概要及主要观点：
1、本周均价：硅料：N型料本周报价4.03万元/吨，周环比+1.0%，月环比-3.4%；N型颗粒硅报价3.7万元/吨，周环比持平，月环比-0.8%。致密料报价均价39/kg，周环比-1.3%，月环比-2.5%，本周单吨盈亏-1.07万元，较上周略有下降。颗粒硅均价36元/kg，周/月环比-1.4%。
硅片：N型182(130μm)硅片均价1.03元/片，周环比持平，月环比+3.0%，单瓦盈利估算为-4分/W，较上周持平；N型182*210(130μm)硅片报价1.14元/片，周环比-1.7%，月环比-5.0%；N型210(130μm)硅片报价1.4元/片，周环比持平，月环比-3.4%；P型182(150μm)硅片均价1.15元/片，周/月环比持平；P型210(150μm)硅片均价1.7元/片，周/月环比持平；
电池：182 TOPCon电池片均价0.28元/W，周环比持平，月环比+3.7%，单瓦盈利估算为-4分/W，较上周持平。182*210 TOPCon电池片均价0.27元/W，周环比持平，月环比-3.8%；210 TOPCon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/月环比持平；P型210电池片均价0.28元/W，周/月环比持平；
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0.65元/W，周/月环比持平。
欧洲TOPCon组件均价为9.5美分/W，周环比-5%，月环比-9.5%；P型组件均价为8.5美分/W，周/月环比-5.6%。
美国TOPCon组件均价为27美分/W，周/月环比持平；P型组件均价为24美分/W，周/月环比持平。
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。
预计，12月硅料/硅片/电池片/组件产出9.8万吨（45-46GW）、45/51/48GW，环比-15.7%/+3.7%/-6.7%/-13.3%，除硅片外，其他环节排产较前次（11月11日）预测均有下修。
11月硅料/硅片/电池片/组件实际产出11.6万吨、43/55/55GW，环比-16%/-4%/+5%/+2%。
硅料：11月硅料产出环比-16%至11.6万吨/53-54GW，预计12月环比下降16%至9.8万吨，龙头厂家四川、云南产能大幅快速调降，其他各企业维持较低稼动水平，短期去库压力仍较大。
硅片：11月硅片产出环比下降4%至43GW，整体硅片库存缓降、头部快速消纳，预计12月产出环比小幅增长4%至45GW（N型渗透率约为85%），较前期预测提升。
电池片：11月产出环比提升5%至约55GW，部分企业12月排产随组件下修，预计产出环比下降7%至51GW，较前期预测下调，当前整体电池片库存水平良好。东南亚方面，受双反政策初判影响，产能将面临较大出货风险。
组件：11月产出环比提升2%至55GW，主要来自国内大型项目交付支撑；当前厂家接单低迷，明年Q1需求不明，且考虑自律行为之下，预计12月组件产出环比下降13%至48GW左右，较前期预期大幅下调。
光伏玻璃短期内价格仍面临下行压力，但2025年初可能会出现小幅反弹。一家主要生产商宣布20mm产品价格上调，主要是为了提高盈利能力以及应对冬季供暖季节即将到来的天然气成本上升。然而，鉴于较高的运营产能和较高的库存压力，实际的价格上涨可能难以实现。
2025年下半年后预期的需求改善与持续的生产暂停可能会支持2025年价格的小幅回升。然而，上行空间将有限，此外，还有20-44%的产能基本完成建设，能够进行测试运行。
预计2025年和2026年的总安装量将同比增长10%。
这加上新太阳能产能启动的延迟，将使行业供过于求的情况从2024年的260GW减少到2025年的243GW和2026年的230GW。光伏玻璃市场可能在2027年恢复到相对健康的状态。”
顶级企业的合理利润率约为0.0%，小型企业则达到盈亏平衡点。
截至本周四，2.0mm玻璃价格11.5-12元/平米，环比上涨0.5元/平米，3.2mm玻璃价格19-19.5元/平米，环比下降0.5元/平米。
产线：截至本周四，全国光伏玻璃在产产线日熔量94890吨/日，预计后期继续有冷修计划。
库存：截至本周四，光伏玻璃库存天数约35.54天，环比下降2.35%，连续四周下降。
11月EVA产量小幅降低，需求维持。11月光伏EVA产量环比下降6.5%，具体情况如下：
11月光伏EVA产量增加的企业有3家，增加的原因有：光伏价格回暖，软料和发泡库存较高，订单一般，价格不及光伏，组件排产维持，胶膜厂库存较低。原料价格上升，原料采购意愿增强。
11月光伏EVA产量减少的企业有3家，减少的原因有：企业进入检修，高压低密度聚乙烯价格高于光伏EVA，10500-12000元/吨，企业转产LDPE。由于软料发泡的需求较为平淡，加上光伏价格不断上涨，石化厂计划减少软料的生产，并增加光伏EVA的产量。
然而，一方面，由于上半年多数LDPE生产企业进行了检修，加上需求强劲，使得今年LDPE价格持续走高，导致一些EVA企业转向生产LDPE，从而使光伏EVA在国内的供给收紧。
