2024年光伏行业分析：拐点已现，复苏在即

国内供需政策共振，非欧美市场高景气

需求侧高景气延续，新兴市场表现亮眼

国内新增装机保持较快增长，组件招标增速趋缓。新增装机方面，根据国家能源局统计， 24 年 1-9 月国内光伏新增装机 160.88GW，同比+24.77%，其中 9 月新增装机 20.89GW， 同/环比+32.38%/26.91%。组件招标方面，根据集邦咨询统计，24 年 1-10 月国内组件招标 212.2GW，同比+6.15%，其中 10 月招标 15.1GW，同/环比-40%/+16%。国内光伏需求旺 盛，有望在去年高基数上保持增长，但考虑到招标量增速趋缓，叠加光伏市场化交易或将 增加电站收益率不确定性，我们预计 24/25 年国内光伏新增装机 250/270GW，同比 +15%/+8%。

组件出口保持较高增速，巴西、中东表现亮眼。根据盖锡咨询，24 年 1-9 月国内组件出口 188.92GW，同比+29%，其中 9 月组件出口 17.64GW，同比+5%，环比-14%，环比下降 主要受发货节奏和台风天气影响。分区域来看，9 月出口欧洲组件 6.21GW，同/环比 -2%/-22%，主要系前期累库较高所致；新兴市场需求旺盛，9 月组件出口巴西 1.75GW， 同/环比+2%/+1%，出口中东 2.81GW，同/环比+121%/+3%，出口印度 0.99GW，同/环比 -40%/+6%。

国内：供需政策密集出台，有望改善供需错配现状

提高产能硬性指标，限制低端产能扩张。24 年 5 月 29 日，国务院办公厅印发《2024-2025 年节能降碳行动方案》提出，新建多晶硅、锂电池正负极项目能效须达到行业先进水平。 同月，CPIA 在“光伏行业高质量发展座谈会”上也积极倡导“优化光伏制造行业管理政策 对行业产能建设的指导作用，提升关键技术指标”。24 年 6 月 20 日，国家能源局新能源和 可再生能源司司长李创军表示，将合理引导光伏上游产能建设和释放，避免低端产能重复 建设。24 年 11 月 15 日，工信部出台《光伏制造行业规范条件（2024 年本）》，相比 2021 版文件，对现有项目与新建及改扩建项目在投资门槛、技术指标、能耗标准等方面提高了 准入标准。

防止“内卷式”恶性竞争，低于成本投标涉嫌违法。24 年 7 月 30 日，中共中央政治局会 议提出，强化行业自律，防止“内卷式”恶性竞争；强化市场优胜劣汰机制，畅通落后低 效产能退出渠道。24 年 8 月 29 日，CPIA 组织召开光伏电站建设招投标价格机制座谈会， 会议一致认为不合理低价不利于保证产品质量和交付。24 年 10 月 14 日，CPIA 举办防止 行业“内卷式”恶性竞争专题座谈会，各位企业家及代表就“强化行业自律，防止‘内卷 式’恶性竞争，强化市场优胜劣汰机制，畅通落后低效产能退出渠道”及行业健康可持续 发展进行了充分沟通交流，并达成共识。24 年 10 月 18 日，CPIA 公布一体化企业 N 型 M10 双玻光伏组件含税生产成本（不含运杂费）为 0.68 元/W，并指出投标报价低于成本时， 评标委员会应当否决其投标。

大力实施可再生能源替代行动，有望提振光伏需求。24 年 10 月 9 日，国家能源局发布《分 布式光伏开发建设管理办法（征求意见稿）》，提出细化分类、取消新增工商业全额上网、 升级改造内部与公共电网、分布式光伏市场化交易等。24 年 10 月 22 日至 24 日，国务院 总理李强在宁夏调研时表示，要面向更多生产生活应用场景，加大政策引导和支持，用好 建筑物外立面特别是屋顶空间，进一步释放光伏等新能源发展潜力。24 年 10 月 30 日，国 家发改委等六部委联合发布《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》，提出了多项 需求侧的具体举措，包括加快推进沙戈荒风光大基地建设、推动屋顶加装光伏系统、提升 新能源电力消费占比等。各地区政府、央企积极响应，珠海、上海均出台细则，新建建筑 安装光伏面积比例不低于 30%-50%，三峡能源亦宣布投资 718 亿元建设新疆南疆新能源基 地项目。24 年 11 月 8 日，全国人大常委会表决通过《中华人民共和国能源法》，强调我国 建立碳双控体系、通过绿证等制度建立绿色能源消费促进机制、鼓励使用低碳能源，绿电 环境价值在法律层面得到确认。

