由此也可看到，光伏企业在硅料价格上涨的情况下，爆发出了强大的供应链整合优势和技术创新优势，将组件价格涨幅控制在较为合理的范围内，待硅料价格下降后，光伏发电成本优势将显著提高。
而据能源一号统计，新入局者则有73家，遍及硅料、硅片、电池、组件，以及玻璃、EVA胶膜等各个细分领域。过去一年多，光伏行业的影响力和社会关注度快速提升，而密集出台的顶层目标及政策为光伏行业带来历史性机遇。
当天，更早发言的国家能源局新能源司副司长任育之提出了自己的三条建议。这还不包括那些即将跑步入场的新手。就连不少券商等分析机构也都希望能够在第一时间拿到PPT中的数据，以期在行业分析报告上浓墨重彩一番。12月15日，一年一度的光伏行业盛会2021中国光伏行业年度大会暨(滁州)光伏创新发展高峰论坛在安徽名城滁州举行。光伏行业就此可以安枕无忧了吗?答案是否定的。
在此背景下，不论是技术，出口，还是多晶硅、硅片、电池、组件各端依旧保持从24%至近605的的增长势头。中国光伏行业协会名誉理事长王勃华题为《光伏行业回顾与展望》的演讲更是将此次活动推向了高潮。当下10%的硅片价格降幅可能会将其净利率归零，以及难以招架下一波儿的硅片降价，并最终迎来哀鸿遍野、行业洗牌的局面
从现有市场布局、扩产速度、新增企业等角度来看，今后多晶硅的行业变化在以下几个层面：第一，过去大全能源、通威股份、新特能源、保利协鑫等4家产能较高的多晶硅企业集中度占比，或将下降。2018年到2019年时，主要巨头们都进行了规模性的产能扩张，技术领先的高纯多晶硅公司通过加强产品品控、并基于单位投资强度较低、电耗低等优势将国内外的落后产能替代，形成了短期强大的业务壁垒优势。(下图仅供参考，不确定是最终数据，以各大公司公布为准) 据硅业分会数据，2020年，我国的多晶硅产量约为39.6万吨。而根据最新的IHS Markit的报告显示，可能2022年的全球光伏新增装机将同比增幅超20%，并首次超过200GW的里程碑。
未来，随着一批新企业的快速扩产，四家公司的产量集中度或将分散。这个趋势，从通威、保利协鑫、新特能源等传统巨头的身上也可以看到。
据其统计，2022 年硅料的有效供给分别或为83~85 万吨，同比增长 45~50%;按照硅耗 2.9~3g/W测算，预计硅料可满足278~290GW组件生产。当然，传统多晶硅巨头存在着很强的高技术壁垒和高扩产能力、优秀研发人员等优势，快速扩产、快速落地新产能、增加下游合作伙伴的广度与深度等特点会充分调动、发挥出来，继续领跑行业的状态不会有大的改变。明年特别是下半年更多的多晶硅项目投产后，价格会有一定回归。国金证券认为：2022 年硅料大概率仍为产业链刚性瓶颈。
一些新多晶硅公司没有旧产能包袱、平价上网确定等因素，会积极参与新一轮竞争。如果联想到2022年部分多晶硅投资项目将逐一落地的话，未来多晶硅总产能将会快速扩张。今年以来，因为产能错配、硅片及电池组件等的扩产速度快于硅料，让硅料这样的头部产品价格涨幅剧烈，1月至今涨了高达165%，超越硅片的62.6%、组件的10.8%的涨势。截至目前，包括通威股份、保利协鑫、大全能源、东方希望、特变电工等重量级巨头都分别公布了2022年的产能目标、扩产进度或产量实现情况，加上润阳、晶诺等多晶硅新企业都在陆续上线，明年预计多晶硅的总产能将走向近200万吨。
新玩家中，有的直接上马5万吨、10万吨的新产能(落地为产量的话，仍需时日)，从而摆脱以往亦步亦趋的扩产战略。因此一段时间内，上述4家公司的产量在5万吨以上，占国内总产量的76.3%。
(昨日稿件：独家：明年硅片或有500GW以上产能释放，)预计多晶硅和硅片的供需错配可能会有所持续。由于竞争的激烈程度加剧，下游硅片厂商的选择余地变大，因此多晶硅价格将会步入到下行通道的概率有所增加。
2021年前11月，国内组件产量是130GW，同比增长58.5%，多晶硅产量是36万吨，同比增长24.1%。整体来说，2022年多晶硅的产能和产量都将有效释放，供需处于紧平衡状态，硅片明年可能会有500GW的产能释放，当然产量小于产能。继国内多晶硅多个产品价格开始下滑的消息于今天公布后，数家硅片采购商对能源一号表示，硅片市场正与硅料商博弈，目前硅料价格确实有下调趋势，但成交量不大。硅业分会的消息显示，本周国内单晶复投料价格区间在23.3-24.3万元/吨，成交均价下滑至23.86万元/吨，周环比跌幅为4.94%;单晶致密料价格区间在23.1-24.1万元/吨，成交均价下滑至23.62万元/吨，周环比跌幅为5.14%。第三，价格有望在明年开始逐渐回归。第二，大量中国企业都在积极上马大规模项目，不再小打小闹。
