中金2025年展望 | 光伏：优势行业破困局，周期磨底见曙光

基本面的演绎：供给端是行业目前的核心矛盾，当前龙头企业资金储备相对充裕，但二三线企业的现金流失速度较快，我们认为行业在未来2~3个季度会看到部分尾部企业市场化出清。同时行业自律减产，我们认为硅料库存有望在2Q25完成去化并实现涨价。需求端，我们认为2025年全球光伏新增装机增速10%左右，2Q25排产回升有望带动全产业链的量利修复。

行业盈利能力和估值：我们认为，中短期看，此轮行业盈利能力下滑叠加了需求快速增长、技术迭代、融资支持等多重因素，2025年有望回归理性，拥有成本优势的环节具备一定盈利能力；中长期看，未来行业增速放缓、技术迭代变慢、规模壁垒逐渐提升，行业有望获得合理回报率，对比LED、面板、光缆等行业，光伏需求仍有增长空间，ROE有望修复到10-15%的水平。行业估值，当前龙头光伏企业估值约1.5~2.5xP/B，与2018年光伏531新政后相当，高于2012年欧美双反时最低的1xP/B，考虑现今我国光伏行业的全球地位，当前估值仍处于历史底部。

我们推荐关注以下主线：1）硅料，成本曲线相对陡峭，成本曲线左侧的公司2025年有望扭亏为盈；2）组件，掌握终端出货渠道，行业自律托底价格，上游的供过于求带来利润转移至组件；3）新技术；4）辅材，玻璃供需关系有望逆转、逆变器收益大储高景气；5）分布式电站，分布式入市预期放缓。

需求不及预期；产能出清不及预期；应付账款挤兑；国际贸易政策变化。

2022年底开始进入跌价周期，至2024年下半年价格已基本见底。高价格带来的高盈利刺激大量产能在2023年落地，主产业链各环节产能基本在2023年单年度实现了400-500GW左右的扩张。供需形势扭转，产业链价格从2022年底的高点开始震荡下跌，硅料/硅片/电池/组件（P型）较高点已下跌88.6%/84.7%/78.7%/66.2%。经营情况来看，硅片及电池环节4Q23即开始亏损，一体化组件及硅料环节在1Q24及2Q24开始进入亏损。在库存及经营压力下，各环节从2024年5月开始进行减产，四个环节头部企业开工水平分别从103%/75%/63%/81%降至当前41%/46%/52%/58%。至3Q24，除组件价格仍有阴跌外，其余环节价格基本见底，跌幅相较2Q显著收窄。

低价亏损背景下，新增扩产几乎停止，大量项目取消，名义产能基本见顶。目前硅料名义产能约300万吨，硅片约1200GW，电池片约1200GW。供过于求幅度较为严重，电池片开工率不足60%，硅片、硅料由于处于去库存阶段，开工率不足50%。

从资金储备和现金流出观察：还能再支撑1年？

光伏主产企业现金及等价物降低了约300亿元。由于从现金流量表看，光伏企业2012年至今现金及现金等价物净增加额的累计值，可以大致看出通过将近15年的经营、投资、融资，目前光伏企业的累积的资金。当前主产公司从2012年至今（截至3Q24）现金流及等价物净额累计约1433亿元，相较于2Q23-4Q23期间高位的将近1700亿元，流失265亿元。而且这流失的265亿元中，有百亿元以上是大全能源将在手现金进行结构性存款（计入现金流量表-投资支付的现金）所致，因此从总量来看行业的现金总量亏的还不算多。

二线企业现金流失的比例较大，资本开支和行业跌价是现金流失的两大原因。若将组件TOP6拎出来后，会发现龙头企业与二三线企业之间的现金流变化出现较大差异。非TOP6企业现金及等价物从2023年Q1高位的374亿元下滑到2024年Q3的215亿元，下滑了42%。与此同时TOP6企业的现金及等价物长时间维持在接近1200亿元的水平。拆分时间看，2Q、3Q23的现金流出主要为资本开支，而1Q、2Q24的两个季度时间，非TOP6企业的流失了近100亿元的现金（从315亿元到220亿元），主要因为行业跌价和亏损加剧。3Q24期间由于行业价格止跌、现金流失的速度有所减缓。

