【摘要】“十五五”时期是实现“双碳”目标的关键阶段，国内风电光伏持续规模化发展、新能源占比稳步提升，对电力系统灵活调节能力提出更高要求。由此，布局完善新型能源基础设施，成为保障新能源高质量发展的重要支撑。“十五五”时期，应战略性优先发展电网侧储能，以提升面向高比例新能源的系统调节能力。全面推进煤电清洁灵活改造、充电设施建设、电网智能化和能源数字化，通过强化统筹规划、适度超前部署及深化市场机制改革等举措，为新能源的持续健康发展提供坚实支撑。

【关键词】新型能源基础设施 “十五五” 电网侧储能 能源转型

【中图分类号】F831/X196 【文献标识码】A

【DOI】10.16619/j.cnki.rmltxsqy.2026.14.012

林伯强，厦门大学中国能源政策研究院院长、教授、博士生导师。研究方向为能源经济与政策、环境与低碳经济，主要著作有《能源经济学理论与政策实践》、《中国减少化石能源补贴改革成效与补贴设计》、《高级能源经济学》（主编）等。

“十五五”时期是中国实现“双碳”目标的关键阶段，也是推动能源结构深度调整、构建新型能源体系的重要窗口期。《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》提出：“加力建设新型能源基础设施。”具体来说：“着力构建新型电力系统，全面提升电力系统互补互济和安全韧性水平，优化全国电力流向和跨区域通道布局，加快智能电网建设，完善城乡配电网，科学布局抽水蓄能，大力发展新型储能。”新型能源基础设施建设是支撑新能源高质量发展的战略基石。其中，电网侧储能作为连接新能源发电与负荷中心的枢纽，其战略地位日益凸显，已成为提升系统调节能力的关键。煤电系统清洁灵活改造、充电基础设施建设、电网智能化升级，以及大型新能源基地与输电通道的协同建设，共同构成支撑新能源大规模开发利用的关键条件。系统总结“十四五”时期建设成果，科学谋划“十五五”时期新型能源基础设施建设的重点任务和实施路径，对推动新能源持续健康发展具有重要现实意义。

“十四五”期间我国能源基础设施建设的成就与挑战

“十四五”期间，中国能源基础设施建设步伐加快，为新能源大规模开发利用、逐步替代传统化石能源提供坚实支撑。在电力系统层面，电网设施与电力市场建设加速推进，通过完善互联互通的长距离输电通道和破除省际电力市场交易壁垒，显著优化能源资源的配置效率，中西部地区的资源优势快速转化为发展优势。同时，中西部地区大型清洁能源基地建设与电网特高压工程建设协同推进，有效提升新能源消纳空间。

在终端消费领域，“十四五”期间能源消费结构绿色转型持续深化。非化石能源在终端消费中的比重显著提升，煤炭消费有所下降，新能源在交通、建筑和工业等领域的替代作用日益增强。其中，新能源汽车的快速普及和充电设施的规模化发展尤为突出。目前，中国已建成全球最大的电动汽车充电网络，“十四五”期间，实现每5辆新能源车对应2台充电桩的覆盖水平。截至2024年11月底，私人充电桩保有量已达到889.2万台，占充电基础设施总量的72%，极大缓解公共充电基础设施的压力。然而，当前新能源充电基础设施建设仍面临一些困难，比如，“充电桩进社区”存在一定障碍，大功率充电基础设施增长影响电网安全运行，充电基础设施接口标准尚未完全统一，充电基础设施“下乡”存在经济性问题，车网互动应用有待综合统筹，等等。

新能源发展方面，根据国家能源局数据，截至2025年4月，全国风电光伏装机总量已达15.3亿千瓦，超过火电装机，提前完成《2030年前碳达峰行动方案》中“风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上”的目标。然而，装机规模跃升并未同步提升有效消纳能力。据全国新能源消纳监测预警中心数据，2025年1月至4月，全国风电利用率为93.2%，弃风率达6.8%。2024年，全国超400个县区因配电网容量饱和，被划为分布式光伏接入“红区”，暂停新增项目备案；同时，部分地区因并网条件不足，相关风电光伏项目搁置。在此背景下，加速建设新型能源基础设施的必要性愈发凸显。2024年新型储能新增投运规模（根据储能领跑者联盟口径统计）约为42.5GW，其增速低于新能源装机增速。由于储能发展相对滞后，煤电被迫承担灵活性调节功能。2024年，全国煤电机组平均利用小时数仅为4200小时，低于设计经济性所需的5500小时，频繁调峰导致煤电效率和经济性降低。从中长期视角分析，这种以煤电为主的调节模式难以持续，储能产业的战略地位愈显重要。

