2026年能源电力行业洞察报告
8640字 | 15分钟阅读
当前，全球能源转型进入深度变革期，叠加地缘政治冲突、极端气候事件频发等多重因素影响，能源安全与绿色转型双重目标愈发凸显。我国正处于“十四五”收官与“十五五”开局的关键节点，能源电力行业作为国民经济的基础支柱，不仅承担着保障能源稳定供应的核心职责，更肩负着推动低碳发展的重要使命，正经历着从规模扩张向高质量发展、从传统能源主导向新能源引领的历史性转变。本报告立足全球能源变革浪潮与国内政策导向，结合行业最新发展数据、标杆企业实践案例及前沿技术应用成果，从政策环境、行业现状、产业链格局、核心技术创新、全球化布局、挑战与展望等六大维度，系统剖析能源电力行业的发展态势、核心痛点与突破路径，为行业企业、投资者、政策制定者等各类参与者提供全景式、深层次的行业洞察。
政策驱动
新型能源体系建设进入加速期
能源电力行业的发展始终与国家战略紧密相连。当前，在“双碳”目标引领与“十五五”规划部署下，一系列政策密集出台，构建起“顶层设计+专项落实”的政策体系，为新型能源体系建设指明方向、提供保障。
（一）顶层设计明确发展路径
习近平总书记强调，人工智能是新一轮科技革命和产业变革的重要驱动力量，为能源电力行业转型提供了核心引擎。“十五五”规划建议明确提出“全面实施‘人工智能+’行动”，将人工智能与能源电力深度融合作为推动新型能源体系建设的关键路径，要求通过智能化手段破解高比例新能源并网带来的系统调度难题，提升能源资源配置效率。中央经济工作会议进一步部署“制定能源强国建设规划纲要，加快新型能源体系建设，扩大绿电应用”，明确将能源电力行业发展纳入国家强国战略体系，确立了其在保障国家能源安全、推动经济结构转型中的核心地位。此外，国家发展改革委、能源局联合印发的《能源领域“人工智能+”行动实施方案》，进一步细化了人工智能在能源电力领域的应用场景与实施路径，提出到2028年建成一批具有国际竞争力的能源人工智能创新平台，培育一批能源人工智能龙头企业，形成“AI+能源”深度融合的产业生态。
国家能源局明确了阶段性发展目标：到2030年，非化石能源消费比重达到25%，新能源发电装机比重超过50%、成为电力装机主体；到2035年，非化石能源消费比重进一步提升至35%左右，新型能源体系建设取得重大进展。这一目标的提出，标志着我国能源电力行业将经历从量变到质变的历史性转变——能源活动将在2030年前实现碳达峰，煤炭消费达峰后进入平稳平台期，石油消费在“十五五”期间达到峰值后逐步回落，能源需求增量将主要由非化石能源满足。为保障目标实现，相关部门还制定了分领域、分区域的配套目标，例如在新能源领域，明确风电、光伏装机规模年均增长保持在合理区间，海上风电、分布式光伏成为重要增长极；在核电领域，明确到2030年在运装机规模达到8800万千瓦左右，在建装机规模稳步推进；在储能领域，确立了“规模化、市场化、标准化”的发展方向，为新能源消纳提供坚实支撑。
（二）专项政策精准落地发力
在绿色转型领域，2026年全国能源工作会议明确全年新增风电、太阳能发电装机2亿千瓦以上的目标，其中分布式光伏新增装机占比不低于45%，海上风电新增装机突破1500万千瓦；同时有序推进金沙江上游、雅砻江中游等重大水电项目建设，积极安全有序发展核电，新增核电装机500万千瓦左右，加强化石能源清洁高效利用，推动煤电机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，全年完成改造规模超2亿千瓦。这一政策导向延续了“十四五”以来新能源高质量发展的态势，2025年我国风电光伏新增装机约3.7亿千瓦，其中分布式光伏新增1.8亿千瓦，占比接近50%，风电光伏发电量约占全社会用电量的22%，非化石能源消费比重达到21.3%，超额完成20%的目标任务。地方层面也积极响应国家政策，例如江苏省出台《2026年新能源高质量发展行动方案》，提出全年新增风电光伏装机1800万千瓦，打造长三角海上风电产业集群；甘肃省依托河西走廊清洁能源基地，推动“风光火储一体化”项目建设，提升新能源就地消纳与外送能力。
