12月4日，2025第八届中国能源产业发展年会在北京举行。年会以“构建新型电力体系建设能源强国”为主题。本届年会由中国能源报、中国能源研究会主办，G20青年企业家联盟中国总部联合主办，中央和国家机关有关部门负责同志、外国驻华使节、地方政府主管部门代表、中外企业负责人和专家学者等参加论坛。

　　在以“面向‘十五五’的新型电力系统建设思考”为主题的圆桌对话环节，圆桌对话主持人中国能源研究会副理事长兼秘书长孙正运，与国网能源研究院总工程师、党委委员鲁刚，北京电力交易中心新能源部副主任张楠，协鑫能源科技股份有限公司副总裁牛曙斌，厦门新能安科技有限公司储能事业部中国区总裁马金鹏，南方电网储能股份有限公司党建工作部副主任黄昉围绕新型电力系统建设成效、核心特征等展开热烈讨论。

　　中国能源研究会副理事长兼秘书长孙正运：新型电力系统建设成效显著

　　当前，我国新型电力系统建设已取得显著成效，源头上清洁化，消费侧电能替代，新型电力系统成为新型能源体系的核心组成部分，已经成为大家的共识，新能源的装机容量已经超过火电，调节能力建设逐步加强并因地制宜呈现多样化发展，电力不再是能源的单一品种，而是起着贯通煤、油、气、核、风、光、储、氢等多品类的“枢纽型平台”作用。我国新能源装机容量与供电可靠性居世界领先水平。

　　“十五五”时期作为新型电力系统建设承上启下的关键攻坚期，核心围绕新能源高比例发展带来的不确定性与波动性挑战展开，需各方协同推进管理和理论创新与实践探索。

　　市场机制方面，需完善电能量、辅助服务、容量、绿色等市场机制，充分调动各主体参与积极性；调节能力建设有工程技术手段，比如各种类型的储能，也有管理和市场手段，比如用户侧的互动、微电网、虚拟电厂和异质能源冷热电的互补等。储能规模化发展的关键是健全价格机制，让调节价值得到合理回报，抽水蓄能、新型储能和用户互动应功能互补、协同发展，构建科学配置而非单纯追求规模的多层次储能体系，我们要首先把性价比高的调节能力挖掘出来，降低调节成本，最终实现全社会综合效益最优。数字化技术、人工智能将是新型电力系统建设的关键基础设施，让我们的决策更科学，运行更安全，服务更优质，在规划、建设和运行等各个环节，在保障电力系统的安全可靠运行和用户的可靠供电过程中发挥越来越重要作用。

　　国网能源研究院总工程师、党委委员鲁刚：新型调节性资源产业前景广阔

　　未来，“十五五”新型电力系统将持续推进结构性与功能性调整，核心呈现四大“新”特征：一是外在整体性功能的升级，以清洁低碳为核心导向，实现新型电力系统安全充裕、经济高效、供需互动、灵活智能的综合性能跃升；二是结构革新与气象电力根本属性的转变，随着新能源占比提升，电力系统基础物理特性逐步质变，人类最大的人工系统正逐步向人工—自然系统转型，成为电力系统基本新属性；三是新质生产力与战略性新兴产业的赋能，电力领域率先布局，以新模式、新业态为引领，持续注入发展新动能，助力产业升级与增长；四是治理体系的优化升级，伴随生产力进步，生产关系需同步完善，对能源“转型”进行治理成为“十五五”及未来长期的重要任务，需构建涵盖产业链上中下游利益平衡、电力系统全环节全要素协同、政府—企业—源网荷储共担共建安全体系的全新治理框架。

　　与此同时，新型电力系统发展也面临多重挑战：新能源装机超最大负荷的情况将从局部省份向全国蔓延，导致调节资源面临从短期爬坡、顶峰到长周期调节的全面紧缺；系统支撑能力不足问题凸显，频率稳定、电压稳定等问题与调节资源短缺相互交织，加剧风险传导机理复杂性；气象电力特性带来的极端气象事件，也成为必须应对的突发性应急挑战。

　　为此，从保障电力供应、提升新能源承载能力的角度，建议在持续发展新能源产业的同时，大力推进新型调节体系建设。这一体系既包括发展氢能、储能、光热等新技术的培育，也涵盖传统电源的功能调整、技术迭代、装备升级，以及电氢碳、电热等要素耦合与拓展，还涉及用户侧多元互动形态的丰富。通过体系化规划与布局，结合不同地区、发展阶段及结构调整深度，差异化配置各类型调节性电源与资源，最终形成覆盖常规与应急条件的多层次、多功能的立体化资源配备，以调节资源先行为新型电力系统稳定发展提供支撑。

