概要及主要观点：
1、截至2月19日，本周产业链价格基本持稳硅料价格持稳： 本月订单基本签完，下游刚需采购为主，硅料企业涨价呼声渐弱、价格维持平稳，硅料企业自律减产，供应量处较低水平，加之部分前期订单在本月执行，行业整体呈缓慢去库趋势。截至2月19日，多晶硅期货主力合约收盘价为4.41万元/吨。组件成交重心上移： 近期政策影响，集中式项目平稳，主要由于距离政策节点仅剩2-3个月；分布式项目订单体量小幅上升，组件企业报价上调1-2分，成交低价区段缩减。
进入2月下旬，多数组件厂商已恢复生产，部分头部企业保持较高开工率，预计整体排产将在3月进一步上调。具体而言：Topcon组件价格小幅上涨，波动范围在0.61-0.72元/W之间，其中头部品牌组件成交价集中于0.63-0.67元/W。本周市场采购热情显著上升，至少有4家头部企业的部分TOPCon组件产品出现供不应求，主要集中在620W及710W功率段。BC组件价格维持在0.67-0.76元/W，受组件市场涨价势头影响，近期BC组件的询单量和出货量确有增加。据头部厂商透露，计划将在2月底上调价格。值得注意的是，部分580W以下的低功率组件库存消耗缓慢，价格已降至0.63-0.65元/W，厂商表示该部分低功率组件已逐步停产。HJT组件价格稳定在0.65-0.80元/W，
部分厂商将HJT组件销售重心转移至700W左右产品，价格相对偏高，均在0.75元/W以上。海外市场，
接收到来自中东、非洲地区的询单较多，主要集中在600W以上的N型双面组件，并倾向于采购国内头部TOP5品牌产品。排产方面，2月受春节假期影响，组件厂商普遍将在3月上调开工率，整体排产约在40GW左右。其中TOPCon组件排产显著上调，BC组件排产较1月上调0.5-1.0GW左右，少数头部HJT组件厂商微幅上调排产。分布式需求受政策推动增长较快，华北、华东地区依旧保持强劲。值得注意的是，部分头部厂商反馈，西北、西南地区订单可见度上升，每笔订单容量约在1-3MW左右。集中式需求逐步回暖，本周定标5.6GW以上，企业投标价格保持稳定，平均单价为0.692元/W。招标容量约在0.6GW以上，主要采购需求集中在N型双面双玻组件，国央企大型集采项目缓慢启动中，预计将在3月起进入大型项目集中开标的高峰期。
TOPCon 组件：价格区间为0.61-0.72元/瓦，价格小幅上升。HJT组件：价格区间为0.65-0.80元/瓦，价格整体稳定。BC组件：价格区间为0.67-0.77元/瓦，价格维持稳定。
2、梳理组件龙头 3 月排产情况，均预计 3 月排产有所提升，其中某龙头 2 月七成开工率，3 月计划满产；某龙头 3 月排产明显提升。排产提升原因，一是国内预计有入市政策前抢装，特别是分布式；二是海外印巴需求改善，欧洲亦将进入拉货季。2 月组件排产 41GW 左右，我们预计 3 月或有 20% 以上环比增长，且存在继续上修的可能。价格层面，节后欧洲组件市场涨价落地，电池片价格表现强势，近期硅料、组件价格已出现了探涨信号，3 月排产提升则进一步强化产业链涨价预期。同时，能耗管控及领跑者等政策推进，BC、HJT、铜浆等新技术进展亦值得期待，价格 + 政策 + 新技术多重利好有望共同催化行情。
近期，光伏组件招标市场传来新动态，2025 年 1 月光伏组件招标量约25.9GW，虽同比 2024 年下降 20%，但其中蕴含的技术趋势却引人关注，尤其是 BC 组件招标占比提升至 4%，成为焦点。招标市场整体态势2025 年 1 月的光伏组件招标市场，大型集采相对较少，使得招标量出现同比下降，不过这属于正常的招标节奏变化。其中，中国大唐集团启动的 2025 - 2026 年度光伏组件框架采购最为瞩目，招标规模达 22.5GW，占 1 月总招标量的 87% 。从招标的组件类型来看，n型产品已成为绝对主流，仅有少量未显示具体容量的p型组件招标。在n型产品中，TOPCon组件招标 22.7GW、占比 88%，HJT 组件招标 2.2GW、占比 8%，BC 组件招标 1.0GW、占比 4%。
BC 技术崭露头角BC（背接触）技术作为 n 型电池技术中的重要一员，近年来发展迅速。其原理是将电池的正负电极都集成在电池背面，彻底消除了电池正面的电极遮挡。传统光伏电池正面存在金属电极，这些电极会遮挡部分光线，减少光的吸收和转化。而 BC 技术通过特殊的工艺，在电池背面进行p区和n 区的精细布局，实现电流的收集和传输。这种独特的结构设计为 BC 技术带来了诸多优势。在光学性能方面，无正面电极遮挡使得电池能够捕获更多光线，提升了光的利用效率，从而提高了组件的发电能力。电学性能上，背面电极的合理布局优化了电流传输路径，降低了电阻损耗，进一步提升了组件的功率输出。此前，BC 组件在市场上的份额相对较小，但从 2024 年下半年开始，多家能源集团都对 BC 组件进行了招标，中国华能、粤水电及盐源蜀道清洁能源等均单独设立了 BC 标段，年内包含 BC 的招标规模共 5.5GW，占总招标量的 2%。而到了2025 年 1 月，BC 组件招标占比提升至 4%，显示出其市场认可度在不断提高。
