“十四五”期间，我国新能源年新增装机规模跃升至“亿千瓦级”，风光发电已超火电成为电力装机“第一电源”。展望“十五五”，新能源规模跃升后，如何实现可靠供给？如何提升竞争力应对市场风险，并完善绿证等激励机制？
近日，水电水利规划设计总院总经理易跃春接受了21世纪经济报道记者专访。易跃春表示，面向“十五五”，能源体系转型需聚焦多能互补、系统调节、市场化机制与技术创新，破解消纳、用地等因素影响。绿证强制与自愿市场需协同发力，进一步激活绿色消费需求，夯实能源低碳转型的可持续动力。
从“有无”到“支撑”的转变
《21世纪》：在“十四五”现代能源体系规划下，如何评价这五年新能源发展成就?
易跃春：“十四五”以来，我国新能源发展实现了高质量跃升发展，在百年未有之大变局的时代变迁中取得了举世瞩目的成就，有力支撑我国能源安全供应和绿色低碳转型。
首先，供给能力实现大规模提升，绿色能源“家底”更厚。风光年均新增装机由“十三五”的“千万千瓦级”跃升至“亿千瓦级”，2024年达到3.5亿千瓦，2025年1-8月完成近2.9亿千瓦。可再生能源装机总量实现历史性跨越，截至2025年8月底，我国可再生能源装机总量已达21.8亿千瓦、占全国总装机容量近60%，风电和光伏发电装机历史性超过火电装机，成为电力装机“第一电源”。
其次，可再生能源实现高比例渗透，低碳消费“成色”更足。2025年上半年全国风光发电量1.15万亿千瓦时，占全社会用电量的比重接近四分之一，比同期全国第三产业用电量、城乡居民生活用电量都多，可再生能源正在逐步替代煤电煤炭消费，在能源电力供应中从“配角”逐步到“主角”转变。
第三，发展格局呈现新特点，区域布局结构更优。“十四五”以来，我国大力推进“沙戈荒”大型风电光伏基地建设，稳步推动山东半岛、长三角、粤东等一批海上风电基地集群开发，有序推动雅砻江等主要流域水风光一体化基地规划建设，我国可再生能源大基地规模化、集约化发展的新格局已经形成。同时，在中东南部积极开发分布式能源，广大城乡区域已建成近5亿千瓦分布式光伏，实现了新能源就地就近利用。
总体看，我国可再生能源特别是新能源已经基本完成由 “解决有无问题” 到 “支撑转型需求” 的转变，发展逻辑由之前的“政策能支持发展多少”转向“市场需要发展多少”，进一步夯实了能源绿色低碳转型的供给基础。
《21世纪》：展望“十五五”，能源体系绿色低碳转型需在哪些战略性方向上深化突破？
易跃春：“十五五”我国能源体系绿色低碳转型的核心是加快主体能源从化石能源到非化石能源的更替变化，要进一步优化传统能源和新能源组合，加快构建新型电力系统和新型能源体系，为全国碳达峰目标实现和更好接续碳中和目标打下更坚实基础。
一是强化传统能源兜底支撑和清洁高效利用。推进煤电向“基础保障+系统调节”双重定位转变，有序布局天然气调峰电站，进一步提高电力系统的调峰裕度。开展全国主要流域水电扩机潜力研究，因地制宜实施一批老旧水电机组增容改造，充分发挥常规水电既有调节能力，科学有序推进水电灵活性提升改造，增加系统绿色调节能力。同时，积极推动油气田在稳产的同时与周边风光等新能源联合开发。
二是推进新能源多元化规模化开发。进一步加快“三北”地区新能源大基地建设，推进东部海上风电集群化开发并加快向深水远岸发展，推进西南水风光综合基地开发，打造西南水风光一体化开发集群，增强流域梯级水电站与风电、光伏的联合调度能力，同时结合绿电直连等新模式打造一批集中式就地消纳项目，推进分布式新能源广泛就地消纳应用。
三是加快新能源集成融合发展。推动新能源与上下游产业链协同、整体式发展，支持新能源资源丰富地区建立适合新能源特点的产业体系，引导制氢、数据中心等高载能产业向西部富集地区转移，充分依托新能源优势牵引生产力布局，同时推进东部地区海上风电与海洋牧场、海上制氢、海洋能源等海洋经济新业态融合创新。
