概要及主要观点：
1、本周硅片和P型电池片价格下跌，其中P型182硅片下跌0.05元/片，N型182硅片下跌0.03元/片，P型电池片下跌0.005元/W，其余环节价格基本持稳
硅料价格持稳：硅片开工率下调、需求减少，硅料库存处于高位，个别小单低价成交；然已进入枯水期、电价上涨，且多晶硅期货临近上市，部分期现商积极备货，硅料价格具备一定支撑。
硅片价格承压下跌：上周电池片积极出货带动硅片库存持续缓慢出清，183N主流成交价小幅下探至1-1.03元/片，盈利严重承压；硅片厂家生产策略向210RN规格转移，供应提升、价格有下探趋势，183N出现供应紧俏势头，成交水位逐步上移。
电池片价格持稳：电池片供需分化，G12R产量增加、但近期需求疲软，价格走势悲观，M10供应紧俏、厂家积极上调报价，但电池片环节缺乏议价能力，后续价格仍受制于组件端。
部分厂家上调报价、组件价格僵持：需求端暂无明显提升迹象，组件库存小幅增加，价格僵持在0.65-0.74元/W，分布式项目已有小批量上抬价格，但大批量成交仍需时间，集中式部分执行价格仍低于实际成本线。
10月组件中标均价近0.7元，现货价格拐点或很快到来
10月组件中标价已回升、组件价格向上拐点显现
10月国内组件中标均价为0.699元/W，环比上升0.02元/W，今年首次实现月度价格回升，需求端国内Q4装机也有望保持增长。我们认为组件价格迎来重要拐点，国内涨价后续有望向海外传导，组件价格底部信号明显。
供给侧收缩预期下、现货价格反转或很快到来
根据硅业分会，11月常规检修、枯水期影响等因素供给有望进一步压缩，看涨情绪旺盛；并且在当前供给侧可能受限的背景下，兼顾考虑行业看涨情绪，后续下游采购意愿将加强，而上游则可能更加惜售，判断供给侧限制政策落地之前，产业价格就可能反弹；招标价格一般是行业价格风向标，招标价格的拐点出现，现货价格拐点不远。
2、2024Q4及2025上半年光伏产业链产出与需求
1）Q4光伏产业链产出、排产情况
- 硅料：10月实际产出13.8万吨（约合64.4GW），环比 +2%，达到较高水平。主要得益于生产的正常进行，但11月预计排产13.4万吨（对应约62.2GW），环比 -3.4%。下降原因包括枯水期影响，使生产用电价格上涨，相关区域企业下调产量预期，如龙头企业四川产区产量受影响；同时包头新产能爬坡上升与其他区域产量下降形成对冲，总产量变化不明显。12月预计排产13.2万吨（约合61.5GW），环比 -1.2%，继续呈下降趋势，显示硅料产出在Q4整体稳中略降。
- 硅片：10月产出44.7GW（N型38GW，占比85%），环比 -7%，单月稼动率约50%，下降幅度较大。11月预计排产42.9GW，环比 -4.2%，其中N型36GW，占比约84%，开工率45%，环比 -2pct，产出继续减少。头部企业排产决策对整体影响显著，且11月总体单月产出仍环比下调。12月产出预计42.8GW，环比 -0.2%，基本保持平稳但仍处于较低水平，硅片环节在Q4产出持续处于低位且有小幅波动。
电池片：10月产出51.9GW（N型45GW，占比87%），环比 -2%。11月预计排产53.5GW，环比 +3.1%，其中N型45GW，占比约84%，开工率56%，环比 +2%，产出有所提升，多数企业调整生产比重，210RN与210N系列排产持续攀升，但部分东南亚电池厂家受11月反倾销税率即将公布影响暂缓生产。12月预计产出53.6GW，环比 +0.2%，基本维持在11月的水平，电池片环节在Q4后期产量趋于稳定且略有增长。
组件：10月产出54.5GW，环比 +9%，虽厂家十一放假但实际产出仍高于预期，主要受国内大型项目需求支撑。11月预计排产53.1GW，环比 -2.5%，开工率49%，环比 -1pct，排产相对保守，因海外订单增量有限，主要依赖国内地面项目，且当前需求局势不明、价格走势未定，厂家谨慎控制以防库存累积，近期组件价格事件也引发终端观望。12月预计产出52.6GW，环比 -0.9%，组件排产在Q4逐渐下降，反映出市场需求的不确定性对企业生产决策的影响。
