会议要点

1. 市场筛选光伏电池产能趋势

现有产能超450GW，其中已确定关停约200GW，永久关停大概在100GW，主要是过时产线，部分从166改造至182，但改造空间有限；

剩余产能主要集中于大型一体化企业和专业化电池厂；老旧及小型产线将面临出清，p型产能减少趋势明显；

关停产能主要为独立电池厂商，中小企业居多，如苏明、日托巨星心灵飞等；苏宁所有产线永久关停。

2. 光伏NP电池片供需成本透视

目前光伏NP电池片的成本：P型硅片售价约1.9~2元/瓦，N型硅片成本含税约4.6~4.7元/瓦；TOPCon电池片含税生产成本约4.64~4.7元/瓦，售价根据效率4.3~5.1元/瓦不等。

光伏企业现状：头部一体化企业和龙头专业化厂商能维持微利，但部分小型厂商现金流亏损，有企业现金成本接近银行贷款利息水平，亏损严重。

市场行情与预期：市场行情波动，企业以销定产，所有厂商在第一季度望价格修复至少可维持现金流平衡，大家都在等待市场起色和价格恢复，有些未满产状态因为订单不足。

3. 光伏NP电池市场竞争展望

光伏NP电池片产能转换情况：2023年300吉瓦产能中，约有150吉瓦能转型为N型，剩余150吉瓦将作为存量市场，存在一定产能损失。

成本与生存压力：老产能因成本高昂面临关停，2020年后投产产能为主流，较新产能改造成本约在6千万至1亿每吉瓦，可能伴随产能损失。

市场竞争态势：N型电池片已占据主导地位，P型产能难以与之竞争，未来主要为定制化市场或海外市场存在破格需求。

4. 探究NP电池片供需前瞻

光伏NP电池片升级需考虑厂房长度；400米以上改造成本低，300米以下成本显著增加

部分企业因市场因素暂缓升级；真实有效产能低于公开数据，考虑春节期间进行产线改造与升级

对于部分企业，电池产线效率可达到26.5%，组件效率能达到23%；终端产品预计二季度末能达到590W

5. 光伏NP电池市场与供需分析

产品价格策略：通过足够低的价格（如0.78元/片）进入低端市场，可以吸引对成本敏感的客户群体。

一线厂商整体发展缓慢，部分企业如金科和捷泰表现较好，但大多数厂商仍存在大量电池片外购需求，尤其是未能迅速扩大产能的隆基。

电池片制造中尺寸创新：部分企业包括天河正在生产不同尺寸的电池片（如210n和210r），而金科准备机制210尺寸电池片，其他厂商也在考虑是否跟进。

6. 2024年光伏电池供需分析

2024年光伏行业整体展望：终端市场销量预期达到470GW，产出可能在9600GW，铜矿产能不会过剩，但面临消纳问题。

成本溢价分析：一线电池厂成本在1.95~2分/瓦，二线及新进玩家成本稍高（2.2~2.6分/瓦）。

供需情况：2024年光伏行业可能出现略微过剩状态，但整体市场大多以销定产，不会过剩太多。

7. 光伏NP电池片盈亏与机遇

产能改造问题：光伏行业部分企业为了更新技术正在进行产能改造，导致实际产出和市场供给受到影响。改造工程中早已预留空间的企业将改造得更迅速。

供给影响较小：虽然有约150GW产能在改造中，但对今年市场的供给影响不大，不会有显著的增量产出。

部分企业选择不进行改造，因评估改造困难或经济性不理想，可能直接影响其市场竞争力和未来发展。

8. 光伏NP电池片市场与政策纽带

光伏产业链景气度高，部分企业因政府投资与招商引资而无法停产，即使经营状况不佳。

公司订单量饱满主导行业发展，海外发展积极，品牌认可度高。

N型电池片因技术门槛与高效能需求而紧缺，引导组件市场供应。

9. 光伏中低效电池市场困境

n型中低效电池片竞争力下降，市场偏好高效率电池片，低效率电池片面临较大价格压力。

新进电池玩家市场生存困难，面临被淘汰或转型代工，行业进一步洗牌和快速出清低效产能。

有效实施市场战略和产品定位是企业生存和发展的关键，尤其在光伏行业高速发展和市场竞争加剧的环境下。

10. 光伏产业供需与成本抉择

光伏行业成本压力下，部分企业为了入围招标采用低报价策略，但低于成本的报价可能导致无法履约，存在被列入黑名单的风险。

供需状况仍处于激烈竞争，组件供给可能长期处于抢单状态，短期市场整体溢价能力不强。

硅料短缺与技术门槛可能成为未来产业瓶颈，行业期待二季度出清后价格反弹，但出清速度可能不及预期。

11. 光伏NP电池片产业洗牌展望

2月份对于行业是一个升级机遇，但许多新厂家资金不足或没有意愿进行设备升级，导致效率不足的企业可能在3月份被市场淘汰。

单兆瓦投资成本约为500万，且回收周期约为一年；使用银浆的成本较高，但随着产量增加，价格有望降低。

许多企业因为不愿升级要退出市场，未来一两个季度可能需要经历亏损后，行业参与者才会彻底丧失信心。

12. 光伏电池行业用工困境

招聘困难：由于电池行业工人倾向于找稳定的头部企业就业，工人招聘成本增加

春节期间电池厂放假影响：不同厂家放假时间不一，破产电池厂存在放假即关停风险

员工流动性高：若春节放假时间较长，员工可能在假期内转投其他电池厂，加剧人才短缺问题

13. 光伏NP电池片成本与效率前瞻

非硅成本下降空间有限：非硅成本做到最低4毛5左右，降本空间小，集中在胶膜、玻璃及铝型材壁厚降成本。

效率提升对成本影响显著：一体化企业效率上升可降低非硅成本；提升至25%效率，非硅成本占比更多，进一步降本在材料用量上。

