一2025年回顾

（一）新增装机占全国比重超八成

风光发电累计装机容量突破18亿千瓦，首次超越火电，占总装机容量比重升至47.1%；其中，风电装机容量6.2亿千瓦，光伏装机达12亿千瓦。全年新增风光发电装机容量近4.2亿千瓦，新增装机容量再创新高，占全国新增电力装机容量比重超80%。新能源全面入市、分布式光伏建设管理办法施行等政策影响下，引发“531抢装潮”，风光发电建设速度与往年略有不同，呈现前快后慢节奏，特别是光伏上半年新增装机容量超2.1亿千瓦，占全年新增装机容量近70%。

（二）风光发电量双破万亿千瓦时

全国发电量预计10.6万亿千瓦时，风电光伏发电量约占全社会用电量的22%，风光发电量均破万亿千瓦时。全社会用电量预计达10.3万亿千瓦时，首次超过10万亿千瓦时，同比增长5.0%。超额完成《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》提出的2025年非化石能源消费比重达到20%左右的约束性目标。

（三）多地迎来新能源100%出力
全国多个省份、地市局部时段实现100%新能源供电。如，5月底，宁夏成为首个风光发电日发电量超越区内统调用电量的省区，甘肃部分日内新能源发电出力占比突破80%。云南大理清洁能源装机占比与发电量占比均达到100%，甘肃敦煌首次实现全域全年100%使用绿色电力。湖北省随州市广水市的世界首个县域级100%新能源新型电力系统稳定试运行，可实现全年100%新能源供电时间占比超70%，全年新能源供电量占比超80%。

（四）新能源电力进入全面市场化

2月，国家发改委、能源局印发“136号文”，新能源正式告别“保障性收购+市场交易”双轨制，进入“全面入市+场外保障”的新阶段。项目收益模式从固定电价转向“市场竞价+差价结算”，存量项目因机制电价保护相对稳定，增量项目则直面市场波动。从各省/电网公布的竞价结果看，近一半的省份机制电价在燃煤标杆电价90%以下，新疆风光、青海光伏2026年机制电价相比2025年进一步下降。此外，国家税收优惠退坡，陆上风电不再享受增值税优惠，海上风电优惠期也截止2027年底。

（五）气象服务显著增强出力预测

中国气象局加速构建电力气象服务响应机制，与国家电网建立联合会商机制，首次实现全球新能源发电能力年度预测，初步实现风能太阳能短、中、长期无缝隙预报业务能力。电网、电力企业也加快电力供需预测能力建设，内蒙古超短期（4小时）风力发电功率预测准确率突破90%，深圳能源发布新能源发电功率预测系统，编制发布《面向风电功率预测的区域气象大模型技术指南》团体标准。电网有力有效应对迎峰度夏电力负荷20次超去年峰值考验。

（六）储能装机快速增长难掩困境

新型储能“低开冲高回落”，新增装机保持高增长，累计装机达1.2亿千瓦。一季度“强制配储”取消，新增装机同比转负，产品报价跌破0.3元/Wh的成本价。二季度在风光发电抢装潮下，5月新增装机刷新月度记录达1025万千瓦/2603万千瓦时，同比增长462%/527%，奠定三季度累计装机突破1亿千瓦基础。三季度独立储能增长难抵整体下降，新增装机同环比再次转负，但龙头企业在海外实现破局，叠加“2027年装机规模达1.8亿千瓦以上”目标刺激，产业链呈现高景气。四季度，多地分时电价峰谷价差收窄冲击独立储能“低储高放”套利模式，国家推动探索容量电价与共享储能机制，但各地市场机制制度仍不完善，收益率偏低且不确定性强影响投资积极性。

（七）氢能信心受挫但进展再加速

国际海事组织航运净零框架延期，国外多个大型绿氢项目取消或暂停，经济性不足、市场需求迟滞的担忧情绪蔓延至国内。国内氢燃料电池汽车产销量同比下滑约三成，加氢站建设放缓，但氢能产业进展总体积极。“绿氢+化工”迅速发展，绿色氢氨醇项目开工数量与建成产能同创历史新高，多个万吨级项目投产，首个海洋氢氨醇一体化项目完工。根据中关村氢能联盟，全国绿氢产能达到22万吨。输氢管道迎来元年，内蒙古“一干双环四出口”绿氢管网积极推进，“康保-曹妃甸绿氢长输管道”开工。国家能源局首批氢能41项目+9区域试点获批。西部陆海新通道氢走廊商业化运营,跨区域及城际“氢走廊”网络初步成型。氢能领域首个CCER方法学发布。

