我国光伏发电新增装机和累计装机容量已连续多年稳居全球首位。据国家能源局数据，截至2025年底，全国太阳能累计发电装机容量达12亿千瓦，同比增长35.4%。随着装机规模的高速增长、设备技术迭代，叠加早期投运的光伏项目陆续达到设计寿命，我国光伏产业正逐步进入退役窗口期。据中国物资再生协会风光设备循环利用专业委员会(以下简称“风光专委会”)测算，2025年全国光伏组件累计退役量已达10吉瓦，预计到2030年累计退役30吉瓦，2035年累计达148吉瓦。
退役高峰将至，海量光伏组件将从发电端转向处置端。从资源属性看，一块晶硅光伏组件中约含70%的玻璃、10%的铝边框、10%的硅材料，以及银、铜、锡等有价金属，回收再利用价值显著;从环境属性看，部分早期组件采用含铅焊带、含氟背板等部件，若处置不当，存在重金属渗漏和有机物释放的潜在风险。资源回收与环境安全双重驱动下，构建规范化退役组件回收体系已刻不容缓，但经济性、回收网络、标准体系等方面的制约因素亟待破除。
制度体系日趋完善，规范回收产业基础持续夯实
近年来，国家层面持续筑牢顶层制度体系，地方结合产业实际开展差异化探索，处置产能与技术能力稳步提升，为规范回收利用、健全回收体系奠定了阶段性基础。
在顶层设计层面，制度体系加快完善，目前已形成覆盖产业引导、技术规范、法律责任的多维制度体系。2026年3月，工业和信息化部等六部门印发《关于促进光伏组件综合利用的指导意见》，明确到2027年光伏组件综合利用量累计达25万吨的目标，并对规范回收渠道、完善回收体系作出全面部署。生态环境部发布的《废光伏设备回收处理污染控制技术规范》于3月1日正式实施，对废光伏设备拆卸、收集、运输、贮存、拆解、综合利用和处置过程中的污染控制提出技术要求。2026年8月15日实施的《中华人民共和国生态环境法典》，以法律形式明确光伏发电建设运营企业的退役组件循环利用与无害化处置法定责任。
在国家制度体系加快完善的同时，各地在光伏组件回收领域的地方实践探索已先行展开。浙江嘉兴依托完整光伏产业链，打造“电站技改焕新+组件智能回收+材料循环再生”一体化闭环模式，探索分布式光伏分散归集的有效路径。青海依托集中式电站集聚优势，以省级重点研发计划推动建成晶硅组件回收中试线并投入运行，探索就近回收处置路径。河北就修订再生资源回收管理规定公开征求意见，拟将退役组件纳入分类管理与溯源体系，从地方制度层面完善回收管理框架，各地回收利用的实践持续深化。
伴随政策落地与市场预期升温，产业处置格局加速构建，矿冶、材料、能源、制造等不同背景企业加速布局光伏回收赛道，合规产能规模稳步扩张。截至2026年8月，风光专委会发布的行业推荐名录涵盖26家循环利用企业，其中开展光伏组件回收处置的企业近20家，产能主要集聚于中东部地区，西北等集中装机区域布局相对偏少。但与此同时，行业内仍存在大量非正规拆解主体，据行业调研测算，全国此类主体达上百家，广泛分布于各省份，部分产业集聚省份数量超10家。这类主体缺乏合规环保投入，运营成本偏低，常以抬高收购价的方式抢占货源，不仅扰乱了流通市场定价秩序，还带来了环境污染隐患。
产业布局扩张的同时，技术支撑能力持续增强，为规范回收体系的高质量运转提供了关键保障。目前物理拆解工艺已实现规模化应用，铝边框、玻璃回收率分别超95%、90%，行业综合回收率稳定突破90%。热解分离技术进入示范推广阶段，高值组分提取能力显著提升，为硅、银等高价值材料的梯级提取提供了新路径。湿法提纯技术处于研发中试阶段，凭借组分精准分离与高纯再生优势，未来有望实现再生硅料纯度向光伏级突破。需要指出的是，当前行业也正在探索多技术融合与智能化的回收工艺，单一技术路线的局限性正通过多工艺融合逐步破解。
退役潮来临，三重挑战亟待破解
