GCNR研报 | (下)国际可再生能源署《2026年可再生能源装机容量统计》解读随着可再生能源在全球能源体系中的占比持续提升，能源安全的内涵正在发生结构性变化。传统以化石能源为主体的能源体系，其稳定性依赖跨境资源流动与运输通道安全，一旦关键通道受阻或地缘政治关系发生波动，能源价格与供给便会迅速受到冲击。进入2026年，中东局势持续紧张，红海与霍尔木兹海峡等关键能源通道风险上升，再次放大了这一体系的脆弱性。在以天然气为边际定价基础的电力市场中，燃料价格上升将直接传导至电价，进而影响终端用能成本。尤其是在欧洲、日本和部分东南亚国家，电力价格对进口天然气依赖度较高，其波动性在能源危机期间已得到验证。但与以往不同的是，本轮地缘冲击发生时，全球能源体系的新增结构已经发生实质性变化。2025年全球新增电力中，可再生能源占比达到85.6%，新增规模达692GW，其中绝大部分来自光伏与风电。这意味着，新增供给在很大程度上已摆脱对跨境运输体系的依赖，逐步转向以本地资源为基础的供给模式。从供给属性看，这一变化具有明确的技术与经济基础。与石油和天然气不同，太阳能与风能资源在多数国家均具备开发条件，其利用过程主要依赖设备制造与基础设施建设，而非资源跨境流动。同时，光伏与风电项目建设周期通常在1—2年以内，且具备模块化扩展能力，使其能够在较短时间内形成规模化供给能力。这一特征，使新增能源供给逐步具备“本地化、可复制、可扩展”的结构属性。在此基础上，能源安全的实现路径开始发生转移：从依赖外部资源获取与运输保障，转向依赖本地供给能力与系统运行能力。这一变化不仅体现在供给来源上，更体现为能源安全逻辑的系统性重构。在较长时期内，可再生能源主要被纳入气候治理框架，其核心功能在于减少碳排放。然而，在当前地缘政治不确定性上升的背景下，其功能正在发生实质性转变。2025年新增电力中超过八成来自可再生能源，这一结构意味着新增供给已在很大程度上实现“本地化”。对于高度依赖能源进口的经济体而言，这一变化直接对应于能源安全水平的提升。以欧盟为例，在俄乌冲突后，其能源政策重心明显由气候目标向“气候+安全”双重目标转移，通过加快光伏与风电部署，降低对外部天然气的依赖。类似地，日本与韩国亦在推动可再生能源扩张，以缓解对进口化石能源的依赖风险。因此，可再生能源的角色正在由“低碳工具”转变为“安全基础设施”。其发展不仅关系减排目标实现，更直接影响国家能源供给的稳定性与可控性。能源安全逻辑的变化，还体现在能源系统结构的演进。传统能源体系以集中式电站与长距离输配电为特征，系统对少数关键节点依赖较高，一旦局部发生中断，易引发连锁反应。在以可再生能源为基础的新型电力系统中，这一结构正在发生改变。分布式光伏与风电广泛接入，微电网、区域能源系统及虚拟电厂（VPP）逐步发展，储能系统通过削峰填谷与时段套利提升系统灵活性。以美国加州和得克萨斯州为例，储能系统已形成“白天充电、傍晚放电”的运行模式，通过价格套利降低高峰时段对燃气电厂的依赖，实际削弱了燃气机组在电力市场中的边际定价作用。类似现象亦开始在澳大利亚及部分欧洲市场出现。这种由“单中心”向“多节点网络”的结构转变，使能源系统具备更强的抗冲击能力。在多节点网络中，即使局部供给受扰，系统整体仍可维持运行，从而显著提升能源体系韧性。更深层的变化在于，能源安全的衡量标准正在发生转移。在传统体系中，能源安全主要取决于资源禀赋、运输通道控制能力以及地缘政治影响力。而在以可再生能源为主导的新体系中，决定能源安全的关键变量转向内部能力，包括：换言之，能源安全正在由“外部控制能力”转向“内部建设能力”。这一转变在不同国家间表现出显著差异。中国凭借完整的产业链与快速部署能力，在新增装机中占据主导；美国虽具技术优势，但受政策不确定性影响扩张节奏波动；欧盟则在规则与市场机制方面具有优势，但面临能源成本压力。因此，未来能源竞争的核心，将不再是资源竞争，而是围绕技术体系、产业能力与制度安排展开的综合竞争。随着可再生能源占比持续接近全球电力系统的一半（2025年约49.4%），能源体系所面临的主要风险类型亦发生变化。在传统体系下，风险主要来自外部冲击，如供应中断或价格波动；而在高比例可再生能源体系中，系统内部约束逐步成为主要风险来源。在此背景下，能源安全问题由“供给不足风险”转向“系统平衡风险”。