署名文章 | 转型提质攻坚 构建安全低碳协同新型电力系统

来源：中国能源新闻网 时间：2026-09-07 10:00

转型提质攻坚 构建安全低碳协同新型电力系统

——《新型电力系统建设“十五五”规划》政策解读

中国电机工程学会能源系统专业委员会 贺元康 张健康 徐慧慧 李煜

　　2026年8月，国家发展改革委、国家能源局印发《新型电力系统建设“十五五”规划》（发改能源〔2026〕942号）（以下简称《规划》），为未来五年我国电力系统高质量发展提供行动纲领。《规划》提出到2030年，新型电力系统初步建成，绿色低碳的电力供给格局基本形成，全国统一电力市场体系基本建成。

　　《规划》是贯彻落实党的二十届四中全会部署，深入践行“四个革命、一个合作”能源安全新战略的重要举措，也是支撑新型能源体系和能源强国目标的制度保障。本报告深入研究《规划》出台背景、总体要求、重点任务，深化“十五五”与“十四五”政策演进对比分析，提出工作启示，为加快构建新型电力系统提供参考借鉴。

　　一、出台背景

　　党中央高度重视能源安全问题，将能源安全作为最重要的国家安全之一。“十五五”时期是实现碳达峰的关键期、攻坚期，也是推进落实2030年新型电力系统建设的重要窗口期，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》《新型能源体系建设“十五五”规划》等文件均对深入推进能源转型工作作出重要部署。

　　“十四五”时期，我国可再生能源装机占比达60%左右，能源结构实现根本性重塑。“十五五”时期，非化石能源替代进程持续提速，新能源全面确立电力供应主体地位，绿色低碳电力发展格局基本形成。

　　截至2025年底，我国可再生能源总装机达到23.4亿千瓦。伴随着装机规模持续攀升，电力系统运行形态发生深刻变革，高比例新能源并网、高比例电力电子化运行的双重特征日益凸显，彻底改变了传统电力系统运行模式。电网安全稳定控制、供需动态平衡面临全新压力，系统互补互济能力与安全韧性短板逐步显现，成为制约电力系统平稳运行的核心难题。

　　电力市场化改革步入深水区，新能源、煤电全面入市，现有市场体系、交易规则与新能源发展适配性，以及配套制度完善等问题亟待细化统一，充分发挥跨区域电力资源优化配置作用。

　　整体来看，当前电力系统存在安全运行压力、新能源消纳难题、市场机制短板等多重矛盾，亟须通过专项规划统筹破解发展堵点痛点，全面提升电力系统安全稳定水平与资源优化配置能力，为“十五五”能源转型目标的顺利实现奠定坚实基础。

　　二、总体要求与阶段性目标

　　（一）总体要求

　　落实党的二十届四中全会精神，践行“四个革命、一个合作”能源安全新战略，统筹发展和安全，坚持电力先行，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，全面支撑新型能源体系和能源强国建设，为推进中国式现代化提供坚强电力保障。

　　总体要求聚焦三大导向：一是坚持“电力先行”，筑牢能源安全底座，强化电力在能源转型中的先行定位，以可靠供应保障经济社会发展格局；二是构建低碳、安全、经济的新型电力系统，锚定清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的目标，统筹源网荷储各环节，实现电力系统结构优化与质效提升；三是全面支撑新型能源体系和能源强国建设，以新型电力系统为关键枢纽，牵引能源结构优化升级，强化跨区域资源优化配置，为中国式现代化提供坚强、可靠、绿色的电力保障。

