金鑫：作为光伏从业者，我来说说行业反“内卷”中的利益冲突

编者按：近期“反内卷”成为了中国经济的一个热门话题，汽车、光伏、钢铁……多个行业同时掀起了“反内卷”之风。实际上，自3月份以来，“反内卷”就已成为高频词。这是一场从国家战略层面推进的行动。如7月1日的中央财经委员会第六次会议提出，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，再次释放国家层面“反内卷”的信号。

从多方面数据来看，近年来快速扩张的光伏产业无疑是本轮“反内卷”行动的重点关注对象之一。但是如何在供需严重失衡的背景下推进光伏行业“反内卷”，无疑牵动着不少人的心思。针对这一问题，观察者网连线了尚方清洁能源科技有限公司联席董事长金鑫先生。

【对话/观察者网 唐晓甫】

观察者网：近期政策层和行业层面共同发力“反内卷”，引发市场广泛关注。您作为光伏从业人员，如何看待这轮反内卷？它和之前的“去产能”和“供给侧改革”有什么本质不同？

**金鑫：**在我看来，供给侧改革也好、去产能也好，对本行业本质上没什么不同。去年你们也采访过我，我当时就说“过剩”是个必须面对的问题，只是由于当时雷蒙多访华，不便多谈此事；但到去年下半年，大家不得不认真直面这个局面。

如今“反内卷”已经扩展到更多领域，光伏的反内卷和去产能需求比最近下功夫最多的汽车行业还早，去年光伏就已经面临去产能问题，但因为雷蒙多来华，去年下半年以前，全行业和国家层面此前并未充分讨论此事。现在再不谈这个问题已不行，情况非常严重。我们谈本行业供给侧改革核心就是要客观上承认我们产能过剩。

光伏行业全球性产能过剩的第一个背景是国内产能过于强大，确实过剩。

第二个背景是中国资本过剩，这是因为中国及全球经济基本面低迷，只要有个稍好的行业资本就蜂拥而入，于是产能疯狂上涨。地方政府在过去的两三年中找到光伏这个好项目之后，为招商引资推波助澜，给地、给政策、给贷款甚至入股，光伏产能像脱缰野马。

第三个背景与全球光伏需求下滑密切相关。去年全球光伏发电装机市场容量大约在600GW级别，但中国去年的产能却已超过1TW，而其中至少六七成的产能是近三四年新增。同时，去年中国光伏装机总量达到277GW，占全球近一半。结果就是形成中国增速快、全球增速慢的格局。

全球光伏市场，最主要的就是中欧美三大市场，虽然第三世界国家也存在一些市场，但是总体占比不高。中国装机增速很快。而欧洲市场，去年增速已明显下降，今年我还没拿到数据，但是估计增速会非常慢。美国方面，去年市场因为特朗普有重新上台的可能而出现了一波抢装；但是今年上半年开始，受特朗普上台及市场预期其将取消退税补贴的影响，美国光伏装机出现大幅下滑，导致市场抢购潮消退。这几年，我们都在喊走出去，尤其是走向第三世界，但是，第三世界国家本身市场就小，且增幅并不明确，无法快速填补中美欧三家的空缺。

所以光伏行业产能过剩，不仅是因为我们中国产能多了，还叠加全球范围内新增装机容量下降的因素。也因此，大家肉眼可见，今年的装机总量能稳住去年的数据就不错了，明年装机总量大概率会比今年下降，降幅可能达到或超过100GW。

回到国内市场，今年国家发展改革委、国家能源局联合印发了《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），业内简称136号文。在国家引导下，下半年中国国内装机肯定要进入调整期乃至半休克状态。如果现在再不想办法去产能，要出大问题。尤其是去年半年多到今年上半年的去产能非常无效，不少人在上半年进行抢装，同时地方政府也不愿意退出、国企和银行的钱也在里面，所以地方还在输血，还在勉强维持各地光伏公司的运行。

拿光伏与汽车、钢铁行业相比，尤其是与需求依然增长的新能源汽车行业相比，光伏行业的需求侧萎缩趋势更明显。我预期明年全球需求降幅可能超过20%，这种幅度的需求下降将给供给侧带来极大压力。所以现在如果各地不做大规模动作、不下狠药，问题将更棘手。

观察者网：刚刚您提到，光伏在需求侧正在面临巨大的需求萎缩压力。仅仅就2024-2025年看，从全产业链角度，光伏产能供需最不平衡的环节是哪个部分？内卷程度有多严重？会出清多大比例产能？

