24年行业基本面持续下行，Q3价格底部企稳，盈利能力环比改善。国内多部门多次表态彰显对光伏产业的格外的重视，供需政策有望逐渐落地；海外非欧美市场光伏装机保持快速地增长，美联储降息有望驱动欧美需求保持比较高增速，全球光伏中长期高景气延续。短期政策引导与市场化手段或将加速供给侧出清速度，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。建议关注：1）具备新技术属性的颗粒硅、新电池技术代表厂商；2）政策与市场化推动供需反转、估值相对低位的一体化及辅材龙头；3）出海美国领先企业。
国内顶层部门与行业协会多次发表观点或出台政策，有望引导光伏供需格局改善。1）供给端：中央政治局会议提出防止“内卷式”恶性竞争，国家能源局表示合理引导光伏上游产能建设和释放，光伏行业协会组织防止行业“反内卷”座谈会，并表示光伏组件低于成本投标中标涉及嫌疑违反法律，有望加强供给侧约束。2）需求端：能源法正式出台，国家发改委等六部委发布《关于大力实施可再次生产的能源替代行动的指导意见》，有望提振光伏装机需求。欧美启动降息周期，有望驱动光伏装机保持比较高增速。非欧美市场延续高景气，印度、巴西、中东等地需求强劲。我们预计24-25年全球光伏新增装机520/600GW，同比+27%/+15%。
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，行业盈利水平处于底部区间。Q3光伏行业净利润环比改善，主要系价格底部磨底使得存货减值损失环比减少。政策指引限制低端产能扩张，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。我们从启停成本、行业格局、成本曲线等角度分析，认为硅料、电池、玻璃环节或率先实现产能出清，25H1有望出现部分领先企业产能退出，供给侧改革有望驱动行业加速出清。
1）颗粒硅：成本优势显著，产品的质量持续提升，各地取消优惠电价背景下，颗粒硅经济性显著，下游认可度持续提升。2）电池：TOPCon成为行业主流，0BB/叠栅等技术推动效率持续提升；HJT导入0BB、银包铜等降本措施，盈利能力持续优化；BC量产效率持续突破，产业化有望加速；钙钛矿GW级产线）美国市场：具备美国本土产能和渠道优势的企业有望享受美国市场高溢价红利，叠加IRA补贴，有望抬高整体利润率水平。
供给侧政策持续落地，有望驱动产业链价格企稳回升。自光伏行业协会公布一体化组件含税生产所带来的成本为0.68元/W后，头部组件企业报价上升，能源集团亦低于成本价的报价入围。二三线企业或将面临订单下降，有望加速供给侧出清速度，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。建议关注：1）具备新技术属性的颗粒硅、新电池技术代表厂商；2）政策与市场化推动供需反转、估值相对低位的一体化及辅材龙头；3）出海美国领先企业。
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，依照国家能源局统计，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%。
组件出口保持比较高增速，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%。
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领先水平。同月，CPIA在“光伏行业高水平质量的发展座谈会”上也积极倡导“优化光伏制造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所带来的成本（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。
大力实施可再次生产的能源替代行动，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的潜在能力。24年10月30日，国家发改委等六部委联合发布《关于大力实施可再次生产的能源替代行动的指导意见》，提出了多项需求侧的具体举措，包括快速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、央企积极做出响应，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。
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是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。我们大家都认为特朗普对新能源的观点或有所变化，9月电视辩论中曾表明了自己是“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，因此我们大家都认为其立即推翻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%。
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逐步优化；电池组件环节净利率承压，主要系价格持续下跌；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%，大多数都用在支付前期项目尾款，受美国对东南亚四国双反政策的影响，多个有突出贡献的公司布局中东产能。
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，控制股权的人股份被冻结的严峻处境。
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，生产线启停成本比较高，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。别的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。
硅料产能保持高位，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，我们大家都认为开工率降至53%/55%即可满足下游组件需求。
启停成本比较高，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，而重新再启动时，氯氢化、精馏提纯、尾气处理环节需实现高温度高压力状态，单次启停成本达千万人民币。若停产时间比较久，罐区面临含氯气体泄漏，可能会引起安全事故，停产维护期间有必要进行吹扫排空、氮气保护等，进一步提升复工成本，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领先水平，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。
库存保持高位，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，叠加仓库存储上的压力增大，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，部分产能慢慢的开始降负荷运转，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，或通过改良生产的基本工艺、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升复产成本，最后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，我们大家都认为二线企业生存压力较大，有望25H1逐步出清。建议关注成本优势领先的企业。
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，叠加一体化公司开始大规模集采，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%，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，降本空间存在限制，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，而重新再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%。有突出贡献的公司凭借性能与规模优势，10月开工率约60%，而二三线%。
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电池产线设备投资所需成本逐渐下降，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年组件设备投资所需成本为0.57亿元/GW，而同期PERC/TOPCon/异质结电池设备投资所需成本分别为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，行业开工率一直处在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，产线开工率能够准确的通过下游需求灵活调整，国内光伏组件行业开工率一直处在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%，而别的企业开工率仅为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准，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。
组件价格一直处在微利或亏损状态，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，单组件环节一直处在微利或亏损状态，对厂商盈利能力的影响比较小，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双玻光伏组件生产所带来的成本（含税）为0.68元/W，并提出低于成本投标中标涉及嫌疑违反法律。近期组件大型集采报价上行，有望改善组件企业盈利能力。
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，光伏玻璃慢慢的出现减产动作。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月以来行业慢慢的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，各企业纯收入空间持续缩窄，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pct，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。
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所带来的成本的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大多数来自。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）费用管控能力，包括人力成本、物流成本及折旧摊销等其他制造成本方面的管控优势。
尾部产能中小窑炉居多，有望率先出清。龙头，以及优质浮法企业进军光伏的企业，平均窑炉大小领先，产能规模优势显著，有望在成本端与别的企业保持可观差距。预计随后续行业亏损幅度加剧，行业冷修规模逐步扩大，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，我们大家都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。
胶膜产能总量在光伏产业链中处于低位。依照我们预计，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，价格下降明显，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。到24H1胶膜厂商盈利情况更加分化，龙头同比提升，其他二三线厂商皆略有减产。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。
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+交易性金融实物资产-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，我们大家都认为光伏胶膜较别的环节更低的产能总量，更为集中的市场之间的竞争格局，和龙头领先的盈利能力是助力其产能加速出清，盈利触底反弹的重要的条件。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的优点。我们大家都认为，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。
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，电耗优势显著。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所带来的成本低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明显。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）
BC电池正面无遮挡，有望大幅度的提高光电转换效率。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，光电转换效率显著提升。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组件溢价大多数来源于效率提升对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。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。
美国市场行情报价较高，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，希望能够通过政策手段促进本国光伏产业高质量发展。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，我们大家都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，我们大家都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所带来的成本为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。建议关注：1）具备新技术属性的颗粒硅、新电池技术代表厂商；2）政策与市场化推动供需反转、估值相对低位的一体化及辅材龙头；3）出海美国领先企业。
