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光伏产业过去经历数次波折但韧性较强，我们认为本轮供需两端形成合力后，3类企业有望破茧重生：（1）向储能行业转型的光伏企业，凭借较优的竞争格局和海外利润支撑，推动光储协同发展；（2）资产负债表健康的企业有望率先穿越周期，以更低的净负债比率、较低的营运资本收入比迎接下一轮需求周期；（3）我们认为具备资本开支大、启停周期长、成本曲线陡峭属性的硅料环节有望更大程度上受益，主要系落后产能出清速度快且彻底。其次是目前没有颠覆性技术迭代的硅片环节。

光伏需求“量价弹性”失灵，亟需政策助力

光伏行业在蓬勃增长两年后供需迅速反转，一方面系前期行业扩产过热，另一方面与消纳瓶颈导致需求增速放缓有关，供需双重因素共振下行业进入过剩周期，区别于目前其他产业仅由需求或供给单侧驱动的供给过剩。电力系统需要功率时时平衡的物理限制，使得光伏不仅需要发电平价更需要系统平价，而这超出了产业之前的发展经验。传统利器“降本增效”失灵，光伏需求对组件价格的弹性系数从2023年高点2.4回落至0.7，且今明两年可能进一步下行，因此行业可能面临较长时间需求放缓的问题。

政策再提反内卷，硅料产业是控产能首选

7月1日中央财经委员会议明确提出依法治理企业低价无序竞争，推动落后产能有序退出，光伏产业反内卷再次成为行业焦点。参考历次传统行业供改案例，我们认为光伏与传统行业存在三点特殊之处：（1）技术迭代快，产能有持续技改需求，以及仍需刺激新技术发展；（2）二级市场融资额占过去10年光伏行业主要公司资本开支的41%，且产业以民企为主，加大财政直接介入难度；（3）海外产能难以实现有效的审批管理，电池、组件环节已分别有13%和20%的产能布局海外，且基于关税考量和本土化诉求或将继续增加，而硅料由于启停成本高、市场集中度高、能耗较高是产业链控产能首选。

打破产业天花板需解决有效需求，光储平价是关键抓手

国内政策已通过“机制电价”、“光伏治沙”和增加 “消纳权责”对需求兜底，为产业转型发展赢得时间。下一步行业更需要自身发力，从“有效供给”走向“有效需求”：（1）对内通过具有经济性的稳定供电来实现产业再进化。不稳定供电是目前产业痛点，因此通过光储实现稳定供电才是真的解决之道。我们测算认为目前绿电直连模式下光储已经可以实现在用电侧平价，而如果光伏和储能成本再降40%和27%，即可实现系统平价；（2）对外发挥价格平民化和贴近用户的优势实现光伏普惠化。以非洲为例人均居民用电量仅250度电/年（中国1,067度/年，OECD国家2,888度/年），如考虑人均用电上升100度/年，即可以带来104GW的需求空间。2014年以来“全球南方”光伏市场已增长2倍，占中国光伏出口金额的3/4，在欧美需求放缓的冲击下成为重要的稳定器。

破茧成蝶，三类企业有望走出阴霾

光伏产业过去经历数次波折但韧性较强，我们认为本轮供需两端形成合力后，3类企业有望破茧重生：（1）向储能行业转型的光伏企业，凭借较优的竞争格局和海外利润支撑，推动光储协同发展；（2）资产负债表健康的企业有望率先穿越周期，以更低的净负债比率、较低的营运资本收入比迎接下一轮需求周期；（3）我们认为具备资本开支大、启停周期长、成本曲线陡峭属性的硅料环节有望更大程度上受益，主要系落后产能出清速度快且彻底。其次是目前没有颠覆性技术迭代的硅片环节。这两个环节兼具高耗能属性（能耗指标、碳指标可能成为政策抓手）、集中度也更高（头部企业具备更强能力和动力实现协同、推动整合），因此有望率先达成供给侧改革。

风险提示：电网灵活性资源投入不及预期；海外市场需求不及预期；政策执行力度不及预期。

概要

光伏行业之所以在蓬勃增长短短2年后出现供过于求，一方面固然是行业过热引起的产能扩张，另一方面是行业面临电网的消纳瓶颈，限制了需求进一步快速增长，这与目前其他产业的供给侧压力增大，如新能源车、电芯有一定的区别。目前电力系统的物理约束，使得光伏存在某种程度的装机极限，部分省份的长期出现午间负电价就是这问题的市场表现，因此需要系统平价才能解决。而这超出了产业之前的发展经验，传统发展利器“降本增效”不能有效带动需求增长。过去量价的弹性系数失效，叠加海外市场出现地区保护主义，因此政策能否介入引导行业“反内卷”、实现再次健康发展，成为去年至今产业关注的重点。

