一、引言
2025年我国新能源政策迎来关键转折，国家发改委、能源局联合发布的《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”）与多地推进的峰谷电价取消政策，共同重塑光伏行业发展格局。136号文明确新能源电力原则上100%参与市场，通过“机制电价+市场化交易”双轨制保障过渡收益，引导行业从规模增长转向质效提升；峰谷电价的逐步退出则打破传统收益模型，推动电力市场从“计划目录”向“市场发现”转型。
在此背景下，我国光伏行业历经2025年超280GW的高位装机后，2026年大概率迎来平价上网以来的首次负增长。本报告将从地面电站、分布式电站、户用光伏三个核心细分领域，结合政策影响、市场动态与行业预测，深入分析2026年国内光伏装机规模的具体走向。
二、核心政策影响概述
136号文以2025年6月1日为政策分水岭，此后新增并网新能源项目上网电价全面由市场交易形成，延续多年的补贴与保障收购机制正式退场，倒逼企业从“规模竞赛”转向“效益优先”。受此影响，2025年6月后国内光伏新增并网装机显著回落，6—10月新增同比下滑46.1%，为2026年的负增长奠定基调。
峰谷电价取消政策则从收益端重塑光伏项目投资逻辑。2026年起，陕西率先实现市场化用户取消峰谷浮动，全国超半数省份将跟进取消或弱化目录峰谷浮动，进入“均一价、市场分时、现货实时”三轨并行时代。这一变革对依赖“自发自用、余电上网”模式的分布式与户用光伏冲击直接，午间光伏大发时段的电力不再能卖出高价，整体平均上网电价面临下行压力，同时也倒逼行业加速与储能融合、探索虚拟电厂等新模式。
三、各细分领域装机规模走向分析
（一）地面电站：规模收缩明显，向大基地与风光互补转型
2026年地面电站装机规模将呈现显著收缩态势，成为拉动整体装机负增长的主要力量。核心驱动因素源于136号文带来的收益不确定性与企业投资战略调整。
从政策影响来看，136号文虽明确向大基地倾斜，但市场化电价机制使得地面电站投资回报率可预测性大幅降低。山东等地的竞价结果显示，光伏中标价远低于煤电基准价，难以满足项目6%-8%的内部收益率要求，导致企业对大型光伏项目投资趋于谨慎。典型案例显示，长源电力因旗下三个光伏项目无法在2025年6月1日前投产享受原有电价政策，大幅调减800兆瓦装机容量，缩减投资约46.94亿元，并将战略重心转向收益更稳定的风电。
从行业预测来看，在2025年地面电站大概率占据整体装机60%以上份额（按280GW总装机测算约168GW）的高基数下，2026年其装机规模预计同比下滑30%-40%。结合国金证券保守/中性/乐观情景下2026年国内185/225/275GW的总装机预测，地面电站装机规模大概率落在90-130GW区间。
发展趋势上，地面电站将加速向“风光互补”“源网荷储一体化”转型。辽宁、天津等多省市2025年新能源项目指标中，风电占比已达光伏的2-3倍，央企投资偏好从“光伏为主”转向“风光平衡”，利用风电出力曲线与电网负荷的高匹配度，提升项目整体收益稳定性。同时，大基地项目因具备规模效应与政策倾斜优势，仍将是地面电站的核心组成部分，但项目审批与投资决策将更注重效益测算与消纳保障。
（二）分布式电站：增速大幅回落，依赖新模式与政策托底
分布式电站（不含户用）2026年装机增速将出现大幅回落，但得益于政策对分布式的明确支持与新模式探索，下滑幅度小于地面电站，仍将维持一定规模体量。
峰谷电价取消是影响分布式电站的核心变量。传统分布式光伏的核心收益逻辑依赖“自发自用、余电上网”的峰谷价差套利，峰谷电价取消后，工商业用户利用光伏电力规避高峰高价电费的收益大幅降低，导致装机意愿下降。尤其对于可调节负荷企业，原本通过谷时生产、峰时利用光伏电力的套利模式失效，需重新评估光伏项目投资价值。
政策托底与模式创新将成为分布式电站的重要支撑。全国能源工作会议明确分布式光伏为重点投资方向，与2030年新能源成为主力电源的目标深度绑定。同时，绿电直连、虚拟电厂、源网荷储等新模式的探索，正在重构分布式光伏的价值逻辑——从单纯卖电转向提供稳定可控的绿色电力服务。例如，分布式光伏与储能结合后，可参与电网需求侧响应，通过调峰、备用等服务获取额外收益，缓解电价市场化带来的收益压力。
（三）户用光伏：短期承压，长期空间明确，区域分化显著
户用光伏作为分布式光伏的核心组成部分，2026年将面临短期收益承压，但长期市场空间明确，区域发展呈现分化态势。
短期来看，峰谷电价取消直接影响户用光伏的上网收益。居民户用光伏多采用“余电上网”模式，峰谷电价取消后，午间大发的余电无法享受高峰电价，平均上网电价下行，导致投资回收周期延长，部分地区的装机意愿可能受到抑制。同时，组件价格回升预期（机构预测2026年一体化组件价格或升至0.88-0.99元/W）将提高装机成本，进一步压缩收益空间。
区域分化方面，华东、华南等用电负荷高、电价水平相对较高的地区，仍是户用光伏开发重点。这些地区居民用电需求稳定，即使取消峰谷电价，“自发自用”的电费节省效应仍较明显，且经济实力较强，对装机成本的敏感度相对较低。而电价水平较低的地区，户用光伏的投资吸引力可能进一步下降，装机增长放缓。从规模预测来看，2026年户用光伏保守测算约30GW（按整体光伏装机200GW、户用占比15%估算），乐观情景下有望接近40GW，同比增速较2025年大幅回落。
四、2026年整体装机规模预测与行业展望
综合各细分领域分析，2026年国内光伏市场新增装机规模将迎来首次负增长。结合多家机构预测，保守情景下国内新增装机约185GW，中性情景215GW，乐观情景275GW，对应2025年285GW的预计装机量，同比增速分别为-35%、-26%、-4%。全球市场方面，受国内装机回落影响，2026年全球新增光伏装机预计约588GW，同比微降2%，但海外市场仍将保持稳健增长，新兴市场如中东、印度将贡献主要增量。
行业发展逻辑将从“规模扩张”全面转向“高质量发展”。136号文推动的市场化改革与“反内卷”行动（如不低于成本价销售要求、产能收并购）将加速落后产能出清，产业链整体盈利有望实现年度扭亏。光伏企业将更加注重技术创新（如钙钛矿、BC电池）与商业模式创新（如光储一体化、综合能源服务），从单纯的设备制造商向能源服务提供商转型。
五、结论
受136号文推动的电价市场化改革与峰谷电价取消双重影响，2026年国内光伏市场将告别高速增长，进入深度转型调整期，新增装机规模大概率出现首次负增长。细分领域中，地面电站因收益不确定性与企业战略转向，装机收缩最为明显；分布式电站受峰谷电价取消冲击较大，但依赖政策托底与新模式探索仍维持一定规模；户用光伏短期承压，长期市场空间明确但区域分化显著。
未来一年，光伏行业的核心主题是“反内卷”与“高质量发展”，产能出清与盈利修复将成为行业主线。对于市场参与者而言，适应市场化电价机制、提升技术竞争力、探索多元化收益模式，将是穿越行业调整周期的关键。
