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资讯 华源证券固收&银行 廖志明团队
投资要点：
国内新增装机逐月恢复，项目收益与消纳条件决定后续需求。2026年上半年国内光伏新增并网容量71.77GW，同比下降约66%；6月、7月新增太阳能发电装机分别回升至12.48GW、14.08GW。前期抢装高基数影响同比表现，市场化交易、机制差价结算和电力消纳则影响新增项目收益。北京、重庆、上海已公布的机制电价案例表明，项目需要同时比较机制电价、覆盖电量和执行期限，设备降价只是改善经济性的一部分。
主链扩产明显放缓，行业调整重点转向存量产能与库存消化。百川盈孚数据显示，2026年7月硅料、硅片、电池和组件产能同比增幅已降至约0—2%，同期各环节开工率为37.50%—58.86%。新增供给压力减轻，但已有生产能力仍较充足，需求恢复或同时带来销售增长和生产调整。后续价格与利润的持续改善，取决于库存去化、低效产能退出以及高效产品占比提高。
经营分化主要来自单位收益、供给格局和业务结构变化。主链通过高效组件和少银化改善产品经济性，玻璃通过冷修减少当期供给，胶膜龙头依靠加工收益、成本和客户结构形成盈利。设备企业的需求来源逐步扩展至技术改造、海外制造及半导体业务，逆变器和支架则更多受产品组合与项目交付影响。各环节需要沿自身经营逻辑，观察变化如何进入收入、利润和现金。
制造端亏损集中于主链，现金生成与债务安排影响企业应对调整的能力。截至2026年8月31日存续的14只光伏设备转债，其发行人上半年合计归母亏损142.31亿元。其中，通威、隆基、晶科能源和晶澳合计亏损145.43亿元，其余10家公司合计盈利3.11亿元。同期14家经营现金流54.55亿元，购建长期资产付现126.16亿元。
运营端以售电和电站资产形成收入，结算回款是影响实际可用资金的重要因素。晶科科技兼顾自持运营和电站转让，芯能科技以分布式电站运营为主，太阳能重点涉及市场电价、补贴回收和投资支出。三家发行人的电站资产可以长期产生收益，但项目债务、结算进度和资金使用安排影响上市公司能够保留的现金。其中，晶科转债截至8月31日剩余期限约0.64年，到期资金与退出安排更为重要。
存续光伏转债的债股属性和条款状态差异较大，应将经营前景与当前价格结合理解。截至2026年8月31日，申万二级“光伏设备”有14只存续公募可转债，申万三级“光伏发电”另有3只，合计余额611.55亿元，价格中位数124.20元，税前到期收益率均为负。历史下修已改变部分转债的转股门槛，当前的不下修、不强赎承诺及待决事项，又影响后续调整时间。
风险提示：需求及供需修复不及预期；技术及新业务兑现不及预期；回款与融资风险；正股、估值及转债条款风险。
1.研究框架：产业链分工、企业盈利与转债价值
1.1.产业链分工与企业盈利方式
光伏产业链由材料制造、电池组件、配套设备和电站运营共同构成。硅料提供高纯原料，硅片构成电池制造基础，电池片完成光电转换，组件经过封装形成可安装使用的产品。玻璃、胶膜和焊带承担保护、封装及互联功能，逆变器负责电力转换，支架提供安装支撑，制造设备服务各道生产工序，终端电站则通过售电回收投资。
不同环节的成本结构和资金回收周期，决定了它们对行业变化的反应。硅料、硅片对售价、能源成本和产能利用率较为敏感；电池组件还依赖转换效率、渠道和海外交付；设备收入与验收进度密切相关；电站则主要受到电量、电价、融资和结算影响。理解这些差异，是解释同一轮价格变化为何对不同发行人产生不同影响的基础。
1.2.需求增长提供空间，单位盈利影响企业收益
光伏的成长性来自发电成本下降和应用扩展，周期性来自供给投放与需求变化的时差。技术进步提高效率、降低建设成本，有利于扩大长期需求；较高盈利又会推动企业扩产。当新增生产能力集中释放，而需求增速放缓时，价格和单位盈利便会承压。因此，装机增长与制造利润增长可能出现不同步。
企业规模通过采购、制造和产品优势转化为利润。较大的采购规模有利于议价，较高的产线利用率有利于分摊折旧和固定支出，研发与工艺积累则可能提高效率和良率。企业最终保留的收益，取决于这些优势能否覆盖产品降价、费用和资金占用。
