光伏反内卷进展如何？

光伏显著受益于“反内卷”，多种手段保障行业走出困境。

1. 行业：推动产能整合，加强行业自律

因产能较大且开工调整不够灵活，多晶硅出现库存积压。根据中国光伏行 业协会预计，2025 年全球光伏新增装机 570GW-630GW，若按 1:1.2 容配比 测算，对应组件需求量约 684GW-756GW。预计 2025 年多晶硅需求量约为 160 万吨至 180 万吨，可匹配 700GW 光伏需求。我们认为，光伏行业面临 一定的阶段性供需错配现象，多晶硅环节由于产能大、开工调整不够灵活， 导致了库存积压的现象出现，可以通过整合和自律来控制供给规模。

针对供给问题，行业整合可解决部分过剩产能。根据硅业分会，对产能整合的探讨表明正走在改善向好的道路上，有望迎来新的发展机遇。在 SNEC 大 会中据财联社报道，协鑫科技就具体路线及目前进度做出了相对较为明确 的回复，即行业龙头企业牵头，通过“直接出资+债务”的模式，成立专业 管理人员运行的总公司，通过收购实现产能出清和产出可控，再通过利润偿 付负债，进而推动行业产能的有序退出。根据澎拜新闻，协鑫集团董事长朱 共山表示，公司在相关部委的关心下全力以赴加快行业供给侧改革，推动行 业整合产能去化。希望 25 年内解决相关问题。

行业自律进一步控制供给，带来成本上升。我们假设行业整合会带动 120- 130 万吨的产能出清，剩余的总产能将降至 200 万吨附近。参照前文硅业分 会关于行业需求的数据，估计行业需求维持 160 万吨，则需要行业控制产 能利用率为 80%附近。根据协鑫科技的 25 年半年报，25Q2 现金成本已降 至 2.53 万元/吨。根据大全能源 25 年半年报，25Q2 现金成本上升至 3.9 万 元/吨（受到开工率等极端情况的影响，我们以此作为极端悲观的情况）。所 以，我们认为头部企业的现成成本范围为 2.5-3.9 万元/吨，在产能利用率保 持 80%的情况下，全成本为 3.8-5.2 万元/吨。

为保障行业健康发展，硅料价格仍有上升空间。根据前文的分析，头部企业 的硅料全成本为 3.8-5.2 万元/吨，在达到盈亏平衡的情况下，含税售价需要 保持 4.4-6 万元/吨。此外，行业前期的收购整合也需要承担一定的偿债压 力，我们假设偿债负担为 0.5 万元/吨（根据通威股份 24 年年报，单吨投资 为 5 亿，其他公司的成本可能更高，我们假设按照 10 年折旧，保守估计， 折旧成本 0.5 万元/吨），则含税售价需进一步抬升至 4.7-6.5 万元/吨。 根据 Infolink Consulting，9 月 10 日，致密料的价格为 4.7-5.2 万元/吨，并 不能使得所有头部企业实现盈亏平衡，考虑到供应端的安全性，长期来看， 我们认为合理价格仍有进一步上升至 6.5 万元/吨的可能性。

多晶硅价格开始反弹，长期向上趋势不变。根据硅业分会公众号，7 月份之 后，在国家“反内卷”政策的引导下，期货市场价格快速反弹，并带动现货 市场价格走强，多晶硅和工业硅现货价格分别反弹至 4.71 万元/吨和 9378 元/吨，涨幅分别为 36.9%和 7.26%。

下游也需要反内卷，组件价格有望超 0.8 元/W。我们认为，随着反内卷的推进，下游的硅片、电池片、组件价格也有望摆脱亏损的局面。我们根据隆 基绿能、钧达股份、晶澳科技等头部企业的产能利用率情况，假设硅片、电 池片、组件的产能利用率分别为 60%、70%、65%。参考光伏行业协会 CPIA 的数据，假设硅片、电池片、组件的非硅成本分别为 0.06 元/W、0.15 元/W、 0.34 元/W。在盈亏平衡的情况下，组件的合理价格应达到 0.83 元/W。

组件在系统成本中占比较低，涨价对经济性的边际影响较弱。根据中国光 伏行业协会 CPIA，2024 年，我国地面光伏系统的初始全投资成本为 2.90 元/W 左右，其中组件约占投资成本的 29.3%，非技术成本约占 19.6%（不 包含融资成本）。组件占比从 2023 年的 38.8%降至 29.3%，通过计算，组件 之外的建设成本约为 2.05 元/W。

电价对经济性影响较大，有待政策落地后稳定预期。24 年全国平均的固定 式光伏电站首年利用小时数为 1439.1 小时，我们假设： 1、光伏发电的平均利用小时数为 1439 小时； 2、根据前文，其他建设成本（除组件外）为 2.05 元/W。 3、自有资金的比例为 20%，贷款利率 3%。 通过敏感性分析，光伏项目的 IRR 受到电价不确定性的影响比较大。我们 认为，组件价格的适度上涨对需求的影响较弱，重点在于稳定电价预期，并 降低非组件端的成本支出。