电池片成本与效率相关：银浆耗量和效率是电池片降本关键，好的企业未税成本可达1毛9，差的2毛5以上。

14. 光伏电池效率与供需关系

电池效率与转换率差异对组件功率影响巨大：平均效率24%较低产能影响电池组件功率达10-15瓦，差距尤其在组件量反映时更显著。

特锐德（特克）210型号电池片市场需求较高，尤其是国内存量市场，短期内因项目需求价格曾经短暂上涨。

210型号电池片短期内生存环境相较182型号更好，但优势可能只是暂时的，主要优势在产出结构。

会议实录

1. 市场筛选光伏电池产能趋势

各位投资者，大家晚上好，欢迎参加本场关于光伏电池片供需的电话交流会。我是主持人，德邦电信的研究员田帅，与我一同主持的还有同事彭广春和白鑫。近期，我们注意到产业链中出现了一些积极的变化，包括NP电池的迭代以及产业链上游价格的企稳。我们也非常荣幸地邀请到了一位资深的供应链专家来为我们解读这些最新变化。

专家您好，能听到吗？好的，我不多做介绍，我们直接以问答形式开始。目前大家关注到一些p型电池产能出现了关停和停产现象。您能否分享一下关停的产能规模大约有多少吉瓦？其中有多少是永久性关停，而且未来不会再启动的呢？

目前我统计的现有产能超过了450吉瓦。其中关停加改造的产能据评估接近200吉瓦，已确认的永久关停规模在100吉瓦左右。有的部分是由于将166电池升级至182存在困难，因为厂房宽度不足，没有改造空间，因此这些产线无法进行升级。

目前这部分产线正处于现金流亏损状态，一部分厂房的生产设施已折旧完毕，达到回本状态。经统计，有大约98吉瓦处于完全关停状态，基本上不会再重新启用。

2021年之后投产的相对较新的产能以及能够预留设备空间的产能，则正在评估改造的可能性。已确定要改造的产能有60吉瓦，还有40吉瓦的产能正处于改造评估阶段。

剩余的未关停产能，主要集中在一体化企业中。具有一体化优势和规模较大的专业化电池厂，会继续保持产能。相比之下，规模较小、设备较为老旧的产线，在未来可能会被淘汰。

总结来说，已关停的200吉瓦产能中，有100吉瓦是永久性关停，基本上没有重新启动的可能性。

主要是由独立的电池厂商，尤其是一些中小企业，进行的关停。知名的企业有苏明、日托巨星、中宏、中润等。有98吉瓦的产能属于彻底关停状态。同时，一些老旧产能的企业，如通威的一小部分产能，也可能不会再启动。

诸如应发的天长、滁州老产能和其他一些企业如宜宾、中润的沛县和中辉、宿迁龙凤的一期产能，大约8吉瓦，都已停产。苏宁的所有产线也都处于关停状态，永久不会再开。

中宏在金坛的车间有大约5吉瓦的产能，也已经停止运营。捷泰的上饶基地、红润和金旺，以及其他如无锡和徐州基地也属于已经彻底停产。此外，格林保尔、兰波等企业由于规模限制和设备老化，同样面临着关停。

对于那些因成本问题而停产的企业来说，即便市场需求回暖、价格上涨，他们再启动生产线也将面临重大挑战。由于爬坡产出会引起非硅成本上升约30%左右，若产线加工率只有50%，在现金流亏损状态下重新运行是不经济的。即便是在有订单的情况下，非硅成本也无法有效降低。因此，这些产能很可能属于永久性关停。即使稍微有市场好转，也难以恢复生产。

最后，还需要考虑重新排产的周期长度，由于电池生产是4个环节中成本受加工力影响较大的一环，因此，如果没有稳定的订单支持，产能利用不足会进一步抬高非硅成本，从而影响企业的市场竞争力。

所以，从长期来看，我们认为，持续盈利的市场行情难以重现，且即便在较好的短期行情中，重新调试到盈利状态仍需要2～3个月时间。如果行情持续不了那么久，企业将在调试完成不久后又面临新一轮的亏损，因而产线恢复运营的可能性甚低。

2. 光伏NP电池片供需成本透视

好的，我想问下，在当前的开工率下，p型和n型电池片的成本，包括现金成本和其他非规模化成本，大致是处于什么水平。

基本上，如果我们按照瓦来计算，考虑我们设定的边界条件，目前硅片的售价大致在1块9到2块钱之间。且正d型拖布光电池，大概价格是2块1毛5左右。现金成本，再加上折旧，可能在4毛1左右。另一方面，PERC电池片当前的售价基本上是在3毛7到3毛8，这基本上属于亏损状态。

至于非硅成本，一些专业化的电池厂可能在不含税的情况下，可以达到1毛3分5左右，个别做得较低的能做到1毛3以内。这些企业通常规模较大，生产水平较高，他们的现金成本基本上也处于亏损状态。在TOPCon电池片的生产过程中，非硅成本由于工艺差异很大，折旧加上后，部分做得好的企业未税成本能做到1毛9每瓦。但是，根据我最近了解到的情况，一些做得不好的企业，成本可能会达到2毛5到2毛6，这也是未含税状态。

如果说你以一个中规中矩的标准生产，那么TOPCon的生产成本含税大致在4毛6到4毛7之间。其售价根据你产品的效率等级不同，能够在4毛3到5毛1之间浮动。其中，超高效25以上的产品，其售价可能在5毛左右。捷泰品牌的产品售价基本上是7到8毛9，能够售出的价格大致在4毛7到4毛8每瓦，而24.1至24.5效率的产品基本上能卖到3毛多。

这取决于各家企业的具体情况。捷泰品牌可能能稍微卖出一点溢价，而其他企业可能售价略低。目前市场上比较普遍的成本和售价区间是4毛6到4毛7之间，对于头部电池企业而言。

