2024年光伏行业全球巡礼中国篇：供需失衡，何时出清

内外部因素共振，光伏行业供需失衡

装机需求旺盛、电池技术迭代带来弯道超车机会、融资条件宽松、政策支持等因素驱动光 伏产能大规模扩张。受益于各国能源转型政策力度加强，地缘冲突导致能源价格上涨等因 素，近年来全球光伏装机实现快速增长，根据 CPIA 统计，23 年全球光伏新增装机 390GW， 对应 21-23 年 CAGR 达 44%。同时，需求旺盛导致产品价格大涨，硅料、组件价格在 22 年底一度达到 30 万/吨、2 元/W，企业利润率大幅提升，其中硅料企业毛利率一度超过 70%。

22 年以来光伏新老企业开始大幅扩产，我们认为：1）较高的项目收益率；2）市场对新能 源行业接受度较高；3）地方政府招商引资给予土地优惠、税收减免、设备补贴等支持政策 是主要驱动力。以晶科能源为例，根据公司 23 年可转债募集说明书，相关投资项目预计内 部收益率（税后）分别为 18.83%、18.92%、21.73%、22.68%（详见图表 4），经济效益 良好。资本市场亦给予了充分的融资支持，光伏企业采取 IPO、可转债、定增等方式进行 多轮大量融资，根据 CPIA 统计，2022 年光伏企业在 A/H 股资本市场使用权益融资方式募 资 1661.87 亿元，同增 57%。同时，对于地方政府，投资光伏项目符合国家双碳战略、能 够大幅提升当地 GDP 水平、获得稳定税收、解决当地就业，因此纷纷给予光伏企业各项支 持政策，包括代建厂房、机电等设施，给予新建项目设备购置补贴、税收减免等措施。

受上述驱动力影响，光伏产能自 22 年起大规模扩张。我们选取了 7 家 19 年前上市的光伏 主产业链代表公司，其 21-23 年资本开支 CAGR 为 63%（19-20 年增长率仅 22%）。根据 CPIA 统计，22-23 年我国多晶硅/硅片/电池片/组件环节公告扩产产能 600+万吨 /1200+GW/1500+GW/1400+GW。

大幅扩产后，光伏行业面临供需失衡。根据 CPIA 统计，23 年全球已建成多晶硅、硅片、 电池片、组件产能分别为 245.8 万吨/974.2GW/1032GW/1103GW，其中中国产能全球占比 93.6%/97.9%/90.1%/83.4%，考虑到 23 年全球光伏新增装机为 390GW，光伏行业已面临 供需失衡。

价格快速下跌，产业链出清开始

产业链价格下跌，盈利承压

23 年以来产业链价格普遍下滑，已击穿部分头部企业现金成本。由于光伏行业供需失衡， 23 年以来光伏产业链价格持续下跌，以硅料环节为例，根据 PVinfolink 数据，2023 年硅料 价格大幅下滑超 70%，24 年以来硅料价格延续跌势，从 24 年初至 9 月 25 日再度下滑 38% 至 40 元/kg（含增值税）。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，当前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，其中隆基绿能表示硅片价格自 24Q2 已经持续跌破成本，甚至跌破现金 成本。

24Q2 企业亏损情况加剧，短期盈利或难扭转，资产负债率环比上升。24Q2 产业链价格加 速下滑，叠加存货跌价、设备减值压力提升等因素，24Q2 产业链多数企业亏损加剧。由于 光伏行业签单有一定时间前置，从 24H2 新签订单价格来看，产业链盈利能力短期或难扭转。 受到亏损加剧、前期扩产资本开支以及主动增加借款补充流动性等因素影响，产业链企业 24Q2 资产负债率环比上升，或将导致偿债风险增加。

