7月28日电池片价格行情

7月25日电池片价格行情

7月24日电池片价格行情

7月23日电池片价格行情

7月22日电池片价格行情

7月21日电池片价格行情

7月18日电池片价格行情

7月17日电池片价格行情

7月16日电池片价格行情

7月15日电池片价格行情

7月14日电池片价格行情

7月11日电池片价格行情

7月10日电池片价格行情

7月9日电池片价格行情

7月8日电池片价格行情

7月7日电池片价格行情

7月4日电池片价格行情

7月3日电池片价格行情

7月2日电池片价格行情

7月1日电池片价格行情

一、价格行情：上半年震荡下行，6
月加速探底
上半年电池片价格经历&quot;高位震荡、快速回落、加速深跌&quot;三个阶段。三种主流规格TOPCon电池片价格走势高度趋同，整体降幅约35%-39%。
2026
年1
月- 2026
年2
月：高位震荡。
年初白银大幅冲高带动银浆成本攀升，TOPCon 183N电池片价格从1月初0.39元/W持续拉升至1月底0.44元/W，头部厂商领涨，成交重心上移。春节前后受需求清淡影响，价格高位僵持，2月维持在0.435-0.44元/W区间。
2026
年3-2026
年4
月：快速回落。
节后银价及硅片价格大幅下跌削弱成本支撑，电池片进入快速下行通道。3月初Topcon 210N电池片价格从0.425元/W持续下滑至4月中旬0.3325元/W附近，累计跌幅约22%。4月1日出口退税正式取消后，出口订单骤降，电池片环节进入累库阶段，市场看空情绪浓厚。
2026
年5-2026
年6
月：加速深跌
。 5月主流价格在0.33元/W附近短暂企稳，但6月SNEC展会后市场报价及成交重心明显下移。截至7月8日，TOPCon 183N均价为0.2675元/W，210N为0.2775元/W，210R为0.2675元/W。
二、产量及开工情况：上半年主动收缩，6
月排产企稳回升
上半年电池片产量整体同比下降近两成，行业在经历2024-2025年产能爆发后主动收缩。趋势上呈现&quot;先抑后扬&quot;态势，但回升并非源于需求回暖。重要的拐点出现在3月和4月。3月产量环比大幅跳升，主要受4月1日出口退税取消前的集中抢交付推动，并非真实内需驱动。退税正式取消后，4-5月出口骤降、库存快速累积，企业被迫主动下调排产。6月产量虽回升至上半年高点，但下游组件增速明显不及电池片增速，增量更多转化为了库存。
开工率数据进一步印证结构性过剩。上半年开工率从2月低点38.06%回升至6月53.51%，7月预期升至58.35%，看似逐月改善，但距离2025年同期60%-70%的水平仍有明显差距。即便排产在回升，仍有约5-6成产能处于闲置或低负荷状态。从内部结构看，高效TOPCon产线开工率较高，而PERC及老旧产线开工率极低甚至已停产，行业产能&quot;冰火两重天&quot;格局正在固化。
产能端收缩信号同样明确。4月29日，29GW硅片及电池项目集中宣布终止，其中含5GW电池片项目，原计划总投资近49亿元。这标志着资本对光伏产能扩张的态度已从激进扩张转向谨慎收缩。新增产能集中于TOPCon升级、BC和HJT等高效路线，PERC产能加速出清。随着下半年强制性能效标准逐步落地，低效产能退出速度有望进一步加快。
三、出口情况：退税取消前抢运冲高，出口结构加速多元化
出口退税取消是上半年对电池片出口节奏影响最大的政策变量。根据财政部公告，自2026年4月1日起取消光伏产品增值税出口退税。受此影响，3月出口出现集中抢运高峰，SMM统计的月度出口量飙升至13.73GW，远超2025年月均水平。4月退税正式取消后出口迅速回落至10.81GW，环比下降21.3%；5月进一步降至7.34GW，环比下降32.1%。1-5月累计出口约47.13GW，较2025年同期的35.71GW增长约32%，表明海外光伏装机需求依然保持强劲增长态势，退税取消未从根本上动摇中国电池片在全球市场中的供应地位。
而出口流向结构正经历深刻调整。据SMM研究，欧美市场份额持续下滑，印尼、菲律宾、非洲等新兴市场占比显著提升，其中印尼占比从1%跃升至22%。印度出口占比持续萎缩，已回落至50%以内，主因印度ALMM政策于6月1日正式实施，总入围规模29.9GW，对中国电池片出口形成明显壁垒。中资企业全球化布局正从东南亚单一&quot;跳板&quot;转向中东、北美、非洲的&quot;网状本地化&quot;生产体系。
四、2026下半年展望--价格、出口及政策重点关注
价格方面，下半年Topcon电池片价格预计整体呈趋势性上行，节奏上经历&quot;高位承压&mdash;阶段性回落&mdash;企稳回升&quot;三阶段走势。7月累库压力达到阶段性峰值后，8月起组件出口旺季叠加海外订单回升推动供需阶段性转紧，有可能支撑价格企稳回升，但上行弹性受限于需求修复力度。
供给端来看，强制性能效标准驱动产能加速出清。工信部先后发布《光伏组件安全要求》等强制性国标并进一步提升组件效率门槛，TOPCon/HJT最低效率要求23.4%、BC最低23.7%，据测算对应出清规模达153-328GW。组件标准升级将向上传导至电池片环节，率先布局高效路线的企业将在出清中获得结构性优势。
出口端，退税取消倒逼行业从&quot;产品走出去&quot;转向&quot;品牌走出去&quot;&quot;产能走出去&quot;。退税取消后4月电池出口金额同比增幅仍达133.2%，短期冲击有限，但下半年抢运透支效应消退后，企业能否通过海外产能布局消化退税冲击将成为关键。中资企业海外产能正从东南亚向中东、北美、非洲加速扩散。

【SMM 分析】2026年上半年光伏电池片行情分析与展望——价格加速探底 供需修复仍待验证

7
月
16
日，财政部、海关总署、税务总局联合发布《关于调整部分电池消费税政策的公告》（
2026
年第
20
号），明确自
2027
年
4
月
1
日起对光伏电池按
2%
税率征收消费税，
2028
年
4
月
1
日起税率升至
4%
。与此同时，钙钛矿电池、叠层电池、砷化镓电池等前沿技术路线在
2026
年
9
月
1
日至
2028
年
12
月
31
日期间继续免征。这一政策标志着我国光伏电池产业长达十一年的消费税免征红利期正式进入退出倒计时，产业从政策培育阶段迈入市场化竞争新阶段。
本次政策调整的核心思路是
&quot;
分类施策、分步退出、精准引导
&quot;
。所谓分类施策，是对锂离子电池、光伏电池等已进入规模化量产的成熟技术恢复征税，对钙钛矿、叠层、固态、钠离子等仍处产业化初期的前沿技术继续免税。分步退出则体现在税率安排上：先以
2%
低税率过渡一年，再恢复
4%
法定税率，为行业预留缓冲期。从时间节奏看，光伏电池的开征时点（
2027
年
4
月）较其他电池（
2026
年
9
月）晚了约七个月，这一安排显然考虑了光伏行业当前产能过剩、盈利承压的现实，避免政策
&quot;
急刹车
&quot;
引发系统性风险。
从征税范围看，本次消费税的征收对象涵盖光伏电池及光伏组件，电池片与组件均在政策附件所列税号范围内，上游硅料、硅片则不在其中。这意味着税负将主要集中在电池片和组件两个生产环节产生，而企业无法通过上游进项抵扣来化解。值得注意的是，根据公告第六条，纳税人自产自用的应税电池产品用于连续生产应税电池产品的，移送环节不缴税；用于连续生产非应税产品或用于其他方面的，移送时需申报缴纳。由于电池片和组件均属应税范围，一体化企业内部电池片移送至组件产线的环节可免于重复征税，这在一定程度上降低了产业链内部的税负叠加效应。在当前光伏行业普遍微利乃至亏损的背景下，新增税负将直接挤压企业本已薄弱的利润空间，其最终由哪个环节承担、各环节如何分摊，将取决于产业链上下游的博弈结果。
政策对
TOPCon
、
HJT
、
BC
等当前主流技术路线一视同仁，均需按规定缴税，未作差异化豁免。但对钙钛矿电池、叠层电池、砷化镓电池等下一代技术路线给予了近
28
个月的免税窗口期。这一安排与当前
&quot;
反内卷
&quot;
和
&quot;
培育新质生产力
&quot;
的政策导向高度一致：用税收杠杆加速淘汰落后过剩产能，同时为前沿技术产业化提供政策输血。钙钛矿和叠层技术目前仍处于从小批量试产向规模化量产过渡的关键阶段，免税政策有望降低其产业化早期的成本压力，加速技术成熟和产能落地。
从市场节奏来看，政策影响预计将分三个阶段展开。
2026
年下半年至
2027
年一季度为政策消化期，企业可能在新政生效前加速出货，短期内供给端或出现放量；同时产业链各环节将围绕税负如何分摊展开价格博弈，上游硅片采购价、电池片报价、组件成交价之间的联动关系将进入重新寻位阶段。
2027
年二季度至年底为
2%
税率实施期，
2%
的税负规模相对可控，产业链各环节有一定消化空间，但博弈将更加显性化&mdash;&mdash;上游是否愿意让利、组件能否向终端传导、电池片与组件之间的价格拉锯，都将在这一阶段见分晓。
2028
年二季度起
4%
税率全面生效，税负规模翻倍，产业链的博弈空间进一步收窄，届时单纯依靠价格谈判已难以完全消化增量成本，技术降本能力和规模效应的重要性将更加凸显，缺乏成本对冲手段的企业面临更大压力。
值得关注的是，公告明确出口环节消费税退（免）税政策维持不变。这意味着具备海外渠道和海外产能布局的企业可在出口端获得税负缓冲，海外市场布局的重要性将进一步凸显。
总体来看，本次电池消费税政策调整并非突发利空，而是产业成熟期税制回归的必然结果。相较于行政限产、直接淘汰等手段，税收杠杆更具市场化特征，既给行业留下了缓冲空间，又传递了明确的政策信号：扶持前沿技术、淘汰落后产能。税负最终如何在产业链各环节之间分摊，将取决于市场供需格局、企业议价能力和技术降本进度的综合博弈，而非由政策单方面决定。对于光伏电池片及组件市场而言，
2027
至
2028
年将是关键洗牌期，产业链各环节的博弈能力、技术降本进度、海外市场布局，将成为决定企业能否穿越周期的核心变量。

【SMM分析】光伏电池告别十一年免税：消费税回归开启市场化淘汰新阶段

【SMM分析】2026年上半年光伏电池片行情分析与展望——价格加速探底 供需修复仍待验证

近期光伏电池片价格延续快速下跌走势。
SMM
调研显示，自
6
月
8
日
SNEC
展会结束后，电池片市场报价及成交重心明显下移，
TOPCon 183
、
210R
主流成交价已下探至
0.28
元
/W
附近，
TOPCon 210N
成交价多在
0.29
元
/W
附近，部分低价资源已进一步向
0.275
元
/W
靠拢。
从成交反馈来看，本轮价格下跌具有较强的普遍性。前期低价多为个别厂家抛货或急于出货的阶段性成交，但在随后，低价便逐步被市场接受并转化为主流成交水平。
从价格表现来看，
6
月初至
6
月底，
TOPCon
各规格电池片价格均出现明显回落。其中，
210R
和
183
电池片价格跌幅更为直观，主流成交已从
6
月初的
0.32
元
/W
以上快速下探至
0.28
元
/W
附近；
210N
电池片虽相对略有支撑，但成交重心亦已回落至
0.29
元
/W
附近，且市场上已有更低意向价出现。当前头部厂家报价虽仍以
0.28
元
/W
、
0.29
元
/W
为主
-
后续个别厂家甚至不乏继续小幅下跌的可能。
本轮电池片价格快速下跌，核心矛盾仍在于库存压力持续累积。据
SMM
不完全统计，目前外销电池厂库存已超过
12GW
，部分头部及专业化电池企业库存压力较为突出，行业整体处于累库状态。与此同时，产业链整体情绪偏弱也进一步放大了电池片环节的降价压力。一方面，组件端对后续价格看涨信心不足，终端对组件涨价的接受意愿有限，组件企业在接单及采购环节仍以控制成本、降低库存风险为主；另一方面，上游多晶硅、硅片等环节供需格局仍未明显改善，尤其多晶硅环节过剩压力较为突出，市场看跌情绪较浓，对硅片及电池片价格预期形成拖累。随着价格连续下行，下游组件厂采购心态进一步谨慎，按需采购及压价采购成为主流。在此背景下，电池片厂家为加快去库和维持出货节奏，被迫让利成交，进一步带动市场价格中枢下移。
从电池来看供应端方面，
7
月电池片排产仍有进一步抬升预期，这也加重了市场对后续供需压力的担忧。
SMM
数据显示，
5
月电池片行业开工率为
49.13%
，总产量约
47.88GW
；
6
月开工率提升至
53.51%
，总产量约
52.15GW
；
7
月预期开工率进一步升至
58.35%
，预期排产约
56.23GW
。
7
月排产增加，一方面来自一体化企业组件端产出上调，配套自有电池片同步提产；另一方面，专业化电池厂当前暂无明确减产计划，后续生产节奏仍取决于库存去化及新订单承接情况。
需求端来看，组件厂当前整体仍以按需生产为主。
6
月组件企业通过低价拿单后，多数订单对应
7
月生产交付，但若后续新增订单不足，
8
月组件排产仍存在下调可能。在组件端利润压力仍存的情况下，组件厂持续向电池片环节压价，并倾向于通过低价采购电池片来降低组件成本。由此来看，下游需求并非完全消失，但采购节奏偏谨慎，且价格话语权明显偏向组件端。
成本端对电池片价格的支撑亦相对有限。近期
N
型硅片价格虽有下调，但整体跌幅小于电池片，难以完全解释电池片端的快速下跌。与此同时，白银价格自
5
月中旬高位回落，
6
月
30
日均价降至
13926
元
/
千克，较
6
月初
18153
元
/
千克明显下降，银浆成本压力有所缓和。但需要注意的是，成本端回落并不等同于电池片利润修复，在下游持续压价和库存高企背景下，电池片价格跌幅明显大于部分原材料价格调整幅度，环节利润仍面临挤压。
整体来看，电池片价格加速下跌，是库存高企、供应继续抬升、组件端采购谨慎以及成本支撑不足共同作用的结果。短期内，在电池片企业尚未出现实质性减产、下游补库需求尚未明显放量的情况下，市场低价成交仍可能继续增多，电池片价格或延续弱势运行。

