“十四五”渐入尾声，“十五五”规划研究成为当前政府、各行业及企业的重点工作之一。能源作为支撑经济社会持续健康发展的基础性行业，其五年规划对重大工程布局、公共资源配置、社会资本投资具有战略导向作用，成为各方关注的焦点。
2024年6月14日，国家能源局在北京组织召开“十五五”能源规划研究工作组启动会及座谈交流会，部署动员“十五五”能源规划研究工作。除了综合性能源规划外，电力、新型储能等专项规划也已经启动。
与国家规划同行的是省级能源“十五五”规划前期研究或电力、电网等专项规划研究。公开信息数据显示，广东、湖南、浙江、海南、青海、宁夏、江西、上海、四川、山东等省（自治区、直辖市）已经启动“十五五”能源规划，研究主要聚焦能源安全、绿色低碳转型、新型能源体系建设、稳价降价等方面。按照计划，2024年底规划前期研究课题要结题，2025年将全方面进入“十五五”规划制定阶段。
尽管制定“十五五”规划的责任主体为政府，但企业作为市场参与主体，其能源规划也是国家能源规划的重要组成部分。2023年底，各大能源央企已经陆续启动能源规划前期研究工作。据悉，根据国务院国资委的要求，各大央企要在2024年11月底提交“十五五”相关规划方案。
相比“十四五”，能源“十五五”规划面临更多元的目标约束，也代表着更大的不确定性。中国电力企业联合会规划发展部改革处处长孙健告诉《南方能源观察》（以下简称“eo”），传统上，电力规划更多考虑电力电量平衡，主要考虑保供的安全约束，而“十五五”规划的要求发生了较大变化，除了考虑保供外，还需要兼顾绿色低碳、项目投资经济性等目标，政策和市场环境变化也更快，对规划提出的要求更高，制定难度更大。
国家能源局在“十五五”能源规划研究工作组启动会上指出，“十五五”是碳达峰的攻坚期，也是新型能源体系建设加速推进的关键期，能源发展面临的不确定性极大、约束性极强，国际环境严峻复杂，国内经济发展任旧存在一些困难和挑战，碳排放、生态环境、土地资源等因素对能源发展的约束趋紧。
与“十四五”时期相比，“十五五”能源行业面临的最大课题是，新型能源体系加速构建。
“十四五”末，新能源已成为中国第一大电源。中国电力企业联合会发布的《2024年上半年全国电力供需形势分析预测报告》显示，全国全口径发电装机容量30.7亿千瓦，其中煤电11.7亿千瓦，占总发电装机容量的比重为38.1%，并网风电装机容量4.7亿千瓦，并网太阳能发电装机容量7.1亿千瓦，合计装机达到11.8亿千瓦，占总装机容量的比重达38.4%，新能源装机规模首次超过煤电，成为中国第一大电源。
2024年以来，新能源延续2023年爆发式增长态势，前三季度新增装机超2亿千瓦，预计2024年新能源新增装机将达到3亿千瓦左右。“十四五”期间，我们国家新能源发展速度大幅超过规划目标。
2020年12月，我国在气候雄心峰会上承诺，到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。这一目标值在2024年7月底得以达成，提前6年实现。国家能源局多个方面数据显示，截至2024年7月底，我国风光装机总量合计为12.06亿千瓦。而到2024年9月底，全国风电、太阳能发电装机合计达到12.5亿千瓦。
“十五五”时期，推动风电光伏大规模发展仍是大势所趋。在2024年8月29日国务院新闻办公室举行的新闻发布会上，国家能源局法制和体制改革司司长表示，能源行业正在抓紧开展“十五五”规划前期研究，部署下一阶段能源转型的目标任务，将以更大力度推动新能源高水平质量的发展，扎实开展能源绿色低碳转型工作，推动非化石能源消费比重年均提高1个百分点左右。
综合公开信息及各地“十四五”下发新能源建设指标及部分前期研究的成果，可以初步预计，不少地区“十五五”的新能源装机规模将在现有基础上成倍增长。
国家能源集团技术经济研究院副主任柴玮认为，“十五五”我们国家新能源将从快速地发展转向高水平质量的发展，建议协同推进配套措施，推动新能源科学有序开发、安全高效利用。