多部门出台政策限制低端产能扩张

多部门出台政策限制产能扩张，地方政府改变光伏招商引资行为。在光伏供需错配日趋加 重的情况下，相关主管部门对光伏行业结构性过剩已形成充分认识，对产能扩张的审核与 管控逐步趋严。5 月 17 日，在工业和信息化部电子信息司指导下，中国光伏行业协会组织 召开《光伏行业高质量发展座谈会》，会议提出鼓励行业兼并重组，畅通市场退出机制。5 月 29 日，国务院办公厅《2024-2025 年节能降碳行动方案》提到，合理布局硅、锂、镁等 行业新增产能，新建多晶硅、锂电池正负极项目能效须达到行业先进水平。6 月 13 日，国 务院发布《公平竞争审查条例》，明确起草单位起草的政策措施，没有法律、行政法规依据 或者未经国务院批准，不得含有给予特定经营者税收优惠，选择性、差异化的财政奖励或 者补贴等内容。6 月 20 日，国家能源局表示将会同相关部门组织行业协会适时发布产业规 模、产能利用率和市场需求等信息，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，持续提升光伏技术创新能力。7 月 9 日，工信部就《光伏制造行业规范条件（2024 年本）》（征求意见稿）公开征求意见，相比 2021 版文件，对现有项目与新建与改扩建项目 在投资门槛、技术指标、能耗标准等方面提高了准入标准。顶层政策定调叠加前期地方政 府参与的一些光伏项目出现亏损之后，地方政府对光伏产业的招商引资模式大幅改变，支 持性政策退坡。

融资新政发布，多家公司融资进度放缓

融资新政发布，多家公司取消 IPO 或定增。2023 年 8 月，中国证监会发布《证监会统筹一 二级市场平衡，优化 IPO、再融资监管安排》，表示将阶段性收紧 IPO 节奏，对于大市值上 市公司的大额再融资，实施预沟通机制，关注融资必要性和发行时机，引导上市公司合理 确定再融资规模，严格执行融资间隔期要求。2024 年 1 月，中国人民银行行长潘功胜在国 新办新闻发布会上表示，人民银行后续将优化金融资源投向，引导金融机构科学评估风险， 约束对产能过剩行业的融资供给。在融资新政发布后，中润光能、润阳股份、一道新能等 企业终止 IPO，天合光能、晶科能源、金刚光伏等企业终止定增。

产能增速放缓，部分企业停产或退出

光伏企业资本开支下降，产能增速趋缓。由于光伏各环节亏损较严重，融资渠道受限，各 企业开始缩减资本开支，24Q2 光伏主产业链代表公司资本开支同比下降 23%。由于部分 资本开支用于支付前期款项，该数据有一定滞后性，目前新增产能建设基本暂停。根据北 极星太阳能光伏网统计，24H1 硅料、硅片、电池片和组件扩产规模分别为 20 万吨、165GW、 175.8GW、136.2GW，同比下降 74%、63%、71%、72%。

多家光伏企业公告终止或延期生产项目。根据 CPIA 统计，截至 24 年 7 月，超过 20 个项 目已宣布终止或延期。其中多家跨界厂商由于规模小、研发技术积累有限、成本控制能力 不足，选择终止或延期产能建设。

部分企业开始破产重整。由于产业链价格持续下跌，行业开工率下降，部分企业停工停产， 面临持续现金流出。龙头企业前期实现盈利积累，且筹集资金的渠道较多，而规模较小的 企业填补资金缺口的方式较少，可能无法清偿到期债务，被迫进行破产重整。24 年以来， 已有爱康科技、中利集团、东旭蓝天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。 龙头企业面临大额旧产能计提损失。2023 年，PERC 电池效率接近理论极限且降本空间有 限，TOPCon 电池转换效率及生产成本持续改善，市占率稳步提升。由于小尺寸 PERC 电 池产能不具备技改价值，大尺寸 PERC 电池产能技改性价比低于新建产能，行业 P 型产能 面临较大计提减值压力。龙头企业 P 型产能规模较大，计提减值损失较高，其中通威股份、 隆基绿能、晶澳科技 23 年分别计提固定资产减值损失 43.91、15.86、12.92 亿元，较 2022 年大幅提升。

硅料、电池、玻璃环节或率先实现出清

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/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：产线启停成本较高、成本曲线陡峭、资本支出强度大