新一轮“反内卷”冲锋号吹响，光伏行业首当其冲。7月1日中央财经委员会第六次会议明确提出依法治理企业低价无序竞争，推动落后产能有序退出，且7月3日工信部第十五次制造业企业座谈会也明确表示将依法依规、综合治理光伏行业低价无序竞争。从时间线上看，反内卷受重视程度逐渐上升，最早去年7月份由中共中央政治局会议首次提及防止内卷式竞争、去年12月的中央经济工作会议提出综合整治内卷式竞争，再到今年3月政府工作报告写入综合整治内卷式竞争、6月出台修订《反不正当竞争法》，国家层面“反内卷”政策信号持续释放。当前光伏行业价格和盈利探底，在反内卷政策推动下，行业减产护价有望落地，供需格局有望修复，目前价格修复已率先在硅料环节体现，根据SMM，7月8日多晶硅预期价格大幅上调，多个主流企业开始测算自家完全成本并暂时停止报价，市场预期基于完全成本测算普遍认为将在39-40元/千克之上。

从过去传统行业成功的去产能案例，我们认为往往需要从控制产量、控制产能、以及需求刺激多管齐下才能实现。而考虑到光伏行业产能对技术迭代投入的需求，因此我们认为若希望在长期维度上解决供需错配问题，行业产能整合需要类似“产能置换”的政策支持，实现总量控制+增量限制，才能增加产能收购的吸引力。对比光伏和传统产业的异同，我们认为硅料产业因为产业集中度高、产能“易减难增”、海外占比小、能耗指标容易控制是环节首选，但是硅片行业除了产业集中度相对较低外，其技术迭代风险更小，可能也不失为另一个选择。参考煤炭行业，头部企业通过收储并购过剩产能也不失为一种可能性，例如2016年由中国国新、诚通集团、中煤集团、神华集团出资组建的“国源煤炭资产管理有限公司”专注处理煤炭产业类不良资产，加快化解煤炭过剩产能和产业脱困发展。

光伏产业过去经历数次波折，产业一直存在较强韧性，无论是产能整合还是行业自然出清，我们认为未来大概率能破茧重生。目前国内政策正在积极引导新能源发展从“有效供给”走向“有效需求”，今年不仅提升了各省和多个行业的“消纳权责”，并政策上通过“机制电价”和“光伏治沙”对需求兜底，为产业发展赢得时间，而我们认为在供给和需求两方面的变化有望在未来打破目前需求困局：

1） 产业再升级：稳定供电是新能源痛点，实现稳定供电也是新能源产业破局的所在，因此通过技术实现光储的协同发电是未来新能源产业再次平价的必然趋势。我们看到绿电直连的商业模式已经放开，龙头企业也在前两年纷纷进行技术验证。我们测算认为目前光储虽然发电侧平价尚有距离，但是用电侧已经能满足平价要求。而如果光伏和储能成本再降40%和27%，我们认为发电侧平价，即系统平价有望在两年内实现。

2） 光伏普惠化：一方面，光伏系统价格已经平民化，当前小型户用光伏系统初始投资只需要几千元，价格已经贴近大型家电价格；另一方面，贴近用户侧的户用光伏项目渗透率不断提升，户用目前已经占存量项目的13.6%、增量项目占比更高。过去两年新能源的快速增长离不开国内和欧洲分布式户用的快速增长，但是我们看到从人口基数和资源质量以及用电需求空间来看，亚非拉国家拥有更大的机遇；此外，过去海外纯基建的商业模式存在收款风险，因此我们认为以家电+光伏的打捆模式，既能解决回款周期问题，还可以对国内产品出海形成更好的产业循环。

我们与市场有什么不同：

相比传统测算，本篇报告使用12个月真实光伏发电数据+负荷数据，并通过蒙特卡洛模型，使用python编程来模拟实际新能源发电中的随机性，间歇性和季节性问题，以此测算对储能的实际需求，并且寻找成本最优解。

我们认为从过去案例分析来看，本轮光伏产能整合仍需政策进一步的加码才能解决目前产能收购价值的问题。但无论是否产能整合，产业发展并不会因此停滞，新的产业升级已经悄然展开，目前政策层面已经放开用户侧的绿电直连模式，而未来我们预计随着光伏和储能进一步成本下降将再次平价，打开产业发展天花板，迈向下一轮需求快速增长的星辰大海。

国内外需求“弹性失灵”，导致本轮光伏供过于求持续时间长于以往周期

全球来看，尽管新能源风光的发电成本已经显著下降，但对于光伏装机增速的促进作用亦开始失效：

2017年及以前，组件价格下降推动平价市场增多、需求增长，需求增速与价格增速的弹性系数位于0.49~1.55。

2018-2019年，受531新政影响弹性系数回落至0.15-0.30。

2020-2023年，双碳推动弹性系数回升至0.9，随后2021-22年行业量价齐升，23年仍然保持较高弹性系数达2.4，变相解释了企业当时扩产的原因。如果24年和23年弹性一样，需求会达到902GW，和目前产能较为匹配。

