（1）风光总装机：2030 年突破28 亿千瓦，支撑全国总装机 54 亿千瓦；非化石能源发电装机占比达 65%，发电量占比 50%。
（2）分布式新能源承载：配电网可安全接纳9 亿千瓦分布式光伏，充分释放厂房屋顶、村镇闲置空间开发潜力。
（3）多元清洁能源补充：常规水电 4.1 亿千瓦、核电 1.1 亿千瓦，光热、生物质、地热、海洋能合计 6500 万千瓦，形成风光水核多能互补供给格局。
（1）新型储能：2030 年总规模3 亿千瓦，十五五期间新增约 1.6 亿千瓦；电网侧独立储能 1.4 亿千瓦，具备 4 小时顶峰保供能力。
（2）抽水蓄能：装机 1.6 亿千瓦，作为长时稳定调节底座。
（3）虚拟电厂：2030 年最大调节能力超 5000 万千瓦，常态化参与电力现货、辅助服务市场。
（4）车网互动：聚合可调充电规模达 5000 万千瓦，双向充放电规模化落地。
（5）需求侧削峰：可调负荷占最大负荷比重超 5%，园区、工商业柔性负荷全面盘活。
（1）全国新能源平均利用率维持 90%，分三档差异化管控：一档≥95%、二档≥90%、三档≥85%；就近消纳新业态弃电不计入利用率考核。
（2）终端电气化：电能占终端能源消费比重升至 35%，工业、建筑、交通全面普及绿电替代。
（3）西电东送跨区输送规模超 4.2 亿千瓦，省间电力互济能力达 1.2 亿千瓦，破解风光资源与负荷逆向分布痛点。
（1）“沙戈荒” 三北风光基地：统筹外送通道与本地自用，试点 100% 新能源纯外送特高压工程，提升西电东送、西电西用消纳规模。
（2）西南水风光一体化基地：推进金沙江、雅砻江、大渡河等流域水风光同步规划、同步送出，用水电平抑风光波动。
（3）海上风电集群：统一规划海缆廊道与登陆点，构建专属海上输电网络，实现沿海风电就近负荷消纳。
（4）省内集中式新能源：结合区域负荷、网架、储能资源合理规划，严控弃电风险。
（1）工业园区、高耗能企业、外向型制造厂区；
（2）算力枢纽、超算数据中心（算电协同，提升算力绿电占比）；
（3）乡村、偏远无主网区域、楼宇建筑群。
1.适用场景：工业负荷集中、风光资源充足区域；出口制造企业、算力产业园、村镇自治片区。
2.建设模式：园区内自建分布式光伏 + 配套储能，搭配智能微电网，实现自发自用、余电存储，大幅降低外网购电碳排放。
3.配套政策红利：
（1）园区配套虚拟电厂聚合平台，整合光伏、储能、工业可调负荷参与电力市场，赚取峰谷价差、需求响应补贴；
（2）纳入新能源就近消纳新业态，弃电不考核；
（3）鼓励源网荷储一体化设计，统筹园区配电、储能、充电设施一体化建设。
4.细分落地场景：
（1）算力零碳园区：配套风光储，回收算力余热，实现算电协同；
（2）港口 / 交通枢纽零碳园区：风光储充一体化、规模化新能源岸电；
（3）乡村零碳片区：村镇级自治微电网，解决偏远地区供电。
1.核心定义：不靠实体发电机组，通过数字平台聚合分布式光伏、储能、充电桩、工商业柔性负荷、楼宇空调等海量分散新能源资源，统一调度参与电网调节。
2.硬性发展目标：2030 年调节能力突破 5000 万千瓦，售电公司、园区运营企业均可开展虚拟电厂业务。
3.市场化机制全面打通
（1）完善交易规则、接入标准，常态化参与中长期、现货、调频备用辅助服务市场；
（2）与容量电价、需求响应政策联动，园区聚合资源可稳定获取调节收益；
（3）搭配分时电价、放电上网价格机制，激发用户侧储能、充电桩调节意愿。
4.与零碳园区深度绑定：零碳园区标配虚拟电厂管控系统，实现园区绿电自平衡 + 对外提供调峰服务双重收益。
（1）新型储能（锂电、长时储能等）
1）新能源基地强制配套储能，提升外送通道绿电占比；
2）电网侧独立储能承担顶峰、调频、黑启动、事故备用多重功能；
3）园区、分布式光伏配套自用储能，解决日间发电、夜间用电错配。
（2）抽水蓄能：布局区域调节型电站，通过省间电力交易参与跨区域风光互补调节。
（1）跨区输电大动脉：新增多回特高压直流、省间直流背靠背互济工程，打通西部风光向中东部负荷中心输送通道；
（2）配电网升级：配电网承载分布式新能源能力提升至 9 亿千瓦，改造老旧线路、消除过载低电压，保障海量户用、园区光伏稳定并网；
（3）智能微电网分层建设：末端保供微电网（新疆、西藏、青海偏远地区）、园区消纳微电网、算电协同微电网三类同步推进，实现新能源局部自治；
（4）智慧调度系统：主配微网协同调控，适配风光间歇性出力，全周期监测新能源并网、消纳数据，建立弃电预警机制。
（1）布局 4000 万个以上充电基础设施，大功率快充覆盖全国高速、物流干线；
（2）全面推广智能有序充电，规模化落地 V2G 双向充放电；
（3）聚合海量电动汽车资源形成 5000 万千瓦可调负荷，参与电网削峰填谷，成为流动的分布式储能。
（1）全国统一电力市场支撑新能源：扩大跨省跨区绿电交易规模，2030 年跨省交易电量达 2 万亿千瓦时，风光基地富余电力可跨省售卖；
（2）完善绿电价格机制：出台新能源就近消纳专项电价政策，优化分时电价、容量电价，保障储能、虚拟电厂合理收益；
（3）放开新业态市场准入：虚拟电厂、微电网、零碳园区项目平等参与现货、辅助服务市场，民营资本可参与风光基地、储能、园区能源项目投资；
（4）建立新能源全周期评价体系：不再单一考核弃电率，综合发电量、就地利用率、调节贡献多维度评估项目价值。
1.风光开发：集中式大基地、分布式光伏五年新增近 10 亿千瓦装机，空间广阔；
2.储能：新型储能、抽水蓄能同步扩容，独立电网侧储能迎来规模化投资窗口；
3.园区综合能源：零碳园区 + 虚拟电厂组合模式成为工业园区、数据中心标配，数字化能源平台需求爆发；
4.负荷调节：车网互动、工商业柔性负荷聚合、需求响应市场全面扩容；
5.配套产业链：海上海缆、智能微网设备、虚拟电厂数字化调度系统、大功率充电设施迎来政策红利期。
未来五年，新能源不再是单一发电板块，而是形成风光 + 储能 + 零碳园区 + 虚拟电厂 + 车网互动的一体化生态，高比例、高消纳、市场化、数字化成为行业核心发展主线。
（来源：国家能源局）
