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2026年，作为“十五五”规划的开局之年，全球电力行业正迈入一个由技术革命、能源转型与市场重构共同驱动的超级大周期。这一周期并非短期供需波动引发的阶段性行情，而是以新能源规模化替代、电力系统形态重构、全球能源格局重塑为核心特征的长期结构性变革。从AI算力爆发催生的电力需求激增，到“双碳”目标引领的能源结构转型；从储能技术的多点突破到电力市场化改革的深度推进；从中国电力装备的全球出海到“气象+电力”的跨领域融合，多重动能的叠加共振，正在推动电力超级大周期持续加速。
这一超级周期的本质，是电力从传统能源供给的附属品，转变为支撑经济社会高水平质量的发展、应对气候平均状态随时间的变化、保障国家能源安全的核心要素。2026年，这一变革将呈现出“需求爆发更强劲、技术创新更密集、市场机制更完善、全球协同更深入”的显著特征。本文将从需求、供给、技术、市场、全球格局五大维度，结合政策导向与产业实践，全景式解析2026年电力超级大周期的运行逻辑、核心变革与投资机遇，为理解行业发展的新趋势提供系统性参考。
电力超级大周期的根基，在于持续扩张的终端需求。2026年，全球电力消费将呈现“传统需求稳增、新兴需求爆发、区域需求分化”的格局，AI算力、电气化转型、新型基础设施三大引擎共同发力，推动电力需求进入6%左右的中快速地增长区间，为超级周期提供坚实支撑。
人工智能技术的商业化落地与算力规模的指数级增长，正在引发电力消费的革命性变革。与传统产业的电力需求相比，AI数据中心具有“高功率密度、全天候运行、负荷刚性强”的显著特征，成为2026年电力需求量开始上涨最核心的驱动力。
从全球市场来看，AI数据中心的电力消耗正呈爆发式增长。美国作为AI产业的领先者，2025至2027年专为AI服务的新增数据中心电力容量将分别达到1610万千瓦、3020万千瓦和4090万千瓦，三年间增长近2.5倍。在国内，云计算厂商加速布局AI基础设施，阿里、腾讯、华为等企业纷纷加码算力中心建设，2026年本土AI数据中心新增电力容量预计达到410万千瓦，较2025年增长32.3%。沙特、东南亚等新兴市场也纷纷推出千亿美元级资本预算，布局AI数据中心基础设施，成为全世界电力需求量开始上涨的新亮点。
AI算力需求的爆发，本质上是“Token消耗”向“电力消耗”的直接转化。2025年5月至7月，谷歌AI服务的月均使用量翻倍至960万亿次，微软、谷歌等头部企业的日均Token使用量已突破万亿级别；国内市场更显迅猛，截至2025年6月底，AI应用日均使用量较2024年初增长约300倍，阿里通义千问等多模态AI应用成为核心增长点。这种爆发式增长直接带动云厂商资本开支大幅度上升，进而拉动全球电力装机规模扩张，预计年度新增电力需求将从2025年的3000万千瓦，迅速增加至2030年的1.1亿千瓦，其中2026年是这一增长曲线的关键加速期。
值得注意的是，AI算力需求不仅体现在总量增长上，更对电力供给的“质”提出了更加高的要求。AI数据中心对供电稳定性的容忍度极低，电压波动、供电中断会造成海量数据丢失与巨额经济损失，这就要求电网具备更高的可靠性与灵活性；同时，数据中心的高功率密度特征（单机柜功率从传统的5-10kW提升至AI时代的50-100kW），对区域电网的负荷承载能力、配电设施的升级改造提出了迫切需求，直接拉动了局部电网的投资建设热潮。
在“双碳”目标与能源安全战略的双重驱动下，全社会电气化水平正加速提升，成为电力需求量开始上涨的“基础性引擎”。2024年，中国电能占终端能源消费的比重已达到27.4%，超过欧美发达国家中等水准，但与“十五五”规划提出的目标仍有很大的差距，未来增长空间广阔。
工业领域作为电力消费的第一大板块，电气化转型正从“零散替代”走向“系统推进”。钢铁、水泥、化工等传统高耗能行业纷纷布局电炉炼钢、电窑煅烧、电制氢等技术路线，推动生产的全部过程的脱碳转型。以钢铁行业为例，2026年国内电炉钢产量占比预计将提升至25%以上，较2024年提高5个百分点，仅这一变化就将新增电力需求约300亿千瓦时。同时，新能源汽车、光伏组件、储能设备等新兴制造业的快速扩张，也带来了显著的电力需求增量，这类产业具有“技术密集、能耗较高、增长迅猛”的特点，成为工业用电增长的新动力。
