中国光伏产业二十余年，每一次行业“低谷”都伴随着新市场的开辟。

2008年，美国次贷危机引发全球金融危机。中国光伏经历第一轮产业周期低谷。2009年，我国推出 “金太阳示范工程” ，带动了国内光伏市场的发展。

2012年，欧美启动双反调查，中国光伏陷入二次低谷。我国出台标杆电价政策，国内市场进一步打开。

2018年“531新政”是中国光伏的第三次低谷期。凭借技术的革新，分布式市场的兴起，中国光伏再次走出周期低谷。

历史的规律清晰可见：每一次光伏周期，都有一批新的增量市场被打开。

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本轮周期：更长、更惨烈、更复杂

亟待新的增量市场

本轮光伏周期，与以往任何一次都不同！

从时间跨度来来看，本轮周期低谷的起点在2023年第4季度。标志性事件是龙头企业开始亏损。经历了2024、2025以及2026年三年时间，光伏行业虽然见底，但反弹的迹象依然不明朗。

2026年一季度，57家光伏上市企业累计亏损139亿元。进入上半年，亏损依旧——隆基绿能预亏34亿到38亿元，TCL中环预亏30亿到33亿元，晶澳科技预亏24亿到29亿元。通威股份上半年预亏48亿至54亿元。仅上述几家龙头企业的预亏额就已超过150亿元。

价格端同样惨烈。组件价格从2元/W跌至0.7元/W以下，跌幅达65%，已击穿全行业现金成本。2026年上半年，硅料价格已降至3.2万吨附近，处于历史最低谷。硅片、电池等主产业链价格同样跌破了许多企业的现金成本线。

应用端，经历了多年的高速增长之后，2026年光伏装机的增长速度明显放缓，上半年国内光伏新增装机仅72.07GW，同比大幅下滑66%。受电价政策调整、叠加电网消纳瓶颈，市场骤然降温。

本轮周期之所以比以往更长、更惨烈，是因为“供给过剩+需求收缩+政策转型”三重压力的叠加——产能结构性过剩、电力市场化改革短期抑制装机需求、海外贸易壁垒持续加码。这是光伏产业从未经历过的复杂局面。

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四大增量市场显现

光伏周期曙光

光伏周期规律从未改变：走出周期低谷，需要新的增量市场。

经历两年多时间的政策、市场调整，光伏新的增量市场方向，已经逐渐明确。

增量市场之一：东南分布式

东南沿海未来最重要的分布式增量市场之一。在2026年上半年新增分布式光伏装机排名中，广东、江苏、浙江、福建等4省份全部进入TOP10。取代了之前分布式光伏装机排名前列的河北、山东等省份。

其中的原因在于政策以及需求端的激励。

2026年7月，浙江省经济和信息化厅起草了《浙江省工业领域光伏开发建设指导意见（征求意见稿）》。文件明确“十五五”期间，新建工业厂房可利用屋顶100%安装光伏，存量“能装尽装”。更关键的是，，光伏配套将纳入工业用地出让合同。目标新增工业光伏装机1000万千瓦（10GW），任务逐市拆分，宁波、杭州、绍兴位列前三，2026年起步目标200万千瓦。

2026年7月，江苏省发展改革委印发《江苏省分布式光伏发展实施方案（2026-2030年）》，明确到2030年全省分布式光伏累计装机规模较2025年翻一番，达到1.2亿千瓦；展望2035年达到1.6亿千瓦。方案提出“整村连片开发”和“整园集中建设”并举，新建工业厂房在规划设计阶段同步预留光伏安装条件，可利用建筑屋顶安装光伏比例达到100%，厂房与光伏同步设计、一体建设；存量工业厂房“能装尽装”。电网公司按照“一园一案”制定接网方案。

政策激励的另一个表现形式在于电价。根据2026年竞价情况来看，东南五省市包括江苏、上海、浙江、福建、广东机制电价均在0.35元/W之上，位居全国前列。

增量市场之二：西南集中式

2026年上半年，集中分布式光伏市场发生变化，西南地区增长迅速。其中云南以6.7GW排名第一。四川以3.6GW排名第四。贵州以0.66GW冲进前十。

西南地区集中式光伏崛起，同样离不开政策的指引。2026年6月，云南省发展和改革委员会、省能源局印发《云南省2026年第一批新能源项目开发建设方案》，共274个项目，装机2094.435万千瓦。其中集中式光伏项目118个，装机1111.5万千瓦（约11.12GW）。

