概要及主要观点：
1、硅料：N型复投料本周报价4.06万元/吨，周环比+0.7%，月环比-0.2%；N型颗粒硅报价3.8万元/吨，周环比+2.7%，月环比+2.7%? 。根据PVInfoLink，致密料报价均价39/kg，周环比持平，月环比-1.2%，本周单吨盈亏-1.05万元，较上周持平。颗粒硅均价36元/kg，周/月环比持平。
硅片：N型182(130μm)硅片均价1.05元/片，周环比持平，月环比+1.9%，单瓦盈利估算为-4分/W，较上周持平；N型182*210(130μm)硅片报价1.12元/片，周环比持平，月环比-3.4%；N型210(130μm)硅片报价1.4元/片，周环比持平，月环比持平；
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+1.8%，月环比持平，单瓦盈利估算为-4分/W，较上周持平。182*210 TOPCon电池片均价0.265元/W，周环比持平，月环比-1.8%；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0.69元/W，周/月环比持平。
欧洲TOPCon组件均价为9.5美分/W，周环比持平，月环比持平；P型组件均价为8.5美分/W，周环比持平，月环比持平。
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-0.11元/W，较上周持平。
2、12月26日，中国多晶硅期货在广期所正式上市交易，挂牌基准价为38600元/吨，其中主力合约(PS2506合约)首日上市触及涨停，涨幅13.99%，现报44000元/吨。
多晶硅期货和期权是广州期货交易所继工业硅、碳酸锂上市后的第3个新能源材料品种。
受多晶硅期货上市及全部在产企业降负荷运行等利好因素影响，上下游企业均对硅料价格后续走势持乐观态度，故阶段性在成交量和成交价格方面较快达成了共识，因此短期内多晶硅价格呈现小幅上调走势。
受多晶硅期货上市及全部在产企业降负荷运行等利好因素影响，上下游企业均对硅料价格后续走势持乐观态度，故阶段性在成交量和成交价格方面较快达成了共识，因此短期内多晶硅价格呈现小幅上调走势。
在多晶硅期货上市的前两日，国内两家硅料龙头企业刚刚发布公告公开宣布减产控产事宜。且均提到在当前市场环境下，检修及减产事项有助于公司减少高纯晶硅业务经营亏损，预计将对公司总体生产经营及利润产生积极影响。
涉及减产检修的企业，总计多晶硅产能超160万吨，而龙头企业带头减产的情况，也契合了之前中国光伏行业协会关于行业自律的公约，当前多晶硅成本倒挂，只有龙头企业降负荷，才能达到改善供需关系的效果，促成库存消化，价格回归合理区间。
早在2024年4月19日之后，多晶硅致密料以及N型多晶硅料的均价便已经跌至行业平均成本线以下，市场直至如今依旧处于亏损阶段，预计12月国内多晶硅排产或在9.46万吨左右，环比11月下降15.2%。
从基本面来看，整个产业仍处于产能过剩周期，且2025年尚有新增产能投放预期，多晶硅上方压力较大，预计多晶硅价格上涨后将会回落。目前多晶硅价格已跌至全行业成本线4万元附近、行业开工率下降至约35%、光伏行业自律协定以及两大厂发布阶段性减产检修公告，不排除市场可能过度或提前交易多晶硅供需失衡缓解的预期，即多晶硅期货价格在上市后前期呈现高波动率状态。
供需方面，当前多晶硅新产能投放推迟现象较为常见，开工率低位运行，预计后期产量增速明显放缓。但由于下游需求增速一般，市场情绪低迷，多晶硅总库存仍处于持续累积中，因此整体供需格局仍处弱势。现货方面，近半年以来，多晶硅现货价格持续低位运行，振幅相对较小，基本上跌无可跌。相对于广期所公布的期货挂牌价3.86万元/吨，目前N型料价格在4.1万元/吨附近，近期硅料也出现探涨迹象，出现4.5万元/吨的报价，预计短期盘面价格将受提振。按上市首日的涨停价为4.4万元/吨，继续往上的空间仍将受到当前高库存的压制。
多晶硅期货上市以后，随着期现资金、投资资金甚至股票资金的介入，预计市场情绪有所回暖。对于硅料企业来说，借助市场高涨情绪在盘面择机逢高卖出套保将有助于平滑日常生产活动，对于下游单晶拉棒企业来说，寻找盘面低位进行买入套保将有助于原料库存管理。短期内价格预计将受消息有所刺激，后期仍需关注终端组件价格反弹情况以及光伏产业链开工变化。
