概要及主要观点：
1、截至11月20日，本周硅片、硅料价格下跌，电池片价格上涨，其余环节价格基本持稳。
硅料价格下跌：与11月13日价格相比，本周硅料价格全面下跌。本周硅料市场成交量一般，部分大厂通过降价促进成交。其中，n型棒状硅降幅最大，成交价格区间下调至3.70-4.20万元/吨，均价4.05万元/吨，环比下跌2.88%。下游厂商对n型高品质致密料的采购需求较少，而对含珊瑚料较多的混包料需求较为稳定，采购重心有所转移。
本周处于检修或降负荷状态的企业数量仍为15家，其中1家企业自本月起逐步减产。
本周硅料供应量预计高于此前预期。目前，尽管各企业积极推进减产，但市场供过于求的格局尚未出现明显改善，终端需求持续降温，硅料价格仍有进一步下探的可能。硅料企业积极减产，但供需关系未出现根本性改善，库存较高，下游议价权提升，大单成交需要低价推动，且本周下游采购重心向品质较差的混包料转移，部分大厂降价成交，硅料价格松动。
硅料板块进入L型磨底阶段，盈利差距逐步显现。硅料行业库存增长显著，截至2024Q3末，硅料板块库存达238亿元，环比+6.8%。
各公司对比来看，2024Q3末硅料龙头库存相比2024Q2有不同程度增加。
硅片价格小幅下跌：本周价格保持稳定。近期，硅片环节多次召开行业自律会议，旨在通过协同减产改善市场环境。据悉，某头部拉晶企业率先进一步下调开工率，从月初计划的40%降至约30%。
11月国内硅片预计产量将跌破40GW，头部一、二线企业开工率普遍维持在30%-40%之间。目前硅片库存继续小幅下降，老旧库存逐步出清，库存压力有所缓解。短期来看，市场供需趋于平衡，硅片价格有望保持稳定。硅片厂家生产策略向210RN规格转移，183N供应紧俏、成交均价维稳；210RN供需持续疲软、价格松动下跌。
硅片板块：产能过剩凸显，盈利进入底部区间。硅片行业库存实现环比小幅度上升，截至2024Q3末，硅片板块库存达336亿元，环比3.14%。
硅片行业现金流环比改善，2024Q3硅片板块季度现金流达9亿元，环比127%。各公司对比来看，2024Q3末硅片龙头现金流相比24Q2有所分化。
电池方面，本周价格保持稳定。近日，财政部、税务总局发布《关于调整出口退税政策的公告》，将部分光伏电池产品的出口退税率从13%下调至9%，该政策将于2024年12月1日生效。目前，电池厂家正加紧交付订单，同时针对后续订单采取不同策略，包括向海外客户上调报价或评估自行承担税率差额。
M10电池片价格上涨：年底电池片交货增加，同时国内出口退税率降低引发海外订单提前交付，M10电池片供应趋紧，电池厂家借此积极向海外客户上调报价，后续价格走势有待观望。
硅料11月排产降至11-12万吨，库存高达40万吨，硅料减产主要系top1厂商西南地区进入减产进程，但是11月硅片进一步减产对应7.8万吨硅料需求，因此11月硅料继续剪刀差累库，但我们看好行业限产背景下硅料和硅片端企稳反弹，硅片当前库存已经降至20天，12月起进入修复周期后，硅料有望进入去库阶段。11月电池片产量预计在50-52GW。当前电池库存处于低位，在需求支撑下，电池价格有上涨预期。
2、工信部光伏制造规范修订，新增/改建产能电耗水耗趋严。2024年11月20日晚，工信部公告对《光伏制造行业规范条件》和《光伏制造行业规范公告管理暂行办法》进行修订，正式稿对对新增产能的标准大幅提升。
新增/改建产能、电耗趋严、水耗大幅削减。相比7月的征求意见稿，终版规范在新增产能/改建产能的电耗、水耗要求上进一步趋严。
硅料环节，上版新增产能还原电耗/综合电耗要求为44/57度/kg，现降4度至40/53度/kg（23年行业平均综合电耗在57度）；
在硅片、电池的水耗上大幅趋严，硅片新建和改扩建项目水耗需低于540吨/百万片且再生水使用率高于40%，#23年切片行业平均水耗870吨；
电池新建和改扩建项目水耗低于360吨/MWp且再生水使用率高于40%，#23年PERC电池水耗318t、TOPCon水耗600t、HJT水耗约220t。
水耗新规要求相比行业当前水平大幅削减，预计新建产能需额外增配水循环装置或才可满足。
