2026年，《新型能源体系建设“十五五”规划》（发改能源〔2026〕884号）、《“十五五”碳达峰行动方案》（国发〔2026〕22号）和《新型电力系统建设“十五五”规划》（发改能源〔2026〕942号）三份纲领性文件相继出台，在不同维度、不同层级搭建起“十五五”能源转型的制度框架，系统回应了“十五五”能源发展“达成什么目标、按照什么路径、依靠什么手段”三个问题，构成了这一时期能源转型的完整行动指南。
第一，电源侧从“规模扩张”走向“结构优化”。推动电源结构绿色低碳转型是“十五五”时期我国电力行业的重要发展任务。非化石能源发电量占比需从2025年的42.3%提升至2030年的50%。风电、太阳能发电总装机需达28亿千瓦以上。这意味着“十五五”期间年均新增新能源装机仍需保持在2亿千瓦以上的高位。常规水电装机达4.1亿千瓦左右，核电装机约1.1亿千瓦。同时，单位发电量碳排放下降10%以上的约束性要求，意味着煤电企业必须加快低碳化改造步伐。从“发多少电”到“每度电排多少碳”，考核逻辑发生了根本转变。
第二，电网侧从“单向输送”走向“主配微协同”。“西电东送”规模超过4.2亿千瓦，新增“西电东送”能力8000万千瓦以上；省间电力互济能力需从8000万千瓦提升至12000万千瓦；配电网须具备承载9亿千瓦分布式新能源的能力。电网形态正由传统刚性网络向新型柔性互联演进。电网投资预计超过5万亿元，其中配电网投资占比近六成。配电网从“网络末梢”升级为“核心平台”的角色转变，将深刻重构电力行业的投资逻辑和运行模式。
第三，系统调节侧构建多元灵活调节体系。抽水蓄能装机容量需达1.6亿千瓦左右，新型储能装机需达3亿千瓦，源储调节能力增长需超过40%。虚拟电厂最大调节能力需超过5000万千瓦，电力需求响应能力需超过5%。这要求加快构建“抽蓄+新型储能+需求响应+虚拟电厂”的多元灵活调节体系。
第四，市场侧深化电力市场化改革。电力市场交易电量占比需达70%，跨省跨区交易电量需达2万亿千瓦时。中长期、现货、辅助服务、容量等市场品种将全面运行。煤电在电能量市场面临新能源的成本竞争，在辅助服务市场又受到抽水蓄能和新型储能的挤压。如何通过市场机制让各类电源“各得其所”——新能源获得消纳空间、煤电获得合理收益、储能获得价值回报，这是“十五五”时期电力市场建设的核心命题。
上述几个方面的转型相互关联、互为支撑。电源侧的结构优化为电网侧提出了更高的灵活配置要求，电网侧的升级为系统调节侧提供了物理平台，系统调节能力的提升又为市场侧的改革创造了条件，而市场侧的价格信号最终引导电源侧的投资方向。几个环节构成一个完整的闭环，任何一个环节的滞后都将影响整体转型进程。（中国电力企业联合会统计与数智部高级研究员 米富丽）
电力
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