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1、光伏行业供需变化与政策影响。国内光伏装机需求预计将从今年的230-240GW降至明年的220GW，其中分布式装机受影响较大，预计下降8%。全球装机需求则预计保持稳定增长，今年为449GW，明年为450-460GW。
二三线电池组件企业生存状况较差，多数处于停产或代工状态。然而，行业出清仍需政策调控。硅料合理价格预计为50元/kg以上，以确保其他环节保持在完全成本之上。硅料的完全成本约为46-47元/kg，硅片成本在1.25-1.3元/片，成本底线为1.2-1.23元/片。
政策调整与供给侧改革。在政策方面，光伏行业正在讨论供给侧改革措施，旨在维稳价格并保护龙头企业。目前，主要讨论的减产方式有配额限制和能耗限制两种，但具体方案尚未确定。与2021年相比，此次政策调整可能更加谨慎，力求避免利润过度集中于多晶硅企业，而是让产业链的每个环节都能受益。
此外，会议还提到未来可能更倾向于专业化发展，而非一体化。这意味着行业可能会更加注重细分领域的技术创新和成本控制，以提高整体竞争力。
目前市场所传的供给侧改革，行业目前确实存在类似想法。但具体改革措施还未真正实地落地。
近期几次会议确实出现多种提议，部分调研甚至出现向其他有色、黑色取经调研的情况。而据了解，29日会议也是前后相关会议的一环，若单独去看难免“狭隘”。而且部分行业人员表示“此次改革整体会较为谨慎且全面，避免发生21年的问题”。
目前总的来看对于未来的减产方式主要分为两种：
一种是配额限制——即根据各家（或各区域）产能情况限制**%额度开工率，以求达到供需相对平衡。
第二便是能耗限制——即依据企业的电耗（亦或还有硅耗）等指标排库，关停*%尾部高能耗企业，以达到供需平衡。
近期减产事件频发（硅料、硅片、电池片都发生了较大幅度减产）确实从基本面上对光伏行情产生一定支撑。
再加上目前上游成本压制到临近极限以及近期处于组件交付集中高点确实使得整体行情慢慢止跌，部分环节甚至出现了小幅上涨。
但即将进入元旦－春节行业传统淡季的大背景下叠加历史库存因素，认为出现根本性大幅度上涨还有较大难度。
本周光伏行业产业链各环节价格及预测表
政策预期：市场的认知&我们的判断
市场当前对后续光伏政策的预期主要围绕供给侧限制，并主要聚焦两种偏“一刀切”的方式：1）根据单位生产能耗等技术指标进行产能排序，淘汰末尾一定比例的落后产能（主要聚焦硅料、玻璃两类相对高能耗的生产环节）；2）基于产能利用率指标，对各环节企业产出做统筹规划指导。
最终出台并有效执行“一刀切”式政策的可能性较低，通过制度手段“放大市场化力量”或是切实可行的方案，同时别忘了有望起到“提升需求端预期”的潜在政策可能。
考虑光伏产业特征（部分环节生产能耗与产品品质挂钩、技术仍处于持续进步期、民营企业参与为主、供给相对分散等），前述市场预期的两类围绕单一指标制定的限产政策，无论是合理性、合规性，还是可执行性，均存疑。
事实上，在这一轮光伏产能过剩背景下的供给出清过程中，市场化力量已经显示的足够强大，尤其是在当前大家最为关注的硅料、玻璃这两个环节，由于 1）均为连续型生产、2）成本曲线仍有较高陡峭度、3）过剩幅度较大（硅料）、4）产成品库存无法长期存储（玻璃）等特征，自Q2以来因盈利承压严重，已有显著的减产成果。（当然，任何形式的供给侧限制政策，都将加速这一出清过程）硅料环节：在连续两个季度全行业亏现金的背景下，月度产量已从5月高点约19万吨下降至9月的不足14万吨；光伏玻璃环节：5月中旬至今持续降价，测算当前头部企业盈利严重承压，二三线企业较普遍亏现金，这一背景下，国内光伏玻璃在产日熔量从6月末高点约11.5万吨/日降至当前约10.3万吨/日（考虑部分在产窑炉的堵窑口动作，实际减产幅度更大），近期甚至出现投产不足2年的新窑炉加入停产冷修行列（正常窑龄6-8年），可见经营压力之大。
展望后续：
1）结合近期工信部等部委关于“碳足迹”核算等相关事项的表态，我们认为若确有针对或涉及光伏制造业的供给侧政策，那么围绕碳排放强度指标实施一定的经济手段，从而通过拉开先进与落后产能之间成本差距的方式，放大市场化力量的出清效果，或许是既合规合理、又切实可行的方案。
2）此前工信部在今年7月已发布《光伏制造行业规范条件（2024年本）》（征求意见稿），不排除在后续正式稿中进一步提高相关产品生产能耗与技术参数指标。
