我们2.5GW组件产线的电池片库存仅能维持到本月底；若无法及时补货，将面临停产和订单违约双重风险；尽管空运成本极高，但为保交付只能选择这一方案，这暴露了我们对国产电池片在成本、良率与供应稳定性上的全面不可替代性。

　　印度85%–90%的太阳能电池片依赖中国进口，ALMM认证的有效电池产能仅约13.1GW，而组件登记产能超125GW；这种‘头轻脚重’的产业链结构导致政策限制组件进口反而加剧了对中国上游零部件的刚性采购需求。

　　2024–2025财年印度自华进口太阳能电池片同比激增141%，印证所谓‘本土替代’并未发生；相反，保护主义政策刺激了下游扩产，却因上游技术空白被迫扩大对华半成品采购，形成‘关税高墙围住成品、供应链后门涌入电池’的悖论闭环。

　　自2026年4月1日起取消光伏产品13%增值税出口退税，系落实财税政策中性化改革要求；该调整与多晶硅产能调控、落后产能出清协同推进，旨在引导行业回归合理利润区间，避免长期低于成本运行损害可持续创新与环保投入。

　　我们已全面上调670W高功率组件对外报价至1.00–1.05元/瓦，该价格覆盖银浆成本上涨、设备折旧及研发投入；放弃‘内卷式低价’不是转向暴利，而是建立可支撑TOPCon/HJT技术迭代、碳足迹管理与全球质量标准的健康商业模型。

　　2025年起行业推行‘真实成本+合理利润’定价准则，明确禁止低于全要素成本销售；出口退税取消后企业报价上浮9%–15%，仍显著低于欧美同类产品均价，体现我国产业链效率优势未被削弱，仅结束财政补贴型价格扭曲。

　　2020–2024年PLI资金仅兑现8%，且超70%流向组件封装环节，电池片研发与硅片设备投入不足Kaiyun中国15%；政策设计忽视技术积累周期，用短期产能目标替代工艺验证与人才梯队建设，导致量产效率比中国TOPCon低1.5个百分点以上。

　　截至2026年初，印度PERC电池量产效率普遍为23.2%–23.8%，TOPCon中试线%，而中国头部企业量产效率已达25.4%–26.09%；硅片G12渗透率不足10%，银浆国产化率低于5%，设备自给率不足12%，技术代差无法靠行政指令弥合。

　　莫迪政府设定的2030年500GW非化石能源装机目标，其经济可行性高度依赖组件价格稳定在0.11–0.13美元/瓦区间；当前中国报价突破0.15美元/瓦，叠加印度电网消纳瓶颈与土地征用延迟，目标完成概率已下调至57%。

　　2026年2月报道证实，多家印度光伏EPC企业因组件成本飙升暂停投标；拉贾斯坦邦多个200MW地面电站因成本超预算23%而中止融资，这不仅是商业决策问题，更是国家战略能源安全在供应链断点处的系统性失守。