王志轩，教授级高级工程师，1955年9月生，中国电力企业联合会（中电联）原专职副理事长，现任中电联专家委员会副主任委员，国家气候变化专家委员会第二、三、四届（现）委员，全国能量系统标委会主任委员，国家“十四五”能源规划专家组成员，华北电力大学新型能源系统与碳中和研究院院长，中国乡村发展协会绿色能源专家委主任，电力行业节能标准化技术委员会主任委员、低碳标准化工作组主任委员等。主要研究领域为能源电力发展与环境保护、资源节约、应对气候变化方面的政策、规划、技术标准等研究与制定。主持或负责开展了60多项电力发展与环保、节能、低碳发展等相关政策、法规、规划、标准的研究制定，发表专业论文约300余篇；正式出版的独著、译著、主编专业著作10余部，主编著作20余部。
9月24日，国家主席习近平在联合国气候变化峰会发表视频致辞，宣布中国新一轮国家自主贡献目标：“到2035年，中国全经济范围温室气体净排放量比峰值下降7%~10%，力争做得更好。非化石能源消费占能源消费总量的比重达到30%以上，风电和太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦，森林蓄积量达到240亿立方米以上，新能源汽车成为新销售车辆的主流，全国碳排放权交易市场覆盖主要高排放行业，气候适应型社会基本建成。”据生态环境部副部长李高表示，这是我国首次提出覆盖全经济范围、包括所有温室气体的绝对量减排目标，是“1+3+3”的定性和定量相结合的一揽子目标。从目标具体内容不难看出，除了森林蓄积量目标外，其余目标与电力行业都有直接或间接的关联。因此，新目标对我国“十五五”“十六五”能源电力规划都将产生重要影响。
从规划研究制定的难易程度看，“‘十五五’电力规划比任何时期的规划都难做”，这是政府人士及业内专家对“十五五”电力规划制定难度的普遍评价。难点在于电力规划核心要素的高度不确定性，具体涵盖电力需求规模、一次能源消耗总量、各类电源的装机结构与空间布局、发电量结构及跨区域电量调配格局、电网建设形态、车网互动（V2G）发展、投资需求测算、成本控制边界、污染物与碳排放管控目标、产业配套协同能力、市场机制建设进度等等，而与之匹配的政策措施也因要素波动难以精准定位。
以新能源装机为例，2021年提出的“2030年风电、太阳能发电装机容量达到12亿千瓦以上”目标，在2024年底已提前超额完成，实际装机量达14亿千瓦（2020年底仅为5.3亿千瓦）。这种新能源装机要素的显著不可预测性，正是对电力系统各环节的规划逻辑产生根本性影响的原因。
面对2030年前实现碳达峰、2035年实现全经济范围温室气体净排放量比峰值下降7%~10%、2060年前实现碳中和这3个以控碳为标志的时间“锚点”，以及2035年、2050年基本实现现代化、实现现代化强国的2个时间“锚点”，“十五五”新型电力系统规划重点应以2025年~2035年为时段，系统梳理能源电力重大要素间的关联与变化，提出10年间的系统性策略，及“十五五”期间重大措施。本文聚焦新一轮NDC目标下新型电力系统规划的核心要素，针对规划制定中的关键问题展开探讨。
准确把握“十五五”新型电力
系统规划制定的时代背景
人类社会发展史也是一部能源利用与创新转型的演进史。300多年来，人类先后经历三次重大工业革命：以煤炭化石能源为主导、以蒸汽机发明与机械化为标志的第一次工业革命；以电器的广泛应用为标志的第二次工业革命；以石油天然气替代煤炭为动力、依托电能普及与计算机、网络技术发展的信息化为标志的第三次工业革命。
