行业全面萎缩，是否已到拐点？| 光伏大战⑧

文 |  孟俊华 冯释逸 王进

作为全球光伏产业的绝对核心，中国光伏产业历经十余年跨越式发展，完成了从技术跟跑到全球领跑、从产能稀缺到规模垄断的历史性跨越。

截至2026年上半年，中国光伏累计装机容量突破12.7亿千瓦，连续多年稳居全球首位，占据全球光伏装机总量的半壁江山。

从产业链格局来看，中国包揽全球80%以上的硅料、硅片、电池、组件产能，构建了全球最完整、成本最低、技术迭代最快的光伏产业链体系。光伏行业已经成为中国新能源产业的核心名片，也是全球能源转型的核心支撑力量。

但盛世之下，危机暗涌。

2026年以来，国内光伏行业彻底告别过去十年的高增长红利，全面进入量价齐跌、供需失衡、利润塌陷、投资遇冷的深度调整周期。

从上游硅料到下游组件，全产业链的出货量、交易价格、营收利润全线下滑。头部上市公司收入下滑持续亏损、中小厂商亏损停产倒闭成为行业常态。叠加国内136号文政策落地、地方税费补缴、电价机制失衡、弃光率高企等多重利空，以及全球需求疲软、产能严重过剩的行业格局，光伏行业陷入全方位内卷。

当下行业景气度跌至近五年最低点，市场普遍陷入焦虑：光伏行业是否迎来全面系统性萎缩？持续两年多的行业寒冬是否已经触底？2027年能否迎来行业拐点与复苏曙光？

本文将从全产业链供需现状、全球格局失衡、去产能政策实效、需求侧政策弊端、行业破局路径五大维度，结合行业数据、政策细则与市场现状，拆解光伏行业当前困境，研判行业周期拐点。

行业是否全面萎缩？

2026年上半年，中国光伏行业彻底结束高速扩张态势，呈现出全环节量价齐跌、供需严重失衡、景气度触底的特征。不同于过往结构性调整，本次行业萎缩覆盖硅料、硅片、电池、组件全产业链，同时终端光伏电站呈现“规模扩容、收益缩水”的反常态势。行业经营压力自上而下全面传导，无环节幸免。

1. 主产业链全环节：出货、价格、收入、利润全面塌陷

2026年上半年，光伏上游制造端产能过剩问题集中爆发，叠加国内装机需求大幅不及预期、海外市场需求疲软，全产业链产品价格持续下行，企业出货量大幅收缩，行业毛利率、净利率跌至历史低位。多数中小企业陷入亏损困境，头部企业业绩大幅缩水。

表1为2026年上半年光伏全产业链核心经营数据对比情况，它直观地呈现出行业萎缩态势。

从核心数据可以清晰看出，2026年上半年光伏制造端呈现出产量收缩、价格暴跌、库存高企、利润崩塌的四重困境。

其中，组件环节产量同比降幅高达35.1%，为全产业链最大跌幅，它直接反映终端装机需求的断崖式下滑；硅料环节因前期产能无序扩张，库存积压最为严重，行业开工率不足35%，绝大多数企业深陷深度亏损。价格端，全环节产品价格年内跌幅均超15%，上游硅料价格近乎腰斩，彻底击穿行业成本红线，进而终结了光伏制造多年的高盈利时代。

2. 终端电站：规模扩容反向增收减利，行业供需彻底失衡

与制造端产量收缩不同，2026年国内光伏并网装机规模仍保持绝对体量，但增速大幅放缓，且终端电站行业出现规模增长、收入利润双降的反常现象。

国内头部光伏运营上市公司持续扩张电站并网规模，但受弃光率攀升、负电价频发、上网电价下调、税费成本增加等因素影响，整体营收、净利润同比大幅下滑，行业投资回报率持续走低。

从月度装机数据来看，2026年上半年国内光伏新增装机呈现逐月大幅回落态势，行业需求端持续走弱，彻底印证行业景气度触底的现状。以下为2026年1-6月国内光伏月度新增装机规模情况：

2026年上半年国内光伏新增装机72.07 GW，同比大幅下滑66.04%。月度装机规模从1月的16.8 GW持续回落至5月的8.68GW，5月同比降幅更是达到91%，创下近年单月最大跌幅。