　　（二）阶段性目标

　　“十五五”时期，新型电力系统发展的主要目标：

　　绿色低碳格局基本形成。到2030年，全国总装机规模达54亿千瓦，清洁能源供给能力显著增强，能源结构绿色低碳转型迈出坚实步伐。在清洁能源供给体系方面，常规水电装机达到4.1亿千瓦左右，核电装机约1.1亿千瓦，生物质、光热、地热能、海洋能等发电装机达到6500万千瓦左右，清洁能源供应基础进一步夯实。在绿色低碳方面，非化石能源发电装机占比达65%，发电量占比提升至50%，电能占终端能源消费比重达35%。在新能源高效开发利用方面，持续优化新能源开发布局，全国新能源利用率保持在90%左右，有力支撑非化石能源消费比重提升，实现规模扩张与高效利用协调发展。在煤电节能降碳方面，有序推动煤电节能降碳改造，将低负荷运行工况的煤耗增幅控制在25%以内，推动煤电向支撑调节型电源转型。

　　安全保供能力持续筑牢。到2030年，全国非化石电源电力支撑水平达到40%左右，电力系统保供能力实现系统性提升。煤电兜底方面，60万千瓦等级以上清洁高效煤电机组占比提高10个百分点以上；电力互补互济方面，省间互济能力达到1.2亿千瓦，跨省跨区电力资源优化配置能力进一步增强；储能顶峰方面，可承担顶峰保供作用的电网侧独立新型储能达到1.4亿千瓦；安全指标方面，确保全国电力供应充裕度保持在1.1以上，为经济社会高质量发展提供坚强电力保障。

　　新型电网架构初步建成。到2030年，初步建成安全可靠、绿色低碳、坚强韧性、智能灵活的新型电网，实现28亿千瓦以上新能源高水平消纳。在电力资源优化方面，西电东送规模超过4.2亿千瓦，全国电力流向布局进一步优化；积极开展“沙戈荒”等100%新能源外送输电工程试点，探索高比例新能源远距离输送新模式。在配电网承载能力方面，配电网调节能力显著增强，有力支撑9亿千瓦分布式新能源便捷接入与就近消纳；在充电网络基础布局方面，充电基础设施总量超过4000万个，大功率充电设施约30万个，支撑超过1.1亿辆电动汽车的充电服务需求。

　　调节能力实现跨越式提升。到2030年，源网荷储协同互动的电力系统调节体系基本形成，灵活调节能力显著增强，系统对新能源大规模、高比例接入的适应性全面提升。在储能侧，新型储能装机达3亿千瓦，抽水蓄能电站装机规模达到1.6亿千瓦左右；车网互动聚合可调充电规模达5000万千瓦，储能在电力系统中的调节“蓄水池”作用持续强化。在电源侧，全面提升煤电深调、快调、高效调节能力，推动现役机组灵活性改造应改尽改，热电联产机组最小发电出力达到40%以下，煤电由主体电源向系统调节性电源加快转型；在需求侧，全国需求侧削峰能力超过1亿千瓦，虚拟电厂最大调节能力超过5000万千瓦，智能互动聚合可调充电规模力争达到5000万千瓦，推动需求侧响应实现从被动执行向主动调节加快转变。

　　电力市场化体制机制深化改革。到2030年，新型电力系统机制更加完善，全国统一电力市场体系基本建成。市场交易电量占比达70%，跨省跨区交易电量达2万亿千瓦时，电力资源在全国范围内实现优化配置。一是全面推进现货市场建设。聚焦价格与调节供需的功能定位，推动发用两侧各类经营主体全面报量报价参与现货市场，实时价格灵敏反应电力供需形势变化，充分发挥现货市场在资源优化配置中的核心作用。二是加快完善容量市场机制。健全煤电、气电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源补偿机制，建立科学合理的可靠容量电价机制，推动容量价值在市场价格信号中得以充分体现，激励各类调节资源投资建设。

　　三、重点任务

　　（一）电源侧，新能源为主的多元供给格局

　　一是统筹推进新能源开发布局与消纳利用。结合各地资源禀赋、用电负荷等实际条件，分区分档制定差异化利用率指导目标，确保全国新能源利用率保持在90%左右；分类推进三北“沙戈荒”基地、水风光一体化基地、海上风电基地及分布式光伏基地的开发和消纳。积极培育绿电直连、智能微电网等新业态，在工业负荷集中、资源富集地区布局零碳园区，持续拓展新能源消纳空间。

