光伏BC电池行业专家交流

1、BC电池价格与市场渗透率

国内外价格差异: BC电池价格普遍高于Topcon电池，国内外存在差异。国内分布式组件价格比Topcon高约0.1元/W，集中式高0.05元/W；欧洲分布式高约0.2元/W，集中式高0.1元/W以上。

市场渗透率现状: 目前BC电池主要渗透市场为欧洲高端分布式领域，渗透率约20%，欧洲市场对BC产品接受度较高。国内市场渗透率在5%-10%之间，部分市场已逐步应用。此外，美洲、亚洲及中东等市场也在进行小型开拓。尽管国内市场竞争激烈，但市场对BC电池认可度较高。

2、BC电池集中式应用前景

集中式招标与收益: 2024年下半年有BC电池集中式招标，如隆基500兆瓦华能集团招标。当前BC在集中式场景未大批量应用，处于验证阶段。若验证结果好，BC溢价有望提升。测算显示，集中式电站中，BC理论溢价应比Topcon高0.1元/瓦。BC功率比Topcon高25 - 30瓦，双面率约70%（Topcon约80%），虽BC背面发电损失比Topcon低5%，但整体发电效率仍高出20% - 25%。不过，测算结果需实际验证。

集中式场景潜力: BC在集中式场景潜力受双面率劣势影响，理论上比Topcon低10个百分点（如Topcon为80%时，BC约为70%）。在高反射场景（如中东沙漠地带），Topcon背面增益可达10% - 15%以上，优势突出，BC发电量可能不占优。普遍场景下，BC仍具优势。需华能500兆瓦等项目验证结果推动其在集中式场景渗透。短期内，因Topcon现有体量庞大（已建成七八百吉瓦），且多数企业未盈利，BC难以完全取代Topcon，二者将共存。

3、BC电池产能进展

龙头厂商产能布局: 2024年，隆基虽有30GW的一代DC产能，但因一代布局失误，年中确定转型为二代DC，将一代产线全改造为二代。已有18GW产线建成并量产推广，目标50GW（预计30GW）。爱旭2024年产能近10GW，扩产后可达20GW。2024年二代BC保底产能50GW。

其他厂商布局动态: 天合、晶澳、晶科等龙头企业开始布局BC电池业务，但因光伏形势不佳、资金紧张，未大批量建设产线。晶科已大批量招聘BC技术人员，认可BC领先于TOPCon，后续可能购BC电池做组件进入市场，行业形势好转后或进一步布局。

4、BC电池成本对比与降本路径

与Topcon成本差异: BC电池与Topcon在多维度存在成本差异。硅片方面，BC当前使用150微米厚度的硅片，而Topcon使用130微米厚度的硅片，受硅片价格影响，BC硅片成本比Topcon高0.005 - 0.01元/W（当前硅片价格低时约0.005元/W，硅片价格上涨后可能达0.01元/W）。浆料方面，BC因技术较新，浆料优化尚未完成，当前银浆成本比Topcon高0.01元/W，后期优化后用量将与Topcon一致。折旧成本方面，BC设备投资目前在2.5 - 3亿元，高于Topcon前期1.6 - 2亿元的投资水平，导致折旧成本比Topcon高0.01元/W。良率方面，BC新产线初期良率约95% - 96%，正常运行状态下最高仅能达到97%，低于Topcon，因此良率成本比Topcon高0.005元/W。组件端方面，BC采用单面焊接需使用导电胶，这一成本当前增加0.01元/W。综合来看，电池端BC成本比Topcon高约0.04元/W，组件端总成本则比Topcon高0.05元/W。

降本关键措施: BC电池后续可通过多方面措施降低成本。硅片方面，将推进薄片化，目标降至130微米。浆料方面，将优化银浆用量，后期用量将与Topcon一致，并推进铜浆等非银化技术。良率方面，2025年年底前良率可提升至97%以上，2026年有望达到98%。设备投资方面，随着BC技术规模化及平台化，设备投资可控制在2亿元以内（当前因专有设备和定制设备价格较高）。效率方面，BC转换效率仍有较大提升空间（Topcon已优化至极致），通过效率提升可进一步分摊降低成本。综合各项措施，后期BC与Topcon的成本差距有望缩小至0.02元/W以内。

5、BC电池技术差异与非银化进展

HIBC技术特点: HIBC技术结合两种钝化技术，晶硅电池转换效率提升基于钝化技术，现有Topcon与HJT非晶硅两种高阶钝化技术，二者钝化效果相近但HJT略优。HIBC在n区采用Topcon钝化，p区采用HJT钝化，综合提升电池转换效率。

铜浆与电镀铜进展: BC电池每瓦银耗为11 - 12毫克，高于Topcon的9毫克。非银化技术以铜浆导入为主，有低温和高温两种方案。低温铜浆需制作种子层，设备投资1亿/GW，产线改动大，经济性欠佳；高温铜浆可通过快速烧结和惰性气氛烧结实现，但下游验证周期长，预计非银化技术明年导入。BC电池因有剥离层可阻挡铜离子渗透，导入铜浆便利性优于Topcon。此外，HJT已实现纯铜浆验证。电镀铜自2022年起被布局，导电性优于银浆，但投资1.5亿/GW、良率<90%，行业未舍弃，未来或随创新实现应用。

6、BC电池良率与设备投资

良率提升挑战: BC电池良率提升面临两大核心难点。其一为图形化精度，需与后续印刷工艺匹配，若图形化精度不足，易导致印刷偏移，进而引发漏电问题。其二为膜层均匀性，BC电池采用玻璃层加隧穿氧的钝化工艺，隧穿氧及玻璃层的厚度控制对机台参数优化和技术人员经验要求较高。实际生产中，黑斑、黑片等问题与上述因素相关，新厂家需通过前后道工艺匹配（如调整膜层厚度等）积累经验，这一过程需较长时间。在良率爬坡节奏方面，隆基等成熟企业开线良率一两个月内即可达到96%以上，三个月内可提升至97%；新公司因缺乏熟练团队，爬坡周期较长，可能需要半年时间。

