事件：近日，国家发改委、国家能源局联合印发《新型电力系统建设“十五五”规划》（发改能源〔2026〕942号）（以下简称《规划》）。我们对此点评如下：

设置新能源利用率指导目标，统筹新能源开发与消纳。《规划》提出要立足各地实际，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（其中第一档、第二档、第三档地区新能源利用率原则上分别不低于95%、90%、85%），支撑非化石能源消费比重目标。

源网荷储多维度发力实现2030年28亿kw以上新能源高水平消纳，具体来看：

电源侧：持续挖掘水电、火电等的调节能力。《规划》提出到2030年电力总装机达到54亿kw，其中非化石能源发电装机占比提升至65%。具体而言：1）水电：到2030年常规水电装机达到4.1亿kw左右，同时强化顶峰、调节与稳定支撑能力，拓宽出力可调节范围与灵活性；2）煤电：合理控制规模，聚焦结构优化，到2030年60万kw等级及以上清洁高效煤电机组占比提高10pct以上，主要关注灵活性改造（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）和低碳化改造（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；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）两条主线。3）气电：因地制宜布局一批调峰气电兼顾电力保供。4）核电：积极安全有序发展，到2030装机达到1.1亿kw左右。

电网侧：着力构建主配微协同的新型电网。《规划》提出要完善区域主网架结构、规划建设海上输电网络、打造坚强韧性配电系统、多场景建设智能微电网等；明确十五五期间新增省间电力互济能力0.4亿kw，新增西电东送规模0.8亿kw以上，配电网承载分布式新能源能力增加4亿kw等。

负荷侧：激发用电侧协同互动能力，大力推动新能源就近消纳新业态发展。《规划》提出要引导分布式电源、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，到2030年，全国需求侧削峰能力超过1亿kw，占最大负荷的比重从25年的＞3%提高至2030年的＞5%；到2030年，虚拟电厂最大调节能力超5000万kw（vs. 2025年为1685万kw）；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，支持新能源就近接入，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。

储能侧：强化抽蓄调节作用，加快新型储能规模化建设、发挥顶峰作用。《规划》提出：1）到2030年全国抽水蓄能电站装机规模达到1.6亿kw左右；2）到2030年全国新型储能规模达到3亿kw，对应十五五时期新增新型储能约1.6亿kw；其中可承担顶峰保供作用的电网侧独立新型储能达到1.4亿kw，对应十五五新增约8000万千瓦，等效顶峰时长力争达到4h。

深化电力市场化体制机制改革，激励源网荷储调节能力释放。《规划》提出：1）全面推进现货市场建设，推动发用电两侧各类经营主体全面报量报价参与现货市场；2）持续推动中长期市场成熟稳定运行，充分发挥中长期市场在保障电力安全稳定供应中的基础性作用，提高交易频次和灵活性；3）完善辅助服务市场机制，逐步向用户侧疏导相关成本；4）持续完善煤电、气电、抽蓄、新型储能等调节性资源容量电价机制，建立可靠容量补偿机制，在具备条件的地区适时建立容量市场；5）推进水电、核电、气电上网电价市场化改革；6）探索跨省区专项工程实行两部制或单一容量制输电价格；7）落实支持新能源就近消纳的价格机制；8）推广居民分时电价机制等。

政策执行效果不及预期的风险，资源条件波动的风险等