2025年5月以来，光伏产业链价格呈现加速下跌态势，硅片、电池片、组件及硅料四大核心环节全线失守。

N型硅片成为重灾区，G10L（182 * 183.75mm）成交均价跌至1.01元/片，周跌幅达9.82%，G12R（182 * 210mm）更暴跌13.85%至1.12元/片，已低于90%企业的现金成本线。

硅料环节同样惨烈，N型复投料报价降至36-37元/kg，二三线企业N型料甚至低至34元/kg，硅料厂库存积压达27-30万吨，陷入"有价无市"困境。电池片价格跌破历史新低，183N和210RN电池均价仅0.26元/W，部分专业化厂商库存超5天，被迫低价抛货。组件市场TOPCon现货价格全面下探至0.63-0.72元/W，分布式项目最低报价触及0.62元/W，行业平均毛利率已压缩至5%以下。

终端需求断崖式下跌,导致下游企业采购策略转向极致保守。

五一节后，组件厂订单能见度骤降，头部企业排产降幅超10%，二三线厂商现金流压力下出现0.63元/W的"自杀式"报价。电池片环节面临双重挤压：上游硅片降价未能缓解成本压力，下游组件厂将亏损转嫁要求电池片价格再降0.02-0.03元/W。目前183N电池实际成交已跌破0.26元/W，部分厂商被迫接受"亏损保订单"的饮鸩止渴策略。更严峻的是，工业硅社会库存突破60万吨，多晶硅厂采购硅粉价格压至9400元/吨，产业链上下游陷入"越降价越不买"的恶性循环。

多家机构对短期行情持悲观态度。Infolink Consulting指出，电池片减产幅度（5-6GW）远不及需求萎缩速度，5月库存预计再增4GW，价格可能下探至0.24元/W。硅业分会数据显示，硅片环节开工率已降至55%-58%，但专业化厂商减产犹豫导致库存增至20.62GW，价格支撑持续弱化。更值得警惕的是，当前硅料价格若再降3-4元/kg，将触发40%产能的现金成本线，但需求端光伏装机增速已从Q1的30.5%放缓至5月预估的8%，供需剪刀差持续扩大。

5月产业链呈现"冰火两重天"的生产格局。

硅料产量预计9.7万吨（环比-5%），但颗粒硅占比提升至21%，低成本产能逆势扩张；硅片排产59GW（环比-10%），其中210R N型占比首超30%，大尺寸化加速淘汰落后产能；电池片排产61.7GW（环比-9%），但TOPCon占比仍达91%，技术迭代反而加剧同质化竞争。最极端的是组件环节，头部企业通过长单锁量维持60%开工率，而中小厂商排产降幅超30%，行业分化达到历史峰值。

当前硅片价格已击穿企业心理防线。

N型G10L主流报价0.98-1.02元/片，最低出现0.95元/片的"僵尸单"，210R N型均价1.15元/片，较现金成本低0.05元/片。一体化企业凭借自用比例优势仍维持60%-80%开工率，但专业化厂商库存周转天数已超20天，部分企业开始计提存货跌价准备。值得注意的是，P型硅片因东南亚定制订单支撑暂时企稳，但N型替代率突破92%后，这种"价格孤岛"效应难以持续。

短期来看，组件价格仍处下行通道。

分布式TOPCon现货可能跌向0.62-0.65元/W，BC/HJT组件或将失守0.7元/W关口，集中式项目长单价格已出现0.6元/W的"地狱级"报价。中期能否企稳取决于三要素：硅料厂是否出现30%以上规模减产、欧洲夏季装机能否消化20GW库存、以及BC/钙钛矿技术能否在Q3实现成本突破。值得关注的是，当前价格已引发行业自律行动，多家企业参与限产控价会议，试图通过配额制防止"531"后价格雪崩，但产能出清仍需6-8个月时间。

当前市场实际成交价呈现"明盘暗降"特征。

TOPCon组件主流区间0.63-0.72元/W，但二线厂商为回笼资金频现0.59元/W的偷跑价；PERC组件名义报价0.62-0.70元/W，实际成交多靠拢下限。电池片环节，210RN已出现0.24元/W的"黑市价"，较公示均价低7.4%。硅料市场更是乱象丛生，N型复投料实际成交集中在36-37元/kg，较公示价低3-4元/kg，颗粒硅成交暗降至35元/kg。这种价格体系下，全行业已进入"亏现金流保市占率"的黑暗时刻，2025年Q2或成光伏史上最惨烈洗牌季。

       原文标题 : 光伏产业链全线溃败，价格何时触底？