摘  要：新型电网是“十五五”时期党中央、国务院部署建设的“六张网”之一，是新型能源体系和新型电力系统构建的关键环节，是保障能源安全、支撑能源绿色低碳转型和数字经济高质量发展的战略性基础设施。本报告以国家统计局、国家能源局、国家发展改革委等部门2025年、2026年最新公开统计数据及权威政策文件为依据，系统梳理“六张网”战略总体框架与新型电网的战略定位，回顾“十四五”时期（2021—2025年）我国电网建设成就与政策演进脉络，深度解读《新型电力系统建设“十五五”规划》《关于促进电网高质量发展的指导意见》等最新政策部署，全面分析特高压、配电网、智能微电网、新型储能、充电设施等关键领域，深入剖析算力网与新型电网“算电协同”、水网与电网“水能融合”、通信网与电网“数智融合”等“六网协同”融合发展路径，并据此研判产业链结构与重点应用场景的行业市场机会。

研究发现，“十四五”时期我国建成全球规模最大、技术领先的电力系统，2025年全社会用电量历史性突破10万亿千瓦时，发电装机达38.9亿千瓦，风电光伏装机18.4亿千瓦首超火电，新型储能装机1.36亿千瓦；“十五五”时期新型电网投资预计超过5万亿元、较“十四五”增长超80%，随着“主干电网+配电网+智能微电网”协同的新型电网加快构建，以及“2+3+N”协调机制和“多网协同、软硬协同、场景协同”系统推进，特高压、配电网升级、新型储能、充电设施、算电协同、电力数字化等领域蕴含巨大市场空间。报告同时指出投资强度、新能源消纳、电力系统安全、体制机制改革等方面的挑战，并提出针对性的政策与市场建议。

关键词：新型电网；六张网；十五五；新型电力系统；特高压；配电网；新型储能；电力市场；市场机会；政策研判

第一章  绪论

1.1  研究背景

2026年4月28日，中共中央政治局会议明确提出“加强水网、新型电网、算力网、新一代通信网、城市地下管网、物流网等规划建设”，将“六张网”建设首次纳入国家顶层部署^[1]。2026年7月30日，中共中央政治局会议进一步强调“扎实推进‘六张网’规划建设”，推动其从蓝图加快转向形成实物工作量^[2]。在“六张网”体系中，新型电网承担着保障能源安全、支撑新能源大规模消纳、服务数字经济和人民生产生活的关键功能，是新型能源体系和新型电力系统构建的核心环节，战略地位极为突出。

当前，我国正处于能源绿色低碳转型的关键期。截至2025年底，全国发电装机达38.9亿千瓦，风电和太阳能发电装机合计18.4亿千瓦、历史性超越火电成为第一大电源^[3][4]；2025年全社会用电量历史性突破10万亿千瓦时，稳居全球第一^[5]。随着新能源占比持续提高、高端产业对绿色高质量电能需求稳步增长、新模式新业态加速涌现，对新型电网建设提出了更高要求^[6]。在“六网协同”框架下，新型电网不仅是能源电力系统的核心枢纽，更是算力网、新一代通信网、水网等各张“网”运行的共同能源底座。算力基础设施的爆发式增长、电动汽车的大规模普及、分布式能源的广泛应用，使电网从传统的单一供能网络演变为连接能源、算力、交通、水务等多系统的融合平台，加快建设新型电网对激活“六张网”整体效能、培育新质生产力具有基础性、先导性意义。

1.2  研究目的与意义

本报告旨在围绕“十五五”时期“六张网”之新型电网这一主题，从政策研判与行业市场机会两个维度展开系统研究。一方面，梳理从“十四五”到“十五五”的电网政策演进脉络，深度解读《新型电力系统建设“十五五”规划》《关于促进电网高质量发展的指导意见》等权威文件，把握新型电网建设的顶层设计、目标指标与重点任务；另一方面，基于国家权威部门最新公开数据，全面分析特高压、配电网、新型储能、充电设施、电力数字化等领域的市场机会、竞争格局与潜在风险，为政府部门、行业企业及各类市场主体提供决策参考。

研究的意义体现在三个层面：其一，理论层面，系统构建“六张网”战略框架下新型电网的分析范式，厘清其技术经济逻辑与政策逻辑；其二，实践层面，通过详实的数据分析与场景拆解，为产业链各环节企业把握“十五五”建设机遇提供指引；其三，决策层面，客观研判风险挑战，为政策制定与资源配置提供学术支撑。

1.3  研究范围、数据来源与研究方法

在研究范围上，本报告聚焦新型电网，覆盖“主干电网+配电网+智能微电网”协同的新型电网架构，涵盖特高压、主网架、配电网、智能微电网、新型储能、充电设施、电力数字化与电力市场等，并延伸至电力设备制造与关联产业链。在数据来源上，本报告坚持以国家权威部门最新公开数据为准绳，主要数据来源包括：国家统计局2025年国民经济和社会发展统计公报及能源消费数据；国家能源局2025年电力工业统计、新型储能与充电设施数据及历次新闻发布会信息；国家发展改革委关于“六张网”建设的最新发布信息；以及《新型电力系统建设“十五五”规划》《“十五五”规划纲要》《政府工作报告》等权威政策文件^[7][5][3]。

在研究方法上，本报告综合运用文献研究法（系统梳理政策文件与权威报告）、统计分析法（对用电量、装机容量、投资规模等数据进行纵向比较与横向分析）、产业链分析法（解构电网产业链上下游价值分布）以及情景研判法（结合政策目标推演市场空间），力求做到政策研判有据、数据引用有源、市场机会分析有据可依。

第二章  “六张网”战略总体框架与新型电网战略定位

2.1  “六张网”战略的提出背景与政策演进脉络

“六张网”战略的提出，是在我国经济进入高质量发展阶段、传统基建拉动效应递减、能源转型与数字化转型加速推进的背景下作出的重大部署。2026年4月28日中共中央政治局会议首次将“六张网”纳入国家顶层部署，随后国家发展改革委加强统筹协调，针对每张“网”精准谋划制定专项规划或实施方案^[1]。2026年7月30日中央政治局会议再次强调“扎实推进‘六张网’规划建设”，推动其从规划阶段加快转向形成实物工作量阶段^[2]。国家发展改革委指出，规划建设“六张网”从功能定位看，既能稳投资、扩内需，更是增动能、提效益、惠民生、保安全的有力抓手；从项目内容看，既包括传统基础设施，也包括新型基础设施；从实施方式看，“六张网”是深度耦合、相互赋能、协同支撑的有机整体，融合效果大于简单叠加。

在“六张网”建设中，新型电网与算力网、新一代通信网的协同被作为典型范例加以阐释：新型电网提供稳定清洁的电力供应，算力网作为“大脑”指挥电网智能化调度和新能源消纳，通信网作为信息传输“高速公路”支撑算力跨区域调度。2026年8月，国家发展改革委建立算力网、新型电网、新一代通信网“2+3+N”协同推进机制（2家电网+3家电信运营商+N家算力相关企业），加大统筹力度、形成工作合力，共同推动重大项目加快建设^[8][6]。据中国发展改革报社报道，上半年与“六张网”相关的信息传输、互联网、光纤制造等领域投资均实现两位数增长，5G基站总数超500万个、光纤接入端口占比达96.7%，算力网已建成智能算力188.2万P（FP16）、“8+10+3”空间布局全面铺开，正从“各自成网”走向“多网协同、共建共享”^[9]。这一系列部署与进展，凸显了新型电网在“六张网”体系中的基础支撑地位。

