【国金电新】光伏板块2024年度投资策略:否极泰来

（以下内容从国金证券《【国金电新】光伏板块2024年度投资策略:否极泰来》研报附件原文摘录）
　　+ 目录 摘要 ■ 投资逻辑 投资建议： 2023H2以来逐渐白热化的组件价格竞争，已将行业在过剩状态下可能出现的惨烈景象展现大半，结合持续一年半的板块股价下行，投资者对光伏板块从担心、悲观、恐慌、到绝望的负面情绪也基本释放完毕，我们认为2024年光伏板块将迎来基本面和市场预期的“否极泰来”，建议重点关注两条主线的投资机会： 1）行业景气度及主流企业报表业绩触底后，量、利预期及估值的集中修复，预计最快24Q1可见，标的首选各环节在这一轮产能出清过程中展现出强势盈利韧性和发展后劲的强α企业； 2）TOPCon大扩产之后，围绕下一轮电池片扩产技术路线选择的投资机会，标的主要围绕引领新一轮技术方向的主产业链优势制造企业及相关设备、耗材供应商，该主线热度预计在企业普遍开始决策2024H2-2025年扩产技术路线的2024年中附近达到高潮。 板块核心推荐组合：阿特斯、阳光电源、通威股份、奥特维、福斯特（完整组合详见正文）。 行业观点： 2023年光储大幅降本红利在2024年持续释放、海外加息结束，结合政策端配合，乐观看待2024年光伏需求。2023年全球光伏新增装机规模或达380GWac（组件需求500GW+），超过2022年底业内最乐观预期，其中中国市场表现突出，有力证明了组件价格下降对光伏需求的刺激效果。2023年内，光伏系统建设成本下降约1元/W，即使考虑高比例配储需求、或电价下降、或一定比例弃光，光伏发电项目的经济性/投资回报率仍高，同时考虑海外加息周期结束、国内电力市场化提速、主要国家地区因低碳诉求政策端向好等因素，我们乐观预计2024年全球光伏需求同比增长30%至490GWac（对应组件安装量约650GW、产量650-700GW）：中国有望在超高基数下保持增长，但增速或略低于全球平均水平，海外市场则将更充分享受组件价格下降和加息结束的红利，其中：中东、非洲地区因资源优势、低基数，预计2024年装机高增，美国装机因政策预期及本土供应增加预计增长显著。 供应端总量边际改善、格局分化进行时，头部企业优势望持续扩大。2023年末主产业链各环节名义产能都将达到近1000GW，行业整体供需关系确定性进入“总量过剩”状态（也是2019年以前的常态）。但是，由于产业链盈利承压、资本市场融资受限、地方政府支持力度缩减等因素，供应端自23H2开始已呈现出显著的总量边际改善及结构性格局分化迹象，行业出现长期、高度同质化的恶性产能过剩的概率大幅下降。预计各环节报表端单位盈利在4Q23或1Q24见底概率较大，2024年行业盈利整体虽处于相对底部位置，但后续各环节头部企业优势将持续扩大并体现为三类“分化”表现：1）各环节内头部公司的超额盈利能力；2）企业间因产品/成本/渠道差异造成的开工率与市场份额的分化；3）企业间对地方政府支持等外部资源的获取能力以及自身资金实力差异所导致的研发、技改、扩产等长期发展能力的分化。 电池技术迭代步入深水区，多路线并存创造更多差异化竞争与投资机会。TOPCon两年内仍是主流，后续双面Poly等持续提效工艺的进展将决定其技术生命周期，以及龙头企业所能实现的优势幅度；HJT性价比渐现，静待批量出货对真实性价比和终端客户接受度的验证、以及24H2或出现的大厂扩产发令枪；xBC肩负头部大厂押注，重点关注应用场景下沉；钙钛矿产业化进展提速，多路厂商积极布局研发/量产，紧盯GW级产线招标催化。 风险提示： 传统能源价格大幅（向下）波动，行业产能非理性扩张，国际贸易环境恶化，储能、泛灵活性资源降本不及预期。 正文 光储成本在2023年的巨大降幅，为需求增长提供充足动力 1.1 光储降本红利持续释放、海外加息结束，乐观看待2024年需求 2023年组件价格下降显著提升光伏发电经济性，前期各地积压的地面电站项目快速释放，同时激发潜在分布式需求，截至最新数据，1-10月我国新增光伏装机143GWac，同比增长145%，国内新增装机显著超预期；1-10月累积组件+电池出口188GWdc，同比+20%，美国、巴西、南非等地前期积压的地面电站项目显著放量，但海外需求一定程度上受到利率持续走高的负面影响。 预计2023年全球光伏交流侧新增装机同比高增66%至380GWac（对应直流侧组件需求500GW+），超过我们2023年底“交流侧装机350GWac以上（对应组件需求450-500GW）”的预测。 大型公用事业项目潜在需求充足。 根据Rystad Research统计，截至11月中旬全球大型公用事业项目库中计划2023年并网的项目规模达到316GW，同比增长34%，考虑到年底海外假期一定程度影响装机进度，预计其中将有部分项目递延至2024年。同时，当前计划2024年并网的项目也高达371GW，同比增长17%，若考虑2023年未完成的递延项目规模，则2024年潜在大型公用事业项目的需求增速将轻松达到30%以上。 成本大幅下降是2024年需求看涨的核心逻辑。 组件成本下降是提升光伏系统经济性的重要因素，据IRENA，2010至2022年间光伏系统造价及LCOE分别下降83%/89%，其中组件成本下降贡献了51%的光伏系统造价下降、45%的LCOE下降。 2023年光伏产业链供给释放导致组件价格快速下降，2023年末光伏组件价格触底，有望支撑2023-2024年光伏系统造价及LCOE显著下降。 据我们测算，2023年末全球组件均价较2023年初（0.26 USD/W）下降约42%至0.15 USD/W，对应光伏系统造价下降约23%，即使考虑较高比例的配储需求、或电价下降、或一定比例弃光，光伏发电项目的经济性/投资回报率预计仍将保持在具有较高吸引力的水平。 加息周期结束，有望提升电站收益率，刺激前期观望需求释放。 光伏电站成本主要集中于投资初期，前期电站建设普遍依赖银行贷款，资本成本为光伏电站成本重要的影响因素。2022年初起美联储持续加息，欧元区边际贷款利率上行，利率上行一定程度上对光伏发电成本及电站收益率造成负面影响。 2023年10月美国CPI同比增长3.2%，核心CPI同比增长4.0%，均低于预期，市场预期美联储加息周期即将结束，并可能在2024年逐步进入降息周期。10月末欧洲央行货币政策会议宣布维持再融资利率4.50%，预计本轮加息周期结束。2023年利率上行一定程度上削减了组件价格下降对光伏电站收益率的正面影响，随加息周期结束、组件价格底部持稳，光伏LCOE及电站收益率有望显著改善，刺激前期因加息、组件快速跌价而观望的需求持续释放。 以欧洲集中式项目为例，我们测算了组件价格及贷款利率对光伏IRR的影响。参考IRENA，我们假设光伏容量系数16.9%、光伏系统成本996 USD/kW、光伏电站贷款比例70%、光伏电站运维成本13.2 USD/kW/年，参考欧洲PPA电价，假设光伏上网电价74欧元/MWh。 1）组件价格敏感性分析：在加权平均资本成本WACC为5%的假设下，组件价格自0.27 USD/W （2022年均价）下降至0.13 USD/W（2023年末欧洲组件价格）对应IRR提升4.4 PCT； 2）贷款利率敏感性分析：在组件价格0.13 USD/W的假设下，WACC自5%下降至4%对应IRR提升1.2 PCT。 