卖得越多亏得越狠, 中国光伏全球第一也没用! 0.679元一瓦: 谁在割肉

中国光伏拿了十几年的全球第一，产量八成出自这里。但这份第一，始终没换来定价权。

先算一笔账。

一块光伏组件，从工厂造出来，运到电站上，然后开始发电。

图源网络 光伏组件智能化生产车间机械手作业现场

但就是这八成里的每一块，2026年9月的央企集采报价，卖到了0.679元一瓦。

0.679元是什么概念？上海有色网8月初测算的TOPCon组件成本指数是0.715元一瓦，行业机构测算的盈亏平衡线大约在0.78元一瓦。低于这条线，卖出去的组件就是贴钱的。

光伏真正的困局，从来不是造不出来，是造出来了卖不上价。卖不上价，通常说明它还不在最值钱的环节。

先把一个判断放在前面

中国光伏把制造这道题做完了，而且做到了满分。八成的全球份额、完整的产业链、全球最低的成本，这些都是硬成绩。

但这一轮的困局说明，满分答卷只解决了上半场。下半场的题目换了：不是能不能造出来，是能不能把电变成值钱的东西卖出去。

图源网络 沙戈荒光伏基地全貌

从三头在外到八成份额：上半场是怎么赢的

这个成绩是实打实做出来的，不是靠运气。

2025年，中国光伏组件产量占全球的82.8%；多晶硅、硅片、电池片、组件四个核心环节的产能，占全球比重分别是96%、96.2%、91.3%和80.1%。

这个位置是从哪儿起步的？2005年前后，中国光伏有个说法叫三头在外：原料靠进口、设备靠进口、市场靠出口，国内企业干的是最苦的组装环节。二十年后，头部企业的晶硅钙钛矿叠层电池，认证效率已超33%。

据国际可再生能源署（IRENA）统计，光伏发电成本过去十年下降超过90%，全球企业都在同一条成本曲线上竞争，把这条曲线整体拉下来的，是中国。

上半场，中国光伏拿到的不是运气，是把效率做到极致的能力。这个能力是真的，但它有一个副作用。

副作用是，谁都想复制这份能力。2020年前后需求爆发，各家争相加码扩产，四个环节的产能同时往上冲。产能增速超过装机能消化的速度，剩下的路就只有一条：比谁卖得便宜。

图源网络 光伏电池片焊接产线特写

造得最多，卖得最便宜：份额为什么换不来定价权

份额和定价权，是两件不同的事。

组件价格从2022年每瓦2元上下的周期高点，跌到2026年9月集中式集采的0.679元一瓦。据第三方机构测算，2026年9月多晶硅致密料单公斤净利为负1.5元，硅片环节每瓦净利约负0.02元。

造一块亏一块，是2026年硅料和硅片环节的现实。

2026年上半年，隆基绿能、通威股份、晶科能源、晶澳科技、TCL中环五家主链企业，合计亏损177.46亿元。

做胶膜的福斯特，归母净利润8.42亿元，同比增长69.89%；做金刚线耗材的美畅股份，归母净利润3.1亿元，同比增长265.67%（利润主要来自废钨回收业务）。同一条产业链上，一头在亏，一头在涨。

2026年上半年主链与配套环节归母净利润对照

为什么份额换不来定价权？因为组件是标准化的工业品。客户能比较的只有价格、效率、质保年限，而这三样在头部企业之间已经高度接近。产品越标准，议价能力越弱。

利润去哪了？它转移到了系统环节。胶膜、金刚线、逆变器、储能系统这些环节，门槛不在能不能造，在能不能稳定地造出客户不敢换的东西。

一块胶膜出问题，整个电站的寿命受影响；一个逆变器出问题，整片方阵的发电量受影响。

这就是卖铲人效应：淘金的人不一定赚钱，卖铲子、卖水、卖牛仔裤的人比较稳。

份额是产能的证明，定价权是别人做不了的证明。这两者之间的距离，就是制造环节到系统环节的距离。

制造环节，就是把硅料做成组件卖出去，一锤子买卖。系统环节，是胶膜、逆变器、储能、电站运营、绿电销售这一整套，把阳光变成可售卖的电力服务。前者拼谁造得便宜，后者拼谁让客户离不开。

图源网络 多晶硅硅棒成品车间工人作业现场

出清之后：为什么出路是让光伏听指挥

第一层变化，是门槛从市场抬到了标准。工业和信息化部发布的三项光伏行业能耗、能效强制性国家标准，2027年1月1日起实施。标准把多晶硅能耗限额平均收严约35%，达不到三级的产品一律禁止生产、进口和销售。

