2024光伏市场与供应链发展六大预测

2023年初，索比光伏网&索比咨询联合发布了2023年光伏市场的七项预测。有些观点得到验证(分布式光伏重心南迁、n型占比超过20%、硅料跌破80元/kg)，有些则被认为偏于保守(组件跌破1.3元/W、全球装机350-400GW)。多数朋友向我们表示，在年初拥有这样一份市场预测还是很有必要的，可以让政府主管部门、协会、企业及时感受市场情绪，设置合理目标，做好相应布局。

令人期待的2024年到了，光伏市场将有哪些变化?暗流涌动下，哪些环节将迎来洗牌?作为从业者，我们能为光伏做些什么?

一起看索比光伏团队为您带来的2024年光伏市场与供应链发展六大预测：

硅料价格跌破50元/kg

目标直指现金成本

首先看硅料。很不幸，这将是最早迎来老旧产能出清的环节。原因很简单，硅料属于大化工，生产高度自动化、连续化，弹性较弱，早期投资建设的产能成本较高。即使遭遇价格下跌，也无法调节生产节奏，只能在库存和供需的影响下，调整价格。这也是2023年硅料价格波动的主要原因。

据统计，2023年，全国多晶硅产量147.5万吨，年底产能约为240万吨。这意味着，即使2024年没有任何新增产能，也可以满足1000GW+组件的生产需求。专家预计，到2024年底，国内多晶硅产能将超过300万吨。显然，经过前面两三年的疯狂扩产，2024年，多晶硅环节持续处于过剩状态，降价依然是主旋律。随着部分企业开始采用颗粒硅生产n型硅片，n型料的降价可能推迟但一定会出现，p型料的价格则更加难以捉摸，与n型的价差从硅料环节就被拉开。

我们认为，2024年，在没有意外事故等特殊状况的前提下，多晶硅价格将跌破50元/kg。当p型料价格只有4.X万元/吨，低于部分厂商生产成本甚至现金成本的时候，才能迫使部分老旧产能退出，让市场供需重新达到平衡。12月时爆出内蒙古某多晶硅企业停产只是开始，后续可能会有更多停产、检修新闻。

这个过程会延续多久?之前行业内部分机构的判断是2024年下半年供应链实现产能出清，但我们的预测可能更悲观一些——至少在2024年底前，供过于求是光伏制造环节的主旋律。

组件价格不断探底

0.7X元/W即将出现，市场更集中

2023年索比光伏网持续关注光伏产业链特别是组件环节的招标，每个月会发布中标情况统计，对于央国企的某些大规模招标，还会在开标时单独进行分析。从全年看，招标、中标价格波动频繁，与硅料价格走势有关联但振幅更小，单次招标的上下偏差值有拉大之势，表明不同企业对市场未来趋势的判断有一定差异。到四季度，已频频出现1元/W以下价格，最低含税价为p型0.83元/W，n、p混合0.862元/W(此价格不含运费)。

目前，包括一线品牌在内，多数企业都能接受相对较低的组件价格，大家都在为自己的市场占有率奋斗。根据索比光伏网&索比咨询发布的2023年光伏组件出货量榜单，过去一年，Top4品牌组件企业出货量合计超过270GW，占比超过50%，Top9品牌组件企业出货量合计约400GW，占比超过75%，留给其他品牌的空间并不多，代工已经成为部分组件厂商的重要业务。

1月9日开标的中国电建集团(股份)公司2024年度光伏组件框架入围集中采购招标，再次让市场感受到寒意。p型双玻最低投标价0.806元/W，n型双玻最低投标价0.87元/W，刷新国内组件招投标记录。这一42GW“超级大单”，给全年市场行情奠定了基调：2024年，竞争白热化，低价依然是组件招标中的常规武器，内卷更加严重。

与此同时，二三季度还占据优势的一体化企业，目前正面临更大压力——硅片、电池环节已经出现“成本倒挂”，外部采购价格甚至低于自行生产。笔者了解到，一些组件产能明显高于电池环节的厂商，看到2023年Q2电池环节的高利润后，不愿受制于人，开始购买设备，自行建设电池产线，尝试一体化布局，随之而来的就是结构性亏损。反而是那些投资更谨慎的企业，目前更容易降低生产成本。对光伏企业而言，最艰难的不是某一阶段、某个工厂的亏损，而是看别人赚钱自己稳住心神的定力，需要高层领导拥有穿越周期的战略眼光。

