新一轮国家自主贡献（NDC）目标是我国政府向国际社会作出的第三轮应对气候变化的“绿色承诺”，在“1+3+3”的核心目标指引下，我国新能源发展目标坚定且明确。新能源将加快从“补充能源”跨越成为“主导能源”，能源转型也将加速从“规模扩张、增量分享”迈入“存量优化、增量替代”的新阶段。

新能源发展的新目标、新要求

新一轮NDC目标坚定了新能源发展预期，非化石能源将成为满足未来能源消费增量的绝对主体。按照新一轮NDC目标要求，我国能源消费和能源结构将发生深刻变化。按照当前形势，若以上一轮NDC目标“2025年完成20%”为起点，意味着在未来十年内，需要将非化石能源的消费比重再提升10个百分点，平均每年增长1个百分点。若以当前风电和太阳能发电装机容量为起点，则2026~2035年全国年均新增风光发电装机约2亿千瓦。2024年，我国一次能源消费总量59.7亿吨标准煤，其中煤炭、石油、天然气占比分别为53.2%、18.8%和8.7%，非化石能源占19.8%。有研究预测，我国能源消费总量到2030年、2035年分别达到67.5亿、70亿吨标准煤，未来十年的增量约10亿吨标煤。据此推算，若非化石能源占比提升至30%，则对应非化石能源消费增量为9亿吨标准煤。也就是说，“十五五”和“十六五”期间，能源消费10亿吨标煤的新增空间，90%要由非化石能源来满足。

新能源快速增长形势下，能源结构持续优化，电能成为终端能源的主要消费形式。“十四五”时期，虽然我国煤炭、石油和天然气的消费总量持续增长，但化石能源在一次能源消费总量中的份额已多年处于下降区间。按线性趋势推算，煤炭消费将在2026年~2028年达峰，其消费量在总消费中的比重将于2030年降低至50%以下，石油、天然气合计占比稳定在26%左右。届时，我国能源将呈现煤炭、油气、非化石能源“三分天下”的一次能源消费格局。此外，由于电能是非化石能源利用的主要形式，终端用能电气化率的稳步提升成为能源转型的重要特征。2024年，我国全社会用电量达98521亿千瓦时，2025年，我国全社会用电量首超10万亿千瓦时，为全球首次，终端用能电气化率已达28%。预计到2030年、2035年全社会用电量分别增长至13万、16.5万亿千瓦时，电气化率分别达到35%、39%，显著高于日本、欧美当前水平。

“十五五”时期新能源发展增速换档，但依然是最具潜力的电源品类。从装机规模看，“十四五”期间，我国风电和光伏产业飞速发展，发电装机容量的年均复合增长率超过27%，截至2025年11月底，我国风光新能源装机容量合计超过17.6亿千瓦。按照新一轮NDC目标，在2035年实现风电光伏装机36亿千瓦，则从当前到2035年的年均复合增长率约8.8%，依然保持较高的增长率。从发电量看，“十四五”时期新能源发电量年均增长率达到21.3%。电能作为非化石能源消费的主要形式，2024年相当于11.8亿吨标准煤的可再生能源消费对应发电量3.46万亿千瓦时（其中风光发电量1.83万亿千瓦时），约占全部发电量的35%，与全球同期水平基本持平。2025年1~10月，我国可再生能源（不含核电）发电量3.21万亿千瓦时，约占全国总发电量的四成。在2030年、2035年非化石能源消费占比为25%、30%的情境下，根据我国非化石能源消费总量折算的发电量约5.6万亿、7万亿千瓦时，若目标年水电、核电发电量合计为2.3万亿、2.9万亿千瓦时计算，则风光新能源发电量将达到3.3万亿、4.1万亿千瓦时，较当前水平的年复合增长率超过10%。

在新能源规模稳定较快增长态势下，全国电力供需格局面临再平衡。新发展形势下，新能源将保持稳定较快发展的势头，未来“集中式与分布式、陆上与海上并重”的发展格局将进一步强化。

从区域布局看，新能源的发展潜力与区域资源禀赋紧密相关，2026年~2035年，预计西北、华北和华南地区是全国新增风光发电的主要布局区域。其中，华北（尤其是内蒙古地区）、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。