2023年光伏组件价格大幅下跌后光伏系统成本及LCOE显著下降，即使考虑较高比例的配储需求、或电价下降、或一定比例弃光，预计2024年光伏发电项目的经济性/投资回报率仍将保持在具有较高吸引力的水平；全球大型公用事业项目潜在需求充足，随着加息周期结束、组件价格触底，前期因加息预期、组件快速跌价而观望的需求有望在2024年持续释放；同时考虑主要国家地区因低碳诉求政策端向好，预计2024年光伏需求将仍有较强的增长动力。 2023年光伏装机需求超预期，有力证明了组件价格下降对光伏需求激发的有效性，主要体现在中国市场在2022年87GW的高基数下，仍然实现了翻倍以上的高增长。类似于过去两年产业链价格上行中，价格承受力最高的海外分布式需求凭借“强购买力”争得了有限的供应，在今年的价格下行中，中国市场因拥有全球最大规模的积压集中式项目储备、及全球最高效的分布式项目审批开发流程，凭借“快速反应”成为了供给的流向。随着组件价格触底，2024年全球范围内的光伏需求有望凭借显著提升的经济性持续维持高增。 我们预计2024年全球光伏交流侧新增装机同比增长30%至约490GWac（对应组件安装量约650GW、产量650-700GW）：中国有望在超高基数下保持增长，但增速或略低于全球平均水平，海外市场则将更充分享受组件价格下降和加息结束（甚至降息开启）的红利，其中：中东、非洲地区因资源优势、基数较低，预计2024年装机高增，美国因政策预期及本土供应增加预计装机增长显著。 1.2 中国：储备项目充足，经济性支撑下消纳改善空间大 随着组件成本快速下降，2023年国内光伏新增装机持续超预期，1-10月新增装机143GW，同比高增145%。 装机结构看，前三季度装机同比增速由高到低依次为集中式（+258%）、户用分布式（+99%）、工商业分布式（+82%），在前期积压集中式项目加速启动的背景下，分布式装机仍维持52%的较高占比，充分显示组件价格下降带来的分布式需求弹性。 储备项目充足，电力市场化提升消纳空间。 据我们不完全统计，截至12月3日，2023年央国企大型组件集采招标/开标/定标量分别为218/187/179GW，同比去年1-11月增长98%/90%/63%。（统计口径说明：招标-业主公布招标信息，开标-公布投标价格，定标-确定中标人/入围名单），从组件招标集采规模看，以央国企参与为主的集中式地面电站项目储备和业主建设积极性都非常充足。 据Rystad Research，截至11月中旬，国内计划2023/2024年并网的大型公用事业项目分别有173/178GW，其中23年已并网/在建项目84.6/87.3GW，考虑到新项目仍在持续增加以及年底并网顺延的影响，预计2024年潜在项目规模大概率将超过2023年。 国家已规划三期风光大基地项目，其中第一批97.05GW已全面开工，预计2023年底并网；第二批455GW（十四五期间200GW、十五五期间255GW项目）陆续开工建设；第三批基地项目已印发清单，正在开展前期工作。 目前已公布的大基地项目基本上已落实消纳方案，从第二、三批风光大基地项目申报优先级来看，源网荷储一体化、离网制氢等100%就地消纳项目逐步占据主流，包含第二批大基地外送通道的“三交九直”特高压工程也正在持续推进，预计2024年起陆续投运。 从当前消纳情况看，根据全国新能源电力消纳监测预警中心数据，1-10月全国光伏利用率98.2%，同比持平，除西藏（78.4%，同比-1.6 PCT）、青海（91.4%，同比+1.0 PCT）、蒙西（96.6%，同比-0.7 PCT）、宁夏（96.6%，同比-0.8 PCT）、新疆（96.7%，同比-0.3 PCT）外，其他地区均高于97%。 9月18日，发改委、能源局正式发布《电力现货市场基本规则(试行)》，强调电力现货市场与期货市场的衔接，明确中长期市场分时体现交易价格。电力市场化是建立（风光可再生能源电力占比持续提高的）新型电力系统的必经之路，中长期分时电价、现货市场等机制的建立虽可能导致“纯光伏项目”平均上网电价下降、光伏电价波动加大，但可通过配储等方式应对，中长期看有利于新能源的长期消纳能力提升。 11月10日，发改委、能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，规定煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。给予煤电容量电价补偿，是激励煤电实现“主力基础性电源”向“调峰灵活性电源”角色转型的重要且必要的手段之一，有助于提升新能源的长期消纳能力；此外，由于各地煤电容量电费将由工商业用户按照用电量比例分摊，等效于工商业电价的上涨，因此对工商业分布式光伏项目的经济性测算也形成直接利好。 此后，围绕完善新型电力系统建设、及以“高比例市场化”为核心的新一轮电改的相关国家和地方政策密集出台，主要包括：国家能源局发布《关于促进新型储能并网和调度运用的通知（征求意见稿）》、广东省能源局下发《关于2024 年电力市场交易有关事项的通知》（要求220kV以上电压等级并网的风光电站未来全部参与现货交易）、湖北省发改委发布《关于征求工商业分时电价机制有关意见的通知》（将光伏出力高峰的10-15点电价从高峰调至低谷）。以上相关政策的高效、高密度出台，体现了各级政策制定者对提升我国可再生能源发电量占比、支撑新型电力系统建设及国家能源转型的坚定决心，更重要的是，在新能源发电量占比持续提高的背景下，此类政策也是能够在确保电网安全稳定运行的前提下，充分释放新能源技术进步带来的降本红利，支撑风光装机量持续增长的必要手段。 由于政策、项目运行模式等因素限制，目前光储发电端的成本下降并未完全传导至下游消纳空间的打开。我们认为，在一年之内1元/W的巨大成本降幅面前，绝大部分所谓的“消纳和接入困难”都可以迎刃而解，这1元/W的降本空间，可以通过高比例配储、或支付火电调峰成本、甚至以高比例弃光的形式，打开广阔的消纳空间，从而支撑装机量的增长。我们认为，近期国内部分地区出台的要求风光电站大比例参与现货交易、调整用户侧峰谷电价区间等政策，实际上都是为了实现将光伏降本红利向需求端消纳能力提升传导的必要手段。 系统成本持续下降，经济性提升释放需求弹性。 2023年末光伏组件价格触底，组件价格较年初高点下降近1元/W，测算对应LCOE下降约0.06元/kWh，对集中式项目而言，这部分成本下降可以通过配置高比例储能、或支付火电调峰成本、甚至以高比例弃光的形式，打开广阔的消纳空间，从而支撑装机量的持续增长；而对于当前基本无需配储、无需承担电网调节成本的分布式项目而言，每一分钱的成本下降都将激发增量需求的释放。 近两年国内分布式市场呈现此起彼伏、遍地开花的发展状态，2021年山东户用市场一枝独秀贡献了30%的分布式装机，2022年工商业市场异军突起，以浙江、江苏、山东、广东等工业用电大省装机规模最大，此外河南、河北的户用装机也在2022年超越山东；2023年以来，福建、湖南、湖北、广西等南方地区分布式装机量快速提升。在当前全球平均低值个位数的光伏发电渗透率背景下，由于区域分布的广泛性和来源的多样性，潜在分布式需求对价格的弹性释放有很大概率会持续超预期。 随着户用光伏并网规模增长，山东、河南等地出现消纳困难的情况，这主要是农村电网变压器限容所导致，随着农网扩容增压、升级改造工程的推进、新能源汽车下乡政策的落地、以及光储充的应用，我们认为分布式消纳的天花板将进一步打开。