行业定位与战略意义 - 光热发电是能源革命的战略支点和新型电力系统建设的重要支撑 [1] - 具备清洁可再生、灵活可调、电网友好的三位一体独特价值 [2] - 作为风光规模化发展的压舱石和新型电力系统稳定器 对构建新型电力系统具有重要意义 [3] 政策支持与法律保障 - 2016年国家核定光热发电标杆上网示范电价为每千瓦时1.15元 并启动首批20个示范项目 [2] - 2023年国家能源局推动光热发电规模化发展 要求结合沙漠戈壁荒漠基地尽快落地项目 [2] - 2025年施行的《能源法》明确提出积极发展光热发电 从法律层面明确其定位和发展模式 [2][3] 装机规模与产业基础 - 截至2024年底中国建成光热发电累计装机容量838.2兆瓦 占全球总装机10.6% [2] - 产业链单位约44万家 其中国有企业1.4万家 民营企业42.1万家 [4] - 实现从技术追赶到自主创新的历史性跨越 形成完全自主知识产权的国产化产业链 [4][5] 技术创新突破 - 关键技术实现重大突破包括大开口熔盐介质槽式集热器系统、超临界二氧化碳光热发电机组、RT86大槽集热器等 [4] - 推出350MW三塔一机大规模独立光热电站方案和高低位熔盐储罐+短轴泵技术方案 [4] - 关键设备部件全部国产化 为大规模商业化应用奠定基础 [4] 成本目标与发展路径 - 当前平准化度电成本0.8-0.9元/千瓦时 目标在十五五期间实现0.4元/千瓦时电价 [1][7] - 需通过规模化效应提升经济性 构建技术-标准-市场生态推动平价上网 [7] - 建议采用政策补贴+碳市场双轨收益路径 通过CCER项目将环境收益纳入回报结构 [7] 发展机制与协作需求 - 呼吁政策协同机制 包括超长期国债支持、容量补偿机制等市场机制 [7] - 需引入优选机制支持技术先进性的大容量项目 避免劣币驱逐良币 [7] - 要求行业单位、科研院所、企业精诚协作解决关键科学问题和重大工程技术难题 [8]

电网建设与智能化升级 - 公司科学规划电网布局 持续推进主网架升级和配电网改造 规划建设嘉北 嘉东等关键变电站以提升区域供电能力[2] - 城区以15个开闭所为核心构建环网目标网架 预期供电可靠性达99.99% 主备变电站改造提升设备兼容性[2] - 形成750千伏为支撑 330千伏为骨干的坚强智能电网 配电自动化覆盖率89.6% 自愈能力提高52%[3] - 完成三镇70%架空线路的航迹规划与无人机巡检 自动化线路从2020年8条增至47条[3] - 农村供电可靠率99.97% 电压合格率99.92% 推行配电网不停电作业与网格化抢修服务[3] 新能源发展与并网服务 - 嘉西光伏产业基地总装机容量2004兆瓦 年发电量11亿千瓦时 规划建设400万千瓦级光伏基地[5] - 公司组建专业并网小组 提供一站式并网服务 开辟绿色通道优化风电 光伏并网流程[5] - 嘉峪关新能源装机规模达200.4万千瓦 预计2025年末突破240万千瓦[6] - 2024年新能源发电量11.16亿千瓦时 同比增长4.37% 位居河西地区负荷中心[6] - 地区年日照超3000小时 风能 太阳能技术可开发量超500万千瓦[6] 乡村电气化与分布式能源 - 推动民俗馆"光伏发电+充电桩"零碳示范项目 日发电量约400千瓦时 实现用能自给自足[8] - 分布式光伏报装164户 报装容量1.76万千瓦 结合农业大棚发展农光互补模式[8] - 投资248万元建设配电变压器 助推28个乡村电气化项目投运 包括农副产品物流园[8] - 对3个乡镇17个行政村开展用电安全问诊 落实高标准农田用电十项服务措施[9]

