8月3日，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》的通知，发改能源〔2026〕942号，此后，国家能源局陆续发布了14篇解读文章，汇总如下：
电力是经济社会发展的重要物质基础，电力系统连接能源生产和消费，是新型能源体系建设的中心环节。近日，国家发展改革委、国家能源局出台《新型电力系统建设“十五五”规划》（以下简称《规划》），明确“十五五”时期新型电力系统建设方针、主要目标、重点任务、重大工程，是未来五年指导新型电力系统建设和电力行业高质量发展的纲领性文件。
《规划》开宗明义指出加快构建新型电力系统对支撑国家经济社会发展、保障能源电力安全、促进绿色低碳转型、建设能源强国具有重要意义，强调统筹发展和安全，凸显出新型电力系统两个方面的战略功能。
一是在推进中国式现代化征程中始终坚持电力先行。电力先行是经济社会发展的客观规律，纵观改革开放以来的历史演进，电力工业适度超前和科学健康发展是国民经济发展的重要保障。“十五五”我国电力需求仍将保持刚性增长，年均新增用电量预计达到6000亿千瓦时，相当于每年新增一个中等经济体量国家的用电水平，到2030年全社会用电量达到13.5万亿千瓦时左右，电力消费弹性系数五年平滑值大于1，确保电力安全供应面临新挑战。《规划》在总体要求中将坚持电力先行置于靠前位置，蕴含了坚持适度超前发展电力，宁让电等发展、不让发展等电的战略意图，充分发挥电力在现代能源经济总体布局中的先导作用，为推进中国式现代化提供坚强电力保障。
二是为建设新型能源体系和能源强国提供关键支撑。近年来，我国能源生产和消费呈现出清晰的电气化趋势，体现在电能占终端能源消费比重以年均接近1个百分点的幅度稳步提高，2025年达到30%，在各类终端能源品种中处于最高水平，“十五五”全国电能占终端能源消费比重累计增幅预计达到5个百分点，电力在终端用能格局中的主体地位进一步强化。同时，加快经济社会全面绿色转型将带动非化石能源消费比重较快增长，新增非化石能源约9成需通过转换为电能得以利用，电力对能源供需的核心纽带作用更加凸显。《规划》在总体要求中强调以新型电力系统全面支撑新型能源体系和能源强国建设，突出以电力高质量发展支撑更好统筹能源安全保障和绿色低碳转型的战略导向，促进新型电力系统建设全面融入新型能源体系和能源强国建设工作大局。
《规划》锚定2030年初步建成新型电力系统总目标，立足电力基础现状、顺应行业发展形势，从7个维度构建了未来五年新型电力系统建设的目标框架体系。
电力转型维度。2025年，全国非化石能源发电量占比达到42%。考虑“十五五”年均新增非化石能源发电装机2亿千瓦以上，《规划》提出到2030年基本形成绿色低碳的电力供给格局，非化石能源发电量占比达到50%，非化石能源发电装机的主体地位进一步巩固。
电力供应维度。我国已基本形成了煤、气、核、可再生能源多元发展的清洁电力供应体系。为保障电力供应安全充裕，适应电力系统有效发电容量和跨区域省间错峰互济能力提升需要，《规划》提出“十五五”电力供应充裕度保持合理水平，新增省间电力互济能力4000万千瓦左右，首次明确可承担顶峰保供作用的电网侧独立新型储能规模，有效满足经济社会发展和人民群众美好生活用电需要。
电网发展维度。我国已建成世界上输电能力最强、运行电压等级最高、新能源并网规模最大、安全运行记录最长的特大型电网，西电东送规模超过3.4亿千瓦，各级电网协调发展，电力系统长期保持安全稳定运行。落实新型电网建设要求，《规划》提出到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，支撑超过1.1亿辆电动汽车出行。
用电协同维度。当前，我国节能降碳供用电新模式不断涌现，虚拟电厂最大调节能力超过1600万千瓦。促进高水平电力供需协同，《规划》提出“十五五”加快形成节能高效、绿色低碳的用电方式，2030年虚拟电厂最大调节能力超过5000万千瓦、成为用电侧协同互动的重要载体。
系统调节维度。截至2025年底，全国灵活调节电源装机占发电总装机比重约26%，高出德国同期水平约2个百分点，新型储能累计建成投运装机规模达到1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，占全球新型储能装机比重超过40%。为支撑新能源大规模高比例发展，《规划》提出到2030年各类调节资源实现高效调用，新型储能装机达到3亿千瓦。
电力创新维度。当前，我国新能源发电、先进核电、大容量水电、清洁灵活煤电、特高压输电、大电网运行控制、电储能等技术国际领先，电力产业链跻身国际先进行列。发挥新型举国体制优势，《规划》提出到2030年支撑新型电力系统关键技术装备取得突破性进展，产业链供应自主可控，智能化、绿色化、融合化的电力产业体系基本形成。
电力改革维度。近年来，电力市场化改革提速，覆盖供用电竞争环节和电网垄断环节、满足民生保障需要的多维电价体系逐步健全，建成全球规模最大的“电力超市”。坚持有效市场和有为政府相结合，《规划》提出到2030年新型电力系统体制机制更加完善，全国统一电力市场基本建成。
《规划》落实新型能源体系部署，紧密围绕新型电力系统内涵特征，从5个方面协同推进电力生产力布局和新型生产关系构建，确保规划任务落地见效，支撑建设能源强国。
迈向清洁低碳。《规划》推动加快形成绿色低碳的电力供给格局，坚持风光水核多能并举，推进新一代煤电改造升级。提出加强新能源开发消纳引导，分类推进“沙戈荒”风电光伏基地、水风光一体化基地、海上风电基地、省内集中式新能源和分布式光伏开发消纳，科学推进常规水电开发，积极安全有序发展核电，积极推动煤电节能降碳，制定煤电与新能源融合发展政策，以此筑牢非化石能源和传统能源多轮驱动的清洁电力供应基础；参与有关国家和地区清洁能源开发利用，支撑全球绿色发展需求。
迈向安全充裕。《规划》聚焦构建主配微协同的新型电网、夯实电力供应保障能力、推进电力安全治理体系和治理能力建设等关键领域，多措并举提升新型电力系统安全韧性水平。提出优化全国电力流向布局，完善区域主网架结构，规划建设海上输电网络，打造坚强韧性配电系统，多场景建设智能微电网，构建智慧电力调度体系，加强充电基础设施网络建设，旨在形成贯穿各级电网、支持探索新型电网新架构、新技术、新服务的务实举措；统筹新能源主动支撑、电力互补互济、新型储能顶峰保供、气电布局优化、煤电兜底保障，从源网荷储各环节协同发力，建立更加有力有效的电力保供措施集；贯通安全治理，加强电力安全运行和涉网安全管理，提升电力应急处置能力，强化施工安全和质量保障，有效防范由局部事故引发全局风险。
迈向经济高效。《规划》落实电力民生服务要求，提出提升城乡居民用电保障水平，增强充电服务保障能力，因地制宜推进清洁取暖，持续提高供电服务质量，多维度推动提高电力普遍服务水平，更好满足人民群众多元用电需求；坚持深化电力体制改革，提出持续完善全国统一电力市场机制，完善监督管理机制，旨在加快形成客观反映电力供需、电网阻塞和新能源利用情况的价格信号，确保电力综合供应成本保持在合理区间，支持各类经营主体平等参与电力市场，增强电力行业高质量发展的内生动力。
迈向供需协同。《规划》促进用电侧协同发展，提出引导各类分散资源聚合参与电力削峰和填谷，大力促进虚拟电厂发展，增强全民节电降碳意识，持续提升绿电应用和电气化水平，为促进电力新业态规模化发展拓展市场空间；促进电力与相关领域协同融合发展，围绕电力与算力协同发展，电热、电氢等协同联动，电力与交通融合发展，因业制宜设计电力生产和消费集成融合发展新路径，努力实现新型电力系统与现代化产业体系构建相得益彰。
迈向灵活智能。《规划》推动增强电力系统调节能力，提出强化抽水蓄能电站调节作用，加快新型储能电站规模化建设，推动煤电向支撑调节性电源转型，积极发展车网融合互动，旨在合理安排电力系统调节资源总量和布局，确保电力系统调节能力建设与新能源发展节奏相匹配；加快电力领域新质生产力赋能，围绕新型电力系统核心技术装备攻坚，人工智能赋能和标准体系建设，协同推进新型电力系统适用技术改造、先进技术推广、重大技术研发和高价值场景开放，促进增强电力科技引领能力。
同时，《规划》坚持智能化、绿色化、融合化发展方向，立足电力强能源、依托电力拓产业，促进“电力+X”融合发展的新思路清晰显现。依托人工智能与电力双向赋能，建强电力产业链供应链，巩固拓展新能源、新型电网等产业竞争优势。推动电力与算力、交通、绿色氢氨醇等现代化基础设施协同规划布局、多网融合发展。
“十五五”是加快构建新型电力系统的攻坚期，《规划》在此关键时点完整勾勒出新型电力系统发展新蓝图。电力行业将以《规划》为引领，坚持“人民电业为人民”的核心理念和服务宗旨，全面推动各项建设任务顺利实施，奋力谱写电力行业高质量发展新篇章。
2、推进电源结构优化调整 加快形成绿色低碳的电力供给格局
加快推进电源结构绿色低碳转型，是全社会如期实现碳达峰碳中和的重要支撑，也是践行“四个革命、一个合作”能源安全新战略的坚实举措。近日，国家发展改革委、国家能源局发布《新型电力系统建设“十五五”规划》（以下简称《规划》），将“加快形成绿色低碳的电力供给格局”作为新型电力系统建设的核心任务之一，系统部署了推进电源结构优化调整的一系列重点工作。“十五五”时期是我国实现碳达峰目标的关键期、攻坚期，也是新型电力系统建设的关键期。面向新形势新要求，必须坚持多能并举、协同转型，统筹好发展与安全，加快形成绿色低碳的电力供给体系。
为践行“双碳”战略，我国提出国家自主贡献目标，先后明确到2030年非化石能源消费占比达到25%，2035年达到30%以上，力争2035年风电和太阳能发电总装机容量达到36亿千瓦，为推动能源电力加快转型锚定了方向。“十五五”既是实现第一个自主贡献目标的决胜期，又是支撑第二个自主贡献目标能够顺利完成的关键期。这就决定了推动电源结构绿色低碳转型将是“十五五”我国电力行业的重要发展任务。加快电力供给侧转型既要持续推进非化石电源，特别是新能源的大规模高质量发展，又要加大力度推动化石电源的节能降碳。
截至2025年底，我国风光装机合计达到18.4亿千瓦，占比已接近50%。与此同时，2025年我国新能源利用率为94.6%，较上一年下降1.7个百分点。《规划》提出，到2030年实现28亿千瓦以上新能源高水平消纳。这就意味着，“十五五”期间我国年均新增并网的新能源装机规模仍在2亿千瓦以上，新能源消纳的压力还将持续增加。既要大规模发展新能源，又要着力解决新能源“时空错配”问题、保持合理的新能源消纳水平，是“十五五”我国电力发展面临的重要挑战。
截至2025年底，我国煤电装机约12.6亿千瓦，在迎峰度夏、迎峰度冬电力供应保障中发挥了重要作用。同时，2025年我国煤电装机和发电量占比已分别达到32%和51%，较2020年下降17和10个百分点，为清洁能源的发展腾出了空间。“十五五”期间，水电、核电、抽水蓄能等长周期支撑性电源投产时序存在一定的不确定性，新型储能尚不具备大规模替代传统支撑电源的能力，煤电仍需保持合理增长发挥兜底保障作用。与此同时，能源领域碳排放占全社会碳排放比重超90%，其中电力行业占比超过40%，且主要来源于煤电。为助力全社会实现碳达峰，节能降碳改造将升级为“十五五”煤电发展的重点任务。
截至2025年底，我国非化石能源发电装机突破23亿千瓦，装机占比61.7%，发电量占比42.3%，为我国“十五五”电力供给侧持续优化调整打下了坚实基础。《规划》锚定2030年新型电力系统初步建成总体目标，明确到2030年常规水电装机达到4.1亿千瓦左右；核电装机约1.1亿千瓦；实现28亿千瓦以上新能源高水平消纳；生物质、光热、地热能、海洋能等发电装机达到6500万千瓦左右；抽水蓄能电站装机达到1.6亿千瓦左右。这将推动2030年全国非化石能源发电装机占比提升至65%，发电量占比提升至50%，标志着非化石能源在装机和发电量结构中均将占据主导地位，成为电力电量供应的双主体。
“十五五”期间，我国电力需求仍将保持刚性增长。按照《规划》提出的各类电源发展目标测算，“十五五”期间我国五年新增的清洁能源发电量预计在2.5万亿千瓦时左右，满足约80%的全社会新增用电需求。通过合理把控各类电源建设投产节奏，到“十五五”末具备基本实现新增用电量由新增清洁能源电量覆盖的条件，有力支撑全社会碳达峰目标顺利实现。
分类推进新能源多场景开发消纳，是适配我国新能源资源禀赋与负荷逆向分布特征的关键举措，能够统筹跨区外送与就地消纳两大路径，兼顾资源富集地区的规模开发效益与负荷中心的就近利用需求，推动西电东送与西电西用协同发力，最大化兼顾新能源发展潜力和发展质量。《规划》构建多场景协同开发消纳体系：在“三北”地区推进“沙戈荒”大型风电光伏基地建设，统筹跨省跨区外送与自用消纳，既保障东中部电力供应，也提升本地消纳能力；在西南地区，发挥水电优异调节能力，统筹水风光一体化开发；在沿海及中东部负荷中心，科学布局海上风电与分布式光伏，深挖就近开发消纳潜力。通过“集中式与分布式并举、外送与就地消纳结合”，有效保障新能源合理消纳利用。
（二）大力培育就近消纳新业态，拓展绿电就地消纳空间
培育就近消纳新业态，是拓宽新能源消纳空间、精准匹配市场绿电需求的重要抓手，既能有效缓解公共电网接入与输送压力，也能为各类市场主体提供更灵活的绿电获取渠道，充分激发就地消纳的市场活力。《规划》多维度拓展就地利用场景，提出积极推动绿电直连、智能微电网等新能源就近消纳新业态发展，支持工业负荷大、新能源资源条件好的地区建设零碳园区，提升新业态自平衡、自调节能力，加强新业态与电网规划的统筹协调。
（三）加强新能源开发消纳引导，实施分区分档利用率管控
实施分地区分档利用率指导目标，是提升新能源消纳管理精细化水平的重要举措，能够充分兼顾不同地区资源禀赋、发展阶段与消纳能力的差异，优化利用率目标引导，既守住新能源高效利用的基本底线，也为新能源富集地区预留合理发展空间，引导开发布局与消纳能力动态适配。《规划》立足各地实际，基于新能源电量渗透率，综合资源条件、电网网架、调节能力、负荷增长等因素，创新性提出分地区分档确定新能源利用率指导目标，将全国划分为利用率不低于95%、不低于90%、不低于85%三档地区。同时提出，全国新能源利用率保持在90%左右，支撑非化石能源消费比重目标。
（四）完善新能源消纳管理机制，构建全周期评估管理体系