另一方面，尽管当前光伏EVA价格有所回升，但同比仍下降21.7%。中国已经成为光伏EVA价格的低洼地，国外进口量也同比减少了48%。
上述因素综合导致市场现货供给减少，出现缺货情况。
展望12月。EVA光伏产量增加是可以预期的，同时需求预计环比下降10%。
但由于目前光伏EVA上游库存极低，尽管12月可能会有库存的增加，但整体库存压力预计不大，因此市场价格有望保持稳定。12月中下旬或因市场需求订单下降，价格走弱。
胶膜龙头12月计划涨价，涨幅依然在谈。我们认为胶膜涨价或与近期粒子价格上涨有关。10月光伏级EVA粒子价格低至9500-9600元/吨，比发泡料价格更低，近期EVA粒子价格开始上涨，目前光伏级EVA价格修复至10200-10300元/吨，累计涨幅达到7%。部分企业反馈实际价格更高且短期可能继续上涨。粒子涨价的原因，主要是部分装置检修，以及部分装置转产LDPE，使粒子供需有所修复。如果胶膜涨价成功，参考历史经验，胶膜盈利将得到改善。
2、2024年1-10月硅料、硅片、电池片和组件产量分别为158万吨/608GW/510GW/453GW，同比+42%/33%/25%/21%。2024年1-10月新增装机181.3GW，同比+27.2%。
价格：硅料、硅片、电池和组件价格下滑35%/45%/25%/25%，出口金额281.4亿美元，同比-34.5%。10月以来组件投标价格与中标价格基本止跌企稳，硅料Q3以来价格小幅回升，电池Q3以来价格维稳。
出口：1-10月电池/组件出口量同比+41.8%/+15.9%。印度、土耳其和柬埔寨为电池前三大出口市场，欧洲仍然为组件最大出口市场，南亚、拉美和中东份额较大，新兴市场需求向好。
产能：国内产能增速放缓，投产、开工和规划项目数同比-75%，国内企业在海外的产能逐步兴起。
趋势展望
全球：短期来看，根据SPE预测，2024-2025年全球光伏新增装机量为544/614GW，中远期来看2026-2028年新增装机量为687/773/876GW，到2030年光伏新增装机在各种电源形式中占比达到70%，需求稳步向上。
国内：根据CPIA预测，国内第一批大基地项目建设完成超85%，第二、三批大基地项目建设加速，并推出多项措施推动分布式光伏发展，上调2024年国内新增光伏装机至230-260GW（此前为190-220GW）。
CPIA大会中，促进光伏产业高质量可持续发展专题座谈会顺利召开，强化行业自律，防止‘内卷式’恶性竞争，各环节大部分公司均有参加。
各环节行业自律基本原则已达成一致：通过行业自律来控制产能，以25年需求增长5%~15%来决定总额，各环节分别讨论拟定25年产出：
1）硅料按照50%以内的开工率，加上库存总体控制在160万吨(700GW)左右；2）硅片大致按照23年出货的60%和产能的40%，总体控制在650GW左右；
3）电池片大致按照2023年和2024Q1-3的70%和产能的30%，过剩程度相对较低，可能会给新技术倾斜；
4）组件环节相对灵活，核心是控制上游产出和终端价格。另外，部分环节尾部公司产出或低于额度，其他公司或可代为增加产量；若需求超预期，则价格具备更大弹性。
2024年度光伏大会即将落幕，主要企业初步达成行业自律限产机制，共同维护行业秩序。大体算法按照当年度出货量x系数1+产能x系数2来核算配额，总量端初步按照硅料160wt（约700gw）硅片约650gw，电池片、组件一方面受上1）行业价格有望迎来修复，判断25Q2可以看到改观；电池片环节弹性更强。
2）新技术才是带来产能出清的唯一途径。短期看，价格修复给尾部企业带来了机会，长期看降本增效的新技术才是最终决定行业格局的关键因素。看好BC技术（第一性原理，减少遮光面积）、铜浆技术、叠栅技术的应用。
3）辅材降价压力有所缓解。组件价格修复之后，辅材降价压力有所缓解，胶膜环节格局清晰，玻璃环节库存低位，两者有望率先受益。
4）海外产能或显得更为重要。目前的配额机制对海外产能或无约束，面对海外高价格市场及其潜在变化，海外产能或将成为影响高溢价市场格局的核心因素。
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，光伏主产业链已持续亏损半年以上，大部分环节进入现金流亏损状态，在协会倡议以及企业自律的共同作用下，“减产&挺价”或成为产业链各环节头部企业阶段性一致行动方向。光伏各环节景气底部夯实明确，较为普遍且显著的主产业链盈利拐点最快有望25Q2到来，2024Q4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。
3、今年以来，国际白银价格不断走高，年内最高涨幅超40%；另一方面，上游硅料硅片的价格不断下跌，降幅也超过了40%。二者的此消彼长直接导致了银浆在电池片的成本构成中占据了更加突出的位置。
银浆是金属化电极的重要材料。根据中国光伏行业协会发布的11月主产业链成本参考，电池片不含折旧的成本为0.263元/瓦。其中，硅片成本为0.131元/瓦，占49.8%；银浆成本为0.070元/瓦，占26.6%，是电池片生产中的第二大成本。