　　北京电力交易中心新能源部副主任张楠：“十五五”新型电力系统建设将聚焦多维度突破

　　未来，电力系统基础制度要逐步实现统一，电力交易平台也将推进高效联通，筑牢市场运行基础。在市场耦合层面，当前以省级二级市场为核心的架构，未来将逐步实现省间与省级二级市场的协同耦合运行，各类交易品种需全面建立并正式落地。价值体系中，电能量价值、安全价值及绿色价值将在市场中充分彰显，精准适应新型电力系统的发展需求与转型方向。同时，各类经营主体需能够找到自主选择的获利渠道，平等参与市场竞争，激发市场整体活力。

　　新能源消纳是新型电力系统建设的关键任务与核心挑战，市场机制则是破解这一难题的重要手段。要想真实反映电能的价值，关键在于市场机制。机制创新是支撑新型电力系统建设的核心问题，也是当前面临的关键性、暂时性挑战之一。

　　数据显示，截至10月，国家电网经营区新能源装机容量已达到13.8亿千瓦，同比增长32.3%，为所有电源类型中增速最快，占比达47%，成为电网经营区装机规模最大的电源类型；电量方面，今年1—10月新能源发电量达1.5万亿千瓦时，占比22.8%，装机与发电量均稳步提升。

　　在新能源装机持续增长的同时，市场化发展也在快速推进。2022—2024年间，新能源市场化交易占比从35%左右提升至2023年的46.3%，2024年全年已达51.8%，意味着一半的新能源通过市场化方式形成价格。未来，新能源装机容量在“2035年达到2020年的6倍，力争实现36亿千瓦”的背景下，年均新增装机还需达2亿千瓦。

　　在此背景下，电力市场建设需统筹电能量市场、辅助服务市场、容量市场和绿色市场四大板块，全面反映电能量价值、灵活性价值、可靠性价值与绿色环境价值，逐步丰富电能价值体系。

　　其一，电能量市场需向分时定价方向发展。通过现货市场、分时段中长期交易等形式，凸显电能量在不同时段的差异化价值，既引导新能源发电与用户需求精准匹配，也为储能、需求响应等调节性资源提供清晰价格信号，保障调节性资源通过市场参与实现合理收益，吸引新型主体积极融入新型电力系统。

　　其二，省间电力市场需强化跨区域资源配置功能。针对我国新能源资源与负荷中心逆向分布的现状，通过省间电力市场促进新能源资源在全国范围内优化配置，助力跨省区消纳，提升资源利用效率。

　　其三，容量保障方面需建立市场化补偿机制。通过该机制保障燃煤火电等基础性、保障性电源及系统调节性电源的成本回收，有效应对新能源出力的间歇性与波动性，同时激励灵活性资源建设，增强系统调节能力。

　　其四，灵活性价值需通过辅助服务市场充分体现。新能源大规模发展显著提升了电力系统对调节能力的需求，调频、调峰、黑启动等调节性资源，需通过辅助服务市场定价实现成本回收；同时为虚拟电厂、电动汽车等新型主体参与市场提供广阔空间。

　　其五，绿色环境价值需依托绿电与绿证市场落地。我国将通过强制性与自愿性相结合的方式，建立绿色电力消费促进机制，满足电力用户能源消费绿色低碳转型需求。通过市场机制为环境价值定价，既推动整体能源消费转型，也助力新能源市场化消纳。

　　因此，这场变革的本质，是将新型电力系统中的各类运行要素转化为明码标价的价格信号，引导所有市场参与者自发做出有利于系统安全稳定、绿色高效运行的响应与决策。

　　鑫能源科技股份有限公司副总裁牛曙斌：新型电力系统的核心特征发生了新变化

　　新型电力系统建立在新能源为主体的根本性变革之上，呈现诸多新变化：

　　第一，电力系统的责任新。从终端用能占比来看，十年内已从22%提升至30%，未来十年有望达到40%。以低碳电力能源为主的中国工业体系，在和以油气为主的国际工业体系竞争中，具有绿色、安全、成本优的特点，是中国产业参与国际竞争的重要比较优势。

　　第二，发展模式的创新。尤其是今年系统性补贴政策退出后，《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》明确了新能源长期发展的价值规律；现货市场全面推进，凸显了电力的时间价值；绿电联供模式拓展了空间维度的发展边界，绿证交易与碳市场联动进一步提升了绿色价值；同时，新兴主体培育、虚拟电厂相关政策的出台，拓展了电力系统的物理空间，形成多元协同的发展格局。

