概要及主要观点：
1、虽然说今年上半年光伏装机量仍然保持在20%以上的增速，但是光伏产能的快速释放，让市场出现了明显的供大于求的局面。在这种背景下，整个产业链的价格也快速下跌。就比如单晶致密料成交最低价，在上个月已经降至3.3万元/吨，较年初下跌了40%以上，已经创下了年内新低。
除此之外，光伏的硅片、电池片、组件等各个环节的价格也都出现了不同程度的下滑。这让官方都看不下去了，光伏行业协会也提出说加强供给端的调控是加快推动供需恢复平衡的关键举措。
经过二十余年的发展，我国光伏行业已成为多晶硅最大的消费领域（需求占比超过80%以上）。多晶硅处于光伏产业链最上游，可制成多晶硅锭或单晶硅棒。从全球多晶硅的产能来看，这些年有一个快速释放。截至去年底，我国的产能已经接近210万吨，占比超过了90%。
从国内硅料玩家的竞争情况来看，行业集中度近些年不断攀升，目前CR5已经接近90%。但是头部玩家近些年似乎并没有享受到由此带来的红利。
其实从2022年开始，多晶硅的产能已经出现了过剩的局面。据初步测算，其产能可以提供超过300GW的组件来使用。但是，当年新增的光伏装机有多少呢？只有不到150GW。
所以，现在玩家业绩的“跳水”，从多年前决定大规模扩产的那一刻，已经埋下了祸根（平均多晶硅产能完全达产需要15-24个月。）
从多晶硅行业的属性来看，它属于重资产行业，产能投资中资本性开支占比达95%以上。
除了硅料价格剧烈波动，其实硅料也在经历结构性调整。随着TOPCon和HJT等高效率电池技术中的应用，N型硅料因其更高的效率和更长的使用寿命，正逐步取代传统P型硅料成为市场中的主流。
仅去年一年，N型硅料相对P型硅料的溢价从去年年初的不到2500吨/年上涨到年末的近8000元/吨，
而且，N型组件的招标量去年也已经达到了全国总招标量的约40%。
国内也有不少玩家也想跟上这为数不多的风口，比如大全能源（688303）就在积极向N型硅料转型，去年N型硅料销售量达5.32万吨。但是有一说一，尽管N型硅料价格相对坚挺，但也未能幸免于整体市场的下行趋势。就在上个月N型棒状硅的成交价已经跌到了4万元的水平，相较今年年初也是出现了大幅下滑的趋势。
因此，大全能源今年一季度营业收入和净利润同比降幅分别为38.6%和88.64%。而且，公司还与供应商之间就合同履行及标的产品质量等问题产生了诉讼纠纷，这也让投资者感到有所担忧。
所以说，虽然说N型硅料处于技术优势，但是在行业整体供需严重失衡的时候，这个结构性的机会，也算不上什么机会了。
当前，硅料市场价格展现出微妙的反弹趋势，尽管整体涨幅相对温和。据行业预测，国内19家主要多晶硅企业在八月份的预计排产总量介于13.75万吨至14万吨之间，与上月相比环比下降了5.04%，但同比去年则实现了8.227%的增长。这一数据反映了市场供需关系的微妙调整，其中硅片和电池片生产环节的排产增加，进一步证实了市场需求的活跃性。
然而，尽管硅料价格有所抬头，下游企业却采取了更为审慎的采购策略，导致大规模采购活动并未随之涌现。当前，硅料价格稳定在大约35元/千克的水平，这一价格区间内多数企业仍处于亏损状态，因为平均生产成本接近45元/千克。预计未来一段时间内，硅料价格将在35到41元/千克的区间内波动，显示出一种动态平衡状态。
值得注意的是，市场对于硅料期货的关注度显著提升，其上市预期加剧了市场对未来价格走势的猜测。然而，期货市场的实际影响将取决于期货盘面表现、基本面情况以及市场情绪等多种因素，综合作用下，预计短期内价格仍将维持在当前波动区间。
从生产端来看，多晶硅行业面临停产与复产的两难境地。由于生产设备在停产超过三个月后重启成本高昂，特别是还原炉等关键设备容易因长期闲置而受损，许多企业在停产后面临复产难题。以五月份为例，多家二三线企业集中停产，至今尚未完全恢复生产，部分企业的产能恢复甚至可能延迟至明年。
具体到企业层面，八月份硅料领域的主要生产企业表现各异。A公司月产量稳定在5.5万吨以上，B企业达到2.2万吨，C企业为1.1万吨，而D企业则约为8000吨。整体而言，多晶硅排产较七月份环比下降5.04%，预计总量在13.75万至14万吨之间，同比去年则增长了8.27%。随着市场调整，九月份的排产量或继续呈现下降趋势。
