1.1 “反内卷”动态推进，价格管控+供给侧出清有望推动行业盈利改善
2025 年 7 月以来光伏行业“反内卷”顶层信号密集释放，且规格持续提升，在价格管控等 方面取得了显著成果，我们预计后续在价格管控、加速落后产能退出等方面将持续推进， 带动行业盈利改善。
1.1.1 价格管控：多晶硅价格上涨至覆盖成本，后续产业链价格中枢有望逐步覆盖成本
我国《反不正当竞争法》中规定“经营者不得以低于成本的价格销售商品”，7 月 16 日， 光伏行业高质量发展会议规定行业进行成本摸排，定价低于最低成本价或面临处罚；7 月 24 日，发改委、市场监管总局联合发布《中华人民共和国价格法修正草案（征求意见稿）》， 明确低价倾销的认定标准为以低于成本的价格倾销，为整治低价倾销提供了法律依据。 7 月起产业链上游价格逐步上涨至覆盖成本，据硅业分会，9 月下旬以来 N 型致密料成交 均价稳定在 4.97 万元/吨，较底部涨幅 56%，测算该价格已可覆盖头部企业成本；截至 12 月 11 日，多晶硅期货主力合约收盘价为 5.58 万元/吨。
根据我们与产业交流，目前产业链上游企业报价主要遵循《价格法》覆盖全成本，中下游 企业报价策略有一定差异（受到库存成本及上下游博弈影响）。据 InfoLink，截至 12 月 10 日，183/210R/210 规格硅片成交均价 1.18、1.23、1.50 元/片，TOPCon 电池片成交均 价 0.275-0.28 元/W，国内组件成交均价 0.685-0.76 元/W。
价格上涨带动下，多晶硅环节盈利显著修复，25Q3 头部企业经营端已实现正盈利；Q3 硅 片环节顺价相对顺畅，叠加部分低价库存影响，盈利显著改善；电池组件环节价格涨幅未 完全覆盖成本上涨，测算盈利仍处于承压状态。
展望后续，“反内卷”推进背景下，我们预计产业链价格整体将逐步向覆盖全成本的中枢 移动。我们测算产业链主要环节覆盖全成本后对应组件含税价约 0.81 元/W（考虑部分深 度亏损的辅材环节修复至边际产能成本），终端市场或具备较好的承接力。
1.1.2 供给侧出清：收储动态推进，多晶硅能耗新标有望加速落后产能出清
本轮“反内卷”多次强调依法依规、以市场化法治化方式推动落后产能有序退出，同时强 调修改完善法律法规、强化制度标准的刚性约束。多晶硅环节能耗相对较高，且新旧产能 具有一定能耗差距，预计多晶硅能耗将成为后续落后产能出清的抓手。 9 月 16 日国家标准《硅多晶和锗单位产品能源消耗限额（征求意见稿）》发布，本次修订 将三氯氢硅法多晶硅 1 级（先进值）/2 级（新建或改扩建）/3 级（现有企业）单位产品 综合能耗下调至 5/5.5/6.4kgce/kg，较前期指标（1/2/3 级分别为 7.5/8.5/10.5 kgce/kg） 显著下调；新增硅烷流化床法能耗 1 级/2 级/3 级能耗标准 3.6/4.0/5.0 kgce/kg。 据硅业分会，该标准正式实施后，多晶硅单位产品能耗不达基准值要求(6.4 kgce/kg)的 企业将被限期整改，逾期未改或整改后未达准入值(5.5 kgce/kg)的企业将被关停。根据 硅业分会初步统计，现有产能结构有序调整后，国内多晶硅有效产能将降至约 240 万吨/ 年，较 2024 年底下降 16.4%，与已建成的装置产能相比减少 31.4%。因此，随着能耗新标 的严格执行，多晶硅落后产能将加速出清，供需格局有望得到实质性改善。
产能重组方面，硅料环节作为本轮产能过剩的焦点、产业链的“牛鼻子”、企业数量相对 较少的环节，无疑是行业进行产能重组的理想切入点。 7 月 23 日，行业传出初步收储支付机制，或按照固定加浮动提取机制。据产业反馈，硅料 产能整合的事宜确实在实质性推进，或通过头部企业牵头收购整合中小硅料厂的方式进行， 最快有望在今年达成相关协议，从根本上解决供需失衡问题。 7 月 31 日路透报道，协鑫科技称中国主要多晶硅生产商正致力于设立基金收购并关闭多 晶硅产能，基金规模将达 500 亿元人民币，将关闭至少 100 万吨多晶硅产能，约占总产能 的三分之一；生产商寻求制定类似欧佩克的多晶硅生产配额。 据产业反馈，多晶硅产能整合的事宜确实在实质性推进，或通过头部企业牵头收购整合中 小硅料厂的方式进行。 12 月 9 日，据人民财讯，多晶硅产能整合收购平台正式成立，公司名称为北京光和谦成 科技有限责任公司，注册资本 30 亿元；12 月 10 日，光和谦成的 10 大股东名单披露，通 威（30.35%）、协鑫（16.79%）、东方希望（11.3%）、大全（11.13%）、新特（10.12%）为前 五大股东。
