中国工业报记者 余娜

在“双50%”目标倒计时之下，一个装机以新能源为主体、电量以非化石能源为主力的电力系统，究竟能不能既保供又低碳，已非一道选择题，而是一道必答题。

2026年6月13日，国家发改委、国家能源局联合印发《新型能源体系建设“十五五”规划》（以下简称《规划》），这份纲领性文件明确将这一时期定义为“安全风险叠加期、低碳转型攻坚期”。文件释放出的核心信号是：中国能源发展正从“规模扩张”全面转向“体系重构”，而这一重构的核心命题，始终是“保供”。

自然资源保护协会清洁电力项目副主任黄辉提醒，“十五五”规划已不是单一的能源规划，而是与地方经济、产业转移、区域协同深度绑定的综合性方案。跳出能源看能源，才能看清保供的真正边界。

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强向中国工业报记者分析，“今年电力增速至少在5%到6%之间。如果行业仍按传统工业化阶段的经验去预判未来，准备将严重不足。应看到，保供的压力，不是周期性的，而是结构性的。”

从“资源扩张”到“体系重构”，保供的逻辑变了

深入解读《规划》文本，可将“十五五”能源战略的精髓提炼为三个关键词：安全为纲、双绿筑基、一市贯通。

7月16日，在一场由厦门大学中国能源政策研究院与自然资源保护协会联合举办的第22期“电力低碳保供研讨会”上，华北电力大学能源互联网研究中心副主任王永利分析，字面上看，这是一套关于绿色与市场的叙事。但仔细拆解便会发现，贯穿始终的隐线其实是“安全”二字。“安全为纲”被置于首位，规划明确提出“将安全充裕置于首要位置”——这在官方语境中并非套话，而是一次清晰的排序。在安全性与可靠性面前，其他目标均需让位。

这意味着什么？意味着新能源装机再高、绿色目标再激进，也必须在系统能扛得住的前提下推进。王永利指出，规划提出到2030年能源综合生产能力达到58亿吨标煤、西电东送能力大于4.2亿千瓦、需求响应能力大于5%——这些硬性数字，本质上是在为新能源的“上限”划定安全“底线”。

更深层的变化在于评估标尺的切换。过去衡量能源发展，看的是“建了多少电厂、铺了多少线路”；而现在，规划的逻辑已转向“系统能否在极端天气下扛得住、跨区互济是否跟得上、调节资源是否足够多”。王永利将其概括为“从装机导向转向价值导向”——这是一种方法论上的革命。

林伯强在点评中，进一步切中了保供压力的根源。他抛出一个关键判断：2020年后，中国已进入“深度工业化”阶段。以前的逻辑是经济增长快，用电就快，两者高度同步；但现在，即便GDP增速放缓，电力需求依然在高位增长。原因在于，能源转型本身正在成为用电大户——电动汽车、数据中心、机器人、热泵，这些“新动能”正在持续推高用电负荷。

“双50%”倒计时，技术补位还是系统重构？

“双50%”——风光装机占比超50%、非化石能源发电量占比达50%——是“十五五”期间最硬的两块指标。前者意味着新能源从“配角”变成“主角”，后者意味着绿色电力要从“锦上添花”变为“主力担当”。

但两者叠加在一起，给电力系统出了一道难题：不仅要装得多，还要用得上。

国家发展改革委能源研究所新能源与可再生能源研究中心副主任郑雅楠指出，风光主要依靠电力电子设备并网，高比例接入会带来惯量下降、调频调压能力弱化，系统频率稳定性和电压支撑能力都会面临严峻考验——这不是理论推演，而是正在发生的现实。

应对这一挑战，业界通常有两种思路：一是靠技术迭代，比如虚拟同步机、快速频率响应、构网型控制；二是靠规划与调度逻辑的重构，从“源随荷动”转向“源网荷储互动”。

郑雅楠的判断是：两者不是二选一，而是缺一不可。技术提供底座，规划与调度提供框架。没有技术的底层突破，系统扛不住冲击；没有规划和调度的逻辑更新，再好的技术也发挥不出效能。两者同步推进，才能让“双50%”从一个目标变为一种可持续的运行状态。

而在这场“双50%”的棋局中，煤电的定位始终是绕不开的敏感话题。中国电力工程顾问集团华东电力设计院智慧能源室主任谢胤喆给出了一个冷静的判断：在新能源技术成熟度的现阶段，火电还不能完全退出。