产能方面，国内多晶硅有效产能已接近250万吨，若计入在建项目，则总量或突破300万吨大关。在此背景下，先进产能与落后产能的成本差异显著，先进产能即便满负荷运行也可能保持较低成本，因此在产能出清过程中，落后产能将更快被淘汰。据此预测，未来多晶硅行业或将经历一轮洗牌，最终可能仅剩下8到9家主要企业。
库存方面，八月份硅料库存约为24万吨，相较于七月份的近30万吨和六月份的最高值33万吨，显示出一定的去库存趋势。不同企业的设备检修周期和策略各异，老旧产能可能面临全面停机，而较新生产线则可能选择部分停机以应对市场变化。
此外，颗粒硅作为新兴材料，其最大掺杂比例在理论上可达30%，但目前主要由一家企业生产，月产量约为2万吨。这一新材料的应用和发展，或将为多晶硅行业带来新的竞争格局和市场机遇。
当前产业链价格整体处于磨底阶段，目前反弹支撑较弱，企业需紧密关注市场动态，灵活调整生产策略。
2、近期，中国多晶硅价格继续持稳，近一个月以来无大波动，最新价格显示，有部分新签订单触底反弹。
8月7日，硅业分会公布了最新多晶硅价格，本周多晶硅价格大体维持稳定，部分新签订单触底反弹。其中，n型棒状硅成交价格区间为3.80-4.30万元/吨，成交均价为4.04万元/吨，环比上涨1%。
单晶致密料成交价格区间为3.30-3.60万元/吨，成交均价为3.43万元/吨，n型颗粒硅成交价格区间为3.60-3.70万元/吨，成交均价为3.67万元/吨，环比上涨0.55%。
硅业分会表示，本周n型棒状硅有5家企业取得成交，p型棒状硅有2家企业有成交。头部企业签单较为顺利，价格已出现底部反弹；小部分企业通过与期现商交易实现价格小幅上涨；颗粒硅价格出现一定程度跟涨。
对于本次价格反弹，该机构称，主要基于两个方面：一方面，在上游连续几个月的停产检修的影响下，7月硅料产出降至13.8万吨，环比下滑14.53%；预计8月与7月基本持平。
另一方面，目前硅料价格在连续多周稳定后出现调整，部分下游企业认为本次周期价格底部已经出现，一定程度的刺激企业集采超低囤货。减产、囤货叠加效应造成硅料报价上调，小单急单价格涨幅较高，大单长单实际成交价格多数较为稳定，暂未出现规模性涨价。
然而，由于行业库存量仍维持在30万吨附近的较高水平，供需关系未出现根本性扭转，因此本次价格上涨的可持续性不强。
硅片方面，根据硅业分会统计，过去的7 月硅片排产预期维持在 50.6GW，环比下降1.8%，1-7月国内硅片产量累计416.15GW，同比增长37.2%。
硅业分会称，根据各家企业的排产计划，8月硅片产量预计增长至51-52GW，库存压力减轻使得产业有复苏趋势。
电池方面，7月国内电池产量49GW，环比下降5.8%；7月国内组件产量49GW，环比下降4%。其中，M10单晶TOPCon电池片价格降至0.285元/W，降幅达5%。受价格下降影响，电池环节的公司运营压力较大，部分三线电池厂被迫关停。
硅业分会还指出，在组件价格方面，当前国内182mmTOPCon双面双玻组件价格已降至0.76元/W，已跌至现金成本以下。展望后市，在目前上游价格基本见底的背景下，随着光伏市场下半年旺季的开启，市场需求有望环比回升，光伏组件价格有望持续保持平稳，但低价竞标、低效产品扰乱市场仍存在。
• 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。
截止24Q2公募基金光伏板块重仓比例环降0.69个百分点至2.0%，除去逆变器板块后主链和其余辅材均有所减仓，整体减仓幅度环比Q1增加0.65个百分点，低筹码结构具备避险&防御价值；且近期全球宏观方面，美国降息预期逐步加强，光伏终端需求有望受益，板块具备策略配置属性。