2024年消纳瓶颈初显，弹性系数开始回落至0.7，但对于25-26年的需求预测目前普遍在-10%~0%，因此价格弹性可能进一步降低。

国内：消纳瓶颈导致需求增速不及预期，供给“快了半步”

我们认为新能源的消纳问题是电力系统接入新能源的瓶颈。2024年2月全国弃风弃光率重新突破5%，6月国家能源局《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》也首次提出“对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%”。

电力系统必须功率实时平衡，而传统能源的最小出力限制、新能源的高并发出力特性以及系统最大负荷的刚性之间存在结构性矛盾，进而导致新能源消纳受限，构成了新能源装机的瓶颈根源。由于光伏年利用小时仅1,200小时，而用电侧负荷利用小时通常为7,000小时，因此虽然光伏发电占比并不高（往往10%以内），但当地发电装机占比已经接近50%。电网需要时时平衡电源负荷，因此当新能源装机接近午高峰负荷时消纳难度加速上升，且由于传统煤电启停需要较长时间，为了应对晚高峰发电，无法如海外气电机组一样关停机组再启动，使得我国午间的实际消纳空间更低。结合我们对电力装机和需求的预测，我们对比电力供给（传统电源最小出力+新能源同时出力，均基于上年末累计装机计算，主要考虑到我国电源每年新增装机集中在下半年至四季度，对当年电力供给影响不大）和当年电力负荷，我们测算估计：

我们基于2011-2023年电网最高负荷CAGR6.3%、2023年电网最高负荷1,339GW线性外推，预测2025年最高负荷约为1,514GW，2024年末电力系统中火电装机为1,195GW，调峰深度在40%，因此最低出力在478GW，气电调峰深度可低至20%，对应29GW的最低出力；假设水电最小出力负荷率为30%，对应131GW；核电61GW与抽蓄59GW可抵消，剩余874GW空间为风光消纳空间，即使考虑全部消纳空间给予光伏，考虑60%同步率，即光伏空间1,457 GW,而光伏2025年上半年末达到1,050GW，考虑2024年年底风电装机521GW均有相同优先发电权，因此消纳极限已经不远。2024年放开新能源消纳率95%红线，以及加快建设新型电力系统，与其背后的电力系统日内不平衡压力所在有关。由于火电调峰整体对电力系统成本最低，额外的灵活性资源需要额外系统成本，因此就不难理解25年136号文件推动新能源和储能入市是希望通过市场化手段寻找一条最经济的解决路径。

午间负电价是光伏消纳瓶颈的市场表现，且随着省内装机上升，电价折让会加速扩大。以山东电力市场为例，2023-24年山东光伏发电量占比达到9.7%和12.2%，与国内平均发电量占比类似。随着光伏装机渗透率提升，同期光伏电价折让相比标杆电价分别为-34%和-42%，全年日前交易负电价时长达到747/833小时，与光伏发电时段一致。而根据洛基山研究统计，可以看到随着光伏装机占比提升，在电力市场化中光伏折让在各省电价中非常明显，变相解释了因为发电集中问题，新能源目前消纳难以通过简单的行政命令、或者转化效率提升实现。（山东电力市场交易按照全电量出清原则产生日前曲线，因此虽然新能源只有10%按照市场电结算，但是这条生成的日前电价曲线是所有电量参与报价产生的，能有效反馈电力的真实供需变化）

海外：消纳瓶颈叠加地区保护主义抬头，但降息周期可能推动需求扩容

虽然欧洲国家电力系统结构存在差异，但也同样出现新能源消纳瓶颈，主要由于：（1）欧洲气电为主的传统能源可实现最小出力更低，因此向下的灵活性空间更大；（2）欧洲风光配比中风电比例更高；（3）欧洲需求侧灵活性更充足（以德国为例需求侧响应已经覆盖4%的负荷，而中国仍在起步阶段）。但最终欧洲也出现负电价情形，显示出消纳瓶颈无法避免。

另一方面，地区保护主义的抬头也倒逼光伏企业“走出去”。2025年7月4日，美国通过“大而美”法案加速退坡拜登IRA法案中的多项新能源税收抵免，同时也提高了光伏电站采购中本土化比例的要求（2026年为50%，逐步提升至2029年80%），并限制了被认定为“受关注外国实体”（FEOC，基础定义为外国政府直接或间接持有实体25%以上的股权、董事会席位或投票权）的实体获得45Y、48E、45X等关键税收抵免的资格；印度光伏项目招标中一般要求零部件采购的本土化率达到40%；巴西政府计划从2026年起新能源项目的本地化率逐步提升至60%以上。以上政策均为光伏的市场化国际贸易构成了一定的机制阻力。

海外光伏需求仍呈现出“多点开花”的潜力，降息周期有望推动海外光伏需求的重新扩容。从需求弹性数据来看，2024年组件价格同比下降43%，当年中国光伏装机同比增长28%至277GW，海外组件需求同比增长32%至336GW，由此可见海外光伏需求对组件价格的弹性略大于国内。虽然单一市场可能同样面临来自电网的消纳压力，但是众多市场的多点开花使得海外光伏需求的韧性或更加充足。向前展望，美国降息周期即将启动，华泰宏观组在7月4日发布的《6月非农再超预期，7月降息概率回落》中预计美联储9~12月两次预防式降息；海外逐步降息或带动光伏项目收益率改善，促使海外光伏需求率先迎来反转。