促进新能源高质量发展涉及新能源从开发到投产运行全方位全环节的工作，既要优化布局、提升系统调节能力，又要抓好开发消纳各环节的评估和管理。强化制度保障能够有利于新能源发展全流程的统筹引导，提升消纳管理的系统性、精细化与前瞻性，推动消纳治理从被动处置向主动谋划转变，更好适配新能源规模化、多元化发展的新形势。《规划》从全流程健全新能源的消纳机制：一是坚持中长期分地区分档目标引导，做好年度新能源利用率目标动态优化；二是指导各地做好新能源配套电网和调节能力建设安排；三是推动新能源消纳评估由单一利用率指标向综合评价指标体系转变；四是建立新能源“规划—建设—并网—消纳”全周期监测预警机制。
常规水电是技术成熟、经济性最优的灵活调节清洁电源，启停灵活、调峰能力强，是平抑新能源波动、保障系统稳定的“稳定器”。《规划》坚持开发与能力提升并重：一方面推动金沙江上游、澜沧江上游、雅砻江中游、大渡河等重点流域水电建设投产，安全有序推进雅鲁藏布江下游水电等重大工程项目建设；另一方面充分发挥水电的支撑调节作用，提出了强化水电顶峰、调节与稳定支撑能力的重点任务。
（二）积极安全有序发展核电，提升低碳基荷电力供应能力
核电是清洁低碳、出力稳定的基荷电源，不受气候条件影响，能够全天候稳定供电。在新能源大规模发展背景下，核电可承担基荷供电职能，对保障电力长期稳定供应具有战略意义。《规划》坚持安全第一，稳妥推进核电发展：科学确定沿海核电基地布局和建设时序，推动核电规模化建设；同时注重核电技术的开发与应用，提出积极推进新一代核电技术研发示范和推广应用，多措并举降低小型堆成本，加强核能综合利用和商业模式创新。
（三）因地制宜发展各类清洁能源，丰富非化石能源供给形态
我国地域广阔，光热、生物质、地热能、海洋能等清洁能源各具特色，可在特定区域与场景发挥补位作用。光热自带储热、出力平稳，可支撑新能源基地调峰；生物质能适配县域乡村场景；地热能、海洋能可依托当地资源形成差异化供给。《规划》立足各地资源禀赋，鼓励特色能源多元发展：推动光热发电规模化发展，因地制宜发展生物质和地热能发电，推进海洋能规模化利用。
五、加快转型升级，全面推动煤电机组结构优化和节能降碳改造
（一）优化煤电装机结构，推动落后机组关停与先进机组替代
我国煤电存量规模大，机组参数与能效水平参差不齐，当前30万千瓦及以下等级机组占比仍超四成，该类机组普遍建设年代早、供电煤耗高、碳排放强度大，部分已逐步进入服役末期。优化机组装机结构、推动落后产能有序退出并替代为高效先进机组，是提升行业整体能效、降低碳排放强度的直接举措。《规划》明确持续优化煤电装机结构，稳妥有序实施煤电机组关停工作，鼓励利用关停煤电机组既有厂址、设备设施实施新型储能、调相机等改造建设。同时提出，到2030年60万千瓦等级及以上清洁高效煤电机组占比提高10个百分点以上。
（二）实施跨代升级与宽负荷改造，深挖存量机组节能降碳潜力
当前煤电机组深度调峰已成常态，长期低负荷运行偏离设计高效工况，是煤电平均煤耗波动的核心原因。开展宽负荷能效提升与参数跨代升级改造，立足存量挖潜，无需大幅新增装机即可降低碳排放强度，节煤效益可覆盖主要投入，经济性与实施基础良好。《规划》部署推动现役煤电机组实施宽负荷高效改造任务，提出将低负荷运行工况的煤耗增幅控制在25%以内。此外，还提出因地制宜推动实施燃煤机组全负荷脱硝改造，实施一批60万千瓦等级跨代升级改造项目等重点任务。
（三）推动煤电与新能源系统集成，探索融合发展新模式新路径
推动煤电与新能源融合发展是统筹煤电低碳转型与新能源高质量消纳的高效协同路径，也是新一代煤电转型升级的重要方向。该模式可盘活煤电既有送出通道与调控能力等存量资源，以新能源就近接入低成本实现煤电降碳，同步拓宽消纳空间，收获“降碳+消纳”双重效益。《规划》提出，制定煤电与新能源融合发展政策，支持在具备条件的地区优先实施一批煤电与新能源融合项目，实施煤电调节能力改造，推动煤电与新能源系统耦合集成，实现一体化调控送出，降低燃煤发电量。
（四）加快零碳燃料与CCUS示范，储备煤电深度脱碳技术方案
结构优化、能效改造等常规降碳路径落地性强，但降碳幅度存在边界，煤电长远深度脱碳仍需前沿技术支撑。零碳燃料掺烧、CCUS是煤电实现近零排放的核心方向，提前布局示范验证，可丰富降碳技术储备，为碳中和阶段煤电转型预留技术路径。目前，零碳燃料方面，我国已实现25%~35%掺氨比例运行，CCUS方面，华能正宁150万吨级项目已投产，为全球最大煤电CCUS项目。《规划》明确，在具备条件的地区改造建设一批零碳低碳燃料掺烧和碳捕集利用及封存项目，探索煤电清洁降碳技术路径。
随着《规划》各项任务落地实施，我国电源结构将持续优化，绿色低碳的电力供给格局将加快形成，为推动新型能源体系和新型电力系统建设提供有力支撑。
党的二十大以来，我国全面落实能源安全新战略，加速推进能源绿色低碳转型。2023年7月，习近平总书记在中央全面深化改革委员会第二次会议上强调“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”。随着新能源快速发展、新质生产力加速培育、电力新业态蓬勃发展，电网由传统输配电功能加速向多元综合能源枢纽平台转型。《新型电力系统建设“十五五”规划》（以下简称《规划》）提出，“十五五”时期着力构建主配微协同的新型电网。新型电网的建设将为承载大规模新能源并网消纳、赋能新质生产力创新发展筑牢根基，有力推动“十五五”经济社会高质量发展。
一是建成全球领先的交直流混联大电网。我国已建成世界上规模最大、电压等级最高、新能源并网规模最大的交直流混联大电网，不仅是我国体制优势在电力领域的集中体现，也是锻造国际竞争长板优势的核心载体。截至2025年底，西电东送输送能力突破3.4亿千瓦；省间电力互济能力达8000万千瓦；区域电网中华北、华中及川渝藏、华东电网特高压交流网架基本形成，东北、西北、南方超高压交流网架全域覆盖，全国10千伏及以上配电线路总长度超900万公里。电网可靠承载年用电量超10万亿千瓦时，支撑18亿千瓦以上新能源并网消纳，持续保持全球特大型电网安全运行最优纪录。
二是服务保障水平显著提升。城乡配网承载、防灾应急能力系统性补强，用户平均供电可靠率达99.931%，“获得电力”水平跻身国际前列，电价长期维持国际低位。目前，已建成全球体量最大充电基础设施体系，累计建成超2300万个充电基础设施（枪），全方位夯实电动汽车配套支撑体系，充电服务水平持续提升，有力护航绿色低碳出行。
三是关键核心技术装备取得突破。我国的电力技术创新领域位居全球第一，目前我国已全面掌握具有自主知识产权的特高压核心技术与全套设备制造能力，实现了由技术引进到跟跑、并跑至领跑的历史性跨越，柔性直流技术实现规模化落地应用。聚焦新型储能、构网型技术，丰富电网稳定调控手段，实现输配电全产业链条贯通。成功研制换流变有载调压开关、可控换相直流换流阀、800千伏换流变阀侧套管、800千伏80千安大容量断路器等核心元器件。攻关突破超大规模交直流混联大电网仿真技术，研发推出电力行业专属大模型，人工智能深度融入电网规划、运行等全链条业务。依托巴西美丽山特高压工程，实现了“投资、建设、运营”和“技术、装备、标准”两个一体化走出去，带动高端电工装备走向国际市场。
党的十八大以来，党中央围绕能源电力发展作出一系列决策部署。从能源安全新战略到建设能源强国，从“双碳”目标、新型能源体系到构建新型电力系统和新型电网，能源安全新战略是根本遵循，新型能源体系和新型电力系统是实施载体，能源强国是发展目标，统一于中国式现代化建设。
随着我国能源转型深入推进，能源体系将朝着生产清洁化、消费电气化、资源配置平台化的方向发展，电力在保障能源安全中的地位更加重要，电网连接电力生产和消费，是新型电力系统的核心环节，是支撑能源强国目标落地的关键载体。我国能源禀赋富煤、贫油、少气，加快发展新能源，既有助于降低油气对外依存度、提升能源自主供应能力，又能够助力实现国家自主贡献目标。我国开发的新能源90%需要转化为电能消纳利用，电力系统将成为保供和降碳的关键战场。
近期，中共中央政治局会议提出，将新型电网与水网、算力网等“六张网”统筹规划建设；国务院常务会议就加强“六张网”规划建设进一步细化落地相关举措。《规划》提出，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。
“十五五”国民经济和社会发展规划纲要、新型能源体系规划等文件，围绕建设能源强国、积极稳妥推进碳达峰碳中和作出系统部署，我国新一轮国家自主贡献目标明确了电力转型发展方向，对构建新型电力系统、打造新型电网提出更高要求。
电网等重大基础设施是经济社会运行的底座，是我国参与国际竞争的优势所在。从外部环境看，全球能源供需版图重塑，能源产业链自主可控上升为国家安全核心底线，电网基础设施韧性、绿色低碳发展水平直接关乎国家风险抵御能力与全球竞争主动权。从内部需求看，产业创新升级和人民对美好生活的向往催生大量高品质用电需求，极端灾害倒逼电网具备“平急两用”能力，城乡区域发展差距，要求电力基础设施更加均等化。
“十五五”期间，随着集成电路、人工智能、算力等新兴产业持续扩张，零碳园区、绿电直连等新业态快速发展，电力需求仍将保持年均5%左右的较快增长，电力需求规模不断扩大、供电质量和绿电需求持续提升，同时新能源成为新增发电装机主体，其出力与用电负荷特性存在季节性、时段性错配，有效发电能力下降，电力供需形势复杂；新能源快速发展，调节能力建设滞后，统筹新能源发展和消纳难度增大，同时工业、交通、建筑等领域实施电能替代，加重了电力行业保供和减排压力；电力系统呈现高比例新能源、高比例电力电子设备“双高”特征，抗扰动能力和维持系统稳定能力减弱，需要深化系统运行机理研究，加快突破电网核心技术和重大装备发展瓶颈。
“十五五”期间，依托我国全球领先交直流混联大电网基础，充分发挥制度与产业竞争优势，主配微协同一体推进新型电网规划建设，持续提升大电网安全稳定运行水平，充分发挥配电网新型公共平台功能，推动智能微电网多元灵活互动，实现绿色智能技术深度赋能，广泛拓展优质普惠服务。
《规划》提出，着力推动电力流向布局优化，逐步形成东北、中北、西北“沙戈荒”基地群和西南水风光一体化基地群向东中部、川渝和南方负荷中心地区送电，海上风电基地和沿海核电基地就近消纳的电力流向总体格局。《规划》明确了总体方向，要基于我国能源资源与电力负荷逆向分布格局，加快规划跨省区输电通道建设，开展“沙戈荒”等100%新能源外送输电工程试点，到2030年西电东送规模超过4.2亿千瓦，电网承载能力持续提升，推动清洁能源基地资源高效开发利用，可高效支撑新能源大规模外送消纳，切实保障中东部地区电力安全可靠供应，促进中东部地区绿色低碳转型，经济社会发展带动作用显著。
《规划》提出，坚持以区域电网为基础、区域电网异步互联的全国电网格局。保证电网结构强度，分层分区优化各级电网主网架；推动构建海上输电网络，促进海上风电基地高效汇集送出和消纳。《规划》从优化加强主干网架层面作出系统部署，要适应电源、负荷接入和电网安全运行需要，加快推动各区域特高压、超高压主网架加强完善，构建合理分层分区、结构更加清晰的主干电网，推动交直流协调、送受端匹配，提升省间输电能力，进一步筑牢电力安全保障根本，夯实全国统一电力市场物理基础，支撑清洁能源资源广域调配。预计到2030年，特高压电网规模实现翻番，主干电网资源配置能力和结构安全水平显著提升，有力保障电力可靠供应。
《规划》提出，推动配电网建设改造和智慧升级；全面提升配电网供电保障能力，力争实现单一通道县域全停风险清零，着力解决配变过载、严重低电压等供电质量问题；增强配电网综合承载能力，提升配电网调节能力，支撑9亿千瓦分布式新能源接入及安全稳定运行；实施一批防灾抗灾能力提升项目，全面提升配电网综合防灾抗灾能力。围绕《规划》明确的发展目标和要求，“十五五”期间将大力推动配电网提质升级，加快形成双向灵活交互的配电网络新形态，全面提升配电网分布式新能源接纳能力和绿电直连等新业态发展适配能力。预计到2030年，县域联系薄弱等网架结构突出短板全面消除，高层小区单电源等民生供电保障薄弱环节基本消除，县域“红区”等新要素承载卡点堵点动态消除，全国城市用户平均供电可靠率达到99.99%以上，配电网综合承载能力实现倍增，主配网协同运行及双向支撑能力显著增强。
《规划》提出，支持智能微电网建设，与公共电网做好规划衔接和调控协同；布局建设一批源网荷储协同的智能微电网项目；完善相关技术标准和项目准入；提升智能微电网新能源自发自用比例。围绕《规划》提出的智能微电网发展导向，“十五五”期间将大力拓展满足新能源就近开发、就近消纳、提升偏远地区和电网末端供电可靠水平的智能微电网多场景应用，分类探索推动在大电网建设改造困难的边远和离岸海岛地区，建设一批风光荷储联动的可再生能源独立电力系统或末端保供型微电网；在工业负荷大、新能源资源条件好的地区，推动建设一批支撑新能源就近消纳的工业绿色微电网；在高、超高新能源渗透率乡村地区，推动建设一批村镇级智能微电网。
《规划》提出，优化调度机制，推动主配微网协同调控模式转变和能力建设；探索“沙戈荒”基地、水风光一体化基地、电力新业态等协同运行控制新模式；加强电力调度与电力市场、电力需求侧管理的衔接；强化各类并网运行主体的涉网和运行管理；加快先进数字信息技术与先进调度控制技术融合应用。围绕上述部署，“十五五”期间将进一步加快电网数字基础设施建设，加速推动人工智能等先进数智技术在电网规划建设、生产运行、设备运维、运营和安全管理等全链条场景的落地应用；充分利用人工智能手段实现试验智能化、分析自动化、推演高效化，打造电力气象预测智能体系，迭代升级新型智能仿真算法，增强电网故障演化快速推演水平，提升电力调度智能化水平。
《规划》提出，加快构建城市面状、公路线状、乡村点状布局的充电基础设施网络；推动高速公路服务区充电设施更新改造；提高快充设施占比，有序推进大功率充电基础设施建设。按照《规划》部署，为保障电动汽车的快速发展，“十五五”期间，将进一步加强充电基础设施配套网络建设改造，通过升级广泛覆盖的充电设施网络，预计到2030年，充电基础设施总量超4000万个，250千瓦以上大功率充电设施约30万个，具备满足超1.1亿辆电动汽车的充电服务能力。
《规划》提出，深化新型电力系统全局最优规划、系统运行机制、多时间尺度动态稳定分析等基础研究；全面升级新型电力系统仿真技术；推动一批先进技术装备规模化应用。《规划》从基础研究、仿真技术、装备应用三个层面提出科技攻关要求，具体实施中将锚定智能电网2030年重大专项，全面践行能源科技自立自强部署，加快主配微协同运行与调度控制、超长距离特高压直流GIL、构网型等新技术创新应用；深化科技创新与产业创新融合，提升产业链供应链自主可控能力。
