未来五年即“十五五”时期是中国实现碳达峰目标的关键五年，新型电力系统建设亦进入关键期。 “中国电力系统正加速迈入以‘五高’（高比例新能源、高比例新市场主体、高比例电力电子设备、高概率极端气候气象、高活跃创新）为特征和全面入市为核心的新一轮转型阶段。未来十年，中国全社会用电量仍有可能维持中速增长态势。”国家电网有限公司副总工程师、国网能源研究院有限公司董事欧阳昌裕在8月8日的“2025电力低碳转型年会”上表示。 综合与会专家观点，“十五五”期间中国电力年均增量在5500亿度-6000亿度左右，大致相当于法国全国用电量。电气化率将在30%的高基数上继续以年均1%的增速飞速增长，并且电力需求增长点将从传统高耗能转向以新能源汽车、算力基础设施、可再生能源制氢为代表的新型高耗能。 欧阳昌裕还表示，“十五五”时期要高度重视电力系统成本的结构、规模、布局消化。初步测算，预计“十五五”电力系统总成本将持续上升，年均增长7.8%，超过“十三五”以来7%的年均增速预计，这需要建立能源转型成本可控的全社会成本疏导体系。 截至2025年6月底，中国风光装机容量突破16亿千瓦，约占总装机量的45.8%，超过了火电装机40.4%的占比，并且占比还将继续提升。今年上半年，风电、光伏发电量合计增长2470亿千瓦时，已经超过全社会用电量增量。 此次年会由中国能源研究会和中国电力企业联合会主办、自然资源保护协会（NRDC）支持，会上多位专家分析了电力系统“十五五”发展趋势，并对相关规划建言献策。 中国能源研究会理事长史玉波表示，电力低碳转型正进入战略机遇和风险挑战并存的时期。对“十五五”电力规划有三点建议：一是强化规划的系统性与协同性，推动“源网荷储”一体化发展。二是强化规划的科学性与灵活性，统筹好转型与安全的关系。三是强化规划的前瞻性与创新性，引领新技术、新业态加速发展。 电力需求将持续增长 “十四五”时期是中国用电量增长最快的五年，也是中国新能源发展远超规划、快速增长的时期。 中国能源建设集团有限公司首席科学家、中国电力工程顾问集团有限公司董事长、电力规划设计总院院长罗必雄在上述年会表示，“十四五”时期年均增量超过5700亿千瓦，每年增量相当于法国全年用电总量。“十四五”是中国电气化进展最快的五年，终端电气化率按照每年1个百分点的速度飞速增长，预计今年将达到30%，目前世界平均水平是20%。 对于“十五五”时期，多位专家认为中国电力需求将保持中速增长，数据中心、电动汽车等领域将成为拉动用电增长的重要驱动力。电源侧方面，新能源发电的占比还将继续提升。 欧阳昌裕表示，预计中国“十五五”时期用电增速可能为5.6%，“十六五”期间增速可能为4.3%。这主要基于两个原因：一是工业、交通、建筑等领域减污降碳将主要通过提高电力消费比例来实现，用电需求将保持刚性增长；二是传统高耗能行业，在“十五五”期间，特别是“十六五”期间的用电增速大大降低，而以新能源汽车、算力基础设施、可再生能源制氢为代表的新兴产业加快发展，电力需求增长点由“传统高耗能”产业逐步转向“新型高电耗”产业转变。 中电联电力发展研究院副院长高长征在上述年会上发布《绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望》报告称，考虑到统筹碳达峰等诸多转型目标，预计“十五五”时期风光发电装机年均增量应该在2亿千瓦以上，到2030年风光发电装机占比超过50%。 对于电源侧的发展，罗必雄认为，“十五五”风电光伏仍将是中国增量电源主体。增量主要来自四个方面：三北地区大基地，中东南部以分布式为主的项目，西南地区水风光一体化开发带动新增风光（不包括雅鲁藏布江下游水电工程），以及海上风电。 