“加快规划建设新型能源体系，新型电力系统为关键支撑。”
2025年全国能源工作会议指出。构建新型电力系统是建设新型能源体系的重要组成部分和关键举措。习近平总书记多次对构建新型电力系统作出重要指示批示：在2021年3月15日召开的中央财经委员会第九次会议上指出，构建以新能源为主体的新型电力系统；在2023年7月11日召开的中央全面深化改革委员会第二次会议上强调，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，更好推动能源生产和消费革命，保障国家能源安全。
2024年7月25日，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局联合印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》，重点开展9项专项行动，推进新型电力系统建设取得实效，确保“关键一环”动中肯綮。
01清洁低碳
清洁低碳作为新型电力系统的首要特征，已经成为传统电力系统向新向绿的重要标志，更在推进能源结构转型中提纲挈领。
2010年，全国风电和光伏装机容量仅为数千万千瓦，而到2024年6月底，新能源装机11.8亿千瓦，煤电装机11.7亿千瓦，新能源装机首次超过煤电。
2024年，能源绿色低碳转型成效斐然，可再生能源发展再上新台阶。
一方面，可再生能源装机规模不断实现新突破。截至2024年底，全国可再生能源装机达到18.89亿千瓦，同比增长25%，约占我国总装机的56%。其中，水电装机4.36亿千瓦，风电装机5.21亿千瓦，太阳能发电装机8.87亿千瓦，生物质发电装机0.46亿千瓦。
另一方面，可再生能源发电量稳步提升。2024年，全国可再生能源发电量达3.46万亿千瓦时，同比增加19%，约占全部发电量的35%。其中，风电、太阳能发电量合计达1.83万亿千瓦时，同比增长27%，与同期第三产业用电量18348亿千瓦时基本持平，远超同期城乡居民生活用电量14942亿千瓦时。2024年全国可再生能源发电量较去年同期增加5419亿千瓦时，约占全社会新增用电量的86%。在可再生能源飞速发展的同时，作为我国电力可靠供应重要支撑电源的火电行业，也在绿色转型中紧跟时代步伐。当前，我国已建成世界最大的清洁高效燃煤发电体系。全国80%以上的煤电机组实现了清洁改造，95%以上的煤电机组实现了超低排放；煤电平均供电煤耗降到了303克标准煤/千瓦时；三大污染物排放强度均比十年前降低95%以上，先进煤电机组的二氧化硫、氮氧化物排放水平与天然气发电机组限值相当；50%以上的煤电机组具备深度调节能力，煤电转型卓有成效。无论可再生能源还是传统能源，均在绿色转型上持续发力，助力我国碳达峰、碳中和目标实现，迈向愈加清洁低碳的未来。
02 安全充裕
能源保障和安全事关国计民生，是须臾不可忽视的“国之大者”。构建新型电力系统，满足经济社会发展的能源电力需求，必须以保障能源电力安全为前提。
我国能源电力行业以保障安全供应为首要任务。每年迎峰度夏、迎峰度冬，对于能源电力行业来说，均是鏖战。
近年来，电力保供压力越来越大，最高负荷逐年走高，新能源发电占比逐年增大，电力系统“双高”特征日益凸显，洪水、台风等极端天气频发。尽管如此，电力行业坚决扛起保供首要责任，源网荷储全环节协同发力，动态优化系统运行，不断深挖调节能力，完善应急管理体系，实现电力系统安全稳定运行。
