概要及主要观点：
1、8月29日，硅片头部企业（隆基、中环、高景等）如约正式对外新一轮报价，其中N182报价1.15元/片，N210R报价1.3元/片。
报价较此前市场主流成交出现0.07-0.05元/片不等上调，硅片市场情绪近几日确实出现一定好转。
报价首日市场暂无新签订单，价格高位为体现头部代表性企业报价，当前历史订单提货价维持在1.06-1.08元/片，SMM将根据后续市场反馈及时调整报价。
光伏电池【价格】价格相对持稳。
【产量】部分专业化电池厂及少数一体化厂家将于9月减产，主要由于9月电池组件市场价格仍承压，且其原材料成本有上行趋势，电池厂家难以承受。
【库存】210系列电池片近期出货良好，且由于P&N210电池片前期供应削减，近期有交货偏紧之态，18X系列电池库存仍在大半月之上。
组件【价格】组件成交区间暂稳，以价换量的成交仍然普遍。
【产量】8月国内组件产量预计在48.5GW左右，采购需求平淡及高库存的因素抑制9月组件排产上升幅度，除部分企业有交付订单需求上调排产外，多数企业选择维持低开工或大幅下调排产，整体9月预期组件排产环比微幅上升。
【库存】国内外组件库存仍有累库趋势，企业间库存差距也较大，整体国内库存天数维持在1.5个月上下。
8月截至当前玻璃新单价格分别为：2.0mm单层镀膜（13.0-14.5元/平方米）；2.0mm双层镀膜（14.0-15.5元/平方米）；3.2mm单层镀膜（22.0-23.5元/平方米）；3.2mm双层镀膜（23.0-24.5元/平方米）。 8月底，国内光伏玻璃价格暂时稳定，但当前玻璃行业库存承压较大，9月玻璃价格预计将再度走跌。
具体来看价格走势，8月国内玻璃价格几经调整后较月初价格下跌近1元/平方米，价格下跌主要因素为当前光伏行业整体需求减弱的影响，组件方面排产与实际产量双双下滑，且在当前亏损状态的影响下，对玻璃等辅材打压意愿较强，玻璃库存持续上升，企业为让利去库，价格下跌意愿较强。
光伏胶膜
【价格】EVA光伏料涨幅有所收窄；胶膜9月签单价格难以上涨，主要由于下游组件厂压价，胶膜价格承压。
【产量】9月EVA光伏料产量较8月微幅增长（但仍有一半以上供应商光伏料为0排产），9月胶膜订单上行排产较8月有所增长。
【库存】随着EVA光伏料产量提升，库存开始提升。胶膜8月库存为下降趋势，9月或备库。
逆变器
【价格】逆变器价格持稳。
【供需】供应端生产稳定充足，上游元器件供应充足且国产渗透率提高。欧洲逆变器库存高企+夏休原因使企业出货量减少，出货需求仍以新兴市场为主。
统计8月硅料排产明显下降，考虑大部分料厂降负荷、检修，叠加多晶硅期货临近，有希望在近期逐步实现产业链库存转向下行，持续关注下半年检修复产情况。
关于电池环节，对比各环节总供需，电池由于过去一年P型逐步出清，本身库存有限，且部分三方企业经营压力大（一体化开工整体优于三方），供给侧格局相对更优，若出现需求改善，在价格表现上也会更加敏感。此外，海外光伏制造本土化的趋势下，组件建设难度相对较低，而快速形成高效电池供应的难度更大。统计截至23年末海外非东南亚组件、电池产能分别为113、32GW，24年期末组件产能或达到200GW，海外本土组件厂切实存在电池外采需求。
考虑降息此前延后的光伏项目可能在25年逐步启动，但美国等地区本土新增产能短期释放有难度，而贸易政策仍不明朗，持续关注光伏各环节在高价市场形成有效出口商业模式的领先企业。
行业整体排产情况
2024年4月，全国组件企业的月度排产量达到55.1GW，为今年的最高点。7月份的排产量为45.12GW，8月份预计为47GW，显示出一个小幅上升的趋势。
截至2024年7月底，中国光伏组件的累计产量为325.6GW，预计8月份的产量在47到48GW之间。与去年全年509.6GW的产量相比，今年的产量显示出一定的增长趋势。
