摘 要:当前，我国能源事业取得突破性进展和历史性成就，推动能源转型的关键挑战正从制造能力转向系统消纳能力，“软硬基础设施”发展不平衡成为制约转型的关键堵点。“十五五”时期，能源工作的重心需转向推进新型能源基础设施建设，通过存量煤电清洁化与灵活性改造、大规模储能建设、充电设施普及、电网智能化升级、氢能通道建设、消费侧资源挖掘以及市场化机制改革，化解“设备领先”与“系统滞后”的结构性矛盾，为构建安全、稳定、高效的新型能源体系提供坚实支撑。
关键词:能源强国 新型能源体系 新型能源基础设施 能源转型
【中图分类号】TK01 【文献标识码】A
《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》提出：“深入实施能源安全新战略，加快构建清洁低碳安全高效的新型能源体系，建设能源强国。”[1]当前，我国已建成全球门类最全、规模最大的能源体系，在光伏、风电等新能源全产业链上占据领先优势。同时要看到，随着转型的不断深入，关键挑战正从单纯的制造能力转向系统消纳能力[2]。
据国家能源局数据，2025年全社会用电量历史性突破10万亿千瓦时，达到10.4万亿千瓦时，同比增长5%[3]，显示出经济向新向优发展与电气化进程驱动下的刚性需求增长。在水电开发潜能趋于饱和、核电受制于建设周期与安全约束难以短期剧增的背景下，满足新增需求的重任必然由风电和光伏承担。这揭示出一对关键矛盾，尽管我国新能源设备制造处于全球领先水平，然而支撑庞大体系的基础设施建设相对滞后，电网稳定性成为影响转型的主要因素。因此，“十五五”时期，能源工作的重心应从单纯的电源建设，转向加强新型能源基础设施建设。
新型能源基础设施是涵盖物理设施与制度机制的综合体系，主要由七大支柱构成。一是存量资产再造，对燃煤电厂实施深度清洁化与灵活性改造，推动其从“主力电源”向“调节电源”转型；二是增量技术的规模化，尤其是推进大规模储能建设，利用规模效应降低边际成本以平抑新能源波动；三是终端设施的普及，重点推动充电设施建设，从而打破公共场站的局限，向千家万户延伸，夯实车网互动物理基础；四是连接环节的升级，利用人工智能实现电网智能化，精准匹配供给侧随机性与需求侧弹性；五是空间布局优化，以氢能为载体，连接西部大型可再生能源基地与东部高负荷中心，破解资源空间错配难题；六是消费侧资源挖掘，将能源消费转化为可调度资源，完善负荷聚合与需求响应；七是制度建设，构建以市场为导向的软性基础设施体系，完善碳交易与绿电体系，通过价格信号引导资源配置。只有贯通这七大环节，方能破解“设备领先”与“系统滞后”之间的矛盾，为建设能源强国提供坚实支撑。
煤电清洁化与灵活性改造
清洁灵活的煤电不仅是新型能源体系的坚实支撑，更是基于中国“富煤贫油少气”资源禀赋的战略选择。根据中国电力企业联合会发布的《2024—2025年度全国电力供需形势分析预测报告》，截至2024年底，尽管煤电装机占比已降至40%以下，但仍承担了全国近六成的发电任务。当前，煤电的功能定位正经历深刻重塑，不再单一追求电量输出，而是转型为支撑新能源发展的“基础保障+系统调节”平台。近年来，火电利用小时数的下降，并非产业衰退的信号，而是主动适应系统需求的结果。煤电正通过深度调峰和让渡发电空间，化身为电力系统的调节器，为风光等间歇性可再生能源的大规模并网提供关键支撑，以局部的效益牺牲换取系统的整体稳定。
从资产价值与保供潜力看，我国煤电拥有巨大的挖潜空间。若将利用小时数提升至5500小时，其发电量大约与当前的风能和太阳能发电量相当。与欧美国家相比，中国煤电资产规模大、机组新、效率高，且沉淀成本较大。这一特殊国情决定中国不能简单复制西方的“去煤化”路线，而应坚持“存量优化”的中国路径。面对这一缺乏国际先例的挑战，技术创新成为关键。目前，灵活性改造已成重要抓手，通过升级燃烧与控制系统，煤电最小稳定出力可降至20%甚至更低，从而释放出宝贵的新能源消纳空间。
展望未来，灵活性改造与碳捕获、利用与封存（CCUS）技术的深度融合，将是延续煤电生命周期的长远之策[4]。2024年6月，国家发展改革委、国家能源局发布《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》，提出推动生物质掺烧、绿氨掺烧及CCUS应用。通过这些举措，清洁灵活的煤电将真正发挥重要作用，在确保能源安全的前提下，护航我国能源结构平稳实现从化石能源主导向新能源主导的历史性跨越。