制造新规未对存量产能边际趋严、但对新增产能要求更严格。行业自律+政策趋严组合拳持续推进、光伏价格中枢有望逐步抬升。光伏协会和硅料协会推动行业自律减产限产，过剩情况得到自律控制；同时光伏协会呼吁最低中标价遏制组件低价情况恶化，国内地面市场低价情况有所缓解、市场终端报价已有2-3分上涨。海外出口退税下调进一步控制海外低价情况，整体价格中枢有望联动抬升。新增产能标准趋严，后续预计行业各环节自律控产进一步深化+能耗控制方案或有望推进，进一步助力组件涨价预期。光伏龙头成本优势突出、有望率先恢复盈利反转可期！
光伏行业协会上调11月组件公允成本，最新组件大项目集采价格强化向上趋势，出口退税将大概率推动出口组件价格上涨，终端产品先于前端原材料开始进入价格上行通道逐
协会本月发布经国字号权威机构认证的光伏组件成本(不含折旧不含三费)相较于上个月上涨1分
央企最新4GW大型标案投标价格全部站上7毛。近期光伏终端产品价格先于硅料价格进入回升通道后续需要继续观察需求变化
3、光伏技术研究。
1）工信部发布《光伏制造行业规范条件（2024年本）》，其中对新增电池片环节水耗要求：“新建和改扩建项目水耗低于360吨/MWp且再生水使用率高于40%。”
2）根据中国光伏协会发布的的《中国光伏产业发展路线图（2023-2024年）》，n型TOPCon电池片水耗为600t/MW，已达产的n型异质结电池片水耗约220t/MW，异质结电池片水耗优势明显，关注异质结后续扩产节奏。
《光伏制造行业规范条件》发布，现有硅片项目水耗低于900吨/百万片，现有P型晶硅电池项目水耗低于400吨/MWp，N型晶硅电池项目水耗低于600吨/MWp，鼓励企业使用再生水；
新建和改扩建硅片项目水耗低于540吨/百万片且再生水使用率高于40%。新建和改扩建电池片项目水耗低于360吨/MWp且再生水使用率高于40%。
硅片、topcon新增产能将面临严格节水需求。硅片单位水耗约900吨，n型电池片单位水耗约600吨，p型影响不大。
海外制造业成本高昂，工序少、能耗低的HJT是最适合海外生产的电池技术
中美光伏制造最大区别是成本要素不同。
中国光伏制造环节pk的是渠道销售&成本控制&规模效应&政府关系，然而美国生产成本中人工成本是中国的15倍左右（同时考虑工人工资&生产效率），因此美国电池片厂商最重视的是低人工&小厂房&低运营成本。
HJT是最适合美国本土国产的光伏技术路线。
相比较TOPcon，HJT可节约60%的人工数量（仅4道工序）、节约30-40%的用电量（工序少&低温工艺&洁净厂房需求少2/3）、节约20%的用水量、降低20%的碳排放（全流程低温工艺） ，因此是最适合美国本土扩产的光伏技术路线。同时，迈为股份自动化程度高的HJT整线设备有望抵消美国工人人效低的困境。此外TOPCon在美国面临专利问题，近期美国太阳能电池板制造商First Solar表示自身拥TOPCon晶体硅技术专利，并正在调查竞争对手的侵权行为，且这些专利的有效期限将延续至2030年，在此期间，任何未经授权使用该技术的行为都可能构成侵权。
在2025年5月31日之前，中国光伏设备出口均免关税（30%），判断今年年底前，美国本土扩产订单会加速，设备商海外订单有望在Q4加速落地。
在光伏产业中，HJT电池与BC电池正逐渐成为新技术的代表，引领着行业的未来发展。
HJT电池方面，产业端的主要布局者之一是通威公司。自2018年起，通威便着手布局HJT技术，并取得了显著的成果。其1GW的HJT中试线电池平均效率已超过25.25%，组件批次平均功率更是达到了744.3W，这些指标均表现出色。在成本方面，随着0BB+50%银包铜浆料的规模量产导入，行业优秀厂商的浆料成本已降至约6分/w。此外，HJT电池与TOPCon电池的生产成本差距已接近2分/w。预计随着30%银包铜浆料和GW级设备的规模量产导入，浆料成本以及设备折旧费用将进一步降低。到2025年，HJT的生产成本有望低于TOPCon。同时，考虑到HJT组件的功率高于同版型的TOPCon组件，HJT的溢价将达到合理水平，成本拐点有望突破，新技术的渗透率也将迅速上升。