近两年来，新能源以年新增装机近3亿千瓦的速度发展，局部地区电力系统调节能力瓶颈逐渐出现，新能源消纳压力再现。
有基层供电局人士告诉eo，西部风光资源很好，但是电网网架比较薄弱，配电网容量小，线路长、线径小，部分设备老旧，农村电网对新能源的接纳、配置、调控能力较弱。分布式光伏的加快速度进行发展，使得许多区域出现接入受限、上送过载等问题。
有电网专家担忧，电源侧与用户侧新能源高比例接入带来的消纳问题、电网安全问题将在“十五五”成为突出矛盾。
在构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统过程中，加强电力系统调节能力建设成为近年来政策发力的重点领域。加强煤电低碳化改造，新建调节性、支撑性煤电，大力建设抽水蓄能，推进新能源配储等都是重要途径。
根据华北电力大学最新发布的《统筹安全保供和“双碳”目标的煤电转型路径研究》，若重点考虑通过化石能源满足国家的电力保供需求，将现阶段在建、核准的煤电机组全部建设投运，预计煤电规模将持续增长，到2030年将达到约1650吉瓦的峰值。
不过，发电企业对于新建煤电仍有顾虑。“十四五”以来，煤电实际投建规模没有到达预期。“我们现在也很困惑，‘十五五’到底还要新建多少煤电？”有发电集团从事规划的人士说。
2021年国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》提出，加快煤炭减量步伐，“十四五”时期严格合理控制煤炭消费增长，“十五五”时期逐步减少。上市公司中国神华在投资互动平台表示，“十五五”煤炭消费总量将进入峰值平台期。
中国科学院院士、北京大学能源研究院院长金之钧在中国石油集团国家高端智库学术委员会举行的专题研讨会上表示：“业界部分学者觉得煤炭2025年达峰、石油2030年达峰、天然气2040年达峰，但上述化石能源消费达峰能不能够实现还要进一步研究。”
有业内人士将“十五五”能源行业比喻为“群雄争霸”。除了以风光为代表的新能源与化石能源的激烈竞争外，氢能、车网互动、虚拟电厂等能源新业态均蓬勃发展。
2021年12月27日，国务院国资委印发的《关于推进中央企业高水平发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》明白准确地提出，到2025年，中央企业万元产值综合能耗比2020年下降15%，万元产值二氧化碳排放比2020年下降18%，可再次生产的能源发电装机比重达到50%以上，战略性新
据悉，“十五五”规划前期研究重点聚焦“十五五”发展的重点方向和领域，除了传统的供应侧之外，还将更多篇幅聚焦在能源与交通、建筑等领域的融合发展和科学技术创新等方面，从而引导产业投资，加快发展新质生产力。
众多受访电力行业人士坦白说，全力发展新能源，早已不是单纯的能源问题。应对气候平均状态随时间的变化、国资国企管理考核、产业高质量发展规划等各个维度都对全力发展新能源提出了要求。
确定“十五五”新能源的规划目标，除了要从电力系统和全社会角度看到能源转型带来的产业、社会效益，还应该要考虑技术进步和成本下降的潜力。
“我认为‘十五五’不能再回避电力系统整体成本抬升的问题了。”有电力企业规划人士认为。
近年来，有关电力系统成本上升的讨论持续不断。电力行业有研究认为，构建新型能源体系，建设新型电力系统，加大新能源投资、新建调节性煤电，对火电进行灵活性改造，建设抽水蓄能及电化学储能电站，投资新建和更新改造输配电网，碳排放的成本支出等都将推高电力系统成本。
国网能源研究院公司2023年发表的《“碳达峰、碳中和”目标下的电力系统成本及价格水平预测》提示，在实现碳达峰碳中和过程中，电力系统度电成本将呈上涨趋势，其中，电源度电成本上着的幅度较大，电网度电成本上着的幅度较小。
有从事电价研究的人说，以新疆为研究对象，测算“十五五”电价成本结果为，由于新能源造价下降且利用小时数提升，电量占比增大，发电成本会降低，但调节资源需求增加，带来调节电源投资增加，系统的调节成本增加；由于要满足新能源接入而加强电网建设等，输配电投资增加，考虑用电量增长，输电成本也将有所增长。综合看来，“十五五”电力运行成本将有所增长。
