2026年全球能源发展十大趋势
杨永明
（中能传媒能源安全新战略研究院）
进入2026年，全球能源系统正处于复杂而关键的演进阶段。能源转型方向依然清晰，但运行环境愈发复杂；能源发展长期目标形成高度共识，但短期路径却频繁偏移。低碳化、电气化与发展可再生能源仍是不可逆的历史趋势，但地缘政治冲突反复、极端气候与系统事故增多、人工智能等新技术快速扩张所带来的新增能源需求，正在不断冲击既有的能源结构与治理框架。在此背景下，能源已不再只是简单的市场供需关系和价格问题，而是深度融入国家安全、产业竞争、社会运行的关键变量。能源系统的安全与韧性、灵活与可调节能力，正在与资源禀赋和成本优势一道，成为衡量一个经济体竞争力的重要维度。本报告结合2025年以来全球能源市场发展动态，系统梳理2026年国际能源领域值得重点关注的十大趋势，为研判未来一年全球能源格局的演变方向，提供一份现实而审慎的观察框架。
2026年初，美委局势骤然升级，成为这一趋势的典型案例。1月3日，美国对委内瑞拉实施军事行动，控制总统马杜罗夫妇，并计划引入美国能源企业投资委内瑞拉油田基础设施。此前，美国以“缉毒”为由，在加勒比海域持续加强军力部署。从初期打击毒品犯罪，到封锁油轮，再到直接军事干预，美国行动层层升级，明确指向委内瑞拉石油产业。1月7日，美国官方发布声明，明确提出计划对委内瑞拉石油产业实施长期控制，确保原油出口在美国可控范围内，并将销售收益纳入美国监管的账户。
从资源禀赋看，委内瑞拉拥有全球最大的已探明石油储量，其重质原油对美国以轻质原油为主的市场具有高度互补性。长期以来，马杜罗政府坚持能源国有化与反外部干预立场，使其能源体系始终游离于美国主导的供应链之外。在此背景下，美国通过政治与军事手段直接重塑能源治理结构，意在将委内瑞拉能源资源重新纳入其战略可控范围。
从市场层面看，短期内，美委局势升级仍会扰动市场情绪，但在全球原油供需整体宽松的背景下，价格反应相对克制，未出现失控式波动。而其真正深远的影响，将逐渐体现在能源贸易流向、供应链布局和规则体系的重构之中。
类似情况在其他地区反复出现。2025年，俄乌冲突进入第四年，双方能源设施均持续受攻击，其中，乌克兰无人机对俄罗斯炼油厂的持续袭击严重破坏了其炼油产能，迫使俄罗斯限制燃料出口，进而导致塔吉克斯坦、吉尔吉斯斯坦等高度依赖俄罗斯燃料进口的国家出现供应危机和价格波动。中东局势亦持续紧张，3月以色列对加沙地带实施大规模空袭，冲突迅速扩散至关键能源运输节点。霍尔木兹海峡航运风险指数攀升，6月曾出现900艘过往船只导航信号异常，市场对通道封锁的恐慌被系统性计入预期，能源运输正从低概率风险转向常态化不确定性。
进入2026年，美伊关系快速恶化进一步放大这一趋势。美国公开支持伊朗国内反政府抗议，并讨论从网络攻击到军事打击的多种施压选项。伊朗国内因经济崩溃而引发的持续动荡，进一步加剧了政权与区域局势的不确定性。作为重要的石油生产国及欧佩克成员国，伊朗原油出口稳定性已成为市场敏感变量。尽管封锁霍尔木兹海峡仍是伊朗代价极高的最后手段，但相关信号足以强化市场对能源通道脆弱性的长期定价。在全球供应明显宽松、主要产油国闲置产能充足的情况下，地缘冲突依然能通过航道安全、制裁预期和阵营对立，持续塑造能源市场结构。
总体来看，各类地缘政治事件显示，原油等能源资源已被各国视为战略资产，而非单纯大宗商品。制裁、出口管制、航道安全与资源民族主义正嵌入能源体系，政治变量在价格形成机制中的权重持续上升。对2026年全球能源市场而言，地缘政治的能源化未必会导致油价失控，但很大程度上会系统性抬升市场波动底噪，使不确定性从偶发冲击演变为常态。在此框架下，全球能源市场走势，无疑将与国际地缘形势深度绑定。
2025年4月，伊比利亚半岛发生大范围停电。西班牙和葡萄牙在短时间内相继出现全国性供电中断，交通、通信和公共服务系统全面受阻，超过5000万人受到影响，恢复过程持续数小时，被普遍视为欧洲近年来最严重的电力事故之一。事后调查显示，事故并非由单一设备故障触发，而是源于电网在高比例可再生能源运行状态下出现剧烈功率振荡，保护系统连锁动作失效，叠加电压调节能力不足和调度处置失当，最终导致系统性崩溃。这一事件暴露出，在电源结构快速变化的背景下，电网对突发扰动的承受力与自稳能力存在明显不足。