我们认为，多晶硅供给端整合涉及相关利益方较多，过程曲折符合预期，平台公司成立为 收储推进的标志性事件，建议持续关注后续进展。若多晶硅完成供给端整合，将有效控制 行业产出、阶段性解决供给过剩，同时为其他环节提供产能整合的思路。
1.2 尾部企业逐步退出，龙头发力高效化技改加速落后产能出清进程
市场化维度，当前光伏主产业链已持续亏损近两年，企业通过以销定产、收缩规模等方式 加强现金管理、控制亏损规模，25Q3 大部分主链企业经营现金流环比改善。
此外，电池组件龙头加速 TOPCon、BC 等路线的高效化技改，晶科能源、通威股份、晶澳 科技、天合光能等头部企业推出最新一代产品，并陆续在年底进入交付阶段。
在当前功率水平下进一步提效，需要增加工艺难度更高、价值量更大的全新设备，对企业 技术积淀、资金实力均提出了较高的要求，相较头部企业，二三线企业在继续提效的意愿 和能力上均有显著差距。而高功率组件不仅有助于降低单瓦制造成本，头部企业还可以凭 借其在组件功率上的领先优势获得更多订单，从而提升产线开工率，摊薄能源、人工及制 造成本，进一步拉开与二三线企业的差距。 我们预计 2026 年头部企业高效产能比例将进一步提升，650W+的组件产品供应能力或成 为一二线企业之间的分水岭，落后产能有望加速出清。
1.3 2026 年产业链有望实现扭亏（主要环节盈利弹性测算）
“名义产能”维度，当前光伏产业链主要环节供给仍处于过剩状态。展望 2026 年，“反内 卷”有望推动行业落后产能加速出清，同时市场化出清持续进行，二三线企业稼动率或将 维持较低水平，尾部产能加速退出/重组，我们认为 2026 年光伏产业链盈利有望实现扭 亏。
因此，我们在反内卷价格管控推行使得“产业链价格覆盖成本”的前提下，基于保守/中 性/乐观三种假设，测算产业链主要环节盈利弹性。因各环节产业特征不同，我们针对不 同环节选择不同的测算逻辑。 1）多晶硅：多晶硅环节成本曲线较为陡峭，我们将不同需求（产出）假设下对应的边际 产能成本设定为产业链均衡价格，进而推算各企业对应的盈利情况。 保守/中性/乐观假设下，按照硅耗 2.1g/W 测算，2026 年全球光伏新增装机对应硅料需求 约为 117/131/148 万吨，剔除需要海外硅料的美国需求后，对应国内硅料需求 107/120/136 万吨。
但当前时点即使是头部企业也难以维持较高的开工率，而开工率对企业成本影响较大，按 照设备投资额 7 亿元/万吨、折旧 15 年计算，开工率 70%/50%/30%对应单位折旧分别为 0.67/0.93/1.56 万元/吨。
因此，我们测算企业全成本曲线以推演产业链价格。为简化计算，在测算全成本时，我们 假设当前维持大规模生产的企业（剔除停产的老旧产能）稼动率保持在 2025 年的平均水 平，对应行业平均开工率为 30%~55%，头部企业及部分先进产能稼动率略高。 据此测算，保守/中性/乐观需求假设下对应的边际产能全成本约为不含税 5 万元/吨，对 应含税价格约为 5.7 万元/吨。
2）硅片/电池片/组件：考虑到主产业链中下游环节成本曲线相对平缓，我们参考各环节 设备投资额、按照不同投资回收期假设测算各环节盈利弹性。
3）光伏玻璃/胶膜：光伏玻璃及胶膜环节成本曲线具有一定梯度，我们参考设备投资额和 投资回收期、以及头部及二三线企业的成本差距。
2.1 25 年抢装拉动需求增长，政策变化下 26 年需求面临下滑压力
2025 年需求回顾：新能源入市新规带动国内抢装，海外维持高景气
