1、截至11月13日，本周硅片价格回升，电池片价格下跌，其余环节价格基本持稳。
硅料价格持稳：本周硅料签单较少，主要由于下游硅片企业减产，消耗库存为主，且优质硅料需求下降、循环料占比提升；部分小单低价成交，但当前硅料企业开工率低、生产成本高，挺价意愿强烈，价格稳定。
183N硅片价格小幅回升：电池片积极出货带动硅片库存持续缓慢出清，同时硅片厂家生产策略向210RN规格转移，183N供应紧俏、成交均价回升至1.03元/片；210RN供应提升、低价有下探趋势。
G12R电池片价格下跌：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，能否落地须观察组件端接受程度。
组件价格僵持：需求偏淡，组件库存处于高位，价格僵持在0.65-0.7元/W；前期低价订单交付量有所减少，招投标价格趋稳，分布式项目已有小批量上抬价格，但大批量成交仍需时间，预计短期平稳为主。
投资建议：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，后续Q4临近年关，预计出清信号或将进一步趋频。建议关注“估值洼地、新技术成长、剩着为王”三条主线。
N型硅片止跌回升，库存消化供需改善
硅料：根据硅业分会，N型料本周报价4.17万元/吨，周/月环比持平；N型颗粒硅报价3.73万元/吨，周/月环比持平。根据PVInfoLink，致密料报价均价40/kg，周/月环比持平，本周单吨盈亏-1万.颗粒硅均价36.5元/kg，周/月环比持平。
硅片：本周N型InfolinkN型182硅片报价1.03元/片，环比上周+3%。硅片环节当前开工率一致维持在40-50%，企业挺价意愿强烈，随着硅片库存的不断消化，行业供需格局改善明显，硅片价格明显减低，逐步回调。预计硅片11月产量41GW，环比10月持续下降，硅片环节有望率先迎来供需平衡，以及盈利回暖。
N型182（130μm）硅片均价1.03元/片，周环比+3.0%，月环比-1.9%，单瓦盈利估算为-4分/W，较上周+1分/W；N型182*210（130μm）硅片报价1.2元/片，周环比持平，月环比-2.4%；N型210（130μm）硅片报价1.45元/片，周环比持平，月环比-3.3%；
P型182（150μm）硅片均价1.15元/片，周环比持平，月环比-8.0%；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/月环比持平，单瓦盈利估算为-4分/W，较上周持平。182*210TOPCon电池片均价0.275元/W，周环比-1.8%，月环比-3.8%；210TOPCon电池片均价0.285元/W，周/月环比持平。
P型182电池片均价0.275元/W，周环比持平，月环比-1.8%；P型210电池片均价0.28元/W，周环比持平，月环比-1.8%；
组件：
国内N型TOPCon双面组件报价0.71元/W，周/月环比持平；P型182双面组件报价0.68元/W，周/月环比持平；P型210组件报价0.69元/W，周/月环比持平。
欧洲TOPCon组件均价为10美分/W，周/月环比-4.8%；P型组件均价为9美分/W，周/月环比-10%。
美国TOPCon组件均价为27美分/W，周/月环比-3.6%；P型组件均价为24美分/W，周/月环比-4%。
一体化：
国内TOPCon一体化组件单瓦盈利（不含硅料）估算为-0.12元/W，较上周持平。
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。
1.1.1硅料价格分析
价格方面，本周硅料环节变化与上周雷同，买卖双方仍在胶着，本周交付量体较少，影响价格变化平缓。国产块料主流价格每公斤价格 36-42 元人民币，均价弱势维持在每公斤 40 元人民币，其中一线厂家整体价格仍偏向 39-42 元人民币的范围，二三线厂家价格则偏向低价落于每公斤 36-38 元人民币。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，本周价格保持平稳，当前颗粒硅滞库压力较小。
供需方面，十一月龙头厂家策略调整，厂家仍希望平稳价格为主要导向，加之枯水期来临、对应四川与云南产区的生产基地的排产下修稼动率，且新产能爬坡增量有限，十一月整体产量下滑至 12-12.3 万吨左右，产量下修的策略也为平稳价格带来可行性。但仍须观察厂家库存去化速度，当前拉晶环节稼动率近期已经下探至 50% 徘徊，考虑到过往春节前的备货需求，硅料库存有机会进一步加快去化，然仍需要观察硅片稼动率是否有近一步下修的可能性，因此接下来买卖双方之间的博弈仍将是观察重点。
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。
海外料部分，大宗执行价格本周价格仍维持在 19-23 美元的水平，然而近期因美国政策波动影响，执行量体也正在缩小，部分海外厂家也在十月提前检修应对，后续仍须持续关注美国动态。
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，主流规格 183N 市场价格出现坚挺横盘，市场成交价格回到每片 1.03 元人民币的水位。
