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1、本周硅片和P型电池片价格下跌，其中P型182硅片下跌0.05元/片，N型182硅片下跌0.03元/片，P型电池片下跌0.005元/W，其余环节价格基本持稳
硅料价格持稳：硅片开工率下调、需求减少，硅料库存处于高位，个别小单低价成交；然已进入枯水期、电价上涨，且多晶硅期货临近上市，部分期现商积极备货，硅料价格具备一定支撑。
硅片价格承压下跌：上周电池片积极出货带动硅片库存持续缓慢出清，183N主流成交价小幅下探至1-1.03元/片，盈利严重承压；硅片厂家生产策略向210RN规格转移，供应提升、价格有下探趋势，183N出现供应紧俏势头，成交水位逐步上移。
电池片价格持稳：电池片供需分化，G12R产量增加、但近期需求疲软，价格走势悲观，M10供应紧俏、厂家积极上调报价，但电池片环节缺乏议价能力，后续价格仍受制于组件端。
部分厂家上调报价、组件价格僵持：需求端暂无明显提升迹象，组件库存小幅增加，价格僵持在0.65-0.74元/W，分布式项目已有小批量上抬价格，但大批量成交仍需时间，集中式部分执行价格仍低于实际成本线。
10月组件中标均价近0.7元，现货价格拐点或很快到来；
10月组件中标价已回升、组件价格向上拐点显现；
10月国内组件中标均价为0.699元/W，环比上升0.02元/W，今年首次实现月度价格回升，需求端国内Q4装机也有望保持增长。我们认为组件价格迎来重要拐点，国内涨价后续有望向海外传导，组件价格底部信号明显。
本周光伏行业产业链各环节价格及预测表
供给侧收缩预期下、现货价格反转或很快到来。11月常规检修、枯水期影响等因素供给有望进一步压缩，看涨情绪旺盛；并且在当前供给侧可能受限的背景下，兼顾考虑行业看涨情绪，后续下游采购意愿将加强，而上游则可能更加惜售，判断供给侧限制政策落地之前，产业价格就可能反弹；招标价格一般是行业价格风向标，招标价格的拐点出现，现货价格拐点不远。
2、2024Q4及2025上半年光伏产业链产出与需求
1）Q4光伏产业链产出、排产情况
硅料：10月实际产出13.8万吨（约合64.4GW），环比 +2%，达到较高水平。主要得益于生产的正常进行，但11月预计排产13.4万吨（对应约62.2GW），环比 -3.4%。下降原因包括枯水期影响，使生产用电价格上涨，相关区域企业下调产量预期，如龙头企业四川产区产量受影响；同时包头新产能爬坡上升与其他区域产量下降形成对冲，总产量变化不明显。12月预计排产13.2万吨（约合61.5GW），环比 -1.2%，继续呈下降趋势，显示硅料产出在Q4整体稳中略降。
硅片：10月产出44.7GW（N型38GW，占比85%），环比 -7%，单月稼动率约50%，下降幅度较大。11月预计排产42.9GW，环比 -4.2%，其中N型36GW，占比约84%，开工率45%，环比 -2pct，产出继续减少。头部企业排产决策对整体影响显著，且11月总体单月产出仍环比下调。12月产出预计42.8GW，环比 -0.2%，基本保持平稳但仍处于较低水平，硅片环节在Q4产出持续处于低位且有小幅波动。
电池片：10月产出51.9GW（N型45GW，占比87%），环比 -2%。11月预计排产53.5GW，环比 +3.1%，其中N型45GW，占比约84%，开工率56%，环比 +2%，产出有所提升，多数企业调整生产比重，210RN与210N系列排产持续攀升，但部分东南亚电池厂家受11月反倾销税率即将公布影响暂缓生产。12月预计产出53.6GW，环比 +0.2%，基本维持在11月的水平，电池片环节在Q4后期产量趋于稳定且略有增长。
