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

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

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。
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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】

2024年11月15日，财政部、税务总局下发2024年第15号公告《关于调整出口退税政策的公告》。公告提出：
一、取消铝材、铜材以及化学改性的动、植物或微生物油、脂等产品出口退税。
二、将部分成品油、光伏、电池、部分非金属矿物制品的出口退税率由13%下调至9%。
三、本公告自2024年12月1日起实施。本公告所列产品适用的出口退税率以出口货物报关单注明的出口日期界定。
在下调出口退税率的产品清单中，光伏产品包含：商品代码85414200（未装在组件内或组装成块的光电池）和商品代码85414300（已装在组件内或组装成块的光电池）。
中国在光伏组件、电池的成本和价格拥有绝对的竞争优势，以此大批刺激海外光伏市场需求，海外对中国光伏产品依赖度持续提高。当前中国光伏组件、光伏电池均在从内循环转出海，海外销售占比光伏企业总销售已几乎超过一半，占全球光伏产品需求80%以上。然而，自去年光伏进入供需失衡暂时性阶段，出口价格也随之持续下滑，大部分市场光伏组件价格低价已经达到0.08-0.09美元/瓦，对中国光伏企业盈利能力影响颇深。
SMM认为，虽然出口退税率的下调将提高光伏生产企业的产品出口成本，但是在政策12月最终生效之后，成本的增加可能将更多的转嫁到海外消费者。
因此，对中国光伏企业生产影响相对较小，对光伏产品的海外销售价格有利好影响，对价格回暖有利。然而，价格实际是否能够上升，仍然取决于该地区的供需情况。
欧洲、美国等市场当前组件库存高度饱和，且在大力支持本土光伏供应链建造，对海外进口光伏产品依赖度逐步削弱，可能短期内这些市场的进口需求将会出现减量，以消化当前库存，或进口其他国家产品为主。对于其他缺少供应、且处于需求爆发期、仍然不得不依赖进口中国组件的市场，海外价格有支撑上涨可能性。海外光伏产能建设周期较长，因此对中国光伏产品的需求下降速度相对较慢。即使海外消费者难以接受调整后的光伏产品，且难以承担建设成本的提高，寻找价格更有优势和发电效率更好的光伏产品替代品在中短期内也较为困难。
在11月下半旬，税率调整可能有望刺激部分中国光伏电池、组件厂的海外销售订单量，以价换量，促进出货量。因出口退税率调整的消息已在多数光伏企业预期之内，自年中起陆陆续续对出口有所准备，因此，最终11月出口量虽然可能会有上涨，但多数海外市场库存已在高位，且年末需求正在走弱，出口量难以在半月之内出现爆发式增长。
&nbsp;&nbsp;&nbsp;&nbsp;&nbsp;&nbsp; 文件原文如下：