市场整体悲观 电池片价格加速下行

1&nbsp;
白银持续冲破历史高位
2025 年白银价格迎来史诗级上涨行情，全年累计涨幅超 250%，其中近三个月涨幅更是高达 80%，价格波动幅度创市场阶段性新高。受全球白银市场供需结构性失衡的持续影响，现货市场供应紧张格局不断加剧，推动白银现货升水持续走高，当前现货升水已攀升至 250 元 / 千克。
该部分升水成本现阶段主要由下游银浆生产企业承担，核心原因在于上游银粉、硝酸银等关键环节的厂商可根据收益情况将资源转向除光伏外的需求
领域或停产观望。若
银浆厂无法承接相应的升水成本，上游供应商存在缩减甚至停止供货的可能性，这一供需博弈格局进一步加剧了白银产业链的供应链脆弱性，也让银浆环节成为了成本承接的核心节点，而白银价格上涨带来的成本压力，正沿着产业链向光伏电池制造端持续传导。
2 电池片价格未能同步反映成本变化
电池片成本随银浆价格同步上涨。三个月内，电池片银成本占比从33%升至53%，上涨20个百分点。在同期电池片成本涨幅中，银成本&rdquo;贡献&ldquo;超95%。根据SMM日度模型测算，假设1月26日SMM1#银平均价格27570元/千克计算，当日210RN电池片的含税现金成本已高达近0.47元/W。
虽然早在上周，电池片的市场最高报价已达到0.45元/W，但国内成交情况并不乐观。据SMM了解，国内市场近期成交最高价仅0.43元/W，出口最高成交价为0.44元/W。若继续按照成本定价逻辑，后续电池报价将达到0.47元/W甚至更高。所带来的0.03-0.04元/W的涨幅恐难在短期内被下游接受。
当前组件环节处于需求淡季，自身亦难以提价，因此对电池片的涨价接受度极为有限。同时，组件厂商为管控成本，通过增加自产比例或采用锁定银浆价格的代工模式来减少外采量，从而规避成本端的直接传导。因此，预计电池片的直销价格涨幅将显著滞后于其成本的攀升，未能提前锁定银浆成本的电池片厂商将面临更大亏损风险。
3&nbsp;
二月电池片开工率或再下滑
在当前原料涨价传导不畅的局面下，短期内
退税政策对产业链的刺激作用有限
，且对不同经营模式的厂商的影响存在分化。
一体化厂商凭借多环节布局，能够根据组件排产计划灵活调配内部电池产能，在满足交付要求的同时尽量提高自给率，以增强供应链的稳定性和抗风险能力。
而专业化电池厂商由于环节单一、风险集中，在银价高企的环境下更趋于谨慎，其生产决策更多基于即时的投入产出评估动态调整排产节奏。若白银成本持续高位运行，叠加企业银浆库存逐步消耗，同时下游对价格传导的接受意愿持续低迷，预计部分厂商将进一步扩大减产范围，甚至放假停产，以控制原料成本及春节期间的人力与运营开支
。据SMM了解，有多家厂商认为
2月份可优先消化现有库存，再根据3月的需求与成本预期评估复产计划，从而最大限度降低因成本传导滞后所带来的经营损失。

【SMM分析】银价击穿“斩杀线”，电池厂商开工承压

近期白银价格持续攀升，成为光伏产业链成本端的突出变量。其影响正快速穿透至电池片制造环节，推动电池片价格出现显著波动。
成本传导机制：白银推高电池片价格
本轮价格上涨始于原材料端。国产一号白银现货价格持续上涨，直接导致以白银为核心原料的TOPCon电池银浆价格跟涨。根据SMM的成本模型测算，210RN电池片的生产成本已从10月的约0.27元/W攀升至上周五的0.33元/W左右。从成本结构看，银浆在TOPCon电池的生产成本中占比已达到近40%，其价格波动对总成本极为敏感。可粗略估算，白银价格每上涨1000元/公斤，对应电池片成本约上升0.01元/W。此次白银涨势迅猛，通过银浆成本快速抬升了电池片的整体制造成本。
&nbsp;
&nbsp;成本压力触发价格调整，市场秩序出现短期紊乱
当电池片成本明确突破0.28元/W后，生产端的压力急剧增大。在原材料采购成本与生产折旧（当前行业开工率不足60%）的双重挤压下，叠加协会的&ldquo;不低于成本线销售&rdquo;自律要求，头部厂商开始依据生产成本上调报价，并引发了行业性的跟涨。
在两周时间内，经历四轮报价调整，电池片价格涨幅达到惊人的28%。截止上周五，头部厂商的报价已达到0.4元/W，午后市场也出现了小批量的0.37元/W的成交，来到今年的价格历史高位。面对价格快速且剧烈的变动，市场报价体系出现混乱：仅有少数头部企业保有定价主动权，多数中小厂商因无法锁定成本而选择暂停报价或跟随报价，导致市场有效报价减少，&ldquo;一日一价&rdquo;现象普遍，交易难度增大。
&nbsp;
有价无市局面下，需求端采取观望策略
12月本身是传统淡季，在本就是有价无市的环境中，下游组件厂商对高价更为抵触，采购意愿极低。一位组件厂的采购负责人表示：&ldquo;内部已通知暂缓采购。&rdquo;除非是为紧急交付订单，组件厂普遍暂停了月度采购合同的继续执行。
为支撑涨价，部分电池厂于周中采取了主动&ldquo;封仓&rdquo;挺价的策略。有头部电池厂销售人员透露，即使下游可接受0.36元/W的价格，但从成本角度考虑，公司仍选择暂不出售，等待涨价。这种博弈进一步压低了市场的实际成交量。
后续展望
白银涨价冲击，叠加即将来临的硅片涨价压力，已将电池厂的生产压力推至新高。尽管部分企业通过套期保值缓解部分冲击，但考虑到即将到来的2026年第一季度传统需求淡季，减产已成为行业共识。多家企业已计划进一步降低开工率，以期缓解原料采购与库存积压的双重压力，同时为明年的生产配额做准备。
此次由白银引发的电池片涨价，远超市场预期。短期看，由于年末需求已被年中&ldquo;抢装潮&rdquo;部分透支，低交易量下，电池片与组件环节受银成本上涨的实际冲击有限。但从中期看，此次事件可能利好明年Q1电池片价格的上行：一是成本高位为价格提供了向上的刚性支撑；二是原料采购压力家下，促使电池厂提前减产，改善明年初市场供需格局，进一步支撑价格上涨。

【SMM分析】白银飙涨传导光伏产业链，电池片价格两周内急升超25%

光伏电池价格在供需失衡加剧的背景下持续走弱。不过随着企业主动加大减产力度，将推动供需有望回到平衡区间。
价格持续下跌：供需失衡进一步扩大
进入11月，光伏电池片延续10月跌势，步步下行，
主要压力来自于供需失衡的进一步扩大。一方面，
下游组件厂商减产力度加大，产量持续收窄。
一位一线电池厂销售人员向
SMM
反映，
11月市场直采订单呈现出&ldquo;断崖式下跌&rdquo;；另一位一体化厂电池片采购人员也提到，11月国内市场直采量几乎只有10月的一半。
另一方面，
电池片自身的减产却不及预期。
尽管小部分厂商在11月中下旬扩大了减产规模，加之个别电池厂产线损毁影响，实际产出将减少2-3GW。但在月初，对比组件11月减产的1.3gw，10月末电池片市场的排产仅减少了0.93gw，造成期间明显的供给溢出。
与此同时，海外采购节奏也在放缓。
海关总署数据显示，9月和10月的出口量分别环比下降13.16%和0.2%。
从重点市场看，1-10月前五大出口目的地（印度、印尼、土耳其、尼日利亚、泰国）近两月采买增速普遍放缓。其中，土耳其因短期进口政策导致数据波动较大；但即便剔除这一扰动，总采买量增速也连续放缓，9月与10月环比已分别降至4.3%和3.3%。随着海外下游库存水平持续攀升，市场对国内过剩产能的吸纳能力减弱。综上，国内外需求的同步收缩，使得电池片环节的供给过剩问题在短期内进一步凸显。
为什么企业没有果断加大减产？
站在10月末那个时间点，多数企业仍对减产持观望态度。
一是对Q4这一传统需求旺季抱有期待，若年底出现抢装，
11
月就可能有潜在需求做支撑
；
二是顾虑减产本身的成本
&mdash;&mdash;电池产线启停成本大，即使是热停也需2-3天时间才能完成爬产，并且减产后会削弱规模化生产带来的边际收益。
于是，企业在观望中维持开工，导致
库存在11月快速攀升。累库预期下，
买方市场格局强化。
电池厂开始为买方的压价让步，以换取更多的订单，价格也在激烈竞价过程中步步跌落。以210N尺寸为例，从Q3反内卷时达到的高点0.32元/W下跌到如今的0.285元/W。
价格逐渐贴近现金成本，企业利润被严重挤压，对上游硅片、硅料的价格
&ldquo;
倒逼&rdquo;也愈发明显。
企业开始减产：供需正在修复
转折出现在11月中旬。
随着对后续需求的乐观预期减弱，在手订单不足的压力显现，
多家企业选择减产，
也希望借此控制库存对价格的
挤压。在月中，某半专业化大厂新增对183N和210N两个尺寸电池片的减产，某一体化大厂
调低了210RN的排产，一定程度上缓解了自身的供给压力。
预计进入12月，企业在平衡供给方面会更趋理性，
行业有望从当下的&ldquo;买方市场&rdquo;逐步向&ldquo;弱平衡&rdquo;修复。
这一轮光伏电池价格的下跌，本质是供需错配的结果；而当价格逼近成本线，企业的主动减产，正在成为推动供需再平衡的那一个关键变量。
&nbsp;

【SMM分析】累库持续下，光伏电池价格持续回落

2025年9月29日，印度商工部下属贸易救济总局（DGTR）发布对华光伏电池片（无论是否封装成组件）（Solar Cells whether or notassembled in Modules or made up into Panels）反倾销调查的最终裁定，计划对原产于或进口自中国的相关产品征收为期三年的反倾销税。DGTR最终裁决（签署日期为2025年9月30日）建议&ldquo;自通报发布之日起执行&rdquo;。
最终裁定将涉案企业分为三类：
第一类
：晶科集团（Jinko Group）和天合集团（Trina Group），因认定其产品对印度市场造成的损害较小，税率为0%（基于CIF价格，下同）；
第二类
：爱旭集团（Aiko Group）和非抽样合作生产商（中润、捷泰等），税率为23%；
第三类
：中国其他生产商，税率为30%
注：
a. 同一集团内企业享受同等税率，无需再细分。
b. 若出口商通过第三方贸易公司出货，只要生产商属于上述集团，仍按集团税率执行。
c. 对非中国原产但由中国转运的货物，若不能证明非中国原产，同样适用
30 %
栏
市场预计距离印度财政部正式执行政策有1-3个月的窗口期，一旦落地，税率再度调整的可能性极低。
SMM认为该裁定将带来以下三方面的重要影响：
1. 短期提振10&ndash;11月出口，中长期压制中国电池片
对印贸易
在政策正式落地前，预计将出现一个月的窗口期，印度进口商为规避未来税负，将提前备货，从而显著提振短期需求。然而，一旦税收措施生效，中国生产/出口电池片在叠加20%的BCD与30%的AD/CVD税收后，其价格将高于东南亚地区同类产品。考虑到印度市场对价格高度敏感、对效率差异容忍度较高，除去高效电池片部分，中国电池片自12月起仍将基本丧失价格竞争力。参照7-8月出口规模估算，印度约占当前出口总量的近40%，中国对印电池片月度出口量预计减少2GW。
2. 具备海外产能的电池企业将受益
印度本次反倾销政策仅针对原产于中国的电池产品，并未像美国相关法案那样限制产品中的中资成分。因此，拥有东南亚等境外产能的中企仍可继续向印度出口，并将在渠道上形成显著优势。国内损失的约5GW对印出口需求，将部分转移至东南亚、印尼等地，从而推动当地中资企业产能利用率和出货量提升。目前已布局海外产能的厂商，如中润、英发、东磁等，有望借此扩大市场份额并改善盈利水平。
3. 加速国内183电池片产能退出
目前183尺寸电池片的主要需求来自海外组件产线存量，而国内厂商已普遍转向更大尺寸产品，183在国内供给结构中的占比从3月的49%降至30%以下。对印出口的断崖式下跌将从需求端进一步挤压183产能的生存空间。叠加行业自律公约对产能升级与淘汰的要求，以及2023年前所建183产线改造成本过高的问题，预计部分183设备将向海外转移，流入印尼、土耳其、中东及非洲等地区。
其中，印尼市场虽已被美国政策锁定，对印出口量持续增长背后潜藏较大政策风险，但此类风险通常不被追求短期流动性的投机型生产商所重视。
此外，在地缘政策不断加码的背景下，本次裁定也将进一步促使中企主动推进产能全球化布局，尤其是向中东、非洲等地区转移产能，或寻求与海外厂商开展贴牌合作，以规避贸易壁垒、保持国际市场参与度。

