新型能源体系怎么建 | 解码十五五

电力是核心抓手，实施非化石能源十年倍增行动，全面提升电力系统互补互济和安全韧性水平

文｜《财经》研究员 马晨晨

编辑｜马克

“十五五”是中国能源发展从规模扩张转向结构优化的关键五年。“建设能源强国”首次写入国家五年规划，《“十五五”规划纲要》提出“到2030年要初步建成清洁低碳安全高效的新型能源体系”。

“十五五”规划设定了多个具体目标，约束性指标有八项，其中与能源相关的有三项，分别是：能源综合生产能力达到58亿吨标准煤、非化石能源消费占能源消费比重达到25%、单位国内生产总值二氧化碳排放下降17%。这三个指标高度关联，共同指向绿色发展思路：在保障国家能源安全的前提下，坚定推动能源结构绿色转型，降低全社会碳排放强度，引领经济高质量发展。

截至2025年末，中国非化石能源发电装机容量24亿千瓦，占总装机容量比重为61.7%，比“十三五”末提高了17个百分点。2025年，非化石能源发电量4.47万亿千瓦时，占总发电量比重为42.9%。2025年，非化石能源消费占能源消费总量的21.7%，较2020年提高5.8个百分点。

2025年，中国风光装机量首次超过火电，是能源转型的关键里程碑，但更艰巨的挑战还在后面。电力越来越成为能源的核心，要构建一个以非化石能源为主体的新型能源体系，就必须解决当下电力系统灵活性资源不足、跨省区输电通道不畅、市场机制不健全等深层次矛盾，建设一个“源网荷储”一体化协同的新型电力系统。

电源生态：从“多能并存”到“多能互补”

电力发展是建设新型能源体系的核心抓手。规划中“新型能源体系建设”专栏部署的七大类工作中，除天然气管网外，另外六大类分别为重大水电与水风光一体化基地、“沙戈荒”等新能源基地、海上风电基地、沿海核电、电力输送通道和天然气管网，都与电力建设直接相关。

国家能源局数据显示：2025年中国发电装机总容量已突破38.9亿千瓦，稳居世界第一。其中风电、光伏累计装机容量超过18亿千瓦，占总装机的47.3%，首次成为第一大电源。水电作为技术最成熟的清洁电源，装机容量达到4.5亿千瓦；核电作为可全天候稳定供电的基荷电源，装机约6248万千瓦，并保持稳步增长。火电装机15.4亿千瓦，尽管仍是重要组成部分，但年发电量却在下降。

这种多能并存的格局是过去十年能源转型的成果，但随着新能源装机占比的快速跃升，电力系统的核心矛盾正在从保障供应转向消纳与稳定。新能源发电固有的间歇性、波动性与电网必须实时平衡的矛盾越发尖锐，单纯依靠扩大电源装机规模无法化解这一矛盾，亟须“源网荷储”协同一致的发展。

“十五五”规划强调，要坚持风光水核等多能并举，统筹就地消纳和外送。对比“十四五”，“十五五”规划里的大型清洁能源基地从九个增至十个：新增藏东南（玉察）流域和澜沧江上游两个“水风光一体化基地”，同时取消金沙江下游基地。

从示意图可以看出，上述基地分为三类：六大“沙戈荒”风光基地，在“三北”地区规模化开发，配套储能和灵活调节电源协同发展；四大西南“水风光一体化”基地，依托雅砻江、金沙江上游、澜沧江上游、藏东南流域的水电调节能力，平滑风电、光伏出力曲线；东部沿海核电与海上风电基地，让稳定的基荷电源和波动的清洁电源互为补充。

“十五五”规划还为各类电源设定了增长目标。其中，非化石能源发电装机十年倍增行动，被提升为“十五五”能源工作的核心任务。

国家能源局发展规划司副司长邢翼腾在2026年一季度的新闻发布会上表示，“十五五”期间将推动风电、光伏发电平稳发展，保持平均每年2亿千瓦的增长节奏。这一部署旨在落实2035年国家自主贡献目标，即全国风电、太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦以上。

核电方面，“十五五”规划提出，积极安全有序推进沿海核电建设，核电运行装机容量达到1.1亿千瓦左右，较2025年增长超过四分之三。抽水蓄能规划同样清晰，到2030年在运在建规模将超过1.2亿千瓦，较2025年规模接近翻倍。