基本面正在慢慢走出来，此前市场预期过于悲观，未来会持续扭转，但节奏上要呵护。事实上减产工作一直在有序推进，主要考虑是枯水期+需求淡季+行业库存较大+行业自律四重因素影响。
虽然硅料库存总量超过50万吨/约250GW，相当于5个月库存，但整体成本较低，特别是硅料厂库存并不在市面上流通，近期产业减产预期强，价格底部一致预期强，甚至出现下游囤货，价格探涨状态。尽管减产启动，当前行业依然面临较大库存压力，硅料正常库存周期通常为下游需求的1个月左右，若要在2025年底前看到硅料行业库存周期来到1个月内、则从1月开始、硅料月产量需下降至9万吨/月以下。
预计硅料价格可能分两步走：
①去库+止亏，预计库存拐点将在明年3月份前后出现，主要考虑硅料排产下降+春节后需求复苏，直到硅料库存周期恢复到1个月左右，硅料价格将修复至头部企业能够覆盖现金成本（对应含税约4.2-4.5万元/吨），二三线企业在此过程中还将不断关停。
②盈利修复，随着二三线厂商退出，行业供需恢复平衡，行业库存长期维持在合理水平，硅料价格迎来趋势性上涨，时间点取决于硅料开工率下调力度。
11月硅片、电池、组件环节配额达成了基本意向，依据历史出货、期末产能结构、库存等因素综合评定形成各企业配额，参考业界反馈各环节配额总量可能在650GW上下，执行层面可能逐季度调整配额释放节奏。
基于上述配额，同时考虑未参与协议及海外部分，2025年行业整体供需有望重回平衡态，限产成效在Q1即可体现。
3、政策预期、板块热度大幅降温下大部分标的回调充分。伴随市场对光伏“供给侧政策”的态度从初期的“狂热兴奋”向“理性预期”过渡，A/H光伏主流标的较9月底启动的这轮反弹高点，涨幅回吐的比例已普遍高达50%-90%，港股尤甚。“底部夯实、右侧渐进、技术迭代破局”的基本面大趋势未变，在以市场化力量主导的多方因素共同作用下，近期产业链各环节价格筑底/反弹、库存下降、龙头止血的趋势明显。
当前市场对2025年需求（尤其是国内需求）普遍悲观是股价主要压制因素之一，但近期包括：山东的友好入市政策、中电建年度组件框采51GW同增24%、安徽竞配规模同增23%、11月新增装机保持强势增长等事件，均指向对需求预期的修复；产业链层面如玻璃库存连续6周下降、局部产品提价等积极信号也在持续出现。元旦后海外组件订单进展、年报预告夯实业绩底部等催化值得期待。
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。
4、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。
本周光伏行业产业链各环节价格及预测表
1.1.1硅料价格分析
本周观察市况变化，主要在于硅料期货交易将于本周四（12 月 26 日）正式开展，首批交易基准价为每吨 38,600 元，预期将会有外部资金涌入，短期期货市场价格恐有较大波动。此外考虑当前库存水位、且行情尚在底部徘徊，近期厂家宣布同步减产来控制供给侧量体，尚须要观察一月排产状况，总体硅料库存从先前高位开始有所横盘，缓和修复库存水位。本周多数硅料企业开始签订一月订单，维持平稳发货、缓和下降库存的节奏。上述变动策略影响在本周尚不明显，须静待后续影响发酵。
由于期货交易开始展开，近期期限商表现积极，现货少数成交 42-43 元的高价位，但当前量体仍为少量，尚不足以撼动现货市场均价。而硅片厂家直接采购国产块料现货报价约落在每公斤 37-41 元范围，国产颗粒硅价格价格稳定约落在每公斤 35.5-36 元。
2025 年不确定性因素较多，行业自律行为所带来的限产规范仍需时间观察执行能力。当前价格已经处于低谷磨底的状态，在横盘的情况下，企业后续策略变动与价格走势将有高度相关性，因此后续仍须要积极跟进买卖双方的策略调整，尤其一月春节期间提前备货或将影响行情走势。
1.1.2硅片价格分析
本周是 2024 年的最后一周，观察硅片端的供需情况，整体仍保持平稳。同时，多数硅片企业近期联合提价，针对 2025 年 1 月的报价：183N 硅片上调至每片 1.1 元、210RN 硅片上调至每片 1.25 元、210N 硅片则上调至每片 1.45 元人民币，对应涨幅约为 3-12% 不等。这一价格变动也呼应了 CPIA 年末大会提出的行业自律议题，显示该议题正逐步发酵并对市场产生影响。
