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2025年，时值中国“十四五”规划收官与“十五五”蓝图谋划的交汇点，光伏行业在“双碳”目标的持续推进与新型电力系统加速构建的背景下，迈入了深度调整与战略升级的关键一年。
面对复杂的市场环境，国家政策精准发力，从顶层设计、市场机制、技术规范到应用场景，出台了一系列纲领性与操作性兼具的重磅文件。这些政策不仅旨在引导行业从规模扩张转向高质量发展，更着力于破解消纳瓶颈、治理无序竞争、鼓励技术创新，并大力推动新能源与数字化、智能化的深度融合。
这一年，光伏行业的政策框架更加系统，发展路径更加清晰，为产业在下一发展阶段的行稳致远奠定了坚实的制度基础。
在顶层设计层面，2025年的政策直指行业发展的底层逻辑，推动光伏从“补充能源”向“主体能源”角色转变，并完成电价市场化改革。
标志性的《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）明确，自2025年6月1日起，新增光伏项目全面进入电力市场，电价由市场竞争形成。此举宣告了光伏平价上网后“市场电价”新时代的正式来临。这一根本转变，促使光伏项目必须更关注电网需求、提升发电质量，并主动参与市场，改变了行业的发展和运营逻辑。
《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》首次提出，预计到2030年，“集成融合发展”将成为新能源的主导模式。政策鼓励光伏从单一电站开发转向“源网荷储”一体化、多能互补的综合能源服务，标志着行业价值挖掘进入系统化、协同化的新层次。
《关于推进煤炭与新能源融合发展的指导意见》提出在传统能源基地培育新能源产业。这不仅是保障能源安全与推动绿色转型的战略平衡，更旨在推动新老能源协同发展：利用矿区空间发展光伏风电，同时发挥煤电的支撑调节作用，共同构建稳定可靠的电力供应体系，为我国能源安全提供“双保险”。
国家发展改革委、国家能源局印发的《能源规划管理办法》，为即将到来的“十五五”能源发展制定了“规矩”。该办法规范了能源规划从编制、审批、实施到评估、调整的全生命周期管理，强调了规划间的衔接与刚性约束。这意味着未来光伏等新能源的发展目标、布局和重大项目，将被更严密地纳入国家统一的能源规划体系，行业长期发展的稳定性和可预期性将显著增强。
针对分布式光伏发展中的消纳瓶颈与商业模式单一的痛点，2025年政策通过强制约束、机制创新和载体建设，多路并进激活市场微观活力。
年初印发的《分布式光伏发电开发建设管理办法》 ，是对分布式光伏快速发展现状的及时响应与规范。它首次在国家层面明确了分布式光伏按自然人户用、非自然人户用、一般工商业和大型工商业四种类型进行分类管理，并鼓励多元主体投资。这一办法为地方政府和电网企业提供了清晰的备案、接入和管理依据，旨在促进分布式市场在规范中壮大，在有序中繁荣，是释放分布式潜能的基础性制度保障。
《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳》的通知，明确就近消纳项目新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%、2030年起新增项目不低于35%的刚性要求，强力引导分布式光伏真正贴近负荷、高效利用，从源头缓解电网压力，保障健康发展。
《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》开创了新能源不接入公网、通过专线直供单一用户的“点对点”新模式，为工业园区、大型企业获取可溯源、低成本的绿色电力提供了创新解决方案。同时，这一模式能为出口型企业提供清晰的绿电消费凭证，有效辅助其应对欧盟碳边境调节机制等国际绿色贸易壁垒，提升产品国际竞争力。
首份国家级《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》出台，旨在将海量分布式光伏、储能、柔性负荷等“碎片化”资源聚合，形成可参与电网调度和电力交易的虚拟实体，极大提升了分布式资源的整体市场价值与系统调节能力。
