光伏巨头集体涨价，可大单窗口正在关闭

8月下旬，光伏组件厂商集体上调报价。一个月后，这轮涨价的势头却越来越弱。

8月25日，一家头部光伏组件厂商上调了主流N型（当前主流的高效技术路线）组件的报价，每瓦上调0.01元至0.04元。

同日，根据数字新能源DataBM调研，晶科能源股份有限公司（688223.SH，下称“晶科能源”）、阿特斯阳光电力集团股份有限公司（688472.SH，下称“阿特斯”）、协鑫集成科技股份有限公司（002506.SZ，下称“协鑫集成”）、深圳创维光伏科技股份有限公司（下称“创维光伏”）4家组件企业已上调主流N型组件的报价，亦从每瓦上涨0.01元至0.04元。

这是光伏上游8家多晶硅企业签署的反内卷倡议（承诺售价不低于完全成本的自律约定）落地后的新一轮提价。

不过，能承接这轮涨价的订单窗口，正在关闭。几家大型发电集团是上述组件的最大买家，它们集中招标全年用量，一次采购达数吉瓦（GW，1吉瓦等于100万千瓦）。

这类年度大单的招标通常在年初或上半年就已定标，价格与规模一次性锁定。待到8月这轮涨价落地，它们手里的订单早已落在旧价上。换言之，占据需求大头的大买家提前离场，留给这轮涨价去兑现的空间，正越来越窄。

9月中旬，头部厂商的公开报价虽未松动，成交端却已悄然下移，二三线企业率先降价，部分特价组件重新回到每瓦0.65元附近。

涨价

一家头部光伏组件厂商的业务负责人告诉经济观察报记者，这次定价参考了《光伏行业成本核算模型通则》（中国光伏行业协会牵头编制的团体标准，为行业核算成本提供统一口径）给出的参考成本，也基于自身完全成本（覆盖折旧、人工、财务等全部支出的成本线）考虑，此次提价也是为了修复亏损。

调价函发出后，他所在的企业跟随行业同步提价。几天过去，报价单上的数字改了，客户招投标系统里的价格基准还停在原处。该负责人说，现在不少客户拿着涨价通知来谈判，希望招标投标依旧沿用之前的价格基准，有的还在往下压价。

一家华东储能系统集成商的负责人黎经理手上亦压着一份这样的合同：对于此前该公司接下的独立储能（单独建设运营的储能电站）低价项目，他不敢按原合同继续发货，因为合同价格已经锁定，上游电芯（储能系统的电池单元）成本却反弹了，严格履约每交付1MWh（兆瓦时，储能容量单位）便会亏钱。

黎经理跟业主反复谈，对方手上有充分的备选供应商，不肯接受涨价，最后谈下来的是延长付款周期、增加免费运维服务，黎经理所在的公司牺牲自己的利润把项目维持住。黎经理说，光伏上游喊涨价，终端却不接招，和储能行业的处境高度相似。二者的核心逻辑类似——制造端亏久了想修复价格，但终端投资方有刚性的收益红线，不会单纯因为厂家发涨价函就买单。

黎经理最近经手的几份合同，最终报价均按厂家最新涨价函签订。但与此同时，他通过增加供货量、延长质保年限、免费提供现场技术支持等方式向买方让利，并将一份合同拆分为设备合同与技术服务合同两份签署，设备合同按高价执行，再以技术服务费的形式返还部分价款。货款则改为票据结算，资金成本由供货方自行承担。

他说：“这些手段共同的结果就是，合同价格涨上去了，但买方实际付出的综合成本并没有同步上涨。”

一家多晶硅企业的一位人士分析，8家多晶硅企业签下反内卷倡议之后，大幅低于成本价的订单确实减少了。但公开报价守住了成本底线，竞争并没有消失，而是从单纯的价格之争，转向账期、结算方式等商务条款与服务层面的比拼，企业通过延长付款账期、接受承兑汇票、附赠服务等方式争取订单。这说明，倡议管得住公开报价，却难以限制商务条款层面的调整。这种变化本身并非坏事，它推动行业竞争从“以价换量”转向“以服务换订单”，对企业长期经营和产业链健康发展反而更有利。

大单窗口正在关闭

涨价函发出时，今年分量最重的那批组件大单，价格早已按旧基准锁定。

据数字新能源DataBM统计，主要发电集团已有7家发布集团级2026年度组件框采（框架采购，先定供应商和单价，之后再分批下单）项目，合计约45.6GW，仅余4家未发布。今年最大的几笔生意，已按此前的价格基准签订完毕。

