昨天读到一篇写得很好的文章，Mr蒋静的《产能，负债，亏损：光伏巨头陷入死局》。

三个关键词，一条逻辑链，把光伏制造端这十二个季度的亏损讲得很透：产能过剩导致巨额折旧，折旧侵蚀利润，利润承压就不敢减值，不敢减值负债率就降不下来，负债率高企又反过来锁死了减值的空间。

这个闭环，确实是个死局。

但我读完的第一反应是：这个局，是从厂房里往外看的。

如果你站在厂房门口，往电站那边看，会发现一个更根本的问题——

光伏制造端所有的过剩，都是“电力资产会升值”这个信仰的产物。现在这个信仰破了，产能自然就显得多余。

换句话说：不是产能太多了，是这些产能生产出来的东西，不再值那么多钱了。

今天这篇，我想换个位置站。不站在光伏圈子里，站在电站持有人的资产表前。

因为有些问题，站在圈子里永远解不开——你会把病因归给同行，而真正的病灶在客户的账上。

主流的叙事是这样的：2021到2023年，光伏太赚钱，全行业扩产，产能干到需求的两倍，然后价格战，然后全亏。

这个叙事没错，但它只讲了供给端，回避了一个问题：

当年凭什么敢扩？

银行敢放贷，地方政府敢给地，企业敢上产能，是因为下游有一个确定性极强的买单方——电站投资人。

而电站投资人敢投，是因为过去十年，光伏电站这门生意有一个近乎完美的模型：

三条腿，一条比一条硬。在这三条腿上面，撑起了整个中国光伏制造业的产能扩张。

现在呢？

电价从“标杆”变成了“竞价”，

消纳从“全额收购”变成了“利用率考核”，

退出从“溢价转让”变成了“挂牌甩卖”。

三条腿，全断了。

请注意这个数字的性质：它不是产能不足，是需求端主动踩了刹车。

组件便宜到0.7元/W，比三年前跌了六成，装机反而腰斩。

这说明什么？说明组件价格已经不是装机的约束条件了。约束条件是电价。

当一件东西的原料便宜到历史最低，而产量却掉了六成，那问题一定不在原料上。

所以我一直说：光伏制造端的过剩产能，本质上是「电力资产升值时代」的最后一批库存。

时代结束了，库存就砸在手里了。

光伏电站本质上是一台把阳光换成现金流的机器。

这台机器的价值，等于未来20年现金流的总和，打个折。所以它的价格取决于两个变量：每年能卖多少电，每度电能卖多少钱。

过去十年，第一个变量在涨，第二个变量是固定的。所以资产只会升值。

136号文之后，第二个变量变成了浮动的。而且浮动的方向，对光伏极其不友好。

截至2026年7月，各省都完成了2025—2026年度机制电价竞价。光伏的机制电价，是这样的：

最高和最低，差了2.8倍。

同样一块组件，装在上海市郊和装在南疆戈壁，同样是“光伏”，资产价值能差出将近三倍。

这件事以前不会发生。以前的标杆电价是按资源区分的，差距主要在0.05元以内。现在的差距，是市场给的定价——它告诉你，光伏资产的价值，不取决于阳光有多好，取决于旁边有没有人用电。

2025—2026年度，全国中标机制电量的光伏装机约1.01亿千瓦。

听起来不少。但放在全部光伏项目里，只占20%左右。

也就是说，八成的光伏项目，机制电价跟它没关系，全部裸奔进入市场。

市场给它们什么价？彭博新能源财经的估算是：光伏的实际市场电价，比机制电价平均低127元/兆瓦时，也就是0.127元/度。

按0.26元的机制电价倒推，市场化电价大约在0.13元/度上下。这个价格，覆盖不了大部分项目的度电成本。

而2027年的竞价，虽然出现了“纠偏”——新疆从0.15涨到0.259，涨了72.67%；甘肃从0.1954涨到0.2447，涨了25.23%——但代价是保障范围在收缩：

