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1、本周均价：硅料：N型料本周报价4.03万元/吨，周环比+1.0%，月环比-3.4%；N型颗粒硅报价3.7万元/吨，周环比持平，月环比-0.8%。致密料报价均价39/kg，周环比-1.3%，月环比-2.5%，本周单吨盈亏-1.07万元，较上周略有下降。颗粒硅均价36元/kg，周/月环比-1.4%。
硅片：N型182(130μm)硅片均价1.03元/片，周环比持平，月环比+3.0%，单瓦盈利估算为-4分/W，较上周持平；N型182*210(130μm)硅片报价1.14元/片，周环比-1.7%，月环比-5.0%；N型210(130μm)硅片报价1.4元/片，周环比持平，月环比-3.4%；P型182(150μm)硅片均价1.15元/片，周/月环比持平；P型210(150μm)硅片均价1.7元/片，周/月环比持平；
电池：182 TOPCon电池片均价0.28元/W，周环比持平，月环比+3.7%，单瓦盈利估算为-4分/W，较上周持平。182*210 TOPCon电池片均价0.27元/W，周环比持平，月环比-3.8%；210 TOPCon电池片均价0.285元/W，周/月环比持平。
P型182电池片均价0.275元/W，周/月环比持平；P型210电池片均价0.28元/W，周/月环比持平；
组件：国内N型TOPCon双面组件报价0.71元/W，周/月环比持平；P型182双面组件报价0.68元/W，周/月环比持平；P型210组件报价0.65元/W，周/月环比持平。
欧洲TOPCon组件均价为9.5美分/W，周环比-5%，月环比-9.5%；P型组件均价为8.5美分/W，周/月环比-5.6%。
美国TOPCon组件均价为27美分/W，周/月环比持平；P型组件均价为24美分/W，周/月环比持平。
一体化：国内TOPCon一体化组件单瓦盈利（不含硅料）估算为-0.12元/W，较上周持平。
预计，12月硅料/硅片/电池片/组件产出9.8万吨（45-46GW）、45/51/48GW，环比-15.7%/+3.7%/-6.7%/-13.3%，除硅片外，其他环节排产较前次（11月11日）预测均有下修。
11月硅料/硅片/电池片/组件实际产出11.6万吨、43/55/55GW，环比-16%/-4%/+5%/+2%。
硅料：11月硅料产出环比-16%至11.6万吨/53-54GW，预计12月环比下降16%至9.8万吨，龙头厂家四川、云南产能大幅快速调降，其他各企业维持较低稼动水平，短期去库压力仍较大。
硅片：11月硅片产出环比下降4%至43GW，整体硅片库存缓降、头部快速消纳，预计12月产出环比小幅增长4%至45GW（N型渗透率约为85%），较前期预测提升。
电池片：11月产出环比提升5%至约55GW，部分企业12月排产随组件下修，预计产出环比下降7%至51GW，较前期预测下调，当前整体电池片库存水平良好。东南亚方面，受双反政策初判影响，产能将面临较大出货风险。
组件：11月产出环比提升2%至55GW，主要来自国内大型项目交付支撑；当前厂家接单低迷，明年Q1需求不明，且考虑自律行为之下，预计12月组件产出环比下降13%至48GW左右，较前期预期大幅下调。
光伏玻璃短期内价格仍面临下行压力，但2025年初可能会出现小幅反弹。一家主要生产商宣布20mm产品价格上调，主要是为了提高盈利能力以及应对冬季供暖季节即将到来的天然气成本上升。然而，鉴于较高的运营产能和较高的库存压力，实际的价格上涨可能难以实现。
2025年下半年后预期的需求改善与持续的生产暂停可能会支持2025年价格的小幅回升。然而，上行空间将有限，此外，还有20-44%的产能基本完成建设，能够进行测试运行。