低开工率会提高单位固定成本，使盈利恢复更加依赖量价配合。产量下降时，折旧、部分人员和管理支出仍需承担，单位产品分摊的成本随之上升。需求回升能够改善固定成本摊薄，但若企业为提高开工率而大幅降价，销量增长也可能伴随利润压力。
分业务拆解可以把行业变化转成可解释的利润来源。收入由销量和实际售价决定，毛利润进一步反映材料、能源、折旧及产品结构；在此基础上，扣除期间费用并计入其他损益、税费和少数股东损益，形成归母利润。对于多业务发行人，主业恢复和新增业务贡献应分别分析。
1.3.库存是连接生产调整与价格修复的重要环节
企业通常先调整排产和投资，再退出生产能力，供给调整具有滞后性。排产可以较快变化，产线退出则涉及设备处置、员工、债务和项目安排。低开工率减少当期供应，停产、淘汰和项目取消进一步影响未来供应能力。
销售持续超过生产，才能把需求改善转化为库存下降。需求回升初期，企业可以通过销售已有库存和提高生产共同满足订单。若生产恢复较快，新增需求可能主要被新增产出吸收；若销售增长更强，库存便会下降，企业议价能力随之改善。
价格修复能否持续，需要观察库存和单位收益是否同步改善。需求增加带来的涨价通常更有利于销量与利润共同恢复；原料涨价则会重新分配上下游收益。对下游企业，只有成品涨价超过单位成本增加，才能形成毛利改善。研究重点因此应放在“产出—销售—库存—价格—利润”的连续变化上。
1.4.正股、偿债能力与条款共同影响转债价值
转债的股性来自转股权，正股上涨会提高可以换取的股票价值。每100元面值转债按转股价转换为一定数量的股票。例如，转股价为10元时可以换取10股；正股由8元涨至10元，对应转股价值便由80元升至100元。转股价值通常简称为“平价”。
平价＝100×正股价格÷转股价格
转债的债性来自本金和利息请求权，发行人的资金条件影响合同兑付。盈利、回款、债务结构和融资共同决定偿付能力；利率和信用风险又影响合同现金流的折现价值。因此，现金储备与经营现金流分析，是转债研究的重要组成部分。
转股溢价反映市场价格相对当前转股价值高出的部分。期限、波动、信用、条款和市场供求都会影响投资者愿意支付的价格。正股上涨会提高平价，溢价变化则可能放大或抵消这部分收益。
转股溢价率＝转债价格÷平价－1
经营改善能否带来回报，还要看买入时已经支付了多少预期。较高买价需要更强的经营增长、估值支持或条款变化；较好的偿债能力主要降低合同履行风险。行业研究和证券研究由此衔接：先判断利润与现金的变化，再分析这些变化如何进入当前转债价格。
2.需求与供给：新增装机恢复，存量过剩仍待消化
2.1.国内装机低位回升，项目收益影响后续需求恢复
2026年上半年光伏新增并网容量同比下降，2025年同期集中抢装形成较高基数。国家能源局数据显示，2026年上半年全国光伏新增并网容量71.77GW，其中集中式29.55GW、分布式42.22GW；全国合计较2025年同期的211.61GW下降约66.1%。前期投产节奏受到新老项目电价政策划分影响，高基数放大了今年的同比降幅。
6—7月新增装机连续增加，近期交付需求已有恢复。按太阳能发电统计口径，5月、6月、7月新增装机分别为8.68、12.48、14.08GW，后两个月环比分别增长约43.8%、12.8%。月度投产增加为组件和配套设备提供需求，后续恢复力度则取决于新项目收益与并网条件。
组件降价能够降低建设成本，电价与发电利用水平对项目决策的重要性随之提高。中国光伏行业协会数据显示，2025年典型地面光伏系统初始投资约2.77元/W，组件占26.0%。固定其他支出时，假设组件价格下降10%，系统初始投资约下降2.6%。继续降本仍有作用，而电费收入和融资条件对项目回报的影响更加突出。
2.2.机制电价需要与覆盖电量和执行期限共同理解
电价市场化后，光伏项目收入由市场交易和机制差价结算共同形成。发改价格〔2025〕136号文规定，对纳入机制的电量，市场结算参考价低于机制电价时补足差额，高于机制电价时扣回差额。项目仍参与市场交易，机制主要稳定其中部分电量的收入。