4、根据锂成本价格曲线，盐湖提锂的现金成本最具竞争力，其成本处于曲线的最左端，多数盐湖提取的成本在3-5万元/吨范围内；其次，高品质的锂辉石采矿的成本约为4-6万元/吨，紧随其后的是高品质的锂云母矿，其成本大致在6-8万元/吨；而非洲资源的采矿成本相对较高，主要受制于能源和运输的高昂费用，预估在7-11万元/吨之间。尽管当前成本范围较高，但随着后续配套设施完善和交通基础设施的进一步完善，这些成本仍有可能进一步降低；相对而言，低品质的锂云母项目面临最高的成本压力，其现金成本超出了12万元/吨。
依据当前合理的供应成本分布图，认为行业成本重心有望落在8-9万元，以此做出了四种情形假设：
1）24年价格处于6万元/吨，有效供应量约为53万吨LCE，将呈现供需极端失衡局面；
2）24年价格处于8万元/吨，有效供应量约为98万吨LCE，仅有可能在产能出清阶段触达此位置；
3）24年价格处于10万元/吨，有效供应量约为120万吨LCE，行业基本实现供需紧平衡；
4）24年价格处于14万元/吨LCE，全球有效供应量将超过140万吨，生产企业将加速产能扩张。
目前碳酸锂价格到达8万已经触及以宜春云母及非洲矿山的平均成本的支撑，8万被进一步击穿后，澳矿成本线将接受考验。目前以澳洲矿企23Q3-24Q1公告来看，各家矿企通过优先开发富矿降本效果显著，但进一步降本空间不大，若锂价持续下跌，则需考虑澳矿能否实现成本支撑。
综上所述，目前上游资源端并未出现明显的收缩，海外澳矿曾在年初宣布降低产量，但是目前来看也仅仅是制约了高成本的项目。8月仍是盐湖生产的旺季在成本优势下不会减产，一体化生产企业距离盈亏平衡线仍有一段距离，目前来看外采矿和低品位矿提锂企业成本倒挂严重将逐步停产，但对供应规模影响有限。
所以短期来看，碳酸锂在8月将延续供应过剩的格局，而高企的库存又将对现货市场产生较大压力，反映供需过剩的矛盾，整体趋势仍在震荡寻底的过程中。
中长期来看，我们预计本轮磨底之路会较为漫长，高成本项目逐步出清仍需时间，随着需求的恢复，特别是未来如果储能领域快速增长拉动锂需求的释放，使供需平衡达到新的拐点，锂价才有可能企稳上涨，我们预计锂价下一轮上行周期有可能在2025年以后出现。
5、2030年储能装机预计1Twh，主力市场中美依然强劲。
美国：FERC出台法规简化流程，并网加速，1H装机200%增长，2H拟投运项目增长140%，预计美国24年装机35GWh，25年仍可40%增长。
中国：24年长时储能占比提升，1H增长40%，全年预计装机60GWh，增长40%。
欧洲大储开始发力，新兴市场多点开花
欧洲：英国上调储能装机短期目标60-80%，2030年累计43.6GWh；意大利177亿欧元的储能计划建设超过9GW/71GWh的储能设施。预计24/25年装机需求7/15gwh，同比均翻番。
新兴市场：中东加快能源转型，储能大项目密集落地，规划50gwh+；智利矿山建设催生长时配储需求，规划16gwh+；澳大利亚发布扩大容量投资计划，提高储能需求这2030年9GW。24/25均翻番至10/22GWh，且持续性高增可期。
户储：新兴市场贡献增量，对冲主力市场放缓。
欧洲：主力市场德国户储渗透率高、意大利补贴退坡，24年预计均 下滑20-30%，而产业链去库已接近尾声，实际出货量H2同比转正。
新兴市场：巴基斯坦、乌克兰短期需求爆发，东南亚等国家潜力大，其他市场南非下降、 澳大利亚、日本和美国稳健。因此预计24年全球户储装机17gwh，同比持平，25年恢复20-30%增长。
海外储能有望持续超预期，且盈利好，强烈看好在海外深耕有品牌有渠道的储能企业！
24年全球配储装机150gwh，总体装机180gwh，增长48%，2030年装机空间近1000gwh。对应2024年电池出货量近300gwh，30年1500gwh。海外市场盈利弹性大，欧美>新兴市场>国内。
6、2024年7月，我国新能源乘用车零售销量达到87.8万辆，同比增长36.9%，新能源车零售渗透率首次月度突破50%。
