"十五五"时期，新能源发展的关键词正在发生变化：从"装得更多"转向"用得更好、顶得上、稳得住"。近期，国家发展改革委、国家能源局先后印发《可再生能源发展"十五五"规划》（以下简称《可再生能源规划》）和《新型电力系统建设"十五五"规划》（以下简称《电力系统规划》）。《可再生能源规划》提出，到2030年风电、太阳能发电总装机达到28亿千瓦以上，并首次将可靠替代能力纳入目标体系；《电力系统规划》提出，到2030年初步建成新型电力系统，非化石能源发电量占比达到50%。两份规划共同释放出一个清晰信号："十五五"时期，新能源发展不仅要继续扩大规模，更要加快提升电力系统对高比例新能源的承载、调节和消纳能力。
截至2026年6月底，全国风电、太阳能发电装机合计达到19.51亿千瓦，占电力总装机的48.3%，装机规模已接近一半。2026年上半年，风光发电量合计1.25万亿千瓦时，占全社会用电量的24.6%。两者对比表明，装机占比接近一半，并不意味着风光发电量已经占到一半，更不等于风光在用电高峰等关键时段能够提供同等比例的可靠供电能力。
与此同时，电力需求本身也在快速变化。人工智能、算力基础设施、新能源汽车和高端制造等新兴产业持续推动用电负荷增长，并重塑了负荷的时空分布。在电力需求增长与新能源持续扩张并行的情况下，风光出力的波动性，以及新能源资源富集区与负荷中心之间的空间错位，使电力系统在跨区域输送、灵活调节和实时供需平衡等方面面临更高要求。
因此，电力系统面临的已不再只是新能源"能建多少"的问题，问题的重心正在转向：高比例新能源能否"接得住、送得出、调得动、用得好"。如何把快速增长的新能源装机转化为可调度、可输送、可消纳并能在关键时段发挥作用的电力，是"十五五"新型电力系统建设需要回答的核心问题。
风光出力受天气、季节和昼夜变化影响，具有明显的波动性和时段性，与用电负荷的变化规律并不完全一致。新能源大发时，如果负荷水平较低且系统调节能力不足，消纳压力上升；而在用电高峰时段，又可能遭遇风光出力下降。
《电力系统规划》明确，到2030年，非化石能源发电装机占比达到65%，在装机结构中进一步巩固主体地位；非化石能源发电量占比达到50%，形成半数电量来自非化石能源的供给格局。《可再生能源规划》则进一步将评价维度从装机和发电量延伸至高峰时段的可靠供电能力，提出到2030年，全国风电光伏（含源侧配建储能）平均置信出力[1]达到8%，迎峰度夏度冬晚高峰风电光伏电量占比达到20%以上，"十五五"期间新增可再生能源可靠顶峰发电能力3亿千瓦以上。这是"可靠替代"首次被纳入可再生能源发展目标体系，意味着未来评价新能源发展成效不能只看装机和发电量，还要考察其在关键时段能够为电力供应提供多少可靠支撑。
要使新能源从"规模主体"进一步转变为能够承担可靠供电责任的电源，关键在于同步提升电力系统的消纳、调节和保供能力。对此，《电力系统规划》提出了一系列针对性措施。在新能源开发端，明确"分地区分档确定新能源利用率指导目标"，综合新能源电量渗透率、资源条件、电网网架、调节能力和负荷增长等因素实施差异化管理，全国新能源利用率保持在90%左右。在系统安全端，将2030年全国电力供应充裕度[2]提高至1.1以上列为约束性指标。这意味着系统保供能力在覆盖最大负荷的基础上，还要留有必要裕度。规划同时提出增强区域间电力互济、提升需求侧削峰能力、发挥电网侧独立新型储能顶峰作用、夯实煤电兜底保障作用等多重保供路径。
中国能源资源与负荷中心总体呈逆向分布。风光资源主要集中在"三北"和西南等地区，而东中部人口、产业和用电负荷高度集中，新能源大基地与负荷中心之间存在较长输送距离，这决定了新能源消纳必须坚持远距离输送与就近消纳并举：既要把能源富集地区的清洁电力送往东中部等负荷中心，也要升级配电网、发展微电网，承载分布式光伏、储能、电动汽车和可调节负荷，提高本地消纳能力。
《电力系统规划》提出构建"主配微协同的新型电网"，正好好有助于解决这一空间错配问题：到2030年，西电东送规模超过4.2亿千瓦，配电网能够支撑9亿千瓦分布式新能源接入及安全稳定运行，并在工业园区、零碳园区和偏远地区等布局智能微电网。由此，主干电网和跨区输电通道承担大范围资源优化配置，配电网和智能微电网则强化本地消纳，形成互补。但能否真正实现两条路径的有效协同，取决于输电通道、市场机制、配网升级和用户侧灵活资源能否同步到位。
化解规模扩张与适应能力错配，同步升级系统能力与市场机制
按照2025年底风光装机18.4亿千瓦和2030年28亿千瓦的规划下限简单计算，"十五五"期间风光装机年均需净增约1.9亿千瓦。这意味着，未来几年新能源仍将保持较快增长。国家能源局在2026年4月新闻发布会上提出，要形成支撑年均新增2亿千瓦以上新能源合理消纳需求的系统能力；水电水利规划设计总院发布的《中国可再生能源发展报告2025年度》则预计，2026年我国风电、光伏新增装机约3亿千瓦。
