2025年度光伏设备行业策略报告：新技术推进利好龙头设备商，关注国内政策边际变化+装备出海

首席证券分析师：周尔双执业证书编号：S0600515110002zhouersh@dwzq.com.cn13915521100 证券分析师：李文意执业证书编号：S0600524080005liwenyi@dwzq.com.cn18867136239 供给、需求及技术因素共振，光伏设备具备成长和周期双重属性 2024年以来由于供需问题恶化、主链公司开始出现不同程度的亏损，行业进入下行期，但我们认为，头部光伏设备商的商业模式优于主链公司，能够抵抗风险，持续受益技术迭代逻辑。从光伏下游装机量和行业名义产能来看供需矛盾突出，2024年预计全球新增光伏装机490GW，同增21%，但硅片/电池片/组件名义产能均达到800-1000GW，主链公司竞争恶化、出现大额亏损，行业进入下行期，但我们认为光伏设备商的商业模式最优，一方面各头部设备商市占率均为70-80%，具备一定话语权，能够及时调整收款模式，保证设备发货时收回成本，风险控制能力强；另一方面与锂电设备商相比，光伏设备商下游客户多元，设备商能够掌握一定know-how，在技术推动方面具备一定话语权。 降本增效的技术迭代是光伏行业永恒的主题，HJT、0BB、叠栅均在推进。不同于主产业链，设备的逻辑更加偏向于成长&技术迭代——光伏行业的每一轮周期核心驱动力都是技术迭代，技术成熟后盈利能力好，驱动行业进入大规模扩产阶段，随着产能集中落地，行业出现产能过剩&盈利能力下降，行业进入产能出清阶段，倒逼新技术的突破，实现降本增效，打开新一轮周期，HJT、0BB、叠栅等新技术均持续推进中。 国内迎来政策边际变化，工信部修订《光伏制造行业规范条件》和《光伏制造行业规范公告管理暂行办法》，利好先进产能龙头设备商。光伏行业面临阶段性供需失衡、产业链价格快速下滑、企业经营承压，工信部出台的该项政策能够优先支持先进产能&先进技术，避免行业低水平盲目扩张，我们认为是对供给侧倡导性的政策，虽然没有强势约束力，但会鼓励行业健康发展。随着先进技术替代落后产能，主链公司一方面盈利有望逐步修复，能够加速新技术投入，另一方面更加追求先进产能以获得差异化竞争优势，利好代表先进产能的新技术龙头设备商。 乘中东能源转型与美国加码制造业之风，国产设备商迎出海机遇。（1）中东：中东资源禀赋优势显著，是光伏装机的天然沃土，中东地区的光伏新增装机量将从2023年的21-24GW逐年提升到2027年的29-35GW，例如TCL中环在中东建设20GW光伏单晶硅片项目，晶科建设10GW高效电池及组件项目；（2）美国：2024年美国新增光伏装机预计43GW，同比增长34%，且集中式光伏装机占比60%-70%，同比增长30pct+，是高溢价优质市场，美国市场更注重低人工&小厂房&低运营成本，故HJT低温工艺、用电量节约30-40%、人工数量节约60%、用水量节约20%，是最适合美国本土扩产的。 ⚫投资建议：重点推荐晶盛机电、迈为股份、奥特维。 供给、需求及技术因素共振，光伏设备具备成长和周期双重属性 注：光伏加工设备指数（申万）十大权重股为晶盛机电、捷佳伟创、迈为股份、帝尔激光、奥特维、京山轻机、高测股份、微导纳米、金辰股份、拉普拉斯 一、行业下行期龙头设备商业绩短期承压，整体风险可控 二、HJT、0BB、叠栅等新技术持续推进 三、关注国内政策变化&设备出口中东、美国等海外市场 四、投资建议与风险提示 1.1头部设备商及时调整收款方式，风险控制能力强 通过及时调整收款模式，头部设备商能够保证设备发货时收回成本，风险控制能力强。一般情况下设备商针对客户的预付款模式为“3331”，即签单收取30%款项、发货收取30%款项、验收收取30%款项、质保收取10%款项，在行业下行期，头部设备商及时调整收款方式，国内采取“3421”的方式，海外采取“3610”的方式，考虑到设备商的毛利率一般为30-40%，故发货时即可实现成本的覆盖，控制风险。 