摘要
2026年7月21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》（发改能源〔2026〕942号），并于8月3日对社会公开发布。该规划是"十五五"时期我国电力行业发展的纲领性文件，明确了到2030年初步建成新型电力系统的战略目标，围绕新能源高比例发展、电网建设、电力市场改革、新型经营主体培育等方向部署重点任务。
本报告基于规划原文全文，结合中国电力企业联合会、国网能源研究院、厦门大学、北京电力交易中心等多家机构专家的公开解读，对规划的目标指标体系、重点任务部署、专家评价及对广东电力市场的影响进行系统分析。
核心结论：规划确立"十五五"时期电力行业从"装机扩张"向"高质量消纳"转型的基本逻辑，非化石能源发电量占比达50%、28亿千瓦新能源高水平消纳、虚拟电厂调节能力超5000万千瓦、新型储能装机达3亿千瓦等目标构成完整的目标体系。对广东而言，规划深化统一电力市场建设、推进辅助服务与容量市场机制、强化虚拟电厂与储能多元收益模式等部署，将直接影响广东现货市场、独立储能电站收益及新能源全面入市进程。
一、规划背景与总体定位
（一）编制背景
规划依据《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》和《新型能源体系建设"十五五"规划》制定。其编制背景可从三个层面理解：
一是能源转型进入关键阶段。 "十四五"时期我国新能源装机规模历史性超越火电，非化石能源发电量占比超过40%，非化石能源消费比重达到21.7%。"十五五"时期将成为实现碳达峰、建设新型电力系统的关键战略窗口。
二是电力系统结构性变革加速。 高比例新能源并网、电力电子器件广泛应用等新特征日益凸显，新能源装机的波动性、间歇性对电网安全运行和电力市场机制提出全新要求。
三是电力市场化改革进入深水区。 现货市场全面铺开、新能源全面入市、多品类市场协同发展，要求规划不仅关注传统电网建设，更要统筹市场机制与规划投资的关系。
（二）战略定位
规划提出"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"。
中国电力企业联合会专家组副组长王志轩认为，相较于"十四五"时期新能源装机快速增长的态势，"十五五"时期更强调新能源高质量并网、高比例消纳，聚焦系统灵活性与安全性；更加注重技术创新，积极推进能源产业技术"自主可控+产业化落地"；更加注重"保供、转型、安全、效益协同"。
这一判断精准概括了规划的战略转向：**从"装机规模扩张"转向"高质量消纳与系统能力建设"**，与"十四五"新能源装机爆发式增长形成显著区别。
二、核心目标指标体系分析
（一）总体目标：2030年新型电力系统初步建成
规划提出到2030年新型电力系统初步建成的总体目标，具体包括：
绿色低碳的电力供给格局基本形成，非化石能源发电量占比达到50% 电力供应能力持续增强，电力系统互补互济和安全韧性水平大幅提升 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 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 虚拟电厂成为用电侧协同互动的重要载体 全国统一电力市场体系基本建成
（二）专栏1主要指标分解
规划专栏1列出"十五五"时期新型电力系统发展16项主要指标，可分为五大类：
1. 综合类指标
总装机从38.9亿千瓦增至54亿千瓦，五年净增约15.1亿千瓦，年均新增约3亿千瓦，与新能源装机目标（2035年达2020年6倍、力争36亿千瓦）的节奏相匹配。
2. 绿色低碳类指标
非化石能源发电量占比从42.3%提升至50%，是绿色低碳转型的核心里程碑。装机占比仅提升3.3个百分点，但发电量占比提升7.7个百分点，反映规划更加注重"发电量"而非"装机量"的实质贡献，强化新能源利用率与有效出力。
3. 电力供应类指标
"全国电力供应充裕度"是唯一约束性指标，体现规划对电力保供的底线要求。省间互济能力从8000万千瓦提升至12000万千瓦，着重强化跨区域资源优化配置。