四是加强技术创新攻关。不仅要继续聚焦关键技术与装备，比如更大容量的风电机组、更高效率的光伏电池、更经济的储能技术等，更要注重可靠替代能力提升方面的创新，如通过构网型技术、高精度功率预测等应用，使风电光伏转向能够主动支撑电网频率电压的系统友好型电源。
五是健全市场化发展机制。在目前新能源全面进入电力市场的背景下，要继续完善适应新能源特性的合理的容量补偿与辅助服务市场等市场机制，让新能源行业通过市场机制获得合理回报。同时，新能源行业自身也要通过增强可靠替代能力来提升参与市场竞争的水平，进而引导整个产业链在市场化环境下实现健康、可持续发展。
《21世纪》：从“十四五”到“十五五”的过渡阶段，新能源领域基层实践面临的最大共性挑战是什么？有哪些成功模式？
易跃春：从新能源领域实践经验看，现阶段新能源开发面临的共性挑战主要有以下几个方面，需要全行业共同努力，通过发展去逐步改进和完善。
用地保障方面，当前各个部门在国土空间、生态环境保护等方面要求越来越严格，兼顾送出和消纳大规模发展风电光伏与用地用海空间不足之间的矛盾越来越突出。
系统消纳方面，新能源大规模发展对电力系统灵活调节能力提出了更高要求；西部地区新能源大基地建设需要建设更多的特高压外送通道，通道密集、廊道资源紧张、大电网安全问题进一步凸显；新能源大规模接入影响电力系统转动惯量和稳定运行，控制保护技术需适应双高电力系统安全运行要求进行改进和提升。
非技术成本方面，部分地方开发建设新能源项目要求附加其他投资、配建其他产业、提高土地税费等，使新能源发展非技术成本不断攀升，产业链利润率不断降低，产业升级及降本增效受到影响。
从未来发展模式看，股票配资杠杆平台一方面，以电力为核心持续强化多能互补和源网荷储一体化发展。持续推进三北风光大基地、水风光一体化基地和海上风电集群建设，结合灵活性煤电、气电、抽水蓄能和新型储能等多元化调节电源，构建风光水火储协同发展新型电源体系。同时，推动算电协同发展，以及依托虚拟电厂整合工商业负荷、储能电站等需求侧资源激活用户侧潜力，促进源网荷储协调发展，进一步实现新能源的高比例消纳、优化配置和智能化调控。
另一方面，要加快突破可再生能源非电利用实践场景。聚焦工业、交通、建筑等重点领域，在钢铁、化工等行业推广绿氢替代化石能源，推动火电厂掺氨改造，推动氢燃料交通工具发展和推动加氢站等设施建设，激活绿色氢基能源需求市场，促进绿电制氢产业规模化发展；在城乡区域探索推动风电光伏、生物质能和地热能供暖，助力构建新型热力系统。
《21世纪》：在构建以新能源为主体的新型电力系统过程中，应如何优化“水、风、光”等多能互补模式，解决大规模新能源消纳难题？
易跃春：为了更好完成碳达峰目标任务，适应新能源更高比例开发和更大规模的消纳利用需要，必须加快推动新型电力系统建设，关键是要推动电网形态和结构改进提升，实现源网荷储各环节有效协同。
一是强化多种能源品种间的互补开发。在“三北”大基地继续推动“风光水火储”一体化开发，在沿海区域探索海上风电与海洋能同场发电等，利用不同能源的出力特性实现互补，进一步提升能源电力供给的稳定性和可靠性，推动风电等新能源从增量主体向可靠供应主体转变。
二是充分挖掘系统调节能力。进一步推动现有煤电灵活性改造，充分体现常规水电调节价值，优先新能源富集地区布局大型抽水蓄能，推动新型储能在源、网、荷各侧规模化应用。
三是探索供给侧与需求侧响应互动。未来的电力系统将更加强调双向互动，通过分布式智能电网、虚拟电厂等技术和管理模式，将大量分布式风电、光伏与用户侧的各类调节资源聚合起来形成能够进行灵活调度的有机整体。
