深度 | 张运洲：“十五五”新能源发展的系统性问题及对策

立足“十五五”规划发展新起点，新能源发展正站在全新的历史方位。回望“十四五”，我国可再生能源发电增长完成了从“量的积累”到“质的飞跃”的关键跨越——以风电、光伏为核心的新能源不仅跃升为电力系统第一大电源，更在产业链韧性、技术经济性上奠定了全球引领地位，为新阶段发展筑牢了坚实根基。

如今，新能源大规模并网已不再是单纯的“接入问题”，而是构建新型电力系统的核心命题。“十五五”期间，系统实时平衡、调节协同、市场化机制适配、“双高”系统安全及系统经济性等一系列挑战进一步显现，本质上是能源转型从“快速发展”向“高质量发展”迈进的必经之路，既是压力，更是推动行业升级的契机。

新能源并网发展关乎能源安全、关乎“双碳”愿景，更关乎未来能源体系的低碳底色。无论从总量、布局、结构及碳减排规模来看，还是从技术创新、效率、成本及市场竞争维度来看，“十五五”新能源发展都将为支撑我国能源安全、确保实现碳达峰目标作出不可替代的贡献。如何破解发展难题、把握升级机遇，成为当前亟待深入探讨的重要课题。

“十四五”新能源发展的四个特点

特点一：新能源装机实现台阶式跃升增长

“十四五”是我国能源电力低碳转型最快的五年，新能源发展速度和规模前所未有，风电光伏发电年度新增装机进入了“亿千瓦级”规模，每年新增装机先后突破1亿、2亿、3亿千瓦关口，新能源装机规模由2020年的5.3亿千瓦持续增长，截至2025年8月底已突破17亿千瓦，年均增速达28%，约占“十四五”以来全国新增装机的80%。

截至2024年底，我国新能源装机容量占比为42%，超过煤电成为我国装机规模第一大电源。风电装机规模连续15年、太阳能发电装机规模连续10年位居全球首位。

特点二：新能源发电贡献是实现非化石能源消费目标的主导因素

“十四五”期间，我国风光发电量占全社会用电量的比例由2020年的9.7%提高到2024年的18.6%，占比年均提高超过2个百分点。难能可贵的是，全国新能源电量利用率保持在96%以上。2024年，我国新能源发电量为1.84亿千瓦时，同比增长25%，电量增长贡献率超60%。

新能源发电量占比的快速提升，带动非化石能源占比每年增加1个百分点，煤炭占比每年减少1个百分点。“十四五”非化石能源消费比重目标是20%，2024年已经达到了19.8%，预计2025年可以超额完成这一目标。

特点三：新能源发展的科技含量持续上升

新能源的技术和装备水平迭代升级步伐加快。风电方面，陆上风电单机容量已发展到16.2兆瓦，26兆瓦级海上风电机组已在山东东营成功并网，其容量为全球最大。光伏方面，N型TOPCon电池量产效率突破27%，推动度电成本进一步下降。与此同时，新能源系统集成技术迈上了新台阶。

为了最大限度地接纳新能源，需要加快构建新型电力系统。“十四五”时期，针对新能源比例不断上升引发的电力系统电力电量平衡难题和新型安全稳定问题，行业各方联合攻关、探索创新，已经取得了一系列成果。以新型储能为例，我国新型储能技术和装备水平全球领先，近两年装机规模呈现爆发式增长，其对电力系统调节能力的支撑作用不可或缺。同时，源网荷储技术协同发力，确保实现电力的安全保供、低碳转型和成本可控的三重目标。

特点四：新能源产业链竞争力雄冠全球

我国已建成全球最大、最完整的新能源产业链。太阳能电池成为我国出口“新三样”之一，风电光伏的全球竞争优势进一步凸显，光伏组件产量连续16年位居世界首位，为全球供应了80%的光伏组件、70%的风电装备以及60%左右的锂电池储能装备，为降低全球风电和光伏发电成本做出了独特贡献。