综合来看，2025年新增结构变化与2026年地缘环境叠加，推动全球能源安全逻辑发生系统性转变：第一，新增电力供给已在很大程度上实现本地化，削弱了对跨境运输体系的依赖；第二，能源系统结构由集中式向分布式网络转型，系统韧性显著提升；第三，能源安全核心由资源与通道控制，转向技术与系统能力建设；第四，风险来源由外部冲击转向内部运行约束。因此，可以形成一个明确判断：全球能源安全逻辑正由“通道依赖”转向“能力安全”，其核心已由资源控制转变为本地供给与系统运行能力。随着可再生能源在全球电力系统中的占比接近一半，能源转型正在进入新的阶段。过去，衡量能源转型主要看装机规模和新增速度；但在高比例可再生能源体系下，仅有装机增长已经不足以支撑系统稳定运行。影响能源体系效率与安全的核心变量，正在从“供给规模”转向“系统调节能力、储能配置和电力市场机制”。光伏和风电具有低边际成本优势，但同时也具有明显的波动性。光伏通常在白天集中出力，傍晚快速下降；风电出力则受天气条件影响较大。这使电力系统不仅要解决“有没有足够电源”的问题，更要解决“不同时段电力如何匹配”的问题。随着可再生能源占比提升，电网调度、储能、需求响应、辅助服务和价格机制的重要性同步上升。在传统能源体系中，电力系统的主要矛盾是供给不足，因此扩大装机、增加发电能力是核心任务。但随着光伏和风电大规模接入，系统面临的主要问题开始转变为供需时序不匹配。2025年，全球光伏新增装机约511吉瓦，风电新增约158.7吉瓦，两者合计占新增可再生能源装机的绝大部分。这一结构说明，未来新增电力供给将更多来自间歇性电源。与此同时，2025年新增水电约18.4吉瓦，其中很大部分集中于抽水蓄能，说明调节性电源的重要性正在上升。由此看，能源技术体系正在形成较为清晰的分工：光伏承担规模扩张功能，风电提供结构性支撑，水电和储能承担系统稳定功能，生物质、地热等技术则更多在特定区域和场景中发挥补充作用。这种分工不是人为设计的结果，而是由成本、技术成熟度和系统运行需求共同决定的。在高比例可再生能源体系中，水电和储能的作用已不再只是“补充电量”，而是承担调峰、平滑波动和支撑系统稳定的功能。尤其是抽水蓄能和电化学储能，正在成为新型电力系统中的关键调节资源。新增水电装机主要集中于抽水蓄能项目。储能的作用还进一步延伸到电力市场价格机制。以美国加利福尼亚州和得克萨斯州为例，在光伏出力较高的中午时段，储能系统进行充电；在日落后光伏出力下降、电价上升的晚高峰时段，储能系统集中放电。这种“低价充电—高价放电”的模式，本质上是电力市场套利，通过时间转移减少高峰时段对燃气机组的依赖。这一机制的意义在于，储能不仅平衡供需，还可以减少天然气机组参与边际定价的时段。类似情况已在南澳大利亚州等市场出现，燃气机组决定电价的时间明显下降。也就是说，储能正在从“系统辅助资源”转变为“价格机制影响者”。不同市场的储能发展阶段有所不同。美国和澳大利亚储能已较多参与市场化运行；欧洲仍处于加速布局阶段，但意大利等市场已开始出现储能抑制燃气发电出力的迹象；中国此前多个省份要求新建风电和光伏项目按10%—20%比例配置储能，推动储能快速发展。虽然2025年后强制配储政策有所调整，但在市场化消纳、系统融合和新型电力系统建设导向下，储能仍将从行政驱动逐步转向经济性驱动。传统电力市场普遍采用边际定价机制，即由最后一台满足需求的发电机组决定市场价格。在化石能源体系中，这一边际电源通常是天然气机组，因此天然气价格变化会直接传导至电价。在高比例可再生能源体系中，这一机制面临新的挑战。一方面，光伏和风电边际成本很低，在出力充足时会显著压低电价，甚至造成负电价；另一方面，当光伏下降或风电不足时，系统仍需要天然气等可调节电源补位，电价又可能快速上升。因此，电力市场价格波动会显著加大。为适应这一变化，电力市场正在从单一电能价格机制，逐步转向多元市场机制。除电能量市场外，容量市场、辅助服务市场和灵活性市场的重要性上升，用于补偿储能、备用容量、需求响应和调节资源的系统价值。这意味着，电力市场的定价逻辑正在从“发电成本驱动”转向“系统运行和灵活性价值驱动”。未来，能否让储能、需求响应、虚拟电厂等资源获得合理收益，将直接影响高比例可再生能源系统的稳定运行。天然气价格波动是理解当前电力市场重构的重要切入点。2026年以来，受中东局势和霍尔木兹海峡潜在风险影响，化石能源价格波动加剧。在采用边际定价机制的市场中，天然气价格上涨会直接传导至电力价格，即使系统中已有较高比例可再生能源。欧洲市场对此最为敏感。俄乌冲突后，天然气价格大幅上涨曾显著推高欧洲电价，说明只要燃气机组仍在相当多时段决定边际价格，电力系统就仍会受到天然气价格冲击影响。