概要及主要观点：
1、硅料：致密料报价均价39.5/kg，周/月环比持平，本周单吨盈亏1.03万，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-4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-4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0.28元/W，周环比-1.8%，月环比-3.4%；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N型TOPCon双面组件报价0.75元/W，周环比-2.6%，月环比-6.3%；P型182双面组件报价0.73元/W，周环比持平，月环比-1.4%；P型210组件报价0.74元/W，周环比持平，月环比-1.3%。
●欧洲TOPCon组件均价为11美分/W，周/月环比持平；P型组件均价为10美分/W，周/月环比持平。
●美国TOPCon组件均价为28美分/W，周/月环比持平；P型组件均价为25美分/W，周/月环比持平。
一体化：
●国内TOPCon一体化组件单瓦盈利（不含硅料）估算为-0.10元/W，较上周-1分/W。
（以上为边际利润测算，与企业实际经营情况可能略有差异）
光伏胶膜【价格】EVA/POE后续有下跌风险；
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。
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。
【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。
硅料价格持续修复。硅业分会报价，N型料连续两周环比上调，最新价格4.16元/吨，环比上涨0.73%，产业链反馈印证硅料价格确实有所上行，硅料企业涨价意愿强烈。#硅料涨价有望带动其他环节价格修复。预计9月国内硅料产量13.3万吨，硅片产量48.6GW，分别环比下降2%、9%，8月硅片底库存降至25GW，持续改善，预计9月库存会持续下调，硅片涨价有持续支撑。
四季度国内装机发力，需求拉动组件市场好转，#10月电池组件排产预计持续修复，下游需求刺激有望带动产业链盈利修复，下游有望减亏。#电池环节出清玩家正在增多，超出此前预期，涨价之声呼之欲出，头部企业优势明显!
目前产业链无法承受亏损运营的玩家越来越多，行业出清拐点愈加清晰，国务院发文抑制招商引资的补贴泛滥现象，供需关系正走在好转的路上。
3、太阳能电池产业目前面临的非硅成本大致在0.17到0.21元之间，业内预测通过引入新技术，如0BB和全开口网版，加上硅片薄片化等措施，有望将成本降至领先企业的水平。随着技术进步，组件功率亦不断提升。在硅片生产方面，主流厚度约110μm，而薄片化成为关键技术之一，预计将带来成本优势。电池片领域，银包铜技术和全开口网版优化都展示了向成本节约目标迈进的趋势。光伏行业正在经历多项技术革新，包括被抛工艺和全开口网板技术，以提高电池效率并降低成本。微晶硅作为关键材料，面临生产效率和均匀性问题，但有研究通过高频电源和小腔体技术等方式解决这些问题。此外，高测公司和奥特维公司在硅片制造和0BB技术方面取得进展，展现了技术创新实力。从下游应用来看，垂直安装光伏技术因节省空间和提高能源利用受到关注，多家企业正积极拓展相关产能。随着技术进步和市场需求增长，垂直安装光伏技术预计将得到更广泛的应用和发展。
HJT电池的非硅成本目前约为0.21元，通过引入0BB、30%的银包铜以及全开口网版等技术改进，预计到2025年非硅成本能降至约0.17元左右，从而与top10电池生产成本持平。HJT公司的210版本组件功率目前达到744瓦，预计今年内可提升至750瓦，而在2025年底，伴随PD被抛等新技术的应用，有望进一步提升至770至780瓦。当前非硅成本水平大约为0.21元，随着0BB及全开口网版等技术的应用，有望降至0.17元甚至更低，显示出显著的成本优势。
HJT的关键技术研发进展如何？
在硅片方面，行业已量产使用110μm厚度硅片，预计2024年底将开始导入100μm厚硅片，并于2025年实现全面替换。同时，电池片端已广泛采用双面微晶技术，0BB高效HAT组件也已开始批量导入量产，目标是在2025年实现全面量产。此外，不同浓度银浆料（如银包铜、30%和20%银含量）分别处于不同的量产阶段，目标是在降低金属化成本的同时保持高效率。
HJT电池利用哪些关键技术和工艺降低成本并提高效率？
