概要及主要观点：
1、2024年，全球硅料名义产能已达到严峻过剩的水平。据统计，国内硅料名义产能高达257万吨，加上约14万吨的海外产能，全球总产能已超过270万吨。然而，按照2025年预计的660GW组件需求来计算，硅料名义产能已接近当年需求量的两倍，产能过剩问题十分突出。
随着硅料价格跌破二线企业的现金成本线，行业开工率在2024年上半年出现了加速下滑的趋势。特别是在今年5月，价格跌破这一关键线后，多家二三线企业开始停产检修，导致6月的行业开工率已下滑至54%。尽管在2024年下半年，硅料价格在40元/kg附近企稳，但由于月度产出仍然高于月度需求，库存持续攀升。
年底，西南地区的枯水期电价上涨以及行业自律联盟的成立，促使龙头企业开始减产，行业开工率继续下降。预计在行业回归合理库存水平之前，开工率可能会维持在30%以下。其中，通威股份超过60%的产能位于四川、云南等地，受枯水期电价上涨的影响较大，有望在次年4月枯水期结束后恢复生产。而大全能源虽然没有西南地区的产能，但也积极响应了行业自律的号召，表明了龙头企业对当前行业反内卷倡议的认可。
在枯水期期间，硅料行业有望保持每月8万吨以内的产出水平。一旦行业库存回归合理水平，预计在2025年第二季度，硅料价格有望迎来上涨。根据测算，假设枯水期（12月至次年4月）西南地区的产能阶段性停产，同时行业各家企业自律减产，那么行业有望维持每月8万吨以内的产出。而需求端方面，如果保持每月55GW的排产水平，对应约11-12万吨的硅料需求，那么到2025年第二季度，库存有望回归合理水平，并迎来行业涨价。
然而，硅料价格的持续性上涨将取决于供给端的能耗限产与需求端的下游排产情况。如果后续根据能耗高低进行限产，同时需求端在当前相对悲观的预期下有所突破，那么硅料价格有望迎来可持续性的上涨。预计2025年硅料价格将在40-55元/kg之间波动，如果能耗限产得到有效执行且需求超预期，那么价格有望突破这一范围。
自12月中旬多晶硅集中大量签单以来，多晶硅及光伏上游市场情绪持续好转。在库存得到一定改善的背景下叠加企业自律等因素，多晶硅企业报价上涨，截至目前，多晶硅企业对N型硅料报价最高达到45元/千克，近期市场成交较上一轮也提升至42元/千克。
在此情况刺激下，自12月开始多晶硅企业逐渐开始了一些提产举动，甚至部分停产许久的基地也出现了复产的举动。
自12月初开始，排除个别预期内新产能爬产情况外，目测最少有三家硅料企业的部分基地出现了提产或重开的动作。
其中，新疆某基地在经历3个月左右停工后，在12月开始批量产出多晶硅，12月产量4000吨左右，1月产量更是升至5000多吨；此外内蒙某2万吨+产能再经历5-6个月停产后，1月开工恢复至50%；同时宁夏某企业在12月、1月也接连提产，后期甚至有满产期望。某6万吨技改新增项目也在近期正式进入调试设备期，有希望在月底或二月份带来新的增量。
我们判断对于目前行情仍需保留一定警惕。首先目前多晶硅行业库存仍有不少库存压力，生产厂家虽然经历之前集中采购，但目前仍还有20万吨+的库存且拉晶厂虽大量采买多晶硅，但作为其原料目前并未及时消化，更多是作为或春节或抄底的储备库存。
显示，目前拉晶厂原料库存也要超过20万吨，部分拉晶厂甚至有大几万吨库存。随着近日最后集中采购”落幕“多晶硅后续订单压力较大，硅料企业累库风险较大。其次，硅片作为硅料的直接下游，近期出现了交易量减少，价格停滞等现象，或对硅料信心形成一定打击。
对于硅料头部企业大家似乎并未有很高的提产动作，多以持稳稳为主。对于2月产量，统计整体负荷小幅上升，但受天数影响，实际产量或将小幅下降。综合来看，经过此轮涨价叠加下游采购完成，多晶硅乃至硅片后续上方仍存在一定压力，为春节前后不论成交还是价格难有很大起色。
1）拉晶厂硅料备货在1-2月，大部分采购需求已于此前释放，短期成交量整体偏少，预计价格短期上涨后持稳为主。
涨价持续性需要关注两个点，一个是春节后行业进一步去库节奏及持续性（目前看2月可能是需求低点，3月排产环比提升较多），第二个是组件价格是否能够传导（如果无法传导最终可能导致下游排产回落，也会对上游形成库存压力）。
当前硅料厂库20-25万吨，拉晶端硅料备货量20万吨左右，硅料存量库存压力仍然较大。而目前行业自律减产1月已经开始落实，我们判断硅料价格后续可能逐步回到4.4左右头部企业现金成本，进一步往上则需要看到库存的明显去化。
2、2025年的供需格局，经历2024年供需双弱格局后，2025年，多晶硅产业整体仍将呈现全年供过于求的格局，但不乏结构性供需错配行情。
“预计2025年春节后，伴随年中‘小抢装’等终端消费拉动，硅片开工率继续抬升，而此时多晶硅在自律协议的‘隐性’约束下仍处低开工阶段，叠加期货功能逐步发挥，多晶硅流通库存将出现去化，届时有望带动硅料价格抬升。不过，进入三季度，伴随西南地区再次进入丰水期，当地多晶硅开工将增加，价格或再次承压下行。”
从价格走势来看，2025年，多晶硅价格在1月企稳，2月和3月具备上涨驱动，5月和6月丰水期来临前后将承压下行，全年价格呈现先扬后抑走势。值得注意的是，多晶硅行业的高库存压力亦会限制价格的上方空间。
从各自的供需角度出发，多晶硅基本面较工业硅更加健康，或者更加具备改善的趋势。“一方面，多晶硅价格处于现金成本线附近，而多晶硅供给具备刚性特征，一旦停产，再次复产的节奏较慢。这使得多晶硅环节无法长期处于低于现金成本的阶段。另一方面，光伏行业自律协议的‘隐性’约束，使多晶硅供给端相对受限，一旦多晶硅需求有所好转，所带来的库存去化幅度有可能超预期，并带动多晶硅基本面好转。”
事实上，1月2日时，硅片价格同样实现上涨态势：其中N型G10L单晶硅片（182*183.75 mm /130μm/256mm）成交均价涨至1.1元/片，涨幅达4.76%；N型G12R单晶硅片（182*210mm/130μm）成交均价涨至1.2元/片，涨幅达3.45%；N型G12单晶硅片（210*210 mm/150μm）成交均价涨至1.42元/片，涨幅达1.42%。本轮大尺寸硅片价格下游部分接受。
硅业分会认为，本轮硅片涨价的根本原因是供不应求，G10L系列小尺寸硅片供应相对更加紧缺。当前价格某家一体化企业准备规模复产，部分外采订单转向自产，其他企业也有提产的意愿。一方面，一体化企业自产使用前期囤的低价原料，相较于直接向专业化企业采购硅片的价格更低。另一方面，硅片端供应紧张已成既定事实，下游电池企业采购节奏明显加快，硅片企业议价周期缩短。据统计，本周两家一线企业开工率分别维持在60%和55%，一体化企业开工率提升至50%-70%之间，其余企业开工率维持在40%-80%之间。预计1月硅片供应提升至46GW以上。
本周电池涨价，组件持稳运行，M10单晶TOPCon电池片成交价涨至0.285元/W，环比涨幅达1.79%；182mmTOPCon双面双玻组件价格维持在0.68元/W。
按照往年惯例，电池组件月中就会提前放假，因此今年若无特殊情况调整，则1月电池组件产量或将降至40GW左右，届时硅片在经历12月末的库存消纳殆尽的状态后，1月重新开始补库。据上述情况，1月整体硅片价格以稳为主，短期内将先消化本轮涨价。
