从企业来看，走出同质化竞争核心途径在于持续推动技 术创】，以实现产品高效化、场景化、差异化。我们看好 BC、铜浆等】技术。
反内卷核心是不低于成本销售。近期硅料均价大幅上涨，核心驱动因素为符合“不低于成本销 售”要求。关于成本需要厘清以下几个概念：（1）成本为企业自身成本还是政府指导的基准成本？ 我们认为政府有望出台指导价，但不低于成本销售主要依据为企业自身成本。指导价有望成为收电 基金重要指标。（2）成本为现金成本、生产成本、全成本（不含税）还是含税成本？我们认为此处 成本为含税成本。 一般而言，硅料生产成本具体如下： 可变成本=电力成本+工业硅粉+人力+蒸汽、用水+其他等成本； 生产成本=可变成本+折旧， 全成本=生产成本+三项费用(管理费用、销售费用、财务费用) 含税成本=全成本×1.13%（增值税税率为 13%） 电力成本：电力成本在多晶硅生产总成本中占据比重较大，由综合电耗水平及电价两部分核算。 据 solarzoom 数据，多晶硅平均综合电耗为 50kWh/kg。目前多晶硅主产区平均电价（未计增值 税）约 0.27 元/kWh，部分企业可通过自备电厂供电，享受更低廉电价。据此推算生产多晶硅的电 力成本为 13.27 元/kg。 金属硅及硅芯：据 solarzoom 数据，多晶硅先进产能的硅单耗大概在为 1.08kg/kg，生产多晶 硅的硅粉成本为 9.37 元/kg，硅芯成本为 2 元/kg。 蒸汽成本：蒸汽耗量指多晶硅生产外购的蒸汽量，用于精馏、冷氢化、尾气回收等环节，而还 原炉余热利用所产生的蒸汽已通过电力形式转化，并不计入。据 solarzoom 数据，多晶硅平均蒸汽 耗量约为 15kg/kg-Si，据此推算生产多晶硅的蒸汽成本为 0.93 元/kg。 人工成本：随着多晶硅工艺技术瓶颈不断突破，工厂智能化制造水平的不断提升，多晶硅厂的 人均产出也逐步提升。据 solarzoom 数据，人工成本大概在 1600 元/吨。 其它制造成本：在多晶硅的生产过程中，除了主要原料消耗硅粉外，还涉及氯气、氢气等气体 成本、能源成本以及维修和维护设备费成本，据估算生产多晶硅的其他成本为 2.5 元/kg。
折旧成本：从近几年多晶硅项目投资成本来看，一线厂商万吨投资成本可达到 5 亿元，据 CPIA 数据，多晶硅万吨投资成本大概在 8 亿元。按照上市公司披露的 5%净残值率及 10 年的折旧年限来 推算，每年折旧额度为 7600 万，1 万吨=1000 万 kg，生产多晶硅的折旧成本为 7.6 元/kg。而如果 开工率只有 50%，年产出只有 5000kg，那么单位产出所需要承担的折旧费用为 15.2 元/kg。
综上，根据 solarzoom 数据，满产情况下，多晶硅先进产能现金成本约 29 元/kg，生产成本约 37 元/kg，全成本不含税约 40 元/kg，全成本含税价约为 45 元/kg。（1）假设硅料成交价为 34 元， 不含税价格为 30.1（已经低于先进产能满产时生产成本），减去全成本（不含税）30.1-39.7=-9.6/kg； 完全停产亏折旧成本以及三费，大概为 10.5 元/kg，维持生产亏损更少，所以此时企业会选择维持 生产。