不同经济体的敏感性并不相同。美国作为天然气净出口国，受国际气价冲击相对有限；中国天然气自给率较高，同时仍保有较大煤电容量和管道气供应，短期冲击相对可控；日本、韩国、东南亚部分国家和欧洲则因进口天然气依赖度较高，更容易受到气价波动传导。在这一背景下，可再生能源扩张的意义进一步扩大。其作用不仅是提供低碳电力，更是通过增加低边际成本电源，减少燃气机组参与边际定价的时间，从而降低电力系统对气价波动的敏感性。储能则通过时间转移，把白天低成本光伏电力转移到晚高峰时段使用，进一步削弱燃气机组的调峰和定价作用。因此，可再生能源与储能的协同发展，本质上构成了一种“价格对冲机制”：通过改变供给结构和调节能力，从系统层面削弱化石能源价格波动对电力市场的冲击。总体来看，随着可再生能源占比持续提升，能源体系已经进入以系统运行和市场机制为核心的新阶段。其主要特征是：系统约束上升，技术分工形成，储能作用增强，电力市场机制加速重构。在这一阶段，决定能源体系稳定性和竞争力的关键，不再是单一能源类型或装机规模，而是能否在既定技术结构下，实现供给扩张、系统平衡和价格稳定的统一。综合2025年全球可再生能源装机数据、主要市场发展态势以及当前国际能源安全环境，可以作出一个基本判断：全球能源转型已经不再停留在趋势判断层面，而是进入结构性重构的现实阶段。其最直接的证据是，可再生能源已经在新增端形成绝对主导。2025年，全球可再生能源新增装机达到692吉瓦，占全球新增电力装机的85.6%；其中太阳能新增约511.2吉瓦，风电新增约158.7吉瓦，两者合计占新增可再生能源装机的96.8%。这表明，未来电力体系的主要技术基础已经高度集中于光伏与风电。从发展机制看，能源转型正在由政策推动转向成本、市场和产业能力共同驱动。光伏与风电成本持续下降，规模化制造能力不断增强，使其在新增电源投资中具备更强经济性。能源转型因此不再只是气候政策的外部要求，而逐步演变为能源系统自身运行逻辑和市场选择的结果。从区域格局看，能源转型并未均衡展开。亚洲特别是中国在新增装机中占据主导地位，欧盟、印度、美国等重点市场则呈现不同发展路径。2025年，中国新增可再生能源装机约440吉瓦，欧盟约70吉瓦，印度约45吉瓦，美国约40吉瓦，表明全球能源转型正在形成少数核心市场引领的格局。区域差异的背后，不只是资源禀赋差异，更是产业链能力、融资能力、电网基础设施和政策制度能力的差异。从能源安全看，传统能源体系依赖跨境资源流动和运输通道安全，而可再生能源依托本地资源开发、无需跨境运输、部署灵活，使能源安全逻辑从“资源获取与通道保障”转向“本地供给与系统运行能力”。在地缘政治不确定性上升、天然气价格波动风险加大的背景下，可再生能源不再只是减排工具，而正在成为提升能源韧性和经济安全的重要基础设施。从系统运行看，随着可再生能源占全球电力装机比重接近一半，能源体系已进入系统约束阶段。未来的关键问题，不再只是“装多少”，而是如何实现高比例可再生能源的稳定接入、灵活调度和有效消纳。储能、抽水蓄能、需求响应、虚拟电厂、电网灵活性和市场机制，将成为决定能源体系效率和安全性的关键因素。因此，全球能源竞争正在发生五个底层逻辑变化：能源问题从资源供给问题转向产业能力问题；能源安全从资源依赖转向技术与系统依赖；电力系统从集中式结构转向分布式网络；能源形态从单一电力供应转向电力、氢能、绿色燃料、数据中心等多领域耦合；国际竞争从国内政策推动转向技术标准、碳市场、绿色认证和贸易规则的综合竞争。基于上述判断，未来政策重点应从单纯扩大装机，转向构建完整的体系能力。第一，应加快电网基础设施建设，提升跨区域输送、灵活调度和分布式接入能力。第二，应强化储能、抽水蓄能和需求侧响应等调节性资源建设，缓解高比例可再生能源带来的系统平衡压力。第三，应推动光伏、风电、储能、电力电子和数字化调度等产业链协同发展，增强制造与供应能力。第四，应完善电力市场机制，使可再生能源、储能和灵活性资源能够通过市场获得合理收益。第五，应加强国际规则参与，在碳市场、绿色认证、产品碳足迹、绿色燃料标准等领域提升制度性话语权。总体来看，能源问题正在由资源与供给问题，转变为以技术、产业、系统和规则能力为核心的综合性问题。未来真正拉开差距的，不是是否参与能源转型，而是能否形成三种核心能力：规模化部署能力、完整产业链能力、高比例可再生能源系统运行能力。谁能够把装机增长转化为稳定、低成本、可调度、可认证的能源体系能力，谁就更有可能在下一轮全球能源格局重塑中占据主动位置。（全文完）