预计随着光伏技术的不断进步，HJT和BC将以其更高的转换效率和更优的性能表现，逐渐成为市场的主流选择。而央国企在招标中对HJT和BC技术的重点倾斜，将进一步加速新技术的普及和应用，推动整个光伏行业的技术升级和产业升级。因此，我们应重点关注后续央国企招标中HJT和BC的招标放量情况。
BC水耗方面：工信部发布《光伏制造行业规范条件》正式稿，提出现有制造项目N型晶硅电池项目水耗低于600吨/MWp。
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、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。预计11月狭义乘用车零售市场约为240万辆左右，同比增长15.4%，环比增长6.1%，新能源零售预计可达128.0万，渗透率约53.3%。
预计，11月狭义乘用车零售总市场规模约为240.0万辆左右，同比去年增长15.4%。
10月市场回顾。10月份我国社会消费品零售总额达到了45,396亿元，与去年同期相比增长了4.8%，增速较上月提升了1.6个百分点。其中，汽车消费额为4,452亿元，同比增长4%，显示出在国庆节期间以及报废更新、以旧换新双政策的推动下，“银十”车市的旺季特征十分明显。
此外，乘用车市场信息联席分会提供的数据显示，10月份狭义乘用车零售量为226.1万辆，同比增长11.3%，环比增长7.3%，这一成绩高于之前的预期。尤为引人注目的是，10月，比亚迪销量达到502,657辆，单月销量首次突破50万辆大关，这不仅创下了中国车企的月销记录，同时也刷新了全球车企在新能源汽车领域的月销记录。
燃油车全月零售106.6万辆，同比下滑16.1%， 燃油车市场在以旧换新政策下有所恢复，同比降幅开始收窄。新能源市场零售119.6万辆，渗透率52.8%，仍呈现高速增长态势。
11月市场展望11月份，车市仍继续维持自10月以来的高景气度，报废更新与置换更新政策持续发挥效用，为车市提供了稳定的推动力。与此同时，各大车企积极利用“双十一”促销活动及月中举办的广州车展，进一步提升消费者的关注与兴趣。在多重有利因素的共同作用下，预计11月份的车市热度将会进一步升温。截至11月17日，乘用车市场零售110.6万辆，同比去年11月同期增长30%，较上月同期增长3%，今年以来累计零售1,894.2万辆，同比增长5%；11月1-17日，全国乘用车厂商批发127.1万辆，同比去年11月同期增长37%，较上月同期增长22%，今年以来累计批发2,244.7万辆，同比增长6%。乘联分会指出，本月整体车市折扣率约为24.1%，与上月基本持平，终端优惠及促销政策力度未见明显变化。头部厂商的零售目标环比增幅约6.5%，初步推算本月狭义乘用车零售总市场规模约为240.0万辆左右，同比去年增长15.4%，环比上月增长6.1%。新能源车零售预计可达128.0万，渗透率约53.3%。
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）。
固态电池的未来展望。随着固态电池技术的不断进步和市场的不断扩大，其应用前景将越来越广阔。除了新能源汽车领域外，固态电池还将在消费电子、储能等领域发挥重要作用。大部分电池厂商将在2027年左右实现全固态电池量产。预计到2030年，全球固态电池市场空间将超过3000亿元。这一数字不仅反映了固态电池市场的巨大潜力，也预示着固态电池将成为未来能源存储和动力供应市场的重要组成部分。在“碳中和”、“绿色出行”等全球共识的推动下，固态锂电池作为下一代储能技术的核心，正迎来前所未有的发展机遇。东莞红木棉电子不仅为客户提供先进的生产设备，更以开放合作的姿态，与国内外众多科研机构及企业建立深度合作关系，共同探索固态锂电池技术的无限可能，推动新能源产业的转型升级。
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