2）Q4光伏产业链需求情况
- 国内需求：10月组件产出提升主要依赖国内大型项目需求支撑，但11月中旬国内订单陆续交付完毕后，后续需求支撑力度有所减弱，且市场对春节备货需求尚不明确，企业谨慎排产，表明国内需求在Q4前期较强劲，但后期存在不确定性，整体需求增长动力不足。
- 海外需求：海外订单增量有限，受多种因素如贸易政策（如部分东南亚电池厂家受反倾销税率影响）、市场竞争等制约，对光伏产业链各环节排产的拉动作用不明显，海外需求在Q4未能成为有力的增长引擎。
3）对2025年上半年光伏市场的展望-
供给端：产能出清有望加速。光伏行业已进入底部周期，目前正处于产能出清阶段。部分二三线企业及跨界企业因经营困难，已出现裁员放假、减产、并购等现象。不同环节产能出清速度有差别，硅料、电池、玻璃环节或率先实现。部分领先企业现金储备仅能维持2-4个季度生产经营，2025年上半年有望出现部分企业产能退出，这将是产能出清的有效信号。
需求端：总体需求有增长：预计2025年全球光伏装机需求将达492-568gw，相较2024年增长幅度为5%-7%。虽然传统主要市场的需求增长可能放缓，但新兴市场的崛起将为全球光伏市场提供一定支撑。如中东市场在政府支持与多个项目推动下需求上升；泰国、马来西亚、越南等东南亚国家也有望因绿电政策提升需求。
各区域市场情况各异：
中国：预计明年需求持平今年或略有增长。集中式项目是国内需求大宗，但内蒙地区受外线建设、配储与限电等规定影响，项目并网起量可能延至2024年末至2025年后。分布式光伏方面，新的电力市场交易制度可能使交易电价受竞争走跌，加上土地和屋顶租赁成本上涨，投资报酬率下降，部分央企已逐渐退出，市场对分布式的需求增量预期悲观。不过，消纳红线放开、大基地项目建设加速、电网建设进程加快等支撑因素，仍可能使国内光伏新增装机保持一定水平。
欧洲：政策推动与经济疲软夹击，光伏需求增长备受牵制。欧盟相关法案的生效虽有助于降低进口依赖，但也推升了终端项目投资费用。多数欧洲国家面临经济疲软、电网消纳能力不足、供应过剩、补贴政策力道减弱等问题，分布式项目安装意愿受影响，集中式项目建置进度延宕。不过，2025年需求或可回升至85-93gw，增幅约为9-10%，长期增长仍取决于经济表现及政策走向。
美国：贸易壁垒加剧供应链挑战，需求成长仍待观望。美国本土硅片和电池产能不足，下游对中国硅片课征的关税可能推升终端项目成本。此外，受总统大选、高利率环境及补贴政策不确定等因素影响，开发商观望情绪较浓，分布式需求疲弱。预计2025年美国光伏需求约为38-44gw。
印度：本土化政策持续，政府项目利好需求成长。印度需求增量主要依赖政府项目支撑，2025年有望迎来大规模装机潮，需求可上看至25-35gw，同比增长近25-40%。不过，当地almm电池清单的实施可能促使本土电池产能缓步提升。
政策方面，多部门已出台政策指引限制低端产能扩张，银行端的支持力度变化可能成为影响产能出清拐点的关键因素。特朗普当选影响。尽管本次选举期间，特朗普也曾多次强调要扩大石油和天然气开采，取消清洁能源政策，包括废除《通货膨胀削减法案》（IRA），收回未动用的资金。但是由于对其中法律做任何修改均需美国国会的批准、若要废止法案需参众两会2/3表决通过，特朗普上台后动摇IRA的难度较高，且与IRA法案相关的就业机会，主要集中在共和党势力较强的红州，综上IRA法案受到影响的概率不大。
两党对鼓励本土制造与东南亚四国的双反税基本立场一致，且市场此前对关税均有预期（反补贴税率已公布，反倾销税预期11月底初裁），无论谁当选影响不大。此外，特朗普上一次任期内延续了光伏需求侧的ITC补贴，任内光伏新增装机保持7%复合增长率。