2 月 9 日，发改委、能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量 发展的通知》（136 号文），要求新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价 通过市场交易形成；按照 2025 年 6 月 1 日进行新老划断，存量项目通过开展差价结算实 现电价等与现行政策妥善衔接，增量项目市场化竞价确定机制电价，通过差价合约稳固长 期收益率预期。136 号文发布后国内抢装带动新增装机规模显著提升，1-10 月国内新增装 机 253GW，同比+40%，其中 1-5 月新增装机 198GW，同比+150%。
出口方面，1-10 月电池组件出口 294.6GW，同比+15%，其中组件出口 208.0GW，同比-0.1%； 电池片出口 86.6GW，同比+78.4%。
2026 年需求展望：国内需求承压，中性假设下需求面临下滑压力
展望 2026 年，高基数背景下 26H1 新增装机同比压力较大，2026 年国内装机较大概率出 现光伏平价以来的首次负增长，考虑到各地市场化电价不确定性较大，我们预计保守/中 性/乐观假设下国内新增装机 185/225/275GW，同比-35%/-21%/-4%（2025E 285GW）。
海外需求整体持续高景气，其中美国受《大而美法案》及关税政策影响需求或有一定波动， 预计同比持平左右；欧洲市场增速放缓，高基数下维持低速增长；中东、东南亚等新兴市 场快速增长。 综合以上假设，预计保守/中性/乐观假设下 2026 年全球新增装机 443/497/562 GW，同比 -17%/-6%/+6%（2025E 531GW）。
2.2 机制电价好于预期，绿电直连、配储等模式发展，国内需求有概率超预期
2 月 9 日发改委、能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发 展的通知》（136 号文），全面入市后光伏电价端不确定增大，136 号文发布后国内光伏项 目进入抢装潮，1-5 月国内新增装机 197.85GW、同增 150%，而抢装结束后国内装机增速 有所放缓，6-10 月新增装机仅 55.02GW。 相较出力具备非同时性的风电，光伏出力高峰更为集中，在电力市场交易中电价优势不足， 在目前已完成竞价的省份中，光伏机制电价普遍低于风电机制电价，电力市场化实施后运 营商对光伏的投资积极性或将有一定下降，市场对后续国内光伏装机需求预期较为悲观。 近期各省机制电价竞价结果陆续发布，从目前发布结果的省份看，大多数省份机制电价较 脱硫煤电价降幅在 5 分以内，山东、三北地区机制电价较低，但考虑到这些地区前期已有 部分项目参与市场化交易，预计对项目收益率影响可控；而上海、重庆、安徽、陕西、云 南等地区机制电价贴近脱硫煤电价，机制电价降幅优于预期。此外，大多数地区 2025 年 6 月 1 日后并网的增量项目 80%以上电量可获得机制电价保障，新增项目收益率确定性增 大，预计增量项目收益率受到电力市场化的影响在可控范围内。
此外，今年以来关于新能源消纳的政策陆续落地，鼓励绿电直连、源网荷储、零碳园区、 就近消纳等模式，有望打开新能源消纳空间，促进光伏发电渗透率进一步提升： 5 月 30 日发改委、能源局发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，从顶层架 构层面明确绿电直连的必要性和具体要求，探索创新新能源生产和消费融合发展模式，促 进新能源就近就地消纳；政策要求绿电直连项目新能源年自发自用电量不低于总发电量的 60%，占总用电量的比例由 2025 年不低于 30%逐年提升至 2030 年不低于 35%。我们认为 “绿电直连”政策的落地及后续各地项目的建设推进，将对新能源发电渗透率持续提升的 新型电力系统建设起到重要帮助作用，突破“增量配电业务”限制，将符合要求的已建成 新能源发电项目和存量负荷纳入范围，为新能源并网消纳打开了重要的空间。 