1、光伏产业链边际变化
预计，10月硅料/硅片/电池片/组件产出13.9万吨（64-65GW）、47/51/51.5 GW，环比+2.2%/-2.4%/-3.3%/+3.1%，中下游排产较前次（9月5日）预测下修。
9月硅料/硅片/电池片/组件实际产出13.6万吨、48/53/50GW，环比持平/-10.4%/-6.7%/-2.9%。
硅料：9月硅料产出基本持平于13.6万吨/61-62GW，预计10月略增2%至13.9万吨，增量主要来自头部企业电力限制影响解除后产出恢复，而新产能尚处投产前期增量有限；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：9月硅片产出环比下降10%至48GW，预计10月产出继续小幅下降2%至约47GW（N型渗透率小幅提升至约83%），头部企业排产决策影响硅片整体排产变化。
国庆假期期间多数厂家保持正常生产，受颗粒硅提产以及部分棒状硅爬产影响，预计10月产量环比上行至13万吨以上。
硅片：N型硅片价格走跌，其中大尺寸受需求结构调整价格相对坚挺；10月假期期间无明显放假计划，预计总排产环比9月基本持平。
电池片：9月产出约54GW，环比下降7%，较前期预测略降；受库存高位影响，多数企业10月继续下调排产，初步预计产出环降至51GW左右，其中210RN、210N电池片排产有所提升。东南亚方面，多数企业优先关停了PERC产线，仍有部分厂家维持TOPCon产线运营生产。国庆假期期间部分电池基地安排放假，预计10月中国企业电池排产49.4GW（其中国内47.99GW），环比9月减少接近7%，预计小于组件排产进入去库阶段。
组件：多数企业假期期间正常生产，部分二三线厂商安排4-7天不等假期，由于一线企业较大幅提高排产，预计10月排产环比增幅近8%。9月国内需求无明显好转，全球组件产出环比下降3%至50GW，相较前期预测略有下降；目前组件厂家随市况调整排产策略、积极低价抢单，因国庆假期厂家放假3-7天不等，整体排产预计小幅回升3%至51.5GW附近，然Q4订单能见度仍不明朗，厂家对后续排产多持保守态度。
逆变器：价格维稳，出货需求仍以新兴市场为主。9月国内光伏逆变器定标总规模约为15.98GW。环比增加429.45%，其中，0.97GW为有明确中标单位的项目，另外15.02GW为集采中标。中标加权平均价格为0.111元/W。2024年1~9月，国内光伏逆变器累计定标规模约为138.461GW。9月国内逆变器招标总规模约为14.17GW。环比减少77.09%，其中，地面电站12.52GW、分布式14.42GW，集采0.21GW。2024年1~9月，国内光伏逆变器累计招标规模约为117.34GW。
高纯石英砂：由于坩埚产量逐步下降，部分企业开工率低于20%，因此对砂企采购意愿降低。
胶膜：价格暂稳，预计10月胶膜价格将有小幅下调。
玻璃：假期期间国内玻璃窑炉正常生产，开工率维持65%左右，但随着冷修以及堵口，预计后续供应端压力逐步减轻。
2、9月国内组件招标约为12.75GW，同比减少11.97%，环比减少79.70%。其中地面电站2.51GW，分布式0.72GW，集采9.52GW。2024年1~9月，国内组件累计招标规模为208.03GW，同比增长22.4%。
招标价格元0.67/W，环比下降0.04元/W。9月，国内12.75GW光伏组件招标中，以双面N型组件为主。其中，11.89GW明确提出组件的单双面要求，98%为双面组件；11.78GW明确提出组件的类型要求，n型占比达到90%。
9月国内组件定标7.75GW，同比降低57.89%；2024年1~9月，国内光伏组件累计定标规模195.43GW，同比增长16.70%。组件加权平均定标价格下降，为0.679元/W，环比下降了约0.076元/W。
9月地面电站EPC定标10.59GW，环比减少2.2GW。#1-9月累计定标103.30GW，同比增长8.27GW。#规划在24年内并网的为142.06GW，规划在25年内并网27.21GW。