年末市场行情复杂，上游硅料环节交易规模仍旧比较冷清，首先供应端滞库规模高居不下，其次拉晶需求端稼动水平仍在下降、对于硅料的需求规模持续负向反馈，最后四季度终端整体拉货水平保持平稳、间接限制中上游供需规模和产品流动水平。
价格方面，连续三周弱势维持的国产块料价格水平已经出现部分松动，但是由于实际新订单的交易量体实在有限，拉晶端厂家持有程度不同的硅料库存，所以本周暂时难以反馈市场价格的整体下跌幅度。不过明显变化的是市场价格的高价和低价水平均有下降，高价水平从每公斤 42 元左右降至 40 元附近，低价水平从每公斤 37 元左右降至 36 元附近，均价水平预计在十二月或将出现小幅向下松动，但是幅度有限。国产颗粒硅每公斤价格 36-36.5 元范围，均价暂时维持每公斤 36.5 元左右，当前颗粒硅滞库压力较小。
近期市场讨论热点，其中包括限产、限价以及限制新增产能对应能耗标准等多项举措以及潜在方案，InfoLink 保持紧密关注。截止目前硅料产能规模超过 1,200 GW/年（换算），同时现存多家企业的新建产能、具备生产能力但是不具备投产条件，暂时居于沉默产能序列，对于国内未来短期新建产能的必要性较低。
1.1.2硅片价格分析
与近期预测一致，本周 210RN 供需持续疲软，价格走势仍在下行。
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 硅片主流成交价格维稳，企业主流出货价格回稳落在每片 1.03 元人民币，至于每片 1.05 元价格本周没有实现。至于 G12 及 G12R 规格的成交价格出现松动下跌约为每片 1.4-1.43 元和 1.16-1.18 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，反映在近期价格文件位；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 型电池片价格依旧持稳，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。因国内 P 型电池片产能较少，整体供给减少与组件端需求放缓并存，预期长期价格走势将趋于稳定。
N 型电池片部分：M10 电池片均价从上周的每瓦 0.27 元上涨至每瓦 0.275 元人民币，低价部分也从每瓦 0.26 元上涨至每瓦 0.27 元人民币，本周价格区间为每瓦 0.27-0.28 元人民币。G12 尺寸本周价格持平，均价为每瓦 0.285 元人民币，价格范围则为每瓦 0.28-0.29 元人民币。G12R 本周高价则下滑至每瓦 0.275 元人民币，均价维持每瓦 0.27 元人民币，价格范围为每瓦 0.27-0.275 元人民币。
根据厂家反馈，N 型 M10 电池片近期涨价动能主要来自年底交货订单以及中国出口退税率降低、海外订单提前交付所导致的整体供应紧张，该尺寸下周主流均价有望继续上调至每瓦 0.28 人民币。相比之下，在前期部分电池厂家从 M10 转为生产 G12R 后，后者需求却未见明显起量，近期价格走势也持续疲软，G12R 价格在本周已与 M10 电池片正式倒挂。
值得注意的是，因应十二月起中国光伏出口退税率下调，电池厂家目前正积极于新税率实施前交付订单，并同时向海外客户上调后续报价、或是评估自行承担税率价差，而根据厂家定价策略不同，未来海外价格也将发生变动，整体价格走势仍须观望。
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 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。分布式项目本周落于 0.68-0.73 元人民币，厂家也多数上调现货报价，成交价确实开始稳定。
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。
本周较多讨论在于海外退税从 13% 调整至 9% 影响，如前几周的预告在十二月将开始执行新政策，厂家已多数预留调整空间，后续 12-1 月海外组件价格有机率微幅调整。