此前白宫发布的公告，太阳能电池的关税配额将从5GW增加到12.5GW，换言之在此前仅允许进口5GW的低关税太阳能电池，而现在最高可以允许进口12.5GW，提升了1.5倍，这一举措主要是为了满足美国本土组件生产商的电池需求。此前美国主要的组件来源为东南亚，尽管截至24年底本土有约56GW左右的组件产能，但本土电池产能规划仅7GW，多家企业已开始美国或东南亚四国以外其他国家的海外电池产能，相关电池组件厂或将受益于美国市场的供给短缺和高盈利。
综上，特朗普上任后制造业回流将持续，IRA法案讲继续维持，且制造业回流带来的电池短缺有望刺激美国或东南亚四国以外电池产能需求。
价格与盈利：产业链价格有望企稳回升，但回升速度和幅度取决于市场需求恢复情况、产能出清节奏以及行业竞争态势等。随着供给侧出清推进以及市场供需关系的改善，企业盈利水平有望逐渐修复。具备技术、渠道品牌等优势的企业更有机会穿越周期。如部分在海外渠道具备优势的企业，在全行业亏损的情况下业绩表现相对更具韧性。
技术方面，光伏新技术推动新周期。关于TOPCon与BC的争论，首先必须肯定BC在过去一年多的巨大进步，如果成本能有所控制，在海外屋顶会有竞争力。另一方面，据我们所知，TOPCon也有较大迭代升级，可能未来一个季度就会看到。重视美国及后续欧洲的光伏知识产权案例，特别是中国企业发起的。国内可能也会落地几个典型案例。知识产权制度受重视，将深刻改变行业生态。
这一轮新周期，政府对于专利保护更为重视，本身技术难度更大，铜浆、BC的壁垒将显著增强，超额利润有望维持。
1）当前BC等电池效率高，但是成本也高，尤其是银浆成本是核心矛盾，铜浆的产业化，将解决这一难题，加速高效电池的量产，BC（包括Topcon-BC和HJT-BC）将加速渗透。铜浆加速高效电池替代。铜浆可以应用于topcon、hjt、BC高效电池，铜浆将解决高效电池的成本问题，加速高效电池（尤其是XBC）的渗透。无银浆料/铜浆。银浆在电池片非硅成本占比近60%，价值量已略超硅料，业界很焦虑。在丝网印刷基础上使用铜/铝浆，能兼容现有工艺装备支出很小，污染也更小。聚和材料在铜浆/铝浆储备较早，除公司自身在配方、工艺制备的突破，业界反馈公司还投资某外资公司并合作绑定海外铜粉供应（可能是排他性），公司与几家标杆大客户迭代合作在下游也获得突破，这个是铜粉-公司-下游客户一体完成的突破，壁垒很高。铜浆如果普及，有望为行业带来300亿元降本，空间大，
2）金刚线加速单晶渗透。单晶效率高，但是成本也高，由于金刚线的成熟，单晶的渗透加速，最终实现绝大部分的替代。
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。
3、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。
4、新能源汽车行业价格战阶段性暂停，未来竞争策略或切换为技术下沉
新能源车价格竞争初步缓解，主要得益于：1）行业渠道实现部分出清，二线及以下的合资/豪华品牌产能、渠道收缩明显；2）国内报废补贴、地方性补贴陆续出台，销售政策加码边际效用稀释。客户更加关注同等价格带下的产品力和使用感，车机、智驾、长续航、快充等可感功能模块进入技术下沉快车道。
新能源车价格战缓解，将有助于扭转锂电材料价格向下的预期，电池和材料端存在价格和加工费边际进一步企稳可期，事实上动力电池、隔膜等环节今年Q1大幅降价后，Q2/Q3价格保持基本稳定（主要体现为季度间正常小幅降价）。
电芯排产环比持续改善，验证终端需求较好增长态势
10月份，三元电池6家排产18.9GWh，环比-3%，同比+0%；铁锂电池5家排产69.0GWh，环比+5%，同比+43%，电芯整体特别是磷酸铁锂电芯在8月高环比增长基础，继续保持环比较快增速，彰显动力、储能共振需求。此外各锂电环节排产同环比均保持较快增长：三元正极4家排产2.2万吨，环比+4%，同比-7%；铁锂正极4家排产9.2万吨，环比+3%，同比+31%；负极：4家排产10.6万吨，环比+0%，同比+16%；隔膜：3家排产12.8亿平米，环比+6%，同比+27%；电解液：2家排产7.0万吨，环比+4%，同比+32%。
