2026年电力项目密集开工：清洁能源与电网升级成主基调 - 电力新闻

2026年，全国多地电力项目集中开工，投资重点明显向风电、光伏、储能及特高压配套工程倾斜。从当前已披露的开工清单看，清洁能源装机占比持续提升，电网补强与跨区输送项目同步提速，电力建设进入“源网协同”的新阶段。

开工规模：清洁能源项目占比显著提升

2026年一季度，国家电网和南方电网区域陆续启动一批重点工程，涵盖大型风电光伏基地、抽水蓄能电站、新型储能电站及输变电工程。与往年相比，纯煤电开工项目进一步减少，煤电更多以“支撑性电源”“应急备用电源”身份出现，且普遍配套灵活性改造或碳捕集预留条件。

从区域分布看，西北、华北和东北仍是大型风光基地主战场，内蒙古、甘肃、新疆、吉林等地开工容量靠前。东部沿海省份则加快海上风电和燃气调峰项目布局，江苏、浙江、福建、广东均有新项目进入施工准备或正式动工阶段。

2026年开工的电源项目不再以单一电站形式为主，更多采用“风光储一体化”“多能互补”模式。例如，内蒙古库布齐、乌兰布和等沙漠基地的新一批子项目在2026年进入开工序列，配套电化学储能和压缩空气储能同步建设，部分项目还捆绑特高压外送通道，形成“发电—储能—送出”闭环。

抽水蓄能仍是2026年开工亮点之一。湖北、湖南、江西、浙江等地多个抽蓄站点启动主体工程施工，单站装机普遍在120万千瓦至180万千瓦之间。抽蓄项目工期长、投资大，但对电网调峰和新能源消纳的支撑作用明确，是当前电网企业优先推动的调节性电源。

2026年电网开工项目呈现“两头并进”特征。一头是特高压交流、直流工程，重点解决大型清洁能源基地外送和区域电力互济问题；另一头是城市配电网和农村电网升级，聚焦分布式光伏接入、电动汽车充电负荷增长和供电可靠性提升。

特高压方面，陇东—山东、宁夏—湖南等已规划通道的配套工程在2026年加快落地，部分新建直流工程进入场平施工或基础浇筑阶段。配电网方面，多个省份启动“整县配电网改造”和“高比例新能源接入示范”项目，推动智能台区、柔性互联和自动化开关设备批量部署。

2026年电力项目开工潮直接拉动设备需求。变压器、组合电器、电缆、塔材等主设备企业排产较满，部分特高压用换流变、GIS设备交付周期延长。储能环节虽然订单总量增加，但系统集成价格仍处于低位，行业洗牌继续，具备电芯自供能力和海外渠道的企业优势更明显。

从投资主体看，央企仍是绝对主力，国家能源集团、华能、大唐、华电、国家电投、三峡、中广核等企业均有新项目开工。地方能源集团和民营资本更多参与分布式光伏、工商业储能和增量配电网项目，投资规模相对较小但决策灵活。

2026年电力项目开工重点集中在大型风电光伏基地、抽水蓄能电站、新型储能电站、特高压配套工程以及城市和农村配电网升级改造。清洁能源和电网调节能力建设是两条主线。

在“双碳”目标和新能源装机快速增长的背景下，煤电定位已从主力电源转向支撑性、调节性电源。2026年新开工煤电项目多为保障电力供应安全的必要项目，且普遍要求具备深度调峰能力或预留碳捕集改造条件，整体数量较往年继续下降。

随着风电、光伏装机规模扩大，电力系统对调峰、调频和备用容量的需求快速上升。抽水蓄能技术成熟、容量大、寿命长，是目前最可靠的调节电源之一。2026年多个前期工作完成的抽蓄站点具备开工条件，因此出现集中动工现象。

主设备企业受益明显，变压器、GIS、电缆、塔材等订单饱满，部分特高压设备交付周期拉长。储能系统集成环节虽然需求增长，但价格竞争依然激烈，企业盈利能力分化，具备技术、成本和渠道优势的公司更容易在2026年保持增长。

可以。普通工商业用户主要通过分布式光伏、用户侧储能、需求响应和参与电力市场交易等方式参与。2026年多个省份放宽了工商业分布式光伏并网条件，并鼓励用户侧储能参与调峰辅助服务，相关项目审批流程也在简化。