概要及主要观点：
1、硅料：根据硅业分会，N型料本周报价4.17万元/吨，周环比持平，月环比+1.7%；N型颗粒硅报价3.73万元/吨，周环比持平，月环比+1.6%。根据PVInfoLink，致密料报价均价40/kg，周环比持平，月环比+1.3%，本周单吨盈亏0.99万，较上周持平。颗粒硅均价36.5元/kg，周/月环比+1.4%。
硅片：
N型182（130μm）硅片均价1.08元/片，周/月环比持平，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/月环比持平；N型210（130μm）硅片报价1.5元/片，周/月环比持平；
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：
182TOPCon电池片均价0.27元/W，周/月环比-3.6%，单瓦盈利估算为-4分/W，较上周持平。182*210TOPCon电池片均价0.28元/W，周/月环比持平；210TOPCon电池片均价0.285元/W，周/月环比持平。
P型182电池片均价0.28元/W，周环比持平，月环比-3.4%；P型210电池片均价0.285元/W，周/月环比持平；
组件：
国内N型TOPCon双面组件报价0.74元/W，周环比-1.3%，月环比-3.9%；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。
硅片尺寸是决定光伏组件尺寸的基础。近年来，随着光伏技术的不断发展，硅片尺寸逐渐增大，以提高组件的功率和效率。目前市场上主流的硅片尺寸包括156mm、166mm（M6）、182mm（M10）和210mm（G12）等。目前，182mm的光伏组件逐渐成为市场的主流选择。这种尺寸的组件在发电效率、成本和安装便捷性等方面表现良好。182mm组件在设计上经过优化，既能提高发电能力，又能降低运输和安装成本。相比于210mm组件，182mm组件在高温环境下的表现也更加稳定，适合多种气候条件。182mm组件的优势平衡的发电效率：182mm组件在发电能力与效率之间取得了良好的平衡，适合大多数光伏电站的需求。较低的生产成本：相较于大型组件，182mm组件的生产成本较低，且技术成熟，生产稳定。便捷的运输和安装：适中的尺寸使得182mm组件在运输和安装过程中更加便捷，有助于降低项目的整体时间和成本。
虽然大尺寸光伏组件在理论上能提供更高的发电能力，但实际应用中却面临多方面的挑战。运输与安装成本增加：较大尺寸的组件在运输和安装过程中需要更多的人力和物力，增加了项目的整体成本。生产成本增加：玻璃生产线（窑炉和钢化炉工序）限制了光伏玻璃的宽度，目前玻璃产线逐渐升级投产，以生产更宽的光伏玻璃；而光伏玻璃的长度不受产线制造设备限制。更高的破损风险：在运输过程中，较大组件易发生破损，导致经济损失。阴影和遮挡影响加剧：在实际应用中，大尺寸组件可能因阴影和遮挡造成更严重的发电损失。对支架和基础的要求更高：大组件对支架和基础的设计要求更高，可能导致工程成本的显著增加。光伏组件的尺寸选择是一个复杂的决策过程，涉及设计、运输、生产成本、发电效率等多个因素。虽然大尺寸组件在某些方面具备优势，但实际应用中并不是越大越好。目前，182mm组件因其平衡的性能和经济性，成为市场的主流选择。在光伏电站的设计和实施过程中，综合考虑这些因素，选择最适合的组件尺寸，将是确保项目成功的关键。
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，较上周持平。
本周光伏玻璃行业库存天数约36.83天，环比下降2.25%，较上周由增加转为下降。1、光伏玻璃库存下降的原因，一是企业频频开始减产冷修，近期2.0mm光伏玻璃价格跌至12.0-12.5元/平，已触及部分二三线企业现金成本，7月以来冷修减产不断增多，Q3已累计冷修超1.1万吨/日，叠加部分减产产能，我们预计目前行业实际有效产能在10万吨/日左右，对应组件50-55GW/月；二是10月组件排产预计环比小幅增长，加上国庆节前备货，组件企业采买玻璃有所增加。2、展望后续，我们认为随着组件需求复苏，以及价格压力下冷修减产的项目继续增多，玻璃库存有望持续去化。叠加11月左右供暖季天然气价格大概率上涨，玻璃有望看到价格反弹，盈利能力亦有望边际修复。本轮玻璃底部压力已经显著降低了企业投产热情，2025年随着终端需求增长，玻璃作为供给刚性环节有望逐步修复至合理盈利。