大规模储能建设
随着电化学储能产业链的日益成熟，单纯依靠材料技术进步带来的边际成本递减效应正在逐步减弱，未来的降本空间将主要取决于规模经济效应。这意味着，分散式、小规模的电源侧储能将逐渐丧失经济优势，而大规模、集约化的电网侧储能将成为主流方向。根据中关村储能产业技术联盟发布的《2025年储能中标价格分析——CNESA年终盘点》，2025年储能系统采购中标价已降至391.14元/kWh—913.00元/kWh区间。鉴于材料端降价空间已近触底，未来竞争焦点将转向系统集成效率与规模化运维能力。在此背景下，2025年1月，国家发展改革委、国家能源局发布《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》，以其为代表的最新政策导向发挥关键纠偏作用，政策明确要求所有新增新能源项目全部纳入电力市场交易，并取消此前“一刀切”式的强制配储要求[5]。这一转变表明储能发展模式从政策强配向市场驱动跨越，为独立储能和电网侧储能的规模化发展解除束缚、注入强劲动力。
在支撑新能源稳定性的成本博弈中，煤电与储能正处于两条截然不同的成本曲线上。目前，存量煤电虽已完成初始投资，然而其度电成本随着利用小时数的持续下降而被迫攀升。根据测算，当煤电利用小时数从5000小时降至3000小时以下时，其涵盖运维与折旧的度电成本将显著增加；频繁的深度调峰会加速设备老化，进一步推高长期隐性成本。相反，大规模储能的成本曲线，随着充放电次数的增加和全生命周期度电成本的优化而逐渐走低。虽然短期内储能的初始建设成本看似高于存量煤电的改造边际成本，但从长期全生命周期审视，随着循环寿命突破10000次及系统效率提升，储能本质上是边际成本递减的成长型资产，而低负荷运行的煤电则是边际成本递增的负担型资产[6]。
更重要的是，电网侧储能具备电源侧无法比拟的系统级优势，其战略价值类似于我国的高铁发展模式，即通过基础设施的适度超前与网络化布局，产生较大的社会与经济溢出效应。电网侧集中式储能能够脱离单一发电厂的物理束缚，接受电网统一调度，实现跨区域的削峰填谷与频率调节。《中国新型储能发展报告2025》数据显示，2024年参与市场的独立储能电站平均利用小时数已达到电源侧配储的3倍以上；部分省份通过容量租赁、现货套利及辅助服务市场，已初步实现盈利模式的多样化。这种大规模、集中式的储能设施，不仅通过规模效应摊薄单位千瓦建设成本，更为电力系统提供类似“蓄水池”的集中调节能力，提升能源安全水平。因此，发展电网侧集中式储能不仅是算“经济账”，更是算“安全账”和“长远账”，是构建新型电力系统不可或缺的基础设施底座。
充电基础设施普及
电动汽车普及率的攀升，意味着充电基础设施应突破公共场站的单一维度，加速向社区渗透并触达千家万户。根据中国汽车流通协会乘用车市场信息联席分会发布的《2024年7月份全国新能源市场深度分析报告》，2024年7月，我国新能源乘用车零售渗透率已历史性突破50%关口，并持续保持高位运行。面对这一爆发式增量，充电基础设施建设需坚持“适度超前”的战略原则，加快实现从解决“有地充”的物理覆盖迈向“优充电”的服务升级。对于广大居民而言，依托居住地智能充电桩实现“低谷充电”，既能利用灵活的时间窗口配合分时电价政策显著降低用车成本，又能发挥削峰填谷的系统效应，有效缓解电网高峰时段负荷压力，从而大幅提升整个电力系统的资产利用效率。
随着电动汽车保有量的显著增加，“车网互动”正从概念构想走向现实应用，演变为一种具备潜力的巨型分布式储能场景。借助这一技术，海量电动汽车将聚合为移动的虚拟电厂，这不仅能通过峰谷价差套利为车主和运营商创造直接经济价值，更为未来风电、光伏等高比例、间歇性可再生能源的接入，提供关键的灵活性调节与稳定性支撑，实现从“单向负荷”向“双向互动”的质变。
