装机容量，全称“发电厂装机容量”，亦称“电站容量”。指火电厂或水电站中所装有的全部汽轮或水力发电机组额定功率的总和。是表征一座火电厂或水电站建设规模和电力生产能力的主要指标之一。单位为“kW”。装机容量一般应根据当时当地的客观条件和电力工业建设发展计划的需要，由电力设计院或其他有关技术部门针对各种不同方案进行全面考虑，并经政治、技术、经济等多方面的综合分析比较才能确定。此外，还把整个电力系统内所有火电厂、水电站和其他类型发电厂的装机容量的总和，称为该电力系统的“装机容量”。

装机容量是指该系统实际安装的发电机组额定有功功率。装机容量为2*15万千瓦就是两台15万千瓦的发电机组。理论每台每小时的发电量为15万千瓦时。例如发电站装机容量为100万千瓦时按照35%的损耗，一小时发65万度电，1.55小时可以发100万度电，一天约3900万度电。通用单位MW就是兆瓦的意思，1兆瓦（MW）=1000千瓦（KW），150MW=150000KW也就是15万千瓦。150MW是指的发电机的功率为每小时可以发150MW的电，按照通俗地讲法就是每小时发电15万度。我们电建的都喜欢叫这种机组为15万千瓦的机组。2X150MW就是要建设两台15万千瓦机组。

2011年，全国电力总装机容量10.6亿千瓦，年发电量4.7万亿千瓦时。其中全国水电装机容量达到2.3亿千瓦，居世界第一。风电并网装机容量达到4700万千瓦，居世界第一。光伏发电增长强劲，装机容量达到300万千瓦。已投运核电机组15台，装机容量1254万千瓦，在建机组26台、装机容量2924万千瓦，在建规模居世界首位。

2014年，我国全年发电装机容量136019万千瓦，比上年末增长8.7%。其中，火电装机容量91569万千瓦，增长5.9%；水电装机容量30183万千瓦，增长7.9%；核电装机容量1988万千瓦，增长36.1%；并网风电装机容量9581万千瓦，增长25.6%；并网太阳能发电装机容量2652万千瓦，增长67.0%.

2015年，我国全年发电装机容量150828万千瓦，比上年末增长10.5%。其中，火电装机容量99021万千瓦，增长7.8%；水电装机容量31937万千瓦，增长4.9%；核电装机容量2608万千瓦，增长29.9%；并网风电装机容量12934万千瓦，增长33.5%；并网太阳能发电装机容量4318万千瓦，增长73.7%.

2016年，我国全年发电装机容量164575万千瓦，比上年末增长8.2%；火电装机容量105388万千瓦，增长5.3%；水电装机容量33211万千瓦，增长3.9%；核电装机容量3364万千瓦，增长23.8%；并网风电装机容量14864万千瓦，增长13.2%；并网太阳能发电装机容量7742万千瓦，增长81.6%.

2017年，年末全国发电装机容量177703万千瓦，比上年末增长7.6%。其中，火电装机容量110604万千瓦，增长4.3%；水电装机容量34119万千瓦，增长2.7%；核电装机容量3582万千瓦，增长6.5%；并网风电装机容量16367万千瓦，增长10.5%；并网太阳能发电装机容量13025万千瓦，增长68.7%。

2018年，年末全国发电装机容量189967万千瓦，比上年末增长6.5%。其中，火电装机容量114367万千瓦，增长3.0%；水电装机容量35226万千瓦，增长2.5%；核电装机容量4466万千瓦，增长24.7%；并网风电装机容量18426万千瓦，增长12.4%；并网太阳能发电装机容量17463万千瓦，增长33.9%。

2019年末，全国发电装机容量201066万千瓦，比上年末增长5.8%。其中，火电装机容量119055万千瓦，增长4.1%；水电装机容量35640万千瓦，增长1.1%；核电装机容量4874万千瓦，增长9.1%；并网风电装机容量21005万千瓦，增长14.0%；并网太阳能发电装机容量20468万千瓦，增长17.4%。

