政策核心观点 - 国务院办公厅印发《关于进一步促进民间投资发展的若干措施》旨在全面激发民间投资活力[2][3] - 政策通过放宽市场准入、加大金融支持、优化营商环境等多方面措施促进民间资本参与国家重大项目建设[4][5][6][7] 基础设施与能源行业 - 鼓励民间资本参与铁路、核电、水电、跨省直流输电、油气管道、LNG设施、供水等具有收益的项目 持股比例可达10%以上[4] - 支持民间资本参与低空经济基础设施和商业航天项目 在频率许可和发射审批上平等对待[4] - 规范简化铁路线路接轨手续 支持有条件的铁路项目实行自主运输调度 完善路网使用费清算规则[6] - 深化基础设施和公用事业领域价格改革 保障民营企业在电力并网、油气管网使用等方面的权益[6] 服务业与数字化转型 - 清理不合理服务业准入限制 支持民间资本投向工业设计、检验检测、质量认证、数字化转型等生产性服务业[5] - 支持民营龙头企业建设数字赋能平台 打通产业链数据堵点 开展跨领域数据融合应用[7] - 加快培育面向民营中小企业的数字化服务商 实施中小企业数字化赋能专项行动[7] 政府采购与金融支持 - 超过400万元的工程采购项目需预留40%以上预算面向中小企业 鼓励将民营企业合同预付款比例提高至30%以上[6] - 加大中央预算内投资对民间项目的支持 用好新型政策性金融工具补充项目资本金[7] - 银行业需制定民营企业年度服务目标 落实普惠信贷尽职免责制度 打造国家投融资综合服务平台[7] - 支持科技型企业通过"绿色通道"上市融资 鼓励发行基础设施REITs[7] 创新与产业链支持 - 加快向民营企业开放国家重大科研基础设施 支持有能力民企牵头承担国家重大技术攻关任务[4] - 鼓励民企建设中试平台 支持国企和科研院所提供市场化中试服务 简化中试基地审批程序[6]

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]

调研活动概述 - 国家能源局党组书记、局长王宏志于11月7日带队赴甘肃省清水县和通渭县开展定点帮扶和乡村振兴专题调研 [3] - 调研团队深入清水县白驼镇白驼村和通渭县平襄镇孟河村，宣讲党的二十届四中全会精神，并调研当地新能源和特色产业发展情况 [2] - 调研活动包括实地考察帮扶产品生产车间和电商销售平台，并看望慰问挂职干部 [2] 政策方向与工作重点 - 强调要深入学习领会习近平总书记重要讲话精神和党的二十届四中全会精神，以高度政治责任感贯彻落实党中央决策部署 [2] - 要求在坚持“十四五”帮扶工作好做法好经验基础上，探索创新帮扶举措 [2] - 提出结合定点帮扶县“十五五”产业发展和民生需要，强化开发式帮扶 [2] - 明确将持续开展就业、消费、教育、培训等全方位常态化帮扶，以提升帮扶成效 [2] 产业发展与帮扶措施 - 调研关注当地新能源和特色产业发展情况 [2] - 工作重点包括强化开发式帮扶，并考察了帮扶产品生产车间和电商销售平台 [2] - 鼓励挂职干部发扬好工作作风，扎根基层、为民服务，高质量完成帮扶任务 [2]

电力现货市场建设进展 - 四川、重庆、青海三地电力现货市场转入连续结算试运行，标志着省级电力现货市场已实现基本全覆盖 [2] - 全国统一电力市场初步建成，是深化电力体制改革和构建新型电力系统的重要内容 [2] - 山西、广东等7个省级现货市场已转入正式运行，福建、陕西等进入连续结算试运行阶段，提前2个月完成省级现货市场基本全覆盖的目标任务 [2] - 南方区域电力市场于6月转入连续结算运行，实现南方五省区电力资源统筹互济的突破性进展 [2] - 10月国家电网首次与南方电网跨经营区开展电力现货交易，实现网间市场联通 [2] 电力现货市场功能与价值 - 电力现货市场通过实时竞价形成准确反映当下电力供需情况的真实电价，引导电力资源在全国范围内高效配置 [2] - 市场如同一个"电力股市"，是构建全国统一电力市场体系的关键环节和难点所在 [2] 市场运行成效案例 - 电源侧价格信号有效激励机组稳发满发，山东、湖北在负荷创新高时机组非停率、受阻率显著下降 [3] - 电网侧省间现货交易最大互济电力达1432万千瓦，精准支援川渝等20余省份，其中四川购电超29.2亿千瓦时，有效缓解迎峰度夏用电紧张 [3] - 用户侧价格信号引导山东446万工商业用户通过分时电价调整用电行为，午间为新能源腾出583万千瓦消纳空间，晚高峰转移用电负荷225万千瓦 [3] - 电力生产组织基本实现市场化转型，市场将在提升系统调节能力、保障电网可靠运行、促进新能源消纳等方面释放更大价值 [3]