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，P 型硅片成为定制化的产品，国内需求大幅萎缩，仅剩海外订单驱动拉货。
而 N 型硅片部分，这周 M10 183N 硅片主流成交价格维稳，企业主流出货价格维持每片 1.05 元人民币，在当前产销水平下，往下议价的空间有限。至于 G12R 规格的成交价格仍在松动下跌，尺寸逐步往 182.3*183.75mm 切换，当前成交执行价格约为每片 1.12 元人民币；G12N 则仍然维持每片 1.4 元人民币的价格。
展望明年，尽管近期厂商对下月报价出现上调，硅片价格的走势仍将部分依赖自身供需状况。其中，由于 210RN 供需疲软，预计该规格的成交价格上行难度较大；相较之下，183N 和 210N 的价格上涨预期实现的可能性更高，尤其是 183N，已在年末听闻个别企业因拉货需求而率先达成成交。
1.1.3电池片价格分析
本周电池片价格：P 型 M10、G12 价格持平，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 电池片本周均价从上周每瓦 0.275 元回升至 0.28 元人民币，高价上调至每瓦 0.29 元人民币，价格区间为每瓦 0.27-0.29 元人民币。G12R 均价为 0.265 元人民币，高价上调至每瓦 0.275 元人民币，本周价格范围为每瓦 0.26-0.275 元人民币。G12 价格依然持稳，均价为每瓦 0.285 元人民币，价格范围为每瓦 0.28-0.29 元人民币。
展望明年价格走势，因上游 N 型硅片酝酿上调报价，叠加电池厂家陆续减产，电池环节也正积极调升一月份报价，值得一提的是，本周 M10、G12R 高价的每瓦 0.29、0.275 元人民币，便来自接受硅片涨价而调升电池价格的厂家，并且订单已在本周交付。但总体来看，组件环节对于电池报价上调的态度仍不明朗，最终上涨的电池价格能否大规模成交，仍须持续观望。
1.1.4组件价格分析
本周价格仍持续僵持，上周开始厂家有调整报价的行为，然而实际落地状况仍未见上抬价格，市场整体需求疲弱恐持续至明年一季度，组件厂家接单状况也可反应该趋势。且部分组件在手库存仍处较高水平，低价抛货仍在持续影响市场价格，现货价格近期仍在快速下探，抛货价格已经开始出现每瓦 0.4-0.5 元人民币的价位。本周价格仍僵持 0.6-0.73 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，但考虑到交付时间有机会在年末结束部分低价交付订单。分布式项目部分低价仍有持续松动的迹象，成交价格区间落于 0.63-0.73 元人民币。
其余产品规格售价，182 PERC 双玻组件价格区间约每瓦 0.63-0.68 元人民币。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。近期交付量体偏少，价格维持过往交付价格。交付量缩减也反映在排产上，部分 HJT 厂家在十二月下降排产。BC 方面，N-TBC 的部分，目前价格约 0.68-0.82 元人民币之间的水平。
本周海外价格持稳上周。海外市场价格订单执行先前签订，整体均价持稳，TOPCon 总体平均价格落在每瓦 0.088-0.095 美元的水平，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，然而仍须要注意海外库存积累较高的区域仍在抛售，近期已有听闻欧洲区 TOPCon 组件抛货价格来到每瓦 0.05-0.07 欧元的水平。
TOPCon 分区价格，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 0.085-0.095 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 0.095-0.105 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 0.05-0.07 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 0.088-0.095 美元，其中巴西市场价格混乱约 0.07-0.09 美元皆有听闻；中东市场价格大宗价格约在 0.09-0.10 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 硅料行业投资机会展望研究
