2026年政府工作报告指出，着力构建新型电力系统，加快智能电网建设，发展新型储能，扩大绿电应用。

当前，我们构建起全球最大、发展最快的可再生能源体系，已实现全社会用电量中每10度电有近4度是绿电，全社会用电增量全部由可再生能源新增发电量提供。

未来，将如何加快推动新能源“立起来”“靠得住”，实现绿电更大规模更高质量平稳发展？记者围绕相关问题进行了采访。

探索“水风光协同”特色发展路径

我国地域辽阔，不同区域的资源禀赋、用电负荷、技术条件差异显著。

“十四五”期间，我国陆上风电平均投资建设成本和陆上光伏平均投资建设成本都持续下降，陆上风电降至每千瓦4000元左右，陆上光伏降至每千瓦3000元左右，新能源度电成本在“十四五”初期平价的基础上进一步下降，新能源市场竞争力不断增强。

“这从本质上把行业从拼补贴、拼资源推向拼技术、拼效率、拼全生命周期成本，从而打开了更大规模、更可持续的投资与消纳空间。”中国人民大学重阳金融研究院副研究员刘锦涛说。

“发挥水风光互补优势，积极推动水风光一体化基地规划建设。”国家能源局综合司副司长张星在谈及“十五五”时期如何加快推动新能源“立起来”“靠得住”，实现更大规模更高质量平稳发展时表示。

在西南地区，华能澜沧江水电股份有限公司（以下简称华能澜沧江公司）依托丰富的水能资源与风光资源，探索出“水风光协同”的特色发展路径。

“我们建立了多能互补、统一调控、一体运营、无人值守的新型电力系统生产管理模式，跨流域集中调度是对这一生产管理模式的进一步深化和创新，也是对多能互补一体化清洁能源基地的有力补充。”华能澜沧江公司集控中心主任王健告诉记者。通过这一模式，对澜沧江、金沙江流域所辖的大型水电站进行远程集控、自动调控和水库联合调度，提升水、风、光多种清洁能源的利用效率。

王健介绍，这一模式实现了三方面突破：一是打破了澜沧江、金沙江两大流域的调度壁垒，建成国内首个覆盖12座水电站、59台机组的千万千瓦级集控中心和世界领先的跨流域梯级电站远程调度控制系统，实现了2320万千瓦装机的跨流域联合运行。二是突破了多源耦合技术瓶颈，融合水风光气象测报、水库联合优化调度、清洁能源计算机监控等技术，让水情与风光出力的预测精度提升显著，调度响应速度达到分钟级。三是创新“长周期蓄水+短周期调峰”机制，依托小湾、糯扎渡等年调节水库，把整体调节容量提升到千万千瓦级，不仅能平抑风光波动，还为后续风光项目接入预留了充足空间。

水电在流域水风光一体化清洁能源基地中承担着安全保供压舱石的角色，保持大坝长周期安全稳定运行是这一压舱石作用发挥的基础。为此，华能澜沧江公司建设了全国首个流域级大坝智能在线监控平台（以下简称平台）。

“平台可以说是掌握大坝运行工况的‘千里眼’，能实时收集地震、降雨、上下游水位等外部影响信息和大坝变形、渗流等状态监控信息，通过数理分析模型、智能算法模型实时汇集转换分析大坝安全监测数据、缺陷隐患排查数据，计算大坝在外因作用下的运行状态和各项指标。”华能澜沧江公司科技创新部主任肖海斌介绍，通过大坝安全分层分级评价模型，可实时对大坝结构安全快速复核、大坝整体安全和局部安全快速评价、大坝安全状态信息精准监控，能及时精准的给出大坝安全、稳定、可靠运行方案。

针对大坝需要适应极为频繁的水位变动的需求，平台通过智能安全预报算法，对大坝安全状态进行实时预测和预报，辅助工作人员提前开展不同水位变幅等外部影响因素下大坝的实际反应预演，为更加灵活的水位控制提供安全性评估支撑。

目前，平台已覆盖华能澜沧江公司14座已建成的大中型水电站，并具备后续投产电站快速接入能力和国内水电行业快速推广应用的能力。

加强技术创新与模式探索

国家能源局数据显示，“十四五”期间，我国可再生能源发电装机占比由40%提升至60%左右。截至2025年底，全国可再生能源装机总量达23.4亿千瓦，同比增长24%，约占全国电力总装机的60%。其中，水电装机4.5亿千瓦，风电装机6.4亿千瓦，太阳能发电装机12亿千瓦，生物质发电装机0.47亿千瓦。