若低价维持，我们认为二三线企业的现金还需近1年亏完，但可能部分企业会更早。从目前的招标情况看，0.6-0.65元/W的价格仍有市场、甚至部分报价低于0.6元/W，我们认为此部分成交亦为二三线企业。假设每W亏0.1元，月度排产50GW量级中约有20GW为二三线企业的高成本低价组件，则每个月会流失20亿元现金、二三线企业的200亿元现金仍可支撑1年。但值得注意的是，一季度通常为淡季、可能现金流失会更多，另外以上统计仅为上市公司，我们认为非上市的尾部企业出清节奏可能会更快。

从资产负债表观察：现金多于短债，流动性风险可能先源于挤兑

营收下降、应收不降：从资产负债表看，在行业降价、营收下降的背景下，企业的应收、应付的账款及票据仍维持较高位置。截至3Q24，主材上市公司的应付账款约3000亿元、是3Q24营业成本1500亿元的约2倍；截至3Q24，主材上市公司的应收账款为1140亿元、3Q24营业收入为1600亿元；应付/成本、应收/收入的比例均有明显上升。

从速动比率看，2Q23年开始下降明显。速动资产[1]金额下降至3700亿元左右，而主要流动负债[2]的金额约在4800亿元，差值明显。

截至3Q24，光伏主产主要公司货币资金+交易性金融资产约2500亿元，远大于1300亿元的短期借款+一年内到期非流动负债，我们认为发生债务违约的可能性较小。但大部分流动负债将近3000亿元的应付账款，若在短债到期的同时发生供应商挤兑，则容易发生流动性风险。

2024年以来，除行业通过市场化价格竞争开始淘汰部分产能外，我们看到“有形的手”也在积极推进行业供需的改善。

从改革的节奏看：行业的供给侧改革会在顶层设计的指导下，自下而上进行推进，即行业协同自律→相关部门指导性文件→相关部委政策性文件，视改革效果逐级而上。我们认为促进光伏产业高质量可持续发展专题座谈会的顺利召开，是往正确方向上迈出的一步。

从自律的方式和框架看：包括价格托底、产量配额、惩罚措施、监督措施等。前期协会已通过核算合理成本、倡议理性合法投标的方式，对组件价格进行托底，并取得了初步的效果。业内普遍认为此次会议对配额进行了重点讨论，整体逻辑上是根据既有产能和过往出货确定产量配额，目前官方尚未公布具体方案，产能的核查仍在持续进行中。行业普遍认为后续惩罚和监督措施有望跟进。

从改革的阻碍和难度看：不同企业由于当前经营状态的不同（既有产能落地的时间、当前库存的多寡等），对配额、限产的计算方式和数量可能会产生分歧，庞大的产业和众多的公司或许“众口难调”，但目前自愿减产、远离恶性竞争，行业内已经达成了共识，包括龙头公司在内的大部分企业有望在后续执行减产，行业有望库存去化、价格迎来修复。

2025年国内装机：预计地面仍可能有10%左右增速、户用稳定、工商业下滑，整体持平。

► 分布式户用：2025年户用暂不入市，我们认为需求可以更加乐观。2024年 7-8月受入市预期影响，市场收购及开发行为放缓，8-9 月开始，市场开发及交易节奏有所恢复，在短期不入市情况下，我们认为户用需求有望保持年化40-50GW体量。

► 分布式工商业：10月管理办法要求大型工商业分布式光伏（6MW以上）必须选择全部自发自用模式，我们估算近年来每年新增装机中，6MW以上工商业项目占工商业项目的比例低于30%、占国内光伏项目低于8%，此部分需求或受到一定影响。

► 国内地面：我们梳理目前五大六小的十四五目标完成度70-80%，十四五最后一年地面电站装机有支撑，我们预计2025年地面电站仍有10%左右增长。

海外需求方面，我们认为：1）成熟市场中：欧洲增速或开始进入个位数时期，美国地面电站项目储备量充足，预计仍保持高双位数增速；2）新兴市场中：中东、非洲及印度等地区受益组件跌价带来的收益率提升，以及集中式招标项目充足，增速仍将高于全球水平。

COP28会议上，共计130个国家签署《全球可再生能源和能源效率承诺》：为了让全球变暖限制在1.5°C内，各国同意将全球可再生能源发电装机容量增加两倍，至少达到11000GW。根据IRENA数据测算，若要实现11000GW的全球可再生能源装机目标，则2024-2030年均新增可再生能源装机约1018GW，若假设可再生能源新增中70% 为光伏，则对应2024-2030年光伏新增装机的CAGR为17.3%左右。

