构建新型电力系统是以习近平同志为核心的党中央为实现碳达峰碳中和目标、推动经济社会发展全面绿色转型、建设新型能源体系、保障国家能源安全作出的重大战略部署。江苏作为经济大省、制造业强省，用电负荷高、产业集聚度高、外向型经济特征明显，在全国能源发展格局中具有重要地位。加快推进新型电力系统建设，既是江苏落实国家战略的应有之义，也是破解资源约束、推动经济社会高质量发展的现实选择。
加快建设新型电力系统的紧迫性
新型电力系统建设不仅是能源工程，也是发展方式变革。它一头连着国家能源安全，一头连着现代产业体系；一头连着绿色低碳转型，一头连着人民群众对稳定、清洁、经济用能的期待。
从全国看，建设新型电力系统不是单纯的电源扩张，也不是局部电网升级，而是覆盖电源结构、网架形态、负荷组织、储能配置、市场机制和治理方式的系统性重构。随着新能源占比持续提升，电力系统面临“发得稳不稳、送得出不出、用得好不好、调得灵不灵”新问题。这就要求跳出传统以化石能源为主体、以集中式大机组为核心、以计划调度为主导的思维惯性，转向以新能源为增量主体、以多元负荷为互动对象、以储能和灵活调节资源为关键支撑的新型系统逻辑。
从省内看，江苏是能源消费大省和负荷中心，建设新型电力系统具有更加鲜明的现实紧迫性和示范意义。能源供给方面，2025年我省新能源发电装机总规模突破1亿千瓦，成为长三角首个新能源装机“破亿”省份。能源消费方面，2025年我省全社会用电量达到8895亿千瓦时，约占全国总量的9%，风电、光伏等新能源在新增发电量占比高达90%以上。用电需求高位运行、产业负荷密集集聚、绿色电源快速增长和沿海风电优势突出的省情实际，共同决定了江苏必须在更高层次上推进源网荷储协同和系统调节能力建设。
江苏建设新型电力系统取得积极进展
江苏在新型电力系统整体架构和关键环节上已形成了一批具有全国辨识度的实践样本。2026年国家能源局第一批新型电力系统建设能力提升试点名单中徐州智能微电网、苏州虚拟电厂等4个项目入选，充分显现江苏在负荷聚合、虚拟电厂和市场化调节方面具备较好基础。
强化顶层设计，系统推进多元创新实践。创新推进绿电“三进”工程。大力实施“绿电进江苏、绿电进园区、绿电进企业”工程，积极拓展内蒙古、山西、新疆等省（区）外绿电交易资源，2025年完成绿电交易221亿千瓦时，同比增长74%，居全国第二；创新建设盐城大丰港等20个绿电高比例园区，按照“一园一策”源网荷储整体规划，将光伏、风电就近接入园区，形成绿色低碳产业的集聚效应；在全国率先开展绿电直连试点，针对出口欧盟的电池企业，“一企一策”开展绿电直供设计，首批5个绿电直连试点项目规划可物理直接溯源绿电约20亿千瓦时，常州时代电池等项目已落地推进，有力支撑战略性新兴产业低碳发展。推动沿海地区新型电力系统建设。编制全国首个区域级新型电力系统方案，沿海地区规划电源装机规模约1亿千瓦、绿色低碳发电约1000亿千瓦时、储能等调节能力新增约1000万千瓦、新型电力装备产值新增约1000亿元，在国内率先打造系统规模大、电力元素全、绿电消纳多、支撑产业实的区域级新型电力系统。推进算电协同发展。我省算力资源总量大、智算占比高，综合算力指数位居全国第二，通过协同电力、算力布局，初步形成“绿电+储能+冷能”发展模式。
紧抓关键环节，新型能源技术全面发展。新型储能技术加快应用。江苏已形成一套推动新型储能项目高质量发展的政策体系，有力推动电化学储能、压缩空气储能、重力储能等各类新型储能规模化发展、商业化应用，“十四五”末全省新型储能规模突破1000万千瓦，居全国前列。加快微电网发展。鼓励微电网开展多能互补、综合能源服务、绿电直连等多元化运营，通过整合分布式能源和智能控制技术，实现高效、灵活和可靠供应，协同推进核心技术攻关，创新运营管理模式，大力推进南京滨江智能制造基地、苏州吴江中达电子等智能微电网试点项目100多个。推动虚拟电厂快速发展。推进“省级市场、市级管理、园区级服务”三级应用体系建设，充分发挥虚拟电厂资源聚合能力、灵活调节能力等优势，预计到2030年，全省虚拟电厂调节能力达到500万千瓦以上。
“十五五”构建新型电力系统主要着力点
建设新型电力系统，本质上是在用能源系统的现代化，支撑产业体系的现代化、治理体系的现代化和生活方式的现代化。
聚焦关键，构建源网荷储协同的新型系统形态。江苏推进新型电力系统建设，核心在于把“高负荷、大制造、强外向”的产业特征，转化为“强调节、可互动、能消纳”的系统优势；关键在于打通源网荷储各环节，形成协同高效的系统运行机制。在电源侧，推动多元化绿色供给体系建设。全面打造“海上风光+核电”清洁能源基地，大力发展分布式光伏，形成海上风电、分布式光伏、传统支撑电源和新型储能相互补充的供给体系。在电网侧，打造坚强智能的枢纽平台。提升主网架输送能力，加强区域互联互通，同时加快配电网数字化、智能化改造，增强对分布式能源的接纳能力。在负荷侧，培育灵活可调的新型用电模式。推动工业、商业和居民用户参与需求响应，发展虚拟电厂，促进负荷由“被动用电”向“主动调节”转变。在储能侧，构建多层级调节体系。加快发展新型储能和抽水蓄能，推动储能规模化、市场化应用，提升系统调峰调频能力。通过源网荷储一体化协同，逐步形成“电源可调、电网可控、负荷可变、储能可用”的运行格局。
立足实际，探索具有江苏特点的发展路径。立足省情实际，注重区域协同和场景创新。一是优化区域布局。苏南地区重点强化负荷侧调节能力，推动园区级能源系统建设；苏中地区发挥产业优势，推动新能源装备与系统应用协同发展；苏北及沿海地区则依托资源禀赋，加快建设新能源基地和绿色能源输出区。二是强化园区示范。依托开发区和产业园区，推进“源网荷储一体化”示范工程，打造零碳园区和低碳产业集群。三是发展新型主体。加快培育虚拟电厂、综合能源服务商等新兴市场主体，推动分布式资源聚合参与电力系统调节。四是推进技术融合。加强数字技术与能源系统深度融合，推动智能调度、数字孪生、电力大数据等技术应用。五是建立算电力协同发展机制。将算力用电需求纳入全省电力发展规划，统筹考虑算力负荷特性和绿电资源供给，实现算力布局与电力供给“同规划、同建设、同验收”。
完善机制，以改革创新激发系统内生动力。新型电力系统不仅是技术问题，更是体制机制问题，要通过深化改革，构建与之相适应的制度体系。一是完善电力市场体系。健全中长期、现货和辅助服务市场，建立体现灵活调节价值的价格机制，引导各类资源合理配置。二是健全调节补偿机制。对储能、需求响应等调节资源给予合理收益预期，增强市场主体参与积极性。三是强化政策协同。统筹能源、产业、环保等政策，形成支持新型电力系统建设的政策合力。
（作者单位：江苏省战略与发展研究中心）