需要低温工艺的银包铜。就是使用铜为核心，外层电镀包裹一层很少的银，用来降低整体银耗。在利用铜低价优势的同时，不影响整体导电性，并且减少铜直接裸露而被氧化的风险。但是，由于铜在高温下容易氧化（敏感温度在300℃以上），银包铜仅适用于采用低温工艺的HJT电池（250℃以下）。
目前，银包铜是HJT电池降本措施中有效且相对成熟的手段，正在逐步推广应用，预计50%银含量的银包铜可减少5分钱左右的浆料成本。根据2024年的中国光伏HJT产业发展白皮书，2024年一季度，30%银含量的银包铜细栅浆料首次被导入HJT电池量产线，30%银含量可比50%银含量的银包铜浆料再降低1.2-2.1分/瓦，预计30%银含量的银包铜浆料将于今年四季度全面导入各家HJT企业。
铜电镀一度被认为是无银化的最终方案。铜电镀指的是在电极金属化阶段，将丝网印刷和烧结改成了通过“种子层、图形化、镀铜、后处理”等工序实现铜栅线的金属导电，与TOPCon、HJT和BC电池均可兼容。该方案利用铜来替代银，意图从根本上解决材料成本高的问题，核心是采用了电镀的方式而回避了铜的高温氧化问题。但是，铜电镀的工序有所增加，需要增加价值量较大的光刻机（约0.5亿元/GW）与电镀机，将导致生产成本的上升、整体良率的降低以及侵占厂房内现有产能的空间。此外，电镀工艺还将产生各种重金属及废液，还需要加上环保处理成本。
铜电镀在HJT电池上应用最多，在BC电池上具有一定潜力，而在TOPCon电池上应用最少。HJT由于本身的高银耗，对去银工艺的需求也更加迫切，其自身的TCO薄膜也将阻挡后续工艺影响硅片内部，与种子层兼容性较好，因此电镀铜在HJT电池上应用最为领先。
根据2024年的中国光伏HJT产业发展白皮书，铜电镀量产情况下可将金属化成本降至6-8分/瓦，而30%银含量的银包铜叠加0BB技术和全开口网版技术，能将浆料湿重降低至60mg/片，在8000元/kg的银价下的金属化成本可做到3.9分/瓦，比铜电镀存在2-4分的成本优势。当然，由于铜电镀有望存在0.5%左右的效率提升，长期来看具有较大潜力，目前产业内对银包铜和铜电镀是共同推进的。
通过电极主副栅组织形式的调整，来减少电池片整体的银耗，SMBB、0BB以及最新的叠栅技术。传统电池片的电流收集路径是由电池表面→副栅(Fingers)→主栅(Busbars)，主栅和副栅呈井字形排布。副栅更密，起到电流的收集作用，而主栅将所有副栅串联，并导出电流。
历史上栅线的发展由4BB、5BB发展至9-15条主栅的MBB，再发展到16条主栅以上的SMBB，整体趋势是增加主栅数量，并减少单条主栅的宽度，最终降低整套栅线系统的银耗。目前，SMBB是应用最广泛最成熟的栅线技术。0BB技术即无主栅技术，它直接取消了电池片的主栅，而采用组件的铜焊带来代替原有主栅进行导出电流，相当于将这部分工作转移到了组件环节。测算0BB技术可降低TOPCon银耗约10%，但增加了点胶或覆膜成本，提高0BB串焊机的设备成本，当然也去除主栅丝网印刷的设备成本，总体而言电池组件环节0BB生产成本基本打平SMBB，但提升了5W的组件效率（假设银价8100元/千克）。后续如果银价继续上涨，0BB技术相对于SMBB将显著受益。根据东吴证券的测算，若银价再上涨30%，0BB降低银耗可再减少2分/瓦，优势明显。0BB技术对降低不到1分/瓦组件成本的TOPCon来说并不算大，但对银耗量较大的HJT电池的降本效果还是非常明显的，将减少30%左右的银耗，目前在HJT电池中应用较多。
叠栅取消了主副栅的设计，而采用一种不同材料上下层叠的形式，单向组织电流，甚至可以取消焊带。具体来说，先用一层极少的银浆形成导电种子层，用作隧穿，上面一层采用一条极细的三角导电铜丝用来组织电流。也就是说，电池表面的电流将被银浆种子层引导，沿着垂直电池表面方向流入导电铜丝，这期间电阻大大减小。而这条铜丝又与另一片电池片的铜丝直接串联，焊带则可以被省去。
4、江苏项目开工进度正常，主要是因为施工证手续而有所延后，预计下周拿到施工许可证后可进行正常开工，目前大丰的两个项目首桩已经装船，随时可发货。海上风电行业拐点明显，不应过分博弈短期时间节点。
海风项目近期密集启动，2025年上半年海风有望迎来业绩兑现：
1）江苏项目有望年底开工，等待12月桩基开启交付。
2）青洲七EPC招标，要求2025年3月20日开始发货，2025年5月30日前完成供货。
3）帆石一主缆预期2025年2季度交付。
4）帆石二主机预期2025年6月底完成交付。
5）川岛一、三山岛五、红海湾三主机要求2025年6月底完成交付。
当前海风招标已超9.5gw，叠加此前招标未开工项目，2025年海风有望高增，当前已经核准未招标海风项目达22gw，有望2025年开启招标，看好2026年海风持续高增。
海风后续有望迎来业绩兑现、招标高增、密集开工的多重共振，海风确定性在逐步增强，信心有望增强，估值有望提高。
目前大部分零部件涨价5%左右，结合25年陆风100GW+海风15GW的装机预期，明年风电整体迎来EPS与PE共振的反转行情。
12月份起各风机企业陆续启动供应链零部件谈价，市场对此传闻和说法较多，