四是推动电力系统绿色智能运行调控。推进电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，深入推动配电网改造、提升分布式新能源、电动汽车充电设施等新业态“即插即用”接入能力，研究提升电力智能调度水平，充分发挥储能的系统调节作用，提高电网对清洁能源的接纳、配置和调控能力。
绿证建设需强制、自愿市场同时发力
《21世纪》：绿证制度作为衡量绿色消费的关键凭证，未来如何继续发挥绿证政策工具作用？
易跃春：《中华人民共和国能源法》规定，“国家通过实施可再生能源绿色电力证书等制度建立绿色能源消费促进机制，鼓励能源用户优先使用可再生能源等清洁低碳能源”，明确了绿证的法律地位。国家绿证全覆盖政策也已明确绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明。绿证主要用于证明和核算绿色电力消费，近年来，国家稳步推进绿证强制消费，对重点用能行业提出绿色电力消费比例并使用绿证核算，明确将绿证交易电量纳入节能评价考核指标核算，同时积极加强宣传引导、鼓励自愿消费绿证。2025年1-8月，全国交易绿证4.64亿个，同比增长1.2倍。
“十五五”期间，为有效发挥绿证政策工具作用，仍需强制、自愿两个市场同时发力。在强制市场方面，对更多重点用能行业提出绿色电力消费比例并强化考核，同时研究建立基于绿证的绿色电力消费核算制度，推动绿证与碳减排核算的衔接。在自愿市场方面，制定绿色电力消费认证相关技术标准，满足市场绿色电力消费认证需求，同时持续强化宣传引导，推动绿证走进千行百业、千家万户。
《21世纪》：当前，各省逐步出台本地深化新能源上网电价市场化改革实施方案，随着新能源从价格保障全面转向市场竞争，行业需要提升哪些核心能力？重点防范哪些潜在风险？
易跃春：推动新能源全量入市是市场化改革的必然要求，为更好适应这一新形势，行业需从核心能力提升与风险防范两方面发力，确保在新规则下稳健发展。
在核心能力提升方面，行业需要实现三个维度的根本性突破。
一是科学布局能力。不同省份的资源条件、供需形势及电力市场规则存在差异，需分区域精准研判市场环境，以市场需求为导向，提升项目布局的科学性与合理性。
二是成本控制能力。新能源项目初始投资占比高、技术迭代快，需通过优化技术选型、推进智能化运维降本等举措提质增效，将项目度电成本降至行业先进水平，进一步增强市场竞争力。
三是市场化运营与交易能力。新能源全量入市后，午间出力高峰与电价低谷的错配问题更加突出，现货价格也面临走低趋势，需通过提升功率预测精度、研判电价波动趋势、优化中长期与现货交易策略等方式，最大化项目市场化收益。
在风险防范方面，行业需重点警惕三大潜在挑战。
一是市场规则适配风险。各地新能源参与市场的规则存在差异，例如山东省实行报量报价，山西省实行报量不报价。增量项目的机制电价竞价规则也各不相同，如云南省采用三段式报价，甘肃风光统一竞价。需针对不同省份调整竞价策略，规避规则适配不当带来的风险。
二是价格波动风险。尽管新能源可持续发展价格结算机制能在一定程度上保障项目收益，但市场化收益对项目经营效益影响较大，需重点关注价格波动带来的收益不确定性。
三是消纳风险。随着新能源装机规模持续增加，电网消纳压力日益凸显。2024年，风光资源较好的西北地区平均弃风率、弃光率已分别达到5.8%、10%。若消纳问题持续承压，将进一步影响项目整体营收，需密切关注各地电源、电网规划及负荷增长情况，降低消纳风险。
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