中国可再生能源发电发展现状、挑战及“十五五”展望

“十四五” 收官，中国可再生能源发电交出了一份全球瞩目的成绩单：装机容量较 “十三五” 末翻番、占全国总装机六成，发电量占比达38%，贡献了全球同期40%以上的新增装机与发电增量。但站在 “十五五” 谋篇布局的战略窗口期，增长的逻辑正在深刻改写，可再生能源正从 “规模扩张” 迈向 “高质量发展” 的关键一跃。

本文综合运用政策文本分析与公开数据统计，构建“成效评估 — 约束识别 — 路径推演”分析框架，系统回顾“十四五”发展成就，从增量空间、消纳能力、市场机制三个维度剖析转型瓶颈，并前瞻研判“十五五”乃至2035、2060年的战略演进路径。

摘 要

在“双碳”目标和新型能源体系建设背景下，中国可再生能源发电已进入由规模扩张向高质量发展转型的关键阶段，系统识别当前发展瓶颈并探索“十五五”时期可持续发展路径，对于推动能源结构转型和构建新型电力系统具有重要意义。本文综合运用政策文本分析与公开数据统计，构建成效评估—约束识别—路径推演分析框架，在系统梳理“十四五”发展成就基础上，从增量空间、消纳能力和市场机制三维度进行研判。

研究表明：

①中国可再生能源发电正从以增量为核心的扩张模式向兼顾消纳能力和可靠供给能力的发展模式转变。

②可再生能源开发约束已由资源规模约束转向系统承载能力约束，土地资源、电网输送能力、灵活调节资源和市场消纳机制共同决定其发展上限。

③可再生能源环境价值与经济价值之间的价值转换机制仍需完善，电力市场、绿色电力交易、绿色电力证书及碳市场的协同发展是实现高质量发展的关键路径。

研究认为，“十五五”时期，应以全国统一电力市场建设为牵引，统筹源网荷储协同发展，以非电利用路径作为消纳的重要补充，推动可再生能源由容量增量主体向电量主体乃至可靠替代主体跃升，为能源强国建设提供坚实保障。

引 言

在全球能源脱碳变革中，中国作为全球最大的能源生产与消费国，已成为推动全球绿色转型的关键力量。

“十四五”期间，中国可再生能源发电装机实现翻番，发电量占比年均提升2个百分点，贡献了全球同期40%以上的新增装机与发电增量。当前，中国正处于“十五五”谋篇布局的战略窗口期，政策导向与发展目标均已发生深刻变化。碳排放总量和强度双控制度逐步取代能耗双控，成为能源电力低碳转型的核心引领。

与此同时，全国统一电力市场初步建成并加速完善，碳排放权交易市场机制持续完善并实现高耗能行业全面覆盖，碳边境调节机制（Carbon Border Adjustment Mechanism，CBAM）等绿色贸易规则逐步落地，激发了大规模绿色电力需求，催生新型电力系统的一系列深刻变革。

在此背景下，“十五五”时期中国可再生能源发电的发展逻辑将发生根本性转变，迎来从规模攀升向价值跃升转型的关键战略机遇期。既有研究多从补贴机制、配额制、消纳约束、系统灵活性、电力市场设计、气候适应性等单一维度讨论可再生能源的发展轨迹。这些研究虽为理解可再生能源发展提供了重要支撑，但对当前战略转折期的系统性问题识别与路径设计仍显不足。

为此，本文综合运用政策文本分析、统计描述与趋势推演方法，首先系统梳理“十四五”时期中国可再生能源发电在供需协同、政策体系、科技创新、国际合作等方面取得的跨越式成就，其次深入剖析制约中国可再生能源发电高质量发展的多维约束，最后研判“十五五”时期中国可再生能源发电的战略演进路径，以期为实现“十五五”能源强国及新型电力系统建设目标提供参考借鉴。数据主要来源于国家能源局及国家统计局公开数据、国家发展和改革委员会能源研究所调研资料与电力市场运行公开信息。