“十五五”时期，主配微协同的新型电网加快建设，推动全国电网固定资产投资突破5万亿元，预期实现四方面主要新成效。一是电网安全韧性水平显著提升。主干网架优化加强，配电网提质升级，电网省间互济、安全韧性与抗灾应急能力有效提升，产业链供应链更加自主可控，有力保障2030年预计约13.5万亿千瓦时用电需求。二是绿色低碳转型步伐进一步加快。电网跨省区配置绿电资源能力有效增强，智能微电网等新业态蓬勃发展，就地消纳新能源水平不断提升，系统调节能力增强，高效支撑28亿千瓦以上新能源消纳。三是深度赋能现代化产业体系建设。有效满足新质生产力用户高质量用电需求，保障算力设施安全可靠供电，网络基础设施协同发展，建成高质量充电基础设施体系。四是锻造国际竞争优势长板。培育电网装备先进制造业集群，人工智能加快应用，输电技术保持国际领先水平，助力打造国际竞争优势。为支撑能源绿色低碳转型与中国式现代化建设筑牢坚实平台基础。
4、加快电力科技创新，以新质生产力赋能新型电力系统建设
“十五五”时期，是我国加速构建新型电力系统、实现碳达峰目标的关键攻坚期。随着新能源逐步成为发电增量主体，新型电力系统正面临风光消纳承压、系统惯量支撑减弱、安全运行风险加剧等深层次挑战。亟待科技创新引领电力系统结构性重塑和系统性重构，加快形成新质生产力，推动电力高质量发展。《新型电力系统建设“十五五”规划》（以下简称《规划》）提出加快电力领域新质生产力赋能，明确了攻坚新型电力系统核心技术与装备、深化人工智能赋能、加快新型电力系统标准体系建设等关键任务，构建起覆盖“基础研究—技术攻关—工程验证—推广应用—标准引领”的全链条创新闭环，为以高水平科技自立自强培育电力领域新质生产力、建设新型电力系统提供了根本支撑。
“十五五”时期，我国电力系统将经历深刻变革。预计2030年，全社会用电量超13万亿千瓦时，较“十四五”末增加30%；非化石能源发电量占比超50%，加快推进新增用电量由新增清洁能源电量覆盖。电源结构加速向非化石能源为主体转变，电网形态由传统刚性网络向新型柔性互联演进，负荷特性由相对稳定向主动灵活升级，新能源非电消纳利用形式不断拓展。《规划》紧扣发展趋势，科学谋划了源网荷各侧发展路径，形成覆盖全环节的系统性部署。
电源侧加速向以新能源为增量主体、存量替代方向转型。预计2030年，风光装机突破28亿千瓦，非化石能源发电装机占比达65%。亟需大力发展风电光伏，加快“三北”沙戈荒、西南“水风光”、东部海上等三大基地建设；科学推进第三代核电规模化发展与第四代核电技术示范应用；积极发展灵活调节、宽负荷高效运行的新一代煤电技术；加快自主化燃气轮机工程应用，形成多能互补、协同支撑的电源供给体系。
电网侧正由交流同步刚性大电网向主配微协同、高度电力电子化的柔性电网演进，以区域电网为基础、区域电网异步互联的全国电网格局将加速形成。预计2030年，“西电东送”规模突破4.2亿千瓦，配网支撑9亿千瓦分布式新能源接入。亟需加强新型电网形态构建理论研究，推进“沙戈荒”等100%新能源外送输电工程，提升新能源跨区送出与区域电网互济能力，增强主配微多级协同运行水平，以装备变革支撑电网形态演进。
负荷侧正由被动用电向主动灵活互动转变。预计“十五五”末，需求侧削峰能力达最大负荷5%以上，力争更好，车网互动、虚拟电厂、算电协同等新业态规模化发展，电力平衡由“源随荷动”向源网荷储多时间尺度协同优化转变。亟需发展负荷聚合调节技术，依托虚拟电厂聚合充电桩、储能、工业负荷等分散资源；深化算力与电力协同调度，推动数据中心等新型负荷参与系统互动，以数字赋能重塑负荷管理范式。
绿电制氢等非电利用规模持续增长，成为新能源消纳的重要支撑。预计2030年，可再生能源制氢规模达到200万吨，绿色氢氨醇等氢基燃料在发电、交通、化工、冶金等领域取得广泛应用，加速壮大氢能产业发展规模。亟需突破柔性高效电解制氢、管道输氢、低成本储氢、氢氨醇合成等氢能“制—储—输—用”全链条关键技术，逐步构建与新型电力系统互补协同的新能源消纳体系。
核心技术装备是构建新型电力系统的基石、推动电力系统升级变革的先导。《规划》对系统运行、先进电源、新型电网、以及储能等方面进行了体系化攻关部署，并提出推动一批先进技术装备规模化应用，有利于持续发挥重大工程牵引技术验证和迭代升级作用，为“十五五”时期新型电力系统建设提供技术装备支撑。
一是强化电力系统规划运行基础理论和仿真技术。突破新能源可靠容量评估、电力电量平衡、源网荷储协同规划、主配微网协调运行等基础理论，完善充裕度、韧性和经济性评价方法；研究低惯量电力系统稳定机理、宽频振荡和连锁故障演化规律，构建复杂大电网安全稳定新理论体系；发展全电磁暂态仿真、数字孪生等技术，提升极端天气等场景推演能力。加快研发自主可控的规划、仿真和运行控制软件，形成模型统一、数据贯通、离线与在线衔接的技术平台，为电力规划决策和安全运行提供基础支撑。
二是突破先进电源技术。攻关高效大功率新能源发电技术，推动大容量风电机组、高效率光伏电池及关键材料、核心部件升级，提升新能源主动支撑和涉网性能；突破高水头、大容量冲击式水轮发电机组关键技术，增强复杂水力和高海拔条件下的稳定运行能力；推进一体化钠冷快堆、小堆/微堆等先进核电技术研究，加强基础理论、关键材料、核心设备和燃料循环全链条攻关。
三是突破新型输电和组网技术。针对新能源资源与负荷中心逆向分布格局，要提升远距离、大容量、低损耗输电和跨区域互济能力。加快新型直流输电、柔性直流和直流组网创新，突破大功率电力电子器件、新型换流拓扑、直流断路器、宽频振荡抑制和交直流协同控制等关键技术。推进长距离交直流气体绝缘金属封闭输电线路（GIL）、超特高压交直流电缆及超高海拔、高地震烈度直流关键设备研制，攻克绝缘、材料、热管理、抗震等难题。
四是突破电氢协同与跨时间尺度储能技术。高比例新能源系统既有秒级、分钟级波动，也面临跨日能量缺口。加快突破绿电制氢氨醇、氢发电、火电掺氢（氨）、氢储能等关键技术，开展电氢协同示范，推动绿电绿氢融合发展。攻克跨日长时储能及储热技术，提升电化学储能安全性、经济性和寿命，完善“电、氢、热”多元储能体系，形成短时功率调节与长时能量平衡相衔接的技术体系。
人工智能是新一轮科技革命与产业变革的重要驱动力量，形成电力领域新质生产力的重要支撑。《规划》对深化人工智能赋能新型电力系统建设全环节、全流程进行专项部署，积极推动人工智能与电力融合发展与试点示范，推动AI赋能应用由单点探索迈向体系化发展。
一是推动人工智能赋能电力规划建设、调度控制、市场服务等全链条。在规划建设环节，开展电力供需预测、规划方案生成等智能化应用，加强工程建设智慧管理。在调度控制环节，发展AI智能感知与调度、故障智能诊断与保护等技术，推动系统运行保护向机理与数据协同驱动转变。在市场服务环节，支撑电力市场出清、风险分析和智慧决策，提升源网荷储协同调控水平，实现向“自主智能决策”的跨越。
二是筑牢电力领域人工智能的安全发展底线。加强电力行业“人工智能+”基础理论研究，推动AI机理模型、仿真技术与数据模型融合，增强可解释性与鲁棒性。建设高质量电力数据集和电力专业模型，推动自主芯片、基础软件与电力业务适配，完善测试验证、人机协同和分级授权机制，强化覆盖数据、算法、模型和应用的安全防护。
三是以算力与电力协同发展夯实人工智能绿色底座。强化算力与电力设施的统筹布局，积极发展算力绿电直连、源网荷储一体化等创新模式，突破算力高可靠供电、算电双向时空调度等关键技术，稳步提升算力设施的绿电消费占比和能效水平，持续增强算力网与电网的协同互动能力，实现以电强算、以算促电的双向赋能。
标准是科技成果转化的重要桥梁，也是新型电力系统安全有序发展的基础。《规划》对新型电力系统标准体系建设进行前瞻谋划，将知识产权体系构建作为赢得全球能源治理话语权战略主动的关键支撑，为“中国创新”成为“国际标准”提供核心支撑。
统筹源网荷储各环节，形成覆盖规划设计、设备制造、并网检测、调度运行、市场交易和安全防护等全生命周期的标准体系。加快构网型技术、柔性直流和直流组网、长时储能、虚拟电厂、电力人工智能等标准制定，完善模型参数、数据接口、仿真测试和验证评价规范。将标准研制与技术研发、试验验证、工程示范同步推进，积极参与国际标准制定，让工程经验更好转化为标准优势。
“十五五”时期是电力科技从单点突破向体系能力提升转变的重要阶段，《规划》坚持以科技创新引领新型电力系统变革，将科技创新深度融入“十五五”时期重大任务部署进程中。需要统筹发挥国家实验室、高校院所和科技领军企业作用，推动创新链、产业链、资金链、人才链深度融合。
一要强化国家重大任务牵引，聚焦“大任务、大设施、大平台”，高质量实施智能电网等国家重大科技专项，加强攻关任务前瞻布局。二要强化国家战略科技力量协同，持续推进能源电力领域国家实验室体系建设，充分发挥企业科技创新主体作用，推动用户单位、研制单位、高校院所组成创新联合体，让科研选题来自工程、创新成果回到工程。三要强化高水平试验检测和中试验证平台建设，完善首台（套）、多元投入和应用评价机制。四要强化交叉学科人才培养，造就一批具有战略眼光、工程能力和国际视野的科技领军人才与创新团队。
建设新型电力系统是一项长期、艰巨、复杂的系统工程，不可能一蹴而就，也不能简单照搬国外经验。必须坚持立足国情、先立后破，坚持安全可靠、经济可行，坚持科技创新与制度创新协同发力。面向“十五五”，要牢牢把握新一轮科技革命和产业变革机遇，勇于进入电力科技“无人区”，加快突破一批基础性、战略性、前沿性技术，推动更多创新成果转化为先进生产力，以高水平电力科技自立自强支撑能源强国建设，为推进中国式现代化提供安全可靠、绿色低碳的电力保障。
新型电力系统是支撑新型能源体系的中心环节，也是建设能源强国的重要根基。近日，国家发展改革委、国家能源局联合出台了《新型电力系统建设“十五五”规划》（以下简称《规划》），《规划》全面践行能源安全新战略，统筹发展和安全，重点阐明我国电力发展的指导思想，明确主要目标和重点任务，是今后五年乃至更长时期构建新型电力系统、推动电力高质量发展的纲领性文件。
“十四五”时期，我国电力行业发展取得显著成效。建成世界最大的清洁电力供应体系，发电总装机达38.9亿千瓦。全社会用电量达到10.4万亿千瓦时，超过美国、德国、日本、印度的用电量总和，连续多年未发生大面积停电事故。电力结构转型实现里程碑式突破，风电光伏装机规模历史性超过火电；电网网架快速升级，建成世界上规模最大、技术最复杂的交直流混联大电网，构筑起横贯东西、纵贯南北的“电力高速公路”；储能调节能力实现量级跃升，新型储能装机规模超1.3亿千瓦，较“十三五”末增长超40倍；用电侧供需协同水平显著提升，虚拟电厂最大调节能力达到1685万千瓦；电力市场改革纵深推进，“十四五”市场交易电量较“十三五”实现翻番，全国统一电力市场体系初步建成。上述成绩为推动“十五五”期间我国电力工业高质量发展奠定了良好基础。
“十五五”时期是基本实现社会主义现代化夯实基础、全面发力的关键时期，是实现2030年前碳达峰目标的决胜期，也是加快构建新型电力系统的攻坚期。新型电力系统建设，面临安全保供、绿色转型与改革创新相互交织等新形势新挑战。
一是能源生产消费方式加快变革，电力在能源转型中的核心作用日益凸显。供给侧能源清洁化转型稳步提速，终端用能电气化水平持续提升，电能替代加快向交通、建筑、工业等领域纵深推进，电力逐步成为连接能源生产与消费、促进多种能源协同转换和高效利用的关键枢纽。建设新型电力系统既是建设新型能源体系、加快绿色低碳转型的中心环节，也是推动能源领域碳达峰碳中和的重要抓手，对能源体系转型具有重要意义。
二是经济社会高质量发展带动用电需求刚性增长，电力安全保障要求进一步提高。新型工业化、新型城镇化深入推进，人工智能、算力设施、新能源汽车等新产业新业态加快发展，终端用能电气化水平持续提升，电力需求仍将保持较快增长。同时，极端天气多发频发，尖峰负荷持续攀升，新能源出力波动性与用电需求不确定性相互叠加，部分地区、关键时段电力供应保障存在一定压力。人民群众对供电可靠性、用电便利性和服务品质也提出了更高要求。
三是碳达峰碳中和目标推动新能源大规模高比例发展，对电力系统绿色低碳转型提出更高要求。“十五五”时期，新增用电需求将更多依靠非化石能源满足，风电、光伏装机规模和发电占比持续提高。但新能源出力具有随机性、波动性和间歇性，与用电负荷在时间和空间上存在错配，系统消纳难度持续增加。同时，传统同步电源占比下降，系统惯量、调频调压和稳定支撑能力趋弱，新能源可靠替代能力尚未形成，系统安全稳定运行也面临较大挑战。
四是科技革命、产业变革和市场改革加速演进，机遇与挑战并存。新能源主动支撑、新型储能、虚拟电厂、车网互动、人工智能等加快应用，但部分技术的成熟度、经济性、安全性和标准体系仍需提升。全国统一电力市场深入推进，新型主体加快入市，对市场规则、价格机制和调度运行协同提出更高要求。国际绿色产业竞争加剧、贸易投资壁垒增多，我国相关产业既迎来拓展国际合作的新空间，也面临巩固产业优势、增强产业链供应链韧性的挑战。
《规划》提出，到2030年，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初步建成，目标体系更加突出结构优化、能力提升和协同发展。
一是更加突出电力供应的安全充裕。推动建立以电力供应充裕度预警机制为核心的电力综合保障体系。全国电力供应充裕度达到1.1以上，并将其作为约束性指标；非化石能源电力支撑水平达到40%；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。
二是更加突出电源发展的绿色转型和质量提升。全国发电总装机达到54亿千瓦，非化石能源发电装机占比达到65%、发电量占比达到50%，加快推进新增用电量由新增清洁能源电量覆盖。
三是更加突出电网的资源配置和综合承载能力。西电东送规模达到4.2亿千瓦以上，省间电力互济能力达到1.2亿千瓦，配电网承载分布式新能源能力达到9亿千瓦，统筹提升跨区输送、省间互济和就地消纳水平。
四是更加突出新型调节资源的实际可用能力。需求侧削峰能力达到最大负荷的5%以上，虚拟电厂最大调节能力超过5000万千瓦，车网互动聚合可调充电规模力争达到5000万千瓦，新型储能装机达到3亿千瓦，推动调节资源由注重配置规模向更加注重实际可调、灵活调用转变。
五是更加突出民生服务和市场机制建设。充电基础设施超过4000万个，全国城市用户平均供电可靠率达到99.99%左右；市场化交易电量占全社会用电量的70%左右，跨省跨区交易电量达到2万亿千瓦时，推动规划目标由设施建设向可靠供电、便捷用能和高效配置拓展。
