2024年光伏行业2025年度策略：山重水复疑无路，柳暗花明又一村

需求侧持续增长，供给侧有望优化

需求侧：全球光伏装机保持增长，增速将放缓

中国光伏装机保持稳健增长：2024 年以来，得益于我国光伏制造能力提升，全球范围内组件售价均 出现不同程度下降，各个地区更偏向于根据自身电力需求、绿色转型愿景进行光伏电站建设。根据 国家能源局数据，2024 年 1-10 月我国实现光伏装机 181.30GW，同比增长 27.17%。我们预计 2024 年我国光伏装机规模将达到 260GW，同比增长 20%；2025 年装机有望达到 300GW，同比增长 15%。 集中式装机增长稳健，工商业光伏规模快速提升：我国集中式光伏装机占比基本维持 50%比例，2024 年以来工商业光伏装机占比逐步提升至 40%左右。根据国家能源局 10 月 9 日发布的《分布式光伏发 电开发建设管理办法（征求意见稿）》，大型工商业分布式光伏必须选择全部自发自用模式，项目 投资主体应通过配置防逆流装置实现发电量全部自发自用，分布式光伏项目优质资产稀缺性有望进 一步提升。

欧洲、美国光伏装机规模预计出现分化：根据 EIA 数据，2024 年美国预计将新增集中式光伏装机约 38.40GW、分布式光伏 5.80GW，合计装机规模 44.20GW，同比增长 64%；2025 年美国预计将新增 集中式光伏装机约 23.00GW、分布式光伏 6.90GW，合计装机规模 29.90GW，同比减少 32%。根据 欧洲光伏行业协会预测，2024 年欧洲预计实现光伏装机 63.90GW，同比增长 5%；2025 年欧洲预计 实现光伏装机 71.80GW，同比增长 12%。

经济性是光伏装机增长核心动力，全球装机预计稳中有增：由于组件价格下降，光伏发电成本在全 球范围内已经具备相当竞争力。根据 IRENA 数据，2023 年全球范围内平均集中式光伏电站度电成 本降至 0.044 美元/kWh，度电成本继续下降。由于各个地区在电力系统承载能力、能源消耗需求、 能源政策、新能源存量装机规模等方面存在差异，因此光伏装机增速在各个区域之间增速存在分化。 我们预计 2025 年全球光伏装机规模有望达到 530GW，同比增长 11%。考虑 1：1.2 容配比，组件需 求超过 636GW。我们认为，全球光伏装机量将进入 10%-20%的较高速增长新阶段。

供给侧：现有产能过剩持续，2025 年有望优化，重点关注硅料、电池环节

主产业链产能充沛，可满足 1000GW 光伏装机，远超行业需求：根据中国光伏协会数据，截至 2023 年末，我国多晶硅、硅片、电池、组件年产能分别为 230 万吨、953.6GW、929.9GW、920GW，我 国硅料、硅片、组件产能分别同比增长 97.2%、46.6%、66.7%。由于 2024 年我国光伏主材仍有新增 产能投放且海外推进光伏制造产能建设，2024 年末光伏产能规模将进一步提升。我们认为，2024 年 末光伏产业链产能将超过 1000GW，可满足 1000+GW 光伏装机需求。

政策支撑有望推动供给侧优化：由于需求增速落后于供给增速，2023H2-2024H1 光伏产业链价格呈 现持续下跌迹象。截至目前，包括硅料、电池、组件价格已经出现企稳回升迹象，我们认为造成价 格提升的主要因素在于：1）硅料减产预期发酵；2）国内组件招标价格托底+组件出海退税比例下降。 此外，11 月 20 日工信部发布《光伏制造行业规范条件（2024）》，要求新建/改扩建硅料综合电耗 小于 53kWh/kg；硅片水耗低于 540 吨/百万片且再生水使用率高于 40%；电池水耗低于 360 吨/MWp 且再生水使用率高于 40%。我们认为，在《光伏制造行业规范条件（2024）》有效执行的前提下， 新增光伏制造产能将极为困难，光伏周期向上节奏取决于存量供给侧优化进度。

硅料：价格低位运行，25 年有望企稳回升，看好颗粒硅渗透率提升

硅料价格已经出现企稳回升迹象：根据 Infolink Consulting 数据，2024 年以来多晶硅价格总体呈现下 跌趋势，年初以来多晶硅价格由 65 元/kg 下跌至 40 元/kg，跌幅约 38%。年初多晶硅厂商尝试挺价， 但随着 3 月以来行业新增多晶硅产能投产，多晶硅库存开始快速累积，推动硅料价格快速下跌。2024 年 4 月硅料已经跌破成本，但仍保持下跌趋势。2024 年 6 月，部分厂商出于减亏目的自发减产，多 晶硅库存开始下降，且价格基本触底。2024 年 8 月，由于多晶硅产量进一步下降，部分硅片厂商开 始重新建立库存，推动多晶硅价格小幅提升。10 月以来硅料库存开始出现提升趋势，但多晶硅价格 已经开始企稳回升。