2、HJT作为新质生产力，供给&需求端均获政府支持。
（1）供给端：政府对HJT这一新质生产力的认可，参考23年4月光势能与安徽庐江政府签订的10.8GW HJT叠层电池&组件项目75亿元的总投资，结合设备产能提升等因素，推算此次光势能46亿元的HJT叠层电池&组件项目体量约10GW。
（2）需求端：能源电力央国企对HJT的认可度在逐步提高，2023年初的中核汇能500MW HJT产品招标是央国企HJT技术招标的首例，2023年底以来国电投、华能、绿发、大唐、中广核、华能等能源电力巨头在电站应用端合计公告了接近10GW的HJT产品招标，显示出对HJT技术的进一步认可。
光伏亟需新技术推动新一轮周期，HJT符合新质生产力要求。
新质生产力强调技术革命性突破而非同质化、过剩技术，而光伏行业在落后产能过剩且持续亏损的背景下唯有新技术方能推动新一轮周期，HJT技术壁垒较高、产能相对稀缺、具有更高的电池转换效率和组件功率（与钙钛矿形成叠层电池后更具优势）、降本路线清晰，符合新质生产力的各项要求，GW级大线的推出进一步降低占地面积、单位人员数量等，以更高效率生产。
HJT的两大量产条件已基本实现，产业化进展加速。
目前行业分歧点主要在于下一代技术将是HJT还是TBC，我们认为TBC技术的成熟需要至少一年的时间，其量产功率会比TOPCon高25-30W，但BC路线的问题在于双面率较低，而HJT钝化效果最优、采用0BB技术也能够实现低遮挡，同时其温度系数低和双面率高在大电站应用中更具优势。HJT大规模产业化的前提条件为成本与TOPCon持平、组件功率至少超出25W以上，同时下游客户可以根据需要选择高功率或低功率组件，其中低功率组件的成本低于TOPCon，而高功率组件的成本与TOPCon打平的同时功率高出25W。
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，3、储能1）海外大储强景气不断验证，带动板块Beta向上；2）欧洲户储最差时点已过，边际好转出现，降息周期有望开启，海外工商储亦有底部向上机会。
#大储： 2024年以来光储平价构成海外大储爆发的底层逻辑，国家意志指引中东等新兴市场加快能源转型，政策补贴支撑欧洲大储装机，高回报驱动美国大储维持较高增速，整体海外价格及盈利显著好于国内，有望在营收和利润端带来较大弹性。
主要环节中，1）电池厂出海由直流侧向交流侧延伸，具备价值量提升逻辑；2）集成环节，非美市场需求增长，国内厂商全球份额有望进一步提升；3）PCS环节，非美市场份额提升、欧美市场有望部分替代海外厂商。
#户储： 1）库存方面，2023H2以来，受欧洲户储去库影响板块持续下行，目前最差时点已过，出货进入向上通道，乌克兰需求增长有望进一步加速欧洲户储去库进程；2）需求方面，随期货电价进入上行区间，终端需求有望逐步修复；3）标的方面，主要标的均在拓展新产品、新市场，有望更好抵御单一市场波动风险。#工商储：降息落地后，美国工商储需求有望迎来积极修复，相关标的或可左侧布局。
#分布式储能Q3新兴市场需求高确定，Q4关注欧洲修复及新国别起量
新兴市场如巴基斯坦的总计量政策、东南亚的税收优惠，尤其是乌克兰0息贷款计划等政策刺激不断，新兴市场Q3需求高确定，Q4关注新国别起量（包括以色列、伊朗等）
乌克兰需求加速了欧洲户储库存去化，Q4接近尾声，关注三季度休假结束后Q4需求修复情况
#大储+工商储：H1订单规划丰富，降息催化下H2将迎来密集兑现期。
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
注：根据PVInfoLink 数据计算整理。
1.1.1硅料价格分析
