乘势“双碳”东风，光伏热度持续爆表，无数让人惊呆的数据持续刺激着行业内外众多人的神经：1~6月光伏新增装机超78GW，几近追平去年全年；今年上半年，硅片、电池、组件扩产近1500GW；同样上半年，有60家光伏企业发起了近2000亿元融资，较去年全年翻了两番……
这无疑是令人艳羡的最火赛道。然而，烈火烹油的态势下，光伏行业焦虑快速蔓延。早在snec展会期间，已有多位行业大佬预警产业危机，甚至作出预测，未来两三年或有超出一半的企业被淘汰出局。
1、显而易见的产能过剩
庞大且近乎疯狂的扩产显然让业内人最为焦虑。有数据显示，截至2019年底，我国光伏组件产能约219GW，但短短3年半时间，组件扩产规模已高达上千吉瓦，其他环节更甚。
根据第三方咨询机构预测，2023年底多晶硅（支撑下游产能）、硅片、电池、组件各环节总产能均将超过800GW，而全球新增装机却是350~400GW，产能过剩近在眼前。
在中国光伏行业协会举办的光伏行业2023年上半年发展回顾与下半年形势展望研讨会上，国家能源局新能源和可再生能源司新能源处处长邢翼腾提醒，光伏产业上游扩产规模巨大，已经出现了一些过热的苗头，行业大起大落风险加大。
一边产能过剩、一边大肆扩张，这样内卷式的扩产，一方面在于正值光伏技术迭代期，企业纷纷提前加持下一代n型技术产能。因此，扩产大军中，头部企业同样凶猛。今年以来，隆基、晶科、晶澳、阿特斯等均抛出了“百吉瓦”的扩产计划。
与此同时，资本加持下，跨界企业纷纷涌入扩产大军，正奇控股、珠海鸿钧、天宸股份、明牌珠宝、华东重机……且弯道超车，新晋玩家大多豪赌n型。据传，某设备企业在手TOPCon订单已高达700GW。
另一方面，邢翼腾也指出，各地配置新能源项目前强制捆绑产业加剧了扩产乱象。对此，也有企业证实，部分扩产实乃无奈之举，项目落地存在诸多变数。
实际上，愈演愈烈的产能过剩，似乎又唤醒了十余年前行业大萧条的惨痛记忆。2011~2012年，美、欧相继对我国光伏产业祭出双反大棒，彼时中国光伏制造高度依赖海外市场，进而引发大规模企业倒闭潮。追寻过往报道，仅2012年，光伏产业链重要环节的生产商数从901家锐减至704家，直接推手为双反大棒，根本原因还是在于产能过剩。
拉回至当下，中国光伏行业协会名誉理事长王勃华指出，我国光伏产品出口仍占比六成，但国际贸易形式更加复杂，除挥之不去的贸易壁垒外，美国、欧洲、印度等国开始扶持本土制造。国际能源署IEA预测，2024年前中国光伏制造仍将占据全球主导地位，但2027年预计中国光伏产能占比将下降5%，产量占比下降15%。
重视产能过剩危机也成为业内共同呼声。晶科能源副总裁钱晶表示，企业发展离不开热情的资本、政策、舆论，但行业发展却需要理性的资本、政策和舆论，只有行业可持续地好，企业才会可持续地好。
在“2023光伏行业供应链发展（宣城）论坛”上，天合光能董事长高纪凡判断，2023~2025年，全球光伏市场仍将高速增长，但之后或将增长变缓，当增量下降，如果企业延续目前的发展惯性，或出现和多晶硅一样短时间内价格暴跌的局面。
在高纪凡看来，已经建立竞争优势的头部企业，未来三五年仍会继续拥有优势地位，但新兴企业的路径在于差异化，如果和头部企业竞争同质化产品，那成功几率微乎其微。
当然，也有不同声音。国金证券新能源与汽车研究部首席分析师姚遥强调，过剩才是光伏行业的常态，甚至“过剩”是驱动行业技术创新的核心动力之一，在过剩状态下，产业链多数环节的龙头优势将呈现放大趋势。
2、至关重要的电网接入
刺激光伏产业链上游扩张的主动力则是终端需求的暴涨。
年初，国家能源局设立目标，2023年风光新增装机将达1.6亿千瓦，同比增长超33%。仅今年上半年，风光新增装机已超1亿千瓦，其中光伏更是狂飙，同比增长154%。
由此，中国光伏行业协会调高今年光伏装机预期，国内新增装机由95~120GW上调至120~140GW；全球新增装机由280~330GW上调至305~350GW。
随着新能源装机快速提升，据统计，2025年包括青海、甘肃、宁夏、河北在内的多个省份新能源装机占比将超过60%。
高比例新能源将对电网稳定性造成严峻挑战。在光伏行业2023年上半年发展回顾与下半年形势展望研讨会上，阳光电源解决方案总监汪心旋介绍，新能源暂态有功、电压支撑不足，高压直流输电故障后功率大面积转移，引发电压奔溃。此外，高比例新能源接入，调峰调频、暂态电压、宽频震荡等均对电网提出挑战。
电网强度下降，未来电网接入将是新能源安装的主要瓶颈。
以低压并网的分布式光伏或将首当其冲。如近日辽宁营口下发通知暂缓全市新增分布式光伏项目备案工作，主要原因即已备案未并网光伏容量已远超当地分布式电源可接入承载能力。事实上，辽宁营口困境已在多地上演。
分布式光伏开发及消纳机制，在上述行业会议上，国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧表示，市场探索模式包括汇流集中+储能接入，分散就近接入、自发自用余电上网以及并网型微电网等。
3、不得不入的市场化交易
促进新能源电力消纳，市场化交易是重要手段之一。按照顶层规划，到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，新能源全面参与市场交易，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。
然而着眼当下，新能源电站参与电力交易普遍陷入两难境地，与售电公司签订中长期合同时，因出力曲线不能单独满足正常用电需求，无法达到理想的中长期合约价格，而现货交易，当光伏大发时（中午时段），现货市场价格往往很低，收益并不理想。
今年以来，山东“负电价”更是多次被刷上热搜。引起行业广泛讨论的是，5月1日20时至5月2日17时，山东电力实时市场出现了连续21小时的负电价，刷新了长周期现货试运行负电价的时长纪录。
据电联新媒分析，山东5月1日、2日的负电价对发用双方都没产生大的影响。首先，所谓“连续21小时负价”发生在实时市场，山东电力现货市场的日前市场是全量市场，并且锁定了价格，实时市场与日前市场仅做偏差结算，“21小时负价”时段对应的日前市场当中只有17小时；其次，山东电力市场设计了容量回收机制，如果加上容量回收机制付费，并将其分摊进度电，按此计算方法总体上看（不考虑容量费用在各个主体之间支付的情况）5月1日和2日仅有1个时段（15分钟）实时电价为负价；最后，中长期合同需要与日前市场结果做差价结算，考虑中长期合同因素，并没有发电主体最终在结算上“付钱发电”。
但从国际市场经验来看，随着新能源大规模并网，以电价换消纳，零电价、负电价事件或将愈发频繁。这也预示着，未来新能源投资将由曾经的确定性转变为不确定性，企业的投资策略、收益测算模型、运营等均将变革。
且不仅仅是集中式光伏，邢翼腾透漏，随着分布式光伏规模快速扩大，配电网承载力不足矛盾突出，分布式光伏参与电力市场已经提上日程。
回归始终，构建以新能源为主的新型电力系统，无从是产业链健康发展，亦或电力体制机制变革，仍旧道阻且长。
