2026年中国发电行业发展总趋势
发布时间：2026-01-14
来源：风储氢能量站
2026年作为“十五五”规划开局后的关键一年，发电结构将迎来深刻变革，新能源持续领跑，传统电源加速转型，市场机制不断完善。基于权威机构数据与政策导向，给出2026年全年发电行业的趋势与数据预测。
2026年全国发电总装机容量预计突破35亿千瓦，较2023年底的29.2亿千瓦增长19.9%，三年复合增长率达6.3%。其中，非化石能源装机占比将首次攀升至58%，较2023年的52.3%提升5.7个百分点，逐步逼近2030年“新能源发电装机比重超50%”的目标。
2026年各电源新增装机预测：
——风电+光伏：合计新增约300GW，虽同比略有回落，但仍占全年新增装机的68.5%，延续主导地位；
——火电：新增约103GW，同比增长12%，仍处投产高峰期，以支撑电力系统稳定；
——水电：新增22.5GW，抽水蓄能为主要增量，全年抽水蓄能装机将突破7000万千瓦；
——核电：新增12GW，实现倍增式增长，累计装机将突破7000万千瓦，占比提升至2.5%-3%。
新能源仍是2026年发电行业增长的核心引擎，国家能源局明确全年新增风电、太阳能发电装机2亿千瓦以上的硬目标，占风光年度新增装机的66.7%以上。两大细分领域呈现差异化发展特征：
1. 光伏发电：分布式主导，N型电池成主流
2026年光伏累计装机将突破10亿千瓦，其中分布式光伏占比将从2023年的73.5%进一步提升至78%，户用光伏仍是增长主力。技术层面，N型电池（TOPCon、HJT）产能占比将超65%，较2023年的30%实现翻倍增长，推动系统投资成本从3.5元/瓦降至2.8元/瓦，度电成本跌破0.2元/千瓦时。出口市场持续发力，逆变器等辅材出口占比将提升至45%，带动相关产业链规模达2800亿元。
2. 风电：深远海加速落地，陆上效率优化
风电累计装机将突破6亿千瓦，其中海上风电是核心增量，全年累计装机达6000万千瓦，较2023年的805万千瓦增长6.4倍。陆上风电大型化节奏放缓，平均单机容量稳定在6MW，智能风机搭载率提升至60%，度电成本降至0.25元/千瓦时以下。区域布局上，西北风光大基地持续释放产能，甘肃2026年省间绿电外送量已达127亿千瓦时，同比增长28.28%，创历史新高。
传统电源逐步褪去“电量主体”标签，转向“保障+调节”双重角色，结构优化与效率提升成为核心方向。
1. 火电：容量电价机制落地，转型步伐加速
2026年火电装机占比将降至36%以下，但仍是电力系统的“压舱石”，发电量占比维持在55%左右。政策层面，煤电容量电价机制全面深化，自2026年起各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%，较2024-2025年的30%大幅提高，有效保障煤电企业合理收益。同时，“三改联动”与新一代煤电升级专项行动推进，预计2024-2026年火电灵活性改造市场规模达800亿元，调峰幅度提升至40%-50%，供电煤耗稳定在295克标准煤/千瓦时以下。
2. 水电与核电：稳步扩容，贡献稳定增量
水电方面，西南水电基地持续开发，2026年西部水电装机占比将提升至65%，配套抽水蓄能建设加速，西南地区抽水蓄能装机达1200万千瓦，强化区域电力调节能力。核电领域，“华龙一号”等三代技术成熟落地，2026年前将有8台机组并网，小型模块化反应堆（SMR）技术加速商业化，设备平均利用率维持在7200小时以上，成为非化石能源的稳定补充。
1. 市场机制不断完善
绿电交易、辅助服务市场规模持续扩大，预计2026年全国绿证交易量达15亿个，交易额120亿元，较2023年分别增长183%、186%；电力辅助服务市场规模达550亿元，碳市场成交量突破5亿吨，成交额300亿元，形成多元收益体系。同时，跨省跨区输电通道扩容，2026年特高压直流工程新增输电能力50GW+，破解新能源消纳瓶颈，风电、光伏消纳保障系数达95%以上。
2. 核心技术持续突破
除新能源技术迭代外，火电燃气轮机联合循环效率达65%以上，“华龙一号”建设周期缩短至56个月，运维成本降低20%；储能技术与发电侧深度融合，新型储能装机预计新增5000万千瓦，投资超3000亿元，有效平抑新能源波动性。
2026年中国发电行业将迎来“量稳质升”的关键一年，35亿千瓦总装机、58%非化石能源占比的背后，是电源结构、市场机制与技术体系的全方位重构。新能源从“补充”走向“主体”，传统电源从“放量”转向“提质”，加之绿电交易、容量电价等机制护航，行业将逐步实现“安全保供”与“绿色转型”的双向平衡。
