“十五五”时期我国非化石能源发展的前景与挑战

——《新型能源体系建设“十五五”规划》的深度解读

中国能建集团投资有限公司二级管理专家、总经济师 徐进

《新型能源体系建设“十五五”规划》（以下简称《规划》）已正式印发，对未来五年我国能源发展作出全面系统部署。《规划》明确提出“坚持风光水核等多能并举，实施非化石能源十年倍增行动，‘三北’风电光伏基地、西南水风光一体化基地、沿海核电基地、海上风电基地和分布式新能源成为非化石能源主要生产高地”“推动非化石能源供应形成五大增长板块”。这表明非化石能源发展前景仍十分广阔，总体布局已经确立，发展路径更加明确，空间分工日趋成熟，但面临的挑战同样不可忽视。在这一宏大背景下，未来五年我国能源电力供应结构将迎来大洗牌，风光装机稳居主力，水电布局出现转机，核电发展实现跃升，绿电全面普及，共同构筑起清洁低碳、安全高效的新型能源体系。

“三北”风电光伏基地“雄姿再展”

按照《规划》目标，到“十五五”末，我国风光装机规模将达到我国电力总装机的一半以上，据此推算，未来五年我国风光年均新增装机规模预计在2亿千瓦上下。作为国家“十四五”至“十五五”期间非化石能源增长的核心板块，“三北”风光基地的战略定位是以电力外送为主要功能、兼顾生态修复等使命，将按照国家统一部署，以库布其、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠为开发重点区域，以其他沙漠、戈壁和荒漠地区为重大补充，加快建设以外送为主的大型风电光伏基地，加大推进“三北”荒漠化防治和风电光伏一体化工程建设，加紧探索“光伏+治沙”新模式，加力推进新疆、黄河上游、河西走廊、黄河“几字弯”、冀北、松辽等新能源基地建设，努力实现经济效益与生态效益的有机统一。

实际上，大型基地建设在我国新能源发展历程中并非第一次出现，早在2006年甘肃省就提出“建设河西风电走廊、再造西部陆上三峡”战略构想，并于2008年获国家发展改革委批准。2013年1月国务院颁布的《能源发展“十二五”规划》（国发〔2013〕2号）也确立了“建设河北、蒙西、蒙东、吉林、甘肃、新疆、黑龙江以及山东沿海、江苏沿海风电基地，到2015年，大型风电基地规模达到7900万千瓦”的目标，成为三北风光基地雏形。

“十四五”时期，因“双碳”目标的提出和新型电力系统的构建，“三北”风电光伏基地建设可追溯至2022年国家发展改革委、国家能源局发布的《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》，首次提出在西北、华北、东北（“三北”）13省区沙漠、戈壁及荒漠地区建设大型风电光伏基地群，“三北”风光基地正式确立，现正按批次有序推进。

作为国家级大战略，尽管“三北”风光基地建设正掀起建设高潮，但仍面临难以想象的挑战与瓶颈，突出表现在三个方面：首先，电网消纳与外送通道不相配。风光项目建设周期大多为1—2年，而配套特高压输电通道规划审批及建设周期则长达3—5 年，不可避免地存在“电源等路”等情况，且部分已建通道的利用率不高，弃风弃光在部分省份呈回升趋势；其次，系统调节能力不足与投资压力并存。因为高比例新能源接入对电网调峰调频提出极高要求，光热等新型储能配置成本高且商业模式尚不成熟，火电参与调峰会排放大量温室气体，尤其是新能源全面入市后，电价机制与消纳市场尚未完全理顺，收益面临较大不确定性，直接影响到投资主体意愿；再者，资源承载力差与生态治理矛盾尖锐。“三北”地区生态环境本就十分脆弱，加上生态与耕地保护红线、矿权重叠、采煤沉陷区分散等多重空间约束，导致规划选址与项目落地矛盾显现，各方利益难以有效协同。

西南水风光一体化基地“落子成局”

水电作为传统能源中主要的清洁能源，凭借其可再生、无污染、运行成本低及调度灵活等显著优势，在我国能源结构转型与“双碳”目标实现过程中扮演着难以替代的基石角色。尤其是雅鲁藏布江下游水电工程自2025年7月正式开工建设后，掀起西南水电基地开发新高潮，我国水电开发迎来又一个“黄金廿年”。《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》已正式提出，“推进雅砻江、金沙江上游、澜沧江上游、藏东南（玉察）等流域水风光一体化基地建设”，其战略意义不言而喻。

