“十四五”光伏行业发展回顾与“十五五”展望

“十四五”光伏产业实现历史性跨越

一是装机规模实现量级突破，能源地位显著提升。从整体来看，“十四五”期间，我国光伏发电产业呈现跨越式增长态势，装机规模屡创新高。根据《“十四五”可再生能源发展规划》设定的目标，光伏发电作为可再生能源的主力军，在此期间年均新增装机需达到90吉瓦以上，才能支撑非化石能源消费占比在2025年达到20%左右的总体目标，而实际发展速度远超规划预期。

累计装机容量方面，截至2025年12月底，我国光伏发电累计装机容量为1201.7吉瓦，占全国发电总装机容量的30.6%，全球光伏装机近半数来自中国。相较2020年末的2.5亿千瓦，增长超4倍，提前完成“十四五”初期目标。新增装机容量方面，截至2025年12月底，我国新增光伏装机容量为315.07吉瓦。从各年度发展情况看，我国光伏新增装机呈现“前低后高”的加速态势。2021~2023年，处于政策调整与市场适应期，新增装机相对平稳；2024年，迎来首个爆发式增长，全国光伏新增装机278吉瓦，创下历史新高；2025年，政策调整使得市场进入波动调整阶段，其中5月单月新增92.92吉瓦，同比暴涨388%。

二是装机类型呈现分布式与集中式并举的态势。从装机方式来看，集中式光伏装机受益于“十四五”规划第一批大基地项目的建设及并网，自2022年开始，占比持续上升。2022年集中式光伏占新增装机的41.5%，2023年这一比例升至55.5%，2024年达到57.4%，新增装机量达159.39吉瓦，同比增长33%，截至2025年三季度，新增集中式占比达到46.5%。集中式光伏以西北、西南地区大基地项目为基本盘，近年来市场集中度不断提高，占比和分布式光伏处于伯仲之间。

分布式光伏同样贡献显著。从2021年开始，分布式光伏就开启了井喷式增长之路。尤其是在最近两年间，分布式光伏年新增装机几乎占到了全部光伏新增装机的“半壁江山”。2024年，我国新增分布式光伏装机达到120吉瓦，截至2025年三季度，我国分布式光伏装机累计达到507.9吉瓦。工商业分布式光伏装机方面，浙、苏、鲁、粤等省份排名靠前，市场分布以东部地区省份为主，市场呈分散化发展趋势，工商业分布式光伏成为新增分布式装机的主要类型。户用分布式光伏则基本完成新增装机重心由豫、冀、鲁三地南移的过程，市场同样呈分散化发展态势。

综上所述，我国的光伏发电行业在“十四五”期间已经取得了标志性的突破，风光也首次超过火电成为我国第一大电源。

三是创新应用场景日趋多元，社会与生态效益巨大。“十四五”期间，我国光伏产业通过生态融合创新，实现了从单一能源供给向多元价值创造的跨越。“农光互补、牧光互补、渔光互补、光伏治沙”等新业态激活了土地资源，光伏制氢开辟了“零碳工业”赛道，海上光伏则拓展了光伏开发的空间边界。

治沙固土领域：新疆、内蒙古采用“板上发电、板下草方格固沙”模式，既发电又固沙，有利于荒漠植被恢复。

农渔牧互补领域：山东鱼塘、内蒙古草原、江苏滩涂地实现“板上发电，板下农、牧、渔养护”，提升土地复合利用率。

海上光伏领域：福建建成国内首个高风速海域海上光伏电站，为沿海地区清洁能源开发提供范本。

分布式光伏领域：持续推进整县“千家万户沐光行动”，工业园区、农村屋顶成主力场景。

与此同时，光伏建筑一体化（BIPV）、交通光伏（充电桩、高速服务区）等新业态也在加速落地。

“十五五”光伏行业迈向高质量发展新阶段

“十五五”时期是开局起步、攻坚克难的关键五年，要在继续大力发展、做大总量的基础上，加快推动新能源“立起来”“靠得住”，实现更大规模更高质量平稳发展。随着新型电力系统建设的逐渐完善，配套政策趋于闭环，预计市场在2026年经历短暂调整期后，将逐渐回升。预计“十五五”时期，我国光伏装机将新增约715~860吉瓦，其中2026年新增装机180~240吉瓦，2028年回升至265~300吉瓦。