供应方面，八月整体新增供应规模与前期预估环比下降的情况相符，但是近期四川方向由于持续高温导致阶段性限电的情况确有发生，影响区域内硅料生产企业的正常产出量，导致小幅度迫降负荷，目前具体影响时间需要以天气温度和供电情况为考量，暂时预计对于九月排产情况也会产生一定影响。供给方面出现较为复杂多变的特点，TOP5 企业中有前期减产/检修预计逐步恢复的企业、也有维持高开的企业和持续低开的企业，甚至存在新产能即将投产的计划；二三线企业特点较为统一，整体减产/检修的计划仍然较为明确，个别三线企业已经出现陆续关停状态。
需求方面，八月中旬开始硅料使用端、尤其是个别龙头企业下调拉晶稼动的举措将会对市场有一定冲击，若其他专业硅片厂九月也有下调拉晶稼动的预期，那么对于硅料需求端来说，无疑将会形成明显的不利影响。另外，九月存在部分硅料企业结束检修、提高稼动和新增产出量的预期，如此恐将带动九月新增供应量从底部开始小幅回弹，恐将对已经明显下降的供给端库存带来新一轮上涨压力，继而更加不利于硅料现货价格的反弹动能。
价格方面，国产致密块料价格维持每公斤 37-42 元区间，均价 39.5 元，环比变化 0%；国产颗粒硅价格维持每公斤 36-37 元区间，均价 36 元，环比变化 0%；海外致密块料价格维持每公斤 17-23.5 美元，均价 21.5 美元，环比变化 0%，但是价格仍然承压，有下跌可能。
观察硅料采买签单情况分化，一部分买方拥有前期到货的、超出实际使用范围的硅料现货库存，且当前拉晶稼动整体水平仍然处于低迷水平，故实际采买需求或用料需求并不迫切，抵触和观望情绪影响；另外一部分买方对于生产刚需的采买结束，市场主流价格中枢小幅回调的变化也已完成；九月硅片价格能否实现反弹，实则成为上下游共同关注的焦点之一，也将间接影响硅料价格的震荡空间。
1.1.2硅片价格分析
本周硅片主流成交价格水位仅管维持平稳没有变化，市场氛围仍然紧张，随着硅片生产企业提出调高报价的预告后，买卖双方皆静待 8 月 29 日的更新报价执行，硅片企业针对 183N 价格更新报价至每片 1.15 元人民币、针对 210RN 与 210N 也调高到每片 1.3 元与每片 1.5 元人民币，截至今日未有听到明显成交意愿。
在价格部分， P 型硅片 M10 和 G12 规格的成交价格分别为每片 1.25 元和 1.7 元人民币，其中头部企业在本周也调高针对 210P 的部分报价，来到每片 1.7-1.75 元人民币；而 N 型硅片部分，这周经历了比较明显的波动，183N 硅片主流成交价格落在每片 1.08 元人民币，然而当周 1.05-1.06 元人民币价格也有批量成交落地。至于 G12 及 G12R 规格的成交价格约为每片 1.5 元和 1.23 元人民币。
从当前市场氛围来看，预期 8 月 29 日硅片价格的博弈将非常激烈。近日已有部分硅片企业策略性暂缓出货，等待 8 月 29 日的价格更新。然而，硅片涨价预期将引发电池企业的强烈抵触，市场正静候 8 月 29 日买卖双方博弈的最终结果。
1.1.3电池片价格分析
本周电池片价格分化明显，范围如下：P 型 M10 电池片价格大多落在 0.28-0.285 元人民币，头部厂家仍有前期每瓦 0.29-0.30 元人民币的订单在本周交付，但该价格区间的量体较少，而 P 型 G12 尺寸电池片成交价格则落在每瓦 0.28-0.29 元人民币。听闻部分厂家将在今年四季度逐步关停 P 型产能，预计在产能退坡、供给减少的情况下，P 型电池片价格将持稳发展。
N 型电池片方面，受到部分厂家月底抛售影响，价格开始往下松动，M10 TOPCon 电池片价格在每瓦 0.27-0.29 元人民币；至于 G12R 和 G12 TOPCon 电池片，当前价格皆落在每瓦 0.28-0.29 元人民币的区间。
