光伏行业研究报告

FPGA技术江湖 2023-09-09 07:31

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文章大纲

光伏行业分析要素及发展回顾
光伏产业链
碳中和推动行业需求持续增长
原材料产能释放
组件价格止跌排产持续提升

1. 光伏行业分析要素及发展回顾

1.1 光伏行业的核心驱动要素

光伏行业的研究重点在于供需关系；

需求端：我们认为光伏行业需求最主要的增长驱动力包括2个方面，1是政策驱动，2是产业通过成本下降，来促使需求端经济性提升；

供给端：我们认为供给端的核心影响因素包括2个方面，1是行业产能变化，2是技术进步、新技术研发对于行业格局的影响。

图：影响光伏行业发展的核心要素

资料来源：海通证券研究所

1.2 行业发展经历阶段分析

根据BP数据，光伏行业装机量从2006年的1.5GW增长到2021年的132.8GW。

我们认为，2006-2012年行业需求增长动力主要来自欧洲；2013-2017年中国成为全球最大的光伏市场，连同美国/日本/印度等国共同成为全球需求增长的主要来源；2018年之后，光伏需求开始逐渐呈现多点开花的局面，越来越多的国家或地区都形成一定的装机规模，并且中国/欧洲/美国作为全球最主要三大市场的格局已经很稳定。

表：全球光伏装机量分国家或地区（MW）

资料来源：BP，海通证券研究所

1.3 光伏股价走势复盘

我们选取46家公司为样本，计算2006-2023年8月4日的收盘价算数平均值。

2006-2015年，板块股价走势经历多轮涨跌，走势波动性较强，我们认为这个阶段板块发展更多体现为周期性；

2019年-2022年，板块整体涨幅较大，我们认为这个阶段随着平价上网的实现，板块的成长性体现的更加明显。

图：光伏公司收盘价算数平均值（元，上图为2006-2015年，下图为2016-2023年）

资料来源：Wind，海通证券研究所

2.光伏产业链

2.1 产业链短期承压，关注N型新技术硅料

硅料：5月份价格快速下行，连续四周跌幅超10%，目前已降至118，将提前触达100元支撑位。

硅片：硅片价格在上月支撑力度仍然较强，整体排产有小幅富余，本月以中环为代表价格迎来快速调整，隆基随后也已快速跟进。

电池：迅速扩产的产能背景下，同时伴随产业链上下游整体处在价格下行区间，价格有所下调。

组件：两极分化延续，一体化组件厂优势明显，专业化组件厂继续面临订单和利润都被挤压的风险。在整体降价趋势下，仍有下降空间。

图：光伏主材价格

资料来源：PVinfoLink，EnergyTrend, HTI

2.2 硅料：N型硅料相对紧缺，NP硅料价差有望拉大

N型硅料的生产技术壁垒较高。随着TOPCon和异质结的放量，多晶硅的品质要求将由太阳能级产品逐渐向电子级产品趋近。目前N型硅料与P型硅料差价达2-4元/公斤，只有部分厂商（如通威、大全）具备量产N型硅料的能力。

预计N型硅料与P型硅料的价差将进一步扩大。随着TOPCon的放量，高品质料的需求大幅增加，中低效硅料富余程度加剧。而新增产能品质不及预期，这也可能导致高品质料价格相对坚挺，N型硅料与P型硅料的价格差距可能会继续加大。

图表：太阳能特级与电子一级多晶硅国家标准

图表：主要厂商N型硅料储备

资料来源：国家标准，HTI，各公司公告

2023年1-5月多晶硅产量分别为10.14、9.76、10.5、11.05、11.56万吨。4月份，小幅增量主要来自协鑫颗粒硅、丽豪半导体等企业的产能增量释放以及个别检修维护企业的复产增量。5-6月将加速投产，1-5月多晶硅产量共计53.01万吨，同比增加90%，硅料供应非常充足。下半年随着新玩家投产放量，行业集中度将有所降低。

