概要及主要观点：
本周硅料价格小幅波动。其中，n型料和n型颗粒硅的最低成交价有所下调，但由于成交量较小，未影响整体均价；p型硅料暂无大规模成交，整体均价保持稳定。索比光伏网了解到，本周硅料市场依旧冷清。由于下游硅片主流产品价格的持续下调，硅片企业的原料采购进展再次放缓，以消耗原有库存为主。部分企业少量新签订单价格出现小幅下调，但大厂报价坚挺，短期内市场博弈态势明显。
目前处于检修或降负荷状态中的企业数量已减少至12家。从企业排产计划来看，预计10月份国内硅料供应量将增长约3%。四季度，随着新投产企业产能的逐步释放，硅料产量将持续上升，可能会给价格带来进一步的下行压力。硅片方面，本周价格小幅下跌。10月，部分拉晶企业临时调整产能，目前已有2-3家企业加入提产行列。
10月硅片产量预计约46-48GW，较9月小幅上涨。当前，硅片库存超过50亿片，硅片企业持续面临出货难题，预计短期内价格上升的动力不足。电池方面，本周价格小幅下滑。由于近期上游硅片价格下降，叠加组件对大尺寸需求的增加，导致小尺寸功率电池价格再次下跌。
10月电池排产约48GW，实际产量或低于预期排产。电池环节持续减产趋势下，企业已进入去库阶段，价格持续承压。
2、光伏：需求侧高景气，主产业链与辅材盈利分化
终端需求方面，根据国家能源局，8月我国光伏新增装机16.46GW，同/环比+2.9%/-21.8%，主要系分布式光伏开发、并网环节收紧，我们预计Q3新增装机环比持平或微降；亚非拉新兴市场光储平价拉动需求有望高增，美国9月降息或将推动地面电站需求释放。量方面，Q3主产业链及辅材排产环比持平或下降，龙头与二三线企业开工率继续分化。盈利能力方面，Q3主产业链价格基本见底企稳，维持亏现金或亏利润水平，存货跌价损失影响有望明显降低，盈利能力或将环比改善；辅材受主链压力传导，盈利能力或有所恶化，胶膜和玻璃环节成本曲线陡峭，龙头优势显著。
3、预期2024年全球光伏市场装机规模为520GW，其中中国240GW，剩余为海外市场；
光伏短期供过于求，引发行业打价格战，出清多余产能已经成为破解极致化内卷的必然途径。
进入2024年来，光伏行业频繁出现项目延期、减产、停产的事例，扩产“大跃进”的势头大幅减缓，可部分企业在自救，地方政府也在积极“托市”，产能的出清并不彻底。
目前市场逐渐恢复冷静，资本市场将会更加关注那些能够保持盈利并具备增长潜力的企业和赛道。这些企业通常在反弹中的涨幅弹性更大。
当大多数光伏企业还在亏损时，仍能保持盈利的企业自然会受到资本的青睐。
对于光伏行业，具备以下特点的企业更容易在业绩上与竞争对手拉开差距，并最终脱颖而出：
1）抓住市场新增需求的企业。在光伏行业的激烈竞争中，能够迅速切入新的市场需求，是提升业绩的关键。光伏行业内卷严重，企业如果能抓住新兴市场或政策红利，就有望在增量市场中占据先机，进而推动业绩增长。
2）具备创新能力和产品差异化的企业。同质化导致价格战加剧，是企业盈利困难的根源之一。当前光伏行业的主流电池片为TOPCon电池，但如果未来理论效率更高的BC类电池或钙钛矿电池实现量产，并能够广泛适用于各类光伏电站场景，将为相关企业带来显著的超车机会。
此外，光伏产业链的拐点尚未出现，但具备更强规模效益和丰厚现金流的细分赛道龙头企业，有望在这次行业洗牌中更具韧性，并可能穿越周期。
在接下来的市场分化中，前两类企业（抓住市场增量和具备创新能力的企业）更容易率先与其他企业拉开差距，脱颖而出。然而，第三类企业能否顺利度过这轮行业调整，仍需时间验证。
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、风电：海风稳步推进，盈利有望环比改善。根据国家能源局，7-8月风电新增装机7.77GW，同比+31%，主要系陆上风电建设规模同比上升。随着项目审批、航道冲突等问题逐步解决，广东、江苏重点海上风电项目持续推进，或将带动产业链出货放量。盈利能力方面，Q3陆风中标均价逐步企稳，整机厂盈利能力有望环比改善；零部件原材料钢价同环比回落，叠加海外订单持续落地推动出货放量，塔桩、铸锻件环节盈利能力或将环比提升。
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、根据乘联会，Q3国内新能源乘用车批发量达322.5万辆，环比+21.1%，根据鑫椤锂电，主要电池厂Q3排产环比增速达10.6%，电池排产增速低于车的销量增速，主要系PHEV占比提升导致单车带电量下降。电池企业龙头排产增速高于行业平均增速，行业集中度进一步提升。锂电材料大部分环节盈利能力环比稳定，隔膜降价压力较大环比或有下滑，电池环节部分产能利用率提升有望带来盈利改善。