设备投资结构: BC电池的增量设备投资主要包括三部分。激光设备方面，单GW投资约5000 - 6000万元，且需两道激光工艺。LPCVD设备方面，单GW投资3000万元以上（TOPCon仅需一道，BC需两道）。清洗设备方面，因图形化后需多两道清洗工序，单GW增加约1000万元投资。上述三项总增量投资约8000 - 9000万元/GW。其他设备如氧化镝镀膜、氮化硅镀膜、制绒、印刷烧结、电注入等与TOPCon基本相同。

7、BC电池专利风险

专利布局影响: 国内BC电池专利问题影响较小，不似海外专利难打难缠。行业内各方可协商解决，龙头企业盈利时也不会阻碍其他企业。因此，BC电池专利问题并非难点，不像当年氧化铝镀膜专利问题那样长期困扰行业。

Q&A

Q：BC当前价格情况如何，国内、海外的价格分别如何，相比Topcon的溢价是多少？

A：BC价格普遍高于Topcon，国内外存在差异。国内分布式组件价格较Topcon高约0.1元，集中式高约0.05元；海外分布式组件价格较Topcon高约0.2元，集中式高约0.1-0.15元。

Q：除欧洲外，海外是否存在其他渗透率较高的DC市场？DC在欧洲及其他主流市场的渗透率水平如何？

A：目前DC在海外市场中，仅欧洲高端分布式市场渗透率较高，约20%且市场接受度良好。其他海外市场如美洲、亚洲、中东正处于开拓阶段；国内市场渗透率较低，约5%-10%，但部分市场已逐步应用，行业对BC技术认可度较高。

Q：集中式电站上BC的收益率能有大概多少的提升？如何看待BC在集中式应用场景的前景？

A：2024年下半年存在DC招标项目，当前BC在集中式电站尚未大批量应用，处于验证阶段，若验证结果良好则溢价有望提升。根据测算，BC在集中式电站的溢价理论上应比Topcon高0.1元，因其功率较Topcon高25~30瓦，尽管双面率略低，但背面发电损失减少5%，整体发电量仍高出20%~25%。后续需通过实际应用验证测算结果。

Q：目前BC技术路线主要两家龙头厂商的产能进展及现有产能情况如何？

A：爱旭2024年产能已接近10GW，扩产后预计可达20GW。隆基2024年原有30GW一代DC产能，年中确定向二代转型，目前已有18GW二代产线建成并量产推广，全年目标为50GW。2024年DC二代保底产能50GW，出货量预计20GW。

Q：龙头企业部分电池组件自主生产、部分委外代工的主要考量是什么？

A：龙头企业委外代工BC组件的主要考量包括：通威因自身无BC电池产能，但BC组件制作相对简单、产线改造容易，因此参与DC组件招标并尝试生产；隆基去年以一代DC产能为主，二代DC仅1.5GW，下游订单需求下需从爱旭采购BC电池，今年随着隆基BC及二代DC产能提升，已无需委外，且爱旭开始自产组件，此类情况减少。天合、晶澳、晶科等企业虽已布局BC电池业务，但因当前光伏行业形势不佳、资金紧张，未大规模建设产线，未来可能通过采购BC电池做组件进入市场；若行业回暖，相关企业将自建BC电池产线。晶科近期大量招聘BC技术人员，表明其认可BC技术优于TOPCon，而隆基和爱旭已通过技术简化降低BC投资与成本至可接受水平。

Q：Topcon厂家通常选择在现有产线上改造升级还是新建产线？若改造升级，单GW设备投资额约为多少？

A：当前Topcon厂家选择改造现有产线更为合理，主要因近年新建的PERC产线自动化水平与设备精度可满足BC技术需求，且行业资金紧张背景下企业倾向改造。但改造存在车间布局不匹配、工期较长等问题。目前Topcon产线改造为BC产线单GW需增加约9000万至1亿元投资，主要用于激光设备及LPCVD多晶硅镀膜设备；若未来BC规模扩大，激光设备定制化成本下降后，单GW改造成本有望降至5000万至6000万元。

Q：BC 电池端成本与 Topcon 如何对比？

A：BC与Topcon的成本差异主要体现在三方面：硅片成本上，BC当前使用150微米硅片，Topcon使用130微米硅片，因当前硅片价格较低，BC硅片成本较Topcon高约5厘，若未来硅片价格上涨，差距可能扩大至1分；浆料成本上，BC因技术较新尚未完成浆料优化，当前银浆成本较Topcon高1分/瓦；折旧成本上，BC当前产线投资约2.5亿-3亿元，高于Topcon前期1.6亿元的投资水平，导致折旧成本较Topcon高1分。

Q：BC组件端非规成本与Topcon的差距是否不大，是否具备一定优势？

A：BC组件端在焊带使用上具备一定优势，因其采用单面焊接工艺，使用老式焊带，焊接要求低于Topcon的圆焊带；但导电胶成本无法去除，该部分成本降低有限。当前主流技术的组件端设备流程基本相似，BC的特殊性在于采用单面焊接，其焊接机与其他技术存在差异且操作更简单。

Q：近期BC龙头企业导入新型材料焊带的情况如何？该类焊带能带来多少成本下降？

A：宇邦新推出针对BC技术的多层复合焊带，当前BC产线仍使用普通焊带，后续无主栅技术打通后需切换至该复合焊带。其优势在于更细、导电性更好，不仅不降低组件功率，还能通过减少折光提升双面率。目前该焊带处于验证阶段，预计四季度导入产线。此外，组件端焊接机需小量改造以适配SMBB技术，这是BC大规模进入集中式电站并提升背面双面率的必要条件。

