总体要求与目标 - 到2030年基本建立协同高效的多层次新能源消纳调控体系，新增用电量需求主要由新增新能源发电满足，满足全国每年新增2亿千瓦以上新能源合理消纳需求[4] - 到2035年基本建成适配高比例新能源的新型电力系统，全国统一电力市场在新能源资源配置中发挥基础作用[4] - 坚持系统观念、分类施策、多元消纳、市场引导、安全为基、创新驱动的指导原则[4] 新能源开发与消纳分类引导 - 统筹“沙戈荒”新能源基地外送与就地消纳，通过新能源集成发展、东部产业梯度转移、西部挖掘消纳潜力促进规模化就地消纳[5] - 优化水风光基地一体化开发与消纳，依托西南大型水电基地优化配置新能源，对存量水电外送通道合理增配新能源[5] - 推动海上风电规范有序开发，科学布局近海与深远海风电，集约化布局海缆廊道和登陆点，主要在沿海地区就近消纳[5] - 科学高效推动省内集中式新能源开发，结合可再生能源电力消纳责任权重落实要求优化开发结构与建设节奏[6] - 积极拓展分布式新能源开发空间，挖掘资源潜力，增强自调节能力，提高自发自用比例，修订接网承载力评估标准[6] 新能源消纳新模式新业态创新 - 创新新能源集成发展模式，支持“沙戈荒”等资源富集地区加强产业链协同，建立集成发展产业体系，提升新能源装备制造绿电应用水平[7] - 推动新能源与产业融合发展，推进东部产业梯度转移和西部清洁能源优势地区高载能产业转移，鼓励传统产业创新工艺流程提升负荷灵活性[7] - 支持新能源就近消纳新业态发展，推动源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网等模式健康可持续发展，分类制定支持政策和技术标准[8] 新型电力系统适配能力增强 - 加快提升系统调节能力，积极推进流域龙头水库电站建设、水电扩机增容、抽水蓄能电站建设、新型储能建设，适度布局调峰气电和光热电站[9] - 提高电网对新能源接纳能力，加快构建主配微协同的新型电网平台，优化全国电力流向，扩大新能源资源配置范围，提升跨省跨区输电通道规模[10] - 优化新能源调控模式，构建新型电力调度体系，厘清调度机构、各级电网、新能源的调控关系和职责范围，探索新能源基地集群协同调控模式[11] - 强化新型电力系统安全治理，加强新能源基地规划阶段电网安全稳定分析和运行阶段管理，深化有源配电网运行风险管控[12] 全国统一电力市场体系完善 - 拓展多层次新能源消纳市场化体系，缩短中长期交易周期，推广多年期购电协议机制，充分发挥现货市场功能，完善用户侧参与现货市场交易机制[13] - 完善适应新能源参与电力市场的规则体系，推动新能源基地一体化模式参与市场交易，支持分布式新能源、储能等新型主体通过聚合等模式参与市场[14] - 创新促进新能源消纳的价格机制，建立完善跨省跨区新能源送电价格形成和调整机制，提升跨省跨区通道输电价格机制灵活性[15] 技术创新支撑 - 突破新能源高效发电利用技术，加强高效低成本光伏、风电技术研发，试点建设超大功率深远海风电机组，提升新能源功率预测精度[16] - 攻关系统灵活调节技术，创新应用液流电池、压缩空气储能等多种技术路线，加快突破大容量长时储能技术，推动新建抽水蓄能电站具备变速调节能力[17] - 强化电网运行技术，加强高比例可再生能源电力系统高效仿真和稳定运行控制技术研究，试点试验高比例新能源特高压柔性直流输电等技术[18] - 升级智能化调控技术，加快人工智能、大数据等技术在主配微网协同中的应用，推广应用状态感知技术，提升电网对分散资源的动态感知能力[19] 保障措施与管理机制 - 优化新能源消纳管理机制，在五年电力发展规划中分档设置不同地区新能源利用率目标，完善新能源消纳评估方法，推动向综合评价指标体系转变[15] - 明确责任分工，省级能源主管部门是统筹保障本地区新能源消纳的责任主体，电网企业是保障新能源接网与调控运行的主要责任单位[16] - 强化监测监管与目标执行，建立新能源“规划—建设—并网—消纳”全周期监测预警机制，国家能源局派出机构进行常态化监管[16]

