中国能源研究会理事长史玉波指出，建立制度健全、科学规范、运行有效的能源电力规划体制，可以更好发挥规划“双碳”战略导向作用，为加快电力低碳转型、推进能源体系现代化提供有力支撑。回顾“十四五”电力低碳历程，我国新能源装机总量历史性超过火电装机；新型电力系统建设稳步推进，对高比例新能源的适应能力不断提升；市场机制与政策体系持续完善，为全国统一电力市场建设奠定基础。展望“十五五”规划战略引领，重点在于三个强化。一是强化规划的系统性与协同性，推动“源网荷储”一体化发展，加强跨部门、跨区域的协调，推动能源规划与国土空间、生态环保、产业布局等规划深度融合，确保电力系统发挥整体效益。二是强化规划的科学性与灵活性，统筹好转型与安全的关系，坚持目标导向和问题导向相统一，科学论证新能源的可靠替代能力，确保能源稳定供应和电力安全运行。三是强化规划的前瞻性与创新性，引领新技术、新业态加速发展，前瞻性地布局长时储能、氢能、海洋能、纳米能源、可控核聚变等前沿引领技术的研发与应用，大力培育虚拟电厂、聚合商等新业态，激发全社会的节能降碳潜力。

中国电力企业联合会专职副理事长安洪光提出，电力绿色低碳发展是应对气候变化、实现可持续发展的必然要求，同时也面临电力系统中新能源占比逐步提高带来的新能源合理消纳、新能源可靠替代技术突破、适应电力低碳转型的市场机制建设等新形势、新挑战。安洪光提出四点建议。一是要全面提升电力系统调节能力。统筹安排多元灵活调节电源；加力提升跨省跨区电力灵活互济能力；持续提高电力需求侧响应能力，引导各类柔性负荷以市场化方式参与需求侧响应；促进新型储能多元应用场景协同发展。二是要大力发展电力新质生产力。推广应用构网型储能、智能微电网等先进技术装备，提升新能源系统友好性；推进新一代煤电技术试点；加快拓展柔性直流技术应用场景和覆盖范围；大力攻关长时储能和氢储能技术；依托数智化技术实现虚拟电厂规模化发展。三是要加快建设全国统一电力市场。提升电力市场对高比例新能源发展的适应性，进一步提高市场组织的灵活性，畅通碳—电市场价格传导。四是要积极促进电力国际合作普惠共享。编制发布中国电力产品碳足迹因子，加快电力行业碳排放核算方法和碳足迹标准互认互通，服务外贸企业出口产品碳认证需求。

自然资源保护协会北京代表处首席代表张洁清表示，我国在清洁能源领域的投资不仅成为我国实现GDP增长的重要力量，也带动了全球风光发电成本的大幅度下降。展望未来，我国能源电力低碳转型仍然任重道远。一方面，煤电仍承担着50%以上的发电量。另一方面，电力系统面临高比例可再生能源接入、高比例电力电子设备接入和高比例新参与主体进入市场，以及愈发频繁的极端天气的多重挑战，源、网、荷、储全环节面临复杂多元的不确定性。特别是在新能源发电量占比超过20%之后，显著影响了整个电力系统的系统调节能力和系统运行成本，给新型电力系统的可靠性和经济性带来了严峻挑战。未来五年是我国实现碳达峰目标的关键五年，是新型电力系统建设的加速转型期，同时也是解决上述挑战和不确定性的关键时期，需要强化顶层设计和系统性解决方案。

中国能源研究会副理事长兼秘书长孙正运认为，当前正值我国加快建设新型能源体系和新型电力系统的关键期。结合国家的产业布局和各个地区的资源禀赋，要因地制宜地顶层设计和统筹规划。要在全社会效益最大，成本最低的前提下，找出一个安全、经济、绿色兼顾的最优方案，具有前瞻性与科学性的规划战略引领至关重要。源头上清洁化，消费侧电能替代，是新型电力系统的主要特征之一。新能源的断续性和不确定性，就决定了我们需要大量的调节能力，火电机组灵活性改造、抽水蓄能、化学储能等是工程技术的手段。管理和市场的手段还有很大潜力可挖，比如峰谷（尖峰）电价，电力现货交易，微电网、虚拟电厂与电网以市场化的方式互动等，因为没有一次设备的投资，用新的商业模式和数字技术就可以实现，我们就可以得到性价比很高的调节能力。

国家电网有限公司副总工程师兼国网能源研究院董事欧阳昌裕表示，电力系统进入了高比例新能源、高比例新市场主体、高比例电力电子设备、高概率极端气候气象、高活跃创新的五高特性阶段。各类市场主体加速全面进入市场，用电量仍将保持中速增长。电力系统面临不确定性大、电力电量平衡难、电力安全形势严峻、利益主体多元化和巨额系统成本等挑战，需要确保有效容量与灵活调节能力的合理充裕，坚持电力系统统一规划、统一调度、统一管理，充分发挥统一调度对电力系统运行的协调作用；高度重视新能源发展规模、结构、布局的优化，着力提高新能源的有效容量率和构网友好性，高度重视电力系统功能及形态演变与适应性调整，高度重视系统成本规模、结构、布局与消化；积极稳妥推进各类经济属性主体全面入市，建立科学的电价机制以确保充裕的有效容量和灵活调节能力，实现市场公平有序。