如今，以碳中和为目标、新能源替代传统化石能源为核心、新型电气化驱动数字化智能化为标志的第四次工业革命，正在全球范围内加速推进。受历史进程与资源禀赋影响，中国在前三次工业革命中相对滞后于工业化国家；但改革开放四十余年来，中国用数十年时间走完了发达国家200多年的工业化历程，在第四次工业革命中不断缩小差距，部分领域已实现超越——在能源电力领域，中国正跨越“石油天然气替代煤炭”的传统转型路径，直接进入“新能源发电替代煤炭”的跨越式转型阶段。
从全球能源电力格局看，中国当前在年总发电量、可再生能源发电量、新能源发电量三项指标中均占全球三分之一以上；尤其是以风电、太阳能发电为代表的新能源发电量占比在近几年快速提高，已超过了总发电量在全球发电量中的占比，且无论是累计装机规模还是新增装机规模，均居全球首位。与此同时，中国煤电发电量约占全球总量的50%，能源电力转型面临“高基数新能源增长”与“高占比煤电调整”并存的独特挑战。
深入分析规划要素不确定性的根源，主要源于三方面：
百年未有之大变局下的必然影响
“百年未有之大变局”是习近平总书记站在人类历史进程与中国发展阶段的高度，对世界发展大势、时代变化态势及中国面临重大挑战作出的重大判断。能源电力作为推动时代发展的核心要素，必然受到“大变局”的直接冲击：《巴黎协定》确立的应对气候变化国家自主贡献（NDC）机制、俄乌冲突引发的全球能源格局重构、部分国家对中国新能源产业的贸易限制、国际能源合作模式的变化等，均对中国能源及世界能源电力发展产生深刻影响。同时，经济社会发展仍然与能源高度绑定，“大变局”对经济社会的冲击也将传导至能源电力产业全链条。
传统规划逻辑与当前发展阶段的不适配
传统电力规划主要遵循“供应要满足于需求”的逻辑：先预测电力需求，明确满足需求的指导思想、基本原则与核心目标，再根据需求配置能源电力产能并优化布局，最后制定重大措施与政策保障方案。这种规划制定逻辑在以计划经济手段为主导配置资源的情况下是有效的，但难以适应市场在资源配置中起决定性作用的治理模式及能源、电力供需两侧均存在高度不确定性的“大变局”阶段。
新能源替代引发的要素关系重构
以新能源替代传统化石能源为本质的能源转型，正在重塑经济社会发展的底层逻辑。在传统能源经济模型中，能源及电力发展的“推动力”与“约束力”的边界及功能相对清晰，而在当前转型阶段，两者互为制约又互为促进；能源电力发展要素中的“自变量”与“因变量”形成互为因果、迭代上升的新态势，成为推动能源低碳转型的核心创新机制。
转型阶段的特点是电力需求增量高度依赖能源产业发展与电能替代速度；风电、太阳能发电的大规模发展既是推动产业转型、促进煤电有序退出、培育新质生产力的关键举措，也是导致能源电力系统波动性、不稳定性的主要原因，而解决系统波动问题又推动了新型储能的爆发式增长，同时促使煤电转型为“兜底保供、灵活调节”的系统“压舱石”。这种要素间的动态关联，类似高铁建设的多重效应——既满足了人们便捷出行需求，又进一步刺激了人们的出行意愿与消费行为，还直接、间接促进了物流系统变革，进而产生多重良性螺旋上升的效果。
与此同时，我们也必须认识到能源转型过程及结果与初始理念目标并非一致的情况，以便在制定规划与政策时因势利导，扬长避短。如1865年，英国经济学家威廉·斯坦利·杰文斯（William Stanley Jevons）提出“杰文斯悖论”，即提高资源利用效率反而可能导致该资源总消耗量增加。英国1860~1910年煤炭消费量增长6倍，正是能效提升与需求激增并存的典型案例。
对比前两次能源革命（煤炭替代薪柴、石油天然气替代煤炭），当前能源转型具有显著的“可持续发展导向”特征，技术层面则呈现鲜明差异：前两次革命基于机械化、化石能源支撑下的电气化背景，具有矿产型、高能量密度、燃料燃烧、大惯量（高韧性）特点；当前转型依托信息化、智能化、新能源支撑下的新电气化背景，呈现气象型（天气依赖）、低能量密度、电力电子、低惯量（低韧性）特征。
