前瞻“十五五”能源经济转型，随着一系列新举措的陆续落地，势必将带动一个清洁低碳与安全韧性并重的能源新生态加速形成，进而为我国2030年前碳达峰目标的实现提供坚实支撑。
　　 
　　从“十四五”时期的能源结构调整，到“十五五”时期的新型能源体系成型，我国能源转型正在进入“啃硬骨头”的关键阶段。
　　近日，国家发展改革委、国家能源局正式印发《新型能源体系建设“十五五”规划》（以下简称《规划》），明确提出2030年初步建成清洁低碳、安全高效的新型能源体系，同时锚定“非化石能源消费比重达25%、风电和太阳能发电装机比重超50%、非化石能源发电量比重达50%”三大量化硬指标，标志着我国能源发展正式从“十四五”时期的“规模扩张”阶段迈入“体系成型”的关键周期。
　　当前，我国正处于经济回暖与产业升级的叠加期，2026年前5个月全社会用电量同比增长6.8%，其中AI算力、高端制造等高载电产业用电增速超过15%，能源安全保供与低碳转型的双重压力正持续交织。
　　接受中国经济时报记者采访的专家认为，《规划》锚定2030年碳达峰关键节点，在注重平衡发展与安全关系的同时，明确一系列转型路径，意在破解转型过程中的核心堵点，为“十五五”能源转型描绘了清晰路线图。
　　指标体系突破：以硬约束锚定碳达峰落地节奏
　　对比以往，本次《规划》指标体系设计呈现出极强的目标导向性：所有核心量化指标均直接对接2030年前碳达峰行动要求，首次将“煤炭和石油消费达峰”作为约束性导向写入发展目标，成为本次《规划》最受关注的亮点之一。
　　“这套指标体系本质上是‘十五五’能源产业发展的‘指挥棒’，核心导向是引导能源全链条的碳排放强度持续下降。”国务院发展研究中心社会和文化发展研究部研究员周宏春对中国经济时报记者表示，三大核心指标的设定既充分考虑了当前我国新能源产业的发展基础，也为后续碳中和目标的实现预留了足够弹性。
　　在周宏春看来，非化石能源消费、装机、发电量三个维度的占比要求，形成了从生产、输配到消费的全链条引导，能够切实保障碳达峰目标的平稳落地，避免转型节奏出现大的波动或运动式减碳的偏差。
　　截至2025年底，我国非化石能源消费比重已达20.3%，风电、光伏装机容量突破12亿千瓦，占总装机比重达到39.2%，三大目标均已完成“十四五”规划的既定任务，为“十五五”的跃升打下了坚实基础。
　　中国能源政策研究院院长林伯强在接受中国经济时报记者采访时指出，煤炭与石油消费达峰是实现碳达峰的前置条件，其中石油消费达峰已具备坚实的市场基础。
　　“今年4—6月，我国新能源汽车的市场渗透率已经连续三个月突破60%，替代效应还在持续释放。”林伯强认为，石油消费达峰基本没有悬念，大概率会提前1—2年实现。但这并不意味着再无挑战，“真正的挑战在于煤炭消费的达峰，目前水电、核电项目建设周期普遍超过5年。”他强调，“十五五”时期的电力需求增量几乎全部需要风电、光伏来满足，但从近两年的实际数据看，风电、光伏的装机增速还未能完全覆盖电力需求增量，煤炭消费仍处于每年约1%的刚性增长阶段。
　　对于这一转型中的现实矛盾，《规划》明确提出“先立后破”的转型原则。这一表述精准回应了市场对转型过程中能源供应安全的普遍担忧。
　　周宏春指出，传统化石能源在新型能源体系中并不会快速退出，而是将承担全新的“兜底保供”角色。他指出，“在新能源的稳定性保障能力完全形成之前，煤炭、石油仍将是能源安全的压舱石，需要通过低碳化改造提升利用效率，与新能源形成互补互济的供应格局，避免出现因新能源出力波动导致的区域性、时段性供应缺口。”
　　技术方向明确：新赛道布局破解转型核心痛点
　　除了总量目标的设定，本次《规划》在技术创新与基础设施领域的部署同样指向明确：2030年可再生能源制氢规模达到200万吨、推动绿电直连制氢、离网制氢、虚拟电厂规模化应用、“人工智能+”能源融合发展、算电协同等新方向首次被纳入国家级能源规划，释放出清晰的产业引导信号。
　　周宏春认为，这些新赛道的布局直指当前新能源发展的两大核心痛点：一是风电、光伏出力不稳定、并网消纳难的问题，二是绿电利用率偏低、存在弃风弃光的问题。
