概要及主要观点：
1、硅料：硅业分会报N型料均价4.13万/吨，#周/月环比+0.73%；颗粒硅均价3.73万/吨，#周/月环比+1.63%。根据PVInfoLink，致密料报价均价39.5/kg，周环比持平，月环比+1.3%，本周单瓦盈亏-3分/W，较上周持平。颗粒硅均价36元/kg，周/月环比持平。
硅片：
●N型182(130μm)硅片均价1.08元/片，周环比持平，月环比-1.8%，单瓦盈利估算为-5分/W，较上周持平；N型182*210(130μm)硅片报价1.23元/片，周环比持平，月环比-1.6%；N型210(130μm)硅片报价1.5元/片，周环比持平，月环比-3.2%；
●P型182(150μm)硅片均价1.25元/片，周/月环比持平；P型210(150μm)硅片均价1.7元/片，周/月环比持平；
电池：
●182 TOPCon电池片均价0.28元/W，周环比持平，月环比-3.4%，单瓦盈利估算为-5分/W，较上周持平。182*210 TOPCon电池片均价0.28元/W，周环比持平，月环比-3.4%；210 TOPCon电池片均价0.285元/W，周环比持平，月环比-1.7%。
●P型182电池片均价0.285元/W，周环比持平，月环比-1.7%；P型210电池片均价0.285元/W，周环比持平，月环比-1.7%；
组件：
●国内P型182双面组件报价0.73元/W，周/月环比-1.4%；P型210组件报价0.74元/W，周/月环比-1.3%。
●欧洲P型组件均价为10美分/W，周/月环比持平，TOPCon组件均价为11美分/W，周/月环比持平。
●美国P型组件均价为25美分/W，周/月环比持平；TOPCon组件均价为28美分/W，周/月环比持平。
一体化：
●P型一体化组件单瓦盈利（不含硅料）估算为-0.13元/W，较上周持平；
●国内TOPCon一体化组件单瓦盈利（不含硅料）估算为-0.11元/W，较上周持平。
2、9月光伏主材排产预测
硅料：8月硅料产出下降至13.6万吨/61-62GW，预计9月继续下降2%至13.3万吨/60GW。头部企业计划投放新产能，但二三线企业稼动率维持低位、部分出现关停，整体产出维持低位。
硅片：8月硅片实际产出54GW（N型约44GW），头部企业管理层变动影响排产策略；9月在头部企业减产带动下，行业产出继续下行，预计环比下降9%至48-49GW（N型占比约40GW）。
电池片：8月实际产出57GW，相较前期预测略下降1GW；9月受库存高位影响，多数企业下调排产，210RN产品改造仍待规划，初步预计产出环比下降4%至约54GW。
组件：8月全球组件产出环增11%至51GW，相较前期预测略有下降，增长主要来自国内大型项目拉动；9月需求无明显好转，Q4订单能见度暂不明朗，多数厂家库存高位，厂家对排产持谨慎态度，InfoLink预计产出持稳于51GW。
9月硅料/硅片/电池片/组件产出13.3万吨（约60GW）、48.6/54.4/51.4GW，环比-2%/-9%/-4%/持稳，
8月硅料/硅片/电池片/组件实际产出13.6万吨、53.6/56.6/51.4GW，环比-5%/+3%/+1%/+11%，中下游排产较前次预测略有下修。
预计年内组件产业链产品价格表现将以“底部小幅波动”为主，将利于终端需求释放。
光伏胶膜【价格】EVA/POE后续有下跌风险；【产量】9月EVA光伏料排产约为10万吨以上。9月光伏胶膜排产量约为4.7亿平，10月国庆节假日期间，部分胶膜工厂预计停产休假，9中下旬有提前交货需求。【库存】随着EVA光伏料产量提升，库存开始提升。9月胶膜厂家或备库。
当前产业链价格及盈利已明确处于底部，供给端落后产能的出清进程从23Q4开始，至今已经历了二三线企业掉队、跨界企业批量退出、头部产能开启整合等多个具有标志性事件的阶段，目前已进入这一轮供给侧洗牌的中后期，后续终端需求释放或将逐步带动产业链盈利修复，头部企业优势有望持续凸显。
3、未来五年TOPCon都将是行业主流。
