加快规划建设新型能源体系的进展、主要问题与政策建议

在实施“双碳”目标的新背景下，新型能源体系以全新的概念内涵在党的二十大报告中被首次提出。2023年中央经济工作会议将加快建设新型能源体系作为深入推进生态文明建设和绿色低碳发展的重点内容。2024年党的二十届三中全会召开，将加快规划建设新型能源体系作为完善生态文明制度体系和健全绿色低碳发展机制的重要路径。可见，如何规划建设新型能源体系是需要持续研究讨论的重要选题。作为推动国家能源转型的战略性路径，新型能源体系建设是一项长期性、系统性的改革工程，会使能源系统的结构、技术经济范式、供应链、治理体系等发生变化，虽然会给能源系统安全带来阶段性风险与挑战，但也是突破“能源不可能三角”的可行路径。习近平总书记提出，“要科学规划建设新型能源体系”。因此，研究新型能源体系的内涵，分析规划建设新型能源体系中可能遇到的主要问题，并提出可操作性建议，对于我国深入践行“四个革命、一个合作”^①能源安全新战略、有序有效实现“双碳”目标、培育形成新质生产力，具有重大的理论和现实意义。

①2014年6月，习近平总书记在中央财经领导小组第六次会议上指出，“我国能源发展的国策基本要求可以概括为‘四个革命’‘一个合作’”。“四个革命”就是能源消费革命、能源供给革命、能源技术革命、能源体制革命，”一个合作”就是加强全方位的国际合作。

一、文献综述

现有关于新型能源体系的研究主要集中在两个方面，一是新型能源体系的概念内涵，二是新型能源体系建设的路径与建议。

（一）新型能源体系的概念内涵

作为一个具有新内涵特征的概念，新型能源体系是我国实现“积极稳妥推进碳达峰碳中和”战略目标的创新路径，是对现代能源体系的升华（王志轩，2023；朱兴珊、沈学思，2023），其内涵具有较强的阶段性、战略性、协调性、动态性和系统性特征。在阶段性方面，新型能源体系是一个多阶段变化的过程，即从“以煤为主”化石能源主导的能源体系阶段，发展到“化石能源+新能源”共同主导的能源体系阶段，进一步发展到以新能源为主导的能源体系阶段。在战略性方面，新型能源体系作为锚定“双碳”目标的战略性路径，其对能源这个基础要素的改变会影响到不同战略目标的实现，因而对于实现经济高质量发展、建设现代化产业体系、建成社会主义现代化强国等目标具有战略支撑功能。在协调性方面，新型能源体系是对能源安全新战略的继承和深化，更侧重于“四个革命、一个合作”之间的协调，即随着发展阶段的转变而统筹调整各自改革重点与相互之间的重视程度。在动态性方面，新型能源体系是一个不断变化演进的过程，它描述的并不是一种静态的现象，而是能源体系低碳转型支撑“双碳”目标实现的动态过程。在系统性方面，新型能源体系不仅强调以系统思维统筹能源生产、运输、储存和消费，也注重不同环节中不同品种能源的统筹，同时也注重安全、技术、标准、经济、低碳转型、体制机制等多维度的统筹（袁家海、张浩楠，2022；陈大宇，2022；安洪光，2022；李金泽等，2023；辛保安，2023），是以系统优化的理念来指导整个能源体系的低碳转型（谢克昌，2024）。