与以往相比，本次《规划》更加突出系统性和前瞻性，把系统安全摆在更加突出位置，将绿色低碳要求贯穿电力系统各环节，积极布局虚拟电厂、车网互动、算电协同等新业态发展，规划范围由传统电源电网建设拓展至用户侧、产业链和跨行业融合等领域，涵盖内容更细、布局范围更广。
《规划》对用电侧协同、调节能力提升、电力安全治理和相关产业融合分别作出专章部署，鲜明体现了新形势下的新要求。
《规划》重点任务整体可从两个板块把握：一是着眼物理结构和运行机理变化，推动源、网、荷、调协同重塑；二是着眼行业功能拓展，从支撑、服务、保障等方面贯彻智能化、绿色化、融合化要求。前者重在“塑造新系统”，后者重在“形成新能力”。
（一）协同推进源、网、荷、调各环节重塑，构筑安全可靠的新型电力系统主体架构
电源侧，《规划》在发展清洁电源加快形成绿色低碳的电力供给格局的基础上重点强调，引导新能源按照“沙戈荒”、水风光一体化、海上风电、省内集中式和分布式等模式分类开发，分档分地区确定新能源利用率指导目标，实现28亿千瓦以上新能源高水平消纳。同时，《规划》要求大力推动煤电节能降碳，调整优化煤电装机结构，提高煤电整体能效水平，加装零碳低碳燃料掺烧、CCUS等降碳设施，实施煤电与新能源融合。
电网侧，《规划》提出建设安全可靠、绿色低碳、坚强韧性、智能灵活的新型电网。一是坚持全国一盘棋，优化全国电力流向和跨省跨区输电通道布局；二是强化主配微协同，主网方面加强区域主网架建设，增强对电力系统安全稳定运行的支撑能力，配网方面打造坚强韧性配电系统，提升供电保障能力、综合承载能力、防灾抗灾能力，微网方面支持因地制宜发展智能微电网；三是加快智慧调度能力提升；四是优化充电基础设施网络建设，支撑超过1.1亿辆电动汽车出行的充电需求。
用电侧，《规划》进行单章部署，在提升电气化水平和绿电应用水平的同时，强调要促进供需协同互动，完善虚拟电厂交易规则、技术标准体系、建设运行管理机制和接入调用机制，重点推动虚拟电厂常态化、规模化参与电力市场交易。
调节侧，《规划》首次系统布局调节能力建设，从存量提升和增量优化两个方面提出要求。存量提升方面，《规划》要求推动具备条件的存量新能源配建储能实施改造，提升储能调用水平，推动现役煤电机组灵活性改造，提升煤电深调、快调、高效调节能力；增量优化方面，《规划》强调推动推动一批参与区域调节的抽水蓄能电站建设，大力建设新型储能，扩大车网互动规模化应用。
在统筹部署源网荷调重点任务的同时，《规划》进一步强化电力系统的全局性优化布局。《规划》立足能源资源禀赋和区域发展需求，统筹“西电东送”与“西电西用”、跨区输送与就地消纳、集中式开发与分布式利用，推动大型清洁能源基地、输电通道、调节资源和消纳市场协同布局，引导西部扩大绿电外送与发展本地产业双向发力，推动中东部加强新能源就地开发利用，构建起顶层统筹、分层落地、重点突出的电力发展格局。
（二）全面提升支撑、服务、保障能力，拓展电力高质量发展新空间
在提升支撑能力方面，《规划》强调强化科技和制度双轮支撑。《规划》提出，一是加快推进电力科技创新，充分发挥创新驱动作用，强化新型电力系统基础研究，攻关关键核心技术装备，强化标准引领，推动科技创新和产业创新深度融合。二是推进全国统一电力市场体系建设，深化电力价格机制改革，建立市场导向的多元投资机制，鼓励民营企业参与投资建设。
在提升服务能力方面，《规划》提出一是大力提升城乡居民供电水平，增强边远地区供电能力，提高充电服务保障能力，持续提升供电质量，推进清洁取暖，满足人民群众美好生活的用电需要；二是增强电力与算力、热、氢、交通等相关领域和相关产业优势互补、耦合联动、融合发展；三是拓展国际交流合作，引领新型电力系统开放发展。参与有关国家和地区清洁能源开发利用、电力基础设施建设运营和升级改造、电网互联互通建设等，深化电力产业链供应链合作。
在提升保障能力方面，《规划》提出要做好电力系统安全稳定保障。夯实电力安全生产基础，加强安全稳定运行管理，提高涉网安全管理能力和电力应急处置能力，提升电力系统安全韧性水平。强化施工安全和质量保障，确保电力重大基础设施安全。
规划锚定方向，重任催人前行，需要我们以“十五五”电力规划为引领，凝心聚力、实干攻坚，全力攻坚定型新型电力系统，筑牢能源强国电力根基，奋力谱写电力高质量发展新篇章。
6、推进新型储能规模化发展 大力提升电力系统调节能力
近日，国家发展改革委、国家能源局出台《新型电力系统建设“十五五”规划》（以下简称《规划》）。《规划》围绕构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，统筹发展和安全，系统部署“十五五”我国新型电力系统建设方向和重点工作，为科学引领“十五五”电力行业高质量发展指明了方向和路径。新型储能作为新型电力系统的重要组成部分，对提升电力系统调节能力、促进新能源消纳、保障顶峰供电具有不可替代的作用。以下围绕《规划》中提升电力系统调节能力、推进新型储能发展的相关部署作简要解读。
当前，我国新能源装机保持快速增长态势，年均新增装机突破2亿千瓦，预计“十五五”将延续这一态势。从实际运行数据看，截至2025年底，全国风电利用率94.3%，较2024年下降1.6个百分点；光伏发电利用率94.8%，较2024年下降2个百分点，部分新能源发展较快省份消纳压力已有所凸显。与此同时，“十五五”时期全国年均用电增量预计约6000亿千瓦时，新能源出力波动与用电需求刚性增长的双重叠加，使电力系统在调峰、调频、顶峰保供等方面面临考验。
经过持续建设，我国电力系统调节能力已有显著提升。“十四五”期间，“西电东送”能力从2.7亿千瓦跃升至3.4亿千瓦，抽水蓄能装机规模超过6600万千瓦；煤电灵活性改造规模持续扩大，截至2025年底已超过4.5亿千瓦。新型储能发展尤为迅速，全国已建成投运新型储能装机规模达1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，较“十三五”末增长超40倍。
《规划》明确至2030年，在实现新能源装机超28亿千瓦的同时，全国新能源利用率仍保持90%左右的高消纳水平。现有调节能力与新形势需求之间仍存在差距，需从源网荷储各侧协同发力，做好各类调节资源统筹规划，加强规模、布局与新能源发展的衔接。
《规划》推动提升电力系统调节能力，“十五五”期间，从源、网、荷、储各侧统筹布局，全面支撑新型电力系统构建。
抽水蓄能建设方面，《规划》推动科学优化抽水蓄能电站建设布局，建设一批参与区域调节的抽水蓄能电站。到2030年，全国抽水蓄能电站装机规模达到1.6亿千瓦左右。抽水蓄能作为单体规模最大、电网支撑作用最强、寿命最长、可靠性最高的储能形式，功能定位涵盖服务省级或区域电力系统以及特定电源。
煤电转型方面，《规划》推动落实新一代煤电升级专项行动，提升煤电深调、快调、高效调节能力，完善煤电容量电价。到2030年，全国热电联产机组最小发电出力达到40%以下，鼓励通过热电解耦等电热协同方式进一步提高灵活性。煤电功能定位由基础保障性电源向支撑调节性电源转型持续深入。
灵活性负荷方面。《规划》推动分布式电源、可调节负荷、电动汽车充电基础设施等各类分散资源聚合参与电力削峰和填谷。到2030年，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，车网互动聚合可调充电规模力争达到5000万千瓦。负荷侧调节资源形散而力聚，系统整合能力凸显。
电网互联互济方面。《规划》持续完善区域主网架结构，推动电网交直流、送受端、各层级协调发展，推动挖掘流域、跨区域电力供需互补潜力，强化区域间互为备用、紧急情况临时支援能力，推动一批区域间电力互济提升工程，进一步促进省间资源统筹优化。
电力系统调节能力的提升与顶峰保供能力的增强，均离不开储能这一关键调节资源的深度参与。在各类调节资源中，新型储能凭借其响应速度快、调节精度高、布局灵活等独特优势，正日益成为支撑系统调节与保供的重要力量。
在提升调节能力方面，新型储能可有效平抑新能源出力的波动性与间歇性。2025年，全国新型储能等效利用小时数达1195小时，较2024年提升近300小时。其中新能源配建储能平均利用小时数约917小时，同比增长19.7%、约151小时。新型储能调用水平持续提升，在增强系统调节能力、促进新能源消纳、保证系统安全稳定等方面的作用日益突出。
在顶峰保供方面，新型储能可在用电高峰时段快速释放电能，有效缓解供电压力。2025年迎峰度夏期间，江苏、山东、云南等省先后开展全省新型储能集中调用，最大放电功率分别达714万千瓦、804万千瓦、474万千瓦，调用同时率达95%以上，成为顶峰保供的重要资源。国家层面也将增强用电高峰时段顶峰能力作为“十五五”期间储能侧的重点任务之一。
在支撑安全稳定运行方面，压缩空气、飞轮及重力储能因物理特性与同步机一致，具备惯量、频率和电压支撑能力。采用构网型控制的电化学储能，亦可实现虚拟惯量与电压、频率主动支撑。同时，新型储能凭借其响应快、精度高的特点，在调频、快速爬坡等服务中比传统电源更具优势。《规划》推动释放新型储能调峰、调频、调压、事故备用、爬坡、黑启动等多重效能。
新型储能发展成效显著的同时，仍面临关键挑战。一是电源侧新型储能的配置和利用效率仍需提升。现行政策已不再将配置储能作为新建新能源项目并网的前置条件，但随着新能源全面入市逐步推进，通过市场方式驱动新能源侧配置储能从而提升项目整体经济性，将成为新能源与储能的深度协同运行新模式。二是电网侧新型储能的顶峰保供作用有待加强。当前电网侧储能装机占比提升，其布局与电网规划协同性还需持续加强，且目前配置以跟网型为主，在弱电网下惯量及电压支撑能力不足，亟需拓展构网技术在储能侧应用。三是新型储能的多元应用场景有待进一步拓展。目前新型储能主要布局于电源侧和电网侧，在配电网及智能微电网等领域的应用仍处于探索阶段。随着分布式新能源快速发展，农村及城镇配电网面临电压越限、反向重过载等新问题，配电台区、工业园区、微电网以及多能融合等场景中储能的调节价值有待深入挖掘。
《规划》围绕新型电力系统建设，统筹供给侧、电网侧、用户侧、调节端协同发力，细化落实重点任务，明确保障机制。从新型储能视角看，这些任务部署体现了以下几方面的着力方向。
（一）充分发挥新型储能调节作用。《规划》推动增强电力系统调节能力，实现各类调节资源的高效调用。在新型储能调节能力提升方面，一是推动对具备条件的存量项目实施技术改造，持续提升调用水平；二是分地区制定新能源利用率目标，科学确定自用储能配置规模；三是在“沙戈荒”等新能源外送基地中，合理规划新型储能规模，着力提升通道新能源电量占比。通过新能源与新型储能的协同联动，推动配建储能由政策驱动转向市场牵引，有效提升新能源场站系统友好性和消纳水平。
（二）优化布局保供型电网侧独立储能。《规划》高度重视能源安全，构建新能源、储能、调峰气电、清洁高效煤电协同的电力供应保障体系，着力提升电力系统安全韧性水平，持续提高供电服务质量。《规划》提出加快布局一批可承担顶峰保供作用的电网侧独立新型储能电站，“十五五”时期全国新增规模约8000万千瓦，等效顶峰时长力争达到4小时，明确各地指导规模。推动加大构网型等技术应用，探索应用“火电+储能”等多元化黑启动模式。
（三）因地制宜推动新型储能构建新型电网。《规划》着力构建安全可靠、绿色低碳、坚强韧性、智能灵活的新型电网，促进主配微协同实现资源配置平台作用和服务功能发挥。在打造坚强韧性配电网方面，优化布局一批中低压配电网、台区新型储能项目，增强配电网综合承载能力和调节能力。在多场景建设智能微电网方面，布局建设一批源网荷储协同的智能微电网项目，提升新能源自发自用比例。
（四）积极拓展新型储能应用新业态新模式。《规划》促进电力与相关领域融合发展。在促进电力与算力协同发展方面，依托算力设施发展源网荷储一体化等新模式，提高算力设施绿电占比；在促进电热、电氢等协同联动方面，鼓励推广热电联产机组通过熔盐储热、热水储能等方式实现热电解耦，探索应用相变储热、固体储热等先进高温储热技术，拓展氢储能、氢发电等应用场景；在推动电力与交通融合方面，在交通廊道等区域优化布局一批风光储充换电站，在港口码头区域构建风光储协同运行的独立微电网，在交通枢纽等地区打造源网荷储一体化交能融合示范场景。
（五）全面推动新型储能参与电力市场。《规划》明确深化电力市场化体制机制改革，完善新型储能等各类新型主体参与电力市场制度，推动发用电两侧各类经营主体全面报量报价参与现货市场，完善包括调频、备用等品种的辅助服务市场体系，持续完善新型储能等调节性资源容量电价机制，建立可靠容量补偿机制，推动对电力系统可靠容量给予补偿。通过坚持“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的市场化原则，完善成本分摊与收益对等机制，保持新型储能等灵活性调节资源投资建设积极性。
“十五五”时期电力系统调节能力与顶峰保供能力建设面临更高要求，新型储能作为提升系统灵活性的关键手段，其科学规划与高质量发展至关重要。面向“十五五”，《规划》统筹优化各类调节资源布局，深化新型储能与源网荷各环节的协同，完善市场机制与价格信号，引导储能多元化、系统化、市场化发展，为新型电力系统构建和碳达峰目标实现提供有力支撑。
习近平总书记在2026年4月28日召开的中央政治局会议上强调加强水网、新型电网、算力网、新一代通信网、城市地下管网、物流网等规划建设。4月，李强总理在四川调研时指出，要积极探索新架构、新技术、新服务，打造安全可靠、绿色低碳、坚强韧性、智能灵活的新型电网。近期，国家能源主管部门出台《新型电力系统建设“十五五”规划》（以下简称《规划》），提出2030年初步建成新型电网的发展目标，明确了“十五五”若干重点任务，为科学构建新型电网提供了全面指引。
一、优化完善电网新架构，实现从单向逐级输电网络向主配微协同和多要素互动的变革
我国电网基础设施发展水平世界领先，已建成全球系统规模最大、电压等级最高、新能源并网容量最大的交直流混联大电网，最高电压等级达到1000千伏以上，是全世界唯一运行特高压交直流电网的国家。“十四五”全国“西电东送”能力突破3.4亿千瓦，建成投运8条特高压直流通道，华北、华东、华中特高压交流主网架基本形成，川渝电网升级至1000千伏，东北、西北、南方超高压网架有效覆盖，省间互济能力达到8000万千瓦，220千伏及以上输电线路长度超过百万公里，保障超10万亿千瓦时的年用电量需求，支撑超18亿千瓦新能源并网消纳，持续刷新全球特大型电网最长安全运行纪录。“十五五”时期，数据中心、可再生能源制氢、“新三样”等新兴高耗电行业以及电能替代拉动用电需求持续扩大，新能源将保持年均约2亿千瓦的快速增长，各类新型并网主体发展节奏加快，源网统筹规划、微电网与主配电网协同规划难度大，对电网资源配置能力、安全支撑能力、新要素承载能力等提出更高要求。
