概要及主要观点：
1、光伏行业加速出清低效产能，沙特在光伏装机方面的发展非常迅速。2022年底，光伏装机量不到0.5GW，但到2023年1月已经超过2GW。预计2024年的光伏需求将达到6GW。沙特政府在新能源方面采取了一系列措施，与中国等国家合作推进能源结构多元化。这为光伏组件、逆变器、承包商等带来了巨大的机会。
最近光伏相关公司的表现反映了市场风格的变化，特别是逆变器环节表现尤为强劲。市场在低点时会出现反转信号。需要关注市场是否出现双重动力的模式，以及是否突破了下降趋势线。逆变器行业不仅在沙特有出海逻辑，本身也具备强劲的景气度和良好的竞争格局。
此外，美国降息周期的开启可能会进一步推动逆变器行业的装机量上升。我们需要紧密跟踪这一行业的发展。市场风格的变化也值得关注，特别是在全球金融市场中，高低切换可能成为主要趋势。
中东：政策掌舵新能源转型；赋能中国光伏海外增量。中东是世界上可再生能源最丰富的国家之一，尤其太阳能潜力巨大。根据Infolink海关数据，2024年5月中国出口中东市场约2.5GW的光伏组件，同比增长143%，1~5月累计组件12.8GW，同比增长178%。目前，多数中东国家都制定了能源转型战略和可再生能源目标。其中沙特发展可再生能源的意愿十分强烈，未来3年大储装机需求有望达30GWh。7月16日三大光伏巨头集中公告与沙特光伏合作项目，阳光电源与沙特ALGIHAZ签订7.8GW全球最大储能项目、晶科能源拟与沙特阿拉伯公共投资基金（PIF）等合资建设10GW高效电池及组件项目、TCL中环拟与PIF等合资在沙特建设年产20GW光伏晶体晶片项目，6月底上能电气成功向沙特阿拉伯Al Kahfah太阳能电站项目供货1.016GW高效集中式逆变升压一体机等等。诸多迹象表明，中东市场已呈现出显著光伏需求加速度，拐点已然确立，预计未来稳态赋能逆变器的海外出口增量，存在可观红利空间待发掘。
印度：政策推动光伏建设加速；ALMM清单并未阻碍光伏出口。印度政府于2023年发布国家电力计划，预计2026~2027年可再生能源累计装机337GW，其中光伏186GW。根据Infolink海关数据，截至24年5月，印度累计装机83.2GW，存在100GW装机缺口，且24年1-5月累计光伏装机已超过23年全年装机量。其中，4、5月中国出口印度逆变器金额连续同比翻倍，分别同增109%、156%，预计印度出口将保持稳定态势，未来需求厚增。今年4月重新生效的“型号和制造商批准清单”（ALMM）目前来看并未影响到中国逆变器出口，由于ALMM不包含私人项目，预计下半年在印度光伏装机持续高增之下，中国逆变器出口将不久靠近阈值并有望向上突破。
巴基斯坦：于新兴市场强势崛起；逐月厚增超预期。根据巴基斯坦国家电力监管局发布的《发电装机量扩容计划(IGCEP 2047)》，预计2030年其光伏装机达12.8GW，2047年达26.9GW。根据Infolink海关数据，24年以来中国出口巴基斯坦逆变器金额逐月增长，2~5月出口金额连续同比翻倍以上，环比高位增长，5月出口金额同增518%，达到历史高位，成为仅次于巴西的第二大逆变器出口亚非拉国家。近期不断释放积极信号，预计未来在一带一路经济带动合作共振下，光伏市场需求不断高涨，起量新兴市场。
亚非拉市场#电网落后，#以化石能源发电为主，化石能源发电占比均超60%，中东达90%+，部分地区化石能源高度依赖进口，美元升值导致进口能源本币价格大幅上升，电价上涨或者停电，电力系统脆弱。在能源转型和投资驱动下，近年来亚非拉市场光储装机持续高速增长，今年1-5月出口印度、巴基斯坦、巴西逆变器总额分别为11.7、12.5、24.1亿元，同比增长84%、251%、23%。
地面电站需求爆发，订单频落地，配储比例提升。近期阳光电源、阿特斯等频频有海外大储订单落地，区域较之前更加分散，#验证非美国市场大储处于爆发拐点，我们统计公开资料#阳光非美海外在手大储订单规模已超20GWh，在谈订单预计数倍。沙特计划建造多个可再生能源供能的新型城市，如红海新城项目采用100%光储供能，容量1.3GWh，智利当前已投运了12个储能项目，总量1.3GW，还有6.4GW项目在开发中，智利本年即将出台的新规将鼓励更长时间的储能。在政策不断催化下，新兴市场大储持续爆发。