协会呼吁行业减产限产，推动供给侧“反内卷”竞争：据上海有色网报道，为了防止行业内卷式竞争， 光伏行业协会组织会议商讨硅料减产限产。硅料供需反转依赖进一步限产，根据上海有色网报道， 限制硅料产能主要围绕两种思路：1）配额限制，即根据各家（或各区域）产能情况限制一定比例开 工率额度，以求达到供需相对平衡；2）能耗限制，即依据企业的电耗（或硅耗）等指标，关停部分 尾部高能耗企业，以达到供需平衡。我们认为，若按照配额限制思路，头部厂商具备产能大、市占 率高等优势；若按照能耗思路，头部厂商具备技术优势，竞争力进一步加强，均对头部硅料厂商构 成直接利好。 头部企业对于限产易于达成一致：硅料头部企业具备规模大、技术强两大核心优势。根据上海有色、 百川盈孚数据，截至 2024 年 10 月末，国内多晶硅产能突破 300 万吨/年，若考虑 2g/W 单位硅耗， 仅国内多晶硅产能已经可满足 1500GW 组件制造需求。产能集中度方面，通威股份内蒙三期 20 万吨 产能已投产，多晶硅产能规模达到 85 万吨/年；此外，协鑫科技、大全能源、新特能源分别具备 42 万吨、30.5 万吨、30 万吨年产能，上述企业多晶硅产能合计达到 187.5 万吨/年，若全部满产可满足 超过 900GW 组件制造需求。技术方面，根据公司公告，通威股份单位综合电耗降至 50 度以下，硅 耗已低至 1.04kg/Kg-Si 以内；大全能源 24Q3 多晶硅现金成本降低至 38.93 元/kg，头部企业具备技 术、成本领先性。我们认为，由于硅料环节头部产能集中度较高，且在光伏产业链中大多数硅料厂 商仅布局硅料生产，因此对于硅料涨价、限产相对易于达成一致意见。从实际产业端表现看，硅料 已经开始降排产。根据硅业分会数据，10 月我国多晶硅产量约 13.36 万吨，环比减少 3.15%；此外， 硅业分会预计 11 月多晶硅产量将继续环比下降至 12.5 万吨，硅料供给持续下降。

硅料价格企稳回升有利于产业链：上游硅料等环节价格持续下跌，下游传导上游成本，因此下游各 环节价格也呈现下跌趋势。除此以外，由于下游生产需保持合理库存，上游持续降价导致下游产成 本价格相对偏高，进一步提升下游减值风险。从实际财务表现层面，通威股份、TCL 中环、钧达股 份、晶澳科技于 2024 年前三季度分别计提资产减值 13.67 亿元、19.03 亿元、0.98 亿元、5.47 亿元； 前三季度分别亏损 10.99 亿元、60.61 亿元、4.17 亿元、4.84 亿元，若还原减值影响，光伏主产业链 亏损规模相对可控。我们认为，光伏产业链价格回升、阶段性兑现盈利需要依赖上游持续涨价；同 时产业链涨价有利于制造环节减少减值，进一步推动制造商利润修复。

颗粒硅性能持续优化，看好颗粒硅渗透率提升：制备颗粒硅使用流化床法，低电耗特点导致颗粒硅 制造成本显著低于棒状硅。根据协鑫科技披露，24Q3 颗粒硅现金成本达 33.18 元/kg，环比减少 6%。 我们认为，颗粒硅低成本特性已经充分确立，且与棒状硅价差逐步缩小。我们认为，颗粒硅渗透率 提升关键在于硅片制造工艺调整以及颗粒硅供应能力。

硅片：有望受益于硅料供给侧改善，看好保供较优的企业

硅片产量、库存出现下降趋势，价格有望提升：2024 年以来硅片价格总体呈现下跌趋势，年初至 11 月底 182 硅片价格由 2.1 元/片下降至 1.03 元/片，降幅约 51%。6 月我国硅片产量 49.42GW，环比下 降 20%，硅片价格基本企稳。

硅片产能大、涉及下游一体化产能，市场化减产为主要思路：硅片产能规模庞大，根据中国光伏行 业协会数据，截至 2023 年末我国大陆硅片产能已超过 900GW。截至 2023 年末， TCL 中环、弘元 绿能、双良节能、隆基绿能及其他一体化组件厂已经具备超过 700GW 硅片产能，而硅片环节并没有 类似于电池环节的显著技术迭代，短期控制颗粒硅掺杂比例也无需对拉晶设备进行技术改造。我们 认为，由于硅片环节具备相当规模的“硅片-电池-组件”一体化制造商，因此通过宏观调控方式限制硅 片产能具备一定难度，硅片厂商在市场化作用下减产、减亏或为当前主要思路。由于硅片产量调节 能力较快、头部产能规模大，因此行业总产量主要取决于头部厂商经营策略变化。根据上海有色网 数据，11 月硅片专业化一二线企业均开始减产，11 月硅片排产降至 42.4GW，且硅片库存已较 10 月高点出现下降。