预计2025年和2026年的总安装量将同比增长10%。
这加上新太阳能产能启动的延迟，将使行业供过于求的情况从2024年的260GW减少到2025年的243GW和2026年的230GW。光伏玻璃市场可能在2027年恢复到相对健康的状态。”
顶级企业的合理利润率约为0.0%，小型企业则达到盈亏平衡点。
截至本周四，2.0mm玻璃价格11.5-12元/平米，环比上涨0.5元/平米，3.2mm玻璃价格19-19.5元/平米，环比下降0.5元/平米。
产线：截至本周四，全国光伏玻璃在产产线日熔量94890吨/日，预计后期继续有冷修计划。
库存：截至本周四，光伏玻璃库存天数约35.54天，环比下降2.35%，连续四周下降。
11月EVA产量小幅降低，需求维持。11月光伏EVA产量环比下降6.5%，具体情况如下：
11月光伏EVA产量增加的企业有3家，增加的原因有：光伏价格回暖，软料和发泡库存较高，订单一般，价格不及光伏，组件排产维持，胶膜厂库存较低。原料价格上升，原料采购意愿增强。
11月光伏EVA产量减少的企业有3家，减少的原因有：企业进入检修，高压低密度聚乙烯价格高于光伏EVA，10500-12000元/吨，企业转产LDPE。由于软料发泡的需求较为平淡，加上光伏价格不断上涨，石化厂计划减少软料的生产，并增加光伏EVA的产量。
然而，一方面，由于上半年多数LDPE生产企业进行了检修，加上需求强劲，使得今年LDPE价格持续走高，导致一些EVA企业转向生产LDPE，从而使光伏EVA在国内的供给收紧。
另一方面，尽管当前光伏EVA价格有所回升，但同比仍下降21.7%。中国已经成为光伏EVA价格的低洼地，国外进口量也同比减少了48%。
上述因素综合导致市场现货供给减少，出现缺货情况。
展望12月。EVA光伏产量增加是可以预期的，同时需求预计环比下降10%。
但由于目前光伏EVA上游库存极低，尽管12月可能会有库存的增加，但整体库存压力预计不大，因此市场价格有望保持稳定。12月中下旬或因市场需求订单下降，价格走弱。
胶膜龙头12月计划涨价，涨幅依然在谈。我们认为胶膜涨价或与近期粒子价格上涨有关。10月光伏级EVA粒子价格低至9500-9600元/吨，比发泡料价格更低，近期EVA粒子价格开始上涨，目前光伏级EVA价格修复至10200-10300元/吨，累计涨幅达到7%。部分企业反馈实际价格更高且短期可能继续上涨。粒子涨价的原因，主要是部分装置检修，以及部分装置转产LDPE，使粒子供需有所修复。如果胶膜涨价成功，参考历史经验，胶膜盈利将得到改善。
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、今年以来，国际白银价格不断走高，年内最高涨幅超40%；另一方面，上游硅料硅片的价格不断下跌，降幅也超过了40%。二者的此消彼长直接导致了银浆在电池片的成本构成中占据了更加突出的位置。
银浆是金属化电极的重要材料。根据中国光伏行业协会发布的11月主产业链成本参考，电池片不含折旧的成本为0.263元/瓦。其中，硅片成本为0.131元/瓦，占49.8%；银浆成本为0.070元/瓦，占26.6%，是电池片生产中的第二大成本。
需要低温工艺的银包铜。就是使用铜为核心，外层电镀包裹一层很少的银，用来降低整体银耗。在利用铜低价优势的同时，不影响整体导电性，并且减少铜直接裸露而被氧化的风险。但是，由于铜在高温下容易氧化（敏感温度在300℃以上），银包铜仅适用于采用低温工艺的HJT电池（250℃以下）。
