2026年8月3日，国家发展改革委、国家能源局正式对外发布《新型电力系统建设“十五五”规划》（简称《规划》），作为指导未来五年全国电力行业高质量发展的纲领性文件，《规划》围绕清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能等核心方向，设置16项量化发展指标，部署电源、电网、负荷、储能、市场、产业融合全链条重点任务，明确到2030年中国将初步建成新型电力系统，为能源强国建设与中国式现代化筑牢电力根基。
01
十六项指标锚定转型方向
《规划》明确总体建设目标，到2030年绿色低碳电力供给格局基本成型，非化石能源发电量占比提升至50%，系统安全韧性、资源配置能力、数字化智能化水平全面跃升，全国统一电力市场体系基本建成，全方位适配经济社会用电与“双碳”转型需求。整套指标体系包含综合、绿色低碳、电力供应、电网发展、用电协同、系统调节、电力市场、民生服务等类别共16项指标，其中仅全国电力供应充裕度为约束性指标，其余全部为预期性指标，兼顾安全底线与转型发展弹性。
综合维度，电能占终端能源消费比重将由2025年30%提升至35%，全社会电气化水平持续走高；全国总装机规模从38.9亿千瓦扩容至54亿千瓦，电力供给体量实现跨越式增长。
绿色低碳维度是本次规划核心主线，2030年非化石能源发电装机占比达65%、发电量占比达50%，相较2025年分别提升3.3、7.7个百分点。分电源明确布局规模，常规水电装机稳定在4.1亿千瓦左右，沿海核电装机规模约1.1亿千瓦，光热、生物质、地热、海洋能综合装机达6500万千瓦，多元非化石能源协同补齐绿色供给缺口。
电网与互济层面，西电东送输送规模突破4.2亿千瓦，省间电力互济能力由8000万千瓦扩容至12000万千瓦，配电网可承载分布式新能源规模提升至9亿千瓦，跨区域资源调配能力大幅增强，支撑28亿千瓦以上新能源实现高水平消纳。
系统调节与负荷侧形成完整调节矩阵，2030年新型储能装机规模达3亿千瓦，虚拟电厂最大调节能力突破5000万千瓦，车网互动聚合可调充电规模达5000万千瓦，需求侧削峰能力占最大负荷比重超5%，各类分散可调资源全部纳入系统统筹调度。
民生与市场配套指标同步落地，充电基础设施总量突破4000万个，可支撑超过1.1亿辆电动汽车稳定出行；城市用户平均供电可靠率提升至99.99%；市场交易电量占比升至70%，跨省跨区交易电量达到2万亿千瓦时，市场化资源配置机制全面成熟。
国家能源局预计，“十五五”期间，全国能源重点项目和新业态投资规模将超过20万亿元。从最新数据来看，2026年上半年充换电基础设施、新型储能等领域已成为主要投资增长点，同比分别增长21.8%、74.3%。
02
绿色供给格局加速形成
《规划》将“加快形成绿色低碳的电力供给格局”列为首要任务，明确坚持风光水核等多能并举、集中分布式协同发力。
从最新数据来看，中国绿色转型的步伐已远超预期。国家能源局数据显示，截至2026年5月底，中国发电装机达40.1亿千瓦，规模位居全球首位。非化石能源装机占比由2010年的25%提升至2026年5月的62%。中国电力企业联合会预计，到2026年底全国发电装机容量将达到43亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机约27亿千瓦，占总装机的63%左右。
在新能源领域，国家能源局数据显示，截至6月底，全国可再生能源装机达到24.55亿千瓦，约占全国总装机的60.7%。风电、太阳能发电装机容量合计达到19.5亿千瓦。太阳能发电装机12.74亿千瓦，与燃煤发电装机（12.75亿千瓦）基本持平。上半年可再生能源发电量近2万亿千瓦时，占全部发电量的41.2%，首次突破四成。
