政策目标 - 到2030年基本建立协同高效的多层次新能源消纳调控体系，持续保障新能源顺利接网、多元利用、高效运行 [1] - 到2030年新增用电量需求主要由新增新能源发电满足 [1] - 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 [1] 系统能力建设 - 新型电力系统适配能力需显著增强，系统调节能力需大幅提升 [1] - 需满足全国每年新增2亿千瓦以上新能源合理消纳需求 [1] 市场机制建设 - 电力市场促进新能源消纳的机制需更加健全 [1] - 跨省跨区新能源交易需更加顺畅 [1] - 到2035年全国统一电力市场需在新能源资源配置中发挥基础作用，实现新能源在全国范围内优化配置、高效消纳 [1] 宏观战略意义 - 该政策旨在助力实现碳达峰目标 [1] - 该政策旨在支撑实现国家自主贡献目标 [1]

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]

新型储能跨省交易突破 - 西北电网成功组织实施国内首次新型储能跨省中长期交易 涉及51家独立储能电站[2] - 通过省间中长期月内多通道集中竞价 实现跨省充放电量340万千瓦时[2] - 交易创新实现"午储新疆绿电 夜供三秦灯火"场景 午间消纳新疆新能源电量200万千瓦时 晚高峰向陕西送电140万千瓦时[2] 市场机制与行业影响 - 交易通过市场机制创新激活西北存量储能资源潜力 验证跨省交易机制可行性[2] - 新型储能具有响应速度快 配置灵活 充放效率高等优势 是新型电力系统优质调节资源[2] - 截至10月底 西北新型储能装机容量已超过2900万千瓦[2]

能源消费结构变化 - 化石能源消费比重由2020年的84.0%下降至2024年的80.2% [1] - 非化石能源消费比重由2020年的16.0%提升至2024年的19.8%，年均提高近1个百分点 [1] - 煤炭占能源消费总量比重由2020年的56.7%降至2024年的53.2% [2] 化石能源利用与产能调整 - 持续提升化石能源清洁高效利用水平，合理控制化石能源消费 [1] - 大力实施煤电机组节能降碳改造，持续推动煤电行业淘汰落后产能 [2] - 过去十年累计完成淘汰煤电落后产能超过1亿千瓦 [2] 非化石能源发展与电力系统建设 - 实现了全球规模最大、速度最快的新能源发展 [1] - 加快建设清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统 [2] - 推动源网荷储一体化发展，实现了可再生能源大规模开发和利用 [2] 工业领域能源转型 - 加大重点行业领域煤炭减量替代力度 [2] - 提升工业领域清洁能源应用比重和电气化水平 [2] - 稳妥有序推进散煤替代 [2]

政策目标与行业阶段 - 中国明确到2035年非化石能源消费占比达到30%以上的目标 [1] - 能源转型进入以高比例新能源为特征的关键阶段 [1] - “十四五”以来风光发电年度新增装机进入“亿千瓦级”规模 [3] 新型电力系统建设 - 建设以新能源为主体的新型电力系统成为关键 [1][3] - 负荷侧形态出现颠覆性变化 包括虚拟电厂 绿电直连 智能微电网和分布式能源聚合等新主体 [3] - 用户和电网互动需求增强 负荷特性趋于复杂化 [3] 虚拟电厂市场与挑战 - 预计2025年中国虚拟电厂市场规模将达102亿元 2030年有望达到千亿元 [3] - 当前虚拟电厂模式以负荷侧为主 聚合用户侧分布式能源 可调生产设备及储能设备 [4] - 发展面临三大瓶颈 资源聚合难度大 收益机制不完善 技术标准不统一 [3] - 具体问题包括用户负荷调节精度不足 政策支持不够（政策性倾斜收益占70%到80%） 用户主动参与市场意识薄弱（市场利润仅占20%到30%） [4] 分布式储能的作用 - 分布式储能被寄予厚望 将在未来虚拟电厂中起到核心作用 [5] - 储能相比其他分布式资源具有响应速度和精度的明显优势 [5] - 通过投资用户侧储能可提升响应精度和速度 减少偏差考核 成为未来项目收益主要来源之一 [5] 行业发展建议 - 专家建议加快建立全国统一电力市场 全面放开适合市场的用户侧准入 [4] - 需推动市场新业态全面发展 并健全绿色电力消费评价体系 [4]

公司战略与目标 - 公司锚定全年目标任务，开展为期六十天的决战，旨在通过高质量电网工程建设推动电网提档升级，并为“十四五”收官和“十五五”开局注入动能 [1] - 2025年计划实施电网工程901项，预计年内投产635项，以夯实“四横六纵”主网架根基 [4] - 公司坚决扛牢电力保供责任，全力确保520项在建工程达成目标，完成年度投产任务 [10] 工程建设进展与管理 - 针对设备供应问题，专项履约小组驻厂催交，推动核心设备提前半个月抵达施工现场 [4] - 通过加强与华北电网调控中心沟通、精准测算停电窗口、科学排布接入时序，将工程建设对现有电网的影响降至最低 [4] - 内部推行“倒排工期、挂图作战”，任务细化到班组和岗位，通过每日调度会动态优化施工方案 [4] - 截至目前，年度新能源接网任务已完工23项，在建34项 [8] - 今年以来，已有14项500千伏电网工程顺利投产，剩余13项正全力推进，确保年底收官 [7] 重点项目与产能 - 乌拉山500千伏输变电工程是国家“沙戈荒”风光大基地关键配套工程，已进入验收冲刺阶段 [5] - 乌拉山工程投运后，将承担200万千瓦新能源接入与消纳的重任 [7] - 预计全年可支撑3000万千瓦新能源顺利并网 [8] 电网布局与投资 - 公司长远布局包括4座新建500千伏变电站、4座新建220千伏变电站按期投运，以及10座500千伏变电站主变扩建 [10] - 将新架2200公里220千伏及以上输电线路，改造13900公里10千伏及以下线路 [10] - 过三梁至德岭山、汇能长滩等重点项目持续发力，旨在织密加固电网，赋能全面绿色转型 [10]