目前，银包铜是HJT电池降本措施中有效且相对成熟的手段，正在逐步推广应用，预计50%银含量的银包铜可减少5分钱左右的浆料成本。根据2024年的中国光伏HJT产业发展白皮书，2024年一季度，30%银含量的银包铜细栅浆料首次被导入HJT电池量产线，30%银含量可比50%银含量的银包铜浆料再降低1.2-2.1分/瓦，预计30%银含量的银包铜浆料将于今年四季度全面导入各家HJT企业。
铜电镀一度被认为是无银化的最终方案。铜电镀指的是在电极金属化阶段，将丝网印刷和烧结改成了通过“种子层、图形化、镀铜、后处理”等工序实现铜栅线的金属导电，与TOPCon、HJT和BC电池均可兼容。该方案利用铜来替代银，意图从根本上解决材料成本高的问题，核心是采用了电镀的方式而回避了铜的高温氧化问题。但是，铜电镀的工序有所增加，需要增加价值量较大的光刻机（约0.5亿元/GW）与电镀机，将导致生产成本的上升、整体良率的降低以及侵占厂房内现有产能的空间。此外，电镀工艺还将产生各种重金属及废液，还需要加上环保处理成本。
铜电镀在HJT电池上应用最多，在BC电池上具有一定潜力，而在TOPCon电池上应用最少。HJT由于本身的高银耗，对去银工艺的需求也更加迫切，其自身的TCO薄膜也将阻挡后续工艺影响硅片内部，与种子层兼容性较好，因此电镀铜在HJT电池上应用最为领先。
根据2024年的中国光伏HJT产业发展白皮书，铜电镀量产情况下可将金属化成本降至6-8分/瓦，而30%银含量的银包铜叠加0BB技术和全开口网版技术，能将浆料湿重降低至60mg/片，在8000元/kg的银价下的金属化成本可做到3.9分/瓦，比铜电镀存在2-4分的成本优势。当然，由于铜电镀有望存在0.5%左右的效率提升，长期来看具有较大潜力，目前产业内对银包铜和铜电镀是共同推进的。
通过电极主副栅组织形式的调整，来减少电池片整体的银耗，SMBB、0BB以及最新的叠栅技术。传统电池片的电流收集路径是由电池表面→副栅(Fingers)→主栅(Busbars)，主栅和副栅呈井字形排布。副栅更密，起到电流的收集作用，而主栅将所有副栅串联，并导出电流。
历史上栅线的发展由4BB、5BB发展至9-15条主栅的MBB，再发展到16条主栅以上的SMBB，整体趋势是增加主栅数量，并减少单条主栅的宽度，最终降低整套栅线系统的银耗。目前，SMBB是应用最广泛最成熟的栅线技术。0BB技术即无主栅技术，它直接取消了电池片的主栅，而采用组件的铜焊带来代替原有主栅进行导出电流，相当于将这部分工作转移到了组件环节。测算0BB技术可降低TOPCon银耗约10%，但增加了点胶或覆膜成本，提高0BB串焊机的设备成本，当然也去除主栅丝网印刷的设备成本，总体而言电池组件环节0BB生产成本基本打平SMBB，但提升了5W的组件效率（假设银价8100元/千克）。后续如果银价继续上涨，0BB技术相对于SMBB将显著受益。根据东吴证券的测算，若银价再上涨30%，0BB降低银耗可再减少2分/瓦，优势明显。0BB技术对降低不到1分/瓦组件成本的TOPCon来说并不算大，但对银耗量较大的HJT电池的降本效果还是非常明显的，将减少30%左右的银耗，目前在HJT电池中应用较多。
叠栅取消了主副栅的设计，而采用一种不同材料上下层叠的形式，单向组织电流，甚至可以取消焊带。具体来说，先用一层极少的银浆形成导电种子层，用作隧穿，上面一层采用一条极细的三角导电铜丝用来组织电流。也就是说，电池表面的电流将被银浆种子层引导，沿着垂直电池表面方向流入导电铜丝，这期间电阻大大减小。而这条铜丝又与另一片电池片的铜丝直接串联，焊带则可以被省去。
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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