类似事故并非孤例。以2025年底至2026年初为观察窗口，全球多地接连发生大规模停电事件，覆盖北美、欧洲和拉美地区，其频率与影响范围均明显上升。事故诱因各异，却共同指向一个事实——在能源转型持续推进的过程中，电力系统正在成为各国能源安全中最关键也最脆弱的环节。
在美国，加利福尼亚州旧金山市于2025年12月发生大范围停电，全市约三分之一用户受影响，正值节前消费高峰，城市运行秩序一度受到冲击。调查认为，事故与变电站火灾有关，暴露出超大城市核心电力设施高度集中、单点失效风险突出的结构性问题。几乎同期，科罗拉多州在冬季风暴引发的停电中，波及国家标准与技术研究所等关键设施，甚至导致美国官方标准时间出现微秒级偏差。尽管这一偏差未对公众生活造成直接影响，却凸显出电力系统对关键基础设施稳定运行的基础性支撑作用。2026年1月下旬，一场历史性冬季风暴再次席卷美国，导致全美超过百万用户断电，上万架次航班取消，多个核心机场瘫痪，并已造成人员伤亡。接二连三的停电事件表明，电力系统脆弱性已成为技术结构、气候压力和应急体系等多重维度下的系统性挑战。
欧洲的情况同样不容忽视。2026年初，德国柏林遭遇二战以来持续时间最长的一次停电，起因是供电电缆遭到纵火破坏。事件导致数万户居民断电，并波及医院、养老机构和通信系统，德国政府将其定性为具有恐怖主义性质的行为，凸显能源基础设施在公共安全与国家安全层面的战略属性。与此同时，波黑、英国、法国等国在连续风雪和强风天气中出现大规模停电，部分地区电力恢复周期显著拉长。法国北部风暴期间，核电机组被迫与电网解列运行，显示即便是高稳定性电源，在电网受损的情况下也难以独立支撑系统安全。
在南半球，高温成为风险的另一放大器。阿根廷大布宜诺斯艾利斯地区在用电高峰期间发生输电线路故障，导致上百万用户停电，交通和公共服务系统运行受阻，反映出在负荷持续攀升条件下，电网承载能力和调度弹性正面临严峻考验。
这些停电事件的直接原因各不相同，有的是极端气候冲击，有的是设备老化失效，也有的是针对能源设施的蓄意破坏，但其结果高度一致，即在高负荷运行、极端扰动增多、系统复杂性不断上升的背景下，传统电力系统的脆弱性正在集中显现。长期以来，各国电力建设更强调发电能力扩张和成本效率，而对系统在突发冲击下的承受力、恢复力和替代能力投入不足。随着可再生能源占比提升、电力需求加速电气化，一旦电网出现局部失灵，影响往往迅速外溢，演变为跨行业、跨区域的系统性风险。在这一背景下，“电网韧性”正从专业术语转变为能源安全议题中的高频关键词。
进入2026年，提升电力系统韧性已从单纯的技术改进，上升为能源政策与公共安全治理的共识方向。电力系统的发展目标，正在从关注效率和低成本，转向在效率基础上更强调安全性与可靠性。根据标普全球等机构预测，美国有望在2026年前后加快推进电网现代化政策，包括扩大涉网项目税收抵免、简化输电和储能设施审批流程，以及提升变压器、电缆等关键组件的本土制造能力，以降低系统性风险并增强供应链安全。欧盟的投入力度同样显著。欧盟委员会测算显示，到2030年欧盟电网资本支出需达到约5840亿欧元，到2040年将增至约1.2万亿欧元，以支撑能源转型目标的实现。鉴于新输电线路审批周期普遍长达十年以上，且专门投资工具有限，欧盟在2026年前将优先推进现有中高压电网设施的升级改造，并通过“欧盟电网行动计划”等政策框架，加强成员国间的电网协同规划与跨境互联能力建设，同时借助“连接欧洲设施基金”（CEF）撬动私人资本参与电网基础设施投资。
总体来看，全球电力投资的重心正在发生清晰转移。与其单纯追求多发电，不如优先确保稳供电。对2026年全球能源市场而言，储能配置、电网加固、数字化调度以及运行机制改革的重要性将持续上升，电力系统韧性成为衡量能源转型是否安全、可持续的关键标尺之一。频发的停电事件反复提醒各国，在能源转型加速推进的时代，能源安全已不再只是资源问题，而是系统能力与治理水平的综合体现。
