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当前，全球能源清洁化趋势不改，全年光伏装机规模持续稳步提升，光伏产业链经历前期价格战后，盈利普遍面临较大压力，或推动行业产能健康发展，其中盈利修复环节以及颗粒硅、HJT等新技术规模化量产受到市场关注，或带来产业相关发展机会。储能方面，系统价格的快速下跌凸显其经济性，全球储能装机规模再上新台阶，预计保持高景气发展，海外市场依然具备较强的盈利弹性。同时，以消纳定需求，光储平价比例持续突破将推动新一轮需求超预期。具体来看，光伏装机快速增长导致电网消纳形势加剧，从而限制光伏成长空间。而光储平价，即光伏+储能实现近乎火电的功率可控性，将驱动光伏需求新一轮超预期。以下内容我们将聚焦光储行业，对光储行业的相关问题展开分析。当前光伏和储能市场的具体现状是怎样的？市场关注方向有哪些？就产业链而言，光伏和储能相关环节分别有怎样的产业状况？市场上产业发展机遇有哪些？相关公司布局发展布局情况如何？在技术方面，呈现怎样的发展趋势？循着以上问题方向，我们为大家一一解析，以帮助大家更为具体地了解相关问题。
1、光+储度电成本已显著低于煤电
目前绝大多数省份均提出了新能源配储的要求，根据各省实际情况的不同，配储比例在10%-20%（功率配比）×2h-4h（时长）不等，大多为15%-20%×2h。今年以来随着组件和储能系统价格的下降，光伏+储能经济性日益凸显。在15%×2h储能配比下，以当前的光伏和储能EPC成本计算，即使不考虑储能创造的额外收益，储能单纯作为成本项，光伏配储项目的资本金IRR高达9.07%，显著高于社会融资成本，具备较好的经济性。![]()
若与火电进行比较，需要比较新能源与火电的LCOE（平准化度电成本）。此处以华电国际为例进行计算，根据公司三季报，今年1-9月份上网电量1617.96亿kWh，其中煤电1414.72亿kWh，气电133.52亿kWh、水电69.72亿kWh，火电占比95.7%（其中煤电占火电的91.4%），可以用公司1-3季度整体度电成本来近似计算火电度电成本。公司前三季度844.47亿元，折算平均度电成本为0.52元/kWh。根据计算，目前光伏配储的25年LCOE约为0.229元/kWh。由此可见，目前光伏配储度电成本远低于火电的度电成本。考虑未来情景，分别设置配储比例为15%×2h、20%×2h、15%×4h，分别模拟近、中、远期的配储比例，平均上网电价分别为0.29元、0.26元、0.25元/kWh。三种场景下资本金内部收益率分别为9.07%、5.22%、5.35%，也高于贷款利率（3.5%）2pct左右，项目具备经济性。若从度电成本考虑，三种场景下光伏配储的25年LCOE分别为0.229、0.234、0.227元/kWh，不仅显著低于当前华电国际的平均度电成本（0.522元/kWh），也低于目前煤电基准价最低的新疆地区（0.2500元/kWh）。因此三种场景下可以认为均实现了光储平价。全球能源转型加速推进，光伏发电成为可再生能源发展的重要引擎。根据国际可再生能源机构（IRENA）在《全球能源转型展望》中提出的1.5℃情景，到2030年，可再生能源装机需要达到11,000GW以上，其中太阳能光伏发电和风力发电约占新增可再生能源发电能力的90%。2023年，全球光伏新增装机超过390GW，创历史新高。未来，在光伏发电成本持续下降和全球绿色复苏等有利因素的推动下，全球光伏新增装机仍将持续增长。根据彭博新能源财经(BNEF)在《2024年第三季度全球光伏市场展望》报告中预测，光伏组件的低价可能会继续推动2024年全球光伏装机的增长，预计今年将部署592GW的新增光伏装机量。![]()
国内光伏装机呈现集中式和分布式齐头并进的趋势，其中集中式增长动能尤为强劲。2023年，我国国内光伏新增装机216.88GW，同比增加148.1%。其中，我国大部分大基地项目在2023年年底前并网，集中式光伏电站新增装机120.59GW，同比增长232.2%；分布式光伏电站新增装机96.29GW，同比增长88.4%。2023年大型地面电站占全部新增光伏发电装机的55.6%，分布式电站占比为44.4%，其中户用光伏占到分布式市场约45.3%。![]()
储能为能源转型中关键一环，储能逆变器为关键部分。鉴于光伏发电的间歇性特征，其输出受季节性、昼夜变化及气象条件的显著影响，表现出明显的波动性和不确定性，导致供需匹配存在问题。储能技术可提升可再生能源的利用效率，同时确保电网的安全性与稳定性。储能逆变器在此过程中扮演着至关重要的角色，它不仅负责将光伏系统产生的直流电转换为交流电，还负责实现储能电池与电网的互联。通过执行交直流电的双向转换以及对储能电池的充放电过程进行精确控制，储能逆变器确保了光伏发电优先满足本地负载需求，并将剩余电能存储于储能电池中。在光伏发电过剩时，系统可选择性地将电能输送至电网；而在光伏发电不足时，储能电池则释放存储的电能，以供本地负载使用，从而实现能源的高效管理和优化配置。当前，美欧日韩等主要经济体将发展新型储能产业上升为国家或地区战略，我国也加快推动新型储能产业快速发展，以支撑新型能源体系建设和碳达峰碳中和目标实现。新型储能市场在2023年实现了显著增长。2023年国内新型储能新增装机约为22.6GW，平均储能时长约2.1小时。随着政策进一步执行、成本超预期下降和技术持续改进，新型储能将更能满足发电侧、电网侧、用户侧的电力储能需求。预计2025年，全球及我国新型储能年度新增装机或分别超过60GW、31GW，有望达到67GW、35GW。![]()
1、中国：特高压与灵活性资源建设迫切，装机天花板逐步打开
消纳率放松，国内光伏装机再迎增长空间。2023年组件价格下跌带动地面电站快速放量，根据国家能源局数据，2023年我国新增光伏装机216GW，同比+147%，其中集中式/分布式分别为120/96GW，同比+231%/88%。2024年1-5月光伏新增79GW，同比+23%，光伏装机规模快速提升带动消纳率承压，根据全国新能源消纳监测预警中心数据，2023年全国光伏消纳率98%，同比-0.3pct，蒙西、甘肃、青海、宁夏大基地集中省区消纳率明显承压，现有消纳与外送资源见顶成为制约光伏装机的关键因素。2024年6月，国家能源局印发《关于做好新能源消纳工作，保障新能源高质量发展的通知》，明确加快推进新能源配套电网项目建设、积极推进系统调节能力提升和网源协调发展等重点任务，部分资源条件较好的地区可适当放宽新能源利用率目标，原则上不低于90%。根据相关测算，消纳率下降1pct，光伏装机规模可增加约40GW，消纳率放开有望成为支撑光伏装机进一步增长的关键因素。![]()