截至2024年底，我国电力储能累计装机137.9GW，其中新型储能装机规模首次超过抽水蓄能，累计装机容量达到78.3GW。按照国际经验，高比例新能源电力系统通常需要配置装机容量10%～20%的储能规模。以我国当前新能源装机体量测算，储能缺口依然较大。目前，一般储能企业的度电成本在0.5元左右，由于缺乏有效的市场化调度机制和清晰的盈利模式，储能调用频次较低、收益空间有限，部分储能系统“建而不用”的情况仍有发生。中国电力企业联合会发布的《2024年度电化学储能电站行业统计数据》显示，2024年新能源配储日均利用小时数为2.1小时，平均利用率为32%；相比之下，电网侧独立储能日均利用小时数为3.54小时，平均利用率为52%。可见，电网侧储能调度灵活性更强，具备更好的经济性和运营效率。

2025年初，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（以下简称“136号文”）提出，坚持市场化改革方向，推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格。这为电网侧储能提供获得市场化收益的可能。同时，“136号文”强调，“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”，终止已实施多年的新能源强制配储政策。电网侧储能正在成为支持新能源高比例并网的关键基础设施。

中国在光伏、风电和新能源汽车等设备制造领域已取得亮眼成绩，展现出强大的国际竞争力，但基础设施建设相对滞后。特别是电网侧储能规模化部署仍显不足，充电桩建设以及能源数字化支撑体系尚未同步跟进，制约新能源高比例发展和能源结构深度调整。

电网侧储能的系统性优势

发电侧储能，也称为电源侧储能、供电侧储能，主要建在各个火电厂、风电场、光伏电站，是各种类型的发电厂用以促进电力系统安全平稳运行的配套设施。用户侧储能，通常是指在不同的用户用电场景下，根据用户的诉求，以降低用户的用电成本、减少停电限电损失等为目的建设的储能电站。而电网侧储能，指电力系统中能接受电力调度机构统一调度、响应电网灵活性需求，能发挥全局性、系统性作用的储能资源。这一定义下，储能项目建设位置不受限制，投资建设主体具有多样性。具体来说，相比发电侧储能和用户侧储能，电网侧储能具有以下五方面系统性优势。

统筹调度和跨区协调能力。国有电网企业具有全网视角和统一调度权限，可以根据全网负荷分布、新能源输出情况和输电约束，优化配置储能资源。电网侧储能由电网企业统一规划建设和调度，可以实现跨区域、跨时段的能量转移和功率平衡，放大储能的系统价值。相比之下，新能源配储受制于单个电源点的地理位置，调度权通常优先服务于其配套的新能源场站，运行目标围绕“场站级”配置，这使其难以响应全网最优的系统性需求。而用户侧储能则分散在千家万户，由成千上万个独立用户进行充放电决策，行为在宏观上呈现无序性和不可控性，协调难度大。此外，在市场机制不完善、收益模式单一的初期阶段，电网侧储能可以在政策支持下承担必要的阶段性亏损，优先保障系统稳定运行。

显著的社会经济外溢效应。电网侧储能的建设和运行，不仅服务于电网自身，更可产生广泛的正外部性。在提升可再生能源消纳率方面，得益于其全网统一调度的能力，电网侧储能可以突破单个场站的限制，在省级乃至区域级的电网阻塞断面上集中消纳弃风弃光，其系统性消纳效果高于新能源配储和目标分散的用户侧储能。在优化电网运行效率方面，电网侧储能通过“削峰填谷”实现电力供需的时空平衡，相比电源侧储能具有调节范围更广、可跨区域平衡电力缺口的优势，相比用户侧储能具有容量集中、响应速度快、可直接优化输配电网潮流分布的优势，因此能更有效地缓解电网阻塞、提升输配电设备利用率、降低线损，从而提升电网整体运行效率。在促进碳减排方面，电网侧储能通过最大化消纳全网清洁电力，更高效地替代燃煤、燃气调峰机组的运行。上述外溢效应，需由国有电网企业从全社会福利最大化的角度进行战略性投资。

