随着光伏行业的发展，同时受制于市场容量及电力传输等制约，今年我国国内光伏电站的新增数量已明显下降，因此越来越多的光伏企业开始把目光投向海外。但是，由于美国对中国光伏产品进口审查日益严格，对中国光伏企业出口造成了很大的影响。中国光伏行业协会数据显示，2016年我国光伏产品出口140亿美元，同比下降10.3%，其中对美国出口下滑尤其严重。在这样的形势下，中国光伏出口应该何去何从?江苏品众能源科技有限公司总经理杜学勤对《中国贸易报》记者表示，目前国内主要光伏制造业厂商已经将目光瞄准亚非新兴市场，特别是印度、东南亚和非洲等缺电和基础设施严重落后的地区。
“东南亚国家若想在经济上得到腾飞，需要较为开放、稳定、连续地吸引海外企业投资的政策，来拉动当地经济发展。中国在东南亚国家建设的几乎全部为高效流水线，相信当地政府一定会给予稳定、连续的支持政策。”杜学勤说。
在南亚新兴市场中，印度毫无疑问是最重要的一个。据记者了解，印度太阳能资源十分丰富，在世界前20位经济体中平均日照量排名第一。尤其是拉贾规坦邦有广袤的沙漠地带，常年日照充足，平均每年有250-300个晴天。同时，印度政府大力支持光伏业的发展。截至目前，印度光伏装机容量仅为10GW左右，而印度政府目标是到2022年累计装机量为100GW。
“印度本地的光伏制造业企业和人员技术、资金、设备等资源有限，需要国外企业大力投资，目前国内有实力的相关公司正在积极布局印度市场(包括但不限于电池片、组件、光伏玻璃和电站等上中下游)。”杜学勤表示。
需要指出的是，除印度以外，越南也是光伏行业投资的重要目标。据《越南电力年报2017》数据显示，截至2015年年底，越南年用电量约为1620亿千瓦时，其中绝大部分来自煤炭和天然气等不可再生能源，而来自包括太阳能在内的可再生能源的发电量仅占总发电量的0.32%。
同时，越南政府“国家电力发展第七规划(2011-2030)”显示，到2020年，越南发电量要达到330太瓦时至362太瓦时，2030年则要达到695太瓦时至834太瓦时。按此规划，越南在两个十年内将分别需要488亿美元和750亿美元的资金发展电力。
另外，今年4月17日，越南政府决定对构成光伏项目固定资产的进口货物免税。太阳能发电项目、输变电项目所占土地可减免土地和水域的使用费、租赁费。种种利好相加，让越南成为东南亚光伏市场中的重要一环。
在非洲市场，据国际可再生能源机构统计，非洲人口全球占比15%，约有6亿人仍未用上电，电力不足造成的经济损失占非洲GDP的4%。“非洲新能源发展的驱动因素主要有以下几个，一是政治以及经济持续地趋于稳定，二是城市化进程加速以及人口增长，三是基础设施缺乏的迫切需求，四是工业化进程对电力供给需求的增大,五是新能源成本的持续下降。”商务部研究院国际市场研究所副所长白明告诉记者。
10月中旬，光伏行业协会秘书长王勃华也曾在行业发展研究会上提到过相同的看法，“非洲已经是光伏产业投资的新热点。比如南非政府近年来高度重视新能源的发展，明确提出到2030年实现新能源发电量占发电总量42%的目标。而摩洛哥政府也已经制定了到2030年，可再生能源发电将占发电装机容量50%的目标。”
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本文基于印度能源与清洁空气研究中心（CREA）发布的《2026–27财年第二季度印度季度能源快报》，概述了印度电力系统在可再生能源快速发展背景下面临的结构性挑战。2026–27财年二季度，印度用电负荷创历史新高（7月达270GW），光伏装机达168GW、占总装机约30%，发电量同比增39%，单日发电纪录达7.05亿度；但受电网输送能力不足、调度机制不完善及储能严重短缺制约，仅7–8月即弃光14.62亿度、弃风3.73亿度，总弃电量达18.35亿度。截至2026年8月，全国投运电池储能仅9.1GWh，远低于已招标的151GWh；储能对夜间高峰的支撑率不足2%。报告强调，需统筹需求预测、可再生能源出力与储能部署，审慎规划新增火电，避免产能闲置，并指出未来数年需巨额投资（预计超4.79万亿卢比）以满足2031–32财年储能需求。