特高压建设提速，支撑未来光伏进一步向上。考虑到中国新能源装机主要位于三北地区，而负荷中心位于华东、华南区域，特高压建设将成为制约大基地装机瓶颈，实现电力跨区域大范围消纳的重要手段。以哈密-重庆800kV特高压直流工程为例，根据国家发改委规划，项目配套电源总装机容量14.2GW，其中煤电、风电、光伏、光热分别为4/7/3/0.2GW；宁夏-湖南800kV特高压直流工程配套电源总装机容量17.6GW，其中煤电、风电、光伏分别为4.6/4/9GW。综合看一条特高压直流配套新能源规模超10GW。2024年国网多次召开会议研究部署特高压项目进展，根据国网电子商务平台招标进展，目前已有“4交10直”储备项目，特高压项目加快有望支撑2024年光伏装机进一步向上。多地公布分布式消纳红线，分布式装机规模或遇瓶颈。根据各地分布式光伏承载力评估，目前主要分布式装机省份均出现接入困难，其中：广东省37个县出现消纳困难地区（占比65%）、山西省73个县无分布式消纳空间（占比62%）、河南全省红区涉及县级行政区70个（占比68%）、辽宁超过20个县成为红色区域（占比20%）、黑龙江省81个县级单位为红色区域，暂停分布式接入（占比65%）、山东省37个县级单位无消纳空间（占比27%）、福建省4个试点县无可开放容量情况、河北南网53个县无消纳空间。考虑到分布式光伏高比例接入，未来或将推进分布式进现货市场、或参考海外分布式上网电价执行分时电价，故分布式光伏装机增速或放缓。2、欧美：组件降价与装机目标上调刺激共振，产能出海打开贸易壁垒组件降价与装机目标上调共振，预计2024年新增光伏装机有望超80GW。根据欧洲光伏协会（SPE）数据，23年欧洲光伏新增装机71GW，同比+47%。一方面，组件降价刺激装机需求，根据Infolink，最新欧洲组件进口价格为0.12美元/W，较2023年降幅超50%，组件降价带动光伏电站IRR增幅明显。另一方面，受俄乌战争及能源转型战略驱动，2023年多个欧洲国家再度上调2030年再生能源装机目标，根据SPE统计，德国装机目标由98GW上调至215GW，意大利装机目标由52GW上调至79.9GW，西班牙由39GW上调至76GW。预计2024年组件价格将持续位于底部区间，同时在更高的装机目标将进一步刺激光伏装机需求。根据SPE中性预测，欧盟27国2024年新增装机规模有望达到64GW，而欧盟新增装机一般占全欧洲80%左右，预计2024年欧洲地区光伏新增装机有望超80GW。![]()
德国（户用为主）：根据其联邦网络局（Bundesnetzagentur），2023年德国光伏装机新增14.9GW，同比增长125%；2024年1-5月新增6.2GW，同比增长10%。随着2023年8月德国推出“太阳能一揽子计划”法案，户用光伏审批流程得到大幅简化，装机需求有望高增。西班牙（集中式为主）：根据SolarPower Europe，2023年西班牙新增光伏装机8.9GW，同比增幅超40%。考虑到西班牙大部分地区人口密度较低，太阳能辐射资源欧洲领先，适宜大规模建设集中式光伏电站。此外，西班牙电力市场大规模引入PPA机制，有效保证电站IRR的长期稳定。随着PPA购电价格上涨提升电站IRR，叠加集中式电站审批速度加快，预计2024年西班牙光伏装机维持高增。意大利（工商业为主）：根据TRENA统计，2023年意大利新增光伏装机4.6GW，同比增长接近100%。根据意大利光伏协会，2024Q1新增1.72GW，其中住宅光伏系统装机容量有所下降，但商业和工业合计增长了106%。这一结构性变化主要由补贴变化带来，随着Superbonus户用光伏补贴计划于23年2月到期，工商业正替代户用光伏成为装机主力。![]()
欧洲地区高库存正在缓解。供给方面，由于国内光伏制造环节产能相对过剩、竞争加剧下组件价格已位于1元/W水平，全线组件厂商均下调排产。根据Infolink数据，今年6月组件环节整体开工率在53%左右，较去年同期下滑超10pct。需求方面，2022年俄乌冲突带动欧洲光伏需求高增。2023年利率上升、组件跌价导致下游观望情绪、劳动力短缺影响装机速度等综合因素影响下，组件进口需求明显放缓。根据Infolink，2023年欧洲组件进口101.4GW，与新增装机增速相比明显放缓。从最新进口数据看，2024年1-5月欧洲进口组件44.9GW，同比下降接近15%，在全年预计装机规模增长10%的情况下，出口依然明显放缓，反应出欧洲市场正在积极消化库存，预计欧洲遗留的高库存问题有望在2024年得到缓解，为未来进口创造更大空间。![]()
美国：东南亚双反关税政策待裁决，具备美国本土产能企业有望长期受益。根据EIA，2023年美国光伏新增装机达35GW，同比+52%，装机规模显著提升，其中集中式/分布式分别为23.7/11.6GW，主要系拜登政府否决参议院关于取消东南亚四国关税豁免的提案后供应链紧张问题缓解，叠加23年美国组件价格降幅超15%，电站IRR持续提升带动22年延期项目陆续开工。Q1美国光伏新增装机11.8GW，同比+95%，美国光伏装机迎来显著回暖。展望2024年，随着对东南亚光伏双反豁免到期与新一轮双反调查启动，美国光伏经销商观望情绪加剧，后续若贸易壁垒提高，预计组件价格将迎来回升，利好具备美国本土产能相关企业。中东：政策加码财政支持推动能源转型，有望成为中国光伏海外市场新动力。中东地区石油和天然气资源丰富，但可再生资源发展步伐缓慢，根据Energy Institute统计，2022年中东地区可再生能源消费占比均不足5%。中东地区能源转型意愿强烈，沙特、阿联酋、埃及等国家纷纷出台并更新可再生能源发展目标，同时提供强有力财政支持。根据SMM统计，中东地区2019-2023年可再生能源投资合计达714亿美元（光伏100-125亿美元左右），占电力部门总投资额34%。此外，中东地区拥有得天独厚的太阳光照及土地资源禀赋，叠加2023年以来组件价格维持在底部区间进一步刺激中东光伏装机，根据IRENA，2023年中东新增光伏装机4.6GW，同比增长超过20%，预计2024年中东地区光伏需求还将持续保持高增长。中东地区缺乏本土光伏供应能力，我国凭借区位优势已成为其重要的组件来源地。根据Infolink数据，2023年中东市场累计从中国进口组件14.5GW，同比增长73%；2024年1-5月累计进口组件12.8GW，同比增长178%，预计中东本土市场的旺盛需求将对我国光伏产品出海形成有力支撑。![]()