Q：Topcon 现有提效手段是否适用于 BC 技术？

A：Topcon 现有技术均可应用于 BC 技术，因二者采用相同的剥离层+隧穿氧化工艺。Topcon 近期研发的珀利菲格技术旨在通过减薄非三线区域剥离层提升双面率及效率，目前受技术难度与成本限制尚未量产，若成功同样适用于 BC。当前 BC 技术主要需解决量产稳定性与良率问题，后续优化可借鉴 Topcon 技术路径。尽管当前光伏行业形势不佳导致 BC 未大规模量产，但其提效空间与手段仍较丰富。

Q：近期隆基发布的HIBC产品基于HJT技术，而当前较多BC产品基于Topcon技术的TBC，隆基推出HIBC的主要考量是什么？

A：晶硅电池转换效率的提升依赖钝化技术，当前存在两种高阶钝化技术：Topcon钝化技术与HJT非晶硅钝化技术，两者钝化效果相近但HJT效果更优。HIBC产品通过结合两种钝化技术，综合两者在电池应用中的优缺点，进一步提升了电池转换效率。

Q：BC电池每瓦银耗当前水平如何？贱金属浆料当前导入进度如何？

A：BC电池每瓦银耗当前水平为11-12毫克/瓦，Topcon电池每瓦银耗约9毫克/瓦。

Q：当前BC电池每瓦银耗水平如何？贱金属浆料的导入进度如何？

A：当前BC电池每瓦银耗约为11-12毫克，Topcon电池约为9毫克。关于贱金属浆料导入，BC电池领域技术层面已成熟，但验证周期较长。其中，低温铜浆需在电池表面制作种子层并投资近1亿元的PVG设备，产线改动大且经济性不可行；高温铜浆通过快速烧结和惰性气氛烧结技术可行，但需下游客户验证接受，预计非银化技术导入时间或延至明年。相比之下，Topcon电池因正面无剥离层阻挡铜离子渗透，且无法新增剥离层，导入铜浆难度更大。HCT技术路线已实现铜浆导入，如东方日升已完成纯铜浆验证并合格。整体来看，铜浆导入需产业端与客户端共同验证认可，时间取决于验证进度。

Q：当前厂商在BC电池中导入铜浆技术是否在进行如DH1千2,000类测试？存在哪些待解决问题？

A：当前BC电池导入铜浆技术在测试及技术端仍存在待解决问题。低温铜浆方面，需通过PVG设备制作种子层，产线改动大且电池成本增加3分钱，需优化剥离层导电性；高温铜浆方面，烧结温度超800度易导致铜氧化，需通过快速烧结或惰性气氛烧结解决，但需设备改造验证。

Q：当前隆基倾向于选择低温铜浆还是高温铜浆技术方案？

A：目前隆基倾向于选择低温铜浆技术方案，但行业内普遍认为易志杰采用低温技术，对高温铜浆技术的可行性存在疑虑，后续需打破固有观念并大胆尝试验证。

Q：当前铜浆技术方案是否已确定？是否会考虑铝浆等其他浆料？

A：目前铜浆技术方案暂不考虑替换为铝浆等其他浆料。因铝浆工艺更复杂，其导电性、焊接性均显著低于铜浆；此外，采用铝浆会导致三线加宽加粗，不利于方面率提升，故铝浆的优先级低于铜浆。

Q：电镀铜技术是否已被光伏行业放弃？

A：电镀铜技术自2022年起被行业关注并布局，各龙头企业持续验证尝试，其中通威已建成一条电镀铜产线。该技术具备显著优势，其导电性优于银浆。当前主要瓶颈为单GW投资较高及良率难以达到90%。行业并未放弃该技术，未来光伏领域仍可能采用电镀铜，需通过设备端与技术端的创新提升其与太阳能电池的适配性。

Q：目前是否有设备厂商能够提供整套BC方案？

A：目前尚未有设备厂商能够提供整套BC方案。BC技术的核心难点在于背面图形化的DR激光工艺，现有设备厂商存在技术短板：捷佳伟创虽能提供整套电池设备但不擅长激光技术，第二激光仅掌握激光技术却不了解前后道工艺。此外，行业保密程度高、专利保护加强，叠加当前行业内卷导致企业资金投入谨慎，设备厂商暂未大规模投入研发。未来若行业认可BC技术，如麦维等激光设备厂商转向该领域，设备厂商或可快速实现整线设备供应。

Q：BC设备投资中，单GW激光设备的投资规模是多少？

A：目前BC激光设备投资规模为5,000万至6,000万，因图形化需在两个区域进行，涉及两道激光工序。

Q：未来是否会出台更严格的组件效率限制政策？

A：光伏技术迭代通常依赖转换效率提升且成本无大幅增加。HCT技术虽转换效率高但因成本过高未普及，BC技术已具备推广条件。当前市场竞争激烈，Topcon已建成七八百GW产能，短期内难以被替代，因其体量庞大且多数企业尚未盈利，缺乏资金投入新技术。国家可能引导Topcon产线改造为BC产线，逐步提升产品品质。

Q：未来BC技术是否能大范围替代Topcon技术？其在分布式与集中式场景下对Topcon的替代情况如何？

A：BC技术在分布式市场优势明确，其正面测试功率较Topcon高25-30瓦，欧洲高端分布式市场对其接受度高且愿支付高溢价。在集中式场景，BC受限于双面率，在高反射场景因Topcon背面增益可达10%-15%，BC发电量未必占优；但在普遍场景BC仍具优势。未来随着华能500兆瓦电站招标结果落地，BC或在集中式场景逐步渗透，短期内两者将共存。长期看，BC生命周期较长，可适配叠层电池且优势不弱于Topcon，将持续占领市场，Topcon或先于BC退出。

