1 需求：国内需求超预期，海外库存逐步去化

1.1 国内：装机规模超预期，未来需求结构性分化

2023 年 1-11 月，国内新增光伏装机 163.9GW（+149%)，装机增速持续超预 期。年初以来，国内光伏装机增速持续超预期，全年国内装机规模持续上修。2023 年 11 月单月新增装机 21.3GW，同比增长 185%，接近过往年度抢装月份装机体 量。考虑到今年下半年以来，产业链价格加速下跌，当前组件价格已跌破 1 元/w， 叠加年底集中装机，预期全年装机规模将突破 190GW。

分布式占比持续超 50%，多元化应用场景助推装机高增。分类型来看，2023 年前三季度国内新增分布式装机 67.14GW，同比增长 90%，新增集中式装机 61.8GW， 同比增长 258%，分布式占比为 52%，且 2021 年以来一直维持在 50%以上，分布式 已成为最为主要的光伏装机来源，也是驱动光伏装机增长的重要力量。

分布式：户用装机加速，贡献需求增量。2023 年前三季度分布式装机中，户 用与工商业分别为 33.0、34.2GW，分别同比增长 99%、82%，在资本助推下，国 内户用分布式装机持续高增，增速超预期，工商业装机持续保持高增，带动分布 式装机快速起量。

全年组件定标约 280GW，能源集团提前锁定大量低价组件订单。根据 SMM 统 计，2023 年前 11 月，国内累计实现组件定标近 240GW，考虑到 12 月中能建 15GW、 中核汇能 10GW、华能 10GW 等项目将迎来定标，全年国内组件定标量有望达到 280GW，同比增长约 85%，组件价格低位下，能源集团提前锁定充裕订单，预期 24 年地面电站装机仍将维持高景气。

组件中标价格：上半年传导硅料价格跌幅，下半年竞争加剧，目前已跌破 1 元/w(perc)：去年年底以来，伴随硅料价格下降组价价格迎来快速回落，5-6 月 硅料进一步降价，组件中标价格从 1.7 元/w 跌至 1.5 元/w，后伴随组件竞争加 剧，以及 N 型电池产能放量对于 P 型产能的挤压，perc 组件价格 7-8 月在硅料 价格趋稳的阶段由约 1.4 元/w 进一步降至 1.2 元/w，9 月开始 topcon 组件需求 快速起量，进一步挤压 perc 市场空间，组件价格持续下跌，11 月组件中标均价 跌至 1.1 元/w，最新项目的中标价格已跌破 1 元/w。

产品结构性方面：N 型组件招标占比快速提升，将成为 24 年国内集中式装 机主流产品。年初以来，N 型组件招标占比快速提升，由年初的 20%左右，提升 至 11 月的 60%，四季度以来能源央企的集采项目，N 型组件采购占比普遍达到 70%以上，预示着 24 年 topcon 对 perc 的快速替代。

供给角度，国内 topcon 电池产能快速放量，带动 N 型组件供给大幅提升； 需求端，22 年开始国内实证电站密集建设、运行、数据收集、公布结果，下游设 计院及业主对于 N 型 topcon 组件在效率增益、低衰减、稳定性方面的认知更加充分，同时在组件价格快速下跌过程中，N 型组件发电增益带来 BOM 成本节约更 有助于提升电站 IRR，因而带动 N 型组件需求快速起量，预期 24 年 N 型组件在 国内地面电站的渗透率有望大幅提升。

23 年分布式光伏迎来大幅增长，预期全年装机达到 90GW 左右（+76%），其 中工商业、户用约各占一半。整县推进政策下，户用光伏装机快速增长，2022 年 以来随着能耗双控的强化、工商业电价差的拉大以及用电成本的提升，工商业光 伏快速起量。但快速增长的分布式光伏装机带来变压器容量趋紧的问题，23 年 6 月，国家能源局综合司下发《开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试 点工作的通知》，选取山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建 6 个试点省的部 分县（市）进行试点工作，用以测算分布式光伏剩余并网空间的情况。

