中国工业报记者  曹雅丽

“十五五”时期，中国电力需求正经历一场结构性跃升。新能源装机连创新高，算力用电激增，电动汽车充电需求快速增加，居民生活和传统产业用电刚性增长，多重动力交织叠加。据中电联预测，全国年均用电增量将达6000亿千瓦时左右——相当于每年新增一个中等经济体量国家的全年用电规模。

电力供需格局深刻重塑之际，近日，国家发展改革委、国家能源局正式发布《新型电力系统建设“十五五”规划》（以下简称《规划》），明确了未来五年我国电力发展的总体思路，提出到2030年初步建成新型电力系统的战略目标。

这份五年专项规划给出了中国电力系统从“规模扩张”迈向“系统优化”的清晰路径。业内专家认为，《规划》统筹兼顾保供、转型、经济三大目标，在主配微电网协同、新型储能规模化、电力与算力融合等领域作出系统性部署，为“十五五”电力高质量发展绘就了清晰的路线图。

从“规模扩张”迈向“系统优化”，锚定2030年目标

“《规划》深入落实加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能新型电力系统的总体要求，统筹兼顾保供、转型、经济三个主要方面。”国家能源局相关负责同志表示，保供方面，在持续提升非化石能源电力支撑水平的同时，充分发挥省间电力互济、新型储能、虚拟电厂等作用，推动源网荷储协同发力，夯实煤电、气电等传统电源兜底保障基础，确保电力供应保持合理裕度。

中国电力企业联合会常务副理事长杨昆指出，“十五五”时期，非化石能源发电装机的主体地位将进一步巩固，电力在终端用能格局中的主体地位进一步强化，为经济社会发展和绿色低碳转型提供有力支撑。

与以往能源电力规划相比，《规划》最本质的区别在于发展逻辑的转变。

“过去以电源、电网基建扩容为核心，偏‘源随荷动’传统模式，存在重规模、轻消纳、调节能力不足的问题。而《规划》跳出装机规模和供给侧思维，兼顾低碳、安全、经济，以源、网、荷、储协同发展思维编制规划。”自然资源保护协会清洁电力项目副主任黄辉在接受中国工业报记者采访时表示。

黄辉认为，2030年“初步建成新型电力系统”目标，可以看三个层面的成效，作为判定初步建成的参考。一是电力结构上，非化石能源发电成为电量主体，完成50%以上发电量占比目标；二是安全运行上，风光新能源完成置信出力8%的可靠能力目标，储能等灵活调节资源充足且实现高效调用，电力系统具备应急保供能力；三是配套机制上，完成全社会市场交易电量占比‌70%市场化程度指标，省间-省内联合交易逐步畅通，实现电能量、辅助服务、容量电价与绿色价值的有效衔接，依托市场化手段高效配置电力资源。

主配微协同成主轴，储能市场化转型破局

《规划》提出，着力构建主配微协同的新型电网，畅通清洁能源输送通道，提升电网承载能力与韧性水平。

黄辉指出，从电网投资分配来看，服务新能源发展是核心逻辑之一。《规划》提出，“十五五”期间跨区输电能力新增8000万千瓦，省间互济能力新增4000万千瓦，配网承载分布式新能源能力新增4亿千瓦左右，与大基地、分布式、绿电直连等新能源发展目标相匹配。2025年全国电网投资中，110千伏及以下配电网占比已超50%，随着分布式新能源和零碳园区带动配微网建设，预计未来五年配微网投资占比仍将占电网投资总额一半以上。投资主体上，跨区通道、公益应急型配微网多由公共电网企业承担，工商业类的增量配网、微电网则更多向社会资本放开。此外，电网投资也将跳出传统基建范畴，加码数字化、智能化升级，全面适配新能源与新负荷的灵活调控需求。

“配电网被提升至与主网同等重要的战略高度，本质上是新型电力系统建设的现实需要。”黄辉认为，高比例新能源发展既需大型能源基地远距离输送，也需分布式新能源就近就地利用，配电网正是实现“电力就近供给”的关键枢纽。随着海量分布式电源、储能及新型负荷接入，配电网已从电力输送末端转型为区域能源调配中心。虚拟电厂、绿电直连等新业态均扎根配微网落地，新能源消纳、供电保障、新型负荷承接等多重压力汇聚配电侧，进一步凸显其战略价值。

《规划》指出，“十五五”时期，我国将优化各类调节资源布局。加快抽水蓄能电站建设，推动新型储能规模化发展，丰富新型储能应用场景。推进新一代煤电升级改造。到2030年，全国抽水蓄能电站装机规模达到1.6亿千瓦左右，新型储能装机规模达到3亿千瓦。

