2026年8月3日，国家发展改革委、国家能源（850101）局正式发布《新型电力系统建设“十五五”规划》（下文简称规划）。作为“十五五”时期指导新型电力系统建设的纲领性文件，该规划明确了未来五年我国电力系统的发展方向与重点任务，从电源、电网、用电、储能（885921）、市场改革等多个维度系统部署，全面支撑新型能源（850101）体系和能源（850101）强国建设，为推进中国式现代化提供坚强电力保障，具有重要的战略意义。
一、电力先行成为“十五五”主基调
一是以新型电力系统全面支撑新型能源（850101）体系和能源（850101）强国建设。当前，我国能源（850101）生产和消费（883434）呈现出清晰的电气化趋势，预计“十五五”期间全国年均用电增量将达到6000亿千瓦时。规划强调以电力高质量发展更好统筹能源（850101）安全保障和绿色低碳转型，电力对能源（850101）供需的核心纽带作用将更加凸显。
二是坚持“电力先行”，以电力建设锚定经济增长信心。规划在总体要求中将“坚持电力先行”置于靠前位置，蕴含“宁让电等发展、不让发展等电”的战略意图。据行业测算，“十五五”期间电力建设累计投资预计超过14万亿元，不仅拉动上下游产业发展，还能通过算电协同等新业态为新兴产业筑牢能源（850101）底座。
三是对冲国际能源（850101）风险，构筑能源（850101）安全战略纵深。面对地缘博弈加剧的外部环境，通过大力发展非化石能源（850101）降低对油气的依赖，是提升能源（850101）自给率的关键路径。规划单独成章阐述“推进电力安全治理体系和治理能力建设”，从加强电力监控系统网络安全（885459）防护等方面作出系统部署，确保电力系统安全可靠运行。
二、七个维度构建规划目标
《规划》锚定2030年新型电力系统初步建成的总目标，从绿色低碳、电力供应、电网发展、用电协同、系统调节、电力市场、民生服务七个维度构建了目标。
一是在绿色低碳转型方面，到2030年，非化石能源（850101）发电装机占比从61.7%提升至65%，非化石能源（850101）发电量占比从42.3%提升至50%。50%作为一条重要的分界线，标志着我国电力结构将实现清洁能源（850101）为主体的历史性转折。届时每两度电中就有一度来自非化石能源（850101），电力行业碳排放强度将出现趋势性下降。
二是在电力供应方面，规划首次将“全国电力供应充裕度”列为唯一约束性指标，要求从低于1.1提升至高于1.1，其余十五项均为预期性指标。这一制度设计释放了明确信号，电力系统低碳转型必须以安全稳定供给为底线。省间电力互济能力从8000万千瓦增至12000万千瓦，进一步强化区域间的互补支撑能力。
三是在电网发展方面，规划提出初步建成安全可靠、绿色低碳、坚强韧性、智能灵活的新型电网。西电东送规模从3.4亿千瓦增至超过4.2亿千瓦，提升全国电力资源配置效率。配电网承载分布式新能源（850101）能力从5亿千瓦提升至9亿千瓦，以满足大规模分布式光伏等新能源（850101）就近接入与就近消纳的现实需求。
四是在用电协同方面，需求侧削峰能力占最大负荷比重从3%以上提升至5%以上，虚拟电厂（886004）最大调节能力从1685万千瓦增至超过5000万千瓦，成为用电侧协同互动的重要载体。由此，用电侧将从传统的“被动消费（883434）”转向“主动参与”，通过价格信号和市场机制缓解尖峰时段供电压力，平抑新能源（850101）出力波动的冲击。
五是在系统调节方面，系统调节能力大幅增强，各类调节资源实现高效调用。新型储能（885921）装机从1.36亿千瓦增至3亿千瓦，其中“十五五”新增约1.6亿千瓦，车网互动聚合可调充电规模从1000万千瓦增至5000万千瓦，通过新型储能（885921）的大规模部署和车网互动的规模化应用，在时间尺度上实现电力的跨时空转移。
六是在电力市场方面，全国统一电力市场体系基本建成，市场交易电量占比从64%提升至70%，跨省跨区交易电量从1.59万亿千瓦时增至2万亿千瓦时。现货市场全面铺开将更真实地反映电力的时空价值，通过价格信号引导资源配置，跨省区交易规模的扩大则有助于在更大范围内实现余缺互济和新能源（850101）消纳。