交通领域的电气化是最具确定性的增长赛道。2026年，国内新能源汽车渗透率预计将突破40%，新能源商用车、船舶、航空器的推广应用进入加速期，带动交通领域电力消费持续快速地增长。据测算，每万辆新能源汽车年耗电量约为2000万千瓦时，按照2026年新能源汽车新增销量1500万辆计算，仅新增车辆就将带来约300亿千瓦时的电力需求增量。此外，充电桩、换电站等配套基础设施的建设热潮，也将形成稳定的电力需求增长点，特别是大功率快充桩的普及，对配电网的负荷调节能力提出了更高要求。
建筑领域的电气化转型正在提速。随着居民生活水平的提高与环保意识的增强，电采暖、电热水器、电动汽车充电桩等家庭用电设备的普及率持续提升，带动居民用电需求稳步增长。同时，新建建筑的绿色化、智能化改造，以及既有建筑的节能升级，推动商业建筑与公共建筑的电气化水准不断提高，中央空调、智能照明、楼宇控制系统等设备的广泛应用，使得建筑领域电力消费占比持续上升。2026年，预计全社会电气化水平将提升至29%以上，带动电力消费增速保持在6.5%左右的中高位水平。
数字经济与能源经济的深度融合，催生了新型基础设施建设的热潮，成为电力需求的“复合型引擎”。这类基础设施既包括5G基站、工业互联网、物联网等数字基础设施，也包括新能源电站、储能设施、智能电网等能源基础设施，其共同特征是“高电力消耗、高技术含量、高增长潜力”。
5G基站与工业互联网的普及是数字基础设施电力需求增长的核心。截至2025年底，国内5G基站总数已突破330万个，2026年预计将新增50万个以上，每个5G基站的日均耗电量约为30千瓦时，新增基站每年将带来约5.5亿千瓦时的电力需求增量。工业互联网平台的广泛应用，推动传统工厂向“智能工厂”转型，自动化生产线、智能检测设备、数据采集与分析系统等的大量部署，使得工业企业的单位产值耗电量呈现上升趋势，成为工业用电增长的重要补充。
能源基础设施自身的电力消耗也不容忽视。随着新能源电站规模的持续扩大，光伏逆变器、风电变流器等设备的电力消耗（即厂用电）总量不断上升；储能设施的充放电循环过程虽然不直接增加电力消费总量，但会产生一定的能量损耗，这部分损耗需要由电网补充；智能电网的建设过程中，大量传感器、智能终端、通信设备的部署，也将带来持续的电力需求增量。这类“能源基础设施用电”的增长，是电力超级大周期的独特现象，反映了能源系统自身的升级迭代。
区域需求分化特征将更加明显。广东、江苏、浙江等经济发达省份，由于AI数据中心、新兴制造业、数字经济产业的集中布局，电力需求增速预计将保持在7%以上；中西部地区随着承接产业转移与新能源基地建设，电力需求增速将达到6%左右；东北地区受益于工业复苏与供暖电气化转型，电力需求增速有望回升至5%以上。这种区域分化将推动电力资源在全国范围内的优化配置，为跨区域输电通道建设提供重要支撑。
面对持续爆发的电力需求，2026年电力供给端将呈现“新能源扩容、传统能源转型、电力系统升级”的三重变革，逐步构建起以新能源为主体、传统能源为支撑、多种能源协同互补的新型电力系统，为超级周期提供坚实的供给保障。
2026年，新能源发电将延续高速增长态势，风电、太阳能发电新增装机规模有望达到300GW左右，虽然同比略有负增长，但仍处于历史高位水平，新能源在电力供给中的占比将进一步提升。这一增长得益于技术进步带来的成本下降、政策支持的持续加码以及市场机制的不断完善。
光伏发电将继续保持“规模与效率双提升”的发展态势。在技术方面，N型高效组件的渗透率预计将超过80%，转换效率持续突破，使得光伏发电的度电成本进一步下降至0.2元/千瓦时以下，在大部分地区实现与燃煤标杆电价的直接竞争。在应用场景方面，集中式光伏电站将继续向西北、华北等光照资源丰富地区集中，形成千万千瓦级的大型新能源基地；分布式光伏将向工商业厂房、居民住宅、公共建筑等场景全面拓展，“光伏+建筑”“光伏+农业”“光伏+交通”等融合应用模式快速普及。2026年，国内光伏发电新增装机预计将达到180GW左右，其中分布式光伏占比将提升至40%以上。
风电发电将迎来“陆上与海上协同发展”的新格局。陆上风电方面，随着大基地项目的持续推进，内蒙古、新疆、甘肃等地区的陆上风电集群规模不断扩大，单机容量持续提升至6MW以上，度电成本保持在0.25元/千瓦时左右的低位水平。海上风电方面，广东、福建、江苏等沿海省份的海上风电项目加速落地，漂浮式海上风电技术逐步成熟并进入商业化应用阶段，单机容量突破15MW，有效解决了传统海上风电对水深的限制，打开了广阔的发展空间。2026年，国内风电新增装机预计将达到120GW左右，其中海上风电占比将提升至15%以上。