新能源成本持续降低，已进入平价开发阶段。近十年来，我国风电和光伏发电度电成本（LCOE）分别下降60%和80%，风电LCOE降低至0.2元/千瓦时左右，光伏发电LCOE降低至0.22元/千瓦时左右，单从上网电量成本角度（暂不纳入容量成本）来看，风电光伏均已基本具备低价开发条件。同期，配套储能成本同步下降，磷酸铁锂储能系统成本已降至0.4元/瓦时左右，进一步为新能源大规模并网消纳提供支撑。

“十五五”新能源发展规模分析

“十五五”新能源发展的主要驱动因素

第一，我国兑现碳达峰承诺需要新能源发电的增量贡献。电力行业是我国最主要的碳排放部门，工业、建筑、交通等行业也需要通过电气化实施碳减排，电力行业的碳减排事关全局。2024年，中国的二氧化碳排放总量超过120亿吨，电力行业碳排放约占全社会的40%，主要由燃煤发电产生。替代燃煤发电最成熟的手段即大力开发风光新能源。

预计“十五五”期间，我国年均新增用电量为5000～6000亿千瓦时，假定风光发电装机每年新增3亿千瓦左右，发电量年均增量大约为4200～4500亿千瓦时。在此趋势下，2030年新能源发电量系统渗透率有望超过30%。

第二，我国电力消费结构的新趋势需要新能源规模持续扩张。我国用电增长的结构性特征与新能源发电规模的扩张速度紧密挂钩，这种需求端的驱动意味着新能源持续拥有广阔的发展空间。预测“十五五”期间，战略性新兴产业和高技术产业快速增长带动用电结构加快调整，除自然增长因素外，算力基础设施、新能源汽车、绿电制氢将成为电力需求增长的新动能。

伴随着新技术革命和产业变革的浪潮，战略性新兴产业和高技术产业的用电量将成倍增长。预测到2030年，算力基础设施用电量很可能超过1万亿千瓦时，新能源汽车用电量超过4800亿千瓦时，绿电制氢用电量有望达到3000亿千瓦时。这些产业用电的高速增长可以直接拉动新能源的绿电供给。

第三，我国新能源全产业链全球领先优势的保持需要国内市场支撑。当前，我国新能源产能规模远大于全球新增装机需求，面对国际贸易保护主义加剧的风险，必须在整治“内卷”和提升质效的基础上，充分用好国内新能源发展和技术迭代升级的巨大市场，推动新能源产业链在我国的能源电力转型中发挥更大的作用。

新能源日益成为培育我国经济增长新动能的重要牵引产业之一。据国网能源研究院测算表明，新能源每投资100亿元，可提高社会总产出约300亿～400亿元，贡献GDP约80亿元，增加政府财政收入约10亿元。

我国西部、东北区域更需要将风光资源优势转化为产业优势，促进能源与产业同频共振，借助绿电发展引导产业布局优化调整，打造绿色低碳高质量发展的增长极和动力源。

总之，国内巨大的市场空间为新能源产业持续健康发展提供了主要支撑。

“十五五”新能源发展规模预判

研究论证我国“十五五”新能源新增装机规模，首要考虑的边界条件是已作出的国际承诺，即确保我国2030年非化石能源消费比重达到25%。特别是2025年9月24日，习近平主席郑重宣布了中国2035年国家自主贡献目标，明确风电和太阳能发电总装机容量力争达到36亿千瓦。

统筹考虑2030年碳达峰愿景、新能源产业发展需求、电力系统承载能力以及新能源全面入市等因素，结合对各省份的初步摸排情况，预计“十五五”新能源装机将延续“十四五”快速增长态势。为兑现国际承诺，新能源装机容量需要年均增加2～3亿千瓦，从实际情况看，每年新增3亿千瓦以上装机容量将是大概率事件。

综合考虑各地区资源禀赋、开发潜力、新能源优先就近就地消纳以及新能源参与市场情况等，从结构上看，预计2030年风电光伏装机比例大致为1∶1.7。从布局上看，风电主要布局在“三北”及东南沿海地区；太阳能发电主要布局在西北和“三华”地区，其中，西北以集中式光伏为主，“三华”以分布式光伏为主。特别要关注的是，“十五五”期间，国家安排的“沙戈荒”新能源大基地及特高压直流工程将得到长足发展，预计新增装机规模约3亿千瓦。

