概要及主要观点：
1、光伏行业加速出清低效产能，工信部新规限制落后产能扩张，利好高效、低能耗的新技术
#光伏产能规范趋严，利好技术专利布局领先的龙头企业，此次工信部发布的制造规范文件为每三年更新一次，最新版本规范较21年版本主要更新了如下三个方面：1）新建改造项目最低资本金比例由原来的多晶硅项目30%，其余项目20%更新为所有新建改造项目均30%；2）现有及新建硅料等级、硅片品质和电池、组件效率指标提升，各环节水电能耗要求趋严；3）新增专利方面要求，例如具有应用于主营业务并实现产业化的核心专利；研发生产的产品应符合知识产权保护方面的法律规定，且近三年未出现侵权行为等。
资金门槛：自有资金比例不低于30%
《征求意见稿》对光伏制造行业的资金做了明确的要求：“新建和改扩建光伏制造项目，最低资本金比例为30%。”2021年出台的光伏制造行业规范，仅要求新建和改扩建的多晶硅制造项目，最低资本金比例为30%，而其他新建和改扩建光伏制造项目，最低资本金比例为20%。此次，《征求意见稿》对所有光伏制造行业资金准入门槛统一定在了30%。表明
在地方政府下场前，扩产企业先要自掏腰包30%。以前那种地方政府帮助企业代建厂房、企业拿土地、厂房和设备向银行抵押贷款、地方国资来担保的套路，恐怕会越来越少。
技术门槛：电池量产效率不低于26%
#文件针对光伏制造项目电耗提出相应要求：
——多晶硅：要满足《电子级多晶硅》（GB/T 12963）3级品以上要求或《流化床法颗粒硅》（GB/T 35307）特级品的要求。新建和改扩建项目还原电耗小于44千瓦时/千克，综合电耗小于57千瓦时/千克。
还原电耗小于46千瓦时/千克，综合电耗小于60千瓦时/千克；新建和改扩建项目还原电耗小于44千瓦时/千克，综合电耗小于57千瓦时/千克；
——硅锭：现有硅锭项目平均综合电耗小于7.5千瓦时/千克，新建和改扩建项目小于6.5千瓦时/千克；如采用多晶铸锭炉生产准单晶或高效多晶产品，项目平均综合电耗的增加幅度不得超过0.5千瓦时/千克；
——硅棒：平均综合电耗小于26千瓦时/千克，新建和改扩建项目小于23千瓦时/千克；
——硅片：N型单晶硅片少子寿命不低于1000μs，碳、氧含量分别小于1ppma和12ppma，其中异质结电池用N型单晶硅片少子寿命不低于700μs，碳、氧含量分别小于1ppma和14ppma。
项目平均综合电耗小于25万千瓦时/百万片，新建和改扩建项目小于20万千瓦时/百万片；现有单晶硅片项目平均综合电耗小于10万千瓦时/百万片，新建和改扩建项目小于8万千瓦时/百万片；
——电池：P型晶硅电池项目平均综合电耗小于5万千瓦时/MWp，N型晶硅电池项目平均综合电耗小于7万千瓦时/MWp，P/N型平均光电转换效率分别不低于 23.7%和26%。N型单晶硅电池的平均光电转换效率不低于26%。
——组件：项目平均综合电耗小于2.5万千瓦时/MWp，薄膜组件项目平均电耗小于40万千瓦时/MWp；P型晶硅组件衰减率首年不高于2%，后续每年不高于0.55%，25年内不高于15%，N型晶硅组件衰减率首年不高于1%，后续每年不高于0.4%，25年内不高于11%。N型单晶硅组件的平均光电转换效率不低于23.1%。
《征求意见稿》对现有光伏制造企业及项目产品、新建和改扩建企业及项目产品进行了明确要求。新建产能的技术、能耗等标准，比2021年的标准和现行标准，都提高了不少，
客观来说，以上要求虽然不算苛刻，但真要严格执行，其实也不算低。目前所有企业的N型TOPcon电池量产效率，在宣传口径上，都已经高于26%了。当然，有不少企业存在虚假宣传的成分。比如，虽然量产做到了26%以上，但真要按这个标准量产，A品率、良率只能做到80%多。
知识产权：能否成为好企业的壁垒
工信部除了从新建产能的资金门槛、技术门槛做了一些行业性规范要求以外，还首次提到了知识产权问题。
《征求意见稿》明确指出：“鼓励企业加强知识产权开发、应用和保护，按照《企业知识产权合规管理体系要求》（GB/T 29490），建立完善的知识产权合规管理体系。”
当下光伏内卷的一个重要原因，就在于行业长期漠视知识产权，至今仍有不少企业崇尚“拿来主义”。在光伏行业“三头在外”之时，有一些企业或许因此而受益，但是在当下，在光伏企业主导整个行业的发展之时，保护与尊重知识产权，就变得尤为重要。创新是光伏最大的驱动力，保护知识产权，就是保护创新、鼓励创新。
#高效的HJT及BC新技术及低能耗的颗粒硅技术最受益。此次新规着重提升了各环节产能的技术要求，判断【硅料及电池新技术】将最为受益。