风机：部分风机厂商反馈谈价从12月中旬启动，亦有厂商已最早启动商务洽谈，整体结果预计12月底至25年2月落地，并非市场传闻已经落地。
铸件：从紧缺程度来看，8-10MW陆风机型大铸件为最紧缺环节。从厂商反馈来说，铸件企业A表示25年平均价格上涨5-8%；企业B表示锻铸件均有涨价基础，锻件小于铸件，铸件涨价10%。目前也基本处于前期洽谈过程中，但涨价概率较高。
叶片：8-10MW陆风大叶片紧缺，明年或小幅涨价3-5%，叠加自身工艺/材料优化，单位成本将有一定幅度下降，盈利能力修复。
25年行业陆海风装机景气度共振，风机企业受益于价格企稳、技术和供应链降本从而实现盈利能力的反转，部分零部件环节紧缺（铸件、叶片、齿轮箱等）具备涨价基础从而实现量利齐升，继续重点关注供应链谈价结果。
风机内卷拐点。近期国电投2024年第二批风机集采（含塔筒）开标，总规模8.4GW，从报价结果来看：1）5.0MW机型：最低报价2027元/kW，平均报价在2300~2600元/kW；2）6.25、6.7MW机型：最低报价1734元/kW，平均报价2000~2400元/kW；3）8~10MW机型：最低报价1530元/kW，平均报价1600~1900元/kW；
4）10~12MW机型：最低报价1386元/kW，平均报价1550元/kW。
1）开标价格回归正常。以10MW陆风机组为例，此前裸机价格在1100~1200元/kW，个别风光大基地项目报价甚至低于1000元/kW。此次集采开标结果来看，扣除塔筒价格300元/kW，裸机最低报价1100元/kW，平均报价1300元/kW，最低价相较之前报价有10%+上涨。10月北京风能展期间，12家整机企业签署自律公约防内卷，更加注重风机的安全可靠，到此次国电投开标价回升，判断基本代表着风机价格内卷进入尾声，市场竞争将进入良性发展阶段。
2）风电招投标价格提升的原因或与光伏相似：作为产值规模较大的行业，其低价竞争不可持续。
3）评分标准变化是核心。国电投在本次招标采购中，对评标基准价计算方法进行了修改，不再以最低价为评标基准价，而是以有效投标人评标价格的算术平均数再下浮5%作为评标基准价。当企业报价低于或等于评标基准价时，即可得满分；报价向上则相应扣分。按照此类规则，最低中标价中标概率下降，而技术方案、商务资质、合理的投标报价才有望获得更高分数。
有效杜绝恶意低价抢单行为，过往风机招标存在部分超低价抢单行为，对应事后交付控本可能形成质量问题，侧面印证行业近年行业价格下行对应事故频发。头部运营商调整评标机制，行业恶性价格战或为历史。
4）整体看，风电国内招投标价格拐点已经出现，低价竞争不可持续且有法可依，预计相关公司盈利有望修复。此外，在招标放量的背景下，2025年部分零部件具备提价条件。
5）关注后续其他业主评分标准比变化及25Q1招投标情况。风机价格企稳是否具备持续性，继续关注其余业主招标的评分标准变化（2-3家等有动向跟进），以及25Q1起招投标价格情况（风机企业拿单积极性更高，观察价格是否内卷）。
量价利维度下，总量维度——需求侧，海陆齐发、内外共振市场预期已经较一致；供给侧，本轮资本开支和技术路线调整基本结束、供需平衡等角度看扩产相对有序，因此明年起需求预计可观的情况下，全行业有望迎来双击。
零部件——重资产属性强，盈利修复最强确定性来自经营杠杆作用下的利润倍增；如再考虑价格上涨，预计进一步强化盈利修复弹性。
海风&出海—— 长久期需求确定性强，供给格局相对较优，深远海和海外海风需求有望接力国内。
主机—— 价格端，考虑在手订单、技术路线切换、业主评标方式优化等因素后价格压力趋于缓解；成本端，机型交付稳定、产业链配套成熟后可变&固定成本有望降低；叠加海风&海外增长，整个环节下限已探、上限可观。
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12月翘尾行情突出。中国汽车流通协会数据显示，2024年11月中国汽车经销商库存预警指数为51.8%，同比下降8.6个百分点，环比上升1.3个百分点。库存预警指数接近荣枯线，汽车流通行业景气度持续改善。
得益于国家政策的推动和各地补贴政策的有效落实，尤其是置换政策和报废更新政策的补贴鼓励，加之车企及经销商全力冲刺年度销售目标，“双11”购物节的促销活动和广州车展的成功举行，共同为11月的汽车市场注入了强劲活力，推动车市销量走高。
对于报废更新和置换更新的政策效果，近九成经销商认为政策效果显著。其中，43.4%的经销商认为汽车报废更新政策促使新车销售增长约5%；汽车置换更新政策的效果更为显著，32.8%的经销商认为置换更新政策对拉动销量增长5%至10%，剩余被访者认为对销量的拉动接近5%。可以看出，置换更新政策所带来的刺激效应明显超过了报废更新政策。综上，预计11月乘用车终端销量在245万辆左右，继续呈现同比环比双增长。
尽管车市持续向好，但距离经销商的目标和预期仍有距离。随着年末的临近，汽车市场热度持续升温。车企及经销商全力冲刺销售目标，加大促销力度、加快销售节奏，以促进销量提升。另外，本轮报废更新及以旧换新政策将在12月底结束，加之春节提前至1月份，经销商对汽车市场的持续复苏持乐观态度，调查显示，近三成经销商预计2024年乘用车市场将实现约5%的增长。