2024年夏季全国电力最大负荷达到15.4亿千瓦，较2023年同期增长1.1亿千瓦。超1亿千瓦的增长，让能源电力行业绷紧每一根弦，全力以赴确保万无一失。2024年电力可靠性指标发布会披露，我国电力可靠性指标持续提升，2023年全国供电系统用户平均供电可靠率99.911%，同比上升0.015个百分点；用户平均停电时间7.83小时/户，同比减少1.27小时/户；用户平均停电频率2.30次/户，同比减少0.31次/户。其中，全国城市电力网用户平均供电可靠率99.976%，农村电力网平均供电可靠率99.900%。
当前，我国能源电力供应总体充裕，人民群众用能水平全面提升。2024年，人均发电量达到6700千瓦时，为2012年3693千瓦时的1.81倍，是世界平均水平的1.79倍，人均用能及生产生活电气化水平持续提升。
安全是基石，充裕是保障。新型电力系统的构建需在保障安全运行的情况下，不断提升电力供应的可靠性和稳定性，满足人民群众日益增长的用电需求。
03经济高效
经济高效是新型电力系统追求的目标之一，通过优化资源配置、提高能源利用效率等措施，实现电力系统的经济高效运行。
我国以年均约3.3%的能源消费增长支撑了年均超过6%的国民经济增长。与2012年相比，我国单位国内生产总值（GDP）能耗累计下降超过26%，单位GDP能耗降幅超出同期世界平均水平的1倍多。可见，更少的能耗创造了更多的经济价值和社会价值。
一方面，对全球非化石能源消费增长贡献不断增大。目前，我国清洁能源消费比重达到26.4%，我国对全球非化石能源消费增长的贡献度超过40%。截至2023年底，清洁能源发电量约3.8万亿千瓦时，占总发电量将近40%，比2013年提高了约15个百分点。十年来，我国全社会用电增量中，有一半以上是新增清洁能源发电，能源绿色含量不断提升。
另一方面，超额完成碳排放自主贡献目标。我国能耗强度下降超过26%，相当于少用14亿吨标准煤，少排放29.4亿吨的二氧化碳，单位GDP二氧化碳排放强度的下降超额完成了自主贡献目标。
2024年8月29日，国务院新闻办公室发布《中国的能源转型》白皮书，发布会上国家能源局副局长万劲松表示，十年来，能源领域固定资产投资累计约39万亿元，每年平均近4万亿元，一次能源的生产能力增长35%，有力支撑经济社会平稳健康发展。
能源领域投资，尤其是能源重大工程带来巨大的综合经济社会效益。
“能源重大工程是夯实、巩固经济基本盘的重要着力点。”厦门大学中国能源经济研究中心教授孙传旺认为。
能源重大工程星罗棋布，聚合赋能，带动上下游产业发展，有利于推动重点领域投资平稳增长，实现稳就业、惠民生。以新型储能为例，国家能源局能源节约和科技装备司副司长边广琦表示，“十四五”以来，新增新型储能装机直接推动经济投资超1000亿元，带动产业链上下游进一步拓展，成为我国经济发展“新动能”。
2024年，国家电网区域2项特高压输电工程投运，累计建成41项，跨省跨区输电能力超过3亿千瓦。大电网配置能力持续提升直观可见，然而特高压超级工程的收益不仅限于此。作为新基建重点投资建设的七大领域之一，特高压输电线路长、投资规模大，具有产业链长、带动力强、经济社会效益显著等优势。以白浙特高压为例，其总投资约299亿元，工程建设涉及全国近百家设备制造、建筑、安装、科研单位，直接带动电源、电工装备、用能设备、原材料等近20个上下游产业链近1000亿元的产值，约为1万人提供了就业岗位。
除此之外，我国清洁能源投资规模快速增长。2023年，我国能源转型投资超过4.76万亿元，其中太阳能发电、风电投资规模达到1.05万亿元。截至2024年7月底，我国风电和太阳能发电装机突破12亿千瓦，提前6年多实现2030年承诺的装机目标，并建成了全球最大、最完整的新能源产业链，为推动发展能源新质生产力注入了强大动力。
04供需协同
我国能源系统呈现供需逆向分布、区域发展不平衡等特点，为实现电力资源在全国更大范围内共享互济和优化配置，推进供需协同，构建全国统一电力市场正加快推进。