出口退税率下调！光伏组件、光伏电池均在内！【SMM解读】

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】

硅料：本周P型致密料市场主流成交价格34-37元/千克，N型硅料成交价格37-41元/千克。本周的多晶硅市场价格大稳小动，多晶硅库存维持在23万吨左右并未发生较大变化，头部硅料厂压力有限撑市心态仍在，同时市场临近又一轮签单周期，下游采购观望心态亦在增加。
硅片：国内单晶硅片182mm主流成交价格1.1-1.20元/片，N型18Xmm硅片1.1-1.12元/片。本周硅片价格整体比较稳定，下游电池片减产较为严重，对硅片市场产生一定利空效应。但多晶硅市场的坚挺对硅片价格起到一定支撑作用，目前市场观望心态明显，价格短期预计保持稳定。
光伏电池：本周P型与N型电池同价，18x电池与210系列电池同价。组件厂提货量比上周有所提升，头部电池厂库存开始下行，电池价格有所稳住，当前高效PERC182电池片（23.2%及以上效率）价格0.29-0.30元/W; PERC210电池片价格0.29-0.30元/W左右；Topcon182电池片（24.7%及以上效率）价格0.28-0.295元/W左右；Topcon210RN电池片0.29-0.30元/w；Topcon210电池片0.29-0.30元/W，25%以上效率的Topcon电池最低价0.29元/W，价格难再下跌。
组件：本周组件市场，集中式项目的N型182mm主流成交价格0.75-0.81元/W，N型210mm组件主流成交价格0.76-0.82元/W。组件价格大稳小动，有部分前期高价在小幅下移，N型组件最低执行价虽持续在0.75元/W徘徊，但预计价格仍将下跌。整体订单需求回升速度稍慢，但集采交付需求已有苗头出现，叠加原材料价格处于低位且企稳，促使8月组件排产有环比小增的可能性。
终端：2024年7月15日至2024年7月21日当周SMM统计国内企业中标光伏组件项目共28项，中标价格分布区间集中0.75-0.8元/瓦；单周加权均价为0.83元/瓦，相比上周增加0.02元/瓦；中标总采购容量为3697.17MW，相比上周增加582.37MW。2024年上半年国内新增装机共计102.48GW，其中集中式占比48%。上半年以江苏、浙江、广东等省份的分布式光伏装机积极带动，尤其工商业装机向好，主因制造业对绿电的需求上涨。户用装机则稍显逊色，部分传统省份上半年户用新增装机量出现同比下滑。大基地项目仍将是今年主力装机支撑点，近期大基地项目拉货力度出现回暖，各能源企业的采购计划预计在8月上旬陆续确认启动，对下半年的新订单交付需求即将出现。
光伏玻璃：本周光伏玻璃市场价格下跌。截至目前，2.0mm单层镀膜玻璃的价格区间为14.5-15.5元/平方米，3.2mm单层镀膜玻璃的价格区间为23.5-24.5元/平方米，主流成交价格分别为15.0元/平方米和24.0元/平方米。7月底，国内光伏玻璃市场暂无成交，组件企业压价心态持续浓厚，采购以新单看跌后再度采买为主，虽8月组件需求有所上升，但实际供需仍然维持供大于求，8月新单价格下跌为主。
高纯石英砂：本周，国内高纯石英砂价格暂时稳定。目前市场报价如下：内层砂每吨6.5-8.5万元，价格下跌0.5万元/吨，中层砂每吨3.5-5.5万元，外层砂每吨1.9-3万元，内中外层砂价格维持稳定。近期坩埚企业压价情绪浓厚，砂企此轮报价市场成交较少，价格尚未到达坩埚企业心理预期，预计价格存在下跌预期。
逆变器：本周逆变器价格区间20kw价格0.12-0.16元/W，50kw价格0.11-0.15元/W，110kw价格0.1-0.14元/W，320kw价格0.09-0.11元/W。逆变器价格持稳。供应端生产稳定充足，户用和大功率机型需求较好，东南亚、中东等新兴市场并网需求持续拉动出货势头，排产预期灵活调整上升。
EVA：本周，光伏级EVA价格出现止跌信号，虽然成交量不佳，但是价格下行基本停止。发泡和线缆EVA价格出现小幅度反弹，但受到过往快速排产的影响。本周，胶膜谈单价粒子价格已回到9200附近。成交价格止跌，库存从月初的低水位略有回调，但是影响有限。胶膜价格目前再次出现了下调迹象，跌至13000以下。库存方面，预计本月去库，石化厂粒子库存预计本月调整至10天左右。
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电池价格支撑增强 8月组件排产预期上升【SMM光伏周评】

