行业发展成就 - 新能源装机规模实现跃升，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 [2] - 可再生能源装机总量实现历史性跨越，截至2025年8月底达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” [2] - 可再生能源发电量占比显著提高，2025年上半年全国风光发电量1.15万亿千瓦时，占全社会用电量比重接近四分之一 [2] - 发展格局呈现新特点，形成“沙戈荒”大型风电光伏基地、海上风电基地集群、水风光一体化基地的规模化、集约化新格局，并建成近5亿千瓦分布式光伏实现就地就近利用 [3] “十五五”转型战略方向 - 核心是加快主体能源从化石能源到非化石能源的更替，构建新型电力系统和能源体系 [4] - 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，并推动油气田与周边新能源联合开发 [4] - 推进新能源多元化规模化开发，加快“三北”地区大基地建设、东部海上风电集群化开发及西南水风光综合基地开发 [4] - 加快新能源集成融合发展，引导制氢、数据中心等高载能产业向西部富集地区转移，并推进海上风电与海洋经济新业态融合 [5][6] - 加强技术创新攻关，聚焦更大容量风电机组、更高效率光伏电池、更经济储能技术，以及提升可靠替代能力的技术如构网型技术 [6] - 健全市场化发展机制，完善适应新能源特性的容量补偿与辅助服务市场，使行业通过市场机制获得合理回报 [6] 行业面临的共性挑战 - 用地保障挑战日益突出，大规模发展风电光伏与用地用海空间不足之间的矛盾加剧 [7] - 系统消纳压力增大，对电力系统灵活调节能力要求更高，特高压外送通道廊道资源紧张，大电网安全问题凸显 [7] - 非技术成本不断攀升，部分地方要求附加投资、配建产业、提高土地税费等，影响产业链利润率和降本增效 [7] 未来发展模式 - 以电力为核心强化多能互补和源网荷储一体化发展，构建风光水火储协同发展新型电源体系，并推动算电协同及虚拟电厂整合需求侧资源 [7] - 加快突破可再生能源非电利用实践场景，在工业、交通、建筑等领域推广绿氢替代，推动氢燃料交通工具发展和加氢站建设，探索风电光伏等地热能供暖 [8] 绿证制度发展 - “十五五”期间需强制与自愿两个市场协同发力，对更多重点用能行业提出绿色电力消费比例并强化考核，研究建立基于绿证的绿色电力消费核算制度 [8] - 在自愿市场方面，制定绿色电力消费认证技术标准，强化宣传引导以激活绿色消费需求 [8] 市场化竞争下的核心能力提升 - 需提升科学布局能力，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科学性 [9][10] - 需提升成本控制能力，通过优化技术选型、推进智能化运维降本等举措将项目度电成本降至行业先进水平 [10] - 需提升市场化运营与交易能力，通过提升功率预测精度、优化交易策略等方式最大化项目市场化收益 [10] 市场化竞争下的潜在风险 - 需警惕市场规则适配风险，各地新能源参与市场规则存在差异，需针对不同省份调整竞价策略 [11] - 需警惕价格波动风险，市场化收益对项目经营效益影响较大，需关注价格波动带来的收益不确定性 [11] - 需警惕消纳风险，新能源装机规模持续增加使电网消纳压力凸显，2024年西北地区平均弃风率、弃光率分别达到5.8%、10% [11]

“十四五”新能源发展成就 - 新能源装机规模实现从“千万千瓦级”到“亿千瓦级”的跃升，2024年新增装机3.5亿千瓦，2025年1-8月新增装机近2.9亿千瓦 [2] - 截至2025年8月底，可再生能源总装机达21.8亿千瓦，占全国总装机容量近60%，风光发电装机历史性超过火电成为第一大电源 [2] - 2025年上半年全国风光发电量达1.15万亿千瓦时，占全社会用电量比重接近四分之一，超过第三产业和城乡居民生活用电量 [2] - 形成大基地规模化与分布式协同发展新格局，建成近5亿千瓦分布式光伏，实现新能源就地就近利用 [3] “十五五”能源转型战略方向 - 核心是加快主体能源从化石能源向非化石能源的更替，构建新型电力系统和能源体系 [4] - 强化传统能源兜底支撑，推进煤电向“基础保障+系统调节”双重定位转变，并推动油气田与周边新能源联合开发 [4] - 推进新能源多元化规模化开发，加快“三北”大基地、东部海上风电集群及西南水风光一体化基地建设 [4] - 推动新能源集成融合发展，引导制氢、数据中心等高载能产业向西部富集地区转移，并促进海上风电与海洋经济新业态融合 [5][6] - 加强技术创新攻关，聚焦大容量风电机组、高效光伏电池、经济储能技术及系统友好型电源技术 [6] - 健全市场化发展机制，完善容量补偿与辅助服务市场，使行业通过市场获得合理回报 [6] 新能源发展面临的挑战与应对模式 - 共性挑战包括用地用海空间不足、系统消纳能力要求高导致外送通道及电网安全压力凸显、以及非技术成本攀升影响产业利润率 [7] - 成功模式之一是强化多能互补和源网荷储一体化发展，构建风光水火储协同的新型电源体系，并推动算电协同及虚拟电厂整合需求侧资源 [7] - 成功模式之二是突破可再生能源非电利用，在工业、交通等领域推广绿氢替代，并探索风电光伏、生物质能等供暖以构建新型热力系统 [8] 多能互补与新型电力系统优化 - 强化多种能源互补开发，利用不同能源出力特性提升供电稳定性，推动新能源向可靠供应主体转变 [9] - 挖掘系统调节能力，推动煤电灵活性改造，发挥常规水电调节价值，并优先在新能源富集地区布局抽水蓄能及新型储能 [9] - 探索供给侧与需求侧响应互动，通过分布式智能电网和虚拟电厂技术聚合分布式资源形成灵活调度的整体 [10] - 推动电力系统绿色智能运行，进行电网智能化改造和微电网建设，提升配电网对分布式新能源及电动汽车的即插即用接入能力 [10] 绿证制度的发展与作用 - 绿证是可再生能源电量环境属性的唯一证明，2025年1-8月全国交易绿证4.64亿个，同比增长1.2倍 [11] - “十五五”期间需强制与自愿市场协同发力，强制市场将对更多重点用能行业提出绿电消费比例并强化考核，自愿市场将制定技术标准并加强宣传引导 [11] 新能源市场化竞争下的能力提升与风险防范 - 行业需提升科学布局能力，分区域精准研判市场环境，以市场需求为导向 [13] - 行业需提升成本控制能力，通过优化技术选型和智能化运维将度电成本降至行业先进水平 [13] - 行业需提升市场化运营与交易能力，通过精准功率预测和优化交易策略应对出力与电价错配问题，最大化收益 [13] - 需防范市场规则适配风险，针对不同省份的竞价规则（如山东报量报价、山西报量不报价）调整策略 [14] - 需防范价格波动风险，尽管有价格结算机制保障，但市场化收益不确定性对项目经营效益影响较大 [14] - 需防范消纳风险，2024年西北地区平均弃风率、弃光率分别达5.8%和10%，装机规模增加使电网消纳压力凸显 [14]