中国储能网讯：2024年，我国新能源尤其是光伏保持了高速增长的势头，全年新增发电装机容量达到3.57亿千瓦，同比增加22.5%，其中风电装机容量为7934万千瓦，同比增加5.5%，光伏发电装机容量为2.78亿千瓦，同比增加28.5%。截至2024年年底，新能源发电累计并网装机容量达到14.07亿千瓦，在全部电源并网装机容量中的占比超过40%。  

在装机容量快速增长的同时，新能源发电量也实现了显著的增长。2024年，全国新能源发电量为1.83万亿千瓦时，在全社会用电量中占比18.5%，较2023年提升了2.6个百分点。其中，风电发电量为9916亿千瓦时，同比增加16.1%，光伏发电量为8341亿千瓦时，同比增加43.7%。  

2025年是“十四五”收官之年，风电、光伏发电量在2024年已完成既定目标，2025年风光在保障实现非化石能源贡献占比、稳步推进能源转型和构建新型电力系统、为国内新能源制造产业提供基础支撑等方面仍需发挥关键作用，为“十五五”开局打下良好基础。

装机：

“沙戈荒”与分布式双轮驱动

2024年，我国新能源发电装机保持高增长态势的驱动因素主要有以下三点。  

一是国家重视以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电光伏基地（以下简称“‘沙戈荒’大型风电光伏基地”）的建设工作。在国家能源局召开的数次全国可再生能源开发建设调度会上，协调和推进大型风电光伏基地建设都是会议的重要议题。根据国家能源局2025年一季度新闻发布会公布的数据，截至2024年年底，第一批“沙戈荒”大型风电光伏基地项目已建成9199万千瓦，约占清单规模的95%。新能源发电新增装机容量中，集中式光伏的装机增量最大，达1.59亿千瓦，同比增加33%。  

二是分布式新能源的稳步发展。2024年，我国启动了“千乡万村驭风行动”，15个省份制定了具体实施方案，涉及的试点项目规模约为1640万千瓦，其中2024年四季度的项目占比超过70%；分布式光伏全年内保持了相对平稳的增长，2024年下半年各月的新增装机容量均在1000万千瓦左右，12月份，由于年末因素，装机规模有所增加，新增装机容量达到1339万千瓦。  

三是风光前期储备项目多。2022年和2023年，风电年核准项目的容量都在1亿千瓦以上，2023年光伏备案规模则超过了2亿千瓦，加上风电机组和光伏组件等主要设备价格在低位波动变化（风电机组的平均招标价格在1400元/ 千瓦上下，光伏组件价格则在700元/ 千瓦上下），在合理前期费用的情况下，风光均实现低价上网，因此在过去一两年内，更多项目进入了实质建设和并网投运的阶段。

我国《“十四五”可再生能源发展规划》围绕“2025年非化石能源在一次能源消费比重达到20%左右”的目标，提出了总量目标、发电目标、消纳目标和非电利用目标等四个主要目标， 前三个都与新能源发展直接关联。由于我国风电和光伏发电装机容量在2023年和2024年显著超过行业预期，因此，目标中“风电和太阳能发电量实现翻倍”“全国可再生能源发电装机、可再生能源电力消纳责任权重、非水电消纳责任权重、可再生能源利用总量”均已提前实现。但由于能源消费总量增长也超过预期，因而“可再生能源在一次能源消费增量中占比超过50%”这项目标的进程虽不及前几项，但在预期进度中，2023年占比为17.9%，2024年预期超过19.0%，2024年风光3.57亿千瓦的新增装机，在2025年可以贡献全年发电量，将助力目标实现。  

2025年，“沙戈荒”大型风电光伏基地是我国新能源发展的主战场、主阵地，是新能源发电装机容量增长的基本盘。我国将持续推进第二批和第三批“沙戈荒”大型风电光伏基地项目建设，根据中国可再生能源学会风能专委会的信息，在第二批和第三批基地的清单项目（规模合计1.35亿千瓦）中，截至2024年年底，在建规模约51%，并网规模约11%。其他单独批复的“沙戈荒”大型风电光伏基地项目也将陆续开工建设。此外，部分省份也核准和备案了一定规模的源网荷储（氢）以及就地消纳基地类型项目，这些项目也将成为2025年集中式新能源发电新增装机的主体。  

风电市场预计在2025年保持稳健增长。除了陆上基地类项目外，海上风电用海政策落地，深远海风电有望启动试点。过去三年，海上风电的建设由于用地用海等因素，进展不如“十四五”初的预期，2024年新增装机容量为404万千瓦，同比减少36%。自然资源部在2024年12月底发布的《关于进一步加强海上风电项目用海管理的通知》再次明确了“单30”用海要求，并在优化用海界定标准、鼓励立体复合利用、有序实施升级改造等方面明确了政策。这份《通知》在用海审批程序上界定了国务院和省级及以下人民政府的审批权限以及相关程序。随着各项政策落实，海上风电的市场规模将恢复增长。分散式风电方面，考虑项目建设周期，预计2025年是驭风行动项目大规模落地的首年，在投资建设、收益共享等方面形成可供借鉴和复制的模式和机制，并在农村能源绿色低碳转型、建设宜居宜业和美乡村方面取得综合效益。