能源转型总体成就 - "十四五"期间非化石能源消费目标将超额完成 终端用能电能比重已达30%左右 能源投资年破万亿元 [1] - 2024年全国发电量超10万亿千瓦时 国内能源生产总量折合约50亿吨标准煤 [2] - "十四五"前四年能源消费增量达到"十三五"五年增量的1.5倍 [2] - 可再生能源发电装机占比由40%提升至60%左右 构建全球最大可再生能源体系 [3] - 2024年单位GDP能耗比"十三五"末下降11.6% 为全球能耗强度下降最快国家之一 [3] - 非化石能源消费比重去年达19.8% 预期今年超额完成20%目标 [3] 碳达峰实施路径 - "十五五"期间有望提前实现碳达峰 需严格限制煤炭消费增长 [3][4] - 煤炭 石油 天然气要在"十五五"期间实现梯次达峰 中长期持续大幅降低 [4] - 实现碳中和时年用电量预计17-20万亿千瓦时 需开发近5亿千瓦水电 30亿千瓦以上风电 50亿千瓦以上光伏发电 3-5亿千瓦核电 [6] - 每年需新增风电1-2亿千瓦 光伏2-3亿千瓦 风光合计4亿千瓦以上 [6] - 电力系统要提前实现零碳化 一次能源和终端能源都高度电气化 [5] 重点领域电气化进程 - 交通运输电动化促使成品油消费量提前达峰 [6] - 民用供热系统从煤和天然气集中供热转向分散式电采暖 民用炊事用能电气化开始推广电火灶产品 [7] - 城乡屋顶光伏发电发展潜力达近30亿千瓦 [7] - 以绿氢和生物质能为基础的零碳合成化工和零碳燃油预计2040年后逐步替代现有油气化工 [6] 新型电力系统建设 - 电网平衡调度面临巨大挑战 光伏作为装机增长主力在午间高峰 夜间归零具有波动性 [8] - 新型电力系统要以高比例可再生能源发展为核心 通过储能技术将间歇性新能源电力转化为可调度电源 [9] - 需构建多层次 相对分散化的新型电力系统 通过发电权交易 分时电价等机制引导电源公平竞争 [9] - 电力市场机制需重新审视公平性与效率平衡 允许不同电源在同一平台竞争 [10] 储能发展与应用 - 截至今年上半年新型储能装机规模约9500万千瓦 5年增长近30倍 [13] - 要大力推动大规模化学储能在电力系统的应用 储能将成为零碳电力的基本构成之一 [13] - 需建立相应体制机制促进储能并网应用 特别鼓励新能源发电企业自建储能设施 [13] - 未来要推动发电方为主的储能建设 形成多层级储能体系 [13] 电力系统改革方向 - 原有以煤电为基础的大基地 远距离输电为重心的电网发展模式需要调整 [12] - 重点应做好一年4亿千瓦以上的风光新能源建设服务 [12] - 需构建新型电力运行和调度系统 深化电力体制改革 [12] - 不能将消纳压力全部压给电网系统 需通过系统性变革实现转型与安全平衡 [12]

（原标题：专访周大地："十五五"新型电力系统重塑，新能源与储能迎新机遇） 21世纪经济报道记者雷椰 李德尚玉 实习生王怡茵 北京报道 距离"十四五"规划收官已不足半年。 日前，国务院新闻办举行"高质量完成'十四五'规划"系列主题新闻发布会，国家能源局介绍了"十四 五"时期能源高质量发展成就。"十四五"期间，我国非化石能源消费目标将超额完成，终端用能电能比 重已达30%左右，能源投资年破万亿元。 围绕"十四五"能源转型成果、"十五五"规划方向等热点话题，近日，国家气候变化专家委员会委员，国 家"十四五"规划专家委员会委员，中国能源研究会学术顾问、原副理事长，国家发展改革委能源研究所 原所长周大地接受21世纪经济报道记者专访。 周大地表示，"十四五"时期我国能源转型已取得系统性突破，为碳达峰奠定坚实基底。面对"十五五"实 现碳达峰目标的关键时期，出路是大力发展新能源，需严格限制煤炭消费并大力发展非化石能源，通过 风光核储等零碳电力发展全面替代化石能源增量。转型需政策与市场协同发力，构建以高比例可再生能 源为核心的新型电力系统，同时推动储能规模化应用，在条件成熟的终端用能推广电气化，确保能源结 构优化与系统安全稳定 ...