这种以可持续发展为特征的能源转型，对经济社会的影响机制更复杂、更深刻、更深远，技术层面具有颠覆性，管控难度显著提升，防范转型风险的任务更为艰巨。总体而言，能源转型是推动人类社会螺旋式上升的核心动力，但需统筹兼顾转型节奏，坚持“先立后破、积极稳妥”“全国统筹、节约优先、双轮驱动、内外畅通、防范风险”的基本原则，落实党中央提出的能源消费“双控”向碳排放“双控”转变的阶段性要求——在“十五五”期间以强度控制为主，碳总量控制为辅；碳达峰后，以总量控制为主，强度控制为辅。
准确把握“十五五”新型电力
系统规划制定的基本遵循
“十五五”新型电力系统规划要坚决贯彻习近平生态文明思想，确保规划方向与国家战略、能源革命、转型需求高度契合。
坚定不移实现NDC目标
中国积极参与并引领全球气候治理，以《巴黎协定》为基础的应对气候变化治理体系确立了NDC机制，中国实现NDC承诺的决心坚定不移（尽管NDC目标本身需与时俱进，持续动态提升）。正如习近平总书记在2022年1月24日十九届中央政治局第三十六次集体学习时强调：“实现‘双碳’目标，不是别人让我们做，而是我们自己必须要做。”在今年9月24日宣布我国新一轮国家自主贡献时，习近平主席提出：“完成这一目标，需要中国自身付出艰苦努力，也需要有利和开放的国际环境。中国有决心、有信心兑现承诺。”
坚定不移深入推动能源革命
2014年，习近平总书记提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略（能源消费革命、能源供给革命、能源技术革命、能源体制革命，全方位加强国际合作），成为指导中国能源转型的基本指针。“双碳”目标提出后，党中央进一步明确“深入推动能源革命”的要求：立足中国能源资源禀赋，坚持“先立后破、通盘谋划”，传统能源逐步退出必须建立在新能源安全可靠替代的基础上；规划建设清洁低碳、安全高效的新型能源体系，构建“清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能”的新型电力系统。这为规划的顶层设计提供了核心方向。
坚定不移大力发展新能源
2024年，习近平总书记指出，中国能源发展仍面临“需求压力巨大、供给制约较多、绿色低碳转型任务艰巨”等挑战，而应对挑战的核心出路在于大力发展新能源。当前，新能源已成为推动能源结构优化、保障能源安全、培育新质生产力的核心力量，也是实现“双碳”目标的关键抓手，必须在规划中确立新能源的核心地位，推动其规模化、高质量发展。在新一轮的国家自主贡献目标中明确提出到2035年：“风电和太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦”。如果仅从这一个目标考虑，预计2025年，风电及太阳能发电装机容量将达到18亿千瓦左右，考虑到运行期满或者其他因素的淘汰情况，未来10年平均每年需新增加约2亿千瓦左右风光装机。但新一轮NDC目标中的其他目标对新能源发展也有直接或间接影响，需要全盘考虑。
把握“十五五”新型电力系统
规划的主要特征
进入新时代以来，中国传统电力规划模式持续改革——“十四五”前夕，能源规划已从“发展规划”升级为“现代能源体系规划”，初步体现能源转型导向。“十五五”时期，能源电力规划需进一步升级为“新型能源体系规划”及“新型电力系统规划”，这种升级并非“换汤不换药”的名称调整，而是在保留传统规划基本功能基础上的革命性变革，主要体现为三大特征：
规划体系的系统性革新