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。
3、N型电池技术发展趋势与TOPCon电池盈利拐点分析。近年来，N型电池技术以其高效性和稳定性逐渐在市场中崭露头角，其中TOPCon技术更是成为佼佼者。根据行业预测，N型电池技术的出货排名将在未来几年内经历一系列变化。
在2024年至2026年期间，TOPCon电池的出货量占比将大幅提升，预计2024年将同比增长45个百分点，达到68%，首次成为市场主流。到了2026年，其出货量占比更是将攀升至83%的历史高位。这一时期的TOPCon技术无疑将成为市场的宠儿。
然而，随着xBC技术的逐渐成熟，TOPCon电池的出货量占比将在2027年至2029年期间逐渐下降。尽管如此，它仍将保持主流地位，直至TBC技术逐渐崛起。预计到了2030年，TBC电池的占比将达到40%。与此同时，TOPCon及其相关技术（包括TBC）的整体占比将持续上升，在2027年至2028年期间达到90%的峰值。
然而，市场的变化总是充满变数。进入2029年后，随着其他xBC技术占比的提升，TOPCon和TBC电池的占比将开始下降。尽管如此，它们在2030年仍将保持80%以上的市场份额，主流地位依然稳固。
在产能过剩的背景下，电池片价格下跌的幅度超过了成本下降的幅度，导致单瓦盈利持续下行。由于非硅成本相对稳定，电池片与硅片之间的价差成为了反映电池片单瓦毛利变化趋势的重要指标。
回顾过去，TOPCon电池片与硅片之间的不含税价差从2023年9月的0.34元/瓦持续下降至9月底的0.12元/瓦，全行业因此陷入毛利亏损的困境。即使按照先进产能的非硅现金成本0.12-0.13元/瓦来测算，这些产能也一度接近亏损现金的边缘。
然而，在亏损的压力下，部分落后产能已被迫停产，而在产的产能也明显降低了开工率。这一系列的市场调整推动了电池片与硅片价差的反弹。自2024年10月以来，这一价差持续回升，目前已达到0.14元/瓦的水平。这意味着单瓦盈利的拐点已经出现。
测算，目前TOPCon先进产能的单瓦现金利润已回升至接近0.02元/瓦的水平。虽然整体盈利状况仍有待改善，但少数高开工率的龙头企业凭借其更高的售价和更低的成本，毛利已经接近转正。尽管单瓦净利仍有亏损，但市场的积极变化已经为行业带来了新的希望。
2025年1月电池减产7.36GW，其中减产量最大的三家企业合计占比接近80%。
2025年1月光伏电池排产量48.13GW，其中P型电池排产3.42GW，N型电池排产44.74GW，2025年1月光伏电池排产环比减少13.3%。
1月电池排产量下滑主要受到春节假期影响，且受制于人工不足和物流等方面影响，上下游需求均下行。
1月已规模化量产的60家企业中有13家厂持续处于停工状态。2024年12月-2025年1月期间已有1-2家厂停工后复产，春节过后预计1-2家电池厂复产。预计2025年2月电池排产水平持稳为主。
分厂家类型来看，1月一体化与半一体化厂家排产共计34.06GW，其中P型2.12GW，N型31.93GW，一体化&半一体化厂家1月排产环比下降15.69%。1月专业化电池厂家排产14.07GW，其中P型1.30GW，N型12.7GW，专业化厂家1月排产环比下降6.94%。
分技术类型来看，1月中国境内PERC电池减产15.57%，Topcon电池减产14.35%，HJT电池减产11.36%，BC电池排产持稳。
分尺寸来看，PERC减产主要为182尺寸，PERC其他尺寸类型均已停产。Topcon电池减产量主要来自210R尺寸类型及其他非主流类型尺寸（一体化厂家专有尺寸陆续减停），183系列电池少量减产，210N电池类型排产逆势上行。HJT电池尺寸以210半片为主。
光伏电池近期行情上扬，价格上涨，一方面受到硅片价格上涨带动，成本支撑加强，另一方面受到市场情绪面所影响。
12月行业自律情绪高涨，组件价格上行，厂家自发开启减产计划，供应端得到有效的库存管控。
2025年龙头电池厂家带头减产并拉涨价格，订单有外溢趋势，其他一二线电池厂家需求充足，联合挺价，各型号光伏电池价格齐上涨。
12月底1月初，下游组件厂备货电池，进一步支撑了光伏电池需求。
预计2025年2月光伏电池减产概率较小，大概率持稳为主。
价格方面受到成本强支撑，虽2月需求暂无提升预期，但电池的成本支撑较强，价格稳中看升。
4、光伏主产业链及辅料分析研究
预计，1月硅料/硅片/电池片/组件产出10.3万吨（46.5-47.8GW）、45/45/40GW，环比+3.0%/-2.8%/-17.7%/-15.1%，除硅片外，其他环节排产较前次（12月5日）预测均有下修。2024年12月硅料/硅片/电池片/组件实际产出10.0万吨、46/55/48GW，环比-14%/+7%/+0.6%/-14%。预计1月组件排产40GW，淡季中下游排产环比下降符合预期。
多晶硅排产情况：2024年12月多晶硅排产确定为93000吨，2025年1月预计微增，增量主要来自通威内蒙产线。头部企业中，大全、协鑫略减，通威增产，整体供给端无明显变化。12月硅料产出环比-14%至10.0万吨/46-47GW，预计1月回升3%至10.3万吨，主要来自个别二三线企业开工率底部小幅提升，龙头及一线产量低位持稳，行业整体进入缓慢去库阶段。
库存情况：12月多晶硅库存下降较多，从约30万吨降至近25 - 26万吨，原因包括1月降价预期、硅片去库存效果显著以及近期成交几万吨大单。
价格情况：元旦前后有传言1月硅料价格涨到45元/千克，虽有头部企业以该价格成交，但量小，对成交中枢影响不大，主流成交价格在40元/千克上下，部分厂家还有略低于此价格的成交，1月价格中枢难见持续上涨。
硅片去库存效果：硅片此前一直处于去库存状态，到11月末库存接近30GW，目前已降至20GW左右，某头部企业库存降至5 - 6GW（含部分B级片），很多公司库存低于1GW，市场主流产品库存下降明显。12月硅片产出环比提升7%至46GW左右，春节假期企业安排放假，预计1月产出环比-3%至45GW，较前期预测小幅提升。
价格走势：硅片近期出现涨价，M10硅片价格已到1.08元/片，较之前涨约0.03元/片，210硅片、2022硅片以及182×210硅片相对偏紧，价格有一定幅度上涨，但后续涨价幅度预计不超过1.1元/片。
排产情况：1月硅片开工有一定幅度上涨，12月排产44GW，1月排产提升到46GW以上，隆基、中环等头部企业及一体化企业、二线企业均有增产，排产贡献约增加2GW。
情绪影响：宁夏地震有轻微震感，对月度产出约有500兆瓦影响，使得硅片情绪转好，但从基本面看价格虽有支撑，却不具备继续上涨动力。
电池片基本面
价格情况：前期12月下旬传电池片库存累库，但目前库存较低，头部企业报价提升到0.29元，成交价在0.28 - 0.285元，较前期涨约0.02元/瓦，春节前价格预计维持在该水平。
企业盈利：头部电池片企业四季度约亏0.02 - 0.03元/瓦，价格上涨2 - 3分钱后，盈利有望改善，从亏损转为微亏甚至盈亏平衡，除通威外，捷泰、英发等企业也有涨价动力。