新能源发电的快速增长，推动电力供给结构持续优化。2026年，全国风电、太阳能发电总装机容量预计将突破18亿千瓦，占全国总装机容量的比重将超过45%；发电量占比预计将达到25%以上，成为仅次于火电的第二大电力来源。这一变化不仅有效降低了电力系统的碳排放强度，也为“十五五”期间非化石能源消费占比超过30%的目标奠定了坚实基础。据国家能源局规划，到2035年全国风电、太阳能发电总装机容量要力争达到36亿千瓦以上，未来10年我国每年还需新增2亿千瓦左右风光装机，新能源的高速增长态势将长期延续。
在新能源快速发展的同时，火电、水电、核电等传统能源正在经历深刻的角色转型，从过去的主体供给电源，逐步转变为保障电力系统安全稳定运行的“压舱石”与调节性电源，为新能源的大规模消纳提供重要支撑。
火电的“基石地位”得到进一步明确。2026年，火电仍处于投产高峰期，全年新增装机预计约103GW，同比增长12%，总装机容量将突破14亿千瓦。但火电的角色已从“电量型电源”向“容量型电源”与“调节型电源”转变，其核心功能不再是提供持续稳定的电量，而是在新能源发电波动时提供调峰、调频、备用等辅助服务，保障电网安全稳定运行。为适应这一转型，煤电企业纷纷推进灵活性改造，提升机组的启停速度与负荷调节范围，目前国内煤电灵活性改造规模已超过5亿千瓦，2026年将实现应改尽改。同时，容量电价机制正式出台，明确了煤电的容量补偿标准，有效保障了煤电企业的合理收益，稳定了煤电的“基石地位”。
水电作为清洁低碳的调节性电源，发挥着重要的“削峰填谷”作用。2026年，水电新增装机预计约23GW，总装机容量将突破5亿千瓦，主要集中在金沙江、雅砻江、澜沧江等流域的大型水电站项目。水电具有运行成本低、调节性能好、响应速度快等优势，能够有效平抑风电、太阳能发电的间歇性与波动性，提升电力系统的稳定性。在汛期，水电可充分发挥发电能力，替代火电发电，降低电力系统的碳排放；在枯水期，水电可通过水库调度，保障电网的调峰需求。此外，抽水蓄能作为重要的储能形式，2026年新增装机预计将达到20GW以上，成为水电调节功能的重要补充。
核电作为稳定可靠的低碳电源，迎来加速发展期。2026年，核电新增装机预计约12GW，总装机容量将突破8000万千瓦，在建规模继续保持全球第一。核电具有发电稳定、碳排放低、不受天气影响等优势，能够为电力系统提供持续稳定的基荷电力，与风电、太阳能发电形成良好的互补关系。随着全球能源转型的推进，美国和欧洲的核电审批与建设浪潮重启，推升了对天然铀的需求，预计在2028年前后全球天然铀供应缺口将持续扩大，带动天然铀价格保持强势，为核电产业的持续发展提供支撑。国内方面，三代核电技术已实现规模化应用，四代核电技术进入示范阶段，核电产业的技术水平与安全性持续提升，成为“双碳”目标下的重要能源选项。
新能源的大规模并网与电力需求的快速增长，对电力系统的传输、调度、控制能力提出了严峻挑战。2026年，电力系统升级将进入“加速期”，跨区域输电通道建设与智能化改造双轮驱动，全面提升电力系统的资源优化配置能力与安全稳定运行水平。
跨区域输电通道建设持续加码。为解决新能源基地“弃风弃光”问题与东部地区电力需求缺口，国内正加快推进“西电东送”“北电南送”骨干通道建设。2026年，一批特高压直流输电工程将建成投运，包括金上-湖北、陇东-山东、宁夏-湖南等特高压直流工程，新增跨区域输电能力超过5000万千瓦。这些通道将西北、华北地区的新能源电力与西南地区的水电，高效输送至华东、华中、华南等电力需求旺盛地区，实现电力资源在全国范围内的优化配置。同时，区域内输电通道的加密与升级也在同步推进，提升区域电网的负荷承载能力与供电可靠性。
电力系统智能化改造全面推进。随着人工智能、大数据、物联网等技术在电力行业的广泛应用，智能电网建设进入“深水区”。在输电环节，智能巡检机器人、无人机巡检、在线监测系统等设备的普及，实现了输电线路的实时监测与故障预警，提升了输电线路的运维效率与安全水平；在变电环节，智能变电站的覆盖率预计将超过70%，实现了变电站的无人值守与智能调控，提升了变电设备的运行效率与可靠性；在配电环节，配网自动化系统、分布式电源并网调控系统、储能协调控制平台等的建设，提升了配电网的灵活性与适应性，有效应对了分布式光伏、电动汽车充电桩等分布式电源的随机接入。