　　二是推动煤电功能定位转型。煤电由传统的“电力电量主体电源”向“支撑调节主力”转变，着力增强煤电深调、快调、高效调节能力，健全容量电价与可靠容量补偿机制，稳定煤电合理收益，充分发挥其在新能源高比例接入下的兜底保障与灵活调节作用。

　　三是强化多元电源协同支撑。强化水电顶峰调节能力，安全有序推动核电规模化发展，加快推动光热发电向规模化、调节化方向升级，构建多能互补、灵活高效的电力支撑体系，进一步提升电力系统整体韧性与调节余量。

　　（二）电网侧，主配微协同的新型电网

　　一是优化全国电力资源配置，强化区域主网架与海上输电通道建设。依托东北、中北、西北“沙戈荒”基地群和西南水风光一体化基地群，构建向东中部、川渝、南方负荷中心地区送电的跨区域电力流向格局；推动海上风电基地和沿海核电基地就近消纳；分层分区优化各级电网主网架，促进电网交直流、送受端、各层级协调发展；集约化一体化推进海缆廊道和登陆点布局，加快海上输电网络建设。

　　二是强化配电系统，拓展智能微电网。着力提升配电网供电保障能力、综合承载能力、调节能力，系统解决配变过载及低电压等突出问题；因地制宜推进源网荷储多场景的智能微电网建设，构建与主网形成协同互补的新型关系。

　　三是完善电力调度体系，推动充电网络基础设施建设。健全并网技术标准与调度管理规范，强化各类并网运行主体的涉网性能和运行管理；适时修订《电网调度管理条例》，提升电网智慧调控水平和系统实时平衡能力，促进新能源消纳；加快提升快充设施占比，推进大功率基础设施建设，推动新能源汽车充电系统全面升级。

　　（三）负荷侧，各类资源协同发展

　　通过市场激发各类负荷资源调节潜力，推动源网荷储协同互动，全面提升用电侧灵活响应和绿电消纳水平。一是完善虚拟电厂管理机制。优化交易规则、技术标准、建设运行及接入调用配套体系，提升资源聚合水平与运行可靠性，推动虚拟电厂升级为全国性调节资源。二是强化节约用电与能效提升。倡导全社会节约用电，加快淘汰高耗能设备，提升算力设施电能利用率，推广节能家电，增强全民节能降碳意识。三是拓展绿电应用与电气化水平。全面推动各领域、各行业绿色电力的应用，持续提升终端用能电气化水平。

　　（四）调节侧，构建多元灵活调节体系

　　统筹源网荷储各环节调节资源，优化各类调节力量配置时序，完善市场驱动机制，构建功能互补、协同高效的多元调节体系，全面提升电力系统灵活调节能力和安全运行水平。一是优化抽水蓄能电站建设方案与开发时序，健全抽水蓄能参与区域调节的市场机制，充分发挥其规模化、长时储能优势。二是在“沙戈荒”等新能源外送基地合理布局新型储能，充分释放调峰、调频、调压等多元调节效能，有力保障新能源高水平消纳。三是持续提升煤电深度调峰、快速响应及高效调节能力，切实发挥煤电在电力系统中的兜底保障作用。四是积极引导车网互动等灵活资源参与系统调节与市场交易，拓宽需求侧响应渠道，挖掘分布式调节潜力。

　　（五）市场侧，深化电力市场改革

　　以全国统一电力市场为导向，健全规则体系，深化价格改革，强化监管能力，充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用，为新型电力系统高效运行提供制度保障。一是健全“1+N”电力市场基础规则体系。完善新型主体参与电力市场的制度，健全辅助服务市场机制和容量市场机制，推动各类调节资源公平参与市场竞争。二是深化电力价格机制改革。有序推进水电、核电、气电等上网电价市场化改革，对跨省区专项工程实行两部制或单一容量制输电价格，完善电价传导机制，合理疏导成本。三是完善监督管理体制。加快推进《中华人民共和国电力法》《电力监管条例》修订工作，强化电网公平放开监管，健全现代化输配电价监管体系，营造公平竞争、规范有序的市场环境。