**金鑫：**就光伏行业的过剩情况来看，在2022、2023年以前，整个行业的产能结构像一个金字塔，硅料的产能小于硅片，硅片小于电池，电池又小于组件。到了2022、2023年这两年，大家纷纷扩产能，结果是把这个金字塔的结构变得更宽、更扁，口子也变大了。

也就是说，硅料和硅片的产能都在急剧上升，去年下半年组件产能的提升反而有所控制。比较而言，目前最为过剩的恐怕就是硅片环节。电池的技术含量相对更高，硅片的技术含量较低，投资强度也不如硅料。从拉晶到切片的制作硅片环节产能过剩最为严重，且产能较为集中，还出现了激烈的“军备竞赛”。

典型如中环股份，我们可以从它的公告中看到公司亏损已非常明显。包括中环、隆基、晶科、高景等龙头的产能在短时间内依旧难以下调。但是这种严重也是相对于其他环节而言。事实上，全产业链都在“疼”。

硅料的过剩情况也很夸张。据了解，新疆部分地区正在不顾国家强力调控，为部分硅料厂提供极低电价，促使其重新开工。这种做法属于不合理竞争，但这也是一种迫于经济压力无可奈何的做法。目前可以说光伏行业各环节全面过剩，且程度十分严重。只不过“矮子里拔将军”，硅片产能过剩更加严重一点，但这并不意味着其他环节的过剩不严重。

组件理论上和硅片等一样过剩，但组件环节投资额低，厂商“心疼”程度相对小，压力稍轻。但是硅料、硅片、电池片三个环节投资额又大、过剩又重，局面会更棘手。

至于最终需要清退多少，我认为企业层面至少需要淘汰一半企业；产能层面我认为恐怕也要出清30%–40%，才能把“极度过剩”恢复到“轻微过剩”。若要真正恢复价格，我认为产能削减必须超过40%。因此，对这轮“反内卷”我不是很乐观，因为过剩实在太过庞大。

观察者网：现在光伏全行业面临现金流亏损，但是仍有部分公司在发电效率等方面不断取得突破。您认为这种持续的研发投入能否长期维系？它是否会加速不同公司技术方面的代际差距，导致中小企业更快退出市场，反而强化龙头企业的垄断地位？

**金鑫：**我个人对如今业内热炒的“效率突破”持保留态度。虽然我不在制造端，而是在建设端，但对制造环节也算熟悉。坦白说，这些宣传多半有点假，有点“放卫星”的感觉。这两年，我没有感受到光伏行业发电效率出现所谓效率的质变。

TOPCon光伏电池效率仅略有提升，宣传中的提升幅度未必属实，而且宣传对象多为非量产产品。BC技术路线其实也就那样，效率有所上升，但成本始终降不下来。TOPCon也好，BC也好，他们宣称的效率都无法在大规模生产中投产。因为相对有限的效率提升并不足以抵消高昂的成本增加。这些高成本产品即便技术上做得到，市场也不会买账。

过去的新技术推广通常需要“降本增效”并举，而现在，降本策略基本已经用尽，所谓增效几乎都是靠堆成本，没有特别大的突破，对研发的助益也有限。事实上，从去年到今年，大多数企业的研发节奏都在放缓。

所以行业的出清本质上与效率关系不大，而是资金储备的比拼。前几年赚到钱、扩张相对克制的企业大概率能挺过去；前两年没赚钱、融资能力弱或现金储备不足的企业，就只能被淘汰。这一点非常残酷却非常现实。

我曾经考察过，有些产能非常新。有不少企业甚至下半年还有新投产的组件厂，设备先进、厂房漂亮。但不好意思，你的公司规模太小、缺乏知名度也缺乏资金后盾，所以这些企业经不起亏损。那么这些企业就得死，没有一点办法。

观察者网：减少供需不平衡、反内卷无疑需要在供需两方面入手。2024年2月全国弃风弃光率重新突破5%，6月国家能源局《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》也首次提出“对部分资源条件较好的地区可适当放宽新能源利用率目标，原则上不低于90%”。从您的角度看，新能源供电消纳受限的问题能否在一两年内得到快速突破？能否介绍一下我国的相关政策与规划？