其中电池组件明确新建产能效率：新建N型电池平均效率不低于26%，N型组件平均效率不低于23.1%。由于电池效率存在多种不同口径，按照当前主流版型的组件效率举例，【23.1%的组件效率新规对应182版型595-600W，对应210版型715-720W】，均高于当前主流的TPC量产平均出货功率。在TPC后续大幅提效手段有限的现状下，【此新规利好组件效率当前水平更高、提升空间更广阔的HJT及BC技术】。
而硅料端能耗要求则是核心，新规要求现有多晶硅综合电耗小于60kwh/kg，新建改造产能综合电耗小于57kwh/kg。当前部分老旧硅料产能电耗高于60kwh/kg，而领先的颗粒硅综合电耗仅16-17kwh/kg。认为【新规将加速5万吨以下的老旧硅料产能出清，利好具备巨大能耗优势的颗粒硅和低能耗的先进西门子法产能】。
2、截至7月10日，本周硅料价格稳定（致密料/N棒状硅/N颗粒硅3.43/4.00/3.65万元/吨），210N型硅片价格下跌，N型电池片价格小幅波动，N型组件价格下跌，EVA树脂价格下调。
#硅料价格稳定：近期下游开工维持低位，签单量明显下降，主流企业暂稳报价，颗粒硅签单相对较好；工业硅价格略降，叠加云南四川丰水期成本下降，企业生产积极性较高，7月库存未见下降趋势。
#210N型硅片价格下跌：硅片前期减产较多库存缓慢消化，价格整体趋稳，N-210供给相对充足，价格表现相对较弱；当前硅片排产分化，多数企业维持较低开工，但仍有头部企业提升排产。
#N型电池片价格小幅波动：一体化厂家电池爬产产生增量，电池片需求较弱，18x系列电池库存增多，价格略降。
#海外组件价格下跌：二三线接单乏力，报价下探以寻找开工和盈利平衡点；HJT组件价格大幅下调，产品性价比提升。海外组件价格下跌，美国PERC/TOPCon价格下跌至0.25/0.30美元/W（-0.03/-0.02美元/W）。
#EVA树脂价格下调：市场整体表现持续疲软，EVA粒子企业生产节奏稳定，粒子价格再次下调，谈单均价跌至0.97万元/吨。
预计7月硅料/硅片/电池片/组件产出15万吨（约65GW）、52（N型42）/57（N型44）/46GW，环比-13%/+2%/持平/-9%，硅料减产力度进一步加大。
6月硅料/硅片/电池片/组件实际产出17万吨、52（N型约42）/57（N型约44）/51GW，环比-8%/-19%/-12%/-11%。
工业硅——统计6月中国工业硅产量在45.31万吨，环比增幅11%增量4.51万吨，同比增幅70.9%增量18.80万吨。2024年1-6月中国工业硅累计产量在227.71万吨，同比增幅34.32%增量58.19万吨。
6月份工业硅产量环比增幅维持超10%，主因四川及云南地区硅企陆续或即将进入丰水期。
5-6月份川滇硅企陆续复工复产，至6月份四川地区基本恢复至往年丰水期开工率水平，云南地区复产节奏稍慢，部分硅企选择在6月下旬或7月初复产，预计在7-8月份云南硅企开工率可达年内峰值，川滇两地合计工业硅产量的月环比增量近6万吨。
在川滇地区复产的同时，新疆地区硅企因部分产能检修或个别减产降负荷生产产量环比减少近1.5万吨。内蒙古硅企6月开工水平波动不大。
7月份：
供应增量方面，新疆部分检修产能恢复生产，随着产能释放云南地区工业硅供应仍有上升空间，新产能投产进度慢产量贡献有限。
供应减量方面，内蒙、甘肃等少量硅企因检修或行情原因有一定减产预期，但对比全国总产量影响暂时不大。
整体来看预计7月份中国工业硅产量或环比增至48万吨附近。
#硅料：6月国内多晶硅产量15.1万吨，环比上月出现14.7%的较大降幅。7月降幅进一步扩大，部分TOP5企业加大减产力度、二三线及新进入企业不同力度减产检修，预计整体产量环降13%-15%至15万吨/65GW。
7月由于库存压力的减轻，部分企业出现产量上行。预计排产增加3-4千吨达到15.4万吨左右。整体看库存预计在30万吨左右。
#硅片：6月硅片产出51-52GW，其中N型42GW、占比81%，除中环高景外多数企业排产下修；7月排产继续维持较低水平，预计产出小幅上升至52-53GW，N型产出约43GW。
硅片整体开工率在50%-60%之间。垂直一体化厂商成本与价格倒挂，提高外购比例，而专业化切片厂则继续维持低开工。预计7月份硅片整体排产维持低位，预计51-52GW。库存持续下降， 有望在7月底下降至40亿片以下。
#电池片：6月中国企业光伏电池产量54.79GW。
其中Perc型电池产量11.89GW, N型Topcon电池产量40.15GW左右，HJT约1.14GW, BC约1.6GW。
PERC电池供需相对平衡，其排产随需求走跌而走跌。
Topcon电池连续累库两个月，当前价格成本倒挂，6月企业被迫大幅减产。
HJT排产量均微幅增长。BC电池产量较为稳定。
