【国金电新】光伏行业9月月度跟踪:招标量显著增长,Q4装机“旺季”值得期待
（以下内容从国金证券《【国金电新】光伏行业9月月度跟踪:招标量显著增长,Q4装机“旺季”值得期待》研报附件原文摘录）
+ 目录 1.产业链：硅料成交重心上移，下游价格竞争激烈、电池组件价格下跌 ?价格：硅料价格上涨，硅片涨价遇阻，下游价格承压 ?盈利测算：主产业链持续处于亏损状态 2.需求：欧洲暑休出口偏弱，新兴市场出口维持高景气 ?国内装机：8月新增装机16.46GW，同/环比+3%/-22% ?出口：8月电池组件合计出口25.5GW，同比+37%，环比-11.5% 3.集采数据跟踪：招标量显著增长，9月N型定标价格中枢下降至0.69~0.73元/W ?量：9月开标量同比增长 ?价：N型定标价格中枢下降0.04元/W 4.行业重要事件更新 ?组件投标最低价屡“破防”，Infolink周度报价近月来首次全线止跌，Q4产业链量价修复仍可期 ?美国大选风向转变与降息临近共振，有望驱动板块β修复 ?光伏玻璃企业联合减产，短期供需关系拐点临近 5.投资建议 6.风险提示 摘要 ■ 投资逻辑 产业链：硅料成交重心上移，下游价格竞争激烈、电池组件价格下跌。1）硅料：成交重心上移；9月初硅料企业供需压力缓解，企业挺价意愿强烈，龙头大单成交价上涨，截至9月25日，N型棒状硅/N型颗粒硅价格分别为4.17/3.73万元/吨，9月度涨跌幅+1.7%/+1.6%。2）硅片：价格基本持稳；硅片企业尝试减产提价，多数企业坚持对外报价1.15元/片，但下游电池片盈利承压、涨价接受度低，实际成交有限，硅片库存明显上升，价格上涨遭遇一定阻力。3）电池片：价格小幅下跌；下游观望情绪较浓，订单未见明显好转，电池片企业议价能力较弱、盈利承压，18x产品库存仍处较高水平，9月价格下跌3.6%至0.27元/W；G12尺寸供应紧张，部分厂家酝酿涨价。4）组件：价格小幅下跌，10月排产有上涨趋势；大型集采项目招标推进，组件厂家为争抢订单价格竞争激烈，头部企业价格略有松动（TOPCon主流成交价0.74元/W）目前整体库存仍偏高，价格仍有走跌趋势；随着集采项目进入交付高峰，10月组件排产预计环比上涨。5）辅材：玻璃价格下跌、EVA及胶膜价格基本持稳；组件厂家刚需采购、整体成交一般，盈利承压背景下部分玻璃企业9月开始持续通过冷修、调整窑炉闸口等措施控制产出，行业库存增速较前期有所放缓，有望迎来库存拐点；9月光伏胶膜订单及排产微涨，光伏EVA仍以刚需补仓为主，成交价暂时维持0.96-0.98万元/吨。 需求：欧洲暑休出口偏弱，新兴市场出口维持高景气。1）国内装机：8月国内新增装机16.46GW，同比+3%、环比-22%；1-8月累计装机139.99GW，同比+24%。2）出口：8月电池组件合计出口25.5GW，同比+37%，环比-11.5%，欧洲受暑休影响出口偏弱，新兴市场仍维持高景气。其中组件出口20.6GW，同比+30.4%，环比-6.6%，沙特、巴基斯坦维持高景气，8月分别出口1.67/1.06GW；暑休背景下欧洲整体出口偏弱，8月欧洲十国组件出口7.7GW，同比+13%、环比-13%，1-8月欧洲十国累计出口组件68GW，同比+7%。8月电池片出口4.9GW，同比+74.2%，环比-27.6%；1-8月电池片累计出口40.6GW，同比+67.1%。1-8月电池组件累计出口211.9GW，同比+39%。 集采数据跟踪：8月招标64GW、9月开标61GW，Q4国内装机“旺季”值得期待；9月N型定标价格中枢下降0.04元/W至0.69-0.73元/W。据不完全统计，截至9月24日，2024年央国企大型组件集采招标/开标/定标量分别为176/228/121GW，同比+23%/+97%/+8%，8月招标量显著提升至64GW，9月招标/开标/定标量分别为3/61/2GW。考虑到国内部分央企项目仍存在年底完工的诉求，我们认为Q4终端需求的“旺季”仍然值得期待，进而驱动组件产业链的量价修复。价格方面，9月集采项目P型投标均价为0.69元/W，N型投标价格主要分布在0.69-0.73元/W，同项目N型与P型的价差收窄甚至产生倒挂；2024年9月公布定标价的项目中，N型产品定标价0.69-0.73元/W，定标价格中枢环比下降0.04元/W。 投资建议： 报告全文请点击小程序链接查看或联系国金电新团队 报告链接： 光伏行业月度跟踪：招标量显著增长，Q4装机“旺季”值得期待 风险提示： 传统能源价格大幅（向下）波动，行业产能非理性扩张，国际贸易环境恶化，储能、泛灵活性资源降本不及预期。 正文 产业链：硅料成交重心上移，下游价格竞争激烈、电池组件价格下跌 1.1 价格：硅料价格上涨，硅片涨价遇阻，下游价格承压 主产业链：硅料成交重心上移，企业挺价意愿强烈，龙头大单成交价上涨；硅片价格基本持稳，硅片企业尝试减产提价，但下游电池片盈利承压、涨价接受度低，实际成交有限，价格上涨遭遇一定阻力；电池片价格小幅下跌，下游观望情绪较浓，订单未见明显好转，电池片企业议价能力较弱、盈利承压，18x产品库存仍处较高水平，9月价格下跌3.6%至0.27元/W，G12尺寸供应紧张，部分厂家酝酿涨价；组件价格小幅下跌，10月排产有上涨趋势。 辅材方面，玻璃价格下跌，组件厂家刚需采购、整体成交一般，盈利承压背景下部分玻璃企业9月开始持续通过冷修、调整窑炉闸口等措施控制产出，行业库存增速较前期有所放缓，有望迎来库存拐点；EVA及胶膜价格基本持稳，9月光伏胶膜订单及排产微涨，光伏EVA仍以刚需补仓为主，成交价暂时维持0.96-0.98万元/吨。 