10 月以来各省陆续公布试点县（市）的可开放容量情况，以河南为例，河南 公布的分布式可开放容量为 8.6GW，而今年前三季度河南新增的分布式并网规模 为 10.58GW（其中户用 8.52GW），如若不针对低压端的变压器进行升级，后续分 布式将逐步面临并网问题；山东承载能力评估结果显示，全省 136 个县（市、区） 中，2024 年有 53 个县（市、区）预警等级为“受限”，43 个县（市、区）为“一般”， 其余 40 个县（市、区）为“良好”，情况与河南类似。

针对分布式并网的问题，目前可行的方法包括； 1、配电网升级改造，尤其是农网的变压器升级、线路改造，配合农村电气化 水平提升，配电网改造大势所趋，但并不能完全解决快速提升的分布式装机问题； 2、利用价格杠杆调整用电曲线，满足分布式光伏午间大发的要求，但居民 用电需求曲线偏稳定，灵活性负荷有限，价格机制可以进行引导，但贡献相对有 限； 3、电网远程限电，此方法调控效率最高，但是会造成光伏电站投资者的损 失，只可在短时间紧急情况适用，而不能作为常规调控手段； 4、接入“10kV”专线，实现更高电压等级、更大范围的消纳，居民侧变压站 电压等级一般为 380V，容量、调整能力有限，如果直接接入 10Kv 变电站，将可 获得更强的调控能力，但问题在于 10kV 专门送出线路一般要 20 万元/公里，此 外还涉及专变、专线的维护成本； 5、低压台区配储，针对每一容量瓶颈台区，配置 50-100 度电储能，降低光 伏大发期间向上级电压反送电；

虽然各试点省份及各试点区域情况差异明显，但快速增长的分布式装机同样 给电网带来较大挑战。不过考虑到户用光伏渗透率仍然相对较低，随着组件价格 下降在大部分省份都已实现经济性，未来两年仍有大量新增市场可以开拓，分布 式开发容量预期仍将保持增长。

1.2 海外：库存逐步消化，组件出口迎来修复

美国市场：23Q3 单季度新增装机 6.5GW（+35%），23 全年预计 33GW（+55%）。 今年受益于组件进口端的恢复，美国光伏装机迎来高增，预计同比增长 55%，其 中地面电站市场贡献主要增量，23Q3 装机达到 4GW（+58%）。分布式方面，作为 主要装机区域的加州仍然保持增长，而其他主力区域有所下滑。

23-28 年预期美国光伏需求实现年化 14%增长，主要增长源于地面电站需求 提升。展望 2024 年，在 IRA 法案以及降息预期等利好催化下，美国光伏地面电 站装机需求有望迎来进一步增长，但同时需要注意变压器以及高压断路器等设备 瓶颈。

海外（除美国）市场：2023 年 1-11 月，国内组件出口 191.8GW（+33%)，11 月单月组件出口 17.7GW（+8%）。同比角度看，亚洲市场仍贡献需求最大增量，11 月单月进口 8.1GW（+300%)，其中印度进口 3.9GW，虽然有关税影响，但伴随组 件价格快速回落，印度进口需求迎来高增，预计 23Q4-24Q1 均将维持高位；欧洲 整体仍处在降库存过程中，11 月进口 4.9GW，环比下降 22%，同比下降 20%；受益组件价格回落&能源转型要求，巴西、智利、中东等集中式项目快速放量，支 撑需求。

欧洲：2023 年 1-11 月，组件对欧出口 96.4GW（+20%)，11 月单月组件出口 4.9GW（-20%)。国内向欧洲的组件出口在 8 月出现小幅回弹，但考虑存量库存仍 然较多，叠加往常四季度淡季，导致出口规模持续走弱。当前组件价格大幅回落， 叠加 topcon 等高效产品在欧洲市场快速放量，有望显著降低光伏度电成本，即 使考虑在解决中的库存问题，对 24 年欧洲市场的需求仍然可以保持相对乐观。

欧洲持续推动可再生能源发展。2023 年前 11 月国内向欧洲组件出口约为 96GW，全年预计出口 100GW，预计全年欧洲组件需求在 90-100GW（含欧洲自制）。 乐观预期下，2024 年欧洲市场组件需求在 120~130GW，即使考虑到组件库存消化， 预期欧洲市场明年仍然能贡献组件出货增长。