4. 电网发展类指标
西电东送规模从3.4亿千瓦增至4.2亿千瓦以上，配电网承载分布式新能源能力从5亿千瓦提升至9亿千瓦，两项指标均突出电网"通道"与"承载"能力建设，与"主配微协同"的电网布局方向一致。
5. 用电协同与系统调节类指标
新型储能从1.36亿千瓦增至3亿千瓦，净增约1.6亿千瓦；虚拟电厂从1685万千瓦增至5000万千瓦以上，增幅近3倍。规划对用电侧协同与系统调节能力给予前所未有的重视，明确"十五五"时期调节能力建设是支撑高比例新能源消纳的关键。
6. 电力市场与民生服务类指标
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，为全国统一电力市场建设设定明确量化目标。充电基础设施从2009万个增至4000万个以上，实现倍增。
（三）目标体系特点
综合来看，规划指标体系呈现三个显著特点：
一是约束性指标聚焦保供底线。 16项指标中仅"全国电力供应充裕度"为约束性指标，其余均为预期性，既体现政府对电力安全保供的底线责任，又为市场机制和区域差异化留出空间。
二是"电量"维度重于"装机"维度。 非化石能源发电量占比目标（50%）的提升幅度大于装机占比目标（65%），体现规划从"装机扩张"转向"有效消纳"的导向。
三是调节能力与市场机制纳入核心目标。 新型储能、虚拟电厂、车网互动、市场交易占比等指标首次进入规划核心指标体系，反映"十五五"时期电力系统建设重心从"发输配"向"源网荷储+市场"全链条延伸。
三、重点任务部署分析
规划围绕十个方面部署重点任务，核心可归纳为"两大主线、八个维度"。
（一）主线一：加快形成绿色低碳的电力供给格局
1. 统筹新能源开发与消纳（差异化管理）
规划提出分地区分档确定新能源利用率指导目标：
全国新能源利用率保持在90%左右。这一分档机制改变了过去"一刀切"的消纳要求，允许资源禀赋好、调节能力强的地区适当提高利用率，同时为新能源发展重点地区预留消纳弹性。规划同时提出建立新能源"规划—建设—并网—消纳"全周期监测预警机制，推动消纳评估由单一利用率指标向综合评价指标体系转变。
2. 电源结构优化
常规水电：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，到2030年装机达4.1亿千瓦左右 核电：积极安全有序发展，到2030年装机约1.1亿千瓦 非化石能源多元发展：生物质、光热、地热能、海洋能等发电装机到2030年达6500万千瓦左右 煤电节能降碳：推动宽负荷高效改造，低负荷煤耗增幅控制在25%以内；实施一批60万千瓦等级跨代升级改造项目；探索零碳低碳燃料掺烧与碳捕集利用及封存项目
煤电定位从"电量主体"转向"调节支撑"的转型路径清晰，与"十五五"时期煤电灵活性改造、容量电价机制完善形成政策闭环。
（二）主线二：着力构建主配微协同的新型电网
1. 全国电力流向优化
规划提出逐步形成东北、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。到2030年西电东送规模超过4.2亿千瓦，开展"沙戈荒"等100%新能源外送输电工程试点。
2. 配电网与智能微电网
规划提出配电网承载9亿千瓦分布式新能源接入及安全稳定运行，力争实现单一通道县域全停风险清零。专栏4部署供电可靠水平、综合承载能力、防灾抗灾能力三大类重点任务。专栏5部署智能微电网建设五类场景，包括西藏/新疆/青海末端保供型微电网、园区智能微电网、村镇级自治微电网、算电协同项目、绿电直连项目。
3. 智慧调度体系
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，适时修订《电网调度管理条例》，加快先进数字信息技术与先进调度控制技术融合应用。
（三）促进用电侧协同发展
1. 虚拟电厂（重点培育）
规划提出支持具备条件的售电公司发展虚拟电厂业务，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。到2030年虚拟电厂最大调节能力超过5000万千瓦。这一目标较2025年1685万千瓦增长近3倍，为虚拟电厂及相关产业提供明确政策预期。
