摘要：“新型能源体系”是党的二十大报告提出的新命题。该命题既体现了现代能源体系的核心要义，更凸显三大升级方向：系统范畴突破，涵盖电力与非电力综合能源服务；战略重心转移，聚焦“双碳”目标下的低碳转型机制创新；框架维度扩展，构建整体性、系统性、协同性发展格局。新型能源体
作者：湖湘论坛
引 言
“新型能源体系”是党的二十大报告提出的新命题。该命题既体现了现代能源体系的核心要义，更凸显三大升级方向：系统范畴突破，涵盖电力与非电力综合能源服务；战略重心转移，聚焦“双碳”目标下的低碳转型机制创新；框架维度扩展，构建整体性、系统性、协同性发展格局。新型能源体系的提出具有较强的时代动因与实践基础。从全球气候治理维度看，碳中和国际共识推动能源系统向低碳化演进，低碳转型发展已成为当前及未来几十年的时代主题。在“以煤为主”的基本国情下，如何做到安全与转型的平衡成为当下中国能源转型需要解决的重大命题，需在保障能源供应链安全的前提下实现能源结构的革命性调整，这既关乎“双碳”目标的达成，也是建设现代化强国的底层支撑。从产业转型维度看，可再生能源装机占比已超过火电，形成结构性突破；围绕风光开发利用形成的新能源产业发展迅猛，风电光伏制造与应用领跑全球的产业优势，为系统转型提供了实体支撑。新型能源体系的提出，标志着我国能源革命进入提质升级新阶段。因此，新型能源体系的提出对实现“双碳”目标至关重要，自然也被赋予了转型使命和低碳基因。
自新型能源体系提出后，不少学者从内涵与实施路径两个方面对其进行了阐释。目前，各界对新型能源体系的研究及观点中，已达成共识的主要是其低碳化、智能化和更安全的特征内涵，以及技术与体制改革等主要实施路径。然而，对于构建新型能源体系面临的主要制约、建设节奏与优先次序，现有研究尚未形成一致意见。诸多观点是在对未来新型能源体系构想的基础上提炼而成，而对于实施过程中可能出现的矛盾与风险，相关讨论较少，或存在“立场决定目标”的现象。有观点强调新型能源体系下的安全目标，有研究则认为低碳目标具有更高的优先级；有观点认为，构建新型电力系统是当下建设新型能源体系的重点任务，还有观点则强调应大力发展分布式能源，需求侧灵活性资源协同发展，等等。现有研究对构建新型能源体系的阐述较为全面，但忽略了其系统性与优先次序。构建新型能源体系是一个复杂且长期的过程，不同阶段的重点任务存在差异，因此需要把握构建新型能源体系的逻辑，结合各阶段的现实背景，制定相应的重点任务。基于此，明确“十五五”时期构建新型能源体系的现实基础及亟待解决的重大现实问题，才能找到其突破路径。
本文认为，“十五五”时期，构建新型能源体系主要面临以下重大问题。一是如何打破对传统能源体系的路径依赖，解决新能源发展与传统体制的冲突，推动以风、光为主的新能源加快进入规模发展阶段。这需要在充分发挥市场资源配置作用的基础上，充分发挥政策作用，通过体制机制的深刻变革加以解决。简而言之，就是要构建有助于新能源持续、快速发展的体制机制。二是如何通过健全体制机制和完善政策措施，进一步推动传统能源清洁转型与高效利用。三是如何解决可再生能源因波动性、间歇性特点带来的能源供给安全问题。这些问题归根结底需要通过体制改革与机制重构来解决。因此，“十五五”时期，构建新型能源体系的突破路径应从体制机制出发，围绕低碳能源发展加快体制改革与机制重构，为可再生能源的规模替代营造制度环境，重点包括电力体制改革、低碳科技创新体系建设、新型能源体系下的安全保障机制构建。
二
构建新型能源体系的体制机制困境
（一）现有管理体制未能充分发挥协同治理的作用
在能源系统低碳化、数字化、多元化转型背景下，我国现行“纵向分层、横向分离”的能源管理模式不能充分发挥统筹协同作用。