政府工作报告明确“建立一批零碳园区、零碳工厂”，《工业园区高质量发展指引》细化要求推进分布式光伏与储能一体化布局。园区作为产业集聚区，正成为推动分布式光伏规模化、智能化、场景化应用的核心试验场和增长极。
面对部分环节产能过剩与无序价格竞争，2025年政策通过提升技术门槛、规范市场秩序和构建全生命周期标准，推动行业从“内卷”转向“内升”。
国家标准委发布关于征求《硅多晶和锗单位产品能源消耗限额》征求意见稿，将硅料、拉棒、切片等关键环节的能耗限额显著提升，严于此前行业预期。此举旨在利用能效标尺加速淘汰落后产能，倒逼全行业进行技术革新与能效提升。
国家发展改革委、市场监管总局发布专项公告，明确将对价格无序竞争行为进行告诫、成本调查乃至依法查处，彰显了监管部门维护公平健康市场秩序、保护技术创新与产品质量投入的决心。
四部门《关于推进能源装备高质量发展的指导意见》在要求提升光伏装备质效水平的同时，前瞻性地提出建立光伏设备退役废弃产品回收标准规范，开始布局产业末端的绿色循环，推动光伏产业向全生命周期低碳化迈进。
将人工智能确立为提升新能源产业核心竞争力的关键引擎，是2025年政策的一大亮点。
《关于推进“人工智能+”能源高质量发展的实施意见》针对新能源出力波动性与间歇性的问题，加快在高精度功率预测、电力市场、场站智慧运营、新能源规划、项目后评价等方向的人工智能应用，持续推动新能源关键材料及产品不断迭代和创新，推动复杂场景及转折性天气下功率预测大模型在更小尺度、更高精准度方向发展，支撑广域新能源资源协同优化，促进偏远地区新能源场站智能运维发展，打造“气象预测+功率预测+智慧交易+智能运维”一体化新能源智能生产模式，全力支撑新能源稳定供给。
五部门联合征集智能光伏典型案例，旨在发掘和推广融合5G、大数据、AI等技术的智能化项目，通过标杆效应加速AI技术与光伏全产业链的渗透与融合。
确保光伏发电“发得出、送得走、用得掉”，始终是政策关注的重心。2025年，责任机制与市场工具得到进一步完善。
政策从“硬约束”与“强激励”两端同时着手，为绿电消纳打开广阔市场空间。一方面，《关于2025年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》对钢铁、水泥、数据中心等重点行业设定了具体的绿电消费比例要求，形成刚性的市场需求。
另一方面，《节能降碳中央预算内投资专项管理办法》提供了直接的资金支持，明确通过中央预算内投资，引导和支持重点行业、工业园区及城乡居民实施燃煤清洁替代与清洁能源改造。这一“考核+投资”的组合拳，旨在从源头扩大全社会对绿色电力的实际消费。
国家能源局发布公开征求《分布式电源接入电力系统承载力评估导则（征求意见稿）》意见的通知，使配电网对分布式光伏的接入能力评估与管理更加科学、透明，为有序开发和电网安全稳定运行提供了关键的技术依据。
国家发展改革委印发《关于印发输配电定价成本监审办法、省级电网输配电价定价办法、区域电网输电价格定价办法和跨省跨区专项工程输电价格定价办法的通知》，明确抽水蓄能、新型储能等成本不得计入输配电价，并引入容量电价机制，探索跨省区输电两部制电价。这些调整有助于厘清各环节成本，降低新能源跨区交易的门槛，提升其在更大范围内优化配置与高效消纳的经济可行性。
纵观2025年，光伏政策呈现出“系统重构、精准施策、融合发展、智能驱动” 的鲜明特征。政策不再单一地推动光伏装机增长，而是将其置于新型电力系统、能源整体转型和数字经济的大局中进行谋划。从根本性的市场机制改革，到激发分布式潜能的微观创新，再到治理乱象和拥抱人工智能，一套组合拳正在引导中国光伏行业穿越周期，迈向以技术、质量、系统价值和绿色效益为核心竞争力的高质量发展新阶段。
政策的密集落地与持续深化，为产业未来发展奠定了坚实基础，预示着 “十五五”期间，光伏市场将在更加规范、理性且充满创新活力的轨道上行稳致远。
1月17日，国家能源局发布关于印发《分布式光伏发电开发建设管理办法》的通知。文件提出，鼓励符合法律规定的各类电力用户、投资企业、专业化合同能源服务公司、自然人作为投资主体，依法依规开发建设和经营分布式光伏发电项目。分布式光伏发电分为自然人户用、非自然人户用、一般工商业和大型工商业四种类型。
