中能专访 | 新能源从“拼规模”转向“拼质效” ——专访国网能源研究院新能源研究所副室主任叶小宁

来源：中国能源新闻网 时间：2026-06-17 17:46

中国能源新闻网记者 冯聪聪

　　新能源装机规模历史性超越火电、新能源发电量突破2万亿千瓦时、新能源对全国新增发电量的贡献率超过90%……这是2025年我国新能源发电交出的“成绩单”。

　　然而，在装机规模和发电量突飞猛进的同时，国网能源研究院发布的《中国新能源发电分析报告2026》中指出，2025年，我国新能源利用小时数有所下降、利用率呈现下滑态势，新能源行业正站在从“规模扩张”向“高质量消纳”转型的关键关口。

　　如何看待这一历史性节点背后的机遇和逻辑？新能源全面参与市场后将发生怎么样的变化？未来我国新能源发展的节奏和逻辑又将如何调整？带着这些问题，中能传媒记者专访了国网能源研究院新能源研究所副室主任叶小宁。

　　装机跨越 消纳承压

　　“2025年，我国新能源发电运行呈现出四个突出特点。”叶小宁开门见山，新能源装机规模实现历史性跨越、发电量贡献率惊人、利用小时数受资源影响略有下降以及利用率小幅下滑但仍保持合理水平四个突出特点，既是成绩的总结，也是新挑战的预警。

　　《中国新能源发电分析报告2026》显示，2025年，全国新能源累计装机18.4亿千瓦，同比增长30.9%，占全国总装机容量的比重达到47.3%，同比提高5.3个百分点。我国新能源发电累计装机容量连续13年位居世界第一。

　　“新能源累计装机容量占比接近五成，历史性超过了火电，这是一个标志性的转折点。”叶小宁补充说。2025年，全国风电新增装机1.2亿千瓦，累计装机容量6.4亿千瓦，占全国总装机容量的16.4%。分布式光伏与集中式光伏并举态势进一步凸显，截至2025年底，分布式光伏装机容量达到5.3亿千瓦，同比增长42%，占全部光伏装机容量的 44%。

　　分地区来看，青海、河北、甘肃、新疆等22个省区新能源发电装机容量占本省区电源总装机容量的比例超过40%。其中，青海、河北、甘肃、新疆、宁夏新能源装机占比超过60%。

　　“2025年，新能源发电量突破2万亿千瓦时，渗透率超22%。更重要的是，新能源发电量对全国发电量增长的贡献率超过了90%，这一比例十分惊人。”叶小宁预测，2030年，全国几乎全部的新增用电量都将由新能源发电提供。

　　叶小宁告诉记者，风电和光伏发电利用小时数受资源影响同比略有下降。2025年，我国风电设备平均利用小时数为1979小时，同比下降148小时，全国10个省区风电设备平均利用小时数超过2100小时；太阳能发电利用小时数为1088小时，同比下降113小时，全国6个省区太阳能发电利用小时数超过1300小时。

　　根据国家可再生能源信息管理中心发布的数据，2025年全国新能源利用率为94.2%，同比降低2.3个百分点。全国仅有上海、重庆、福建三个省区市实现了全额消纳。风电消纳形势比较严峻的是湖南、新疆、辽宁；光伏消纳降幅比较明显的是青海和新疆。叶小宁表示，受近年来新能源装机规模大幅增加的影响，新能源利用率呈现下滑态势，但总体保持在合理水平。

　　系统攻坚 市场破局

　　面对新能源占比快速提升带来的消纳压力，2025年，我国系统性地推出一系列关键举措。

　　“2025年，电网企业持续加强新能源并网和送出工程建设，集中投产一批省内和跨省跨区输电工程，建成投运多项提升新能源消纳能力的省内重点输电工程。”叶小宁补充说，截至2025年底，我国共建成46条特高压工程，其中包括22项特高压交流、24项特高压直流，线路总长度超过6.2万公里，相当于绕地球赤道一周半。这张纵横南北、横贯东西的“电力高速网”，为跨区域、大规模消纳新能源提供了坚实支撑。

　　叶小宁介绍，新型电力系统建设正在加力提速，2025年，围绕新型电力系统稳定保障、大规模高比例新能源消纳、配电网高质量发展、智能调度体系建设、新能源系统友好性提升等目标，我国持续推进新型电力系统示范工程建设，为未来更高比例新能源接入探索可行路径。