市场、政策各方积极响应近年来，光伏产业链对BC电池组件发展兴致浓厚。材料供应商不断研发适配 BC 技术的新型材料，以进一步提升组件性能；组件制造商加大在 BC 技术研发和生产设备上的投入，扩充产能；终端用户则在项目规划中，越来越倾向于选择采用 BC 组件，以提高项目的发电效率和投资回报率。另一方面， 2 月 9 日，国家发展改革委、能源局联合发布了《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，以 2025 年 6 月 1 日投产为节点划分新老项目，分别执行不同的电价政策。新政将对新并网光伏项目的收益产生影响，预计在 5 月 31 日前会出现一定规模的抢装潮，短期内刺激组件需求，进而加快对组件的采买节奏，有望在一定程度上拉升组件价格，这也为 BC 组件的市场推广提供了有利时机。BC电池未来展望随着 BC 技术的不断进步和市场占比的逐步提升，其有望在未来成为推动光伏行业发展的关键技术之一。尽管目前 BC 组件在市场份额上还不及 TOPCon 和 HJT 技术，但它的发展速度和潜力已经超出了业界预期。未来，随着规模化生产能力的提升，BC组件的成本还有进一步下降的空间，其市场竞争力也将进一步增强。
光伏行业的技术迭代正处于加速期， n型组件的市场主导地位日益稳固，而 BC 组件占比的提升则是这一变革中的重要信号。各方应抓住这一技术变革带来的机遇，加大研发投入，提升产品质量和性能，共同推动光伏行业朝着更加高效、经济、可持续的方向发展。相信在技术创新和市场需求的双重驱动下，光伏行业将迎来更加广阔的发展前景，为全球能源转型做出更大的贡献。
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。
3、2025年储能市场价格预测。整体价格走势：企稳为主，结构性分化显著。
电芯价格结束暴跌，进入稳定调整期2024年储能电芯价格因产能过剩和价格战跌幅超60%，年末跌至0.27–0.34元/Wh（接近理论成本0.28元/Wh）。2025年Q1起，磷酸铁锂正极、电解液等材料价格小幅回升叠加头部企业控产，电芯价格趋稳，动力与储能电芯分别因电动汽车需求（中国预计增30%）和淡季因素呈现平稳态势。
预测：2025年旺季（年中或下半年）部分材料成本可能温和上涨，但因供需仍宽松，电芯价格整体波动有限，局部时段或现修复性反弹。
系统集成与工商业储能价格深度内卷工商业储能市场价格战激烈，2025年初系统报价低至0.499元/Wh（较2024年初腰斩），但低价伴随设备减配、运维风险，实际收益与预期差距大，导致投资方退潮。
原因：集成商技术门槛低导致同质化竞争，叠加订单增速放缓（2024年新增装机仅4GWh，与2023年持平），行业陷入“低价低质”恶性循环。
价格核心影响因素分析，材料成本与技术创新博弈。
成本端：磷酸铁锂（LFP）正极、锂电铜箔等材料价格2024年底止跌回升，但产能过剩限制反弹幅度，对电芯成本压力有限。
技术端：头部企业通过大容量电芯（如314Ah、500Ah+）和一体化集成设计（如阳光电源的EMS调度系统）降低单位成本，推动长期降本趋势。
需求分化与市场结构变化。
国内市场：政策驱动为主，新型储能新增装机预计45GW（2025年），但工商业储能因收益模型不清晰（如峰谷套利依赖电价差）增长停滞。
海外市场：全球储能需求增速超60%（预计新增250GWh），欧美、中东等高利润市场（系统单价较国内高0.2–0.6元/Wh）吸引中国企业出海，但需应对关税风险（如美国2026年或加征25%关税）。
产能过剩与行业洗牌2023-2024年产能扩张导致价格战延续，中小企业利润压缩，订单向头部集中（Top15企业占2024年中标量57%）。宁德时代、比亚迪等通过技术升级（如500Ah电芯）提高壁垒，加速行业整合。
细分市场与价格特征。
大储与工商储分化。
大储（电网侧/电源侧）：受益于规模化降本和央企集采（中标价降至0.5元/Wh以下），价格竞争相对有序。
工商储：高度市场化场景下，低价竞争导致项目“烂尾”频发，需依赖头部企业（如阳光电源）的长期运维能力保障收益。
海外市场溢价与风险并存海外项目毛利可达40%（如美国市场），但需满足高安全标准（如循环次数、防火等级）。中国企业通过本地化建厂（如宁德时代计划）规避关税，但政策波动（如特朗普政府潜在加税）构成风险。
短期（2025年）：电芯价格企稳，系统集成商利润修复依赖技术升级；海外市场放量对冲国内增速放缓
长期：技术迭代（如固态电池、构网型储能）可能重塑成本曲线，但产能过剩周期或延续至2026年。
2025年储能市场价格进入“底部震荡，结构分化”阶段，电芯与系统价格企稳但工商业储能仍承压。头部企业通过技术优势与全球化布局主导市场，而行业整体盈利修复需等待供需再平衡与电力市场化改革深化。