【SMM分析】印度光伏电池“双反”落定。0%-30%差异化税率下的中企影响分析

根据海关总署统计，2025年8月中国光伏电池出口量约12GW，环比增长36%。主要增长动力来自土耳其（+451%）和印尼（+39%），而对印度出口在7月高增长基础上保持稳定。其余增幅显著的地区包括新加坡（+201%）、马来西亚（+1745%）、美国（+51%）、菲律宾（+141%）、伊朗（+1535%）、南非（+375%）和克罗地亚（+48857%）。
&nbsp;
土耳其与印尼的增长主要受政策推动，但前者因电池进口税已于9月17日落地，后续增长持续性有限；后者增量多来自转口贸易。因此，本文重点围绕印度ALMM政策展开分析。
2025年7月底，印度新能源与可再生能源部（MNRE）更新了《批准型号与制造商名录》（ALMM），主要调整包括：
1.
发布电池清单（ALMM-List
）并设定强制时间表
：自2025年9月1日起，政府项目必须使用列入清单的电池；并维持2026年6月1日起所有新并网项目须采用ALMM清单内电池的规定。
2.
建立多清单分阶段机制
：ALMM目前已涵盖组件与电池清单，未来若本土产能达标，还将纳入硅片清单，体现其供应链本土化逐步向上游延伸的路径。
solarclap.com/mnre-approved-almm-solar-list/#google_vignette
政策发布后迅速引发市场抢跑效应。由于2026年6月为硬性截止节点，项目方为规避合规风险，纷纷提前锁定电池资源。印度本土电池产能目前仍无法满足需求，且成本高于进口产品，导致组件厂继续依赖中国电池。据MERCOM数据，2025年二季度印度进口光伏产品中电池占比达72%，凸显其对外依赖度。部分贸易商也通过调整物流路径、经东南亚中转等方式降低关税与合规风险，进一步推高短期进口量。
为应对政策窗口，Adani、Reliance、Tata、Waaree等印度企业虽已宣布扩建电池产能并引入TOPCon等先进技术，但在本土产能规模化前，仍大量采购中国电池以控制项目成本。部分开发商则加速项目推进，力争在政策窗口期内完成并网。
预计此次进口高峰将延续至2026年第一季度，并分为三个阶段：
阶段一（2025年8&ndash;12月）：前置采购与囤货为主，进口量波动较大；
阶段二（2026年1&ndash;3月）：进口维持高位，印度本土产能逐步试产爬坡；
阶段三（2026年4&ndash;6月）：如本土产能顺利释放，进口将显著回落；若供给不及，可能出现政策执行摩擦或临时豁免。
短期来看，基于印度2025-2026年年均新增装机目标和清单中披露的本土电池产能数据，测算出ALMM政策为中国电池企业带来约16&ndash;18GW的出口增长。长期而言，2026年6月后印度市场将进入&ldquo;国产化主导&rdquo;新阶段，中国对印电池出口规模预计将大幅收缩。
&nbsp;

【SMM分析】印度市场短期激增：ALMM政策下的进口高峰能否持续？

据SMM调研显示，8月份样本内全球光伏电池排产在59GW左右，环比增长1.7%。其中，中国境内排产58-59GW，环比增长2%,
行业开工率为61%
。这一增长主要得益于海外市场需求的持续拉动。
从技术路线看
，市场结构正在发生显著变化。P型电池在国内市场的排产占比小幅提升至3%，而N型电池整体呈现温和增长态势。具体来看，TOPCon技术占比从7月的90%进一步提升至91%，继续巩固其市场主导地位；HJT技术则因集中式市场需求疲软而大幅下滑至1.2%；BC技术凭借分布式市场的需求支撑，占比上升至5.3%。
过去一年间TOPCon技术的市场份额已实现近10个百分点的同比增长，其技术成熟度、市场需求优势和生产经济性共同推动了这一趋势。与之形成鲜明对比的是，PERC技术持续萎缩，8月占比已降至3%，目前主要依靠海外订单维持生产。BC技术则在国内外分布式市场的带动下保持稳定增长。
2024.08-2025.08不同技术路线电池的月度产量占比
从尺寸看
，
市场继续向大尺寸电池倾斜。
183N的排产占比持续下降，从7月的31%降至8月的27%，
而210系列依然保持增长
：
210RN占比从45%升至47%，210N占比也从25%提升至26%。其中210N因下游周期性备货需求，8月订单情况显著改善。
2024.08-2025.08 TOPCon 210N/210RN/183N电池的月度产量占比
这一趋势主要源于大尺寸电池更具竞争力的单瓦成本优势，以及183N转210RN产线改造的经济性优势。预计今年6-8月期间，仅切线改造带来的新增210RN年产能将超过40GW。
从供需平衡看
，8月电池市场整体将维持紧平衡状态。国内，有效组件需求为45-46GW；海外，在政策窗口期带来的需求前置刺激下，头部厂商海外订单占比的显著提升（特别是183尺寸产品），预计本月电池出口量有望在今年7-8GW的基础上再增加，达到10GW以上，使得电池的有效供给能够被需求所消化。过程中，尽管海外需求的持续性有限，月末会出现一定库存积累，但整体库存水平仍处于可控范围，不会对价格形成显著的下行压力。
2023-2025.06 中国电池片月度出口分年份对比
产业链其他环节方面，上游硅片排产保持稳定，样本内中国企业排产总量维持在52-53GW，环比微增0.09%；下游组件排产则继续小幅收缩，样本内中企境内排产总量为45-46GW，环比下降0.51%。
当前产业链呈现&quot;硅片维稳、电池微增、组件收窄&quot;的差异化排产格局，反映出电池环节正在经历的短期供需优化和结构性调整。短期受益于海外市场需求，但长期来看，电池环节的利润空间仍将面临组件端的持续挤压。
以及，近期据企业反映，原定取消光伏电池和组件出口退税的政策可能出现延期，这一不确定性可能导致海外客户推迟备货计划，进而削弱其采购意愿。若海外需求因此提前回落，电池片价格或将面临比预期更早的下行压力。

【SMM分析】海外需求拉动8月电池排产 大尺寸加速替代

7月25日下午，继硅片报价再度上调（183N/210RN/210N分别为
1.2/1.35/1.55
元/片）后，TOPCon电池片市场最高报价应声上涨，210N/210RN价格触及0.29元/W，，183N最高报价则保持在0.3元/W。相较上周0.27-0.275元/W主流成交价，此次涨幅达0.015-0.025元/W。
本次电池片价格上涨主要受到上游硅片成本传导和海外短期需求激增的双重推动。
&nbsp;
1 电池片价格受成本支撑上涨，成交区间趋稳
在上游硅片持续调价的影响下，本周183N/210N/210RN尺寸TOPCon电池片成交价普遍上调至0.27-0.275元/W区间，较上一轮上涨约0.015元/W。
电池厂商挺价意愿强烈，普遍拒绝在0.27元/W以下的价格发货。与此同时，部分组件厂因订单交付压力及电池库存紧张，较快接受了新的价格，使得全尺寸电池片的主流交易价格在0.27-0.275元/W区间内趋于稳定。为覆盖成本上升，组件端也相应进行了调价，但新一轮涨价能否最终落地，仍需视买卖双方的议价博弈结果而定。
&nbsp;
2 海外需求激增，183N电池报价单周涨幅高达0.03元/W&nbsp;
上周市场最显著的变化来自183N电池片价格的异动，其FOB价格飙升至0.30元/W。尤其是一些在海外享有较高知名度的电池厂商，其订单呈现供不应求态势。据SMM了解，部分厂商的183尺寸电池片订单已排至8月且接近满产，而短期内并无扩产计划。海外需求溢价促使国内头部电池厂调整出货策略，优先满足海外需求，进而推动国内最高报价同步攀升至0.3元/W，单周涨幅高达0.03元/W。
此次海外需求激增主要受政策面驱动：一方面，市场传闻中国下半年可能取消9%的光伏产品出口补贴，推升未来出口成本预期，直接刺激了印度等国的采购热情；另一方面，土耳其将于9月17日实施新的进口管制政策，将电池片最低进口价格从85美元/公斤大幅提升至170美元/公斤，旨在扶持本土制造业，此举将显著抬高在土耳其市场的电池成本。因此，土耳其的进口需求被提前释放，近期采购规模快速扩大，预计这一态势将持续到8月末。从长远视角看，近期的出口热潮无疑在一定程度上透支了未来的需求，但在8月份，它仍为中国的电池片出口，尤其是183N尺寸，提供了有力支撑。
信息来源：土耳其贸易部
综合来看，本周TOPCon电池片价格的显著上涨，是上游硅片成本支撑与海外市场短期政策刺激下的需求爆发共同作用的结果。短期内，在成本传导和特定海外市场抢装需求的支撑下，电池片价格预计仍将维持偏强运行。然而，展望中长期走势，电池片价格面临的压力因素不容忽视：首先，上游硅料/硅片价格的可持续性以及上涨空间存在不确定性，成本传导效应终将面临终端承受力的考验；其次，当前海外需求的高增长具有明显的政策前置特征，补贴取消预期和土耳其新规引发的抢购潮难以持续，后续需求存在回落风险。因此，厂商仍需密切关注上游原材料价格动向，以及各国贸易政策
调整如何通过出口渠道影响国内需求与价格
，以灵活调整经营策略。