2020年末，全国发电装机容量220058万千瓦，比上年末增长9.5%。其中，火电装机容量124517万千瓦，增长4.7%；水电装机容量37016万千瓦，增长3.4%；核电装机容量4989万千瓦，增长2.4%；并网风电装机容量28153万千瓦，增长34.6%；并网太阳能发电装机容量25343万千瓦，增长24.1%。

截至2021年12月底，全国发电装机容量约23.8亿千瓦，同比增长7.9%。其中，风电装机容量约3.3亿千瓦，同比增长16.6%；太阳能发电装机容量约3.1亿千瓦，同比增长20.9%。

2022年9月14日，中国核能行业协会发布《中国核能发展报告（2022）》蓝皮书，蓝皮书显示，中国商运核电机组53台，总装机容量5560万千瓦，在建核电机组23台，总装机容量2419万千瓦，中国在建机组装机容量连续保持全球第一。

截至2022年12月底，全国累计发电装机容量约25.6亿千瓦，同比增长7.8%。其中，风电装机容量约3.7亿千瓦，同比增长11.2%；太阳能发电装机容量约3.9亿千瓦，同比增长28.1%。

2023年末，全国发电装机容量291965万千瓦，比上年末增长13.9%。其中，火电装机容量139032万千瓦，增长4.1%；水电装机容量42154万千瓦，增长1.8%；核电装机容量5691万千瓦，增长2.4%；并网风电装机容量44134万千瓦，增长20.7%；并网太阳能发电装机容量60949万千瓦，增长55.2%。

2024年7月，国家能源局发布1-6月份全国电力工业统计数据。截至2024年6月，中国累计发电装机容量约30.7亿千瓦，同比增长14.1%。其中，太阳能发电装机容量约7.1亿千瓦，同比增长51.6%；风电装机容量约4.7亿千瓦，同比增长19.9%。1-6月份，全国发电设备累计平均利用1666小时，比上年同期减少71小时。1-6月份，全国主要发电企业电源工程完成投资3441亿元，同比增长2.5%。电网工程完成投资2540亿元，同比增长23.7%。截至8月底，全国累计发电装机容量约31.3亿千瓦，同比增长14.0%。其中，太阳能发电装机容量约7.5亿千瓦，同比增长48.8%；风电装机容量约4.7亿千瓦，同比增长19.9%。10月21日，国家能源局发布1—9月份全国电力工业统计数据。截至9月底，全国累计发电装机容量约31.6亿千瓦，同比增长14.1%。其中：太阳能发电装机容量约7.7亿千瓦，同比增长48.3%；风电装机容量约4.8亿千瓦，同比增长19.8%。

水电站水轮发电机组铭牌容量的总和。是水电站最重要的特征值之一，水电站在运行中处于工作、备用和检修状态的容量分别称为工作容量、备用容量和检修容量。三者之和称为必需容量。有时，在必需容量之外，加大水电站装机容量，其作用为在汛期多发季节性电量，替代火电电量，减少系统的燃料消耗，但不能减少电力系统的装机容量。这部分容量称为重复容量。在不同水文年、不同季节中，随着水电站运行状态以及电力系统对水电站的要求不同，这些容量是不同的，而且在一定的条件下，它们之间是可以相互转化的。工作容量即水电站为担负电力系统负荷机时发出的有功功率，水电站日最大工作容量与日平均出力、系统负荷和能否进行日调节有关。丰水期和负荷大时，工作容量大，相应备用容量可小些；枯水期和系统负荷小时，工作容量较小，备用容量可大些。水电站机组检修，一般安排在枯水期，故枯水期检修容量大。在电力系统运行过程中，由于负荷的变化，有时会出现一部分容量未被利用的情况，处于空闲状态。这部分容量称为空闲容量。