库存及排产：电池片库存处于3 - 4天的低水平，1月因组件排产预期下降、企业放假等因素，电池片排产较12月继续下降，12月产量约48 - 49GW。
12月产出环比提升0.6%至55GW附近，企业普遍下调1月排产规划，预计产出环比-18%至45GW左右，较前次预测大幅下降。东南亚方面，部分四国电池片产能仍依靠其他地区出口维持生产。
组件基本面情况
海外市场：欧洲市场以分销为主，库存较多，圣诞节假期有大幅甩库动作，价格较低。12月出口组件退税率下降，成本上涨约4%，近期有组件从欧洲拉回国内销售，预计1 - 2月欧洲库存清理后，出口价格或有改善。
招标市场：12月以来中标项目成交价上行，从11月中旬最低中标中枢价格0.66元涨到12月末的0.7 - 0.72元，五大四小招标未来预计能维持在0.7元以上价格区间。
分销市场：组件价格难涨，欧洲现货及国内分销渠道价格低，六毛以下都有，是组件库存大头，需等分销渠道库存去化后，组件价格才有望上涨，1月仍处于分销渠道去库存状态。
库存及排产：国内组件库存已消耗约五六十GW，现略低于50GW，因12月初海外组件退回，库存再次回到50GW以上，1月组件排产约40GW，较12月下降约7 - 8GW，春节放假会使企业削减生产规模。
12月产出环比-14%至48GW左右，Q1需求不明，叠加自律行为，库存压力较大，24年底项目交付完毕后厂家持续下调稼动率、延长春节假期，预计1月组件产出环比-15%至40GW左右，较前期预测大幅下调。
光伏玻璃行业产能规模：行业总产能12.1万吨/天，目前名义在产产能9.1万吨/天，减去堵窑口的减产量，实际在产产能8.1万吨。
后续冷修：春节前仍有企业有冷修计划，具体冷修安排会受到本周五工信部组织的光伏玻璃企业座谈会的影响，预计春节后减产可能性小。
冷修投入与周期：1）正常情况下千吨级窑炉冷修成本2-3亿元，周期1年左右（包括备料和施工），施工时间约为6个月。2）23年新点火窑炉冷修成本为千万级，冷修周期较正常短1-2个月。
冷修复产：现在大部分是被动停产的，没有开始实质性的冷修安排。现在停产的3万吨里只有南玻1座650t/d窑炉完成冷修，其他窑炉最快也要26年上半年才能完成冷修并点火。现在停产的千吨下的窑炉有1.5万吨左右，其中1/3出清，2/3有可能恢复生产。
潜在产能：已建成未投产产能约有2.1万吨/天，点火到满产需要3-6个月，价格涨至13.5-14元/平时考虑点火。
成本：头部企业的原材料成本约为12.5元/平，生产成本13.5元/平，完全成本14+元/平。其他企业原材料成本13.3元/平，生产成本14.5元/平，完全成本15+元/平。
价格：涨价的关键是去库，目前库存天数39天左右。
判断硅片和电池片库存相对合理，硅料和组件库存较多，预计2月过完年组件排产同比会有明显增长，环比相对平稳。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。
（2）光伏玻璃价格自2024年5月中旬以来持续走低，并于24Q4达到历史低点。测算单平净利预计亏损0.8~1元。
截至2024年底光伏玻璃在产日熔量下降至9.25万吨/日。考虑到堵窑口减产，实际在产产能仅8.2~8.3万吨/日，折合组件供应量约46GW/月。1月组件排产进一步下行，光伏玻璃仍有累库压力，预计春节前仍有冷修计划，供给端有望继续收缩。
春节后需求将迅速恢复，随着组件排产提升，光伏玻璃库存将快速下降。由于冷修产能恢复需要时间，光伏玻璃产能短期刚性，意味着价格及盈利将迎来急剧修复。
（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。
5、2025年1月13日至1月17日，直流侧电池舱的价格整体保持稳定。具体来看，5MWh电池舱的平均价格为0.435元/Wh，环比持稳；3.42MWh和3.77MWh电池舱的平均价格均为0.438元/Wh，环比上周降低0.45%。上周，多个大型集采项目公布中标结果，各中标价格相比2024年价格均有大幅降低。
首先，中核汇能及新华发电2025-2026年度储能集中采购中标候选人公示，储能系统采购总容量为12GWh，包括2h（0.5C倍率）及4h（0.25C倍率）方案，不区分风冷/液冷，适用于共享/配套储能。项目共有65家企业参与竞标，投标报价在0.42-0.53元/Wh之间，平均报价0.466元/Wh。1月14日，中广核新能源2025年度储能系统框架采购中标候选人公示。本次采购分为7个标段，每标段1.5GWh，共10.5GWh，覆盖全部倍率。其中1-3标段为构网型，4-7标段为跟网型，相较于之前构网型项目多超过0.6元/Wh的价格，本次构网型项目价格也有较大幅度下降，跟网型0.5C的储能项目此前最低中标价为0.481元/Wh，此次中标继续刷新了最低中标价格。后续来看，大型储能项目的系统价格或进一步下探，这对各储能企业的创新能力和成本控制能力的挑战持续增强。
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。全球大储爆发确定性强，美国维持高增，欧洲、新兴市场并网高峰且持续至26年。我们预计25年全球大储装机增长56%至194gwh。
美国：24年并网加速，装机达35GWh，同增105%，25年已进入加关税前的抢装潮，预计装机增长45%至51GWh。
欧洲：英国意大利德国领衔增长，25年装机上修至18GWh，同增超120%。
新兴市场：大项目批量落地，预计25年装机增长221%至34GWh，其中中东25H1将有50-60GWh项目招标落地，预计25年装机增长4倍至20GWh；智利在建项目8GWh，支撑25年装机翻番至4GWh；澳大利亚在建规模预期11GWh，25年预计2倍增长至3.5GWh。
国内：24年新增装机超70GWh，同增近65%，25年虽国内光伏降速，但储能对电站收益率的贡献有所提升，配储比例和时长将继续提升，预计有望维持30%增长。
分布式新兴市场有望延续高增，传统市场完成去库，降息驱动新增长。我们认为分布式储能核心驱动力在于光储平价、缺电或电价上涨及政策催化。
（1）户储：预计25年装机可达20GWh+，同增25%+。
欧美：24年欧洲去库，户储装机下滑31%至8.3GWh，近期天然气价格回升、降息逐步落地，将推动欧美25年装机增长20%，分别为10GWh、2GWh。
新兴市场：巴基斯坦电价略降但收益率仍30%左右，需求可维持高位；乌克兰战后重建 需求较为刚性，有望迎来高增；尼日利亚电力供给紧张、埃及政府推动能源转型，非洲或成为下一个爆发市场；东南亚电网薄弱+电价上涨，光储需求高增已现。
（2）工商储：预计25年装机可达14GWh，同增48%。海外尤其是欧洲东南亚工商储经济性显著，装机迎来加速期；国内项目备案量超36GWh，随电力改革逐步落地。
产业链：
（1）储能系统欧美盈利弹性大，国内及中东竞争激烈。系统一体化、大电芯+大组串、构网型设计等趋势明确，龙头具备技术及产品优势。价格上市场分化严重，欧美澳储能系统价格维持0.2美元/wh+，盈利可达0.3元/wh+，美国特斯拉份额领先、欧洲阳光份额第一；而亚非拉市场竞争激烈，多方角逐，新签订单价格基本为0.6-0.9元/wh，盈利预期为0.1元/wh左右，竞争相对激烈，格局未定。