【SMM分析】硅片涨价叠加海外需求激增 电池片价格短期再冲高

多晶硅：本周N型多晶硅价格指数为45.05元/千克，N型多晶硅复投料报价43-49元/千克，颗粒硅报价42-46元/千克。多晶硅报价窄幅波动，本周周一周二，期货盘面强势走高，在情绪以及政策、资金加持下一度突破5.3万元大关，部分多晶硅厂报价受盘面影响有所走高，导致重心小幅上移。但从现货市场来看，本轮价格调控政策上周基本确定，剩下便是贯彻执行，多晶硅厂价格底线较为明确，市场意向价格并未发生较大改变，整个市场成交仍主要会受下游价格传导影响。
硅片：本周N型183硅片价格1.1元/片，210R硅片报价1.25元/片，210mm硅片报价1.45元/片，硅片本周价格小幅上调，主要是部分低价补涨。目前硅片报价对比当前原料价格仍无法收回成本，部分价格制定按照原料低价库存计算。硅片厂家后续小幅继续推涨意向仍在，推涨幅度需参照下游电池接受度。
电池：P型电池部分，高效PERC182电池片价格0.265-0.275元/W，受上游硅片行情以及出口新政预期影响，成交区位小幅上移。国内需求极少，均为出口订单。N型电池部分，首先是TOPCon高效电池片，183N/210N/210RN成交区间均为0.27-0.275元/W，其次是HJT电池片，HJT30%银包铜（25%及以上效率）主流报价0.35-0.36元/W，近期继续持稳。受需求拖累，价格上浮空间受限。
前一周的价格传导机制在本周再次上演，受硅片调价影响，受硅片行情带动，成本支撑再加强，目前三个尺寸的最高报价均上升至0.275元/W，甚至出现了0.28元/W的报价，领先于硅片涨价，试图提高下游价格预期。此外，因9月土耳其新政和中国出口新政预期影响，海外需求大涨，尤其是在183N的交易中，部分企业成交价暴增至0.3元/W。出口上涨挤压国内供给，快速推高国内183N价格。
目前，硅片厂正在试探电池厂对于成本端进一步上涨的接受度，双方尚处于博弈期间。硅片带涨电池片已是必然事件，预计后市电池价格可继续观望硅片的价格走势动态。
光伏组件：本周光伏组件价格小幅上涨。集中式项目的N型182mm主流成交价在0.649-0.668元/W之间，均价上涨1.38%；N型210mm主流成交价在0.664-0.683元/W之间，均价上涨1.35%。分布式N型182组件价格在0.681-0.695元/W附近，均价上涨1.93%；分布式N型210组件价格在0.681-0.695元/W，均价上涨1.93%；分布式N型210R组件价格在0.705-0.73元/W，均价上涨3.01%%。本周组件价格上涨的主要原因是原材料价格波动使得企业报涨情绪高涨，硅料价格大幅上涨使得原材料采购成本随之增加，头部组件企业陆续提升分布式组件对外报价，二三线企业涨价相对谨慎。截至目前，组件的涨价部分已被下游客户所接受，但若集中式想新一轮再度报涨，则终端客户或难以接受，三季度整体供需和机制电价政策延续偏利空预期，短期价格上涨主要是上游反内卷的成果。
光伏玻璃：本周光伏玻璃企业报价重心下5。截至当前国内2.0mm单层镀膜主流报价为10.0元/平方米。3.2mm单层镀膜主流报价为17.0元/平方米、2.0mm背面玻璃主流报价为10.3元/平方米。本周，国内光伏玻璃成交重心下移，受7月供应端减产速度加快的影响下，本周国内下游组件企业开始进场囤货采购，市场成交热度有所回暖，虽整体供需表现为供应过剩，但囤货量的加入使得玻璃库存止涨，预计7月后结算时期，玻璃库存水位有望下降，且受后续龙头企业仍有降产规划，供应端远期供应不足，企业后续囤货心态也将继续提高。
高纯石英砂：本周，国内高纯石英砂报价下跌。目前市场报价如下：内层砂每吨5.9-6.4万元，中层砂每吨2.7-3.3万元，外层砂每吨1.7-2.2万元，本周国内高纯石英砂企业报价下降，但本周价格下跌速度放缓，整体来看近期硅片端排产量仍旧较低，石英砂需求有限，同时前期部分砂企开工有所提高，市场供应量较多，砂企库存仍维持积压预期，但随着近期硅片价格的上行，砂企再度让利去库意愿有所收窄，预计近期市场将进入博弈阶段，砂价虽整体仍处下行周期，但下跌幅度预计将大幅收窄。
EVA：本周光伏级EVA价格在9400-9700元/吨，近期胶膜企业陆续补货，石化厂光伏料库存低位，由于本周部分石化企业检修完毕，叠加部分石化厂转产至光伏料，市场整体供应逐渐转为宽松，需求端七月组件排产下行，需求下滑，市场整体呈现供需紧平衡格局，预计近期EVA光伏料价格弱势震荡。
胶膜：EVA胶膜主流价格区间为12000-12300元/吨，EPE胶膜价格区间为13000-13200元/吨，成本端EVA光伏料价格弱势运行，为胶膜价格提供一定成本面支撑，需求端组件排产不及预期，成本与需求双弱格局下，胶膜价格低位运行。
POE：POE国内到厂价11000-14000元/吨，市场近期出现部分成交，需求端组件排产下滑，胶膜企业开工率下降，需求不及预期，预计近期poe光伏料价格弱势持稳。
终端：
本周光伏组件呈现价量均跌的情况，根据当周SMM统计国内企业中标光伏组件项目，国内企业中标光伏组件项目共24项。价格方面，已披露的光伏组件的中标价格分布区间集中0.67~0.81元/瓦，单周加权均价为0.709元/瓦，相比上周减少0.059元/瓦；容量方面，中标总采购容量为2354.68MW，相比上周减少1236.03MW。
统计期间2025.07.14-2025.07.20主要中标信息：
1.在标段为：《中国电建中南院中广核和田策勒80万千瓦光伏治沙项目光伏组件采购项目入围公示》中，安徽国晟新能源科技有限公司中标容量为800MW的光伏组件，具体价格暂未披露。
2. 协鑫集成科技股份有限公司以54314.857万元中标容量766.6716MW，项目名称为：《四川盐源华电新能源有限公司项目工程四川华电凉山州盐源白乌二期等640MW光伏发电项目光伏组件采购批次评标结果公示》
3.在《常太镇岭下村武埕公园配套用房及周边地块、美丽乡村地块光伏项目》中，河北怀瀚建设有限公司和莆田世铭新能源科技有限公司总计在四个小项目中，总计中标容量0.0025MW的光伏组件。
》查看SMM光伏产业链数据库

成本政策双推动电池价格上涨 硅片企业推涨意向仍在【SMM周评】

多晶硅：本周N型多晶硅价格指数为44.8元/千克，N型多晶硅复投料报价43-49元/千克，颗粒硅报价41-46元/千克。多晶硅报价大幅跳涨，主要由于行业自律基于成本报价支撑，目前此轮成本报价硅料企业撑市心态较强，成本折旧又是全产能折旧，即刻开工率有限，导致折旧均摊较高，整体报价较为积极，需要注意的是截至7月10日，市场还未有新签成交。对于供需而言，目前7月多晶硅开工并无较大变化，产量基本与预期一致。对后续SMM认为部分拉晶厂库存有限，实际成交或将在近期出现。
硅片：本周N型183硅片价格1元/片，210R硅片报价1.15元/片，210mm硅片报价1.35元/片，硅片本周报价大幅上调，主要由于硅料市场报价上涨对硅片形成有力支撑。目前市场暂无成交，下游继续关注硅料实际成交情况。产量方面，目前7月排产预计环比减少超10%，企业并无较大变动。
电池：P型电池部分，高效PERC182电池片价格0.265-0.27元/W，以出口订单。市场开工率极低，厂商根据订单启停产线。N型电池部分，首先是TOPCon高效电池片，183N成交区间为0.22-0.23元/W，210RN为0.24-0.25元/W，210N为0.24-0.25元/W；其次是HJT电池片，HJT30%银包铜（25%及以上效率）主流报价0.35-0.36元/W，7月排产量下降，市场需求可能走弱，价格承压。
受昨日个别电池厂提价带动，今日多家厂商启动跟涨策略：TOPCon183N最高报价上调至0.25元/W，210N/210RN最高触及0.265元/W。据SMM调研得知，本周初已有电池厂主动放缓出货节奏。一是观望硅片涨势，若维持原出货节奏恐面临高价采购风险，旨在规避潜在成本压力；二是蓄力价格修复，响应产业链反内卷精神号召，同时扭转持续性的销售亏损局面。当前多家电池厂已通过暂停发货或延迟出库等方式，强化议价主导权。
光伏组件：近日少数组件厂上调组件价格，主要受到上游硅料上涨扰动，一体化厂家生产成本将上涨，在反内卷政策引导下，产业链上调市场价格。本周一二线组件厂商态度分化，部分在调涨价格上显得积极而且激进，部分处于观望期，且对需求不具备信心，调价谨慎，倾向于持稳价格，而三四线厂家仍在下调价格以争取订单。从下游需求来看，终端客户观望情绪仍较为浓厚，暂难出现低价抢货潮。
光伏玻璃：本周光伏玻璃企业报价小幅微调。截至当前国内2.0mm单层镀膜主流报价为10.5元/平方米，部分企业报价降至10.2元/平方米。3.2mm单层镀膜主流报价为18.0元/平方米、2.0mm背面玻璃主流报价为10.5元/平方米。本周，国内光伏玻璃价格小幅下调，7月头部企业仍在议价压价中，但当前玻璃企业亏损压力巨大，挺价情绪较为浓厚，部分玻璃库存水位高位企业本周适当小幅让利出货，市场基准价基本维持在10块出头位置，部分协议价格突破10元/平方米。供应端方面，本周市场供应量继续下滑，头部企业仍在计划堵口中，预计7月中下旬至8月供应端将再度减量，但需求方面亦在同步下滑，预计近期玻璃价格僵持为主。
高纯石英砂：本周，国内高纯石英砂报价下跌。目前市场报价如下：内层砂每吨6.0-6.5万元，中层砂每吨2.8-3.5万元，外层砂每吨1.7-2.2万元，本周国内高纯石英砂企业报价再度小幅下调，7月硅片端的排产下降使得石英砂需求再度降低，同时坩埚端由于自身产品价格的下跌以及库存的积压，对砂采购情绪较为低迷；此外近期进口高纯石英砂价格基本落地，表现下跌，再度为国产砂价格下跌&ldquo;添火&rdquo;，故在需求以及竞价产品价格下跌的双重影响下，石英砂价格开始下跌，预估后续砂价受需求的低位影响以及砂企库存累库风险的增大将继续下跌。
EVA：本周光伏级EVA价格在9500-9750元/吨，近期下游胶膜企业陆续补货，石化厂订单情况较好，需求端七月组件排产持续下行，需求大幅萎缩，供应端部分石化企业转产检修，EVA光伏料供应持续收紧，市场整体呈现供需双弱格局，预计近期EVA光伏料价格弱势震荡。
胶膜：EVA胶膜主流价格区间为12000-12300元/吨，EPE胶膜价格区间为13000-13200元/吨，成本端EVA光伏料价格持续下行，为胶膜价格提供一定成本面支撑，需求端组件排产不及预期，成本与需求双弱格局下，胶膜价格低位运行。
POE：POE国内到厂价11000-14000元/吨，市场成交氛围较为清淡，需求端组件排产下滑，胶膜企业开工率下降，需求不及预期，价格上涨较为困难，预计近期poe光伏料价格弱势持稳。
终端：本周光伏市场采购量大幅提升，价格基本平稳。根据当周SMM统计国内企业中标光伏组件项目，共37项，容量方面，中标总采购容量为2462.70MW，相比上周增加2251.02MW。价格方面，已披露光伏组件的中标价格分布区间集中0.71~0.85元/瓦，单周加权均价为0.753元/瓦。
统计期间2025.06.30-2025.07.06主要中标信息：
1.在标段为：拉萨市曲水县农业科技产业园光伏中，上迈（镇江）新能源科技有限公司中标10MW的光伏电池组件，具体价格1522.5万元，主要为N型组件。
2. 中国铁塔股份有限公司淮安市分公司 中标5712块新源太阳能的N型组件，总计中标容量4.06MW，项目名称为：金湖县国润贸易发展有限公司关于光伏设备采购项目中标公告 。
3.在《中广核新能源和田策勒800MW光伏治沙项目（标段二）光伏组件及附属设备采购中标/成交结果公示》中，中南院工程建设管理公司中标容量为800MW的光伏组件，具体价格暂未披露。
》查看SMM光伏产业链数据库

光伏主材报价上涨信号明显 硅料有望上涨成交【SMM周评】

2025年7月1日，美国参议院通过了《One Big Beautiful Bill Act》（大而美法案），该法案被视为对《通胀削减法案》（IRA）激励机制的全面收紧。7月4日法案经总统特朗普签署生效后，标志着美国清洁能源产业政策进入新一轮&ldquo;安全优先&rdquo;与&ldquo;制造本土化&rdquo;时代。这一转向，对于近年来积极赴美布局的中国光伏电池片企业来说，是一场政策强震。
1 法案内容与关键条款解读
法案对原有的
清洁能源税收抵免体系
进行了实质性修改：法案明确规定
税收抵免（如投资抵免ITC与生产抵免PTC）将仅适用于2026年6月30日前开工的项目，且所有项目必须在2027年12月31日前并网，否则将失去任何联邦级别的财政支持。
同时，法案加强了
&ldquo;国产含量&rdquo;
的要求：
想要获得额外的税收加成，光伏项目所用组件必须在2027年起满足55%的美国产含量门槛，这一比例对硅片、电池片等核心环节提出更高本地化要求。
更关键的是，法案首次对
&ldquo;受关注外国实体&rdquo;（FEOC）
设立了全禁门槛：
从2026年起，凡由中国企业控股超过25%，或使用与&ldquo;强迫劳动&rdquo;、&ldquo;军工企业&rdquo;等有关的组件与服务的光伏设施，将彻底被排除在联邦激励体系之外。
2 对中国光伏电池企业的深层冲击
首先，
出口模式将面临系统性边缘化
。根据该法案，使用受限供应链（如中国电池片或硅片）的项目将失去所有税收激励，尽管产品可能通过东南亚等第三国中转，但美国财政部预计将加强溯源审查，从物料成分、设备序列号到合同链条进行穿透监管。这意味着，中国企业对美出口&ldquo;低价高效&rdquo;的传统优势，将因无法带动项目获得联邦补贴而逐渐失去竞争力。
其次，
在美投资将失去原有的项目回报机制
。过去中国光伏企业在美设厂的核心逻辑是：利用IRA所提供的30%及以上的税收抵免拉升内部收益率，实现项目自我造血并吸引美国资本方合作。然而在法案框架下，若被定义为&ldquo;FEOC&rdquo;，无论产能多大、技术多先进，项目将被一票否决，直接失去财政补贴支撑。在当前高利率与高人工成本背景下，这相当于切断了财务可行性的根基。
第三，
传统的SPV控股+合资开发模式将面临重大合规障碍
。许多中企通过与美资PE合作成立项目公司，以求&ldquo;隐形控股&rdquo;或绕开审查。但根据法案的定义，只要中资持股达到25%，或具备实质控制能力，就可能被归类为FEOC，触发禁令。而&ldquo;控制权&rdquo;的判定不再仅限于董事席位，还可能包括实际出资比例、供应链依赖度等综合因素，极大压缩了&ldquo;规避操作&rdquo;的灰色空间。
3 应对思路
在此背景下，中国光伏企业应从&ldquo;投资回报导向&rdquo;转向&ldquo;合规风险优先&rdquo;逻辑。一方面，可通过降低在美项目中的直接股权持有比例（如控制在24.9%以内），引入欧美机构做主导投资人，以避开FEOC标签；另一方面，应加快项目审批节奏，力争2026年中前开工、2027年底前并网，抢搭最后一班税收红利列车。与此同时，企业亦应重新审视美国市场定位，避开大规模、低成本产线模式，转向以高转换效率产品为核心的本地化高端制造布局，提高单位价值，削弱对补贴的依赖。
大而美法案不仅是一次立法，更是一道政策分水岭。对于中国光伏电池企业而言，它意味着&ldquo;在美设厂&rdquo;的准入逻辑正在根本性改变。从&ldquo;能建&rdquo;转向&ldquo;能合规、能溯源、能控风险&rdquo;，才是真正的投资通行证。
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【SMM分析】美国通过《One Big Beautiful Bill Act》：中国光伏企业对美投资步入“高压监管区”