光伏各环节仍供过于求40%以上，龙头企业有望穿越周期

当前光伏产业链各环节已供过于求40%至1倍。我们统计24年全球多晶硅、硅片、电池片、组件产能分别为310万吨/1,142GW/1,102GW/1,346GW，结合BNEF历史数据和我们预测，未来2026年全球光伏需求大概在566-790GW，假设光伏装机量与光伏组件容配比为1.2，对应产品需求在679-948GW，取中位数812GW，主链环节供给/需求比例为1.4-2.0倍，即各环节均供过于求40%以上。

根据我们2024年10月25日发布的《多维解决消纳问题，新能源迈入2.0时代》，通过“资源量，成本，技术，商业模式”等多个维度对供给侧，煤电深调、抽水蓄能、煤电启停等灵活性进行分析，预计最终我国新型电力系统在2030年在三种不同情景下每年将分别提供190GW（悲观）、340GW（基准）、571GW（乐观）的新能源消纳空间。

结合BNEF历史数据和我们的预测，2026年全球光伏需求大概在566-790GW，三种不同场景下较2024年增长分别为-0.2~15.1%；其中2025-27年海外市场每年光伏新增装机在317-388GW，CAGR达14.2%，拆分来看，美国+11.5%，欧洲+19.9%，亚非拉市场+17.9%，其中可能有较大增长动力的是印度2025-27年CAGR可达35.5%，显示未来增长潜力还是需要和人口挂钩。基于2025年至今装机节奏，实际装机表现介于悲观和基准情形之间，如果乐观假设在明年实现储能平价，则需求增长会相对平稳，我们预测明年国内光伏装机需求有望增长至300GW。

哪些企业有望穿越周期

如果采用出清时长=现金储量/现金损耗的方式来估算，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”，现金损耗则根据当前的产业价格估算。从资金情况来看，银行贷款占比并不高，但是营运资本占收入比重较高，如果行业出现出清，对于上下游的冲击可能更大。

我们认为有大量现金储备的公司或掌握新技术的公司或可穿越周期。

具体公司的现金储备情况请见研报原文。

反内卷从硅料入手，有望率先迎来供需再平衡

光伏“反内卷”政策已在路上，产业触底反弹或可期。7月1日中央财经委员会第六次会议明确提出依法治理企业低价无序竞争，推动落后产能有序退出，且7月3日工信部第十五次制造业企业座谈会也明确表示将依法依规、综合治理光伏行业低价无序竞争。从时间线上看，最早去年7月份由中共中央政治局会议首次提及防止内卷式竞争、去年12月的中央经济工作会议提出综合整治内卷式竞争，再到今年3月政府工作报告写入综合整治内卷式竞争、6月出台修订《反不正当竞争法》，国家层面“反内卷”政策信号持续释放，行业减产护价有望落地，供需格局有望修复，目前价格修复已率先在硅料环节体现，根据SMM，多个主流企业开始测算自家完全成本并暂时停止报价，市场预期大幅上调，基于完全成本测算普遍认为将在39-40元/千克之上。

从目前企业的估值来看，市场价值已经低于重置价值，但技术快速迭代反而阻碍收购发行。尽管当前头部光伏企业按隐含单GW估值已具备收购价值（以组件为例，晶科、晶澳、天合三家组件产能隐含单GW市值仅-0.5亿～+0.6亿元，低于新增组件产能的约0.8亿元/GW重置成本）。我们认为主要原因是“技术进步”使得收购老旧产能后的改造可能得不偿失，新建产能具备生产、转化效率的成本优势，并购产能不是最优解。我们以组件为例，如需实现目前国央企新的采购23.8%的转化率需求，则旧Topcon产能需要在组件层面增加0.5亿元/GW的额外技改投资，而新产能单瓦投资在0.8亿元/GW，因此折价恰恰反映了市场对旧产能需要增加的额外技改投资的理性估计。

光伏各环节单位市值与重置成本比较，请见研报原文。

钢铁，水泥，煤炭的国内外案例对标

“产量限制”需结合“产能限制”才是能加速产能整合。参考当初传统行业案例，之所以龙头企业愿意并购小产能、然后关停落后产能，主要基于几个原因：（1）严格执行“产能置换”之后，中小厂产能指标具备价值；（2）严控新增产能，防止新产能再次无序扩张。光伏行业若希望实现类似整合，我们认为“产能置换”，通过总量控制+严控新增指标，将是龙头企业收购的核心动力，通过配额提升产能收购的硬价值，是撬动资金方重组并购的核心动力。

