国家能源局近日发布的数据显示，截至2026年7月底，我国光伏发电装机规模历史性超越煤电，成为国内第一大电源。这本该是载入能源史的里程碑时刻，然而，同期光伏企业半年报却揭示了另一番景象：“光伏五大龙头”合计亏损超148亿元，多晶硅、硅片、电池、组件四大环节全面跌破现金成本线。

里程碑式的装机跃升与全产业链的阶段性承压并存，折射出光伏行业在步入“十五五”新周期时的深度调整特征。为何装机规模登顶的同时，全行业却陷入巨亏泥潭？这背后是三重市场因素叠加的结果。

从收益重估到补差收敛

一是项目收益重估带动投产节奏放缓。2025年2月，国家发改委、国家能源局印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号），明确新能源上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价由市场交易形成。这一改革契合新型电力系统建设方向，也促使电站投资逻辑从“锁定收益”转向“关注市场出清与时段价值”。在政策推动下，多省增量项目市场机制电价分化明显：上海、浙江、重庆等负荷中心在0.38—0.42元/千瓦时，而甘肃、新疆等资源富集区则低至0.15—0.195元/千瓦时。相较此前按当地燃煤发电基准价兜底收购的原有电价机制，市场化形成的增量项目电价已普遍低于对应省份的燃煤发电基准价。加上光伏大发时段供需失衡，多地现货市场频繁出现低价出清，如蒙西2026年2月出现连续负电价，山东5月光伏同口径5%电量最低均价跌至-9.658元/兆瓦时。收益不确定性上升导致电站投资趋于审慎，上半年国内新增光伏装机同比回落约66%，订单收缩沿产业链向上传导，组件招标价被压至0.6元/瓦以下。

二是前期地方集中扩产留下了庞大的产能余量。在2021—2024年行业上行期，多地通过代建厂房、国资入股等方式招引光伏产线，新建产能中地方投资占比较高。目前，硅片、电池、组件名义产能均突破1000吉瓦，而据中国光伏行业协会、上海有色网等机构测算，2026年全球组件需求约在536—612吉瓦，供需比超过2:1。更棘手的是，部分获地方支持的产线受减值问责与就业考量约束，退出节奏慢于市场化主体，导致低效产量虽可收缩，但低效产能却难以出清。

三是外部补差通道阶段性收敛。2026年1月，财政部、税务总局发布《关于调整光伏等产品出口退税政策的公告》，明确从2026年4月1日起取消光伏产品增值税出口退税，电池退税率年内下调并于次年归零。这直接收口了过往“国内微利+海外退税补差”的平衡模式。叠加2025年以来银价上行使银浆成为组件最大单一成本项，光伏制造端的利润空间被双向挤压。

从“反内卷”到场景重塑

面对上述挑战，政策层面已开始着手破局。今年4月，工业和信息化部、国家发展改革委、市场监管总局、国家能源局四部门联合召开的光伏行业座谈会明确，2026年行业规范治理的主要矛盾是“反内卷”；7月，国家发改委、国家能源局印发的《可再生能源发展“十五五”规划》也明确，可再生能源发展正从“规模赶超”转向“扩量提质、可靠替代”。

综合政策信号来看，当前光伏全产业链的阶段性亏损，本质上是市场周期性调整与竞争秩序重构叠加的结果。要从这个泥潭中走出来，就需要通过规划场景重塑与治理工具协同予以破解。

具体的破局路径，正嵌在“十五五”规划部署与最新制度设计之中：

一是“绿电直连”打开了就近消纳的新场景。今年5月，国家发展改革委、国家能源局出台《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〔2026〕688号），将绿电直连从单用户扩展至多用户，覆盖工业园区、零碳园区、算力设施及有绿色消费比例要求的重点用能企业；7月发布的《可再生能源发展“十五五”规划》也提出，引导新建数据中心与可再生能源发电协同规划布局，创新绿电直连、源网荷储一体化等方式。通过将午间低价光伏电量直供零碳负荷，这一模式可以绕开现货负电价波动，让度电价值回归合理区间，为边际产能提供首个缓冲阀。

二是绿色氢氨醇承接了非电利用的增量需求。《可再生能源发展“十五五”规划》提出，要科学布局绿色氢氨醇，因地制宜规划生产基地，建设就近消纳利用的风光氢氨醇一体化项目，推动可再生能源制氢及绿色甲醇、绿氨等衍生化学品规模化应用，到2030年全国可再生能源制氢规模达到200万吨。将午间富余电量转化为可考核的非电可再生能源消费，既缓解了电网消纳压力，也为制造端创造了稳定的新增市场。

三是消费最低比重与消纳责任权重形成了双约束。今年6月，国家发展改革委、国家能源局等四部门发布的《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），已从今年8月起施行，明确对重点用能行业设定了可再生能源电力及非电消费最低比重，并对省级行政区实行分档消纳责任权重考核。这一制度把“规划装机”转化为“规划消纳”，以需求侧的刚性义务托住光伏电量底线，反向驱动低效产能有序退出。

四是“反内卷”治理有了标尺与节奏。6月27日，《硅多晶和锗单位产品能源消耗限额》《硅单晶单位产品能源消耗限额》《晶体硅光伏组件和逆变器能效限定值及能效等级》三项强制性国家标准发布，将于2027年1月1日起实施，以能耗红线和能效门槛倒逼低效产能退出；7月27日，在国家市场监督管理总局、工业和信息化部指导下，中国光伏行业协会牵头编制的团体标准《光伏行业成本核算模型通则》（T/CPIA 0156-2026）发布并实施，首次为硅料、硅片、电池、组件全链条给出统一的现金成本、生产成本与全成本测算框架，使“低于成本销售”有了可核验的认定标尺；7月31日，市场监管总局在江苏省盐城市对光伏行业开展价格合规指导，推动光伏企业从“拼价格”向“拼质量”转变。随着三项强制能效国标、成本核算模型通则与价格合规指导相继落地，电网集采、央企招标需在过渡期内将成本标尺嵌入评标否决条款，使低于成本的低价报价失去市场空间。

从“低价内卷”走向“优质优价”

光伏登顶是能源转型的里程碑，而阶段性巨亏则是旧增长模式在换挡期的集中显影。让行业从“低价内卷”转向“规划锚定下的优质优价”，关键是在《可再生能源发展“十五五”规划》提出的“可靠替代”目标下，把绿电直连、绿色氢氨醇与消费权重制度真正转化为消纳场景与价值锚点。只有理顺这一逻辑，装机第一的光伏才能在新一轮改革中重估每一度阳光的价值。