4、2月狭义乘用车零售预计125.0万辆，新能源预计60.0万辆。2025年春节时间早于去年，1月工作日相对较少，1月车市热度不及往年。中国汽车流通协会乘用车市场信息联席分会数据显示，1月狭义乘用车零售179.4万辆，同比-12.1%，环比-31.9%，其中新能源全月零售74.4万，新能源渗透率41.5%，出现年前季节性回落，燃油车市场坚挺，全月零售达105.0万。
2月车市展望。2025年春节假期前置，2月仅第一周及第二周周初的产销受春节直接影响，节后居民工作与生活均以较快速度恢复至常态，全月有效产销时间为19个工作日，高于去年，为2月乘用车市场的正增长提供有力支撑。春节前后各省份新一轮置换更新政策的落地以及节后新能源市场热度回升也都助推车市在节后加速恢复至正常水平。
厂商销售动向。2月月中整体车市折扣率约为22.6%，春节期间环比上月底略有回收。零售量占总市场八成以上的头部厂商本月零售目标同比去年2月增长超10个百分点，环比1月目标降幅约30%，结合1月厂商目标完成率情况综合估算，初步推算本月狭义乘用车零售总市场规模约为125.0万辆左右，同比去年13.6%，环比上月-30.3%，其中新能源零售预计可达60万，渗透率回升至48%左右。
周度走势推算。2月第1周（乘联分会定义为1日-9日）有近一半的时间仍处于春节法定节假日期间，工作日较少，日均零售2.65万辆，同比-30.8%，环比-38.5%。第2周春节后复工复产，车市恢复，日均零售达4.89万辆，同比91.2%（去年同期为春节法定节假日低基数影响），环比-17.4%。第3周车市持续升温，逐渐恢复至常态，预计日均零售5.67万辆，同比53.5%，环比-22.0%。第4周有5个工作日，有利于月底交车，预计日均销量5.43万，同比-15.3%，环比-9.7%。综合估算2月终端零售可达到125万辆左右。
2月车市节后恢复。1月8日，国家发布2025年汽车以旧换新补贴政策，延续补贴金额，同时放宽报废补贴旧车年限，设置了地方补贴金额上限。此后各省陆续发布2025年新一轮置换更新政策细则，截至2月19日，所有省份均已发布2025年置换更新政策，新一轮“双新政策“再度发力，有力拉动乘用车市场需求的释放。节前受春节长途出行及气温影响，消费者对新能源的续航补能更为敏感，新能源渗透率出现显著的季节性回落，但随着节后复工，消费者的偏好发生明显转变，新能源渗透率逐周快速提升，成为节后乘用车市场恢复的主要驱动力。燃油车市场也呈现季节性温和回复，逐渐恢复至常态。除政策的直接拉动与节后的自然回暖外，各厂商也于春节后迅速响应，采取更加多样化的方式来提升自身竞争力，除了直接降价促销外，高阶智驾系统的下沉也在快速抓住消费者的注意力，从”卷价格“到”卷配置“，在汽车市场掀起新一轮”内卷“浪潮，乘用车市场竞争进一步加剧。
初步推算本月狭义乘用车零售总市场规模约为125.0万辆左右，同比去年13.6%，环比上月-30.3%，新能源零售预计可达60万，渗透率约48%。
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。
预计2025年我国自主品牌新能源乘用车市场份额有望突破90%。
新能源汽车的快速增长将带动动力电池需求的持续增长。2024年国内动力电池销量为791.3GWh，同比增长28.4%，占电池总销量76.1%。预计2025年国内动力电池销量将逼近1TWh。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。
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
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 研究投资某家光伏企业的分析思路
1、分析该光伏企业所处光伏产业链的位置，具体位置包括光伏上游原材料环节（工业硅、硅料、硅片企业），光伏中游环节（光伏电池片、组件企业）、光伏下游环节（光伏发电装机企业、逆变器企业）、光伏设备辅料环节。
2、针对该光伏企业所处光伏产业链的位置具体考察相关重要指标，应明确该光伏企业是否在其所处环节具备优势。
（1）若该光伏企业处于光伏上游原材料环节，应重点考察企业的销量，随着中游N型技术产能逐步投产带来的N/P硅料价差，所用硅片尺寸大小、薄片化程度。
（2）若该光伏企业处于光伏中游环节，应重点考察企业规划产能与实际产量的关系所形成的供需平衡程度，警惕产能过剩带来的“价格战”波动压力，各种类型电池技术的迭代进度，同一种电池技术中不同技术路线的选择优劣与投产进度。
