光伏行业月度跟踪：需求端政策催化密集，产业链中下游价格持续修复

行业月报 行业观点 重点政策/新闻跟踪：1）2025年2月9日，发改委、能源局发布《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》，推动新能源上网电量全面进入电力市场，通过市场交易形成价格。2）2025年2月10日，李强主持召开国务院常务会议，研究化解重点产业结构性矛盾政策措施，强调“供需两侧发力”。3）2025年3月5日，全国人大会议《政府工作报告》首次提到“综合整治‘内卷式’竞争、加快建设‘沙戈荒’新能源基地、统筹就地消纳和外送通道建设”等内容，能源领域，尤其是新能源领域仍然从多个角度受到关注。 产业链：下游抢装节点将至、分布式需求旺盛，中下游价格显著修复。1）硅料：价格持稳，截至3月19日，N型复投料/N型颗粒硅价格分别为4.17/3.90万元吨，环比2月底持平，多晶硅企业自律减产，3月除工作天数环比增加、颗粒硅稼动率环增因素外，整体供应量预计处于较低水平；本轮抢装节奏过快，下游企业硅料库存偏高、刚需采购为主，且采购频率低，涨价行情难以传导至硅料环节，价格平稳运行。2）硅片：价格上涨，分布式需求强劲，183N/210RN硅片价格上涨，行业低库存情况下，预计3月硅片产出提高3%至接近50GW。3）电池片：价格连续上涨五周，531政策落地前终端需求起量，下游G12R组件排产占比提升，部分电池片企业产量未完全释放，短期供需紧张致G12R电池片价格连续五周上涨，报价仍有上升趋势，节后厂家稼动率及订单需求逐步回升，预计3月产出环比提升22%至57GW附近。4）组件：价格上涨，抢装开启，分布式市场积极拉货，组件企业订单显著提升，现货价格抬升，预计3月排产环比提高24%至52-53GW；集中式项目新签订单少量落定，价格相对稳定。5）辅材：光伏玻璃价格上涨，分布式项目抢装支撑下，3月下游组件企业开工率提升、需求持续向好，供应端生产稳定，玻璃厂商订单跟进顺畅、出货顺畅、库存天数环比下降至28.87天；光伏EVA价格上涨，组件企业抢装提产、胶膜需求大幅提升，EVA料市场库存较低、供应紧张，光伏料价格上涨至11550-11900元/吨。 需求：1-2月国内装机同比增长，乐观期待下半年终端需求表现。1）国内装机：1-2月国内新增装机39.47GW，同比+7%。我们认为2025下半年终端需求不会出现市场普遍担心的“断崖式”下跌，全年国内及全球需求增长仍可期。 2）出口：2月电池组件出口19.6GW，同比-16%，环比-30%，国内春节放假、2月日历天数较少影响下，出口环降符合预期；其中组件出口14.70GW，同比-17.0%，环比-32.8%，巴基斯坦、巴西维持高景气，单月出口1.60/1.10GW，阿联酋环比提升58%至350MW；2月欧洲十国组件出口4.51GW，同比-26.6%、环比-27.1%。2月电池片出口4.9GW，同比-14.3%，环比-20.8%，印度、印尼出口高景气，单月出口2.8/0.8GW；1-2月电池片累计出口11.1GW，同比-8.4%。 集采数据跟踪：3月开标29.1GW、定标28.5GW；3月N型定标价格中位数环比回升0.03元/W。据不完全统计，截至3月21日，央国企大型组件集采招标/开标/定标量分别为41/52/50GW，同比-12%/-39%/+45%；2月定标量+73%至19GW，3月开标/定标量分别为29/29GW，同比+188%/+162%。价格方面，3月集采项目N型投标均价分布在0.70-0.75元/W，已公布定标价的项目中，N型常规产品定标价0.70-0.72元/W，定标价格中位数环比提升0.03元/W。 投资建议 当前光储板块仍是业绩、情绪、关注度的三重底部，光伏量价已逐渐走向右侧，重申年度策略提出的“玻璃、电池片、新技术、大储”四大核心推荐方向，短期重点关注有望受组件排产拉升驱动而实现盈利改善弹性最显著的：玻璃、电池片、胶膜环节。 