7 月 8 日，发改委、工信部、能源局发布《关于开展零碳园区建设的通知》，就零碳园区建 设提出八大重点任务，提出“因地制宜发展绿电直连、新能源就近接入增量配电网等绿色 电力直接供应模式”，“支持地方政府、园区企业、发电企业、电网企业、能源综合服务商 等各类主体参与零碳园区建设，围绕实现高比例可再生能源供给消纳探索路径模式”。 11 月 10 日，发改委、能源局发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》，提出“创新 促进新能源消纳的价格机制”，并明确“健全完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资 源容量电价机制”。这是继 2023 年 11 月煤电容量电价机制出台后，国家首次在正式文件 中明确将新型储能纳入容量电价机制适用范围，政策表述从“容量补偿”演进为“容量电 价”，意味着建立长期稳定机制的方向得以明确，其核心是实现“市场价格信号有效传导 至终端用户”，再次为储能投资注入稳定预期。我们认为，容量政策的长期可持续性已得 到制度保障，相关隐忧有望解除，在明确的政策导向与持续的模式创新下，储能项目有望 拉动光伏需求增长。 136 号文发布后市场对国内光伏新增装机预期较低，但我们认为，从政策制定者的角度看， “防止大起大落”始终是重要目标之一。10 月 28 日《中共中央关于制定国民经济和社会 发展第十五个五年规划的建议》提出“加快新能源、新材料、航空航天、低空经济等战略 性新兴产业集群发展”，国家发改委主任在中共中央新闻发布会上提出“加快全面实现绿 色转型，就是要以碳达峰碳中和目标为牵引，加快推进 4 方面举措，即加快构建实施碳排 放总量和强度双控制度、加快能源绿色低碳转型、加快产业结构绿色低碳转型、加快生产 生活方式绿色低碳转型”。具体措施包括：“以更大力度发展非化石能源，加快西北风电光 伏、西南水电、海上风电、沿海核电等清洁能源基地建设；推动煤电由基础保障性电源转 为支撑调节性电源；力争建成 100 个左右国家级零碳园区；推进重点行业节能降碳，将在 钢铁、有色、石油化工等重点行业深入实施节能降碳专项行动。”我们认为，以“碳排放双控”作为制度基础，加快能源供应与消费领域的“降碳”无疑仍将是十五五期间我国经 济发展的重要主线，随着电力市场化运行逐步清晰，绿电直连、配储等模式或令光伏项目 收益率重获吸引力，国内需求有概率超预期，从而带动光伏板块β性机会。
2.3 AI 算力叠加全球制造业复苏，海外缺电或将带动需求超预期增长
2024 年以来美国和韩国的用电量增速与实际 GDP 增速出现了明显的背离，二者增速差逐 步收敛，用电量增速甚至开始有超过实际 GDP 增速的阶段；日本在 2023 年下半年也出现 过用电量增速与实际 GDP 增速背离的情形，2024 年之后开始同步，二者的增速差明显收 敛，用电量增速也开始有高于实际 GDP 增速的趋势；欧洲在 2024 年下半年出现过用电量 增速＞实际 GDP 增速的情况，但近期有所回落。这一轮全球缺电目前已经有迹象，主要起 源于以美日韩为代表的发达制造业国家，未来可能会进一步扩散。
此外，欧美电网扩容速度与 AI 算力爆发形成严重错配。美国 PJM、ERCOT 等数据中心核心 区域的并网排队平均等待时间已拉长至 3-5 年，部分欧洲国家甚至已恶化至 7-10 年。对 于科技巨头而言，若完全依赖市电刚性接入，意味着数以万计已购入的昂贵 GPU 将面临长 达数年的闲置，“电力接入速度”已取代成本，成为第一优先级的战略考量。 2023 年下半年起美国电价同比增速持续回升，随着 AI 的资本开支不断扩大，数据中心对 于电力的需求也越来越大，电力紧缺的问题便越来越凸显。根据国金证券研究所电子行业组对于数据中心未来带来的能源需求测算，一直到 2028 年美国都占到全球的一半以上。