户用渗透率低，经济性突出。亚非拉市场户储安装等软性成本低，3-5kw光伏系统成本1000多美元，电价0.5-1.5元/kwh，回收期5年不到。#当前户用渗透率不到1%（欧洲主要国家10%以上，拉美巴西5%以上），以南非为例，南非有6千万人口，#峰值单月进口10万台（户储为主），按1台2000元利润算，单月可达利润2亿以上，巴基斯坦峰值月度已经到达4万台，而新兴市场人口接近40亿，为南非60-70倍，空间巨大。
2、7月17日与7月10日价格相比，本周硅料价格保持稳定。当前价格水平已维持三周，进一步下调的可能性较低，处于筑底阶段。
本周硅料市场成交量有限，部分企业已经完成本月订单签订，市场观望情绪浓厚。据相关人士反馈，本周处于检修状态的多晶硅企业回升至14家，部分厂家再度推迟复产进度，管线可能长期处于维护状态。此外，某头部企业目前有减产计划，但具体规模与实施时间尚未确定。预计7月硅料供应量环比6月下降约7%，但整体库存仍呈现缓慢上升趋势，短期内供需结构难以改善，价格缺乏上涨动力。
硅片方面，本周价格稳定。近期，硅片企业生产策略分化明显，个别专业化厂家逆势上调排产，其他企业则维持减产。值得注意的是，由于前期去库存力度较大，目前n型矩形硅片供应略显紧张，涨价势头渐起，但下游需求仍然偏弱，短期内价格以稳定为主。
电池方面，本周价格稳定。在当前价格水平下，电池片厂商盈利持续倒挂，企业多以维持现金流的基本流转为主。由于需求端采购低迷，电池库存继续上涨，排产持续下调，7月电池产量预计降至49GW，价格仍有一定下行空间。
组件方面，本周价格稳定。在需求走弱的背景下，国内市场招投标实际成交价格不断探底，组件大厂报价稳定在0.78-0.83元/W区间，部分Top10企业出现低于0.75元/W的极低中标价。
7月组件排产延续低迷态势，产量约45GW左右，整体库存水平存在波动风险。值得注意的是，受各国关税政策变化影响，下半年光伏组件出口的不确定性将增加。
光伏玻璃
本周光伏玻璃市场价格暂时维持稳定。截至目前，2.0mm单层镀膜玻璃的价格区间为14.5-15.5元/平方米，3.2mm单层镀膜玻璃的价格区间为24.0-25.0元/平方米，主流成交价格分别为15.0元/平方米和24.5元/平方米。7月中旬，国内玻璃价格稳定为主，企业竞价意愿稍有减弱，但整体成交重心仍在下移，市场高价成交愈发减少，且企业库存进一步提高，后续价格有望再度下跌。
高纯石英砂
本周，国内高纯石英砂价格持续下跌。目前市场报价如下：内层砂每吨6.5-8.5万元，价格下跌0.5万元/吨，中层砂每吨3.5-5.5万元，外层砂每吨1.9-3万元，中外层砂价格维持稳定。本周石英砂价格由于坩埚企业采购压价的原因导致下调，但当前价格仍未触及坩埚企业采买意愿，预计后续价格仍有下跌空间。
逆变器
逆变器价格持稳。供应端生产稳定充足，排产有所提升，库存位于正常安全库存水位之内。户用和大功率机型需求较好，东南亚、中东等新兴市场并网需求持续拉动出货势头。
光伏胶膜
EVA：本周，光伏级EVA价格继续小幅度下调，石化库存达到年度低点，发泡和线缆EVA价格暂时稳定。本周，胶膜谈单价粒子价格维持9200附近，预计下周或下下周粒子价格开始持稳或回调。胶膜价格目前维持13000附近，预计涨价需要等待下个月。库存方面，胶膜粒子库存上调，胶膜库存下调，石化粒子库存已大幅度下调至本年度最低点，组件厂组件库存偏高，本月去库，石化厂粒子库存预计不足两周。
• 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、7月20日，国家能源局发布1-6月份全国电力工业统计数据。截至6月底，全国累计发电装机容量约30.7亿千瓦，同比增长14.1%。其中，太阳能发电装机容量约7.1亿千瓦，同比增长51.6%；风电装机容量约4.7亿千瓦，同比增长19.9%。1-6月份，全国发电设备累计平均利用1666小时，比上年同期减少71小时。1-6月份，全国主要发电企业电源工程完成投资3441亿元，同比增长2.5%。电网工程完成投资2540亿元，同比增长23.7%。
太阳能装机方面，6月新增装机23.33GW，整个上半年则累计新增装机102.48GW。
相比之下，去年同期6月份的新增装机量为17.21GW，上半年新增装机78.42GW，直到8月份新增装机才实现“破百”。
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。