　　第三，市场空间的拓展。这为众多民营企业带来了广阔机遇，新型电力系统催生出更多新兴业态与新兴主体——无论虚拟电厂、源网荷储项目，还是数据化、交易化、人工智能相关产业，未来将有数以亿计的主体，新兴主体与新兴业态将迎来更丰富的发展机遇。

　　面对新形势，分布式灵活性资源的挖掘可聚焦三个核心方向：一是工业负荷与电力市场的深度耦合；二是各种能源形式和物理物料的存储与电力系统峰谷融合，如储冷，储热，压缩空气，水存储等进行时序空间优化；三是储能与电动汽车的协同利用。

　　厦门新能安科技有限公司储能事业部中国区总裁马金鹏：储能投资策略迎革新

　　当前风电、光伏投资领域发生了深刻变化。今年年初《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》政策发布，标志着新能源发展全面进入市场化阶段，“十五五”能源投资商的投资认知将发生根本性革新。

　　这种革新首先体现在对“确定性”与“不确定性”的态度转变。过去行业普遍追求投资回报的确定性，如今则需要主动拥抱新能源出力波动、电价时段差异化带来的不确定性。从终端用户需求来看，核心诉求集中在两点：一是按需取用任意电量，二是在需要的时间点获得足额电力。当电量被赋予时间标签，其价值属性发生本质变化。此时风电、光伏及储能投资如何通过融合发展，在适应时段价值波动的同时保障投资收益率，成为行业必须破解的新课题。

　　另外，这种革新还体现在终端应用场上。“十五五”时期，能源产业需向终端应用场景深度延伸，既要聚焦并网型应用场景的创新探索，也要挖掘移动储能等移动场景的应用潜力，这类场景未来想象空间巨大。未来这些场景中的需求往往超越单纯的用电需要，更包含对绿色生活方式的追求。随着光伏与储能度电成本持续快速下降，能源企业在各类应用场景中拥有了更大的探索空间，发展机遇众多。

　　此外，投资核心目标也发生了新变化。过去风电、光伏投资一味追求度电成本最低，而“十五五”时期，行业目标要转向度电、时间、价值的综合成本最低。由于不同时段的电量价值与电价存在差异，需通过优化调度能力，让电力尽可能在电价高位、供需矛盾突出的时段实现电力出清，从而保障投资收益率达标。这一转变是能源投资商在“十五五”时期面临的全新挑战。

　　储能是新型电力系统新能源消纳的必需品，“十五五”时期要实现储能的规模化发展，要从表前(网侧)和表后(用户侧)两个维度看。

　　从表前网侧储能来看，传统火电、抽水蓄能及新型储能均属于灵活性调节资源，且这类资源的收益模式正逐步呈现多元化特征。以传统煤电为例，其已逐步向灵活性调节资源转型，电网公司为此配套了容量电价补偿机制。据统计，当前各省份火电的容量电价在其总收入中的占比仅为2%—5%，但长期呈上升态势。早期抽水蓄能主要依靠容量电价收回固定成本，从今年开始，新型储能也以省为单位，逐步出台了专属的容量补偿政策或容量电价机制。

　　对于表前网侧储能而言，现货市场的收益空间正逐步显现。随着现货市场覆盖范围持续扩大、交易机制不断完善，其在投资回收中的作用将日益凸显。核心原因在于，风电、光伏尤其是光伏的边际成本近乎为零，在光伏大发时段，新能源电站为争取发电出清机会，往往会将报价压至地板价；而到晚高峰时段，光伏出力大幅衰减，风电出力也可能存在波动，此时网侧电化学储能、灵活调节火电等资源需填补供电缺口，甚至承担顶峰供电任务。在非新能源大发时段，电力供需紧张会在一定程度上推高现货市场价格。综合来看，多个省份的现货市场价差未来将呈现上升趋势，为网侧储能的价差套利提供了有利条件。

　　此外，网侧储能的收入来源将逐步形成“容量电价+现货收益+调频等辅助服务”的三重来源模式。不过目前多数投资商在搭建财务模型时，通常会确定固定的收入构成并按十年运营期测算，实际中多种收入来源的占比基本以两年为一个周期发生显著变化。因此，储能电站投资需密切关注所在省份的市场规则、电价政策等边际条件，动态调整投资策略。

