概要及主要观点：
1、光伏主产业链分析研究。
（1）硅料扩大检修减产规模，开启减压模式。当前硅料成交价格跌破企业现金成本（40元/公斤），下游拉晶厂采购继续以少量多次为主，加大倒逼价格压力，采买依旧谨慎。硅料厂在大面积亏损状态下，出货意愿同样不强，目前接近10家料企通过增加检修、减产等方式降低自身压力，目前减量不明显，多重因素下导致近期双方整体成交寥寥。硅料库存持续累积，预期接近一个半月库存（25万吨以上）。在自身库存压力及下游非理性价格倒逼下，价格跟跌，短期难以止稳，残酷的价格战或将继续。
与5月8日价格相比，本周硅料价格继续下降。n型料成交价格区间收窄，而p型料报价出现分化：高品质硅料降幅尚在可控范围，但菜花料最低成交价跌至3.1万元/吨，已经对所有企业现金成本构成挑战。其中n型棒状硅成交价格区间为4.10-4.50万元/吨，成交均价为4.30万元/吨，环比下降5.08%。p型致密料成交价格区间为3.40-3.90万元/吨，成交均价为3.73万元/吨，环比下降4.36%。n/p棒状硅价差为0.44万元/吨。
n型颗粒硅成交价格区间为3.70-3.90万元/吨，成交均价为3.75万元/吨，环比下降6.25%。颗粒硅成交价跌幅最大。
整体上看，本周多晶硅价格持续下滑，n型价格较为一致，p型价格混乱。
本次n型棒状硅有4家企业有成交，p型棒状硅有3家企业有成交，多为散单成交，成交量较上周有明显减少，市场悲观情绪加剧。截至本周，国内多晶硅生产企业共计17家，5家企业已经开始检修，带来一定产量减量，其余企业均有布局检修、降负荷计划。
就目前来看，终端需求尚未恢复，硅片库存继续累计，硅片价格持续下行，硅料采购预算进一步下调；原材料端硅粉及工业硅价格趋于稳定，硅料生产成本再难压缩。
目前硅料生产企业面临售出即亏损的局面，故仅部分现金流困难的企业及新厂试料仍能接受降价成交，大多数在产厂家已采用停产检修方式应对底部价格，硅料供应量从本月起将有所减少。若企业检修超预期，本月产量有望回落至18万吨。
由于签单动力不足，硅料库存持续累积。
库存方面压力仍在持续发酵，预计二、三季度累库水平有增难减，硅料销售压力难言乐观。
本周硅料市场签单量明显减少，下游坚持按需采购策略，导致上游库存持续累积。据相关企业反馈，包括两家一线企业在内，目前已有5家硅料厂商开始停车检修，其余多家企业也有检修、减产计划。尽管5月硅料排产预计降至18万吨，依然供大于求。高库存压力下，部分小厂为快速回笼资金选择降价抛售，导致价格进一步下降。
预计短期内硅料价格仍将处于筑底阶段。自2023年下半年以来，光伏产业链从p型向n型的切换明显加速。今年一季度，多晶硅供应总量已现过剩，但高品质n型料供应尚有不足，在一定程度上为硅料价格提供了支撑。进入二季度后，硅料企业纷纷大幅提升n型料的生产比例，同时头部厂商的新增产能也逐步释放，导致n型料市场迅速由供不应求转变为供过于求。硅业分会专家委员会副主任吕锦标表示，在硅料价格跌破成本线的背景下，硅料企业的主要任务已不再是争夺市场份额，而是减少亏损，保障现金流的稳定。
（2）硅片非理性下跌，减产势在必行。下游电池价格大幅下跌，进一步降低硅片采买积极性，尽管当前部分硅片厂有降低开工迹象，但总量依旧维持悲观态势，库存继续滚动增加至45亿片以上。硅片价格继续创新低，甚至出现零硅成本价格，硅片环节亏损加剧。短期硅片压力持续，预计近期有更多的硅片厂陆续开启减产模式。
5月硅片排产约63-65GW，部分二线企业的减产幅度持续扩大。
（3）电池价格凌乱下降，减产模式开启。N型产出持续增长，下游组件压价情绪强烈，电池出货压力增大，库存上升至7天以上。叠加上游价格持续下跌，N型电池片价格大幅下降；P型供需双弱，价格跟降，PN接近同价。电池环节双经销、代工模式增多，同时部分电池厂开启减产模式，规避行情下行风险。近期电池压力较大，价格凌乱，亏损加剧。
电池排产约65GW，增速有所减缓，在下游需求不及预期的情况下，未来排产或有大幅下调。硅片环节，本周高纯石英砂价格暴跌，带动硅片价格进一步下跌，但去库存效果并不显著。值得注意的是，上游价格持续下跌已经开始逐步影响到下游市场，目前n型电池片整体供需关系呈现出失衡态势，价格存在继续下降的可能。
（4）组件整体大稳小动，需求阶段性平稳
当前组件价格跟随上游继续小幅调整，近期海外关税政策不利因素偏多，但目前尚无具体影响。尽管需求端有所复苏，市场传统旺季也将来临，但产业链上游价格持续大幅下滑，终端拿货意愿并不明朗，需求增幅不明显。
本周价格继续下降，近期约17GW组件定标中，15GW为n型组件采购,占比近90%。其中，n型价格最低0.8385元/W，p型最低0.803元/W。整体看，目前组件企业排产小幅下调，库存相对可控，但受上游降价影响，终端压价情绪明显，组件价格仍将面临持续下行的压力。
结论：由于硅料环节的显著过剩和过高的库存积累，判断这一轮硅料降价带有近乎“一步到位”的性质，有望在短期内快速触底，并在未来一段时间内维持底部小幅波动。
伴随硅料价格的触底，判断光伏主产业链在过去一年中由供不应求转向供过于求的切换过程即将结束，后续产业链上下游各环节的价格博弈氛围将逐渐淡化。
一方面，底部走稳的价格将触发此前仍存有观望情绪的终端需求进一步释放，另一方面，缺乏竞争力的产能/企业将进入无尽的失血经营状态，盈利希望的破灭和不断的失血，将实质性加速过剩产能的出清，并最终逐步体现为需求的释放和优质头部企业的盈利复苏。
预计2024年组件产量预期仍有望进一步向700GW以上，产业链绝大部分环节Q2盈利能力将开始呈现环比改善趋势；预计后续“落后产能关停”相关事件发生的频率将显著提高，从而加深市场对“出清”进程的认知，并逐步吸引部分左侧资金入场布局。
2、光伏电池技术路线对比
PERC的极限效率是24.5%，现在产业化已经做到23.5%。
光伏电池技术迭代持续围绕“增效”+“降本”展开。光伏电池发电量与功率息息相关，光伏实际功率影响因素：电池片面积、转换效率、太阳辐射强度、温度、大气质量等。光电转换效率、衰减率、双面率、弱光表现、温度系数为光伏电池的重点关注参数。单片电池片标称功率 = 电池片面积 x 太阳辐射强度（1000W/h）x 转换效率。
光伏电池片技术进步的核心是增效降本，增效降本促进光伏向N型技术路线转型：TOPCON/HJT/BC电池均有突破，N 型电池技术发展迅速，产业化浪潮已至，行业内主要组件公司均在 2023年大规模向 N 型技术路线转型。
降本增效是光伏电池技术发展永恒的主旋律，近几十年产业不断探索更高效更具性价比的电池技术，光伏电池历经多次迭代，如今由 P 型 PERC 时代逐步迈向由TOPCon、HJT、IBC电池为代表的N 型新时代发展。
相比传统的P型电池，N型电池具有转换效率高、双面率高、温度系数低、几乎无光衰、弱光效应好等优点。目前主流N型电池有TOPCon、HJT、IBC 等。TOPCon 极限效率高，产线改造成本低；HJT 量产效率高，降本路线清晰；IBC 转换上限更高，但经济性提升仍需时日。当前Topon实际量产良率24%-25.2%，HJT实际量产效率25%左右，高于P型PERC电池1%-2%。
截至目前，与去年同期对比不同技术类型组件发电量规律一致，2023年TOPCon、IBC分别较PERC高1.2%、0.75%，2022年TOPCon、IBC分别较PERC高0.97%、0.39%。2023年与去年同期对比不同尺寸电池片组件发电量差异基本一致。同一电池片尺寸组件，不同厂家制作工艺的不同会造成组件发电量出现差异，最大差异为2.0%；
HJT效率&功率
【电池效率】：目前产线量产平均效率25.4%，双面微晶优化后到25.8%，Gold line 正态分布大多在26%，技术在逐步推广到其他产线；后续叠加背抛+tco优化，中试线效率已达到26.5%。
【电池参数】：hjt提升开压相对容易，750mv为常见水准，topcon一般720mv；电流方面，隆基将p型纳米硅晶化率做到极致，电流也得到提高。
【组件功率】：HJT 3.0目前210 66版型功率715w，对应电池效率25.6%；后续210 66版型HJT 3.0+功率725W，对应电池效率26%效率；24年底计划拿出异质结叠钙钛矿组件，预计组件功率800w。
成本
【银】：HJT主栅20%银的用量，可以通过0BB直接用焊带替代，之前银的耗量18mg/W，叠加0BB+50%银包铜，预计7mg/w；0BB技术路线分为MW的层前熔焊法、ATW的半层前熔焊法、以及层压熔焊法中GY、XN、MB的三种细分方案，
【硅】：HJT可以用氧含量高的硅片，也可以用边皮，叠加后0bb也可以到100微米。
