引言
“十五五”期间，国家以“双碳”战略为指引，推进新型能源体系建设，以新型电力系统为核心，驱动能源体系的绿色低碳转型。在新型电力系统加速构建背景下，新变革、新业态为企业带来了新的发展机遇。
在本文中，我们将系统梳理能源电力发展脉络，穿透数据迷雾，厘清“十五五”期间新型电力系统的演进路线与关键节点，为能源电力企业的发展决策提供参考。
01
目标牵引
三大主线贯穿“十五五”发展脉络
主线一：能源强国战略下碳达峰承诺的目标兑现刚性
“十五五”周期终点（2030年）恰与碳达峰目标节点重合，是一场有明确时间表的攻坚战役。“十五五”规划纲要要求实现单位GDP碳排放下降17%，重点领域单位GDP碳排放下降10%左右，单位发电量碳排放降低10%以上。
2030年不仅是“十五五”的终点，更是检验过去绿色转型成效的最终节点，因此，“十五五”降碳工作将成为能源电力行业的发展主线，通过发展非化石能源，推动2030年风光电装机规模达到28亿千瓦以上，为社会发展提供绿色低碳的能源，提升非化石能源在一次能源中的消费比例。
主线二：内外因推动下的现代化产业体系全面绿色转型需求
为支撑实现重点领域单位GDP的降碳目标，“十五五”规划纲要要求“经济社会发展全面绿色转型”，通过建立强制消费与自愿消费相结合的绿色消费体系，加速清洁能源在各行各业的渗透，以绿色消费带动有效投资与消费的良性循环，实现绿色转型的可持续发展，绿色转型逻辑将穿透到工业制造、建筑、交通物流等各个领域。
另一方面，以2026年正式上线的欧盟CBAM（碳边境调节机制）为代表的国际绿色贸易壁垒正在逐步筑起，企业出海的供应链碳足迹审核正在持续收紧，积极消费清洁能源、打造绿色供应链正在从产业体系的“加分项”变成“必选项”。
主线三：电力市场化改革进入里程碑节点
市场价格信号是实现有效投资与消费之间良性互动的关键因素，而构建并完善能够反映全国电力资源配置流通需求、价值需求的电力市场是形成科学合理价格信号的关键。面向供需实时匹配、电力资源跨区域调配、电力系统稳定性等价值需求，需要持续完善现货市场、中长期市场、辅助服务市场以及容量市场的规则，推动建设省间市场。
《关于加快建设全国统一大市场的意见》将电力市场化改革纳入了国家建设统一大市场的顶层框架，意味着电力市场化改革已从行业内部的“技术性调整”升级为国家治理层面的“制度性工程”。
表1 2022年与2026年
全国统一电力市场体系的实施意见对比
三条发展主线的同步推动，指向一个明确的判断：“十五五”不是“十四五”的线性延续，而是从“规模扩张”全面切换为“系统价值优化”的攻坚转折期。
02
发展提质
达成“规模成就”后的四大攻坚方向
在充分肯定能源电力发展取得巨大成就的基础上，“十五五”仍需根据“十四五”反映出来的矛盾开展攻坚工作。
攻坚一：打通绿色与低碳的断点——从“装机绿”到“真低碳”
我国风光装机从2020年的5.3亿千瓦飙升至2025年的18.4亿千瓦，提前6年完成2021年发布的《2030年前碳达峰行动方案》目标，非化石能源发电装机占比从2020年的44.7%跃升至2025年的60.1%，复合增速超过20%。
但碳排放侧的数据却讲述了一个不同的故事。“十四五”我国每千瓦时火力发电标准煤耗下降1.1%，单位GDP碳排放下降了17.7%，基本完成18%的目标，但是按2020年价格计算则是降低了12.4%。面向“十五五”单位GDP碳排放降低17%的目标，二氧化碳排放降低仍有很大的空间，每年平均需要降低约4%。
“十五五”作为“双碳”战略落地的关键时期，“绿色但不低碳”的问题必定需要得到解决。预计政府将大力推动各领域用能的绿色低碳化转型。目前各地纷纷出台区域内碳达峰实施方案，新能源的就地消纳、用能效率提升、能碳管理将迎来新一轮需求增长。
▲图1 我国二氧化碳排放量（单位：万吨）
攻坚二：打通流通的堵点——从“有余但不流通”到“全国一盘棋”
电力流动需求快速增长，方向从东西流动向东中西部流动转化。2025年全国外供电量需求呈现快速增长的趋势，各省合计约6523亿千瓦时，相比2024年增长49.6%，其中广东、山东、江苏、浙江等东部用电大省的电量调入需求巨大，净调入需求就高达9838.8亿千瓦时，相比于2024年增长了12.8%；西部地区有8743.6亿千瓦时的可外送量，相比于2024年增长了4.1%；叠加中部区域电量调入需求的快速增加，电量调入需求达到986.7亿千瓦时，同比增长178.1%。
