引  言

电力是国民经济的基础性、先导性产业，电力工业的发展水平直接关系国家经济社会全局。2026年7月21日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《新型电力系统建设“十五五”规划》（发改能源〔2026〕942号，以下简称《规划》），并于8月3日正式向社会公布。《规划》是“十五五”时期指导我国新型电力系统建设的纲领性文件，明确了未来五年电力发展的总体思路，提出了到2030年初步建成新型电力系统的战略目标，系统部署了电力行业发展的主要目标、重大工程和重点任务^[1]。

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。《规划》在开篇即开宗明义地指出，构建新型电力系统是落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略的重要举措，是支撑新型能源体系建设和能源强国建设的关键环节，也是推进中国式现代化的重要保障^[1]。本文以《规划》为核心文本，紧密结合《新型能源体系建设“十五五”规划》（发改能源〔2026〕884号）等上位文件与配套政策，依托国家统计局、国家能源局、中国电力企业联合会等权威机构公开发布的最新数据，对《规划》出台的时代背景、总体思路、主要目标、重点任务与实施保障进行系统深入的解读，以期为准确把握政策内涵、科学指导实践提供参考^[2][3]。

一、规划出台的时代背景与战略意义

（一）能源安全新战略与“双碳”目标的时代要求

2014年6月，习近平总书记在中央财经领导小组第六次会议上提出了“四个革命、一个合作”能源安全新战略，即推动能源消费革命、供给革命、技术革命、体制革命，全方位加强国际合作，为我国能源发展指明了根本方向^[1]。2020年9月，我国在第七十五届联合国大会上郑重提出碳达峰、碳中和目标，承诺二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。这一承诺深刻重塑了我国能源电力的发展逻辑，构建以新能源为主体的新型电力系统由此成为实现“双碳”目标的关键载体和必由之路^[4]。

电力行业是我国碳排放的主要来源之一，加快电力绿色低碳转型是如期实现碳达峰碳中和的核心环节。在此背景下，新型电力系统的概念应运而生并不断深化。2021年3月召开的中央财经委员会第九次会议明确提出构建以新能源为主体的新型电力系统，这是党中央立足新发展阶段、贯彻新发展理念、构建新发展格局作出的重大战略部署^[4]。此后，2023年6月国家能源局组织发布《新型电力系统发展蓝皮书》，全面阐述了新型电力系统的发展理念、内涵特征，制定了“三步走”发展路径^[5]；2023年7月中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过《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》^[5]；2024年8月国家发展改革委、国家能源局、国家数据局联合印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》，聚焦新型电力系统亟待突破的关键领域部署了九项重点行动^[6]。这些政策文件为《规划》的编制奠定了坚实基础，也体现了我国构建新型电力系统“一脉相承、梯次推进”的政策逻辑。

（二）“十四五”电力发展的历史性成就

“十四五”时期是我国能源电力发展具有里程碑意义的五年。根据国家统计局发布的“十四五”经济社会发展成就系列报告，我国能源电力在保障供应、绿色转型、结构优化等方面取得了突破性进展和历史性成就^[7]。从电力供给看，2025年全国发电量达105752亿千瓦时，比2020年增长35.9%，年均增长6.3%；发电量和发电装机容量实现跨越式增长，电力供应安全稳定可靠。截至2025年底，全国发电装机容量达38.9亿千瓦，比2020年增长76.8%，年均增长12.1%^[8]。

尤为突出的是，电力结构绿色低碳转型全面提速。截至2025年底，全国可再生能源装机总量达23.4亿千瓦，装机规模稳居全球首位；风电装机6.4亿千瓦，比2020年增长127.3%；太阳能发电装机12.0亿千瓦，比2020年增长374.2%^[7]。火电装机15.4亿千瓦，占全国发电装机容量的比重首次低于40%。2025年全口径非化石能源发电量达4.47万亿千瓦时，占总发电量比重约42.9%^[9]。2025年风电、光伏新增发电量占全社会新增用电量超过九成，已成为新增发电量的主体^[7]。从电力消费看，2025年全国全社会用电量达10.37万亿千瓦时，比2020年增长37.9%，年均增长6.6%，历史上首次突破10万亿千瓦时大关，稳居全球电力消费第一大国地位^[7]。

与此同时，电力体制机制改革纵深推进。2025年全国电力市场交易电量达6.64万亿千瓦时，市场化交易电量占全社会用电量比重达64%，全国统一电力市场体系初步建成^[10]。新型储能实现跨越式发展，截至2025年底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，与“十三五”末相比增长超40倍^[7]。这些成就既为“十五五”新型电力系统建设奠定了坚实基础，也深刻表明我国电力系统已进入以新能源为主体、源网荷储协同发展的全新阶段，传统电力系统向新型电力系统转型的历史性跨越已然开启^[11]。

（三）规划的编制依据与战略定位

《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，是国家能源战略在电力领域的具体落实和深化。2026年6月，经国务院同意，国家发展改革委、国家能源局印发《新型能源体系建设“十五五”规划》（发改能源〔2026〕884号），提出2030年初步建成清洁低碳安全高效的新型能源体系，能源综合生产能力达到58亿吨标准煤，非化石能源消费比重达到25%^[12]。作为新型能源体系的核心组成部分，新型电力系统的建设成效直接决定能源转型的整体进程。《规划》正是对新型能源体系建设要求中电力领域任务的具体承接和细化落地^[1]。

从战略定位看，《规划》凸显了“电力先行”的鲜明导向。中国电力企业联合会常务副理事长杨昆指出，“电力先行是经济社会发展的客观规律，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”。《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^[3]。这一定位深刻反映了电力在经济发展中的基础保障作用和能源转型中的核心枢纽地位，也决定了“十五五”时期电力行业必须在保障安全供应的前提下加快转型升级，统筹处理好保供、转型、经济三者之间的关系^[2]。