美洲（除美国）：2023 年 1-11 月，组件对美洲出口 27.5GW（+19%)，11 月 单月组件出口 3.1GW（+78%）。目前巴西市场约占美洲整体市场的 70%左右，11 月 组件出口环比回升主要在于巴西开发商年底增加拉货，以及组件价格下降刺激集 中式项目需求释放。根据 infolink 的调研，拉丁美洲 23 年的组件需求中枢值在 26GW，其中巴西需求最高，约为 17GW。

巴西：分布式需求承压，集中式需求放量，24 年需求偏稳定。根据 23 年 1 月生效的 14.300 号法律，巴西小型分布式项目将课征电网使用费，带来年初过 渡期内需求的快速增长，但 23Q1 之后巴西分布式分销市场出现明显萎缩。展望 2024 年，23Q2 开启的组件降价浪潮，带动集中式项目经济性提升明显，同时 2022 年 3 月 2 日之前向国家电力局申请补助的集中式项目，仍可享受输电系统使用费 50%的折扣，这些项目要求在国家电力局批准后的 48 个月内并网运行，预计 24 年集中式项目将对巴西需求带来较强支撑。此外，由于巴西 24 年开始将对进口 组件征收 10.8%的关税，但有 11.3 亿美元的豁免额度，有望提升 24H1 的拉货动 能。

亚太：2023 年 1-11 月，组件对亚太出口 47.4GW（+61%)，11 月单月组件出 口 8.1GW（+300%）。进入下半年以来，伴随组件价格回落，亚太市场为出口表现 最优异的区域，其中月环比增量主要来源于印度、巴基斯坦等，11 月印度进口量 为 3.9GW，相较 10 月的 2.2GW 增幅显著，即使有 BCD 关税的影响，但考虑到组 件价格快速回落，进口中国组件（叠加关税）仍然具备较强经济性。

印度：装机空间较大，加速推进光伏组件本土化制造。印度政府设定 2030 年 500GW 的可再生能源装机目标，新版 NEP（National Energy Plan）预测 2026-27 年光伏累计装机达到 186GW（截止 23 年 8 月为 72GW），未来几年年均装机需求在30GW+，而在 2027-32 年期间规划光伏新增装机 179GW，光伏装机需求较高。此前 印度为国内组件重要的出口市场，但随着 BCD 关税、ALMM 清单法案等落地，印度 加速推动本土化光伏产能的建设，未来几年将加速配套电池产能，同时进行组件 产线的改造与新建，或对进口需求有所冲击，但考虑到印度本土硅片存量及在建 产能规模较小，未来或转向进口硅片为主。

中东：2023 年 1-11 月，组件对中东出口 13GW（+71%)，11 月单月组件出口 1.2GW（+90%）。中东主要组件需求国为沙特、阿联酋、以色列等，其中沙特为最 主要需求方，11 月进口 0.49GW 组件，占中东进口总量的 40~50%，由于中东地区 组件需求主要来源于地面电站项目，因而波动性相对较大。

中东：中东市场的光伏装机需求主要集中在几个主要国家，包括土耳其、沙 特、阿联酋等，需求规模分别在 6、6、4GW 左右，根据 infolink 的预测，预计 2023 年中东组件需求落在 20.5-23.6GW。从供应结构角度看，通过国内出口的量 约为 14-15GW，此外，土耳其本土拥有 8GW 组件产能，依赖进口电池片制造组件， 目前也在加速推动上游一体化产能的建设。展望 2024 年，组件价格大幅回落， 叠加沙特&阿联酋等国布局长期能源转型计划，预期需求端仍将实现较快增长。

非洲：2023 年 1-11 月，组件对非洲出口 7.5GW（+146%），11 月单月组件出 口 0.5GW（+77%）。非洲需求主要源于南非，1-11 月累计进口超 4GW，占比超一 半。南非一直以来电力系统稳定性较弱，停电问题频发，今年南非推出高额补贴 政策，将带动当地分布式需求快速成长。

2 供给：产能持续释放，价格&盈利承压

2.1 产能持续释放，行业转向过剩

硅料产能持续释放，供应由紧转松：2022Q4 开始，硅料投产速度加快， 2023 下半年以来，硅料新增产能陆续投产，行业迎来新一波产能释放，带动国内硅料 产出大幅增长，根据 SMM 统计，12 月国内硅料产出会达到 15.8 万吨（但部分产 线停产技改，实际产出小幅下修），可满足最高接近 65GW/月组件产出，23 年全 年硅料产出将达到 147 万吨。