一、总装机突破35亿千瓦，非化石能源成绝对主力
2026年全国发电总装机容量预计突破35亿千瓦，较2023年底的29.2亿千瓦增长19.9%，三年复合增长率达6.3%。其中，非化石能源装机占比将首次攀升至58%，较2023年的52.3%提升5.7个百分点，逐步逼近2030年“新能源发电装机比重超50%”的目标。
2026年各电源新增装机预测：
——风电+光伏：合计新增约300GW，虽同比略有回落，但仍占全年新增装机的68.5%，延续主导地位；
——火电：新增约103GW，同比增长12%，仍处投产高峰期，以支撑电力系统稳定；
——水电：新增22.5GW，抽水蓄能为主要增量，全年抽水蓄能装机将突破7000万千瓦；
——核电：新增12GW，实现倍增式增长，累计装机将突破7000万千瓦，占比提升至2.5%-3%。
二、新能源：风光量稳质升
新能源仍是2026年发电行业增长的核心引擎，国家能源局明确全年新增风电、太阳能发电装机2亿千瓦以上的硬目标，占风光年度新增装机的66.7%以上。两大细分领域呈现差异化发展特征：
1. 光伏发电：分布式主导，N型电池成主流
2026年光伏累计装机将突破10亿千瓦，其中分布式光伏占比将从2023年的73.5%进一步提升至78%，户用光伏仍是增长主力。技术层面，N型电池（TOPCon、HJT）产能占比将超65%，较2023年的30%实现翻倍增长，推动系统投资成本从3.5元/瓦降至2.8元/瓦，度电成本跌破0.2元/千瓦时。出口市场持续发力，逆变器等辅材出口占比将提升至45%，带动相关产业链规模达2800亿元。
2. 风电：深远海加速落地，陆上效率优化
风电累计装机将突破6亿千瓦，其中海上风电是核心增量，全年累计装机达6000万千瓦，较2023年的805万千瓦增长6.4倍。陆上风电大型化节奏放缓，平均单机容量稳定在6MW，智能风机搭载率提升至60%，度电成本降至0.25元/千瓦时以下。区域布局上，西北风光大基地持续释放产能，甘肃2026年省间绿电外送量已达127亿千瓦时，同比增长28.28%，创历史新高。
三、传统电源：火电转型提质，水、核稳步扩容
传统电源逐步褪去“电量主体”标签，转向“保障+调节”双重角色，结构优化与效率提升成为核心方向。
1. 火电：容量电价机制落地，转型步伐加速
2026年火电装机占比将降至36%以下，但仍是电力系统的“压舱石”，发电量占比维持在55%左右。政策层面，煤电容量电价机制全面深化，自2026年起各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%，较2024-2025年的30%大幅提高，有效保障煤电企业合理收益。同时，“三改联动”与新一代煤电升级专项行动推进，预计2024-2026年火电灵活性改造市场规模达800亿元，调峰幅度提升至40%-50%，供电煤耗稳定在295克标准煤/千瓦时以下。
2. 水电与核电：稳步扩容，贡献稳定增量
水电方面，西南水电基地持续开发，2026年西部水电装机占比将提升至65%，配套抽水蓄能建设加速，西南地区抽水蓄能装机达1200万千瓦，强化区域电力调节能力。核电领域，“华龙一号”等三代技术成熟落地，2026年前将有8台机组并网，小型模块化反应堆（SMR）技术加速商业化，设备平均利用率维持在7200小时以上，成为非化石能源的稳定补充。
四、市场与技术分析
1. 市场机制不断完善
绿电交易、辅助服务市场规模持续扩大，预计2026年全国绿证交易量达15亿个，交易额120亿元，较2023年分别增长183%、186%；电力辅助服务市场规模达550亿元，碳市场成交量突破5亿吨，成交额300亿元，形成多元收益体系。同时，跨省跨区输电通道扩容，2026年特高压直流工程新增输电能力50GW+，破解新能源消纳瓶颈，风电、光伏消纳保障系数达95%以上。
2. 核心技术持续突破
除新能源技术迭代外，火电燃气轮机联合循环效率达65%以上，“华龙一号”建设周期缩短至56个月，运维成本降低20%；储能技术与发电侧深度融合，新型储能装机预计新增5000万千瓦，投资超3000亿元，有效平抑新能源波动性。
五、总结
2026年中国发电行业将迎来“量稳质升”的关键一年，35亿千瓦总装机、58%非化石能源占比的背后，是电源结构、市场机制与技术体系的全方位重构。新能源从“补充”走向“主体”，传统电源从“放量”转向“提质”，加之绿电交易、容量电价等机制护航，行业将逐步实现“安全保供”与“绿色转型”的双向平衡。
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