性突太陽中國破電，能發曆史

　　記者|蔡鼎

　　編輯|梁露月 陳旭 杜恒峰校對|段煉

　　9月1日，中国國家能源局公布的太阳突破最新數據顯示，截至2026年7月底，电历全國光伏發電裝機容量達到12.86億千瓦。史性這一數據首次超越了同期煤電12.85億千瓦的中国裝機容量。

　　截至今年上半年的太阳突破光伏累計裝機容量

　　至此，光伏首次在裝機規模上登頂，电历成為中國裝機規模最大的史性電源品類，在全國40.8億千瓦的中国發電總裝機中占比達31.5%。

　　今年以來各月度累計新增光伏裝機容量

　　具體來看，今年前7個月，电历全國光伏發電量突破8024億千瓦時，史性同比增長15.5%，中国高出全社會用電量增速約10個百分點。太阳突破一個更為直觀的电历換算是：全國每消耗的8度電中，就有約1度電來自光伏發電。

　　然而，《每日經濟新聞》記者（以下簡稱每經記者）注意到，在光伏成為中國第一大電源的發展背景下，微觀的光伏企業仍麵臨周期調整的壓力。一方麵是綠色能源的快速發展，另一方麵則是產業鏈條利潤收窄、消納不足的現實。如何平衡裝機快速增長與消納之間的矛盾，探尋高質量發展的新路徑，成為當下整個資本市場和產業界必須直麵的問題。

　　光伏度電成本

　　可降至0.25元/千瓦時以下

　　光伏裝機規模的超越，是產業技術持續迭代與成本下降的結果。回顧過去幾年的數據，我國全社會用電量呈現持續穩健增長，到2025年已突破10萬億千瓦時大關。

　　在龐大的新增電力需求麵前，中國發電裝機結構發生了顯著變化。2025年，全國新增發電裝機容量達5.5億千瓦，其中風電和太陽能發電新增裝機占總新增裝機比重超過八成。

　　相比之下，2025年全口徑煤電發電量同比下降1.9%，增容減量效果逐步顯現。甚至在部分地區，隨著老舊機組逐步退役，煤電增量空間已十分有限。一增一減之間，為2026年光伏成為第一大電源地位奠定了基礎。

　　截至2025年底的燃煤發電裝機容量

　　驅動這一結構反轉的底層邏輯，是光伏產業通過技術迭代與規模化擴張，成功將初始投資成本大幅壓低。目前，國內光伏係統的設備投資成本已普遍降至2.5元/瓦以下。作為電站係統中成本占比最高的組件環節，其單瓦價格在今年已全麵跌破0.8元/W，部分主流N型產品甚至下探至0.7元/W以下的低位，相較於早年間的價格高位，降幅顯著。

　　組件價格的走低直接拉低了光伏的平準化度電成本。在光照資源較好的地區，光伏度電成本甚至已降至0.25元/千瓦時以下，其中西北部資源富集區更是進一步下探。橫向比較來看，在諸多東南部省份，光伏的度電成本已實質性低於當地的煤電基準上網電價。經濟性的顯現，有效提升了終端發電企業和工商業主的裝機意願。

　　莫尼塔先進製造首席研究員陳兵在接受每經記者采訪時表示，光伏超越煤電最核心的原因還是光伏技術進步帶來的平準化度電成本下降，給光伏項目投資回報IRR（內部收益率）帶來了更強的競爭力。

　　上海鋼聯光伏行業分析師王誌超也向每經記者表示，光伏度電成本過去10年間下降超過90%，這是裝機規模大幅提升的核心推手；疊加“雙碳”頂層目標牽引，國內終端需求持續放量，使光伏項目無補貼平價具備了較強的經濟競爭力。

　　他進一步分析稱，電網改革打通遠距離外送與消納瓶頸，綠電市場化創造額外溢價，疊加各地大基地與分布式項目落地，三者協同放大降本優勢，形成了正反饋閉環。

　　多晶矽價格持續走低

　　產業鏈加速出清低效產能

　　每經記者注意到，盡管終端裝機總量躍居第一，但光伏產業鏈仍處於深刻的周期性調整之中。

　　王誌超向每經記者分析稱，本輪行業深度“內卷”的根源在於前期高景氣期集中擴產，產能釋放節奏遠超海內外需求增速，且產品同質化嚴重、虧損產能僵而不退，疊加海外貿易壓力進一步放大了國內供需錯配問題。2026年，光伏行業普遍麵臨盈利空間收窄、資產減值壓力增大的挑戰，全行業處於去庫存和產能優化的階段。

　　產業鏈的供需失衡在頭部企業的財報中得到了直觀印證。通威股份2026年半年報顯示，過去幾年產業內外新增投資的集中釋放，導致光伏行業目前麵臨階段性的供需失衡矛盾。

　　據中國光伏行業協會（以下簡稱CPIA）數據，2026年7月相比1月，多晶矽產品價格下降超40%，矽片、太陽能電池產品價格下降近30%。利潤空間的壓縮迅速向中下遊傳導，產業鏈各環節開工率進一步降低，主要產品價格持續低位運行。

