概要及主要观点：
1、多晶硅：7月国内多晶硅产量15万吨，环比上月出现约不足1%的降幅，多晶硅排产整体大稳小动，但企业之间增减不一，其中一家二线企业恢复生产以及一家头部企业产线爬产带来新的增量，此外，其他两家头部企业出现减产情况。
对比下游硅片需求多晶硅仍然过剩。
8月国内多晶硅预计产量13.9万吨，减量主要来自于国内某头部企业部分基地全停，除此外，一家企业内蒙两基地提产带来部分产量弥补。
本周硅片成交价格大稳小动，硅片市场价格暂稳。8月出现个别头部企业及部分中小企业提产现象，但亦有一家头部硅片企业将减产，综合计算8月硅片预期排产54GW左右。硅片库存继续上升，部分企业库存压力增加，市场情绪出现一定转变。
光伏电池8月中国企业国内和海外基地光伏电池排产量合计58.54GW，而国内光伏电池排产量55.74GW，其中P型电池排产为8.96GW，N型电池排产为46.78GW。实际产量预计不及预期。随着PERC电池需求的加速下行，PERC电池库存压力开始提升，而N型光伏电池预计中下旬进入去库阶段。
7月国内有机硅DMC产量为20.22万吨，环比6月微减1.84％，2024年1-7月总产量为136.76万吨，同比增长15.21％。7月供应端开始减量放量，月内多家企业开始检修降幅，同时新产能装置运行不稳定，检修时长增加，导致7月开工下降。对于8月份的产量预测预计将开始增长，原因在于8月份国内前期投产单体产能开始稳定运行并且产能全部开启，从而导致供应量增加，预计8月国内DMC产量将达到21.75万吨。
7月中国工业硅产量在48.73万吨，环比增幅7.5%增量3.41万吨，同比增幅72.3%增量20.44万吨。2024年1-7月中国工业硅累计产量在276.44万吨，同比增幅39.7%增量78.63万吨。
7月份中国工业硅产量表现继续增加，主因川滇地区在6月下旬或7月初复产的这部分工业硅产能，在7月份产量继续释放，贡献增量近3.5万吨。
北方三大头部企业维持较高开工率，叠加地区产能占比高，虽伊犁等地存部分产能减产，新疆整个地区产量仍位于高位。
7月份工业硅现货价格继续下跌，部分地区硅企有减停产发生，7月份福建、河南、广西等地出现产量减少，从全国来看以地区增量居多，故7月份产量环比继续增加。
从8月份来看，7月下旬及8月初，新疆、河南、四川、重庆等地小型硅企有部分减产，叠加本月8日工业硅期货Si2409合约跌破10000元/吨，市场情绪受挫或加速亏损产能减产，新投产能方面预期增量有限，预计8月份工业硅产量将下降至47万吨以下。
光伏电池7月中国企业国内和海外基地光伏电池产量合计58.68GW。而国内基地光伏电池产量55.93 GW，其中P型电池预计生产10.78GW, N型电池45.15GW左右，N型电池占比为80.73%。
7月N型电池产量提升5GW左右，主要为Topcon电池，而分厂家来看，一体化厂家的电池提产较为明显，专业化电池厂家排产持稳。
而从7月供需来看，单月电池交易量相对6月有明显下滑，过程中电池厂家出货压力大，库存明显增长，价格也随着走跌。
展望8月，电池订单量仍为下降趋势，而供应端头部电池厂家排产保持增长状态，电池市场的库存压力进一步走高。
8月中国企业国内和海外基地光伏电池排产量合计58.54GW，而国内光伏电池排产量55.74GW，其中P型电池排产为8.96GW，N型电池排产为46.78GW，N型电池市场供应端扩产，需求端萎缩，价格或将继续探底。
光伏组件7月中国光伏组件产量约为46.8GW，较上月减少0.9GW，环比下降1.9%；相比去年同期，增幅约4.1%。
2024年1-7月，中国光伏组件累计产量约为325.7GW，同比增加61.7GW，增幅约23.4%。
7月的组件需求尚未明显改善。尽管国内有几个集采交付订单拉动需求，但海外市场拉货力度放缓，欧洲也进入夏休休整期，项目采购进度停滞。
7月，部分组件企业的实际产量低于预期，纷纷下调产量以避免库存累积。尤其是一体化组件厂商，因持续亏损而保持谨慎的开工率调整。中后段组件厂试图通过低价策略获取订单，但实际到手订单量仍然不足，部分企业选择仅接代工订单，且停产厂家数量增多。
8月光伏组件的排产预计来到48.5GW，环比增加1.7GW，增幅约3.6%；相比去年同期，降幅约8.6%。由于整体订单需求能见度依旧较差，各企业的排产情况出现分化。
随着下半年交付高峰的到来，一些企业也因交付订单数量的增加而大幅上调了开工率。多数企业考虑在手订单量和库存压力，选择保持开工率稳定或小幅下调。
其中，8月N型组件的排产比例进一步上升至89%。自7月以来，下游终端电力企业采购组件时，有超过90%的选型为N型组件，部分集采项目已经不再购买P型组件。
因此，组件企业积极调整P型与N型组件的生产比例，部分企业甚至选择关停P型组件产线，头部企业的N型组件排产比例已接近90%。
8月胶膜排产4.4亿平米，环比走低10.07%。8月EVA光伏料排产9.17万吨，环比上升78.65%。随着EVA光伏料产量提升，库存开始提升。胶膜本月排产下降，库存为下降趋势。
光伏玻璃7月国内光伏玻璃的月度产量达到263.22万吨，相较于6月增加5.86％。