七是在民生服务方面，全国城市用户平均供电可靠率从99.982%提升至99.99%，充电基础设施从2009万个增至超过4000万个，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。供电可靠率接近100%，将显著提升用电体验。充电网络的加速普及，将为交通领域绿色低碳转型奠定坚实基础。
三、源网荷储协同发力
（一）电源侧：多能并举的清洁电力供给格局
一是在新能源（850101）发展方面，规划将全国划分为三档新能源（850101）利用率指导目标，第一档不低于95%，第二档不低于90%，第三档不低于85%，全国整体保持在90%左右。分类推进沙戈荒大型风电（885641）光伏基地、水风光一体化基地、海上风电（885641）基地、分布式光伏等多场景开发，到2030年实现28亿千瓦以上新能源（850101）高水平消纳。
二是在水电与核电（885571）方面，常规水电装机达到4.1亿千瓦，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项目投产发电，安全有序推进雅鲁藏布江下游水电等重大工程。核电（885571）装机达到约1.1亿千瓦，推动新一代核电（885571）技术研发示范和推广应用，多措并举降低小型堆成本。近年来，核电（885571）核准节奏明显加快，已形成梯次接续、压茬推进的开发局面。
三是在煤电方面，推动现役煤电机组实施宽负荷高效改造，低负荷运行工况的煤耗增幅控制在25%以内，因地制宜推动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。同时稳妥有序实施落后煤电机组关停工作，鼓励利用关停煤电机组既有厂址和设备设施建设新型储能（885921）或调相机，推动煤电从主体电源向基础保障性和系统调节性电源转变。
（二）电网侧：主配微协同的新型电网
一是在优化全国电力流向布局方面，规划提出逐步形成“三北”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送电的格局，加快推动“十四五”时期已纳规输电通道尽早建成投运。推动存量直流输电通道改造升级，提升输电效率和新能源（850101）承载能力。开展100%新能源（850101）外送输电工程试点，探索高比例新能源（850101）远距离外送的技术路径和运行模式，为更大规模清洁能源（850101）跨区优化配置积累工程经验。
二是在打造坚强韧性配电系统方面，规划提出配电网承载分布式新能源（850101）能力增长80%。重点推进老旧小区、高层单电源住宅、城中村配电设施更新改造，加快非电网直供电小区治理，推动农村电网补短板和大电网未覆盖地区供电保障能力提升工程，力争实现单一通道县域全停风险清零。因地制宜在配电网侧布局新型储能（885921），动态消除分布式新能源（850101）接入“红区”等卡点堵点，提升配电网综合承载能力和防灾抗灾水平。
三是在多场景建设智能微电网方面，规划提出在西藏、新疆、青海等大电网建设改造困难地区，推动建设风光荷储联动的末端保供型微电网；在工业负荷大、新能源（850101）资源条件好的园区，建设支撑新能源（850101）就近消纳的园区智能微电网；在新能源（850101）富集乡村地区探索实施村镇级自治微电网建设。在国家算力枢纽和算电协同发展区域，重点布局一批算电协同项目，推动新能源（850101）通过直连线路向算力设施供应绿电。
四是在构建智慧电力调度体系方面，规划提出持续优化调度机制，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。健全并网技术标准与调度规范，强化各类并网运行主体的涉网和运行管理，加强电力调度与电力市场、电力需求侧管理的衔接。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。
（三）用电侧：虚拟电厂与电力算力协同