尽管Q2有少量新产能释放，但硅料厂仍需要3-6个月的产能爬坡及品质提升。在硅片环节高开工率的支撑下，硅料价格支撑力度较强。短期来看，4-5月份硅料和硅片企业开工率相对正常，且新增释放量较少，预计上半年硅料价格预计会小幅下跌。

图表：国内多晶硅月度产量（万吨）

图表：主要厂商投产节奏表

资料来源：PVinfoLink，HTI,各公司公告

2.3 硅片：高纯石英砂价格逐渐维持高位企稳状态

N型渗透率的提升将增加石英砂的单耗。N型硅片的坩埚单耗比P型硅片高33%左右。TOPCon使用的N型硅片对纯度要求更高，因此需要更频繁地更换坩埚：同样的坩埚，N型硅片的使用寿命会比后者P型硅片的使用时间约为100小时，相当于单耗增加33%。

高纯石英砂价格有望维持涨势。有色金属网数据显示，截至5月28日，高纯石英砂（石英坩埚外层用）价格区间为7-12万元/吨，今年年初外层砂价格约为5万元/吨；高纯石英砂（石英坩埚中层用）价格为19-23万元/吨，年初中层砂价格为6-7万元/吨。目前内层砂价格为34万元/吨至37万元/吨，较4月价格涨势趋稳。

图表：N-P型硅片耗用坩埚数差别

图表：高纯石英砂单价（万元/吨）

资料来源：PVinfoLink，HTI，石英股份公告

公

我们预计2023-2024年高纯石英砂供需将处于紧平衡状态，内层砂由于生产壁垒较高，可能会出现一定缺口。我们预计2023年石英砂可供给9.8万吨，整体石英砂供给紧平衡，进口内层砂供给维持偏紧态势。

进口高纯砂供应紧张，国产砂占比提升。石英砂主要用作单晶拉直过程中用的坩埚，坩埚一般分内中外三层，业内普遍配比为内中外3：4：3。进口砂纯度较高，主要用作内层直接接触炉料，对单晶棒的品质影响较大；目前国产砂品质仍较低，只能用作中外层。现由于内层进口砂供给偏紧，同时海外高纯石英砂厂商扩产意愿较低，内层的配比有降低的趋势。

4月底西比科宣布2亿美元扩产计划，但考虑到实际新增产能落地远需时日，短期内极端短缺逻辑仍将维持。

表：石英砂需求测算

表：石英砂供给测算

资料来源：公司公告、石英股份、欧晶科技、Solarzoom、HTI

2.4 电池：技术百花齐放，TOPCon率先落地

当前市场PERC电池平均量产转化效率约23.5%，已逼近效率极限，光伏电池主流技术将逐步由P型转为N型。而N型电池效率提升潜力大、投资成本不断降低，本轮光伏技术变革将由P型电池转向N型电池。TOPCon电池当前量产效率已达25%以上，在N型电池中量产性价比最高。

图表：各主要电池片技术路线比较

资料来源：各公司公告，HTI

2023年N型技术百花齐放，TOPCon产能率先落地。预计2023年Topcon市占率有望达30%，对应全年125GW+的TOPCon出货量。2022年下半年N型电池片产能陆续释放，根据CPIA，2022年底N型电池片占比合计达到约9.1%，其中TOPCon电池片占比约8.3%，HJT电池片占比约0.6%，XBC电池片占比约0.2%。

在N型产能有限以及PN价差存在的背景下，预计今年PERC仍是市场主流，但Topcon电池渗透率会加速，我们预计2023年Topcon市占率有望达30%，对应全年125GW+的TOPCon出货量。从产能释放的节奏来看，新增TOPCon产能较集中在23Q3释放，上半年TOPCon电池片相对紧缺。

图表：TOPCon产能预估（GW）（完全一体化：硅片产能≥电池产能）

图表：2022-2030E各型光伏电池市场占有率（%）

资料来源：InfoLink技术趋势调研报告，HTI，CPIA

XBC电池：2023年开启规模化量产。XBC电池具有转换效率高的特点，但生产工序较为繁琐、良率提升难、整体成本较高，早期以海外企业小规模产能为主；XBC电池具有正面无栅线无遮挡、美观、转换效率高的优点。