9月分布式EPC定标5.41GW，环比减少8.96%。1-9月累计定标47.33GW，同比增加43.11%。
9月地面电站+分布式合计定标16.00GW，同比下降6.18GW。1-9月累计定标150.62GW，同比增长22.53GW。
组件市场供大于求或只到2025年。2022年-2023年，全球组件呈现供大于求的局面。国内市场在2023年出现大幅增量趋势，但海外需求自2022年的爆发式高峰短暂出现后趋于平稳。2024年整体需求增速仍略显平淡，国内光伏市场受制于电价波动、消纳问题、土地资源问题等增速放缓，海外大多市场也仍是稳健发展，并无看到爆发式增长的国家。新兴国家需求势头较好，但短期内拉货能力难以有大幅提升。组件供应向上攀升，2025年需求预期上升较大，供需失衡将逐步减弱，供大于求阶段可能将持续至2025年。在加速出清旧产品线、且在需求持续带动下，预计组件供需在2026年出现好转。
投资机会：
‎（1）当前光伏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，Q4终端需求旺季有望驱动产业链量价修复，头部企业优势有望持续凸显。
（2）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。
（3）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。
‎（4）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、2024年前三季度整机商共计中标598个项目累计109.3GW风机采购。与2023年前三季度461个项目合计74.9GW相比，风电市场热度扔持续攀升。2024年前三季度多家整机商在获取风机采购订单时，仍然在兼顾进驻国际市场。国际累计完成中标6.7GW，占前三季度风电中标总量的6.15%。地区包括印度、中东、哈萨克斯坦、越南、菲律宾、南美、孟加拉、澳洲等。从陆上和海上风机采购中标情况来看，2024年前三季度陆上风电累计完成约101.9GW风机中标，占全部市场的93.2%。主要市场包括内蒙古、新疆、河北、广西、黑龙江等地。
今年1-9月，TOP3市场占比与2023年前三季度的54%（TOP3）相比，市场集中度有所下降。
近年来，受国内价格战、技术驱动等因素影响，风机出海已经成为共识。从2024年前三季度中标统计来看，共有4家国内厂商累计斩获约6.7GW国际订单。
陆上风机价格下降空间不大。随着单机容量的不断提高，风机价格也随之不断刷新低。今年4月，行业出现价格新低含塔筒最低折合单价1219元/kW，该项目要求单机容量10MW。二季度以来含塔筒风机价格趋向稳定。
5、数据显示，近期国内磷酸铁锂电芯（动力型）、三元电芯（动力型）均价分别降至约0.32元/Wh、0.43元/Wh，较2023年初降幅均超60%。
同时，国内储能锂电电芯最低价也跌入0.3～0.4元/Wh区间，储能系统单价最低价跌破0.5元/Wh，较去年同期下降49%；今年上半年储能工程总承包（EPC）中标均价同比下降27%。实际上，锂电池这一轮降价主要因为同期碳酸锂价格大幅下降，叠加全球新能源汽车需求放缓、海外部分市场贸易壁垒“高筑”，而为了巩固自身市场份额，电池企业“卷价格”在所难免。值得注意的是，目前部分电池企业的产品报价已跌破其成本线，有头部企业产品报价也已逼近其自身的成本线。
在当前行业激烈竞争的背景下，锂电企业除了在生产/经营管理、开拓应用场景等方面下功夫外，“材料技术迭代”被认为是锂电企业“破卷”的重要方向之一。近年来，为响应锂电池性能提升、降本增效等需求，锂电头部企业的一些前沿研究就聚焦于先进集流体材料。资料显示，锂电池所使用的复合集流体是一种由高分子材料和金属复合而成的“三明治”结构的新型集流体材料，包括复合铜箔和复合铝箔。因具备高安全、高比能、低成本、长寿命等优势，复合集流体已成为锂电正负极集流体材料“破卷”的重要赛道之一。在刚刚过去的9月，多家材料企业发布了其在复合铜箔、复合铝箔领域的最新进展，展现了这一领域的蓬勃生机。