2025年，需求侧变化成为全球电力市场最显著的变量之一。国际能源署在《2025年电力市场年中更新》中指出，尽管全球经济面临压力，全球电力需求仍将在2025年增长3.3%，2026年增长3.7%，明显高于过去十年的长期平均增速水平。亚洲新兴经济体，特别是中国和印度，预计将贡献约六成左右的全球电力消费增量，继续成为拉动全球需求增长的主力。这一加速不仅来自传统工业和空调等用电增长，更受新型耗电主体的推动，数据中心和电动交通系统成为新的能源大户。
数据中心方面，国际能源署在《世界能源展望2025》中测算，2025年全球与数据中心相关的投资规模预计达5800亿美元，首次超过传统化石能源供应链5400亿美元的投资规模，标志着数字经济对物理能源的基础性需求达到新的量级。从能耗规模看，支撑大型模型训练和部署的服务器用电需求仍保持高速增长，在部分高算力应用场景中呈现倍数级上升趋势。根据国际能源署《能源与人工智能》中的数据，过去几年间，全球数据中心占全球电力消耗量的比例以每年12%的速度递增。按照这一增长情况，到2030年，全球数据中心的电力需求将增加一倍以上，达到每年约945太瓦时，略高于目前日本每年的总用电量。
电动交通方面，国际能源署在《全球电动汽车展望2025》中指出，2025年全球电动汽车销量将突破2000万辆，较2024年的1700万辆增长约18%，这一规模的持续扩张正深刻重构终端能源消费结构。国际能源署预计，若各国如期履行能源与气候承诺，到2030年，电动车将占全球新车销量的40%以上。目前，快速充电部署持续扩大，超充和兆瓦级充电快速发展，换电技术、动态充电等替代解决方案也取得积极进展。这种从燃油动力向电力驱动的大规模迁移，不仅改变了原油市场的基本面，更对城市配电网的峰值负荷承载能力提出了严峻挑战。
前所未有的电力需求脉冲迫使全球能源供应结构进入被动调整期。可再生能源将成为新增电力供应的核心力量，而天然气发电、核能（尤其是小型模块化反应堆）、储能技术等作为支撑电力稳定性的弹性供给选项也获得更多关注。这一调整不仅关乎减排和成本，更直接关系到未来电力系统能否在多波动负荷下保持韧性和可靠供电。
进入2026年，如何满足算力扩张等对电力快速攀升的需求，已成为各国能源政策和电力系统规划中的重要议题。以美国纽约州为例，州政府在2026年州情咨文中明确提出要追究能源公司责任并重塑成本分担机制，要求那些并未创造显著就业却消耗巨量资源的数据中心必须自行供电或承担额外的系统成本，以减轻普通居民的电费负担。摩根士丹利在近期研究中称，随着人工智能相关用电需求快速释放，美国部分地区在高峰时段可能面临显著的电力供需缺口，缺口比例在极端情景下可达两位数水平。这意味着，电力资源正从一种普遍可得的公共服务，逐步转变为需要竞争、配置和优先排序的关键资源。电力需求的高速增长不仅推动电力系统的革新，使电力以前所未有的深度渗透至经济发展的各个角落，电能替代已从政策引导转变为市场自发的不可逆进程。从虚拟电厂、车网互动到数据中心与余热回收的深度集成，用能结构的重塑正在模糊能源生产与消费的边界。
总体来看，随着全球电力需求加速攀升，能源转型已从清洁能源份额替代，逐步走向全面的电气化底层重构。对2026年全球能源市场而言，电力不再仅仅是一个能源品种，而是衡量国家数字主权、产业韧性与社会治理水平的核心尺度。在全球用能结构重塑的进程中，电力系统的安全性、可负担性与灵活性，将直接决定各国在后化石能源时代的竞争力。
2025年，全球煤炭需求表现出明显的区域分化和阶段性韧劲。根据国际能源署《煤炭2025》报告，全球需求同比增长0.5%至88.45亿吨，接近历史峰值。从主要市场的表现来看，美国在长期下滑后，受天然气价格走高及联邦政策扶持影响，2025年煤炭需求意外反弹8%，通过环保豁免与税费减免暂时延缓了煤电退役进程；德国上半年燃煤发电量因风电出力不足出现阶段性增长。中国煤炭需求与2024年大致持平，进入缓慢下行通道，可再生能源快速增长为长期减煤提供支撑。印度受季风影响煤电发电量下降，但长期工业和电力增长支撑需求稳步上升。越南煤炭进口量同比增长2.6%，这些区域的工业化扩张与电力需求飙升，成为支撑全球煤炭基本盘的关键力量。供应与贸易方面，2025年全球煤炭产量基本维持在90亿吨以上，短期呈小幅波动。美国政策支持下现有煤矿产能利用率提高，但长期退役仍不可避免；印尼、澳大利亚等主要出口国产量出现回落，全球煤炭贸易量同比下降约5%，发达经济体进口持续萎缩，而印度和越南等发展中经济体进口需求仍保持增长，区域差异明显。动力煤贸易下滑趋势明显，冶金煤韧性相对较强，出口格局逐渐重塑，市场竞争更加激烈。