【产品路线】：高配+低配两条，高配电池效率26.2%，组件功率730W，慢速CVD+纯银浆料+SMBB+钢板印刷+高纯硅片+120μm硅片+高铟TCO+背抛光；低配电池效率25.5%，组件功率710W，快速CVD+全银包铜浆料+0BB+丝网印刷+等外硅片+小于100μm硅片+50%铟TCO+双面制绒。
价差
【HJT相比P型的溢价】：根据华东院，得益于更低的投资和更高的年均利用小时数，采用HJT组件可显著提高土地费用较高项目的收益；如果按项目土地费用7.2亿，占比约1/4，采用P型和HJT除组件外价差可达0.26元/W。
判断市场总体上就是偏向于业务更纯粹的公司，对于平台类的公司反而不愿意给更高的估值。市场总体上还是认为topcon就是过渡方案，HJT才是下一代方案，一旦HJT有最新的进展，二级市场上很快又有不错的表现。
N型TOPCon 电池走量，相关设备耗材迎来技术升级迭代
3、光伏辅料行业分析。
高纯石英砂是石英坩埚的核心原材料，石英坩埚则是拉制大直径单晶硅棒的消耗性器皿，主要用于盛装熔融硅并制成后续工序所需晶棒，石英坩埚一次或几次加热拉晶完成后即报废，具备较强的消耗品属性特征。数据显示，2023年初，光伏用各类型高纯石英砂价格均在10万元/吨以下。在下游需求增长下，高纯石英砂一路飙涨。2023年9月，市场上石英坩埚内层砂价格已上涨至40-44万元、中层砂均价在19-23万元/吨、外层砂的均价在12万元/吨。成为光伏行业发展新的“拦路虎”。
时隔半年后，高纯石英砂就走上了硅料的“道路”，价格接近“腰斩”。目前石英坩埚内层用报价为17-23万元/吨，均价20万元/吨；中层砂报价10-13万元/吨，均价11.5万元/吨；外层砂报价2.4-8万元/吨，均价5.2万元/吨。透过相关企业业绩，也能看出高纯石英砂在市场的境遇。
价格的变化来自供需关系的转变。此前，全球仅有尤尼明、TQC、石英股份三家企业具备量产高纯石英砂的能力，且前两者扩产意愿不强。其中，TQC宣布放弃6000吨的扩产计划、尤尼明则宣布将原计划在2023年上半年投产的石英砂项目延期至2024年。但在高纯石英砂价格上涨后，国内已有不少企业先后宣布投建高纯石英砂项目。相比多晶硅，高纯石英砂的资金规模、技术难度等门槛较低，且产能建设周期短，市场预期增量较多，下游企业采购意愿较低。叠加近期硅片价格持续下滑，硅片企业开工率下降，需求量进一步降低，高纯石英砂价格暴跌并不让人意外。从长期来看，高纯石英砂价格还有下降空间。
4、光伏靶材研究
高性能靶材国产化替代。高性能靶材作为细分赛道，国内企业数量较少，我国的靶材市场对进口依赖程度较高。目前JX金属、霍尼韦尔、东曹和普莱克斯等为代表的大型跨国企业合计占据了全球80%左右的市场份额。
与此同时，靶材的市场需求却连年新高。2016-2023年，全球溅射靶材市场规模从113亿美元上升至258亿美元，年复合增长率为12.52%。
尽管赛道细分，但靶材技术壁垒较高，尤其在ITO靶材领域，正迎来国产化加速。
据相关资料，ITO 靶材是将氧化铟和氧化锡粉末按一定比例混合后经过一系列的生产工艺加工成型，再经高温气氛烧结形成的黑灰色陶瓷半导体。ITO靶材用于形成ITO薄膜，ITO 薄膜具有良好的导电性和透光性，广泛应用于制造平面显示面板、高效太阳能电池等。ITO 靶材中氧化铟含量一般在 90%以上，因此铟系制造 ITO靶材的核心原材料。
技术上，ITO 靶材生产过程包括金属提纯和靶材制造两个核心环节。因高纯金属原料的品质影响靶材的导电性能等性状，对最终成膜的质量有较大影响，且靶材种类繁多，客户需求非标，定制属性明显，故而金属提纯环节技术壁垒及附加值均较高。
近年来，随着国家政策鼓励与资金支持下，部分企业已经突破了关键技术门槛，国产ITO靶材领域涌现出领先企业。
其中，异质结太阳能电池在制备透明导电膜阶段需要应用ITO靶材，是ITO靶材未来需求的新增长点。异质结电池被认为下一代光伏电池技术，将取代现有光伏产能，今年迎来了爆发放量，接连出现在大型央国企招标当中。在最近一次的中广核400MW海上光伏项目中，光伏组件招标仅面向异质结组件，意味着异质结技术的差异性优势已经拉开，在海上应用中得到央国企的极大认可。
今年17次大型光伏组件招开标信息中，HJT产品定标已经达到了6.102GW左右，HJT产品频频作为单独标段出现，越来越多的异质结企业开始参与到大型集采的招标中来。
今年央国企开启频繁异质结组件招标，打开了HJT产业链降本“从量变到质变”的重要时间窗口，HJT技术2024年降本路径已经极为清晰，2024年成本打平甚至低于TOPCon已成极大概率事件。
未来，伴随着太阳能电池市场景气度不断上升，以及显示面板产能转移、半导体国产化进程加速，下游市场对高性能溅射靶材需求量将不断增加。2021~2026年我国高性能溅射靶材市场前景广阔，预计2026年市场规模将增长至653亿元，年复合增长率将达到15.0%。
2024年末，预计HJT电池的非硅成本将降至0.169元/W，相比PERC电池的成本增益缩减到0.04元/W；而在硅片端，HJT电池可以通过使用更薄的硅片、使用边皮料，并引入竞争机制，实现硅片成本比PERC电池低0.03元/W。
综合来看，2024年末的HJT电池总成本将无限接近与PERC电池；2025年HJT电池成本将极大概率低于PERC电池的成本。
2024年末的技术：（1）硅片采用100μm厚度的吸杂工艺，并利用一定比例的边皮料，每片100μm吸杂后HJT专用硅片价格降至150μm厚度同尺寸P型硅片价格的95%。（2）0BB无主栅技术被应用于HJT电池组件生产，节省主栅浆料，细栅与焊带交接部分采用60%银含量的银包铜，银包铜售价相比“银点×银含量”的加价降至1200元/kg；细栅与焊带不交接部分采用35%银含量的银包铜，加价降至1800元/kg。（3）细栅浆料耗量降低至70mg/片，这一耗量水平目前就已经能在中试线上实现。（4）靶材采用半铟靶材，即每条电池产线PVD机台上下各两根含铟靶材，两根无铟靶材，991和9010靶材在剔除铟价值后的靶材加价在700-1000元/kg。（5）靶材耗量为72mg/片，对应靶材膜厚在90nm左右。（6）细栅网版寿命达到12万次。（7）电池设备按照2023年的采购价格和10年折旧期限计算。
5、随着中国海上风电建设离岸距离增加，预计有望在2024-2025年给行业带来超过200亿元新增高压海缆订单，这部分订单的高盈利水平也有望在未来2-3年延续。考虑项目的建设周期，预计2023-2026年行业有望实现15GW高压海风项目的建设，2023-2026年高压主缆的交付金额CAGR有望接近70%。
中国海上风电向远海发展，高压送出成为趋势，高压项目规划饱满。
中国海缆单GW价值量提升趋势不变，饱满高压海缆订单即将释放，2023-2026年高压主缆的交付金额CAGR有望接近70%，头部海缆公司有望受益。海缆行业整体单GW价值量随着全国范围项目离岸距离变远会呈现提升趋势，即使是高压柔性直流的应用对于个别区域项目呈现价值量的下降，但从行业整体来看影响较小，海缆行业整体单GW价值量仍会较近1-2年平均略高于10亿元/GW的水平保持提升。随着高压送出项目在2024-2025年分批次逐步进入开工建设阶段，有望给行业带来超过200亿元新增高压海缆订单，
海风产业链主要环节发展趋势和竞争格局。风电整机：大型化是明确的趋势，国内主流企业已经推出单机容量16-18MW的海风机组；技术 路线方面，国内以半直驱为主流，海外直驱与半直驱并行。海缆：送出海缆价值量与离岸距离 强相关，集电海缆与送出海缆技术方案持续迭代，柔直外送渐成趋势；不同省份竞争格局分化，本地企业优势明显，头部海缆企业开始 斩获欧洲海风订单。管桩：以单桩和导管架为主，用量差异较大；越来越多的传统海工船舶企业涉足到海上风电单桩和导管架的生产， 国内格局尚不明朗，以大金重工为代表的头部企业积极寻求出海并获得批量订单。
1）海上风电产业链出口，看好目前在出口方面具备先发优势的管桩、海缆、整机企业；2）海上风电离岸化和柔性直流趋势。直流海缆、换流阀等将受益， 海缆环节的竞争格局有望得以优化；3）海上风电深水化和漂浮式趋势。全球力推漂浮式海风，国内百兆瓦级大型项目开启建设，平价并 不遥远，锚固系统、双转子风机等有望深度受益；4）风电整机的格局优化。目前陆上风机步入深度价格战，各家企业应对价格战的能力 不同，有望推动整机环节的逐步出清和格局优化。
中国风电的竞争优势源自多年的规模化开发、持续的技术创新、完备的产业链供应链体系。
中国的风电主机产能已达到全球50%以上的市场份额，关键零部件的产量达到全球市场的70%。供应链建设、技术迭代带来的快速降本，让本土整机商在海外竞标中占得优势。