**金鑫：**很难，应该说非常难。现在要分东部和西部来看：“136号文”出台后，对整个行业冲击极大，新建地面电站装机几乎停摆。要解决消纳，先得把增量停下来；可现在西北一些大基地还在建设。增量一边猛涨，一边又想解决消纳问题，根本行不通。

此外，还存在一个更深层次的问题——“136号文”对工商业光伏的直接影响较小，自发自用对终端电价影响没那么大，市场感受不强；但是问题在于，东部没地建大电站，却有屋顶、有工业、有消纳能力，而这些地方其实不愿意用西部来的电，它们更想要自己建工商业电站，让GDP、税收和就业效益都留在本地，所以各类激励政策蜂拥而至，本地的工商业装机被拼命推高。也就是说，东部虽然能消纳，但实质上挤占了西部的外送份额，这意味着西部和东北的弃风弃光问题很难解决。

“136号文”出台后，西部和东北的大电站建设虽然明显放缓，但并未完全停工；而东部的消纳空缺又在本地建设下加速被本地能源填补。所以想在两年内靠行政手段解决消纳能力，几乎不可能。

136号文

发展的问题靠发展解决，从发展角度讲，解决产能问题无非看“供”和“需”两端。需求端要看 GDP增长，过去两年工业增速稍微高于5%。一般用电增速比GDP高约2个百分点，如果今年GDP能维持5%，全国用电增速大约5%–7%，也就是全国可新增消纳电量80–100 GW。但是去年全国新增装机270 多GW，而今年上半年因“136文”引发抢装又干了180 多GW；下半年即便归零，装机增速依旧远高于消纳能力，所以想在一两年内快速解决问题非常难。

国家也很着急：一边控产能，一边大推电动化，希望把电用起来。但工业用电跟大环境走，短期难有大变化；居民用电只占全国约10%，即便电动车全面普及，但基数也小，贡献也有限。而且居民的用电消费，也是大家关注的一个问题，居民端近几年年均增长8%–10%，由于基数小，贡献依旧有限。服务业用电靠消费，但是消费在降级，增速亦受限。综合看，总用电量增长前景并不乐观，两年内化解难度极高。

展望3–5 年，我估计或许有实现消纳能力的机会。前提是国家通过价格调控把电价压到较低水平，把装机扩张彻底抑制住。这对行业打击很大，也很残酷，但是别无选择。

当然还有一些办法，比如加快电力改革：部分省份虽然光伏+风电等新能源渗透率超过15%，但总体而言全国渗透率不到15%，而光伏+风电等新能源发电占发电比例在不考虑新型电网的情况下，电网的承载极限普遍认定在15%左右。但是我们现在看到，中国的电网还未到极限就出现弃风弃光了，说明电网互联互通和电力市场机制依旧不畅。

若要大规模消纳风、光，就得靠储能。然而现在储能商业模式模糊，国内储能的市场化交易无论是在网侧、源侧、用电侧都不友好。政府正在加紧起草相关政策，但政策从出台到发挥效用仍需时间。综上，一两年内前景并不乐观，预计需3-5年相关问题才可能得到根本解决。

观察者网：我们都知道，各地存在地方保护主义，这为全国消纳光伏造成了问题，这也要求我们加快全国统一大市场的步伐。全国统一大市场需重构电力资源配置机制，如何通过跨省绿电交易平台、配额制强制考核、特高压基建统筹，实现“光伏发电全国化消纳”？我们未来是否会设计省际利益补偿机制处理相关问题？

**金鑫：**你提到的几件事都很有价值，可是从“概念上有意义”到“实践上有意义”之间隔着一道鸿沟。先说跨区统筹和利益平衡，无论外部再怎么协调，也很难在地方GDP和税收利益之间实现平衡。

投资体量那么大，只靠电价补偿能补多少？中东部、西部各地都面临财力收紧的问题，经济不好以后，连经济基本盘最好的浙江如今财政压力都很大。你要平衡，钱从哪里来？难道让西部补贴东部？国家再反向给东部补贴？为什么相对贫困地区要补贴富裕地区？仅仅是因为我要用你的电吗？这听着都很别扭。而且补贴额度与GDP总量相比几乎微不足道。

特高压基建是很有意义的，但是要真正解决消纳，不仅要有特高压，更要重构整个电力系统。特高压需要将省际的电力运送网络搭起来。过去特高压侧重“西电东送”，但是从光伏发展的角度看，其实南北也失衡了。北方的光伏发展较早，如今山东电价已过低，需要将电力往南送，因此亟须打通南北线路。