目前，行业多晶硅开工率 38.6%创历史】低，行业平均可变成本、折旧成本将明显高于 29 元 /kg、7.6 元/kg，我们预计在开工率 50%左右时候，行业平均可变成本、生产成本、全成本（不含 税）约分别为 33.5、42.3、45.6 元/kg。 目前硅料收电兼并细节未公开，我们假设兼并对价 700-800 亿元进行收购，要求 5 年内清偿完 毕债权人，被收购产能负债率约 70%，收购方实际需要承担的债务是 490-560 亿元，则需要每年还 款约 98-112 亿元。假设行业兼并后，多晶硅年出货量 130 万吨，为了覆盖每年 98-112 亿元的债务 支出而分摊到多晶硅生产上的成本约 0.75-0.86 亿元/万吨，即 7.5-8.6 元/kg。维持一般制造业毛利 率 15%，则硅 料成交价为 66.8-67.9 元/kg（即 6.7-6.8 万/吨）可以覆盖全 成本（含 税）、产能收 购成本及合理盈利 。 电耗以及折旧在成本中占比分别达 36%、21%。根据 CPIA 数据，考虑到技术进步等因素，从 2024 年到 2030 年，光伏行业平均综合电耗、能耗、多晶硅生产线投资成本均存在 10%以上的降本 空间。当前多晶硅产业正处于深刻调整、结构重塑的关键阶段，国家部委与协会正通过“反内卷” 行动、产能并购、绩效标准等措施，多维度积极干预，未来有望通过产能并购实现多晶硅价格恢复 理性区间。
136 号文推动新 能源全面进 入电力市场，光伏电价 面临下 行压力。2024 年电力现货市场持续推 进，政策密集出台。2025 年 2 月国家发改委、能源局联合印发的《关于深化】能源上网电价市场 化改革促进】能源高质量发展的通知》发改价格〔2025〕136 号明确，】能源全面入市，且不得将 配置电能作为】建】能源项目核准、并网、上网等的前置条件。截至 2025 年 9 月 9 日，已经有 22 个省份公开了省级“】能源上网电价市场化改革方案”。其中，1 省已经开展首次竞价工作；7 省正 式下发改革方案，14 省出台改革方案征求意见稿。从 136 号文到各地承接文件，我们可以看出基本 符合“存量保稳、增量竞优”的双轨制设计，存量项目通过“差价结算”平衡市场化冲击，增量项 目通过“申报率+分类型竞价”推动市场定价，明确机制电价、机制电量等参数，其中蒙东现货市场 申报价格上限暂定 1.5 元/千瓦时，下限突破至-0.05 元/千瓦时，显著扩大价格波动空间，倒逼电能 参与实时套利。2025 年 9 月，国网山东省电力公司向社会公示山东 2025 年】能源机制电价竞价结 果，光伏机制电价为 0.225 元/千瓦时、机制电量比例为 80%，光电机制电价为 0.319 元/千瓦时， 机制电量比例为 70%。电价方面，与山东此前的标杆电价 0.3949 元/度相比，光伏、光电分别下降 43%、19.2%。我 们认为，531 后政策红利消 退，新增项 目将面临新能源入 市后市场 化竞价定价压 力，在自由 竞价下光 伏电价 中枢预计下 移，项目 收益率 预期不稳， 光伏增量 项目未 来盈利能力 或存 在分化，短期压制光伏需求。
根据 solarzoom 数据，截至 2025 年 8 月 14 日，硅料毛利润为-0.01 元/W，硅片毛利润为-0.03 元/W，电池片毛利润为-0.03 元/W，组件毛利润为-0.02 元/W，全行业整体毛利润达-0.08 元/W。 如果硅料涨价 1 万/吨，组件成本抬升约 0.02 元/W，若各环节均不低于成本价销售，则组件价格约 需提升 0.09 元/W 以上。 根据 CPIA 数据，2024 年，我国地面光伏系统的初始全投资成本为 2.90 元/W 左右，其中组件 约占投资成本的 29.3%，大概为 0.87 元/W 左右，非组件成本约 2.03 元/W；工商业分布式光伏系 统初始投资成本为 2.7 元/W。我们取光伏系统初始投资成本为 2.75 元/W（非组件成本约 2.03 元 /W，组件成本 0.72 元/W），光伏年利用小时数取 1300 小时，资本金比例 30%，贷款利率取 2.5%， 使用年限取 20 年，假设光伏上网电价均为 0.25 元/千瓦时（电价方面，全国燃煤标杆电价均价为 0.3657 元/千瓦时），测算光伏项目的资本金 IRR 为 6.05%。据测算组件成本每提高 0.1 元/W， 光伏项目 IRR 下降约 0.3-0.5pcts。根据上述的硅料、组件价格以及电价分析，我们对全国光伏】 增项目的收益率做敏感性分析。结果显示，若要满足 6%以上的收益率要求，则需要电价不低于 0.25 元/千瓦时，大概占燃煤标杆电价的比例不低于 70%，且组件价格不高于 0.70 元/W（大概对应硅料 价 38 元/kg）。
