“十五五”时期我国新能源产业高质量发展的战略思考
2025年09月02日•新闻资讯
在“十五五”时期，我国新能源产业需以技术创新为核心驱动力，构建涵盖“风光水火核”与“发输储用造”的全产业链体系，重点突破储能技术瓶颈，完善市场机制，推动源网荷储协同发展，形成高质量发展的战略路径。以下从战略背景、核心任务、实施路径三个维度展开分析：
一、战略背景：新能源产业进入高质量发展新阶段
1. 产业规模全球领先
截至2024年底，我国光伏、风电新增装机量分别同比增长28%、6%，新能源汽车销量达1287万辆，同比增长36%。2025年上半年，新型储能装机规模达9491万千瓦，较2024年底增长29%，占全球总装机比例超40%。产业规模持续扩大，但区域发展不均衡问题突出，东部沿海装机容量大，中西部相对滞后。
2. 政策驱动转向市场驱动
国家政策从“规模扩张”转向“质量优先”，2025年出台《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》等文件，强调通过市场机制优化资源配置，推动新能源从“政策依赖”向“内生增长”转型。
3. 技术迭代与产业升级需求迫切
锂电池储能技术迈入“500Ah+”大容量时代，但系统成本仍占新能源并网成本的17%；液流电池、压缩空气储能等长时储能技术尚未规模化应用；新能源发电的间歇性导致电网调峰调频需求激增，亟需构建源网荷储协同体系。
二、核心任务：破解高质量发展三大矛盾
1. 技术矛盾：储能成本与系统稳定性的平衡
• 现状：锂电池储能度电成本仍高于抽水蓄能，液流电池、固态电池等新型技术尚未突破商业化瓶颈。
• 目标：到2030年，将储能系统成本降低至当前水平的50%，实现长时储能技术（如压缩空气储能）效率突破70%。
• 路径：
• 加快液流电池、锌铁液流电池等国产化材料研发，提升产业链自主可控能力；
• 推广“构网型储能”技术，通过模拟同步发电机特性，主动参与电网调节，解决孤岛问题。
2. 市场矛盾：新能源消纳与电网安全的协同
• 现状：2024年弃风弃光率达5%，部分油田分布式新能源场站因收益问题未能如期落地消纳项目。
• 目标：到2027年，实现新能源发电利用率超95%，构建“本地消纳+调峰储能+电力外送”一体化模式。
• 路径：
• 完善绿电交易市场，推动新能源企业与用户侧签订中长期合约，规避价格波动风险；
• 建设智能有源微网，结合电网运行方式与网架结构，实现区域内网荷双向平衡。
3. 区域矛盾：中西部资源开发与东部消纳的衔接
• 现状：中西部地区风光资源丰富，但本地消纳能力有限；东部负荷中心依赖跨区输电，存在“窝电”与“缺电”并存问题。
• 目标：到2027年，中西部新能源装机占比提升至60%，形成“沙戈荒大型基地+零碳园区”一体化发展模式。
• 路径：
• 加快特高压输电通道建设，提升跨区外送能力；
• 在中西部布局氢能、绿氨等产业，将新能源转化为可存储、可运输的化学能。
三、实施路径：构建“技术-市场-区域”协同体系
1. 技术创新：突破储能与并网技术瓶颈
• 储能技术：重点发展液流电池、压缩空气储能等长时储能技术，攻克质子交换膜、双极板等关键材料国产化率低的问题。
• 并网技术：推广“储能+电力电子”跨代升级方案，研究储能配置类型与比例，合理适应调峰、调频需求。
2. 市场机制：完善绿电交易与价格形成体系
• 绿电交易：扩大新能源参与电力市场比例，推动绿证交易与碳市场衔接，提升新能源环境价值折现能力。
• 价格机制：建立“容量电价+电量电价+辅助服务电价”的三部制电价体系，保障新能源企业稳定收益。
3. 区域协同：推动中西部基地化开发与东部智能化消纳
• 中西部：建设“风光水火储一体化”大型基地，结合氢能、绿氨产业，实现资源就地转化。
• 东部：布局智能有源微网、虚拟电厂，通过需求响应、负荷聚合等手段，提升电网灵活性。
4. 国际合作：参与全球新能源标准制定
• 加入国际能源署（IEA）、彭博新能源财经（BNEF）等机构，推动中国新能源技术标准国际化；
• 在“一带一路”沿线国家建设新能源合作项目，输出中国技术与管理经验。
四、战略保障：强化政策、金融与人才支撑
1. 政策保障：制定《新能源产业高质量发展条例》，明确储能技术路线图、绿电交易规则等核心条款。
2. 金融支持：鼓励银行、风险投资机构设立新能源专项基金，重点支持智能汽车、固态电池、氢能等新兴领域。
3. 人才培育：在高校增设储能科学与工程、新能源系统管理等专业，培养跨学科复合型人才。
