文章核心观点 - 全国新能源消纳监测预警中心发布2025年8月全国及各省级区域新能源并网消纳情况 [1] - 数据发布旨在引导新能源理性投资和有序建设 [1] - 新能源利用率计算仅考虑系统原因受限电量的情况 [3] 2025年8月全国新能源消纳总体情况 - 2025年8月全国风电利用率为96.6%，1-8月累计利用率为94.1% [2] - 2025年8月全国光伏发电利用率为96.4%，1-8月累计利用率为94.9% [2] 各地区2025年8月新能源消纳情况 - 北京、天津、上海、江苏、安徽、江西、河南等多个省市8月风电和光伏发电利用率均达到100% [2] - 内蒙古8月风电利用率为95.8%，光伏发电利用率为94.2% [2] - 青海8月风电利用率为93.2%，光伏发电利用率为82.4% [3] - 宁夏8月风电利用率为98.7%，光伏发电利用率为99.6% [3] - 新疆8月风电利用率为96.0%，光伏发电利用率为95.9% [3] 各地区2025年1-8月新能源累计消纳情况 - 上海1-8月风电和光伏发电累计利用率均为100% [2] - 江苏1-8月风电累计利用率为97.8%，光伏发电累计利用率为99.2% [2] - 青海1-8月风电累计利用率为92.4%，光伏发电累计利用率为84.3% [3] - 宁夏1-8月风电累计利用率为98.4%，光伏发电累计利用率为99.8% [3]

项目概况与战略意义 - 我国首座500千伏全自主可控新一代变电站铁岭输变电工程正式投运 从核心材料 关键芯片到操作系统 数据库全部实现国产化 [1] - 工程位于辽北风 光富集区 标志着辽宁在构建新型电力系统和实现能源转型方面迈出关键一步 [1] - 工程每年可新增清洁能源消纳超30亿千瓦时 相当于减少90万吨标煤消耗 将满足超过200万千瓦风电和太阳能发电并网需求 [1] 技术突破与工程细节 - 工程包含500千伏铁岭—石岭线路和500千伏西泉变电站两大部分 线路总长320千米 新建铁塔825基 [1] - 变电站本期安装两台120万千伏安变压器 新建500千伏出线2回 220千伏出线5回 [1] - 西泉变电站示范应用16类原创技术成果 成功解决新能源电网经济性 稳定性和安全性难题 [2] 区域电网发展与行业示范效应 - 铁岭地区是辽宁新能源发展重点区域 "十四五"初期投运首座500千伏永安工程 今年3月启动建设铁岭第二座500千伏工程以优化电网结构 [1] - 该工程极大促进辽宁北部新能源建设 为清洁能源强省建设和"双碳"目标落地提供支撑 [1] - 项目获批国家电网公司原创技术策源地科技示范工程 成为全国同类地区解决新能源消纳难题的"辽宁样本" 提供可复制 可推广的解题方案 [2]

项目概况 - 广西南宁伏林钠离子电池储能电站二期扩容升级工程于10月8日正式投运 [1] - 二期工程在一期10兆瓦时规模基础上规划建设40兆瓦时 [1] - 项目总规模达到50兆瓦时（即5万度） [1] 技术研发与性能 - 攻关团队于2024年研制出210安时钠离子储能电池及10兆瓦时储能系统应用于一期工程 [3] - 升级版储能系统采用新研发的240安时钠离子储能电池，容量较一期提升14% [3] - 一期工程自2024年5月投运以来已累计存储并释放超130万千瓦时绿电 [3] 运营效益与影响 - 电站每充满一次可储存5万度绿色电力，释放时可满足约12000户居民一天用电量 [3] - 扩容后电站年充放电次数可达600次，每年可新增消纳风光电量约3000万千瓦时 [3] - 年消纳电量相当于减少标煤消耗9000吨、减排二氧化碳1.35万吨 [3] 行业意义 - 钠离子电池凭借独特优势正成为储能技术矩阵中的重要补充 [3] - 储能在电网调节、新能源消纳等方面发挥重要作用 [3]