虽7月国内产线冷修较多，但冷修时间基本处于月底时期，对当月产量影响较小。且由于7月的生产天数比6月多一天，故相对增幅较为可观。
预计8月国内光伏玻璃的产量将有所减少，主要原因为冷修产线带来的产量减少开始体现在供应端上，且8月仍有部分产线计划冷修，预计8月产量将达到259.99万吨。
• 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——“从现在开始5年内，TOPCon技术依旧是主流技术，未来5年i-TOPCon仍有巨大的提效空间；而且5年后TOPCon与钙钛矿耦合成叠层，成为下一代主流技术，使TOPCon继续保持强劲的生命力，为行业创造价值。”
TOPCon在当前市场最具优势。TOPCon技术本身就是穿越竞争丛林而站上“C位”的。自2023年下半年到2024年上半年，TOPCon出货量一路上扬。预计到2024年底，电池片总产能约1417GW，其中，TOPCon电池产能约941GW，占比约66.4%。也有行业机构对TOPCon产品出货量增长给出了乐观预期。据InfoLink预测，TOPCon组件出货量有望在3年后突破600GW。TOPCon之所以受欢迎，核心在于TOPCon与其他技术路线相比，兼具低成本、高性能以及长期可靠性等多重优势。从制造端的投资成本来看，由于TOPCon可在PERC产线基础上新增设备和工艺实现升级，因而成为最具成本优势的技术路线。公开数据显示，目前HJT的设备投资额是3.64亿元/GW，IBC为3-4亿元/GW，而TOPCon的设备投资成本仅需约1.1亿元/GW。在发电性能方面，TOPCon也独具优势。而与IBC相比，TOPCon在产品双面率、低辐照性能等方面均更具优势。在大型地面电站场景下，TOPCon比IBC的产品双面率绝对值高15%，双面率高意味着发电量更大。这一优势使得TOPCon在全球市场约占2/3的双面组件应用场景下，竞争优势十足。在没有双面率要求的屋顶应用场景下，TOPCon又以97%的弱光性，比IBC高出5个百分点。低辐照优势使得TOPCon组件能在早晚光照较弱、其他类型组件系统无法工作时也能启动发电。“综合测下来，同一应用场景下TOPCon的单瓦发电量较IBC提升了2%-3%。”
“光伏电站本质上是投资收益属性非常强的产品，什么样的技术在什么样的场景里发电量最多、收益率最高，它就一定是应用最广泛的。”TOPCon因为效率提升和成本下降，使得它在绝大多数应用场景中都具有相当的优势。另外，TOPCon组件的长期可靠性也值得关
注。近期，在欧洲市场，有媒体曝出TOPCon组件存在紫外衰减问题，引起业内关注。
市场上出现类似问题主要还是组件品质有参差，与行业大量涌入跨界厂商有关，不能把个别问题归结为技术路线的问题。以天合光能的TOPCon组件为例，其单双玻组件的耐湿热、UVID性能均领先行业。今年6月，第三方权威机构RETC首次将UVID纳入加严测试范围。在UVID测试时，组件需暴露于 220 kWh/m2的紫外线照射（UV220），几乎是其他产品认证所需的紫外线照射（UV15）的15倍，组件衰减率需低于2%方能满足high achiever入围标准。在发布的RETC测试结果显示，在经过UVID测试后，天合光能TOPCon产品正面功率衰减率低至-1.53%，背面功率衰减低至-0.94%，在所有的受测组件中最低，排名第一，表现出强大的抗UV实力。另据PV Magazine测试结果，天合光能TOPCon组件荣获组件测试室内可靠性&室外发电量双料第一，室内可靠性测试在PID、低辐照、综合分方面均优于IBC类产品。总体来看，TOPCon是行业内产业化成熟度最高、电池配套技术和装备成熟度最高、产业协同效率最高、制造成本低的技术，当之无愧成为当前市场主流。
据InfoLink光伏技术趋势报告，目前TOPCon包括已在建的产能已逼近900GW。尽管已晋级为行业主流技术，不过在陈奕峰看来，TOPCon的未来空间还很大。“TOPCon很多意料之外的创新技术不断涌现。比如激光烧结技术，可使电池效率提升0.3-0.4个百分点。类似的还有金属化技术、电池结构技术、装备技术、材料技术都在涌现，这使得TOPCon的效率每年都有0.4%-0.5%的增幅，所以我们认为接下来这一技术路线还会有很强的生命力。”而5年后，陈奕峰判断，TOPCon技术大概率将跟钙钛矿结合在一起，TOPCon电池作为钙钛矿晶体硅叠层电池的底电池，保持TOPCon强劲的生命力。更关键的是，钙钛矿IBC形成的3端子难以进行工业化应用。据InfoLink光伏技术趋势报告，未来5年内基于TOPCon组件出货量来预估，TOPCon产品市场占比将在70%-80%左右。“留给其他技术路线的可能是一些差异化的应用市场。”
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
