全球能源转型进展跟踪

报告日期：2026-08-10。 本文中“当前”“上一年”“近期”均以该日期为锚点；最新完整年度数据主要覆盖 2025 年。

优先结论

1. 光伏和风电仍是能源转型的主引擎，但增长质量开始比增长速度更重要。 IRENA 统计显示，2025 年全球可再生电力装机净增 692 GW，年末累计达到 5,149 GW；其中太阳能新增 511 GW，风电新增 159 GW，二者合计占可再生新增装机的 96.8%（来源：IRENA Renewable Capacity Highlights 2026）。IEA 估算 2025 年全球光伏新增首次超过 600 GW，累计约 2,800 GW；风电新增约 160 GW，创历史新高（来源：IEA Global Energy Review 2026: Solar PV and wind）。
2. 中国继续决定全球边际增量。 IEA 指出，中国 2025 年新增可再生装机接近 500 GW，占全球增长超过 60%；其中光伏约 370 GW、风电 117 GW，分别较 2024 年增长 13% 和 48%（来源：IEA Global Energy Review 2026: Solar PV and wind）。这意味着全球组件、逆变器、储能和电网设备周期仍高度受中国政策节奏、并网消纳和价格竞争影响。
3. 储能进入“100 GW 年新增”阶段，电力系统约束正在从发电侧转向灵活性侧。 BNEF 统计，2025 年全球非抽水蓄能储能新增 112 GW / 307 GWh，同比增长 48%；中国占新增容量 54%，美国占 16%。BNEF 预计 2026 年新增 158 GW，2036 年新增 308 GW（来源：BloombergNEF Energy Storage Enters the 100-Gigawatt Era）。
4. 氢能政策从“愿景发布”进入“补贴竞价、税制落地、项目筛选”阶段。 IEA 的 2026 年氢能报告覆盖超过 1,000 项 2020 年以来宣布或实施的氢能政策，并更新项目、基础设施和签约数据（来源：IEA Global Hydrogen Review 2026）。但低排放氢仍处早期：IEA 2025 年报告称，低排放氢 2024 年产量增长 10%，2025 年有望达到 1 Mt，但仍低于全球氢产量的 1%（来源：IEA Global Hydrogen Review 2025 Executive Summary）。

核心指标表

光伏与风电：装机强劲，系统压力上升

光伏。 2025 年全球光伏继续超预期扩张。IEA 称，2025 年新增光伏装机增长约 12%，首次超过 600 GW，累计装机约 2,800 GW，成为全球装机容量最大的电力技术；有 30 个国家单年新增光伏超过 1 GW，约为 2020 年数量的两倍。区域上，中国在上半年电价机制转换前出现抢装；印度新增接近 50 GW 光伏；欧盟新增可再生装机接近 85 GW，其中光伏近 70 GW；美国 2025 年可再生新增 49 GW，较上一年下降 10%（来源：IEA 2026）。

风电。 风电在 2025 年明显修复，IEA 估算全球新增约 160 GW，增速接近 40%。中国风电新增 117 GW，受大型基地项目并网推动；印度风电新增超过 6 GW，较上一年翻倍；欧盟陆上风电新增约 13 GW，但海上风电仅约 1 GW，低于 2024 年的 1.7 GW。结论是：陆上风电受益于成本和开发周期，海上风电仍受融资成本、供应链瓶颈和竞价机制约束。

2030 路径。 IEA 预计 2025-2030 年全球可再生电力装机将增加近 4,600 GW，是 2019-2024 年新增规模的两倍；光伏贡献近 80%，陆上风电 732 GW，海上风电 140 GW，但海上风电预测较上一版下调 27%（来源：IEA Renewables 2025）。这说明全球仍在接近 COP28“三倍可再生能源”方向，但瓶颈已经从制造能力转向电网、许可、储能、融资和电力市场设计。

储能：从装机补充到系统资产

2025 年是储能产业的里程碑年份。BNEF 统计的非抽水蓄能储能新增达到 112 GW / 307 GWh，首次超过 100 GW，且 2026 年预计升至 158 GW。中国占 2025 年全球新增的 54%，美国占 16%；澳大利亚受电力市场价差和户储补贴推动，部署规模较 2024 年接近六倍增长。BNEF 还指出，2025 年每新增 6 MW 太阳能对应 1 MW 电池，而 2016 年比例为 56:1，预计 2026 年收窄至 4:1（来源：BNEF 2026）。