现阶段变压器扩容成本约0.2元/W，主要由电网公司承担，未来随着光伏系统成本的下降，变压器扩容成本或将逐步疏导至电站业主方。 考虑到国内地面电站储备项目丰富且持续增长，特高压外送线路加速建设、各地大比例配储、市场化交易范围扩大等手段多管齐下，消纳改善的弹性空间很大，2024年集中式新增装机将维持增长；户用、工商业屋顶（+地面）分布式光伏市场空间广阔，系统成本下降后需求弹性或超预期。我们预计2023/2024年国内新增装机180/220GWac，同比增长106%/23%。 1.3 美国：免税抢装+本土产能放量，装机望高速增长 2023年美国光伏需求相对旺盛，据美国太阳能协会（SEIA），1-9月美国新增光伏直流侧装机18.08GW，同比增长38%，其中地面电站装机11.1GW，同比增长51%；分布式装机6.98GW，同比增长20%。据EIA，1-9月美国光伏组件出货22.6GWdc，同比增长30.4%，均价0.34 USD/W。 公用事业项目储备丰富，PPA电价维持高位。 据EIA，1-9月美国光伏组件出货22.6GWdc，同增30%；1-9月并网电站（＞1MW）9.43GWac，同增38.8%。2023年计划并网的公用事业规模光伏项目有23.7GWac，截至9月还有14.27GWac尚未并网，考虑到组件供应仍然受到海关扣押等因素的影响，预计原计划10-12月安装的部分光伏项目将递延至2024年并网。 从计划2024年并网的公用事业规模项目来看，仅在2023年9月底已明确的就有36.7GWac，相较于计划2023年并网的项目增长55%，随着时间推移，预计这一数字还将继续增长，储备项目将成为支持美国装机高速增长的最大动力。 根据LevelTen Energy的跟踪数据，3Q23北美光伏PPA平均价格指数为51.02美元/MWh，年初至今已累计上涨12%，供应链限制、项目审批缓慢是导致PPA市场供给不足的主因，但这些显然并未影响企业购买光伏的积极性，不断上涨的电价显示出企业依旧强劲的购买力，旺盛的采购需求也推动了光伏投资的进一步增长。 关税豁免到期刺激抢装，北美产能放量提升供给。 2024年6月6日东南亚关税豁免将到期，此后进入美国市场必须使用非中国硅片或满足组件辅材条件（银浆、铝框、玻璃、背板、胶膜、接线盒6种材料中中国制造占比不超过2种）。考虑到目前中国以外的硅片产能较少，部分企业东南亚辅材扩产仍在推进阶段，预计关税豁免到期前美国有望迎来抢装/抢运。 为应对潜在的贸易风险，国内头部企业积极布局美国本土组件及电池产能，预计将在2023年底开始陆续落地，有望提升美国本土供应能力，对后续美国需求增长提供有力支撑。 考虑到美国公用事业项目储备丰富、PPA电价维持较高水平，潜在需求充足，2024年6月东南亚免税到期前有望迎来抢装/抢运，同时考虑后续本土产能放量提升供给，美国光伏需求2024年高增可期。预计2023/2024年美国新增光伏装机30/45GWac，同比增长78%/50%。 1.4 欧洲：库存逐步消化，经济性推动需求增长 库存影响有望在2024年一季度前后逐步消除。 2023年利率上升、组件价格快速下跌等因素导致欧洲需求阶段性放缓，同时劳动力短缺影响装机速度，因上半年经销商大量囤货，欧洲组件库存问题从Q3开始凸显，7月组件出口量环比下降。截至最新数据，10月欧洲十国组件出口4.4GW，同比-28%，环比-27%；1-10月累计出口74GW，占比47%，同比+2%。 考虑到目前向欧洲出口量绝对值仍维持在相对较高水平，我们预计目前欧洲库存尚维持在相对可控的水平，随着冬季前施工消化部分库存，预计24Q1前后欧洲库存压力将得到缓解。此外，预计目前欧洲主要库存为低效PERC产品，随着N型产品推广创造迭代需求，部分库存将低价或转运销售，令2024年欧洲终端装机增长能充分反应到对组件的需求上。 组件价格触底、加息结束后经济性红利有望逐步释放，电网升级支撑能源转型推进。 2022年初起美联储持续加息，欧元区边际贷款利率上行，一定程度上削减了组件价格下降对光伏电站收益率的正面影响；2023年10月末欧洲央行货币政策会议宣布维持再融资利率4.50%，预计本轮加息周期结束。同时，近期欧洲组件价格底部持稳，考虑欧洲光伏PPA电价仍维持较高水平，光伏组件价格下降对项目经济性提升的红利有望在2024年持续释放。 如1.1部分测算，在加权平均资本成本WACC为5%的假设下，组件价格自0.27 USD/W （2022年均价）下降至0.13 USD/W（2023年末欧洲组件价格）对应IRR提升4.4 CPT；在组件价格0.13 USD/W的假设下，WACC自5%下降至4%对应IRR提升1.2 PCT。随加息周期结束、组件价格底部持稳，光伏LCOE及电站收益率有望显著改善，刺激前期因加息、组件快速跌价而观望的需求持续释放。 此外，由于组件出口周期、经销商库存周期影响，欧洲市场组件现货价格下降幅度较国内相对滞后，同时考虑海外大型电站项目通常存在较长的前置开发周期，组件降价对增量需求的激发效果将有一定的滞后性。 2022年俄乌战争影响欧洲传统能源供给与价格，欧盟加速可再生能源转型进程，宣布计划于2025/2030年分别达到320/600 GW的光伏累积装机目标，并将可再生能源发电占比目标提高至45%，欧洲潜在需求充足。Rystad Research最新的大型公用事业项目库显示，2024年欧洲地面电站装机仍有充足储备，截至11月中旬计划并网的地面项目达到61.7GW，同比增长44%，有望支撑2024年欧洲增速持续高增。 2022年10月，欧盟“能源系统数字化计划”提出一项 5840亿欧元的投资规划，计划全面升级当地电网、加强电网跨境互联，以应对高比例新能源接入，有望进一步提升新能源消纳空间。 综合考虑库存消化速度、组件价格触底、加息周期结束等因素，我们预计2024年欧洲光伏新增装机持续增长，2023/2024年新增装机有望达到60/78GWac，同比增长30%/30%。 1.5 新兴市场：增长潜力巨大，经济性提升刺激需求爆发 中东：光照资源优势大，能源转型推动光伏快速发展。 中东地区光照资源充足，随着光伏成本持续下降，近年沙特、阿联酋、土耳其等国家光伏迅速发展，政府通过电价补贴政策、大型投标计划等积极推动能源转型，叠加组件价格下降带来经济性，预计中东地区光伏需求将快速增长。 沙特、阿联酋等地的光伏需求主要通过多个大型集中式项目的招标推动，近日，沙特电力采购公司(SPPC)发布了NREP第五轮太阳能项目的询价，自2017年以来，NREP已招开五轮大型光伏标案，规模达8.17GW，目前尚有许多在建项目未完工，未来将维持定期招标以支撑整体中东的光伏需求量。 2023年以来组件价格下降刺激中东市场需求爆发，2023年1-10月沙特、阿联酋、以色列、阿联酋、阿曼、约旦等中东国家组件出口9.42GWdc，同比高增74%。虽然以巴战争或对中东需求造成阶段性影响，但考虑到沙特、阿联酋等主力国家的大型项目持续推进，及政府不断推出大型标案等，预计2024年中东地区光伏需求将快速增长。 此外，近期国内企业纷纷布局中东光伏产能，有望持续推动中东需求增长。 印度：组件价格快速下跌，经济性驱动积压项目放量。 