二、总体思路与2030年主要目标

（一）总体要求与建设方向

《规划》明确提出，坚持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，认真落实四中全会部署，全面践行“四个革命、一个合作”能源安全新战略，统筹发展和安全，坚持电力先行，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^[1]。这一总体要求明确了新型电力系统的五大核心特征，即“清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能”，构成了“十五五”时期新型电力系统建设的根本遵循和方向引领^[3]。

从内在逻辑看，《规划》统筹兼顾了保供、转型、经济三个主要方面。国家能源局相关负责同志在解读中表示，保供方面，在持续提升非化石能源电力支撑水平的同时，充分发挥省间电力互济、新型储能、虚拟电厂等作用，推动源网荷储协同发力，夯实煤电、气电等传统电源兜底保障基础，确保电力供应保持合理裕度；转型方面，在保障能源安全的前提下稳妥推进绿色低碳发展；经济方面，强调以经济高效的方式实现电力资源优化配置和系统运行^[2]。这一“三统筹”思路体现了新型电力系统建设必须坚持系统观念、统筹安全与发展的基本方法论。

（二）2030年新型电力系统初步建成的内涵

《规划》锚定2030年初步建成新型电力系统的总目标，从电力供给、电力供应、电网发展、用电方式、系统调节、技术产业、体制机制等多个维度进行了系统描绘^[1][3]。具体而言：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，电力供应充裕度保持合理水平，有效满足经济社会发展和人民群众美好生活的用电需要；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，资源配置平台作用和服务功能充分发挥，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；节能高效、绿色低碳的用电方式加快形成，虚拟电厂成为用电侧协同互动的重要载体；系统调节能力大幅增强，各类调节资源实现高效调用；支撑新型电力系统的关键技术装备取得突破性进展，智能化、绿色化、融合化的电力产业体系基本形成；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^[1]。

这七个方面的内涵相互支撑、有机统一，共同勾勒出2030年新型电力系统的基本面貌，体现了源、网、荷、储各环节协同发力的系统思维。值得注意的是，《规划》首次明确提出了“可承担顶峰保供作用的电网侧独立新型储能规模”这一量化目标，将新型储能纳入电力顶峰保供体系，这是对新型电力系统供应保障能力的重要制度创新^[3]。

（三）“十五五”时期新型电力系统发展主要指标

《规划》从综合、绿色低碳、电力供应、电网发展、用电协同、系统调节、电力市场、民生服务八个方面，设置了“十五五”时期新型电力系统发展的十六项主要指标^[1][13]。这些指标既立足“十四五”发展基础，又面向2030年战略目标，构成了可量化、可考核、可评估的目标体系。具体指标及2025年基数、2030年目标如下表所示：

从上述指标可以看出，“十五五”时期新型电力系统建设的核心特征是“量质并举、加速转型”。一方面，电力总量规模持续扩张，全国总装机将由38.9亿千瓦增长至54亿千瓦，五年新增装机超过15亿千瓦；另一方面，电力结构深度变革，非化石能源发电量占比将由42.3%提升至50%，实现“半壁江山”的历史性突破^[1][13]。全国电力供应充裕度作为唯一一项约束性指标，凸显了在新能源大规模发展背景下保障电力安全供应的底线要求。这些指标与《新型能源体系建设“十五五”规划》中的相关目标相互衔接、高度一致，共同构成了“十五五”能源电力发展的目标体系^[12]。

三、加快形成绿色低碳的电力供给格局

电力供给格局是新型电力系统的物质基础。《规划》坚持风光水核多能并举，统筹推进各类电源开发建设，同时积极推动传统煤电节能降碳转型，加快形成以新能源为主体的绿色低碳电力供给体系^[1]。

（一）统筹新能源开发与消纳

新能源是新型电力系统的主体电源。“十五五”时期，我国年均新增非化石能源发电装机预计在2亿千瓦以上^[3]，新能源消纳问题随之成为影响发展的关键因素。对此，《规划》提出了一系列系统性举措。一是加强新能源开发消纳引导，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，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，支撑非化石能源消费比重目标^[1]。

二是分类推进新能源开发消纳。统筹做好以“沙戈荒”为重点的“三北”风电光伏基地外送和自用消纳，持续提升西电东送和西电西用能力；推进水风光一体化基地规划建设，优化送出消纳；优化海上风电送出消纳；科学规划建设省内集中式新能源，拓展分布式光伏应用场景和消纳空间^[1]。三是大力推动新能源就近消纳新业态发展，积极推动绿电直连、智能微电网等新业态发展，支持新能源就近接入，满足算力设施、工业园区、建筑楼宇、偏远地区及外向型企业、高耗能企业的绿电消费与供电保障需求；支持工业负荷大、新能源资源条件好的地区建设零碳园区，促进新能源就地消纳^[1][14]。四是完善新能源消纳机制，坚持中长期分地区分档新能源利用率目标引导，推动新能源消纳评估由单一新能源利用率指标向综合评价指标体系转变，建立新能源“规划—建设—并网—消纳”全周期监测预警机制^[1]。

从现实情况看，随着新能源装机高速增长，消纳压力已经显现。2025年我国弃风率约5.7%、弃光率约5.2%，全年弃风弃光电量达2518亿千瓦时^[15]。为此，《规划》明确将全国新能源利用率保持在90%左右，并按照分档原则设定指导目标，即在新能源渗透率较低、消纳条件较好的第一档地区原则上不低于95%，第二档地区原则上不低于90%，第三档地区原则上不低于85%，同时规定新能源就近消纳新业态项目弃电不纳入新能源利用率统计，这体现了“实事求是、因地制宜、统筹消纳”的政策导向^[1][3]。