目前，我国已规划了包括金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江、怒江、乌江、长江上游、黄河上游等在内的13大水电基地，如果都能得到有效实施，未来这13大水电基地都有可能从以水电开发为主向水风光互补、送受端一体的大型清洁能源配置枢纽转变。

实际上，水力发电与风光发电具有天然互补性，双方都属于清洁能源，夏秋季丰水期水电出力高峰对应风光低谷，冬春季风光出力高峰对应枯水期水电出力低谷；同时日内亦呈现“昼光夜风”与水电灵活调峰的协同，让三者结合可有效平抑波动、输出稳定电力。而且，西南地区水电流域大多属于梯级开发，通过联合运行，具备多年调节能力，能有效充当“调节器”作用，平抑风光发电的间歇性、随机性和波动性，尤其是当风电、光伏发电不稳定时，水电站能快速调节出力，把波动大的绿电变成稳定输出的优质电能。如果再搭配抽水蓄能电站，效果将更佳。

然而，任何事物都有两面性，面临的挑战与风险同样不容忽视：一是体制机制与利益协调困难重重。因流域内水电、风光开发主体多元，缺乏统一规划与利益共享机制，加上“水风光”容量配比、电价结算及辅助服务市场规则尚不健全，导致联合调度困难重重、互补效益难以达到最大化；二是输电通道与消纳瓶颈突出。水资源富集区大都远离负荷中心，特高压外送能力不足，丰水期易“窝电”、枯水期带不动，叠加受端电网接纳能力有限，跨区交易机制不健全制约大规模电力外送能力；三是工程建设与生态约束凸显。龙头水库征地移民难度大、投资高，高海拔复杂地形施工运维难度增加，生态保护红线“碰不得”，平衡开发与环境保护压力显著；四是技术运行与安全风险不可忽视。水电本身受季节性影响较大，高比例新能源接入将导致系统惯量下降，尤其在极端气候频发下导致径流预测难、出力波动大，对秒级精准预测、构网型技术及多能协同控制提出极高要求；五是资源配置与市场机制有待优化。新能源资源竞争性配置分散，难以实现流域统筹，水电分层调节潜力无法充分释放以平抑风光波动。同时，现行水电价格机制未充分体现其调节价值，水电由“电量供应”向“容量支撑”转型的经济补偿机制缺位。上述问题如果得不到妥善解决，水风光一体化实施效能将会大打折扣。

沿海核电基地“密集开建”

我国核电正从能源的边缘走到中心。“十四五”时期，我国在运在建和核准待建的核电机组达112台，总装机容量达1.25亿千瓦，居世界第一。现如今，我国沿海自北向南8个省份都布局有核电，其中，辽宁徐大堡是我国最北端的核电基地，海南昌江则是最南端的核电工程，横跨直线距离达2150千米。核电已经成为东部沿海地区重要的支撑电源和主力电源。2024年，核电以不到2%的装机占比，贡献了全国4.7%的发电量。

“积极安全有序发展核电”已被写入《中华人民共和国能源法》，意味着核电将承载重要使命。“十五五”规划纲要提出的109项重大工程项目中，“沿海核电”被列入构建现代化基础设施体系方面新型能源体系建设的重大工程之一。同时，我国核电技术已走在世界前列，“华龙一号”实现批量建设，在运及核准在建机组总数达41台，位居全球第一；山东石岛湾高温气冷堆示范工程“国和一号”建成投运，是全球首座第四代核电技术商业示范电站；海南昌江多用途小型堆科技示范工程“玲龙一号”是全球首个通过国际原子能机构（IAEA）安全审查的陆上商用模块化小型堆，计划于2026年投入运行，标志着我国核电小型化取得关键突破；快堆、熔盐堆等新一代核能技术系统研发与国际先进水平同步，我国已成为全球少数几个拥有完整核电工业体系的国家之一，实现了从局外人到跟跑、并跑再到领跑者的历史性跨越。