美国光伏市场的最优解为HJT电池，其在成本和专利方面具备显著优势，可降低20%的碳排放（全流程低温工艺）、节约70%的用电量（工序少、低温工艺）、节约60%的人工数量（仅4道工序）、节约20% - 60%的用水量，因此是最适合美国本土扩产的光伏技术路线，根据我们测算，在美国补贴助力下，HJT的盈利水平约为5.6美分/w，在这样的盈利水平下，1.2年时间左右实现设备投资回本；
我们测算HJT电池在美国的运营费用水平为0.05美元/w，比TOPCon电池有0.02美元/w的优势。HJT电池生产的运营费用主要有人力、设备折旧和水电支出四个方面，根据测算， HJT在美国的生产运营费用水平为0.05美元/w，相比TOPCon的0.07美元/w具备0.02美元/w运营费用优势。HJT 电池的成本优势将是推动美国扩产HJT电池的一大因素。
此外美国专利保护机制完善，TOPCon与BC电池有较大专利风险，HJT电池在海外，尤其是美国的产能规划中，不会受到创始企业的专利诉讼。目前多家海外光伏企业已开始布局HJT电池产线。
（3）若该光伏企业处于光伏下游环节，应重点考察该光伏企业的历年新增装机量、累计装机量及其增速。预计2024全年美国新增光伏装机量达50GW，预计2025年有望突破60GW。未来需求的关键在于一是AI爆发带来大量发电需求，电力缺口亟待填补，而地热和核电的地域限制大+建设周期长，光伏电站的建设周期相对较短，且不受地理位置的限制。
考察该企业是否做户用光伏。户用光伏受高利率影响最大，降息有望刺激装机，此外美国光伏用户价格敏感度不高，组件价格溢价明显。从供给端来看，美国自建产能势在必行，还推出IRA法案在制造端和安装端对本土的光伏项目进行补贴，生产方面美国成本结构和中国差异大，主要体现在人工、水电费及固定资产折旧，熟练工人短缺、高工资及低人效等因素导致美国人工成本是中国的2倍，水电成本的差异主要体现在污水处理上，美国的污水处理费用是中国的2.7倍。
（4）若该光伏企业处于光伏设备辅料环节，应重点考察该光伏企业的技术迭代。光伏设备后续成长性主要源于技术迭代。
同时考察该光伏企业的运营费用，美国制造业更注重运营费用，工序少、能耗低最适合海外生产，中美光伏制造最大区别是成本要素不同，美国厂商最重视的是低人工、小厂房、低运营成本。
3、对该光伏企业进行定性研究：运用SWOT分析，分析该光伏企业的经营模式、商业模式、销售模式、研发模式、产品管线、核心竞争力、市场前景、管理团队等，对比同行业可比公司，与公司管理层进行访谈，了解企业的经营状况和发展规划，实地考察核心产品的产线和新工厂，并与供应商、渠道商交流。
4、对该光伏企业进行定量研究：重点为财务分析，从该光伏企业市值、估值、盈利能力、成长能力、资本结构营运能力，考察企业的营收、净利、现金流、资产、负债、研发费用、在手订单、对外投资筹资情况。
2.2 光伏设备行业分析研究
HJT技术成美国扩产核心驱动力；中国设备商加速出海。在全球能源转型加速的背景下，光伏技术路线迭代与设备出口成为行业核心议题。近期阿特斯公布的HJT（异质结）组件性能数据引发关注，其在高温环境下的发电效率及双面率优势显著。与此同时，美国市场扩产需求与中国设备商的技术竞争力，为行业带来新的发展机遇。
HJT技术成美国扩产核心驱动力。技术性能优势显著：阿特斯通过对比HJT与TOPCon组件的户外性能发现，在相同条件下，HJT组件前六个月发电量高出2%。其核心优势包括更优的温度系数（高温环境下效率损失更低）以及85%-90%的双面率（高于TOPCon的80%-85%），背面发电增益更为突出。这一特性在美国高温、高辐照区域的应用场景中尤为重要。成本与环保优势适配美国市场：HJT的全流程低温工艺可降低20%碳排放、减少70%用电量及60%人工需求，同时节水20%-60%。结合美国本土政策补贴测算，HJT单瓦盈利可达5.6美分，设备投资回收期仅需1.2年。此外，美国严格的专利保护机制使得TOPCon及BC技术面临潜在诉讼风险，而HJT凭借开放的专利体系，成为美国扩产的安全选择。目前，阿特斯已启动印第安纳州5GW电池厂建设，未来将为德克萨斯州组件厂配套供货，多家海外企业亦加速布局HJT产线。政策驱动产能落地：美国制造业回流战略下，光伏产业链本土化需求迫切。HJT在减排、能效及合规性上的综合优势，使其成为美国新建产能的首选技术路线，进一步推动设备需求增长。
中国设备商迎出海窗口期。关税政策催化设备出口：2024年5月，美国宣布将光伏产品关税从25%提升至50%，但对光伏制造设备的关税豁免窗口期延长至2025年5月31日。这一政策旨在短期内刺激美国本土产能建设，同时为中国设备商创造了出口机遇。国内龙头企业凭借成熟的HJT整线供应能力，有望承接美国扩产订单。技术竞争力构筑壁垒：中国设备商在HJT核心设备（如PECVD、PVD）领域已实现国产化突破，工艺成熟度与性价比全球领先。以低温制程、薄片化、银浆耗量优化为代表的技术升级，进一步降低了HJT量产成本，增强了中国设备的国际竞争力。产业链协同强化优势：从硅片、电池到组件，中国光伏产业链的垂直整合能力为设备出口提供支撑。设备商与材料供应商、下游制造商的协同创新，可快速响应海外客户定制化需求，缩短产线调试周期，提升交付效率。当前，美国市场对设备交付速度及本地化服务的诉求，正加速中国设备商全球化布局进程。结语：HJT技术在美国市场的渗透与政策窗口期的叠加，为中国光伏设备商出海提供了明确路径。技术迭代与产能扩张的双重逻辑下，行业龙头有望进一步巩固全球竞争优势。