硅料供需优化有望推动硅片格局优化，看好保供较优的企业：根据 Infolink Consulting 报价数据及我 们测算，硅片环节已经长期维持 3 分/W 亏损，10GW 出货对应 30 亿亏损。2024 年 8 月以来，虽然 硅料价格开始提升，但硅片环节暂未出现涨价信号。我们认为，硅片环节减亏不仅仅依赖企业自发 减产、抬价，同时需要依赖上游硅料环节供需反转，在此背景下，具有较优硅料保供的硅片头部企 业或将受益，且各企业开工率取决于能够采购的硅料规模。

电池片：行业需求持续迭代+实际盈利承压，推动格局优化

TOPCon电池片需求提升，退税比率下降推动电池涨价：2024年以来电池片价格基本呈现下跌趋势， 根据 Infolink Consulting 数据，TOPCon 电池片价格由年初 0.47 元/W 下跌至最低 0.27 元/W，跌幅深 度达 43%。TOPCon 电池排产占比持续提升，根据上海有色网数据，截至 2024 年 10 月 TOPCon 电 池片产量占比已经提升至 84%。由于年底交货订单以及我国出口退税政策调整，海外订单要求电池 片提前交付导致电池片整体供应紧张，电池出现涨价迹象。

电池片技术迭代促进光伏行业发展，TOPCon 仍具备广阔提效空间：光伏晶硅组件提效的核心在于 电池，电池通过优化自身结构设计、材料应用以减少光学损失、减少复合损失、降低电流输出损失 是晶硅电池提效的主要方案。自 2022 年下半年 TOPCon 开始量产以来，TOPCon 电池技术仍在持续 迭代，包括激光辅助烧结、半片钝化、背面 poly 减薄、正面 poly 等技术仍在小步快走进行迭代。2024 年 6 月 14 日，钧达股份发布“MoNo 2”系列 N 型 TOPCon 电池，其应用边缘钝化、背面选择性 poly 减薄等技术，钧达股份生产的电池片效率达到 26.3%。2024 年 10 月，晶科能源发布 TOPCon Tiger Neo3.0 产品，优化金属化工艺、栅线结构、背面激光工艺，将组件效率提升至 24.8%。根据晶科能 源预计，TOPCon 电池在未来 2-3 年仍有望年均提效 0.5%左右，通过背面图形化、正面接触钝化优 化等技术已经可以实现 27%电池效率。

二三线厂商提效能力较弱，或在电池技术持续迭代中淘汰：电池片提效需要配合固定资产投资，以“背 面选择性 poly 减薄”、“激光诱导烧结”等技术为例，均需要对激光设备进行改造。根据我们测算，当 前电池片单位亏损约 3 分/W，在实际经营端亏损的背景下，二三线厂商产线本就难以收回成本，因 此大概率暂缓固定资产投资。此时头部专业化电池厂商有望利用资金、资源优势持续研发迭代，与 二三线厂商拉开效率差距，演绎“高效电池片销售溢价”逻辑。

供需关系较好，电池环节具备强盈利弹性：从供需关系角度，电池片在光伏产业链中供需关系相对 较优。根据智汇光伏数据，2024 年 1-10 月我国光伏组件招标规模合计 216.10GW，N 型组件占比达 94%，我们认为 2025 年我国招标或将以 N 型组件为主导，存量 PERC 电池产能有望在市场作用下淘 汰。根据集邦新能源预计，2024 年末 TOPCon 电池产能将达到 941GW，但如前文所述，N 型电池 片内部仍存在效率差异，实际高效 N 型电池片供需关系更为乐观。我们认为，若光伏上游产业链价 格止跌，电池片环节有望体现盈利。

组件：成本指导价托底，盈利重点关注美国市场

协会呼吁组件“成本指导价”对终端招标方进行限制，集采组件价格迎来拐点：2024 年 7 月 30 日中 共中央政治局会议，明确提出“强化行业自律，防止“内卷式”恶性竞争”。经济日报、人民日报分别 于 8 月 9 日、10 月 17 日接连表示“对于部分新兴产业出现的恶性‘内卷’，更要及时纠偏”、“部分新 兴行业中的‘内卷式’恶性竞争，不仅影响相关行业的孕育和发展，更不利于产业结构优化升级和经济 社会发展全局”。2024 年 10 月 18 日，中国光伏行业协会发文呼吁招标方尊重市场规律，遵守法律 规定（招标法），以设定最低限价、降低价格得分比重、提高服务和质量得分比重等方式，制定合 理的招标方案，从而引导投标方将投标重点转移到提高产品、服务、履约能力上。2024 年 10 月， 协会规定“组件最低限价”为 0.68 元/W，11 月将最低限价上调至 0.69 元/W。我们认为，虽然当前政 策导向托举终端组件价格，但是协会呼吁重点限制招标方，重点在于招标方能否取消低于成本投标 厂商的中标资格。从实际招标价走势来看，组件集采价格已经迎来拐点。根据智汇光伏统计，10 月 我国组件定标均价 0.699 元/W，环比提升 3%。我们认为，在供给侧改革预期下，光伏产业链上游涨 价预期较强，有望推动终端组件价格持续上涨。