政策出台背景与意义 - 我国新能源规模高速增长、占比快速提升，消纳压力持续增加，统筹新能源发展与消纳成为能源绿色低碳转型的重大课题[3] - 党的二十届三中全会要求完善新能源消纳和调控政策措施，二十届四中全会要求加快建设新型能源体系，积极稳妥推进碳达峰[3] - 新一轮国家自主贡献目标明确了新能源发展目标要求，国家发展改革委、国家能源局将制定新能源消纳政策作为2025年自主推进的改革任务[3] 新能源消纳工作总体目标 - 到2030年，协同高效的多层次新能源消纳调控体系基本建立，新增用电量需求主要由新增新能源发电满足[4] - 2030年新型电力系统适配能力显著增强，系统调节能力大幅提升，满足全国每年新增2亿千瓦以上新能源合理消纳需求[4] - 到2035年，适配高比例新能源的新型电力系统基本建成，全国统一电力市场在新能源资源配置中发挥基础作用[4] 新能源开发与消纳分类引导 - 将新能源开发消纳划分为5类，统筹"沙戈荒"新能源基地外送与就地消纳，优化水风光基地一体化开发消纳[5] - 推动海上风电规范有序开发消纳，科学高效推动省内集中式新能源开发消纳，积极拓展分布式新能源开发与消纳空间[5] 新能源消纳新模式新业态创新 - 创新新能源集成发展模式，推动新能源与产业融合发展，支持源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网和新能源接入增量配电网4类新能源就近消纳新业态发展[5] 新型电力系统适配能力建设 - 坚持常规调节能力和新型调节能力建设并举，加快构建主配微协同的新型电网平台，优化全国电力流向[6] - 充分利用区域间、省间调节资源和新能源出力互补特性合理布局灵活互济电网工程，加强电网主网架建设[6] - 打造适应大规模分布式新能源接入的新型配电系统，因地制宜推动智能微电网与大电网协同发展[6] 全国统一电力市场体系完善 - 拓展多层次新能源消纳市场化体系，缩短中长期交易周期，推广多年期购电协议机制，充分发挥现货市场功能[7] - 完善适应新能源参与电力市场的规则体系，推动建立"沙戈荒"、水风光新能源基地一体化模式参与市场的交易规则[7] - 创新促进新能源消纳的价格机制，鼓励新能源外送基地各类电源整体形成送电价格，落实完善促进新能源就近消纳的电价机制[7] 新能源消纳技术创新支撑 - 突破新能源高效发电利用技术，加快提升新能源不同时间尺度功率预测精度[8] - 攻关系统灵活调节技术，突破大容量长时储能技术，推动新建抽水蓄能电站具备变速调节能力[8] - 强化电网运行技术，加强电力系统高效仿真和稳定运行控制技术研究，试点试验先进输电技术[8] 新能源消纳管理机制优化 - 在五年电力规划中以分档利用率目标引导各地区协调开展新能源规划布局及配套电网、调节能力建设[9] - 各省级能源主管部门科学开展本地区年度新能源利用率目标制定及未来3年展望工作[9] - 根据新能源利用率目标和可再生能源电力消纳责任权重目标统筹确定年度并网新能源新增开发规模[9] 政策落实责任分工 - 国家发展改革委、国家能源局统筹推进新能源消纳和调控工作，进一步细化完善配套政策[10] - 各省级能源主管部门是统筹保障本地区新能源消纳的责任主体，全面组织落实各项消纳举措[10] - 电网企业持续加强电网建设，优化系统运行，发电企业提升新能源可靠替代能力，加强调节资源建设[10]