黄辉表示，新型储能发展正从过去试点探索、配储推动阶段，进入市场化转型的新阶段。对于储能行业当前面临的“配而不用”、低价竞争、收益模式不清晰等困境，黄辉认为可以从规划、调度、市场等方面破局。规划方面，结合不同地区未来新能源建设规模、电力结构、负荷特征等，从电力低碳转型和系统安全运行角度出发，分类制定调节需求，引导不同技术路线新型储能有序建设，从“通用配置”向“按需定制”转变，避免单一技术盲目扩张、低价竞争。调度层面，完善储能涉网性能指标、准入标准，完善常态化调用机制，以市场交易结果调用新型储能，对新能源配储等源侧项目推行一体化调度模式。市场方面，有序放开电能量价差限制，优化充放电输配、系统成本费用分摊。推动源侧配储项目以一体化主体身份参与市场，细分系统调节需求、丰富辅助服务品种，引导新型储能参与更适配的短周期、快响应的辅助服务市场，形成更适配的商业模式。同时，持续拓宽储能配网、用户侧应用场景，扩大新型储能跨区、省间电力市场的参与范围。上游制造层面，规范行业竞争，强化储能产品技术性能考核，引导行业依托技术创新、性能升级获取市场订单，遏制低价恶性竞争。

算电协同发展，绿电直连激活零碳新空间

促进电力与算力协同发展，《规划》提出“统筹能源资源配置与算力设施建设，协同规划布局算力、电力项目，做到以电强算、以算促电”“提高算力设施绿电占比”等。

算力的尽头是电力。中电联发布数据显示，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年预计达8000亿千瓦时，占全社会用电量6%左右。

中国电子信息产业发展研究院电子信息研究所助理研究员张凯丞在接受中国工业报记者采访时指出，电力与算力协同的核心是“以算促电、以电强算”的双向赋能。供给侧当前要解决的是“时空错配”问题——东部算力中心对低时延的刚性需求与西部新能源基地的地理分布不匹配，算力24小时刚性用电需求难以匹配风光新能源的间歇性、波动性出力特征。《规划》的提出，本质上是要将算力规划与电网规划统筹进行，从根本上解决电力供给与算力需求的结构性错配。

他指出，需求侧则包含将算力负荷从单纯的“耗电大户”转变为电网的灵活资源。《规划》明确要“依托算力设施发展源网荷储一体化、绿电直连等新模式，实现绿电聚合交易、就地消纳，提高算力设施绿电占比。”张凯丞表示，将对时延容忍度较高的任务在新能源大发时段批量迁移至西部，可以实现“新能源就近消纳”与“算力负荷灵活响应”的有机统一。

对于《规划》提出的“新能源就近消纳新业态项目弃电不纳入新能源利用率统计”这一政策突破，受访专家认为对零碳园区和外向型企业具有显著激励作用。张凯丞分析，对零碳园区而言，政策直接解除了消纳考核约束，园区可根据自身用电需求最大化配套风电、光伏，通过源网荷储一体化实现高比例绿电自给；对外向型企业而言，绿电直连可帮助企业满足欧盟碳边境调节机制、国际品牌绿色采购的碳足迹合规要求。

黄辉则认为，这意味着绿电直连、智能微电网等项目可豁免弃电考核，自主决策风光储配置。对零碳园区和外向型企业而言，可适度提高可溯源直连绿电规模，提升出口竞争力，也可以避免为满足硬性利用率要求而过度配置储能、增加成本。同时，他强调，新业态须严格落实“以荷定源、自平衡”原则，参照分布式光伏管理要求，达到可观、可测、可调、可控的“四可”标准，作为源荷混合型主体纳入电网调度。运行初期严控余电上网规模，后续按“谁扰动、谁承担”原则，差异化分摊系统运行成本，确保与大电网良性协同。

在算电协同实践中，张凯丞指出仍存在部分机制挑战：一是规划统筹，算力规划与电网规划两套体系在布局时序、建设节奏、容量匹配上的协同衔接有待提升；二是调度运行，电力调度与算力调度体系相互独立，信号传导、响应规则等尚不兼容；三是技术标准，急需建立国家级的统一标准，打通“算力”与“电力”的数据语言。

电力是工业的血液，也是能源转型的主战场。《规划》的出台，不仅是一份未来五年的行动纲领，更标志着中国电力行业正式迈入高质量发展新阶段。当绿色电力与智能算力同频共振，当大电网与配微网协同脉动，新型电力系统将为经济社会全面绿色转型筑牢坚实底座。