（二）科学推进常规水电开发

水电是优质的可再生能源，兼具发电与调节的双重功能，在新型电力系统中具有不可替代的战略地位。《规划》提出，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，强化水电顶峰、调节与稳定支撑能力，拓宽出力可调节范围与灵活性。到2030年，常规水电装机达到4.1亿千瓦左右^[1]。结合《新型能源体系建设“十五五”规划》，我国将以水风光一体化为重点推进水电开发建设，高质量建设雅鲁藏布江下游水电工程，有序推进茨哈峡、龙盘、岗托等重大工程，加快推动主要流域水风光一体化基地规划建设^[12]。常规水电的稳步推进，不仅将显著提升清洁电力供给能力，更能为系统提供宝贵的调节能力支撑。

（三）积极安全有序发展核电

核电是清洁低碳、稳定可靠的基荷电源，是实现非化石能源占比目标的重要支撑。《规划》提出，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，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。到2030年，核电装机约1.1亿千瓦^[1]。《新型能源体系建设“十五五”规划》进一步明确，以三代压水堆技术为主，保持核电平稳建设节奏，积极稳妥推进先进堆型研发和示范工程建设，因地制宜推进核能综合利用，2030年在运核电装机达到1.1亿千瓦左右^[12]。我国核电进入积极安全有序发展的新阶段，将为绿色低碳电力供给提供稳定可靠的基荷支撑。

（四）鼓励非化石能源多元发展

除风光水核等主力品种外，《规划》积极推动非化石能源多元发展，提出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，到2030年生物质、光热、地热能、海洋能等发电装机达到6500万千瓦左右^[1]。《新型能源体系建设“十五五”规划》同步提出，光热发电到2030年累计装机力争达到1500万千瓦，推进“风光+生物质”一体化项目建设，积极推进地热能、氢能和绿色燃料发展^[12]。多元化的非化石能源开发路径，有助于发挥各类能源资源的比较优势，增强电力供给的多样性和韧性。

（五）积极推动煤电节能降碳

在“双碳”目标约束下，煤电既要发挥兜底保障作用，又必须加快绿色低碳转型。《规划》提出，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；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（CCUS）项目；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，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^[1]。这一部署体现了“先立后破、循序渐进”的转型思路，即在保障电力供应安全的前提下，通过技术改造和融合发展推动煤电向清洁低碳、调节支撑方向转变^[3]。

四、着力构建主配微协同的新型电网

电网是新型电力系统的核心枢纽，是连接电源与负荷、实现资源优化配置的基础平台。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、安全运行纪录最长的特大型电网^[3]。“十五五”时期，《规划》围绕构建主配微协同的新型电网，从电力流向、区域网架、配电系统、智能微电网、智慧调度、充电网络等方面进行了系统部署^[1]。

（一）优化全国电力流向布局

《规划》提出着力推动电力流向布局优化，推动存量直流输电通道改造升级，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^[1]。加快推动“十四五”时期已纳规输电通道尽早建成投运，到2030年西电东送规模超过4.2亿千瓦，并开展“沙戈荒”等100%新能源外送输电工程试点^[1]。当前我国西电东送规模已达3.4亿千瓦，“十五五”时期将新增8000万千瓦以上，全国电力流向进一步向“西电东送、东电西用、就地平衡、互济互补”的格局演进^[12]。

（二）完善区域主网架结构

《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，推动电网交直流、送受端、各层级协调发展^[1]。《新型能源体系建设“十五五”规划》进一步提出，巩固完善以区域同步电网为基础、区域间异步互联的全国电网主网架格局，加强华中—南方、华中—华东、华北—华东、华中—西北等地区间电网互济，提升互补互济能力4000万千瓦左右^[12]。区域主网架结构的优化，将有效提升大范围电力资源优化配置能力和电网整体安全稳定水平。

（三）规划建设海上输电网络

随着海上风电进入规模化、深远海发展阶段，海上输电网络建设提上日程。《规划》提出开展海上输电网络规划研究，统筹资源条件和海洋经济发展需求，集约化一体化布局海缆廊道和登陆点，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^[1]。这体现了对海上风电发展新阶段的主动适应，通过顶层设计和统一规划，破解海上风电送出消纳的瓶颈制约^[13]。

（四）打造坚强韧性配电系统

配电网是新型电力系统建设的重要基础和薄弱环节。《规划》对配电网建设进行了重点部署：强化配电网规划引领，推动配电网建设改造和智慧升级，加强市县级配电网与新业态布局规划协同，升级配电网智能调控体系；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，从防雷、防风、防冰、防洪、抗震能力等方面差异化提高局部固化设计和灾害防范标准，全面提升配电网综合防灾抗灾能力^[1]。到2030年，配电网承载分布式新能源能力将由此前的5亿千瓦提升至9亿千瓦，配电网将由传统的“末端接收”向“源网荷储资源高效配置平台”转变^[12][1]。

（五）多场景建设智能微电网

智能微电网是实现新能源就地消纳、提升供电保障能力的重要形态。《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，明确智能微电网与公共电网的物理边界和责任边界，提升智能微电网新能源自发自用比例^[1]。具体而言，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、新能源资源条件好的地区推动建设支撑新能源就近消纳的园区智能微电网；在新能源富集乡村地区探索实施村镇级自治微电网建设；统筹算力设施用电需求与新能源资源，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；在出口企业降碳、零碳园区、算力设施提升绿电比重等场景，推动新能源不直接接入公共电网、通过直连线路向电力用户供应绿电^[1][14]。

