136号文背景下新能源投资策略的变化

政策背景下央国企光伏投资策略的变化原因与趋势分析

政策环境解析

2025 年 2 月 9 日，国家发改委、国家能源局联合发布《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》（发改价格〔2025〕136 号，简称“136 号文”），标志着中国新能源上网电价全面进入市场化交易阶段。该政策出台的核心背景在于，2024 年底全国光伏与风电总装机容量已达14.07亿千瓦，占全国发电总装机的42%，提前六年达成《2030年前碳达峰行动方案》目标。

然而，早期固定上网电价政策已无法反映市场供求关系，新能源对电力系统调节责任承担不公，同时新能源开发成本持续下降、电力市场规则逐步完善，为全面入市创造了条件。

136 号文的核心政策框架

136 号文构建了“全面入市、分类管理、差价结算”的市场化改革体系，其三大核心内容构成了新能源电价机制的底层逻辑：

一是全面推动市场化定价机制转型

政策明确除光热和海上风电外，所有风电、光伏项目上网电量原则上全部进入电力市场，电价通过市场交易形成，彻底终结了此前以固定电价或保障性收购为主的模式。这一转变使新能源电价从“政策定价”转向“市场定价”，要求项目通过中长期交易、现货市场等多重渠道形成价格，倒逼投资者更关注电力系统的实际消纳需求。

二是实施存量与增量项目分类管理

以 2025 年 6 月 1 日为界，存量项目机制电价按现行政策执行（上限不高于当地煤电基准价），例如蒙东存量项目机制电价为0.3035元/千瓦时，湖南为0.45元/千瓦时；增量项目则通过省级年度竞价确定机制电价，执行期限根据投资回收期确定（如广东海上风电执行 14 年，其他项目 12 年）。

部分省份如蒙东、蒙西对增量项目暂不安排机制电量，新疆则采用边际出清竞价，区间为0.15 - 0.262元/千瓦时，体现了“因地制宜”的政策弹性。

三是建立“多退少补”的差价结算机制

当市场交易均价低于机制电价时，电网企业通过系统运行费用给予新能源项目差价补偿；当市场交易均价高于机制电价时，则扣除超额收益。这一机制既稳定了投资者收益预期，又通过价格信号引导资源优化配置，例如山东现货市场中，光伏项目需通过报低价获得发电权，而煤电机组则获得0.0705元/千瓦时的容量补偿，形成“低价竞争+容量保障”的市场平衡模式。

136 号文改革要点速览

定价机制：

全部电量入市，终结“保量保价”

项目管理：

2025 年 6 月 1 日新老划断，存量沿用旧规

结算规则：

市场电价与机制电价差额多退少补

地方弹性：

增量项目竞价方式各省差异化（边际出清/最高报价等）

市场供需失衡与电价下行压力

136 号文落地后，光伏装机快速增长与电力系统调节能力不足的矛盾凸显，直接引发电价下行压力。2024 年底全国新能源装机占比已超40%，但午间发电高峰时段与用电需求曲线错配，导致局部市场出现“供过于求”的失衡状态。

以山东为例，2025 年 1 - 7 月电力现货市场中，0.20元/千瓦时以下的低价时段占比达39.6%，部分午间时段甚至出现负电价，冲击了传统“发电量×电价”的盈利模型。

这一现象的底层逻辑在于：

光伏装机集中地区的消纳瓶颈已从“电量缺口”转向“时段平衡”。数据显示，2025 年 7 月全国风光发电量占比单月多次突破20%，但午间发电高峰时，电网调峰资源（如储能、可调节负荷）不足，导致电力现货价格大幅下探。

与此同时，省级市场规则差异进一步放大区域分化：新疆通过边际出清竞价将增量项目电价压降至0.15 - 0.262元/千瓦时，而湖南 2025 年竞价下限仅为0.26元/千瓦时，反映出资源富集地区与负荷中心的电价差显著扩大。