新能源车零售渗透率达51.1%。根据乘联会数据，7月全国乘用车市场零售172.0万辆，同比下降2.8%，环比下降2.6%；2024年以来累计零售1155.6万辆，同比增长2.3%。其中，常规燃油车零售84万辆，同比下降26%，环比下降7%；新能源乘用车国内零售销量达到87.8万辆，同比增长36.9%。2024年1月-7月，新能源汽车零售共计498.8万辆，同比增长33.7%。这意味着，7月新能源车国内零售渗透率达到51.1%，较去年同期36.1%的渗透率提升15个百分点，实现首次月度突破50%。7月，国内头部传统车企转型升级表现优异，自主品牌中的新能源车渗透率已超七成。7月我国自主品牌零售106万辆，同比增长13%，当月自主品牌国内零售份额为61.8%，同比增长8.5个百分点。比亚迪、奇瑞汽车、吉利汽车等传统车企品牌份额提升明显。7月国内零售中，自主品牌中的新能源车渗透率达到73.9%；豪华车中的新能源车渗透率为27%；而主流合资品牌中的新能源车渗透率仅有8.3%。出口方面，2024年汽车出口整体延续去年强势增长特征。7月，海关统计汽车出口55.3万辆，同比增长26%，环比增长14%；出口金额99.9亿美元，同比增长14%，环比增长14%。1月-7月累计出口348万辆，增长25.5%；出口金额651亿美元，增长18%。
产业链优势明显 ，“以旧换新”成效渐显。国内乘用车新能源渗透率突破50%，与国内装备制造业、零部件产业的产业链、新质生产力推动、插混技术发展、以旧换新补贴加码等因素息息相关。
7月，国家加力乘用车报废更新政策，国家发改委、财政部印发《关于加力支持大规模设备更新和消费品以旧换新的若干措施》的通知，提出提高汽车报废更新补贴标准，购买新能源乘用车将补贴2万元、购买2.0升及以下排量燃油乘用车补贴1.5万元。新能源乘用车较常规燃油车补贴高出0.5万元，也将进一步助力新能源汽车发展；乘联会表示，随着国家“以旧换新”的乘用车报废更新政策逐步见效、各地相应政策措施出台与跟进，消费潜力释放效果好，7月新能源车走势好于乘用车厂商预测团队的预期。当前，复杂多变的外部环境对消费信心影响较大，部分消费者的消费信心不强，首购需求表现不如换购。7月中下旬以来，厂商和经销商在产销节奏保持良性互动的前提下，以促销回收和稳定价格策略为主，以维护渠道的稳定。展望8月，随着改款新车上市潮的到来，各细分市场预计将形成更丰富多样的产品供给，将成为拉动车市零售逐步回暖的一个有力因素。同时，近期人民币汇率变化有利于出口，中国乘用车8月出口预计仍会保持平稳增长，能有效地缓解国内燃油车大幅下滑带来的增长压力。
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
1.1.1硅料价格分析
近期市场对于上游多晶硅价格的关注度再次回升，根据 InfoLink 观察，多晶硅低价的成交水平确实有所回升，正如周三价格发布信息显示，在过去 2-3 周我们也持续在反应这部分变化，主流价格的低价范围从每公斤 36 元有所回升到 36-37 元范围；截止八月初，整体报价范围也有所回升，从每公斤 36-39 元升至 37-42 元范围，建立在全线企业持续四个月亏损现金成本的背景之下，前期价格确已筑底（周价格评论均有反馈），当前低价和整体报价范围的确有所变化。
低价与报价回升的原因与企业持续亏损现金成本有直接关系，另外进入三季度供给端更大规模的检修/减产也是一个重要诱因，并且八月开始 TOP3 的头部企业的更大面积的减产，严重影响市场整体氛围。但是市场均价作为最为重要的价格指标，能否如愿回调，能否实现均价的触底反弹，实则需要另外一些时间来等待和验证，InfoLink 也对此变化保持紧密关注。
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，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。须要强调的是，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。而 183N 系列也开始出现松动，个别企业报价每片 1.08 元人民币左右，然而还未形成批量成交。