2.2  新型电网的内涵构成与功能定位

新型电网是相对于传统电网的全面革新，主要打造以主干电网和配电网为重要基础、智能微电网为有益补充的新型平台，构建“主配微”协同运行的立体电网新架构^[6]。从构成看，新型电网涵盖特高压骨干网架、区域主网架、配电网、智能微电网、新型储能、充电基础设施、电力调度与交易系统等多个层次。其核心功能定位包括：保障电力供应安全可靠、促进新能源大规模高比例消纳、提升资源优化配置能力、服务高品质供电与算电协同等新业态、增强电网防灾抗灾能力与安全韧性。

与传统电网“单向输电、被动适配”的运行模式不同，新型电网强调双向互动、智能灵活、源网荷储协同。在形态上，配电网从传统的“无源”单向辐射网络向“有源”双向交互系统转变；在功能上，从单一供配电服务主体向源网荷储资源高效配置平台转变^[10]。国家能源局将新型电网建设定位为“新架构、新技术、新服务”的系统性深刻变革，充分体现了其内涵的全面升级^[6]。

2.3  新型电网在“六张网”体系中的战略坐标

在“六张网”体系中，新型电网居于能源基础设施的核心位置，是支撑其他各“网”运行的“能量动脉”。我国已建成规模巨大、运行安全、技术先进的全国坚强互联大电网，有力保障了全国超过10万亿千瓦时的年度用电量，有效支撑了超过18亿千瓦的新能源并网消纳^[11]。全国220千伏及以上输电线路长度超过百万公里，已建成全球新能源并网规模最大、输电电压等级最高、输电能力最强的大电网^[12]。

同时，新型电网与算力网、新一代通信网深度协同。算力基础设施快速发展带动用电需求快速增长，2025年全国数据中心用电量约1700亿千瓦时、占全社会用电量比重约1.6%，预计“十五五”时期算力用电年均新增1000亿千瓦时以上、到2030年达8000亿千瓦时、占全社会用电量6%左右^[13][14]。算力与电力“算电协同”成为新型电网服务数字经济的重要方向。此外，新型电网通过抽水蓄能、新型储能与水网、新型电网融合，通过充电设施网与物流网、交通网协同，体现了“六张网”融合互济、系统赋能的特点。

2.4  多网协同机制与新型电网的枢纽作用

从多网协同机制看，新型电网的枢纽作用主要体现在四个方面。其一，在能源与算力协同上，算力中心作为高负荷、高密度、高可靠性用电主体，对电网电压稳定性、频率偏差等指标要求极高，新型电网需提供“量的满足”和“质的稳定”双重保障，推动算电协同、绿电直供^[13]。广东阳江海底算力中心依托千万千瓦级海上风电实现绿电直供、能效提升30%以上；2026年9月福建、宁夏两地首次开展算电协同联动全流程实操，实现“算力跟着绿电走”，开创跨省份算电协同新模式^[9][15]。其二，在电网与储能协同上，新型储能、抽水蓄能作为电网的“超级充电宝”和“调节器”，支撑新能源消纳和系统安全稳定运行。其三，在电网与水网协同上，抽水蓄能电站兼具水利与电力功能，实现水能互济。其四，在电网与交通协同上，电动汽车充电基础设施大规模发展，车网互动（V2G）成为源网荷储协同的重要载体。

正是由于新型电网处于“保障能源、连接多网”的枢纽位置，其建设水平直接影响“六张网”整体效能的发挥。可以判断，随着“十五五”时期新型电网投资超过5万亿元、加快建设“主干电网+配电网+智能微电网”协同的新型电网平台，新型电网作为“六张网”能源基石的战略价值将更加凸显，并将深刻改变能源生产、传输、消费和治理格局^[11][16]。

2.5  “六网协同”机制构建与要素保障

为将“六张网”从规划蓝图转化为系统组网、融合落地的实践，2026年下半年国家发展改革委围绕“六张网”密集召开系列高规格会议，建立健全“六网协同”工作推进机制。8月19日，“六张网”重大项目协调调度机制会研究建立算力网、新型电网、新一代通信网“2+3+N”协调机制，国家电网、南方电网、中国电信、中国联通、中国移动及有关算力企业参加^[8]；8月25日，“六网协同”协调推进工作会专题研究“六张网”投融资机制和支持政策，分类细化财政、金融、投资、价格等支持政策，创新政策工具、优化政策组合^[17]；9月2日，“六张网”重大项目协调推进机制会研究完善政银企协作机制和项目库建设，推动高效“投贷联动”^[18]；9月初，国家发展改革委再次召开协调推进会，研究加强用地、用海、环评等要素保障工作。据初步估算，2026年“六张网”及相关重点领域建设投资规模将超7万亿元^[19]。

在协同内涵上，中国发展改革报社系统阐释了“三个协同”：一是多网协同，从“各自成网”到“系统组网”，“六张网”不是彼此独立、各自运行的分散体系，而是深度耦合、相互赋能、协同支撑的有机整体，新型电网与算力网、新一代通信网的融合是典型样本，算力网作为“大脑”指挥电网智能化调度、通信网作为“高速公路”支撑算力跨区域调度；二是软硬协同，统筹“硬投资”与“软建设”，既推进工程项目建设，也完善制度机制、标准规范、数字平台等软环境；三是场景协同，从“单体工程”到“场景应用”，通过具体应用场景牵引“六张网”融合落地^[8][9]。对新型电网而言，“六网协同”的要素保障与投融资政策将系统性强化电网建设的资金、用地、用能支撑，推动新型电网与算力网、水网等深度融合、一体建设，其投资强度、建设规模和融合效益在“十五五”时期将得到充分释放。

第三章  新型电网政策演进：从“十四五”到“十五五”

3.1  “十四五”时期电网政策体系回顾

“十四五”时期是我国新型电力系统政策体系加快成型、电网建设全面升级的关键时期。2023年6月，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书》，制定“三步走”发展路径，为我国电力系统发展提供了顶层设计^[20]。2023年，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》（发改能源〔2023〕1294号），提出构建分层分区、结构清晰、安全可控、灵活高效、适应新能源占比逐步提升的电网网架^[21]。2024年，国家发展改革委、国家能源局等先后印发《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》（发改能源〔2024〕187号）和《配电网高质量发展行动实施方案（2024—2027年）》，推动配电网从“无源”单向辐射网络向“有源”双向交互系统转变^[10]。

2024年7月，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局共同印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（发改能源〔2024〕1128号），以九大行动为工作主线，聚焦新型电力系统建设亟待突破的关键领域，系统推进新型电力系统建设^[22]。2024年，国家发展改革委、国家能源局还印发《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》（发改能源〔2024〕1537号），推动新能源高质量发展。这一系列政策共同构成了“十四五”时期电网建设的制度框架，为新型电网发展奠定了坚实基础。

3.2  “十五五”规划纲要与《政府工作报告》的顶层部署

2026年3月，十四届全国人大四次会议审议批准《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》，为“十五五”时期发展擘画蓝图。纲要围绕构建新型能源体系和现代化基础设施体系作出部署，将新型电网纳入“六张网”规划建设重点。2026年《政府工作报告》提出，要加强水网、新型电网、算力网、新一代通信网等“六张网”规划建设，深入推进能源革命，加快建设新型能源体系^[23]。