风险提示 传统能源价格大幅（向下）波动，行业产能非理性扩张，国际贸易环境恶化，储能、泛灵活性资源降本不及预期。 1产业链：下游抢装节点将至、分布式需求旺盛，中下游价格显著修复 1.1价格：硅料价格持稳，中下游价格上涨 主产业链：硅料价格持稳，硅料企业自律减产，行业供应量处于低位，本轮抢装节奏过快，然下游企业硅料库存偏高、刚需采购为主，且下游采购频率低，涨价行情难以传导至硅料环节，价格平稳运行；硅片价格上涨，分布式需求强劲，且下游电池片涨价幅度大，带动183N/210RN硅片价格上涨；电池片价格连续五周上涨，531政策落地前终端需求起量，下游G12R组件排产占比提升，部分电池片企业产量未完全释放，短期供需紧张致G12R电池片价格连续五周上涨，报价仍有上升趋势；组件价格上涨，抢装开启，分布式市场积极拉货，现货价格抬升，集中式项目新签订单少量落定，价格相对稳定。 辅材方面，光伏玻璃价格上涨，分布式项目抢装支撑下，三月下游组件企业开工率提升、需求持续向好，供应端生产稳定，玻璃厂商订单跟进顺畅、出货顺畅、库存天数环比下降至28.87天；光伏EVA价格上涨，组件企业抢装提产、胶膜需求大幅提升，EVA料市场库存较低、供应紧张，光伏料价格上涨至11550-11900元/吨。 图表1：1-3月光伏产业链主要产品价格 1）硅料价格持稳 硅料价格平稳运行,截至3月19日，N型复投料/N型颗粒硅价格分别为4.17/3.90万元吨，环比2月底持平。 行业月度成交量处于较低水平，下游企业库存偏高、刚需采购为主；本轮抢装节奏过快，行业硅料库存较高、下游采购频率低，涨价行情难以传导至硅料环节，价格平稳运行，硅料环节维持低开工率水平、去库为主。 图表2：不同品质硅料价格及价差（万元/吨，截至2025年3月19日） 2）硅片价格上涨：下游抢装节点将至，分布式需求强劲，且下游电池片涨价幅度大，带动183N/210RN硅片价格上涨。 3）电池片价格持续上涨：531政策落地前终端需求起量，下游G12R组件排产占比提升，部分电池片企业产量未完全释放，短期供需紧张致G12R电池片价格连续五周上涨，报价仍有上升趋势。 图表3：硅片价格（元/片） 图表4：电池片价格（元/W） 4）组件价格上涨：抢装开启，分布式市场积极拉货，现货价格抬升至0.73-0.75元/W，受电池片短缺以及行业自律影响，一小部分订单于0.78-0.8元/W的高价区间成交；集中式项目考虑距政策节点仅剩2-3个月，新签订单少量落定，价格横盘于0.635-0.69元/W。 5）海外组件价格基本稳定：TOPCon分区价格，美国受政策波动影响项目拉动疲弱，新交付TOPCon执行价约0.25-0.3美元；亚太区域约0.085-0.09美元，其中日韩市场维持在0.085-0.09美元左右，印度市场中国输入价格约0.08-0.09美元；欧洲约0.085-0.095美元，澳洲区域约0.09美元，巴西约0.08-0.095美元，中东约0.085-0.09美元，拉美0.08-0.095美元；近期新签订单报价持续下落，本地产制报价0.30-0.33美元，非本地报价0.25-0.27美元。HJT执行价0.095-0.11美元，PERC执行价0.07-0.08美元。 图表5：组件价格（元/W） 图表6：各区域组件价格（USD/W） 6）光伏玻璃价格上涨：分布式项目抢装支撑下，三月下游组件企业开工率提升、需求持续向好，供应端生产稳定，虽部分窑炉恢复生产、供应小幅回升，但增量有限，供需关系整体好转，玻璃厂商订单跟进顺畅、出货顺畅、库存天数环比下降1.49天至28.87天。 7）EVA树脂价格上涨：组件企业抢装提产、胶膜需求大幅提升，EVA料市场库存较低、供应紧张，光伏料价格上涨至11550-11900元/吨。 