如果生产情况良好，一些企业可能处于微利状态。但是，绝大多数企业，包括一体化企业和行业龙头的专业化电池厂，只能维持微利。部分规模较小的厂家基本上处于现金流亏损状态。几天前我遇到了一家企业，它目前的情况是银行贷款的利息都快还不上了。他们的非硅成本，不包含设备折旧，每生产一片电池片成本高达2块钱，加上设备折旧后差不多2块2，且由于产量偏低，折算到每瓦的成本可能高达2毛5美分，这是一个严重亏损的状态。

明白。我再确认一个数字问题，目前光伏产业中，还有多少产能没有关闭？我记得您刚才提到了200克拉每瓦的生产数据。是否存在400克拉以上的产能没有关闭？

PERC电池片的总产能大致在280到300吉瓦左右，但这部分产能并不一定全部在满负荷运转，它们会根据市场的实际需求进行调整。因为目前市场波动较大，许多企业实行以销定产的策略。企业们都清楚，一旦关闭PERC产线，除非是进行改造，否则可能无法重新启动。因此，大家还是希望等到第一季度，看看手头订单的情况，尤其是那些还没收回投资的企业，他们肯定不愿意停产，都在期望第一季度的销售能缓解现金流的压力。

目前，大家都在等待，希望能挺过去，比较一下谁能够加快恢复产能，以及第一季度终端市场能否有所回暖，价格能否得到修复。不过，即便是287吉瓦的产能，并不意味着全部都在满负荷生产，因为实际上并非所有订单都在手中。

3. 光伏NP电池市场竞争展望

明白了。您刚才提到的300吉瓦（GW）基本上等同于尚未折旧完毕的、现有的硅片产能，对吗？实际上，我统计后发现，自2020年起，投产的大部分产能也在280吉瓦左右。主要是2020年之后投产的产能以及一些大厂的产能占主导，剩余的小厂和一些老产能基本上都关闭了，因为亏损严重。尤其是从166mm改为182mm，我估计每瓦亏损大概在六七分钱左右，假设成本是3毛5。再谈到未折旧完的产能，目前市场是在等待机会，但是，您认为在整个p型和n型市场中，它们仍有机会吗？是否还有盈利空间？从去年开始，市场一直在谈论MP同价的现象，我认为市场情绪正在变化。去年初，n型在与p型的价格竞争中，不得不逐渐接近。甚至在2023年初，n型电池片价格一度低于p型，这是为了推广n型市场。但现在情绪有所改变，已经不是n型与p型竞争，而是过剩产能在为了生存而被迫降价，来维持性价比。实际上，n型已经开始占据主导地位，市场接受了n型的溢价。因此，p型产能不得不降价来维持与n型大概8分的价差，否则就无法竞争市场份额。我认为后续p型在市场中将难以占据主流地位，除非在特殊市场中，基本上已是加速清退出的状态。因为n型在发电效率、电池效率和组件功率上已有不可逆转的优势。例如，年初时Topcon组件的功率为565瓦，而p型能达到550瓦，当时差距并不大。但是现在Topcon已接近585瓦，而p型仍旧停留在550瓦。另外，电站端表现上，2022年大庆实验基地使用的158mm硅片比p型在发电效率上高2%。这意味着，在终端市场中n型已经具有明显的成本和效益优势。当然，一些p型产能可能像166mm到182mm那样，被用作非标或定制产品，以延续其市场存在，但已经难以与n型竞争。现在，有很多企业想要改造现有产能以消除这种产能过剩，尤其是2021年新投产的部分，改造的难易程度因企业的厂房和用地情况而异。通威和中环等大厂有很大一部分过剩产能，它们正在严肃考虑改造方案。通威的现有厂房有预留空间，例如他们的成都双流项目和眉山项目都预留了空间供改造。爱旭由于没有Topcon产能，只有特色和ABC电池，所以必须考虑改造方案。包括中环和晶澳等，在前期投入了较大产能的公司都在考虑这种方案。具体改造成本取决于每个企业的情况以及现有空间。我了解到的成本最低大概是六七千万左右，最高可能达到1亿每瓦，并可能伴随一些产能损失。对某些公司来说，这种投资不如投入新建设施更划算。但毕竟，那部分设备和产能无法回收。至于能转为n型的产能有多少，综合各家情况，2021年新增的300吉瓦中，能改造为n型的大约一半。150吉瓦可能留作现有市场，另外50%可能会改造。其中，可能会有一些损失，因为改造还需要加设备。若厂房较小，必然涉及减少生产线数量。一些小厂房可能产能损失高达40%到50%。而400米以上的厂房损失会相对较小。最后，可能将只有30%左右的产能能够改造成Topcon。如果按明年450到470吉瓦的需求计算，市场总需求约为600吉瓦，即使考虑到25%的产能过剩，预计仍然有150吉瓦作为现有市场份额。这一部分可能包括直接出口电池，因为一些海外组件制造商无法改造成Topcon，例如印度、土耳其或东南亚。明年，美国市场可能也会有相对较大的p型需求，因为那里的一些供应无法转变。而美国市场则不想转变，但由于供应局限，没有选择。由于中国组件厂在美国面临贸易壁垒，若要绕过这些壁垒，组件需要从印度或土耳其等地出口，而不是直接从中国。因此，在印度和美国的需求预计将主要由p型需求贡献，同时Topcon的渗透率将会提升，但仍将有存量市场。包括之前已经确定的支架和逆变器设计项目，这些项目将持续存在。

4. 探究NP电池片供需前瞻

明白。根据您的说法，300千瓦的产能中，有150千瓦可能转为套框结构。考虑到设备转换及改造，可能有一半的产能会因此受影响。改造过程中，以20%左右的损耗率计算还是比较合理的。不过，最终损耗率还需根据各厂房的实际情况判断，毕竟每个厂房的条件不同。

150千瓦的产能基本上满足了转型改造的条件。p型转为n型后，尽管成本上有所增加，产出效率可能存在疑虑，如最终转换率是否能与新产能媲美。转换效率虽能跟上，但成本肯定较高。设备升级是必须的，比如破损不靠原有丝网匹配的情况，需要更换相关设备。这就意味着设备折旧会增加，非硅成本提升。即便效率提升至相仿水平，荒谬成本也会更高。