机制差价结算可以在市场低价时补偿、高价时扣回。假设月售电100万kWh，其中70%纳入机制，机制电价0.35元/kWh。为便于说明，假设实际市场售电价与结算参考价相同：两者均为0.25元/kWh时，总收入为32万元；均为0.45元/kWh时，总收入为38万元。
售电及机制结算收入＝实际售电收入＋机制电量×（机制电价－结算参考价）
注：这是简化示例，实际参考价格、机制电量及其他结算项目按当地政策确定。
同一投产批次的竞价结果，也体现出地区参数和项目覆盖程度的差异。对2025年6月1日至2026年12月31日投产区间，北京、重庆、上海已公布的相关光伏机制电价分别为0.3598、0.3963、0.4155元/kWh，执行年限均为12年。实际收入保障还取决于各项目纳入的机制电量。
项目比较应从“哪个地区电价高”推进到“多少电量、保障多久、实际怎样结算”。同样的机制电价，覆盖电量较少时，项目仍会较多暴露于市场价格；同样的覆盖比例，执行期限不同也会影响全生命周期现金流。对运营商，应进一步结合项目地点和投产批次，才能将政策参数落实到公司收入。
2.3.消纳能力影响可售电量，储能和负荷匹配改善收入条件
消纳受限会减少可以结算的电量，而电站折旧和利息仍需承担。国家能源局数据显示，2026年上半年全国光伏发电利用率为91.4%。在其他条件相近时，实际可利用电量减少会压低售电收入，而折旧、利息等支出相对固定，项目投资回收期因而可能延长。行业需求恢复因此需要建设成本、电价与发电利用条件共同配合。
储能、绿电直连和电网建设分别从时间、负荷和空间上改善电力利用。储能把部分发电转移到其他时段使用，负荷匹配增加就近消费，输配电建设提高接入和输送能力。项目实际收益还要扣除储能投资与运行成本，并考虑用户用电曲线，因此更适合按具体项目和地区观察。
国内项目投资已经由单纯降本驱动，转向建设成本、结算电价和消纳条件共同决定。新增装机反映已经完成的建设结果，新项目开工和设备交付决定后续制造需求，而结算电价、利用率和融资成本决定项目是否值得继续开发。未来国内装机能否持续恢复，关键在于项目全生命周期收益能否稳定在可接受水平。
2.4.海外制造布局改变出口结构，电池片和组件表现分化
2026年上半年电池片出口增长快于组件，海外采购环节正在分化。InfoLink统计显示，组件出口约128.22GW，较2025年同期127.34GW基本持平；电池片出口约59.76GW，同比增长约37%。
电池片出口连接海外组件制造，组件出口则更接近终端项目和渠道采购。当一个市场由进口成品组件转向进口电池片、在当地完成封装时，即使装机增长变化不大，中国出口的产品构成也会发生调整。
地区和客户结构决定不同发行人取得订单的方式。2026年上半年中国组件对欧洲、亚太出口分别约52.07、41.10GW，两者仍是主要方向。对企业而言，产品适配、交付能力、生产地及客户回款，共同影响海外销售的利润和现金。
出口退税调整影响交付节奏和成本分担，是解释2026年出口变化的重要背景。财政部、税务总局明确，自2026年4月1日起取消清单内光伏等产品增值税出口退税，具体适用时间按报关单注明的出口日期确定。企业可以通过调整交付、重新议价和生产安排消化影响，实际利润变化取决于合同执行、客户议价及成本传导情况。
2.5.新增产能压力减轻，库存消化仍是主链修复的关键
主链产能同比增速已接近零增长，行业由扩张转向消化既有生产能力。百川盈孚数据显示，2026年7月硅料、硅片、电池和组件产能同比增幅分别为1.98%、0.53%、0和0.58%，明显低于2025年同期。新增供给减速是本轮调整的重要进展，但已有产能规模仍然较大。
需求恢复带动生产提高，库存变化显示供需仍在调整。5—7月各环节开工率均有所上升；7月31日至8月28日，硅料工厂库存由28.31万吨增至32.79万吨，组件库存由20.35GW增至31.90GW。这些连续观察表明，行业已有需求和生产恢复，但销售尚未带来普遍、持续的去库。
报价改善首先反映供方修复收益的意愿，库存下降有助于增强价格持续性。8月26日InfoLink硅料参考报价约40元/kg，TOPCon、BC组件综合报价约0.723、0.790元/W。结合低开工率和库存压力，当前更重要的是订单能否吸收新增产量，以及实际售价能否覆盖成本变化。