3）由于我国当前尚处于风光电参与电力市场化交易的探索阶段，以及电网建设较风光电源建设相对滞后，导致新建风光发电项目，因无法“合理”假设平均上网电价和发电利用小时数，而难以准确评估预期收益率，进而造成部分项目的建设与投资遇阻。我们认为，能源与价格相关主管部门，后续或围绕新建风光发电项目收益率的“可预测性”和存量项目的收益率保障，出台相关政策。从而在稳定项目投资方预期的同时，提升市场对我国光伏装机增长的信心。
催化层面：由于临近年关，供给侧出清信号（如：开工率持续不足的老旧产能关停、相关生产人员缩编 等）或进一步趋于频繁，从而进一步加强市场对行业筑底、供需关系改善信心的建立；同时，由于企业在年底本就存在减产去库存诉求，因此继中节能组件集采投标价格初步显示龙头企业的“挺价”信号之后，可能也会看到“减产”的信号，在当前周期位置上，这些边际变化都将大概率被理解为景气底部夯实、盈利拐点临近的信号。
业绩层面：对于主产业链（组件、硅料为代表）企业而言，因存货减值收窄、部分新产能爬坡完成驱动成本改善、工业硅及丰水期电价下降（硅料）等因素，Q3业绩或普遍呈现减亏、甚至扭亏的边际改善，但考虑到Q4又将面临高盈利美国市场出货减少、亏损幅度较大的国内订单占比提升、年末去库存致开工率下降、老旧固定资产减值需求等因素，而Q1又是出货量较少的行业传统淡季，因此我们判断Q3环比改善之后，尚难言Q4、Q1能延续这一趋势，主产业链业绩端仍有至少两个季度的磨底期。
真正的盈利拐点时间及环节顺序判断：若供给侧出清进程如我们所预期的在未来两个季度加速（如：存量PERC电池产能在2024年交付完海外长协订单后陆续彻底关停、停产超过半年的硅料产能因设备受损难以复产），而需求同样如我们所预期的在2025年具备年化15%左右的增长（即：组件需求由24年的600GW+增长至700GW+，春节后组件月度排产接近60GW水平），那么主产业链最快有望于25Q2实现较为普遍且显著的盈利改善。从当前各环节的产能总量及结构构成看，过剩幅度最小、且具有一定成本梯度的高效电池片环节（约700GW TOPCon + 100GW xBC/HJT）或将是率先实现盈利拐点的环节，并将带动一体化组件、乃至辅材盈利的改善；而过剩相对严重的硅料环节，即使在没有实质性的针对存量供给限制政策得到有效执行的前提下，减亏的趋势仍有望延续，但实现可观盈利修复的时间或相对靠后。
在光伏板块这一轮已持续两年多的下行周期中，板块股价的下跌（22Q3）较企业盈利的显著下行（23Q3）整整提前了一年发生，那么，在目前判断行业盈利向上拐点最快有望于25Q2出现的情形下，当前提前2-3个季度进行布局并实现第一波底部上涨也完全在情理之中。
2、光伏市场十一月预期。
11月预计多晶硅产量将下滑——预计国内总产量将从10月的13.2万吨下滑至11.5万吨左右。
其中主要减量在于一方面头部企业四川地区部分基地将于11月初便开始了逐步的减产，预计到上中旬将全部关停；另一方面其余企业内蒙地区将出现2-3千吨左右的减产动作。其余部分中小企业产量11月小幅波动，整体未出现显著的集体减产行为，更多的是企业的自发性行为。
预计十一月份将减产约一万吨，主要由四川和新疆的企业贡献，而十二月份可能进一步减产两万吨，导致行业总产量降至九十万吨。尽管减产预期存在，但多晶硅库存仍处于较高水平，总量约为二十五六万吨，其中头部厂家库存约十万吨，且库存分布不均。
在价格方面，尽管市场预计减产将带来供应收缩，但价格却可能小幅下滑。预计头部企业签单价格将维持在三十九至四十元之间。这一预期反映了市场对供需关系的复杂判断，以及库存压力对价格的制约作用。
多晶硅的价格受到市场情绪以及供需关系过剩等影响，价格亦一路走跌。
其中N型多晶硅料从年初的70元/kg下跌至今日的42元/kg，降幅达到40%！当前硅料价格已经越过多数硅料厂的含税现金成本线，厂商利润微薄，甚至亏损。进入Q4，丰水期的结束使部分地区电价上涨，硅料成本再度增加，毛利率亏损达至少20%！
颗粒硅技术前景与影响
颗粒硅在短期内难以完全替代棒状硅，但其低能耗优势使其在行业普遍亏损时市占率较高。未来，颗粒硅的市占率将取决于其技术进步和产能情况。在供给侧改革中，颗粒硅企业因其低能耗优势占据有利地位，但具体减产政策对其影响尚不确定。
硅片市场减产与价格稳定
硅片市场方面，十月份排产预期为四十六到四十七GW，但受减产影响，十一月份可能降至四十四到四十三GW。目前，183硅片价格稳定在1元/片，210R硅片价格稳定在1.2元/片。硅片库存已从高点下降超过10%，至四十四到四十五亿片，这表明市场正在逐步消化库存。