（1）技术端：TOPCon双面率压倒性优势高达15%
TOPCon产品相比其他技术路线产品的两大“制胜”优势：低辐照优势及双面率优势。
光伏组件大部分时间都是在低于1000W/m2的辐照度下工作，因此低辐照性能越优，组件单瓦发电能力越高。XBC因其背接触的工艺结构，而具有低并联电阻特性，导致其低辐照性能相比TOPCon低了约5%。
而TOPCon组件却具有显著的低辐照性能优势。天合光能以青海电站为例的实证数据显示，由于具备低辐照优势，TOPCon比XBC单瓦发电能力提升约1%；而在常州，在早上7-8点时，TOPCon 相比TBC高了6.9%；晚上在18-19点时，相对增益更是高达8.3%-8.4%。
双面率成为TOPCon吊打XBC的“撒手锏”。“双面率”是指光伏电池组件正反面的发电能力之比，即背面效率/正面效率。背面效率与正面效率差异越小，双面率越高，在双面场景下单瓦发电能力越强。
通过背面结构的减薄以及掺杂材料的改进，TOPCon的Poly-Si的寄生吸收在目前10.7%的基础上还能再降一半，进一步提高双面率。
实际上，HJT相关产品也具备双面率高优势，但在技术不成熟、产业基础还不够深厚的现阶段，暂无法与TOPCon相匹敌。
（2）应用端：TOPCon综合客户价值有0.06-0.15元/W增益
目前户用光伏市场的出资方以融资租赁公司为主体，更希望尽快回本，在产品选择更青睐行业主流品牌产品。“XBC的价格每瓦贵2、3分钱，尺寸还与统一规划的尺寸不匹配，造成在户用租赁市场的弱势。”
目前光伏电站的场景，主要为大基地项目、沙戈荒、海上光伏、农光互补等，需要应对高温高湿、高盐雾、高腐蚀性、紫外线照射较强带来的挑战，TOPCon电池有高效率、高双面率、低衰减率、特别优秀的温度系数、弱光性（即低辐照）佳、场地适用性较强六大优势，具有良好的稳定性，因而在这些场景的组件选型中取胜。
双面率和低辐照这两大优势对TOPCon最为关键。张映斌介绍说，未来五年，全球光伏电站应用场景中70%以上为双面场景，同时全球典型地区低辐照时长占比超90%。TOPCon在这些场景中明显更具性能优势，中午的时候，双面率高起主要作用；而低辐照性能则在早晚发挥增益优势。
综合来看，XBC虽具有低BOS和低温度系数优势，但综合价值却不及TOPCon--TOPCon不仅单瓦发电能力比XBC高1.87-3.53%，综合客户价值也高于XBC 0.06-0.15元/W。这也难怪TOPCon在全球70%以上的市场具有绝对优势。
（3）产业端：TOPCon的生态优势上还无人能及
TOPCon技术发展至今，已经建立了良好的上下游产业生态，因而整体投资会大幅下降，这是其他技术路线所不具备的优势。
具体而言，其一，TOPCon相关产线可兼容了上一代PERC 关键设备和工艺；其二，我国对TOPCon整线全套核心设备自主可控；其三，TOPCon产线投资及电池、组件所用的辅材成本较其他n型技术明显要低，并且还在持续下降。
HJT的温度系数和双面率都很好，但与TOPCon量产的效率并未拉开差距--效率只高0.2%，组件功率大概高5W左右，HJT装备的单GW投资却几乎是TOPCon的3倍。
假如XBC成为主流，根据当前700GW的市场需求计算，超过50%，意味着仅主产业链就至少要投建400GW，投资额至少需要1000亿。“基于目前行业的艰难情况以及资本融资受限背景，这1000亿要从哪里来？”
TOPCon这三年来能够迅速占据主流（2024年预计TOPCon市场占比将超过70%），正是得益于从产品、技术到产业合作等环节上，全产业链的配套与融合不断加深。
TOPCon电池产线成本分析
TOPCon电池可在PERC产线基础上升级改造，单GW初始投资额为1.5-1.7亿左右，基于PERC产线升级成本为4,000-5,000万/GW。
与P型电池相比，TOPCon将磷扩散改为了硼扩散，增加了隧穿层、POLY层的制备，取消了激光开槽步骤。