由于本周硅片报价上调，理论上电池环节将因成本上升而调涨电池片价格，但根据厂家反馈，受制于终端需求并未明显起量，电池片价格上升难以被组件端大面积接受，此时硅片报价上涨仅仅是增加电池端的成本压力，因此多数厂家对此事发展较为悲观，总体来看，预计电池片价格在近期仍难有明显回升，继续持稳发展的可能性较高。
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
组件厂家持续受到库存积累、需求弱稳运行的局面挤压，厂家持续出清库存减少呆滞产品，近期低于 0.7 元人民币的特价组件持续扰乱市场售价，近期新签执行价格持续下探，厂家价格竞争策略越来越激进。近期集中项目价格仍有下探趋势，本周均价尚仍在每瓦 0.75-0.77 元人民币，新的执行订单低价持续贴近 0.7 元人民币。但业主方也反馈 0.7-0.72 元人民币以内的水平执行难度上十分困难，买卖双方仍在博弈价格。分布项目价格受到厂家现货出厂价格影响仍有下降趋势，本周价格约 0.77-0.82 元人民币，整体 TOPCon 均价小幅松动来到 0.75-0.77 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。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，但厂家维持价格贴近 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 3-7 分人民币，价差略为收窄。展望后续随着国内集采项目不少都开始规划 BC 产品的标段，厂家排产也响应上升，后续需观察招开标状况。
对于后续需求展望较为悲观，从厂家排产观察也可看到部分库存略高的厂家在策略面上转趋保守，总体全球排产预估将落在 50-51 GW 之间，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 0.1-0.11 美元左右，其中日韩市场价格维持在每瓦 0.10-0.11 美元左右，欧洲及澳洲区域价格仍有分别 0.085-0.11 欧元及 0.105-0.12 美元的执行价位；巴西市场价格约 0.085-0.11 美元，中东市场价格大宗价格约在 0.10-0.11 美元的区间，大项目均价贴近 0.1 元美元以内，前期订单也有 0.15 美元的正在交付，新签执行价格也有落在 0.09-0.10 美元之间的水平，价差分化较大；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 光伏硅片行业研究
今年上半年，光伏行业进入深度调整，面临市场价格持续低迷等不利形势，十几家光伏企业因此先后发布了今年上半年的预亏公告。
纵观整个光伏产业链，硅片环节成为“重灾区”，市场价格持续往下，至今年二季度已经持续跌破成本，甚至跌破现金成本，大部分硅片企业已整体处于严重亏现金状态。
就在本周，隆基、TCL中环两家硅片龙头公司先后宣布调涨硅片价格，以期稳定市场预期。两大硅片龙头的动作刺激了本周硅片出货量放大，高景、双良紧随其后，目前二三线企业均已上调报价。
根据硅业分会最新硅片价格显示，本周硅片价格小幅上涨。N型G10L单晶硅片成交均价涨至1.11元/片，环比涨幅2.78%；N型G12R单晶硅片成交均价涨至1.26元/片，环比涨幅0.8%；N型G12单晶硅片成交均价维持在1.5元/片。
然而，即使上调了硅片价格之后，有一定刺激效果，但企业也仍面临较大压力，产业链价格修复需要一个过程。
硅业分会表示，从成交情况来看，部分电池刚需企业接受了新的价格，硅片企业按照新的订单合约价执行，不接受涨价也不再发货，本周硅片开始少量成交。
