2025年电力设备与新能源行业2026年光伏策略报告：供给侧拐点已至，供需逐步修复

PART1 需求：国内需求高位回落，海外持续增长

全球装机持续增长，中国占比居半壁江山

全球光伏装机量增价跌，已达底部，短期需求放缓+供给过剩致价格承压，后续有望回升。全球光 伏装机量持续攀升但价格下滑；2025全球新增装机量预计达599GW，但严重的产能过剩导致行 业陷入激烈价格战，自2023年以来组件价格累计下跌约60%+，截至目前跌至0.6元/W+ 水平。 目前光伏价格已进入底部阶段，后续有望修复；但考虑26年需求整体放缓，短期价格或在低位磨 底。

2025年1-10月全国新增装机252.87GW，同比+39%。受抢装影响国内5月光伏装机93GW，创 历史新高； 我们预计2025年全年新增装机量约为290GW，较24年增长约5%，保持高位企稳； 整体装机处于高位，26年装机或有所回落。

地面装机成为主力，工商业、户用紧随其后。25年Q3地面新增12.79GW，占新增装机45.81%，工商业/户用新增8.81/6.32GW；地面装机保持高占比。2025年前三季度地面累计新增 111.59GW，同比增长47%，工商业/户用累计新增93.50/34.44GW，同比增长50%/51%。

2025年前三季度江苏、新疆、广东总装机数居前三。分别为24.47GW、23.28GW、17.74GW。前15省份合计195.29GW，占比82%。新增地面装机前三的省份分别为新疆、云南、江苏；新 增分布式光伏装机前三的省份分别为江苏、广东、浙江。

机制电价出清价格分化，价格由供需决定。16省首轮竞价结果显示，大多数省份增量项目的机 制电价，比存量项目降幅在5分/度以内，项目收益受到的影响相对可控；个别省份如黑龙江、 甘肃、山东（光伏）出清价格明显偏低，对收益影响较大。造成这一分化的关键在于各省机制 电量配额与申报项目规模之间的供需关系：上海、安徽等地申报项目不足，电量额度未能用满， 竞争缓和，价格偏高；黑龙江、甘肃等地申报规模远超配额，电量利用率达100%，激烈竞争拉 低了出清价格。山东则因风电与光伏额度使用程度不同，出现风电价格较高、光伏价格较低的 内部反差。

光伏可获电量有限，或形成“双轨市场”。从电量分配结构看，已开展竞价的省份中，风电所 获机制电量规模约为光伏的2倍。预计全国机制电量总规模将不超过3500亿度，其中光伏所得 额度不超过1300亿度，据此，2026年能够依托机制电量支撑的光伏项目规模或在100GW以内。 展望未来，新能源市场将逐步呈现“机制电量内”与“机制电量外”双轨并行格局。大基地项 目、高比例自发自用分布式光伏及绿电直连等新型模式，虽不属于机制电量体系，但仍能带来 市场增量，预计两部分装机容量规模将大致持平。

2025年光伏组件市场招标与中标规模均呈现显著收缩。截至11月，年内累计招标规模为 95.46GW，较去年同期下降42%；中标规模为115.5GW，同比下降53.9%。招标与中标量“腰 斩”，直接反映了当前下游需求的疲软与市场的观望情绪，行业正处于以价换量、消化库存的 调整阶段。

2025年1-10月组件累计出口金额200.51亿美元，累计同比下降18.94%；累计出口208.02GW， 累计同比下降0.14%。

新政下ITC提前退坡。OBBBA 对光伏发电税收抵免的适用条件作出重大调整，户用光伏市场适用 的 25D 抵免将于 2025 年结束，而 48E 和 45Y 等补贴结束时间则大幅提前至 2027 年底。导致 光伏项目成本上涨，抑制长期投资与部署，致使长期来看美国新增装机速度将放缓。

FEOC下企业持续应对。《大而美法案》扩展并细化了针对“受关注外国实体”的限制，构建了更 严格的框架，为此，相关企业正持续进行高成本的合规调整，主要策略仍是将中方持股比例降至 25%或以下，以符合市场准入要求。

欧洲25H1装机下降，预计明年平稳增长。欧洲光伏市场今年预计将面临近十年来首次停滞。 根据 SolarPower Europe 年中分析，25年欧盟新增光伏装机将降低约 1.4%。 25H1中国光伏 组件出口欧洲市场50.5GW，同降 7%；展望未来，为实现REPowerEU计划和各国碳中和目标 等，市场增长驱动力将切换至更可持续的基础，预计在2026年将步入平稳、健康的新阶段。