就目前而言，效率方面经过升级后，各家基本能够满足市场需求。但是，增加产线长度是必须的，这取决于各厂房和布局。对于溢杯和双面玻璃之类的产品，长度需求更是如此，可能需要30至40米。虽然一字型布局是理想选择，U型布局的生产效率相对较低，而且许多企业也无法为此提供足够长的厂房，有时还涉及到与政府的土地谈判问题。如果采用U型，由于空间限制，升级难度增加，产能损失可能达到50%。

至于2021年的产能情况，通过对批井产能的升级，与直接购买新设备的成本相比，看似有成本优势。如果条件允许，升级项目可能仅需6000多万，而新建产能的总投资，含厂房和设备，大约在2亿一个吉瓦范围内。

天津的一家企业考虑拆除现有厂房再建新厂，但这会使成本飙升，因为还需要计入厂房折旧。我了解到，有企业为应对空间限制，将厂房建成了四层，不同工序设在不同楼层。虽然这可能限制效率，但有时候只能这样做，毕竟土地面积有限。

对于厂房面积较小的企业来说，保留300米以上的长度较为理想；若能达到400米以上，则改造成本会更低。而300米以下的厂房，改造成本与400米相比，差距较大。

关于去年的100吉瓦派克产能关闭，主要发生在2023年11月至12月两个月内，主要集中在东亚地区。Top线方面的情况是，虽然公开数据显示，2023年底的民营产能为600亿瓦，有效产能实际低于这个数值。据统计，1月份市场上电池产量约为30吉瓦，年化产能约为360吉瓦，推测行业实际有效利用率在60%左右。

很多企业可能只开启部分产线，其他产线待市场行情恢复后才启用。此外，组件厂在当前阶段外购电池片成本低于自产，因此他们也在观望市场动向，希望借助时间差，降低成本，等待市场回暖。

当前有效的每月30吉瓦产出中，行业普遍认为一部分产能较为靠谱。这些数据是通过向企业询问销售和运营情况获得的。尽管会根据实际情况调整，但变动幅度应不大。由于1月份为春节期间，许多厂家会考虑2月份利用假期进行产线改造和升级，所以那个月份的实际产量可能低于正常水平。

就技术层面而言，在升级及选择性产品方面，行业普遍愿意进行改造。例如，新产线可直接跳过S一阶段，直接升级到一口。对于已经升级至S一的产线，则可选择是否迁移设备。值得注意的是，龙头企业和专业化电池厂大多能达到25%左右的入库效率，即使降档后的实际效率达到26.5%，销售给组件厂的有效效率为25%。

电池线效率可达26.5%，最终组件效率大约为23%。随着后续产线的持续优化，预计到二季度末，我们可能看到组件效率普遍达到590瓦。这将导致低效率电池在市场上的生存空间更加狭窄。除非针对特定市场和非标产品，如美国和印度等，以及一些已经在前期投标中固定支架和逆变器，无法在项目方案上进行调整的存量市场。对于这些非标产能，今年预计有25%的市场渗透率。

5. 光伏NP电池市场与供需分析

若将各方面因素加总，实际情况可能表明，通过极具竞争力的价格，我们可以进入某些低端市场。例如，若能将产品售价定在0.78或0.7元，就有可能摆脱依赖高端市场，因为即使只有0.1元的价格差，消费者或许也会选择这些组件。此外，现有的多晶市场，如多晶飞镖技术，以及太阳能路灯和其他特殊市场，在价格足够低时，也可考虑作为打破常规的潜在市场。基本上，我们可以扩宽客户群，朝向更低端和定制化产品发展，同时维护现有的市场份额。

从2023年各厂商的表现来看，一线厂商的市场进展似乎并不理想，他们的工作进展缓慢，六个月的时间里效果才略有改善。最近，一线厂商表现较好，但实际情况还得分厂商考量。以行业现状评估，金科和捷泰的发展速度是最快的，他们前期经历了较长时间的磨合，大约六个月。但之后增速有所加快，而其他一体化企业则相对滞后，因而它们在电池片外购方面的需求量仍然很大。明年，像金奥天河这样的农业机械公司，尽管在电子卡车和相关矿业领域的名义产量较大，预计仍会有大量电池外购需求。其中，隆基的需求可能更为明显，因为该公司几乎没有新增产能。尽管行业竞争激烈，一线厂商依然需要从外部采购电池片，情形与去年相似。炼钢的角度出发，农业机械可能采取捆绑销售的策略，即购买电池同时必须采购硅片，这样既保证了电池生产成本的降低，又保障了硅片销量。

讨论到各家企业在拓普朗电池领域的表现时，可以看出一线企业之间的差异依旧存在。今年，有些一线企业在市场布局上表现不佳，农业机械虽然战略重心不在此，但是也同样表现平平。例如，京奥公司在下半年才开始大量生产，但市场份额的增长仍然滞后，这从近期的招投标活动中就能看出。京奥在招投标中提出了极低的n型电池报价，如每瓦0.8元多的报价出现，体现了其对于市场份额的渴望。这样的定价策略或许是因为他们在n型产品上相对滞后，试图通过降价赢得订单和市场话语权。

日升科技和其他厂商在产能投放方面也存在问题，特别是它们的异质结产品尚未看到明确的发展方向。日升科技虽然采用了PVD技术路线，但产能有限，出货目标远未达到。同样在积极市场竞争中，电池厂商通威和金科的表现相对较好，其他如达克斯等则信息不透明，与外界的互动较少。而中宇和捷泰则可被看做是一线电池制造商，其他品牌如中来、应发和光速等，他们的产品表现超过了市场平均水平。

总的来说，尽管企业面临诸多挑战，但现有的发展还是展现出了某些企业在创新和市场适应上的差异化策略。对于那些寻求在低端市场扩张的企业来说，价格可能是关键因素。对于大厂商而言，维持或提升市场份额则需要保证创新速度和产品质量同步提高。