从政策与市场应对来看，主要经济体通过可再生能源投资、煤电退役规划及能源效率提升，推动煤炭消费逐步下降；同时，煤炭供应国和出口商需面对价格波动和市场份额竞争压力，在政策、物流、贸易壁垒等多重因素下调整产能与出口布局。能源投资也正从单纯追求产能扩张，转向保障供应安全与市场平衡的综合考量。
进入2026年，全球煤电发电量有望迎来历史性的下行拐点。电力行业是煤炭消费的核心，占全球总量约三分之二，随着大规模液化天然气涌入市场、核电稳步扩张以及风光装机的系统性替代，电力用煤将持续收缩。尽管在钢铁、水泥等难以替代的工业领域，煤炭消费仍将以每年不到1%的速度维持韧性，但整体市场已显现出亚洲主导、多区域收缩的特征。2026年全球煤炭贸易量预计将进一步下降，市场正在更廉价、更充裕的清洁替代能源挤压下，寻找新的价格均衡点。
总体来看，全球煤炭需求的长期走势将从高位平台期转向温和下降通道。尽管经济增长走势、电力需求脉冲及极端气候等因素可能引发年度需求高于预期，但煤炭在全球能源结构中的份额收缩已是确定性命题。煤炭的角色正在发生根本性转变，从支撑发展的主力能源转变为保障能源安全的季节性与应急性备份。对2026年全球能源市场而言，煤炭需求的缓降并不意味着其战略地位的立即消失。短期内，政策刺激或燃煤电厂延迟退役可能导致波动，但从2030年前的全球供应和需求格局来看，煤炭长期温和下降趋势不会改变。在能源转型的复杂博弈期，煤炭在保障能源安全、支撑工业用能方面仍发挥阶段性作用，但全球能源转型的长期逻辑已决定其将被清洁能源逐步替代。
2025年，美欧围绕俄罗斯油气出口的制裁措施持续强化，并在执行层面不断收紧。欧盟在既有制裁框架下，持续扩大对俄罗斯能源运输、金融结算和相关服务环节的限制范围，重点加强对“影子船队”、保险和航运服务的监管；美国亦同步通过金融制裁与二级制裁机制，进一步压缩俄罗斯油气出口的合规空间。这些措施并未完全中断俄罗斯能源出口，但显著抬高了其贸易成本和合规风险，对全球油气贸易规则产生外溢影响。从原油、成品油到天然气，全球油气贸易流向被迫重构，传统供应链遭到系统性扰动。尽管市场在短期内展现出一定韧性，未出现长期性的极端短缺，但结构性调整仍在持续，油气市场正在进入一个新的再平衡周期。同时，制裁因素推动全球油气贸易版图发生显著重组。俄罗斯原油和天然气出口被迫更多转向亚洲及其他非西方市场，而欧洲则加快推进能源供应去俄罗斯化，转而扩大从中东、美国、非洲等地区的进口规模。这一过程中，一方面，全球油气贸易仍在跨区域流动；另一方面，贸易关系的政治属性明显增强，市场呈现出更加分化的结构。区域间价格联动性下降，长期形成的全球统一市场特征被削弱，油气贸易碎片化趋势上升。
伴随贸易格局变化，油气市场的价格形成机制也在发生深刻调整。传统以布伦特、WTI等基准价格为核心的定价体系，正逐步叠加制裁折价、运输距离变化、保险成本上升以及地缘政治风险溢价等多重因素。同一资源在不同市场、不同流向上的价格差异被显性放大，价格不再只是供需关系的反映，而成为政治风险、制度壁垒与物流约束的综合结果。在这一背景下，“欧佩克+”仍是不可忽视的关键变量，其通过产量协调在一定程度上对冲了市场波动，但其调控能力也受到需求不确定性和成员国自身财政压力的制约。
此外，油气市场还承受着能源转型与政策不确定性的双重挤压。一方面，各国推进低碳转型和净零目标，抑制了油气行业的长期投资意愿；另一方面，频繁出现的地缘冲突、制裁风险和供应中断事件，又要求市场保持一定冗余产能以应对突发冲击。这种矛盾状态使油气投资呈现出短期谨慎、长期观望的特征，为未来供应稳定性埋下潜在隐患。