2.6.能耗与产品标准提高经营要求，企业面临改造与退出选择
新标准将能耗和产品效率要求落实到具体工艺与产品范围。GB29447—2026和GB47834—2026均于2026年6月27日发布，2027年1月1日实施，前者涉及硅多晶和锗单位产品能耗，后者涉及晶体硅光伏组件和逆变器能效。
多晶硅企业需要结合工艺和产线情况评估达标投入。按新增正式条文摘录，三氯氢硅法三级能耗指标为6.3kgce/kg，二级为5.5kgce/kg；存量与新改扩建对应不同要求。流化床法单列指标，不能以同一能耗阈值评价所有工艺。对企业的影响主要体现为设备改造、运行管理和低效产线继续经营的成本。
组件效率分级将产品性能转化为更清晰的比较依据。TOPCon、HJT和BC的等级要求分别设置，企业可以结合客户需求和制造成本选择产品结构。高效率产品若能减少面积相关系统成本，便有机会取得更好的订单或价格。
标准实施、持续亏损和技术进步，将共同影响企业的改造与产销安排。有资金、有工艺基础的企业更容易完成产品升级；改造投入较大、经营现金较弱的产线，则需在继续投入、收缩和退出之间选择。
3.制造端分化：产品收益与业务结构影响改善进度
3.1.主链修复主要依靠单位收益，技术需要进入量产与销售
主链已有较大交付规模，盈利差异更多来自单位成本、产品和地区结构。2026年上半年，通威硅料、电池和组件销量分别约15.53万吨、34.78GW和13.07GW；隆基组件出货29.93GW，晶科能源组件出货29.64GW，晶澳电池及组件出货22.25GW。大规模销售为单位收益改善提供利润基础，也意味着低毛利下的库存和回款管理更加重要。
N型电池已成为主流，竞争转向不同技术内部的效率和成本。CPIA统计，2025年TOPCon、异质结和XBC电池市场占比分别为87.6%、2.6%和6.7%。TOPCon占主要份额，其他路线通过效率、产品和应用场景参与竞争。
高效率通过提高单位面积功率，为客户创造节约系统成本的空间。同样装机容量下，较高效率可以减少部分面积和组件数量相关投入；企业能保留多少收益，则取决于产品溢价与新增制造成本之差。因此，量产效率、良率、售价和交付规模需要一起观察。
隆基BC产品已形成规模销售，单位毛利变化具有较明显的利润影响。2026H1BC组件销量19.55GW，约占总组件出货65.3%。假设总出货维持29.93GW、单位毛利提高0.01元/W，对应毛利润增加约2.99亿元。进一步转为归母利润，还需结合其他业务和费用变化。
3.2.少银化降低材料投入，量产稳定性影响实际降本效果
减少元素银耗，可以直接降低电池金属化材料成本。银包铜、铜浆、电镀铜等方案通过不同工艺减少银材投入，各自需要适配电池结构、生产设备和可靠性要求。银耗下降直接减少贵金属投入，而替代材料、设备折旧和良率决定其中多少能够真正转化为单位毛利。
银耗变化的经济价值可以用单位投入清晰表达。在银价2万元/kg的情景下，每减少1mg/W元素银耗，银材料成本下降0.02元/W，相当于600W产品减少12元银投入，或每1GW减少约2,000万元银投入。
净降本取决于节省银材与新增工艺成本的差额。替代材料、设备折旧、能耗和良率共同影响实际收益。稳定量产后，企业可以保留部分降本改善毛利，也可以通过价格让利扩大销售。浆料用量应先按含银比例换算为元素银耗，再进行同口径比较。
3.3.玻璃供给收缩先行，库存和销售地区影响利润恢复
光伏玻璃的连续生产特征，使供给调整慢于组件排产变化。光伏玻璃窑炉需要连续高温运行，停窑后重新点火、恢复生产的成本较高、周期较长。因此，需求放缓时，部分企业仍会维持生产；随着经营压力加大，企业逐步通过停窑冷修减少供应，而前期积累的库存仍需通过下游采购逐步消化。
实际在产能力下降，为玻璃价格修复提供了基础。卓创口径观察点显示，国内实际在产日熔量由2026年4月16日约8.80万吨/日降至8月27日约7.58万吨/日，下降约13.9%。截至8月31日，2.0mm、3.2mm镀膜玻璃价格分别为9.50、16.75元/平方米。后续需关注减产带来的去库能否延续，以及价格变化是否覆盖燃料、折旧等支出。