《规划》立足当前发展基础、着眼长远转型目标，围绕主配微协同的新型电网构建方向，系统性部署跨省区输电通道建设、完善区域主网架结构、打造坚强韧性配电系统、多场景建设智能微电网等重点任务，推动电网由传统的“发输配用”单方向连接网络，逐步升级为主配微协同贯通、源网荷储多元高效互动的网络平台。
主干电网强骨架、保安全、畅循环。一是着力推动电力流向布局优化，积极有序推进东北、中北、西北“沙戈荒”基地群和西南水风光基地群向东中部、川渝和南方负荷中心输电通道规划建设，2030年“西电东送”规模达到4.2亿千瓦以上，清洁能源大范围优化配置能力进一步提升。二是加强区域间电网互联互济水平，“十五五”建成投产6项、力争开工4项直流背靠背工程，跨省交流联系有效增强，全国省间电力互济规模达到1.2亿千瓦，更大程度打通省区间电力输送通道，充分挖掘电源和负荷特性互补潜力，提高紧急事故支援能力。三是持续优化完善区域主网架结构，坚持“区域电网为基础、区域间异步互联为主”的全国电网格局，华北、华东、华中区域主网架向能源资源富集和用电增长热点地区延伸，500千伏依托特高压电网逐步实施分区分片，东北、西北、南方加强省间重要断面联系，并完善省内主网架结构，提高大电网直流安全承载、本地电源可靠送出以及地区供电保障能力。配电网转角色、强能力、促互动。一是强化配电网规划引领和顶层设计，推进配电网柔性化、智能化、数字化转型，加快实现配电网从传统无源单向辐射网络向有源双向交互系统转变。二是全力推动配电网坚强韧性“三提升”，实施城网提质更新和农网建设改造，推进老旧设备更新，着力解决薄弱地区网架短板问题和县乡全停风险，提高供电可靠性水平。充分发挥《分布式电源接入电力系统承载力评估导则》的指导作用，针对性加强配电网建设改造，因地制宜采取汇流升压、配置储能等方式满足接入需求，促进分布式电源合理布局和就近就地消纳，2030年支撑9亿千瓦分布式新能源接入及安全稳定运行。适度超前规划变配电设施布局，在台风、雨雪冰冻、地质灾害等多发地区差异化提高局部规划设计和灾害防控标准，加快防灾抗灾改造提升。微电网拓场景、促协同。扩展微电网布局应用，分场景建设电网末端和海岛地区保供型、工业绿色园区、新能源富集村镇级等智能微电网，实施一批算电协同、零碳（低碳）园区项目，明晰微电网与公网物理、责任界面，提升微电网内部源网荷储协同运行水平，提升新能源自发自用比例。
二、攻关突破电网新技术，实现从技术领先到全面创新引领的跃升
近年我国电网装备技术研发应用取得积极进展，特高压技术世界领先，是全球唯一实现特高压交直流全套技术、装备、工程、标准自主化商业落地的国家，攻克超大规模交直流混联大电网仿真、特高压柔直、可控换相换流阀、柔性低频交流输电等核心技术，形成覆盖基础材料、功率器件、成套装备、工程建设、系统控制等完整上下游产业集群。“十五五”时期，电力系统“双高”特征持续凸显，电网形态和物理基础逐渐变化，新业态新模式快速发展，系统稳定机理与运行控制复杂度显著增加，人工智能深度赋能电网亟待取得突破，部分核心电工装备自主可控存在风险，对电网关键技术攻关、高端装备升级提出了更高要求。
《规划》强调加快电力领域新质生产力赋能，围绕新型电网建设关键技术瓶颈和产业链短板，系统性部署基础研究、技术攻关、装备研制、示范应用全链条任务，推动技术在传统规划、调度、装备、运维等专业技术体系基础上，向广泛应用数字化、智能化、电力电子化转变。关键技术攻关方面，面向“沙戈荒”、水风光、高海拔、深远海等应用场景，加快新型输电（100%新能源送出等）和构网型技术研究和示范应用。创新主配微电网协同运行与调度控制，突破慢过程等各类新型仿真工具手段，深化新型电网稳定机理分析。核心装备研发方面，着力突破超长距离特高压直流GIL、高电压大容量交直流海缆、超高海拔高地震烈度直流设备、特强导线等高性能装备研制瓶颈，攻克绝缘优化、在线智能监测等核心技术，加快补齐关键设备及产业链供应链短板，全面提升电力工业体系自主可控水平和核心竞争力。人工智能赋能方面，加强电网业务数据资源和数字技术开发利用，强化电网领域“人工智能+工基础理论研究与应用，推动人工智能技术在电网规划建设、设备管理、调控运行、供电服务、安全防御等方面深度应用，拓展量子通信、物联感知、5G-A/6G等先进技术与电网融合场景。
三、提质升级电网新服务，实现从供电保障向价值创造的转型
“十四五”，我国电网服务保障水平不断提高。城乡配电网供电保障能力和综合承载能力显著增强，全口径平均供电可靠率提升至99.931%。支撑全国统一电力市场体系初步建成，为市场化交易电量占全社会用电量比重超过60%提供物理平台基础。建成全球最大的充电网络，约2000万个充电设施有效保障超过4000万辆新能源汽车充电需求。用电报装“三零”、“三省”服务全覆盖，电价水平处于全球低位。绿电直连、智能微电网、虚拟电厂、车网互动等新业态蓬勃发展。“十五五”时期，新质生产力加速培育壮大，全社会绿电消费和重点产业绿色供应需求持续释放，“六张网”基础设施协同融合逐步深化，民生用电品质需求不断升级，全国统一电力市场建设纵深推进，对电网服务的精准性、普惠性、市场化水平以及绿电高效供给保障能力提出了更高要求。
《规划》紧扣服务转型主线，立足推动高质量发展、保障和改善民生等核心目标，针对性部署重点任务，推动电网服务从“用上电”向“用好电、用绿电”转变。服务国家战略和重点工程方面，部署一批保障国家能源安全、支撑国民经济高质量发展的重大电网工程，推动电网从支撑能源项目发展的“落实者”升级为保障国家战略落地的“先行者”，充分保障沙戈荒、水风光等大型清洁能源基地开发外送需求，有力支撑能源强国、区域发展等重大战略以及铁路、水电等关键基础设施布局建设。服务新能源高质量发展方面，完善电网公平开放服务体系，强化新能源接入保障和消纳支撑，优化新能源调控机制。做好分布式电源承载力评估测算，动态消除消除县域“红区”、设备反向重过载等新要素承载卡点堵点。推动绿电直连、绿电园区、源网荷储一体化等新业态科学有序发展，为各类主体绿色低碳转型提供支撑。服务和促进“六张网”协同发展方面，协同规划布局算力、电力项目，优化水电联合协同调度，推动电力与交通基础设施共享通道、管廊、杆塔等资源，探索新型电网与通信网共享铁塔、通道、站点，利用城市综合管廊资源推动电缆与多管线集约共建，为多网基础设施共建共享、国土空间资源高效利用提供坚实保障。服务重点领域用电方面，加强新质生产力相关用户集中区域电网建设，合理采用专用变电站供电模式，针对芯片制造、生物医药、精密加工等电能质量敏感型重点行业企业，电网、用户多方联合提升供电质量。服务民生用电保障方面，差异化推进老旧小区、城中村供电改造升级，采取新增电源回路、外电源切改优化等措施，推动消除民生供电保障薄弱环节。全面解决重要用户外电源配置不规范问题，提升极端情况下重要用户供电保障能力。推动开展充电设施布局规划，细化明确城市面状、公路线状、乡村点状充电网络空间布局方案，到2030年形成支撑超过1.1亿辆电动汽车的充电服务能力。服务全国统一电力市场建设方面，加快打造支撑电力市场畅通、高效、稳定运行的网架物理基础，盘活存量电网设备功能潜力，提高电网对各类市场主体安全灵活接入能力，为多类型、跨周期、大范围市场交易提供核心枢纽平台。
我国新能源装机规模持续扩大，风光出力随机性、波动性导致系统调峰、调频、备用资源刚性不足。传统调节资源高度依赖煤电灵活性改造、集中式储能，建设周期长、土地约束强、整体投资成本偏高。与此同时，用电侧蕴藏海量可调节资源潜力却被严重低估、亟待挖掘。终端电气化水平不断提升，分布式光伏、电动汽车、用户侧储能和数据中心等资源快速增长，加之工业可中断负荷、商业楼宇空调等资源，具备短时可调、广泛分布、聚合建设轻量化特征。《新型电力系统建设“十五五”规划》（以下简称《规划》）首次提出将虚拟电厂作为用电侧协同互动的重要载体，明确2030年预期性建设规模目标，将有力促进我国虚拟电厂新模式、新业态发展，打通用电侧分散资源聚合、市场化交易、多元价值兑现全链条，推动虚拟电厂从应急需求工具跃迁，兼具保供、消纳、市场、民生多重价值的新型市场主体，推动电力系统由供给侧单向调节向供需双向互动、协同平衡转变。
虚拟电厂的战略定位在《规划》中实现了根本性跃升。从角色定位上，《规划》将其明确为促进用电侧协同发展的重要手段之一，成为推动用电侧从“被动跟随”向“主动协同”转型的核心抓手，在新型电力系统中承担起更为基础性、系统性的功能定位。从市场功能上，《规划》明确提出推动虚拟电厂常态化、规模化参与电力市场交易。其中，“常态化”意味着虚拟电厂将深度融入电力系统日常运行，从应急工具转变为具备持续参与中长期、现货、辅助服务等多品种交易能力的核心参与方；“规模化”则要求形成稳定、可预期的调节能力供给，真正成长为电力市场中不可或缺的主体。在具体规模上，《规划》明确，到2030年，虚拟电厂最大调节能力超过5000万千瓦，成为用电侧协同互动的重要载体。
二、培育壮大市场主体，引导售电公司向虚拟电厂运营商转型
虚拟电厂的规模化发展，离不开优质市场主体的支撑。作为电力市场的重要参与主体，售电公司具备开展虚拟电厂业务的基础优势。特别是已完成市场注册的售电公司，其已具备参与中长期和现货市场购售电业务的主体资质，相较其他虚拟电厂运营商，可减少售电资质申请等市场准入环节。然而，多数售电公司长期以购售电业务为主，在资源聚合、负荷预测、智能调度等技术能力方面仍存在短板，向资源聚合商的转型过程中面临较高技术和运营能力门槛。
《规划》明确支持具备条件的售电公司发展虚拟电厂业务，从市场主体维度为虚拟电厂发展指明了方向。一方面，明确了售电公司从传统单一的电量中间商，向兼具技术与响应能力的资源聚合商和综合能源服务商转型升级的清晰路径；另一方面，通过设置差异化的准入导向，引导售电行业摆脱传统低水平价差竞争的发展模式，转向负荷预测、资源聚合与智能调度等更精细化的核心能力建设，推动售电公司业务从单一购售电业务向综合能源服务跨越，不仅拓展业务边界和盈利空间，更为虚拟电厂规模化发展提供坚实的主体支撑。
当前，虚拟电厂已从试点探索逐步迈向规模化推广阶段。尽管其能够聚合各类灵活性资源，为电力系统提供调峰、调频、备用等多样化服务，但受限于商业模式的不成熟，虚拟电厂的市场价值尚未完全兑现，尚未形成可持续的盈利闭环。现有电价体系对灵活性资源的定价能力不足，辅助服务市场补偿标准偏低，峰谷价差激励作用有限，导致虚拟电厂参与系统调节的边际收益难以覆盖聚合成本。
针对这一问题，《规划》明确提出创新商业模式，推动虚拟电厂加快发展，标志着“十五五”期间虚拟电厂的发展逻辑从政策驱动迈向市场驱动。面向“十五五”发展，虚拟电厂的盈利模式将从单一的需求响应补偿，向电力现货市场收益、辅助服务收益、容量补偿、增值服务等多元的收益结构演进。同时，分布式资源的不同特性也决定虚拟电厂需构建多元化商业模式。随着车网互动，算电协同、绿电消纳等用电新场景的快速发展，虚拟电厂商业模式将由传统调节服务向多场景融合、多市场协同拓展。
“十五五”期间，深入挖掘新兴业务的分布式资源商业价值，将成为虚拟电厂提升市场竞争力的重要途径。各类的新兴业务的规模化发展也为这一多元收益模式提供新的想象空间。《规划》明确指出到2030年，建成可支撑超过1.1亿辆电动汽车出行的充电基础设施网络，车网互动聚合可调充电规模将达到5000万千瓦——电动汽车既是聚合资源，也是收益载体，既可在用电高峰时向电网反向送电参与调峰获得补偿，又可在新能源大发时低价充电吸纳绿电降低用电成本，这种“双向套利”的能力使电动汽车成为虚拟电厂商业闭环中最具发掘潜力的可调资源之一。
四、完善制度机制与标准体系，夯实虚拟电厂规范发展的制度底座
虚拟电厂要实现从能调节走向可靠调节、高效调节，完善的制度体系是不可或缺的重要保障。当前，部分地区虚拟电厂仍面临市场准入门槛不一、跨省跨区衔接不畅、接入响应标准化程度不足以及调用补偿机制不健全等堵点，制约了其市场化响应潜能的充分释放。
《规划》系统提出完善虚拟电厂交易规则、技术标准体系、建设运行管理机制和接入调用机制，从四个维度构建了虚拟电厂的制度框架。四个层面各有侧重、相互支撑——交易规则解决市场参与的制度通道问题，技术标准与接入调用解决分布式资源互联的技术规范问题，建设运行管理解决虚拟电厂项目落地的操作指引问题，四个维度互补互促，共同构成覆盖“市场准入—技术规范—建设运营—调度运行”全链条的制度闭环，为虚拟电厂从试点探索迈向规模化发展提供了全面的制度保障。
总体来看，“十五五”是虚拟电厂从试点示范迈向规模化发展的关键五年。紧扣《规划》部署要求，以商业模式创新激活市场活力，以制度机制完善夯实发展底座，以聚合能力提升筑牢运行根基，以规模化目标引领发展方向，必将推动虚拟电厂在新型电力系统中发挥更大作用，为新能源消纳和电力安全保供提供有力支撑。
9、推进电力安全治理体系和治理能力现代化 夯实电力安全高质量发展基础
电力安全是国家安全的重要组成部分，是能源强国建设、经济社会高质量发展的基石。“十五五”时期，能源绿色低碳转型加速推进，新型电力系统建设进入关键攻坚期，传统安全风险与新型风险交织叠加，对电力安全治理提出更高要求。《新型电力系统建设“十五五”规划》（以下简称《规划》）专章部署推进电力安全治理体系和治理能力建设，坚持系统思维统筹发展和安全，明确未来五年电力安全治理重要任务，以治理现代化筑牢防范化解重大安全风险、坚决遏制重特大事故的制度根基，推动电力高质量发展和高水平安全实现良性互动。
《规划》将“加强电力安全运行和涉网安全管理”摆在首位，体现关口前移、筑牢防线的核心导向。健全事故风险防御体系和运行风险管控体系，将风险识别、评估和预警融入日常运行管理，实现对风险的可知可控，提升电力安全风险防控的战略主动性。建立各类电源运行风险监测预警机制，加强各类并网主体涉网安全管理，提升涉网风险管控能力。加强二次系统技术监督体系化建设，明确电网企业、发电企业、电力调度机构、电力用户等各方职责，加快培育电力二次系统技术监督服务市场培育，规范电力二次系统技术监督流程管理。对大坝安全智能化监测、网络安全防护等关键环节进行专门强调，彰显了以科技手段提升本质安全水平的战略导向，将安全技术建设融入电力系统发展全过程、各领域。