6. 2024年光伏电池供需分析

校对修正，并适当修正后的文本：

确实，我们预期2024年光伏NP电池片整体产能包括一二线厂商，可能面临供过于求的局面。主要还是取决于终端市场光伏的需求，需求侧看硅料还有终端消纳情况。如果按照预期达到470瓦/片的电池片，实际产出有可能达到9600兆瓦，投放量占到整体需求的70%左右。电组件的需求预计在420到450瓦之间，这样大部分一体化企业和专业化电池厂的需求是可以满足的。但问题在于，这对二三线企业和新进入的玩家来说，竞争压力会很大。如果只考虑一体化企业的出货需求，问题不大。但现实是，市场上有些组件厂，如易经尚德，它们的生存空间确实有限。包括金科和捷泰在内的一线厂商可能拥有成本优势，像捷泰可以做到非硅成本1毛9分5，而二线企业可能在2毛2到2毛5之间。

对于2024年的供需情况，我的判断是，如果新进玩家的产能过多，以及一些一体化企业投产速度减缓，市场可能会出现轻微的供给过剩，但不会过多。因为当市场主要处于以销售停产的状态下，企业没有接到订单的情况下，继续生产的动力不足，尤其是在现金流紧张的情况下。我估计2024年，整体电池产能的供需大概能达到65%~70%，在非常乐观的情况下可能会超过70%。

至于二线企业，目前还没有看到他们取消或延迟生产的情况。但是某些企业的项目投产可能会出现延迟，比如一道公司的项目可能要到第二季度才开始产出。企业如百达精工投资了5兆瓦产能，但实际运行的生产线很少，月产出也就500万元左右。这样的情况在一定程度上是为了向当地政府交代，并为将来的人员培训和技术储备做准备。例如，如果设备停产的话，重新调试可能需要6个月以上的时间。但如果有知识储备，在需求来临时能在1~2个月内达到行业主流水平，p型转n型改造大约需要3~5个月的时间，具体还得看设备到货和评估方案的进展。

目前，还没有企业开始下单购买转型所需的设备。新奥义务已经开始改造，天河颜色预计也会进行改造。至于通威正在评估，爱旭明确表示要改厂房，而佛山的情况似乎比较复杂，完全改造可能性不大。

7. 光伏NP电池片盈亏与机遇

但是他折旧完成后，佛山应该已经全部折旧了，没有改造的必要。所以，现在大多数企业实际上需要3-5个月的时间进行改造，这段时间是完全没有产出的。或许也有可能在调试保线时有片子出来，但产量很小，这部分可能只能算是很少量的出货。我理解的话，这3-5个月包括了后续调整TopCon生产线和爬坡期的时间吗？还是不包括？如果不包括，那可能会需要更长的时间，或许是5-8个月？是的，理性而言，大家肯定会希望在行业需求不好的时候进行改造，而不是等到今年二季度行业需求好转时才开始改造。否则来不及了，产品卖不出去。实际上大家的具体情况差异很大，很难评估。比如说京奥那边是特意预留了改造空间的，宜宾厂一开始运营时就已经明确表示了要改造，上线和改造的时间都很短。现在他们已经开始改造了，速度很快。所以，我们可以这么理解，假设这300GW的产能中有150GW是可以改造的，但对于今年的供应量来讲，改造不会产生新增量，市场供给的影响非常小。我觉得能够改造成功的基本上都是一体化企业，比如中环和银星，其他企业想改造会比较困难。请问您统计的一体化企业有多少产能能够改造？我稍等一下，我需要查一下数据。正泰的海宁三期能够改造。总的来说，通威的多数产线可以改造，除了双流的老产线和合肥可能改不了的，他们从S1到S3的产线都可以改，包括眉山。估计这部分产能大概在四十几吉瓦左右。通威可能不打算进行改造。隆基可能会改，但我估计隆基自己可能不会进行改造，可能只会平衡现有产能。BC电池片今年的产出可能不是特别理想，最后可能不会进行改造。金科也基本上不打算改造，因为其产能本来就不多。京奥的一些产线很难改造，义乌那边大概有10GW，扬州也比较难改。天合光能可能会考虑改造部分产线，但暂时看来汉能的那几个产线，大约16GW的量，可能不会改。盐城的C2和C3可能能改造出十几GW的产能，但目前还没有评估完成。因为G12电池片目前可以替代一些G12的组件，可以和182mm组件竞争，所以那部分产能可能会得以保留。所以，今年的G1和G2产能可能会出现一波短暂的价格上涨。后来阿特斯基本上改造了盐城亭湖区的产线，留下了一个机械化产线，也转向一体化生产。日出东方目前还没有听说有改造的计划，而且最近有传言他们可能会购买东方电子的厂房。总结一下，对于一体化企业而言，经过改造后，今年对供应影响的产能可能总计有80GW，打个折，实际可能只有60GW。如果再考虑产出率，可能最终只有30-40GW左右。在经济性不佳的情况下，企业可能也不会进行改造，因为这带来的确定性风险非常大。一般应该是首先考虑经济效益，然后再进行改造，但实际操作中可能并不简单，因为影响因素很多，包括人才、工艺流程、厂房条件、气水路配置以及设备老化等。2011年设备更新换代迭代速度很快，产出效率和量的差异非常大。而且，与你之前的预备工作、空间预留以及后期改造的效果差距也很大。要估算可能只能给出大概的数目，如果需要更细致的估算，真的只能去一家一家公司进行评估。我估计这项工作的时间和成本都很高。

8. 光伏NP电池片市场与政策纽带

是的，我们可以感受到市场上的供需动态。关于政府高度绑定的产能问题，我并没有具体的统计数据。这部分信息很多涉及到企业与当地政府的协议，不过我知道有一些投资新玩家，比如金浩和麦迪科技，他们与当地政府，如绵阳政府，存在明确的招商引资协议。尽管麦迪科技的经营状况并不乐观，可以说是相当差，但因为当地政府的要求，他们不能停止运营。