2022年4月，印度开始对进口光伏组件和电池分别征收40%和25%的关税，导致印度组件进口及光伏装机量显著下降，2023年1-9月印度装机8.47GWac，同降26%。 但印度光伏需求仍较为旺盛，2023年2月，印度政府决定将已经批准的组件型号和制造商清单（ALMM）豁免两年，显示了印度对光伏装机的迫切性。 三季度以来组件价格快速下降，一定程度上抵消印度40%组件进口关税影响，8-10月印度组件进口量显著提升，前期因高昂的组件价格及BCD（组件基本关税）造成的递延项目开始动工。1-10月印度电池及组件出口14.67GWdc，同比增长2%（22Q1关税抢装造成出口基数较高），其中8-10月组件出口4.23GWdc，同比高增1923%，月度平均出口量较5-7月增长324%。 考虑到印度本土旺盛的光伏需求，预计2023/2024年印度光伏新增装机有望达到16/21GWac，同比增长15%/31%。 南非：缺电刺激光伏需求爆发。 近年来南非大规模限电令（load shedding）已成为常态，为缓解当下急迫的电力危机，南非政府宣布2023与2024年全国电价将分别调涨18.56%与12.74%。同时，为鼓励分布式发电设施的建设，政府发布两项总计高达40亿兰特（约2.1亿美元）的光伏税务补贴。 电价上涨、税收补贴进一步提升光伏发电经济性，2023年以来南非光伏项目快速增长，1-10月国内组件出口南非3.6GW，同增251%。我们预计2023年南非市场增速超200%，2024年有望延续高增。 1.6 1TW新增装机大概率2030年前实现，组件需求5年2倍增长可期 光伏装机需求增长的来源，本质上是三项增长的叠加：1）经济发展驱动全社会用能量增长；2）终端能源消费中电力占比提升；3）光伏占电力供应比例提升。 据EI Statistical Review of World Energy，2022年全球一次能源消耗中电力消费占比45.3%，光伏消费占一次能源消耗比例仅2.05%，光伏渗透率普遍较低，其中中国光伏占能源消费比例为2.52%，同样处于较低水平。据IEA，在各类型发电量中，全球光伏电量占比约3.5%-9%，中国光伏发电量占比同样处于较低水平。随着各国碳中和推进，电气化比例及光伏消费渗透率有进一步提升空间，有望推动光伏新增装机持续增长。 “光储平价”逐步实现，1TW/年新增装机逐步可见。在全球经济增长带来用能增长、电气化比例提升、可再生能源电量占比提升的三重增速叠加下，光伏作为最平价的可再生能源电力，预计2030/2040/2050年光伏发电量占比有望分别提升至20%/40%/45%。考虑出力特性和灵活性资源的成本，我们预计光伏发电量占比提升至40%以上后增速放缓，预计全球新增装机大概率在2030年之前达到约1000GWac，之后存量组件替换需求量逐步攀升，支撑光伏新增需求持续增长。 项目成本结构及日照资源变化驱动平均容配比上升，5年内年度组件需求增长2倍可期。随着组件占系统成本比例的下降、以及新增项目选址逐渐走向日照条件相对较差的地区，光伏项目最佳交直流容配比（直流侧组件安装量/逆变器功率）将持续走高。以2023年380GWac/500GWdc（对应1.32容配比）为假设基数，稍乐观估计2028年新增装机达到1TWac/1.5TWdc（对应1.5容配比），则年度新增组件需求有望在5年内增长2倍，对应年均增速约25%。 供应端总量边际改善、格局分化进行时，头部企业优势扩大 2.1 供应端总量边际改善进行时，长期、恶性过剩风险显著下降 随着硅料供应持续释放，2023年末光伏主产业链各环节名义产能都将达到近1000GW，即使考虑产能利用率折扣，2024年行业整体供需关系正式回归“总量过剩”状态不可避免。 但在二级市场估值下降、融资收紧、产业链盈利快速下行、电池技术路线迷雾再起等因素的共同作用下，产生资本开支的原始冲动来源——赚钱（无论是生产制造还是炒股票）的难度都在大幅增加，因此光伏行业近期已经呈现出越来越明显的供给端改善趋势，如拟上市/再融资项目终止、企业扩产资本开支放缓/取消、跨界企业减少/退出、地方政府积极性减弱（表现为代建厂房延期交付）等。我们认为，2024年规划产能实际落地情况具有高度不确定性，且硅料等环节的实际供给能力将显著低于名义产能、电池环节则是典型的技术迭代背景下的优胜劣汰，行业出现长期、高度同质化的恶性产能过剩的概率正在显著下降。 1）融资难度加大，多项IPO、定增事件终止。 随着去年下半年以来资本市场对光伏板块热情的退烧，以及近期A股市场再融资/IPO的收紧、TOPCon电池超额利润的快速压缩、产业技术路线的迷雾再起、预期需求增长的降速等因素的陆续出现，各类资本方的投资积极性正以肉眼可见的速度快速降低，地方政府的支持力度也在同样的逻辑下渐渐退潮。 2）盈利承压环节资本开支放缓。 随着各环节价格及盈利逐步下降到较低水平，前期规划产能的实际推进情况将有一定不确定性。如近期即使身为作为行业头部企业的大全能源、阿特斯，也分别延期或减少了规划中多晶硅及硅片/电池/组件项目的产能投放，老牌多晶硅企业REC关闭了其两家北欧多晶硅工厂。 我们梳理了龙头企业2022年起单季度资本开支（选择“购建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金”科目）及在建工程的同环比增速，可以明显看出，盈利压力较大的环节（辅材、硅片）资本开支及在建工程规模均有所放缓：年初以来辅材环节资本开支、在建工程规模同比均维持在较低水平，硅片环节自Q2起环比增速下降。电池片、组件环节资本开支及在建工程仍有一定增速，预计主要由于TOPCon、BC等新技术产能加速释放，行业扩产及投产加速。 3）技术持续迭代进步，跨界企业投资积极性降低，规划产能实际落地情况将有较大折扣。 2023年TOPCon产能扩张规模巨大，据我们统计，至2023年末老玩家及新进入者TOPCon产能规划高达495GW。从结构看，非一体化、非上市公司及跨界企业规划约231GW，占比48%。 考虑到TOPCon为刚刚步入量产期的新型技术路线，技术进步迭代较快，二三线及跨界企业爬坡速度、良率水平大概率与头部企业具有一定差距；此外，近期电池片价格快速下跌导致单一电池片环节盈利下降至较低水平，随着TOPCon新增产能加速释放，预计N/P溢价缩窄，非上市公司及非一体化电池企业将有较大盈利压力。三季度起，奥维通信、乐通股份、向日葵、皇氏集团等多个跨界企业终止/减少TOPCon/HJT等电池新技术项目投资，在此背景下，我们预计2024年TOPCon产能实际落地情况将有较大折扣。 综上，尽管行业重回2019年以前的“常态化总量过剩”是不可避免的（也是正常的），但在各环节技术持续迭代进步、优质产能持续挤出落后产能的趋势下，市场所担心的长期、供给高度同质化的恶性供需失衡发生的概率正在快速下降，“供应端预期改善”的拐点实际上已经出现。 2.2 产业链盈利承压促格局分化，头部企业优势扩大 随硅料供给释放，下半年光伏主产业链价格快速下跌，各环节盈利承压。按照现货价格测算，当前各环节均处于微利甚至亏损状态。 考虑到行业库存、供需格局、组件订单周期等因素，预计未来1-2个季度各环节“报表端”单位盈利仍处于下降通道（预计4Q23或1Q24见底概率大），2024年行业盈利处于相对底部位置。 随着产业链价格及盈利快速下跌，各环节内部分化渐显，我们认为后续各环节内部分化将持续加剧。 