海外：欧美启动降息周期，非欧美市场需求旺盛

美联储降息落地，东南亚反补贴初裁税率较低，特朗普上台边际影响或有限。24 年 9 月， 美联储宣布降息 50 个基点，我们测算或将提升光伏电站资本金 IRR 25 个基点，考虑到美 国或进入降息通道，有望持续提升光伏经济性。24 年 10 月，美国商务部宣布其对东南亚 四国的光伏反补贴调查初裁，天合泰国、晶澳越南、晶科马来西亚工厂税率分别为 0.14%、 2.85%、3.47%，处于较低水平。考虑到美国电池产能尚未大规模投产，而非东南亚四国电 池供应有限，我们预计美国仍有机会进口东南亚四国电池，以满足终端需求。24 年 11 月 6 日，特朗普再度当选美国总统，市场担忧其可能推翻 IRA 方案。我们认为特朗普对新能源 的观点或有所变化，9 月电视辩论中曾表示自己是“太阳能的忠实支持者”，其重要支持者 马斯克亦支持新能源，同时美国 FSLR 等光伏企业主要集中于红州，截至 23 年底光伏从业 人员达 36 万，远超化石能源，因此我们认为其立即推翻 IRA 法案可能性低，即使后续将推 翻 IRA 法案，需两院通过，涉及流程较多，预计需要 1-2 年左右。从终端需求来看，24Q2 美国新增光伏装机 9.4GW，同比+67%，持续实现较高增速，我们预计 24/25 年美国新增 装机为 40/48GW，同比+23%/+20%。

欧洲：短期受传统能源价格下降、组件累库拖累，长期受益于能源转型目标。今年欧洲市 场由于传统能源价格回落，终端光伏项目装机积极性走弱，导致组件库存升高。24 年 9 月， 欧洲中央银行宣布降息 25 个基点，为本轮货币政策周期第二次降息，叠加欧洲各国对 2030 年净零碳排目标达成集体共识，德国、波兰、西班牙均出台政策推动光伏系统建设，欧洲 市场长期需求有望保持增长，我们预计 24/25 年欧洲新增光伏装机 75/85GW，同比 +23%/+13%。

非欧美市场：提升光伏装机目标，出台分布式补贴政策。印度计划下个财年（截至 2025 年 3 月底）前，新增光伏并网 30GW，而 4-9 月累计新增光伏装机约 9GW，剩余 6 个月仍需 新增光伏装机约 21GW。24 年 2 月，印度出台 PM Surya Ghar 总理光伏家庭计划，计划 未来投入 7500 亿卢比（约 89 亿美元）用于屋顶光伏补贴，有望提振分布式装机需求。巴 西 24 年 8 月宣布国家能源转型政策，计划未来 10 年投资 2 万亿雷亚尔（约 3474 亿美元） 用于绿色经济投资。沙特、阿联酋、阿曼亦出台优惠政策鼓励光伏装机。非欧美市场高景 气，有望拉动海外光伏需求，我们预计 24/25 年全球光伏新增装机 520/600GW，同比 +27%/+15%。

盈利底部已现，静待供给优化

产业链盈利承压，供给侧持续优化

24 年以来产业链价格持续下跌，已击穿部分头部企业现金成本。由于光伏行业供需失衡， 产业链价格持续下跌，以硅料环节为例，根据 PVinfolink 数据，24 年 11 月 7 日多晶硅致密 料价格为 40 元/kg（含税），较年初下降 38%。根据大全能源 24 年半年报披露，公司二季 度多晶硅单位现金成本为 40.16 元/kg，同期硅料价格已击破头部企业现金成本。硅片、电 池片、组件价格均跟随硅料持续下跌，产业链盈利持续承压。

产业链盈利处于底部区间，Q3 环比减亏主要系存货减值损失环比减少。24Q3 SW 光伏设 备归母净利润为-18 亿元，环比减亏 63%，主要系产业链价格低位磨底，存货减值损失环 比减少 61 亿元。分环节来看，硅料、硅片环节净利率改善明显，主要系价格企稳，企业关 停或检修高成本产能、丰水期电价下降、工业硅价格下降使得成本进一步优化；电池组件 环节净利率承压，主要系价格继续下跌；辅材环节净利率显著下跌，主要系主产业链盈利 压力传导，以及下游组件需求不景气导致库存增加。受到产业链持续亏损、前期扩产资本 开支以及主动增加借款以补充流动性等因素影响，24Q3 SW 光伏设备资产负债率环比上升。 企业经营性现金流好转，24Q3 SW 光伏设备经营性现金流净额 197 亿元，环比提升 236%， 主要系企业加强了对应收账款的管理，回笼资金提升现金储备。

资本开支持续下滑，宣布终止或延期新建产能。由于光伏各环节盈利承压，规划项目经济 性下降，叠加证监会表示将阶段性收紧 IPO、引导上市公司合理确定再融资规划，多家公 司终止 IPO 和再融资，资本开支持续下滑。24Q3 SW 光伏设备公司合计资本开支 257 亿 元，同/环比下降 46%/25%，主要用于支付前期项目尾款，受美国对东南亚四国双反政策的 影响，多个龙头企业布局中东产能。