国家电网战略与建设进展 - 国家电网以能源安全新战略为指引，加快构建新型电力系统并推动电网向能源互联网升级[1] - 公司累计建成41项特高压交直流工程，并加速抽水蓄能建设以增强系统调节能力[1] - 跨省跨区输电能力10年增长2.3倍，超过350吉瓦[1] 新能源发展成果 - 经营区风光新能源装机增长9倍达1355吉瓦，占比接近50%[1] - 新能源成为第一大电源及新增装机、新增发电量的主体[1] - 抽水蓄能在运在建装机增长1.6倍超过94吉瓦[1]

素有"塞上江南"之称的宁夏，太阳能、风能资源充沛，可利用土地广阔，是全国首个新能源综合示 范区。近年来，宁夏大力推进新能源开发，可再生能源装机规模突破5000万千瓦，光伏发电成第一大电 源。当地的绿电优势正加速转化为经济优势，为区内外经济发展赋能添绿。 宁夏拥有丰富的太阳能、风能资源，光伏年平均利用小时数约1500小时，风电年平均利用小时数约 2000小时。加之区位优势独特，有沙漠、戈壁和荒漠等未利用土地可用于布局，建设大型光伏、风电项 目的基础得天独厚。 作为全国首个新能源综合示范区，宁夏近年来大力推进新能源开发，将绿电打造为自身绿色低碳转 型发展的一张名片。新型电力系统建设成效显著，单位国土面积新能源开发强度居全国首位，人均新能 源装机居全国前列。截至2025年8月，宁夏可再生能源装机规模历史性突破5000万千瓦，占总装机比重 达62.6%，光伏发电取代煤电成为第一大电源。 戈壁荒原，如何成就无限好"风光"？"塞上绿电"如何成为宁夏推动产业发展的重要优势？ 新能源增效提质 宁夏还发挥规划引领作用，强化土地要素保障，通过开辟重点项目用地审批"绿色通道"，切实推动 绿电产业项目建设。对绿电产业项目建设用地审批 ...

新型电力系统构建背景与战略意义 - 新型电力系统是实现双碳目标的关键载体和保障能源安全的战略选择 应对电力转型挑战的有效举措[1] - 高比例可再生能源和高比例电力电子设备成为电力系统显著特征 国家部署了稳定保障 新能源外送攻坚 配电网高质量发展等重点任务[1] - 各地积极试点新技术新模式 打造塞上绿电等绿色发展名片 因地制宜发展电力领域新质生产力[1] 全国统一电力市场建设 - 构建新型电力系统需依托全国统一大市场 破除地方保护和市场分割 实现商品服务跨区域自由流动[1] - 电力资源要素需在更大范围内优化配置 宁夏通过3条电力外送通道将风光火打捆外送至山东浙江湖南等10多个省份 通道利用率全国领先[1] 系统构建目标与路径 - 新型电力系统是系统性长期性工程 需聚焦清洁低碳 安全充裕 经济高效 供需协同 灵活智能等目标[2] - 需实现风光水火多能互补和源网荷储供需协同 从供需两侧统筹新能源开发 火电建设 电网建设 储能发展 电力内消外送[2] - 需强化资源配置和产业协同 打造数智化坚强电网[2] 绿电发展与产业协同 - 发展绿电是践行两山理念和推动绿色低碳转型的重要路径 特色优势产业与清洁能源耦合发展将为产业绿色升级注入新动力[2] - 以新能源开发为牵引 通过绿电园区建设推动工业园区绿色低碳转型 积极推动特色优势产业清洁能源替代[2] 新能源并网与调度优化 - 需保障国家沙戈荒大基地等新能源项目应接尽接和能并尽并 完善新能源及储能全流程并网管理[2] - 结合新能源出力与负荷预测情况 精细做好调度 促进新能源高效利用 推动发电侧 电网侧 需求侧各方互利共赢[2]

