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1）观点：Q4库存和价格压力向上游传导。据我们最新产业草根调研，9月组件产量51.6GW，同比增长55.5%，环比持平，主要因组件价格持续回落，2、3线组件企业迫于成本压力减产；10月组件排产计划数是53.0GW，同比增长56.84%，环比增加2.70%，11月组件排产55.9GW，同比63.42%，环比增加5.45%，且增量主要由头部组件企业贡献。据我们跟踪，国内民企/国企地面光伏电站投资商均开始提货执行订单，7月组件出口15.02GW，同比-4.27%，欧洲组件库存已有明显改善，8月组件出口18.03GW，同比+26.62%，环比+20.04%，验证我们前期关于组件出口发货同环比恢复正增长的判断。但随着Q4硅料等供应链价格下降，组件价格延续下降将抑制部分装机需求，判断4季度月环比持平或维持小个位数增幅。9月硅料产量13.3万吨，环比增加5.7%，10、11月硅料排产计划数14.5万吨、16.0万吨左右，环比分别增加9.0%和10%，主要因新产能投产爬坡。我们预计Q4硅料产能环比增加20%左右，且新增产能大部分集中于龙头企业；需求端，硅片企业降低拉晶稼动率以控制库存水位，节后硅料现货供应紧张状况明显缓解，判断4季度中后期硅料存在累库风险。
2）节后硅料供应紧张明显缓解，Q4硅料产能进一步投产释放。根据Pvinfolink的统计，本周致密料价格8.7万/吨，环比持平，低价区间持平于7.9万/吨，符合预期，目前仍以执行前期订单为主，部分订单覆盖至10月中下旬，新单成交数量较小。1）供给端，Q3硅料产能环比Q2增加18.5%，据我们跟踪，预计Q4硅料产能环比增加20%左右，且主要以永祥、东方希望、合盛硅业等头部企业贡献；2）需求端，硅片价格快速下跌，硅片企业降低拉晶稼动率以控制库存水位，节后硅料现货供应紧张状况明显缓解；3）尽管目前硅料企业库存处于低位，但随着新产能投产爬坡，判断4季度中后期存在累库风险。据我们对硅料环节排产统计，9月硅料总产量13.3万吨，环比增加5.3%，符合预期，预计10、11月硅料产量分别14.5万吨、16.0万吨左右，环比分别增加9%和10%
3）硅片企业降低稼动率去库，下游采购积极性下降。根据Pvinfolink的统计，单晶182/210硅片均价在2.78、3.7元/片，环比上周分别-9.7%，-9.3%，主要因9月下旬以来硅片处于累库阶段，供大于求所致。节后硅片企业降低拉晶稼动率以控制库存水位，据我们对硅片环节排产统计，9月产量62.5GW，环比增加9.2%，预计10、11月硅片排产计划60.9GW、61.8GW左右，分别环比-2.6%和1.5%。在下游电池片库存水位上升，对硅片采购拿货积极性有所下降，判断短期硅片价格仍有下跌空间，且4季度将随上游硅料价格下跌而降价。
4）电池片库存持续累积，价格延续下跌，符合此前判断。本周182/210电池片的主流成交价格分别为0.60/W、0.65元/W，环比分别-4.8%，-7.1%。随着组件企业逐步消耗前期高价订单，尤其专业化组件企业面临成本压力，二、三线组件企业排产观望甚至下修，随着N型电池新产能陆续爬坡达产，尤其低档效率电池片累库，电池片价格本周延续下跌，符合此前我们判断。截至目前电池片企业大多仍维持满产，但临近年底装机生产旺季结束后，电池片供需矛盾将进一步加剧，或最终需减产应对。N型TOPCon电池片与PERC价差收窄，目前价差达4-5分/瓦左右。据我们对电池片环节排产统计，9月电池片产量54.8GW左右，环比下降1.5%，10、11月电池片排产计划58.3GW、61.1GW/月左右，环比分别增加6.3%、4.8%。
