两部门：到2030年新型电力系统初步建成
国家发展改革委、国家能源（850101）局关于印发《新型电力系统建设“十五五”规划》，到2030年，新型电力系统初步建成：绿色低碳的电力供给格局基本形成，非化石能源（850101）发电量占比达到50%；电力供应能力持续增强，电力系统互补互济和安全韧性水平大幅提升，电力供应充裕度保持合理水平，有效满足经济社会发展和人民群众美好生活的用电需要；初步建成安全可靠、绿色低碳、坚强韧性、智能灵活的新型电网，资源配置平台作用和服务功能充分发挥，实现28亿千瓦。
全文如下：
新型电力系统建设“十五五”规划
“十五五”规划加快构建新型电力系统对支撑国家经济社会发展、保障能源（850101）电力安全、促进绿色低碳转型、建设能源（850101）强国具有重要意义。为明确未来五年我国新型电力系统建设方向和重点工作，实现电力行业高质量发展，依据《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》和《新型能源（850101）体系建设“十五五”规划》，制定本规划。
一、总体要求
坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的二十大和二十届历次全会精神，认真落实四中全会部署，全面践行“四个革命、一个合作”能源（850101）安全新战略，统筹发展和安全，坚持电力先行，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，全面支撑新型能源（850101）体系和能源（850101）强国建设，为推进中国式现代化提供坚强电力保障。
到 2030 年，新型电力系统初步建成：绿色低碳的电力供给格局基本形成，非化石能源（850101）发电量占比达到50%；电力供应能力持续增强，电力系统互补互济和安全韧性水平大幅提升，电力供应充裕度保持合理水平，有效满足经济社会发展和人民群众美好生活的用电需要；初步建成安全可靠、绿色低碳、坚强韧性、智能灵活的新型电网，资源配置平台作用和服务功能充分发挥，实现28亿千瓦以上新能源（850101）高水平消纳，建成可支撑超过1.1 亿辆电动汽车出行的充电基础设施网络；节能高效、绿色低碳的用电方式加快形成，虚拟电厂成为用电侧协同互动的重要载体；系统调节能力大幅增强，各类调节资源实现高效调用；支撑新型电力系统的关键技术装备取得突破性进展，智能化、绿色化、融合化的电力产业体系基本形成；新型电力系统体制机制更加完善，全国统一电力市场体系基本建成。
二、加快形成绿色低碳的电力供给格局
(一)统筹新能源开发与消纳
加强新能源（850101）开发消纳引导。立足各地实际，基于新能源（850101）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（850101）利用率指导目标。优化新能源（850101）开发布局，全国新能源（850101）利用率保持在 90%左右，支撑非化石能源（850101）消费比重目标。
分类推进新能源（850101）开发消纳。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（850101）。拓展分布式光伏应用场景和消纳空间。
大力推动新能源（850101）就近消纳新业态发展。积极推动绿电直连、智能微电网等新能源（850101）就近消纳新业态发展，支持新能源（850101）就近接入，满足算力设施、工业园区、建筑楼宇、偏远地区及外向型企业、高耗能企业的绿电消费与供电保障需求。支持工业负荷大、新能源（850101）资源条件好的地区建设零碳园区，促进新能源（850101）就地消纳。提升新业态自平衡、自调节能力，加强新业态与电网规划的统筹协调。
完善新能源（850101）消纳机制。坚持中长期分地区分档新能源（850101）利用率目标引导，做好年度新能源（850101）利用率目标动态优化。指导各地做好新能源（850101）配套电网和调节能力建设安排。推动新能源（850101）消纳评估由单一新能源（850101）利用率指标向综合评价指标体系转变。建立新能源（850101）“规划—建设—并网—消纳”全周期监测预警机制，加强跟踪分析，及时采取稳消纳举措。
(二)科学推进常规水电开发
推动金沙江上游、澜沧江上游、雅砻江中游、大渡河等重点流域水电建设投产。安全有序推进雅鲁藏布江下游水电等重大工程项目建设。强化水电顶峰、调节与稳定支撑能力，拓宽出力可调节范围与灵活性。到 2030 年，常规水电装机达到4.1 亿千瓦左右。
(三)积极安全有序发展核电
科学确定沿海核电基地布局和建设时序。推动核电规模化建设，积极推进新一代核电技术研发示范和推广应用。多措并举降低小型堆成本，加强核能综合利用和商业模式创新。到2030 年，核电装机约 1.1 亿千瓦。
