2024年的光伏行业在“冷”与“热”的交替中前行。

回顾2024年，光伏行业在“寒冬”中度过。光伏产业链价格的大幅回落使得企业盈利压力逐渐增大，一线梯队数家龙头光伏企业陷入亏损状态。

据中国光伏行业协会统计，2024年1月至10月，我国多晶硅价格下滑超35%，硅片价格下滑超45%，电池片、组件价格下滑均超25%。同期，国内光伏制造端（不含逆变器）产值约7811亿元，同比下降43.17%；光伏产品出口总额（硅片、电池片、组件）约281.4亿美元，同比下降34.5%。

但光伏行业依然很“热”。中国光伏行业协会数据显示，2024年1月至10月，我国光伏多晶硅、硅片、电池和组件产量分别约为158万吨、608GW、510GW和453GW，同比增长均超20%；电池、组件出口量分别同比增长41.8%和15.9%。

2024年前10月，中国实现新增光伏装机规模181.3GW，同比增长27.17%。火热的需求，使得中国光伏行业协会上调2024年中国和全球新增装机规模预期。其中，中国新增装机规模预期由190GW-220GW上调至230GW—260GW，全球新增装机规模由390GW—430GW上调至430GW—470GW。

光伏行业冷热交替，对产业链中上游环节的企业生存情况产生了一定程度的冲击。但对于下游光伏投资环节的从业者来说，行业大环境的变化不止于价格。

作为一位从事光伏投资16年的老将，王军常年在全国多地奔波找寻投资项目。但随着光伏行业的变化，他开始感受到光伏投资正变得越来越难。

“从2008年的经济危机，到2012年的‘双反’，再到2018年的‘531’事件以及今年，我已经完整经历了光伏行业四轮周期变化。”他说，“现在的市场化竞争和以前不一样了，光伏投资对综合能力的要求更高了。”

而在2020年开始光伏投资的李奇看来，光伏投资的收益预测变得越发艰难，投资的风险变得更为不可控。

△图源：图虫创意

投资变难

面对2024年光伏行业的急剧变化，光伏投资人需要根据市场去调整投资策略。

王军曾涉足过硅片、组件、电池片等环节。即便是对光伏产业链有着深刻理解的王军，也承认光伏投资的难度与日俱增。

据时代周报记者不完全统计，自2022年光伏行业爆发后，超过110家上市公司跨界光伏行业。跨界者的进入，挤压了光伏企业的生存空间，竞争的激烈度被提高了2个维度：产能和价格同时面临极高的挑战。而光伏投资人不得不在面对两大因素快速变动的时候，反复调整投资策略。

“现在（光伏投资）不像是以前粗放式的，基本上投资收益要做好，就需要考验专业的运维能力、供应链的议价能力、金融融资综合能力等。”王军表示，“从财务模型的计算到供应链的整合，再到项目管理、电力消纳等，还有收益预测等，这都向光伏投资人提出了更高的要求。”

时代周报记者了解到，集中式电站的建设规模巨大，主要由大型央国企和一些大型投资集团牵头，而像王军这样的光伏投资人更多偏向分布式电站的投资，但受到相关政策、电力消纳等多方面因素影响，分布式电站的竞争也变得更加激烈。

在李奇看来，2024年的投资对比2023年，最大的差别在于电网以及国家能源局的政策影响。“政策影响使得投资决策的窗口越来越窄。”李奇举了一个例子：2024年以前，国内大多省份并未发布关于分时上网电价以及深谷电价时段调整的政策；2024年，分时上网电价以及深谷电价时段调整陆续在北方各个省份出现，特别在新能源发电较为重要的内蒙古、甘肃、宁夏、山东等地，北方地区的一些光伏电站投资出现亏损情况。

“之前的上网电价是按照电网的燃煤标杆电价执行的，每个省份的上网电价都是固定的，但市场化交易执行后，余电上网部分电价就需要参与市场化，价格会形成波动，也许是0.45元变0.4元或0.35元，也可能是0.2元。”李奇表示，“在电价进入市场化交易前，是由国家电网统一定价、统一调度、统一收电。”

对于王军等光伏投资人而言，分时上网电价的首要难点在于更难测算投资电站的收益，而更难的点在于对投资项目的要求更高了。

政策优化

10月10日，国家能源局印发《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》，面向行业征求意见。这是继2013年《分布式光伏发电项目管理暂行办法》之后，时隔10年分布式光伏再度印发管理办法。