Q：隆基二代BC与爱旭ABC产品在电池片技术上是否存在差异？晶科、天合等厂商若布局兆瓦级BC中试线，其选择的技术路线是什么？

A：传统BC技术因需制作并去除掩膜，流程复杂且影响良率与成本。当前隆基与爱旭的BC技术高度接近，均采用激光图形化工艺替代掩膜步骤，大幅简化生产流程并保障良率，是目前最可行的优化技术路线。晶科、晶澳、天合等厂商若布局BC中试线，预计将参照该技术路线，但核心难点在于需组建完整BC团队，通过设备控制与前后道工序配合实现良率提升，而非技术路线本身的差异。

Q：电池端提升良率过程中遇到的主要阻碍是什么？是否有关于良率爬坡节奏的指引？

A：电池端提升良率的主要阻碍集中在两方面：一是图形化精度不足，背面p区与n区分区的精度若不达标，会影响后续印刷匹配度，导致印偏和漏电问题；二是膜层均匀性控制，BC技术采用玻璃层加隧穿氧结构，隧穿氧与玻璃层的厚度需通过机台参数优化及技术人员经验精准控制。龙旗、爱旗等企业已积累相关经验，新厂家需通过前后道工序匹配的经验积累解决上述问题。目前未提及具体的良率爬坡节奏指引。

Q：BC电池良率爬坡的当前水平及达到97%-98%水平的时间节点如何？

A：当前隆基BC电池产线良率爬坡较快，开线后一两个月内良率可达96%以上，三个月内可提升至97%水平。新进入企业因缺乏熟练团队，爬坡周期较长，可能需要半年时间。

Q：BC技术除激光设备外，其他设备单季瓦的投资额主要由哪些部分构成？

A：BC技术增加的设备投资主要包括：激光设备5-6千万；需两道LP设备；图形化后多两道清洗所需的清洗设备约1000多万。其他如氧化镝镀膜、氮化硅镀膜、制绒、印刷烧结、电注入等设备与TOPCon相同。

Q：BC技术当前是否在试验PECVD工艺？

A：理论上PECVD工艺可行。当前龙基、爱信等企业在Topcon技术中采用LPCVD工艺，其稳定性与提效性最优，但设备价格较高且需额外增加扩散步骤；而PECVD工艺为一体化，扩散与镀膜在同一平台完成，设备成本更低。不过PECVD应用于BC工艺较Topcon复杂，需设备端调整以满足工艺需求，预计通过设备端改进可实现。

Q：BC电池良率爬坡过程中，设备问题与工艺问题哪类影响更大？

A：BC电池良率爬坡过程中，设备问题与工艺问题均存在影响。设备问题主要体现在激光精度限制，需在此基础上进行前后道工艺配比；工艺问题则涉及图形化与后续印刷的匹配，分区细化对印刷精度提出更高要求，印刷偏移易导致p区与n区混淆引发漏电。其中，图形化与印刷的匹配是核心技术难点，需技术团队与操作人员实现精准匹配。当前BC电池技术可行得益于激光技术在太阳能领域的应用提升，未来激光与印刷设备精度的进一步提高将有利于良率优化。

Q：目前BC是否存在潜在专利风险？Maxson的专利布局是否会影响其他企业的销售？

A：BC专利问题可能略有影响，但当前Maxson已被中环收购，现属同一体系，问题转为国内协调范畴。后续虽可能存在专利问题，但相较于海外专利纠纷更易解决，国内企业间可通过协商处理。且龙头企业不会完全限制其他企业发展，因此BC专利问题并非核心难点，不同于当年长期困扰行业的氧化铝镀膜专利纠纷。股市调研

稀土磁材酝酿涨价，基本面行情启动

美国稀土公司MP  materials的股价大幅上涨40%，原因是美国国防部计划以4亿美元购买该公司优先股，成为其最大股东。此举体现了美国对稀土产业链的高度重视，并通过设定镨钕稀土价格底价，支撑了国内稀土市场价格。尽管担心这可能刺激海外稀土产业发展，但分析认为，美国的行动实际上确立了海外稀土价格底价，降低了通过压低国内价格限制海外发展的可能性。中国稀土产业链因资源优势、技术和成本优势，在重稀土领域尤为突出，不易受海外行动影响。市场预计，在供给侧结构性改革推动下，稀土价格将上涨，中国稀土、广深有色和北方稀土等标的。

Q&A

昨晚美国稀土公司MP材料股价大涨的原因是什么？MP公司与美国国防部签订的协议对稀土市场有何影响？

昨晚MP公司股价大涨40%，主要是由于美国国防部计划购买其价值4亿美元的优先股，并获得认购股权，这使得美国国防部成为MP公司最大的股东。同时，双方还签署了协议，保证在未来十年内，MP公司的镨钕混合稀土价格不会低于每公斤110美元。协议中美国国防部承诺的最低价格为每公斤110美元（未含增值税），折算后接近80万人民币一吨，这一价格远高于目前国内的含税价格（约45万人民币一吨）。这相当于为MP公司设定的一个补贴底价，确保了其稀土产品的较高价格，从而消除了市场对于国内价格上涨过快可能刺激海外稀土产业链抬头的担忧。

美国国防部参股MP公司意味着什么？

美国国防部参股MP公司，可能预示着该公司未来会转变为公开市场公司（即私转公），并且通过与政府力量结合，进一步提升了对稀土产业链的战略重视程度，以及确立了一个空前的定价水平。

海外底价对中国国内稀土产业链的影响如何？

在海外已经明确给出了高于国内的价格底价的情况下，通过打压国内价格来限制海外产业链发展的逻辑不再现实，因此投资者应更有信心相信国内稀土价格上涨。同时，海外的底价提升也拉动了国内稀土价格上涨，解除了国内价格上涨的一个重要瓶颈。