展望未来，AI 的资本开支投入仍在被上调，AI 对于电力的需求预期将维持较高水平；全 球制造业的复苏进一步带来更多的电力需求，全球电力需求可能迎来快速增长时期。在此 过程中，光伏作为技术成熟、部署周期短、灵活性强的清洁能源，可高效补足电力缺口， 有望受益全球缺电。 欧洲光储已经实现与天然气发电平价。根据弗劳恩霍夫太阳能系统研究所（Fraunhofer ISE）对德国可再生能源技术平准化度电成本（LCOE）的最新分析，目前公用事业规模光 伏发电的平均成本为 5.6 欧分/千瓦时，新建的大型光伏+储能系统现在可以在一天中的不 同时段以平均 8.4 欧分/千瓦时的成本调度电力，较新建基荷燃气电厂（CCGT）、新建燃气 调峰电厂的发电平均 LCOE 已实现平价。
光伏作为技术成熟、部署周期短、灵活性强的清洁能源，无需复杂管网铺设，可快速落地， 搭配风电、天然气等其他能源形成互补系统，能够高效填补电力缺口，为数据中心的稳定 运行提供可靠支撑。同时考虑 ESG 要求，“光伏+储能”系统正日益成为 AIDC 重要的补充 电源或通过 PPA 模式供电的关键选择，AI 数据中心带来的刚性电力需求，叠加政策支持 与技术成本下降的双重驱动，光伏潜力仍将持续释放。 基于对美国/欧洲 AIDC 行业增长趋势、光伏技术发展节奏及政策环境的综合研判，假设电 力需求中将有约 20%由光伏发电满足，据此测算带动新增光伏装机 7/21/45/78GW、 4/11/21/35GW。
3.1 晶硅技术：从高性能产品迈向高价值产品
3.1.1 少银化与微创新共筑 TOPCon 成本突破双主线
2025 年，通过节约物料用量实现 TOPCon 电池成本下降的方式已接近极限，尽管行业电池 片环节平均开工率较 2024 年有所回升，但随着白银价格持续上涨，尤其在下半年涨幅接 近 50%的情况下，开工率提升对单位固定成本摊薄的正面效应，几乎被银价上涨所抵消。 根据我们测算，截至 2025 年底，在电池效率 25.5%、良率 98%的情况下，183 尺寸 TOPCon 电池片的非硅成本约为 0.18 元/W，同比基本持平。
当现有 TOPCon 电池量产工艺所需的 BOM 成本趋向刚性临界点，持续降本的方向也进一步 聚焦于两大路径：一是持续提升转换效率摊薄单瓦成本，二是推进少银/无银化技术量产 以降低银浆成本。TOPCon 技术提效是头部企业 2025 年的重点研发课题，2025 年初开始， 0BB、边缘钝化、背面 poly 减薄、多分片等方案就被提出以助力 TOPCon 组件功率迈向 650W， 各类微创新工艺经历一年的量产转化，晶科能源、通威股份、晶澳科技、天合光能等头部 企业陆续推出最新一代产品，并陆续在年底进入交付阶段。
根据 2025 年 11 月 26 日产业链价格测算，以 210R-66 版型 TOPCon 组件为例，电池效率 25.5%、组件功率 630W 的水平下，导入边缘钝化、0BB、背面 poly 减薄、多分片等技术， 组件功率提升至 650W 左右，组件总成本可降至约 0.638 元/W。 虽然量产组件的主流功率段提升到 650W 后仍能使 TOPCon 技术维持最优异的性价比，但根 据测算，组件功率从 630W 提升 20W 至 650W，而成本仅下降不到 0.02 元/W。在当前功率 水平下做提效，需要增加工艺难度更高、价格量更大的全新设备，新增设备投资对应的提 效幅度开始呈现出边际递减的趋势，这也是行业各类 TOPCon 微创新技术被提出长达一年 的时间才陆续导入量产的主要原因，现阶段即使是头部企业，性价比仍然是进行资本开支 的首要考虑因素。 另一方面，高功率组件不仅有助于降低单瓦制造成本，头部企业还可以凭借其在组件功率 上的领先优势，获得更多订单，从而提升产线开工率，进一步摊薄能源、人工及制造等环 节的单位成本。在当前高功率 TOPCon 组件已形成一定订单规模的背景下，头部企业正逐 步启动产线技改升级进程，截至 2025 年底，部分企业已开始签订批量设备采购协议，预 计 2026 年相关提效设备将迎来更大规模的采购需求。