海外销售增值税退税率下降，海外电站拿货价格上升：2024 年 11 月 15 日，财政部、税务总局宣布 将硅片、电池、组件的出口退税率由 13%下调至 9%，新出口退税率自 2024 年 12 月 1 日起实施。根 据会计准则，未能出口退税的 4%增值税将计入制造成本中。我们认为，出口退税比例下降将导致组 件成本提升，由于光伏制造产能主要集中于我国，因此制造厂商大概率能将增量成本转嫁至海外终 端电站，并导致海外组件价格上涨，避免海内外价格倒挂。往远期看若出口退税比率进一步下降， 则海外销售价格将进一步提升。我们认为，我国组件出口价格提升将导致：1）东南亚光伏产能重新 具备经济性；2）放大头部厂商成本优势，并推动产业链制造端降本。

组件盈利重点关注美国市场：全球范围内，由于美国市场对我国光伏制造存在 201 关税、301 关税、 UFLPA 法案等限制条款，因此能够供给美国市场的电池、组件产能较为有限。2022 年 5 月白宫宣布 自 2022 年 6 月开始的柬埔寨、马来西亚、泰国和越南部分光伏产品进口免税政策，将于 2024 年 6 月 6 日结束，2022 年以来我国组件厂主要通过在东南亚建设产能对美国供货。2024 年 5 月，美国商 务部宣布对柬埔寨、马来西亚、泰国、越南制造的电池、组件进行 AD/CVD 调查，2024 年 10 月 1 日，美国商务部披露 CVD（反补贴）税率，总体税率较低；AD 税率暂未披露，若 AD 税率过高， 则东南亚产能可能丧失对美国市场经济性。在美国限制海外供应链的同时，美国着力发展本土光伏 制造产能。美国《通胀削减法案》（IRA）明确为光伏组件、光伏电池分别提供 7 美分/W、4 美分/W 补贴，头部组件厂商基本均拥有不同规模的美国组件厂，未来有望受益。

辅材：盈利有望修复，材料变化提升盈利空间

2025 年重点关注材料降本以及海外渠道

材料替代、海外产能释放盈利将是辅材环节发展主线：2024 年以来光伏主产业链价格持续下跌，主 材为了适度减亏，普遍对本环节所使用辅材提出强降价诉求，导致辅材环节在 2024 年三季度呈现明 显盈利压力。根据各环节头部企业披露三季报数据，2024 年三季度大部分辅材企业盈利环比降幅超 过 40%，仅有福斯特业绩具备较强韧性。当前中国光伏行业协会呼吁终端组件涨价，我们认为，组 件价格上涨后辅材环节价格压力有望减轻，但不同辅材环节总体盈利修复幅度取决于各环节具体竞 争格局。我们认为，光伏辅材利润上移主要依赖：1）材料体系变化，使用低成本替代性原材料，若 辅材售价维持一致，有望提升辅材加工费用；2）2025 年美国组件产能逐步释放，头部辅材海外产 能具备出货美国市场能力，盈利有望提升。

部分辅材环节龙头厂商具备海外产能，受益于美国组件产能释放：根据美国能源部，包括玻璃、铝 边框在内的光伏辅材产能主要位于我国境内，2018 年以来美国针对我国部分光伏原材料及产成品征 收 301 关税，包括胶膜、玻璃、边框等均附加约 25%关税，削弱我国辅材出海性价比优势。此外， 根据财政部、税务总局下发 2024 年第 15 号公告《关于调整出口退税政策的公告》，铝制品被免除出 口退税资格，2025 年我国铝边框出口售价或将继续提升。我们认为，辅材从国内出口美国具备可行 性，但考虑关税等因素后价格竞争力较弱；我国胶膜、玻璃、边框等辅材头部企业具备生产经验、 技术优势，这些厂商的海外产能具备相对成本优势，随着美国组件产能规模提升，海外辅材盈利或 逐步释放。

胶膜：常规产品加工费波动下降，关注新技术带来的变化

胶膜加工费波动下降：2024 年以来，胶膜价格整体呈现下降趋势。考虑粒子成本波动，EVA 胶膜加 工费由 1.80 元/平下降至最低 0.74 元/平；EPE 胶膜加工费由 3.56 元/平下降至最低 1.94 元/平。2024 年 12 月初，EVA、EPE 胶膜分别涨价至 5.84 元/平、6.71 元/平，环比 11 月涨价幅度分别为 3.18%、 1.67%。EVA、EPE 胶膜加工费分别提升至 0.90 元/平、2.05 元/平，但较年初加工费水平仍有差距。

