近日索比光伏网报道了硅料、硅片调价的新闻，反响热烈，很多读者询问何时能够传导到电池和组件端。但笔者在分析后，发现事情并不简单。
除了市场机制，我们还需要解决两个问题：阴阳合同和投资保底。
一组数据印证了我们之前的判断：现在不是"市场化阵痛"，而是"政策叠加周期"的硬着陆。
2026年5月，中国光伏新增装机8.68GW，同比下跌91%。上半年累计72GW，同比跌幅66%。全年预计从2025年的317GW回落到200GW附近，甚至更低。
光伏内卷，只能为当下的行业乱象负一半责任。组件价格跌到0.7元/W，装机反而断崖式收缩——这个悖论的主因不在制造端，而在需求端：136号文推动新能源全面入市，节奏快于配套机制的建设速度，叠加电网消纳压力和产能过剩，三重冲击同时落地，直接把发电集团的投资意愿打没了。
储能行业已经证明，当市场化冲击超出承受能力时，行业组织起来和主管部门协商，是可以把政策往回拉的——114号文就是这么来的。光伏需要自己的"114号文"。
硬着陆的三重代价
装机数字背后，是三重正在发生的实质性损害。
第一重：新能源发展成果受阻。过去十年，中国光伏从追赶到领跑，靠的是"规模降本—装机扩大—进一步降本"的正向循环。2025年光伏装机突破317GW，本应是新能源替代化石能源的加速点。但136号文推动新能源全面入市，叠加全产业链产能过剩，直接把这个循环打断了——组件越便宜，装机越上不去，因为发电集团算不清IRR。央企投资红线是7%左右，当前新建光伏项目IRR普遍只有5%–6%，低于这条线原则上不予通过。投资冻结不是情绪问题，是财务模型问题。
第二重：全产业链失血，研发能力收缩。组件价格从2元/W跌到0.7元/W，跌幅65%，已经击穿全行业现金成本。硅料价格从30万元/吨跌到3万元，龙头企业卖一吨亏一吨。制造端平均开工率40%–50%，中小厂不足30%。头部企业一季度合计亏损超百亿。企业在生存线上挣扎，研发投入必然收缩——而光伏行业的下一次技术迭代（TOPCon之后的HJT、BC、钙钛矿）恰恰需要持续的研发投入。短期价格战换来的是长期技术竞争力的透支。
第三重：培养海外竞争对手。这一点最容易被忽视。中国光伏组件价格战打到全行业亏损，看似在全球市场保持了价格优势，但实际上产生了两个反效果：一是低价出口引发更多贸易壁垒，美国、欧洲、印度相继加码反倾销和反规避调查，海外市场准入门槛持续抬高；二是中国企业自顾不暇，给了海外本土厂商喘息空间——美国First Solar在关税保护下加速扩产，印度Adani等企业在本土市场抢占份额，东南亚产能在转口贸易中壮大。当中国光伏从"攻城略地"变成"防守反击"，海外竞争对手已经在壁垒后面建起了产能。内卷的代价，最终由整个国家的光伏产业竞争力买单。
价格失序
阴阳合同如何摧毁市场底线
硬着陆的直接推手是产能过剩，但让过剩演变成"无序踩踏"的，是价格机制的失灵。
当前组件市场存在一个公开的秘密：集采价格与真实采购价格不一致。央国企集中采购中标价是一个数，实际执行时通过调价机制、返利、赠送、服务捆绑、延期付款等方式变相降价，真实成交价往往比中标价低，极端情况下可能低10%–20%。这种"阴阳合同"在集中式光伏采购中屡见不鲜，半卖半送成为常态。
阴阳合同的危害是系统性的：
- 价格信号失真：集采中标价本应是行业定价锚，但如果所有人都知道中标价是"面子价"，真实成交价是"里子价"，那么价格锚就失效了，市场失去了定价基准。
- 劣币驱逐良币：合规企业按中标价执行，亏损出局；违规企业通过阴阳合同低价抢单，反而活下来。行业自律变成"谁守规矩谁先死"。
- 价格联盟无法执行：八大硅料企业签了反内卷倡议书，承诺不低于完全成本销售。但如果下游组件端通过阴阳合同继续低价倾销，硅料涨价就传导不下去——成本压力积压在中间环节，最终还是会反向击穿硅料价格。
这不是新问题。2013年中欧光伏价格承诺（MIP）设定组件最低进口价0.57欧元/瓦，最终崩坏的核心原因就是阴阳合同——中国企业通过关联交易、第三地付款、拆单赠送等方式规避价格底线，欧盟海关查不胜查，最终价格承诺名存实亡。历史已经证明：只约定纸面价格、不穿透真实交易，任何价格保护机制都会被阴阳合同掏空。
因此，规范价格必须区分市场：
- 集中式市场必须严管：主管部门联合央国企投资企业，建立采购价格穿透核查机制。集采中标价即实际执行价，杜绝返利、赠送等变相降价。对于未明确容量、项目、地区的框架集采，设置调价下限而不是无限让步。央国企是集中式市场的绝对主力，只要管住央国企采购，集中式市场的价格秩序就能立住。
- 分布式市场可适当放宽：分布式光伏项目分散、主体多元、难以统一监管，且工商业分布式自发自用比例高，对组件价格敏感度低，市场化定价反而有利于效率提升。管住大头、放活小头，是现实可行的路径。