PART2 产业链：反内卷陆续起效，价格逐步回升

产业链：供需缺口缩小，价格逐步回升

各环节产能不再扩张，过剩情况有望缓解：随着行业反内卷的推进，我们预计26年起硅片、组 件等环节产能扩张将停止，电池甚至将出现减产。而在需求端，26–27年更多是稳步抬升，边 际增速下降。而随着装机需求慢速上升，供需过剩有望改善。

项目投资回收期显著延长，光伏各环节低于合理盈利。供需矛盾显现，主链全面亏损、大辅材 二三线亏损，整体投资吸引力大幅下降。若各环节修复至合理区间，盈利弹性亦可观。

供需过剩严重，盈利仍处低谷。组件、电池、硅片环节普遍亏损，营运占用高，账面现金经过应收应付调整后普遍大幅缩水， 真实现金安全边际偏弱；硅料端分化明显，通威现金流稳健，大全资产负债率极低，而部分企业负债压力突出；辅材公司盈利 相对稳健。整体来看，行业仍处去库与资金紧平衡阶段，现金流质量与负债结构成为比利润更关键的因素。

淡季开工率回落，看好26年温和回升。2025年各环节开工率整体仍处低位运行，反映行业仍在弱供需格局 下谨慎排产。上半年随着“反内卷”行动推进、价格阶段性企稳，各环节排产自3–4月起出现一定修复，组 件、电池和硅片开工率均有边际回升，但修复幅度有限。进入三季度后这一改善延续至9–10月，但随着终 端需求进入季节性淡季、项目节奏放缓，11月开工率再度回落。整体判断，当前排产仍处底部区间，但在硅 料端产能出清、自律减产和需求企稳带动下，行业有望在淡季过后迎来新一轮开工与排产的温和回升。

12月9日，一家由通威、协鑫、东方希望、大全、新特、亚洲硅业、青海丽豪、北京中光同合能源科技有限 公司（光伏协会全资子公司）、新疆戈恩斯、青海南玻出资30亿元设立的收储平台公司——“北京光和谦 成科技有限责任公司”已正式注册成立。这标志着旨在解决行业产能过剩、价格倒挂困境的硅料收储自救 行动迈出关键一步。其中最大股东为通威，持股30.35%，而协鑫、东方希望、大全、新特均持股超10%， 其余股东均低于10%。公司董事长为钱程，法定代表人为侯一聪。目前在公司主营业务介绍中尚未提及硅 料收储相关事项。

多晶硅能耗强制性国标修订，存量标准进一步趋严：近日，国家标准委已组织完成了《硅多晶和锗单位产品能 源消耗限额》等3项国家标准的征求意见稿，并公开征求意见。对于多晶硅（三氯氢硅法）的能耗要求1级/2级 /3级分别为5/5.5/6.4kgce/kg，多晶硅（硅烷流化床法）分别为3.6/4/5kgce/kg。

能耗标准趋严、有望推动存量产能退出：当前现行的多晶硅1/2/3级能耗标准为7.5/8.5/10.5 kgce/kg，根据光 伏产业路线图数据，2024年行业综合能耗约为 7.4 kgce/kg，2025年预计降至7.1kgce/kg，但仍高于新标中3 级（6.4）的规定。若新标准落地执行：现有多晶硅企业的综合能耗应符合3级规定；新建或改扩建产能应符合2 级规定。考虑3级存量产能要求，我们预计行业约有30%产能不满于能耗要求。

硅料：产能逐渐出清，价格受供需两侧共同支撑

多晶硅产量收缩，维持弱势平稳：受头部企业计划内减产、检修及部分装置负荷下调影响，多晶硅产量在10月触 及阶段高点后自11月起明显回落，11月产量约11.46万吨。从全年走势看，多晶硅供应已较23–24年高峰大幅下降， 供给端主动收缩的趋势愈发明显，为后续供需改善奠定基础。

多晶硅价格稳定，供需侧共同支撑。截至2025年12月3日，最新1周致密料均价为52元/kg，周价格和月价格均维 持稳定。供应端，在行业内的共识下，硅料稳价意愿坚决。而在需求端，对短期多晶硅价格稳定的预期依旧保持不 变，因此也没有大幅减少采购的计划。在供需双侧的支撑下，多晶硅在较为弱势的市场中依旧能保持稳定的价格。

