“十五五” 规划深度影响：光伏、风电、储能的规模跃迁与价值重构
“十五五” 规划围绕新型能源体系建设，构建了 “目标引领 + 技术突破 + 机制保障” 的三维支撑体系，为光伏、风电、储能划定清晰发展路线。
在目标设定上，规划提出 2030 年可再生能源消费量达 15 亿吨标煤以上，其中光伏、风电作为主力电源承担核心增量。具体来看，光伏装机容量预计突破 20 亿千瓦，年发电量占比超 15%；风电五年累计新增装机目标达 6 亿千瓦，年新增装机稳定在 1.2 亿千瓦水平；新型储能则明确 2027 年装机规模达 1.8 亿千瓦以上，带动直接投资约 2500 亿元。这一系列量化指标形成了 “非化石能源为主导” 的硬约束，倒逼三大领域加速发展。
政策布局上，规划突出 “系统协同” 思维，将光伏、风电、储能纳入 “源网荷储算一体化” 整体框架。通过推进第三批沙戈荒大型基地、海上风电深水区项目建设，强化风光规模化开发基础；同时以《新型储能规模化建设专项行动方案》为抓手，推动储能从 “配套设施” 向 “独立能源资产” 转型，形成 “风光强供给、储能保稳定” 的协同格局。
规划推动光伏产业在规模扩张的同时，实现技术、场景与市场的多维突破，巩固全球领先地位。
规模增长呈现 “集中式与分布式并举” 特征。集中式领域依托 “沙戈荒” 等大型基地建设，保障基础增量；分布式则借助 “千家万户沐光行动” 与整县推进政策，加速渗透城乡场景。预计到 2030 年，分布式光伏在总装机中的占比将从当前 40% 提升至 50% 以上，形成 “基地外送 + 本地消纳” 的双轮驱动模式。广东、江苏等负荷中心已试点 “绿电直连” 模式，通过分布式光伏满足企业就近用能需求，降低输电损耗。
技术创新聚焦高效化与低成本化。规划将钙钛矿叠层电池列为重点攻关方向，支持企业突破中试瓶颈。天合光能已累计申请相关专利近 500 件，其钙钛矿 - 晶体硅叠层电池中试线效率较传统组件提升 4 个百分点以上，若实现量产，有望将度电成本再降 10%-15%。同时，薄膜光伏、低温高效组件等技术研发加速，适配高纬度、建筑一体化等多元场景，进一步拓展应用边界。
场景融合催生新业态。“光伏 + 农业”“光伏 + 畜牧” 等复合开发模式解决土地资源约束问题，光伏建筑一体化（BIPV）成为新建公共建筑标配。在数字经济领域，光伏与数据中心的融合更具亮点，“东数西算” 工程明确要求提升新能源消费占比，推动 “绿电 + 算力” 一体化发展，为光伏开辟万亿级新兴市场。
规划推动风电产业从 “资源开发型” 向 “系统引领型” 深化，海上、沙戈荒、低风速三大主战场齐发力，同时拓展多元应用场景。
规模化开发聚焦重点区域。海上风电向深远海突破，依托广东、福建等沿海省份的资源禀赋，推进漂浮式风电试点与项目建设，目前我国海上风电装机规模已占全球一半以上，“十五五” 期间将进一步巩固优势地位。沙戈荒地区重点布局大型风电基地，与光伏协同形成 “风光互补” 项目，提升电力输出稳定性。低风速地区则通过技术升级挖掘潜力，适配中东部丘陵地带的开发需求。明阳智慧能源等企业已完成三大主战场的技术与产能储备，为年新增 1.2 亿千瓦目标提供支撑。
技术升级聚焦大型化与智能化。风电单机容量持续突破，15MW 以上机组成为海上项目主流，陆上机组也向 8MW + 升级，通过规模化效应降低单位造价。数字化技术深度融合，金风科技等企业开发的智能运维系统，可通过 AI 算法预测设备故障，将运维成本降低 20% 以上。此外，风电与氢能、氨能的耦合技术加速落地，在 “三北” 地区试点 “风电制氢” 项目，为工业领域提供绿氢原料，拓展非电消纳路径。
市场化机制完善提升收益空间。规划推动风电全面进入电力市场，通过中长期合约、现货交易与辅助服务市场多重收益渠道提升项目经济性。在江苏、内蒙古等试点地区，风电参与调峰辅助服务的收益已占总收益的 15%-20%，随着电价峰谷差进一步拉大，这一比例有望持续提升。