复合集流体项目规模化“迸发”。今年以来，相关企业传统集流体业务普遍承压，越来越多的企业加码复合集流体技术创新。在技术研发方面，江苏英联今年也取得新成果。国家知识产权局信息显示，该公司于2024年6月申请并获得了一项名为“改性聚丙烯基膜及其制备方法、复合集流体和电极极片”的专利。这将进一步提升其技术竞争力。安迈特科技的复合集流体采用行业前沿的全干法一次真空蒸镀成膜技术，以生产复合铝箔为例，该技术突破行业内十多次沉积才能达到1000纳米的技术能力，可一次性在基膜上最大沉积超过2000纳米的功能层，将制造效率提升数倍，且大幅降本，并已实现规模化生产。重庆金美的复合铜箔MC产品目前已正式进入规模化量产阶段，其不仅在技术上不断突破，还已获得多家下游客户的订单。
复合集流体商业化趋势逐渐增强，复合集流体在提升电池能量密度、降低成本、提高安全性等方面优势明显，替代传统材料的趋势逐渐增强。
根据比亚迪专利，使用“1+3+1”结构的PP铜箔替代传统6μm负极铜箔，电池能量密度可提升3.30%；使用“3+4+3”结构的PP铝箔替代传统10μm正极铝箔，电池能量密度可提升2.60%，而如果正负极分别采用复合铜箔和铝箔进行替代，电池能量密度则可提升6.10%，复合铜箔降本优势显著。除了减少金属使用量外，在电池短路情况下，复合集流体还可以在毫秒内切断短路电流回路，防止电池热失控，提高电池的安全性。机构预测，到2027年，全球市场对复合铜箔的需求量将达到87.4万吨，即为139.9亿平方米，五年复合增长率为105.8%；复合铝箔市场需求量将达到2.1万吨，即为6.2亿平方米，五年复合增长率为68%，未来复合集流体市场规模将超千亿元。需要提及的是，复合集流体头部企业技术路线不尽相同，镀膜技术主要包括磁控溅射、蒸镀、化学沉积和电镀，其制备过程分为一、二、三步法等，对产品良率、生产效率等产生不同影响。目前行业竞争格局尚未稳定，布局较早的企业有望率先破局。
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
中国国庆长假结束，观察节后市场较为冷清，新订单成交量极为稀少，更多仍是就节前订单执行和履行阶段，买卖双方在节后均表现出较为平静和冷静的态度，对应本期价格反应也与节前的价格水平维持。
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，致密块料均价维持在每公斤 40 元左右，低价水平的下探有所趋缓，虽然高价水平略有上移趋势，但是对于个别头部厂家的坚持，实则仍须观察下游的接受程度，尤其是当前硅片价格持续低迷的走势短期难以逆转。需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，该部分订单对应前期的价格水平、略低于新签单价格；另外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。
市场情况复杂，各环节均存在不同程度的价格与现金成本水平倒挂的情况，近期市场也已经陆续出现货款支付延期或逾期无法支付的现状，部分企业尝试通过物料抵扣对应货款等特殊方式维持运行，实则已经开始全面挑战个别企业的经营现金流情况。四季度来临，面临终端组件拉货需求疲软的挑战，产业链上游环节的价格继续尝试回调的难度不容乐观。
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，关于厂家报价部分目前一线厂家仍坚守在每片 1.15 元人民币的价格未出货，然而在市场需求萎靡下，持续有二三线厂家提供每片 1.06-1.08 元人民币的报价交付，目前针对 183N 每片 1.15 元人民币的卖方报价仍未观察到大批量成交。