轴承作为保证机组传动链运转的核心部件，其设计、计算、仿真、测试以及全生命周期的质量稳定性变得极为关键，尤其是10MW以上的海上风机对设计创新能力、质量可靠性的要求更高。斯凯孚凭借出色的传动链综合开发以及设计验证能力，全球同一的高质量生产标准，可为大兆瓦机型提供具有成本竞争力、更高可靠性的整体解决方案。
风机机械传动链包括主轴、齿轮箱、发电机等关键部件，它们相互关联，密切配合。斯凯孚是最早参与“集成式传动链”设计的企业之一，从整体性能出发，颠覆了以往传动链关键部件“分体式”的设计。
集成式传动链不仅可以减少零部件数量，简化主机厂的装配，还具备体积小、重量轻、成本低等优势。通过集成式设计可以进一步降低多达20%以上的传动链成本，以技术革新推动降本增效的实现。
6、近年来，由于锂电及新能源汽车快速发展，碳酸锂现货价格经历了两轮脉冲行情。第一轮价格上涨从2014年7月的37000元/吨攀升至2016年4月的171500元/吨，区间涨幅364%，随后价格波动下行，2020年8月电池级碳酸锂价格跌至39750元/吨。第二轮价格脉冲从2020年8月的39750元/吨起步，一路攀升至2022年11月的567500元/吨，两年多时间内电池级碳酸锂价格区间最大涨幅1328%。
锂辉石目前生产比较稳定，尤其四川地区的生产企业，普遍成本偏低，企业正常生产。此外，青海盐湖地区目前产出量并未出现大幅缩减，天气和环保造成的减产影响并不大。
从需求来看，下游正极厂商正处于内卷的过程中。
正极材料厂产能严重过剩，造成了恶性竞争，长期看正极厂产能会被压缩，部分企业将出局。
下游采购多已暂停，以消化现有库存为主，部分企业的月度长协暂停，企业开工率较低。碳酸锂企业整体反映出货困难；电池企业同样面临困境，部分企业订单低迷，复星系旗下天津捷威动力停工。
目前汽车轮毂、车架企业订单稳定，表明终端车企排产并无大规模变动，但由于前期下游产能扩张强于终端车企，正极材料厂、电池厂均处于艰难处境。
矿端的放量与到港量仍在继续。
澳大利亚矿企SQM的货将要到港，根据10月智利发布的1.7万吨碳酸锂出口量看，此次到港规模较大。
7、近期国内大储板块关注度有所提升，去年新型储能新增装机22.6GW/48.7GWh（能源局口径），刨除压缩空气等非锂储能后约43GWh。#今年已从年初预测的60GWh上调至80GWh，高基数下同比仍翻倍。
招中标持续高增：1-3月份合计招标33.7GWh，同比增长63.2%；合计中标21.5GWh，同比增长62.3%。招中标持续高增
#项目储备充足：统计去年总招标133.4GWh，总中标94.8GWh，项目储备充足。
#EPC占比提升当年兑现度提高：
今年Q1招标、中标项目中EPC占比分别为66.7%、72.7%，已超过储能系统成为项目主流（去年招中标EPC占比均低于50%），当年落地、兑现概率提升。
近日，多家储能电池相关企业年报公布。
数据指数，龙头厂商与二三线厂家之间的差距正进一步扩大，两极分化的竞争格局正在形成。
一方面，以宁德时代、比亚迪等头部龙头为代表的储能电芯企业维持住了自身的增长，稳定住的局面，对残酷的价格战、疯狂的行业内卷做出了有力的回击。
另一方面，一部分电池企业也遭遇了前所未有的亏损，它们无论是从自身体量、现金流、品牌影响力上都远逊于龙头，抗风险能力自然也难望其项背。
8、新能源政策分析。
国家能源局及各大官媒对以“产能过剩”之名行贸易保护主义的做法接连予以抨击。“中国新能源产业在开放竞争中练就了真本事，代表的是先进产能，不仅丰富了全球供给，缓解了全球通胀压力，也为全球应对气候变化和绿色转型作出巨大贡献。不论是从比较优势还是全球市场需求角度看，都不存在所谓“中国产能过剩问题”。”习近平于中法欧领导人三方会晤时指出。
事实上，当前的产能过剩，是阶段性过剩，是供给小于需求。市场关系当中，不平衡是常态，而平衡不长远。历年来光伏行业产能利用率普遍处于50%至60%为正常水平，光伏行业产能往往高于装机需求，某一环节的产能过剩更是相对于下一个环节的需求产能，同时各环节的布局投产还受到市场环境的影响，囚徒困境反映个体的最佳选择并非团体最佳选择。
据国际可再生能源署测算，为了实现《巴黎协定》目标，全球光伏发电装机累计容量在2030年至少要达到5400GW，是2023年全球总装机量的近4倍、我国总装机量的约9倍。
2023年，我国多晶硅产量143万吨；硅片产量为622GW；电池片产量为545GW，同比增长64.9%；组件产量为499GW。尽管较2022年实现大幅提升，尚远不及未来全球光伏装机目标。
50%的太阳能电池及组件关税对中国光伏企业影响有多大？影响甚微。受困于美国政府阴晴的不定的关税政策，中国光伏企业一直在寻找“解决办法”。对于加征关税之事，中国光伏企业似乎早有预料，早在去年就纷纷远赴美国建设制造工厂，一时间掀起了“赴美建厂”的浪潮。截至发稿日，已有7家光伏企业在美国建设了电池或组件（或者两者都有）制造工厂，总产能超过25GW。
隆基绿能、晶澳科技、晶科能源等多家头部企业在接受媒体采访时也表示，此次对中国光伏产品加征关税对国内光伏企业基本没有影响。
对于剩余还未在美国建厂的中国光伏企业可以分为两类。
第一类：在东南亚或海外其他地方建厂的企业。美国的光伏关税政策一直都是紧盯中国地区，而对于海外其他国家相对较为宽松。前期为进入美国市场，中国企业在东南亚等地建设了制造工厂。这些企业目前并不受此加征关税影响，但需注意的是，美国对于泰国、越南、马来西亚以及柬埔寨实行的关税豁免政策仅剩月余，且不再延续。
第二类：产品直接出口美国企业。这部分企业可谓是此次美国加征关税的“受害者”。但根据海关总署数据显示，2023年我国对美国直接出口的光伏电池及组件金额仅约7.4亿元，占去年全年光伏电池及组件出口额的0.18%。
过去十二年来，中国产的光伏产品基本没有直接出口美国。
科罗拉多州民主党籍州长贾里德·波利斯（Jared Polis）也说，这对美国消费者而言是个“可怕的消息”。据观察者网消息，波利斯在社交平台X（原推特）上说，对太阳能电池和其他产品征收关税“对美国消费者来说是个可怕的消息，对清洁能源来说是个重大挫折”。
2012年美国对中国光伏“双反”以后，中国购买中国台湾产电池生产组件出口美国，后来二次“双反”不允许中国台湾产电池出口，中国光伏取道东南亚基地出口美国，期间“双反”复审，都影响不到中国光伏企业。
当前主要的关税影响，仍然是美国对东南亚四国的双反调查。
两年前，美国对东南亚产光伏产品进行反规避调查，裁定税率限制后，由于美国各州缺光伏组件，美国总统签署延后两年执行。如果今年6月到期执行，中国产硅片往东南亚生产电池组件就无法出口美国。
所幸这两年相关企业在东南亚增加了硅片生产，那就可以认定是东南亚生产，而不是中国光伏企业取道东南亚规避直接出口美国。
“中国光伏企业海外业务阻力这两年肯定是逐步越来越大的，不仅是美国针对中国的多项贸易壁垒政策，更有欧洲、巴西、印度等国家近期的贸易政策变化影响，中国光伏产品出海的难度有在逐渐增加，出口量可能因此产生波动。
但是中国光伏企业本身强大的技术实力和生产能力是海外国家在发展光伏时不得不依赖的，因此在高依赖程度下，中国光伏企业的海外业务中短期内依旧会维持良好情况。”
“中国光伏企业出海是必须的，对于国内白热化竞争环境下，海外市场的重要性在逐年提高，并且还有许多尚未被挖掘的海外光伏市场。
美国宣布将对电动汽车等中国商品加征关税。对此，多位业内人士表示，该政策对中国锂电产业链实际影响不大。
该政策好于市场此前预期，“主要是（美政客）选举用的（手段），不影响我们企业利润”，“在锂电池领域，目前美国依赖中国锂电供应链，自己做不出量来，（其短期）并不具备与中国供应链脱钩的能力，不然这次天然石墨和储能电池就不会等到2026年才（开始）加关税”。
美国新能源车市场（现阶段）还离不开中国企业供应链。基于美国国内的基建速度、电力配套、熟练工人配套等因素，预估3-5年内美国负极材料产能较难形成有效竞争力。
美国对中国锂电池商品的相关政策也在不断变化。如5月初“美国放宽对电池使用中国石墨的电动汽车税收抵免限制”的消息曾引发资本市场关注，彼时，业内人士就认为对行业利好但影响有限，因为美国市场规模占比不大。
尽管我国新能源车出口量不断攀升，但美国市场所占比重并不大。中国汽车工业协会公布的数据显示，2023年我国汽车产销量创历史新高，其中，新能源车出口120万辆，同比增长78%。
2023年中国新能源车出口第一大市场欧洲和第二大市场亚洲合计占比达77%，美国所在的北美洲市场占比仅为13%。