福莱特的地区收入结构，是理解合并盈利的重要线索。公司2026H1光伏玻璃收入58.62亿元、毛利率约6.7%，归母亏损3.63亿元。按全部业务分地区收入与成本计算，中国地区毛利率约-1.4%，亚洲其他地区约26.7%。这表明地区销售组合对盈利有明显影响，后续应结合产品结构、售价和成本解释差异。
3.4.胶膜主业贡献主要收益，电子材料逐步增加高毛利收入
胶膜盈利由加工收益、原料传导和产品结构共同决定。树脂采购与成品调价存在时间差，库存管理会影响短期利润；配方、生产效率、客户和销售地区则影响长期竞争力。判断改善持续性，需要同时观察单位收益和回款。
福斯特胶膜业务提供主要毛利润，经营现金与投资强度相对平稳。2026H1胶膜销量约12.20亿平方米、收入61.33亿元，按分部收入与成本计算毛利润约10.40亿元、毛利率16.95%。公司归母净利润8.42亿元，经营现金流12.81亿元，购建长期资产付现1.41亿元。
福斯特感光干膜业务规模较小，毛利率高于胶膜主业。2026年上半年收入约3.89亿元、毛利润1.13亿元、毛利率29.10%，高于胶膜业务的16.95%。业务规模仍小于胶膜，但其增长已能够进入公司毛利润，后续重点是客户认证、高端产品销售和新增投入。
3.5.设备、逆变器及其他配套企业，应按订单和产品结构分析
制造设备需求正从单一扩产转向技改、海外制造和相邻技术领域。新签订单反映客户投资，发货和验收决定收入形成，付款安排决定现金回收。不同业务的客户验证周期和毛利率，影响公司经营恢复节奏。
奥特维的订单端改善领先于报表端兑现。2026H1末在手订单约113亿元，较2025年末回升14.4%，为后续交付提供基础；同期收入27.19亿元、经营现金流2.97亿元，订单增长尚需经过发货、验收和回款才能进一步体现为收入和现金。
微导纳米的经营驱动已经由光伏设备单一周期转向半导体业务扩张。2026H1半导体设备收入已超过光伏设备，新增订单中半导体占比超过85%，未来收入结构继续向半导体倾斜的确定性增强；相应地，公司盈利或将越来越受到半导体设备交付和研发投入影响。
逆变器、支架和其他辅材已经表现出比主链更强的个体差异。锦浪的盈利更多来自逆变器产品结构和海外销售，清源的支架收入明显偏向海外；宇邦和欧晶则分别受到焊带加工收益、应收回款以及坩埚需求影响。因此，这些发行人的业绩与硅料、组件价格的相关性相对较弱，更多取决于自身产品和客户变化。
4.财务分析：亏损集中于主链，现金质量影响调整能力
4.1.主链承担主要亏损，企业间差异大于合计数据所显示的程度
存续光伏设备转债发行人的亏损，主要集中于四家大型主链企业。按2026年8月31日正股属于申万二级“光伏设备”的14只存续公募可转债，汇总其14家发行人合并报表，2026年上半年营业收入合计1,628.60亿元、归母亏损142.31亿元，其中通威、隆基、晶科能源和晶澳合计亏损145.43亿元，其余10家盈亏相抵后合计盈利3.11亿元。这说明主链量价压力是整体亏损的主要来源，其他环节需要分别判断。
收入回升尚未充分进入净利润，毛利润对费用覆盖不足是重要原因。上述14家发行人2026年Q2合计营业收入885.93亿元，较第一季度增长19.3%；归母亏损由69.16亿元扩大至73.15亿元。2026年上半年合计毛利润73.74亿元，四项期间费用226.31亿元，资产及信用减值损失64.43亿元。毛利润对费用的覆盖仍显不足，盈利恢复需要单位收益、费用和资产质量共同改善。
4.2.投资收缩缓解支出，关注现金与短期债务匹配度
投资收缩缓解现金支出，但经营现金仍未覆盖当期购建投入。2026年上半年，上述14家发行人经营现金流量净额54.55亿元，购建长期资产付现126.16亿元，购建支出同比下降30.9%。经营现金流量净额较购建支出少71.60亿元，仍需其他资金来源支持。必要技改、日常经营和债务本息共同影响后续资金需求。
发行人的近期资金缓冲已经明显分化。隆基、晶科能源扣受限后的货币资金对近期债务覆盖相对较高；通威、晶澳覆盖不足1倍，对经营回款和再融资的依赖更高；双良仅约0.05倍，资金安排更加依赖持续回款和融资支持。其他可变现资产和授信可以作为补充资源，但不改变基础现金缓冲差异较大的事实。