需要注意的是，上述三个数字对应不同口径：1.9亿千瓦是规划目标隐含的年均净增规模，2亿千瓦是对电力系统消纳能力建设提出的要求，3亿千瓦则是对2026年新增装机的预测，不能简单进行横向比较。但它们共同揭示了一个值得关注的问题：如果新能源高增速延续，电网、调节资源和市场机制等能否按照相匹配的速度形成有效支撑，系统能否持续承载？
除了物理系统能否承载新能源持续增长，项目本身能否获得合理回报，也正在成为影响新能源发展的重要因素。随着新能源上网电量原则上全面进入电力市场，项目收益将更多受到市场价格、出力时段和价格结算机制的共同影响。在新能源资源富集地区和风光集中出力时段，同质化出力可能压低现货价格；不同地区的市场规则和结算机制又存在差异，进一步增加了项目收益的不确定性。未来，新能源项目的收益将不能再简单依靠"装机规模大、发电量多"来保障，项目能否在合适的时间发电、提供系统需要的调节和可靠供电能力，以及其减排价值能否得到合理体现，都将越来越影响项目收益。
电源、电网、负荷、储能和市场机制任何一环滞后，都可能影响高比例新能源系统的安全稳定运行和投资可持续性。从更深层看，新能源提供的是大量低边际成本的清洁电量，但其容量支撑、调节贡献和环境价值尚未得到充分、稳定的价格体现。部分地区还可能出现新能源项目建设快于跨区域输电、调节性电源和配套电网建设的情况，造成建设时序不匹配。因此，制约新能源持续增长的因素，正由单一的项目建设能力，转向整个电力系统能否同步形成与新能源规模相适应的物理能力和经济机制。
破解上述三重约束，不能简单依靠增加某一类电源或调节资源，而要推动电源、电网、负荷、储能及市场机制协同演进。其中，时间错配要求增强系统调节和可靠支撑能力，空间错配要求统筹跨区输送与就近消纳，机制错配要求完善多元价值补偿和投资引导机制。同时，面对负荷增长、技术迭代和新能源开发进度的不确定性，还需增强规划的动态调整能力。具体来看，重点需要推动以下四个方面的转变。
新能源开发、电网建设、产业布局和用能需求需要一体谋划。评价新能源基地的长期发展潜力，不能只看当地风光资源条件，还应统筹外送通道、本地负荷、调节资源、产业消纳和市场机制安排。目前，能源规划、电力规划、工业规划和区域发展规划之间仍需进一步加强协同。尤其在布局零碳园区、算力基础设施和绿色氢氨醇等新增负荷时，应同步评估电力供给与系统承载，避免出现"电源建设快、系统支撑慢" 或"产业项目落地快、电力配套跟不上"等问题。
现有电力市场和价格机制对电能量价值的体现相对充分，但高比例新能源系统还需要备用、调频、爬坡、容量以及需求侧调节等多种系统服务。因此，应发挥现货市场发现时空价格的作用，通过辅助服务市场体现调频、备用和爬坡等调节价值，并完善容量电价、可靠容量补偿和容量市场等机制，合理体现各类资源的可靠支撑贡献。同时，因地制宜完善新型储能、虚拟电厂和车网互动等资源的合理补偿和市场参与机制。在环境价值方面，进一步完善绿电、绿证交易机制，厘清其与碳市场的功能边界和衔接关系，防止环境权益重复计算。只有电能量、灵活调节、容量充裕和环境属性等价值获得合理体现，才能引导投资形成与系统需求相匹配的资源结构。
新能源成本、技术迭代、产业用电需求、极端天气和市场改革均存在不确定性，单一路径预测难以支撑稳健决策。因此，电力规划应开展多情景、跨时间尺度的滚动评估，重点比较不同装机增速、负荷水平、储能配置、极端天气条件和电网投资组合下的系统安全性与经济性，并结合实施监测、评估和实际运行情况动态调整相关目标和建设时序。同时，在保障数据安全和商业信息安全的前提下，推动规划、建设、调度和市场运行数据有序衔接，为滚动评估和动态决策提供支撑。
各地区在能源资源、负荷结构、电网条件、调节能力和产业基础等方面存在明显差异。因此，在全国统一目标框架下，新型电力系统建设需要因地制宜，不能简单套用同一方案。新能源富集的送端地区，应统筹基地开发、跨区送出与本地消纳；东中部负荷中心应重点提升配电网承载能力，探索绿电直连、零碳园区和分布式资源聚合；煤炭资源型地区和传统能源基地还需协同推进煤电功能转型、新能源发展和产业接续。通过差异化目标、政策工具和试点安排落实国家规划，有助于降低整体转型成本和系统运行风险。
"十五五"时期，新型电力系统建设将在继续扩大新能源规模的同时，更加突出系统承载能力和协同效率。衡量建设成效，不能只看新能源装机增长了多少，更要看这些电力能否在需要的时候发得出、送得到、调得动、用得好，以及市场能否形成合理价格信号。只有推动源网荷储和相关机制同步演进，才能真正把新能源装机优势转化为安全、经济、可持续的供能能力。
[1]置信出力是指在保供控制时段、95%置信水平下，风光发电及其源侧配建储能能够保证提供的发电功率占相应并网装机容量的比重。
[2]电力供应充裕度可简要理解为电力保供控制时段系统可形成的保供能力与最大负荷之比。
李晓梅 美国环保协会北京代表处中国能源模型论坛副主任
电力
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