5）供应链价格下降导致部分观望情绪，判断4季度月环比持平或小个位数增幅。根据Pvinfolink的统计，本周182/210组件的主流成交价格分别为1.18元/W、1.19元/W，环比分别为-2.5%、-2.5%，本周组件出口单价为0.145美元/瓦。据跟踪，4、5月国内外终端需求延续环比提升趋势，但5月底以来受供应链价格快速大幅下跌及前期组件库存累积，部分组件企业减产应对。据我们跟踪，国内民企/国企地面光伏电站投资商均开始提货执行订单，7月组件出口15.02GW，同比-4.27%，欧洲组件库存已有明显改善，8月组件出口18.03GW，同比+26.62%，环比+20.04%，验证我们前期关于组件出口发货同环比恢复正增长的判断。据我们对组件环节排产统计，9月组件产量51.6GW，环比持平，10、11月排产计划数分别是53.0GW和55.9GW，分别环比提升2.70%和5.45%，且增量主要由头部组件企业贡献。随着供应链价格下降，组件价格延续下降将抑制部分装机需求，判断4季度月环比持平或小个位数增幅。目前HJT组件(G12)价格每瓦1.38-1.48元，TOPCon组件（M10/G12）价格每瓦1.2-1.32元，在N型硅片、电池片由供不应求转向供大于求后，TOPCon组件与PERC价差进一步收窄。
6）辅材：本周3.2mm光伏玻璃均价为27.25元/平米，2.0mm光伏玻璃均价为19.25元/平米，环比分别-1.8%，-0%，前期某龙头企业3.2mm/2.0mm光伏玻璃价格分别上调3元/平、2元/平，对应12%、11%的涨幅。EVA胶膜本周8.97元/平米，POE胶膜15.55元/平米，环比分别-7.53%，-0%。
据我们最新产业草根调研，9月组件产量51.6GW，同比增长55.5%，环比持平，主要因组件价格持续回落，2、3线组件企业迫于成本压力减产；10月组件排产计划数是53.0GW，同比增长56.84%，环比增加2.70%，11月组件排产55.9GW，同比63.42%，环比增加5.45%，且增量主要由头部组件企业贡献。据我们跟踪，国内民企/国企地面光伏电站投资商均开始提货执行订单，7月组件出口15.02GW，同比-4.27%，欧洲组件库存已有明显改善，8月组件出口18.03GW，同比+26.62%，环比+20.04%，验证我们前期关于组件出口发货同环比恢复正增长的判断。但随着Q4硅料等供应链价格下降，组件价格延续下降将抑制部分装机需求，判断4季度月环比持平或维持小个位数增幅。9月硅料产量13.3万吨，环比增加5.7%，10、11月硅料排产计划数14.5万吨、16.0万吨左右，环比分别增加9.0%和10%，主要因新产能投产爬坡。我们预计Q4硅料产能环比增加20%左右，且新增产能大部分集中于龙头企业；需求端，硅片企业降低拉晶稼动率以控制库存水位，节后硅料现货供应紧张状况明显缓解，判断4季度中后期硅料存在累库风险。另外，据我们跟踪，光伏玻璃新产能投产进度不及预期，玻璃库存加速下降，库存水平已低于2022年同期且非常接近2021年同期水位，光伏玻璃成功涨价，某龙头企业3.2mm/2.0mm光伏玻璃价格分别上调3元/平、2元/平，对应12%、11%的涨幅，验证我们判断逻辑。详细报告请阅读我们深度报告《光伏玻璃将迎来长短周期向上拐点》。另外，重点关注BC、TOPCon、HJT等技术进展。
（一）硅料：本周价格8.7万/吨，周环比持平
