记者｜马悦然

硅料供需偏紧的情况可能到明年才会出现明显改观。

7月19日，瑞银证券电力及新能源分析师严亦舒对界面新闻等媒体表示，硅料价格从去年年初至今，已经上涨超过三倍，但目前需求仍维持着高增长，国内85 GW的装机目标今年有望实现。

中国是全球最为主要的光伏产品制造国。欧洲光伏市场的火爆，带动对国内多晶硅需求的不断增加。上半年，国内硅料产能放量不及预期，加之近日来部分厂商的停产检修，推涨了市场紧张情绪，硅料价格持续走高。

7月13日，硅业分会披露的多晶硅价格连续四周刷新高点，单晶复投料最高达30.5万元/吨，平均29.49万元/吨。

严亦舒认为，硅料价格在三季度下降的空间不大。

“三季度硅料价格将维持高位，年底可能出现小幅下降。”严亦舒称，届时新增产能有所释放，且年底硅片厂有清库存的现象，所以可能导致硅料价格的采购出现减缓，可能有小幅下降，但总体相对高位。硅料的供需矛盾到明年二、三季度可能才会出现明显缓解。

因硅料价格高，市场本月出现组件厂停工停产的传闻，经界面新闻了解，龙头组件厂并未出现上述情形。

严亦舒对此向界面新闻表示，相比龙头组件厂，小组件厂的压力相对更大。龙头组件厂和硅料厂签有长单，可保障供应。小组件厂的硅料锁定量较少，在硅料紧缺的背景下，可能会因为买不到原材料而停产。

且龙头组件厂大部分是出口，海外需求强，对龙头组件厂出货影响小。但小组件厂以国内为主，国内需求如果不景气，小组件厂的排产和库存可能会有一定压力。但未来随着需求的逐渐启动，行业整体的排产和需求会有所复苏。

因上游成本不断攀升，组件价格一路高涨，目前已经达到2元/瓦左右的水平，电站对其价格接受度有限，引发市场对于今年装机目标能否实现的质疑。

严亦舒分析称，国内市场需求主要来自三个方面，首先是各个省保障性规模以及市场化规模；其次，风光大基地项目的推进，以及整县推进下的分布式项目需求。

她介绍道，大型地面电站对组件成本最为敏感，近期组件价格高，开发商的安装意愿确有所下降。但实际上国内一半左右的光伏项目由分布式支撑，可以传导组件成本压力。

光伏项目的建设成本通常为3.5元/瓦，组件占50%左右。

在1.95元/瓦的组件成本下，集中式项目光伏系统总成本在4.2元/瓦以上，意味着大型地面电站的IRR（电站收益率）接近甚至低于6%。

户用分布式的系统成本低于集中式项目，其系统成本约为3.7元/瓦左右，且电价高于集中式项目，整体回报率水平更高。

“分布式光伏多为TO C形式（即面向消费者），对高组件价格不敏感，所以分布式项目年初至今的增长非常可观。”严亦舒表示。

2021年，中国分布式光伏同比增长89%，新增装机29 GW，占比首超集中式光伏，达到53%。4月27日，国家能源局公布的数据显示，一季度国内光伏新增装机规模达到13.2 GW，其中，分布式光伏8.87 GW，占比超67%。

瑞银证券认为，尤其在分布式光伏的支撑下，中国市场今年能够达到85 GW左右的装机水平，不会出现大幅低于预期的现象。

此外，严亦舒称，在光伏电池片环节，新的技术将成为行业竞争点。

瑞银预测，今年下半年到明年，Topcon将成为最主流的N型技术，逐步提升市占率。两年后，HJT通过不断地成本下降、效率提升，将具备更强的性价比，市占率提高，甚至超过Topcon技术。