首先，能源管理体制在部门职能划分、机制协调、政策协同等方面未能充分发挥协同治理的作用。我国现行管理体系涉及国家能源局、生态环境部、工业和信息化部等多个直接相关部门，但缺乏更高层级的统筹决策机制。构建新型能源体系是一项系统工程，以新型电力系统为核心，涉及建筑、交通、科技等多个领域。在现有的行政管理体制下，各部门职责不同，对自身在新型能源体系中的角色与作用的理解存在差异，统筹推进难度较大。例如，新能源项目审批的用地预审、环评批复、电网接入等环节协调成本高、耗时长；项目规划部门与技术发展部门之间缺乏有效的统筹协调，最终导致技术应用与项目落地滞后。
其次，当前能源领域的资源配置方式仍难以适应新能源快速发展形势，电力市场建设仍需提速，电力与碳市场的协同仍需加强。2024年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量61795.7亿千瓦时，占全社会用电量比重的62.7%，跨省区交易电量占比仅为23.6%。深度调峰补偿标准为0.16 元/千瓦时，不足欧盟同期均价（0.35欧元/千瓦时）的40%，难以激励传统电源配合新能源消纳。
最后，能源监管机制服务绿色低碳转型的能力不足。完善的监管体制是构建新型能源体系的保障。在现有体制与监管制度下，对自然垄断的监管仍需进一步完善，剥离自然垄断企业竞争性业务的举措尚未落地。特别是作为新型能源体系重要组成部分的分布式能源及小规模产消者，难以获得平等的市场地位，以低碳为主导的分布式能源价值没有得到充分体现。这不仅阻碍了绿色低碳技术的广泛应用，不利于商业模式的探索，还无形中阻碍了灵活性优势的发挥。
（二）没有形成有利于低碳能源发展的长效机制
低碳是新型能源体系的核心内涵，以低碳能源为主体是其重要特征。现阶段，加快低碳能源发展，不断提高以风电、光伏发电为代表的可再生能源比重，是建设新型能源体系的重中之重。近年来，我国风电、光伏发电装机规模增长迅速。截至2024年底，风电、光伏发电装机量约占全国总装机量的42%；但其发电量占全国发电量的比重不足20%。除技术原因外，还存在亟待突破的体制性障碍与有待优化的机制设计。
一是缺乏完善的低碳价值识别与实现机制，低碳能源发展的成本主要依靠政府补贴、企业消化及公众承担。特别是以风电、光伏发电为主的可再生能源，尽管在技术与成本方面已具备竞争力，但仍面临体制性障碍。例如缺乏市场主体地位、缺少相应交易机制，导致低碳价值无法通过市场实现。全国碳市场建设仍处于初级阶段，基础设计难以保障碳价发现的准确性。由于配额设定宽松、交易体系不完整、交易机制不健全、定价方式不完善等原因，尽管碳市场已初步形成价格体系，但现有价格并非真正意义上的“市场碳价”，对促进发电企业转变行为方式、推动绿色低碳转型的激励作用仍十分有限。此外，碳排放权市场建设还受制于电力市场建设成效，与电力市场无法形成协同效应及价格传导渠道。
二是低碳能源参与市场交易仍面临诸多机制障碍。从供给端来看，引导电力资源大范围配置的机制不健全，阻碍了全国统一大市场的形成。大规模可再生能源电力的跨区配置问题，需要通过更大规模的市场来消纳。但目前跨区资源统筹、输电通道、调度机制及交易制度均不完善。其中，突出问题是区域电力市场的省间壁垒与跨省跨区交易机制问题。此外，需求侧负荷参与电力市场交易也面临诸多制约。供需互动是新型能源体系区别于传统能源体系的重要特征之一，也是新型电力系统高效运行的关键。随着风电、光伏发电等具有波动性、间歇性的电源规模不断扩大，电力系统的供需平衡面临挑战。引入分布式光伏、分散式风电、储能等分布式电源与可调节负荷，以及虚拟电厂、智能微电网等提高供需匹配效率的资源聚合类新型经营主体，能够有效调节高比例可再生能源电力系统的供需平衡。2024年11月，国家能源局发布《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》，强调需求侧新型经营主体的平等市场地位，以及完善适应新型经营主体的电力市场交易机制。但是，如何引导不同类型的市场主体根据市场价格变化调整自身电力电量平衡需求，灵活参与中长期交易、现货交易及辅助服务市场交易，形成可持续发展模式，仍缺少相应的制度保障与机制设计。