值得注意的是，多数央国企框架采购招标都需要根据第三方平台报价进行调价，这一点被多家企业吐槽。有企业负责人表示，许多央企的参考标准比较单一，且调价机制对组件企业不公平。希望2024年，央企可以引入更多价格参考依据，尽量按比例而非按金额调整。“一些中标时间较早的项目，后期需要调价的幅度比较大，交货价可能低于0.75元/W，造成的亏损甚至超过违约成本，可能影响双方合作。”

n型、矩形占比提升

非硅成本仍需下降

2023年，全国硅片产量约592.35GW，同比增长51.88%，其中p型硅片产量约385.03GW，占比约65%;n型硅片产量约210.32GW，占比约35%。在电池、组件环节，n型的占比也超过了很多人的预期。据索比光伏网&索比咨询统计，2023年，至少7家企业n型组件销售占比超过50%;不少于15家企业明确提出，2024年n型组件出货量占比超过60%;有5家Top9组件企业提出了70%以上的n型占比目标，最高达到85%。此外，有3家企业将2024年n型占比目标设定为100%。

此前设计院专家表示，n型组件可以摊薄BOS成本，系统造价节省4分/W;考虑n型组件在全生命周期单瓦发电量更高，也有助于降低LCOE. 总体看，当n-p组件价差小于0.1元/W时，选用n型组件可以带来更低的度电成本。目前，这一结果正在被更多电站开发、投资、建设企业接受。招投标数据显示，四季度组件招标中，多家央国企提出了n型占70%以上的框架采购计划。

n型技术路线包括TOPCon、HJT、BC等多种，多数从业者认为，2024年，TOPCon会占据50%以上市场份额，完成对PERC的迭代，HJT出货量也可能在2023年基础上实现倍增。当然，后者还需要在设备投资、辅材等方面持续降本，提高组件功率的同时，降低成本和价格。按照目前同尺寸HJT组件比TOPCon组件高10W左右的水平，以及接近0.1元/W的差价，很难吸引客户，还需要在非硅方面继续压缩，体现出产品的性价比优势。只能说，路漫漫其修远兮，HJT将上下而求索。

产能方面，根据索比光伏网统计，到2024年底，n型电池产能会超过1000GW，其中TOPCon超过800GW。投产时间、产能爬坡速度、效率、良率、价格等，都可能影响各家企业的市场竞争力。我们认为，2024年全年，n型电池、组件的市场份额可能达到65%，其中四季度可能超过80%，相关企业需要未雨绸缪，提前布局n型产能，或与制造能力较强的供应商达成战略合作，力求双赢。

关于矩形硅片、电池的应用规模，我们比较期待。去年7月，9家光伏企业签署了联合倡议，将组件尺寸明确为2382*1134mm，给电站设计、施工、产品适配、运维带来了诸多便利。从央国企招标的技术要求看，之前曾有企业限制组件长度2278±2mm，目前也已调整，只限定组件宽度。逆变器、接线盒、连接器、线缆厂商亦纷纷表示，电池尺寸带来的电压电流变化，对辅材影响很小，他们完全可以应对。

分布式光伏四散辐射

寻找“高价”、“绿地””

近期，多地下发通知，对分布式光伏按照“红黄绿区”进行管理，多个省份并网容量所剩无几。新疆、青海、甘肃、宁夏、陕西、内蒙(西部)、辽宁、河北、山西、浙江、湖北等11个省份，中午时段明确执行低谷电价，也让一些项目的收益率发生变化。此外，分布式光伏可能全部纳入市场化交易的消息，也影响了部分投资者的热情。

2024年分布式光伏前景如何?多家企业给出了“与2023年基本持平”的预测。我们认为，2024年，户用光伏装机规模可能有一定下降，但工商业分布式光伏依然保持较好潜力，二者合计有望达到100GW。为了实现这一目标，我们需要从以下几个方面努力：

一是积极寻找绿色区域、电价较高的区域进行市场开发，同时与电网公司深度沟通，了解某个区域被划定为红色、黄色的原因，通过提升自用消纳能力、配置储能等方式，获取发展空间。

