王志轩

教授级高级工程师，1955年9月生，中国电力企业联合会（中电联）原专职副理事长，现任中电联专家委员会副主任委员，国家气候变化专家委员会第二、三、四届（现）委员，全国能量系统标委会主任委员，国家“十四五”能源规划专家组成员，华北电力大学新型能源系统与碳中和研究院院长，中国乡村发展协会绿色能源专家委主任，电力行业节能标准化技术委员会主任委员、低碳标准化工作组主任委员等。主要研究领域为能源电力发展与环境保护、资源节约、应对气候变化方面的政策、规划、技术标准等研究与制定。主持或负责开展了60多项电力发展与环保、节能、低碳发展等相关政策、法规、规划、标准的研究制定，发表专业论文约300余篇；正式出版的独著、译著、主编专业著作10余部，主编著作20余部。

“能源强国”提出的历史必然性

近年来，全球能源格局持续深刻变革，气候变化影响压力不断增大、地缘政治冲突加剧、供需格局动荡失衡、低碳转型在曲折中前行，能源安全对国家安全及经济社会发展的影响程度持续提升。同时，随着中国式现代化建设的坚定推进，当我国人均GDP、环境质量、人均用电量等核心发展指标与发达国家实现工业化时的水平相当时，我国所面临的全球发展理念、发展要素、发展环境、发展格局、发展趋势等都发生了根本性变化，此外，由于我国的发展目的、政治体制、国家制度、资源禀赋等与发达国家有显著差异，这使得我国能源与经济社会、能源生产与消费、能源与电力的内在发展规律呈现出鲜明的中国特色。我国不能照搬发达国家的现代化经验，也不能以发达国家实现现代化后的规律来推测我国未来的发展趋势。

例如，发达国家的发展经验显示，工业化完成后能源消费与经济增长基本脱钩，第二产业占比显著下降并低于第三产业；能源转型普遍经历了煤炭→石油→天然气，目前正在向非化石能源转型的的阶梯式替代过程。与之不同，我国在“十五五”及未来一段时间内，既要完成工业化后期的经济社会发展任务，同时要持续改善环境质量，还要面对同步推进以煤为主的高碳能源向非化石能源，尤其是新能源转型的叠加式挑战。《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》（以下简称《建议》）提出“能源强国”战略，正是立足我国国情，应对全球变局的重大战略部署，具有深刻的现实意义和历史必然性。

《建议》明确，“十五五”时期是基本实现社会主义现代化的关键时期，是碳达峰目标的务期必成期、是清洁低碳安全高效新型能源体系的初步建成期、是煤炭和石油消费达峰的决胜期。在此背景下，系统阐释能源强国的内涵、外延，明确“十五五”时期新型电力系统建设的核心问题、实现路径与风险应对策略，对于推动能源强国建设落地见效、保障国家能源安全、实现高质量发展具有重要的实践价值。

能源强国的“三个核心”及“六个维度”

以习近平总书记提出的“四个革命、一个合作”能源安全新战略为指导，我国能源强国的内涵可凝练为“三个核心”价值导向与“六个维度”支撑体系。“三个核心”是能源强国的本质要求，“六个维度”是清洁低碳安全高效新型能源体系的核心支柱，二者共同构成能源强国建设的理论框架与实践路径。

能源强国的三个核心内涵

能源供应安全可控（首要前提）。核心是保障能源供应的充足性、稳定性与韧性，能够满足国民经济社会发展的正常需求和极端场景下的应急需求。具体要求包括：将化石能源对外依存度控制在合理区间，提升能源自给能力；强化能源网络、数据与基础设施安全防护；构建“产供储销”全链条协同体系，确保极端条件下能源供应不中断、价格基本稳定；全面提升电力系统的互补互济能力和抗风险水平。

能源产业自主高效（核心支撑）。能源产业作为基础性、战略性产业，需兼顾“发展质量”与“成本可控”。核心是构建自主可控、安全高效的产业链供应链，突破关键核心技术瓶颈，提升能源投入产出效率；既要为GDP增长和财政收入提供支撑，又要避免高成本转型对经济社会造成过度负担，实现“高质量发展”与“可承受转型”的平衡。

能源发展绿色可持续（鲜明特征）。锚定“双碳”目标，顺应全球绿色低碳发展趋势，推动能源结构根本性转型。核心是大幅提升非化石能源在生产和消费中的比重，推进化石能源清洁高效利用，减少能源开发、转化与使用过程中带来的生态环境影响，实现能源发展与生态文明建设的协同共进。

