本篇报告主要解答了市场关注的三个问题：
一、产能出清更可能出现在哪些环节？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，认为不同环节产能的速度有差别，硅料、电池、玻璃环节或率先实现：1）硅料生产为大化工流程，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，部分企业缺乏基础维护手段，产能复产可能性较低；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，改造难度与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。
二、产能出清有望何时出现？我们从企业现金储备与现金损耗分析，认为25H1或出现部分领先企业产能退出，是产能出清的有效信号。截至24Q2末，头部主链企业表观现金储备相对充足，而部分二三线主链企业和辅材企业现金储备较为紧张。我们认为：1）部分企业现金储备充足源自对上下游占款，若供应链要求缩短账期，或造成一定影响；2）产业链价格持续下跌对现金流的消耗速度较快，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保守情况下，我们预测部分企业当前现金储备仅能维持2-4个季度生产经营，因此预计25H1或出现出清有效信号。
三、具备什么属性的企业有望穿越周期？24H1光伏企业业绩出现明显分化，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。在过去有国内庞大内需增长保证的情况下，是最有效的发展模式。但目前供需失衡导致企业盈利能力下滑，企业家发展思路应有转向（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，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，国内光伏厂商出海进程加快，海外布局逐渐从东南亚向美国本土、中东等地区转移。
本文研究有何独特性
1） 我们详细统计分析了行业扩产、停产及上市光伏企业财务报告中现金流的情况，对产能出清给出了具体时间指引，预计25H1或出现有效信号。
2） 我们认为地方政府行为有助于加快光伏周期发展，目前政策导向由支持转为限制新建产能，或将助力落后产能停产；市场认为光伏企业前期盈利积累较多，短期内或难以出现产能出清，我们则认为供给侧调整力度或较强，光伏行业盈利将会在25H1出现方向性转变。
3） 市场对于光伏各细分环节的出清节奏差异尚未有明显判断，我们认为不同环节的出清速度差异性较大，硅料、电池、玻璃环节或率先实现，且效果更显著。
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。
其他环节由于成本曲线差异不大、资本投入强度低、启停成本低等原因，我们预计供需再平衡周期较长，我们以硅片、组件为例。
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。
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。（详见华泰电新22年5月8日发布《颗粒硅：成本领先，穿越周期》）
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。
风险提示
光伏装机增长不及预期
近年来全球光伏装机保持较快增长，若光伏装机增长不及预期，可能导致行业竞争加剧与盈利能力恶化，影响产能出清进度。
新技术研发速度不及预期
新技术研发有助于推进落后产能退出，若新技术研发速度不及预期，可能导致行业同质化竞争加剧，不利于产能有效出清。
海外市场拓展不及预期
海外市场拓展有助于出海领先实现较高盈利能力，若海外市场拓展不及预期，可能导致盈利水平持续承压。
测算结果与实际数据可能存在差异
本文测算部分公司单季度现金损耗速度，可能存在测算结果与实际数据存在差异的风险。
