中国电力与可再生能源：2026年值得关注的六大趋势
2026年是“十五五”规划（2026-2030年）的开局之年，也是中国迈向2030年碳达峰目标的关键时期。明确政策框架、重振能源产业发展动能将成为今年的核心任务。
2026年，中国电力需求将保持稳健增长，电力市场化改革持续深化。我们预计电力需求同比增长5.6%，总发电量将突破10,000TWh，可再生能源发电占比达39%，总装机容量同比增长14%。
继2025年创纪录增长后，2026年中国可再生能源装机增速预计将大幅放缓。
尽管1,200GW可再生能源项目储备充足，但政策调整和电网消纳压力正推动开发商转向一体化解决方案。
可再生能源可持续发展价格结算机制（136号文）将带来短期投资不确定性。
2026年煤电净新增装机将维持高位，但在2027-2030年间预计大幅回落。
可再生能源供应链竞赛将在技术迭代和产能扩张层面趋缓。
储能价值将在市场化电力体系中获得更合理体现，但供需失衡问题仍将延续。
继2025年创纪录增长后，2026年中国可再生能源装机增速预计将大幅放缓
伍德麦肯兹（Wood Mackenzie）预计，2026年，风电和光伏新增装机容量将回落至318GW。其中，风电装机呈现分化态势：陆上风电装机将收缩超过20%，而海上风电受益于充足的在建和已批项目储备，装机量将翻倍。光伏市场受136号文全面市场化要求的影响，收益不确定性增加，装机容量或同比降低超过30%的水平，投资者情绪受到明显抑制。
可再生能源项目储备充足，但政策调整和电网压力推动开发商转向一体化解决方案
根据伍德麦肯兹Lens Power & Renewable平台的项目追踪数据，中国拥有超过1,200GW的风电和光伏项目储备，足以满足未来三年的新增装机需求。然而，项目开发也面临多重挑战。西北地区可再生能源基地持续推进，但长期存在的瓶颈（包括环评审批限制、电网稳定性隐患以及跨省跨区输电瓶颈）尚未得到根本解决，叠加136号文件引入的市场化定价机制，多重风险交织导致项目开发周期延长，新投资的收益率门槛显著抬升。
与此同时，分布式光伏和风电的电网整合难题日益凸显，收益模式愈发不明朗，促使开发商积极探索综合能源解决方案。伍德麦肯兹最新研究《中国工商业光伏配储收入概览》指出，工商业光伏与储能一体化开发，可开辟传统发电之外的多元收益渠道。
可再生能源可持续发展价格结算机制（136号文）将带来短期投资不确定性
新政标志着风电和光伏产业向全面市场化转型迈出关键一步，但如何落地成难题。伍德麦肯兹数据库《中国可再生能源投资导航数据库》显示，截至2025年底，虽然28个省份已公布招标结果，但关键参数在各地区间差异显著。规则碎片化加剧了市场信息不对称，资本部署进程明显放缓。
过渡阶段将有利于具备地方政府关系网络、能够灵活应对政策波动的大型综合开发商。省级实施细则的透明度提升以及标准化规则的趋同，将成为重振2026年投资信心的关键。
2026年煤电净新增装机将维持高位，但在2027-2030年间预计大幅回落
预计2026 年煤电新增装机将再创历史新高，主要由于2021 年以来获批的存量项目将陆续投产，项目完工集中在2025-2026年期间。2027-2030 年，煤电新增装机将以38%的负年复合增长率（CAGR）急剧收缩。这一趋势标志着煤电在中国能源体系中的角色正在发生根本性转变：从主力电源转型电网中的调峰和平衡资源，为电力系统的稳定运行提供灵活支撑。
可再生能源供应链竞赛，将在技术迭代和产能扩张层面趋缓
可再生能源行业进入技术和产能的稳定调整期。光伏领域，TOPCon组件价格在2025年下半年上涨15%，预计2026年将再涨40%，而支撑价格回升的是大幅减产——组件产量预计降至约500GW，这或将是中国光伏组件产量的首次负增。风电领域亦呈现类似趋势，陆上风机价格2025年上涨5%，2026年产能预计小幅下降4%并保持价格稳定。
尽管对下一代技术的投资仍在继续，但主流商业化产品预计将与2025年保持不变。2026年，TopCon光伏组件将在中国市场保持90%以上的市场份额，而风机单机容量将维持在陆上风电7-9MW、海上风电10-12MW的水平。
储能价值将在市场化电力体系中获得更合理体现，但供需失衡问题仍将延续
预计2026年储能系统产能将同比增长30%，且价格在2025年下降16%的基础上将继续下降。这一快速扩张的背后隐藏着深层隐忧：各省执行标准不一，严重削弱了政策效果。地方解读差异导致投资环境不确定性上升，令民营资本望而却步。
核心症结在于：中国储能市场尚未形成可持续的商业盈利模式。当前投资由国有企业主导，其驱动力是国家战略而非商业回报。市场规模快速膨胀与盈利能力孱弱的矛盾日益凸显。破解这一难题是2026年的重中之重，亟需打通商业闭环并强化政策协同。
