2025年光伏行业7月月度跟踪：“反内卷”扎实推进，产业链价格走势回暖

1 产业链：价格触底回升，硅片环节大幅减产推动中下游顺价

1.1 价格：“反内卷”扎实推进，产业链顺价初步落地

主产业链：7 月初，国家相关部门多措并举推进“反内卷”，市场预期向好，为符合“不 低于成本销售”的价格法规要求，硅料企业报价逐周上调；硅料报价调涨并传导至硅片环 节，市场整体氛围回暖，硅片企业减产对价格也形成一定支撑；硅片涨价落地、出口退税 预期取消、海外政策变化等因素叠加，电池片成交价与报价逐周上扬，预计上下游博弈后 整体价格走势将向覆盖成本的方向回暖；近期国内订单仍以前期补装项目为主，大基地项 目尚未开展，分布式组件价格小幅抬升。 辅材方面，光伏玻璃价格下滑，组件企业开工率偏低，按需采购为主，供应端部分窑炉限 产、部分冷修，局部供应量缓增后开始下降；光伏 EVA 价格下跌，需求整体偏弱，部分石 化厂转产检修，EVA 光伏料库存处于低位，贸易商随行就市报盘出货，实盘侧重一单一谈。

1）硅料价格上涨

硅料价格大幅抬升,截至 7 月 23 日，N 型复投料/N 型颗粒硅价格分别为 4.68/4.40 万元/ 吨，环比 6 月底+36.0%/+31.3%，多晶硅期货主力合约收盘价为 5.02 万元/吨，环比 6 月 底+49.3%。 7 月初，国家相关部门多措并举推进“反内卷”，市场预期向好，为符合“不低于成本销 售”的价格法规要求，硅料企业报价逐周上调，截至 2025 年 7 月 23 日硅料报价涨至 5.0- 5.2 万元/吨，成交区间在 4.5-4.9 万元/吨，然值得关注的是，硅料环节供需关系尚未有 实质性改善，成交价上涨持续性仍需关注向下游传导情况。

2）硅片价格回升：硅料报价调涨并传导至硅片环节，市场整体氛围回暖，硅片企业减产 对价格也形成一定支撑，截至 2025 年 7 月 23 日，183N/210RN/210N 主流成交价分别为 1.1/1.25/1.45 元/片，硅片厂家对低于当前价格订单拒绝出货，并酝酿进一步提价，实际 价格落地情况有待观察下游接受情况。

3）电池片价格上涨：硅片涨价落地、出口退税预期取消、海外政策变化等因素叠加，电 池片成交价与报价逐周上扬，预计上下游博弈后整体价格走势将向覆盖成本的方向回暖； 美国对等关税实施时间延后至 8 月 1 日，东南亚电池片输美均价暂稳。

4）分布式组件价格小幅抬升：近期国内订单仍以前期补装项目为主，大基地项目尚未开 展，7 月上旬部分一线厂家率先调涨报价，截至 2025 年 7 月 23 日，分布式项目报涨落地， 展望 8 月预计新单价上涨 1 分/W；集中式项目交付价格稳定在 0.64-0.68 元/W；7 月 15 日华电集团 766MW 光伏项目组件投标报价为 0.708-0.74 元/W，近期多个项目组件开标价 达到 0.7 元/W 以上。 基于当前多晶硅成交价格上涨、硅片/电池片报价提升，产业链中上游已实现有效价格传 导，假设产业链价格整体逐步向覆盖全成本的中枢移动，测算产业链主要环节覆盖全成本 后对应组件含税价约 0.81 元/W（考虑部分深度亏损的辅材环节修复至边际产能成本）。

5）海外组件价格持稳：美国受政策影响，供货商与项目方仍在博弈沟通，成交价维持每 瓦 0.27–0.28 美元，本地组件询单有上行趋势；亚太区域价格约 0.085-0.09 美元，其 中印度市场价格约 0.14-0.16 美元；欧洲 0.083-0.085 美元；澳洲 0.09-0.1 美元；中东 约 0.085-0.09 美元；拉美约 0.08-0.09 美元。

