摘要：中国光伏行业看上去亏损巨大，2023年营收前六的光伏龙头，2024年合计预亏超过300亿元。然而微光之下，也是转折点。中国统治的光伏制造业也将进入新的产业周期。这是一个注重原始创造、注重专利保护、有进入门槛的突破性创新时代。
中国光伏行业看上去亏损巨大，2023年营收前六的光伏龙头，2024年合计预亏超过300亿元。然而微光之下，也是转折点。中国统治的光伏制造业也将进入新的产业周期。这是一个注重原始创造、注重专利保护、有进入门槛的突破性创新时代。
光伏制造业进入供需周期底部已近两年。2022年起的供给侧大跃进，在2023年底达到TW级顶峰后，冬天不期而至，寒冷至今。虽然全球光伏装机量还在高歌猛进，但上游制造业的短期过量供给，造成价格快速践踏，PERC等旧产能迅速出清，TOPCon等新产能伏在现金成本线上挣扎着等价格回暖。
本轮周期波动烈度异常，是多重因素的共振，同质化竞争的必然：1、欧洲能源价格快速上涨刺激了短期光伏需求；2、光伏历史性实现发电侧平价，吸引了长期资本的进入；3、后疫情时期重归经济挂帅，光伏制造项目见效快，被政策倾斜优先鼓励；4、地方电站指标换产能模式造成了虚假繁荣，增加了大量光伏名义产能；5、新技术周期下的TOPCon刚商业化且有溢价，但行业长期忽视专利保护，设备厂整线方案推波助澜，二三线厂家和跨界者毫无顾忌抢建“先进”产能；6、TOPCon等新技术项目溢价利润被资本市场验证追捧，吸引了一大批跟风者，在乐观氛围下，资本市场坐实了巨量产能扩张。
尽管如此，这次如此大幅度的周期扰动，并没有延缓反而加速了光伏成为主力电力能源的步伐。光伏技术端、供给端和市场端，这三个方面同时出现了分水岭式的变化。行业在酝酿着新的游戏规则，有望进入一个注重原始创造、注重专利保护、有竞争门槛的突破性创新时代。
技术端变化呈现了多元化的突破。
1、光电转换效率技术进步放在更突出地位
市场端越来越注重转换效率指标。内卷后的光伏组件价格，占光伏系统投资成本比例已在三分之一以下，在光储系统乃至光氢系统投资成本里占比在10%以下；光伏组件转换效率越高，系统BOS（除了组件外的部分）成本越被摊薄，系统发电成本（LCOE）越低。光伏组件效率越高，对光伏系统（光储系统、光氢系统）贡献的价值越高，这是高效率高功率电池组件始终保持溢价的根源。
企业差异化竞争需要选择效率更高的技术路线。这几年，由于主流技术路线的升级切换，光伏电池平均转换效率进步明显，从PERC电池23.2%到TOPCon电池25.4%，使得近十年行业平均转换效率进步水平几乎达到了0.5%。这意味着，未来五年乃至十年，任何满足不了年均进步0.5%这个要求的太阳能技术路线都可能被抛弃；也意味着，企业要走出同质化内卷之路，必须选择效率更高甚至有1-2%效率代际差的技术。就晶硅电池阵营而言，答案异常清晰，通往晶硅电池量产天花板28%效率的电池技术，目前唯有BC电池一个选项；晶硅电池之上，即效率29%以上，存在多种可能性，叠层电池、光谱转换和热载流子提取技术都有机会。
2、钝化接触BC电池是中国本土技术创新创造分水岭
中国晶硅光伏产业二十余年发展历程中，经历了进口、仿制、国产化三个阶段，目前进入了创新创造阶段。从技术周期而言，经历了BSF铝背场电池、PERC电池、TOPCon/HJT电池三个周期，正在进入BC电池技术周期。在PERC电池时代，中国基本实现了全产业链国产化；进入TOPCon/HJT电池周期，已密集出现了局部创新创造内容，如工艺端超薄氧化硅和掺杂多晶硅复合膜层的钝化接触工艺、非晶硅微晶工艺等，设备端硼扩散设备、LPCVD设备、国产板式PECVD设备等，材料端POE膜、高铜浆料等。