多晶硅：本周N型多晶硅价格指数为35.6元/千克，N型多晶硅复投料36元/千克，颗粒硅价格34元/千克。多晶硅价格上涨，本周成交较为有限主要是硅料企业报价影响，给予影响为企业自律基于成本价报价，7月1日政府召开中央财经委员会第六次会议，再度提及&ldquo;反内卷&rdquo;以及依法依规治理企业低价无需竞争，也对行情起到一定促进作用。目前硅片企业还未普遍正式接受报价，后续成家有待继续观望。
硅片：本周N型183硅片价格0.85-0.88元/片，210R硅片价格0.98-1元/片，210硅片价格1.18-1.2元/片。硅片价格继续走弱，目前硅片造下游压价仍较为普遍，价格随即走跌。近期行业会议频开，政府反内卷目标明确，硅料报价反弹或将对硅片行程一定支撑。
电池：P型电池部分，高效PERC182电池片价格0.265-0.27元/W，较6月初下跌5.96%。国内需求极少，均为出口订单。市场开工率极低，厂商根据订单启停产线。N型电池部分，首先是TOPCon高效电池片，183N成交区间为0.225-0.23元/W，210RN为0.24-0.25元/W，210N为0.24-0.25元/W；其次是HJT电池片，HJT30%银包铜（25%及以上效率）主流报价0.35-0.36元/W，近期继续持稳。
月末去库压力之下，TOPCon电池片价格&ldquo;乘上滑梯&rdquo;加速探底。据最新数据显示，183N/210N/210RN当前均价较上周四分别下挫0.007/0.008/0.012元，对应周环比跌幅达3.0%/3.2%/4.6%，跌势明显扩大。当前外销厂商库存仍维持在10天左右水平，在库存压力居高不下的背景下，电池厂商为争夺日益缩减的订单持续让利，议价权进一步削弱。由于各企业订单结构和客户质量存在差异，库存压力亦呈现分化态势。在头部企业率先降价带动下，部分企业出于内外部因素选择跟随，低价抛售现象加剧了市场下行压力。预计价格下行风险仍未完全释放。
光伏组件：本周光伏组件价格略微下调，当前组件市场价差继续拉大，中小厂家持续下调组件价格，但无订单无出货。组件大厂上月订单持续交货中，新增订单较少，近期集中式项目执行价格的价差也持续拉大，市场价格较为混乱。集中式项目的N型182mm主流成交价0.642~0.657元/W，N型210mm主流成交价0.657~0.672元/W。TOPCon分布式的182mm组件价格0.666~0.679元/W，分布式210组件价格0.666~0.679元/w。近期反内卷会议在北京召开，引导企业减产控产，脱离恶性价格竞争，对产业链后期供需平衡起到了促进作用，组件价格有望探底企稳。
光伏玻璃：本周光伏玻璃企业报价继续下调，且基本触底。截至当前国内2.0mm单层镀膜主流报价为10.7元/平方米，部分企业报价降至10.5元/平方米。3.2mm单层镀膜主流报价为18.5元/平方米、2.0mm背面玻璃主流报价为10.7元/平方米。本周，国内光伏玻璃价格继续下跌，7月新单议价以市场低价价格为主，企业高库存压力仍在。7月开始新一轮减产行动也已开始，本周国内头部企业安徽地区冷修1800吨/天产能，近期安徽地区仍有750吨/天产能即将冷修，且其他地区堵口窑炉开始增多，行业开工开始下降。在供应端收窄的同时，近期需求表现也较为一般，组件产量维持低位，市场整体表现为供需双弱，预计7月玻璃价格仍以低位震荡表现为主。
高纯石英砂：本周，国内高纯石英砂报价开始下降。目前市场报价如下：内层砂每吨6.0-6.7万元，中层砂每吨3.0-4.0万元，外层砂每吨1.7-2.3万元，各层砂均有不同程度的价格下调。本周国内进口砂贸易商散单价格暂时维持稳定，但随着长单价格即将落地，预计后续散单成交亦将下行。国产砂方面，由于硅片端需求的低迷，叠加坩埚价格的下行，在需求以及下游成本压力的双向影响下，近期国产砂价格开始下跌，此外近期印度部分矿源的流入使得国内开工稍有增加，供应端压力较前期增强，进一步使得砂价下行。
EVA：本周光伏级EVA价格在9500-9750元/吨，整体成交氛围较为清淡，需求端七月组件排产下行，胶膜企业开工率较低，需求不及预期，供应端部分石化企业转产检修，EVA光伏料整体供应偏紧，尽管供需双弱，但EVA光伏料整体供需仍呈现为紧平衡状态，预计近期EVA光伏料价格弱势持稳。
胶膜：EVA胶膜主流价格区间为12000-12300元/吨，EPE胶膜价格区间为13000-13200元/吨，七月胶膜新单价格弱势下行，成本端EVA光伏料价格低位运行，成本面支撑较弱，需求端组件排产下行，需求疲软，成本与需求双重挤兑下，七月胶膜价格承压下行。
POE：POE国内到厂价11000-14000元/吨，需求端组件排产下滑，叠加胶膜企业开工率较低，需求不及预期，七月胶膜新单价格下行，价差收窄倒逼原料端让利出货，POE价格承压下行。
终端：本周光伏终端市场采购量呈现市场去火的状态，根据当周SMM统计国内企业中标光伏组件项目共9项，中标总采购容量为211.68MW，相比上周减少192.41MW。价格方面，本周中标加权均价为0.778元/瓦，价格分布区间集中0.69~1.24元/瓦。
统计期间2025.06.23-2025.06.29主要中标信息：
1.在标段为：河北峰行售电有限公司2025年拔剑2.6MWN型BC双面双玻光伏组件采购中，隆基乐叶光伏科技有限公司中标2.6MW的光伏电池组件，具体价格195.26万元，主要为N型组件。
2. 中铁十六局集团电气化工程有限公司中标11208块N型组件，总计中标容量5.98MW，项目名称为：中铁十六局电气化公司阜矿光伏发电(自发自用余电上网)项目经理部_光伏组件_询价采购结果公示。
3.在《中国电建山东电建一公司检修运维公司华电（沂源）新能源有限公司山东华电沂源张家坡150MW农光互补项目光伏电池组件采购项目成交公示》中， 中国电建集团山东电力建设第一工程有限公司检修运维公司中标容量为150MW的光伏电池组件，具体价格暂未披露。
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硅料“反内卷”式报价上涨 辅材价格筑底望反弹【SMM周评】

多晶硅：本周N型多晶硅价格指数为34元/千克，N型多晶硅复投料33-36元/千克，多晶硅价格整体持稳。本周市场成交整体极为有限，多为上周成交后续发货，目前市场情绪仍偏看空，多晶硅市场聚焦在7月排产。市场&ldquo;小作文&rdquo;众多，大厂目前确定方向产能较为有限。7月排产仍充满一定不确定性。
硅片：本周N型183硅片价格0.85-0.88元/片，210R硅片价格1.01-1.03元/片，210硅片价格1.2-1.25元/片。硅片价格继续走弱，183个别厂家价格下调至0.85元。头部厂家开始报0.88元价格。183受需求影响整体下跌幅度偏大。7月硅片排产受价格下跌影响生产经济型进一步下跌，多家硅片企业计划减产。
电池：P型电池部分，高效PERC182电池片价格0.265-0.27元/W，较6月初下跌5.96%。国内市场持续萎缩，出口需求成为主要支撑，部分厂商已启动产线动态调整，采取&quot;以销定产&quot;的灵活策略。N型电池部分，首先是TOPCon高效电池片，183N在0.23-0.24元/W区间内低位成交，210RN主流成交在0.26元/W，区间为0.255-0.265元/W，210N主流成交在0.25-0.255元/W；其次是HJT电池片，HJT30%银包铜（25%及以上效率）主流报价0.35-0.36元/W，近期持稳。
TOPCon电池片本周延续跌势，三大尺寸的行情差异开始被供需失衡抹除：与6月初相比，183N/210N/210RN当前均价分别重挫7.11%/4.53%/2.99%，产业链价格传导和需求疲软的双重夹击令价格屡创新低。聚焦本周价格变化，183N在经历了前期的快速下跌后以来到底部，暂现企稳迹象；210N受需求收窄影响跌势难止，利润持续削薄，已逼近行业平均现金成本警戒线；210RN则因供给放量开启补跌行情。预计下周电池片行情依然不容乐观，在供需格局未见改善的背景下，电池片市场仍将承压，价格能否止跌回升取决于产业链主动调节供给的力度与速度。
光伏组件：本周部分小厂有下调光伏组件价格1-2分/w，大厂光伏组件价格整体持稳，组件区间价格低价下浮速度快于高价，市场成交价差继续拉大。各家组件厂订单分化，极少数厂家排产微增，多数厂家陆续下调组件排产，但是调整幅度不大。从经销商市场来看，价格处于有价无市，报价在持续下调的情况，虽7月市场或存在分布式项目补装，但整体而言需求端偏悲观
光伏玻璃：本周光伏玻璃企业报价继续下调，截至当前国内2.0mm单层镀膜主流报价为11.0元/平方米，部分企业报价降至10.8元/平方米，成交低价下降至10.5元/平方米。3.2mm单层镀膜主流报价为18.5元/平方米、2.0mm背面玻璃主流报价为10.8元/平方米。本周，国内光伏玻璃价格继续下跌，近期虽部分玻璃企业开始堵口降产，但6月整体玻璃供应量受前期点火窑炉产能放量的影响仍在小幅走高，且需求端由于组件开工的下滑使得国内玻璃供应过剩明显，从而玻璃企业库存水位不断爬升，在高库存的压力影响下，玻璃企业开始让利接单，玻璃成交价格故开始连续下跌，但当前价格使得玻璃企业亏损较大，预计后续玻璃主流价格区间变动有限，仅部分成交重心有下移预期。
高纯石英砂：本周，国内高纯石英砂报价暂时维持稳定。目前市场报价如下：内层砂每吨6.0-6.8万元，中层砂每吨3.1-4.2万元，外层砂每吨1.7-2.4万元.本周国内进口砂贸易商散单成交价格仅小幅下跌，前期下跌较多使当前生产企业抵触心理增强，虽需求端持续减弱，但国产砂方面供应也持续性下降，部分企业外层砂产能开始转产拉管料，但随着近期坩埚的成交重心下移，且后续需求低位的影响，预计国产砂价格支撑情绪将开始衰退，同时下半年进口砂长单价格预计将签订完毕，价格预计亦有下行，故后续高纯石英砂价格将仍表现下跌预期。
EVA：本周光伏级EVA价格在9500-9750元/吨，近期下游胶膜厂集中囤货，石化厂接单情况较好，发泡料和线缆料价格均有不同程度拉涨，供应端部分石化企业转产检修，光伏级EVA供应收紧，短期来看，供应偏紧与需求端订单量向好的双重推动下，或带动EVA光伏料价格小幅上行，但从长期来看，随着后续部分石化企业转产到光伏料，供需格局趋于宽松，价格或承压下行。
胶膜：EVA胶膜主流价格区间为12300-12500元/吨，EPE胶膜价格区间为13900-14000元/吨。本周光伏胶膜价格弱势持稳，组件企业较为关注原料端光伏级EVA价格走向，长期来看，随着部分石化企业转产到EVA光伏料，EVA光伏料价格或承压下行，成本面支撑偏弱，需求端组件排产不及预期，成本与需求双重压力下，七月胶膜新单价格或承压下行。
POE：POE国内到厂价11300-14000元/吨，需求端组件排产走低，需求疲软，供应端随着后期新增产能的释放，供需格局逐步宽松，在需求偏弱与供给增多的双重挤兑下，POE光伏料价格预计弱势下行。
终端：本周光伏终端市场采购容量提升，根据当周SMM统计国内企业中标光伏组件项目共9项，中标总采购容量为404.09MW，相比上周增加280.20MW。价格方面，因本周可采集的有效价格样本量不足，基于有限数据得出的计算结果可能存在显著偏差。为确保信息披露的准确性及可靠性，决定暂不披露本期价格数据。待样本量满足统计要求后，将恢复披露。
统计期间2025.06.09-2025.06.15主要中标信息：
1.在标段为：关于淳安县两山公司3700KWP分布式光伏项目中，浙江省邮电工程建设有限公司中标3.7MW的光伏电池组件，具体价格1032.3万元
2. 广州市联合光伏科技有限公司在佳美达(英德)玩具有限公司屋顶分布式光伏发电安装工程（光伏组件）购置-询价采购-成交候选人公示公告中中标625块晶澳N型组件，中标产品功率625W，总计容量0.39MW
3.在《中国电建重庆工程公司围场塞韵西400MW光伏项目光伏电池组件采购项目入围公示》中，评标(项目编号：P0 WERCHINA-0135-250094)已结束
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硅片价格“跌跌不休” 下游需求仍偏弱【SMM周评】