我们认为过去供给侧改革的成功经验可以概括为5条：

财政政策的配合加速了重点行业去产能，成为经济冲击和人员安置问题的缓冲垫；

较好地借助了环保治理推动限产，供给侧“去产能”和“去产量”叠加；

通过暂停备案、施行产能置换等方式，成功限制了新产能扩张速度，行业盈利恢复后供给反弹的时间拉长，盈利中枢提升；

央国企等龙头企业带头并购中小厂然后关停产能，行业集中度提升，竞争格局有所优化；

需求侧同步发力：2016-2017 年房地产和基建需求共振，需求侧享受了有利的环境。

而3个行业举措以及行业特性的不同，产生了些许差异：

产能压降比例分别为水泥8%、钢铁11%、煤炭16%。

CR10变化分别为水泥+4ppts、钢铁+3ppts、煤炭+7ppts。

以产品价格来看，2018年末相比2015年末水泥、钢铁、煤炭分别上涨76%、107%、69%。

行业盈利水平在供给侧改革刚完成的18/19/20三年，均为启动前的4倍以上。

参考煤炭行业，头部企业通过收储并购过剩产能也是一个供给侧改革的成功经验。2016年由中国国新、诚通集团、中煤集团、神华集团出资组建的 “国源煤炭资产管理有限公司”专注处理煤炭产业类不良资产，按照市场化法治化原则整合了10家中央企业煤炭资源，并于2021年3月将管理器移交中煤集团，涉及煤炭产能2.8亿多吨、资源储量630亿多吨、资产总额1400多亿元，加快化解煤炭过剩产能和产业脱困发展。

从过去案例看光伏产业可能产生的异同

产量控制先行稳价，产能控制尚待时日。24年12月初主产业链各环节，共33家企业初定2025年生产配额，对应的开工率较当前各家产能均有不同程度下降，但无法出清产能。2024年11月工信部更新了《光伏制造行业规范条件（2024年本）》，对新项目的企业资本金占比、产品先进性、能耗和资源利用设置了更高的限制，提升了行业门槛。主管部门在光伏产业链的“去产能”与“调结构”上，正在更多向“去产能”倾斜，但离严格意义的“产能置换”还有距离。

光伏“反内卷”加强行业信心，硅片和硅片出现明显提涨。硅料环节，根据硅业分会数据，截至7月9日周内多晶硅n型复投料成交均价3.71万元/吨，环比上涨6.92%，而硅料报价区间提升至4.5-5.0万元/吨，环比上调25%-35%，主要系硅料企业为符合价格法规提价至综合成本线之上。硅片亦相应跟涨，根据SMM报价数据，7月10日N型183/210/210R硅片分别提涨0.12/0.16/0.15元/片至1.00/1.35/1.15元/片，涨幅分别达13.6%/13.4%/15.0%。

光伏相比传统行业存在三个不同之处：

1）技术迭代快，因此需要平衡新技术发展的需求。中小企业也会是新技术的开拓者。比如隆基在12-13年那轮冲击中并不在主流产业排名中。以光伏电池的历史为例，晶硅电池从早年的10%~15%转换效率，一路提升到当前的26%~28%，历经铝背场（BSF）、PERC、Topcon以及HJT、XBC，每一轮新电池技术的商业化，往往伴随着新兴玩家的崛起（如通威、爱旭、华晟等）。如果简单复制传统行业的“产能置换”、“减量置换”模式，可能对光伏技术迭代造成阻碍。对于更高转换效率新技术进行额外政策照顾可能是必要的。

硅料环节过去7年的发展历史也同样证明了光伏技术迭代的威力。以综合电耗这一指标来看，CPIA中国光伏协会在2018年预计2025年这一指标可以下降14%，最终各企业努力下西门子法的实际降幅达到23%，而行业中通过硅烷流化床法颗粒硅的技术迭代，将这一参数直接降低了65%。由此可见光伏行业新技术迭代的重要意义。

2）对金融系统影响较小，银行融资占比相对较低。银行在光伏行业股权层面介入不多，主要是项目贷款和企业信用债务。我们整理光伏产业链主要企业的资本开支来源（2015-2024年合计投入6000亿元），其中二级市场融资占投入比例高达41%，部分企业几乎完全依赖二级市场融资。这和传统产业大量举债、引入银行贷款的模式形成差异。也因此当政府考量政策救济时，不会像传统周期行业担忧产能出清导致银行坏账、进一步对全社会经济造成负面溢出效应。另一方面，动用财政等手段进行产能淘汰的奖补举措也可能存在道德风险。

3）海外产能难以约束。光伏行业需求一半以上在海外，因此产能外移是也是产业必然发展趋势，加速国内去产能也可能加速产业链外移。我们梳理下来当前上游硅料、硅片两个重资产、高耗能环节，海外产能占比较低，在4%左右；而设备可复制性高、产线高度自动化的电池、组件环节，已经有分别13%和20%的产能布局海外。且基于关税考量以及各国新能源制造本土化的政策驱动，预期有更多海外产能将会陆续投产。而国内难以对这些产能的实现有效的审批管理，由此造成的新产能漏洞可能影响到产能置换的效果和参与积极性。