“十四五”时期中国可再生能源发电发展回顾

在“四个革命、一个合作”能源安全新战略的引领下，中国可再生能源发电不仅在规模上实现了历史性跃升，更在推动能源结构绿色低碳转型、深化市场化改革、引领技术创新、拓展全球合作等方面取得系统性成就，形成了以风光为主、水电为支撑、生物质为补充的全球最大的可再生能源供应体系。

1.1供需协同推动可再生能源发电跃升式发展

“十四五”时期，通过供给侧结构优化与需求侧节能降碳双轮驱动，中国可再生能源发电实现历史性跨越，装机主体地位逐步确立。

从供给侧看，一是可再生能源装机规模持续扩大，能源结构转型趋势进一步强化。截至2025年底，中国可再生能源发电装机容量跃升至2.34×109 kW（图1），较“十三五”末实现规模翻番，占全国总装机容量的60%。风光总装机历史性超越火电，其并网装机容量连续15年稳居全球第一，海上风电并网装机容量连续5年位居全球首位。光伏发电装机连续10年位居全球首位，推动中国成为最大的光伏产品生产和消费国。二是可再生能源发电量占比稳步增长。2025年全国可再生能源发电量达3.99×1012 kWh（图2），约占全部发电量的38%，超过欧盟用电量总和，且新增可再生能源发电量已覆盖同期全社会用电增量。

图1 2015—2025年中国可再生能源装机容量

图2 2015—2025年中国可再生能源发电情况

从需求侧看，可再生能源应用场景不断拓展。随着工业绿色转型、电能替代深入推进以及绿电消费需求增长，可再生能源电力消费需求持续扩大。一是绿电与绿证交易规模爆发式增长。2025年全国绿证交易数量同比增长108%，实现数量级跨越。二是终端能源消费电气化水平持续提升，工业、交通、建筑等领域“以电代煤”“以电代油”加速推进，2025年电能占终端能源消费比重约为30%，五年来提升了约4个百分点，为可再生能源发电提供了广阔的消纳空间。

1.2可再生能源发展相关政策体系进一步完善

中国逐步从法律层面完善支撑可再生能源发展的制度体系（图3），通过破除补贴依赖、确立消纳责任、构建交易机制，并延伸至非电利用与终端消费领域，为可再生能源发电大规模、高比例、市场化发展创造了更为系统化的制度环境。

图3 中国可再生能源政策演变

一是破除补贴依赖。以《关于2018年光伏发电有关事项的通知》（“531”新政）为起点，2021年风光上网电价政策明确新建项目不再享受补贴，全面进入平价时代。《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（“136号文”）进一步明确风光发电上网电量原则上全部进入电力市场，彻底终结了固定上网电价模式。逐步以市场化价格信号替代行政核定价格，倒逼技术进步与成本下降。

二是确立消纳责任。2019年消纳保障机制首次以配额制将消纳责任权重分解至各省，2023年绿证全覆盖政策将消纳合规工具由行政指令转化为可交易产权凭证，为环境价值市场化定价奠定基础。

三是构建市场交易框架，全国统一电力市场初步成型，为破解可再生能源消纳难题提供了关键支撑。如表1所示，可再生能源配额制、绿电交易、绿证制度的政策组合效应持续显现，逐步形成了政策指引方向、市场激发活力的良性发展模式，多层次、多品种、多功能的电力市场体系基本框架初步建立。

四是拓展终端消纳通道。在电力系统直接消纳之外，“十四五”中后期，通过氢能产业规划推动可再生能源制氢与多领域耦合应用，推进绿色甲醇、绿氨标准编制与产业化试点，进一步拓展了可再生能源电力需求空间。

表1 “十四五”时期可再生能源政策体系关键政策解读

1.3可再生能源发电核心技术实现跨越式突破

在政策与市场的双重驱动下，可再生能源领域吸引了大量投资，为科技创新和产业转化提供了充足的资源，推动可再生能源发电技术迅猛发展，进一步巩固了国际领先地位。

在发电装备制造环节，水电领域攻克百万千瓦水轮发电机组关键技术，成功研制首台500MW级冲击式水轮机、首台大型交流励磁变速抽水蓄能机组，推动智能化建造与调度平台、数字孪生流域等新技术新模式深度融合，奠定了中国水电技术装备的领先地位。

