2021年3月15日，习近平总书记首次创造性提出要构建以新能源为主体的新型电力系统。2023年7月11日，习近平总书记明确指出新型电力系统具有清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能五方面特征。通俗理解，清洁低碳就是推动形成以绿色为底色、以电为中心的能源供给和消费体系；安全充裕就是推动新型电力系统综合安全防御体系构建，提升电力先行保障和服务能力；经济高效就是提升电力系统整体运行效率，推动更经济、更可持续的能源转型；供需协同就是激发供需两端协同响应潜力，实现高质量的供需动态平衡；灵活智能则是促进能量流、信息流、碳流、价值流深度融合，提升电力系统韧性，提高能源利用效率和电碳协同能力。

当前，能源绿色低碳转型加速推进，呈现能源电力化、电力能源化和电力综合化趋势。规划建设新型能源体系、构建新型电力系统和建设新型电网是实施能源安全新战略的具体路径，新型电力系统是新型能源体系的关键支撑和中心环节，新型电网则是枢纽平台和核心环节。“十五五”是构建新型电力系统的关键时期，如何更加有效地发挥电力行业在国民经济中的基础和先导作用，有力地支撑国家重大发展战略和目标的实现，更好地满足人民群众日益增长的用电需求，实现能源电力安全供应、绿色低碳转型和全国统一电力市场建设，是“十五五”能源电力面临的核心任务和艰巨挑战。

电力工业进入新发展阶段

电力工业已经迈入具有“五高”特征和未来十年用电量仍可能保持“中速”增长的新发展阶段。

“五高”主要体现在：一是高比例新能源。新能源发展总体上进入成熟、规范的高质量发展新阶段。新能源发电比重加速提升，已经成为发电装机主体电源，截至2024年底，全国新能源发电装机容量达14亿千瓦，占总发电装机容量的42.0%，新能源发电量1.8万亿千瓦时，占总发电量的18.5%。新能源发电成本大幅度下降，本体发电平价入网，但是本体外成本则溢出转移至电力系统、持续产生巨大的系统成本。新能源投资收益率加快下降、高回报时代已经结束。高比例新能源因随机性、间歇性和波动性带来电力系统高不确定性。

二是高比例新市场主体。受新能源技术、市场化和以绿色化、数字化、智能化为核心的科技革命所驱动，新型电力系统形态发生根本性变化，加快出现新型市场主体：一是“小”“微”市场主体即小容量、微电网大规模出现，将与现代大机组大电网并驾齐驱；二是离网市场主体随机并入或离开电网，随机参与或离开电力市场；三是移动性市场主体，大量随机涌入电力系统；四是聚合市场主体（如虚拟电厂、产消一体化等），大量随机涌入电力系统；五是多能市场主体（如电动汽车等)大量随机涌入电力系统。电力系统各类市场主体从全面入网进一步发展为全面进入电力市场，使得电力系统呈现出“不确定电源+不确定用户+低惯量系统”的复合特征，系统运行的不确定性显著增加，对电力电量平衡和安全稳定控制提出更高要求。同时，市场主体多元化必然产生利益多元化，在不确定性电力系统背景下必然要求构建与之相匹配的现代电力治理体系。

三是高比例电力电子设备。随着大规模新能源发电、高压直流输电、大功率直流负荷等的快速发展，电力系统“源—网—荷”各部分电力电子化程度逐年提高，电力系统惯量加速降低，给安全稳定运行带来极大困难。

四是高概率极端气候气象。极端气候气象天气频发成为常态，无论对电力供应，还是对用电负荷，都带来越来越高的不确定性。

五是高活跃创新。各领域大量科技创新方向不断涌现，新能源主动支撑技术、CCUS、长时储能、氢能的利用与制储运技术成为创新热点。综合能源、虚拟电厂、负荷聚合商、智慧能源、碳循环经济等大量新业态、新模式方兴未艾。这种高活跃的创新态势，对电力系统的整体性谋划与一体化设计提出了更高要求。