之前市场担心储能电芯关税大幅上调对储能相关企业的负面影响，目前看关税幅度上调幅度较低（好于预期），且执行时间从26年开始，#预计24/25年的美国大储需求会抢装爆发；美国当地系统集成商用的都是中国铁锂电芯，所以大家的成本变化都是一样的，考虑本身税率上调幅度也不高，我们预计1年半的时间海外储能电芯产能也能开始供应，#届时更多取决于国产电芯附加关税后与海外电芯性价比的比较；近期市场担心阳光等储能集成企业会受影响，目前看影响已解除#继续重点推荐阳光电源核心一是24年开始海外大储将遍地开花，二是阳光的全球储能市占率会有明显提升。
后续美国对光伏产品关税政策重要时间节点：
（1）2024年6月6日起原先对东南亚四国的反规避豁免期即将结束，东南亚产品进入美国市场的关税将发生变化（有豁免条款，如采用中国产制硅片的东南亚电池、或组件需符合辅材料条件）。
（2）2024年4月24日，部分美国光伏制造商向商务部申请对东南亚四国光伏电池组件进行双反调查，USITC应在45天以内（6月8日）做出损害裁决，若确认有损害事实将启动新一轮针对东南亚的双反调查。
#非电车锂离子电池储能关税提升相对可控。非电动车电池/储能关税2026年将从目前7.5%提升至25%，
认为2026年关税提升将刺激美国2024-2025年储能需求进口增加，叠加美国地面电站2024-2025年的快速增长需求预期，
看好2024-2025年美国大储需求。#逆变器关税未提升打消市场担忧。本次301关税提升并未涉及光伏逆变器，仍维持目前25%的关税水平，超市场预期。
美国对中国关税政策梳理：
双反（AD/CVD）：2012年开始执行，对中国和中国台湾生产的光伏电池组件产品征高额税费，对于中国相关产品实行27.64%到49.79%不等的反补贴税，以及26.71%至165.04%的反倾销税，中国企业通过在东南亚设厂再出口到美国规避。
301条款：即中美贸易战。2017年8月，美国宣布对中国企业发起“301调查”，并在2018年6月15日宣布对中国价值500亿美元的输美产品进行征收25%的关税。其中包括光伏组件、逆变器、铝框架、玻璃、接线盒、背板等全产业链产品，随后又增加2000亿美元的清单，并于9月24日开征，起初比例为10%，在2019年5月又提升至25%。对中国出口产品（不仅是光伏）全面征税。中国企业通过在东南亚设厂再出口到美国规避。本次政策主要延续301关税，对中国光伏电池关税从25%提升至50%。
24年美国针对中国电动汽车的进口关税将从目前的25%提升至100%；24年EV电池、电池组件、关键矿物关税从7.5%提高至25%，26年非EV电池、天然石墨、永磁体关税从7.5%提升至25%。
点评：
1）车：利空落地，对出海无实质影响。2023年我国乘用车出口美国6.7万辆，占总出口仅1.5%，新能源乘用车出口美国1.3万辆，占比仅0.3%，可以忽略不计，欧洲、东南亚、拉丁美洲等才是中国车企出海主战场，本次关税上调对整车及零部件出海无实质影响，此外市场已有预期，本次为利空落地。
2）动力：国内直接出口美国量较小，影响有限。头部电池企业对美直接出口的EV电池量较小，主要由主机厂进行全球调配，算上调配额，规模仍较小，并且我们推测存在资源再调配从而规避美国高关税的方案，类似于此前对IRA的应对，预计关税调整造成的影响有限。
3）储能：关税上涨幅度整体可控，国产仍将占据海外主导。日韩企业储能电池仍以三元为主，LFP投产需较长时间且体系并不成熟，国内外的制造成本差叠加三元/铁锂本身的成本差，国内储能LFP电池仍具备绝对优势，即使假设终端售价按当前+20%，预计对应23Q4价格，价格仍低，对储能的需求影响或有限。另外，26年执行新关税，一方面给了储能、工具电池等企业投建海外工厂的时间，一方面或带动24、25年北美储能系统抢装。
从长期来看，对新能源汽车征收100%的关税基本上关闭了中国新能源汽车出口美国的通道，失去了一个潜在的大市场；对锂电池的负面影响则更大，因为中国出口的锂电池20%左右进入了美国市场。
据海关总署发布的数据，2023年，我国电动载人汽车、锂离子蓄电池和太阳能电池等“新三样”产品合计出口1.06万亿元，首次突破万亿大关，增长29.9%。其中，我国每出口3辆汽车就有1辆是电动载人汽车。
在电池及材料方面， 国家发展改革委近日发文称，中国新能源汽车动力电池装车量全球占比超过60%，宁德时代、比亚迪等6家动力电池企业进入全球动力电池装车量前十位；正极、负极、隔膜、电解液等动力电池关键材料出货量全球占比超过70%。
另据中汽协发布的最新数据显示，今年1-4月，我国新能源汽车出口42.1万辆，同比增长20.8%；我国动力和其他电池合计累计出口达41.5GWh，累计同比增长5.5%。
“虽然目前中国新能源汽车对美国的出口占比在2023年仍然很小，只占3%左右，但是美国毕竟是仅次于中国的第二大汽车市场，所以从长期来看，对新能源汽车征收100%的关税基本上关闭了中国新能源汽车出口美国的通道，失去了一个潜在的大市场。”
针对锂电池而言，吴辉认为，美国对华加征关税所带来的负面影响则更大，因为中国出口的锂电池20%左右进入了美国市场。
海关总署数据显示，近年来，美国一直是中国锂电池出口的第一大目的地。其中，2023年，中国出口至美国的锂电池金额达135.49亿美元（约合979亿元人民币），占出口总额的20.8%。今年一季度，美国仍然是中国锂电池的第一大出口目的地，出口额达29.08亿美元（约合210亿元人民币），占出口总额的22%，不过与2023年一季度相比，出口额同比下降11.23%。
美国对于亚洲电池产业链的依赖度依旧较高，因此相关政策也在不断变化。
将在汽车制造商获得电动车税收抵免政策方面释放更多“灵活性”，这意味着使用中国石墨制造电池的韩国电动汽车制造商进入美国市场时，也能获得最高7500美元的税收抵免。
一、新能源1、太阳能光伏1.1光伏产业链价格变动分析
根据PVInfoLink数据计算整理，本周光伏行业产业链各环节价格及下周价格涨跌幅预测如下表所示。
本周光伏行业产业链各环节价格及预测表
注：根据PVInfoLink 数据计算整理。
1.1.1硅料价格分析
上游环节本期国产硅料的整体价格水平继续维持下跌趋势，棒状硅致密块料主流价格范围跌至每公斤 39-44 元，降幅 4.5% 左右，但是以头部一线厂家价格范围来看，截止本周三价格跌破每公斤 40 元的成交量仍然非常有限，二三线厂家价格范围相对更宽、分布值也相对更低；颗粒硅主流价格范围跌至每公斤 37-39 元，降幅 4.9% 左右，与棒状硅价格下跌特点相同，主流价格跌幅已经在逐步收窄，继续下跌的动能逐渐趋缓。
受制于硅料供给端不断增长的滞库规模和销售压力，以及用料需求的瓶颈期和硅片价格仍在急速崩塌的种种困境，预期硅料价格仍有承压迫降的可能性，但是跌幅和跌速越来越有限。当前观察本月硅料供给端的整体新增供应量仍然可观，虽然部分厂家已经开始采取减产和提前检修的动作，但是力度和决心暂未明显显现，预期三季度规模化减产状况可能开启。
海外产硅料的整体价格水平暂时保持每公斤 18-23.5 美元范围，主要仍然以长单合约订单为主，小部分散单价格略高于以上范围，但是成交数量和规模有限。鉴于当前东南亚四国对美国市场的电池和组件产品的出口政策存在较大不确定性和潜在问题，对应产地的生产需求有所观望和放缓等原因，近期针对海外硅料的需求和发货进度也开始有所放缓。
1.1.2硅片价格分析
硅片端内卷持续，企业间报价竞争下行，尤其以 183N 规格跌势猛烈，除了本周头部企业的报价阶梯式下行外，当前二三线小厂报价最低突破每片 1.2 元人民币。尽管硅料价格本周也持续下行，以硅料本周均价每公斤 42 元人民币测算，硅片企业毛利已经呈现高达 -30% 以上，非理性竞争下厂家间失血甚多。
本周硅片价格持续崩盘，P 型硅片中 M10, G12 尺寸成交价格突破到每片 1.3-1.4 与 1.9-2 元人民币。N 型价格 M10, G12, G12R 尺寸成交价格来到每片 1.2-1.25、1.9-2 与 1.6-1.7 元人民币左右，各规格跌幅高达 5-11% 不等。换算每瓦价格，183N 每瓦仅约 0.15 元人民币，与 182/210P 型和 210N 价格（每瓦 0.18-0.19 元人民币）价差约每瓦 0.03-0.04 人民币。
硅片环节供需过剩严峻，体现在当前售价与库存量体上，后续若企业排产依然维持高档，生产风险仍将持续扩大，个别企业营运面临考验。
1.1.3电池片价格分析
本周电池片价格持续呈现下行的趋势，P 型 M10 尺寸小幅滑落至每瓦 0.31-0.32 元人民币；G12 尺寸成交价格小幅回落来到每瓦 0.33-0.34 元人民币的价格水平。在 N 型电池片部分，受到上游硅片跌价影响，M10 TOPCon 电池片价格接续跌价，均价价格下行到每瓦 0.32-0.34 元人民币左右。HJT（G12）电池片高效部分则每瓦 0.55-0.6 元人民币都有出现。至于 G12R TOPCon 电池片随着买卖双方成交数量的提升，本周起也出台公示，当前价格落在每瓦 0.37-0.39 元人民币不等。