硅料供需平衡情况：年初由于 22Q4 新增硅料产能投放，叠加 Q1 受春节假 期、气候等影响，一般为光伏装机及排产的淡季，硅料库存持续积累；3 月开始 受益需求超预期，下游排产回升带动硅料消耗增加，供应过剩略有缓解；进入 5 月后，产业链降价预期强烈，收紧采购需求，引发 6 月排产下降，硅料明显过剩， 价格大幅回落；进入下半年，一方面快速跌落的价格刺激需求释放，另一方面龙 头组件厂商纷纷提高排产在下行周期中抢占市场份额，硅料供应端叠加限电、新 产能投放延后等问题量的释放不及预期，短期存在供应缺口局面；进入 10 月份， 下游排产环比下行，硅料库存逐步提升，进入 11 月后硅料价格快速下跌，12 月份受益于 N 型电池产能释放，带动硅片排产提升，硅料短期过剩情况并未明显加 剧，但库存持续积累。

硅片供需平衡：硅片核心生产环节为拉晶，产能装置独立且离散，易于进行 稼动率的快速调整，叠加龙头市场份额（无论是产出角度还是外售）较其余环节 更高，因而硅片环节开工率可最大程度随市场需求与预期变化进行灵活调整， 23H1 硅片产出与需求相对较为匹配，进入下半年，组件跌价带来的放量预期强 烈，下游进入补库阶段，硅片伴随新建产能投产与稼动率的提升，产出规模快速 放大，但后续实际需求提升幅度不及预期，10 月硅片大幅下调开工率实现库存出 清，进入 12 月份，虽然部分 perc 电池片产能在陆续降产、关停，但新释放的 topcon 产线仍在快速爬坡，截止 12 月中旬，硅片稼动率仍维持较高水平，且库 存维持低位，不排除年底至 24 年初，电池片带动硅片同步调低稼动率。

电池片：今年明显结构分化，topcon 作为主流扩产方向，上半年虽然产量持 续提升，但总体产量有限，月产量由年初的 2.8GW 提升至 6 月的 6.9GW，主要由 晶科、捷泰两家领先布局的厂商贡献，进入下半年，随着新建产线陆续投产， topcon 产出规模快速提升，贡献电池片主要增长，产量在 10 月达到 19.5GW，预 计12月将超过27GW（年化近350GW有效产能），而topcon名义产能将突破500GW； perc 产线在 topcon 产出并未大幅释放阶段，仍然占据主流，月产出维持在 38- 39GW，进入 11 月，一方面需求有所回落，另一方面 topcon 占比快速提升，perc 需求降低盈利承压，产线陆续降低排产或直接停产，带来 perc 产量大幅下降。

组件：上半年受益国内需求超预期+海外发货端旺盛（主要为欧洲），组件排 产相对旺盛，硅料产能虽然持续释放，但并未出现大规模过剩，整体价格在春节 后仍然维持高位，5 月以来，高排产下海外消化能力有限、库存问题开始显现， 出口放缓叠加硅料供应持续释放，产业链降价预期强烈，收紧采购需求，引发 6 月排产下降，进入下半年，供需格局逆转一方面带来价格大幅下降，在预期需求 释放背景下行业开始提排产，另一方面龙头厂商为争取更大份额进一步主动提升 排产，因而 7-8 月组件产出大幅上涨，但需求端并未完全消化，导致库存进一步 积累，9 月开始排产下降，进入 12 月组件排产进一步回落。

2.2 价格持续回落，全产业链盈利承压

价格方面， 5 月中旬开始，组件及上游环节进入下跌通道，其中 7-8 月受益 于组件价格回落以及光伏进入传统旺季，产业链排产迎来快速提升，硅料、硅片、 电池片相继上调报价。9 月开始，三季度初高排产带来的库存问题愈发突出，产 业重新进入降价通道，降幅方面，电池片由于 topcon 产能持续释放，供应放量， 降幅最高，正式进入下行周期，尤其是被替代的 perc 电池价格快速下跌，目前 处于全面亏损阶段，12 月排产也大幅下调；硅料 10 月开始迎来密集的新产能放量，而下游持续收缩排产，硅料重新进入下跌通道，由于短期硅片仍未大面积亏 损且库存可控，排产仍处于高位，支撑硅料价格，预期年底随着硅片排产下调， 硅料价格也将迎来新一轮大幅调整。