美国国内稀土产业链是否受到冲击？

尽管MP公司自身的自冶炼比例提升较快，但依然无法改变海外稀土产业链抬头的趋势。即使没有美国政府的直接参与，美国的轻稀土产业链已经在逐渐抬头，其产量已能达到一定规模，对我国稀土产业链的定价权造成了一定影响，但我国在资源、技术和全产业链低成本等方面仍具有绝对优势，尤其在重稀土方面，依然保持领先世界的定价权。

东南亚地区的稀土矿产资源供应情况如何？

东南亚的稀土矿产主要供应给中国国内，并且这些资源基本处于中国的势力范围内。对于重稀土部分，除了东南亚以外，澳大利亚也存在少量矿源供应，但整体上，中国对稀土资源的掌控力较强，尤其在市场层面。

在技术和成本方面，中国在稀土产业中相较于欧美和美国的优势体现在哪些方面？

在技术和成本上，中国占据显著优势。重稀土分离技术难度高于轻稀土（如镨钕），而中国在此技术上有明显优势，每种重稀土品种的分离都需要复杂的萃取技术，且成本方面也优于海外，包括美国。此外，从矿山资源分布、冶炼到最终成本，中国都领先于欧美尤其是美国。

美国在稀土产业链中的政府介入措施及其对我国稀土产业的影响是什么？

美国政府虽然加大补贴力度，但在重稀土领域难以对我国造成冲击，因此并不会影响我国在稀土产业中的定价权。我国的稀土出口管制主要针对重稀土产品，这使得我国在国际稀土市场价格上有定价权，即使美国政府介入也无法改变这一逻辑。中国的稀土涨价逻辑基于行业供给和出口管制带来的涨价弹性，这一逻辑不会受到美国的影响。

对于近期稀土板块的行情走势以及未来交易方向的理解是什么？

当前稀土板块倾向于涨价逻辑进行交易。4月至6月间，稀土板块已有明显上涨，主要是由于出口管制下市场对于内外通胀预期的炒作。7月10日的大幅上涨是因为北方稀土发布了二季度业绩预告，符合市场预期，增强了行业基本面的信心，从而带动了中国稀土、广深有色等上游主线标的上涨。目前，尽管价格未出现大幅上涨，但市场对价格预期依然强劲，尤其是在出口管制下，需求预期较弱且配额指标尚未明确发放的情况下，稀土价格仍保持坚挺，显示出市场对价格的良好预期。

那么，稀土指标今年的预期情况是怎样的？

今年稀土的指标大概率是一个比较低速的增长，预计为非常低的一个增速。产业链普遍持这样的预期。虽然供应微微增长，但需求测算下来仍有接近10%的增长。在供应微增的情况下，可能会将进口矿的利用全部纳入指标管理。如果假设整体供应增长3%，则总供应指标将达到70%以上，但总供给只会增加2到3个百分点，而需求却能增加40%以上，因此供需反转非常确定。

上半年国内稀土供应量的情况如何？下半年的供应增速预计会怎样？

上半年国内稀土供应量增加了5到6个百分点，而下半年对应的总供应增速只能有2到3个点，意味着供应需要下滑3到4个点。在这种情况下，稀土价格的上涨较为确定。同时，目前处于需求最差阶段，随着出口管制的修复和出口量的回升，需求有望显著回升，并且匹配了国内供应商品供应的大比例增速放缓，下半年稀土涨价的确定性非常高。

美国政府对MP公司的补贴以及海外与国内价格对比如何影响稀土市场？

美国政府对MP公司进行补贴，导致价格显著高于国内，目前海外价格已经比国内价格高出约两倍。在这样的情况下，海外拉动国内的逻辑仍然可行。此外，产业链中存在很多不合规的供应，导致供应抛盘较大，加上清库存的动力，进一步支撑了价格的上涨趋势。

龙头标的中国稀土、广深有色和北方稀土将如何受益于市场变化？

中国稀土主要受益于涨价和情绪交易，且同业竞争解决期限临近。广深有色将受益于体内先锋公司的投产和涨价，预计业绩接近10亿，目标市值可达300亿。北方稀土则可参照美国稀土价格进行对标，目前估值较低，有较大上涨空间，目标市值可看到1400到1500亿。

对于稀土板块的整体看法是什么？

认为MP公司股价上涨和产业链对MP的供应链抬头不必过分担忧，重稀土板块不受影响。从情绪角度出发，稀土板块仍然值得高度重视。长远来看，国内供给侧结构性改革带来的稀土价格上升是核心关注点，标的仍为中国稀土、广深有色和北方稀土，未来仍有较大上涨空间。调研纪要更新

光伏硅料产业专家交流

1、光伏行业现状与政策矛盾

•需求端市场变化：在电价和电量不确定的前提下，下游装机趋于谨慎。行业普遍对未来装机能否维持高增长存疑，结论需市场时间验证。

•供给端产能过剩：供给端产能过剩是行业共识。硅料是行业‘量’的水龙头，其产量决定下游产能，产能可能有水分。若硅料供应减少，下游产能将被视为虚值。组件是‘价’的水龙头，在2024年春节前（7号文和136号文出台前），光伏行业协会每月20号左右发布组件现金成本价格（如2024年发布的6毛9分二成本价），通过锁定组件售价不低于成本，反向支撑上游电池、硅片、硅料等环节。