新能源与其他电源协同发展

我国长期面临能源转型与电力保供的双重压力，为保障新能源比重不断提升的新型电力系统安全稳定运行，一方面需要各种传统电源组合提供系统电力电量实时平衡调节能力，另一方面还要应对新型电力系统日趋复杂的调频调压问题和三道防线升级配置问题。为此，在大力开发新能源的同时，必须坚持走电源多元化路线。综合国内各知名研究机构的研究成果，初步测算，2030年发电总装机容量需要达到55亿千瓦（不含新型储能）左右，各类常规电源装机规模情况如下：

常规水电装机容量达到4.1亿千瓦。积极推进流域龙头水库和战略性工程建设，做大增量；推动水电扩机增容、效益挖潜，做优存量。

抽水蓄能装机容量达到1.8亿千瓦。推动抽水蓄能在不同区域发挥差异化功能，加快“三北”地区抽水蓄能规划建设，按需有序推进新建项目前期工作。

核电装机容量达到1.1亿千瓦，充分利用沿海核电厂址资源，应当按照每年新核准机组数量不低于8～10台的节奏把握，打造一批规模化发展的核电基地。

气电装机容量达到2.2亿千瓦。将调峰电源作为气电发展的主要方向，在东部重点区域，如气源有保障、调峰需求突出、电价承受力强以及煤电建设受控的地区，建设一批调峰气电项目。

煤电装机规模存在一定的不确定性，其发展取决于存量和增量煤电的低碳化发展进程，具体包括掺烧生物质燃料、绿氨和碳捕捉利用与封存技术的应用。考虑到水电、核电项目建设工期较长，“十五五”期间需要合理布局一定规模的先进高效灵活煤电，在负荷中心地区、电网关键节点科学部署煤电骨干电源。

根据系统灵活调节需要，以锂电池为主体的多元新型储能呈现快速增长态势，预测2030年总容量将达到2.5亿千瓦以上。

新能源与电网融合发展

新能源与电网的融合发展，除新能源接入、输送和疏散配置离不开电网之外，更深层的内涵在于以新能源为主体的源网荷储一体化项目、智能微电网项目、分布式能源项目等新业态新模式上，这些业态模式客观上要求新能源和电网作为一个运营主体存在。

电网是构建新型能源体系和新型电力系统的网络基础。国际能源署（IEA）于2023年发布的《电网与安全能源转型》报告认为：如果要实现气候目标并维护能源安全，全球电网投资规模必须翻一番，达到每年6000亿美元以上。

按照通常的电力发展规律，电力作为经济发展的先行官，应当适度超前。而在电力系统内部，电网应适度超前于电源发展，方能应对新能源比重不断上升所带来的运行方式的更多不确定性，并增强应对复杂故障的韧性。实际上，我国电网、电源投资占比已发生明显变化，2014年二者各占一半，2024年电网投资占比已下降至三分之一。电网发展相对滞后的态势，必须引起高度重视。

“十五五”时期，必须适度超前加大电网基础设施投资建设，确保骨干网架可用容量充裕，积极推进跨省跨区输电通道和省间灵活互济工程建设，方可有效支撑大规模可再生能源传输和疏散配置。

适应极端气候条件下新能源出力变化的电网韧性需不断加强。气象灾害呈现发生频度高、影响范围广、破坏强度大的新态势，多层级电网薄弱环节的安全风险加剧、不适应性加大。如2021年美国得克萨斯州冬季极寒天气对电源和电网基础设施带来极大影响。需要分析电网脆弱性及安全防御能力适应性，多维度、系统性提出电网主动安全防御策略，打造更具韧性的气候适应型电网。

协同推进主网、配网、微电网建设，提升电网综合承载力，满足大规模新能源接网要求。合理构建主配微协调、源网荷储协同的新型电力系统，鼓励智能微电网发展，通过配网与微电网协同发挥多类能源网络共享与自治平衡作用。促进分布式新能源就地消纳平衡，以模式创新实现优质绿色电力供给。