少银/无银化是近年来光伏行业尝试突破的重要降本手段。TOPCon 路线上，钢网印刷技术 已陆续导入量产，根据昇印光电公众号，全开口网版技术在 TOPCon 电池上可实现 13-15um 线宽，电池转换效率提升 0.1-0.5%不等，测算 TOPCon 金属化成本将下降约 0.02 元/W； 银铜浆料已实现小批量出货，根据晶科能源投资者交流，TOPCon 贱金属浆料在 11 月开始批量应用，预计 2026 年在全产品线逐步推广，银铜浆料还有望带来约 0.2%的效率提升， 测算 TOPCon 背面导入银铜浆料，金属化成本有望下降 0.02 元/W 左右。
3.1.2 HJT 迎成本差距拐点，关注海外产能布局机遇
2025 年 HJT 现有产能约 60GW，规模同比有所扩大，主要来自头部企业小规模上量，以及 新玩家的出现，例如 2025 年 11 月阿特斯正式加入 760W+俱乐部；从各家产能分布来看， 除华晟新能源、东方日升产能规模达到 5GW 以上外，其他企业基本在 2GW 左右。
行业资金压力较大、扩产基本停滞的情况下，全年仍有接近 55GW HJT 电池项目推进，其 中项目主导企业如电投新能、华晟新能源、立方新能、鸿钧、丝路新能源等均有国央企资 金背景，侧面反映地方政府对于高效电池组件项目的支持。
我们预计随着 HJT 技术的成熟以及光伏产能再全球化的趋势，未来几年 HJT 产能在海外地 区的扩张也有望提速。 一方面，根据 TOPCon 在海外的专利战情况，虽然年内头部大厂之间互相就专利纠纷达成 和解，如隆基绿能与晶科能源、晶澳科技与正泰新能，但 2025 年 10 月，美国专利局先后 驳回了阿特斯和晶科能源就 First solar 专利侵权指控的 IPR（多方复审程序）立案请求， 当前 TOPCon 技术在海外，尤其是高盈利的美国地区仍面临较大的专利风险，这使得 2013 年专利就到期的 HJT 技术在海外产能规划中表现出天然的优势。 另一方面，年内迈为推出的 HJT 4.0 制造方案，单线理论年产能达 1.2GW，对比 600MW 整 线方案优点：1）设备占地面积节省 34%；2）现场人数降低 25%，直接相关生产人员降至 单班 22 人/GW；3）设备用电量降低 20%，厂务用电量降低 40%，厂务二次配成本降低 20%， 在经济性方面凸显 HJT 海外建厂的爬坡及综合成本等优势。
2025 年四季度，HJT 在电池成本方面与 TOPCon 差距首次实现反转。根据 2025 年 11 月 26 日产业链价格测算，在电池效率 25.8%、良率 98.5%的情况下，不考虑开工率因素的影响 下，以日升-迈为线水平为例，HJT 电池非硅成本降至 0.18 元/W 以下，电池片总成本约为 0.31 元/W，较 TOPCon 电池片成本低 0.01 元/W 左右，在银价持续攀升的背景下充分体现 银包铜浆料的成本优势；截至 2025 年四季度，HJT 组件成本达到 0.68 元/W，与 TOPCon 基 本持平。
效率方面，2025 年初华晟提出《760W+量产实施策略与技术路线图》，2025 年 11 月华晟 760W 异质结量产组件正式发布，组件全面积转换效率达到 24.5%，系统电压升维至 2000V， 可显著降低电站端 BOS 成本，根据华晟公众号，测算 760W HJT 组件（2000V）系统相较 725W TOPCon 组件（1500V 系统），BOS 成本降低 0.15 元/W，电站收益率 IRR 高 0.86%，为 终端客户提供更高的投资回报率。
价格方面，下半年由于 TOPCon 组件抢装后价格下滑幅度较大，HJT 组件溢价水平基本稳 定在 0.1 元/W 左右；年内，央国企观望 136 号文细则出台及落实情况，HJT 项目招标规模 有所下滑，截至 12 月 3 日，明确 HJT 技术的标段约 6.4GW、可选 HJT 技术的标段约 3.6GW， 投标价格区间约为 0.71-0.77 元/W。
3.1.3 聚焦高效领先赛道，多场景体现 BC 产品价值