从开工率看，本周两家一线企业开工率分别调整至60%和65%。一体化企业开工率维持在50%-60%之间，其余企业开工率降至50%-70%之间。
硅业分会统计，8月国内硅片产量52.6GW，环比上涨4.37%。预计9月国内硅片产量降至45-46GW之间，环比降低14%左右。中长期来看，硅片供需格局转好趋势明显，将对本轮涨价产生一定支撑。
再看电池及组件价格，本周M10单晶TOPCon电池片价格维持在0.27-0.285元/W，企业酝酿涨价，抑制长期失血的状态。三季度末，国内终端装机量的刺激下，本周组件价格维持平稳，182mmTOPCon双面双玻组件价格维持在0.76元/W。
隔膜曾是锂电池主要材料中毛利率最高的产品之一，2023年以前隔膜行业头部企业常年保持40%-50%的超高毛利率。然而，伴随行业的激烈洗牌，产业供需矛盾的加剧，隔膜领域的毛利率已经大不如前。
比如，龙头老大恩捷股份的毛利率在2022年上半年曾高达50.02%，但到了2023年则下降至37.43%。再到今年一季度，又进一步大幅度下降至18.87%。另一龙头星源材质毛利率在2023年为44.42%，到今年一季度进一步下降为35.99%。当下,中国锂电隔膜市场竞争进入白日化。业内人士指出，“随着国内锂电池隔膜企业大规模产能集中释放，导致阶段性供过于求，成本竞争与价格竞争激烈。”目前国内锂电池隔膜年产能达282亿平方米，但产能利用率不足50%。从经营业绩来看，恩捷股份2023年净利润25.27亿元，同比下降36.84%；2024年上半年净利润2.91亿元，同比下降79.28%。星源材质2023年净利润5.76亿元，同比下降19.87%；2024年第一季度净利润1.07亿元，同比下降41.45%。中材科技2023年净利润22.24亿元，同比下降37.77%；2024年上半年净利润4.65亿元，同比下降66.6%。在国内市场激烈的内卷形势下，海外市场日益成为隔膜企业拓展市场业务、改善经营业绩的新方向。业内人士指出，隔膜企业到海外建厂不仅可以接近下游电池端用户，而且能够有效规避贸易壁垒，拓展更大的市场份额，从而巩固企业整体竞争力。
纷纷加紧布局海外为满足海外地区客户对湿法隔离膜产品供应稳定性和及时性的需求，加强公司海外市场开拓，实现全球化布局。今年6月，恩捷股份公告，拟在匈牙利德布勒森市投资建设第二期湿法锂电池隔离膜工厂。该项目总投资预计约4.47亿欧元（约合35亿元人民币），规划年产能约8亿平方米。据了解，其德布勒森一期项目已经于2023年7月投产，是恩捷股份首个海外锂电隔膜生产基地，总产能超4亿平方米。2023年8月，恩捷股份与全球某大型锂电池生产商签订协议，约定2025-2033年向其供应不少于9.6亿平方米隔膜。恩捷股份透露，其匈牙利基地将在今年三季度向该客户实现量产供应。恩捷股份匈牙利基地不只供应这一家客户。更早之前，恩捷股份曾于2022年与法国ACC达成战略合作，约定2024年至2030年间，其匈牙利工厂将向ACC供应约6.55亿欧元（约合52亿元人民币）的锂电池隔膜产品。“随着（我们）匈牙利工厂产量的增加，海外市场份额也会逐步增加。（我们的）匈牙利工厂主要向欧洲和美国等本土客户进行供应。”恩捷股份透露称，该基地未来也会向中国电池企业在海外的基地供货并提供服务。除了欧洲基地外，恩捷股份还在北美布局产能。今年1月，恩捷股份调整其美国锂电池隔膜项目投资额至2.76亿美元（约合20亿元人民币），规划总产能7亿平方米。恩捷股份表示，公司的美国工厂正在建设中，预计2024年第四季度向当地电池厂送样，2025年规模量产。“友商”星源材质海外工厂建设步伐也在加快推进中。据了解，该公司瑞典工厂涂覆产线一期已于2022年5月投产。在此一年前，星源材质2021年3月宣布，拟投资不超过20亿元人民币在瑞典建立隔膜生产工厂，于2025年完工后将成为星源材质的欧洲总部。