长期以来，光伏电站退役旧组件交给正规回收企业要倒贴处置费，卖给小作坊反而能换回几百块钱。这种“劣币驱逐良币”的怪圈，让光伏回收始终停留在“叫好不叫座”的尴尬境地。

但2026年，转折信号密集出现。

4月22日，国家电投黄河公司完成组件回收产品首次规模化销售，硅电池片、铝边框、废旧光伏玻璃、拆解接线盒等120吨多品类产品顺利出货，“回收—拆解—销售—再利用”全产业链闭环正式贯通，光伏退役组件回收从“实验室示范”迈入“常态化商业运营”阶段。

同时，全国新能源器件循环利用产业互联网平台“新源循环网”上线。至今累计交易额已达5.1亿元，资源循环量8.4万吨，合规率保持100%。

一个打通了物理端的闭环，一个搭建了数字端的平台。光伏回收的商业基础设施真正立了起来。

政策“强制时代”

基础设施之所以能在2026年集中落地，根源在于政策底层的根本性变化。

3月3日，工业和信息化部等六部门联合发布《关于促进光伏组件综合利用的指导意见》，首次提出量化目标：到2027年累计回收光伏组件25万吨，到2030年形成能够应对大规模退役潮的综合利用能力。

紧接着，8月15日正式实施的《中华人民共和国生态环境法典》将光伏设备回收纳入生产者责任延伸强制性制度体系，明确规定“从事风电、光伏发电建设运营的企业，应当自行或者委托具备条件的企业对退役光伏组件等进行循环利用或者无害化处置”。

在法律语境里，“应当”就是“必须”。配套处罚机制按日计罚、上不封顶，以前做回收是“好人好事”，现在不做回收是违法行为。

这笔账怎么算

政策强制解决了“非收不可”的问题，但商业模式的真正跑通，还需要回答另一个问题：钱从哪里来？

2026年6月，国家发展改革委印发《循环经济发展“十五五”规划》，首次明确发电企业将退役风电、光伏设备回收处置费用纳入电站建设运维成本，从源头打通成本内化的商业闭环。

这意味着，一个光伏电站在建设之初，就需要为25年后的组件回收“预留”一笔费用。光大证券研报指出，困扰行业多年的付费主体缺失痛点有望得到解决，产业有望步入规范化、规模化高速增长阶段。

电站把回收费用打进全生命周期成本，回收企业拿着这笔确定的收入去建产线、搞研发、扩产能。

但现实是，合规回收企业单吨处理成本为500至700元，无资质主体约300元。正规企业需要承担运输、拆解、环保全流程成本，据行业测算，一条产线的盈亏平衡点大约在5000吨左右，毛利率需超25%才能实现可观盈利。

商业模式的三条路径

在成本差距尚未完全弥合之前，行业正在探索多条商业模式路径。

第一条路：全产业链闭环。以黄河公司为代表，从回收到拆解到销售全链条打通，年内将具备5000吨/年处理能力。这种模式的核心在于规模效应，规模越大，综合成本越低，毛利率越高。有企业透露，目前处理成本约600元/吨，毛利率约20%。

第二条路：数字化平台撮合。以“新源循环网”为代表，用数字化手段把碎片化、灰色化的交易纳入监管，缩短交易周期，提升回收率。同时，平台引入资金监督机制，通过资金托管和“五流合一”，保障买卖双方资金安全。这种模式的价值在于，用信息透明化和资金留痕双重手段，压缩不合规小作坊的生存空间。

第三条路：技术高值化。当前退役组件以2010至2020年间安装的产品为主，含银量反而更高，回收1吨组件可提取数百克银和百公斤级的铝，而银回收率已超过96%。随着湿法提银等技术的成熟，回收企业的利润来源将从“卖废料”转向“卖材料”。

拐点到了吗？

严格来说，拐点的“信号”已经出现，但拐点的“兑现”仍需时间。

从政策端看，法律强制+量化目标+成本内化，三重机制已经搭好了商业模式的“骨架”。从市场端看，新源循环网5.1亿的交易数据、黄河公司120吨产品的规模化出货，证明了“有人愿意买单”的商业逻辑成立。

但成本差距仍然是最大的变量。合规企业500—700元/吨的处理成本对比小作坊300元/吨，差距一倍以上。在“业主以价选买家”的现实面前，仅靠法律强制还不够，还需要执法力度跟上、溯源体系完善以及白名单管理真正落地。

行业研究机构预测，全球光伏回收产业将于2035—2040年整体实现盈亏平衡，距此还有近十年窗口期。这十年，既是回收企业修炼内功的时间，也是政策体系从搭建走向成熟的时间。

拐点已来，但真正的爆发还在路上。对于从业者而言，现在要做的不是等风来，而是把产线建好、把技术磨好、把成本算好，当退役潮真正涌来时，能够接得住。