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
价格方面，硅料环节采买情况变化不大，仍然是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弱势维持。
国产块料主流价格每公斤价格 37-42 元范围，均价弱势维持在每公斤 40 元左右，但是市场中不乏低于该价格范围的二三线以及新厂家的交易价格，但是随着供应端产出量环比继续下降，现货市场交易中的低价料资源也在逐步萎缩；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，本期保持平稳，而且颗粒硅滞库压力较小，是当前供应端为数不多的特例。
供需方面，四季度行业自律行为以及相关系列会议陆续召开，各环节均在响应与政策消化过程中，截止月初观察本月新增供应总量环比下跌趋势，但是下跌的具体幅度以及影响程度更需要依据硅料龙头企业的最新产销策略为准，即枯水期来临、对应四川与云南产区的生产基地的排产实际情况成为年末甚至中国春节假期之前的重要影响因素。
库存方面，现货库存规模有持续上升态势，即使绝大多数企业已经下调稼动和减少产出量，但是滞库规模有增无减，另外，近期行业热点话题较多，信息真假难辨，建议相关方面理性观察。
1.1.2硅片价格分析
时至年末，观察上周在电池厂家积极出货下，连带引起硅片采购冲量，硅片厂家在手库存持续缓慢出清，同时主流规格 183N 市场价格也来到每片 1 元人民币的大宗成交水位。在每公斤 40 元人民币的多晶硅料价格下，以硅片厂家每片 1 元人民币的售价，生产毛利率己经直逼 -40%，厂家在营运上面临严重危机。
从细分规格来看，P 型 M10 和 G12 规格的成交价格分别为每片 1.1-1.15 元和 1.7 元人民币，其中 182P 型硅片由于企业没有太多生产，低价出清库存价格每片低于 1.05 元人民币价格水位也已存在于市场中。
而 N 型硅片部分，这周 183N 硅片主流成交价格也微幅下探，企业主流出货价格落在每片 1-1.03 元人民币，然而观察周三厂家新报价来到每片 1.03 元人民币，低于的价格已经开始陆续收尾。至于 G12 及 G12R 规格的成交价格约为每片 1.45 元和 1.2 元人民币。
近期尺寸之间存在明显不同的供需变化：本周买卖双方陆续反馈随着硅片厂家将生产规格逐步转往 210RN 生产，183N 规格产品出现供应紧俏之势，反映在价格走势 183N 硅片成交水位正在逐步从每片 1 元人民币朝向每片 1.03 元人民币移动。后续不排除价格成交水位回到每片 1.05 元人民币范围；至于 G12RN，在供应提升之时，价格正处于松动下跌阶段，本周 210RN 低价来到每片 1.18 元人民币价格，同时，更低价格也开始有厂家在挑战博弈中。
1.1.3电池片价格分析
本周 P 型电池片价格出现松动，M10 尺寸均价从上周的每瓦 0.28 元降至 0.275 元人民币，价格区间为每瓦 0.26-0.28 元人民币。G12 尺寸均价则从每瓦 0.285 元降为 0.28 元人民币，价格区间则落在每瓦 0.27-0.285 元人民币。虽然当前多数厂家正逐步淘汰 P 型产能，但产能退坡仍不及组件端需求下降速度，在供过于求的情形下，进而导致 P 型电池片价格松动。
N 型电池片部份，M10、G12、G12R 尺寸均价分别为每瓦 0.27 元、0.285 元与 0.275 元人民币，价格范围则依序为每瓦 0.26-0.28 元、0.28-0.29 元与 0.27-0.285 元人民币。G12R 电池片高价则从上周每瓦 0.29 元下滑至 0.285 元人民币。