分化一：环节内部盈利分化 硅料：2023Q2起行业盈利快速压缩，但即使是头部企业及之间（盈利TOP2与TOP3-5企业）的盈利差距也仍维持在1万元/吨以上的较高水平。 一体化组件：2023Q3头部企业（TOP6）凭借海外渠道、产品结构、成本结构等方面的优势，维持毛利率环比提升，测算单位盈利（剔除减值、政府补助、汇兑损益等扰动因素影响）在Q2高基数下环比基本持稳甚至小幅上涨，而二三线企业毛利率及单位盈利则开始下降。 分化二：开工率/市占率分化 下半年以来组件价格持续探底，逐步逼近企业成本线，二三线企业由于成本结构处于劣势，且缺乏相对高盈利的海外订单维持整体盈利水平，价格让渡空间小，导致终端需求持续增加的背景下，订单加速向头部企业集中。 分化三：成长能力分化 在整体融资收紧、盈利承压的背景下，企业之间对地方政府支持等外部资源的获取能力以及自身资金实力差异所导致的研发、技改、扩产能力上的差距将被放大，令头部企业的优势更加凸显。 从光伏发展历史看，过剩才是光伏行业的常态，甚至“过剩”本身才是驱动行业技术创新的核心动力之一，越是过剩的状态下，优势企业才越能体现他的α价值和长期生存能力。我们认为，行业总量过剩将加速推动优胜劣汰，龙头企业优势有望放大。 2.3 硅料：成本曲线维持相对陡峭，高品质料溢价逻辑清晰 2023年底多晶硅产能合计约250万吨，其中15万吨高成本海外硅料（OCI、Hemlock、Wacker、REC）用于出口美国市场，价格体系将具有一定的独立性。 预计2024年光伏组件需求650-700GW，按照硅耗2.4g/W测算硅料需求约160万吨，扣减海外硅料后国内硅料需求约145万吨，对应现金成本约4.5万元/吨。 中长期看，产能过剩后理性价格应维持在供需均衡状态下边际产能的现金成本附近，同时考虑到边际产能在价格低位时可能因成本控制、现金管理、费用摊销等因素造成成本上升，我们预计硅料价格“理性底部区间”为致密料含税价5.5-6.5万元/吨。虽然不排除阶段性非理性抛库等行为可能会短时间击穿该价格区间，但我们认为5.5万元/吨以下不是一个可以长期维持的价格。 综合供给及需求释放节奏，我们预计硅料价格将在23Q4末24Q1初达到阶段性低点。 考虑到头部企业的成本优势，同时考虑到电池效率持续进步驱动对材料端品质要求的提升（N型硅料品质要求更高），头部企业高品质产品或将具有显著的价格及出货优势（如12月硅料环节库存主要集中于低品质产品），预计头部硅料企业平均单位盈利低点约0.5-1万元/吨。 2.4 一体化组件：价格筑底，优势产能及渠道保障龙头盈利 由于订单周期等因素，2023Q3一体化组件企业盈利整体仍维持较高水平，好于按照现货价格进行测算的理论盈利水平。但环节内部呈现分化，头部企业毛利率提升、测算单位盈利（剔除减值、政府补助、汇兑损益等扰动因素影响）基本持稳，二三线企业毛利率及单位盈利开始下降。 预计组件底部含税成本约0.9-1元/W（不考虑费用）。 根据组件环节成本结构，我们测算PERC/TOPCon一体化组件零毛利对应含税价格约0.93/0.97元/W（硅料价格5万/吨，3.2/2.0玻璃价格23/18元/平，胶膜价格7元/平，未考虑费用）；若考虑价格持续下降至部分一体化企业现金成本亏损，则对应PERC/TOPCon组件价格将进一步低至0.88/0.92元/W（不考虑费用）。 实际组件价格仍受多种因素影响： 1）考虑到有相当部分产能难以达到三环节一体化，预计行业实际平均成本高于上述测算； 2）开工率下降将造成折旧摊销提高，对应单位成本提升； 3）随着TOPCon、BC等新技术放量，存量PERC产品（尤其是低效产品）竞争力快速下降，企业可能存在以非理性价格抛售的行为； 4）特定时间段的甩库清仓行为（如23Q4部分海外退回组件价格较低）。 虽然不排除阶段性非理性抛库等行为可能会短时间击穿该价格，但我们认为0.9元/W以下不是一个可以长期维持的组件价格。 盈利底部承压，优势产能及渠道保障龙头盈利。 因报表端确认订单的均价下降、盈利能力相对偏低的国内订单占比提升、年底产业链快速降价可能进一步带来存货减值等因素，一体化组件Q4报表端单位盈利或环比承压。考虑到行业供需及竞争情况，预计2024年一体化组件盈利处于相对底部区间。其中新产能释放较快、一体化程度提升、海外高价值市场销售占比高的企业，有望呈现相对较小的降幅、甚至不下滑，并继续在行业景气度下行的负β环境中，呈现企业自身α带来的盈利优势。 1）海外产能及渠道布局保障高溢价市场出货及盈利优势 当前美国组件市场的贸易政策涉及新疆硅料限制（UFLPA）、双反税率（AD/CVD），目前头部企业通常通过海外硅料及溯源材料（规避UFLPA）+东南亚电池组件产能（规避AD/CVD）供应美国市场，壁垒相对较高。 2023年以来美国组件进口单价相对全球其他市场而言仍维持在较高水平，我们认为主要因关税、涉疆法案等贸易政策导致有效供给较少。 2024年6月东南亚免税政策到期，此后进入美国市场必须使用非中国硅片（需海外切片产能）或银浆、铝框、玻璃、背板、胶膜、接线盒6种组件辅材中中国制造占比不超过2种（需海外供应链），贸易壁垒进一步提高。 为应对潜在的贸易风险，头部企业在优化东南亚产能的同时（如增加TOPCon产能布局），积极布局美国本土组件及电池产能，持续增强高溢价市场出货能力。 考虑到贸易壁垒大概率长期存在，预计美国组件价格仍将维持在较高水平，头部企业有望凭借领先的海外产能布局及溯源通关经验，保持高溢价市场出货及盈利。 2）先进产能布局保障份额及盈利提升 目前TOPCon技术实际渗透率仍处于较低水平，但随着TOPCon产能加速释放，N/P溢价快速缩窄，TOPCon组件的性价比快速提升，有望带动渗透率加速提升。近期国央企组件招标中N型组件占比显著提升，2023年以来组件招标明确类型的项目共186GW，其中N型占比36%；2023年10-11月组件招标明确类型的项目20GW，N型占比大幅提升至75%。 头部一体化企业在研发实力、研发投入及技术积累方面具有显著优势，TOPCon、BC等先进产能释放进度普遍处于行业第一梯队，有望在2024年凭借产品和技术优势持续提升份额及盈利。 2.5 玻璃/胶膜：辅材环节中格局最优，头部企业优势显著 玻璃：供给扩张相对谨慎，预计头部企业单位盈利低点2-2.5元/平米。 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》，随后甘肃、河北、山西、河南、重庆、浙江、安徽、江苏等地发布了本省光伏玻璃生产线预警信息处理意见，涉及产能超14万吨日熔量，其中超8万吨产能收到风险预警，主要集中在安徽、湖北、广西等地区。 考虑到风险预警政策对规划产能落地进度的影响，预计2023末/2024末保守/2024末乐观光伏玻璃名义产能将达到10.7/12.5/14.4万吨日熔化量（对应可满足约700/800/930GW组件需求，按照双玻渗透率55%-65%测算），整体供给充足。考虑到风险预警政策及企业资金状况，行业头部企业的扩产确定性将显著高于二线及新进入者。 因供给相对充足，2023年光伏玻璃价格及盈利处于历史中低水平。 