1）硅料成交重心上移：硅料成交重心上移，截至9月25日，N型棒状硅/N型颗粒硅价格分别为4.17/3.73万元/吨，9月度涨跌幅+1.7%/+1.6%，目前硅料价格仍处行业现金成本以下。 9月初硅料企业供需压力处最小水平，企业挺价意愿强烈，且硅片提价后对硅料调涨的接受程度提高，硅料价格底部抬高；新签订单价格出现分化，龙头大单成交价上涨，中小企业签单维稳为主。 2）硅片价格基本持稳：硅片企业尝试减产提价，多数企业坚持对外报价1.15元/片，但下游电池片盈利承压、涨价接受度低，实际成交有限，硅片库存明显上升，价格上涨遭遇一定阻力。 3）电池片价格小幅下跌：下游观望情绪较浓，订单未见明显好转，电池片企业议价能力较弱、盈利承压，18x产品库存仍处较高水平，9月价格下跌3.6%至0.27元/W；G12尺寸供应紧张，部分厂家酝酿涨价。 4）组件价格小幅下跌，10月排产有上涨趋势：大型集采项目招标推进，组件厂家为争抢订单价格竞争激烈，头部企业价格略有松动（TOPCon主流成交价0.74元/W）目前整体库存仍偏高，价格仍有走跌趋势；随着集采项目进入交付高峰，10月组件排产预计环比上涨。 5）海外组件价格持稳：TOPCon价格仍有区域分化，美国受政策波动影响项目拉动减弱，新交付TOPCon执行价约0.23-0.28美元，前期签单约0.28-0.3 美元；亚太区域约 0.1-0.11 美元，其中日韩市场维持在0.10-0.11 美元左右；欧洲及澳洲仍有0.085-0.11欧元、0.105-0.12美元的执行价位，巴西约0.085-0.11美元，中东约0.10-0.11美元，拉美0.09-0.11 美元。HJT执行价0.12-0.125美元，PERC执行价0.09-0.10美元。 6）光伏玻璃价格下跌：组件厂家刚需采购、整体成交一般，盈利承压背景下部分玻璃企业9月开始持续通过冷修、调整窑炉闸口等措施控制产出，行业库存增速较前期有所放缓，有望迎来库存拐点； 7）EVA及胶膜价格基本持稳：9月光伏胶膜订单及排产微涨，光伏EVA仍以刚需补仓为主，成交价暂时维持0.96-0.98万元/吨。 1.2 盈利测算：主产业链持续处于亏损状态 1）硅料：硅料价格已突破所有企业现金成本，企业减产幅度加大； 2）硅片：硅片盈利持续承压，部分二三线企业因成本压力出现停产现象； 3）电池片：电池片盈利持续承压，陆续有企业减产甚至停产； 4）组件：考虑费用后组件盈利仍处在较低水平。 需求：欧洲暑休出口偏弱，新兴市场出口维持高景气 2.1 国内装机：8月新增装机16.46GW，同/环比+3%/-22% 8月国内新增装机16.46GW，同比+3%、环比-22%；1-8月累计装机139.99GW，同比+24%。 装机结构看，8月国网地区新增装机13.93GW，同比+11%、环比-15%，其中集中式/分布式装机4.76/9.17GW，同比-4%/+20%，环比-38%/+4%。 考虑到今年海外传统及新兴市场需求普遍保持旺盛、以及国内部分央企项目仍存在年底完工的诉求，Q4终端需求的“旺季”仍然值得期待。 2.2 出口：8月电池组件合计出口25.5GW，同比+37%，环比-11.5% 8月电池组件出口25.5GW，同比+37%，环比-11.5%，欧洲受暑休影响出口偏弱，新兴市场仍维持高景气；其中组件/电池出口20.6/4.9GW，同比+30%/+74%，环比-7%/-28%。1-8月电池组件出口211.9GW，同比+39%。 组件：8月组件出口20.6GW，同比+30.4%，环比-6.6%。沙特、巴基斯坦维持高景气，8月出口1.67/1.06GW；暑休背景下欧洲整体出口偏弱，8月欧洲十国组件出口7.7GW，同比+13%、环比-13%，1-8月欧洲十国累计出口组件68GW，同比+7%。 1-8月组件累计出口171GW，同比+33.5%，其中沙特、巴基斯坦、印度组件出口量显著增长，分别出口11.4/11.3/10.7GW，已成为除荷兰（欧洲港口）、巴西外排名前五的组件出口国家。 8月欧洲十国组件出口7.7GW，同比+13%、环比-13%，主要受暑休影响；1-8月欧洲十国累计出口组件68GW，同比+7%。 电池片：8月电池片出口4.9GW，同比+74.2%，环比-27.6%，印度及东南亚地区出口均有所放缓。1-8月电池片累计出口40.6GW，同比+67.1%，印度电池片出口量高增、占比约一半，印尼、柬埔寨、菲律宾等地区电池出口量显著增长。 集采数据跟踪：招标量显著增长，9月N型定标价格中枢下降至0.69~0.73元/W 3.1 量：9月开标量同比增长 据不完全统计，截至9月24日，2024年央国企大型组件集采招标/开标/定标量分别为176/228/121GW，同比+23%/+97%/+8%。 2024年8月招标量显著提升至64GW，9月招标/开标/定标量分别为3/61/2GW，同比-87%/+451%/-87%。 【统计口径说明】招标：业主公布招标信息；开标：公布投标价格；定标：确定中标人/入围名单 N型占比持续提升，N型产品加速渗透。 招标结构方面，2023年组件招标明确类型的项目共241GW，其中N型占比49%。 2024年1-9月招标的项目中，明确组件类型的项目170GW，N型占比91%，N型产品加速渗透。 