能源强国的六个维度支撑体系

能源生产体系清洁化、多元化。逐步实现非化石能源的主体地位，重点发展太阳能发电、风电，因地制宜优化水电、核电、生物质发电布局；推进火电，尤其是煤电的清洁高效利用、加快煤电机组灵活性改造；严控散烧煤炭；推动能源生产向智能化、数字化升级，提升生产效率与安全水平。

能源供应体系网络化、智能化。完善能源产供储销体系，适度超前开展战略储备设施建设，提升应对地缘冲突、典型灾害性极端天气以及严重影响新能源发电的非典型极端天气（如长时间的无风、无日光天气）的能力；构建现代化能源输送网络，优化电网、油气管道等基础设施布局，实现“大范围资源配置”与“就地平衡”的有机结合；运用大数据、人工智能等技术，打造智能监测与精准调度体系，提升供应可靠性。

能源消费体系电气化、低碳化。坚持节约优先，推广节能技术与绿色消费模式；深化电能替代，重点推进工业、建筑、交通等领域电气化，提升终端用能电气化水平；优化非电能源消费结构，降低煤炭消费比重，提升天然气与非化石能源消费占比。

能源技术体系自主化、创新化。聚焦新能源发电、新型储能、智能微电网、零碳园区等关键领域，突破核心技术与设备零部件瓶颈；完善产学研用协同创新体系，强化企业创新主体地位，加速科技成果转化；推动技术装备高端化，提升我国能源技术标准的国际竞争力。

能源体制体系市场化、法治化。深化能源市场化改革，完善能源价格形成机制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用；健全能源法律法规与监管体系，规范市场秩序；完善能源及碳排放统计核算制度，为转型提供制度保障。

能源国际合作体系开放化、共赢化。拓展能源进口多元化渠道，降低对单一区域的依赖；深化国际技术合作，共享我国新能源、节能降碳技术成果；积极参与全球能源治理，推动我国能源技术标准、商业模式与治理理念走向世界，推动构建公平合理、合作共赢的全球能源新秩序。

综上，“能源强国”是以高质量发展为目标，以确保能源安全为底线，以绿色低碳为方向，以技术创新为动力，以体制改革为保障，以新型电力系统建设为支撑，实现供应安全、产业自主、消费绿色、合作共赢的综合性战略目标。

能源强国战略下“十五五”电力发展的基本趋势和实现路径

新型电力系统的发、输、变、配、用各环节，与能源强国的“三个核心”“六个维度”深度契合、相互支撑。预判“十五五”电力发展趋势，是把握新型电力系统建设方向的前提；构建科学的实现路径，是推动能源强国建设的核心举措。重点围绕全社会用电量及结构、发电装机及发电量两大核心维度展开分析，并提出针对性实现路径。

全社会用电量及用电结构趋势

综合各种因素笔者预计，“十五五”期间，我国GDP增长与全社会用电量增长将保持基本同步，年平均电力消费弹性系数约为1.0。到2030年，人均全社会用电量预计达到9800千瓦时，人均生活用电量约1600千瓦时，核心驱动因素包括三方面：

产业结构优化带动用电升级：传统高载能产业（钢铁、建材等）用电量呈下降趋势，但同时新能源装备、高端制造、数字经济等战略性新兴产业的用电将持续高速增长；

电能替代空间持续释放：低碳发展与技术创新推动工业、建筑、交通等领域电气化进程加速，预计2030年底电能占终端能源消费比重将提升至35%左右；

民生与服务业用电稳步增长：居民生活水平提升、第三产业扩容将推动城乡居民生活用电与服务业用电持续增长，成为用电增量的重要来源。

用电结构将呈现第二产业用电量下降、第三产业与居民用电量提升的显著特征。预计2030年，第一产业用电占比1.7%，第二产业用电占比59.5%（较2024年的64.8%下降5.3个百分点），第三产业用电占比22.5%（较2024年的18.6%提升3.9个百分点），城乡居民生活用电占比16.3%（较2024年的15.2%提升1.1个百分点）。

发电装机容量及发电量趋势

到2030年末，我国电力总装机容量预计突破50亿千瓦，其中风电、太阳能装机容量合计将达31亿千瓦（太阳能发电装机约22亿千瓦、风电约9亿千瓦）；新能源发电设备总体利用率较“十四五”末预计下降3~5个百分点（设备利用率与新能源发展速度、比重呈负相关）。