硅料：本周P型致密料市场主流成交价格34-37元/千克，N型硅料成交价格37-41元/千克。本周多晶硅大稳小动，部分期现商进场购买现货，造成多晶硅成交重心有所上移，同时对当前多晶硅生产企业库存起到一定消耗作用，对多晶硅价格形成一定支撑。
硅片：本周国内P型单晶硅片182mm主流成交价格1.1-1.15元/片，N型18Xmm硅片1.1-1.15元/片，本周硅片主流成交价格大稳小动。N型183硅片价格重心继续上移，主流成交区间逐渐来到1.12元/片附近，市场对该型号硅片仍保留一定追捧效应。大尺寸210r、210硅片库存压力相对较大，高位价格下滑。后市多家企业有将210产线转183产线计划。
光伏电池：本周N型Topcon电池主流价格下行0.005元/W，PERC电池价格相对持稳。供应方面，部分厂家Topcon电池仍有部分产线在爬产（210RN与210N为主），需求方面并未有提升，Topcon电池库存本周仍呈增长状态。临近7月底，电池厂家开始排摸次月订单做新一轮生产计划，目前而言产量和库存的平衡难度较大，因市场竞争激烈，头部电池厂家仍将维持较高开工率，而二三线电池厂有减产预期。
组件：本周组件市场，集中式项目的PERC182mm主流成交价0.7-0.77元/W，PERC210mm主流成交价0.72-0.78元/W，N型182mm主流成交价格0.75-0.81元/W，N型210mm组件主流成交价格0.76-0.82元/W。组件价格大稳小动，成交重心继续下移，N型210与182尺寸组件价差缩小。7月组件企业除部分头部厂家开工率上调之外，整体保持平稳，采购需求回暖速度仍略显缓慢。组件价格后市或在库存压力和需求表现平缓的因素下继续下行。
终端：2024年7月8日至2024年7月14日当周SMM统计国内企业中标光伏组件项目共33项，中标价格分布区间集中0.76-0.81元/瓦；单周加权均价为0.8元/瓦，相比上周增加0.03元/瓦；中标总采购容量为2994.4MW，相比上周增加2335.73MW。统计期间的中标容量主要来自上海电投集采项目、深圳能源集采项目。江苏省、陕西省本周均发布关于分布式光伏项目政。江苏省提出将重点提升电网综合承载能力，对于新建项目超过电网剩余可接入容量时，若业主愿意接受较低的利用率也可安排接网。陕西省规划了电网建设，但红色接网受限区在电网承接能力未改善前暂缓分布式光伏项目接入。多省份都在规划2025年对电网容量升级扩容，但现行状况下，可接入容量不足和光伏系统发电收益不稳定对于分布式光伏开发商仍是忧患，后市分布式光伏装机增速改善预期较低。
光伏玻璃：本周光伏玻璃市场价格暂时维持稳定。截至目前，2.0mm单层镀膜玻璃的价格区间为14.5-15.5元/平方米，3.2mm单层镀膜玻璃的价格区间为24.0-25.0元/平方米，主流成交价格分别为15.0元/平方米和24.5元/平方米。7月中旬，国内玻璃价格稳定为主，企业竞价意愿稍有减弱，但整体成交重心仍在下移，市场高价成交愈发减少，且企业库存进一步提高，后续价格有望再度下跌。
高纯石英砂：本周，国内高纯石英砂价格持续下跌。目前市场报价如下：内层砂每吨6.5-8.5万元，价格下跌0.5万元/吨，中层砂每吨3.5-5.5万元，外层砂每吨1.9-3万元，中外层砂价格维持稳定。本周石英砂价格由于坩埚企业采购压价的原因导致下调，但当前价格仍未触及坩埚企业采买意愿，预计后续价格仍有下跌空间。
逆变器：本周逆变器价格区间20kw价格0.12-0.16元/W，50kw价格0.11-0.15元/W，110kw价格0.1-0.14元/W，320kw价格0.09-0.11元/W。逆变器价格持稳。供应端生产稳定充足，排产有所提升，库存位于正常安全库存水位之内。户用和大功率机型需求较好，东南亚、中东等新兴市场并网需求持续拉动出货势头。
EVA：本周，光伏级EVA价格继续小幅度下调，石化库存达到年度低点，发泡和线缆EVA价格暂时稳定。本周，胶膜谈单价粒子价格维持9200附近，预计下周或下下周粒子价格开始持稳或回调。胶膜价格目前维持13000附近，预计涨价需要等待下个月。库存方面，胶膜粒子库存上调，胶膜库存下调，石化粒子库存已大幅度下调至本年度最低点，组件厂组件库存偏高，本月去库，石化厂粒子库存预计不足两周。
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组件、辅材价格下行 电池存在减产预期【SMM周评】