(四)鼓励非化石能源多元发展
推动光热发电规模化发展，因地制宜发展生物质和地热能发电，推进海洋能规模化利用。到 2030 年，生物质、光热、地热能、海洋能等发电装机达到 6500 万千瓦左右。
(五)积极推动煤电节能降碳
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（850101）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（850101）融合项目，实施煤电调节能力改造，推动煤电与新能源（850101）系统耦合集成，实现一体化调控送出，降低燃煤发电量。
三、着力构建主配微协同的新型电网
(六)优化全国电力流向布局
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”时期已纳规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（850101）外送输电工程试点。
(七)完善区域主网架结构
坚持以区域电网为基础、区域电网异步互联的全国电网格局。保证电网结构强度，分层分区优化各级电网主网架，推动电网交直流、送受端、各层级协调发展。
(八)规划建设海上输电网络
开展海上输电网络规划研究，统筹资源条件和海洋经济发展需求，集约化一体化布局海缆廊道和登陆点，推动构建海上输电网络，促进海上风电基地高效汇集送出和消纳。
(九)打造坚强韧性配电系统
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，着力解决配变过载、严重低电压等供电质量问题。增强配电网综合承载能力，提升配电网调节能力，支撑9 亿千瓦分布式新能源（850101）接入及安全稳定运行。实施一批防灾抗灾能力提升项目，从防雷、防风、防冰、防洪、抗震能力等方面差异化提高局部固化设计和灾害防范标准，全面提升配电网综合防灾抗灾能力。
(十)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。完善相关技术标准和项目准入，明确智能微电网与公共电网的物理边界和责任边界。提升智能微电网新能源（850101）自发自用比例。
(十一)构建智慧电力调度体系
持续优化调度机制，推动主配微网协同调控模式转变和能力建设。探索“沙戈荒”基地、水风光一体化基地、电力新业态等协同运行控制新模式。健全并网技术标准与调度规范，加强电力调度与电力市场、电力需求侧管理的衔接。强化各类并网运行主体的涉网和运行管理。适时修订《电网调度管理条例》。加快先进数字信息技术与先进调度控制技术融合应用，提升电网智慧调控和系统实时平衡能力，促进新能源（850101）消纳。
(十二)加强电动汽车充电基础设施网络建设
加快构建城市面状、公路线状、乡村点状布局的充电基础设施网络。推动高速公路服务区充电设施更新改造，打造有效满足中长途出行需求的城际网络。提高快充设施占比，有序推进大功率充电基础设施建设，实现除海岛、高寒高海拔地区外的农村(县乡)地区公共充电设施全覆盖。结合国家主要货运通道布局，沿线建设大功率重卡充电设施。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。
四、促进用电侧协同发展
(十三)激发用电侧协同互动能力
完善管理制度、调度体系、市场机制和技术标准，做实做细负荷管理措施，充分发挥市场作用，引导分布式电源、可调节负荷、电动汽车充电基础设施等各类分散资源聚合参与电力削峰和填谷，提升用电侧协同互动能力。到 2030 年，全国需求侧削峰能力超过1亿千瓦。
(十四)大力促进虚拟电厂发展
创新商业模式，推动虚拟电厂加快发展。支持具备条件的售电公司发展虚拟电厂业务。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。
(十五)倡导全社会节约用电
加强重点领域节能降碳管理，严格执行高耗能行业碳排放约束，积极实施节电降碳提效改造，淘汰落后高耗能设备。加快建筑节能改造。持续提升算力设施电能利用效率。推广节能家电，加大宣传普及力度，增强全民节电降碳意识。
(十六)持续提升绿电应用和电气化水平
推进新能源（850101）集成融合发展，支持零碳园区、工业绿色微电网建设，引导扩大绿电消费。加快提升工业、交通、建筑、农业、居民生活等领域电气化水平，推广应用电气化设备。到2030 年，电能占终端能源（850101）消费比重达到 35%。
五、增强电力系统调节能力
(十七)强化抽水蓄能电站调节作用
