【环球网财经报道 记者 陈超】过去一段时期，国内新能源发展的重点集中在扩大装机规模，推进风电、光伏项目落地建设。随着风光装机持续放量，新能源发展面临的问题也在发生变化：电力系统不再只需要解决“有没有电”，还要回答一系列新问题——波动性的风光电力如何与稳定用电需求匹配、新能源如何实现高效消纳、用电侧资源能否参与电网灵活调节、高比例新能源接入后如何守住供电可靠性底线。
8月3日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《新型电力系统建设“十五五”规划》。文件中有三处使用“大力”的表述，分别指向新能源就近消纳、虚拟电厂、新能源安全可靠替代三项部署。从这三项政策安排可以看到，未来新型电力系统需要进一步破解三类现实命题：绿电如何高效利用、电力系统如何灵活调节、新能源供给如何稳定可靠。
新能源发出来之后，电该往哪里去？
风光发电出力具有波动性，而本地用电需求并不会始终与其同步。光伏发电具有明显的日内出力特征，风电出力也会受到气象条件影响，而工业生产、算力机房等负荷通常具有较强的连续用电需求。随着新能源占比提高，发电与用电之间的时空匹配问题也更加受到关注。
此前，大基地开发与跨区域输电是新能源规模化配置的重要方式之一。随着新能源装机规模持续增长，就近消纳也成为重要补充路径。《新型电力系统建设“十五五”规划》提出，大力推动新能源就近消纳新业态发展，积极培育绿电直连、智能微电网等新模式。政策并非否定远距离输电的作用，而是在已有跨区域电力配置基础上，进一步拓展新能源就近接入和就地消纳的应用场景，满足算力设施、工业园区、外向型及高耗能企业、偏远地区的绿电消费与供电保障需求。
在远景科技集团首席可持续发展官孙捷看来，随着就近消纳由分散探索进一步转向“大力推动”，政策信号进一步强化，新能源与算力设施、工业园区等本地负荷的结合也有望进一步拓展。
在乌兰察布，旭阳集团旗下内蒙古翔福新能源有限责任公司落地20万吨锂电负极材料生产基地。项目是首个锂电池负极材料源网荷储一体化项目，项目被纳入乌兰察布市14个新建绿电直连项目清单。
远景科技集团为项目提供了一套新型电力系统解决方案。项目配套450MW风电、130MW光伏、464MWh储能系统，同步建设220千伏升压站、68千米配套输电线路与源网荷储一体化协同控制平台。今年8月初，该项目已实现绿电并网。
项目启动之初，企业曾面临三重挑战：如何平衡新能源发电的波动性、如何缓解高比例新能源接入对电网的冲击，以及如何真正实现高比例绿电消纳。为此，旭阳集团选择携手远景打造新型电力系统，率先探索新材料产业绿色转型路径。
远景依托物理人工智能技术，以“感知—预测—优化—控制”为主线构建园区新型电力系统，实现电力系统从“被动响应”到“自主智能”的跃升。远景“天机”气象大模型与“天枢”能源大模型提供从分钟级预测到毫秒级控制的全栈能力；智能中枢EnOS能够实现海量设备实时感知；源网荷储一体化调控平台作为调度中心，将大模型的调度指令快速分解并精准下达给终端设备。
整套系统将AI预测、AI调度和AI控制等能力深度嵌入，更好地应对新能源发电的波动性，协同源网荷储全链路，实现源随荷动，平滑发电出力波动，让能源系统与智能系统深度融合，形成一套可进化、可成长的新型电力系统。项目公开数据显示，每年可向企业输送绿电16.2亿千瓦时，覆盖企业总用电量的56%，本地绿电消纳率提升至90%以上，企业整体用电成本下降15%以上。
放大到整个电力系统层面，该模式拓展了新能源就近接入和就地消纳的应用路径。
电力系统的下一座“电厂”，可能看不见
一处工业园区内，分布着屋顶光伏、配套储能、电动汽车充电桩、楼宇中央空调、可错峰生产的工业产线。单独来看，这些设施都不属于传统意义上的发电厂，但通过数字化平台统一统筹调度，管控设备充放电、生产启停时段，整片园区就具备了参与电网调节的能力，这正是虚拟电厂的核心运行逻辑。
虚拟电厂依托数字化聚合平台，整合分布式电源、储能、可调节工业负荷、充电桩等分散资源，形成统一调度主体，在不新建实体发电机组的前提下，扩充电力系统灵活调节空间。随着新能源占比提升，电力系统除了持续扩大电源侧供给能力，也开始进一步挖掘用电侧的调节潜力，让各类负荷主动参与电力供需平衡。