（三）供给安全保障的体制机制亟待完善
新型能源体系下的能源安全保障机制，突破了传统的、仅从完善能源供应环节着手的能源安全应对机制，而是通过体制机制的调整提升能源系统韧性，以应对特殊时期可能出现的各类冲击。从能源系统韧性角度看，新型能源体系下供给安全保障机制还存在以下突出问题。
第一，缺乏对部分能源供应链的控制力，存在外部风险。能源系统运行所需的一些底层核心芯片，绝大部分依赖进口；清洁能源发展需要用到大量关键矿产资源，其对外依存度正不断提高。与传统矿产相比，这些战略性矿产在地理分布上更集中，供应弹性更缺乏，由此带来的资源安全风险可能会影响整个新能源产业链。
第二，战略储备规模不够。截至2024年底，我国已建成储气库38座，形成调峰能力266.7亿立方米，约占年消费量的6.3%，远低于欧美发达国家13%~27%的水平。若按15%的储气标准计算，综合储气能力需至少达到500亿立方米，目前我国储气能力与之相比存在较大缺口。
第三，能源保供没有充分发挥市场机制作用。目前，我国已有识别能源安全风险的手段与制度安排，主要包括针对国际能源市场风险的储备制度、针对国内能源供需短缺的监控预警制度及相应的应急保供机制，但缺乏真正有效、精准、科学的安全风险管控体系。例如近年来出现的电力供需失衡问题，既存在前期投资失衡的因素，也受正常周期波动的影响，这类问题需要通过市场化改革逐步解决。目前，针对国内供需失衡矛盾，过度依赖行政手段实现短期保供，却忽视了不同类型、级别风险背后的逻辑，这不仅增加了保供成本，还对能源常规生产造成一定负面影响，进而引发潜在的产能过剩风险。
（四）能源科技创新体系面临多方面挑战
第一，能源领域创新性研发投入比重较低，而且结构失衡。目前我国在能源低碳转型领域的投资位居世界首位。2023年总投资额达6760亿美元，占全球该领域投资总额的38%，但研发投入比重偏低，且存在结构失衡。一是基础研究支撑不足。目前，能源领域基础研究经费占比仅为5.3%，远低于主要发达国家水平，储能材料、氢能催化剂等底层技术受制于人。二是企业创新能级不高。新能源企业平均研发投入强度为2.1%（龙头企业宁德时代为4.9%），显著低于特斯拉的6.2%、西门子能源的8.7%。三是融资渠道不宽。科技研发普遍依赖单一融资渠道，专利证券化产品、绿色技术银行等新型金融工具发展滞后，制约了创新成果的全生命周期转化。
第二，创新链与产业链缺乏协同创新机制。一是成果转化效率低。缺乏市场化的研产用服务体系，科研与产业需求未能有效衔接，技术产业化进程缓慢。二是尚未形成协同、高效、融合的大中小企业融通创新生态。央企主导的重大工程对中小科创企业的开放度不足25%，新能源初创企业存活率较低，未能充分激发中小企业的创新潜力，以央企为主体的重大科技创新工程缺乏协同配套能力突出的“专精特新”中小企业。三是系统整合能力薄弱。跨领域技术攻关仅实现局部突破，因而难以整合形成系统能力，导致产业链整体竞争力不足。