•政策矛盾现状：6月1号后市场基本面逐渐疲软，政策、行业组织及相关部委的系列动作牵动市场神经。政策试图用计划经济手段干预产能出清速度和主体留存。136号文使电力投资企业未来电价下行，促使企业降低电建投资总成本。同时，政策干预以组件为代表的新能源制造业环节（可能包括玻璃等），推动产能出清，让企业售价高于成本并盈利。这导致政策矛盾：一边要求度电成本更低，一边要求系统成本更高。市场存在分歧：看多者认为政策出手可快速完成供给侧改革，实现产能出清；市场派认为最终需有人买单形成销售和利润。当前市场状态前所未有，矛盾使资本市场和制造业处于探索阶段，未来走向观点不一。

2、硅料收储方案进展与难点

•收储参与企业动态：硅料收储方案源于两个多月前协会与硅料企业内部在成都召开的会议，两次会议时间相近，信息互通共享后提出方案。初始参与企业为6家，后续扩展至7家。方案推进中成立工作专班，由各企业主管副总在成都直接操作。初期推进效率较高，但受430和531节点影响，企业此前忙于兑现订单，投入精力不足致效率降低。六一之后，主要订单兑现完成，海外订单按常规节奏推进，相关工作重新提上日程。

•收储核心问题：收储推进面临对内意志统一与对外谈判两大核心难点。对内方面，参与企业数量动态变化，6家企业中曾有1家拟退出收购，被收购企业中也有多家想加入，甚至有企业表示有实力反向收购。技术路线差异大，大部分企业采用改良西门子法，个别企业采用FBR循环流化床技术，后者属陕西省国资委且无收购标的，可能转为财务投资或争取配额、扩产等支持政策。产能整合存在矛盾，收购方要考虑落后与先进产能的硬件设备、管理、技术人员等整合问题，企业间对收购标的选择有分歧。合资公司管理上，股份占比需结合配额制讨论，而配额制因企业2024年销量与当前产能释放不匹配存在公平性质疑。对外谈判中，收购方与被收购方价格分歧明显，收购方期望3 - 5折，被收购方普遍要求6 - 7折，部分企业要求按全生命周期折旧后全额支付或拒绝出售。地方政府阻力突出，因土地财政依赖及城投债压力，依赖制造业解决税收、就业问题，反对产能退出或转移，要求收储后复工复产并限定时间。即便2024年财政部10万亿特别国债用于化解地方隐形债务，地方政府在保留制造业与配合政策间仍难抉择。

•136号文影响延伸：136号文对电站成本有双向影响，电站总成本由技术性成本（如EPC，其中组件占比较高）和非技术性成本（如地方政府制造业投资摊派）构成。若供给侧改革推行，组件价格或涨至8毛以上，推高技术性成本。为维持电力投资企业热情，需降低非技术性成本，而其中很大一部分是地方政府资源费（如山东直接收取资源费换取指标）。136号文要求降低非技术性成本，导致地方政府资源费减少，叠加需保留制造业的诉求，加剧地方政府在政策协调中的矛盾，增加收储推进难度。

3、硅料成本结构分析

•成本分层标准：硅料行业成本分现金、生产、完全成本三层。现金成本含主要原材料（工业硅粉）和电耗，是衡量企业现金盈亏的指标。生产成本是现金成本加折旧，如1万吨产能投资8亿，折旧为每吨8000元，投资7亿则为每吨7000元。完全成本是生产成本加包装、破碎、检修、人工及三项费用等，这部分费用在8000 - 1万元，构成完全成本。

•企业成本分化：不同企业硅料成本分化显著。头部企业（前四家）成本为345结构，即现金成本3万多、生产成本4万多、完全成本5万多，个别企业或厂区现金成本低于3万，完全成本低于5万。二线企业（第五至第七、八家）成本为456结构，即现金成本4万多、生产成本5万多、完全成本6万多，更靠后企业成本更高，达4万大几、5万大几乃至6万大几。颗粒硅企业成本为234结构，即现金成本2万多、生产成本3万多、完全成本4万多，成本组成与改良西门子法类似，整体成本更低。

4、硅料价格走势与下游接受度

•近期价格变动：近期硅料报价呈现多档水平，包括4.3万、4.5万、4.6万及5万等不同价格。整体来看，硅料近期报价平均上涨6%-7%，涨幅约为几千元。价格维护方面，短期目标为将硅料价格维护在5万，长远目标则是维护至6万以上，以实现全行业盈利。价格推动涉及多部门：协会率先推动，协会会议后约一周，发改委能源局组织会议，听取协会会议结果汇报及自律公约执行中的问题，为供给侧改革准备素材；随后工信部承接发改委会议，组织行业对口会议并提出要求。此外，财经工作会议的指导思想及人民日报评论员文章，为相关部门动作提供依据，增强了企业提价的明确性。

•下游接受度分析：下游对硅料涨价的接受度需结合产业链传导及需求情况分析。当前硅片、电池因硅料涨价跟随上涨，若组件进一步涨价，需关注实际需求承接方。2025年下半年需求整体疲软，国家有关机构预测388G的装机量基本不可能实现，悲观预测6-12月装机量为60-100G，与去年持平，对制造业而言量能并不友好。下游接受度可参考组件自律公约体系下的投标价与实际成交价走势，预计难有新惊喜。组件投标时可能报高价（如7毛），但实际成交中可能让利客户促成交易，以推动电站投资需求在风险可控前提下启动。2025年三季度是电站投资企业观察市场的窗口期，企业按兵不动，关注各省的极致电量和极致电价；若制造业有明确动作，四季度或促使部分项目提上决策日程。当前硅料报价4.5万、5万对应组件报价7毛5、8毛，但实际成交价可能低于报价。

5、收储时间节点与新建产能管控

•收储时间预期：收储时间节点有多个讨论方案，早预期为9月底，晚预期为12月底。若到12月底收储未达成，则视为失败，行业可能转向在国家政策指导下通过市场实现优胜劣汰和产能出清。