2月9日，国家发展改革委、能源局发布《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》。文件提出，新能源项目（风电、太阳能发电）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。坚持分类施策，区分存量项目和增量项目，建立新能源可持续发展价格结算机制，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。
2月17日，工业和信息化部等八部门印发《新型储能制造业高质量发展行动方案》。文件提出，推动“光伏+储能”系统在城市照明、交通信号、农业农村、公共广播、“智慧车棚”等公共基础设施融合应用，鼓励构建微型离网储能系统。发展个性化、定制化家用储能产品。
3月5日，国务院总理李强在政府工作报告中提出，积极稳妥推进碳达峰碳中和。扎实开展国家碳达峰第二批试点，建立一批零碳园区、零碳工厂。加快构建碳排放双控制度体系，扩大全国碳排放权交易市场行业覆盖范围。开展碳排放统计核算，建立产品碳足迹管理体系、碳标识认证制度，积极应对绿色贸易壁垒。加快建设“沙戈荒”新能源基地，发展海上风电，统筹就地消纳和外送通道建设。开展煤电低碳化改造试点示范。规划应对气候变化一揽子重大工程，积极参与和引领全球环境与气候治理。
3月18日，国家发展改革委等五部门发布《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》。意见指出，明确绿证强制消费要求。依法稳步推进绿证强制消费，逐步提高绿色电力消费比例并使用绿证核算。国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例在80%基础上进一步提升。在有条件的地区分类分档打造一批高比例消费绿色电力的绿电工厂、绿电园区等，鼓励其实现100%绿色电力消费。
4月2日，中共中央办公厅、国务院办公厅发布关于完善价格治理机制的意见。文件提出，完善新能源就近交易价格政策，优化增量配电网价格机制。健全跨省跨区送电市场化价格形成机制。加快完善电网代理购电制度，推动更多工商业用户直接参与市场交易。
4月11日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（以下简称《意见》），这是我国首份针对虚拟电厂的国家级专项政策。《意见》作为我国第一份针对虚拟电厂的国家级专项政策，将为系统推进虚拟电厂规范化、规模化、市场化、常态化发展提供重要指导。
5月21日为贯彻落实党的二十届三中全会精神和党中央、国务院关于完善新能源消纳和调控政策措施的决策部署，探索创新新能源生产和消费融合发展模式，促进新能源就近就地消纳，更好满足企业绿色用能需求，依据《中华人民共和国能源法》等有关法律法规，制定本通知。本文所指的绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给绿电，可实现供给电量清晰物理溯源的模式。
以6月1日为节点，《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）对光伏项目存量和增量进行区分。6月1日以前投产的存量项目，通过开展差价结算，实现电价等与现行政策妥善衔接；6月1日及以后投产的增量项目，纳入可持续发展价格结算机制，机制电价通过市场化竞价确定，初期竞价上限参考成本收益，下限避免无序竞争。
国家发展改革委：重磅！2025、2026年可再生能源电力消纳责任权重公布！
7月2日，《关于2025年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》印发，下达2025年、2026年可再生能源电力消纳责任权重和重点用能行业绿色电力消费比例。文件明确，在电解铝行业基础上，2025年增设钢铁、水泥、多晶硅行业和国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例。
8月13日，国家能源局发布公开征求《分布式电源接入电力系统承载力评估导则（征求意见稿）》意见的通知。 该文件根据能源领域行业标准制修订计划，由原《分布式电源接入电网承载力评估导则》（DL/T 2041-2019）修订而成，规定了分布式电源接入电力系统承载力的总体要求，系统级与设备级承载力计算、结果校核、可开放容量评估与等级划分等内容，并提出了承载力提升措施要求，适用于相关承载力计算及可开放容量评估。