值得注意的是 TOPCon（M10）与 PERC（M10）电池片价差已经缩小至每瓦0.02 元人民币左右，预期两者价差将会持续收窄，参照过往迭代产品价格趋势，下半年 M10 尺寸 N/P 电池片价格有望出现反转。
异质结技术增效的方向多样化，目前的增效方向包括但不限于TCO（透明导电层）图形化优化、金属化线型优化、光转膜等，预计明年公司HJT电池的量产效率将达到26%。
异质结技术的主要降本方向
在量产中应用的降本三路线是在中试线上经过了充分验证的可靠方向：
（1）薄硅片：目前主流的HJT产品所使用的硅片普遍在120-130微米之间，公司量产初期即已导入110微米硅片，中试线已在使用100-90微米硅片进行验证，预计明年能够导入100微米及以下厚度硅片进入量产，薄硅片结合硅片自产所回收的超额收益，HJT产品的硅成本还有可观的下降空间。
（2）低银含浆料：低银含浆料于2021年Q3开始在中试线上试用，目前量产中已在使用50%以下银含量的浆料，目前银浆的单瓦成本已降至8分钱以下，行业中使用的纯银浆料成本普遍还在每瓦1毛以上，后续降银叠加供应规模化因素，预计还有2-3分/w的降本空间。
（3）TCO靶材：低铟/无铟靶材方案在2022年已有一定水平的储备，目前使用的ITO单瓦成本在4分以上，预计导入无铟/去铟方案后会有2-3分/w的降本空间。
1.1.4组件价格分析
五月支撑主要仍是国内市场为主，目前较多以集采项目执行为主，近期受到供应链价格波动影响，市场观望情绪弥漫，海外需求平淡，部分组件库存小幅攀升。
本周价格 TOPCon 组件价格大约落于 0.88-0.92 元人民币，项目价格开始朝向 0.9 元人民币以下。而分布式项目则主要在每瓦 0.85-0.93 元人民币的水平，价格因供应链松动略为下滑。
而其余规格，182 PERC 双玻组件价格区间约每瓦 0.78-0.90 元人民币，国内项目减少较多，价格开始逐渐靠向 0.83-0.85 元人民币；HJT 组件价格目前区间约在每瓦 0.97-1.18 元人民币之间，均价已靠拢 1.1 元人民币的区间，低价也可见低于 1 元的价格。
海外价格部分，近期价格略为下滑，PERC 价格执行约每瓦 0.1-0.105 美元。
TOPCon 价格则因区域分化明显，欧洲及澳洲区域价格仍有分别 0.10-0.13 欧元及 0.12-0.13 美元的执行价位，然而巴西、中东等市场价格约 0.10-0.12 美元的区间，部分厂家为争抢订单价格下滑至 0.09 美元的水平。
HJT 部分则暂时持稳约每瓦 0.13-0.15 美元的水平。
美国价格二季度订单较少，近期市场价格整体分化拉大，PERC 集中式项目执行价格约 0.22-0.35 美元 DDP，TOPCon 价格 0.23-0.36 美元 DDP。而本地厂家交付分布式项目价格约在 0.2-0.25 美元 DDP 不等。
1.1.5光伏玻璃价格
辅材方面，本周辅材价格暂未有明显变化，对于五月价格走势玻璃价格有维稳的预期。
2023年光伏压延玻璃行业运行情况（工信部原材料工业司）
2023年，全国光伏压延玻璃产业总体呈现“产量增长，成本上涨、价格低位”的运行态势。产量方面，1－12月光伏压延玻璃累计产量2478.3万吨，同比增长54.3%。12月，产量约223.1万吨，同比增长36.0%。价格方面，1－12月2毫米、3.2毫米光伏压延玻璃平均价格为18.7元/平方米、25.9元/平方米，同比分别下降10.2%、4.1%。12月，2毫米光伏压延玻璃平均价格为18元/平方米，同比下降12.8%；3.2毫米光伏压延玻璃平均价格25.7元/平方米，同比下降5.6%。（数据来源：中国建筑玻璃与工业玻璃协会）
由上可知，我国去年光伏压延玻璃产量为2478.3万吨。
2023年光伏玻璃出产582.63GW
以上半年3.2mm玻璃和2.0mm玻璃比例为5:5，下半年为4:6为基数计算
单玻组件出货为260.5GW，双玻组件为322.12GW
1.双面组件不等于双玻组件，也包含一部分透明背板的单玻组件。因此实际双面组件的出货比这个数据要大。在340-350GW左右。
2.光伏压延玻璃常见的规格为3.2mm厚钢化压延玻璃，用于单玻组件。2.0mm厚度热强化压延玻璃，可以作为前版玻璃，和背板玻璃使用。
3.前版几乎100%使用2.0压延，背板玻璃大约有3成使用了高透浮法玻璃。我们不知道工信部是否将这部分统计在内。如果没有，那么对应双玻璃出产量会更大。1.6双玻出货量非常少，我们暂时忽略不计。
4.光伏玻璃不等同于2023年组件的完整出货量，但是有参照性。光伏玻璃为组件重要原料，在玻璃被制作成组件中间存在库存、静置、等料等因素，通常需要20-40天才能变为组件。
1.1.6其他环节
逆变器本周逆变器价格区间20kw价格0.15-0.21元/W，50kw价格0.14-0.19元/W，110kw价格0.13-0.17元/W。
截至目前，当前国内市场 36寸光伏石英坩埚报价14000-18000元/只，均价16000元/只，价格较五一节前下跌6000元/只，价格快速下跌，且后续仍有下跌可能。
近来情况，国内36寸光伏石英坩埚价格再度下跌，当前价格已下跌至均价1.6万元/只，了解本次坩埚价格下跌的主要原因为两方面影响：
一方面，自3月以来国内坩埚下游硅片端需求开始减弱，由于整体光伏大环境需求减弱的影响，硅片排产开始减弱。统计4月国内硅片产量为65.5GW，环比3月减少9.73％，5月排产预计将进一步减弱到不足62GW，需求支撑再度减弱。
另一方面，坩埚成本端支撑快速崩塌导致坩埚价格再度下跌，统计截至当前，国内坩埚用内层砂价格为17-21万元/吨，坩埚用中层砂价格为10-13万元/吨，坩埚用外层砂价格为2.4-8万元/吨，价格受坩埚需求减弱，砂企库存快速上升影响，企业开始降价去库导致价格较4月同期近乎腰斩，成本支撑快速崩塌。
对于当前坩埚降价后的市场来说，成交稍有恢复但仍未有较大好转，硅片企业出于自身成本以及利润考虑，计划再度下压坩埚价格，故近期以刚需小批量采买为主，集中采购较少，对于现货仍以观望为主，成交有限，坩埚出货压力仍然较大。
故对于后续价格预测，认为石英坩埚价格仍将继续下跌，但下跌幅度较为有限，以当前36寸光伏石英坩埚价格来看，由于当前海内外用砂比例仍然维持4：3：3，坩埚降价之后的成本开始稍有支撑，让利空间有限，预计此轮坩埚价格最低成交价格或许为1.3万元/只左右，33寸坩埚价格预计将跌至万元以下。
EVA树脂本周EVA价格下跌，光伏料跌幅创单周新高，达1500元/吨上下，当前EVA光伏料市场价格差距较大，14000-15300元/吨。
光伏胶膜胶膜价格当前持稳。460克重EVA胶膜价格9.66-9.89元/平米，440克重EPE胶膜价格11.35-11.66元/平米。供需 EVA光伏料：继上周竞拍市场价格创新低，成交量并未明显提升后，市场恐慌情绪蔓延。本周石化厂陆续下调EVA光伏料、发泡线缆料价格，从组件排产来看，10月EVA光伏料的需求稍有所提升。【EVA光伏料】EVA光伏料价格继续维持上涨，主流EVA粒子厂家维持正常供应。华南石化厂正在检修进程，复产时间待定。
【胶膜】胶膜本周进入春节最后的生产进度。春节在即，各厂家放假时间和进度逐渐明朗。胶膜厂方面依然重点关注二月春节结束后的组件排产情况。
铜 17日继铜价走跌后，下游继续表现备货情绪，日内现货升水如期走高，现货成交情绪向好。早盘盘初，持货商报主流平水铜150元/吨，好铜货源稀少日内仅部分金川大板流通，其持货商报升水150元/吨后被秒。进入主流交易时段，平水从升水160元/吨逐渐走高至升水180元/吨，好铜升水170-200元/吨，湿法铜仅部分ESOX、MV流通，升水120-150元/吨附近。进入第二交易时段，主流平水铜报至升水190元/吨，甚至200元/吨，好铜升水210元/吨。
铝 ——伦铝探底回升小幅下跌，收于2234美元。沪铝夜盘低位震荡收小阳，收于19350。沪铝成交持仓均下降，市场情绪偏向谨慎。本周铝库存小幅下降，现货需求一般。沪铝比价强于伦铝，进口套利空间继续打开，8月进口同比大增近40%。铝价短线走势较强，但基本面一般，中期风险较高。上方压力19500，下方支撑18000佛山铝锭报价19430-19490元，均价19460元，跌30，对当月贴50。今日铝价高开走低，现货市场疲软，周末库存去库未能有效带动市场情绪，下游节前补库积极性不足，持货商加大出货变现力度，从早间小贴水继续下调，报价在-40~-20，且有部分更低价货源出现但量并不大，接货方谨慎补入较低价货源，成交不太理想。后段期价涨跌波动，持货商跟随调价，报价最高至+60上下，买方接货积极性依然疲弱，成交寥寥。现货成交价集中在19420-19520元，较南储佛山均价升水-40~60元。
