2026年光伏发展报告（二）：“规模为王”遭遇消纳瓶颈

研究简报光伏发展报告2026（二）2025年注定是中国光伏产业史上被反复书写的一年。这一年，年度业绩预告，合计亏损超过100亿元，A股光伏主产业正意义上的周期考验，而2026年以来密集落地的三项新政——四部委第42号令确立的可再2021年至2024年，户用与工商业分布ttps:///20260625/24f752fd199c4632b7dc7762462585d光伏产业百亿亏损的背后：产能出清为什么这么难？2026-7-16，/wm/2026-分布式光伏管理制度也进行了整体重构。国家能源局2025年1月印发、5月1日施行的《分布式光伏发电开发建设管理办法》（国能发新能规〔2025〕7号），将分布式光伏划分为自然人户用、非自然人户用、一般工商业和大型工商业四类分布式原则上应选择全部自发自用模式，仅在电力现货市场连续运行地区可采用全额上网模式参与现货市场；办法发布前已备案且在2025年5月1日策引发大量分布式光伏项目赶在“430”节点之前抢装。在7号文框架下，部分省份的实施细则进一步收紧：一例被限制在20%以内，自发自用比例需达到80%以上，超出限额的上网电量只能按燃煤基准电价（如0.3035元/千瓦时）结算被彻底改写，项目的可行性不再取决于屋顶资源和光照条件，而取决于接入点的配网容量与用户侧的真实负荷曲线。市场交易形成，并建立可持续发展价格结算机制（即机制电价差价结算机制），同时明确规定不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。在2025年6月1日的存量、增量划断节点之后，这份文件持续发酵，深刻重塑了光伏项目的收益模型、融资逻辑与136号文的核心内容有三：其一，新能源上网电量原各地非水可再生能源消纳责任权重完成情况份次年可适当调减机制电量规模，未完成的则需调增；其三，增量项目的机制电价通过市场化“充电赚钱”成为现实策略。对于没有储能、没有调节能力的纯光伏项目而言，负电价意味着发得越多亏得越多。流稳定，因此可以承受较高的财务杠杆。全面入市之后，电价成为动态变量，机制电量规模逐年调整，项目内部收益率测算的不确定性大幅上升。银行与融资租赁机构可能收紧授信条件，要求更高的资本金比例、更保守的电价假设，甚至要求业主提供售电对第三，抢装潮后的断崖与开发节奏紊乱。2政新老划断）和“531”（136号文存量增量划断）两个节点前锁定旧机制，全国装机同比下降约七成，5月单月同比降幅超过九成。这种政策驱动的脉冲式需求，加剧了链上下游的库存波动与现金流紧张，也让本已深陷价格战的制造企业雪上加霜。与接入受限相伴而生的，是配储倒逼现象的普遍存在。1为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件，但从行业实际反馈看，部分地区的备案与意味着初始投资增加，而在缺乏有效充放电调度和市场化收益渠道的情况下，这部分储能往往机容量同比分别增长22.4%和31.3%，但风光发电量仅分别增长了0.4%和18.5%4，全国风电、光伏平均利用率分别为91.9%和91.2%，同比回落1.5%和2.6%5，大量风光发电量因系统无法消纳全国二氧化碳排放上升2%。若非弃电国家能源局举行新闻发布会介绍2026年7，/20260427/4b751e59b0d7463a95f74096fed83e146根据电力行业规划研究与监测预警中心月度全国新能源并网消纳情况统计Brief,2026-6-4,/analysis-chinas-co2-climbs-2-in-earlywind-and-solar/北京 江苏浙江 福建江西 图42020-2026年3月全国光伏并网消纳情况高弃光率既非接入受限所能涵盖，也不能简单归因于期欠账的集中暴露。CarbonBrief认为症结在定固定电量、省间交易以年度合约为主，使系统难以为风光腾出实时空间；内蒙古、新疆、辽宁等北方省份供暖季热电机组刚性运行，进一步压低了消纳空间，且相当规模的弃电未被纳入光伏网梳理大唐发电、国电电力以及华能国际一季度上网电量发现，光伏上网电量最高降幅高达36.74%，除宁夏、新疆、内蒙古等弃光“重灾区”外，江西、安徽网电量均有不同下滑。以大唐发电为例，江西并非传统弃光强区，其光伏电站上网电32.16%，华能国际湖北光伏电站上网电量下降时间适应，全面入市迄今尚未对降低弃电率产生显著效果。换句话说，部分地区弃电显著增加了方向：现货市场扩围、煤电灵活性改造、省间现货交易与储能公平参与的价格机制，一个都不能少。