装机数据的断崖式下滑，直接体现国内光伏需求端的快速萎缩。所以，从供需格局来看，当前国内光伏制造端有效产能远超全球总需求，叠加终端装机增速暴跌，行业供需关系彻底失衡，产能过剩、需求不足成为当前行业核心矛盾，产业景气度已触及周期最低点。

全球供求失衡加剧？

2026年光伏行业的萎缩并非单一市场问题，而是国内政策剧变与全球需求走弱、产能严重过剩共同引发的全球性行业危机。国内136号文落地重构行业投资逻辑，全球能源政策变动压制海外需求，全球光伏产业链产能仍维持高位，这些因素共同导致供需错配持续加剧，行业内卷态势难以短期逆转。

1. 国内政策剧变：136号文颠覆行业投资模型

2025年落地的光伏136号文，成为国内光伏行业需求萎缩的核心政策导火索。

在此之前，国内光伏电站投资形成了成熟的测算模型，企业可依托稳定的电价政策、税费标准、并网规则精准核算投资回报率，行业投资热情持续高涨。而136号文的出台，彻底打破了原有行业规则，投资人原有测算模型全面失效（参见《电力大战 ⑭：政策密集出台，市场何去何从？》。

136号文政策落地后，各地陆续开展光伏项目税费补缴，土地使用税、耕地占用税、水资源费等多项费用追缴，部分地区追溯补缴过往5年税费，这大幅侵蚀了存量项目收益。

同时，地方光伏并网政策、消纳规则、补贴标准频繁调整，项目投资不确定性大幅飙升。所以，政策的不稳定性，直接导致国内光伏新项目投资规模大幅下滑，大量已备案项目暂缓开工、已开工项目停工，国内需求端进一步收缩。

2. 全球需求走弱：海外政策变动压制装机增长

国内需求萎缩的同时，全球光伏需求增长短期陷入乏力。美国特朗普政府重启退出《巴黎协定》进程，弱化新能源转型政策，大幅缩减光伏补贴，收紧光伏进口关税，这就导致美国光伏新增装机规模持续下滑。同时，全球能源价格回落，传统能源性价比提升，进一步压制了光伏替代需求。

结合全球各主要光伏市场的政策与发展趋势，我们对2026-2028年全球核心区域的光伏新增装机规模进行了初步预测。具体分为国内政策调整、国内政策改善以及海外主要市场走势，如下表所示：

从全球来看，未来三年光伏需求呈现分化格局：

欧盟市场基本盘稳固，小幅增长；印度新兴市场稳步扩容；美国受政策负面影响持续萎缩；东南亚、拉美、非洲等新兴市场成为全球需求最大增量。

而国内市场走势完全取决于政策调整：若维持当前政策不变，国内装机将持续萎缩，从而成为全球行业最大拖累；若政策优化改善，2027年将迎来需求拐点。

整体来看，未来三年全球光伏需求仅维持低速增长，增量无法消化海量过剩产能。

3. 全球产能严重过剩，行业内卷持续固化

相较于低速增长的全球需求，全球光伏产业链产能依旧处于严重过剩状态。各环节产能规模均远超全球年度总需求，供需错配矛盾达到历史峰值，这就直接导致行业低价内卷、亏损竞争常态化。

截至2026年上半年，全球光伏主产业链各环节产能数据及过剩情况如下表所示：

数据清晰显示，当前光伏全产业链产能过剩率均超100%，硅片、电池环节过剩最为严重，行业整体开工率不足40%。海量闲置产能持续冲击市场，企业为抢占有限订单，持续低价抛售产品，完全无视生产成本。

行业恶性内卷已经形成闭环，若无强力去产能政策干预，低价亏损竞争将长期持续。

去产能政策有效吗？

面对行业严重的产能过剩，国内监管部门自2025年起持续出台供给侧调控政策，试图通过去产能化解行业内卷。但前期传统调控手段完全失效，直至2026年工信部出台能效、能耗、环保新标准，才真正开启实质性去产能周期，但新规出清的“落后产能”存在巨大争议。