V2G技术发展背景与政策支持 - 新能源汽车保有量从2014年12万辆飙升至2024年3140万辆 充电负荷持续攀升 若全国一半私人充电桩同时充电 负荷达32GW 相当于去年全网统调负荷峰值的2%以上 若一半公用桩同时充电 负荷相当于浙江全省去年巅峰负荷 可减少104GW煤电和32GW储能建设需求 [3] - 电动汽车无序充电加剧电网峰谷差 大量车辆集中在晚间6-10时用电高峰充电 高峰电价约为谷电电价的3倍 导致区域电网负荷"峰上加峰"及公共充电桩排队限流 [3] - 国家多部门2023年底联合发布《关于加强新能源汽车与电网融合互动的实施意见》 明确2025年底前建成5个以上示范城市及50个以上双向充放电示范项目 [6] - 2024年4月四部门发布首批车网互动规模化应用试点 涵盖上海/常州/合肥等9个城市及30个项目 重点探索居民充电桩V2G/公共充电站规模化互动/换电站与电网协同等多元场景 [6] - 广东省2024年5月明确新能源汽车向电网反向输电采用"基准电价×峰平谷比例系数"模式 基准电价0.453元/千瓦时 峰期V2G电价0.7701元/千瓦时 尖峰期达0.9626元/千瓦时 谷期仅0.1721元/千瓦时 为私家车用户提供套利空间 [7] V2G技术原理与价值 - V2G实现"车-桩-网"双向协同 使电动汽车充电行为精准可控（如引导至低谷时段充电） 并在用电高峰或清洁能源出力不足时将车载电池电能反向输送电网 使车辆从"电网负担"转变为"移动储能单元" [4] - 武汉南太子湖超级充换电站案例显示 车主通过V2G专用充电桩选择"峰谷放电"模式 车辆接入华中区域虚拟电厂调度系统向电网送电 利用谷电0.45元/千瓦时充电 尖峰时段以3元/千瓦时放电 单次放电30度可覆盖一周多通勤成本 [2] - 若全国一半公用桩同时充电 其负荷规模相当于可减少104GW煤电和32GW储能建设 [3] - 专家预测V2G在电动汽车全生命周期可带来6万-15万元价值 相当于一辆经济型电动汽车价格 且适合参与V2G的用户群体（家有私桩或单位可充电者）占比达所有电动汽车用户的60% [16] 规模化推广瓶颈 - V2G充电桩成本高昂 2023年成本为普通充电桩的4倍 尽管2024年成本已下降超40% 但仍为普通桩的2倍左右 [13] - 电池质保体系缺失 当前质保方案仅覆盖8年16万公里（约300次循环） 与宣传的3000次电池循环寿命不符 车主担心频繁充放电影响电池寿命及安全 若超出质保范围 换电池成本达十几万元 [9] - 应用场景差异导致收益分配问题：居民区家用私桩推广难度最低 仅需地方政府出台收益机制及电网做好结算；办公园区需与业主磋商购售电分成 沟通成本高且商业闭环难形成；公共场站因充放电便利性问题难以常态化运营 [9][11] - 车桩通信协议不统一 不同品牌电动汽车和充电桩间协同效率低下 V2G相关标准仍较为缺失 [10] - 放电耗时较长且场地不便 车主需专门赶赴站点停止放电 时间成本与收益不匹配 [8] - 全国统一放电电价政策尚未出台 V2G充电桩在电力市场中作为发电或用电设备的身份不明确 影响收益模式测算 [17] 解决方案与发展路径 - 技术层面：V2G功率模块与常规单向模块工艺差异小 技术上可快速跟进 长寿命电池支持多次充放电循环 2023年底前技术方案和关键设备已完成验证 [13][14] - 成本控制：通过规模化发展推动产业降本 未来有望实现V2G单双向平价 [14] - 电池质保创新：部分车企推出针对性方案 如广汽昊铂品牌对参与V2G的车主提供动力电池终身免费质保 并要求半年内在非低谷时段放电超1050度（150小时）可获最高超4000元增收 [16] - 政策机制建议：电网需制定V2G技术边界和返送功率管理手段 设立V2G上网电价交易品种 增设变压器等基础配套设施以承载返送功率 [18] - 短期激励：通过财政补贴向提供V2G质保的车企或设备厂商给予扶持 [16]