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。推动一批参与区域调节的抽水蓄能电站建设，完善抽水蓄能电站通过省间交易参与区域调节的市场机制。到2030年，全国抽水蓄能电站装机规模达到 1.6 亿千瓦左右。
(十八)加快新型储能电站规模化建设
完善政策机制，推动具备条件的存量新能源（850101）配建储能实施改造，持续提升调用水平。以分地区新能源（850101）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（850101）消纳作用。在“沙戈荒”等新能源（850101）外送基地，合理规划新型储能，着力提升通道新能源（850101）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。
(十九)推动煤电向支撑调节性电源转型
落实新一代煤电升级专项行动要求，提升煤电深调、快调、高效调节能力，完善煤电容量电价机制。到2030 年，现役机组灵活性改造应改尽改，热电联产机组最小发电出力达到40%以下，鼓励通过热电解耦等电热协同方式进一步提高灵活性，保障稳定供热。
(二十)积极发展车网融合互动
推进车网互动核心技术攻关，加快构建技术标准和管理体系。全面推广智能有序充电，有序扩大车网互动规模化应用范围。完善充电桩峰谷分时电价机制，建立健全放电上网价格形成机制，引导车网互动资源参与系统调节和市场交易。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。
六、夯实电力供应保障能力
(二十一)提升新能源电力支撑水平
推动长时间尺度、高精度新能源（850101）功率预测技术大范围应用，大力提升新能源（850101）安全可靠替代能力。到2030 年，全国非化石电源电力支撑水平达到 40%左右。
(二十二)增强电力互补互济能力充分挖掘跨流域、跨区域电力供需互补潜力，强化区域间互为备用、紧急情况临时支援能力，提升电力系统安全韧性水平。加快推动闽赣、皖鄂、鲁苏、渝黔、湘黔、湘粤等工程建成投产，新增规划一批区域间直流背靠背电力互济工程。“十五五”时期新增省间电力互济规模约 4000 万千瓦。
(二十三)发挥新型储能顶峰作用
布局一批可承担顶峰保供作用的电网侧独立新型储能电站。加大构网型等技术应用，充分释放新型储能调峰、调频、调压、事故备用、爬坡、黑启动等多重效能。“十五五”时期，全国新增可承担顶峰保供作用的电网侧独立新型储能约8000 万千瓦，等效顶峰时长力争达到 4 小时。到 2030 年，可承担顶峰保供作用的电网侧独立新型储能达到 1.4 亿千瓦。
(二十四)科学优化布局天然气发电
完善天然气发电政策，因地制宜布局一批调峰气电兼顾电力保供。
(二十五)夯实煤电兜底保障作用
持续优化煤电装机结构。稳妥有序实施煤电机组关停工作。鼓励利用关停煤电机组既有厂址、设备设施实施新型储能、调相机等改造建设。到 2030 年，60 万千瓦等级及以上清洁高效煤电机组占比提高 10 个百分点以上。
合理控制煤电规模。严格落实国家碳达峰碳中和战略和重点区域大气污染防治要求，实施新版火电建设标准，推动已纳入规划的煤电建成投产。
(二十六)建立健全电力供应保障机制
建立健全电力供应充裕度预警机制，指导各地落实电力保供责任、及时调整规划目标任务。组织编制重点地区迎峰度夏、度冬“一省一策”，压实并落实地方和企业保供责任。充分发挥市场化手段对电力保供的支撑作用。健全优先发、购电制度，发挥好中长期合同在电力保供中的基础性作用。
七、提高民生用电服务水平
(二十七)提升城乡居民用电保障水平
加强城镇配电网建设改造力度，有序推进老旧小区、城中村等区域供配电设施规范化改造，加快新建居民小区配套电网工程建设。推进非电网直供电小区治理，鼓励具备条件的非直供电小区供电设施向供电企业整体移交。服务乡村振兴战略实施，推动农村新型电网建设改造。支持县域、民族地区、革命老区等特殊类型地区电力基础设施建设。
(二十八)增强充电服务保障能力
提升居住区充电桩报装接电服务水平，推动实施一批居住区充电设施“统建统服”试点。持续优化充电场站环境，完善收费等信息标识，提升设施运行维护水平，有效优化群众充电体验。
(二十九)因地制宜推进清洁取暖
修订《热电联产管理办法》。提升集中供暖清洁能源（850101）使用比重。推动核能清洁供暖、工业供汽。鼓励推进煤电耦合新能源（850101）联合供暖，鼓励发展地热能、太阳能、生物质能等可再生能源（850101）供暖。因地制宜推进工业余热等多种清洁取暖方式。
(三十)持续提高供电服务质量