我国未来十年全社会用电量仍可能维持“中速”增长。初步预计，2030年、2035年全国全社会用电量将达到12.8万亿~14.0万亿千瓦时、15.5万亿~17.6万亿千瓦时。对应“十五五”和“十六五”时期，用电量年均增速预计分别为4.5%~6.3%、3.8%~4.7%。基准情景下，2030年、2035年用电量分别为13.5万亿、16.7万亿千瓦时，对应“十五五”“十六五”年均增速分别为5.6%、4.3%，电力弹性系数分别为1.2、1.0。

电力工业在新发展阶段将面临六大严峻挑战。一是越来越大的不确定性。新能源出力随机波动、负荷需求多变难测、极端天气常态出现等多重不确定性叠加，传统“预测-落实”规划范式难以适应。如何将不确定性电力系统转变为可预测性电力系统，已成为新型电力系统建设中亟待解决的重要问题。

二是越来越困难的电力电量平衡。新能源高比例接入后，电力供需平衡从“电量平衡”或“电力平衡”为主转向“电量+容量”双重平衡，夏季、冬季“双高峰”特征显著，日峰谷差率长期维持高位，调峰调频压力持续增大。在此背景下，如何构建科学的有效容量体系、完善的战略备用体系及充足的灵活调节能力体系，就成为亟待破解的关键问题。同时，受全球气候变化影响，极端天气事件呈现频发态势，进一步加剧了电力电量平衡的复杂性与严峻性。

三是越来越严峻的电力安全。在国家能源安全新战略下构建新型能源体系，其能源安全的重心从传统的油气安全为主向电力安全转移，呈现出传统的油气安全和电力安全并重的整体态势，更长远可能演变为以电力安全为主的新格局。电力安全呈现出利益多元化、系统惯量小、供需平衡难和气象属性增强等新特点。电力系统运行特性发生重大变化，如何保障电力系统安全稳定的问题日益突出。

四是越来越多元的利益主体。在电力转型过程中，源网荷储各环节互动增多，多能互补、共享储能、负荷聚合商、虚拟电厂、微电网等新市场主体大量涌现。各类主体利益诉求差异显著，如何加快构建与新型电力系统相适配的现代电力治理体系，成为破解问题的关键命题。

五是越来越巨额的系统成本。新能源占比提升需要电力系统增加灵活调节资源和增加电网投资，相应增加了常规电源、灵活性资源、电网等主体的投资和运行成本，系统成本快速上升，如何加快制定合理的成本疏导机制显得尤为重要。

六是越来越艰巨的碳达峰。电力系统既要承接非电行业通过“电力替代”实现碳达峰所带来的转型压力，又要完成自身的碳达峰目标。电力需求增长快慢是影响电力行业碳达峰时间的核心因素。在全国全社会用电量“中速”增长和确保安全供电的背景下，非化石能源新增发电量能否满足新增用电需求，将直接关系到电力行业何时碳达峰。在全社会如期实现碳达峰的刚性约束下，如何选择对经济社会发展更为有利的达峰路径，就成为电力行业低碳转型中必须破解的关键课题。

构建新型电力系统

要着力攻克三大核心问题

化解六大严峻挑战，为电力系统重塑和模式变革带来了巨大的发展机遇和广阔的市场空间。当前亟需系统谋划、精准发力，着力破解三大核心问题。

第一大核心问题，就是确保安全供电。构建新型电力系统要始终坚持以人民为中心的发展思想，统筹发展和安全，切实履行党中央赋予电力行业的战略使命，以电力保供为前提，决不允许发生大面积“拉闸限电”。如何应对越来越严峻的电力安全和电力电量平衡挑战是构建新型电力系统的基础和前提。要解决这一核心问题，需要重点解决三大难题。