6月一体化企业大幅下修电池片排产，最终产出约57GW（N型44GW）；7月大尺寸产品快速跌价，多数企业大尺寸排产观望，预计7月产出基本持平于57GW，其中N型产出43GW。
一体化厂商自产电池排产有所提升，7月份电池环节排产约维持在55-56GW。
展望7月，PERC电池排产继续下行，N型Topcon与HJT电池排产则呈增长状态，全月电池总排产约为58.41GW，增量主要来自于头部一体化厂家，主要增产原因为低价备货，当前硅片市场在市场情绪渲染下成交价有所上调，组件厂开始拉高电池排产加快备货，随着一体化厂家电池自给率提高，外采需求量减弱，专业化电池厂倍感压力，专业化电池厂普遍在7月调低开工率，但整体市场N型电池仍供过于求，N型电池继续累库。
#组件：6月全球组件产出环降11%至50.6GW，主要由于东南亚厂区准备暂缓生产，且6月下旬订单较差各家排产具有下修；7月欧洲暑期、欧仓库存增加等因素影响需求，一线龙头组件大厂7月开始减产，整体看7月排产环比6月仍持续下降。7月组件排产预计在45-46GW。
据市场反馈，欧洲大部分国家目前开始暑期休假，新订单签订节奏减缓。美国针对东南亚双反调查尘埃未定，大部分厂商已经暂停了东南亚生产及出货，保持观望态势。国内市场分布式需求势头不足。因此7月组件厂商订单不饱和，包括一线大厂订单。组件实际成交价格持续承压。
光伏玻璃
6月国内光伏玻璃的月度产量达到248.64万吨，相较于5月微增0.36％。
虽然环比增幅较小，但由于6月的生产天数比5月少一天，故相对增幅较为可观。
预计7月国内光伏玻璃的产量将进一步增长，主要原因是前期点火的窑炉将于7月全面达产已逐步达到满负荷生产，预计产量将达到268.27万吨，增幅较大。
• 长期看，全球能源结构转型带动光伏装机容量持续增长,带动设备需求增长。
• 中短期看，硅料价格回落带动装机成本下降，释放下游组件需求，进一步刺激设备需求增长；当前光伏技术处于P型向N型转变时期，新技术快速迭代，短期TOPCon是承接PERC的扩产主力；中期HJT随着降本，有望持续放量；长期钙钛矿研究持续取得突破。带动设备更新需求。
3、光伏技术研究——2023年对异质结行业而言，最显著的进展莫过于降银壁垒的突破，这标志着该领域在降低成本、提高竞争力方面迈出了重要一步。国内电站端成功验证了异质结组件的应用，尽管厂商盈利稳定性尚未完全实现，但这是一个积极的信号。
在银价上涨的背景下，银包铜浆料、0BB技术、钢网印刷等降本效应更为凸显。这些技术的应用不仅降低了HJT电池的银耗，还提高了电池的转换效率，进一步推升了HJT电池的性价比。
异质结需求方面，电站端对异质结组件的认可度明显提升，无论是国内电站的大规模招标，还是海外订单，都反映了这一趋势。23年约有8-10GW的组件出货量，显示市场需求已初步形成。这为异质结技术的发展提供了良好的市场基础。
2024年，异质结提效成为了比降本更为紧迫的任务，尤其是在Topcon技术快速提升功率的背景下，异质结需通过自身优化达到约30瓦的功率领先。
成本方面，银浆降银后，靶材降本与无银化成为新焦点。报表兑现上，期待看到异质结产品通过报表明确展示其超额利润能力，即便是在行业普遍亏损的环境下，保持相比topcon产品的溢价和成本优势。至于大厂进展，市场正密切关注头部厂商的扩张动向，这将是影响板块投资节奏的关键。
最近成本端有两个重要变化：一是浆料含银量和低温银浆加工费的下降超过预期，这得益于海外浆料厂KE的技术突破，成功推出30%银含量的银包浆料，同时加工费亦大幅下降，使得异质结在浆料成本上拥有明显优势。二是0BB技术与30%银浆料的结合，使异质结在低银耗上有了优势，能更好地抵御银价波动，甚至从银价上涨中获益。
因此，银价上涨虽加速了异质结成本逼近传统技术的成本，但其核心竞争力在于持续的低银耗特性，使异质结技术与银价波动脱钩，这是近期最核心的正面变化。当然，功率端的提升是异质结技术发展的关键。目前，异质结在210版型下的主流产品仅比Topcon领先约10瓦，但在不加转光膜的情况下。
预计未来2-3个季度内，异质结的功率提升速度将超越Topcon，主要得益于几项关键技术的突破：高级PVD镀膜、二次制绒、以及最重要的钢网印刷技术，这些有望在电池端贡献约0.6-0.7%的效率提升，换算成分瓦，即组件功率提升约15瓦。特别是丝网印刷，通过优化银包铜浆料的高宽比，改善光学和电学性能，预计可单独贡献0.3%的效率提升。
组件端的转光膜技术是另一个重要推手。随着更多厂商加入转光膜市场，其性价比大幅提升，成本显著下降，有望在年内成为益智捷的标准配置。结合电池端的提升，预计到2024年年底，异质结在210版型下相比Topcon的功率优势将超过4%，20版型则约为30瓦。