（六）构建智慧电力调度体系

电力调度是保障电力系统安全稳定运行的“中枢神经”。随着高比例新能源接入，调度体系面临全新挑战。《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，加强电力调度与电力市场、电力需求侧管理的衔接；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，提升电网智慧调控和系统实时平衡能力，促进新能源消纳^[1]。构建智慧电力调度体系，是适应新能源大规模并网、实现源网荷储协同的关键支撑^[13]。

（七）加强电动汽车充电基础设施网络建设

随着新能源汽车产业蓬勃发展，充电基础设施已成为新型电力系统的重要组成部分。《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，打造有效满足中长途出行需求的城际网络；提高快充设施占比，有序推进大功率充电基础设施建设，实现除海岛、高寒高海拔地区外的农村（县乡）地区公共充电设施全覆盖；结合国家主要货运通道布局，沿线建设大功率重卡充电设施。到2030年，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^[1]。截至2025年底，我国充电基础设施总数已达2009.2万个，突破2000万大关，建成全球最大的电动汽车充电网络，可支撑超4000万辆新能源汽车充电需求^[16]。“十五五”时期充电基础设施将实现倍增发展，为新能源汽车普及和车网互动奠定坚实基础^[12]。

五、促进用电侧协同发展

用电侧是新型电力系统的重要组成部分。随着源网荷储一体化发展，用户已从单纯的电力消费者转变为兼具消费、生产、调节等多重角色的“产消者”。《规划》从激发需求侧资源潜力、发展虚拟电厂、推动节约用电、提升电气化水平等方面，对用电侧协同发展作出部署^[1]。

（一）激发用电侧协同互动能力

《规划》提出，完善管理制度、调度体系、市场机制和技术标准，做实做细负荷管理措施，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，提升用电侧协同互动能力。到2030年，全国需求侧削峰能力超过1亿千瓦^[1]。《规划》提出到2030年需求侧削峰能力占最大负荷比重超过5%，较2025年的3%以上明显提升，体现了对需求侧资源价值的充分挖掘和高度重视^[1][3]。

（二）大力促进虚拟电厂发展

虚拟电厂是聚合各类分散资源参与系统调节、实现电力供需平衡的重要载体。《规划》提出，创新商业模式，推动虚拟电厂加快发展，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，提升虚拟电厂资源聚合水平和运行可靠水平，推动虚拟电厂常态化、规模化参与电力市场交易。到2030年，虚拟电厂最大调节能力超过5000万千瓦^[1]。2025年我国虚拟电厂最大调节能力约1685万千瓦，按照规划目标，“十五五”时期将实现近三倍增长，虚拟电厂将成为用电侧协同互动的重要载体和新型电力系统灵活调节的重要力量^[3][1]。

（三）倡导全社会节约用电

节约用电是缓解电力供需矛盾、促进绿色低碳发展的重要途径。《规划》提出，加强重点领域节能降碳管理，严格执行高耗能行业碳排放约束，积极实施节电降碳提效改造，淘汰落后高耗能设备；加快建筑节能改造；持续提升算力设施电能利用效率；推广节能家电，加大宣传普及力度，增强全民节电降碳意识^[1]。结合“十四五”时期我国万元国内生产总值能耗累计降低16.1%的成效，节约用电视为新型电力系统建设的重要一极^[7]。

（四）持续提升绿电应用和电气化水平

《规划》提出，推进新能源集成融合发展，支持零碳园区、工业绿色微电网建设，引导扩大绿电消费；加快提升工业、交通、建筑、农业、居民生活等领域电气化水平，推广应用电气化设备。到2030年，电能占终端能源消费比重达到35%^[1]。2025年我国电能占终端能源消费比重约30%，“十五五”时期将累计提升约5个百分点，年均提高接近1个百分点，电力在终端用能格局中的主体地位将进一步强化^[3]。近年来我国绿电消费规模持续扩大，2025年全国绿电交易电量达3285亿千瓦时，同比增长38.3%，电气化和绿电应用的协同推进将有力促进能源绿色低碳转型^[10]。

六、增强电力系统调节能力

随着新能源占比持续提升，电力系统的随机性、波动性显著增强，对调节能力提出了更高要求。增强系统调节能力，是破解新能源消纳难题、保障电力安全稳定供应的关键。《规划》从抽水蓄能、新型储能、煤电转型、车网互动四个方面进行了系统部署^[1]。

（一）强化抽水蓄能电站调节作用

抽水蓄能是当前技术最成熟、经济性最优的大规模储能方式，是电力系统重要的调节电源。《规划》提出，科学优化抽水蓄能电站建设方案和时序，有力有序推动规划内项目核准建设，持续强化项目调度监测和动态调整，做好中长期项目优化布局；推动一批参与区域调节的抽水蓄能电站建设，完善抽水蓄能电站通过省间交易参与区域调节的市场机制。到2030年，全国抽水蓄能电站装机规模达到1.6亿千瓦左右^[1][12]。

（二）加快新型储能电站规模化建设

新型储能是构建新型电力系统的关键支撑。“十四五”时期我国新型储能实现跨越式发展，截至2025年底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，同比增长84.3%，约占全球累计装机规模的一半^[17][7]。《规划》提出，完善政策机制，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；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，充分发挥新型储能保障新能源消纳作用；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。“十五五”时期新增新型储能约1.6亿千瓦，到2030年全国新型储能规模达到3亿千瓦^[1][12]。

（三）推动煤电向支撑调节性电源转型

煤电由传统的主力电源向基础保障性和系统调节性电源转型，是新型电力系统建设的重要内涵。《规划》提出，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，现役机组灵活性改造应改尽改，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，保障稳定供热^[1]。2026年2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》，通过容量电价机制为煤电、气电等调节性资源提供合理回报，引导其更好地发挥支撑调节作用^[18]。