进入2026年，全球油气市场的再平衡趋势将进一步显现，1月26日，欧盟理事会批准对俄罗斯天然气实施禁令。欧盟将于2027年1月1日起全面禁止进口俄罗斯液化天然气，并于2027年9月30日起全面禁止进口俄罗斯管道天然气。欧盟方面表示，到2026年3月1日，欧盟国家必须制定计划，使天然气供应多样化，并确定取代俄罗斯天然气的供应来源。如今的市场正呈现出三方面特征：其一，贸易流向多元化与区域化趋势加深，油气供应链将更加分散；其二，价格波动将更易受到政策变化和地缘事件触发，市场的不确定性溢价难以消退；其三，在制裁冲击、转型压力与供需调整的共同作用下，市场将逐步寻找新的动态均衡点，但这一均衡本身将更加脆弱，对突发事件的承受能力下降。
总体来看，油气市场格局的深度调整，意味着全球能源安全策略必须更加灵活和多元。单一来源或单一通道的安全性面临挑战。对2026年全球能源市场而言，油气市场的再平衡不仅是资源的重新分配，更是全球能源治理规则与利益版图的深刻变化。油气市场的再平衡进程，将持续影响全球能源体系的稳定性与风险分布。
2025年以来，美国持续强化对核能的政策支持力度。联邦政府通过放宽部分许可流程、加快先进反应堆测试与示范项目审批，并在国家能源安全与低碳战略中明确提升核能地位，释放出清晰的政策信号。与此同时，美国能源部在预算与机构资源配置上，加大了对核能研发、燃料循环和先进反应堆项目的支持力度，使核能在整体能源政策体系中的战略权重显著上升。在美国2026财年能源相关拨款中，核能领域获得持续、稳定的财政支持，重点投向先进反应堆示范、燃料供应链和安全监管能力建设，为产业链发展提供了实质性保障。
在欧洲，法国作为核电成熟体系的典型代表，其核电装机恢复正常运行并形成富余电力，为本国及邻国电力市场提供了稳定低碳供给，对欧洲整体能源稳定具有支撑作用。曾经巩固的“反核阵营”因现实的能源需求出现结构性松动。德国曾于2023年全面弃核，其新一届政府于2025年5月表现出务实姿态，不仅不再阻挠核电在欧盟立法中获得绿色待遇，还积极启动了针对核聚变的技术研究计划。与此同时，比利时废除已实施二十余年的核电淘汰法案、丹麦考虑解除长达40年的核电开发禁令，以及英国在塞兹维尔C项目与威尔法SMR项目上的大规模投资计划，共同勾勒出欧洲核能价值重估的版图。这种趋势也得到欧盟层面的呼应。2025年6月，欧盟委员会发布了新版核能战略，预计到2050年前需投资约2410亿欧元用于新建和延寿核电站，并计划提供新的融资工具以吸引投资。在亚洲，2026年1月21日，新潟县柏崎刈羽核电站6号机组成功重启，这是自2011年“3·11”福岛事故以来东京电力公司所属核电站首次恢复运行，日本核电复苏正在进入一个新的阶段。
这一系列政策与事件，是核电作为稳定基荷能源在全球能源体系中重新定位的集中体现。在能源转型的大背景下，可再生能源装机快速增长、但间歇性出力及电网时段性压力显著增加，使得零碳但不稳碳的问题更加突出。核电作为少数能提供持续大规模、低碳并具备高容量因子的能源，其对电力系统韧性的贡献在电网短板显现、极端气候频发与能源系统复杂性上升的现实约束下愈发凸显。
而新型需求结构的出现，尤其是由人工智能、数据中心集群与先进制造业驱动的高密度电力需求，正在为核电回归增添新的现实动力。科技企业与能源供应商之间的长期电力采购协议、以及对稳定低碳基荷的需求预期，使得小型模块化反应堆等新一代核技术成为供电保障的重要候选。由此可见，核电的回归不仅仅是政策引导的结果，更是电力市场稳定性与未来用能模式变化共同作用的必然趋势。
进入2026年，核电的角色已不仅仅是低碳补充选项，而是逐步成为重要的稳定支柱。虽然核电投资周期长、建设成本高，以及公众接受度等现实限制仍然存在，但其在支撑电力系统稳健性、确保能源供应自主性及应对未来高密度用电需求方面的独特优势，使得越来越多国家将核能纳入长远能源战略。核电的复兴不仅有助于实现净零目标，同时也为提升能源系统整体弹性、降低对化石能源周期性依赖提供了坚实基础。
总体来看，随着核电在全球能源体系中的战略回归，能源转型进入一个更加注重系统稳定性、低碳持续性与能源安全的新阶段。对2026年全球能源市场而言，核电的战略意义不再局限于技术和减排领域，而是成为衡量能源体系能否真正承受未来用能压力、应对复杂外部扰动的重要指标之一。