翻译一下：价格给你涨了，但只有一半的电量能享受这个价，剩下一半还得去市场里搏。

如果午间现货只有几分钱，整体收益可能反而更低。这就是“名义涨价、实际缩水”。

这里要说一句物理层面的大实话，很多光伏人不太愿意听：

光伏的出力曲线，是全天所有电源里最差的那条。

天亮开始爬坡，中午冲到顶，天黑归零。而中午那两三个小时，恰恰是一天中用电负荷相对平缓、电价最低的时段。

你不是“运气不好赶上了低价”，你是在数学上注定要在最不值钱的时候，把全部产能砸向市场。

看2026年5月各省现货的峰谷差：海南590.2元/MWh，山东463.7元/MWh，山西450.2元/MWh，江苏125.7元/MWh。

峰谷差是什么意思？是同一度电，在早上6点和中午12点的价格能差出几毛钱。

而光伏的全部出力，都在谷底那一侧。

2026年7月，中国光伏装机容量历史性超过煤电，成为第一大电源。到9月底，13.1亿千瓦。

这是一个值得骄傲的数字。但对资产持有人来说，它同时是一个坏消息。

看利用率的变化：

四个百分点的利用率，意味着什么？

意味着一个原本年利用小时1200小时的电站，实际只能发1150小时。5%的收入，凭空消失。

而光伏项目的全投资内部收益率，通常也就6%—8%。收入端掉5个点，IRR可能直接掉1.5到2个点。

这不是“少赚一点”，这是把项目的安全垫打穿了。

很多人把弃光归因于电网。我不完全同意。

电网确实有责任，但更根本的原因是：装机的增速，远远超过了负荷的增速和电网的承载力。

2026年上半年，煤电发电量占比首次降到50%以下，9月底进一步降到49.1%。清洁能源新增电量占全部新增电量的比重超过80%。

这个转型速度，全球第一。但转型速度不等于消纳能力。

电网建设有周期，一个特高压直流从核准到投产要五到七年；储能虽然有1.53亿千瓦/3.96亿千瓦时（2026年6月底），但相对于13亿千瓦的光伏装机，仍然是杯水车薪。

所以结果很清晰：你每建一个电站，都在同一个电力池子里，分走了所有存量电站的一杯水。

这就是为什么我说，光伏行业的问题不能站在圈子里解。

站在圈子里，你会说“要多建、要抢份额、要把成本降下来”。

站在资产端，你会说“够了，再多建，大家手里的东西都不值钱了”。

这一条，是我认为整个光伏产业最深刻、也最少被讲透的矛盾。

先看几个数字。

2026年10月，N型650W组件市场均价0.715元/W，而生产成本约0.730元/W。单瓦净利是负的。

9月国内组件产量39.83GW，同比降13.24%，产能利用率只有43.7%。

也就是说，全行业一半以上的产能是闲着的，而闲着的那部分，仍然要在资产负债表上按年计提折旧。

这是蒋静那篇文章讲的死局，我完全认同。

但请看另一半：

从PERC时代到TOPCon，再到BC和HJT，单块组件的功率一路从400W级走到580W、650W，现在已有720W+的量产产品。

换一个视角看这件事：

同样一个屋顶，同样的面积，同样的支架，同样的并网点容量——用新一代组件，装机容量能高出30%到50%。

同样一片荒地，同样的土地租金，同样的升压站，同样的接入系统——新电站的度电成本，比五年前的老电站低出一大截。

问题是，它们卖的电，进入的是同一个市场，同一个价格。

有人会说，这不是所有行业都这样吗？电子产品不也在贬值吗？

不一样。手机降价了，你的旧手机只是“不香了”，它还能用，你不用担心它明天就报废。

光伏电站不一样。它是一台要连续运转25年的生产设备，它的全部产出都拿去市场上卖，而市场上的价格由边际成本最低的那个生产者决定。

当新电站的度电成本做到0.15元，你的老电站成本0.25元，在同一个现货市场里，你不是“少赚”，你是被直接挤出优先出清序列——电网调度按报价从低到高排序，你在队尾，排在最后被调用的那一批。