初始设备投资中，清洗制绒设备800万元，占比约5%；硼扩散炉成本约2,000万，占比约12%；刻蚀设备成本1,200万，占比约7%；背面隧穿氧化及多晶硅掺杂相关设备约4,500万（lpcvd）和3,500万（pecvd）；双面减反膜设备成本约3,200万，占比20%；丝印设备成本约3,500万，占比22%。此外，2020年后的PERC产能在预留机位的情况下，能进行改造升级，升级成本约为4,000-5,000万/GW，主要是氧化隧穿、磷掺杂设备成本。
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，4、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。
1.1.1硅料价格分析
上游硅料环节前期酝酿价格上调的氛围有所减淡，国产硅料价格水平的浮动主要与三季度前期行业主流价格筑底后、主流价格在八月有微幅回调有关，致密块料价格范围趋稳至每公斤 38-41 元范围，低价水平位于每公斤 37 元左右，均价水平暂时位于每公斤 39.5 元左右，预计短期继续反弹或回升的力度微弱；另外国产颗粒硅价格也趋于平稳，主流价格维持在每公斤 36-37 元范围，均价水平处于每公斤 36 元左右。
海外硅料价格呈现弱势维持情势，对于海外产地硅料的直接需求规模和拉货动力仍在减弱，仅有个别龙头厂家执行力度较强，整体海外硅料供应水平也在三季度有环比下降趋势，港口滞库水平恐仍将升高，对于海外价格仍然存在较大压力和不确定性。
关于三季度较大面积规模的检修和减产情况，多晶硅生产本质与其他三个主材环节不同，属于大化工生产属性，确实对于企业产线来说关停、重启需要一些预留时间和内部协调，但是检修的行为本身，属于常规操作，即在不考虑市场消极影响的情况下，产线运营 9-14 个月以后也需要不同程度的检修，区别在于市场极端恶劣的情况下，更多厂家会考虑提前或错峰检修，藉此来缓解滞库压力。
中国多晶硅生产技术和水平发展多年，现在的国产技术水平其实已经优化好几代，厂家可以采取分线检修等更加积极和灵活的措施，对于成本的影响程度比之前的技术工艺已经有所改善，所以正常检修情况下，对于成本的影响较小。但是如果是长期停滞产线，无法开启的时间持续过久，对于产线重启的难度较大，有可能带来重启/技改的成本另企业无法承担。
1.1.2硅片价格分析
本周硅片主流成交价格水位依然平稳，尽管硅片厂家坚持调整后的报价，买卖双方仍在博弈阶段，目前针对 183N 每片 1.15 元人民币与 210RN 每片 1.3 元人民币的卖方报价仍未观察到实际批量成交。
细分价格来看，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，其中每片 1.75 元人民币已经在本周出现成交；而 N 型硅片部分，这周 183N 硅片主流成交价格落在每片 1.06-1.08 元人民币。至于 G12 及 G12R 规格的成交价格约为每片 1.5 元和 1.23-1.25 元人民币。
从当前市场供需来看，九月份排产硅片与电池预期将环比出现下调，同时两环节双方也在酝酿涨价，然而最终仍端看组件价格的走势，在供需关系尚未显著改善的情况下，预期后续的涨势将面临较大挑战。
1.1.3电池片价格分析
本周各规格电池片均价皆与上周持平，价格范围如下：P 型 M10 电池片价格落在 0.28-0.285 元人民币，部分厂家前期每瓦 0.29 元以上的高价订单大多交付完成，因此本周高价下调至 0.285，P 型 G12 尺寸电池片均价与范围则依旧持平，落在每瓦 0.28-0.29 元人民币的区间，由于 P 型产能将在未来陆续退坡，预期 P 型电池片价格将持稳发展。
N 型电池片方面，本周 M10 TOPCon 电池片价格为每瓦 0.27-0.285 元人民币，该规格电池片由于库存积累，高价从上周的每瓦 0.29 元人民币下滑至 0.285 元人民币，G12R 的均价相较上周持平，但因本周低价订单交付，高低价呈现明显分化，范围落在每瓦 0.27-0.29 人民币的区间，而 G12 电池片价格则落在每瓦 0.285-0.29 人民币，值得一提的是，因近期 G12 尺寸的供应相对紧俏，低价从上周的 0.28 回升至 0.285，主流价格也有望往每瓦 0.29 元人民币靠拢。