EVA、POE 粒子价格小幅波动，对胶膜厂运营、降本提出新要求：根据各公司公告、上海有色网， 2024 年三季度 EVA 粒子、POE 粒子价格波动较小，但福斯特 24Q3 业绩环比下降；海优新材 24Q3 环比减亏。我们认为，胶膜价格处于下降通道中，由于头部厂商具备高市占率，一定程度上具备定 价权，因此胶膜价格反弹时间取决于头部企业定价策略变化时间点，在此背景下二线胶膜厂商需持 续进行降本、优化运营。

玻璃：价格承压，供给端或出现变化

光伏玻璃价格走低，关注供给侧变化：根据上海有色网数据，由于年初光伏组件排产提升，玻璃库 存一度下降至 20天以内，推动光伏玻璃价格于 4月小幅上涨至年内高点。截至 2024年 11月末，2.0mm 光伏玻璃价格跌至 12.5 元/平，较年内高点跌幅约 32%。随着玻璃开工率逐步下降，玻璃库存出现下 降迹象。若供给侧持续优化，玻璃库存或进一步下降，推动价格提升。

能耗控制或影响供给：从历史经验看，2010 年以来年我国煤炭、钢铁、水泥、平板玻璃等行业也曾 出现产能过剩、行业利润下滑等情况，当时国务院曾要求各级人民政府、国务院各部委按照《国务 院关于印发节能减排综合性工作方案的通知》（国发〔2007〕15 号）、《国务院批转发展改革委等 部门关于抑制部分行业产能过剩和重复建设引导产业健康发展若干意见的通知》（国发〔2009〕38 号）、《国务院关于进一步加强淘汰落后产能工作的通知》（国发〔2010〕7 号）、《国务院关于 化解产能严重过剩矛盾的指导意见》（国发〔2013〕41 号）、《国务院关于印发大气污染防治行动 计划的通知》（国发〔2013〕37 号）等通知、意见制定淘汰落后产能目标任务。具体工作涉及“严 控新产能投放、加快落后产能淘汰、进行产能置换”等方案。2024 年 5 月，国务院印发《2024—2025 年节能降碳行动方案》，再次明确严格新增建材项目准入，要求到 2025 年底平板玻璃行业能效标杆 水平以上产能占比达到 20%，建材行业能效基准水平以下产能完成技术改造或淘汰退出。我们认为， 光伏玻璃产能限制或将采取类似平板玻璃产能限制的方案，强化产能能效概念，推动行业落后产能 退出。 玻璃产量调节能力有限，2025 年供给侧有望优化：光伏玻璃固定资产常规减产方案主要涉及：1） 冷修（见效快、复产周期长，部分小窑炉停产后可能直接退出）；2）减少窑口数量（减少原材料领 用、生产量，维持窑炉运行，提升单位成本，具备较强复产能力）。根据上海有色网数据，2024 年 11 月光伏玻璃产量 205.58 万吨，环比减少 8.40%，同比减少 6.79％。库存方面，截至 2024 年 11 月 中旬，部分玻璃企业库存天数接近 60 天，头部企业库存天数均超 30 天。

短期内光伏玻璃产能置换实际执行概率较小：2024 年 6 月，工信部发布《水泥玻璃行业产能置换实 施办法（2024 年本）（征求意见稿）》，其明确提出鼓励光伏压延玻璃项目通过产能置换予以建设。 当前行业供需格局仍未反转，实际企业进行产能置换的规模预计有限。

银浆：电池片降本核心抓手，铜浆有望提振金属化加工费

银浆是电池片环节核心材料，成本占比高：金属化影响光伏电池的复合损失、电阻损失，且其材料 配比影响电池长期可靠性，对于电池的效率、寿命均有重要影响。2023 年激光增强接触优化技术推 动 TOPCon 电池提效 0.3%-0.6%，银浆材料匹配激光增强接触优化技术进行迭代，随着金属化新技 术推广，金属化新材料同时得到快速推广。从成本角度，银浆在电池非硅成本占比达 50%以上。综 上所述，银浆是电池片环节核心材料，对电池片的效率、寿命、成本均存在重要影响。 铜浆、铝浆等贱金属方案广受关注，改变原材料配方有望提升加工费：降本诉求推动金属化材料替 代。虽然银浆成本占电池片总成本的比例较高，但由于银浆高比例使用贵金属银作为原材料，实际 上银浆企业收取的加工费并不高。为配合下游电池片降本，头部企业积极应用贱金属进行降本尝试， 根据长三角太阳能光伏技术创新中心判断，纯铜材料的可行性较大。

