01.转型阶段与制度框架
按照国家能源局《新型电力系统发展蓝皮书》，当前至2030年为加速转型期，2030年至2045年为总体形成期，2045年至2060年为巩固完善期。2026年6月发布的《新型能源体系建设“十五五”规划》明确：非化石能源消费比重达到25%，风电和太阳能发电装机比重超过50%、成为电力装机主体，非化石能源发电量比重达到50%、成为电量主体；到2030年新型电力系统初步建成。
02.电力供给结构 非化石能源成为增量主体
2025年我国全口径非化石能源发电量达4.47万亿千瓦时，同比增长14.1%，占总发电量比重42.9%，同比提高3.4个百分点；风电、太阳能发电装机合计达18.4亿千瓦，占比47.3%，历史性超过火电。
更关键的变化在增量结构：2025年全口径风、光、生物质新增发电量占全社会新增用电量的97.1%，新增用电需求几乎全部由非化石能源满足，化石能源发电量已进入平台期。
分品种看，风、光、水、核形成梯次互补：太阳能装机12.0亿千瓦（增35.4%）、发电量1.17万亿千瓦时，增速最快但日内波动大；风电装机6.4亿千瓦（增22.9%）、发电量1.13万亿千瓦时，与光伏时段互补；水电装机4.5亿千瓦、发电量1.46万亿千瓦时，是最大单一非化石品种；核电在运约0.58亿千瓦、发电量约4677亿千瓦时，是零碳基荷“稳定锚”。
03.供给层中的结构性矛盾
其一，新能源装机高增与电网消纳能力的矛盾。2025年全国风电、光伏新增装机超4.3亿千瓦，累计突破18亿千瓦；全国风电平均利用率94%、光伏95%，均低于95%警戒线，西北地区弃风弃光率仍维持在5%—10%，部分地区的弃光率达到20%以上。
其二，资源禀赋与负荷中心的时空错配。风光资源集中在“三北”和西部，负荷集中在中东部沿海，特高压通道建设周期长达5—7年，难以跟上装机节奏。
其三，系统灵活调节能力不足。新型储能装机相对18亿千瓦以上的风光装机配比仍偏低，煤电灵活性改造不及预期，部分地区峰谷价差收窄削弱了用户侧储能与需求响应的经济性。
其四，新型高可靠性负荷加剧供需双侧压力。2025年我国算力中心用电量已达1960亿千瓦时，预计2030年超过7000亿千瓦时，占全社会用电量比重突破5%，正在改变传统用电曲线。
其五，市场价格信号尚未充分发挥引导作用。2025年市场化交易电量占全社会用电量64.0%，但现货交易电量占市场化电量比重不足4.3%；截至2025年末仅7个省份电力现货转入常态化正式运行。
04.电网基础设施 强骨干、重配网、提智能
截至2025年底，国家电网累计建成42项特高压工程，跨区跨省输电能力3.7亿千瓦；2025年全国电网工程建设完成投资6395亿元，同比增长5.1%；跨省跨区交易电量1.59万亿千瓦时，创历史新高、同比增长11.6%。“十五五”期间国家电网固定资产投资预计达4万亿元，较“十四五”增长40%。
三大结构性问题在于：配电网是“最后一公里”的突出短板；跨区输电通道利用率不足与省间壁垒并存；电网投资长期滞后于电源投资。按《关于促进电网高质量发展的指导意见》，到2030年“西电东送”规模超4.2亿千瓦，接纳分布式新能源能力达9亿千瓦，支撑充电基础设施超4000万台，预计将形成支撑超1.1 亿辆电动汽车的充电服务能力。
05.储能 短时能力快速积累 中长时仍是短板
截至2025年底，全国新型储能累计装机1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，较2024年增长84%，平均储能时长2.58小时；锂离子电池占比超96%，独立储能占比51.2%，等效利用小时数提升至1195小时。2027年发展目标为1.8亿千瓦以上。储能盈利已形成“电能量+容量+辅助服务”三元结构。
我们认为，储能的核心矛盾是“时间尺度上的失衡”：秒级至日尺度调节能力快速积累，4小时以上中长时储能和季节性调峰仍是短板。
06.绿电与绿证 价格发现与价值实现的机制
2025年绿电交易量达3285亿千瓦时，同比增长38.3%，规模达2022年的18倍；多年期绿电购买协议（PPA）累计成交700亿千瓦时。绿证方面，全年共核发29.47亿个，其中可交易绿证18.93亿个；全国累计交易9.30亿个，同比增长1.2倍，全年交易量超过历年总和；参与交易的消费主体达11.1万个，同比增长87.5%。
07.能源供给层的评估结论
供给层的核心命题，不仅要看增加多少装机，更要看如何构建让绿电“送得出、用得上、调得动”的系统韧性。传统“源随荷动”的单向调度逻辑，已无法适应高比例新能源与双向负荷并存的运行现实——波动性电源与刚性电网之间的张力，构成全域电动化最紧迫的系统瓶颈。