风电领域装备大型化和关键部件自主化水平持续提升，陆上10MW级风电机组研发取得突破，叶片、齿轮箱、发电机等核心部件国产供应链不断完善。面向大兆瓦机组应用需求，主轴轴承、控制系统等关键环节加快推进技术攻关和国产替代，产业链自主可控能力持续增强。

光伏领域实现P型向N型高效电池的技术跃迁，N型TOPCon电池片市场占比达到71.1%，平均转换效率约为25.4%。此外，钙钛矿／晶硅叠层电池技术持续突破，实验室认证效率已达到33.9%，展现出进一步提升光伏转换效率的潜力。

系统集成支撑环节，面向高比例可再生能源并网需求，中国新型储能装机量达1.36×108 kW，占全球总装机量的40%以上，涵盖锂离子电池、压缩空气、液流电池、钠离子电池等多技术路线。特高压输电技术有力支撑西电东送战略高效实施，AI功率预测、数字孪生流域等数字化技术加速在部分电网和电站中落地应用，为构建适应高比例可再生能源接入的电网运行平台奠定了重要基础。

1.4可再生能源发展的全球领导地位进一步巩固

中国作为可再生能源领域的重要引领者和积极贡献者，积极参与并引领全球能源治理，通过国际合作分享技术、产品和经验，成为推动全球能源转型的中坚力量。

如图4所示，全球可再生能源发电在过去十年间实现了显著突破，“十四五”末，中国贡献了全球四成以上的新增装机与发电增量。与此同时，中国在全球清洁能源投资中的份额持续增长，投资规模显著领先欧盟与美国，成为推动全球可再生能源规模化发展的核心驱动力。

图4 中国在全球可再生能源电力发展中的贡献度

中国依托“一带一路”倡议，将绿色能源合作融入中美、中欧、中国-中东欧、中国-非洲等多边与双边机制，形成覆盖政策对话、项目融资、标准互认的立体合作网络，并以成套技术出口、绿地投资、EPC总包等方式，有效帮助众多发展中国家提升了能源可及性并加速了低碳转型进程，在全球气候治理中彰显了负责任大国的担当。

同时，中国企业投资与承建的陆上风电与光伏项目已广泛落地东南亚、中东、拉丁美洲及欧洲，成为当地可再生能源装机增量的主要来源。在制造端，头部光伏与风电企业同步推进供应链全球化，在东南亚、欧美等地布局组件与整机产能，占全球市场的70%以上，实现了本地化生产、区域化营销、全球化配置的产业链重构。

“十五五”时期可再生能源发电面临的机遇与挑战

2.1发展机遇

“十五五”时期，在“双碳”目标与新型能源体系建设目标的引领下，发展环境、政策体系与价值实现将发生深刻变化，能源政策全面转向碳排放双控，产业绿色竞争力成为核心。可再生能源发电必将超越单一的能源供给角色，迎来发展新机遇。

2.1.1发展环境发生深刻变革

能耗双控全面转向碳排放双控，碳达峰碳中和综合评价考核将可再生能源消费占比纳入地方领导干部评价体系，形成自上而下的刚性约束。与此同时，2025年“新三样”（即电动汽车、光伏产品、锂电池）出口规模达1.28万亿元，海外客户普遍将绿电使用纳入供应链审核；CBAM延伸至电力间接排放、国际海事组织（International Maritime Organiza⁃tion，IMO）持续推进船舶温室气体减排规则完善，绿色燃料需求有望进一步扩大，为绿证开辟了国际市场定价通道。这一系列变革为可再生能源发电创造了稳定且具备替代溢价的新发展环境。