根据CNESA和储能与电力市场，我国7-8月新增装机量达5.23GW/13.26GWh，同比+86%/+118%，Q3招中标规模达7.43GW/16.35GWh，我们预计Q3装机同比高增，美国7-8月装机规模受高利率与装机节奏影响同比略有下滑，美国9月降息或将推动美国大储需求加速释放。Q3大储集成商和PCS龙头或受益于海外占比提升，盈利能力稳中有升。欧洲户储去库接近尾声，同时亚非拉新兴市场接力，户储逆变器Q3出货量预计环比增长，盈利能力稳定。
9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111.3GWh，环比增长9.9%，同比增长43.3%。
1-9月，我国动力和其他电池累计产量为734.4GWh，累计同比增长37.3%。
9月，我国动力和其他电池销量为103.9GWh，环比增长11.9%，同比增长44.8%。其中，动力电池销量为76.6GWh，环比增长11.9%，同比增长29.8%，占总销量73.7%；其他电池销量为27.3GWh，环比增长12.1%，同比增长114.1%，占总销量26.3%。
1-9月，我国动力和其他电池累计销量为685.7GWh，累计同比增长42.5%。其中，动力电池累计销量为525.3GWh，累计同比增长26.1%，占总销量76.6%；其他电池累计销量为160.3GWh，累计同比增长148.7%，占总累计销量23.4%。
9月，我国动力和其他电池合计出口20.2GWh，环比增长20.7%，同比增长37.8%。合计出口占当月销量19.4%。其中动力电池出口量为11.8GWh，环比增长5.6%，同比减少5.0%，占总出口量58.2%；其他电池出口量为8.4GWh，环比增长51.0%，同比增长270.9%，占总出口量41.8%。
1-9月，我国动力和其他电池累计出口达126.1GWh，累计同比增长37.8%。合计累计出口占前9月累计销量18.4%。其中，动力电池累计出口量为92.5GWh，累计同比增长3.9%，占合计累计出口量的73.3%；其他电池累计出口量为33.6GWh，累计同比增长186.0%，占合计累计出口量的26.7%。
9月，我国动力电池装车量54.5GWh，环比增长15.5%，同比增长49.6%。其中三元电池装车量13.1GWh，占总装车量24.1%，环比增长8.2%，同比增长7.4%；磷酸铁锂电池装车量41.3GWh，占总装车量75.8%，环比增长18.0%，同比增长70.9%。1-9月，我国动力电池累计装车量346.6GWh, 累计同比增长35.6%。其中三元电池累计装车量98.9GWh,占总装车量28.5%，累计同比增长21.2%；磷酸铁锂电池累计装车量247.5GWh,占总装车量71.4%，累计同比增长42.4%。
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
四季度开启后整体市场氛围表现较为冷清，上游硅料环节新签单需求和数量并不积极，多数买家仍然以消化使用前期采买原料为主，反应在价格方面为整体与前期价格维持，国产块料每公斤价格 37.5-42 元范围，均价维持每公斤 40 元左右；国产颗粒硅每公斤价格 36-37 元范围，均价维持每公斤 36.5 元左右；海外产块料由于厂家数量较少，价格集中度更高，不同品质对应的硅料价格落差有所扩大，且成交量呈现逐步萎缩迹象，对海外硅料有需求的买家对于采买价格也具有一定诉求，自年中以来买卖双方在价格商定等方面持续出现分歧。
面对年末供应链各环节的整体排产趋势，目前观察难以乐观看待。硅料需求端存在需求规模环比下降的可能，而供给端不论是产能规模还是当前产量均具有供过于求的现实压力，叠加供给端现货库存规模的存续，整体情况对于硅料现货价格尝试继续微幅回调均形成巨大压力，并且对于年末硅料现货价格走势也难以乐观看待。
TOP5 头部企业中，已有四家已经不同幅度明确下调开工率水平、降低新增产量，龙头企业在四季度的策略和布局将对现货价格起到潜在影响。
1.1.2硅片价格分析
