政策背景与目标 - 国家发展改革委和国家能源局于2025年9月12日联合发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》，旨在通过市场手段解决新能源消纳难题，为项目投资者提供可行性评估核心依据和制度保障 [1] - 政策从参数要求、费用承担、市场路径三大维度对就近消纳项目给出清晰规范，促进新能源高质量发展和规模化落地 [1] 项目建设技术要求 - 项目需形成清晰物理界面和安全责任界面，电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧，以厘清权责边界并减少对大电网的安全隐患 [2] - 新能源年自发自用电量需满足双重比例要求：占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%（2030年起新增项目不低于35%） [3] - 以年用电量1000万千瓦时的工业用户为例，需确保光伏年发电量中至少600万千瓦时（60%）被用户自用，且自用电量占用户总用电量300万千瓦时（30%）以上 [3] 项目经济性评估 - 电能量电费方面，需对比公共电网购电成本与自发自用成本：若新能源发电成本小于购电费用，则项目具有经济性优势 [4] - 输配电费改革从"与电量挂钩"转为"按容（需）量缴纳"，计算公式为：容（需）量电费=按现行政策容（需）量电费+所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量 [5] - 负荷率差异直接影响成本：若项目负荷率低于全省110千伏及以上工商业平均水平，输配电成本增加；反之则形成成本节约优势 [5] - 系统运行费暂按下网电量缴纳，自发自用电量无需缴费，但需预判未来按占用容量缴费的过渡方案带来的成本变化 [6] 市场参与路径 - 在现货市场连续运行地区，项目可通过余量上网获取收益，但需应对价格波动风险：高峰时段可能获得高额电价，低谷时段可能面临亏损甚至负电价 [7] - 在现货市场未连续运行地区，原则上不允许反向送电，投资者需通过优化发电与用电曲线匹配度提升自发自用比例（不低于60%）来实现收益 [8] 行业影响 - 政策为新能源就近消纳项目提供制度化保障，有效破解发展难题，促进新能源消纳并减轻电力系统压力 [1][8] - 高自发自用比例要求（60%以上）引导资源向真实用电场景倾斜，减少公共电网输送压力 [3] - 输配电费改革和系统运行费过渡方案要求投资者精准规划容量配置和长期成本结构 [5][6]

输配电价改革核心举措 - 国家发改委同步发布四项输配电价定价办法修订征求意见稿 包括《输配电定价成本监审办法》《省级电网输配电价定价办法》《区域电网输电价格定价办法》《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》 标志着我国首次并行修订电价监管体系 为第四监管周期输配电价改革奠定基础 [1] 发电端优化机制 - 针对省内新能源消纳探索实行单一容量制电价 精准核算系统平衡成本 激励源网荷储一体化及绿电直供项目实现自平衡 减少对大电网容量依赖 [2] - 针对跨省跨区清洁能源输送探索两部制或单一容量制电价 打破省间电力流动体制机制壁垒 提升西部北部风电光伏资源向中东部负荷中心输送效率 [2] - 通过核定跨省跨区专项工程输电价格机制 提升输电通道利用率 推动能源结构向绿色低碳转型 [2] 用电端成本控制 - 健全电网企业激励约束机制 促进降本增效 为用户提供安全高效可持续的输配电服务 [3] - 基于用户对输配电系统成本的实际耗费实现公平分摊成本 优化输配电价结构 兼顾公共政策目标 [3] - 严格规范政府定价行为 减少自由裁量权 提高定价法治化与透明度 稳定电价水平保障企业生产经营用能计划 [3] 电网端成本监管 - 细化成本监审体系 剔除抽水蓄能 新型储能 充换电服务及市场化业务等非输配电环节成本 确保输配电价专款专用 [4] - 将环境保护税 水资源税等合规税费纳入定价成本 完善成本核算范围 支持绿色低碳发展导向 [4] - 引导电网企业聚焦智能坚强电网 跨省跨区输电通道等关键工程投资 提升新能源消纳能力与运行可靠性 [4]