印度：国家电力计划推动光伏建设节奏加快，ALMM清单引发印度市场囤货刺激Q1出口。根据2023年印度政府发布的国家电力计划(National Electricity Plan,NEP)，预计2026-2027年再生能源累计装机达到337GW，其中光伏186GW。根据Infolink数据，截至2024年5月，印度累计光伏装机规模达83.2GW，距离国家电力计划目标还有100GW的装机缺口。2024年印度加快光伏建设进度，据Infolink，2024年1-5月印度累计光伏装机11GW，已经超过2023年全年装机量，预计未来印度光伏需求将持续高增。今年2月印度新能源和可再生能源部宣布“型号和制造商批准清单”（ALMM）将于4月1日起重新生效，该清单仅适用于所有政府赞助或补贴项目，私人项目不受清单影响，其中暂不包含中国组件品牌。受政策影响，印度开发商预先囤货刺激中国组件及电池片出口爆发式增长，根据海关数据，2024Q1印度向中国进口组件及电池片88.7亿人民币，同比增长117%。巴基斯坦：收益带路经济合作，2024年出口增速超预期。根据巴基斯坦国家电力监管局(NEPRA)发布的《发电装机量扩容计划(IGCEP2047)》，预计到2030年巴基斯坦光伏装机容量将达到12.8GW，到2047年光伏装机容量将达到26.9GW。根据海关数据，2024年1-5月巴基斯坦累计从中国进口组件及电池片共64.3亿元，同比增长50%，未来在带路经济友好合作推动下，有望进一步推动巴基斯坦集中式与分布式光伏需求。![]()
非洲：预计南非将持续贡献主要市场。根据海关总署数据，2023年非洲市场累计从中国进口7.9GW组件，较2022年的3.4GW增长132%，其中南非进口5.3GW贡献主要份额。2024年1-5月，非洲组件累计进口3.9GW，相较于去年同期略有增长，其中南非进口1.1GW，占比有所下滑，主要由于基础建设与绿能采购问题进程未得到根本性改善。23/24年南非全国电价将分别上调18.6%/12.7%，电费上涨助推分布式光伏需求提升，叠加23-25年针对个人及中小企业近2.1亿美元的光伏退税补贴落地，分布式光伏有望迎来爆发式增长，叠加南非政府去年底宣布启动第七轮国家再生能源独立电力开发采购计划（REIPPPP），其中包含1.8GW的光伏装机，预计将对南非今年组件进口需求形成支撑。储能市场现状
1、全球市场：储能装机规模持续增长
2023年全球新型储能累计装机规模快速增长，份额显著提升：根据CNESA数据，截至2023年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模289.2GW，同比增长21.9%。其中，抽水蓄能累计装机规模继续下降，占比首次低于70%，与2022年同期相比下降12.3个百分点；新型储能累计装机规模达91.3GW，是2022年同期的近两倍。其中，锂离子电池继续高速增长，占比达到97%，年增长率超过100%。![]()
2023年全球新型储能新增装机规模实现翻倍增长：2023年，全球储能市场继续高速发展，新增投运电力储能项目装机规模突破50GW，达到52.0GW，同比增长69.5%。其中，新型储能新增投运规模创历史新高，达到45.6GW，与2022年同期的累计装机规模几乎持平。中国、欧洲和美国继续引领全球储能市场发展，三者新增装机规模合计占全球市场的88%，中国占比接近50%。![]()
2023年国内新型储能新增装机规模增速超过150%：根据CNESA数据，截至2023年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模86.5GW，占全球市场总规模的30%，同比增长45%。抽水蓄能累计装机占比首次低于60%，与2022年同期相比下降17.7个百分点；新型储能累计装机规模达到34.5GW/74.5GWh，功率规模和能量规模同比增长均超过150%。2023年，中国新增投运新型储能装机规模21.5GW/46.6GWh，功率和能量规模同比增长均超150%，三倍于2022年新增投运规模水平，并且首次超过抽水蓄能新增投运近四倍之多，共有超过100个百兆瓦级项目实现投运，该规模量级项目数量同比增长370%。锂电占比进一步提高，从2022年的94%增长至2023年的97%；压缩空气储能、钠离子电池、液流电池、飞轮、超级电容等非锂储能技术逐渐实现应用突破，为新型电力系统建设和多元用户侧场景提供了更多的技术选择。![]()
2024年国内储能投运规模保持高景气增长：根据CNESA数据，2024年1-5月，新型储能新增投运规模合计14.66GWh，其中，2024年5月，国内新增投运新型储能项目规模共计1375.8MW/2968.4MWh，功率规模同比增长82%，能量规模同比增长102%，新增投运功率规模创2024年以来新高。独立储能规模提升，新能源配储占主导。独立储能电站作为新型市场主体，接受调度机构统一调管，具备有功、无功、四象限连续可调及百毫秒级快速响应调节的优点，可以提供深度调峰、快速调频、旋转备用、有偿无功调节和黑启动等辅助服务以满足电力系统不同时间尺度的调节需求。随着经济性提升，独立储能装机在电网侧的占比逐步提高。根据CNESA最新公布数据，2024年5月新增新型储能装机中，电网侧功率规模占比超75%，较4月上升15个百分点，规模1.1GW/2.2GWh，功率规模环比增长38%，其中独立储能占比99.9%，占比较4月上升16个百分点。此外，电源侧规模182MW/424MWh，占比13%，均为新能源配储。![]()
政策不断推出，持续推动新型储能发展：2024年年初至今，从中央到地方持续推出各类储能政策支持新型储能的发展。中央层面，2024年2月，国家发改委、能源局发布《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，通知表示加强电力辅助服务市场与中长期市场、现货市场等统筹衔接，科学确定辅助服务市场需求，合理设置有偿辅助服务品种，规范辅助服务计价等市场规则；3月能源局发布《2024年能源工作指导意见》，文件提出，推动新型储能多元化发展，强化促进新型储能并网和调度运行的政策措施。压实地方、企业责任，推动电力需求侧资源参与需求侧响应和系统调节；4月，国家能源局印发《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，该通知规范新型储能并网接入管理，优化调度运行机制，有助于充分发挥新型储能作用，支撑构建新型电力系统。地方层面，针对储能补贴、储能规划、新能源配储以及电力辅助服务方面均发布了相应的政策。![]()