当水电站工作水头小于机组额定水头时，装机容量中有一部分不能承担必需容量，称为受阻容量（见水电站额定水头）。

水电站装机容量的大小决定于电力系统的负荷及其特性、水电站的能量指标、水库调节性能、水电站在系统中的地位和作用及其技术经济特性。

能量指标包括保证出力和多年平均年发电量，是决定其装机容量的基础。水电站以其能量参加电力系统电力电量平衡，以核定其容量和电量的效益。

其地位和作用决定于水电站能量在年内的分配、负荷特性、电源组成、水电站在系统日负荷图上的工作位置及担负系统备用容量的大小。当能量一定时，水电站分配在系统负荷大月份（容量平衡控制月份）的能量愈多，其装机容量愈大；水电站在日负荷图上的工作位置愈靠近尖峰，即水电站在一天内的工作小时数愈少，担负调峰任务愈多，其装机容量愈大，但水电站在一天内的工作小时数，决定于电力系统尖峰的历时；水电站担负系统的备用容量愈多，其装机容量愈大。所以水电站的装机容量远大于保证出力，装机容量与保证出力的比值往往达到2～5，甚至更大。

水电站在系统中的地位和作用，受其调节能力的制约。具有季（年）调节能力以上的水电站，才有可能将其能量较多地分配到负荷大的月份，并能担负事故备用。具有日调节以上调节能力的水电站，才能担负系统日负荷的尖峰负荷和负荷备用。具有不完全日调节能力、无调节或下游有航运基荷要求的水电站，只能分别担负系统日负荷的腰荷或基荷，装机容量相应受限制。

与火电厂相比，水电站起停快、运行灵活，适宜于调峰和担负系统备用容量的技术特性；且当坝高已定时，增加容量的费用低于火电厂（约为火电厂的1/2），增加容量可相应增加发电量，从而节约火电燃料。故在一定的条件下，增加水电站的容量比火电厂经济。故水电站的装机容量年利用小时数（即多年平均年发电量与装机容量的比值）或电站年负荷因数（装机容量年利用小时数除以8760），一般比火电厂小。调节性能较好的水电站，且系统水电比重又不大时，其装机容量年利用小时数可至2000或更小。调节性能较差，且电力系统水电比重较大时，水电站的年利用小时数可在5000以上。

常规方法是拟定水电站不同的装机容量和装机程序方案，进行技术经济比较，选择中应包括与装机容量有关的输电线路及输电损失。当规划期内将有若干个电站投产时，可进行水电站群的装机容量选择。常规方法是，先进行水电站群的综合装机容量的选择，然后再进行水电站间装机容量的分配。影响水电站群装机容量分配的技术经济因素为：①输电距离长的电站装机容量宜小些。②长引水道的电站调峰性能较差，且增加容量费用较大，装机容量不宜过大。③有综合利用限制（如航运基荷要求）的电站，装机容量将受限制。④增加容量所增加的发电量大的电站，装机容量宜适当大些。⑤地面厂房电站增加容量比地下厂房增加容量有利。⑥梯级电站的装机容量分配，要照顾到容量的协调及运行的需要。⑦为了补偿调节的需要，某些电站的装机容量宜适当加大。

优化方法是应用优化模型，进行规划期水火电站装机容量优化，含装机容量及逐年的装机程序。模型可用动态规划或（和）线性规划构造。（见水能利用优化）

由于电力系统负荷不断加大，电力系统联网，一些调节性能好的水电站，在电力系统中的作用和地位发生变化，由原建设以发电量为主，到以容量效益为主，系统内火电大机组和核电机组不断增多，以及水电站的能量指标随着梯级调节和跨流域补偿调节的实现可能有较大改善等原因，水电站合理装机容量应随时间推移而加大。世界上有不少水电站都采用分期建设的方案，或在完建若干年后进行扩建以扩大装机容量。中国也有一些调节性能较好的水电站，在建成若干年之后，进行扩机或正在研究扩大装机的可行性。