从理念、原则、指标、方法到内容，新型电力系统规划实现全维度革新。若仍沿用传统电力规划体系应对新型电力系统需求，将陷入“用传统高射炮防御现代五代战机”的困境，无法解决新问题、适应新特点。
一方面，“十五五”电力规划面临理念重构。传统电力规划以“满足经济社会电力需求”为核心，属于“适应型、被动型”规划；新型电力系统规划中，电力作为能源转型的核心载体，与经济社会发展形成“互为因果、协同联动”的关系，电力供需特性从“供应满足需求”转变为“供需协同优化”。
从环保目标看，规划边界从传统的污染控制、资源节约拓展至低碳排放、生态保护；从环保要求看，治理逻辑从“末端污染控制”转向全过程、系统性山水林田湖草沙一体化保护；从安全约束看，约束条件从化石能源资源约束、化石能源发电为基础的技术装备约束、转动惯量支撑的系统稳定约束，逐步转变为新能源资源条件（气象资源）约束、新能源大规模接入引发的灵活性不足约束、电力电子系统为基础的新型安全稳定约束。
同时，电力行业的技术管理手段从自动化、信息化升级为数智化，行业管理方式以市场机制为主。
另一方面，“十五五”电力规划还面临要素关系变革。电力发展的目标集合、驱动力、约束力、供应主体、需求主体、平衡特性、运行规律等均发生根本性或重大变化——这种变化并非单一目标、少数变量的线性调整，而是多目标、多变量的非线性重构。
例如，在传统电力规划中，满足新增电量需求只需重点考虑新增电源规模、布局优化、网源协同；而在新型电力系统中，还需统筹考虑电力需求特性、多能互补、新能源消纳主体、灵活性资源支撑（储能、煤电灵活性改造、电网互济、需求响应、车网互动、水电运行特性调整等）、天气预测精度、电网接入与调度优化、其他电源运行方式、新能源商业模式、碳市场配额、多元主体利益平衡等要素，且各要素间存在复杂的互为因果关系，大幅增加了规划复杂度。
规划底层逻辑的重构
中国提出的“新型电力系统”，是针对特定能源电力转型问题的“目标型、功能型”设计，而非固定的“模式型”设计。其核心逻辑是：随着碳达峰、碳总量减排、碳中和目标的推进，在持续解决转型新问题的过程中动态构建系统，而非“先建成系统再适配新能源发展”。事实上，全球也不存在“放之四海而皆准”的新型电力系统模式，各国需根据自身资源禀赋、发展阶段形成“阶段性、差异化”的系统形态，可借鉴但不可复制。
从核心矛盾聚焦来看，基于中国能源资源禀赋与NDC目标要求，新型电力系统的演进核心是“新能源发电渗透率的持续提升”——这是规划中诸多矛盾中的“主要矛盾”，而“新能源增长率”是主要矛盾的“主要方面”。电网对新能源发展的适配能力，是保障新能源增长率的关键制约因素；解决这一制约的核心路径，是提升系统灵活性。
从灵活性资源定位来看，当前及未来一段时期，电源侧灵活性资源（煤电、水电、气电）仍是中长时程灵活性供给的主力军；传统储能与新型储能则是逐步替代传统短时灵活性资源的新生力量与基础保障。因此，新型电力系统规划的核心任务是：既要考虑在未来10年风电、太阳能发电装机总目标下限确定的情况下，如何将发展的规模、速度及渗透率合理分解到“十五五”“十六五”两个阶段及各年度，同时要考虑其余NDC目标对新能源发展的影响，还要考虑在百年变局下，各种因素对新能源产业发展的波动性影响，在此基础上优化其他要素配置。
从规划范围与技术创新拓展来看，相较于传统电力规划，新型电力系统规划的覆盖范围更广泛：需统筹电力行业与工业、交通、建筑、农业等产业的融合发展，兼顾电力行业国际化布局；更强调技术创新与新型模式的协同应用，例如通过发展分布式能源、微电网、虚拟电厂等新型能源组织形式，提升系统灵活性与韧性。