钝化接触BC电池技术，是晶硅电池先进技术集大成之作，代表中国本土晶硅技术全面进入创新创造阶段。BC电池技术源远流长，在国内初步量产BSF铝背场电池之际，美国SunPower公司就用扩散、刻蚀和镀铜等半导体工艺实现了初代IBC电池的量产，效率冠绝全球。
后来PERC、TOPCon和HJT电池技术在中国蓬勃发展，各代际技术的成熟，为新一代本土BC电池低成本量产提供了巨人的肩膀。如PERC电池时代的激光开槽设备，催生了新一代激光开槽设备，让BC电池一举摆脱了复杂的湿法刻蚀工艺。TOPCon电池的硼扩散设备，让BC电池低成本实现了背面P型发射极的制作。TOPCon电池的LPCVD设备，BC电池背面全面实现了钝化接触，效率提升一个台阶。
异质结HJT电池板式PECVD的非晶硅钝化，让BC电池背面P区实现了更完美的钝化效果，效率更进一步。而HJT电池TCO镀膜应用在BC电池上，适配了低温铜浆的应用，浆料成本有望降低70%以上。
以上这些已在中国光伏制造业得到规模应用的工艺技术，特别是钝化接触技术，成功地嫁接到BC电池技术平台上。这让本土BC电池技术有了全新的起点，再次腾飞。可以说，这是本土晶硅电池技术创新创造分水岭。正因为本土的前沿探索，晶硅老树开花，中国厂商和研究机构在BC电池领域发表了多篇nature级论文，这侧面印证了中国BC电池研究已走在了世界最前列。
3、钝化接触BC电池技术将改变光伏制造业格局
国内TOPCon/HJT电池技术一跃千里后，海外初代IBC电池技术已面临淘汰，基于HJT工艺装备体系的HBC电池，则由于装备不成熟、工艺复杂、成本过高等因素暂时还没法看到量产的前景。
如果将TOPCon电池的钝化接触技术引入到BC电池，不仅转换效率上有了大幅提升，工艺流程大幅简化，成本下降路径也变得清晰起来，这意味着本土钝化接触BC电池的量产有了切实的可行性。随着本土钝化接触BC电池组件的持续研发和量产，光伏制造业格局已在悄然改变。
钝化接触BC电池量产工艺有三种主流思路，分别是背面单区钝化接触BC（简称BC1）、背面全面积钝化接触BC（简称BC2）和背面全面积混合钝化接触BC（简称BC3），代表着不同的技术成熟度和成本效益，也代表着不同层次的竞争门槛。
国内率先实现量产的是BC1方案，如隆基一代HPBC（酸洗法），普乐一代PBC（碱洗法）。
背面单区钝化接触BC，是指背面N区采用钝化接触工艺，背面P区则跟电极金属直接接触的BC电池（见图1）。
图1：背面单区钝化接触BC（BC1）
BC1方案好处在于极大兼容了PERC和TOPCon的成熟量产工艺，且避开了难度大的硼扩散工艺，技术成熟度高，量产可行性高，生产成本低，综合优势突出。由于铝浆电极跟硅基体直接接触，产生大量复合而拉低了转换效率，量产效率天花板只能到26%左右，略高于TOPCon/HJT。随着TOPCon/HJT技术快速进步的竞争压力，这个路线将被效率更高的BC路线替代，但因为BC1量产成本低，在非标组件、BIPV和便携式光伏市场，还存在不小的市场空间。
BC2方案正在成为行业量产主流，如隆基二代HPBC，爱旭ABC，普乐二代BC和其他大厂跟进的方案。背面全面积钝化接触BC，是指背面N区和P区都采用钝化接触工艺的BC电池（见图2）。
