4月20日，国务院以“统筹能源安全和绿色低碳转型，加快建设新型能源体系”为主题，进行第十九次专题学习。
在业内看来，落子新型能源体系建设的“大棋局”，是提高能源安全水平和增强我国能源体系韧性的关键。从坚守能源安全的底线思维，到电网、储能等行业的科技布局，再到体制机制的创新，能源强国之路越走越扎实。
底线思维增强能源体系韧性
能源是工业的粮食、国民经济的命脉。在当前复杂的国际局势和国内持续增长的能源需求下，能源安全已经不仅是单纯的经济问题，更是关乎国家生存与发展的战略问题。外部环境不确定性增加与内部需求刚性增长的双重叠加，对我国能源安全保障能力提出了前所未有的挑战。
当前国际局势深刻变化，我国能源消费总量持续增长，必须保持忧患意识，坚持底线思维，不断增强能源体系韧性和安全保障能力。
“底线思维”与“韧性”，意味着我国既要保障能源的“量”绝对够用，也要保障能源的“链”绝对安全。在面对突发的外部封锁、极端天气或供应链中断时，整个能源系统必须具备强大的缓冲能力、适应能力和快速恢复能力。
清华大学能源互联网创新研究院副研究员孟垚对《中国能源报》记者表示，在复杂国际局势与能源转型深度交织的时代背景下，“能源体系韧性和安全保障能力”，已从传统“保供”的单一维度，升级为涵盖能源结构、能源系统、能源技术、能源网络、能源治理的全链条、动态化、前瞻性安全范式。
在孟垚看来，这一升级体现在多个维度：结构安全维度上，新型能源体系的安全基底重构为“非化石能源主体+化石能源兜底+替代能源补位”的复合型结构，通过构网型技术、新型储能等将间歇性新能源转化为可信赖的“稳定电源”；系统安全维度上，从“刚性稳定”升级为“动态弹性与快速恢复”，基于数智化技术赋能，形成从主动感知到智能决策的闭环韧性；在技术安全维度上，安全边界已覆盖全产业链技术主权，需突破氢能装备、大功率半导体器件等核心技术，杜绝“卡脖子”风险；在网络安全维度上，需形成电力、油气等多品种网络的协同韧性，防范网络攻击引发的风险扩散；在治理安全维度上，要构建全周期风险管控体系，实现安全与发展、自主与开放的高水平动态平衡。
传统化石能源在当前阶段仍发挥着不可替代的兜底作用，会议提出要不断提升化石能源清洁高效利用水平，加快现役煤电机组节能降碳改造，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。这为煤电的“退”与“进”指明了方向。
针对会议部署的“挖掘可再生能源潜力”和“推动煤电转型”，孟垚指出，要科学界定煤电从“主力电源”退居“保障性、调节性电源”的边界与节奏，必须以新型能源体系安全韧性为核心，杜绝激进转型引发电力供应短缺、电网失稳等系统性风险。
孟垚进一步强调，要以功能属性重构界定转型边界，将煤电转型边界严格锁定为基础保障、系统调节、低碳电热供给三大功能；同时，以技术成熟度校准转型节奏，避免技术短板放大转型风险；以市场化成本回收机制托底转型边界，通过推行煤电两部制电价、完善辅助服务市场等，实现煤电转型与可再生能源发展的双向适配。
科技创新引领“源网荷储”协同变革
把握能源安全主动权，关键在于“转”，而科技创新正是这一进程的重要动力。为此，需要“源网荷储”协同发展。
在供给侧，必须坚持全国一盘棋。会议明确提出了加快推进西北地区风电光伏、西南地区水电、东部地区海上风电等重大基地建设。然而，跨省区输电通道的规划与东西部利益协同，仍是当前亟待打通的堵点。
北京大学能源研究院特聘副研究员康俊杰在接受《中国能源报》记者采访时指出：“在规划层面，必须从中央层面做好顶层设计。目前的情况往往是自下而上，主要由送受端两个省份首先对接，再上升到国家层面。实际上，这应该从全国层面统一做好通道规划，然后再落实下去。”针对东西部利益协同的痛点，康俊杰分析：“当前以‘沙戈荒’大基地为主的西电东送，存在受端价格倒挂现象，送入的电力价格有时还高于本地价格，导致受端不愿意要。解决这个问题，既要通过电力市场的方式打通电价，还需要从顶层建立利益协调机制。东部把电源投资和部分产业转移到西部，西部可以在送出的电价上给予相应的优惠。”