　　四、“十五五”新型电力系统政策核心变化分析

　　为准确把握“十五五”时期电力系统政策的核心变化方向，以《新型电力系统建设“十五五”规划》为主线，与“十四五”时期两份纲领性文件，《“十四五”现代能源体系规划》及《“十四五”新型储能发展实施方案》进行系统对比，聚焦核心指标变化与政策演进特征，揭示两阶段规划的战略重心转移与关键政策转向。

　　（一）“十五五”与“十四五”核心规划目标对比

　　“十四五”阶段重在打基础、搭框架，推动新能源规模快速扩张；“十五五”阶段重在提质效、促定型，推动新能源由规模增长转向主体化运行。非化石能源发电量占比由“十四五”时期的39%提升至50%；新型储能装机规模实现跨越式增长，从“十四五”末的3000万千瓦（30GW）跃升至“十五五”末的3亿千瓦。电力需求侧响应能力由最大负荷的3%~5%提升至削峰能力占最大负荷比重超过5%，具体核心指标如下表所示。

　　（二）“十五五”与“十四五”主要演进特征对比

　　“十四五”处于新型电力系统起步培育阶段，核心任务是做大新能源规模，补齐基础设施短板，市场改革以框架搭建为主；“十五五”进入定型深化阶段，面对高比例新能源全面并网带来的系统安全、供需平衡、市场适配等现实挑战，政策逻辑从“规模扩张”转向“系统适配”，从单一环节建设转向全链条协同治理，主要演进特征如表2所示。

　　两轮规划背后的政策逻辑演进，主要体现在四个方面：

　　一是目标导向转变：从“装机规模优先”转向“电量与系统安全并重”。“十四五”重点推动新能源装机快速上量；“十五五”更加关注非化石能源发电量占比，不再只追求装机数字，更加看重新能源实际发出、被消纳的绿色电量，同时把电力充裕度、省间互济能力、系统支撑水平等安全指标放到同等重要位置。

　　二是建设范式转变：从分环节建设转向系统整体协同。“十四五”源网荷储分头推进；“十五五”强调源网荷储一体化，主配微电网协同，把需求侧、分布式资源、虚拟电厂、车网互动真正作为系统调节资源看待，不再仅仅作为负荷管理对象。

　　三是市场功能转变：从电量交易为主转向“电量+容量+辅助服务”三维市场。“十四五”重点搭建现货市场框架；“十五五” 补齐容量市场短板，解决高比例新能源环境下调节电源收益机制难题，通过市场信号激励各类灵活资源投资。

　　四是评价体系转变：从简单指标考核转向综合系统评价。新能源消纳不再只看利用率，兼顾资源开发潜力、通道约束、系统安全，实现新能源开发与系统承载能力相匹配。

　　五、对电网的启示

　　对比“十四五”到“十五五”政策演进可以看出，我国电力系统已经迈入高比例新能源主体化运行新阶段，电网作为能源转型的核心载体，既要承接大基地远距离外送，也要支撑海量分布式新能源就近接入，同时要适配电力市场深度改革要求。结合《规划》重点任务与政策演进逻辑，对电网建设运行提出如下启示。

　　（一）统筹全国一盘棋，构建多元协同清洁能源供给格局

　　立足全国资源禀赋差异，统筹送端基地与受端就地开发。送端区域有序推进“沙戈荒”、水风光一体化基地建设，配套同步规划外送通道；中东部负荷中心大力发展分布式光伏、海上风电，因地制宜发展核电、光热、生物质等本地清洁能源。电网要主动前置参与新能源规划，把电网消纳承载能力作为新能源布局的重要约束条件，推动形成“大基地远距离输送+分布式就地消纳”互补的全国清洁能源供给格局，推动不同区域电源资源互补互济。