规划将储能定位为新型电力系统的 “灵活性核心”，推动其实现规模扩张与质效提升的双重目标，完成从配套设施到市场主体的身份转变。
规模增长迎来爆发期。根据《新型储能规模化建设专项行动方案》，到 2027 年全国新型储能装机将达 1.8 亿千瓦以上，较 2025 年 6 月底的 9491 万千瓦实现翻倍增长。技术路线呈现 “多元并进” 格局：锂离子电池凭借成熟度优势占据主流，全钒液流电池在长时场景加速应用（大连融科系统效率达 78%），压缩空气储能则依托盐穴资源布局大型项目（中储国能 300MW 项目实现 8 小时放电）。此外，重力储能、二氧化碳储能等前沿技术加快试点，形成多技术备份体系。
市场化转型是核心突破。规划明确推动储能从 “强制配储” 转向 “按需配置”，建立健全容量电价、辅助服务补偿等机制。2025 年 1 月印发的《关于深化新能源上网电价市场化改革的通知》，允许储能作为独立主体参与电力现货、辅助服务等各类市场交易。在广东、山西等试点地区，储能通过 “现货套利 + 调峰补偿 + 容量租赁” 模式，IRR（内部收益率）已提升至 8%-10%，投资回收周期缩短至 6 年以内。
场景融合拓展应用边界。“储能 + 虚拟电厂” 成为重要方向，2025 年 3 月印发的《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，明确储能在聚合资源、参与调度中的核心作用。在交通领域，V2G（车网互动）技术试点落地，新能源汽车动力电池通过储能系统实现 “错峰充放电”，既降低车主成本，又为电网提供调峰服务。此外，储能与氢能的耦合项目增多，通过 “储电制氢”“氢电转换” 实现跨季节储能，提升能源系统韧性。
规划通过深化体制机制改革，破解三大领域发展瓶颈，构建 “政策引导 + 市场驱动” 的长效机制。
电力市场化改革持续深化。新能源全面入市成为常态，形成涵盖年度、月度、月内的全周期交易体系。绿电交易规模快速扩张，2024 年交易量达 2336 亿千瓦时，同比增长 235.2%，且中国绿证已获得 RE100 无条件认可，为光伏、风电开辟国际价值通道。容量电价机制的建立则为储能提供稳定收益，与辅助服务、现货交易形成 “三位一体” 收益结构。
产业链安全与创新体系完善。规划强调核心技术自主可控，针对光伏银浆、风电轴承、储能隔膜等 “卡脖子” 环节加大攻关力度。工业和信息化部已发布 20 余项光伏组件碳足迹标准、27 项动力电池标准，完善产业规范引导。同时，绿色金融政策加码，《银行业保险业绿色金融高质量发展实施方案》明确对风光储项目提供全生命周期信贷与保险支持，降低企业融资成本。
碳市场与能源市场联动强化。规划扩大碳排放权交易市场覆盖范围，将电力、钢铁等行业纳入管控，推动企业通过采购绿电、投资储能降低碳成本。在江苏、山东等地区，已试点 “绿电 + 碳配额” 抵扣机制，光伏、风电项目产生的绿电可折算为碳减排量，进一步提升环境价值。
三大领域在规划实施中仍面临多重挑战，需通过技术突破与政策协同破解。光伏面临分布式并网消纳压力与组件回收难题，需加快智能配电网建设与循环利用技术研发；风电存在深远海施工成本高、运维难度大等问题，需完善海缆、桩基等核心装备产业链；储能则受限于长时技术成本高、标准不统一，需加大全钒液流、压缩空气等技术的规模化应用支持。
对此，规划已明确应对路径：通过特高压输电通道建设提升跨区域消纳能力，建立新能源消纳责任权重考核机制；设立深远海风电技术专项基金，推动施工装备国产化；加快储能标准体系整合，建立 “国家 - 区域 - 省级” 三级协同监管机制。企业层面则需聚焦技术创新与模式创新，如光伏企业布局回收产业链，风电企业研发漂浮式平台，储能企业探索 “多市场参与” 商业模式。