在推动电动汽车深度融入家庭与电网体系的进程中，政府、电网与车企应构建紧密的“铁三角”协同机制，充分释放各方不可替代的额外性优势。政府可通过规模化推广，加速交通领域的电气化替代；电网企业借力“以电代油”，拓展终端用电需求并培育新增长点；车企则可依托完善的补能网络，进一步扩容市场规模。这种多方共赢的良性循环，构成行业持续发展的内生动力。从宏观战略视角审视，电动汽车的大规模发展是替代石油消费、降低对外依存度、保障国家能源安全的必由之路，因此，充电基础设施建设作为国家发展战略的关键一环，需持续获得政府政策扶持与资金倾斜。
电网智能化与数字化
人工智能正深刻重构电网的底层运行逻辑，显著提升电网的智能化水平。电网的关键职能在于维持毫秒级的电力供需动态平衡，而在新能源渗透率日益攀升的当下，这一平衡的复杂度呈指数级增长，人工智能因而成为保障新型电力系统稳定性的关键“中枢大脑”。传统调度模式已难以应对海量且波动的接入端，而人工智能算法能够处理纳秒级的数据流，较大提升电力供需匹配效率。[7]特别是在应对具有显著间歇性的风能、太阳能乃至水电时，人工智能技术展现超越传统气象学的预测能力。通过深度学习算法，综合分析卫星云图、历史气象数据及实时传感器反馈，人工智能可以大幅提升新能源发电功率预测的准确度。
在人工智能澎湃算力的赋能下，电力系统正实现对能源生产、传输、消费全链条的实时监测与动态优化。在生产端，人工智能辅助的智能巡检技术已广泛应用于光伏和风电场，有效降低运维成本；在传输端，基于人工智能的潮流计算与故障自愈系统能够实时感知电网“脉搏”，防止局部波动演变为系统性故障。尤为关键的是，在消费端，分布式能源和微电网的推广，推动能源系统向高灵活性、低碳化及分散化方向演进。面对数以亿计的分布式光伏节点和电动汽车充电桩，只有依托人工智能的边缘计算能力，才能将这些零散资源聚合为可调控的虚拟电厂，使其成为需求侧响应的重要组成部分。
展望未来，所有新能源的高效消纳场景都离不开人工智能对电力预测准确性的追求。随着人工智能大模型在电力垂直领域的深度部署，未来电网对分布式能源的协同控制能力将提升数倍。这不仅能破解新能源因不可预测而不可控的痛点，更能为电力系统的稳定性提供坚实的技术支撑。人工智能已不再是电网的辅助工具，而是支撑高比例新能源接入的数字基座。
氢能输电通道建设
建设大规模的新能源基地，并构建连接西部大型可再生能源基地与东部负荷中心的输电通道，是解决中国能源资源与需求逆向分布矛盾的关键举措。2022年，国家发展改革委、国家能源局发布《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》，提出到2030年，这类基地的总装机容量将达到4.55亿千瓦[8]。这些主要分布于西部荒漠地区的低成本大规模风光基地，将成为支撑中国未来的主力电源。然而，鉴于这些基地与长三角、珠三角等东部负荷中心相距数千公里，长距离输送成本与损耗成为关键制约因素。为此，未来一段时间将形成两条并行的能源输送“大动脉”，一条是成熟的特高压输电通道，即在“风光火储一体化”外送特高压工程投产后，通过特高压线路输送电子；另一条则是正在兴起的“西氢东送”通道，即利用风光制氢，通过管道或载体输送氢能分子。
从当前的技术成熟度与经济性视角审视，氢能作为单一能源品类在短中期内确实面临市场竞争力的挑战。首先，物理特性决定其能量转换效率存在先天劣势，“电—氢—电”的循环利用效率目前仅为30%—40%左右，意味着制取和使用过程中的能量损耗远高于其产出的有效能量。其次，成本壁垒依然显著。根据《中国氢能发展报告》，测算显示，目前技术成熟的煤制氢（灰氢）成本约10元/千克—15元/千克，而受制于电力成本与设备折旧，利用可再生能源电解水的“绿氢”成本平均仍处于20元/千克—30元/千克区间。若按同等热值换算，绿氢的能源成本不仅远超煤电，甚至数倍高于国内管道天然气价格，在商业逻辑下推广难度较大。
尽管面临效率与成本的双重制约，但我国独特的资源禀赋为氢能发展提供了不可替代的战略空间。由于西部地区拥有极为丰富且难以就地消纳的风光资源，其较低的弃风弃光边际成本，为制取廉价绿氢提供可能。与此同时，我国已正式启动全长400多公里的“西氢东送”输氢管道示范工程，旨在打通西部绿氢向东部交通、化工场景输送的物理通道。正是这种资源与需求的空间错配，赋予氢能特殊的历史使命，其不仅是能源载体，更是连接西部产能与东部市场的灵活纽带，能够在特高压输电之外，提供一种大规模、长周期的能量转移方案，从而在国家层面实现能源配置的整体最优。