图2：背面全面积钝化接触BC（BC2）
BC2方案相比于BC1方案，在于P区也采用了钝化接触工艺，大幅降低了接触复合，效率明显提升，实际量产效率已达到26.6%，且后面有望突破27%。BC2方案难点在于poly硼扩散工艺、激光图形化工艺、湿法工艺和全线贯通的管控，工艺复杂一些，对技术水平要求高。目前Poly沉积过厚、激光机台产能低、银浆用量高等因素导致了BC2方案的生产成本略高于TOPCon电池，随着成本制约因素的优化和双面率的提升，BC2方案将在分布式光伏市场和地面电站市场都将拥有突出的竞争优势，光伏制造业将真正进入BC电池组件时代，进入一个由中国全面主导创新的时代。
相比于BC2方案，还有效率更高的BC3方案，由于该方案技术难度大，目前跟进者极少。背面全面积混合钝化接触BC，是指背面N区采用TOPCon钝化接触工艺、P区采用HJT钝化工艺的BC电池（见图3）。
图3：背面全面积混合钝化接触BC（BC3）
相较于BC2方案，BC3方案P区采用了本征非晶硅/掺杂非晶硅的钝化工艺，P区钝化效果达到了较为理想的状态，效率进一步提升，实际中试效率已达到了27.4%，有望达到28%，接近晶硅电池理论效率天花板。BC3方案用来增加电流收集的TCO膜层，可以高度匹配低温铜浆工艺，有望使得BC3浆料成本大幅降低，有突出的降本潜力。行业预计已接近晶硅电池天花板的BC3方案将在两年内实现规模量产，这将彻底改变整个光伏制造业格局。
在以上三种主流钝化接触BC电池结构外，还存在多个变种的技术方案，代表着本土厂商在该领域的专利探索，其中包含了一种比目前主流BC2和BC3成本更低的方案，该方案poly厚度能降低到30-40纳米，且高度适配TCO和低温铜浆工艺。BC电池竞争门槛的抬高，有可能让光伏产业发展回归到一个有序竞争状态。
4、突破晶硅电池SQ极限效率后的蓝海市场
曾经以产能为主导的中国光伏产业，目前正在进入一个新的发展范式，进入到以知识产权领衔、全供应链高度协同发展的突破性创新时代。在TOPCon/HJT技术基础上，在BC技术全面探索下，通往晶硅电池SQ极限效率（29.43%）的量产路径已经非常清晰，产业界的前瞻性目光转向了更高的发展目标：如何突破太阳能电池SQ极限效率并实现低成本量产。在这些更前沿的领域，中国正在实现完全自主的端到端创新，从科学研究，到实验室研究，到中试，到量产，全流程自主原创。从光伏领域专利方面来看，中国新增专利申请量已多年位居第一，专利累计申请量也已占全球55%，优势突出。
晶硅电池吸收太阳辐射的能量损失，主要为低能量红外光子的未吸收损失、紫外蓝光等高能量光子的热能损失和电池器件内部复合损失。PERC、TOPCon/HJT和BC等技术逐步将晶硅电池内部复合损失减少到最低，要突破晶硅电池突破SQ极限效率，关键在于增加低能光子和高能光子的吸收，目前业界主要有两种技术路径，叠层电池和光谱转换技术。
叠层太阳能电池是指通过在底电池上面沉积更宽吸收光谱的半导体材料来提高光电转换效率，是通往30%以上效率的主流方向。晶硅电池原料丰富便宜、稳定性耐候性强，生产成本低，是相对完美的底电池，而钙钛矿带隙大于晶硅，且有较大的调节范围，跟带隙1.12 eV的晶硅有较好的匹配，因此硅基钙钛矿叠层电池是最热门的产业化方向，也是近十年来进步最快的太阳能电池路线，理论效率高达43%-47%，实验室效率达到33%，正在加快产业化。在持续解决稳定性和成本问题后，将是未来非常有竞争力的技术路线。