目前，全国“统一市场、两级运作”电力市场体系基本形成。省间市场有效落实国家能源战略，促进资源大范围优化配置和余缺互济，省间现货市场有效响应短时供需变化。省内市场确保本省电力电量平衡，保障电力可靠供应。2024年，国家电网区域省间交易电量首次突破1.5万亿千瓦时，中长期合同高比例签约履约，优先发电计划签约率达98%，度夏期间高峰时段跨区中长期交易电力占比96%。闽粤联网工程灵活互济交易机制创新建立，2024年首次实现国家电网与南方电网双向满送电。
市场机制不断完善，形成包含电能量、辅助服务、绿电绿证、容量补偿等较为完备的市场体系，初步实现中长期市场带曲线连续运营，山西、广东、山东、甘肃省级现货市场转入正式运行。山西、山东、甘肃等省常态化开展中长期D-2日连续交易，中长期与现货在交易周期、价格信号等方面充分衔接，共同引导供需协同，迎峰度夏期间，山东午间累计填谷500万千瓦。
建立独立输配电价机制，“能涨能跌”的市场化电价体系初步形成。市场规模快速增长。2024年1—10月，全国电力市场交易电量达5.08万亿千瓦时，占全社会用电量比重从2016年的17%上升到62%，新能源市场交易电量占新能源发电量的近50%。辅助服务市场挖掘调峰潜力超1.17亿千瓦，年均增加清洁能源消纳1200亿千瓦时。2024年前三季度全国绿电交易电量达1783亿千瓦时，同比增长120.9%，交易绿证2.53亿个。
“供需协同是构建新型电力系统的基本原则之一，也是最具活力的方向。需求侧各领域新兴的、多样化的海量终端用户为电力转型提供了资源和潜力，成为建设新型电力系统的关键支撑。”2024年11月，在“加快构建新型电力系统：需求侧革新”研讨会上，自然资源保护协会清洁电力项目副主任刘明明表示，为挖掘需求侧资源的支撑潜力，要大力培育虚拟电厂与综合能源服务等新业态。
目前虚拟电厂等新型主体在市场中主要参与需求响应和辅助服务市场。在需求响应方面，国内各地区的需求响应机制以固定价格补贴为主，部分省份建立了市场化的需求响应交易机制。如四川2024年度夏前锁定610万千瓦可调节资源，浙江在度夏期间最大削峰107万千瓦。
在辅助服务市场方面，虚拟电厂在调峰辅助服务市场发挥作用。以湖北省为例，2024年4月至7月开展填谷调峰调用近25次，为新能源消纳提供有力支撑；上海、浙江、深圳等地利用电动汽车、换电站、5G基站等优质调节资源，开展了虚拟电厂二次调频辅助服务能力验证，为虚拟电厂常态化参与调频市场奠定基础。
05灵活智能
电力系统灵活性是电力系统对供应或负荷大幅波动做出快速响应的能力。在我国电力系统支撑调节电源中，煤电是主力，抽水蓄能、新型储能等多元化调节方式越来越多发挥作用。在各方共同努力下，我国的电力系统调节能力不断提升。截至2024年三季度末，全国灵活调节煤电规模超过6亿千瓦，抽水蓄能累计规模达到5591万千瓦，已建成投运新型储能5852万千瓦/1.28亿千瓦时。
我国抽水蓄能、燃气发电等优质调节电源装机容量占比为6%左右，低于发达国家，例如美国为45%、西班牙为30%、德国为18%。满足每年1亿千瓦的最大用电负荷增量、每年消纳近3亿千瓦的新能源增量，具备灵活调节作用的清洁煤电无疑还是最强有力的支撑。截至目前，我国具备深度调节能力的煤电机组占全国煤电机组的50%以上。
近年来，随着风能、太阳能等清洁能源在电力供应中的占比日益提升，常规机组深度调峰的使用幅度和使用时长不断增加。这使得燃煤机组除了完成灵活性改造和深度调峰能力建设外，还要突破传统运行模式的限制，不断深挖自身调节潜力，在更低的发电功率下稳定运行，根据电力系统的需求快速灵活地调整发电出力。
与常规机组深度调峰的使用幅度和使用时长不断增加类似，抽水蓄能的调用频繁程度和短时运行次数也不断增加。以南方区域为例，2024年南方区域抽水蓄能机组调用次数和时长分别突破4万次、11万小时，双创历史新高。