（八）科技创新破解高质发展难题

风电领域，26兆瓦海上风电机组并网，17兆瓦直驱型漂浮式风电机组下线，2×25兆瓦漂浮式风机概念提出，200米级钢混塔筒发布，陆上15兆瓦风电齿轮箱下线；“领航号”16兆瓦漂浮式风电机组完成组装，“启航号”20兆瓦漂浮式风电机组完成吊装，“图强号”、陆丰油田群清洁能源电力供给改造示范项目启动建设。光伏领域，BC电池组件效率突破26%，ABC组件量产效率达到25%，商用尺寸晶硅-钙钛矿两端叠层电池转换效率达33%。储能领域，新一代大电芯向587Ah/684Ah两大主流规格集中，首个大容量钠离子电池储能电站投产。氢能领域，直接电解海水制氢提镁技术突破，海上千方PEM槽及制氢系统下线，70兆帕IV型储氢瓶实现量产，非金属柔性输氢管道技术取得突破，首个“光解水”商业化制氢项目与首个民用液氢加氢站投运，全球首台30兆瓦级纯氢燃气轮机实现纯氢发电。

（九）绿色金融拓展支持广度深度

绿色金融从“资金供给”转向“精准滴灌、结构创新、风险共担的深度融合模式”。人民银行发布《绿色金融目录2025）》，拓展支持下游的贸易和消费。华能发行“风光储一体化”转型债券，三峡以海上风电项目为底层资产发行基础设施公募REITs，远景能源全国首单清洁能源持有型不动产ABS挂牌，龙源电力打包风电项目未来10年电费收益发行ABS，国家电投探索储能资产证券化。政策性银行推出“出海专项贷”。交银金租在上海落地全国首单SPV架构户用分布式光伏经营租赁项目。中国石化设立首期50亿元氢能产业链基金，聚焦对“制储运用研”全链条进行技术孵化。海上风电成为首批CCER签发项目主力军。

（十）产品产能服务出口同向增长

新能源从单纯产品出口转向“技术+资本+服务”全链条输出。风电整机出口爆发式增长，中东、欧洲、东南亚多点开花，前11个月出口额同比增长44.8%；光伏出口整体放缓，但非洲、亚洲新兴市场增长强劲；龙头企业在欧洲、澳大利亚、东南亚、南美等斩获大单，高工产业研究院预测电池储能系统出口3亿千瓦时，同比增长50%，创下历史新高。面对欧美贸易壁垒，企业加速在欧洲、东南亚布局产能，大金重工在西班牙成立全球浮式风电中心，明阳智能拟在苏格兰建设风机制造基地，电池企业出海建厂。企业在“一带一路”沿线建设风光基地，中国能建等承建的中亚最大风电项目、韩国GASAN-1陆上风电项目投运。
二2026年展望

（一）风光氢储建设不同程度放缓

2026年，风电新增装机容量0.8-1亿千瓦，小幅回落，海上风电新增装机容量约1000万千瓦，分散式风电加快发展；分布式光伏开发建设管理趋严，集中式成为支柱，光伏新增装机容量1.5-1.7亿千瓦，首次迎来负增长；风光发电新增装机容量合计约2.5亿千瓦，总量下降但规模仍处高位。AI算力爆发与国际需求共振，新型储能出货量增长40%-50%，构网型储能加速产业化，但商业模式不确定性下新增装机减至3000万千瓦左右。氢能从政策驱动向市场牵引转变，绿氢氨醇规模化发展，产品出口放量。

（二）缓解消纳瓶颈成关键着力点

国家提出满足全国每年新增2亿千瓦以上新能源合理消纳需求。“95%消纳红线”下调开启市场化消纳新阶段，通过市场化手段而非行政指令解决弃电问题。外送是新能源大基地的主要消纳模式，因地制宜就地消纳也已成为共识。绿电直连、工业园区高质量发展等政策促使投资逻辑从资源富集区转向负荷中心。2026年产业将进一步有序转移和科学布局，“沙戈荒”基地与高载能产业、数据中心等新型用电大户高效联动，抽水蓄能、新型储能有序建设，智能微电网、源网荷储一体化加快推进。

（三）绿氢非电利用持续拓展范围

氢能是新能源非电利用的重点突破方向。国家“十五五规划建议”要求“前瞻布局氢能等未来产业”，超25个省份提出因地制宜发展氢能，上海提出建设“深远海风电制氢”示范基地。可再生能源电力消纳责任权重制度明确，可再生能源非电消费最低比重目标可通过制氢、氨、醇等方式完成，为绿氢及其衍生品提供了市场需求。氢/氨燃料发动机陆续装备、掺氢发电推广、绿色航运释放需求、首个“电化学+氢储能”示范项目并网带动下，绿氢应用从交通燃料向冶金化工、化学肥料、氢储能等领域延伸。