本周硅片成交价格已不如以往坚挺，在厂家针对 183N 产品抛货清库下，价格出现明显松动，市场情绪悲观，部分厂家针对 183N、210RN 价格出现每片 1-1.05 元与每片 1.2 元人民币成交。
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 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，每片低于 1.1 元人民币价格水位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 1-1.05 元人民币，低于每片 1 块钱的价格也有耳闻。恐慌性的抛售牵引市场价格下跌。至于 G12 及 G12R 规格的成交价格约为每片 1.45-1.5 元和 1.2-1.23 元人民币。
展望后势，硅片市场面临庞大销售压力。由于当前市场上 183N 规格的成交价格未能达到卖方预期，导致多数厂家选择暂缓出货，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
本周价格区间皆与上周持平：P 型 M10 与 G12 尺寸电池片的价格区间分别为每瓦 0.26-0.285 与每瓦 0.28-0.29 元人民币，在多数厂家将 P 型产能逐步关停后，当前产能退坡与组件端需求下滑的情况并行，预期未来 P 型电池片价格仍会持稳发展。
N 型电池片方面，所有尺寸的价格同样持平，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 尺寸均价分别为每瓦 0.28 元与 0.285 元人民币，价格范围落在 0.27-0.29 元人民币与每瓦 0.285-0.29 元人民币。
与上周逻辑一致，十月份电池厂家试图透过减产以调涨价格，然而，由于组件价格持续下探，并且因本周硅片价格的松动，使得电池环节的议价能力进一步受限，生产 N 型 M10 电池片的头部厂家艰难维持在每瓦 0.27 元的价格水平，上下游的价格博弈陷入僵持状态。
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
本周价格持续下落，整体价格平均集中式售价落在 0.65-0.7 元人民币、小客户分布式项目价格约落在每瓦 0.7-0.73 元人民币之间。均价已开始向下贴近每瓦 0.68-0.7 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，也与HJT面临相同状况，难以维持价格落差，价差近期开始拉大，P-IBC 价格与 TOPCon 价差目前约 2 分钱左右的差距，N-TBC 的部分，目前报价价差 5-7 分人民币。
近期行业组织讨论价格售价影响，并希望呼吁厂家共同努力，但仍需端看市场需求状况，近期各大市场皆有不同程度的观望因素存在，需求拉动不如过往热烈，因此仍需要观察厂家策略是否能团结执行、且需求方的接受程度而定。
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 0.07-0.1 美元。TOPCon 价格区域分化明显，亚太区域价格约 0.09-0.11 美元左右，其中日韩市场价格在每瓦 0.10-0.11 美元左右，印度市场若是中国输入价格约 0.09-0.1 美元，澳洲区域价格约 0.105-0.12 美元的执行价位；欧洲市场需求较为疲弱，价格约在 0.085-0.11 欧元；巴西市场价格仍持续听闻低价抛售状况，价格混乱约 0.07-0.11 美元皆有听闻；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 光伏电池技术研究
BC平台技术，最近似乎有扩散趋势。不管怎样，这至少从侧面印证了，在光伏电池技术路线同质化严重的当下，越来越多的企业在试图寻求差异化竞争的机会。BC技术扩散带来的最大好处，就是当越来越多的企业进入BC产业链之后，众人拾柴火焰高，势必会带动设备、辅材的降本，产品成本不断下降。BC产品的良率和效率不断提升的同时，也会有效提升BC产品的渗透率。当然，如果BC技术扩散过快，对于BC领军企业带来的风险也显而易见：很多人都担心，BC会不会很快也会成为设备厂的交钥匙工程，卷成白菜价。因为发生在TOPCon的故事就在眼前。
一方面要考虑如何合纵连横来降本增效抢市场，另一方面要尽量延长BC产品的红利期。实际上，包括BC这项平台性技术在内，任何一项技术要想真正形成主流，都需要在技术领先和成本领先之间取得平衡。