光伏发电的市场规模在2025年能否增长存在不确定性，主要是分布式光伏。2025年1月，国家能源局印发了《分布式光伏发电开发建设管理办法》，该办法使分布式光伏发电的管理模式发生了变化，其核心是强调项目的自发自用比例，回归发展分布式光伏发电的“初心”。这项《管理办法》将分布式光伏分为自然人户用、非自然人户用、一般工商业、大型工商业四种类型，不满足自发自用比例的工商业光伏以及农光互补、渔光互补和小型地面电站等将按照光伏电站进行开发建设管理。  

因此，2025年分布式光伏市场的规模将因开发建设管理、参与电力市场政策调整而发生变化。在政策强调“自发自用”的导向下，有自用电量需求的工商业分布式光伏继续是建设热点。在参与电力市场态势的加持下，分布式光伏配置储能将有效提升自用电量比例，并可规避因电力市场价格剧烈变化带来的度电收益降低等风险，有利于提升项目效益，充分发挥市场作用。两类户用光伏则有全额上网、全部自发自用和自发自用余电上网三种模式，这体现了政策对户用光伏的支持。 2025年，户用光伏在非传统市场省份和地区光伏装机中的规模有望扩大。

消纳：

装机快速增长下的持续挑战

过去两年，我国新能源发电装机容量实现了高增长，但部分地区的新增装机容量较为集中，这导致新能源消纳压力显著增加，且这一挑战具有持续性。  

光伏发电仅在2023年和2024年的新增装机容量就超过之前十多年的累计装机容量，消纳矛盾突出，集中式光伏面临的消纳问题尤为严峻。2024年，西北地区集中式光伏年等效利用小时数不足1100小时。东中部部分省份同样存在消纳难度增加的问题，如为全额保障量大面广的户用光伏上网，2024年某省的集中式光伏等效利用小时数不到1000（970小时）。此外，东中部10余个省份也不同程度地出现配电网接网承载力不足、难以接纳分布式光伏新入网等问题。但总体看，风电与光伏发电在出力上存在一定的互补特性，在光伏装机规模大的省份和地区，往往风电消纳条件相对较好。因此，无论是全国还是地区或省内，还是合理配置风光装机规模与电量比例，都将有助于新能源消纳并降低系统运行成本。  

近期，国家和地方出台了多项政策，以增强电力系统接入新能源电力的能力，通过市场化机制引导新能源的合理布局和消纳。在落实科学制定合理利用率指标方面，政策明确要在保障经济性的前提下，部分资源条件较好的地区可以将利用率目标适度放宽到原则上不低于90%。2024年12月，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025～2027年）》提出，通过调节能力的建设优化，支撑2025～2027年年均新增2亿千瓦以上新能源的合理消纳利用，全国新能源利用率不低于90%。

从未来发展看，在建设全国统一电力市场、推进新能源参与电力市场的大趋势下，合理利用率将与新能源项目运行时的实际限电率脱钩，前者主要取决于电力系统消纳新能源的物理空间和能力，更多应在新增基地和项目的规划、布局、灵活性资源的配置时考虑。

为更多地接入和消纳分布式新能源，推进配电网扩容改造和升级将是重点之一。政策明确要求建立配电网可开放容量定期发布与预警机制，按季度向社会公布县（市）一级电网不同区域可承载规模信息，分析提出进一步提升可承载规模的方案、举措和时限要求等。例如，黑龙江发展改革委于2025年1月发布了2024年第四季度电网可开放容量的公告，明确通过综合考虑电网承载能力及省内新能源整体消纳能力，优化调整计算原则，认真组织测算，使消纳受限的红区从半年前的86个降为4个。

在量化要求上，我国提出到2025年配电网具备接纳5亿千瓦左右分布式新能源的能力，这将为分布式光伏和分散式风电市场持续发展、接入和消纳提供基础条件保障。

提升终端用户对新能源电力电量的需求是解决消纳难题的关键。在西北地区，本地消纳新能源负荷有限，但近年新能源发电装机容量增长快，二者的不匹配增加了消纳难度，西北地区新能源还面临风光平准化度电成本（LCOE）降低情况下外送经济竞争力不如东中部本地新能源的问题。解决这些问题，需要进一步通过落实非化石能源不纳入能耗双控考核、强化可再生能源电力消纳责任权重对地方以及重点用能行业和企业的刚性约束，提升终端用能企业对新能源电力电量的需求，并通过完善绿证相关机制，拉动终端侧对于绿证、绿电的自愿消费需求。  

（作者分别供职于中国宏观经济研究院能源研究所、中国可再生能源学会风能专委会。）