10月26日国家能源局公布数据，截至2026年9月底，我国风电和太阳能发电累计装机容量达到20.1亿千瓦，其中太阳能发电装机容量13.1亿千瓦、风电装机容量7.0亿千瓦。

20亿千瓦规模有多大？这个数字，约占全球新能源总装机的一半，相当于山东、新疆、江苏、河南、安徽等12个省份2025年发电装机总和。

达到20亿千瓦有多快？从2000年风电装机仅为34万千瓦、太阳能发电装机未被单独统计，到风光累计装机突破20亿千瓦，20余年间增长约5881倍。

2010年年底，我国风电累计装机容量达4182.7万千瓦，首次超过美国跃居世界第一；2015年年底，我国太阳能发电累计装机容量达4318万千瓦，超越德国成为世界第一。近年来，在“四个革命、一个合作”能源安全新战略指引下，我国深入推进能源生产和消费方式变革，能源转型步伐铿锵有力。中国电力企业联合会常务副理事长杨昆表示，风光累计装机容量突破20亿千瓦，意味着新能源在我国电力装机结构中的主体地位进一步巩固，以新能源为主体的新型电力系统建设稳步推进。

国家电网经营区风光装机容量占全国总量的八成，新能源已跃升为经营区第一大电源。国家电网从源网荷储协同发力，持续建强网架结构，发挥市场机制作用，积极服务新业态发展，让绿电送得出、用得好，全力服务新能源高质量发展。

越织越密的特高压电网，为绿电送出提供坚强保障

我国能源资源与负荷中心逆向分布的基本格局长期存在。随着“三北”及西南地区的陆上清洁能源基地连片开发、中东部负荷中心的用电需求持续攀升，如何破解这道“空间错配”难题，考验着资源远距离配置能力。特高压输送容量大、距离远、损耗低、效率高，正是破题关键。

这样的能力有多重要？一组数据足以说明：内蒙古风光资源富集，20.1亿千瓦装机中，内蒙古一地就占了约9%。目前，内蒙古新能源装机容量达1.83亿千瓦。这些风光资源转化为清洁电能，经由上海庙—山东、锡盟—泰州等特高压大动脉，跨越千里抵达负荷中心。

特高压电网越织越密，有力支撑“沙戈荒”大型风电光伏、西南大型水电等国家能源基地的外送消纳。±800千伏青海—河南特高压直流工程累计外送绿电突破1000亿千瓦时，已有超400亿千瓦时的绿电经由±800千伏哈密—重庆特高压直流工程送往巴山渝水，今年6月刚刚投运的±800千伏陕北—安徽特高压直流工程到9月底已输送绿电2.57亿千瓦时。目前，国家电网建成投运“23交21直”44项特高压工程，跨区跨省输电能力超过3.8亿千瓦。

绿电经由输电“大动脉”跨越千里，到达负荷密集地区，再经由骨干网架汇入区域主网。当前，蒙西—京津冀、甘肃—浙江特高压直流工程，渝黔、闽赣、湘粤、鄂皖背靠背直流工程以及青海格尔木电厂750千伏送出工程、安徽500千伏黄山二输变电工程等一批重点工程加快建设。这批工程投运后将进一步提升区域电力互济与应急保障能力，促进电力资源优化配置。

“十五五”时期，我国风光装机容量规划新增约10亿千瓦。实现这一目标，需要电网“量”的支撑和“质”的提升。在这5年，国家电网将新投产特高压跨区直流通道15回，跨区跨省输电能力将达到5亿千瓦，特高压在建总体规模超过“十三五”与“十四五”规模总和。与此同时，华中—南方、华中—华东等省间电力互济工程建设同步推进，华北、华东、华中和西南特高压交流电网规模翻一番，西北、东北省间联络整体加强，为新能源大规模开发利用奠定坚实基础。

日趋完善的全国统一电力市场，为绿电消纳打破省间壁垒

如果说特高压解决的是能源资源与负荷中心“空间错配”问题，那么全国统一电力市场则以“软联通”打破省间壁垒，推动绿电在更大范围内自由流动、优化配置。

光伏正午出力大，电用不完；傍晚用电高峰来临，太阳却“下班”了。风电后半夜出力大，却遇到全天用电低谷。破解新能源发电时序和用电时序的天然错位，要用市场化手段把时间和空间“连”起来。

依托跨区跨省输电通道，不同区域、不同时段的风光资源互为补充，实现跨时空的消纳协同。北京电力交易中心联合黑龙江、青海、首都电力交易中心开展跨省“风光打捆”绿电进京交易，6月18日至11月30日期间，青海光伏、黑龙江风电昼夜“接力”送电入京，目前累计为首都输送绿电2.34亿千瓦时。