　　近半年多以來多晶矽產品價格指數走勢

　　在產品價格低迷與開工率下滑的雙重壓力下，部分競爭力不足的產能正逐步退出。

　　以通威股份為例，其2026年上半年實現營收343.57億元，同比下降15.19%，歸母淨利潤為虧損51.19億元。麵對周期挑戰，頭部企業主動調整經營策略，將重心轉向嚴控風險與保障現金流安全。

　　通威股份上半年主要會計數據（單位：元）

　　與此同時，政策端正通過標準升級加速落後產能出清。6月27日，工信部等部門發布《矽多晶和鍺單位產品能源消耗限額》等三項強製性國家標準，設定了嚴格的生產能耗紅線與產品能效門檻，以標準化手段引導低效產能退出。

　　針對行業出現的產能利用率偏低問題，相關部門已開始引導行業規範發展。工信部等部門建立了產能動態監測預警機製，並將新建多晶矽項目的最低資本金比例統一提高至30%。同時，新建電池和組件的光電轉換效率門檻也被相應抬高。

　　陳兵向每經記者強調，本輪產能出清更注重提升產品質量標準、取消出口退稅等更市場化的手段引導低效產能退出，與過去行政手段去產能在政策思路上有根本區別。

　　王誌超表示，和以往純市場被動出清不同，本輪屬於政策和市場雙向主動出清。提高資本金比例、取消出口退稅、能耗能效標準收緊以及不得低於完全成本銷售等舉措，都有助於倒逼低效產能加速退出。

　　進出口政策的調整同樣在重塑行業的競爭邏輯。4月1日起，光伏產品增值稅出口退稅取消政策正式生效。業內分析認為，這一政策變動在短期內增加了企業的出海成本，但從長期來看，能夠倒逼光伏企業轉變在海外市場的競爭方式，促進行業向依賴技術和產品質量的方向轉型。

　　對於行業何時見底回暖，王誌超提出了三大核心標誌：一是產業鏈實質性協同減產且低效產能陸續出清；二是光伏各環節價格能站穩在成本線上方；三是海內外裝機需求回暖且產業鏈庫存回歸健康區間。 

　　陳兵也預計，隨著儲能、特高壓建設以及數據中心等電氣化需求提升電網消納能力，需求從2027年開始光伏行業有望小幅恢複。

　　配儲成項目硬門檻

　　光伏企業多渠道拓寬應用場景

　　在裝機規模登頂之後，光伏產業的增量空間將更多依賴於消納能力的提升與新型應用場景的拓寬。

　　據國家能源局數據，2025年全國累計光伏利用率約為94.8%，但部分西北省份在中午時段光伏消納率一度跌破90%，“午間棄光”現象日趨明顯，單一的光伏並網發電模式已麵臨係統性瓶頸。

　　在此背景下，配置儲能已從早期的政策引導轉變為新建光伏項目的硬性門檻。截至2026年6月底，全國已建成投運新型儲能裝機規模達1.53億千瓦/3.96億千瓦時，同比增長61%。儲能正成為平抑光伏波動、提升消納能力的關鍵基礎設施。

　　新型應用場景也在為光伏打開新的市場空間。在工業領域，工商業分布式光伏因就近消納、降低綜合用電成本的優勢，裝機韌性突出。與此同時，AI算力中心等新型高耗能基礎設施正成為綠電需求的新增長極。

　　據中國信通院數據，2025年我國算力中心用電量達1960億千瓦時，“東數西算”樞紐節點明確要求新建數據中心綠電使用比例不低於50%。

　　此外，光伏製氫等前沿技術也在加速落地，中國石化在新疆庫車建成的全球最大2萬噸/年光伏綠氫示範項目已穩定運行，內蒙古、新疆等地多個萬噸級光伏製氫項目相繼進入建設或投產階段。

　　在國際市場方麵，國內光伏企業的出海戰略正在發生演變。頭部企業已不再滿足於單純的組件出口，而是加速構建海外本土化產能。隆基綠能在馬來西亞古晉擁有超10GW矽棒至組件一體化產能；晶科能源與沙特公共投資基金（PIF）簽署合資協議，計劃在中東建設10GW高效電池及組件項目；天合光能、晶澳科技等也在泰國、越南、印尼等地持續擴產。通過本土化布局，企業能夠更靈活地應對國際貿易摩擦風險，並貼近海外終端市場的實際需求。

　　產品端，技術迭代並未因行業周期調整而停滯。據CPIA數據，2025年國內N型組件市場份額已成絕對主流，其中TOPCon（隧穿氧化層鈍化接觸）在N型中占統治地位，對傳統P型PERC（鈍化發射極和背麵電池）產能形成全麵替代，轉換效率的持續提升進一步攤薄了電站的度電成本。

　　在這一輪周期調整中，先進產能布局較早、具備較強研發實力和一體化成本優勢的廠商，正利用技術代差建立更為明確的競爭壁壘。

(责任编辑：休閑)