这种情况在同行业中比较常见，对上市公司的融资而言，大多数情况下都有当地政府的投资支持，包含招商引资和储备资源。因此，完全停下生产的压力对企业而言是非常巨大的。这些企业大多数都是资本密集型的投资项目。

谈到电池行业，我们可以看到12月份大家都非常积极地出货，以及进行生产排程。然而到了1月份，需求明显下降，市场出现了快速下降的趋势。之所以如此，一方面是因为上市公司在年底有出货量的考核和冲量目标，另一方面则是到了新的财政年度，之前的政策驱动，像1230和630抢并网补贴的情况不再存在。目前主要是央企对年度并网量有所考核，可能会有小规模的抢装行为。

明年的市场预期出现不确定性，各公司的在手订单并不多。据我了解，金科、隆基和天河的订单都相对不是很充足。此外，受航运影响，尤其是欧洲，物流成本上升，企业要考虑规避风险。在国内市场上，1月和2月份的项目启动并不多，不像去年那样出现‘淡季不淡’的情况。当然，11月和12月的装机量还是不错的。但对于1月份，由于市场状况不佳，终端需求不旺，同时还有过年的因素，企业的期望并不高。

尤其值得注意的是，去年下半年国内市场的终端需求实际上非常好，尽管相较于组件产出，似乎稍显不足。但实际上相比去年，国内市场有了翻倍增长。因此，明年1月份在需求低迷和预期悲观的环境下，很难维持高开工率，除非公司有充足的在手订单。

然后是关于N型电池片的话题，N型电池片因其需求良好，价格也相对较高而备受青睐。金科在市场上有很强的话语权，它不仅在技术升级上走在前列，也是最早在海外市场进行积极布局的企业之一。不过，尽管金科的表现亮眼，无疑成为市场的领导者，但其它厂家，如新奥天河和隆基，依然在追随金科的步伐。

我认为，对于那些生产效率不够高的新玩家很难在市场寻找到出路。在中低效电池组件方面，产量仍然过剩，一些新玩家可能因为损失过大而退出市场，或者转型为代工厂，或被其它厂家收购。另外，由于一些组件厂目前也面临亏损的压力，做代工可能会损失品牌价值，这就更加难于在未来扭转局面。

最后，现有的产能扩张主要集中在一体化企业和组件配套企业上，而新进企业只占了少部分。随着一体化趋势的加强，只有生产水平高的企业，如中央电子企业，明年可能会有良好的机遇。我个人比较看好某些企业，它们能跟上行业的第一梯队，且有稳定的销路。

9. 光伏中低效电池市场困境

您可能正在考虑现状下中低效的N型电池片是否最终无法与PERC电池片竞争。尽管市场需要N型电池，但在效率和功率方面，中低效电池片已经输于PERC。以我朋友的经历为例，他购买了转换效率23.9%、功率达到560-565瓦的电池片。尽管此类电池片的价格较低，也比PERC电池片便宜，但市场需求依旧不高。目前，24.1%到24.5%的电池片被归类为中低效，而低于24%，例如23.9%的，它们在组件级别或许能提供大约10瓦的额外性能。但它们的价格和价值比率依然低于PERC标准。

至于您问的今年这类中低效电池片的市场情况，显然新进入市场的玩家很难生存。我们可以罗列一些新进的电池制造商，例如中环低碳、羚羊、日月、蚌杰等，许多可能最终只能成为代工厂或由于超低价格而被收购。如果没有政府的资源支持或者具备特定的资源优势，这些公司将很难持续下去。目前，已有不少电池制造商表示愿意出售或租赁他们的产线，仅以此来支付银行贷款的利息。

事实上，当前的快速筛选过程对整个产业是有益的。这种变动能够促进产业的健康发展。例如，有些公司进入光伏市场只是为了快速赚钱，而有的则因为原本经营状况欠佳，盲目跟风进入光伏，最终发现项目无利可图，严重亏损。这时，他们或许只想快速处置这部分业务。相对地，有些企业因为有清晰的理念和良好的市场控制力，能够在光伏行业中脱颖而出。

至于中低效电池片的产能占比情况，这主要取决于各家厂商的情况和中低效电池片的定义。例如，杰泰可能将24.8%及以上的认定为高效，而24.1%到24.5%则归为中低效。但这个分档标准在不同厂商间并不一致，因为它受到产线实际水平的影响。

关于电池效率的问题，虚标现象在行业中普遍存在。这与组件端的材料有很大关系，例如辅材、胶膜、玻璃等因素都可能影响最终性能，而确定责任方非常困难。因此，电池制造商需要退让，以达成实际的产品效率。尽管这些数据存在差异，它们仍能反映电池片的实际性能和品质。

10. 光伏产业供需与成本抉择

您认为功率也不一定准确？的确，功率可以被夸大。记得我过去去巴西市场时，有些小厂商，那些你甚至没听过名字的，他们不可能虚标到40万。现在，判定中低效和高效产能的确切数量确实困难，无法精确测量。只有当产品销售出去后，我们才能了解实际情况。另外，关于土建方面，最近的招标价格确实在8毛5到9毛之间，这个价格最终是必须执行的。那么，这其中包含了哪些成本降低的因素？

实际上，8毛5到9毛的降价机制，是跟随所有组件厂和因弗林克美图的报价。它根据投标时和交货时的因弗林克价格来调整。如果因弗林克的价格上涨，实际交货价格也可能跟着上涨；同样，如果因弗林克价格下滑，最终价格也会降低。然而，今天因弗林克的价格我记得是9毛8，如果价格差距不大，实际影响并不显著。但是，如果报价过低，将无法交货。比如投标时是8毛5，而现在价格上涨到9毛8，差了1毛3，这时可能就需要以8毛2或者更低的价格成交，这几乎是不可能的。如果交不了货，只能和项目方协商解决。然而，如果企业屡次无法履行承诺，他们明年可能会被列入黑名单，因为目前国企基本上是采用框架采购。厂家首先需要入围白名单，之后再从这些厂商中选出具体的合作伙伴。如果一个厂家响应次数不多，就可能会被移出白名单甚至被加入黑名单。