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）。
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
时至岁末，上游硅料环节市场氛围仍然较为惨淡，供应端产量规模预计实现环比继续下跌，但是供给端库存整体水平仍在攀高，且短期难以快速去库，年末行情难以乐观。
价格方面，硅料现货价格包括一线厂家的新订单报价等方面均出现持续松动迹象，究其原因由于硅料需求端近期整体较低的拉晶稼动水平，对于硅料新增需求和采买的动力不足，另外年中开始下游不同程度对硅料的囤积规模仍然较为可观，库存消化需要过程，整体导致硅料新增需求极为有限，继而直接影响硅料现货价格持续松动和供给端库存上升。
截止本月初观察，国产块料现货报价水平从每公斤 40-42 元跌至 37-39 元范围，价格中心有明显下移，另外国产颗粒硅由于供应总量有限且厂家集中，暂时价格下跌不甚明显，但是预计也将面临被迫下压。
年底时间段，各生产企业面临包括财报压力，业绩兑现以及相关多重负担，本月将明显下滑的新增产量或将能够阶段性缓解库存的新增压力，但是存量库存规模仍然可观。当前以降低开工率为代价而缓解库存持续快速上涨的压力，预计需要三个月甚至更长时间消化。
1.1.2硅片价格分析
与预测一致，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，企业往上调高报价的企图心非常艰难实现，甚至也有耳闻每片 1.02 元的价格在市场上零星出现。至于 G12R 规格的成交价格仍在松动下跌，当前成交执行价格约为每片 1.14-1.16 元人民币，更低的价格也在持续酝酿；G12N 则维持每片 1.4 元人民币的价格。
1.1.3电池片价格分析
本周电池片价格：P 型 M10、G12 尺寸本周价格依旧持平，均价分别为每瓦 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。
N 型电池片方面：M10 电池片价格持平，均价维持每瓦 0.28 元人民币，价格区间则为每瓦 0.275-0.28 元人民币。G12 尺寸同样持平，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 尺寸均价为每瓦 0.27 元人民币，低价则从上周每瓦 0.27 下修至 0.265 元人民币，价格范围则为每瓦 0.265-0.275 元人民币。
因部分电池厂家在前期 M10 不断跌价时转为生产 G12R，但 G12R 的整体需求则尚未起量，整体供需失衡的情况仍将持续，该尺寸后续的价格走势也较为悲观。另一方面，根据厂家反馈，因中国出口退税率下调而涨价的订单截至本周三仍在执行中，量体也相对较少，因此本周美金价格并未变动，然而，随着订单陆续交付，美金价格有望在十二月中旬进行调涨。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
本周价格仍持续僵持，当前 TOPCon 组件价格僵持 0.6-0.7 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 0.6-0.65 元的价格仍有存在市场，最低略有耳闻低于 0.6 元的报价。分布式项目部分低价松动，但整体成交均价落于 0.68-0.73 元人民币。当前招投标价格向上试探 0.7 元以上的水平，但考虑需求疲弱 0.7-0.72 元的成交暂时还无大量落地。近期也须要观察台面上下价格变化，实际执行价格与报价仍有落差。
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 0.65-0.7 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 0.73-0.87 元人民币之间，大项目价格偏向中低价位 0.73-0.8 元之间的水平，非主流瓦数部分售价向下至 0.7 元人民币。下周新标段价格释出，将因应市况调整价格。BC 方面，N-TBC 的部分，目前价格听闻 0.79-0.82 元人民币之间的水平。
本周海外退税影响信息更新，考虑到疲弱的终端需求，目前旧订单调整成功落地的可能性较小，新签订单已开始陆续调整价位。
海外市场价格订单执行先前签订，整体均价持稳。HJT 价格每瓦 0.095-0.115 美元。PERC 价格执行约每瓦 0.07-0.09 美元。TOPCon 价格区域分化明显，亚太区域价格约 0.085-0.10 美元左右，其中日韩市场价格在每瓦 0.09-0.10 美元左右，印度市场若是中国输入价格约 0.08-0.09 美元，本地制造价格 PERC 与 TOPCon 价差不大，若使用中国电池片制成的印度组件大宗成交价格约落在 0.14-0.15 美元的水平。澳洲区域价格约 0.095-0.11 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 0.075-0.08 欧元，期货交付价格仍有 0.09-0.10 欧元的水平；拉美市场整体约在 0.09-0.095 美元，其中巴西市场价格混乱约 0.07-0.095 美元皆有听闻；中东市场价格大宗价格约在 0.09-0.105 美元的区间，大项目均价贴近 0.1 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 美元之间，非本地价格 0.18-0.22 美元之间。
