饶宏
中国工程院院士，现任中国南方电网公司首席科学家、直流输电技术全国重点实验室主任。长期从事直流输电分析、设计和运行技术研究及应用工作，主持完成11项直流重大工程成套设计，研发我国自主化的直流输电成套设计技术，攻克特大型交直流电网安全运行技术，首创多项特高压柔性直流输电技术，支持和推动南方电网建成“八交十一直”西电东送大通道。获国家科技进步一等奖1项、国家科技进步二等奖1项、省部级科技进步一等奖4项，获何梁何利基金科学与技术进步奖、“国家卓越工程师团队”称号、全国创新争先奖状、IEEE PES Uno Lamm高压直流输电奖。
“应对气候变化，能源转型是核心路径；而构建新型电力系统，是实现‘双碳’目标与能源安全的关键抓手。当前，我国新型能源体系建设已取得历史性成就，但面对高比例新能源接入、电力电子化特征凸显等变革，仍需破解资源禀赋、系统安全等多重挑战。”近日，中国工程院院士饶宏在“2025能源绿色发展大会”上，围绕新型电力系统的发展现状、标志性突破与核心挑战，分享了对我国能源转型路径的深度思考。
数据显示，截至2024年底，我国可再生能源发电装机占比已从“十四五”初期的40%提升至近60%，新能源装机连续多年居世界首位；2025年3月，风光新能源累计装机14.82亿千瓦，首次超过火电装机，标志着我国电源结构正式迈入“以新能源为主导”的新阶段。但与此同时，2024年我国煤炭消费占比仍达53.2%，而从碳达峰到碳中和仅有约30年时间，较欧盟、美国分别缩短40年、13年。作为全球最大的发展中国家，我国将以全球历史上最短的时间完成最高碳排放强度降幅，转型任务的艰巨性不言而喻。
（文章来源 微信公众号：电联新媒 作者：李天娇）
新能源发展：从“量变”到“质变”
饶宏指出，近年来，我国新型电力系统建设已实现多维度标志性跨越，构建了全球最大、发展最快的可再生能源体系，新能源装机容量连续多年居世界第一，标志着我国已成为全球能源转型的重要推动者。
从发展规模看，我国新能源的装机容量与发电能力持续领跑全球。“我国在气候雄心峰会上承诺‘到2030年风电、太阳能发电总装机容量达12亿千瓦以上’，这一目标已提前6年多实现；今年3月，我国新能源装机规模首次超过煤电，成为第一大装机电源。”饶宏表示。数据显示，2025年6月，新能源装机容量进一步增至16.7亿千瓦，超过今年7月16日创下的全国最大电力负荷15.06亿千瓦。其中，南方电网新能源装机容量达2.47亿千瓦，接近南网全网最大电力负荷2.52亿千瓦，这表明新能源已具备支撑电力系统负荷的基础能力。
发电贡献方面，新能源对用电增长的支撑作用同样显著。2024年，新能源新增发电量占全社会新增用电量的57%；2025年上半年，新能源发电量同比增加2470亿千瓦时，超出同期全社会新增用电量（1730亿千瓦时），已成为驱动用电增长的核心力量。
从结构变革看，我国电源体系与电力系统形态正经历深度重塑。一方面，非化石能源占比持续攀升，2024年，我国非化石能源消费占比达19.8%，南方五省区新能源装机占比超37%，非化石能源与新能源装机占比均已超过煤电；另一方面，电力电子化特征成为电力系统“新标识”，直驱式风电、光伏、直流输电、新型储能等设备，均需通过电力电子设备接入电网。目前，“三华”电网电力电子化电源出力占负荷比例已超60%，预计到2030年、2060年，南方电网主网电力电子化电源占比将分别达56%、74%，“沙戈荒”新能源大基地等区域，甚至将形成100%电力电子化的电力系统。
从长远布局看，各类电源与调节资源规划清晰。饶宏指出：“中央对2060年实现碳中和目标提出了明确的量化要求，我国能源体系要实现‘清洁低碳、安全高效’的建设目标，具体包括终端电能消费占比需达70%以上，非化石能源消费占比需达80%以上，清洁能源发电量占比要超过90%。”细分来看，到2060年，水电装机容量达5.4亿千瓦（开发程度80%），核电装机容量约4亿千瓦，新能源装机容量超60亿千瓦。“到2060年，煤电虽逐步向调节性电源转型，但装机规模可能仍需保持在10亿千瓦左右”，饶宏表示。抽水蓄能与新型储能装机容量将分别突破4亿千瓦、达到10~15亿千瓦，其中新型储能“发展潜力极为巨大”。同时，全国西电东送规模将达8亿千瓦，其中新能源电量占比达70%，全面构建起适应“双碳”目标的能源供给与消费体系。
高比例新能源背景下的能源安全挑战
饶宏强调，尽管发展成果显著，但我国新型电力系统仍处于“变革期”，需直面资源禀赋、系统安全、转型节奏等多重挑战——这些挑战既是压力，也是推动技术创新与机制完善的动力。