第三，数字化转型的结构性障碍。一是数字技术应用层级偏低。从当前数字化实践来看，能源行业的数字化仍处于初级阶段，即对企业内外部进行管理的信息化改造及数字化技术植入，还存在数字资源标准不一、兼容性与共享性差等问题，易出现“数据孤岛”现象。企业内部往往也会因缺乏统一数据平台，导致云计算、大数据等数据技术无法充分应用，影响企业数据价值潜力的释放。二是组织架构转型滞后。传统层级化组织模式与数字化要求的网络化协作存在治理冲突。数字技术是实现新型能源体系信息共享融合的重要支撑技术，也是构筑能源产业数字生态的底层技术。数字生态强调产业内、产业间的纵向协同与横向兼容，当前我国能源行业中，产业组织架构仍以自上而下的纵向管控为特征，与数字化转型要求并不兼容。传统能源产业链相对孤立，与新型能源产业未能形成有机融合、协同创新的发展格局。相较于技术层面的数字化转型，组织结构转型更为困难，若无法与数字化推进保持同步，传统组织结构将会对未来数字化进程形成制约。
三
构建新型能源体系体制机制困境的突破路径
为有序推进新型能源体系建设，必须聚焦传统能源清洁低碳高效利用与新能源高质量发展两个主要方向，通过破解能源体制机制改革中的重点与难点问题，加快构建有利于新能源消纳的体制机制，强化传统能源领域体制机制改革，完善新型能源体系科技创新体制机制，并重视碳市场与电力市场协调发展的体制机制建设。
（一）围绕构建新型能源体系，深化能源体制机制改革
第一，完善能源管理体制。建立统筹“双碳”目标、构建新型能源体系与能源体制改革的国家管理机构或能源气候专门委员会，整合分散在多个部门的能源管理职能，负责牵头新型能源体系的顶层设计与总体规划，以及动态优化不同能源品种的互补与替代政策机制，推动化石能源与新能源优化组合，实现传统能源与新能源协同互补、有序替代。完善绿色绩效考核体系。将新能源消纳率、碳排放强度纳入地方政绩考核指标，对超额完成目标的区域给予财政转移支付奖励；逐步将低碳能源发展的量化指标纳入五年规划约束性指标。建立隐含碳转移补偿机制，支持大型风电、光伏发电等清洁能源基地建设。由清洁电力输入省份对清洁电力输出省份进行补偿，具体补偿标准可通过市场化方式（如碳交易市场）确定。
第二，提高能源改革和监管机构权威性和监管能力。加快监管方式从以命令控制型为主向以市场机制为主转变。遵循公平、中立原则，制定能够反映能源成本（包括外部成本）和实现资源价值的监管规则。推动电力市场中具有调节价值与低碳属性的新市场主体获得市场准入资格，使其能够与传统电力资源平等竞争，或有效融入传统电力资源的整体产业链。提高监管的针对性与有效性。监管机构要切实确保垄断环节企业与潜在竞争市场之间实现有效分离，保障市场竞争效率。监管改革的重点是确保作为未来新型能源体系重要组成部分的新型市场主体（包括分布式能源、储能等）处于相对公平的市场环境中。
第三，深化能源市场化改革，构建以市场为基础的资源配置机制。市场机制是新型能源体系的核心机制，下一阶段市场化改革应主要聚焦于能源市场结构、能源基础设施向第三方公平开放及全国统一大市场建设等方面。
一是深化中间环节改革，逐步剥离电网竞争性业务。需稳步推进电网企业自然垄断业务与可竞争业务的有效隔离，按照清晰规划逐步实现剥离。对于竞争业务，应严格遵循市场化原则，使其充分参与市场竞争，以此激发市场活力。同时，鼓励电网企业开拓创新，向最终用户及第三方提供诸如智能用电管理、分布式能源接入等新服务和新产品，拓宽收入来源渠道，扩大利润空间。
二是建立全国统一用能权交易平台，扩大绿证交易覆盖范围。构建全国统一用能权交易平台时，要统一能耗核算标准，消除各地标准差异带来的交易阻碍；明确初始配额分配模式，综合考虑地区能耗现状、产业结构等因素制定科学方案，并建立动态优化机制，以适应能源市场变化。搭建省级交易所、国家级平台多级市场架构，完善能耗监测等技术支撑体系，确保交易数据的准确获取与分析。建立跨区域用能权置换机制，积极引导京津冀、长三角等重点区域率先开展配额互换交易。扩大绿证交易覆盖范围，按计划于2024年将绿证核发范围拓展至海上风电，2025年涵盖光热发电，2026年纳入生物质掺烧。逐步提高央企及上市公司采购绿证年度比例，发挥大型企业示范作用。整合现有7个区域交易中心优质资源，打造全国统一绿证簿记系统，保障绿证交易的规范与透明。开发绿证指数基金、资产证券化产品（ABS）等金融衍生产品，丰富绿证投资渠道。加速推进中欧绿证互认，在自贸区试点境外企业绿证跨境交易，拓展绿证交易国际市场。