功率领先2%到5%的变化足以推动一项技术从新兴走向主流。30瓦的差异并非随意设定，它是基于历史技术迭代的规律。如Topcon在2022年底首次推出时，与PERC相比，功率优势仅为10-15瓦（2%)，但到2023年底，这一差距扩大至30瓦（约5%)，促使Topcon成为主导技术。此外，大厂的财务报告，观察是否能在今年三季度左右兑现盈利，这将是技术商业化成功的重要标志。
投资机会：
（1）随着价格下行，电池处在技术迭代阶段，后续龙头成本优势+渠道溢价有望逐步强化，带动格局出清。海外业务占比适中的企业电池组件一体化以及下游运营商存在量利齐升的机会。
（2）重点关注新技术变革中的结构性成长机会，把握在新技术中抢占先机的优质龙头公司。
对已量产的新技术——更看好耗材（辅材等）投资机会，其次是设备投资机会。
对未量产的新技术——更看好设备投资机会。
4、逆变器2024Q2交付明显好转，但逆变器板块股价前期弱市下行，波动较大，主要系海运费上涨、关税及贸易政策变动叠加市场情绪较弱未充分反映基本面变化所致，我们认为逆变器Q2拐点确立，Q3持续向好，未来重新进入成长通道，逆变器厂商Q3出货有望环增20%-50%，全年高增可期；展望25年，亚非拉等新兴市场持续向好，降息叠加库存去化后欧洲户储有望回暖，25年逆变器出货增长明确；未来看增长核心在于海外及储能市场，行业增长持续性及确定性较强，龙头企业品牌力强劲、渠道布局积累深厚，持续研发新品满足市场多样化需求，预计逆变器龙头企业未来三年有望持续30%+增长。
欧美户用在恢复：24年欧美整体在去库恢复过程中，只有结构性机会，25年设备成本下降传导、降息周期、电价趋稳等利好，欧洲户用光伏有望迎来回升，普遍受益；
海外大储及地面电站：订单频落地，Q3海外出货迎来放量，此外关注海外地面电站市场，景气度较高。
综合来看，判断2024Q1是逆变器基本面拐点，超预期地方来自新兴市场，近期业绩预告及调研的情况来看，#逆变器基本面是逐季向上的；板块市值回落不到2500亿，较高点平均跌幅70%，个股24年PE估值普遍在10-20倍之间
逆变器拐点确立，目前逆变器公司PE普遍在10-15倍，估值处历史低位，未来持续增长可期，
5、6月组件、EPC招标更新
6月国内组件招标约为18.66GW,同比增长53.8%,环比增长74.7%。
其中5月集采15.92GW,地面电站项目招标2.6GW,分布式0.13GW。
2024年1~6月,国内组件累计招标规模为128.4GW,同比增长11.7%。
招标价格0.78元/W,环比增长0.02元/W。
6月,国内18.656GW光伏组件招标中以双面N型组件为主。其中,14.112GW明确提出组件的单双面要求,94%采用了双面组件;17.645GW明确提出组件的类型要求,n型占比达到94%。
6月国内组件定标19.67GW,同比降低5.60%;2024年1~6月,国内光伏组件累计定标规模167.05GW,同比增长44.0%。组件加权平均定标价格下降,为0.819元/W,环比下降了约0.02元/W。
6月地面电站EPC定标11.63GW,环比降低2.36GW。
1-6月累计定标68.70GW,同比增长46.79GW。规划在24年内并网的为101.43GW,规划在25年内并网为6.46GW。
6月分布式EPC定标4.82GW,环比增长52.02%。
1-6月累计定标30.28GW,同比增长67.08%。6月地面电站+分布式合计定标16.44GW,同比增长3.71GW。1-6月累计定标98.98GW,同比增长37.40GW。
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
本月硅料新增供应量预计为 64-65 GW/月，预计环比下降 13-15% 之间，降幅进一步扩大，并且预计三季度硅料环节稼动能力将维持低迷与困顿的市场行情。本月降幅扩大的主要原因个别 TOP5 企业开始加大减产力度有强关联，另外二三线企业包括新进入企业在内有不同程度的减产或检修，虽然仍有个别龙头企业减产规模尚不明确，但是因为市场影响力较大，产量权重较高，的确也是三季度不可忽略的重要潜在影响之一。海外产地硅料企业的开工水平暂时保持平稳走势，不过对于后续变化，需要格外观察，预计存在检修和减少产出的潜在动机和可能。
下半年市场开启，硅料价格区间将继续在底部区间磨底，短期来看硅料主流价格、即主要以头部企业为代表的市场价格预计将维持在每公斤 37-41 元范围，二三线企业包括新进入企业的价格范围阈值或稍微更宽，但是价格下限已经基本完成收窄，继续下探的空间已无几多；另外，低价区间附加的拉货条件和数量的要求也会更为直接，在价格底部区间「以量换价」的难度显然是增加的。国产颗粒硅的整体价格水平预计将在每公斤 35-37 元的底部区间艰难维持，继续下跌的动能也逐渐消失。