光伏行业对征求意见稿中涉及分布式光伏的定义、分类以及上网模式的变化，其中提到“6MW以上大型工商业分布式光伏只能自发自用”。这对光伏投资来说，是一个重大变化，引发光伏投资人对投资项目的新思考。

6MW是光伏电站的关键分水岭，而工商业光伏则是分布式光伏的装机主力。

根据国家能源局5月-8月的建档立卡项目数据，7月份超4300个工商业光伏项目中，单体规模最大的仅为2MW；8月份超5600个工商业光伏项目中，6MW以上的项目仅约80个，占比极低。

“在这个（指征求意见稿）之前，分布式光伏是没有容量限制的，5MW、10MW、20MW都可自发自用余电上网，”李奇说，“但目前按照新政策执行6MW以内10KV以下才可以余电上网，6MW以上必须自发自用。光伏所发电力须由业主自行消纳，消纳不了的余电全部亏损由电站投资方自行承担，这对投资方来说风险极大。”

政策等客观情况无法改变，光伏投资人只能转变思路。

李奇表示，如今无法再按照常规思路去投资，因此未来要转变思路，可能会做源网荷储类似的项目，相对于做光伏加储能，寻找高消纳的业主做全自发自用离网模式。

这样的思路与王军几乎一致。

王军认为，单纯的光伏电站收益相比以前会下滑，但分布式光伏的下一步发展趋势一定是“光伏发电+储能”。“如果不配储能只是单纯发电，从发电角度来讲，因为光伏发电的不稳定性，对电网冲击是客观存在的，所以配上储能能够形成一个个小微网，与大电网形成有效互动。”

“虽然对于投资方来说，容量限制、上网电价调整对投资提出更高要求，但对于国家政策长远发展来说是利好的。”李奇说。

王军表示，容量限制等问题对光伏投资人的专业能力要求更高，分布式光伏的竞争会更为激烈。“目前看，都在鼓励市场化竞争。我觉得，市场化会带来很大压力，但长远来看，只有充分竞争才会留下足够优秀的企业或投资人。”

成本下降

通常情况下，中游的产品价格越低，光伏电站的投资成本也就越低。

李奇表示，2024年市场收紧但生产光伏组件的厂家比之前更多，组件价格比2023年成本几乎降了一半，而收益并没有成本下降得如此厉害。“组件价格内卷，光伏投资的成本将会降低。”他说，“如果不内卷的话，我们也会去寻找市场上组件性价比最高的一家。”

10月中旬，中国光伏行业协会对外公布了光伏组件制造成本“指导价”——0.68元/W。只是，市场价格走向并未如行业协会所预期的完全遵循这一“指导价”。

12月17日，新疆电力巴州发电公司国能巴州博湖县60万千瓦光伏项目光伏组件设备招标中标候选人公示。当中显示，招标单位选择了报价最低与次低的光伏企业作为中标候选人，价格低至0.625元/W。

次日，中国光伏协会发布《四问：新疆电力巴州发电公司0.625—0.631元/瓦中标组件项目》文章，直指招标价格问题，由此引发光伏行业对产业链价格热议。

事实证明，价格走稳需要依靠政策、企业和市场等多方力量来完成。

王军并不否认，处于制造端的上游和中游环节“卷”得越厉害，处于应用端的下游就越有利。“从终端电站角度来看，应用端价格越低是利好，但从制造端来看，恶性竞争显然是不利的。”王军说，“这就好像是比较难平衡的天平一样。”

不过，李奇也明确指出，组件价格不一定是越低越好，如果新的组件效率和价格在计算收益角度是均衡的情况下，组件价格则没有太大的限制。

“我认为，当前的价格尚未到底。”他补充道。

对于2025年的光伏投资，王军与李奇都有着不同的看法。

“明年的话，我会更关注每个投资的业主的企业资信以及它的用电负荷。”李奇不会停止光伏投资，“我们希望找到好的用电业主，然后将绿色电力运用到极致，做离网项目。此外，明年会重点偏向缺乏光伏投资市场的川渝地区以及北方省份做源网荷储类项目，寻求优质客户、高消纳的业主来投资合作。”

王军表示，自己对于制造端上会更关注新产品、新技术、新工艺，而在应用端上则需要关注电力消纳等情况。“此外，应用端还是要开发优质资源，无论是屋顶资源还是地面电站资源。”

（应受访者要求，文中均为化名）

记者丨何明俊

编辑丨魏   琼

值班丨森   深