在专项规划层面，2026年7月，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），这是指导“十五五”时期新型电力系统和新型电网建设的核心文件。规划提出，到2030年新型电力系统初步建成，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，资源配置平台作用和服务功能充分发挥^[24]。

3.3  新型电网建设专项部署与关键政策

2025年12月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于促进电网高质量发展的指导意见》，明确提出到2030年初步建成“主干电网+配电网+智能微电网”协同的新型电网平台，大幅提升跨区跨省资源优化配置能力，西电东送规模超4.2亿千瓦，支撑新能源发电量占比达到30%左右^[16]。这一文件为新型电网建设确立了清晰的阶段性目标。

2026年9月，国家能源局召开新型电网建设工作部署会，全面部署新型电网建设重大任务，提出“四个着力”：着力夯实基础设施长板，构建提升大电网安全稳定水平、充分发挥配电网公共平台作用、促进智慧微电网灵活多元互动的主配微协同电网新架构；着力发挥创新引领作用，加快研发应用人工智能+、柔性构网、智慧调控、长时储能等电网新技术，发展新质生产力；着力加强多元支撑保障，升级新能源高效并网消纳、高品质供电、算电协同等新业态友好适配的电网新服务；着力守牢安全运行底线，确保大电网安全稳定运行，加强工程安全质量管理，提升电网防灾应急能力^[6]。这标志着新型电网建设从前期规划阶段全面转入落地施工周期。

3.4  政策演进的逻辑主线与方向性转变

综合“十四五”与“十五五”电网政策演进，可以清晰看到三条逻辑主线。其一，从“保障供应”转向“绿色低碳”。“十四五”在保障电力供应的同时加快新能源发展，“十五五”则明确提出非化石能源发电量占比达50%、新能源发电量占比30%的目标，电网建设的绿色低碳导向更加鲜明。其二，从“骨干网架”转向“主配微协同”。“十四五”以特高压骨干网架建设为主，“十五五”则强调大电网、配电网、智能微电网协同发展，配电网和智能微电网的投资与功能定位显著提升^[6]。其三，从“传统电网”转向“数智融合”。“十五五”将人工智能+、柔性构网、智慧调控、长时储能等新技术作为发展重点，推动电网从“电力设施”向“源网荷储智慧平台”演进。

这三条主线共同指向一个方向：新型电网正在成为支撑能源转型、数字经济和新质生产力的战略性基础设施，其建设将呈现投资规模跃升、投资结构优化、智慧化水平提升、市场化改革深化的显著特征，为“十五五”时期新型电网高质量发展和关联产业发展创造了确定性政策环境。

第四章  新型电网建设现状与阶段性成就

4.1  “十四五”时期电力建设成就盘点

“十四五”时期，我国电力建设取得历史性成就，建成了全球规模最大、技术领先的电力系统。从装机看，截至2025年底，全国发电装机容量达38.9亿千瓦，较2020年大幅增长76.4%，年均增速12.0%；其中风电与太阳能发电装机容量合计达18.4亿千瓦，占总装机容量的47.3%，历史性超越火电，跃居电力系统第一大电源^[3][25]。全国发电量从2020年的7.78万亿千瓦时攀升至2025年的10.58万亿千瓦时，其中风电、光伏发电量合计约2.3万亿千瓦时，占比从2020年的9.4%大幅提升至21.8%，火电发电量占比从68.5%逐步下降至59.8%^[25]。

从用电看，全社会用电量从2020年的7.52万亿千瓦时增长至2025年的10.37万亿千瓦时，历史性突破10万亿千瓦时大关，全球范围内尚属首次；2021年、2023年和2025年全社会用电量分别突破8万亿、9万亿和10万亿千瓦时，年均增长6.6%，比“十三五”年均增速提高0.9个百分点^[5]。从能源消费结构看，2025年全国能源消费总量61.7亿吨标准煤，一次电力及其他能源占比由2020年的16.0%提升至21.7%，非化石能源消费比重超20%，历史性超过石油成为第二大能源消费品种，能源消费“含绿量”持续提升^[5]。

从电网建设看，“十四五”时期特高压工程加快建设，国家电网累计建成投产特高压工程线路长度超1.8万公里，累计建成投运特高压工程41项，跨省跨区输电能力超过3.5亿千瓦，较“十三五”末的2.7亿千瓦提升30%；“十四五”特高压工程总投资超3800亿元，共开工建设19条特高压工程，特高压工程总里程突破5万公里^[26]。全国220千伏及以上输电线路长度超过百万公里，形成以特高压电网为主网架、区域间交直流混联的“西电东送、北电南供”资源配置格局^[12][25]。

4.2  2025年电力工业运行总体情况

2025年是“十四五”规划收官之年，电力工业保持平稳较快发展。从装机看，截至2025年底，全国累计发电装机容量38.9亿千瓦，同比增长16.1%；其中太阳能发电装机12.0亿千瓦、同比增长35.4%，风电装机6.4亿千瓦、同比增长22.9%，风电光伏累计装机首次超过18亿千瓦、达到18.4亿千瓦，占比47.3%^[3][4]。2025年新增风电、太阳能发电装机超4.3亿千瓦（其中风电1.2亿千瓦、太阳能3.18亿千瓦），同比增长22%，再创历史新高，近4年风电光伏新增装机连续突破1亿、2亿、3亿、4亿千瓦关口^[27]。

从用电看，2025年全社会用电量累计103682亿千瓦时，同比增长5.0%。分产业看，第一产业用电量1494亿千瓦时、同比增长9.9%，第二产业66366亿千瓦时、增长3.7%，第三产业19942亿千瓦时、增长8.2%，城乡居民生活用电量15880亿千瓦时、增长6.3%；第三产业和城乡居民生活用电对用电量增长的贡献达到50%，其中充换电服务业用电量增速达48.8%、信息传输软件和信息技术服务业用电量增长17.0%^[28]。从发电看，2025年规模以上工业发电量97159亿千瓦时，同比增长2.2%，其中太阳能发电、风电分别增长18.2%和8.9%^[28]。

从电网投资看，2025年全国电网投资保持较高强度。据国际能源署《2026世界能源投资报告》，2025年全球电网投资总规模接近4500亿美元，我国是全球电网投资的重要主体^[29]。2025年国家电网、南方电网持续推进特高压、配电网、抽水蓄能等工程建设，电网固定资产投资维持高位。

4.3  2026年上半年最新进展

2026年是“十五五”开局之年，新型电网建设全面提速。从投资看，上半年全国电网投资同比增长13.5%，其中国家电网上半年固定资产投资超3100亿元、同比增长12.6%，15项特高压工程和37座抽水蓄能电站同步在建^[29]。南方电网2026年固定资产投资安排1800亿元，连续五年创新高^[29][30]。从招标看，国家电网2026年前三批特高压采购金额292.61亿元，已超2025年全年的220.62亿元，特高压投资进入放量期^[29]。

从新能源发展看，2026年上半年新能源装机持续快速增长，风电光伏新增装机保持高位，新能源发电量占比进一步提升。据中电联《中国电力行业年度发展报告2026》预计，2026年全国全社会用电量同比增长5%—6%，全年新增发电装机约4亿千瓦，新能源仍是新增电源装机主体^[14]。从“六张网”建设看，上半年与新型电网相关的电力、热力、燃气及水生产和供应业等领域投资保持较快增长，国内首条沿海“绿电高速路”——山东海阳全球首条服务核电外送的特高压工程加快建设^[12]。