（2）电芯端格局稳固，宁德遥遥领先，二线开始加速，部分玩家向系统拓展。我们预计24年全球储能电池出货330GWh，同增57%，25年增长51%至500GWh。宁德全球份额33%左右，海外份额约60%，二线亿纬等出货亦有大幅提升，CR3集中度继续提升；同时宁德、比亚迪等一体化延伸至系统，加速拓展海外新兴市场。
（3）PCS大储集中度高，国内企业开始出海，户储渠道为王。阳光产品性能及海外渠道优势领先，大储系统25年预计40-50GWh，同增80%+，全球大储份额有望提升至35%，独立PCS厂商崛起，与电池企业或海外集成商绑定，海外出货将有大幅提升。户储PCS集中度低。
2024年12月新能源汽车国内零售渗透率为49.4%，相比去年提升9个百分点。市场预计2025年新能源乘用车的批发量将达到1528万辆，同比增长26%，渗透率有望提升至53%。尤其值得注意的是，2025年开年，国家发展改革委、财政部联合发布了《国家发展改革委 财政部关于2025年加力扩围实施大规模设备更新和消费品以旧换新政策的通知》，此次《通知》明确将符合条件的新能源汽车纳入重点支持范畴，继续以旧换新补贴，给新能源汽车市场2开年发展注入强心剂。
2024年，锂电产业链价格经历“L”字结构的变化，即开年部分车企和电池厂商打响降价首枪后，全产业链价格快速下跌，电芯价格也从年初的0.5元/Wh跌至0.3元/Wh。不过到2024年二季度末期，全产业链价格跌速放缓，叠加全年不同产业链环节企业挺价情绪，甚至出现价格小幅上升的情况。对于2025年，锂电企业意识到过度的价格竞争不仅侵害企业利润，也影响新技术的研发推广。国家层面也提到，要强化行业自律，防止“内卷式”恶性竞争。基于此，搭建可持续盈利的产业链已成为行业共同方向，短期内锂电产业链成本已经触底，2025年部分环节价格有望小幅上升，企业毛利迎来修复。
判断2025年锂电产业不同环节毛利率将会在2024年的基础上进一步均衡分配，行业各个环节毛利率均值水平回归10-20%。其中，锂盐价格由于供需结构因素，价格预计以锂辉石成本支撑，小幅向下；正极、铜箔材料毛利小幅回升，隔膜材料小幅小修，负极材料价格维持稳定。
产业链整体利润从2022年2095亿元，下降到2024年Q1-Q3的652亿元，考虑到四季度对于产业链的整体利润带动作用超三成并结合过去产业四季度利润占比情况，预计2024年全年锂电产业利润有望达到1000亿元左右。这也意味着从2022年到2024年，产业链利润整体下滑近50%。产业链利润下滑一方面由于价格战因素所致，另一个重要的因素则是产业链下行周期下，锂电企业库存始终处于贬值状态，导致锂电企业季度、年度屡屡大幅计提存货资产减值，严重影响企业利润表现。
锂电企业库存水平多在一个月左右的水平，旺季备货或提升至2个月的水平，相比于产业疯狂扩张期间已大幅下降。考虑到全产业链价格企稳以及部分环节可预期的毛利修复，预计2025年锂电企业将消除存货减值带来的利润削减，同时毛利稳定与2025年可预期的出货增长，全产业链利润有望实现触底反弹。
磷酸铁锂电池装机占比突破8成与插混车型增长并驾齐驱的是，2023-2024年，磷酸铁锂电池装机占比快速攀升。根据高工锂电统计，2022年、2023年、2024年1-11月，磷酸铁锂装机占比分别为62.4%、67.3%、73.6%。其中，2024年11月，磷酸铁锂电池装机占比达到了79.7%。磷酸铁锂电池装机占比的快速提升，有赖于近两年来其整体供应链价格的大幅下降，同时磷酸铁锂电池本身的安全性、成本优势更受消费者青睐。相比于三元电池，磷酸铁锂电池主要应用与中低端市场，磷酸铁锂电池装机占比的提升也与其中低端市场结构有关。根据市场数据，国内30万元以下乘用车销量占比超过80%，磷酸铁锂车型市场的快速下沉，也决定了其在终端装机占比的快速提升。高工锂电预计，2025年，在中低端市场的进一步渗透下，磷酸铁锂装机占比有望突破8成。
快充性能“C”级别提升如果说2024年是快充电池普及元年，那么2025年将是快充电池全面渗透的一年。根据电池厂商和车企此前发布的产品和市场规划，磷酸铁锂电池快充性能正整体迈入4C阶段，三元电池快充朝5C、6C发展。目前来看，磷酸磷酸铁锂电芯4C快充，三元电池4C及以上快充电池主要应用于高端市场，中低端纯电车型集中在2-3C，插混车型则主要在2C以下。在2024年基础上，2025年中低端车型有望整体朝3-4C进发，插混车型则有望整体迈入2C阶段，新能源汽车快充性能整体提升一个C级。此外，在部分细分赛道，快充电池的渗透速度预计将会加速，如重卡、eVTOL等对电池倍率性要求较高的场景，快充电池将有较好增长表现。
6、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。
7、过去两年时间，插混车型快速增长，根据市场数据，2023年、2024年，国内插混车型分别同比增长82.5%、76.3%，在整个新能源汽车市场增速放缓的背景下，成为支撑其渗透率提升的关键。插混车型，由于其兼具燃油车和纯电车型的特性，使其实用场景、续航里程等多方面功能表现优异。插混车型在终端市场获得认可，也倒逼车型加速插混车型、插混电芯的研发和生产，放在全球背景下，中国纯电市场增速放缓并非个例，北美、欧洲等主要电动化市场纯电增速同样出现放缓的迹象，相比于国内，海外纯电车型转型成本较大，相关产业链基础并不完善，不少国际车企，开始转投插混车型，预计2025年插混车型将继续保持快速增长，并在乘用车中低端市场快速抢占市场份额，插混车型在新能源汽车市场占比也将从2024年的42%突破到2025年的50%。在出口方面，由于欧洲限制国内纯电产品的出口，而插混车型不受影响，预计海外插混车型放量加速。
12月份汽车经销商综合库存系数为1.14，环比上涨2.7%，同比下降5.0%，库存水平处于警戒线以下，处在合理区间。12月末汽车经销商库存总量约325万辆左右。预计1月份经销商将加大清库力度，轻装过节，补库意愿不强。
高端豪华&进口品牌库存系数为1.10，环比下降8.3%；合资品牌库存系数为1.05，环比下降4.5%；自主品牌库存系数为1.21，环比上涨13.1%。
由于1月处于春节期间，工作日相应减少，且大部分消费者返乡或旅游度假，节前购车需求在12月已有部分释放。综合预计，1月汽车销量与上年12月相比将出现明显季节性回落。
政策方面，1月8日，国家发展改革委、财政部发布《关于2025年加力扩围实施大规模设备更新和消费品以旧换新政策的通知》。其中提出，扩大汽车报废更新支持范围，将符合条件的国四排放标准燃油汽车纳入可申请报废更新补贴的旧车范围，同时享受报废更新补贴的新能源乘用车车龄再放宽8个月。此次报废更新和置换换新的指导意见及时出台，缩短政策空窗期，改善终端购车观望情绪，对2025年初汽车消费产生了积极的推动作用。
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
注：根据PVInfoLink 数据计算整理。
1.1.1硅料价格分析