电网基础设施建设 - 陕西建成75项电网工程，形成以750千伏为主干、330千伏为分支的智能电网体系[1] - 国内首座地下330千伏变电站投运，占地面积较同规模变电站减少60%[1] - 陕北至关中第三通道750千伏输变电工程全长1271公里，预计明年建成，将成为西北电网核心枢纽[1] - 陕西境内特高压工程包括“两站九线”，总长度达2582公里，建设规模位居全国前列[3] 新能源发展与消纳 - 陕西电网新能源消纳率连续五年保持在90%以上[1] - 镇安抽水蓄能电站每年可消纳富余风电、太阳能发电量31.21亿千瓦时[3] - 该抽水蓄能电站是西北地区在运装机容量最大的“绿色电池”，每年可减少二氧化碳排放30.5万吨[2] - 陕西正从“火电大户”加速向“风光大省”转型[3] 跨区域电力输送 - 陕湖特高压直流工程已建成投运，每年可帮助华中地区节约标煤1800万吨[3] - 陕皖特高压工程预计今年底全线贯通，将向更多地区输送陕西绿电[3] - 陕北的“绿电”可通过电网在0.004秒内输送至关中地区，保障4000万户家庭用电[1]

来源：央视新闻客户端、南网50Hz End 从南方电网了解到，10月2日，随着梅州抽水蓄能电站二期工程第二台机组投产发电，粤 港澳大湾区抽水蓄能电站在运规模突破1000万千瓦。 梅州抽水蓄能电站二期工程第二台机组的装机容量为30万千瓦，随着它的成功启动，粤港 澳 大 湾 区 抽 水 蓄 能 在 运 规 模 达 到 1028 万 千 瓦 ， 约 为 全 国 在 运 总 量 的 六 分 之 一 。 与 此 同 时 ， 新 投 产 机 组 也 已 进 入 南 方 区 域 电 力 市 场 参 与 交 易 ， 可 以 消 纳 180 万 千 瓦 新 能 源 发 电 量。 南方电网储能公司梅蓄二期工程项目部副总经理 陈泓宇： 梅蓄电站二期工程将于年底前 全面建成投产，将实现抽蓄机组的整机芯片级国产化。 截至今年9月底，广州、深圳、阳江等6座抽蓄电站已累计为粤港澳大湾区调节电量3265 亿千瓦时，相当于5 5 0万居民用户30年的用电需求。 欢迎分享给你的朋友！ 出品 | 中国能源报（c n e n e rg y） 责编丨李慧颖 ...

粤港澳大湾区抽水蓄能规模 - 粤港澳大湾区抽水蓄能电站在运规模突破1000万千瓦，达到1028万千瓦 [1] - 大湾区在运抽水蓄能规模约为全国在运总量的六分之一 [1] - 梅州抽水蓄能电站二期工程第二台机组投产，装机容量为30万千瓦 [1] 梅州抽水蓄能电站项目进展 - 梅州抽水蓄能电站二期工程第二台机组已投产发电 [1] - 梅蓄电站二期工程将于年底前全面建成投产 [3] - 项目将实现抽蓄机组的整机芯片级国产化 [3] 新能源消纳与市场参与 - 新投产机组已进入南方区域电力市场参与交易 [1] - 新机组可以消纳180万千瓦新能源发电量 [1] 现有电站运行成效 - 截至今年9月底，粤港澳大湾区6座抽蓄电站已累计调节电量3265亿千瓦时 [5] - 累计调节电量相当于550万居民用户30年的用电需求 [5]