基于当前可预见的2024年光伏玻璃供需判断，预计光伏玻璃价格较难出现显著的趋势性上行，但考虑到目前光伏玻璃盈利已处于历史中低水平，部分新进入者扩产进度存在一定的不确定性，价格向下空间亦有限，考虑光伏玻璃名义过剩幅度在产业链主要原材料中处于较低水平，2024年光伏玻璃价格及盈利能力或有望较2023年有所修复。 历史上光伏玻璃环节头部企业（信义、福莱特）毛利率显著领先二线企业，差距长期维持在10PCT以上。光伏玻璃产品同质化程度较高、价格差异较小，盈利差异主要源自成本差距。典型头部玻璃企业与二线企业单位成本差距约1.5-2元/平，其中主要为原材料自供及集中采购差异、大窑炉及技术带来的能耗及良品率差异。 近年光伏玻璃行业成本曲线呈现一定的平坦化趋势，主要由于二三线企业开始投产大窑炉、提高石英砂自供比例。考虑到头部企业原材料采购规模优势较难复制、良品率等生产工艺优势也有望维持，预计后续头部与其他企业之间成本差距进一步缩小空间有限，预计头部光伏玻璃企业单位盈利低点2-2.5元/平。 胶膜：盈利承压扩产放缓，龙头优势稳固。 2022年底随光伏下游需求进入淡季，EVA树脂及胶膜价格弱势延续至2023年上半年；Q3硅料价格触底后下游组件排产修复，但EVA树脂的其他下游领域需求走弱导致价格下行，光伏胶膜价格持续处于较低水平，胶膜企业盈利承压。 目前光伏EVA树脂价格约1.1万元/吨，已处于显著的历史底部区间，预计后续价格下行空间有限。 展望后续，预计2024年胶膜供给相对充足，结合龙头企业坚守市占率的竞争/价格策略，预计胶膜环节盈利向上空间有限。 光伏胶膜头部企业（福斯特）毛利率持续领先行业，主要源自多年工艺积累和规模效应带来的成本优势，以及持续引领行业的新产品迭代能力。近年来福斯特与二三线胶膜企业维持0.5-1.5元/平的盈利差距，考虑到其较为稳固的龙头地位，预计盈利差距有望维持在0.5-1元/平，对应头部企业单位盈利低点约0.5-1元/平。 长期来看，胶膜技术路线相对稳定、N型及薄片化趋势带来克重、性能要求提升，新产品研发实力、产品质量及稳定性、原材料供应保障等将成为胶膜企业重要的竞争要素，头部企业仍具备较突出的竞争优势和成长能力。 电池技术迭代步入深水区，多路线并存创造更多差异化竞争与投资机会 2023年光伏产业链各环节迎来了围绕N型电池技术为核心的新产能扩张周期，以TOPCon为代表的N型高效电池技术优势凸显，成为新、旧玩家争相布局的方向，N型产能快速渗透，开启N型高效时代。其中TOPCon技术路线凭借较高的性价比、设备及工艺流程较为成熟等优势，率先大规模量产，进入推广红利期，同时HJT、xBC技术也分别在成本端及工艺端于年内有所突破，后续有望在终端市场放量。根据统计，行业内TOPCon/HJT/xBC电池规划产能已分别达到1713GW/379GW/205GW；预计截至2023年底，行业TOPCon/HJT/xBC落地名义产能将达684/51/58GW。 尽管TOPCon工艺路线目前无论从实际产能/产量、规划产能等方面均处于绝对领先的状态，但随着24年HJT、xBC工艺在放量的过程中陆续兑现高效率、差异化竞争优势及逐步提升的性价比，在未来的光伏电池技术格局中，或许很难再出现类似于PERC迭代BSF过程中的“单一路线”完全压倒性替代的局面。 我们认为产业后续在电池技术路线方面可能会出现“三足鼎立”的局面。 原因一：极限效率方面，各技术路线差别不大，HJT、xBC效率略高，但优势效率不足以支撑其自身以压倒性优势成为绝对主流；量产效率方面，虽然HJT、xBC有优势，但TOPCon提效路径方面更为清晰，提效的工具箱里工具更多；原因二：尽管TOPCon产业链配套更为成熟与完备，但HJT、xBC工艺同样在年内取得了快速进步，产业链上下游协同加速，TOPCon很难再一枝独秀；原因三：应用场景开始多样化，头部大厂BC组件一经推出便受到分布式市场青睐，年内集中式招标中陆续出现高效HJT组件身影，且海外客户接受度持续提升。 3.1 TOPCon：两年内仍是主流，持续提效进展决定生命周期和龙头优势幅度 2023年TOPCon产能扩张规模巨大，根据Infolink统计，年内行业TOPCon电池规划名义产能达到1713GW，2023上半年TOPCon落地产能为201GW，预计下半年落地产能达483GW。虽然截至目前，TOPCon技术实际渗透率仍处于较低水平，但随着TOPCon产能从23H2开始加速释放，N/P溢价快速缩窄，TOPCon组件的性价比快速提升，TOPCon电池的市占率将会在24年快速提升，我们预计2024年TOPCon电池市占率将超过60%。 与此同时，由于产能快速释放所造成的溢价快速缩窄，选择TOPCon工艺路线的厂商所享受到的新技术超额利润的红利期快速缩短，加上HJT、xBC电池所给予TOPCon电池的压力，有观点认为TOPCon电池的生命周期较短。但我们认为，目前看TOPCon工艺仍有进一步改良的空间，提效路径仍有清晰的方案，因此若后续提效手段能够顺利导入，效率优势将令销售溢价再次扩大，同时进一步降低成本，TOPCon电池相比PERC的超额利润有望回归，并令其技术生命周期延长。 TOPCon后续最为明显的技术差距或产生在“双面poly”工艺的应用。尤其是针对头部企业而言，由于后续较为明确的提效路径中“双面poly”对于工艺的要求极高，因此若能顺利实现量产端导入，在提升TOPCon技术路线整体竞争力和性价比的同时，还将有效拓宽自身在电池工艺环节的护城河、提高竞争壁垒，从而支撑头部企业由技术领先性创造的盈利优势。 根据ISFH在2018年测算了不同钝化技术组合下的电池效率：下表中，左上角的组合选择性表示材料的适配程度，材料适配度越高，电池理论效率越高，双面poly在材料适配性上优于单面poly；右上角和左下角的接触系数表示载流子复合几率，电子选择层接触系数和空穴选择层接触系数之和越小，载流子复合几率越小，电池效率越高，单面TOPCon理论极限效率27.1%，双面TOPCon理论极限效率可高达28.7%。 当前TOPCon工艺核心的隧穿氧化层/掺杂多晶硅钝化技术仅用于N型硅基的背面，正面金属电极与p+发射极直接接触，载流子复合问题依然严重，使得电池最高开路电压被局限在700mV左右。为了进一步降低载流子复合、提高开路电压，TOPCon的提效研究重心逐步转向优化电池正面钝化，双面poly就是将TOPCon核心钝化工艺应用于前表面（制作p-poly）。多晶硅的光吸收能力较强，有利于提高电池转换效率，然而其内部存在较多缺陷，易增加光学损失、提高载流子复合几率，因此工艺上倾向于针对正面金属电极接触区局部制作p-poly，也被称为poly-finger结构，后续有望打开TOPCon电池工艺当前量产效率的天花板。 3.2 HJT：性价比渐现，静待大厂扩产发令枪 据隆基在2023年5月最新的理论更新，基于纳米晶化工艺的HJT理论极限效率可达29.2%，高于基于双面Poly路线TOPCon的28.7%。产业化角度看，尽管过去两年HJT降本比较缓慢，但在2023年内0BB、银包铜、电镀铜等针对HJT的提效降本工艺目前均已看到实质性进展，路径清晰。根据我们测算，2023年中HJT非硅成本0.312元/W，目前HJT非硅成本0.305元/W，若导入银包铜、0BB，则HJT非硅成本可降至0.258元/W。