8月3日，记者从国家能源局获悉，国家发展改革委、国家能源局日前印发《新型电力系统建设“十五五”规划》(简称《规划》)，明确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，部署电力行业发展的主要目标、重大工程、重点任务。聚焦主要目标指标，《规划》提出加快形成绿色低碳的电力供给格局、构建主配微协同的新型电网、促进用电侧协同发展、增强系统调节能力、夯实电力供应保障能力等重点任务。

塑造绿色低碳电力供给格局

《规划》提出，加快形成绿色低碳的电力供给格局。在新能源开发与消纳方面，加强新能源开发消纳引导。立足各地实际，基于新能源电量渗透率，综合资源条件、电网网架、调节能力、负荷增长等因素，分地区分档确定新能源利用率指导目标。优化新能源开发布局，全国新能源利用率保持在90%左右，支撑非化石能源消费比重目标。

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在分类推进新能源开发消纳方面，统筹做好以“沙戈荒”为重点的“三北”风电光伏基地外送和自用消纳，持续提升西电东送和西电西用能力。推进水风光一体化基地规划建设，优化送出消纳。优化海上风电送出消纳。保障合理利用率，科学规划建设省内集中式新能源。拓展分布式光伏应用场景和消纳空间。有序推进常规水电、沿海核电建设，因地制宜发展生物质和地热能发电。

在推动清洁能源扩容的同时，《规划》明确，积极推动煤电节能降碳改造。推动现役煤电机组实施宽负荷高效改造，低负荷运行工况的煤耗增幅控制在25%以内。因地制宜推动实施燃煤机组全负荷脱硝改造。实施一批60万千瓦等级跨代升级改造项目。在具备条件的地区改造建设一批零碳低碳燃料掺烧和碳捕集利用及封存项目。制定煤电与新能源融合发展政策，支持在具备条件的地区优先实施一批煤电与新能源融合项目，实施煤电调节能力改造，推动煤电与新能源系统耦合集成，实现一体化调控送出，降低燃煤发电量。

按照目标，到2030年，非化石能源发电量占比达到50%，常规水电装机达到4.1亿千瓦左右，核电装机约1.1亿千瓦。

打造主配微协同的新型电网

《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。

着力推动电力流向布局优化。推动存量直流输电通道改造升级。落实国家区域发展战略和全国电力流向优化布局总体方案，逐步形成东北、中北、西北“沙戈荒”基地群和西南水风光一体化基地群向东中部、川渝和南方负荷中心地区送电，海上风电基地和沿海核电基地就近消纳的电力流向总体格局。加快推动“十四五”时期已纳入规划输电通道尽早建成投运。到2030年，西电东送规模超过4.2亿千瓦。开展“沙戈荒”等100%新能源外送输电工程试点。

完善区域主网架结构。统筹各级电网协调发展。同时强化配电网规划引领，推动配电网建设改造和智慧升级，加强市县级配电网与新业态布局规划协同，升级配电网智能调控体系。全面提升配电网供电保障能力，力争实现单一通道县域全停风险清零，支撑分布式新能源接入及安全稳定运行。

《规划》支持多场景建设智能微电网。支持智能微电网建设，与公共电网做好规划衔接和调控协同。布局建设一批源网荷储协同的智能微电网项目。

加强电动汽车充电基础设施网络建设。到2030年，充电基础设施总量超过4000万个，大功率充电设施约30万个，形成支撑超过1.1亿辆电动汽车的充电服务能力。

完善调节能力与市场化保障体系

《规划》从系统调节、需求响应、电力改革多维发力，夯实新型电力系统平稳运行基础。

在增强电力系统调节能力方面，《规划》提出，科学优化抽水蓄能电站建设方案和时序，有力有序推动规划内项目核准建设，持续强化项目调度监测和动态调整，做好中长期项目优化布局。到2030年，全国抽水蓄能电站装机规模达到1.6亿千瓦左右。

在加快新型储能电站规模化建设方面，《规划》指出，完善政策机制，推动具备条件的存量新能源配建储能实施改造，持续提升调用水平。以分地区新能源利用率目标为依据，科学确定各地区自用新型储能规模，充分发挥新型储能保障新能源消纳作用。在“沙戈荒”等新能源外送基地，合理规划新型储能，着力提升通道新能源电量占比。“十五五”时期新增新型储能约1.6亿千瓦，到2030年，全国新型储能规模达到3亿千瓦。

积极发展车网融合互动，到2030年，智能有序充电和双向充放电实现规模化应用，车网互动聚合可调充电规模力争达到5000万千瓦。

夯实电力供应保障能力。推动长时间尺度、高精度新能源功率预测技术大范围应用，大力提升新能源安全可靠替代能力。

大力促进虚拟电厂发展。完善虚拟电厂交易规则、技术标准体系、建设运行管理机制和接入调用机制，提升虚拟电厂资源聚合水平和运行可靠水平，推动虚拟电厂常态化、规模化参与电力市场交易。到2030年，虚拟电厂最大调节能力超过5000万千瓦。

促进电力与相关领域协同融合发展，推动电力与算力、交通、氢能等领域深度融合；同时健全规划实施机制，保障各项任务落地见效。

《规划》还明确，深化电力市场化体制机制改革，持续完善全国统一电力市场机制。健全“1+N”电力市场基础规则体系。深化电力价格机制改革。推进水电、核电、气电上网电价市场化改革。探索跨省区专项工程实行两部制或单一容量制输电价格。