　　“绿电直连、算电协同、AI赋能能源系统则可以从供给侧提升绿电的调度效率，最大化减少弃风弃光现象。”周宏春强调，可再生能源制氢、虚拟电厂等技术可以从需求端消化不稳定的绿电，相当于为新能源装上了“蓄水池”，实现错峰调节，“这些技术方向既是当前市场需求的集中体现，也是新型能源体系可持续运转的必然选择。”
　　其中，对于“算电协同”被纳入能源规划而非数字经济规划的安排，周宏春解释称，随着大模型等AI产业的快速发展，算力需求的爆发式增长已经成为电力消费增量的核心来源，2025年全国数据中心用电量占全社会用电量的比重已突破3%，预计“十五五”时期还将保持20%以上的年均增速，将算电协同纳入能源规划，本质是从能源供给端主动适配新的消费结构。
　　“但这并不意味着数据中心需要进行大规模的布局调整，未来算力调度可以通过集中计算与边缘计算结合的方式实现，根据不同区域的能源禀赋动态分配算力需求，从而实现能源消费效率的最大化。”周宏春说。
　　而在林伯强看来，所有技术方向的落地最终都绕不开一个核心堵点——储能成本偏高。
　　“我们的风电、光伏产能是足够的，理论上完全可以覆盖电力需求增量，但为什么产业内卷严重？核心原因就是电网消纳能力不足，而消纳不足的根源是储能成本太高，无法为新能源提供足够的稳定性支撑。”林伯强表示，我国煤电机组设计基准为5500小时左右，近年来实际平均利用小时数已降至4300小时左右，部分区域甚至更低，反映其角色正从“电量型”向“容量+调节型”转变。而要实现高比例新能源接入电网，必须依靠储能技术的大规模推广。
　　“现在储能的技术路线已经比较成熟，锂电池、压缩空气、液流电池等路线都具备规模化应用条件，产能也足够，核心问题就是成本下不来。单靠技术迭代降本的速度太慢，最可行的路径是通过政策引导快速做大储能产业规模，利用规模效应摊薄成本。”林伯强认为，储能是整个新型能源体系建设的“胜负手”，只要度电储能成本降到合理区间，风电、光伏的消纳难题将迎刃而解，我国新能源产业的产能优势将得到充分释放。
　　体系协同发力：两大市场建设打通全链条堵点
　　要实现2030年的发展目标，除了技术层面的突破，更需要制度层面的协同保障。《规划》明确提出要构建先进适配的新型能源基础设施体系、坚强韧性的能源安全保障体系等六大核心体系，其中“新型电力系统初步建成”“全国统一电力市场体系基本建成”两大任务被放在突出位置，成为打通绿电从生产到消纳全链条堵点的关键抓手。
　　周宏春表示，在当前AI算力用电爆发、新能源消纳压力持续攀升的背景下，两大体系的建设具有极强的现实针对性：全国统一电力市场体系可以打破省间电力交易的壁垒，实现绿电在更大范围内的优化配置，解决西部新能源富集区消纳不足、东部用电负荷区供应紧张的结构性矛盾；新型电力系统则通过智能化改造提升电网的调节能力，适配高比例新能源的并网需求。两者结合能够有效破解可再生能源并网难、消纳难的问题，让绿电真正实现从生产到消费的顺畅流转。
　　林伯强同样认为，市场机制的完善是新能源消纳的重要保障，但他同时强调，制度建设不能替代技术突破的作用。他强调，电力市场建设、电网智能化改造都能在一定程度上提升电网的稳定性和消纳能力，但这些都是“软支撑”，解决不了根本问题，“要实现煤炭消费达峰，还是要靠新能源快速增长，而新能源增长的前提是储能成本的下降，这是硬约束，没有捷径可走。”
　　此外，针对市场关心的政策落地节奏问题，行业内较为一致的观点认为，应坚持市场化原则，避免行政干预扭曲市场信号。
　　周宏春提醒，在政策执行过程中要特别注意防范两种倾向：一是地方政府的形式主义，为了完成试点指标搞“拉郎配”，违背企业意愿强行推进项目；二是地方保护主义，为了扶持本地企业设置隐形壁垒，破坏全国统一大市场的建设。他称，“《规划》的方向是完全正确的，只要坚持市场化原则，清晰划定规则边界，充分发挥政府引导与市场机制的双重作用，就能真正激发各类经营主体的活力。”
　　前瞻“十五五”能源经济转型，随着一系列新举措的陆续落地，势必将带动一个清洁低碳与安全韧性并重的能源新生态加速形成，进而为我国2030年前碳达峰目标的实现提供坚实支撑。
　　（《中国经济时报》2026年7月8日，李海楠）