中短期由于装机规模的快速增长，电网配套、交易机制等不完善，部分国家（如中国）装机可能存在瓶颈。但长期来看，我们认为若双碳目标持续推进，配套条件成熟，光伏装机距离目标仍有较大空间。

2Q25后产业链有望修复到合理价格：组件和电池片忽略库存的问题，硅片月度产量降到了40GW、库存基本清完，3月开始恢复到55-60GW（12~13万吨硅料），若硅料可以持续维持在10万吨以下的产量，每个月去化3万吨+，再考虑多晶硅期货交割品有助去化几万到10万吨库存，二季度后库存将下降到10万吨以下，我们认为届时硅料价格有望恢复到理性水平。

非美市场3Q25报表端有望实现盈利：在供给受限的情况下，根据现金成本线测算、硅料均衡价格有望修复到50元/kg以上；同时随着硅片去库完毕，价格回到现金成本线上；电池片随着部分小企业的出清，且龙头企业非硅成本优势明显。

历史上低谷ROE约5%、高峰可至30%。从不同阶段看，除了极端情况下行业ROE会短暂转负外，行业的相对低谷的ROE约在5-10%，阶段性紧缺阶段则可能达到30%以上。

此轮的ROE下滑较为特殊。2023年以来的ROE下行由诸多因素构成，首先行业规模在2020年平价后上了一个大台阶、市场容量更大，其次阶段性的供需紧张价格上升大幅拉高了行业回报率，同时叠加行业P-Perc向N-TOPCon转向的技术迭代，以及资本市场融资、地方政府土地金融的大力支持，引起了行业的大规模扩产。

行业对比：1）类似的有18-19年的LED的扩产，但需求疲软ROE修复有限。LED在17-18年左右的渗透率（电灯及面板光源等）达到高点，且企业大幅扩产，扩产落地后18-19年毛利率大幅下滑。疫情后因居家需求带来小幅修复，ROE修复到小个位数，但回不到过去高点。2）光纤光缆2015-2018年的景气高点后， ROE下滑到10%左右。2015-2017年光棒供给受限，4G+FTTH建设带动光纤光缆量价齐升，光纤光缆市场进入了量价齐升的黄金周期。高点后需求在2018年下滑、且产能集中投放，行业供需错配，ROE下滑到10%左右。3）面板行业壁垒更高，但ROE仍下滑到小个位数。显示面板行业的壁垒更高，单线投资规模较大，在18年产业转移完成（日韩退出）+20年疫情带动需求的背景下，ROE最高达到20%+（光伏业务拉高了TCL科技22年ROE）。后续产能持续落地，ROE回到个位数。4）家电行业则因龙头地位突出，ROE维持较高水平。两家家电龙头维持20%以上的ROE，主要得益于toC商品掌握了终端品牌和渠道的壁垒，以及上游掌控了压缩机等关键部件的供应。

光伏仍有增长空间，且增速放缓、技术迭代变慢利于企业获得合理回报，虽然壁垒低于家电和面板行业，ROE仍应在10-15%的水平。进入壁垒较低确实会影响ROE，但随着行业和龙头企业规模的扩大，经过再一轮的“洗礼”后，资金壁垒将有所提高。同时行业增速放缓、技术迭代减慢，我们认为22-23年的扩产周期中的技术迭代+融资支持将难以再次发生。我们倾向于认为，在行业未来仍维持低速增长、且供给侧逐渐出清的情况下，行业龙头的ROE将会回到10-15%的合理水平，并将在未来维持相对稳定的状态。

2012年底部1xP/B、2018年底部2xP/B。2012年双反对我国光伏产业打击较大，除了盈利转负外，龙头公司估值掉到1xP/B左右。2018年531新政大幅降低了国内装机预期、市场大幅度杀估值，但盈利未大幅度下滑，估值低点为2xP/B、P/E的低点为10xP/E。

目前主流光伏公司（规模较大、环节布局较广）的估值约在1xP/B~2.5xP/B之间。当前整体P/B仍低于18年531新政后的低点，略高于2012年欧美双反的水平。（约1xP/B）