综上，“十五五”新型电力系统规划的总思路可概括为：以满足经济社会高质量发展对电力的需求为首要目标（安全高效），以新一轮的NDC目标为约束（清洁低碳），以新型能源体系为基础载体，以市场化资源配置为核心机制（供需协同），以数字化智能化技术为驱动力量（灵活智能），规划清洁低碳转型与高质量发展相协同的电力系统。
规划指标体系的重构
长期以来，中国电力规划指标体系围绕电力供应的数量与质量构建，从当前需求看，这种模式已无法适应新型电力系统发展需求。
传统指标体系的基本构成主要有：电源规划指标，主要包括各类电源装机容量（煤电、水电、风电、光伏等）、发电量、电源结构比例，用于指导电源项目建设规模与布局；电网规划指标，主要包括输电线路长度、变电容量、供电可靠性（用户平均停电时间、供电可靠率）、电压合格率，用于保障电网安全稳定运行；综合性指标，如电力弹性系数（反映电力消费与经济增长关系）、单位GDP电耗，用于评估电力与经济的协同性。
传统指标体系存在的短板在于：首先，缺乏新能源特性指标。风电、光伏的间歇性、波动性特征，导致传统装机容量、发电量指标无法准确反映其实际发电能力（尤其是适应负荷变化的能力），易造成电力平衡计划的缺口或过剩，影响系统安全。例如，部分新能源高比例地区因连续阴天、无风天气，且规划未预留足够备用容量，引发电力供应紧张；其次，缺乏系统灵活性衡量指标。新型电力系统对灵活性要求显著提升，但现有指标无法有效评估灵活调节电源占比、调节能力（电源侧）、电网功率潮流适应能力、分布式能源接入能力、故障恢复速度（电网侧）、负荷可调节性（负荷侧），导致应对分布式新能源接入时出现电压波动、线路阻塞等问题，新能源承载能力评估滞后；第三，缺乏市场机制适配指标。新一轮电力体制改革后，市场在资源配置中的作用凸显，但传统指标未考虑市场环境下电源项目收益不确定性（如现货市场电价波动、负电价）、电网企业在市场与低碳目标下的运营成本与收益风险，统筹辅助服务市场、容量市场等新型市场机制方面的政策还不完善；第四缺乏“双碳”目标衔接指标。现有指标未体现不同阶段碳管控要求，且未及时调整煤电功能转变后的煤耗指标（如煤电从电量供应转向灵活调节后，传统煤耗指标已失去原有的指导意义）；第五，缺乏新业态新模式指标。分布式能源、能源互联网等新业态快速发展，但现有指标缺乏风险管控、系统经济性评估的针对性衡量标准。
此外，能源电力转型还导致部分传统指标的内涵发生变化，例如发电量与用电量统计，由于储能电量充电、放电分别统计到发电和用电领域形成重复统计（在传统电力系统中因储能比重很低，几乎不影响发用电结构对决策的分析），一次能源折算方法的适用性，能源消费总量扣除新能源消费如何反映实际能源消费等，都增加了能源经济环境分析结果的不确定，一定程度会影响到决策分析系统。
新型电力系统规划指标体系的构建原则在于，需基于要素逻辑关系厘清主次矛盾形成明确的前提，实现多维度、多层面覆盖：如兼顾“单项指标”（如风电/光伏装机容量）与“复合指标”（如新能源渗透率、灵活性资源比重）；兼顾“总体属性指标”（如总发电量、总碳排放量）与“人均/强度属性指标”（如人均用电量、单位GDP碳排放）；兼顾“总量控制指标”（如碳排放总量）与“效率指标”（如单位发电量碳排放强度、节点投入产出比）等。
“十五五”新型电力系统规划
核心指标分析
结合“双碳”目标新NDC目标、能源革命要求及新型电力系统特征，“十五五”电力规划需重点关注三大核心指标，并配套完善相关辅助指标。
全社会用电量（含人均用电量）指标
该指标的战略意义在于，立足国情实现能源自给，把能源的饭碗牢牢端在自己手中是中国能源电力战略的核心，而全社会用电量（及人均用电量）是衡量电气化水平、现代化程度的关键指标——其本质反映产业规模、产业结构与电气化深度，直接关系中国式现代化进程与能源安全。