多个规划产能终止或延期，行业出清扩散至上市公司。二三线企业及跨界企业由于前期盈 利积累有限，填补资金缺口的途径较少，可能面临无法清偿到期债务，选择终止或延期规 划产能，部分财务情况恶化的企业面临破产重组。24 年以来，已有爱康科技、中利集团、 东旭蓝天、聆达股份等多家光伏上市公司被 ST，其中爱康科技 21-23 年累计亏损超 20 亿 元，24 年 6 月陆续关停湖州、赣州、苏州基地，8 月 12 日被摘牌退市；聆达股份亦面临电 池业务停产，设备厂商没收定金，控股股东股份被冻结的严峻处境。

主材盈利承压，辅材市场格局较优，硅料、电池、玻璃有望率先出清

我们从启停成本、行业格局、成本曲线、产能投资强度、技术变革等方面分析，认为不同 环节出清的速度、有效性有差别，硅料、电池、玻璃环节或率先实现出清：1）硅料生产属 大化工流程，资本支出强度大，成本曲线陡峭，颗粒硅降本优势显著，生产线启停成本较 高，产线停产检修仍需高额维护成本，部分企业甚至缺乏基础维护手段，此类产能复产几 无可能；2）电池片环节技术持续迭代，TOPCon 已成为行业主流，但行业内仍存在较多 PERC 产能，改造难度相对较大，老旧产能减值压力较大,HJT/BC/钙钛矿等新技术有望驱 动下一轮技术变革；3）玻璃启停成本亦较高，成本控制能力差异显著，同时二线玻璃企业 并未在前期赚取足够利润，因此现金储备并不充裕。其他环节则由于同质化程度较大，产 能启停较灵活，资本支持强度较低，技术变革较小，预计供需再平衡周期较长。

硅料：产能维持高位，成本曲线陡峭，看好颗粒硅市占率提升

硅料产能维持高位，预计 24/25 年全球有效产能为 245/277 万吨。由于硅料价格持续下跌， 硅料企业现金流紧张，对于新建产能大多选择推迟或取消原有计划，对于存量高成本产能 亦选择减产或关停。根据 SMM 统计，截至 24 年 6 月，多个新建项目已推迟建设或生产， 总产能达到 126.5 万吨；多个投产项目已关停或减产，总产能为 46.5 万吨。根据各公司扩 产计划，我们测算 24/25 年全球硅料名义产能或将达到 327/396 万吨，同比+28%/+21%。 考虑新建产能爬坡进度，以及企业检修与降负荷，我们预计 24/25 年硅料有效产能或将达 到 245/277 万吨，按照硅耗 2.1g/W，对应组件供给 1168/1320GW，我们认为开工率降至 53%/55%即可满足下游组件需求。

启停成本较高，停产与待建产能开工可能性较低。硅料生产流程复杂，还原炉停产检修需 要经过高温冷却、气体置换、炉体清洗等操作，而重新启动时，氯氢化、精馏提纯、尾气 处理环节需实现高温高压状态，单次启停成本达千万人民币。若停产时间较长，罐区面临 含氯气体泄漏，可能导致安全事故，停产维护期间需要进行吹扫排空、氮气保护等，进一 步提高复工成本，考虑到头部企业名义产能可满足市场需求，硅料价格或将长期磨底，我 们预计已停产项目复工可能性较低。考虑到国务院办公厅《2024-2025 年节能降碳行动方 案》提到，新建多晶硅项目能效须达到行业先进水平，叠加硅料扩产周期较长（建设周期 12-18 个月，爬坡周期 3-6 个月），我们预计待建产能开工可能性也较低。

库存维持高位，排产持续下降。硅料生产具有连续性优势，停产将面临较高的启停成本和 维护成本，故厂商轻易不愿停产，但下游需求无法匹配，自 24Q2 起硅料已明显累库。考 虑到硅料价格已跌破头部企业现金成本，叠加库存压力增大，部分企业被迫停产检修。根 据硅业协会测算，24 年 10 月国内多晶硅产量为 13.36 万吨，环比下降 3%，由于四川地区 枯水期电价上涨，部分产能已经开始降负荷运转，预计多晶硅产量有望继续呈现下跌趋势。