硅料供给放缓与盈利触底回升，26年有望在出清中迎来修复：24–25年产能仍在高位，但有效产能与实际供 给增长放缓；开工率自24年底起低位窄幅波动，25年中后段仅边际回升，复产持续性不足。盈利端趋势回暖，主要企业毛利率自23年高位快速下滑至25年触底、在25Q3实现回升。展望26年，若行业陆续减产和停产， 产能出清成功，有效供给继续收缩，供需缺口有望收敛，价格与盈利中枢具备企稳回升基础。

产能平台期下控产去库，26年弱复苏与头部集中延续：硅片行业在经历前期快速扩张后，自25 年起进入产能平台期，规划产能维持在约1.1TW附近，新增投放明显放缓；需求端增速趋弱， 供需仍以控产去库维持平衡。行业毛利率自23年高位持续下滑并在24–25年触底，盈利处于修 复初期。展望2026年，在供给出清和结构优化带动下，硅片出货量温和增长、价格弱势改善， 竞争格局继续向隆基、中环等头部集中。

玻璃：26年国内需求承压，龙头优势明显

25年H1光伏抢装，H2需求放缓，行业盈利承压，玻璃厂商均冷修减产。2025年光伏玻璃供过于求，各玻 璃厂商进行停产减产，各玻璃厂商国内外名义产能约10万吨，实际产能已下降至8~9万吨/日，低于名义产 能，龙头依旧占据近半份额。

光伏玻璃盈利承压，头部厂商出现亏损，26年或盈利承压。福莱特、信义等玻璃龙头拥有原材料自供、规 模效应以及生产良率等优势，与二三线厂商保持10-20%毛利率差距。25年9月起玻璃价格跳涨，组件厂商 囤货需求提高，玻璃库存降至低位，25年Q4玻璃价格持续坚挺；26年由于国内光伏装机预期下滑，盈利仍 有一定压力。

行业产能扩张趋缓，福斯特龙头地位稳固，竞争力持续上升。从胶膜环节看，市场整体盈利承压，尽管胶膜 行业产能正在出清，但目前整体产能仍显过剩，除龙头外，基本无厂商进行产能扩张，龙头福斯特优势愈发 明显，市占率维持在50-60%。

PART3 新技术：晶硅有所放缓，钙钛矿GW线落地

TOPCon3.0预计年底量产，组件瓦数可达670W。在LECO提效基础上叠加背面Poly优化+半片钝化等提 效手段，TOPCon电池效率逐渐接近27%，组件瓦数瞄准670W。晶科预计今年将完成40%以上产能的升 级改造，25年底前形成40-50GW高功率TOPCon产能。高效TOPCon产能可实现670W的最高功率，以及 高达24.8%的组件效率与85%的双面率，较传统TOPCon产品能产生10%溢价。

提效潜力持续挖掘，有望进一步提升。TOPCon电池持续提效潜力仍在，或可看到28%以上量产效率：1） 27%效率依靠背面图形化+正面LECO，2）后续推出升级LECO，预计0.3-0.5%的提效空间；3）减反膜钝 化优化仍有0.2-0.3%的空间；4）在金属细栅、高宽比优化等领域，新的技术突破预计在未来1-2年落地应 用，将带来0.2-0.3%的效率提升。叠加其他技术路径，预计未来1-2年内整体的效率提升潜力合计约为1%。

隆基/爱旭率先布局，组件龙头亦有技术储备但仍在观望，截至25H1，BC电池已有50GW+产能，预计25年 底将达到50-60GW。其中隆基已有30+GW产能/爱旭18GW在产，TOPCon龙头亦规划2-3GW扩产，其他 组件龙头有技术储备但仍在观望，整体产能储备充足，有望快速扩张！

BC电池量产效率领先，技术壁垒高。在单面市场BC存在效率+美观优势，有望率先放量；双面市场随效率 提升+双面率优化+成本降低，或进一步打开天花板。

成本优化，效率提升，竞争力增强。25年BC量产组件650W+（满屏680W），单面市场优势明显；双面 率近75%，有望切入电站市场。

铜浆可降BC电池成本。25年来银价持续上涨，当前铜价远低于银价，仅为银价的百分之一，铜浆制备难 度高于银浆，但适配低成本路线，金属化成本比银浆少约4分/W，潜力大。

光伏铜浆将量产，龙头推进。龙头公司铜粉2024H2启动量产验证，预计2026Q1完成。BC电池铜浆耗量 30-50GW，盈利弹性大。2026年或达千吨级市场，2030年或达7000吨+。

报告节选：

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