所以我说，蒋静说“光伏巨头不敢减值”，这是对的。但那只是制造端。

真正不敢减值的，是那些持有电站的资产方——因为电站资产一旦重估，很多看起来还在盈利的新能源公司，账立刻就不平了。

前面三个轴，是经济层面的贬值。第四个轴，是会计层面的，也是最容易被忽视的。

制造企业的资产减值是一次性的。计提完了，报表难看一年，第二年就轻装上阵了。

电站资产的贬值是连续性的。它不是一次性砸下来，是每年少一点，一直少25年。

这就是我说的：制造端是割肉，电站端是凌迟。

2026年上半年，三峡能源净利润同比下降66%—73%。

它在业绩预告里给的原因很直接：市场化交易比例提高，交易价格波动拉低了平均上网电价。

请注意，三峡能源不是制造企业。它是一家纯粹的电站运营商，手里握着中国最好的风光资产。

它降了七成，说明什么？说明这一轮冲击，早就从制造端传导到了资产端，而且资产端受的伤，一点都不比制造端轻。

只是制造端的伤在明处——每个季度披露，股价天天反应，市场已经充分定价了。

资产端的伤在暗处——藏在“20年现金流折现”的模型里，藏在“上网电价按现行政策不变”的假设里，没人敢动。

现在行业里最主流的药方是“反内卷”：限产、限价、自律、不低于成本价销售。

目标是让组件价格从0.7元涨回0.9元、1.0元。

这个药方，我判断短期有效，长期有毒，而且治错了病。

因为它确实能让制造端的现金流好转。价格涨一点，毛利率修复一点，财报好看一点，银行的脸色也会好一点。

这是必要的止血。我不否认。

组件涨价，直接抬高的是新电站的造价。

一个100MW的集中式电站，组件占总投资40%左右。组件从0.7涨到1.0元/W，总投资增加约1200万元，度电成本上升0.01—0.015元。

而当前光伏项目面临的，恰恰是电价下行。造价上升、电价下降，两个方向一起挤，结果是更多项目算不过账，装机继续往下掉。

2026年1—8月装机已经跌了57.86%。如果组件真涨回1.0元，我估计全年装机可能掉到120GW以下。

装机掉了，组件需求就更少；需求更少，产能过剩就更严重。反内卷的结果，可能是把过剩的时间拉得更长。

制造端的病，表面看是“产能过剩”，实质是“下游不买了”。

下游为什么不买？因为电卖不上价。

所以真正的解法，不是让组件变贵，是让电变值钱。

这两件事，方向完全相反。

一个让上游涨价，一个让下游增收。前者压缩需求，后者释放需求。

政策当然知道这一点。所以你会看到，2026年9月能源局的调度会上，出现了一句很关键的话：「跟踪指导地方科学组织2027年增量项目机制竞价，及时引导纠偏」。

这句话背后，是决策层已经意识到：机制电价竞价把价格打到0.15元，是杀鸡取卵。价格太低，项目建成即亏损，谁还投？

纠偏是对的。但纠偏的技术难度在于：涨价的同时，保障范围在缩。这就是我前面说的“名义涨价、实际缩水”。

这个平衡，2027年会非常难看。

如果你只看行业新闻，会觉得光伏还在挣扎。但如果你看资产交易市场，会发现另一幅图景。

2026年8月，南网能源开始剥离光伏资产。注意，是在盈利的状态下主动卖。

它的逻辑写在公告里：全电量入市后，光伏电站的收益确定性大幅下降，电价中枢持续下移。继续持有大量光伏资产，意味着承担越来越大的收益不确定性。

同期，央企光伏资产出现集体撤退。2025年10月单月交易量冲到25笔，相当于平均每天有近0.8家光伏公司被挂牌出售。2026年前3个月就有7笔交易落地，国家电投、中国电气装备等巨头还在持续挂牌转让。