《新型电力系统建设“十五五”规划》明确提出大力促进虚拟电厂发展，配套完善商业模式、交易规则、技术标准与运行管理机制，支持符合条件的售电公司开展相关业务，推动虚拟电厂常态化、规模化参与电力市场交易。文件设定量化发展目标，到2030年全国虚拟电厂最大调节能力超过5000万千瓦。
孙捷认为，虚拟电厂的价值并不只是聚合分散的用电负荷，更在于通过数字化平台，将分散在新型电力系统不同环节的可调资源连接起来。绿电直连、零碳园区等新业态，以及充电设施等可调资源，都有可能成为虚拟电厂聚合和参与市场交易的对象。
在国家级零碳园区的相关探索中，远景尝试将园区内风机、光伏、储能、充电桩以及可调节工业负荷进行聚合，通过数字化AI平台统一调控。平台对内引导工业设备在绿电高发时段运行，提高绿电利用效率；对外则可将聚合后的园区资源打包，参与需求响应和辅助服务等市场化机制。
如果说就近消纳拓展了绿电的利用路径，虚拟电厂则进一步拓宽了电力系统可调主体范围，用电侧从单纯的电力消耗方，转变为保障电网平衡的重要调节资源。
当新能源占比持续提升，电力系统怎么保证“随时有电”？
光伏夜间无出力、无风时段风电出力大幅下滑，极端高温、寒潮天气全社会用电负荷快速攀升，面对这些场景，电力系统需要更多元的调节和保供资源，以提升高比例新能源条件下的供电可靠性。随着新能源占比持续提升，电力系统对调节和保供能力也提出了更高要求。
《新型电力系统建设 “十五五” 规划》将大力提升新能源安全可靠替代能力列为核心任务，明确储能是系统保供的关键支撑：“十五五” 时期，全国新增可承担顶峰保供作用的电网侧独立新型储能约8000万千瓦，等效顶峰时长力争达到 4 小时；至2030年，全国可承担顶峰保供任务的电网侧独立新型储能规模达到 1.4 亿千瓦。
孙捷认为，“可靠替代” 的核心在于 “先立后破”：新能源需要先具备足够可靠的电量供应和容量支撑能力，再有序减少对传统能源的依赖，而不是简单压缩传统能源装机。在这一过程中，规划明确电网侧独立储能承担顶峰保供职能。孙捷还提到，新型储能可以进一步发挥调峰、调频、调压、事故备用、爬坡、黑启动等多重作用，储能作为新型电力系统的一部分，其应用价值将持续拓宽，不再仅用于消纳富余风光电力。
江苏电网的运行现状直观印证了储能的刚需。江苏电网负荷连续10年突破1亿千瓦大关，2025年夏季最大用电负荷达到1.56亿千瓦，省内新能源发电并网规模超1亿千瓦，新能源已成为第一大电源，极端工况下电力调峰、顶峰保供压力持续加大，区域储能调峰体系成为保障用电稳定的核心抓手。
远景射阳独立储能电站是江苏储能调峰体系的关键节点，电站 2024 年 7 月正式并网。电站在2025年迎峰度夏（冬）关键月份表现卓越，电网调用响应率100%，可用率100%，百兆瓦时电站综合效率与调峰认定转换效率连续两年保持全省第一，电站收益领先。
这座电站的运行实践体现出行业清晰变化：储能正在从新能源项目配套附属设施，转变为电网侧独立、常态化运行的核心调节资源，规模化电网侧独立储能承担顶峰保供任务，为高比例新能源接入提供重要的调节和保供支撑。
从一度电，看懂新型电力系统到底“新”在哪里
回归开篇一度绿电的流转路径，可以清晰梳理新型电力系统的三层变革逻辑。
第一层，风光电力在跨区域配置之外，就近消纳、绿电直连、智能微电网进一步拓展新能源本地负荷场景，解决“电在哪里用”的问题；
第二层，工厂、园区、充电桩等各类分散用电设施，通过虚拟电厂聚合参与电网调节，改变传统上以发电侧调节资源为主的电力系统调节模式，解决“用电怎么灵活调”的问题；
第三层，规模化电网侧独立储能承担顶峰保供任务，为高比例新能源接入提供调节与保供支撑，夯实新能源大规模替代的安全底座，解决“供电靠不靠得住”的问题。
新型电力系统的“新”，不只是增加风电、光伏装机规模，更在于推动电源、电网、负荷、储能多环节协同，形成更加灵活、智能、可靠的电力系统。一度电的流向变化，看似只是发电、用电和储能几个局部环节的变化，背后则连接着整个电力系统运行方式和能源配置方式的深刻调整。