目前市场对于光伏反内卷的期待高，若后期供给侧改革相关政策进一步落地，产业链价格中枢 有望抬升。从需求角度而言，随着分布式】规以及 136 号文】能源全面入市背景下，光伏电价和光 伏收益率仍呈现下降趋势，终端需求压制尤在。如果产业链价格集体上涨，将从成本端进一步挤压 终端装机 IRR。从价格传导来看，“销售价格不低于成本”约束下，多晶硅价格支撑相对坚挺。
当前行业陷入“内卷”困境的核心问题在于产能过剩、存量博弈与创】不足。行业从争夺存量 转向创造增量有赖于政策引导、技术创】和“出海”多条路径走出“内卷”。从企业来看，走出同 质化竞争核心途径在于持续推动技术创】，以实现产品高效化、场景化、差异化。我们看好 BC、铜 浆等】技术。
BC 加速产业化
BC 电池产能加速扩张。BC 电池将电池的正负电极均集成在背面，正面无栅线遮挡，最大限度 地吸收太阳光，具有高转换效率、低衰减系数、低温度系数等优势，理论效率极限达 29.1%，接近 单晶硅电池理论极限，并且其与 PERC、TOPCon、HJT 等技术结合形成的 HPBC、HBC、TBC 等 电池结构，可进一步提升性能。目前头部企业领先布局，加速产能扩张。隆基绿能 BC 产能规模领 先，PERC、TOPCon 加速改造迁移为 BC 电池，2025 年底 BC 产能有望达 50GW，2026 年底国内 电池产能计划全部切换为 BC 产能。爱旭股份 ABC 组件性能优异，2025 年产能将有 35GW。此外 多个企业的 BC 项目在规划或建设中，包括隆基与英发德耀、五粮液合作的 HPBC 电池项目，隆基 与金阳】能源、福建钜能合作的 HBC 电池项目，爱旭与创维光伏合作的 BC 电池项目等。 BC 电池客户海内 外接受度提 升。（1）首先是因为 BC 效率优势领先，2025 年 4 月 11 日，隆 基宣布，其自主研发的杂化背接触晶硅太阳电池 HIBC 经德国哈梅林太阳能研究所（ISFH）认证， 光电转换效率达到 27.81%，再一次刷】世界纪录，6 月 11 日，在第 18 届（2025）国际太阳能光 伏展（SNEC）上发布 HIBC 】品，量产组件效率逼近 26%。（2）技术进步推动下，BC 电池制造 难度和生产成本大幅下降。近两年，激光图形化、湿法工艺、低阻高氧硅片、0BB、无银金属化等一 系列技术的出现，令 BC 电池突破瓶颈，实现了大规模量产。爱旭首创超快激光图形化技术，将 BC 电池的生产步骤从最初的 20+步缩减至 12 步，整体电池生产成本降低 60%以上。（3）应用场景的 适配性大幅提升。目前，BC 电池凭借外观美观，不仅适配高端分布式场景，并逐步向集中式地面电 站拓展。2024 年下半年以来国央企组件集采相关标段规模达 4.4GW，在海外市场也实现量的突破， 未来市场渗透率有望逐步提升。根据中电联《背接触（BC）电池技术发展白皮书》保守估计，从 2025 年起 BC 组件的市场占比将持续提升，到 2030 年渗透率将达到 62%。