硅片价格的稳定得益于几家企业的抱团减产策略，这有助于缓解供应过剩压力，支撑价格企稳。
同时，下游硅片生产企业也面临同样的市场压力。
由于产能扩张过快，市场供大于求，使得硅片价格承压，进一步挤压利润空间。在2024年初，由于需求持续不振，硅片跌破“成本线”后，反而使得市场信心遭受进一步打击，价格加速下跌。以目前1元/片的硅片价格，硅片企业面临着较大现金成本和完全成本的亏损，单片完全成本亏损甚至超过30%！
电池片与组件市场变化
电池片市场方面，十月份排产为四十九到五十GW，十一月份预计持平。库存从二十天高位下降，反映出市场需求的回暖。下游组件需求的增加有望支撑硅片和电池片价格。
组件市场方面，近期报价出现小幅上涨，涨幅在1分到3分钱之间，但集中交付的价格仍维持在6毛1左右。十月份组件产量为51.9GW，环比有所下降，但电池片需求减少，显示出行业去库存的趋势。十一月份，大多数企业排产计划小幅下降，但部分龙头企业计划增加产能，预计总排产值为51GW，小幅下降0.9GW。
电池片和组件环节的问题同样不容忽视。
随着市场需求的周期性变化及技术升级，电池片企业在价格与成本之间面临着巨大的压力。
自2023年年底，电池片过剩矛盾便严重凸显，价格不断逼近成本线甚至亏损！2024年Q2开始，电池片虽成本下降而迅速走跌，需求走弱导致累库加速，企业间竞争激烈，低价频出。
2024年年中，电池片生产企业进入亏现金流阶段，电池库存高位，专业化电池厂家出货压力极大！以当前0.27元/W的电池片价格，专业化电池片厂的完全成本亏损已经超过22%！
组件的价格竞争更为激烈。尤其是在全球市场需求不确定的情况下，组件价格难以维持在盈利水平之上。
在高库存压力、市场竞争激烈、P-N转换加速、上游成本价格下行等因素的影响下，组件成交价格自2024年年初起降幅明显。
组件企业被迫降价排库，成交价格一度穿透企业成本线。
N型TOPCon182组件自年初的1元/W降至今日的0.65元/W，降幅达到35%！
低价低质组件大量涌现市场，低价投标价频发，均在影响现货市场交易价格。
以当前组件价格，无论是专业化组件生产厂还是一体化组件生产厂，都面临着现金成本和完全成本的亏损压力。
一体化组件生产厂完全成本亏损超过10%！专业化组件生产厂完全成本亏损超过5%！
光伏组件成本分析。在光伏产业链中，硅片、电池片和组件的成本情况各异。头部厂商在硅片、电池片和组件的非规成本方面均表现出明显的成本优势。例如，硅片的非规成本头部厂商约为0.048-0.05元/W，行业平均水平为0.053-0.055元/W；电池片的非规成本头部厂商约为0.165元/W，行业平均水平为0.175元/W；组件的非规成本头部厂商约为0.35元/W，行业平均水平为0.43元/W。
综上所述，光伏行业正面临复杂的市场环境和政策调整。企业需要密切关注市场动态和政策变化，以制定合适的生产计划和市场策略。同时，政府也应加强，政策引导和监管力度，推动行业健康可持续发展。
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。
3、风电：海风稳步推进，盈利有望环比改善。
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。
4、10月狭义乘用车零售预计220.0万辆，新能源预计115.0万辆。
行业价格战阶段性暂停，未来竞争策略或切换为技术下沉
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）。
电芯排产环比持续改善，验证终端需求较好增长态势
10月份，三元电池6家排产18.9GWh，环比-3%，同比+0%；铁锂电池5家排产69.0GWh，环比+5%，同比+43%，电芯整体特别是磷酸铁锂电芯在8月高环比增长基础，继续保持环比较快增速，彰显动力、储能共振需求。此外各锂电环节排产同环比均保持较快增长：三元正极4家排产2.2万吨，环比+4%，同比-7%；铁锂正极4家排产9.2万吨，环比+3%，同比+31%；负极：4家排产10.6万吨，环比+0%，同比+16%；隔膜：3家排产12.8亿平米，环比+6%，同比+27%；电解液：2家排产7.0万吨，环比+4%，同比+32%。
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：
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