HJT电池采用薄片化硅片生产技术，相较于常规厚度（如130μm），薄片化带来的成本优势将在行业恢复正常时体现得更为明显。在电池片环节，银包铜技术（尤其是50%银含量浆料）表现出与纯银基本相当的效率且成本较低。另外，0BB效应显著提升电池片效率，而无需牺牲太多性能。预计通过全开口网版和低银含量浆料的应用，HJT电池未来的金属化成本将进一步降至理想水平（3-4分钱/瓦）。
目前电镀铜技术的发展情况如何？
电镀铜作为终极无银化技术的一种，处于早期研发阶段，并在通威等企业进行中式验证。当前电镀铜在银包铜提效上约为0.2%，未来有望采用同互联技术解决银材料瓶颈问题。通过与0BB技术结合，可以预见这将成为未来行业的主流技术路线。
明年HJT大会是否会继续采用0BB+银包铜方案以及0BB技术的应用前景如何？
预计在今年及明年的HJT大会上，仍将继续采用0BB+银包铜技术。不过，大规模放量还需等待设备和耗材成熟。此外，0BB技术目前已在多家企业进行批量量产，并且通威已采用焦点来替代pad点，有效降低了成本。从0BB的最新进展来看，它将是HJT的标配技术。
近期最受关注的是集成了PPD（高效率靶材）和RPD（靶材迁移率和透过率的优势）功能的PD设备。该设备不仅能降低成本约25%，而且有望大幅提高迁移率和透过率，同时带来至少0.1%的效率提升，因此预计PD设备和靶材将成为未来提效降成本的关键组成部分。
被抛工艺是一种借鉴其他N型技术路线，通过将HJT背面的绒面改造成平面结构来提升正面提效的技术。它主要应用在清洗中间，CVD之前的工序，通过减少背面比表面积，降低少数载流子负荷，增加开路电压，增强光在电池片背面的镜面反射，从而在屋顶分布式光伏和水面光伏发电项目等场景中，显著提高电池片效率，约达0.2%至0.3%。
全开口网板的核心变化在于优化了电池栅线的形态，使其更平整、具有更好的高宽比，从而提高了浆料利用率，在同等重量下具有更好的电性能表现。相较于传统的PI网板，全开口网板具有更强的材料强度、稳定性及耐腐蚀性，其栅线线宽可达20到25μm，相比传统网板减少了一半左右，预计将为组件带来约0.1%至0.2%的效率提升。
今年通过导入0BB（银包铜、钢板印刷）技术，成功将HJT组件功率提升至750瓦，并且实现了非贵成本大约0.21元的低水平。预计明年，在银浆消耗量降低、抛光工艺以及PD设备的应用下，组件功率将进一步增长至770到780瓦，最贵成本可降至0.17元甚至更低。
PECVD的关键在于其产生的非晶硅具有较高的透光率、更低的缺陷密度和更高的光电转化效率。不过，微晶硅生产面临的挑战在于生产节拍较慢及均匀性问题。为了解决这些问题，一种名为VHF电源的技术被采用，通过提高频率提高了沉积速率并有助于改善薄膜质量，使得双面微晶采用VHF加小腔体技术路线得以实现。
光伏设备 ：1.2GW大产能HJT电池整线降低客户综合成本，加速HJT与TOPCon成本打平
HJT设备产能从1GW进一步放大至1.2GW，利于下游客户&设备商降本。
从设备投资额来看，HJT设备目前约3.5-4亿元/GW，我们认为设备降本依靠单线产能放大&零部件国产化，有望降低至3-3.5亿元/GW。①HJT单线设备产能逐步放大：2018年HJT设备单线产能仅为100MW，2020年提升至400MW，2023年提升至600MW，目前最新已提升至1.2GW级别，在1GW的设备基础上增加了几个腔体提高产能，且能够匹配VHF电源（更高功率），解决了大载版、大电源和均匀性方面的问题。
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。
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
硅料环节现货报价水平有所上浮，国产块料针对生产商的整体报价范围每公斤 38-42 元范围，针对非生产商的报价水平略高，大约每公斤 42-44 元范围，整体均价水平暂时维持每公斤 39.5 元左右，新签订单低价水平有明显回升，不过也仍然有大量前期签订、正在执行中的价格，因此后续成交均价水平能否实现继续回调，仍需时间验证和下游市场接受。
国产颗粒硅价格水平暂时维持平稳，每公斤 35-36 元范围，但是主要以前期订单执行阶段为主，新订单价格存在上调可能，另外颗粒硅生产企业由于数量稀少，相对更加透明，根据当前市场情况观察，颗粒硅企业的滞库水平已经得到明显改善，并且硅料供给端整体库存规模保持连续下跌态势，需求端库存堆积水平有所上升。
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。