能源绿色低碳转型 - 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 [15] - 截至2025年8月底，风电、光伏发电装机规模突破16.9亿千瓦，达到2020年的3倍以上，贡献了2020年以来约80%的新增电力装机 [15] - 截至2025年8月底，常规水电装机容量约3.8亿千瓦、抽水蓄能装机容量6236.5万千瓦 [15] - 截至2025年8月底，运行、在建、核准待建核电机组共112台、装机容量1.25亿千瓦，居世界第一 [16] - 截至2024年底，绿色氢能产能超15万吨/年，居世界第一；生物质发电装机容量达4688万千瓦，是2020年的1.6倍 [16] - 化石能源消费比重由2020年的84.0%降至2024年的80.2%；煤炭占能源消费总量比重由2020年的56.7%降至2024年的53.2% [17] - 2024年，分别完成跨区、跨省输送电量9247亿千瓦时、2万亿千瓦时，较2020年分别增长50%、30% [19] - 截至2024年底，新型储能装机达到7376万千瓦/1.68亿千瓦时，是2020年的20倍，装机规模占全球总装机比例超过40% [20] 重点领域低碳发展 - 2024年，中国再生有色金属产量达1915万吨，连续15年居全球首位，每4吨电解铝中有1吨使用绿电生产 [22] - 2024年，新产业、新业态、新商业模式"三新"经济占国内生产总值的比重超过18%，高技术制造业增加值占规上工业比重达到16.3%，较2020年增加1.2个百分点 [22] - 246家数据中心入选国家绿色数据中心，使用电力一半以上是绿电 [23] - 2025年1－9月，新能源乘用车国内市场渗透率达到52.2%，在主要经济体中位居第一；2024年铁路电化率达76.2% [25] - 截至2025年8月底，中国电动汽车充电基础设施总数累计达到1734.8万个，是5年前的10倍；截至2025年6月底，开通运营城市轨道交通线路330条，运营总里程超过1.1万公里，居全球首位 [26] - 2024年，新开工装配式建筑面积达6.72亿平方米，占新建建筑比例突破30%；截至2025年6月底，绿色建材认证产品突破1万个 [27] - 2024年，城镇新建绿色建筑面积占当年城镇新建建筑面积的97.9%；截至2024年底，节能建筑占城镇既有建筑面积比例超过66% [27] - 2024年，中国建筑用电占建筑能耗比例超过55%；截至2024年底，北方地区清洁取暖率达到83%，较2020年提高近20个百分点 [28] 重点降碳路径成效 - 扣除原料用能和非化石能源消费量后，"十四五"前四年中国单位国内生产总值能耗累计下降11.6% [32] - 节能服务产业总产值超过5000亿元，2024年合同能源管理新增投资超1700亿元 [32] - 2024年重点领域设备更新超过2000万台（套），形成节能量约2500万吨标准煤 [33] - 2024年，煤矸石、粉煤灰、尾矿等七种大宗固废综合利用率达59%，较2020年提高3个百分点 [35] - 2024年，废钢铁、废有色金属、废纸、废橡胶、废玻璃等主要再生资源年利用量超4亿吨；报废机动车、废旧家电规范回收拆解量分别达到846万辆、63万吨，同比大幅增长64%、20% [35] - 2024年，森林覆盖率达25.09%，森林蓄积量达209.88亿立方米，草原综合植被盖度达50.52%，目前林草年碳汇量超过12亿吨二氧化碳当量 [37] - 2024年农作物秸秆、畜禽粪污综合利用率分别约88%、80% [37] 支撑保障体系 - 截至2024年底，中国本外币绿色贷款余额36.6万亿元，投向具有碳减排效益的贷款占比接近七成 [42] - 2024年，绿色保险业务保费收入达3331.49亿元；绿色债券发行量为6814.32亿元，是2020年的2.5倍 [42] - 2025年1－8月，消费者在汽车、家电以旧换新活动中，购买的新能源汽车占比超过60%，1级能效家电销售额占比达92% [43] - 2024年和2025年"两新"政策预计形成节能量超过6900万吨标准煤，减少碳排放超过1.7亿吨 [43] - 2024年，中国绿色低碳技术的PCT国际专利申请公开量达6356件，是2020年的2.3倍，连续四年位居世界第一 [44] - 截至2025年9月底，全国碳排放权交易市场配额累计成交量约7.28亿吨，累计成交额约498.3亿元 [45] - 截至2025年10月底，全国温室气体自愿减排交易市场累计登记项目31个，减排量达1504万吨；累计成交量约323万吨，成交额约为2.7亿元 [45] - 截至2025年8月底，中国累计核发绿证69.24亿个，其中可交易绿证46.56亿个；各电力交易中心完成绿色电力交易2050亿千瓦时，同比增长43.3% [45] 全球气候治理与合作 - 中国在共建"一带一路"国家积极承建清洁电力项目，与34个国家建立了"一带一路"能源合作伙伴关系，与100多个国家和地区开展绿色能源项目合作 [49] - 风电、光伏、新能源汽车等产品出口到全球200多个国家和地区，向全球提供了70%的风电设备、80%的光伏组件设备，推动全球风电和光伏发电成本分别下降超过60%和80% [50] - "十四五"期间出口的风电和光伏产品累计为其他国家减少碳排放约41亿吨 [50] - 截至2025年10月底，中国已与160多个国家和地区建立科技合作关系，已签署120个政府间科技合作协定，加入200多个科技相关的国际组织和多边机制 [50] - 2016年以来，提供并动员项目资金超过1770亿元人民币；截至2025年10月底，中国已与43个发展中国家签署55份气候变化南南合作谅解备忘录，累计实施300多期能力建设项目 [51]

政策背景与总体要求 - 政策出台背景为贯彻落实党中央关于能源转型和产业升级的决策部署，特别是2024年《关于加强煤炭清洁高效利用的意见》对加快矿区新能源开发的要求[3] - 总体要求以绿色低碳为方向，科技创新为动力，依托矿区资源发展新能源，目标是到“十五五”末使融合发展取得显著成效，光伏风电模式成熟，新能源渗透率大幅提高[4] 重点任务：新能源开发与用能替代 - 首要任务是加快发展矿区光伏风电产业，有效盘活矿区土地资源，推进光伏电站建设，鼓励建设大型光伏基地，并在风资源充沛区域有序开发风电[5] - 积极推动矿区用能清洁替代，加快煤炭生产环节电气化改造，推进运输设备新能源替代，支持建设充换电站、加氢站及“光储充放”综合站[5] - 稳步推进矿区可再生能源供暖制冷，推动地热能规模化利用，发展太阳能供热，加大矿井乏风余热和煤矿瓦斯氧化供热应用力度[5] 重点任务：系统优化与产业协同 - 创新矿区绿色能源开发利用方式，鼓励建设智能微电网，开展绿电直连，参与绿证绿电交易，以提高绿色电力使用比例[6] - 推动煤炭产业链延伸与新能源发展协同，支持煤炭企业加大清洁高效火电和新能源产业投资，向综合能源生产服务商转型，并鼓励开发碳基特种燃料等创新型产品[6] 保障措施与实施路径 - 加强科技创新和人才培育，开展融合发展的基础理论研究和关键技术研发，并加大新能源领域专业型和复合型人才培养力度[7] - 加大政策协同支持力度，将融合发展纳入“十五五”能源规划，支持地方利用中央预算内资金等政策，并鼓励分布式新能源项目参与电力市场[7] - 抓好政策落实需省级能源主管部门细化措施加强指导，重点煤炭企业需编制实施方案推进重点项目，打造特色典型案例[8]