有专家认为，中国更长期的电力需求也将保持增长。水电水利规划设计总院副院长张益国表示，中国能源电力的消费将长期增长，预计未来几年年均增量应该在5500亿千瓦时-6000亿千瓦时。中国将在2030年实现碳达峰，但一次能源消费总量预计将在2058年左右才能达峰。到2060年，为了实现非化石能源消费占比达到80%目标，风光装机预计应该不低于70亿千瓦—80亿千瓦。考虑到风光20年的寿命期，叠加上退役改造的项目，预计到2060年应该在100亿千瓦到120亿千瓦这个建设规模。 如何化解电力系统新挑战 从2020年到2024年，中国新能源发电量渗透率由9.58%上升到18.5%，风光发电量的占比大幅提升。进入“十五五”之后，新能源在电力系统的占比越来越高，不仅会提高电力系统的调节成本，还会带来诸多新的挑战。 今年上半年，全国风电、太阳能发电量为1.1万亿千瓦时，占全社会发电量的24%。也就是说，全国每4度电里面有1度电是由风和光来提供的。中国已进入国际能源署划分的“波动性可再生能源决定电力系统运行方式”阶段。 张益国说，未来电力系统运行特性的物理基础将发生重大变化，如何解决高比例新能源随机、波动与间歇性带来的电力电量平衡，尤其是周平衡、月平衡问题，如何实现高比例电力电子设备在新能源高随机性基础上的安全稳定控制等问题，目前都缺乏科学经济成熟的方案，亟待解决。 欧阳昌裕说，新能源发展到现在它的本体成本已经远远低于煤电，但是需要给它补偿、配合灵活资源，并且其他电源的外溢成本正在大规模的转移给电力系统，这是巨额的系统成本。新增的系统成本如何分担是现在能源转型遇到问题的根本原因。 欧阳昌裕说，要消化高额的系统成本，需要构建以市场高效配置为核心、政府兜底与社会参与为支撑，覆盖电量、调节、容量与绿色增量的多元市场协同疏导机制，建立能源转型成本可控的全社会成本疏导体系。 张益国认为，要注重风光装机规模和发电量并重。这几年中国新能源发电量增速不及装机增速。去年装机增长34%，电量只增长27%。新能源年利用小时数开始进入下行空间，高利用率的维持日益困难。目前看要守住90%的消纳控制线压力非常大。建议“十五五”电力规划要聚焦市场化改革的方向，项目成本和市场营销策略将成为关键因素。新能源开发需要回归投资的本质，保量保价的年代已经成为过去时，收益很大程度取决于市场竞争能力。企业项目开发决策需要综合考虑资源消纳和市场多个维度考量，特别强化项目市场化运营的能力。 另一方面，储能是“十五五”新型电力系统建设的关键，也是电力低碳转型的重要支撑。罗必雄表示，到2024年底，中国已经建成电力储能装机规模超过1.3亿千瓦，其中新型储能装机7376万千瓦，占比56%，抽水蓄能5870万千瓦，占比44%。预计未来全国储能装机规模将继续增长，这极大地增强了系统灵活性，是应对新能源高渗透率下功率波动、保障高负荷电力供应安全支撑新型电力系统平稳运行的关键。 中国电力企业联合会专职副理事长安洪光表示，新的历史阶段，新能源资源富集地区的负荷晚高峰电力保供和新能源消纳问题同时存在。有鉴于此，有以下建议：全面提升电力系统的调节能力，统筹安排多元灵活调节电源，推动抽水蓄能布局优化，并在不同区域发挥差异性功能，推进煤电灵活性改造与技术迭代，在气源有保障、气价可承受的地区部署调峰气电，探索核电参与调峰的可行性，加快提升跨省区电力灵活互济的能力，大力提升配电网对分布式新能源的承载能力。此外，要加快全国统一电力市场建设，提升电力市场对高比例新能源消纳发展的适应性，缩短交易周期，提高交易频率，畅通碳电价格的传导等。 （图片来源：摄图网）