全球光伏的2026：寒气未尽？
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进入2026年，中国光伏产业正在迎来一个明确的“承压期”。无论是政策节奏、装机增速，还是电力系统消纳能力，都在同时对行业形成约束。过去几年那种高歌猛进的扩张状态，正在被现实重新校准。
此前举行的“光伏行业2025年发展回顾与2026年形势展望研讨会”上，中国光伏行业协会顾问王勃华给出了一组关键判断：在“十五五”期间，全球年均光伏新增装机规模预计在725—870GW之间，中国年均新增装机约为238—287GW。而单看2026年，全球新增装机预计为500—667GW，中国为180—240GW。
如果把这组数据和2025年对比，变化就非常直观了。2025年，中国光伏新增装机高达315.07GW，几乎是一个阶段性的“极值”。即便按照乐观预测，2026年的国内新增装机，也将明显低于这一水平。这意味着，2025年很可能会成为未来五年难以复制的高点。
对于这一回落，行业并不意外。王勃华解释道，分布式光伏管理办法、上网电价市场化改革等一系列新政策刚刚落地，市场需要时间消化，短期内观望情绪难以避免。在这些政策的实际效果逐步显现之前，装机节奏出现回调，本身就是一个“正常反应”。
从更长周期看，随着新能源融合集成、绿电直连等模式逐步跑通，国内光伏新增装机仍有望重新回到上升通道。只是，这一过程不会一蹴而就。
而且，海外市场同样面临压力。彭博新能源财经（BNEF）光伏产业分析师江亚俐在会上提到，这是该机构跟踪光伏产业二十多年来，第一次看到全球新增装机出现明确下滑。BNEF预计，2026年全球光伏装机约为648GW（直流侧），其中中国装机约为264GW（交流侧），对应组件需求约321GW。全球装机最早也要到2027年，才可能重新恢复增长，而且增速并不快。
需求放缓的原因主要有以下几点：
一方面，欧美等成熟市场增速明显下降，新兴市场的增长尚不足以完全对冲；另一方面，大宗商品价格波动、政策变化推高了组件成本和售价，项目收益的不确定性上升，压制了成本向下游的顺利传导。对于全球最大、也是竞争最激烈的中国光伏产业链来说，这是一段并不轻松的阶段。
更深层次的约束，来自电力系统本身。
BNEF的测算显示，即便在储能配置较为充足的前提下，光伏在电力系统中的渗透率，也会自然触及上限。全球平均水平约为23.5%，不同国家因光照条件、电力结构和市场机制不同有所差异，但在2025—2035年期间，大多数市场都会进入一个相对平台期。
国内的情况已经开始显现这一特征。国网能源研究院新能源研究所所长代红才介绍，2025年国网经营区新能源发电量达到1.9万亿千瓦时，同比增长24%，占总发电量的22.8%；其中太阳能发电占比为11.8%，相比“十三五”末提升了近8个百分点。
装机和发电占比快速提升的同时，问题也随之放大。光伏发电的随机性、波动性和间歇性，使得电力系统消纳压力明显加大。从日内看，全年午间光伏大发时段（10点到17点），新能源弃能电量占比超过70%；从季节看，春秋两季的弃能电量，占全年弃能的三分之二左右。
此外，更棘手的是结构性问题。近年来，无论是传统送端省份，还是用电大省，都在大规模布局新能源，去年风光投产比例大致在1:3左右，结果是电源结构趋同，“低谷时电多得用不完，高峰时反而缺电”的情况越来越普遍。遇到极端天气，负荷快速拉升，而风光出力受限，供需“剪刀差”进一步放大，系统风险随之上升。
在这样的背景下，新能源内部结构也在发生变化。国网能研院预计，“十五五”期间，国内新能源年均新增装机约为200—300GW，风光比例将从当前的1:3—1:4，逐步向1:1—1:1.5靠拢。相比集中式光伏，风电在市场化环境下的经济性更强，装机占比有望显著提升。
这也意味着，光伏“单打独斗”的阶段正在接近尾声。未来，只有作为系统的一部分，深度融入电力结构和用能场景，光伏才能获得新的增长空间。
从长期目标看，行业的天花板依然很高。去年9月，我国在联合国气候变化峰会上明确提出，到2035年，全国风电和太阳能发电总装机容量要达到2020年的6倍以上，力争超过36亿千瓦。简单测算，未来十年，每年仍需新增约200GW风光装机，且业内普遍认为，这一数字偏保守。