一是要确保电力系统有效容量1的合理充裕度。近年来，发电有效容量增长不及负荷增长速度，系统有效容量充裕度趋紧。需求方面，全社会用电量增长远超预期，且受温控负荷影响，电网夏、冬季负荷尖峰趋势凸显。供应方面，基础保障性电源建设不足；新能源已成为新增装机主体，新能源顶峰保供作用非常有限、有效容量率非常低。“十四五”以来，全国最大负荷年均增长超过9300万千瓦，而有效发电容量年均增长仅为5300万千瓦。经研判，系统有效容量与最大负荷的比值在全国层面需要达到1.18~1.2才能有效保障电力平衡。确保电力系统有效容量的合理充裕度，必须立足我国能源资源禀赋，优化各类型电源功能定位，推动技术进步，实现协同发展。新能源稳步从发电装机为主体转变成为发电量为主体，燃煤电厂从主体性电源向调节性、支撑性、战略性备用电源转变，天然气电厂由调峰为主向在部分地区发挥电力电量双重保障作用转型，核电由提供基荷向兼顾发挥调峰作用转型，水电由电量供应为主向电量供应与灵活调节并重转型。

二是要确保灵活调节能力的合理充裕度。随着源荷两侧波动持续叠加，电力系统调峰需求发生深刻变化，呈现需求规模持续扩大、需求类型逐渐多元、区域需求差异明显等特征。在此形势下，电力系统调节能力面临传统调节资源逐渐紧缺、增量新型调节资源成本高、长周期调节手段缺乏等挑战。“十五五”期间，需要多措并举确保灵活调节能力的合理充裕度。推动煤电灵活性改造以及深调改造、煤电增配新型储能等技改，来适应源荷两端波动性更大程度叠加场景。电源侧加大存量挖潜与增量优配，电网侧夯实物理网架及互济条件，负荷侧持续推动资源参与系统调节，以及推动分布式储能资源更大规模应用。统筹考虑优化组合多类型调节资源，避免单一资源饱和效应。有效推动多时间尺度调节资源建设，实现调节资源供给充裕、结构合理、响应高效的目标。

三是要始终坚持电力系统统一调度。在电力转型过程中，源网荷储各环节互动增多，多能互补、共享储能、负荷聚合商、虚拟电厂、微电网等新市场主体大量涌现，利益关系错综复杂，要始终坚持统一规划、统一调度、统一管理，充分发挥统一调度对电力系统运行的统筹协调作用，助力清洁能源高效利用，保障电力系统安全稳定运行。

第二大核心问题，就是加快绿色低碳转型。电力绿色低碳转型是支撑全社会实现“双碳”目标的关键，高质量大力发展新能源是重要手段。目前需要着力解决三大难题。

一是要高度重视新能源发展规模、结构、布局的优化，着力提高有效容量率和构网友好性。在政策支持和市场需求双重驱动下，“十五五”期间新能源装机年均增长在2亿千瓦以上，并成为新增电量的供应主力，逐步承担起主体电源的安全责任。因此，新能源发展更需要加快提高发展的质量，分区域分阶段确定新能源合理利用率。一方面，依托弃能特征有效引导新能源发展节奏，推动装机规模与结构协同优化。结合新能源消纳困难时段加速向负荷水平偏低的春秋季以及光伏大发的午间时段集中的趋势，引导优化新能源并网装机规模和结构。现阶段“风大光小”省区，需提前研究典型水平年份及过渡年份最优风光比，引导优化增量新能源装机规模和结构，实现发电量和利用率双提升。现阶段“风小光大”省区，需准确研判后续新能源装机结构持续失衡风险，推动分布式光伏合理配置储能。另一方面，着力优化新能源布局。实行分布式开发与集中式开发并重。因地制宜优先鼓励发展“两自四化”（即自平衡、自安全、小微化、绿色化、数智化、共享化）自治型分布式新能源系统或智能微电网。规划布局沙戈荒新能源基地建设，在“三北”地区优先发展光热发电，积极推动海上风电模式创新。在新能源资源富集区，因地制宜规划布局氢能、算力等战新产业，实现“西电西用”和“产业西移”。第三方面，着力提高有效容量率和构网友好性，推动新能源逐步承担主体电源的安全责任。引导风电与光伏合理配比，科学配置储能资源。加快对已配置储能但利用效率偏低电站的技术改造，建设具备高有效容量率的系统友好型新能源电站。加快提高可预测性，提高装机有效容量率；落实新能源调频等涉网性能要求，提升抗扰动能力标准，加快新能源主动支撑与构网型技术创新，推动新能源具备与传统电源相同的稳定支撑能力；加快发展基于同步发电机的光热等新能源发电技术；加快完善分散式风电和分布式光伏接入系统技术标准规范，切实提高构网性能。最后，持续扩大新能源非电利用规模。持续推进燃料乙醇、生物柴油等清洁液体燃料商业化应用；开展“地热能+”多能互补供暖；鼓励开展地热能与旅游业、种植养殖业及工业等产业的综合利用；加强中深层地热能制冷研究。