XBC 产业链保持双寡头格局，行业现有产能接近 80GW，隆基绿能、爱旭股份两家企业总产 能占比超 80%；截至 2025 年底，行业已明确的 BC 产能规划合计接近 300GW。
BC 凭借独特的电池结构在组件效率方面保持领先地位，根据 TaiyangNews，自 2025 年 3 月起全球领先的 BC 技术企业爱旭、隆基、Maxeon 量产组件效率均达到 24%及以上，其中 爱旭 ABC 组件超 2 年位居榜首，截至 2025 年 11 月 ABC 组件效率为 24.4%、组件功率达 660W，并且根据 ABC 组件提效路线规划，通过表面钝化改善、封装优化、电池结构优化等 工艺，2026 年 210R-66 片版型 ABC 组件功率有望提升至 685W。
今年年内，XBC 组件主要致力于在集中式项目上的市场拓展和客户教育，根据爱旭股份， 在相同面积的地面/漂浮式电站场景下，对比由 625W TOPCon 组件组成的电站，使用 665W ABC 组件的投资回报率（IRR）分别+0.4PCT/+0.4PCT，度电成本（LCOE）分别低 2.3%/4.2%， 在集中式场景也能展现更大的应用价值。
年内央国企项目 BC 标段中标价区间约为 0.73-0.76 元/W，根据 infolink，BC 组件价格较 TOPCon 组件溢价约在 0.06 元/W 以上，环比上半年溢价扩大；央国企 BC 标段招标规模同 比 2024 年有所增长，其中单 BC 标段 6.2GW、可选 BC 标段 3.6GW，尤其 2025 年 12 月中国 电建发布 2026 年度光伏组件框采招标公告，BC 组件招标规模高达 4GW，首次进入中国电 建年度框采项目。
根据 2025 年 11 年 26 日产业链价格测算，假设 210R 规格的 ABC 电池转换效率为 26.5%、 电池良率为 95%，电池非硅成本受银价因素提高至 0.24 元/W 左右，电池片总成本约为 0.36 元/W，较 TOPCon 高出约 0.04 元/W；ABC 组件总成本约 0.70 元/W，较 TOPCon 高出约 0.02 元/W，均较一季度成本差距大幅缩窄。
3.2 钙钛矿技术：产业化从 0 到 1，场景化从 1 到 N
2025 下半年开始，多地部门发布相关政策，鼓励钙钛矿及叠层电池产业化；2025 年 11 月， 工信部吹响中试平台建设号角，制造业中试平台是为处在试制阶段的样品转化到生产过程 提供中试服务的载体，平台建设目标是加快创新成果工程化突破和产业化应用等，预计后 续各地对钙钛矿产能扩张和项目补贴等支持措施有望加快落地。
根据现有数据统计，单结钙钛矿最高实验室效率 27.2%，来自中科院半导体所；钙钛矿-晶 硅叠层电池最新实验室效率记录 34.9%，来自隆基绿能，基于钙钛矿材料的太阳能电池在 10 年左右时间均实现了 10pct 以上的效率提升。 2025 年内，专业化钙钛矿企业组件效率根据结构和尺寸有所分化，平米级大面积单结钙 钛矿组件最高效率达到 18%左右，百㎝²级钙钛矿叠层电池最高效率普遍达到 25%以上、部 分接近 30%。 当前实验室效率较理论极限存在 5-10PCT 的提效空间，中试规模产品最高效率距离实验室 效率也有 10PCT 左右的差距，这意味着钙钛矿组件的量产效率还有近一倍的提升空间。
2025 年内，国内主要的光伏晶硅企业持续推进钙钛矿电池的研发及效率提升，基于 210 半 片尺寸的钙钛矿-晶硅叠层电池最高效率均突破 30%；宁德时代与上海交通大学合作研发 的 2 ㎡单结钙钛矿电池效率达到 20%以上，除晶硅企业外，以薄膜制备为核心技术、或者 在终端应用有独特渠道的头部公司也在陆续进入钙钛矿行业。 产业化导向上，部分企业布局相关项目及合作：迈为股份拟发行 19.67 亿可转债，募资投 建钙钛矿叠层太阳能电池装备产业化项目；隆基绿能与金晶科技签署战略合作协议，深化 组件和玻璃领域的产能对接、科研技术及人才培养；协鑫集团与苏州城投签订合作协议， 计划合作设立钙钛矿产业链项目富勒烯生产基地；莱特光电拟发行 7.66 亿元可转债，募 资投建钙钛矿材料研发及器件验证平台。