规模经济和“以储代线”效应。相关研究表明，提升储能经济性的关键在于降低初始投资成本，其占储能电站总成本的50%以上。电网侧储能可以实现大规模（如百兆瓦时甚至吉瓦时级）、标准化、集约化建设，显著降低单位容量投资成本。相比之下，电源侧储能的规模受限于配套新能源场站的装机比例，项目分散且建设标准不一，难以形成集约化优势；用户侧储能规模小、分散在用户内部，单位投资成本高于电网侧的集中式储能。电网侧的规模效应不仅体现在设备采购和工程建设上，还体现在后续的统一运维管理、技术迭代和人才培养上。在“以储代线”效应方面，电网侧储能可以作为“虚拟输电通道”，由电网统一规划，在电网阻塞断面或负荷中心附近精准布局，以缓解输电容量不足的情况，实现“以储代线”，降低可能由输电线路扩建带来的成本。相比之下，电源侧储能的建设地点被锁定在新能源场站（通常远离负荷中心或电网阻塞点），难以发挥精准布局作用。而用户侧储能虽然位于负荷侧，但其规模过小，不足以对宏观的输电网规划产生实质性影响，也难以承担减少电网重资产投资的系统性功能。

更高的平均利用率和多样化收益结构。电网侧储能处于电网的中心位置，可以同时参与多种市场和服务，实现收益来源多样化，其收益结构因地制宜，展现出强大的市场适应性。多样化的收益来源和更高的调用灵活性，使得电网侧储能的经济性优于模式单一的电源侧储能。未来，业界普遍预期，运营良好的电网侧储能项目的内部收益率（IRR）将有望提升至8%～10%，部分优质项目可能达到12%以上，商业化可持续发展的前景将逐步显现。

供电安全的集中化保障。电网侧储能可以在极端天气、突发事故或电网故障时快速响应，承担黑启动、紧急保供和孤岛运行等任务，是保障电网安全稳定运行的重要手段。在响应速度和调度灵活性方面，电网侧储能由电网统一集中调度，可在毫秒至秒级响应系统指令，精准为电网提供紧急功率支撑或黑启动电压源。相比之下，电源侧储能的调度权优先服务于场站，电网无法穿透式“直调”，响应链路更长。用户侧储能则分散且归属权独立，电网难以在紧急状态下将其快速聚合成可控的保障资源。在保障范围上，大型电网侧储能项目（如百兆瓦级）的体量足以支撑一个区域电网、城市或重要工业园区的“孤岛运行”或紧急保供。而电源侧储能的保障范围仅限于其配套场站。用户侧储能的体量最多只能保障其所属的工厂或楼宇。作为制造业大国和人口大国，中国对供电安全的要求更高，因此电网侧储能这种集中化保障的战略价值更为突出。

“十五五”时期新型能源基础设施建设的重点领域

过去五年间，设备制造领域发展迅速，新能源装机、电动车产业已走在世界前列，电网、储能、充电桩等基础设施建设仍存在提升空间。尤其值得注意的是，电网侧储能作为提升系统调节能力的关键，其建设进度已经难以满足当前新能源发展的实际需求。新型能源基础设施建设需要适度超前推进，为后续风电、光伏、新能源汽车等产业链的进一步发展提供空间，增强电力系统的韧性和稳定性。总体而言，“十五五”时期的新型能源基础设施建设，应围绕以下五个方面展开。

加快电网侧储能布局。随着风电、光伏等新能源发电占比快速提升，电网对灵活调节资源的需求显著增加。储能不仅是提升新能源消纳能力的关键手段，更是保障系统安全的“缓冲器”。目前，煤电调节经济性下降，传统煤电调峰模式难以对电网构成长效支撑。在各类储能形式中，电网侧储能具有统一调度支撑电力保供、规模化建设提升经济性水平等优势，应成为“十五五”时期储能建设的战略重点。