提升芯片制造、精密仪器制造、生物医药等新质生产力供电质量。持续提升电能质量综合治理水平。深化“省力、省时、省钱”服务，巩固提升“零上门、零审批、零投资”服务，更好保障企业用户接电需求。全面推进“高效办成一件事”，深化水电气联合报装服务，推广高频供电业务联办，推进跨网办、跨省办等异地办电服务，提升办电便利度。
八、加快电力领域新质生产力赋能
(三十一)攻坚新型电力系统核心技术与装备
深化新型电力系统全局最优规划、系统运行机制、多时间尺度动态稳定分析等基础研究。全面升级新型电力系统仿真技术。推动一批先进技术装备规模化应用。
(三十二)深化人工智能赋能
加强电力行业数据资源开发利用，统筹推进人工智能赋能新型电力系统建设，推动电力行业全环节、全流程的数字化、智能化升级。强化电力行业“人工智能+”基础理论研究与应用，围绕典型应用场景开展试点，打造一批可复制、可推广的标杆案例。
(三十三)加快新型电力系统标准体系建设
加快新型电力系统标准化工作。积极参与国际电力领域标准化工作，加强知识产权保护与国际标准制定。加强检验检测能力建设。
九、推进电力安全治理体系和治理能力建设
(三十四)加强电力安全运行和涉网安全管理
夯实电力安全生产基础。健全事故风险防御体系和运行风险管控体系。建立各类电源运行风险监测预警机制，推进大坝安全智能化监测检测技术应用。加强电力监控系统网络安全防护。健全电力二次系统涉网安全技术监督体系。
(三十五)提升电力应急处置能力
健全电力应急指挥机制和预警响应机制。增强气候气象等自然灾害防御能力，提升电力系统安全韧性水平。
(三十六)强化施工安全和质量保障
加强大型水电、核电常规岛、特高压输变电、“沙戈荒”基地等重特大工程现场安全质量监督管理。建立工程建设全链条质量监管体系，打造精品工程。加强质量监督机构和人才队伍建设。
十、促进电力与相关领域协同融合发展
(三十七)促进电力与算力协同发展
增强电力供应保障能力，满足各类算力设施高可靠供电需要。统筹能源（850101）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。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。加强算力设施余热资源回收利用。
(三十八)促进电热、电氢等协同联动
鼓励推广热电联产机组通过熔盐储热、热水储热等方式实现热电解耦。试点应用高参数热泵等先进热电转换技术，探索应用相变储热、固体储热等先进高温储热技术，推动联合运行提高灵活调节能力。拓展绿电制氢氨醇、氢储能、氢发电、火电掺氢(氨)等应用场景。
(三十九)推动电力与交通融合发展
推动电力与交通基础设施共享通道、管廊、杆塔等资源，依托周边用地开发新能源（850101），优化配置灵活调节资源，协同布局输电网络。有序推动交通运输电气化和低碳化转型，发展依托新能源（850101）的岸电系统和港口微电网。
十一、深化电力市场化体制机制改革
(四十)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。强化地方规则与国家规则的对接和统一。完善新型主体参与电力市场的制度。持续完善跨电网经营区常态化交易。逐步缩小代理购电规模。完善辅助服务市场机制，探索容量市场机制建设。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。落实支持新能源（850101）就近消纳的价格机制。完善输配电价对电网投资激励约束机制。研究海上风电送出工程相关价格机制。优化居民阶梯电价制度，推广居民分时电价机制。
(四十一)完善监督管理机制
加快修订《中华人民共和国电力法》，适时修订《电力监管条例》。建立市场导向的规划投资机制，支持包括民营企业在内的多元资本参与清洁能源（850101）基地和电力基础设施建设。厘清新型经营主体与电网的权责边界。对电网企业开展自然垄断业务和竞争性业务的范围进行监管。加强电网公平开放监管。常态化整治地方不当干预电力市场，加强零售市场监管。探索建立电网输配电准许收入清算制度，构建现代化输配电价监管体系。
十二、推动电力国际合作
统筹国内国际大局和双边关系，积极稳妥推进电力国际合作。充分发挥我国电力行业规划设计、工程建设、技术装备、项目运营等综合优势，因地制宜、因势利导，参与有关国家和地区清洁能源（850101）开发利用、电力基础设施建设运营和升级改造、电网互联互通建设等，深化电力产业链供应链合作。
十三、加强规划组织实施
国家发展改革委、国家能源（850101）局统筹电力发展重大事项，持续优化行业管理政策与机制，完善规划实施监测、评估和调整机制。省级能源（850101）主管部门负责全面落实本地区电力规划执行，电力企业承担电力规划实施和安全责任。国家能源（850101）局及其派出机构完善电力规划实施监管体系，有效开展监管工作。加强规划实施用地用草用林用海等要素保障。