从政策驱动到市场驱动的行业转型

136 号文的市场化改革本质上是通过价格信号倒逼行业从“规模扩张”转向“质量竞争”。政策配套措施形成了多维激励体系：

绿电直连试点：

云南、青海、陕西启动1 - 2GW 项目，落地电价0.18 - 0.22元/千瓦时，推动新能源与高耗能用户直接对接；

尖峰电价机制：

广东、浙江执行新版分时电价，工商业尖峰电价最高达1.44元/千瓦时，引导光伏配套储能或参与调峰；

分布式规范管理：

《分布式光伏发电开发建设管理办法》要求山西、山东等省份工商业项目自用比例超50%，内蒙古、吉林达80%以上，通过“自发自用”降低电网调峰压力。

这种转型的直接影响体现在投资逻辑重构：央国企作为光伏投资主力，需从“拿补贴、扩规模”转向“算电价、控成本”。例如，容量补偿机制下，山东煤电获得稳定收益，而光伏需通过技术创新（如高效组件、智能运维）降低度电成本以参与低价竞争。

同时，金融政策协同发力，《银行业保险业绿色金融高质量发展实施方案》鼓励绿色租赁投入，与“三北”光伏治沙等规划形成“市场+政策”双轮驱动，推动行业向高质量发展转型。

投资收缩动因分析

项目收益重新核算的触发因素

光伏项目收益重新核算的核心驱动因素源于电价市场化改革带来的收益不确定性，叠加成本端与收益端的双重挤压，导致传统投资模型失效与收益预期下修。以下从电价机制冲击、收益刚性约束、成本收益双重压力三个维度展开分析：

一、电价市场化重构收益模型：负电价与时段错配的冲击

2025年6月1日起实施的全电量入市政策，标志着光伏项目收益从“固定标杆电价”时代转向“市场化波动”时代。新能源项目上网电价完全通过市场交易形成，受供需关系、时段特性、电网消纳能力等多重因素影响，波动性显著增强。

这一变革直接冲击了传统“发电量×电价”的线性盈利模型，典型表现为：

负电价常态化与出力时段错配：

山东、山西等省电力现货市场午间出现-0.2元/度的负电价，而全国23个省（自治区、直辖市）在136号文实施后将中午设定为谷段电价，部分区域电价较平段下降高达90%。光伏最大出力时段（午间）恰好对应低价谷段形成“发得多未必赚得多”的收益倒挂，而晚高峰高电价时段发电能力不足，进一步加剧“量高价低”的收益剪刀差。

峰谷价差与地方政策差异放大测算难度：

市场化交易形成显著峰谷电价差(0.1-0.4元/度)，要求项目通过优化高电价时段(早晚/弱光)发电占比重构收益模型。同时，各省现货交易规则存在显著差异，如甘肃要求中长期合同覆盖率≥80%，云南仅需60%，浙江偏差惩罚系数为江苏的1.5倍，进一步增加跨区域项目的收益测算复杂度。

二、IRR下调与刚性约束：收益预期的系统性下修

央国企对光伏项目的收益门槛正在系统性下调，反映出收益预期的刚性约束。国家能源集团、大唐等企业将内部收益率(IRR)要求降低0.5%-1%，而国资委推行的IRR回溯问责机制要求对2020年以来投产项目全周期复盘，IRR低于预期即启动追责程序。

这一调整直接导致部分项目因收益不达标终止，例如江苏南通10万千瓦户用分布式光伏项目因“136号文”及集团收益要求调整终止，2025年2月以来全国累计终止超5GW光伏招标项目，涵盖国家能源集团、国家电投等央国企。

收益测算逻辑重构要点：

传统模型假设“发电量与电价正相关”，现为“出力高峰对应电价低谷”；

IRR下调0.5%-1%意味着50MW电站在0.4元/度电价下，若损耗控制不当，IRR可能从8%跌至5%以下，跌破行业投资警戒线；

需通过提升高电价时段发电占比（如配置储能、优化逆变器调度）对冲收益波动。

三、成本与收益双重挤压：“量价双降”的现实压力

光伏项目正面临成本端与收益端的双向挤压，形成“量价双降”的收益困境：

成本端压力：

上游硅料价格维持高位，硅业分会数据显示n型复投料均价达4.7万/吨（最高4.9万/吨），叠加分布式光伏度电成本（0.25-0.30元/kWh）高于集中式大基地（0.20-0.25元/kWh），低效项目面临收益倒挂风险。此外，设备更新换代加速引发技术性减值（如TOPCon技术对PERC组件的替代），传统升压系统隐性损耗（年损耗电量占发电量1.2%-1.5%）进一步吞噬收益。