4.3.营运资金变化影响现金流，盈利与回款共同改善更为稳固
天合和双良上半年的经营现金改善较多来自应付款增加，现金改善领先于核心盈利恢复。天合2026H1经营现金流50.72亿元，经营性应付增加贡献75.27亿元；双良经营现金流8.19亿元，经营性应付增加贡献10.91亿元。如果后续付款恢复，而产品盈利和客户回款没有同步改善，经营现金流可能回落。因此，两家公司当前较好的经营现金表现更多体现营运资金阶段性支持，持续改善仍需要利润和回款接力。
隆基现金储备较多，但库存和付款仍造成较大经营流出。同期经营现金流为-58.18亿元，存货增加和经营性应付减少分别消耗40.18、41.26亿元现金。销售、库存周转和采购付款重新匹配，有助于资金流出收敛；持续积压则会削弱现金缓冲。
其他损益也会影响归母利润与核心经营之间的差异。天合上半年归母亏损2.70亿元、扣非归母亏损28.90亿元，同期公允价值变动收益21.35亿元。将毛利、费用、其他损益和营运资金连接起来，能够解释企业改善来自何处，以及是否已经形成持续现金。
5.电站运营：电价和回款影响现金回收
5.1.电站形成长期收入，结算与项目融资影响可用现金
运营商的收入由电量和电价形成，现金回收还需要经过结算与项目债务安排。容量提供发电基础，资源、设备运行和消纳决定电量，市场及机制结算决定收入。补贴、电费支付、贷款偿还和新增投资则影响上市公司实际可保留的资金。
三家运营商的现金回收模式不同，期限约束也不同。晶科科技通过售电和电站转让共同回收资金，且晶科转债临近到期；芯能仍处于分布式项目扩张阶段，经营现金尚未完全覆盖同期投资；太阳能的资金改善更多依赖售电及补贴回收。三者的偿债分析因此分别对应资产处置、项目回款和补贴结算。
三家运营商的近期资金保障均较为依赖后续回款和融资安排。2026年6月末，晶科科技、芯能科技和太阳能扣除已披露受限后的货币资金，对短期借款及一年内到期非流动负债的覆盖倍数分别为0.82倍、0.55倍和0.59倍。三家公司均拥有持续运营的电站资产，但资产产生的现金需要经过售电结算、补贴回收或项目处置才能用于偿债，资金回收节奏因而较为重要。
5.2.剩余期限不同，资产回收与转债退出的重点也不同
晶科转债临近到期，资产回收需要与兑付时间衔接。晶科科技上半年出售电站374MW，资产转让能够回收资金，但需结合交割、项目债务和实际到账情况。转债将于2027年4月到期，合同支付112元；相对8月31日114.64元买价，仅按约持有到期的名义总回报约为-2.3%。当前价格因此还包含到期前的转股或交易机会。
芯能资产扩张需要与分布式客户结算同步。自持容量由2025年末1,000.75MW增至2026年6月末1,015.99MW；同期经营现金流0.98亿元，低于购建付现1.28亿元。用电客户、项目收益和融资条件是后续现金变化的主要观察点。
太阳能补贴回收有助于释放资金，电价与投资仍影响长期积累。2026年上半年收到电费补贴6.46亿元；公司8月披露，1—7月累计收到可再生能源补贴15.86亿元。补贴到账改善资金回收，实际现金积累仍受到电价和投资支出的影响。
6.存续转债：历史下修、当前条款与价格特征
6.1.主链占主要余额，存续转债的债股属性已经分化
光伏转债规模集中于大型主链发行人。截至2026年8月31日，14只光伏设备转债余额557.80亿元，3只光伏发电转债余额53.75亿元。通22、隆22、天23、晶能、晶澳合计约421.10亿元，占制造端约75.5%。
存续光伏转债的合同到期收益率均为负，回报更依赖正股、条款及估值变化。通22转债、福莱转债平价较低，偿付能力和转股安排对估值较为重要；福22转债平价高于100元，正股波动对其价格的影响通常更直接；微导转债平价较高，价格更易受到权益波动和交易退出安排影响。
6.2.历史下修已经改变转股门槛，当前转股价还受到其他调整影响
主动下修与分红等常规调整，应分别理解。主动下修是发行人按合同履行决策程序后降低转股价；现金分红、送转股和其他公司行动，也会按照约定公式调整转股价。前者反映一次主动条款决策，后者主要保持公司行动前后的转股经济关系。
