煤炭与石油消费达峰前景 - 煤炭消费占能源消费比重从2000年的68.5%下降至2024年的53.2%，石油从22%下降至18.2%，但二者消费总量和产量仍在增加，当前合计占比达71.4% [2] - 预计2030年前可实现煤炭和石油消费达峰及碳达峰目标，依据是煤电装机到2030年将基本不再新增，且钢铁、水泥等其他用煤行业正加快推进减碳甚至可提前达峰 [2] - 煤炭达峰时间将早于煤电达峰，原因在于电力行业整体达峰较晚，煤电需发挥兜底保障作用，但其他耗煤大户用煤量持续减少可抵消煤电用煤需求增加 [4] 煤电转型路径与区域布局 - 煤电转型遵循“三步走”思路：增容控量（当前至2030年）、控容减量（20302035年）、减容减量（20352060年） [2] - 煤电“增容”并非全国铺开，仅限少数地区如缺电的广东、浙江及西北部“沙戈荒”区域，或因硬缺电需求，或因配套大型清洁能源外送基地需要 [3] 新能源消纳路径与外送挑战 - 解决新能源大规模消纳的主要路径是外送，特别是西北地区（甘肃、新疆、青海、宁夏等），因其新能源装机集中、规模大，而本地消纳容量有限 [5][6] - 外送通道面临明显不足、建设成本高、审批程序复杂（需国家发改委、国家能源局主导）及建成后利用率不理想（个别低于50%）等问题 [6] - 外送电价机制存在挑战，受电地区（如广东、江苏、浙江）议价空间增大，送电地区电价加上输配电成本后落地价格不低，且绿电环境价值体现不足 [7] 外送问题解决策略 - 政府需“软硬兼施”，“软”指协调利益、构建公平共享的交易机制，“硬”指加强输电通道能力及配套电源电网建设 [8][9] - 在“沙戈荒”新能源开发建设中，应由一家集团企业负责配套储能及煤电建设，以减少多家企业协调困难、效率低下问题 [9] 新能源投资与装机目标 - 截至今年9月底，中国可再生能源装机接近22亿千瓦，风电、太阳能发电合计装机突破17亿千瓦 [10] - 实现2035年风光总装机36亿千瓦目标，未来10年需每年新增1.9亿~2亿千瓦装机，但当前新能源全面入市交易后电价下行，发电集团对投资持观望态度 [10][11] - 长期看“促投资”与“达目标”间不存在不可解决问题，36亿千瓦目标预计可实现甚至提前超额完成 [12] 电力市场与负电价问题 - “负电价”主因是电力供需关系瞬时失衡，调整中长期交易占比不能解决问题，应推动中长期交易向分时、带曲线的精细化合约转变 [12] - 居民用电不直接参与市场波动，故“负电价”红利未传导，可通过虚拟电厂整合居民可中断负荷（如电动汽车、智能空调）在负电价时段多用电并套利返利 [13] - 可设计受保护的居民峰谷电价模式，设置基础电量和价格，超量部分与现货市场适度联动但设价格上限 [14] 新型储能发展困境与改革 - 新型储能产业高速增长但企业普遍经营困难或亏损，主因供需失衡、收益来源有限（容量租赁费低、峰谷价差小、市场收益不理想）及成本高 [15] - 强制配储政策取消前产业迅速扩张导致产能供大于求，企业间无序竞争、产品同质化及低价低质现象严重 [15][16] - 改革措施包括推动“新能源+储能”作为联合报价主体参与市场交易，并将新型储能纳入容量电价机制提供保底收入，基于功能定位而非技术路线划分收益 [16] - 破解难题需“有效市场”和“有为政府”结合，完善价格政策、健全市场机制、鼓励技术创新 [17]