在政策引导下，我国退役光伏组件处置能力日益提升，但从组件报废到进入合规产业线这一关键环节，仍面临经济性不足、回收网络不畅、标准体系不健全等挑战。
一是经济性困境制约回收体系可持续运转。行业调研显示，正规回收企业因环保设施与规范工艺投入，单吨组件处理成本为500~700元;而无资质拆解主体通过煅烧、简易拆解等粗放方式提取金属，且未落实环保责任，单吨成本低至300元左右，两者差距显著。从运输端看，行业内组件回收具备经济性的运输距离一般在500~600公里范围内，超出后运输成本将大幅攀升，叠加组件中玻璃占比高、长途运输易破损，进一步放大合规处置的成本劣势。从收益端看，铝边框、玻璃等材料回收价值有限，硅、银等高价值成分受工艺约束导致再生材料纯度不及原生料，议价空间有限。成本高企与收益偏弱的双向传导，导致合规渠道报价缺乏竞争力，市场化循环的内生动力不足，难以支撑规范化回收体系的可持续运转。
二是回收网络布局失衡导致退役组件回收渠道受阻。退役潮临近，回收网络在货源组织与产能配置上的不协调愈发凸显，主要体现在跨区域流转、分布式光伏归集、集中式光伏释放三方面。在跨区域流转上，我国西北、华北等地分布大量的集中式光伏电站，而回收处置产能多聚集在中东部，长距离运输降低运行效率。在分布式光伏归集上，户用及工商业光伏布局点位分散、单体装机规模小，退役货源碎片化特征明显，叠加责任不清晰、统一交易平台缺乏，大量组件易流入非正规渠道，制约产业规范化发展。在集中式光伏释放上，电站多属国有固定资产，报废处置需履行国资审批程序，周期长、环节多，退役组件批量释放滞后，回收网络缺乏稳定的规模化货源支撑。
三是标准体系不健全制约全流程规范化管控。在标准制定层面，推荐性国家标准《光伏组件报废技术要求》(GB/T45922—2025)已于2026年1月1日实施，但其适用范围目前仅限于建筑场景的光伏组件，覆盖全场景的强制性报废标准尚未出台，功率衰减阈值、安全性能判定等缺乏统一规范。同时，拆解工艺、再生料质量分级及再生产品应用等环节标准仍不完善，难以支撑全流程规范化管控。在落地执行层面，正规处置主体准入白名单制度尚未全面推行，报废检测判定规程、拆解工艺合规性核验、再生料质量分级认证等配套文件仍不完善，导致标准落地缺乏可操作的执行依据。
多维度发力，破解规范处置难题
破解当前困局，需以成本管控与技术赋能突破经济性瓶颈，以布局优化与网络建设畅通回收渠道，以多部门协同健全标准体系，在组件退役初期筑牢产业规范发展基础，为迎接规模化退役潮做好准备。
一要强化成本管控与技术赋能。建议建立市场化回收费用分担机制，研究设立退役光伏组件回收专项基金，鼓励地方结合实际对合规的回收企业给予税费减免、产能补贴等支持，对冲环保设施与规范工艺的刚性投入。支持高效低损拆解、高值组分提纯等关键技术研发与产业化应用，推广模块化集装、缓冲防护等运输降损技术，降低单位处置和运输成本。推动再生硅、再生银等高值组分规模化应用，以技术进步拓展下游应用场景、提升再生产品增值空间，增强产业市场化循环内生动力。
二要优化产业布局与完善回收网络。统筹退役组件资源分布与处置产能布局，在西北、华北等集中式电站集聚区规划建设区域归集中心，优化跨区域运输组织，降低长距离运输成本与玻璃损耗。搭建全国统一的退役光伏组件信息交易与溯源平台，整合供需信息，破解分布式光伏货源碎片化的归集难题。优化国有电站资产报废管理机制，明确分级审批权限、压缩办理时限，推动退役组件有序释放，保障合规货源稳定流入正规处置渠道。
三要健全标准体系与管理机制。加快完善光伏组件报废判定标准体系，推动全场景报废技术要求制定，统一功率衰减、安全隐患判定核心指标，推动完善拆解工艺管控、再生料分级应用专项标准，补齐全链条技术标准短板。完善光伏退役管理配套细则，建立全国统一的正规处置主体白名单管理制度，明确集中式与分布式光伏退役程序、组件交售要求、责任落实路径。