2024年，我国人均用电量为6996千瓦时，约为世界平均水平的1.9倍，超过部分发达国家；人均生活用电量为1063千瓦时，约为世界平均水平的1.2倍，仅为发达国家工业化时期水平的50%；产业用电结构为第二产业占比64.8%、第三产业占比18.6%、居民用电占比15.2%（发达国家三大领域占比均约为1/3），反映中国全球制造业中心的定位与现代化进程中的用电特征。
人均用电量、人均生活用电量与中国式现代化进程呈互为促进关系，规划中需重点关注产业用电结构向降低第二产业占比稳步调整。由于未来五年中国人口规模变化平缓，全社会用电量与人均用电量的指标变化率应基本一致；但需区分城乡人均生活用电量的变化差别——因城乡一体化推进与常住人口结构变化，城乡用电差异对规划精准性有较大影响。
能源消费弹性系数（能源消费增速/经济增速）、电力消费弹性系数（电力消费增速/经济增速）的多年平均值（不能单纯看一年或者更短时段）是判断能源电力与经济协同性的核心指标之一。“十三五”（2016~2020年）时期我国能源消费弹性系数平均值0.53、电力消费弹性系数平均值0.96；“十四五”前四年（2021~2024年）能源消费弹性系数平均值0.89、电力消费弹性系数平均值1.29。基于历史数据与“十五五”期间碳达峰目标要求，结合周期性规律笔者综合分析预测，“十五五”期间，我国能源消费弹性系数约0.6，电力消费弹性系数约1.0，整体呈现“波动式发展”态势。
新能源发电装机指标
新能源发电装机指标涵盖累计装机、淘汰装机、新增装机、改造装机，是规划的核心抓手，需综合考虑“双碳”目标定位、碳约束、新能源利用率（需与市场化机制进展协同考虑）、电网承载能力、系统成本、电价空间、战新产业发展要求等因素——尽管要素间相互关联，但规划需优先确定新能源装机容量底线。
首先，装机容量底线的核心依据，是新增电量以新能源为主导。
中国2030年前与电力相关的4项NDC目标（燃料燃烧及工业生产过程二氧化碳达峰、单位GDP二氧化碳较2005年降65%以上、非化石能源占一次能源消费比重达25%左右、风电光伏装机达12亿千瓦以上）中，仅“风电光伏装机”目标提前完成（2024年底达14亿千瓦），其余3项目标正在积极推进，部分目标实现难度大。因此，“十五五”期间新增电力需求必须基本由新能源满足，这是确定新能源装机容量底线的核心依据。
其次，新能源装机与其他电源装机在作用上有显著差异。
1千瓦光伏与1千瓦核电、水电、火电、风电在电力系统中的功能、作用不同，不能简单将新能源发展的装机规模与其他电源做比较以示大小多少。目前，核电、水电发展态势已明确，煤电定位为兜底保供、灵活调节的电源以支撑新能源，由于功能不同，就不能简单地把规划中各类电源装机容量相加而得出需要的总装机规模，并用来比较不同方案装机容量的多少——道理虽然简单，但实践中往往不注意差别，从而造成价值判断上的错位。需通过集中式与分布式新能源品种优化、布局调整、比例协调、电网承载能力匹配、灵活性资源配置优化的迭代计算，提出新能源装机各自的规模与总装机结构，或者在规划中构建体现功能要求的“折算装机容量”“等效装机容量”等指标，并与“实际装机容量”联合采用。
灵活性资源指标
灵活性资源是保障新能源高比例接入的关键，规划需明确“灵活性资源的构成、占比及调节能力”，引导电源结构向“灵活化”优化。
煤电灵活性改造是当前最主要的灵活性资源来源——依托庞大的煤电装机基数，改造后可同时实现“提供灵活性、减少燃煤发电量”双重目标；
新型储能（以电化学储能为主）是最具潜力的灵活性资源——可灵活布局于源侧、网侧、用户侧，通过共享储能、独立储能、源荷储耦合等模式提供多场景灵活性服务；