隆基HPBC降本及效率超预期。2022年11月3日，隆基发布基于HPBC技术的HiMO6产品，使用成本更低的P型硅片同时达到N型效率，量产电池效率为25.0%-25.3%，超过市场预期的24.5%。同时浆料使用银+铝浆，非硅成本更低。

爱旭ABC效率行业领先，有望赚取高端市场的溢价。爱旭ABC电池量产效率为26.5%，高于其他技术路线，浆料已做到无银化；但ABC电池单GW投资设备成本更高，拉高电池整体生产成本。ABC采用全黑设计，外观更美观，适用各种分布式场景，凭借其高效率的优势，有望赚取高端市场的溢价。

图表：HPBC及ABC产能产量（GW）

图：新型技术路线对比

资料来源：各公司公告，HTI,隆基绿能官网

2.5 玻璃：双龙头引领扩产，光伏玻璃产能预警，龙头恒强

信义+福莱特双龙头格局稳固，产能加码强者恒强。产能方面2022年底信义福莱特均超2万吨/日，2022年主要扩产厂商为福莱特、信义两大龙头，2023年产能持续扩张，信义新增产能预计超1.72万吨/日，福莱特新增预计1.2万吨/日，二三线厂商也在不断扩产，新进入者旗滨2023年产能或超1万吨/日，新进厂商产能扩张迅速。

工信部、国家发改委发布《关于进一步做好光伏压延玻璃产能风险预警的有关通知》，随后多省跟随发布本省光伏玻璃生产线预警信息处理意见，涉及光伏玻璃产能合计为26150t/d，其中近9000t/d产能收到风险预警。目前产能审批环节影响凸显明显，行业集中度变化有待继续观察，龙头扩张势头恐有所放缓。

图表：双寡头2023年新产能统计

图：2022年光伏玻璃行业竞争格局（按产能，日/吨）

数据来源：InfoLinkConsulting，集邦咨询，SMM，HTI，隆众资讯，卓创资讯，各公司公告

双面双玻组件趋势明确，随地面电站需求起量渗透率稳步提升：2021年龙头福莱特双玻渗透率达50%左右，较2020年提升约20pct。2023年随着硅料降价，组件价格下行，地面需求快速释放叠加2023年风光大基地一、二期项目并网，地面电站需求快速起量，2023年我们预计地面装机达70GW+，地面电站中双玻渗透率将进一步提升，长期看我们认为渗透率到2030年将达到70%，双玻渗透率的提升将加大对玻璃的需求。

图表：风光大基地一、二期并网节点

图：国内集中式光伏装机数据及预测（GW）

数据来源：国家能源局、智汇光伏，HTI

2022Q4，受抢装影响，光伏远月到期合约跌破1500元每吨，价格下行利好有望传导至公司成本端，下半年带来更大成本压缩，提玻璃需求量迅速增长，玻璃企业去库较多，成交量迅速爬升，价格从而走高。2023Q1，光伏玻璃表现较弱，供应稍有过剩，而自3月开始，组件排产情况得到较大提升，光伏玻璃需求量迅速提升。

展望2023Q2，预计受组件排产持续走高的影响，对玻璃的需求将进一步提高，而2023Q2光伏玻璃产量增速预计不及需求端增速，光伏玻璃供需平衡表现稍紧缺。我们认为在成本及需求的支撑下，预计2023Q2光伏玻璃的价格将有望触底反弹。目前纯碱价格大幅下行，升毛利空间。

图：光伏玻璃3.2mm价格（元/平）更新

图：光伏玻璃原片出厂价格（元/平）更新

数据来源：卓创资讯，HTI

2.6 组件：TOPCon渗透提升，下游采购欲望强烈

据统计，TOPCon龙头目前TOPCon产能达到35GW;晶澳科技邢台、扬州、曲靖、石家庄等基地已规划70GW产能；隆基绿能预计后续西咸合计投产34GW。头部电池、组件厂商2023年TOPCon出货量占比均不低于1/3。