9月8日，国家发展改革委、国家能源局联合发布的《关于推进“人工智能+”能源高质量发展的实施意见》指出，针对新能源出力波动性与间歇性的问题，加快在高精度功率预测、电力市场、场站智慧运营、新能源规划、项目后评价等方向的人工智能应用，持续推动新能源关键材料及产品不断迭代和创新，推动复杂场景及转折性天气下功率预测大模型在更小尺度、更高精准度方向发展，支撑广域新能源资源协同优化，促进偏远地区新能源场站智能运维发展，打造“气象预测+功率预测+智慧交易+智能运维”一体化新能源智能生产模式，全力支撑新能源稳定供给。
9月12日，工业和信息化部、市场监管总局、国家能源局印发《电力装备行业稳增长工作方案（2025—2026年）》。文件明确，扩大国内有效需求。依托能源领域重大工程项目，稳定电力装备需求。加快推进陆上大型风电光伏基地，推动海上风电规范有序建设，积极推进风电和光伏发电分布式开发、水风光一体化开发。
国家发展改革委、国家能源局：2027新型储能装机180GW，印发新型储能规模化建设专项行动方案
9月12日，国家发展改革委、国家能源局印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》的通知。行动方案指出，2027年，全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元，新型储能技术路线仍以锂离子电池储能为主，各类技术路线及应用场景进一步丰富，培育一批试点应用项目，打造一批典型应用场景。
9月12日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳》的通知。文件明确，就近消纳项目电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧，新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%、2030年起新增项目不低于35%。
9月16日，国家标准委发布关于征求《硅多晶和锗单位产品能源消耗限额》等3项强制性国家标准（征求意见稿）意见的通知。征求意见稿于2025年11月15日前收集意见，预计年内或有望发布。新的标准征求意见稿的主要变化：硅料：一、二、三级能耗分别为5、5.5、6.4kgce/kg，较此前预期5、6、7.5kgce/kg显著收紧。2024年行业平均电耗为6.69kgce/kg。拉棒：一、二、三级能耗分别为2.27、2.37、2.76kgce/kg，2024年行业平均拉棒电耗为2.74kgce/kg。切片：一、二、三级能耗分别为6760、7370、9590kgce/百万片，2024年行业平均切片电耗为9704kgce/百万片。
9月22日，国家能源局、工业和信息化部、国务院国资委、市场监管总局联合发布了《关于推进能源装备高质量发展的指导意见》。针对可再生能源发电和综合利用装备，该意见提出，突破高效晶硅—钙钛矿叠层及异质结、背接触等光伏组件技术，研制高效光伏系统、高压组串式逆变器等关键装备，满足新型电力系统下光伏系统安全高效发电需求。突破高效率、低成本30万千瓦级光热发电成套技术装备，进一步提升光热发电效率与达产水平。
9月22日，工业和信息化部 国家发展改革委关于印发《工业园区高质量发展指引》的通知，《通知》提出推进园区绿色低碳转型：实施综合能效提升工程，加快分布式光伏、分散式风电、多元储能一体化布局，推广源网荷储一体化和多能互补；加强能源梯级利用与余热余压回收，建设智慧能源管理平台，参与绿电交易与绿证、碳足迹管理；完善充电基础设施，推动重卡等场景电动化，发展氢电耦合等新型储能；培育绿色工厂和供应链，创建绿色低碳示范园区，推动工业碳达峰碳中和。
9月30日，国家发展改革委、国家能源局发布关于印发《能源规划管理办法》的通知。《办法》围绕能源规划编制、实施、评估、调整等全周期管理，从严格编制目录清单管理、规范规划编制和审批要求、强化规划衔接有关要求、明确规划实施和调整机制等方面，规范了能源规划制度体系。