它山之石，从相同之处寻找光伏产能整合可能的解法：

尽管光伏行业与上一轮三大供给侧改革行业有上述差异，我们认为光伏产业链部分环节仍具备相似的基因，有望率先达成供给侧改革。具体排序来看我们认为首选硅料，其次硅片，但产能整合仍需政策进一步助力，如能推动类似“产能置换”的政策则可以赋予产能“指标”的额外价值，解决收购上产能价值的问题。

1）类似于钢铁行业，硅料启停成本高，落后企业现金流快速流失：启停成本方面，硅料产能暂停运行需要承担循环系统清理成本以及管道锈蚀等问题带来的损失，而落后产能重新开机生产亦将形成现金亏损，使得行业自然出清的动力提升；

2）类似于传统行业，硅料、硅片同属高能耗产业，能耗指标、碳指标可能是政策抓手。

3）相较其他环节，硅料、硅片集中度更高，头部企业具备更强能力和动力实现协同、推动整合。

4）相比电池和组件行业，硅片产业目前没有颠覆性的技术迭代。

“以价换量”的时代已经结束，用新的商业模式创造光伏下一轮需求周期

国内推动绿电需求，政策组合拳有望实现兜底。从政策层面看，发改委在尝试将绿电消纳责任明确下放到各个行业来实现提升新能源绿电、绿证的有效需求，并且打开绿电直连政策，一方面让具备出口需求的企业解决了降碳认证的问题，一方面也提供了源网荷储中自由组合的空间，为未来新的产业生态指明了方向（我们在本章“产业再进化”中会详细介绍），同时通过推进136号文件和大基地项目，也保障新能源需求有实际项目兜底。

1. 通过政策引导部分行业强制绿电消费带动主动绿电消费，拉动新能源消纳。在《铝产业高质量发展实施方案》、《数据中心绿色低碳发展专项行动计划》等一系列电解铝、国家枢纽节点新建数据中心强制绿电消费政策主导下，陆续扩大其他高耗能行业绿证和绿色电力消费需求。2025年5月发改委和能源局推出《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，明确绿电直连机制，以期实现满足企业绿色用能需求、提升新能源就近就地消纳水平的目标。

2. 《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（136号文件），推动新能源上网电量入市交易，但仍予以“机制电量+市场交易”双轨制的模式在入市和保障之间进行衔接。机制电价水平参考当地煤电标杆电价，而机制电量由当地新能源消纳权责定，一方面保证新项目回报，另一方面为调节未来需求留下政策工具。

3. 新能源大基地仍将保证建设。国家发改委和国家能源局目前已规划三批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设项目。第一批风光大基地清单建设规模总计97.05GW。第二批清单计划于“十四五”时期规划建设风光基地约200GW，“十五五”时期约255GW。第三批也已公布190GW的项目清单。25年6月，《三北沙漠戈壁荒漠地区光伏治沙规划（2025—2030年）》发布，规划到2030年新增光伏装机253GW。

绿电消纳权责显著拉升，为风光装机打开空间。7月2日，发改委和国家能源局印发《关于2025年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，下达对各省2025年可再生能源电力消纳责任权重的约束指标，相较原有权重（去年下发的2025年电力消纳权责预期目标）有明显提升。基于更新版本，我们测算并预测2025年全国完成消纳考核所需风光发电量为2.30万亿度，较原有权重下完成消纳考核所需风光发电量2.03万亿度提升0.27万度；兑现到额外风光消纳条件，在更新版本权重下2025年具备0.53亿度的额外消纳空间，而原有权重仅有0.25亿度消纳空间。对应到风光装机侧，我们测算在更新版本权重下可提供359GW的风光装机空间，较2024年新增装机357GW水平持平微增，较原有权重对应风光装机增加约一倍。

产业再进化：从发电平价到系统平价，解决2.0时代问题，实现新能源产业的破茧重生

如果说新能源发电不稳定是产业痛点，那么提供稳定发电就是未来产业发展、解决痛点的技术方向。在绿电直连政策下，允许用电企业通过风电，光伏，生物质，储能等一体化模式提升自己的绿电需求，并且在自建输电线路的情况下，实现一定距离的新能源项目连接，电网只收取以项目整体为网关的关口下电费用。我们通过12个月的光伏和负荷的小时级别出力曲线进行python编程，用数据做成蒙特卡洛模型，对于光伏的随机性，间歇性和季节性进行仿真模拟，近似一年的光伏发电如何配储以满足负荷的需求，并计算如何通过不同超配和储能配比实现成本最优来实现系统平价。