省内同样失衡，例如广东各个地市、江苏南北城市节点电价差距大，这不仅与供需有关，还说明省内电网也不平衡。所以还要对省内中压和中高压电网进行调整优化。

再往下细分，市一级配电网也要重构。传统上电网主要靠火电，发电厂向用电单位和住户的线路是条单向线路。如今乡村居民自建光伏，发的电村里用不了，理论上需要往城里送。但是不好意思，村里到城里没有电网线路。火电厂到村里有现成线路，但是如果需要从村里向城里运送电力，需要先到火电厂，再转到附近的高压电站升压之后转运到城里。这个线路损耗颇大，带来的潜在的社会效益和消纳会大打折扣。

村一级到市一级到省一级到特高压的电网体系重构的设想已经提出很多年了，电网也在很努力地做这个事情，但是这个周期真的非常长。

又比如与电动车相关的高压充电，一个800V的高压电桩功率可以达到大几百千瓦，现在比亚迪又推出了兆瓦级充电桩。这对于电动车推广和充电便利性有益，但同时也大大增加了电网负荷压力。因为这种充电桩不可能放在远郊，只能放在城里方便大家使用。这也就意味着整个城市的配电网要重构了。这放在整个中国就意味着要更新整个中国电网的布局，而新型电力市场和新型的电网结构的重构是一个以十年为周期的工程，至少也要以五年为周期，整个过程没那么快。

强制配额考核已经说了很多年了，大家普遍认为这是最简单的办法，实际上却是最难实施的。整个经济基本面都这样了，如果你需要搞电力方面的强制配额，实际上是在加税。而现在越是高耗能的大企业生存越难，它们多是大宗基础工业品企业，成本线被压得极紧。如果你给这些企业搞强制配额就等于全社会加税，对经济命脉冲击巨大。

正因如此国家一直未下决心，然后转向今年“136号文”，选择用压电价、首先遏制增量。通过存量与增量的市场化交易先发现合理价格；同时在发现价格的过程中，科学地配置资源。找出比如哪些市电价差大，那就先将这两个市的省内电网架起来；哪些省间差距大，就优先修那几条特高压。毕竟特高压之类的电网，不可能真的全国大干快上几百条同时开建，需要有优先顺序。

我们可以根据一些线索更加科学地统筹这些事情，但是这需要时间。而且市场化体系建设就像90年代的“价格闯关”，从计划经济向市场经济过渡的过程一样，非常痛苦。有时候我们会发现半市场不如计划。这个过程若处理不好，可能对行业和企业产生负面影响。

比如现在的一些政策，对分布式光伏企业并不友好，因为现行市场化交易平台不考虑距离，会出现一个问题，明明我的光伏发电站就在用户屋顶上，但是我的电价又和几十公里外的大型电站的电价进行市场化交易一同竞价。事实上变成了电网的集采平台，这显然不太科学。

毕竟客户物理上用的就是屋顶电，却要跟几十公里外的火电厂或者地面光伏站竞价，这反而抑制了分布式光伏的发展和本地消纳。因为消纳首先应该鼓励用电侧，但是现在这种情况让发电侧更加舒服了。

入户光伏

然后发电侧投资增速很快，因为央企投资很快，所以装机速度能不能刹住又成疑问，这甚至可能影响资源配置科学程度。所以我们需要一个体系性的政策，需要发改委、能源局、工信部、财政部、税务等多部门协同规划，可以预见这一过程将是极为漫长且充满挑战。

观察者网：之前在和您沟通过程中，您提到光伏行业面临几个非常实际的问题，其中包括劳务税的直接征收过高、各地要求成立项目公司、工程型项目不能异地缴税的问题。这些问题对我们光伏产业的具体影响有哪些？

**金鑫：**我之前提的这几个问题，核心的意思是无论是我们的财税政策，还是各地保护主义下的市场经济问题，归根到底涉及市场的资源配置问题。市场化交易的本质目的是实现科学的、市场化的资源配置，并且在资源配置以后能够有效地解决消纳等问题。但如果因为上述原因导致的成本过高，那行业的优质资源配置效率就会下降。

那反内卷是什么呢？国家希望在经济面不好的情况下，提出全行业降税，其中很大一部分就是电力税，或者说电价下降本质上其实就是一种降税。那么，我们把光伏、风电的电价降下去以后，还要不要发展相关电力？当然还要发展，但发展下去的前提是资源要有效配置。

电价降低了，那么电力行业的投资成本也要跟着往下降。如果因为税收、地方保护主义、项目公司等问题，导致我的成本降不下去，那么电力行业就不会有装机市场以消纳产能。

如果没有新增装机，上游也就没有必要谈反内卷，因为没有地方去消纳。去年装了270GW，上半年装了180GW，装完以后下半年整个行业就直接休克了，休克的时候上游再怎么反内卷都没有意义，毕竟下游的100GW需求都没了。这就是个大问题。