海外市场价格维持上周。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，抛货行为因需求疲弱而更加严峻，价格约在 0.08-0.09 欧元，正常交付价格仍有 0.09-0.10 欧元的水平；巴西市场价格仍持续听闻低价抛售状况，价格混乱约 0.07-0.095 美元皆有听闻；中东市场价格大宗价格约在 0.09-0.11 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。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 新能源行业政策研究
11月20日，工信部发布公告，对《光伏制造行业规范条件》和《光伏制造行业规范公告管理暂行办法》进行了修订。引导地方依据资源禀赋和产业基础合理布局光伏制造项目，鼓励集约化、集群化发展。引导光伏企业减少单纯扩大产能的光伏制造项目，加强技术创新、提高产品质量、降低生产成本。新建和改扩建光伏制造项目，最低资本金比例为30%。
光伏制造项目电耗要求
1、多晶硅环节
1）现有多晶硅项目
还原电耗小于46千瓦时/千克，综合电耗小于60千瓦时/千克；
2）新建和改扩建项目
还原电耗小于40千瓦时/千克，综合电耗小于53千瓦时/千克。两个标准比征求意见稿各低4千瓦时/千克
根据中国光伏行业协会的《中国光伏产业发展路线图（2023-2024年）》，2023年行业多晶硅企业的平均综合电耗为57kWh/kg。
2、硅片环节
1）硅锭：现有项目平均综合电耗小于7.5千瓦时/千克，新建和改扩建项目小于6.5千瓦时/千克；
2）硅棒：现有项目平均综合电耗小于26千瓦时/千克，新建和改扩建项目小于23千瓦时/千克。
3）硅片：现有多晶硅片项目平均综合电耗小于25万千瓦时/百万片，新建和改扩建项目小于20万千瓦时/百万片；现有单晶硅片项目平均综合电耗小于10万千瓦时/百万片，新建和改扩建项目小于8万千瓦时/百万片。
3、电池片环节
1）P型晶硅电池项目平均综合电耗小于5万千瓦时/MWp，N型晶硅电池项目平均综合电耗小于7万千瓦时/MWp。
4、组件环节
晶硅组件项目平均综合电耗小于2.5万千瓦时/MWp，薄膜组件项目平均电耗小于40万千瓦时/MWp。
光伏制造项目水耗要求
1、多晶硅项目水重复利用率不低于98%；
2、现有硅片项目水耗低于900吨/百万片，鼓励企业使用再生水；新建和改扩建硅片项目水耗低于540吨/百万片且再生水使用率高于40%。
根据中国光伏行业协会的《中国光伏产业发展路线图（2023-2024年）》，22023年，2023 年切片环节耗水量为 870 t/百万片。
现有P型晶硅电池项目水耗低于400吨/MWp，N型晶硅电池项目水耗低于600吨/MWp，鼓励企业使用再生水；新建和改扩建项目水耗低于360吨/MWp且再生水使用率高于40%。
根据中国光伏行业协会的《中国光伏产业发展路线图（2023-2024年）》，2023年p 型 PERC 电池片水耗为 318 t/MW，n 型 TOPCon 电池片水耗为 600t/MW，已达产的 n 型异质结电池片水耗约 220 t/MW。
2013年《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发[2013]24号）发布后，为进一步加强光伏制造行业管理，规范产业发展秩序，提高行业发展水平，加快推进光伏产业转型升级，9月，工信部制定《光伏制造行业规范条件》。
2015年第一次修订，现行的为2021版。2024版是在2021版基础上修订的。
市场对《光伏制造行业规范条件(2024年本）》的争议主要体现在：
1、是引导性文件，不是强制性文件
2、针对存量产能可能压根没效果
3、之前光伏上涨有对限制存量的政策预期
超预期的点
1、针对新增产能很严苛，未来扩产门槛大幅提升，没有拿到环评报告的，可能都要重新做设计