“气象+电力”融合成为智能电网建设的新亮点。随着新能源渗透率的提升，其间歇性、波动性对电力系统的冲击日益显著，而气象因素是影响新能源发电与电力负荷的核心变量。2026年，“气象+电力”的融合协作将持续深化，成为提升电力系统调度精度与新能源消纳能力的关键支撑。国内部分电力调度机构已与中国气象局建立长期合作关系，建立了国省一体化风能、太阳能预报业务系统，开展短临—短期—月—季—年全尺度、无缝隙风能太阳能预报。南方电网公司已建成公司层级的气象数据中心，实时汇集、分析南方区域近1.4万个气象站点和水、风、光场站的气象信息，并部署自建线路杆塔气象灾害监测装置，形成了覆盖主要流域水雨情、新能源场站以及部分重要线路、杆塔和变电站的电网气象监测体系。2025年9月成立的电力气象实验室，将围绕电力气象预测与预警技术、防灾减灾技术等开展科研攻关，推动“电力+气象”基础设施共享，构建“科研—业务—服务—产业应用”生态链条。
电力超级大周期的持续加速，离不开核心技术的创新突破。2026年，电力行业的技术创新将集中在储能领域与新型发电技术领域，其中储能技术的多点突破与规模化应用，将有效解决新能源消纳难题，为电力系统的转型提供关键支撑；重力发电、新型储能等创新技术的商业化落地，将打开行业增长的天花板，成为超级周期的重要增长点。
储能作为“新能源消纳的关键支撑”与“电力系统的稳定器”，2026年将进入“规模化、多元化、市场化”发展阶段，锂电储能、重力储能、抽水蓄能等技术路线并行发展，应用场景不断拓展，市场规模持续扩大。
锂电储能仍将保持主导地位。受益于新能源汽车产业的快速发展与技术进步，锂电储能的成本持续下降，能量密度不断提升，成为当前最成熟、应用最广泛的储能技术。2026年，国内电池总需求量将达2888吉瓦时（GWh），同比增长33%，其中储能电池需求受国内政策支持和海外AI产业拉动，同比增幅预计高达54%。锂电储能的应用场景将从新能源电站配套、电网侧储能，向用户侧储能、数据中心储能、应急储能等领域全面拓展。在新能源电站配套领域，“光伏+储能”“风电+储能”已成为标配，储能配比普遍提升至10%-20%；在用户侧储能领域，工商业用户为降低峰谷电价差带来的成本压力，纷纷安装储能设施，实现削峰填谷与应急供电；在数据中心领域，锂电储能作为UPS电源的重要补充，为数据中心提供不间断供电保障。
重力储能成为长时储能领域的“潜力选手”。重力储能凭借“安全、长寿、环保”的特点，从实验室走进实际应用，2026年将从“示范试点”迈向“规模化应用”。其核心逻辑是“电能-势能-电能”的转换，存电时通过电动机将重物提升至高空储存势能，发电时通过重物下降驱动发电机发电，原理简单易懂，且具有显著优势：寿命长达30-50年，充放电循环超过10万次，几乎无衰减；全程无化学物质参与，安全环保，无起火爆炸风险；适应性强，不受水资源、地理条件限制；能量转换效率达77%-90%，全生命周期度电成本与抽水蓄能相当。2026年，国内多个重点项目将陆续建成投运，包括中国天楹如东26MW/100MWh示范项目、中国能建河北赤城60MW/360MWh项目（一期）、北京石岱重储湘家荡项目等，其中中国能建赤城项目建成后将创下单机功率、单模块功率、单体项目装机规模三项世界第一。随着技术标准的完善与规模化推广，重力储能的单位千瓦投资成本将从目前的3000元左右逐步下降，全生命周期度电成本稳定在0.3-0.4元/千瓦时，竞争力持续提升。
抽水蓄能与新型储能协同发展。抽水蓄能作为技术最成熟、规模最大的长时储能技术，2026年将继续保持快速增长，新增装机预计超过20GW，总装机容量突破100GW。抽水蓄能主要布局在中西部地区的高山峡谷地带，与大型新能源基地配套建设，提供长时调峰服务。同时，抽水蓄能与锂电储能、重力储能等新型储能技术形成协同互补，构建“短时长时结合、技术多元互补”的储能体系：锂电储能响应速度快，适合提供短时调峰、调频服务；重力储能与抽水蓄能适合提供长时调峰、备用服务，共同提升电力系统的灵活性与稳定性。
储能市场化机制不断完善。2025年8月，国家发展改革委、国家能源局印发的《新型储能规模化建设专项行动方案(2025-2027年)》，明确提出“重力储能等创新技术示范应用”，设定了到2027年全国新型储能装机1.8亿千瓦以上的目标，带动直接投资约2500亿元。方案还支持储能参与电能量市场和辅助服务市场，完善容量电价机制，给予合理的可靠容量补偿，使得储能项目不仅能通过发电获利，还能通过调峰、备用等服务获得额外收益，商业模式更趋成熟。地方层面也将出台配套政策，通过度电补贴、容量补贴等方式，支持储能项目建设，进一步提升项目的投资吸引力。