TOPCon是技术主流，是绝大多数传统光伏企业的选择；而HJT，也有华晟为代表的HJT异质结产业联盟。
相比之下，BC阵营略有些单薄，且在产业周期性调整的环境下，承受着价格内卷的巨大压力，略有些“生不逢时”。但BC技术因其天然的效率优势，成长空间更大，与新质生产力所倡导的“高科技”“高效能”“高质量”高度契合。
“从技术产业化的角度而言，传统电池技术对银资源依赖严重，尽管银粉国产化进展显著，但仍高度依赖进口。按照2025年14TW的装机目标，无银化是未来光伏行业规模扩大需要攻克的重点难题之一。”
当下光伏内卷式恶性竞争严重，主流产品TOPCon，非头部企业赚钱已经变得非常困难。与此同时，成本更高、更为小众的HJT、BC组件情况更难言乐观。
在降本方面，预计：“现有珠海及义乌生产基地产能有望与TOPCon 单瓦生产成本保持一致。同时，公司亦在加快建设第三代济南N型 ABC 生产基地，将实现行业首个以半导体工厂概念设计光伏电池组件厂房，柔性化布局使得单位面积产能提升50%，并将通过全自动化生产、精益化制造、MTO 模式，大幅提升生产、物流及交付效率，并以100%绿电使用、90%水资源循环利用及 30%余热回收率等环保规划降低生产能耗。济南基地建成达产后，生产成本有望进一步下降，实现ABC组件在成本端的更显著相对优势。”
而随着BC市场逐渐起势，规模化效应将促使BC企业进一步降本，届时，BC技术将迎来属于自己的高光时刻。
硅料价格动态：在2024年第三季度，N型硅料平均价格为每吨4.1万元，相比前一季度下降了0.6万元，降幅达到12%。自第三季度初以来，由于硅料价格在第二季度末已触及第一梯队企业的现金成本线，行业内价格战的压力有所缓解。受此影响，现有产能减少，同时计划投产的新产能也推迟了投产时间，导致硅料产量持续下滑。这种供给侧的收缩为第三季度硅料价格提供了支撑。
盈利状况及未来展望：第三季度，硅料价格基本稳定，偶尔在周度层面出现微弱反弹迹象，表明其下行空间已相对有限。然而，由于第三季度价格仅处于企稳状态，尚未出现上行拐点，因此硅料环节仍处于亏损状态，价格维持在低于全行业（包括第一梯队企业）硅料生产现金成本的水平。
硅片价格走势：在2024年第三季度，N型硅片平均价格为每瓦0.13元，环比下跌0.03元，降幅为17%。自第三季度以来，硅片价格趋于稳定，但在季度平均价格上仍表现出环比下降。硅片环节在上半年已率先进入现金亏损状态，自年中开始，整体开工率有所下降，特别是TCL中环在第三季度大幅下调了开工率，这反映出第一梯队企业已放弃价格战策略，并寻求通过价格上涨来修复盈利能力。
盈利状况及未来展望：第三季度，硅片价格接近企稳，但价格仍低于全行业（包括第一梯队企业）硅片生产的现金成本。在第三季度和第四季度，供给侧通过降低开工率来延续收缩态势，为价格企稳提供了较强支撑。后续价格波动将主要取决于需求侧的变化。
电池片价格分析：2024年第三季度，N型电池片平均价格为每瓦0.29元，环比下跌0.06元，降幅为18%。第三季度以来，电池片环节整体价格略有下降，价格下降幅度大于硅料和硅片，但小于组件环节。电池片整体产量和库存保持相对合理水平，价格下降主要受下游组件降价的影响。
盈利状况及未来展望：第三季度，N型电池片价格降幅有所收窄，平均价格略低于第一梯队企业的现金成本，这是电池片环节首次进入现金亏损的季度。电池片环节供给侧相对平衡，后续价格将主要受需求侧，特别是组件环节的需求和价格策略的影响。
组件价格变动：在2024年第三季度，N型组件平均价格为每瓦0.80元，环比下跌0.10元，降幅为11%。第三季度以来，尽管组件环节产量月度变化相对平稳，但在上游原材料价格企稳的背景下，组件价格仍持续下跌。这主要归因于组件厂家在增速下滑的市场中采取了激进的价格策略，同时下游需求在9月旺季表现出疲态。
盈利状况及未来展望：第三季度，在上游原材料价格接近企稳的背景下，组件价格连续下滑，导致单位亏损可能扩大，进入首个现金亏损的季度。第四季度组件价格将主要取决于需求侧的变化，目前尚无价格向上拐点的迹象。
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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