一、全球光伏需求格局——装机稳增与结构优化

1.1 图表1.我国月度光伏装机变化趋势

2024年1-10月我国实现光伏装机181.30GW，同比增长27.17%，全年预计装机规模达260GW（同比增长20%）。2025年装机有望达到300GW（同比增长15%），月度装机在3月、6月、9月等并网节点呈现明显季节性高峰，整体增长趋势稳健。

集中式光伏装机占比基本维持50%比例，工商业分布式占比在2024年提升至40%左右，户用装机占比显著下降。大型工商业分布式光伏必须选择全部自发自用模式，优质分布式资产稀缺性有望进一步提升。

全球光伏装机进入10%-20%较高增速增长新阶段，预计2025年全球装机规模达530GW（同比增长11%），考虑1:1.2容配比，组件需求超636GW。经济性是光伏装机增长核心动力，2023年全球集中式光伏度电成本已降至0.044美元/kWh。

2024年11月20日正式稿进一步收紧新建产能标准：多晶硅还原电耗由<44降至<40kWh/kg、综合电耗由<57降至<53kWh/kg，硅片水耗由870调整为<540t/百万片（再生水利用率高于40%）。新建光伏制造产能难度大幅提升，周期向上节奏取决于存量供给侧优化进度。

2024年3月行业新增多晶硅产能投产推动库存快速累积，6月部分厂商减亏减产，库存开始下降。10月库存出现提升趋势，但11月已开始企稳回落。硅料减产预期已逐步发酵，供给侧优化信号明确。

多晶硅价格由年初65元/kg下跌至40元/kg（跌幅约38%）。4月跌破成本后仍保持下跌趋势，6月厂商减产推动价格基本触底，8月部分硅片厂商重新建立库存推动价格小幅提升，10月以来价格已开始企稳回升，供给侧改革预期下硅料价格有望进一步上行。

截至2024年末，通威股份、协鑫科技、大全能源、新特能源四家头部企业多晶硅产能合计187.5万吨/年，若全部满产可满足超900GW组件需求。四家合计产能市占率约60%，头部产能集中度较高，且技术实力领先，限产易达成一致。

TOPCon电池片价格由年初0.47元/W下跌至最低0.27元/W（跌幅达43%），10月受年底订单交付及出口退税政策调整推动，电池片出现涨价迹象。N型电池招标占比已达94%，存量PERC产能有望在市场作用下淘汰，高效N型电池片实际供需关系更为乐观。

2024年三季度大部分辅材企业盈利环比降幅超40%，仅福斯特业绩具备较强韧性。主产业链价格下跌传导至辅材端强降价诉求，组件价格上涨后辅材环节价格压力有望减轻，但修复幅度取决于各环节竞争格局。

2.0mm光伏玻璃价格由年内高点18.5元/平跌至12.5元/平（跌幅约32%）。随着玻璃开工率逐步下降，库存出现下降迹象，若供给侧持续优化，玻璃库存或进一步下降推动价格提升。

2024年11月中旬部分玻璃企业库存天数接近60天，头部企业库存天数均超30天。玻璃产量调节能力有限，冷修见效快但复产周期长，小窑炉停产后可能直接退出，2025年供给侧有望优化。

PERC银浆加工费自2019年以来逐季度降低，银浆平均加工费由1000元/kg逐步下降至600元/kg。TOPCon、HJT等新型银浆竞争较少，具备发展红利期，头部企业通过持续技术迭代维持相对加工费溢价。

聚和材料推出的铜浆产品烧结温度低至300℃，无需氮气保护即可在空气中烧结，线电阻更低、效率表现优异。金属化成本占电池非硅成本40%-50%，铜浆等贱金属方案有望大幅降低金属化成本，头部浆料企业通过配方优化加深行业壁垒、提升加工费水平。

BC电池金属栅线全部位于背面，相比TOPCon具备正面功率高、美观度高的特性。BC作为平台型技术可复用TOPCon设备、兼容HJT等多种技术，2026-2027年BC技术渗透率有望提升。

隆基绿能预计2025年底BC产能达70GW，2026年底国内电池基地计划全部转产BC；爱旭股份率先实现N型BC技术GW级量产（ABC组件效率24.6%）；钧达股份基于TOPCon的BC技术（TBC）中试线已有规划。头部厂商加大BC布局力度，规模化招标下BC相对TOPCon溢价有望确立。

HJT核心工艺流程仅4步（清洗制绒、非晶硅薄膜沉积、TCO膜沉积、金属电极化），TOPCon全流程超10步。HJT适合海外人工成本高、环保要求高的制造场景，且三洋HJT专利保护2010年已到期，专利风险相对较小。