未来行业修复到可以获得合理回报时，再使用P/E进行估值。当前的供给侧改革有助于改变恶性竞争的现状，修复行业价格和盈利水平，同时从周期底部走出的企业将获得更大的市场份额，长期来看光伏企业的回报率将回到合理的水平，正利润上行周期时，再考虑P/E估值法。

2012年双反阶段：提前2~3个季度反应EPS的边际反转、回正

2012年是上一次EPS转负的时段。2012年中国光伏产业在欧美双反下陷入底部，大量企业倒闭，上市公司业绩下滑、股价下跌。是除了当前时期外，历史上另一次光伏龙头企业EPS转负的时期。

2012年后的上涨分为三个阶段。阶段1：2012年底，股价开始反弹，到13年1月初期间上涨约50%，第一波上涨后调整约4个月的时间；阶段2：13年4月-10月，半年时间股价翻倍；阶段3：2014年全年，回撤30%后突破前高。

业绩提前基本面约2~3个季度。从业绩看，EPS从正值一路下滑到13年半年报最低点的负值、3Q13开始边际修复、1Q14开始回正。对比股价看，股价第一波上涨在相比业绩底部提前了2个季度，股价第二波较为顺畅的上涨相比于EPS回正提前了3个季度，股价的第三波上涨期间EPS持续修复、14年末将估值消化到较为合理的35-40倍左右。

2025年展望：当前第一轮上涨已完成，静待1Q-2Q25的下一轮上涨

当前，股价在预期（供给侧改革）的影响下，已经经历了一轮50%的上涨，对应我们认为的2Q25基本面的边际改善、EPS止跌反弹，提前了大概2个季度；类似地，我们认为行业会在2025年年中左右的时间开始接近break even的状态、在3Q-4Q25的财务报表上逐步体现，综合来看，我们认为板块有望在春节后-2Q25迎来第二轮、第三轮上涨。

我们预计2024年全年新增实际产能约70万吨，2025年行业扩产项目主要为2024年推迟项目和海外扩产。全行业2H24实际投产项目仅有通威内蒙20万吨，其余项目或面临延后观望乃至中止；对比2H23、1H24新增产能100+、40+万吨，2H24全行业产能投放进程明显放缓。我们预计2024年全年新增实际产能或约70万吨，显著低于年初计划120+万吨。展望2025年，我们统计主要新增项目为2024年延迟项目和海外颗粒硅项目，合计在20万吨左右，考虑近期供给侧变动较大，2025年新增扩产规模或根据市场变化出现较大调整。

全行业开工率11-12月环比下降明显，预计至2025年春节前开工率提升幅度有限：价格跌至行业现金成本线下，2H24以来多数硅料企业通过拉长检修窗口期、降低生产负荷减少现金流损耗。自年中行业开工率整体下调后，11月受西南地区电价上涨影响，开工率进一步下调。根据InfoLink数据，12月国内块状硅企业的开工率均不足60%。通威股份开工率从上半年高于100%下调到约40%；而大全能源开工率由年中的60%左右进一步下调至40%以下。根据硅业分会，11月国内多晶硅产量13.3万吨，环比减少0.4%；InfoLink统计12月产量10.5万吨左右，环比减少21.1%，产量收缩明显。根据SMM统计，截至11月最后一周行业库存约30万吨。供给端库存压力叠加西南地区枯水期电价居高、需求端下游硅片排产需求增长空间不大，政策端行业自律或达成初步一致，我们预计2025年开春前行业开工率提升幅度有限。

2H24硅料价格持续磨底，去库趋势确立，长期涨价静待供需关系改善。根据硅业分会，临近月底及年底，上下游企业开始集中协商签单，但由于各家企业签单策略不同，市场上的成交价格较为混乱，价格尚未达成一致，因此仍有部分企业处于观望或挺价状态。步入12月，2024年年内各环节排产已趋于明确，下游需求规模未能为涨价提供有力支撑，行业整体低迷的趋势短期内难以得到根治，硅料的低价周期持续时间较长。长期看，涨价幅度既依赖于下游硅片的排产需求增长，又依赖上游供给改革下的低产量带来的库存去化节奏快慢。基于12月下游硅片月度排产需求40GW左右假设，我们认为通过行业联合减产将单月产量控制在9万吨以下，会使得成本曲线的斜率上升、供需均衡的价格上升，有望实现硅料价格的温和修复以及有效去库。