公司动态 - 国际测试检验认证机构SGS为南方电网广州供电局下属4家单位颁发ISO55001:2024资产管理体系认证证书 [1] - 获证单位包括输电管理一所、变电管理三所、海珠供电局、南沙供电局 [1] - 此举彰显南方电网作为电力行业资产管理先行者的实力，并为新型电力系统建设提供可复制、可推广的样板 [1] - 广州供电局首次试点在四家单位开展管理体系贯标，旨在将资产管理理念和方法在最一线落地 [1] 标准解读与应用 - ISO55001资产管理体系标准规定了资产管理体系的建立、实施、保持和改进要求，可帮助组织平衡风险、成本和收益，提升资产全寿命周期管理水平 [1] - ISO55000系列标准2024年升级后，已将资产管理与可持续发展、数字化转型深度绑定，助力企业实现从“资产管控”到“价值创造”的跨越 [1] - SGS计划将其在机场、港口、地铁的资产管理经验与电力场景深度融合，与南方电网共建资产管理新标杆 [1] 行业挑战与展望 - 推进ISO55000系列标准采标与本土化应用面临三大挑战：部分组织对资产管理的理解停留在设备维护层面、不同行业资产特征和数字化基础差异大、跨职能协同机制和专业人才储备不健全 [2] - 专家建议采取分类指导、分步推进、生态共建的方式持续推进工作 [2] - 正在推动将数据资产管理纳入ISO55001框架，探索实物资产、无形资产与数据资产一体化管理的新范式 [2] - 未来将建立标准与案例相结合的推广机制，将南方电网等先行者经验提炼为行业指南，助力企业向主动管理和价值创造转型，服务新型电力系统和“双碳”战略 [2]

中国能源绿色低碳转型成效 - 中国能源绿色低碳转型取得显著成效 为“双碳”目标提供有力支撑 [1] - 非化石能源消费比重由2020年的16.0%增至2024年的19.8% 年均提高近1个百分点 [1] - 化石能源消费比重由2020年的84.0%降至2024年的80.2% [2] 非化石能源发展 - 实现了全球规模最大、速度最快的新能源发展 [1] - 风电、光伏发电装机规模截至2025年8月底突破16.9亿千瓦 达到2020年的3倍以上 [1] - 风电、光伏贡献了2020年以来约80%的新增电力装机 [1] - 风光发电量占比以年均提高2.2个百分点的速度稳步攀升 [1] - 积极安全有序发展核电 加快发展绿色氢能、生物质能、地热能、海洋能 [1] 化石能源利用与电力系统建设 - 持续推进化石能源清洁高效利用和减量替代 [2] - 大力推进煤炭清洁高效利用和减量替代 持续推进油气开发利用绿色转型 [2] - 加快建设清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统 [2] - 推动源网荷储一体化发展 实现了可再生能源大规模开发和利用 [2]

能源绿色低碳转型成效 - 中国能源绿色低碳转型取得显著成效，为双碳目标提供有力支撑 [1] - 非化石能源消费比重由2020年的16.0%增至2024年的19.8%，年均提高近1个百分点 [1] - 化石能源消费比重由2020年的84.0%降至2024年的80.2% [2] 非化石能源发展 - 实现了全球规模最大、速度最快的新能源发展 [1] - 风电、光伏发电装机规模截至2025年8月底突破16.9亿千瓦，达到2020年的3倍以上 [1] - 风电和光伏贡献了2020年以来约80%的新增电力装机，发电量占比年均提高2.2个百分点 [1] - 积极发展水电、核电、绿色氢能、生物质能、地热能和海洋能 [1] 化石能源利用与电力系统 - 持续推进化石能源清洁高效利用和减量替代，提升煤炭清洁利用和油气绿色转型 [2] - 大力提升电力系统安全运行能力，加快建设新型电力系统 [2] - 推动源网荷储一体化发展，实现可再生能源大规模开发利用 [2]

新能源装机与发电 - 全省新能源装机突破1200万千瓦，稳居第一大电源地位 [2] - 清洁能源装机（含气电、储能）占比高达87.1%，发电量占比72.87% [2] - 东方市风电基地每年可新增绿电2.49亿千瓦时，博鳌东屿岛光伏一年可产生绿电2800万千瓦时 [2] 电网建设与项目进展 - 上半年完成3座海上风电场全容量并网，累计实现集中式新能源新增并网211万千瓦 [3] - 全国首个500千伏省域数字电网工程进入收尾阶段，将于近期建成投用 [3] - 项目投产后可带动大容量核电、大规模海上风电等新能源的安全送出 [3] 新能源汽车基础设施 - “海南充电桩”平台已同步链接省内充（换）电站4800余座 [3] - 未来将打造覆盖超充、邀约充电等规模化车网互动项目，支撑百万量级新能源车接入电网 [3] 政策支持与发展规划 - 发布全国首份央地共建新型电力系统省域示范实施方案 [4] - 方案提出力争到2030年基本建成清洁能源岛新型电力系统示范省 [4] - 海南拥有独特的岛屿型省域电网，新能源开发潜力大、发展快，具备率先建成新型电力系统的基础条件 [4]