再往前看，2024年全年，晶科、正泰、阳光电源、天合等十余家上市公司对外转让光伏电站总量超过20.87GW。正泰安能一家就计划出售最高14GW户用光伏资产，市场价值约420亿元。

2025年，央国企新组建储能相关企业392家，平均每天成立一家。2026年初，中国核能科技和中国安储能源在同一地区、同一月内抢购储能资产。

一边甩卖光伏，一边疯抢储能。这个反差，比任何研报都说明问题。

我要特别强调一点：这些央国企，是中国最懂电力系统的一批人。他们手里有调度数据、有交易团队、有政策预判能力。

当他们集体从光伏撤出、转向储能的时候，这个信号的分量，比任何一份券商研报都重。

他们不是不看好光伏，他们是不看好“只会发电的光伏”。

贬值是普遍趋势，但不是所有资产同比例贬值。这一轮之后，光伏资产会明显分化。

我看三个条件，缺一不可。

很多人以为，这轮洗牌会把小厂洗掉，留下龙头。

我不这么看。这轮洗掉的，是“电价只涨不跌、资产只升不降”这个信仰。

信仰破了，产能自然就显得过剩。因为原来那套财务模型，全部失效了。

所以产能出清不是原因，是结果。等信仰重建起来，产能才可能重新匹配需求。

理由很简单：存量电站的资产重估，还没有真正开始。

现在的情况是：所有人都在扛。制造企业在扛折旧，电站在扛电价，持有方在扛报表。

但扛不住的时候，一定会有人出货。

2027年，随着2026年报审计趋严、随着机制电价保障范围收缩的效应显现、随着一批“抢装期”项目的现金流开始吃紧——会有一波集中的资产处置。

那一波，才是真正的底。

一极：靠近负荷、自发自用比例高、有绿电溢价的分布式。这类资产不参与现货博弈，价值相对稳定。

另一极：配储、参与市场、能做曲线管理的集中式。这类资产靠交易能力赚钱，而不是靠发电量。

中间那一批：纯上网、无调节、靠天吃饭、没有长期合同。这类资产会逐渐沦为不良资产，在市场上打折甩卖。

我估计，中间这一批，占现有存量的六成以上。

这也是为什么，未来几年新能源资产交易市场会非常热闹——不是热闹在买，是热闹在卖。

回到开头那篇文章。

蒋静说高负债率是枷锁，资产减值是关键，破题要靠再融资和债转股。这些都对，是站在制造端能给出的最好的答案。

但站在资产端，我想补一句：

光伏巨头们的资产负债表，其实还好。真正难看的，是那些买了他们组件的人。

制造端的亏损，是明账。每个季度披露，股价天天反应，市场已经充分定价。跌到现在这个位置，悲观预期基本出清了。

电站端的贬值，是暗账。它藏在折旧年限里，藏在“电价按现行政策不变”的假设里，藏在一份份看起来还很漂亮的 IRR 测算表里。

这份暗账，总有一天要摊开。

所以我说，这一轮光伏的底，不在硅料价格上，不在组件报价上。

在电站的转让价格上。

等有一天，你能在市场上看到一批电站以“重置成本的三折”成交，而且有人抢——那才是真正的底。

因为那意味着，资产终于被重新定价了。

被重新定价，听着很惨。但对一个行业来说，这是唯一健康的出路。

价格找对了，投资就会回来；投资回来了，产能才有意义。

反过来，只要电力资产还在继续贬值，制造端所有的减产、限价、自律，都只是把痛苦往后推了推。

你手里有没有那种“全额上网”的老电站？现在实际结算电价是多少，跟当初测算的时候差了多少？

或者反过来——你有没有在这两年买过别人甩卖的电站？成交价是什么口径？

留言区说说真实数字，我挑几个典型的，下一篇把账算给大家看。