进入2023年，随着硅料产能进一步释放，光伏上游的制造业开始内卷。
两年多来，行业内卷越来越惨烈，几近疯狂。一方面，制造产能严重过剩，名义过剩率或达2/3；另一方面，新产能还在不断规划、投资和建设中。
疯狂内卷的结果必然是，光伏产业链产品价格不断下滑，低于行业平均成本，以至于产业链绝大部分企业亏损经营，龙头企业尤甚，行业危机越卷越惨。
主流制造企业惨淡经营，主营业务几乎全部亏损，甚至巨亏。
大部分中小型制造企业裁员、停产、垂死挣扎，一些等待清算。
多数跨界企业收缩战线，忍痛割肉，计提大额损失，期待还能守住原有业务。
光伏行业内卷甚至引起最高层关注，根治内卷刻不容缓。
大家纠结的问题是，“反内卷”系列政策是否会有效？这次危机还得延续多久？光伏行业如何度过这场危机？
最高层有何重要指示？
内卷问题，引起全社会普遍关注。中央政府发布重要指示，相关部委高度重视并推出或即将推出一系列政策。
2024年7月30日，中共中央政治局会议首次提出防止“内卷式”恶性竞争，畅通落后低效产能退出渠道，为行业治理定调。
2024年12月，中央经济工作会议将综合整治“内卷式”竞争列为2025年重点任务，要求规范地方政府和企业行为。
2025年3月，“综合整治‘内卷式’竞争”首次写入《政府工作报告》，标志着治理工作进入政策实施阶段。
2025年7月1日，中央财经委员会第六次会议进一步明确，纵深推进全国统一大市场建设，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，其中重点提及光伏行业。
2025年7月3日，工业和信息化部召集14家光伏头部企业及协会座谈，强调“依法依规、综合治理光伏行业低价无序竞争”，传达高层治理决心。
2025年7月30日，中共中央政治局会议部署下半年经济工作时，再次强调“依法依规治理企业无序竞争，推进重点行业产能治理”，持续强化“反内卷”政策信号。
2025年6月新修订的《反不正当竞争法》通过，并于10月15日正式实施，将“反内卷”纳入法律规制，强化对低价倾销等行为的约束。
内卷究竟如何滋生的？
内卷问题本质上就是供给与需求的严重不匹配，或引起供给侧内卷，或引起需求侧内卷。
上等教育资源极其有限，而需求巨大，引起家长内卷，而且是全球性的。
优质医疗资源非常有限，而病患太多，导致家属内卷，也是全球性的。
严重供不应求，必然导致商品或服务涨价及轮番涨价。
严重供不应求情况下，如果政策锁定最高价，“黄牛”、非法贩卖、托人情、索贿或变相索贿等必然滋生，内卷不但无法避免，而且内卷成本更高，更复杂。
相反，严重供过于求，必然导致商品或服务降价、压价，价格甚至低于平均价格。只要价格不低于可变成本，就不是所谓的“自杀性价格”，更不同于垄断性质的“倾销价格”。
特殊情况下，为回流现金流，去除存货，价格甚至低于可变成本，也不属于“倾销价格”。
严重供过于求情况下，如果政策规定最低价，必然在规定价格中标签约的基础上，免费赠送相关配套商品或服务，甚至行贿，以接近“影子价格”。换言之，限定最低价让内卷成本更高，更复杂。
因此，在供求严重不对称的市场，简单粗暴地限定“最高价”及“最低价”，不但不能解决内卷问题，反而加重内卷。
大家都看清了行业内卷这一简单“病症”，如何“开方用药”以“药到病除”成了真正的难题。
供给侧政策如何有效？
当前，光伏行业内卷完全是严重供过于求的结果，产能严重超过实际需求。
对治理光伏行业内卷，有两种观点：
一是交给市场，让市场自动出清。企业竞争力弱，特别是产品质量差、成本高、性价比差，必然在市场竞争中出局。当然，企业出局必然导致投资人、供应商、员工等利益关联者利益严重受损。
市场出清有一个周期，总有不少企业在挣扎，争取不在“黎明”之前倒下。
市场自动出清，一直被认为是最公平的方式和最公平的结果。
二是政策干预，以政策加快出清。通过一系列政策干预，让“旧产能”尽快淘汰和出清，让市场供求逐步趋向均衡。
问题是，光伏行业产能都比较新，大多数是“新质生产力”，如何选择并淘汰一部分产能，就成了政策制定者的选择难题。
当前，已经出台或呼吁中的政策大致包括以下几类：
（一）限价。对光伏组件设定最低投标价格，对硅料销售限最低销售价格。政策看似有效，但最低价也屡被突破。即便按最低限价中标，补充协议中必增加不少附加。实质上，内卷并未减轻，而是更复杂。
历史无数案例表明，如果市场上只有少数供应主体，交易容易追踪，且惩罚措施到位，“协议价格”比较容易达成，否则，不但不奏效，而且让市场出清更慢。
（二）限产。对硅料生产企业限制产量，主要根据其产能规模或市场比例确定。近期已有自媒体报道，某企业擅自扩产，随即被该企业否认。