目前头部TOPCon电池、组件厂商扩产较快，且产能落地确定性较强。我们以钧达股份为例，对TOPCon超额利润提升之后的业绩弹性进行测算。预计2023年钧达TOPCon出货20GW,单瓦盈利每提升0.01元/W,公司业绩有望增厚2亿元，对应业绩弹性9.7%。

表：头部组件厂商2023年TOPCon出货情况

资料来源：各公司公告，HTI

2022年央国企组件招标中N型占比仍然较低，N型招标比例在15%以下。2023年以来，N型占比显著提升。国家电投启动5.65GW组件+逆变器招标，其中N型组件招标占比达到1/3；中核汇能启动6GW组件招标，其中N型组件2.5GW，占比40%+，表明下游客户对TOPCon组件接受度显著提高。

我们认为，TOPCon组件经过一年的市场培育期，目前下游客户已充分认知到其在降低度电成本上的优势。我们认为未来几年TOPCon组件将逐步对取代PERC的市场份额。预计2023年TOPCon组件需求有望达到120GW，市占率有望达到30%及以上。

表：2022年部分央国企招标中N型占比（单位：GW）

表：2023年至今部分央国企招标中N型占比（单位：GW）

资料来源：索比光伏网，HTI

3. 碳中和推动行业需求持续增长

3.1 国内需求：政策方向对于行业发展至关重要

2020年之前，光伏项目以电价政策为主要发展动力，如下表所示，2011年以来光伏的标杆上网电价/指导电价由国家统一规定，电价政策的变化对于行业发展至关重要；

2021年之后，集中式光伏开始执行当地燃煤发电基准电价，也就是我们所称的“平价”，相关政策的扶持也从电价引导为主，转为“碳达峰碳中和”相关政策，我们认为这对于光伏等可再生能源意义重大，“碳达峰碳中和”相关政策框架体系为行业发展保驾护航，政策的意义依然重大。

表：集中式光伏上网电价汇总（元/kWh）

图：“十四”可再生能源扶持政策升级

资料来源：通威新能源公众号，发改委，CPIA公众号，中国宏观经济研究院能源研究所，中央政府门户网站，国家能源局网站，国家发改委网站，新华社，海通证券研究所

3.2 国内需求：平价时代，需求增长逻辑发生变化

光伏进入平价时代后，特别是进入碳中和时代，行业需求与价格的传导逻辑发生改变。

1）补贴时代行业需求由少数补贴国家驱动，补贴强度决定需求，结合供给能力来决定价格；

2）平价时代、碳中和时代，如前文所述光伏发电成本与化石燃料成本范围相比已经具备较大成本优势，价格与需求之间相互作用，最终价格由可以满足收益率的边际需求决定；这种相互作用最终将导致产业链价格的波动幅度相比补贴时代更加平稳。

图：补贴时代与平价时代，光伏需求与价格传导逻辑发生变化

资料来源：海通证券研究所

3.3 国内需求：“碳中和”引领装机量高增长

根据国家能源局官网，2023年上半年，国内光伏新增装机容量高达78.42GW，其中集中式光伏37.46GW，分布式光伏40.96GW，分布式中户用光伏21.52GW。预计2023年国内光伏新增装机量有望达到150GW，同比增长71.6%。

根据近年光伏新增装机量变化趋势来看，我们认为2021-2023年国内光伏进入快速增长期，主要是由于“碳中和”相关政策扶持，及平价时期行业发展逻辑变化导致。

图：中国光伏新增装机容量（GW）

资料来源：国家能源局官网，CPIA官方公众号，海通证券研究所

3.4 海外需求-欧洲：能源成本上升驱动需求增长

根据SolarPower Europe数据统计，欧洲光伏装机量呈稳步上升态势，2020-2022年新增装机分别为24/32/46GW，其中22年由于能源成本的上涨，光伏需求增长迅速；