龙头开工率在底部周期中更优，组件格局优化。从2018年531新政以来，光伏行业经历：需求下滑，价格下滑，扩产放缓，需求提升叠加产能不足，价格上涨，产能扩张，价格下跌的完整周期，我们认为本轮周期底部中，价格调整幅度远超2018年，同时国内资本开支几乎停滞，在盈利压力之下，组件集中度底部将再迎来提升。

2024年10月底光伏行业协会开始定期公布全产业链最优不含税生产成本，以打击在招标中恶性价格竞争行为。协会统计一体化企业N型M10双玻光伏组件，在不计折旧，硅料、硅片、电池片在不含税的情况下，组件含税生产成本（不含运杂费）为0.68元/W。随后2期成本分别为0.69/0.692元/W。协会定期公布全产业链成本数据对随后的组件投标价格起到了一定的积极影响，龙头企业基本遵守了成本底线进行报价，但仍有部分企业以低于成本线进行报价。组件价格相对上游环节更易受到“反内卷”的调控，一体化组件利润有望受益。

产能出海大势所趋，美国电池采购需求提升

当前中国对美国市场出口主要依赖东南亚四国地区产能。2024年11月29日，美国商务部宣布对柬埔寨、马来西亚、泰国和越南的晶体电池（无论是否组装成组件）反倾销税（AD）调查的初步肯定性裁定，对东南亚四国的反倾销税率范围在0-271.28%。各公司及四国税率有所不同，整体趋势来看，仅看中国头部5家企业，加总10月1日公布的反补贴初裁税率，前期出货多的越南税率在56.2%~274.1%，马来税率相对较低，24.8%~30.4%，泰国2家78%~100%，整体税率高于市场30~50%的预期。本次东南亚关双反终裁在2025年4~6月。

下一步产能出海以美国和中东为主，其余如印度、非洲、欧洲等亦有少量的计划。

美国电池进口量激增，海外非东南亚四国地区电池产能有稀缺性。

► 美国本土制造组件建设进度较快，海外电池产能有望受益。根据SEIA，截至2024年12月，目前美国本土组件产能已达44.4GW，而在运电池产能仅1GW。即使考虑在建电池产能投产，美国电池缺口也将达到30-60GW。2024年以来电池进口量激增。根据BNEF，2024年1-10月份美国进口电池10.81GW，同比+281.5%，进口金额14.98亿美元，同比+155%。10月进口1.4GW，同比+248.5%，环比-17.8%。进口来源地中，东南亚四国占比仍在70%左右。10月份美国进口电池价格约为0.11美元/W，而国内不含税电池价格约0.25元/W，美国进口价格约为国内价格的3-4倍。我们预计钧达阿曼5GW、横店印尼2~3GW、天合印尼1GW、仕净墨西哥2.5GW等电池的产能将受益美国组件产能增长带来的电池需求。同时，由于电池价值量低于组件，东南亚四国产能或能继续对美国出口电池片。

XBC：部分公司引领产能扩张，关注新技术弹性

XBC在效率和良率取得突破，关注工艺进步下的降本增效带来的经济性提升。2024年，XBC新品工艺进展突出。1）隆基：2024年10月，公司发布基于HP/BC2.0技术平台及新一代分布式组件产品Hi-MO X10，最高量产功率达到 670 W，量产组件效率最高达 24.8%。2）爱旭：2024年6月，公司发布ABC满屏组件，组件交付效率突破25%，电池量产平均效率突破27.5%，户用/工商业/地面应用场景组件功率提升20-30W，电池/组件良率可达97.5%/99%。伴随产业化规模起量和提效降本持续，关注工艺进步下产品经济性提升：

► 成本：我们看好BC电池较TOPCon电池非硅成本逐步收窄。根据爱旭股份规划，当前非硅成本约0.23元/W（对比领先TOPCon电池水平0.14+元/W），后续通过半片技术/能耗优化/设备调整等，成本优化路线明确。