2023年光伏指标分配指引国内储能需求高增长：根据统计数据，2023年共有21个省市公开了光伏指标分配情况，规模总计约为182.9GW，其中普通地面指标约130GW，大基地指标超50GW。根据测算，如若按大多数地区普遍实行的10%/2小时比例配置储能，将产生至少18.3GW/36.6GWh的储能需求。电池价格下降带动储能经济性提升，需求有望快速增长：根据SMM数据，储能型磷酸铁锂价格从2023年年初约0.95元/Wh下跌至2024年7月的约0.35元/Wh，下跌幅度达到63.2%。根据CNESA发布的储能中标价格，2023年初至今，储能系统的中标价格从1.52元/Wh下跌至0.65元/Wh，EPC中标价格则从1.65元/Wh下跌至1.47元/Wh，下跌幅度分别达到57.01%、11.04%。近期，随着储能电芯价格逐步企稳，储能中标价格有所回暖。随着储能系统价格的逐步筑底，储能经济性有望提升，配储需求有望快速释放。2024年储能电池增速显著快于动力电池。储能电池价格的下跌提升储能经济性，刺激需求提升，也带动储能电池销量2024年迎来大幅增长。根据中国汽车动力电池产业联盟发布的数据显示，2024年1-5月份，中国动力电池销量为248.8GWh，同比增长24.0%，储能电池销量为61.6GWh，同比增长达到144.1%，大幅领先于动力电池的增速。储能电池出口表现亮眼。得益于储能行业经济性提升，中国储能电池的出口量呈现大幅增长。根据中国汽车动力电池产业联盟发布的数据显示，2024年1-5月，我国动力电池出口量为46.9GWh，同比增长2.9%，同时期储能电池出口量为8.4GWh，同比增长50.1%。![]()
美国储能装机需求稳健增长，大储占比进一步提升：根据Wood Mackenzie数据，美国2023年储能装机为8.74GW/25.98GWh，其中表前储能装机7.91GW/24GWh，占总装机比例超过90%。2024年，美国储能市场继续保持高速增长，根据EIA公布的数据，2024年1-4月，美国储能新增装机规模1759.3MW/ 3089.1MWh，同比增长186.3%/830.5%。根据EIA预测，2024年全年美国储能装机容量或达到14.53GW，同比增长133.6%。![]()
欧洲户储2024下半年或出现拐点：根据欧洲储能协会（EASE）数据，2023年总装机规模为13.5G Wh，同比增长93%，其中德国、英国、意大利是欧洲储能装机量排名前三的市场，新增装机规模约为6.1/ 4.0/3.9GWh。户储方面，2023年总装机规模为9.5GWh，同比增长109%，其中德国市场占比较高，全年户储安装55.5万套，对应装机量为5.0GWh，同比增长166%，占到欧洲新增装机量的52.6%，贡献了欧洲市场的主要增长。据GGII，当前全球户储库存主要集中在欧洲、南非市场，且不同企业和区域之间库存水平差异较大，但整体库存仍有一定规模。由于2024年以德国、意大利为主的主要户储市场装机放缓，预计库存去化时间可能延期到2024Q3。受益于新兴市场需求拉动，2024Q2以来逆变器出货触底反弹：受到欧洲去库存的影响，我国逆变器的出口金额自2023年3月以来呈现出震荡下行的趋势，但截至目前，欧洲市场去库有望接近尾声，同时东南亚新兴市场受益于政策刺激以及高温天气的影响，需求较为旺盛。据观察，进入2024Q2以来，我国逆变器出货量开始反弹，2024年5月，海关总署统计我国逆变器出口467.59万台，环比提升7.20%，同比微降1.93%；其中新兴市场贡献较大，以印度和巴基斯坦为例，2024年5月其分别从我国进口逆变器20.69万台、26.62万台，进口量环比分别增长92.28%和22.50%。上述需求的好转亦拉动逆变器企业业绩快速改善，当前已披露业绩预告的逆变器企业2024Q2业绩环比增长幅度均较大，根据锦浪科技、德业股份的业绩预告，两者2024Q2业绩分别环比增长1403.38%-1773.19%、73.25%-96.35%。当前我国逆变器企业市场覆盖较为广泛，新兴市场需求或接力欧洲市场，驱动厂商出货量持续改善，在东南亚等区域具备渠道布局优势的企业或更加受益于当地需求的放量。![]()
全球储能装机需求有望保持增长：根据TrendForce预测，预计2024年全球储能新增装机有望达70GW/163GWh，同比增长36%/43%，保持高增，与2023年115%/133%的增速相比，增幅明显大幅放缓。分区域来看，2024年亚洲储能新增装机将达83GWh，同比增长44%；美洲储能新增装机达43GWh，同比增长44%；欧洲储能新增装机有望达30GWh，同比增长45%；中东非市场储能新增装机达到7.5GWh，同比增长27%。![]()
市场关注方向
1、光伏领域重点关注HJT新技术布局
（1）白银价格预计有较强上涨空间，光伏白银需求持续提升资产避险属性+供需缺口推高银价，24年白银价格有较强上涨空间。白银作为一种贵金属，具有作为储备货币的金融属性以及作为实物资产避险功能。近期贵金属价格持续上涨，进入4月后，白银涨幅超过黄金。截至7月24日，白银价格较2024年3月1日上涨超29%。近年来以光伏为首的工业需求不断增加，而墨西哥和秘鲁等国由于银矿品位下降供应持续下行使白银持续出现上千吨供应缺口，若供应缺口再次扩大使白银库存降至历史新低，银价亦有较强上涨空间。而从中长期来看，银价也有较长上涨空间，中周期受益于地缘政局与金融市场风险下的避险需求。长周期受益于全球信用货币体系信誉下滑，央行增持贵金属储备。![]()
白银需求多元，2023年光伏用银需求约占工业用银总量30%。世界白银协会将白银需求主要分为工业应用，银器制造，珠宝首饰，感光材料，投资和生产商对冲。2023年全球总共的白银需求为3.63万吨，其中工业需求为1.80万吨，占比为49.6%。工业需求分类中包括光伏领域需求，为0.5万吨，约占工业用银需求的27.8%。![]()
随着全球光伏新增装机量持续增长，预计2024E-2026E光伏总银耗需求分别为5760/6600/7128吨，光伏领域白银需求持续上升，占工业用银比重逐年增大。光伏新增装机量：根据CPIA，预计24-26年全球光伏新增装机量分别为480、550、660GW。银耗：目前光伏行业优秀厂商TopCon电池单w银耗接近10.8mg/w，假设24年全年有望降低接近10mg/w，26年有望达到9mg/w。![]()
（2）银包铜+0BB助力HJT降本增效，银价上涨促HJT迎成本拐点N型电池效率、良率不断提升，预计24年出货量超过P型。根据中国光伏协会，目前电池主要分为P型单晶电池、N型TopCon单晶电池、N型HJT电池。2023年，P型单晶电池均采用PERC技术，平均转换效率达到23.4%，较2022年提高0.2个百分点；N型TopCon电池平均转换效率达到25.0%，异质结电池平均转换效率达到25.2%，两者较2022年均有较大提升。未来随着生产成本的降低及良率的提升，N型电池将会成为电池技术的主要发展方向之一，效率也将较快提升。![]()