图表7：光伏玻璃价格（元/平） 图表8：光伏EVA树脂报价（元/吨） 1.2盈利测算：主产业链持续处于亏损状态 1）硅料：硅料价格已突破所有企业现金成本，企业减产幅度加大； 2）硅片：硅片盈利持续承压，部分二三线企业因成本压力停产； 3）电池片：电池片盈利持续承压，头部210R接近盈亏平衡附近； 4）组件：除部分海外高盈利市场外，组件整体盈利承压。 图表9：光伏产业链各环节单位盈利情况（测算，截至2025/03/19） 1.3排产：3月主产业链排产环比明显上调、较前次预测均有上调 2月硅料/硅片/电池片/组件实际产出10.1万吨、48/47/42GW，环比-2%/+7%/+3%/+2%,较前次（2月9日）预测均有上调。 据InfoLink预计，3月硅料/硅片/电池片/组件产出10.8万吨（50.3GW）、49.6/57.4/52GW，环比+7.3%/+3.3%/+22.3%/+24.3%，较前次（2月9日）预测均有上调。 1）硅料：2月产出环比下降2%至10万吨左右/46-47GW，预计3月环比提高7%至10.8万吨左右，主要由于3月工作天数环比增加，除协鑫颗粒硅稼动率缓增外，其余厂家维持较低开工，硅料环节进入产销平衡阶段，库存策略有待观察政策端新规出台。 2）硅片：2月产出环比提高7%至48GW左右，随着下游需求见好、厂家转向210RN尺寸，预计3月产出提高3%至接近50GW，较前期预测小幅提升。 图表10：硅料月产量及排产情况 图表11：单晶硅片月产量及排产情况 3）电池片：2月产出环比提升3%至约47GW，节后厂家稼动率及订单需求逐步回升，预计3月产出环比提升22%至57GW附近，较前次预测大幅上调；受组件厂家G12R排产占比增加，以及抢装需求影响，G12R电池片供应尤为紧俏。东南亚方面，非四国产能维持高稼动。 4）组件：2月产出环比+2%至42GW左右，分布式市场积极拉货，组件企业订单显著提升，考虑自律行为持续影响下，组件库存相对低位，预计厂家3月排产环比提高24%至52-53GW，较前期大幅上调。 图表12：单晶电池片月产量及排产情况 图表13：组件月产量及排产情况 2需求：1-2月国内装机同比增长，乐观期待下半年终端需求表现 2.1国内装机：1-2月新增装机39.47GW，同比+7% 1-2月国内新增装机39.47GW，同比+7%，高基数下仍保持同比增长，我们预计主要来自部分年底项目延迟并网，受分布式项目管理办法、新能源入市交易政策催化，3-5月国内新增装机大概率实现同环比高增。 图表14：国内光伏新增装机（万千瓦，%） 图表15：国内月度光伏新增装机（GW，%） 部分市场观点始终认为，近期的行业量价景气修复，主要是由分布式及新能源全面入市政策所设定的时间节点带来的抢装需求驱动的，从而担心抢装节点过后的需求端呈现“断崖式”下跌，并将行业景气度再次拖入谷底，但我们认为2025下半年终端需求不会出现市场普遍担心的“断崖式”下跌，全年国内及全球需求增长仍可期。 1）国内“月度组件实际出货量”显著较“月度装机”平滑，并呈现一定滞后性 正如每年12月底显著翘尾的“并网装机量”中，通常都有大量组件安装工作会延续到次年上半年一样，我们预计今年Q2这波抢装中的项目，大概率也将普遍存在这种情况，即：25H2并网数据可能会有跌落，但组件需求释放将相对平滑。 此外，组件企业通常可以根据各区域市场需求紧迫度的不同，进行一定程度的发货节奏调节。在产量仍一定程度受到“行业自律”等因素限制的情况下，显然当前的交付重心将聚焦国内市场，对海外市场的出货则将更多体现在下半年。 图表16：国内“月度组件实际出货量”显著较“月度装机”平滑，并呈现一定滞后性 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