10月9日，国家发展改革委、市场监管总局发布《关于治理价格无序竞争 维护良好市场价格秩序的公告》。公告提出对涉嫌价格无序竞争的经营者进行提醒告诫，要求其自觉规范价格行为，严守价格竞争底线。对提醒告诫后仍未规范价格行为的经营者予以重点关注，必要时开展成本调查、价格监督检查，发现价格违法违规问题的，依法予以查处。
10月13日，国家发展改革委发布关于向社会公开征求《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法（征求意见稿）》意见的公告。文件指出，本办法适用于能源用户可再生能源消费最低比重目标和省级行政区域可再生能源电力消纳责任权重的制定、监测和考核。其中，可再生能源非电消费最低比重目标可通过可再生能源供暖（制冷）、可再生能源制氢氨醇等综合利用、生物质能非电利用等方式完成。
10月14日，国家发展改革委印发《节能降碳中央预算内投资专项管理办法》的通知。通知指出，支持电力、钢铁、有色、建材、石化、化工、机械等重点行业节能降碳改造。支持以工业园区、产业集群为载体整体部署并规模化实施的节能降碳改造。支持供热、算力等基础设施节能降碳改造。支持中央和国家机关节能降碳改造。煤炭消费清洁替代项目。支持煤电机组和煤化工项目低碳化改造。支持食品、烟草、纺织、造纸、印染等行业燃煤锅炉、工业窑炉，实施清洁能源替代。支持城乡居民采用地热能、生物质能供暖。
国家能源局于10月28日制发、11月7日正式发布《关于推进煤炭与新能源融合发展的指导意见》。文件指出，立足煤炭矿区资源基础，大力发展光伏、风电等新能源，有序推进清洁能源替代。通过延伸产业链与建立煤电与新能源协同发展机制，推动行业绿色转型。到“十五五”末，形成成熟的矿区新能源产业模式，显著提升电能替代与新能源渗透率，建成一批清洁低碳矿区，增强煤炭行业的绿色可持续发展动能。
11月10日，国家发展改革委、国家能源局发布了《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》。文件指出，预计到2030年，基本建成协同高效的多层次新能源消纳体系，确保新能源电力顺利接入、多元应用与高效运行，使新增用电需求主要依靠新能源发电满足。新型电力系统的适配与调节能力将显著增强，消纳机制更趋完善，跨省区交易更为顺畅。
11月12日，国家能源局发布了《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》。文件提出，预计到2030年，集成融合发展将成为新能源领域的主导模式。新能源的可靠替代能力与市场竞争力将实现显著跃升，不仅能有力推动经济社会全面绿色低碳转型，也将为推进中国式现代化提供更为坚实、安全的绿色能源保障。
11月27日，国家发展改革委印发《关于印发输配电定价成本监审办法、省级电网输配电价定价办法、区域电网输电价格定价办法和跨省跨区专项工程输电价格定价办法的通知》，明确抽水蓄能、新型储能等成本不得计入输配电成本。修订引入容量机制，对新能源就近消纳实行单一容量制电价，并对清洁能源跨省工程探索两部制电价，以降低新能源交易成本，促进消纳。同时，新办法通过优化成本参数推动电网企业降本增效，并保障电力系统安全。
12月17日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于印发〈电力中长期市场基本规则〉的通知》（发改能源规〔2025〕1656号），其中提到，除执行政府定价的电量外，电力中长期市场的成交价格应当由经营主体通过市场形成，第三方不得干预。 对直接参与市场的经营主体取消分时电价管控，电网代理购电用户的峰谷时段与价格浮动由政府根据现货价格统筹优化，月内等短周期交易限价应逐步向现货交易限价靠拢。
12月18日，工业和信息化部办公厅、住房和城乡建设部办公厅、交通运输部办公厅、农业农村部办公厅、国家能源局综合司发布《关于征集智能光伏典型案例的通知》。文件指出，应用智能光伏产品，融合5G通信、大数据、互联网、人工智能等新一代信息技术，为用户提供智能化光伏服务的项目。
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