光谱转换技术，主要指将低能光子合并为高能可吸收光子（上转换）或将高能光子拆分为多个低能可吸收光子（下转换）的技术，应用到晶硅电池上，理论效率可以提高到36%以上。在量子点和稀土掺杂技术的推动下，目前光谱转换技术产业化进展较快，已进入中试或小规模应用。光谱转换技术是可以高度嵌入晶硅电池工业体系的新技术，仅仅在玻璃上，或EVA上，或电池表面，集成应用光谱转换材料，原有晶硅生产工艺流程不要作什么调整就可以大幅提高效率。而BC电池，由于正表面无任何栅线遮挡，且本身效率高，可以跟光谱转换技术高度匹配，从而大幅提高转换效率。
2024年晶硅电池平均效率约为25%左右，在有效日照1800小时的中国西部，地面光伏电站度电成本（LCOE）已低至0.13元/kWh，而光伏发电已占到电力比例8%以上。在晶硅电池平均效率进步27%左右，光伏度电成本预计可低至0.08-0.10元/kWh左右，进一步解锁光储市场；在太阳能电池效率达到29%以上，光伏度电成本将预计可低至0.06元/kWh甚至以下，全面解锁光储市场、光氢市场、BIPV市场和车载光伏市场，光伏迎来超级蓝海市场，并真正成为电力主力。
光伏的供给端，出现了升级进化的特征。
1、新增产能锐减，存量产能升级或淘汰
2022-2023年中国光伏制造产能建设达到了历史顶峰，硅料、硅片、电池和组件等主材环节产能都超过了1000GW，远远超过终端市场消化能力，导致2024-2025年产能建设陷入低潮。2024年全球新增光伏装机达553GW（IEA），增幅不小，预计2025年也有小幅增长，但上游存量产能过于庞大，只能优胜劣汰。
存量产能在快速分化。以电池片环节为例，原市场份额80%以上的PERC电池产能迅速降低到10%以下，几十GW的HJT电池产能由于成本过高而陷入发展困境，900多GW的主流TOPCon电池产能正在经历惨烈的比拼。TOPCon电池产能之间的竞争是全方位的，设备选型、厂务建设、生产管理和工艺水平决定了良率和生产成本，市场能力和资金实力决定了开工率、综合成本和现金流，技术实力决定了是否有机会参与持续的竞争。经过短短两年的优胜劣汰，目前入库效率达到25.4%以上、有技术升级能力的有效TOPCon电池产能已降到了600-700GW，月排产约在60GW左右，处于一个现金流打平的状态，距离恢复盈利还有需要一段时间。
2、新增产能门槛抬高，将严重受知识产权制约
多个因素决定了2025-2027年国内都很难有新增产能。一是国家政策已收紧光伏新增产能建设，多个部门要审查技术先进性和能耗指标，融资监管部门谨慎审批无技术优势的新建产能。二是行业价格仍处于低谷，企业还没有恢复元气，无力进行再投资计划。三是存量产能过大，存量产能技术升级比新建产能更容易实现。四是在新周期洗礼下，企业新增产能需要长周期眼光，唯有转换效率能拉开差距、有自主知识产权支持的新建产能才能通过企业决策，通过国家部门审批和通过市场的检验。
近年来一窝蜂抢上产能，一个最基本的问题被忽略了，这些新上产能是否有知识产权支持。经历残酷淘汰赛后才后知后觉，知识产权是如此的重要。没有知识产权支撑的产能，要么被关掉，要么被兼并。目前业内激烈倾轧的专利战，代表着中国光伏行业正在经历新的成长。不再内卷产能而内卷知识产权，光伏制造业才能成长为一个真正重视原始创新、重视知识产权、有合理利润支撑、真正制霸全球的健康行业。