组件：10月产出54.5GW，环比 +9%，虽厂家十一放假但实际产出仍高于预期，主要受国内大型项目需求支撑。11月预计排产53.1GW，环比 -2.5%，开工率49%，环比 -1pct，排产相对保守，因海外订单增量有限，主要依赖国内地面项目，且当前需求局势不明、价格走势未定，厂家谨慎控制以防库存累积，近期组件价格事件也引发终端观望。12月预计产出52.6GW，环比 -0.9%，组件排产在Q4逐渐下降，反映出市场需求的不确定性对企业生产决策的影响。
2）Q4光伏产业链需求情况
- 国内需求：10月组件产出提升主要依赖国内大型项目需求支撑，但11月中旬国内订单陆续交付完毕后，后续需求支撑力度有所减弱，且市场对春节备货需求尚不明确，企业谨慎排产，表明国内需求在Q4前期较强劲，但后期存在不确定性，整体需求增长动力不足。
- 海外需求：海外订单增量有限，受多种因素如贸易政策（如部分东南亚电池厂家受反倾销税率影响）、市场竞争等制约，对光伏产业链各环节排产的拉动作用不明显，海外需求在Q4未能成为有力的增长引擎。
3）对2025年上半年光伏市场的展望
供给端：产能出清有望加速。光伏行业已进入底部周期，目前正处于产能出清阶段。部分二三线企业及跨界企业因经营困难，已出现裁员放假、减产、并购等现象。不同环节产能出清速度有差别，硅料、电池、玻璃环节或率先实现。部分领先企业现金储备仅能维持2-4个季度生产经营，2025年上半年有望出现部分企业产能退出，这将是产能出清的有效信号。
需求端：总体需求有增长：预计2025年全球光伏装机需求将达492-568gw，相较2024年增长幅度为5%-7%。虽然传统主要市场的需求增长可能放缓，但新兴市场的崛起将为全球光伏市场提供一定支撑。如中东市场在政府支持与多个项目推动下需求上升；泰国、马来西亚、越南等东南亚国家也有望因绿电政策提升需求。
各区域市场情况各异：
中国：预计明年需求持平今年或略有增长。集中式项目是国内需求大宗，但内蒙地区受外线建设、配储与限电等规定影响，项目并网起量可能延至2024年末至2025年后。分布式光伏方面，新的电力市场交易制度可能使交易电价受竞争走跌，加上土地和屋顶租赁成本上涨，投资报酬率下降，部分央企已逐渐退出，市场对分布式的需求增量预期悲观。不过，消纳红线放开、大基地项目建设加速、电网建设进程加快等支撑因素，仍可能使国内光伏新增装机保持一定水平。
欧洲：政策推动与经济疲软夹击，光伏需求增长备受牵制。欧盟相关法案的生效虽有助于降低进口依赖，但也推升了终端项目投资费用。多数欧洲国家面临经济疲软、电网消纳能力不足、供应过剩、补贴政策力道减弱等问题，分布式项目安装意愿受影响，集中式项目建置进度延宕。不过，2025年需求或可回升至85-93gw，增幅约为9-10%，长期增长仍取决于经济表现及政策走向。
美国：贸易壁垒加剧供应链挑战，需求成长仍待观望。美国本土硅片和电池产能不足，下游对中国硅片课征的关税可能推升终端项目成本。此外，受总统大选、高利率环境及补贴政策不确定等因素影响，开发商观望情绪较浓，分布式需求疲弱。预计2025年美国光伏需求约为38-44gw。
印度：本土化政策持续，政府项目利好需求成长。印度需求增量主要依赖政府项目支撑，2025年有望迎来大规模装机潮，需求可上看至25-35gw，同比增长近25-40%。不过，当地almm电池清单的实施可能促使本土电池产能缓步提升。
政策方面，多部门已出台政策指引限制低端产能扩张，银行端的支持力度变化可能成为影响产能出清拐点的关键因素。特朗普当选影响。尽管本次选举期间，特朗普也曾多次强调要扩大石油和天然气开采，取消清洁能源政策，包括废除《通货膨胀削减法案》（IRA），收回未动用的资金。但是由于对其中法律做任何修改均需美国国会的批准、若要废止法案需参众两会2/3表决通过，特朗普上台后动摇IRA的难度较高，且与IRA法案相关的就业机会，主要集中在共和党势力较强的红州，综上IRA法案受到影响的概率不大。