（四）积极发展车网融合互动

电动汽车既是用电负荷，也是可观的分布式储能资源，车网融合互动是挖掘交通领域储能潜力、增强系统灵活性的重要途径。《规划》提出，推进车网互动核心技术攻关，加快构建技术标准和管理体系；全面推广智能有序充电，有序扩大车网互动规模化应用范围；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，引导车网互动资源参与系统调节和市场交易。到2030年，智能有序充电和双向充放电实现规模化应用，车网互动聚合可调充电规模力争达到5000万千瓦^[1][12]。

七、夯实电力供应保障能力

电力安全保供是新型电力系统建设的底线要求。“十五五”时期，随着算力用电激增、电动汽车充电需求快速增加，以及工业复苏和其他行业、居民生活用电刚性增长，预计全国年均用电增量将达到6000亿千瓦时左右，相当于每年新增一个中等经济体量国家的用电水平^[2]。在电力需求刚性增长与新能源大规模发展的双重背景下，确保电力供应安全充裕成为《规划》的重点内容^[1]。

（一）提升新能源电力支撑水平

新能源不仅要成为电量主体，也要逐步承担起可靠的电力支撑功能。《规划》提出，推动长时间尺度、高精度新能源功率预测技术大范围应用，大力提升新能源安全可靠替代能力，到2030年全国非化石电源电力支撑水平达到40%左右^[1]。提升新能源的电力支撑能力，需要在功率预测、构网型技术、运行控制等方面实现突破，使新能源在系统顶峰、调频等方面发挥更大作用^[3]。

（二）增强电力互补互济能力

跨流域、跨区域的电力互补互济是增强电力系统韧性的重要手段。《规划》提出，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，提升电力系统安全韧性水平；加快推动闽赣、皖鄂、鲁苏、渝黔、湘黔、湘粤等工程建成投产，新增规划一批区域间直流背靠背电力互济工程。“十五五”时期新增省间电力互济规模约4000万千瓦^[1]。按照规划，到2030年省间电力互济能力将由8000万千瓦提升至12000万千瓦，区域间电力互济格局进一步完善^[1][13]。

（三）发挥新型储能顶峰作用

《规划》首次明确新型储能的顶峰保供功能定位，提出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，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。“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到4小时，到2030年可承担顶峰保供作用的电网侧独立新型储能达到1.4亿千瓦^[1]。这一部署将新型储能纳入电力顶峰保供体系，是电力供应保障机制的重要创新^[3]。

（四）科学优化布局天然气发电

天然气发电具有启停灵活、调节快速的优点，是优质的调峰电源。《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^[1]。在新能源高比例接入背景下，气电作为灵活性调节电源的价值日益凸显，《规划》同时提出推进水电、核电、气电上网电价市场化改革，为气电发展创造良好的市场环境^[1]。

（五）夯实煤电兜底保障作用

煤电是当前和今后一个时期我国电力系统的基础保障电源和调峰主力。《规划》提出，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，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，推动已纳入规划的煤电建成投产^[1]。这一部署体现了“增优减劣、控制总量、优化结构”的煤电发展思路，既发挥煤电兜底保障作用，又推动煤电清洁高效发展^[3]。

（六）建立健全电力供应保障机制

《规划》提出，建立健全电力供应充裕度预警机制，指导各地落实电力保供责任、及时调整规划目标任务；组织编制重点地区迎峰度夏、度冬“一省一策”，压实并落实地方和企业保供责任；充分发挥市场化手段对电力保供的支撑作用，健全优先发、购电制度，发挥好中长期合同在电力保供中的基础性作用^[1]。全国电力供应充裕度被设定为“十五五”时期唯一一项约束性指标，要求在2025年小于1.1的基础上提升至大于1.1，凸显了国家确保电力供应安全充裕的坚定决心^[1][13]。

八、提高民生用电服务水平

人民电业为人民，保障和改善民生用电是电力发展的根本目的。《规划》从城乡居民用电保障、充电服务、清洁取暖、供电服务等方面，对提高民生用电服务水平作出系统安排^[1]。

（一）提升城乡居民用电保障水平

《规划》提出，加强城镇配电网建设改造力度，有序推进老旧小区、城中村等区域供配电设施规范化改造，加快新建居民小区配套电网工程建设；推进非电网直供电小区治理，鼓励具备条件的非直供电小区供电设施向供电企业整体移交；服务乡村振兴战略实施，推动农村新型电网建设改造；支持县域、民族地区、革命老区等特殊类型地区电力基础设施建设^[1]。通过这些举措，将进一步缩小城乡供电差距，提升城乡居民用电的可靠性、便利性和公平性。

（二）增强充电服务保障能力

《规划》提出，提升居住区充电桩报装接电服务水平，推动实施一批居住区充电设施“统建统服”试点；持续优化充电场站环境，完善收费等信息标识，提升设施运行维护水平，有效优化群众充电体验^[1]。在充电基础设施突破2000万个的基础上，进一步提升充电服务的便捷性、可及性和规范性，满足新能源汽车普及带来的充电需求^[16]。

（三）因地制宜推进清洁取暖

《规划》提出，修订《热电联产管理办法》，提升集中供暖清洁能源使用比重；推动核能清洁供暖、工业供汽；鼓励推进煤电耦合新能源联合供暖，鼓励发展地热能、太阳能、生物质能等可再生能源供暖；因地制宜推进工业余热等多种清洁取暖方式^[1]。推进清洁取暖，既是一项重要的民生工程，也是改善大气环境质量、推动能源结构优化的重要举措。