完善清洁灵活的煤电系统。在新能源尚未形成规模化可靠替代能力之前，煤电仍将继续发挥电力安全稳定供应的“顶梁柱”和“压舱石”作用。中国电力消费量仍在快速增长，同时，风电光伏等不稳定可再生能源占比逐渐增加，电力供需局部紧张的现象偶有发生。煤电系统能够在中国电力需求高峰，以及可再生能源电力输出不足时，迅速提供充足稳定的电力供给，保障社会正常运行。当前，煤电发电小时数仍有提升空间，通过灵活性改造，煤电机组变负荷运行能力能够得到提升，并作为灵活电源参与电力调峰及调频等电网辅助服务。同时，应加快煤电机组的低碳化改造，合理搭配碳捕集利用与封存（CCUS）技术，有效降低碳排放，实现低碳转型。

加快充换电基础设施建设。在消费端，新能源汽车的快速普及对充电桩、换电站等设施建设提出更高需求，高速公路、城市社区和公共场所的充电网络建设亟需提速。由于充电时间灵活，用户可以充分利用分时峰谷电价，私人充电桩将以其价格亲民、使用便捷且限制较少的优势，成为未来充电网络的主力，并形成助力新能源汽车突破发展瓶颈的重要力量。大功率公共充电基础设施逐步普及，成为满足多样化场景充电需求的补充角色。同时，充电基础设施加速走向乡村，以支持新能源汽车下乡和乡村全面振兴战略的实施。车网互动（V2G）应用迎来规模化、商用化发展的浪潮，未来随着电动汽车存量大幅增长，有可能形成一个整体储能场景，通过“削峰填谷”缓解电网压力，并为车主和运营商带来收益。此外，分布式能源与微电网的推广将在“十五五”时期进一步扩展，推动能源系统向更加灵活、低碳和分散的方向演进。

推动电网智能化与能源数字化。大数据、人工智能、区块链等技术的广泛应用，有助于建立起智能化的电网调度与管理体系，实现能源生产、传输与消费的全过程实时监控和动态优化。数字化平台的完善不仅能够提升源网荷储的协同效率，也能缓解新能源波动性与负荷不确定性带来的系统性挑战。通过构建全域数字孪生体与人工智能预测算法，可以实现电网运行状态的实时监测与故障预警，并在虚拟空间中模拟电网、热网、气网的耦合运行状态，为调度决策提供仿真支持，提升新能源功率预测精度与系统稳定性。

推进西北大型新能源基地建设。应着重强化跨区域能源资源配置能力，以沙漠戈壁荒漠大型风光基地为中心，加速推进跨省区特高压输电工程建设，构建清洁能源输送主动脉。加快形成以特高压为骨干、各级电网协调发展的现代电力系统，以适应新能源基地集中开发与跨区域输送的双重需求。在新能源基地送出端和负荷中心接入端，应配套建设大规模电网侧储能设施，实现“西部发电—储能—特高压输电—储能—东部用电”的全链条优化，从而提高输电通道利用率，降低新能源波动对电网的冲击。此外，还需探索通过氢能将西北地区富余的新能源输送到东部用能中心的方式。氢能储运与电网侧储能应形成优势互补。氢能适合长周期、跨季节的能量存储和长距离运输，电网侧储能则适合短周期、高频次的功率调节和能量转移。两者协同可以构建更加灵活、高效的能源供应体系。

推动未来新型能源基础设施建设的政策建议

“十五五”时期新型能源基础设施建设的效果，不仅关系新能源产业的发展前景，更对中国能源体系的长远转型具有重要战略意义。加速推进新型能源基础设施建设特别是电网侧储能建设，需构建多维度政策支撑体系，推动制度创新与技术突破的协同互促。

加强系统统筹，适度超前部署相关基础设施。一方面，鉴于新能源基础设施的全局性和系统性特征，应在国家层面加强顶层设计，基于新型能源系统建设的短期和长期目标，制定新型能源基础设施的发展规划，统筹电网、储能、数字化和终端设施建设。另一方面，适度超前推进新型能源基础设施建设，可以为后续风电、光伏、新能源汽车等产业链发展创造更多可能，有助于增强电力系统的韧性和稳定性，支持多种可再生能源的接入与整合，也能够更灵活地适应政策变化和市场需求，为新技术的试验和应用提供更多操作空间。

