光伏组件价格走势_2024年还会降吗

2024年光伏组件价格还会继续下跌吗？

**会，但降幅明显收窄，预计全年均价再跌5%–8%**。 原因来自三方面：硅料产能继续释放、N型TOPCon良率提升、以及海外库存逐步消化。不过，玻璃、胶膜等辅材价格已触底反弹，将抵消部分硅片降价空间。 ---

过去三年价格曲线复盘

- **2021年Q4**：182mm单晶PERC组件均价1.95元/W，硅料价格飙升至270元/kg是主因。 - **2022年Q3**：价格短暂反弹至2.05元/W，因美国UFLPA扣押令导致东南亚产能紧张。 - **2023年Q4**：均价跌至1.05元/W，硅料跌破60元/kg，价格战白热化。 **结论**：组件价格与硅料联动度高达0.87，但2024年辅材权重将上升。 ---

影响2024年价格的四大变量

1. 硅料产能释放节奏

2024年全球硅料有效产能预计达220万吨，对应组件可支撑900GW装机。 **关键点**：若Q2出现集中检修，硅料或反弹至80元/kg，组件将止跌。

2. N型TOPCon渗透率

- 2023年TOPCon出货占比25%，2024年将超50%。 - **良率提升1%可带来0.01元/W成本下降**，头部企业已做到98%良率。

3. 贸易政策扰动

- 美国：2024年6月AD/CVD复审可能提高东南亚双反税率，**美国市场组件或溢价0.15元/W**。 - 印度：ALMM清单重启，中国厂商需通过本土代工规避关税。

4. 库存水位

欧洲港口2023年底库存约40GW，2024年Q1将降至25GW以下，**去库存完成后价格跌幅放缓**。 ---

不同技术路线价格差

| 技术路线 | 2024年均价（元/W） | 价差驱动因素 | | --- | --- | --- | | PERC | 0.95 | 产能退出加速 | | TOPCon | 1.05 | 银包铜+SE工艺降本 | | HJT | 1.25 | 低铟靶材尚未规模化 | | BC | 1.40 | 激光开槽成本难降 | **用户疑问**：为什么HJT比TOPCon贵0.2元/W？ **答**：HJT需低温银浆+双面微晶设备，单GW投资比TOPCon高1.5亿元，折旧摊销推高0.05元/W。 ---

区域市场价格差异

- **中国**：集采低价1.0元/W，分布式项目接受1.08元/W。 - **欧洲**：2024年Q1现货价0.115欧元/W，**库存压力缓解后或回升至0.125欧元/W**。 - **中东**：2024年4月沙特2GW招标，投标价0.18美元/W，要求30%本土制造。 ---

产业链利润再分配

**2023年利润分配**： - 硅料：55% - 硅片：15% - 电池：10% - 组件：20% **2024年预测**： - 硅料占比降至35%，**组件环节因垂直一体化提升至25%**。 - 拥有N型产能的组件厂毛利率可维持15%，PERC产能或亏损5%。 ---

如何锁定低价组件？

1. **签订H2交付长单**：Q3硅料检修前锁价，可节省0.03元/W。 2. **选择TOPCon**：溢价仅0.1元/W，但BOS成本可低0.08元/W，**实际LCOE更低**。 3. **关注辅材期货**：3.2mm玻璃若反弹至28元/㎡，提前备货可降本0.015元/W。 ---

未来三年价格底线测算

- **2025年**：PERC退出主流，TOPCon均价0.92元/W。 - **2026年**：HJT+钙钛矿叠层量产，TOPCon跌至0.85元/W。 - **底线逻辑**：硅料现金成本55元/kg+非硅成本0.45元/W，**0.80元/W为行业硬支撑**。 ---

常见疑问快答

**Q：现在抄底库存PERC组件是否划算？** A：仅适合电价高于0.8元/kWh的工商业项目，**需确保2025年前并网**。 **Q：双面组件溢价会持续多久？** A：随着沙漠电站比例提升，2024年双面溢价维持在0.05元/W，**2026年因供应过剩可能消失**。