一家发电央企旗下海外清洁能源基地项目负责人最近将一份项目收益测算表退回给了财务部。他告诉经济观察报记者，根据其海外高融资成本项目测算，组件每瓦上涨0.03元，地面电站IRR（内部收益率，衡量项目投资回报的核心指标）大概会被拉低0.4至0.6个百分点。现在海外新能源项目融资成本本身就在走高，很多项目的收益率红线卡在6%上下，一旦跌破这条线，项目直接就失去投资价值，只能暂缓推进。

8月25日国内组件厂集体提价的消息传到他这里时，他手头的低价库存，叠加存量长单，大概还可以覆盖未来3至4个月的项目建设需求。这期间他并不想急着用高价补现货。

上述海外清洁能源基地项目负责人表示，如果现在全部按照最新的现货报价去采购，整个项目的投资收益测算将无法成立。该涨幅没法直接内部消化，必须跟供应商来回博弈谈判，不会被动接受厂家的涨价通知。

一家A股光伏电站运营龙头企业负责人面临的局面类似。该负责人说：“组件涨价的冲击集中在新增装机板块，组件占地面电站总投资四到五成左右，组件价格抬升，同等规模项目初始投资直接抬高，我们的团队会重新做项目收益测算，一部分收益率踩线的新项目会被暂缓、推迟开工节奏。

上下游议价权正在逆转，上述A股光伏电站运营龙头企业负责人进一步表示，过去组件供应紧缺的时候，组件厂是强势方，电站业主只能被动接受报价。现在产业链产能过剩、制造企业大面积亏损，订单成了稀缺资源，自己作为电站运营方，谈判地位明显提升，但这并不代表可以无限制压价，也不希望行业持续恶性低价竞争。如果制造企业大面积倒闭，后续设备质保、备品备件供应都会出问题，风险最终还是传导回电站端。

上述海外清洁能源基地项目负责人正在做出应对，比如部分订单的付款账期，从原来主流的3至6个月协商拉长到9至12个月，同时要求供应商增加备品备件、延长质保年限。该人士称，“对我们投资方来说，总投资成本才是核心考核指标，纸面报价只是其中一个维度。”

海外市场也不是照单全收。一家光储龙头企业海外项目负责人江聪告诉记者，该公司海外项目的采购分两种模式，一部分是提前6至12个月锁价的长单，另一部分是小批量现货采购。国内这一轮上游涨价，已签署完毕的长单不受影响，但新启动的现货询价，厂家给到的对外报价确实上调了。

江聪说：“部分中东、东南亚新兴市场，本地光伏供应链薄弱，项目交付周期要求紧，货源选择权少，对涨价容忍度会更高。但欧洲、拉美市场的大型电力集团，其项目投资收益红线卡得非常死，不会轻易接受突然上涨的设备报价。”

预判

上游的动作比组件端更早。

涨价能不能落地，最终还是要看产品值不值这个价。上述头部组件厂商价格负责人说：“政策倡议给出了成本底线，但终端市场的实际需求、项目收益模型，和成本线之间存在错位。”

上述A股光伏电站运营龙头企业负责人判断，短期报价可以靠行业倡议、政策预期托住，但中长期能不能站稳，要看两件事：一是高企的库存能不能有效去化，二是落后产能实质性出清。如果硅料、组件价格真的能稳定维持在合理成本线之上，地面光伏电站的投资回收期会延长0.3至0.5年，对电站运营方是利好，但前提是涨价可以传导落地，不能只是纸面报价。

8月26日，中游电池片（组件的核心部件）报价回落至0.32元至0.35元每瓦，前一周0.38元的报价已不可见；620瓦至630瓦功率段（指单片组件的发电功率）的签单交期，由一个月缩短至一周。

组件厂也在做相应的准备。上述头部组件厂商价格负责人已经在给9月的订单留后手：“如果后续持续没有足量订单按新价格落地，不排除部分产品会通过商务条款、账期调整的方式，把实际成交价格再让回去。企业不想回到亏本抢单的老路，但首先要保证现金流活下去。”

8月25日至今，主流N型组件的公开报价提升了几分钱。9月的排产（生产计划）安排，很快就要敲定。报价单上的数字改了，可对组件企业来说，这轮涨价能不能真正落进账上，还得看剩下的几个月。