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 1.2-1.25 元和 1.7-1.75 元人民币，其中 182P 型硅片由于市场小众，多数企业停止生产，针对该规格产品部分厂家以低价出清，每片 1.1-1.13 元人民币观察已经存在于市场中；而 N 型硅片部分，这周 183N 硅片主流成交价格落在每片 1.06-1.1 元人民币，每片 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，高价部分 G12R 已有每片 1.3 元人民币的成交出现。
展望后势，硅片市场面临着多重压力。由于当前市场上 183N 规格的成交价格未能达到卖方预期，导致部分厂家选择暂缓出货，也导致硅片库存量的持续攀升，据了解当前库存水平约落在 50 亿片附近，在市场需求低迷下，企业持续面临艰难的出货状况。
1.1.3电池片价格分析
节后市场趋于冷淡，P 型电池片价格皆与上周持平， M10 与 G12 尺寸的价格区间分别落在每瓦 0.26-0.285 与每瓦 0.28-0.29 元人民币，四季度开始后，多数电池厂家预计逐步关停 P 型产能，但后续价格走势仍须观望组件端对 P 型电池需求退坡的速度。
N 型电池片部分，所有尺寸价格同样与上周持平，M10 均价为每瓦 0.27 元人民币，价格范围则为每瓦 0.26-0.28 元人民币，G12R 与 G12 尺寸则皆与上周持平，分别为每瓦 0.27-0.29 元与每瓦 0.285-0.29 元人民币。根据电池厂家反馈，凭借产线优化与持续提效，当前电池片量产平均入库效率已达到 25 % 左右，InfoLink 也预计在下周起调整 TOPCon 电池片公示效率档位至 25.1% 以上的水平。
随着十月份厂家加大减产力度，电池环节排产已与组件环节倒挂，在整体供需情况好转的预期下，电池厂家也正积极尝试上调报价，然而，由于组件价格并未止跌，电池片上涨仍然受制于组件端，短期之内，上下游的价格博弈仍会持续。
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
国庆节后，市场需求仍旧萎靡、低价影响整体价格仍出现下探，均价已开始向下贴近每瓦 0.7 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 0.67-0.79 元人民币。182 PERC 双玻组件价格区间约每瓦 0.67-0.76 元人民币，甚至因产品已成为特规，新签订单部分与 TOPCon 产品价格产生倒挂迹象。HJT 组件价格约在每瓦 0.8-0.88 元人民币之间，大项目价格偏向低价，价格受 TOPCon 组件价格持续下落影响，HJT 产品也难以维持价格，均价也开始贴近 0.85 元人民币。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 3-7 分人民币。
四季度接单状况不明朗的情势持续加大厂家压力。在此情况我们仍维持预测，短期内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。国内招投标项目价格持续走低也验证厂家仍在积极抢单。部分激进企业以接单为唯一目的，暂时放弃盈利诉求，不排除十月整体价格将下落至 0.7 元人民币以下，甚至贴近 0.65 元人民币的价位。
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 0.10-0.12 美元的区间，大项目均价贴近 0.1 美元以内，前期订单也有 0.11-0.12 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 风电整机行业研究
受风光大基地市场推动，2024年风电大基地项目EPC招标密集发布。
年初至今，风电EPC价格已经由前两年的3-4元/W左右，降低至当前的约1.35-3元/W（不含风机设备），以及2.2-4.1元/W（含风机设备）价格区间。当然，南北方不同的地貌地形和项目体量的大小，对于风电EPC造价的影响较大。这也是我们在上半年典型项目中，既能看到6.2元/W的含风机设备EPC单价，也能看到2.2元/W的含风机设备EPC单价的原因所在。但有一点是肯定的，对于三北风电与“沙戈荒”大型风光基地来说，风电造价2元/W时代已经来临，中国风电成本已经出现了再一次突破。大基地含风机EPC均价约2663元/千瓦
