概要及主要观点：
1、2024年8月光伏行业基本面展望
光伏板块在6月至8月的排产有下滑迹象，但预计9月将显著上行，8月和9月是关键时间节点。
从排产来看，3到5月份排产较为平均，6到8月整体排产有下滑的迹象，但预计九月会有显著上行。从装机视角，一月和二月装机并网规模过大，导致三月并网数据大幅下滑。四月同比持平，五月有改善迹象，六月同比增长超过30%。上半年光伏装机并网超过100个G瓦，光伏组件出口也有30%以上的增长。
光伏行业的价格和利润情况如何？
二季度主材经营端亏损，且有较大减值。若需求改善，价格可能积极变化。预计三季度产业链价格稳定，减值大幅减少，利润环比改善的可能性较大。
涉及产业链越多的企业，成本压力和现金压力越大。企业能否及时减负减损成为关键。某些一体化企业通过停产亏损环节来节约成本，而有些企业则坚持维持高成本的生产，这种做法被认为是不明智的。减负减损可能是度过寒冬的主要方式。
八月份的组件排产预计会比七月份有所改善，达到50GW以上。虽然有动态调整的可能性，但不会有太大偏差，产量不会明显恢复。组件面临较大的库存压力，头部企业订单有所改善，大基地并网也是事实，因此排产会有窄幅增加的趋势。
八月份N型电池的产出比例会逐渐增加，而PERC电池的产能会逐步关停。PERC电池的淘汰速度会比较快，N型电池的占比会逐渐提升。目前PERC电池的月度产量大约在7-8GW左右。
1月至2月装机并网规模大，导致3月并网数据大幅下滑，4月和5月数据持平或改善，6月同比增长30%以上，上半年光伏装机并网超过100个GW，光伏组件出口增长30%以上。二季度主材经营亏损，减值较大，三季度需求改善可能带来价格积极变化，预计利润环比改善。
美国贸易壁垒预期已被市场消化，产业链在中东搭建第二大海外基地，市场对利空因素已消化，基本面底部阶段已清晰。
硅料——多晶硅从五月开始处于下跌趋势，尤其是N型料。六月中旬左右价格趋于稳定。近期评论认为出货变好，整体价格稳住。
在七月初，市场上N型致密复投的混包料的价格为34到35元每公斤，到上周为止，二线厂家的N型混合料价格低于35元，大厂的N型混合料价格甚至达到了36到37元每公斤。多晶硅价格上涨的原因包括库存减少、期货市场的操作以及企业自购多晶硅。
多晶硅的库存在五月底六月初由于通威减产消息引发市场存货增加，最高达到26万到27万吨。但截至7月22日，库存下滑至22万到23万吨，头部企业的库存压力明显减轻。库存减少的原因包括下游企业提货、期货市场操作以及企业自购多晶硅。
七月份多晶硅的实际产量约为15.25万到15.3万吨，预计八月份的产量将降至14.4万吨左右。部分企业如新特可能会大幅减产，而其他企业则有涨有跌。行业平均成本在七月份为49.4元每公斤，预计八月份成本将进一步下降。
2024年七月至九月，多晶硅产量预计持续下滑，九月份达到低谷13.5万到13.7万吨。十一月份产量将回升至16万吨以上。2025年一二月份由于淡季和库存累积，产量将减少至不到13万吨。二季度末产量将达到17.5万到18万吨。价格方面，七月至十月价格将持续走高，最高点在九十月份达到40元每公斤。十月后由于终端需求下行和期货抛货，价格将下跌至明年一二月份的35元每公斤。
2025年三四月份价格可能回升，但二季度价格将在36到40元之间震荡。
硅片——近期硅片价格上涨明显，183.75的N型硅片价格从二季度最低的1.05元每片涨至1.12元每片。B级片的库存压力较大，部分厂家的降级片比例高达20%。七月份硅片排产为52.8GW，八月份预计为57.6GW。硅片库存压力不大，预计到十月份产量将恢复至65GW。价格方面，七八月份硅片价格稳中带涨，九十月份需求爆发将推动价格上涨，但难以超过1.2元每片。
硅片价格自7月初开始上涨，183.75mmN型硅片价格从1.05元涨至1.12元，210mm硅片涨幅较小。
硅片市场B级片压力大，部分厂家的降级片比例高达20%左右，影响后续行情。
7月硅片排产52.8GW,8月预计57.6GW,N型比例从82%增至86%,183.75mm硅片占比增加。
硅片价格7、8月稳中带涨，9、10月需求爆发将推动价格上涨，但难以超过1.2元。