上周的 M10 N 型硅片报价调涨未被电池端所接受，截至本周三为止，仍未听闻电池厂购买调涨后的 M10 N 型硅片，G12R 硅片则听闻有少数涨价后的订单成交。短期之内，由于上游涨价的需求不断向下传递，电池环节也正酝酿在下周调涨电池片价格，但总体来看，在终端需求不明朗的情况下，仍须观望组件端对电池片价格调整的接受度。
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
价格方面，本周均价暂时尚在每瓦 0.75-0.77 元人民币，近期集中项目陆续将在近几月开标，开标价格仍有下探趋势，新的执行订单低价持续贴近 0.7 元人民币。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 0.77-0.8 元人民币。
182 PERC 双玻组件价格区间约每瓦 0.67-0.78 元人民币。HJT 组件价格约在每瓦 0.8-0.93 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。
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，厂家价格竞争策略越来越激进，目前已有听闻出清产品价格低于 0.7 元人民币的水平交付。
海外市场价格本周暂时持稳。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 0.015-0.03 美元。后续 InfoLink 将视市场情况添加本地制造价格。
整体市场对后续判断仍保持悲观，随着国内集采项目陆续落定，今年国内市场暂无其他大量需求能够带动市场回升。海外市场仍受制库存积累、经济疲弱、政策变动等外在因素影响，拉货需求暂无回温迹象。近期组件厂家排产策略随市况滚动调整，不少厂家反馈三季度接单率平均落在六至七成左右，四季度订单能见度暂不明朗，行业回升恐需等待至年末明年初观察需求起色状况。
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TOPCon电池研究
TOPCon 电池的制备工序包括清洗制绒、正面硼扩散、BSG 去除和背面刻蚀、氧化层钝化接触制备、正面氧化铝沉积、正背面氮化硅沉积、丝网印刷、烧结和测试分选，约 12 步左右。从技术路径角度：LPCVD 方式为目前量产的主流工艺，预计 PECVD 路线有望成为未来新方向。
SE激光掺杂工序
N型TOPCon电池生产工艺采用高效选择性发射结（Selective Emitter,即SE)技术，这一道工序位于清洁制绒、硼扩散之后，其原理是利用激光的热效应，熔融硅片表层，覆盖在发射极顶部的硼硅玻璃中的B原子进入硅片表层，B原子在液态硅中的扩散系数要比在固态硅中的扩散高数个数量级，固化后掺杂B原子取代硅原子的位置，形成重掺杂层。通过激光在硅片与金属栅线接触部位进行高浓度掺杂，以达到降低该部位接触电阻的目的；在电极以外的位置进行低浓度掺杂，以达到降低扩散层复合的目的。通过以上方式优化发射极，进而实现转化效率的增加，与TOPCon电池叠加有效实现量产情况下0.2%-0.4%的转化效率提升。
制备隧穿氧化层及多晶硅层工序
TOPCon电池核心流程就是制作隧穿氧化层、多晶硅层环节部分，制备隧穿氧化层与多晶硅层环节是在N型硅片的背面沉积一层1-2nm的氧化硅膜和一层100-150nm的掺杂非晶硅薄膜，非晶硅薄膜在后续退火过程中结晶性发生变化，由微晶非晶混合相转变为多晶，激活叠层薄膜的钝化性能，在叠层薄膜上沉积金属，就可以得到无需开孔的钝化接触结构。
按两层膜制备方式不同可以分为LPCVD、PECVD、PVD。LPCVD是把隧穿氧化层、本征非晶硅层制备完成以后增加P扩散和清洗工艺；PECVD是把隧穿氧化层原位掺杂做成非晶硅层，两层膜制备的步骤合并到了一起，然后进行褪火、清洗；PECVD和LPCVD最根本区别就是两层膜是分步还是合并制作。