除此以外，设备运行状况愈发成熟，根据迈为股份周剑董事长在风光水储协同发展产业研讨会上演讲内容，目前HJT设备从搬入到良率达标只需80天左右，具体案例来看：搬入+二次配+硬件调试 37天，整线良率整合调试 46天，即可实现效率/良率/稼动率达标，而此前这一过程需要一年左右时间。随着HJT设备逐渐具备量产能力，HJT有望2024年在下游迎来放量。 银包铜是阶段性有效降本手段，电镀铜才是中期关键胜负手。因为HJT设备的性能要求远高于TOPCon设备，因此设备投资不可能低于TOPCon，但基于HJT电池的物理结构以及部分实验室结论，HJT电池量产转化效率领先TOPCon电池1pct以上是可以实现的。而低温浆料材料电导率低、塑性形型差、接触电阻差，成本高，是主要限制因素。 电镀铜工艺前景广阔。在金属化环节，我们认为银包铜工艺大概率为过渡性技术，五五开银包铜浆料后续进一步降低银含量对效率及可靠性影响的潜在风险或显著加大。铜栅线电阻率低，可减小电池串联电阻，提高输出功率，从而有效提高电池效率；同时金属材料成本低廉，有助于节约传统金属化的银浆成本；此外，铜栅线可以做的更细，高宽比高，可以降低遮光面积及栅线电阻。 2024年的HJT电池技术产业化及市场的推进需要关注以下几点：1）HJT组件的下游中标及相关公司出货量情况，前者可以观察尤其是地面电站对于银包铜组件的接受程度，后者则是可以得到在HJT组件大规模放量的背景下HJT组件相较于TOPCon组件的稳态溢价水平，从而进一步测算实际的盈利能力；2）大厂扩产情况，头部大厂的技术路线选型具备较大的影响力，能够带动产业链上下游的进一步成熟。我们预计头部大厂对于HJT扩产的态度出现变化有希望出现在2024年下半年，届时头部的HJT设备厂商及头部HJT电池、组件厂商有望受益。 3.3 xBC：头部大厂押注，未来重点关注应用场景拓展 背接触（Back Contact，BC）概念于1975年提出，后经过不断演化、改进，现已成为行业公认的高效光伏电池技术路线之一。从转换效率的角度来说，由于BC结构正面无栅线遮挡，受光面积增大，入射光利用率得到提高，因此在被提出至今近50年的时间里，在转换效率上始终保持绝对优势。从观赏性的角度来说，BC结构组件正面无栅线遮挡，外观上可以兼顾高颜值，更加符合多元化建筑场景的应用，因此深受分布式市场的喜爱；从工艺兼容性的角度来说，BC工艺为兼收并蓄的富有延展性的工艺，可以与TOPCon、HJT工艺相结合，在正面充分利用的前提下进一步优化钝化结构，持续做到电池转换效率的提升。 xBC工艺壁垒高，耗材/设备变化较大，技术优势红利期长：①BC电池的生产工序较长，尤以背电极制作较为繁琐，需要经历2~3道激光开槽工艺，对设备稳定性/工艺成熟水平要求较高，而激光开槽过程中造成的漏电问题是制约电池片生产良率的重要瓶颈；②由于背电极相互交叉，在焊带设计/焊接工艺和封装工艺也需要做相应调整。焊带方面，扁平化、变薄变宽趋势；串焊机方面，焊接精度要求大幅提高，焊接过程中需要避免发生翘曲问题，需要BC结构专用串焊机。因此综合评估看来，一般厂商并非拥有TOPCon或HJT技术、产能即可随时转产BC结构电池，在BC领域研发投入积累多、成果丰富的企业，将能在量产阶段保持相对较长时间的技术优势红利期。 得益于头部企业的积极引领和产业内上下游多方面的技术进步，2023年开始xBC工艺发展速度较快：①激光在光伏中的应用逐步普及，现有厂商多采用激光图形化取代光刻工艺，目前激光技术在 xBC 电池上的应用主要为刻蚀掩膜、制备 PN 区交叉指结构、PN 区隔离及钝化膜开槽等核心工艺步骤，经济性大幅提升；②xBC电池产业链上下游的快速协同配套，尽管国内的BC电池于2023年刚刚进入量产阶段，但产业链配套已形成很好的配合，从辅材、耗材、设备等方面均给予了BC电池产业化强有力的支持，各环节龙头公司基本均实现向头部BC厂商的量产供货；③龙头电池及组件企业扩产的带动作用，尽管目前仅有少数头部企业押注了xBC工艺技术路线，但龙头企业的技术路线选型具备较大的影响力及示范作用，带动行业内其它头部企业内部研发同样对xBC工艺保持了一定关注，对于xBC工艺量产所遇到的难点和痛点予以克服，因此共同带动了xBC工艺的快速进步。 在原有的认知下，xBC电池由于双面率低，因此并不适合集中式电站的应用场景。而以隆基、爱旭为首的在xBC电池研发、量产较为领先的头部大厂来说，后续对于BC产品的目标之一就是将BC产品推向集中式市场。根据光伏组件安装的实际情况，组件正面太阳光直接照射，背面接收经地面反射后的太阳光，太阳光激发硅基体产生载流子，实现发电，因此发电量主要与四个参数相关：正/背面光照获取情况、正/背面电池效率。xBC结构组件虽正面无遮挡，但电池电极均位于背面，且栅线较宽，行业普遍认为xBC电池的高效率是牺牲双面率获得的（双面率=背面效率/正面效率）。然而根据我们测算，在地面反射率越小的场景中，发电量水平对正面效率（也就是我们常常提到的转化效率）的变化越敏感。在不考虑其他因素的情况下，根据公式：电池发电量=正面发电量+背面发电量=电池面积*标准光强*正面效率+电池面积*（标准光强*地面反射率）*（正面效率*双面率），假设182mm*182mm尺寸的电池片正面转换效率24.5%，标准光强为1000W/m2，在普通地面材料（混凝土）的反射下，以90%双面率的电池发电量为基准，当双面率降至40%的时候，要想产生相同的电量，正面转换效率需要提高1.84%。根据实际情况，光伏装机常见的应用场景中，反射率普遍在15%-30%之间，因此理论上来讲双面率的损失是可以通过高效率（正面效率）去弥补的。 对于xBC工艺来说，2024年的主要关注点在于产品应用场景的拓展及隆基、爱旭等在xBC产品量产领先厂商的出货情况。如果xBC产品能够顺利放量，可以关注两个方向的投资机会。方向一是 xBC 生产工艺中较此前 PERC、TOPCon 应用更为广泛、价值量更高的电池激光设备厂商以及出现较大变化的相关设备厂商；第二个方向是在 xBC 工艺产能布局领先、产业化进展较快的头部组件、电池厂商。 3.4 钙钛矿：产业化进展提速，紧盯GW级产线招标催化 当前国内较为领先的钙钛矿企业主要可以分为三类，一类是专业从事钙钛矿产品研发和制造的创新型高科技企业，如极电光能、协鑫光电、纤纳光电等；第二类是研发布局型巨头企业，如宁德时代、比亚迪、隆基、通威等；第三类是以高校、科研院所为背景，如万度光能、众能光储、仁烁光能等。根据各公司公众号报道统计，年内钙钛矿企业融资及战略合作活跃，部分企业依靠科研实力、技术专利获得市场资金认可；部分企业基于上市公司背书，资金、科研、企业合作资源丰富。 宏观来看，2023下半年开始受行业关注热点转向平台型技术的影响，钙钛矿叠层电池也在今年初露锋芒。2023年9月，隆基钙钛矿/晶硅叠层电池获NREL认证，实验室转换效率高达33.9%；2023年11月，协鑫光电钙钛矿/TOPCon叠层电池获中国计量科学研究院认证，转换效率达26.17%，组件面积＞1000cm2。这两个效率认证不仅展现了钙钛矿叠层电池的效率提升潜力，并且一举使大面积钙钛矿组件效率记录迈入20%大关，将积极催化未来两年钙钛矿组件的产业化进程。 钙钛矿方面，2024年继续跟进GW级产线规划及落地情况。据统计（各公司公众号），2023年内钙钛矿规划产能超5.5GW，主要来自两个GW级项目。2023全年看，钙钛矿产业化仍处于从0到1的阶段，2024年能否顺利完成过渡，仍需要地面电站的长期实证数据支撑。