谢胤喆指出，煤电的角色正在发生三重转变——从主力电源向基础保障型电源转变，从基荷电源向系统调节性电源转变，从“常年满发”向“应急兜底”转变。尤其是在跨月、跨季甚至跨年的长周期调节上，目前没有其他既经济又安全的技术可以替代煤电。储能只能解决小时级的平衡，一旦遇到连续阴雨、冬季寒潮、气源短缺等极端场景，真正能扛住3天以上的，仍然是有燃料储备的煤电机组。

中国能源研究会能源政策研究室主任林卫斌则从系统架构层面提出，未来不能继续单纯依靠大电网统一平衡，而应构建多层体系——微电网层面的自平衡单元、配电网层面的源网荷储一体化平台、省级层面的主动调度能力——形成“分层自治、逐级支撑”的韧性结构。

但林伯强将矛头指向了一个更根本的堵点：储能。他的判断颇为犀利——今年新能源装机增速已经在下降，不是因为没有产能（产能巨大），而是因为发出来的电不稳定，在市场上没有竞争力。“要稳定就要配储能，但储能成本太高，市场机制不清晰，大家不敢投。”

“绕来绕去，最终落在储能上。”林伯强直言。风电光伏+储能的组合是否具备经济竞争力，决定了整个转型的成败。而要降低成本，唯一的路是规模化，而规模化需要政策的强力推动。如果这个堵点不打通，保供与低碳将始终是一对难以调和的矛盾。

东部70%自保与西电东送，一盘棋如何下？

《规划》中有一组看似矛盾的表述：一方面要求东部地区“十五五”能源消费增量力争70%由本区域生产保障，另一方面又要求西部强化“西电西用”并新增西电东送能力8000万千瓦以上。

这并非一个数字游戏，而是一次战略性的再平衡。

郑雅楠的解读提供了一个平衡的视角：东部70%的目标，是集中式与分布式开发并重的落地体现。但东部本地开发面临土地、资金、消纳和调节能力四大约束——沿海土地紧张，深远海风电经济性尚待验证，配电网新能源承载压力已显现。因此，70%是“力争”，不是“一刀切”，必须兼顾发展需要、经济性和技术可行性。

与此同时，“西电西用”和“西电东送”并不矛盾。郑雅楠指出，规划提出高载能产业、算力、氢能与清洁能源基地协同布局，本质上是推动“战略性产业西移”。但产业转移需要时间，西部本地消纳能力有限，因此在“十五五”期间，“西电东送”仍将是西部新能源消纳的主要通道。

谢胤喆提出多个东部重点省份“十五五”本地规划电源装机均在6000万千瓦以上，与70%的目标基本匹配。而西部重点新能源基地的规划中，大致形成“30%本地消纳、60%外送、10%省间互济”的结构。

在跨省交易机制层面，谢胤喆透露，目前跨区送电的电价结构已基本厘清，核心是“中长期合同保基本、现货市场调余缺”。基础性外送电量通过3至5年的中长期协议锁定，比例约90%，剩余10%通过跨区现货交易灵活配置。这一比例结构，既保障了送端电源的投资回收确定性，也为受端省份留出了弹性空间。

林卫斌进一步补充，新增8000万千瓦输电能力与东部70%的目标在账面上是一致的——现有西电东送能力约3.4亿千瓦，增加8000万后增幅约23%。东部的增量供给，则主要依靠沿海核电、海上风电和分布式新能源三大支柱。两者并行，共同构成东西部协同的完整拼图。

受访专家形成了一个基本共识：中国的能源转型已经告别了“单点突破”的阶段，进入了一个“系统集成”的时代。“双50%”目标不是挂在墙上的数字，它要求电网调度员在每一个实时断面中做出最优决策；煤电退出不是一句口号，它要求我们在经济性、安全性和清洁性之间反复权衡；东西部协同不是一个地理概念，它要求跨省跨区的每一度电都按市场规则流动。

“储能堵点不打通，其他都是小事。”林伯强提醒。这或许是对当前能源保供困境最精准的概括——在深度工业化的高电力增速压力下，中国需要的不只是更多的装机，而是一个能让风电光伏+储能真正具备经济竞争力的系统性解决方案。

而这个方案，恰恰是“十五五”期间最需要回答的命题。