加快推进电源结构绿色低碳转型，是全社会如期实现碳达峰碳中和的重要支撑，也是践行“四个革命、一个合作”能源安全新战略的坚实举措。近日，国家发展改革委、国家能源局发布《新型电力系统建设“十五五”规划》（以下简称《规划》），将“加快形成绿色低碳的电力供给格局”作为新型电力系统建设的核心任务之一，系统部署了推进电源结构优化调整的一系列重点工作。“十五五”时期是我国实现碳达峰目标的关键期、攻坚期，也是新型电力系统建设的关键期。面向新形势新要求，必须坚持多能并举、协同转型，统筹好发展与安全，加快形成绿色低碳的电力供给体系。
一、准确把握“十五五”我国电源优化调整面临的形势
（一）“双碳”战略要求电力供给侧加快转型步伐
为践行“双碳”战略，我国提出国家自主贡献目标，先后明确到2030年非化石能源消费占比达到25%，2035年达到30%以上，力争2035年风电和太阳能发电总装机容量达到36亿千瓦，为推动能源电力加快转型锚定了方向。“十五五”既是实现第一个自主贡献目标的决胜期，又是支撑第二个自主贡献目标能够顺利完成的关键期。这就决定了推动电源结构绿色低碳转型将是“十五五”我国电力行业的重要发展任务。加快电力供给侧转型既要持续推进非化石电源，特别是新能源的大规模高质量发展，又要加大力度推动化石电源的节能降碳。
（二）大规模新能源并网消纳问题将更加凸显
截至2025年底，我国风光装机合计达到18.4亿千瓦，占比已接近50%。与此同时，2025年我国新能源利用率为94.6%，较上一年下降1.7个百分点。《规划》提出，到2030年实现28亿千瓦以上新能源高水平消纳。这就意味着，“十五五”期间我国年均新增并网的新能源装机规模仍在2亿千瓦以上，新能源消纳的压力还将持续增加。既要大规模发展新能源，又要着力解决新能源“时空错配”问题、保持合理的新能源消纳水平，是“十五五”我国电力发展面临的重要挑战。
（三）煤电将持续承担兜底保障与节能降碳双重任务
截至2025年底，我国煤电装机约12.6亿千瓦，在迎峰度夏、迎峰度冬电力供应保障中发挥了重要作用。同时，2025年我国煤电装机和发电量占比已分别达到32%和51%，较2020年下降17和10个百分点，为清洁能源的发展腾出了空间。“十五五”期间，水电、核电、抽水蓄能等长周期支撑性电源投产时序存在一定的不确定性，新型储能尚不具备大规模替代传统支撑电源的能力，煤电仍需保持合理增长发挥兜底保障作用。与此同时，能源领域碳排放占全社会碳排放比重超90%，其中电力行业占比超过40%，且主要来源于煤电。为助力全社会实现碳达峰，节能降碳改造将升级为“十五五”煤电发展的重点任务。
二、持续巩固以非化石电源为主体的电力供给格局
（一）推动非化石电源成为电力电量供应双主体
截至2025年底，我国非化石能源发电装机突破23亿千瓦，装机占比61.7%，发电量占比42.3%，为我国“十五五”电力供给侧持续优化调整打下了坚实基础。《规划》锚定2030年新型电力系统初步建成总体目标，明确到2030年常规水电装机达到4.1亿千瓦左右；核电装机约1.1亿千瓦；实现28亿千瓦以上新能源高水平消纳；生物质、光热、地热能、海洋能等发电装机达到6500万千瓦左右；抽水蓄能电站装机达到1.6亿千瓦左右。这将推动2030年全国非化石能源发电装机占比提升至65%，发电量占比提升至50%，标志着非化石能源在装机和发电量结构中均将占据主导地位，成为电力电量供应的双主体。
（二）推动新增清洁能源发电逐步覆盖新增用电需求
“十五五”期间，我国电力需求仍将保持刚性增长。按照《规划》提出的各类电源发展目标测算，“十五五”期间我国五年新增的清洁能源发电量预计在2.5万亿千瓦时左右，满足约80%的全社会新增用电需求。通过合理把控各类电源建设投产节奏，到“十五五”末具备基本实现新增用电量由新增清洁能源电量覆盖的条件，有力支撑全社会碳达峰目标顺利实现。
三、统筹开发与消纳，推动新能源规模化高质量发展
（一）分类推进多场景新能源开发消纳
分类推进新能源多场景开发消纳，是适配我国新能源资源禀赋与负荷逆向分布特征的关键举措，能够统筹跨区外送与就地消纳两大路径，兼顾资源富集地区的规模开发效益与负荷中心的就近利用需求，推动西电东送与西电西用协同发力，最大化兼顾新能源发展潜力和发展质量。《规划》构建多场景协同开发消纳体系：在“三北”地区推进“沙戈荒”大型风电光伏基地建设，统筹跨省跨区外送与自用消纳，既保障东中部电力供应，也提升本地消纳能力；在西南地区，发挥水电优异调节能力，统筹水风光一体化开发；在沿海及中东部负荷中心，科学布局海上风电与分布式光伏，深挖就近开发消纳潜力。通过“集中式与分布式并举、外送与就地消纳结合”，有效保障新能源合理消纳利用。
（二）大力培育就近消纳新业态，拓展绿电就地消纳空间
培育就近消纳新业态，是拓宽新能源消纳空间、精准匹配市场绿电需求的重要抓手，既能有效缓解公共电网接入与输送压力，也能为各类市场主体提供更灵活的绿电获取渠道，充分激发就地消纳的市场活力。《规划》多维度拓展就地利用场景，提出积极推动绿电直连、智能微电网等新能源就近消纳新业态发展，支持工业负荷大、新能源资源条件好的地区建设零碳园区，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。
（三）加强新能源开发消纳引导，实施分区分档利用率管控