行业地位与成就 - 中国在新能源汽车、风电光伏、水电及智能电网等领域实现多项重大技术突破，电池技术、光伏转换效率、风电机组容量等关键技术均达到世界领先水平 [4] - 中国新能源产业在装机规模、技术水平、制造能力等方面居世界前列，构建了全球最大、发展最快的可再生能源体系，建成全球最大、最完整的、具备国际竞争力优势的新能源产业链 [4] - 2025年全球新能源企业前10强中，中国企业占7席，且占据前4席，这些企业不仅在国内市场表现出色，更在全球范围内布局供应链、服务当地市场 [5] - 截至今年7月底，中国可再生能源装机总量达到21.71亿千瓦，占全国总装机容量的近六成，其中风光累计装机16.8亿千瓦、占全国总装机容量的46%，已历史性超过火电装机 [4] - 到2060年，中国所需风光装机将达到50亿千瓦以上，新能源装机规模仍有巨大成长空间 [5] 当前挑战与行业痛点 - 随着风光等清洁能源装机量不断增长，消纳逐渐成为制约新能源发展的主要矛盾，行业发展由政策规模驱动变为终端应用驱动 [7] - 行业竞争模式由此前的新能源与传统能源竞争变为新能源之间的竞争，内卷式竞争导致企业市场规模越大失血越多，陷入增产不增收的怪圈 [7][8] - 低于边际成本的低价竞争使企业陷入巨大困境，不仅损害企业利益，长远看更会削弱行业创新动力，形成恶性循环 [8] - 零碳园区建设必须满足园区资格、新能源资源、电网接入等多重要求，但并非所有园区都具备建设条件，反映出新能源发展正从铺摊子转向精耕细作 [7] - 3C电子产品和电动汽车火灾事故频发，不仅造成生命财产损失，更可能影响公众对新能源技术的信任 [7] - 国际贸易环境变化使中国新能源产品出口承压，加剧国内市场竞争 [8] 未来发展路径与战略方向 - 科技创新被视为穿越周期的第一动力，要坚持以科技创新推动能源低碳转型，把能源技术及其关联产业培育成带动产业升级的新增长点 [9] - 产业协同是提升韧性的关键，建议构建开放、合作、共赢的产业生态，形成在合作中竞争、在竞争中共赢的新型竞合关系 [9] - 短期要完善市场定价+政策调节的过渡机制、用好机制电价，确保新能源企业在参与市场的同时有合理收益 [9] - 长期要创造更多绿色电力应用场景，让新能源的绿色属性得到市场价格体现，促进更多围绕绿电的新需求、新业态、新模式加速形成 [9] - 要加强产学研用金深度融合，打通创新链与产业链，积极探索新能源与物联网、人工智能、大数据等新兴技术的跨界融合 [9] - 坚定不移深化国际交流与合作，加强在标准共通、技术互助、市场联动等方面的互联互通，构建全球绿色能源发展共同体 [9] - 到2035年，中国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 [9]

9月中旬，当阳光刺破腾格里沙漠的薄雾，照亮恩和村成片的储能矩阵，记者跟随由中关村储能产业技 术联盟主办的2025 CNESA储能媒体行一行，走进了宁夏华严第一储能电站。 电站位于宁夏中宁县恩和镇恩和村，处于卫宁平原与荒漠的交界。2023年起，这里新增了1076台储能柜 的能量低吟。当"枸杞之乡"的农耕血脉与400兆瓦时的现代电力在此交汇，北纬37.5度线上的新地理叙 事已然开启。 建设之道：解决新能源消纳刚需 在全球能源转型浪潮下，储能已成为各国碳中和战略的核心环节。国际能源署(IEA)最新报告显示，中 国已成为全球最大的新型储能应用市场，装机规模占全球总装机 40% 以上，为世界能源转型提供了中 国方案。 宁夏作为国家新能源综合示范区，以"风光火储一体化"政策培育产业沃土。华严第一储能电站应运而 生，于2023年12月30日并网投运，以200MW/400MWh装机规模成为全球最大电网侧分布式模块化储能 电站。 电站选址宁夏中卫市中宁县，绝非偶然。 "这里新能源装机占比超80%，午间光伏出力高峰时，电网调峰需求如饥似渴。"上海天炜能源科技有限 公司总经理徐晓栋向记者如此解释。 北纬37.5°的黄金光能带上，黄 ...