良好的电站实证数据依靠钙钛矿材料的稳定性、大面积组件的转换效率、制造端总成本、钙钛矿整线量产能力等因素的共同进步，并且最终会映射为市场中钙钛矿GW级产线招标规模激增、落地规模扩大、建设进度加快。 投资建议 4.1 节奏把握：随23年末基本面负面信息充分释放，24Q1板块行情望迎来修复 年底去库诉求加速价格触底，价格底部+库存低位望驱动24Q1现排产拐点 进入12月之后，伴随硅料新产能持续释放驱动的原材料价格继续下行，以及中下游各环节企业年底去库诉求逐渐进入高潮，光伏产业链现货价格仍在继续走低，同时，带有一定“期货”属性的组件集采招标价格也屡创新低，11月下旬以来，已有多个国内不同规模的组件招标项目公布低于1元/W的中标价格，个别P型标段中标价格甚至跌破0.95元/W。 据我们前文测算，P型PERC组件基于硅料5万/吨、玻璃23/18元/平米（3.2/2.0mm），胶膜价格7元/平米的原材料成本计算，含税0.93/0.88元/W大约是PERC产品硅片到组件三环节一体化企业能够保证不亏损毛利/现金的极限价格，我们认为当前组件价格已降至底部区间。 从库存去化节奏看，12月组件总排产量环比略降，主要出于年底严控库存的诉求；欧洲组件出口量自三季度起环比显著下降，经历两三个季度的消化后，预计前期库存压力有望在24年一季度前后显著缓解。 考虑到组件价格触底、行业库存逐步消化至低位，如无意外，预计3月组件端排产量或出现显著起色（考虑到2024年春节位于较晚的2月中旬）。 23Q3及24Q1业绩不确定性风险释放前后，板块或迎来积极表现 在市场融资监管的宏观因素，以及产业周期、外部资源、资本市场情绪等中观因素的共同作用下，光伏行业供给端总量边际改善（包括落后产能的出清和新增扩产的放缓）、内部格局分化的趋势正逐步显现。 考虑到23Q4以来产业链价格的加速下行、以及产能的优胜劣汰，市场近期对板块Q4业绩（如部分减值风险）存在一定担忧，并表现为股价的进一步走弱，部分标的近期创出本轮调整新低。我们预计在1月的23年度、3-4月的24Q1业绩预告不确定性风险释放前后，板块或迎来积极表现。 4.2 方向选择：重点布局α突出的、以及受益技术迭代的企业 2023H2以来逐渐白热化的组件价格竞争，已将行业在过剩状态下可能出现的惨烈景象展现大半，结合持续一年半的板块股价下行，投资者对光伏板块从担心、悲观、恐慌、到绝望的负面情绪也基本释放完毕，我们认为2024年光伏板块将迎来基本面和市场预期的“否极泰来”，建议重点关注两条主线的投资机会： （一）行业景气度及主流企业报表业绩触底后，量、利预期及估值的集中修复，预计最快24Q1可见，标的首选各环节在这一轮产能出清过程中展现出强势盈利韧性和发展后劲的强α企业，尤其是在产品、产能布局、资金方面具有显著优势的头部企业： a)产品优势：电池效率持续进步驱动对材料端品质要求提升，头部企业高品质产品将具有显著的订单及价格优势，如12月硅料环节库存集中于低品质产品、N型硅片/电池片价格相对P型产品更为坚挺。 b)产能布局优势：一方面，落后产能将逐步出清，11月起电池片环节排产明显分化，伴随一体化及第三方新产能持续投产爬坡，大量老旧P-182产线开始减产、停产，市场期待的“产能出清”实际上已经在“进行时”中。此外，美国等高价高盈利市场对产能的地域布局也提出了较高要求，具备东南亚产能（除电池组件产能外，24年6月关税豁免后需要海外切片产能或辅材产能）、美国本土产能的企业才将具备高溢价市场的出货能力。 c)资金优势：在整体融资收紧、盈利承压的背景下，企业之间对地方政府支持等外部资源的获取能力以及自身资金实力差异所导致的研发、技改、扩产能力上的差距将被放大，令头部企业的优势更加凸显。 （二）TOPCon大扩产之后，围绕下一轮电池片扩产“技术路线”选择的投资机会，标的主要围绕引领新一轮技术方向的主产业链优势制造企业及相关设备、耗材供应商，该主线热度预计在企业普遍开始决策24H2-25年扩产技术路线的2024年中附近达到高潮。 具体投资组合&主线： 1）对中期盈利能力和长期竞争格局稳定性都存在低估的一体化组件龙头：阿特斯、晶澳科技、晶科能源、天合光能、隆基绿能、通威股份； 2）抗光伏主产业链波动能力强、增速更高、出口有望回暖的储能/逆变器：阳光电源、禾望电气、阿特斯、上能电气、盛弘股份、科华数据、南都电源、科陆电子 等。 3）凭借α突出的业务或产品线布局而具备穿越周期能力的强周期环节龙头：通威股份、奥特维、高测股份、协鑫科技、大全能源、TCL中环、双良节能、捷佳伟创 等； 4）BC、钙钛矿、电镀铜等新技术方向的设备/材料龙头：捷佳伟创、迈为股份、帝尔激光、金晶科技、英诺激光、芯碁微装、苏大维格、奥来德、京山轻机、曼恩斯特 等； 5）盈利触底及回升过程中显著验证领先优势的辅材/耗材龙头：福斯特、福莱特、信义光能、金博股份、美畅股份 等。 风险提示 传统能源价格大幅（向下）波动风险：近年来全球各国的双碳目标诉求及地缘政治动荡等因素造成的传统能源价格大幅飙升，是新能源需求超预期高增的一大驱动因素，若传统能源价格及对应电价在未来出现趋势性、大幅下跌，将边际削弱光储系统的相对经济性，并可能对板块投资情绪产生负面影响。 行业产能非理性扩张的风险：在持续超预期的终端需求驱使和资本的助力下，光伏行业的产能扩张明显加速， 除业内企业积极扩产外，行业再次出现跨界资本大量进入的迹象，可能导致部分环节出现阶段性竞争格局和盈利能力恶化的风险。 国际贸易环境恶化风险：随着光伏在各国能源结构中的比例持续提升，中国作为在光伏制造业领域一家独大的存在，仍然可能面临其他国家更严苛的贸易壁垒限制（尽管这种壁垒可能导致该国使用清洁能源的成本上升）。 储能、泛灵活性资源降本不及预期风险：配置储能（或其他泛灵活性资源）是未来电源结构中光伏实现高比例渗透的必经之路，如果储能成本下降速度不及预期，则有可能限制中期光伏在能源结构中的渗透率提升速度。 往期报告 往期光伏深度报告 1. 禾望电气：风光储全面发力，变频器国产替代 2. 光储2023年中期策略：需求高增与技术创新共振，优势龙头不惧过剩显成长 3. 阿特斯深度：海外渠道铸就盈利壁垒，美国大储创造业绩增长点 4. 盛弘股份深度：厚积薄发，充电桩、储能业务成长加速 往期新能源周报 1. 光储价格竞争白热化赶底，12月排产持续分化 2. 政策“以疏代堵”，新能源消纳空间打开进行时，电力设备出口逻辑升温，深远海风电、氢能发展提速 3. 电力政策密集出台利好风光消纳及储能，电力设备出海逻辑再加强 4. 宏观事件博弈暂告段落，基本面筑底支撑反弹延续4 ＋ 报告信息 证券研究报告：《光伏板块2024年度投资策略：否极泰来》 对外发布时间：2023年12月13日 报告发布机构：国金证券股份有限公司 证券分析师：姚遥 SAC执业编号：S1130512080001 邮箱：yaoy＠gjzq.com.cn 证券分析师：张嘉文 SAC执业编号：S1130523090006 邮箱：zhangjiawen＠gjzq.com.cn 证券分析师：宇文甸 SAC执业编号：S1130522010005 邮箱：yuwendian＠gjzq.com.cn 点击下方阅读原文，获取更多最新资讯

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