电池片——七月份电池片排产约为52GW，八月份预计降至49到50GW。头部企业增产，二三线企业减产。八月份电池片价格可能由于竞争和库存压力迎来低点，预计下跌一到两分钱。九十月份需求旺盛，价格可能反弹三到四分钱，但春节前后价格将再次下跌。
电池片市场竞争加剧，亏损程度增加，7月排产约52GW,8月预计降至49-50GW，部分企业关停。
10月需求旺盛，电池片产量将回升至59-60GW，春节前逐步下滑，明年5、6月产量预计回到70GW左右。
电池片价格7、8月可能下跌1-2分钱，9、10月装机旺季反弹3-4分钱，春节前价格低于当前水平。
组件市场情况
组件价格近期处于下降趋势，但随着电池片价格回稳，组件价格也出现回稳态势。
7月组件盈利情况较好，单瓦盈利约6厘钱，8月组件价格下调1分钱，但盈利可能修复至1分钱左右。
7月组件产量约48.4GW,8月预计50.8GW，主要集中在头部企业，TOPCon和PERC占比增加。
海外市场——七月份组件排产为48.4GW，八月份预计为50.8GW。组件是目前产业链中盈利最好的环节，七月份单瓦盈利约为6厘钱。八月份组件价格预计下调一分钱，但由于电池片和其他成本下跌，盈利将有所修复。组件排产在七月至九月份将稳中有升，十月至十二月份由于装机爆发，排产将大幅增加，十二月份可能达到32到。
美国的贸易壁垒预期已被市场消化，产业链在中东搭建第二大海外基地。市场已将利空因素pricein，只要基本面改善或宏观政策变化，光伏板块反弹的可能性较大。
八月排产相对平稳，西北大基地项目逐步开工。九月排产预期上行可能性较强，建议把握基本面改善带来的行情机会。
7月至9月海外装机量因高温和极端天气影响减弱，10月至12月欧洲和南半球装机量将增加，最高达16GW。
2025年1月至2月海外装机量因冬季天气影响减少，最低可能降至10GW左右，春节后项目复苏，二季度装机量回升。
冬季来临前，欧洲的光伏装机进入最后的旺季。预计德国、荷兰、土耳其的增长率有望由负转正。南半球国家在夏季来临前建设光伏发电系统，可能会带来部分增量。整体来看，我们对海外装机给出了最高16GW的预测。冬季期间，海外光伏装机量出现疲软，主要受恶劣天气影响。预计25年1、2月份，海外单月装机量可能只有10GW左右。春节过后，国内外项目将迎来一定的复苏，预计二季度国内最高单月装机量可达24GW，海外则可能达到。
2、与7月24日价格相比，本周硅料价格整体稳定。本周n型棒状硅成交价格区间为3.80-4.30万元/吨，出现小幅上移。此外，p型棒状硅部分成交价格也有所上涨，但由于成交量有限，尚未对均价产生明显影响。
本周硅料市场较为活跃，下游询价明显增多，因此部分硅料企业上调对外报价，但实际签单量不大，预计下周起将会出现新的成交价格。
本周仍有14家企业处于检修状态，此外没有新增大规模减产。8月，硅料排产预计在14-15万吨，多晶硅库存持续下降，对价格回暖有一定的推动作用。
2024年H1国内多晶硅产量约为100.21万吨，环比2023年H1增加50.6%，多晶硅库存较12月底增加17.7万吨，下游硅片生产消耗多晶硅约为84万吨
半年的时间内，多晶硅过剩趋势明显，价格仍“跌跌不休”，
H1供需价格回顾首先从供需来看：多晶硅在上半年几乎每个月都处在供应过剩的累库状态，但在3月由于春节假期结束，下游拉晶厂出现比较明显的提开工趋势叠加部分头部企业执行了满产策略，导致多晶硅平衡出现缓解，当月过剩量从3万多吨下降至0.56万吨。
而对于多晶硅产量而言：4月之前由于多晶硅企业仍存在一定利润叠加年初新产能的投产，多晶硅产量一直处在上升的趋势，4月更是由于前期硅片的高排产拉高了市场情绪，多晶硅月产量达到了18.12万吨的高点。
而在这之后，由于多晶硅价格跌破成本线以及前期的累库压力下，多晶硅开始出现陆续减产降幅现象，多晶硅产量一路下滑。
从多晶硅实际库存来看：2024年上半年多晶硅市场绝大多数都处在累库阶段。
但在年初1-2月由于上游开工率有限，下游进行春节后备货，多晶硅库存相对低位。而唯一出现的较明显的去库阶段发生在5月底到6月初，
造成此轮去库原因主要在于一方面前期市场采购情绪不高，原料库存被大幅消耗，此阶段为集中补采。
另一方面，受头部企业四川地区减产消息的放出，下游及贸易商看底情绪滋生，引发部分企业囤货行为，库存进而下降，但随后该企业取消了检修企划，市场库存再度上升。
