01

第一次越过20亿

国家能源局10月26日发布数据，截至2026年9月底，全国风电和太阳能发电累计装机容量达到20.1亿千瓦。

其中太阳能发电13.1亿千瓦，同比增长16.5%；风电7.0亿千瓦，同比增长20.4%。

今年1—9月，风电和太阳能发电新增装机容量约1.7亿千瓦。

20.1亿千瓦，是第一次越过20亿这个整数关。

20.1 亿千瓦的构成

太阳能　13.1 亿千瓦，同比 +16.5%。

风电　7.0 亿千瓦，同比 +20.4%。

02

不到六年的跨度

2020年底，这个数字是5.35亿千瓦。

2025年底是18.4亿千瓦。

不到六年，从5.35亿到20.1亿，增长约3.8倍。

这个速度在全球没有第二个样本。

国家能源局的说法是，新能源在我国电力装机结构中的主体地位进一步巩固。

横向比一下：2025年底风光合计18.4亿千瓦，占总装机容量的47.3%，已经历史性超过火电。

到今年9月底，这个比例还在往上走。

03

增量去了哪里

增量不是平均分布的。

1—9月新增约1.7亿千瓦，太阳能占大头，风电次之。

结构上，集中式和分布式两条腿都在走。

分布式光伏这几年在东部省份铺得很快，单户规模小，总量大。

投资端也能看出来：1—9月，全国风电和太阳能发电完成投资额约占能源领域完成投资额的三分之一。

这个比例说明，新能源已经是能源投资的主渠道，不是补充项。

04

64%这个比例

发电量这一头，数据更实。

1—9月，风光发电量19333亿千瓦时，比去年同期增加1937亿千瓦时。

风光发电增量占全社会新增用电量的64%。

这句话的意思是：今年新增的用电需求，近三分之二是风光补上的。

迎峰度夏最大负荷日，当日午间风光最大出力占到当时总负荷的比重超40%。

午间这个时段光伏出力最猛，这是它能顶上去的原因。

换成傍晚，结构就完全不同了。

05

消纳开始吃紧

问题也在这里。

装机和发电量都在涨，但消纳开始吃紧。

电力行业规划研究与监测预警中心发布的《2026年2月全国新能源并网消纳情况》显示，1—2月全国风电利用率降至91.5%，光伏发电利用率降至90.8%，较2025年同期分别下降2.3和3.1个百分点。

分省看，新疆弃风率11.3%、弃光率14.4%；青海弃风率8.1%、弃光率21.3%。

这是1—2月的数据，前三季度的全国消纳数据还没发布。

但方向已经清楚了：装机跑得比消纳快。

利用率在往下走

1—2 月风电利用率　91.5%，同比降 2.3 个百分点。

1—2 月光伏利用率　90.8%，同比降 3.1 个百分点。

06

通道、配网、储能

消纳有三条硬约束。

第一条是外送通道。

特高压线路从核准到投运要几年，风光电站从开工到并网只要一年上下，两者节奏对不上，中间的差额就是弃电。

第二条是配网承载力。

分布式光伏在县域集中接入，配变容量不够就只能限发。

第三条是储能调用机制。

储能建了不少，但调用次数和价格机制没理顺，不少储能站在「配而不用」的状态。

三条都不是钱的问题，是节奏和机制的问题。

这也解释了为什么装机越多、利用率反而往下走。

07

负电价说明什么

价格信号也在变。

部分省份在光伏大发时段出现低谷电价甚至负电价，意思是那个时段的电多到没人要。

负电价本身不是坏事，它是市场在告诉你：这个时间点不该再建同类电站。

但如果负电价出现得太频繁，说明调节能力跟不上装机速度，投资信号就失真了——建的时候按平均电价算收益，运行时才发现中午的电卖不上价。

08

看利用小时，不看装机

评价标准正在换。

过去几年，行业看的是装机量，谁装得多谁靠前。

现在开始看利用小时数和项目内部收益率。

同样一座光伏电站，装机一样，利用小时掉一百小时，收益率就掉一个多点。

制造端的组件价格已经压得很低，再靠降价抢单的空间不大。

运营端的收益，越来越取决于能不能发得出、送得走、卖得掉。

这个转变对整个行业是好事，对靠规模讲故事的公司不是。

09

落点

下一关不在装机数字。

20亿千瓦是一个里程碑，也是一个提醒：发出来的电能不能用掉、卖得掉，才是接下来的问题。

国家能源局的表述是「着力解决阶段性突出问题」。

阶段性三个字，说的就是消纳。

装机的故事讲完了，运营的故事才刚开始。