2. 需求侧削峰与充电设施
到2030年全国需求侧削峰能力超过1亿千瓦，充电基础设施总量超过4000万个，大功率充电设施约30万个，形成支撑超过1.1亿辆电动汽车的充电服务能力。
（四）增强电力系统调节能力
1. 抽水蓄能
科学优化建设方案和时序，到2030年全国抽水蓄能电站装机规模达1.6亿千瓦左右，推动一批参与区域调节的抽水蓄能电站建设，完善通过省间交易参与区域调节的市场机制。
2. 新型储能
"十五五"时期新增新型储能约1.6亿千瓦，到2030年全国规模达3亿千瓦。以分地区新能源利用率目标为依据科学确定各地区自用新型储能规模，在"沙戈荒"等新能源外送基地合理规划新型储能，着力提升通道新能源电量占比。
3. 煤电支撑调节性电源转型
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。到2030年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。
4. 车网融合互动
推进车网互动核心技术攻关，完善充电桩峰谷分时电价机制，建立健全放电上网价格形成机制。到2030年车网互动聚合可调充电规模力争达到5000万千瓦。
（五）夯实电力供应保障能力
1. 非化石电源支撑能力
到2030年全国非化石电源电力支撑水平达到40%左右，推动长时间尺度、高精度新能源功率预测技术大范围应用。
2. 省间互济与直流背靠背工程
"十五五"时期新增省间电力互济规模约4000万千瓦。专栏6列出三类工程：
核准开工类：冀辽第二回直流背靠背、陕西—重庆直流背靠背、闽粤第二回直流背靠背、四川—贵州直流背靠背 提前储备类：湖南—广西、江西—浙江、甘肃—四川直流背靠背 研究论证类：江西—广东、云南—四川、新疆—西藏等直流背靠背
值得一提的是，闽粤第二回直流背靠背工程列入核准开工类，对广东电网与福建电网的互联互通具有直接意义；江西—广东直流背靠背列入研究论证类，为未来粤港澳大湾区与华中电网深化互济预留空间。
3. 电网侧独立储能顶峰
"十五五"时期全国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4小时，到2030年达1.4亿千瓦。加大构网型等技术应用，充分释放新型储能调峰、调频、调压、事故备用、爬坡、黑启动等多重效能。
4. 煤电兜底保障
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。合理控制煤电规模，严格落实国家碳达峰碳中和战略和重点区域大气污染防治要求，实施新版火电建设标准。
（六）深化电力市场化体制机制改革
1. 全国统一电力市场建设（专栏9）
现货市场：推动发用两侧各类经营主体全面报量报价参与现货市场，稳妥推动用户参与省间现货交易 中长期市场：常态化运行，交易覆盖年度（多年）、月度、月内（多日）等不同周期 辅助服务市场：完善包含调频、备用等品种的市场体系，探索转动惯量、爬坡服务，加快实现辅助服务市场与现货市场联合出清，逐步向用户疏导相关成本 容量市场：持续完善煤电、气电、抽水蓄能、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，条件成熟后在具备条件的地区适时建立容量市场 省间交易：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，推动省间交易与省内交易"一次报价、联合交易"，推进南方区域市场一体化建设运营
2. 价格机制改革
推进水电、核电、气电上网电价市场化改革；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；完善输配电价对电网投资激励约束机制；研究海上风电送出工程相关价格机制；优化居民阶梯电价制度，推广居民分时电价机制。
3. 监管与法律完善
加快修订《中华人民共和国电力法》，适时修订《电力监管条例》；建立市场导向的规划投资机制，支持包括民营企业在内的多元资本参与清洁能源基地和电力基础设施建设；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；建立电网输配电准许收入清算制度。