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，硅片厂家的报价仍未获得主流成交，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1.7-1.75 元人民币；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，每片 1.1-1.15 元人民币价格还未获得太多接受度。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 P 型 M10 电池片价格落在每瓦 0.27-0.285 元人民币，均价从上周的每瓦 0.285 元人民币下滑至 0.28 元，虽然当前 P 型产能正在逐步退坡，但组件端对于该规格的电池片需求也在显著下滑，在整体供过于求的情况下，P 型 M10 电池片价格仍在往下松动，相较之下，P 型 G12 电池片价格则与上周持平，落在每瓦 0.28-0.29 元人民币的区间，均价则为 0.285 元人民币。
N 型电池片方面，本周各规格电池片价格皆与上周持平，M10、G12R、G12 价格分别为每瓦 0.27-0.285 元、每瓦 0.27-0.29 元以及每瓦 0.285-0.29 元，值得关注的是，因 G12 尺寸电池片供给相对紧俏，近期低价已基本筑底在每瓦 0.285 元人民币的水平，而当前电池厂家也正积极调升该尺寸的报价，如果短期内需求维持平稳，每瓦 0.29 元人民币的主流价格将有望在下周实现。
本周电池厂家仍未接受上游硅片的报价上涨，听闻电池厂家短期内将以使用既有的硅片库存为主。另一方面，电池环节也正尝试向组件环节上调报价，但在近期终端需求无明显起量、且组件价格走势仍在下探的情况下，预期电池片价格继续持稳发展的可能性较高，而上下游的博弈状态也将继续维持。
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，本周执行价格受各方因素影响，价格小幅滑落，整体均价来到每瓦 0.7-0.75 元人民币，新的执行订单持续贴近 0.7 元人民币，低价部分可见 0.67-0.69 元人民币价格增多。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 0.73-0.75 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 0.8-0.9 元人民币之间，大项目价格偏向低价，厂家考虑订单因素招投标价格持续下落。
BC 方面，P-IBC 价格与 TOPCon 价差约 1-2 分钱左右的差距，N-TBC 的部分，目前报价价差维持 3-5 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，后续须观察招开标状况。
近期部分厂家策略转趋激进，且当前展望四季度接单率仍旧不明朗，一线厂家报价已破 0.7 元人民币，部分新单谈价来到 0.65 元人民币，组件价格修复回升较有难度。
海外市场价格本周受市场波动传导影响。HJT 价格每瓦 0.115-0.12 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 0.105-0.115 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。
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 光伏电池发展带来的投资机会研究
垂直安装光伏系统适用于许多场景，特别是在高架铁路、农场等领域，因其能有效提升太阳能利用率、节约用地资源、支持双峰发电以及实现错峰发电等多种优势。尤其对于高双面率的HJT组件来说，垂直安装是最合适的选择，它可以显著提高发电量，相较于传统top组件最多可多发电10%至12%。
在最近的央国企招标中，诸如华能、绿地等多家企业都有大量的HJT组件产品的采购需求，表明市场对高效、低成本的双面率较高组件技术路线的认可正在增强。这类似于2015年光伏领跑者计划的影响，即引导下游产业链扩大生产和电站招标时更倾向于高效率、低成本的技术路线，而非仅仅考虑价格因素。因此，后续招标可能会更侧重于高双面率、高功率的组件技术路线。
以华盛为例，其产能在过去几年实现了快速增长，从最初的2GW增长到2022年底的超过20GW，并计划到2025年达到40GW以上。无锡、宣城、合肥、大理等地也有新增产能投入。另外，日升的产能和技术进展也非常迅速，目前已成功导入半切100μm的硅片等先进技术，并努力降低成本至0.21元/瓦的良好水平。通威则拥有合肥、金堂和眉山三个生产基地，其中金堂基地新增了一条大产能12GW的生产线，预计在今年年内组件功率可达750W，回归成本有望降至0.17元/瓦甚至更低。总体来看，行业整体出货量预计将较去年增长近一倍，随着HJT组件技术的进步、成本降低及下游客户的积极扩产，预计未来HJT产业将取得良好进展。