同样，如果市场上只有少数生产主体，产量容易确认，且惩罚措施到位，“协议产量”比较容易有效，如石油行业的欧佩克组织(OPEC)。
限产政策，一般会抬高产品价格，增加企业收入，有助于保护行业所有生产企业。
对企业而言，部分产能开工，部分产能闲置，价格是否足够高，让所有企业都能盈利？
对行业而言，大小企业按比例（市场比例或产能比例）生产，政策初心是让所有企业都存活下来，还是让产能尽快出清？
（三）限投。对光伏制造新增投资进行“窗口”指导，放行黑科技及未来技术投资，限制重复建设、简单扩大再生产、以及技术与效能进步有限的新增产能。
限投“窗口”指导，不但有效，而且极其必要。对光伏行业而言，“窗口”指导的执行时间虽然大大滞后，但也算“亡羊补牢”。
“窗口”指导的前提条件是，有关权威部门须随时掌握市场情况，准确预判，并愿意有所作为。一般而言，在市场供过于求，但还没有演变到严重供过于求的时间节点，权威部门需要及时下手；必要时，与证券、银行等监管机构联手，“指导”行业主管部门及地方政府，阻止简单再生产产能无序扩张。
限投政策还可采取“产能置换”模式，具体参见《光伏大战⑥：光伏下一个风口？谁将引领？》。
（四）提效。有关权威部门对生产企业，如硅料企业，设定一系列提效指标，包括用能、绿电、用水、污染排放、二氧化碳排放等，迫使企业进行生产设备设施的更新、升级、换代、再投资，加大企业生产、投资和运营成本。
如果企业无力进行改造，只能关停产能，停止生产。
显然，提效政策虽然比较粗暴，但极其有效，让困难企业更加困难，客观上加快产能出清。
（五）并购。联合相关机构设立并购基金，以“大吞小”方式，数家大企业合并若干小企业，配合限产政策，以推高市场价格，各大企业以未来利润按比例回购基金出资。
虽然官方渠道予以否认，但各自媒体频频猜测，硅料行业是否有此思路？
然而，一些敏感议题必然影响并购整合的推进：
一是退出企业或产能的价值如何确定？如果是处于闲置中的产能，价值极其有限，但当初的投资额又特别大，双方之间的期待落差巨大，达成一致非常困难。
二是“大吞小”方式下究竟谁兼并谁？由有关部门“拉郎配”，还是“自由恋爱”，或是由基金统一并购若干小企业后，全部关停所有小企业的产能？
三是大企业按照什么原则出多少资金？大企业按其市场份额还是按其产能规模出资？未来限产比例是否能长久坚持？如果不能长久，当初出资比例如何保持公平性？
四是大企业的出资额未来能否赚回来？大企业出资的前提是未来的利润可以覆盖出资成本，但是，谁能保证大企业未来的利润呢？特别在需求急剧萎缩的预期下，硅料价格大规模上涨缺乏需求支撑（见下图3）。
并购政策初心良好，小企业能够“体面”退出，通过限产让幸存的大企业获利，并覆盖并购成本，但是，面对近20家主体企业，基本面差异极大，诉求比较复杂，沟通成本太高，难有一致方案，恐怕会胎死腹中。
综上，限投与提效政策比较直接，也比较有效；限产政策需要细化并认真评估，限价政策适得其反，而并购政策大概率难产。
需求侧政策能否救市？
光伏行业严重供过于求，需求侧政策更为重要。
2025年2月9日，国家发展改革委、国家能源局发布《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）。
136号文件是当前最为关键、最为重要的需求侧政策。
文件出台后，新能源电站“保量保价”突然变为“不保量不保价”，盈利测算模型没有参考依据，以至于大部分签约项目及开发中的项目无法推动，大批新项目宣布作废。6月1日后，光伏电站新增投资项目将直线下滑。
新能源电站投资企业缺乏投资积极性，新增电站投资将大幅下降，光伏及储能负面影响最大，不仅近期受损，而且长期也不见好转（参见《电力大战 ：政策密集出台，市场何去何从？》）。
136号文件出台后，2025年6月1日前迎来抢装潮（见上图2），光伏组件需求迎来短暂的回光返照。6月新增光伏电站装机规模，无论同比还是环比，急剧下滑(见上图3）。一些电站由于抢装失败，投产日期不得不拖延到7-8月。9月之后的投产规模数据更加惨不忍睹。
我们预判，如果需求侧没有任何新政策出台或政策修改，2026全年中国光伏新增装机规模难以突破100 GW，这应该是行业最悲观的预测，也将是最乐观的结局。
考虑美国联邦政府新能源支持政策全面取消，联邦层面新能源相关补贴归零，美国光伏电站投资将大幅下滑。同时，欧洲光伏电站新增投资速度趋缓，而大部分发展中国家依然存在强劲需求，中国之外市场有增有减。综合而言，未来三四年，中国之外全球光伏电站新增规模难以持续增长。