6月21日，在由山东恒邦冶炼股份有限公司与上海有色网信息科技股份有限公司（SMM）联合主办的
2024SMM第十二届小金属产业大会&mdash;&mdash;稀散金属论坛
上
，
SMM光伏产业分析师毛婷婷对HJT电池市场现状进行了解读。其在对未来光伏电池市场供需进行展望时提及电池市场累库将延续到2024年-产业链过剩矛盾突出，组件扩产放缓，是电池企业之间的生存之战，此期间电池累库风险较大。而2025-2026年预计为电池市场的去库存周期，2024年高涨的库存需要拉长时间年限来消化。2026年往后新一轮电池技术革命开启，2027年扩产带来新的增量。
光伏电池行业发展驱动力&mdash;&mdash;降本+增效
光伏电池技术迭代持续围绕&ldquo;增效&rdquo;+&ldquo;降本&rdquo;展开
从发电量角度看，光电转换效率、衰减率、双面率、弱光表现、温度系数等是主要的影响因素。
晶硅光伏电池技术发展路径
2023-2024年光伏电池技术P型向N型迅速转型。
N型电池组件功率高 摊薄LCOE
中国企业光伏电池产能现状：P型退坡 N型达70%以上
光伏电池市场产能结构&mdash;&mdash;专业化电池厂 VS一体化组件厂自有电池厂
HJT电池组件一体化布局为主流
HJT电池组件相较Topcon价差在缩小 未来市场占比有提升空间
&bull;HJT产品当前以出口为主，国内应用市场也在逐渐打开。
&bull;中国市场整体HJT电池单月供应量在1.2-1.5GW，开工率仅三成左右，市场产能投放放缓，2024年下半年开工率有提升空间。
&bull;HJT电池降本提效路径清晰，随着硅料硅片价格下行、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。
未来光伏电池市场供需展望
Topcon电池扩产暂缓，未来光伏电池扩产增量来自于XBC与HJT。
2024年-2027年光伏电池整体扩产速度放缓，PERC产能将逐步被市场淘汰，未来产能增量主要来自于HJT和XBC，五年间1400GW总电池产能将成为峰值，2026年往后随着钙钛矿的成熟，又将主导新一轮电池技术革命。
XBC作为N型晶硅电池效率中的&ldquo;王pai&rdquo;，市场期待值在2023年四季度中大幅提升，动摇了不少电池厂家对于产能的规划，原规划Topcon与HJT电池路线的产能布局中纷纷加入了XBC电池。
电池市场累库将延续到2024年-产业链过剩矛盾突出，组件扩产放缓，是电池企业之间的生存之战，此期间电池累库风险较大。
而2025-2026年预计为电池市场的去库存周期，2024年高涨的库存需要拉长时间年限来消化。2026年往后新一轮电池技术革命开启，2027年扩产带来新的增量。
》2024SMM第十二届小金属产业大会专题报道

SMM：光伏电池供需展望 HJT电池未来市场占比有提升空间【小金属产业大会】

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】

据SMM最新调研，5-6月陆续有光伏电池企业无法扛住市场下行压力而选择减产甚至停工，但也仍有企业逆势提产，主要由于2024年新增及改造的Topcon电池产能投放集中在了二季度及三季度初，从5-6月供需面来看，光伏电池仍处于阶段性累库阶段，6月市场减停产潮仍将持续。
2024年5月，中国企业光伏电池开工率68.81%，实际产量达到62.05 GW，环比增长了0.3%，同比增加34.45%。其中，N型电池产量为46.14 GW，环比上升4.74%，占总产量的约74%。相比之下，P型电池的产量为15.91 GW，环比下降10.77%。组件厂因在4月时以与电池厂进行高比例的双经销模式低价备货电池拉高了库存，5月电池外采量环比减弱，光伏电池在5月库存高筑。主流大厂由于Topcon产线的爬产而增产，但部分中小型电池厂则调低了开工率以控制库存。
2024年5月初，便是在一波猛烈的光伏材料降价潮中拉开序幕的，光伏产业链上各大环节陆续陷入亏损，虽然市场对N型电池组件的需求提升速度远超预期，但由于行业供应增速明显高于需求增速，供需失衡下光伏四大主材库存高企，价格迅速跌至成本线以下，使得企业的资金流动性风险凸出，降价潮后紧跟减产潮，当下市场是企业间的综合实力博弈，一体化产能布局的降本策略在当下市场环境下已然暂时性失灵，一体化厂家面临多环节亏损，当下市场是企业间的综合实力的较量。
展望6月，由于光伏电池厂商仍处于亏损期且订单情况不佳，预计电池减产面将会扩大，且小型电池厂将陆续停产。然而，大型电池厂的产线爬坡仍将持续。整体来看，6月光伏电池的计划排产量为58.69 GW，环比下降5.4%，且实际产量可能会低于计划水平，当期开工率为63.41%。
具体来看6月排产，P型电池排产量11.17GW，N型电池排产量47.07GW，企业N型电池6月排产量有增有减，增量主要来自于某电池头部电池厂Topcon电池爬产、HJT电池厂家需求提升带来的排产量提升为主，当前已停产或减产的厂家供给量对市场总供需影响较小，6月N型组件排产仅38GW上下，对N型电池的需求不足40GW，6月电池供过于求，对专业化电池厂来说经营压力将比5月更大，即便是Top5专业化电池厂的资金流动性也将面临极大的挑战，据SMM调研与分析，电池在6月中上旬仍然扩大减产范围，6月实际产量将很难达到当前企业的计划量。

