9月1日，国家能源局公布的最新数据显示，截至2026年7月底，全国光伏发电装机容量达到12.86亿千瓦。这一数据首次超越了同期煤电12.85亿千瓦的装机容量。至此，光伏首次在装机规模上登顶，成为中国装机规模最大的电源品类，在全国40.8亿千瓦的发电总装机中占比达31.5%。
但值得注意的是，装机规模不等于实际发电量。数据显示，今年1月至7月，我国光伏发电量为8024亿千瓦时，在全社会用电量中占比13%。
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此外，《每日经济新闻》记者注意到，在微观层面，光伏企业仍面临周期调整压力。一方面是绿色能源的快速发展，另一方面则是产业链条利润收窄、消纳不足的现实。如何平衡装机快速增长与消纳之间的矛盾，探寻高质量发展的新路径，成为当下整个资本市场和产业界必须直面的问题。
光伏度电成本大幅下降
光伏装机规模的超越，是产业技术持续迭代与成本下降的结果。回顾过去几年的数据，我国全社会用电量呈现持续稳健增长，到2025年已突破10万亿千瓦时大关。
在庞大的新增电力需求面前，中国发电装机结构发生了显著变化。2025年，全国新增发电装机容量达5.5亿千瓦，其中风电和太阳能发电新增装机占总新增装机比重超过八成。相比之下，2025年全口径煤电发电量同比下降1.9%，增容减量效果逐步显现。甚至在部分地区，随着老旧机组逐步退役，煤电增量空间已十分有限。一增一减之间，为2026年光伏发电装机历史性超过煤电奠定了基础。
驱动这一结构反转的底层逻辑，是光伏产业通过技术迭代与规模化扩张，成功将初始投资成本大幅压低。目前，国内光伏系统的设备投资成本已普遍降至2.5元/瓦以下。作为电站系统中成本占比最高的组件环节，其单瓦价格在今年已全面跌破0.8元/瓦，部分主流N型产品甚至下探至0.7元/瓦以下的低位，相较于早年间的价格，降幅显著。
组件价格的走低直接拉低了光伏的平准化度电成本。在光照资源较好的地区，光伏度电成本甚至已降至0.25元/千瓦时以下，其中西北部资源富集区更是进一步下探。横向比较来看，在诸多东南部省份，光伏的度电成本已实质性低于当地的煤电基准上网电价。经济性的显现，有效提升了终端发电企业和工商业主的装机意愿。
莫尼塔先进制造首席研究员陈兵在接受《每日经济新闻》记者采访时表示，光伏装机超越煤电最核心的原因还是光伏技术进步带来的平准化度电成本下降，给光伏项目投资回报IRR（内部收益率）带来了更强的竞争力。
上海钢联光伏行业分析师王志超也向记者表示，光伏度电成本过去10年间下降超过90%，这是光伏装机规模大幅提升的核心推手；叠加“双碳”目标牵引，国内终端需求持续放量，使得光伏项目无补贴平价具备了较强的经济竞争力。
他进一步分析称，电网改革打通远距离外送与消纳瓶颈，绿电市场化创造额外溢价，叠加各地大基地与分布式项目落地，三者协同放大降本优势，形成了正反馈闭环。
低效产能正加速出清
记者注意到，尽管终端装机总量跃居第一，但光伏产业链仍处于深刻的周期性调整之中。
王志超向《每日经济新闻》记者分析称，本轮行业深度内卷的根源在于前期高景气期集中扩产，产能释放节奏远超海内外需求增速，且产品同质化严重、亏损产能僵而不退，叠加海外贸易压力进一步放大了国内供需错配问题。2026年，光伏行业普遍面临盈利空间收窄、资产减值压力增大的挑战，全行业处于去库存和产能优化的阶段。
产业链的供需失衡在头部企业的财报中得到了直观印证。通威股份2026年半年报显示，过去几年产业内外新增投资的集中释放，导致光伏行业目前面临阶段性的供需失衡矛盾。
据中国光伏行业协会（以下简称CPIA）数据，2026年7月相比1月，多晶硅产品价格下降超40%，硅片、太阳能电池产品价格下降近30%。利润空间的压缩迅速向中下游传导，产业链各环节开工率进一步降低，主要产品价格持续低位运行。
在产品价格低迷与开工率下滑的双重压力下，部分竞争力不足的产能正逐步退出。