多晶硅期货上市与交割
（1）2024年12月26日，多晶硅期货正式上市，交易单位设定为3吨，不设夜盘，合约月份为1月至12月，所有合约均可作为交易合约。基准交割品为电子级二级，替代交割品为电子级三级，替代交割品有12000元的贴水，预计仓单将以基准交割品为主。
（2）交割仓库主要分布在内蒙古包头（3万吨库容）、四川成都（2万吨库容）和新疆（2.5万吨库容），合计库容为7.5万吨。加割厂库总库容为2.37万吨，分布在包头、乐山和新疆，总计库容约10万吨，期货端的蓄水池作用可蓄到约15万吨的现货库存。
新疆多晶硅产能与分布
（1）新疆地区多晶硅产能集中在乌鲁木齐、昌吉及克拉玛依市，总产能接近85万吨，其中昌吉产能为47万吨，乌鲁木齐为30万吨，克拉玛依市不足10万吨。调研覆盖的昌吉地区多晶硅产能达43万吨，在产产能为22万吨，代表了新疆当前多晶硅厂的情况。
（2）新疆昌吉地区的多晶硅厂受到天气影响较小，当前的减产主要由于成本原因，确实发生了亏损，导致减产。减产的主要原因包括枯水季导致的电价上升和成本倒挂，预计减产将持续到2025年五月份以后。
多晶硅供应与需求
（1）2024年多晶硅的供应非常紧张，月度产量已从年初的18万吨降至10月份的13万吨、11月份的11万吨，预计12月份将进一步降至9万至10万吨。年初多晶硅产能为210万吨，现已增至290万吨，但开工率已降至约35%。
2024年国内光伏装机量预计在250 GW到260 GW之间，全球光伏装机量预计为470 GW。2025年全球光伏装机量预计增长15%，达到545 GW，对应的硅片需求量在650 GW到700 GW之间，每月合理的硅片排产量需要在55 GW左右，多晶硅的刚需需求量在12万吨到13万吨之间。
多晶硅库存与去化
（1）目前多晶硅库存已从2024年12月初的31万吨降至27万吨，随着供应端的缩减和硅片端排产的增加，库存出现去库拐点。预计2025年多晶硅的月度低产量维持在9万吨到10万吨之间，库存将进一步去化。多晶硅期货上市后，预计能够消化10万吨左右的库存，库存将逐步回到正常水平。
（2）当前全国多晶硅企业的开工率降至35%，新疆地区多晶硅企业开工率降至36%，多数企业处于亏损状态，导致开工率降低。多晶硅的主要下游市场是硅片厂，与贸易商的成交较少，库存主要集中在贸易商手中，但库存水平较低。
多晶硅成本与价格
（1）多晶硅的成本主要受工业硅价格和电价影响，未来有进一步下滑的空间。当前工艺已非常先进，成本下降更多依赖原材料成本的变动。贸易商参与多晶硅期货的意愿较强，但短期内库存和注册仓单数量有限，随着期货市场的发展，贸易商参与的比例会逐渐增加。
（2）多晶硅企业在上市初期的交易意愿短期内并不强，只有一家企业明确表示有交易意愿，且需要价格涨到45000元以上才会有交易意愿，其他企业则没有交易意愿，表明当前空头力量相对较弱。
多晶硅市场政策与风险
（1）2025年多晶硅供应存在政策风险，四川省宜宾光伏会议上多家多晶硅企业签署了税率协议，2025年的配额也存在限制。尽管潜在产能高达290万吨，但政策限制将影响实际供应量。
（2）近期市场上许多企业相继减产检修，减产原因包括枯水季电价上升和成本倒挂。复产时间取决于多晶硅价格的上涨情况和企业对自律协议的遵守程度，目前自律协议更多是自律性的，企业是否遵守需要逐步观察。
多晶硅下游市场
（1）下游硅片厂的采购意愿较强，主要原因是1月份硅片排产为年内最低，导致硅片库存去化至约20GW的低水平，硅片厂有补货需求，加之临近春节的备货操作，进一步增强了采购意愿。
（2）新疆多晶硅的销售受到美国和欧盟制裁的影响，但公司通过在东南亚和东中地区建厂以及提升内蒙地区的多晶硅厂产能，能够完全消化新增多晶硅产能，总体影响不大。
多晶硅库存与质量
