2026年韩国光伏市场：政策加速转向 分布项目与本地化政策成后续观察重点

概述：光伏装机回顾与展望

韩国光伏市场在历经数年高速成长后，据 InfoLink 统计，2021 年起进入明显修正周期，2022-2025 年更是长期进入盘整周期。然而政策在近几年出现调整，能源危机让各国意识能源自主安全性的风险问题，尤其韩国进口约 97% 能源需求，其中约 70% 原油及 20% LNG 来自中东。IEEFA 数据显示韩国原油价格上涨约 50%、LNG 现货价格近乎翻倍，不仅加重了制造企业的成本压力，也让贸易收支承压。气候能源环境部率先将年装机目标从原本的“3 GW”直接拉高到“10 GW”,并规划提前至 2030 年达成 100 GW 再生能源，且提升再生能源发电占比至 20% 以上。在政策加持下，韩国光伏市场重回增长通道。InfoLink 考虑电网雍塞问题仍需时间解决，预期 2026 年实际装机落在 5-6 GW 之间，2027 年若并网与招标制度改革如期落地,有机会推升至 5.5-6.5 GW 量级。若要达到 10 GW 一年的新增装机目标,仍需仰赖去中心化双向电网建设，并保证西海岸 HVDC 高压直流电网建设如期推进。

这种变化并非单纯来自短期需求拉动，而是韩国政府透过目标上修、审批松绑、小区型项目推进，以及电网与储能投资，重新定义光伏在国家能源体系中的角色。2026 年的关键不在只是新增多少装机，而是光伏的开发逻辑与竞争门坎正在同步改变。市场逐步从传统大型集中式电站，转向分布式光伏为主的发展路径，地方资源联动、社区光伏、农光互补、光储一体化等新模式成为主流。系统整合能力将成为核心竞争优势。
 

政策补贴制度现况：走向长约、竞价与分布式能源

韩国光伏补贴框架自 2018 年 FIT 退场后，现行依赖 RPS(Renewable Portfolio Standard,再生能源供给义务化制度)结合 REC 再生能源凭证加权分配，以及韩国能源署 KEA 每年举办的固定价格契约竞标形成支撑体系。发电商可透过 SMP 电价收入 加 REC 销售收入 的收益结构提高投资可见度；韩国能源署亦持续提供住宅、建筑物与地方政府安装再生能源设备的部分成本补助，要求一定规模以上的新建或扩建公共建筑导入再生能源系统；此外，2026 年 RPS 义务比例已提升至 15%，该制度仍将主导短期市场走向。

然而 KEA 的固定价格契约竞标，在 2025 年上半年招标的上限价格为 KRW 155,740/MWh，相较 2024 年的 KRW 157,307 /MWh 出现下调，设有依碳排检证等级分级加分机制 — 1 等级(≤670 kg CO₂/kW)获最高加分、3 等级(670-730 kg CO₂/kW)以上或未检证则自 2025 年起完全不予加分。因上限价低于现货市场 SMP 市场电价，企业参与意愿冷淡，反应滞销甚至部分目标流标。不过，韩国政策框架正在出现结构性调整。MCEE 已宣布 2026 年招标上限价将上修以重振企业参与。

此外，韩国规划于 2026 年底前逐步淘汰 RPS，并以竞价、长期合约与类似 CfD 的机制取代现行 SMP+REC 架构；2027 年后并网的新案场，预计将不再适用 REC，而需转向长约市场或 PPA。这代表 2026 年可能出现部分项目提前锁定既有制度的需求，今年的最后一次太阳光固定价格契约招标公告预计六月初至六月中发布，这次招标是现行制度下发电企业锁定 20 年稳定收益的最后窗口，组件采购压力将会在 2026 年下半年释放。2027 年后市场将更重视项目收益稳定性、竞价能力与开发商财务结构。

为了推行能源转型计划，政府亦推出再生能源准中央制度，在 2026 年第一季先于湖南(全南、全北)导入，以“春秋季出力削减”为条件支付额外结算金，等于把出力控制从业者损失转为部分补偿；其二为“阳光收入村庄”（Sunlight Income Village），计划将光伏收益分配给地方居民，2026 年起每年新建 500 个示范村,目标 2030 年涵盖 38,000 个农村行政单位。屋顶补贴个别补贴上限从原本 100 kW 提高到 200 kW(2025 年生效),公共停车场太阳光装设(1,000 平方米以上强制建设,最少 100 kW/案)自 2025 年 11 月 28 日强制执行，零能耗建筑(ZEB)规范持续扩展适用范围。
 