除了传统新能源与储能技术的升级，2026年，一批新型发电技术将进入商业化探索阶段，为电力超级大周期注入新的增长动力。这些技术虽然目前规模较小，但具有广阔的发展前景，有望在未来成为电力供给的重要补充。
氢能发电进入示范应用阶段。氢能作为清洁、高效的二次能源，在发电领域具有广阔的应用前景。2026年，国内将建成一批氢能发电示范项目，主要应用于分布式能源、备用电源等场景。氢能发电具有零排放、响应速度快、运行稳定等优势，能够与新能源发电形成互补，提升电力系统的灵活性与环保水平。随着制氢技术的进步与成本下降，特别是绿氢（通过可再生能源电解水制氢）的规模化生产，氢能发电的经济性将持续提升，逐步从示范应用走向规模化推广。
海洋能、地热能等小众清洁能源加速发展。海洋能（包括潮汐能、波浪能、海流能等）与地热能作为可再生能源的重要组成部分，2026年将迎来加速发展期。国内将在沿海地区与地热资源丰富地区，建成一批示范项目，探索商业化应用模式。这些技术虽然受地理条件限制较大，但具有发电稳定、碳排放低等优势，能够为局部地区提供清洁电力，丰富能源供给结构。
先进核电技术逐步成熟。四代核电技术具有安全性更高、效率更高、废物产生量更少等优势，2026年将进入示范应用阶段。国内的高温气冷堆、快堆等四代核电技术示范项目将陆续建成投运，验证技术的可行性与经济性。同时，小型模块化核电技术（SMR）受到广泛关注，其具有体积小、投资少、建设周期短、应用场景灵活等优势，适合为偏远地区、工业园区、数据中心等提供电力保障，2026年将启动一批小型模块化核电项目的前期工作，为后续规模化发展奠定基础。
电力设备制造业作为电力行业的支撑产业，2026年将迎来技术升级与全球化竞争的双重机遇，变压器、开关、电缆等关键产品的技术水平持续提升，为电力超级大周期提供坚实的装备保障。
电力设备效率持续提升。变压器、电机等核心电力设备的能效水平逐步的提升，高效节能产品成为市场主流。2026年，高效变压器的市场渗透率预计将超过85%，较2024年提高10个百分点，通过采用新型材料、优化结构设计等方式，降低设备的能耗损失；电机的能效水平将全面达到一级标准，高效电机的应用将有效降低工业企业的用电成本。同时，电力设备的智能化水平持续提升，智能传感器、物联网模块等的集成应用，实现了设备的状态监测、远程控制与故障预警，提升了设备的运行效率与可靠性。
电力设备全球化竞争优势凸显。中国电力设备制造业凭借技术、产能和成本综合优势，正在加速承接全球基础设施建设带来的市场机遇。海外传统供应商扩产速度慢，面临原材料和熟练技术工人短缺的困境，而中国企业能够快速响应市场需求，提供高性价比的产品与解决方案。2023年、2024年及2025年前十个月，国内变压器产品的出口金额同比分别增长19.9%、26.6%和37.8%，电线电缆、开关、控制装置等环节的出口同样保持高速增长。在高压变压器等高端领域，中国的产能配套和快速交付能力远超海外同行，有效缓解了欧美因电力基建短缺而面临的紧张局面。2026年，随着海外电力基建投资的持续增长，中国电力设备的出口规模将进一步扩大，行业传统的强周期属性正在淡化，整体估值水平有望系统性提升。
电力超级大周期的健康运行，离不开市场化机制的保障。2026年，电力市场化改革将进入“深水区”，市场主体进一步多元化，价格机制更加完善，交易品种更加丰富，行业生态正在发生深刻变革，为超级周期的持续加速提供制度保障。
2026年，电力市场化改革将在“管住中间、放开两头”的总体框架下，全面深化推进，发电侧、售电侧市场化程度持续提升，市场主体多元化格局基本形成。
发电侧市场化竞争更加充分。除了核电、部分公益性水电等少数电源外，绝大部分发电企业将进入市场参与竞争，通过电力现货市场、中长期交易市场等平台，实现电力产品的市场化定价与交易。新能源发电企业的市场化参与度持续提升，2026年，风电、太阳能发电市场化交易电量占比预计将超过60%，通过参与辅助服务市场、绿电市场等，提升自身收益水平。同时，发电企业的竞争方式从单纯的价格竞争，向“价格+服务”竞争转变，通过提供调峰、调频、备用等辅助服务，拓展收益渠道。