收益端压力：

市场化电价下行叠加消纳受限，全国450余个县域发布消纳红色预警，分布式项目备案“秒停”，某央企西北2吉瓦项目因县域进入红区面临前期投入沉没风险。2024年中国经济弱消费、房地产危机等宏观压力进一步降低收益预期，导致投资增长放缓。

综上，电价市场化带来的收益不确定性、IRR刚性约束下修、成本与收益的双重挤压，共同触发光伏项目收益的系统性重新核算。这一过程不仅是对单一项目的财务调整，更推动央国企从“规模导向”转向“收益优先”的投资逻辑重构。

过会条件严苛化的具体表现与评估标准变化

光伏项目过会条件的严苛化是监管强化与企业内部管控升级共同作用的结果，具体表现为全周期收益监管趋严、成本控制刚性增强，以及多维度风险评估体系的建立。这种变化推动央国企光伏投资从规模扩张转向质量优先，评估标准呈现出"硬指标更硬、软约束硬化"的特征。

监管强化：全周期穿透式管控形成外部压力

监管层面的严苛化主要体现在收益回溯、消纳管控与市场化能力三大维度。国资委2025年推行的IRR回溯问责机制要求对2020年以来投产项目进行全周期收益复盘，强制企业重新审视存量资产的实际盈利能力。

这种"事后审计"压力倒逼项目在决策阶段即需建立更审慎的收益预测模型，国家能源集团、大唐等企业已将内部IRR要求下调0.5%-1%，但结合造价上升与电价波动，实际过会门槛反而提高。

电网接入与消纳条件成为项目过会的"前置关卡"。监管要求电网企业按季度发布配电网可开放容量，项目需通过消纳能力评估以避免"红区"并网难题，广州发展5.98MW分布式项目因无法在政策窗口期前并网被迫终止，国家能源集团12.7MW项目亦因电网政策调整终止开发。

分布式光伏领域还强化了备案规范性，禁止非自然人以农户名义备案，从源头防范权责不对等导致的金融风险。

市场化交易能力成为新的技术门槛。现货市场要求项目具备高精度出力预测与交易策略，而增量项目需通过市场化竞价确定电价，机制电价按最高报价确定且不得超过竞价上限。这种规则下，缺乏交易经验的企业难以通过评审，某央企测算显示，市场化电价波动已使项目收益率较固定电价时期下降15%-20%。

内部管控升级：成本对标与风险熔断构建刚性约束

央国企内部管控体系正从"规模导向"转向"收益刚性约束"，具体表现为造价硬指标压降、多维筛选机制建立与风险容忍度收紧。造价控制呈现量化考核特征，国家能源集团龙源电力要求投资项目平均造价较上年压降5%，某央企50MW级项目一流造价指标从2024年3.02-3.25元/瓦降至2025年2.67-2.89元/瓦，降幅达11%。

成本对标不仅限于内部，华能集团要求投资成本与度电成本需同时满足内部标准及兄弟单位对标水平，以提升竞价主动权。

IRR评估体系呈现"明降实升"特征。虽然一类资源区IRR要求从7%-7.5%降至6%，二类区从7%-7.5%降至6.5%，但叠加市场化电价波动与设备成本上升，实际达标难度显著增加。国家电投2025年会议明确提出"存量提质、增量做优"目标，对投资项目实行全寿期精益化管理，内部投资决策会对收益率不达标项目直接否决，中电建、广州发展等企业均出现因收益测算未达内部标准而终止招标的案例。

风险管控机制实现从"事后处置"向"事前熔断"的转变。某央企建立动态模型，当项目资本金IRR预测低于7.5%或现货电价连续3个月跌破0.1元/度时自动触发"投资熔断"。

投资方向亦更趋聚焦，国家能源集团停止6MW及以上工商业分布式新项目签约，华能集团收缩分布式"战线"，优先选择自我消纳能力强、具备开发运维能力的工商业客户，体现出"区位优势（靠近负荷中心）-成本控制（规模化降本）-运营能力（交易经验）"的三维筛选逻辑。