中国能建首席科学家、中国电力工程顾问集团有限公司董事长、电力规划设计总院院长罗必雄认为，当前电力低碳转型面临的形势，一方面电力需求快速增长，“十四五”是我国历史上用电增长最快的五年，算力基础设施、数据中心和电动汽车等新兴领域成为拉动用电增长的重要驱动力。另一方面，新增电源以新能源为主，预计“十五五”期间，“三北”沙戈荒基地、西南水风光一体化基地、沿海海上风电、东中南地区分布式新能源开发将构成未来新能源发展的“四大增长极”。需推动“源网荷储”协同发展成为统筹新能源大规模开发与高水平消纳的关键。电源侧需推动多元发展，氨基能源有望把“绿色电力”转换为“绿色动力”，破解工业、航空的脱碳难题，高空风电则具备提供稳定且可调度清洁电力的潜力；电网侧需持续强化跨区域大规模输电能力；负荷侧应注重算力规划与电力规划的协同，推进“东数西算”工程；储能方面，单一技术难以满足多元需求，亟需构建涵盖电化学、抽蓄、压储、熔盐、重力、氢能等多种形式联调的新型电力系统。

水电水利规划设计总院副院长张益国介绍，在超大能源消费总量、较快增速、较大波动情景下，推进我国能源转型，统筹高质量发展和高系统安全，对加快新能源和可再生能源大规模发展提出了更高要求。数智化技术与能源产业创新融合，正在推动生产力和生产关系变革，将激活技术、市场、场景等更广泛的创新。当前新能源占比快速提高，能源生产方式、系统模式、消费形式等将发生变化，需要加快生产关系调整，进一步深化能源治理体系改革；优化高比例新能源背景下电网调度运行机制，研究提升系统智能调度水平；推动风光火储协同优化、源荷互动协同等。张益国提出了以集成发展为主方向、以大基地为主阵地、以分布式为新动能、以海上风电为新引擎的新能源和可再生能源高质量发展路径。在量的扩张上，建议继续保持和延续较高的年度新增装机规模，稳住国内市场基本盘；在质的提升上，重点是提升风电、光伏发电灵活调节、主动支撑等系统友好性能，加快构建以新能源为主体的新型能源体系，逐步实现对传统能源的安全可靠替代。

中国能源研究会能源政策研究室主任林卫斌表示，经过多年改革，我国已经形成了一套具有中国特色的能源电力治理体系，以“集中力量办大事”的制度优势在保障能源供应安全和推动新能源发展等方面展现了良好的治理效能。随着新能源占比持续提升，新型电力系统呈现高度分散、海量主体参与等特征，对治理体系的适应性提出了新的要求，需要创新治理体系，以实现政府- 市场- 社会的多元协同治理。

会上发布了“电力圆桌”项目的研究成果《绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望》和《提升区域电力互济能力 促进新能源高比例发展》，由中国能源研究会、中国电力企业联合会、自然资源保护协会等单位合作完成。

中电联电力发展研究院副院长高长征介绍了《绿色转型驱动中国风光发电高质量发展与展望》报告。报告预计，到2030年全国风光发电装机将实现年均增长2亿千瓦以上，由此将带来持续加剧的新能源消纳压力和系统调节成本。报告建议统筹规划大型风电光伏“沙戈荒”新能源基地，通过特高压外送与就地消纳并举提升消纳能力；推进水风光一体化项目，加快建立开发主体利益协调与共享机制，创新清洁能源多能互补开发运营机制；持续推动东中部地区分布式新能源发展扩围，通过“光伏+”综合利用，促进分布式能源就近消纳；规模发展海上风电，保障沿海省份电力供应，拓展海上能源岛等多能源资源开发新模式；通过绿电直连、智能微电网等新业态，构建多元化高质量发展格局，全面支撑“双碳”目标实现。

报告从源网荷储各环节提出了系统调节能力提升路径，包括持续推进煤电灵活性改造，因地制宜发展天然气调峰电站，推动抽水蓄能在不同区域发挥差异化功能；统筹优化全国电力流布局，促进配电网与分布式新能源协调融合发展，加快建设智慧化调度体系，推动城镇配电网发展提质升级，深入实施农村电网巩固提升；着力推进需求侧响应能力建设，积极推动虚拟电厂建设，稳步推动车网互动规模化发展，培育氢电协同新模式；积极推动新型储能多场景优化布局，促进新能源与新型储能协调发展，大力推动长周期储能技术革新，完善新型储能价格形成机制。