260元每公斤的高价支撑力度会不足，因此短期内多晶硅价或将迎来拐点。假设是根据国金证券的预测，那么2022年的多晶硅硅料供给将大幅增长，可能会是2021年的一倍以上。
从价格方面来看，多晶硅价格可能会实现理性回归，企业会保持合理的毛利率和净利率，通过扩产来实现量价的稳定走向。而来自中国光伏行业协会的数据，2017-2019年中国前十多晶硅企业产量占国内多晶硅总产量的比重分别为76.03%、79.92%、92.11%
哪个场景不想要同样面积更高功率的组件?一样版型尺寸大小的组件，功率高出10-15瓦;哪个场景不想单瓦发电量更高?一样一个1兆瓦N型电站比一个1兆瓦P型电站，发电量比平均高出3-5%。至于为什么选择在这个点推出N型的理由，水到渠成吧，技术和工艺成熟度到了、量产良率和规模化到了、PERC进步空间没了，所以是时候进步了。
最后，有关新技术的成本问题。用不理性低价换取示范项目的做法也不持续，还是要靠工艺的进步，量产可行性的达成。这次的供应链波动导致组件成本上涨，也从某种程度说明，如果技术不进步、不迭代，组件效率和性能不变，那电池和组件的发展是没有任何弹性的，下游开发企业更是只能人为刀俎，我为鱼肉，非常被动。记者：在组件选型时，会有哪些安全风险因素要考量?钱晶：首当其冲的是组件电流增大导致的直流限发风险。
西北、东北、西南地区，特别是夏天，中午地表温度就会达到45-50度，组件温度就更高，发电量影响明显，加速热斑形成，电池失效。为此，记者采访了晶科能源副总裁钱晶女士。
记者：你认为大基地项目和之前领跑者项目有哪些相同处?钱晶：对于更高效率、更高能量密度的先进技术的要求是一样的，此类国家级示范性项目一定考虑使用有前瞻性、技术性革新的、并有产能保证的产品，同时双面组件占比会增加。而只有依靠组件效率提升、单瓦发电量提升，以及长期可靠性包括但不限于衰减特性、温度系数、弱光性、双面率等全方位提升，才能让度电成本更低。
记者：会有哪些不一样的地方?钱晶：和之前领跑者项目比，大基地项目，它的大容量和高集中度，使得大家除了看重系统的发电性能外，同时也更看重系统的稳定性。在近日召开的中国光伏行业协会滁州会议上，晶科能源的N型组件引起广泛关注和热议。
另外，兼顾高功率和安全电流，对于要求大功率的百兆瓦甚至GW级别大型项目，N型产品在安全性上远远优于21X组件。第二，N型高温属性，LeTID高温致衰，以及温度系数，这两点对于大基地项目选择也是关键。记者：在对于平滑电网冲击这个层面，N型产品有哪些优势?钱晶：第一，N型组件具有良好的弱光表现性能。发电量波动无论是在一天内的，还是季节性的波动，都是越平缓越好，还更具安全性。
未来随着双面组件比率加大，大多数地面电站都会考虑使用双面组件，那谁不想背面增益更高?大部分项目地年平均气温20度以上，夏天气温在30度以上，几乎每个项目或多或少都会受到发电量高温损失带来的影响，N型TOPcon低温度系数此时就能发挥作用。尤其是在早晚光照条件较弱的情况下，如7:00-8:00及16: 00-17:00时间段，Topcon相对增益平均可多出2.8-3.6%，累计全天TOPCon相对增益约3.46-4.56%。
据业界相关专业机构的研究，大电流极易引起光伏连接器失效;尤其是在电站可融资性项目组的前20大技术失效列表中，只考虑失效风险所造成的发电量收益损失，连接器损坏和烧毁排在第2位。对于又要高功率，又要安全电流范围的大基地项目，182尺寸上的N型组件，相对而言是兼顾两者，毕竟600瓦以上功率，14A左右的电流值也是时下最优选。
已有多个比较试验电站数据显示，在晴天情况下，相对于P型同尺寸组件，N型Topcon组件单瓦发电能力在早中晚优势都较为明显。同样是N型，大家都在热议HJT和TOPCon，其实纠结的人因为都不清楚两者的成本到底差多少，如果了解了，就不纠结了。
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