1. 传统去产能政策：全面失效，无法化解过剩危机

136号文落地后，国内需求端快速下滑。供给侧监管部门同步启动多轮去产能调控，它们的核心手段集中于三大方向：行业兼并重组、统一最低交易价格、生产配额管控。

但从实际落地效果来看，此类行政化调控手段注定失败，完全无法实现产能出清（参见《光伏大战⑦：“反内卷”指令高悬，行业能否渡过危机》）。

究其根源，兼并重组依赖企业市场化整合意愿。行业亏损周期下，头部企业无力并购中小产能，中小企业抗拒退出市场，导致整合进度极度缓慢。

统一最低价政策违背市场供需规律。产能过剩背景下，企业为盘活现金流，普遍通过暗降价格、附赠服务、账期优惠等方式规避限价政策，使得限价形同虚设。生产配额制缺乏精准监管手段。中小企业违规投产、异地复产现象频发，产能管控漏洞百出，而且还与相关反垄断法律法规冲突。

除此之外，国家发改委内部管控、证监会上市审核收紧，它们从源头严控新增产能审批和新增IPO，基本遏制了行业新增无序扩张。

2026年上半年光伏新增产能规模基本得到控制，但仅靠“控新增、弱存量”的模式，无法解决海量存量过剩产能问题，行业供需失衡格局并未改善。

2. 工信部新规：实质性去产能落地，落后产能定义存争议

2026年下半年，工信部出台光伏行业专项新规，首次从能耗标准、污染排放、组件光电转换能效三大维度，建立光伏产能分级管控体系，明确低效、高耗、低能效产能退出标准。同时政策将于2027年强制落地执行。

这也是国内光伏行业首次出台可量化、可落地、可监管的去产能政策，标志着光伏去产能从“行政口号”转向“实质落地”。

但本次政策出清的“落后产能”存在显著特殊性：即将被清退的国内相对落后产能，并非因技术淘汰的产能，把它们放在海外新兴市场仍具备极强成本与性价比优势。

国内能效、能耗标准严苛，导致部分二线产能、老旧产能无法达标，但此类产能生产的组件产品，完全满足东南亚、非洲、拉美等海外市场需求，且具备价格优势。

所以，“一刀切”的清退将造成产业资源浪费，也会削弱我国光伏产品在海外低端市场的竞争力。

3. 2027年产能出清预测：去产能前后产能规模对比

依据工信部2027年强制落地的新标准，结合行业存量产能结构、能耗水平、能效参数，我们对硅料、电池等核心环节的产能出清规模及去产能后的有效产能规模进行了粗略预测，结果大致如下：

从预测数据来看，2027年新规落地后，光伏全产业链将出清30%左右的相对落后产能。如果2027年的有效需求按照最乐观的预测值485 GW计算，组件环节过剩率将降至59%，这将导致行业产能过剩率大幅下降，供需矛盾显著缓解；但硅片、电池、硅料环节产能仍存在明显过剩，行业内卷压力依然存在。

整体而言，新规实现了行业产能结构性优化，淘汰了高能耗、低效率产能，为行业复苏奠定了供给侧基础，但它仍然无法彻底解决产能过剩问题。

需求政策是否有效？

相较于供给侧逐步落地的实质性去产能政策，当前国内需求侧政策全面失效，甚至反向加剧行业萎缩。“十五五”规划装机规模约束、弃光率高企、负电价常态化、电价机制缺失、绿电消纳落地困难等多重问题叠加，导致国内光伏需求持续走弱，即便供给侧产能出清，行业供需失衡漩涡仍难以跳出。

1. “十五五”规划装机规模约束，锁定行业增长天花板

根据“十五五”可再生能源发展规划，中国风光新能源整体增长已明确量化规模，就是未来五年风光新增装机规划规模不超过1000GW，每年不超过200GW。如果风光平均分配，光伏电站年度新增规模不超过100 GW。

对比2025年国内约313GW的新增装机体量、2026年150GW的预期规模，100GW的年度规模意味着未来五年国内光伏新增装机将持续大幅萎缩。行业增长空间被限制，市场增长预期彻底转弱，会进一步压制产业投资信心。