光储绿电直连可在用电侧实现平价。光伏发电出力集中导致与负荷需求曲线错配明显，因此在绿电利用率以及经济性双重要求下均对配储具备较高需求，可以看到从30%之后绿电利用率开始就需要增加配储需求，而绿电利用率达到80%之前光储系统发电成本增长缓慢，主要是配储比例逐步提升，但是从80%提升至95%的过程中由于超配比例快速上升，系统成本稳步上升，在95%以上进一步增长时则配储需求明显提升，反应为系统LCOE随之快速抬升。从测算结果来看在配储40%储能装机容量、4小时储能时长下可达到80%的绿电利用率，对应LCOE约为0.46元/W。从目前成本看用电侧存在平价的可能，但是发电侧目前还难以平价。

发电侧光储平价，需储能成本降低到0.65元/wh、光伏成本降低到1.50元/w以下。从最终模型数据中可以看到，光伏难以稳定供电是目前电力系统难以消纳大规模光伏装机的原因，但是随着成本的快速下降，特别根据CESA统计，2h/4h储能系统目前分别已经下降25%/20%至0.9和0.8元/wh，风光储系统的经济性在逐步提升。目前我们从行业调研来看尚未大规模推广存在以下几个问题：

1. 目前煤炭价格大幅下降，火电的燃料费用也大幅下降，产业对于电价趋势存在分歧，因此对于5-6年回报的项目存在观望情绪。

2. 光储联调本身需要技术，我们关注的头部企业均在进行相关的项目实验到示范的过程，但是全行业的二线企业来说，由于过去光伏项目政府保量保价，本质上是类债产业，他们并不需要做额外操作，因此并不具备光储联调技术。

3. 电网反对声音较大，绿电直连政策虽然已出，但是产业也在观望是否能够真正在地方推广，还是类似隔墙售电或增量配网，最终落地难度太大而成者寥寥。

光伏普惠化，深耕亚非拉市场

将组件+系统价格与日常家电相比，在欧美户用市场已经“家电化”，但是发展中国家尚未开始。2021-22年光伏的快速发展离不开中国和欧洲户用市场的崛起，欧美户用电价高且已经普及，但是中国因为居民电价低，且因为楼宇建筑安全等问题尚未推广，而农村户用这几年已经蓬勃发展但偏向于发电而非自用。即便如此，我们也应该看到光伏的特性和潜力以及与其他产品最大的不同是可以“家电化”。而近几年光伏系统的成本下降已经从一套十万到几万元，现在阳台光伏系统只需要几千元，可以大幅降低购买门槛。全球人均用电量参差，欠发达区域的人口巨大但用电量很少，以非洲为例人均居民用电量仅250度电/年（中国居民人均为1,067度/年，OECD国家为2,888度电/年）。根据世界银行数据，非洲平均电价高达人民币0.98元/度，而全非洲人口却达到13亿人以上，因此考虑到新能源发电成本低于0.3元/度，且非洲存在较强光照条件，不存在土地限制，极具性价比优势。如考虑人均用电上升100度一年，即可以带来104GW的需求空间。2014年以来，“全球南方”市场占中国光伏组件出口金额比例已是2014年的3倍，从总占比1/4的分散小市场，成长为占比超过3/4的出口主力。2024年中国面向“全球南方”市场的组件出口保持高增长，抵消欧洲需求放缓的冲击，成为重要的稳定器。

一带一路光伏可期，新能源向发展中国家的出海可以新瓶装旧酒，但仍需新的商业模式：由于发展中国家普遍存在较高的融资利率，以非洲为例，平均贷款利率高达11%，而新能源虽然度电成本便宜，固定资产投资和融资成本可高达其度电成本的70-80%以上，因此如无政策支持，发展中国家难以靠自身享受低价的新能源。如能通过国际合作打开对发展中国家的信贷支撑，则有望打开海外需求新市场，解决当前国内产能困境。但从过去经历来看，一带一路项目回款周期较长，对项目经济性产生负面影响，而我们看到零售产品出海，由于企业对渠道是“持续”贸易而非大项目的一锤子买卖，因此回款问题相比工程更可控，且这一点在亚非拉与发达国家市场中差别不大。因此如果推动家电+光伏的组合模式，我们认为更有机会打开亚非拉市场，创造新需求。

破茧成蝶，三类企业有望走出阴霾

方向一：短期转向储能支撑利润，长期光储耦合打开空间、定义行业格局

我们认为向储能行业转型的光伏企业更有望杀出重围，1）短期来看，储能行业的竞争格局优于光伏行业，尤其是海外市场的利润较高，储能业务能够成为企业利润的重要支撑；2）光储耦合是未来新能源发展的必然方式，储能走向平价能够带动光伏需求实现再一次高增。同时，我们认为以光储整体解决方案供应商的身份立于市场，将更有助于企业打造品牌效应，赚取“技术溢价”，重新定义竞争格局。