发电量结构将实现根本性转变：按核电利用小时数7800小时、水电3400小时测算，结合气电、生物质发电的合理利用，非化石能源发电量占比将超过50%；太阳能、风电发电量占比将在2025年基础上提高10个百分点，达到32%左右。煤电装机占比将下降至35%以下，平均利用小时数同步下降（其利用小时数下降幅度与抽水蓄能、新型储能的规模化应用效果直接相关）；煤电调节性功能将进一步凸显，其战略性备用功能逐步显现；“十五五”末，煤电将进入“绝对量减碳”阶段。

“十五五”期间，新增新能源发电量将超过新增全社会用电量，这将为2030年前实现碳达峰目标发挥决定性作用。

“十五五”新型电力系统建设的主要实现路径

立足上述趋势，紧扣能源强国建设要求，聚焦新型电力系统“清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能”的核心特征，主要实现路径如下：

推动新能源大规模高质量发展，夯实清洁低碳基础。优化“集中式+分布式”协同发展布局：在西北、华北、东北等资源富集区，建设大型风光基地，依托特高压实现跨区域消纳；在华东、华南等负荷中心，推广分布式光伏、分散式风电，实现就地就近消纳。积极安全有序发展核电，推进小型模块化核电多元化示范应用。加大高效光伏电池、海上风电核心装备等技术研发，突破关键零部件瓶颈，提升发电效率、降低度电成本，完善新能源并网技术标准与机制，保障发电稳定性。

加快新型储能规模化发展，提升系统灵活性调节能力。新型储能是新型电力系统的重要组成部分，要推动技术多元化、产业化发展，优先支持成本低、寿命长、安全性高的储能技术示范应用。完善市场化盈利模式，健全调峰、调频、备用等辅助服务价格机制，推动储能参与电力现货、辅助服务交易，拓宽盈利渠道。加强储能与新能源、电网的协同规划与调度，充分发挥其在源、网、荷侧的削峰填谷、应急备用作用，支撑新能源高比例消纳。

完善智能电网架构，强化资源优化配置能力。强化电网“骨架”和“中枢”作用：加快特高压电网建设，优化跨区域输电通道布局，提升西部北部清洁能源向东部南部负荷中心的输送能力。推进配电网数字化、智能化改造，提升分布式新能源接纳能力，助力农村绿色能源转型与乡村振兴。构建基于大数据、人工智能的智能调度体系，强化安全防控，提升电网抵御极端天气、网络攻击的能力，实现“源网荷储”协同运行。

深化核心技术创新，突破产业链供应链瓶颈。聚焦新能源发电、新型储能、柔性输电、虚拟电厂等关键领域，加大研发投入，突破核心零部件瓶颈制约，提升技术自主化水平。完善产学研用协同创新体系，强化企业创新主体地位。深化国际技术合作，推动我国能源技术标准、装备产品走向世界。

深化市场化体制机制改革，激发转型发展活力。完善电力价格形成机制，健全新能源、储能参与电力市场的价格规则，深化输配电价改革，降低输配电成本。健全电力市场化交易体系，丰富交易品种（现货、期货、辅助服务），降低新能源交易门槛，提升资源配置效率。创新监管手段，加强电力全环节监管，规范市场秩序，推动产业政策与“双碳”目标、能源安全目标协同衔接。

新型电力系统构建面临的风险及应对策略

“十五五”期间，新型电力系统建设处于爬坡过坎的关键阶段，受全球能源格局调整、技术突破进度、体制机制适配、外部环境冲击等多重因素影响，电力系统面临一系列风险与不确定性。要形成风险识别、应对的闭环体系，为能源强国建设筑牢电力安全屏障。

主要风险与不确定性

新能源高比例渗透引发的系统安全风险。与新能源大规模发展趋势直接相关，核心是新能源波动性、间歇性、随机性与系统安全稳定、实时平衡要求的矛盾，尤其是太阳能、风电的发电量占比达到30%时，对电力系统的稳定形成具有革命性的挑战。一是供需平衡风险：新能源出力低谷与用电高峰叠加，易引发电力短缺；出力高峰时，若电网、储能消纳能力不足，将加剧弃风弃光压力，以及对煤电等惯性调节性电源在极限运行状态下的压力。二是系统稳定风险：大规模新能源并网改变了传统电力系统同步机主导的运行特性，对电压、频率调节能力提出更高要求，若智能调度、柔性输电技术突破滞后，可能引发系统振荡、故障。三是消纳风险：部分地区特高压通道建设滞后、储能布局不足、调峰资源短缺，短期内难以彻底解决，可能导致弃风弃光率过度反弹，制约新能源规模化发展。