1.1.1硅料价格分析
上游环节硅料价格进入谷底横盘阶段，本期整体价格范围维持平稳，价格方面暂无太多变化和更新。随着三季度开启，越来越多硅料企业包括龙头优势企业在内、越来越大幅度的减产/停产举措，多数符合预期，但是也有个别情况超出原本预期，是迫于盈利持续负值的压力而提前采取紧急调整，结论导致预计将在三季度引发产量负增长加速。新增产量负增长幅度加大对于目前供应端的去库压力有所好转，但是核心矛盾仍然存在，即存量产能与新增产能之间须在残酷竞争后做出市场选择，对于任何生产企业来讲都是难以两全其美的艰难抉择。另外，相当规模的新产能究竟能否在推迟过后择期投产，当前情况也并不乐观。
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 1.3 元人民币左右。
尽管相比上周每片 1.12 元人民币价格成交家数有出现上升迹象，观察这周厂家针对 183N 的尝试性涨价仍未大批量接受，183N 主流均价价格依然维稳，落在每片 1.1 元人民币。
1.1.3电池片价格分析
本周价格大稳小动，P 型 M10 和 G12 尺寸下探到每瓦 0.29 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 0.29 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 与 0.3 元人民币不等。
当前电池持续面临亏损，M10 TOPCon 电池片在基于每瓦 0.29 元人民币的含税成本下测算，毛利达到 -11% 至 -12%，伴随着维持高位的电池片库存水平，行情悲观看待，成本考量下当前已无跌价空间，然供需角度来看仍然面临过剩，该环节企业在长期无法营利的情境僵持难下，而其中，观察个别企业针对高效的电池产品维持挺价，在不低于每瓦 0.29-0.3 元人民币的价格线上维持出货。
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
本周价格小幅波动，TOPCon 组件价格大约落于 0.76-0.88 元人民币，部分集中式项目调价后整体价格约落于 0.76-0.8 元左右的区间，整体均价落在每瓦 0.8-0.83 元人民币。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 0.78-0.8 元左右的区间，厂家现货价格贴近 0.78 元人民币，甚至部分探低至 0.76-0.77 元人民币，目前策略来看厂家持续减少低功率产品生产，加快 PERC 产品退出，部分希望探涨来止住跌势。然而根本仍须等待需求回升，暂时尚未有明显回升迹象，低价抢单、低效产品价格快速下探等持续打乱市场节奏，组件价格修复回升较有难度。
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 0.85-1.05 元人民币之间，均价朝向 0.96-1 元的价位前进，大项目价格也可见低于 1 元的价格。
海外市场部分，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。
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 光伏储能逆变器行业分析研究
2023年二季度逆变器公司发货量环比增长约50%，结束了一年多的去库存周期。
预计三季度海外市场环比增长超30%，逆变器板块增速在20%至50%之间。
新兴市场与欧洲市场对比：
新兴市场需求增长迅速，特别是光伏和储能需求。
欧洲市场部分国家如德国、意大利和英国面临需求萎缩。
光伏户用市场情况：
尽管整体装机量下降，光伏户用市场仍有约20%的增长。
价格趋势与市场竞争：
光伏逆变器年初调整过价格，预计年底价格竞争可能加剧，但大幅降价可能性不大。
储能逆变器价格在欧洲可能下降10%-15%，新兴市场由于需求快速增长，价格竞争可能引起一定降幅。
储能逆变器技术门槛和市场准入要求高于光伏逆变器，特别是在欧洲市场。
海外回款情况：
逆变器公司坏账率不高，主要通过经销渠道销售，且有中信保兜底。
企业如德业在巴基斯坦等市场因价格和功能优势快速崛起。
新兴市场如巴基斯坦和中东的光伏项目全款比例偏高，贷款利率较高。