硅料新建产能规模较大。根据各公司公告扩产计划测算， 24/25 年全球硅料名义产能或将 达到 396/467 万吨，同比增长 55%/18%。考虑新建产能爬坡进度，我们预计 24/25 年硅料 有效产能或将达到 300/400 万吨。

新建产能推迟建设或投产，存量产能出现关停或减产。由于多晶硅价格持续下跌、新产能 N 型料占比较低，新建产能开工即亏损现金流，叠加企业现金紧张，硅料企业纷纷推迟投 产进度。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。

库存维持高位，月度排产持续下降。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，24Q2 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，8 月多 家硅料企业集中检修，行业月度产量达到本年新低。根据硅业协会测算，24 年 8 月国内多 晶硅产量为 12.97 万吨，环比下降 6%，考虑到部分企业有提产、复产计划，预计 9 月多晶 硅产量为 13.5 万吨，环比小幅上涨。

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。 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 9 月已有 14 家企业处于检修状态，我们认为二线企业生存压 力较大，有望 25H1 逐步出清。

电池片：技术持续迭代，PERC 产能减值压力较大

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 年全球电池片规划产能为 1477GW，其中包括了各家公司宣告 由 PERC 技术改造为 TOPcon 技术的产能。从技术类型来看，TOPCon 电池已取代 PERC 电池成为市场主流，21-23 年 TOPCon 电池市场占比分别为 2%/8%/23%，我们预计 24 年 TOPCon 电池市场占比将超过 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 8 月的 59%。龙头企业凭借性能与规模优势， 8 月开工率维持 65%以上，而二三线企业开工率已不足 45%，部分产线已连续多个月停产， 复工期持续延后。

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。

电池片企业间资金与技术实力差异较大，跨界新进入者与二三线企业面临较大经营压力。 由于电池片技术变化较大，因此存在弯道超车可能，跨界企业依靠资本支持入局多选择电 池行业，并且积极选择 TOPCon、BC、HJT 等新技术。但跨界新进入者由于资金储备与技 术积累存在不足，在产业链价格持续下行的背景下，普遍面临较大经营压力，目前已有多 家跨界新入者选择退出。头部企业凭借深厚技术积累，通过降低金属复合、提升钝化性能、 改善硅材料体寿命等实现效率提升，叠加 0BB、银包铜等技术实现成本降低，有望拉大与 二三线企业的成本差距。

光伏玻璃：成本曲线陡峭，启停成本高

光伏玻璃规模效应显著，成本曲线陡峭。规模效应主要体现为：1）能耗成本，以福莱特 2022 募投项目为例，天然气、石油和电费构成的能耗成本占整体生产成本的 50%，头部企 业大窑炉比例高，能够降低单吨能耗；2）直接材料成本，主要体现为大规模采购能够实现 较低采购价格与单吨运费、高良率实现材料损耗减少以及头部企业部分材料自供优势；3） 其他费用，包括人工成本、物流成本及折旧摊销等其他制造成本。在此基础上，头部企业 规模优势显著，行业成本曲线陡峭。 双龙头格局稳定，龙头毛利率优势显著。根据卓创资讯，截至 2024 年 8 月，信义光能+福 莱特在产产能占行业总产能的 40%。龙头企业毛利率水平领先，信义光能和福莱特 24H1 光伏玻璃业务的毛利率分别为 21.5%、24.7%，而二线企业毛利率平均水平仅为 9.3%。

存量小窑炉占比 22%，供需错配背景下头部企业有望保持利润空间。近年新投产能中千吨 以上大窑炉占比有所提升，但截至 2024 年 8 月末，光伏玻璃在产产线中 800t/d 以下的窑 炉占比为 21%。2023 年 5 月工信部、发改委发布《关于进一步做好光伏压延玻璃产能风险 预警的有关通知》，要求对在建光伏玻璃项补充产能置换手续，无实质性工程量项目开展风 险预警；2024 年 6 月，工信部发布《水泥玻璃行业产能置换实施办法》，删除“光伏玻璃不 需要产能置换”表述。考虑到政策限制趋严，叠加行业供需错配，二三线企业储备的千吨级 产线投产进度不确定性增加，头部企业仍然有望维持利润空间。