政策总体目标 - 到2030年基本建立协同高效的多层次新能源消纳调控体系，新增用电量需求主要由新增新能源发电满足，满足全国每年新增2亿千瓦以上新能源合理消纳需求[6] - 到2035年基本建成适配高比例新能源的新型电力系统，新能源消纳调控体系进一步完善，全国统一电力市场在新能源资源配置中发挥基础作用[2][6] 新能源开发与消纳分类引导 - 统筹"沙戈荒"新能源基地外送与就地消纳，通过新能源集成发展、东部产业梯度转移、西部挖掘消纳潜力促进规模化就地消纳[7] - 优化水风光基地一体化开发与消纳，依托西南大型水电基地优化配置新能源，对存量水电外送通道合理增配新能源[7] - 推动海上风电规范有序开发，集约化布局海缆廊道和登陆点实现集中送出，主要在沿海地区就近消纳[8] - 科学布局省内集中式新能源，加强调节能力建设和电网承载力确保高效消纳[8] - 拓展分布式新能源开发场景，增强自调节能力提高自发自用比例，释放公共电网可开放容量[8] 新能源消纳新模式新业态 - 创新新能源集成发展模式，支持新能源资源富集地区建立集成发展产业体系，提升装备制造绿电应用水平实现"以绿造绿"[9] - 推动新能源与产业融合发展，鼓励高载能产业向西部清洁能源优势地区转移，鼓励传统产业提升负荷灵活性更多使用新能源[9] - 支持源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网等就近消纳新业态发展，提升工业园区、高载能企业绿电消费水平[3][10] 新型电力系统适配能力建设 - 加快提升系统调节能力，积极推进流域龙头水库电站建设和水电扩机增容改造，加快抽水蓄能电站建设[11] - 大力推进技术先进、安全高效的新型储能建设，挖掘新能源配建储能调节潜力，适度布局调峰气电，因地制宜建设光热电站[11] - 提高电网对新能源接纳能力，加快构建主配微协同新型电网平台，扩大新能源资源配置范围，提升跨省跨区输电通道规模[11] - 优化新能源调控模式，构建新型电力调度体系，探索新能源基地集群协同调控模式，加快推动新能源与配建储能一体化出力曲线调用[12] 全国统一电力市场体系 - 拓展多层次新能源消纳市场化体系，缩短中长期交易周期推广多年期购电协议机制，充分发挥现货市场功能完善用户侧参与机制[14] - 完善适应新能源参与市场的规则体系，推动新能源基地一体化模式参与市场交易，支持分布式新能源等新型主体通过聚合参与市场[14] - 创新促进新能源消纳的价格机制，建立完善跨省跨区新能源送电价格形成机制，健全煤电、抽水蓄能等调节性资源容量电价机制[15] 技术创新支撑 - 突破新能源高效发电利用技术，加强高效低成本光伏风电技术研发，提升新能源功率预测精度[16] - 攻关系统灵活调节技术，创新应用液流电池、压缩空气储能等多种技术路线，加快突破大容量长时储能技术[16][17] - 强化电网运行技术，加强高比例可再生能源电力系统稳定运行控制研究，试点试验高比例新能源特高压柔性直流输电技术[16] - 升级智能化调控技术，加快人工智能等先进技术在主配微网协同中的应用，提升电网对分散资源的动态感知能力[17]

政策总体目标 - 到2030年基本建立协同高效的多层次新能源消纳调控体系，新增用电量需求主要由新增新能源发电满足，满足全国每年新增2亿千瓦以上新能源合理消纳需求[1][4] - 到2035年基本建成适配高比例新能源的新型电力系统，新能源消纳调控体系进一步完善，全国统一电力市场在新能源资源配置中发挥基础作用[1][4] 新能源开发与消纳分类引导 - 统筹“沙戈荒”新能源基地外送与就地消纳，推动外送与就地消纳并举，通过新能源集成发展、东部地区产业梯度转移等方式促进规模化就地消纳[5] - 优化水风光基地一体化开发与消纳，依托西南大型水电基地优化配置新能源，对存量水电外送通道合理增配新能源[5] - 推动海上风电规范有序开发与消纳，科学布局海上风电，推动近海开发及深远海基地建设，主要在沿海地区就近消纳[6] - 科学高效推动省内集中式新能源开发与消纳，结合资源条件和用电增长优化开发结构与建设节奏[6] - 积极拓展分布式新能源开发与消纳空间，挖掘资源潜力，增强自调节能力，提高自发自用比例[6] 新能源消纳新模式新业态 - 创新新能源集成发展模式，支持“沙戈荒”等资源富集地区建立集成发展产业体系，统筹布局绿氢、氨、醇等绿色燃料制储输用一体化产业[7] - 