进口依赖争议与在地化生产

随着能源自主性议题日益凸显，韩国光伏产业的在地化生产讨论也再度升温。目前从中国海关数据中可以看到每年输入至韩国的光伏组件持续攀升，需注意中国组件数据采用中国海关数据，与实际装机仍存在一定时间差，货品可能进入仓储、转售、项目延期，或跨年统计。若简单对应测算，中国进口组件市占率从 2020 年开始一路攀升，2025 年数据显示中国输入组件量体已几乎涵盖韩国装机量。 

然而，韩国政策并非单纯以关税或全面本地化要求推动产业保护，而是逐步透过低碳、公共采购与财税工具提高本土厂商竞争空间。韩国自 2019 年起已在公共光伏采购与 RPS 竞标中导入组件碳足迹分级制度，低碳组件可获得较高评级与优先待遇。当前产业界普遍呼吁将 三等级的最低门坎从 730 kg CO₂/kW 上调至 710 kg/kW，并提高一等级的取得难度。具备新标准下竞争力的本土厂家屈指可数,主要为 现代、韩华 Q cells、Hansol 等。然而中国头部厂如隆基已成功取得碳检证，业界担忧以现行门坎设计，使制度形同虚设。

李在明政府在光伏政策上面临两难抉择：一方面，为完成 2026 至 2030 年光伏装机扩容目标，韩国需要维持本土光伏产品与中国组件的价格差距；另一方面，按照 “气候技术产业国家战略化” 的规划，本土光伏产业又亟待政策扶持。2026 年 3月 20日修订版本中，韩国透过《租税特例限制法》第 24 条下的统合投资税额抵减制度，将碳排放量低于 655 kg CO₂/kW 的光伏组件制造设施，且范围涵盖多晶硅、硅片、电池与组件设备。此举并非单一光伏补贴法案，而是透过税制优惠支持低碳组件制造、本土供应链与高效率产品发展。2026 年下半至 2027 年韩国有望出现政策调整动作：

1. 碳检证等级阈值上修

2. 招标加分大幅提升 一等级组件权重

3. 公共部门采购 强制使用 一等级组件

4. 仿照美国 FEOC 机制,对涉及新疆/特定中国产地的组件提出更严格揭露要求。

可预期本土化需求的增长集中在三类项目：一是公共采购、小区型光伏与政策性项目；二是对低碳足迹、供应链透明度或韩国制造有要求的企业 RE100 与 PPA 项目；三是高效率、高可靠度或 BIPV 等具有差异化需求的屋顶与建筑场景，预估这将本土制造厂家重新打开 2026-2027 年的内销窗口。但对一般大型案场而言，若无明确政策加分或本地化要求，进口 TOPCon 组件仍具成本优势。
 

产品趋势：78pcs TOPCon 短期仍为主流，BC 将先从高价值场景切入

就产品规格而言，韩国市场目前主流仍以 78pcs 的微矩形 TOPCon 组件为主。相较于单纯追求大尺寸化，韩国市场对产品适配度、安装便利性、认证完整度与系统设计延续性更为敏感，尤其大量中小型、屋顶型与 1 MW 以下案场，对既有支架、逆变器匹配与施工习惯依赖较高。此外 KS 认证尚须时程取得，第三代 TOPCon 产品的进入恐需等待至明年。因此，2026 年韩国主流版型预计不会快速大幅切换第三代 Topcon 产品，78pcs TOPCon 仍将维持主要出货地位。

BC 产品的渗透在 2026 年明显加速，目前推广 66 版型为主，逐步在屋顶工商、BIPV、公共建筑与面积受限的高效率场景中增加能见度。由于韩国政策开始同时强调低碳、高效率与本地产业竞争力，BC、HJT、0BB 与未来迭层电池等技术更容易在高端市场取得溢价空间。韩国 2025–2034 年能源技术发展计划已将次世代光伏列为重点，并设定未来五年内推动迭层电池商业化，目标约 35% 电池效率与 28% 组件效率，同时推进 BIPV、浮动式与农光互补等应用。
 

总结：韩国市场进入政策驱动的结构调整期

整体来看，韩国光伏市场正由过去相对温和的 RPS 驱动模式，转向以能源安全、产业政策、分布式能源与低碳制造为核心的新阶段。当前的新增装机显示市场已有回温迹象，但距离 2030 年政策目标仍有明显缺口。2026-2027 年将是韩国市场能否从政策宣示转向实质放量的关键观察期。

对组件厂而言，韩国市场后续竞争不只在价格，而是在“场景适配”与“政策适配”。进口厂商仍需维持组件价格优势，并加快 KS 认证、低碳数据、耐候性与浮动式/屋顶应用规格；本土厂商则应利用低碳制造、公共采购、BIPV 与高效率产品建立差异化。若 2027 年后竞价与长约制度取代 REC，组件选型将更直接反映 LCOE、发电表现、可靠度与融资可接受度，而非单纯以初始组件价格决定。