核心观点 - 山东率先完成全国首次新能源机制电价竞价工作 实现竞争充分和价格合理的目标 为全国电力市场化改革提供可复制的实践经验 [1][3][4][10] 竞价机制设计 - 分类设置风电和光伏两个项目组竞价 总机制电量规模94.67亿千瓦时（风电81.73亿千瓦时 光伏12.94亿千瓦时） [3] - 设置差异化竞价价格上限：风电0.094-0.35元/千瓦时 光伏0.123-0.35元/千瓦时 [3] - 执行期限按项目特性区分：深远海风电15年 其他项目10年 [3] - 设置125%申报充足率指标保障竞争强度 低于该阈值时自动缩减机制电量规模 [4] - 采用边际出清定价机制 对边际机组设置保护措施（入选电量小于机制电量50%时取消结果并采用前序价格） [4] 竞价执行与结果 - 通过每日更新问题答复清单为市场主体扫除实操障碍 [3] - 设置监督电话和邮箱保障全周期公平公正 [4] - 风电入选电量59.67亿千瓦时（占竞价规模73%） 出清价格0.319元/千瓦时 [4] - 光伏入选电量12.48亿千瓦时（占竞价规模96.4%） 出清价格0.225元/千瓦时 [4] 能源结构优化导向 - 风电机制电量占比高达86% 明确向风电倾斜的政策导向 [6] - 光伏装机9130万千瓦（全国第一）但面临严重消纳压力 发电时段出现长时间负电价 [6] - 通过差异化电量配置引导光伏有序发展 吸引风电领域投资 推动风光储多元协同 [6] 产业影响与技术进步 - 出清价格形成清晰投资信号：风电0.319元/千瓦时 光伏0.225元/千瓦时 [8] - 风电企业可依托大规模机制电量布局深远海项目 光伏企业需审慎评估竞争态势 [8] - 市场化竞价机制倒逼企业提升发电效率 控制成本 形成优胜劣汰的良性循环 [8] 全国示范效应 - 竞价未出现极端低价或价格虚高 证明科学方案可实现合理竞争目标 [10] - 山东立足本省实际（风光装机1.19亿千瓦占总量47.84%）的设计思路具有可复制性 [6][10] - 为面临资源禀赋不均或转型压力的省份提供可调整的竞价规模与价格区间设计范式 [10]

文章核心观点 - 实现双碳目标需以能源革命为核心 电力转型是关键路径 构建新型电力系统和全国统一电力市场是主要途径 信用体系作为重要保障和支点支撑市场建设[1] 政策框架与实施路径 - 以能源法为根基衔接落实多项政策文件 包括中办国办推进社会信用体系建设意见 发改委能源局建设全国统一电力市场体系指导意见 能源局信用体系政策文件[2] - 结合2024年《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》实施路径系统推进信用体系建设 建设过程体现政府主导与多方协同共建共治[2] 市场建设目标与时间节点 - 2025年初步建成全国统一电力市场体系 2030年基本建成适应新型电力系统要求的市场体系[3] - 当前建设任务紧迫艰巨 需构建多层次市场架构和完备市场体系 建立绿色低碳转型机制 完善市场监管和信用体系[3] 信用体系建设内容 - 信用体系建设是电力市场关键基础环节和行业组成部分 涉及建立主体自律与社会监督机制 完善信用制度规范与评价体系 开展信用评价工作[3] - 加强信用分级分类监管 实现信用信息共享 健全激励惩戒机制 构建基于信用的新型监管机制 保护成员权益 深化信用应用 筑牢信用文化根基[3] 标准化工作进展 - 标准化是信用体系建设基础 能源行业涉电力信用评价标准化技术委员会2020年1月成立 截至2023年完成18项标准制修订（5项行标+13项团标）[4] - 2024年完成《电力企业信用体系建设导则》等3项行标和《电力企业信用风险防控规范》等两项团标编制 已报批待公布[4] - 2024年中启动全国统一电力市场信用体系标准体系框架建设 建议稿包含7个系列44项标准 涵盖信用术语 数据规范 评价标准 信息管理 激励惩戒 技术系统 风险管理[4]