三是深化能源价格改革。围绕新型能源体系建设，下一阶段价格改革重点在于理顺煤电价格。通过建立科学合理的价格联动机制，调节煤电上下游供需平衡，避免价格大幅波动对行业造成冲击。协同辅助服务市场建设，持续优化容量电价制度，根据煤电在新型能源体系中的“适应性”功能转型需求，精准制定容量电价，引导煤电企业合理规划产能与运营策略。完善绿电“市场价+环境价值”定价模式，建立更为有效的系统成本疏导机制，使价格能够充分反映其环境效益与生产成本。建立新能源“绿证交易+强制配额”制度，明确售电公司、电力用户等市场主体的绿色责任，通过市场机制与政策约束相结合，扩大绿证、绿电交易规模。对于新能源大规模并网带来的接入成本、电网改造成本、调节性电源建设运行成本、辅助服务费用等，遵循“谁受益、谁付费”原则，通过合理调整上网电价、输配电价、调节性资源价格及用户电价，实现成本的合理分摊。推动跨省跨区输电价格由单一电量电价制逐步向两部制或单一容量电价过渡，降低跨省跨区交易的价格壁垒，促进能源资源在更大范围内的优化配置。
（二）以提高韧性为目标，建立能源供给安全新机制
第一，加快建设能源运行安全预警体系和风险管理制度。建立电力运行预警机制，提高对能源需求中短期的预判能力，逐步建立并持续完善电力波动的早期预警系统、预警响应系统及处置反馈系统，提升电力稳定运行的保障能力。构建多层次、分级别的风险管理制度。科学研判各类安全风险的类型、冲击程度及应对成本，在此基础上实施不同级别的安全风险分类管理。具体包括：在各类因素冲击下，根据不同主体用能保障的重要程度，设定跨区域能源资源调度的优先等级，明确相应管理部门及涉及的能源企业在应对安全问题时的职能与义务。
第二，依靠市场机制，挖掘现有电力系统调节能力。加快辅助服务市场建设，通过市场形成的容量价格引导煤电灵活性改造。充分发挥市场机制作用，以市场价格调节能源供需平衡。同时，通过推出电力辅助服务市场吸引各类灵活性资源，支持新型储能参与电力市场，并加大大容量储能技术攻坚力度。充分发挥可再生能源在国家能源安全中的作用。
第三，保障能源产业链安全，加大科技创新力度，确保产业链核心技术自主可控。实施重大前沿技术攻关工程。聚焦能源领域的“卡脖子”技术、核心元器件、高端原材料、基础工艺等制造业关键环节，搭建能源产业创新基地平台，组建基础研究团队，加强联合研究与联合攻关，确保关键领域技术实现完全自主可控。优化布局相对成熟的能源产业链，按照“大规模可再生能源+‘灵活性’产业”的发展模式，加快氢能与燃料电池产业发展，构建新型储能产用研建设体系，支持煤电机组灵活性改造及打造CCUS示范工程。
（三）深化电力体制改革，构建低碳发展长效机制
目前，我国电力市场中需求响应、辅助服务等市场的参与门槛较高，难以激励需求侧用户主动参与。虚拟电厂、微电网等聚合类新型主体缺乏成熟商业模式，培育进程较为缓慢，导致对需求侧调节资源的挖掘不足。绿色消费激励约束机制尚未健全，可再生能源消纳责任权重指标未分解落实到社会主体，绿色电力消费也缺乏广泛的应用场景。
第一，加快全国统一电力市场体系的顶层设计。加强顶层架构设计。确定全国统一电力市场的基本规则，推动组建全国电力交易中心，促进电能量与辅助服务资源在更大范围内优化配置。完善全国统一电力市场体系。优先开展区域市场一体化建设，完善市场衔接机制设计，推动多层次电力市场协同运行。加强省间与省内市场的衔接，推动外来电直接参与受端省份电力市场交易，加快形成跨省跨区输电容量的市场化分配机制。