（二）新型能源体系建设的路径与建议

如何建设新型能源体系是一个重大的理论和现实问题，大量研究围绕建设路径进行了探索，基于不同角度提出了促进新型能源体系建设的路径和建议。

从制度建设视角，李岚春等（2023）认为可以通过加强标准规范、市场机制和监管体系等制度建设，促进不同能源主体的配合和良性互动。从能源结构优化的视角，安洪光（2022）认为，应形成非化石能源和新能源多轮驱动、多能互补的绿色低碳功能新格局；周宏春和管永林（2023）认为，应大力发展新能源可再生能源，提高可再生能源电力消费比例，减少化石能源消费比重，大力推行终端用能电气化；辛保安（2023）认为，应以构建新型电力系统为核心抓手，促进能源系统运行的结构布局和利用方式发生转变，最终着力于能源清洁低碳转型；王震等（2023）认为，要坚持创新思维，不断开拓绿色低碳领域，到2035年非化石能源消费占比达到25%，终端用能领域电气化水平提升至35%左右，到2050年非化石能源占比增至60%以上，新型电力系统总体形成，到2060年化石能源转变为原料与补充备用能源，非化石能源消费占比超过80%；朱兴珊和沈学思（2023）认为，天然气是支撑现有能源体系向新型能源体系过渡的一种能源，而氢能将接续天然气，成为新型能源体系最终的关键支撑。从科技创新视角，安洪光（2022）认为，应该加快重大前沿能源技术研发应用，推动能源产业链数字转型和智慧升级；周宏春和管永林（2023）认为，在关键核心技术攻关方面，技术支撑谱系应当由传统能源清洁化技术为主，逐步向传统能源清洁化、可再生能源技术研发、能源体系技术安全保障以及颠覆性技术突破等延伸；李岚春等（2023）认为，应以科技现代化推动能源体系现代化；辛保安（2023）认为，应以科技为本，通过能源业态数字化、能源创新融合化加快发展，促进能源产业生态和科技创新转型；谢克昌（2024）认为，应加强能源领域关键核心技术攻关，保障能源产业链自主可控。从产业体系视角，安洪光（2022）认为，应建设统一现代能源市场体系；李岚春等（2023）认为，应促进能源与现代化产业体系、区域协调发展等的深度耦合，推动能源数字化、智能化转型升级，提升能源体系的产供储销及安全供应整体效能；周宏春和管永林（2023）认为，应深挖节能减排潜力，形成数字化、智能化新产业新业态。

（三）述评

现有研究主要以能源绿色低碳转型为核心对新型能源体系的内涵特征进行界定，并从不同角度探索建设新型能源体系的路径。概言之，新型能源体系的内涵特征主要包括能源品种多元化、能源结构低碳化、产业链体系协同化、终端消费电气化、能源互联网智能化，新型电力系统是其核心内涵（周宏春、管永林，2023）。在路径探索方面，主要是从技术、体制机制等角度促进化石能源清洁低碳高效利用和新能源高质量发展，其中，加快构建新型电力系统是重点。这些研究尽管为理解和规划建设新型能源体系提供了一些参考，但总体上仍存在一些不足。一是仅侧重于“双碳”目标的战略背景，忽略了能源革命动态发展的政策背景，没有很好地区分与现代能源体系、新型电力系统、能源强国之间的区别和联系；二是过于强调新型电力系统作为重要组成部分的地位，忽略了非电力能源系统的发展与融合；三是新型能源体系是一个具有较强阶段性、动态变化的概念，目前的研究偏重于笼统和静态；四是新型能源体系更加注重安全的基础地位，现有的研究主要注重能源绿色低碳转型发展；五是新型能源体系更加注重系统思维，现有的研究主要注重能源细分行业产业链的协同关系，对于安全与转型、减排与发展、短期与长期、化石能源与非化石能源、软件与硬件，以及不同品种能源融合发展的系统统筹不够。基于此，本研究先对新型能源体系的主要建设进展进行现状梳理，再从战略功能、安全、经济和低碳4个角度系统剖析其面临的主要问题，旨在为高质量规划建设新型能源体系提供更具系统性和全面性的政策建议。

二、新型能源体系建设的主要进展

自“四个革命、一个合作”能源安全新战略提出以来，我国能源系统的绿色发展加快推进。“双碳”目标提出以后，绿色发展被赋予了更丰富的内涵，能源系统的绿色低碳转型成为主要发展方向，后逐渐上升为新型能源体系国家战略的核心内容。自党的二十大明确提出这一战略以来，新型能源体系建设加快推进，已经取得了一些主要的阶段性进展。