核心事件 - 古巴全国电力系统于2025年9月10日因安东尼奥·吉特拉斯热电厂故障全面崩溃 为近一年内第五次全国范围停电 持续时间达数小时至数十小时 [1] - 停电对医疗 供水和民生造成严重冲击 电网缺乏实时监控与快速响应机制 [1] 电力基础设施状况 - 全国发电机组平均运行年限超过30年 主力热电厂故障频发 输电线路损耗巨大 [1] - 无法获取智能电表 SCADA电网数据采集与监控系统等基础现代化设备 [2] - 地处飓风频发区域 自然灾害频繁摧残电网设施 [2] 能源结构特点 - 过度依赖传统燃油热电 可再生能源占比低 [2] - 国际油价波动和燃料供应中断直接冲击发电能力 [2] 国际制裁影响 - 美国《1992年古巴民主法案》禁止第三国企业与古巴能源领域合作 [2] - 美国通用公司因向古巴发电厂提供涡轮叶扇被罚款270万美元 [2] - 制裁导致设备老化与技术隔离 难以获得维修所需备件和技术支持 [2] 国际合作应对 - 中国政府于2025年1月20日向古巴运送第二批发电机组设备和配件 [3] - 援助设备优先保障医院 供水系统和应急服务中心等关键设施运转 [3] - 中古合作属于"一带一路"倡议具体落实 采用不附加政治条件的南南合作模式 [3]

产研基地建设 - 世界首个高原水电机组产研基地东方电气西藏林芝产研基地正式投用 占地48000平方米 具备国际先进水平的泥沙磨蚀试验台 可模拟含沙水流对水轮机的长期磨蚀效应 [1] - 基地将建设智能制造车间 科研综合实验楼 高海拔绝缘/冷却实验室 形成研发 制造 维保及人才培养四大功能 与多方共建共研共享 [2] 技术突破与国产化进程 - 公司自2019年起联合科研院所及上下游企业攻关70多项课题 突破水力 水机 电机 工艺四大专业卡脖子技术 建立全产业链联合创新体系 [4] - 2023年5月自主研制150兆瓦级大型冲击式转轮下线 实现国内该容量等级完全自主知识产权 6月在四川金窝水电站成功应用 成为国内单机容量最大冲击式机组中国心 [5] - 自主研发使水斗建模速度从2周缩短至15分钟 搭建DF300试验台实现高精度一键试验 开发机器人增材制造技术 应用相控阵质检 获得30余项专利 [4] 重大项目进展 - 2023年6月获得世界单机容量最大扎拉水电站500兆瓦冲击式机组研制项目 12月转轮开工制造 开启我国高水头大容量冲击式机组新征程 [7] - 扎拉水电站水头近700米 喷嘴射流速度120米/秒 每个水斗全生命周期需承受150亿次冲击 相当于7.5吨汽车以100千米时速撞击 [8] - 2025年8月完成500兆瓦机组转轮机器人焊接 直径6.2米 重量90吨 增材制造量超6吨 首次探伤合格率超99% 为规模化生产提供技术基础 [9] 技术共享与行业引领 - 2024年4月向全行业公开150兆瓦级转轮研制资料 共享水力模型 动应力实测数据及三维实体数据 首次实现发电装备企业技术资料全面开放 [11] - 公司致力于实现从0到1源创新和1到N再提升 推动冲击式机组研制从跟跑 并跑到领跑转变 服务国家清洁能源基地建设战略 [2][11]