2. 弃光率虚实背离：实际弃光远超统计，消纳瓶颈凸显

136号文落地后，国内弃光现象进一步加剧。统计公布的光伏利用率与实际消纳情况存在巨大偏差，行业长期存在统计弃光率失真、实际弃光率被低估的问题。首先明确核心定义：

统计弃光率：基于电网调度备案数据，统计光伏电站理论可并网发电量与实际并网结算发电量的差值。它仅统计电网主动限发、调度弃电场景，未包含场站设备故障、并网线路阻塞、局部消纳不足、自发自用受限等隐性弃电场景。

实际弃光率：以光伏电站最大可发电量（理论满发电量）为基数，对比实际并网消纳电量。它包含所有无法并网、无法消纳的电量损耗，是反映光伏消纳能力的真实指标。

当前国内统计的光伏弃光率常年维持在8%-9%，但全国光伏实际弃光率已突破20%，西北、华北核心光伏大省实际弃光率超25%，所以消纳瓶颈成为制约光伏需求的核心痛点。

国内核心光伏大省的统计弃光率与实际弃光率对比如下：

3.负电价常态化，电站收益持续恶化

在高弃光、消纳不足的背景下，国内光伏大省电力市场的负电价现象愈演愈烈，进一步压缩了光伏电站的投资收益。就是在光伏高发低用时段，电力供给严重过剩，电价跌破成本线，这就导致电站不仅无法盈利，甚至需要付费并网，从而大幅拉低电站整体收益率。核心光伏大省2026年上半年发电小时与负电价情况如下：

4. 需求侧政策全面失灵，行业陷入恶性循环漩涡

除弃光、负电价问题外，当前国内光伏需求侧还存在多重系统性弊端，它们彻底导致政策失效、需求萎缩：

其一，风光大基地项目无明确电价传导机制，导致投资收益无法测算，项目投资无法闭环，市场投资预期持续走冷；

其二，绿电直连、绿电直供政策落地难度极大，因为审批流程繁琐、权责划分模糊，所以多数地区仅停留在政策层面，实际落地项目少；

其三，分布式光伏、就近消纳模式存在经济性不足、电网安全管控风险等问题，导致它们的推广受阻；

其四，136号文后，存在地方税费补缴、政策多变等问题，持续压制着光伏的投资热情。

整体来看，当前需求侧政策不仅无法拉动行业增长，反而持续加剧需求萎缩。虽然供给侧2027年将落地产能出清，缓解产能过剩，但需求端的持续收缩，让行业供需失衡格局难以逆转，导致行业陷入“产能过剩→价格下跌→利润亏损→投资收缩→需求萎缩→产能进一步过剩”的灾难性恶性循环，难以自主脱困。

行业如何走出困境？

综合行业供需现状、政策落地节奏与全球格局，当前光伏行业的深度调整并非行业衰退，而是野蛮生长后的结构性洗牌。

行业困境的核心根源是供给侧低效产能过剩、需求侧消纳机制失效、终端政策协同缺失三重矛盾叠加。

唯有通过供给侧精准持续去产能、需求侧全面松绑、终端政策优化协同，才能打破行业恶性循环。唯有如此，2027年行业将完成部分产能出清、政策落地、需求回暖的多重拐点，迎来复苏黎明。

1. 供给侧：动态优化去产能，推行市场化产能置换

摒弃过往行政化、一刀切的去产能模式，建立动态化、市场化的供给侧调控体系，实现产能结构持续优化。

第一，持续每年更新光伏行业环保、能耗、能效指标，常态化出清高能耗、低效率、高污染的相对落后产能，持续优化产能结构，逐步将行业产能过剩率控制在合理区间。

第二，全面放开新增优质产能投资限制，推行光伏产能置换模式（参见《光伏大战⑥：光伏下一个风口？谁将引领？》）。就是延续行业成熟的置换逻辑，要求新增高效产能必须等额或超额置换存量落后产能，实现“优胜劣汰、总量可控、结构升级”。这样既避免行业产能无序扩张，又保障高效先进产能落地，有助于推动行业技术迭代升级，杜绝简单的产能缩减，实现产业高质量发展。

