光伏组件集采，按国标分档最公平！

10月9日，中国能建2026年度15GW光伏组件集中采购完成开标，作为年内规模靠前的央国企集采大单，本次招标的价格与标段划分，再次引发行业对“技术路线分标”模式的讨论。

开标数据

分路线下，价差与竞争度分化明显

本次集采总规模15GW，划分为6个标段，按TOPCon、HJT、BC三条技术路线分别招标。从开标结果来看，不同技术路线的价格水平与竞争充分度呈现显著分化。

表1：中能建15GW组件集采开标结果

数据显示，BC组件平均报价较TOPCon组件高出约0.05元/W，价差幅度接近7%；与此同时，BC单独标段仅9家企业参与竞标，为TOPCon标段的三分之一左右，参与竞争的厂商数量显著偏少，竞争相对有限。

这并非个例。梳理2026年以来华润电力、中核集团、南水北调等多批央国企集采结果不难发现，按技术路线分标段招标已成为普遍操作，且BC组件价格始终高于TOPCon0.04-0.06元/W，入围企业数量也明显更少。例如南水北调1.3GW集采中，TOPCon标段有6家企业入围，BC标段仅3家入围，价差约0.06元/ W。

表2：2026年主要央国企光伏集采分路线价格对比

分标逻辑

从“技术保护”到“价值不匹配”的矛盾

分技术路线设置标段，最初的行业共识是为了匹配不同技术的成熟度与应用场景，给新兴技术留出验证空间，保障采购产品的技术适配性。在BC等技术产业化初期，分标模式确实推动了新技术的试点落地与产能爬坡。

但随着技术迭代加速，这一模式的性价比争议正在显现。一方面，BC标段参与厂商有限，竞争充分度不足，容易形成价格刚性，业主方需要为“技术路线标签”支付额外溢价；另一方面，TOPCon技术持续迭代，3.0时代的产品在转换效率、双面率、低辐照性能上持续提升，与TBC组件相比不仅正面效率差大幅收窄，综合发电优势更日趋显现。

据了解，TOPCon 3.0的组件正面功率与TBC常规产品处于相同水平（655W）；而凭借85±5%的高双面率优势，TOPCon 3.0在高背面辐照场景下，其综合功率（等效功率）已高于TBC产品，更具竞争力。

表3：TOPCon 3.0与TBC组件综合功率对比

结合行业实证数据来看，TOPCon 3.0与TBC组件在实际地面电站应用中也存在显著性能差异。TOPCon电池结构天然具备漏电流低、并联电阻高的特性，其漏电流水平仅为TBC的1/50甚至更低，在弱光环境下电流损耗更小，低辐照发电响应更优；而在实际应用场景中，全球各地区90%以上的时间光伏组件都工作在低辐照环境下，中国大基地所在地区同样以低辐照时段为主，TOPCon 3.0凭借优异的低辐照性能，可在不同地区、不同场景带来1%~2%的发电量增益。

TOPCon组件的高双面率及优异的低辐照性，可为客户带来更多的价值增益。以TOPCon 655W与TBC高功率产品665W在固定支架地面电站（内蒙）的系统对比为例，经综合测算，TOPCon 3.0较TBC的客户综合价值高出约0.0757元/W，LCOE（平准化度电成本）可降低约1.92%。在沙戈荒、平地电站等多数双面应用场景中，其全周期发电价值已明显超过现在的TBC。

换言之，继续按技术路线“分池竞价”，相当于默认了不同路线的价值等级，却没有让产品在统一的发电价值标尺下同台竞技。最终的结果，是采购端承担了更高的初始成本，却未必能获得对应的全周期收益。

行业呼吁

以强标为准线，不同高效技术同台竞技

针对这一现状，即将于2027年1月正式实施的光伏组件能效强制性国家标准，为行业提供了破题的法定依据与统一标尺。该标准对所有晶体硅组件采用统一的能效分级体系，覆盖转换效率、双面率、衰减率等核心性能指标，同时针对不同技术路线设置了对应的能效门槛。

表4：《晶体硅光伏组件和逆变器能效限定值及能效等级》

基于此，行业内已有声音提出，组件集采应逐步从“按路线分标”转向“按强标设槛、同等级竞技”：取消技术路线的标段划分，以国家能效强标作为统一高效标段，按能效等级设置采购标段，所有满足对应等级要求的组件产品，无论何种技术路线，均可同台竞价。

事实上，华能等部分央企已在进行相关探索：取消技术路线标签，设置高效组件标段，以效率、双面率等性能指标作为核心准入标准，让不同技术路线的产品在同一标准下竞争。这种模式既符合合规管理要求，又能通过充分竞争压低采购成本，同时保障电站发电性能，更符合发电企业的核心利益。

从行业发展来看，光伏技术路线从来不是一成不变的，从PERC到TOPCon，再到BC、HJT，技术迭代始终在进行。而集采规则的核心，始终应该是围绕“度电成本最优”，让产品用发电价值说话，而非用路线标签划分赛道。随着能效强标落地与TOPCon3.0等新一代产品持续放量，分路线招标的模式，或许是时候做出调整了。