二是教育市场，改变思考方式。过去我们常把光伏当做投资，普遍关注“几年收回成本”，今后可以让光伏回归电力属性，向业主强调“未来25年用电价格降至X元/kWh”，激发他们的热情。

三是利用“能耗双控”向“碳排放双控”转变的政策，在部分缺电地区开发工商业分布式光伏。2022-2023年，多地在夏季实施“限电”，但对于安装分布式光伏的企业，光伏发电部分不做用电量限制，有利于企业连续生产，降低成本。

四是及时通过各种渠道提出建议和合理诉求。部分地区要求建设时间较早、成本较高的分布式光伏项目参与电力市场化交易，个别地区要求之前的“合作共建项目”进行备案、接网变更。一方面让存量项目的收益不再确定，另一方面也会影响未来投资计划，建议通过当地主管部门、各级行业协会等组织及时发声，提出自己的诉求，争取更好结果。

大基地、海上项目热度高

消纳外送需要新思路

2023年，国内集中式电站建设加速，预计超过90GW，重新占据50%以上比重。2024年，这一趋势还将继续。索比光伏网了解到，截至2023年11月底，第一批风光大基地已建成并网4516万千瓦，第二批、第三批已核准超过5000万千瓦，正在陆续开工建设。毋庸置疑，大基地项目将成为未来数年国内大型光伏电站建设的主要形式。

有从业者担心，随着光伏装机规模在电力系统中的占比逐渐提升，大型电站的消纳可能存在压力，限制未来发展。就这一问题，我们与电网专家进行了交流。相关专家指出，送出与消纳是两件事，不可混淆。西部地区风光资源较好，但就地消纳存在一定困难，可以利用特高压通道，解决东南沿海缺电难题。对于部分地区，还可发展氢能、新型储能，或利用火电、水电进行调峰，保持电网稳定运行。

此外，海上也蕴藏着无数机遇，值得光伏人探索。考虑到适宜建设光伏项目的土地已越来越少，但“碳达峰、碳中和”的目标和“能耗双控”考核压力加剧，目前，多个沿海省份发布了光伏用海相关政策，并给出了免于配储等各种“优待”。前不久，自然资源部印发《关于统计海上光伏项目用海管理情况的通知》，要求各地汇报光伏用海管理现状，一度被解读为“叫停”，但在笔者看来，这只是为了加强统筹管理，集约化、节约利用海洋资源，已经获批的项目可放心建设，还在走流程的项目也不必太过焦虑。

与相关企业沟通后，我们认为，与地面光伏电站相比，海上光伏不存在“被征收耕地占用税”或“土地性质变更导致税费大幅增加”的隐患，投资确定性较好。目前，由中集集光与国家光伏质检中心共同建造的海上浮式光伏实证基地已经投运，包括山东东营1GW海上光伏项目在内的多个示范工程也已开始建设，“十五五”期间预计会吸引一批开发投资企业抢先布局，争夺近海海域资源，以降低施工、运维成本。

全球市场增长15-20%

国内装机有望达到220GW

2023年，全国光伏发电新增装机约190GW，超过了所有人的预期，全球460-500GW的直流侧装机，也让很多机构在对2024年市场规模进行预测时变得更加激进。索比光伏网认为，2024年，国内可能在220GW上下，其中集中式电站约120GW，分布式(户用+工商业)约100GW，全球市场增速大概率超过15%，海外市场将贡献更多利润。

中国光伏企业“出海”形式较为多样，既有直接销售产品，也有在海外建设生产基地。我们认为，产品走出去与产能走出去，都是中国光伏发展的成果。在海外建厂时，要提前了解各项风险因素，合理布局，适当融入当地文化体系，遵守当地法律法规，尽量聘用部分当地人员进入管理层，拥有一定决策权，增强其成就感、归属感，这是留住人才的重要方式。

需要强调，光伏在全球大多数地区已经成为最经济的能源形式，不需要再通过降价与火电、水电、风电等竞争，且产业链价格下降空间已经非常有限，由此带来的市场规模增长不会太多，主要看各地能源、电力需求的增长，全球经济增长速度，以及部分重点市场的“碳中和”推进力度。目前许多国家的电力装机增速、用电量增速都超过GDP增长，表明全球电气化转型较为顺利，未来可期。