　　与此同时，电力系统平衡调节能力也在不断加强。通过持续优化调度机制、建立动态电力平衡、将调频市场纳入新能源有功控制系统、加强分布式新能源调控管理、健全储能调用机制、全面推进虚拟电厂发展，系统灵活调节能力和新能源消纳水平得到有效提升。

　　新能源全面参与市场，是消纳水平提升的又一关键举措。叶小宁指出，适应高比例新能源发展的电力市场建设成效显著，基本建成了适应高比例新能源接入的全品种、全周期市场体系。“以国家电网经营区为例，2025年新能源市场化交易电量首次突破1.1万亿千瓦时，占新能源发电量的58%；‘十四五’以来累计完成新能源市场化交易电量超过3万亿千瓦时。”叶小宁补充道。

　　此外，绿色电力市场建设明显加快，绿电绿证交易规模持续扩大。2025年全国绿电交易电量达到3285亿千瓦时；绿证交易量9.3亿个，同比增长1.08倍。价格方面，绿证平均价格从2023年的0.72元每个上涨至2025年的5.57元每个，三年涨幅近七倍。叶小宁认为，这充分体现了绿色环境价值认可度不断提高、市场需求十分旺盛的积极态势。

　　对于未来我国新能源发展规模，叶小宁给出了明确的判断。他表示，我国将预期实现2035年国家自主贡献提出的风电和太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上的目标，力争达到36亿千瓦。考虑能源转型、行业产能、地方诉求、国际贸易、新业态模式等因素，预计今年新能源年度新增装机规模2.5亿千瓦—3.2亿千瓦。“十五五”至“十六五”期间，新能源将保持年均不低于1.8亿千瓦的增长态势。

　　建立体系 预警风险

　　国际新能源消纳与弃电问题是当前行业高度关注的一大热点。在国际新能源弃电统计口径上，各国新能源弃电量的统计口径存在较大差异。

　　从弃电率来看，随着新能源渗透率上升，各国弃电率也不断攀升。当新能源渗透率低于20%时，弃电率相对较低。从弃电原因看，德国主要是因为冬季风电大发和夏季分布式光伏发电量过高引发的消纳压力；爱尔兰、美国等主要是因为电网设施老旧导致消纳压力过大。

　　“新能源占比提升将推高弃电率，弃电将逐渐成为高比例新能源电力系统的常态。同时随着新能源装机规模与电量占比持续提升，系统在负荷侧消纳能力、电网侧调节能力和跨区通道承载能力等方面的需求将进一步增加。”叶小宁从中提炼出对我国新能源发展的启示，他同步建议，在新能源全面入市背景下，需加快建立新能源消纳综合评价指标体系。

　　全面入市背景下的新能源市场经济性问题是当前行业高度关注的另一大热点。叶小宁介绍，执行前，收益包含保障性收购收益和市场化收益两部分；执行后，调整为机制电量收益和市场电量收益两部分。

　　记者了解到，目前除内蒙古未安排新增项目参与机制，其余省区均已完成2026年机制竞价。各省均根据市场主体竞价产生，上海电价水平最高，新疆光伏电价水平最低，甘肃风电电价水平最低，均为竞价区间下限。

　　“136号文执行前，大部分省区受益于保障性收购政策，新能源场站收益普遍较好；执行后，受机制电价和市场平均交易电价下降的影响，各省区新能源场站收益普遍有一定程度的下降。”叶小宁告诉记者。

　　从存量项目看，由于机制电量比例要求不得高于上年，叠加市场平均交易电价普遍下降，存量项目收益也有一定程度的下降。对于增量项目而言，大部分项目的机制电量占总发电量的比例基本在六成左右，可以保障项目的合理收益。

　　不过，叶小宁提醒，从全生命周期来看，远期面临的电价下滑风险较大，机制电量保障期过后，增量项目需要完全参与市场竞争。未纳入国家补贴的增量项目，如果仅通过市场获利，受交易均价较低的影响，收益降幅普遍较大，其中分布式光伏因纳入机制的比例较低，收入受到的影响尤为明显。

责任编辑：刘础琪