而从价格走势可以看出：年初在备货、电价上涨、企业撑市的因素影响下，多晶硅价格出现小幅探涨，但在经历3月持稳后，多晶硅价格出现再度“崩塌”，价格一路下跌至全企业成本线之下，在6月初经历囤货对价格形成的支撑持稳后，多晶硅在6月中下旬再次小幅下探，但在成本支撑下，下探空间有限。
H2供需价格展望目前，价格预测：先涨后跌。对于2024年下半年多晶硅价格，整体预测走势为“先涨后跌”。
在年底抢装备货前，认为多晶硅价格已然触底，在后期甚至有上涨可能。
但在年底需求爆发结束后，多晶硅价格可能出现持续性回落，在春节前后甚至可能跌至此次价格底部之下。
总体而言，认为下半年多晶硅整体供应约为89万吨左右。
需求方面认为下半年消费量85万吨左右，整体仍呈现累库趋势，但累库量较上半年将出现明显好转。
具体月份来看，7月多晶硅仍处于常规累库阶段，但进入8月之后由于多晶硅企业的进一步减产，造成供应的减少。
而需求方面，一方面多晶硅开启年底的备货，另一方面，多晶硅期货的上市预期（预计10月），期现商、贸易商相继进场，引发额外的多晶硅需求，8-10月多晶硅持续去库，而在这一时期，多晶硅的价格也将得到修复。
随后部分厂家的复产以及头部新基地的爬产导致多晶硅供应恢复叠加下游需求的减少，多晶硅价格将出现回落
总体而言，多晶硅短期内确实有望出现一定利好行情，但其规模及时间跨度有限。
2024年、2025年终端需求也将持续可观上涨（24年全球预计装机444GW，25年540GW），但多晶硅产能过剩的基本面仍未得到有效改善，产业出清还处在相对初级阶段——光伏上游市场前途仍光明，道路却曲折！
工业硅价格连续下跌，已有个别小企业减产。工业硅作为光伏上游原材料，合盛硅业官网报价近期连续两次加速下调，工业硅行业盈利进一步下探，根据SAGSI，工业硅期现价格双双弱势表现，基本面仍无明显改观，虽个别小厂难以抵抗亏损，从而选择停炉，但相对于偏大的社会库存，工业硅短期或延续弱势状态，价格或弱势震荡为主。
硅片方面，本周价格稳定。目前，硅片价格已连续多周持稳，库存水平也较为健康。7月硅片排产约50.6GW。近期部分企业开工率有所恢复，预计8月将有超过4家企业计划上调排产。
电池方面，本周价格继续下降。在需求疲软和库存压力的双重影响下，n、p型电池价差进一步缩小，已基本持平。电池企业面临持续亏损的困境，短期内电池价格仍有下降空间。
组件方面，本周价格继续下降。以7月29日开标的中煤能源组件集采投标价格为例，n型最低仅0.7134元/W，p型最低仅0.7104元/W，不断逼近0.7元大关。
近期，国内大型集中式项目陆续启动，但部分项目的推进速度仍然较为缓慢，市场需求整体回暖的迹象尚不明显。整体来看，组件市场的“内卷”现象短期内难以改善，预计组件价格将在未来一段时间内继续承受下行压力。
• 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、硅料的价格已经接近见底，预计在10月到11月之前不会降价。硅片的价格也会有所上涨，但启动速度可能比硅料慢一些。电池的价格目前处于下行后的持稳状态，短期内可能会有小幅回落。组件的价格在短期内可能会有一分两分的回落，但到九十月份，随着年底终端需求的爆发，价格会有小幅抬升。
光伏行业最惨的时期是否已经过去？
目前行业的开工率最低的时候还没有过去，预计明年初会有所改善。但2025年年初可能会迎来一个新的低谷，春节期间的开工率会很低。
下游企业对颗粒硅的接受程度如何？目前颗粒硅的掺杂比例能达到多少？
下游企业对颗粒硅的接受程度有限，主要是因为技术问题尚未解决。目前颗粒硅的掺杂比例一般控制在20%到30%之间，超过30%会影响产品质量和破片率。对于N型料，掺杂比例通常也在20%左右。
可以确定的是颗粒硅的成本相对较高。目前颗粒硅与棒状硅的价格差异约为每公斤三到四块钱。未来这种价差可能会随着政策调整而改变，但目前具体趋势还不确定，主要取决于企业的定价策略。
硅料库存主要在3、4月份达到17-18万吨的高水平，硅片厂会消耗一定的原料库存。整体来看，2024年年初的硅料库存增加了约20万吨。到7月12日，库存达到26-27万吨，而最近一周的库存在22万吨左右。因此，硅料库存的变化是合理的，考虑到下游的再库存，总量基本对得上。