2、针对水耗，利好HJT，这个是市场对HJT预期之外的；
和征求意见稿相比，正式稿中主要对新建及改扩建项目的电耗要求更加严格：
征求意见稿：还原电耗小于44千瓦时/千克，综合电耗小于57千瓦时/千克。
正式稿：还原电耗小于40千瓦时/千克，综合电耗小于53千瓦时/千克。
颗粒硅，电耗相对较低；棒状硅能耗和N型料产出占比有关，占比越高电耗越高，目前头部企业N型料占比约70%-80%以上，通过调节N型料占比或技术升级的方式可调节电耗强度，但N型用料预计未来需求将持续提升，占比提升难度大，预计头部企业能够在满足N型料的需求情况下将新建项目电耗达到相关要求。
市场关注政策对于存量产能的限制进而推动存量产能出清，我们在前期的线上汇报和外发观点中多次提到，从监管机构的角度来看，希望行业尽快结束过度亏损，引导行业价格回归正轨，而不是发布类似于煤炭、钢铁行业的产能控制；光伏制造业是民营企业高度参与的产业，且上游环节初始投资大，建设周期长，直接通过行政干预不利于行业健康发展。监管机构更希望通过加强技术创新、提高产品质量、降低生产成本的方式，通过市场化的手段出清落后产能。
从行业自律角度来看，近期光伏各环节企业举行行业自律会议频繁，旨在协同减产改善当前市场环境。如硅料企业，某头部拉晶企业带头再度下调11月开工率，该企业开工率从月初计划的40%降至最新的30%左右，与此同时叠加部分小企业的调整，11月国内硅片预计产量跌破40GW，头部一、二线企业开工率普遍维持3-4成左右。后续多晶硅、电池片、组件环节有望跟进。
多晶硅和电池片环节出清策略较为明确，出清节奏较快，市场化出清持续进行中。从节奏上看，当前是供给端供给侧改革迎来一揽子政策的第一弹，表明相关政策在逐步讨论和落实，是供给侧改革的开始，后续预计将持续有行业自律动作及相关政策出台，持续强化板块信心。后续可以预期：当前已进入到入库周期，随着减产动作持续推行，后续价格上行可以预期，业链价格的回暖。
在储能电芯价格持续下降、国内市场内卷、海外市场逐渐成熟的背景之下，出海成为诸多中国储能企业的破局之道。据CESA数据显示，2024年前10个月中国储能企业在海外市场签约的储能订单超过115.63GWh。这些海外订单大多分布在美国、欧洲、中东等地，将成为中国储能全球化布局的关键。
美国订单占比超57%
与国内储能市场相比，海外储能竞争格局和盈利水平更加友好。面对如此良机，中国头部储能企业早早就吹响了出海的号角。根据CESA储能应用分会数据库统计，今年1-10月，中国储能企业在海外获得的储能订单已超过115GWh。
从订单分布区域来看，中国企业在美国市场订单最多，达到65.34GWh，占比约为57%。美国一直都是除了中国之外全球第二大储能市场，预计2024全年储能装机将突破45GWh。沙特排名第二，为16.36GWh；澳大利亚第三，为9.57GWh；日本第三，为6.1GWh；另外，西班牙、英国、法国、土耳其等欧洲国家订单均超过1GWh。
毫无疑问，美国的储能市场需求依旧很大，但随着特朗普即将“二进宫”，外界普遍对特朗普政府对待储能等新能源产业的政策持观望态度。按照其一贯推崇“美国优先”的原则，储能产业极有可能是遭到严重限制的，影响中企出海美国。最新消息，宁德时代曾毓群公开表示，若特朗普“开绿灯”，宁德时代才会考虑赴美建厂。
5MWh储能系统是主流
经过近一年的市场应用，5MWh储能系统在国内市场已经得到了全方位的认可，逐渐取代3MWh+系统成为了市场主流。在此基础上，以5MWh储能系统为基础的储能2.0时代全面开启，并慢慢从国内向海外市场渗透，一举成为了全球储能市场的主流产品。
从盲目出海到精准布局。经过多年的摸索，中国储能企业在出海的目标市场选择、项目规模和产业链上逐渐形成一套成熟的打法，也可以说是一种新趋势。首先，在出海方向上，从盲目出海转向精准布局。目前，需求更大、价值更高和市场化更高的欧美市场，是中企出海的首选，但同时他们也非常重视潜力较大的中东、澳洲等市场，实现差异化竞争与全球化布局。