尽管电力行业主流观点认为电力系统成本正在抬升，但现阶段电力市场的价格呈阶段性下降态势。
2024年上半年，广东省用电侧结算电价为446.3元/兆瓦时，同比下降19.44%。2024年以来，各省分时电价政策调整和新能源入市也导致市场交易价格下降明显。
电力市场行情报价与成本的背离，引发发电企业对市场机制调整的呼吁。2024年10月25日，广东11家发电企业联合向广东省能源局、国家能源局南方监管局发送的《关于建议加强完善中长期市场有关机制的函》提示，当前广东电力市场行情报价已全面低于发电成本，当前市场机制难以支撑发电成本的回收。此后，广东省能源局、国家能源局南方监管局发布《关于2025年电力市场交易有关事项的通知》，回应了该诉求。
“电力市场的出清价格下降并不代表电力成本的下降。”孙健表示。随着各地现货市场的加快建设，电能量市场出清的价格将主要反映短期边际成本，而体现系统长期充裕度和调节性的容量成本及辅助服务成本尚未充足表现。高比例可再次生产的能源的电力市场环境下，应同步快速推进辅助服务市场和容量市场建设。此外，他还认为市场的最大的作用是通过建立市场化、精细化的电价机制，在更大时空范围优化资源配置，避免陷入“建市场可以降电价”的误区。但不可忽视的现实需求是，各地对电力保供稳价的诉求正在增强。
浙江省能源局近期召开的浙江省电价稳价座谈会披露，浙江省2024年在降低电价方面展现出前所未有的决心，预计2024年将削减工商业用电成本超过40亿元。展望2025年，浙江省电价有望继续保持下降趋势，为企业和民众带来更多实惠。
此外，2024年6月，浙江省发展改革委发布了浙江省“十五五”时期能源稳价降价专题研究项目的采购公告，要求课题组织并且开展浙江省“十五五”时期能源安全保供专题研究，细化研究能源稳价降价的思路与实现路径，根据新的形势和挑战，调整和完善未来五年乃至更长时间内的能源安全保障策略，确保实现全省能源稳价降价目标。
浙江不是个例。2024年4月，湖北省政府将降低工商业用电成本50亿元列入全省十大民生项目，湖北省发展改革委会同有关部门出台实施了“降低工商业用电成本20条”。2023年12月底，为推动河南省工业电价稳中有降，保持在合理区间运行，支持工业公司降低综合用电成本，河南省发展改革委发布《河南省优化工业电价若干措施》。
伴随着供暖煤电机组的开启，2024年11月底，山东日前现货交易价格持续走低。例如，11月27日，山东市场发电侧仅17时、18时、19时电价为正数，其余时刻均为负电价，最高电价为293.39元/兆瓦时，最低价为-100元/兆瓦时，算术平均电价为-46.17元/兆瓦时。
有发电企业人士告诉eo，由于供热导致能停的煤电机组大幅度减少，加上新能源出力大，部分地区负电价现象更加频繁和持久。他认为，能源转型是有成本的，如果系统成本仍由发电侧零和博弈解决，那发电侧的矛盾将更加凸显，降低高成本项目投资积极性，最终不利于系统安全稳定运行。
国家能源集团近期发表的《锚定“四化”发展的新趋势 牢牢把握能源转型发展趋势》一文提出，要正视能源的转型成本：“新型能源体系建设中，外部性增强，不同能源综合成本随技术成熟度提升呈现出‘先增后降’的趋势。可再次生产的能源发电成本持续下降，将慢慢的变成为降低总体能源成本的重要的因素，但化石能源勘探开发成本、碳排放权交易成本、清洁化利用成本持续上升，煤电利用小时数下降也导致成本上升，要快速推进能源领域市场化改革，还原能源商品属性，正视能源转型的社会成本。”
“预估‘十五五’电价矛盾或更加凸显，要进一步理顺体制机制，促进成本公平分摊，合理消化与疏导。”上述受访的电力企业规划人士说。
“迫切需要研究我们到底能承受多高的电价，如果不加强引导，无论是新能源还是煤电都也许会出现效益不好的情况，不利于产业的可持续健康发展。”有发电企业人士呼吁。