实际上，核电具有其他电力品种无可比拟的综合优势，既拥有传统煤电的高能量密度性和稳定性，又拥有风光水等可再生能源的低碳清洁性和经济性，除短暂换料与大修外，能以额定功率长期稳定运行，满足基荷电源“可靠、充足、清洁、经济”四大要求，具有极为重要的政治、经济、科技、生态等战略价值，是替代化石能源的最佳选择。按照《规划》，到“十五五”末，我国核电装机规模将达到1.1亿千瓦，成为世界上首个迈入核电装机亿千瓦级的国家。届时，我国的风光水火核等五大发电品种的装机规模均为世界第一，这将是史无前例的成就。

另一方面，我国核电发展面临的挑战也是显而易见的：其一，“邻避效应”显著，受日本福岛核事故影响，人们仍在“谈核色变”，公众对核安全及放射性废物处理的担忧极大地影响到项目选址与社会支持度；其二，资源与技术瓶颈突出，我国天然铀对外依存度居高不下，一些关键设备与材料仍依赖进口，“卡脖子”难题仍在；其三，盈利空间受到挤压。核电初始成本大、单位造价较高，随着电力市场化全面铺开，且作为基荷电源缺乏调峰灵活性，电价面临下行风险，企业盈利空间被压缩；其四，空间布局与安全监管矛盾显现。现有核准的机组全部位于沿海地带，内陆核电因安全顾虑长期停滞，加上现有监管体系主要针对大型压水堆，难以完全适配小型堆、高温气冷堆等新技术及核能供热、制氢等综合利用新场景，全生命周期法规标准尚待完善，距离商业化应用仍有较长的距离。

海上风电基地“乘风破浪”

随着陆上风电开发高峰期已过，海上风电将成为我国风电开发又一片“蓝海”。相较于陆上风电，海上风电特指在潮间带、近海或深远海等区域建立风力发电场，是一种使用离岸风力能源的方式。两者的主要差异在于海上风速更高风向更稳且不占用宝贵土地资源，不足之处在于建设运维成本更高且受海洋环境制约更大。近年来，因技术进步，海上风电已迈入规模化商业开发阶段。截至2025年底，我国海上风电累计装机规模达4700万千瓦，连续5年位居全球第一，其中2025年新增装机占世界新增并网总量的78%，持续领跑。

另外，随着近海资源开发趋于成熟，深远海将成为我国海上风电发展的主战场。据初步测算，我国离岸300千米范围内海上风能资源经济技术开发量近30亿千瓦。而且，我国海上风电开发具有先天优势，发电能力远高于陆上风电，且贴近东部沿海用电负荷中心，正在成为我国实现“双碳”目标、建设海洋强国、推动能源转型、保障供电安全、带动产业升级的关键抓手，尤其是在全面实施碳排放双控的背景下，海上风电对东部沿海省份的战略价值愈发凸显。我国明确提出在渤海、黄海、东海、南海四大海域建设海上风电基地，规范有序推进深远海风电开发，推动海上风电累计并网装机规模达到1亿千瓦以上的目标，相当于在“十四五”末的基础上翻一番。

近年来，随着关键装备自主化水平不断提升，推动海上风电开发从近海加快走向深远海。譬如，世界最大海上换流站“海风之心”成功安装运行，能将周围163台风机的交流电转换为高压直流电送出；全球单机容量最大的漂浮式海上风电平台首次应用国产化特种聚酯纤维系泊缆，单根可承受约1300吨拉力；海上浮托安装技术日趋成熟，实现全天候、全序列、全海域覆盖；大容量风机、超长叶片、动态海底电缆等关键设备实现全链条创新发展，已建成全球产业规模最大、产业链最完整的海上风电产业集群；“海洋牧场+海上风电+储能+制氢”等综合能源岛新模式从试点走向示范，实现了从单一发电向多能互补、立体利用转型，我国海上风电必将迎来规模化发展黄金期。

当然，由于我国海上风电发展起步较晚，经验积累不够，呈现出“大而不强、全而不优”的特征，面临成本高企、审批复杂、技术欠缺、消纳瓶颈、生态压力、模式单一等突出问题，让海上风电发展存在较大“不确定性”。尤其是随着《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》（136号）文颁布实施，给刚刚迈入平价时代的海上风电带来阻力，因交易电价持续下降（现已低于当地燃煤标杆电价）、总体单位建造成本大幅上升（深远海风电开发成本要比近海高出1倍以上）、生产运维成本居高不下（约占全生命周期成本的1/4），项目经济性难题待解，直接影响到企业投资热忱；还有海上风电机组长期处于高盐雾、高湿度、强腐蚀等恶劣环境，需要承受狂风巨波、流动载荷及海水长期侵蚀，对机组运行可靠性要求远高于陆上机组；加上我国海上风电相关关键核心技术亟待突破，适用于深远海项目的柔性输电技术仍处于示范状态，部分关键设备与元器件仍依赖进口，主轴轴承国产化率不到60%，高压大功率IGBT芯片、干式薄膜电容器、高压直流海底电缆所需优质绝缘材料等关键零部件对外依存度较高。另外，近海资源紧张与深远海开发壁垒、单一功能用海与复合开发需求增长、多头管理与审批流程冗长、开发强度与生态承载力失衡等现实问题，也是制约开启海上风电“盛宴”的关键之局。