其次，在项目规模上，海外市场的GWh储能项目也如雨后春笋一样出现，GWh级别订单已经超过100GWh，其中，中国企业拿下的GWh级别订单近83.9GWh。第三，市场订单向头部企业集中。凭借着中国储能产业链优势在全球释放。
最后，欧美等地的地方保护主义盛行使得中国储能企业进一步加快了海外产能布局，通过提升本土供应链能力来防御政策风险。据CESA数据显示，宁德时代、亿纬锂能、中创新航、国轩高科、亿纬锂能等多家企业在美国、欧洲、中东、东南亚等地投产、拟建、在建的产能达638GWh，其中美国产能占比超31%，投产时间大多在2026年，而这正好是美国对中国储能电池征收关税的关键节点。
锂离子电池由正极、负极、隔膜、电解液组成。充电时，锂离子在电解液中传导。而电解液存在一系列的缺点，容易漏液、易燃、易挥发，电解液通常由有机溶剂组成，这些溶剂具有高度可燃性，还会分解产生氧气，一旦泄露并遇到空气或高温环境，容易引发火灾或爆炸。另外寒冷天气下，电解液粘度的增加也会导致锂离子电导率降低，离子传输速度减慢，导致电池性能下降，北方冬天电池衰减快就是这个原因。而且在高温环境下，电解液容易挥发和分解，同样影响电池稳定性和安全性。相比较而言，固态的电解质要安全稳定的多，不可燃、无腐蚀、不挥发、不存在漏液问题，也克服了锂枝晶现象。（锂枝晶是充放电时造成的结晶堆积，过长时容易刺破隔膜，造成短路） 而且固态电解质占用电池空间小。可以获得更高的能量密度。化学性质也更稳定，不易发生副反应，也延长了电池的使用寿命和循环次数。另外固态电池也能够在较宽温度范围内正常工作，无论是在高温还是低温环境下，都能保持较好的性能表现。不像液态锂电池，太冷或太热都影响性能。总结下来，固态电池比液态锂电池更安全，能量密度更高，使用寿命更长，温度适应性更好。
2.3 新能源行业出口研究
10月组件出口：欧洲需求修复，非欧美依旧高景气。10月组件出口19.38GW，同比+49%，环比+10%；1-9月累计出口208.30GW，同比+31%。10月组件出口均价0.10美元/W，环比下降4%。
分区域看，欧洲十二国10月出口6.58GW，同比+41%，环比+6%；1-10月累计出口83.41GW，同比+9%。非欧美海外市场10月出口12.64GW，同比+52%，环比+11%；1-10月累计出口124.10GW，同比+52%，支撑非欧美海外市场增速上修至50%的判断。细分市场方面，10月对中东四国出口2.60GW，同比+242%，环比-8%；巴西2.15GW，同比+53%，环比+23%；南非0.75GW，同比+920%，环比+157%；印度0.76GW，同比-54%，环比-23%；日本0.72GW，同比+33%，环比+24%；澳洲0.61GW，同比+2%，环比+9%；巴基斯坦0.29GW，同比-12%，环比+4%；智利0.21GW，同比+236%，环比+49%。
10月组件出口数据表现亮眼，一方面是欧洲需求有所修复，下半年以来首次恢复环增；另一方面非欧美需求依然强势，中东、巴西、南非同比高增，对冲了巴基斯坦、印度进口疲软的影响。此外，关注巴西提高进口关税带来的影响，预计明年非欧美需求增速仍然保持50%左右。
10月逆变器出口更新：印度及美洲市场表现亮眼
总量看，24年1-10月出口70.0亿美元，同比-21%，同比降幅从1月的48%缩窄至10月的21%。其中，10月出口6.6亿美元，同比+19%，环比-3%
分省份看，24年10月广东/浙江/安徽/江苏分别出口2.55/1.61/1.19/0.66亿美元，分别同比+29%/+100%/+0.2%/-18%，分别环比-3%/-7%/+58%/+9%
分地区看，
欧洲市场：10月出口2.66亿美元，同比+21%，环比-9%。其中荷兰、德国、波兰、英国分别出口1.33/0.42/0.12/0.12亿美元，分别同比+50%/-23%/+45%/+107%，环比-1%/-9%/-51%/-9%
南亚市场：10月巴基斯坦出口0.15亿美元，同比+1%，环比-41%；印度出口0.34亿美元，同比+62%，环比+34%