推动新能源与产业融合发展，鼓励高载能产业向西部清洁能源优势地区转移，支持战略性新兴产业与新能源融合，加强新能源与算力设施协同[7] - 支持新能源就近消纳新业态发展，推动源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网等模式健康可持续发展，提升工业园区、高载能企业等绿电消费水平[1][8] 新型电力系统适配能力建设 - 加快提升系统调节能力，推进抽水蓄能电站建设、新型储能建设、调峰气电布局及虚拟电厂应用，挖掘新能源配建储能调节潜力[9] - 提高电网对新能源的接纳能力，加快构建主配微协同的新型电网平台，优化全国电力流向，提升跨省跨区输电通道规模，推动配电网建设改造和智能化升级[9] - 优化新能源调控模式，构建新型电力调度体系，加强市级、县级调度机构力量，探索新能源基地集群协同调控模式[10] - 强化新型电力系统安全治理，加强电网安全稳定分析和运行管理，完善新能源及新型并网主体涉网安全管理制度[11] 全国统一电力市场体系完善 - 拓展多层次新能源消纳市场化体系，缩短中长期交易周期，推广多年期购电协议，发挥现货市场功能，合理设置电力辅助服务交易品种[12] - 完善适应新能源参与电力市场的规则体系，推动新能源基地一体化模式参与市场，支持分布式新能源等新型主体通过聚合等模式参与市场[13] - 创新促进新能源消纳的价格机制，建立完善跨省跨区新能源送电价格形成和调整机制，提升跨省跨区通道输电价格机制灵活性[1][13] 技术创新支撑 - 突破新能源高效发电利用技术，加强高效低成本光伏、风电技术研发，提升新能源功率预测精度[14] - 攻关系统灵活调节技术，创新应用液流电池、压缩空气储能等多种技术路线，加快突破大容量长时储能技术[14] - 强化电网运行技术，加强高比例可再生能源电力系统稳定运行控制技术研究，试点试验柔性直流输电等技术[14] - 升级智能化调控技术，加快人工智能、大数据、云计算等技术在主配微网协同中的应用，提升电网对分散资源的动态感知能力[2][15] 保障措施与管理机制 - 优化新能源消纳管理机制，在五年电力发展规划中分档设置不同地区新能源利用率目标，完善新能源消纳评估方法[16] - 明确责任分工，各省级能源主管部门是统筹保障本地区新能源消纳的责任主体，电网企业是保障新能源接网与调控运行的主要责任单位[17] - 强化监测监管与目标执行，建立新能源“规划—建设—并网—消纳”全周期监测预警机制，对政策措施落实情况进行常态化监管[17]

政策核心观点 - 国家发展改革委与国家能源局联合发布指导意见 旨在优化新能源消纳管理机制并强化规划指导作用 [1] 新能源消纳管理机制优化 - 在五年电力发展规划中分档设置不同地区新能源利用率目标 科学统筹新能源发展与消纳 [1] - 协同推进新能源规划布局及配套电网、调节能力建设 [1] - 推动新能源消纳评估由单一利用率指标向综合评价指标体系转变 [1] 省级能源部门职责与方案制定 - 省级能源主管部门需科学开展本地区年度新能源利用率目标制定及未来3年展望工作 [1] - 省级能源主管部门需明确年度新能源开发与消纳方案 [1] - 根据新能源利用率目标和可再生能源电力消纳责任权重目标 统筹确定年度并网新能源新增开发规模 [1] 可再生能源消费机制建设 - 落实可再生能源消费最低比重目标要求 [1] - 加快建立强制消费与自愿消费相结合的绿证消费机制 [1] - 进一步压实可再生能源电力消纳责任 [1]