（一）政策体系逐渐丰富

围绕规划建设新型能源体系的战略要求，目前已经形成了一个涵盖《能源法》、能源转型目标与能源发展规划、可再生能源发展支持、传统能源升级改造、能源科技创新支持、能源市场体制改革和国际能源合作支持的政策体系。如对建设全国统一电力市场体系进行指导；推动能耗“双控”向碳排放“双控”转变；建立煤电容量电价机制；对煤电低碳化改造建设进行方案指导等。党的二十届三中全会再一次强调“加快规划建设新型能源体系”后，新型能源体系建设的政策体系持续丰富，如对提升可再生能源安全可靠替代化石能源的能力提升进行了政策指导；通过《能源法》赋予能源系统绿色低碳转型更高的法律地位等。尤其在构建新型电力系统方面，密集出台了一揽子政策，不仅出台了新型电力系统的顶层行动方案，还出台了电力系统调节能力优化、新型储能制造业高质量发展等方面的行动方案，并在电力安全治理、新型经营主体发展、新能源上网电价市场化改革等方面进行了系列配套的政策支持。

（二）能源系统更加绿色低碳

在规划建设新型能源体系的战略目标需求导向下，能源安全新战略理念在能源领域的践行更加深入，能源系统从供给和需求两端持续推进绿色低碳转型，使得能源结构呈现出更加绿色低碳化的趋势。在一次能源生产结构中，从2014年提出能源安全新战略到2023年，化石能源占比从86.5%降为78.8%，一次电力及其他能源占比从13.5%升至21.2%；在能源消费总量结构中，化石能源消费占比从88.7%降为82.1%，一次电力及其他能源占比从11.3%升至17.9%。截至2023年底，全国非化石能源发电装机容量达到157541万千瓦，占总装机容量的比重为53.9%；新增非化石能源发电装机容量合计30762万千瓦，占新增发电装机总量的83.0%。除了新能源快速发展的贡献外，化石能源的清洁低碳高效利用也发挥了重要作用，特别是煤电超低排放改造取得了阶段性成果。自2014年提出《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》以来，截至2023年底，共改造10.3亿千瓦煤电，累计95%以上的煤电机组已经实现了超低排放。

（三）能源新技术、新业态、新模式快速发展

围绕化石能源清洁高效利用和新能源高质量发展两个重点方向，新型能源体系技术创新、市场机制创新和商业模式创新不断增多，涌现出绿色矿山、智慧煤矿、煤电“三改联动”、新型储能、微电网、虚拟电厂、电动汽车充换电、电氢协同、源网荷储一体化等新业态和新模式，也在碳捕获、利用与封存（CCUS）、绿电制氢、碳基新材料等低碳或零碳技术创新上进行积极探索。如电力企业积极开展新型电力系统技术、市场机制和商业模式创新，围绕大容量高效新能源发电、火电掺氢（氨）、柔性直流输电、智能微电网、负荷柔性控制、多元新型储能、构网型设备等领域，进行新型电力系统关键技术攻关；推动电力市场化改革，提高新能源参与电力市场的规模和比重，助力工商业用户参与电力市场；发展煤新联营、共享储能等新兴商业模式，探索大规模新能源供给消纳创新路径。一批源网荷储一体化和多能互补项目加快推进，已建成一批示范工程；电化学储能投资高速增长，全国已建成新型储能项目累计装机规模达3139万千瓦；电动汽车充电基础设施快速增长，2023年底全国保有量达859.6万台；内蒙古自治区、新疆维吾尔自治区一批绿电制氢项目有序推进。

三、加快规划建设新型能源体系面临的主要问题

规划建设新型能源体系是一项长期性、系统性的重大改革工程，需要动态统筹好安全、经济、转型之间的关系。目前，我国仍处于“以煤为主”的能源技术经济范式、体制机制主导阶段，要逐渐进入以新能源为主的新阶段，还需要解决煤炭和煤电战略功能调整、能源产业链供应链韧性与安全水平提升、能源系统成本经济有效、能源系统深度低碳转型形成新质生产力等方面的主要问题。