多维度评估实践：大唐集团"三轮筛选法"案例

大唐集团的项目筛选机制具有代表性，其采用"三轮筛选法"构建质量门槛：首轮通过度电成本比选锁定最优资源项目；次轮基于市场化电价模拟倒推收益风险，重点评估电价波动对IRR的敏感性；末轮进行造价成本横向对比，确保投资强度处于行业领先水平。

这种多维度评估使项目通过率从2024年的65%降至2025年的38%，但存量项目平均度电成本下降0.03元/千瓦时，体现出"优中选优"的管控效果。

核心变化逻辑：监管强化（IRR回溯+消纳管控）与内部升级（造价压降+风险熔断）形成"双向挤压"，推动评估标准从"单一收益指标"转向"全周期价值评估"。大唐"三轮筛选法"等实践表明，央国企正通过精细化管控将政策压力转化为质量竞争力。

这种严苛化趋势本质上是行业从高速发展向高质量发展转型的必然结果，央国企作为投资主力，其评估标准的调整将进一步引导光伏产业向技术升级、成本优化与风险可控方向演进。

国家能源集团1.5GW项目停工案例的深层启示

国家能源集团1.5GW光伏项目开工后停工事件，成为观察央国企光伏投资策略转向的典型样本。该项目核心问题在于收益可行性重构：经重新核算，项目IRR（内部收益率）预测值低于集团7.5%的基准要求，直接触发投资终止程序。

这一决策背后，折射出新能源行业从"规模导向"向"收益优先"转型期的系统性矛盾，其深层原因与传导机制具有行业普遍性。

多重约束下的收益塌陷：项目停工的底层逻辑

该项目陷入困境并非单一因素所致，而是政策变量、市场环境与资源禀赋共同作用的结果。从地域维度看，项目所在县域已进入新能源消纳"红区"，电网接入通道受限导致实际可发电量低于可研预期；从价格维度看，市场化交易电价较基准价下浮幅度超15%，无法覆盖组件、土地及融资成本；从时间维度看，"430/531并网节点"政策调整使得项目失去保障性电价窗口期，原有收益模型完全失效。

三重压力叠加下，前期已投入的勘测、设计费用面临沉没风险，凸显传统项目评估体系对政策与市场变量的适应性不足。

系统性风险暴露：从项目困境到行业瓶颈

该案例揭示的核心矛盾，本质是快速发展的新能源装机与滞后的配套体系之间的结构性错配。一方面，消纳红区扩容成为普遍现象，新疆、甘肃等新能源富集区域电网承载力已逼近极限，部分县域甚至出现"核准即饱和"的情况；另一方面，地方政府在土地规划、税收优惠等政策上的激进与电网公司接入规划的审慎形成鲜明对比，导致项目"落地即搁浅"的情况频发。

政策端的规则重构进一步放大了风险。136号文实施后，光伏电价机制从"固定基准价+补贴"全面转向"市场化竞价"，存量项目保障小时数缩减、增量项目竞价区间扩大，直接导致原有收益模型中的电价参数失效。国家能源集团多个分布式项目终止EPC招标的案例表明，地方执行细则的不统一（如市场化交易比例、输配电价分摊规则）已成为大型项目推进的实质性障碍。

风险传导链条：消纳红区扩容→电网接入受限→实际发电量下降；政策调整→电价形成机制改变→收益模型失效；地方执行细则不统一→项目合规成本上升。三重链条叠加，导致项目从"可研达标"逆转为"收益塌陷"。

央国企的战略再平衡：从规模扩张到质量管控

项目停工案例集中体现了央国企在规模冲动与风险防控间的艰难权衡。国家能源集团明确提出"清理低效资产"、“转向集中式优质项目"的战略，将资源条件、消纳能力与收益达标作为新项目评估的核心维度，标志着行业进入"精细化投资"阶段。