其中，“大基地”仍将是最重要的基本盘。国家发改委能源研究所研究员时璟丽测算，第二、第三批沙戈荒大型风光基地预计在“十五五”期间建成约5500万千瓦装机；加上此前已获批的项目，以及光伏治沙、水风光一体化、东部沿海基地等，多种形态叠加，预计“十五五”期间，大基地有望形成超过5亿千瓦的新能源建设和并网增量。
但前提是，新能源要具备更可靠的“替代能力”。这不仅取决于装机规模，更取决于配置方式和系统能力的提升，包括与煤电、抽蓄、新型储能、光热、熔盐储热等资源的合理配比，以及柔性直流等送出技术的应用，提升电网的可靠容量。
对于分布式光伏而言，路径同样清晰：提高自发自用比例，深度绑定终端用能，通过微电网、零碳园区等新模式，拓展新的应用场景。
从收益角度看，现货市场给出的信号也很明确。时璟丽指出，在各类电源中，光伏电价整体处于最低水平，由可持续发展价格结算机制确定的“机制电价”，仍是稳定光伏长期投资回报的重要政策工具。新能源叠加储能，确实可以作为参与现货市场的风险对冲方式，但前提是新能源与配电储能的一体化调度要尽快落地。
代红才则提醒，新能源全面入市后，收益承压将成为常态。绿电直连在政策清晰阶段具备一定投资价值，但随着现货市场全面运行，新能源低边际成本的特性会逐步显现，同时直连项目可能需要承担更多系统运行费用，其成本优势未必长期存在。相较之下，风电出力与现货价格相关性更强，通过现货市场获取更高收益的能力也更突出。
在高比例新能源系统中，弃电本身将成为一种常态。光伏需要在市场化报价、消纳能力提升以及多元市场参与之间，寻找新的平衡点。
江亚俐的判断则更偏向全球视角。她预计，2026年约有三分之一的地面光伏电站会配置储能，但当前储能部署速度仍不足以完全支撑更多光伏并网。面对收益下滑，不少海外开发商开始将光伏、储能和陆上风电打包，向企业用户出售清洁电力，企业购电协议的签署量持续上升。
此外，欧盟碳边境调整机制在2026年的推进，可能会加速欧洲以外地区的清洁电力采购；数据中心也正在成为新的变量。以2025年上半年美国市场为例，数据中心相关科技企业的清洁电力采购，占到全国总量的75%。这些变化，正在为光伏行业打开新的想象空间。
整体来看，2026年的光伏，更像是一个“重构节奏”的年份。增长还在，但方式变了；空间还在，但门槛更高。因为行业需要的，不是更快，而是更稳、更系统。
此前举行的“光伏行业2025年发展回顾与2026年形势展望研讨会”上，中国光伏行业协会顾问王勃华给出了一组关键判断：在“十五五”期间，全球年均光伏新增装机规模预计在725—870GW之间，中国年均新增装机约为238—287GW。而单看2026年，全球新增装机预计为500—667GW，中国为180—240GW。
如果把这组数据和2025年对比，变化就非常直观了。2025年，中国光伏新增装机高达315.07GW，几乎是一个阶段性的“极值”。即便按照乐观预测，2026年的国内新增装机，也将明显低于这一水平。这意味着，2025年很可能会成为未来五年难以复制的高点。
对于这一回落，行业并不意外。王勃华解释道，分布式光伏管理办法、上网电价市场化改革等一系列新政策刚刚落地，市场需要时间消化，短期内观望情绪难以避免。在这些政策的实际效果逐步显现之前，装机节奏出现回调，本身就是一个“正常反应”。
从更长周期看，随着新能源融合集成、绿电直连等模式逐步跑通，国内光伏新增装机仍有望重新回到上升通道。只是，这一过程不会一蹴而就。
而且，海外市场同样面临压力。彭博新能源财经（BNEF）光伏产业分析师江亚俐在会上提到，这是该机构跟踪光伏产业二十多年来，第一次看到全球新增装机出现明确下滑。BNEF预计，2026年全球光伏装机约为648GW（直流侧），其中中国装机约为264GW（交流侧），对应组件需求约321GW。全球装机最早也要到2027年，才可能重新恢复增长，而且增速并不快。
需求放缓的原因主要有以下几点：
一方面，欧美等成熟市场增速明显下降，新兴市场的增长尚不足以完全对冲；另一方面，大宗商品价格波动、政策变化推高了组件成本和售价，项目收益的不确定性上升，压制了成本向下游的顺利传导。对于全球最大、也是竞争最激烈的中国光伏产业链来说，这是一段并不轻松的阶段。
更深层次的约束，来自电力系统本身。