•新建产能管控方向：新建产能政策管控涉及以下维度：一是规模，扩产时三条线不能低于5万吨或10万吨；二是技术先进性，要求投产产品达电子二级及以上纯度标准，涉及金属、机金属、碳、氧、氢含量等技术指标；三是碳足迹管控，作为双控政策向双碳政策转变的核心抓手，未来将加强碳排放管控，如通过碳足迹从双控走向双碳；四是可能的出口管制，存在对硅料先进产能及相关先进装备（精流、冷氢化、还原、余能回收系统等）限制出口的争议，若不限制可能出现国内产能转移至中东、北非等地区的‘按葫芦起瓢’现象。此外，新建产能像光伏玻璃那样需各省市报工信部审批并举行听证会的可能性较小，因硅料涉及技术线切换（如颗粒硅在能耗、碳足迹、成本等方面具备先天优势）。

6、颗粒硅技术前景分析

•技术优势与挑战：颗粒硅技术优势明显。在碳足迹方面，其工艺本身碳排放低，即便其他技术采用绿电后补，也难超越。下游工艺匹配上，未来拉晶环节或从RCC走向CCC，颗粒硅与之高度匹配，CFC工艺仅能用颗粒硅。成本上，颗粒硅起步成本结构为234，改良西门子法虽技术成熟但工艺复杂，降本空间窄，部分企业自备电厂降成本情况不具普遍性。 颗粒硅技术也有挑战。技术扩散性上，目前制备技术路线未完全扩散，但光伏行业技术不扩散难成主流，多家企业已有工艺包，技术呈扩散趋势。品质提升方面，新政策或要求起步达电二以上，当前品质提升进步快，若持续满足要求，有望升级换代。

•当前市场占比：当前市场中，改良西门子法占主导。2025年其产品占比最低达70%，最高约80%，颗粒硅占比约20%-30%，技术替代需逐步推进。

7、硅料库存与产能利用

•行业库存现状：硅料库存方面，行业曾库存高企，硅料厂库存最高时（不包含下游）超50万吨。后通过自律减产去库，当前硅料厂库存维持在23万吨左右（不超25万吨），较高峰期减半。全行业库存需综合硅料厂与硅片厂库存，硅片厂库存约15 - 17万吨，全行业合计约40万吨（对应200G）。库存消化方面，提出涨价去库存的可能，类似房地产逻辑。硅料价格上涨时，下游环节（除组件外）可同步涨价传导压力，电池环节传导能力稍弱。外向型组件企业，部分海外市场可承受组件价格传导，个别市场除外。若忽略国内市场，通过价格传导可实现一定销量，若硅料价格预期涨至5万以上，硅片厂有囤料冲动（资金允许范围内）。海外下半年需求预计150 - 200G，或可支撑出货。

•产能利用策略：西南地区某企业采用丰水期开满、枯水期/平水期关停的产能调节模式。因硅料无衰减特性，企业利用丰水期低成本水电生产并垒库，确保一年用量在丰水期完成，后续正常销售。该策略无需过度解读为库存压力加剧，本质是基于成本的产能调节。未来若发生联合收购，策略或有变化。

Q&A

Q：当前光伏行业的基本情况如何？

A：行业在430和531抢装完成后，6月1日起正式走向市场经济。需求端方面，电力投资企业因电价、电量不确定性趋于谨慎，下游装机能否维持高增长存在普遍疑问；供给端产能过剩为共识，硅料作为量的水龙头决定下游实际产能，组件作为价的水龙头通过成本价干预支撑上游。政策层面呈现矛盾：136号文推动电价下行，电力企业需降低电建总成本；同时政策试图通过干预制造业加速产能出清，要求售价高于成本，形成双手互搏，导致市场冰火两重天。当前市场焦点在于政策主导还是市场主导本轮行情，行业状态前所未有，各方仍处于探索阶段。

Q：硅料当前市场关注的抽取方案中，主要牵头企业有哪些？

A：该方案源于两个多月前，最初由行业6家企业发起，后新增第七家企业参与。相关动议由协会会议与硅料企业内部自发会议在成都先后召开并信息互通后提出，拟效仿钢铁、水泥、煤炭等行业的供给侧改革经验推进。

Q：合资公司的管理模式是怎样的？

A：当前合资公司暂未涉及具体经营，主要承担收储平台职能，完成收储后由各企业自行开展先进产能运营及落后产能淘汰，以实现收储与先进产能盘活目标。未来管理模式是否调整尚不明确。

Q：参与收储的头部厂家现有产能是否存在需要关停的落后产能？

A：参与收储的头部厂家中，部分企业存在需要关停的落后产能。这些企业单条产线规模普遍在2万吨以下，落后于5万吨或10万吨的先进产能水平，且多数企业存在此类情况。其中，采用改良西门子法的企业尤为突出，部分企业80%的产能属于落后产能。

Q：当前头部及二三线硅料厂家的现金成本、生产成本及完全成本大致处于什么水平？

A：光伏硅料行业近年成本分化明显，采用改良西门子法的企业成本结构分为现金成本、生产成本及完全成本三类。主流头部企业成本结构通常为3万多、4万多、5万多，部分企业或厂区现金成本低于3万，完全成本低于5万；第五至第七/八家的二线企业成本结构为4万多、5万多、6万多；更靠后的企业成本在此基础上进一步提高。颗粒硅技术路线的标准成本结构为2万多、3万多、4万多。

Q：收储涉及约7家企业，全行业预计需关停的产能规模是多少？被收储企业的库存及银行贷款、债务将如何处理？

A：被收储企业合计产能约150万吨，若收储完成则目标规模为150万吨。从财务结构看，多数企业自有资本金占比约30%，其余资金来源于银行项目贷款。若实施承接式收购，需承接企业原有银行贷款。当前收储折扣分歧较大的核心在于，银行贷款金额固定，若折扣过低将进一步压缩自有资本金应得收益。