在储能产业发展方面，国家发展改革委、国家能源局联合印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》，提出3年内全国新增新型储能装机容量超过1亿千瓦，2027年底达到1.8亿千瓦以上的目标，其中电网侧储能占比不低于40%，用户侧储能快速发展，将带动项目直接投资约2500亿元，间接带动储能电池、储能变流器（PCS）、智能控制系统等上下游产业投资超万亿元。为破解储能盈利难题，容量电价机制在全国范围内陆续出台，明确电网侧独立储能电站可按规定享受容量电价补贴，用户侧储能可通过峰谷电价差、辅助服务市场等多种渠道获取收益。此外，《新型储能标准体系建设指南》的发布，从安全、技术、管理、环保等多个维度构建了储能产业全生命周期标准体系，为行业规范发展提供保障。地方层面也加大了对储能的支持力度，例如广东省对电网侧独立储能电站给予每千瓦每年200元的容量补贴，浙江省推动储能项目参与电力辅助服务市场，明确调频、备用等服务的价格形成机制，进一步提升储能项目的盈利空间。
在体制机制改革领域，政策聚焦全面深化能源改革和法治建设，加快全国统一电力市场建设，重点推进跨省跨区电力交易机制完善，扩大绿电交易规模，2026年全国绿电交易量目标突破1.5万亿千瓦时；健全适应新型能源体系的市场机制，完善电力辅助服务市场，将虚拟电厂、储能、需求响应等灵活性资源全面纳入市场交易范畴；加强新型能源监管制度体系建设，建立覆盖新能源、储能、微电网等新业态的监管机制，严厉打击电力市场违法违规行为，通过市场化手段优化能源资源配置。同时，《中华人民共和国能源法》修订工作稳步推进，将“双碳”目标、新型能源体系建设等内容纳入法律框架，为行业发展提供坚实的法治保障。此外，电力市场化改革在地方层面持续深化，例如京津冀地区建立区域统一的电力辅助服务市场，长三角地区推进绿电交易与碳交易协同机制，珠三角地区探索分布式能源参与电力市场的路径，形成了“全国统筹、地方创新”的改革格局。
行业现状
绿色转型成效显著，结构优化持续深化
在政策驱动与市场需求的双重作用下，我国能源电力行业呈现出“供给绿色化、结构多元化、系统智能化、市场国际化”的鲜明特征，能源转型跑出“加速度”，发展“含绿量”持续提升。
（一）能源供给结构持续优化
我国已建成全球规模最大的电力基础设施体系和可再生能源体系，形成了全球最大、最完整的新能源产业链。2025年前三季度，全国可再生能源发电量达2.89万亿千瓦时，同比增加15.5%，约占全部发电量的四成，达到同期工业用电量的六成左右。风电、光伏作为新能源发展的主力军，持续保持高速增长态势，2025年全年新增装机约3.7亿千瓦，展现出强劲的发展韧性。
水电作为技术成熟的清洁能源，通过梯级开发实现高效利用。在贵州遵义，乌江干流七级梯级水电站组成的联合调度系统，使水能综合利用率达到87%，总装机容量共计834.5万千瓦，设计年发电量289亿千瓦时，相当于每年减少二氧化碳排放2500万吨。核电作为清洁能源的重要组成部分，在政策支持下稳步发展，中国核电、中国广核两大龙头企业在运装机均超过2200万千瓦，在建项目储备充足，成为能源绿色转型的重要支撑。