据光伏头条统计，2025年以来，云南已经连续下发4批光伏指标，合计容量42.12GW。位居全国前列。

西南地区集中式光伏爆发的另一原因，在于水电资源丰富，能够保证光伏等新能源调峰、调频，从而促进光伏的消纳。

增量市场之三：西北外送通道项目

西北的“沙戈荒”大基地，是“十五五”集中式光伏的另一个主战场。其中的外送通道配建新能源项目，由于同期规划建设外送电网，解决消纳问题，是“十五五”重要的增量之一。

6月6日，甘肃古浪陇电入浙黄花滩200万千瓦光伏项目工程总承包项目两个标段公示中标人。该项目是陇电入浙工程的一部分。据悉，该项目总投资约353亿元。工程配套接入电源1520万千瓦，其中煤电400万千瓦，新能源1120万千瓦。

2025年11月27日，”青海海南清洁能源外送基地电源项目开工。该项目总投资近730亿元，基地规划电源总规模达1944万千瓦，涵盖光伏960万千瓦、风电600万千瓦、配套煤电264万千瓦以及电化学储能120万千瓦/4小时，通过特高压直流输电通道直送广东。

此外，甘肃规划以及在建中的外送通道项目还包括，陇电入川、陇电入鄂、陇电入赣等项目。青海、宁夏、新疆等均有大量的外送通道项目在建或规划之中。

增量市场之四：绿电直连、算电协同项目

“十五五”期间，绿电直连、零碳园区、算电协同等新增的光伏项目应用场景是重要的增量市场。

2026年，“算电协同”首次写入国务院政府工作报告。5月20日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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“一对一”正式升级为“一对多”，明确支持分布式光伏通过集中汇流方式参与多用户绿电直连，优先支持算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业开展绿电直连。

据光伏头条梳理，仅河北、内蒙古、青海、新疆、山西、云南、山东、黑龙江、湖北9省共下发66个绿电直连项目，规模合计15.2GW。（详见：15.2GW绿电直连项目：国家电投、华电、国家能源集团、中广核、大唐、中国中煤等获得指标）

算电协同方面，随着AI时代的到来，算力需求激增。据国家能源局最新数据，2026年1-7月，全国互联网数据服务用电量593亿千瓦时，同比增长43.3%。算力需求的增长必然带动电力、特别是新能源装机的增长。目前为止包括字节跳动、阿里、腾讯、DeepSeek等都在建设算力相关的项目。

除此之外，各地零碳园区项目也将促进工商业光伏等新增项目的落地与规模增长。

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四大支撑

光伏迎来反转？

增量市场的打开并非偶然，而是有四大支撑元素的共同作用。

其一，电价开始反转。这是最核心的经济信号。对比甘肃2025、2026年连续两年0.1954元/度的“地板价”，2027年光伏项目机制电价涨幅达25.23%，风电涨幅达24.87%，基本按照上限价格出清。风、光机制电价从下限0.1954元/度上涨至接近顶格上限0.244至0.2447元/度。新疆的反弹更为剧烈——光伏电价从2026年的0.15元/度强势反弹到0.259元/度，涨幅高达72.6%。此外，云南、黑龙江机制电价都有所上涨。

电价反转直接改善了光伏项目的收益率预期——这是刺激新增装机最核心的经济信号。

其二，规划文件密集出台。从国家到省市，多层级政策指引形成了完整的增长框架。2026年7月，国家发改委、国家能源局印发《可再生能源发展“十五五”规划》，明确2030年全国风电光伏平均置信出力达到8%，“十五五”期间新增可再生能源可靠顶峰发电能力3亿千瓦以上。规划提出“十五五”期间“三北”风电光伏基地新增装机3.7亿千瓦以上。《新型能源体系建设“十五五”规划》锚定2030年风光总装机大于28亿千瓦的目标，统筹集中式大基地、分布式零碳园区、风光储氢一体化全场景布局。《煤炭工业发展“十五五”规划》提出盘活矿区土地资源，利用沉陷区、工业场地等空间发展光伏、风电项目。

其三，建设成本处于历史低位。 组件价格从2元/W跌至0.7元/W，TOPCon组件集中式项目交付价仅0.68至0.75元/W。同样的投资可以撬动更多的装机容量，项目经济性在成本端得到有力支撑。在头部企业自律和市场化出清的共同作用下，部分细分环节已开始出现减亏甚至扭亏的迹象。

其四，消纳模式持续创新。 688号文将绿电直连从“单一用户”拓展至“多用户”，降低投资门槛、扩大受益范围。《新型电力系统建设“十五五”规划》明确新能源三档利用率目标，三挡地区最低在85%。这一规划性政策一定层度降低了各地的消纳压力。此外，各地分布式以配储代替原来的“消纳红区”，也将释放新的增量市场。

历次光伏周期低谷都打开了新的市场空间，本轮也不会例外。

随着一系列增量市场的打开，光伏产业将渐渐走出周期低谷。而那些在低谷中看清方向、提前布局的企业，将在下一个上升周期中占据先机。周期底部，正是布局之时。