根据CPIA报道，2022年5月，欧盟可再生能源计划规定，2025年前实现超过320GW的光伏并网目标，并到2030年进一步扩大到600GW；2026年后，新建及既有公共/商业/住宅建筑陆续强制安装光伏。

图：欧洲光伏新增装机量（GW）

图：德国居民电价构成（ct/kWh）

资料来源：SolarPower Europe，BDEW，海通证券研究所

3.5 海外需求-美国：双边贸易政策仍是核心焦点

根据CPIA报道，2022年3月美国发动对东南亚4国光伏产品出口的反规避调查，后拜登政府豁免未来24个月东南亚4国进口关税；此后6月美国海关和边境保护局开始根据UFLPA执法，因此2022年装机同比有所下降；但上述2个新政出台的冲击已充分反应，2023年随着对双边贸易政策消化，美国装机量将出现恢复式增长，我们预计23年装机量有望达34GW；

根据CPIA报道，2022年3月，Wood Mackenzie调高了美国装机目标，比原预测增加66%，并预计到2030年美国有望实现每年增加70GW装机规模。

图：美国光伏新增装机量（GW）

资料来源：SEIA，海通证券研究所

4. 原材料产能释放，新技术崭露头角

4.1 供给侧：光伏产业链概况

上游：多晶硅料，我们认为该环节高纯化工制造业；

中游：硅片-电池-组件，我们认为该环节属于加工制造业；

辅材：逆变器、光伏胶膜、光伏玻璃、线缆接线盒；

终端：电站，我们认为该环节以电力业务为主，研究方法类似公共事业行业。

图：光伏产业链概况

资料来源：CPIA，海通证券研究所

4.2 供给侧-原材料：产能投放推动价格下降

根据Infolink Consulting公众号价格统计，2023年以来多晶硅价格持续下降，2023年8月2日最新报价，多晶硅致密料均价为69元/kg；硅片价格同样持续下降，2023年8月2日最新报价，182、210单晶硅片均价分别为2.95、3.92元/片；我们认为产业链价格下降主要由于多晶硅产能投放所推动，而价格快速下降对于后续需求释放有一定推动作用，是2023年需求增长的主要动力之一。

图：多晶硅致密料均价（元/kg）

图：182、210硅片均价（元/片）

资料来源：InfoLink Consulting公众号，海通证券研究所

4.3 供给侧：产业链上下游盈利波动

根据PV Infolink数据，如下图所示，2021-2022年在硅料持续涨价带动下，光伏产业链整体价格上涨，但仅硅料环节盈利出现明显扩大；2023年硅料价格明显下降，我们认为下游承受原材料成本压力下降；产业链内部利润再分配，主要取决于上下游强弱势情况，而强弱势则与产能数量对比相关。

图：硅料价格周期内主产业链利润再分配（元/W）

资料来源：PV Infolink，海通证券研究所

4.4 供给侧-技术变化：N型成为主要发展方向

光伏行业技术进步是推动行业降本提效的核心动力，而电池片的技术路线则是光伏行业技术进步的关键；根据光伏行业协会（CPIA）发布的中国光伏产业发展路线图（2022-2023年)2022年，规模化生产的p型单晶电池均采用PERC技术，平均转换效率达到23.2%；n型TOPCon电池平均转换效率达到24.5%，异质结电池平均转换效率达到24.6%，两者较2021年均有较大提升，XBC电池平均转换效率达到24.5%，今后随着技术发展，TBC、HBC等电池技术也可能会不断取得进步。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。