据机构测算，强标落地后这轮技改和退出的硅料产能预计在70万到80万吨之间，约占国内多晶硅总产能的五分之一。

强制性国标的出现，不管你多便宜，达不到能效和能耗要求，就没有生产资格。这是本轮出清和以往最大的不同：过去的出清靠亏损逼退，这一次的退出由标准决定。

第二层变化，是物理约束浮出水面。截至2026年7月底，全国光伏发电装机12.86亿千瓦，首次超过煤电的12.85亿千瓦。

但同一时期，全国光伏发电利用率一路走低：2023年98.0%，2024年96.8%，2025年94.8%，2026年上半年降到91.4%，已逼近行业普遍参照的90%消纳线。

光伏出力与用电负荷的日内错位示意

光伏有个天生的特点：太阳出来才有电，太阳落下就没电。中午发电最猛，傍晚用电最多。这就出现了一个错位：电最多的时候用的人最少，用电最多的时候太阳已经落山。

电发出来就得用掉，用不掉就浪费了。所以中午的电多到卖不出去，价格被压到极低甚至变成负数；傍晚缺电时，价格又涨到平时的好几倍。同一个东西，中午不值钱，晚上是稀缺品。

电力系统里有个词叫可调度：需要它发电的时候能发，不需要的时候能停。光伏天生不可调度，煤电、水电天生可调度。

装机超过煤电之后，煤电在系统里的作用反而更关键，因为它要兜底调峰。光伏想从看天吃饭变成听指挥，中间必须加一样东西。

图源网络 储能电站电池舱设备

那样东西就是储能。想让晚上也有电用，就得把中午多出来的电存起来，等用电高峰再放出来。

2026年上半年，国内新增光伏装机72.07GW，同比下降66%。据中国电力企业联合会数据，同期独立储能新增装机13.93GW，同比增长67%。一边是光伏装机腰斩，一边是独立储能逆势增长。

储能增长靠的不是补贴，是现货市场的峰谷价差：低价时段充电、高价时段放电，一次充放循环就能覆盖度电成本。储能在做的事情，就是把中午不值钱的电搬到晚上卖。

第三层变化，是身份转换。2025年全国算力中心总用电量1700亿千瓦时，占全社会用电量1.6%；国家能源局预计，到2030年将达到约8000亿千瓦时，占全社会用电量6%左右。

2026年上半年光伏装机与储能新增装机对照

要的不是最便宜的组件，是稳定的绿电。算力中心24小时运转，要的就是持续、可调度、绿色的电力，这也是光伏加储能才能回答的问题。

卖组件是一次性收入，卖出去就结束了。卖电力服务是长期收入，只要电站还在运转，就有现金流进来。这两件事的估值逻辑完全不同：前者看产能规模，后者看运营能力。

出清之后，光伏企业会分化成两类：一类继续做制造，赚加工费；一类变成能源服务商，赚长期运营收益。

制造端会向少数有成本、能效优势的头部集中，靠低价抢单的空间被收窄。再往大看，储能和电力现货市场会被倒逼加速成熟，组件报价往上走，全球新能源的采购成本也会跟着变。

图源网络 电网调度控制中心值班现场

回到开头那笔账

回到开头那个0.679元一瓦的报价。

很多人以为价格还要往下走。但8月以来，多晶硅现货单日涨过23.81%，硅片价格一周内涨了四成，硅料成交均价从7月底的每吨3.2万元回升到9月的4.3万元。

价格的两股力量正在同一个时间点上拉扯：一边是集采还在报低价，一边是上游已经在减产挺价。

这背后是个老问题：我们擅长能用效率解决的环节，不擅长需要时间、耐心和软性生态才能长成的环节。

过去二十年，光伏把造得便宜这件事做到了世界第一。接下来二十年，题目换成了把电卖出去、卖得贵、卖得久。

这道题的答案不在产能表上，在电力市场里，在储能系统里。说到底，就是能不能把一段不稳定的阳光，变成一份可以签长期合同的电力服务。

图源网络 数据中心机柜阵列

强制性国标2027年实施，储能因为电价价差在爆发，算力中心对绿电的需求正在打开新入口，指向的是同一个方向。

中国光伏从来缺的不是能力，是把能力从制造端转移到系统端的耐心。而耐心，是这个讲求效率的时代最稀缺的东西。

（本文为产业现象分析，不构成任何投资、交易建议；文中涉及上市公司财务数据仅作行业案例说明，不作为个股价值判断依据。）