总体要求与目标 - 以绿色低碳为方向 以科技创新为动力 依托煤炭矿区资源要素大力发展新能源 推动煤炭产业链延伸发展 [4] - 到“十五五”末 煤炭与新能源融合发展取得显著成效 煤炭矿区光伏风电产业发展模式基本成熟 电能替代和新能源渗透率大幅提高 [4] 矿区光伏风电产业发展 - 有效盘活矿区土地资源 利用采煤沉陷区 工业广场 排土场 复垦区等场地加快推进光伏电站建设 [5] - 创新“光伏+”多元业态发展模式 支持在煤矿复垦区发展光伏和农林业种植 畜牧饲养 在采煤沉陷区建设水上光伏电站 [5] - 在风力资源充沛的矿区及周边区域 有序推进集中式 分散式风电开发 [5] 矿区用能清洁替代 - 加快煤炭生产重点环节电气化改造 推广电驱钻机 电动铲机等装备应用 扩大终端用能设备电气化比例 [6] - 推进矿区运输设备新能源替代 在露天煤矿规模化应用电动 氢能矿卡 井工煤矿应用电动矿用无轨胶轮车 [6] - 加快淘汰矿区内低效落后老旧锅炉 因地制宜推广电锅炉 生物质锅炉等先进锅炉 降低矿区自用煤消耗 [6] 矿区可再生能源供暖制冷 - 鼓励有条件的煤矿发展浅层地热能供暖 加大中深层地热井下换热供暖技术推广 [7] - 支持矿区依托屋顶 空地等闲置空间 发展分布式太阳能供热供暖 有效利用矸石电厂热源 加大矿井乏风余热利用 [7] - 探索矿区可再生能源制冷技术创新应用 有效治理井下高温热害 [7] 矿区绿色能源开发利用方式创新 - 因地制宜建设“源网荷储”协同控制的矿区智能微电网 推动光伏风电 瓦斯发电 多元储能等一体化开发运行 [8] - 积极推动提高矿区生产负荷调节能力 有序开展绿电直连 鼓励参与绿证绿电交易 [8] - 大力推进矿区节能降碳改造 建设一批高效低碳零碳典型厂区园区 降低矿区碳排放水平 [8] 煤炭产业链延伸与新能源协同 - 积极支持煤炭企业统筹煤炭与煤电 新能源产业布局 加大清洁高效火电 新能源等产业投资开发力度 [9] - 推动矿区坑口煤电实施新一代煤电改造升级 鼓励与新能源联营发展和优化组合 [9] - 优化产业链布局 鼓励煤制油气和煤化工项目开展规模化绿电 绿氢利用替代和CCUS应用 [9] 科技创新与人才培育 - 加强煤炭与新能源耦合发电 矿井空间储能系统集成 新能源制氢与煤转化耦合等关键技术研发 [10] - 支持煤炭与新能源融合发展首台（套）技术装备应用 建设一批可复制可推广的先进试点项目 [10] - 加大煤炭企业新能源领域人才培养力度 鼓励以开设订单班 联合培养等形式按需培养专业型 复合型人才 [10] 政策协同支持 - 国家将煤炭与新能源融合发展纳入“十五五”能源及煤炭 可再生能源规划 作为重点任务举措推进落实 [11] - 引导金融机构按照市场化 法治化原则 加大对煤炭与新能源融合发展项目的信贷支持 [11] - 电网企业保障矿区新能源项目并网发电 鼓励矿区分布式新能源项目参与电力市场 [11]

核心观点 - 国家能源局召开会议学习贯彻党的二十届四中全会精神，强调将其作为重大政治任务，并明确“十五五”时期能源发展的新形势与新任务 [1][3][4] - 会议核心是推动能源高质量发展，围绕保障能源安全、推进绿色低碳转型、强化科技创新、深化体制改革及加强国际合作五大任务展开 [4][6] - 甘肃省被定位为能源大省和新能源开发利用大省，需发挥优势，融入国家战略以促进能源高质量发展 [5][6] 学习贯彻四中全会精神 - 将学习宣传贯彻党的二十届四中全会精神视为当前及今后的重大政治任务，要求能源战线干部职工统一思想行动到党中央决策部署 [3] - 需深刻领会全会精神的丰富内涵，准确把握“十五五”时期的重要地位、国内外形势判断及经济社会发展目标 [3] “十五五”时期能源发展任务 - 坚决保障能源安全，提升国内自主保障能力和海外资源多元供给，增强能源供应链的韧性、稳定性和安全性 [4] - 坚定不移推进能源绿色低碳转型，加快建设新型能源体系和新型电力系统，推动能源消费绿色化、低碳化 [4] - 