库存方面，本期观察市场整体库存水位有所缓降，主要与六月开始的减产和积极去库有直接关系，因为观察下游硅料需求来说，近期并无大幅度需求增长，但是同时库存分布也在悄然发生变化。
1.1.2硅片价格分析
近期硅片分规格价格走势渐趋差异，182 与 183N 硅片由于前期企业低价出清、库存去化快速，同时当前的库存规模也受到细分规格稀释影响，该规格开始出现紧张讯号，近期厂家也陆续针对该规格商谈涨价，企业报价从每片 1.1 元人民币调整到每片 1.12 元人民币。至于大尺寸 210RN 系列则相对富裕，厂家开始思考转往侧重小尺寸生产的可能性。
本周硅片价格维持，P 型硅片中 M10, G12 尺寸成交落在每片 1.25 与 1.7 元人民币。N 型硅片价格 M10, G12, G12R 尺寸成交价格落在每片 1.1、1.6-1.65 与 1.35 元人民币左右。
展望后势，本周厂家针对 183N 硅片的尝试性涨价仍未大批量接受，并同时在电池片价格仍在松动下行时，预期电池厂对于涨价的接受度仍难以普及。尽管如此，需要注意不同企业间的采购需求，以及供应商对应客户的涨价次序，不排除后续仍会有机率厂家接受调涨。
1.1.3电池片价格分析
排产方面，截至七月初电池环节厂家仍有部分排产规划尚未定调，多数企业反馈大尺寸（210RN/210N）的生产规划仍待市场行情走向观望，在当前大尺寸产品快速跌价的过程中，也开始出现个别企业暂缓该尺寸生产，提前出清在手库存。月初统计，电池环节七月份排产约维持落在 56-57 GW 水平，与组件端形成强烈对比，预期月中各家排产规划仍会视市场走向进行调整与修正。
本周价格维持平稳，其中 183N 电池片仍在下探。P 型 M10 和 G12 尺寸维持在每瓦 0.29-0.3 元人民币。在 N 型电池片方面，M10 TOPCon电池片均价也维持在每瓦 0.28-0.9 元人民币，低价甚至跌破每瓦 0.28 元人民币。至于 G12R 和 G12 TOPCon电池片当前价格则下探到每瓦 0.29-0.3 元人民币不等。
展望未来，随着电池厂商在上月末持续出清库存，库存水平暂居平稳，210R 与 210N 电池价格快速下跌也导致部分生产厂商针对该产线进行减产甚至停产以缓解亏损。此外，也有许多企业反馈 M10 TOPCon电池片价格持续下跌影响厂家生产意愿，若价格仍无法止稳将会导致减产幅度扩大，企业经营面临挑战。
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
本周TOPCon组件价格大约落于 0.76-0.90 元人民币，本周跟随项目价格调整朝向 0.82-0.84 元人民币，部分集中式项目调价后整体价格下探 0.76-0.8 元左右的区间，已有部分订单面临履约风险，一线厂家仍希望将价格维持在 0.8 元左右的区间，但随着需求疲软、中后段厂家现货价格也开始贴近 0.78 元人民币，甚至部分探低至 0.76-0.77 元人民币。低价抢单、低效产品价格快速下探等持续打乱市场节奏，下探趋势仍未止歇。
182 PERC 双玻组件价格区间约每瓦 0.72-0.85 元人民币，国内项目减少较多，价格开始逐渐低于 0.8 元人民币以下。HJT 组件近期并无太多项目交付，价格约在每瓦 0.93-1.05 元人民币之间，均价靠拢 1 元人民币的区间、并朝向 0.96-1 元的价位前进，大项目价格也可见低于 1 元的价格。HJT 低效产品价格也已经可以看到 0.85-0.88 元人民币的价位，但非主流效率因此剔除价格采集。
海外市场部分，七月订单也开始渐渐跟随跌价趋势，TOPCon价格区域分化明显，亚太区域价格约 0.1-0.105 美元左右，欧洲及澳洲区域价格仍有分别 0.085-0.115 欧元及 0.105-0.13 美元的执行价位；巴西市场价格约 0.085-0.12 美元，中东市场价格持续下探 0.09-0.12 美元的区间，大项目均价贴近 0.1 元美元以内；拉美 0.09-0.11 美元。PERC 价格执行约每瓦 0.09-0.10 美元。HJT 部分约每瓦 0.12-0.14 美元的水平。
随着下半年市场开启，组件价格的反弹机会仍较小，随着七至八月需求收缩、厂家争抢订单等策略影响，尤其中后段厂家或许在控制材料采购之下能给出较低的组件价格，预期价格仍有小幅下探趋势，但是下限将锚定成本线，因此下探的空间十分有限。