光伏玻璃资本投入强度大，连续生产属性，启停成本高。以福莱特 2022 年规划年产 75 万 吨光伏玻璃产能为例，光伏玻璃单座 1200t/d 窑炉投资额约 12 亿元（1.2-1.3 亿元/GW）， 资本投入强度较高，同时需要通过严格的监管审批、建设周期较长。光伏玻璃产线要求长 时间连续运行，不能中途停止。若产线断电降温，液态材料将凝结为固态附着在设备上。 若产线冷修或关停，需要更换耐火材料，包括玻璃熔窖、成型机、退火炉等，新产线启动 也需要重新加热和调试，启停成本较高，减产冷修决策较其他环节更为慎重。

光伏玻璃供需错配价格下跌，行业联合减产冷修。23 年以来光伏玻璃有效供给持续释放， 而组件端由于产能过剩盈利承压，自 24Q2 起排产走弱，光伏玻璃价格随之持续下跌。24 年 7 月以来，光伏玻璃行业通过扩大冷修规模、联合封窑口减产、推迟新窑炉投产等方式 降低供给。从目前各公司在产产能规模来看，龙头信义光能和福莱特、以及优质浮法玻璃 制造商旗滨集团和南玻，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。我们预计随着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退出。

硅片：同质化严重，产能停开灵活

硅片产能同质化高，产能快速扩张。20 年起设备公司推动长晶自动化，导致工艺 know-how 在行业中快速传开，降低了硅片行业的技术壁垒。此前硅片环节为隆基、中环双寡头格局， 盈利性较好。技术壁垒的降低吸引了诸多跨界玩家和上下游企业进入，硅片产能已连续 5 年处于持续过剩的状态。根据各家硅片厂商的扩产计划，我们预计 24/25 年全球硅片名义 产能达 1262/1560GW。

硅片价格持续下跌，24 年以来处于亏损状态。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，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 报价分别为 1.15/1.3 元 /片，较上次报价上调 5 分/片，我们认为对涨价幅度及持续性不宜期待过高，实现供需再平 衡前硅片价格或仍将低位磨底。

开工率持续下滑，厂商分化明显。尽管产业链过剩情况愈演愈烈，之前投建的产能仍在逐 步释放，行业月产能已接近 100 GW。需求端并未匹配，行业大幅累库后，开工率已下滑至 57%，月产量由 24 年初的高点 70GW 下滑到 8 月的 54GW 左右。分公司来看，数月以来 主流硅片企业的开工率发生了明显分化，龙头厂商开工率维持较高水平，主要系硅料采购 成本与非硅成本具有规模和技术优势，二三线企业由于现金储备有限，开工率明显低于龙 头企业。

硅片环节成本差异较小，启停成本低，供需再平衡周期或相对较长。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，而重新启动时只需做炉 体清洁、热场更换等动作，启停成本不高。因此需求景气时，会有较多复产产能打压盈利， 预计硅片环节盈利仍将在低位徘徊，供需再平衡周期较长。

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，名义产能错配持续时间较长。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。根据各家组件厂商 的扩产计划，我们预计 24/25 年组件名义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 8 月国内 TOP10 组件企业开工率为 68%，而其他企业开工率仅为 26%，头部企业资 金储备、成本管控和渠道拓展优势显著，开工率仍维持较高水平，但需注意的是，头部组 件企业有近 10 家之多，组件市场竞争格局仍不够集中，纯组件环节难有盈利。

组件价格长期处于微利或亏损状态，供需再平衡难度较大。2023 年以来，由于供需错配， 组件价格持续下跌。截至 24 年 9 月 25 日，PERC/TOPCon/HJT 组件价格分别为 0.73/0.75/0.88 元/W，较 23 年初下跌 59%/59%/56%。对于一体化企业来说，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。