（四）持续提高供电服务质量

《规划》提出，提升芯片制造、精密仪器制造、生物医药等新质生产力供电质量；持续提升电能质量综合治理水平；深化“省力、省时、省钱”服务，巩固提升“零上门、零审批、零投资”服务，更好保障企业用户接电需求；全面推进“高效办成一件事”，深化水电气联合报装服务，推广高频供电业务联办，推进跨网办、跨省办等异地办电服务，提升办电便利度^[1]。通过持续优化供电营商环境，为各类经营主体特别是新质生产力发展提供高质量电力服务保障。

九、加快电力领域新质生产力赋能

科技创新是新型电力系统建设的根本动力。推动电力领域新质生产力发展，是实现电力行业高质量发展的关键。《规划》围绕核心技术装备攻关、人工智能赋能、标准体系建设等方面进行了部署^[1]。

（一）攻坚新型电力系统核心技术与装备

《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^[1]。《新型能源体系建设“十五五”规划》同步部署了核电小堆和四代堆、超高水头大容量冲击式水轮机组、深远海风电、先进光伏、光热发电、新一代煤电、重型燃气轮机、柔性直流输电、智能微电网等关键技术攻关和装备研发^[12]。通过攻克一批“卡脖子”技术和关键装备，将为新型电力系统建设提供坚实的科技支撑。

（二）深化人工智能赋能

人工智能是重塑电力生产运行方式的重要力量。《规划》提出，加强电力行业数据资源开发利用，统筹推进人工智能赋能新型电力系统建设，推动电力行业全环节、全流程的数字化、智能化升级；强化电力行业“人工智能+”基础理论研究与应用，围绕典型应用场景开展试点，打造一批可复制、可推广的标杆案例^[1]。《新型能源体系建设“十五五”规划》进一步提出深入实施“人工智能+”能源行动，统筹能源资源配置与算力设施建设，推动算电协同一体化发展，保障大数据、人工智能等产业高品质用电需求^[12]。人工智能与电力系统的深度融合，将显著提升电网的智能化水平和运行效率。

（三）加快新型电力系统标准体系建设

标准是新型电力系统建设的重要支撑。《规划》提出，加快新型电力系统标准化工作，积极参与国际电力领域标准化工作，加强知识产权保护与国际标准制定；加强检验检测能力建设^[1]。《新型能源体系建设“十五五”规划》提出持续完善传统领域标准，加快制定新型电力系统、先进核电、新型储能、氢能与绿色燃料等新兴领域标准，研究布局一批“人工智能+”能源重点标准^[12]。通过构建完善的标准体系，为新型电力系统的规范化、规模化发展提供有力保障。

十、推进电力安全治理体系和治理能力建设

安全是电力工业的生命线。随着新型电力系统建设深入，电源结构、电网形态、运行方式发生深刻变化，电力安全面临新的风险挑战。《规划》从安全运行、应急处置、施工安全质量三个方面，对推进电力安全治理体系和治理能力建设作出部署^[1]。

（一）加强电力安全运行和涉网安全管理

《规划》提出，夯实电力安全生产基础，健全事故风险防御体系和运行风险管控体系；建立各类电源运行风险监测预警机制，推进大坝安全智能化监测检测技术应用；加强电力监控系统网络安全防护；健全电力二次系统涉网安全技术监督体系^[1]。随着新能源、新型储能等新型并网主体大规模接入，涉网安全管理的重要性日益凸显。《规划》同步部署开展新型并网主体涉网安全管理提升专项行动，推动涉网设备耐频耐压、故障穿越能力与构网能力达标^[1]。

（二）提升电力应急处置能力

《规划》提出，健全电力应急指挥机制和预警响应机制，增强气候气象等自然灾害防御能力，提升电力系统安全韧性水平^[1]。具体任务包括构建多元化黑启动电源体系，探索应用“火电+储能”、新能源发电、柔性直流、构网型储能、微电网等多元化黑启动模式；制定各层级电网分区恢复方案，加强系统动态分区恢复、分布式资源多点协同、主配协同等并行快速恢复技术应用；完善分层级分领域应急预案，加快国家、省、市、县四级电力应急力量建设^[1][12]。

（三）强化施工安全和质量保障

《规划》提出，加强大型水电、核电常规岛、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；加强质量监督机构和人才队伍建设^[1]。《规划》还部署制修订《电力安全事故应急处置和调查处理条例》《国家大面积停电事件应急预案》《电力安全生产监督管理办法》等一系列电力安全法规和标准，推动电力安全管理规范化、法治化^[1]。

十一、促进电力与相关领域协同融合发展

新型电力系统不只是电力行业自身的建设，更需要与算力、氢能、交通等相关领域协同联动。《规划》专章部署了促进电力与相关领域协同融合发展的任务，努力发挥新型电力系统与现代化产业体系的相互促进作用^[2][1]。

（一）促进电力与算力协同发展

算力的尽头是电力。随着人工智能、大数据等产业蓬勃发展，算力用电需求快速攀升。中电联发布数据显示，预计“十五五”时期全国算力用电量年均新增1000亿千瓦时以上，到2030年预计达8000亿千瓦时，约占全社会用电量的6%^[2]。《规划》提出，增强电力供应保障能力，满足各类算力设施高可靠供电需要；统筹能源资源配置与算力设施建设，协同规划布局算力、电力项目，做到以电强算、以算促电；依托算力设施发展源网荷储一体化、绿电直连等新模式，实现绿电聚合交易、就地消纳，提高算力设施绿电占比；加强算力设施余热资源回收利用^[1]。国家发展改革委国家信息中心研究员肖宏伟指出，规划不只关注电力发展本身，也推动电力与算力、交通等领域的协同融合发展，努力发挥新型电力系统与现代化产业体系的相互促进作用^[2]。