多晶硅：本周N型多晶硅价格指数为35.21元/千克，N型多晶硅复投料35-38元/千克，N型混包料价格31-36元/千克，多晶硅价格整体大稳小动，节前多晶硅出现多笔成交，小厂节前出现32元/千克成交，大厂部分高品质混包出现35元/千克成交。主力企业对致密复投多保持36-37元/千克的约定报价。节后市场成交偏弱，国内某基地本周出现复产引发市场关注，价格暂时稳定，关注后续供应情况及硅片最新成交情况。
硅片：本周N型183硅片价格0.93-0.95元/片，210R硅片价格1.05-1.1元/片，210硅片价格1.25-1.3元/片。硅片价格暂时保持稳定，节前市场成交有限，节后硅片成交或逐渐展开，市场关注最终实际成交落位。6月国内硅片排产预计环比下降2GW左右。
电池：P型电池部分，PERC182市场报价在0.275-0.295元/W，价格下行，出口需求较多; PERC210电池因市场长期无交易量，价格点已于端午节前后下架。P型电池整体需求震荡维稳。N型电池部分，首先，TOPCon电池中，183N主流报价为0.25元/W，210RN主流报价为0.265元/W，报价区间在0.26-0.27元/W，210N报价在0.26-0.265元/W。其次，HJT30%银包铜（25%及以上效率）主流报价0.34-0.35元/W，继续持稳。
对比上周TOPCon行情，纵向看电池总体价格继续下跌，横向看分尺寸行情差异持续，183N价格再下挫，已经来到0.25元/W的历史低价，甚至出现0.23、0.24元/W小额成交，主要系厂商因库存压力过大而采取的降价策略；210RN价格因某些企业月底大量低价出货使得市场成交价走低；210RN订单因需求带动而增加，厂商普遍看好6月需求空间，价格修复。预计分尺寸的走势差异在近期持稳。
6月排产厂商持续减产，6月样本内全球排产为56-57gw，月环比降低5.75%，减产幅度较5月而言有所放缓。总体看电池片供给收紧幅度不及预期，预期6月上旬将继续累库。短期内可关注分尺寸行情，210RN因6月需求回暖，释放价格回调空间以修复利润。
组件：本周光伏组件价格涨跌互现。集中式项目的N型182mm主流成交价在0.692-0.701元/W之间，均价下降0.43%；N型210mm主流成交价在0.707-0.716元/W之间，均价下降0.42%。分布式N型182组件价格在0.685-0.687元/W附近，均价持平；分布式N型210组件价格在0.69-0.692元/W，均价持平；分布式N型210R组件价格在0.683-0.69元/W，均价下跌0.44%。本周价格呈现先涨再跌的原因是现货紧张叠加需求预期减弱，组件经历4-5月规模性抢装以及6月小幅&ldquo;先抢后装&rdquo;后，截止目前仍有地区政策承接文件没有落地，国内需求爆发后组件大幅去库是不争的事实。因此现货市场上存在现货紧张的情况，但同时进入6月分布式订单锐减，集中式观望，使得报价上涨很难转化为成交，价格沿供需趋势下行。
EVA：本周光伏级EVA价格在10000-10400元/吨，成交重心持续下行，发泡级与线缆级低价持稳，需求端六月胶膜新单价格下行，组件排产降低，需求持续走弱，部分石化厂存检修及转产预期，预计近期EVA价格将弱势持稳。
胶膜：EVA胶膜主流价格区间为12300-12500元/吨，EPE胶膜价格区间为13900-14000元/吨。需求端组件排产下降，价格回落，需求疲软，成本端EVA光伏料价格持续下行，为胶膜价格下行提供成本支撑，预计近期胶膜价格持稳。
POE：POE国内到厂价稳定在12000-14000元/吨，在需求逐渐走弱与新增产能陆续释放的双重压力下，预计POE光伏料价格将承压下行。
光伏玻璃：本周部分光伏玻璃企业报价继续下调，截至当前国内2.0mm单层镀膜主流报价为12.5元/平方米，部分企业报价降至12.0元/平方米，3.2mm单层镀膜主流报价为20.0元/平方米、2.0mm背面玻璃主流报价为11.0元/平方米。本周，国内光伏玻璃新单报价下调，截至当前2.0mm单层镀膜报价为12.0-12.5元/平方米，6月以来，随着组件排产的再度下降，玻璃企业接单承压较大，叠加前期玻璃新投窑炉的点火放量，玻璃供应量过剩趋势明显，在供需双向承压之下，本月玻璃价格下跌为主，且预计贴近成本线运行，后续玻璃企业争夺订单影响下，玻璃价格仍有下跌预期。
高纯石英砂：本周，国内高纯石英砂报价暂时维持稳定。目前市场报价如下：内层砂每吨6.0-7.0万元，中层砂每吨3.3-4.3万元，外层砂每吨1.7-2.4万元，价格暂稳，本周国内高纯石英砂下游市场需求维持弱势，坩埚企业采购力度有限，但近期砂价下跌频率稍高，砂企再度让利出货情绪稍有减退，但通过后续需求来看，硅片排产收到终端需求萎靡的原因仍有下降空间，砂价支撑有限，且近期进口砂方面价格亦有松动，后续进口砂方面亦有较大下调幅度，整体石英砂价格仍处下行通道，后续仍以下跌为主。
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电池价格继续走跌 多晶硅价格暂稳【SMM周评】

多晶硅：本周N型复投料市场主流成交价格37-44元/千克，N型多晶硅价格指数37.28元/千克。本周多晶硅价格重心小幅下滑，主要体现在周初情绪的弱化。之后随着期货盘面崩塌市场情绪被进一步影响，头部企业开始出现撑市护盘情绪，部分头部企业暂停报价，节后市场集中成交期已过，市场成交有限，大多维持观望态度
硅片：本周国内N型18Xmm硅片0.95-1.05元/片，N型210R价格1.15-1.2元/片,N型210mm硅片价格1.35-1.4元/片。市场整体情绪较差，下游采购需求平平，183硅片价格再度走跌，出现个别0.95元/片价格。五一期间市场成交尚可，头部企业订单维持1元/片，五一节后随着下游行情走弱硅片市场跟跌。5月硅片最新排产约55GW+，环比4月将出现减少。
电池：P型电池部分，182P主流报价为0.29-0.295元/W，整体需求规模显著收缩。N型电池部分，183N报价在0.26-0.27元/W，210RN在0.26-0.27元/W，210N在0.275-0.285元/W。其中，210RN和183价格近日下跌最快，已触及2024全年最低点。主要有两点原因：一是上游硅片价格持续下行，带动电池成本走低；二是终端需求萎缩，导致行业库存水平攀升，电池厂有降价出货动机。目前市场正在观望硅片后市走势，组件厂采购意愿较低，在试探0.26价格边缘的向下弹性，部分头部电池厂商仍坚持挺价策略。若硅片价格已到达底部，电池让价会导致收入跌破成本线；若硅片跌价不止，则电池价格存在下探空间。
组件：本周光伏组件价格加速下跌趋势。集中式项目的N型182mm主流成交价在0.7-0.71元/W之间，均价下降0.006元/W；N型210mm主流成交价在0.715-0.725元/W之间，均价下降0.009元/W。分布式N型182组件价格在0.693-0.705元/W附近，均价较上周五下调0.011元/W；分布式N型210组件价格在0.698-0.71元/W，均价较上周五下调0.011元/W；分布式N型210R组件价格在0.683-0.7元/W，均价较上周五下调0.015元/W。本周分布式和集中式倒挂的现象仍在延续，部分5-6月交付的订单价格已经跌至0.65元/W以下（含运费），远期订单价跌近前低。据SMM了解，中核集团26.667GW组件集采订单中标均价在0.686元/W，交付期在2026年3月31日，上述价格与组件远期价格相当，表明终端对今年下半年和明年Q1需求相对乐观，向市场传递乐观信号。
终端：2025年4月28日至2025年5月4日, 当周SMM统计国内包括阿特斯阳光电力集团股份有限公司、晶科能源股份有限公司、湖南红太阳新能源科技有限公司等多家企业中标光伏组件项目标段共23项，其中披露装机容量项目共12项。本周采购定标组件型号主要为N型光伏组件。光伏组件的中标价格分布区间集中0.66-0.85元/瓦，单周加权均价为0.75元/瓦，与上周相比上升0.06元/瓦。由于本周中标项目均为小项目，中标价格偏高，单周加权均价向上浮动0.06元/瓦。单周中标总采购容量为43.33MW，相比上周减少927.59 MW。由于本周恰逢4月底和五一假期，中标总采购容量受时间影响较大。统计当周明确的N型组件采购容量约39.98MW，占比92.29%。
胶膜：本周光伏级EVA价格在11000-11700元/吨，发泡级与线缆级需求放缓，价格亦有较大幅度下降，需求端五月胶膜新单价格下行，价差收窄倒逼原料端让利出货，EVA市场成交节奏放缓，整体成交一般，胶膜企业观望情绪浓厚，预计EVA价格仍将承压下行。
EVA胶膜主流价格区间为13000-13200元/吨，EPE胶膜价格区间为14500-15000元/吨，价格下行。需求端组件价格走低，需求走弱，成本端EVA光伏料价格回落，为胶膜价格下行提供成本支撑。
POE国内到厂价稳定在12000-14000元/吨，虽然部分石化企业仍处于检修期，但在需求逐渐走弱与新增产能陆续释放的双重压力下，预计POE光伏料价格将承压下行。
光伏玻璃：本周部分光伏玻璃企业报价重心维持稳定，截至当前国内2.0mm单层镀膜主流报价为13.5元/平方米，部分企业报价降至13元/平方米，3.2mm单层镀膜主流报价为22.0元/平方米、2.0mm背面玻璃主流报价为12.0元/平方米。本周，国内市场组件企业采购仍未开始，多以询单、博弈、压价为主，玻璃企业在手玻璃库存稍有提高，在组件价格下跌的影响下，组件对于玻璃采购抵触情绪较为浓厚，玻璃在当前尚有利润的空间下，适当下调报价，以价换量，成交重心后续有继续下移预期。
高纯石英砂：本周，国内高纯石英砂部分产品报价小幅下调。目前市场报价如下：内层砂每吨6.0-7.3万元，中层砂每吨3.3-4.5万元，外层砂每吨1.8-2.5万元。本周国内硅片价格仍在继续下跌，市场整体表现趋弱的走势下，石英砂成交量也迅速下移，部分前期报价上涨的企业也开始下调报价，整体市场主流报价重心有近2000元/吨左右的下移，预计后续在需求减弱，下游利润收窄的综合影响下，石英砂价格仍表现为弱势运行。
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电池市场价格竞争激励 硅片价格承压走弱【SMM周评】

SMM3月10日讯：自2月28日起，市场上便传出硅片头部企业将在3月开始上调硅片价格的消息，其中预计将183、210R和210分别调涨至1.2元/片、1.35元/片和1.6元/片。经过1周左右市场反馈，此次硅片推涨情况如何？
据SMM了解，目前市场对各个尺寸价格接受度差距甚大，其中最为火热为210R市场，目前已经出现多笔1.35元/片成交，头部企业低于此价基本坚持不出态度。前期尺寸的供需错配以及210R需求的持续增加成为支撑210R硅片价格上涨的主要动力&mdash;&mdash;需要注意的是对电池片来讲210R也成为了近期涨价的绝对主力。
相较于210R尺寸183和210尺寸硅片市场相对较为疲软，目前涨价并未成功。据SMM了解目前183硅片成交价格仍在1.16-1.18元/片，210尺寸硅片目前也面临较大压力，目前1.6元/片几乎没有市场，1.55元/片成交都略显困难。
从库存水平也体现着不同尺寸间的差距，据SMM了解截至上周国内硅片库存约24GW左右，其中大多数为183型号，210型号整体压力也不小，只不过由于前期市场规模的不同相较183偏小。而对于210R尺寸目前库存则处于极低位置，部分厂家出现了发货紧张的情况。
对于后市，SMM认为在&ldquo;430&rdquo;和&ldquo;531&rdquo;抢装潮的影响下，组件端涨价情绪不断升温，头部组件厂家持续报涨，整个光伏市场不断升温，带动电池等上游环节提产、涨价。从供需来看，3月硅片市场存在大几GW的供需缺口，利好硅片市场。从情绪来看有望在210R以及下游市场带动下，实现全尺寸上涨，叠加行业协会前期引导及本周会议的再度召开。综上所述，对于后市硅片，SMM对全尺寸市场仍维持看多态度。
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硅片价格大幅调涨？！不同尺寸市场差距甚大【SMM分析】