V2G技术发展现状 - V2G技术实现车辆向电网反向送电 用户通过峰谷电价差套利 例如武汉用户在家以每度电0.45元充电 在尖峰时段以每度电3元放电 单次放电30度可覆盖一周多通勤成本[1] - 全国新能源汽车保有量从2014年12万辆飙升至2024年3140万辆 充电负荷显著攀升 若全国一半私人充电桩同时充电负荷达32GW 相当于去年全网统调负荷峰值的2%以上 若一半公用桩同时充电负荷相当于浙江全省去年巅峰负荷 可减少104GW煤电和32GW储能建设[2] - 电动汽车无序充电加剧电网峰谷差 大量车辆集中在晚间6-10时用电高峰充电 高峰电价是谷电电价的3倍左右 导致区域电网负荷"峰上加峰"和公共充电桩排队限流[2] V2G技术原理与政策支持 - V2G技术实现"车-桩-网"双向协同 既控制充电行为引导至低谷时段 又能在高峰时段将车载电池电能反向输送电网 使电动汽车从"电网负担"变成"移动储能单元"[3] - 2023年底多部门联合发布实施意见 明确2025年底前建成5个以上示范城市和50个以上双向充放电示范项目 验证新能源汽车作为移动储能资源的潜力[5] - 2024年4月四部门发布通知 将上海等9个城市和北京市30个项目纳入首批车网互动规模化应用试点 探索居民充电桩V2G等多元场景[5] 地方政策与收益机制 - 广东省明确新能源汽车反向输电采用"基准电价×峰平谷比例系数"模式 基准电价0.453元/千瓦时 峰期V2G电价0.7701元/千瓦时 尖峰期0.9626元/千瓦时 谷期0.1721元/千瓦时 为私家车用户提供套利空间[6] - 明确电价机制让"充电省钱 放电赚钱"成为可测算收益 极大激发车主参与和行业投资热情 电网结算规则是V2G落地的基础前提[6] 规模化推广瓶颈 - V2G充电桩尚未规模化降本 电网结算体系和收益分配机制未细化 车企 电池企业与充电运营企业难以平衡投资回报 车主顾虑时间消耗与电池寿命投入产出不平衡[7] - 电池质保方案主要参考行驶里程和使用年限 一般覆盖8年16万公里 按500公里续航计算质保寿命仅300多次 与宣传的3000次循环寿命不符 若参与V2G超过质保范围 换电池成本十几万元得不偿失[8] - 应用场景差异影响收益分配 居民区家用私人充电桩商业模式较清晰 推广难度最低 办公园区涉及标准统一与利益分配问题 公共场站存在充放电便利性问题[8][9] 技术成本与基础设施 - V2G技术经过多年试点验证 技术方案和关键设备在2023年底前基本完成验证 支持V2G的功率模块与常规单向模块工艺差异小 长寿命电池技术支持多次充放电循环[10] - V2G充电桩成本下降超预期 去年成本是普通充电桩的4倍 今年起随着多家厂商搭建制造中心和大批量采购核心零部件 成本较去年下降超过40% 给集采客户的报价降至普通充电桩的2倍[10] - V2G充电桩只比普通桩多双向功率模块 未增加昂贵元器件 技术并非难题 未来随着应用普及有望实现单双向平价[11] 商业模式与激励机制 - 一辆电动汽车全生命周期里V2G带来的价值在6万-15万元 等价于一辆经济型电动汽车 适合参与V2G的用户群体占所有电动汽车用户的60% 足以支撑规模化推广[13] - 部分车企尝试推出针对性质保方案 例如广汽集团旗下昊铂品牌承诺若半年内在非低谷时段放电超过1050度 可享受预期半年最高超4000元增收和动力电池终身免费质保[13] - 需要全国统一的上网电价政策托底 当前广州 山东已出台放电电价政策 但全国统一政策缺失导致V2G充电桩在电力市场中身份不明确 难以算清收益模式[14]

中国新型储能规模全球领先 - 截至2024年底全国新型储能装机达7376万千瓦/1.68亿千瓦时 占全球总装机比例超过40% 规模跃居世界第一[3][7] - 截至2024年6月底装机规模达9491万千瓦/2.22亿千瓦时 较2024年底增长约29% 年均增速超130% "十四五"以来规模增长20倍[7] - 内蒙古和新疆装机规模均超1000万千瓦 山东/江苏/宁夏均超500万千瓦[7] 储能技术多元化发展 - 锂离子电池储能占据主导地位 同时压缩空气/液流电池/飞轮储能实现工程化突破[10][11] - 全球海拔最高规模最大的高压直挂储能系统在青海投运 单机容量2.5万千瓦/10万千瓦时 系统效率提升4%-6% 10毫秒内快速响应[5] - 全国最大"煤电+熔盐"储能项目在安徽投产 为首台吉瓦时级煤电熔盐储换热成套装备[10] 政策支持与市场机制完善 - 发展新型储能首次写入政府工作报告 明确其在新型电力系统中的调节作用[8] - 2024年颁布《电力市场运行基本规则》将储能确立为新型经营主体[15] - 国家电网经营区新型储能交易电量达71.2亿千瓦时 同比增长2.7倍[15] 应用场景与运行效能 - 2024年浙江/江苏/重庆/新疆等多省份年均等效利用小时数达1000小时以上[8] - 迎峰度夏期间新型储能实时最大放电电力达44.53吉瓦 较去年同期峰值增长55.7%[14] - 夏季晚高峰时段平均顶峰时长约2.4小时 顶峰能力相当于近3座三峡水电站容量[14] 技术创新与标准体系建设 - 形成"应用一代/示范一代/预研一代"梯次发展生态 56个试点项目涵盖十余种技术路线[11] - 2024年超过20项电化学储能标准发布实施 覆盖规划设计/接入电网/运行控制等环节[12] - 半固态电池/全固态电池/氢储能等前沿技术加速发展[11]