概要及主要观点：
硅料：24H1产量106万吨，同比+60.6%
硅片：24H1产量402GW，同比+58.9%
电池片：24H1产量310GW，同比+37.8%
组件：24H1产量271GW，同比+32.2%
24H1新增装机102.48GW，同比+30.7%，从Q1看集中式工商业户用占比分别为48%/37%/15%。
24H1光伏产品出口总额达到186.7亿元总体呈现价减量增态势，欧洲依然是最大组件出口市场，份额有所下滑，出口占总出口份额的比例由23H1的56.4%降至24H1的42.5%；巴基斯坦成为第二大组件出口市场，24H1份额达到8.9%，同比+5.6Pcts；沙特阿拉伯市场增长显著，24H1份额达到6.3%，成为第五大出口市场。
Q2总体亏损加剧；24H1各环节投产/开工/规划项目数量同比-75%，超20个项目终止或延期，行业开工率普遍降至50%-60%。
从基本面来看，#8月行业排产预计整体环比略增，目前头部企业反馈：组件A环比略增（幅度不到5%），组件B略增，组件C环比持平，组件D环比略降，组件E环比略增，组件F环比略增。
从辅材厂反馈来看，当前排产正常，8月订单正在密集谈判中，#玻璃、胶膜、焊带等辅材企业均预期订单平稳。
我们预计8月部分组件企业排产环比略增主要系下半年国内地面电站订单逐步进入交付周期。全年组件行业需求我们仍然维持650GW左右的判断，随着国内市场逐步进入需求旺季，8-11月组件排产有望逐步进入向上趋势。玻璃、胶膜等处于盈利底部且格局更为集中的大辅材环节相对受益。
中期维度来看，主材各环节持续亏损，硅料检修规模不断扩大，7月硅料单月产出14-15万吨，对应组件出货65-70GW。当前硅料仍然处于亏现金状态，预计8-9月行业检修规模可能会进一步扩大。随着下游需求的逐步提升，硅料单月库存可能会逐步看到向下拐点，介时主材各环节供需形势将有所好转。
2、截至7月24日，本周组件价格下调，其余环节价格基本持稳。
#硅料价格持稳：下游按需采购，无明显改善，硅料厂库存仍有一定体量，报价维稳，价格接近底部。
#硅片主流报价趋稳：在售硅片企业在手订单有一定支撑，部分停产企业预计观望至9月，下游减产致硅片库存小幅上升。
#电池片价格维稳：部分基地因限电影响开工率，近期有新增电池订单释放，然7月电池整体仍供过于求，企业报价积极性弱，价格底部徘徊。
#组件价格下跌：组件环节库存仍处于较高水平，P型组件为出清库存降价抛售，TOPCon/HJT组件跌至0.83/0.95元/W。
#EVA树脂报价小幅反弹：部分企业阶段性暂停开单，供应量收缩，贸易商试探性调高报价，然终端需求疲软，采购积极性不高，刚需入市。
• 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。
光伏行业的产品迭代具有普适性规律，性价比是产品能否迭代成功的核心：光伏行业过去十年来技术和产品迭代迅速，迭代成功的共同点是新产品需要拥有更高的性价比。在产业链的各个环节中，由于电池环节技术迭代速度快、路线多样化，因此往往是光伏技术迭代的最核心环节，也是比较典型的性价比驱动技术迭代的环节。
复盘BSF到PERC，技术进步不受景气度羁绊，双重性价比优势加速PERC迭代：2018年、2019年PERC市占率在装机同比下降的背景下提升至33.5%、65%+，PERC电池的产能扩张并未受到531政策过度冲击的核心原因是2017年开始单晶硅片环节在RCZ及金刚线切割工艺快速成熟的共同作用下成本快速下降，单晶硅片相较于多晶硅片性价比明显溢出，同时单晶PERC的提效幅度显著大于单晶BSF，加速PERC对BSF的替代。
复盘TOPCon迭代PERC，长时间高溢价水平吸引行业扩产规模激增：2021年底晶科能源于全行业率先大规模扩产，随着TOPCon扩产加速，产业链各环节资源向TOPCon倾斜，规模化效应将TOPCon与PERC的组件端制造成本基本拉平，但此时TOPCon在下游仍享有合理溢价，拥有更好的盈利能力，造成了TOPCon的急速扩产。根据CPIA统计，2021-2023年TOPCon市占率从不到3%提升至23%，预计2024年将超过60%。
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、行业基本面底部确立。当前行业盈利压力下，8月组件排产我们跟踪到环比持平左右，同时国内海外需求数据持续向好，组件持续去库，9月量价有望迎来修复。我们认为随着企业现金流压力增大，行业价格和盈利的拐点预期不断强化，提振市场对基本面改善的信心。
政策层面加大管控预期增强。昨天温州CPIA会议论坛上，企业领袖坦诚、客观、深入讨论当前行业面临的困境，有企业建议对光伏产品出口实行最低限价，建议地方政府减少对落后企业的保护，呼吁地方政府和金融机构理性招商，提高行业准入门槛，加大知识产权保护等。相关政策发布预期增强，借助政策之手，供需拐点有望提前。