6）光伏玻璃价格下滑：近期组件企业开工率偏低，按需采购为主，供应端部分窑炉限产、 部分冷修，局部供应量缓增后开始下降，截至 7 月 23 日，库存天数降至 31 天左右。

7）EVA 树脂价格下跌：需求整体偏弱，部分石化厂转产检修，EVA 光伏料库存处于低位， 贸易商随行就市报盘出货，实盘侧重一单一谈，价格小幅下滑。

1.2 盈利测算：主产业链持续处于亏损状态

1）硅料：硅料价格已高于头部企业现金成本，丰水期部分企业计划提产； 2）硅片：最新硅片报价可覆盖头部企业全成本； 3）电池片：电池片盈利压力逐步缓解； 4）组件：除部分海外高盈利市场外，组件整体盈利承压。

1.3 排产：丰水期部分硅料企业计划复产，InfoLink 预计 7 月硅料排产 54-55GW、环比 +12%

6 月硅料/硅片/电池片/组件实际产出 9.75 万吨、58/58/53GW，环比-4.4%/-2%/-6%/-9%。 InfoLink 预计，7 月硅料/硅片/电池片/组件产出 10.91 万吨（54-55GW）、52/57/53GW， 环比+11.9%/-11.0%/-0.7%/+0.4%，硅料、电池环节较前次（6 月 5 日）预测上调。 1）硅料：6 月产出环比下降 4.4%至 9.7 万吨左右/约 49GW，随着四川、云南等地进入丰 水期，部分企业复产提升，预计 7 月产出环比提升 12%至 10.9 万吨左右，后续排产变动 有待观望政策及厂家联合举措能否达成共识。 2）硅片：6 月产出环比下降 2%至 58GW 左右，终端需求疲弱，硅片厂家陆续启动减产计 划，预计 7 月产出环比下降 11%至 52GW 左右，同时各尺寸生产占比持续调整，210RN 有望 提升至接近 50%。

3）电池片：6 月产出环比下降 6%至 57-58GW，因上下游跌价压力传导，电池片行情持续下 滑，然当前各厂家排产仍较乐观，预计 7 月产出环比下降 1%至 57GW 左右，与硅片、组件 呈现错配，后续电池片厂家或有进一步减产动作；东南亚方面，受对等关税、东南亚双反 终判影响，7 月排产再度下修，非四国厂家稼动率暂稳。 4）组件：6 月产出环比下降 9%至 53GW 左右，尽管政策节点结束后，市场情绪转淡，但受 部分项目先并网后装机的影响，预计 7 月组件排产仍维持稳定在 52-53GW 左右；海外市 场，东南亚组件排产环比小幅下降，近月印度组件产出提升明显。

2 需求：抢装后国内装机下滑符合预期，组件补装需求仍有延续

2.1 国内装机：6 月新增装机 14.36GW，同比-38%

6 月国内新增装机 14.36GW，同比-38%，环比-85%，531 抢装结束后装机规模下滑符合预 期；1-6 月累计装机 212.21GW，同比+107%。

我们认为 2025 下半年终端需求不会“断崖”，全年需求增长仍可期：

1） 国内“月度组件实际出货量”显著较“月度装机”平滑

历史上光伏项目抢装后，组件补装工作仍将持续一段时间，从而表现为组件月度出货量较 装机趋势平缓，正如我们此前所预计的，即使 25H2 并网数据可能会有显著跌落，但组件 需求释放将相对平滑。 此外，各地机制电价政策出台后，新增项目有望陆续恢复启动，此外上半年因国内抢装而 被推迟的海外需求也将对整体组件需求形成一定支撑。

2） 集中大规模发放历史拖欠补贴，对新增装机刺激效果“立竿见影”