2025年，全球风电和光伏装机继续保持强劲增长势头，成为推动电力系统变革的决定性力量。国际能源署数据显示，2025年风能和光伏发电预计将覆盖全球全年电力需求增量的90%以上，风光发电在全球总发电量中的占比将由2024年的15%提升至17%。在这一增长路径下，国际能源署进一步判断，可再生能源有望在2025年或2026年历史性地超过燃煤发电，成为全球最大的电力来源之一。欧洲、中国和美国仍是新增装机的主力市场，但拉美、中东、东南亚等新兴经济体的贡献度持续提升，新能源扩散的地域基础更加广泛。
从投资层面看，能源转型的资本动员能力依然强劲。国际能源署于2025年6月发布的《2025年世界能源投资》报告指出，尽管地缘政治紧张和宏观经济不确定性加剧，2025年全球能源投资仍将创纪录地达到3.3万亿美元，较2024年实际增长2%。其中，清洁能源投资高达2.2万亿美元，首次达到化石燃料投资规模（1.1万亿美元）的两倍。这一结构性变化表明，风电、光伏等清洁能源已成为全球能源系统投资的主赛道。
然而，随着风光装机规模快速攀升，其系统性约束也日益凸显。在多个高渗透率市场，弃风、弃光和限电问题开始频繁出现，局部时段电力过剩与峰谷矛盾并存。装机容量不再是衡量新能源发展水平的唯一指标，电网接入能力、调峰资源配置和跨区域输送能力，正成为制约新能源进一步扩张的关键瓶颈。在可再生能源占比持续提升的背景下，储能、电网和市场机制的重要性迅速上升。同时，现有电力市场和电价机制在应对高比例间歇性电源方面的局限性逐步显现，单纯依靠装机扩张，已难以支撑新能源的高质量、可持续发展。数据显示，2025年许多市场负电价发生率增加，其中上半年，德国、荷兰和西班牙等国家批发市场负价格的小时数份额达到8%～9%，高于2024年的4%～5%。
进入2026年，全球风光发展将明显进入提质阶段。这意味着新能源的替代进程正在从单一的容量增长，转向涵盖发电、长时储能、智慧电网以及需求侧响应的全系统重构。在这一阶段，风光发电的价值将不再仅由其度电成本决定，而更多取决于其与系统的融合能力，这将成为决定风光长期发展空间的关键变量，储能规模能否同步扩张、电网是否具备跨区域消纳能力、市场机制是否能够有效反映灵活性价值，将直接影响新能源从高占比走向高可靠的进程。预计2026年或将有更多国家将配储比例和电网调控贡献度作为新能源竞价上网的关键权重，倒逼技术路线向更具系统价值的方向演进。
总体来看，风电和光伏已从成本可行转向规模主导，如今正迈入决定其长期角色的重要阶段。对2026年全球能源市场而言，新能源竞争的核心不再只是装机速度，而是谁能率先构建起与高比例风光相匹配的系统能力。在这一过程中，能源转型将呈现出更强的韧性、更高的复杂性。
2025年，全球储能市场经历了从示范应用向支柱产业的质变，装机规模增速创下历史新高。根据BNEF预测，2025年全球储能新增装机将达到92吉瓦（247吉瓦时），较2024年增长23%，其中中国和美国是增长的双引擎，欧洲是紧随其后的重要市场。储能装机的加速放量得益于电池成本的持续探底，在部分领先市场和大规模项目中，磷酸铁锂储能系统成本持续下探，使得“新能源+储能”的平价上网在更多地区成为现实。与此同时，长时储能技术也取得了突破性进展，全钒液流电池、压缩空气储能以及重力储能等多个百兆瓦级长时储能示范项目在2025年前后陆续投运或进入商业化运行阶段，全球电力系统已经开始具备应对跨昼夜甚至跨季节功率波动的初步能力。
储能市场的爆发式增长，是能源转型进程中从电源侧绿色替代向系统侧灵活调节的深化。随着光伏和风电在全球电力结构中的占比攀升，电力系统对瞬时平衡和惯量支撑的需求愈发迫切。储能不再仅仅是简单的削峰填谷工具，其在辅助服务市场中提供的调频、电压支持以及黑启动等功能，正在成为维持电网韧性的关键。更进一步来看，2025年储能盈利模式的多元化是其产业走向成熟的标志。在欧美市场，通过参与现货市场套利和频率调节服务，储能项目的商业闭环愈发清晰；而在新兴市场，储能正成为解决偏远地区无电人口供电与关键基础设施用电安全的最优路径。