尽管我国绿电生产已取得显著成就，但在规模化发展过程中，仍面临一些需要突破的瓶颈。

针对绿电生产中“风光波动大”的痛点，华能澜沧江公司采用“水电调峰+风光发电”协同模式，依托水电机组启停便捷、调峰灵活的技术特性，实时响应风光发电的功率波动，通过精准的出力调节实现削峰填谷，推动新能源项目利用小时数较行业平均水平提升15%。

在技术整合与送出配套环节，华能澜沧江公司先后完成漫湾、小湾、苗尾、大华桥4座水电站联变增容改造，通过新能源与水电打捆送出，有效破解新能源送出通道瓶颈。同时，以联变增容改造为依托，建成了4个水光互补一体化基地，总装机规模近千万千瓦，实现周边25个新能源场站与水电共用输电通道。以漫湾一体化基地为例，其送出通道利用率从2022年的51.7%提升至2024年的54.7%。

风光发电具有强波动、高随机、不可储存的特性，会对短时间有功平衡和频率稳定、无功平衡和电压稳定造成影响。

“面对大规模新能源接入带来的储能适配与电网稳定性挑战，我们积极探索‘共享储能+多能互补’模式，去年在云南楚雄吕合镇建成投产了华能太乙村储能电站，年充放电量可达2.21亿千瓦时，每年可转换绿色能源约8000万千瓦时。”华能澜沧江公司新能源事业部主任王毅告诉记者，这一项目可实现毫秒级响应，灵活切换多种充放电模式，创新“共享+交易”运营模式，已成为滇中地区新型电力系统的“稳定器”和“充电宝”。

“我们要把‘靠天吃饭’随光照强度波动的光能变成平滑、稳定的优质电能，实现‘水光互补’应发尽发。”王毅介绍，建成的云南省首个水光多能互补标杆示范工程——华能漫湾水光一体化工程，以及小湾、苗尾、大华桥水光一体化工程，正在建设的糯扎渡百万千瓦级水光一体化工程，都是将光伏发电就近接入大型水电站，保障新型电力系统安全稳定运行。

推动绿电生产高质量发展

从全球领先的规模优势，到技术革新的持续突破；从区域布局的不断优化，到企业实践的深度深耕，我国绿电生产正逐步破解发展瓶颈，向着高质量发展稳步迈进。

谈及未来规划，华能澜沧江公司生产技术与设备部主任申一洲表示，将加快流域水电站联变建设，提高新能源输送和消纳能力，打造澜沧江流域水风光多能互补清洁能源基地；建立电化学储能电站技术管理标准体系，超前规划抽水蓄能电站生产运维和技术储备，推动新业态安全稳定运行；围绕“更好适应新型电力系统、提升智慧生产管理、研究机电建设关键技术”三大重点方向，强化生产技术创新，构建生产领域“3+N”科技创新体系，破解生产运行中的重点难点问题；增强AI、智能机器人等新技术应用的穿透力，全面服务于高海拔抽水蓄能、电化学储能等新业态的生产运维。

为将供给优势更好转化为绿色转型动能，刘锦涛提出了几点建议。

一是进一步完善跨省跨区外送与全国统一电力市场联动，让资源富集区发得出、卖得好。中长期市场规则应当把绿电交易与绿证核发、划转写入结算机制，并强调信息披露、计量结算等制度化安排，让未来绿点布局更受市场信号牵引。

二是扩大绿电消费需求，可以用绿证、绿电交易等机制把制造业、数据中心、园区等用能主体的绿色需求固化为长期合约与投资预期。

三是把绿电布局优化嵌入“双碳”路线图，以绿电交易和绿证作为企业和园区实现碳减排成效核算的主要抓手，一方面用绿证全生命周期管理和绿电交易，把绿色电力消费变成可追溯、可核验、可结算的碳减排凭证，另一方面在产业布局与新增用能上强化以绿电定项目、以绿电定园区的导向，引导高耗能产业、数据中心等通过绿电长协/绿证履约实现稳定减排。

四是大力发展和创新储能技术，优化绿电生产布局。在西北、华北等风光资源富集区，优先与大型风光基地、外送通道同步配置电源侧或电网侧的储能，通过提升系统调节与调用水平，把集中出力的绿电削峰填谷、平滑外送，减少受限电量、提高基地可用容量；在东中部负荷中心与分布式高渗透区域，发展配网侧储能等，用就地储能提升配电网承载力与自发自用比例，形成本地可消纳、可交易、可应急的零碳供能单元。