PVC国内经济数据逐步验证年内触底周期。宏观事件落地较多，美联储鹰派发言打压大宗商品情绪，尿素、纯碱、PVC等房地产相关产业链的品种情绪上有所影响。节前静待空头释放完毕。PVC生产企业开工负荷环比周内继续攀升，整体开工负荷率77.37%，环比提升0.46%，近月来连续两周在76%之上，造成一定压力；订单天数环比维持不变，同比提升明显。
动力煤淡季维持较高位置，同时煤化工近期需求较好，成本支撑尚可。能源价格横在这里，使得绝对价格上下空间都不大。
2、风电2.1风电产业链价格变动分析
2024年05月17日环氧树脂、中厚板报价分别为13000元/吨、3922元/吨，周环比分别3.72%、-0.25%，上游大宗商品价格走势略有分化。
2024年05月17日圆钢、铸造生铁、废钢、螺纹钢、玻纤、碳纤维分别为4050元/吨、3350元/吨、2710元/吨、3750元/吨、3700元/吨、118.7元/千克，周变动幅度分别为-0.5%/0%/0%/+0.5%/0%/0%。
原材料价格相对于上周原材料价格，本周中厚板、螺纹钢、废钢指数、铸造生铁、现货铜、现货铝、和环氧树脂价格普遍上涨。
风机中标价格止跌趋稳，整机盈利或将改善。风机中标价格：各整机商中陆风含塔筒均价为2081元/kW，不含塔筒均价1717元/kW。
陆上风电含塔筒最低中标单价1795元/kW，最高中标单价2357元/kW；不含塔筒最低中标单价1680元/kW，最高中标单价2479元/kW。
陆上风机价格趋稳。2023年陆上整机价格一路下跌。陆上风机含塔筒最低中标价格从6月的1460元/kW，到11月的1438元/kW，持续刷新行业新低。减去塔筒价格，陆上风机价格逼近1100元/kW。陆上风机含塔筒价格稳定在1526元/kW-2755元/kW之间。
海上风电方面，除中国电建集中采购1GW项目中标价格为2,353元/kW，低于市场平均水平，其他项目中标折合单价稳定在3,200-3,800元/kW的报价范围内。海上风机中标价格下降趋势明显，海风含塔筒均价3752.72元/kW 至3818元/kW，相比2022年陆风含塔筒均价2258元/kW，不含塔筒均价1876元/kW，海风含塔筒均价3842元/kW未出现明显波动。
海上风电含塔筒最低中标单价3296元/kW。
二、投资方向梳理
2.1 新能源政策研究分析
国家能源局及各大官媒对以“产能过剩”之名行贸易保护主义的做法接连予以抨击。
“中国新能源产业在开放竞争中练就了真本事，代表的是先进产能，不仅丰富了全球供给，缓解了全球通胀压力，也为全球应对气候变化和绿色转型作出巨大贡献。不论是从比较优势还是全球市场需求角度看，都不存在所谓“中国产能过剩问题”。”习近平于中法欧领导人三方会晤时指出。
事实上，当前的产能过剩，是阶段性过剩，是供给小于需求。市场关系当中，不平衡是常态，而平衡不长远。历年来光伏行业产能利用率普遍处于50%至60%为正常水平，光伏行业产能往往高于装机需求，某一环节的产能过剩更是相对于下一个环节的需求产能，同时各环节的布局投产还受到市场环境的影响，囚徒困境反映个体的最佳选择并非团体最佳选择。
据国际可再生能源署测算，为了实现《巴黎协定》目标，全球光伏发电装机累计容量在2030年至少要达到5400GW，是2023年全球总装机量的近4倍、我国总装机量的约9倍。
2023年，我国多晶硅产量143万吨；硅片产量为622GW；电池片产量为545GW，同比增长64.9%；组件产量为499GW。尽管较2022年实现大幅提升，尚远不及未来全球光伏装机目标。
50%的太阳能电池及组件关税
对中国光伏企业影响有多大？
影响甚微。受困于美国政府阴晴的不定的关税政策，中国光伏企业一直在寻找“解决办法”。对于加征关税之事，中国光伏企业似乎早有预料，早在去年就纷纷远赴美国建设制造工厂，一时间掀起了“赴美建厂”的浪潮。据数字新能源DataBM.com不完全统计，截至发稿日，已有7家光伏企业在美国建设了电池或组件（或者两者都有）制造工厂，总产能超过25GW。
隆基绿能、晶澳科技、晶科能源等多家头部企业在接受媒体采访时也表示，此次对中国光伏产品加征关税对国内光伏企业基本没有影响。
对于剩余还未在美国建厂的中国光伏企业可以分为两类。
第一类：在东南亚或海外其他地方建厂的企业。美国的光伏关税政策一直都是紧盯中国地区，而对于海外其他国家相对较为宽松。前期为进入美国市场，中国企业在东南亚等地建设了制造工厂。这些企业目前并不受此加征关税影响，但需注意的是，美国对于泰国、越南、马来西亚以及柬埔寨实行的关税豁免政策仅剩月余，且不再延续。
第二类：产品直接出口美国企业。这部分企业可谓是此次美国加征关税的“受害者”。但根据海关总署数据显示，2023年我国对美国直接出口的光伏电池及组件金额仅约7.4亿元，占去年全年光伏电池及组件出口额的0.18%。
过去十二年来，中国产的光伏产品基本没有直接出口美国。
科罗拉多州民主党籍州长贾里德·波利斯（Jared Polis）也说，这对美国消费者而言是个“可怕的消息”。据观察者网消息，波利斯在社交平台X（原推特）上说，对太阳能电池和其他产品征收关税“对美国消费者来说是个可怕的消息，对清洁能源来说是个重大挫折”。
2012年美国对中国光伏“双反”以后，中国购买中国台湾产电池生产组件出口美国，后来二次“双反”不允许中国台湾产电池出口，中国光伏取道东南亚基地出口美国，期间“双反”复审，都影响不到中国光伏企业。
当前主要的关税影响，仍然是美国对东南亚四国的双反调查。
两年前，美国对东南亚产光伏产品进行反规避调查，裁定税率限制后，由于美国各州缺光伏组件，美国总统签署延后两年执行。如果今年6月到期执行，中国产硅片往东南亚生产电池组件就无法出口美国。
所幸这两年相关企业在东南亚增加了硅片生产，那就可以认定是东南亚生产，而不是中国光伏企业取道东南亚规避直接出口美国。
“中国光伏企业海外业务阻力这两年肯定是逐步越来越大的，不仅是美国针对中国的多项贸易壁垒政策，更有欧洲、巴西、印度等国家近期的贸易政策变化影响，中国光伏产品出海的难度有在逐渐增加，出口量可能因此产生波动。
但是中国光伏企业本身强大的技术实力和生产能力是海外国家在发展光伏时不得不依赖的，因此在高依赖程度下，中国光伏企业的海外业务中短期内依旧会维持良好情况。”
“中国光伏企业出海是必须的，对于国内白热化竞争环境下，海外市场的重要性在逐年提高，并且还有许多尚未被挖掘的海外光伏市场。
美国宣布将对电动汽车等中国商品加征关税。对此，多位业内人士表示，该政策对中国锂电产业链实际影响不大。
该政策好于市场此前预期，“主要是（美政客）选举用的（手段），不影响我们企业利润”，“在锂电池领域，目前美国依赖中国锂电供应链，自己做不出量来，（其短期）并不具备与中国供应链脱钩的能力，不然这次天然石墨和储能电池就不会等到2026年才（开始）加关税”。
美国新能源车市场（现阶段）还离不开中国企业供应链。基于美国国内的基建速度、电力配套、熟练工人配套等因素，预估3-5年内美国负极材料产能较难形成有效竞争力。
美国对中国锂电池商品的相关政策也在不断变化。如5月初“美国放宽对电池使用中国石墨的电动汽车税收抵免限制”的消息曾引发资本市场关注，彼时，业内人士就认为对行业利好但影响有限，因为美国市场规模占比不大。
尽管我国新能源车出口量不断攀升，但美国市场所占比重并不大。中国汽车工业协会公布的数据显示，2023年我国汽车产销量创历史新高，其中，新能源车出口120万辆，同比增长78%。
2023年中国新能源车出口第一大市场欧洲和第二大市场亚洲合计占比达77%，美国所在的北美洲市场占比仅为13%。
海外布局方面，国内动力电池厂商正在撬动欧洲市场，宁德时代（300750.SZ）、国轩高科（002074.SZ）第一批产能已落地投产。
预计，国内厂商欧洲地区产能将于2025年开始密集释放，欧洲布局即将进入收获期。
具体来看，宁德时代新增匈牙利100GWh产能规划，2023年10月一期已开工建设，预计2年左右建设完成；国轩高科德国哥廷根PACK产线近期已正式投运，总规划四期产能20GWh预计2025年投产，此外公司还计划与InoBat合资共建40GWh产能，并寻求在摩洛哥投建近100GWh产能；亿纬锂能（300014.SZ）2023年6月8日公告在匈牙利投建大圆柱电池产能，项目建设期4年，产能规模约28GWh；此外，中创新航、欣旺达（300207.SZ）、孚能科技（688576.SH）等均已宣布新增欧洲地区产能规划。