目前电池银浆分为高温银浆和低温银浆两种，N型银耗较P型大幅增加。P型电池和TopCon电池使用高温银浆，异质结电池使用低温银浆。银浆在电池片成本中占比较高，目前主要通过多主栅技术以及减小栅线宽度来减少正银消耗量。2023年，行业中主流企业P型电池片主栅数量从9BB改为11BB及16BB，正银消耗量降低至约59mg/片，背银消耗量约25mg/片；N型TopCon电池双面银浆（铝）（95%银）平均消耗量约109mg/片；异质结电池双面低温银浆消耗量约115mg/片。2）银包铜+0BB助力HJT降本增效，24Q3或是新技术放量拐点金属电极工艺升级，满足降本提效新要求。金属电极是晶硅电池的重要组成部分，主要用于导出内部电流。金属电极分为主栅和副栅（又称细栅），其中主栅具有汇流、串联副栅电流的作用，副栅主要用于光生载流子。随着工艺技术迭代、电池提效降本需求释放，栅线逐渐从4BB、5BB向MBB（9-15栅）、SMBB（16栅及以上）以及0BB（无主栅）方向发展。0BB（无主栅）是SMBB技术的进一步升级优化，具有降低银耗、提升功率、提高良率的潜力。0BB（无主栅）工艺是在金属电极丝网印刷环节消除主栅，并优化副栅的宽度和间距。0BB（无主栅）优势在于降本、降银、增效。具体来看，在电池环节，与SMBB相比，0BB可节省约30%的银浆，减少浆料单耗。在组件环节，0BB采用低温焊接工艺及超细超柔焊带，有助于提高组件焊接良品率，超细超柔焊带的使用可汇集更多电流、缩短电流传输距离，提高组件功率。低银化成本关键，银包铜助HJT降本新途。低银化是光伏行业降本关键，在保证线电阻和焊接拉力的前提下，通过部分贱金属替代银，例如“银包铜”，可大幅降低银浆制造成本。HJT电池是低温制程，为银包铜粉的替代创造了可能性，同时由于TopCon电池无法使用铜，不能降低该方面成本。根据测算，如果使用0BB技术，PERC可降银0.06元/W，TopCon降银0.03元/W，HJT降银0.09元/W。再加上银包铜技术后，HJT进一步降银至0.05元/W。由此可得，HJT使用0BB技术后降银效果更佳，在目前银价接近8000元/kg情况下，HJT相较TopCon能实现0.04元/w银浆成本优势，伴随白银价格进一步催化上涨，成本差有望进一步加大。而对比PERC和TopCon电池，则其银耗量在2024年大幅降低的空间较小，主要原因是：PERC和TopCon电池的银含量下降空间非常有限；PERC电池的开口线宽下降空间仅10%左右，而TopCon电池的开口线宽从15μm下降至12μm仅有20%左右的空间；TopCon的主栅浆料湿重占比不足6%，0BB技术导入几乎不能省银。![]()
HJT新技术降本增效显著，银价上涨后与TopCon单瓦成本差距进一步缩小。综上所述，2024年HJT技术在“浆料银含量下降、浆料开口线宽降低”这两个方面的降本空间都显著超越PERC、TopCon电池，故而银价上涨幅度越大，越有利于HJT技术的成本优势扩大。白银供需缺口预计全年价格向上、银包铜银含量持续下降、HJT仍有较大降本空间。考虑到组件端HJT功率高于同版型TopCon组件，HJT溢价即将达到合理水平，成本拐点有望突破。预计24Q3或是HJT规模量产突破时间节点，新技术渗透率有望快速上升。预计24年内HJT生产成本有望与TOPCon持平，HJT量产经济性有望凸显。各类储能技术的经济性随着储能时长的提升而显著改善。根据储能技术的特点，储能电站的成本主要包括初始投资和运行成本，其中初始投资成本包括储能系统成本、功率转换成本和建安成本，运行成本包括运维成本、回收残值和其他附加成本。预计随着储能时长的增加，容量成本增加，功率成本不变，因而单位初始投资成本（万元/MWh）减少，LCOE下降，在此背景下全钒液流电池、铁铬液流电池等在长时储能范围内具备一定经济性。其中，根据《新型储能的经济性和投资价值分析》，全钒液流电池储能系统价格大约在2.63元/Wh，主要包括电堆成本、电解质成本以及周边设备成本，钒电解液是全钒液流电池系统中的核心材料之一，在系统成本占比中达到40%以上，其性能将直接影响到电池系统的工作效率、运行工况和使用寿命等；电堆成本占全钒液流电池总成本的35%以上，主要成本源于离子交换膜的成本；其它构件成本占比25%左右。液流电池初期成本高，但其服役周期长，长期而言在度电成本上具有一定优势。全钒液流电池储能系统价格预计“十四五”末期能够控制在2元/Wh以内，随着规模化应用，到2030年有望降低至1～1.5元/Wh。度电成本角度看，根据《新型储能的经济性和投资价值分析》，电化学储能技术中经济性较好的是磷酸铁锂电池和铅炭电池，技术成本较高是制约储能产业规模化发展的关键因素。以当前典型项目边界条件测算，抽水蓄能电站度电成本为0.21～0.25元/kWh，容量型磷酸铁锂储能电站的度电成本为0.49～0.68元/kWh，压缩空气储能电站度电成本约为0.43～0.56元/kWh，随着技术快速进步，压缩空气储能电站度电成本会随效率提升而快速下降。![]()
长时储能是未来重要趋势，相关储能技术有望受益。根据电规总院，随着新能源装机规模的提升和长时储能技术的进步，4小时以上的新型长时储能技术将逐步进入商业化应用，满足电力系统长时储能的服务需求。预计在未来通过超长时间尺度和中长时间尺度储能技术和高比例可再生能源主动支持技术，解决大规模可再生能源发电功率波动平抑和从小时到天为单位周期变化的调节需求，将是储能行业的重要发展趋势。因此，在长时储能领域具备优势的储能技术，除光储外，例如光热储能、压缩空气储能、液流电池、重力储能技术路线有望受益。![]()
产业链分析
1、光伏：价格或已进入底部区间，全面拥抱N型产业链
硅料环节因其特有的重资产、长周期、精细化工的特性，在结构性产能短缺后的两年内一直作为产业链瓶颈环节享受超额利润，利润水平逐年提升。根据Wind数据，一线多晶硅厂商平均销售毛利率水平由2019年的17.8%，提升至2022年的50%。但随着2023年开始的多晶硅扩产潮到来，硅料产能不再成为产业链瓶颈环节，超高毛利率现象将成为历史，回归合理区间。上游产能结构出现错配带来库存压力，Q2硅料硅片价格加速下行。6月7日，PV infolink发布最新光伏产业链价格，多晶硅致密料均价跌至100元/kg，较上周环比-15.3%，创单周降幅记录，182mm/210mm硅片单片均价跌至3.6/5.0元，较上周环比-7.7%/-13%。一方面，进入2023年后硅料产能逐步释放，大大缓解了上游供给短缺的情况；另一方面，硅料硅片产能和电池组件出现结构性错配，上游环节出现了库存情况，推动了价格下行。目前来看，硅料硅片价格下行空间已经非常有限，或即将探至底部区间。![]()
（2）电池片：N型迭代进行时，TOPCon路线先行目前电池片环节正在进行产能迭代的初始阶段，TOPCon技术成为市场焦点。当前光伏电池主要采用Perc技术，该路线转换效率已逼近理论极限24.5%，且未来降本空间有限，因此行业内不断开展对新一代N型电池的研发探索。未来N型电池是行业发展的必然趋势，目前主要存在TOPCon、HJT、IBC三种不同技术路线。N型电池转换效率的理论极限在28%以上，较Perc电池有较大提升。从工艺的角度来看，N型硅片作为衬底有更高的少子寿命且无光致衰减，同时随着表面钝化技术的改善与提高，N型电池效率在快速提升；从产业发展来看，N型隧穿氧化层钝化接触(N-TOPCon)的电池技术因其独特的电池结构及较高的转换效率，成为市场关注的焦点。同时，TOPCon技术生产工艺与Perc电池生产工艺兼容性较高，且初始投资成本较低，具有较强的投资经济性。![]()
