23.37亿千瓦装机、60.1%的发电装机占比、3.99万亿千瓦时发电量——2025年的中国可再生能源交出了一份远超“十四五”规划预期的成绩单。风光总装机18.42亿千瓦历史性超越火电，全球前十大风电整机厂商中国独占8家，光伏组件出货量前10被中国企业包揽。水电水利规划设计总院这份年度报告记录了“十四五”的圆满收官，也揭示了新能源全面入市后消纳与价格的新挑战。

“十四五”可再生能源发展规划设定的目标被全面超越。发电装机规划17亿千瓦，实际完成23.37亿千瓦，完成度137.5%；发电量规划3.5万亿千瓦时，实际完成3.99万亿千瓦时，完成度114%；消纳责任权重规划33%，实际完成38.5%；非水消纳权重规划18%，实际完成24.4%。风电、光伏年新增装机先后突破1亿、2亿、3亿、4亿千瓦，实现了台阶式跃升发展。2025年风光总发电量达到2020年的3.1倍，为全国非化石能源消费提升至21.7%提供了坚实基础。

2020年可再生能源装机占比42.5%，2025年跃升至60.1%，5年提升17.6个百分点。其中，风光总装机从2020年的24.3%翻倍至2025年的47.3%，成为系统第一大电源。可再生能源发电量占比从29.1%增长至38.3%。更值得关注的是，2025年风光总装机18.42亿千瓦历史性超过火电——这一转折比行业普遍预期提前了3-5年。

2025年主要流域来水总体偏枯，仅南盘江、红水河偏丰4成和1成，金沙江、雅砻江、乌江、澜沧江、长江上游、黄河上游均偏枯1-2成。全年“前枯后丰”，主汛期偏枯突出，汛末华西秋雨缓解来水不足。全国陆上100米高度年均风速约4.8m/s，接近近10年均值，属正常年景。全国水平面总辐照量较近10年均值偏小21.2kWh/m²，属偏小年景。

2025年常规水电新增467万千瓦，累计3.82亿千瓦。大型常规水电核准在建约9140万千瓦，西南五省占全国的96%。抽水蓄能新增投产748万千瓦，在运总规模6594万千瓦；新增核准27座、3580万千瓦。抽水蓄能年平均发电小时1201小时，年综合利用小时2935小时，日间抽水电量超558亿千瓦时，有效减少午间光伏弃电。

风电新增1.2亿千瓦（同比+50.9%），陆上1.14亿千瓦（是2024年的1.5倍），海上659万千瓦（连续五年全球第一）。太阳能发电新增3.18亿千瓦（同比+14.2%），累计突破12亿千瓦占30.9%。集中式1.64亿千瓦（51.7%）、分布式1.53亿千瓦（48.3%）。光热新增90万千瓦，单位千瓦造价同比降低7.2%。

2025年风电利用率94.6%、光伏利用率94.6%，均呈下行趋势。水电顶峰保供作用增强——6-8月水电发电量较近5年同期均值增长6.5%，调峰电量同比+20.2%，平均调峰系数35.4%。抽水蓄能华中、华东调相运行频次高，西北长时间午间抽水支撑光伏消纳。光伏年平均利用小时1088小时的持续下降，叠加94.6%的利用率，提示行业需正视“装机高增长、利用低增长”的结构性矛盾。

2025年，全国统一电力市场“1+6”基础规则体系构建完成，25个省级/区域电力现货市场实现连续结算运行。新能源上网电量全部参与市场交易。日内分时现货均价大多呈现“鸭形曲线”——最低价格集中在午间光伏出力时段，最高价格在晚高峰。风光捕获价格地域分化明显：中东部浙江、安徽、湖北较高；“三北”地区甘肃、内蒙古西部较低。风电捕获均价总体高于光伏。绿证交易9.3亿个（同比+108%），均价5.57元/个（2024年为2.12元/个）。