► 价格：价格体系逐步建立，看好BC技术在户用场景优势和集中式场景突破。我们看到XBC产品已于2024年8月首次出现在集中式招标中，年内单BC标段招标规模超过1GW，可选BC标段招标规模达5GW。我们认为XBC产品进入招标系统、组件出货规模提升后针对XBC产品的价格体系正在逐步建立。根据爱旭股份1H24业绩会和近期珠海BC大会公开披露，其ABC产品国内户用场景溢价约0.1元/W+、工商业场景溢价约0.05-0.1元/W、集中式场景溢价约10%。高溢价叠加电池成本下降路径明确，我们认为XBC技术经济性提升指日可待。

金属化：银浆成本占电池非硅超过50%，关注少银/无银化趋势

2024年光伏用银占全球银需求或接近20%，2020-2022年这一水平为9%左右。银浆成本占电池非硅超过50%，电池组件企业经营压力增加，降低银耗的迫切性增强。根据2024年11月CPIA公布的成本数据，银浆占电池成本达到26%，占电池非硅成本达到53%。主要由于1）白银价格2024年大幅上涨；2）硅成本大幅下降。白银成本已经和硅料成本基本一致，大约为0.07元/W。

主流的降低银耗的方式，主要分为降低银的耗量以及使用贱金属替代银2种。降低银耗量的方式如多主栅和无主栅（0BB）技术，贱金属替代如银包铜、铜电镀和铜浆料技术。其中多主栅技术应用较为普遍，0BB及银包铜技术已在HJT技术中实现规模化量产。

若铜浆料大幅度导入，下游客户降本70%+，浆料企业利润大幅增长。目前头部浆料企业在HJT/TOPCon/BC等技术中正处在试验阶段，我们预计低温工艺HJT有望率先进入中试、量产。我们预计铜浆的使用对于客户有望降本70%以上，而对于浆料企业，其“加工费收入”有望增加3倍以上。

我们认为2025年胶膜行业产能持续出清，行业集中度有望持续加强。2024年胶膜价格持续下滑导致厂商盈利触底，行业盈利较差时期除龙头企业维持扩产计划以外，二线企业暂缓扩产。开工率方面，2024年3、4月企业开工率较高，行业平均开工率约80%，4月下旬由于下游需求疲软，胶膜行业平均开工率大幅下降，龙头企业约60%，二三线开工率约45%。展望2025年，我们认为行业产能持续出清，伴随企业缩减产能规模，开工率春节后有望小幅回升。格局方面，头部厂商得益于产能规模较大、产品保供能力较强、成本精细化管控等优势，市占率或将提升，我们预期行业集中度有望进一步提升。

我们预期2025年胶膜价格持稳，厂商盈利仍然表现分化。价格方面，2024年胶膜价格整体呈下行趋势，年初EVA、POE胶膜价格分别为7.3、12元/平，年末价格分别为6.2、10.9元/平，12月价格小幅回弹，主要原因为原材料EVA粒子价格上涨所致。盈利方面，胶膜盈利持续承压，由于价格下降，行业利润空间受到挤压，龙头企业得益于产品结构优势（盈利较好的POE类胶膜占比约40%）盈利稳健，二线厂商自2022年Q3开始亏损至今。展望2025年，由于EVA粒子产能批量竣工投产，我们预期粒子价格稳中有降，因此难以支撑EVA胶膜价格上涨；目前POE粒子降价已基本到位，2025年部分海外产能将转产非光伏级POE粒子，我们认为POE粒子价格有望持稳，POE胶膜价格相对稳定。

供需方面，2024年4月下旬开始由于组件排产下滑，玻璃新增产能持续增加，供需关系短期失衡，导致库存天数持续升高。2024下半年开始厂商扩产速度放缓，并且通过冷修、减少窑口、暂停冷端加工三种方式调节产能。根据卓创资讯统计，截至2024年11月底，国内光伏玻璃在产产线日熔量为94890吨/天，同比-1.44%，全球光伏玻璃在产产线日熔量为104540吨/天，国内年初至今新增产能17600吨/天，7月开始国内没有新增产线点火，冷修产能大幅提升，7月单月冷修产能达到6260吨/天，11月冷修产能达到7480吨/天，且多为千吨级窑炉，年初至今冷修产线合计达到24790吨/天，因此我们认为玻璃产能出清加速，供应端压力持续减弱，自9月下旬开始玻璃库存天数从高点38天下降，由于11月、12月临近海外假期，国内组件去库需求承压，因此玻璃库存天数下降仍然较为缓慢。

