21世紀經濟報道記者雷椰 北京報道
“十四五”期間，我國新能源年新增裝機規模躍升至“億千瓦級”，風光發電已超火電成為電力裝機“第一電源”。展望“十五五”，新能源規模躍升后，如何實現可靠供給？如何提升競爭力應對市場風險，并完善綠證等激勵機制？
近日，水電水利規劃設計總院總經理易躍春接受了21世紀經濟報道記者專訪。易躍春表示，面向“十五五”，能源體系轉型需聚焦多能互補、系統調節、市場化機制與技術創新，破解消納、用地等因素影響。綠證強制與自愿市場需協同發力，進一步激活綠色消費需求，夯實能源低碳轉型的可持續動力。
水電水利規劃設計總院總經理易躍春（圖源：采訪對象供圖）
從“有無”到“支撐”的轉變
《21世紀》：在“十四五”現代能源體系規劃下，如何評價這五年新能源發展成就?
易躍春：“十四五”以來，我國新能源發展實現了高質量躍升發展，在百年未有之大變局的時代變遷中取得了舉世矚目的成就，有力支撐我國能源安全供應和綠色低碳轉型。
首先，供給能力實現大規模提升，綠色能源“家底”更厚。風光年均新增裝機由“十三五”的“千萬千瓦級”躍升至“億千瓦級”，2024年達到3.5億千瓦，2025年1-8月完成近2.9億千瓦。可再生能源裝機總量實現歷史性跨越，截至2025年8月底，我國可再生能源裝機總量已達21.8億千瓦、占全國總裝機容量近60%，風電和光伏發電裝機歷史性超過火電裝機，成為電力裝機“第一電源”。
其次，可再生能源實現高比例滲透，低碳消費“成色”更足。2025年上半年全國風光發電量1.15萬億千瓦時，占全社會用電量的比重接近四分之一，比同期全國第三產業用電量、城鄉居民生活用電量都多，可再生能源正在逐步替代煤電煤炭消費，在能源電力供應中從“配角”逐步到“主角”轉變。
第三，發展格局呈現新特點，區域布局結構更優。“十四五”以來，我國大力推進“沙戈荒”大型風電光伏基地建設，穩步推動山東半島、長三角、粵東等一批海上風電基地集群開發，有序推動雅礱江等主要流域水風光一體化基地規劃建設，我國可再生能源大基地規模化、集約化發展的新格局已經形成。同時，在中東南部積極開發分布式能源，廣大城鄉區域已建成近5億千瓦分布式光伏，實現了新能源就地就近利用。
總體看，我國可再生能源特別是新能源已經基本完成由 “解決有無問題” 到 “支撐轉型需求” 的轉變，發展邏輯由之前的“政策能支持發展多少”轉向“市場需要發展多少”，進一步夯實了能源綠色低碳轉型的供給基礎。
《21世紀》：展望“十五五”，能源體系綠色低碳轉型需在哪些戰略性方向上深化突破？
易躍春：“十五五”我國能源體系綠色低碳轉型的核心是加快主體能源從化石能源到非化石能源的更替變化，要進一步優化傳統能源和新能源組合，加快構建新型電力系統和新型能源體系，為全國碳達峰目標實現和更好接續碳中和目標打下更堅實基礎。
一是強化傳統能源兜底支撐和清潔高效利用。推進煤電向“基礎保障+系統調節”雙重定位轉變，有序布局天然氣調峰電站，進一步提高電力系統的調峰裕度。開展全國主要流域水電擴機潛力研究，因地制宜實施一批老舊水電機組增容改造，充分發揮常規水電既有調節能力，科學有序推進水電靈活性提升改造，增加系統綠色調節能力。同時，積極推動油氣田在穩產的同時與周邊風光等新能源聯合開發。
二是推進新能源多元化規模化開發。進一步加快“三北”地區新能源大基地建設，推進東部海上風電集群化開發并加快向深水遠岸發展，推進西南水風光綜合基地開發，打造西南水風光一體化開發集群，增強流域梯級水電站與風電、光伏的聯合調度能力，同時結合綠電直連等新模式打造一批集中式就地消納項目，推進分布式新能源廣泛就地消納應用。