3.2 价：N型定标价格中枢下降0.04元/W 据不完全统计，9月集采项目P型投标均价为0.69元/W，N型投标价格主要分布在0.69-0.73元/W，同项目N型与P型的价差收窄甚至有所倒挂。 2024年9月N型定标价格中枢下降0.04元/W。 2024年8月公布定标价的项目中，N型常规产品定标价0.70-0.81元/W。 2024年9月公布定标价的项目中，N型产品定标价0.69-0.73元/W，定标价格中枢环比下降0.04元/W。 行业重要事件更新 组件投标最低价屡“破防”，Infolink周度报价近月来首次全线止跌，Q4产业链量价修复仍可期 上周，关于光伏产业链产品价格的信息，产生了一些对比强烈的分歧，一边是市场认可度较高并普遍跟踪的Infolink周度报价，近几个月来首次出现所有产品“全线止跌”的局面（甚至硅料统计价格出现小幅反弹）；另一边，则是国电投、华电集团等央企组件集采招标中的“最低投标价”屡创新低，尤其9月18日开标的华电集团2024年第二批总共16GW规模的组件集采中，最低投标价低至0.622元/W。对此我们认为： 超低报价来自极个别企业，中标或正常交付的概率均极低。以产生0.622元/W超低价的华电14GW TOPCon标段为例，总共37家企业参与投标，仅四家企业报价低于0.66元/W，所有37家报价的均价和中位数均位于0.69元/W附近，这一价格分布情况与近期央企组件集采的开标情况基本类似，并不能因为“最低价创新低”而得出组件价格仍在下行的结论。此外，以当前的组件成本构成，任何理性经营的企业不可能以0.622元/W的价格交付品质可靠的TOPCon组件（除非是即将退出行业的企业的库存抛售行为，当然央企也不太可能将订单授予这类企业）。 硅料产量预期维持低位，9月备库力度低于往年，Q4量价修复仍可期。由于硅料价格在全行业亏现金底部位置企稳已有近一个季度时间，当前产业链对硅料价格底部共识度较高，期间随亏损持续，陆续有企业停产或减产，且随Q4枯水期来临后的川、滇地区电价上涨，部分高成本产能仍有进一步收缩的可能，进而另硅料价格存在保持企稳甚至进一步小幅反弹的底气。同时，由于当前国内订单价格普遍对应亏损生产，大部分企业在9月像往年一样为Q4旺季主动备货的意愿极低，预计Q3末组件库存维持在相对合理水平。而考虑到今年海外传统及新兴市场需求普遍保持旺盛、以及国内部分央企项目仍存在年底完工的诉求，我们认为Q4终端需求的“旺季”仍然值得期待，进而 驱动组件产业链的量价修复。 美国大选风向转变与降息临近共振，有望驱动板块β修复 美国当地时间9月10日，特朗普与哈里斯举行首场总统大选辩论，辩论结束后Polymarket显示哈里斯相对于特朗普优势扩大。在辩论中，作为传统化石能源拥趸的特朗普称自己是“太阳能的忠实粉丝”。此外，在美国主流文化中拥有巨大影响力的泰勒斯威夫特，也在辩论后首次发文明确支持哈里斯，或也将在一定程度上影响选情。 我们知道“美国大选”这件事学问极深，并且尽管市场在辩论后开始从“特朗普交易”转向“哈里斯交易”，但站在当前时点，大选的最终结果仍然很难预测。不过，结合特朗普在辩论中对太阳能的意外积极表态，我们在此前两篇《美国光储市场专题》深度报告中提出的观点和判断正在逐步被验证，或许对能源行业的态度正逐渐成为两党执政纲领中分歧与矛盾相对较小的领域。此处重申我们对美国市场的核心判断，以及对相关标的的观点： 1）无论谁上任总统，潜在政策调整均不敢危及与数十万光伏产业链就业岗位强相关的新增装机规模。根据美国能源部近日发布的《2024年美国能源与就业报告》，在2023年内，美国清洁能源行业新增了14.2万个就业岗位，占整个能源行业新增就业岗位的56%，且增速超过全行业平均增速的两倍。同时根据美国光伏协会的统计，截至2023年底，美国光伏产业链就业岗位超过26万人，且其中大部分属于与每年新增装机规模高度相关的项目开发与建设、设备生产等环节。尤其值得注意的是，包括德克萨斯、佛罗里达、内华达、亚利桑那、俄亥俄等在内的多个对选举结果影响重大的州，都是在美国光伏产业链的存量与增量就业岗位中占比较高的地区。这或许在一定程度上解释了特朗普在本次辩论中一反常态称自己为“太阳能的忠实粉丝”的行为。 2）鼓励制造业本土化将是美国长期政策导向，高贸易壁垒与高溢价、高盈利将长期共存。既然新能源电力发展大势不可逆，且美国也确实已经尝到了通过设置贸易壁垒吸引制造业投资，来创造高薪就业岗位、分享能源转型大潮红利的甜头，那么我们可以合理预期这种政策导向或将得到延续。那么，贸易壁垒（无论是对外加关税、还是对内给补贴）就必然带来高溢价和超额利润，而在技术水平、生产管理经验、供应链完整度等方面均全面领先的中国光储头部企业，即使需要远赴美国本土设厂，强大的综合竞争优势仍将支持相关企业充分获取这部分丰厚的利润。 3）在经历了自从美国对华光伏双反至今的十几年中美光伏贸易摩擦之后，市场对美国利润大敞口公司的政策风险已price in的极为充分，并体现为显著的PE估值折价（如：阳光电源在逆变器板块中、阿特斯在组件板块中），伴随美国大选结果逐渐清晰、以及东南亚双反结果临近落地，相关标的后续的估值修复概率和空间均远远大于恶化空间。（验证：今年以来，“特v拜”辩论及特朗普遭枪击后的相关标的都没跌，而在拜登上调东南亚免201关税电池片配额及“特v哈”辩论后都能涨）。 除了美国大选选情的风向转变外，美联储降息预期的临近落地或将与前者形成共振，驱动电新板块尤其是出海相关产业链的预期与情绪修复。