从技术结构看，全国新增陆上风电约50%、集中式光伏约70%布局在西北、华北区域，技术开发模式以基地化新能源项目为主。海上风电主要布局在华东、南方、华北区域，2026年~2030年的年复合增速超过30%。分散式能源也将进入快速发展期，分散式风电装机将达到1.0亿~1.1亿千瓦，分布式光伏装机为8.1亿~9.9亿千瓦，近70%的项目集中在华东、南方等负荷中心区。

从传输格局看，2025年，我国电网主干网架跨省跨区输电容量约3.6亿千瓦，配电网具备5亿千瓦左右分布式新能源的接纳能力；预计2030年，跨省跨区输电能力将超过4亿千瓦，配电网对分布式新能源接纳能力达到9亿千瓦左右。在电力传输格局优化的促进下，“西电东送、北电南送、区域互济”的格局进一步优化，配电网升级改造将更好支撑新能源“就近消纳”。

新时期新能源发展的机遇与挑战

随着新能源渗透率逐步提高，系统安全稳定压力与日俱增。2025年1~10月，全国风电光伏累计发电量1.89万亿千瓦时，在总发电量中的渗透率已经达到23.5%，新能源最高发电出力占比超过50%。随着新能源装机占比的逐步提高，到2030年我国风光发电量渗透率将达到30%左右，到2035年超过35%，电力系统安全稳定运行面临的风险压力持续增大。

调节需求方面，截至2024年，全国调节资源规模7.1亿千瓦，占电源装机总量的21%，与欧美国家18%~50%的灵活电源（气电为主）占比还有一定差距。此外，2025年我国全社会最大负荷约15.1亿千瓦，东部负荷中心峰谷差普遍达30%~40%，调节资源占最大负荷的比例为47%，虽基本满足峰谷差填补需求，但极端情况下系统运行面临一定安全风险。到2030年，不考虑弃电情况下，我国调节资源需求达21亿~23亿千瓦，接近当年全社会最大负荷。煤电依然是系统调节和顶峰的主力电源，灵活性改造应改尽改情景下，调节能力约16亿千瓦，占全部调节资源的约70%。抽水蓄能和新型储能装机3.4亿~3.8亿千瓦，占调节资源的15%。车网互动、虚拟电厂等需求侧技术调节能力0.6亿~0.7亿千瓦，占比3%~5%。

伴随新能源技术经济性稳步提升，系统成本疏导机制有待完善。当前风电、光伏技术已经趋于成熟，风光发电能效和经济性显著提升。过去十余年，风能与太阳能发电的平准化度电成本（LCOE）显著降低。2010年至2023年间，全球陆上风电LCOE下降超70%，海上风电下降了63%，光伏发电降幅约90%。2024年，我国陆上风电LCOE约0.18元每千瓦时，海上风电约0.51元每千瓦时，光伏发电为0.22元每千瓦时。随着技术迭代升级、产业规模扩张及产业链成熟度提升，到2030年，我国陆上风电的LCOE将降至0.0973元~0.1876元每千瓦时，海上风电为0.2977元，光伏发电约为0.163元~0.274元。尽管新能源发电的度电成本持续下降，但当前考虑系统成本后的实际用能成本仍然偏高。研究表明，新能源渗透率每提升5个百分点，度电的系统成本将增加0.1元左右，到2030年新能源的消纳成本在终端电价中的占比或将达到35%~45%。科学合理确定和分摊新能源的系统成本，已经成为电力市场建设亟需破解的难题。