25H1 有望出现有效出清信号

部分企业现金储备仅可维持 2-4 个季度生产经营

头部主链企业资金储备相对充足，部分二三线主链企业和辅材企业面临资金短缺风险。考 虑到仅分析企业现金储备不够全面，我们充分考虑短期借款、上下游占款、银行借款等因 素进行分析。我们把【企业现金储备】定义为“货币资金+交易性金融资产+一年内到期的 非流动资产”，此外为了分析短期负债的影响，定义了【考虑短期负债后的现金储备】。考 虑龙头企业有能力凭借其在产业链的优势，占用上下游资金，我们还根据“应收票据及应 付账款+合同资产-应付票据及应付账款-合同负债” 测算【考虑上下游占款情况后的现金储 备】。 1） 对于头部主链企业，表观现金储备相对充足。主要系充分受益于前期的盈利高峰期，现 金储备较多，以及产业链话语权较强，占用了大量上下游账款。同时企业间差异较大， 主要源于战略出现了较大差异化：部分企业选择收缩规模，放弃市占率，增加回款，表 现为现金流好转，而部分企业则趁机抢占市场，表现为现金流流出。 2） 对于部分二三线主链企业，面临资金短缺风险。由于前期现金储备有限，且仍需支付前 期资本支出，已经面临考虑短期负债后现金储备为个位数或为负的情况，若无法获得银 行借款或资本融资支持，或有流动性风险。 3） 对于辅材企业，现金流长期被主链企业占用。辅材企业本身经营风险不高，其风险主要 在于应收账款，其应收票据及应收账款常常大于本身现金储备，若下游企业出现坏账， 或有较大幅度的不利影响。

部分企业 24Q2 开始积极回笼现金流。不断下滑的产业链价格使得光伏企业积极进行资金 回笼，这对企业规模、供应商管理等能力提出更高要求，其中 24Q2 通威股份、晶澳科技、 天合光能、阿特斯等头部企业实现经营活动产生的现金流净额由负转正，其中天合光能 24Q2 经营活动产生的现金流净额约 42 亿元。 考虑上下游占款后的现金储备持续下降，可能并不表示流动性变差。我们观测到光伏领先 企业的战略出现了较大差异化，部分企业仍在逆势抢占份额，考虑上下游占款情况后的现 金储备持续下降，这可能并不表示企业流动性变差，反而意味着该企业有较强的产业链话 语权。我们观测到部分行业供应商在收缩中小客户账期的同时，为了保持自身营收规模， 给予领先企业较长账期，促进现金流往领先企业聚集，使其陷入流动性危机的风险降低。

测算部分企业 2-4 个季度内或将耗尽现金。我们根据 24Q2 企业经营情况预测单季度现金 损耗速度，在不考虑企业资本支出、供应商要求缩短账期，且企业已下调开工率的假设情 况下，我们以目前产业链价格测算企业单位现金流亏损情况，结合企业单季度出货量，测 算企业单季度现金损耗水平。以企业 A 为例，我们测算单瓦现金亏损为 8 分，结合单季度 出货量约为 27GW，测算单季度现金损耗约 21 亿元。根据企业 24 年 6 月底考虑短期负债 后现金储备，我们预测部分企业仅能维持 2-4 个季度生产经营，因此 25 H1 光伏行业或出 现有效出清信号。

行业属性由成本领先转向技术、渠道品牌领先

24H1 光伏企业业绩出现明显分化，例如阿特斯、阳光电源等在海外渠道具备优势的企业在 全行业亏损的情况下，业绩表现相对韧性，我们认为这是光伏行业由成本领先转向技术、 渠道品牌领先的信号。中国光伏产业在过去十年发展的重点为扩产与降本，在过去国内需 求增长较快的情况下，是最有效的发展模式。但站在当下，行业供需失衡导致企业盈利能 力下滑明显，企业家发展的思路应有所转向（即增加研发投入及海外渠道、产能的铺设）， 我们看好在技术、渠道品牌领先的企业穿越周期，推荐阳光电源、协鑫科技、晶科能源、 阿特斯。

光伏新技术降本增效，技术领先助力穿越周期

光伏行业周期性明显，但成长性亦不容忽视。行业成长性不止来自下游需求的增长，更来 自降本增效的新技术红利，如硅料、电池片等环节的技术差异体现为陡峭的成本曲线。我 们认为颗粒硅、TOPCon、钙钛矿叠层等新技术将持续降低光伏发电的度电成本，我们看好 技术领先企业穿越周期。