全球能源互联网倡议进展与意义 - 全球能源互联网倡议本质是人与人的连接和区域与区域的合作 为不同国家搭建关键平台以凝聚能源合作共识和开展务实协作 [4] - 倡议以先实现区域内国家互联再推动区域间跨洲互联为路径 对改善全球能源配置和促进能源公平起到重要推动作用 [4] - 十年来全球可再生能源渗透率显著提升 能源强度持续下降 这些成果与倡议推进和《巴黎协定》约束密不可分 [4] 全球温控目标差距与挑战 - 当前距离2030年目标和可持续发展目标仍有很大差距 今年全球平均气温已较工业化前水平升高1.5摄氏度 [5] - 未来需要付出两倍甚至三倍的努力才能实现将全球温升控制在1.5摄氏度阈值内的目标 [5] 弹性能源系统与全系统成本 - 弹性能源系统核心价值是解决能源三难困境 以积极方式平衡能源可持续性 可负担性和供应稳定三个维度需求 [6] - 全系统成本思维要求考虑技术整合到整个能源系统的全链条成本与收益 包括输配电系统建设和电网辅助服务等隐性成本 [7] - 联合国欧洲经济委员会关于全系统成本的报告已进入收尾阶段 旨在推动能源决策更全面透明 [7] 能源转型风险防范 - 需防范结构失衡风险 即过度追求可再生能源装机却忽视输电网络升级导致电力无法有效输送 [9] - 需防范可负担性风险 部分国家为推进转型大幅提高能源价格导致能源贫困 [9] - 需防范供应链风险 能源产业链上下游稳定对转型至关重要 不能依赖单一地区或单一资源 [9] 转型速度与系统稳定平衡 - 平衡关键是能源多样化 通过多种能源协同降低系统波动风险 [10] - 决策协同化要求发电输电配电环节政策同步制定 甚至跨境能源合作也要建立统一协调机制 [10] 伊比利亚半岛停电事件启示 - 核心启示是发电决策和输电决策必须协同 碎片化管理与一体化电网矛盾加上可再生能源接入比例提升引发事故 [8] - 对应电力系统脱碳四大支柱 即依赖低碳无碳能源 保障电力传输能力 重视分配与资源平衡 维护能源供应链稳定 [8]

电力供需形势 - 国家电网经营区用电负荷六创历史新高 最大负荷达12.35亿千瓦 较去年11.80亿千瓦极值增长5500万千瓦[1] - 江苏电网最高用电负荷5次突破历史极值 达1.56亿千瓦 较去年最高值同比增长6.12%[3] - 四川电网最高用电负荷冲上7419万千瓦 较去年最高值同比增长7.07%[6] 现货市场机制建设 - 现货市场通过实时价格信号灵敏反映电力供需形势 高峰时段电价激励发电企业优化燃煤配比提升机组顶峰出力能力[3] - 江苏电力现货市场启动连续结算试运行 发电侧参与现货出清企业达208家 累计总容量超1亿千瓦[3] - 省间现货交易实现精准跨区支援互济 今夏最大互济电力1432万千瓦 极端高温时驰援20余省份[7] 电源侧优化成效 - 山东60万千瓦以上机组非停率和受阻率实现"双零"[4] - 湖北火电受阻容量降至2% 较2024年同期下降约50%[4] - 安徽机组非停率为零 受阻率约0.2%达历史最好水平[4] - 西北配套电源内部互济电量超4亿千瓦时 保障直流送电100%履约[4] 跨区域电力调配 - 四川通过省间现货交易从上海江苏购入498万千瓦电力[6] - 迎峰度夏关键期争取上海福建等地最大送四川电力超800万千瓦[7] - 闽粤联网工程输送超20亿千瓦时电能至上海浙江安徽福建[7] - 省间电力现货交易成交均价0.77元/千瓦时 较省间中长期交易均价高105%[8] 需求侧响应机制 - 甘肃450家工业企业参与电力现货市场 负荷削峰填谷占比近10%[10] - 山东执行动态分时电价工商业用户达446万户 午间新能源消纳空间增加约583万千瓦[10] - 晚高峰转移用电负荷约225万千瓦 为单个企业最大节省电费1354万元[10] 新型市场主体参与 - 国家电网经营区内新型储能可调最大电力达65吉瓦 实时最大放电电力44.5吉瓦 较去年同期峰值增长55.7%[11] - 甘肃新型储能最大放电电力200万千瓦 放电电量约750万千瓦时[11] - 上海虚拟电厂实现百万千瓦规模调用 最大削峰达116万千瓦 占比全市总负荷超3%[11]