新能源价格持续下行，市场“发-售-用”环节的利益格局面临调整。供需形势变化、现货市场建设和新能源入市影响下，中长期市场价格呈现持续下行态势。2022年以来，连续结算（试）运行省份的现货市场价格整体呈现明显的下降趋势，尤其是2025年2月国家出台“136号文”明确新能源全面参与市场交易后，现货运行地区的市场均价普遍下降16%以上，广东和甘肃现货市场零售电价较2022年水平分别下降了40.4%和35.2%。未来一段时间，虽然政策允许市场根据用户对价格的耐受能力适当放宽现货市场限价，但随着电力电量供需格局转向宽松，大量低价新能源机组的集中入市，叠加煤电的大规模投运潮，电价或将维持下行态势。在现货价格信号作用不断增强，且短期价格预期持续走低的情况下，发电侧对年度中长期交易的避险需求增强，而售电侧利用灵活的月度和现货交易“搏收益”的动机增大，发电侧和售电侧的博弈将更加激烈，售电市场生态将从“粗放套利”向“专业服务”转型。

新能源消纳压力日益突出，加快新能源消费的场景模式创新是根本途径。随着新能源的快速发展，“十四五”中后期，新能源消纳矛盾与日俱增，2025年前10个月的全国风光发电利用率分别降低至96.4%、94.8%,并在区域上呈现“东南沿海高效消纳、西北基地承压”的格局。预计到2030年全国新能源利用率可能将降至90%左右，持续保持较高新能源利用率的难度明显增加。

目前，新能源消纳的主要方式有跨区外送和就近消纳两种。跨区外送方面，全国统一电力市场建设为促进新能源大范围优化配置提供了机制保障。2025年，全国累计完成市场交易电量6.64万亿千瓦时，其中，市场化交易电量占全社会用电量的比重为64%，跨省跨区交易电量1.59万亿千瓦时。也就是说，每3千瓦时的电量就有2千瓦时是通过市场进行交易的。根据规划，2029年，全国统一电力市场将“全面建成”，我国将实现新能源100%全面参与市场交易，跨省跨区交易电量占市场交易电量的比例将超过三分之一，电力资源将实现更大范围的共享互济和优化配置。

就近消纳方面，政策和市场协同培育新能源多元消纳的新场景新模式。2025年9月，国家发展改革委、国家能源局印发了《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》(发改价格〔2025〕1192号)，11月发布《促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源〔2025〕1360号），两份文件形成了促进新能源消纳的政策闭环，标志着新能源发展逻辑的根本转变。

新形势下，新能源产业发展逻辑将加快从过去侧重“并网接入的上网模式”，转向“以消纳为核心的多元消费模式”，不同类型电力资产将被赋予新的市场定位，资产价值不再单纯由发电量决定，而是更多取决于其在系统中提供灵活性、可靠性和辅助服务的能力。新能源的经营策略将从“重装机”转向“轻资产+强运营”，商业模式和融资模式创新成为新能源高质量发展的关键。

新能源产业发展动能转换，培育和发展新质生产力成为新驱动力。近年来，全社会用电量增量规模和增速均有所收窄，满足终端用电需求对新能源发展的驱动效果有所减弱，但新质生产力对产业影响显著增强。一方面，清洁能源产业成为我国经济增长的重要引擎。2025年，预计我国清洁能源投资规模将达到4.5万亿元，占全球比重的三分之一，清洁能源投资对我国经济增长的贡献率将超过10%，清洁能源投资已成为支撑国民经济增长、举足轻重的产业力量。另一方面，新能源已经成为我国最具国际竞争力的核心产业,为全球提供70%的风电装备、80%以上的光伏组件。为应对《欧洲太阳能宪章》、美国“双反”政策等外部不利因素影响，需要国内光伏、风电装机的稳定增长来充分消纳新能源制造业产能，以进一步完善产业全链条布局，提升全球影响力和引领作用。同时，通过新能源带动全产业链协同升级，将能源优势转化为产业优势与国际竞争优势，支撑现代化产业体系构建。以新能源为主的清洁能源产业已经成为带动我国经济发展、应对世界大国博弈与全球科技革命的关键一环。

推动新能源高质量发展的建议

推动新能源高质量发展既是推动能源绿色低碳转型、保障国家能源安全、构建新型能源体系、建设能源强国的必由之路；也是统筹国内国际两个大局、打造现代化产业体系的关键举措。“十四五”时期，我国新能源实现跃升式发展，装机规模快速增长，虽然在近期受市场化进程加快等因素影响，出现了供需不均衡、价格承压、消纳趋紧、收益下行等阶段性情况，但必须清醒认识到，这些大多是发展中、转型中的问题，经过努力是可以解决的。面对新时期新能源发展中的老问题、新挑战，国家新一轮NDC目标的提出充分展现了党中央以更大力度推动新能源高质量发展的远见与决心，充分说明了我国新能源发展长期向好的基本面没有变，实现更大规模、更高质量、平稳发展的支撑条件依然坚实。

