数字储能网讯：在7月30日召开的国家能源局例行新闻发布会上，两个“首次”数据引发关注：今年上半年，煤电发电量占总发电量的比重首次低于50%，可再生能源发电量占比首次超四成。“一增一降”反映出我国电力系统的结构性转变。

随着新能源装机占比快速提升，日益坚强智能的电网连接能源基地与负荷中心，持续优化的并网服务促进新能源消纳，加快完善的全国统一电力市场畅通绿电绿证交易，为新能源高质量发展提供坚实支撑。

新能源开发扩量提质，电网接纳能力持续增强

根据国家能源局发布的最新数据，今年上半年，我国煤电发电量为2.5万亿千瓦时，占总发电量的比重降至49.7%，半年发电量占比首次低于50%；可再生能源发电量约占全部发电量的四成，其中，风电、太阳能发电总量突破1.2万亿千瓦时，约占全社会用电量的四分之一，即全国用的每四千瓦时电中，有一千瓦时电是风光所发。

煤电之“退”，风光之“进”，反映出我国能源结构之变。当全球能源安全不确定性提升，新能源建设加快推进，不仅提升我国能源安全保障能力，更保护环境、改善生态。

以“沙戈荒”为重点的大型风电光伏基地是我国新能源发展的主阵地。截至2025年年底，“沙戈荒”新能源基地累计投产风光装机超过1.5亿千瓦。

新能源“发得出”，安全并网是关键。7月15日，国家第三批“沙戈荒”大型风电光伏基地重点配套送出工程——内蒙古赤峰100万千瓦荒漠风光储基地500千伏送出工程投运。该工程是属地荒漠风光储一体化项目电能汇集、并网外送的枢纽，投运后可全额保障百万千瓦级风光储新能源项目并网消纳，年均外送清洁电能约20亿千瓦时，实现属地风光资源规模化开发、一体化输送、高效化利用，助力荒漠的风光资源转化为源源不断的绿色电能。

在甘肃，750千伏主网架向“沙戈荒”无人区延伸，为新能源大规模开发建设和高比例消纳提供支撑；在宁夏，当地构建起以750千伏变电站为枢纽、330千伏电网为主干的“双环网”结构，同步配套建设“沙戈荒”新能源基地送出工程，打通绿电输送通道；在青海，国网青海省电力公司以源网荷储协同为核心，持续完善电网网架结构，重点补强海南州、海西州清洁能源基地至我国东部负荷中心的网架结构，加快推进各类试点和示范项目落地。

海上风电发电能力强，是可再生能源发展的重点领域。

浙江苍南已建成浙江省首个百万千瓦级海上风电基地，海上风电装机达130万千瓦，5月28日，苍南3号海上风电500千伏送出工程正式开工，浙南地区海上新能源外送通道建设按下“加速键”。江苏盐城凭借沿海资源优势，全力打造千万千瓦级海上风光基地，3月31日，盐城500千伏高荣输变电工程投运，可有力满足沿海风电送出和消纳需求。福建莆田依托平海湾、南日岛等优质风能资源，全市风电总装机已达288.64万千瓦，220千伏天云汇流站、埭头风电220千伏送出工程等先后建成投运，持续提升沿海风电输送能力。

随着近海资源开发逐步趋于成熟，深远海正成为我国海上风电发展的主战场。作为海洋大省，山东海岸线长度约占全国的六分之一，毗邻海域15.86万平方公里，海洋新能源资源丰富。4月7日，国内水深最深、山东省首个深远海海上风电项目——华能山东半岛北L场址海上风电项目实现全容量并网发电。烟台供电公司推行新能源并网“清风暖阳”服务，坚持服务前置、关口前移，持续优化并网管理，提供“一站式”新能源并网服务，保障华能山东半岛北L场址海上风电项目全容量投产。

国家电网公司持续做好新能源配套送出工程建设和并网服务，全面提升新能源并网服务质效。2025年，国家电网公司投资建设的新能源配套接网工程数量和投资占比均超过60%，成为新建项目和新增投资的主体。