若美国降息周期开启，有望带动海外多国利率进入下行通道，进而带动光储风等新能源发电项目建设积极性的进一步提升（融资成本降低与项目预期收益率要求下降的双击效果）。测算在美国光伏建设成本1美元/W时，贷款利率下降1pct对应IRR提升1.3pct。 光伏玻璃企业联合减产，短期供需关系拐点临近 根据隆众资讯，因供需承压，多家光伏玻璃企业采取堵窑口的方式减少产出，包括两家龙头企业。 回顾今年以来光伏玻璃供需关系的主要变化：随春节后组件排产持续走强，一批此前陆续建成的光伏玻璃新窑炉在3-4月集中点火投产，经过约1-1.5月的烤窑及产线调试后，光伏玻璃的有效供给在5月底前后迎来实质性大幅增加，而此时组件端排产则由于受到盈利大幅承压及库存高企而开始走弱，之后光伏玻璃环节伴随库存的持续积累，价格一路走低至今。无论是玻璃的绝对价格、还是考虑成本端原燃料价格变动之后的光伏玻璃盈利水平，在当前都已经创下近年来的新低。 在此背景下，光伏玻璃行业的窑炉冷修动作自7月开始显著加快，据卓创咨询，7-8月行业冷修窑炉产能规模超9000吨/日（约占当前在产总产能规模的8%）。除冷修外，近期多家玻璃厂家也通过封窑口的方式进一步缓解短期供需压力。同时我们预计，部分已建成待点火、及在建中的光伏玻璃窑炉，也将有不同程度的点火投产推迟动作，伴随组件端排产在进入Q4终端需求旺季之后逐步走高、以及后续窑炉冷修面进一步扩大，我们预计光伏玻璃库存有望呈现止涨及逐步走低态势，价格也有望逐步企稳，短期供需关系拐点正在临近。 尤其值得一提的是，在光伏玻璃行业盈利及库存显著承压的背景下，本轮光伏玻璃行业通过加速旧窑炉冷修、封窑口、推迟新窑炉点火等方式进行的供给压缩行为，是在没有行业管理部门出手行政干预、并由行业龙头企业带头及号召、业内企业积极响应的情况下实现的。这充分彰显了在光伏组件产业链上，玻璃环节难能可贵的行业自律能力、高度稳定的市场竞争格局、以及龙头企业显著的行业影响力和市场话语权。 我们今年以来对光储板块的推荐中，胶膜和玻璃龙头企业作为“强α公司”始终位于我们推荐组合的前列，而这种强α属性的重要标准之一就是“格局高度稳定环节中的绝对龙头”，福斯特凭借一家独大的市场份额及盈利能力优势显然符合这一标准，而光伏玻璃环节尽管存在双寡头企业，但我们始终认为两家企业之间的竞争关系相对良性，且光伏玻璃的生产技术水平、市场话语权等方面显著领先业内其他企业。根据刚刚发布完毕的半年报数据，信义光能与福莱特的上半年光伏玻璃业务毛利率分别为22%和25%，而上市公司中以光伏玻璃为主业的安彩高科、凯盛新能的相关业务毛利率仅分别为10%、7%。本次由龙头企业牵头并以身作则成功进行的行业减产行为，则进一步验证了其较高的市场话语权。 投资建议 报告全文请点击小程序链接查看或联系国金电新团队 报告链接： 光伏行业月度跟踪：招标量显著增长，Q4装机“旺季”值得期待 风险提示 传统能源价格大幅（向下）波动风险：近年来全球各国的双碳目标诉求及地缘政治动荡等因素造成的传统能源价格大幅飙升，是新能源需求超预期高增的一大驱动因素，若传统能源价格及对应电价在未来出现趋势性、大幅下跌，将边际削弱光储系统的相对经济性，并可能对板块投资情绪产生负面影响。 行业产能非理性扩张的风险：在持续超预期的终端需求驱使和资本市场的助力下，光伏行业的产能扩张明显加速，除业内企业积极扩产外，行业再次出现跨界资本大量进入的迹象，可能导致部分环节出现阶段性竞争格局和盈利能力恶化的风险。 国际贸易环境恶化风险：随着光伏在各国能源结构中的比例持续提升，中国作为在光伏制造业领域一家独大的存在，仍然可能面临其他国家更严苛的贸易壁垒限制（尽管这种壁垒可能导致该国使用清洁能源的成本上升）。 全球经济复苏低于预期的风险：全球经济复苏偏弱则不利于电力需求增长，即使光伏成本已大幅下降，并成为最低成本的新建电源形式，但电力需求增长较慢（甚至下滑）仍可能对光伏装机动力产生负面影响。 储能、泛灵活性资源降本不及预期风险：配置储能（或其他泛灵活性资源）是未来电源结构中光伏实现高比例渗透的必经之路，如果储能成本下降速度不及预期或电池储能安全性未能获得认可，则有可能限制中期光伏在能源结构中的渗透率提升速度。 往期报告 往期光伏深度报告 1. 磨底分化并进、头部优势凸显，强α龙头布局正当时——光储板块24H1业绩总结 2. 阳光电源深度：逆境中绽放，质疑中成长——光伏景气底部看龙头系列（五） 3. 美国光储市场专题（二）：政策波动难阻装机增长，优势企业恒强，预期修复临近 4. 帝尔激光深度：开光伏用激光之先河，引BC技术革命——光伏景气底部看龙头系列（六） 往期新能源周报 1. 新能源港美股假期表现强劲，重点聚焦有望持续跑赢板块的主线 2. 底部基本面改善驱动，从跟涨到领涨，电新优质资产迎价值重估 3. 组件投标价屡“破防”，Q4量价修复仍可期，电网高景气加速兑现 4. 美大选风向转变与降息临近共振，有望驱动板块β修复 ＋ 报告信息 证券研究报告：《光伏行业月度跟踪：招标量显著增长，Q4装机“旺季”值得期待》 对外发布时间：2024年9月26日 报告发布机构：国金证券股份有限公司 证券分析师：姚遥 SAC执业编号：S1130512080001 邮箱：yaoy＠gjzq.com.cn 证券分析师：张嘉文 SAC执业编号：S1130523090006 邮箱：zhangjiawen＠gjzq.com.cn 点击下方阅读原文，获取更多最新资讯