HJT户外实证发电量相比topcon高2%，有望成海外扩产主流选择。最近将最先进的TOPCON和HJT组件并排安装在单轴跟踪器上，在4月至9月中，HJT的发电量相比TOPCON高出2%。
考虑衰减、温度系数、双面率，HJT发电量预计比TOPCon多约1.7%-2.4%
减系数上，根据测算，HJT组件基于更低的衰减系数可比TOPCon多发电约0.9%；温度系数上，TOPCon/HJT分别约-0.29 %/℃和-0.26 %/℃。基于部分实证电站的数据，HJT组件基于温度系数可比TOPCon组件多发电约0.3%-1%；双面率上，TOPCon双面率约80%-85%，HJT双面率85%-90%，按高5%来计算，实际发电量高约0.5%。汇总来算，HJT组件预计相比TOPCon多发电约1.7%-2.4%。
HJT凭借更高的发电量，有望获得0.1元/W以上的销售溢价
从国内市场来看，根据2024年华能500MW HJT招标结果公布数据，HJT相比TOPCon的溢价超过了0.15元/W，而从海外市场来看，HJT在赤道地区，如中东等，相比部分中高纬度地区有望获得更高溢价。综合来看，HJT相比TOPCon更高的发电量有望获得0.1元/W以上的溢价。
2.3 光伏主产业链研究
近日，光伏组件市场出现了非常可喜的信号，多家龙头企业集体上调组件价格。虽然涨价幅度只有1分钱到3分钱，但传递了积极的底部反转信号。自去年9月组件价格破七以来，光伏行业徘徊谷底至今已有半年，这也导致了组件企业在下半年亏损进一步加剧。期间有硅片企业试图提价，但缺乏市场支撑涨价不成功。如今，随着组件价格的小幅回升，光伏行业底部进一步探明。
组件价格上涨的消息，最先来自于欧洲。根据彭博新能源财经（BNEF）和欧洲光伏产业协会（SolarPower Europe）的数据，2025年1月份，欧洲光伏组件的平均价格较2024年同期上涨了约5%-10%。欧洲市场回暖，直接给了国内企业信心。涨价后，部分企业的组件价格已达到0.7元/W以上。
近日有头部厂商还要求经销商审查订货合同，如在规定时间之前未付清所有款项，拟将原有购货合同作废。
在央国企的招投标中，组件价格也呈现上升态势，这是非常积极的信号。
在上述光伏组件集采项目中，低价投标现象依然存在，但主要来自于二三线厂商，头部组件厂商似乎已就价格达成某种共识，谁也不愿意再打价格战了，这殊为不易。
光伏组件价格回升，与行业限产、限价自律行动密不可分。自2024年10月以来，中国光伏行业协会通过发布光伏组件最低含税成本指导价等方式，引导行业抵制低价竞争。自2025年1月，签订自律公约的33家光伏企业开始执行配额制定产量的限产手段，产能过剩问题有所缓解。数据显示，2025年1月全球光伏组件产量约为38GW，较上月环比下降19.1%。严重的供需错配开始纠偏，带动了组件价格的上涨。与此同时，上游的硅料价格也有小幅微涨，涨幅在40元/千克左右。对组件涨价推动作用更大的，是近期国家发改委、能源局发布的两个重磅政策。一个是1月中旬发布的《分布式光伏发电开发建设管理办法》，文件明确以2025年5月1日为新老政策执行的分界点，之后并网的工商业分布式光伏项目只能选择自发自用或自发自用、余电上网模式，而之前并网的则沿用旧办法全额上网。第二个是2月9日发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》，依据该政策，2025年6月1日将“新老划断”，老项目衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策；新项目，由各地确定可纳入“新能源可持续发展价格结算机制”的电量规模。这两个文件，给光伏行业圈出了430和530两个“抢装潮”，在截至日前并网可相对锁定电站收益。由此，各地开发商开始加大对组件的采购力度，进而推动了价格上涨。有机构预测，需求爆发叠加供给收缩，二季度光伏产业链涨价已是明牌。此次光伏组件价格普遍上涨，对行业是个可喜的信号，意味着之前各方的努力取得了一个阶段性的胜利。但这种短期刺激带来的价格上涨有多大空间，还需要进一步观察。值得注意的是，在当前产业链四大环节产能过剩一倍以上的局面下，光伏行业扩张仍在持续。仅2025年1月，光伏全产业链就有23个项目进行公示、签约、开工、建设等，总规模近175GW，总投资额超875亿元。产能出清艰难，供需失衡状况仍未得到根本解决，组件价格非常脆弱，还需要全行业进一步努力来稳固这得来不易的向好局面。