6月N型电池排产47GW 供过于求下减停产仍将持续【SMM分析】

5月30日，在由上海有色网（SMM）主办的
CLNB 2024（第九届）中国国际新能源产业博览会
&mdash;&mdash;
光伏发电系统供应链论坛
上，SMM光伏高级分析师毛婷婷分享了光伏电池P转N进程及市场竞争格局分析。
1.光伏电池市场P转N进程
光伏电池行业发展驱动力&mdash;&mdash;降本+增效
光伏电池技术迭代持续围绕&ldquo;增效&rdquo;+&ldquo;降本&rdquo;展开。
从发电量角度看，光电转换效率、衰减率、双面率、弱光表现、温度系数等是主要的影响因素。
晶硅光伏电池技术发展路径
2023-2024年光伏电池技术P型向N型迅速转型，叠层电池产业化未来将加速。
中国企业光伏电池产能现状：P型退坡 N型达70%以上
2.光伏电池市场竞争格局分析
2023年中国光伏电池市场供需回顾
中国光伏电池市场快速完成P/N结构切换 ，屡现结构性供需矛盾
&bull;
2023
年
N
型电池市占率快速提升
：2023年月度N型电池比例从年初10%提升至12月的48.68%，包含topcon、HJT、ABC等N型电池片。2023年全年Topcon电池占比23.62%，HJT电池占比2%不到，N型BC电池占比1%出头。
&bull;
2023
年上半年
N
型扩产进展慢市场仍以
P
型为主导：
2023年上半年Topcon电池产能释放缓慢，PERC电池需求占比85%以上。
&bull;
P/N
切换期，结构供需矛盾大
：
2023年下半年电池结构性供需矛盾较为明显，2023年Q3N型需求提升超供应扩张速度，盈利能力大幅削减。
中国TOPCon电池片历史价格回顾（2023年5月-2024年4月）
光伏电池市场产能结构&mdash;&mdash;专业化电池厂 VS一体化组件厂自有电池厂
专业化电池厂齐聚Topcon电池，头部一体化组件厂多种电池技术路线并行，2024年下半年专业化电池扩产或将进入BC路线。
Topcon电池市场直销量降低 大厂之间以双经销交易为主
电池厂Topcon直销订单减少，双经销模式为主。新晋N型电池厂以直销为主，企业数量多，竞争激烈
210RN系列逐渐成为大尺寸系列主流 182系列已被183微矩形所替代
SMM
评述：
&bull;182.2*183.75：该尺寸电池片已替代182方片系列成为市场主流标注尺寸，但因下游组件厂差异化竞争日益激烈，组件厂自身的特殊尺寸型号也变多，对于专业化电池厂，18X系列尺寸可在设备端兼容度高，可根据市场需求进行灵活调整。
&bull;210*210：大尺寸电池片的良率控制对工艺要求更高，生产难度更大，当前市场约15家制造商可生产该尺寸，且大部分为原PERC210系列厂家，少数新晋厂家也在提升该尺寸布局，
&bull;210*182：4-5月该尺寸供应量正快速提升，当前约有10家制造商生产该尺寸，且在Q2、Q3间供应增量较为明显，其产量已赶超210方片成为大尺寸系列的主流。
&bull;5月Topcon电池增量达4GW，以专业化电池厂家的爬产增量为主，电池供应集中度有所走弱，Top5制造商电池供应占比从4月49%降低至5月的44%。
&bull;5月通威的电池产量增长较为明显，主因其眉山基地Topcon电池爬产放量，而捷泰有所减产，主因其库存高位，减产以去库存。
未来光伏电池市场供需展望
Topcon电池扩产暂缓，未来光伏电池扩产增量来自于XBC与HJT。
2024年-2027年光伏电池整体扩产速度放缓，PERC产能将逐步被市场淘汰，未来产能增量主要来自于HJT和XBC，五年间1400GW总电池产能将成为峰值，2026年往后随着钙钛矿的成熟，又将主导新一轮电池技术革命。
XBC作为N型晶硅电池效率中的&ldquo;王牌&rdquo;，市场期待值在2023年四季度中大幅提升，动摇了不少电池厂家对于产能的规划，原规划Topcon与HJT电池路线的产能布局中纷纷加入了XBC电池。
电池市场累库将延续到2024年-产业链过剩矛盾突出，组件扩产放缓，是电池企业之间的生存之战，此期间电池累库风险较大。
而2025-2026年预计为电池市场的去库存周期，2024年高涨的库存需要拉长时间年限来消化。2026年往后新一轮电池技术革命开启，2027年扩产带来新的增量。
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》【光伏论坛直播】全球光伏行业发展机遇与挑战 工业硅、多晶硅市场展望 高效电池技术分享
》CLNB 2024（第九届）中国国际新能源产业博览会专题报道