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 型硅片生产企业陆续反馈已经减缓生产，价格维持每片 1.1-1.2 元人民币价格水位。
而 N 型硅片部分，这周 183N 硅片主流成交价格出现小幅涨势，企业主流出货价格落在每片 1-1.03 元人民币，观察周三厂家每片 1 元人民币的价格已经收尾未形成大批量成交。至于 G12 及 G12R 规格的成交价格约为每片 1.4-1.45 元和 1.18-1.2 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 1.16-1.18 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 型电池片价格同上周持平，M10 与 G12 尺寸均价为每瓦 0.275 元与 0.28 元人民币，价格区间则分别为每瓦 0.26-0.28 元与每瓦 0.27-0.285 元人民币。由于 P 型电池片仅剩少数企业生产，整体供给减少与组件端需求下降的情况并行，预期长期价格走势也将趋于平稳。
N 型电池片方面，本周 M10、G12 尺寸均价为每瓦 0.27 元与 0.285 元人民币，价格范围则分别为每瓦 0.26-0.28 元与每瓦 0.28-0.29 元人民币。但在 G12R 部分，本周均价下跌至每瓦 0.27 元人民币，与 M10 尺寸均价趋同，价格范围则落在每瓦 0.27-0.28 元人民币。因当前市场对于该规格的需求持续疲软，预测短期内的价格走势仍相对悲观。
与上周逻辑相同，N 型各尺寸电池片在近期出现供需关系的变化，相较于 G12R 因需求降低而跌价，M10 尺寸虽然本周均价维持每瓦 0.27 元人民币，但由于年底交付订单导致需求短期回升、供应相对紧俏，本周已有少量订单以每瓦 0.275 元人民币成交，部分电池厂家后续也将以每瓦 0.275 元的价格作为主流报价，但未来能否大规模落地，并带动整体电池环节价格上涨，还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
当周成交量较少，本周价格僵持为主。当前 TOPCon 组件价格僵持 0.65-0.7 元人民币的区间，前期遗留订单仍有部分 0.7 元以上的价位少量执行，低价 0.62-0.63 元的价格仍有存在市场，但交付量体已经在减少，且招投标价格也开始稳定，种种迹象也为市场增添正向信号。分布式项目本周落于 0.68-0.74 元人民币，然而大批量成交仍需时间酝酿。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，然近期观察项目仍有部分低于 0.68 元的价格在进行商讨。
考虑终端接受度，我们仍维持相同看法，虽部分组件厂家已调整报价上扬，然而实际落地仍需时间发酵，且库存、海退等非常规组件持续扰乱市场，执行价格仍受到纷扰，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，当前需求策动我们观察仍主要以国内地面项目带动为主，接下来 2-3 周国内招投标项目将是重点观察价格能否顺利止稳的指标。
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 0.75-0.875 元人民币之间，大项目价格偏向中低价位 0.75-0.8 元之间的水平，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，目前价格听闻 0.79-0.82 元人民币之间的水平。
海外市场价格本周小幅下降，HJT 价格每瓦 0.11-0.12 美元。PERC 价格执行约每瓦 0.07-0.095 美元。TOPCon 价格区域分化明显，亚太区域价格约 0.085-0.105 美元左右，其中日韩市场价格在每瓦 0.10-0.105 美元左右，印度市场若是中国输入价格约 0.08-0.09 美元，澳洲区域价格约 0.10-0.115 美元的执行价位；欧洲市场需求较为疲弱，价格约在 0.087-0.10 欧元；巴西市场价格仍持续听闻低价抛售状况，价格混乱约 0.07-0.10 美元皆有听闻；中东市场价格大宗价格约在 0.09-0.115 美元的区间，大项目均价贴近 0.1 美元；拉美 0.09-0.10 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 0.2-0.27 美元，PERC 组件与 TOPCon 组件价差约在 0.01-0.02 美元。近期新签订单报价持续下落，明年一季度报价下探，本地产制价格报价 0.27-0.3 之间，非本地价格 0.18-0.22 之间。
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 新能源行业政策研究
特朗普希望阻止中国汽车进口，但他表示仍对中国汽车制造商在美国生产汽车持开放态度。特朗普在8月接受采访时表示：“我们将提供激励措施，如果中国和其他国家想来这里销售汽车，他们就会在这里建厂，雇用我们的工人。”