从上述因素可以合理推测，未来几年新建产能主要为接触钝化BC电池组件产能，更多的接触钝化BC电池组件产能将主要由TOPCon产能升级而来。
3、一体化战略不再奉为圭臬，专业化价值凸显
除了跨界投机者，行业产能过剩的根源之一是光伏企业奉为圭臬的一体化战略。一体化战略流行多年，也有不少成功案例，硅片龙头变成组件龙头，硅料龙头变成电池片龙头进而冲击组件龙头等，上下游产能的失配使得原来电池组件头部企业被迫增加上游电池硅片硅料产能，从而总体增加了产能，将行业拉进了过度竞争状态。
一体化本质是经营杠杆，是一把双刃剑，出发点是获取增长空间，或保障供给，或降低成本，在行情向好时，能获取最大利润，但在行情向下时，原有战略期望落空，反而产能挤压效应明显。目前组件电池头部企业为了保持交货和利润，反而停掉自己的TOPCon电池工厂和硅片工厂，外购价格更低的电池或硅片，但停工的电池工厂或硅片工厂，仍然是巨大的成本包袱，这种情况下，一体化战略失去了意义。
专业化战略一直被质疑，普遍认为抵御行业周期风险比较弱。在同质化竞争下，在没有拉开转换效率差距，没有拉开成本差距的情况下，“专业化”公司只能沦为头部企业的加工车间。专业化公司必须是差异化竞争公司，必须有着更好的成本控制能力，有着更高的技术水平。在行业厌恶重资产产能建设，走向下一个BC电池组件技术周期时，有差异化技术方案的BC电池专业化公司，有差异化市场的BC组件专业化公司，将获得广阔的发展空间，特别海外组件产能占比越来越高时，国内专业化电池公司价值凸显。
4、能源安全和关税，彻底改变全球产能分布
受出海需求、能源安全和关税等多个因素影响，未来几年全球光伏产能分布将发生巨大的变化。在国内产能内卷下，扩大海外销售成为了企业必选题，但产能出海，困难重重，不仅面临着上下游供应链和资金问题，建设审批、电力保障和熟练技术人员问题更难克服一些。更重要的是，光伏发电占电力比例的逐步提高使得光伏产业被高度重视，发展本土光伏制造业成为了各个国家的重要议题，这不仅关系到供应链安全问题，更上升到了国家能源安全问题，要求电站项目优先采用本土制造产品的国家越来越多。美国发起的关税战，影响更深远一些，在现行宣称的关税下，以出口美国为主的东南亚光伏产能迅速陷入生存危机中。未来美国关税战停止或关税大幅下调，中国出海企业也会优先布局低关税、潜力大的国家或地区。
预计未来全球光伏产能将发生以下几大变化，呈现“578”的分布。
首先是海外组件产能将持续增长，最终占据50%的市场份额。海外国家自建光伏制造供应链，组件是优先照顾环节。建设组件工厂好处多，建厂周期短、设备工艺简单、厂房和工人要求低、产值大，能直接供应本土电站项目，方便给补贴政策。随着海外产能增长，中国组件产能一股独大的格局将被打破，中国集中式生产模式变成贴近海外市场的分布式生产模式，这其中蕴藏着巨大的生产及技术服务机会。
非中国背景的海外组件产能，由于技术落后，产品型态跟国内比有比较大的差异，将主要以PERC为主，逐渐增加TOPCon、HJT和BC的比例。第二是中国电池片产能仍然占7成以上。这主要为先进电池产能，保持全面的竞争优势。由于中国牢牢控制了先进电池的专利技术、生产工艺和装备供应，技术壁垒高，迭代速度快，供应链配套齐全，生产成本低，技术人才丰富，拥有无可匹敌的产业优势。