1 月多晶硅整体产量约 9.7 万吨 。2 月多晶硅产出预计9万吨，略有下降，绝大多数企业处于降负荷生产状态，少数企业逐步提产，整体开工情况无明显变化，预计产量与 1 月相近。从长期产能规划来看，诸多项目正在推进，如青海积极推动海东红狮、南玻日升多晶硅等项目投产，虽然 2 月可能无大规模新产能释放，但这些规划将在未来改变市场供应格局。当前多晶硅全行业开工率约 35%，部分调研样本企业开工率在 30% - 40%，且 3 月以前基本不会复产。多晶硅停产产能复产至满产周期为 2 至 3 个月，模块轮换的产线最快复产周期为一个月左右。
产能布局与未来影响：目前多晶硅月度产能共计 15 万吨左右，部分企业一期在产，二期处于停产状态，满开后月产可达 1.5 万吨。现有产能分布在云南、四川、内蒙古、新疆、青海五大区域。随着行业发展，新增产能不断涌现，如某企业规划多晶硅产能 15 万吨，虽因市场行情暂未落实，但一旦投产，将显著增加市场供应。
下游需求动态：下游硅片环节对多晶硅需求影响重大。2 月硅片排产达 48GW，排产提升表明对多晶硅的需求量增加。然而，年前下游囤货较多，预计 2 月签单节奏放缓，市场集中签单或在本月中旬之后。
市场需求预期：从市场预期来看，下游硅片企业排产有上调预期，对多晶硅需求量将稳步增长。随着光伏技术的不断进步，N 型硅片市场占比逐渐提高，对 N 型多晶硅料的需求也相应增加。目前， N 型多晶硅占比可达 80% 左右，以满足市场对 N 型产品的需求，2024年4季度以来颗粒硅市场占比提升到20%，预计2025年将进一步提升。
截至 1 月 底，多晶硅厂库 26 万吨，环比增加 1.2 万吨，若加上下游原材料库存，预计全行业库存在 45 万吨左右 。不过，随着下游硅片排产提升，多晶硅或进入小幅去库状态，目前硅片库存下降至17亿片左右，硅片供需关系得到改善，将有利于调节硅料库存下降。社会库存量约在 10 万吨以上，较去年同期有所增加，主要是受国内外市场需求减少、生产增加等因素影响，导致产能过剩，库存增加。
截止2月10号，N 型复投料成交价格区间处于 3.90 - 4.50 万元 / 吨，成交均价为 4.17 万元 / 吨。N 型颗粒硅成交价格区间为 3.80 - 4.10 万元 / 吨，成交均价 3.90 万元 / 吨。P 型多晶硅成交价格区间在 3.20 - 3.60 万元 / 吨，成交均价 3.40 万元 / 吨 。从价格区间来看，N 型复投料价格上限较高，反映出市场对高品质、高性能 N 型复投料的需求存在一定差异，部分高端应用场景愿意为优质硅料支付更高价格 。而 N 型颗粒硅价格相对集中，市场接受度相对稳定，价格波动较小。
欧洲、美国市场的光伏组件价格都正在上涨，部分地区涨幅甚至高达20%，
欧洲地区的光伏组件成交价格确有上涨，在春节期间已上调至0.08欧元/瓦以上（约为0.604元/瓦人民币），而美国地区组件价格则为0.23-0.28美元/瓦左右（约为1.677-2.041元/瓦人民币），目前暂时还未出现显著上调。
针对欧洲光伏组件价格近期的上涨，原因可归结为两大因素。一方面，欧洲市场过去几个月的低价订单交付即将结束，库存逐渐减少，市场供需关系趋于平衡；另一方面，欧洲的多晶硅生产商近年来纷纷缩减产量，致使市场原材料出现了一定程度的供应短缺状况。受此影响，电池片价格开始上涨，进而推动组件价格进一步走高。除了欧洲， 据传美国市场的光伏组件价格也在上升，
美国市场光伏组件价格还未出现显著上调，但是涨价预期十分强烈。
“大部分组件厂商目前没有做任何价格调整，但想涨价的心愿已经吹到国外去了。”但也有某中国组件企业海外负责人表示，确实有小幅上涨，但不多。
美国市场涨价预期强烈的原因主要在于受反倾销/反补贴税（AD/CVD）意外高企的影响，尤其是对从东南亚进口的组件征收的反倾销税率高达53.3%至271.28%，使得从东南亚国家进口光伏组件的成本大幅上升。与此同时，中国于2024年底开始，将光伏组件出口退税从13%下调至9%。这一政策调整使得中国组件产品在国际市场上的价格攀升，尤其欧洲、美国组件市场受到明显波及。
目前涨价主要体现在电池片环节，尚未完全传导至组件端，涨价合同成交落地还需一段时间。值得关注的是，不仅海外光伏组件价格上扬，国内光伏组件价格同样迎来了上涨态势。
2月13日，天合光能宣布全系组件价格上涨，涨价幅度为0.01-0.03元/瓦；阿特斯700W以上组件价格小幅上调，涨价幅度为0.01元/瓦，据相关人士透露，其产品价格后续或还会上调。
对于，此次涨价的原因，
主要与近日政府发布的新能源全面入市有关。2月9日，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》。通知显示，自2025年6月1日起，已投产的存量项目在电量、电价、执行期限上延续现行政策；新投产的增量项目电量规模依消纳责任权重等确定，机制电价通过竞价形成，执行期限按回收初始投资平均期限定。