这种转变具体表现为三个层面：

在项目筛选上，从"唯规模论"转向"度电成本优先"，重点评估高电价时段（如用电高峰）的发电能力，通过提升容配比、优化逆变器选型等技术手段增强收益弹性；

在风险控制上，建立电价波动预警机制，要求新项目预留不低于5%的电价风险冗余；

在资产结构上，加速剥离6MW以下分布式低效资产，聚焦百万千瓦级大基地项目，利用规模化效应摊薄单位成本。

截至2025年8月，央国企累计终止光伏招标规模已超5GW，涵盖国家能源集团、大唐、国家电投等主要投资方。这种集体性收缩并非行业衰退信号，而是市场出清机制的体现——通过淘汰低效产能，推动资源向具备资源禀赋、消纳条件与成本优势的区域集中，为行业长期健康发展奠定基础。

行业启示：构建动态化项目评估新逻辑

国家能源集团案例提炼出的"资源条件—消纳能力—收益达标"三维评估框架，为新能源项目投资提供了系统性方法论。在资源条件维度，需强化光照小时数、土地性质等硬指标的实地勘测精度，避免依赖历史数据导致的误差；在消纳能力维度，应建立与电网公司的规划协同机制，将接入方案的确定性纳入项目可行性门槛；在收益达标维度，需采用动态现金流模型，将电价波动、政策调整等变量转化为可量化的风险参数。

对于行业而言，该案例揭示了市场化转型期的生存法则：企业需从"政策套利"转向"能力建设"，通过技术创新（如钙钛矿组件提升转换效率）、模式创新（如"光伏+储能"增强调峰能力）、管理创新（如数字化运维降低度电成本）构建核心竞争力。只有将资源禀赋转化为成本优势，将消纳潜力转化为电量保障，将政策适应力转化为收益稳定性，才能在新能源行业的"下半场"竞争中占据主动。

新能源战略定位研判

当前央国企新能源战略正经历从“规模扩张”向“质量提升”的深度调整，其核心特征体现为收缩低效分布式产能、集中优势资源攻坚大基地与特色场景的共性转向。

具体表现为：一方面，头部企业全面收紧分布式投资，如国家能源集团下半年叫停6兆瓦及以上工商业分布式新项目，“十五五”期间50吉瓦新增量全部锁定沙戈荒和采煤沉陷区；华能集团暂停全额上网分布式收购，转而推进甘肃陇东、青海海南州多能互补基地建设。

另一方面，低效资产清理加速，国家电投已清理1.2吉瓦低收益户用资产，行业从“四面开花”的分散布局转向“大军团作战”的集约化开发。

战略调整共性方向：聚焦大型风光基地（单体规模超100万千瓦，沙戈荒项目超1000万千瓦）、融合主业特色场景（如油气田用能替代、绿电制氢）、探索跨界协同模式（如“核电+光伏”出力互补），形成“规模效应+场景价值”双轮驱动格局。

这一战略转向的底层逻辑源于政策与市场的双重驱动。政策层面，“双碳”目标倒逼能源结构系统性转型，第三批95吉瓦沙戈荒基地核准、“十五五”5亿千瓦风光大基地规划等政策导向明确；市场层面，大基地通过规模化开发实现度电成本降至0.20-0.25元/千瓦时，较分布式（0.25-0.30元/千瓦时）具备显著成本优势，叠加跨省交易带来的中长期电价稳定预期，进一步强化投资吸引力。

不同央国企的战略路径分化：

国家能源集团：

采取“断舍离”策略，全面退出分布式领域，将新增量100%投向沙戈荒和采煤沉陷区，打造“两高一低”精品工程；

中石油：

推行“场景绑定”模式，将20吉瓦新增量与油气田用能替代、绿氢生产深度结合，成立“油气区新能源事业部”专项推进；

国家电投：

聚焦“技术协同”，清理低效户用资产后转向“大基地+绿电制氢”，探索新能源与储能、氢能的产业链延伸；

中核集团：

创新“核电+光伏”互补模式，在海南昌江核电配套1吉瓦海上光伏项目，与核电、抽蓄形成出力协同，提升系统稳定性。

这种“共性基础+个性选择”的战略特征，既顺应了政策对规模化、高质量发展的要求，又通过主业协同实现资源优化配置，标志着央国企新能源投资进入“精准聚焦、价值创造”的新阶段。

提质增效实施路径分析

央国企光伏投资的提质增效实施路径围绕“降本—提效—控险”三维度展开，通过技术创新、管理升级与风险对冲工具的协同应用，构建“成本可控—收益稳定—风险对冲”的闭环体系。