SMM：Topcon电池扩产暂缓 未来光伏电池扩产增量来自于XBC与HJT【SMM光伏论坛】

2025年10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

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

2024年5月太阳能电池（光伏电池）月度产量

4月电池实际量61.88GW，环比增长9.07%，同比增加34.52%。4月N型电池产量达44.05GW，占总产出的71.18%左右，4月下游对topcon电池的需求高达42GW以上，供应需求双增长， 五一节前库存水平控制良好，而4月P型电池产量为17.83GW，4月P型电池需求疲软，累库严重，且5月需求预计进一步走弱。
5月，光伏电池排产量达到64.12GW，环比增长3.61%，其中N型电池排产量达48.53GW，N型电池排产比例已突破75%，Topcon电池在N型电池中占比达到96%以上。
从供应端来看，经SMM调研，国内Topcon电池制造商已增至50家以上，名义年产能达到650GW以上，且在二季度间大部分厂家均已成功投产，5月份，Topcon电池的产能利用率在85%以上，约有10%左右的产能因订单不足原因而无法开线，主流厂家则均为满产运行状态，而部分产线则在处于调试与爬坡中。另外，从Topcon电池尺寸上来看，182版型快速被183.75版型的电池片替代，大版型的电池供应比例也在提升，210矩形片电池产能正在加速提升，并有望赶超210方片电池片。以天合、晶科、通威为代表的一体化厂家正加速打开210的市场，并且带领着上游专业化电池制造商进行尺寸的升级改造。
从需求端来看，今年N型组件尤其是Topcon组件已成为市场主流，对于终端来说，是性价比最高的选择。但因产能过剩，市场竞争激烈，上下游皆为亏损状态，有量但无利润。4月国内装机数据预期环比增长幅度较小，集中式项目推进速度仍较缓慢。海外需求因政策变动影响出现波动，制约部分下游分销商、电力企业采购积极性。五一假期后，组件采购交付重新启动，新订单N型组件价格有下移趋势。经SMM调研，5月组件排产或将较月初预期下调，N型组件的排产量约41.8GW，对topcon电池的需求量为40GW上下，而当前一体化组件厂无论是硅片原料还是电池原料手上还是有一定的库存，5月电池订单不如上月。
随着电池的产量的增长，topcon电池已进入累库周期与此同时，制约了新晋专业化电池厂的topcon电池量产进度。同时，各家厂商对于去年的新增产能规划均已后移甚至终止投产规划，行业扩产按下暂停键后，就今年全年来说，Topcon电池供需格局已趋于较为健康的状态，随着PERC电池市场份额进一步萎缩，Topcon电池的阶段性库存风险能得到良好消化。