两党对鼓励本土制造与东南亚四国的双反税基本立场一致，且市场此前对关税均有预期（反补贴税率已公布，反倾销税预期11月底初裁），无论谁当选影响不大。此外，特朗普上一次任期内延续了光伏需求侧的ITC补贴，任内光伏新增装机保持7%复合增长率。
此前白宫发布的公告，太阳能电池的关税配额将从5GW增加到12.5GW，换言之在此前仅允许进口5GW的低关税太阳能电池，而现在最高可以允许进口12.5GW，提升了1.5倍，这一举措主要是为了满足美国本土组件生产商的电池需求。此前美国主要的组件来源为东南亚，尽管截至24年底本土有约56GW左右的组件产能，但本土电池产能规划仅7GW，多家企业已开始美国或东南亚四国以外其他国家的海外电池产能，相关电池组件厂或将受益于美国市场的供给短缺和高盈利。
综上，特朗普上任后制造业回流将持续，IRA法案讲继续维持，且制造业回流带来的电池短缺有望刺激美国或东南亚四国以外电池产能需求。
价格与盈利：产业链价格有望企稳回升，但回升速度和幅度取决于市场需求恢复情况、产能出清节奏以及行业竞争态势等。随着供给侧出清推进以及市场供需关系的改善，企业盈利水平有望逐渐修复。具备技术、渠道品牌等优势的企业更有机会穿越周期。如部分在海外渠道具备优势的企业，在全行业亏损的情况下业绩表现相对更具韧性。
技术方面，光伏新技术推动新周期。关于TOPCon与BC的争论，首先必须肯定BC在过去一年多的巨大进步，如果成本能有所控制，在海外屋顶会有竞争力。另一方面，据我们所知，TOPCon也有较大迭代升级，可能未来一个季度就会看到。重视美国及后续欧洲的光伏知识产权案例，特别是中国企业发起的。国内可能也会落地几个典型案例。知识产权制度受重视，将深刻改变行业生态。
这一轮新周期，政府对于专利保护更为重视，本身技术难度更大，铜浆、BC的壁垒将显著增强，超额利润有望维持。
1）当前BC等电池效率高，但是成本也高，尤其是银浆成本是核心矛盾，铜浆的产业化，将解决这一难题，加速高效电池的量产，BC（包括Topcon-BC和HJT-BC）将加速渗透。铜浆加速高效电池替代。铜浆可以应用于topcon、hjt、BC高效电池，铜浆将解决高效电池的成本问题，加速高效电池（尤其是XBC）的渗透。无银浆料/铜浆。银浆在电池片非硅成本占比近60%，价值量已略超硅料，业界很焦虑。在丝网印刷基础上使用铜/铝浆，能兼容现有工艺装备支出很小，污染也更小。聚和材料在铜浆/铝浆储备较早，除公司自身在配方、工艺制备的突破，业界反馈公司还投资某外资公司并合作绑定海外铜粉供应（可能是排他性），公司与几家标杆大客户迭代合作在下游也获得突破，这个是铜粉-公司-下游客户一体完成的突破，壁垒很高。铜浆如果普及，有望为行业带来300亿元降本，空间大。
2）金刚线加速单晶渗透。单晶效率高，但是成本也高，由于金刚线的成熟，单晶的渗透加速，最终实现绝大部分的替代。
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。根据国家能源局，7-8月风电新增装机7.77GW，同比+31%，主要系陆上风电建设规模同比上升。随着项目审批、航道冲突等问题逐步解决，广东、江苏重点海上风电项目持续推进，或将带动产业链出货放量。盈利能力方面，Q3陆风中标均价逐步企稳，整机厂盈利能力有望环比改善；零部件原材料钢价同环比回落，叠加海外订单持续落地推动出货放量，塔桩、铸锻件环节盈利能力或将环比提升。
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、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
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。
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