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。
2024H2逆变器基本面具备环比改善基础，低基数下同比预计亮眼，
受美国大选辩论上特朗普表明自己是太阳能忠实粉丝影响，新能源相关板块均表现优异，其中逆变器环节由于具备环比改善基础，且部分公司H2业绩有望同环比显著增长，基本面支撑下呈现普涨，叠加个别公司处相对低位状态更是呈现领涨。关于24H2及全年核心标的预期，
明年看，增长预期明朗且积极。非欧美市场增速依然保持40%+，非欧美市场人口基数大，缺电问题长期存在，居民电价普遍上涨，光储经济性提升刺激需求爆发。欧洲户储也有望彻底甩开库存影响，出货恢复至较好水平，欧洲市场上半年出货/装机小于1，累计库存水位或已接近2021年水平，下半年有望迎来需求端的复苏。
短期影响有限：之前7月逆变器出口数据环比下滑，市场普遍担心新兴市场需求持续性，实际上数据下滑主要受到东南亚雨季/巴西货币贬值/西欧休假等短期因素影响。
户储：亚非拉新兴市场缺电+电价上涨长期存在，户用光储需求有强支撑。
大储：美国降息在即将推动大储放量，欧洲、中东等地区可再生能源占比提升后，大储需求提速。
8月，在新能源汽车市场带动下，我国动力和其他电池合计产量为101.3GWh，环比增长10.4%，同比增长36.8%。
1-8月，我国动力和其他电池累计产量为623.1GWh，累计同比增长36.3%
销量方面：
8月，我国动力和其他电池销量为92.8GWh，环比增长7.5%，同比增长43.2%。其中，动力电池销量为68.4GWh，环比增长10.0%，同比增长26.6%，占总销量73.7%，和上月相比，动力电池占比增长了1.7个百分点；其他电池销量为24.4GWh，环比增长1.1%，同比增长126.4%，占总销量26.3%。
1-8月，我国动力和其他电池累计销量为581.8GWh，累计同比增长42.1%。其中，动力电池累计销量为448.8GWh，累计同比增长25.5%，占总累计销量77.1%，与去年同期相比，动力电池占比下降10.2个百分点；其他电池累计销量为133.0GWh，累计同比增长157.2%，占总累计销量22.9%。
8月，我国动力和其他电池合计出口16.7GWh，环比增长7.4%，同比增长36.5%，合计出口占当月销量18.0%。其中，动力电池出口量为11.1GWh，环比增长16.3%，同比增长6.1%，占总出口量66.6%，和上月相比，动力电池占比增长5.1百分点；其他电池出口量为5.6GWh，环比下降6.7%，同比增长218.9%，占总出口量33.4%
1-8月，我国动力和其他电池累计出口达106.0GWh，累计同比增长23.0%。合计累计出口占前8月累计销量18.2%。其中，动力电池累计出口量为80.8GWh，累计同比增长5.3%，占合计累计出口量的76.2%，和上月累计量相比，动力电池占比下降1.8个百分点；其他电池累计出口量为25.2GWh，累计同比增长165.7%，占合计累计出口量的23.8%。
装车量方面：8月，我国动力电池装车量47.2GWh，环比增长13.5%，同比增长35.3%。其中三元电池装车量12.1GWh，占总装车量25.7%，环比增长6.8%，同比增长12.3%；磷酸铁锂电池装车量35.0GWh，占总装车量74.2%，环比增长16.1%，同比增长45.6%。1-8月，我国动力电池累计装车量292.1GWh, 累计同比增长33.2%。其中三元电池累计装车量85.7GWh,占总装车量29.4%，累计同比增长23.6%；磷酸铁锂电池累计装车量206.2GWh,占总装车量70.6%，累计同比增长37.8%。
三、新能源行业重大事件
硅料价格基本持稳：成交价无显著变化，目前中小企业观望、市场成交多以龙头企业为主，略推涨市场均价，但短期未见明显硅料突破迹象。
硅片涨价有一定阻力：多数硅片企业坚持对外报价1.15元/片，但下游电池片盈利承压、涨价接受度低，实际成交较少，硅片库存明显上升，价格上涨遭遇一定阻力。
电池、组件价格下跌：组件价格竞争持续激烈，企业低价抢单、低效产品、库存产品致价格下探，部分低价报价已跌破0.7元/W；组件端价格竞争压力传导至电池片环节，电池片厂家被迫采取小幅让利策略，价格持续承压。
玻璃价格下跌：多数组件企业刚需随采随用，玻璃厂家订单跟进一般，库存维持高位；盈利压力下玻璃企业持续通过冷修、调整窑炉闸口等措施控制产出，有望迎来库存拐点。
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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