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1、12月11日，过去一周：N型复投料成交价3.90-4.20万元/吨，平均为4.03万元/吨，周环比持平。N型致密料成交价3.40-3.70万元/吨，平均为3.63万元/吨，周环比持平。N型多晶硅成交价3.20-3.50万元/吨，平均为3.31万元/吨，周环比持平。N型颗粒硅成交价3.60-3.75万元/吨，平均为3.70万元/吨，周环比持平。
与12月4日价格相比，本周硅料价格保持稳定。本周硅料市场交易略显平淡，市场正经历新一轮的调整阶段。自12月10日以来，包括两家行业龙头在内的多家硅料企业释放出涨价信号，部分下游厂商已收到上涨后的报价。然而，当前供需背景下，这些报价多为企业的试探性行为，短期内实际成交的可能性不大。
本周几乎所有多晶硅企业均处于检修或降负荷状态。同时受电价攀升影响，减产的生产基地数量增加。12月硅料排产进一步下降，预计为9.5万吨左右。值得注意的是，目前硅料环节库存水平仍高达近30万吨。尽管短期内库存可能继续上升，但随着减产措施的深入执行，预计随着市场需求的逐步回暖，库存压力将得到一定程度的缓解。
硅片方面，本周价格小幅上涨。11月硅片产量约41.47GW，环比下降4.91%。近期，12月硅片排产陆续出炉，由于部分一二线企业的增产，硅片产量小幅上升，对整体库存影响不大。随着供需关系的逐步改善，预计12月硅片价格预计整体持稳或小幅上涨。
电池方面，本周价格保持稳定。11月电池片产量约50GW，环比下降约2%。随着前期订单陆续敲定，近期电池需求量呈现下滑趋势，上下游博弈增加。12月电池环节排产环比上调0.08%，其中HJT、BC排产继续微跌，Topcon电池排产微增，短期内价格预计基本持稳。
本周光伏行业产业链各环节价格及预测表
硅料价格暂稳：考虑市场自律行为发酵、硅料成本已承压严重，本周硅料企业试探性调涨报价，能否落地有待观察；虽当前硅料企业积极减产，但调整速度慢于下游，持续累库。
183N硅片价格小幅上涨：硅片内端供需关系修复，整体库存下降，183N供应紧俏、成交价回升；210RN供需持续疲软、价格松动。
电池片价格持稳：行业自律会议后，下游组件厂家明年一月排产可见度较低，电池环节议价能力相对较弱，后续价格仍受制于组件端；本周海外M10价格小幅上涨，因出口退税而涨价的订单陆续交付。
组件价格僵持：自律会议后组件厂家再次探涨，然终端需求疲弱，部分企业组件库存仍处高位，价格僵持在0.6-0.73元/W。
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、中国多晶硅产业的定价走势和市场整合前景，11个月内多晶硅库存增加35万吨，但预计12月将实现供需的单月再平衡。11月总产量约为11.5万吨，12月可能进一步降至10.5万吨，显示出明显的去库存趋势，同期总需求料将达到11 - 12万吨。
产能利用率持续下滑，降至50%以下：12月利用率不足50%，对比6月的80%、8月的60%以上和11月的50 - 60%，降幅显著。这一变化部分源于西南地区的供应收缩，旱季高电价抑制了生产，影响约66万吨多晶硅产能，可能导致产量减少5万吨。尽管存在生产和产出的滞后效应，
预计12月单月多晶硅产量将超过10万吨。2024年底，预计多晶硅产能将达265万吨，其中逾80万吨产能已建成但尚未投产。
今年新增多晶硅产能约66万吨，年底总产能将达265万吨。目前已完成超过80万吨产能建设，总量接近350万吨，但尚未正式投产。
关于市场整合，多晶硅产能不会轻易退出市场，但承认部分企业可能难以度过当前周期。在他看来，行业龙头企业在供给侧改革中至关重要，能够在有利的盈亏平衡点控制价格，并逐步淘汰成本较高的小型企业。近期，他观察到领先企业在这方面的意愿更为强烈。
然而，价格复苏之路注定并不平坦。一方面，部分停产产能可能随价格回升重新进入市场，抑制价格上涨；另一方面，多晶硅价格复苏还将取决于下游产业的景气程度。
多晶硅产量12月或环比下降21%。自12月2日当周起，单晶级多晶硅价格环比下降1.3%，至每公斤39元人民币。基于持续下降的产能利用率，Silicon China预计12月多晶硅产量将环比下降21%，至105千吨（44吉瓦）。然而，我们估计这仍将高于40吉瓦的硅片需求。我们预计多晶硅库存将在2025年1月达到峰值。
组件产量12月将降至50吉瓦以下自12月2日当周起，N型硅片价格保持稳定，M10和G12分别为每片1.03元和1.40元。据Silicon China报道，自12月2日当周起，一线硅片制造商的两家公司的产能利用率分别为45%和50%，垂直整合商为50%-60%，其他公司为40%-90%。TOPCon电池价格保持稳定，M10/G12分别为每瓦0.28元和0.285元。TOPCon组件和HJT（异质结技术）组件价格环比保持稳定，分别为每瓦0.71元和0.87元。PV InfoLink估计，由于年底需求疲软，全球组件产量12月可能降至50吉瓦以下。
玻璃库存似乎已达到峰值据SCI99报道，2.0毫米太阳能玻璃价格环比上涨2.2%，至每平方米11.75元人民币，而3.2毫米价格环比下降1.3%，至每平方米19.25元人民币。库存环比下降2.4%，至35.54天。纯碱价格保持稳定，为每吨1650元人民币。
减产协议终达成。关于自律减产，各公司在会议上达成了减产协议。具体细节尚未公布。多晶硅、硅片、电池和组件各环节的生产配额可能会分配给各参与者。正如我们之前所估计的，生产配额将根据2023年的出货量和2024年的产能来分配。他们可能会定期调整系数以满足需求。基于此，往年出货量和市场份额较高的公司可能会被分配相对较大的配额。随着减产的执行，我们认为从1月25日起供需状况可能会得到改善。
需求成为关键观察点。虽然供应端控制的方向越来越明确，但我们认为政策发布已被市场计入价格。但在需求方面，仍存在许多争议。太阳能协会会长王勃华将中国2024年的需求预测从190-220吉瓦上调至230-260吉瓦，并将全球需求预测从390-430吉瓦上调至430-470吉瓦。但对于2025年及以后的需求，他预计该行业仍将面临挑战，如电网消纳瓶颈和市场交易导致的上网电价不确定性。但他总体上对长期太阳能需求持乐观态度，因为新兴市场正在快速增长，这可以在一定程度上抵消中国、欧洲和美国需求的减弱。
将供应链转向海外以防范地缘政治风险。另一个焦点话题是贸易壁垒加剧和海外产能扩张。晶科能源呼吁加速从全球销售向全球生产转变，从仅出口产品转变为出口技术、专业知识和服务。其中东产能就是一个很好的例子。协会强调，多元化全球供应链布局可能是降低全球贸易风险的最关键途径。
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）。
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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