iFinD历史记录显示，多只光伏转债已经实施过主动下修。截至2026年8月31日，上述存续转债中，已有10只转债历史累计实施14次主动下修。
福22的记录直观体现了两类调整的区别。2025年主动下修将转股价降至15元，后续公司行动继续调整转股价；2026年5月27日由14.74元调整至14.59元，是现金分红引起的常规调整。这一变化提高了同一股价下的平价，但不构成又一次主动下修。
主动下修效果需要同时考虑修正幅度和后续股价。福22于2025年3月将转股价由32.94元降至15.00元；晶澳于2025年7月、2026年6月先后下修至11.66元、8.90元。下修提高了同一股价下的平价，后续转股进度仍受到正股表现影响。
6.3.截至2026年8月31日的条款状态与后续观察窗口
历史上已下修过的转债，仍可能处于新的不下修承诺或再次触发阶段。历史记录回答“过去怎样调整”，最新公告回答“当前可以采取什么动作、何时重新观察”。两者共同构成条款分析。
截至8月31日，已确认的不下修承诺分布在不同时间窗口。隆22承诺至8月31日，欧晶至9月13日，奥维至9月17日，双良至9月23日；通22、福莱、晶科的相应承诺分别至10月8日、10月10日和10月27日。承诺结束后，按公告约定重新观察触发与决策，不能将届满日直接写成下修日。
晶能于2026年8月19日公告董事会提议下修，后续重点是股东会和实施安排；晶澳此前下修已经生效，8月28日再次发布预计触发提示，后续重点是是否实际触发及董事会决定。
6.4.不强赎承诺影响持有期限，回售结果反映实际现金退出
已经触发强赎条件但决定暂不行权，会给持有人保留一段已知观察期。微导公告不提前赎回至2026年9月12日，之后按公告约定从首个交易日起重新计算；锦浪转02的不提前赎回承诺延续至2027年5月20日。两只券的时间安排不同，应分别进入持有期分析。
普通回售和附加回售的触发原因不同，但都需要持有人在申报期内作出选择。普通回售通常与计息年度和股价表现有关，附加回售则可能来自募集资金用途变化等事项。申报价格、窗口和市场交易价格共同影响实际行权。
已披露回售结果显示，这些轮次形成的实际资金支出较小。零申报意味着对应轮次无须支付回售款；有申报的轮次按结果金额兑付。对后续年度，还应继续按合同判断回售条件及持有人权利，避免把一次结果延伸到全部剩余期限。
6.5.机构配置与成交深度影响价格波动
公募基金对光伏转债的市值敞口继续扩大。17只转债披露持仓市值由2025年末334.18亿元增至2026H1的390.44亿元，增幅约16.8%。这一变化说明机构持有的光伏转债市值规模上升；其中既包含持有数量变化，也包含债价波动，因此更适合反映机构敞口，而非直接解释为净买入。
光伏转债的成交活跃度分化明显，部分品种近期交易热度也出现变化。截至2026年8月31日，除成交规模显著较高的微导转债外，晶能转债、锦浪转02、福22等成交相对活跃，清源、欧晶、芯能等成交规模相对较低。从20日与60日日均成交额比较看，晶能近期成交明显升温，而多数品种20日均值低于60日均值，近期交易活跃度有所回落。对于成交规模较小的品种，事件驱动或集中交易时的价格冲击相对更大，实际持仓规模需要与日常成交容量相匹配。
6.6.正股上涨与溢价变化共同决定回报
转债回报可以由平价和溢价的关系直观解释。假设买入价120元、平价80元、溢价50%。正股上涨25%后平价升至100元：溢价保持50%时债价150元，溢价降至20%时债价120元。同样的正股表现，对应不同转债回报。
转债价格越多地依赖正股上涨，对盈利兑现的要求就越高。对持续盈利企业，可以从销量、单位毛利、产品结构和费用估计变化；对周期亏损企业，应先判断恢复到何种毛利水平才能覆盖支出；对多业务企业，则分别考虑利润贡献与投入。估值模型因此是理解条件的工具，而不是统一预测全部公司。
历史下修、当前条款和经营变化，应共同进入持有期判断。下修会改变平价，分红等调整需要更新转股价，强赎和到期会改变退出时间。将这些因素与买入价格结合，才能解释一只转债主要依靠什么取得回报、承担什么风险。
7.投资结论
