2024年地球温升首次突破1.5℃阈值，极端高温、暴雨洪涝、台风飓风、森林野火等极端气候事件频发，全球气候风险持续攀升。积极应对气候变化，加快推进绿色转型已成为全球普遍共识。2025年9月中国在新一轮国家自主贡献目标中明确提出，到2035年，中国全经济范围温室气体净排放量比峰值下降7%-10%,非化石能源消费占能源消费总量的比重达到30%以上，风电和太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦。这一目标为中国新能源产业发展指明了方向，彰显了中国加快绿色转型、应对气候变化的坚定决心。
伴随风光等新能源的快速增长，风光发电的波动性与地域分布不均衡，带来了风光高水平消纳受限、电网韧性不足、系统稳定运行风险等一系列挑战，制约了更大规模、更高比例可再生能源的稳定接入与安全利用。本专题聚焦风光新能源、新型电网和储能等重点领域，识别其关键技术问题，提出科技创新方向和政策建议，推动构建以风光新能源为主体、多能互补融合的新型能源体系，助力经济社会发展全面绿色转型。
(一)风光新能源技术创新路径
全球风光新能源快速发展，中国能源结构调整成效显著。中国已建成全球最大清洁电力体系，新能源装机和发电量连续多年居世界首位。截至2024年底，风电累计装机容量约5.2亿千瓦、光伏约8.9亿千瓦，占全球约40%;风光发电量在全社会用电量占比从2020年的9.7%提高至2024年的18.6%,已超过全国第三产业用电量；“十四五”期间，通过出口风电光伏产品，帮助其他国家减排41亿吨二氧化碳。
风光新能源发展面临国际政策、生态环境、上下游产业链等多重约束。首先，国际政策和贸易环境不确定性加剧，例如美国特朗普政府签署的“大而美”法案，2025年10月美国能源部发布公告，宣布终止223个能源项目的财政资助，这些项目主要集中在清洁能源和可再生能源领域，将对全球新能源发展及应对气候变化的国际努力产生重大影响。其次，项目落地面临土地资源紧缺、生态保护红线等多重空间约束。同时，退役设备回收利用体系尚不完善，资源循环利用水平有待提升，环境影响管控面临新的挑战。
风光新能源发电成本虽持续下降，面向激增的风光需求，风光技术仍需进一步革新。2010-2024年间，光伏度电成本下降约90%,陆上与海上风电下降超过60%,目前光伏和风电平准化度电成本已降至约0.25元/kWh和0.18元/kWh,比火电低30%以上。近十年，商用晶硅电池效率提升8.6%,已接近理论极限值，亟需发展新型太阳能发电技术。风电装备正向大型化、深远海方向发展，陆上风电单机容量突破16 MW,海上风电已达26 MW。当前，全球商用风电机组发电效率均值约为40%,距离理论极限发电效率仍有提升空间。
面向未来，风光新能源技术创新将呈现以下四大趋势：一是提升效率与降低成本：持续突破光伏电池转换效率，风电机组大型化提升风电机组单机容量，推动发电成本进一步下降；二是深化人工智能与数字化应用：重点突破人工智能赋能风光精准预测预报、智能运维等关键技术；三是拓展应用场景与资源开发：向深远海、高空风场、超高海拔、“沙戈荒”等环境拓展，挖掘未开发风光资源潜力；四是完善全产业链创新：加强退役风光设备回收利用、关键部件国产化，构建从制造到回收的绿色循环体系。
(二)支撑新能源发展的新型电网
新能源发展进入新阶段，装机占比约45%,电量渗透率超过20%,成为主体电源，也带来三大挑战：一是实现双碳目标需形成对传统能源的安全可靠替代；二是电力系统调节能力不足，消纳和盈利问题突出；三是新能源涉网性能和系统支撑能力亟待提升。
国际经验表明，高比例新能源发展需分阶段推进。国际能源署提出的“六阶段框架”显示，大多数国家仍处1-3阶段，西班牙、德国、丹麦进入第4-5阶段，新能源渗透率超40%,部分时段新能源出力接近100%。无论集中式还是分布式开发，加强电网建设是共同经验，其中德国通过“平衡组”模式实现新能源高比例分布式就地消纳。
但是仅靠扩容电网难以满足绿色转型需求。未来30年中国电力需求仍将快速增长，新能源装机有望超过60亿千瓦，占比超80%,电量渗透率突破50%。新业态“产消者”兴起、电力市场化加深，将深刻改变电力系统运行逻辑。
未来电网将呈现“大电源、大电网”与“分布式平衡单元+微电网”兼容互补格局：一方面支撑沙戈荒、西南、海上风电等大型基地外送；另一方面依托分布式平衡单元和微电网促进就地消纳。到2030年，风光装机占比超60%,发电量超35%;到2060年，分别超过80%和50%。灵活调节能力显著增强，2030年灵活调节电源占比达30%、需求侧响应占最大负荷的5%以上；2060年需求侧响应超过30%。配电网升级将支撑2030年分布式新能源装机超过10亿千瓦、2400万台充电桩接入；2060年分布式与集中式新能源规模大体相当。跨省跨区输电能力将由2030年的5亿千瓦提升至2060年的10亿千瓦，其中绝大部分为新能源。
(三)支撑新能源发展的储能技术和应用
储能在高比例新能源电力系统中承担三大功能：一是保障电网运行安全，应对系统电力电子化和抗扰动能力下降，需要具备毫秒级响应的储能；二是促进新能源消纳，应对光伏等日内调节需求，需配置日内储能；三是保障电力供应安全，应对极端天气及7天以上预测偏差，需要具备跨日及以上的长时储能。
新型储能是提升电力系统灵活性的核心资源，能够覆盖从秒级到跨季的多尺度平衡需求。新能源渗透率提升后，系统对储能需求快速增长。IEA测算显示，变动性可再生能源(VRE)占比15%时，储能在调节资源中占比不到1/10,而当占比升至40%时，储能比重提升至约1/3。同时，长时储能需求愈发突出。通常认为10-100小时的储能属于长时储能，主要包括抽水蓄能、压缩空气、热力电池和金属空气电池等新兴技术。氢能在全球范围内受到广泛关注，但大多数长时电池技术仍处于试验或早期商业阶段。目前，中国跨省跨区输电能力较强，火电灵活性改造也提供了部分调节，但更高比例新能源发展仍需突破长时储能技术。
国际实践展现了新型储能的多场景价值。美国加州2018-2024年电化学储能装机从500 MW增至13200 MW,有效支撑光伏快速增长并减少弃电。苏格兰通过独立储能电站促进海上风电外送和系统稳定。澳大利亚社区共享电池不仅降低用户峰段电费，还减少午间光伏弃电并提升供电可靠性。
中国已开展新型储能商业模式探索，包括“电量电价+容量电价”“现货市场+辅助服务市场”等，但尚未形成国家层面的市场化价格机制，储能发展能力与绿色转型需求不匹配。
未来应分阶段构建新型储能体系。近期，聚焦日内调节，依托锂电、压缩空气等技术，在新能源电站、基地配建、电网关键节点和配电网开展应用。中期，实现长时储能技术突破，满足跨日调节，以机械储能、热储能和氢能为重点，攻克10小时以上储能瓶颈。远期，形成储电、储热、储气、储氢等多类型协同体系，支持电力系统跨季节平衡，显著提升灵活性和效率，为高比例新能源发展提供坚实支撑。
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