（一）煤炭和煤电战略功能“立”与“破”的边界难以把握

随着新型能源体系建设进程的推进，煤炭和煤电战略功能会不断调整。煤炭作为主体能源的能源供给功能的“破”，与作为基荷能源的调节支撑功能和作为备用能源的备用启动功能的“立”；煤电作为主体电力的电力供给功能的“破”，与作为基荷电力的调节功能和作为备用电力的备用启动功能的“立”。上述之间的安全、技术、成本等方面的边界难以清晰界定，不利于系统性规划。

一是新型能源体系建设中的煤炭安全兜底和新型电力系统建设中的煤电安全兜底的安全边界难以清晰界定。目前，还不能分析得出煤炭从主体能源转向基荷能源和备用能源、煤电从主体电力转向基荷电力和备用电力的科学临界安全规模及时间节点，不能平衡好煤炭等传统能源退出与新能源替代发展的节奏。如果过多过早去煤、去煤电会导致拉闸限电安全供给风险升高，过多增加煤炭、煤电项目或过晚推动能源转型则会导致高碳锁定风险升高，不能按时完成“双碳”目标。

二是新型能源体系和新型电力系统的技术发展仍处于探索创新阶段，尚不能明确不同战略功能阶段的技术路线，且现有攻坚技术的创新进度和产业化应用节点难以预测。如可再生能源电力的稳定安全并网、输配和消纳技术，电力系统的深度脱碳技术，煤炭的零碳或负碳利用技术，核聚变技术，以及长周期储能技术等，技术使用不当不仅会导致安全问题，还会导致成本过高问题。

三是新型能源体系建设是一项长期性、系统性的工程，目前仍处于探索发展阶段。可以选择不同技术路线、不同方案来推进，但成本存在较大差异。煤炭和煤电战略功能的调整需要充分考虑其路径的能源系统转型成本，否则容易导致不经济性问题。运动式降碳减污行政指令政策驱动下的建设方案，可能会忽略经济发展、技术创新及产业化应用的阶段性特征，导致使用更高成本的技术路线和建设方案，如现阶段大规模使用商业化条件不成熟的CCUS技术，不以科学风测光测为基础的大规模风光电装机等。

（二）能源产业链供应链安全风险增多

由于资源、气候、政治经济关系、技术、体制等方面的不确定性，使得新型能源体系规划建设中面临较多的安全风险。

一是能源和稀有矿产资源储量相对不足，对外依存度偏高，无法充分保障新型能源体系建设的资源可持续利用安全。化石能源剩余可开采年限短，在新能源发展所需的关键稀有矿产资源上，国内储量相对不足，保障需求的年限较短，可持续开采利用的风险较高。截至2023年底，我国煤炭、石油、天然气储产比分别为46.28年、18.42年、29.06年，剩余可开采年限远低于美国等国家，铬、锰、铂、镍、碲保障年限少于10年，铜、镝、铟、银等少于20年，锂、钴、锡等少于30年。世界政治经济关系分裂风险升高，将进一步冲击能源贸易安全，推高我国能源进口安全风险，也使得新型能源体系建设面临的能源贸易脱钩断链安全风险增高。

二是能源系统的技术创新不成熟，不能满足新型能源体系建设的技术范式变革要求，技术安全风险将成为影响能源安全的一大因素。新型能源体系建设需要能源技术范式，从以化石能源为主体的高碳大规模集中利用技术路线，转向以新能源为主体的零碳、低碳集中式和分布式相结合利用技术路线，所建成的新型能源体系需要以绿色化、低碳化、数字化、智能化、电气化等新技术作为主要支撑。目前这些技术仍不成熟，新技术应用和新技术融合发展的安全风险仍较高。极端天气等异常气候发生的频率上升，也进一步增加了新型能源体系建设中的安全风险。