+ 目录 1.产业链：硅料成交重心上移，下游价格竞争激烈、电池组件价格下跌 ?价格：硅料价格上涨，硅片涨价遇阻，下游价格承压 ?盈利测算：主产业链持续处于亏损状态 2.需求：欧洲暑休出口偏弱，新兴市场出口维持高景气 ?国内装机：8月新增装机16.46GW，同/环比+3%/-22% ?出口：8月电池组件合计出口25.5GW，同比+37%，环比-11.5% 3.集采数据跟踪：招标量显著增长，9月N型定标价格中枢下降至0.69~0.73元/W ?量：9月开标量同比增长 ?价：N型定标价格中枢下降0.04元/W 4.行业重要事件更新 ?组件投标最低价屡“破防”，Infolink周度报价近月来首次全线止跌，Q4产业链量价修复仍可期 ?美国大选风向转变与降息临近共振，有望驱动板块β修复 ?光伏玻璃企业联合减产，短期供需关系拐点临近 5.投资建议 6.风险提示 摘要 ■ 投资逻辑 产业链：硅料成交重心上移，下游价格竞争激烈、电池组件价格下跌。1）硅料：成交重心上移；9月初硅料企业供需压力缓解，企业挺价意愿强烈，龙头大单成交价上涨，截至9月25日，N型棒状硅/N型颗粒硅价格分别为4.17/3.73万元/吨，9月度涨跌幅+1.7%/+1.6%。2）硅片：价格基本持稳；硅片企业尝试减产提价，多数企业坚持对外报价1.15元/片，但下游电池片盈利承压、涨价接受度低，实际成交有限，硅片库存明显上升，价格上涨遭遇一定阻力。3）电池片：价格小幅下跌；下游观望情绪较浓，订单未见明显好转，电池片企业议价能力较弱、盈利承压，18x产品库存仍处较高水平，9月价格下跌3.6%至0.27元/W；G12尺寸供应紧张，部分厂家酝酿涨价。4）组件：价格小幅下跌，10月排产有上涨趋势；大型集采项目招标推进，组件厂家为争抢订单价格竞争激烈，头部企业价格略有松动（TOPCon主流成交价0.74元/W）目前整体库存仍偏高，价格仍有走跌趋势；随着集采项目进入交付高峰，10月组件排产预计环比上涨。5）辅材：玻璃价格下跌、EVA及胶膜价格基本持稳；组件厂家刚需采购、整体成交一般，盈利承压背景下部分玻璃企业9月开始持续通过冷修、调整窑炉闸口等措施控制产出，行业库存增速较前期有所放缓，有望迎来库存拐点；9月光伏胶膜订单及排产微涨，光伏EVA仍以刚需补仓为主，成交价暂时维持0.96-0.98万元/吨。 需求：欧洲暑休出口偏弱，新兴市场出口维持高景气。1）国内装机：8月国内新增装机16.46GW，同比+3%、环比-22%；1-8月累计装机139.99GW，同比+24%。2）出口：8月电池组件合计出口25.5GW，同比+37%，环比-11.5%，欧洲受暑休影响出口偏弱，新兴市场仍维持高景气。其中组件出口20.6GW，同比+30.4%，环比-6.6%，沙特、巴基斯坦维持高景气，8月分别出口1.67/1.06GW；暑休背景下欧洲整体出口偏弱，8月欧洲十国组件出口7.7GW，同比+13%、环比-13%，1-8月欧洲十国累计出口组件68GW，同比+7%。8月电池片出口4.9GW，同比+74.2%，环比-27.6%；1-8月电池片累计出口40.6GW，同比+67.1%。1-8月电池组件累计出口211.9GW，同比+39%。 集采数据跟踪：8月招标64GW、9月开标61GW，Q4国内装机“旺季”值得期待；9月N型定标价格中枢下降0.04元/W至0.69-0.73元/W。据不完全统计，截至9月24日，2024年央国企大型组件集采招标/开标/定标量分别为176/228/121GW，同比+23%/+97%/+8%，8月招标量显著提升至64GW，9月招标/开标/定标量分别为3/61/2GW。考虑到国内部分央企项目仍存在年底完工的诉求，我们认为Q4终端需求的“旺季”仍然值得期待，进而驱动组件产业链的量价修复。价格方面，9月集采项目P型投标均价为0.69元/W，N型投标价格主要分布在0.69-0.73元/W，同项目N型与P型的价差收窄甚至产生倒挂；2024年9月公布定标价的项目中，N型产品定标价0.69-0.73元/W，定标价格中枢环比下降0.04元/W。 投资建议： 报告全文请点击小程序链接查看或联系国金电新团队 报告链接： 光伏行业月度跟踪：招标量显著增长，Q4装机“旺季”值得期待 风险提示： 传统能源价格大幅（向下）波动，行业产能非理性扩张，国际贸易环境恶化，储能、泛灵活性资源降本不及预期。 正文 产业链：硅料成交重心上移，下游价格竞争激烈、电池组件价格下跌 1.1 价格：硅料价格上涨，硅片涨价遇阻，下游价格承压 主产业链：硅料成交重心上移，企业挺价意愿强烈，龙头大单成交价上涨；硅片价格基本持稳，硅片企业尝试减产提价，但下游电池片盈利承压、涨价接受度低，实际成交有限，价格上涨遭遇一定阻力；电池片价格小幅下跌，下游观望情绪较浓，订单未见明显好转，电池片企业议价能力较弱、盈利承压，18x产品库存仍处较高水平，9月价格下跌3.6%至0.27元/W，G12尺寸供应紧张，部分厂家酝酿涨价；组件价格小幅下跌，10月排产有上涨趋势。 辅材方面，玻璃价格下跌，组件厂家刚需采购、整体成交一般，盈利承压背景下部分玻璃企业9月开始持续通过冷修、调整窑炉闸口等措施控制产出，行业库存增速较前期有所放缓，有望迎来库存拐点；EVA及胶膜价格基本持稳，9月光伏胶膜订单及排产微涨，光伏EVA仍以刚需补仓为主，成交价暂时维持0.96-0.98万元/吨。 