节后硅料供应紧张明显缓解，Q4硅料产能进一步投产释放。根据Pvinfolink的统计，本周致密料价格8.7万/吨，环比持平，低价区间持平于7.9万/吨，符合预期，目前仍以执行前期订单为主，部分订单覆盖至10月中下旬，新单成交数量较小。1）供给端，Q3硅料产能环比Q2增加18.5%，据我们跟踪，预计Q4硅料产能环比增加20%左右，且主要以永祥、东方希望、合盛硅业等头部企业贡献；2）需求端，硅片价格快速下跌，硅片企业降低拉晶稼动率以控制库存水位，节后硅料现货供应紧张状况明显缓解；3）尽管目前硅料企业库存处于低位，但随着新产能投产爬坡，判断4季度中后期存在累库风险。据我们对硅料环节排产统计，9月硅料总产量13.3万吨，环比增加5.3%，符合预期，预计10、11月硅料产量分别14.5万吨、16.0万吨左右，环比分别增加9%和10%。
（二）硅片：本周价格环比-9.7%
硅片企业降低稼动率去库，下游采购积极性下降。根据Pvinfolink的统计，单晶182/210硅片均价在2.78、3.7元/片，环比上周分别-9.7%，-9.3%，主要因9月下旬以来硅片处于累库阶段，供大于求所致。节后硅片企业降低拉晶稼动率以控制库存水位，据我们对硅片环节排产统计，9月产量62.5GW，环比增加9.2%，预计10、11月硅片排产计划60.9GW、61.8GW左右，分别环比-2.6%和1.5%。在下游电池片库存水位上升，对硅片采购拿货积极性有所下降，判断短期硅片价格仍有下跌空间，且4季度将随上游硅料价格下跌而降价。
（三）电池片：本周182 PERC价格环比-4.8%
电池片库存持续累积，价格延续下跌，符合此前判断。本周182/210电池片的主流成交价格分别为0.60/W、0.65元/W，环比分别-4.8%，-7.1%。随着组件企业逐步消耗前期高价订单，尤其专业化组件企业面临成本压力，二、三线组件企业排产观望甚至下修，随着N型电池新产能陆续爬坡达产，尤其低档效率电池片累库，电池片价格本周延续下跌，符合此前我们判断。截至目前电池片企业大多仍维持满产，但临近年底装机生产旺季结束后，电池片供需矛盾将进一步加剧，或最终需减产应对。N型TOPCon电池片与PERC价差收窄，目前价差达4-5分/瓦左右。据我们对电池片环节排产统计，9月电池片产量54.8GW左右，环比下降1.5%，10、11月电池片排产计划58.3GW、61.1GW/月左右，环比分别增加6.3%、4.8%。
（四）组件：182尺寸成交价格环比-2.5%
供应链价格下降导致部分观望情绪，判断4季度月环比持平或小个位数增幅。根据Pvinfolink的统计，本周182/210组件的主流成交价格分别为1.18元/W、1.19元/W，环比分别为-2.5%、-2.5%，本周组件出口单价为0.145美元/瓦。据跟踪，4、5月国内外终端需求延续环比提升趋势，但5月底以来受供应链价格快速大幅下跌及前期组件库存累积，部分组件企业减产应对。据我们跟踪，国内民企/国企地面光伏电站投资商均开始提货执行订单，7月组件出口15.02GW，同比-4.27%，欧洲组件库存已有明显改善，8月组件出口18.03GW，同比+26.62%，环比+20.04%，验证我们前期关于组件出口发货同环比恢复正增长的判断。据我们对组件环节排产统计，9月组件产量51.6GW，环比持平，10、11月排产计划数分别是53.0GW和55.9GW，分别环比提升2.70%和5.45%，且增量主要由头部组件企业贡献。随着供应链价格下降，组件价格延续下降将抑制部分装机需求，判断4季度月环比持平或小个位数增幅。目前HJT组件(G12)价格每瓦1.38-1.48元，TOPCon组件（M10/G12）价格每瓦1.2-1.32元，在N型硅片、电池片由供不应求转向供大于求后，TOPCon组件与PERC价差进一步收窄。
（五）辅材: 本周EVA胶膜8.97元/平米，环比-7.53%