售电侧市场化改革进入成熟期。售电公司数量将保持稳定，市场竞争从“非理性价格战”向“理性竞争”转变。2025年底，多地电力零售市场出现非理性价格战，售电公司为抢占份额采取“赌博式”低价策略，导致市场价格发现功能暂时失灵。2026年，随着国务院国资委“坚决‘内卷式’竞争”“稳电价”政策的落实，以及相关监管措施的加强，售电公司的非理性降价动机将显著削弱。同时，售电公司的服务能力持续提升，从单纯的售电业务，向综合能源服务延伸，为用户提供节能咨询、能效管理、储能配套、绿电采购等一站式服务，形成差异化竞争优势。
用户侧市场化参与度显著提升。工商业用户全面进入市场，居民用户、农业用户逐步推进市场化改革，2026年，市场化交易电量占全社会用电量的比重预计将超过80%。用户通过参与市场交易，自主选择售电公司与供电方案，有效降低用电成本；同时，用户通过安装分布式电源、储能设施等，实现“源网荷储”一体化发展，从单纯的电力消费者转变为“产消者”，参与电力市场的灵活性调节，获得额外收益。
2026年，电力价格机制将呈现“电能量价格稳中有降、非电能量价格逐步上升”的格局，价格信号更加合理，有效反映电力市场的供需关系与电力商品的价值。
电能量价格下行压力逐步缓解。2025年，全国电力市场呈现供需宽松格局，1-10月全国电源设备完成装机容量约3.98亿千瓦，同比增长42.6%，而全社会用电量同比仅增长5.1%，导致全国电价普遍下行。广东2026年度交易均价372.14厘/千瓦时，较去年降低5.0%，接近20%的浮动下限；江苏2026年1月集中竞价均价324.71元/兆瓦时，较去年1月降低19.9%，较煤电基准价下浮17.0%。但随着政策层面对“内卷式”竞争的遏制与“稳电价”政策的落实，2025年已接近或处于“电价下行压力最大”的阶段，2026年电能量价格下行压力将逐步缓解，稳中有降成为主基调。机构分析认为，在电力市场化改革持续推进下，电价趋势有望稳中小幅上涨，电力现货市场和辅助服务市场机制持续推广，将有效改善电价形成机制。
非电能量价格逐步上升。随着容量电价机制的全面实施，煤电企业的容量补偿得到明确保障，非电能量价格（包括容量电价、辅助服务费用等）将逐步上升。2026年，电能量价格预计继续下行，但由于煤电容量电价的提升以及机制电价补偿的分摊，非电能量价格预计小幅上行，终端电价整体呈现“稳中有降”的格局。重点区域来看，广东终端电价预计下降15-20元/兆瓦时，山东终端电价降幅约在10-15元/兆瓦时，山西终端工商业用电价格有望出现小幅增长。这种价格结构的调整，既保障了电力用户的合理利益，又稳定了发电企业的收益预期，有利于电力市场的长期健康发展。
绿电价格机制逐步完善。随着“双碳”目标的推进，绿电需求持续增长，2026年，绿电市场将呈现“量价齐升”的格局。广东2026年度绿电成交量47.79亿千瓦时，同比提升17.7%，成交均价372.21厘/千瓦时，较去年降低3.7%。未来，随着绿电认证体系的完善、绿电交易与碳市场的衔接，绿电的环境价值将得到更充分的体现，绿电价格有望逐步回升，形成“电能量价格+环境价值价格”的双重定价机制，激励新能源发电企业加大投资力度，满足市场对绿电的需求。
2026年，电力市场的交易品种将更加丰富，市场机制更加完善，有效提升电力资源的优化配置效率，保障电力系统的安全稳定运行。
电力现货市场全面推广。经过多年的试点运行，电力现货市场的运行机制不断完善，2026年将在全国范围内全面推广。电力现货市场通过实时反映电力供需关系，形成分时电价，引导用户错峰用电，激励发电企业优化发电调度，有效提升电力系统的运行效率。同时，电力现货市场与中长期交易市场、辅助服务市场的衔接更加顺畅，形成“中长期交易锁定风险、现货市场调节供需、辅助服务市场保障安全”的市场体系。
辅助服务市场规模持续扩大。随着新能源渗透率的提升，电力系统对调峰、调频、备用等辅助服务的需求持续增长，2026年，辅助服务市场规模预计将突破1000亿元。辅助服务的品种不断丰富，除了传统的调峰、调频、备用服务外，新能源消纳辅助服务、黑启动服务等新型辅助服务品种将逐步推出。辅助服务的定价机制更加合理，通过市场化方式形成辅助服务价格，有效激励发电企业、储能企业、用户等市场主体提供辅助服务，提升电力系统的灵活性与稳定性。
绿电、绿证交易市场协同发展。2026年，绿电交易将从目前的中长期交易为主，向现货交易、期货交易等多元化交易方式延伸，交易规模持续扩大。同时，绿证交易市场与绿电交易市场的衔接更加紧密，形成“绿电+绿证”的双重保障机制，有效解决绿电消费的认证与溯源问题。绿电交易与碳市场的联动机制逐步建立，绿电消费可作为企业碳减排的重要凭证，进一步提升企业购买绿电的积极性，推动绿电市场的快速发展。