三是能源安全长效机制缺乏，不能为新型能源体系建设提供有利的安全制度保障。调节性资源价值实现机制缺乏，传统电源发电空间受挤压的同时，其容量、调节价值尚未有效体现，将导致系统供电容量充裕度与灵活调节能力下降，严重威胁能源供给安全。适应煤电功能转型的激励机制缺乏，已经具备调节能力的机组没有在相应价值上得到认可，甚至生存经济性受到威胁，不利于煤电实现“适应性”的功能转型及逐步从基础保障性向系统调节性电源转变。缺乏灵活有效的风险分级管理制度，缺乏能源服务对象的能源安全优先级、能源系统恢复时间与状态的优先级，以及不同优先级下各类资源调度等不同因素的优化组合方案。

（三）能源系统调整转型的成本过高

由于战略价值和环境价值难以短期实现，能源市场和科技创新体制机制仍不完善，能源系统变革过程中的经济成本过高。

一是新型能源体系建设的系统综合成本过高，与其具有的经济价值、战略价值和环境价值不匹配。投资成本、运营成本等综合成本过高，不利于提高能源系统配置效率，建设的经济成本和价值不能通过能源价格得到完全体现。投入成本的战略支撑经济性不足，不利于支撑“双碳”目标等战略实施，成本和价值不能通过产业链供应链价值链在不同区域、产业、主体间分摊及共享。投入成本不能发挥降碳减污协同增效作用，不能有效推进能源系统绿色低碳转型。

二是新能源发展的成本过高，不能有效发挥新能源发展对保障国家能源安全和保护生态环境的战略价值。高成本低效率的新能源项目建设不利于行业经济性，新能源消纳的系统成本过高，新能源发电成本、输配成本、调度成本、容量调节成本等的综合经济性偏低，使得能源系统的配置效率、能效水平和经济效率偏低。

三是能源价格市场形成机制不能科学反映成本构成，能源科技创新体制机制不能形成有效的市场选择，能源转型体制机制限制最优效率技术路线选择是能源体系高效发展的主要体制机制障碍。煤炭价格形成机制仍不完善，油气价格形成机制难以顺畅传导成本和反映供需关系，电力价格难以反映电力生产的真实成本。能源科技创新的市场机制发展不健全，能源科技创新的政策机制有待完善，新技术产业化应用未形成有效的市场选择机制。化石能源清洁高效利用机制不完善，促进新能源高质量发展机制不完善，能源价格形成机制不能完全反映转型成本和价值。

（四）能源系统低碳转型形成新质生产力仍存在诸多堵点

由于能源系统绿色低碳技术应用场景发展不足，创新受约束，创新链与产业链协调性偏低，能源结构绿色低碳转型调整存在失衡问题，且体制机制不完善，使得能源系统低碳转型形成新质生产力的通道不畅通。

一是能源系统绿色低碳转型上的创新链与产业链融合程度偏低。基于“以煤为主”的能源国情和化石能源主导的能源结构基础，煤炭等化石能源资源安全兜底压力大、成本高，绿色低碳技术创新水平偏低，技术改造升级所带来的收益普遍不足。作为支撑新能源发展的重要物质基础，关键金属矿物存在储量不够、高效低碳产能不足、对外依存度过高等风险，将约束风光发电、氢能、核能、电动汽车等低碳技术的发展。新能源应用场景发展不足，将阻碍新技术的应用和新业态、新模式的发展，使得行业面临“内卷式”恶性竞争的风险增大。

二是能源系统的绿色低碳转型过快将推高能源安全风险，化石能源退出太快会导致产业结构空心化、过快过早去工业化等问题。新能源发展太快会导致能源系统面临更多技术不成熟、供给不稳定、煤炭安全兜底的高碳锁定，能源系统改革滞后工业体系转型升级导致不协调风险升高。

