2026年，全国多地电力项目进入集中开工期，以风电、光伏、储能和特高压配套工程为代表的新增装机与电网补强项目同步推进。从区域分布看，西北、西南和东部沿海是开工最活跃的区域，项目类型正从单一电源点建设转向“源网荷储”一体化布局。

开工规模：清洁能源占比继续提升

2026年一季度以来，国家能源主管部门核准并推动开工的电力项目总装机规模已超过前两年同期水平。风电、光伏仍是新增装机主力，合计占比超过七成；抽水蓄能和新型储能项目开工数量明显增加，反映出系统调节能力建设正在提速。煤电项目开工数量进一步减少，且主要集中在西部煤电一体化基地和东部负荷中心的等容量替代项目。

从项目体量看，单期开工规模超过百万千瓦的新能源基地项目并不少见。甘肃、内蒙古、新疆等地陆续启动“沙戈荒”风光基地配套送出和汇集站工程，部分项目同步配置10%—20%的储能时长2—4小时的储能设施。东部沿海省份则更侧重海上风电和分散式光伏，开工节奏与用海审批、设备交付周期密切相关。

电网工程：特高压与配网改造同步发力

2026年电网侧开工热度同样较高，特高压交流和直流工程是拉动投资的主要力量。多条跨省区输电通道进入实质性建设阶段，重点解决西部清洁能源基地外送和中部地区电力互济问题。与以往不同的是，2026年新开工特高压工程普遍在可研阶段就明确了配套新能源规模，避免出现“通道等电源”或“电源等通道”的脱节。

配电网改造项目在2026年也呈现放量趋势。随着分布式光伏、充电桩和用户侧储能接入规模扩大，多地供电公司加快开工会展配网自动化、台区智能融合终端和低压柔性互联工程。这类项目单体投资不大，但数量多、分布广，对设备招标和施工组织提出更高要求。

储能项目：从“可选项”变为“必选项”

2026年开工的电力项目中，储能已不再是单纯配套角色。独立储能电站、构网型储能和长时储能项目开始单独核准、单独开工。山东、江苏、广东等电力现货市场运行较成熟的省份，独立储能项目收益模式逐步清晰，社会资本参与意愿增强。西北地区则更多将储能与新能源基地打捆，作为保障消纳和提升外送通道利用率的关键措施。

技术路线上，磷酸铁锂电池仍占主流，但压缩空气储能、液流电池和重力储能等长时技术也出现多个开工案例。2026年部分省份在新能源竞争性配置中明确要求配建4小时以上储能，直接推动长时储能项目从示范走向规模化开工。

开工节奏受哪些因素影响？

2026年电力项目开工并非“齐步走”。用地、用海、环评、电网接入等前期手续仍是制约开工进度的主要因素。海上风电项目受军事、航道、渔业等敏感因素影响，部分场址开工时间较原计划推迟。陆上风光项目则面临土地性质调整和生态红线避让问题，个别项目在开工前临时优化布局，导致设备采购和施工招标延后。

设备价格波动也在影响开工决策。2026年风电整机、光伏组件和储能电池价格保持低位，部分投资方选择在价格窗口期内锁定设备、提前开工，以降低整体造价。但低价也带来质量管控压力，部分项目在开工阶段即加强设备监造和到货检测。

常见问题

2026年新开工电力项目主要集中在哪些地区？

主要集中在西北“沙戈荒”风光基地、西南水风光一体化基地以及东部沿海海上风电和负荷中心配网改造区域。甘肃、内蒙古、新疆、山东、江苏、广东等地开工项目数量较多。

2026年开工的储能项目有什么新特点？

独立储能和长时储能项目占比上升，储能从新能源配套转向可单独核准、单独收益的市场化主体。构网型储能开始进入规模化开工阶段，主要用于提升弱电网区域的系统稳定性。

电网工程开工对新能源消纳有什么作用？

特高压通道开工能够扩大西部清洁能源外送规模，减少弃风弃光；配电网改造则提升分布式电源接纳能力，缓解局部台区反向重载和电压越限问题。

2026年煤电项目还在开工吗？

仍有少量开工，但以等容量替代和西部煤电一体化项目为主，新建纯凝煤电项目已很少。煤电定位进一步转向基础保障和系统调节，多数新项目同步配置灵活性改造条件。

投资方在2026年开工决策中最关注什么？

最关注项目收益的可预期性，包括电价机制、消纳保障、储能调用规则和现货市场价格信号。前期手续办理速度和设备价格走势也直接影响开工时点选择。