2026 年 10 月 26 日，国家能源局对外放出一组数据，国内风电、光伏装机总量突破 20 亿千瓦。早在 9 月底，太阳能装机规模已经超过煤电，稳稳坐上国内发电装机的头把交椅。

就在大家为新能源的进展叫好的时候，一笔特殊的补贴也陆续下发：不少省份把煤电容量电价调到每年 165 元每千瓦。一台百万千瓦的机组，哪怕一度电都不发，一年稳稳拿到 1.65 亿元。

新能源装机刚完成反超，煤电反倒拿到更稳定的收益，看着是不是有点走回头路？

容量电价落地，煤电换了新活法

先说说这 1.65 亿是怎么算出来的。容量电价，通俗来讲就是给电厂的待命补贴。结算标准不看发了多少电，只看机组能不能随时启动顶上用电缺口。

2026 年，多个省份把这项标准定在每年 165 元每千瓦，云南、甘肃步子更大，补偿回收比例直接拉满到 100%。 百万千瓦的机组乘上这个单价，刚好就是 1.65 亿元。

前提条件很简单，保持待机状态，不用烧煤、不用发电。

电网愿意拿出这笔钱，看 2026 年迎峰度夏的用电高峰就能看懂。全年最高用电负荷四次刷新历史记录，冲到 15.57 亿千瓦，六大区域电网、二十个省级电网的负荷上限，反复被刷新上百次。

放在以前，这种用电缺口，很容易启动限电。但今年 31 个省份，全都没有开启有序用电。 不是用电压力变小了，是用电缺口被稳稳兜住。

兜底的主力有两个，煤电提供容量支撑，储能负责快速响应。

煤电的盈利逻辑已经彻底换了赛道。过去是多发电量多赚钱，现在核心价值变成随叫随到。这代表电网的调度思路，从优先平衡发电量，转向优先保障供电容量。

只盯着发电量的电力体系，抗风险能力很弱。愿意为 “随时出力的备用能力” 付费，才是新型电力系统真正成型的标志。

AI 算力用电猛增，电网要学着谈价

2025 年，全国算力中心耗电量大约 1700 亿千瓦时，占到全社会总用电量的 1.6%。单看这个数字，并不算夸张。

但八大算力枢纽，近三年算力用电每年平均增长 39.5%。按照这个增长速度推算，到 2030 年，算力用电可能达到 8000 亿千瓦时，占全社会用电比重接近 6%。

变化的不只是用电规模，还有用电负荷的特性。居民用电、工厂电机，属于有多少供给就用多少，被动适配电网。

算力负荷不一样，会主动挑选电源类型、选址位置，还会对比电价。

算力设备还会出现闲置。腾讯云在 2026 巴塞罗那世界移动通信大会上公开，国内智算中心 GPU 平均利用率还不到 30%。

相当于电网提前把配套设施全部建好，去承接一个长期半闲置的负荷。东部某区域，新建智算项目申报的用电规模，已经占到这片电网供电上限的 75%。

电价博弈也越来越激烈。西部一个绿电直供项目，发电企业和算力企业，就为每度电 2 分钱的差价僵持半年。百兆瓦级的数据中心一年耗电数亿度，每差 1 分钱，就是几百万的成本差距。

相关政策也在逐步放开。2025 年 650 号文件放开单用户绿电直连，2026 年 688 号文进一步扩大到多用户模式。到 2026 年 6 月，已经审批落地 100 个项目，配套新能源装机 3410 万千瓦。

电网第一次面临新的选择题：同样一度绿电，直接供给算力中心，还是并网统一售卖，哪个收益更高？放在几年前，几乎没人会思考这个问题。

电不一定往东送，隔壁就能用掉

2026 年 10 月，大同 1000 千伏特高压变电站配套工程投产。线路全线贯通之后，每年可以向京津冀输送 270 亿度以上电量，其中新能源发电量大约 100 亿度。

同一个月，烟威 1000 千伏工程顺利竣工。山东也成为国内第一个建成省域特高压双环网的省份。

到 2026 年，国内特高压 “22 交 21 直” 布局基本落地，跨区、跨省输电总能力突破 3.8 亿千瓦。

这条路线的思路很清晰，把用电负荷往新能源资源富集的区域引导。

绿电直连走的是另一条路线，把发电资源布局在负荷就近的地方。就近发电、就近消纳，不用经过长距离长途输送。

两套模式同步推进，比拼的不是谁输电能力更强，而是做好分类匹配：不同类型的电走不同通道，不同负荷匹配对应的电源。一套体系可以兼容两种流向，才体现出电力系统的复杂程度。

软件调度层面也在持续完善。2026 年 1 至 9 月，全国电力市场化交易电量 58536 亿千瓦时，同比上涨 18.9%。售电行业累计盈利约 127 亿元，代理零售电量 3.17 万亿千瓦时。

不难看出，电能的流向，不再只由铁塔和线路决定。在物理电网之上，合约、价格搭建起一层商业流通逻辑。

特高压负责大范围调配资源缺口，绿电直连满足就近高价值负荷的绿色用电需求，现货市场、辅助服务负责实时调节机组启停。

三套机制叠加在同一张电网上，还要互相协调、不发生冲突。 只搭建特高压通道，只能算输电大国。把多套市场机制顺畅运转起来，才算摸到现代化电力系统的门槛。

变压器卖到国外，不止是卖硬件

2026 年一季度，特变电工输变电设备海外订单大约 6.21 亿美元，同比提升 30% 左右。

中国西电在同一季度，拿下巴拉圭、加拿大、波多黎各的变压器订单。2026 年 1 到 2 月，国内电力变压器出口增速维持在 40% 以上，北美、欧洲是主要采购方。

海外市场需求爆发不是偶然。欧美电网的改造周期，和国内过去十五年持续建设、升级、调平衡的节奏错开。国内设备出海，某种意义上是补上对方电网更新的时间差。

比设备本身更值得关注的，是背后配套的运行规则。容量补偿怎么核算、现货市场怎么竞价出清、绿电就近消纳怎么落地、以荷定源怎么实施、多用户直连怎么划分并网和离网边界、容量电价如何保障覆盖 50% 以上固定成本。

这些配套规则，正跟着设备、项目一起输出海外。

出口的早已不只是变压器、开关这类硬件。输出的是一套参考样本，告诉其他国家，电力系统在不同发展阶段该如何搭建。

10 万亿度的年用电量，是入场的基础。其他国家搭建适配 AI 时代的电网，很难绕开国内的设备、建设经验，还有我们踩过的各类坑。这也是这套体系独有的含金量。

硬件规模可以花钱采购，但整套调度、定价的能力买不来。什么时候安排煤电待机兜底、什么时候让算力参与电价博弈、哪些电走特高压远距离输送、哪些电就近消纳，这些答案，正在 2026 年的电力账本上慢慢成型。

等到 20 亿千瓦风光机组全部并网，8000 亿度算力用电的压力真正到来，这套系统能不能扛住考验？

参考资料：

《2025 年全社会用电量突破 10 万亿千瓦时》，央视网，2026-01-17

《我国风光累计装机容量突破 20 亿千瓦》，国家能源局，2026-10-26

《国家能源局发布 2026 年 1—9 月份全国电力统计数据》，国家能源局，2026-10-26

《截至 2025 年底全国累计发电装机容量 38.9 亿千瓦》，中国政府网，2026-01-28

《报告：2026 年底中国非化石能源发电装机占比料约为 63%》，中国网，2026-10-30