BNEF的测算显示，即便在储能配置较为充足的前提下，光伏在电力系统中的渗透率，也会自然触及上限。全球平均水平约为23.5%，不同国家因光照条件、电力结构和市场机制不同有所差异，但在2025—2035年期间，大多数市场都会进入一个相对平台期。
国内的情况已经开始显现这一特征。国网能源研究院新能源研究所所长代红才介绍，2025年国网经营区新能源发电量达到1.9万亿千瓦时，同比增长24%，占总发电量的22.8%；其中太阳能发电占比为11.8%，相比“十三五”末提升了近8个百分点。
装机和发电占比快速提升的同时，问题也随之放大。光伏发电的随机性、波动性和间歇性，使得电力系统消纳压力明显加大。从日内看，全年午间光伏大发时段（10点到17点），新能源弃能电量占比超过70%；从季节看，春秋两季的弃能电量，占全年弃能的三分之二左右。
此外，更棘手的是结构性问题。近年来，无论是传统送端省份，还是用电大省，都在大规模布局新能源，去年风光投产比例大致在1:3左右，结果是电源结构趋同，“低谷时电多得用不完，高峰时反而缺电”的情况越来越普遍。遇到极端天气，负荷快速拉升，而风光出力受限，供需“剪刀差”进一步放大，系统风险随之上升。
在这样的背景下，新能源内部结构也在发生变化。国网能研院预计，“十五五”期间，国内新能源年均新增装机约为200—300GW，风光比例将从当前的1:3—1:4，逐步向1:1—1:1.5靠拢。相比集中式光伏，风电在市场化环境下的经济性更强，装机占比有望显著提升。
这也意味着，光伏“单打独斗”的阶段正在接近尾声。未来，只有作为系统的一部分，深度融入电力结构和用能场景，光伏才能获得新的增长空间。
从长期目标看，行业的天花板依然很高。去年9月，我国在联合国气候变化峰会上明确提出，到2035年，全国风电和太阳能发电总装机容量要达到2020年的6倍以上，力争超过36亿千瓦。简单测算，未来十年，每年仍需新增约200GW风光装机，且业内普遍认为，这一数字偏保守。
其中，“大基地”仍将是最重要的基本盘。国家发改委能源研究所研究员时璟丽测算，第二、第三批沙戈荒大型风光基地预计在“十五五”期间建成约5500万千瓦装机；加上此前已获批的项目，以及光伏治沙、水风光一体化、东部沿海基地等，多种形态叠加，预计“十五五”期间，大基地有望形成超过5亿千瓦的新能源建设和并网增量。
但前提是，新能源要具备更可靠的“替代能力”。这不仅取决于装机规模，更取决于配置方式和系统能力的提升，包括与煤电、抽蓄、新型储能、光热、熔盐储热等资源的合理配比，以及柔性直流等送出技术的应用，提升电网的可靠容量。
对于分布式光伏而言，路径同样清晰：提高自发自用比例，深度绑定终端用能，通过微电网、零碳园区等新模式，拓展新的应用场景。
从收益角度看，现货市场给出的信号也很明确。时璟丽指出，在各类电源中，光伏电价整体处于最低水平，由可持续发展价格结算机制确定的“机制电价”，仍是稳定光伏长期投资回报的重要政策工具。新能源叠加储能，确实可以作为参与现货市场的风险对冲方式，但前提是新能源与配电储能的一体化调度要尽快落地。
代红才则提醒，新能源全面入市后，收益承压将成为常态。绿电直连在政策清晰阶段具备一定投资价值，但随着现货市场全面运行，新能源低边际成本的特性会逐步显现，同时直连项目可能需要承担更多系统运行费用，其成本优势未必长期存在。相较之下，风电出力与现货价格相关性更强，通过现货市场获取更高收益的能力也更突出。
在高比例新能源系统中，弃电本身将成为一种常态。光伏需要在市场化报价、消纳能力提升以及多元市场参与之间，寻找新的平衡点。
江亚俐的判断则更偏向全球视角。她预计，2026年约有三分之一的地面光伏电站会配置储能，但当前储能部署速度仍不足以完全支撑更多光伏并网。面对收益下滑，不少海外开发商开始将光伏、储能和陆上风电打包，向企业用户出售清洁电力，企业购电协议的签署量持续上升。
此外，欧盟碳边境调整机制在2026年的推进，可能会加速欧洲以外地区的清洁电力采购；数据中心也正在成为新的变量。以2025年上半年美国市场为例，数据中心相关科技企业的清洁电力采购，占到全国总量的75%。这些变化，正在为光伏行业打开新的想象空间。
整体来看，2026年的光伏，更像是一个“重构节奏”的年份。增长还在，但方式变了；空间还在，但门槛更高。因为行业需要的，不是更快，而是更稳、更系统。
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