非化石能源在发电装机和发电量中的占比逐渐提高，将成为我国主导能源

2024 年，我国非化石能源供应总量增至11.8 亿吨标准煤，以电力形式为主。其中，水电、核电、风电、光伏发电量分别为约1.44 万亿千瓦·时、0.45 万亿千瓦·时、1.00 万亿千瓦·时、0.81万亿千瓦·时。非化石能源发电装机、发电量以及在一次能源总量中的份额稳步提高，正在成为我国能源系统增量的主体，远期将成为我国的主导能源。

 从整体看，非化石能源正在成为我国能源系统增量主体，并将于2030 年前后超过化石能源发电量，消纳问题成为非化石能源发展的关键。近中期，光伏、风电等可再生能源加速扩大规模，预计到2030 年、2040 年，我国非化石能源发电量增至6.15 万亿千瓦·时、10.41 万亿千瓦·时，逐渐成为电量供应主体；非化石能源发电装机容量分别增至33.87 亿千瓦、58.12 亿千瓦。与此同时，风电、光伏等波动性电源利用率逐渐下降，消纳问题成为非化石能源发展的关键。远期，随着新型能源体系构建完善，非化石能源消纳问题得以解决，利用率提升，成为我国主导能源，预计到2060 年，我国非化石能源发电量超过17 万亿千瓦·时，占我国总发电量的91%，非化石能源装机量超过84 亿千瓦。

 在非化石能源内部，光伏和风电成为非化石电力装机主体，发电量占比逐步提高；水电发电量占比逐渐降低；核电稳定发展。得益于资源、成本、规模优势，在风光大基地建设推动下，风电和光伏快速发展，合计占非化石能源装机量、发电量的比例长期处于70%、60% 以上。水电装机仍有一定增长，到2040 年装机增长至6.82 亿千瓦，抽水蓄能占到增量的85%。水电将在电力系统中发挥重要的调峰作用，发电量占比逐渐下降，至2060 年，降至11% 左右。沿海核电稳步发展，支撑核电保持稳定增长，2060 年，发电量约2.31 万亿千瓦·时，在非化石能源中占比约13%。其他非化石能源在政策引导和技术进步的推动下快速发展，发电装机和发电量的增速都大于10%，但受制于资源量小或开发难度大等因素，在非化石能源体系中占比较小，预计到2060 年占比达到8%左右。

光伏、风电行业发展即将迎来“拐点”，增速换挡，增幅依然可观

“十五五”时期，预计我国风电光伏产业的发展增幅可观，但将迎来增速换挡和驱动因素转换的“拐点”。

 光伏、风电行业驱动因素转换，电力供需驱动作用减弱，产业链内生驱动力增强。从电力供需看，随着产业升级和科技进步，预计我国全社会用电量年均增速将从“十四五”时期的6% 以上降至“十五五”时期的5% 以内，增量亦有所收窄，因而对光伏、风电产业增长的驱动力有所减弱。从产业链看，一方面，为充分消纳我国新能源制造业产能，应对《欧洲太阳能宪章》、美国“双反”政策等的不利影响，我国光伏、风电装机存在增长较大潜力，预计到2030 年、2035 年，我国光伏、风电装机累计量合计分别超过26 亿千瓦、37 亿千瓦；另一方面，新能源产业正在成为推动我国能源转型的内驱动力和促进经济高质量发展的新增长点，根据规划，到2030 年，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风光基地总装机容量将达4.55 亿千瓦，这些光伏、风电装机所发出的绿电，将不仅用于满足当地电力消费和跨区传输，而且用于制取绿色氢氨醇等下游产品，促进区域协调转型发展。

 波动性电源消纳问题凸显，并网风电光伏发电量速度换挡。随着光伏、风电等波动性电源占比在2025 年突破20%，电力供应时间错位和空间错位矛盾将更加凸显，电网消纳能力紧张导致并网电量增速放缓。一方面，随着风光发电占比突破业内公认的20% 临界值，电力供应链的储存调度成本将阶梯性攀升，发电企业、电网企业等供应链主体，甚至工业大用户将承担更高的绿电成本，从而倒逼光伏、风电产业的优化出清。预计近中期，光伏、风电装机增速有所放缓，发电利用率显著下降，使得并网发电量增速将先于装机增速下滑。另一方面，峰谷差加大，灵活性电源布局进展影响光伏、风电消纳。随着光伏、风电大规模发展，预计到2030 年、2035 年，电力日峰谷差分别达11 亿千瓦、16 亿千瓦左右；2030 年，短时、中时、长时灵活性需求分别达3.2 亿千瓦、8.0 亿千瓦、9.7 亿千瓦。

绿色氢氨醇 是非化石能源消纳的重要形式，当前产业发展主要面临技术经济性和空间错配两大问题