“十五五”新能源并网若干重要问题研判

加强系统调节能力建设问题

随着新能源装机规模持续扩大，特别是光伏占比不断提高，光伏升降出力时段随负荷变化形成系统调节需求“剪刀差”，系统调节资源供需失衡风险增大。具体表现为：

一是新能源装机增速远快于调节能力增速。2024年全国新能源装机规模新增3.6亿千瓦，是新增调节能力（抽水蓄能、新型储能、火电灵活性改造规模等）的2倍以上。

二是新能源发电大幅波动加剧系统实时平衡难度。2024年以来，全网新能源日最大出力波动超过3.5亿千瓦；极端条件下，部分区域新能源波动速率将接近系统最大调节能力。

三是快速爬坡调节需求在光伏高占比省区大幅提高，部分省区爬坡能力不足的风险已初步显现。

应综合施策，具体举措有以下七点：一是统筹安排多元灵活调节电源，推进煤电灵活性改造技术迭代，“十五五”期间，推动煤电灵活性改造应改尽改，新建机组全部具备宽负荷调节和快速爬坡技术能力；二是优化调峰气电布局，适时推动气电热电解耦；三是采用更高调节能力的可变抽水蓄能技术；四是探索制订核电参与系统日内调峰规范；五是因地制宜扩大新型储能规模；六是提高电力需求侧响应能力与水平；七是以市场化方式调动各类调节主体的积极性。

科学研判新能源利用率问题

“十四五”时期，我国新能源利用率整体保持较高利用水平，平均可达到95%以上，这是各方面共同努力的结果。但新能源利用率整体呈下降趋势，目前部分省份存在风电、光伏利用率低于90%的情况。

面向“十五五”，如何厘清新能源利用率和发展规模的内在逻辑，需予以重视并给出清晰的方向。借鉴国际经验来看，我国各区域的新能源资源条件存在明显差异，随着新能源持续发展，区域间渗透率差距拉大，按照统一的新能源利用率约束新能源新增规模是不科学的。

按照电力系统最低成本规划理论，在满足电力电量平衡和安全稳定约束的前提下，新能源的新增发展规模和消纳利用率、新增火电、新增调节资源（包括抽蓄和新型储能）配置均为求解变量，可以通过电力系统规划软件工具进行计算分析。

随着电力市场化程度逐步加深、新能源全面入市演进，应着力推动新能源利用率作为主要考核性指标向系统运行的参考性指标转变。需要结合系统条件、开发模式、市场化程度等，形成差异化新能源利用率发展目标。综合上述考量，笔者认为：

预计华北电网2030年新能源发电量渗透率超过40%，新能源利用率的合理区间大约为85%～90%；预计东北电网和西北电网2030年新能源发电量渗透率超过50%，新能源合理利用率需要高于80%；预计华东电网、华中电网、南方电网和西南电网2030年新能源发电量渗透率为20%～30%，新能源合理利用率不低于90%。

综上，预计到“十五五”末期，全国非水可再生能源消纳责任权重不低于35%，新能源发电量渗透率超过30%，新能源合理利用率不低于85%。

这一阶段性目标的实现，需要全社会形成广泛共识。具体应对举措有以下三方面：一是大力提升新能源系统友好性。加快推进新能源实测建模仿真和涉网性能优化，推动区域级、市县级、园区级源网荷储协同发展。二是培育“新能源+”融合发展新业态，开展区域级绿色电力和算力协同规划布局、协同调度运行，实施新能源基地与新型储能电站联合优化运行，提升新能源消纳能力。三是加快培育绿电制氢产业，开辟风光发电利用的新赛道。

客观认识转型所带来的系统成本上升问题

“十五五”期间，电力系统的固定成本占比持续上升，以发电燃料成本为主导的运行成本占比持续下降。国内外研究表明，新能源电量渗透率处于15%～30%阶段时，电力系统成本将较快增长，需要在终端电价中体现。综合考虑技术进步影响，预计“十五五”期间全国电力供应成本将呈上升趋势，但总体稳定在合理区间。