一是在虚拟电厂（886004）规模化发展方面，规划要求完善虚拟电厂（886004）交易规则、技术标准体系和接入调用机制，推动虚拟电厂（886004）常态化、规模化参与电力市场交易，支持具备条件的售电公司发展虚拟电厂（886004）业务。通过聚合分布式电源、可调节负荷、储能（885921）等分散资源，在不增加物理电网投资的情况下提升系统调节能力，推动电力系统从“源随荷动”向“源网荷储协同互动”转变。
二是在电力与算力协同布局方面，预计到2030年全国算力用电量达8000亿千瓦时，占全社会用电量6%左右，算力已成为能源（850101）领域不可忽视的重要用电负荷。规划提出统筹智算、通算、超算等算力设施用电需求与新能源（850101）资源条件，协同规划布局算力、电力项目。依托算力设施发展源网荷储一体化、绿电直连等新模式，有效提升算力设施绿电占比，同时加强算力设施余热资源回收利用，实现电力与算力的双向赋能。
（四）储能侧：新型储能规模化建设
规划提出布局一批具备顶峰保供能力的独立储能（885921）电站，加大构网型等先进技术应用，以分地区新能源（850101）利用率目标为依据，科学确定各地区自用新型储能（885921）建设规模，推动具备条件的存量新能源（850101）配建储能（885921）实施改造、提升调用水平，在新能源（850101）外送基地合理规划新型储能（885921），着力提升输电通道新能源（850101）电量占比，充分发挥新型储能（885921）对新能源（850101）消纳的支撑保障作用，推动新型储能（885921）从“配而不用”向“配而可用、配而好用”转变。
四、政策支持和改革创新并举
一是在电力市场化改革方面，全面推进现货市场建设，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交易，充分发挥现货市场发现价格、调节供需的核心功能。完善辅助服务市场体系，探索转动惯量、爬坡服务等新品种，加快实现辅助服务市场与现货市场联合出清。有序建立容量市场，完善煤电、气电、抽水蓄能（885935）、新型储能（885921）等调节性资源的容量电价机制。探索省间输电权交易机制，推动跨省区交易与省内交易实现“一次报价、联合交易”。
二是在监管与投资机制改革方面，加快修订《中华人民共和国电力法》和《电力监管条例》，为电力市场化改革提供法治保障。支持包括民营企业在内的多元资本参与清洁能源（850101）基地和电力基础设施建设，拓宽电力投资主体来源。厘清新型经营主体与电网的权责边界，加强电网公平开放监管，常态化整治地方不当干预电力市场行为。探索建立电网输配电准许收入清算制度，构建现代化输配电价监管体系，实现对电网企业自然垄断环节的有效监管。
三是在新能源（850101）消纳机制创新方面，推动新能源（850101）消纳评估从单一利用率指标向综合评价指标体系转变，建立新能源（001258）“规划—建设—并网—消纳”全周期（883436）监测预警机制，加强跟踪分析和动态调整。大力推进绿电直连、智能微电网等新能源（850101）就近消纳新业态发展，支持新能源（850101）就近接入算力设施、工业园区、零碳园区等场景，提升新业态自平衡、自调节能力。落实支持新能源（850101）就近消纳的价格机制，推动新能源（850101）消纳由被动保障向主动引导转变。
四是在电力与交通、氢能协同政策方面，全面推广智能有序充电，完善充电桩（885461）峰谷分时电价机制，建立健全放电上网价格形成机制，引导车网互动资源参与系统调节和市场交易。拓展绿电制氢氨醇、氢储能（885921）、火电（884146）掺氢（氨）等应用场景，推动氢能在电力系统中的储能（885921）和调峰应用，促进电力与氢能产业协同发展。
总之，《新型电力系统建设“十五五”规划》的核心逻辑是以新型电网为骨架、以多元清洁电源为主体、以调节能力为支撑、以市场化机制为保障，在保障能源（850101）安全的前提下，推动电力系统从以煤为主向以清洁能源（850101）为主体进行历史性跨越，全面支撑新型能源（850101）体系和能源（850101）强国建设。
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