新能源成为驱动我国经济增长的重要引擎。 风电光伏投资保持强劲增势，有力支撑了我国经济社会平稳健康发展。 2020-2024 年，风电光伏合计投资占电源总投资比重为68%，对电力领域、能源领域投资增长贡献率分别达到 53%、 46%。同时，风电光伏大规模投资带动电网、储能、氢能等相关领域发展提速，协同推动电力行业扩大有效投资。2024 年，我国电力投资同比增长13.3%，远超同期制造业、基础设施投资增速。另一方面，依托我国全球完整的供应链产业链，我国风电、光伏技术优势突出，产品已覆盖全球 200多个国家和地区。

面临4大挑战：

新能源发电大幅波动加剧系统实时平衡难度。 近年来，全网系统中新能源日最大波动幅度明显加大，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，存在频率持续偏低或偏高风险，同步大幅削弱系统抵御故障冲击的能力。

电力电子化衍生系统安全稳定运行新风险。 新能源、跨区直流等大量替代常规发电机，电力系统呈现高比例可再生能源、高比例电力电子设备的“双高”特征。

新能源大规模接入电网致使系统消纳压力不断加大。 源荷时空不匹配引发系统调峰困难，尤其是分布式光伏规模化接入后，发电出力午间最大，用电负荷晚间最高，造成电网午间保消纳和晚峰保供应的矛盾。

绿色转型将进一步推高电力供应成本。 我国电价水平在全球范围内处于低位，电力中长期供应成本呈现稳步上升态势。

风电、光伏未来5年发展布局

2026-2030 年，预计全国新增风光发电近半数将布局在西北、华北区域。

根据各省（区、市）相关装机规模规划目标要求，同时结合各地摸排调研，确定各区域风光发电装机规模。到 2030 年，分区域看，华北、西北区域风光发电装机占全国总风光发电装机规模均将达到 20% 以上，南方、华东、华中（东四省）区域风光发电装机占全国总风光发电装机规模均达到 10% 以上，东北、川渝藏地区风光发电装机占全国总风光发电装机均不足 10%。分结构看，全国新增陆上风电约五成布局在西北、华北区域；全国新增海上风电主要布局在华东、南方、华北区域；全国新增集中式光伏约七成布局在西北、华北区域；全国新增分布式光伏近七成布局在华东、南方、华北区域。

未来5年“消纳”形势

2026-2030 年，随着新能源电量渗透率逐步提高，预计新能源消纳压力将持续加剧。光伏发电快速发展将致使系统等效负荷峰谷差持续拉大，持续保持较高新能源利用率的难度明显增加。

新能源结构相对稳定，到 2030 年风光发电装机占比超过 50%。考虑各类既有成熟系统调节技术应用尽用，即煤电灵活性改造应改尽改、调峰气电因地制宜发展、需求响应负荷占比达到 5%~7.5%2、虚拟电厂调节能力达到 5000 万千瓦情况下，新能源弃电率客观受到新能源渗透率影响，会呈现新能源利用率下降趋势，新能源电量高渗透率地区的消纳形势更趋严峻。

预计2030年，全国新能源利用率将较2025年呈现稳步下降态势。新能源弃能时空分布“聚集”特征明显，从区域看，弃电持续向“三北”地区聚集；从季节看，弃电向春秋季聚焦；从日内时段看，弃电向午间光伏大发时段聚焦。需要因地制宜、多措并举促进可再生能源消纳，统筹好规模化外送和就近消纳的关系，推动调节性电源高质量发展，引导风光发电积极主动参与系统调节。

风电、光伏高质量发展5大路径

一、沙戈荒”新能源基地

“沙戈荒”新能源基地是未来五年新能源发展的重要模式。在政策支持下，作为国家推动“双碳”目标落地的关键抓手，以“沙戈荒”为重点的大型风电光伏基地成为新能源装机增长的基本盘。

截至 2024 年底，首批大型风电光伏基地项目基本建成，第二批、第三批正在陆续开工建设。 2026-2030 年，统筹推进库布齐沙漠、乌兰布和沙漠、腾格里沙漠、巴丹吉林沙漠和采煤沉陷区规划大型风电光伏基地的开发，稳步推动基地建设布局向甘肃西部、青海西部、新疆南疆地区延伸。