在针对几个有代表性的三北大基地项目统计中，价格较低的是2024年3月31日进行公示的内蒙古能源总800万千瓦的风储项目EPC总承包项目，在这些项目中，最低价项目为“内蒙古能源二连浩特口岸绿色供电50万千瓦风储项目EPC总承包”，中标价格约合2151元/kW；即便是最高价的“克什克腾旗100万千瓦风储项目EPC总承包”，价格也刚刚达到2721元/kW。而且，这些项目的EPC价格均包含有风机设备采购。以“二连浩特口岸绿色供电50万千瓦风储项目EPC总承包”为例，该项目招标内容含风电场、检修道路、35kV集电线路、少人值守220kV升压站、有人值守500kV/220kV升压站及进站道路、施工道路的所有勘察设计、设备材料采购、工程施工、安装调试、试验和验收、安全生产视频监控系统、智慧风场设计及建设、合规性手续办理，同时进行工程相关外部协调等工作。尤其在设备、材料供货细则上，承包人承担整个项目所需的风机成套发电设备、箱变、塔筒、风机基础锚板锚栓（如有）、电缆、电缆终端（中间）接头、35kV集电线路、少人值守220kV升压站、有人值守220kV升压站、SVG、涉网设备等等的采购、运输等工作。
受模式、容量影响，含设备EPC也有高价
在含风机设备的EPC项目中有两个比较引人瞩目，分别是“大唐华银怀化通道县、芷江县248.5MW风电项目新建工程EPC总承包项目”和“广东建工天津西青区750MW风力发电项目EPC总承包项目”，上述两项目总包价格达到了6188元/kW和6525元/kW，是上半年的EPC项目中罕见的高价。根据招标内容，大唐华银怀化通道县、芷江县248.5MW风电项目新建工程位于湖南省怀化市通道县，EPC属于“交钥匙”工程，包括通道县金坑风电场、芷江县大树坳风电场、芷江县碧涌风电场项目、通道南升压汇集站、以及三个风电场项目的送出工程，所有项目的合规性手续办理、征地拆迁、专项验收、勘察设计、设备及材料采购、施工、验收、质保等。另一个广东建工“天津西青区750MW项目EPC总承包”中标价格为4893417024元，单价约为6252元/kW。不过，该项目同样为包含前期工作、勘察设计、项目征租地、设备物资采购、风场施工、后期并网等等的交钥匙工程。安装120台单机容量6.25MW风电机组，按照15%配比、2小时的储能容量要求采用租用共享储能电站形式。储能的加入，也相应的提高了项目的造价水平。同样值得关注的是8月4日公示的广东省韶关市南雄百顺镇乡村振兴分散式风电试点项目EPC总承包。该15MW山地分散式项目投标报价为73833001.61元，折合EPC单价为4922元/kW，含风电机组的EPC价格更是达到了约8100元/kW。分散式风电一般体量较小，项目所在地为山地丘陵地貌，虽是小型风电项目，但相应的修路、运输成本一样都不少，地形加上容量规模等要素，也相应抬高了上述项目的总体工程成本。不含风机EPC均价约1693元/千瓦
在针对华电、大唐及其他几个2024年重点EPC风电项目中标统计中，不含风机设备的均价约为1693元/kW。其中最低价出现在2024年8月2日公示的“大唐苏尼特左旗20万千瓦风电项目EPC总承包”项目中，该项目中标价格为268760000元，约合1344元/kW；最高价是“濉溪县临涣风电场项目(二期)工程EPC总承包”项目，该项目中标价格为119977800元，约合2999元/kW。
事实上，不止风电，同为可再生能源主力军的光伏在近两年也面临价格快速下降的趋势。今年7月，湘投240MW光伏EPC开标价格爆出1.72元/W新低，包含组件、逆变器和支架三大件，即便有传统基建巨头涌入新能源“分羹”的原因在里面，整个行业产能过剩、恶性竞争的现状也难辞其咎。尤其以风电EPC新低——二连浩特50万千瓦项目的2152元/kW价格去倒推的话，我们会发现，风机价格也就在700-800元/kW之间。刨去风电机组，工程加上线缆等设备，施工价格已经低至约1400元/kW。