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 23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23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23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光伏行业政策变化及开工率产能产量分析
2024年7月9日，工信部对《光伏制造行业规范条件（2024年本）》（征求意见稿）公开征求意见，目标由推动光伏产业“持续健康发展”转变为“高质量发展”，引导光伏减少单纯扩大产能的光伏制造项目，新增及更新指标包括：
1）项目设立：新建和改扩建光伏制造项目全环节最低资本金比例要求由20%提升至30%（前期仅多晶硅30%）；
2）能耗方面：各环节平均电耗（多晶硅现有/新建综合电耗降至60/57kwh/kg）、水耗要求均有提高；
3）工艺技术：光伏制造企业应具备的条件新增核心专利、知识产权相关要求；
4）产品指标：硅片环节少子寿命、氧含量指标提高，新增异质结电池用硅片指标，电池环节转换效率提升，组件环节转换效率、衰减率要求提升；
5）环境保护：要求企业开展ESG信息披露工作；
6）质保：组件工艺及材料质保期提升至不少于12年。
除部分各项指标提高外，
对于值得关注的部分条目进行进一步解读如下：
#1、"新建和改扩建光伏制造项目、最低资本金比例为30%"。该条由2021版的20%提高至全环节30%（2021版仅多晶硅环节30%），有望从源头控制光伏产能的无序扩张，提高企业扩产门槛，避免行业部分企业及跨界企业通过无成本或低成本的“政府代建厂房+招商优惠政策“进入光伏行业，引导企业按需扩产、高质量扩产。
#2、光伏制造企业应具备的条件中新增对“核心专利、知识产权”相关要求，一方面对跨界企业起到限制作用，另一方面促进光伏企业加强技术创新，构建有序竞争的行业环境。
#3、产品指标方面，新建/改扩建N型单晶硅组件平均光电转换效率要求不低于23.1%，目前看在不放宽检测标准的情况下，N型技术路线上更有利于促进HJT、xBC产能的扩产，加速新技术对TOPCon的迭代。
现在光伏企业的开工率，意义完全不同。
第一，开工率越高，并不能代表企业的盈利能力越强，而是代表着亏钱越多。
现在光伏行业的开工率普遍较低，主要还是亏不起。很多企业主动调降开工率，哪怕裁员降薪。有一家跨界电池企业，本来就只有6条产线，现在只能勉强开出来1条线。没有别的原因，就是要向市场宣示，公司还没有倒下。行业维艰，大家都在苦熬。
第二，从经营的角度来，调降开工率，其实也是为了保现金。保现金，就是保命。生产得越多，意味着亏损就越多。减少排产，就可以保存实力，让血条下降得慢一些。
“本周两家一线企业开工率分别维持在50%和95%。一体化企业开工率分别维持在50%-60%之间，其余企业开工率分别维持在30%-100%之间”。
综合上述两条消息，可以得出如下结论：
（1） 两家硅片一线企业，隆基绿能的开工率在50%，TCL中环的开工率维持在95%。
（2） 隆基的硅片开工率与一体化企业基本持平，他们都在控制硅片环节的亏损。
（3） TCL中环不怕亏，亏得起；即便是亏损，也要把“量”做上去；难道是“把自己做亏，把别人卷死”？
如果仅仅是硅棒环节高开工率问题不大，卖不出去可以转为库存；但是硅片容易氧化，超过3个月就算废了。
公开资料显示：2023年末，TCL中环的硅片产能为155GW，小于晶体产能 183GW。这次TCL中环扩产35GW硅片，也是准备让自己硅棒和硅片产能匹配起来。
主产业链亏损持续
截至7月10日，A股已有25家光伏企业公布了2024年上半年业绩预告。
“去年下半年以来，拼技术、拼价格都无法出清产能，因为现有龙头企业的N型优质产能已超过全球需求，必然希望在一体化战略基础上寻求产业链组团，这既是商业模式的创新，也可能加速推动新技术。”除此之外，还有企业则是大量储备现金流应对市场周期变动。众所周知，光伏是一个非常重资产的行业，对于资金的要求非常高。在当下“血拼”的关键时刻，各个企业则会想尽办法为自己增加“血包”，而这“血”就是现金流储备。
目前设备环节的盈利能力处于整个光伏行业首位。
2023年起光伏需求多点开花，从我国组件出口地区分布看，2023年沙特阿拉伯、巴基斯坦、南非等中东、南亚、非洲地区出口增速较快，2024年以来中东、南亚地区需求仍维持较高增速，虽以南非为代表的非洲地区需求增速有所放缓，但印度、阿联酋、阿曼等中亚及南亚国家需求高增，组件出口分布呈现“东边不亮西边亮”的状态。在光储系统成本大幅下降的背景下。