本周硅片价格暂时维持，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 1.08-1.1、1.55 与 1.23-1.25 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，210N 每片 1.5-1.55 元人民币已经出现成交，210RN 每片 1.23 元人民币的价格也开始成单，每片 1.2 元人民币价格文件位预期将有机率在八月实现。
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，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。此外，头部硅片厂家近日公布领导层的异动，市场也在关注新决策者的产销策略，不排除企业后续有减产作为。
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 每周价格公示也预计在八月份调整 TOPCon 电池片公示效率档位。
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，预期下行空间非常有限。
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
本周价格小幅松动，主要受到集中项目价格影响，近期集中项目执行价格约在每瓦 0.75-0.78 元人民币，中后段厂家仍受制订单状况部分让利价格较低，部分新的执行订单在本周也出现新低价。而分布项目价格则暂时无变化，本周价格约 0.78-0.85 元人民币，整体 TOPCon 均价预期将接近 0.8 元人民币，甚至不排除月底有机会落到 0.78 元人民币。
182 PERC 双玻组件价格区间约每瓦 0.7-0.8 元人民币。HJT 组件价格约在每瓦 0.84-0.95 元人民币之间，大项目价格偏向低价。因当前组件价格受到市况影响探底，P-IBC 价格从原先与 TOPCon 价差持平至目前约有 1-2 分钱左右的差距，N-TBC 的部分在国内项目较少，目前报价暂不明朗，后续静待厂家报价更新。
需求暂时尚未有明显大幅回升的迹象，需求支撑点以国内大项目即将在八月拉动，海外需求平稳。接受报价上探者落地较少，市场上仍充斥低价抢单、低效产品、库存商品等致使价格下探，持续打乱市场节奏，组件价格修复回升较有难度。
海外市场部分，HJT 价格下探每瓦 0.12-0.125 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 0.09-0.11 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。
2024年上半年度，中国市场风机订单量超过70GW，再创历史新高。2024年上半年度，中国陆上风电市场新签风机订单量同比增长41%，超过64GW。在雄心勃勃的年度装机目标激励下，内蒙古和新疆贡献了超过半数的陆上风机新签订单量。此外，国内海上风电新签订单量达到6GW，占上半年新签订单总量的9%。用海冲突影响项目审批进度，短期内阻碍了海上风电市场订单规模的增长。
截至2024年上半年，2022年及2023年共签订的194GW风机订单中，超过70%的订单已转化为开工项目。其中，陆上风电项目推进速度加快，两年平均开工率达到75%。海上风电项目依然受到审批缓慢影响，仍有接近8GW的订单尚未开始执行。2022年的订单吊装完成率达到56%, 未完成订单占比较高的省份主要为贵州、湖南和陕西。
机组价格保持稳定，风电整机商财务压力趋缓。2024年上半年，风电整机商之间的价格竞争态势趋于平缓，机组价格与2023年底持平。部分以风光大基地开发为主的省份，主流机型由5-6MW机型平台直接切换至10MW，单千瓦机组价格相应降低21%。预计随着大兆瓦机组的渗透率不断提升，未来风机价格仍将呈下降趋势。此外，根据项目招标文件要求及伍德麦肯兹的统计，需要在2024年内完成吊装的23X-10MW陆上风电机组容量约为14GW，这将对供应链的交付能力提出巨大考验。