2.1.2政策体系完善释放制度红利

国家层面明确可再生能源从“增量主体”向“可靠替代主体”跃升的战略定位，围绕这一定位，政策体系从3个层面协同发力。

在需求激励层面，绿电直连、零碳园区等新型用能模式加快推广，高耗能产业和新兴负荷主体绿色转型需求不断释放，为可再生能源消费开辟了新的市场空间。

在产业发展层面，围绕大型基地建设、老旧风电光伏项目改造以及可再生能源与储能协同发展等重点领域，政策支持与金融工具持续优化，推动可再生能源发展由增量扩张向存量提效转变。

在考核约束层面，碳市场扩围至钢铁、水泥、电解铝等行业，预计新增覆盖排放量约3×108 t，对应年履约电量缺口约3×1012 kWh，相当于每年新增一个欧盟规模的绿电市场，为可再生能源发电创造了巨大的替代空间。

2.1.3价值实现机制拓宽发展空间

全国统一电力市场初步建成，可再生能源全面参与市场交易，企业绿电采购需求由此获得刚性支撑。同时，碳市场扩围为碳金融产品创新提供了基础条件，绿证质押融资、碳配额质押贷款等绿色金融工具逐步落地。国际绿色贸易规则的深化赋予绿证外汇结算与离岸长协的新属性，为历史并网项目通过环境权益二次出售对冲国际碳关税创造了期权价值。可再生能源的环境属性正从隐性价值转化为可量化、可交易、可预期的显性经济收益。

2.2面临挑战

可再生能源发电虽具备加快发展的有利条件，但在由规模扩张向高质量发展的转型过程中，结构性约束进一步凸显，发展重心已由能否发展转向如何高效、稳定、可持续发展，主要体现为增量难增、消纳难消、机制滞后3个方面。

2.2.1可再生能源电力的增量挑战

可再生能源装机需要在“十四五”规划的高基数上持续增长，但优质资源空间收窄，使“增量从何而来”成为首要挑战。

过去5年，风光资源富集的“三北”地区已集中布局大量风电、光伏基地，新增开发逐渐由资源条件较好的区域向生态约束更强、建设难度更高的区域拓展。自然资源部等部门明确要求新能源项目建设避让耕地、生态保护红线等限制区域，中东部集中式项目开发空间因此受到压缩。

此外，近海风电资源开发逐步向深远海推进，但漂浮式基础、远距离送出等技术路线仍面临较高成本压力。未来可再生能源增量获取将更多依赖土地资源优化配置和技术经济突破。

2.2.2高比例可再生能源电力消纳瓶颈

中国可再生能源消纳问题基本解决，但随着装机规模跃升至新高度，高比例并网与系统安全的矛盾再度凸显，如何保障高水平消纳成为“十五五”时期最紧迫的运行问题。

近年可再生能源发电量的涨幅远低于装机总量的增幅（图5）。2025年，全国风电利用率为94%，光伏发电利用率为95%，同比分别下降1.6%、2.0%，部分资源富集地区消纳压力进一步增加。这一困局主要源于源端出力特性、网端输送能力、荷端调节能力与储能支撑能力的结构性不匹配。

图5 2015—2025年中国可再生能源装机容量、发电量与消纳责任权重

在源端，风电、光伏出力具有波动性、随机性与间歇性，构成消纳难题的主要根源；水电出力则受来水条件影响，呈现季节性及年际波动特征；生物质能供给受植被生产力等气候因素制约，存在时间变率。同时，极端天气频发进一步加剧了出力不确定性，增加了电力系统的运行风险。这要求高比例新能源发展必须依托更强的灵活调节能力和预测调度水平。

在网端，资源与负荷呈逆向分布特征。风光资源集中于西北、华北及东部海域，而负荷中心位于中东部地区。跨区域输送能力不足成为制约可再生能源消纳的重要因素。此外，可再生能源基地建设与外送通道建设周期不匹配的问题仍然存在，部分项目并网后仍面临送出瓶颈。