降本：技术优化与管理升级双轮驱动

在造价控制方面，国家能源集团明确要求投资评价项目平均造价较上一年度压降5%，龙源电力通过资源评估精细化、设计方案比选与标准校审等环节实现成本刚性下降。

技术层面，钙钛矿电池通过产能扩大与效率提升降低成本，如协鑫光电AI高通量设备实现日均生产测试组件300片，隆基绿能大面积晶硅-钙钛矿两端叠层电池效率达33%；TOPCon组件通过双面全钝化接触、光陷阱等技术优化，背面发电贡献占比提升至21.58%（6月数据），弱光时段发电增益达4.14%，对应100MW电站年收益增加百万元级。

管理上，华能等企业建立内部及兄弟单位间成本对标机制，国家能源集团上线AI“政策雷达”实现72小时动态更新各省规则并重置可研模型，推动成本管控数字化。

提效：IRR动态调整与全生命周期价值挖掘

收益端通过差异化IRR要求实现精细化管理：一类资源区IRR要求降至6%，二类资源区6.5%，三类资源区7%，反映资源禀赋与收益预期的平衡。

技术绩效优化聚焦关键指标，包括Pxx energy yield（财务建模概率输出）、performance ratio（PR，系统能源效率衡量）、availability（运行uptime跟踪）等KPIs，如soiling ratio（SR）量化面板污垢损失支持数据驱动清洁计划，degradation rate（Rd）评估材料老化需求。

模式创新方面，正泰安能构建新能源全生命周期创新模式，天合光能打通售电、虚拟电厂、绿电绿证全链条交易锁定电价收益；东营时代零碳园区通过“1GW光伏+200MW/400MWh储能”模式，结合直供（0.20元/千瓦时）、尖峰替代（1.35元/千瓦时）、储能套利（0.45元/千瓦时）组合，实现全投资IRR 11.2%。

存量项目通过“以新代旧"改造提升运维效率，国家电投推进智慧场站建设，实现“可观可测可调可控"；增量项目聚焦大基地开发,新疆第二批“沙戈荒"基地并网规模超批复60%。

控险：从被动承受向主动对冲转型

风险管控工具实现多维覆盖：中核海南项目签订±30%电价波动保险，国家电投在长三角试点隔墙售电锁定合同价，广泛应用跨省绿电交易及电力期货套保。

新一代10KV光伏升压并网箱变通过内置SVG动态补偿装置（响应时间<20ms,功率因数稳定0.99以上）减少限电时长30%,AI运维系统提前72小时预判故障,非计划停电次数下降80%。

结构性风险通过“风险容忍度”动态模型触发投资熔断,并设立新能源SPV公司实现财务隔离,形成“技术+金融+管理”的风险对冲体系。

闭环体系核心逻辑：通过造价压降5%（国家能源集团）、IRR差异化设定（一类至三类资源区6%-7%）、成本对标机制（华能）构建成本可控基础；依托全生命周期模式创新（正泰安能）、智能微电网等场景转化（天合光能）实现收益稳定；最终通过电价保险（中核海南）、电力期货套保等工具对冲风险，形成“降本-提效-控险”正向循环。

整体路径体现从单一电站开发商向综合能源服务商的定位转变，通过信息化、数字化、智能化升级（国家电投“2+N”管控体系），将市场化不确定量价转化为相对稳定量价，为央国企光伏投资的可持续发展提供系统性解决方案。

设备选型趋势预测

在全球能源转型加速与技术迭代驱动下，光伏设备选型正呈现多技术路线协同演进、综合效益导向优化的特征。当前市场已形成以N型晶硅电池为主导，TOPCon、HJT、BC技术互补，钙钛矿等前沿技术逐步落地的格局，同时设备选型逻辑从单一效率竞争转向度电成本与发电量收益的综合评估，推动产业链向高效化、差异化方向升级。

技术路线主导格局：TOPCon主流化与多技术互补

2025年光伏市场已形成明确的技术分层格局，N型晶硅电池占据绝对主导地位，其中TOPCon以71.1%的市场占比成为主流技术，与HJT、BC（含XBC/TBC）合计占比达96.9%，构成“一主两辅”的技术体系。