1）硅料成交重心上移：硅料成交重心上移，截至9月25日，N型棒状硅/N型颗粒硅价格分别为4.17/3.73万元/吨，9月度涨跌幅+1.7%/+1.6%，目前硅料价格仍处行业现金成本以下。 9月初硅料企业供需压力处最小水平，企业挺价意愿强烈，且硅片提价后对硅料调涨的接受程度提高，硅料价格底部抬高；新签订单价格出现分化，龙头大单成交价上涨，中小企业签单维稳为主。 2）硅片价格基本持稳：硅片企业尝试减产提价，多数企业坚持对外报价1.15元/片，但下游电池片盈利承压、涨价接受度低，实际成交有限，硅片库存明显上升，价格上涨遭遇一定阻力。 3）电池片价格小幅下跌：下游观望情绪较浓，订单未见明显好转，电池片企业议价能力较弱、盈利承压，18x产品库存仍处较高水平，9月价格下跌3.6%至0.27元/W；G12尺寸供应紧张，部分厂家酝酿涨价。 4）组件价格小幅下跌，10月排产有上涨趋势：大型集采项目招标推进，组件厂家为争抢订单价格竞争激烈，头部企业价格略有松动（TOPCon主流成交价0.74元/W）目前整体库存仍偏高，价格仍有走跌趋势；随着集采项目进入交付高峰，10月组件排产预计环比上涨。 5）海外组件价格持稳：TOPCon价格仍有区域分化，美国受政策波动影响项目拉动减弱，新交付TOPCon执行价约0.23-0.28美元，前期签单约0.28-0.3 美元；亚太区域约 0.1-0.11 美元，其中日韩市场维持在0.10-0.11 美元左右；欧洲及澳洲仍有0.085-0.11欧元、0.105-0.12美元的执行价位，巴西约0.085-0.11美元，中东约0.10-0.11美元，拉美0.09-0.11 美元。HJT执行价0.12-0.125美元，PERC执行价0.09-0.10美元。 6）光伏玻璃价格下跌：组件厂家刚需采购、整体成交一般，盈利承压背景下部分玻璃企业9月开始持续通过冷修、调整窑炉闸口等措施控制产出，行业库存增速较前期有所放缓，有望迎来库存拐点； 7）EVA及胶膜价格基本持稳：9月光伏胶膜订单及排产微涨，光伏EVA仍以刚需补仓为主，成交价暂时维持0.96-0.98万元/吨。 1.2 盈利测算：主产业链持续处于亏损状态 1）硅料：硅料价格已突破所有企业现金成本，企业减产幅度加大； 2）硅片：硅片盈利持续承压，部分二三线企业因成本压力出现停产现象； 3）电池片：电池片盈利持续承压，陆续有企业减产甚至停产； 4）组件：考虑费用后组件盈利仍处在较低水平。 需求：欧洲暑休出口偏弱，新兴市场出口维持高景气 2.1 国内装机：8月新增装机16.46GW，同/环比+3%/-22% 8月国内新增装机16.46GW，同比+3%、环比-22%；1-8月累计装机139.99GW，同比+24%。 装机结构看，8月国网地区新增装机13.93GW，同比+11%、环比-15%，其中集中式/分布式装机4.76/9.17GW，同比-4%/+20%，环比-38%/+4%。 考虑到今年海外传统及新兴市场需求普遍保持旺盛、以及国内部分央企项目仍存在年底完工的诉求，Q4终端需求的“旺季”仍然值得期待。 2.2 出口：8月电池组件合计出口25.5GW，同比+37%，环比-11.5% 8月电池组件出口25.5GW，同比+37%，环比-11.5%，欧洲受暑休影响出口偏弱，新兴市场仍维持高景气；其中组件/电池出口20.6/4.9GW，同比+30%/+74%，环比-7%/-28%。1-8月电池组件出口211.9GW，同比+39%。 组件：8月组件出口20.6GW，同比+30.4%，环比-6.6%。沙特、巴基斯坦维持高景气，8月出口1.67/1.06GW；暑休背景下欧洲整体出口偏弱，8月欧洲十国组件出口7.7GW，同比+13%、环比-13%，1-8月欧洲十国累计出口组件68GW，同比+7%。 1-8月组件累计出口171GW，同比+33.5%，其中沙特、巴基斯坦、印度组件出口量显著增长，分别出口11.4/11.3/10.7GW，已成为除荷兰（欧洲港口）、巴西外排名前五的组件出口国家。 8月欧洲十国组件出口7.7GW，同比+13%、环比-13%，主要受暑休影响；1-8月欧洲十国累计出口组件68GW，同比+7%。 电池片：8月电池片出口4.9GW，同比+74.2%，环比-27.6%，印度及东南亚地区出口均有所放缓。1-8月电池片累计出口40.6GW，同比+67.1%，印度电池片出口量高增、占比约一半，印尼、柬埔寨、菲律宾等地区电池出口量显著增长。 集采数据跟踪：招标量显著增长，9月N型定标价格中枢下降至0.69~0.73元/W 3.1 量：9月开标量同比增长 据不完全统计，截至9月24日，2024年央国企大型组件集采招标/开标/定标量分别为176/228/121GW，同比+23%/+97%/+8%。 2024年8月招标量显著提升至64GW，9月招标/开标/定标量分别为3/61/2GW，同比-87%/+451%/-87%。 【统计口径说明】招标：业主公布招标信息；开标：公布投标价格；定标：确定中标人/入围名单 N型占比持续提升，N型产品加速渗透。 招标结构方面，2023年组件招标明确类型的项目共241GW，其中N型占比49%。 2024年1-9月招标的项目中，明确组件类型的项目170GW，N型占比91%，N型产品加速渗透。 3.2 价：N型定标价格中枢下降0.04元/W 据不完全统计，9月集采项目P型投标均价为0.69元/W，N型投标价格主要分布在0.69-0.73元/W，同项目N型与P型的价差收窄甚至有所倒挂。 