2025年9月24日，习近平总书记在联合国气候变化峰会上宣布中国新一轮国家自主贡献，其中与能源相关的要求是，到2035年：
中国全经济范围温室气体净排放量比峰值下降7%~10%；
非化石能源消费占能源消费总量的比重达到30%以上；
风电和太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦；
新能源汽车成为新销售车辆的主流；
全国碳排放权交易市场覆盖主要高排放行业，气候适应型社会基本建成。
一、能源消费规模与结构
2024年，我国全社会能源消费总量约59.6亿吨标准煤，同比增长4.2%。
2024年，非化石能源占能源消费总量的比重较上年提高1.8个百分点，煤炭和石油比重分别下降1.6个百分点和0.5个百分点，天然气占比微增0.3个百分点。
煤炭占比53.7%，相当于32亿吨标煤；
石油占比17.8%，相当于10.6亿吨标煤；
天然气占比8.8%，相当于5.24亿吨标煤；
非化石能源占比19.7%，，相当于11.76亿吨标煤。
2024年我国的总发电量：
全口径发电量：10.09万亿千瓦时（国家统计局数据），同比增长6.7%，占全球30%以上。其中：
火电：6.37万亿千瓦时（占比63.2%），仍是主力，但增速放缓至1.7%。
其中，清洁能源：
水电1.43万亿千瓦时（占比14.1%，同比增长10.9%）；
风电9970亿千瓦时（占比9.9%，同比增长12.5%）；
光伏8390亿千瓦时（占比8.3%，同比增长43.6%）；
核电4509亿千瓦时（占比4.5%，同比增长3.7%）；
风光合计发电量：1.84万亿千瓦时，接近第三产业全年用电量。由于新能源年度新增装机3.73亿千瓦，年度总装机量为14.5亿千瓦，假设年度平均装机容量为12.5亿千瓦，那么等效发电小时约为1470小时。
2025年8月底发电装机结构：
水电4.42亿千瓦（占比11.1%，同比增长3.2%）；
火电14.94亿千瓦（占比30.2%，同比增长48.5%）；
风电5.79亿千瓦（占比15.7%，同比增长22.1%）；
光伏11.17亿千瓦（占比15.7%，同比增长43.6%）；
核电6094万千瓦（占比1.6%，同比增长4.9%）。
二、新能源2035年发展目标及路径
基于目标1的电量增长：
新能源替代存量化石能源
2024年全球碳排放378亿吨，中国碳排放126亿吨，假设未来不再继续增长，那么7-10%的减排目标意味着要减少9-12亿吨的二氧化碳排放，相当于要减少3-4亿吨标煤的消费，折算成新能源发电量的话，也就是约为1万亿kWh-1.4万亿kWh左右。也就是为了减少碳排放，至少需要新增1-1.4万亿kWh以上的非化石能源发电，从而替代现有的存量化石能源消费。取平均值时，剩余的化石能源消费相当于44.3亿吨上下。
基于目标2的电量增长：
存量与增量并存导致的新能源增长
假设非化石能源消费占能源消费总量的比重达到30%，相当于在2024年的基础上增加10个百分点。
如果非化石能源消费达到30%，意味着相当于44.3亿吨标煤的化石能源消费占总量的70%，因此预估未来的总能源消费量约为63.3亿吨，非化石能源占比为19亿吨标煤左右，折算为发电量约为6.3万亿kWh。
作为非化石能源的水核风光，2024年累计发电量约为3.72万亿kWh，如果2035年非化石能源发电量需要增至6.3万亿kWh以上，那也就是增加约2.6万亿kWh发电量。
在雅江集团投成发电前，水电很难大规模增长，假设2035年发电量为1.5万亿kWh；如果核电装机规模达到1亿kW，那么预计发电量可以增加到0.7万亿kWh。因此相比2024年，如果非化石能源占比为30%，那么风光为主的新能源发电量至少需要再增加2.3万亿kWh，达到或超过4.1万亿kWh；届时新能源发电占全部发电的33%上下。
综上所述，2035年新能源发电装机增长一部分来源于碳中和导致的替代存量化石能源；更大的部分来源于能源消费总量导致的自然增长。
目标3要求的容量增长：
容量增长与电量增长的相关性
风电和太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦。按照这一口径，相当于新能源装机相比当前的17亿千瓦，需要增加约19亿千瓦。2024年的新能源等效发电小时约为1500小时，预计2035年的新能源等效发电小时为1200小时附近。
如果2035年的新能源等效发电小时依然保持在1500小时附近，那么新增发电量约为2.85万亿kWh，对应的非化石能源发电量约为6.85万亿kWh，折算为标煤相当于22.8亿吨，也就是非化石能源占比达到1/3上下。届时，新能源发电量占全部发电量的35%左右。
三、新能源发展目标实现的关键支撑
规划输电网络
提升新能源远距离输送能力
受资源分布影响，相当一部分新能源还是在风光资源富集的西北、华北地区，而负荷比较多的在东、中部地区，因此远距离输电线路规划与建设对于新能源送出大省的规划发展依然至关重要。
强化配电网络
支撑新能源本地消纳模式创新
由于新能源不具备规模经济性，在风光资源和土地资源具备条件的地区，规划发展新能源并实现在园区层面就近消纳，既能够降低远距离传输的网损，同时又可以减少输电线路投资和过网费，无疑更具经济性。
因此需要持续强化配电网络，支撑绿电直连、零碳园区等多种形态的新能源就近消纳模式，激发局部地区内源网荷储的自平衡。
完善电力市场
激活大量灵活性资源参与调节
虽然可调节性受到很多因素的刚性限制，但经济刺激不足也是影响积极性的一个重要方面。电力现货市场对于刺激发、用两侧的可调节性资源可以起到非常大的作用。在全国统一电力市场初步建成后，需要通过理顺中长期交易，实现中长期与现货的有效衔接，允许现货价差放大等措施，持续合理化价格信号，引导多种资源主导参与调解、平衡。
完善市场价格形成机制
实现新能源合理回报
新能源全面入市已经是箭在弦上，要鼓励新能源发展还需要保证它们实现合理回报，虽然当前136号文明确了机制电量、电价等保障措施。但是在中长期交易、现货交易、容量补偿等方面还存在一些与新能源发展不相适应的地方，有待继续完善。
新能源企业经营转型
实现以市场为中心的投产销
新能源发展所需要的市场价格、供需信息需要加大积累与供给，从而促进新能源投资决策的有效量化，确保新项目的合理性。在建成后，新能源企业需要以市场为核心持续完善内部的生产、营销、交易流程，实现业务贯通、技术升级，支撑市场化条件下的灵活经营与高频交易。
雄关漫道真如铁 而今迈步从头越。
在提前6年完成上一轮新能源发展目标之际，我们国家又设定了更高的发展要求，高水平基础上的发展无疑具有更大的调整。但这其中也蕴含了巨大的机遇，随着新能源装机量的持续发展，我们将成为事实上的电力王国，电力行业在迎来自身新一轮发展的同时，也将成为国家工业和社会的发展的坚强基础。