头部企业的客户资源稳定，目前没有太大的扩产压力。头部四五家的产能已经能满足市场需求。除了保山和包头的扩产计划外，基本没有其他扩产计划。包头的产能可能会和四川进行产能置换，因此整体增量有限。CPA统计显示，今年多晶硅的项目终止和延期量约30万吨，基本涵盖了所有扩产计划。
在行业压力测试下，专业化和一体化的优劣各有不同。例如，中环开工率满负荷运行，一体化企业的硅片开工率未有显著下降。整体来看，一体化未能显著提高市场占有率。
截至2024年6月底，海外的多晶硅库存一直在上升，目前库存约为34至36GW，欧洲占据了其中的31至32GW。春节后库存量为26至27GW，之后持续增长。
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
硅料价格筑底信号不断释放的背景下，回顾七月供需市场行情，硅料直接使用方对于合同签订、订单执行和履约等具体方面均显现出比较积极的变化，虽然七月拉晶环节整体稼动水平环比下降，直接影响到生产用料规模，但是对于刚需用料需求的采买态度明显变化，并且多数直接使用方有不同程度的发生采买数量大于当前实际使用量的市况，其实也在间接印证上游硅料价格筑底的行情。
价格方面，本期价格范围展示为每公斤 36.5-41 元，国产块料现货价格范围变化不大，但是低价水平有缓慢回调趋势，低价从每公斤 36 元左右有试探性的回调到 36-37 元范围，究竟能否在八月至九月影响到市场整体成交均价，仍然需要观察和验证。另外国产颗粒硅主流价格范围暂时维持每公斤 35-36 元范围，海外产地块料价格范围维持每公斤 18-23.5 美元，然而随着三季度到来，海外用料需求的潜在波动以及国产料出口规模有明显增幅的双重变化背景下，海外产地硅料价格能否保持需要另外观察，预计有承压下行压力。
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，七月底观察市场供给端整体库存水平继续下降，库存分布情况发生一些变化。需要强调的是，当前整体累库压力下降是建立在供给端七月大幅减产的前提下，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 210N、210RN 系列产品需求受到终端萎靡不振影响，价格走势相对疲软松动。特别是 210RN 硅片规格方面，为了组件功率的增益着想，个别一线组件企业开始将采购需求从 182*210mm 转向 182.2*210mm，导致硅片生产企业面临当前 182*210mm 滞库产品无法供应买方需求的问题，添增了各规格在供需结构上的不确定性。
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、1.55 与 1.25 元人民币左右。在 210N、210RN 系列硅片成交价格皆有往下行的趋势，每片 1.5 元人民币与每片 1.2 元人民币的价格文件位预期将有机率在八月双双实现。
展望八月份，硅片的价格走势仍然受到硅料供需变化的影响。如果上游硅料成交价格回升，将对硅片价格产生连锁影响。此外，硅片环节自身在细分规格上的供需细微变化也将影响个别规格的价格维稳与否。
1.1.3电池片价格分析
在上半年激光辅助烧结（LECO）技术成为 TOPCon 电池生产企业的标配后，企业间针对产线的优化持续提效，当前量产入库效率已经达到 24.9%，甚至不乏 25% 及以上的实绩，InfoLink 周三价格公示也预计在八月份起调整 TOPCon 电池片公示效率档位。
时至七月末，本周电池片主流成交价格全线来到每瓦 0.29 元人民币，具体成交价格范围如下：P 型 M10 和 G12 尺寸维持每瓦 0.28-0.29 元人民币。在 N 型电池片方面，M10 TOPCon 电池片均价也在每瓦 0.28-0.29 元人民币。至于 G12R 和 G12 TOPCon 电池片当前价格也维持在每瓦 0.28-0.29 与 0.29-0.3 元人民币不等。N 型大尺寸 210N 与 210RN 也面临到与硅片同样的情景，低迷的采购需求影响企业生产意愿。