二是要高度重视电力系统的功能及形态演变。新型电力系统转型路径影响源荷形态，进而决定电网形态，电网形态和发展重心也反过来引导源荷形态和发展模式。在转型过程中，电力系统从以化石能源为主导向以可再生能源为主导转变，源荷功能定位和结构形态要进行适应性调整。电网形态由单向逐级输配电为主的传统电网，向包括交直流混联大电网、直流电网、微电网和可调节负荷的能源互联网转变。一方面，交直流混联大电网规模进一步扩大。随着大型清洁能源基地向负荷中心输电的规模不断扩大，要不断提高电网对清洁资源的大范围优化配置水平。要创新建设柔性双向多起点多落点跨区特高压网络，以承担电能的大容量、远距离输送任务，省内网架承担区域协调平衡的重要职责。另一方面，多元要素、微电网协同自治的新型（有源）配电网发挥配电区域能源平衡与互动作用。巨量新形态新市场主体融入配电网，功能由单纯从主网获取和分配电能，转向与主网进行能量、信息、碳流、价值流的多要素双向互动。再一方面，自治型小微系统发挥“就地平衡”重要作用。以自治型分布式能源系统和自治型虚拟能源系统（如虚拟电厂、聚合商等）为主体的小微系统，与有源配电网共同发挥多类能源网络用能交互与自治协调的作用。

三是要高度重视系统成本的规模、结构、布局与消化。“十三五”以来，电力系统总成本呈上涨趋势，2016年到2023年间，年均增长7.0%。预计“十五五”电力系统总成本将持续上升，年均增长7.8%左右，超过“十三五”以来增速。初步测算，综合考虑各类成本变化趋势，“十五五”期间，终端度电成本年均上涨约1分钱，且新能源上网成本降低无法抵消系统调节成本上升。一方面，要发挥市场机制核心作用进行成本疏导。建立“电能量市场疏导电能生产成本、辅助服务市场疏导系统调节成本、容量补偿机制疏导长期发电容量成本、绿色市场（指碳市场、绿证市场、绿电市场）疏导绿色增量成本”的市场化成本疏导框架，实现“市场高效配置”。另一方面，建立覆盖“市场、政府与社会”的成本疏导体系。政府和社会提供配套，支撑能源市场充分发挥疏导作用，保障市场以外的成本疏导顺畅。

第三大核心问题，就是加快建设全国统一电力市场。面对越来越多元化的新市场主体不断涌入电力市场，要充分发挥以电价机制为主的市场机制作用，有效确保电力供需平衡和促进电力供需协同，需要着力解决三大难题。

一是要积极稳妥推进各类经济属性主体全面入市。坚持“两个毫不动摇”，严格入市标准规范，确保市场安全稳定运行。一方面，推动新能源全面参与市场交易。完善“报量报价”“报量不报价”等多元化市场参与模式，结合差价结算机制实现与现有政策的有序衔接。另一方面，引导储能、虚拟电厂、用户侧资源等新型主体入市。明确其市场准入条件、交易规则及安全责任，例如新型储能可作为独立主体或与所属电源联合参与辅助服务、现货交易等。再一方面，健全完善市场退出机制。对不符合安全标准、持续违反市场规则的主体实行有序退出，保障市场公平竞争秩序，形成“多买多卖”的竞争性市场格局。