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、从1-8月全球动力电池装机量排名TOP10来看，中国企业依然占据6家，两家企业位置微调，一家装机量追平SK On；另外，韩国三巨头分化加剧，一韩企落至第7位。
10月7日，韩国研究机构SNE Research最新数据显示，2024年1-8月全球登记的电动汽车（EV、PHEV、HEV）电池装机量约为510.1GWh，较去年同期增长21.7%。
从1-8月全球动力电池装机量排名TOP10来看，中国企业依然占据6家，两家企业位置微调，一家装机量追平SK On；另外，韩国三巨头分化加剧，一韩企落至第7位。
具体来看，中企方面，进入1-8月全球动力电池装机量TOP10阵营的依旧是宁德时代、比亚迪、中创新航、亿纬锂能、国轩高科、欣旺达，6家公司装车量总计332.3GWh，市场份额达65.1%，持续占据较大比重。
1-8月，宁德时代以27.2%的同比增速，189.2GWh的装机量继续保持全球第一的位置。据悉，在中国这个全球最大的电动汽车市场，ZEEKR 、 AITO、理想汽车等主要整车厂均采用宁德时代电池，特斯拉Model 3/Y、宝马iX、奔驰EQ等全球主要整车厂也采用宁德时代的电池，大众ID系列也在采用宁德时代电池。
比亚迪在1-8月全球动力电池装机量排名第二，增长率为25.6%，装机量83.9GWh 。近期，随着全球主机厂混合动力技术竞争的加剧，比亚迪瞄准纯电动汽车（BEV）和插电式混合动力（PHEV）市场双轨布局，推出了一款续航里程为2,100公里的新型混合动力汽车。比亚迪正在走出中国市场，进入亚洲和欧洲市场，迅速扩大市场份额。
中创新航在1-8月全球电池装机量方面排名依旧第五，但其装机量（24.4GWh）和市场份额（4.8%）已追平SK On，同比增长24.5%。
其余上榜的三家中国公司中，1-8月，亿纬锂能排名全球第八，装机量达13.1GWh，同比增长39.4%，市场份额为2.6%；国轩高科排名全球第九，装机量达11.3GWh，同比增长18.9%，市场份额为2.2%；欣旺达排名全球第十，装机量达10.4GWh，同比增长60%，市场份额为2.0%。
从韩国企业来看，1-8月，LGES 、SK On、三星SDI全球电动汽车电池装机量较上年同期均录得增长。但三大电池企业在全球电动汽车电池装机量中的市场份额为21.1%，较去年同期下降3.4个百分点。
其中，1-8月，LGES保持第三位，同比增长2.5%（61.8GWh）；SK On排名第四，增长率为8.0%（24.4GWh）；三星SDI的增长率为国内三大电池公司中最高，达9.2%（21.3GWh），但不得不提的是，三星SDI排名已落至第7位。
1-8月，唯一进入前十名的日本企业松下，今年以22.4GWh的电池装机量排名第六，但与去年同期相比出现了22.5%的负增长。松下负增长的主要原因为Model 3改款导致销量下降。松下改进2170型和4680型电芯，未来有望快速恢复以特斯拉为中心的市场份额。
SNE分析，随着全球搭载磷酸铁锂电池的电动汽车车型数量不断增加，中国电池企业正在快速进步。在中国，能源密度高的电池补贴减少的同时，在热稳定性、价格竞争力上占优势的LFP型号数量大幅增加，中国以外地区为了确保价格竞争力，LFP电池搭载增加的趋势也在持续。由于中国企业在磷酸铁锂电池市场初期占据主导地位，预计暂时将保持市场份额的垄断水平。
不过，SNE还指出，LGES已与雷诺签订了软包cell-to-pack （CTP）供应合同，据悉三星SDI和SK On也准备从2026年开始量产LFP电池，电池企业也将提供电动租赁LFP电池。随着电动汽车市场增速放缓，对具有价格竞争力的电池的需求增加，加上近期电动汽车火灾引发的社会对电池安全性的需求增长，磷酸铁锂电池市场的格局变化也备受关注。
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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