4.4  与《新型电力系统建设“十五五”规划》目标的差距与衔接分析

对照《新型电力系统建设“十五五”规划》和《关于促进电网高质量发展的指导意见》设定的2030年目标，新型电网建设仍存在一定差距与巨大提升空间。在发电结构方面，2030年非化石能源发电量占比目标为50%、新能源发电量占比目标约30%，2025年非化石能源电量占比接近40%、风光发电量占比约22%，仍有较大提升空间^[24][16][27]。在西电东送方面，2030年目标超4.2亿千瓦，当前跨省跨区输电能力超3.5亿千瓦，尚需新增约7000万千瓦以上^[16][26]。

从衔接路径看，“十五五”时期新型电网建设将呈现“存量提升+增量布局+数智赋能”并举的特征。一方面，新增投产15回左右特高压直流输电通道，西电东送规模超过4.2亿千瓦，建成6个以上区域电网互济工程，提升电力互济能力约4000万千瓦；另一方面，推动配电网数智化升级改造，加快智能微电网发展，推动车网互动网络升级^[30]。据中电联测算，“十五五”期间全国电网固定资产投资将达到5万亿元以上，较“十四五”同期增长超80%^[30][14]，建设强度与投资规模均处于历史高位，为相关产业提供了广阔的市场空间。

第五章  新型电力系统的关键技术演进与重大工程

5.1  特高压骨干网架与“西电东送”

特高压骨干网架是新型电网的“主动脉”，承担跨区跨省大规模电力输送和资源优化配置功能。面对我国能源资源与负荷中心呈逆向分布的基本国情，依托特高压通道构建了“西电东送、北电南供”的资源配置新格局^[25]。“十四五”时期，我国累计建成投运特高压工程41项，特高压工程总里程突破5万公里，跨省跨区输电能力超3.5亿千瓦，其中“十四五”时期投产陕北至湖北、雅中至江西、白鹤滩至江苏、白鹤滩至浙江、陇东至山东、宁夏至湖南、哈密至重庆、金上至湖北等8项特高压直流工程，线路长度1.36万公里，形成超5000万千瓦的特高压直流跨区输电能力^[26][31]。

以“宁电入湘”工程为例，这是我国首条获批的以输送“沙戈荒”风电光伏大基地新能源为主的特高压输电通道，全长约1600公里，2025年8月正式投产送电，每年可向湖南输送超过360亿度清洁电，其中超过一半是清洁电，实现了“宁夏一块板、湖南两度电”的跨区域绿电调配^[26]。白鹤滩至江苏±800千伏特高压直流工程全长2080公里，水电从四川凉山输送至江苏仅需7毫秒^[31]。面向“十五五”，我国将新增投产15回左右特高压直流输电通道，西电东送规模超过4.2亿千瓦，特高压建设进入新一轮高峰期^[30][16]。

5.2  配电网智能化升级与“有源”转型

配电网是新型电网的“毛细血管”，直接连接用户与分布式电源、储能和电动汽车，是新能源就地消纳和多元负荷接入的关键环节。我国配电网正从传统的“无源”单向辐射网络向“有源”双向交互系统转变，从单一供配电服务主体向源网荷储资源高效配置平台转变^[10]。《配电网高质量发展行动实施方案（2024—2027年）》提出，加快推动一批配电网建设改造任务，补齐配电网安全可靠供电和应对极端灾害能力短板，提升配电网智能化水平，满足分布式新能源和电动汽车充电设施等大规模发展要求^[10]。

从市场空间看，配电网数智化升级改造是“十五五”时期新型电网投资的重点方向。据测算，在“十五五”全国电网投资5万亿元中，配网及二次设备投资占比约15%—20%，对应投资规模达万亿元量级^[32]。配电网投资将持续聚焦网架结构优化、有源配电网建设、数字化智能调控、农村电网巩固提升等领域，带动一二次融合设备、智能开关、配电自动化终端、分布式新能源并网设备等市场需求增长。可以判断，配电网将从“电网末梢”升级为“源网荷储互动平台”，成为“十五五”新型电网建设中成长性最高的环节之一^[6]。

5.3  智能微电网与“主配微”协同

智能微电网是新型电网的有益补充，通过就地消纳分布式能源、灵活调度源荷资源，提升区域能源自给率和韧性。在“主干电网+配电网+智能微电网”协同的新型电网架构中，智能微电网与大电网实现灵活多元互动，既可作为大电网的灵活调节资源，又可在特殊情况下保障区域供电安全^[6][16]。随着“沙戈荒”基地、海岛、偏远地区等场景的开发，以及工商业园区、新型城镇的能源综合服务需求增长，智能微电网建设正从试点示范走向规模化应用。

从技术支撑看，智能微电网发展依赖构网型新能源、构网型储能、智慧调控、柔性构网等新技术。国家能源局明确提出加快研发应用人工智能+、柔性构网、智慧调控、长时储能等电网新技术，发展新质生产力^[6]。随着虚拟电厂技术成熟，分布式电源、储能、可调负荷等资源得以聚合参与电力市场交易，2025年12月首批5家发电类虚拟电厂正式参与南方电力现货交易，进一步丰富了分布式新能源的市场化路径^[33]。智能微电网和虚拟电厂的规模化发展，将为电力自动化、智慧能源管理、储能系统等产业创造广阔市场。

5.4  新型储能与抽水蓄能

新型储能和抽水蓄能是新型电网的“调节器”和“超级充电宝”，是保障电力系统安全稳定运行、支撑新能源高比例消纳的关键技术。从新型储能看，截至2025年12月底，全国已建成投运新型储能装机规模1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，与“十三五”末相比增长超40倍，同比增长84.3%，2025年首次突破1亿千瓦大关，跃升至抽水蓄能装机的2倍以上^[34][35]。中国新型储能累计装机规模约占全球的50%^[35]。

从结构看，2025年新型储能平均储能时长2.58小时，独立储能累计装机占比51.2%，10万千瓦以上项目装机占比72%，4小时及以上项目装机占比27.6%；锂离子电池储能装机占比96.1%，压缩空气储能、液流电池等多元技术路线加速探索^[34]。从抽水蓄能看，抽水蓄能占电力储能累计装机比例约31.3%，2026年上半年37座抽水蓄能电站同步在建^[36][29]。“十五五”时期，随着长时储能技术攻关和规模化应用推进，新型储能和抽水蓄能将迎来持续高速发展。

5.5  电力数字化与算电协同

电力数字化是新型电网实现智慧化运行的核心支撑，算电协同是新型电网服务数字经济的重要方向。国家能源局提出加快“人工智能+电网”应用，推动电网数字化转型，提升系统协同和调节能力^[6][30]。随着人工智能蓬勃发展，超大规模智算集群持续升级、芯片制造等新质生产力加速聚集，用电负荷呈现高增速、高密度、布局集中化、运行复杂化等新特征，对高品质供电提出更高要求^[13]。