强化能源领域科技创新引领，坚持智能化、绿色化、融合化发展，提升科技创新硬实力和软建设，驱动行业质量、效率、动力变革 [4] - 持续深化能源体制改革，加快能源市场体系建设，深化全国统一电力市场建设和油气改革，优化营商环境，发挥市场决定性作用 [4] - 全方位加强能源国际合作，保持战略自信和定力，扩大高水平对外开放，保障开放条件下的能源安全 [4] 甘肃省能源发展定位 - 甘肃省是能源大省，在保障自身需求的同时承担“西电东送”等重要任务 [5] - 作为新能源开发利用大省，甘肃省在推进能源绿色低碳转型方面具有独特优势，需加快科技创新、深化市场体系建设 [5] - 期望甘肃省总结经验、发挥优势，深度融入高质量共建“一带一路”和西部陆海新通道建设 [5][6] 会议参与情况 - 国家能源局甘肃能源监管办、甘肃省能源局及部分能源企业等6家单位围绕学习宣传贯彻四中全会精神、“十五五”能源规划等作专题发言 [6] - 国家能源局有关司及在甘能源领域科研院所、行业协会，核电、油气、电网、发电、煤炭相关企业等45家单位参加座谈会 [6]

中国新型储能行业发展现状 - 截至今年9月底，中国新型储能装机规模达1.03亿千瓦，较“十三五”末增长超30倍，占全球总装机比重突破四成，跃居世界第一 [3] - 分省份看，内蒙古、新疆装机规模均超过1000万千瓦，全国居首；华北地区已投运装机3118万千瓦，占全国总量30.4% [5] - 产业大型化趋势明显，单站10万千瓦及以上装机占比超过三分之二 [5] - 今年前三季度，全国新型储能等效利用小时数约770小时，同比增加约120小时 [5] - 迎峰度夏期间，国家电网经营区新型储能最大可调电力超6400万千瓦，实时最大放电电力超4400万千瓦，为电力保供提供有力支撑 [6] 产业竞争力与全球影响 - 锂离子电池储能占绝对主导，装机规模超9800万千瓦，占比96.1% [6] - 与2022年相比，EPC平均中标价格下降约40%，电芯价格下降约60%，成本显著降低 [6] - 2024年中国储能电池全球出货量占比超93.5%，全球前八大企业均来自中国 [6] - “十四五”以来，中国新型储能直接带动项目投资超两千亿元，带动产业链上下游投资超万亿元 [7] - 中国储能产品远销美洲、欧洲、中东、大洋洲等地区，获得海外用户认可 [6] 技术路线多元化发展 - 多个30万千瓦级压缩空气储能项目、10万千瓦级液流电池储能项目、单体兆瓦级飞轮储能项目投运 [9] - 液流电池储能装机规模提升至115万千瓦，较“十三五”末增长约30倍 [10] - 压缩空气储能在“十四五”期间实现“0”的突破，现有装机规模83万千瓦 [10] - 固态电池、氢储能等颠覆性前沿技术加速推进，多元化格局日益凸显 [10] 市场机制与价值挖掘挑战 - 今年1月“136号文”印发，为储能调峰、调频价值提供更清晰的市场化兑现路径 [10] - 截至6月底，国家电网经营区内参与市场交易的新型储能电站总计194个、装机规模2059万千瓦，占新型储能总装机规模27% [10] - 当前独立储能只参与日前现货市场，实时现货市场优化配置资源范围受限 [10] - 辅助服务市场品种单一、补偿力度偏低，无法全面反映储能的快速调频、爬坡、容量等多重价值 [10] - 尚未出台针对新型储能的容量补偿机制，储能缺乏长期、稳定的市场化收益 [11] 未来展望与政策方向 - 前美国能源部部长朱棣文预计，到2030年中国新型储能规模或达到260吉瓦 [14] - 根据《储能产业研究白皮书2025》，保守场景下2030年中国新型储能累计规模将达236.1吉瓦，2025~2030年复合年均增长率20.2%；理想场景下达291.2吉瓦，年复合年均增长率24.5% [14] - 国家能源局下一步将统筹谋划“十五五”规划布局，加快完善新型储能市场机制，大力支持科技创新与国际合作 [13] - 未来将推动新型储能参与电能量市场、辅助服务市场及跨省交易，拓展共享租赁、容量补偿等多元化商业模式 [14]