光储急刹车：反内卷、去产能与创新突围

本文来自格隆汇专栏：能源新媒，作者：武魏楠

“企业产业的培育可谓千辛万苦，而非理性竞争可能一夜之间毁掉一个企业、毁掉一个产业，我们绝不能容忍这种事情发生。”

9月9日，工业和信息化部部长李乐成在国务院新闻办公室的发布会上以近乎警示的口吻，对新能源汽车、光伏等重点行业近期出现的“非理性竞争”提出严正关注，并表示工信部会同相关部门已经依法依规开展治理工作，取得初步成效。

工信部对光伏与储能领域“非理性竞争”的点名与整治，把行业长期积累的结构性问题推到台前。2025年上半年，光伏组件价格断崖式下跌导致全行业巨亏，头部企业合计亏损超千亿元；储能环节同样陷入毛利率持续走低、项目回报率恶化的困局。规模化扩张之后的行业阵痛正在显现：同质化产品过剩、低价中标横行、地方政府与企业被锁入“保就业、保税收”的路径依赖。

要走出困境，必须在政策层面“刹车”，在市场层面“出清”，在产业层面“突围”。治理不能停留在口号，而要通过精细化机制和差异化政策实现真正的行业重构。

政策治理与地方博弈

中央层面对遏制低价无序竞争和维护行业秩序的态度已十分明确，监管关注点不仅在“叫停”价格战，更在于通过制度性设计把市场竞争拉回质量与服务的轨道。

在光伏方面，政策关注点集中于规范招投标和产品质量，要求在组件采购中强化全生命周期成本和效率指标，避免单纯的“唯价格论”。例如，业内提出建立高质量组件白名单，推动评标机制中技术指标和运维因素权重提升。这样才能防止地方在项目建设中以最低价中标为唯一标准，导致优质高效产品失去市场。

在储能方面，治理压力同样迫切。过去两年，全国储能项目建设速度过快，大量电化学储能特别是锂电池储能系统以低价抢单方式进入市场。一些项目在投资回收期严重拉长甚至无法覆盖全生命周期运维成本，形成潜在安全和金融风险。国家能源局和工信部已开始研究建立储能项目备案与评价制度，限制以极低报价竞标的系统集成商进入市场。

地方层面的博弈也非常复杂。对于光伏，很多地方把组件制造、硅片加工当作工业支柱，一旦被要求限产，将面临就业和税收的双重压力。而在储能上，地方对大基地项目、产业园配套项目同样寄予厚望，甚至通过补贴推动电池产能快速上马。在中央要求去产能、规范竞争的背景下，地方既要响应政策，又要守住自身经济稳定，因此容易出现执行软化或延迟。

这种中央与地方的张力意味着，治理不能依赖“一刀切”。对光伏，应通过技术标准和能效门槛引导落后产能出清；对储能，应建立项目全生命周期经济性评估与强制安全标准，防止劣质系统抢占市场。更重要的是，治理需要透明化，例如定期公布光储项目招标价格、质量抽检结果，让市场和公众监督地方执行力。只有在制度透明和配套机制支撑下，治理信号才能真正落地。

去产能的现实困局

去产能在光伏和储能领域均是绕不开的主题。光伏方面，2025年上半年国内电池片、组件价格已经跌破成本，隆基、通威、晶澳、天合等龙头亏损严重。产业链各环节产能仍高于需求，部分企业被迫降低开工率，但这更多是“被动维持”，而不是市场化出清。

储能也在重演类似的故事。2024年以来，储能电芯和系统集成环节大规模扩产，部分新进入企业通过融资和地方支持迅速建厂。结果是，2025年一季度以来储能电芯价格下降超过30%，毛利率普遍跌破10%，部分二三线厂商亏损严重。地方推动项目快速落地，但运营商普遍反映投资回收周期被拉长，导致金融机构对储能贷款趋于谨慎。

两大产业在去产能问题上的共性，是供需错配与地方政府的利益依赖；不同之处在于，光伏的问题更集中于制造环节的产能冗余，而储能的问题则在于项目投资与系统集成的过热扩张。光伏产能过剩会引发全行业价格战和巨亏，储能项目过热则可能带来系统安全隐患和金融风险。

