事件：近期央企华电集团2023年第三批集采开标的开标结果显示，n型组件双面招标最低投标价降到了1.08元/瓦，p型组件单/双面价最低投标价0.9933元/瓦。这一价格的出现，不仅标志着组件价格步入“一元”时代，同时意味着，光伏制造端的全产业链环节开始迎来整体性的亏损，行业迈入搏杀、洗牌阶段。
低价是行业技术进步推动，但这么低确实有意外。这个价格是投标价格，投标的公司不是一线大厂，且不一定是中标价格，中标后才能有交付价格。其次，交付期是2024年，当前市场交付价格还是在1.15元/W左右，1元以下的价格是未来展望的价格。
N/P型价差越来越小，N型价格下降也是倒逼P型降价，说明行业的内卷比较严重。一些企业为了拿订单将利润压的非常低，几年前单/多晶转换的时候，也出现过类似的情况。电池成本在5毛钱+封装成本5毛钱，才能是1元的成本。
这相当于是一个期货价格，是预测将来成本会降低。过去两年内硅片、电池片等产能也是过剩，但是硅料产能限制了硅片、电池片的产出，才有那么高的价格。当前的价格是全产业链过剩的情况，目前1元/W的价格应该是波谷。硅料按照5万/吨的全成本来源的话，各环节都不赚钱，到组件端也是9毛7、8的成本，所以现在是为了保证开工率、现金流并分担沉没成本的报价，应该是不赚钱的。
分环节。组件的产能非常灵活，但硅料的启动成本比较高，只要能保住现金成本就要保障运行。统计到年底，各个环节的产能都能到1000GW，预计全球整体需求不超过600GW，所以企业的压力比较大。现在大家都在通过垂直一体化去保证销售，而一体化又使行业的产能更加过剩了。
预计今年国内全年新增装机是190GW左右，国内外450GW左右的需求，考虑容配比是550GW左右。在当前的竞争环境下，不排除价格跌破成本线。国外11月后需求量会下来，国内年底并网的话，11月底组件要进场。国内12月的需求会下降，1月春节需求也会受影响，所以后面价格可能更低。
很难预测，因为是非理性的价格，可能会考虑多种因素报价。但认为1.1元/W以下的价格，都是短期不利于行业健康发展的。
认为这次价格战会让市场更向头部集中。大规模成交价格是1.15元以内的水平，大厂开工率50%以上，小厂在30%-40%左右。大厂会担心业绩表现，但价格下降快速洗牌能提高大厂市占率。
有的企业说地方政府算盘打的很明白，但是上网电价是一定的，所以希望电站给政府让渡更多的利润，给更好的条件。短期内可能会刺激装机，但是长期内下游客户的利润也可能会留向其他环节。
硅料价格开工率非常高，一个月超过60GW，到9月底之前几乎是没有库存的。10月份硅料企业略下调了开工率，且硅料比较容易累库存，所以硅料一直在挺价。去年硅料企业的利润都比较好，现金充裕，尤其是老牌的硅料企业。但是新点火的产能压力比较大，这些硅料企业的价格会先降下来，引起连锁反应，可能会让组件再创新低。高于硅料3万块钱的现金成本都是能生产，老产能的成本可能是7万左右，但是都不生产了，比如协鑫的江苏产能。
年初到现在，组件价格下降了7毛多。7、8月份开始，EPC的定标量是快速上升的，定标后1个月内开工，8月EPC定标超过20GW，9月超过15GW。价格的下降是非常明显的刺激了下游的装机。这是短期的，但是长期来看，由于政府等条件更加苛刻，所以不一定会产生超额利润。
HJT一定会感到很大的压力。之前HJT是比TOPCon有1毛多的价差，因为更高效。TOPCon降价，理论上HJT应该跟随降价，但是HJT还没形成规模效应，所以会比价有压力。
大部分龙头企业是硅片-组件的一体化，去年全年三个环节加起来是2毛5-3毛左右的毛利水平。去年底硅料跌了一波，但是组件价格没跌，所以一体化价格涨到了4毛左右的水平。今年上半年一体化到了4毛左右的水平，因为TOPCon等产能爬坡但是硅料价格低。
9毛7、8就是行业平均成本，一线企业会有3、4分钱的溢价，而且量大有成本优势，所以一线企业不会亏损。小企业可能会亏损，价格会更低。但是央企会比较看重后续的服务，如果价格相差不大还是会选择大厂。、
新政策说2030年要全面进市场，但是有的省份进展的更快。全面市场化对光伏来说不一定非常友好。海外还有一些低渗透率的国家，主要是非洲和中东。他们对价格非常敏感，降价后市场打开了。而且一线企业主要是销往海外，虽然欧洲市场低于预期，但是明年其他地区的销售可能会创新高。
很难比国内的价格做到更低，主材+辅材（大概有27、28个环节），能把这么多环节配齐的国家不多且需要时间。
扩产放缓会对设备企业影响最大。