按两层膜制备方式不同可以分为LPCVD、PECVD、PVD。LPCVD是把隧穿氧化层、本征非晶硅层制备完成以后增加P扩散和清洗工艺；PECVD是把隧穿氧化层原位掺杂做成非晶硅层，两层膜制备的步骤合并到了一起，然后进行褪火、清洗；PECVD和LPCVD最根本区别就是两层膜是分步还是合并制作。
LPVCD工艺介绍：LPCVD全称为低压力化学气相沉积法，利用 LPCVD 设备通过热氧化方式生长氧化硅层并沉积多晶硅，然后在多晶硅中掺入磷制成 PN结，形成钝化接触结构。这一技术路线出现时间最早，工艺成熟度高，具有成膜质量高、产能高等优势。但是，存在绕镀问题，且沉积时使用的石英管需进行清洗维护和定期更换，耗材成本较高；针对绕度问题，目前在工艺上一些厂商已经有了比较好的解决方式。LPCVD法是目前 TOPCon 厂商选择的主流路线，采用这一路线的主要光伏厂商有晶科能源、捷泰、一道等。LPCVD设备厂家有拉普拉斯、捷佳伟创，拉普拉斯是最主要厂商，捷佳伟创也做这块，但不作为主推的设备。
PECVD工艺介绍：PECVD 原位掺杂，又称PE-poly工艺，全称为等离子体增强化学气相沉积法，原理为借助射频将含反应气体在局部形成等离子体，利用等离子体的强化学活性在基片表面沉积出薄膜。PECVD 可实现成本的大幅下降，具有绕镀轻微、成品率高，成膜速度快，掺杂效率高，无石英管，耗材成本低等优势，但存在成膜厚度均匀性差、膜层致密度不高、易爆膜等问题，原因在于其中有氢气参与反应。
制备减反射膜工序
采用多层介质膜结构技术进行电池片两面减反射膜的制备，减反射膜由氧化硅(SiOx)/氮氧化硅(SiONx)/氮化硅（SiNx）多层薄膜共同组成，顾名思义减反射膜具有帮助电池片提升对太阳光的吸收，减少光学损失提高光生电流，进而提高转换效率的效果。更为重要的是，减反射膜还具有钝化作用，在薄膜形成过程中产生的氢原子对电池表面的钝化降低了发射结的表面复合速率，促进光电转换效率提升的同时延长电池的使用寿命。
正面的减反射膜还能对前序步骤沉积的氧化铝层（4-5nm)起到一定的保护作用，氮化硅薄膜的高致密性可以保护氧化铝不受损伤及污染。而背面减反膜同样也可用于背部膜层的保护，避免poly层受到破坏及污染。多层结构共同作用，达到良好的体钝化和表面钝化效果，实现更佳的钝化接触。
激光诱导烧结工序
在电池制造中全新引入了激光辅助烧结工序，在完成丝印、烧结及光注入工序后，采用激光诱导烧结技术（Laser Induced Firing，简称“LIF”）。
通过激光辅助快速烧结对硅片正面的金属浆料进行处理，使硅片正面的浆料和硅片形成较好的欧姆接触。同时，利用荷电效应来优化栅线电极、改善接触电阻并实现高效率太阳能光伏电池的输出，从而显著提升TOPCon电池光电效率。
在TOPCon电池的工艺验证结果显示，LIF技术可以有效提升电池片的光电转换效率，增益在0.2%以上。
当前光伏市场供需失衡已成常态，产业链的各个部分如硅料、硅片、电池片、组件等纷纷以卷低价来抢占市场。加快产能出清已成为行业共识，恢复正常的市场秩序也成为企业的渴望。而此次硅片的价格上涨为此提供了良好的条件。
2023年中国光伏硅片产量达到622GW，增速为74%，出口量为70.3GW，同比增长超过93.6%。中国大陆光伏硅片产能占全球的95%以上。东南亚国家对于中国光伏硅片出口的依赖更盛。2023年中国出口至印度的光伏硅片金额较去年相比增长了超13倍。
在这一环境下，中国光伏硅片的价格变化必将影响全球的光伏行业产生相应的影响。
硅片价格上涨为他国组件制造商带来压力。以印度为例，当前印度光伏市场火热，光伏装机量屡创新高。然而，根据ALMM清单显示，该国的电池片产能要少得多，全国的产能不到 8GW，而硅片的产能更是为零。