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之后酝酿数周的氛围，在低价水平抬升，整体报价范围提升之后，本期观察部分主流成交规模开始逐渐增加，且主流成交价格中枢也开始有所抬升，整体价格水平略微回调至每公斤 37-40 元范围，均价回调至每公斤 39.5 元左右，预计后期仍有微幅上调空间，本期高价水平回调至每公斤 41-42 元范围。另外，现货市场也有反馈高于以上价格范围的成交，但是考虑其成交数量有限，以及绝大多数采买方不属于直接使用者。市面上越来越多期现参与者在积极探索和尝试接触市场底部价格，这部分由于多晶硅期货上市而提前筹措的市场交易活动由于目前的数量权重较低，因此作为 InfoLink 潜在观察项目，后期视其影响力再另外考虑对现货交易价格的关联度。
1.1.2硅片价格分析
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。210N、210RN 系列硅片成交价格落在每片 1.5-1.55 元人民币与每片 1.23 元人民币。未来，硅片的价格走势依然与硅料的供需变动密切相关。尽管硅片端自身的供需状态暂时维稳，上游硅料价格的趋势发生变化，也将可能会带动硅片价格的走势。此外，硅片在不同规格间的供需状况也会影响某些规格的价格是否稳定。
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 本周起也调整 TOPCon 电池片公示效率档位至 24.9%+ 水平。
本周电池片主流成交价格维稳落在每瓦 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。
观察到企业在当前价格水平下艰难维持运营，而近期原物料价格的下跌在一定程度上缓解了企业的生产压力。预计价格下行的空间仍将与组件环节的价格走势密切相关。
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 0.71-0.77 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持续出现新低价。而分布项目价格也受波动牵引，本周价格约 0.77-0.83 元人民币，整体 TOPCon 均价来到 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 0.67-0.8 元人民币，整体价格略微下探，主要波动在集中式项目，近期也开始出现低于 0.7 元人民币的执行价格。HJT 组件价格约在每瓦 0.8-0.95 元人民币之间，大项目价格偏向低价，但厂家仍机会维持价格在 0.9 元人民币左右。
BC 方面，P-IBC 价格从原先与 TOPCon 价差目前维持约 2 分钱左右的差距，N-TBC 的部分目前报价价差维持 5-7 分前人民币，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 0.105-0.12 美元的执行价位；巴西市场价格约 0.085-0.115 美元，中东市场价格持续低迷约在 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。美国市场价格受政策波动影响，项目拉动减弱，厂家新交付 TOPCon 组件价格执行约在 0.23-0.28 美元，前期签单约在 0.28-0.3 美元左右，PERC 组件与 TOPCon 组件价差约在 0.02-0.03 美元。后续 InfoLink 将视市场情况添加本地制造价格。
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 光伏玻璃行业价格变动研究
8月，国内玻璃价格继续下跌，截至当前玻璃新单价格分别为：2.0mm单层镀膜（13.5-14.5元/平方米）；2.0mm双层镀膜（14.5-15.5元/平方米）；3.2mm单层镀膜（23.0-24.0元/平方米）；3.2mm双层镀膜（24.0-25.0元/平方米）。
8月中旬，国内光伏玻璃价格暂时稳定，但后续仍有跌落风险，8月玻璃价格较7月下跌约1元/平方米。
具体来看价格走势，8月初国内玻璃价格再度下跌幅度仍然较大，其中3.2mm、2.0mm规格玻璃价格下跌幅度均为1.0元/平方米。
此轮价格下跌原因为，一方面组件需求方面虽然有所提高，但整体排产量仍在50GW以下，需求恢复不及预期；另一方面，国内玻璃企业库存量不断上升中，行业平均库存天数已超过30天，库存水位压力较大，在高库存，低需求的影响下，价格开始下跌，玻璃企业让利去库情绪较为浓厚。
从供应来看，8月截至当前国内冷修三座窑炉，涉及产能为2300吨/天，其中安徽地区冷修两座窑炉，产能为1800吨/天、河北地区冷修一座500吨/天窑炉，后续供应减少，供大于求格局有望修复。
综上所述，对于8月后续价格预测，认为虽当前冷修玻璃窑炉持续增多，但8约供需格局仍为供过于求，玻璃行业库存预计将小幅增加，为降低库存，预计玻璃后续价格仍将下跌，但受企业成本压力支撑，跌幅有限，整体成交重心下移为主。
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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