当前“十五五”规划前期研究逐渐收官。上述发电企业的人说，市场中流传出的各种规划目标数据之间有不自洽的情况，总体呈现新能源等规划目标较大的特点。针对此前能源规划和当前前期研究聚焦的重大问题，柴玮认为，应当改变能源规划方式，加大统筹规划的力度。过去，我国能源规划和各电源、各能源品种的专项规划往往由行业主管单位具体业务部门牵头制定，在规划过程中不可避免地更多考虑某一单品的发展需要，在整体协同方面有所不足。
此外，在规划制定过程中，省级规划与国家规划也需加强衔接。国家能源局此前制定的《省级能源发展规划管理办法》，明白准确地提出省级能源发展规划审批程序包括衔接、预审和批复三个环节，未经国家能源局批准的省级能源发展规划不得发布实施。不过，在具体执行时也时有跑偏现象发生。
柴玮建议，应该综合各种宏观约束目标，在支撑电力系统安全稳定可靠运行的基础上，考虑最终用户电价上涨的承担接受的能力，统筹考虑要多少装机容量，得出“十五五”规划目标。
在规划研究过程中，要注重能源发展的经济效益，“新能源实际上并不便宜”。她建议国家价格主管部门应该全程参与到规划过程中，所有拟建的输电通道和电源装机都应当在规划阶段就进行电力市场环境下的经济性测算；地方政府在规划的时候也要算好“经济账”，要厘清能承受多大的电价上升空间、哪些最终用户还有承受空间。
孙健认为，电力市场环境下，未来应逐步加强规划和市场的有效衔接，规划的目标落地要靠市场引导，市场运行的良好基础依赖科学的规划，需要更多发挥规划的引领和市场行情报价信号的参考作用。
此外，柴玮提到，无论是煤电还是风光，在系统中如果提供同一价值的商品，都应该具有统一的定价机制，并且用价格机制引导其发展。一些示范性科学技术创新项目应该与其他项目同台竞争，其高投入不应全部通过电价来疏导解决，而应通过专项科技资金来进行弥补。
中国能建广东省电力设计研究院副总工程师余欣梅认为，在研究和制定规划时，还要最大限度地考虑技术进步带来的发展空间。比如，过去海上风电发展经济性欠佳，近年来已能实现平价上网，“目前的规划制定易受现有成熟技术的局限，一旦未来某个或某些关键技术取得突破，无论是在能源供应端还是消费端，整个规划的思维也许都需要做出重大调整”。
众多受访专家觉得，规划对于市场主要起战略导向作用，并不完全决定市场发展规模，应该充分的发挥市场本身的自发性和价格的引导作用。中国能建广东省电力设计研究院能源咨询规划院能源咨询部副部长郭经韬认为，近几年分布式光伏发展速度已经远超“十四五”规划之时的预期，规划主要起到战略导向作用。近年来，光伏发电、风电等新能源的建设成本加速下降，由此带来了装机规模的迅速增长，是市场和规划双向奔赴的典型代表。
早期，企业去找项目，政府将项目纳入规划，所有的大项目纳入规划才能核准。如今，规划年年滚动修订，难以适应市场形势的变化。受访业内人士均表示，市场形势变化太快，是“十五五”规划研究的一大难点。
“双碳”目标，特别是2030年前要实现碳达峰的目标是影响我国能源“十五五”规划最主要的边界条件。
与“十四五”最大的不同是，“十五五”期间，我国将正式实施碳排放双控制度。2024年8月2日，国务院办公厅发布《加快构建碳排放双控制度体系工作方案》，明确“十五五”时期，将碳排放强度降低作为国民经济与社会持续健康发展约束性指标，开展碳排放总量核算工作，不再将能耗强度作为约束性指标；实施以强度控制为主、总量控制为辅的碳排放双控制度，建立碳达峰碳中和综合评价考核制度，确保如期实现碳达峰目标。
我国的能耗双控正式执行于“十一五”，自“十二五”以来，也同步执行碳强度控制。“十四五”时期经济社会持续健康发展主要目标值在绿色生态中设定了单位GDP能耗五年累计下降18%和单位GDP能耗五年累计下降13.5%的目标。这两个目标值也体现在国家能源“十四五”规划方案《“十四五”现代能源体系规划》中。
从考核的角度来看，“十五五”将新增碳排放总量目标考核，不过“十五五”仍处于碳达峰的攻坚期，预计碳总量目标的考核影响不会很大。
