2021年3月，中央财经委员会第九次会议提出要“实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统”。构建新型电力系统将重塑我国的能源生产消费结构，促进我国深入推动能源革命，对我国建设社会主义现代化强国具有重要意义。

新型电力系统建设的两步走

新型电力系统建设分为两步走，第一阶段是到 2035年，即“1.0 阶段”。在这阶段，我国新能源装机快速增长，光伏、光热、陆上风电和海上风电的总装机到 2025 年和 2035 年分别达 11.2 亿千瓦和 26.8 亿千瓦，非化石能源发电量占总发电量的比重分别达 43% 和 61%。与之对应的是煤电装机的加速下降，2025 年我国煤电装机达到峰值 11.7 亿千瓦，随后进入峰值平台期，缓慢下降到 2035年的10.6 亿千瓦，其中约一半为利用小时数只有 3000 多小时的调峰机组。

第二阶段为 2036 年到 2060 年，即“2.0 阶段”。在这阶段，以光伏、风电为主的新能源开始大规模替代存量化石能源。传统能源机组的角色和燃料产生巨变，煤电由调峰电源逐渐转变为备用电源，发挥紧急情况下的安全保供作用。到2060年，光伏、光热、陆上风电和海上风电的总装机达 56.3 亿千瓦，包括地热、氢电、海洋能等在内的新兴清洁发电机组总量接近 3 亿千瓦，非化石能源发电量占总发电量的比重达 95%。届时我国淘汰所有燃煤基荷机组和调峰机组，仅在东中部高负荷地区保留约 2 亿千瓦的安全备用机组。

新型电力系统建设构建能源新生态

在新型电力系统背景下，配电网业态模式也将出现改变，能源转型背景下，催生了微电网这一新型电力技术，同时电力体制改革提出放开配售电市场，推进电力市场建设，又产生了增量配电网这一概念。在新型电力系统下，行业可抓住机会，在用户侧布局增量配电网与微电网。

同时新型电力系统要求高比例新能源，在低碳约束政策的影响下，企业将主动使用低碳能源，这也反过来促进发电侧的结构调整。电力行业逐步出现源网荷储一体化和多能互补的业态模式，即通过配置储能，实施需求侧管理以及“源荷”互动，推动清洁能源就地生产和就近消纳，提高能源综合利用效率、降低损耗，使用户侧直接消纳接入其中的可再生能源以及其它新能源，为了真正实现“源网荷储”互动，能源的生产、传输和消费就需要建立关联。同时，以新能源为主体的新型电力系统决定了电力市场在整个能源市场中的主导地位，企业将以市场方式配置资源，建立起以电力市场为主的能源市场体系。在这个体系下，电力用户能够主动参与能源的生产和电力平衡，用户侧在新型电力系统产生的新业态下拥有新的布局机会。

构建新型电力系统面临的问题

开展新一轮技术革命成为摆在我国构建新型电力系统面前最严峻的挑战，这包括新型储能、光热、CCUS、生物质能，以及绿氢制输储运与终端利用体系等。如果这些关键技术不能在未来取得突破性的进展，我国构建新型电力系统的过程中将缺乏根本的技术保障。

同时，我国在构建新型电力系统的过程中，在不同时期将面临着不同的挑战与困难。在 1.0 阶段，我国将主要面临经济性和高效性的问题。一方面是新能源高速发展背景下系统整体并网消纳成本的大幅增加；另一方面是不健全的市场机制导致的电力资源无法实现大范围内的优化配置，以及灵活性资源无法有效发挥对新能源的调节支撑作用。

在 2.0阶段，随着新能源制造成本和消纳成本的持续下降，以及市场机制建设的不断完善，我国将主要面临安全性问题，这包括波动性电源大规模并网对系统安全稳定运行造成的冲击，以及新能源制造业中矿产资源和稀土资源安全稳定供应的问题。

因此，为保障新型电力系统的建设，我国一方面需建立现代化的能源管理体系，持续提升政府部门的行政治理水平。另一方面，需高度重视科技研发与创新，推进关键能源技术取得突破。需调动一切积极因素，探寻构建新型电力系统的最佳实践和最优之路。