展望2025年，我们预期玻璃供需有望重回平衡点。新增产能仍然较少，玻璃厂商点火态度或将更为谨慎，或将以冷修复产和2024递延点火产线为主，同时听证会已获批的项目整体投产进度不及预期，海外产能有望小幅扩张，主要为满足海外组件厂需求，整体玻璃全球产能释放较为缓慢。需求端我们预期2025年需求稳中有升，待2024年Q4、2025年Q1两个季度消耗库存后，2025年Q2组件排产提升后，玻璃需求有望起量。

盈利方面，2024年玻璃盈利呈现先升后降情况，2月下旬玻璃供应不足推动价格上升，同时天然气、纯碱成本下降推动玻璃利润增厚，4月下旬开始玻璃供需关系失衡导致玻璃价格持续下降，同时厂商冷修、减产等导致成本上升，利润空间受到双向挤压，Q3龙头厂商福莱特亏损，Q4我们认为玻璃仍然呈全行业亏损情况，龙头企业或将亏损经营成本，二三线厂商或将亏损现金成本。

展望2025年，玻璃春节后伴随组件排产提升，库存天数重回合理区间，有助于价格和利润企稳回升，一线企业得益于成本管控、海外产能扩张保证海外如印度、中东市场供货能力，利润中枢有望抬升，我们预期一线企业单平净利为1.5元，二线企业有望从亏损现金成本转为盈亏平衡。综上，2025年在供给增速放缓、需求持稳情况下供需格局有望改善，经历2024年利润承压较大情况下，行业产能有望加速出清，底部周期有望缩短。

全球大型光储装机增长强劲，逆变器需求基本盘稳固。2024年欧美户用光储需求增长稳健，但是由于此前库存积压，小功率逆变器出货仍然承压，亚非拉等地受到短期电力供应不足、电价扰动等因素影响，需求景气度较高。展望2025年，我们认为逆变器需求以大型光储逆变器为主，美国在降息催化下大型光储需求景气度较高，中东、印度等区域能源转型诉求迫切，大型光储需求有望放量，欧洲经历2023、2024两年库存去化，2025年户用需求有望回暖。

► 光伏侧：产业链跌价叠加海外发电结构调整，集中式电站装机需求快速增长带动集中式逆变器及大功率组串式逆变器出货增长。2023-2024年组件价格持续下降，2024年组件均价0.8元/W，较2023年下降44%，我们测算组件价格每下降0.1元/W，国内地面电站全投资收益率提升0.6pct，因此2024年地面电站全投资收益率预期达到10%。海外方面，我们认为多区域能源转型诉求迫切，需要增加可再生能源装机丰富电力结构，另一方面可再生能源中光伏度电成本低于其他清洁能源，且下降幅度较大，2023年LCOE为0.044美元/KWh，较2010年下降90%。受益于能源转型政策推动、光伏度电成本下降、收益率提升等，海内外集中式地面装机需求有望持续增长带动集中式、大组串逆变器出货增长。

► 储能侧：消纳压力下配储需求提升，看好大储装机高增带动逆变器PCS出货增长。风光电源发电具有波动性和随机性，随着发电占比提升，给电网稳定和绿电消纳带来了挑战。为了缓解电网压力，储能系统装机随之增加。我们预期24/25全球储能装机72/92GW，同比增长63%/31%；储能装机增速预期高于光伏装机增速，主要系光伏系统补配储能和独立储能项目两类装机增长较快所致。国内方面，根据政策引导（2022年以来多省公布强制配储要求，配储比例10%-20%，时长2h及以上）以及组件风机成本下降释放的成本空间来看，我们预期24/25年国内储能装机为36.36/43.64GW，同比增长65%/20%。海外方面，风光发电占比较高的国家通过光伏配储及发展独立储能解决电网阻塞、弃电率上升的问题。我们预期24/25年海外储能装机为36.4/51.5GW，同比增长61%/42%。海外储能需求多点开花，大储保持高增速。风光发电占比较高的国家通过光伏配储及发展独立储能解决电网阻塞、弃电率上升的问题。我们预期24/25年海外储能装机为36.4/51.5GW，同比增长60.6%/41.6%。2025年美国、中东、印度区域有望成为储能装机重点增长区域，主要原因是美国电价持续上涨，套利模式可持续；而中东、印度存在能源转型诉求，需要配储完善能源体系构架，因此储能PCS出货仍有望大幅增长。