从数据看，2025年我国已建成42个万卡级智算集群，全国算力中心总用电量达1700亿千瓦时、占全社会用电量1.6%，全国一体化算力网络8大枢纽节点算力用电成为增量主力，近3年年均增长率约39.5%^[13]。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年达8000亿千瓦时、占全社会用电量6%左右^[13]。算电协同的推进，将带动绿电直供、源网荷储一体化、智能调度、电力市场等技术和业务创新，为电网数字化、电力AI、综合能源服务等领域创造显著市场空间。从推进路径看，需以“时空协同”合力、“技术协同”支撑、“机制协同”驱动，推动“东数西算”节点与“沙戈荒”新能源大基地深度融合，在西部新能源富集区优先布局算力枢纽，建设“绿电+智算”融合园区，形成“西部绿电送东部、东部绿电补本地”的双重保障格局^[37]。

第六章  新型电网产业链结构与行业市场机会

6.1  新型电网产业链全景图谱与价值分布

新型电网产业链链条长、覆盖广、带动性强，涵盖上游（电力设备与材料）、中游（电网建设与运营）、下游（供电服务与综合能源应用）等环节。上游主要包括变压器、换流设备、开关设备、电线电缆、绝缘材料、电力电子器件、智能电表、储能系统等；中游主要包括特高压与主网架建设、配电网改造、智能微电网建设、电网调度与运营；下游主要包括电力供应服务、新能源消纳、电动汽车充电、综合能源服务、电力市场交易等。

从价值分布看，“十五五”全国电网投资5万亿元中，特高压领域投资占比15%—35%，常规输变电投资占比约70%，配网及二次设备投资占比约15%—20%^[32]。具体而言，1000千伏常规输变电领域对应投资约3.75万亿元，配网、电力电缆及二次设备领域对应投资约1.25万亿元^[32]。电网工程具有投资规模大、产业链条长、辐射带动力强等特点，对稳增长具有积极拉动作用^[30]。可以判断，新型电网产业链投资逻辑正从“主干输电网”向“主干+配网+储能+智慧”多维拓展。

6.2  电网工程投资的市场机会

电网工程投资是新型电网建设最直接、最确定的市场机会。“十五五”时期全国电网固定资产投资将达5万亿元以上，较“十四五”增长超80%；其中国家电网“十五五”固定资产投资总额将达4万亿元，南方电网同期总投资约1万亿元^[30][29][32]。从投资方向看，机会主要体现在四个方面：一是特高压通道建设，新增投产15回左右特高压直流输电通道，新建交直流混合特高压线路1.5万公里、配套新建特高压变电站/换流站50座^[32][30]；二是主网架建设，区域电网互济工程、骨干网架加强工程持续放量；三是配电网升级改造，配电网数智化升级改造、农村电网巩固提升工程加速推进；四是智能微电网建设，面向园区、海岛、偏远地区的微电网工程需求增长。

从投资节奏看，2026年上半年全国电网投资同比增长13.5%，国家电网上半年固定资产投资超3100亿元，15项特高压工程同步在建^[29]。2026年南方电网固定资产投资安排1800亿元，连续五年创新高^[29]。随着“十五五”期间一批战略性特高压工程和配网改造工程集中开工，电网投资将保持大规模、高水平态势，为电力设备企业、工程建设企业带来持续订单。

6.3  电力设备制造的市场机会

电力设备制造是新型电网产业链中技术含量最高、受益最直接的环节。从招标看，国家电网2026年前三批特高压采购金额292.61亿元，已超2025年全年，特高压设备进入放量期^[29]。从细分看，变压器、换流阀、开关设备（GIS）、电抗器、电力电缆、智能电表等核心设备需求旺盛。其中，特高压换流站和变电站的主变压器、换流变压器绕组均强制使用铜材，换流阀、电抗器等关键部件带动铜等金属材料需求^[32]。

从出口看，我国电力设备全球竞争力持续提升。据海关数据，2026年上半年变压器出口额达51.5亿美元、同比增长31.3%，高压开关出口额达30.6亿美元、同比增长22.0%，一次设备出口“量价齐升”格局确立^[29]。在海外电网投资共振和国内“十五五”电网投资放量的双重驱动下，电力设备企业迎来订单与业绩的集中兑现期。以中国西电为例，2026年上半年营业收入122.13亿元、同比增长8.07%，归母净利润6.88亿元、同比增长15.03%，印证了行业高景气度^[29]。

6.4  新型储能与充电设施的市场机会

新型储能和充电设施是“十五五”时期增量空间最大的市场方向之一。新型储能方面，截至2025年底全国新型储能装机1.36亿千瓦，同比增长84.3%，中国累计装机约占全球50%^[34][35]；党的二十届四中全会明确提出“大力发展新型储能”，面向“十五五”，随着长时储能技术攻关、独立储能市场化运行机制完善，新型储能将从“商业化应用初期”迈向“规模化发展新阶段”，带动储能系统集成、电芯、变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）、储能电站运营等产业链持续扩容^[34]。

充电设施方面，截至2025年12月底，我国电动汽车充电基础设施总数达2009.2万个，同比增长49.7%，突破2000万大关，其中公共充电设施471.7万个、私人充电设施1537.5万个，支撑超4000万辆新能源汽车的充电需求^[38][39]。我国已建成全球最大的电动汽车充电网络，高速公路服务区充电桩7.15万个、覆盖超98%服务区，19个省份实现充电设施“乡乡全覆盖”^[39]。“十五五”时期，随着车网互动（V2G）网络升级和充电基础设施提质增效，充电设施建设与运营市场将保持高速增长。

6.5  电力市场化与绿色电力市场机会

电力市场化改革和绿色电力市场为新型电网产业带来机制性机会。我国已建立并逐步完善绿电市场和绿证制度，2021年启动绿电交易试点，形成电、证有效协同的交易机制^[40]。2025年全国绿色电力交易电量3285亿千瓦时、同比增长38.3%，建成全球最大绿证市场，全年交易绿证9.3亿个，参与绿证交易消费主体超11万个、同比增长87.5%^[40]。南方区域2025年绿电绿证交易量超4500亿千瓦时、同比增长3.87倍，规模超此前四年总和^[33]。

从市场机会看，电力市场化改革催生三类机会：一是电力交易服务，随着全国统一电力市场加快建设、新能源全面参与市场交易，电力交易技术支持系统、售电服务、负荷聚合服务需求增长；二是虚拟电厂，分布式能源、储能、可调负荷聚合参与现货市场，2025年12月首批虚拟电厂已参与南方电力现货交易^[33]；三是绿电绿证服务，绿电交易、绿证核发交易、碳足迹核算、绿色电力消费凭证等服务市场扩大，为企业满足高耗能、外向型、高新技术产业的绿色用电需求提供支撑。可以判断，电力市场化与绿色电力市场将推动电网从“计划调度”走向“市场配置”，释放源源不断的机制性红利。

第七章  重点应用场景的市场机会挖掘

7.1  新能源并网与绿电消纳

新能源并网与消纳是新型电网最核心的应用场景，也是市场空间最大的方向。随着风电光伏装机18.4亿千瓦、占比47.3%的历史性突破，新能源高比例并网对电网的支撑能力、调节能力和消纳能力提出更高要求^[4]。2025年风光发电量同比增长25%、占发电量比重达22%，可再生能源电量占发电量比重近4成^[27]。

