全球新能源发电高速发展，但一味的高速导致短中期现实问 题显现。
2010 年以来，全球新能源发电高速发展。自 2010 年以来，全球风电与光伏 发电呈现爆发式增长，成为能源转型的核心驱动力。截至 2024 年，全球风 电和光伏发电装机分别达到11.3亿、18.7亿千瓦，合计占全球总装机的31%； 风电和光伏发电量分别达到 2112、2497 万亿瓦时，合计占全球总发电量的 15%。
新能源发电间歇性强、波动大，必须依赖强大的电网调度与储能系统支持。 由于风电、光伏发电受气候、天气、昼夜、季节等因素的影响，出力存在一 定随机性、波动性、间歇性以及反调峰性，需依赖灵活调节电源（如煤电、 储能、抽水蓄能）和电网系统支持。全球多地由于电网基础设施老化、区域 调度能力薄弱，以及储能系统缺位等问题，使得电力系统难以有效吸收和利 用新增清洁能源，造成了“电量增长”与“电力可用性”之间的严重脱节。
以中国为例，新能源发电的快速发展正面临日益严峻的消纳压力。2023 年 以来中国风电与光伏利用率均呈显著下降态势，风电利用率从 2023 年以前 的 97%左右降低至 2025 年 1-3 月的 93.4%，光伏利用率从 98%浮动降至 93.8%。风光发电利用率较低的区域主要集中在资源丰富的三北区域（东北、 华北、西北），2025 年 1-3 月风光发电利用率小于 95%，消纳压力凸显。
西班牙和葡萄牙新能源发电占比过高，2025 年的缺电正是新能源带来的电 网严峻挑战：为了在 2050 年前实现《巴黎协定》的气候目标，欧洲乃至世 界各国都制定计划、出台政策，推动能源转型。2024 年，西班牙的可再生 能源占全国所用电力的 56%，创下历史新高。根据《国家综合能源和气候计 划》，到 2030 年，西班牙可再生能源将占总发电量的 81%，并计划逐步淘 汰核电和燃煤发电。同样，葡萄牙也掀起了绿色革命。葡萄牙 2020 年通过 了《2030 年国家能源和气候计划》，2021 年提前两年实现关闭火电厂的目 标，并计划提前 4 年在 2026 年实现可再生能源占全国所用电力 80%的目 标。2023 年，葡萄牙政府制定了 2030 年可再生能源电力从 80%提高到 85% 的目标，可再生能源占最终能源消费总量从 47%提高到 49%。 西班牙和葡萄牙的新能源发电比例非常高，这种高渗透率使电力系统的稳 定性面临严峻挑战。此外，西班牙和葡萄牙的电网高度一体化，而与欧洲其 他地区的连接较弱，被称为“能源孤岛”。因此，当西班牙发生电力故障时， 葡萄牙也难以幸免。同时，他们的电力市场对外部电力支援的依赖程度低， 且有限的跨境线路输送功率有限，难以缓解失电危机。
储能滞后和老旧电网限制新能源电力发展。1）储能滞后。全球储能系统发展滞后已成为制约新能源电力规模化应用的核心瓶颈。风 能与太阳能作为主流清洁能源，其发电具有明显的时间和地域波动性，需要 依托灵活调度与储能设施进行平衡管理。然而现实中，大多数国家尚未建立 起足够的储能能力以应对这一挑战。2024 年全球风电和光伏新增装机达 567GW（太阳能 453GW、风能 114GW），而储能新增仅 83GW。截至 2024 年底，全球储能累计装机 372GW，仅为风光总装机（2999GW）的 12.4%， 远低于国际能源署（IEA）建议的 20%安全阈值，这种失衡导致电网调节能 力不足。 以欧洲为例，2024 年春季西班牙和葡萄牙太阳能并网高峰期间，由于储能 系统响应不足，叠加本地调度系统配置滞后，导致长达十小时的电压频率失 衡，最终引发区域大停电，影响超过 2000 万人。2025 年 4 月西班牙、葡萄 牙因储能仅占新能源装机的 8%，遭遇欧洲史上最严重停电，5000 万人受 影响，经济损失 16 亿欧元，暴露出高比例可再生能源电网的脆弱性。
高成本制约新型储能发展。过去十年，以锂电池为代表的新型储能成本持续 下降，但随着生产工艺不断成熟，锂电池规模化量产的降本空间逐渐收窄， 降本速度逐年趋缓。目前，市面上一般储能企业的度电成本在 0.5 元左右， 与火电灵活性改造、抽水蓄能等常规电力系统灵活性资源相比其竞争力依 然不足。除锂离子电池外，钠离子电池、液流电池、压缩空气储能、重力储 能等技术成本普遍偏高，距离商业化应用仍有较大差距。受制于电池成本与 投资回报率问题，许多国家（尤其是发展中国家）难以开展规模化储能部署。
2）老旧电网。电网系统陈旧落后，难以适应新能源大规模并网与现代用电模式。除储能 能力不足外，输配电网络自身老化亦成为新能源发展的“天花板”。大量输电 线路建于上世纪中后期，设计标准远低于当前高波动、双向输电的要求。以 美国为例，约 70%的输电线路服役年限超过 25 年，其中不少关键线路已接 近设计寿命。IEA 在其 2023 年《Grid and Energy Security》报告中指出，若 不进行系统性升级，美国电网将难以承载 2030 年清洁能源占比目标。此外， 区域电网之间互联能力弱也是一大短板。例如，德州因电网独立运行，2021 年冬季暴雪期间大量风电停摆无法外调，最终导致数百万人断电。类似的问 题在印度、巴西、印尼等新兴经济体更为普遍，形成“电厂有余、用户无电” 的典型错配格局。当前全球电网投资仅约每年 4500 亿美元，距离 IEA 建议 的 8000 亿美元/年的可持续投资水平仍有巨大缺口。
清洁能源政策与电网规划脱节，制约能源转型协同效率。当前不少国家在 推动清洁能源发展过程中，存在政策部署与电网承载能力不匹配的现象，形 成“先装机、后接入”的被动局面。例如，多个国家推出光伏装机补贴政策， 带动装机量暴增，但由于审批、接入、消纳等环节滞后，大量项目长期处于 “建而不发”状态。以印度为例，截至 2023 年，已有超过 18GW 太阳能项 目因无法及时完成接入系统而闲置。同样在欧美，社区级分布式能源接入电 网审批周期平均超过 6 个月，严重滞后于投资节奏。这种缺乏统筹的推进方 式不但影响新能源投资收益，也容易造成供电系统结构性紊乱。IEA 呼吁， 未来能源规划应由“电源中心”转向“电网中心”，实现“源-网-荷-储”一 体化统筹，增强系统整体效率与灵活性。