2026年，电力超级大周期不仅体现在中国市场，更呈现出“全球化协同发展”的格局。中国电力产业凭借技术、产能、成本等综合优势，加速“走出去”，在全球电力市场的竞争力持续提升，成为全球能源转型的重要参与者与引领者。
全球气候变暖趋势日益明显，2024年可能是第一个气温比工业化前时代高出1.5℃以上的年份，应对气候变化成为全球共识。《联合国气候变化框架公约》第三十次缔约方大会（COP30）期间，联合国秘书长古特雷斯发出警告，气候变暖可能会将生态系统推向灾难性的临界点，进一步推动全球能源转型进程。
全球电力需求持续增长。随着全球经济的复苏与电气化水平的提升，全球电力需求将保持高速增长，2026年全球电力消费增速预计将达到4%以上。其中，新兴市场国家的电力需求增速尤为突出，东南亚、非洲、拉美等地区由于经济发展与人口增长，电力需求增速将达到6%以上，成为全球电力需求量开始上涨的核心区域。这些地区的电力基础设施相对薄弱，存在巨大的投资缺口，为中国电力产业“走出去”提供了广阔的市场空间。
全球新能源投资持续扩大。为实现碳减排目标，全球各国纷纷加大新能源投资力度，2026年全球风电、太阳能发电新增装机预计将突破500GW，同比增长15%以上。欧洲、美国、日本等发达国家加速推进新能源替代，新兴市场国家也纷纷出台新能源发展规划，新能源产业成为全球投资的热点领域。同时，全球储能市场也进入快速增长期，2026年全球储能装机预计将突破300GW，同比增长40%以上，成为全球电力产业增长的新亮点。
中国电力产业经过多年的发展，已形成完整的产业链体系，在技术、产能、成本等方面具有显著的全球化优势，成为全球电力市场的重要供给者。
技术优势持续凸显。中国在新能源发电、特高压输电、智能电网、储能等领域的技术水平已处于全球领先地位。光伏组件的转换效率持续突破，风电单机容量不断提升，特高压输电技术实现全面自主化，智能电网技术广泛应用，储能技术多点突破。这些技术优势使得中国电力产品与解决方案具有更高的性能与可靠性，能够满足全球不同市场的需求。
产能优势全球领先。中国电力设备制造业的产能规模全球第一，能够快速响应全球市场的需求。在光伏组件、风电整机、变压器、电缆等关键产品领域，中国的产能占全球的比重均超过60%，能够实现大规模、低成本的生产交付。海外传统供应商扩产速度慢，面临原材料和熟练技术工人短缺的困境，而中国企业能够快速扩产，满足全球电力基建的需求，特别是在AI数据中心建设热潮中，中国电力设备的快速交付能力得到充分体现。
成本优势持续保持。受益于规模效应、技术进步与供应链优势，中国电力产品的成本具有显著竞争力。光伏组件的度电成本已降至0.2元/千瓦时以下，风电度电成本降至0.25元/千瓦时左右，电力设备的价格较海外同类产品低10%-30%。这种成本优势使得中国电力产品在全球市场具有很强的价格竞争力，能够有效降低新兴市场国家的电力建设成本，推动全球能源转型进程。
2026年，中国电力产业“走出去”将呈现“产品出口+工程承包+技术输出+投资运营”的多元化路径，在全球电力市场的份额持续提升，成为全球能源转型的重要力量。
电力设备出口持续快速地增长。变压器、电线电缆、开关、控制装置等电力设备的出口将保持高速增长，2026年电力设备出口额预计将突破5000亿元，同比增长20%以上。其中，高压变压器等高端产品的出口占比将持续提升，标志着中国电力设备的出口从“量的增长”向“质的提升”转变。同时，新能源设备的出口将成为核心增长点，光伏组件、风电整机的出口额预计将分别突破3000亿元和1000亿元，成为全球新能源设备市场的主导者。
海外工程承包与项目投资稳步推进。中国电力企业在海外电力工程承包领域具有丰富的经验，能够提供“设计-建设-运营”一体化解决方案。2026年，中国电力企业将继续参与全球大型电力项目的建设，包括新能源基地、特高压输电工程、智能电网等，特别是在“一带一路”沿线国家，中国电力项目的落地将持续推进。同时，中国企业将加大海外电力项目的投资力度，通过收购、参股等方式，参与海外电力项目的运营，实现从“工程承包商”向“投资运营商”的转型，提升长期收益水平。
技术输出与标准制定话语权提升。随着中国电力技术的不断成熟，技术输出将成为中国电力产业“走出去”的重要路径。中国将与海外国家开展电力技术合作，分享新能源发电、特高压输电、储能等领域的技术经验，帮助海外国家提升电力产业发展水平。同时，中国将积极参与全球电力行业标准的制定，推动中国标准走向世界，提升在全球电力市场的话语权与影响力。例如，在重力储能领域，中国已发布两项行业标准，为全球重力储能技术的发展提供了中国方案。