1.1.5光伏玻璃价格
玻璃方面，近期玻璃厂家酝酿涨价，但本周成交量体受制组件排产，在十二月需求疲软之下，组件厂家在近期下修排产，总体排产有机会低于 50 GW ，因此玻璃整体交付平淡，本周价格上抬幅度有限、小幅变动，近期主要产品交付仍以 2.0mm 镀膜玻璃为主，价格约落在 11.5-12 元人民币，而 3.2 mm 镀膜玻璃交付有限，价格落于 19-20 元人民币之间。
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 光伏电池组件投资机会展望研究
11月中国光伏组件产量开始小幅走弱。11月中国企业组件开工率约49.6%，产量环比下降约1.6%。
分技术路线看，TOPCon继续占领主流份额，BC组件排产占比稳中有增，HJT因订单需求产量增幅明显。
P型组件产量环比减少42%，占总产量4.6%；N型组件产量环比增加1.8%，占总产量95.4%。11月中国境内光伏组件开工率约52.3%。
11月
11月在年末交付需求高峰的刺激下，月末的出口退税率降低又对海外出口带动一小波报关加速情绪，叠加组件价格底部企稳和各企业有意挺价的氛围下，支撑11月的总产量仍维持在50GW以上。
11月主要减量来自中国企业境内基地，三线小厂因订单不充足而在年末选择大幅减产或停产的数量增多。
一二线头部组件企业年末标包交付需求充足，开工率基本维持或小幅下调。
亦有企业选择大幅增产，除满足订单需求之外，还在力争实现出货目标。
中国企业境外基地产量也有所增长，主要来自于美国、马来西亚的产量，归因于美国本地需求、印度进口需求和马来西亚双反税率影响在东南亚四国中相对较小的缘故。
12月
进入12月，考虑年末库存控制和采买情绪下降，中国光伏组件排产预计大幅降低。
12月中国企业组件排产环比下降约9.7%，行业开工率约44.8%。分技术路线看，P型组件产量环比减少29.3%，占总产量3.6%；N型组件产量环比减少8.8%，占总产量96.4%。12月中国境内光伏组件开工率约47.2%。
12月主要减量仍然来自中国企业境内基地，海外基地减量主要来自越南、泰国等高反倾销税率的东南亚国家。
一二线头部组件企业均有减产，且头部企业选择大幅减产的数量显著增多，归因于年末高周转库存、抢装机交付高峰退却、出口利润亏损和组件高成本压力等。三线小厂仍以低开工或停工来应对疲软的需求和亏损压力。
多数组件企业选择按需生产，以保证年末库存量处于合理水位，有助于明年一季度光伏组件价格的稳定。
总结与预测
综上所述，12月中国光伏组件供应的萎缩或将对组件价格产生一定支撑作用。从近期国内组件的招投标价格来看，组件企业的报价居于0.68-0.7元/W的数量相较于前三季度增多。
尤其在央国企的大型采购项目中，报价低于0.68元/W的企业入围中标候选人的几率在减小。然而，值得注意的是，在更多项目中，仍不乏二三线甚至一线企业采用最低成本价0.68元/W或低于该价格投标。
在分布式市场中，组件价格的混乱和竞争依旧频繁出现，0.63-0.64元/W的报价和0.65元/W左右价格的成交也一直在持续。
目前身处淡季的客观情况以及组件的库存压力，组件企业选择减产更多以缓解压力为主。
组件价格在短期内难有显著提涨，以低位震荡为主，且部分型号的现货成交价格仍存在因年末出货量竞争而下降的可能性。
行业共迎TOPCon 2.0。将TOPCon技术分为三个发展阶段，其中2.0阶段重点为突破双面钝化结构。
相比于TOPCon1.0，TOPCon 2.0在双面率、低辐照、温度系数、可靠性方面均有显著提升和卓越表现。
TOPCon 2.0组件的温度系数均降低0.01%；在可靠性方面，拥有卓越的抗UV衰减能力，首年衰减率不超过1%，逐年0.4%；在低辐照方面，延续TOPCon优异的低辐照性能。
TOPCon 2.0产品在客户价值和LCOE上表现更加亮眼。在青海、西班牙大型地面电站场景和福建和德国分布式和工商业这多种场景下，TOPCon 2.0比TOPCon 1.0的客户价值最多高出0.27元/W，LCOE最多可降低3.35%。
在全球大型地面电站场景下，基于青海和西班牙两个地区的地面电站测算数据显示：相比于TOPCon 1.0产品，TOPCon 2.0的至尊N型大版型组件可以提升0.04-0.11元/W的客户价值，可降低1.14%-1.44%的LCOE。
光伏电池片浆料技术
银浆供需紧张与成本压力
（1）未来随着光伏装机量的增长，银的需求将持续增加，但供应可能跟不上需求的增长，导致银的供需紧张和价格可能上涨。当前银价已从占电池成本的10%上升至近30%，成为成本压力的重要因素。