而且你要谈消纳的问题，你就需要抑制装机，这里面又是各种冲突。但如果能通过储能和电网结构优化，全国实际上可以维持一定的装机量，这对上游的价格反弹是有帮助的，对制造端也是有帮助的。

现在一方面电价在降，另一方面市场化交易机制又不够科学健全，反而会进一步抑制装机，上游反内卷就会很痛苦。我们最近跟上游的同事、朋友聊，大家普遍都是这个观点。

观察者网：在中国光伏产能高企的同时，我们可以看到，全球的广大地区，有大量的地方没有实现基础的电力通达，更多的地方无法完成24小时持续供电。甚至印度最近都发出命令，由于电力供应不足，现在新售空调最低温度必须保持在20度以上。根据此前报道，截至2025年1月，印度累计光伏装机仅仅97.86GW。而在2025年5月，国内光伏新增装机量达92.92 GW。您认为中国光伏开拓新市场的重点应该放在哪些国家？长期看，全球的外需市场弹性会有多大？在考虑到政治因素的前提下，我们能开拓多少外部市场？

**金鑫：**这个事情要分两个层面来看，首先从装机潜力来说，现在中国的装机肯定要萎缩了，欧洲至少是放慢速度，甚至也可能萎缩，美国也是同样的情况，所以大规模增长、弹性大的必然还是第三世界国家，也就是亚非拉这些地方。

从潜力上看，这些国家的市场空间也很大，但是面临的问题在于这些市场现在就像中国80-90年代一样，非常穷。即使目前国产的光伏发电系统价格已经比较低，成本也降下来了，但是他们能承担的价格和成本仍然很有限，支付能力也很低。

另一方面，这些市场由于经济总体不发达，市场体系也不健全，导致各方面的成本都比较高。虽然国内光伏系统的整体成本已经很低了，像沙特这种特殊的地方可以把电价做到一分钱，但大多数国家还是因为各种原因，导致装机成本并不低。以非洲为例，很多地方因为腐败和政策问题，装机成本、施工成本甚至比国内还要高很多。

第三个问题就是消纳问题。因为这些国家经济不发达，导致他们的电网很弱。虽然这些地方有电力需求、有光伏的需求，但基础电网太弱，很难实现有效的输配电。所以这些地方未来增长的空间是有的，但增长潜力会被电网的消纳能力上限限制住，所以它很难真正解决全球需求增长的问题。只能说有一部分增长可以补上，但总体来说只是一个增长比较快的市场，大家现在几乎所有人都在往外走。

所谓“走出去”，如果只是做纯货贸、卖设备，出去其实卷得也很凶，已经非常激烈了。比如说，欧洲储能和逆变器在2022年还一机难求，但到了2023年1月就已经全行业库存高企，贸易商破产。第三世界国家的市场容量其实都不大。现在对大家来说是个机会，赶紧冲出去“抢”一把，但不要指望能有太大持续增长。

如果具体到区域，非洲一些经济比较好的国家，比如埃塞俄比亚、肯尼亚会好一些，东南亚十国也还不错，大国比如印尼、马来西亚都会好一些，泰国、越南的装机速度已经很快了，估计很快就会达到电网承载力的上限。

印度限制新售空调最低温度

印度是个很特殊的市场，潜力很大，但一直装机规模不大，原因有两个。第一个，这个市场非常劣质，很多投资人对它都望而却步，外部投资进不去，只能依靠本地投资。但是印度自身的资金能力不强，所以发展很慢。

第二个原因是现在印度现行电网非常脆弱，稍微增加光伏发电就出现供电问题。而且印度的偷电问题非常严重，导致电网盈利能力很弱。这导致大电站报价的电价并不好，收益回报率低，导致资本没兴趣，投不进去。

结合比如中国、美国这些资本过剩的国家想投，又有各种政策障碍，比如限制外资离境，关门打狗的政策，这导致大家也不敢投，结果光伏的装机一直上不去。

刚才说的这些原因加在一起，就导致印度成了一个很奇葩的市场。理论上它人口多、经济增速不错，应该是很有潜力的市场，因此业内普遍持谨慎态度。现在光伏行业对印度市场也都比较谨慎，主要还是做货贸，目前基本没有听说去印度建厂或投电站的公司。

前两年印度本地化投资有过一波高峰，现在又缓下来了，因为电价水平偏低，投资收益不足。结果就出现“劣币驱逐良币”，质量差、价格低的产品反倒受用户欢迎，好质量的产品反而卖不上价，导致市场很内卷。印度把这个逻辑玩到极致，极烂的组件在印度大行其道，正规厂商、知名厂家由于价格打得太低了反而难以生存。