作者： 来源：伍德麦肯兹 责任编辑：jianping
2026年，中国电力需求将保持稳健增长，电力市场化改革持续深化。我们预计电力需求同比增长5.6%，总发电量将突破10,000TWh，可再生能源发电占比达39%，总装机容量同比增长14%。
继2025年创纪录增长后，2026年中国可再生能源装机增速预计将大幅放缓。
尽管1,200GW可再生能源项目储备充足，但政策调整和电网消纳压力正推动开发商转向一体化解决方案。
可再生能源可持续发展价格结算机制（136号文）将带来短期投资不确定性。
2026年煤电净新增装机将维持高位，但在2027-2030年间预计大幅回落。
可再生能源供应链竞赛将在技术迭代和产能扩张层面趋缓。
储能价值将在市场化电力体系中获得更合理体现，但供需失衡问题仍将延续。
继2025年创纪录增长后，2026年中国可再生能源装机增速预计将大幅放缓
伍德麦肯兹（Wood Mackenzie）预计，2026年，风电和光伏新增装机容量将回落至318GW。其中，风电装机呈现分化态势：陆上风电装机将收缩超过20%，而海上风电受益于充足的在建和已批项目储备，装机量将翻倍。光伏市场受136号文全面市场化要求的影响，收益不确定性增加，装机容量或同比降低超过30%的水平，投资者情绪受到明显抑制。
可再生能源项目储备充足，但政策调整和电网压力推动开发商转向一体化解决方案
根据伍德麦肯兹Lens Power & Renewable平台的项目追踪数据，中国拥有超过1,200GW的风电和光伏项目储备，足以满足未来三年的新增装机需求。然而，项目开发也面临多重挑战。西北地区可再生能源基地持续推进，但长期存在的瓶颈（包括环评审批限制、电网稳定性隐患以及跨省跨区输电瓶颈）尚未得到根本解决，叠加136号文件引入的市场化定价机制，多重风险交织导致项目开发周期延长，新投资的收益率门槛显著抬升。
与此同时，分布式光伏和风电的电网整合难题日益凸显，收益模式愈发不明朗，促使开发商积极探索综合能源解决方案。伍德麦肯兹最新研究《中国工商业光伏配储收入概览》指出，工商业光伏与储能一体化开发，可开辟传统发电之外的多元收益渠道。
可再生能源可持续发展价格结算机制（136号文）将带来短期投资不确定性
新政标志着风电和光伏产业向全面市场化转型迈出关键一步，但如何落地成难题。伍德麦肯兹数据库《中国可再生能源投资导航数据库》显示，截至2025年底，虽然28个省份已公布招标结果，但关键参数在各地区间差异显著。规则碎片化加剧了市场信息不对称，资本部署进程明显放缓。
过渡阶段将有利于具备地方政府关系网络、能够灵活应对政策波动的大型综合开发商。省级实施细则的透明度提升以及标准化规则的趋同，将成为重振2026年投资信心的关键。
2026年煤电净新增装机将维持高位，但在2027-2030年间预计大幅回落
预计2026 年煤电新增装机将再创历史新高，主要由于2021 年以来获批的存量项目将陆续投产，项目完工集中在2025-2026年期间。2027-2030 年，煤电新增装机将以38%的负年复合增长率（CAGR）急剧收缩。这一趋势标志着煤电在中国能源体系中的角色正在发生根本性转变：从主力电源转型电网中的调峰和平衡资源，为电力系统的稳定运行提供灵活支撑。
可再生能源供应链竞赛，将在技术迭代和产能扩张层面趋缓
可再生能源行业进入技术和产能的稳定调整期。光伏领域，TOPCon组件价格在2025年下半年上涨15%，预计2026年将再涨40%，而支撑价格回升的是大幅减产——组件产量预计降至约500GW，这或将是中国光伏组件产量的首次负增。风电领域亦呈现类似趋势，陆上风机价格2025年上涨5%，2026年产能预计小幅下降4%并保持价格稳定。
尽管对下一代技术的投资仍在继续，但主流商业化产品预计将与2025年保持不变。2026年，TopCon光伏组件将在中国市场保持90%以上的市场份额，而风机单机容量将维持在陆上风电7-9MW、海上风电10-12MW的水平。
储能价值将在市场化电力体系中获得更合理体现，但供需失衡问题仍将延续
预计2026年储能系统产能将同比增长30%，且价格在2025年下降16%的基础上将继续下降。这一快速扩张的背后隐藏着深层隐忧：各省执行标准不一，严重削弱了政策效果。地方解读差异导致投资环境不确定性上升，令民营资本望而却步。
核心症结在于：中国储能市场尚未形成可持续的商业盈利模式。当前投资由国有企业主导，其驱动力是国家战略而非商业回报。市场规模快速膨胀与盈利能力孱弱的矛盾日益凸显。破解这一难题是2026年的重中之重，亟需打通商业闭环并强化政策协同。
作者： 来源：伍德麦肯兹 责任编辑：jianping
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