为应对风机销售环节的利润压力，风电整机商仍在扩展自主开发的项目规模。上半年，风电整机商共签订5.5GW内部订单。
机组价格保持稳定，风电整机商财务压力趋缓。2024年上半年，风电整机商之间的价格竞争态势趋于平缓，机组价格与2023年底持平。部分以风光大基地开发为主的省份，主流机型由5-6MW机型平台直接切换至10MW，单千瓦机组价格相应降低21%。预计随着大兆瓦机组的渗透率不断提升，未来风机价格仍将呈下降趋势。此外，根据项目招标文件要求及伍德麦肯兹的统计，需要在2024年内完成吊装的23X-10MW陆上风电机组容量约为14GW，这将对供应链的交付能力提出巨大考验。
为应对风机销售环节的利润压力，风电整机商仍在扩展自主开发的项目规模。上半年，风电整机商共签订5.5GW内部订单。
三、新能源行业重大事件
1、2030年储能装机预计1Twh，近10倍空间。主力市场中美依然强劲。
美国：FERC出台法规简化流程，并网加速，1H装机200%增长，2H拟投运项目增长140%，预计美国24年装机35GWh，25年仍可40%增长。
中国：24年长时储能占比提升，1H增长40%，全年预计装机60GWh，增长40%。
欧洲大储开始发力，新兴市场多点开花
欧洲：英国上调储能装机短期目标60-80%，2030年累计43.6GWh；意大利177亿欧元的储能计划建设超过9GW/71GWh的储能设施。预计24/25年装机需求7/15gwh，同比均翻番。
新兴市场：中东加快能源转型，储能大项目密集落地，规划50gwh+；智利矿山建设催生长时配储需求，规划16gwh+；澳大利亚发布扩大容量投资计划，提高储能需求这2030年9GW。24/25均翻番至10/22GWh，且持续性高增可期。
户储：新兴市场贡献增量，对冲主力市场放缓。
欧洲：主力市场德国户储渗透率高、意大利补贴退坡，24年预计均 下滑20-30%，而产业链去库已接近尾声，实际出货量H2同比转正。
新兴市场：巴基斯坦、乌克兰短期需求爆发，东南亚等国家潜力大，其他市场南非下降、 澳大利亚、日本和美国稳健。因此预计24年全球户储装机17gwh，同比持平，25年恢复20-30%增长。
海外储能有望持续超预期，且盈利好，强烈看好在海外深耕有品牌有渠道的储能企业！
24年全球配储装机150gwh，总体装机180gwh，增长48%，2030年装机空间近1000gwh。对应2024年电池出货量近300gwh，30年1500gwh。海外市场盈利弹性大，欧美>新兴市场>国内。
2、西欧是欧洲大陆太阳能行业诸多领军企业的发源地。根据行业机构SolarPower Europe最新发布的《欧盟市场展望报告》(涵盖2023年-2027年)，在欧洲14个GW规模市场中，西欧占了5个，分别是德国、荷兰、法国、奥地利和比利时，其中没有一个超过德国。2023年年底，这五国的装机总量达到81.7GW。
德国：2040年400GW。德国国家太阳能协会BSW-Solar总经理 Carsten Körnig 告诉 PV Tech Power："多年来，太阳能一直是德国最受欢迎的能源形式。2023年的新增光伏装机容量为15GW，与前一年相比几乎翻了一番。"
Körnig指出，从2026年起，政府的目标是每年新增装机容量达到22GW，这将使德国至2030年的光伏装机总量达到215GW，至2040年达到400GW。最重要的是，这些目标与德国政府向欧盟提交的德国最新国家能源与气候计划(NECP)中的目标是一致的，德国215GW的太阳能目标是迄今为止全欧洲最高的目标，是意大利80GW光伏装机目标的两倍多，意大利是目标第二宏大的国家。
德国太阳能扩张的一个标志是政府对太阳能的大力支持，今年 4 月通过的 Solarpaket I立法进一步推动了这一进展。立法框架对德国太阳能立法进行了一系列修改，包括将工商业太阳能项目的上网电价调高了0.015欧元(0.016美元)/kWh，此举旨在使分布式太阳能更具商业可行性，从而对潜在投资者更具吸引力。