成本曲线陡峭，二线企业成本较头部企业高 1 万元/吨，25H1 有望逐步出清。目前硅料环 节成本梯队明显，一线企业或凭借新技术在耗电量占据优势，或通过改良生产工艺、提升 设备效率、回收能量等方式降本提效。而二线企业可能由于产能不达标或品质不稳定，成 本较一线企业至少高 1 万元/吨。当前 N 型致密料价格约 4 万元/吨（含税），我们根据电力、 工业硅等生产要素价格测算，头部企业边际现金成本线（不含税）约为 4-4.5 万元/吨。二 线企业或面临 1-1.5 万/吨的现金亏损（2-2.5 万/吨的利润亏损）。硅料的资本支出强度大， 每万吨投资额约为 7-8 亿元。大多数二线企业并未享受 22 年的盈利高点，资金相对紧缺， 只能选择停产检修，而长期停产将进一步提高复产成本，最终导致企业彻底退出市场。根 据硅业协会统计，截至 24 年 11 月已有 15 家企业处于检修或降负荷状态，我们认为二线企 业生存压力较大，有望 25H1 逐步出清。

硅片：同质化严重，产线启停灵活

硅片产能同质化高，预计 24/25 年全球名义产能为 1199/1390GW。20 年起设备公司推动 长晶自动化，降低硅片行业技术壁垒，叠加隆基绿能、TCL 中环盈利能力较高，吸引一体 化厂商与跨界厂商进入，硅料产能快速扩张。根据各家厂商扩产规划，我们预计 24/25 年 全球硅片名义产能或将达到 1199/1390GW，同比+21%/+16%。

供需错配导致价格持续下降，N 型硅片溢价消失，出现全行业亏损。上游硅料降价叠加硅 片环节供需错配导致硅片价格持续下跌，N 型硅片大规模扩产导致溢价消失，硅片单瓦盈 利逐渐下滑，24 年以来亏损加剧。24 年 8 月 27 日，隆基绿能与 TCL 中环宣布上调硅片价 格，其中隆基绿能 N-G10L/N-G12R 产品报价分别为 1.15/1.3 元/片，较上次报价上调 5 分/ 片，TCL 中环亦上调 NG10/NG12/NG12R 产品报价至 1.15/1.5/1.3 元/片，但由于行业下游 排产仍较弱，二三线企业降价出货，硅片价格仍出现小幅下降。

开工率持续下滑，厂商分化明显。由于新建产能逐步投产，行业产能持续升高，根据 PVinfoLink 统计，10 月硅片国内总产能达到 96GW。供需错配持续加剧，硅片库存升高， 硅片企业大幅减产，10 月行业开工率为 45%，环比下降 6pcts。根据硅业分会预计，11 月 国内硅片产量为 41-42GW，较 10 月减少 1-2GW，叠加一体化企业开始大规模集采，硅片 库存有望逐月下降。分企业来看，根据硅业分会统计，两家一线企业开工率分别为 45%和 40%，一体化企业开工率维持在 50%-60%之间，其余企业开工率维持在 30%-50%之间。

硅片环节成本差异较小，启停成本低，供需再平衡周期较长。硅片成本可分为硅料成本和 非硅成本，各厂商外购硅料成本相似，而非硅成本包括坩埚、热场、金刚线、折旧等，在 总成本中占比较小，降本空间有限，各厂商综合成本差异较小。硅片工厂往往由数千台单 晶炉组成，各单晶炉生产彼此独立，降低开工率较为灵活，而重新启动时只需清洁炉体、 更换热场等，启停成本较低。若需求景气度提升，或将促进停产项目复产，我们预计硅片 环节盈利仍将低位磨底，供需再平衡周期较长。

电池片：PERC 产能减值压力较大，看好电池新技术进展

电池片新建产能规模较大，TOPCon 电池成为市场主流。根据各公司新建产能规划与实际 产能爬坡情况，我们测算 24/25 年全球电池片名义产能为 1272/1500GW，同比+26%/+18%。 从技术类型来看，TOPCon 电池已取代 PERC 电池成为市场主流，产业化进程持续加速， 21-23 年 TOPCon 电池市占率分别为 2%/8%/23%，我们预计 24 年 TOPCon 电池市占率超 过 60%。

TOPCon 大规模扩产导致溢价消失，龙头与二三线企业开工率分化明显。TOPCon 电池在 出货占比不高时可凭借性能优势维持较高溢价，随着 23Q4 各厂商 TOPCon 电池扩产项目 陆续建成爬产，同质化竞争加剧，TOPCon 电池溢价持续下降，盈利能力由正转负，当前 部分企业面临投产即亏损的情况。部分电池厂选择停产或下调开工率，根据 PVinfolink 统 计，电池企业平均开工率从 4 月的 69%下降至 10 月的 54%。龙头企业凭借性能与规模优 势，10 月开工率约 60%，而二三线企业开工率已不足 44%。

PERC 产能技改升级性价比不高，减值压力较大,电池环节或将较快实现产能出清。由于电 池片生产设备基本实现国产化，PERC 与 TOPCon 电池产线设备投资成本逐渐下降，且差 距明显收窄。同时 PERC 产能由于厂房空间、设备适配问题，技改性价比大概率低于新建 TOPCon 产能。根据 SMM 统计，截至 2024 年 8 月国内 TOPCon 电池产能已达到 770GW 以上，完全覆盖下游需求，我们判断 PERC 电池产能技改可能性较低，减值压力较大，有 望 25H1 实现出清。

