历经数十年发展，我国光伏已从政策驱动迈入市场主导的成熟期，但顶层规划仍是牵引行业增长的核心力量。截至目前，全国 27 个省区市已发布 “十五五” 规划纲要，累计明确新增风光装机规划达787.79GW，黑龙江、西藏、吉林等五省区规划增量甚至超过 “十四五” 累计装机规模。拆解来看，未来五年增量市场主要集中在三大领域：
1.“十大基地” 领衔，西北西南成陆上主力
顶层规划明确打造 “十大清洁能源基地”，涵盖六大 “沙戈荒” 新能源基地与四大西南水风光基地，三北六省（蒙、青、宁、甘、晋、陕）及西南四省（藏、云、贵、川）成为核心承载区。
内蒙古领跑三北：作为承接 “沙戈荒” 基地最多的省份，规划建设库布其等 6 大新能源基地，目标 2030 年底新能源装机达 3.25 亿千瓦，“十五五” 期间风光新增装机约 155GW。
西藏主导西南增量：依托水能资源与 “西电东送” 战略，布局藏东南流域、澜沧江上游 2 大水风光基地，规划新增清洁能源装机约 47GW。
2.沿海省市发力，海上风光成新增长曲线
陆上优质资源日趋稀缺，海上光伏与风电凭借不占耕地、光照稳定、靠近东部负荷中心的优势，成为沿海省份布局重点。浙江、福建、江苏等 10 个沿海省市将海上新能源定为增量核心，规划千万千瓦级基地：
山东：打造半岛海上风电基地，冲刺超亿千瓦级清洁能源基地；
江苏：建设 “海上三峡”，推进海上风电与光伏联合开发；
浙江：加快嵊泗、苍南等海上项目，谋划深远海风电，目标风电装机超 30GW。
顶层规划明确，“十五五” 末我国海上风电累计装机将突破 1 亿千瓦，深远海风电成为重点发力方向。
3.分布式光伏转型，存量市场挖潜补增量
受 “136 号文” 等政策影响，分布式光伏进入格局重构期，短期收益承压但长期仍是装机增量的重要补充中国政府网。零碳园区、虚拟电厂、绿电直连等新模式加速落地，推动分布式从 “规模扩张” 向 “高效消纳” 转型，成为集中式基地之外的关键增量支撑。
1.电价市场化落地，“负电价” 挤压盈利空间
2025 年起，新能源电价全面推行市场化改革，“136 号文” 允许电价在 - 0.1 元 /kWh 至 1.1 元 /kWh 区间波动，辽宁等省已落地 “负电价” 机制。光伏边际成本趋近于零，在电力过剩时优先并网，极易触发负电价 —— 发电企业不仅无收益，还需倒贴费用上网。尽管有差价结算兜底，但市场严重失衡时，补偿难以覆盖盈利缺口，项目收益预期大幅下调。
2.消纳矛盾加剧，弃光限电拉低项目价值
当前行业最突出的矛盾，是 “产能过剩” 与 “消纳不足” 的对立 。光伏的间歇性、波动性对传统配电网形成冲击，多地电站因电网承载力不足无法并网或受限出力：2025 年全国光伏发电利用率为 94.8%，西北部分省份限电率超 10%，个别地区高达 35%；2026 年 1-2 月利用率进一步降至 94.3%、90.8%，消纳压力持续加大人民日报。虽有甘肃午间绿电消纳、安徽分布式调节补偿等试点，但全国层面电网改造成本高、跨省调度机制不完善，短期难破局。
3.税负压力陡增，成本高企倒逼项目搁浅
如今税收已取代生态红线，成为光伏项目投资的最大风险点。通威集团刘汉元测算，光伏项目税负率按租赁面积算高达 40%-45%，按阵列面积算 25%-30%，即便按投影面积算也有 10%-15%，不含滞纳金。各地税务监管趋严，追缴力度加大：银川市抽查 102 户光伏企业，64% 需补缴耕地占用税与土地使用税，单笔最高达 1.26 亿元；协鑫新能源 2025 年下半年计提税务补偿拨备 2.78 亿元。执行口径不统一、成本不可控，导致不少项目 “建成即亏损”。
多重压力下，光伏项目内部收益率（IRR）普遍降至 5%-6%，而央国企投资底线多为 7%，即便大唐、华电等企业下调至 6.5%，仍有大量项目不达标。为控制风险，开发商只能严控新增投资、压低组件成本，而上游硅料、银浆涨价与下游预算收紧形成两难，进一步挤压全产业链利润。
这意味着，光伏行业的竞争逻辑已彻底改变：不再是比拼装机规模的 “速度战”，而是比拼可持续盈利的 “价值战”。正如国家发改委能源研究所时璟丽所言，36 亿千瓦装机目标只是起点，唯有能盈利的玩家，才能真正参与这场长期盛宴。
“十五五” 光伏的 780GW 蓝图，承载着能源转型与产业增长的双重期待；而开局装机的跳水，则暴露了转型期的现实挑战。理想与现实的鸿沟面前，行业需摒弃 “规模至上” 的旧思维，在电价、消纳、税负三重约束下，精算每一度电的收益与安全。未来五年，光伏市场的 “星辰大海” 不会自动到来，唯有穿越阵痛、实现高质量发展，才能让规划蓝图真正落地。
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