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分布式光伏市场同样如此。我国2021年开始实施的“整县推进光伏”政策，对于在广大农村推进开发屋顶光伏电站不啻催化剂。然而，政策刺激了大批国企和大型上市公司入局，为了争取更大市场份额，低价或超低价竞标项目成为常态。中标的大企业利润微薄，大量中小企业被迫观望或退出，颇有些“丛林生态”。

大量金融资本蜂拥而入是表现之二。这些投资机构往往不仅限于融资服务商的定位，而是正在成为分布式光伏、海上风电产业链企业乃至地方政府背后的最新推手。通过各种方式炒作夸大政策与规划，画出远超现实的大饼，吸引社会资源加入其中，从中获得短期的高回报。去年以来，这两个领域的几乎所有大型招标项目、园区与会展论坛都有着金融资本机构活跃的身影。

表现之三，产业链上游长期存在产能超前扩张的冲动，尤其是关键原材料和装备环节，这种大幅扩产经常随价格短期飙升而来。光伏原材料多晶硅、风机核心装备主机和叶片，以及海上风机专用船舶等可谓典型。

消弭风险：从“真正走市场化之路”开始

实际上，我国新能源市场的“大跃进”已经历过多次。以海上风电为例。从2010年我国首个项目“东海大桥海上风电场”投产，到当前累计装机超过26吉瓦，我国海上风电发展迅猛。但回顾14年历史，起步之初就曾多次有过“大干快上”的尝试。从政策的强力刺激开始，以企业的巨额损失、市场的长时间停摆告终。

2010年9月，国家能源局推出了首批海上风电特许权招标项目，地址均在江苏沿海。从滨海、射阳、东台到大丰，四个潮间带风电场总装机规模100万千瓦，中标上网电价价从0.6881元/千瓦时至0.7779元/千瓦时不等。这在当年堪称惊人的“地坑价”。不仅远低于同一年东海大桥海上风电场0.978元/千瓦时的价格，而且已与陆上风电标杆电价相差无几。当时海上风电投资成本是陆上风电的2-3倍。直到三年后规定的开发期满，首批海上风电特许权项目没有任何一个实际开工建设，最终名存实亡。

2014年起，国家制订了海上风电并网固定标杆电价，这一市场才得以迅速扩容，产业才趋于稳定发展。

最新的一次“跃进”则发生在去年。2022年年初，海上风电国家补贴全面退出。6月，上海金山海上风电一期300兆瓦项目以0.302元/千瓦时电价中标，创历史新低，而且低于上海市的煤电基准价近37%。如果该项目按计划于今年年底全容量并网，将较“2025年实现部分地区平价发展”的行业预期目标提早两年。但业内普遍认为：这一价格过低，很可能“赔本赚吆喝”。

去年海上风电国家补贴退出后，我国海上风机反而加快迭代，整机商推出了大风轮、大容量的海上风电机型，山东、江苏、辽宁海域普遍采用风轮直径230米级、单机容量8.5兆瓦的机组，比2020-2021年“抢装”期间4兆至7兆瓦的单机容量大幅提升。广东、福建海域已普遍采用10兆至13兆瓦级抗台风机型。产业界以此降低配套工程投资，提高施工和运维效率。随着技术不断进步和产业持续规模化发展，海上风电将加速实现平价上网。从电价将近1元一度，到不足0.6元一度，每一次海上风电上网价格的下降，必然是这一产业创新扩容的结果，然后又成为下一轮创新扩容的驱动力，如此才培育出了中国这样一个相当于全球海上风电3/4规模的巨大市场。截至去年年底，我国海上风电装机规模已达2639万千瓦，超越英国成为海上风电第一大国。其间海上风电业所获得的不仅是降本增效、产业升级，还有向着深远海开发、向全球市场拓展的新机遇。这也是整个新能源市场的必然规律。真正推动每一次新能源产业“跃升”的，根本上说都是技术创新、机制体制改革，及其所带来的市场扩大。

新能源开发如何消弭再度“大跃进”的风险？仍以海上风电和分布式光伏为例。

业内权威人士认为，未来3至5年，海上风电规划应针对市场发展趋势，保持政策稳定性。如：优先竞争性配置建设满足“双十”要求的近海风电场。同时，开拓远海国管区海上风电规划和一批示范工程建设，将我国海上风电可开发容量提高到10亿千瓦以上。力争引导实现“十四五”末基本实现首批建设条件较好的远海风电示范项目平价上网。同时应鼓励适度竞争，防止在竞争性配置过程中出现超低报价。必须保证产业链拥有最基本的盈利能力，以利可持续发展。

随着市场逐步扩大，终端业主对分布式光伏的发电量、安全可靠性、友好性等需求也将提高。一款组件产品同时应对集中式光伏、分布式光伏的时代已经过去，市场正在从单纯卖产品转变为对项目全周期服务的支持。与此同时，户用光伏市场将明显南移，部分南方省份户用光伏体量较大，且增速明显高于全国平均水平。高能耗企业逐步转型，出口型企业为规避碳税需使用绿电，这些都是分布式光伏技术创新、商业模式创新的最新方向。