本周3.2mm光伏玻璃均价为27.25元/平米，2.0mm光伏玻璃均价为19.25元/平米，环比分别-1.8%，-0%，前期某龙头企业3.2mm/2.0mm光伏玻璃价格分别上调3元/平、2元/平，对应12%、11%的涨幅。EVA胶膜本周8.97元/平米，POE胶膜15.55元/平米，环比分别-7.53%，-0%。
本周重质纯碱价格为3235元/吨，环比持平，天然气价格为2.92元/m³，环比+2.17%。本周光伏玻璃主要原材料成本（重碱&天然气）为10.37元/平，环比+0.3元/平。本周光伏玻璃库存天数为17.9天，环比上升0.6天，产能为94080t/d，环比上升1.1%，7月以来光伏玻璃库存持续去化逼近2021年较低的水平。本周光伏级EVA粒子价格为14105元/吨，进口光伏级POE粒子价格为2843美元/吨，环比分别-12.4%，+2.4%。
（六）光伏主产业链各环节开工率变化趋势
2022年以来，一线硅料企业基本处于满产状态，根据调研反馈，2023年9月一线硅料企业开工率88%，环比持平，主要因新产能投产爬坡及限电影响；2023年9月硅片环节平均开工率88%，环比略有下降。另外，2023年9月电池片环节开工率为82%，环比小幅下降，主要受制于新增产能爬坡进度低于预期。2023年9月组件环节平均开工率78%，环比下降2pct，主要因供应链价格企稳，下游终端需求逐步启动，组件企业稼动率处于高位。
（七）硅料-硅片-电池片-组件毛利率变化趋势
目前硅料不含税毛利76.99元/kg，环比上升；本周182硅片价格环比下降，不含税净利0.029元/瓦，环比下降；182mm 单晶PERC电池片不含税净利0.012元/瓦左右，环比下降；单组件环节不含税净利-0.094元/瓦左右，一体化组件（不含硅料）环节单瓦净利-0.07元/瓦。截至本周一线组件厂新签订单PERC单玻组件1.14-1.15元/W，二三线企业报价1.18-1.20元/W，判断硅料等供应链价格仍有进一步下跌预期，组件环节价格仍有进一步下跌空间。
（一）中国光伏装机：2023年8月全国新增光伏装机16GW，同比增加9.26GW
据国家能源局统计数据，2023年8月国内光伏新增并网同比增长137.4%，达到16GW；2022年全年新增并网87.41GW，同比增长58.64%。分结构看，2023年Q2集中式光伏累计新增装机量21.94GW，同比增加218.6%，环比增加41.3%；2023Q2分布式光伏累计新增装机量为22.83GW，同比增加111.7%，环比增加25.9%，Q2分布式新增装机量占比51%。2023年Q2户用光伏新增装机12.52GW，同比增长96.7%，环比增长39.1%。2022年累计户用光伏新增装机25.246GW，其中Q4户用光伏新增装机8.655GW，同比下降12.4%，环比增加12.8%，占分布式光伏新增装机量54.8%。
（二）中国户用装机：2023 Q2全国新增户用装机12.52GW，同比增长96.7%
根据中电联的统计，2023年Q2户用光伏新增装机12.52GW，同比增长96.7%，环比上升39.1%；截至2022年12月底，全国累计纳入2022年国家财政补贴规模户用光伏项目装机容量为25.246GW，同比增长17.4%。
（三）中国组件出口：2023年8月组件出口18.03GW，同比+26.62%
据海关数据，2023年8月组件共出口30.42亿美元，同比-22.6%，2022年累计出口423.75亿美元，累计同比增长65.4%；预计2023年8月组件出口18.03GW，同比+26.62%，环比+20.04%。2022年累计出口156.42GW，累计同比增长54.5%；2023年8月组件出口平均单价0.169美元/W，比去年同期下降0.11美元/W。