“防止大起大落”始终是政策制定者（能源局、发改委、财政部、价格司 等）的重要目 标之一，考虑到项目开发周期，目前的“抢装”预计将主要集中在分布式领域，下半年集 中式项目（尤其是国家层面主导的大基地类项目）将是重要需求支撑。此外，类似于 2022 年下半年那样的“集中拨付历史拖欠电价补贴”等方式，也是能够立竿见影的刺激开发商 投资积极性的潜在政策手段。

3） 中国光伏行业协会年初预测与当年国内实际新增装机量对比

光伏行业协会 2024-2025 年度回顾展望会上给出的对 2025 年国内装机的预测值是 215- 255GW（对应同比下滑 8~22%），此处我们给出一个参考数据：去年同期的会议上，协会给 出的 2024 年装机预测值是 190-220GW（较 2023 年的实际装机 217GW 同比-12%~+1%），结 果 2024 年的实际装机是 277GW。

2.2 出口：6 月电池组件出口 27.97GW，同比-4%，环比-7%

6 月电池组件出口 27.97GW，同比-4%，环比-7%，国内补装需求对出口仍有影响；组件/电 池出口 20.0/8.0GW，同比-16%/+43%，环比-8%/-3%，电池片出口量保持同比高增，验证海 外本土组件产能建设需求旺盛。1-6 月电池组件出口 163.3GW，同比+4%。

组件：6 月组件出口 20.02GW，同比-15.5%，环比-8.3%，新兴市场维持高景气，巴基斯坦、 沙特、阿联酋、巴西单月出口分别为 1.17/1.05/0.76/0.76GW。

6 月欧洲十国组件出口 7.26GW，同比-22.9%、环比-13.1%，前期组件补库基本完成，叠加 欧洲暑休将至、出口量环比下滑；1-6 月欧洲十国累计出口组件 41GW，同比-20.1%。

1-6 月组件出口 121.8GW，同比-5.4%，其中菲律宾、阿联酋、巴基斯坦组件出口量同 比显著增长，分别出口 2.8/2.9/12.8GW，同比+67%/+48%/+41%。

电池片：6 月电池片出口 8.0GW，同比+42.5%，环比-2.5%，对印度、印尼出口规模维 持高景气，单月出口 3.7/1.4GW；1-6 月电池片累计出口 41.5GW，同比+43.1%，对印 度电池片出口量保持增长、占比超过一半，对老挝、印尼、新加坡出口量同比高增。

3 集采数据跟踪：7 月招标量环比提升，N 型定标价格回升到 0.7 元/W 及以 上

3.1 量：7 月招标量环比显著提升

据不完全统计，截至 7 月 20 日央国企大型组件集采招标/开标/定标量分别为 53.5/91.5/55.6GW，同比-51%/-44%/-51%。 2025 年 7 月招标/开标/定标量分别为 4.8/0.9/1.2GW，同比-3%/-96%/-90%，各省市 136 号文细则逐步完善，央国企招标陆续启动，前期开标的项目也有望在下半年恢复开标。 【统计口径说明】招标：业主公布招标信息；开标：公布投标价格；定标：确定中标人/ 入围名单。

N 型产品主流地位明确，新技术产品渗透率逐步提升。 招标结构看，2024 年组件招标明确类型的项目共 265GW，其中 N 型占比 96%。 2025 年 1-7 月组件招标明确类型的项目 45.0GW，TOPCon 占比 88%，HJT 占比 7%，xBC 占 比 2%。

3.2 价：N 型定标价格回升到 0.7 元/W 及以上

据不完全统计，6-7 月集采项目 N 型投标均价 0.65-0.747 元/W。

2025 年 7 月 N 型常规产品定标价格达到 0.7 元/W 及以上。 2025 年 6 月公布定标价的项目中，N 型产品定标价为 0.75 元/W，中标组件为 BC 产品。 2025 年 7 月公布定标价的项目中，N 型常规产品定标价 0.70-0.71 元/W，央国企最新定标 价格基本提升到 0.7 元/W 及以上。

