摘要：光伏装机达到12.86亿千瓦，首次超过12.85亿千瓦的煤电装机；但装机第一不等于发电量第一，煤电仍供应全国约一半电量。

产联社编辑｜王琪翔

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【产联社】我国光伏装机量首超煤电。国家能源局9月1日公布，截至2026年7月底，中国光伏发电装机容量达到12.86亿千瓦，首次超过12.85亿千瓦的煤电装机，成为我国装机规模最大的电源。其中，集中式光伏装机7.04亿千瓦，分布式光伏5.82亿千瓦。

人民日报发布快评称，“这一里程碑式的事件，意味着长期以来煤电作为我国第一大电源的格局被打破，新能源从补充能源加快向装机主力转变，以新能源为主体的新型电力系统加速构建。”

十年追赶，光伏装机扩大近30倍

据国家能源局2026年1—7月全国电力统计数据，截至7月底，全国发电装机容量为40.78亿千瓦。其中，太阳能发电装机12.88亿千瓦，占31.6%；煤电装机12.85亿千瓦，占31.5%；风电装机6.87亿千瓦，占16.9%；水电装机4.56亿千瓦，占11.2%；核电装机6614万千瓦，占1.6%。燃气、燃油、生物质等其他电源合计约占7.3%。

此次反超是两条装机增长曲线长期分化的结果。

据国家能源局和中国电力企业联合会历年数据梳理，2015年，中国光伏装机仅0.43亿千瓦，煤电装机约8.98亿千瓦，后者约为前者的21倍。此后，光伏装机在2016年至2020年分别增至0.77亿、1.30亿、1.75亿、2.05亿和2.53亿千瓦；同期煤电装机分别为9.40亿、9.80亿、10.10亿、10.40亿和10.80亿千瓦。

进入“十四五”，两种电源的增速进一步分化。2021年至2025年，光伏装机分别达到3.07亿、3.93亿、6.10亿、8.86亿和约12.00亿千瓦；同期煤电装机分别约为11.10亿、11.24亿、11.65亿、11.90亿和12.60亿千瓦。到2025年底，光伏装机已相当于煤电的约95%，并在2026年7月完成反超。

从2015年到2026年7月，光伏装机扩大近30倍，煤电装机则增长约43%。煤电并未出现绝对规模收缩，变化主要发生在增量和占比层面。煤电占全国装机的比重由2015年的59%左右降至目前的31.5%，光伏占比则由不足3%升至31.5%以上。

政策从补贴驱动转向市场化发展

光伏装机快速增长，首先与产业政策和国内市场启动有关。2013年7月，国务院发布《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发〔2013〕24号），提出扩大国内光伏应用市场，对分布式光伏实行按电量补贴，并按照资源条件和建设成本制定光伏电站分区域上网标杆电价。

当时政策提出，到2015年光伏总装机达到3500万千瓦以上；实际装机约为4300万千瓦。

此后，光伏发展模式逐步由补贴驱动转向平价和市场驱动。2021年11月，国家发展改革委、国家能源局印发第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目清单，在18个省区和新疆生产建设兵团安排50个基地项目，总装机9736万千瓦。截至2024年底，第一批基地已投产9079万千瓦。

大型基地之外，分布式光伏成为另一条增长主线。截至2026年7月底，分布式光伏装机5.82亿千瓦，占全部光伏装机的45.3%。这意味着中国光伏已形成西北大型基地与中东部工商业屋顶、户用项目并行的开发格局。

成本下降为扩张提供了经济基础。国际可再生能源署数据显示，2010年至2024年，全球大型光伏项目平均度电成本下降90%，由每千瓦时0.417美元降至0.043美元；平均建设成本下降87%。组件效率提升、规模化制造和供应链完善，是成本下降的主要原因。

2025年1月，国家发展改革委、国家能源局进一步印发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号），要求新能源上网电量全面进入电力市场，通过市场交易形成价格，并区分存量、增量项目建立新能源可持续发展价格结算机制。