产业链供应链自主可控风险。一是部分核心零部件进口依赖风险：新型电力系统所需的部分产品仍受地缘政治冲突、全球供应链紧张影响，进口渠道可能受阻，从而影响项目建设进度。二是技术产业化滞后风险：先进储能、虚拟电厂、智能调度等关键技术仍存在实验室突破快、产业化落地慢的问题，若进度不及预期，将制约新型电力系统功能实现。三是基础设施安全风险：电网、储能电站、新能源发电场等设施面临极端天气、网络攻击的双重威胁，若防护能力不足，可能导致供应中断，冲击产业链供应链稳定。

转型成本攀升与社会适配协同风险。与市场化改革、成本控制要求密切相关。一是成本传导风险：新能源、储能、电网升级改造的巨额投资，将推高电力生产与传输成本，若价格机制不完善，成本将传导至终端电价，增加企业生产负担和居民生活成本。二是传统企业转型风险：煤电等传统电源面临灵活性改造、产能优化的双重压力，改造投入高、盈利空间收窄，部分企业可能面临经营困难，若政策扶持不到位，可能影响电力供应兜底能力。三是社会协同风险：电价波动、传统能源相关岗位调整，以及地区间转型进度差异、利益分配不均，可能引发社会关注，影响转型平稳推进。

极端天气与外部环境叠加冲击风险。一是发电环节冲击：高温、寒潮、台风等极端天气，将导致新能源出力大幅波动，同时影响煤电、气电等传统调峰电源的正常生产，加剧供需失衡。二是基础设施损毁风险：极端天气易造成电网线路断裂、储能电站故障、新能源发电设备损毁，导致局部或区域供电中断。三是应急应对能力不足风险：若极端天气监测预警、应急处置体系不完善，与电网、储能的协同防控能力不足，将进一步放大风险影响，威胁能源安全。

针对性应对策略

聚焦系统安全，构建新能源高比例渗透下的安全防控体系。一是完善调节体系：加快煤电灵活性改造，合理布局气电调峰项目，推进新型储能规模化并网，构建“煤电+气电+新型储能+抽水蓄能+需求侧协同”的多元化调节体系，平抑新能源出力波动。二是提升消纳能力：加快特高压输电通道建设，破解区域电网瓶颈；优化智能调度机制，推进“源网荷储”协同运行，合理控制弃风弃光率。三是强化技术支撑：加快柔性输电、智能调度、故障快速隔离等技术突破与应用，健全系统安全监测预警平台，提升故障处置效率，保障电力系统安全稳定运行。

强化自主可控，筑牢电力产业链供应链安全屏障。一是推动核心技术自主突破：加大国家层面研发投入，聚焦先进储能、高端电力零部件、智能控制等瓶颈领域，组织重大专项攻关，培育自主研发体系，降低进口依赖。二是完善产业链协同体系：扶持国内高端电力装备制造企业，推动上下游企业协同创新，打造完整产业链。三是健全风险防控机制：建立电力产业链供应链监测预警体系，拓展核心零部件多元化供应渠道，构建“自主可控+多元备份”的供应链安全体系。

优化成本协调，降低转型过程中的社会适配压力。一是完善成本分摊机制：健全电力价格形成机制，建立新型电力系统转型成本合理分摊机制，通过输配电价疏导、辅助服务补偿、政府补贴等方式，平衡电力企业、用户、社会各方利益。二是强化政策与市场协同：出台针对性政策，支持煤电企业灵活性改造与转型发展；完善就业扶持与再培训政策，妥善解决传统能源岗位调整问题。三是加强区域协同：统筹东中西部新型电力系统建设进度，完善跨区域电力交易与利益补偿机制，化解地区间转型成本与收益不均的矛盾。

强化应急防控，提升系统抵御极端天气的韧性水平。一是完善监测预警体系：整合气象、电力、储能、应急等多领域数据，构建极端天气精准预判模型，提前发布预警信息，做好防范部署。二是强化基础设施防护：推进电网、储能电站、新能源发电场等设施的抗极端天气改造，提升设备防护等级，推广抗冰冻、抗台风、耐高温的新型电力装备。三是健全应急处置体系：制定极端天气下电力供应应急预案，加强应急电源、应急调度能力建设，建立跨区域应急支援机制，实现监测预警—设施防护—应急处置全链条协同，保障极端天气下电力供应稳定。