中国华电集团是我国能源结构和产业结构全面绿色低碳转型的生动缩影和有力实践的企业之一，加快推进西北“沙戈荒”、西南水风光、沿海海上风电等重大项目开发建设，全力做强做优做大以可再生能源特别是新能源为主体的增量，不断提高新能源装机和供给比重，加快推动“新能源+”融合发展，积极培育绿色氢基能源产业。截至2025年底，中国华电集团新能源装机突破1.1亿千瓦、较“十三五”末增长350%。“十五五”时期，新能源仍是最具潜力的电源品类，中国华电集团坚持“以可再生能源为主攻方向”，在继续大力发展、做大总量的基础上，加快推动新能源“立起来”“靠得住”，在更高水平上持续推动新能源的高质量发展。对此，提出以下四项建议：

一是充分发挥“两新两重”对新能源发展的支持作用。抢抓宏观政策机遇期，精准对接财政贴息、专项再贷款、超长期特别国债等政策红利，重点投向新能源大基地配套基建、新型储能、光伏风电高效装备更新、老旧电力设施以旧换新及煤电“三改联动”等领域；优化政策衔接机制，简化项目审批流程，保障新能源及配套能源基础设施开发建设力度不减、进度不慢；加大电力装备绿色低碳升级改造力度，推动构网型新能源技术、长时储能装备等创新应用，夯实新能源规模化发展根基。

二是加快完善新能源有序参与电力市场机制。锚定新能源规模化消纳与市场化配置的核心目标，加快推动全国统一电力市场建设，提升市场体系标准化水平，统一省级市场中“优先消纳原则”“交易调整机制”“偏差考核规则”“系统运行费用”等核心术语与实操标准，破除跨省跨区交易壁垒，夯实资源大范围优化配置基础；加快修订跨省跨区交易规则，建立高效省间交易清算机制，明确送受端差价分摊责任，扩大送受端点对点交易范围，增强送电计划灵活性；完善适配新能源特性的容量补偿机制，细化储能、调峰机组等调节资源的补偿标准；强化电力市场与绿证、碳市场的协同性，提高碳配额有偿分配比例，健全碳排放成本向用户侧合理疏导的价格传导机制，为新能源有序参与市场和健康长效发展提供制度保障。

三是加快推动新能源高效消纳利用典型场景落地推广。统筹新能源规模化发展与消纳体系协同建设，分类筛选代表性消纳场景，重点涵盖“沙戈荒”等“大基地+外送通道+调节资源”协同消纳、“分布式能源+虚拟电厂”就近灵活消纳、绿电制氢氨醇等非电利用、源网荷储一体化耦合高载能产业等业态；完善各类场景顶层设计，明确“一场景一方案”推进路径、技术标准及准入条件，优化试点资金保障机制，整合专项补贴、再贷款、超长期特别国债等政策工具精准赋能；建立第三方全生命周期动态评估体系，强化试点成效校核，健全典型模式案例库与标准转化机制，搭建跨区域复制推广协调平台，加速破解新能源大规模消纳利用瓶颈。

四是加强新能源发展相关政策的贯通衔接。提升国家级与地方级、总体规划与专项规划的衔接性与协同性，明确新能源发展规划在能源领域各类规划中的核心战略导向地位；强化能源规划与国家重大战略、“双碳”目标、宏观调控政策、产业政策、市场机制、科技创新及碳排放“双控”、能耗“双控”等政策的系统协同，建立跨部门规划衔接协调机制；健全规划实施动态监测、评估与调整机制，有序推动能源发展战略、目标、任务精准落地，确保各层级、各领域政策同向发力、同频共振，一张蓝图绘到底，矢志不渝落实能源强国建设战略目标。