新技术：新技术带来新成长

BC：功率优势+高兼容性，技术具备长生命周期

“高兼容性”是 BC 技术核心优势：BC 电池金属栅线都位于背面，相比 TOPCon 具备“正面功率高”、 “美观度高”的特性。从技术迭代角度，类似于PERC-TOPCon的迭代，N型BC产能可通过原有TOPCon 产线改造而来。我们认为，BC 技术的发展潜力包括：1）电池提效是光伏技术进步的第一性原理， TOPCon 到 BC 的迭代符合光伏技术进步第一性原理；2）BC 作为平台型技术可复用 TOPCon 设备， 且兼容 HJT 等多种技术。

2026-2027 年 BC 技术有望渗透率提升：BC 新技术的渗透率主要取决于：1）BC、TOPCon 组件发 电能力实证；2）TOPCon+的提效能力。我们认为，当前限制 BC 渗透率快速提升的主要原因包括： 1）BC 技术具备较高壁垒，即便头部厂商仍需时间以实现量产良率等指标提升；2）TOPCon 升级 BC 需要在电池、组件环节进行固定资产投资，在未实现盈利的背景下，厂商对固定资产投资预计比 较谨慎。综上，我们认为 2025 年内 BC、TOPCon 将共存，若 2025 年 BC 通过量产成功兑现利润， 2026-2027 年 BC 技术渗透率有望提升。

招标规模提升+BC 效率/良率优化构成持续催化：我们判断 2025 年 BC 新技术相关材料、设备以及 配套主产业链电池、组件有望成为光伏发展主线之一。主要原因在于：1）需求端，终端电站针对 BC 新技术标段有望逐步提升，且规模化招标背景下 BC 相对 TOPCon 溢价有望确立；2）制造端 BC 电池/组件效率持续提升，随着需求释放，电池、组件厂商将被动迎合市场针对 BC 产能进行研发/ 投建。

HJT：海外制造厂商或选择 HJT 差异化方案

海外具备相对成熟的 HJT 研发、制造经验，专利风险相对较小：海外厂商具备较为成熟的 HJT 研 发、制造经验，1974 年德国科学家首次提出 HJT 结构，并于 1983 年成功研制出转换效率达到 12.3% 的 HJT 电池；90 年代日本三洋通过技术改进将 HJT 效率突破 15%并申请 HJT 结构专利。2010 年三 洋 HJT 专利保护已到期，现阶段扩产所面临的专利风险相对较小。

HJT 生产流程短、人工需求少，适合部分海外高人工成本环境：HJT 的最大特点在于生产流程短， 对人力资源、能源消耗需求少。HJT 的核心工艺流程仅有 4 步，即 清洗制绒、非晶硅薄膜沉积、 TCO 膜沉积、金属电极化，TOPCon 全流程工艺超过 10 步，若叠加 BC 技术，则步骤更为复杂。因 此 HJT 适合海外人工成本高、环保要求高的制造场景。

通威股份

布局光伏全产业链，公司是硅料、电池环节龙头

2008 年起公司战略布局光伏业务，业务布局横跨光伏产业链：公司成立于 1995 年，早期主营水产 饲料业务。2008 年，公司收购四川永祥，正式进入光伏领域，同年，永祥多晶硅一期年产 1000 吨 项目竣工投产，推动我国多晶硅生产国产化。2013 年，公司收购合肥赛维拓展光伏电池片业务。经 多年发展，公司成为全球多晶硅、电池片龙头企业，多晶硅市占率、电池片出货量连续多年全球第 一。 2020-2022 年光伏业务呈现高景气度，收入、利润明显提升：2020-2022 年，光伏装机需求提升推动 主产业链价格上涨，公司凭借硅料、电池片业务在光伏高景气周期实现收入、利润快速增长。 2020-2022 年，公司营业收入由 442.00 亿元提升至 1,424.23 亿元；归母净利润由 36.08 亿元提升至 257.26 亿元。2023 年以来，光伏装机需求保持增长，但供给侧提升规模更为明显，2024 年前三季度 公司实现营业收入 682.72 亿元，同比减少 38.73%；实现归母净利润-39.73 亿元，同比减少 124.37%。