需求响应是最经济的灵活性资源之一——通过市场化手段引导用户调整用电行为，平抑负荷波动；
电网调节是灵活性资源配置的“中枢”——通过科学调控与跨区互济等方式，优化各类灵活性资源的协同效率；
其他灵活性资源诸如水电扩机改造、太阳热发电、生物质电厂、压缩空气储能、飞轮储能、氢能、车网互动（V2G）、多能互补等，在规划灵活性资源时需各尽所长、优势互补、各得其所。
在指标设计方向上，需明确灵活调节电源占比（如煤电、新型储能、气电在电源结构中的占比），建立调节能力量化指标，如储能充放电功率/时间、气电爬坡速率/启停时间、需求响应可调负荷规模。
除上述三大核心指标外，规划还需考虑以下指标：即新能源消纳能力指标，如新能源利用率、弃风弃光率；市场收益评估指标，如电源项目度电成本、市场电价波动区间；碳排放管控指标，如电力系统碳排放总量、单位发电（供电）量碳排放强度、火电、煤电、气电发电碳排放强度；新业态发展指标，如分布式能源装机规模及发电量占比；经济性指标，如电力系统建设成本、运行成本、度电碳排放成本。
“十五五”新型电力系统规划
编制需要关注的三个问题
2030年NDC目标与2035年NDC目标衔接问题
2035年的NDC目标已经提出，那么“十五五”规划是按照原有的NDC目标（老目标）规划还是按新的NDC目标（新目标）进行规划，是一个不得不面对的问题。笔者认为，从规划的制定看，既不能用新目标替代老目标“另起炉灶”，也不能不顾“新目标”只考虑“老目标”，而是要以新目标为导向，以老目标为依据。因为2035年的目标是“十五五”与“十六五”10年间要完成的，既有阶段性，更有延续性，“十五五”要为“十六五”奠定基础。我国宣布的2035年目标并未涉及2030目标的“更新”或“提升”；且2035年的目标中“中国全经济范围温室气体净排放量比峰值下降7%~10%，力争做得更好”与2030年的“碳达峰的口径为燃料燃烧以及工业生产过程和产品使用的二氧化碳排放”不论在温室气体范围上还是排放量概念上内涵都不同，且此“峰值”也不是彼“峰值”。但是，根据国家公布的数据计算，2021年中国能源活动的温室气体排放量占全经济领域温室气体排放量（净排放量）为77%（84.7%）；能源活动的二氧化碳排放量占全经济领域温室气体排放量（净排放量）为70.5%(77.7%)，可知，2030年前能源领域的二氧化碳达到排放峰值是影响2035年NDC目标的决定性因素。同时，新NDC目标中的“非化石能源消费占能源消费总量的比重达到30%以上”的要求与“十五五”电力发展也密切相关。总之，以2035年的目标为导向，依据2030年的目标进行规划，从理念上、原则上是一致的。同时也要清醒认识到，新NDC目标是包含各种因素的“一揽子”目标，36亿千瓦的风电和太阳能装机目标不是唯一决定新能源装机容量的依据。
规划协同问题
能源电力规划的协同性需聚焦三大层面，核心目标是从系统整体功能与价值出发，实现总体效益最大化，推动规划从专业碎片化向综合一体化转变。
顶层规划与子规划协同。如“新型能源体系规划”与新型电力系统规划、煤炭规划、石油规划的协同——需明确顶层规划的指导作用，避免子规划与顶层目标脱节，例如煤炭规划需匹配煤电灵活调节定位，石油规划需衔接油气电协同需求。
同层面强关联规划协同。如电源规划与电网规划的协同（避免电源建而电网接不了或电网建而电源跟不上）、可再生能源规划与灵活性资源配置规划的协同（确保新能源增长与灵活性资源同步匹配）。
政策工具协同。在“双碳”目标下，我国已经实施了强制性碳市场、CCER自愿减排市场、绿电绿证市场政策，在“十五五”新型电力系统规划中的政策支撑部分，要避免政策交叉重叠或空白，确保政策目标一致、实施路径互补，防止重复管控或激励冲突。