国央企组件集采中 BC 组 件 溢 价 明 显 。目前由于 BC 电池加工难度较高，生产成本仍高于 TOPCon，但其发电增益效果明显，且随着加速产业化以及贱金属化，BC,设备、材料等成本投入与 TOPCon 差距快速缩小。根据《背接触（BC）电池技术发展白皮书》当前 BC 的制造成本与 TOPCon 相比差异已经控制在 5 分/以内，未来 BC 技术有望通过电池效率提升、规模化以及 BC 工艺进步（少 银和无银金属化）实现快速的成本下降，预计未来一年量产 BC 成本将与 TOPCon 平齐，甚至低于TOPCon。从国央企组件集采中来看，BC 组件较 TOPCon 组件溢价为 0.03-0.1 元/W，2025 年 BC 较 TOPCon 组件的溢价有一定程度收窄，但仍维持 0.05-0.06 元/W 的较高水平。我 们 预计随着龙 头 BC 电池成本和 TOPCon 持平，BC 的盈利前景将 进一 步改善。
少银化势在必行，铜浆料有望率先产业化
银浆占电池非硅成本超 50%，去银少银势在 必行。根据 CPIA，银浆在电池片成本中占比较高， 2024 年 12 月各环节不计折旧，硅料、硅片、电池片环节不含增值税的情况下，最终组件含税成本 （含最低必要费用）为 0.692 元/W，其中银浆（包含主副栅）的成本为 0.072 元/W，占电池成本的 27.3%，占到电池非硅成本超 50%，组件成本的 10.4%。银价高位下，少银/无银化势在必行。目前 主要通过多主栅技术、减小栅线宽度、贱金属技术等来减少银浆消耗量。2024 年 TOPcon 电池 0BB 市场占比增至约 1%，预计在 2030 年达到约 39.6%，XBC 将与 TOPCon 电池片保持类似的趋势； HJT 电池 2025 年 0BB 技术将成为市场主流，2026 年将全面使用 0BB，银耗下降空间有限，因为需 依赖材料创】。我 们认为 TOPCon 将推动银铝浆 优化，HJT 加速银包铜、铜电镀应用。
银包铜、电 镀铜、铜 浆并行 发展，多元 降本。铜导电性能仅次于银，电量丰富、价格低廉，仅 为银的 1/100，但高温易氧化。要实现铜浆的大规模应用，面临接触机理缺失和长期氧化可靠性两 大技术难题。总体来看，目前有两条主要技术路径：（1）高温铜浆，即开发可在高温烧结的铜基导 电浆料，适配现有印刷烧结工艺，可直接在现有生产线上替代银浆。高温铜浆面临铜浆在> 600℃烧 结时易氧化，且铜扩散进入硅体损害少子寿命等问题。（2）低温铜浆，包括低温固化铜浆料和电镀 工艺，避免高温烧结以绕过铜易氧化的问题。银包铜通过金属铜部分替代银，用银覆盖铜。不断调 整银与铜的掺杂比例，在保证光电转化效率的同时降低浆料成本。银包铜粉在高温环境下容易氧化， 故只能用于 HJT 电池的低温银浆上。根据 CPIA，2024 年异质结电池片金属电极制备的主流由低 温纯银浆料转变为低温银包铜浆料，当前银包铜电极市场占比达到 75%。电镀铜是利用电解原理在 导电层表面沉积铜膜，优势在于用铜替代全部金属银，材料价格低廉，并且可实现双面金属化；劣 势在于工艺流程复杂导致前期投资成本较高以及电镀液中含有大量有害化学物质会带来环保问题。 我们认为随着 XBC、TOPCon 和 HJT 等技术的推广，铜 浆的应用将成为重 要趋势，银包铜、电镀 铜、铜浆等技术路 线将并行 发展，形成多元化 的降本方 案。
产业已实现 量产突破 。隆基绿能、晶科能源、晶澳科技等都在进行无银金属化电池片研发，聚 和材料、帝科股份等企业通过材料创】与工艺迭代，逐步攻克氧化、扩散和焊接难题。目前，东方日升的异质结伏曦电池片使得电池单瓦纯银耗量从 6mg/W 降 0.5mg/W。聚合材料低固含浆料（降 银 0.2-0.4t/GW）与银包铜浆料（含银量已下探至 20%）快速迭代，铜浆技术 HJT 路线完成验证 （DH2000）、TOPCon 方案（DH1000）即将定版。帝科股份采用银包铜浆料 Stencil 细线印刷技 术革】与量产应用，推动的<20%低银含 DK61F 银包铜浆料产业探索与实践。