边际变化主要体现在，从5月份开始，逆变器的发货量显著增加。二季度的业绩预告显示，逆变器公司的发货量环比一季度增长了约50%。在经历了一年多的去库存调整后，二季度出现了明显的环比增长拐点。同时，7月份的发货情况也非常不错，预计三季度环比二季度将有30%以上的增长，甚至更高。总体来看，我们预计三季度逆变器板块的环比增速将在20%到50%之间，保守估计在20%到30%之间是没有问题的。同比来看，由于去年是逐季下行的，因此三季度的同比增速也会更高。
新兴市场的光伏需求和储能需求超出了预期。核心驱动力在于成本的降低，导致需求的爆发。此外，产品推广和渗透率的提高也是重要因素。我们认为，这种需求的增长具有很好的持续性。明年的需求增长是确定的，甚至在未来三年内，需求的持续增长也是可预见的。
在新兴市场方面，南非是一个值得关注的市场。去年南非的装机量大约为2GW，预计今年可能会达到3GW甚至更多。巴基斯坦和中东的一些国家，如黎巴嫩和约旦，也表现出明显的增长趋势。拉美市场，如智利和阿根廷，也有一定的需求，但巴西可能更多地依赖离网解决方案。
总体来看，新兴市场的增长主要受到电网脆弱和频繁断电的影响。南非的情况尤为突出，电网的不稳定和政府的补贴政策共同推动了需求的快速增长。巴基斯坦的快速增长则主要受到电价上涨和电网不稳定的影响。尽管存在一些不确定因素，但总体来看，新兴市场的需求增长具有可持续性。
储能逆变器和光伏逆变器的价格整体保持一致，尽管个别市场可能有特别调价。光伏逆变器年初已调整过价格，预计年底价格变动不会太大。而储能逆变器在欧洲市场可能因库存消耗而降价10-15%，在东南亚等新兴市场，价格竞争可能导致价格下降约10%。
新兴市场光伏装机量的快速增长可能会带来短期库存积压的风险。但企业可以通过调整发货量和库存率来适应市场需求的变化，从而降低库存问题的可能性。
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、据了解，该法案由拜登政府于2022年8月16日签署，总投入高达约4370亿美元，其中3690亿美元专项用于促进减排，涵盖低碳能源发展、电动汽车税收优惠及太阳能板与电池储能系统补贴等，旨在显著提升清洁能源的生产与应用。然而，特朗普却抨击此法案是“美国史上最大的增税”，指责其导致汽油价格上涨，损害了美国的“能源独立”。他同时表示，未来将削减对风能、太阳能等可再生能源项目的支持力度，并减少在清洁能源技术研发上的资金投入。多位分析人士指出，特朗普的这一立场若付诸实施，恐将削弱美国在迅速发展的全球清洁能源市场中的竞争力，对本土制造业构成沉重打击，特别是那些专注于太阳能等领域的公司。实际上，无论选举结果如何，特朗普的竞选动态已经对美国光伏行业造成了影响。自特朗普宣布参选以来，MAC全球太阳能指数就一路走弱。而在6月27日的总统电视辩论之后，金融市场再次上演“特朗普交易”，美国第一大光伏企业First Solar股价遭遇重创，单日暴跌9.79%，包括SunPower、SolarEdge 和SunRun在内的其他太阳能股也出现了大幅下跌。
近年来，全球光伏产业蓬勃发展，能源转型进程日益加速。而在美国市场，一众光伏企业却面临着前所未有的生存困境。据罗仕证券统计，仅2023年就有超过100家美国太阳能公司和经销商倒闭，这个数字是前三年总和的6倍。其原因之一，在于美联储为遏制通胀所采取的频繁加息政策，不仅加剧了美国光伏的财务压力，限制了其扩张能力和市场竞争力，同时借贷成本飙升也抑制了消费者对太阳能电池板等商品的购买意愿，市场需求遭受重创。在全球光伏产业的激烈竞争中，特别是面对中国高质量光伏组件的强大市场渗透力，美国本土制造商为了维持市场份额，不得不采取亏本销售策略，导致企业利润大幅缩水，现金流迅速枯竭，裁员、停产接踵而至。在此背景下，如果失去来自美国政府的政策与资金支持，后果不言而喻。《气候危机经济学》一书的作者斯图尔特·P·M·麦金托什表示，特朗普废除拜登政府的气候政策最终会帮助中国，因为这会让已经在美国进行的数千亿美元的制造投资付诸东流，并将这些机会重新送回包括中国在内的其他国家手中。
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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