电网生态：“源网荷储”协同一体

“多能互补”优化了电源结构，但风光水电“靠天吃饭”的特性，使其在时间上具有间歇性和波动性，用电高峰与发电高峰常存在错配。而在空间上，中国东西部地区因资源禀赋差异，使得发电中心与用电中心长期逆向分布。要系统性解决“时空错配”两大问题，确保清洁电力“发得出、送得走、存得住、用得好”，主要依靠两大物理系统：强大的电网破解空间约束，灵活的储能破解时间约束。

“十五五”规划 提出，全面提升电力系统互补互济和安全韧性水平，优化全国电力流向和跨区域通道布局，加快智能电网建设，完善城乡配电网。 电网投资正持续加码，国家电网在年初明确，“十五五”期间固定资产投资预计达4万亿元，较“十四五”增长40%。叠加南方电网及地方电网等投资，行业普遍预计“十五五”期间全国电网总投资将突破5万亿元。

到2030年，“西电东送”能力要达到4.2亿千瓦以上，较“十四五”末的约3.4亿千瓦大幅提升，以满足大型基地的电力外送需求。在电网公司公布的数个重点投资领域中，既有长距离跨区输电通道“大动脉”，支撑“沙戈荒”大型风光基地和西南水风光一体化基地的电力外送，也有本地配电网和智能微电网“毛细血管”，以适应海量分布式光伏、电动汽车、用户侧储能等即时接入。

“十五五”规划还提出“加强省间电力互济和跨电网经营区互济，建设闽赣、皖鄂、鲁苏等一批跨省跨区电力互济工程”。与以往单向、长距离、点对点的输电通道不同，新提出的互济工程更灵活且双向。例如，2026年3月20日开工的皖鄂背靠背柔性直流工程，建成后可在安徽与湖北电网之间实现300万千瓦的快速双向功率支援。当新能源大发而本地消纳不足时，还可通过柔性互济工程将富余电力送至相邻用电紧张省份，反之亦然。这极大提升了省级电网在分钟级、小时级时间尺度上的消纳波动能力。

面向“十五五”，电网角色将进一步升级，它不再是单一的物理输送通道，而是全国范围内优化配置能源资源的智能平台。

空间问题看电网，时间问题看储能。要想实现午间余电晚间用、低电价充高电价放的时间平移，大规模储能是另一个关键。

过去五年，以电化学储能为代表的新型储能呈现爆发式增长。2025年，全国新型储能累计装机规模达1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时（平均放电时长2.58小时），较“十三五”末增长超40倍。根据《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》，到2027年，全国新型储能装机规模要达到1.8亿千瓦以上，2030年进一步达到2.4亿千瓦以上。

更重要的是，储能行业发展逻辑正从政策驱动转向市场化驱动。2026年1月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，首次在国家层面建立了电网侧独立新型储能的容量电价机制。这意味着储能作为调节性资源的“容量价值”得到了制度性承认，其收益结构将从过去依赖单一峰谷价差，转变为“容量电价稳基本、电能量市场和辅助服务增效益”的多元模式，为行业可持续发展创造了制度基础。

“十五五”期间，全国统一电力市场将从“初步建成”迈向“基本建成”。在此期间，电力商品的价格信号将更为清晰灵敏，跨省跨区交易将更加灵活通畅，煤电的调节价值、储能的快速响应、新能源的绿色属性等各类资源的多维价值，都将在市场中被更充分兑现。强大的物理设施与高效的制度设计深度融合，共同构成新型电力系统不可或缺的双翼。

“十五五”规划还明确提出强化能源需求侧管理，将其纳入源网荷储协同的新型电力系统框架，推动用电负荷从被动消费转向主动调节资源。

根据规划，未来五年需求侧管理将围绕“市场化机制、数字化赋能、柔性化落地”稳步推进。依托全国统一电力市场体系建设，完善峰谷电价、分时电价及需求响应补偿机制，打破以往行政管控为主的模式，构建常态化、市场化的需求侧响应机制。激活工业柔性负荷、充电桩、分布式储能等海量可调度资源，贴合当前多地虚拟电厂聚合运营、车网互动试点的业界实践，推动需求侧资源规模化地参与系统调峰、调频与保供。

预计在未来五年，业界将加快终端用能电气化与节能改造，聚焦工业、建筑、交通等重点领域推广智慧用能与柔性负荷管控技术，建设一批零碳园区、智慧楼宇示范项目，兼顾能效提升与系统调节需求。

数字技术在新型电力系统中将越来越重要。未来五年，需求侧管理有望从被动保供向主动协同全面转型。调度方将依托智能电网平台，打通源网荷储数据链路，实现负荷资源精准调度、快速响应。

责编 | 李煜

题图来源 | 视觉中国