针对新能源消纳难题，《规划》提出分区域差异化利用率指导目标，划分三档区域：第一档地区新能源利用率不低于95%，第二档不低于90%，第三档不低于85%，新能源就近消纳新业态弃电不计入利用率考核，全国整体新能源利用率稳定维持在90%左右，从制度层面缓解风光发电弃电压力。
03
构建主配微协同新型电网
着力构建主配微协同的新型电网为《规划》的一大核心要点。
跨区输电通道持续扩容，“十五五”期间新增多回特高压直流，西电东送总规模突破4.2亿千瓦，形成西北、东北、中北新能源基地群、西南水电基地向东中部负荷中心送电，沿海核电、海上风电就近消纳的电力流向格局。冀辽、陕渝、闽粤、川黔等直流背靠背工程核准开工，湘桂、赣浙等项目提前储备，多区域电力互济网络基本成型。
城乡配电网全面智慧化、抗灾化改造，2030年配电网可承载分布式新能源装机规模达到9亿千瓦，相比2025年5亿千瓦实现近一倍扩容，彻底解决居民屋顶光伏、工商业分布式电源并网受限难题。同步开展县域单一供电通道全停风险清零工程，针对雷电、覆冰、洪涝、山火差异化提升电网防灾标准，地下配电设施抬高防洪高程，农村、老旧小区配电设施标准化改造落地，城市用户平均供电可靠率提升至99.99%。
分层分类布局智能微电网，覆盖多类应用场景，偏远边疆风光荷储保供微电网、工业园区零碳消纳微电网、村镇自治型微电网、算力枢纽算电协同微电网，允许新能源不接入公共电网，通过直连线路直接供给算力、出口制造企业，大幅提升绿电就地使用比例，形成主网保大负荷、微电网保局部自主供电的双层安全防线。配套搭建全域智慧调度体系，打通主网、配网、微网协同调控通道，适配新能源多尺度波动运行需求。
业内分析认为，《规划》有望进一步释放主网特高压、配网投资、储能产业链、电力交易及虚拟电厂等产业发展动能。中国西电、平高电气等企业近期已陆续披露中标公告，合计中标金额逾63亿元，覆盖特高压主设备、配网设备等多个环节。
04
激活用电侧千万级可调资源
《规划》最大创新之一，是将分散用电资源提升至系统调节核心地位，构建源网荷储双向互动体系。政策层面完善负荷管理、市场交易、技术标准配套机制，引导分布式光伏、工商业可调节负荷、充电桩聚合参与削峰填谷，2030年全国需求侧整体削峰能力突破1亿千瓦，有效平抑早晚高峰供电压力。
虚拟电厂迎来规模化发展窗口期，规划明确支持售电企业布局相关业务，完善交易接入、运行管控标准，推动虚拟电厂常态化参与现货、辅助服务市场，五年内调节能力从2025年1685万千瓦提升至5000万千瓦以上，成为电网低成本柔性调节载体。国务院国资委消息，截至2026年6月底，国家能源集团12个在运虚拟电厂项目聚合资源容量815.7万千瓦、可调节容量83.9万千瓦，可调节容量相比去年年底实现了近一倍增幅。国家能源集团正全力推动海南、河南、福建、广西、天津等5个虚拟电厂项目，预计2026年年底前投运。
交通与电力深度融合全面提速，构建城市、公路、乡村三级充电网络，高速公路、国省干线配套风光储充一体化场站，货运通道布局大功率重卡充电设施；农村除高寒、海岛区域外实现公共充电全覆盖，全国大功率充电设施规划建设约30万个。车网互动技术全面推广，依托峰谷分时电价、放电上网价格机制，实现车辆储能资源反向送电，聚合可调规模达到5000万千瓦，电动汽车从单纯用电设备转变为移动储能单元。
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系统调节能力大幅增强