硅料成交价格上下限向上移动，硅片厂家直接采购国产块料现货执行价格，约落在每公斤 37-42.5 元范围，国产颗粒硅价格价格约落在每公斤 36-38 元。
观察本周成交状况，近期块状料小额成交，主要为硅片厂家应对春节而提前补库，成交量体以小单为主，因而价格较高约落在每公斤 39-40 元左右的水平。硅料厂家仍希望将国产块料新单报价向上抬升至每公斤 45 元人民币、国产颗粒硅抬升至 39 元人民币的水位，但硅片采购方接受度还相对不高，价格抬升速度缓慢。与上周相同，厂家销售策略仍呈现分化，部分厂家在一月开始选择减缓发货、暂停执行合同，然而部分厂家则更加侧重自身库存以及排产规律，选择在行情较差的时点维持平稳发货，采取缓和减少库存风险的策略。厂家仍存在一定的观望情绪，目前来看硅料涨价的博弈仍将持续至春节后。
而硅料产量部分则维持平稳，主要由于中国春节假期临近、且处于北方低温区间，预计近两月产量水平整体难以出现大幅波动，虽然产量对比前期下降，但相对一季度采购量也因需求影响有缩减趋势，须要密切观察库存去化速度。
1.1.2硅片价格分析
本周硅片价格朝向平稳发展，183N 与 210N 已双双上行到企业报价的每片 1.18 与每片 1.55 元人民币水平，而针对 G12R 部分，买卖双方仍在博弈当中，但观察成交价格也在一体化企业的采购下出现涨幅，成交价格来到每片 1.3-1.35 元人民币水平。然而，须要注意 G12R 规格价格走势相比上周明显放缓不少，不排除后续回跌至每片 1.3 元人民币水平。
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。为了应对市场变化，InfoLink 也预计将于二月起率先将 210P 规格硅片价格取消公示报价。
而 N 型硅片部分，这周 M10 183N 硅片主流成交价格维持上周每片 1.18 元人民币水平；至于 G12R 规格本周成交价格上行在每片 1.3-1.35 元人民币；G12N 价格也维持每片 1.55 元人民币的价格。
近期，硅片价格在供需牵引下有所上涨，带动整体供应链中电池价格的涨势。然而，作为供应链压力承担环节的组件端，组件价格却仍呈现持稳甚至下行的态势。在这种情况下，上中游供应链的涨价维持难度将加大，进一步考验市场平衡能力。
展望后势，须格外关注春节后的市场动态变化。若硅片价格持续上涨，可能促使企业调整排产计划。一旦企业为应对市场变化而提高稼动率，不排除节后价格反转下行的可能性。
1.1.3电池片价格分析
本周电池片价格如下：P 型电池片部分，与上周逻辑一致，由于多数厂家已关停 P 型产能，因供应紧缺、订单大量集中，P 型 M10 电池片本周持续上涨，均价上升至每瓦 0.33 元人民币，价格区间则上调为每瓦 0.32-0.34 元人民币。
P 型 G12 电池片在本周价格一并下调为每瓦 0.28 元人民币，须注意的是，随着国内电池片厂家皆已关停该尺寸产线，截至本周仅剩库存仍在交付，预计后续该尺寸电池片需求将在春节后完全消失，InfoLink 也预计于二月起取消 P 型 G12 电池片价格公示。
N 型电池片方面：M10 本周均价不变，为每瓦 0.29 元人民币，高价则上涨至每瓦 0.30 元人民币，价格区间为每瓦 0.285-0.30 元人民币。G12R 均价本周同样持平，为每瓦 0.28 元人民币，价格区间为每瓦 0.275-0.285 元人民币。G12 价格维持涨势，均价上涨至每瓦 0.295 元人民币，价格区间则落在每瓦 0.29-0.30 元人民币。
根据电池片厂家反馈，随着年节将至，近期组件价格下行，签单逐步减少的背景下，N 型电池片在前期响应上游涨价后，本周价格走势已趋于平稳，后续得静待春节后的市场变化。相对地，P 型 M10 电池片则因印度市场将进入当地财政年末的需求上升期，海内外订单大量集中造成供不应求、价格上涨，预期 P 型 M10 电池片短期供需失衡的情况将在二、三月才有望逐步缓解，后续价格走势也将回归横盘状态。
1.1.4组件价格分析
本周组件价格并无调整，虽现货市场价格前期变化较大，部分厂家仍在下降价格 1-2 分，但随着库存逐渐去化，且考虑到春节前交付已经开始缩减，近期现货市场价格较为平稳，主流瓦数交付价格约在每瓦 0.62-0.67 元人民币不等。而集中式项目也随着交付收尾，多数订单延后至春节后商谈交付，集中项目价格相对稳定，多数厂家按照协会指导价格执行交付约每瓦 0.68-0.70 元人民币皆有耳稳，低价 0.6-0.65 元的价格区段也逐渐缩减，集中市场价格明显回稳将持续至春节前。因此分项目来看本周我们的分布与集中项目价格并无变化，本周价格平稳落于每瓦 0.68-0.70 元人民币之间。
其余产品规格售价，182 PERC 双玻组件价格区间约每瓦 0.6-0.68 元人民币，210PERC 组件随着厂家陆续在春节后结束生产，因此本期也决议将在二月取消呈现现货价格。HJT 组件价格约在每瓦 0.69-0.85 元人民币之间，近期交付以前期订单为主，大项目价格偏向中低价位 0.7-0.8 元之间的水平，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 厂家持续在一月下降排产。等到二月开始订单将随着集中项目拉货而小幅提升。BC 方面，N-TBC 的部分，目前价格约 0.68-0.79 元人民币之间的水平。
本周海外价格暂时稳定，欧洲市场 TOPCon 总体平均价格落在每瓦 0.088-0.090 美元的水平，HJT 价格每瓦 0.09-0.11 美元。PERC 价格执行约每瓦 0.065-0.08 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 0.085-0.09 美元左右，其中日韩市场价格在每瓦 0.085-0.09 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，受中国电池片近期变动影响，近月并无变化，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 0.09-0.10 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 0.088-0.09 欧元的水平；拉美市场整体约在 0.085-0.09 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 0.09-0.095 美元的区间。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，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 0.18-0.20 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 2025年储能行业投资机会展望研究
预测基准情景对2025年锂离子电池组价格为112美元/kWh（较2024年下跌3%），预测2025年全球固定式储能新增装机为72GW/193GWh，预测2025年欧洲和北美可能无法投运的电池制造规模300GWh。