2023年为TOPCon元年，N型市占率有望突破20%。根据CPIA最新统计，N型电池量产转换效率目前已实现了24%-25%，形成了对Perc电池1.3pct左右的效率优势，并将在近两年实现超2pct的效率领先。因此，预计以TOPCon及HJT为主的N型电池路线将逐步提升其市场渗透率，成为未来主流的光伏电池技术路线。在2023年举办的SNEC展会期间，各厂商发布的高效新一代产品重新拉动光伏“技术迭代”热度。其中，N型高效大尺寸组件产品成为此次展会绝对主角。预计2023年将成为TOPCon产能释放的元年，CPIA预计以TOPCon为主的N型电池产品市占率有望于2023年底前突破20%。![]()
一体化厂商电池产能结构紧缺，或催生第三方N型电池片需求。根据一体化公司公告数据统计，截至2023年底各一体化厂商硅片/电池/组件产能目标中，电池片产能相对组件产能均出现相对短缺情况，在主产业链中电池片产能结构处于相对优势。同时，在N型迭代P型的大背景下，或将催生第三方N型电池片产能需求，短期内需重点关注N型TOPCon电池产能的落地及效率实现进度。![]()
（3）组件：产业链价格下行后，关注一体化组件盈利或有修复机会在过去涨价周期背景下，组件价格是对硅料成本的传导，整体盈利维持稳定。2021-2022年，行业由于多晶硅料价格高企，产业链价格持续上行。在此背景下，组件价格上涨滞后于硅料价格上行，导致阶段性组件盈利受压缩。产业链价格降幅明显，光伏需求高增对组件价格形成支撑，一体化组件迎来利润修复。上游降价传导至组件具有一定滞后性，目前看来电池/组件价格下跌幅度远小于硅料/硅片端，且由于终端需求较好，组件价格后续仍能获得较为坚挺的刚性支撑。在现阶段光伏产业链或存在两大主旋律，分别是硅料产能瓶颈打开后供需格局转变，将不再成为享受产业链大部分利润的环节，光伏产业链利润格局预计将重构并下移。N型路线趋势确定，相关产能或将出现“过剩背景下的结构性紧缺”，N型电池/组件布局优先的厂商有望获得超额技术红利收益。（4）辅材：关注N型和双面组件趋势下POE胶膜、TOPCon银浆的产业机会POE胶膜：N型电池片对环境的耐受性减弱，需要更高性能的保护，POE是最佳选择。N型单晶、异质结电池等高效光伏电池技术提升了发电效率，但对环境的耐受性减弱，需要胶膜提供更多保护，而使用EVA胶膜进行高效光伏电池尤其是N型晶硅电池的封装，在加速老化条件下组件功率会迅速下降，组件的长期可靠性难以保证。POE产品的阻隔性、强抗PID能力、无醋酸等特性使其在N型电池、异质结电池时具备了其他封装材料不具备的天生优势，是目前双面组件及N型电池、异质结电池的主要封装胶膜。未来随着下游应用端对于双面发电组件发电增益的认可，双面组件市占率将逐步提升。预计到2024年，双面组件将超过单面组件成为市场主流。在双面+N型组件的大趋势下，POE胶膜需求有望上行。TOPCon银浆：TOPCon路线趋势确定，其银浆产品需求有望收益提升。光伏银浆应用于太阳能电池片电极中，以银粉为主要原材料。光伏银浆是以高纯银粉为导电相、玻璃氧化物为粘结相，有机载体组成的混合物，经过搅拌、三辊轧制后形成的均匀膏状物。这种膏状物通过丝网印刷工艺附着在光伏电池片，烘干烧结后形成光伏电池的金属电极，可收集和传导光伏电池表面电流。随着电池片技术的迭代，代表未来的N型电池片银浆的需求量明显提升，叠加光伏产业的迅猛发展，未来光伏银浆行业具备旺盛的市场需求。根据CPIA数据统计，2022年n型TOPCon电池双面银浆平均消耗量约115mg/片，后续随着TOPCon产能逐步落地，配套的银浆技术预计将迎来长线发展，具备独特配方及更低单位银耗的TOPCon银浆企业能推出系列银浆产品配合电池片厂商进行增效，并有望进入技术红利赛道中。高纯石英砂：供需结构持续紧缺，价格有望进一步走高。光伏平价上网后进入需求爆发期，需求持续多年的高增使光伏产业链各环节均出现了大规模的扩产潮。而在行业扩产周期中，部分扩产周期长的环节在短期内会出现产能释放速度无法跟上实际需求的情况，比如2021-2022年的硅料环节，以及目前正在供应紧缺的石英砂环节。短期内，石英砂供给端几乎无新增产能，叠加2023年持续超预期的光伏装机需求，石英砂及石英坩埚价格有望进一步走高。2、储能：上游降价导致产能过剩，需求不振损失毛利净利2023年电池价格受锂价影响下降显著，由于电池多以毛利率定价，价格下降对其单位净利影响显著。从2023年Q2起，户储电池出货受海外库存积压影响大幅下降，产能利用率低提高了单位产量的折旧摊销，对电池单位盈利更加不利。![]()
（2）户储逆变器：库存问题影响出货量，2023下半年降价预计影响毛利率2022年海外户储需求爆发，储能逆变器快速放量；伴随着渠道商及IGBT产能短缺的恐慌，经销商于22H1、23Q1大规模囤货，需求增速短期回落导致渠道库存居高不下，大幅影响了23Q2~Q4出货。目前，渠道库存仍处于去化之中。面向欧洲的户储企业出货承压，尤其Q2、Q3表现明显，目前部分上市公司反馈Q4出货有所回升。![]()
盈利能力方面，截至Q3户储逆变器仍维持较高的毛利率水平，其中可能有美元汇率提升的作用。不过自Q2开始，户储逆变器企业的净利率多有下降，主要是由于出货下降带来的费用摊销比例升高等原因。（3）大储PCS：虽有降价，但随国内装机增长量增利稳从各季度来看，Q1大储PCS虽有一定降价，但随着Q2国内并网装机量超过12GWh，各PCS厂商放量明显，同时价格、毛利保持稳定。Q3各PCS公司出货环比基本持平，部分有一定增长，同时价格亦保持稳定。预计Q4为国内储能并网高峰，出货有望超过历史各季度。目前产业链反馈来看，交付旺盛，同时价格、毛利仍保持稳定，通过单机大型化和采用国产单管IGBT，加上放量摊薄边际成本，PCS降本速率快于降价速率，甚至Q3部分公司毛利率有所提高。![]()
（4）集成：国内集成尚未放量，订单多不达预期，海外集成出货目标有所下调储能集成中标价持续下降，9、10月份中标单价已来到0.9X元/Wh量级，相比去年8月份下降幅度超过0.5元/Wh，目前11月份系统中标价甚至出现0.7X元/Wh中标的记录。中标价显著下降，导致单Wh毛利、净利降低，集成商接单意愿降低。从各公司定期报告来看，新签订单进度普遍落后于年度订单目标。![]()
海外集成方面，美国储能运营经济性好，市场进入壁垒、产品溢价较高。储能Q3阳光电源储能确收达51亿，毛利达到36%，环比持续提升，预计包含前期锁价订单交付、美元汇率上涨等原因导致。但今年总体来看，美国并网阻塞影响了装机进度，出海集成类公司也出现了交付未达到既定目标的情况，但盈利能力仍较好。市场机遇