2、光伏组件垂直安装应用前景广阔，高双面率的HJT是最佳选择。光伏组件垂直安装优势众多、应用场景广泛、潜在需求空间广阔。光伏组件垂直安装具有可提升对太阳能的利用率、节约用地、方便维护（例如可减少或避免积灰、积沙、积雪）、双峰发电满足电网调峰需求（完全适合我国电价改革后的市场化峰谷电价交易模式）等优势，可应用于农业隔离带/围栏、各类地面交通围栏及光伏建筑一体化等特殊场景。高双面率的HJT组件是垂直安装的最佳选择。HJT具有完美对称的双面结构特性，双面率高达90%以上，远超PERC和TOPCon。从发电量角度看，HJT组件垂直安装比TOPCon组件垂直安装多发电10%~12%，比PERC多发电16%~20%。据实证测算，HJT垂直安装场景下，相比倾斜安装首年发电小时数可提高11.12%，LCOE降低9.57%，电站收益率IRR高出1.38%。
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。
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。
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）。
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。
投资机会：
‎（1）光伏玻璃企业股价与库存往往呈现清晰的反向趋势，即库存上涨则股价跌，库存下降则股价涨，库存高点即股价低点，反之亦然。
（2）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。
（3）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。
4、随着以旧换新政策效果逐渐显现，8月车市热度提升显著，零售市场在新能源市场的有力支撑下持续走强，高于此前预期。8月狭义乘用车零售190.7万辆，同比-0.9%，环比增长11.2%，其中燃油车全月零售88.2万辆，同比下滑26.9%，同比降幅仍未收窄。新能源市场零售102.5万辆，渗透率53.7%，新能源单月零售量首次突破100万。
自8月起，报废更新补贴申请量增长迅速，9月补贴申请量仍保持高位，截至9月19日，全国累计收到汽车报废更新补贴申请超107万份。截止9月19日，全国几乎所有省份均已出台并落实汽车置换补贴政策，单车补贴金额均较为可观，预计将为车市带来新一波增长动力。9月终端人气逐周平稳提升，中秋假期客流处于明显高位，且新能源增长势头略强于传统燃油车。近期又有新势力品牌的入门级纯电车型相继上市，继插电混动之后，纯电市场也有望进一步下探，打开入门级私人消费者市场。
国家报废更新政策及各地方以旧换新置换政策稳定发力，大力拉动车市增长，叠加“中秋”及“十一”节日效应，9月车市呈高速增长态势，“金九”效果显著。9月第1周日均零售4.84万辆，同比10.5%，环比5.4%，8月底的较高市场热度得以延续。第2周为中秋节节前且有6个完整的工作日，日均零售达6.29万辆，同比26.2%，环比17.8%。第3周包含了中秋假期及节后，终端在节日期间吸引了大波订单并陆续交付，日均零售7.14万辆，同比19.5%，环比29.8%。2023年中秋假期较晚，与国庆假期连放，2023年的9月第4周为节前集中交车，因此同比基数较高；今年9月第4周节奏预计相对较为平稳，日均零售9.65万辆，同比-14.4%，环比11.8%，综合估算9月零售可达到210万辆左右。
9月第2周整体车市折扣率约为24.0%，与上月基本持平。零售量占总市场近八成的头部厂商本月零售目标环比上月增幅约10%，初步推算本月狭义乘用车零售市场约为210.0万辆左右，同比去年增长4.0%，环比上月增长10.1%，新能源零售预计110.0万辆左右，同比增长47.3%，环比增长7.3%，渗透率约52.4%。
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
中秋假期结束后，观察上游硅料环节挺价意愿和氛围愈发强烈，硅料新单价格实现小幅回调。从本月新增供给量规模来看，连续四个月环比下降，本月环比下降 2%，降至年初至今的月度产量最低水平，同时供给端硅料库存整体规模有所下降，但是硅料需求端库存囤积水平仍有上涨趋势。
近期上游市场情况较为复杂，酝酿数周的价格回调在新签单成交中初步实现小幅回调，国产致密块料价格范围扩大至每公斤 37.5-43 元范围，新单主流价格呈现上移，致密块料均价落在每公斤 40 元左右，但是须要强调的是当前仍然有另外部分买家持有相当数量的硅料库存，以及正在执行的前期签订的订单，该部分订单对应的价格水平低于新签单价格水平，且部分用户开工水平维持较低水平，因此对于新签单需求不甚强烈。另外，国产颗粒硅价格范围也有所扩大，低价报价明显减少，虽然当前也是仍然以执行前期订单交付为主，但是对于新签单价格回调也具有较强信心。