三是促进能源系统绿色低碳转型价值化的体制机制不完善，不能有效推进化石能源清洁高效利用和新能源市场化交易。化石能源清洁高效利用的成本和价格机制不完善，促进新能源电力高效消纳存在诸多体制机制障碍，分布式能源资源参与市场交易面临诸多难题，绿电市场、绿证市场不健全，碳市场建设与电力市场建设缺乏协调。

四、高质量规划建设新型能源体系的政策建议

建设新型能源体系是我国实现“双碳”目标、提升国家能源安全保障能力的重要战略路径。应在“以煤为主”的能源资源基本国情基础上，进一步深化“四个革命、一个合作”能源安全新战略，将高质量发展贯穿于新型能源体系规划建设的全过程中，审慎推动煤炭、煤电的战略功能转变，持续提升新型能源体系的安全供应保障能力，以科技创新为抓手不断提升能源系统生产力水平，完善绿色低碳的能源全产业链供应链价值链体系，加快培育形成能源新质生产力。

（一）审慎推动煤炭和煤电的战略功能转变

加强理论分析与规划统筹，科学研判煤炭和煤电由主体向基荷与备用转变的阶段特征、规模范围和时间节点，审慎有序有效推动国家和地区煤炭与煤电的战略功能协同调整，让能源系统在协调提升安全保障能力、效率和绿色低碳发展水平中稳妥转型。

一是加强理论分析研判和系统规划统筹，从中央层面加快进行煤炭和煤电战略功能转变的顶层设计。新型能源体系建设既需要考虑能源细分行业的绿色低碳转型，又需要对不同细分行业进行系统的统筹和功能的协调，这种客观需求决定了前期进行充分理论研究的必要性。目前，在以煤炭为主体的能源系统和以煤电为主体的电力系统的基本国情基础上，亟须加强对煤炭从主体能源转向基荷能源和备用能源、煤电从主体电力转向基荷电力和备用电力的理论分析研判，预测煤炭、煤电不同战略功能转变的边界规模和时间节点。基于此，从中央层面进行顶层设计，系统规划统筹不同能源品种、不同区域的能源转型进程，为煤炭和煤电战略功能转变确定一个更加清晰、科学合理的方向，有效完成煤炭和煤电的安全兜底保障任务。

二是根据煤炭和煤电的不同战略功能阶段，制定支撑不同战略功能的技术路线图。根据煤炭和煤电从主体到基荷、备用的战略功能，从使用中、示范试点中、研发验证中三种类型，确定不同战略功能下不同能源品种的转型技术路线及融合发展技术路线，攻坚一批、推广一批、储备一批。如在煤炭的主体能源和煤电的主体电力功能阶段，煤炭的清洁高效利用、可再生能源电力并网输配消纳、构网型储能、分布式能源等是属于在使用中创新攻坚应用类别的技术；CCUS、氢能、源网荷储一体化、数字电网、虚拟电厂等是属于在示范试点中创新推广应用类别的技术；长周期储能、核聚变等是属于在研发验证创新中未来储备应用类别的技术。因此，现阶段，应该对使用中的这些技术进行攻坚提升，充分发挥技术改造升级对能源生产利用的节能降碳减污的促进作用，培育应用场景推动示范试点类技术的推广应用，集中科技力量促进研发验证储备类技术的示范试点。

三是结合区域能源资源禀赋和国家战略定位，促进地方选择更具经济性的煤炭和煤电战略功能调整方案。根据煤炭资源的区域禀赋和煤电的电源布局，结合国家对不同地区的能源战略定位，结合负荷需求变化趋势，确定既满足国家的战略定位要求，又符合地区能源供需实情的调整方向和可选范围，结合地区经济发展特征、降碳减污考核要求和可持续承担转型成本的能力等条件，选择更具经济效率的煤炭和煤电战略功能调整方案。如对于煤炭主产区，既需要满足国家能源战略基地的建设需要，发挥好国家赋予其对外区域保供的战略功能，又要在“双碳”目标框架下满足地区降碳减污的考核要求，统筹好本地区能源结构与产业结构的协同转型。相对于其他地区，煤炭主产区的煤炭和煤电不同战略功能的阶段周期更长，不同战略功能的转变更晚，调整的难度更大，成本也更高。因此，煤炭主产区除了需要考虑自身能源转型方案的经济性之外，还需要寻求更积极的容量价格等成本分摊机制，以及更宽松的降碳减污考核指标授权，来平抑其承担对外区域能源战略功能所增加的经济和环境成本。