1、逆变器：光伏逆变器以“大”为美，各大厂商加快微逆布局
组串式逆变器功率直奔350kW+：随着光伏组件突破600W+，光伏逆变器同样往超大功率迈进。以大功率组串式逆变器为例，禾望电气在1500V电压之下，推出功率达385kW的组串式逆变器，是当前功率最高的组串式逆变器。此外阳光电源、爱士惟、信光能源、艾罗能源、锦浪科技、禾迈股份均展出了350kW、320kW组串式逆变器。各大厂商加快微逆布局：禾迈股份发布了5000W大功率微逆，这个功率段甚至比许多户用的组串式逆变器都要高。除了禾迈股份，昱能科技、德业股份之外，阳光电源、古瑞瓦特、首航新能、华昱欣、三晶电气、艾罗能源等均推出了微逆产品，功率段集中在0.3-2kW左右。![]()
2、支架龙头企业竞争优势显著，有望充分受益于下游高成长2024年Q1中信博/意华/振江营收增速分别为122%/63%/5%，利润增速分别为297%/456%/34%，业绩表现优异。需求端，受益于组件价格大幅下降，全球地面电站装机需求旺盛，其中尤其以亚非拉市场需求放量更为明显，跟踪支架企业在手订单饱满。年中，海运费价格上涨明显，对跟踪支架的交付、确认造成一定影响，但下游需求持续保持高景气。以中信博为代表的跟踪支架企业具有较强的渠道、海外产能、产能性能等优势，竞争优势显著，有望充分受益于本轮需求持续高增。![]()
龙头优势凸显，毛利率差距明显。随着上游树脂持续下行以及光伏行业需求波动影响，2023年光伏胶膜净利率波动明显，龙头企业在保障开工率、供应链管理、经营管理等方面优势凸显，福斯特2023Q1、Q2、Q3、Q4净利率为7.42%、9.12%、9.05%、7.06%，龙头企业与二三线企业盈利水平差异明显。2024年一季度，受益于3月光伏主产业链排产回暖，福斯特出货持续改善，同时受益于上游EVA树脂报价回升，盈利水平持续提升。出海势头明显，龙头与二三线企业加速扩张东南亚产能。福斯特、赛伍技术、海优新材、明冠新材等企业响应客户需求，加速东南亚产能扩张。![]()
受益于需求复苏以及上游原材料报价波动，玻璃环节2024Q1量利显著。福莱特、旗滨集团2023年光伏玻璃出货约12.12、1.94亿平方米；受益于3月光伏行业排产恢复，2024年一季度福莱特出货约3.5亿平，同比+22%，环比+10%。同时受益于上游天然气与纯碱价格下行，光伏玻璃企业盈利能力得到改善。龙头企业积极推进海外产能布局。福莱特印尼及越南产能预计于2026年投产，信义光能马来西亚两条产线有望于2024年投产。
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相关公司
1、阳光电源：技术创新研发，全球新能源领军者
阳光电源自1997年成立起，专注于太阳能、风能、储能、氢能、电动汽车等新能源电源设备的研发、生产、销售和服务，核心产品光伏逆变器批量销往全球170多个国家和地区，2023年光伏逆变器全球发货量130GW，发货量全球领先；储能系统全球发货10.5GWh，发货量连续八年中国企业第一。其中2024H1营业总收入为130.03亿元，同比增加8.38%；归属母公司股东的净利润为49.59亿元，同比增长13.89%，毛利率为32.42%。![]()
作为国内光伏储能的龙头企业，阳光电源的盈利能力是稳定增长的。根据iFinD机构一致预测，阳光电源在2024-2026年的营业总收入分别为89231.78、108279.89、128654.97百万元，同比增速分别为23.50%、21.35%、18.82%；归母净利润分别为11028.66、12913.97、14822.31百万元，同比增速分别为16.83%、17.09%、14.78%。2、德业股份：光伏与家电并驾齐驱，户储领域遥遥领先德业股份公司所属行业为电气机械和器材制造业，主要业务涉及光伏行业及包括除湿机等在内的家电行业。伴随着2023H2海外行业库存阶段性影响造成的需求波动，德业股份户用逆变器产品具有安装门槛低、高可靠性、安全性能强等特点，公司凭借产品、渠道及成本控制优势，展现韧劲。其中2024H1营业总收入为18.84亿元，同比下降9.64%；归属母公司股东的净利润为4.33亿元，同比下降26.48%，毛利率为36.33%。![]()
德业股份在户储上优势突出，特别是除湿机和光伏空调方面盈利能力高。根据iFinD机构一致预测，德业股份在2024-2026年的营业总收入分别为11253.06、14318.15、17900.47百万元，同比增速分别为50.45%、27.24%、25.02%；归母净利润分别为2678.03、3361.08、4087.85百万元，同比增速分别为49.53%、25.51%、21.62%。3、锦浪科技：盈利能力维持较高水平，逆变器业务稳中向好受益于亚非拉市场需求高景气以及欧洲去库，逆变器业务发展稳中向好。今年以来，光伏组件及电芯价格持续下行，光储系统装机成本大幅回落，光储经济性大幅提升，刺激光储需求释放。受益于亚非拉需求爆发，叠加欧洲持续去库，公司海外并网和储能逆变器的接单量持续向好，驱动公司业绩增长。公司已在欧洲、澳洲、东南亚、美国、拉美等地区设立销售及服务机构，并积极与渠道伙伴合作，进一步加大海外市场的拓展力度，逆变器业务整体发展趋势向好。毛利率维持较高水平，现金流环比改善。得益于高盈利的海外出货占比较高，公司二三季度毛利率整体维持较高水平，三季度环比二季度变化不大。单三季度公司经营性净现金流为8.14亿元，环比+35%，经营整体稳健。电站业务实现多元化和产业延伸。新能源电力生产业务：公司投资运营的分布式光伏电站包括工商业分布式光伏电站和户用分布式光伏电站，通常分别采用“自发自用、余电上网”和“全额上网”的售电模式。其中工商业分布式光伏电站主要采用“自发自用、余电上网”的售电模式；户用分布式光伏电站主要采用“全额上网”的售电模式。户用光伏发电系统业务：公司户用光伏发电系统业务由全资子公司锦浪智慧开展，锦浪智慧使用其户用光伏发电系统设备为居民提供户用分布式光伏电站设计、安装、管理、运营和维护等发电相关服务。目前已拥有较为成熟的新能源电力生产业务一站式解决能力，有望协同逆变器业务实现进一步增长。公司是国内新能源电力电源设备及智慧能源整体解决方案提供商，公司产品系列齐全，能够充分满足户用、工商业以及大型电站等不同场景的需求。组串式光伏并网逆变器涵盖0.7kW～350kW功率范围，全面满足各种类型光伏组件和电网并网要求。公司产品广泛销往全球多个国家和地区，构建了较为完善的营销服务体系。公司具备突出的研发及技术优势，在电力电子、新能源控制、能量管理、储能变换等领域具备相关核心技术，公司产品通过了多项国际权威认证与测试，包括TÜV莱茵、SAA、CGC、TÜV南德、BV、CQC认证等，获得了国内外客户的广泛认可。作为国内新能源电力电源设备及智慧能源整体解决方案提供商，固德威在行业内拥有较好的竞争地位。2023年公司产品已批量销往德国、荷兰、澳大利亚、意大利、瑞典、西班牙、捷克、巴西、新西兰、希腊、波兰、比利时、爱尔兰等全球多个国家和地区。在2022年中国企业全球储能小功率PCS（30kW以下）出货量排名中，固德威位列榜首，排名全球第一。其中2024H1的营业总收入为11.26亿元，同比下降34.5%；归属母公司股东的净利润为-0.29亿元，同比下降108.57%，毛利率为27.47%。![]()
