供给端产能基数大，全行业产能过剩，进入去产能周期

多晶硅：预计后续产能将陆续释放，2023Q4-2024Q1供过于求情况加剧

在建工程仍维持高位，预计后续产能将陆续释放。从多晶硅企业2021年以来的在建工程数额来看，多晶硅企业在建工程主要在两个阶段数值较高，第一个阶段是2021Q3-Q4，对应固定资产增加值高峰出现在2021Q4-2022Q3，其中通威股份2021年三四季度在建工程转固74.71亿元，2022年一二季度在建工程转固148.31亿元，2022年三四季度在建工程转固92.79亿元，大全能源2022年一二季度在建工程转固36.12亿元；第二个阶段从2022年Q4开始，对应的固定资产增长高峰从2023年Q2开始出现，通威股份2023年Q3固定资产增加53.16亿元，大全能源2023年Q2固定资产增加87.92亿元。在建工程先行反应企业的产能扩张情况，通威2023年在建工程呈持续增长的态势，新特能源2023年中报披露在建工程数额为123.76亿元，行业内企业在建工程仍维持高位，后续产能将陆续释放。

下游去库存叠加装机淡季，预期供过于求情况加剧。下游企业库存水平较高，存货周转率较高，处于去库存周期。存货周转率存在一定周期性，一般Q4处于高位，下游厂商去库存的动作会导致多晶硅需求下降。从历史装机数据来看，Q1为光伏装机淡季，历年Q1装机量都较低。海外市场12月进入圣诞假期，预期欧美区域装机需求也会减弱。装机需求不景气叠加下游组件去库存，预期2023Q4-2024Q1多晶硅供过于求情况加剧，将带动多晶硅价格持续下跌。

多晶硅企业成本存在差异，预期本轮多晶硅价格将跌破二三线多晶硅厂商现金成本线。多晶硅作为高温、高能耗、高风险的环节，成本曲线陡峭，头部企业集中，项目规模较大，工艺难度高，企业之间的成本差异显著大于其他环节企业之间的成本差异，新玩家短期内难以快速降低成本。多晶硅企业产能出清在即，当市场价格低于现金成本时，企业开始亏损现金，此时会选择退出市场，因此我们预计本轮多晶硅下行周期价格底部可能会跌破二三线多晶硅厂商的现金成本线。

硅片：预期大尺寸、薄片化进度趋缓，N型硅片引领未来方向

在相同的用量下，硅片尺寸的增大能够有效降低切片和拉晶的次数，从而有效降低单位生产成本，除了硅片环节外，大尺寸带来的是全产业链成本的下降，对下游制造业企业，大尺寸硅片可以提高从硅片到组件的生产效率并降低生产运营成本；对电站客户，大尺寸硅片能够降低支架、电缆等建设成本，并减少运输安装费用。近年来，硅片尺寸不断快速迭代，从M2（156.75mm）、G1（158.75mm）、M4（161.7mm）、M6（166mm）发展到现在的M10（182mm）和G12（210mm），光伏LCOE不断降低，硅片厂不断提升大尺寸硅片的比例，截至2022年，M6市场份额已经降至12%，M10市场份额达到63%，G12达到23%，预计未来M10仍是主流尺寸，硅片尺寸升级速度预计会趋缓。另外，部分企业推出矩形硅片电池产品“210R”，也受到行业的青睐。

预期薄片化进度趋缓。在相同的面积下，将硅片做薄能够降低单片的耗硅量，提升硅片的柔韧性，同时，薄片化可以减少硅片切割过程中硅料的损耗，增加单位硅料出片率，从而降低硅片企业的成本。2022年硅料价格处于高位，为了降低硅料成本，硅片薄片化进展较快，P型M10尺寸硅片厚度从2021年的主流170μm降至2022年的160-155μm，2023年厚度降为150μm，N型硅片在成本压力下，薄片化进度更快，2021年主流的N型M10硅片厚度为160μm，2022年降至140μm，2023年已降至130μm。2023年随着硅料价格逐渐下降，硅料在硅片中的成本占比降低，由于硅片越薄，碎片率越高，因此硅片厂持续减薄的动力不足，预期硅片将在一段时间内维持当下的厚度。