在荷端，随着居民生活用电、第三产业以及新型负荷规模扩大，电力系统峰谷差持续增加，而需求响应、虚拟电厂等柔性调节资源尚未充分释放。当前用户侧参与电网调节以行政调用为主，市场化激励不足，限制了分散负荷向系统灵活资源的转化。

在储端，调节资源建设速度远跟不上可再生能源装机的增长速度。抽水蓄能等传统调节资源建设周期较长，短期内难以完全满足需求，现有调节资源在技术特性、响应速度与成本效益上的差异，导致各类灵活性手段之间缺乏协同调度机制，难以系统性地平抑可再生能源发电的多时空尺度波动。

2.2.3可再生能源电力的机制短板

“十五五”时期，在实现可再生能源高质量发展的进程中，增量与消纳是基础，“价值如何实现”是关键，然而现阶段机制链条仍存在明显断点。

环境权益价值尚未充分释放。随着绿色贸易规则深化和碳排放约束增强，绿电及绿色环境权益需求持续提升，但当前绿证、碳市场与国际绿色认证体系之间衔接仍不充分，环境属性价值尚未充分转化为项目收益。

同时，部分交易模式仍以电能量交易为核心，绿色电力的环境溢价缺乏独立、充分的价格发现机制，制约了可再生能源绿色价值的进一步释放。

系统调节成本缺乏有效的疏导与分摊机制。高比例可再生能源并网显著增加了系统对调峰、调频、备用等辅助服务需求。但现有辅助服务市场和容量补偿机制仍处于完善阶段，系统灵活性价值尚未得到充分体现。当前调节成本主要由传统电源和电网侧承担，尚未形成与“谁受益、谁承担”相匹配的成本疏导机制，难以有效激励发电主体主动提升预测精度、配置调节资源。

市场体系分割阻碍资源在更大范围内的优化配置。尽管全国统一电力市场体系建设已明确时间表，但省间交易规则、输电价格机制和市场衔接机制仍待完善，跨区域资源优化配置能力尚未充分发挥。对资源富集地区而言，外送通道和市场交易机制仍是影响可再生能源消纳的重要因素。

同时，可再生能源全面参与市场后，现货价格波动加剧了项目收益的不确定性，在部分现货市场试点地区，可再生能源高出力时段已出现零电价甚至负电价现象。此外，中长期合约、风险管理工具等市场机制尚不完善，影响投资主体的稳定收益预期。

可再生能源发电发展展望：从“十五五”到中长期

“十五五”时期是中国能源转型攻坚期，也是新型电力系统构建加速期。可再生能源发电将持续成为新增电量供应主体，并逐步成为电量保供的核心支撑电源。

3.1“十五五”战略定位的根本跃升

可再生能源在我国能源体系中的战略定位将发生根本变化，由过去主要承担新增电量供应任务，逐步转向兼具电量保障、容量支撑和系统调节功能的主体能源。

“十四五”以来，可再生能源装机规模持续扩大，其在电力供应体系中的地位不断提升，未来发展重点将由单纯追求装机规模增长，转向提升可靠供给能力和系统支撑能力，逐步承担电力保供的核心责任。这要求可再生能源与储能、柔性负荷、智能电网等要素深度协同，共同发挥调峰、调频、备用和惯量支撑等关键功能，实现从间歇性电源向高可靠性电源转变，成为新型电力系统稳定运行的关键力量。

预计到2030年前后，可再生能源仍将保持快速增长态势，在新增电力供应中占据主导地位。其发电装机容量将突破32×108 kW，占总装机比重超过65%，年发电量达到55×108 kWh左右，占比提升至40%左右，非化石能源消费占比将提前达到25%的规划目标。风光发电装机规模有望超过28×108 kW，占比超过50%，推动中国电力供给结构的绿色重构，为2035年能源体系深度低碳化及2060年碳中和目标的实现提供基础支撑。