贸易战：
美国政府换届正在开启一个新的关税和贸易战时代。2025年，紧张局势升级可能抬高某些地区的成本，并影响电池供应链的采购决策。即将上任的美国总统唐纳德·特朗普承诺加征关税是一个关注点，但并不代表全局。中国已在考虑对包括正极材料在内的某些电池部件实施出口限制。
价格：
2025年锂离子电池组和电池储能系统的价格都料将再次下跌，但跌幅小于2024年。电池组价格将下跌3%至112美元/kWh，而交钥匙储能成本可能下降6%，主要因为更大的电芯高效安装在更密集的集装箱式系统中。
技术升级：
关注四种技术：磷酸铁锂(LFP)、4680型电池电芯、固态电池和钠离子电池。虽然这些技术已取得显著发展，但市场需求和政策优先级的差异或导致各地区的采用率不同。例如，对韩国、美国和欧洲等市场而言，扩大磷酸铁锂的生产规模将是首要任务，因为在这些市场，更高的电池成本和中国的主导地位仍是短期内制约新能源汽车普及的主要瓶颈。
市场：
2025年，全球固定式储能的新增装机将增长14%至近200GWh，再创年度纪录。中国将继续保持领先，因地区性的共址配套要求将成为有利市场因素，而美国或在2026年关税上调前迎来一波电池进口潮。其他意想不到的新市场可能出现，如马来西亚、加拿大和芬兰。与此同时，2025年，随着更多地区通过采购、招标和其他机制认识到长时储能的价值，长时储能的部署也将增长。
2.2 光伏辅料石英砂分析研究
2024年，由于整体光伏需求的转弱，跌价坩埚企业开工较高导致坩埚库存积累量增加，坩埚企业采买意愿较2023年明显下降，从而导致高纯石英砂价格高速下跌。
1月-3月，国内高纯石英砂价格维持高点稳定，内层用高纯石英砂价格在41万元/吨维持较久，价格高位的主要原因为前期组件企业恐慌性备货带动价格上涨，价格上涨后砂企在手订单充足，且光伏需求该阶段表现较好，坩埚企业开工维持高位，砂企暂无价格调整计划。
4月-6月，市场需求快速降低，但例如硅片、坩埚排产开始下降，同时硅片价格开始快速下调，开始向原材料企业压价，坩埚价格开始下跌，在价格下跌后，坩埚企业迫于成本压力接连几月暂无采购，Q1季度末尾，国内市场基本无成交，石英砂企业连续多月累库，在进口砂价格下调之后，价格支撑开始坍塌，砂企为订单考虑，开始下调价格，在价格下跌后，坩埚企业采买意愿仍然较低，国产石英砂价格开始大幅多次下跌，且无法止跌。
7月开始，在砂企将报价下调至内层砂7万元/吨左右时，价格开始有所支撑，一方面需求端经过长达一个季度的未采买导致原料稍有紧缺，坩埚企业开始进场小幅采买，成交量较Q2季度增加，此外砂企在长期价格下跌之后抵触情绪较为浓厚，价格调整意愿不大，价格暂时稳定运行。
11月-12月，随着终端需求的再度降低，硅片排产量下降至不足45GW，且坩埚开工下降更多，部分坩埚企业甚至只接代加工订单，主流企业纷纷由于需求下降的影响下调开工率至30％左右，石英砂需求再度大幅下降。此阶段，进口砂企业开始了新一轮议价，议价结果表现再度下跌，随之坩埚企业开始压制国产砂价格，受制于上述影响，国内龙头企业再度下调砂价之6万元/吨。
2025年1-2月，由于近期国内石英砂龙头企业原料供应有所不足，产量已接连几月下降，后续供应量仍有下降预期，故1月内，砂企开始小幅上调报价，但截至当前，砂价暂未成交，坩埚企业议价为主。
2.3 光伏行业2025年需求及1月产量预测研究
在全球能源转型的大背景下，光伏产业乘风而起，全球光伏装机规模持续增长， 2025年全球光伏新增装机达596 GW，同比+6.0%，增速大幅放缓，中欧美三大主流增量市场占比下降，东南亚、拉美、中东等新兴市场表现亮眼，为全球光伏装机增长注入新动力。
2025年全球新增装机达596GW，全球光伏装机从2019年的113GW快速增长至2023年的462GW，年均复合增长率达42.3%，在经历了前5年的高增速后，预计2025年起，全球光伏新增装机增速将大幅回落，进入到调整阶段，2025年全球光伏新增装机达596 GW，同比+6.0%。从占比上看，亚太市场占比小幅回落至61.1%，美洲市场增长至15.6%，欧洲和中东非市场占比变化不大。
从四大区域市场2025年光伏新增装机数据来看，美洲增速小幅领先，增量仍以亚太为首。2025年美洲在美国、巴西两大市场带动下，增速保持领先状态；中东非新兴增量国家仍有待开发，增速大幅放缓；亚太增量领跑全球光伏市场，然高基数下，装机增速放缓；欧洲在退煤和可再生能源总目标下，增量稳步增长。
中欧美2025年新增装机占比71.6%。随着全球能源转型的加速，各国愈发重视可再生能源发展，中国、欧洲、美国依旧是全球光伏的主流增量市场，2025年光伏新增装机占全球的71.6%，然在高基数效应下，增速逐步放缓，装机占比呈现下滑态势，而非中欧美地区在电力刚性需求、能源转型需求迫切、能源战略目标等的驱动下，光伏需求增长迅速，装机占比呈现上涨趋势。以下将重点分析中美两大市场的发展趋势。
中国市场方面，集中式光伏依旧是需求大宗，增量市场转向工商业光伏。2025年中国光伏新增装机达265GW，同比增长约1%，整体增速大幅放缓。从细分类别上看，户用光伏受限于电网容量不足和经济性下滑，预计2025年依然呈现疲软态势；工商业光伏在能耗双控专项碳排放双控以及工业电价上涨的背景下，有望继续保持增长的态势；集中式光伏未来2年装机需求将围绕风光大基地项目开展，长期仍需等待特高压输送线路建设完成，才能有效解决消纳瓶颈的问题。
美国市场方面，特朗普2.0导致美国光伏装机阶段性摇摆，长期仍不改高增长趋势。2025年美国光伏新增装机有望达60 GW，同比增长20%，整体增速小幅放缓。受用电量与电网设施供需错配影响，未来美国或面临较大的用电缺口，而光伏市场方面，虽贸易壁垒和供应链问题持续限制着装机需求的释放，在12.5GW的电池配额下，美国仍有机会进口东南亚四国生产的电池，以满足当地终端需求，叠加美国IRA补贴扶持，本土产能将加速释放。
四大区域市场新增装机增速放缓。亚太市场方面， 2025年亚太光伏新增装机有望达364.3 GW，同比+4.0%，中国、印度占据主导地位，东南亚地区在能源转型及工业用电需求增长下，光伏装机需求呈高增态势。亚太市场分布式光伏补贴逐步退坡，装机需求由补贴驱动逐步转向市场化驱动，集中式光伏依靠光伏招标项目推动，目前的增长瓶颈在于电网消纳问题。
美洲市场方面， 2025年美洲光伏新增装机有望达92.8 GW，同比增长15.4%，装机增量仍以美国为主，巴西增速放缓占比有所下滑。美洲主流国家分布式光伏仍依赖补贴推动装机需求，叠加部分国家电价处于高位，有望刺激自发自用型光伏装机需求，集中式光伏主要依靠PPA项目来推动，目前，电网消纳以及拉美地区的财政压力将是未来美洲地区发展的主要障碍。
欧洲市场方面，2025年欧洲光伏新增装机有望达101.5 GW，同比增长6.2%，德国、西班牙、荷兰占比位列前三。欧洲市场分布式光伏主要依赖补贴政策来推动，然补贴政策依然面临逐步减少的态势，集中式光伏依赖政府招投标和PPA项目推动。虽然，欧洲面临电力需求低迷、负电价频发等问题，但在其长期可再生能源目标和退煤目标的总目标下，光伏装机需求依然呈现强劲增长的态势。