作为电力系统的灵活调节资源，南方区域超2000万千瓦的抽水蓄能调节能力给全年近6000万千瓦的新能源装机并网提供了坚强保障。
据统计，2024年南方区域抽水蓄能累计调节电量264亿千瓦时，相当于1200万居民用户一年的用电量；34台机组调用次数41108次，首次突破4万次，同比增长24.2%；调用时长11.06万小时，同比增长3.6%，推动新能源年发电量增长36%。提到2024年较往年发生较大变化时，南网储能公司生产技术部总经理李育林表示，南方区域抽蓄调用频繁程度同比增长约20%，短时运行次数大幅增加。这些新表现反映出与新能源发展相适应的抽蓄调节能力正加快形成。
随着抽水蓄能开始参与电力市场，其灵活调节的价值属性得以更加充分发挥。2024年10月，广东梅州抽水蓄能电站正式进入电力现货市场交易全部电量，开辟了新型电力系统下抽水蓄能市场化经营的新路径。入市后，梅州抽水蓄能电站低价买电抽水，高价放水发电。相比于入市前，日平均启动次数增长40%，运行时长下降48%，调节电量下降44%。
通过电力现货交易，抽蓄机组正以市场化方式精准响应系统负荷调节需求。与此同时，电力现货交易也引导煤电积极响应系统负荷调节需求。
初春时节，在山西大同市云州区土井村的盐碱地上，由17万块黑白二色光伏板组建、外形似熊猫的“熊猫电站”化光为电。据了解，该电站近3年每年发电量都在8000万千瓦时以上，发电利用小时数均在合理区间。没有发生大规模弃光，离不开煤电机组在调峰上的支持。
而支持它的煤电机组是距其50多千米的晋控电力塔山发电山西有限公司。这是一家正在向系统调节性电源、综合能源服务商转型的煤电企业。该公司市场营销部现货交易管理相关负责人介绍说：“中午12点左右，风光新能源集中发电，煤电现货电价几乎为零。我们把发电负荷降下来，让新能源优先上网。到了下午5点左右，用电高峰即将到来，但周边光伏发电快速减少，煤电现货电价很快涨到了每度1元以上。这时候，燃煤机组快速顶上去。”
“现货电价”不同于传统的固定电价，在山西电力现货市场每15分钟一个电价，最低为零电价，最高每千瓦时1.5元。
事实证明，电力现货市场充分调动了火电机组的灵活调节积极性。在用电低谷时段，低电价引导火电企业主动调峰停机或降低出力，为新能源让出发电空间。
据山西省能源局副局长王义成介绍，通过煤电企业灵活性改造提升调节能力，全年增加新能源消纳电量18亿千瓦时。为进一步增强电力系统调节能力，2025年1月6日，国家发展改革委、国家能源局印发《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027年）》。其中提到，到2027年，电力系统调节能力显著提升，各类调节资源发展的市场环境和商业模式更加完善，各类调节资源调用机制进一步完善。通过调节能力的建设优化，支撑2025—2027年年均新增2亿千瓦以上新能源的合理消纳利用，全国新能源利用率不低于90%。
灵活智能离不开数字技术和电力技术的深度融合。
当前，能源电力系统形态正在发生深刻变化，能源品类更加多元，电源数量大幅增加，电网架构更为复杂，能源消费灵活多变。通过数字化智慧化转型，广泛应用云计算、大数据、物联网、移动互联网、人工智能、区块链等先进数字信息技术，推进“源网荷储数”深度融合，建设智慧电厂、智慧电网、智慧调度、智慧用户，同时促进分布式能源、智能微网、新型储能、虚拟电厂、综合能源服务、负荷聚合商、碳市场交易等新业态、新模式蓬勃发展势在必行。
新形势下，加快构建新型电力系统意义重大，重点任务也已明确。这项系统性工程，需要源网荷储各环节统筹推进，需要能源电力行业各方面协同携手，齐心协力，倍道而进。