预计光伏装机区域分布将持续多元化，中国、欧洲、美国三大传统市场因体量较大装机增速将逐渐放缓，而中东、中亚、南亚、拉丁美洲、非洲等地区因能源转型、资源优势等因素，有望在低基数下实现较快增长，带动光伏装机需求持续增长。
中东、中南亚、拉丁美洲、非洲等光照资源优越地区多个国家的光伏发电占比不足5%，光伏需求潜力巨大。光伏装机需求增长本质上是全社会用能量增长、电气化比例提升、光伏发电占比提升三项增长的叠加，新兴市场地区较高的经济增速、较低的电气化比例有望带动电力需求快速增长，叠加新兴市场地区通常具备充足的光照资源及更低的建设成本，部分地区（巴基斯坦、南非及部分拉美地区）因缺电、电网建设不足等导致电价较高，近年来光伏系统成本下降提高光伏项目经济性，叠加政策端支持，光伏需求有望快速增长。
中东、中亚：光照充足光伏成本较低，能源转型诉求带动需求持续增长。中东、中亚地区光照资源充足、光伏发电成本较低，前期能源价格较低一定程度上抑制了光伏发展，近年中东、中亚地区经济、人口增长带动电力需求提升，因化石能源加剧气候问题、光伏建设周期短且成本不断下降，多个国家积极推动能源转型，通过净计量、FIT（固定电价补贴）等政策提升光伏系统收益率，叠加“一带一路”合作推进，中东、中亚地区光伏需求有望维持高增。
南非、巴基斯坦：缺电凸显光伏经济性优势，集中式项目持续放量。南非、巴基斯坦因基础建设停滞、发电输电设备老化导致电力供需紧张，进而推动电价上涨，在此背景下光伏经济性优势凸显，叠加政府颁布激励政策，光伏需求爆发。1Q24南非分布式退补需求放缓，但考虑到集中式招标推进，预计需求仍可维持较高水平；巴基斯坦电价持续上涨推动光伏需求高增，总计量政策带动储能发展，国内组件企业加强合作，光储需求有望实现高速增长。
拉美及其他地区：巴西分布式退补需求走弱，降息有望推动集中式储备项目持续放量；墨西哥新总统上任有望带来光伏发展迎来新机遇；印度政策支撑光伏装机增长，贸易政策或提升电池出口量。
新兴市场光伏发电渗透率较低、光伏需求空间广阔，组件成本快速下降提升光伏发电经济性，叠加多国能源转型、缺电等因素影响，中东、中南亚、非洲、拉丁美洲等新兴市场需求有望在低基数下实现高速增长，带动光伏装机需求持续增长。
2.2储能行业2024年上半年装机及招中标情况分析
储能跟踪:1-6月国内招标+66.8%,1-5月美国并网增+286%
国内招标2024年6月国内新增招标14.55GWh,其中EPC7.66GWh,储能系统6.89GWh。1-6月合计招标84.68GWh,同比增长66.8%。
国内中标——量6月份新增中标总容量11.65GWh,其中EPC10.22GWh,储能系统1.44GWh。1-6月份合计中标52.13GWh,同比增长21.1%。
国内中标——价2024年6月储能EPC项目均价为1.12元/Wh,环比5月份下降0.04元/Wh。储能系统中标均价为0.60元/Wh,环比5月份上升0.06元/Wh。
国内并网根据CNESA统计,6月储能并网超过7GWh。5月新增并网1.38GW/2.97GWh,功率规模同比+104%,能量规模同比+120%。1-5月合计新增装机规模达到4.78GW/13.74GWh,功率同比+18.7%,容量同比+62.5%。
美国储能:2024年5月新增表前装机1072.8MW,同比增长647.1%,环比增长105%。1-5月共新增并网2825.5MW,同比+286%。
德国户储:德国2024年6月新增户储装机296MWh,同比下降42.9%,环比下降17.3%;
1-6月份新增2143MWh,同比下降15.7%。预计因电价下降需求一般所致。
意大利储能:24Q1新增装机914MWh,同比-21%,环比-4%,含部分大型储能并网数据,超级补贴退坡产生影响
三、新能源行业重大事件
1、6月，自2022年UFLPA实施以来，美国海关扣留的电子产品(包括太阳能光伏产品)已降至最低水平。
根据Kelley Drye & Warren LLP律师事务所合伙人John Foote在领英上的一篇文章称，在过去一年中，太阳能产品占每月扣留案件的47%以上。然而，这一比例在2024年6月降至24%。
上个月，电子行业(包括太阳能)总共扣留了价值2700万美元的货物。这是自2022年6月实施UFLPA以来的最低数字。
其中，来自马来西亚的产品被扣留的金额最高，超过15亿美元，其次是越南，被扣留产品的金额接近10亿美元。
将近一半的金额是在美国海关与边境保护局(CBP)的财政年度内被扣留的，该财政年度从2023年10月开始至2024年9月结束，其中来自越南的太阳能产品被扣留的金额高达5.1亿美元，是该财政年度迄今为止最高的金额。