进入2026年，储能的角色不再是单点突破，而是全链集成，成为能源政策和电力系统建设的重要任务。随着分布式能源与微电网的普及，“储能+”（如“储能+工业园区”“储能+超级充电站”“储能+数据中心”）将成为产业标准配置。2026年前后，全球主要市场的储能安全、碳足迹和回收标准有望进一步趋严并逐步协调，欧盟和美国或将在准入规则方面发挥引领作用。同时，随着人工智能对电网调度能力的赋能，虚拟电厂将把海量的分布式储能资源聚合起来，形成具有兆瓦级调节能力的“数字电池”，从而在不需要新建物理电厂的情况下，解决城市的电力尖峰问题。
总体来看，随着储能产业的规模化爆发，全球能源转型进入“调节能力为王”阶段。如果说过去十年的重心是提高发电侧的绿色比例，那么从2026年开始，重心将转移到提升系统侧的灵活性与适应性上。储能不仅是连接间歇性清洁能源与连续性生产生活的纽带，更是提升能源供给安全系数的核心资产。对2026年全球能源市场而言，储能已不再是昂贵的能源配套，而是衡量能源体系成熟度与抗压能力的关键指标。储能技术的迭代与应用场景的扩张，将进一步削弱化石燃料在调峰领域的绝对优势，驱动全球能源体系加速迈向更具弹性、高度数字化且深度脱碳的新形态。
2025年，氢能产业在全球范围内经历了罕见的剧烈分化，一边是政策与资本持续加码，另一边则是项目延期、搁浅甚至取消频现。表面看，这是氢能发展的降温期；但从能源安全与产业结构的角度审视，这更像是一场必要的重估与校准，其影响已开始超出单一技术路线，演变为全球能源体系中具有共性的结构性问题。
从政策层面看，2025年各主要经济体对氢能的态度并未松动，反而呈现出更清晰的战略取向——氢能不再只是单一的减排工具，而被系统性纳入能源安全与工业竞争力框架。欧盟的路径尤具代表性。通过欧洲氢能银行、ETS创新基金以及“欧洲共同利益重点项目”等机制，欧盟试图以公共资金撬动长期市场需求，为绿氢构建可预期的投资环境。成员国层面，法国、德国、西班牙等国相继加码补贴与制度保障，将氢能与本国产业链安全、重工业深度脱碳紧密绑定。这一政策走势清晰反映出，在地缘政治不确定性上升、化石能源供应风险加大的背景下，氢能被视为少数具备战略缓冲潜力的能源选项之一。
与此同时，产业层面也取得积极进展。电解槽效率提升与规模化制造效应叠加，正在推动绿氢成本持续下探。国际能源署的评估显示，到2030年绿氢成本有望显著下降，与传统灰氢的差距明显收窄。全球范围内，一批千吨级、万吨级项目相继投运，氢能已从概念验证阶段迈入初步产业化阶段。这一现实进展，使氢能具备进入能源安全讨论核心层的基础条件，而不再只是远期愿景。
在这一背景下，2025年出现的项目淘汰潮格外引人关注。埃克森美孚、BP等能源巨头在欧美等地收缩氢能布局，多个海外大型氢能项目受到承购不足、融资难题或政策调整影响而延期或调整。这并非个案，而是全球氢能产业结构性约束的集中显现：其一，政策不确定性仍然存在，关键激励机制的规则变化直接影响项目融资与现金流预期；其二，成本高企问题尚未根本缓解，无论绿氢还是蓝氢，在多数应用场景下仍难以完全市场化；其三，需求端尚未成熟，钢铁、化工、航运等潜在用户自身也面临脱碳成本与周期压力，长期承购协议难以落地。从这些问题不难看出产业发展面临的深层次现实风险，在缺乏稳定需求与制度托底的情况下，氢能项目极易在宏观经济波动、利率上行或政策调整中失去支撑。也正因如此，2025年的项目出清并不意味着氢能前景逆转，而是说明产业发展正在从政策驱动的规模竞赛，转向以成本约束和商业可行性为核心的理性筛选阶段。从能源安全的视角看，这一转变具有更为深远的含义。真正决定氢能战略价值的，并非项目数量或投资规模，而是能否形成贯通能源供给、基础设施与终端需求的完整体系。具备这一能力的国家，将在未来能源结构中获得更高的自主性与抗风险能力；反之，即便掌握关键技术，也可能因缺乏市场与制度支撑而陷入被动。
进入2026年，全球氢能产业大概率不会迎来简单的再度升温。政策支持仍将持续，但更强调精准性与长期性；资本将更加谨慎，优先流向具备明确应用场景和承购保障的项目；产业竞争的焦点，不再是谁布局得更早，而是谁能穿越周期、形成体系。