三是加快新能源集成融合發展。推動新能源與上下游產業鏈協同、整體式發展，支持新能源資源豐富地區建立適合新能源特點的產業體系，引導制氫、數據中心等高載能產業向西部富集地區轉移，充分依托新能源優勢牽引生產力布局，同時推進東部地區海上風電與海洋牧場、海上制氫、海洋能源等海洋經濟新業態融合創新。
四是加強技術創新攻關。不僅要繼續聚焦關鍵技術與裝備，比如更大容量的風電機組、更高效率的光伏電池、更經濟的儲能技術等，更要注重可靠替代能力提升方面的創新，如通過構網型技術、高精度功率預測等應用，使風電光伏轉向能夠主動支撐電網頻率電壓的系統友好型電源。
五是健全市場化發展機制。在目前新能源全面進入電力市場的背景下，要繼續完善適應新能源特性的合理的容量補償與輔助服務市場等市場機制，讓新能源行業通過市場機制獲得合理回報。同時，新能源行業自身也要通過增強可靠替代能力來提升參與市場競爭的水平，進而引導整個產業鏈在市場化環境下實現健康、可持續發展。
《21世紀》：從“十四五”到“十五五”的過渡階段，新能源領域基層實踐面臨的最大共性挑戰是什么？有哪些成功模式？
易躍春：從新能源領域實踐經驗看，現階段新能源開發面臨的共性挑戰主要有以下幾個方面，需要全行業共同努力，通過發展去逐步改進和完善。
用地保障方面，當前各個部門在國土空間、生態環境保護等方面要求越來越嚴格，兼顧送出和消納大規模發展風電光伏與用地用海空間不足之間的矛盾越來越突出。
系統消納方面，新能源大規模發展對電力系統靈活調節能力提出了更高要求；西部地區新能源大基地建設需要建設更多的特高壓外送通道，通道密集、廊道資源緊張、大電網安全問題進一步凸顯；新能源大規模接入影響電力系統轉動慣量和穩定運行，控制保護技術需適應雙高電力系統安全運行要求進行改進和提升。
非技術成本方面，部分地方開發建設新能源項目要求附加其他投資、配建其他產業、提高土地稅費等，使新能源發展非技術成本不斷攀升，產業鏈利潤率不斷降低，產業升級及降本增效受到影響。
從未來發展模式看，一方面，以電力為核心持續強化多能互補和源網荷儲一體化發展。持續推進三北風光大基地、水風光一體化基地和海上風電集群建設，結合靈活性煤電、氣電、抽水蓄能和新型儲能等多元化調節電源，構建風光水火儲協同發展新型電源體系。同時，推動算電協同發展，以及依托虛擬電廠整合工商業負荷、儲能電站等需求側資源激活用戶側潛力，促進源網荷儲協調發展，進一步實現新能源的高比例消納、優化配置和智能化調控。
另一方面，要加快突破可再生能源非電利用實踐場景。聚焦工業、交通、建筑等重點領域，在鋼鐵、化工等行業推廣綠氫替代化石能源，推動火電廠摻氨改造，推動氫燃料交通工具發展和推動加氫站等設施建設，激活綠色氫基能源需求市場，促進綠電制氫產業規模化發展；在城鄉區域探索推動風電光伏、生物質能和地熱能供暖，助力構建新型熱力系統。
《21世紀》：在構建以新能源為主體的新型電力系統過程中，應如何優化“水、風、光”等多能互補模式，解決大規模新能源消納難題？
易躍春：為了更好完成碳達峰目標任務，適應新能源更高比例開發和更大規模的消納利用需要，必須加快推動新型電力系統建設，關鍵是要推動電網形態和結構改進提升，實現源網荷儲各環節有效協同。
一是強化多種能源品種間的互補開發。在“三北”大基地繼續推動“風光水火儲”一體化開發，在沿海區域探索海上風電與海洋能同場發電等，利用不同能源的出力特性實現互補，進一步提升能源電力供給的穩定性和可靠性，推動風電等新能源從增量主體向可靠供應主體轉變。
二是充分挖掘系統調節能力。進一步推動現有煤電靈活性改造，充分體現常規水電調節價值，優先新能源富集地區布局大型抽水蓄能，推動新型儲能在源、網、荷各側規模化應用。