对于任何一种新技术而言，只有体现性价比才能推动迭代的速度。根据我们测算，以 1.15m*2.4m 尺寸为例，假设钙钛矿-晶硅叠层量产效率为 25%、组件良率 95%、设备投资 8 亿/GW，组件总制造成本约 1.8 元/W；若仅考虑当前材料、设备成本下，组件效率提升到 28%，组件成本有望下降约 0.2 元/W；若考虑规模效应下材料、设备及制造成本下降，28% 的叠层组件成本有望下降至接近 1.0 元/W。 钙钛矿-晶硅叠层组件通过效率提升对电站 BOS 成本的摊薄，体现到溢价上约为 0.11-0.33 元/W，当钙钛矿-晶硅叠层组件量产效率达到 28%且具备规模效应的情况下，技术性价比 与 630W 的晶硅 TOPCon 组件基本打平，若组件量产效率提升到 30%以上，钙钛矿-晶硅叠 层技术开始体现性价比。
随着钙钛矿产业端在规模、效率、成本上的推进，2025 年一级市场相关融资也较前几年更 加活跃，投资标的从钙钛矿电池组件研发商、组件制造设备供应商扩大至相关化学材料供 应商、设备零部件供应商等；在截至 2025 年 11 月底的融资项目中，30%以上为 B 轮及以 上轮次，其中除了业内知名的钙钛矿电池组件研发企业外，部分设备厂商也开始在行业内 得到认可、获得订单甚至已经实现了一定规模的产品交付。
设备出货量增加侧面反映行业钙钛矿产线落地规模扩大，根据我们统计，2025 年内规划 建设的钙钛矿产线普遍为百 MW 级别规模，但不乏领先的专业化钙钛矿企业已陆续开启 GW 级基地的招标，例如协鑫光电于 2024 年底完成 C1 轮融资，计划建设 GW 级钙钛矿叠层产 线，2025 年 6 月基地正式投产，10 月底首片 1150×2400mm 超大尺寸钙钛矿商业组件下 线，也标志了钙钛矿技术完成了从中试线到量产线的过渡，正式进入产业化阶段，预计 2026 年行业内将有更多企业开启钙钛矿 GW 级产线的设备招标并且推动产能落地。
市场对于钙钛矿迭代的最大疑问是终端需求能否推动钙钛矿实现大规模扩产。 从地面端来看，迭代晶硅产品现有应用场景是主要的需求之一，而近几年国内光伏需求增 速由于电力市场改革、电网消纳瓶颈等原因有所放缓甚至可能出现下滑，行业需求疲软的 背景下，钙钛矿还面临着组件全生命周期衰减率较高的问题。钙钛矿由于特殊的材料特性， 易受水汽、高温影响，根据 TÜV 北德报告，各类测试条件下，组件最大功率衰减幅度约为 10%-20%，仍然需要通过钙钛矿材料优化、钝化层优化、封装工艺优化多维度提升组件的 长期运行稳定性。
电站以外，BIPC、CIPV、消费品也有望成为钙钛矿发电的重要应用场景。例如光因科技推 出智能太阳能摄像头、智能太阳能手环、太阳能沙滩伞、太阳能户外夹克等产品，仁烁光 能 BIPV 幕墙为苏州某综合楼打造绿色节能的办公空间，京东方发布钙钛矿 CPIV（车载光 伏）调光玻璃天幕。 另一方向，钙钛矿组件具备更大潜力的应用场景是面向太空级别的需求。11 月 9 日，马 斯克在 X 平台称“随着星舰的问世，大规模部署太阳能人工智能卫星的道路终于得以开 辟。这也是我所认为的，唯一一条能够实现每年 1TW 人工智能算力部署的路径”，激发了 市场对于太空算力部署和商用航天的关注度，根据我们梳理，现有公开的轨道数据中心部 署规划超过百 GW。 太阳能电池作为卫星能源系统的重要组成部分，当前以砷化镓为主流方案，但随着商用航 天及卫星数量、体积等增加，降本诉求将随着而来。钙钛矿作为薄膜电池，具备高效率（单 结理论 33%，双结理论 45%）、柔性、带隙可调、成分可调等优势，而太空应用场景恰恰规 避了钙钛矿在大气环境中易受水汽侵蚀而稳定性相对较差的缺陷，且钙钛矿材料不易受宇 宙射线影响而发生效率衰减，相比砷化镓，钙钛矿的制备工艺简单、成本低、无毒、效率 更高，相比在地面上迭代晶硅组件，有望更快在特殊场景应用场景实现对主流薄膜电池的 迭代。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
