观点丨宋枫：从拼规模到强体系：“十五五”时期加快新型能源体系建设要算好哪几笔账

宋枫

中国人民大学国家发展与战略研究院研究员

应用经济学院教授

近日，《新型能源体系建设“十五五”规划》（简称《规划》）发布。《规划》提出，到2030年初步建成清洁低碳安全高效的新型能源体系，有力支撑能源强国建设。目前，我国电力装机规模已经突破40亿千瓦，预计2030年将达到54亿千瓦，其中，新能源装机比重超过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，煤炭和石油消费达峰。

截至2026年5月底，我国发电装机容量达到40.1亿千瓦，规模位居全球首位。我国也成为了全球首个发电装机规模迈上40亿千瓦台阶的国家。在庞大的存量基数上，未来五年如何实现电源结构的深层次变革？电网与市场机制如何适配高比例新能源？围绕这些问题，记者专访了中国人民大学国家发展与战略研究院研究员、应用经济学院教授、博士生导师、能源经济系主任宋枫。

风光“稳得住”才是真考验

《规划》提出，我国电力装机规模预计2030年将达到54亿千瓦。这意味着新增装机规模依然巨大。宋枫指出，按《规划》目标简单估算，截至2025年底，非化石能源发电量占比约42.3%，其中风电、光伏等新能源发电量占比约22%；到2030年，非化石能源发电量占比达到50%，新能源发电量占比达到30%。

“这意味着新增的约8个百分点，主要来自风电、光伏等新能源发电量增长，而水电、核电、生物质等非化石能源发电量总体维持在约20个百分点，继续发挥稳定低碳电源的支撑作用。”宋枫分析。

在“十五五”新型能源体系建设中，风电和太阳能发电装机成为电力装机主体、非化石能源发电量成为电量主体是两个关键目标。宋枫提出，二者的难度并不相同。前者主要是装机规模问题，目前我国风电和太阳能发电装机合计占比已接近一半，按照近年来的发展速度，实现“超过50%”具备较强现实基础。

“真正更具挑战的是后者，也就是非化石能源发电量占比达到50%。”宋枫解释，装机容量反映的是潜在供给能力，发电量反映的是实际利用水平和系统消纳能力。风电、光伏具有波动性、间歇性和随机性，装机占比提高并不自动转化为电量占比提高，不代表系统安全可靠。

宋枫认为，风光“装得上”只是第一步，更关键的是要“发得出、送得走、用得好、稳得住”。因此，“十五五”期间的重点，不仅是继续扩大新能源装机规模，更是通过新型电力系统建设、电网互济能力提升、储能和需求响应发展、电力市场机制完善，把高比例新能源真正转化为稳定可靠、经济可承受的绿色电力供应。

充分发掘储能和虚拟电厂功能

当前我国火电、水电、风电、光伏、核电形成了多元并存的电源格局。结合《规划》对煤电调节转型、核电扩容、大型风光基地布局的部署，各类电源正在加速重新找准定位，从“单打独斗”转向“系统协同”。煤电的定位正逐步从传统的基荷电源向调节性、支撑性电源转变，作为保障电力安全的“压舱石”；核电则在确保安全的前提下稳步扩容，提供稳定、低碳的基荷支撑；大型风光基地则是未来新增电量的主力。

随着新能源供给规模增长，电力消纳、系统调节压力也在增大。《规划》提出加快抽水蓄能、新型储能、虚拟电厂等规模化发展。现阶段，这些行业的发展不仅需要技术突破，更需关注商业模式成熟与成本疏导。储能和虚拟电厂不能仅依靠政策补贴驱动，需要建立可持续的市场回报机制，当系统调节的价值被准确计量并给予经济补偿时，这些灵活性资源才能真正从政策倡导变为市场刚需。

此外，《规划》重点部署源网荷储一体化新型电力系统建设，2030年力争具备承载9亿千瓦分布式新能源接入能力。针对现有电网硬件基础，跨区输电需进一步加大特高压等骨干网架建设，提升大范围内的资源互济能力。城乡配网则面临更大挑战，传统的单向辐射状网络需向双向互动、智能柔性转变，落地变压器增容、线路改造及智能微电网建设等关键工程，以实现就近消纳与优化运行。