　　需要注意的是，电力作为民生类基础产品，能源投资商想通过储能投资追求暴利并不现实，行业需回归理性投资阶段。

　　从表后工商业储能来看，越来越多的高耗能企业及工商业企业，通过电网代理购电的比例持续下降，更多选择自行参与电力交易或通过售电公司代理交易。此前零售市场中依赖峰谷价差套利的模式，属于工商业储能1.0时代的投资逻辑，该模式从2026年开始可能在多个省份逐步失灵。这一过程中会存在过渡期，因为零售市场峰谷价差在批发市场需要一定时间耦合。在从零售市场向批发市场过渡的阶段，若想单纯通过“售储结合”实现高收益保障，将面临不小的挑战。

　　同时可以观察到，当前工商业用户90%的电费支出来自电量电费，仅10%来自容量电费或需量电费。从长期来看，电量电费占比会降低甚至可能降至80%，容量电费与需量电费占比将提升至20%。而储能具备强大的功率控制能力，长期来看，其收入来源除了传统的电量收益，通过需量控制、负荷优化带来的收益占比，未来将有很大提升空间。

　　从技术升级来看，一方面要将储能系统的循环寿命从8000次提升至15000次甚至更长，另一方面把逐年衰减率控制在更低水平。通过这两方面的技术突破，可有效优化储能投资商的投资边际条件，提升项目收益率，助力储能行业的规模化、可持续发展。

　　南方电网储能股份有限公司党建工作部副主任黄昉：储能行业发展需聚焦“新装备、新模式、新机制”三大方向

　　储能是能源产供储销体系及源网荷储一体化中的重要组成部分。我国在“十四五”末已成为全球储能装机第一大国。在“十五五”新型电力系统加速构建的背景下，储能行业发展需聚焦“新装备、新模式、新机制”三大方向。

　　新装备方面，近年来，在国家能源局首台套重大技术装备等政策机制支持下，一批国产化储能装备通过工程试点示范逐步走向成熟应用。但客观来看，我国在大型国产变速抽蓄机组等领域的装备应用上仍存在技术空白，“十五五”时期抽水蓄能装备将持续迭代升级。

　　新型储能领域同样如此。我国新型储能在运装机已突破1亿千瓦，规模占全球40%以上，但其中锂电池储能占比超95%，而我国锂电池核心资源储量仅占全球16%左右，位居全球第二。这意味着未来新型储能“百花齐放”的多技术发展是必然趋势。

　　新模式方面，“十五五”时期，储能需以数智化赋能产业发展，通过集中控制、人工智能、大数据分析等数智化举措提升利用效率。随着新型电力系统新能源占比持续提高，储能的调用频率与运行要求显著提升。数据显示，今年1—10月，南方电网的抽蓄机组调节电量与去年基本持平，但启动次数增长超20%，这直观反映了新能源高占比下储能装置的高频调用日趋频繁。今年夏季，我国多地组织新型储能集中规模化充放电，有效缓解了负荷多次创新高带来的压力，保障了电力供应平稳，这正是储能规模化协同运营的重要实践。

　　新机制方面，价格机制是当储能产业高质量发展的核心问题。储能作为调节电源，本身不直接产生电能，其核心价值在于保障系统安全、促进新能源消纳的调节功能发挥。“十五五”时期，行业需在全国统一电力市场框架下，明确储能的功能价值定位，通过多元化的收益方式实现价值兑现——既要合理将投资建设成本予以疏导，也要让储能企业获得合理收益，同时还要避免行业“内卷”，这是储能产业可持续发展的关键所在。

　　近两年，随着产业活跃与市场机制完善，储能的收益模式逐步多元化。以今年5月投产的云南文山丘北大型锂钠混合储能站为例，已形成容量共享租赁、市场交易获利、容量补偿三重收益来源。“十五五”时期，希望储能可以形成“以电能量、电容量价格机制为主，其他多元价格机制为辅”的多元化收益模式，根据不同区域的电力需求凸显新型储能的调节价值。

　　与此同时，2025年储能格局发生关键变化，新型储能规模首次超过抽水蓄能，且未来将成为常态。两者在电网中承担的功能不同，是新型电力系统构建中都是不可或缺的互补力量，未来协同发展是科学方向。

　　庞大的产业体系背后，必须以健康可持续的价格机制为保障，才能实现健康发展。作为储能企业，需要积极参与市场竞争，持续关注政策动态，发挥其在产供储销体系中的功能价值，助力新型电力系统构建与能源转型目标实现。

　　文丨本报记者林水静/整理