本月，头部动力电池厂商亦在不断扩张欧洲版图，宁德时代与法国达飞海运集团签署合作协议，双方将在电动船舶、商用汽车、仓储物流、可再生能源等领域展开深入合作；比亚迪（002594.SZ）欧洲汽车销售事业部负责人表示，比亚迪准备“在欧盟进行巨额投资”，规模可能达到数十亿欧元，目标到2030年成为欧洲市场最大的电动汽车销售商。
非电动汽车电池的关税将在2026年从7.5%提高到25%
之前市场担心储能电芯关税大幅上调对储能相关企业的负面影响，目前看关税幅度上调幅度较低（好于预期），且执行时间从26年开始，#预计24/25年的美国大储需求会抢装爆发；美国当地系统集成商用的都是中国铁锂电芯，所以大家的成本变化都是一样的，考虑本身税率上调幅度也不高，我们预计1年半的时间海外储能电芯产能也能开始供应，#届时更多取决于国产电芯附加关税后与海外电芯性价比的比较；近期市场担心阳光等储能集成企业会受影响，目前看影响已解除#继续重点推荐阳光电源核心一是24年开始海外大储将遍地开花，二是阳光的全球储能市占率会有明显提升。
后续美国对光伏产品关税政策重要时间节点：
（1）2024年6月6日起原先对东南亚四国的反规避豁免期即将结束，东南亚产品进入美国市场的关税将发生变化（有豁免条款，如采用中国产制硅片的东南亚电池、或组件需符合辅材料条件）。
（2）2024年4月24日，部分美国光伏制造商向商务部申请对东南亚四国光伏电池组件进行双反调查，USITC应在45天以内（6月8日）做出损害裁决，若确认有损害事实将启动新一轮针对东南亚的双反调查。
#非电车锂离子电池储能关税提升相对可控。非电动车电池/储能关税2026年将从目前7.5%提升至25%，
认为2026年关税提升将刺激美国2024-2025年储能需求进口增加，叠加美国地面电站2024-2025年的快速增长需求预期，
看好2024-2025年美国大储需求。#逆变器关税未提升打消市场担忧。本次301关税提升并未涉及光伏逆变器，仍维持目前25%的关税水平，超市场预期。
美国对中国关税政策梳理：
双反（AD/CVD）：2012年开始执行，对中国和中国台湾生产的光伏电池组件产品征高额税费，对于中国相关产品实行27.64%到49.79%不等的反补贴税，以及26.71%至165.04%的反倾销税，中国企业通过在东南亚设厂再出口到美国规避。
301条款：即中美贸易战。2017年8月，美国宣布对中国企业发起“301调查”，并在2018年6月15日宣布对中国价值500亿美元的输美产品进行征收25%的关税。其中包括光伏组件、逆变器、铝框架、玻璃、接线盒、背板等全产业链产品，随后又增加2000亿美元的清单，并于9月24日开征，起初比例为10%，在2019年5月又提升至25%。对中国出口产品（不仅是光伏）全面征税。中国企业通过在东南亚设厂再出口到美国规避。
本次政策主要延续301关税，对中国光伏电池关税从25%提升至50%。
此前美国对中国光伏产品进行过多次调查or加征关税，国内企业主要通过东南亚建设产能进行规避，避开中美直接进行光伏贸易加征关税的影响，直接输美的光伏产品少之又少。考虑到之前国内企业为应对美国的贸易调查几乎都搭建了完全海外的供应链体系，本次美国对中国光伏产品提升关税影响不大。目前中美光伏贸易的不确定性主要是美国对东南亚产能的AD/CVD的调查。
无论最终东南亚调查结果如何，美国高盈利市场实锤，产品价格和盈利有提升空间，利好美国有产能的企业，梳理如下：
阿特斯：美国5gw组件产能已投产，5gw的topcon电池片预计2025年投产；
隆基：5gw组件产能已投产；
晶科：2gw组件预计今年投产；
天合：5gw组件预计10月投产。
拜登眼下选情告急，所以关税主要是为了选情进行“精准打击”。只加征了180亿美元左右，以区别于特朗普时代的数千亿的关税。由于铁锈带、摇摆州至关重要，拜登一定要尽力争取这几个州，而这几个州恰好都是制造业大州：
1）威斯康星有全美最大的起重机产业（所以拜登搞码头设备）
2）密歇根有全美最大的汽车&前三的光伏+锂电池产业
3）宾夕法尼亚有重要的医药&钢铁产业
4）佐治亚有全美前三的锂电池产业。
5）亚利桑那是“芯片法案”最大受益者，台积电、应用材料、ASML、英特尔都在建厂或扩产。
其他北卡、内华达等摇摆州也在这几个行业多有涉足。因此，这次拜登在这些行业全线出动，加征关税。
拜登目前支持率明显落后于特朗普，翻盘困难。眼下最好的自救办法就是打击中国（拜登4月份号称要对华加征关税后，支持率一度追近特朗普）。因此一个月前耶伦来访，我们路演中就提示大家，耶伦是来搞“新三样”（电动车、锂电池、光伏）所谓“过剩产能”的“最后通牒”的，对华关税即将加征。中国觉得自己有没有过剩不重要，重要的是美国工人是否觉得过剩。实际上拜登正在美国搞大规模产业补贴，甚至比中国力度更大。
短期看，产业的实质影响有限，可能更多是信心的影响。例如：
1）中国电动车对美出口只占1.17%，钢铁只占1.09%，规模占比较小，美国不是中国主要出口方向；
2）很多产业美国无法摆脱美国，例如石墨、永磁材料，都只能延长到26年执行；医疗产品也很难摆脱中国（本周美国国会还要决定是否进行生物安全立法，但大概率都会延期执行）；
3）其他一些行业目前影响不大，未来就看美国是否会调查通过第三方转口进入美国：例如光伏、半导体，大部分都是最终通过东南亚（越南、马来西亚、泰国）进入美国市场。
如今耶伦的“通牒”已经落地，短期还有三波风险没有落地：
1）布林肯的“最后通牒”，他希望中国不要支持俄罗斯，否则后续还会有更多制裁措施（布林肯原话“如果中国不解决这个问题，我们就会解决”）；
2）耶伦、布林肯呼吁欧盟的相应配套措施（所以马克龙也在上周跟中国提到了相应问题），后续欧盟也会对中国（例如电动车）加征关税，目前德国反对加税、但法国希望加税（但力度不可能和美国相比）；
3）光伏产业其实对美出口早已借道东南亚进入美国市场，24年6月是美国对东南亚的2年关税豁免到期，或许会针对越南、马来西亚、泰国等进行关税措施。
因此拜登对中国的关税虽然具有长期逻辑（2021年的“100天供应链审查”就已经指明方向，要在半导体、锂电池、电池原材料、医药产品4方面摆脱中国），但整体脱钩尚早，至少要等到2027-2032。
如今主要还是短期逻辑作祟，因为今年下半年进入大选冲刺期，目前受制于巴以冲突，拜登依然明显下风，要扭转局面，预计中美摩擦仍会加深。由于特朗普希望打中国牌（例如特朗普之前就号称要给中国汽车加100%关税），拜登则必须匹配这个强度、甚至比特朗普更强硬。
最终，如果9-10月拜登还摆不平以色列，那只能进一步拿中国下手。
24年美国针对中国电动汽车的进口关税将从目前的25%提升至100%；24年EV电池、电池组件、关键矿物关税从7.5%提高至25%，26年非EV电池、天然石墨、永磁体关税从7.5%提升至25%。
点评：
1）车：利空落地，对出海无实质影响。2023年我国乘用车出口美国6.7万辆，占总出口仅1.5%，新能源乘用车出口美国1.3万辆，占比仅0.3%，可以忽略不计，欧洲、东南亚、拉丁美洲等才是中国车企出海主战场，本次关税上调对整车及零部件出海无实质影响，此外市场已有预期，本次为利空落地。
2）动力：国内直接出口美国量较小，影响有限。头部电池企业对美直接出口的EV电池量较小，主要由主机厂进行全球调配，算上调配额，规模仍较小，并且我们推测存在资源再调配从而规避美国高关税的方案，类似于此前对IRA的应对，预计关税调整造成的影响有限。
3）储能：关税上涨幅度整体可控，国产仍将占据海外主导。日韩企业储能电池仍以三元为主，LFP投产需较长时间且体系并不成熟，国内外的制造成本差叠加三元/铁锂本身的成本差，国内储能LFP电池仍具备绝对优势，即使假设终端售价按当前+20%，预计对应23Q4价格，价格仍低，对储能的需求影响或有限。另外，26年执行新关税，一方面给了储能、工具电池等企业投建海外工厂的时间，一方面或带动24、25年北美储能系统抢装。
从长期来看，对新能源汽车征收100%的关税基本上关闭了中国新能源汽车出口美国的通道，失去了一个潜在的大市场；对锂电池的负面影响则更大，因为中国出口的锂电池20%左右进入了美国市场。
据海关总署发布的数据，2023年，我国电动载人汽车、锂离子蓄电池和太阳能电池等“新三样”产品合计出口1.06万亿元，首次突破万亿大关，增长29.9%。其中，我国每出口3辆汽车就有1辆是电动载人汽车。