1.2头部设备商应收账款前五大客户相对集中，长尾风险小 从龙头设备商应收账款和现金流来看，收款虽有所放缓（周转天数有所增加）；但截止2024H1末，应收的前五大客户占比较高尤其晶盛占比高达70%，表明多为下游头部企业，长尾风险小，同时现金流未出现连续几个季度为负的情况，Q3各家均有所改善。 1.3头部设备商合同负债&存货有所下滑，反映新签订单承压 ⚫截止2024Q3末光伏设备龙头企业合同负债&存货同比有所下滑，反映新签订单承压。受光伏产业链供需影响，主链公司出现亏损，硅片、电池片、组件环节的产能扩张速度均有所放缓，反映到设备商端，光伏设备龙头企业合同负债&存货同比均出现不同程度的下滑，我们预计2024年光伏设备新签订单均有所下滑。 1.4头部设备商盈利能力短期承压，仍高于行业平均水平 ◆受行业下行期影响，头部设备商盈利能力均有所下滑，但仍高于行业平均水平。从毛利率来看，2024Q1-Q3行业平均毛利率约为20%，龙头设备商均能保持30%+的毛利率；行业归母净利率主要受存货跌价损失和信用减值损失计提影响，2024Q1-Q3行业均值在10%左右，头部设备商基本都能保持在10-25%左右的净利率。 ◆值得关注的是信用减值损失，目前除了迈为Q2爱康计提的大额减值外，其它设备公司暂未出现针对某一客户的大额减值，整体风险可控。 一、行业下行期龙头设备商业绩短期承压，整体风险可控 二、HJT、0BB、叠栅等新技术持续推进 三、关注国内政策变化&设备出口中东、美国等海外市场 四、投资建议与风险提示 2.1电池片环节：集中大电站为需求所趋，HJT适用于大电站 ◆与BC路线相比，HJT更适合大电站，低双面率的BC更适合分布式电站，未来电力关键在于集中大电站。大电站模式更可能引领能源革命，逐步取代传统能源。分布式电站虽然在某种程度上解决了企业的限电问题，但长远来看，大电站才是满足未来电力需求的关键。BC由于低双面率的问题，并不适用于大电站模式，BC电池由于电极都在背面，牺牲了一定的双面率，BC双面率一般在50-60%左右，PERC可能有65%，TOPCon为80%+，HJT能够到97%，所以HJT大电站模式将是未来电力生产的主要方式。 ◆目前行业分歧点主要在于下一代技术是HJT还是TBC，我们认为BC路线的问题在于双面率较低，而HJT钝化效果最优、采用0BB技术也能够实现低遮挡，同时其温度系数低和双面率高在大电站应用中更具优势。 2.1电池片环节：垂直安装应用前景广阔，HJT是最佳选择 ⚫高双面率的HJT组件是垂直安装的最佳选择。HJT具有完美对称的双面结构特性，双面率高达90%以上，远超PERC和TOPCon。从发电量角度看，HJT组件垂直安装比TOPCon组件垂直安装多发电10%~12%，比PERC多发电16%~20%。 ⚫垂直光伏项目可就地、就近消纳，更灵活，收益更高。据实证测算，HJT垂直安装场景下，相比倾斜安装首年发电小时数可提高11.12%，LCOE降低9.57%，电站收益率IRR高出1.38%。 2.1电池片环节：央国企招标逐步倾向HJT，2024年出货量有望达20GW ⚫2023年底以来国电投、华能、绿发、大唐、中广核、华电等电站合计公告了接近10GW的HJT产品招标，显示出对HJT技术的进一步认可，未来电站中标有望倾向高双面率、高功率的新技术。我们认为随着HJT组件的招标落地，10月开始许多HJT产线将进入满产状态，我们预计2024年HJT组件将有20GW出货量，其中安徽华晟将占据50%的市场份额，出货量将达到10GW。 2.1电池片环节：HJT现有降本增效技术有望于2025年集中导入量产 2.1电池片环节：通威HJT组件实验室最高功率突破775W 通威HJT组件在研发端的功率记录已突破775W，预计未来还有10W+的提升空间。