5月光伏电池供需评论【SMM分析】

2024年3月太阳能电池（光伏电池）月度产量

2024年2月太阳能电池（光伏电池）月度产量

硅石
因春节期间禁燃禁放要求，部分矿山因开采方式本周开始陆续停产放假，但矿口多留有硅石存量，且多数硅石订单排期至春节后。本周开始运力趋紧，原料订单交付多已暂停，叠加下游工业硅厂家春节生产维持，但原料供应受限情况下，下游硅企近期多以库存硅石消耗为主，节后硅石原料或将迎来一小波集中采购需求。
工业硅
工业硅在产企业春节期间维持正常生产，个别硅企在春节前后有检修或增产的情况，对整体开工率波动影响有限。工业硅供应维持北强南弱，川滇枯水期开工率维持低位，硅价低位硅企成本倒挂2-3月份几无复产意向。下游各用户年前备货已经完成，多晶硅及有机硅企业春节期间维持正常生产，铝合金企业根据自己情况在春节前后有长短不一的停产放假情况。
多晶硅
春节假期期间多晶硅主流企业暂无停工计划，仅部分企业仍在检修或停工技改周期内，整体对供需影响不大，2月国内多晶硅企业供应量将继续增加，预计将达到16万吨以上，春节期间受运输及放假影响，下游提货动作将减缓，多晶硅库存或将出现一定增加，但整体尤其优质料仍在可控范围内。2-3月将有2-3个多晶硅新投产基地投产。
硅片
目前春节企业硅片拉晶企业亦无明显停产计划，采取轮班不停炉制，受前期电池片囤货以及自身库存压力不大影响，2月目前硅片排产仍保持较高水平，在曲靖停电闷炉影响下排产环比1月仍有小幅上涨。但目前仅为当前预计水平,SMM认为2月前期硅片将面临较大的累库风险，后期排产有临时降低的可能。
电池片
1月底开始电池片产线便已陆续放假，部分基地全月放假，部分基地放假8-15天不等，而头部电池企业基地开线率维持在7成以上，一体化组件厂根据自身组件产线放假计划进行电池排产，头部组件厂电池产线开线率较高，其有部分基地放假轮休。放假产线于年后约15-20日陆续复工，2月电池排产在42GW上下，但实际产出预估下滑至40GW以下 。2月电池排产计划中，N型占比63%左右。
组件
近期终端需求疲软，且叠加成本价格倒挂及自身库存压力的因素，多数组件企业安排春节假期，不同生产基地陆续进行减产或停产。企业放假时间集中于法定假期内，假期天数在7-10天不等，订单较少企业安排提前放假且假期天数超过10天。假期因素影响，2月组件开工率陡然下滑，部分企业排产预期减少10%-20%，多者减少近50%。SMM预计，2月国内组件产量或将低于30GW，环比1月下降20%左右。
EVA/POE/胶膜
石化企业维持历年惯例在春节期间维持正常生产，EVA春节期间供给正常。POE粒子以外盘为主，相关企业按法定节假日正常休假复工。胶膜方面，受一月订单下滑以及二月订单不及预期的影响，自1.31起胶膜工厂陆续开始放假安排，节假日跨度9-18天不等。一月企业对EVA采购已然截止，受需求端的影响，二月开工情况有待商榷。
光伏玻璃
目前由于光伏玻璃窑炉特殊性，春节期间生产方面维持正常开工，但自1月以来，国内四座窑炉冷修，供应端些许下滑，后续供应端小幅减少，但由于组件2月排产情况较为一般，供应压力仍然较大，下游采购以刚需补库为主。由于2月生产天数的减少，预计2月国内光伏玻璃总产量约为222.61万吨。
光伏焊带
大部分焊带企业春节期间正常放假停工，放假时间集中在2月7日前后，绝大部分企业复工时间在2月18日；极个别企业目前还没有放假通知，春节期间仍有排产计划。一二线企业看好节后市场，认为焊带未来需求量可观，其中部分企业24年有扩产计划，但部分小型焊带企业对市场表示悲观，准备另辟蹊径，24年焊带行业集中度将进一步提升。
银粉银浆
国内大部分银粉银浆企业生产和销售部分都在2月8-9日休息，2月17-18日复工，部分头部企业或者生产排产较多的企业春节后生产部门开工较早进行保供。由于物流在小年前后停运，市场原料等备货均在上上周或者上周完成。也有部分企业因订单不多提前放假。
高纯石英砂
目前高纯石英砂企业春节期间部分小型企业停工放假，由于近期坩埚采购意愿较低，多数砂企库存上升明显，阶段性停工影响不大，SMM预计2月国内高纯石英砂石英坩埚用产量仍将达到近9600吨。
逆变器
逆变器企业春节假期安排不尽相同，企业根据当前自身订单与产线的生产安排，制定的假期时间存在差异。多数企业放假时间集中于法定日期之间，假期天数多集中在10天左右，但不同基地的放假安排也有所不同。个别企业的部分基地也有不放假的情况存在。当前位于终端需求淡季，也有企业因订单数量较少而提前放假。
终端
临近春节，许多项目抢在春节前节点提前实现并网。大部分终端项目开始停工暂缓建设，项目施工工人陆续开始返乡，项目采购交付需求也暂停。部分建设缓慢的项目，为赶在规定节点前完成并网，春节假期间依旧坚守在项目场地，继续追赶施工进度。由于此次春节假期多地雨雪相伴，光伏项目在节前进行全面安全检查，亦有负责项目运维的工人在假期时刻待命，防止风险。
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2024年光伏产业链各环节春节开停工安排及2月排产计划【SMM分析】