我们认为基于当前技术展望下，新能源+储能稳定供电的模式具备可行性，我们测算如果合理的配置风光储比例，在80%绿电利用率，最低发电成本可以做到0.30元/度，如增加柴发成本，可实现100%独立供电，成本在0.46元/度。当前光伏、储能投资成本持续快速下降。截至25年5月，2h储能系统、EPC价格分别下降至0.55、0.95元/Wh，相比23年8月已经下降47.7%、35.1%；4h储能系统、EPC价格分别下降至0.48、0.83元/Wh，相比23年8月已经下降62.2%、36.0%。如果光伏和储能价格更进一步降低到1.5元/w和0.65元/wh，较目前价格还有40%和27%下降空间，即可实现发电侧稳定供电，突破目前的需求天花板，带动光伏需求实现再一次高增。

当前由光伏产品供应商向光储综合解决方案供应商转型的企业可以主要划分为两类：

1. 因光伏逆变器与储能PCS技术同源，由光伏逆变器供应商自然转向储能PCS供应商，或进一步延伸产业链至储能系统集成商。这类企业掌握光储耦合的核心技术壁垒，更有希望打造差异化优势产品，在储能平价时代掌握一定话语权，头部企业与二线企业的优势差距有望进一步得到放大。

2. 基于收购、合作等模式横向扩展产品矩阵，比如阿特斯的控股股东CSIQ于 2015年收购夏普的美国储能业务子公司Recurrent Energy，且于2019年收购国Princeton Power团队，基于其在美国本土储能系统和储能并网的研发经验建立起向当地提供并网服务的能力，在海外获单和出货能力建立起强护城河。

方向二：资产负债表健康的企业有望率先穿越周期

我们认为资产负债表健康的光伏企业有望抵御行业周期波动，实现周期穿越。我们对上市光伏企业的资产负债表健康程度采用两个指标进行定义：1）营运资本收入比，即企业营运资本和营业收入之比，衡量的是公司为实现每单位收入所需投入的营运资本额度，比值低代表企业经营杠杆较优、自有资金占用较少、资金周转速度较快；比值高代表企业经营杠杆较低、自有资金占用较多、周转相对较慢。2）净负债比率，即企业净负债和归属母公司股权权益之比，体现的是企业实际的偿债压力，比率越低代表企业偿债压力越小、财务风险更为可控。从评判标准上，我们认为更低的净负债比率是企业资产负债表健康的重要特征，若同时伴随较低的营运资本收入比则进一步展现出企业的经营灵活度；但较高的营运资本收入比也不一定是坏事，可能体现出企业采取了更为稳健、抵御上下游波动的经营策略；而若在净负债比率较高的情况下公司营运资本收入比较低，则可能在出现流动性压力时触发链式风险。

综上我们筛选出资产负债表最具健康特征的光伏企业，具体请见研报原文。

方向三：受益于产业整合的环节有望在新周期到来时率先受益

若光伏产业整合得以如期发生，我们认为具备资本开支大、启停周期长、成本曲线陡峭属性的硅料环节有望更大程度上受益。由于硅料环节电价成本占比高、一二线企业电耗、良率差异较大，使得行业成本曲线相对陡峭，在当前市场情况下二线企业的现金流流失速度快于一线，只要开机生产就会形成现金亏损，使得硅料行业具备自然出清的动能。而硅料产能一旦停机，将带来循环系统清理成本以及管道锈蚀等问题，因此产能一旦整合关停基本意味着永久性退出，使得硅料产能一旦出清将更为充分、彻底。

参考上一轮周期，2018年硅料价格走低后，当年底韩国硅业、REC由于持续亏损关停其所有产能，次年底韩华和OCI韩国退出市场；而2020年中光伏需求修复叠加硅料供给冲击，硅料涨价周期开启，上述企业产能也并未回归市场，扩产的中国企业充分受益于上一轮硅料涨价周期获取了超额利润。

另一方面，电价也是影响硅料成本的重要因素，未来产能或将进一步集中于低电价区。多晶硅电力成本占比超30%，行业内成本差距主要在于电耗和电价，考虑到一二线企业电耗已经拉开差距，我们认为在产业整合周期后电价将成为关键因素。以四川地区为例，5月以来四川电价持续走低，5月和6月批发市场集中交易平均价格分别环比降低34%/54%，而当地头部硅料厂商通威股份和协鑫集团相应上调开工率，根据Infolink，通威7月和8月开工率上调13/18pct，协鑫则于8月份上调9 pct开工率。

电网灵活性资源投入不及预期。若电网侧灵活性资源投入进展缓慢，可能制约新增装机消纳，进而影响光伏装机需求。

海外市场需求不及预期。若海外市场需求恢复力度弱于预期，将影响光伏组件出口及整体产能利用率。

政策执行力度不及预期。若相关产能提质增效政策执行节奏或强度不及预期，行业景气度修复可能受到抑制。

研报：《破茧化蝶，光伏未来或仍是星辰大海》2025年7月10日

刘俊 分析师 S0570523110003 | AVM464

申建国 分析师 S0570522020002 | BSK177

边文姣 分析师 S0570518110004 | BSJ399

苗雨菲 分析师 S0570523120005 | BTM578

戚腾元 分析师 S0570524080002 | BVU938

李科毅 联系人 S0570125030018

（转自：华泰证券研究所）