“十五五”时期是我国实现碳达峰目标的关键五年，电力规划要统筹优化好各阶段“安全、绿色、经济、共享”四重目标，开展源、网、荷、储、技术、市场、政策等跨行业跨领域全要素协同规划，找准转型发展节奏和路径，走出一条具有中国特色的新型电力系统建设道路。
电力系统加速进入“五高”（高比例新能源、高活跃创新、高比例新市场主体、高比例电力电子设备、高概率极端气候气象）转型发展新阶段。当前，能源绿色低碳转型加速推进，呈现能源电力化、电力能源化和电力综合化趋势。现有电力系统正在加速迈入以“五高”和新能源全面入市为特征的转型发展新阶段，尤其是未来十年，全国用电量仍有可能保持中速增长，将对电力系统碳达峰产生重大影响。
高比例新能源加剧系统不确定性与成本压力。截至2024年年底，全国新能源装机容量达14亿千瓦，占比42.0%，发电量占比18.5%。尽管新能源本体已经能够平价入网，但其随机性、间歇性和波动性给电力系统带来越来越大的不确定性，需要电力系统相应匹配大量灵活调节资源，并增加常规电源、灵活性资源、电网等投资，持续产生巨大系统成本。
高活跃创新和高比例新市场主体带来电力治理的挑战。多领域技术、业态与模式创新持续推进，“源网荷储”各环节互动增多，共享储能、负荷聚合商、虚拟电厂、微电网等新市场主体大量涌现，带来利益多元化升级。在不确定性电力系统背景下，市场主体利益多元化，必然要求构建现代电力治理体系。
高比例电力电子设备降低电力系统惯量，给安全稳定运行带来极大困难。随着大规模新能源发电、高压直流输电、大功率直流负荷等“源网荷”电力电子设备大量并入电力系统，系统惯量加速降低，电源支撑不足带来的安全风险日益突出。直流、新能源等电力电子设备抗扰能力弱，往往在电网故障中出现功率扰动甚至脱网，给电力系统带来巨大功率冲击。
高概率极端气候气象带来多时空尺度安全保供风险。气候因素覆盖发电、电网与用电全环节，影响从年度至时点全时间尺度，地域上从区域电网延伸至微地形。近年来高温热浪出现的频率和持续时间均有所增加，导致制冷负荷激增，极端条件下可能引发电力短缺，如2022年极端高温与水电出力骤减造成川渝地区缺电。此外，持续极端高温可能缩短电力设备的使用寿命或导致组件的突然失效。
全社会用电量中速增长叠加电力生产结构的转型增大了电力安全保供与碳达峰压力。新发展格局下我国经济继续稳步增长，经济结构持续优化，工业、交通、建筑等领域主要通过提高电力消费比例来实现减污降碳。在此背景下，全国全社会用电量有望维持中速（4.0%～6.0%）增长，年均新增用电量超6000亿千瓦时、负荷增长超1亿千瓦。系统有效容量增长滞后于负荷，电力电量平衡难度加大。电力系统在支撑全社会碳达峰的同时还需实现自身低碳转型，保供与降碳双重挑战日益严峻。
迈向“十五五”，电力领域进入低碳转型的关键期，电力规划也应以新理念应对多重挑战。
电力规划要做好统筹多目标、多环节的顶层设计。新型电力系统是“源网荷储碳数智治链”多要素深度融合的综合系统工程。电力规划需立足系统观念，统筹安全、绿色、经济与共享四大目标，走中国特色电力转型之路。安全是电力供应的底线，需逐步建立差异化的保底供电与成本挂钩机制。绿色是刚性约束，应坚持先立后破，通过优化行业和地区间“双碳”节奏，为系统转型争取空间。经济强调可承受、可促进与可持续，以合理成本推动高质量发展与绿色转型。共享重在实现产业链和价值链共赢，推动新业态、新模式发展，使全社会共享电力转型成果。
电力规划需推动理念与方法创新。传统“预测—落实”范式以及“规划管正常、运行管危机”的思路已经不能完全适应深度不确定性的电力系统发展环境。规划理念亟须实现四方面转变：一是应加快从“预测—落实”向“适应性—预警”转变，建立更加灵活的规划框架，充分重视极端事件广发、频发、强发和并发趋势，明确规划面对不确定性的目标要求，预测和应对未来可能出现的各种情景；二是增加“战略备用”，确保“有效容量”充足，以规划充裕性应对运行不确定性，确保安全充裕；三是发挥中长期预警对规划的支撑作用，提前识别产业链安全、能源保供、资源约束等方面的风险；四是推行年度滚动预警机制，以及时反映和适应外部环境的变化，以模式转变增强发展韧性。
