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距离 “十四五” 规划收官不足半年，能源领域转型成效与 “十五五” 规划方向备受关注。日前，国务院新闻办发布会上，国家能源局披露 “十四五” 能源高质量发展成果：非化石能源消费目标将超额完成，终端用能电能比重已达 30% 左右，能源投资年超万亿元。
围绕 “十四五” 能源转型突破、“十五五” 碳达峰路径等核心议题，国家气候变化专家委员会委员、国家 “十四五” 规划专家委员会委员、中国能源研究会学术顾问周大地（曾任国家发展改革委能源研究所所长）接受了 21 世纪经济报道独家专访，深度解读新型电力系统构建、新能源与储能发展机遇及电力市场改革方向。
《21 世纪》：“十四五” 收官在即，从能源供应、消费结构等指标看，如何评价当前能源低碳转型进度？
周大地：能源安全是经济社会发展的基石，推动能源绿色低碳转型已成为全球共识。当前，我国已建成全球规模最大的电力基础设施体系，发电装机容量占全球三分之一，2024 年全国发电量超 10 万亿千瓦时，能源生产总量折合约 50 亿吨标准煤，“量足价稳” 的多轮驱动供应体系（煤、油、气、核、可再生能源协同），充分保障了 14 亿多人的用能需求。
从转型成效看，我国可再生能源体系规模与增速均居全球首位，发电装机占比已从 40% 提升至 60% 左右，“十四五” 期间基本搭建起碳达峰碳中和制度框架。能耗强度持续下降，2024 年单位 GDP 能耗较 “十三五” 末降低 11.6%，降幅领跑全球；非化石能源消费比重达 19.8%，今年有望超额完成 20% 的规划目标。
值得关注的是，《加快构建碳排放双控制度体系工作方案》明确，“十五五” 将推动能耗双控向 “强度控制为主、总量控制为辅” 的碳排放双控转型，并建立综合评价考核制度，为如期实现碳达峰筑牢机制保障。
《21 世纪》：“十五五” 能源规划与 “十四五” 相比，指导思想有哪些延续与转变？重点领域是什么？
周大地：“十五五” 仍将延续 “双碳” 目标核心，但作为碳达峰的关键窗口期，转型力度需进一步加大。当前新能源发展成效显著，但煤炭消费总量仍在上升，而煤炭行业缺乏燃油消费税约束、利润率较高，单纯依靠市场难以实现减量，必须通过政策严控煤炭消费增长。
从路径看，“十五五” 需推动化石能源梯次达峰（煤、油、气依次管控），中长期实现大幅减量；能源系统碳中和的核心是用 “风光核储” 等零碳电力全面替代化石能源增量 —— 我国光风资源丰富，新增非化石能源完全可满足能源增量需求，“十五五” 实现碳达峰可行性很高。
同时，要兼顾能源消费升级与低碳转型：面对数字经济、人工智能带来的电力需求增长，不能简单限制用能，而应通过技术节能、能效提升与倡导合理消费，避免奢侈性能源浪费；终端用能领域需加速电气化，推动交通、建筑、民用等场景清洁替代。
《21 世纪》：实现碳中和目标下，非化石能源需达到何种规模？化石能源低碳转型有哪些技术路径？
周大地：预计 2060 年实现碳中和时，我国年用电量将达 17-20 万亿千瓦时，非化石能源需形成规模化布局：水电近 5 亿千瓦、风电 30 亿千瓦以上、光伏 50 亿千瓦以上、核电 3-5 亿千瓦，叠加储能与冗余保障，风光总装机需达 90-100 亿千瓦，这意味着每年需新增风光合计 4 亿千瓦以上（风电 1-2 亿千瓦、光伏 2-3 亿千瓦）。
重点领域转型路径已逐步清晰：
- 交通领域：动力电池技术进步与成本下降推动电动汽车快速替代燃油车，成品油消费已提前达峰，2040 年后绿氢、生物质能基零碳合成燃料将进一步替代油气化工；
- 民用领域：供热从煤 / 气集中供暖转向分散式电采暖（直热、热泵），炊事电气化加速推进（电火灶等产品普及）；
- 建筑领域：屋顶光伏潜力巨大，城乡建筑屋顶、公共区域可开发装机近 30 亿千瓦，“十五五” 需推动实质性落地。
《21 世纪》：建设全国统一电力市场背景下，电力系统低碳转型面临哪些核心挑战？
周大地：“十四五” 以来，全国统一电力市场规则逐步完善、规模扩大，但新能源规模化并网带来的调度难题日益凸显：每年新增数亿千瓦风光装机，其间歇性（光伏午间高峰、夜间归零）与波动性，使传统 “负荷预测 + 煤电指令调度” 模式难以为继；火电利用小时数下降，反复启停导致效率降低、成本上升，单纯依赖煤电灵活性改造不可持续。
新型电力系统构建需以 “高比例可再生能源” 为核心，关键是通过储能与电力电子技术，将间歇性电力转化为可调度电源。要改变 “电网全额收纳再平衡” 的传统思路，转向多层次、分散化布局：通过发电权交易、分时电价等机制，引导各类电源依托储能公平竞争，缓解午间消纳压力，平抑早晚高峰供电成本。
《21 世纪》：新能源全面进入市场化电价周期，如何平衡 “新能源消纳” 与 “传统能源生存”？
周大地：电力市场化改革为 “光风 + 储” 与煤电公平竞争创造了条件，价格信号应成为资源配置的核心抓手，解决午间供电过剩、夜间调峰成本高的问题。当前风光虽装机增长快，但发电量占比仍较低，火电等传统能源在 “十五五” 期间仍有生存空间。
改革需坚持 “新增替代、存量过渡” 原则：“十五五” 期间，新增电力需求需 100% 由非化石能源满足，存量化石能源发电量保持稳定；碳达峰后，随着新能源进一步渗透，存量化石能源逐步退出，煤电可保留 20 年左右实现经济价值，远期或作为应急备用电源。
电网发展模式也需调整：过去以煤电基地为核心、特高压长距离输电为支撑的模式，需转向适配新能源分散化特征的布局，重点服务每年 4 亿千瓦以上风光装机的并网需求，通过技术与体制创新，推动发电、电网、用户协同承担转型责任，而非将消纳压力单一压给电网。
《21 世纪》：制约储能大规模应用的核心障碍是什么？如何推动其融入电力系统？
周大地：储能是新型电力系统的 “刚需”，我国新型储能装机已从 5 年前的约 300 万千瓦增至 2025 年上半年的 9500 万千瓦，“光风 + 储” 模式可有效平抑新能源波动，将午间发电高峰转移至晚间用电高峰，降低系统成本。
当前储能应用的核心问题是 “体制机制适配性不足”：用户侧储能依托分时电价差已具备经济性，但发电侧、电网侧储能仍需政策引导。目前电网自建的集中式储能（如抽水蓄能）虽能发挥调节作用，但 “集中收纳再输出” 的模式难以根治新能源远距离输送的间断性问题。
未来需构建 “发电侧为主、多层级协同” 的储能体系：鼓励新能源企业自建储能，提升上网稳定性；电网可配套必要储能，但需避免全额承担储能成本；针对分布式光伏分散性强的特点，可探索 “分时段定电量、保障电价” 的竞价机制，集中式光伏可整合大型储能作为统一单元参与市场。这些需发电、电网等多方在实践中逐步形成解决方案。
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