第二，建立可再生能源规模上网的支持体系。一是优化可再生能源消纳机制。逐步推动可再生能源消纳责任权重的调整完善，强化售电公司、电力用户对可再生能源发电的直接消纳责任。针对新能源短期及超短期交易，探索设置日前现货市场和日内平衡市场，分别采用分时分区电价与日内二次报价机制。合理运用分时分区电价机制，形成实时电价信号，实现电力现货价格随市场交易情况与发电机组运行情况灵活调整，推动交易机制更适应新能源特性。
二是完善绿色电力证书交易机制。拓宽绿色电力证书交易渠道，拓展电力交易中心、碳排放权交易中心等多种分销渠道，建立基于绿色电力证书统一登记和交易平台的多渠道分销模式。推进平价绿色电力证书交易，鼓励可再生能源发电平价和低价上网项目通过绿色电力证书交易获取合理收益补偿。
三是创新分布式电力交易机制。加快出台“隔墙售电”分布式发电市场化交易实施细则，明确交易双方和电网企业的权利、责任与义务，同时完善电力平衡责任分摊机制。进一步明确“过网费”核定原则，建立辅助服务成本补偿与分摊机制，有效平衡各方利益，尽快形成可普遍适用的分布式发电技术、市场和政策体系。
四是加快新型市场要素培育与灵活性资源开发。允许分布式光伏、储能等新兴市场主体参与各类电力市场，加快优化分时电价、尖峰电价、可靠性电价等需求侧价格机制，引导新兴市场主体积极参与电力市场交易。利用财政、税收、信贷等金融政策支持需求侧商业模式开发。
第三，推动碳市场与电力市场协调发展。统筹推进全国碳市场建设与电力市场建设。加快完善全国碳市场基础设施，健全碳排放核查与配额管理制度。“十五五”时期，逐步将重点排放行业纳入全国统一碳排放市场。在碳配额免费分配的基础上，逐步向拍卖配置转变；碳排放配额确定方式从基于强度的基线法调整为总量分配法。鼓励金融机构参与电力市场与碳市场交易，开发丰富的“电—碳”金融产品体系，提供“电—碳”金融期货、期权等衍生品交易服务。
（四）以绿色低碳为导向，完善能源科技创新体系
第一，贯彻低碳科技理念。推动能源和产业投资方式转型，实现能源科技的持续融合创新。以创新驱动为导向，倡导ESG投资理念，发展绿色金融，加强财税与产业政策协同效应。发挥新型举国体制优势，激发社会创新潜力，推动能源与信息、材料、制造等领域的融合创新，健全能源产业链自主创新制度体系。建立“以市场为导向、国家战略科技力量引领、企业为主体、产学研用深度融合”的技术创新体系，突破清洁低碳能源关键技术。完善需求端技术成果转化机制，通过工程化应用形成产业化能力，并探索以市场化方式吸引社会资本，支持战略性技术研发与示范项目。
第二，优化研发投入体系。加强生产过程创新。加大煤炭智能开采、油气增效开发、新能源高效消纳等领域研发投入，重点提升传统能源清洁化水平与新能源供给效率。加速能源转型布局。聚焦煤炭清洁高效利用、新型电力系统、先进核电、氢能储运、规模化储能等关键技术攻关，推动行业低碳化、数字化和智能化升级。强化颠覆性技术预研投入，助力产业链向高端化、服务化延伸。统筹系统协同创新。建立多能源品种联动研发机制，通过源网荷储协调优化与跨区域调度技术突破，构建安全高效的能源系统集成解决方案。
第三，突破关键核心技术。攻关补齐产业链短板。围绕油气勘探装备、先进燃机叶片、光伏核心材料等“卡脖子”环节，建立专项攻坚体系，实现能源技术自主可控。完善创新生态系统。建立能源生产、输送和消费全链条协同机制，构建覆盖化石能源清洁转化利用、可再生能源规模并网、智能电网调控的复合型技术体系，提升产业链韧性与国际竞争力。
第四，构建市场支撑体系。创新金融工具。扩大绿色债券发行规模，推动新能源REITs 试点，探索碳配额金融化应用。优化财政支持机制，将公益性项目纳入地方政府专项债支持范围。畅通转化通道。建立技术评估认证体系与第三方转化平台，简化新技术准入审批流程。完善市场竞争机制，支持创新主体通过市场化路径实现技术产业化。
来源：华诺信诚财顾