各尺寸的 N 型电池片在短期内出现供需关系的差异：首先随着 G12R 电池片在十一月份的产量增加，但近期需求却未见起量，后续该尺寸的价格走势将较为悲观；M10 电池片则因为供应相对紧俏，厂家正积极上调报价，头部企业的最新报价也从先前的每瓦 0.27 元逐步往 0.275 元人民币靠拢，但与上周逻辑相同，电池环节仍较缺乏议价能力，能否顺利成交仍须观察组件端的接受程度。
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
本周价格持续僵持，部分组件厂家已调整报价上扬，然而本周观察实际落地仍需时间发酵，当前 TOPCon 组件价格僵持 0.65-0.74 元人民币的区间，前期遗留订单仍有部分 0.7 以上的价位执行。当前实际成交价格，分布式项目低价已在上周稍微向上调整，然而大批量成交仍需时间酝酿。集中项目价格近期稳定为主，然而因调价机制影响，部分项目执行价格仍低于实际成本线，当前仍有 TOPCon 组件 0.62-0.68 元人民币之间的价格执行。厂家也积极协调调价机制的调整周期拉长、调整交付条款以免无法执行的情况发生。整体价格后续仍需要静待协会协调价格、以及厂家之间的自律行为是否能成功发酵。考虑终端接受度，我们仍维持相同看法，短期组件价格大概率以平稳为主，大幅上调价格的可能性较低。
需求面来看，行情偏淡情势延续整个四季度，订单状况相对以往来得更加不明确，当前需求策动我们观察仍主要以国内地面项目带动为主，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，随着十一月中下旬国内拉动结束后，整体市场恐将会在迎来悲观情绪，库存持续积累之下，乃至一月春节备货有机会不如过往热络。当前观察 11-12 月晶硅组件产量，经过多方核对后全球总量落于 53 GW 左右。观察主要增量仍来自一线厂家提前备货需求，然而诚如前述说明，需求面行情偏淡，建议厂家仍须谨慎控制排产以防库存积压风险。
其余产品规格售价，本周暂时稳定不变，厂家多数在观望后续价格走势能否顺涨。182 PERC 双玻组件价格区间约每瓦 0.65-0.76 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 0.75-0.88 元人民币之间，大项目价格偏向低价，非主流瓦数部分售价向下至 0.7-0.73 元人民币。BC 方面，也同步有上抬价格迹象存在，N-TBC 的部分，目前与 TOPCon 价差报价约 3-7 分人民币。
海外市场价格本周暂时持稳，须要注意海外价格因应 VAT 退税政策可能取消的风险性影响，厂家已经提前应对，在项目合同中预留谈判接口、重新调整价格及免责条款等等的处置方式，后续仍须关注近几月政策的变化趋势。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 0.087-0.11 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 0.08-0.1 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 0.087-0.11 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 0.2-0.28 美元，PERC 组件与 TOPCon 组件价差约在 0.01-0.02 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10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10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 光伏行业基本面及政策预期