同时印度要求又高，印度不像非洲或者东南亚那样，能接受低端设备，够用就行。印度市场很奇怪，一边追求极低价格，一边对指标要求特别高，结果国内厂商面临一个问题：按他们的技术标准出售产品会亏钱，按他们的价格提供相应水平的货物他们又不要，而且还会因为出售粗制滥造的产品承担商誉和售后纠纷风险。所以大家都很纠结，很多人在做这个市场的时候都很头疼。

观察者网：有不少人认为光伏是垃圾电，还需要大量建设配套的调控设施；而另一方面我们可以看到光伏即插即用的特点为全球电力平权作出了巨大贡献。现在我们也看到中国电池、组件环节已分别有13%和20%的产能布局海外，且会基于关税考量和本土化诉求或将继续增加。您理想中的未来中国企业光伏的全球布局会是如何？

**金鑫：**我对于产能外移非常不乐观。首先产能外移，本质上是由贸易保护主义和关税导致的。问题在于，这种关税和贸易保护很容易产生巨婴和“被关门打狗”。你看德国、美国，光伏双反保护了这么多年，还给补贴，结果美国的装机成本比欧洲还高，组件价格甚至达到国内价格的一倍以上。

这种情况肯定不可持续，人家特朗普看你这个市场这么畸形，自然就不给补贴了，市场马上萎缩。市场一萎缩，之前投下去的重资产怎么办？你觉得贸易保护能永远保护你吗？在保护期结束之前，你投进去的产能真的能收回来吗？如果收不回来，到时候中国一家的产能已经造成全球性的过剩，全球都严重供大于求，那你在海外投产的产能又怎么办？

组件环节相对好一点，还算比较容易收回成本。你就短平快，争取半年一年就回本。但是电池环节出去，我觉得问题很大，已经有不少人吃亏了，比如一些组件厂和电池厂在东南亚的产能血亏，尤其是不少去年刚投产的工厂。当时这些厂去东南亚不就是想“洗个澡”，绕一圈去美国吗？结果水还没热，沐浴露还没抹，水就断了，关税上来了，这怎么收场？

有家公司在越南投了厂，今年大陆的母公司都出问题了，要爆雷了，还想着把越南那个厂卖个高价回血，或者把雷弄小点，结果碰上双反政策，厂子也卖不出去。这种产能“出海”不是不可以，但一定要极其谨慎地判断当地政策趋势。

真正的市场化、全球化不需要产能出海，中国本土产能就可以供应甚至超过全球需求。产能出海，实际依赖的是关税壁垒和贸易保护主义，所以相关人员就需要对政策的可持续性有非常高的判断力。毕竟现在全球唯一确定的事情就是不确定，所以你的判断力怎么样就看自己了，亏不亏钱就看踩不踩得准。民营企业就是这样，踩准了大赚，踩错了大亏。

企业布局出海去年就已经收紧了，现在都极其谨慎，很多投资临时叫停，只有极个别企业还在往外走。所以我不认为“产能出海”是一个特别好的办法。

中国企业海外光伏产能

剩下就是做贸易，这相对简单，跟国家的大政方针、政治影响力有关。美国现在搞全球贸易保护主义，全球都在搞贸易保护；中国则推动全球化。这两股力量的碰撞和对抗，最终结果是什么，大家心里要有判断。

如果你判断这个过程会很长，可以适当做点产能布局。如果你判断冲突相对不那么长期，那就老老实实货贸和资产配置，比如电站投资型的资产配置。当然这也是一种风险。但是我觉得电站投资型的资产配置还是比较科学的，尤其第三世界国家潜力挺大。现在能看到很多企业都在“走出去”做货贸和资产投资，持有电站，这可行。

但是很明显，东南亚和第三世界国家的电网要达到美欧这种先进程度，还要很多年。而中国的电网更加已经是独一档了。现在看来这些国家电网越不发达，缺电问题非常突出。不少非洲缺电很严重，有些地方电价还高，这时候光伏的帮助就很大。但光伏装机量达到一定程度后，本地消纳能力又会出问题，所以投资时要谨慎，看好本地消纳水平。等下游结构强化了，才能考虑外送，不要把宝都押在光伏发电外送上，还是局域电网的方式更安全些。