除了布局欧洲市场外，去年8月星源材质宣布，拟投资总额不超过50亿元，在马来西亚投建生产基地，预计达产后将形成年产20亿平方米湿法隔膜及配套涂覆隔膜产能。同年11月，星源材质马来西亚工厂举行奠基仪式，该工厂建成后或将成为彼时东盟首家锂电池隔膜工厂。目前，星源材质的海外客户主要有LG新能源、三星SDI、NorthVolt等。今年4月，星源材质公告，公司与三星SDI签订战略备忘录，约定公司将向三星SDI供应约22.2亿平方米湿法涂覆隔膜材料，深化动力电池隔膜相关业务的战略合作。
比国内更高的毛利率
相比于国内，以欧美、东南亚等为代表的海外市场新能源汽车渗透率目前还比较低，对动力电池需求非常旺盛。据业内机构测算，到2030年欧洲市场对动力和储能电池总需求将达到1500GWh。美国能源部预计,到2030年其国内对锂电池的需求量将增加5-10倍。截至目前，包括宁德时代、亿纬锂能、蜂巢能源、孚能科技、国轩高科、远景动力、欣旺达等中国电池厂商，都已经在海外布局工厂，产能规划已经超500GWh。同时，LG新能源、三星SDI、松下、SK on等日韩电池厂商也在纷纷扩大其海外产能。“国外新能源汽车的低渗透率意味着广阔的市场，这也是新能源企业积极出海的原因。其中有多家与（本）公司长期合作的动力电池企业，其海外工厂已经落地，这意味着越来越多的中国企业，正在参与新能源全球产业链（构建）。”国内某头部隔膜厂商分析道。海外隔膜市场不仅需求大，其毛利率也优于国内。比如，恩捷股份2023年报显示,当年在海外市场毛利率为41.37%,明显高于其国内市场37.43%的毛利率。2023年恩捷股份境外营业收入占比约17%。该公司表示，未来将通过继续深挖现有海外客户和拓展新客户来不断提高其海外客户占比。星源材质2023年毛利率为44.42%，相比恩捷股份海外市场毛利率还要高。这或许是星源材质海外出货占比较高的原因。可以作为参照的业内机构统计显示，2023年上半年星源材质海外出货（含海外客户国内工厂）占比超40%，海外出口量占比行业最高。
值得注意的是，相比于正极、负极等材料企业，中国隔膜企业目前到海外市场建厂的数量较少。数据显示，2023年全球隔膜出货量超过210亿平米，中国隔膜企业占比超过83%，目前主要为国内产能供应。未来随着中国企业的加速出海，海外产能也将迅速增加，实现更加全球化的生产。
三、新能源行业重大事件
1、8月15日，美国太阳能制造贸易委员会联盟(AASMTC)向商务部提交了“紧急情况指控”，指控来自越南和泰国的光伏产品进口激增，损害了美国光伏制造业。最新提交的文件称，与 2024 年 1 月至 3 月相比，2024 年 4 月至 6 月期间，来自越南的进口增长了 39%，来自泰国的进口增长了 17%。最初的针对东南亚的AD/CVD调查申请便是来自该委员会。
AASMTC的这次“指控”包括了来自泰国和越南的光伏电池及光伏组件。
美国商务部于5月启动了反倾销和反补贴调查，美国国际贸易委员会于6月初步裁定，从柬埔寨、马来西亚、泰国和越南进口的光伏组件存在不公平倾销行为，严重影响了美国制造商的竞争力。
预计商务部将于9月初步决定反补贴税，并在11月初步决定反倾销税。最终裁定和关税金额将于2025年春季公布。
与此同时，关键情况的认定可能有助于抑制调查期间进口量的增加。如果商务部发现存在关键情况，可以追溯对初步裁定前90天的商品征收关税。要最终确定关税，美国国际贸易委员会还必须认定进口激增对国内产业造成了损害。
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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