3.2“十五五”高质量发展新格局加速成型

可再生能源发展模式将由规模扩张向多元融合转变，集中式开发、分布式利用和深远海拓展将形成协同发展的新格局。

在集中式开发方面，沙戈荒大型风电光伏基地仍将发挥规模化优势，通过与生态治理、产业发展和跨区域输电工程协同推进，提高资源开发效率；分布式可再生能源将进一步拓展应用场景，推动“光伏＋建筑”“光伏＋工业”“光伏＋交通”等融合模式发展，提高终端能源利用效率。

海上风电开发将逐步向深远海拓展，推动沿海地区形成新的清洁能源供应体系。伴随可再生能源高比例发展，能源系统支撑能力将持续提升。跨区域输电网络、新型储能、需求响应和虚拟电厂等灵活性资源将协同增强电力系统对可再生能源波动性的适应能力。

可再生能源价值实现机制和产业竞争模式将进一步升级。随着全国统一电力市场建设推进，绿电交易、绿色电力证书和碳市场机制不断完善，可再生能源的环境价值将逐步实现市场化转化，推动产业竞争优势由制造规模向技术创新、标准体系、系统集成和综合服务能力转变。

与此同时，随着全球能源转型深入推进，国际合作将由设备出口向技术 标准、工程建设和综合能源解决方案输出拓展，中国可再生能源产业将在全球能源转型中发挥更加重要作用。

3.3面向2035年与2060年的中长期愿景

展望2035年，可再生能源装机规模预计超过48×108 kW，占总装机比重突破70%，年发电量占比超过60%，非化石能源消费占比将提前达到30%的承诺目标。风光总装机容量将超过36×108 kW，超额完成新一轮国家自主贡献目标。

随着技术加速进步，资源较好地区的风光度电成本将降至0.2元／kWh以下，低于化石能源发电成本。新型电力系统将基本建成，源网荷储协同效率显著提升，可再生能源的经济性与环境友好性将得到充分验证。

面向2060年碳中和目标，可再生能源发电将成为新型电力系统的绝对主力，发电占比预计将超过80%，其中风光发电占比将超过60%。风电、光伏等资源将与储能、电网、氢能以及新型负荷深度融合，形成高度协同的新型能源系统，实现能源生产、输送和消费全过程低碳化。

在这一过程中，可再生能源发展的关键不再是单纯扩大装机规模，而是进一步提升可靠替代能力、系统支撑能力和经济竞争力，推动我国从高比例可再生能源利用阶段迈向以可再生能源为主体的低碳能源时代。

面向“十五五”可再生能源发电高质量发展的建议

当前，中国可再生能源处于体量占优、责任升级的新起点。结合政策可行性与制度成熟度，“十五五”及长期的改革宜分3个阶段渐次展开：

①2026—2027年巩固机制，重点完成容量市场框架搭建、绿证与碳市场价格联动规则制定。

②2028—2029年深化市场改革，打破省间壁垒，拓展非电利用范围，使市场机制全面发挥资源配置作用。

③2030年及以后实现价值跃升，推动可再生能源成为电力系统主体，支撑能源强国建设与2035年国家自主贡献目标达成。

围绕这一改革时序，本章分别从政策制定者和市场参与者两个行为主体的视角提出具体建议。

4.1完善制度框架，降低系统性风险

政策制定者的核心任务，是为可再生能源发展提供稳定、可预期的制度环境，重点应聚焦于增量空间拓展、消纳能力建设、市场机制完善三大领域。

资源开发层面，优化增量空间拓展的制度供给。推动增量逻辑从“新增多少千瓦”向“新增多少有效千瓦”转变，开发重心从新增占地转向存量精细化挖潜。

“三北”地区已有大量运行超10年、效率不足80%的风光机组，对此应建立存量项目技改激励机制，对等容量替代或扩容改造项目简化审批流程并保障优先并网，同步构建退役风机叶片与光伏组件回收体系。

针对中东部土地紧张的现实，应积极简化“光伏＋农业”“光伏＋渔业”等复合空间项目的审批流程，以备案制、承诺制替代传统核准制，降低非传统空间项目的制度性交易成本。

消纳保障层面，为系统调节提供制度化支撑。在风光资源富集区推动“风光水储氢”一体化基地建设，通过多能互补实现出力特性的源头平滑。新建跨区输电通道需构建“风光火储”协同配置的送端电源结构，扭转通道利用率与可再生能源消纳相互制约的困局。