今年，跨电网经营区绿电交易实现新突破。6月18日，安徽绿色电力经云霄直流通道首次“南下”送入广东，完成全国首笔输电权交易。8月底，南方清洁电力经同一通道“北上”送抵江浙沪。一南一北两次交易落地，跨经营区输电容量市场化配置的完整路径就此打通。此外，日前转入正式运行的南方区域电力市场，也使得电力往来更加规范、更加畅通，实现了跨省区一体化市场运行，为2030年基本建成全国统一电力市场先行探路。

截至9月底，国家电网经营区绿电交易成交电量达2019亿千瓦时，其中跨省跨区交易成交电量达728亿千瓦时，同比增长29%。

既打通机制，实现绿电大范围调配，解决发电与用电“时间差”，又从物理层面填补“时间缺口”，把多余的电“存”起来。作为新能源消纳的关键支撑技术，储能改变了电力系统即发即用、生产和消费同时完成的传统模式。

国家电网统筹抽水蓄能、新型储能两类调节资源，持续加强调节能力建设，截至9月底新投产抽水蓄能机组160万千瓦，在运抽水蓄能容量突破4600万千瓦；经营区新增新型储能容量3100万千瓦，总装机容量达1.29亿千瓦。

“十五五”时期，国家电网规划新投产、新开工抽水蓄能均超过3000万千瓦，力争2030年在运在建抽水蓄能容量超1.2亿千瓦；服务新型储能更大规模发展，经营区将新增新型储能装机容量1.4亿千瓦。

蓬勃发展的新业态，为绿电发展开拓更大空间

从大基地到分布式、从陆上到海上，20亿千瓦的装机规模，带动了新能源产业链发展。中国电力企业联合会规划发展部副主任刘志强认为，风光累计装机容量突破20亿千瓦，进一步巩固了我国在全球新能源产业链中的领先优势，有力支撑新能源装备制造、材料研发、智能运维等上下游产业协同发展，带动区域经济发展和就业增长。

庞大的产业底盘，不仅夯实了新能源装备制造根基，也为各类新业态的发展创造了条件。算电协同、虚拟电厂、微电网等新业态，不断拓展绿电消纳空间；持续增长的绿电，又推动新业态迭代发展。新能源与新业态双向加持，相互赋能。

算电协同，是绿电匹配算力的新场景。随着人工智能大模型迭代，全国算力中心用电规模持续扩大，预计2030年将达到8000亿千瓦时。西部绿电产能充沛，与算力中心形成绝佳互补。9月16日，福建、宁夏完成首次算电协同联动全流程实操：算力任务转出后，福建侧用电负荷快速下降，腾出午间用电高峰负荷空间；宁夏侧用电曲线同步抬升，就地消纳午间富余光伏发电电量。依托跨区输电通道与电力市场，算力任务实现了时空迁移，既缓解了东部地区供电压力，又促进了西部绿电消纳。

算力中心正从单纯的用电大户转变为电网的调节资源。在冀北地区，11座算力中心不到10分钟释放超10万千瓦供电空间，完成国内首次百兆瓦级算电协同调节，相当于在用电高峰新增了一座电厂；在上海，16家数据中心开展算电协同集中调用，在迎峰度夏用电高峰时段压减算力侧用电负荷，2小时内最大压减负荷9.78万千瓦。

除了大基地、大用户的规模化消纳，分散在农村、社区的分布式能源也通过微电网等模式聚合起来，成为绿电消纳的重要场景。在河南安阳，铜冶镇7项线路升压工程陆续投运，并与220千伏电源互联互通，为农村地区分布式光伏发电消纳提供重要支撑；在浙江宁波，高山光储协同微电网落地奉化区东山村，以可靠电力保障乡村文旅提质升级。

国家电网积极做好接网服务，支撑“沙戈荒”大型风电光伏基地、分布式光伏并网和绿电直连、源网荷储一体化等新业态发展，不断开拓新能源消纳空间。“十五五”时期，国家电网将持续加强配电网建设，提升电网对分布式电源的接纳承载能力，满足年均6000万千瓦以上新增分布式电源接网需要；同时建设一批县域有源配电网、村镇级微电网、末端保供型微电网示范工程，促进新能源就地高效利用。

“十五五”是实现碳达峰目标的决胜期。在能源强国和新一轮国家自主贡献目标引领下，我国新能源发展仍将保持强劲势头。按照《可再生能源发展“十五五”规划》，到2030年风电和太阳能发电总装机容量将达28亿千瓦以上。

有形的特高压、无形的市场、跨区域的互济、多元化的场景……随着新型电网建设、市场机制完善、消纳技术突破和应用范围拓展，新能源将在规模扩张的基础上实现质的提升，为保障我国能源安全、实现“双碳”目标提供坚实支撑。