价格与利润上，我们预期2025年高功率段组串式逆变器和集中式逆变器利润有望持稳，且海外降价压力小于国内，价格竞争集中在小功率逆变器端，因此功率段较高的组串式逆变器价格下行压力较小，利润有望维持。

公司层面上，我们认为公司盈利表现取决于产品出货区域和功率结构，若亚非拉区域出货占比提升，则盈利中枢或将下拉（亚非拉市场产品盈利能力低于欧美区域），若高功率段产品出货占比提升，单W成本较低，盈利有望维持，因此2025年逆变器板块内部表现或有分化，集中式逆变器和大功率组串式逆变器利润表现或将更为优异。

2024年10月10日，国家能源局发布《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》，意见指出，分布式光伏发电项目按照国家有关规定参与电力市场。国家建立健全支持新能源持续发展的制度机制，各地结合分布式光伏发电发展情况、电力市场建设进展等制定相应的配套政策。分布式光伏发电项目可以独立或通过微电网、源网荷储一体化、虚拟电厂聚合等方式公平参与电能量、辅助服务等各类电力市场交易。

2024年11月19日，河北省发改委印发《河北南网分布式光伏参与电力市场工作方案的通知》，总体要求中“以2030年新能源上网电量全面参与市场交易为目标，遵循“先增量后存量、先商用后户用、先试点后推广”的原则，有序、分类地推动分布式光伏入市，最终实现与集中式新能源的入市电量比例相同，逐步引导分布式光伏合理承担系统调峰、调频等消纳成本。”其中户用光伏政策留有了较长缓冲期，非自然人并网户用光伏项目2027年入市，而自然人户用光伏项目则不强制入市。

户用光伏传统头部省份放缓、市场南移，2025年户用需求可以更乐观。头部省份增速出现较大的放缓，山东前三季度新增7.1GW，同比-3%，河南前三季度新增5.2GW，同比-50.5%，主要由于前期装机较多，渗透率已经高于15%，变压器容量出现一定压力，两个省份均制定了按照可接入容量划分红黄蓝区的政策。河北省则在2023年就已经出现了负增长，2024年有一定修复。同时户用光伏市场南移的趋势从2022年就已经开始，2023年湖北湖南江西福建户用光伏需求高速增长，2024年江苏、广西户用市场迎来需求快速增长。2025年户用入市节奏相对可控，需求可以更加乐观。

光伏需求不及预期：随着全球光伏装机量持续提升，下游装机面临使用场景、电网消纳等因素限制。2024年中欧美印约占据全球 80% 的需求，但这些国家正面临经济环境变化、政策不确定性以及供需错配等多重挑战。电网条件、供应链价格波动和利率环境也将带来装机的不确定性，我们预计2025年后的市场增长将相对2024年有所放缓。如果未来光伏整体需求放缓或增长不及预期，可能对企业产生不利影响。

产能出清不及预期：如正文所述，2024年以来行业在通过规范、自律等方式寻求供给侧限制，另外通过行业的自然出清，改善供需关系。行业如果供给侧改革不及预期，或出清速度较慢，行业竞争仍然较为激烈，各环节价格可能继续保持低位，行业盈利修复可能不及预期。

应付账款挤兑风险：如正文所述，龙头公司的现金流较为充裕，但从行业总体来看现金储备不足以覆盖企业的应付账款，若行业持续低迷产生供应商集中要求付款的连锁反应，将会对行业大多数公司产生不利影响。

[1] 货币资金+交易性金融资产+应收账款及应收票据+其他应收

[2] 短期借款+应付账款及应付票据+其他应付+一年内到期长期借款

本文摘自：2025年1月2日已经发布的《光伏2025年展望：优势行业破困局，周期磨底见曙光》

刘佳妮 分析员 SAC 执证编号：S0080520070002 SFC CE Ref：BNJ556

钟正宇 联系人 SAC 执证编号：S0080124080009

马妍 分析员 SAC 执证编号：S0080521070002 SFC CE Ref：BST413

朱尊 分析员 SAC 执证编号：S0080523070020 SFC CE Ref：BVR861

石玉琦 分析员 SAC 执证编号：S0080524080005 SFC CE Ref：BVB573

胡子慧 分析员 SAC 执证编号：S0080524020015 SFC CE Ref：BUX615