硅料产能优势打造高市占率，低成本来自技术优势

产能优势成就公司多晶硅龙头市场地位：公司硅料产能遍布四川、云南、内蒙等低电价区域，若考 虑 2024 年内投产的云南 20 万吨多晶硅项目、包头 20 万吨硅料项目，2024 年末公司硅料总产能预 计将达到 85 万吨。公司硅料产能规模全球第一。 技术创新推动公司多晶硅制备成本持续下降：技术是公司核心优势，根据公司公告，公司硅料 N 型 料占比约 90%，截至 2024 年 6 月末，公司在 N 型硅料生产比例大幅提升的背景下，单位综合电耗 降至 50kWh/kg 以下，硅耗低至 1.04kg/Kg-Si 以内。强技术储备是公司降本的基础，2020 年 11 月开 工的“永祥新能源二期高纯晶硅项目”和“云南通威一期高纯晶硅项目”均使用了当时最新一代的“第 六代永祥法”。公司持续创新，截至 2023 年末，公司已经推出“第八代永祥法”，并储备第九代技术。 根据中国经济网报道，多晶硅还原直接电耗通常处于 40kWh/kg-46 kWh/kg 之间，综合电耗通常处于 57kWh/kg - 65kWh/kg 之间。在电费 0.3 元/kWh 的条件下，若不同厂商生产多晶硅的综合电耗相差 10kWh/kg，硅料生产综合电耗相差 10kWh/kg 将导致硅料生产成本中电费成本相差 0.3 万元/吨。2023 年末公司高纯晶硅产品平均生产成本已降至 4.2 万元/吨以内。在硅料价格维持低位的背景下，公司 充分受益于前期技术积累所带来的低成本优势。

新建硅料能耗要求趋严，利好头部硅料厂：硅料能耗要求趋于严格，根据 2024 年 11 月 20 日发布的 《光伏制造行业规范条件（2024 年本）》，新建/改扩建硅料项目还原电耗小于 40kWh/kg，综合电 耗小于 53kWh/kg，进一步提升新建硅料产能壁垒。我们认为，若后续对存量硅料产能进行能耗方面 限制，仅有小部分头部硅料厂商具备生产能力，利好硅料环节格局优化。

无论限产如何落地，均对头部硅料厂商构成直接利好：硅料供需反转依赖进一步限产，根据上海有 色报道，限制硅料产能主要围绕两种思路：1）配额限制，即根据各家（或各区域）产能情况限制一 定比例开工率额度，以求达到供需相对平衡；2）能耗限制，即依据企业的电耗（或硅耗）等指标， 关停部分尾部高能耗企业，以达到供需平衡。我们认为，无论硅料板块的限产以何种方式落地，短 期硅料减产已经成为既定事实，若按照配额限制思路，头部厂商具备产能大、市占率高等优势；若 按照能耗思路，头部厂商具备技术优势，竞争力进一步加强，均对头部硅料厂商构成直接利好。

长期布局光伏新技术，组件规模逐步起量

公司基本完成 PERC 改造，固定资产减值规模有限： 公司于 2023 年底启动存量 PERC 产能改造升 级，截至 2024 年 6 月末完成约 38GW PERC 产能改造，2024 年内眉山 16GW TOPCon 电池产能、双 流 25GW TOPCon 电池产能投产后，公司 TOPCon 电池产能将超过 100GW。从财务处理方面，公 司已经在 2023 年度对无法升级改造的 PERC 电池设备计提 47.30 亿元固定资产减值准备。我们认为， 后续公司电池板块固定资产减值规模有限。 长期布局 HJT 技术路线，组件功率突破 740W：公司长期布局 HJT 路线，于 2019 年建成 400MW 异质结试验线，2021 年新建 1GW 异质结中试线，是行业内较早布局 GW 级 HJT 产能的企业。2024 年 5 月，经 TÜV 莱茵测试，公司自主研发的 TNC 210 高效组件最高输出功率达到 743.2W，光电转 换效率达到 23.93%。2024 年 6 月 6 日，通威 1GW 异质结中试线首片 HJT+THL 电池下线，历时两 年半自主研发的 GW 级铜互连中试技术，攻克了 15μm 细线宽铜栅线量产技术、柔性接触连续电镀、 铜栅线异质结电池互联等关键核心技术，叠加行业最先进的吉瓦级异质结中试线，实现了异质结电 池高效率与低成本的有机结合。“通威铜互联整线生产设备大试线技术”成功入选国家能源局第四批 能源领域首台（套）重大技术装备。 候选中标华能 BC 组件，具备更新一代技术路线储备：公司具备宽口径技术储备。2024 年 11 月， 公司入围华能集团 2024 年光伏组件（第二批）框架协议采购 BC 组件 1GW 标段。

2022 年发力组件业务，已成为全球前十大组件厂：公司顺应行业一体化趋势，向下游组件业务不断 延伸。2021-2023 年，公司组件产能从 3.6GW 提升至 75GW，现已成为全球前十大组件厂之一。

聚和材料

公司是头部光伏金属化浆料厂商

公司是金属化浆料龙头公司，出货量领先行业：公司成立于 2015 年，成立初期聚焦光伏电池银浆领 域。受益于我国光伏制造能力提升、光伏材料国产化需求凸显，公司在 2017 年完成 PERC 正面银浆 开发的背景下，于 2018 年开始向东方日升、通威股份等电池片客户进行浆料销售。公司出货量实现 快速增长，2022-2024H1 公司银浆出货量增速维持在 30%以上，2024H1 公司实现光伏银浆出货 1,163 吨，同比增长 38.14%。从市占率角度，2022-2024H1 公司市占率中枢约 40%，是行业龙头公司之一。