预计“十五五”能源重点项目和新业态投资保持稳步增长态势，总规模超过20万亿元。在存量装机体量庞大、新增装机持续放量的双重条件下，风光装备、储能、绿氢、电力数字化产业链迎来广阔发展机遇。同时，行业也需持续夯实装备自主可控能力，在深远海风电、高效光伏电池、长时储能、绿氢制备与储运等核心技术上实现突破，确保能源产业链供应链的安全稳定。

完善容量机制或可靠性补偿机制

面对类型丰富、体量庞大的各类发电机组，《规划》提出“十五五”基本建成全国统一电力市场，依靠市场机制优化电源负荷配置。对于电力现货、辅助服务、碳市场三者如何联动，宋枫有着独到的见解。

“这三者的联动，不宜理解为三套市场之间进行过多行政化、机制化的‘捆绑设计’，更重要的是各自把市场功能做实做深，在价格信号上自然衔接。”宋枫表示。

她具体分析指出，电力市场自身要解决的是电力系统的时空优化问题。现货市场反映不同时段、不同地区电能量的真实稀缺程度，引导电源出力、负荷响应和跨区资源配置；辅助服务市场反映调频、备用、爬坡等灵活性资源的价值，特别是在新能源占比提高后，要让能够提供系统调节能力的资源获得合理收益；未来还需要进一步完善容量机制或可靠性补偿机制，保障长期容量充裕性。

“碳市场解决的则是排放成本内部化问题。”宋枫认为，它不一定需要和电力市场做复杂的直接联动设计，关键是形成有效、稳定、可预期的碳价格。只要碳价格能够进入发电企业的边际成本，并通过现货市场、中长期交易价格等渠道向电价传导，低碳电源和高碳电源之间的竞争关系就会发生变化，电力市场自然会把碳约束转化为资源配置和投资决策信号。

因此，“十五五”期间更重要的是两方面同步推进：一方面，深化全国统一电力市场建设，推动中长期、现货、辅助服务、容量机制等市场体系在时间维度和空间维度上进一步拓展；另一方面，完善全国碳市场，提升碳价格的有效性和约束力。二者通过价格机制衔接，既提高电力系统运行效率，也引导电源结构持续低碳化。

系统观念下的新型能源体系升级

在推进能源低碳转型的过程中，如何统筹兼顾能源安全稳定、降碳发展、社会用电成本三大诉求，有效化解转型潜在风险，是全社会关注的焦点。

宋枫表示，能源安全稳定、降碳发展和社会用电成本之间的统筹，是各国能源转型都面临的共同难题。我国过去的实践说明，只要坚持系统观念，处理好发展和减排、整体和局部、短期和长期的关系，是可以在较大程度上实现多目标平衡的。

首先，要把能源安全放在基础位置。能源电力既是基础设施，也是基本生产要素和民生必需品，不能简单以“去化石能源”理解低碳转型，而要在保障供应安全、系统稳定和价格可承受的前提下推进能源结构调整。尤其是在新能源占比持续提高的背景下，需要同步加强调节能力、储能、煤电支撑保障、新型电力系统和跨区输电能力建设，避免出现“装机增长很快、系统支撑不足”的风险。

其次，要通过市场机制提升资源配置效率。电力市场、碳市场、绿电绿证市场等机制的完善，可以让不同资源的电量价值、容量价值、灵活性价值和环境价值更加充分地体现出来，引导企业和用户根据真实成本作出选择。这样既有助于降低系统整体转型成本，也有助于形成对低碳技术和灵活性资源的长期投资激励。

第三，也要更好发挥政府作用。能源转型具有很强的外部性、公共性和长期性，不能完全依靠市场自发完成。政府需要在规划引导、基础设施建设、市场监管、价格机制设计、能源安全储备、应急管理以及对低收入群体和重点行业的成本影响缓释方面发挥作用。特别是面对极端天气、国际能源价格波动、地缘政治冲击等风险，要有底线思维和应急能力。

“十五五”时期，推进新型能源体系建设，需要通过系统规划、市场改革和政府治理能力提升，把三者放在一个统一框架中统筹推进。既要坚定低碳转型方向，也要守住能源安全和民生成本底线，在转型中实现更高水平的能源安全、更高效率的资源配置和更可持续的发展。

文章来源：中宏网

微信编辑：张菁菁

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