（七）其余重点任务
新质生产力赋能：攻坚新型电力系统核心技术与装备，深化人工智能赋能，推动电力行业全环节、全流程数字化智能化升级 电力安全治理：制修订电力安全法规与标准，构建多元化黑启动电源体系，开展新型并网主体涉网安全管理提升专项行动 电力与相关领域协同融合：促进电力与算力协同发展（以电强算、以算促电），促进电热、电氢等协同联动，推动电力与交通融合发展 电力国际合作：发挥规划设计、工程建设、技术装备、项目运营综合优势，参与清洁能源开发利用、电力基础设施建设和电网互联互通
四、专家评价与市场解读
（一）总体评价
中国电力企业联合会专家组副组长王志轩指出，相较于"十四五"时期新能源装机快速增长的态势，"十五五"时期更强调新能源高质量并网、高比例消纳，聚焦系统灵活性与安全性；更加注重技术创新，积极推进能源产业技术"自主可控+产业化落地"；更加注重"保供、转型、安全、效益协同"。随着新型能源体系建设的推进，新能源发电、新型储能、电力装备与电网、综合能源服务等多个产业将迎来重大发展机遇。
厦门大学中国能源经济研究中心教授孙传旺认为，强化能源开发与用能产业协同是规划亮点之一，包括做好空间与规划协同，破解供需错配；加强时间与运行协同，实现用能负荷与电网波动双向互动，提升调节柔性；推动市场与规则协同，打通能源交易与数据服务跨界壁垒，畅通衔接机制。
财新网解读称，规划"着力构建以新能源为主体的新型电网，同时深化电力市场化改革"，将培育新型经营主体作为重要方向。
（二）电力市场建设评价
北京电力交易中心新能源部副主任张楠指出，电力市场建设需统筹电能量市场、辅助服务市场、容量市场和绿色市场四大板块，全面反映电能量价值、灵活性价值、可靠性价值与绿色环境价值。其中，电能量市场需向分时定价方向发展；省间电力市场需强化跨区域资源配置功能；容量保障方面需建立市场化补偿机制；灵活性价值需通过辅助服务市场充分体现；绿色环境价值需依托绿电与绿证市场落地。这一观点与规划"健全'1+N'电力市场基础规则体系""探索容量市场机制建设""加快辅助服务市场与现货市场联合出清"等部署高度契合。
中国能源研究会副理事长兼秘书长孙正运认为，"十五五"时期是新型电力系统建设承上启下的关键攻坚期，核心要围绕新能源高比例发展带来的不确定性与波动性挑战展开，协同推进管理和理论创新与实践探索，完善电能量、辅助服务、容量、绿色等市场机制。
（三）储能与调节资源评价
国网能源研究院有限公司能源战略与规划所专家傅观君预计，"十五五"期间储能调节资源的投资增速将高于新能源本身，年均投资较2022年增长近8倍，占电力总投资的10%以上。
厦门新能安科技有限公司储能事业部中国区总裁马金鹏指出，规划发布后储能投资策略迎来革新：网侧储能收入来源将逐步形成"容量电价+现货收益+调频等辅助服务"的三重来源模式；表后工商业储能需从单一峰谷价差套利转向需量控制、负荷优化等多维收益。
南方电网储能股份有限公司党建工作部副主任黄昉认为，"十五五"时期储能行业发展需聚焦"新装备、新模式、新机制"三大方向。
国网能源研究院总工程师鲁刚建议，在持续发展新能源产业的同时，大力推进新型调节体系建设，涵盖氢能、储能、光热等新技术培育，传统电源功能调整、技术迭代、装备升级，以及电氢碳、电热等要素耦合与拓展，形成覆盖常规与应急工况的多层次、多功能的立体化资源配备。
（四）规划方法论评价
国网能源院能源所研究员王照琪指出，"十五五"电力规划需实现理念上的重大跨越，从过去单一的电网规划，转变为涵盖源网荷储、技术、市场、政策等在内的全要素统筹规划。
国网能源院能源所室主任伍声宇进一步提出，规划范式需要从传统的"预测—落实"向"适应性—预警"模式转变，更加关注极端扰动下电力系统的生存与恢复能力，强调对渐进式、结构性变化的长期适应能力。
这些方法论层面的建议在正式规划中得到部分体现——规划部署了"适应性—预警"相关机制（如新能源"规划—建设—并网—消纳"全周期监测预警机制），但整体仍以确定性目标为主，预计在"十五五"实施过程中将动态调整。
（五）投资规模预期