当前电池价格基本维持暂时的稳定，一方面电池厂持续承受组件的跌价，另一方面近期银点价格的回落，也减缓了电池企业一部分的生产压力。然而，综观当前盈利状况，持续负 10% 以上的毛利持续影响市场情绪，企业艰难的守在每瓦 0.29-0.3 元人民币价格波段。
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
本周价格暂时止稳，主要关注后续变化，近期厂家正在酝酿涨势，预期涨幅 2-3 分不等的幅度，然而终端目前接受度较为有限，需求支撑点以国内大项目即将在八月拉动，海外需求平稳。因此，结论与上周相似，需求暂时尚未有明显大幅回升的迹象，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。
本周 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。
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光伏行业产能出清研究
对光伏主要环节相关公司在手资金和现金流情况进行了简化测算，预计部分二三线厂商未来6-12个月可能面临现金耗尽风险，尾部公司现金流耗尽而出清的周期可能更短；而龙头厂商具备更强穿越周期低谷的资金保障。
考虑目前政策约束+市场化出清手段，针对光伏主链不同环节的情况和特点，对主链环节产能出清的方式和路径进行了推演，从出清进度看，预计电池组件＞硅料＞硅片。
目前行业逐步进入产能实质性出清阶段，预计光伏主链最早有望于25H2之前实现供给侧重构，具备技术、资金、成本和差异化优势的企业有望率先摆脱行业混战的泥潭。
关注三方向机会：现金为王、格局优先、差异化和稀缺性。
价格跌破成本，多企业亏损加剧。根据CPIA，当前光伏行业存在价格跌破成本，企业亏损加剧的问题，其中多晶硅等多环节价格跌破成本线，组件开标价格持续下降，并且24H1存在产业链相关公司预期亏损加剧的情况。在披露半年报预报的主产业链企业中，大多数处于净利润亏损状态，与一季度相比，二季度多数主产业链企业预期亏损加剧。例如主产业链通威股份预计2024年半年度实现归属于母公司所有者的净利润约为-30亿元至-33亿元左右， TCL中环预计2024年上半年归属上市公司股东净利润-29至-32亿元，隆基绿能预计 2024 年半年度实现归属于上市公司股东的净亏损为 48.00 亿元到 55.00 亿元，晶澳科技预计24年上半年归母净利润为-8至-12亿元，均同比出现亏损。
产能增速放缓，部分企业退出。根据CPIA，光伏行业产能增速出现放缓，2024年上半年，在主产业链多晶硅、硅片、电池片、组件环节，投产、开工、规划项目数量同比下降75%，并且超20个项目宣布终止（中止）或延期，其中，多晶硅环节超30万吨，硅片环节超15GW，电池片环节超60GW，组件环节超20GW。行业整体开工率降低，部分企业甚至停产，其中多晶硅环节开工率约为60%，硅片、电池、组件开工率为50%-60%。有6家以上的企业在国内的工厂停产，有2家以上企业在国外的工厂停产。
“老玩家”转身不易，“新玩家”尚需沉淀。根据CPIA，传统龙头企业这些“老玩家”除存在旧产能计提损失沉重、旧产能技改升级性价比不足，旧产能出清不畅等历史包袱，还存在“一体化”持续失血的“新包袱”。而对于光伏企业“新玩家”，存在研发技术积累不足，知识产权积累较少的情形，而技术优化迭代能力很大程度上决定企业竞争力，知识产权积累不足将会使“搭便车”成本日益高昂。
国外市场面临贸易保护加码，产品出口受阻，国内市场面临资源吃紧，消纳问题难解的问题。根据CPIA，国外美、欧、印、巴西、南非等全球头部光伏市场纷纷出台贸易壁垒政策，限制我国产品直接出口，并且我国企业的海外产能开始遭遇贸易壁垒问题。而国内市场对于“光伏+”等集中式项目，用地政策趋严，审批流程变复杂；对于分布式项目，存在低压端承载能力受限，配电网接入容量空间减少的问题。国内在消纳方面面临电网建设滞后，光伏并网难，煤电机组灵活性改造缓慢，影响新能源发电上网等问题，电力系统调节能力有待提高。
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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