二是要建立科学的电价机制以确保充裕的有效容量和灵活调节能力。电力系统成本和电价水平对新发展格局下实现经济社会高质量发展至关重要，电价机制是电力市场的基础和前提。科学的电价机制可以科学反映不同类型电源在电力系统与市场运行中不同时段的价值，增强投资预期，引导电源和电网科学规划、合理布局、协调发展；还可以有效配置调峰调频等灵活性资源，引导用户主动参与系统调节。

三是要实现市场公平有序。以《能源法》为统领，以《电力法》《可再生能源法》等为骨干，以行政法规和地方立法为补充，构建全流程、一致性的新型电力系统高质量发展法治保障体系，全面覆盖规划建设、运行管理、市场交易、价格机制发展各重点环节，加强与其他领域法律规定的衔接性，提升新型电力系统高质量发展法律制度体系的系统性、整体性、协同性，为能源高质量发展提供法治保障。

大力发展以创新为内核的

新质生产力

攻克构建新型电力系统的三大核心问题，从根本上引领系统跃升、突破发展瓶颈，必须依靠科技创新和治理创新。面向未来，应大力发展以创新为内核的新质生产力，加快实现电力治理能力现代化，加快打造具有全球竞争力的现代化电力产业体系。

一是推动有组织的电力科技创新，加快实现高水平能源电力科技自立自强。一方面，科技创新应与新型电力系统转型路径、各类电源资源功能定位转变一体化布局。电力科技创新的战略布局、攻关方向、路线图、突破时间表决定着能否按预期实现碳中和战略目标，影响着新型电力系统的路径设计、节奏权衡、不同的成本与研发风险等。同时，“双碳”目标下新型电力系统路径规划也是基于电源多元化功能定位、一定技术进步预期，对源网荷储全环节各类技术路线、创新重点、突破时点、技术经济性水平都有具体要求。综合来看，转型路径、电源功能定位、科技创新方向之间具有互动关系，彼此要在新型电力系统复杂、动态和不确定的演化中实现协同，需要加强整体研究与滚动规划。另一方面，科技创新需要开展重大工程集成创新、一体化设计。面向“双碳”目标，新型电力系统的总体问题更具长期性、复杂性、动态性，迫切需要依靠集成科技创新提供破局之道。新型电力系统面临的挑战既有各领域技术攻关难题，也有煤电、可再生能源、核电、电网、氢能与储能各领域整体集成问题，是一个需要全环节技术分头攻关加集成应用的综合性、系统性工程。此外，新型电力系统集成科技创新要以场景思维和重大工程设计为牵引，推动全产业链工业化规模的新型电力系统关键技术突破与应用，实现理论、技术、装备、软技术的一体化验证，促进能源供应基础设施系统性革新，引领和带动全社会产业布局与发展。

二是推进电力治理体系改革，加快实现电力治理能力现代化。加快构建与新型电力系统相匹配的治理体系，推进电力治理能力现代化，就是要以安全治理夯实发展基础、以规划治理优化演化路径、以市场治理释放行业活力、以碳治理服务全面绿色转型、以法治治理保障良好发展环境，实现规划引领、科技为驱，市场配置、电价为基，监管全域、安全为先，法治保障、平等为要，高质量推进构建新型电力系统。

三是推进创新链产业链人才链资金链深度融合，加快建设现代化电力产业体系。新型电力系统产业链将从以化石能源为底色，通过对价值形态、企业形态、循环形态和空间形态的全方位重塑，演变为以新质生产力为基础，以新能源为主体的新型电力系统产业链，在创造和满足高质量用能需求的同时，实现产业链水平全面跃迁，成为推动经济社会发展的新引擎和新动能。