据国家发改委此前披露的信息，"十五五"时期我国新型电网投资预计将超过5万亿元。国网能源研究院专家预计储能调节资源投资增速将高于新能源本身，年均投资较2022年增长近8倍，占电力总投资的10%以上。电网、新型储能、虚拟电厂、充电基础设施等将成为"十五五"时期能源电力领域的重点投资方向。
五、对广东电力市场的影响分析
（一）区域互济与西电东送格局
规划将闽粤第二回直流背靠背工程列入核准开工类，江西—广东直流背靠背列入研究论证类。对广东而言，这意味着：
闽粤互联将进一步增强广东与福建电网的互济能力，提升极端天气下电力保供水平 江西—广东互联若推进，将打通粤港澳大湾区与华中电网的互济通道，扩大广东电力调入来源 西电东送规模从3.4亿千瓦增至4.2亿千瓦以上，云南水电、贵州火电送广东的通道能力有望继续提升，对广东煤电机组利用小时形成约束
（二）统一电力市场建设
规划提出"全国统一电力市场体系基本建成"，要求推进南方区域市场一体化建设运营。对广东而言：
现货市场将推动发用两侧各类经营主体全面报量报价参与，广东现货市场改革深化 辅助服务市场与现货市场联合出清，将改变广东辅助服务费用的分摊与补偿机制 容量市场机制的探索，将影响广东煤电、气电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源的收益结构 跨省区交易"一次报价、联合交易"将扩大广东跨省区市场化交易规模
（三）新能源全面入市与消纳
规划提出非化石能源发电量占比达50%、全国新能源利用率保持在90%左右、分地区分档确定利用率目标。广东属于新能源资源较好、电力负荷较高地区，新能源利用率目标落在第一档（95%）。规划要求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，这意味着广东新能源消纳考核将从"利用率"单指标转向"利用率+调节能力+市场参与"综合评估。
（四）储能与虚拟电厂机遇
规划提出到2030年新型储能装机达3亿千瓦、虚拟电厂最大调节能力超5000万千瓦、车网互动聚合可调充电规模5000万千瓦。对广东独立储能电站而言：
规划明确"完善容量电价机制"和"探索容量市场机制"，广东储能电站收益结构有望从"现货价差+辅助服务"拓展至"容量补偿+现货收益+辅助服务"三重来源 规划要求"推动具备条件的存量新能源配建储能实施改造，持续提升调用水平"，广东新能源配储利用率有望提升 虚拟电厂规模化发展获得政策保障，广东售电公司发展虚拟电厂业务具备政策支撑
（五）煤电转型影响
规划要求煤电向支撑调节性电源转型，完善煤电容量电价机制，推动热电联产机组最小发电出力达40%以下。对广东煤电机组而言：
容量电价机制完善将提升煤电固定成本回收保障，降低现货市场收益依赖 灵活性改造将提升煤电在现货市场中的调峰收益 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，广东煤电结构调整将加速
六、结论与建议
（一）主要结论
第一，规划确立了"十五五"时期电力行业从"装机扩张"向"高质量消纳"转型的总基调。 非化石能源发电量占比50%、新能源利用率90%左右、28亿千瓦新能源高水平消纳等目标，表明政策重心从"上规模"转向"提质量"。
第二，调节能力建设成为贯穿规划的主线。 新型储能、抽水蓄能、虚拟电厂、车网互动、需求侧响应等调节资源目标密集部署，反映电网对高比例新能源消纳的核心瓶颈已从"发电能力"转向"系统调节能力"。
第三，电力市场化改革深度推进。 现货市场全面报量报价、辅助服务与现货联合出清、容量市场机制探索、跨省区联合交易等部署，将重塑电力市场运行格局。
第四，对广东具备直接影响的重点工作包括： 闽粤第二回直流背靠背核准开工、南方区域市场一体化运营、新型储能与虚拟电厂规模化发展、煤电容量电价与灵活性改造。
（二）建议
对产业主体而言：
储能电站应关注"容量电价+现货收益+辅助服务"三重收益模式构建，动态调整投资回报测算；售电公司应把握虚拟电厂发展政策机遇，布局聚合分布式资源参与电力市场；新能源开发企业应关注分地区分档利用率目标和消纳评估体系转变，优化项目选址与开发节奏。