从市场机会看，新能源并网消纳市场涵盖多个层次：一是大型风电光伏基地外送通道建设，围绕“沙戈荒”基地、海上风电基地配套建设特高压外送通道，带动输电设备和工程建设需求；二是新能源并网接入工程，集中式和分布式新能源并网配套工程持续放量；三是电网调节能力建设，通过新型储能、抽水蓄能、需求响应等提升系统调节能力；四是绿电绿证市场化消纳，通过电力市场、绿电交易促进新能源电量消纳。可以判断，随着新能源发电量占比目标提升至30%，新能源并网与绿电消纳将成为“十五五”新型电网建设最确定的需求牵引^[16]。

7.2  电动汽车充电基础设施

电动汽车充电基础设施是新型电网与绿色交通融合的关键场景，也是增长最快的市场方向之一。截至2025年12月底，我国充电基础设施总数突破2000万个，从1000万到2000万仅用了18个月；全国公共场站单枪平均充电功率达46.5千瓦、充电效率同比提升33%^[39]。2025年充换电服务业用电量增速达48.8%，成为拉动用电增长的重要力量^[28]。

从市场机会看，充电设施市场涵盖充电设备制造、充电场站建设、充电运营服务、车网互动（V2G）等多个环节。面向“十五五”，随着新能源汽车保有量持续增长和“车网互动网络升级”推进，大功率快充、超充站、智能有序充电、V2G双向充放电等新技术应用将带动设备升级；充电设施与配电网协同、与新能源发电互动，将推动“光储充”一体化场站、虚拟电厂聚合充电负荷等新模式发展。可以判断，充电基础设施将从“规模扩张”转向“提质增效”，运营服务和车网互动将成为新的价值增长点^[30]。

7.3  算力中心与算电协同

算力中心用电与算电协同是新型电网服务数字经济的标志性场景。算力设备对电压稳定性、频率偏差等指标要求极高，微小的电能质量偏差都可能导致数据传输错误和设备故障，要求电力供应既要有“量的满足”更要有“质的稳定”^[13]。2025年全国算力中心总用电量1700亿千瓦时、占全社会用电量1.6%，全国一体化算力网络8大枢纽节点算力用电近3年年均增长约39.5%^[13]。

从市场机会看，算电协同场景带动三类需求：一是高品质供电与绿电直供，内蒙古和林格尔、甘肃庆阳等地新建数据中心的绿电消费占比已超80%，绿电直供、源网荷储一体化模式推广^[13]；二是算力中心供电保障，高可靠性配电、储能配套、备用电源等需求增长；三是电网智能化调度，面向算力负荷的智能调度、需求响应、电力市场交易服务需求扩大。可以判断，随着“十五五”算力用电年均新增1000亿千瓦时以上、到2030年达8000亿千瓦时，算电协同将成为新型电网发展的重要增量领域^[13]。值得关注的是，算力网已纳入“六张网”并开启万亿级投资周期，全国一体化算力网建设纳入国家“十五五”规划109项重大工程项目，算力网与新型电网通过“算电协同”深度耦合，绿电直供、电力市场化交易、需求响应等将为电网企业、算力企业和综合能源服务商带来跨网融合的巨大增量机遇^[37][41]。

7.4  工业与高端制造业高质量供电

工业与高端制造业是新型电网服务实体经济的重要场景。随着高端产业对绿色高质量电能需求稳步增长，高品质供电、绿电供给成为新型电网的重要服务方向^[6]。从用电结构看，2025年第二产业用电量6.64万亿千瓦时、占全社会用电量64%，仍是用电主体；充换电服务业、信息传输等新兴用电快速增长^[5][28]。

从市场机会看，工业与高端制造供电场景带来四类需求：一是高品质供电服务，面向半导体、算力、精密制造等对电能质量敏感的产业，提供高可靠、高稳定供电保障；二是绿电供给服务，外向型、高耗能、高新技术企业采购绿电绿证以满足碳足迹和出口要求，2025年高耗能、外向型、高新技术企业成为绿证消费主力^[40]；三是工业园区综合能源服务，源网荷储一体化、分布式能源、微电网在园区的应用；四是能效管理与需求响应，帮助企业参与电力市场、优化用电成本。可以判断，随着产业绿色低碳转型深入，面向工业与高端制造业的高质量供电和综合能源服务将形成可观的增量市场。

7.5  农村电网与县域能源服务

农村电网巩固提升和县域能源服务是新型电网服务乡村振兴、实现城乡融合发展的重要场景。“十四五”时期，我国加快推进农村电网巩固提升工程，完善农村电网网架结构，农村供电保障能力显著提升^[21]。《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》明确提出加快推进农村电网巩固提升工程，完善农村电网网架结构^[10]。随着乡村分布式新能源、户用光伏、农村充电设施快速发展，农村电网正从“保障基本用电”向“支撑绿色用能”转变。

从市场机会看，农村电网与县域能源服务市场涵盖农村配电网改造升级、农村分布式新能源并网、农村充电基础设施建设、县域综合能源服务、农村电气化提升等。2025年充电基础设施领域已有19个省份实现“乡乡全覆盖”，农村充电设施市场加速打开^[39]。可以判断，随着城乡融合发展、农村能源革命和乡村振兴战略推进，农村电网建设与县域能源服务将成为新型电网投资的重要补充方向，为电力设备、配网工程、充电运营、分布式能源等企业提供广阔市场。

第八章  产业竞争格局与主要参与者分析

8.1  电网运营主体

电网运营主体是新型电网建设与运行的主体，以国家电网有限公司和南方电网有限责任公司两大中央企业为主导。国家电网经营区域覆盖全国26个省（自治区、直辖市），是新型电网建设的绝对主力，其“十五五”固定资产投资总额将达4万亿元，重点投向特高压通道建设、配网升级改造、电网数智化转型以及新能源并网消纳等领域^[29][32]。南方电网经营区域覆盖南方五省区，预计“十五五”总投资约1万亿元，2026年年度投资1800亿元，主要聚焦存量电网设施更新、城乡配网系统化改造以及区域电网短板补强工程^[32][29]。

从竞争态势看，电网运营市场呈现“两大电网主导、地方电网补充”的格局。两大电网在特高压、主网架等骨干电网领域占据绝对主导地位，而地方电网企业、增量配电网试点主体在配电网和售电环节发挥补充作用。随着电力市场化改革深化，售电公司、综合能源服务商、虚拟电厂运营商等新型主体加速进入电网运营与服务生态，电网运营市场的竞争格局日趋多元。

8.2  电力设备制造商

电力设备制造商是新型电网产业链中技术密集、竞争充分的环节，我国已成为全球电力设备制造大国和重要出口国。从细分看，变压器、换流设备、开关设备（GIS）、电力电缆、智能电表、电力电子器件等领域集聚了一批具有全球竞争力的企业。特高压领域，中国西电、平高电气、特变电工、许继电气、国电南瑞等企业是核心供应商；配网设备领域，一二次融合设备、配电自动化终端等市场竞争充分^[29]。

从竞争格局看，电力设备市场呈现“高端集中、中低端充分竞争”的特征。特高压换流阀、主变压器等高端设备市场集中度较高，具备研发实力和历史业绩的企业占据主导；而配网设备、线缆等中低端环节竞争较为充分。从业绩表现看，2026年上半年中国西电营收增长8.07%、净利润增长15.03%，平高电气全年累计中标金额超73亿元，印证了行业高景气度^[29]。在出口端，变压器、高压开关出口“量价齐升”，我国电力设备企业在“一带一路”沿线等海外市场加速拓展^[29]。