主流市场的买卖双方心态各异，包括买方之间的博弈心态也差异迥然，当前新签单价格的主流价格小幅回调能否继续在四季度维持趋势，除了与供给端硅料龙头企业的调控决策密不可分之外，面对四季度价格疲软的终端组件价格，实则仍然要面对的是产业链环节上下环节之间的激烈博弈。
1.1.2硅片价格分析
在中秋节期前后市场成交较少，本周硅片主流成交价格水位平稳，涨价部分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。
1.1.3电池片价格分析
本周电池片价格范围如下：P 型 M10 电池片低价下滑至每瓦 0.265 元人民币，价格落在每瓦 0.265-0.285 元人民币的区间；G12 电池片低价则降至每瓦 0.275 元人民币，价格区间为每瓦 0.275-0.29 元人民币。与上周逻辑一致，虽然当前 P 型产能正逐步关停，但产能退坡仍不及组件端需求减少的速度，在整体供过于求的情境下，P 型电池片价格在短期内仍有可能松动下探。
N 型电池片方面，本周各尺寸价格区间皆与上周相同，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。此外，在近期 G12 尺寸供应相对紧俏、需求平稳的情况下，听闻部分电池厂家正积极将该尺寸报价调涨至每瓦 0.29 元人民币以上，但具体能否顺利落地，仍须观察组件端的接受程度。
本周适逢中秋假期，整体行情并未发生太大变化，从当前市场氛围来看，虽然九月电池环节排产环比八月下降，但随着上游涨价要求不断向电池环节传递、而组件环节需求却并未明显增长的情况下，电池环节整体仍缺乏足够的议价能力，价格走势在短期内可能将持续受制于上下游压力传导，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
中秋节后，本周项目执行较少，整体价格持稳，均价暂时尚在每瓦 0.75-0.77 元人民币。集中项目价格约落在 0.68-0.73 元人民币之间，分布项目价格约 0.67-0.8 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 3-5 分人民币，价差略为收窄。
然须要注意，近期集采项目陆续开标，开标价格仍持续下落，今日开标的项目一线厂家的 TOPCon 组件价格低于 0.7 元人民币的投标价，考虑当前厂家积极争抢订单，也侧面验证先前厂家反馈接单状况确实不明朗的情势，库存积累之下，仍持续打乱市场节奏，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。
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。
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 光伏逆变器海外业务研究
对于巴基斯坦，此前因财政压力和高温天气使得居民电价出现上涨，7月基本电价调涨，居民电价上涨至1.5元/kwh人民币，成为户储需求爆发的原因之一。本次电价高位或下调，主要是为了解决高电价引起的民生和政府财政矛盾问题，后续能否落地还需要进一步观察。即便调降，也大概率高于涨价前水平，户储投资回报期依然有望保持在3-5年的良好水平。因而巴基斯坦中长期看需求依然持续。
逆变器整体看，大多数企业三季度业绩均有望实现同环比大幅增长，且四季度延续增长趋势。2025年欧洲在降息背景下户储去库后拐点可期，非欧美海外市场在低成本+低渗透率背景下整体维持40%或以上增速需求不变，除巴基斯坦、乌克兰、印度、巴西等存量市场之外，以色列、叙利亚、缅甸、尼日利亚、中美洲等亦有望爆发。总体需求高增趋势不变。
逆变器公司2025年业绩对应PE普遍在15倍以内，随四季度及明年春节后需求改善，全年预期逐步清晰，估值有望向明年切换，当前位置性价比依然突出。
巴基斯坦的需求除了经济性，还有最直接的一点——缺电。
而从整个亚非拉市场看：中东沙特、东南亚（刚刚启动）、印度等区域的加持，对投资者而言，核心判断在于#亚非拉到底是个波动，还是进入电气化程度持续抬升的阶段。我们认为是后者，而对这个的判断，需要投资者跑调研感受。
总结：
本轮看好的是：第一，海外降息周期下资本品率先放量，而非在美国降息落地后变成利好出尽。真正基本面在报表端的体现还未开始。
第二，逆变器看增量市场#亚非拉电气化抬升、欧洲DIY市场启动。
第三，对逆变器而言，大的利润弹性来自费用率，同理还有热泵、大号充电宝。这轮周期，其实需求不行时毛利率波动不大，对利润影响的核心在费用率。而费用的变化直接影响因子是收入—— 也就是产业趋势。
光伏逆变器市场分析：
光伏逆变器是光伏系统的核心组件，负责将直流电转换为交流电。