看好电池新技术进展。在产业链价格持续下行的背景下，二三线厂商普遍面临较大经营压 力，降低研发投入。头部企业凭借深厚技术积累与充足资金储备，持续推动产品迭代，0BB、 银包铜、金属化等技术升级有望实现降本提效。TOPCon、HJT、BC、钙钛矿等技术取得 积极进展，我们看好技术领先企业率先穿越周期，收获技术红利。

组件：资产开支强度较低，开工率灵活

组件资本开支强度较低，同质化严重，名义产能长期过剩。组件环节生产线设备已经全部 实现本土化，资本开支强度较低。根据 CPIA，2023 年组件设备投资成本为 0.57 亿元/GW， 而同期 PERC/TOPCon/异质结电池设备投资成本分别为 1.42/1.55/3.51 亿元/GW。由于技 术门槛不高，产品同质化严重，导致名义产能长期过剩。根据各家企业扩产计划，我们预 计 24/25 年全球组件名义产能为 1247/1411GW，同比+13%/+13%，供需错配程度或将加 剧。

组件扩产周期短，开工率灵活，行业开工率长期处于 40%-80%区间内波动。组件扩产周期 较短，且产能利用率弹性较强。根据爱旭股份增发问询函（24 年 5 月 13 日），组件环节扩 产周期为 3-6 个月，而硅片、电池环节为 6-9 个月，硅料长达 1-2 年。叠加组件资本开支强 度较低，折旧负担较小，光伏企业倾向于多扩组件产能。根据 SMM 统计，产线开工率可以 根据下游需求灵活调整，国内光伏组件行业开工率长期处于 40-80%区间内波动。

头部与二三线企业开工率分化加剧。国内组件企业开工率分化加剧，根据 PVInfoLink 统计， 24 年 10 月国内 TOP10 组件企业开工率为 66%，而其他企业开工率仅为 27%，头部企业 资金储备、成本管控和渠道拓展优势显著，下游客户集中交付较多，开工率仍维持较高水 平，而二三线企业低价抢单策略难以维持，亏损加剧和需求偏弱使得企业降低开工率。

组件价格长期处于微利或亏损状态，供需再平衡难度较大，行业限价有望提振盈利能力。 由于供需错配，24 年以来组件价格持续下跌。截至 24 年 11 月 7 日，PERC/TOPCon/HJT 组件价格分别为 0.68/0.69/0.88 元/W，较 24 年初下跌 30%/32%/30%。对于一体化企业， 其盈利能力往往来自上游环节沉淀，单组件环节长期处于微利或亏损状态，对厂商盈利能 力的影响相对较小，企业更看重的是组件环节可以消化自身的上游产能及做大营收规模， 组件环节供需再平衡难度较大。24 年 10 月，CPIA 测算一体化企业 N 型 M10 双玻光伏组 件生产成本（含税）为 0.68 元/W，并提出低于成本投标中标涉嫌违法。近期组件大型集采 报价上行，有望改善组件企业盈利能力。

玻璃：成本曲线陡峭，受益政策供需格局有望边际改善

光伏玻璃供给释放叠加下游排产走弱，价格持续下行。2024 年以来光伏玻璃有效供给持续 释放，根据卓创资讯，截止到 2024Q3，国内光伏玻璃产能总计 12.4t/d，达到组件需求的 1.6 倍左右。而自 24 年 5 月起组件端则由于排产走弱，光伏玻璃价格持续下跌。截止 24 年 11 月 3 日，2.0mm/3.2mm 光伏玻璃价格分别为 12.5 元/平米和 21.5 元/平米，较 24 年 6 月末分别下跌 24%和 13%。 受益政策限制+行业自律，光伏玻璃开始出现减产动作。光伏玻璃为高能耗产业，产能约束 进一步趋严。24 年 6 月工信部发布《水泥玻璃行业产能置换实施办法（征求意见稿）》，删 除“光伏玻璃可不制定产能置换方案”表述，表明政策端对能耗约束趋于收紧态势。7 月以 来行业开始出现自律性减产动作，通过堵窑口/增加冷修产能/推迟在建和建成产能的点火时 间来收缩产能。根据卓创资讯，截止 24 年 10 月，光伏玻璃产能为 10.2 吨/天，较高点下 降 11%，实际产量为 7.6 吨/天，较高点下降 12%。

行业盈利承压，龙头与二三线企业分化维持。供给过剩导致的光伏玻璃价格下行背景下， 各企业盈利空间持续缩窄，Q3 出现全面亏损。24Q3 福莱特净利率水平下降至-5.1%，行业 平均净利率为-11.4%。光伏玻璃龙头的利润率水平长期领先二三线企业 10-20pct，在行业 整体价格下行盈利承压的背景下，龙头的盈利优势仍能维持。Q3 福莱特净利率领先其余企 业平均水平 8pct，毛利率领先其余企业平均水平 9pct。