当前光伏转债宜侧重结构性机会，重点在于发行人能否依靠自身优势改善盈利。行业供需再平衡仍需时间，企业已经在产品、成本和业务结构上拉开差距。高效化、少银化有助于改善原有产品收益，电子材料和半导体设备则为部分公司增加了利润来源。由此，经营改善可以先从优势产品和具体业务开始，再逐步扩展至公司整体。现阶段，已经形成销售、毛利润和回款的经营变化，提供了比远期产能规划更扎实的判断依据；随着库存消化和成交改善，成本领先企业的周期修复空间也有望进一步打开。
现金实力既是偿债保障，也是企业在行业调整中维持竞争力的条件。技术改造和新业务拓展需要投入，持续亏损与营运资金占用又会消耗现金，企业需要在经营升级和债务偿还之间取得平衡。福斯特的盈利及较低购建支出，使经营现金能够覆盖当期投资；隆基虽然资金储备较厚，仍需改善库存和付款带来的现金流出。这说明，财务比较既要看现有资源，也要看资金消耗是否收敛。能够在保障必要投入的同时改善回款、减少融资依赖的发行人，更有条件把当前经营优势延续到下一阶段的行业修复。
公司受益于行业改善，并不必然对应同等幅度的转债回报，买入价格仍是重要取舍。截至2026年8月31日，存续光伏转债到期收益率均为负，当前价格需要正股表现、转股条件或估值变化提供进一步支持。通22、福莱平价较低，即使相关业务盈利回升，平价与债价之间仍可能存在较大距离；福22具有较高的现实转股价值，盈利变化更容易通过正股传导，但也需承担溢价收缩风险；微导则更多体现权益属性。因而，个券比较应同时衡量经营改善空间和当前估值要求，避免为已经反映在价格中的增长预期支付过高成本。
条款和剩余期限影响经营价值的兑现方式，临近退出时应更加重视近期现金与实际决策。对晶能这类已提出下修方案的转债，修正幅度和实施进度将改变转股门槛；对微导这类高平价品种，强赎安排影响可持有时间；对晶科这类临近到期品种，资产回收和兑付安排比远期电站增长更为直接。随着存续时间缩短，投资判断需要落实到可实现的盈利、现金和退出路径。总体而言，光伏转债的参与价值，来自经营改善、资金承受能力与估值条件的共同匹配；既看企业能否受益，也看投资者能否在持有期内分享这部分收益。
8.风险提示
需求及供需修复不及预期。国内外装机、项目收益或消纳改善偏慢，叠加产能退出缓慢、复产增加，可能延长库存消化和价格修复过程，影响发行人销量与盈利。
技术及新业务兑现不及预期。技改进度、量产良率、客户认证或订单验收低于预期，可能增加投入并推迟收入和利润兑现，削弱预期中的降本和业务增长。
回款与融资风险。应收账款、电费及补贴回收延迟，或融资续接和资产处置不及预期，可能加大资金压力，影响必要经营投入及到期债务偿还。
正股、估值及转债条款风险。正股下跌、转股溢价收缩和流动性下降可能导致转债价格回撤；下修未获通过或幅度不及预期、强赎等条款触发及实施，也可能改变预期收益和退出安排。
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证券研究报告：光伏转债：产业调整，静待花开——光伏行业及存续转债梳理
对外发布时间：2026年10月28日
研究发布机构：华源证券股份有限公司
参与人员信息：
分析师：廖志明
SAC编号：S1350524100002
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行业的投资评级：以报告日后的6个月内，行业股票指数相对于同期市场基准指数的涨跌幅为标准，定义如下： |
看好：行业股票指数超越同期市场基准指数； 中性：行业股票指数与同期市场基准指数基本持平； 看淡：行业股票指数弱于同期市场基准指数。 |
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本报告采用的基准指数：A股市场（北交所除外）基准为沪深 300 指数，北交所市场基准为北证50指数，香港市场基准为恒生中国企业指数（HSCEI），美国市场基准为标普 500指数或者纳斯达克指数，新三板基准指数为三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）。 |
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