面对极端天气、自然灾害多发强发的新常态，提升电力系统在极端工况下的生存能力和恢复能力至关重要。《规划》系统部署了应急能力的全面提升，着力健全统一高效的应急指挥机制和灵敏准确的预警响应机制，确保在突发事件下快速响应、科学决策。加快推进国家电力应急力量建设，构建起国家级基地为骨干、区域级力量为支撑、地方和企业力量为补充的立体化应急力量格局，形成应对重大风险的“拳头”力量，提升电力系统在外部冲击下具备更强的抵御、适应和快速恢复能力，构筑保障经济社会运行的坚实屏障。
重大电力工程是能源转型的骨架，安全质量直接关系重大战略实施落地成效。《规划》将监管聚焦于大型水电、核电、特高压、“沙戈荒”基地等重特大工程，体现了对“发展决不能以牺牲安全为代价”这一底线的坚决贯彻。建立工程建设全链条质量监管体系，本质上是将安全责任从施工环节延伸到设计、采购、监理、验收的全生命周期，实现质量责任的闭环管理，从源头上杜绝因工程质量问题引发的安全风险，着力将每一个重大工程都打造成经得起历史检验的“精品工程”和“安全工程”，为能源强国建设提供坚实的物理基础。加强质量监督机构和人才队伍建设，为监督体系的有效运转提供了坚实的组织保障。
明确重点行动，以制度和技术创新提升电力安全治理效能
《规划》中提出的专栏重点行动，将宏观部署转化为具体实践的“施工图”。《电力安全事故应急处置和调查处理条例》和《电力安全工作规程》等法规标准的制修订，为新形势下电力安全生产划定红线约束、提供制度规范准绳、引导电力安全发展。构建多元化黑启动电源体系，探索“火电+储能”、新能源、柔性直流、构网型储能等新模式，为保障电网在极端故障后具备“重启”能力提供关键技术储备，是提升系统自愈能力的具体举措。针对新型并网主体开展涉网安全管理提升专项行动，要求涉网设备在耐频耐压、故障穿越与构网能力等方面达标，从源头上确保海量新主体安全可靠接入电网。通过数智赋能推动电力建设安全质量“阳光工程”行动，将安全生产责任压实到“最后一公里”，实现对人、机、环、管等核心要素的精准管控。
总体而言，《规划》中电力安全治理部分准确把握“十五五”时期电力安全发展面临的新风险新挑战，坚持底线思维、强化风险意识，系统提出的电力安全重点任务，不仅是提升电力安全治理能力的行动指南，更是对统筹高质量发展和高水平安全这一国家战略要求的深刻践行，为构建新型电力系统、建设能源强国、支撑中国式现代化提供了坚实可靠的安全保障。
10、推进电热氢协同融合发展 支撑新型电力系统建设
《新型电力系统建设“十五五”规划》（以下简称《规划》）将“促进电热、电氢协同联动”作为促进电力与相关领域协同融合发展的重点任务，围绕热电解耦、先进热电转换、高温储热以及绿电制氢氨醇、氢储能、氢发电、火电掺氢（氨）等作出部署。其核心是发挥不同能源形态在转换、储存和利用环节的互补优势，将热力负荷、储热设施、制氢负荷和氢基能源纳入系统协同优化，拓展调节资源类型、新能源消纳空间和绿色替代路径。
完善多时间尺度调节体系。随着新能源占比持续提高，电力系统既面临秒级、分钟级功率波动，也面临日内、多日乃至季节性电量平衡问题。热泵、电锅炉、制氢电解槽等具有不同响应速度的负荷调节潜力，储热设施可承担小时级、日内和多日能量转移，氢能则具备大规模、长周期储存潜力，有利于形成快慢结合、长短互补的调节体系。
拓展新能源消纳利用方式。电热氢协同可将新能源利用由发电拓展到供热、制冷、制氢氨醇等多种形态。在新能源集中出力、电网送出受限，或本地具有稳定用热、用氢需求的地区，通过电制热、电解水制氢与储热储氢协同运行，可将难以即时利用的新能源电量转化为热能和氢能，提高新能源供需匹配度。
拓展重点领域绿色替代路径。对于适宜电气化的工业供热、建筑供暖和制冷场景，可通过热泵、电锅炉等提高电气化水平；对于化工、冶金等直接电气化难度较大的领域，可发挥绿色氢氨醇的燃料和原料属性，推动绿色电力向热力、燃料和原料延伸，拓展重点用能领域绿色转型路径。
政策部署持续深化。近年来，国家已围绕电热、电氢协同做了多项政策安排。《关于提升电力系统调节能力的指导意见》明确，火电厂计量出口内建设的电供热储能设施按照系统调峰设施管理，对其深度调峰贡献给予合理经济补偿，其用电参照厂用电管理但统计上不计入厂用电。《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》提出，推动储电、储热、储冷、储氢等多类型储能技术协调发展和优化配置。《煤电低碳化改造建设行动方案》将绿氨掺烧列为煤电低碳化改造建设的重要技术路线。这些政策为《规划》进一步推动电热氢协同、系统运行调用和跨领域绿色替代奠定了基础。
电热协同已积累实践经验。热电联产机组供热改造持续推进，熔盐储热、热水储热、电锅炉和热泵等技术加快应用。山东、河北、吉林等地热电联产项目利用低价时段电力储热、高价时段放热替代机组抽汽供热，验证了储热设施参与削峰填谷和热电解耦的作用。辽宁、内蒙古、山西等地也在积极探索风电直供、储热协同的绿色供暖模式。
电氢协同应用场景不断拓展。电解水制氢装备的宽负荷运行和快速响应能力持续提升，风光制氢氨醇、氢储能、燃料电池发电、燃机掺氢和煤电掺氨等已开展多种形式的示范。制氢装置可作为灵活负荷促进新能源消纳，储氢设施可支撑长周期电量平衡，氢氨醇可服务重点行业绿色转型，氢发电及火电掺氢（氨）则为电力保供和传统电源低碳转型提供新的路径。
技术经济性仍需提升。高参数热泵、相变储热、固体储热等技术尚需加强工程验证，部分储热项目受到投资成本、场地条件、利用小时和价格机制等因素制约。绿氢制取成本较高，规模化储运基础设施仍不完善，“电—氢—电”多次转换效率仍然较低。不同技术适用场景差异明显，需因地制宜选择。
规划运行协同仍显不足。电、热、氢系统分属不同专业和管理环节，在资源布局、建设时序和运行方式等方面尚未充分衔接。热电联产机组既承担供热责任，又需要参与电力调节；储热设施的接入位置和方式也会影响其用电性质和调度关系；制氢项目既是生产性负荷，也可在具备相应控制能力时成为系统调节资源。相关接入、调度和性能核验规则仍需完善。
价值实现机制尚待健全。热电解耦和储热设施新增的调节能力、可靠容量尚缺乏统一核定方法。《规划》提出修订《热电联产管理办法》、优化热电成本分摊机制，为理顺电热关系、完善价值实现机制指明了方向。柔性制氢、氢储能的需求响应和长周期调节价值也有待体现。绿色氢氨醇、绿色热能等非电能源产品的统计核算、绿色认证及价值衔接机制仍需完善。
因地制宜推进热电解耦改造。《规划》提出，鼓励推广热电联产机组通过熔盐储热、热水储热等方式实现热电解耦。应根据机组类型、热负荷和系统调节需求合理选择技术路线，低温供暖可挖掘热网蓄热能力，配置热水储热设施；中高温工业用热可结合实际采用熔盐储热等技术；具备新能源直供或低价电力条件的项目可配套电锅炉、热泵设施。其关键是在保障供热安全的前提下，降低热负荷对机组发电出力的刚性约束，提高机组调峰、顶峰和市场适应能力。
推动先进热电转换和储热技术应用。《规划》明确试点应用高参数热泵等先进热电转换技术，探索应用相变储热、固体储热等先进高温储热技术。低温供暖及余热回收场景优先采用高效热泵，工业蒸汽和高温供热可试点应用高参数热泵，并加强热源、转换、储热和用热系统一体化设计，推动相关技术由单体示范向系统集成应用拓展。
健全电热资源联合运行方式。《规划》强调推动联合运行提高灵活调节能力，核心是推动电网、热源、热网和用户侧储热设施协同运行。将具备稳定供热能力的热泵、电锅炉和储热设施纳入供热保障能力统筹考虑，优化必开机组和最小出力安排，对稳定可调用的新增顶峰出力，研究计入机组可靠容量。推动工业供热、建筑供暖和制冷负荷在保障生产和用热品质的前提下参与需求响应，形成源侧解耦、网侧协同、用户互动的电热协同体系。
强化新能源与制氢负荷协同。《规划》提出拓展绿电制氢氨醇应用场景。依托新能源基地，统筹新能源出力、制氢负荷、储氢能力和消费需求，优化风光、制氢和储氢配置。通过绿电直连、智能微电网、虚拟电厂等模式，引导电解水制氢装置根据新能源出力和系统需要灵活调节负荷，促进新能源开发、制氢生产与电力系统协同运行。
分类拓展电氢协同应用场景。《规划》同时将氢储能、氢发电、火电掺氢（氨）等纳入重点应用场景，体现了对新能源消纳、长时调节和传统电源低碳转型的统筹考虑。绿色氢氨醇可作为原料和燃料，服务化工、冶金、交通等难以直接电气化领域绿色转型；氢储能和氢发电重点面向连续多日新能源低出力、跨季节电量调剂和应急备用等场景，发挥大规模、长周期储存优势；火电掺氢、掺氨坚持试点先行，统筹绿色替代、机组安全和减碳效果，探索传统电源低碳转型路径。
完善协同运行和价值实现机制。对参与电力系统运行的氢能项目，应完善接入论证、运行控制、计量结算和安全监管要求。具备快速响应和宽负荷调节能力的电解水制氢装置，可作为可调节负荷参与需求响应；氢储能、氢发电可按实际调节能力参与电力市场。同步健全绿色氢氨醇非电绿色认证、碳足迹核算和绿色属性传递规则。
《规划》将促进电热、氢协同联动纳入“十五五”新型电力系统建设重点任务，明确了热电解耦、先进热电转换、高温储热和电氢协同多场景应用方向。“十五五”时期，要立足各地资源禀赋、负荷特性和系统需求，统筹技术应用、工程布局、联合运行和机制衔接，推动电热氢优势互补、协同互动，将规划部署转化为增强系统调节能力、扩大新能源消纳和促进绿色替代的实际成效，为新型电力系统建设提供有力支撑。
11、构建电力综合保障体系 推动“十五五”电力供应安全充裕
电力行业规划研究与监测预警中心综合战略规划研究所所长 王雪松、综合战略规划研究所电力供需研究室处长 张剑
党中央高度重视能源安全和保障工作，中央深改委审议通过的《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，明确将安全充裕确立为新型电力系统的核心特征。国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要更是从中长期发展层面对提升电力安全保障能力作出总体部署。
“十四五”期间，我国电力保供工作攻坚克难、承压前行，成功应对国际能源价格大幅波动、流域来水极枯、极端天气等内外部风险挑战。“十五五”是实现碳达峰目标的关键期、攻坚期，电力供应安全充裕是根本保障，也是有效应对各种风险、切实保障民生需求的必然要求。《新型电力系统建设“十五五”规划》（以下简称《规划》）全面贯彻落实相关要求，将夯实综合保障能力、确保电力供应安全充裕作为核心任务，全面加快构建新型电力系统，并建立健全电力供应充裕度预警机制。
“十五五”期间，我国高技术及装备制造、算力设施、充换电服务等用电增长新动能仍将保持快速发展，居民生活用电伴随家庭电气化水平提升稳步增长，农业机械化、电气化水平也将持续提高。预计“十五五”期间，我国全社会用电量年均增量6000亿千瓦时以上，相当于每年增长一个德国的全社会用电量，电力弹性系数保持1.0以上。
“十五五”期间，新能源发电的主体地位进一步凸显，预计2030年我国新能源装机占比将超过50%，然而新能源发电特性与负荷侧用电需求存在三方面“错配”。春季负荷低谷期新能源大发，夏冬季负荷高峰期新能源出力较小，形成“季节性错配”；寒潮、高温等天气过程导致负荷快速拉升和新能源出力下降，形成供电“剪刀差”，产生“过程性错配”；午间光伏大发消纳困难、晚峰无光保供困难，“又多又少”矛盾加剧，凸显“时段性错配”。同时，随着新能源渗透率持续提高，光伏出力在“日出日落”时段呈现大幅升降的波动特征，电力系统调节压力也在逐年增加。
近年来极端高温、寒潮等天气过程多发频发，降温、采暖负荷集中释放导致负荷“尖峰化”特征不断加剧。“十四五”期间，我国夏季降温负荷占最大负荷的比例已达到30%，迎峰度夏期间气温每升高1℃，全国最大负荷增长约3000—4000万千瓦。预计“十五五”期间，极端天气仍将是电力需求增长不确定性的重要影响因素，加大电力供应保障的难度。此外，自然灾害、寒潮覆冰、汛期来水特枯、电力系统网络安全风险等也对“十五五”电力供应保障提出更高要求。
“十五五”期间，电力需求刚性增长、新能源出力与负荷特性错配加剧、传统与非传统保供风险交织，复杂的供需形势客观上要求电力保供标准从传统的“安全可靠”向“安全充裕”升级。安全是能源电力发展的底线和前提，保障经济社会发展基本用电需求，降低石油、天然气等化石能源对外依存度，筑牢电网运行安全防线，保障突发紧急情况下的稳定供应，是电力保供工作的应有之义。
充裕是支撑我国社会主义现代化强国建设的必然要求，电力供应要为新动能、新业态、新产业的发展留有合理裕度。同时充裕也是对冲各类不确定性的核心确定性支撑，唯有保持适度充裕的供应能力才能有效应对各类风险冲击。为此，《规划》坚持“适度超前、不过度超前”原则，始终将安全充裕摆在电力规划首位。
《规划》将安全充裕的总体要求落地为可量化表征的核心指标，创新性提出了电力供应充裕度的概念，定义为电力保供控制时段的保供能力与最大负荷比值。同时，《规划》坚持系统思维，全方位统筹源、网、荷、储各环节电力保供能力，经科学论证，提出了全国电力供应充裕度达到1.1以上的约束性目标。在此基础上，为更加精细化管理和指导“十五五”期间我国电力供应保障能力建设，提出建立健全电力供应充裕度预警机制的重要举措。
为实现“十五五”电力供应安全充裕目标，我国电力保供思路进一步优化调整为，优先挖掘省间电力互济潜力，充分发挥用电侧削峰能力，创新利用新型储能顶峰作用，持续提高非化石电源电力支撑水平，夯实传统电源电力保供基础。
我国幅员辽阔，区域间经济结构、气候条件和用电特性差异明显，区域间具有较大的错峰互济潜力和效益。进一步增强区域内和跨区域省间互济能力，有助于降低用电紧张的局部省份在高峰时段的保供压力，实现电力资源全局性优化配置。以今年7月14日为例，全国用电负荷达到15.53亿千瓦（创历史新高），当日跨省跨区最大输送电力达2.78亿千瓦，有力支撑全国用电保障。《规划》提出，要充分挖掘跨流域、跨区域电力供需互补潜力，强化区域间互为备用、紧急情况临时支援能力，全面提升系统安全韧性水平。
用电侧资源灵活参与供需调节，可以大幅提升保供经济性与资源利用效率。“十五五”期间，随着虚拟电厂、微电网、源网荷储一体化等新业态新模式更加成熟，用电侧调节潜力将得到进一步释放。《规划》提出，要充分发挥市场作用，引导分布式电源、可调节负荷、电动汽车充电基础设施等各类分散资源聚合参与电力削峰和填谷，并提出了到2030年全国用电侧削峰能力达到1亿千瓦以上、虚拟电厂最大调节能力超过5000万千瓦发展目标。