电力系统“五高”、新能源全面入市与用电量中速增长叠加，既带来前所未有的挑战，也为电力系统重塑和模式变革带来巨大的市场空间和广阔的发展机遇。亟须系统谋划、精准发力，着力破解三大核心问题：一是如何保障安全供电，确保有效容量与灵活调节能力充裕；二是如何统筹绿色低碳转型，提升新能源发展质量与系统承载能力；三是如何加快建设全国统一电力市场，健全电价机制，保障公平有序。
——全力确保安全供电是基础。构建新型电力系统要始终坚持以人民为中心的发展思想，统筹发展和安全，切实履行党中央赋予电力行业企业的战略使命，以电力保供为前提，决不允许发生大面积“拉闸限电”的事件。当前，能源安全重心从以油气传统能源安全为主加快向电力安全转移，呈现传统化石能源安全和电力安全并重的整体态势。如何应对更加严峻的电力安全和电力电量平衡挑战是构建新型电力系统的基础。
——加快绿色低碳转型是方向。党的二十大报告明确提出协同推进降碳、减污、扩绿、增长。电力绿色低碳转型是支撑全社会实现“双碳”目标的关键，高质量发展新能源是重要手段，新能源稳步从发电装机为主体转变成为以发电量为主体，由此推动的电力系统演变将深刻影响绿色转型发展路径。
——加快建设全国统一电力市场是关键。面对越来越多元化的市场主体不断涌入全国统一电力市场，需要充分发挥以电价机制为主的市场机制作用，来有效维持电力供需平衡和促进电力供需协同。
确保电力系统有效容量充裕度。通俗理解，电力系统有效容量指电力系统中各类发电机组（含储能）参与承载用电负荷能力的总和。新能源“靠天吃饭”的出力特性与负荷特性匹配程度较低，其有效容量远低于装机容量。
“十五五”期间，需推动装机容量和系统有效容量并重规划，用系统有效容量准确反映实际供电能力。定量分析表明，要实现分省分区的电力平衡，有效容量与最大负荷的比值在区域和省级层面至少要分别达到1.15、1.12，在全国层面需要达到1.2以上。确保有效容量充裕度，须立足我国能源资源禀赋，优化各类电源发展定位，推动技术协同进步。新能源稳步从发电装机为主体转变为发电量为主体，燃煤电厂从主体性电源向调节性、支撑性、战略备用电源转变，天然气电厂由调峰为主向兼在部分地区发挥电力电量双重保障作用转型，核电由提供基荷向兼顾发挥调峰作用转型，水电由电量供应为主向电量供应与灵活调节并重转型。
确保灵活调节能力充裕度。“十五五”期间，存量调节能力逐渐耗尽，增量能力与新能源增速不匹配，跨周、跨月/季等长周期平衡需求将成为系统调节的重要组成部分。初步测算，2030年最大周电量调节需求约占同期用电量的20%。此后，新能源季节性出力差异带来的跨月/季调节需求将进一步扩大，需加快发展大容量、长寿命、高安全、低成本的新型储能，特别是长周期调节技术。未来随着光伏大规模接入，系统快速爬坡需求显著增加，需特别关注春秋季小负荷时期、抽水蓄能投产前的爬坡缺口。应持续推进火电灵活性与深度调峰改造，探索火电配储模式，以适应源荷波动加剧场景；电源侧加强存量挖潜与增量优化，电网侧夯实网架与互济能力，负荷侧推动资源参与调节，助力储能规模化应用；统筹优化多类型调节资源，避免单一资源饱和，构建供给充裕、结构合理、响应高效的多时间尺度调节体系。
始终坚持电力统一调度。在电力转型过程中，“源网荷储”各环节互动增多，新市场主体大量涌现，利益关系错综复杂，要始终坚持统一规划、统一调度、统一管理，充分发挥统一调度对电力系统运行的协调作用，助力清洁能源高效利用，保障电力系统安全稳定运行。今年4月28日发生的西班牙、葡萄牙大停电事故也充分反映出坚持电力系统统一调度的必然性和紧迫性。