成本曲线陡峭，核心为规模效应带来的高成本差异。光伏玻璃相对主材环节竞争格局更为 集中，双寡头垄断全球 40%的产能，同时新进浮法跨界光伏玻璃的旗滨集团有望冲击第三 名。较集中的格局一方面给光伏玻璃带来了更强的行业自律性，另一方面头部厂商的规模 优势带来了领先的盈利水平。规模优势具体包括：1）能耗成本，以福莱特 2022 募投项目 的成本构成为例，天然气、石油和电费构成的能耗成本占到了整体生产成本的 50%，头部 企业大窑炉比例高，能够明显降低单吨能耗，此为头部企业成本优势的最主要来源。2）直 接材料，包括规模效应下的低采购价格/单吨运费更低、高良率带来的材料损耗减少以及头 部企业部分的材料自供优势；3）费用

尾部产能中小窑炉居多，有望率先出清。龙头信义和福莱特，以及优质浮法企业进军光伏 的旗滨和南玻，平均窑炉大小领先，产能规模优势明显，有望在成本端与其他企业保持可 观差距。预计随后续行业亏损幅度加剧，行业冷修规模进一步扩大，行业尾部产能及高成 本小窑炉的低端二三线产能有望率先出清。

展望 25 年，光伏玻璃产能刚性退出机制有望推动此环节率先出清。光伏玻璃具有重资产、 需连续生产、启停成本高昂的属性。由于玻璃产线必须长时间连续运行否则玻璃将冷凝损 坏设备，同时资本投资强度较大，单 GW 投资额过亿，冷修/启停成本非常高昂，此种属性 铸就了其偏刚性的产能退出机制。同时考虑到政策面或通过能耗指标推动光伏供给侧改革， 玻璃作为高能耗环节有望率先受政策面因素推动出清。在行业盈利触底、二三线厂商普遍 亏损、同时龙头与二三线企业盈利分化较大的状态下，我们认为玻璃行业高成本产能有望 率先出清，盈利领先产业链实现触底反弹。

胶膜：市场格局佳，产能总量较低，龙头盈利优势显著

胶膜产能总量在光伏产业链中处于低位。根据我们预计，2024 年全球光伏装机 520GW， 容配比为 1.2，单 GW PERC/TOPCon/HJT/BC 组件胶膜用量分别为 920/880/860/880 万平 的假设下，24/25 年的光伏胶膜需求分别为 55.4/63.2 亿平。而据我们统计，供给侧 2024 年光伏胶膜产能约为 64+亿平，对比主产业链，供需错配程度相对较低。

胶膜价格跌幅企稳，成本端粒子价格下行较胶膜更多。23 年以来胶膜产能批量释放，价格下 跌明显，全年 POE 胶膜与 EVA 胶膜价格皆下跌 23%，而 24 年供给扩张相对谨慎，跌幅收 窄。2024 年初至今 POE 胶膜与 EVA 胶膜价格分别下跌 9%/15%，年初 POE/EVA 胶膜价格 分别在 12/7.3 元/平米的水平维持至 5 月，而后受组件排产下调与胶膜产能释放的影响，1 个 月内下跌至 10.9/6.2 元/平米，7 月至今胶膜供求关系变化不大，价格企稳。而成本端 EVA 粒 子价格 23 年/24 年分别下跌 39%/22%，龙头福斯特 24H1 的毛利率甚至逆势小幅回升。

市场格局一超多强，龙头福斯特市占率过半。光伏胶膜市场格局长期呈一超多强状态。以 销量计，2023 年福斯特共出货胶膜 22.5 亿平，斯威克出货 6.7 亿平，全球市场需求约为 45 亿平，福斯特市占率达 50%。到 24H1 胶膜厂商盈利情况更加分化，福斯特同比提升至 出货 13.9 亿平，其他二三线厂商皆略有减产，福斯特市占率涨至接近 60%。市场格局优势 给胶膜龙头带来了更多的话语权，与出清进程中更佳的生态位。

胶膜环节龙头盈利优势拉大，二三线企业低盈利能力已持续两年。胶膜企业之间盈利分化 明显，第一梯队为福斯特，第二梯队为斯威克，第三梯队为海优新材/赛伍技术，其余厂商 尾部厂商市占率较低。龙头福斯特毛利率长期领先二线厂商 5-10pct，领先三四线厂商 10pct+，净利率领先二三线厂商 5-10pct。24H1 主产业链产能过剩排产下降，光伏玻璃价 格下行，福斯特毛利率逆势小幅同比提升 2-3pct，较二三线厂商毛利率优势进一步拉大到 8-15pct 之间，在其他厂商在盈亏线附近挣扎甚至负盈利时，24 上半年福斯特净利率仍然 维持在 8.6%的水平。