由于前期硅片降价导致企业亏损程度进一步加大，同时叠加硅片企业库存长期居高不下以及近期市场相关行业会议频繁召开得影响下。
硅片多家企业于10月末开始抱团减产，11月硅片排产大幅下降至42.4GW，环比大降8%。
以目前硅料40-42元/千克价格计算，N型183mm硅片完全成本约在1.4元/片，即使扣除三费及折旧等非现金费用其现金成本也达到了1.22元/片左右，而以目前硅片1元/片的售价来看，其单片亏损便超过0.2元。
而210R以及210尺寸虽由于前期供应略紧的原因亏损有所减少，但对企业来说远未达到盈利的水平。
硅片企业无利可图减产想法愈加强烈，部分企业早在年中便抛弃了高排产策略。
除去成本因素外，库存的居高不下也是迫使硅片企业减产的原因。
10月末，国内硅片库存39GW左右，而10月期间国内硅片库存最高曾达到41GW。
其中个别企业库存甚至曾达到18GW，如此巨大的库存压力对于硅片企业现金及出货无疑是一个巨大的挑战。
因此部分库存压力比较大的企业一方面选择降价出货；一方面开始减产降低压力。
尽管美国大选结果将影响国际局势及全球供应链体系，但中企出海的大趋势不会发生变化。在中国新能源产业中，除了光伏和新能源汽车领域外，风能、储能等其他领域也面临着类似的出口机遇。“美国市场需求大，盈利能力强，进入壁垒高，仍是新能源出海的优质市场。”
特朗普主张对外加关税、对内减税，一直以来都是贸易保护主义的坚定支持者：“一旦我成为总统，我将对墨西哥进口的汽车征收高达100%、200%乃至2000%的关税，确保他们无法向美国市场出售一辆汽车。”加征关税，显然是变相提高美国企业的竞争力和盈利水平的做法。
政策的实施并非一蹴而就。乐观者认为，等到履行完加征关税的必要程序，实际落地也要明年下半年。在此之前，国内出口产业存在一个出口“抢跑”窗口，短期数据反而可能更好。
光伏产业：已在美国市场稳固扎根
在国内行业层面，光伏行业协会已于10月14日召开了防止行业内卷式恶性竞争的座谈会，中国钢铁工业协会也在10月25日表示，将加速推进产能治理和联合重组的进程。
中国光伏企业已在美国市场稳固扎根。
特朗普的能源政策导向以贸易保护主义为核心，他较为支持传统化石能源，并在第一届任期内退出了《巴黎气候协定》。他还曾表示，如果重返白宫，将在就职首日废除《通胀削减法案》（IRA）。
该法案由拜登政府于2022年签署，计划提供高达3690亿美元的补贴，用于扶持包括本土光伏产品在内的清洁能源产业。该法案的实施，对中国光伏企业赴美建厂产生了积极影响。隆基绿能、晶科能源、天合光能、晶澳科技等中国光伏企业均在2023年启动了赴美建厂计划，且进展顺利。
回顾历史，2010年奥巴马政府曾启动对中国新能源产品的“301调查”，并在2011年对70多家中国光伏企业展开了反倾销和反补贴调查，给中国光伏产业带来了沉重打击。
特朗普政府内部对于新能源产业的看法，其实并非“铁板一块”。
特朗普在此前的任期内，虽然对光伏关税有所加码，但也实施了一些豁免政策。比如对东南亚四国（柬埔寨、马来西亚、泰国、越南）的光伏产品给予豁免，中国光伏企业于是纷纷在东南亚投资建厂，新增工厂继续做在美国的生意。
以上政策对中国光伏企业在美国市场的发展产生了复杂的影响。
新能源汽车：利空出尽是利好
今年前三季度，特斯拉全球销量为129.4万辆，同比下降2.3%。特斯拉如果想要更进一步，可能需要特朗普当选后也许会推行的强硬全球贸易政策来开路。
市场反应方面，特朗普胜选后，特斯拉的股价在11月6日上涨了超过12%。
另外，特朗普对电动车的抵触主要源于对美国本土产业的保护，而非对电动化转型本身的反对。事实上，他对特斯拉等美国本土电动车品牌持有一定的支持态度。虽然特朗普政府可能会推翻或废除拜登政府推动电动车发展的政策，但新能源汽车市场的全球化趋势已不可逆转。
在此之前，因为在中国建厂，特斯拉成为了电动汽车领域最大的赢家，更在比亚迪成为“卷王”之前一度坐稳了电动车市场的王者地位。