　　（二）优化消纳评价模式，健全多维综合管控体系

　　顺应政策导向变化，摒弃单一利用率考核思维，建立涵盖利用率、绿色电量产出、输电通道利用率、系统安全裕度、就地消纳占比的综合消纳评价体系。建立新能源“规划—建设—并网—运行—消纳”全周期监测预警机制。一方面充分发挥大电网跨区互济优势，依托西电东送、省间互济能力，实现新能源大范围优化配置；另一方面积极培育绿电直连、智能微电网、零碳园区等就近消纳模式，因地制宜拓展本地消纳场景，实现远距离外送与就地消纳双向发力。

　　（三）适配电源功能重构，做好调节资源统筹支撑

　　伴随煤电、抽蓄、新型储能功能定位重塑，电网要做好各类调节资源的并网、调度与价值实现。一是配合煤电向支撑调节电源转型，支撑煤电灵活性改造，优化调度运行策略，充分发挥煤电兜底保供与深度调峰价值；二是统筹抽水蓄能、新型储能布局，在新能源基地配套储能，在负荷中心布局顶峰储能，充分发挥储能调峰、调频、调压多元作用；三是打通需求侧资源并网调用通道，完善虚拟电厂、车网互动的调度接入标准，把需求侧资源真正纳入全网调节资源池，实现源网荷储全环节调节能力充分释放。

　　（四）推进主配微协同，筑牢新型电网硬件底座

　　一是持续优化主网架，完善跨区跨省输电通道，保障三北、西南大基地、海上风电基地电力外送，提升省间互济能力；二是补强配电网短板，提升配电网承载、调节能力，破解分布式新能源大规模接入带来的配变过载、电压越限等问题，支撑海量分布式新能源就近消纳；三是规范推进智能微电网建设，厘清微电网与大电网的运行边界，实现大电网与微电网协同互补，兼顾供电可靠性与新能源灵活利用。

　　（五）对接全国统一电力市场建设，释放市场配置资源效能

　　电网作为市场重要载体，要适配“十五五”电力市场改革新要求。一是支撑现货市场、容量市场、辅助服务市场协同运行，做好各类新型市场主体的并网、计量、结算技术支撑，保障新能源、储能、虚拟电厂公平参与市场；二是配合完善输电价格机制，落实跨省跨区输电价格政策，合理疏导跨区输送成本；三是强化公平开放，落实电网公平放开监管要求，保障各类市场主体无歧视接入，助力全国统一电力市场体系落地见效。

　　（六）完善规划实施闭环管理，强化多主体协同联动

　　各级电网主动对接国家、地方能源主管部门，将规划目标逐级分解落地，建立规划实施监测、评估、动态调整机制。加强跨区域、跨省份协同，统筹送端、受端发展诉求，在新能源并网、跨省交易、消纳考核、调节资源调度上形成合力。同时强化技术标准体系建设，完善高比例新能源并网调度、虚拟电厂接入、储能运行等标准规范，以技术制度协同保障新型电力系统建设有序推进。

　　六、总结

　　《新型电力系统建设“十五五”规划》为未来五年我国电力系统发展锚定航向，明晰路径。《规划》不仅是能源绿色转型的行动指南，更是筑牢能源安全屏障、服务国家经济社会发展大局、加快推进能源强国建设的关键支撑。

　　面向2030年新型电力系统初步建成的战略目标，电网作为能源转型的核心枢纽，肩负跨区域资源优化配置、多元电源安全并网、各类灵活资源统筹调度、电力市场高效运行的重要使命。电网应牢牢锚定“由规模增长向系统提质跃迁”的转型主线，统筹平衡能源安全保供、绿色低碳转型、电力体制改革多重任务，深化源网荷储各环节协同联动，为新型电力系统初步建成提供有力保障。

责任编辑：江蓬新