2025年5月以來，光伏產業鏈價格呈現加速下跌態勢，硅片、電池片、組件及硅料四大核心環節全線失守。

N型硅片成為重災區，G10L（182 * 183.75mm）成交均價跌至1.01元/片，周跌幅達9.82%，G12R（182 * 210mm）更暴跌13.85%至1.12元/片，已低于90%企業的現金成本線。

硅料環節同樣慘烈，N型復投料報價降至36-37元/kg，二三線企業N型料甚至低至34元/kg，硅料廠庫存積壓達27-30萬噸，陷入"有價無市"困境。電池片價格跌破歷史新低，183N和210RN電池均價僅0.26元/W，部分專業化廠商庫存超5天，被迫低價拋貨。組件市場TOPCon現貨價格全面下探至0.63-0.72元/W，分布式項目最低報價觸及0.62元/W，行業平均毛利率已壓縮至5%以下。

終端需求斷崖式下跌,導致下游企業采購策略轉向極致保守。

五一節后，組件廠訂單能見度驟降，頭部企業排產降幅超10%，二三線廠商現金流壓力下出現0.63元/W的"自殺式"報價。電池片環節面臨雙重擠壓上游硅片降價未能緩解成本壓力，下游組件廠將虧損轉嫁要求電池片價格再降0.02-0.03元/W。目前183N電池實際成交已跌破0.26元/W，部分廠商被迫接受"虧損保訂單"的飲鴆止渴策略。更嚴峻的是，工業硅社會庫存突破60萬噸，多晶硅廠采購硅粉價格壓至9400元/噸，產業鏈上下游陷入"越降價越不買"的惡性循環。

多家機構對短期行情持悲觀態度。Infolink Consulting指出，電池片減產幅度（5-6GW）遠不及需求萎縮速度，5月庫存預計再增4GW，價格可能下探至0.24元/W。硅業分會數據顯示，硅片環節開工率已降至55%-58%，但專業化廠商減產猶豫導致庫存增至20.62GW，價格支撐持續弱化。更值得警惕的是，當前硅料價格若再降3-4元/kg，將觸發40%產能的現金成本線，但需求端光伏裝機增速已從Q1的30.5%放緩至5月預估的8%，供需剪刀差持續擴大。

5月產業鏈呈現"冰火兩重天"的生產格局。

硅料產量預計9.7萬噸（環比-5%），但顆粒硅占比提升至21%，低成本產能逆勢擴張；硅片排產59GW（環比-10%），其中210R N型占比首超30%，大尺寸化加速淘汰落后產能；電池片排產61.7GW（環比-9%），但TOPCon占比仍達91%，技術迭代反而加劇同質化競爭。最極端的是組件環節，頭部企業通過長單鎖量維持60%開工率，而中小廠商排產降幅超30%，行業分化達到歷史峰值。

當前硅片價格已擊穿企業心理防線。

N型G10L主流報價0.98-1.02元/片，最低出現0.95元/片的"僵尸單"，210R N型均價1.15元/片，較現金成本低0.05元/片。一體化企業憑借自用比例優勢仍維持60%-80%開工率，但專業化廠商庫存周轉天數已超20天，部分企業開始計提存貨跌價準備。值得注意的是，P型硅片因東南亞定制訂單支撐暫時企穩，但N型替代率突破92%后，這種"價格孤島"效應難以持續。

短期來看，組件價格仍處下行通道。

分布式TOPCon現貨可能跌向0.62-0.65元/W，BC/HJT組件或將失守0.7元/W關口，集中式項目長單價格已出現0.6元/W的"地獄級"報價。中期能否企穩取決于三要素硅料廠是否出現30%以上規模減產、歐洲夏季裝機能否消化20GW庫存、以及BC/鈣鈦礦技術能否在Q3實現成本突破。值得關注的是，當前價格已引發行業自律行動，多家企業參與限產控價會議，試圖通過配額制防止"531"后價格雪崩，但產能出清仍需6-8個月時間。

當前市場實際成交價呈現"明盤暗降"特征。

TOPCon組件主流區間0.63-0.72元/W，但二線廠商為回籠資金頻現0.59元/W的偷跑價；PERC組件名義報價0.62-0.70元/W，實際成交多靠攏下限。電池片環節，210RN已出現0.24元/W的"黑市價"，較公示均價低7.4%。硅料市場更是亂象叢生，N型復投料實際成交集中在36-37元/kg，較公示價低3-4元/kg，顆粒硅成交暗降至35元/kg。這種價格體系下，全行業已進入"虧現金流保市占率"的黑暗時刻，2025年Q2或成光伏史上最慘烈洗牌季。

原文標題:光伏產業鏈全線潰敗，價格何時觸底？