（1）截至2024年12月31日，国内多晶硅库存为40.15万吨，其中超过80%为优质材料（致密料和复投料）。2025年1月份，多晶硅的产出为10.15万吨，对应消耗量为10.12万吨，供需基本平衡。随着硅片产出提升至4600万公斤，多晶硅开始去库存，初期去库存量为几百吨到一千吨，后期去库存情况将逐渐明显。
（2）2024年10月以来，市场对多晶硅的质量要求提高，优质材料占比增加。头部企业生产的材料已能满足N型使用需求，而此前市场更多关注价格，劣质材料使用较多。进入2024年10月后，这一现象明显改善，市场开始追求质量。
2025年光伏行业需求与价格
（1）2025年下半年，随着国内和海外需求的复苏，多晶硅产业链价格将上升。2024年第一季度为传统淡季，硅料将持续减产，硅片产出提升，电池组件厂开工率较低。2月份库存累加最快，进入第二季度尤其是下半年，需求复苏将推动价格上升。
（2）2025年光伏行业需求预计在650到700吉瓦之间，2024年一季度硅片单月排产基本稳定在46吉瓦左右。由于一季度是行业淡季，尤其是1月末到2月初的假期期间，电池排产可能会降至30多个吉瓦，与硅片排产出现较大差异。
光伏行业库存与期货
（1）期货上市将加速光伏行业库存的消化，首批库容为十万吨，零六合约预计能消纳三到五万吨库存。这将有助于缓解当前四十万吨库存的压力，使实际库存量减少至约三十万吨。
（2）硅料和下游企业使用的原材料基本通用，即使市场上有80%的优质硅料，剩余20%的碳氧化料等原料也会被掺混使用，不会出现大量积压无法销售的情况。
颗粒硅库存与市场
（1）颗粒硅库存目前约为两万吨，处于紧缺状态，协鑫的产品几乎不产生库存，生产多少就销售多少，库存压力相对较低。
（2）目前实际库存约为三十万吨，库存减少至一周周转量（约三四万吨）可能会促使价格上涨，但具体影响还需考虑市场流动性和贸易商的存货情况。
硅片需求与成本
（1）2024年1月硅片需求预计在40到46吉瓦之间，对应的硅耗为2.1到2.2吨/吉瓦。未来硅耗将呈现逐年下降趋势，但下降速度将放缓，主要是因为大尺寸和薄片化技术已接近瓶颈，n型硅料的使用比例增加导致硅耗进一步下降的空间有限。
（2）光伏行业的平均全成本约为六万元，现金成本约为五万五千元，主要受电价影响，多晶硅环节电力成本占总成本的六七十个百分点。目前行业整体成本偏高，按当前售价处于亏损状态，需要通过企业自主减产或能耗限制来调整供给侧。
龙头企业成本与竞争优势
（1）龙头企业的光伏成本水平约为五万元，部分企业成本在四万到四万五之间，但综合所有机器的平均水平，五万元左右是一个较为合理的全成本水平。
（2）颗粒硅在减产情况下现金成本不升反降，主要原因是其生产工艺的模块化和轮转检修机制，即使部分模块检修，其他模块仍能维持正常运行，减产对整体系统的影响较小。
2.3 储能及动力电池行业研究
2024年11月及1-11月的国内动力和储能电池销量和装车量数据。
产量方面：11月，我国动力和其他电池合计产量为117.8GWh，环比增长4.2%，同比增长33.3%。1-11月，我国动力和其他电池累计产量为965.3GWh，累计同比增长37.7%。到2024年年底，我国动力和其他电池累计产量将超1TWh。
销量方面：11月，我国动力和其他电池销量为118.3GWh，环比增长7.2%，同比增长40.1%。1-11月，我国动力和其他电池累计销量为914.3GWh，累计同比增长42.8%。
从产量与销量数据的对比可见，两者基本持平，这是与去年同期不一样的地方，说明电池企业按需生产，库存压力不大，市场环境健康。
作为锂电生产大国，在出口方面，也取得不错的成绩：11月，我国动力和其他电池合计出口21.9GWh，同比增长23.5%。1-11月，我国动力和其他电池累计出口达167.9GWh，同比增长26.1%。
装车量方面：11月，我国动力电池装车量67.2GWh，同比增长49.7%。其中三元电池装车量13.6GWh，占总装车量20.2%，同比下降13.5%；磷酸铁锂电池装车量53.6GWh，占总装车量79.7%，环比增长14.0%，同比增长84.0%。
1-11月，我国动力电池装车量473.0GWh, 同比增长39.2%。其中三元电池装车量124.7GWh，占总装车量26.4%，同比增长13.7%；磷酸铁锂电池装车量348.0GWh，占总装车量73.6%，同比增长51.5%。
2024年11月动力电池月度信息