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我国锂电产业链企业的亮点颇多：首先，电池企业的技术创新是推动行业发展的核心动力。近年来，伴随锂电池的能量密度、功率密度、循环寿命、安全保障等核心指标持续提升，材料和制造成本不断下降，使液态锂电池从各类电池中脱颖而出，在不同市场获得越来越多的认可。而钠电池、固态电池也有望复制液态锂电池的发展之路。第二，3C、新能源汽车和储能等领域发展迅猛，对锂电池的需求持续扩大，并带动航空、船舶等领域电动化速度加快。数据显示，国内新能源乘用车新车的市场渗透率自2021年突破10%后发展提速，2024年9月已达53.3%的高渗透率，这也佐证了动力锂电池强劲的增长势头。而锂电池在汽车领域的示范应用效应，正在向eVtol、飞行汽车等市场“外溢”，将进一步扩大全球对锂电池的需求。第三，锂电极限制造设备的迭代和智能零碳工厂的投产，助力电池企业降本增效。随着锂电池主要制造设备实现国产化替代，以及AI技术赋能自动化生产线，使锂电设备可以精准无误地完成各项任务，确保产品质量的同时，大幅提升电池生产效率。第四，锂电企业之间的竞争日趋激烈，创新型企业凭借技术和产品创新，展现出强大的竞争力。综上，近几年锂电池及材料技术和新品不断涌现，锂电设备和AI平台升级迭代，不仅对我国锂电行业的整体成长功不可没，但从整体看，电池产业链技术的持续迭代，是新能源领域发展的必然趋势，而且各类电池在能量密度、充电倍率、安全保障、应用拓展等方面仍有升级空间，
1-9月海外新能源汽车销量解析：比亚迪替代上汽进入前十
整体情况：增速放缓2024年1-9月海外新能源汽车销量为432万辆，同比增长5.4%，去年同期增长率为41.3%，增长率大幅度放缓。
从区域来看：欧洲现负增长，北美放缓
欧洲区域销量达223.3万辆，仍是最大市场，但同比下降1.4%，市场份额降至51.7%；北美区域销量达131.9万辆，增速降至8.6%，去年同期为55.4%；
亚洲区域（不含中国）销量为56.8万辆，增速降至15.4%，去年同期为56.2%；其他区域销量为20.0万辆，同比增长58.7%。
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、价格暂止跌，成交价多低于0.68元/瓦，本周，光伏组件价格走势趋稳，但隐性竞争依旧激烈。具体而言：TOPCon组件价格相对保持稳定，只有东方日升在本周内全系列组件微涨0.01元/瓦。
头部厂商的订单实际成交价较11月上旬整体小幅上调0.02-0.04元/瓦，签单价格落在0.64-0.71元/瓦之间，但七成以上一线企业仍低于0.68元/瓦。目前TOPCon组件订单继续向头部企业集中，二三线组件厂商仍在“以价换量”。二三线厂商虽宣称TOPCon组件报价不低于0.68元/瓦，但实际成交价维持在0.61-0.65元/瓦。经销商方面则继续以低价库存、海退及降级组件产品作为重点促销产品。隐性价格战仍在继续，对市场涨价趋势构成明显压力。
BC组件价格区间小幅上调至0.68-0.80元/瓦，某龙头企业的新款高效率BC组件产品本周已开始流入市场，目前报价0.80元/瓦左右，居于当前整个组件市场的价格高位。值得关注的是，本周集采项目中，
通威股份首次入围BC组件GW级集采项目标段。此外，市场传言将有头部TOPCon企业计划推出超高效BC产品，是否有通威之外的其他龙头也有加载BC量产计划？不过，毋庸置疑，明年BC组件市场份额预计将持续扩大，当前BC组件的高价位能否维持亟待跟踪观察。
HJT组件价格居于0.65-0.80元/瓦，本周暂时止跌。东方日升于本周提出涨价0.01元/瓦，其余HJT厂商透露目前尚无涨价计划。排产及库存方面，相较于龙头组件厂商于四季度进行排产上调，部分二三线厂商则面临越来越大的生存压力。
部分强二线组件厂商已经下调排产、减少员工排班。某厂商表示，由于9月初期对四季度预期过于乐观，但9-10月实际的订单量增长却十分有限，考虑到目前的库存情况，计划在11-12月下调开工率。
需求端，国内分布式需求保持稳定，海外分布式市场表现一般。据部分厂商透露，三季度仍有海外订单的促成，但四季度以来尚未出现兆瓦级的采购订单。集中式需求较上周大幅增长，定标项目约20.25GW，招标项目约51.09GW。其中，华能15GW与中煤集团4GW组件集采已于本周定标，TOPCon组件价格居于0.675-0.765元/瓦，投标价格区间持续上移。本周，
调研了解价格信息如下：TOPCon组件：价格区间为0.64-0.71元/瓦，价格相对稳定。PERC组件：价格区间为0.61-0.68元/瓦，价格小幅下降。HJT组件：价格区间为0.65-0.80元/瓦，价格保持稳定。BC组件：价格区间为0.68-0.80元/瓦，价格小幅上涨。以上调研价格均为含税不含运价格。
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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