尽管2024年6月被扣押的货物价值相对较低，但截至今年上半年，已累计被扣押超过10亿美元。这仅比2023年全年的扣押总额少了2亿美元，2023年全年的扣押总额为12亿美元。
铝被列入“优先执行”名单
美国国土安全部还更新了其UFLPA战略清单，将铝业列为“执法重点行业”。在报告中，它强调新疆生产中国铝产量的15%以上，占全球供应量的9-12%。
将铝添加到清单中与太阳能行业有关，因为中国是铝的主要供应国，而铝用于生产太阳能组件框架。
铝在清单中的占比仅次于多晶硅，从2022 年 6 月UFLPA开始就被纳入其中。今年早些时候，由于包括UFLPA在内的美国进口法，对中国的多晶硅出口降至2011年以来的最低水平。
Bernreuter Research的同一份报告显示，从2022年到2023年，中国对东南亚的多晶硅出口增长了约700%，而东南亚是美国的大部分太阳能供应来源。
美国国土安全部副部长罗伯特·西尔弗斯(Robert Silvers)表示：“自UFLPA引入可反驳的推定规则以来，CBP已审查了9000多份价值超过34亿美元的货物，以确保所涉及生产的商品不进入美国市场贸易。
2、2023-2027全球锂电池及六大主材市场分析及展望
六大主材——竞争格局
锂电中游材料企业资本开支降速，供需缓和逐步具备条件。成本曲线分化较大且差异稳定的电解液和结构件环节预计盈利底部率先清晰，随着碳酸锂价格逐步回落低位以及石墨化价格低位企稳，正负极环节库存问题对盈利的压制也有望陆续出清。新技术应用方面，磷酸锰铁锂、复合铜箔等新技术迭代带来的产品力区分，长期将是优化竞争格局的关键利器。
正极：多种技术路线齐头幵进，市场集中度在“四大主材”中最分散；
三元锂、磷酸铁锂等多种技术将在中长期齐头并进，锚定细分市场，发挥各自优势。三元锂仍是高端乘用车市场首选；磷酸铁锂则向低端乘用车、商用车和储能市场渗透；钴酸锂由于充放电稳定，在小型电子产品上会继续发挥优势；而锰酸锂在与用车市场上仍将保持一定份额。多体系并存才能解决我 国单一资源匮乏的问题。技术迭代路径上，三元材料以高镍化、无钴化、单晶化为主导方向；磷酸铁锂则以金属掺杂为主。
产业格局上，正极材料产业集中度在四大材料中最低，竞争激烈，其中磷酸铁锂的市场集中度高于三元锂。三元材料企业纷纷在前驱体生产等上游原料环节加大投资、提高控制力；磷酸铁锂材料企业则通过加大铁源自有产能建设来降低成本。
负极：人造石墨一体化发展，硅基负极加速渗透，“三大四小”格局稳定；
技术布局方面，中长期内人造石墨仍是主流，硅基负极加速渗透。目前石墨的比容量已经接近理论上限，提升空间较小，因此比容更高的硅基负极成为技术突破方向。纯硅负极的理论容量能达到 4200mAh/g，是石墨负极的 10 倍以上，但其安全性、寿命、充放电功能较差，需要材料工艺不断突破。
产业格局上，负极材料竞争格局相对固化，市场集中度较高。由于高能耗的石墨化工序对负极材料至关重要，所以负极材料多选择在能源大省自建石墨化生产。整体上，我国负极材料企业长期保持“三大四小”的格局。“三大”为贝特瑞、璞泰来、杉杉股份，“四小”为尚太科技、中科电气、东莞凯金、翔丰华。同时，环评审批趋严限制了小厂的产能扩张，短期看“三大四小”的格局仍将持续，尚难走出绝对龙头。
隔膜：“湿法”主流，竞争“一超多强”，稳中有进；
湿法隔膜配合涂覆技术是当前及未来主流技术斱向。湿法工艺熔点低，湿法隔膜的耐热性较差，因此涂覆技术成为重点技术路径。固态电池的发展虽然会对隔膜材料产生颠覆性影响，但鉴于高成本+低产能，短期内基本上不会大规模普及。隔膜属于典型的重资产、高壁垒行业。“重资产、高壁垒”的产业特征决定隔膜行业呈现高度规模化、一体化的发展格局。恩捷股份在国内湿法隔膜上技术领先，良率已达到 90%以上，国内市占率 30%以上，是国内隔膜市场的绝对龙头。
电解液：双氟磺酰亚胺锂“后来居上”，一超多强，栺局稳定；双氟磺酰亚胺锂（LiFSI）替代六氟磷酸锂，进而成为下一代电解液主流锂盐的趋势愈发明显。LiFSI 不仅具有优异的热稳定性，且在电导率等方面同样优于六氟磷酸锂，能够延长电池寿命，提高充放电功率以及安全性。
固态电解质是电解液的终极形式，全面量产仍需 5-10 年时间。目前固态电解质几乎是由龙头电解液公司在跟进和迭代，目前造价仍然较高，缺乏配套的设备厂商，量产尚需时日。
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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