政策背景与核心意义 - 政策明确了绿电直连的合理与合法性，有利于新能源消纳和满足欧盟碳关税的相关要求，这是基于650号文的重大突破 [1] - 国家发改委于5月发布650号文鼓励民营企业等经营主体投资绿电直连项目，9月发布1192号文明确新能源就近消纳的输配电价缴费机制，被视为对650号文价格机制的重要补充 [1] 绿电直连的定义与目标 - 绿电直连即风能、太阳能、生物质等新能源电源不接入公共电网，而是通过专用线路与单一电力用户直接连接 [2] - 主要目标包括缓解发电端新能源消纳压力、降低负荷侧用电成本、帮助出口企业应对碳足迹管理和国际绿色贸易新规要求 [2] - 通过物理专线确保企业真正用上清洁电，降低用电成本并帮助应对欧盟CBAM等相关挑战，为出口型企业提供绿色竞争力 [2] 主要应用场景与行业影响 - 重要应用场景是数据中心等高耗能行业，国家发改委要求2025年增设钢铁、水泥、多晶硅、国家枢纽节点新建数据中心的绿色电力消费比例 [2] - 绿电直连将加速高耗能行业绿色电气化进程，借就地消纳减少对新能源公共电网的依赖与干扰 [2] - 能源绿色发展要摆脱单纯依靠发电侧新能源迅速扩张的路径，绿电直连将是负荷侧破局的重要模式 [2] 价格机制创新 - 1192号文强调对于新能源就近消纳项目，按照谁受益、谁负担原则，公平承担输配电费、系统运行费等费用 [3] - 明确绿电直连原则上作为统一整体参与电力市场，与其他发电企业、电力用户等具有平等地位 [3] - 创新提出合同能源管理及多年期购电协议模式，明确新能源与用户间的消纳义务与合作 [3] - 新价格机制比先前友好很多，线损只针对下网电量部分收取，自发自用部分不交系统运行费，交叉补贴包含在输配电价中也不用交 [3] - 1192号文通过减少系统运行、线损等费用，为新能源投资方谋得合理的价差空间 [3] 项目经济性分析 - 以山东为例，当地光伏竞价中标电价为0.225元/度，低于每度0.26元现货均价和0.35元的中长期交易价，当地工商业用户电价为0.7-0.8元/度，若光伏电站采用绿电直连服务用户，其投资回报较容易测算 [5] 落地实施的挑战 - 绿电直连项目要专线建设，把电网排除在投资主体外，电源与负荷企业需承担巨大资金压力，并面对线路走廊设计、国土规划审批等问题 [4] - 供需双方生命周期错配影响项目投资收益，光伏等新能源项目全生命周期在25年以上，但负荷侧受政策与市场环境影响大，若企业经营出现问题，电源就会陷入孤立 [4] - 单靠电价价差难以疏导成本，项目还需要投资方自行做电能质量调节管理，以储能等技术看，项目经济性仍是重要考量因素 [4] - 当前新能源入市政策工具较多，但一些政策存在互斥性，例如新能源投资商若选择绿电直连，就无法参与差价结算机制和代理购电 [4] 区域发展与政策建议 - 绿电直连将因不同省份的资源禀赋与政策差异呈现区域分化发展 [5] - 建议进一步完善各类保障政策，从各地政府到电力市场交易机构加快输配电价、电力市场化改革，尽快出台各省落地方案，降低政策不确定性 [5] - 提议出台兜底政策机制，如由政府财政、电源与负荷企业共同出资成立项目风险基金或保证金，在项目出现问题时补贴前期投资，分摊风险 [5] - 建议以产业园区为主体，推动一对多的绿电供应模式，池子越大投资风险越小 [5]

电力现货市场建设进展 - 截至今年8月，7个省级现货市场已正式转入运行，包括山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江 [1] - 江苏、陕西等6个省级及南方区域现货市场开启连续结算试运行，省间现货市场同步正式运行 [1] - "统一市场，两级运作"的框架基本成型，国家电网经营区已建成覆盖26个省份、超6000个发电主体的省间现货交易体系 [1] 市场运行成效与作用 - 在今夏用电高峰期间，省间现货市场最大互济电力达1432万千瓦，精准支援川渝等17个省份，缓解局部地区供电压力 [1] - 今年前8个月，省间现货市场新能源成交电量达77.5亿千瓦时，占比36.5% [2] - 现货市场连续运行地区火电下调能力提升9个百分点，为风电、光伏腾出更多消纳空间 [2] - 浙江在迎峰度夏期间通过市场化价格信号引导用户错峰300万千瓦，挖掘用户侧无感调节能力超350万千瓦 [2] 市场机制面临的挑战 - 新能源装机迅猛扩张带来午间时段可能出现的"弃光"现象、晚高峰时期的保供压力以及部分区域偶发的负电价 [1] - 负电价呈现'季节性、时段性'特征，成为高新能源渗透率地区的共性问题，过于频繁的负电价会扰乱市场预期 [2] - 市场机制与高比例新能源接入的适配性仍需进一步优化 [1] 未来市场体系发展方向 - 需构建"电能量市场+容量市场+辅助服务市场"的多层次体系 [3] - 电能量市场通过中长期合约筑牢保供基础、分时价差激励短期调节 [3] - 容量市场保障长期供电能力，辅助服务市场细化调频、爬坡等品种，让抽水蓄能、储能等灵活资源获得合理收益 [3] - 需通过机制优化应对挑战，如合理控制新能源装机节奏、释放用户侧灵活性 [2]