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%。

　　工信部等部门发布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

　　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。

　　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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