剩下就是光伏的货贸和服务型货贸。前几年欧美、中国光伏投资火热，所以建设型人才都不愿意出去，最多去欧美赚点钱，在中国也很舒服，跑去亚非拉大家都不想去。这就导致这些国家的电站交付能力普遍有问题。虽然各种政策瓶颈、腐败问题也会导致障碍，但是痛点也是机会——他们的交付成本很高，因为有经验、能干的人很少。你能把成本降下来，把技术和服务做好，不仅把货卖出去，还能把服务输出去，把设计、施工、管理体系性的能力带出去，就能获取更高的利益。

现在中国的组件价格在全球到处卷，包括非洲也卷，跌得很快、卷得很狠，但如果你能带着服务一起走，帮人家设计、建造、开发适合本地的产品，比如现在有企业专门做适合本地场景的逆变器，半并网模式的逆变器，这种设备就能赚更多利润，而不是简单地拼价格，从国内卷到全球。这些国家本来就没产能，这样竞争还是中国人自己卷自己。所以，有技术实力、体系实力和服务能力，能够快速响应市场变化的企业仍有发展机会。

观察者网：您刚刚也提到了我们未来出海的企业可以参考以家电+光伏的打捆模式，让更多光伏企业从基建企业转型为家电服务企业，以实现反内卷。从您的角度看，这种转型会给我们带来多大的市场空间增量？更进一步，我们都知道，中国的基建比如土木、电网建设等方面有大量剩余产能。您是否认为，以光伏出海带头，通过将我们的“中国标准”输出的方式实现反内卷呢？

**金鑫：**非常对。所以我刚才说的其实是两个层次。首先第一个层次，目前外国的电网本身不强，因此现在走出去战略利好一些光伏-储能一体和一些因地制宜的新产品。而且由于这些因地制宜的产品存在新、低价、特殊的特点，能及时响应需求的企业也能趁势赚一波钱。

现在第三世界国家，电网基础设施都很脆弱。当装机容量大到超出地方消纳能力的时候，下一步就得靠中国的电网本身走出去。只有让当地的网架结构强了，消纳能力才会同步提升。到那时候，就是中国的机会。

但这里也有痛点，就是在全球经济不景气的情况下，这些国家能不能承受得起相关债务、能不能靠投资拉动本国经济和消费，这有很大的不确定性。全球产能过剩几乎遍及各行各业，带来的直接后果就是消费力减弱。新兴国家可能需要走之前中国的路线，比如先建基础设施。通过实现“要想富，先修路”，再修房、修电、推进三通一平、五通一平等基础设施建设，带动投资、产能，进而带动经济发展。但这条路对第三世界国家是不是一定成立？这就两说了。毕竟全球需求不足，中国本土都产能过剩，产品和投资“走出去”到新兴国家究竟行不行？我们不知道。

但无论如何，电力始终是基础性需求，电网结构的提升对当地消费一定有帮助。这个逻辑在生产环节是否同样成立则有待进一步论证，但通电以后消费一定受益。而且有了消费，势必也会带动一定的生产。中国过去的经验是通过投资带动就业、消费，然后促进再投资，形成良性循环。

在黎巴嫩销售的我国入户储能设备

对非洲来说，消费的带动其实就是中国曾经那种大规模中产阶层扩张的故事，这一逻辑在非洲具有一定适用性。我们需要从西方传统的竞合思维、零和博弈思维转向“做大蛋糕”的思维，中国其实是想让非洲这些国家也强起来。这些国家生产上肯定无法和中国相比，但是消费能力能提升，可以带动一部分生产，这对中国的“反内卷”和当地经济发展都是利好，会对当地的经济带来正向循环。

所以话说回来，中国光伏出口领域，中国电网走出去非常关键。现在这些“小打小闹”的光伏产品肯定对出海有帮助，可以让企业多赚点钱，总比简单的货物贸易好，有点利润。但最终大规模的光伏产品消纳能力的提升，还是得依靠当地经济发展和电网结构的升级。所以我们要把电网标准、电价、电站、电网工程真正“走出去”，建成大电网，我觉得这是一个很好的机会。

现在国内确实有企业在往外走，只是这两年还面临中美贸易战，以及更早的金融战带来的问题。中美金融战对于出海最大影响就是中美之间的息差太高，导致国家对外汇管制极严，钱出去变难了。国家不敢放钱出去，担心企业通过投资渠道套利息差，最后影响中国外汇储备，带来金融安全风险。所以这两年金融战下外汇管制很严，企业出海投资也更难了。

