第七届新型电力系统国际论坛在海口举办，现场公布的一组核心数据勾勒出我国能源绿色转型的全新坐标：截至2026年9月，全国发电装机容量达到41.3亿千瓦，成为全球首个迈上40亿千瓦台阶的国家，超过美国、欧盟、印度、日本、俄罗斯的装机总和，其中太阳能发电装机达13.1亿千瓦，历史性超过煤电，正式成为我国第一大电源。在南方五省区，新能源装机规模已突破3亿千瓦，占总装机比重超过四成，仅分布式光伏的装机规模就达到约8700万千瓦，散落在千家万户的屋顶、产业园区的闲置空地之上。

　　过去很长一段时间里，电力行业的核心议题集中在“怎么建”，各方全力推进各类电源项目落地，快速扩大新能源装机规模。随着装机总量跃升至全新量级，整个电力系统的发展逻辑已经发生根本性转变，行业关注的焦点全面转向“怎么调、怎么用、怎么算”，新型能源体系、新型电力系统、新型电网三者环环相扣，形成了一条层层递进的能源版图重塑链条。

从“装机规模”到“实际发电量”的核心跨越

　　很多人会把发电装机直接等同于实际供电能力，但在行业从业者看来，装机只是设备能够输出的最大理论能力，真正决定能源系统运行质量的，是实际产生的发电量。中国工程院院士李立浧在论坛现场摆出的一组国际对比数据清晰展现了其中的差距：2025年中国风电、光伏发电量占全部发电量的比重为21.8%，同期德国的这一数据达到45%，西班牙为42%，美国则接近19%。即便到2026年前三季度，全国风光发电量占比也仅提升至25.8%，和全球领先水平仍有明显差距。

　　李立浧带领的团队以2025年为起点，按照风光电量年均增速5%、7%、9%三个不同档位进行测算，最终得出风光发电量占全国总发电量达到50%的时间窗口，分别落在2050年、2043年、2039年前后。这意味着即便按照最乐观的增速测算，我国也要再经过十几年的持续推进，才能迎来新能源从补充能源真正转变为主体能源的关键节点，这一节点也被视作能源强国建设的重要里程碑。

　　如果把电力系统比作一家企业，装机规模相当于企业招聘到的员工总数，而发电量才是这些员工实际完成的有效工作量。过去十年里，我国用不到十年的时间就完成了新能源从补充能源到装机主力的跨越，但要让这些数量庞大的新能源机组真正稳定产出电力，还要解决一系列现实难题。按每年新增两亿千瓦装机的速度测算，沙戈荒地区的土地资源、沿海区域的海域空间都将逐步成为紧约束，沙戈荒一体化、海上风光开发、水风光一体化、分布式与集中式互补等多条路径必须同步推进，分布式风电这类此前的短板领域，也需要依靠小风机等新技术逐步补齐。

深远海输电工程破解高比例新能源输送难题

　　海量的新能源电力从偏远的海上、沙戈荒基地发出来之后，首先要面对的现实问题就是能不能稳定输送到负荷中心。在广东阳江，全球首个±500千伏深远海风电海陆一体海缆—架空混合直流输电工程正在稳步推进，也就是当地的三山岛海上风电柔直输电工程。和传统的交流输电方案不同，这项工程采用直流海缆搭配大容量陆上架空线路的混合直流架构，专门针对千万千瓦级海上风电基地“送不出、送不稳”的行业痛点设计。

　　这项工程投运之后，每年可以为粤港澳大湾区输送60亿千瓦时的清洁风电，相当于直接把远海的风资源转化为大湾区工业生产和居民生活可用的稳定电力。论坛现场，中国南方电网有限责任公司广东电网公司也正式发布了“千万千瓦级海风基地±500千伏海陆一体集约化柔直输电系统”成果，为后续国内大规模深远海风电基地的外送提供了可复制的技术方案。

　　面对电力系统形态的深层改变，整个行业也在同步推进配套的调节能力建设。原本作为基础保障性电源的火电，正在逐步向支撑调节型电源转变，更多承担调峰、调频、备用等辅助服务功能，通过灵活性改造提升自身的调节弹性。同时全行业也在加快新型储能的规模化布局，大力发展虚拟电厂，把分散在用户侧的可调负荷、分布式电源聚合起来，最终实现源网荷储各个环节的协同互动。

三层协同新型电网架构提升系统灵活性

　　南方电网正在加快构建主配微协同的新型电网架构，把过去高度集中的电网调节能力逐步拆解下沉，形成三个层级的灵活支撑体系。在主网层面，重点推进柔性直流工程建设，依托特高压和柔性直流技术实现跨区域的大容量电力互济，把西部、北部的新能源电力远距离输送到东部负荷中心。目前全国已经累计建设投用近五十项特高压工程，西电东送能力达到3.4亿千瓦，2025年全国用户平均供电可靠率已经达到99.93%。

　　在配网层面，各地重点打造韧性配网，提升配电网对分布式光伏、分散式风电的接纳能力，让散落在居民屋顶、产业园区的分布式新能源能够顺畅接入电网，不会出现“发得出却送不上”的情况。而在更贴近用户的末端，弹性微网的建设正在快速推进，在海岛、偏远山区、产业园区等区域形成独立的小范围电力平衡单元，即便大电网出现波动，微网也可以自主保障区域内的重要负荷稳定运行。

　　南方电力调度控制中心也在论坛上正式发布了涉网控制标准化成果，统一了各类涉网设备的接入标准和运行规则，同时依托构网型技术装备，为高比例新型电力系统的安全稳定运行提供底层技术支撑。过去跟随着电网电压运行的跟网型设备，正在逐步被可以自主构建电压支撑的构网型设备替代，即便电网里新能源的占比持续提升，整个系统的电压和频率也能保持稳定可控。

国家顶层规划与地方特色实践同步推进

　　国家层面已经正式出台新型电力系统建设十五五规划，明确提出到2030年初步建成新型电力系统，同步推进新型电网的全面规划建设。《可再生能源发展“十五五”规划》也配套给出了具体目标，到2030年我国可再生能源年发电量达到6万亿千瓦时左右，风电和太阳能发电年发电量达到4万亿千瓦时以上，全国风电光伏平均置信出力达到8%，迎峰度夏度冬晚高峰时段的风电光伏电量占比达到20%以上，“十五五”期间新增可再生能源可靠顶峰发电能力3亿千瓦以上。

　　作为独立的海岛省份，海南已经走出了一条极具特色的海岛型新型电力系统建设路径。目前海南的清洁能源装机占比已经达到88%，远高于全国平均水平，当地正在同步推进新型储能布局、车网互动试点，不断完善绿电绿证交易机制，探索在海岛这样的独立电力系统里实现高比例新能源的稳定运行。海南电网公司的施工人员常年在海岛的山地、海岸沿线开展线路建设和改造，不断提升海岛电网对高比例清洁能源的承载能力。

　　当新能源的装机规模已经站上全球领先的高位，接下来的行业探索还将面对一系列待解的现实问题：风光发电量占比过半的目标能不能按预期时间窗口落地？海量分散的分布式电源全部接入之后，配电网的承载能力能不能跟上？火电的调节能力改造和新型储能的建设成本能不能控制在合理区间？这些问题都将在后续新型电力系统的建设实践中逐步找到答案。

(编辑：张广德)