招投标价格开始回升，后续有望开始传导。8 月 22 日，华电集团 2025-2026 年光伏组件集中采购开标，该项目分为两个标段，标段一（N 型 TOPCon） 投标均价 0.71 元/W，标段二（N 型 TOPCon、BC、HJT）均价 0.746 元/W。 8 月 25 日，华润电力 2025 年第 2 批光伏项目光伏组件设备集采中标候选人 公示，本次采购分为 3 个标段，华耀光电、协鑫集成、晶澳太阳能为 3 个标 段的第一中标候选人，投标单价在 0.7215-0.731 元/W 之间。根据前述的价 格分析，我们认为组件价格仍有较大提升空间，后续有望保持企稳回升态势。

2. 政策：规范行业标准，完善法律法规

制定法律法规，反内卷有法可依。8 月 1 日，国家发改委在新闻发布会上表 示，加快推进价格法修订，进一步明确低价倾销等不正当价格行为的认定标 准，将重点治理为排挤竞争对手或独占市场，低于成本价倾销的行为，并将 服务纳入低价倾销规制范围。我们认为价格止跌企稳至关重要，有利于行业 陷入单纯的现金比拼，并通过技术优势实现优胜劣汰。

技术指标趋严，淘汰落后产能。根据财联社报道，在 7 月 24 日进行的光伏 行业供应链发展（大同）研讨会上，多晶硅材料制备技术国家工程实验室主 任严大洲在主旨报告中表示，近年来多晶硅综合能耗持续降低，正在推进修 订多晶硅单位产品综合能耗标准，目前多晶硅单位产品综合能耗1级、2级、 3 级分别为≤7.5（单位：kgce/kg）、8.5 和 10.5，拟修订后对应标准为≤5、 6 和 7.5，以实现推动落后产能出清。对于行业现状，他提到 25 年上半年多 晶硅企业开工率 38.6%-44.1%，多晶硅低于成本销售超过 14 个月，企业普 遍经营困难。为化解压力，他建议强化企业自律，并积极利用风险管理工具， 有效对冲市场波动风险。

3. 需求：稳定市场预期，加速新技术应用

光伏开启市场化改革，机制电价为收益提供稳定性。根据光伏行业协会 CPIA，136 号文改革内容主要有三方面。一是推动新能源上网电价全面由 市场形成。二是建立支持新能源可持续发展的价格结算机制。三是区分存量 和增量项目分类施策。通过模拟不同发电节点的三个光伏发电项目，通过 “多退少补”的差价结算方式，机制电价将增厚光伏项目的发电收益，为光 伏向完全市场化的过渡提供一定的保障。让企业能够有合理稳定的预期。

能源局加快推动地方电价政策出台，部分省份已下达正式文件。8 月 29 日， 能源局召开会议，会议分析了可再生能源发展面临的形势和问题，提出了下 步工作要求。会议强调，适应新形势、新要求，加快《关于深化新能源上网 电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》落地。实现“双碳”目标， 新能源必须总体保持稳定的发展节奏和较快的发展速度，各地要尽快推动 出台具体实施方案，抓紧组织机制电价竞价，稳定市场预期，进一步营造良 好的市场环境。根据光伏们公众号，截至 9 月 4 日，蒙东、蒙西、新疆、上 海、山东、甘肃、云南、湖北 8 地已出台正式稿，12 省市处于征求意见阶 段。其他省份除湖南在讨论稿阶段外，尚有 11 省市未出台市场化政策。同 时，山东、山西、浙江给出了 531 之后到市场交易前的过渡期政策。

新技术放量带动行业产能结构优化。25 年 8 月 22 日，中国华能集团发布 2025 年光伏组件框架协议采购招标公告，集采规模总计为 6GW。值得注意 的是，该项目根据组件转换效率、组件尺寸划分 4 个标段，其中，转换效率 22.3%-23.1%之间组件采购 0.5GW；转换效率 23.1%-23.8%之间的组件分为 两个标包，采购 3GW；转换效率 23.8%及以上的组件采购 2.5GW。我们认 为，终端对组件转化效率开始设立较高的要求，有利于新技术和高效产品的 加速应用，并推动落后产能的退出。目前仅部分先进产能满足 23.8%以上的 转化效率要求。TOCPon 需要进行产品升级，根据《晶科能源 2025 年 6 月 投资者关系活动记录表》，公司升级后组件产品当前交付功率档位在 640W645W，换算后可以达到 23.8%的要求。而 N 型 BC 组件可以满足要求，根 据《爱旭股份业绩说明会 20250528》，公司的 N 型 ABC 组件量产交付效率 达 24.6%。