（二）持续提升能源体系的安全供应保障能力

加强能源资源战略储备体系建设，充分利用技术创新和体制机制改革，完善能源应急风险预测预警体系建设，在新型能源体系建设进程的推进中持续提升能源系统的战略安全、运行安全和应急安全水平。

一是加强能源资源战略储备体系建设，提升能源系统战略安全水平。从战略层面统筹制定煤炭开采、建设、退出、储备规划，建立“资源、产能、产品”三级煤炭储备体系；统筹国内国外两种资源，集中精力“增储上产”，构建多元化、风险对冲式的油气进口机制，健全政府储备和企业社会责任储备有机结合、互为补充的油气储备体系，形成国家、资源企业、城市燃气企业三级储备主体，以及战略储备和商业储备相结合的天然气储备体系；强化海外战略布局，加快建立战略性矿产资源“产、供、储、循、替”新体系，提升调控市场供应、应对突发事件和保证资源供应的安全能力（余国等，2021；赵宏图，2022；史丹、王蕾，2022）。

二是充分利用技术创新和体制机制改革，提升能源系统运行安全水平。推广多元化储能等新型电力系统技术研发与应用，继续推进煤电灵活性技术改造，合理布局天然气调峰电源，挖掘和提升灵活性调节能力。从国家层面实施区域间能源协调调度机制建设战略。健全市场化机制，促进煤炭供应链上下游协同发展，完善中长期合同制度和“基础价+浮动价”的定价机制。增强预测国际油气价格大幅波动影响的能力，引导供需双方签订长期稳定的购销合同，建立和完善天然气供需及价格预测预警体系。打通煤电上下游价格双向传导机制，有效疏导电煤价格上涨带来的成本上涨压力，完善辅助服务补偿机制，逐步推动补偿政策向市场机制过渡，加快全国统一电力市场建设，完善电力市场规则体系。

三是完善能源应急风险预测预警体系建设，提升能源系统应急安全水平。完善化石能源应急保障供给体系建设，激活非化石能源的应急保障潜力，推动单一的能源应急供应体系向“以化石能源为主、风电和光伏发电为辅、多品种能源为补充”的能源应急供应体系的转变。建立全国统一、上下贯通、产运需全覆盖的煤炭供需预测预警平台，及时发布预警信息和开展宏观调控，促进全国煤炭供需动态平衡。加强石油安全防范预警体系、天然气供需及价格预测预警体系、电力运行预警机制建设。

（三）以科技创新为抓手不断提升能源系统效率

重视能源科技创新的驱动作用，持续推动能源价格市场化改革，加快新兴能源产业的技术应用场景培育和未来能源产业的技术研发储备孵化，畅通以能源科技创新为抓手培育形成能源新质生产力的通道，持续提升能源效率。

一是提升能源产供储销全产业链现代化水平，解决能源系统效率偏低问题。进一步发挥好科技创新引领和战略支撑作用，增强能源科技创新能力，加快能源产业数字化和智能化升级，着力促进创新链产业链供应链深度融合贯通，推动能源系统效率大幅提高，全面提升能源产业基础高级化和产业链现代化水平。