从另一个角度看，随着2026年新增装机节奏大幅放化，这也是部分研究机构判断行业拐点渐行渐近的依据之在寒风凛凛的市场中，已有一些春的萌芽。从国网新能源云已公示的竞价结果看份首轮机制电价低于当地燃煤基准价，风电中标价格整体高于光伏8；但2026年年中的0.244元/千瓦时，较前两批大幅提升，基本贴时、上涨9.52%，光伏部分接近顶格申报；贵州2025年增量项目亦按意味着部分省份光伏电价出现企稳回升信号，值得关注。需求侧的冲击已经传导至供给侧。多晶硅、硅片、电池片、组件四大环著超过全球年需求：Enterdata统计，2025年IEA发布的《2050年净零排放路线图》指出，为了保持1.行业中期策略：算电共振，电价筑底，重塑新周期2026Q2主要电力公司业绩前瞻：电力企业盈利承压，行业拐点渐行渐至[/20260710tps:///publications/executive-briefing/global-solar-pv-market-trends-2026.html12SMM光伏组件产能：年度/assets/7ebafc81-74ed-412b-9c60-5cc32c8396e4/NetZe23，/energy-article/cn/solar-topic-global-solar-pv-market-anal元/W的行业合理现金成本，更低于0.82元/W以上的完全成本，上游硅料价格跌至30-32元/公斤，而行业平均现金成本在38-45元/公斤2。亏损随之全面化：2025年全年五大组件巨头合计净亏约345亿元；2026年7月，除前述三大龙头合计预亏超百亿元外，晶澳科技预亏24亿—29亿元15，爱旭股份预亏6.8亿-7.9亿元16，福莱特17、晶科科技18由盈转亏；曾经的行业市值龙头隆基绿能，预计上半年归属净利润亏损34亿元到38亿元19。满足全球需求，但任何率先减产者都会被竞争对手抢走份额，2025年底的行业控产最终收效甚微。出清还面临着现实阻力。其一，地方政府“保就业、保税收”逻辑下，大量亏损企业“僵而不退”；其二，银行对头部企业持；其三，反垄断合规约束下，行政协调限产存在法律风险：2025年底注册成立的6ttps://vip.stock.finance.sina.c7ttps://vip.stock.finance.sina.c8ttps://vip.stock.finance.sina.c9ttps://vip.stock.finance.sina.c/corp/view/vCB_AllBulletinDetail.php?stockid役。技术迭代没有消灭过剩，只是让过剩在路线之间腾挪2。去产能没有捷径。参照钢铁、煤炭等行业的历史经验，光伏制到3年时间，期间将伴随企业破产重整、跨界资本退潮、区域产业园全球市场展望中预测，2026年全球新增光伏装机可能下降8%至约612GW，为二十多年来首次张局势有所缓解，出口又出现显著下滑。虽然从中长期来看，很多分析人士依然认为霍尔木兹海峡封锁将会进一步推动全球加速能源转型，但近期剧烈震荡表明，这样的单一事件无法在短期帮助消纳巨大产能。在主要市场贸易壁垒高筑、海外本土制造兴起的背景下，中国产能的全球消化通窄。这意味着供给端的出清不能指望需求端救场，行业必须为更长的底仍在牌桌上的企业而言，穿越周期的关键是在需求逻辑重构的窗口期，率先完成从“卖组件”到危机的另一面是转机。接入受限与全面入市，本质上是电力系统对新能源提出了更20GlobalSolarMarketOutlook2022,/insights/outlooks/global-solar-market-outlook-2026-2030谁就能在新周期中赢得空间。2025年下半年以来，三条破局路地的《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法》（2026年第42号令）与供给侧推动绿色制造的组合拳，则为需求与在现货市场峰谷价差持续拉大的省份，“光伏+能源利用率处于较高水平21。储能升格为电力系统的独立市场主体，其价值实现渠道随之打），整（午间谷段化）导致“一充一放”套利空间收窄，收益模型需要向“两响应”的复合模式升级；其二，构网型储能、三，储能安全事故与低价中标带来的质量隐忧，呼唤更严格的准入标准；其四，正如市场分析人士所指出的，储能装机的大幅增长尚未充分转化为消纳改善，关键在于缺乏让储能公平参与53项新型储能政策发布，8月聚焦储能补贴和虚拟电厂[EB/OL2025-9-4,/policy/det市场的价格激励机制。但总体方向已经清晰：未来的光伏电站，将不再是单纯的发电资产虚拟电厂（VPP）通过数字化手段聚合分散的分布式光伏、储能、可调负荷2025年以来，虚拟电厂在多个区域取得实质性突破。