对于出海建电站、电网的企业来说，这确实带来了实际的困难，更别说能源又属于国计民生、政治高度敏感的领域。现实情况就是中国电网“走出去”无论是在非洲还是东南亚，都没货物贸易那么快。但还是那句话，速度慢，正说明这里有痛点、有风口、有机会。我认为国家在这方面确实该多帮企业想办法，把这条路走通。

观察者网：此前我们注意到在中欧的谈判中出现了中国在欧洲出售电动汽车最低价政策，不知道您是否关注到了这一政策？您认为这一政策对我国相关产业尤其是光伏产业在反内卷背景下的外销以及开拓世界市场有多少指导意义？2024年10月14日，中国光伏行业协会联合16家光伏头部企业召开“防止恶性竞争”座谈会，发布光伏组件最低成本价0.68元/W，明确低于成本投标中标涉嫌违法，为价格竞争划定红线。这对国内光伏市场“反内卷”政策落地影响力有多大？对我国产业提升有多少帮助？

**金鑫：**首先，海外的最低价和中国的最低价逻辑完全不同，比如欧洲的最低价，本质上就是欧洲人在保产业、保通胀之间，在中美竞争压力和中国政治影响力下，选择了保产业。比如中国卖10万的车，结果到了欧洲要卖20万，这对国内企业当然是好事。

但是从根本上讲，欧洲其实并不真正想要你的产能。他们既想保产业，又要稳通胀。只不过在中国影响力越来越大的情况下，欧洲至少要在这两个目标之间做出妥协，允许中国的产品进入欧洲市场。这本身就是中欧之间谈判的结果，是双方各种博弈和妥协，最终形成了这些政策安排，对企业来说肯定是好事。

说到国内光伏行业协会搞的这个价格下限，虽然肯定多少有点作用，但本质上讲，这其实说得难听点，就是以前的“反垄断”的政策后果的延续。前两年在电价、车价刚开始下降时，国家以反垄断法为由，不允许行业协会进行价格协同。结果后来价格一泻千里，现在大家开始反内卷了。

客观上说，这种价格协议不是没有作用，但本质上它是一种非市场行为，无法长期对抗市场规律。供需关系摆在那里，过去四年中国的有效产能至少700GW，今年全环节甚至可以到800GW了，但全球需求去年不到600GW，明年很可能降到500GW以下。控价能控到什么程度？

控价的意义当然有，但非常有限。所以政策还是要回到最初的问题，就是要想办法扩需求。无论是海外还是国内，让装机容量能够消化。做到既不能让装机速度太疯狂，但也不能把装机量压到地板上，让行业休克。这其实对政策制定者提出了很大考验，也考验着电力市场化改革的推进。

另一方面，还要靠网架结构升级、通过电力市场有效配置资源来提升消纳能力。光伏和风电在传统电网中的极限承载力是15%，中国现在大约在11%到12%之间，也就是说至少还有3%的提升空间。第二，通过市场化交易优化网架结构，我觉得还能再提升几个百分点。第三是通过电网改造和各类新型储能的投入，还可以提高一定的吸纳能力。

这里的储能包括电化学储能，现在电化学储能因为安全问题有很多质疑，国家在政策面也不是特别鼓励。储能的绝对安全是做不到的，但电化学储能的相对安全性其实没那么大问题。国家只要把标准和安全管理好，支持它发展，光伏和风电的消纳比例还可以继续提升。

中国需要新型电网

也就是说，未来两三年，经过综合治理、尤其是电网建设后，进入电网的光伏和风电占总发电的比例有望从现在的11%、12%扩张到20%～25%，也就是现有存量可以翻一倍。中国现在光伏的总装机是1TW，风电稍少，大概800GW。如果能通过这些手段可以让装机量持续增长，这比单靠价格政策强得多。

行业协会只能算个协调者，国家也不便直接出面，非市场行为无法长期对抗市场规律，这一点很明显，扩需求才是解决问题的核心。这种价格协定有多大影响？根据我这几个月的观察，确实有点帮助，但跟随价格协议的企业会失去销量、降产能，不跟随这个价格的企业虽然会继续失血但能占据市场，这就是市场的选择。市场的实际成交价格并没有真正降下去。

央企虽然要承担社会责任、要响应国家反内卷和行业协会的号召，招标不能低于最低限价，但仍存在变通方式。比如国家要降电价、推市场化交易，收益率压得很低，但是央企还得赚钱，考核的还是业绩和利润，那怎么办？价格表面上给你，实际可以送组件、送配件、送备件，变相把价格降下来。所以在价格方面，供需决定一切。以上为我的观察和判断，谢谢。

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