在统筹地区电力系统调节能力优化的基础上，提高“沙戈荒”新能源基地就地消纳水平。2026-2030年，新投产特高压直流通道预计可汇集消纳沙戈荒新能源2亿千瓦以上，新增跨区输电规模将达到历史新高，需要进一步加强衔接大基地和国土空间规划，提升送电电源配置方案与受端需求匹配性，科学制定“沙戈荒”通道外送电价格机制，加快推动“沙戈荒”基地新能源发电主动支撑、大容量柔直、构网型储能等技术装备创新试验示范。

同时，大部分新增新能源发电装机需就地就近利用消纳，因而需要加快拓展以配套产业为消纳载体的新模式，创新新能源基地 + 数据中心、绿氢生产、零碳园区、传统高载能等应用场景示范，提速推进清洁能源集中开发、战略性新兴产业优化布局和配套支撑电源电网一体化规划、建设和运行，构建大型清洁能源基地和战略性新兴产业协同发展的新体系。

二、水风光基地

水风光基地是国家重要清洁能源基地实现多能互补开发的重要组成形式。 2020 年以来，我国陆续启动了多个流域的水风光基地论证、建设工作。 2023 年国家能源局印发的《 2023 年能源工作指导意见》（国能发规划〔 2023〕 30 号）提出，推动主要流域水风光一体化规划，建设雅砻江、金沙江上游等流域水风光一体化示范基地。目前，金沙江上游国家水风光一体化示范基地已初具规模，黄河流域、长江流域等主要流域的水风光一体化建设加速推进。 2026-2030 年，雅砻江、黄河上游、金沙江上游、金沙江中游、金沙江下游、澜沧江、藏东南、大渡河等主要流域水风光一体化基地建设稳步有序推进。

加快建立开发主体利益协调与共享机制，创新清洁能源多能互补开发运营新范式。 目前水风光一体化项目尚无成熟的模式可借鉴，大多数流域水电站及风光资源呈现多元业主开发局面，开发关联主体多，接入、调度、消纳、电价等未形成统一意见。

三、分布式新能源

发展分布式新能源对保障中东部地区电力供应安全具有重要意义。 我国分布式新能源主要以分布式光伏为主，截至 2024 年底，全国光伏发电装机容量达 8.86 亿千瓦，其中分布式光伏 3.75 亿千瓦。 2024 全年新增分布式光伏 1.18 亿千瓦，占当年新增光伏发电装机的 43%。我国分布式光伏发展集中在中东部电力需求大省，山东、河南、浙江、江苏、河北五省份排名前五位，其分布式光伏装机合计占全国装机总量比重已超过 60%，一定程度上有效补充了本地电力供应。 2026-2030 年，随着东中部地区分布式光伏的稳步发展，分布式新能源发展提速。

持续推动分布式能源就近利用模式创新。 目前，我国存量分布式光伏多采取“应接尽接”方式，导致部分电站“倒送”现象明显，电网承载力空间逐步吃紧，“重开发、轻消纳”的隐患加剧。需要推动分布式新能源回归就地消纳的本质属性，加快提升可观、可控、可测、可调能力，大力推进“光伏 +”综合利用，优先利用工矿等废弃土地建设光伏电站，鼓励农光互补、渔光互补等复合开发模式，引导推进光伏在建筑和交通领域融合应用。探索分布式新能源绿电直供发展模式，鼓励分布式新能源就近聚合参与绿色电力交易，多措并举促进就近就地消纳。

四、海上风电

海上风电发展将对中长期东部地区产业绿色用能、电力保供和全国电力流规划布局产生深刻影响。 我国海域风能资源丰富，风电产业链较为成熟，大规模发展海上风电，有利于保障沿海省份电力供应，如考虑 2026-2030 年新增 1 亿千瓦海上风电，对东部沿海省份新增用电需求的贡献度超过 20%、可减少西部地区跨区通道约 8 回，对优化我国能源生产力布局、保障东部地区电力供应全局安全意义重大。

从要素保障看，用海需求与交通、海事、渔业、环境保护等相互交织，海域及陆地的走廊通道资源较为稀缺。

从送出模式看，传统方案下海上风电分散单独送出通道利用效率不足，汇集输送技术施工量和复杂度大幅提升，技术仍有待突破。

从技术经济性看来，海上风电造价成本较陆上风电仍有一定差距，清洁能源岛和制氢等新型场景商业模式和盈利模式仍待突破。面对建设条件复杂化、技术难度提升等挑战，需从战略层面予以高度重视和科学谋划。

面对深远海化开发加速、技术持续升级、多产业融合发展趋势，需以“三个坚持”开拓海上风电发展空间。