能源消费资源化
若将能源消费视为一种重要的战略资源，通过优化配置即可释放巨大的经济效益，这构成从“需求侧管理”向“需求侧资源化”跨越的重要逻辑。供需一体化新型能源基础设施，正依托虚拟电厂、负荷聚合平台及循环经济协同机制，重塑电力系统的平衡模式。尤其是虚拟电厂，虽不持有实体机组，却能通过数字化手段聚合工业可中断负荷、楼宇空调、电动汽车等分散资源。[9]例如，深圳虚拟发电厂管理中心接入运营商已超60家，聚合负荷超过300万千瓦，规模相当于数座大型燃煤电厂[10]。这种通过优化配置以平抑高峰负荷、填补低谷需求的模式，不仅能有效抵消供应端的波动，更能避免为满足每年仅数十小时的尖峰负荷而斥巨资建设实体电厂的资产冗余。
在资源建设与分配层面，需打破“重源轻荷”的传统思维，统筹考量各类灵活性资源。通过提升现有系统容量的挖掘与调度效率，可在很大程度上实现以存量资源替代新增供给。从经济性角度测算，建设虚拟电厂或实施需求响应的单位千瓦成本，通常仅为建设同等容量传统火电厂或抽水蓄能电站的10%—20%[11]。这种“以存量换增量”的策略，本质上是将沉睡的负荷资源激活，使其具备类似电源的调节特性。
这一进程的加速器是人工智能与“源—荷”之间的深度交互。未来的能源系统将不再是单向的输送链，而是双向的互动网，人工智能不仅能提升需求侧响应水平，更能拓展能源消费配置优化的可能性。基于人工智能的负荷预测算法能够精确识别用户的用能习惯与调节潜力，自动执行毫秒级的负荷控制指令。这种智能化的“源—荷”交互，将彻底改变传统刚性的电力消费模式，构建起一个实时感知、动态平衡、供需协同的智慧能源生态系统。
市场导向的能源改革
推进市场导向的能源改革以及构建统一的全国能源市场，是我国能源转型不可或缺的制度基石。尽管这些机制常被视为建设新型能源基础设施的配套软环境，但其战略重要性绝不亚于物理层面的电网建设。当前，我国正深化以“构建全国统一大市场”为重点的能源机制改革，旨在打通“政策引导—现货市场—容量补偿—成本传导”的完整价值链。特别是在电力现货市场方面，山西、广东等省级现货市场已转入正式运行，实现价格信号对供需两侧的实时引导。同时，为解决高比例新能源接入后的系统稳定性难题，容量补偿机制正逐步建立，确保煤电等调节性电源能够获得合理的生存空间。在此基础上，我国将进一步完善全国统一的碳交易市场、绿色电力市场和绿色证书市场。据国家能源局数据，2024年全国绿色电力交易量突破2000亿千瓦时，同比增长显著，且绿证核发实现了对可再生能源项目的全覆盖[12]。
展望“十五五”时期，能源改革将进入深水区，能源消费结构的动态演变将促进价格机制的深度重构。其中，持续完善居民阶梯电价与分时电价机制，是适应能源消费结构转型的关键一环。长期以来，我国存在较严重的电价交叉补贴现象，即通过较高的工商业电价来补贴较低的居民电价，这在一定程度上削弱了工业企业的国际竞争力。过去，由于居民用电量占全社会用电量的比例较小，且作为民生基础，这一价格双轨制得以长期维系。然而，随着电动汽车普及率的提升，居民用电特性正从传统的刚性生活用电，向具备调节能力的弹性动力用电转变。当数以亿计的电动汽车接入家庭电网，若缺乏有效的价格引导，将给电网带来巨大的尖峰负荷压力。因此，未来的重点在于进一步拉大峰谷价差，科学划分峰谷时段，充分发挥价格信号的引导作用。这不仅能通过市场化手段引导居民主动错峰充电，降低用能成本，实现“削峰填谷”，还能在保障基本民生用电价格稳定的前提下，有效疏导系统成本，促进电力资源的公平高效配置。
建设能源强国不仅是装机规模的竞赛，更是系统调节能力与制度创新的较量。“十五五”时期，中国能源转型已进入由“量变”向“质变”跨越的关键阶段。通过统筹推进煤电灵活性改造、储能规模化应用、充电网络普及、电网数字化升级、氢能通道建设、消费侧资源挖掘以及市场化机制改革，推进软硬实力兼备的新型能源基础设施建设，将有效化解“设备领先”与“系统滞后”的结构性矛盾。这不仅能为中国经济高质量发展提供安全、绿色、高效的动力引擎，也将为全球能源转型贡献独具特色的中国方案。
【本文作者为厦门大学管理学院讲席教授、中国能源政策研究院院长】
注释略
责编：单 宁／美编：石 玉