如今强敌环伺，就连美国福特汽车CEO吉姆·法利，都认为汽车行业已经进入中国时代。今年三季度，比亚迪营收2011亿元，而特斯拉接近1800亿元。比亚迪在营收上，首次实现对特斯拉的反超。
激进的贸易政策虽然对美国本土制造业有短期的促进作用，但也会对全球汽车供应链造成不小的震荡。对于正在海外拓展的中国汽车公司而言，若特朗普实施高额关税，将增加其在海外市场的整体运营成本，从而影响市场份额。
利空出尽是利好。中汽协副总工程师许海东表示乐观，他认为，特朗普的再次上台，倒是给中国汽车业带来了新的机遇，中国车企完全可以直接把工厂建在美国本土。在他看来，相比特朗普的上一个任期，中国电动智能汽车的竞争力显著增强，产品力强了，完全有独资、合资建厂的能力。如果是合资，那中方足以胜任技术和供应链的主导者。另外，特朗普更看重产业回流和促进就业等实际利益，这将为中国车企赴美建厂的谈判带来转机。
国际看好中国政策加力带来的增长效应
“出海依旧是中国企业逃离行业内卷的不二法门，只不过出海的策略必须要根据不同的局势发展做出应有的调整。比如关税加码不断，低利润走量的出口方式走不通的时候，要进行策略的变通，优化市场选择，细化客户人群的选择，逐步调整到高溢价的轨道上去。”
国家统计局数据显示，前三季度，中国新能源汽车、集成电路、3D打印设备产品产量同比分别增长33.8%、26%、25.4%。
1）10月实际产出：10月硅料实际产出13.8万吨（约合64.4GW），环比+2%；
2）硅片产出44.7GW（N型38GW，占比85%），环比-7%；
3）电池片产出51.9GW（N型45GW，占比87%），环比-2%；
4）组件产出54.5GW，环比+9%。
回顾10月，硅片产出环比下降，单月稼动率落在50%左右；组件方面，考虑厂家十一平均放假 3-7 天不等，实际产出略高于此前预期，近月需求支撑主要是国内大型项目。
预计，11月硅料/硅片/电池片/组件产出13.4万吨（62-63GW）、43/54/53GW，环比-3.4%/-4.2%/+3.1%/-2.5%，中下游排产较前次（10月4日）预测小幅上修。
10月硅料/硅片/电池片/组件实际产出13.9万吨、45/52/55GW，环比+2%/-7%/-2%/+9%。
硅料：预计11月硅料排产13.4万吨（对应约62.2GW），环比-3.4%；开工率53%，环比-3pct。龙头企业受包括枯水期、以及限产呼吁等多方面影响，四川产区的产量或下降；同时包头新产能处于正常爬坡阶段，产量有所上升，与形成对冲，所以总产量变化不明显。其他一线企业均保持较低稼动水平，颗粒硅龙头企业除外；二三线企业个别已经彻底停产。10月硅料产出环比+2%至13.9万吨/64-65GW，预计11月环比下降3%至13.4吨，主要受枯水期影响，生产用电价格上涨，相关区域内生产企业下调产量预期；除龙头外各企业均保持较低稼动水平，二三线部分关停，市场需求低迷，硅料库存增加。
（*10月硅耗系数调整，吨与GW口径环比变化有一定差距）
硅片：预计11月硅片排产42.9GW，环比-4.2%；其中N型36GW，占比约84%；开工率45%，环比-2pct。头部企业的排产决策牵引整体硅片环节的排产变化；11月总体单月产出仍环比出现小幅下调。10月硅片产出环比下降7%至45GW，预计11月产出继续下降4%至43GW（N型渗透率约为84%），相较前期预测大幅下降，头部企业排产决策影响硅片整体排产变化。
电池片：预计11月电池片排产53.5GW，环比+3.1%；其中N型45GW，占比约84%；开工率56%，环比+2pct。11月份部分企业排产仍在小幅提升；多数企业调整生产比重，210RN 与 210N 系列排产持续攀升。受11月反倾销税率即将公布影响，部分东南亚电池厂家暂缓生产。10月产出环比下降2%至约52GW，预计11月产出环比提升3%至54GW；多数企业调整生产比重，210RN、210N电池片排产持续攀升，183N供需有所修复。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。