福斯特超额盈利稳健，单平净利持续领先行业，24Q3 仍维持正向盈利。根据我们测算，24Q3 福斯特光伏胶膜单平净利为 0.47 元，仍维持正向盈利；斯威克 24H1 单平盈利约为 0.1 元， 保持微利经营，由于 Q3 价格持续下行，而企业降本空间有限，我们预计公司 Q3 转亏；海优 新材自 22Q3 开始单平净利转负，24Q3 单平亏损 1.1 元。

部分二线企业经营性现金流持续消耗，现金储备紧张。22 年以来持续下行的光伏胶膜价格 使得二三线厂商低盈利水平已维持两年余，经营性现金流不甚乐观，现金储备持续被消耗。 我们以货币资金+交易性金融资产-短期借款-一年内到期的非流动负债+应收-应付来测算企 业的在手现金储备情况，除主业非光伏胶膜的明冠新材外，二三线厂商中目前在手现金均 不足 10 亿，以单平亏损 1 元的趋势来看，部分企业在手现金或将在几个季度之内消耗殆尽， 行业尾部产能有望出清。

展望 25 年，我们认为光伏胶膜较其他环节更低的产能总量，更为集中的市场竞争格局，和 龙头领先的盈利能力是助力其产能加速出清，盈利触底反弹的关键因素。胶膜环节虽为轻 资产运营，但却拥有较为坚韧的盈利护城河：一是头部企业高原材料自产比例带来的规模 优势；二是生产设备技术积累深厚，自制设备比例高，生产效率/良率/得率均有所领先的工 艺优势；三是受益于新电池技术不断迭代，跟踪 BC/0BB 等新电池技术的胶膜新品类技术 更领先的产品优势。我们认为，胶膜龙头有望凭借产品、市场格局、品控等优势持续维持 超额盈利，穿越周期。

看好颗粒硅、电池新技术，出海美国企业有望享受高溢价

颗粒硅：成本领先品质提升，渗透率有望稳步提升

颗粒硅成本优势显著，渗透率有望稳步提升。根据协鑫科技数据，西门子工艺电耗 50kwh/kg 左右，颗粒硅技术仅需 13.8 kwh/kg，电耗优势明显。我们测算发现，在要素价格相同（电 价 0.35 元/kWh）的情况下，颗粒硅较西门子法生产成本低 10 元/kg 以上。考虑到目前多地 优惠电价政策取消，电价或将持续上升，西门子法成本优势有望更为明显。24Q3 协鑫科技 产线技改已阶段性完成，我们预计 Q4 现金成本有望降低至 30 元/kg 以下，领先全行业。 目前硅料供需错配，价格承压，我们看好颗粒硅凭借能耗较低的优势，渗透率稳步提升。

颗粒硅品质提升显著，金属杂质、浊度改善明显。随着颗粒硅产品不断迭代，品质快速进 步。根据协鑫科技数据，5 种元素总金属杂质含量低于 0.5ppbw 的产品比重已从 23Q1 的 26%升至 24 年 7 月的 95.8%，18 种元素总金属杂质含量低于 3ppbw 的产品比重亦在 24 年 7 月升至 98.4%。另一方面，颗粒硅浊度不断改善，助力单产提升。根据协鑫科技数据， 24H1 颗粒硅已经全部实现浊度≤120NTU，其中浊度水平（NTU）<100 的产品比例已提升 至 90%。整断线率水平亦与棒状硅相当。

电池新技术：BC 电池取得积极进展

BC 电池正面无遮挡，有望大幅提升光电转换效率。相较于传统常规晶体硅电池发射区、基 区分别位于电池正背面，正面主细栅区域存在遮挡的情况，BC 背接触电池为正面无遮挡结 构，栅线电极造成的遮蔽损耗被完全消除，入射光子得到最大利用，光电转换效率明显提 升。此外，BC 电池可与多种电池路线结合，包括 P 型、HJT、TOPCon 等技术结合形成 HPBC、HBC、TBC 等多种技术路线，因此具备广阔的提效空间，例如隆基在 10 月 11 日 二代 BC 发布会上透露，Hi-MO X10 产品最高量产功率为 670W，较 TOPCon 主流组件功 率高 30W 以上，其采用二代 BC 电池量产效率超过 26.6%；爱旭年中亦表示 BC 电池转换 效率为 27.2%，黑洞系列 700W 组件转换效率达 25%。 BC 龙头开放生态，量产、提效进度或超预期。11 月 5 日，隆基与英发德耀、宜宾高新区 签订年产 16GW HPBC 电池片项目战略合作协议，预计 25 年建设完成首期 6GW 产能，推 动 HPBC 电池量产，预计 BC 产能在 25Q1 达到 30GW、25 年底达到 70GW，其中二代 BC 产能 50GW；爱旭目前已建成 10GW 珠海产能，义乌 15GW 正在投产，济南一期 10GW 正在建设，预计 24 年底至 25H1 投产。