但必须指出，目前的电价机制实质上在迫使央国企实施阴阳合同，单方面的堵死阴阳合同，更会让市场一蹶不振，所以我们还要想办法给投资者一些“安全感”，也就是学习储能114号文的原因。
储能做对了什么
114号文的启示
136号文推动新能源全面入市，受到冲击的不只是光伏，还有储能。
新能源全面入市后，电力现货市场价格波动加剧，午间负电价常态化，储能赖以盈利的峰谷价差变得不稳定。储能行业同样面临"市场化过度、收益无保障"的困境。
但储能行业做对了一件事：快速组织起来，与主管部门协商，推动出台了114号文。中关村储能产业技术联盟等行业机构主动发声，反映储能企业在市场化中的收益困境，推动发改价格〔2026〕114号文《关于完善发电侧容量电价机制的通知》出台，将新型储能纳入容量电价补偿范围，给了储能一个"保底工资"。
114号文的意义不在于给了多少钱，而在于它把"过度市场化"的产业往回拉了一把——承认储能作为系统调节资源的容量价值，用容量电价覆盖一部分固定成本，让储能企业敢于投资。储能的商业模式从"纯靠峰谷价差"变成"容量电价保底 + 峰谷价差盈利"，收益确定性大幅提升。
光伏没有这样的保底机制。
136号文取消了标杆电价和保障性收购，2025年6月后投产的增量项目全电量入市，电价完全由市场形成。存量项目虽然有过渡期机制电价（按燃煤基准价做差价结算），但增量项目直接"裸奔"。在负电价常态化、电价波动剧烈的现货市场里，光伏电站的收入完全暴露在市场风险之下，央国企的财务模型算不过来，投资自然冻结。
储能有114号文托底，光伏只有136号文推下海。这不是市场化程度的差异，是行业组织能力和政策协商能力的差异。储能行业在政策冲击到来时，快速形成了行业共识、拿出了替代方案、坐到了谈判桌前；光伏行业还在各自为战、打价格战、等别人先死。
行业该和主管部门谈什么
光伏行业走到了一个关键路口。继续内卷，全行业失血；硬着陆持续，新能源战略受损。企业和协会不应该只是被动等待政策，而应该主动走到谈判桌前，和主管部门商议三个核心议题。
议题一：建立光伏过渡期保底机制，让央国企敢投。参照114号文对储能的容量补偿思路，为光伏建立过渡期收益保障机制。不是回到标杆电价，而是通过"容量补偿+机制差价结算"的组合，给增量项目一个最低收益兜底，让IRR回到央企投资红线以上。待电力现货市场规则成熟、储能和需求侧响应充分发展后，再逐步退出保底。这是"有管理的市场化"，不是反市场化。
议题二：规范集中式采购价格，杜绝阴阳合同。由中国能源研究会、中电联、行业协会等机构牵头，联合央国企投资企业，建立集中式光伏采购价格穿透核查机制，明确"中标价即执行价"，禁止返利、赠送、服务捆绑等变相降价行为。对违规企业纳入信用记录，在后续集采中予以限制。这不是保护高价，是保护价格信号的真实性——只有价格信号真实，供给侧出清才能有序进行，而不是演变成踩踏。
议题三：分布式与集中式分类管理，不搞一刀切。集中式市场严管价格秩序，分布式市场放活定价机制。分布式光伏自发自用比例高、对现货市场冲击小，应该鼓励市场化探索；集中式市场是价格失序的重灾区，也是政策抓手最明确的地方，应该优先规范。
结语
光伏行业的困境，是"单边市场化"的典型“症状”——风险端全面放开，但收益端的配套机制没跟上；制造端在产能过剩中踩踏，需求端在政策不确定中观望。储能行业用114号文证明了一件事：当市场化冲击超出行业承受能力时，行业组织起来和主管部门协商，是可以把政策往回拉的。
光伏需要的不是求救，是自救。企业和协会应该把"规范价格、杜绝阴阳合同、建立保底机制"这三个议题摆到桌面上，和主管部门一起把 "单边市场化" 补成 "有配套的市场化"。这才是当下最该做的事。
这些工作难点在于，依靠一个主管部门无法有效实施，单独的施行某一政策可能反而对市场带来负面效应，我们需要多部门的联手，打“组合拳”。
在此，恳请恳请能源局、工信部、国家发改委价格司、国家工商总局等行业主管部门、国务院国资委等央企主管部门积极响应总书记号召，扛起使命和责任，不要为了部门利益，丧失国家利益，影响总书记提出的反内卷战略。
毕竟：判定工作有为有效的最重要标准是符合大局利益。
目前各行各业的高度内卷，对国家经济的影响不可估量。希望全社会坚决维护总书记提出的反内卷精神，贯彻中央经济工作会议精神，各部委扛起责任，形成全民行动，建立良好机制，形成良好氛围和生态，从光伏行业入手，也为其它行业做个示范。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/202608/17/50027694.html
