报告由绿色和平发布，聚焦 “十四五” 收官与 “十五五” 展望，梳理中国电力系统低碳转型成果、结构性挑战与未来机遇，核心围绕可再生能源扩张、煤电转型、储能发展三大主线，为政策制定与行业布局提供参考。
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- 装机与发电双突破
- 截至 2025 年 9 月，全国发电总装机 37.2 亿千瓦，可再生能源占比达 59.1%，风光装机首次超过火电，标志电力结构转型迈入新阶段。
- 2025 年前三季度，可再生能源发电量占比 40%，风光合计发电量 1.73 万亿千瓦时（同比 + 28.3%），新增发电量已超过同期全社会用电增量，初步具备支撑用电增长的系统能力。
- 光伏表现突出：2025 年上半年 22 个省份提前完成 “十四五” 光伏装机目标，福建、河南等 4 省完成率超 300%，前三季度发电量同比增幅 44.1%。
- 政策与市场驱动转型
- 市场化改革深化：2025 年 “136 号文” 推动新能源告别固定上网电价，进入市场化竞争阶段，虽引发短期 “抢装潮”，但长期倒逼行业高质量发展。
- 多政策协同发力：《新型储能规模化建设专项行动方案》等政策落地，配合可再生能源消纳责任权重制度，构建转型制度体系。
- 煤电核准拐点显现但规模仍高
- 核准趋势：“十四五” 累计核准煤电 3.35 亿千瓦，是 “十三五” 两倍多；2024 年成为核准拐点，2025 年前三季度核准 4177 万千瓦，连续两年下降，预计全年为 “十四五” 次低点。
- 布局特征：核准重心持续西移，2025 年前三季度西部占比超 50%，新疆、内蒙古、甘肃位列前三；东部仅江苏、河南核准量回弹，其余省份持续下降。
- 功能定位：71.8% 的新核准煤电以 “保障电力供应” 为核心目的，非热电联产项目平均计划年利用小时数超 4800 小时，存在结构性冗余与资产搁浅风险。
- 光伏增速存忧
- 受 “136 号文” 影响，2025 年 6-9 月新增光伏装机锐减，未来增速放缓风险显现，叠加煤电高位装机，为 “十五五” 深度脱碳带来结构性挑战。
- 新型储能规模化爆发
- 截至 2025 年 9 月，新型储能装机超 1 亿千瓦，内蒙古、新疆超千万千瓦，山东、江苏等省份提前完成目标。
- 发展目标：预计 2027 年装机达 1.8 亿千瓦，“风光 + 储能” 模式将深度替代煤电的调峰、尖峰保供功能，成为新型电力系统核心支撑。
- 技术优势：储能具备毫秒级响应、双向调节能力，在经济性与灵活性上优于煤电，“光伏 + 储能” 已成为满足尖峰负荷增长的低成本方案。
- 区域转型标杆：江苏案例
- 截至 2025 年 9 月，江苏风光装机占比达 46.4%，储能装机 620 万千瓦，前三季度风光发电增量与用电增量基本持平，率先实现高比例可再生能源支撑用电增长。
- 示范意义：验证了 “风光 + 储能” 模式在经济大省的可行性，为东部地区电力脱碳提供样本。
- 煤电冗余风险
- 新核准煤电最小出力难以适配新能源消纳需求，可能抬升系统最低负荷，制约风光规模化发展；煤价回归合理区间后，高利用小时数预期面临经济性压力。
- 区域转型不均衡
- 西部煤电核准集中，需平衡能源保供与生态保护；东部部分省份仍依赖煤电回弹，转型节奏滞后于可再生能源发展速度。
- 强化顶层设计
- 出台电力部门转型顶层文件，提高 2030 年风光储装机目标，明确煤电总量控制与转型时间表，将煤电纳入 “源网荷储” 协同规划。
- 优化煤电定位
- 严控新增煤电核准，更新规划风险预警机制，要求项目充分论证资产搁浅风险，推动煤电从 “基荷电源” 向 “灵活性调峰电源” 转型。
- 加速储能与市场融合
- 出台储能容量电价细则，构建 “容量保底 + 市场化收益” 盈利模式，支持储能参与多元市场交易，强化风光储运行协同，提升系统消纳能力。
- 区域差异化布局
- 能源大省加大风光与灵活性资源投入，东部聚焦分布式新能源与需求侧响应，西部依托资源优势打造 “风光储一体化” 基地。