▲图2 我国各地区电力供需格局
（正为电量调入需求，负为可外送电量，亿千瓦时）
然而，全国弃风弃光率却同步攀升。新能源资源富集区的弃风弃光率远超全国平均水平。更令人关注的是，即使是外供需求巨大的陕西、蒙西等地，弃风弃光率也居高不下，这意味着全国出现了“既缺电、又弃电”的矛盾特征。如何将富余的资源匹配到资源需求侧，推动资源的高效利用，将成为“十五五”能源电力发展的重心，空间与时间的精准匹配将带来系列发展机遇。
▲图3 我国2020-2025年全国与重点区域弃风弃光率
攻坚三：畅通价格的传递——从“有市场”向“有价值”转变
我国电力市场的“四梁八柱”已初步搭建。但市场价格信号的“效”却远未达到预期。核心问题集中在三个层面。
一是新能源“零边际成本”对市场价格的冲击。在风光大发时段，大量零边际成本的新能源电力涌入市场，导致午间电价塌陷甚至出现负电价，实质上是在发出“系统缺灵活性”的强烈警报。
二是灵活性资源长期面临“优量不优价”的困境。由于辅助服务补偿标准偏低、容量价值缺乏有效定价，储能、煤电灵活性改造、需求响应等调节资源投资回报率低迷，社会资本进入意愿不足。
三是绿色价值尚未被市场充分发现。绿电的环境属性价值与电能量价值长期“捆绑定价”，导致绿色溢价无法显性化，绿电消费需求难以转化为对新能源的有效投资激励。
市场价格体系的完善有利于构建有效投资与消费的良性循环，对于企业而言，价格信号的完善也会对相关资产投资的收益模型产生影响，企业需要及时跟进市场规则的变化，调整资源投放策略与资产运营策略，完善自身商业模式，抓住市场规则改变带来的环境红利。
攻坚四：打通调节能力的堵点——从“总量充裕”向“灵活调节”升级
2025年全国发电总装机容量突破38.9亿千瓦，从总量上看充裕度较高，但能够快速响应新能源出力波动的灵活性资源仍然不足，难以覆盖连续阴雨天或“风光双低”期间的调节需求。“十四五”、“十五五”连续要求源储调节能力增速达到40%以上，2025年我国灵活性火电、气电、水电、抽水蓄能、新型储能装机等合计13.38亿千瓦，灵活调节电源占比约34.4%，超过2025年占比24%的目标，但是由于煤电在进入深度调峰区间效率下降、气电受困于气价、电价不协调等原因，灵活性资源未能高效发挥作用。灵活性不足不仅体现为“调节电源装机不优”，还体现为“调节机制不灵”，调度体制仍以省为实体，跨区调度协同困难，需求侧灵活性资源尚未被大规模聚合激活。
源网荷储智能互动是新型电力系统的特征之一，灵活性调节能力的需求明确为企业点明了发展方向。一是灵活性资源的投资配置，新型能源体系“十五五”规划中对源储调节能力提出了明确增长需求，为火电改造、储能建设提供了方向指导，另一方面，需求响应能力的建设预计将成为新的热点，目前我国虚拟电厂的建设进度已经远超政府设定的目标；二是灵活性资源组织模式创新，如何通过多能互补、系统开发、实时响应等模式，降低新能源波动性带来的影响，将成为企业未来获得竞争优势的重点方向。
03
未来方向
政策导向下的三条突围路径
面对上述发展主线与攻坚任务，国家开始密集发布多项重大能源电力政策。提取政策方向的“公约数”，可辨识出三条困境突围主线：
路径一：从“规模贡献”到“价值贡献”
评价标准正从“投入了多少资源”切换为“创造了多少不可替代的系统价值”。
《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（下称136号文）终结了新能源固定标杆电价体系，要求存量与增量机组全面入市竞价，新能源的收益将被拆解为“电能量价值+环境价值+容量价值”三个独立维度并分别定价。
《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》推动绿证与绿电交易市场的深度耦合，使新能源的环境价值获得独立的变现通道。
《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》完善新能源消纳的价格信号，降低就近消纳的输配电费用，引导项目布局从“资源最优”转向“系统价值最优”。