随着装机规模扩大，政策重点也从鼓励新增装机进一步转向市场化交易、消纳能力和项目收益机制建设。

煤电仍是发电量第一

装机容量衡量的是发电设备在额定状态下的最大输出能力，不等同于实际发电量。中电联数据显示，2025年全国并网太阳能发电设备平均利用时间为1088小时，煤电为4346小时，后者约为前者的四倍。

光伏只能在有日照时发电，出力还会随云量、季节和地区变化；煤电则可以连续运行，并根据电力负荷进行调节。因此，即使两者装机规模相当，实际生产的电量仍存在较大差距。

中电联数据显示，2025年，全国发电量约10.6万亿千瓦时，其中煤电发电量占51.1%，仍是第一大电量来源。非化石能源发电量达到4.47万亿千瓦时，占比约42%；其中风电和太阳能发电量合计2.3万亿千瓦时，占21.8%。

进入2026年，新能源电量占比继续上升。今年1—7月，全国光伏发电量为8024亿千瓦时，同比增长15.5%，相当于同期全社会用电量的13%。不过，煤电仍是主要支撑电源，在夜间、连续阴雨、冬季晚高峰和极端高温负荷期间承担保供任务。

值得注意的是，煤电已经出现“增容减量”特征。2025年煤电装机继续增加，但全口径煤电发电量同比下降1.9%，设备利用时间同比减少269小时。

与装机结构变化同步，电力系统调节和资源配置能力也在扩充。国家能源局数据显示，截至2026年6月底，全国已建成投运新型储能装机1.53亿千瓦、储能容量3.96亿千瓦时，同比增长61%。

中电联数据显示，今年上半年，全国跨省输送电量9812亿千瓦时，同比增长2.7%；电力市场交易电量3.68万亿千瓦时，同比增长24.2%。中电联预计，局部高峰时段可能出现的电力缺口，可通过省间购电、跨省跨区互济及需求侧响应等措施基本消除。

各国电力转型路径分化

从全球看，新能源扩张并非中国独有。英国能源智库机构Ember的2025年统一口径数据显示，全球可再生能源发电占比约33.8%，略高于煤电的33.1%；天然气及其他化石燃料占24.3%，核电占8.9%。这是全球可再生能源发电量首次超过煤电。

但各国电源结构差异明显。美国以天然气为第一大电源，天然气及其他化石燃料发电占40.7%，核电占17.4%，煤电占16.3%，风电和太阳能分别占10.3%和8.6%。美国的转型路径主要是以天然气替代部分煤电，同时保留核电并发展风光。

印度仍高度依赖煤电。2025年煤电占印度发电量的70.8%，太阳能、水电和风电分别占9.4%、8.6%和5.0%。印度电力需求保持较快增长，新能源更多用于满足新增需求，短期内尚未从根本上改变煤电主导格局。

日本的天然气及其他化石燃料发电占35.2%，煤电占32.0%，太阳能占9.8%，核电占9.1%，水电占7.2%。福岛核事故后，日本核电占比大幅下降，对进口天然气和煤炭的依赖上升，近年来随着部分核电机组重启，核电占比逐步恢复。

欧洲内部同样不存在统一模式。德国已经退出核电，2025年风电占27.2%，煤电、天然气及其他化石燃料分别占20.6%和20.3%，太阳能占17.9%；法国则以核电为主体，核电占68.8%，水电、风电和太阳能分别占10.4%、8.2%和5.6%。英国煤电占比已降至0.1%，但天然气及其他化石燃料仍占35.5%，风电占29.4%，核电占12.4%。

巴西更多依靠资源禀赋完成低碳供电。其水电占发电量的51.8%，风电占15.7%，太阳能占11.8%，煤电仅占2.3%。法国和巴西的情况表明，核电和大型水电等可调度低碳电源，可以为降低电力系统碳排放提供重要支撑。

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