受光伏组件端价格战影响，一体化环节的盈利能力持续回落，即使包含硅料 环节，一体化单瓦毛利润也跌破 1 毛/w，硅片微利，电池片环节毛利为负，组件 环节毛利基本为 0。5 月开始硅料大幅降价，前期组件传导硅料降幅，一体化盈 利不降反增，6 月下旬开始价格竞争日趋激烈，一体化盈利大幅回落，初期阶段 龙头厂商大幅调升排产加剧市场竞争，后续行业库存问题日趋明显，而组件排产 仍然相对高位，进一步加剧价格竞争。考虑到年初往往是需求淡季，预计此轮价 格竞争仍将持续，小厂商在无法承受现金亏损的情况下将陆续退出市场，龙头厂 商有望凭借成本优势和渠道溢价优势冲出重围，带来光伏行业格局出清。

3 展望：新技术推动降本增效，静待行业格局出清

3.1 供应端阶段性过剩，静待行业出清

受 2021 年开启的光伏扩产潮影响，2023 年开始光伏主产业链进入全面的供 应过剩阶段，按照现有规划，2024 年各环节的名义产能都将超 1000GW，对比约 600GW 的实际需求，供应端过剩带来的激烈竞争在所难免。但同时我们也能看到 一些积极现象，产能端，2023 年下半年以来，市场各主体参与者对产能过剩已形 成共识，无论是产业链相关公司更加谨慎的扩产计划，还是资本市场、地方政府、 银行支持力度的收紧，都有望降低扩产速度与幅度，推动行业尽早进入良性循环 阶段；从市场格局角度看，激励的竞争对公司能力带来重大考验，渠道、成本、 技术、资金等环节缺一不可，行业也有望在 24 年逐步进入出清阶段。

在全球持续推动能源转型的同时，属地化制造要求也在不断提升，包括美国、 印度、欧洲等区域均通过各种补贴、限制政策，来鼓励发展光伏本土化产能，未 来全球化扩张将成为针对中国光伏企业的新一轮考验。23 年以来龙头厂商陆续 宣布在美国本土设厂生产组件，满足 IRA 补贴要求，同时积极布局中东地区，辐 射中东、欧洲等地的光伏市场。

3.2 Topcon 加速渗透，新技术百花齐放

Topcon 排产快速提升，年底占比有望达到 50% 根据 SMM 统计的数据，12 月国内 topcon 电池产出约为 27GW，占比 47~48%， 今年以来伴随国内新增 topcon 产能的快速落地，topcon 渗透率已从年初的 10% 提升至年底的 50%，考虑到当前 topcon 电池技术持续迭代增效，叠加能源央国 企在招标过程中对 topcon 需求的大幅提升，24 年渗透率有望进一步大幅提升。 topcon 技术加速迭代，持续降本增效。今年以来，应用到 topcon 量产线的 革新技术包括 LP 双插（仅针对 LPCVD 路线）、激光 SE、激光辅助烧结，此外通过 多晶硅层优化、副栅细线化等技术的应用，进一步提升 topcon 电池效率同时降 低银浆成本，未来包括 0BB、双面 poly、TBC、钙钛矿叠层等技术引入，有望提 升 topcon 技术的效率天花板。

根据捷泰科技的数据，当前电池效率已突破 25.8%，以 182*72 标准版型为 例，组件功率范围达到 585W-595W，相较同版型的 P 型组件高出 25-30w，实现经 济性上的绝对领先。

异质结：降银+降铟加速降本，国电投开启 900MW HJT 招标 降银：由于异质结需采用低温工艺，导致依靠树脂作为固化剂的低温银浆耗 量较高，发展初期异质结银浆成本达到 2 毛/w，远远高出此前的 perc 以及现有 的 topcon，当前在完成银包铜浆料的导入后，异质结金属化成本下降明显。根据 东方日升的数据，23Q3 异质结单瓦银耗已降至 10mg/w，金属化成本已降至 8 分 /w，与 topcon 基本持平，伴随银含量的进一步下降以及 0BB 导入优化后带来的 浆料单耗下降，到 24 年中，异质结金属化成本将降至 5 分/w。随着各类降本手段的导入，我们预计，当前异质结非硅成本已降至 0.25 元 /w 以下，华晟也在近期公布，公司 9 月首次实现运营盈利，异质结生产正式迎来 经济性拐点。