从出口目的地维度，2023年8月组件共出口欧洲14.05亿美元，同比-39.5%；8月组件出口到欧洲8.33GW，同比-1.13%，环比+13.07%；组件出口欧洲占比46%，欧洲市场是海外需求主要支撑。另外，8月组件出口巴西3.36亿美元，同比-32.5%，8月组件出口巴西1.99GW，同比-39.5%，环比+23.9%；8月组件出口印度1.64亿美元，同比+311%，8月组件出口印度0.97GW，同比+572%。
（四）中国逆变器出口：2023年8月出口额合计6.9亿美元，同比-28.07%
根据中国海关总署数据统计，逆变器 8月出口共计6.9亿美元，同比-28.07%，环比-9.57%；2022年1-12月累计出口89.068亿美元，累计同比增长59.5%。从主要出口来源地维度，8月浙江、安徽和江苏分别出口0.99亿美元、1.56亿美元和0.76亿美元，分别同比-43.35%、+121.05%和-20.22%。
（五）美国光伏装机：7月新增1MW及以上规模的光伏装机为2GW，同比+241.2%
美国2023年Q2新增光伏装机为5.6GW，同比+20%，环比-8%；其中户用光伏新增装机数为1.8GW，同比+30%，工商业光伏新增装机数0.345GW，同比-9%，社区光伏装机新增0.226GW，同比-16%，地面光伏电站新增装机数占Q1全部新增装机数的58%，为3.3GW，同比+22%。
其中，美国2023年7月新增1MW及以上规模的光伏装机为2GW，同比+241.2%，环比+24.77%，美国2023年1-7月新增1MW及以上规模的光伏装机为7.9GW，同比+51.9%；2023年8-12月光伏计划装机17.68GW，同比+24.6 %，若能如期完成装机，预计2023年美国1MW及以上规模的光伏装机为25.58GW。
在双碳背景下，氢能受到了广泛的关注，因其具有环保、热值高、来源多样、储运灵活、损耗少等特点被视为21世纪的“终极能源”。国家发改委、国家能源局今年3月联合印发的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》提出，到2025年，基本掌握核心技术和制造工艺，燃料电池车辆保有量约5万辆，部署建设一批加氢站，可再生能源制氢量达10-20万吨/年，实现二氧化碳减排100-200万吨/年。
根据制取方式和碳排放量的不同，氢能分为灰氢、蓝氢和绿氢三种。灰氢是通过化石燃料燃烧产生的氢气；蓝氢是指在氢气生产过程中加入了碳捕捉、利用和储存等技术，实现了低排放生产；绿氢是指通过可再生能源发电进行电解水制氢，在生产绿氢的过程中，完全没有碳排放。
绿氢产业链可以分为上游的氢气制备、中游的氢气储运和下游的氢气应用。电解槽是电解水制氢的核心设备，电解水制氢的技术路线可分为碱性电解水制氢（ALK）、质子交换膜电解水制氢（PEM）、固态氧化物电解水制氢（SOEC）、阴离子交换膜电解水制氢（AEM）。目前，碱性电解槽技术成熟，成本较低，仍为电解槽主流技术路线。根据高工氢电统计，2022年国内电解槽出货量约800MW。进入2023年以来，绿氢产业蓬勃发展，国内电解槽市场需求呈现爆发式增长。据统计，2023年1-7月已有16个电解槽中标项目公布，总中标量达857MW，超过了2022年的出货量，预计2023年全年总中标量可达到2GW。
从电解槽类型来看，1-7月碱性电解槽中标738.5MW，SOEC电解槽中标63MW，PEM电解槽中标55.05MW，分别占比86.21%、7.36%、6.43%。得益于碱性电解槽生产技术及市场应用的成熟度，是目前国内各大制氢项目的主流设备，PEM、SOEC技术还有待进一步商业化应用，发展潜力巨大。
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