上半年国内风光新增装机超全年规划，新能源发电如何守住利用率 “红线”

　　“十四五” 是中国历史上用电量增长以及电气化进程最快的五年，也是新能源发电装机快速增长、远超规划的阶段。

　　在日前召开的 2025 电力低碳转型年会上，多名电力行业专家介绍称，截至今年 6 月底，我国风电、光伏装机容量突破 16 亿千瓦，约占电力总装机量的 45.8%，超过火电装机 40.4% 的占比，而在 2020 年相关数据为 5.3 亿千瓦和 24%;上半年，风光合计发电 1.1 万亿千瓦时，占全社会用电量比重超过 23%，意味着国内每消费 4 度电就有 1 度为风光发电。

　　今年初，受《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)影响，新能源盈利模式重塑引发 “抢装潮”，今年上半年国内风光新增装机超过 2.6 亿千瓦，超过年初全国能源工作会议规划的全年新增风光装机约 2 亿千瓦目标。

　　展望 “十五五”，与会人士认为新能源装机在中国电源侧的占比将继续提升。中电联电力发展研究院副院长高长征在会上发布《绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望》报告(下称 “报告”)时称，考虑到统筹碳达峰等转型目标，预计 “十五五” 风光发电装机年均增量在 2 亿千瓦以上，到 2030 年风光发电装机占比将超过 50%。

　　中国能源建设集团有限公司首席科学家罗必雄预判，“十五五” 新增风光装机量将主要来自四个方面，包括三北地区大基地、中东南部以分布式为主的项目、西南地区水风光一体化开发新增风光，以及海上风电项目。

　　不过，高长征指出，未来新能源装机高增速，还将带来持续加剧的新能源消纳压力和系统调节成本。

　　国家发改委、国家能源局去年印发《电力系统调节能力优化专项行动实施方案(2025—2027 年)》，要求 2025-2027 年，全国新能源利用率不低于 90%。

　　“新能源大发展，消纳、调节问题凸显，新能源年利用小时数进入下行空间，要守住利用率不低于 90% 的消纳红线压力非常大。” 水电水利规划设计总院副院长张益国表示，近几年中国新能源发电量增速不及装机增速，去年装机量增长了 34%，发电量则仅增长了 27%。

　　以国内新能源发展潜力最大地区西北地区为例，受送受端出力同质化、市场主体参与跨区交易受限、中长期交易价格协商效率低、特高压等系统成本攀升影响，去年西北电网新能源外送电量占全年外送电力比重约 25%，远未达到 50% 预期。西北地区风光发电利用率亦呈下降态势，据全国新能源消纳监测预警中心数据，今年上半年，蒙西、甘肃、青海、新疆多地光伏发电利用率为 88%、89.5%、84.8%、87.1%。

　　前述报告预计，2030 年全国新能源利用率相对于 2025 年将呈稳步下降态势，新能源弃能时空分布 “聚集” 特征明显。从区域看，弃电将持续向 “三北” 地区聚集;季节上将向春秋季聚焦;从日内时段看，弃电将向午间光伏大发时段聚焦。

　　在国内 “双碳” 目标下，以及新能源从补充能源转变为装机主体能源的过程中，如何统筹大规模开发与高水平消纳成为影响新能源未来发展的关键问题。

　　罗必雄认为，源网荷储协同发力或是破局关键。他建议，在电源侧构建多元清洁的能源供应体系;在电网侧持续强化跨区域大规模电力输送能力;在负荷侧注重算力规划与电力规划协同，推进 “东数西算” 工程，同时通过虚拟电厂、绿电直连、分布式智能微电网、车网互动等新模式或业态，就地消纳绿电。

　　他表示，目前国内已建成特高压交流通道 22 条，特高压直流通道 23 条。未来将以西北沙戈荒、藏东南等清洁能源大基地开发外送为重点，甘浙直流、蒙电入沪、藏粤直流、青桂直流等大型基地输电通道将加快推进。

　　中国电力企业联合会专职副理事长安洪光补充建议道，要全面提升电力系统的调节能力，统筹安排多元灵活调节电源，推动抽水蓄能布局优化，推进煤电灵活性改造与技术迭代，在气源有保障、气价可承受的地区部署调峰气电，探索核电参与调峰的可行性，同时促进新型储能多元应用场景的协同发展，支持新建独立和共享储能项目，支撑高比例新能源消纳。

　　此外，安洪光建议加快全国统一电力市场建设，提升电力市场对高比例新能源消纳发展的适应性，缩短交易周期，提高交易频率，畅通碳电价格的传导。