展望后续，下半年新兴市场带动全球需求持续向上，需求和价格数据有望构成催化，看好本轮行情持续性。重申板块底部向上机会，看好逆变器（大储、新兴市场爆发）、辅材（旺季提排产可期）及一体化（新技术可期）等环节优质标的。
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。
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
上游硅料环节价格筑底信号继续加强，国产块料价格范围继续保持每公斤 36-41 元范围，颗粒硅价格也维持每公斤 35-36 元，如前期周评所多次提及，在当前价格水平已经大幅击穿优势企业生产现金成本的背景下，继续向下的动能持续减弱，形成当前价格筑底。
供应方面来看，月度供应量环比下降幅度比期初预计值有所扩大，引起供给端缩量加强的趋势预计将在八月持续，即预计八月整体供应量环比仍有较大下降概率。供应缩量的趋势叠加价格已经跌至底部区间，近期购买询单情况有所改善，尤其是针对刚性需求的新订单的采买和谈判环境也已经观察到比较明显的好转，甚至预期八月拉晶环节整体用料需求和稼动水平可能有小幅回升趋势。价格筑底后的市场氛围也在发生微妙变化，对于在盈亏线以下的价格水平，供给端承压艰难运行，伺机酝酿价格修复的氛围有所发酵。
库存方面，供给端因为缩量幅度和趋势明显，以及价格筑底信号相对明确引起相关方包括部分生产企业加大采买量，即采买量体其实略大于当前的实际生产需求规模的市场情况，目前观察市场供给端整体库存水平继续下降，滞库压力有所减轻，但是建立在供给端减产的前提下，对于下半年整体库存来说，仍将面临库存常态化的压力。
1.1.2硅片价格分析
近期 210RN 的价格相对疲软，成交价格仍在下探，本周主流价格来到每片 1.25 元人民币左右，甚至有往每片 1.2 元人民币价格靠近的趋势。
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 1.25 元人民币左右。
展望后势，尽管前期价格个别企业有小幅度的回弹，当周 183N 256 对角线规格每片 1.12 元人民币的价格尚有余量交付中，当前供需关系仍相对过剩，市场行情悲观看待，厂家关注八月需求的潜在动能。
1.1.3电池片价格分析
本周价格持稳，P 型 M10 和 G12 尺寸维持每瓦 0.29 元人民币。在 N 型电池片方面，M10 TOPCon 电池片均价也在每瓦 0.29 元人民币，低价甚至跌破每瓦 0.27 元人民币。至于 G12R 和 G12 TOPCon 电池片当前价格也维持在每瓦 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，成本考虑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，持续观察到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 元人民币的价格在线维持出货。
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，主要变化在 TOPCon 组件集中项目价格贴近 0.76-0.8 元人民币，分布项目价格 0.78-0.85 元人民币，整体均价落在每瓦 0.8-0.83 元人民币。目前观察厂家价格策略，一线厂家价格维持在 0.78-0.8 元左右的区间，中后段厂家仍受制订单状况部分让利价格较低。展望后续已有部分厂家尝试抬价，主要考虑供应链价格已然筑底，且依据自身订单状况而定、部分厂家订单稍有回升。但仍须等待整体需求回升，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，目前判断来看，维持价格稳定较有机会。
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 组件价格约在每瓦 0.85-1.00 元人民币之间，均价朝向 0.95 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，HJT 价格下探每瓦 0.12-0.13 美元。PERC 价格执行约每瓦 0.09-0.10 美元。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。
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 光伏行业分析研究