协同规划需重点平衡安全稳定供应、低碳目标实现、系统成本合理三大目标，兼顾短期与长期目标适配、全局与局部利益均衡、生产者—电力输送及电网安全运行管理者—消费者利益共享。
电碳政策机制协同问题
电碳政策协同的底层逻辑是政策互补不交叉——由于问题性质不同，单一政策无法解决多维度问题，需在总目标下设计各有侧重、相互支撑的政策体系，避免顶层设计阶段的政策交叉导致实施混乱、目标模糊、效率降低。
以碳市场、CCER市场、绿电绿证市场为例：
强制性碳市场：针对排放主体的“低成本控碳政策”，核心是通过碳配额约束倒逼碳排放企业减排，再通过市场竞争机制实现全社会低成本控碳；
CCER自愿减排市场：针对有降碳积极性且希望通过技术及管理创新获得降碳收益的主体，核心是通过自愿减排项目补充控碳手段，降低全社会减排成本；
绿电绿证市场：针对可再生能源消纳责任主体与自愿使用绿电的用户，核心是通过绿电确权及绿证交易，推动绿色电力消费。
三项政策的共性是“实现全社会低成本降碳”，差异在于约束对象的性质、实施方式、目标侧重——除CCER政策外，碳市场与绿证市场均对特定主体具有“强制配额+自愿交易”特征，前者直接约束碳排放，后者间接推动零/低碳能源消费。当前阶段，三项政策之间不宜大面积融合，需保持底层逻辑清晰、解决问题明确的互补性，可在局部范围开展融合试点（如绿证与CCER的换算试点），验证可行性后再逐步推广。
电力转型风险管理问题
新型电力系统构建的首要目标之一，是防范低碳转型中的电力系统黑天鹅、灰犀牛事件，避免对经济社会造成重大冲击。随着碳中和推进，终端用能中电能占一次能源消费比重将逐步达70%左右（由笔者估计），电力系统安全已成为“新型国家安全”的重要组成部分，规划中需设立“风险防范”章节。
风险类型包括不可抗力风险，如极端天气（如台风、暴雪导致新能源脱网），在传统电力系统中正常的天气状况，却在新型电力系统中成为灾害性天气（如连续的阴天、雨天、无风天）、地质灾害、人为破坏（如战争、网络攻击）；战略决策风险，如新能源发展速度与系统承载能力不匹配、传统能源退出节奏过快；运行技术风险，如新能源大规模脱网、电网频率/电压失稳、短路电流特性变化；市场风险，如电价大幅波动、市场力滥用、新能源项目收益不确定性。
基于以上风险分析，提出风险防范核心举措，包括构建风险防范技术与管理体系的指导性要求：将系统重大风险分散至不同环节、不同层面、不同主体，研究提出阻断风险传导与扩大机制，核心是贯彻“传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠替代基础上”的要求，避免“先破后立”；提出量化评估市场风险的探索性要求：建立新能源项目收益模型，评估电价波动、碳价变化对项目经济性的影响；利用大数据、人工智能构建市场风险预警系统，实时监测电价、负荷、新能源出力等指标，超过阈值时及时预警；提出完善应急预案的基本要求：针对新能源大规模脱网、电网大面积停电等场景，明确应急处置流程与部门职责，通过模拟演练（如极端天气导致风电光伏故障脱网场景）检验负荷转移、备用电源启动等措施的有效性，动态优化预案；提出创新风险金融工具的探索性意见：积极探索发展电力期货、期权交易，帮助发电企业与用户锁定电价；建立电力市场风险补偿基金，鼓励保险机构开发新能源发电功率损失保险、电网故障损失保险等产品，为市场主体提供风险对冲手段；提出应急资源储备体系的要求：合理布局应急发电设备、备品备件、抢修工具储备点，加强地区间应急资源共享（如自然灾害频发地区签订“应急发电车互助协议”），确保事故后快速调配资源、恢复供电。