硅料：颗粒硅电耗优势明显，品质大幅提升

西门子法温度高电耗大，流化床法产颗粒硅综合降本 10 元/kg 以上。目前行业内有两种生 产多晶硅的路线，即改良西门子法制取棒状硅和流化床法制取颗粒硅。改良西门子法为主 流工艺，主反应温度高达 1050-1100℃，得率低，配套装置多，该工艺尾气成分复杂分离 难度大，因而电耗成本和折旧成本较高；而流化床工艺操作温度仅为 650-700℃，且可以持 续上下加料，可连续生产数月，反应面积大，转化效率高达 95%。据我们测算，流化床法 生产颗粒硅综合电耗较西门子法低 35-40kWh/kg，在电价 0.35 元/kWh 的情况下可降本 10 元/kg 以上。而此前颗粒硅存在的金属杂质、氢跳等品质问题也有显著解决，目前下游使用 比例已提到较高水平。

电池：TOPCon 率先兑现新技术红利，钙钛矿叠层空间广阔

TOPCon 实际效率表现有差异，领先企业将获得更高市占率。TOPCon 电池产能在 23-24 年迅速增产，名义产能亦供过于求，其技术路线核心差异在于隧穿氧化层和掺杂多晶硅的 制备，目前主流制备方法为 LPCVD 和 PECVD，目前 LPCVD 凭借其工艺更成熟的优势占 据了更多的出货量，其中晶科能源 24H1 N 型 TOPcon 组件出货占比达到 80%以上，实现 行业领先。同时凭借其技术领先的优势，仍在山西基地大幅扩产。不同于市场认为 TOPCon 电池成本效率差异不大，我们认为 TOPCon 电池或将率先兑现新技术红利，技术领先企业 将获得更高的市占率。

钙钛矿叠层空间广阔。钙钛矿电池理论极限效率及实验室提效速度均远高于晶硅，但目前 尚无大规模商业化应用。我们认为在资本加持下，钙钛矿产业化进度正在大幅加快，其中 钙钛矿叠层电池与现有产线有一定兼容，有望率先实现量产。产业进度方面，24H1 协鑫光 电在 1.71 m²的面积上创造了钙钛矿叠层组件稳态效率 26.36%的新纪录，其钙钛矿光伏组 件 1GW 项目已开工，有望 25 年投产；极电光能、纤纳光电 GW 级产线有望 24 年内投产。

海外装机需求延续增长，出海领先企业或将实现高盈利

能源结构转型、组件价格下跌、政府补贴政策等因素驱动海外市场需求旺盛。 1）美国：美联储降息落地，叠加 IRA 补贴、光伏系统成本下降，预计 24 年新增装机 40GW， 同增 23%。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，叠加 IRA 补贴可持续 性较强、光伏组件价格下跌，或将提振光伏装机需求，我们预计 24/25 年美国新增光伏装 机 40/48GW，同增 23%/20%。

2）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，导致组件库存压力累积。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，叠加各会员 国对 2030 年净零碳排目标达成集体共识，欧洲市场长期需求有望实现增长，我们预计 24/25 年欧盟新增光伏装机 60/70GW，同增 7%/17%。

3）印度：能源转型目标与政府补贴政策有望驱动光伏装机高增。根据印度 2022-2032 年 国家电力计划，预计 26-27 年光伏累计装机 186GW，而 23 年底仅为 73.3GW，新增装机 空间较大。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（90 亿美元）用于屋顶光伏补贴，有望提升印度光伏装机需求，我们预计 24/25 年 印度新增光伏装机 20/25GW，同增 100%/25%。

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，9 月 18 日美国 TOPCon 组件价格为 0.28 美元/W，分别较欧 洲、印度高 0.17、0.18 美元/W。较高价格使得主要企业的海外业务毛利率高于国内市场。

欧美印光伏贸易保护升级，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。为改变这一现状，19 年至今，欧洲、美国、印度等国家地区纷 纷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。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 产能预计 24H2 投产；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。

编辑：火腿肠