化石能源清洁高效利用迈出新步伐，煤炭消费逐步进入平台期，石油消费达峰加速来临，成品油消费已呈下降态势。能源投资持续向绿向新，2025年全年能源重点项目预计完成投资3.54万亿元，同比增长11%，为能源转型提供了坚实保障。
（二）电力系统灵活性提升成效显著
随着高比例新能源渗透，电网形态结构发生深刻变革，系统安全性、经济性面临前所未有的挑战。为应对新能源发电的间歇性、波动性特点，我国积极推动“源网荷储”一体化建设，通过虚拟电厂、储能系统等灵活性资源提升电网调节能力。
在河北，我国规模最大的蓄热式电锅炉型虚拟电厂启用，将分散在张家口、唐山两地共16处蓄热式电锅炉聚合成一个整体，在新能源发电量充足时引导用户多用电，在发电不足时减少用电量或释放储能，有效促进了冀北地区新能源消纳，保障了电网稳定运行。截至2025年9月底，我国新型储能装机规模已突破1亿千瓦，成为促进新能源消纳、保障电力可靠供应的重要力量，“十四五”以来直接带动项目投资超2000亿元，带动产业链上下游投资超万亿元。
（三）用电消费侧绿色转型加速
全社会用能低碳向绿成为大势所趋，绿电占全社会用电比重接近四成。充电基础设施高速发展，新能源汽车快速普及，带动交通领域用电需求持续增长，进一步优化了终端用能结构。工业领域作为用电大户，积极推进绿电替代，甘肃庆阳等地依托丰富的风光资源，为当地数据中心配备“专属绿色电厂”，实现从绿色能源到算力输出的无缝衔接，推动高耗能产业与绿色能源供给的精准适配。
产业链格局
多元主体协同发展，竞争生态不断升级
我国电力行业形成了“两大电网+五大发电+六小豪门”的基本架构，随着新能源产业的快速发展，产业链各环节主体不断丰富，竞争格局从单一维度的规模竞争向技术、服务、生态的综合竞争升级。
（一）核心主体格局稳定，转型方向各有侧重
两大电网企业作为电力系统的核心枢纽，承担着电力传输与资源配置的关键职能。国家电网覆盖26个省市区，占全国供电面积88%；南方电网负责广东、广西、云南、贵州、海南五省区，在人工智能与能源电力融合发展方面走在前列，率先探索电—算—碳协同发展路径，建成全栈自主可控智算集群，自主研发电力行业首个全自主可控人工智能大模型“大瓦特”。
五大发电集团均为央企，旗下拥有多家上市公司，形成了各具特色的发展模式。国家能源集团依托煤电一体化优势，旗下龙源电力成为全球最大风电运营商；华能集团作为火电龙头，近年来加速布局清洁能源，形成“火电为主、水电为辅、新能源加速”的发展格局；中国大唐推行“火电为基、水电与环保双轮驱动”；中国华电以“火电转型、水电支撑、新能源引领”为方向，旗下华电新能成为A股新能源板块龙头；国家电投作为全球最大清洁能源企业，清洁能源占比超50%，是清洁能源转型先锋。
六小豪门作为央企或国企的重要力量，部分实现整体上市，在细分领域表现突出。三峡集团拥有长江电力与三峡能源双轮驱动，长江电力市值约6800亿元，是A股市值最高的电力企业；中广核与中核作为核电领域两大巨头，形成“核电+新能源”双轮驱动格局；华润电力实现火电与新能源均衡发展；国投电力控股雅砻江水电，水火风光并举；中节能在风电与光伏领域持续发力。
（二）细分板块发展分化，新能源成增长引擎
火电板块仍是我国电力供应的“压舱石”，占全国发电量约66.3%，华能国际、国电电力等核心企业积极推进清洁高效利用与新能源转型。水电板块以稳定现金流和高股息率著称，长江电力、华能水电等核心企业拥有优质水电资产，成为资本市场的“稳定器”。核电板块受益于政策支持，装机规模稳步增长，中国核电、中国广核两大龙头竞争格局稳定。