国家层面“十五五”不再将能耗强度指标列作约束性指标，但这并不代表能耗双控机制就退出历史舞台，因为节能和提高能效、控制化石能源消费总量在能源转型和实现“双碳”目标进程中仍将发挥重要作用。
中国电子信息产业发展研究院节能与环保研究所研究员冯相昭认为，能耗双控制度经过较长时间的执行，相对于碳双控来说，较为成熟，特别是能耗强度控制是一个比较好的节能降碳管理抓手，“十五五”有可能还会在能源行业、重点领域继续使用。
碳双控约束的加强，将进一步引导能源行业加快绿色低碳转型，这也将在国家能源“十五五”规划中得以体现。
据悉，此前由生态环境部开展的碳强度考核职责，2024年转至国家发展改革委。未来各省碳总量目标设定、考核工作都将由国家发展改革委来牵头实施。
碳排放双控指标的分解和考核将进一步影响省级能源规划。《加快构建碳排放双控制度体系工作方案》提出，合理分解碳排放双控指标，五年规划初期，考虑经济社会持续健康发展水平、区域和功能定位、产业和能源结构等因素，将碳排放双控指标合理分解至各省份。各省份可进一步细化分解碳排放双控指标，压实地市及重点企业控排减排责任。
当前各省级政府尤为关注碳双控考核的落地方式，具体来说，就是被分解到多大的碳排放强度值和总量值。
有能源政策研究的人说，除北京、上海等地基本确定碳达峰外，别的地方尚处于能耗和排放增长阶段，各地区碳双控的压力感知不同，东西部不同省区都存在碳双控压力，总体上呈现东部地区总量压力大、西部地区强度压力大的特征。
尽管近年来新能源装机加快速度进行发展，但对应“十四五”的考核要求来看，要完成强度考核的压力不小。
2023年底，国家发展改革委主任郑栅洁在向全国人大常委会汇报《中华人民共和国国民经济与社会持续健康发展第十四个五年规划和2035年远大目标纲要》实施中期评估报告时指出，单位GDP能源消耗（即能耗强度）降低和单位GDP二氧化碳排放（即碳强度）降低两项指标进度滞后预期。国家统计局发布的多个方面数据显示，2023年我国能耗强度下降0.5%，碳强度与2022年持平；2022年能耗强度同比下降0.1%，碳强度同比下降0.8%；2021年，能源强度同比下降2.7%，碳强度同比下降3.8%。
“十五五”各省分解后的碳双控指标成地方关切，强度考核的背后依然是总量目标，影响地区经济发展。
也有从事省级能源规划研究的人说，由于国家尚未出台分解具体的碳排放双控目标值，该考核对于能源“十五五”规划前期的研究影响尚不明显，充满不确定性。不过，可以预期，一旦碳排放双控目标确定和分解，其影响是全面和深远的。由于可再次生产的能源没有碳排放，为实现碳考核，“十五五”促进非化石能源消费的力度还将持续加大。
日前，生态环境部发布的《中国应对气候平均状态随时间的变化的政策与行动2024年度报告》提示，2023年，我国非化石能源占能源消费总量的比重增长至17.9%；可再次生产的能源发电总装机达到15.16亿千瓦，占全国发电总装机的比重为51.9%。
有电力规划人士提示，碳达峰，重点在于电力行业碳达峰；碳中和，重点是电力行业碳中和，但碳达峰并不等于用电达峰。我国的电力需求仍将保持旺盛增长态势，碳达峰也是用电量“增量达峰”的进程。
保电力安全稳定供应的前提下，将煤电峰值控制在1400吉瓦左右（统筹协调保供情景），或主要是通过低碳能源实现电力保供，严控现阶段核准和在建的煤电项目投运，将煤电峰值控制在1250吉瓦左右（低碳资源保供情景），这两种情景下，电力系统均可在2060年实现净零排放，区别是前者需要成本高昂的碳捕集与封存工程作为减排技术的支持。
尽管碳排放双控指标尚未出台，增加绿色电力消费已成趋势。2024年10月，广东省能源局发布《关于重点用能单位绿色电力消费和用能预算管理有关事项的通知》，明确高耗能企业要切实增加绿色电力消费，绿色电力消费比例原则上应不低于全国中等水准，2024年绿色电力消费比例为34%，2025年比例暂定为35%。
在碳排放双控考核即将来临之际，加强碳市场与绿电、绿证市场的衔接也尤为重要。
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