虽然新能源电量电价呈现下降趋势，但系统的容量成本和调节成本大幅增加，导致固定成本上升，包括抽水蓄能和新型储能等调节资源投资、电网补强投资等；同时，系统综合发电运行成本降低。两者合计将推升系统总成本。

具体应对举措有以下三方面：一是加快建立市场化容量补偿机制，逐步完善容量市场。二是建立健全电力辅助服务市场，进一步调整并丰富产品种类，充分反映各类调节资源价值。三是设计反映系统成本特性、公平分摊社会责任的价格机制。推动源网荷储一体化项目、增量配电、直供电等新业态，促进各类主体公平承担系统成本上涨的压力。

因地制宜推进新能源入市问题

新能源发展由政策驱动为主转向市场驱动为主，是世界主要国家的共同选择。

国家发展改革委、国家能源局联合发布的《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》（即“136号文”）落地后，如果新能源项目收益水平不及预期，可能影响风光新增装机规模。新能源企业普遍认为增量项目收益会有所下调，部分企业的投资热情已出现减退。同时必须承认，新能源全面入市是大势所趋，市场将为新能源项目布局和并网提供时空信号，由市场和规划共同作用引导新能源发展将成为新趋势。新能源的出力曲线在日前和日内预测精度更高，可以说，新能源与现货市场运行机制匹配度更高。特别是现货市场有助于精准发现价格、实时反映和调节供需，其通过市场削峰作用日益显现，从而可以提高系统的整体效率。为防止在市场机制引入初期新能源发展出现大的起伏，需要在实践中总结经验、及时作出调整。

具体应对举措有以下四方面：

一是各省新能源上网电价改革要走差异化和迭代的路径。各省份新能源上网电价政策细则正在制订和出台阶段，机制电量、机制电价和执行期限均存在一定差异。各省增量新能源项目，在建立新能源竞价平台的基础上，竞价上限和下限需结合本省实际作出安排。

二是政府需及时监测各省新能源发展态势，加强机制电量与市场交易的衔接。必要时通过调整年度机制电量新增规模，稳定新能源企业收入预期，推动新能源的可持续发展。

三是因地制宜制订分布式光伏参与电力市场的实施方案。基本思路是“先增量后存量、先商用后户用、先试点后推广”，按类别有序推动分布式光伏入市，分步实施。入市方式可考虑按照“直接参与市场、由聚合商聚合参与市场、作为价格接受者参与市场”三种方式划分，建立差异化的入市机制。

四是建立完善“沙戈荒”项目参与市场的政策机制。探索形成“沙戈荒”新能源基地“联营不联运”方案，推动大基地“联营”参与中长期市场，在调度运行和结算环节“不联运”；全面推广多年期绿电交易（PPA），扩大新能源参与受端市场的绿电交易规模。

系统运行特性重大变化下的安全稳定问题

伴随新能源渗透率持续上升和极端天气频发，电力系统的电力电量实时平衡问题日益突出；同时，“双高”所带来的频率、电压特性恶化以及复杂连锁故障防御问题逐步显现。

首先，在新能源电量占比不断提高的条件下，叠加极端天气频发所引发的源荷剧烈波动不匹配，一定会造成电力电量实时平衡困难，这是新型电力系统必须应对的主要挑战。

其次，电力系统的物理形态和运行特性发生显著变化，交流同步系统固有的基础理论、分析方法和技术手段不再完全适用，电力系统认知的理论方法亟待创新。从近年来国内外的研究成果和实践应用上看，这类问题是可以得到解决的。

具体应对举措有以下四方面：一是研究新型电力系统电力电量平衡理论和充裕性判定标准。二是聚焦风/光电站主动支撑控制技术及系统，攻克适应资源特性的风/光电站紧急有功控制和多模式快速频率主动支撑技术。三是推动构网技术发展，统一相关技术标准。四是研制新一代电力系统安全稳定控制装置，建立更加可靠的三道防线。

本文刊载于《中国电力企业管理》（上旬刊）第11期，作者系中国可再生能源学会可再生能源发电并网专业委员会主任委员。