中东非市场方面，2025年中东非市场光伏新增装机达37.5GW，同比增长约3.3%，装机需求主要由沙特、阿联酋和南非贡献，埃及、阿曼等新兴增量市场有待开发。当前，中东非市场光伏装机需求主要依靠政府或政府授权的机构招标拉动，近年来，随着光伏组件价格持续下跌，私人PPA项目凭借较高的市场化电价，也逐渐在市场活跃。
总的来看，2025年全球光伏新增装机增速大幅放缓，中欧美三大传统市场因其体量较大，增速逐步放缓，非中欧美市场有望在低基数下实现高速增长，新兴市场加速崛起，光伏装机需求高增。全球光伏装机增速放缓的主要原因是电网容量不足和风光消纳问题日益凸显；部分地区经济下行、财政支出受限，补贴政策的执行力度不足；部分主流国家户用光伏面临增长瓶颈，未来，工商业和集中式光伏有望成为市场的主导力量。
12月份中国工业硅产量环比减少7.31万吨降幅18.1%，同比下降5.2%。2024年1-12月份全年产量同比增量109.8万吨增幅28.9%。12月，新疆、云南、四川地区工业硅产量均出现不同程度减少。其中：新疆开工率下降主因疆内头部企业在12月份部分产能检修带动，停产检修时间贯穿12月份对当月影响较大；云南及四川开工率下降主要受到枯水期季节性影响，电价上涨叠加硅价跌跌不休，川滇地区硅企开工率降至近年新低。同时，有个别新投工业硅产能释放带来产量增量，内蒙古等地12月份产量环比表现增加。1月，新疆疆内头部企业有继续增加减产规模，开工率进一步下调的预期，云南四川地区在产硅企数量继续减少产量继续下滑，内蒙古、甘肃地区1月份产量有增加预期，增减综合之下，2025年1月份中国工业硅开工率或将继续偏弱表现，预计月产下降至31万吨附近。
多晶硅
12月国内多晶硅实际产量环比11月较明显减少，降幅约2%，目前多晶硅企业多家处于降无降得地步。多晶硅企业增产主要涉及1家，主要是新投基地爬产，减产企业约3-4家。整体产量小幅下滑。
光伏组件
12月中国光伏组件产量较11月环比下降约10.9%，行业开工率约44.2%。2024年全年中国光伏组件累计产量较2023年同比增长约12.2%。全年收尾，国内外需求驱动力减弱，新订单量减少，企业以控制年末库存水位为目标，降低开工率。中国企业在境内基地和海外基地的产量均有减少，多数组件企业选择按需生产。一二线头部企业开工率降低，且头部企业选择大幅减产的数量增多，归因于年末高周转库存、抢装机交付高峰退却、出口退税率降低和成本价格倒挂带来的亏损压力等。
进入2025年1月，中国光伏组件排产预计继续降低，较2024年12月环比下降18.7%，行业开工率约35.95%。主要减量来自中国企业境内基地，海外基地尤其东南亚已陆续在2024年年末收尾关停。
1月主因假期时间导致生产天数减少，进而影响各家的预期排产量。头部企业在1月的降产幅度明显，二三线企业因本身已长期维持低开工所以降产幅度有限。各组件企业根据自有订单和未来订单可见度进行生产计划，多数企业因需求淡季和亏损压力，销售库存为主，放假时间较长。较多小厂决定放假时间在半个月到一个月，有订单再生产。
光伏电池
12月光伏电池产出环比增长2.03%，分尺寸来说，Topcon183与210增产量较高。12月中上旬电池需求有所萎缩，但下旬组件厂开始备货，再次拉动电池需求，电池厂家排产积极性较高。
2025年1月因为受春节假期影响，头部一体化厂家确定减产，但头部专业化电池厂家开工率稳住，春节期间整体电池开工率达51.49%，1月光伏电池排产环比减少13.3%。
光伏胶膜
12月份中国光伏胶膜的产量将较11月份环比下降2.91%。在企业层面，大多数企业降低，部分关闭生产基地。
产量下降的主要原因一是组件排产下降，导致需求减少，二是胶膜亏损严重，关闭生产基地，减少订单。由于印度组件市场提产，10月以来，越南市场的光伏胶膜生产呈上升趋势。
光伏EVA
12月份的国内产量将环比减少8%，国内总供应量预计环比降低2%。在企业层面，减少产量的企业有两家，原因是按计划检修。
进口方面，由于国内光伏EVA价格上行，进口量环比增加16%。需求方面，由于组件排产减少，环比预计下降12.4%。总体来看，12月光伏EVA属于供需双减局面，需求减少更多。
光伏玻璃
12月国内光伏玻璃月度产量维持减少，但减幅较小，环比11月减少0.51％。
12月国内光伏玻璃窑炉冷修计划延后，整月来看仅有湖北地区月底冷修两座1200吨/天窑炉，但详细来看，12月生产天数增加一天，但产量方面较11月还有下降，故整体产量仍维持减少趋势，且1月国内仍有冷修窑炉计划，预计玻璃产量再度表现为下降。
DMC。12月国内有机硅DMC产量环比11月增加2.95％，同比增长17.37％。
12月国内有机硅供应端装置开工增减并行，综合产量维持增长，主要原因为12月国内单体企业新增产能持续放量，虽华中地区部分产线检修停产，但减量较为有限，导致产量上行。
1月国内开工预计仍维持相对高位，但月内存在部分检修计划尚未落地，预计1月国内有机硅产量仍将保持在20万吨以上。
三、新能源行业重大事件
1、根据美国清洁能源协会(CEA)的一份报告，美国太阳能电池和组件供应充足，足以支撑本土项目开发，但逆变器的供应成为新的瓶颈。
电池组件供应充足，210双面异质结组件溢价最高
CEA报告关注了美国太阳能电池和组件的进口状况。
美国光伏产品供应量仍然足以支持项目的开发，在2024年前三个季度，组件和太阳能电池的进口量超过了季度部署量。
在这份名为《光伏供应、技术和政策报告》的报告称，210mm双面异质结(HJT)组件因其更高的发电量而获得了最高的溢价。
紧随其后的是210mm HJT组件，之后是182mmTOPCon双面背接触(TBC)和异质结组件，而行业领先的210mm TOPCon双面组件位居第四。
不过，210mm TOPCon双面组件与210mmHJT单面组件之间的差别很小。
双面组件与单面组件的对比在于，前者的发电量会产生更高的价格溢价，而后者的资本支出则占价格溢价的大部分。
此外，在封装材料方面，虽然乙烯-醋酸乙烯酯(EVA)一直是光伏组件封装材料的市场选择，但根据CEA的数据，基于聚烯烃(POE)的封装材料因其更好的可靠性和更高的耐腐蚀性而日益受到青睐。
由于n型电池对外来材料的侵入更为敏感，因此大多数n型组件都选择了这种封装材料。另一方面，它的缺点是成本高，生产过程难以控制。
美国太阳能行业面临的挑战在于逆变器采购，因为电力公司采购非中国设备受到限制。
据CEA称，大多数外国公司在扩张时都比较保守，因为逆变器是“劳动密集型产品，每个订单的定制化程度很高”。
报告称：“逆变器供应商目前已宣布大幅扩大在美国的新产能规模，但新制造业务上线以支持需求的增长还需要数年时间。”
此外，除了逆变器供应问题，太阳能行业可能面临的另一个瓶颈是缺乏设计、采购和施工(EPC)岗位，无法满足太阳能光伏项目建设的增长需求。
2、2024年，中国动力电池行业经历了产量、销量、装机量和出口（相当较弱）的全面增长。
中国电池行业
产、销、装、出口数据
产量：11 月我国动力和其他电池合计产量 117.8GWh，环比增长 4.2%，同比增长 33.3%，这个数据很强劲为后续销售、装机等环节备足 “弹药”。
