2月6日，全国新能源消纳监测预警中心公布2025年各省区新能源并网消纳情况。整体看，虽然去年国内风电和光伏发电利用率整体保持在94%以上较高水平，但在“十四五”期间首次跌破全年95%利用率，风电利用率为94.3%、光伏发电利用率为94.8%。

　　具体到各省区，2025年青海、西藏、新疆、甘肃四地的光伏发电利用率跌破90%，其中西藏以64.9%的利用率居于末位；风电利用率方面，西藏也以68.6%的利用率“垫底”，而全国其他省区则普遍在90%以上。

　　“在风光装机和发电量快速增长的同时，新能源消纳持续面临压力。”在近日召开的光伏行业2025年发展回顾与2026年形势展望研讨会上，国家发改委能源研究所研究员时璟丽表示，2025年全国风光等效利用小时数呈下降态势，其中风光资源最好的西北地区，消纳压力最大，该地去年风电、光伏等效利用小时数分别为1606、944，低于全国同期2031、1090水平。

　　在“双碳”目标下，“十四五”期间国内风光年度新增发电装机持续处于“亿千瓦级”高位。2025年，全国风电、光伏新增装机超过4.3亿千瓦，累计装机规模首次超过火电，突破18亿千瓦，较“十三五”末增长2.4倍。新能源发电装机比重也从2020年底的25.7%提高至2025年底的48.5%。

　　“随着新能源尤其是光伏装机规模和占比快速提升，其发电的随机性、波动性与间歇性，使电力系统消纳压力不断加剧。”国网能源研究院新能源研究所所长代红才在研讨会上提出，时空分布不均与电源结构同质化，正成为制约新能源消纳的关键瓶颈。

　　代红才解释称，在时间分布上，弃电现象呈现明显的季节性、时段性集中。从日内时段看，全年午间光伏大发时段（10时-17时）新能源弃能电量占比七成以上；季节上，全年春秋季新能源弃能电量占比达2/3。空间分布方面，送受端电源结构同质化严重，传统电力送、受端各省区均规划建设大量新能源，去年风、光投产规模约1:3，导致送受两端新能源出力特性相同，均出现“低谷富裕、高峰无电”情况。

　　展望2026年，中国光伏行业协会预计今年国内新增光伏装机将同比下滑23.8%-42.9%至180GW-240 GW（吉瓦），消纳难是装机增速放缓的核心制约因素之一。

　　中国光伏行业协会顾问王勃华表示，由于分布式光伏管理办法、上网电价市场化改革等政策落地不久，市场存在观望情绪，2026年新增装机量或出现回调。后续随着新能源融合集成发展、绿电直联等配套政策实施效果显现，国内光伏装机量将重回上升轨道，但增速将较“十四五”明显放缓，产业发展将从高速扩张转向高质量稳步增长。

　　面对新能源常态化大规模发展趋势，代红才建议，通过系统侧“挖潜”、发展新业态新模式“开源”等手段应对消纳难题。不过他认为，火电灵活性改造、增配储能提升需求响应等“挖潜”手段，可提升的新能源消纳电量空间有限，且将带来系统成本大幅上升。

　　代红才更看好通过探索新能源利用新场景、拓展新能源利用空间的“开源”手段。其中，绿电直连、零碳园区、新能源集成融合发展均是具体落地方式，且在新能源全面入市背景下，与负荷侧相耦合的新业态也将改善新能源项目整体收益率水平。

　　在行业看来，全国风光年度利用率首次跌破95%并非新能源政策失效的信号，而是政策动态调整、时空和季节性因素及行业快速发展共同作用的结果，需理性看待短期波动，关注政策长期导向与行业适应性调整。

　　“随着新能源渗透率不断提升、电力市场机制不断完善，‘弃电’将成为常态。”代红才认为，弃电并非新能源发展受阻的体现，而是市场出清和系统安全约束共同作用的必然结果。对于市场主体而言，随着新能源全面进入市场，光伏需从市场化报价策略、消纳能力提升、多元市场参与三方面发力，兼顾收益保障与市场竞争力，适配新型电力系统发展要求。