中东市场：10月出口0.71亿美元，同比+14%，环比+23%。其中，沙特、阿联酋、以色列、伊朗、土耳其分别出口0.10/0.29/0.04/0.03/0.12亿美元，分别同比-20%/+77%/+53%/+944%/+94%，环比+307%/-54%/-17%/+211%/+39%
美国市场：10月出口0.39亿美元，同比+108%，环比+52%，系2023年以来新高
拉美市场：10月出口0.86亿美元，同比+59%，环比+58%，其中巴西出口0.47亿美元，同比+51%，环比+80%
非洲市场：10月出口0.46亿美元，同比+71%，环比+8%
点评：10月出口数据环比一定下滑，但美国、巴西、印度同环比表现亮眼。户储层面，欧洲进入冬季需求相对偏弱，后续叠加阳台光储、部分国家政策推动+库存逐步回归合理水位，需求有望回暖，新兴市场在战争、频繁限电、高电价背景下有望多点开花，整体保持较高增速。大储层面，欧美、中东、印度、拉美、澳洲等市场均有望放量。
10月逆变器出口46.6亿人民币，同比+17%，环比-4%；1-10月累计出口498亿元，同比-19%：
分省份看：安徽出口环比回升
浙江：10月出口11.4亿元，同环比+97%/-7%，南北美洲增长持续强劲，分别环比+25%/+113%，对欧洲出口环比略有下滑。1-10月出口127一样，同比+13%。
安徽：10月出口8.4亿，同环比-2%/+56%，实现快速修复，环比增长较快的主要是南北美洲和亚洲。1-10月累计出口80.4亿元，同比-30%。
江苏：10月出口4.7亿元，同环比-19%/+8%，环比微增。1-10月合计出口54.6亿元，同比-26%。
分区域看：美国市场发力；印度沙特巴西等新兴市场高速增长
欧洲：10月18.8亿，同环比+18%/-10%，主要集散地荷兰9.3亿，同环比+46%/-1%，德国2.9亿，同环比-24%/-10%。1-10月合计29.7亿元，同比-53%；
亚洲：10月14亿元，同环比-4%/-20%，印度市场增长较快，10月出口2.4亿元，同环比+60%/+34%，巴基斯坦出口1.1亿元，同比持平，东南亚整体10月出口6.1亿元，同环比+20%/-7%。中东保持增长，沙特出口2.0亿，同环比-20%/+306%，贡献主要增量。亚洲1-10月合计167.4亿元，同比+54%。
南美洲：10月6.1亿元，同环比+58%/+57%，其中巴西10月3.4亿（+49%/+79%）；1-10月合计63.3亿元，同比+31%，其中巴西 44.9亿，同比+48%；
北美洲：10月合计3.0亿元，同环比+97%/+51%，美国市场10月出口2.8亿元，同环比+105%/+51%。北美洲1-10月累计出口20.4亿元，同比-2%。
非洲：10月3.3亿元，同比环比+69%/+8%，其中南非10月1.1亿（+69%/+82%）。1-10合计30.6亿元，同比-32%，南非10.7亿元，同比-69%。
三、新能源行业重大事件
1、11月21日，国家能源局发布2024年10月全国可再生能源绿色电力证书核发及交易数据。
2024年10月，国家能源局核发绿证12.32亿个。其中，风电5.30亿个，占43.01%；太阳能发电1.97亿个，占16.02%；常规水电3.92亿个，占31.84%；生物质发电1.09亿个，占8.83%；其他可再生能源发电378万个，占0.31%。
截至2024年10月底，全国累计核发绿证35.51亿个。其中，风电13.23亿个，占37.25%；太阳能发电6.81亿个，占19.18%；常规水电12.77亿个，占35.97%；生物质发电2.64亿个，占7.44%；其他可再生能源发电567万个，占0.16%。
2024年10月，全国交易绿证2542万个（其中随绿电交易绿证980万个）；截至2024年10月底，全国累计交易绿证3.84亿个（其中随绿电交易绿证1.95亿个）。
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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