（二）促进电热、电氢等协同联动

《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；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，推动联合运行提高灵活调节能力；拓展绿电制氢氨醇、氢储能、氢发电、火电掺氢（氨）等应用场景^[1]。《新型能源体系建设“十五五”规划》提出，2030年可再生能源制氢规模达到200万吨，因地制宜在东北（含蒙东）、黄河“几字弯”、华北北部、天山北麓等地建设一批绿色氢氨醇生产基地项目^[12]。电、热、氢的协同联动，将拓展新能源消纳渠道，推动多能互补和系统整体优化。

（三）推动电力与交通融合发展

《规划》提出，推动电力与交通基础设施共享通道、管廊、杆塔等资源，依托周边用地开发新能源，优化配置灵活调节资源，协同布局输电网络；有序推动交通运输电气化和低碳化转型，发展依托新能源的岸电系统和港口微电网^[1]。具体任务包括在高速公路、国省干线及交通廊道区域优化布局风光储充换电站；在沿海沿江港口、内河航运码头区域规模化布局新能源岸电系统，构建风光储协同运行的港口独立微电网；在综合交通枢纽、公路服务区、物流场站区域打造源网荷储一体化交能融合示范场景^[1]。电力与交通的深度融合，将有力推动交通运输绿色低碳转型和交能融合新业态发展^[13]。

十二、深化电力市场化体制机制改革

市场机制是优化电力资源配置、构建新型电力系统的核心制度支撑。“十五五”时期，我国将基本建成全国统一电力市场体系。经过多年改革，2025年全国统一电力市场体系已初步建成，市场化交易电量占全社会用电量比重达64%，电力生产组织方式由计划全面转向市场，全面构建起“1+6”基础规则体系^[10]。《规划》在此基础上，对深化电力市场化体制机制改革作出进一步部署^[1]。

（一）持续完善全国统一电力市场机制

《规划》提出，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；完善新型主体参与电力市场的制度；持续完善跨电网经营区常态化交易；逐步缩小代理购电规模；完善辅助服务市场机制，探索容量市场机制建设；深化电力价格机制改革，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；优化居民阶梯电价制度，推广居民分时电价机制^[1]。

围绕全国统一电力市场建设，《规划》部署了五项重点任务：一是全面推进现货市场建设，聚焦现货市场发现价格、调节供需的功能定位，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，稳妥推动用户参与省间现货交易；二是持续推动中长期市场成熟稳定运行，充分发挥中长期市场在保障电力安全稳定供应中的基础性作用，提高交易频次和灵活性；三是加快提升辅助服务市场的适应性，完善包含调频、备用等品种的辅助服务市场体系，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；四是有序建立容量市场，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，在具备条件的地区适时建立容量市场；五是提升跨省区交易配置资源能力，探索建立省间输电权交易机制，推动跨省区交易与省内交易“一次报价、联合交易”，推进南方区域市场一体化建设运营，完善长三角余缺互济机制，探索京津冀市场建设路径^[1][10]。

（二）完善监督管理机制

《规划》提出，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；对电网企业开展自然垄断业务和竞争性业务的范围进行监管；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，加强零售市场监管；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^[1]。2026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》，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》，进一步完善了电力市场顶层设计和价格机制^[19][18]。《规划》与上述文件共同构成“十五五”时期深化电力市场化改革的政策体系，为构建适应新型电力系统的市场机制提供了制度保障^[1][3]。

十三、推动电力国际合作

电力国际合作是我国能源外交的重要组成部分，也是服务构建新发展格局、提升全球能源治理话语权的重要途径。《规划》提出，统筹国内国际大局和双边关系，积极稳妥推进电力国际合作，充分发挥我国电力行业规划设计、工程建设、技术装备、项目运营等综合优势，因地制宜、因势利导，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^[1]。

我国已建成全世界最大、最完整的新能源产业链，为全球提供80%以上的光伏组件和约70%的风电装备^[7]。在“十五五”时期，我国将依托强大的电力产业和工程能力，深化“一带一路”绿色能源合作，高质量打造能源重大标志性工程，推动风电、光伏、氢能、储能等重点领域形成一批经济效益好、示范效应强的绿色能源最佳实践项目，同时积极参与全球能源治理变革，提升我国在全球电力治理中的话语权和影响力^[12]。通过深化电力国际合作，既能为全球能源转型贡献中国方案、中国力量，也能为我国电力产业链供应链开拓更广阔的国际市场空间^[1][12]。

十四、加强规划组织实施

一分部署，九分落实。《规划》对组织实施提出了明确要求，构建了职责清晰、协同高效的实施保障体系^[1]。

在组织架构上，《规划》明确国家发展改革委、国家能源局统筹电力发展重大事项，持续优化行业管理政策与机制，完善规划实施监测、评估和调整机制；省级能源主管部门负责全面落实本地区电力规划执行，电力企业承担电力规划实施和安全责任；国家能源局及其派出机构完善电力规划实施监管体系，有效开展监管工作^[1]。

在要素保障上，《规划》提出加强规划实施用地用草用林用海等要素保障，为重大电力项目建设提供资源支撑^[1]。《新型能源体系建设“十五五”规划》进一步提出落实促进能源绿色低碳发展的财税、金融、投资、价格、科技、环保等政策，做好能源矿区规划、项目建设水资源论证和环境影响评价，为规划落地提供全方位保障^[12]。规划实施监测评估和动态调整机制的建立，将确保《规划》各项目标任务能够根据形势变化及时优化完善，保障规划执行的科学性和有效性^[1]。