首要面临的难题是“转型时间紧、能源结构偏煤”的双重约束。作为全球最大的发展中国家，我国计划用约30年时间完成从碳达峰到碳中和的过渡，这一周期远少于欧盟的70年、美国的43年；与此同时，2024年，我国能源消费结构仍存在显著的“以煤为主”的特征——煤炭在能源消费总量中占比达53.2%（约31.7亿吨标煤），化石能源整体消费比重更高达80.2%。
我国能源需求总量仍呈增长态势。2024年，全国能源消费总量已达59.6亿吨标煤，占全球总量的27.7%；有研究预计，一次能源消费总量需到2030~2035年才会进入峰值阶段，峰值规模约为62~68亿吨标煤。这种“以煤为主”的能源结构与“快速减碳”的转型目标之间，仍存在显著张力。
其次是“高比例新能源接入”引发的系统安全风险。随着新能源渗透率提升，系统“三性”（安全性、稳定性、可靠性）问题愈发凸显。据国家电网公司估算，2030年，新能源最大出力约为最大负荷的82%，最小出力仅约7%，日内功率波动超70%；2025年春节期间，云南电网新能源渗透率最高达69%，若不加以控制甚至可达100%，预计2028年云南新能源渗透率将超80%，全年约440小时渗透率达60%以上。这种高波动性将导致系统惯量下降、短路容量降低、宽频振荡风险加大。近十年，全球70%大停电事故与新能源高渗透率/电力电子化因素相关，2025年4月发生的西班牙、葡萄牙大停电事故，再次警示系统振荡等深层问题亟待破解。
最后是“资源禀赋差异”与“调节能力不足”的现实制约。饶宏对比中、美、欧三大经济体指出，我国化石能源资源的技术可开发量中，煤炭仅占全球的11%，石油仅占2%，天然气仅占1%。2023年，原油、天然气进口比重分别接近73%、44%。与之相对，我国太阳能、陆上风能利用率仅为0.2%、5%，虽蕴含巨大开发潜力，但要转化为实际供给仍需时间。同时，系统调节资源仍存在短板：当前煤电虽仍是“压舱石”，但深度调峰能力不足；新型储能虽发展迅速（2024年底装机规模为7376万千瓦，占全球近2/3），但规模化调度与盈利机制仍需完善；负荷侧响应能力尚待挖掘（预计2060年需求侧响应超4亿千瓦，目前仍处培育阶段）。
“技术+机制”双轮破局路径
《“十四五”现代能源体系规划》指出：“我国能源发展仍面临需求压力巨大、供给制约较多、绿色低碳转型任务艰巨等一系列挑战，应对这些挑战，出路就是大力发展新能源。”饶宏表示，应通过技术创新、机制优化、规划协同，推动新型电力系统从“建起来”向“强起来”转变。
从技术与资源端看，核心是持续释放新能源潜力，完善多元调节资源体系。一方面，加快“沙戈荒”新能源大基地建设（当前规模已超9000万千瓦），推进藏东南金沙江上游、澜沧江上游、雅鲁藏布江下游等区域的水电开发，扩大沿海核电布局，同时提升风电、光伏的开发效率与利用水平——当前我国新能源利用率已稳定保持在95%以上；另一方面，强化储能与需求侧调节能力，推动新型储能2027年装机达1.8亿千瓦、2030年达2.4~2.9亿千瓦，完善抽水蓄能技术迭代（如地下电站、变速机组），同时通过虚拟电厂、可控负荷等模式挖掘需求侧响应潜力，提升用户参与电力系统调节的积极性。
从系统运行端看，需聚焦“高比例新能源消纳”，创新调控模式。饶宏强调，我国95%的新能源将通过电力系统实现终端利用，因此“构建有更强新能源消纳能力的系统”是新型电力系统建设的关键任务。从“以新能源为主体”，到“新能源占比逐渐提高”，再到“有更强新能源消纳能力”，政策导向的演进体现了对系统适配性的重视。具体而言，调度机构需科学制定运行细则，明确新型储能、煤电等调节资源的运行方式与调用区间，确保电站完成相关性能与涉网试验，具备多类型调节能力；同时，需通过技术创新破解电力电子化带来的系统问题，例如提升惯量支撑能力、抑制宽频振荡，保障电力系统安全稳定运行。
从机制与规划端看，要强化顶层设计与区域协同。饶宏指出，各地能源主管部门应坚持规划引领，科学测算调节能力缺口，统筹新型储能、抽水蓄能与煤电灵活性改造等调节资源的规模化布局。例如，2025年云南电网新能源渗透率已达69%，需通过省级层面调控避免无序超配。同时，需加快完善电力市场机制，推动新能源参与全时域交易。他特别指出，煤电作为“压舱石”的定位在短期内不会改变，需通过“增容控量”策略，与储能形成“传统电源保安全、新型储能提灵活”的协同格局。
“新型电力系统正经历百年来电力技术的重大变革，需正视高比例新能源与电力电子化带来的挑战，也需把握电力电子设备控制灵活的机遇。”饶宏总结道。当前我国已迈入以新能源为主导的电力系统新阶段，未来需以技术突破应对安全挑战，以机制创新释放市场活力，最终实现“能源安全”与“低碳转型”的协同，为全球能源绿色发展提供中国方案。