图：不同电池技术路线市场占比变化趋势

资料来源：CPIA《中国光伏产业发展路线图（2022-2023年）》，海通证券研究所

4. 5技术变化：下一代电池崭露头角

表：各种电池技术路线对

图：TOPCon与HJT产能预测（GW）

图：TOPCon与HJT产量预测（GW）

资料来源：光伏行研微信公众号，亿渡数据，PV Infolink，海通证券研究所

5. 组件价格止跌、N型硅料溢价扩大，排产持续提升

5.1 价格：组件价格止跌，中上游价格持续反弹,N型料价差拉大

8月产业链上游硅料及硅片库存持续下降至合理水平，价格反弹，至8月16日，多晶硅致密料/N型料价格反弹至7.3、8.5万元/吨，182/210硅片价格反弹至3.15、4.2元/片。电池片订单较好、库存较低，高效电池片供应紧俏，P-182/P-210/N型电池片价格反弹至0.75、0.73、0.80元/W（NP价差0.05元/W）。组件价格持续调整，PERC组件价格下降至1.25~1.28元/W，TOPCon组件价格1.35元/W（NP价差0.08元/W），成本压力下部分二三线企业已面临成本倒挂，组件价格有止跌趋势。受益组件排产提升，光伏玻璃、胶膜价格、EVA光伏料价格反弹。

表：7-8月光伏产业链主要产品价格

来源：硅业分会、InfoLink、卓创资讯，国金证券研究所

1）硅料：价格持续上涨，N型料溢价扩大。部分硅料企业检修，硅料库存持续走低，而下游硅片稼动率高位、采购积极，价格持续上涨；N型料需求旺盛，价格持续上涨，溢价约1.2万元/吨（16%）。

2）硅片：价格上涨。前期中环调涨报价后主流企业纷纷跟涨，目前硅片企业库存偏低，一体化组件提升自有电池产线排产、增加硅片采购，硅片成交价上涨。

图：多晶硅料及工业硅价格（万元/吨）

图：硅片价格（元/片）

来源：InfoLink、硅业分会，国金证券研究所，截至2023-8-16

N型硅料溢价幅度继续扩大，预计后续N型硅料价格维持高位，P型价格随新产能投产而回落，价差进一步拉开。

硅料价格触底后N型硅料价格率先反弹，近期N型硅料价差持续拉大至1.2万元/吨（16%），我们认为是硅料价格明确触底后，由下游快速增长的N型电池产能释放所驱动的上涨和分化。

我们预计下半年N型TOPCon电池产能持续释放将驱动N型料需求快速提升，有望支撑N型料价格在年内甚至2024年始终维持相对高位，而P型料价格则大概率随年内新增硅料产能释放而显著回落，并呈现出N/P料价差进一步拉开的局面，这将对硅料环节产生两个影响：1）在过剩状态下以边际产能亏现金为锚的定价原则下，龙头企业的超额利润将更为丰厚；2）对于无法以合理成本有效提升N型料比例的产能，将面临较大的生产经营压力，从而加速落后产能出清和硅料供需的再平衡。

图：不同品质硅料价格及价差（元/kg，截至2023年8月16日）

来源：硅业分会，国金证券研究所

3）电池片：成交价暂稳。电池片订单较好、库存较低，高效电池片供应紧俏，报价小幅上涨，成交价维持较高水平。

4）组件：价格止跌。组件价格持续调整，因成本压力，当前价格下部分二三线企业已面临成本倒挂，近期主流组件价格逐步平稳，一线厂家上调部分热销型号报价1-3分/W，但考虑到库存及需求启动节奏，预计涨价落地几率有限。

图：电池片价格（元/W）

图：组件价格（元/W）

来源：InfoLink，国金证券研究所，截至2023-8-16

5）光伏玻璃：价格持稳。8月下游组件排产提升，玻璃厂家出货好转、库存下降，月初主流企业报价上调0.5元/平方米后市场价跟进调涨。

6）光伏EVA树脂：价格上涨。8月组件排产提升拉动胶膜出货，叠加产业链备货需求，EVA光伏料价格上涨；胶膜价格持稳，成本尚未完全向下游传导。

图：光伏玻璃价格（元/平）

图：光伏EVA树脂报价（元/吨）

来源：InfoLink，国金证券研究所，卓创资讯，截至2023-8-16

5.2 盈利测算：上游盈利触底反弹，二三线组件成本倒挂

1）硅料：价格触底反弹，测算盈利修复；

2）硅片：价格反弹，测算盈利较前期低点略有修复；

3）电池片：测算盈利处于较高水平；

4）组件：单一组件环节盈利承压，部分二三线企业已面临成本倒挂。

图：光伏产业链各环节单位盈利情况（测算，截至2023/8/16）

来源：solarzoom、InfoLink，国金证券研究所测算；说明：单位盈利为测算值，实际受到各家企业采购策略及技术水平不同或有所差异，建议关注“变化趋势”为主