有些企业不得不以低价报名，以确保进入初选环节，他们认为哪怕是亏本交货，总比第一步都无法参与要好。如今，任何企业都不能轻易违约。之前一些企业，比如中核，对特定厂商不满意是因为他们交货能力弱，而一些企业却更愿意以亏本的价格交货。

当前的价格，低于9毛的订单，考虑硅料成本后，实际盈利已经非常困难。目前的成本已经触及底部，但我们仍不清楚未来20分的执行价格。企业可能只能通过其他途径节约成本，例如减少辅材和胶模的用量，减薄玻璃和边框的厚度，或减少电池中的银浆用量。同时提高生产线效率和硅料采购成本，从而降低成本。目前，使用传统方法制造的p型硅片可能不再流行，转而更多采用成本在40多块的硅料。有时，甚至采用劣质的硅料来降低成本。

据我所知，拉丁美洲的一些企业可能使用30到40块钱的硅料，他们的硅片成本可能就降至1块5左右，这样在组件生产上还有利润空间。实际上，现在一些电池生产线以破格代工为主，破格代工费用9毛钱计算，加上1块5硅片成本，总成本为2块4，这部分即便是以8毛5卖出，也许还能有盈余。这也是为什么颗粒硅的市场份额在最近有所上升。

至于价格，招标价格低是事实。你可能好奇这会不会影响到后面价格的上涨。如果需求上升，现货价格会上涨，但如果招标价格仍然较低，这可能会阻碍价格反弹。通常，当实际需求增加，组件价格开始反弹，招标价格也会随之上升，通常会跟随因弗林克的价格波动。

大多数买家会有一个共同的心态，当价格下跌时，他们认为仍有下行空间，因此不愿意购买太多。但当市场触底回升，他们会更积极地采购组件。采购量增加，会让价格上涨的动力更加强大。

从目前市场情况来看，2024年的组件供应可能依旧会有激烈的竞争。由于市场速度关键，去年的情况显示了这一点。具体到下半年，速度仍将是关键因素。如果第二季度市场能快速出清存货，市场可能有望反弹。对于硅料来说，高效硅料的产量有限，且供应链中的瓶颈很可能依然存在。硅片在整个产业链中影响力逐渐降低，因技术门槛不高，且供应相对充足。

至于市场预期，一些人认为如果二季度能够出清存货，市场便可能出现反弹。但现在确实退出市场的企业并不多，例如南通苏宁是到目前为止唯一明确退出市场的公司。因此，退出速度并没有人们预想的那么快。

具体到2月份能否出清，这仍是个未知数。因为2月份是春节假期，市场活动可能会受影响。但如果能在2月份出清存货，有利于市价回升。

11. 光伏NP电池片产业洗牌展望

在2月份，由于节日因素，工人提前放假或晚些回来，导致产能波动。而且，许多企业都利用这个假期对生产设备进行升级。尽管有些新进入的玩家因为资金问题或者缺乏升级意愿而可能会退出市场。假设他们的产品效率不足，可能在3月份就会被市场淘汰。

对于电池片产业来说，如果可实现25%的转换效率，相比之下只能做到24.2%的企业将处于劣势。投资回报期间，大约需要500万元人民币，回收周期通常一年。当前电池的重点是银浆成本，它会稍贵一些，大约每公斤增加600元人民币的成本。但随着生产量的增加，成本也会随之降低。

目前市场上的一些新玩家已经没有升级的动力了，可能经营亏损到一定程度，甚至考虑退出行业。而至少需要度过一两个季度的亏损，大家才可能彻底丧失信心。如果第二季度市况好转，企业可能还能维持。

在产能侧面，今年年底一体化的企业，包括通威、金科晶澳、天合和华夏光伏，他们的名义产能预计将从当前的大约190GW增加到大约360GW，几乎翻倍。实际产能的有效利用率大致维持在70%左右。

目前，全行业有效产能为360GW，而在产品价格和市场政策的影响下，开工率可能有所不同。比如1月份，对于400GW的产能而言，实际产出可能只有21GW。未来几个月，如果一些企业停工，实际产出可能会进一步减少。

最后，考虑到转型升级或出售电池厂等决策，头部企业通常不会轻易停产。其中，有些企业可能面临较大的挑战，比如爱旭光电。无论如何，他们都在寻找收购和改造的双重方案。一些企业，例如新飞光电，已经决定关闭一些基地并专注于改造剩下的产能。

市场预计，随着部分企业关闭，整体产能可能会缩减，剩余企业可能会因为产能出清而面临更低的开工率。到年底，整体产出可能会降至更低的水平，这将影响行业的整体供需格局。

12. 光伏电池行业用工困境

首先，您提到的确实是一个问题，招募人才较为困难，因为一旦员工被解雇，他们就会转向其他工厂寻求机会。尤其是过年之后，大多数工人会优先考虑到顶尖的电池厂工作。如果他们转而选择一个可能关闭或正在改造的厂家，这对工人而言会有较大风险，可能会随时面临再次失业的局面。相对来讲，去一个专业化的新型电池厂工作可能会更稳定。

对于行业普遍存在的情况，例如380克瓦厂家，在春节期间是否都会关闭呢？或者情况是否有所差异？具体需要了解他们放假的时长。据我所知，虽然我还没有完全统计所有数据，但基本上，如果工厂不关闭，至少也会放假，时间长度可能从五天到一周或两周不等。在此期间，工厂要么利用这个机会进行改造，要么就是彻底关闭。除非有确切的订单来支撑生产，否则实际上很难达到较高的产能。尤其是在春节假期期间，因为春节前还有大约一个月的时间。如果决定年后不复工，那基本上就意味着彻底关停了。