新能源板块成为电力行业增长的核心引擎，风电、光伏龙头企业表现突出。风电领域，龙源电力风电装机超2600万千瓦，华电新能作为中国华电新能源平台，市值约2680亿元；光伏领域，三峡能源光伏装机领先，太阳能公司成为国内光伏电站运营的重要参与者。储能板块随着政策利好与成本下降，景气度持续提升，宁德时代等头部电池企业加速布局大容量电芯技术，587安时大电芯已进入规模化商用阶段。
电力设备领域，国电南瑞作为国家电网旗下企业，成为电力自动化和智能制造龙头，市值约1700亿元，是电力产业链上游的“隐形冠军”；南方电网旗下南网储能成为国内首个主营抽水蓄能的上市公司，助力电力系统灵活性提升。
（三）产业链协同深化，生态共建成为趋势
随着能源电力行业与数字技术、新能源技术的深度融合，产业链各环节的协同不断深化。南方电网联合78家单位成立行业人工智能联盟，牵头建设能源领域电力方向首个国家人工智能应用中试基地，构建开放共享的产业创新格局。风电、光伏企业从单一的产品供应向“全链条合作”转型，涵盖技术授权、本地化生产、运维服务等核心环节，通过与当地市场深度绑定构建竞争壁垒。
核心技术创新
人工智能引领，多领域突破赋能转型
科技创新是能源电力行业转型发展的核心驱动力。当前，以人工智能为代表的新一代数字技术与可再生能源、储能、输电等技术深度融合，催生出一系列新技术、新模式、新业态，为新型能源体系建设提供坚实技术支撑。
（一）人工智能全面赋能，重构电力系统运行模式
人工智能技术与能源电力的深度融合，正驱动能源电力生产力革命性跃迁和生产关系深层次变革。南方电网将人工智能贯穿于电网规划、工程建设、调度控制、运维抢险等全环节，打造超过350个高价值智能应用场景，输变配专业生产作业模式实现变革，设备隐患智能识别发现率超90%；基于人工智能的新能源预测精度国际领先，助力南方区域新能源消纳率位居全国前列。
电力算力协同底座建设加速，南方电网积极服务“东数西算”，构建跨区域、多层次的“网—省—边—端”梯次算力高速网络，形成能源数据中心体系化布局。能源数据要素流通生态逐步培育，南方能源行业可信数据空间建设启动，为人工智能技术应用提供高质量数据支撑。电力专用芯片与智能传感产品实现突破，南方电网自主研制的首款全国产化电力专用主控芯片“伏羲”实现量产，“极目”智能传感产品规模化应用。
（二）新能源技术持续迭代，效率提升成本下降
风电技术向大容量、高海拔、抗极端气候方向发展，海上风电单机容量不断突破，漂浮式海上风电技术逐步成熟，为深远海资源开发奠定基础。光伏技术持续优化，PERC电池效率不断提升，TOPCon、HJT等新型电池技术规模化应用，推动光伏发电成本持续下降，进一步提升了光伏能源的竞争力。
储能技术进入规模化发展新阶段，大容量、大功率成为产业硬性竞争指标。当前储能系统成本较3年前下降约80%，部分地区度电成本已低于0.2元，未来随着更大容量电芯升级，有望降低系统成本约40%。2025年上半年，仅储能新产品就推出300多款，电芯容量从280安时升级至600安时，升级周期不断压缩，为储能规模化应用提供了技术保障。
（三）输电技术不断突破，资源配置能力提升
特高压输电技术作为我国的优势技术，已主导全球70%直流线路标准制定权，通过远距离、大容量输电，有效解决了新能源资源与负荷中心逆向分布的问题。柔性直流输电技术不断成熟，在新能源并网、孤岛供电等场景得到广泛应用，提升了电网对新能源的接纳能力。智能电网技术持续升级，通过传感器、通信、大数据等技术的集成应用，实现电网状态的实时感知、精准控制与智能调度。