市场架构与参与主体 - 甘肃电力现货市场采用集中式+全电量优化和日前+实时市场模式 实现7×24小时不间断运营 并与中长期市场 辅助服务市场有序衔接 省间与省内市场协调配合 [2] - 市场参与主体全面覆盖 发电侧563家 装机总容量7400万千瓦 用户侧454家 月均用电量近50亿千瓦时 占市场化用电量60% [2] - 用户报量报价参与机制为全国唯一 所有工商业用户 火电水电机组 新能源场站 储能全面入市 新能源成为电能量市场主力电源 [2] 价格机制与运行特征 - 日前市场平均价格0.242元/千瓦时 实时市场平均价格0.249元/千瓦时 价格波幅控制在合理区间且低于全国多数试点省份平均水平 [3] - 价格呈现时空分化特征：河西地区新能源装机规模大用电需求少 平均价格较河东地区低 分时呈现午间谷段深 早晚峰段高的两峰一谷特征 [3] - 冬季供需紧张时现货价格高 夏季新能源大发期价格低 负荷高峰时段平均价格0.32元/千瓦时较燃煤基准价上涨 [3][4] 新能源消纳与转型成效 - 新能源装机超过7400万千瓦 占全省电网总装机比重超65% 新能源发电量达660.4亿千瓦时 同比提升16.4% [6][7] - 通过省间省内市场协同助力新能源消纳90.8亿千瓦时 辅助调频增发新能源46亿千瓦时 新能源发电增量占总发电增量比例达66% [7] - 省内消纳电量从2020年日均1.8亿千瓦时提升至2024年3.2亿千瓦时 增长77.8% 新能源发电量连续3个月反超火电 [4][7] 系统调节与保供能力 - 价格信号激励煤电机组顶峰发电 增加顶峰能力70万千瓦 储能在现货市场中低谷充电高峰放电 上半年累计充电19.53亿千瓦时 [4] - 储能最大充电电力364万千瓦 最大放电电力391万千瓦 提升系统供电稳定性 煤电机组平均出力减至额定出力的33% [4][7] - 用户负荷曲线适应新能源发电特点 最大用电负荷由晚高峰18时转移至中午11时 削峰填谷负荷240万千瓦 [4] 市场机制创新 - 采用节点电价 分时电价机制体现电能时空价值 明确电网侧储能以独立主体参与实时市场 电源侧储能与新能源作为整体参与市场 [5] - 建立储能参与的调峰容量市场 允许新能源在实时市场实时修正超短期预测 创新开展新能源辅助调频控制模式 [5][6] - 中长期交易连续滚动开市 绿电优先上网成为常态 设置合理价格上下限防止极端价格 [5][6] 发展路径与优化方向 - 需提高市场运营监测水平 建立数字化监测分析工具 探索市场力检测与缓解工作机制 完善全流程风险防控规则 [8] - 健全市场运营规则体系 结合新能源入市完善中长期 现货市场中成本补偿 限价等规则 丰富辅助服务品种 [8] - 提升市场运营保障能力 完善技术支持系统备用方案 构建市场风险防控联动工作机制 [8]

市场建设里程碑 - 国网四川电力公司于9月8日开展现货市场日前出清 启动水电为主省级电力现货市场首次结算试运行 标志我国首个水电主导省级现货市场建设取得关键突破 [1] - 四川省委省政府于2024年11月提出"多电源参与、全电量优化、全水期运行"电力现货新模式 组建包含政府机构、发用电企业、电网公司、运营机构及高校的省级工作专班 [1] 核心挑战与解决方案 - 针对水力-电力协同优化、现货短期优化与水库长周期利用衔接、供需矛盾导致保供稳价难三大难题 在规则/技术/运营三大体系持续发力 [1] - 构建适应四川特色的"1+5"现货市场规则体系 实现规则体系全新重构及两轮迭代更新 耗时不足一年 [1] - 打造全业务融合、全数据贯通、全风险防控、全监测管理的运营体系 构建以现货系统为核心的多维协同技术体系 [1] 试运行保障措施 - 开展系统调电测试并组织3次模拟调电试运行 全面验证市场规则机制、运营体系及技术系统功能 [2] - 设立业务咨询服务热线 强化7*24小时市场运营保障 全力防控各类市场风险 [2]