铜浆替代银浆的技术路径
（1）高温产品中，通过使用银浆形成银硅合金作为接触层，再在其上印刷一层铜浆来导出电流，这是目前可行的技术方案。银浆层厚度约为1-2微米，铜浆层则起到导电作用，导电率与纯银相差无几。
（2）为解决铜易氧化的问题，有两种处理方案：一是在保护气体中烧结，避免氧化；二是在铜层表面覆盖一层合金，隔绝空气。这两种方案都能有效避免铜在高温下的快速氧化，确保导电性能的稳定性。
铜浆的烧结工艺
（1）铜浆的烧结工艺中，一种方法是在惰性气体环境中进行烧结，以防止氧化；另一种方法是在铜表面加入合金，形成保护层。这两种方法都会对生产成本产生影响，但具体差异尚未确定。
铜粉的探索与优化
（1）铜粉目前仍处于探索阶段，主要通过物理法（如喷雾）和化学法制造，但尚未有合适的产品出现，成本相对较高。行业内的供应商正在通过与海外企业合作（如以色列和日本的公司）来优化铜粉的颗粒度和一致性，以降低成本，预计随着技术路线的确定，成本将有显著下降，类似银粉国产替代过程中的成本降幅（达到30%-40%）。
（2）国内铜粉供应商中，博谦公司使用物理法生产铜粉，产品相对稳定。然而，化学法在光伏领域的应用尚未成熟，难以满足光伏行业苛刻的印刷要求。光伏行业与其他导体行业在工艺上的巨大差异，特别是对印刷精度的高要求，使得铜粉的量产化面临较大挑战。
（3）铜粉替代银粉在理论上具有显著优势，但实际应用中进展缓慢。与年初提出的其他替代材料（如0BB）类似，铜粉在光伏领域的应用也遇到了较大的技术障碍，预计量产化过程将较为漫长。
1）光伏行业联盟与配额制度
数十家光伏组件电池企业在中国光伏行业协会的组织下，正式签订了自律公约。行业协会担任此次沟通与协调的平台，也希望推动企业在竞争中遵循基本的道德标准。
电池组件企业未来可能会按照配额制来算出自身的产出和出货。以电池为例，企业可能以2025年的全球电池总需求如**GW为基准，参考各自2024年的产能、市场占有率等数值，来计算出2025年各个公司的产能配额和出货量配额。
达成情况与厂商动力：行业内占据产能至少八九十的厂商已经达成了配额协议并签字。一线厂商认识到，自然出清的方式存在战线长、地方资源牵扯导致部分产能难以出清的问题，因此愿意接受配额制度来破除落后产能；二三线厂商也意识到，按照现有价格进行内部竞争（内卷）会使得出清过程遥遥无期，且自身压力会不断增大，所以也接受了配额制度，以期改善行业趋势，确保自身存活。
配额目标与分配因素：配额制度的主要目的是解决先进产能淘汰落后产能和提振价格两大问题。2025年的配额制度根本目的在于保证硅料、硅片、电池片、组件等主链环节的供需达到平衡。配额的分配会综合考虑多种因素，包括2024年前三季度甚至加十、十一月的产出、各厂商的先进产能市占率、现有产能等。对于先进产能，会有系数增加，使得龙头厂商在配额分配中处于绝对优势。产出的重要性大于产能，因此今年开工率高、拥有成本低或转换效率高的先进产能的厂商将更为有利。
2）配额制度的影响
短期价格影响：配额制度达成后，短期内（如半个月内）价格难以迅速提升。原因是当前处于需求淡季，海外市场正值圣诞节假期，国内需求也较低，且即将进入一季度淡季，同时行业各环节仍存有库存。
中长期价格影响：从12月开始，库存出清已初现端倪，1月后这一趋势将更加明确，这是配额制度和行业联盟带来的积极效果之一。明年的目标是实现主产业链的供需平衡，一旦需求端得到提振，价格中枢很可能在春节后上移。由于配额的制约，明年产业链厂商可能会经历价格中枢上移的阶段。此外，厂商将形成底价思维，电池组件厂可能会寻求更高毛利的区域市场，甚至可能出现配额的买卖行为，但厂商大概率会遵循行业协会设定的成本底价规范。
判断五年内行业产能不会有增加(国内)，企业若要扩产，需要换原有产能，若去海外扩产可能受到设备出口禁令限制
后续什么节奏:力度开始会比较大，先要见到效果，不过1月份春节将至，需求不足，各家减产也比较多，春节后若需求迅速恢复是个很好的价格拉升窗口
方向最重要，一定会有成果。自上而下看，顶层关注新三样，发改委、工信部、商务部等多部委对光伏“内卷”相关问题均有关心。自下而上，本次会议董事长参与数量是历史之最，结合过去2个月的频繁讨论，推动行业走出困境的决心明确，行业盈利定会迎来修复。
自律框架落实，细节不断完善。现阶段防内卷工作的核心是企业自律，后续部委层面的支持值得期待。自律框架：出口价+国内招标价成本托底，配额限产引导价格修复。配额基本原则（细节欢迎交流）：硅料、硅片及电池片，按照产能和出货设定不同系数，同时考虑行业限额，计算全年出货量，组件按出货量系数的方式给定配额。调整和惩罚：季度对配额系数开会调整，建立黑白名单制度、出口中信保限制、其他金融相关措施等。监督执行：预计为下一个阶段重点，第三方机构如会计事务所等协助审计，其他监督执行手段也有充分讨论。
涨价一触即发，春节后预计节奏加快。近期我们已观察到电池片、组件、胶膜、玻璃等多个环节出现涨价苗头。从各环节盈利承压的角度看，市场化力量已经逼停众多产能，价格盈利微幅修复。后续自律细则落实执行，产业链价格有可能很快看到正向反馈，迎来更大面积的涨价潮，考虑淡季效应及自律执行节奏，预计春节后加速。