技术路线分为集中式、组串式和微型逆变器，适用于不同场景。
储能逆变器作为能源管理的核心，需求随着储能市场的增长而上升。
与9月18日价格相比，本周硅料价格保持稳定。本周硅料市场交易活跃度不高，成交量相对有限，当前签单周期步入尾声。尽管部分头部企业小额订单显现涨价趋势，此变动并未触动市场整体价格格局。目前，硅料厂商挺价意愿强烈，然而下游拉晶需求持续疲软，市场仍处于谨慎观望状态。据相关企业人员反馈，目前仍有14家企业处于检修或降负荷状态。原定于9月新增产能的一家企业现已将复产计划推迟至10月，其余企业亦未见明确的复产信号。硅业分会指出，本月硅料供应量预计增长幅度约4%，同期下游硅片开工率降低，对多晶硅需求量减少幅度约为13%。在此背景下，硅料库存水平依旧位于高位，阶段性供需失衡现象依旧存在，为价格的持续攀升构成了一定阻力。
硅片方面，本周价格保持稳定。9月份硅片预计产量稳定在45-46GW，低于市场需求；10月预计排产将略有增长，增幅有限。目前，硅片企业仍在强势挺涨价格，然而终端组件价格持续走低，电池组件环节对于价格上涨的接受度较低，买卖双方仍处于激烈的议价拉锯之中。电池方面，本周价格保持稳定。
9月电池片产量预计50GW，略高于同期组件产出水平。当前，电池环节普遍面临显著的库存积压问题，企业开工率持续下滑，维持在40%至50%的区间。鉴于终端市场需求未见明显回暖，且组件价格持续下行，电池价格已逼近谷底，短期内实现价格上涨的可能性较小。
近几日，随着电池厂家逐渐开始采购，本轮硅片价格博弈逐渐展露结果，前期183mm硅片成交价格逐渐回落至1.08元/片，合肥光伏大会之后，市场报价甚至逐渐开始向1.06元/片转移。
N型210R及210市场相对较好，其中210R对比月初成交价格逐渐落在1.25元/片成交，210mm更加稳定在1.5元/片成交。
据SMM了解，9月中下旬，硅片厂普遍面临着较大的库存压力，库存高峰期曾达到50亿片左右，头部厂家超20亿片，部分二线厂家超过3.4亿片。
库存压力成为此轮硅片价格博弈下跌的最主要原因。
除此之外下游需求向大尺寸转移以及电池的减产也成为促使硅片降价的原因之一。至于此轮硅片降价对多晶硅市场的影响，
认为或将不利于后续国内多晶硅市场。
受制于成本承担极限，目前多晶硅价格与硅片价格带有较强的正向关系。
硅片价格下跌后，除去深度绑定的双经销企业拉晶厂家对于高价的多晶硅资源抵触心态进一步加强。
而新特、协鑫等此轮报价较低的多晶硅厂家目前出货情况明显相对较好，库存处于极低位置。
反观高价厂家却普遍面临较大库存压力。
#硅料价格持稳：本轮签单周期接近结束、新签订单有限，价格基本持稳；硅料供应充足，同期硅片开工率降低，供应阶段性过剩，企业提价成交受阻，仅头部部分散单出现价格上涨，整体持稳运行。
#电池、组件价格下跌：大型集采项目招标推进，组件厂家为争抢订单价格竞争激烈，头部企业价格略有松动；目前整体库存仍偏高，价格仍有走跌趋势，随着集采项目进入交付高峰，10月组件排产预计环比上涨。18x电池片仍在累库，价格小幅下跌。
#玻璃价格小幅下跌：组件厂家多数按需采购，整体需求一般，盈利压力下部分玻璃企业持续通过冷修、调整窑炉闸口等措施控制产出，行业库存增速较前期有所放缓，有望迎来库存拐点。
三、新能源行业重大事件
1、据海关总署，2024年8月国内出口电池组件174亿元，约合24.6亿美元，同比减少20%，环比增加3%；若按照0.107美元/w的平均单价计算，2024年8月实现电池组件出口22.8GW，同比增加27%，环比增加4%，2024年1-8月累计实现电池组件出口184GW，同比增加32.6%。
7月组件出口GW数环比下降，但8月环比出口已取得改善；后续随着海外假期结束，预计光伏出口有望持续环比增长。GW数累计来看，今年前8月实现出口数据仍维持30%以上增长。
美国降息幅度超预期，有望促进光伏项目投资意愿；据EIA此前预计，美国2024年有望实现地面电站新增装机36.4GW，同比增加约90%，叠加每年10-12GW的屋顶光伏，美国新增装机预计在45-50GW范围内，同比有望翻倍；储能系统方面，EIA预计美国2024年储能电站新增有望达14.3GW，约43GWh，同比增加超70%。整体看美国光伏、独立储能、光伏配储2024年将取得大幅增长，美国降息有望促进这一目标的实现。
当前光伏产业处于阵痛期，全产业链仍处于亏损现金状态，具备充足现金流的企业有望在这一轮中穿越周期。分环节看，光伏电池片和多晶硅的出清策略相对明确，而电池组件环节出清节奏有望快于预期，
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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