围绕“政策引导-现货市场-容量补偿-成本传导”路径，推进电网侧储能建设。一是通过设置专项基金、财政补贴，以及调整电力市场规则降低初期投资。例如，可考虑设立国家级电网侧储能发展基金，对符合规划的项目给予资本金补助或贷款贴息。同时，优化电力市场交易规则，鼓励电网侧储能更多参与电力市场灵活性调度。二是深度参与现货与辅助服务市场，实现“低谷充电、高峰放电”的价差收益。三是依托容量市场和储能容量租赁机制确保长期回报。建立健全容量市场机制，对满足可用率要求的电网侧储能支付容量电价，保障其固定成本回收。探索储能容量租赁模式，由电网企业向发电企业、售电公司或大用户租赁储能容量，形成稳定现金流。四是将储能投资与运维成本合理纳入输配电价体系，形成全社会共担、全系统受益的成本分摊机制。五是充分发挥电网国有的制度优势。电网侧储能是战略性能源基础设施，应充分发挥电网企业的规模经济性与电力流优化能力，加速电网侧储能规模化部署。

正确认识煤电作用，引导煤电系统低碳灵活转型。首先，正确认识煤电在能源安全保供和系统调节中不可替代的作用，合理规划煤电容量。具体来说，应积极推动煤电转型，充分发挥其对电网的调节与备份保障作用。通过数字化手段对传统煤电设施进行智能化改造，促进其更好融入新型能源体系，共同为新能源快速发展提供坚实支撑。其次，大规模推进煤电机组的灵活性改造，通过升级传统发电技术，更好发挥其深度调峰和快速爬坡的优势，引导煤电向灵活电源转型。这需要持续的技术研发投入，并辅以政策激励和规范标准引导。再次，利用碳捕集利用与封存（CCUS）技术降本增效，推动全产业链建设和在煤电场景中的规模化应用，包括强化捕集技术创新、构建区域碳运输网络，并设立专项补贴、税收优惠，扩大碳市场覆盖范围，健全碳配额分配机制。又次，建立健全电力容量市场机制及辅助服务补偿机制。将煤电机组的深度调峰、快速响应和备用价值纳入容量评估体系，对改造后满足新能源调峰需求的机组赋予容量电价，并推行费用市场化分摊机制，为煤电清洁灵活转型提供持久动力。

政企协同，构建分层覆盖的充电基础设施网络。应整合政府、电网与新能源车企三方力量，明确充电基础设施发展方向，推进政企协同规划建设。首先，加强顶层设计规划，逐步形成统一标准的充电基础设施系统。利用中国新能源汽车产业链优势，引导市场统一充电基础设施标准。其次，优化社区私人充电基础设施审核流程，推动私桩共享商业模式创新。鼓励地方政府和电网企业牵头，建立法律案例库，加快审核速度。再次，以私人充电桩为乡村充电基础设施体系的基本盘，整合城乡充电资源。可以考虑建立试点，探索建设以私人充电桩为基本盘、快充和超充公共充电基础设施为补充的充电网络体系。又次，加快确立车网互动技术标准，建立车网互动价格机制与市场机制。明确并网、计量和安全相关要求，逐步推进标准的示范与推广。

推进电网智能化和能源数字化建设，搭建智能调度体系。在新型数字能源基础设施领域，应推动数据融合与算法赋能。一是建立国家能源大数据中心，制定跨行业数据共享标准，要求发电企业、电网企业、气象部门按规定格式实时上传数据。二是开发基于深度学习的能源系统数字孪生模型，在虚拟空间中模拟电网、热网、气网的耦合运行状态，为调度决策提供仿真支持，提升新能源功率预测精度与系统稳定性。针对系统稳定机制弱化问题，开发基于人工智能技术的自适应惯量补偿控制算法，实现系统频率崩溃风险的超前预警与主动防控。进一步推动电网智能化，利用物联网和大数据技术提升电网运行的实时监测与调度能力，优化电力资源的分配与负荷调节，确保电网在复杂环境下的高效稳定运行。三是数据中心低碳化转型应执行严格的能效准入标准，通过先进散热技术与余热回收系统的集成应用，实现算力增长与能源消耗的解耦发展。四是在综合能源服务设施领域，着力打破能源品类壁垒。例如，以工业园区为试点案例，推动多能互补改造，鼓励采用“光伏＋燃气轮机＋储热”的协同供能模式。此外，可以在新建城市新区规划中提前配套冷热电联供系统，开发区域能源协同调度平台，并根据市场化的电价、气价波动来调整能源供应模式。