收入维持稳健增长，净利率较稳定：随着出货量增长，公司收入维持上升趋势，2024 年前三季度公 司实现营业收入 98.26 亿元，同比增长 32.80%，但由于银浆加工费下滑，公司利润增速相对慢于收 入增速。利润率方面，2024 年前三季度公司实现综合毛利率 8.92%、4.28%，净利率相对稳定。

头部企业享受银浆迭代技术红利

优化钝化效果是电池片提效的核心，浆料是关键材料：TOPCon 电池相比于 PERC 的核心优势在于 TOPCon 在 PERC 的基础上对钝化接触进行优化，优化金属化配方具备提升电池片钝化接触的效果。 浆料是制备电池金属电极的关键材料，具有强定制化特点。金属化浆料配方需要随着电池技术迭代 而调整，以适配不同太阳能电池片生产商差异化的技术路径和生产工艺。TOPCon 电池的迭代方案 包括“激光诱导烧结”、“0BB”、“双面 poly”、“窄线宽印刷”等，均需要金属化浆料进行配合。激光诱 导烧结技术已于 23H2-24H1 批量化导入，但包括 0BB、降低固含量等提效技术仍在导入过程中，浆 料具备持续迭代空间。

浆料先发企业享受技术红利，市场格局强者恒强：光伏金属化头部企业在研发技术、产能规模、客 户服务等方面具备优势，因此下游电池片客户在进行新产品研发时偏向于与头部企业合作。且由于 下游电池迭代速度加快，倒逼银浆环节需要不断升级技术、调整配方，能够快速配合客户进行浆料 匹配的企业有望享受新产品阶段性加工费红利。根据聚和材料披露，PERC 银浆加工费自 2019 年以 来逐季度降低，而 TOPCon、HJT 等新型银浆所面临的竞争较少，具备发展红利期。根据上海有色 数据以及我们测算，2022 年至今，银浆平均加工费逐步由 1000 元/kg 下降至 600 元/kg，我们认为， 银浆环节具备强技术迭代属性，需要企业进行持续研发迭代维持相对加工费溢价。而头部厂商具备 技术、市占率、客户关系等多维度优势，银浆环节具备“强者恒强”市场格局。

铜浆方案有望加深行业壁垒

金属化占电池非硅成本比例高，电池降本亟需金属化配方迭代：金属化是电池核心成本之一。根据 公告，光伏电池非硅成本约 0.15-0.16 元/W，考虑银浆单价约 7500 元/kg，TOPCon 电池片银浆单位 耗量约 10mg/W，金属化成本约 7 分/W，占电池非硅成本比例约 40%-50%。我们认为，电池片环节 具备强降本减亏诉求，对于可推动非硅成本下降的新型材料具备宽口径接受度。假设新型浆料单位 耗量 18mg/W，但销售单价下降至 3000 元/kg，金属化成本有望下降至 5 分/W，考虑综合性价比电 池制造厂商具备导入新材料的动力。

铜基材浆料已有量产实证：HJT 量产以来推动银包铜浆料导入，根据 SOLARZOOM 披露，30%银包 铜浆料已经于 2024Q1 导入 HJT 电池量产；头部 HJT 电池制造厂商也反馈 HJT 的纯银单耗已降至 6mg/W，且具备进一步下降空间。此外，集成电路互连金属化材料也经历了从贵金属（金）到贱金 属（铝、铜）的迭代过程。我们认为，材料优化是金属化降本的大趋势之一，铜是当下可选方向之 一。根据公司公告，TBC 电池技术降本急迫，从而也推动行业在 TBC 高温浆料路线上发展出新的金 属化需求，例如银包铜、铜浆。 纳米铜原材料制备、铜浆配方优化是浆料企业研发重点：原材料、配方是铜浆核心壁垒。原材料方 面，常规纳米铜易于氧化，浆料氧化影响烧结连接层导电性能，因此需要制备具备适用于低温烧结 的纳米铜原材料。配方方面，为了使纳米铜焊膏具有合适的流动性，适合丝网印刷，同时提高抗氧 化性能，减少在烧结过程中的开裂行为，需要在纳米铜颗粒中添加分散剂、粘结剂和溶剂。现阶段 聚和材料推出的可应用于光伏电池的铜浆产品具有三大优势：1）烧结温度低至 300℃，无需氮气保 护就可以在空气中烧结；2）铜浆烧结后粉与粉之间无需有机物粘接，因而线电阻更低、电池效率表 现更为优异；3）聚和铜浆产品在应用于电池背面细栅且在浆料单耗不变情况下，电池效率几乎无损 失。

金属化总体降本，但浆料加工费具备提升空间：公司积极配合电池提效、降本。在保证不损失效率 的前提下，积极探索低成本金属化方案，例如通过降低固含、掺杂碱金属、推动浆料国产化等方案 降低光伏导电浆料产品报价，与电池客户分享降本增效成果，通过新品迭代保持加工费稳定甚至提 升。

编辑：火腿肠