中国光伏硅片的价格上升无疑会为本就缺乏资金且严重依赖进口的印度市场带来压力。在7月公布的印度2024-25年联邦预算上，玻璃和镀锡铜连接线的进口关税增加，而光伏生产设备及部分辅材关税继续减免，这也可以看出印度当前仍然缺乏相关企业以及技术，此方面产能严重不足。
硅片价格上涨为产业链其他部分价格变化带来契机
硅片报价上调，又一次压缩了电池片的利润价格。理论上电池环节将因成本上升而调涨电池片价格，但目前电池片厂家，由于受制于终端需求并未明显起量，难以上调电池片价格。
但Q4临近装机旺季预期渐起，光伏组件需求量可能在未来返回上升趋势，若是供需格局好转，产业链各部分价格上升，也会继续压缩他国光伏市场的预期盈利。
由此可见，在当前硅片价格上涨的情况下，对依赖于从中国进口的国家而言会面临不小的挑战与难题。虽然不少国家不断出台新政以加强国内产能建设，阻碍中国光伏产业链出口，但缺少本质的科技创新与技术支持在光伏市场上仍将面临的是被动的未来。
9月4日，硅业分会公示了最新多晶硅价格，本周硅料价格再度小幅上涨。
其中，n型棒状硅成交价格区间为3.90-4.40万元/吨，环比上涨0.73%；单晶致密料成交价格区间为3.50-3.90万元/吨，成交均价为3.45万元/吨，环比上涨0.58%；n型颗粒硅成交价格区间为3.65-3.75万元/吨，成交均价为3.73万元/吨，周环比涨幅为1.63%。
硅业分会称，目前多晶硅价格全线上涨，主流签单基本为n型硅料产品或混包料，仅极少数企业有单独p型料售卖，这部分产品价格出现了一定程度的跟涨，颗粒硅则因价格优势订单需求量较高，可供销售的余量较为紧缺，价格随之出现小幅度上调。
本次硅料价格上涨主要有两方面支撑：一方面，硅料企业经8月份集中检修、降负荷，供应量达到本年度史低，9月部分企业有提产、复产计划，因此在短期内供需压力最小的阶段，硅料企业挺价意愿相对充足。
另一方面，下游硅片环节价格上涨对于原材料价格小幅调涨的接受度尚可。综上，目前多晶硅企业有着相对一致的涨价预期，对下游及期现商报价普遍上涨，但本周成交量有限，反应在市场均价上仅有小幅上涨。
8月份多晶硅国内供应量约为12.97万吨，环比减少6.01%，对9月多晶硅供应量预期仍维持在13.5万吨左右。
9月国内硅片排产总计48.4GW，环比8月下滑超过11%，硅片企业产量跌破50GW大关。
据了解此次减产主力主要集中在头部企业，就具体数据来看，头部一线企业减产数量增加至4家，部分企业开工降至不足4成，最大单家环比减产达到4-5GW。除此外也确有一家头部企业继续保持增产趋势，带来新的产量增量。
对于头部企业一致涨价的态度，到目前为止，市场还未有任何新签价格交付，几乎所有硅片厂家皆坚持调价之后报价，在这之下拒绝出货。而电池厂也以消化自身原料库存为主。但也确实存在2-3家硅片企业仍然按照1.08元/片得老价格在交付订单。
这几家企业供应量并不能满足当下的下游需求。市场皆在观望一段时间后的电池厂集中采购。
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。
对于后续市场得价格走势，目前有个别电池片企业亦在酝酿涨价情绪，不可否认硅片-电池片-组件的向下传到确实面临巨大的阻力。
但随着上游的主动降负以及硅片企业现如今面临的巨大的亏损压力，硅片的触底情绪确实在增加。短期内，国内硅片价格或将出现小幅上行，但是基于下游的接受度来看，是否涨至1.15元/片的价格，仍有待观察。
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。
免责声明：
本报告中的信息均来源于展恒基金认为可靠的公开可获得资料，但对这些资料或数据的准确性、完整性和正确性展恒基金不做任何保证，据此投资责任自负。本报告不构成个人投资建议，也没有考虑到个别客户特殊的投资目标、财务状况或需要。客户应考虑本报告中的任何意见或建议是否符合其特定状况。本报告仅向特定客户传送，未经展恒基金授权许可，不得以任何方式复印、传送或出版，否则均可能承担法律责任。就本报告内容及其中可能出现的任何错误、疏忽、误解或其他不确定之处，展恒基金不承担任何法律责任。