新能源天然存在出力波动，规划构建抽水蓄能、新型储能、灵活煤电、需求侧资源互补的多层次调节体系，全面补齐系统调峰、调频、备用短板。
抽水蓄能作为长时调节主力，有序推进规划内项目核准投产，完善跨区域抽水蓄能省间交易机制，2030年装机规模达到1.6亿千瓦，承担年度、季度尺度调峰备用任务。
新型储能迎来建设高潮，“十五五”期间新增装机约1.6亿千瓦，2030年总规模达到3亿千瓦。其中电网侧独立储能重点承担顶峰保供，五年新增8000万千瓦，等效顶峰时长不低于4小时，总规模达到1.4亿千瓦，具备调频、调压、黑启动、事故备用多重功能；新能源基地配套储能按照区域利用率目标差异化配置，提升外送通道绿电输送比例；用户侧储能配套工业园区、零碳园区、算力中心，实现自发自用、峰谷套利。
传统电源灵活性改造作为低成本调节补充，依托煤电容量电价机制，推动机组深调、快速响应升级，配合气电调峰机组，形成储能+火电联合顶峰保障体系，筑牢电力供应安全底线。
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培育电力新质生产力
《规划》跳出单一电力行业范畴，推动电力与算力、交通、氢能、热力产业深度融合，培育新型产业增长点。
算电协同作为重点融合方向，针对智算、超算中心高耗能、高可靠供电需求，统筹算力园区与风光储配套同步规划，推行绿电直连、余热回收利用模式，提升算力设施绿电使用比例。中电联测算，“十五五”期间算力年均新增用电量超1000亿千瓦时，2030年算力用电总量可达8000亿千瓦时，占全社会用电量6%，算电一体化项目将同步带动分布式新能源、储能、微电网配套建设，形成新的产业投资赛道。
电氢、电热协同拓展能源循环利用路径，依托富余绿电发展制氢、储氢、氢发电全链条应用；热电联产机组通过熔盐储热、热电解耦技术提升调节弹性，推广地热能、太阳能、核能清洁供暖，替代传统散煤供热。
交通与电力基础设施集约共建，高速廊道、港口码头、综合枢纽统一布局风光储充一体化场站，共享杆塔、管廊、电缆通道资源，沿海港口规模化建设新能源岸电系统，打造独立港口微电网，降低基础设施重复建设成本，加速交通领域全面电气化。
技术创新层面攻坚新型电力系统仿真、构网型储能、高精度功率预测等核心装备，加大人工智能全场景落地应用，完善全产业链标准体系，同步强化电力网络安全、工程施工安全、大坝智能监测能力，构建多元化黑启动电源体系，提升极端天气下电网应急恢复能力。
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纵深推进电力市场化改革
市场化机制是新型电力系统高效运转的核心支撑，《规划》明确到2030年基本建成规则统一、开放竞争、协同运行的全国统一电力市场体系。
市场体系分层完善，现货市场全面常态化运行，中长期市场细化多周期交易品种，辅助服务市场扩容调频、备用、转动惯量、爬坡等新型交易品类，推动辅助服务与现货联合出清；条件成熟区域探索建立容量市场，对抽水蓄能、储能、调节煤电给予稳定容量补偿，保障调节性电源合理收益。
跨省跨区交易壁垒持续破除，建立统一报价、联合交易机制，完善省间输电权交易规则，扩大南方、长三角、京津冀区域市场一体化范围，2030年跨省跨区交易电量提升至2万亿千瓦时，充分释放区域供需互补潜力。
价格机制同步革新，推进水电、核电、气电上网电价市场化，优化居民分时、阶梯电价，出台海上风电、新能源就近消纳专项电价政策，健全输配电价投资激励约束机制；同步启动修订《电力法》《电力监管条例》，强化电网公平开放监管，引导民营资本平等参与清洁能源、电网基础设施投资建设，厘清分布式电源、虚拟电厂等新型市场主体权责边界。