铜电镀：满足“降铟”要求，同时有望大幅提效。铜电镀工艺优势主要体现 在：一规避贵金属银的使用，降低银价上涨的风险，二是可以实现更细的栅线， 一方面降低栅线遮挡提升发电效率，另一方面也适配“降铟”，通过布置更多的 细栅线满足导电性要求。2023 年 6 月，太阳井 200MW 的异质结铜互连大试线在 客户处顺利完成验收，8 月太阳井与客户签署 GW 级异质结铜电镀技术框架合作 协议，在完成相对指标提升工作后，有望迎来 GW 级订单落地。

BC：龙头押注 BC 路线，平台化技术有望加速渗透 TaiyangNews 已发布 2023 年 11 月最新组件效率记录排名，其中 BC 路线在 前五中占据了四个名额，分别为爱旭（ABC）24%、隆基（HPBC）23.2%、Maxeon （IBC）23%、SPIC（TBC）22.8%，其中华晟 HJT 组件效率提升至 23.02%，占据第 三位置。从技术原理角度看，由于 BC 电池栅线均布置在背面，正面无栅线遮挡， 可以最大化利用发电面积，因而在电池效率及组件功率方面相较现有技术路线优 势明显。

隆基绿能在 2023 半年报业绩交流会上明确，BC 电池将成为未来 5-6 年光伏 主要技术路线，BC 将成为公司后续扩产的主要方向，此次表态一定程度上打消市 场此前对于背接触电池工艺复杂、量产难度高的顾虑，技术方向选定后，在高强 度研发背景下，生产端良率持续提升可期。BC 作为类平台化的技术，可与现有电 池技术路线进行叠加，包括 topcon、HJT 等，“BC+”有望成为未来新一代电池技术 方向。

钙钛矿：技术加速突破，三条 GW 级产线陆续启动 效率方面： 大尺寸钙钛矿效率突破 18%，叠层组件发展或迎加速。在单结大尺寸钙钛矿 组件方面，协鑫光电 1*2m 钙钛矿单结组件光电转换效率达到 18.04%，极电光能 1.2*0.6m 组件效率达到 18.2%，极电小尺寸（810.1cm²）组件稳态效率达到 19.5%， 刷新效率记录。针对单结钙钛矿组件，突破 18%效率有着重大意义，由于钙钛矿 组件温度系数接近于零，且弱光发电效率高于标准光照的转化效率，因而同功率 下，钙钛矿组件实际发电量比晶硅组件高出 10%，即 18%效率的钙钛矿组件等效 于 20%效率的晶硅组件，钙钛矿发电系统将正式具备发电经济性，未来随着商业 尺寸组件全面积效率突破 20%，则有望与晶硅组件同场竞技。

针对晶硅-钙钛矿叠层，协鑫光电坚持四端叠层组件路线，在 2048cm²尺寸面 积下，协鑫实现 26.34%的组件转换效率，其中位于顶端的钙钛矿组件转换效率约 为 20%，底端的晶硅组件约为 6%。未来随着尺寸面积的进一步扩大，有望将钙钛 矿-晶硅叠层组件正式推向量产。

产能方面： 协鑫、极电、纤纳三条 GW 级产线均已开工，24-25 年有望陆续投产落地：极 电光能：2023 年 4 月 2 日，全球首条 1GW 钙钛矿光伏生产线开工，预计 2024 年 竣工；纤纳光电：产线建设已启动，一期 1GW 将在 2024 年下半年建成；协鑫光 电：2023 年 12 月 27 日，全球首个 GW 级大规格的商用钙钛矿叠层组件项目开工， 分两期建设 2GW 产能，一期 24 年 10 月设备搬入，25 年年中产线跑通。 针对 100MW 中试线，钙钛矿设备投入约为 10 亿/GW，随着产线规模进一步扩 大至 GW 级，投资预计降至 5-7 亿/GW；当前三条 GW 级产线开工，规模化量产技 术路线有望定型，同时招标开启有望形成对设备板块的催化。

 

编辑：520中国