2026年电力超级大周期的持续加速，虽然具备多重有利条件，但也面临着一系列挑战与风险，需要行业各方共同应对，确保超级周期的健康可持续发展。
新能源的大规模并网与电力需求的迅速增加，使得电力系统的安全稳定运行压力持续加大。新能源发电的间歇性、波动性与随机性，导致电力系统的供需平衡难度增加，特别是在极端天气条件下，新能源发电大幅波动与负荷高峰叠加，可能引发电力供应紧张甚至停电事故。2025年初，世界气象组织发布的《全球气候状况》报告披露，2024年是175年观测记录中最热的一年，全球平均近地表温度比工业化前时代高出1.55℃±0.13℃，极端天气频发、强发，对电力系统的防灾减灾能力提出了更高要求。南方五省区常年受台风、暴雨、高温、覆冰等极端天气影响，对电网安全生产运行构成严重威胁，冷空气若较预测延迟几小时抵达可能造成系统负荷偏差达900万千瓦。
电力市场化改革进入“深水区”，各种矛盾与问题逐步显现，市场化机制与政策衔接仍需完善。部分地区的电力市场存在非理性竞争现象，售电公司的“价格战”导致市场价格信号失真，影响了市场的健康发展；容量电价机制、辅助服务市场机制等仍需进一步细化，确保发电企业的合理收益；电力市场与碳市场、绿电市场的衔接机制尚未完全建立，制约了市场功能的充分发挥。此外，不同地区的电力市场政策存在差异，跨区域电力交易的壁垒尚未完全打破，影响了电力资源的优化配置效率。
虽然电力行业的技术创新取得了显著进展，但在部分核心技术领域仍面临瓶颈。例如，长时储能技术的成本仍需进一步降低，新能源发电的预测精度有待提升，电力系统的智能化水平仍需加强。同时，产业升级面临着人才短缺、供应链不稳定等问题。电力行业的技术创新需要跨学科、跨领域的协同合作，而目前行业内的协同创新机制尚不健全，制约了技术创新的速度与效率。此外，全球供应链的不确定性也对电力产业的发展构成挑战，核心零部件、原材料的供应短缺可能影响电力设备的生产与交付。
中国电力产业的全球化进程面临着日益激烈的国际竞争与地缘政治风险。欧美等发达国家纷纷加大对电力产业的支持力度，出台贸易保护政策，限制中国电力设备的出口；部分国家的地缘政治冲突加剧，影响了海外电力项目的建设与运营；全球能源市场的波动也对电力产业的发展构成挑战，国际能源价格的大幅波动可能影响新能源的竞争力与电力市场的稳定运行。
2026年，电力超级大周期将持续加速，这一周期以“需求爆发、供给变革、技术突破、市场重构、全球协同”为核心特征，是电力行业发展的历史性机遇。尽管面临一系列挑战与风险，但在多重动能的驱动下，电力行业的长期增长趋势不可逆转，将为经济社会高质量发展提供坚实的能源保障。
从发展趋势来看，2026年电力行业将呈现以下五大趋势：一是电力需求持续高速增长，AI算力、电气化转型、新型基础设施成为核心驱动力；二是新能源主导的多元电力体系加速成型，风电、太阳能发电占比持续提升，传统能源转型为“压舱石”与调节性电源；三是储能技术进入规模化、多元化发展阶段，重力储能、锂电储能、抽水蓄能等技术路线协同发展；四是电力市场化改革全面深化，价格机制更加完善，市场功能持续提升；五是中国电力产业全球化进程加速，成为全球能源转型的重要参与者与引领者。
1. 新能源发电领域：光伏、风电的规模化扩张将带动组件、整机、逆变器等产业链环节的持续增长，N型高效组件、大型风电整机等高端产品的市场份额将持续提升。
2. 储能领域：锂电储能、重力储能、抽水蓄能等细分赛道均具有广阔的投资前景，特别是重力储能作为新兴赛道，有望实现爆发式增长。
3. 电力设备领域：变压器、电缆、开关等电力设备的出口与国内需求均将保持高速增长，高端电力设备与智能化设备的竞争力持续提升。
4. 电力系统升级领域：特高压输电通道、智能电网、电力气象服务等领域的投资将持续加码，成为电力系统升级的核心支撑。
5. 综合能源服务领域：售电公司向综合能源服务转型，节能服务、能效管理、绿电采购等业务将迎来加快速度进行发展，市场空间持续扩大。
2026年，电力超级大周期的持续加速，不仅将推动电力行业自身的高质量发展，更将为全球应对气候变化、实现能源转型提供中国方案与中国智慧。在这一历史性进程中，电力行业的企业、投资者、政策制定者等各方需要把握趋势、应对挑战、抓住机遇，共同推动电力超级大周期的健康可持续发展，为构建清洁低碳、安全高效的能源体系，实现“双碳”目标作出重要贡献
