单瓦成本
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据了解，组件25年期保险目前已处于充分竞争状况，经纪公司的积极参与，保险公司及再保公司之间的充分合作，使得保险费率稳步下降，且组件厂选择余地较大，对控制每瓦成本也相对有利。
自去年以来，洪涝水灾、大风
单。
根据第三方调研，截至2021年6月底，全球排名前10的组件大厂使用的保险公司及经纪公司相关情况主要如下(不含组件厂为个别市场买的个别产品)：
由服务前10组件企业名单可看
成交价格站上每公斤160元人民币上下，至5月底已高涨到200-220人民币。SNEC期间在内需不确定性弥漫以及7-8月间海外组件需求平淡，电池片与组件厂商在成本高昂、库存持续积压下，5-6月间开工率持续有
减产动作，整体平均开工率来到40-60%，供应链价格高昂开始影响终端需求出现不确定因素，SNEC展会过后整体硅料已在大厂对大厂200-210元人民币之间暂时稳定，散单每公斤220元人民币上下已难成交
。 数据显示，光伏发电成本由过去的超过1元/千瓦时大幅下降至0.15-0.35元/千瓦时，已和传统火电相当。业内人士表示，随着技术升级，光伏发电成本还会进一步下降，有望成为最便宜的能源。而平价上网
掺杂多晶硅沉膜设备即可实现，而HJT电池需要投资全新产线。当前Top-con产线和HJT产线初始投资分别在2亿/GW和4.5亿/GW左右，电池单瓦成本偏高，还需另外进一步提高两款电池的制程掌控能力
4.0时代，更多的是向自动化、数字化、智能化方面升级改造，最低制造成本，全流程精准可控，减少人工干预，提高产品质量。
首先，在自动化方面，光伏产业链各阶段的生产尤其是电池和组件环节本身自动化就已处于
系不大。
若硅片面积增大意味着单位时间生产出来的电池／组件的总功率更高，相应的每瓦生产成本就会被摊薄。其次，部分辅材，如接线盒、灌封胶、汇流箱、直流电缆等，用量与电池片面积无关，仅与电池块数有关。同
转换效率下，大尺寸电池片对这些辅材的消耗也比小尺寸低，这进一步降低了非硅成本。
这一系列优势积累下来，就是终端利润的提高，预估每瓦毛利可提升近0．1元［9］。不过大尺寸同样也要求下游生产工艺的同步改善
很高，但是现在，风电价格单瓦2元，光伏组件1.8元还在涨，原来建立的竞争优势已经不在了。因为风电发电小时数是光伏的一倍，一个风电场能达到2500小时以上，而光伏在极少数光照特别好的地方，也最多仅达1600小时
何时见顶?现在价格涨幅已到天花板
从电站平价成本的角度来说，行业已经把组件2.0元/瓦、硅料260元/kg作为行业天花板，超过这个价格，没有一家下游企业会有一丝理由继续。
如今，硅料价格、组件价格
的成交价格站上每公斤160元人民币上下，至5月底已高涨到200-220人民币。SNEC期间在内需不确定性弥漫以及7-8月间海外组件需求平淡，电池片与组件厂商在成本高昂、库存持续积压下，5-6月间开工率
持续有减产动作，整体平均开工率来到40-60%，供应链价格高昂开始影响终端需求出现不确定因素，SNEC展会过后整体硅料已在大厂对大厂200-210元人民币之间暂时稳定，散单每公斤220元人民币上下已难
。
为推进600W+生态新格局的建立与完善，过去一年联盟企业动作频频。以天合光能、东方日升、阿特斯为代表的组件大厂分别与中环、上机数控、双良节能、通威、爱旭等硅片、电池龙头公司签订长单，为600W+组件的
运输成本，目前该系列产品相继在全球市场实现出货。 对210组件来说，近期还有一个里程碑事件：成功实现了210组件尺寸的标准化。经过充分讨论，210mm电池的组件外形尺寸和安装孔位置已完全达成一致，形成
持续维稳在每公斤200-208元人民币间。
端午节过后，硅料买方更是明显不愿接盘高价硅料，市况转为每公斤220元人民币上下的散单已难成交。整体而言本周均价不变，但高价与低价都稍微收敛，整体成交区间稍微
略低于每瓦1.05元人民币的价格与组件厂家商谈，单晶电池片价格缓跌落在每瓦1.03-1.07元人民币的水位，低价区段少量订单开始成交在每瓦1.03-1.04元人民币的水位，高价区段每瓦1.06-1.07
中游制造各环节产品，单瓦价值量最大，同时地面电站投标时需要一定比例的保证金，组件交付后需要一定比例的质保金，因此资金占用高;并且上游材料价格均为市场化定价、价格波动大，因此需要有比较强的现金支撑和供应链
电池企业与组件龙头企业均有布局N型电池技术，电池效率的提升将带动发电成本进一步下滑，有望刺激光伏需求进一步提升，产业链变革。SNEC期间各家均有展示最新的电池技术。
● 投资建议：
进入Q2产业链