除上述两家企业之外，还有部分组件头部企业将于近两周上调组件价格。
三、新能源行业重大事件
1、（1）2024年欧洲光伏安装量约为65GW，增速放缓，其中互用储能市场下滑约30%，导致欧洲光储市场整体运营不佳，包括产品库存高、供应量大、分销商或安装商破产潮等问题。2025年市场开始复苏，组件价格微调上涨，BC类产品推广良好，市场出现货源紧缺情况，头部企业整体情况仍不错。
（2）2024年光伏和储能设备价格至少下跌了50%以上，这使得工商业项目和地面电站项目的设备投资更加吸引人，2025年在欧洲局部市场已经看到大量项目在前期开发中并逐步落地。
（3）2025年欧洲光储市场前端开发和推广层面释放出积极信号，但由于大项目的开发周期和落地时间，全年增速难以准确预估。
欧洲电价变化与储能需求
（1）欧洲市场整体电价相比两三年前上涨了至少20%，分布式市场和储能需求增长显著，但大型项目因利率较高而推进缓慢。德国市场的分布式储能渗透率目前约为5%，主要集中在经济条件较好的家庭，未来需求回升需在设备端和电价性价比上有所突破。
（2）2025年大储需求将显著增加，整体增速较快，互储市场可能短期内增长缓慢甚至持平。德国2025年开始实行动态电价，要求售电公司推出动态电价套餐，对设备功能性要求提高，市场增长可能相对平缓但有潜力。
（3）欧洲可再生能源目标完成情况不理想，德国2030年目标为215GW，目前累计量仅100GW，未来每年安装量需达17-18GW以上。随着光伏量的提升，对配储的要求也愈加强烈，配储比例的提高将利好大储市场。
欧洲光伏市场区域差异
（1）德国、西班牙、法国和波兰等欧洲国家在2024年是光伏计外安装市场的前五名，其中德国的分布式光伏市场非常成熟，而西班牙、法国和波兰等国家仍以集中式市场为主，BC类产品在这些集中式市场中的份额上升较慢，整体量仅几个GW，但在分布式市场中增长迅速。
（2）东欧光伏市场处于较早阶段，主要以大项目为主，服务于高净值人群，市场潜力较大但周期较长；北欧虽然人口基数小且日照条件不佳，但因其居民对绿色环保的高意识，市场发展较快，早期尝试了多种电网运营模式。
（3）乌克兰在2024年上半年因灾后重建需求，光伏系统特别是工商业光合储能需求激增，但市场不稳定且利润空间低，对欧洲整体光伏市场影响不大，需求上量为短期现象。
光伏组件市场库存与价格
（1）欧洲组件库存已进入相对低位，尤其是前五大或品牌影响力较强的厂商，热销型号几乎售罄，库存主要集中在不太热门的型号和二三线品牌的产品。当前分销市场的BC类产品销售良好，库存水平较低，市占率在高消费力国家如瑞士显著提升。
（2）组件价格近期有所上涨，普遍涨幅约为百分之十，波动存在。未来价格趋势受大项目启动和集中采购影响，可能会出现短期资源紧张，导致价格上涨。
（3）逆变器库存整体也处于较低水平，但分销商手中某些型号如100千瓦左右的工商业光伏储能机和十千瓦三相款式的互用储能产品库存积压较大，库存水平约为三个月。2024年之前，由于市场行情不佳和补货动作较少，库存整体下降。
逆变器市场趋势
（1）逆变器市场相比组件市场展现出更稳定的定价趋势，价格调整周期通常为半年至一年，即便在市场波动较大的情况下，调整频率也仅为按月或按季度，远低于组件市场的频繁变动。逆变器价格在前两年已有显著下降，整体跌幅约为50%，但目前市场相对平稳，库存水平较低，预计2024年价格持续下跌的可能性不大，更可能维持现状或短期内出现反弹。
（2）逆变器市场在特定条件下（如下游大项目启动）可能会面临供应紧张，尤其是对于某些特定型号的产品，这可能导致价格的短期上涨，类似于2022-2023年间百千瓦组件的供需情况。然而，目前市场整体表现较为平稳，未见明显的价格上涨苗头。
（3）动态电价政策的实施促使光伏与储能的结合成为必要，光伏逆变器厂商面临更高的监控、调度和能源管理要求，这对集成类企业或设备集成模块构成利好。
欧洲光伏产业链发展
（1）欧洲光伏产业链基础薄弱，目前组件端的产能最多仅有十几吉瓦，上游硅料和硅片几乎只剩下少数几家企业，整体制造成本较高，许多本土制造业企业正将产能外迁至美国。
（2）法国在光伏制造补贴方面表现积极，至少有两个本土品牌提出了五吉瓦以上的产能建设目标；德国则因经历教训而较为保守，尽管政府提供补贴，但厂商和有经验的人群仍持谨慎态度。
市场品牌竞争与退出
（1）2022至2023年间，尽管市场吸引了大量新品牌和中小企业进入，但自2024年起，因市场反应不佳和系统品质参差不齐等问题，许多企业特别是中国厂商开始退出，预计未来竞争环境将趋于良性发展。
（2）在德语区市场，BC类产品如全黑系列与top town产品的价差已缩小至约一欧分/瓦；德国分布式光伏系统的配储率高达80%-100%，主要由于居民电价（约40欧分/千瓦时）与上网电价（约7-8欧分/千瓦时）之间的显著价差，促使终端用户倾向于安装光伏加储能系统以控制成本和提高经济效益。