十五、结论与展望

《新型电力系统建设“十五五”规划》是“十五五”时期我国电力发展的纲领性文件，也是构建新型电力系统的行动指南。通过对《规划》的系统解读，可以得出以下基本结论：

第一，新型电力系统建设处于关键攻坚期。“十五五”是向2030年初步建成新型电力系统冲刺的关键五年，也是实现碳达峰目标、加快能源绿色低碳转型的重要窗口期。我国电力发展已进入以新能源为主体、源网荷储协同演进的全新阶段，风电、光伏装机合计已达18.4亿千瓦，占全国总装机的47.3%，超过火电成为第一大装机电源^[20]；2026年上半年煤电发电量占比首次低于50%，太阳能发电装机规模已追平煤电并将于三季度超越^[20][21]。《规划》在这一历史性节点出台，为电力行业高质量发展提供了清晰的方向和路径。

第二，《规划》构建了系统完备的发展框架。围绕“清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能”的建设方向，《规划》从电力供给、电网发展、用电协同、系统调节、供应保障、民生服务、新质生产力、安全治理、协同融合、市场改革、国际合作、组织实施等方面进行了全方位部署，形成了目标明确、指标量化、任务清晰、保障有力的完整政策体系。十六项主要指标为“十五五”电力发展确立了可量化、可考核的标尺^[1][13]。

第三，《规划》统筹处理了多对重要关系。在保供与转型的关系上，坚持电力先行、先立后破，在保障能源安全前提下稳妥推进绿色低碳转型；在集中与分布的关系上，统筹大型清洁能源基地与分布式新能源开发；在电源与调节的关系上，系统部署了抽水蓄能、新型储能、煤电转型、车网互动等调节能力建设；在电力与产业的关系上，推动电力与算力、氢能、交通等协同融合发展；在市场与监管的关系上，加快建设全国统一电力市场体系，同时完善监督管理机制^[1][2]。这些统筹安排体现了系统性、整体性、协同性的方法论。

展望未来，到2030年，我国将初步建成新型电力系统：非化石能源发电量占比达到50%，全国总装机达到54亿千瓦，实现28亿千瓦以上新能源高水平消纳，全国统一电力市场体系基本建成，电能占终端能源消费比重达到35%，支撑超过1.1亿辆电动汽车的充电基础设施网络基本建成^[1]。这一蓝图对于我国如期实现碳达峰目标、保障能源电力安全、建设能源强国具有重大而深远的意义。

当然，也要清醒认识到，新型电力系统建设仍面临诸多挑战：新能源消纳压力持续增大，2025年全国弃风弃光电量已达2518亿千瓦时^[15]；电力系统安全稳定运行难度加大；电力市场机制尚需健全；关键核心技术装备仍需突破。这些都要求我们在《规划》的指引下，坚持系统观念、底线思维，统筹推进电力绿色低碳转型与安全保供，以科技创新为驱动，以市场机制为支撑，凝聚各方合力，确保2030年初步建成新型电力系统的宏伟目标如期实现，为推进中国式现代化、建设能源强国提供坚强电力保障。

参考文献

[1] 国家发展改革委、国家能源局. 关于印发《新型电力系统建设“十五五”规划》的通知（发改能源〔2026〕942号）[Z]. 2026-07-21.

[2] 新华社. 新华解码：新型电力系统建设迎来“十五五”发展路线图[EB/OL]. 2026-08-03.

[3] 人民日报海外版. 到2030年新型电力系统初步建成[EB/OL]. 2026-08-07.

[4] 经济日报. 加快建设新型电力系统助力实现“双碳”目标[EB/OL]. 2021-07-23.

[5] 国家能源局. 国家能源局组织发布《新型电力系统发展蓝皮书》[EB/OL]. 2023-06-02.

[6] 国家能源局. 国家能源局电力司主要负责同志就《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》答记者问[EB/OL]. 2024-08-06.

[7] 国家统计局. “十四五”经济社会发展成就系列报告之十四：能源转型跨越发展 绿色低碳成效显著[R]. 2026-06-05.

[8] 国家能源局. 国家能源局发布2025年全国电力统计数据[EB/OL]. 2026-01-29.

[9] 中国电力企业联合会. 2025—2026年度全国电力供需形势分析预测报告[R]. 2026-02.

[10] 国家能源局. 2025年全国电力市场交易电量达6.6万亿千瓦时，同比增长7.4%[EB/OL]. 2026-01-23.

[11] 国家发展改革委. 【专家观点】从“十四五”答卷看我国能源转型的历史性跨越[EB/OL]. 2026-03-04.

[12] 国家发展改革委、国家能源局. 关于印发《新型能源体系建设“十五五”规划》的通知（发改能源〔2026〕884号）[Z]. 2026-06-13.

[13] 证券日报. 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》[EB/OL]. 2026-08-04.

[14] 国家发展改革委、国家能源局. 关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知（发改能源〔2026〕688号）[Z]. 2026-05-20.

[15] 孙世刚（厦门大学）. “双碳”目标驱动我国可再生能源快速发展，风光电力消纳利用仍存挑战[EB/OL]. 每日经济新闻. 2026-05-16.

[16] 国家能源局. 我国充电基础设施数量突破2000万大关[EB/OL]. 2026-01-21.

[17] 国家能源局. 中国新型储能发展报告（2026）[R]. 2026-07-30.

[18] 国家发展改革委、国家能源局. 关于完善发电侧容量电价机制的通知（发改价格〔2026〕114号）[Z]. 2026-02.

[19] 国家发展改革委. 国家发展改革委负责同志就《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》接受访谈[EB/OL]. 2026-02-11.

[20] 中国电力企业联合会. 2026年上半年全国电力供需形势分析预测报告[R]. 2026-07-30.

[21] 国家能源局. 国家能源局发布2026年1-6月份全国电力统计数据[EB/OL]. 2026-07-22.