对于负荷峰谷差率和新能源装机占比较高的地区，在电网关键节点布局独立新型储能电站，充分发挥储能的电量搬移作用，将富余时段电量调配至高峰时段释放，有效平抑新能源出力波动，破解“晚峰无光”等保供难题。《规划》提出，“十五五”期间全国新增新型储能规模中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，相当于减少新增煤电装机5000万千瓦。
《规划》预计到2030年，我国以新能源为主体的非化石电源装机接近总装机的65%，应同步压实其在电力保供中的重要责任。《规划》提出强化水电顶峰、调节与稳定支撑能力，积极安全有序发展核电，提升新能源电力支撑水平等重点任务。同时，引入了非化石电源电力支撑水平的概念，并提出2030年达到40%左右的目标。为提升非化石电源电力支撑水平，一方面，需要推动长时间尺度、高精度新能源功率预测技术大范围应用，充分利用配建储能、抽蓄等调节能力，大力提升新能源安全可靠替代能力。另一方面，需要通过跨流域联合优化调度，强化水电顶峰支撑能力，同时积极安全有序发展核电，持续发挥核电的稳定电力支撑作用。
科学优化布局天然气发电。“十五五”时期，气电发展定位是保障电力供应安全的补充性支撑电源，是促进新能源消纳、提高清洁降碳水平的重要调节性电源。当前燃气发电仍存在装备自主可控水平不足、发电成本疏导机制有待完善等短板，为充分发挥气电调节保供价值，推动我国相关技术装备自主可控，《规划》提出完善天然气发电政策，因地制宜布局一批调峰气电兼顾电力保供。
夯实煤电兜底保障作用。“十五五”期间，煤电既要为应对用电高峰的负荷增长提供电力支撑，又要进一步提升调节能力促进新能源消纳，同时还要加强自身的节能降碳，为全社会碳达峰作出贡献。为此，《规划》从四个方面系统性提出了“十五五”期间煤电发展的重点任务。一是优化装机结构，稳妥有序关停煤电机组；二是合理控制装机规模，严格落实双碳战略与重点区域大气污染防治要求，执行新版火电建设标准；三是积极推动煤电节能降碳，推动现役煤电机组实施宽负荷高效改造，制定煤电与新能源融合发展政策；四是落实新一代煤电升级专项行动要求，提升煤电深调、快调、高效调节能力，完善煤电容量电价机制。
“十五五”期间，我国将加快建立健全电力供应充裕度预警机制，为新型电力系统的安全充裕“问诊把脉”，并同步构建电力综合保障体系，加强规划内重大保供电源、电网项目建设投产情况的跟踪，强化电力供需形势的监测预警，确保电力供应安全充裕。
12、积极推动煤电节能降碳 有力支撑电力行业碳减排
当前一个时期，煤电仍然是我国能源电力保供的压舱石，煤电节能降碳是支撑电力行业碳减排、助推实现碳达峰的关键手段。近日，国家发展改革委、国家能源局出台《新型电力系统建设“十五五”规划》（以下简称《规划》），一体推进煤电节能降碳、支撑调节性电源转型和供应保障能力提升，促进煤电与新能源融合发展，清晰体现出“协同现役新建、融通改造升级、服务全域降碳”的系统性工作思路，努力实现电力保供、系统增效、节能降碳全局性综合效益最优。
（一）煤电节能降碳为实现“双碳”目标提供战略支撑。长期以来，煤电为我国能源电力安全提供了坚实保障。随着“双碳”目标深入推进，煤电加快清洁低碳转型发展迫在眉睫。当前，煤电碳排放量占全国碳排放总量的比重约四成，煤电节能降碳对全经济范围温室气体减排产生重要影响。“十五五”积极推动煤电节能降碳，能够有效促进电力行业碳减排，为支撑实现国家自主贡献目标奠定坚实基础。《规划》从路径选择、模式创新、重点布局等领域对“十五五”煤电节能降碳部署一揽子任务举措，将为实现碳达峰后的全社会深度脱碳积累宝贵经验，促进形成可复制、可推广的技术路径和管理模式，为实现碳中和目标争取战略空间。
（二）煤电节能降碳为提升系统调节能力提供有效保障。随着新型电力系统中的新能源占比逐步提高，服务新能源大规模并网和消纳，煤电从基础保障性电源加速向支撑调节性电源转变，煤电运行模式将由高负荷率、稳定基础负荷转向低负荷率、灵活调峰运行，这对煤电调节性能提升和能耗水平控制提出了更高要求。“十五五”积极推动煤电节能降碳有助于降低煤电机组在低负荷、深度调峰等运行工况下的碳排放，支撑新型电力系统安全稳定运行。《规划》引导煤电以更低的碳排放量释放自身灵活调节潜力，为更大规模新能源并网消纳腾出空间，扩大电力系统绿色发展综合效益，形成煤电与新能源协同互补、良性互动的降碳格局。
（三）煤电节能降碳为发展电力新质生产力提供新动能。煤电节能降碳兼具产业提质升级、培育新兴赛道等多重价值，是依托传统产业改造发展新质生产力的重要抓手。一方面，煤电产业是我国的重要基础设施，存量煤电资产体量巨大、从业人员规模庞大，产业中长期发展面临资产价值下降、人才流失等多重风险。“十五五”积极推动煤电节能降碳有利于引导产业平稳转型，拓展煤电在灵活调节、碳资产交易等方面的增量价值，提升煤电产业经济价值和社会价值。另一方面，《规划》部署的煤电节能降碳改造任务落地实施后，有助于加快释放规模化煤电设备更新改造投资，带动相关装备制造、技术服务等上下游产业链迭代升级，形成新的经济增长点，促进煤电领域新质生产力赋能电力高质量发展。
《规划》立足“双碳”目标要求，紧扣“十五五”新型电力系统建设总体部署，统筹制定今后五年的煤电节能降碳工作目标和任务主线，将为实现新型能源体系单位发电量碳排放下降目标作出积极贡献。
（一）深挖存量能效潜力，做好低负荷工况煤耗控制。针对新能源大规模并网后煤电机组长期深度调峰、低负荷运行导致供电煤耗和度电碳排放上升等问题，在系统性开展存量煤电机组节能提效工作的基础上，有效衔接煤电“三改联动”，加强超（超）临界机组宽负荷设计优化，综合采取汽轮机通流改造、汽轮机热力及疏水系统优化、烟气余热综合利用、辅机设备调速改造等宽负荷高效改造技术手段，实现现役机组低负荷供电煤耗增幅有效控制。推动宽负荷节能提效综合改造技术集成应用，实施一批60万千瓦等级跨代升级改造项目，支撑实现《规划》提出的低负荷工况下煤耗增幅控制在25%以内目标。
（二）布局前沿控碳脱碳技术，做好节能降碳改造示范。长期以来，我国持续推进煤电改造升级，存量煤电机组基本实现“应改尽改”，煤电能效水平总体达到世界领先水平，2025年全国6000千瓦以上火电厂平均供电煤耗已降至301.9克/千瓦时，进一步节能降碳的空间持续收窄。“十五五”煤电需要在常规节能降碳基础上，依托源端燃料替代、末端固碳用碳等技术探索煤电深度控碳脱碳的可行路径：在农林废弃物资源富集区域推动煤电掺烧生物质；在风光资源富集且已配套布局绿色氢氨醇项目地区，探索对具备条件的煤电机组掺烧绿色燃料；在具备地质封存条件、化工产业集聚的区域结合需要部署二氧化碳捕集装置，拓宽驱油、制甲醇、碳循环利用等终端利用场景。务实推动《规划》提出的在具备条件的地区改造建设一批零碳低碳燃料掺烧和碳捕集利用及封存项目落地实施。
（三）推动电与新能源融合发展，拓展煤电降碳路径。合理控制煤电发电量是电力行业降碳的关键抓手。现役煤电机组通过调节能力改造、增设储能储热系统、送出系统增容、建设厂区或近区新能源等方式，为新能源腾挪发电送出空间，在继续发挥好煤电支撑调节能力的前提下，鼓励新能源直接接入煤电机组的热力系统和送出系统，对部分燃煤供热及发电量实现绿色替代，合理控制耗煤量，降低煤电碳排放，提升新能源消纳利用水平。有效促成《规划》提出的推动煤电与新能源系统耦合集成，实现一体化调控送出，降低燃煤发电量目标任务达到预期。
总体看来，煤电节能降碳是“十五五”落实“双碳”目标要求、加快构建新型电力系统、推动煤电高质量发展的重大部署，具有重要现实意义和战略价值。电力行业将以《规划》为引领，积极推动煤电节能降碳，为加快构建新型电力系统、推动能源绿色低碳转型作出更大贡献。
13、全国一盘棋优化电力流向布局 谱写西电东送高质量发展新篇章
电力行业规划研究与监测预警中心综合战略规划研究所所长 王雪松、综合战略规划研究所电力流向优化研究室处长 李丁
全国电力流向是能源资源配置的重大生产力布局，是新型电力系统重要组成部分，事关经济社会发展、能源电力供应安全保障和绿色低碳转型。《新型电力系统建设“十五五”规划》（以下简称《规划》）提出，到2030年，我国西电东送输送总规模突破4.2亿千瓦，构建东北、中北、西北“沙戈荒”基地群与西南水风光一体化基地群协同送电的全新电力流向格局。西电东送作为国家能源战略的“主动脉”，在新时代、新形势背景下承担了全新的历史使命，深入理解和准确把握《规划》关于西电东送的决策部署，对加快构建新型电力系统、保障国家能源安全、促进绿色低碳转型具有重要意义。
历经四十余年持续建设，我国西电东送经历了由初步设想、局部开发，逐步演进为系统发展的漫长历程，形成了“全国统筹、技术自主、清洁主导、多区互济”的新时代格局，在全国电力资源优化配置方面发挥着关键支撑作用。截至2025年底，全国西电东送输送容量突破3.4亿千瓦，特高压“24直21交”网架格局基本形成，直流通道年输送电量约8000亿千瓦时，有力支撑中东部区域用电需求，促进西部地区资源优势转化为经济优势。
随着特高压输电通道的大规模建设，我国已全面掌握了具有自主知识产权的特高压核心技术与全套设备制造能力，特高压、柔性直流、构网型装备等领域核心技术专利占全球八成以上，电力关键原材料与核心元器件国产化进程持续提速，实现了由技术引进到跟跑、并跑至领跑的阶段性跨越。张北柔直、乌东德多端混合直流、±1100千伏准东至安徽特高压直流等标杆工程建成投运，在高海拔、长距离、大规模新能源送出场景积累了丰富工程经验。交直流混联大电网运行管控体系稳步完善，大电网安全运行指标保持全球最优水平，配套电源多能互补运行模式全面落地，为高比例风光远距离外送提供完备技术与产业支撑。
在“双碳”战略纵深推进与外向型经济高质量发展的双重驱动下，中东部受端地区的能源消费结构加速向绿色低碳转型，更加注重外来电的清洁绿色属性。《规划》立足“双碳”战略与新发展格局统筹谋划西电东送建设。西电东送的功能定位已不再局限于缓解东部地区能源供需矛盾，更成为落实全国非化石能源消费比重目标和中东部负荷中心能源结构优化的关键抓手。“十五五”时期，西电东送的核心价值正加速从“保供应”向“保供应与调结构并重”转变，加快迈向“促转型与调结构”为主的新发展阶段。
在“双碳”目标与国家区域协调发展战略双重驱动下，送受端电力供需格局发生深刻变化。从传统送端地区来看，“十五五”期间，我国电力需求将保持稳步增长，川滇黔等传统送端地区水电开发潜力逐步收窄，算力、高端制造、绿色高载能产业加速向非化石能源富集的西部地区转移，本地用电需求刚性增长，外送空间持续收紧；从受端地区来看，东部负荷中心在保障供电安全稳定需求的前提下，又希望获得低成本的绿电补充，叠加本地新能源装机快速增长，与西部外受电力同质化竞争问题凸显。送受端供需结构的系统性变化，在送电曲线、电价承受能力等方面的利益协调难度加大，对跨区消纳平衡提出了更高要求。
输电走廊作为通道建设的重要载体，其资源约束已成为制约西电东送可持续发展的关键瓶颈。一方面，生态与空间约束叠加，西部新增送端地区多位于生态敏感区，可选择路径十分有限；中东部大型城市群、东部过江廊道资源限制下的线路走廊用地资源要素持续紧张，通道落地面临征地难、拆迁成本高等问题。另一方面，特高压直流输电通道采用“点对点”远距离输电方式，需途经地区提供廊道资源，协调难度和推进落实压力持续增加。
区别于路网、水网等运输通道，交流同步电网属于非线性、多耦合的巨型复杂系统，单一电气元件故障可能引发系统全局失稳风险。随着跨省区输电通道规模持续扩大，输电通道与送受端区域电网运行耦合关系愈加紧密复杂，功角、频率、电压稳定风险交织。从送端地区来看，西部清洁能源基地近区网架薄弱，新能源出力波动大，源网协同支撑能力不足导致清洁能源外送受阻；从受端地区来看，中东部负荷中心多回特高压直流通道密集馈入，一旦发生直流闭锁、多回线路换相失败等连锁故障，极易诱发区域频率失稳、负荷中心电压崩溃等重大安全风险，大电网安全稳定运行面临巨大挑战。
随着全国统一电力市场加快构建跨省区输电通道的价值体现逐步改变。西部清洁能源基地在考虑生态治理、新能源退补等非技术成本后开发成本显著上升，叠加长距离输电损耗，新增通道落地电价偏高，成为制约通道长协签订和运行效率保障的重要因素。同时，现有的市场机制尚不完善，跨省区输电价格机制仍以“成本加成”为主，难以充分体现清洁能源的环境价值。“沙戈荒”基地外送电力与受端本地新能源存在部分同质化竞争，如若不能妥善协调利益，“高峰不给、低谷不要”的情况或将时有发生，长协执行将面临挑战，亟需完善基地开发外送配套电力市场和价格机制，充分体现输电通道的绿电资源优化配置价值。
随着“双碳”战略加速落地，新型能源体系与新型电力系统加快演进，电力流向优化布局面临长距离绿电输送经济性不确定因素增加、通道走廊资源约束收紧、电网安全承载能力持续承压、送受特性深刻变化、多主体利益难以统筹等一系列新形势、新挑战。为破解全国电力流向优化这一多目标、多约束、多主体、市场化的非线性寻优问题，《规划》编制中持续强化研究方法、理论与工具创新，以国民经济全局效益最优为根本导向，坚持系统优化，科学量化输电走廊、电网承载力、输电经济性等约束条件，构建电力流向综合评价指标体系，融合人工智能、大数据等先进数字化智能化技术开发电力流向优化辅助决策系统，客观科学开展国电力流向布局优化分析，有力支撑西电东送高质量发展。
我国资源禀赋与能源需求逆向分布的特点，决定了“大电源、大电网”的西电东送基本格局将长期存在，规模还将进一步扩大。电力流向优化布局是推动绿电资源大范围优化配置，促进清洁能源基地开发，增强用电负荷中心电力供应保障与绿色转型能力的关键举措，是新型电力系统和新型电网的重要组成部分。《规划》提出，落实国家区域发展战略和全国电力流向优化布局总体方案，逐步形成东北、中北、西北“沙戈荒”基地群和西南水风光一体化基地群向东中部、川渝和南方负荷中心地区送电，海上风电基地和沿海核电基地就近消纳的电力流向总体格局。“十五五”期间，一方面，统筹基地开发与受端市场需求，坚持风电光伏资源、调节能力、外送通道等源网荷储要素“三位一体”协同布局，推动基地与通道高效稳定运行。另一方面，坚持“全国一盘棋”，加快推动“沙戈荒”、水风光等清洁能源基地外送输电通道规划建设并尽早建成投运，试点建设“沙戈荒”100%新能源外送输电工程，全面提升绿电资源广域优化配置能力。