2024年9月N型定标价格中枢下降0.04元/W。 2024年8月公布定标价的项目中，N型常规产品定标价0.70-0.81元/W。 2024年9月公布定标价的项目中，N型产品定标价0.69-0.73元/W，定标价格中枢环比下降0.04元/W。 行业重要事件更新 组件投标最低价屡“破防”，Infolink周度报价近月来首次全线止跌，Q4产业链量价修复仍可期 上周，关于光伏产业链产品价格的信息，产生了一些对比强烈的分歧，一边是市场认可度较高并普遍跟踪的Infolink周度报价，近几个月来首次出现所有产品“全线止跌”的局面（甚至硅料统计价格出现小幅反弹）；另一边，则是国电投、华电集团等央企组件集采招标中的“最低投标价”屡创新低，尤其9月18日开标的华电集团2024年第二批总共16GW规模的组件集采中，最低投标价低至0.622元/W。对此我们认为： 超低报价来自极个别企业，中标或正常交付的概率均极低。以产生0.622元/W超低价的华电14GW TOPCon标段为例，总共37家企业参与投标，仅四家企业报价低于0.66元/W，所有37家报价的均价和中位数均位于0.69元/W附近，这一价格分布情况与近期央企组件集采的开标情况基本类似，并不能因为“最低价创新低”而得出组件价格仍在下行的结论。此外，以当前的组件成本构成，任何理性经营的企业不可能以0.622元/W的价格交付品质可靠的TOPCon组件（除非是即将退出行业的企业的库存抛售行为，当然央企也不太可能将订单授予这类企业）。 硅料产量预期维持低位，9月备库力度低于往年，Q4量价修复仍可期。由于硅料价格在全行业亏现金底部位置企稳已有近一个季度时间，当前产业链对硅料价格底部共识度较高，期间随亏损持续，陆续有企业停产或减产，且随Q4枯水期来临后的川、滇地区电价上涨，部分高成本产能仍有进一步收缩的可能，进而另硅料价格存在保持企稳甚至进一步小幅反弹的底气。同时，由于当前国内订单价格普遍对应亏损生产，大部分企业在9月像往年一样为Q4旺季主动备货的意愿极低，预计Q3末组件库存维持在相对合理水平。而考虑到今年海外传统及新兴市场需求普遍保持旺盛、以及国内部分央企项目仍存在年底完工的诉求，我们认为Q4终端需求的“旺季”仍然值得期待，进而 驱动组件产业链的量价修复。 美国大选风向转变与降息临近共振，有望驱动板块β修复 美国当地时间9月10日，特朗普与哈里斯举行首场总统大选辩论，辩论结束后Polymarket显示哈里斯相对于特朗普优势扩大。在辩论中，作为传统化石能源拥趸的特朗普称自己是“太阳能的忠实粉丝”。此外，在美国主流文化中拥有巨大影响力的泰勒斯威夫特，也在辩论后首次发文明确支持哈里斯，或也将在一定程度上影响选情。 我们知道“美国大选”这件事学问极深，并且尽管市场在辩论后开始从“特朗普交易”转向“哈里斯交易”，但站在当前时点，大选的最终结果仍然很难预测。不过，结合特朗普在辩论中对太阳能的意外积极表态，我们在此前两篇《美国光储市场专题》深度报告中提出的观点和判断正在逐步被验证，或许对能源行业的态度正逐渐成为两党执政纲领中分歧与矛盾相对较小的领域。此处重申我们对美国市场的核心判断，以及对相关标的的观点： 1）无论谁上任总统，潜在政策调整均不敢危及与数十万光伏产业链就业岗位强相关的新增装机规模。根据美国能源部近日发布的《2024年美国能源与就业报告》，在2023年内，美国清洁能源行业新增了14.2万个就业岗位，占整个能源行业新增就业岗位的56%，且增速超过全行业平均增速的两倍。同时根据美国光伏协会的统计，截至2023年底，美国光伏产业链就业岗位超过26万人，且其中大部分属于与每年新增装机规模高度相关的项目开发与建设、设备生产等环节。尤其值得注意的是，包括德克萨斯、佛罗里达、内华达、亚利桑那、俄亥俄等在内的多个对选举结果影响重大的州，都是在美国光伏产业链的存量与增量就业岗位中占比较高的地区。这或许在一定程度上解释了特朗普在本次辩论中一反常态称自己为“太阳能的忠实粉丝”的行为。 2）鼓励制造业本土化将是美国长期政策导向，高贸易壁垒与高溢价、高盈利将长期共存。既然新能源电力发展大势不可逆，且美国也确实已经尝到了通过设置贸易壁垒吸引制造业投资，来创造高薪就业岗位、分享能源转型大潮红利的甜头，那么我们可以合理预期这种政策导向或将得到延续。那么，贸易壁垒（无论是对外加关税、还是对内给补贴）就必然带来高溢价和超额利润，而在技术水平、生产管理经验、供应链完整度等方面均全面领先的中国光储头部企业，即使需要远赴美国本土设厂，强大的综合竞争优势仍将支持相关企业充分获取这部分丰厚的利润。 3）在经历了自从美国对华光伏双反至今的十几年中美光伏贸易摩擦之后，市场对美国利润大敞口公司的政策风险已price in的极为充分，并体现为显著的PE估值折价（如：阳光电源在逆变器板块中、阿特斯在组件板块中），伴随美国大选结果逐渐清晰、以及东南亚双反结果临近落地，相关标的后续的估值修复概率和空间均远远大于恶化空间。（验证：今年以来，“特v拜”辩论及特朗普遭枪击后的相关标的都没跌，而在拜登上调东南亚免201关税电池片配额及“特v哈”辩论后都能涨）。 除了美国大选选情的风向转变外，美联储降息预期的临近落地或将与前者形成共振，驱动电新板块尤其是出海相关产业链的预期与情绪修复。若美国降息周期开启，有望带动海外多国利率进入下行通道，进而带动光储风等新能源发电项目建设积极性的进一步提升（融资成本降低与项目预期收益率要求下降的双击效果）。