2025年10月，国家能源局在2025年第四季度新闻发布会上强调，“十五五”时期要重点做好以下五项工作：一是进一步扩大新能源供给能力，有序推进“沙戈荒”、水风光基地建设，同时积极推动分布式新能源在多场景下的规模化开发和利用；二是积极推动新能源集成化发展，统筹推进新能源与传统产业和战略性新兴产业的融合互促，大力支持绿电直连、虚拟电厂等新业态发展，助力新能源就近高效消纳；三是拓展新能源非电利用场景与途径，推动新能源就地高效利用。重点推进风光制氢、制氨、制醇及风光供热供暖等多元转化技术应用，鼓励工业领域采用风光绿电替代化石能源开展供热供汽；四是全面提升新能源消费水平，持续优化新能源消费结构，结合多元转化与就地利用模式，进一步拓宽新能源消费场景，强化重点领域新能源应用推广；五是完善适应高比例新能源发展的市场价格机制和交易规则，提供合理的收益保障及专业化风险管理机制，统筹兼顾降电价与市场主体稳收益需求，合理衔接存量政策，稳定市场预期和投资积极性。

各省竞价结果陆续出清：光伏行业增速回暖与投资逻辑重塑

目前各省竞价情况梳理

2025年1月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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，简称“136号文”），并要求各地在2025年底前出台并实施具体方案。目前，全国已有28个省、区完成首轮竞价，全国除西藏外均已下发省级136号文实施方案正式稿。

各省竞价结果体现出地方基于本地能源结构、可再生能源消纳责任权重等考量，以及对未来本省光伏装机的规划，机制电价结果因省而异。相较于原脱硫煤标杆电价，降幅最高为山东（43%），最低为上海、安徽（未下降）。上海、安徽、广东、江浙、重庆等地区因有较好的消纳空间，机制电量较为充足，机制电价按照上限出清或相差不多。平均来看，各省机制电价较原脱硫煤标杆电价平均降幅超13%。以广东为例，本次竞价仅分布式光伏可以参与，并为分布式光伏设置50亿千瓦时的机制电量，凸显出广东对于分布式光伏有着良好的消纳空间，未来将成为分布式光伏行业的重要市场。而甘肃、山东、新疆等消纳空间较差的地区机制电量设置较少，甘肃二轮竞价仅出清不到3亿千瓦时光伏机制电量，仅是江苏超131亿千瓦时的不到3%，甘肃两轮竞价都以下限出清。

市场观望情绪有望缓解

虽然机制电价竞价结果并未超预期下降，但大部分省份机制电价只保80%，并且未能竞价成功的项目要全面进入电力市场，光伏发电的同时性决定了其电力交易价格较低，因此电站收益下降是必然。据调研测算，典型省份电站收益率差异化显著。集中式电站方面，因电价弃光等因素，新疆光伏电站的资本金税后收益率仅-1%左右，而河北则仍能达到7%。户用光伏电站方面，山东户用光伏电站资本金税后收益率仅超过-2%，而广东则超过6%。

2025年，从6月14.36吉瓦、7月11.04吉瓦、8月7.36吉瓦、9月9.65吉瓦、10月12.6吉瓦、11月22.02吉瓦、12月40.53吉瓦的单月光伏新增装机看，国家政策与各省实施办法出台的时间差和电价下降催生投资观望情绪，导致下半年装机下滑，但市场信心正在稳步恢复。结合近几月装机数据，预测2026年国内新增光伏装机将为180~240吉瓦，同比2025年的315.07吉瓦下滑42.9%~23.8%。

应对市场压力，光伏投资运营逻辑发生变化

2025年，新能源正式迈入了全面入市的发展新阶段，机制电价作为电站收益的“明线”被行业高度关注，而在2025年快速上升的限电比例，正成为影响新能源投资决策的另一个至关重要的“暗线”指标。

2025年，光伏电站限电比例正快速上升。经调研，虽然各光伏电站的限电比例和统计口径之间存在巨大差异，但2025年限电率快速上涨几乎是各省共同的趋势。譬如山东、江苏，从2024年的限电率约5%甚至几乎不限电，一路上涨到2025年的10%以上，包括广西、云南、湖南等地区的趋势亦是如此。限电比例最高的仍集中在青海、内蒙古、甘肃、新疆等西北地区，平均超过30%。更为严重的是，今年以来限电的范围正逐步向中东部扩大，其中山东、江苏、湖北、河北等此前被认为消纳条件较好的中东部省份也出现了超过10%的限电，部分地区光伏电站的限电率甚至接近30%。

目前，市场亟需理解政策新理念。2025年11月，国家能源局发布《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》（国能发新能〔2025〕93号），标志着未来新能源发展方向将注重提质增效，摒弃以往大规模上量的发展思路，注重提升质量和整体效能。发展电网友好型电站，鼓励技术创新，推动以构网型为代表的电网友好型技术发展。同时，电网本身也将加大智能化改造力度，在高比例新能源接入的大背景下，源网双方要相互适应，共同推动新型电力系统的发展。在应用场景方面，鼓励新场景创新。上述集成融合发展政策中提到的新能源非电利用方面，未来将加大工业和居民用热的电气化替代，以及将电转化为氢氨醇等其他能源形式的应用场景。应用端企业应加强精细化管理，细化成本测算，摒弃原有“大干快上”的粗放式管理思维，进一步适应新的市场环境。