在山现货市场和需求响应机制较为成熟的省份，虚拟电厂已经从“邀约型需求响应”进化为参与现货与辅助服务市场的经营性主体：高电价时段组织储能放电、压降非必要负荷，低电价甚至负电价时段引导储能充电与负荷上移，在保障用户原有收益的前提下获取调节增量收益。对于身处接入受限区域的分布式光伏而言，加入虚拟电厂意味着从被限发的孤立电源变成聚合体内部的可消纳资源。聚合商通过负荷侧的协同调节，为纳瓶颈的“软基建”路径。就近消纳的制度通道则在2025—2026年快速拓进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号），完在2025年650号文确立单用户绿电直连规则的基础上，国家发展改革委、国家能源局2026年5月又印发《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源），式光伏可通过集中汇流方式参与，并优先支持算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业落地；项1192号文公平承担输配电费、系统运行费等费用，并建立绿电溯源机电力可以在园区、工厂、乡村的物理边界内就地消纳、就近/html/202306/02/1376息化部、交通运输部自2024年起联合实施“百县千站万桩”县域充换电设施补短板试年试点已覆盖26个省份的75个试点县，中央财政资金明确可用于公共充换电设施建设运营和配电网改造，单县三年示范期内共计最高可获4500万元奖励23；2026年，政策进一步向绿电“自发自用”电量超过总充电量40%的场站，该部分年度充电量可按1.2倍折算24。县域充电负荷是接入受限区域内少有的可调节增量负荷，午间充电恰好与合，“光伏+储能+充电桩”的台区级组合，把原本威胁配网路，正从“装得了”转向“用得好”。,2025-2-20，/ji24,2025-2-20，/ji零碳园区是2025年政策体系中的重要制），电网等绿色电力直接供应模式；2025年12月，名单，共52个园区入选。零碳园区将新型电力系统厂、光储充一体化、需求侧响应压缩在园区尺度内集成验证，实践中已有园区通过与成立合资公司，启动虚拟电厂、光储充等示范场景建设。有支付能力强的工商业用户、有成熟的市场机制；而弃电问题最严重的区域，恰恰是西北的沙度弃电恶化最严重的均是负荷密度低、供热机组刚性强的西北省份。零碳园区消纳的绿电，很大程度上是本地本就不难消纳的分布式电力，对缓弥合这一错配需要三管齐下：一是引导高载能新兴产业向弃光区域布绿色氢氨醇开展绿电直连，正为此提供了制度接口；二是用好跨省绿电交易与特高压外送通道令已明确各省不得限制新能源参与跨省区电力市场交易或跨省区绿证交易；三是在弃光严重的县域复制“微电网+虚拟电厂+零碳乡村/零碳小微园区”模式，把消纳问题化整为零、就地解2025年施行的《能源法》要求国家制定并分解可再生能标，同时完善电力消纳保障机制。2026年6月，国家发展城乡建设部、交通运输部联合发布《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任能行业和省级行政区两个层面，同时压实了可再生能源的消费与消纳责任。行业设定可再生能源消费最低比重目标并辅以约谈、通报、信用记录等约束，意味着高耗第二，绿电直连与绿证交易的地位被正式确立。电交易并列为完成方式，大型用电企业将加速与光伏电站签订专线作为核算基本凭证，从自愿认购转向合规刚需，需求端的集中释放有望推动绿证价格中枢稳步第三，非电消费首次纳入考核，打开光伏发电的增量价化工原料等终端产品。这为富余电力（尤其是弃光参与跨省区电力市场交易或跨省区绿证交易。这一条款破除了省间交易的行政分割，为远端消国际市场上，光伏产品的碳足迹要求正从数要求户用(≤9kW）项目组件碳足迹低于530kgCO₂/kWc方可享受增值税优惠税率，并对硅料等材料的可追溯性、工厂审核以及银、铅、镉含量提组件碳足迹，其2.0版草案进一步纳入供应链追溯、报全球核算规则、生命周期数据库与认证体系的碎片化，正在实质性抬高中国光伏企业的出海合规成本，加之全球需求收缩，制造端面临外部双重挤压，行业产能出清的阵痛或将江南调研，披露2025年碳排放的45家光伏企业排放总量达1.11亿吨，而这还仅是范围1和范围2排放。这也凸显出光伏生产过程的绿色低碳转型仍未达成，这个针对这一问题，政策推出一套推动行业节能降碳的组合拳，并与前期提出的防止“内卷式”恶性竞争及依法依规治理企业低价无序竞争、推动落后见》（工信部联节〔2026〕13号），将光伏与