5.3 排产：8月排产维持高位

1）硅料：开工率平稳。7月硅料产出环比下降2%-4%，主要因新产能投产进度延迟、部分产能限电检修，及部分厂家提高N型料比例。8月产出预计52.8-53.5GW，环比基本持平，新增产能持续释放，但夏季限电或对现有及新增产能产生负面影响。

2）硅片：计划排产维持高位。8月硅片产量预计环增6%-8%至56-57GW，主要因头部企业拉晶稼动水平持续回升，二三线新产能也按计划投放。随着N型硅片需求增长，硅片企业N型切换进度不一，达产能力也有区别，硅片产出与下游需求短期或存在错配。

图：硅料月产量及排产情况

图：单晶硅片月产量及排产情况

来源：InfoLink，国金证券研究所

3）电池片：排产维持高位，TOPCon产能持续释放。7月电池厂家维持满产满销，8月产出预期持续增长至52-53GW（环增7%），其中TOPCon产出提升至15-16GW，8-9月东南亚TOPCon产能将陆续释放，考虑后续达产规划，预期Q3末出现放量，并在年底显现大量产出。

4）组件：头部企业维持较高开工，部分企业计划下修排产。7月虽部分厂家下修排产，但一线企业维持规划体量，组件产出维持原预期约46GW。随着组件新产能放量、厂家竞争市占率、及预期备货心态等影响，预期8-9月组件排产50GW以上，在需求未明显上升的背景下，将考验组件厂家成本控制、风险评估能力。

图：单晶电池片月产量及排产情况

图：组件月产量及排产情况

来源：InfoLink，国金证券研究所

6. 需求：国内装机再超预期，降价有望持续激发海外需求

6.1 国内装机:7月新增装机18.7GW，同比+174%、环比+9%

1-7月国内新增光伏装机97.2GW，同增158%，其中7月新增18.7GW，同增174%，环增9%。7月产业链上游价格触底、组件价格持续调整，在630抢装造成高基数的背景下，装机量环比继续增长9%略超预期。

装机结构看，7月国网区域新增光伏装机17.0GW，其中分布式装机8.0GW，占比47%，同比-25pct，环比-3pct，分布式占比略有下降，反映出组件价格触底对集中式电站需求的激发效果开始显现。

近期产业链上游价格触底，对应组件价格底部逐渐清晰，对价格快速波动较敏感的国内集中式电站需求大概率将开始加速释放，同时户用、工商业等分布式项目的经济性也随组件降价大幅提升，上半年分布式装机占比维持高位显示出潜在分布式需求的巨大弹性，我们去年年度策略预测的“国内全年新增装机150GWac、同比增速超70%”大概率超额完成。

图：国内光伏新增装机（万千瓦）

图：国内月度光伏新增装机（GW）

图：国网月度新增光伏装机结构（万千瓦，%）

来源：国网新能源云，国金证券研究所

6.2 出口：7月电池组件出口16.7GW，同比-5%、环比-13%

7月国内组件出口13.56GW，同比-12.6%、环比-18.5%，电池出口3.16GW，环比+20.0%、同比+58.6%，电池组件合计出口16.72GW，同比-4.5%、环比-13.3%。1-7月组件出口112.55GW，同比+13.3%；电池出口23.47GW，同比+76.0%；电池组件累计出口136.0GW，同比+20.8%。

7月组件价格持续下行导致终端需求观望，同时欧洲进入夏休影响装机、国内装机加速启动（7月国内装机环比+9%），出口量下降符合预期。

图：国内组件&电池出口规模（MW）