（四）政策推动新兴能种规模发展

《海洋能规模化利用指导意见》《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》提出，到2030年建成一批海洋能规模化示范工程，力争海洋能装机规模达到40万千瓦；光热发电总装机规模达到1500万千瓦，度电成本与煤电基本相当。在海洋强国建设、海洋经济发展背景下，全国海洋能产业发展联盟成立、超长期特别国债重点支持，2026年兆瓦级波浪能规模化试点工程稳步推进，国内首个百兆瓦级潮流能电站加快建设。消纳瓶颈下，光热调峰和基础性电源作用凸显，将规模放量，成本加快下降。

（五）新业态新模式持续创新发展

海洋能源资源综合开发利用深入推进，海上综合能源岛、海上风光+海洋牧场、风电+算力/海底数据中心、海上制氢（氨醇）+绿色航运/伴生矿提取将加快探索。作为“西电东用”2.0，时差协同进一步增量，通过特高压实现新疆与中东部电力供需精准匹配。智能微电网、绿电直连、源网荷储、车网互动等生产与消费融合新模式加快发展。数字技术推动能源系统向数字化、智能化转型，形成能源大数据服务、智慧能源管理、虚拟电厂、“低空经济+”等新增长点。

（六）政府引导行业自律规范发展

行业自律公约、行业健康发展倡议下，新能源进入产业链调整期，转向技术创新、品牌建设、需求挖掘、生态培育。风电加速从“卖产品”向“卖系统性服务”转型，机组中标价格料将上升。光伏行进一步加强产能调控，2025年底成立的光伏多晶硅产能整合收购平台在硅料环节取得进展，2026年或拓展至电池、组件等环节。新型储能推进产品技术迭代与安全性能升级，国内竞争有序、国外协作出海，多元技术路线协同发展。氢能技术创新进一步提升国产化率，推动标准建设，共同增强受挫的信心。
（七）电力市场体系建设由全向优
2025年下半年以来，电力市场政策频发多发,构建起“1+6”基础规则体系，基本形成多层次、多品类、多功能的电力市场体系。跨电网经营区常态化交易机制基本建立，首次完成跨电网经营区现货交易，南方区域电力市场启动连续结算试运行。全年市场化交易电量预计达到6.6万亿千瓦时，同比增长7%，占全社会用电量比重为?63.8%。2026年，市场体系建设强化，在“394号文”推动下，29个省级现货市场均将实现连续结算试运行，超20个转入正式运行，省间现货市场有望实现连续结算试运行，电力期货市场建设加快探索。推进缓解新型储能等灵活性资源价值尚未充分体现的困境，完善虚拟电厂等新型市场主体参与机制。

（八）电网加大投资推动高质发展

2026年是加快构建新型电力系统、配电网高质量发展、电力系统调节能力优化、新型储能规模化建设、制造业绿色低碳发展等行动方案实施的关键一年。在2025年西南电力互济送华东通道畅通、“宁电入湘”工程投产、阳江500kV海陆一体输电工程开工基础上，在《关于促进电网高质量发展的指导意见》指引下，电网投资适度加大，主干电网、配电网、智能微电网协同发展，加快建设以输送“沙戈荒”风电光伏大基地新能源为主的特高压输电通道，推进海上风电基地集中送出通道的海缆廊道布局和网络规划，增强配电网对分布式新能源的接纳能力，因地制宜发展智能微电网。

（九）电碳协同持续提升绿电价值

2025年，国家重在厘清电力市场、碳市场和绿证市场的界面。出台绿证市场高质量发展指导意见，推动国际绿色电力消费倡议组织（RE100）无条件认可中国绿证，全国碳排放权交易市场首次扩围，明确重点排放单位的碳排放量不包括使用外购电力产生的间接碳排放，发布14个温室气体自愿减排项目方法学。2026年，国家将着力实现市场间规则和价格衔接，提升数据核算质量，推进“电-碳-金融”联动。全国碳排放权交易市场将稳步推进化工、石化、民航、造纸等扩围，探索开展基于自动监测的碳排放核算，推动自愿减排市场协同发展。

（十）关键金属价格继续冲击产业

2025年，在全球地缘政治博弈、货币政策调整、资源收储等影响下，白银年内涨幅超150%，“高位宽幅震荡”；钴价年初走低后持续上涨，年内涨幅近120%；碳酸锂价格下半年走高翻倍，年内涨幅超50%；铜价格年内上涨超40%，铝价突破3000美元/吨，年底镍“V型”飙涨。2026年，能源转型金属定价逻辑向“资源稀缺性”与“电气化刚需”深度锚定。机构预测，2026年白银与铂族金属价格仍将高位震荡，铜价易涨难跌，镍钴价格仍有上涨空间，锂供需反转价格回落。关键金属材料价格的大幅震荡将冲击新能源产业链。