4 行业重要事件更新

4.1“反内卷”行动提升至最高规格

7 月初，围绕光伏行业“反内卷”，顶层信号密集释放，且规格持续提升。《人民日报》 头版评论文章、总书记主持召开的中央财经委员会第六次会议、工信部部长主持召开光伏 制造业企业（均为一把手参会）座谈会“三连击”，光伏反内卷行动提升至最高规格，令 市场对后续围绕光伏行业低价竞争、落后产能出清等焦点问题出台强力行政干预的预期大 幅升温。 7 月 14-20 日，东方希望、新疆晶诺两家硅料企业先后通过企业官方公众号发布文章澄清 市场传闻，明确否认近期以低于成本价出售多晶硅产品的行为。或从侧面反映出本轮价格 管控较强的行政“威慑力”。

对此，我们观点如下： 1）供给端整合：硅料环节作为本轮产能过剩的焦点、产业链的“牛鼻子”、企业数量相 对较少的环节，无疑是行政手段干预的理想切入点。据产业反馈，硅料产能整合的事宜也 确实在实质性推进，后续重点关注相关平台公司的设立进展。考虑到工信部作为光伏制造 行业主管部门的实际管辖范围，而此轮光伏供给侧困境涉及大量地方投资及银行贷款的处 理，预计仍需要多方部门在最高领导指示下高效合作才能有效推进。 2）产业链价格：工信部会议通稿等多处官方发声中均提到“依法依规”四个字，我们预 计，我国《反不正当竞争法》中规定的“经营者不得以低于成本的价格销售商品”，或能 够成为后续相关部门对光伏产品价格监管的有力抓手。近期硅料企业实际报价和成交价格 确实略有上调，但是在 Q3 下游需求相对疲弱（但不会是市场此前预期的“断崖”那么差， 我们预计 Q3 月均组件排产 40-50GW、Q4 则有望回到月均 50GW 以上）、硅料供给仍然有丰 水期增产预期的情况下，短期内硅料涨价的持续性关键仍要看下游向终端的价格传导能力 及产业链集体自律控产的执行效率，建议密切关注后续中下游环节的控产与价格信号。 3）周期位置：基于我们对企业财务状况的密切跟踪，产业链价格和各环节盈利水平基本 可以明确是底部了，企业的财务健康度也指向市场化出清或将加速（短期关注半年报有息 负债或将见顶）。但是在没有“特别超预期”的政策干预前提下，对产业景气度从底部走 出来的时间、走向右侧的斜率和高度，暂时都难以特别乐观。其中包含的假设是：在全面 市场化交易的背景下，光伏项目的平均电价承压将显著大于风电（光伏大比例配储并高频 应用将是必选项，利好大储），导致 2026 年及十五五期间央国企的新能源电源投资重心 或将明显从光伏向风电倾斜（2024 年 160GW 的天量风机招标一定程度上已经反映这一趋 势，这也是我们今年一直首推风电的核心逻辑之一）。在 2025 年大概率国内（交流侧 300GW+） /全球（直流侧组件需求 650-700GW）需求创新高的情况下，2026 年可能是十几年来光伏 第一次真正面临需求负增长考验的年份。 综上，我们对当前光伏板块行情的研判，可以总结为“政治经济学定 beta，经济学定 alpha”这一句话。本轮光伏标的股价反弹，更多还是对“周期底部更加夯实、供给侧干预高规格 化、板块筹码结构更加优化”的反应，后续板块行情能否延续，很大程度上将取决于光伏 行业在“反内卷、全国统一大市场”等更高级别国家战略中能够获得的实际政策“关照” 强度，其重要性甚至在短期内将超过行业基本面对股价的影响。而中长期来看，产业链各 环节的基本供需关系、成本/技术/市场方面的竞争格局，则将决定相关具体投资标的行情 演绎的高度与持续性。

编辑：火腿肠