新能源装机规模和发电量不断扩大。2021年全国发电装机容量约23.77亿千瓦，其中新能源装机达到7.26亿千瓦，约占全国总装机容量30%；全国总发电量约8.4万亿千瓦时，其中新能源发电量1.55万亿千瓦时，约为2015年的3.5倍，新能源发电占比18.5%，比2015年提高10.8个百分点。2015年至2021年，新能源发电增量在总发电量增量中占比超过40%。风电、太阳能发电、生物质发电以及核电作为主要新能源发电形式，2021年装机分别达3.28亿千瓦、3.06亿千瓦、0.38亿千瓦和0.53亿千瓦，风电、太阳能发电、生物质发电装机均稳居世界首位，核电装机位列世界第三。2021年风电、太阳能发电、生物质发电以及核电发电量分别达6556亿千瓦时、3270亿千瓦时、1637亿千瓦时和4075亿千瓦时，分别是2015年的3.5倍、8.3倍、3.1倍和2.4倍。新能源已成为我国电力需求增量的主要供应来源，风电和太阳能发电装机和发电量增长尤为迅速，体现出我国新能源蓬勃发展态势。

 

新能源产业发展迅速，形成较为完备的技术产业体系。风电技术快速发展，低风速风机技术世界领先，2020年世界前15大风机整机商排行中我国企业占据10席。光伏产业占据全球主导地位，2020年世界前10光伏组件制造企业中我国占据7家。世界首座高温气冷堆示范工程成功并网发电标志着我国成为世界上少数掌握第四代核能技术的国家。

 

风电、光伏发电成本持续下降。相比10年前，我国陆上风电项目单位千瓦平均造价下降约30%，光伏发电项目下降约75%。据国网能源研究院统计，2020年，我国陆上风电、海上风电和光伏发电平准化度电成本平均分别为0.277元/千瓦时、0.526元/千瓦时和0.209元/千瓦时，最低分别达到0.214元/千瓦时、0.433元/千瓦时和0.170元/千瓦时。陆上风电和光伏发电项目已能实现平价上网，支撑未来风电和光伏发电在脱离补贴的情况下大规模发展。

 

储能作为风电和光伏发电重要配套设施，近年来规模不断增长。2021年我国抽水蓄能装机约37.6吉瓦，比2015年增长65%。电化学储能装机由2015年约100兆瓦增长至2021年5.1吉瓦，青海海西、江苏镇江、山东济南等地50兆瓦以上大规模电化学储能项目投产，意味着电化学储能开始进入规模化发展阶段。快速发展的储能设施以其优越的调节性能为电力系统提供更多灵活性，有助于平滑风电和光伏发电等新能源的出力波动、解决风光出力与用电需求在时间上不匹配的问题，有利于风电和光伏发电消纳利用。

 

但新能源发展也面临一些挑战。我国发电装机结构中灵活性电源比例较低，风电和光伏发电与用电需求时空上不匹配带来的弃风弃光问题需长期关注。2019年起，弃风弃光情况逐年好转，新能源消纳利用水平整体较高，2021年全国风电和光伏发电利用率分别达96.9%和97.9%，但部分省份仍面临较严重的弃风弃光问题。2021年，弃风弃光主要发生在西北地区，其中青海风电和光伏发电弃电率分别达10.7%和13.8%，新能源消纳问题严峻，内蒙古和新疆弃风率也分别达8.9%和7.3%，青海、内蒙古和新疆弃风电量合计超过100亿千瓦时。其原因主要包括新增风光发电并网规模大、本地用电负荷增长缓慢、本地电力系统调峰能力不足以及外送能力不足。需要进一步在开发利用、消纳、管理、技术、生态、财政金融等多方面发力，推动新能源大规模低成本开发、高水平消纳，保障稳定可靠供应。

 

作者：张希良 清华大学能源环境经济研究所所长