2. 需求侧：对标欧盟模式，全面激活国内消纳潜力

需求侧是行业脱困的核心关键，需彻底重构光伏消纳与投资机制，全面激活国内市场需求。

首先，大力推广分布式光伏隔墙售电模式，打破供电垄断，放开园区、厂区、社区内部绿电直接交易权限，降低工商业用能成本，提升分布式光伏投资经济性。

其次，引入欧盟CDSO封闭配网模式，就是园区内部自用绿电免征远距离输配费用，仅外网交易电量缴纳相关费用，从而大幅降低企业绿电使用成本，全面落地绿电直连、就近消纳。同时将CDSO模式延伸至风光大基地，推动大基地就近匹配负荷，规避远距离输电、弃光、负电价风险，打通大基地投资收益闭环。

最后，优化大基地项目消纳机制，明确大基地项目就近消纳政策，配套落地电价传导机制，让大基地项目投资收益可测算、可闭环；同时出台需求侧支持政策，鼓励绿电直连、就近消纳项目落地，配合CDSO模式，破解绿电消纳落地难题，全面激活国内光伏新增需求，推动国内年度新增装机重回200GW以上合理区间。

3. 终端侧：降本提效，修复电站投资收益

针对当前光伏电站收益持续恶化的问题，要从税费、电网费用、电价机制多维度优化，修复终端投资信心。

一是下调电网输配相关四项费用，降低光伏电站并网、运维、输送成本；

二是规范地方光伏项目税费征收标准，取消不合理税费补缴、乱收费现象，稳定行业政策预期；

三是优化电力市场化交易机制，寻找机制电价替代方式，缓解负电价常态化问题，保障光伏电站合理收益。

所以，通过终端政策优化，大幅提升光伏电站投资回报率，扭转市场悲观预期，激活民间资本、国企、央企光伏投资热情，从根源上拉动终端需求增长。

4. 海外市场：输出产能，开辟增量空间

依托国内完整的产业链优势，大力鼓励国内光伏企业布局海外电站投资，通过终端电站出海，带动国内组件、设备、技术出口，消化国内过剩产能。要重点布局东南亚、拉美、非洲等新兴光伏市场，匹配海外市场需求，将国内相对落后但在海外具备优势的产能充分利用，这样既化解国内产能过剩压力，又抢占全球新能源增量市场，推动全球光伏需求持续扩容。

总结：2027年曙光将至？

回望中国光伏产业发展，中国以一己之力撑起全球新能源转型的核心格局。中国光伏的累计装机规模、产业链产能、技术迭代速度均稳居全球第一，它是中国战略性新兴产业的标杆。

但规模第一的背后，行业发展质量仍存在明显短板：当前中国光伏渗透率仍处于中等水平，与欧盟相比提升空间巨大，同时光伏实际弃光率超20%，能源利用效率偏低。所以供需结构性失衡、政策协同性不足，导致行业陷入阶段性萎缩困境。

2026年是光伏行业的深度调整之年，全产业链量价齐跌、供需失衡、内卷加剧，这是行业野蛮生长后的必然洗牌。

然而，当前行业的困境，并非市场需求枯竭、产业价值衰退，而是供给侧落后产能出清滞后、需求侧消纳机制不完善、终端政策不协同的阶段性矛盾集中爆发。

展望未来，随着2027年工信部能效、能耗、环保新标准强制落地，供给侧存量落后产能将有序出清，行业产能结构将持续优化，内卷格局将逐步缓解；如果需求侧隔墙售电、CDSO园区能源模式、绿电就近消纳政策全面落地，国内光伏消纳能力就会大幅提升，弃光率、负电价问题将持续改善；如果终端税费、电网费用优化，电站投资收益会稳步修复，市场投资信心也会持续回暖。同时，海外新兴市场持续扩容，也为国内产业提供广阔增量空间。

短期阵痛是行业高质量发展的必经之路。在供给侧、需求侧、终端侧政策协同发力下，2027年将成为中国光伏行业的周期拐点之年，行业供需失衡格局将彻底扭转，持续两年多的行业寒冬将逐步远去。光伏产业将告别低价内卷、无序扩张的野蛮生长时代，迈入高质量、高效益、可持续的全新发展阶段，迎来行业复苏的曙光与黎明。

（本文经作者授权发布，仅代表作者观点。作者供职于国合能源研究院，该机构专注于石油、天然气、煤炭、电力、可再生能源及气候变化等相关领域的深度研究、评估和咨询。）