随着“沙戈荒”、水风光一体化基地的规模化开发建设，新能源出力波动性大、多能互补特性各异，传统调度模式难以适应大规模清洁能源跨区协同优化需求。《规划》提出，探索“沙戈荒”基地、水风光一体化基地、电力新业态等协同运行控制新模式。加快先进数字信息技术与先进调度控制技术融合应用，提升电网智慧调控和系统实时平衡能力，促进新能源消纳。“十五五”期间，围绕“沙戈荒”基地、水风光一体化基地等典型场景，实施“人工智能+电网”工程，探索多能互补协同调控新模式，健全适应高比例新能源接入的并网技术标准，推动调度控制向主配微协同、源网荷互动转变，全面提升跨区协同调控和新能源消纳能力。
目前，我国跨省区输电价格机制仍以“成本加成”为主，难以充分体现清洁能源的环境价值。《规划》创新交易机制，首次提出“一次报价、联合交易”模式，经营主体只需一次性提出量价需求，即可在全国范围内自动匹配供需，使跨省区交易真正从“余缺调剂”融入全国统一大市场。同时，《规划》提出完善跨电网经营区常态化市场交易机制，探索建立省间输电权交易机制，扩大跨省区交易规模和多通道集中优化空间。依托直流通道实现跨电网经营区市场化贯通，省间输电权交易机制的探索将促使稀缺输电通道容量由计划分配向市场化竞争配置转变，让价格信号有效传导至跨省输电环节。在区域实践层面，《规划》针对南方区域、长三角地区、京津冀地区市场化差异化进程提出，要推进南方区域市场一体化建设运营，完善长三角余缺互济机制，探索京津冀市场建设路径。“十五五”期间，通过持续优化跨区域工程投建营模式和调控运行价格机制，落实《规划》电力市场改革举措，对以输送清洁能源电量为主的跨省跨区通道，探索通过两部制或单一容量制形成输电价格，完善外送电绿色价值实现途径，进一步提升西电东送经济性和资源配置效率，推动电力资源在更大范围、更高层次上实现统筹优化配置。
持续强化输电走廊要素保障，推动输电廊道布局与国土空间、城乡建设、生态环保等规划深度链接，将关键廊道纳入国土空间规划，筑牢重大通道工程落地物理空间支撑。聚力攻坚输电核心技术创新应用，集约化协同攻关输电领域“卡脖子”技术瓶颈，加快源网协同调控、100%新能源特高压柔性直流、长距离交直流GIL等先进技术研发应用，以先进技术赋能西电东送高质量发展。持续强化电力安全治理能力建设，落实《规划》提出的“加强特高压输变电、‘沙戈荒’基地等重特大工程现场安全质量监督管理，建立工程建设全链条质量监管体系，打造精品工程”要求，从严抓好特高压直流输电通道、大型清洁能源基地等重大工程建设质量安全管控，持续推进电力安全治理现代化，全方位守护西电东送长期安全稳定运行。
推动新时代西电东送高质量发展，唯有始终立足全局、着眼长远，以系统思维优化通道布局，以创新举措破解发展制约，才能让西电东送这条“能源大动脉”持续焕发生机，为全面建设社会主义现代化国家提供坚实能源支撑。
14、锚定2030年目标 推进全国统一电力市场基本建成
全国统一电力市场是社会主义市场经济体制的重要构成，是加快建设全国统一大市场的重要内容，更是建设新型能源体系、构建新型电力系统的重要举措。党的二十大以来，党中央、国务院持续健全社会主义市场经济体制、统筹推进全国统一大市场建设，对纵深推进全国统一电力市场改革、完善电力市场化机制提出了更高标准、更严要求。今年2月，国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，清晰划定发展蓝图、明确阶段目标，提出2030年基本建成、2035年全面建成全国统一电力市场体系，为新时代电力市场高质量改革发展指明方向、锚定航向。
近日，《新型电力系统建设“十五五”规划》（以下简称《规划》）正式发布，不仅明确了加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统的总体方向，更对电力市场体系建设作出系统性部署、前瞻性谋划。《规划》锚定2030年初步建成新型电力系统的战略目标，细化明确未来五年电力行业发展的核心指标、重大工程与重点任务，为新型电力系统场景下的电力市场规范化、体系化建设划定清晰边界、夯实发展基础。尤为关键的是，规划重点突出制度机制建设的核心价值，明确提出实现“新型电力系统体制机制更加完善、全国统一电力市场体系基本建成”，将电力市场建设与电力供应能力提升、新型电网升级发展、全社会用电方式优化、系统灵活调节能力增强、电力技术装备创新突破摆在同等重要的战略位置，确立了市场化改革在行业发展中的基础性、支撑性地位。
立足“十五五”全新发展阶段，必须持续提速全国统一电力市场体系建设，不断强化市场在电力资源优化配置、电网安全稳定保障、电力行业高效运营中的核心功能，以成熟完善的市场化机制支撑新型电力系统平稳有序、提质增效发展，为筑牢国家能源安全屏障、赋能能源产业高质量发展、助力全社会绿色低碳转型提供坚实的制度保障与体系支撑。
一、电力市场建设迈入由“初步建成”向“基本建成”跨越的新阶段
经过十余年的持续改革，特别是“十四五”以来，我国电力市场建设取得历史性突破，全国统一电力市场体系初步建成，市场化改革不断深化，市场配置资源作用持续增强，为保障电力安全供应、推动能源绿色低碳转型发挥了重要作用，也为“十五五”时期基本建成全国统一电力市场体系奠定了坚实基础。
一是全国统一电力市场体系加快形成。围绕全国统一电力市场建设目标，我国基本形成以《电力市场运行基本规则》为统领、中长期市场、现货市场、辅助服务市场以及市场注册、信息披露、计量结算等规则为支撑的“1+6”基础规则体系，市场制度框架不断完善。省间、省内市场协同运行机制持续优化，中长期市场实现全覆盖，现货市场建设稳步推进，辅助服务市场和绿电绿证市场加快发展，形成覆盖电能量、辅助服务、容量补偿、绿色环境价值等多层次市场体系，为全国统一电力市场建设奠定了制度基础。
二是市场资源优化配置能力持续提升。“十四五”以来，市场化交易规模持续扩大，市场配置资源作用不断增强，跨省跨区交易机制持续完善，区内省间互济交易不断加强。截至2025年底，国网经营区市场化交易电量达到5.47万亿千瓦时，占总交易电量比重超过76%。省间市场持续发挥大范围资源优化配置作用，2025年国网经营区省间交易电量达到1.67万亿千瓦时，占经营区用电量约23%，跨经营区中长期、现货、绿电交易实现常态化运行，首次组织跨经营区现货交易和双向绿电交易，跨经营区资源优化配置能力进一步提升。特别是在迎峰度夏、迎峰度冬等关键时期，市场机制充分发挥余缺互济和保供稳价作用，有力保障了全国电力安全稳定供应。
三是服务能源绿色低碳转型成效不断显现。坚持市场建设与新能源发展协同推进，新能源市场化改革取得积极成效，市场逐步成为新能源消纳的重要平台。2025年新能源市场化交易电量首次突破1万亿千瓦时，达到1.07万亿千瓦时，新能源利用率保持94%以上。绿电、绿证市场快速发展，自开市以来累计绿电成交电量达到4362亿千瓦时，绿证成交4.3亿张，多年期绿电交易、小时级绿电溯源等创新机制不断完善，绿色电力消费市场持续扩大。电碳市场协同稳步推进，绿电国际标准取得积极突破，市场逐步形成体现电能量价值、绿色价值和调节价值的价格机制，为新能源高质量发展和“双碳”目标实现提供了有力支撑。
四是新型经营主体蓬勃发展，市场活力持续增强。随着新能源全面入市和新型电力系统建设加快推进，市场主体规模快速增长。截至2025年底，国网经营区注册经营主体已超过80万家。新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商、智能微电网等新型经营主体加快发展，平台注册新型主体超过1.5万家，虚拟电厂注册容量达到1820万千瓦，分布式光伏聚合参与市场交易规模达到75亿千瓦时。各类新型主体逐步参与中长期、现货、辅助服务及需求响应等市场，在促进新能源消纳、提升系统灵活调节能力、保障电力系统安全稳定运行等方面发挥了积极作用，多元主体广泛参与、源网荷储协同互动的市场生态加快形成。
二、立足新形势新要求，纵深推进全国统一电力市场建设
展望“十五五”，这一时期既是中国全面推进中国式现代化、加快构建新型能源体系和新型电力系统的关键期，也是全国统一电力市场从“初步建成”迈向“基本建成”的攻坚期。《规划》明确部署了中长期市场、现货市场、辅助服务、容量市场及跨省区交易等五方面重点任务，并提出了市场交易电量占比达70%、跨省跨区交易电量增至2万亿千瓦时等量化目标，为“十五五”市场建设划定了清晰的时间表和路线图。当前，世界百年未有之大变局加速演进，新一轮科技革命与产业变革持续深入，国际能源格局深刻调整，国内经济发展正处在加快构建新发展格局、着力推动高质量发展的关键阶段。能源作为经济社会发展的重要物质基础和国家安全的关键战略支撑，既要兜牢安全稳定供应的底线，也要扛起绿色低碳转型的重任。电力市场作为新型电力系统下资源配置的核心平台，要紧扣促进资源在全国范围内优化配置、提升系统安全性与灵活性、推动新能源高质量大规模消纳等战略目标，着力推动电力资源全范围配置、电力交易全品种运营、发用两侧全主体参与以及市场运营全流程治理。要坚持系统观念，坚持守正创新，加快建设统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的全国统一电力市场体系，为新型能源体系构建和新型电力系统建设提供坚强支撑。
一是实现电力资源全范围配置，加快全国统一电力市场高效运转。建设全国统一大市场，是以习近平同志为核心的党中央立足构建新发展格局作出的重大战略部署。电力市场作为全国统一大市场的重要组成部分，需要率先突破、走在前列。经过多年改革，全国统一电力市场已实现初步建成，但面向2030年基本建成目标，仍需进一步完善统一市场制度规则，促进省间、省内市场高效协同运行，推动跨经营区资源优化配置。《规划》对优化全国电力流向布局提出明确要求，指出要逐步形成东北、中北、西北“沙戈荒”基地群和西南水风光一体化基地群向东中部、川渝和南方负荷中心地区送电格局，提出到2030年西电东送规模超过4.2亿千瓦，夯实了资源大范围优化配置的物理基础。下一步要坚持全国一盘棋，持续健全全国统一电力市场体系架构，夯实统一市场建设基础，完善跨省跨区市场机制，健全长三角等区域省间互济交易机制，促进省间市场与省内市场协同耦合，加快形成统一市场、协同运营的发展格局。完善计划与市场衔接机制，优化跨区跨省资源配置方式，逐步建立经营主体一次申报、市场联合优化、协同出清的交易模式，实现市场在全国范围内自动分解匹配供需。推进电力交易平台互联互通，完善省间输电权交易机制，推动输电资源、电能量交易和辅助服务市场高效协同，不断提升全国范围资源优化配置能力，为畅通国内大循环、服务构建新发展格局提供重要支撑。
二是实现电力交易全品种运营，更好适应新型电力系统运行特性。“十五五”时期是我国实现碳达峰目标的关键窗口期，也是能源绿色低碳转型全面提速的重要阶段。《规划》指出要加快形成绿色低碳的电力供给格局，2030年非化石能源发电量占比达到50%，支撑28亿千瓦以上新能源高水平消纳。随着新能源逐步成为新增装机和新增发电量主体，传统依靠计划配置资源的发展模式已难以适应大规模、高比例新能源发展需要，迫切需要充分发挥市场发现价格、引导投资、促进消纳的作用。同时，新型电力系统加快向高比例新能源、高比例电力电子设备“双高”特征演进，系统运行方式由“源随荷动”加快向“源网荷储协同互动”转变，调节能力、安全保障能力和灵活性资源价值亟需通过市场机制充分体现。适应这一趋势，要围绕新能源全面入市和新型电力系统建设需要，持续完善电价形成机制，健全覆盖中长期、现货、辅助服务、容量、绿电绿证等多层次市场体系，丰富市场交易品种。推动省内中长期市场全面实现D-2日24时段连续交易，现货市场全部转入正式运行，全面建立调频、备用辅助服务市场，因地制宜建设爬坡、惯量等新型辅助服务市场，有条件地区稳妥探索容量机制建设，持续完善绿电绿证交易机制，健全绿色环境价值实现机制，更好发挥市场发现价格、优化运行、引导投资的重要作用，推动绿色低碳转型与能源安全保障协调统一，为如期实现碳达峰目标提供坚实支撑。
三是实现发用两侧全主体参与，以机制创新释放市场活力。新型电力系统下新型储能、虚拟电厂、智能微电网、负荷聚合商、车网互动等新业态持续快速发展。《规划》提出到2030年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，新型储能规模达到3亿千瓦，车网互动聚合可调充电规模力争达到5000万千瓦等发展目标。适应新型电力系统下源网荷储协同互动的趋势，必须加快完善适应多元主体参与的市场机制，引导各类主体广泛参与系统调节和市场竞争。要坚持“应进尽进、应放尽放”，推动水电、核电、气电等各类电源全面参与市场交易，逐步缩小代理购电规模，推动除保障性用户外的电力用户全面直接参与市场，进一步完善适应新能源全面入市和多元主体发展的市场机制。完善新型主体参与电力市场的制度，支持虚拟电厂、智能微电网、新型储能、可调节负荷等新型经营主体规模化、常态化参与市场交易和系统调节，丰富需求侧响应和灵活调节资源市场化应用场景，加快形成源网荷储协同互动、多元主体公平竞争的发展格局，为新型电力系统安全、高效、灵活运行提供有力支撑。
四是强化市场运营全流程治理，全面提升统一电力市场治理效能。“十五五”时期，随着电力市场交易规模持续扩大、市场衔接更加紧密、多元主体利益关系日趋复杂，对市场规则统一、运营协同高效、风险精准防控、技术系统支撑提出了更高要求。面向2030年基本建成目标，要持续健全市场规则体系，完善市场运营体系，强化市场技术支撑，加强市场风险防控，优化市场服务体系。健全“1+N”电力市场基础规则体系，强化地方规则与国家规则的对接和统一。深化电力价格机制改革，探索跨省区专项工程实行两部制或单一容量制输电价格，落实支持新能源就近消纳的价格机制，优化居民阶梯电价制度，推广居民分时电价机制。建立健全省间与省内市场协同运营、跨单位跨专业市场运营会商等长效机制，全面实现中长期、现货市场按自然日连续交易，不断提升市场运营规范化、数字化、智能化水平。坚持统筹发展和安全、统筹效率和公平、统筹市场建设和市场运营，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用，为全国统一电力市场安全、高效、优质运行提供坚实保障。
全国统一电力市场建设已迈入新的历史征程。面向“十五五”，我们将以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的二十大和二十届历次全会精神，坚决落实党中央、国务院决策部署，锚定2030年基本建成全国统一电力市场体系、初步建成新型电力系统目标，持续完善市场运营体系、健全运行机制、提升治理能力，推动统一电力市场建设再上新台阶，在服务国家能源安全、新型能源体系构建和经济高质量发展中勇担使命、再建新功。