在电池及材料方面， 国家发展改革委近日发文称，中国新能源汽车动力电池装车量全球占比超过60%，宁德时代、比亚迪等6家动力电池企业进入全球动力电池装车量前十位；正极、负极、隔膜、电解液等动力电池关键材料出货量全球占比超过70%。
另据中汽协发布的最新数据显示，今年1-4月，我国新能源汽车出口42.1万辆，同比增长20.8%；我国动力和其他电池合计累计出口达41.5GWh，累计同比增长5.5%。
《环球时报》此前在社评中提到，考虑到目前中国出口到美国的乘用车数量“几乎为零”，新关税即便真的落地，也不太可能立即对中国电动汽车企业产生影响，锂电池和光伏产品同样如此。
复旦大学国际问题研究院院长、美国研究中心主任吴心伯近日在接受媒体采访时表示，这一举措基本排除了未来中国新能源车进驻美国市场的可能性。另一方面，也会对欧盟等对中国新能源车开展调查的国家产生恶劣的示范效应。
另外，伊维经济研究院研究部总经理、中国电池产业研究院院长吴辉也持相同观点。
5月15日，吴辉在与电池百人会交流时表示，“虽然目前中国新能源汽车对美国的出口占比在2023年仍然很小，只占3%左右，但是美国毕竟是仅次于中国的第二大汽车市场，所以从长期来看，对新能源汽车征收100%的关税基本上关闭了中国新能源汽车出口美国的通道，失去了一个潜在的大市场。”
针对锂电池而言，吴辉认为，美国对华加征关税所带来的负面影响则更大，因为中国出口的锂电池20%左右进入了美国市场。
海关总署数据显示，近年来，美国一直是中国锂电池出口的第一大目的地。其中，2023年，中国出口至美国的锂电池金额达135.49亿美元（约合979亿元人民币），占出口总额的20.8%。今年一季度，美国仍然是中国锂电池的第一大出口目的地，出口额达29.08亿美元（约合210亿元人民币），占出口总额的22%，不过与2023年一季度相比，出口额同比下降11.23%。
美国对于亚洲电池产业链的依赖度依旧较高，因此相关政策也在不断变化。
将在汽车制造商获得电动车税收抵免政策方面释放更多“灵活性”，这意味着使用中国石墨制造电池的韩国电动汽车制造商进入美国市场时，也能获得最高7500美元的税收抵免。
5月8日，工信部公开征求对锂电池行业规范条件及公告管理办法（征求意见稿）的意见。该征求意见稿再次重申，引导企业减少单纯扩大产能的制造项目，加强技术创新、提高产品质量、降低生产成本。在企业生产经营和工艺水平方面，该征求意见稿明确每年用于研发及工艺改进的费用不低于主营业务收入的3%，申报时上一年度实际产量不低于同年实际产能的50%。
高性能靶材国产化替代。高性能靶材作为细分赛道，国内企业数量较少，我国的靶材市场对进口依赖程度较高。目前JX金属、霍尼韦尔、东曹和普莱克斯等为代表的大型跨国企业合计占据了全球80%左右的市场份额。
与此同时，靶材的市场需求却连年新高。2016-2023年，全球溅射靶材市场规模从113亿美元上升至258亿美元，年复合增长率为12.52%。
尽管赛道细分，但靶材技术壁垒较高，尤其在ITO靶材领域，正迎来国产化加速。ITO 靶材是将氧化铟和氧化锡粉末按一定比例混合后经过一系列的生产工艺加工成型，再经高温气氛烧结形成的黑灰色陶瓷半导体。ITO靶材用于形成ITO薄膜，ITO 薄膜具有良好的导电性和透光性，广泛应用于制造平面显示面板、高效太阳能电池等。ITO 靶材中氧化铟含量一般在 90%以上，因此铟系制造 ITO靶材的核心原材料。
技术上，ITO 靶材生产过程包括金属提纯和靶材制造两个核心环节。因高纯金属原料的品质影响靶材的导电性能等性状，对最终成膜的质量有较大影响，且靶材种类繁多，客户需求非标，定制属性明显，故而金属提纯环节技术壁垒及附加值均较高。
近年来，随着国家政策鼓励与资金支持下，部分企业已经突破了关键技术门槛，国产ITO靶材领域涌现出领先企业。
其中，异质结太阳能电池在制备透明导电膜阶段需要应用ITO靶材，是ITO靶材未来需求的新增长点。异质结电池被认为下一代光伏电池技术，将取代现有光伏产能，今年迎来了爆发放量，接连出现在大型央国企招标当中。在最近一次的中广核400MW海上光伏项目中，光伏组件招标仅面向异质结组件，意味着异质结技术的差异性优势已经拉开，在海上应用中得到央国企的极大认可。
今年17次大型光伏组件招开标信息中，HJT产品定标已经达到了6.102GW左右，HJT产品频频作为单独标段出现，越来越多的异质结企业开始参与到大型集采的招标中来。
今年央国企开启频繁异质结组件招标，打开了HJT产业链降本“从量变到质变”的重要时间窗口，HJT技术2024年降本路径已经极为清晰，2024年成本打平甚至低于TOPCon已成极大概率事件。
未来，伴随着太阳能电池市场景气度不断上升，以及显示面板产能转移、半导体国产化进程加速，下游市场对高性能溅射靶材需求量将不断增加。2021~2026年我国高性能溅射靶材市场前景广阔，预计2026年市场规模将增长至653亿元，年复合增长率将达到15.0%。
2024年末，预计HJT电池的非硅成本将降至0.169元/W，相比PERC电池的成本增益缩减到0.04元/W；而在硅片端，HJT电池可以通过使用更薄的硅片、使用边皮料，并引入竞争机制，实现硅片成本比PERC电池低0.03元/W。
综合来看，2024年末的HJT电池总成本将无限接近与PERC电池；2025年HJT电池成本将极大概率低于PERC电池的成本。
2024年末的技术：（1）硅片采用100μm厚度的吸杂工艺，并利用一定比例的边皮料，每片100μm吸杂后HJT专用硅片价格降至150μm厚度同尺寸P型硅片价格的95%。（2）0BB无主栅技术被应用于HJT电池组件生产，节省主栅浆料，细栅与焊带交接部分采用60%银含量的银包铜，银包铜售价相比“银点×银含量”的加价降至1200元/kg；细栅与焊带不交接部分采用35%银含量的银包铜，加价降至1800元/kg。（3）细栅浆料耗量降低至70mg/片，这一耗量水平目前就已经能在中试线上实现。（4）靶材采用半铟靶材，即每条电池产线PVD机台上下各两根含铟靶材，两根无铟靶材，991和9010靶材在剔除铟价值后的靶材加价在700-1000元/kg。（5）靶材耗量为72mg/片，对应靶材膜厚在90nm左右。（6）细栅网版寿命达到12万次。（7）电池设备按照2023年的采购价格和10年折旧期限计算。
三、新能源行业重大事件1、中电联：一季度新增投运电化学储能总能量6.40GWh，平均利用率提升至41%
5月15日，中国电力企业联合会发布《电化学储能电站行业统计数据简报（2024年一季度）》。
根据统计，2024年一季度：
全国电力安委会19家企业成员单位总计新增投运电化学储能电站65座、总功率 2.94GW、总能量6.40GWh；
电化学储能电站整体利用情况好于 2023 年，日均运行小时由3.12h提升至4.16h，平均利用率指数由27%提升至41%，日均等效充放电次数由 0.44 次提升至0.63 次；
电化学储能充电电量 1889GWh、放电电量1681GWh、平均转换效率89%，下网电量1034GWh、上网电量857GWh、平均综合效率83%；
电化学储能电站整体安全运行良好。
2、5月14日，国家发改委刚刚发布了《电力市场运行基本规则》（以下简称“规则”），规则已经明确将“储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等在内的新型经营主体列入其中。”不仅如此，此次的规则还明确了容量交易机制，容量价值通过容量市场体现，反映系统容量充裕度。
新能源发电从全额收购到保障性收购，意味着新能源电厂终于要面临市场的“大考”。
新发布的规则为了防止发电企业联合串通控制电价，规定了：“经营主体之间不得实行串通报价、哄抬价格以及扰乱市场秩序等行为……”
意味着，相当一部分光伏发电企业需要经过电力现货市场交易，消纳更多的新能源发电。
这也是国家取消95%的消纳红线以来，为新能源发电走向市场前架设的规则桥梁。
曾经的全额保障性收购让资本长驱直入，光伏发电装机量不断攀升，但这种野蛮生长的背后，已经对电网安全构成了直接威胁。
国家不得不在电网安全和保障新能源发电消纳的两难中选择了前者。甚至有专家认为，只有光伏发电全部纳入现货市场，才能让狂野的资本理性回归，让光伏产业真正进入高质量、健康的发展轨道，成为新质生产力的重要组成部分。
对于新能源装机相对占比较高的区域的光伏电厂来说，更需要做好充分准备，面对有可能随时到来的“零电价”甚至是“负电价”的考验。
风险提示：
光伏、风电行业政策波动风险；原材料价格大幅波动、经济下行影响光伏、风电需求不及预期风险；光伏、风电新增装机、产能释放不及预期风险；其他突发爆炸等事件的风险等。
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