产量方面：
11月，我国动力和其他电池合计产量为117.8GWh，环比增长4.2%，同比增长33.3%。
1-11月，我国动力和其他电池累计产量为965.3GWh，累计同比增长37.7%。到2024年年底，我国动力和其他电池累计产量将超1TWh。
销量方面：
11月，我国动力和其他电池销量为118.3GWh，环比增长7.2%，同比增长40.1%。其中，动力电池销量为87.8GWh，占总销量74.2%，环比增长10.9%，同比增长29.7%；其他电池销量为30.5GWh，占总销量25.8%，环比下降2.2%，同比增长82.3%。
1-11月，我国动力和其他电池累计销量为914.3GWh，累计同比增长42.8%。其中，动力电池累计销量为692.3GWh，占总销量75.7%，累计同比增长27.1%；其他电池累计销量为222.0GWh，占总销量24.3%，累计同比增长132.5%。
11月，我国动力和其他电池合计出口21.9GWh，环比增长10.3%，同比增长23.5%。合计出口占当月销量18.5%。其中动力电池出口量为12.5GWh，占总出口量57.0%，环比增长15.3%，同比下降2.2%；其他电池出口量为9.4GWh，占总出口量43.0%，环比增长4.3%，同比增长90.0%。
1-11月，我国动力和其他电池累计出口达167.9GWh，累计同比增长26.1%。合计累计出口占前11月累计销量18.4%。其中，动力电池累计出口量为115.8GWh，占总出口量的69.0%，累计同比增长2.1%；其他电池累计出口量为52.1GWh，占总出口量的31.0%，累计同比增长164.5%。
装车量方面：11月，我国动力电池装车量67.2GWh，环比增长13.5%，同比增长49.7%。其中三元电池装车量13.6GWh，占总装车量20.2%，环比增长11.6%，同比下降13.5%；磷酸铁锂电池装车量53.6GWh，占总装车量79.7%，环比增长14.0%，同比增长84.0%。1-11月，我国动力电池累计装车量473.0GWh, 累计同比增长39.2%。其中三元电池累计装车量124.7GWh，占总装车量26.4%，累计同比增长13.7%；磷酸铁锂电池累计装车量348.0GWh，占总装车量73.6%，累计同比增长51.5%。
三、新能源行业重大事件
1、欧盟地区组件价格暴跌。本周海外光伏组件市场订单执行先前签订，整体均价持稳，TOPCon 总体平均价格落在每瓦 0.088-0.095 美元的水平，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。
然而仍须要注意海外库存积累较高的区域仍在抛售，近期已有听闻欧洲区 TOPCon 组件抛货价格来到每瓦 0.05-0.07 欧元的水平。
报告指出，由于欧洲市场需求较为疲弱，抛货行为变得愈发严峻，欧洲TOPCon组件价格约在0.05-0.07 欧元，期货交付价格仍有 0.09-0.10 欧元的水平。
按照最近欧元人民币汇率测算，欧洲TOPCon组件价格已经来至0.38元-0.53元/W区间。
另外值得注意的是，除欧洲外，海外其余地区的TOPCon组件价格也不容乐观。
以美元计价，韩日、印度、欧盟地区、澳洲地区光伏组件售价为0.38-0.66元/瓦，要注意的是海外地区全部包含海运费和进口关税后的价格。
其余海外地区TOPCon组件价格如下：
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 0.085-0.095 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 0.095-0.105 美元的执行价位；
拉美市场：
整体约在 0.088-0.095 美元，其中巴西市场价格混乱约 0.07-0.09 美元皆有听闻；
中东市场：
价格大宗价格约在 0.09-0.10 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。
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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