二是着力完善能源价格市场化形成机制，不断提升能源体系配置效率。有效实现煤、电价格传导，并建立煤炭与煤电动态调整出清机制，为煤炭、煤电朝着构建新型能源体系的方向高质量发展提供支持。构建竞争性油气市场交易结构，促进上下游构建竞争性的供气、配售气市场交易结构，理顺油气价格成本传导机制。加快建设多层次的电力市场体系，完善电力现货、辅助服务、容量、跨省跨区输电权等市场的体制机制建设，健全电力市场价格发现功能，形成全国统一的竞争性电力市场。

三是构建有利于培育新质生产力的创新体制机制，不断提升能源体系的能效水平和经济效率。重点完善化石能源清洁低碳发展、新能源高质量发展、煤电转型、储能多应用场景多技术路线规模化发展、用户侧参与系统调节的市场创新机制，创造一个市场化、开放化的能源科技创新生态。重视新型能源体系技术创新应用场景的培育，构建一个更有利于市场新主体进入、定价和发展的机制，培育形成能源领域新质生产力。同时，重视对核聚变等未来能源产业的技术研发储备，适时进行孵化产业化，形成能源新动能。

（四）完善绿色低碳的能源全产业链供应链价值链体系

统筹好化石能源清洁高效利用与新能源高质量发展的关系，分阶段有序有效推进能源结构绿色低碳转型升级，完善能源全产业链供应链成本价格市场化形成机制，让能源系统的绿色化、低碳化转型凸显出更多牵引产业结构绿色低碳转型升级和破解“能源不可能三角”的内生动力。

一是促进化石能源清洁高效利用和新能源高质量发展两方面的创新链与产业链深度融合。以技术创新促进煤炭清洁高效利用为主要抓手，合理控制煤炭消费增长，根据发展需要合理建设先进煤电，继续有序淘汰落后煤电，加快现役机组节能升级和灵活性改造，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源转型；提升油气田清洁高效开采能力，完善油气与地热能以及风能、太阳能等能源资源协同开发机制。创新新能源开发利用模式和新技术应用场景，探索建立送受两端协同为新能源电力输送提供调节的机制，以技术创新加快构建适应新能源占比逐渐提高的新型电力系统，全面提升电力系统调节能力和灵活性，大力推进高比例容纳分布式新能源电力的智能配电网建设，鼓励建设源网荷储一体化、多能互补的智慧能源系统和微电网。

二是科学有效推进国家能源转型，高水平推进新型能源体系建设。以安全为前提、以效率为中心、以创新为抓手，分阶段有序有效推进国家能源转型进程。根据能源品种战略功能的变化，平稳有序推进煤炭、油气与新能源从主体能源到基荷能源、备用能源的替换调整。重视化石能源节能清洁低碳高效利用技术、新能源利用技术的研发创新，并根据转型成本经济性原则对现有能源系统进行技术、工艺改造和能源替代，通过能源系统的降碳减污协同增效，实现对能源系统高水平安全和高质量转型的协同统筹。加强立法支持和顶层政策规划的编制与指导，为地方规划建设新型能源体系指明科学方向，明确区域分工与布局，促进不同类型的企业主体协调参与进来。

三是完善反映能源系统低碳转型成本与价值的价格形成机制。加快建立健全能够充分反映市场供求和资源稀缺程度、体现生态价值和环境损害成本的能源价格形成机制，完善有利于绿色低碳发展的价格政策。建立新能源“绿证交易+强制配额”制度，推动交易机制更加适应新能源特性，建立批发市场高频次合同电量转让交易机制、双边合同连续调整机制。推动新型储能、用户可调节负荷、聚合商、虚拟电厂等新兴市场主体参与辅助服务市场，按照“同质同价”原则确定辅助服务标准。建立妥善处理交叉补贴的长效机制，完善阶梯电价、分时电价等机制（于崇德等，2022）。

参考文献从略，请参阅期刊纸质版原文

袁惊柱.加快规划建设新型能源体系的进展、主要问题与政策建议[J].全球化,2025,(05):72-81+133.DOI:10.16845/j.cnki.ccieeqqh.2025.05.003.