实施分地区分档利用率指导目标，是提升新能源消纳管理精细化水平的重要举措，能够充分兼顾不同地区资源禀赋、发展阶段与消纳能力的差异，优化利用率目标引导，既守住新能源高效利用的基本底线，也为新能源富集地区预留合理发展空间，引导开发布局与消纳能力动态适配。《规划》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，创新性提出分地区分档确定新能源利用率指导目标，将全国划分为利用率不低于95%、不低于90%、不低于85%三档地区。同时提出，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。
（四）完善新能源消纳管理机制，构建全周期评估管理体系
促进新能源高质量发展涉及新能源从开发到投产运行全方位全环节的工作，既要优化布局、提升系统调节能力，又要抓好开发消纳各环节的评估和管理。强化制度保障能够有利于新能源发展全流程的统筹引导，提升消纳管理的系统性、精细化与前瞻性，推动消纳治理从被动处置向主动谋划转变，更好适配新能源规模化、多元化发展的新形势。《规划》从全流程健全新能源的消纳机制：一是坚持中长期分地区分档目标引导，做好年度新能源利用率目标动态优化；二是指导各地做好新能源配套电网和调节能力建设安排；三是推动新能源消纳评估由单一利用率指标向综合评价指标体系转变；四是建立新能源“规划—建设—并网—消纳”全周期监测预警机制。
四、多点协同发力，形成非化石电源多元发展新格局
（一）科学推进重点流域水电开发，强化支撑调节作用
常规水电是技术成熟、经济性最优的灵活调节清洁电源，启停灵活、调峰能力强，是平抑新能源波动、保障系统稳定的“稳定器”。《规划》坚持开发与能力提升并重：一方面推动金沙江上游、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；另一方面充分发挥水电的支撑调节作用，提出了强化水电顶峰、调节与稳定支撑能力的重点任务。
（二）积极安全有序发展核电，提升低碳基荷电力供应能力
核电是清洁低碳、出力稳定的基荷电源，不受气候条件影响，能够全天候稳定供电。在新能源大规模发展背景下，核电可承担基荷供电职能，对保障电力长期稳定供应具有战略意义。《规划》坚持安全第一，稳妥推进核电发展：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；同时注重核电技术的开发与应用，提出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。
（三）因地制宜发展各类清洁能源，丰富非化石能源供给形态
我国地域广阔，光热、生物质、地热能、海洋能等清洁能源各具特色，可在特定区域与场景发挥补位作用。光热自带储热、出力平稳，可支撑新能源基地调峰；生物质能适配县域乡村场景；地热能、海洋能可依托当地资源形成差异化供给。《规划》立足各地资源禀赋，鼓励特色能源多元发展：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。
五、加快转型升级，全面推动煤电机组结构优化和节能降碳改造
（一）优化煤电装机结构，推动落后机组关停与先进机组替代
我国煤电存量规模大，机组参数与能效水平参差不齐，当前30万千瓦及以下等级机组占比仍超四成，该类机组普遍建设年代早、供电煤耗高、碳排放强度大，部分已逐步进入服役末期。优化机组装机结构、推动落后产能有序退出并替代为高效先进机组，是提升行业整体能效、降低碳排放强度的直接举措。《规划》明确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。同时提出，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。
（二）实施跨代升级与宽负荷改造，深挖存量机组节能降碳潜力
当前煤电机组深度调峰已成常态，长期低负荷运行偏离设计高效工况，是煤电平均煤耗波动的核心原因。开展宽负荷能效提升与参数跨代升级改造，立足存量挖潜，无需大幅新增装机即可降低碳排放强度，节煤效益可覆盖主要投入，经济性与实施基础良好。《规划》部署推动现役煤电机组实施宽负荷高效改造任务，提出将低负荷运行工况的煤耗增幅控制在25%以内。此外，还提出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等重点任务。
（三）推动煤电与新能源系统集成，探索融合发展新模式新路径
推动煤电与新能源融合发展是统筹煤电低碳转型与新能源高质量消纳的高效协同路径，也是新一代煤电转型升级的重要方向。该模式可盘活煤电既有送出通道与调控能力等存量资源，以新能源就近接入低成本实现煤电降碳，同步拓宽消纳空间，收获“降碳+消纳”双重效益。《规划》提出，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。
（四）加快零碳燃料与CCUS示范，储备煤电深度脱碳技术方案
结构优化、能效改造等常规降碳路径落地性强，但降碳幅度存在边界，煤电长远深度脱碳仍需前沿技术支撑。零碳燃料掺烧、CCUS是煤电实现近零排放的核心方向，提前布局示范验证，可丰富降碳技术储备，为碳中和阶段煤电转型预留技术路径。目前，零碳燃料方面，我国已实现25%~35%掺氨比例运行，CCUS方面，华能正宁150万吨级项目已投产，为全球最大煤电CCUS项目。《规划》明确，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，探索煤电清洁降碳技术路径。
随着《规划》各项任务落地实施，我国电源结构将持续优化，绿色低碳的电力供给格局将加快形成，为推动新型能源体系和新型电力系统建设提供有力支撑。