"这将使业主、租户、农民和其他专业投资者更容易获得价格低廉的太阳能，"Körnig 谈到新立法时说。"根据法律草案，在公众附近、电网和大型太阳能电站合适地点获取太阳能电力的障碍将会被消除。"
荷兰：受益支持性立法、补贴。荷兰太阳能行业也受益于不断增长的分布式行业。
2022 年，仅屋顶太阳能行业就新增了 1.8GW装机容量，占当年新增装机容量的 46%，推动荷兰太阳能行业的装机总量在 2023 年底超过了法国。
SolarPower Europe预计，未来几年这一增长将保持稳定，预计 2023 年屋顶行业的新增装机容量将达到 1.6GW，2024 年将达到 1.8GW。与德国的情况一样，这一行业也受益于支持性立法，如可持续能源和节能投资补贴，今年其资金增至 6 亿欧元，用于补贴热泵和太阳能组件等设备的成本。
重要的是， SolarPower Europe报告称， 2023年，该行业实现了 "平均负补贴水平"，这意味着政府不再因为给新太阳能设施提供财政支持而亏损，这种状况将鼓励政府为太阳能提供更多支持。同样，2024年2月，参议院否决了一项逐步取消净计量计划的提案，分析机构Wood Mackenzie的欧洲分布式太阳能首席分析师Juan Monge对此举表示赞赏。
"在荷兰，关于是否逐步取消净计量的争论已经持续了多年，以前也曾试图取消这一计划。”Monge 解释说：“这一决定为市场带来了清晰度，为产销者提供了与预期系统经济性相关的确定性。维持净计量政策还可以防止独立户用太阳能市场在短期内出现两位数的萎缩。”
荷兰也是漂浮光伏的坚定投资者，2023 年 4 月宣布的一项资助计划拨出 4450 万欧元，在荷兰的能源结构中增加3GW海上光伏容量。政府的目标是将这些漂浮光伏项目与海上风电站结合起来，在涡轮机之间建造漂浮组件，利用沿海现有的能源基础设施。
Wood Mackenzie欧洲、中东和非洲太阳能研究分析师Daniel Garasa表示："这项技术将通过在北海混合海上风电站来开发。"这意味着即使没有建成，这些海上漂浮光伏项目也将受益于已经规划的电网基础设施。这将使荷兰输电系统运营商 TNO 、开发商和项目业主得以提高这些资产的容量系数，而无需投资额外的电网基础设施。
法国：2030年65GW
法国是西欧第三大太阳能市场，在运电力容量约有 20GW，2023 年新增容量为 3.1GW。这是法国的最高纪录，超过了之前在 2021 年创下的 2.8GW年度装机容量记录，约是 2012-2019 年年度装机总量的三倍，而2012-2019 年期间则从未超过 1.02 GW。
法国可再生能源协会还为太阳能行业制定了一系列雄心勃勃的目标，力争至2030 年的在运容量达到65GW, 至2035年的装机容量达到115GW。这些数字比法国向欧盟提交的国家可再生能源计划更为雄心勃勃，有助于法国重新夺回西欧国家前两名的位置。
不太成熟的市场：奥地利、比利时
除西欧三大太阳能市场外，以奥地利为首，较小的太阳能市场也取得了可观的增长。
奥地利在 2022 年首次突破了1GW门槛，在 2023 年将光伏装机总量扩大至6.2GW，并计划在 2040 年实现41GW的累计装机容量。
奥地利于 2021 年通过的《可再生能源扩展法案》规定，至 2030 年，奥地利的电力消费必须 100%满足可再生能源的需求，该法的目标是至2030 年可再生能源发电量达到 27TWh，其中 11TWh必须为太阳能发电。
为了实现这些目标，奥地利政府大幅增加了光伏补贴，财政支持从 2021 年的约 1.1 亿欧元(1.185 亿美元)增至 2023 年的 6 亿欧元(6.465 亿美元)，几乎翻了六倍。政府还通过差价合约计划每年支持 700MW的新装机容量。
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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