技术结构上，LFP 仍主导储能，BNEF 称 2025 年 LFP 占年度新增超过 90%。但 6 小时及以上长时储能在 2026 年预计增至 2 GW，主要由非锂技术推动；钠离子电池也开始获得供应协议。投资判断上，短时储能仍围绕光伏日内搬移、调频和容量价值，长时储能的商业化更依赖政策采购、容量市场和高可再生渗透率下的极端价格事件。

氢能政策：项目筛选加速，需求侧仍偏弱

欧盟。 欧洲氢能银行已从概念进入竞价执行。第三轮拍卖于 2025 年 12 月至 2026 年 2 月进行，欧盟页面显示其向 9 个项目授予超过 10 亿欧元，覆盖 7 个 EEA 国家，预计形成接近 1.1 GW 电解槽容量，并在前 10 年生产超过 1.3 Mt 氢，减排约 9 MtCO2e；西班牙和德国还通过 Auctions-as-a-Service 增加 17 亿欧元国家资金（来源：European Hydrogen Bank）。Innovation Fund 页面进一步显示，IF25 预算为 13 亿欧元，首次纳入电解低碳氢，并设有海运/航空供应主题；截至 2026 年 6 月，已选项目增至 13 个（来源：European Commission IF25 Hydrogen Auction）。

美国。 美国财政部 2025 年 1 月发布清洁氢生产税收抵免最终规则，目标是通过 45V 为投资提供确定性（来源：U.S. Treasury, 2025-01-03）。对项目而言，关键不只是税额本身，而是生命周期碳强度、可再生电力匹配、并网电力属性和投产时点要求，这些决定绿氢项目是否能达到融资条件。

中国。 中国仍是全球电解槽制造、低成本设备和绿氢项目试点的核心市场。国家中长期氢能规划设定到 2025 年 50,000 辆氢燃料电池车、100,000-200,000 吨/年可再生氢生产目标，并推动氢在交通、储能、发电和工业中的应用（来源：IEA Policies Database: China Hydrogen Industry Development Plan）。但中国绿氢项目的核心挑战仍是下游承购：煤化工、炼化、合成氨和钢铁可形成真实需求，但要求氢价、碳价和地方补贴共同闭合。

全球项目成熟度。 Hydrogen Council 称，2025 年全球已有超过 500 个清洁氢项目进入 FID、建设或运营阶段，承诺投资约 1,100 亿美元，成熟项目产能超过 6 Mt/年，其中 1 Mt/年已运营（来源：Hydrogen Council Global Hydrogen Compass 2025）。这与 IEA 对低排放氢产量仍低于 1% 的判断并不矛盾：项目储备和投资承诺在改善，但实物产量与终端替代仍处早期。

投资与产业链含义

• 上游设备： 光伏组件继续面临供给过剩和价格压力，盈利弹性更可能来自高效电池、逆变器、电网设备和海外本地化制造，而非普通组件扩产。
• 电网与灵活性： 2025 年后，增量价值从“多装风光”转向“让风光可调度”。储能、柔性负荷、输电扩容、配网自动化和电力市场机制是下一阶段约束。
• 氢能： 绿氢设备订单不能简单等同于产量兑现。应优先跟踪已签承购、补贴价差、并网电力来源、碳强度认证和下游化工/钢铁改造进度。
• 区域分化： 中国是规模和成本中心，欧盟是规则和补贴竞价中心，美国政策具有税制驱动但存在政策延续性风险，印度、中东、澳大利亚和巴西是下一批资源型增量市场。

后续跟踪事项

1. 2026 年中国风光并网与弃电率。 若新能源消纳压力上升，设备需求仍强但收益率会转向电网和储能。
2. BNEF 2026 年储能新增 158 GW 是否兑现。 重点看中国独立储能收益机制、美国 IRA/并网进度、澳大利亚户储补贴执行。
3. 欧盟 IF25 氢能拍卖项目最终签约率。 13 个入选项目是否按期完成 grant agreement，是判断政策资金转化效率的关键。
4. 45V 规则下美国绿氢 FID。 关注项目是否能同时满足低碳电力匹配、承购合同和融资关闭。
5. 长时储能从示范到采购。 6 小时以上储能若从中国扩散到欧美容量市场，将改变电池以外技术的估值框架。