组件：预计11组件排产53.1GW，环比-2.5%；开工率49%，环比-1pct。11月组件排产仍相对保守，当前需求局势不明，海外订单增量有限，主要需求支撑仍是国内地面项目，厂家谨慎控制排产以防库存累积。近期组件价格不低于成本线的事件影响，组件厂家企图涨价1-3分钱也引发终端观望，需静待博弈结果。国庆假期厂家放假3-7天不等，10月产出环比提升9%至55GW，相较前期预期提升，主要来自国内大型项目需求支撑；十一月中旬国内订单陆续交付完毕，部分厂家为春节备货期望上调排产，然当前需求局势不明、价格走势未定，厂家谨慎排产，预计11月组件产出下降3%至53GW附近。
各环节12月排产预期
12月排产预期：预计12月硅料预计排产13.2万吨（约合61.5GW），环比-1.2%；硅片产出42.8GW，环比-0.2%；电池片产出53.6GW，环比+0.2%；组件产出52.6GW，环比-0.9%。
三、新能源行业重大事件
1、工信部：将研究制定新能源汽车换电模式指导意见。国新办例行发布会上，工信部表示将落实好汽车以旧换新、车购税和车船税优惠等促消费政策，继续开展新能源汽车下乡活动，新启动一批公共领域车辆全面电动化试点，研究制定新能源汽车换电模式指导意见，积极扩大汽车消费。
续航里程焦虑是制约新能源汽车产业发展的一大障碍，“车电分离”的换电模式，相较充电能更高效缓解“续航焦虑”等问题。工信部表示，将继续大力推进充换电基础设施建设，鼓励企业根据适用场景研发换电模式车型。相关机构研报指出，新能源汽车产销量快速增长将催生充换电行业加速发展。
从汽车产业整体看，总体保持平稳增长，前三季度汽车产业增加值同比增长7.9%，产销分别完成2147万辆和2157.1万辆，同比分别增长1.9%和2.4%；累计出口整车431.2万辆，同比增长27.3%。
“但也要看到，汽车工业运行还面临国内有效需求不足、海外出口不确定不稳定因素增多等挑战。”工业和信息化部新闻发言人、总工程师赵志国表示，下一步，工业和信息化部将会同相关部门加大政策支持力度，推动产业高质量发展，主要是四个方面：
一是多措并举扩大汽车消费。落实好汽车以旧换新、车购税和车船税优惠等促消费政策，继续开展新能源汽车下乡活动，新启动一批公共领域车辆全面电动化试点，研究制定新能源汽车换电模式指导意见，积极扩大汽车消费。
二是优化汽车生产准入管理政策。推动出台《机动车生产准入管理条例》，健全“有进有出”的动态管理机制，试行道路机动车辆产品准入自我检验，进一步激发经营主体活力。探索开展企业集团化管理，支持企业提质增效、做优做强。引导企业立足长远，加强技术升级、产品迭代、模式创新，不断提升核心竞争力，营造良好的产业发展生态。
三是支持技术创新发展。通过高质量发展专项、国家重点研发计划等渠道，持续推动动力电池关键材料、车用芯片等关键技术攻关。深入开展智能网联汽车准入和上路通行试点、“车路云一体化”试点，稳妥推进自动驾驶技术产业化。
四是更好服务企业国际化发展。积极应对反补贴调查、高额关税等贸易壁垒，在投资、管理等方面为汽车企业出海提供更多支持和便利，加强自动驾驶、碳核算等标准联通和规则对接，营造良好的发展环境。
工信部此次还提到，推动出台《机动车生产准入管理条例》，健全“有进有出”的动态管理机制，试行道路机动车辆产品准入自我检验，进一步激发经营主体活力；深入开展智能网联汽车准入和上路通行试点、“车路云一体化”试点，稳妥推进自动驾驶技术产业化。
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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