报告从供给侧消纳调控机制、风光与产业协同发展机制、要素保障和财税投融资政策机制等方面提出了促进风光发电高质量发展的建议，包括强化源网荷储协同规划，科学制定风光开发节奏与建设时序；因地制宜引导高载能产业有序转移与绿色新兴产业合理布局，提升绿色电力保障能力与新增负荷匹配度；统筹用地用海资源配置，促进国土空间与新能源设施协调布局，推动绿色能源与生态治理协同发展；完善财政、税收、金融等支持政策，夯实“双碳”目标实现的科技与资源保障。

中国能源研究会特邀首席专家、双碳产业合作分会主任黄少中介绍了《提升区域电力互济能力 促进新能源高比例发展》报告。报告强调，西北地区是我国新能源发展潜力最大的地区，也是外送能力最强的送端电网。新能源的跨区消纳既关系到西北本地富余电力的疏解，也关系到受端省份电力保供和绿色电力需求的满足。提升西北跨区的互济能力，关键是外送的电量规模与价格需要兼顾送受双方的利益。然而，目前跨区交易面临送受端曲线匹配困难、中长期交易价格协商效率低、送受端市场主体参与跨区交易受限、跨区交易价格与省内价格倒挂等挑战。此外，价格政策的不完善制约了绿电交易规模的增长，例如送受两端产生的调节电源成本分担矛盾、西北绿电价值未在市场中充分定价等问题。2024年，西北电网新能源外送电量占全年外送电量比重约为25%，远未达到50%的预期。

为提升区域电力互济能力，报告建议，明确西北地区在我国构建新型电力系统中的战略定位，将跨区域输电通道建设纳入国家与地方规划；严格落实跨省跨区特高压直流规划电力曲线；建立跨省跨区调节资源交易市场；送受端省份建立“保障小时数固定电价+增量部分市场价格”模式；加快完善受端省份用户侧响应机制，逐步推动受端用户参与电力跨区交易；在全国统一电力大市场下，建立并完善三层级市场协同体系；建立新能源相对应的动态的输配电价机制；逐步完善跨省跨区中绿电交易机制，以满足中东部受端省份不断增长的绿电需求。

本次年会除主论坛外，还设置了“电力低碳转型中外实践与展望”和“重点地区及行业实践”两个分论坛，与会专家就国内外电力转型的经验、新能源绿色价值实现、国内电力跨省跨区交易的送受端协同和车网融合关键问题等议题开展了对话交流。

在分论坛一“电力低碳转型中外实践与展望”上，来自英国驻华大使馆和全球能源互联网发展合作组织经济技术研究院的专家分别介绍了英国面向2030年电力系统净零转型路径和德国促进能源清洁转型的实践。来自国家建筑绿色低碳技术创新中心的专家介绍了建筑电气化赋能绿色转型的国际国内经验。来自国网能源研究院和中电联电力发展研究院的专家对中国电力需求增长趋势和统一电力市场体系建设进行了分享。与会专家还围绕国内外对低碳转型中新能源绿色价值的定义、绿色价值实现的路径以及面临的挑战等议题进行了交流，认为尽管各国因能源资源禀赋、电力需求结构、电力转型阶段的不同选择了侧重点不同的低碳转型路径，但随着全球绿色转型加快推进，多国计划增加绿色能源投资，电力投资需求刚性增长，为未来低碳电力的国际化合作提供了新契机。

 在分论坛二“重点地区及行业实践”上，来自国网西北分部和江苏电力交易中心的专家从新能源送受端协同的角度介绍了西北电网和江苏省在新能源建设和交易方面的现状、挑战、措施和展望。在圆桌讨论环节，来自电力规划设计总院、南方能监局、中国能源研究会的专家针对电力跨省跨区交易中送受协同的关键问题展开讨论并一致认为，为加快“西电东送”从外送化石能源为主转向外送新能源为主，需要加强规划引领，从顶层设计层面统筹兼顾各方利益诉求，通过“西电东送”和“西电西用”两轮驱动支撑能源转型。同时，应加强物理通道规划，优化调节资源配置，促进送受端负荷曲线的有效匹配。此外，还应加强送受两端信息透明化，帮助市场主体形成合理的价格预期；推动绿电绿证市场与碳市场的有效衔接，并建立全国统一的绿电交易平台。

在重点行业实践的讨论中，来自清华四川能源互联网研究院的专家介绍了车网融合中的关键问题，来自电网企业、新能源车企、充电基础设施运营商及聚合平台的企业代表围绕V2G的应用场景与支撑机制展开了深入交流。专家认为，V2G技术不仅能够提升电动汽车的灵活调节能力和风光新能源的消纳水平，还将有效促进新能源对煤电的替代，助力能源结构的优化和减碳目标的实现。专家强调，V2G可以让电动汽车成为电网的“稳定器”、新能源的“搬运工”，真正实现新能源车充新能源电。在新能源全面市场化后，电动汽车还将作为最灵活的移动储能单元，成为园区等应用场景绿色闭环的关键节点。专家同时强调，V2G要真正实现规模化可持续发展，首先要突破的是市场化的商业模式。要确保用户在参与过程中的“无感”体验，从而进一步激发用户的积极性和参与度。