国内分布式光伏发展模式展望

回顾“十四五”时期，在每年的新增光伏装机中，分布式光伏的比例基本维持在40%到60%之间。展望“十五五”时期，我国分布式光伏将进入高质量发展阶段，挑战与机遇并存。一方面，新增项目面临着本地消纳、配网制约、进入电力市场等挑战，另一方面，其未来增长也必将以负荷为核心、呈现出更多元化的发展场景。不同场景的工商业分布式（含光伏+场景）仍然是新增装机的主要来源，户用分布式光伏的发展则需寻求新的开发模式与安装场景。

工商业分布式光伏:在节约电费与绿电需求驱动下继续增长，但受“以荷定容”及入市收益不确定性的影响，增速有所放缓

工商业分布式光伏在我国分布式光伏装机中长期占据主导地位。多年以来，我国工商业分布式光伏项目呈“自发自用、余电上网”与“全额上网”齐头并进的趋势。前者的增长动力主要来自工商业用户节约电费与满足绿电消费要求两方面；后者曾一度占据新增工商业分布式光伏的70%，但在2018年补贴快速退坡后，逐渐减少。

随着2025年1月国家能源局《分布式光伏发电开发建设管理办法》的出台，“全额上网”项目基本无法开展，工商业分布式光伏在短期内的持续增长将呈现“围绕负荷、区域转移”的特征。负荷将是未来新增装机的决定因素，因为60%以上的地区要求一般工商业分布式光伏需要达到50%以上的自用比例，并且大部分地区136号文并未对增量分布式项目与集中式项目的机制电量比例及竞价规则进行区分，余电上网部分电量的收益缺乏保障，使得要求高自用比例成为投资主体的稳妥选择。在此背景下，投资主体为确保满足政策要求且追求经济性，往往将自用比例要求进一步提升至80%~90%。因此，用电量大、负荷稳定的工商业用户将成为未来新增装机的重点对象。传统依赖全额上网的大容量规模的工商业分布式光伏项目则将面临较大冲击。在“以荷定容”的政策环境下，工商业分布式光伏的发展将以高比例自发自用为主，这一趋势虽然有助于提升项目的经济稳定性，但也会限制单体项目的容量，从而使总体新增装机规模受到一定抑制。从区域上看，分布式光伏开发逐步向华南及中西部低渗透区域转移，大型工商业项目正从长三角、珠三角快速流向川渝等地，为分布式光伏带来了新的开发空间。目前，电网承载力信息实施每季度公示，有效降低了投资主体的选址风险。电网承载力良好且具经济性的地区成为新增装机的重点区域。

户用分布式光伏：市场规模仍然巨大，但传统开发及运营模式难以快速撬动新增规模

整体而言，户用分布式光伏理论上具备较大的发展空间，但由于项目单体规模小且分散，户间条件差异较大，实际开发难度较高。加之各地136号文发布后，户用项目在机制电量竞价中因手续繁琐且缺乏竞争力，这将带来多重不确定性与挑战：一是尽管首年竞价缺乏参考价格，但投资方在收益测算和成本预期均存在较大不确定性的情况下，仍需在建设伊始向用户承诺租金等固定收益；二是若采取聚合代理竞价模式，一旦部分项目未能按期并网，整体将按照未履约处理；三是项目若未入围机制电价，则需直接面对市场电价波动；四是单个项目规模小，基本不具备市场交易能力。上述因素叠加增加了投资决策的复杂性与风险，预计短期内投资主体将趋于谨慎。

户用光伏在短期内仍将受到消纳能力有限、配网容量不足及资金投入困难等因素制约，未来发展将主要依赖深度发掘消纳场景、升级基础设施并引入资金。

随着近年农村地区户用光伏装机量迅速提升，其电力消费水平低、配电网承载力有限等问题日益凸显，进而制约了“十五五”期间的发展空间。在河南、山东等分布式光伏发展较快的省份，因配网容量受限而导致新增项目难以或无法接入的“红区”问题日益突出。根据2025年调研数据，全国已有450多个市县被划为“红区”，暂停新增分布式光伏项目备案。为保障农村户用分布式光伏的可持续发展，需大量资金投入对农村电气化水平和配电网承载能力等进行整体提升。然而，农村地区配电网投资通常难以吸引充足的资本投入。电力领域国企虽然具有融资成本优势，但对安全与风险管控严格，因此对分散度高、难以实现规模化与标准化管理的农村项目参与意愿较低；民营企业虽具灵活性，但其项目规范性与后期运维能力参差不齐，农户需具备较强的甄别能力以避免潜在的质量和安全隐患。这些因素共同增加了农村户用光伏的推广难度。