举例来说，如果给员工放两周的假，那么年后工厂可能就无法正常运转了。因为员工在这两周的假期内找到了新的电池厂工作，就很可能不会回到原来的工厂，毕竟他们在原工厂工作时总是有被裁员的压力。这是非常有可能发生的情况。

这边我的问题已经问完了，感谢专家回答。

下面，请尾号为6161的参会者提问。

请发言，谢谢。

13. 光伏NP电池片成本与效率前瞻

专家老师您好，我有两个问题想请教一下。第一个问题关于c-Si（晶硅）电池片的价格区间，您提到当前价格在1.9到2.5元之间。您觉得这一价格差距将会持续吗？造成这种差异的主要原因是效率提升不足，还是其他成本上的差异呢？造成差异的主要原因有两点：首先是效率提升不足。第二个原因与产能利用率有关。如果产能利用率始终维持在50%以下，对于新进入者来说，满产状态下可能会有3~4分钱每瓦的成本差距，这是非常大的。

再者，不同企业的工艺水平造成了成本差异。对于一体化企业来说，如果平均入库效率能做到24.9%，与只能做到24.2%~24.3%的企业相比，效率上的微小差异也会显得很大，并会直接影响非硅成本。第三，一体化企业还有降本空间，包括营销耗量的下降、采用更高效率的SMBB工艺、以及提高产线工人的整体水平等方面，所以长远来看，一体化企业的成本优势会越拉越大。

对于想要降低成本的新入者来说，面对目前的状况，实际上是处在了一个恶性循环之中，降低成本的难度相当大。

关于n型硅片的成本，您提到的价格为2.18元每片，实际的硅片成本只有0.23元。再加上像金科这样的顶尖企业的成本可能是1.9元，不含税的总成本大约是0.42元。我看到市场上拓普康电池的最高报价也仅为0.47元，似乎他们的利润并不高。您之前提到的售价统一是因为统计不全吗？

实际上，市场上卖得不多的是超高效的部分，现在硅片价格基本按2.1元计算。如果效率能达到24.5%，功率为8.1，像金科如果能做到销售价格在0.47~0.48元之间，硅片成本大约是0.23元，不含税。这样算来，非硅成本也差不多能做到0.46~0.47元左右，但很高效的产品并不在应付林可的统计范围之内，因为应付林可只统计了大约4.5%的效率档位，并没有考虑超高效的价格。所以实际上，捷泰等企业的盈利能力在高效率产品上有一定优势。

我的第二个问题是，您觉得非硅成本可以降低多少？与电池厂和取材厂的交流后，您对此有何看法？您回答说，现在的组件成本在非规尺寸上，价差异比较大，大约在0.48到0.54元之间。通过改用成本更低的正面和背面玻璃、以及采用更薄的玻璃可以节约成本。再如POE膜，由于其价格较高，在整体成本中也有所体现。未来，主要的降本空间可能在人工和折旧费用上。如果依照正规途径操作，组件的非硅成本降到含税4.5元左右可能是极限。

对于电池片来说，银浆耗量是一个关键的成本因素。如果简化生产流程，未税成本可能能降至1.8元或以下。效率的提高也有助于降本。如果效率提升到25%以上，非硅成本的占比会更大，降本主要还是依靠控制用量。

我了解到，有些组件厂商可能通过原材料价格降低来压缩胶膜厂商的利润，这在行业内是一种常见的做法。但实际上，通过控制用量来降低成本可能是更主流的方法，因为相比较来说，浆膜和玻璃的产出可能比组件的产出更大。

1月份的玻璃价格虽然报价没有降低，但实际的成交价格已经有所下降，因为玻璃厂商的库存较大，可能已经堆积了超过30天。因此，玻璃价格下降的可能性很大，包括POE膜在内。未来，Poe膜的材料成本有可能进一步下降，不含税的价格可以做到0.4元或更低。

而电池片主要的成本影响因素是效率和银浆。网版和电力成本在整体中的占比很小，前者顶多影响一两分钱的成本。现在非硅成本比较高，例如通抗的产品，好的品质可以做到未税成本1.9元，差一些的可能在2.5元以上。

就目前市场行情而言，尽管存在差价，但许多企业更愿意接受头部矿产品的溢价，因为头部矿产品的发电效率较高，在用地审查较为严格的项目中，使用这些效率更高的组件会带来更大的经济效益。

您还询问了市场上最好的产品价格是多少。目前，最佳的电池片非硅成本可以做到约1.9元，这代表着行业内的技术前沿水平。

14. 光伏电池效率与供需关系

这5分钱的差异主要是由加工成本、良率和电池效率造成的。假设平均效率达到24.8%，功率差就很大了，因为对应的组件功率也会有显著差异。例如，如果电池片的效率是24.8%，那么常规片只能达到218瓦，而24.2%的效率对应的功率是220瓦；这样差异大概是0.2瓦，是非常可观的。尤其是在组件级别，这种差异反映得更加明显，可能达到10~15瓦。

关于统计的问题，当您提及包含210尺寸的电池片时，我需要更正一下早先的说法。特别是特斯拉的统计，210尺寸的电池片在盈利方面似乎还不错。现在对于特斯拉120尺寸的关注略显减少，仍然关注的是没有关停的280~300多尺寸。某些场合下，有的电池片会被转投其他用途，有的则作为存量维持。

从C端角度来看，消费者主要关注组件的功率，而不是大小。虽然有些组件尺寸较大，但消费者可能更倾向于选择这些组件。事实上，国内市场对210尺寸电池片仍有需求，比如去年11月份，由于绿色能源项目需要短期内投放2~3吉瓦，市场上对210尺寸的电池片需求激增，价格一度上涨，最高达到了5角多。尽管现在价格上涨到了5角8分，当时这主要是因为市场上210尺寸的电池片供不应求。这导致210尺寸的电池片价格暂时比182尺寸的有超过一角钱的溢价。这种情况虽然是阶段性的，但我预计它的持续时间不会太长，最多持续一个月。目前，210尺寸电池片的市场环境可能比182尺寸的要稍好一些，主要是由于产出结构的差异。