按照行业协会的测算，2024年全球光伏新增装机约530 GW，其中，中国为277.57 GW，中国之外的其他国家约为252.4 GW。
我们预测，2025年，中国仍有250 GW，中国之外或勉强能维持250 GW，全球或将勉强达500 GW。2026年，中国将不超过100 GW，中国之外如果还能保持250 GW，全球只有350 GW新增规模。
中国需求急剧下滑，中国之外需求增长乏力，供给侧政策更加捉襟见肘，难上加难。即便部分供给侧政策奏效，但难以抵消需求侧的政策效应，内卷将越反越卷。
光伏内卷有何特效药？
面临需求侧政策的反向冲击，颇为积极的供给侧政策将难有作为。
治理光伏行业内卷还有什么有效的政策工具？或者说，还有什么特效药？
供给侧政策侧重压缩并出清产能，已经勉为其难。治理行业内卷还得依靠需求侧政策。
有效的需求侧政策，即特效药，不是减少需求，而是要扩大需求、刺激需求。
我们认为，有效的需求政策可以从以下几个方面着手：
（一） 地方政策缓解。各省136号文件细则大多数还没有出台，建议各省无须通过市场竞争未来的机制电价，而是直接以煤电上网价格作为机制电价，将“保价保量”的“量”比例逐步下降，三五年后降到“保价不保量”或“不保价不保量”，给投资者以测算收益的价格依据，给各主体更长时间的缓冲并累积市场的适应力。
地方政策无法阻止需求下滑，但可控制好节奏，让需求不至于过快下滑，这是短期内最有可能推动的需求侧政策。
（二） 分布式新模式。以《分布式光伏发电开发建设管理办法》为依据，对《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号）进行修订，将“一对一”绿电直连、“一对多”隔墙售电、及“多对多”源网荷储一体化体系都视为分布式项目。
按照国际“使用原则”惯例，推动输网和配网分开，独立经营，至少输配费用分开并进行单独核算，免除直连部分额外的输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等四项费用（参见《电力大战 ：650号通知，绿电直连落地？》）。
这也是短期内可以修订的需求侧政策，这一修订可以促进光伏、风电及储能电站投资，扩大新能源及储能需求。
（三） 电价格市场化。将电力的峰谷时段和价格交给市场，而不是由有关部门人为模拟时间段和“影子价格”。当电力价格完全放开，市场机制逐步完善，“保价不保量”逐步过渡到“不保价不保量”。
在竞争主体众多的市场，率先放开市场价格，在短期内就可以实现。而在市场主体少，容易形成垄断或寡头垄断地区，需优先培育多元化的竞争主体，再放开市场价格，可以在中期内完成。
放开时段和电力市场价格，建立平等的市场机制，市场主体可以模拟气候、供需和价格等变化，有助于推动新能源及储能的投资，增加需求。
（四）推广虚拟电厂。在以上政策基础上，广泛推广虚拟电厂模式，允许虚拟电厂参与企业自行报价报量、自由交易，允许虚拟电厂在微网及配网范围内自我调配，支撑新能源在微网及配网内消纳，鼓励微网及配网内的优先平衡机制。
虚拟电厂模式不仅有利于电力市场，特别是电力现货市场的建设，而且有利于区域电力市场的平衡，更有利于新能源的就近消纳、扩大新能源及储能的投资和需求（参见《电力大战：虚拟电厂热潮，为何难以落地？》）。
（五）《电力法》修改。让新能源就近消纳的“一对一”、“一对多”及“多对多”等模式为法律行动，而不是让新能源投资者干着政策认可，但事实违法的事。
当然，法律的修改需要一定的时间。随着《能源法》自2025年1月1日起施行，《电力法》修改应该提到议事日程。
当前，光伏行业内卷加剧，危机加重。
行业走出危机，破除内卷，需要供给侧政策，更需要需求侧政策。
供给侧各项政策各有利弊，效果大有不同。限投及提效政策最为有效，限产政策需谨慎推进，而限价政策弊远大于利，并购政策涉及面太广，可行性差，极有可能难产。
叠加的供给侧政策难以抵挡需求侧政策的反向冲击。
当前的重点必须是梳理需求侧政策，扩大光伏电站投资，增加光伏产品的需求，为此，
近期内，需要136文件在地方政策中“手下留情”，需要一系列动作幅度不大的改革，需要推动电力价格机制的市场化，需要支持新能源就近消纳的“一对一”、“一对多”及“多对多”等模式按分布式方式落地。
中期内，需要创新虚拟电厂模式，赋予虚拟电厂在微网和配网内的交易、调配及平衡机制和权限，需要推动《电力法》修改，将以上改革及模式合法化。
没有需求侧刺激政策，光伏企业危矣，光伏产业危矣，光伏行业危矣。
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