“十五五”时期，我国能源发展进入深水区。一方面新能源快速、规模化增长，风电、光伏、储能、氢能等新技术新业态不断涌现，能源绿色低碳转型产业基础不断夯实。另一方面，能源安全、系统消纳、区域协调、市场机制等问题显现。

　　在此背景下，《新型能源体系建设“十五五”规划》（下称《规划》）近日印发，为“十五五”国内能源体系建设锚定方向。《规划》对风光发电装机占比及非化石能源发电量比重提出具体量化指标，即到2030年风电和太阳能发电装机比重超过50%、成为电力装机主体，非化石能源发电量比重达到50%、成为电量主体。

　　当前，国内风光装机占比已升至2025年的47.3%，以风光为主的非化石能源发电量占比却在42%，从“装机主体”到“电量主体”，看似只差几个百分点，实则要完成考验新型电力系统消纳、输配与调节能力的最吃力一跃。

　　行业的普遍共识是，新能源发展重点已从“建起来”“并上网”，转向下一阶段的“发得出”“送得走”“用得好”“靠得住”。电力系统面临的核心问题不再是单纯的电源建设，而是系统运行能力建设。依托调节性资源扩容、配电网升级、全国统一电力市场建设等抓手，这一顶层规划正搭建起一套适配高比例新能源电力系统的完整解决方案。

　　消费侧成为系统灵活性资源

　　我国能源资源与用电负荷中心长期存在空间错配，“西电东送”是关键，但当前电网跨区输电廊道多满负荷运行，且投资建设周期长。全球碳中和研究院（GCNR）认为，在高比例新能源时代，单纯依靠大规模远距离输送已难适应新型能源体系建设需要。根据《规划》，未来国内能源空间格局将形成西部新能源基地开发、西能西用、东部自我保障能力提升、多能互补和跨区协同并重的新格局。

　　对西部地区而言，GCNR认为，新能源大基地建设不能只停留在电力外送层面，还应与本地产业结合，以绿电带动绿色制造、绿色矿业、绿色燃料、数据中心等产业发展，化能源优势为产业优势。

　　在国际绿色贸易不断强化的背景下，绿色燃料供应力正成为中国制造业提升国际竞争力的重要支撑。GCNR指出，绿色氢氨醇生产基地可以把难以就地消纳的绿电转化为可储存、可运输、可交易的绿色能源产品，为新能源跨行业、跨区域和跨周期消纳打开新空间，也能为航运、化工、钢铁、交通等难减排行业提供低碳替代方案。

　　绿色创新发展研究院（iGDP）创始人、执行主任胡敏在接受第一财经记者采访时指出，绿氢、绿氨、绿色甲醇等绿色燃料将是“十五五”时期极具前景的前瞻增量赛道。她表示，中国具备绿色燃料产业基础，但受制于价格瓶颈，当前本土需求有限；而海外市场因航运等行业减碳需求迫切，国内绿色燃料行业可先在海外市场需求突破成本约束。

　　东部地区稳定的低碳能源基础建设同样重要。“碳约束下，产业发展需践行‘腾笼换鸟’思路。”胡敏建议，东部地区可依托《工业节能降碳三年行动方案》，在九大重点行业挖掘减排空间，为低碳产业腾出发展载体；另外一些电力结构固化的省份，可通过海上风电等新能源开发、零碳园区改造释放潜力。她表示，园区绿色化转型将带动基础设施硬件升级，催生新投资机遇，实现节能降碳与产业发展双赢。

　　除了上述长周期转化路线外，分散在全社会的用户需求侧可调负荷，也是本次《规划》重点挖掘的蓝海。

　　《规划》提出，构建灵活弹性的电力负荷生态，充分挖掘用户侧调节潜力，提高电力需求响应比例，2030年车网互动聚合可调充电规模达到5000万千瓦左右，虚拟电厂调节能力达到5000万千瓦以上。

　　胡敏多次强调虚拟电厂在高比例新能源消纳中的重要作用，如通过高峰时段短时调节用电负荷、调用储能等设施替代电网供电，用户无明显感知即可有效平抑峰值，大幅提升绿电消纳匹配度。自然资源保护协会此前亦算了一笔账，即需求侧资源常态化利用的总体成本在1.5～5元/千瓦时，建设成本在200～400元/千瓦，通过虚拟电厂实现聚合开发，其建设、运营、激励等环节的投资仅为建设传统电厂的10%～20%，也远低于国内抽蓄电站5000～6000元/千瓦投资水平。

　　据中国能源研究会中能智库报告，当前虚拟电厂全国尚无统一统计口径，聚合调节能力处于数百万至千万千瓦级，车网互动则刚进入首批规模化应用试点，基线接近于零，这意味着，虚拟电厂与车网互动将是两块各约5000万千瓦、几乎全新的市场。

　　全国统一电力市场建设是抓手

　　行业人士认为，新能源能否消纳、调节资源用不用得上，最终都要落到电网。

　　标普亚太区电力与可再生能源研究负责人彭澄瑶此前公开表示：“电网侧更多投资或向配电网倾斜。”她指出，无论零碳园区，还是源网荷储一体化等应用场景都需要配电网做好“铺路石”，相关投资逻辑已从此前分布式光伏大干特上挤压配电网容量，转向应用终端电气化趋势下对配电网建设提出新诉求。

　　“配电网是常被忽略的重头。”中能智库表示，《规划》提出到2030年力争具备9亿千瓦分布式新能源接入能力，这一目标虽还无全国统一的现状统计值，但若以2025年末分布式光伏累计装机约5.3亿千瓦为近似基线，意味着配电网承载力要在五年内再扩容约3.7亿千瓦，智能化改造、台区治理、就地消纳和分布式资源聚合，将是持续放量的市场。

　　值得关注的是，“十五五”对电网的规划目标，市场关注度虽不及风光储，但确定性和投资强度都很高。在近日国新办召开的新闻发布会上，国家能源局电力司司长杜忠明透露，国家能源局正在研究制定新型电网建设实施方案，“十五五”全国电网固定资产投资将达5万亿元以上，其间将新增投产15回特高压直流绿电大通道，西电东送规模超4.2亿千瓦；同步推进配电网数智化升级改造，加快智能微电网发展，升级充电网络，支撑保障超过1.1亿辆电动汽车充电需求。

　　硬件设施之外，完善市场机制是促进虚拟电厂、区域互济等规模化发展的底层抓手。胡敏直言，虚拟电厂并非新概念，行业发展已有十余年，其难以规模化落地的核心症结在于电力市场价格信号激励不足，后续需优化微观制度设计、完善价格信号引导，充分释放需求侧资源的调节价值。

　　对此，《规划》在主要目标中提出，到2030年适应新型能源体系的市场和价格机制加快健全，全国统一电力市场体系基本建成。合理确定电力中长期合同签约比例，提高中长期交易频次和灵活性，完善优先发电优先购电规模计划管理机制；加快建立备用辅助服务市场，因地制宜探索爬坡等新型辅助服务品种。

　　国家能源局发展规划司司长任育之表示，“十五五”时期全国统一电力市场建设将从“市场渠道、交易周期、治理水平”三个维度发力。在优化适配新型电网的交易周期方面，将匹配新能源发电特性，推动电力市场交易周期向“更长和更短”两个方向协同。例如，缩短周期、灵活交易，用好现货、辅助服务等短期市场，精准体现电力在时间上、空间上不同的价值，适配新能源、新型储能、虚拟电厂等高频次灵活交易的市场需求。