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，价格持续上涨遭遇一定阻力。3）电池片：价格出现小幅下跌；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准，9月价格下降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：价格出现小幅下跌，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：玻璃价格下降、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月招标量明显提升至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，我们大家都认为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。价格这一块，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。

  当前光伏产业链价格及盈利已明确处于底部，后续终端需求释放或将逐步带动产业链盈利修复，头部企业优势有望持续凸显。当前最看好的方向：1）强α公司：格局高度稳定环节中的绝对龙头+24年业绩显著优于同业的公司；2）边际改善（储逆、辅材）：储逆板块Q3利润有望连续环增；【辅材龙头】盈利优势幅度大、持续经营能力强、Q3盈利低点基本确认；3）新技术（设备龙头）：新技术迭代不受行业景气度羁绊，核心是新产品的性价比优势，“破坏式”创新或是打破当前电池组件环节同质化内卷的必由之路，交易策略角度也更适合当前“无人问津”时进行埋伏；4）随Q4也许会出现的景气度拐点临近，资产负债表强劲、新技术研发储备领先的主链龙头公司也可逐步纳入关注范围。

  传统能源价格大大（向下）波动，行业产能非理性扩张，国际贸易环境恶化，储能、泛灵活性资源降本没有到达预期。