2025年春节放假计划出炉，除停产的电池厂家外，多数电池基地计划春节期间轮休，产线持续生产不停工，少数电池厂家停产休假三周，节假期间进行线路整修和产线维护及改造等，但对整体供应量影响较小，影响较大的是半一体化&amp;一体化龙头电池企业的减产计划。2025年1月电池减产7.36GW，其中减产量最大的三家企业合计占比接近80%。
经SMM调研，2025年1月光伏电池排产量48.13GW，其中P型电池排产3.42GW，N型电池排产44.74GW，2025年1月光伏电池排产环比减少13.3%。1月电池排产量下滑主要受到春节假期影响，且受制于人工不足和物流等方面影响，上下游需求均下行。
1月已规模化量产的60家企业中有13家厂持续处于停工状态。2024年12月-2025年1月期间已有1-2家厂停工后复产，春节过后预计1-2家电池厂复产。预计2025年2月电池排产水平持稳为主。
分厂家类型来看，1月一体化与半一体化厂家排产共计34.06GW，其中P型2.12GW，N型31.93GW，一体化&amp;半一体化厂家1月排产环比下降15.69%。1月专业化电池厂家排产14.07GW，其中P型1.30GW，N型12.7GW，专业化厂家1月排产环比下降6.94%。
分技术类型来看，1月中国境内PERC电池减产15.57%，Topcon电池减产14.35%，HJT电池减产11.36%，BC电池排产持稳。
分尺寸来看，PERC减产主要为182尺寸，PERC其他尺寸类型均已停产。Topcon电池减产量主要来自210R尺寸类型及其他非主流类型尺寸（一体化厂家专有尺寸陆续减停），183系列电池少量减产，210N电池类型排产逆势上行。HJT电池尺寸以210半片为主。
众所周知，光伏电池近期行情上扬，价格上涨，一方面受到硅片价格上涨带动，成本支撑加强，另一方面受到市场情绪面所影响。12月行业自律情绪高涨，组件价格上行，厂家自发开启减产计划，供应端得到有效的库存管控。2025年龙头电池厂家带头减产并拉涨价格，订单有外溢趋势，其他一二线电池厂家需求充足，联合挺价，各型号光伏电池价格齐上涨。12月底1月初，下游组件厂备货电池，进一步支撑了光伏电池需求。
我们预计2025年2月光伏电池减产概率较小，大概率持稳为主。价格方面受到成本强支撑，虽2月需求暂无提升预期，但电池的成本支撑较强，价格稳中看升。

2025年春节放假计划出炉 光伏电池减产13.3%【SMM调研】

2026年5月太阳能电池（光伏电池）月度产量

2026年4月太阳能电池（光伏电池）月度产量

2026年3月太阳能电池（光伏电池）月度产量

2026年2月太阳能电池（光伏电池）月度产量

2025年12月太阳能电池（光伏电池）月度产量

2025年11月太阳能电池（光伏电池）月度产量

2025年10月太阳能电池（光伏电池）月度产量

2025年9月太阳能电池（光伏电池）月度产量

2025年8月太阳能电池（光伏电池）月度产量

2024年10月太阳能电池（光伏电池）月度产量

2024年9月太阳能电池（光伏电池）月度产量

9月中国企业光伏电池开工率约为58%，10月预计降低至54%，其中海外基地平均开工率仅有24.45%。电池减产效果初显，10-11月为光伏电池大幅去库期，排产回归理性，库存风险降低。
下图为分技术路线光伏电池开工率走势图：
分型号来看，Topcon电池9月开工率为66.34%，10月减产后降低至65%以下。目前Topcon量产企业共计50家左右，而开工率不足30%的企业高达20家，其中有约10家企业处于停产状态，Topcon市场竞争激烈，专业化电池厂面临&ldquo;僧多粥少&rdquo;的困境，产能闲置率高。Topcon电池的高开工率主要靠一体化厂家来支撑，开工率大于60%的企业有17家，其中8家为专业化厂家，且代工比例大于直销。10-11月为专业化电池厂家的去库期，减产效果初显， 11月在组件排产略提升带动下，电池开工率有走高可能性，而专业化电池厂家预计维持当前开工水平。
BC电池9月开工率为52.47%，近几月开工率一直为走高趋势，厂家供应量在不断走高，需求端有望好转，对于11-12月，开工率预计稳在50%左右。
HJT电池9月开工率为30.88%，相较前几个月有明显增长，7-8月间，HJT电池需求不佳，企业开工率下行。而11-12月开工率有提升空间，主要由于四季度HJT海外订单需求增长，组件排产增加带动了HJT电池需求增加。
预计2024年电池年产量为658.48 GW，较2023年增长11.38%，2024年上半年，光伏电池开工率较高，4月月产量成为年度峰值，略低于2023年月产量峰值。主要由于2024年下半年光伏电池需求下降，电池厂商库存持续高企，且PERC电池加速淘汰进一步降低电池开工率，下半年电池产量逐月下降。而10月光伏电池产量预计成为全年最低值，后两月库存风险相对较低。

光伏电池排产回归理性 库存风险降低【SMM调研】

2024年8月太阳能电池（光伏电池）月度产量

2024年7月太阳能电池（光伏电池）月度产量

SMM 8月15日讯：7月份，中国企业在国内和海外的光伏电池产量总计达到58.68GW。其中，国内基地的光伏电池产量为55.93GW，包括P型电池10.78GW和N型电池45.15GW，N型电池占比为80.73%。N型电池的产量较上月增加了约5GW，主要是由Topcon电池的生产带动。分厂家来看，一体化厂家的产能显著增加，而专业化电池厂家的产能则基本保持稳定。然而，从供需情况看，7月的电池交易量相比6月有明显下滑，电池厂商出货压力增大，库存上升，价格也相应下跌。
展望8月，电池订单量预计将继续下降，但主要电池厂家的排产计划仍在增加，导致市场库存压力进一步加大。8月，中国企业在国内和海外的光伏电池排产量预计为58.54GW，其中国内基地的排产量为55.74GW，包括P型电池8.96GW和N型电池46.78GW。随着N型电池供应端扩产而需求端萎缩，价格可能会继续下探。

【SMM统计】7月中国企业N型光伏电池产量占比为80.73%

2024年6月太阳能电池（光伏电池）月度产量

SMM 7月10日讯：6月，中国企业光伏电池的总产量达到54.79GW。其中，Perc型电池的产量为11.89GW，N型Topcon电池约为40.15GW，HJT电池约为1.14GW，而BC电池的产量约为1.6GW。 Perc电池的供需基本保持平衡，其产量随着需求的下降而减少。Topcon电池连续两个月出现库存积压，当前价格低于成本，企业在6月被迫大幅减产。HJT电池的排产量则有小幅增长，BC电池的产量保持稳定。
展望7月，预计Perc电池的排产将继续减少，而N型Topcon和HJT电池的排产有望增加。7月电池的总排产预计达到58.41GW，主要增量来自一些头部一体化企业。这些企业进行低价备货的原因是当前硅片市场在市场情绪影响下成交价有所上调，组件厂因此开始增加电池排产以加速备货。随着一体化企业的电池自给率提升，外部采购需求减弱，使得专业化电池厂感受到了较大压力，普遍在7月降低了开工率。然而，整体来看，N型电池市场依然供过于求，库存继续增加。

SMM数据：6月中国企业光伏电池产量54.79GW BC电池产量约1.6GW

6月国内光伏电池预计产量下调至52.87GW，其中Perc型电池预计生产9.32GW（环比走跌）, Topcon约40.73GW左右，HJT约1.22GW,&nbsp;&nbsp; BC约1.6GW。PERC电池供需相对平衡，其排产随需求走跌而走跌。Topcon电池连续累库两个月，当前价格成本倒挂，6月企业被迫大幅减产。HJT排产量均微幅增长。
二季度以来，光伏电池有效产能迅速增长，当前月有效产能已突破90GW，市场整体产能利用率不足60%，且仍处于累库存状态，而当前需求不佳的情况下电池若调整成五成开工率则将很快达到供需均衡状态。
分结构来看，PERC电池产能加速关停，现存国内有效PERC电池产能为200GW以上，生产perc的企业仅剩17家（其中大部分为一体化组件厂），统计样本内有接近30家以上的企业已停产电池。当前终端市场PERC占比仍有15%-20%的份额，预计在三季度末降至10%以下，PERC电池产线预计有140GW左右改造为Topcon。
电池高库存主要体现在Topcon电池。二季度内，一体化组件厂的Topcon电池产能爬坡，部分由PERC产线改造而来的Topcon产线也陆续投产放量，截至6月中旬，Topcon电池产能已经达到62.68GW/月，量产企业达到50家，其中以外售电池为主营业务企业的Topcon产能达34.2GW，大大超过了单月电池采购总需求，Topcon单月采购需求量仅可支撑电池企业5成的开工。众所周知，3-4月，Topcon电池基地几乎为满开状态，高开工率维持至5月中旬，期间，Topcon电池排产屡创新高，市场消化能力有限，6月Topcon电池开工率目前为65%左右，7月开工率仍有下行空间。
HJT电池主要生产商10家左右，6月排产量相较5月有所提升，产品当前以出口为主，部分厂家反映6月需求有所提升，国内应用市场也在逐渐打开，2024年下半年开工率有提升空间。当前中国市场整体HJT电池单月供应量在1.2-1.5GW，开工率3成左右，2024年1-5月HJT组件累计中标量约1.88GW，占N型组件累计中标量的2.33%，1-5月HJT中标均价0.97元/W，高于Topcon组件0.074元/W。但整体而言，由于价差在缩小，随着硅片价格下行、薄片化的深入、0BB的普及、银包铜应用的成熟、封装工艺的提升等，未来市场占比有望提升。
展望7月，光伏电池PERC与Topcon电池开工水平仍有下探空间，HJT与BC排产量持稳为主。7月为电池库存风险将减小。

6月光伏电池排产继续下调 开工降至五成以下库存风险将缓解【SMM】

2024年5月太阳能电池（光伏电池）月度产量

2026年6月太阳能电池出口量

2026年5月太阳能电池出口量

2026年4月太阳能电池出口量

2026年3月太阳能电池出口量

2026年2月太阳能电池出口量

2026年1月太阳能电池出口量

&nbsp; &nbsp; &nbsp; &nbsp; &nbsp;2026年初，印度光伏市场在政策壁垒与本土产能爬坡的双重作用下，组件价格呈现出一种独特的&ldquo;双轨制&rdquo;运行特征。据SMM，截至2026年1月30日，DCR TOPCon组件（符合本土化率要求）与非DCR TOPCon组件之间存在着巨大的价格鸿沟，这不仅反映了印度本土光伏制造供应链的结构性矛盾，也揭示了当前市场在政策强驱动与终端需求疲软之间的激烈博弈。
由于印度政府（新能源与可再生能源部 MNRE）规定，参与特定政府补贴计划（如 PM-KUSUM 计划、CPSU 计划、住宅屋顶光伏计划等）的光伏项目，必须使用印度本土制造的电池片（Cell）和组件（Module）。因此，截至1月30日，DCR（Domestic Content Requirement） TOPCon组件价格为0.289 USD/W，而非DCR组件价格仅为0.155 USD/W，两者价差接近一倍。从近期走势来看，非DCR组件价格相对平稳，主要受全球供应链成本（如中国光伏电池片供应价格）影响，维持在0.15 USD/W左右的低位区间。相比之下，DCR组件价格波动剧烈，在1月中下旬一度冲高至0.298 USD/W的历史高位。这种价格分化凸显了非DCR市场更接近全球自由贸易的成本逻辑，而DCR市场则完全是一个受政策保护且供需高度紧张的卖方市场。
从政策端来看，印度政府严格执行的ALMM（型号和制造商批准名单）及DCR（国内含量要求）政策，是塑造当前市场格局的核心力量。这些政策旨在通过限制政府资助项目使用进口产品来扶持本土制造，但却在短期内造成了严重的供需错配。目前，印度本土的组件封装产能扩张迅速，但上游电池片（Cell）产能的建设周期较长，导致合规的本土电池成为市场上的稀缺资源。现阶段，据公开数据，印度本土电池片产能约为30GW/年，而组件产能约120GW/年，这种&ldquo;头大脚轻&rdquo;的供给结构，使得DCR组件制造商不得不支付高昂的溢价争夺本土电池，从而直接推高了DCR组件的生产成本与终端售价。
然而，高昂的价格不可避免地对需求端产生了抑制作用。尽管印度有着宏大的可再生能源装机目标，但接近0.3 USD/W的组件成本严重压缩了开发商的收益率，导致部分对价格敏感的公用事业项目陷入观望或延期状态。SMM数据显示，DCR组件价格在1月30日从上周的0.298 USD/W回落至0.289 USD/W，这一回调并非源于上游成本的改善，而是市场对高价抵触情绪的直接反馈。装机需求的阶段性疲软导致组件厂库存压力增大，迫使部分厂商在月底选择让利出货，以维持现金流的周转。
综合供给、需求及成本因素，我们对未来印度组件市场的走势持有审慎判断。当前的降价更多是受装机疲软导致的需求变动影响，属于市场对前期过快涨价的修正。展望后市，由于印度本土电池产能的瓶颈短期内难以彻底解决，DCR组件的高溢价状态仍将维持一段时间。但在需求端承压的背景下，价格继续单边上涨的动力已经不足。未来一段时间内，印度组件价格的波动逻辑将逐步回归基本面，大概率将紧密跟随硅片、银浆等原材料成本的变动进行调整；若原材料价格企稳，市场将进入一个由成本支撑底部的窄幅震荡期，等待终端需求复苏与本土产能释放的进一步指引。
&nbsp;

