本报告由全球能源互联网发展合作组织与德国能源署联合发布，聚焦中德两国能源电力清洁转型实践，从全球形势、两国具体举措及经验共识三方面展开，为全球能源转型提供参考。
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- 转型共识与技术优势：《巴黎协定》缔约方达 195 个，108 个强化自主贡献目标，84% 缔约方提及可再生能源。2023 年 81% 新增可再生能源项目成本低于化石燃料，光伏度电成本较化石燃料低 56%；2010-2024 年全球风光装机从 2.2 亿千瓦增至 29 亿千瓦，2024 年风光发电量占比达 15%。
- 核心挑战：一是电力安全，新能源 “大装机、小电量” 特性叠加极端天气，保供难度加大；二是产业链风险，新能源对锂、稀土需求 2030 年将增 10-30 倍，地缘政治加剧 “脱钩断链” 风险；三是公正转型，全球 7 亿人无电可用，传统能源行业面临产能缩减、就业减少问题。
- 目标与进展：计划 2045 年碳中和、2035 年电力部门脱碳，2030 年可再生能源发电占比超 80%；2024 年可再生能源覆盖超 50% 电力消费，陆上风电、光伏、海上风电装机分别达 6400 万、10000 万、900 万千瓦。
- 关键举措：
- 市场设计：构建 “日前 + 日内 + 实时” 现货市场体系，75% 电量通过场外双边交易完成；推动欧盟电力市场一体化，跨境互联缓解电价波动；2028 年拟引入混合式或集中式容量机制，保障系统调节能力。
- 电网与系统运行：规划 2045 年前扩建 2 万公里输电线路，推动 “北电南送”；建立平衡单元机制，通过一次调频（30 秒响应）、二次调频（5 分钟响应）保障频率稳定；试点 “电网助推器”（大型储能）提升线路利用率，缓解阻塞。
- 灵活负荷与氢能：2023 年电池储能装机 700 万千瓦，83% 为家庭储能；推动绿氢产业，计划 2030 年电解槽产能达 1000 万千瓦，2045 年氢能需求 900-1250 万吨，50%-70% 依赖进口，改造 1800 公里天然气管网为氢能管网。
- 目标与进展：2030 年碳达峰、2060 年碳中和，2030 年非化石能源占比 25%、风光装机 12 亿千瓦；2024 年非化石能源消费占比 19.8%（首超石油），风光装机达 14.1 亿千瓦（超煤电），全社会用电量 9.85 万亿千瓦时，跨区输电 9247 亿千瓦时。
- 关键举措：
- 电源与电网建设：推进 “沙戈荒” 大型风光基地，第一批 9199 万千瓦项目投产 95%；构建 “19 交 20 直” 特高压电网，跨区输电能力超 3 亿千瓦；2024 年核电在运及在建装机 1.13 亿千瓦，居世界第一。
- 灵活负荷与系统调节：2024 年新型储能装机 7376 万千瓦（同比 + 130%），推广虚拟电厂（如上海聚合 116 万千瓦可调容量）；试点车网互动（9 个城市、30 个项目），海南建成省级充换电 “一张网”；宁波慈溪试点氢电耦合，实现绿电制氢、热电联供。
- 市场与政策：形成 “中长期 + 现货 + 辅助服务” 市场体系，2024 年市场化交易电量 6 万亿千瓦时（占比 62.7%）；山西、广东等 8 省现货市场长周期运行，省间现货 2024 年正式运行，清洁能源电量占比 44%。
- 核心方向：未来十年是转型关键期，需推动新能源可靠替代，强化跨领域协作；新能源开发需集群式（如中国基地）与分布式（如德国户用光伏）结合，提升资源效率。
- 机制与技术：长期稳定政策是保障（如德国《可再生能源法》、中国 “双碳” 政策）；需理性应对负电价 / 高电价，优化市场设计；输配电网需数字化升级（如德国配网灵活调节、中国 AI 调度）；构网型逆变器、长时储能（氢能）是高比例新能源系统安全关键。
- 基础设施与公平：重视输电网广域配置作用，中国特高压、德国欧盟互联为范例；需兼顾能源可及性，助力全球南方能源转型，推动公正转型。