除了大型风光基地，分布式新能源也是清洁低碳能源体系的重要组成部分，是构建新型电力系统的关键一环。

近年来，各地有序布局分布式光伏。截至2025年12月，全国分布式光伏累计装机量达5.3亿千瓦，占光伏总装机量的44.2%。

分布式新能源发展势头强劲，对提升电网承载力提出更高要求。配电网承接分布式新能源并网、承载新型负荷接入。8月3日，国家发展改革委、国家能源局印发《新型电力系统建设“十五五”规划》，提出增强配电网综合承载能力，提升配电网调节能力，支撑9亿千瓦分布式新能源接入及安全稳定运行。

国家电网公司持续强化城乡配电网规划建设，加快打造现代智慧配电网，不断提升配电网承载力、可靠性和电能质量，推动配电网与新能源布局科学衔接。

绿电外送消纳需求提升，立体化调配体系加快构建

随着能源转型深入推进，“沙戈荒”新能源大基地建设与深远海风电大规模开发，新能源不仅要“发得出、并得上”，更要“送得出、用得好”。

特高压输电工程以其大容量、远距离、低损耗的输电特性，成为新能源跨区域输送的关键载体。

在西北，风光资源可开发容量超160亿千瓦，西北电网是我国首个以新能源为装机主体的区域电网。2012年以来，西北地区先后建成11条特高压直流工程，形成了“多通道、多方向、多落点”的电力外送格局，建成我国跨区外送规模最大的区域电网，实现新能源电力规模化外送。

在华北，大同—怀来—天津南1000千伏特高压输电线路工程正在加速建设中。工程投运后，每年可促进超146亿千瓦时新能源电量消纳，相当于节约标准煤约445万吨、减排二氧化碳超1181万吨。同时，华北区域特高压送电能力将提升至2100万千瓦，为京津冀地区高质量发展注入更可靠、更清洁的能源动力。

在横跨西北、华北、东北的内蒙古，“五交三直”8条特高压输电大通道已经建成投运，截至7月12日24时，内蒙古年度特高压外送电量达1146亿千瓦时，其中清洁电量占比30.16%。眼下，内蒙古“六交六直”12项特高压工程建设加快推进，更多新能源电量将从内蒙古送到负荷中心。

“十四五”期间，我国跨省跨区输电能力从“十三五”末的2.7亿千瓦跃升至3.4亿千瓦，增幅超25%。“十五五”时期，特高压将进入“大规模集中建设、高强度创新攻关、高质量转型升级”的新阶段。

《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》提出，“着力构建新型电力系统，全面提升电力系统互补互济和安全韧性水平，优化全国电力流向和跨区域通道布局”。

“十五五”时期，国家电网公司将开工建设一批特高压直流输电通道，持续完善华东、华北、华中、西南特高压交流网架，同步推进直流背靠背、海上风电送出等一批重点工程建设；针对沙漠、戈壁、荒漠大型风光电基地外送需求，加快研发应用特高压柔性直流输电技术，保障清洁能源外送消纳。

“电力高速公路”加快织密，绿电点亮万家灯火。但风光发电“靠天吃饭”，发电量受天气因素影响波动大。如何让新能源“靠得住”？加快推进电力系统调节能力建设是重要手段。

抽水蓄能是技术成熟、经济性优、具备大规模开发潜力的绿色灵活调节电源，是保障电力系统安全稳定运行的重要力量。

今年迎峰度夏期间，国网新源浙江缙云抽水蓄能电站截至目前单日最大发电量861.597万千瓦时、抽水电量1093.608万千瓦时。6月15日至8月2日，机组共发电运行219台次、抽水216台次，充分发挥了抽水蓄能电站调峰、调频、调相、储能等功能，增强了系统调节能力。这座于2025年9月投运的电站，总装机容量180万千瓦，与周边新能源基地构建“风光水储一体化”体系，显著提升新能源消纳水平。

在风光装机超越火电成为全省第一大电源的河南，国网新源河南洛宁抽水蓄能电站全面投产发电，高效消纳各类清洁能源；在风能、光能资源富集的青海，西部装机容量最大的抽水蓄能电站——国网新源青海哇让抽水蓄能电站正在加紧建设中；在风电、光伏等新能源发电量已占供电量50%的辽宁，总投资109.58亿元的国家重点工程——国网新源辽宁大雅河抽水蓄能电站目前处于主体工程施工阶段，正有序进行上水库及地下厂房开挖工作……国家电网公司加快抽水蓄能建设，37座（含已核准）抽水蓄能电站加快推进，在运在建（含已核准）抽水蓄能电站76座，管理装机容量超9500万千瓦，为新能源安全可靠并网提供关键调节支撑，助力新能源消纳。