固德威核心竞争力强，市场稳定。根据iFinD机构一致预测，固德威在2024-2026年的营业总收入分别为9325.65、12378.76、15687.20百万元，同比增速分别为26.83%、32.74%、26.73%；归母净利润分别为722.81、968.15、1250.24百万元，同比增速分别为-15.17%、33.94%、29.14%。5、禾迈股份：微型逆变器领域国内龙头厂商，发展空间广阔禾迈股份主要从事光伏逆变器相关产品、储能相关产品的研发、制造与销售业务。目前，公司已成为微型逆变器细分领域具有一定技术和市场优势的国内龙头厂商，产品广泛应用于全球分布式光伏发电系统领域，业务触及美洲、欧洲、亚洲等多个区域。其中2024H1的营业总收入为3.31亿元，同比下降42.91%；归属母公司股东的净利润为0.67亿元，同比下降61.83%，毛利率为49.09%。![]()
禾迈股份在微型逆变器的研发上遥遥领先，且发展前景好。根据iFinD机构一致预测，禾迈股份在2024-2026年的营业总收入分别为2840.20、4140.60、5762.40百万元，同比增速分别为40.19%、45.79%、39.17%；归母净利润分别为653.95、894.86、1181.96百万元，同比增速分别为27.76%、36.84%、32.08%。技术趋势前瞻
1、HJT成本具备竞争力，终端电站对HJT接受度逐步提升
新技术推广的核心在于综合性价比：光伏新技术得到推广的前提是新技术需具备功率优势，且需要控制销售价格以实现相对老技术的性价比。参考晶澳科技等公司公告，2022年PERC电池片平均效率23.2%，领先企业PERC电池效率达到23.9%，对应72片组件功率550W，2022年末PERC组件销售均价1.96元/W（含税），组件单位盈利0.128元/W；2022年TOPCon开始量产，其凭借25%的电池平均量产效率将TOPCon-72片组件对应功率575W，功率相比PERC提升约4.5%；TOPCon组件销售均价2.05元/W（含税，相对PERC溢价7-8分/W），在提升4.5%组件功率的同时摊薄电站固定成本，因此TOPCon发展初期具备发展动力。HJT成本已经降至0.8元/W附近：根据东方日升、infolink consulting、智汇光伏数据，目前HJT电池片非硅成本已降至0.22元/W，考虑硅片成本0.14元/W，封装成本0.45元/W，HJT组件成本已经降至0.81元/W。虽然HJT组件成本已经具备一定竞争力，但整体HJT组件售价仍显著高于TOPCon水平。根据Infolink Consulting数据，截至2024年6月末，TOPCon组件、HJT组件销售单价分别为0.85元/W、1.05元/W，HJT组件价格仍较TOPCon高约20%。参考TOPCon对PERC的替代，HJT技术仍需降本、增效。根据最新报价，远期HJT成本或具备较大下降空间，2023年7月，中核汇能及新华发电2024-2025年度异质结HJT光伏组件设备集中采购中标候选人公布，中标均价0.833元/W，其中东方日升报价最低，低至0.81元/W。![]()
HJT具备持续提效手段：根据solarzoom数据，优化网板、背抛、硅片性能等方案有望使HJT电池片提效0.6%-0.7%，推动组件效率提升。市场相关人士认为，HJT技术路线具备效率优势，而增效是光伏发展的主要方向，在通过技术路线研发增效的基础上进行降本是新技术放量的主要路径。现阶段HJT具备明确的降本、增效路线，是2024-2025年光伏产业链发展主线之一。![]()
终端电站对HJT接受度逐步提升：HJT与TOPCon同属于N型组件，以往终端电站用户统一针对N型组件进行招标，使得HJT需要与TOPCon进行价格竞争。2024年以来，针对HJT进行定向招标的项目逐步增多，根据不完全统计，2024年1-6月共有9个光伏项目针对HJT定向招标，合计容量超过7GW。终端电站用户针对HJT的定制化标段有助于增加HJT在电站上的实际应用案例，并在后续通过案例实证效率优势后逐步提升渗透率。头部厂商引领市场方向：根据Infolink Consulting数据，2021-2023年晶科能源全球组件出货排名逐步由全球第四上升至全球第一，其出货量快速提升与或TOPCon新技术放量息息相关。通威股份早在2018年已经开始针对HJT电池进行研发；2024年6月，通威股份1GWHJT电池中试线出片，并加入HJT740W俱乐部。通威股份后续扩产与否的决定将对HJT组件产业化进程产生重要影响，若通威股份下场扩产HJT，或将于2025年推动HJT市占率提升。2、头部厂商推动BC规模化放量，良率提升推动BC降本多家公司已有xBC技术储备，隆基绿能与爱旭股份持续推动产能提升：当前，xBC技术路线的商业化量产主要由隆基绿能和爱旭股份两家头部厂商推动，根据其已经披露的扩产计划，预计截至2025年，爱旭股份、隆基绿能分别将有25GW、74GW的xBC电池产能投产。除上述xBC路线龙头之外，TCL中环、晶科能源、钧达股份、晶澳科技、天合光能等多家光伏公司也已有xBC技术储备。![]()
硅片价格下行与银浆价格上行背景下BC电池与TOPCon电池的单位成本差有所缩小：在当前主辅材料成本条件下测算各类电池片生产成本，发现当前N型BC类电池单瓦成本仍高于P型BC电池与TOPCon电池；若在30%的地面反射率假设下，考虑组件的双面发电情况，则BC电池与TOPCon电池的实际单位成本差异可能更大。但考虑到近期，N型与P型硅片价差缩窄、白银价格高企带动银浆价格上行等影响因素，短期来看BC电池与TOPCon电池的单位成本差距有所缩小。![]()
良率提升有望带来成本较大幅度的降低：受限于当前BC电池的工艺成熟度，xBC电池良率仍然较低。根据爱旭股份、隆基绿能公告，ABC（N型）与HPBC（P型）在电池片环节的良率可分别达到97.5+%和95+%，但相比TOPCon电池片99%以上的良率仍有差距。根据测算，在当前电池片单瓦成本近0.40元/W的条件下，若电池片良率每提升1个百分点，最终电池片环节的总成本有望下降约0.006元/W。若能够持续推动BC电池的良率提升，BC技术路线较TOPCon等路线的性价比有望持续显现。参考研报
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