光伏储能系统集成化趋势
（1）光伏储能系统供应商逐渐从提供单一产品转向提供集成产品，主流逆变器企业几乎全部开始提供自己的电池，形成一整套产品。这使得客户和渠道商在选择电池平台时的选择受限，但随着市场变化，部分厂商开始放开选择，可以根据客户需求提供不同品牌的电池。
（2）瑞士等周边市场的光伏上网定价补贴较高，可能导致装光伏配储比例较低。然而，随着电池成本下降，市场上开始出现更高配比的光伏储能系统，例如十千瓦配十五度至二十度电的情况。
2、全国乘用车市场2025年1月末库存299万台、库存58天。2024年全国乘用车市场仍处于强力去库存周期，从年初主动去库存延续到8月份，9-12月处于被动去库存的阶段，2025年1月实际还是春节前的2024年延续，因此仍属去库存。在预期刺激政策带来的观望消退、新的以旧换新政策逐步发布，1月厂家谨慎应对市场风险，1月的燃油车和新能源走势较好。2025年1月月末全国乘用车库存299万台，较上月下降6万台，较2024年1月下降38万台。
目前春节前市场不确定性带来厂商的总体谨慎，春节前的经销商希望去库存。1月的库存下降但库存天数仍未升，这是由于2025年2-4月销量预测低于2025年1月—3月的均值。2025年1月底的库存与未来3个月销量综合预估的现有库存支撑未来销售天数在58天，相对于2023年1月的65天和2024年1月的70天，均下降较大，总体库存压力不大，但新能源的库存压力已经持续明显地加大。
2024年乘用车国内零售呈现4-12月的持续上升态势，7月的谷底走势也较强。由于春节等因素，2025年1月全国乘用车市场零售179.4万辆，同比下降12%，环比下降32%。1月零售处于历史低位，环比增速降幅32%也是仅次于2023年1月的41%降幅。
2025年1月全国乘用车市场零售179.4万辆，同比下降12%，环比下降32%。相对历年1月的较强走势，今年的零售处于过去10年的低位，这为二手车市回暖奠定基础。
1月全国乘用车厂商批发210万辆，同比持平，环比降32%。受出口较强和渠道去库存较少的促进，1月乘用车批发同比增速较零售增速高12个百分点。
2024年销量的U型增长表现较有特色，与2023年走势反差较大，历年也很少有这样的超强上升走势。2025年1月批发走势较强，处于历史次高位，行业库存调整周期进入尾声。
1月乘用车生产211万辆，同比增长4%，环比下降28%。1月乘用车生产仅较历史同期高点2018年的230万辆低19万辆。
2025年1月月末全国乘用车库存299万台，较上月下降6万台，较2024年1月下降38万台，且较2023年1月低34万台。目前的政策过渡期带来厂商的总体谨慎，春节前的生产较高，厂家批发总体温和。
2024年整体库存保持相对平稳状态，10月回落在297万台左右,12月回升到305万，主要是渠道库存的回升，今年1月降到299万的库存总体相对平稳，但相对于2023年年末库存明显降低，总体行业库存压力逐步缓解。虽然厂家库存占比处于高位，但年后开始新车增量，1季度库存仍会小幅上升。
随着新能源车的占比提升，燃油车销量下降，对应的库存占压也逐步减少。总体看2025年1月的自主和合资主流车企的库存相对前期逐步下降，体现车企防风险意识较强，库存安全性稍有改善，但豪华车库存有所加大。
从库存周期看，2021年12月开始的加库存周期，在2022年11月达到峰值的394万台，随后逐步回归下降到2023年4月的325万台，2023年5月开始的加库存到2023年11月392万台为止带来的压力较大，2023年12月开始强力去库存，2024年2月降到321万台，2024年库存上升缓慢到6月的344万台，随后降到10月的297万台，11月加库存后，逐步化解到2025年1月的299万，但由于燃油车萎缩较严重，库存的压力也并未大幅缓解。
随着2023年市场回暖的如期到来，2023年换购需求较强，库存天数明显下降。春节后的2024年3月市场零售表现相对偏弱。随着中央促消费政策的推动，各地车展等营销活动的活跃，秋冬季市场消费总体较好。
2025年1月底的库存与未来销量综合预估的现有库存支撑未来销售天数在58天，相对于2023年1月的65天和2024年1月的70天，均下降较大，总体库存压力不大。
全国新能源乘用车库存回升
从仅生产新能源车的企业的库存变化特征分析看，2023年年初库存20万台，年初的库存保持较好，随后进入库存快速增长期，2023年12月末的纯新能源车企总体新能源库存降到39万台，2024年3月进一步降到33万台，6月到48万台高位，2024年12月上升到66万台，2025年1月库存67万台，其中新能源经销商渠道库存小幅上升，行业库存总体压力较大。
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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