总体来看，氢能产业这一轮降速校准，清晰地揭示出全球能源转型正在发生重要变化，任何低碳方案都需要在能源系统中证明其经济可行性与可持续性。氢能在钢铁、化工、航运等难以电气化领域仍具不可替代的长期价值，但其发展节奏已被重新锚定于真实需求、基础设施条件与公共财政承受能力之上。对2026年全球能源市场而言，产业支持政策的重心，已不是推动尽可能多的氢能项目上马，而是筛选最具系统价值与长期竞争力的路径。氢能产业理性回归，在能源转型愿景驱动下，步入更加务实发展的阶段。
2025年，欧盟完成了为2026年正式实施CBAM所需的关键立法准备工作，密集发布了一系列配套实施细则和调整方案，涵盖碳排放强度默认值设定、数据申报与核查规则，以及产品覆盖范围扩展等核心内容。根据最新安排，CBAM的适用范围将在原有水泥、钢铁、铝、电力等基础材料的基础上，进一步延伸至钢铝等下游制成品，新增约180种产品类别，覆盖机械设备、金属制品、车辆零部件、家用电器及建筑设备等多个制造业领域。这意味着，未来出口至欧盟市场的汽车、家电等终端产品，其隐含的用能结构和碳排放水平，将直接影响其进入欧盟市场的综合成本。
从机制设计看，CBAM的核心不在于简单征税，而在于其将不同地区能源结构和用能方式的差异，转化为跨境贸易中的经济信号。长期依赖煤电等高碳电力的生产模式，在欧盟市场上将面临更高的隐性碳成本，而低碳电力占比高、能源体系清洁化程度更高的经济体，则更容易获得制度性优势。也就是说，能源不再只是生产要素，而成为决定贸易竞争力的重要变量。
进入2026年，随着CBAM逐步由过渡期迈向实质运行阶段，企业对碳成本的敏感度将显著提升。尽管当前仍以申报和核算为主，但市场已开始提前消化其长期影响。对能源密集型行业而言，碳排放不再只是合规层面的环保指标，而是直接影响订单、定价和利润空间的核心成本项。CBAM的正式实施，标志着全球贸易体系进入一个碳成本被显性化、货币化的新阶段，其最直接的效果，是在欧盟碳市场（EU ETS）与全球能源和商品价格之间，建立起一条清晰而稳定的价格传导通道。
在这一机制下，EU ETS配额价格的波动，将不再只是区域性的市场信号，而会通过CBAM证书成本，更紧密地向外传导至全球生产体系，尤其是电力成本和以电力为基础的工业品价格。这意味着，全球生产者和贸易商将不得不共同面对一个由能源价格与碳价格叠加形成的复合成本，任何高碳能源路径的经济性都将被系统性重新评估。这种重新评估，长远来看势必重塑全球能源与工业的空间布局。对依赖煤电等高碳能源的经济体而言，其钢铁、电解铝、化工等高耗能产品在对欧出口中将面临持续的成本劣势；而拥有水电、核电、风电等低碳电力资源的国家，则可能在能源及其衍生产品出口中获得显著的绿色溢价。例如，欧盟在CBAM规则中逐步优化对进口电力排放的核算方式，更加重视电网的实际排放因子，这使挪威等水电占比高的国家在对欧电力和工业品出口中处于更有利位置。未来，这一机制可能催化新一轮全球产业区位调整，高碳产能被迫外移或转型，而靠近欧盟市场、且具备低碳能源优势的生产基地，其战略价值将明显上升。从更长远的视角看，CBAM的影响并不会止步于现有能源结构的筛选，更将深刻塑造未来能源技术竞争格局，使深度脱碳技术从长期选项转变为现实约束下的必选路径。为从根本上降低碳关税带来的长期成本，出口导向型产业将不得不推进深度脱碳。
总体来看，碳关税落地后，全球能源与贸易体系将以碳为核心约束。能源的竞争，不再只是价格与供应安全之争，而是能源结构、制度规则与技术路径的综合较量。对2026年全球能源市场而言，CBAM将不仅是一项贸易工具，更像是一根清晰的信号棒，引导资本、产业和政策，向低碳能源和深度减排路径加速聚集，持续重塑全球能源与工业体系的运行逻辑。
综上所述，全球能源系统长期转型方向明确，但短期运行充满不确定性。2026年，在能源安全、经济可负担与绿色低碳这三重目标之间，各国将根据自身资源禀赋与产业需求，重新寻找最适合的平衡点。煤炭的压舱石作用、油气的再平衡、核电的战略回归以及风光的提质增效，共同构成了能源供应侧的多元格局；而电力需求的激增与储能的爆发，则倒逼系统侧进行深度的灵活性改造。全球能源的下一站，将是一场涉及生产方式、消费习惯与治理规则的系统性重构。
审核：齐正平
校对：邱丽静
编辑：赵君陶
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