在基础设施层面，会议前瞻性地提出加快推进新型电网建设，并明确“运用人工智能赋能电网数智化转型”。这为新型储能等关键要素的发展按下了快进键。中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇对《中国能源报》记者表示：“‘十五五’时期，电网近5万亿元投资将向配网、智能微电网倾斜。随着《关于完善发电侧容量电价机制的通知》等政策落地，建立电网侧独立新型储能容量电价机制势在必行。”
刘勇指出，中国新型储能产业正锚定“高端化、智能化、绿色化、国际化、规模化”方向，从“重投资”转向以市场应用为导向的“重运营”。“通过结合AI技术，实现新型储能电站数字化智能化运营，构建电站可靠运行数据可观可查、收益方式多元可溯的体系。通过容量租赁、容量补偿、现货套利、辅助服务、峰谷套利等多元收益，提升电站资产化收益与运营效率，从而提振投资者信心。”他认为，未来储能将进一步聚焦促进新能源消纳、长时储能、零碳园区、绿电直供以及低空经济、人工智能等新兴领域应用场景。
以改革释放新型能源体系建设活力
统筹能源安全与转型是一项庞大而复杂的系统工程，不仅需要技术上的突破和硬件上的投入，更需要软件环境的重塑。当前，我国能源领域正处于新旧动能转换的阵痛期，“绿电不香”“储能难盈利”“电网调度壁垒”等体制机制痛点依然存在。这是打通新型能源体系建设的关键所在。
改革的首要任务，是完善相关标准和认证体系，使绿色能源创造者和使用者能够通过市场兑现绿色价值。这意味着要大力发展绿证交易、碳排放权交易等市场机制，让发绿电的企业通过卖“环境溢价”获得收益，让用绿电的企业提升ESG表现、规避碳关税壁垒，形成良性市场闭环。
会议要求深入推进电力领域的全国统一大市场建设，形成与新型能源体系建设相适应的准入、监管、定价等机制。特别提出“让更多经营主体和电力用户在电力交易中受益”。对于虚拟电厂、独立储能、微电网等新型经营主体而言，能否真正公平准入并获益，是决定其发展成败的关键。
对此，康俊杰表示：“实际上，国家通过‘源网荷储’、绿电直连、智能微电网等文件已经给出了很多政策性引导。但在新业态、新模式和传统模式如何衔接方面还有一些边界不清或规则不清的地方。比如在实际结算中，新型主体往往面临‘地位不对等’的隐性障碍。后续还需要出台大量的细则和落地政策，或者由各省结合本地实际出台相关的衔接细则，才能够使这些新业态、新主体得到更大规模的复制和鼓励。”
孟垚指出，当前虚拟电厂、独立储能、智能微电网等新型经营主体参与电力现货与辅助服务市场，整体准入门槛偏高、规则体系不够清晰、结算环节存在地位不对等，尚未实现与传统主体公平竞争、稳定获益。
“从市场准入来看，新型主体面临量化门槛、技术接入、区域壁垒三重约束。虚拟电厂普遍设置不低于5兆瓦的调节容量门槛，小型分布式资源难以直接入市；从规则体系来看，交易机制、定价方式设计单一，微电网擅长的黑启动、无功调节等特色服务缺乏对应交易品种；从实际结算来看，收益权、考核与定价、权责三方面均存在不对等。”孟垚认为，上述问题直接制约了新型经营主体释放调节潜力，需加快统一市场准入标准、完善适配新型主体的交易与定价规则、健全公平结算与成本分摊机制，才能真正落实会议要求。
此次国务院专题学习，既是战略上的定调，也是战术上的部署，当前建设新型能源体系的路线图已清晰，新型能源体系的建设必将为全面建成能源强国、推动经济社会高质量发展注入十足绿色新动能。