装机方面，维持年初对2024年光伏装机的预测——全球新增装机在390-430GW；中国新增装机在190-220GW。
企业出海方面，王勃华表示有机遇。海外市场高速发展，尤其是在沙特、巴基斯坦和南美等新兴市场。但企业要考虑调整全球产业布局问题，要有策略出海。
国内市场也得到多方面支持，短期有消纳红线开放、大基地项目建设、电网建设进程加快、政策支持等利好因素；长期来看，终端用能的电气化和电力消费的低碳化将支撑光伏行业的持续发展。
当前形势下行业积累了以下风险：
一是现在形成了货款拖欠，三角债的系统性风险在上升；
二是地方政府招商政策的兑现能力存在下降风险；
三是企业存在现金流风险以及订单交付、产品质量风险。
对此，王勃华疾声高呼：“行业风险在当前体量下影响远胜以往，在积重难返之前，我们一定要尽快实施调整。在此背景下，行业调整调整宜重不宜轻，宜快不宜慢。要加大调整力度，加快调整速度，否则对行业的影响是很大的。
从基本面来看，8月行业排产预计整体环比略增，目前头部企业反馈：组件A环比略增（幅度不到5%），组件B略增，组件C环比持平，组件D环比略降，组件E环比略增，组件F环比略增。
从辅材厂反馈来看，当前排产正常，8月订单正在密集谈判中，#玻璃、胶膜、焊带等辅材企业均预期订单平稳。
预计8月部分组件企业排产环比略增主要系下半年国内地面电站订单逐步进入交付周期。全年组件行业需求我们仍然维持650GW左右的判断，随着国内市场逐步进入需求旺季，8-11月组件排产有望逐步进入向上趋势。玻璃、胶膜等处于盈利底部且格局更为集中的大辅材环节相对受益。
中期维度来看，主材各环节持续亏损，硅料检修规模不断扩大，7月硅料单月产出14-15万吨，对应组件出货65-70GW。当前硅料仍然处于亏现金状态，预计8-9月行业检修规模可能会进一步扩大。随着下游需求的逐步提升，硅料单月库存可能会逐步看到向下拐点，介时主材各环节供需形势将有所好转。
认为当前光伏板块基本面已接近底部位置，8-11月国内订单进入交付旺季之后、组件排产有望逐步进入上行通道、介时玻璃、胶膜等大辅材相对受益。主材仍需等待行业需求释放后库存拐点出现，具备技术、成本优势的龙头企业更为占优。
出口限制下，拜登时期中国对美新能源本就停滞1）从光储逆变器出口额可见：出口限制导致中国对美出口逆变器货值增速严重低于美国本土储能、光伏新增装机量增速。拜登期间，21-23年对美逆变器出口量同比分别为1%、13%、-25%，光伏新增装机量增速分别为23%、-14%、58%，储能新增装机量增速分别为149%、34%、82%。2）从锂离子电池出口量可见IRA本土化要求增加+加息下对美锂电池出口量连年下滑，与美国本土实际需求不符。拜登期间，21-23年对美锂离子电池出口量同比分别为-24%、-12%、-53%，新能源汽车销量增速分别为102%、53%、48%，储能新增装机量增速分别为149%、34%、82%。
特朗普低利率主张利好非美地区风光储1）利息差异一、特朗普任职期间，美联储利率从0.75%经历七次加息达到在任最高点2.5%，2019年开始降息，卸任时利率为0.25%；拜登任职期间，美联储利率历经11次加息至5.5%。二、特朗普支持低利率的主张，驱动他国跟随降息，利好全球风光储。2）若美国下调ira补贴，特斯拉在低补贴环境下拥有明显的竞争优势，中国锂电池厂商作为特斯拉重要供应商，也相对受益。总体看拜登看似支持新能源但不支持中国新能源，特朗普看似不支持新能源但降息路上，而且海外其他国家贸易政策与美国联动性减弱，这也是为什么musk成为特朗普拥趸，因为风光储电总体看是受益的。
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、硅料：24H1产量106万吨，同比+60.6%硅片：24H1产量402GW，同比+58.9%电池片：24H1产量310GW，同比+37.8%组件：24H1产量271GW，同比+32.2%24H1新增装机102.48GW，同比+30.7%，从Q1看集中式工商业户用占比分别为48%/37%/15%。24H1光伏产品出口总额达到186.7亿元总体呈现价减量增态势，欧洲依然是最大组件出口市场，份额有所下滑，出口占总出口份额的比例由23H1的56.4%降至24H1的42.5%；巴基斯坦成为第二大组件出口市场，24H1份额达到8.9%，同比+5.6Pcts；沙特阿拉伯市场增长显著，24H1份额达到6.3%，成为第五大出口市场。Q2总体亏损加剧；24H1各环节投产/开工/规划项目数量同比-75%，超20个项目终止或延期，行业开工率普遍降至50%-60%
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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