销量：销量 118.3GWh，环比增长 7.2%，同比增长 40.1%。
动力电池是大头占比 74.2%，销量 87.8GWh ，环比增长 10.9%，同比增长 29.7%；
其他电池销量 30.5GWh，占 25.8%，环比降 2.2%，同比却大增 82.3%，非动力电池市场需求的爆发式增长与结构调整。
出口：出口量 21.9GWh，环比增长 10.3%，同比增长 23.5%，占当月销量 18.5%。
动力电池出口占总出口量 57.0%，为 12.5GWh，环比增长 15.3%，不过同比略降 2.2%；
其他电池出口 9.4GWh ，占 43.0%，环比增 4.3%，同比飙升 90.0%，动力电池出口压力大。
装车量：11 月装车量 67.2GWh，环比增长 13.5%，同比增长 49.7%。
磷酸铁锂电池装车量占 79.7%，达 53.6GWh，环比增长 14.0%，同比增长 84.0%，远超三元电池，表明磷酸铁锂在装车应用上优势尽显，性价比与安全性获市场认可。
前11个月：
累计产量965.3GWh，同比增长37.7%，接近1TWh，头部企业如宁德时代、比亚迪等扩建产能以应对市场需求，除新能源汽车外，储能和工业场景的需求也快速增长。
动力电池累计销量692.3GWh，占比75.7%，同比增长27.1%，其他电池累计销量222.0GWh，同比增长132.5%，在储能、电动两轮车等领域的广泛应用是主要驱动因素。
动力电池累计装车量473.0GWh，同比增长39.2%。其中LFP电池贡献73.6%的装车量，表现亮眼。
动力电池累计出口115.8GWh，同比增长2.1%，其他电池累计出口52.1GWh，同比增长164.5%。出口市场主要集中在欧洲和东南亚，尤其是储能电池需求快速增长。
技术趋势与行业发展特点
首先我们还是看能量密度，三元锂电池的高镍化取得进展，部分企业的高镍三元电池能量密度已突破300Wh/kg，有效提升了新能源汽车的续航里程，但是我们发现综合来看这块三元电池的地盘越打越小了，成本还是核心要素，高能量密度的需求并不强。
对比磷酸铁锂电池，通过结构优化和材料改性，能量密度有所提升，成本优势进一步凸显，广泛应用于储能及部分乘用车领域。
我们看到能量密度的提高在于固态电池，目前（口头）研发成为热点，多家企业宣称关键技术突破，部分样品能量密度超400Wh/kg，大规模量产仍面临挑战，但被视为未来发展的重要方向，当然大概率这几年还是一直在研发，估计2030年能有小的突破就不错了。
高镍三元锂电池：能量密度突破300Wh/kg，提升新能源汽车的续航能力。
磷酸铁锂电池：通过结构优化和材料改性，能量密度有所提升，同时成本优势更加显著。
固态电池：成为研发热点，部分样品能量密度超400Wh/kg，但距离大规模商用仍需时日。
2024年我们看到的电池的安全性增强和快充技术的提升。
安全的提升是全方位的，主要围绕热管理系统升级，新冷却介质、优化结构让电池 “冷静” 散热，高温稳定；改进材料配方与结构，阻燃电解质、耐热隔膜上场，短路起火风险大降。
而快充技术主要是围绕4C 及以上倍率充电产品问世（5C更像是一个调整和优化曲线后的4C改进型），15 分钟左右就能把电池从 10% 充到 80%。
头部电池商凭技术、规模、品牌 “三分天下”。
中游材料企业整合潮起，电解液、负极材料龙头企业并购、扩产，话语权渐强。
电池回收产业乘势而起，早期退役电池催生庞大回收市场，梯次利用、材料回收技术整体的状态比较固化，你可以理解为中国电池行业现在却少了发展的动力，更像是像之前内燃机一样慢慢磨。
小结
2024年是中国动力电池产业发展的重要一年，不仅在产量、销量、装机量和出口上实现了显著增长，而且在技术创新方面也取得了重要进展，但是2025年以后电池领域在AI时代就是个配角，承担了基础设施的工作。慢慢电池也成为了大宗产品，变得重要不可或缺，但是并不是那么显眼了。
3、截至2024年底，全国新能源汽车保有量达3140万辆，占汽车总量的8.90%；其中纯电动汽车保有量2209万辆，占新能源汽车保有量的70.34%。
2024年全国机动车保有量达4.53亿辆，其中汽车3.53亿辆；机动车驾驶人达5.42亿人，其中汽车驾驶人5.06亿人。2024年全国新注册登记机动车3583万辆，新领证驾驶人2226万人。机动车新注册登记量连续10年超过3000万辆，新注册登记汽车2690万辆。2024年全国新注册登记机动车3583万辆，比2023年增加104万辆，增长2.98%。其中，新注册登记汽车2690万辆，比2023年增加234万辆，增长9.53%。自2015年以来，机动车新注册登记量已连续10年超过3000万辆。全国96个城市汽车保有量超过100万辆。全国有96个城市的汽车保有量超过百万辆，与2023年相比增加2个城市，其中45个城市超200万辆，26个城市超300万辆，成都、北京、重庆、苏州、上海、郑州等6个城市超过500万辆。新能源汽车保有量达3140万辆，全年新注册登记1125万辆。截至2024年底，全国新能源汽车保有量达3140万辆，占汽车总量的8.90%；其中纯电动汽车保有量2209万辆，占新能源汽车保有量的70.34%。2024年新注册登记新能源汽车1125万辆，占新注册登记汽车数量的41.83%，与2023年相比增加382万辆，增长51.49%，从2019年的120万辆到2024年的1125万辆，呈高速增长态势。汽车转让登记数量持续增长，二手车交易市场活跃。公安部会同商务部等部门推出便利异地交易登记等系列改革措施，更好促进二手车流通。2024年，全国公安交管部门共办理机动车转让登记业务3750万笔。其中，汽车转让登记业务3502万笔，占93.40%。自2020年以来，全国二手汽车交易登记量已连续5年超过汽车新车上牌量。机动车驾驶人数量达5.42亿人，新领证驾驶人超2200万人。截至2024年底，全国机动车驾驶人数量达5.42亿人，其中汽车驾驶人5.06亿人，占驾驶人总数93.46%。2024年，全国新领证驾驶人2226万人。网上办理车辆和驾驶证业务1.13亿次。2024年，各地公安交管部门积极推行补换领牌证等交管业务“足不出户”网上办，全国网上办理补换领驾驶证行驶证、发放临时号牌等业务1.13亿次。另外，2024年公安部全面推行机动车行驶证电子化，已有超1亿车主通过“交管12123”APP申领电子行驶证。
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。
免责声明：
本报告中的信息均来源于展恒基金认为可靠的公开可获得资料，但对这些资料或数据的准确性、完整性和正确性展恒基金不做任何保证，据此投资责任自负。本报告不构成个人投资建议，也没有考虑到个别客户特殊的投资目标、财务状况或需要。客户应考虑本报告中的任何意见或建议是否符合其特定状况。本报告仅向特定客户传送，未经展恒基金授权许可，不得以任何方式复印、传送或出版，否则均可能承担法律责任。就本报告内容及其中可能出现的任何错误、疏忽、误解或其他不确定之处，展恒基金不承担任何法律责任。