测算在美国光伏建设成本1美元/W时，贷款利率下降1pct对应IRR提升1.3pct。 光伏玻璃企业联合减产，短期供需关系拐点临近 根据隆众资讯，因供需承压，多家光伏玻璃企业采取堵窑口的方式减少产出，包括两家龙头企业。 回顾今年以来光伏玻璃供需关系的主要变化：随春节后组件排产持续走强，一批此前陆续建成的光伏玻璃新窑炉在3-4月集中点火投产，经过约1-1.5月的烤窑及产线调试后，光伏玻璃的有效供给在5月底前后迎来实质性大幅增加，而此时组件端排产则由于受到盈利大幅承压及库存高企而开始走弱，之后光伏玻璃环节伴随库存的持续积累，价格一路走低至今。无论是玻璃的绝对价格、还是考虑成本端原燃料价格变动之后的光伏玻璃盈利水平，在当前都已经创下近年来的新低。 在此背景下，光伏玻璃行业的窑炉冷修动作自7月开始显著加快，据卓创咨询，7-8月行业冷修窑炉产能规模超9000吨/日（约占当前在产总产能规模的8%）。除冷修外，近期多家玻璃厂家也通过封窑口的方式进一步缓解短期供需压力。同时我们预计，部分已建成待点火、及在建中的光伏玻璃窑炉，也将有不同程度的点火投产推迟动作，伴随组件端排产在进入Q4终端需求旺季之后逐步走高、以及后续窑炉冷修面进一步扩大，我们预计光伏玻璃库存有望呈现止涨及逐步走低态势，价格也有望逐步企稳，短期供需关系拐点正在临近。 尤其值得一提的是，在光伏玻璃行业盈利及库存显著承压的背景下，本轮光伏玻璃行业通过加速旧窑炉冷修、封窑口、推迟新窑炉点火等方式进行的供给压缩行为，是在没有行业管理部门出手行政干预、并由行业龙头企业带头及号召、业内企业积极响应的情况下实现的。这充分彰显了在光伏组件产业链上，玻璃环节难能可贵的行业自律能力、高度稳定的市场竞争格局、以及龙头企业显著的行业影响力和市场话语权。 我们今年以来对光储板块的推荐中，胶膜和玻璃龙头企业作为“强α公司”始终位于我们推荐组合的前列，而这种强α属性的重要标准之一就是“格局高度稳定环节中的绝对龙头”，福斯特凭借一家独大的市场份额及盈利能力优势显然符合这一标准，而光伏玻璃环节尽管存在双寡头企业，但我们始终认为两家企业之间的竞争关系相对良性，且光伏玻璃的生产技术水平、市场话语权等方面显著领先业内其他企业。根据刚刚发布完毕的半年报数据，信义光能与福莱特的上半年光伏玻璃业务毛利率分别为22%和25%，而上市公司中以光伏玻璃为主业的安彩高科、凯盛新能的相关业务毛利率仅分别为10%、7%。本次由龙头企业牵头并以身作则成功进行的行业减产行为，则进一步验证了其较高的市场话语权。 投资建议 报告全文请点击小程序链接查看或联系国金电新团队 报告链接： 光伏行业月度跟踪：招标量显著增长，Q4装机“旺季”值得期待 风险提示 传统能源价格大幅（向下）波动风险：近年来全球各国的双碳目标诉求及地缘政治动荡等因素造成的传统能源价格大幅飙升，是新能源需求超预期高增的一大驱动因素，若传统能源价格及对应电价在未来出现趋势性、大幅下跌，将边际削弱光储系统的相对经济性，并可能对板块投资情绪产生负面影响。 行业产能非理性扩张的风险：在持续超预期的终端需求驱使和资本市场的助力下，光伏行业的产能扩张明显加速，除业内企业积极扩产外，行业再次出现跨界资本大量进入的迹象，可能导致部分环节出现阶段性竞争格局和盈利能力恶化的风险。 国际贸易环境恶化风险：随着光伏在各国能源结构中的比例持续提升，中国作为在光伏制造业领域一家独大的存在，仍然可能面临其他国家更严苛的贸易壁垒限制（尽管这种壁垒可能导致该国使用清洁能源的成本上升）。 全球经济复苏低于预期的风险：全球经济复苏偏弱则不利于电力需求增长，即使光伏成本已大幅下降，并成为最低成本的新建电源形式，但电力需求增长较慢（甚至下滑）仍可能对光伏装机动力产生负面影响。 储能、泛灵活性资源降本不及预期风险：配置储能（或其他泛灵活性资源）是未来电源结构中光伏实现高比例渗透的必经之路，如果储能成本下降速度不及预期或电池储能安全性未能获得认可，则有可能限制中期光伏在能源结构中的渗透率提升速度。 往期报告 往期光伏深度报告 1. 磨底分化并进、头部优势凸显，强α龙头布局正当时——光储板块24H1业绩总结 2. 阳光电源深度：逆境中绽放，质疑中成长——光伏景气底部看龙头系列（五） 3. 美国光储市场专题（二）：政策波动难阻装机增长，优势企业恒强，预期修复临近 4. 帝尔激光深度：开光伏用激光之先河，引BC技术革命——光伏景气底部看龙头系列（六） 往期新能源周报 1. 新能源港美股假期表现强劲，重点聚焦有望持续跑赢板块的主线 2. 底部基本面改善驱动，从跟涨到领涨，电新优质资产迎价值重估 3. 组件投标价屡“破防”，Q4量价修复仍可期，电网高景气加速兑现 4. 美大选风向转变与降息临近共振，有望驱动板块β修复 ＋ 报告信息 证券研究报告：《光伏行业月度跟踪：招标量显著增长，Q4装机“旺季”值得期待》 对外发布时间：2024年9月26日 报告发布机构：国金证券股份有限公司 证券分析师：姚遥 SAC执业编号：S1130512080001 邮箱：yaoy＠gjzq.com.cn 证券分析师：张嘉文 SAC执业编号：S1130523090006 邮箱：zhangjiawen＠gjzq.com.cn 点击下方阅读原文，获取更多最新资讯
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