截止2024年10月底，通威已将最新产品送入中试线测试，组件最高功率达776.2W，效率达24.99%，非硅成本降至0.2元/W以下，与TOPCon龙头企业相比相差仅0.03元/W，刨除设备折旧因素后基本与TOPCon成本持平。此外，公司小尺寸钙钛矿/HJT叠层电池效率达33.08%，可见未来HJT电池技术仍有较大提效潜力。 2.1电池片环节：HJT功效增益已经能够为组件价格带来溢价 以TOPCon的效率、功率、发电量作为基准线，目前普效/平均水平的HJT功率为710-720W，在组件功率上的增益达到2%，组件发电量增益在3%，综合发电量比TOPCon高5%，带来0.15元/W的溢价。而国内地面电站应用层面HJT与TOPCon度电成本的平均差距恰好是0.15元/W。在一些高温地区的电站项目，由于地面反射率更高或者系统成本高，HJT的度电成本已经远低于TOPCon。 通威的1GW产线HJT组件功率达到744W，发电量增益进一步提升到7%，溢价提升至0.2元/W。 TBC的功率不低于HJT，但致命缺陷是双面率较低，导致其每W发电量增益明显低于HJT，综合导致TBC的溢价只有0.05元/W。 2.1电池片环节：2025年HJT电池的非硅成本将与TOPCon打平 2024年TOPCon电池的生产成本在0.29-0.3元/W，非硅成本为0.17-0.18元/W；而0BB+50%银包铜应用下的HJT非硅成本为0.21元/W，相比TOPCon只有0.03-0.04元/W的差距。预计2025年随着0BB+30%银包铜+全开口网版的应用，HJT电池的非硅成本将与TOPCon打平。 2.1电池片环节：HJT专用硅片降本途径 当前，业界普遍采用110微米厚度的硅片进行生产，而100微米厚度的硅片量产良率已无问题；但由于硅片价格倒挂，业界对薄片化的兴趣不大，否则还有望进一步节省0.02元的成本。 HJT专用硅片降本四大核心技术包括：半棒半切（SE Ingot）、颗粒硅（FBR，硅烷流化床法）、连续直拉单晶（CCZ）、精准吸杂（Gettering）。 半棒半切：可以将硅片完全利用，每一小块都可以生产为光伏电池，从而提高光伏电池的产量。FBR+CCZ：FBR颗粒硅具有高品质、低成本、碳排放量低等优点，无需破碎环节，更利于生产过程自动化，CCZ（连续拉晶）生产效率较传统的RCZ（复投拉晶）增加40%以上。精准吸杂：吸杂是后续降本的基础，可以减少硅片的加工和工艺过程的污染、改善硅片的性能。 2.1电池片环节：50%银包铜已批量应用，30%银包铜正快速导入 ⚫从当前HJT电池的成本结构来看，SMBB+细栅50%银包铜的电池成本约0.38元/W，其中硅片成本约0.12元/W，占比31%，与TOPCon基本无差异；非硅成本约0.26元/W，其中浆料和靶材占电池总生产成本的39%，占非硅成本的55%。 ⚫当前50%银包铜已相对成熟，批量验证，与纯银效率基本持平；30%银包铜+0BB降本效果明显。光势能预计24年底在0BB+30%银包铜技术的导入下，浆料成本占比将快速降至16%。 2.1电池片环节：目前日升浆料成本4.8分/W，年底有望降至4.4分/W ⚫东方日升HJT电池满产产线24Q3的生产数据来看，电池非硅成本约为0.21元/W，其中低银含浆料成本4.8分/W（对应纯银耗量6mg/W），靶材成本约3分/W。24年底有望在更低银含量浆料与全开口网版应用下进一步降低至4.4分/W。 2.1电池片环节：靶材降铟三部曲 ⚫设备优化降铟。迈为PVD设备对于100%铟基靶材的理论单耗已从近20mg/W降至13.5mg/W，旧设备亦可升级。在2023年末迈为提供的HJT电池整线解决方案中，对于100%铟基靶材的理论单耗可降低到12mg/W左右。 ⚫低铟叠层膜降铟。将低铟叠层膜方案（50%无铟）与上述设备改进方案相结合，铟基靶材理论单耗可降低至6mg/W左右。通过持续不断的工艺研发，迈为采用50%铟基+50%非铟基叠层TCO制备的异质结电池，其转换效率已可与全铟基TCO电池持平。同时，低铟基方案具备良好的可靠性与稳定性，与铜电镀