分布式新能源“可堪大任”

伴随着全球能源转型的深入推进，作为一种新型的能源综合利用系统——分布式新能源已从边缘补充走向舞台中央，成为中国新型能源体系的不可缺少组成部分和实现“双碳”目标的重要支撑，其发展不仅关系到能源技术的革新，更影响到生产生活方式的绿色变革。近几年，借助“千乡万村驭风行动”和“千家万户沐光行动”之东风，我国分布式能源取得长足进步。截至2025年，我国分布式光伏累计装机规模约5.3亿千瓦，分散式风电装机规模超2000万千瓦，分布式天然气装机达3500万千瓦，成为更好满足人民群众用能需求、优化能源结构、推动节能减排和促进社会经济发展的“利器”。

当前，我国分布式能源系统仍处于起步阶段，尚未形成经济化的产业规模，但市场潜力巨大、发展前景广阔。分布式能源是指用户侧可以独立运行，以小型设备充分利用可再生能源或天然气等清洁能源，满足用户多种用能需要的小型能源系统，按利用燃料种类，可划分为分布式天然气能源站、分布式光伏、分散式风电以及其他利用生物质、太阳能光热、小水电等可再生能源的分布式能源。它并非取代大电网，而是因其“就近供应、高效利用、多能互补”的特性，在助力碳达峰碳中和、保障偏远地区供电稳定性、推动农村用能革命等方面展现出不可替代的战略价值。由此可见，分布式能源虽然看起来“不起眼”，但实际功效不可小觑。

“十五五”期间我国分布式能源发展重点涵盖以下五大方面：一是着力建设零碳园区。在工业负荷大、资源条件好的地区，建设一批源网荷储一体化绿色用能园区，促进风、光及生物质、地热等小众能源的就地转化和消纳，满足园区电、热、冷、汽、氢等多样需求；二是推进零碳乡村建设。结合乡村振兴战略，建设一批分布式光伏、分散式风电，推广农光互补、渔光互补、牧光互补等发展模式；三是推动建筑光伏一体化。推广光伏屋顶、光伏幕墙、光储充电车棚等应用场景，打造以建筑为载体的分布式能源，建设零碳楼宇；四是促进交能融合发展。充分利用各类交通设施开发建设充换电站、加氢站，推动交通与能源一体化设计与建造，实现交通运输电氢替代；五是合理布局分布式天然气能源站。重点在医院、银行及工业园区等高可靠性需求场景，建设一批能提供热、冷、汽等综合能源服务的天然气能源站，并作为备用和调峰资源，增强系统韧性。

总体而言，尽管分布式能源同样大有作为，但仍面临并网消纳难、协调协同难、模式盈利难以及技术集成难等现实问题，需要徐徐图之：在并网消纳上，要加快配电网升级改造，因地制宜建设微电网，按照可观、可测、可调、可控标准，不断提升分布式能源综合承载力和消纳能力，推动源网荷储协同发展，破解电网接不进来、储能跟不上的难题；在业务协同上，要统筹好分布式能源的合理开发规模与科学布局，谋划好系统配套，强化绿证市场、碳市场与绿色产品认证的有效衔接，提升绿色电力价值；在模式创新上，要从单纯的供能需求转化为一体化综合服务，不断拓展新的应用场景，积极争取政策支持与税务优惠，尽量挖掘不同盈利方式，全面降低单位运营成本，确保项目有稳定收益来源；在技术攻关上，要加大光储一体机、构网型控制、柔性直流输电等关键核心技术攻关，推广AI新算法应用，实现海量分布式资源出力预测、故障预警及边缘计算自治，为分布式能源发展提供坚强技术支撑。