【SMM分析】印度光伏市场观察：DCR组件溢价回落，价格走势回归成本逻辑

2025年12月太阳能电池出口量

天合光能（Trina Solar）已正式完成将其位于美国德克萨斯州 Wilmer 的 5GW 太阳能组件制造工厂出售给
T1 Energy
（原名为 FREYR Battery）。该交易最初于 2024 年 11 月宣布，并计划将于 2025 年 12 月底彻底完成所有股权和资产交割。
通过此次交易，T1 Energy 获得了美国本土的制造能力，从而有资格获得《通胀削减法案》（IRA）下的 45X 生产税收抵免；而天合光能则通过&ldquo;轻资产&rdquo;模式回笼资金，规避了地缘政治风险，同时保留了该公司的少数股权（约 17.4%）以维持在美国市场的战略存在。
德州 Wilmer 5GW 组件工厂是天合光能在美国建立核心制造能力的战略基石，其发展时间线如下：
根据 2024 年底签署的协议及 2025 年的最终交割情况，总交易对价约为
3.4 亿美元
（部分调整后约为 3.8 亿美元），支付方式为&ldquo;现金+债务票据+股权&rdquo;的组合：
现金支付
：1 亿美元。
贷款偿还
：偿还公司间贷款约 5000 万美元。
优先票据
：面值 1.5 亿美元的贷款票据（Loan Note）。
股权置换
：分两阶段进行的股权转让。
第一阶段（2024年底）
：天合收到 1000 万美元现金、1.5 亿美元票据及首批 T1 Energy 普通股（约 1540 万股）。
第二阶段（2025年12月完成）
：剩余的约 1790 万股普通股完成转让。
截至 2025 年 12 月交易全部完成后，天合光能持有 T1 Energy 约
4590 万股
，占股比例约为
17.4%
（由于 T1 Energy 后续增发导致天合的持股比例较最初预计的 19% 有所稀释）。
对于卖方天合光能而言，此次交易的核心逻辑在于规避日益严苛的贸易壁垒并优化资本结构。面对美国针对中国光伏企业持续加码的&ldquo;双反&rdquo;调查（AD/CVD）及关税政策，天合光能通过将资产剥离给具有欧美背景的 T1 Energy，不仅使工厂产品确立了&ldquo;美国本土制造&rdquo;的身份以规避所有权风险，还成功实现资产货币化，回笼数亿美元现金以显著改善资产负债表。更为关键的是，天合光能并未就此退出，而是通过持有 T1 Energy 的股权以及安排 Mingxing Lin 和 Dave Gustafson 等高管进入 T1 董事会与管理层，持续维持对美国市场的深度参与和战略影响力。
买方 T1 Energy 的战略动机则聚焦于锁定政策红利与实现业务的快速转型。此次收购的核心驱动力在于获取《通胀削减法案》（IRA）第 45X 条款下的生产税收抵免，这为公司提供了直接且巨大的现金流支持。通过接手这一已投产的优质资产，T1 Energy 成功摆脱了此前在电池制造领域（如挪威 Giga Arctic 项目）面临的困境，从一家无收入的电池初创公司迅速转型为拥有正向现金流的太阳能制造商。此外，预期该工厂（G1）还将进一步带动奥斯汀电池厂（G2）的建设，助力 T1 Energy 构建起&ldquo;组件+电池&rdquo;的完整美国本土垂直一体化光伏供应链。

【SMM分析】天合光能完成向 T1 Energy 出售 5GW 美国组件工厂

&nbsp; &nbsp; &nbsp; &nbsp; 2025年12月19日，中国商务部正式确认，已就在世贸组织（WTO）起诉印度光伏补贴措施及信息通讯产品关税措施提出磋商请求。中方指出，印度的相关措施涉嫌违反WTO关于&ldquo;国民待遇&rdquo;的规定，构成了被明令禁止的&ldquo;进口替代补贴&rdquo;。这是继2025年10月中国起诉印度电动汽车及电池补贴措施后的又一重大贸易动作。
近年来，印度政府不断通过&ldquo;关税壁垒&rdquo;与&ldquo;非关税壁垒&rdquo;的双重组合拳，试图切断对中国光伏供应链的依赖。
1
关税政策：从BCD到反倾销税
基本关税（BCD）调整： 2025年2月发布的印度联邦预算案中，为了缓解国内项目成本压力，印度曾一度将太阳能电池的进口关税从25%下调至20%，将组件的关税从40%下调至20%。尽管名义税率下调，但这依然是高额的贸易门槛。
反倾销税（ADD）落地： 2025年9月30日，印度商工部发布最终裁定，建议对原产于或进口自中国的太阳能电池和组件征收为期3年的反倾销税。税率根据企业不同分为23%至30%三档。这意味着中国产品在缴纳BCD的基础上，还需面临额外的反倾销惩罚。
2.
非关税壁垒：ALMM与PLI
ALMM清单（型号和制造商批准名单）：目前，印度政府严格执行ALMM&ldquo;清单I&rdquo;（组件），实际上将绝大多数中国组件制造商排除在政府资助项目及公用事业项目之外。
目前
，针对电池的ALMM&ldquo;清单II&rdquo;强制执行日期已被定在2026年7月1日。在此之前，印度组件厂仍可进口中国电池。
PLI（生产挂钩激励）计划： 这正是此次中国诉诸WTO的核心。印度通过PLI计划向本土制造商提供数十亿美元的补贴，条件是必须在印度本土通过&ldquo;本地价值增值&rdquo;来生产。而市场普遍认为这种与&ldquo;本地化率&rdquo;挂钩的补贴属于歧视性的进口替代补贴。
在政策强力保护下，印度光伏产业呈现出&ldquo;组件产能过剩、电池产能不足、成本高企&rdquo;的畸形结构。组件方面，印度本土组件产能爆发式增长，截至2025年年中，列入ALMM清单的组件产能已突破120 GW。这远超印度年均约40-50 GW的装机需求。相比之下，印度的光伏电池产能扩张缓慢。截至2025年中，据公开数据，印度电池产能仅约为29 GW。印度拥有巨大的组件组装能力，但缺乏核心的电池片供应。这导致了一个尴尬的局面：印度组件厂必须大量进口中国电池来维持生产。
政策保护的代价是高昂的系统成本。2025年，由于关税和缺乏规模效应，印度本土制造的组件价格显著高于国际市场水平。据SMM数据，印度本土组件价格比中国进口组件（未含税）高出近100%。
日前，印度非DCR Topcon组件的价格在0.15 USD/W，DCR的Topcon组件价格则更高，约在0.28-0.29 USD/W，同期，SMM Topcon组件FOB的价格，12月23日的报价为0.088 USD/W
，相比之下中国出口的组件价格优势显著。
2025年的贸易数据清晰地反映了印度政策的影响：成品（组件）出口受阻，半成品（电池）出口激增。
2025年1月至11月，中国向印度出口的光伏组件仅为9.98GW，同比下降39.66%。相比前几年，印度已不再是中国组件的主要出口目的地。由于ALMM清单的限制，中国组件难以进入印度主流电站项目，仅能通过部分不受限制的私营商业屋顶（C&amp;I）项目或在新政策执行前的窗口期进入。
光伏电池出口则迎来了爆发式增长，2025年上半年，中国光伏电池出口量激增，其中印度吸纳了中国约50%的电池出口总量。据SMM数据，2025年1-11月份，中国出口印度的电池片就从去年同期的33 GW增至49 GW以上，同比增加47.17%。印度庞大的组件产能需要大量的光伏电池片作为原料，而本土电池产能（29GW）严重不足。因此，印度虽花大力气封锁中国组件，但对中国电池的依赖反而越深。
在印度不断的政策变动下，中国持续进行出口结构转型，中国企业对印战略已被迫从&ldquo;卖产品（组件）&rdquo;转向&ldquo;卖原料（电池/硅片）&rdquo;。短期内，印度仍将是中国电池片最大的消化市场。失去印度组件市场份额后，中国企业正在加速向中东（沙特、阿联酋）、非洲和南美渗透。2025年根据进出口数据显示，沙特等中东国家对中国组件的进口量虽有波动，但占比正在提升。不过，由于中国企业在TOPCon和HJT等N型高效电池技术上现阶段仍保持较高的领先优势，这使得印度在短期内难以在高端产能上实现完全脱钩。
综上，分析印度一系列对中国光伏组件及电池片的贸易壁垒及限制措施，此举对印度光伏产业或有更大的负面影响。
其一、推高装机成本。 贸易壁垒导致印度光伏项目开发商不得不采购昂贵的本土组件，这推高了PPA（购电协议）电价，可能拖累印度实现&ldquo;2030年500GW非化石能源目标&rdquo;的进度。
其二、加深了供应链脆弱性。 印度目前的繁荣建立在&ldquo;进口中国电池+本土组装&rdquo;的模式上。由于本土电池供应不足，一旦2026年7月ALMM清单开始限制电池进口，印度光伏制造业可能面临严重的原料短缺危机。
其三、面临WTO诉讼风险： 若WTO裁定印度败诉，印度可能面临修改PLI计划或面临贸易报复的压力，但过程通常较为漫长，短期内SMM预期不会改变印度的保护主义立场。
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【SMM分析】贸易摩擦升级：中国诉印度光伏补贴案背后的产业博弈与透视分析

2025年11月太阳能电池出口量

2025年10月太阳能电池出口量

2025年9月，中国光伏电池片出口量为10.38GW，环比8月的11.96GW下降1.6%，同比增长6.2%。2025年1-9月光伏电池片出口总量为73.91GW，与去年同期相比增长74.9%。
2025年出口大幅增长的重要推动力之一是海外组件与电池产能扩张速度的不匹配带来的阶段性补缺需求。相较于组件环节，电池产线的扩张受制于设备投资成本高、对生产人员专业性要求严苛、生产负外部性强等因素，产能释放节奏相对滞后。
三季度的出口热潮于9月开始降温，一方面，印度、土耳其等主要市场在7&ndash;8月受政策预期刺激，已集中进行一轮备货，部分透支了后续采购需求；另一方面，海外库存随前期集中到货逐步升高，部分超买现象也进一步抑制了新增订单的释放。预计四季度的海外需求将进一步回落。
9月出口目的地TOP5集中度为66.83%，较8月下滑1.33个百分点，主要市场在政策驱动下分化明显，新兴市场潜力开始显现。9月的TOP5分别是印度（4.44GW）、印度尼西亚（1.74GW）、土耳其（0.62GW）、菲律宾（0.3GW）和阿联酋（0.25GW）。
印对华进口量环比增加3.0%，在ALMM法案和9月中下旬释出的印度双反消息下，当地进口商在窗口期内加速囤货；
印尼环比增加10.1%，美国对印尼等国的&quot;双反&quot;初裁结果出台前，当地存在明显的备货需求；
土耳其环比减少69.6%，在8月一轮备货潮褪去后，当地的采购需求回复到正常区间，并且上调最低进口价格这一政策对于在短期内抑制当地电池进口的作用较为有限；
菲律宾环比增加15.4%，在中国出口政策环境逐步收紧的背景下，菲律宾的转口贸易优势得到提升；
阿联酋环比增加177.8%，中东地区的光伏需求和产能以处于快速上升通道，当地厂商增加进口光伏电池以补充本土产能。
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光伏电池

今日光伏电池片价格

光伏电池片价格走势

光伏电池片价格

电池片价格评论

电池产量数据

太阳能电池出口

名称	价格范围	均价	涨跌	单位	日期
G12-210mm单晶PERC电池片价格	0.28 - 0.28	0.28	0	元/瓦	2025-05-30
M10单晶Topcon电池片价格	0.27 - 0.27	0.27	+0.0015	元/瓦	2026-07-28