为应对美国加征高额关税带来的出口冲击，印度政府拟通过其进出口银行向非洲和拉丁美洲国家提供贷款及信用额度，以促进本国光伏组件出口。此前，美国是印度太阳能组件的最大出口市场，但近期美方对印度产太阳能电池和组件征收高达126%的反补贴税与反倾销税，导致印方对美出口几近停滞。在此背景下，印度新能源与可再生能源部正推动出口市场多元化，重点开拓非洲、拉美等新兴市场，并借助政策性金融工具降低海外采购方的资金门槛，增强印度光伏产品的国际竞争力。该举措旨在缓解贸易壁垒带来的产业压力，维持国内光伏制造业的出口动能。
印度新能源和可再生能源部（MNRE）最新更新《型号与制造商核准名录》（ALMM）第二部分，新增529兆瓦单晶硅PERC太阳能电池产能，使全国ALMM登记的太阳能电池总产能达37393兆瓦（即37.393吉瓦）。其中，Premier Energy Photovoltaics新增产能后，其PERC电池总登记产能升至2454兆瓦，并新增1358兆瓦G12R N型TOPCon电池产能，整体登记产能达3812兆瓦。此前，Jupiter Solar Tech和Renusol India亦分别扩充了N型TOPCon电池产能。ALMM-II对公用事业级项目设定了2025年8月31日的执行截止期，但净计量及开放接入式项目豁免期延至2026年12月31日。此外，MNRE已于2026年3月启动ALMM第三部分，将硅锭、硅片纳入监管，计划自2028年6月1日起强制实施，前提是至少三家独立硅片制造商完成登记且合计产能达15吉瓦。
本文聚焦印度可再生能源发展的“双面性”：一方面，其装机容量十年间从4吉瓦跃升至300吉瓦，2024年7月单日可再生能源发电曾覆盖超半数峰值需求，标志着清洁能源已从边缘走向电力系统核心；另一方面，输电基础设施严重滞后——跨邦输电项目四分之一延误超一年，2026年一季度近三分之二的弃电量（总计300吉瓦时）源于电网容量不足。发电项目（18–24个月建成）与输电工程（受土地征用、审批协调等制约）进度失衡，叠加西北部电源集中与储能发展受阻（因电池涨价、原材料短缺及融资成本上升），正构成实现2030年500吉瓦非化石能源目标的最主要运营风险。
印度政府拟自2027年7月起对新建地面光伏和陆上风电项目实施强制配储政策，作为可再生能源电站技术标准修订的核心内容。根据中央电力局（CEA）发布的法规草案，2027年7月后并网的项目须配套建设容量不低于装机规模10%、放电时长不少于2小时的电池储能系统；2029年下半年至2031年中期并网的项目，储能时长将提升至4小时。此举旨在缓解日益突出的弃风弃光问题——仅本财年第一季度就弃光超81亿千瓦时，相当于全国1.5天用电量。同时，新规要求新增可再生能源电站中至少15%的逆变器及全部储能系统功率变换设备具备构网型功能，以增强电网稳定性。相关草案意见征询截止至10月4日。
印尼总统普拉博沃宣布启动三年内建成100吉瓦太阳能发电能力的国家计划，旨在推动能源转型、降低能源进口依赖。当前该国总装机容量约108吉瓦，太阳能仅占1.5吉瓦，可再生能源整体占比17.9%，煤炭仍为主力电源。项目分阶段推进，2026年拟新增30吉瓦，包括在每个村庄建设1兆瓦光伏电站，并关停13吉瓦柴油电厂。首批14个项目总投资135万亿印尼盾（约76.2亿美元），全部目标预计需730亿美元，并配套部署电池储能系统。建成后，每年可节省能源补贴73.9万亿印尼盾（约280亿元人民币），结合地热、天然气及增产石油，有望实现石油零进口。印尼国家电力公司承诺以每千瓦时5–6美分价格收购光伏电力，高于火电采购价。
8月17日，印度两家光伏企业宣布重大产能扩张计划：Agastya Green Energy将在安得拉邦卡努尔Orvakal工业区投资约55亿元人民币（780亿印度卢比），建设一座年产12GW硅锭与12GW硅片的一体化制造工厂，旨在补全产业链上游环节，并与已规划的5GW电池及组件项目形成配套；与此同时，Saatvik Solar Industries与奥里萨邦政府签署备忘录，拟在甘贾姆县戈帕尔布尔新增3.6GW光伏电池产能，该项目预计于2028财年投产，是其当地一体化电池与组件基地的重要组成部分。两大项目凸显印度加速构建本土光伏全链条制造能力的战略动向。