全球化布局
从产品输出到生态共建，出海迈入深耕时代
随着全球能源转型提速与中国能源电力产业竞争力的提升，“出海”已成为行业发展的核心关键词。中国电力企业的全球化路径从早期的产品出口，逐步升级为“技术+标准+金融”的系统性输出，进入全链条本地化运营的深耕时代。
（一）出海模式升级，从产品输出到生态共建
早期中国能源电力企业出海以产品出口为主，随着国际竞争力的提升，逐步转向技术授权、本地化生产、运维服务等全链条合作模式。电气风电在中东、东亚、欧亚等区域的布局颇具代表性，其与阿曼Mawarid集团签署的合作协议，涵盖风电项目供货、技术授权及本地化工厂设计等内容，助力当地培育风电装备制造能力，实现从“卖设备”向“输出整体解决方案”的升级。
国家层面，电力出海已升级为“技术+标准+金融”的系统性战略。国家电投计划通过上海电力平台注入47国总规模9500亿元的清洁能源资产，目标在海外再造“中石油体量”的能源体系。特高压输电技术主导全球70%直流线路标准制定权，土耳其胡努特鲁电厂等项目验证了中国电站建设与运营标准的国际适配性。绿色外债试点政策构建“外币融资－海外投资－电费收益”闭环，提升了项目盈利水平。
（二）海外市场潜力释放，区域布局精准多元
全球能源转型需求为中国电力企业提供了广阔的海外市场空间。欧洲为应对电价波动及保障电网稳定，对储能需求迫切；中东、亚太等新兴市场能源需求增长迅速，成为风电、光伏等新能源产品的重要增量市场。2025年前三季度国内企业累计斩获国际风机订单23.043GW，上半年出口订单规模同比激增100%，海外市场盈利潜力逐步显现，海外风机毛利率普遍高于国内。
中国电力企业的海外布局注重区域多元化，既精准锚定高增长市场，又实现区域风险分散。上海电力作为国家电投海外资产整合平台，其日本茨城光伏项目毛利率达54.93%，土耳其项目单厂贡献超10亿元利润，2025年上半年海外业务利润占比同比提升12%至20%。哈萨克斯坦风电项目实现30%电费人民币结算，希腊光伏项目通过绿证人民币计价规避汇率波动风险，探索出“电力人民币”新路径。
（三）出海价值多维显现，挑战与机遇并存
海外市场对中国电力企业的价值不仅体现在短期订单增长，更在于商业模式重构、品牌价值提升与技术迭代。通过参与不同区域的项目，企业积累了极端气候、复杂电网等场景下的运营经验，反哺国内产品研发；通过对标全球最高标准，推动自身质量管理与服务能力升级。欧洲虚拟电厂技术（响应速度200毫秒）已反向应用于长三角电网调度，降低区域供电成本约8%，实现了技术的双向赋能。
同时，海外布局也面临诸多挑战。地缘政治风险可能导致项目推进受阻或电费拖欠，央企通过PPA协议+中信保组合将回款风险控制在5%以内；欧洲市场电价波动剧烈，企业通过长协锁定65%基础电量应对盈利波动性；部分区域本地化率要求不断提高，中东项目本地化率要求从30%提升至50%，倒逼企业建立跨国人才培训体系。
把握转型机遇，实现高质量发展
能源电力行业正处于低碳转型加力推进期与能源创新加速突破期，机遇与挑战并存。未来，需通过技术创新、系统协同、政策完善、生态共建，推动行业实现高质量发展，为能源强国建设提供支撑。
（一）当前面临的主要挑战
一是系统调节能力有待提升。风电、光伏等新能源发电的间歇性、波动性特点，对电力系统安全稳定运行提出更高要求，储能规模化配置仍显不足，跨区域调度机制不够灵活，制约了新能源消纳能力的进一步提升。二是技术创新仍有短板。部分核心零部件、高端装备的国产化水平有待提高，人工智能与能源电力融合的深度和广度仍需拓展，储能技术的安全性、经济性需持续优化。三是体制机制尚需完善。全国统一电力市场建设仍处于推进阶段，绿电交易、碳交易等市场机制的协同性不足，新能源产业全生命周期的绿色标准体系尚未健全。四是全球化发展风险不容忽视。地缘政治、政策变动、文化差异等因素，给海外项目的推进和运营带来不确定性。