8.3  储能与充电产业链企业

储能与充电产业链是新型电网培育新质生产力的新兴力量，也是成长性最高的环节。在储能领域，我国新型储能装机占全球约50%，锂电池储能技术优势进一步巩固，装机占比达96.1%，压缩空气储能、液流电池等多元技术路线持续探索^[34][35]。储能产业链涵盖电芯、电池系统集成、变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）、储能电站运营等环节，宁德时代、阳光电源、海博思创等企业在全球储能市场占据重要地位。

在充电设施领域，我国已建成全球最大的电动汽车充电网络，充电设备制造与运营市场竞争激烈、集中度提升。从竞争格局看，充电设施运营呈现“头部运营商+车企自建+第三方平台”多元共存的格局，公共充电与私人充电并行发展^[39]。面向“十五五”，随着车网互动、超充网络建设推进，具备技术研发能力、场站资源整合能力和运营服务能力的企业将占据竞争优势，储能与充电产业链将从“规模扩张”迈向“高质量发展”。

8.4  电力数字化与综合能源服务商

电力数字化与综合能源服务商是新型电网数智化转型的重要力量。随着“人工智能+电网”、智能调控、数字化配电网等建设推进，电网数字化市场快速发展，国电南瑞、东方电子、威胜信息等电力信息化企业，以及云计算、人工智能企业深度参与其中^[6]。综合能源服务领域，面向园区、城市、乡村的综合能源管理、源网荷储一体化、售电与需求响应等服务商加速成长。

从竞争格局看，电力数字化市场呈现“专业电力IT企业主导、跨界科技企业进入”的特点。专业电力IT企业凭借对电网业务和电力系统的深刻理解占据主导；互联网和人工智能企业凭借大模型、云计算能力跨界进入，与电网企业合作开发“人工智能+电网”应用^[6]。综合能源服务市场则呈现“电网企业、发电企业、民营服务商”多元竞争的格局。可以判断，随着新型电网数智化转型和电力市场化改革深化，电力数字化与综合能源服务商将迎来广阔发展空间，具备“数据+平台+场景”一体化能力的企业将占据竞争优势。

第九章  挑战、风险与制约因素研判

9.1  投资强度与回报机制挑战

新型电网建设面临的首要挑战是投资强度大与回报机制尚不完善之间的矛盾。“十五五”时期全国电网固定资产投资将达5万亿元以上，较“十四五”增长超80%，其中国家电网4万亿元、南方电网约1万亿元^[30][29][32]。巨额投资叠加配电网、储能、充电设施等多元化建设投入，资本开支压力较大。同时，电网投资回报主要依赖输配电价机制，而现行电价机制对新型电网新功能、新价值的传导尚不充分，如何理顺价格机制、保障电网企业可持续投资能力，是现实难题。

从结构看，配电网升级、智能微电网、车网互动等新领域投资回报模式尚在探索之中，新型储能、虚拟电厂等新业态的商业模式和市场机制仍待完善。分布式新能源大规模接入带来的电网改造成本，如何在发用电主体之间合理分摊，也是电价机制改革需要破解的课题。如何在保障电力安全和促进转型的同时，构建可持续的投资回报与价格传导机制，是“十五五”时期新型电网建设必须面对的关键挑战。

9.2  新能源高比例消纳与系统稳定挑战

随着新能源装机占比快速提升，电力系统安全稳定运行面临严峻挑战。截至2025年底，风电光伏装机18.4亿千瓦、占比47.3%，新能源发电量占比约22%，而到2030年新能源发电量占比目标将提升至30%^[4][27][16]。新能源出力具有间歇性、波动性、随机性特征，高比例新能源接入对电网的调峰、调频、调压能力和惯量支撑提出极高要求，系统转动惯量下降、电压支撑能力减弱等“双高”问题日益凸显。

从风险看，极端天气叠加新能源出力波动，可能造成电力供需失衡和系统稳定风险。2026年迎峰度夏期间，部分区域部分省份电力供需平衡偏紧，若出现大范围极端天气、一次能源供应紧张等情况，局部地区部分时段电力供需形势可能偏紧^[14]。如何通过煤电灵活性改造、抽水蓄能、新型储能、需求响应等多元手段提升系统调节能力，构建适应新能源高比例发展的安全稳定电力系统，是“十五五”时期面临的重大技术和管理挑战^[21]。

9.3  技术创新与产业链安全挑战

新型电网建设面临突出的技术创新与产业链供应链安全挑战。在关键技术方面，柔性构网、长时储能、智能调控、数字化配电网、电力电子装备等前沿技术仍需持续攻关，人工智能+电网的应用也处于起步阶段^[6]。在关键装备方面，特高压换流阀的核心器件（如晶闸管/IGBT）、高端功率半导体、高性能传感器等仍存在一定进口依赖，关键核心器件的自主可控程度有待提升。

在产业链安全方面，随着电力设备出口快速增长和国际电网投资竞争加剧，我国电力设备产业链面临高端原材料、关键器件供应稳定性以及海外市场准入等风险。同时，电网数字化转型带来的网络安全、数据安全风险日益突出，电力系统作为关键信息基础设施，其网络安全防护面临持续挑战。如何在强化技术创新的同时，保障产业链供应链韧性和网络安全，是“十五五”时期新型电网建设必须统筹兼顾的重要课题。

9.4  体制机制与市场化改革挑战

新型电网建设涉及电力体制改革、价格机制、市场体系等深层次体制机制问题，改革任务艰巨。一是电力市场建设尚不完善，现货市场、辅助服务市场、容量补偿机制等有待健全，新能源全面参与市场的机制规则仍需完善^[33]。二是电价形成机制改革滞后，输配电价、绿电价格、储能价值的价格体现不足，制约市场化配置资源功能的发挥。三是源网荷储协同的体制机制有待理顺，分布式能源、储能、充电设施等新主体参与电力系统的调度、交易、结算规则仍待健全。

在治理层面，新型电网建设涉及发改、能源、价格、市场监管等多个部门，以及电网、发电、售电、用户等多类主体，跨部门协调和利益平衡难度较大。虚拟电厂、车网互动、微电网等新业态的监管框架和准入规则尚在建立之中。如何在保障电力安全和市场秩序的前提下，稳妥推进电力市场化改革、理顺各环节利益关系，是“十五五”时期新型电网建设面临的重大治理挑战。

第十章  政策研判与市场发展建议

9.5  “多网协同”融合的技术与体制挑战

“六网协同”在为新型电网带来系统性机遇的同时，也对跨网融合提出了技术与体制上的挑战。从技术层面看，算力网与电网的协同依赖算力调度、电力市场、数据共享等技术的成熟，而电力行业与算力、通信等行业的数据标准、接口规范、跨部门数据共享机制尚不完善；虚拟电厂、车网互动、绿电直供等新业态的规模化运行仍有赖于智能调度、长时储能、柔性构网等技术的突破。从体制层面看，“六张网”分属不同部门和领域，跨部门、跨区域、跨层级的统筹协调机制仍需健全，项目库、要素保障、投融资政策的协同配套仍需深化^[8]。

