短短一周之内，两大央企光伏组件集采先后公示。

9月26日，中国电建2026年第一批N型TOPCon组件4GW集中采购公示中标候选人。

9月21日，中国南水北调集团2026-2027年度光伏组件集采中标结果落地，总规模1.3GW，分TOPCon、BC两大标段；

两大项目合计5.3GW的大单集中释放，对比两单集采报价与采购规则，更像是一面镜子，照出了“反内卷”喊了一年之后，目前组件价格的“真实水位”。

01一个已是“地板价”一个分层定价

从价格维度看，两个项目报价呈现不同的采购定位。

先看中国电建4GW TOPCon集采。三个包件第一中标候选人报价分别为0.685元/W、0.670元/W、0.680元/W，加权均价约0.679元/W，全部报价集中在0.670至0.702元/W之间，中来光电、英利能源、正泰新能拟中标。

结合9月下旬的市场数据显示，0.670元/W是近期央国企集采中出现的极低水位，不存在任何溢价空间。

该项目最大特点是强规模、单一技术、4GW体量一次性释放，采购方以集中式地面电站需求为主，对组件的核心诉求是大规模交付能力与极致成本，评标更看重单位瓦成本，直接放大了厂商之间的成本竞赛。

再看南水北调1.3GW集采采用双技术标段分层采购，1GW TOPCon标段报价区间0.71-0.729元/W，均价约0.72元/ W；

300MW BC组件标段报价0.775-0.782元/W，BC相比TOPCon存在约0.06元/W稳定溢价。

天合、晶科、隆基、通威等头部企业集中入围，报价区间收敛，厂商之间价差很小。

南水北调项目服务于输水沿线分布式、滩涂、边坡等复杂场景，对组件抗衰减、耐候性、长期可靠性要求更高，因此报价底线更高，不单纯比拼最低价，而是兼顾产品性能、长期运维与场景适配能力。

两张价格表放在一起，能读出几个关键信息：TOPCon的集中式成交地板在0.67至0.72元/W之间浮动；BC凭借转换效率23.8%以上的门槛，守住了约0.78元/W的溢价空间；

这种分层采购的逻辑指向明确：TOPCon承担“走量”任务，以成本最优的方式满足大规模地面电站的基础需求；

BC则承担“提效”任务，以更高的发电增益和抗衰减能力换取全生命周期收益。

采购方不再“一刀切”压价，而是用价格梯度为技术溢价留出空间。 这对制造端是一个微妙但重要的信号：单纯拼低价的窗口正在收窄，效率溢价开始有了被认可的通道。

02 现货“涨价”遇冷

把两大集采放入9月中下旬现货市场中横向对比，更能看清市场的 “价格双轨” 特征。

9月中下旬，国内主流机构监测的TOPCon组件现货公开挂牌报价维持在0.74–0.75元/W，不少组件厂对外释放涨价函，试图依托上游硅料、电池片小幅抬升的行情推动组件涨价。

但挂牌价不等于实际成交价，市场实际现货成交已经分化：头部品牌常规TOPCon现货实际成交多落在0.70–0.72 元/W；二三线厂商、库存特价货源可下探至0.66–0.68元/W区间，小批量零散订单甚至更低。

BC组件现货主流成交区间在0.78元/W上下，高端耐候型号可突破0.8元/W。

对比来看，中电建4GW集采最低0.67元/W，刚好贴住二三线厂商现货特价区间；南水北调TOPCon标段0.71~0.729元/W，与一线品牌现货成交中枢基本持平，BC集采中标价0.775-0.782元/W，几乎与现货市场BC主流成交价格对齐。

这组对照清晰说明：厂商对外的挂牌涨价更多是报价端的试探，真正的大宗订单，价格没有跟随纸面报价上涨。

现货市场是小批量、灵活成交，库存压力大的厂商可以随时放出特价；

而央企集采为年度框架大单，体量巨大、交付周期长、质保与履约约束严苛，报价会充分考量未来一年的成本波动，不会短期追涨。

当前国内光伏需求结构里，央企大基地、风光储项目是核心增量。而央企集采大多为框架协议，一旦中标，全年或跨年度订单锁定。即便现货市场价格出现波动，已经落地的集采订单仍按中标价执行。

这就造成一个现实局面：组件厂现货报价上调，但占据国内需求大头的央企订单，提前锁定低价，涨价传导很难落地。

03 政策的“价格之手”到底控住了什么？

2026年以来，政策层面对光伏“内卷式竞争”的治理层层加码。

从工信部座谈会到中央政治局会议明确“纵深推进全国统一大市场建设，深入整治内卷式竞争”，再到产能调控、价格执法、兼并重组等“组合拳”陆续出台，上游硅料、硅片环节价格确实出现止跌企稳迹象。

这揭示了一个残酷的现实——政策能定“地板”，需求才定“价格”。 上游成本支撑是真的，但组件价格最终由装机需求、库存水位和现金流压力共同决定。

复盘这一轮“反内卷”治理的效果，短期看，政策并没有、也难以立刻扭转组件价格的底部盘整。

0.67元/W的中电建报价说明，集中式项目的价格竞争依然激烈，行业盈亏平衡线（约0.78元/W）之上的报价在集采中缺乏竞争力。

出口退税取消后，组件成本上升约0.06至0.07元/W，这部分成本在海外市场有传导空间，在国内集中式集采中则被竞争消化了。

但中期看，政策的方向性效果正在显现。其一，能耗能效标准的收紧将推动约20%至30%的落后产能退出，供给侧的“硬约束”在逐步形成。

其二，价格执法的介入让“低于成本价投标”的合规风险显著上升，企业报价开始向成本线收敛而非无限下探。

其三，通威收购丽豪清能等兼并重组案例获批，标志着上游整合从“口号”进入“执行”阶段。

国家的“价格控制”本质上是划定竞争底线，而非设定价格天花板。 它的目标不是让组件涨到某个价位，而是让价格不再跌破“活下去”的底线。

从0.67元/W的集采结果看，这个底线仍在测试中，但进一步大幅下探的空间已经有限——因为低于现金成本报价的企业，正在被政策与市场双向挤压。