业务发展策略 - 公司目前在建抽水蓄能电站10座，总装机容量达1200万千瓦，计划全部在“十五五”期间或“十六五”初期投产 [5] - 公司通过参与投资基金，为抽水蓄能和新型储能项目提供资金支持，并围绕储能产业链拓展战略新兴业务和国际化业务，以打造“第二增长曲线” [2] - 公司通过优化项目选址、工程设计、施工组织和建设工期等措施，严格控制抽水蓄能项目的单位投资成本 [9] 抽水蓄能与新型储能业务 - 抽水蓄能业务是公司主要收入来源，前三季度收入占比为62.14% [4] - 抽水蓄能是目前最成熟、应用最广泛、全生命周期成本最低的长时电力储能，反应速度达分钟级，主要用于电网大规模调节 [3] - 电化学储能（新型储能）响应速度达毫秒级，具有选址灵活、建设周期短等优点，适用于区域调峰、调频、调压等场景 [3] - 公司认为抽水蓄能和新型储能各有特点和应用场景，将根据电力系统需要合理布局建设 [3] 项目进展与市场参与 - 公司在内蒙古参股投资了乌海、太阳沟、美岱三个抽水蓄能项目 [4] - 梅州抽水蓄能电站二期机组已实现投产后即入市，后续电站（如南宁、肇庆浪江等）在技术条件具备且获政府批准后也将积极推动入市交易 [6][7] - 梅州抽水蓄能电站参与广东和南方区域电力现货市场已稳定运行一年多，综合表现达到预期成效 [7] 具体项目运营情况 - 佛山宝塘独立储能电站为广东省示范项目，收入主要来源于收取租赁费，其资本金内部收益率约为5% [5] - 深圳抽水蓄能电站及佛山宝塘储能电站目前均处于盈利状态 [7][9] - 广东新能源全面入市政策（自11月1日起）目前对公司已入市的6台抽水蓄能机组业务量和差价未有明显影响 [6]

项目概况 - 江苏宿迁中和东线新能源49.8兆瓦电网侧储能电站于11月7日并网运行 [1] - 该项目是江苏省首个区域分散建设的电网侧储能项目 [1] 项目背景与意义 - 江苏省新能源发展迅猛，部分地区面临新能源消纳能力不足问题，影响电网稳定运行 [1] - 以宿迁市为例，截至今年10月底，全市新能源装机容量超665.2万千瓦，占全市电源装机总量约八成 [1] - 项目建在宿迁市泗阳县4座退役变电站内，通过“变废为宝”破解集中式储能站难以灵活消纳分布式光伏发电的难题 [1] 项目技术与成本优势 - 储能电站创新采用“汇集站+子站”的通信架构，选取一座电站作为母站，其余子站通过内部组网实现数据互联 [1] - 与传统储能电站相比，该架构可降低一次性建设成本超1000万元 [1] 项目运营效益 - 该储能电站预计每年充放电量将超4000万度电 [1] - 项目年可减排二氧化碳约5万吨，节约标煤消费约1.6万吨 [1]

项目概况 - 项目名称为内蒙古鄂尔多斯库布其沙漠谷山梁3GW/12.8GWh储能电站项目 [1] - 项目于2025年6月开工建设，计划于今年年底建成投运 [1] - 项目总投资额为112亿元，占地面积约1100亩 [1] 技术特点 - 项目创新性融合磷酸铁锂、熔盐储能、全钒液流等多种储能技术路线 [1] 产能与效益 - 项目储能规模为3GW/12.8GWh [1] - 项目每年可向电网输送36亿千瓦时清洁能源电力 [1] 行业影响 - 项目将为当地构建以新能源为主体的新型电力系统提供重要支撑 [1] - 项目将在新能源消纳、电力供应平衡等方面发挥重要作用 [1]

市场运行概况 - 甘肃电力现货市场已正式运行一周年，成为全国连续结算运行时间最长的省份 [1][3] - 市场以15分钟为一个交易节点，通过发电侧和用户侧报价报量的模式运行 [2] - 截至今年8月底，发电侧有563家经营主体参与，装机总容量达7400万千瓦，用户侧有454家参与，月均用电量近50亿千瓦时，占市场化用电量的60% [2] 市场机制与成效 - 市场机制实现煤电、水电、新能源、用户同台竞价，以实时价格信号引导清洁能源优先消纳 [2] - 市场运行呈现出五大特点：架构完善、运行平稳高效、保供消纳成效突出、主体活力激发、持续迭代优化 [3] - 在新能源大发时段，参与市场的煤电机组平均出力减至额定出力的33%，为新能源腾出发电空间，省内用电负荷高峰时段向11点至12点转移 [4] 新能源参与模式创新 - 甘肃率先实现新能源发电企业报价报量参与电力现货市场，打破了保障性收购的传统模式 [4] - 报价报量模式要求企业申报电量和电价，实现了新能源发电从政策驱动向市场驱动的重大转变 [4][5] - 2021年以来已有325家新能源发电企业完成功能改造，2024年新能源企业自主申报电量680亿千瓦时，占新能源总发电量的84.4%，申报准确率达92.3% [5] 新能源消纳与绿色转型 - 甘肃新能源装机规模占全省电网总装机的比重超过65% [4] - 市场运行以来，新能源利用率在装机翻倍的情况下显著提升，自2024年9月以来保持在90%以上 [5] - 市场为新能源高占比场景提供了可借鉴的系统性解决方案，有力促进能源绿色低碳转型 [1][4] 未来发展规划 - 下一阶段将在提高市场运营监测水平、健全规则体系、提升运营保障能力等方面持续发力 [6] - 甘肃将迭代输出可供借鉴的省级市场建设方案，为全国统一电力市场体系建设贡献经验 [6]

负电价现象概述 - 负电价指电力市场出清价格为负值的特殊价格现象，四川电力现货市场日前出现全天负电价，最高出清价为-34.8787元/兆瓦时，最低达-50元/兆瓦时 [2] - 山东、浙江、内蒙古等地此前也已出现类似现象 [2] - 负电价的本质是电力市场供需关系的真实映射 [4] 负电价出现的原因 - 电力现货市场中，风电、光伏等运行成本接近于零的电源在供大于求时为抢到优先发电机会可能报负电价 [4] - 四川作为水电大省，9月水电装机占比73%，水电上网量同比飙升34.7%，新能源上网量同比增长28.7%，而网供用电量同比下降18.1%，供需严重失衡导致负电价 [4] - 新能源装机规模占比日益提高是负电价出现频率增加的根本原因 [5] 负电价的发展趋势 - 负电价从偶发走向常态化，2019年山东首次出现-0.04元/度的负电价，2023年山东连续21小时负电价，2024年"五一"期间负电价达22小时 [5] - 2025年负电价范围扩大，1月浙江连续两日报出-0.2元/度，4月蒙西电网最低至-0.004元/度，9月四川出现全天负电价 [5] - 随着新能源全面进入电力市场，省级现货市场运行更加健全，负电价未来可能会更频繁出现 [5][6] 负电价对用户侧的影响 - 负电价是指上网侧电价，工商业用户用电价格包括上网电价、输配电价、政府基金和附加三部分，到用户侧目前不会有负电价情况，用户仍需付费但电价水平比平常低不少 [7] - 居民用电价格执行目录销售电价，与现货市场价格不挂钩，无论市场电价如何波动，居民用电成本稳定，既不会买电赚钱也不会额外加价 [8] 负电价对发电企业的影响 - 负电价不等于电厂需要向用电企业倒贴钱，也不等于负电费 [7] - 电力现货市场交易电量占比一般在10%以内，电力中长期合同保障了发电企业电量电价的基本盘，综合中长期市场、新能源补贴及煤电容量电价等因素后，负电价对总体收益影响有限 [7] - 例如四川水电在负电价日期的结算均价为183元/兆瓦时，略高于9月月度结算均价177元/兆瓦时，煤电、新能源发电额外获得政府授权合约、可再生能源电价补贴后平均收益更高 [7] 负电价的国际比较与行业意义 - 2024年德国全年负电价时间长达468小时，占比达5%，法国、英国、西班牙等国负价时长也呈现持续增长趋势 [8] - 短时出现负电价可看作电力市场的信号灯，能够激励机组深调、用户填谷，引导储能等新型主体投资建设，为清洁能源发电让出空间 [8] - 长期出现负电价可能意味着电力明显供大于求，需要根据市场价格信号进一步优化电力系统调节能力 [8] 行业应对与政策展望 - 在新能源全面市场化背景下，负电价常态化恐难避免，应建立包含负电价小时数、均值、渗透率等在内的定量警示体系，结合人工智能技术识别风险 [11] - 需通过完善机制、技术创新、优化布局打好组合拳，让负电价从供需失衡信号转化为促进新能源消纳、提升系统效率的重要工具 [11] - 下一步将指导各地加强市场运营监测，密切关注负电价发生频次与持续时间，科学研判市场风险，提前采取防范措施，降低现货市场负电价频次，稳定发电企业合理收益预期 [11]