据SMM最新不完全数据统计，约50家电池企业二月份电池总排产约为41.53GW，P型电池占比37.09%，N型电池占比62.91%，因受春节假期影响，二月排产环比一月大幅走跌，减产约17%以上。
具体来看，二月P型电池排产量15.41GW，环比一月走跌28%以上，二月N型电池排产量26.13GW，环比一月走跌18%以上， P型电池减产量主要来自于一体化组件厂，而一线专业电池厂P型电池排产量有增有减。经SMM调研，春节假期期间，头部电池企业以及一体化组件企业的N型电池产线维持满开状态，产线不放假，而二三线电池厂家及新晋Topcon电池厂基地放假在8-15天不等，也有因为产线升级改造而全月停产的基地，约十家左右。
市场较为担心假期过后是否存在电池产线开工提升不及需求提升速度而造成电池阶段性短缺而涨价现象，据SMM了解， N型电池订单集中度较高，市场分化较大是当前主要影响因素，年前随着组件N型排产比例提升较为迅速，部分电池厂家出现供不应求的现象，而大部分新厂却是订单不足、开线率较低的状态。此类现象一部分因为2023年下半年各大电池厂投产时间不一致，客户导入期限长短不一，下游组件厂的电池供应商结构在逐步进行优化，此外，还因电池厂家导入新工艺设备的提效节奏不一，对于组件客户大量的高效需求量满足程度不一致。
经SMM调研，二月份组件减产面较广，电池供应仍然是充足的，而随着三~四月终端需求提升，高效电池的紧缺预计会引发N型电池价格阶段性上行。

电池春节放假计划陆续出炉 二月电池排产大降17% 【SMM分析】

2023年12月太阳能电池（光伏电池）月度产量

本周PERC182电池片价格反弹0.01元/W，当前高效PERC182电池片（23.2%及以上效率）价格0.37-0.38元/W，本次价格反弹主要受P型电池减停产面较大引发短期性交货偏紧所影响。
以下将从需求、供给、成本端来分别展开讨论P型电池为何反弹。
从需求端来看
，经SMM统计，1月P型组件排产占比46.45%、N型组件排产占比53.55%（比上月提升5个点以上），1月N型组件比例最高的企业达85%以上，出货排名前10的组件企业月度N型排产比例在迅速提升，对P型电池的外采需求在快速缩减，该趋势仍将持续，电池近两月亏本销售P型电池，需求骤减叠加利润不佳，这也是近两月为何P型电池产线大面积减产停产的主要原因。而二三线组件的P切N速度显然较慢，一方面受制于客户结构以及订单需求，另一方面受制于产线升级改造速度。电池与组件之间出现在一定时间段内的结构性供需矛盾。1月光伏电池排产52.9GW，环比减少14.82%，其中P型排产20.55GW，环比减少35.53%，而根据组件排产情况来看，本月对P型电池需求为19GW，P型电池紧平衡。
从供给端来看
：1月P型电池排产20.55GW中，自用占比65.31%，主流一体化组件厂在P/N切换期，自供比例提高，P型电池外购需求逐渐收尾，在自身产能不满足生产需要时也更倾向于找合作厂家代工电池，那么在P型电池大范围减产的同时，一线电池厂P型产能被代工所占用，可外售量也在进一步减小。同期二三线四组件厂P型占比仍然较高，临近春节，有一定程度上的备货需求，本周开始P型电池出现交货紧张情况，引发了P型电池主要是182版型电池价格的反弹。
从成本端来看
：近两周因硅片P/N切换速度超过电池和组件，P型硅片也一度出现交货紧张情形，P型182硅片价格反弹达0.2元/片，让本来就处于亏损期的电池片厂雪上加霜。
SMM认为，P型电池价格的反弹将很难持续至年后，据SMM预测，一季度全球装机需求66.2GW，其中国内装机需求约为30GW，而国内组件新增排产量预计为110GW+，一季度组件厂的N型排产比例将继续提高，预计国内组件P型排产比例将降至40%以下，P型电池外代工比例预计有所下降，相应可释放一部分P型电池运行产能从而释放P型阶段性供应偏紧压力。另外，P型硅片价格上涨缺乏市场需求支撑，无法继续向下游传导。

深度详解P型电池价格为何上涨【SMM分析】

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	0.41 - 0.43	0.42	0	元/瓦	2026-03-13