抽水蓄能加速发展的同时，新型储能发展也步入“快车道”。新型储能响应速度快、调节精度高，已成为促进新能源大规模开发消纳、保障电力可靠供应和提高电力系统安全稳定水平的关键技术装备。

截至6月底，我国已建成投运新型储能装机规模达1.53亿千瓦/3.96亿千瓦时，同比增长61％。新型储能正从示范项目走向规模化应用，为高比例新能源接入电网提供重要支撑。

国家电网公司积极服务新型储能发展，推动完善市场机制，优化调度运行，推进新型储能年利用水平超1000小时。

新能源供需主体活跃，全国统一电力市场日益完善

新能源资源在更大范围内实现更优配置，全国统一电力市场发挥着重要作用。

国家电网公司加快推动建设全国统一电力市场，完善市场规则和机制，基本建成了适应高比例新能源接入的全品种全周期市场体系。

在新能源发展早期，我国对新能源上网电量主要采取保量保价的收购方式，鼓励其快速成长。随着新能源渗透率大幅提升，规模庞大的新能源电量未通过市场化机制形成价格，既不利于电力市场形成真实价格信号，也不利于电力资源优化配置。

2025年1月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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》（以下简称“《通知》”），推动风电、太阳能发电等新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。这标志着我国新能源电价机制从“计划主导”向“市场主导”迈出关键一步。

《通知》实施一年多来，各地纷纷编制本地方案，推动新能源入市有序落地。国家电网公司积极服务新能源全面入市，新能源市场化消纳成效显著——2025年，公司经营区新能源市场化交易电量1.07万亿千瓦时，占新能源发电量的58%、同比提升5.2个百分点。“十四五”期间，国家电网公司经营区累计完成新能源市场化交易电量3万亿千瓦时，年均增长37%。

随着全社会绿色消费需求持续上升，绿电作为新能源市场化交易中的特色交易品类，市场化交易规模也持续扩大。

据首都电力交易中心统计，今年1~4月，北京市绿电市场化直接交易共达成188亿千瓦时，同比增长82.54%，累计减少二氧化碳排放约1500万吨。绿电占北京电力市场化直接交易总量的比重为63.63%，首次超过火电交易规模。

新能源波动性、随机性的特征，对交易周期、报价方式、风险机制提出新要求。各地因地制宜探索创新交易模式，推出多年期绿电合约、跨经营区绿电交易、小时级绿电溯源交易等，适配新能源交易特点。

2025年，北京电力交易中心、广州电力交易中心联合开展了广西、云南送上海月内跨经营区绿电交易，成交电量5270万千瓦时。这是全国首笔跨经营区绿色电力交易，也是北京电力交易中心、广州电力交易中心首次以联合出清方式组织的交易，有力促进了绿色能源在更大范围优化配置，标志着全国统一电力市场建设迈上了新的台阶。

国网江苏省电力有限公司在组织2026年年度交易期间，服务数十家经营主体与山西、内蒙古、新疆、青海、宁夏、甘肃等多个省份的发电企业达成超120亿千瓦时的成交意向；国网江西省电力有限公司试点小时级匹配的绿电交易，2025年组织225家用户与36家新能源企业参与小时级绿电试点交易，累计组织交易电量7亿千瓦时；国网安徽省电力有限公司推动分布式光伏通过聚合方式参与绿电交易，实现分布式光伏调节成本市场化公平分摊，以市场化方式平衡各方利益。

国家电网公司助力绿电绿证交易规模持续扩大，充分发挥市场机制作用，服务经济社会绿色低碳转型。2025年，国家电网公司经营区绿电交易电量2174亿千瓦时，同比增长60%；北京电力交易中心完成绿证交易2.3亿个，折合电量2300亿千瓦时。

从有序并网到应并尽并，从就地消纳到跨省跨区域调配，电网正全面提升对新能源的接纳、配置和调控能力，快速发展的新能源为美好生活增添更多绿意。