Q：本周有企业报出45,000元以上的硅料报价，对后续硅料价格走势的看法如何？该报价的考虑因素是什么？由哪些部门或层级指导？当前报价下下游接受度如何？

A：近期硅料报价平均上涨6%-7%。联合收储目标为短期维护硅料价格至5万元，长期至6万元以上，以实现全行业盈利。当前由协会、发改委能源局、工信部三场会议推动，主流企业在报价中提升硅料价格。其中，协会会议后，发改委能源局组织听取汇报及自律公约执行情况；工信部承接会议并要求行业不低于成本价销售。下游接受度方面，实际成交价格可参考组件自律公约下的投标价与成交价走势，难有新突破。硅片、电池涨价后，组件涨价需考虑购买方；预计下半年需求疲软或与去年持平，可能延续组件自律模式，四季度或推动电站投资决策，但实际成交价格可能低于报价。

Q：硅料联合收储事项目前是否有明确的达成时间点预期？

A：硅料联合收储最初计划三个月内搭建基本框架，目前该目标已无法实现。后续讨论延长至8月底必须出结果，亦有提议9月底或十一前完成。当前预期为最早9月底、最晚12月底达成；若12月底仍未完成，则联合收储将无法推进，行业可能按国家政策指导通过市场机制实现优胜劣汰与产能出清。

Q：收储达成后，新建产能是否会面临政策管控或审批？

A：存在相关政策管控。供给侧改革政策由国家发改委、国家能源局牵头，可能联合其他部委共同出台。若收储成功且行业恢复正常，未来扩产管控可能涵盖以下方面：产能规模、技术先进性、碳足迹；此外可能限制硅料先进产能及装备出口。政策内容将包含能耗、闭路循环系统、硅耗系数等具体指标。

Q：未来硅料新建产能是否可能像光伏玻璃那样，由各省市报工信部审批并实行年度总量限制？

A：硅料新建产能采用类似光伏玻璃的审批限制模式可能性较小。玻璃行业新增产能需符合工信部政策后，经各省听证会通过方可立项；而硅料行业涉及技术路线切换，当前主流为改良西门子法，颗粒硅在能耗、碳足迹、成本等方面具备优势，已有企业量产，其他企业参与颗粒硅国标制定并掌握工艺包，因此在技术路线切换过程中，大概率不会直接采用类似玻璃的听证会制度。

Q：当前颗粒硅大规模量产企业较少，未来颗粒硅对多晶硅是否存在替代可能性？如何看待其发展前景？

A：硅基光电转换材料预计仍有10年左右生命周期，之后可能过渡至钙钛矿。从发展驱动因素看，颗粒硅具备三方面优势：一是碳足迹优势，其工艺本身碳排放低，在2026年1月1日欧盟碳边境调节机制正式实施及国际碳税趋严背景下，出口占比2/3的产品将更具市场竞争力；二是工艺匹配性，未来拉晶环节若从RCC转向CCC连续直拉单晶，颗粒硅与CCC工艺高度适配；三是成本优势，其初始成本结构更优，而改良西门子法技术成熟但降本空间有限。从挑战看，技术扩散是光伏行业主流化的关键，目前多家企业已掌握颗粒硅工艺包，技术呈扩散趋势，叠加近年品质快速提升，若满足技术扩散与品质要求，颗粒硅有望成为行业升级方向。股市调研

产业报价全面上调，破除内卷式竞争、光伏供给侧有望改善

#事件： 随硅料报价上调后光伏报价全面上涨。据SMM，7.10日N型致密料报价46元/kg，上涨6元；183硅片报价1元/片，环涨0.12元。电池组件亦酝酿涨价，TOPCon电池报价上调2-3分，个别组件交付价调涨2分。

#近期供给侧关切增强、国家各部委均在积极响应反内卷，发改委、工信部、价格司在从各维度着手管理，有望破除内卷式竞争实现高质量发展。

1）7月3日，工信部部长李乐成主持召开第十五次制造业企业座谈会，深入学习贯彻重要指示批示精神，落实、国务院决策部署，聚焦加快推动光伏产业高质量发展，听取光伏行业企业及行业协会情况介绍和意见建议。强调依法依规、#综合治理光伏行业低价无序竞争，引导企业提升产品品质，推动落后产能有序退出

2）6月29日，人民日报发文《在破除“内卷式”竞争中实现高质量发展》，点名光伏组件、新能源汽车、储能系统的内卷式竞争，并以光伏为例剖析内卷原因。

3）7.1日财经委会议指出，依法依规治理企业低价无序竞争，引导企业提升产品品质，推动落后产能有序退出。

4）近期为破除“内卷式”竞争，近日国内头部光伏玻璃企业计划自7月开始集体减产30%。

5）近期有关部门指示，硅料价格不得低于全成本报价，低于成本出售或有严厉惩处。

6）7月8日弘元绿能公告意向参与无锡尚德重整，前期介入合作，稳定经营。

观点重申：

投资建议：供给侧自律已落地，后续政策及执行力度上有望超预期，当前光伏产业链PB低、基本面已见底，建议重点关注有成本和渠道优势的龙头！

依次看好直接受益的硅料组件龙头（#通威股份、#协鑫科技、#大全能源）（#隆基绿能、#阿特斯、#晶澳科技、#晶科能源、#天合光能、#横店东磁）等，新技术方向电池及浆料（#钧达股份、#爱旭股份）（#博迁新材，#聚和材料、#帝科股份）等，优势辅材龙头（#福斯特、#福莱特）等；依然强烈看好高景气度的逆变器/储能（#阳光电源、#德业股份、#海博思创、#锦浪科技、#艾罗能源、#固德威、#禾迈股份 等）

调研纪要更新