（二）未来发展展望
1.新能源占比持续提升，能源结构实现根本性转变。随着风电、光伏技术的不断成熟与成本下降，加上政策的持续推动，新能源发电装机规模将持续扩大，有望如期实现2030年新能源发电装机比重超过50%的目标。非化石能源消费比重稳步提升，能源活动碳达峰后逐步进入下降通道，为实现碳中和目标奠定基础。
2.人工智能深度渗透，电力系统全面智能化升级。“人工智能+”行动将推动人工智能贯穿于新型电力系统建设全过程，从电网规划、工程建设到调度控制、运维抢险等场景实现规模化应用。电力算力协同底座更加完善，能源数据要素流通生态逐步成熟，人工智能将从辅助工具向智能创造跃升，驱动电力系统实现范式变革。
3.储能产业高质量发展，商业模式更加多元化。随着容量电价机制的完善与技术的持续进步，新型储能将实现规模化、市场化发展，成本进一步下降，度电成本有望持续降低。储能的应用场景将从电网侧、电源侧拓展至用户侧，在零碳园区、绿电资源开发等领域形成多元化应用模式，产业竞争从“卷价格”向“卷价值”转变。
4.市场机制不断完善，资源配置效率持续提升。全国统一电力市场建设将进一步深化，绿电交易、碳交易、辅助服务市场等机制的协同性不断增强，为新能源消纳、储能发展提供市场化支撑。能源法治建设持续推进，为行业发展营造稳定可预期的制度环境。
5.全球化布局纵深推进，国际竞争力显著增强。中国电力企业将持续深化本地化运营，从“走出去”向“走进去”跨越，在技术标准输出、能源金融创新、生态共建等方面实现更大突破。“电力人民币”的探索将为人民币国际化提供重要支撑，在全球能源治理中的中国话语权不断提升。
（三）发展建议
1.强化技术创新驱动。分行业制定绿色转型技术路线，加大对人工智能、先进储能、智能电网等关键技术的研发投入，推动核心零部件国产化替代，提升产业链供应链自主可控水平。建设能源领域国家实验室、中试基地等创新平台，促进产学研协同创新。
2.推动系统协同整合。加大源网荷储各环节统筹协调力度，建设一体化调度平台，完善跨区域绿电交易机制，促进各类灵活性资源参与系统调节。加强电力与算力基础设施规划建设协同，推进电—算—碳协同发展，提升能源资源配置效率。
3.完善政策市场支撑。加强政策引导，统筹运用财税、金融等政策工具，支持新能源、储能等产业发展。进一步健全电力市场机制，清晰界定各类市场主体的权责利，推动形成多元化的价值回报渠道。建立健全新能源产业全生命周期绿色标准体系和循环利用机制。
4.提升全球化运营能力。企业应加强海外市场调研，精准把握不同区域的政策环境与市场需求，深化本地化运营，提升跨国人才培养与管理能力。加强风险防控体系建设，通过多元化布局、合同约定、保险保障等方式降低各类风险。积极参与全球能源治理，推动国际能源合作与技术标准互认。
能源电力行业的转型变革是一场涉及技术、产业、市场、政策的系统性革命，也是推动高质量发展、实现中国式现代化的重要支撑。在“双碳”目标与能源强国建设的引领下，行业将以人工智能为引擎，以绿色转型为方向，以全球化为契机，不断突破发展瓶颈，实现安全、绿色、高效、智能发展，为经济社会可持续发展提供坚实的能源保障。
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