这种格局源于各技术的差异化优势：TOPCon凭借综合性价比与成本优势（新建产线单位投资1.6-1.8亿元/GW，非硅成本0.18元/W），在大型地面电站、分布式场景（占70%份额）及高温高盐雾区域实现规模化应用；HJT则以双面率高（超85%）、温度系数低（-0.26%/℃） 的特性，在垂直安装（农业/建筑光伏）、高温高湿及海面电站中发挥独特价值；BC技术因单面效率突出（量产效率24.8%，实验室效率达27.81%），成为户用屋顶、高端分布式及“沙戈荒”大基地的优选方案。

从市场验证看，大唐集团2025-2026年集采数据显示，TOPCon标段规模达19.5GW（占比86.7%，均价0.696元/瓦），HJT与BC分别为2GW（0.763元/瓦）和1GW（0.839元/瓦），进一步印证三者“主流+细分”的互补关系，而非替代竞争。

前沿技术方面，钙钛矿-晶硅两端叠层电池因理论效率高（>35%）、制备成本低，被视为下一代主流方向，目前单结技术已进入MW级实证项目落地阶段，而BC电池因接近晶硅理论效率极限（29.4%），被隆基绿能等企业定位为“晶硅终极技术”。

选型逻辑转变：从“效率优先”到“度电成本+收益优化”双驱动

市场化电价机制下，设备选型核心指标已从单一转换效率转向度电成本（LCOE）与高电价时段发电量的综合评估。国家电投等央国企在招标中明确将“寿命周期成本”“智能集成度”纳入核心评价体系，推动设备采购从“低价中标”向“价值采购”转型。

具体表现为：

高效组件与智能支架协同优化发电量：

天合光能至尊TOPCon 2.0 735W组件（双面率>85%、弱光响应提升15%）搭配SuperTrack跟踪支架，通过AI算法动态调整角度，较固定支架系统发电量提升12%-18%，其中高电价时段（如10:00-15:00）增益达20%以上。在青海格尔木沙戈荒项目中，该组合较传统625W组件+固定支架方案，LCOE降低11%，100MW电站年增收882万元，IRR提升3.16%。

技术适配场景的精细化匹配：

根据项目环境特性选择差异化技术路线成为共识：高温高湿地区优先选用HJT（温度系数-0.26%/℃，低于TOPCon的-0.32%/℃）；户用及高端分布式场景侧重BC电池（美学设计+高功率密度）；农业光伏、建筑光伏则偏好HJT垂直安装方案（双面发电+低遮挡）。设备选型需同步满足能效等级（GB20052-2020 1级标准：空载损耗≤0.25W/kVA）与电网适配能力（如32省市并网案例验证）。

产业链影响：技术分化驱动结构性调整

设备选型趋势将重塑光伏产业链竞争格局，呈现“主流技术规模化降本、细分技术差异化突围”的特征：

TOPCon主导下的规模效应：

2025年TOPCon产能预计超500GW（占全球硅片产能75%），带动隆基、晶科等企业硅片尺寸向210mm大尺寸集中（占比超60%），设备商如捷佳伟创、钧达股份受益于产线改造需求（PERC改TOPCon单GW成本0.3-0.5亿元）。上游材料端，银浆需求向“高固含量、细栅线”产品倾斜（TOPCon银耗量降至80mg/片），跟踪支架市场规模预计2025年突破300亿元（占支架总市场65%）。

HJT与BC的差异化竞争：

HJT技术推动ITO靶材、薄硅片（120μm以下）需求增长，华晟新能源、东方日升等企业通过“薄片化+无铟化”工艺降低非硅成本（目标2026年降至0.2元/W）；BC电池则带动激光开槽设备、高精度金属化工艺发展，隆基HPBC二代效率达26.6%，在户用市场溢价率超15%。钙钛矿领域，协鑫光电、极电光能加速MW级实证项目落地，推动ITO/PET柔性基板、量子点材料产业化。

头部企业技术壁垒强化：

晶科能源通过TOPCon专利联盟（覆盖2000+核心专利）构建护城河，隆基绿能以BC技术垄断高端分布式市场（市占率超80%），技术路线的“专业化分工”逐步形成。