海外国家要建设本国电池产能，首选是吸引中国电池厂建制落户，慢慢建立生态链，第二选项是依靠本土成熟组件厂购买中国淘汰的二手PERC电池设备，从低端做起，第三选项是直接购买无专利困扰的中国HJT电池整线方案，但仍然难度大时间长。除了东南亚，印度、土耳其、墨西哥和中东等地方都有机会慢慢建立晶硅电池生态链。为了始终保持太阳能电池技术领先优势，中国预计将出台严格的先进电池关键装备出口政策，防止技术扩散。
第三是上游硅片产能80%依然在中国。上游硅料硅片产能，中国始终保持低成本优势，80%以上仍将分布在国内。除了美国德国马来西亚等已有硅料产能的国家外，日照时间长、光储/光氢成本低、终端市场容量大、有决心建立完整光伏产业链的国家或地区，如印度和中东，才有机会建立硅料硅片生态链乃至电池组件的完整产业链，但这将是漫长的过程。美国一直想突破硅片产能和电池产能几乎为零的局面，但由于中国已出台拉晶设备的出口限制，和即将控制电池关键设备的出口，美国自建晶硅光伏完整产业链难度将进一步增加。
光伏市场化，呈现了崭新的局面。
1、光伏电价市场化，负荷为王
2025年2月，中国发改委发布136号文，标志着光伏发电全面进入市场化电价阶段。将原来享受固定电价、已占40%总装机份额的新能源发电，逐步全部推向市场化交易，将影响深远。短期而言，光伏发电出力时段与市场高峰需求错配，将使得光伏发电现货价格剧烈波动，导致预期收益降低，虽然有“可持续发展价格结算机制”和预期增加绿证价格来保持光伏发电收益，但运营难度增加，促使企业提升综合服务能力。长期来看，随着新能源发电成为主力电源，光伏现货负电价几率增加，136文将倒逼中国电网体系升级为新型绿色电力体系，进一步提升新能源资源配置效率，倒逼光伏发电企业全面贴近用户侧、负荷侧来提高收益率，分布式光伏市场将发生较大变化，自发自用比例高的项目将优先投资，效率/更高LCOE更低的光伏技术得到进一步青睐。
2、储能和氢能，不断拓宽光伏发展上限
储能已成为决定光伏成为主力电源的最重要因素，不仅决定了光伏在交流侧电网的容量空间，也决定了直流侧用户的市场空间。高比例新能源发电对电网系统形成的冲击，仅靠传统抽水蓄能无法应付，应用更灵活的电化学储能的作用越发突出，从装机量数据和技术发展趋势来看，锂电池储能将扮演最重要的增量角色。
受3C电子产品、无人机、电动汽车和储能等多个超巨市场需求的诱发，锂电池技术进步呈现了跳跃式的超常规发展，目前锂电池储能系统成本已降到0.5元/Wh，储能LCOE已达到0.25-0.35元/kWh，光储系统经济性价值已出现。先进锂电池储能循环寿命已超过6000次，个别头部企业达到了10000次以上，这将进一步大幅提升储能经济性。中国锂电池储能连续三年装机增速均超过100%，随着新能源电力市场化交易的推进，风光电力比例进一步提升，锂电池整体循环寿命进一步提高，锂电池储能在电源侧、电网侧和用户侧都将迎来爆发式增长的机会，从而进一步提高光伏发电的需求。根据IEA预测，2030年新增清洁能源电力80%将是光伏。
换电模式是新型用户侧储能，可能带来超预期光伏需求。中国电动汽车已成长为产业霸主，开始引领汽车产业发展，随着日欧美老牌国家和新兴国家对电池汽车的跟进，交通从“油”切“电”趋势已不可逆，这带来了新的增长动力。动力电池（锂电池）成本已降到0.5元/Wh，在循环寿命达到10000次以上时，商用车和乘用车换电模式将具备了大规模推广的经济价值。充电模式对光伏拉动作用不明显，但换电模式，将拉动明显。换电模式下，换电站的电池包，都是可以响应电网调度的移动分布式储能，在光伏日间现货价格大幅走低时，这些巨大的移动储能将第一时间响应充分，从而托住了光伏价值，托住了光伏发电的收益。若换电模式最终成为电动汽车主流补能模式，有1亿辆存量电动汽车每天补能30度电，一年累计补电将达到万亿度电，这将是光伏发电收益保障的最大福音。