N型硅片引领未来方向。N型晶体硅产品具有少子寿命高、光致衰减小等优势，具有更大的效率提升空间和稳定性，据CPIA统计，2023年部分国内大项目招标项目N型占比要求已达30%以上，2023年SNEC光伏展期间发布的组件产品N型占比超90%，光伏产业的“N型时代”已经全面到来，N型硅片出货量及出货占比正在加速提升。N型硅片比P型硅片更倾向于半导体化，一方面其具有更高的少子寿命、更低的碳氧含量、更集中电阻率分布，也就要求制造时使用的材料需达到电子级别；另一方面，下游N型电池技术路线百花齐放，对硅片的需求差异较大，因此N型硅片参数的复杂度较高，对质量和高斯分布的要求远高于过去标准化的P型硅片。随着“N型时代”的到来，硅片环节的品质方差将有所拉大，工程能力更强，客户响应能力更强，技术水平更高的硅片厂商预期能够获得更高份额。

电池片：P型产能淘汰在即，关注海外产能的快速发展

技术快速变革导致产能增速高，产能整体过剩。电池片环节因为技术路线的快速变革，产能扩张较快。截至2022年底，电池片环节年产能达到590GW的水平，而2021年仅404GW，随着TOPCon等技术路线的发展，2023年N型产能快速提升。

产能分化明显，P型产能面临淘汰。2023年N型电池产能快速提升，电池内部结构逐渐发生变化。行业N型产能逐季度攀升，N型在出货结构中的占比持续提升。在全产业链降价的背景下，NP电池价差能够反应两者之间的相对供需关系。从NP电池价差来看，2023年5月份，TOPCon电池片与PERC电池片价差超过1元/w，随着TOPCon产能逐渐释放，两者价差逐渐缩小，8月开始价差在0.5元/w附近波动，随着12月的到来，市场需求快速切换到N型产品，针对PERC产品的需求快速萎缩，两者价差开始走高，部分厂商针对M10的PERC产线已经开始出现大幅减产动作。预期2024年生产M10P型电池片将面临长期现金亏损，P型产能将逐渐出清。

随着各主要国家地区光伏产品生产制造本地化和供应链溯源的推进，产能海外化成为不可逆转的趋势，各大公司在市场和政策加持下，相继抛出扩产计划。根据美国太阳能产业协会（SEIA）的报告，自《通胀削减法案》通过以来，美国已有51家太阳能制造厂宣布成立或扩建，其中太阳能电池规划建设产能达48GW。印度市场的生产挂钩激励（PLI）计划，同样刺激了本土太阳能制造市场的大幅增长，在大额融资的助力下，印度产能或将快速增长。IEA表示，2024年全球产能将再次翻倍，达到每年近1TW，中国仍是这一增长的最大贡献国，美国和印度也正在推动新的制造项目，预期将快速落地。

组件：新增产能以垂直整合为主，预期2024年盈利承压

新增产能以垂直整合为主，整体增速不高，但供给能力充足。组件环节主要为物理封装，自身技术壁垒有限。单体太阳能电池片不能独立使用，需与若干电池进行串、并联，并严密封装成组件才可进行使用，密封时使用的原料如：玻璃、EVA胶膜、背板、铝边框等。晶硅组件环节产能截至2022年底约为660GW，年增长率约40%，环节整体扩产门槛不高，但是其技术与尺寸在两三年前就已有了大致方向，因此整体增速是四个环节中最小的，扩产也主要以垂直整合为主，预期随着组件厂商的扩产增量，2030年底组件环节产能将达到1400GW。

现货价和招标价持续下探，组件厂盈利压力大。从现货价格来看，光伏产业链价格2022年维持高位，2023年以来呈现下降趋势，组件价格一路下行，至2023年12月，单面单晶PERC182组件均价为1元/W，而最低价已跌破1元/W，来到0.9元/W。招标端来看，以2023年12月6日中核汇能的招标项目来看，共37家组件企业参与投标，最低报价已经来到0.862元/W，仅1家企业报出1元/W，TOP8企业均价约在0.937元/W，投标整体均价为0.936元/W。而对比近30天以内的三峡、中能建、国家能源集团等央企近30GW的招标价格，P型组件从1.05元/W跌至0.9元/W，N型组件从1.09元/W跌至0.95元/W。上游多晶硅原材料价格虽也在下行中，但快速下跌的组件价格仍让组件厂盈利承压，多数组件厂商已经开始减产动作。

文章来源：首创证券

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