从风险研判看，一是数据孤岛与标准不统一风险，若电力、算力、通信等数据系统缺乏统一标准和互通机制，“多网协同”将难以落地；二是跨部门协同效率风险，算电协同、水能融合等跨网项目的审批、要素保障、资金安排若跨部门协同不畅，将影响工程建设进度；三是新业态安全风险，虚拟电厂、车网互动等新业态的调度、交易、结算规则仍待完善，网络安全与数据安全风险不容忽视。需要以“六网协同”协调推进机制为依托，加快建立跨网统一的数据标准、接口规范、协同调度平台和要素保障机制，推动“多网协同、软硬协同、场景协同”真正落地见效^[8][18]。

10.1  政策趋势研判

综合“六张网”战略部署、新型电力系统“十五五”规划和电网高质量发展意见，可以对新型电网未来政策走向作出五方面研判。其一，战略地位持续强化。新型电网已纳入“六张网”国家顶层部署和“十五五”规划纲要，未来政策将持续加码，统筹推进特高压、配电网、智能微电网、储能等一体化建设。其二，投资强度高位运行。“十五五”时期电网投资超过5万亿元，国家电网、南方电网投资规划明确，政策将从资金、用地、用能等要素保障上加大支持^[30][29]。其三，数智化政策深化。“人工智能+电网”、智能调控、数字化配电网等政策将密集落地，推动电网数智化转型^[6]。

其四，市场化改革加速。全国统一电力市场建设、电价机制改革、新能源全面参与市场、虚拟电厂、车网互动等政策将深入推进，释放机制性红利^[33][40]。其五，储能与充电政策加码。大力发展新型储能、充电基础设施提质增效、车网互动网络升级等政策将陆续落地。此外，“六网协同”投融资与要素保障政策将密集落地，国家发展改革委已通过“2+3+N”协调机制、“六网协同”协调推进工作会等完善多元投融资模式和项目库建设，分类细化财政、金融、投资、价格等支持政策，为新型电网等“六张网”重大工程提供更强的资金与要素保障^[17][18]。总体来看，“十五五”时期新型电网政策将呈现“战略高位、投资加码、数智赋能、市场深化、绿色引领”五大特征，为新型电网建设和关联产业发展创造确定性的政策环境。

10.2  对行业健康发展的建议

面向“十五五”新型电网建设，行业层面应着力做好五方面工作。第一，统筹好“保供”与“转型”的关系，在保障电力安全可靠供应的前提下推进绿色低碳转型，坚持先立后破、稳妥有序。第二，统筹好“主干”与“配网”的关系，在加强特高压骨干网架建设的同时，加大配电网和智能微电网投资力度，推动“主配微”协同发展^[6]。第三，统筹好“工程”与“机制”的关系，在加快工程建设的同时，深化电力市场、电价、价格机制改革，构建可持续的回报机制。第四，统筹好“技术”与“安全”的关系，在强化技术创新的同时，确保大电网安全稳定运行，提升防灾应急和网络安全防护能力。第五，统筹好“发展”与“共享”的关系，优化投资结构、促进电力普遍服务与乡村振兴，让新型电网建设成果惠及各类主体。

10.3  对市场主体与投资者的策略建议

对各类市场主体的策略建议如下。对电网运营企业而言，应统筹“十五五”5万亿元投资布局，突出特高压通道、配电网升级、数智化转型等方向，提升投资精准性与效益，并深化源网荷储协同和综合能源服务。对电力设备企业而言，应把握特高压放量、配网升级、出口高增机遇，加大高端设备、核心器件研发投入，提升自主可控水平和全球竞争力^[29]。对储能与充电企业而言，应把握新型储能规模化发展和充电网络提质升级机遇，发展长时储能、车网互动等新技术，探索多元商业模式。

对电力数字化与综合能源服务商而言，应深耕“人工智能+电网”、智能调控、虚拟电厂、绿电绿证服务等领域，构建“数据+平台+场景”一体化能力。对投资机构而言，建议关注电网投资放量、新型储能成长、电力设备出口、电力市场化改革等结构性机会，审慎评估技术路线不确定性、电价机制调整和海外市场风险，坚持长期主义、理性投资。对各类主体而言，都应主动对接“六张网”多网协同、绿色低碳、数智化转型等国家战略导向，在融合创新中寻找差异化定位，共享新型电网建设红利。

第十一章  结论与展望

11.1  主要研究结论

本报告围绕“十五五”六张网之新型电网，基于国家权威部门最新公开政策与数据，系统开展了政策研判与行业市场机会分析，形成以下主要结论。

第一，新型电网战略地位空前凸显。作为“六张网”之一，新型电网是支撑能源安全、绿色低碳转型和数字经济高质量发展的战略性基础设施，处于“保障能源、连接多网”的枢纽位置，其建设水平直接影响“六张网”整体效能和中国式现代化的能源支撑能力。

第二，“十四五”成就为“十五五”奠定坚实基础。“十四五”时期我国建成全球规模最大、技术领先的电力系统，2025年全社会用电量历史性突破10万亿千瓦时，发电装机38.9亿千瓦，风电光伏装机18.4亿千瓦首超火电，特高压工程总里程突破5万公里，为“十五五”高质量发展创造了坚实条件^{[5][3][4][26]}。

第三，“十五五”政策方向清晰明确。《新型电力系统建设“十五五”规划》确立到2030年新型电力系统初步建成、非化石能源发电量占比50%的目标；《关于促进电网高质量发展的指导意见》提出2030年初步建成“主干电网+配电网+智能微电网”协同的新型电网平台；“十五五”电网投资超5万亿元，为行业发展提供了清晰的“施工图”和充足的资金保障^[24][16][30]。

第四，市场机会广泛而确定。特高压、配电网升级、新型储能、充电设施、电力数字化、电力市场化六大方向蕴含巨大市场空间。其中电网投资较“十四五”增长超80%，新型储能装机同比增长84.3%、占全球约50%，充电设施突破2000万个，电力设备出口“量价齐升”^{[30][34][38][29]}。

第五，风险挑战不容忽视。投资强度与回报机制、新能源高比例消纳与系统稳定、技术创新与产业链安全、体制机制与市场化改革等四类挑战，需要在“十五五”建设过程中系统应对、动态平衡。

11.2  未来展望与下一步研究方向

展望“十五五”时期，随着“六张网”建设全面提速、政策红利持续释放，我国将加快构建“安全可靠、绿色低碳、坚强韧性、智能灵活”的新型电网，初步建成新型电力系统，非化石能源发电量占比达到50%，西电东送规模超过4.2亿千瓦，配电网和智能微电网协同发展，新型储能和充电设施大规模应用，电力市场和绿电绿证市场日益成熟。新型电网将以5万亿元级投资规模，贯通能源生产、传输、消费和治理全链条，为能源强国、美丽中国和中国式现代化提供坚实电力支撑。

本报告也存在一定研究局限：一是部分投资与规模数据存在统计口径差异（如电网投资口径、储能装机口径在不同来源间有所不同），本报告已尽量采用权威部门口径并注明出处；二是新型电网涉及的专业领域极为广泛，对电力市场化、虚拟电厂、车网互动等新兴领域的研究深度仍有待加强；三是部分工程进度与市场预测数据处于动态变化中，相关判断有待后续跟踪验证。未来研究可在数据可获得性改善的基础上，进一步深化对电价机制改革、储能商业模式、算电协同经济性、电力市场建设成效等专题的量化研究，并结合“十五五”规划实施进展持续跟踪，不断提升研究的时效性与指导价值。

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