地方财政与就业是去产能的重要阻力之一。光伏厂区承载着地方的制造业就业，储能则关系到项目投资、施工与配套产业链。若直接关停或大幅限产，不仅就业受冲击，地方财政收入也会骤降。因此，政策必须配合缓释手段。例如，针对光伏产能出清，可以引导行业并购重组，推动优质企业收购落后产能；针对储能，可以设立产业基金，对高风险项目实施纾困退出机制，同时通过技术改造补贴推动低效产线升级。

金融风险是另一个突出问题。光伏领域的大规模违约可能波及银行体系，储能领域的项目贷款违约则可能累积在地方性金融机构。若去产能缺乏金融配套工具，容易演化为区域性金融风险。因而，债转股、产业并购基金、国有资本介入等方式需要纳入去产能方案，使退出过程更加平滑。

总结来看，光伏与储能的去产能都不是单一的产业问题，而是经济、就业、金融的综合命题。治理需要有差异化方案：光伏依靠技术标准淘汰低效产能，储能依靠项目经济性与安全标准清理低质项目。否则，短期的压缩不仅无助于出清，反而可能制造更大的系统风险。

创新突围

如果说治理和去产能是“阵痛”，那么创新与扶优扶强才是光储行业走出困境的“良药”。

光伏的创新路径已经清晰：BC、HJT、钙钛矿叠层等新一代高效电池技术正在打破同质化竞争。隆基的HPBC 2.0、爱旭的ABC组件实现效率和毛利率双突破，并在海外市场获得溢价。欧洲客户愿意为高效高质组件支付更高价格，这证明差异化技术是企业在周期底部突围的核心武器。

储能同样需要技术创新作为出路。当前行业过度依赖锂电池，导致电芯产能过剩，而在长时储能、液流电池、钠电池等领域，中国企业正在积极探索。例如，部分液流电池企业通过降低电解液成本实现经济性突破，钠离子电池在部分试点电站已进入商业化验证阶段。这些技术如果成熟，不仅能补齐锂电储能的短板，还能开辟新的竞争空间。

除了电芯层面的突破，储能在系统集成与应用模式上的创新也格外关键。光储一体化电站、虚拟电厂、需求侧响应等新兴模式，使储能不再只是“电池+电柜”，而是融入能源系统的灵活调节资源。企业通过提供完整的“光+储+充+管”解决方案，能够在全生命周期服务中获得更高溢价，也能打破单纯拼价格的竞争模式。

从政策角度看，扶优扶强的关键在于把资源向优质产能和高效产品集中。光伏要通过技术标准和白名单机制，推动高效组件获得市场空间；储能要通过安全标准、项目经济性评价和强制认证，淘汰低价低质项目。同时，示范工程和财政支持应优先向技术先进、模式创新的企业倾斜，为其规模化提供支撑。

值得强调的是，光伏和储能的创新都不应局限在单一技术突破，而要形成“研发—量产—应用—服务”的全链条优势。光伏需要在工艺、封装、系统设计上协同提升；储能则要在材料、电芯、BMS（电池管理系统）、EMS（能量管理系统）和商业模式上形成完整生态。只有这样，光储产业才能摆脱周期性困境，真正实现由“做大”到“做强”的转变。

光伏与储能正在同时遭遇“内卷—亏损—治理”的周期性考验。政策刹车为行业按下“重置键”，但真正决定未来走向的，是能否通过创新和差异化走出低价陷阱。对于光伏而言，效率提升与海外溢价证明了创新的价值；对于储能而言，新技术与新模式的探索为行业带来新生可能。

未来几年，中国光储产业将处于一个关键分水岭：如果治理与创新能够形成合力，行业将实现从价格博弈向质效驱动的根本转型；如果仍停留在同质化和低价竞争，产业链可能再次陷入长期亏损。中央的信号已经明确，企业与地方的选择，将决定中国光储产业能否真正走向全球价值链高端。