2021年3月，中央财经委员会第九次会议提出要“实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统”。构建新型电力系统将重塑我国的能源生产消费结构，促进我国深入推动能源革命，对我国建设社会主义现代化强国具有重要意义。

新型电力系统建设的两步走

新型电力系统建设分为两步走，第一阶段是到 2035年，即“1.0 阶段”。在这阶段，我国新能源装机快速增长，光伏、光热、陆上风电和海上风电的总装机到 2025 年和 2035 年分别达 11.2 亿千瓦和 26.8 亿千瓦，非化石能源发电量占总发电量的比重分别达 43% 和 61%。与之对应的是煤电装机的加速下降，2025 年我国煤电装机达到峰值 11.7 亿千瓦，随后进入峰值平台期，缓慢下降到 2035年的10.6 亿千瓦，其中约一半为利用小时数只有 3000 多小时的调峰机组。

第二阶段为 2036 年到 2060 年，即“2.0 阶段”。在这阶段，以光伏、风电为主的新能源开始大规模替代存量化石能源。传统能源机组的角色和燃料产生巨变，煤电由调峰电源逐渐转变为备用电源，发挥紧急情况下的安全保供作用。到2060年，光伏、光热、陆上风电和海上风电的总装机达 56.3 亿千瓦，包括地热、氢电、海洋能等在内的新兴清洁发电机组总量接近 3 亿千瓦，非化石能源发电量占总发电量的比重达 95%。届时我国淘汰所有燃煤基荷机组和调峰机组，仅在东中部高负荷地区保留约 2 亿千瓦的安全备用机组。

新型电力系统建设构建能源新生态

在新型电力系统背景下，配电网业态模式也将出现改变，能源转型背景下，催生了微电网这一新型电力技术，同时电力体制改革提出放开配售电市场，推进电力市场建设，又产生了增量配电网这一概念。在新型电力系统下，行业可抓住机会，在用户侧布局增量配电网与微电网。

同时新型电力系统要求高比例新能源，在低碳约束政策的影响下，企业将主动使用低碳能源，这也反过来促进发电侧的结构调整。电力行业逐步出现源网荷储一体化和多能互补的业态模式，即通过配置储能，实施需求侧管理以及“源荷”互动，推动清洁能源就地生产和就近消纳，提高能源综合利用效率、降低损耗，使用户侧直接消纳接入其中的可再生能源以及其它新能源，为了真正实现“源网荷储”互动，能源的生产、传输和消费就需要建立关联。同时，以新能源为主体的新型电力系统决定了电力市场在整个能源市场中的主导地位，企业将以市场方式配置资源，建立起以电力市场为主的能源市场体系。在这个体系下，电力用户能够主动参与能源的生产和电力平衡，用户侧在新型电力系统产生的新业态下拥有新的布局机会。

构建新型电力系统面临的问题

开展新一轮技术革命成为摆在我国构建新型电力系统面前最严峻的挑战，这包括新型储能、光热、CCUS、生物质能，以及绿氢制输储运与终端利用体系等。如果这些关键技术不能在未来取得突破性的进展，我国构建新型电力系统的过程中将缺乏根本的技术保障。

同时，我国在构建新型电力系统的过程中，在不同时期将面临着不同的挑战与困难。在 1.0 阶段，我国将主要面临经济性和高效性的问题。一方面是新能源高速发展背景下系统整体并网消纳成本的大幅增加；另一方面是不健全的市场机制导致的电力资源无法实现大范围内的优化配置，以及灵活性资源无法有效发挥对新能源的调节支撑作用。

在 2.0阶段，随着新能源制造成本和消纳成本的持续下降，以及市场机制建设的不断完善，我国将主要面临安全性问题，这包括波动性电源大规模并网对系统安全稳定运行造成的冲击，以及新能源制造业中矿产资源和稀土资源安全稳定供应的问题。

因此，为保障新型电力系统的建设，我国一方面需建立现代化的能源管理体系，持续提升政府部门的行政治理水平。另一方面，需高度重视科技研发与创新，推进关键能源技术取得突破。需调动一切积极因素，探寻构建新型电力系统的最佳实践和最优之路。