路径二：从“单环节突破”到“全链条集成融合”
政策视野正在从对某个单一环节的优化（如只关注发电侧装机）扩展到对全链条的系统性协同，综合开发成为下一阶段的聚焦点。
《关于促进电网高质量发展的指导意见》提出构建“主配微协同”的新型电网平台，将电网定位从“输电通道”升级为“源网荷储协同互动平台”。
《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》明确从规划布局、调度运行、交易机制、基础设施等全方位协同引导新能源消纳，目标到2030年建立多层次协同高效的新能源消纳调控体系。
《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》推进新能源集成融合发展，提出“多维度一体化开发、多产业协同发展、非电能源多元化利用”三大路径，鼓励新能源大基地与绿氢、绿色化工等产业耦合，将消纳出口拓展到“电-热-氢-化工”的多元通道。新型能源体系建设规划明确“十五五”期间将推动培育能源消费新场景新业态，推动能源产消结合，促进源网荷储深度融合。
《关于组织开展新型电力系统建设第一批试点工作的通知》确定了新型电力系统建设的七大试点方向，其中“源网荷储协同”“算力与电力协同”等试点内容超越了传统“发输用”线性思维，转向全系统的多维协同。
路径三：从“行政指令”到“市场机制”
政策工具箱正在从行政命令主导全面转向市场化机制驱动，逐步构建完善反映电力的时空匹配价值、稳定性价值的市场体系。
《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》要求基本实现电力现货市场全覆盖，让电能量的时空价值通过价格信号真实呈现。136号文推动新能源全量入市，终结了延续多年的固定标杆电价体系。
《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（下称114号文）统一辅助服务市场的价格形成和分摊机制，向系统调节能力释放市场化的价格信号。电力中长期市场基本规则通过“加法”引入绿电交易和新主体。
尤其值得关注的是容量电价机制的体系化突破。继2023年煤电容量电价机制率先建立之后，114号文迈出了关键一步，将容量电价机制从煤电“单点试水”拓展为覆盖煤电、气电、抽水蓄能和新型储能的“全品种框架”。这一扩展的战略意义在于：它第一次在制度层面明确回答了“谁来为电力系统的可靠性和灵活性买单”这个困扰行业多年的根本性问题。过去，系统的调节能力和安全裕度通过行政指令“摊派”到各类电源头上，煤电被要求无偿调峰、储能被强制配建、抽蓄电站的投资回收依赖行政核定的输配电价。114号文的本质，是将这些长期由行政力量“隐性兜底”的系统成本，逐步转化为透明的、可市场化交易的价格信号，让“可靠容量”成为一种有价格、可交易、能盈利的市场产品。
将这些政策综合来看，一个“电能量市场+辅助服务市场+容量市场”三位一体的市场体系正在加速成型。电能量市场为“度电”定价，反映电力的时空供需价值；辅助服务市场为“调节能力”定价，反映系统灵活性的稀缺程度；容量市场为“可靠出力”定价，反映电力安全保障的底线价值。三个市场协同运作，意味着每一类电源、每一种灵活性资源都将在市场中找到自己独特的价值定位。市场价格信号而非行政指令，正在成为引导投资方向和资源配置的核心手段。过去由行政力量“分摊”的系统成本（消纳成本、调节成本、安全成本），正在被逐步交由市场定价。这对所有市场主体都意味着一个根本性的转变：过去“拿到批文就能赚钱”的确定性正在消解，取而代之的是“在市场竞争中证明自身价值”的新生存法则。
04
结语
“十五五”是能源体系从“现代”向“新型”转变的关键时期，也是我国能源治理成为引领标杆的关键时期。其中，新型电力系统建设是能源体系建设的重中之重。从三大主线的战略梳理，到四大攻坚的深度拆解，再到三大发展路径的前瞻研判——“十五五”能源电力的转型图景已逐渐清晰：这是一场从技术、机制到治理的系统性重塑，更是企业战略布局的关键窗口。
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