三是探索供給側與需求側響應互動。未來的電力系統將更加強調雙向互動，通過分布式智能電網、虛擬電廠等技術和管理模式，將大量分布式風電、光伏與用戶側的各類調節資源聚合起來形成能夠進行靈活調度的有機整體。
四是推動電力系統綠色智能運行調控。推進電網基礎設施智能化改造和智能微電網建設，深入推動配電網改造、提升分布式新能源、電動汽車充電設施等新業態“即插即用”接入能力，研究提升電力智能調度水平，充分發揮儲能的系統調節作用，提高電網對清潔能源的接納、配置和調控能力。
綠證建設需強制、自愿市場同時發力
《21世紀》：綠證制度作為衡量綠色消費的關鍵憑證，未來如何繼續發揮綠證政策工具作用？
易躍春：《中華人民共和國能源法》規定，“國家通過實施可再生能源綠色電力證書等制度建立綠色能源消費促進機制，鼓勵能源用戶優先使用可再生能源等清潔低碳能源”，明確了綠證的法律地位。國家綠證全覆蓋政策也已明確綠證是我國可再生能源電量環境屬性的唯一證明。綠證主要用于證明和核算綠色電力消費，近年來，國家穩步推進綠證強制消費，對重點用能行業提出綠色電力消費比例并使用綠證核算，明確將綠證交易電量納入節能評價考核指標核算，同時積極加強宣傳引導、鼓勵自愿消費綠證。2025年1-8月，全國交易綠證4.64億個，同比增長1.2倍。
“十五五”期間，為有效發揮綠證政策工具作用，仍需強制、自愿兩個市場同時發力。在強制市場方面，對更多重點用能行業提出綠色電力消費比例并強化考核，同時研究建立基于綠證的綠色電力消費核算制度，推動綠證與碳減排核算的銜接。在自愿市場方面，制定綠色電力消費認證相關技術標準，滿足市場綠色電力消費認證需求，同時持續強化宣傳引導，推動綠證走進千行百業、千家萬戶。
《21世紀》：當前，各省逐步出臺本地深化新能源上網電價市場化改革實施方案，隨著新能源從價格保障全面轉向市場競爭，行業需要提升哪些核心能力？重點防范哪些潛在風險？
易躍春：推動新能源全量入市是市場化改革的必然要求，為更好適應這一新形勢，行業需從核心能力提升與風險防范兩方面發力，確保在新規則下穩健發展。
在核心能力提升方面，行業需要實現三個維度的根本性突破。
一是科學布局能力。不同省份的資源條件、供需形勢及電力市場規則存在差異，需分區域精準研判市場環境，以市場需求為導向，提升項目布局的科學性與合理性。
二是成本控制能力。新能源項目初始投資占比高、技術迭代快，需通過優化技術選型、推進智能化運維降本等舉措提質增效，將項目度電成本降至行業先進水平，進一步增強市場競爭力。
三是市場化運營與交易能力。新能源全量入市后，午間出力高峰與電價低谷的錯配問題更加突出，現貨價格也面臨走低趨勢，需通過提升功率預測精度、研判電價波動趨勢、優化中長期與現貨交易策略等方式，最大化項目市場化收益。
在風險防范方面，行業需重點警惕三大潛在挑戰。
一是市場規則適配風險。各地新能源參與市場的規則存在差異，例如山東省實行報量報價，山西省實行報量不報價。增量項目的機制電價競價規則也各不相同，如云南省采用三段式報價，甘肅風光統一競價。需針對不同省份調整競價策略，規避規則適配不當帶來的風險。
二是價格波動風險。盡管新能源可持續發展價格結算機制能在一定程度上保障項目收益，但市場化收益對項目經營效益影響較大，需重點關注價格波動帶來的收益不確定性。
三是消納風險。隨著新能源裝機規模持續增加，電網消納壓力日益凸顯。2024年，風光資源較好的西北地區平均棄風率、棄光率已分別達到5.8%、10%。若消納問題持續承壓，將進一步影響項目整體營收，需密切關注各地電源、電網規劃及負荷增長情況，降低消納風險。
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