以通威股份为例，其2026年上半年实现营收343.57亿元，同比下降15.19%，归母净利润为亏损51.19亿元。面对周期挑战，头部企业主动调整经营策略，将重心转向严控风险与保障现金流安全。
与此同时，政策端正通过标准升级加速落后产能出清。6月27日，工信部等部门发布《硅多晶和锗单位产品能源消耗限额》等三项强制性国家标准，设定了严格的生产能耗红线与产品能效门槛，以标准化手段引导低效产能退出。
针对行业出现的产能利用率偏低问题，相关部门已开始引导行业规范发展。工信部等部门建立了产能动态监测预警机制，并将新建多晶硅项目的最低资本金比例统一提高至30%。同时，新建电池和组件的光电转换效率门槛也被相应抬高。
陈兵向记者强调，本轮产能出清更注重提升产品质量标准、取消出口退税等更市场化的手段引导低效产能退出，与过去行政手段去产能在政策思路上有根本区别。
王志超表示，和以往纯市场被动出清不同，本轮属于政策和市场双向主动出清。提高资本金比例、取消出口退税、能耗能效标准收紧以及不得低于完全成本销售等举措，都有助于倒逼低效产能加速退出。
进出口政策的调整同样在重塑行业的竞争逻辑。4月1日起，光伏产品增值税出口退税取消政策正式生效。业内分析认为，这一政策变动在短期内增加了企业的出海成本，但从长期来看，能够倒逼光伏企业转变在海外市场的竞争方式，促进行业向依赖技术和产品质量的方向转型。
对于行业何时见底回暖，王志超提出了三大核心标志：一是产业链实质性协同减产且低效产能陆续出清；二是光伏各环节价格能站稳在成本线上方；三是海内外装机需求回暖且产业链库存回归健康区间。
陈兵也预计，随着储能、特高压建设以及数据中心等电气化需求提升电网消纳能力，光伏行业需求从2027年开始有望小幅恢复。
新型场景打开市场空间
在装机规模登顶之后，光伏产业的增量空间将更多依赖于消纳能力的提升与新型应用场景的拓宽。
据国家能源局数据，2025年全国累计光伏利用率约为94.8%，但部分西北省份在中午时段光伏消纳率一度跌破90%，“午间弃光”现象日趋明显，单一的光伏并网发电模式已面临系统性瓶颈。
在此背景下，配置储能已从早期的政策引导转变为新建光伏项目的硬性门槛。截至2026年6月底，全国已建成投运新型储能装机规模达1.53亿千瓦/3.96亿千瓦时，同比增长61%。储能正成为平抑光伏波动、提升消纳能力的关键基础设施。
新型应用场景也在为光伏打开新的市场空间。在工业领域，工商业分布式光伏因就近消纳、降低综合用电成本的优势，装机韧性突出。与此同时，AI（人工智能）算力中心等新型高耗能基础设施正成为绿电需求的新增长极。
据中国信通院数据，2025年我国算力中心用电量达1960亿千瓦时，“东数西算”枢纽节点明确要求新建数据中心绿电使用比例不低于50%。
此外，光伏制氢等前沿技术也在加速落地，中国石化在新疆库车建成的全球最大2万吨/年光伏绿氢示范项目已稳定运行，内蒙古、新疆等地多个万吨级光伏制氢项目相继进入建设或投产阶段。
在国际市场方面，国内光伏企业的出海战略正在发生演变。头部企业已不再满足于单纯的组件出口，而是加速构建海外本土化产能。隆基绿能在马来西亚古晋拥有超10吉瓦硅棒至组件一体化产能；晶科能源与沙特公共投资基金（PIF）签署合资协议，计划在中东建设10GW高效电池及组件项目；天合光能、晶澳科技等也在泰国、越南、印尼等地持续扩产。通过本土化布局，企业能够更灵活地应对国际贸易摩擦风险，并贴近海外终端市场的实际需求。
产品端，技术迭代并未因行业周期调整而停滞。据CPIA数据，2025年国内N型组件市场份额已成绝对主流，其中TOPCon在N型中占统治地位，对传统P型PERC产能形成全面替代，转换效率的持续提升进一步摊薄了电站的度电成本。
在这一轮周期调整中，先进产能布局较早、具备较强研发实力和一体化成本优势的厂商，正利用技术代差建立更为明确的竞争壁垒。
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