BC高效或有溢价，有望在分布式等市场形成竞争力。BC组件溢价主要来自效率提升对BOS 成本的摊销，目前不含组件 EPC 价格为 1.5 元/W，考虑到 BC 组件较同尺寸 TOPCon 组 件具有 5%功率增益，对应溢价为 7.5 分/W。同时，BC 组件温度系数更低、工作电压更高， 我们测算 BC 组件发电能力比 TOPCon 高 2-3%，对应溢价为 3 分/W。而近期华能 15GW 招标候选人公示显示，BC 电池相比 TOPCon 组件溢价超 0.1 元/W，也印证了市场认可 BC 组件发电能力提升。综合考虑其产品特点与溢价水平，BC 电池可能在高价值屋顶等不需要 双面率的市场具有竞争力。

出海美国企业：有望享受高溢价市场

美国市场价格较高，盈利能力更优。由于贸易壁垒、本土产能有限，美国组件市场拥有高 溢价。根据 PVinfolink 统计，24 年 11 月 6 日美国市场 TOPCon 组件价格为 0.28 美元/W， 分别较欧洲、印度、国内市场高 0.175、0.185、0.175 美元/W。较高价格使得主要企业美 洲市场毛利率高于国内市场。

美国贸易保护升级，本土化政策明显。国内光伏产业链技术、成本优势显著，海外光伏制 造业面临较大冲击。美国陆续出台政策限制进口中国组件、补贴本土制造，希望通过政策 手段促进本国光伏产业发展。24 年 5 月，美国商务部对来自东南亚四国（柬埔寨、马来西 亚、泰国、越南）的光伏电池重启反倾销和反补贴调查；6 月，美国对东南亚光伏组件关税 豁免到期；10 月，美国商务部公布反补贴初裁结果，税率较低，考虑到反补贴税率通过小 于反倾销税率，预计 11 月底出台的反倾销税率或更为显著。根据 SMM 统计，中国企业已 逐步下调东南亚组件开工率，6 月产量为 1.3GW，环比下降 45.8%。在此背景下，国内光 伏企业后续有望将产能向美国本土、中东、东南亚（非双反四国）等地区转移。

国内光伏龙头积极推动美国、中东、东南亚（非双反四国）产能建设。1）美国：隆基绿能 5GW 合资组件产能 24H1 已投产；晶科能源 1GW 扩建产能稳步推进，且 400MW 旧产能 已获得 IRA 补贴；天合光能 5GW 产能已于 24 年 11 月投产，并于 11 月 6 日以 1 亿美元现 金、1.5 亿美元优先票据和部分股份出售给美国上市公司 FREYR；阿特斯 5GW 组件产能 23 年已投产，5GW 电池产能预计 25 年投产；晶澳科技、博威合金规划产能处于推进中。 2）中东：钧达股份阿曼一期 5GW 电池合资产能预计 25 年投产，晶科能源沙特 10GW 电 池、组件合资产能预计 26 年投产，TCL 中环、天合光能也布局中东产能。3）东南亚（非 双反四国）：中润光能老挝 5GW 电池产能 23 年已投产，横店东磁印尼 3GW 电池产能今年 7 月已投产，天合光能印尼 1GW 电池、组件产能预计 24H2 投产。

回顾 24 年，光伏行业经营承压，盈利探底，Q4 预期有所转向。业绩层面，24 年以来产业 链价格持续下跌，主产业链公司从 24Q1 开始亏损，行业盈利已至底部区间；经营层面， 企业融资渠道受限，持续缩减资本开支，多个新投产能宣布终止或延期生产，各环节开工 率持续下跌，不断有企业出现经营困难并破产重组。股价层面，截止 9M24（24.9.30）中 信光伏指数下跌 5.2%。但 24Q4 以来，国内顶层部门与行业协会数次发声，强调防止“内 卷式”恶性竞争，提高硅料等环节生产的能耗指标，合理引导上游产能建设和释放，市场 对供给侧格局改善预期开始升温，板块估值整体有所反弹，截止 24.11.22 日收盘，中信光 伏指数较 9M24（24.9.30）反弹 11.4%。 展望 25 年，我们认为政策引导与市场化出清有望驱动行业周期拐点向上。需求侧，我们认 为双碳背景下光伏需求景气趋势不改，预计 25 年全球光伏新增装机 600GW，同比+15%。 供给侧出清速度亦有望加快，自光伏行业协会公布一体化组件含税生产成本为 0.68 元/W 后， 头部组件企业报价上升，二三线企业订单或将下降，行业供需错配有望逐季改善，产业链 价格和盈利有望恢复至合理水平，启动新一轮向上周期。

编辑：火腿肠