与此同时，建立国家级可再生能源出力风险预警平台，将极端天气预测纳入电力电量平衡分析，为系统调度提供前瞻性依据，从根本上缓解消纳压力。

市场机制层面，打通环境价值与调节成本的实现通道。在碳排放核算体系中明确绿证零碳抵扣规则，将绿证消费纳入企业碳排放双控合规路径；明确绿证与国家核证自愿减排量（ChinaCertified Emis⁃ sion Reduction，CCER）二选一边界规则，加快推动绿证与CBAM、IMO燃料碳强度核算规则的衔接互认。

在成本疏导方面，全面落实“谁提供、谁获 利，谁受益、谁承担”原则，科学界定波动性电源所应承担的辅助服务费用份额，将容量补偿机制从局部试点向全国推广，将储能配套建设的可再生能源项目纳入同等容量补偿资格。

同步建立适应中国国情的差价合约制度，对集中式风光项目设定基于长期边际成本的中标电价基准，稳定投资者收益预期。在统一市场建设方面，应统一省间与省内现货市场的出清算法与价格机制，推动省间市场从双边协商向集中竞价转型；将通道可用容量分配与省间现货价格信号挂钩，建立标准化省间辅助服务成本分摊规则；对清洁能源输送工程探索两部制或单一容量制电价。

尤为重要的是，同步推进电力监管数字化平台建设，对市场力滥用、省间交易歧视实施 穿透式监管，为市场公平运行提供制度保障。

4.2把握市场信号，主动提升竞争力

政策措施的最终落地效果取决于市场主体的响应速度与执行质量。开发企业、系统运营主体和绿电消费企业应立足各自定位，主动适应并引领转型。

开发企业应转变投资逻辑，从抢资源转向比收益。面对优质资源空间趋紧、经济性边界收窄的形势，开发企业需将投资重心从开发指标获取转向项目全周期收益测算。

深远海风电方面，中国已具备离岸136 km、水深136 m的16 MW级张力腿漂浮式风电部署能力，企业应积极参与深远海风电开发，借助差价合约拍卖锁定长期收益预期。

存量资产方面，应主动推进老旧机组技改升级，通过等容量替代或扩容改造提升项目收益水平。

分布式光伏领域，企业应积极向聚合商转型，整合分散的屋顶资源，破解分散电源的市场接入与议价难题。

系统运营主体应提升调节能力，从被动适应转向主动支撑。发电企业应加大AI功率预测技术研发与应用投入，华电集团自主研发的集中功率预测系统在陕西15个场站投用后月均准确率最高已达91%，单日最高突破95%，此类经验应加速推广。

关键枢纽节点应部署同步相量测量装置与边缘计算终端，将调度决策信息时延从分钟级压缩至秒级。

虚拟电厂运营商应聚合分布式储能、可中断负荷及电动汽车充电设施，参与调峰调频辅助服务市场竞标。储能投资方应推动收益模式从单一峰谷价差套利向容量租赁、调频服务、备用容量的多元组合转型，推广共享储能模式摊薄单位造价。

绿电消费企业应主动参与环境权益市场，将绿电成本转化为竞争力。电解铝、钢铁、水泥、多晶硅及数据中心已纳入绿电消费比例管理范围，新建数据中心绿电消费比例要求达80%。

相关企业应将绿电采购纳入常态化经营决策，签署绿证中长期购买协议锁定环境权益供给。具备条件的企业可积极参与绿证与电量分离交易，在现货市场试点地区探索独立采购绿证，降低绿电合规成本的同时获取环境溢价收益。

外贸型企业应利用绿证外汇结算与离岸长协属性，主动应对CBAM及IMO燃料碳强度核查，将绿色电力转化为国际贸易中的竞争优势。

来源：天然气技术与经济

作者：张健 王瑞颖 田磊 郑雅楠