2.3 光伏硅料行业研究
部分头部企业在今年年初有较大的产能相继投产，带动行业出现明显的过剩情况，供过于求下，多晶硅价格在二季度出现明显的滑坡。
行至8月，多晶硅行情出现一定好转，价格略有上涨，尤其是9月中旬多晶硅市场集中签单结束后，多晶硅大厂主流签单价格基本落在4.3万元/吨左右。
然而进入11月，行业整体供需关系未出现根本性改善，价格出现在僵持中往下。12月第一周，多晶硅价格又出现下降。
根据硅业分会12月4日多晶硅价格报价，相比11月底多晶硅的价格，各类型硅料价格均小幅下调。
硅业分会最新价格信息，本周多晶硅n型复投料成交价格区间为3.90-4.20万元/吨，成交均价为4.03万元/吨，环比下降0.49%；n型颗粒硅成交价格区间维持至3.60-3.75万元/吨，成交均价为3.70万元/吨。p型硅料成交价格区间为3.00-3.50，成交均价为3.30万元/吨。
根据CPIA 12月5日公布的统计数据，2024年1-10月，多晶硅价格下滑超过了35%，硅片价格下滑超过45%，电池片、组件价格下滑超过25%。
硅料的价格下降如此之多，以至于它在组件辅材中的成本占比钟跌出前三位置，排在铝边框、玻璃、银浆之后，他们的成本占比均超过了硅料。
光伏组件辅材成本占比出现了较大变化，其中，铝边框以14%的占比晋升为组件成本占比第一的单一原材料；其次为玻璃，占比13%；第三为银浆，占比12%；硅料成为第四，占比仅为9.9%。
受硅料价格下降影响，当前硅料的平均售价已跌破所有生产企业的现金成本。受此影响，三季度财报显示，通威股份、大全能源、协鑫科技等硅料头部企业均有不同程度亏损，个别企业更是迎来上市首亏。2024年全年来看，形势不容乐观。
截至目前，几乎全部的多晶硅企业都处于检修或降负荷状态。2024年11月国内多晶硅产量为13.3万吨，较上月微幅下调。11月多晶硅企业集中下调开工负荷，减量影响集中体现在12月。预计12月中国多晶硅产量将降低至10.5万吨，跌幅达20%以上。
在近日举行的投资者交流会上，通威股份表示，短期基本面来看，下游硅片环节在手多晶硅库存充足，排产环比下滑，多晶硅市场整体成交情绪较为清淡，但考虑到多晶硅环节价格已经触底，价格向下空间有限，短期有望维稳运行。向后展望，多晶硅环节进入去库阶段将是价格反弹的必要条件之一，行业自律行动也有望加速这一过程，若下游装机需求能在旺季来临时同步提升，多晶硅价格反弹阻力将更小。
对于排产情况，通威表示，12月西南地区进入枯水期，电价环比上升，将达到年度高位。考虑到当前多晶硅价格仍在底部盘整，公司正在研究减产方案，将根据市场情况动态调整生产安排，并按照最经济的生产组态进行排产。
从供需关系来看，产能过剩、电网和储能基础设施限制、非市场因素介入等，是行业在本轮周期中持续磨底的主要原因。预计随着头部企业主动进行调整，行业减产态势已渐趋明显，或将为行业转好带来些许作用。
硅业分会也表示，目前，多晶硅各类产品的价格底部，已在本轮低价周期内逐步明确，具有优势的龙头企业有望率先突围。
三、新能源行业重大事件
1、电改新动态：能源局引领新型经营主体创新发展，虚拟电厂再加速。国家能源局发布《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》，新型经营主体本质为不同类型的源网荷储，分为两类：
单一技术类：分布式光伏、分散式风电、储能等分布式电源和可调负荷
资源聚合类：虚拟电厂（负荷聚合商）、智能微电网
指导意见提出：支持新型经营主体创新发展、完善新型经营主体调度运行管理、鼓励新型经营主体平等参与电力市场、鼓励资源聚合主体将调节容量小的资源聚合为具有更大调节能力的资源整体参与电力市场、实现协同调度
新型主体包含单一技术类：分布式光伏/分散式风电/储能等；聚合类：虚拟电厂（负荷聚合商）/智能微电网（含源网荷储）；
注重聚合、注重负荷，鼓励创新。注重聚合，将分散主体合并更有利于调节，而自带负荷以后会成为新能源的重要出路，分散式电源+储能+可调节负荷，多元结合本身就可以平滑新能源的波动；应用端，要鼓励工业企业/工业园开展微电网，就地消纳，鼓励5MW+提供电能量和辅助服务，意味着多元聚合的稳定电源还能有更多收入来源；
直供电成为可能，隔墙售电模式边际松动。政策明确“探索建立通过新能源直连增加企业绿电供给的机制；新型经营主体原则上可豁免申领电力业务许可证。”意味着新型主体可以用作“直供电”，该模式是电力体制改革的重要突破，是隔墙售电的初级形态，对于分布式发展意义重大；
结论：分布式需求有保障。虽然市场一直担忧分布式进市场后的需求有担忧，但我们一直强调，政策的态度是一方面规范行业，另一方面也维稳行业，分布式入市后，维稳需求手段已经清晰，一是双探考核压力，二是此次指导意见的新型应用主体带来消纳保障和模式创新。此次政策利好分布式电站，同时对保证明年需求有积极意义，光伏制造业标的同样收益。
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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