氢能接替锂电池储能，将彻底打开光伏消纳空间。如光伏和锂电池储能一样，中国在主导着氢能产业的发展，并制定了完整的氢能产业发展目标和政策。现阶段氢能上下游产业链仍处于普遍示范阶段，2025-2030年是推动氢能迈过经济性拐点、转向规模化发展的关键时期；到2035年，中国氢能产业将形成一个技术高度成熟、应用多元化的氢能生态系统。从产业端进展来看，绿氢用电成本低于0.15元/kWh，就可以成为成本最低竞争力最强的制氢方式，从风电光伏成本下降曲线推测，该条件将在五年内成熟（预计光伏LCOE低于0.08元/kWh）。这将在发电侧掀起风光储氢的新能源发电革命。
氢能是长时储能，具备大规模、长周期等优势，可实现新能源电力时间、空间转移，通过“午间低价光伏制氢 + 晚高峰氢能储能反哺电网” 模式，可充分利用电价峰谷差来提升光伏电站收益，有效提升新能源电力供给质量和新能源消纳利用水平，将成为拓展光伏发电利用、应对新能源随机波动的最佳方式之一。随着储氢、运氢、用氢等环节的技术成熟，和成本的下降，氢能将得到广泛的应用，特别是在交通系统和工业系统的应用。这意味着对光伏而言，氢能不仅仅是一种能在夜间回补电网的长时储能，而是能满足交通能源载体和工业原料/燃料应用，成为除了电之外的超级终端需求。这将彻底打开光伏发电空间的天花板限制，年装机有望突破1000GW以上。
中国光伏TW级产能只能通过技术升级来完成优胜劣汰；过度竞争让光伏行业高度重视知识产权竞争，有望形成新秩序。光伏行业新上产能将被严格控制，需要有知识产权支撑。正如长三角太阳能光伏技术创新中心沈辉主任所提到的，未来中国光伏还是要立足自己，建立中国的知识产权体系，行业要团结， “不要让外国人看笑话”。面对欧美的不公平市场待遇、关税、到碳税的各种堵截，中国企业遵守规则就可以以一国之力确立全球秩序。
这种秩序，将是以钝化接触BC技术作为行业发展分水岭。钝化接触BC电池组件产能将主要由TOPCon产能升级而来。
随着成本下降和双面率提升，背面全钝化接触BC电池在分布式光伏市场和地面电站市场都开始拥有突出的竞争优势；行业开始进入BC电池组件时代。在这个时代，业内在积极探索叠层电池和光谱转换量产技术，意图突破晶硅电池效率天花板；这将全面解锁光储市场、光氢市场、BIPV市场和车载光伏市场，光伏迎来超级蓝海市场。
光伏发电全面进入市场化电价阶段，自发自用比例高的项目将优先投资，效率更高LCOE更低的光伏技术得到进一步青睐。换电模式有望拉动光伏增长；储能和氢能将彻底打开光伏发电空间的天花板限制，年装机有望突破1000GW以上。
全球产能分布也将发生重大变化，海外组件产能将占据一半；国内专业化电池公司，特别是BC电池公司，将迎来价值重估的机会。而中国要始终保持太阳能电池技术领先优势，需要进一步出台严格的先进电池关键装备出口政策，防止技术扩散，并与海外保持一到两代的技术差。
寒冬凛冽，唯技术创新向春。而光伏制造业即将进入新的产业周期，一个注重原始创造、注重专利保护、有进入门槛的突破性创新时代，正在走来。
作者：文兮，光伏行业从业人士
来源：创业帮实现梦想w