统筹优化新能源发展规模、结构和布局，着力提高有效容量率和构网友好性。政策与市场双轮驱动下，“十五五”期间新能源装机规模预计年均增长超2亿千瓦，逐步成为新增用电量的供应主体并承担系统安全责任。一是优化发展节奏与结构。分区域、分阶段科学设定合理利用率，协同优化装机规模与结构。针对消纳困难时段向春秋季和午间集中的趋势，因地制宜优化风光比例，推动分布式光伏合理配置储能，提升发电量和利用率。二是优化空间布局。坚持分布式与集中式并重，优先发展“两自四化”自治型分布式系统或微电网。稳步推进沙戈荒基地建设，创新海上风电模式，在“三北”地区积极发展光热发电。在资源富集区布局氢能、算力等产业，促进“西电西用”与“产业西移”。三是提升有效容量与构网友好性。通过合理配比风光容量、科学配置储能、改造低效电站，建设高有效容量的系统友好型新能源电站。强化预测能力，落实涉网性能要求，推动主动支撑与构网型技术发展，加快光热等同步发电机类型新能源技术应用，完善分布式接入标准，持续扩大非电利用规模。
主动顺应电力系统的功能及形态演变。电力系统功能与形态正深刻演变，源荷定位与电网结构持续调整。电网形态由单向逐级输电为主，逐步演进为含交直流混联大电网、直流电网、微电网和可调节负荷的能源互联网。一是扩大交直流混联大电网规模。推进大型清洁能源基地外送，提升跨区资源配置能力。发展柔性双向多落点特高压网络，承担远距离输电；强化省内网架区域平衡功能。二是构建多元协同的有源配电网。配电网功能从电能分配转向与主网多要素双向互动，协同微电网与多元市场主体实现区域能源平衡。三是发挥自治型小微系统“就地平衡”作用。依托分布式能源系统和虚拟电厂等小微系统，与有源配电网共同支撑多能交互与协调自治。
统筹系统成本规模、结构和布局，有效消化巨额成本。“十三五”以来电力系统总成本年均增长7.0%，“十五五”预计年均增长7.8%，终端度电成本年均约上涨1分/千瓦时，新能源降本难以抵消电力系统总成本上升。一是发挥市场核心作用疏导成本。构建“电能量市场+辅助服务市场+容量补偿+绿色市场”框架，分别疏导电能生产、系统调节、容量保障和绿色增量成本，实现高效配置。二是健全“市场+政府+社会”多元成本共担机制。强化政府与社会配套支撑，保障非市场成本有效疏导，为能源市场高效运作提供制度保障。
积极稳妥推进各类经济属性主体全面入市。坚持“两个毫不动摇”，严格准入与运行标准，保障系统安全稳定。推动新能源全面参与市场化交易，完善“报量报价”“报量不报价”等模式，通过差价结算实现政策平稳衔接。引导储能、虚拟电厂、用户侧资源等新主体入市，明确准入条件、交易规则及安全责任，支持新型储能作为独立或联合主体参与辅助服务与现货交易。健全市场退出机制，对不符合安全标准或严重违规主体实施有序退出，维护公平竞争，形成“多买多卖”市场格局。
完善确保有效容量和灵活调节能力充裕度的科学电价机制。电价机制是电力市场的核心，关乎系统成本控制和经济社会高质量发展。科学电价能有效标识不同电源在各时段的价值、增强投资预期，引导源网协调发展和合理布局，优化灵活资源配置，激励用户参与系统调节。应加快推进基于统一规划的容量电价机制，结合各级政府规划与项目核准实际，探索以公开招标方式确定新增电源投资主体、购电方及容量电价，构建中国特色容量市场，保障有效容量充裕，从根本上破解保供难题。存量电源容量电价由政府核定，与其有效容量、出力特性及可调率挂钩，并随电力供需动态微调。
实现市场公平有序。以《中华人民共和国能源法》为统领，《中华人民共和国电力法》《中华人民共和国可再生能源法》等为支撑，辅以行政法规与地方立法，构建覆盖全流程、协调一致性的新型电力系统法治体系；加强在规划建设、运行管理、市场交易、价格机制和行业监管等环节的立法衔接，提升法律制度的系统性、整体性与协同性，为行业高质量发展与电力安全可靠供应提供坚实法治保障。
（作者系国家电网公司副总工程师兼国网能源研究院有限公司董事、党委书记）
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