市场表现与规模 - 欧洲清洁能源购电协议市场正经历显著回调，今年以来PPA签署数量同比下降超过六成，合同容量较上年同期减少约四成[1] - 欧洲目前约有60吉瓦可再生能源装机容量通过PPA交易，其中太阳能装机约25吉瓦，年交易电量达130太瓦时，相当于德国全年用电量的近1/4[2] - 自2024年下半年以来市场交易活跃度明显下滑，购电协议签署量从去年的230笔锐减至约115笔，降幅超过一半[2] 市场降温原因 - 批发电价走低导致长期锁价吸引力下降，市场波动加剧和融资成本上升使投资风险显著提高[2] - 成员国监管政策的不确定性进一步抬高了项目谈判难度[2] - 负电价频发、电网瓶颈突出、审批周期过长等结构性问题正削弱欧洲市场信心[1][4] 结构性矛盾与政策滞后 - 欧洲电网建设进度严重落后于可再生能源发展需求，数百吉瓦新建项目因电网接入延迟而长期搁置[4] - 物流运输环节面临瓶颈，海上风电组件、变压器等关键设备交付频繁延误[4] - 欧盟成员国层面审批流程复杂冗长，有26个欧盟成员国尚未完全落实加快审批的规定，部分项目从立项到获批仍需数年[4] - 电力市场价格剧烈波动，负电价出现频率显著上升，导致新建项目融资难度骤增[4] 行业影响与连锁反应 - PPA市场收缩对能源转型链条产生连锁影响，钢铁、水泥、化工等高耗能行业不得不重新评估通过PPA锁定清洁电力的脱碳路径[5] - 相关物流、装备制造行业因可再生能源投资放缓而遭遇需求萎缩[5] - PPA活力减弱意味着无补贴可再生能源项目融资渠道受限，部分项目可能重新依赖公共财政支持，增加欧盟成员国预算压力[2] 模式演进与创新 - 欧洲可再生能源PPA正从单一固定模式向混合化、灵活化方向演进，协议结构趋于多元[7] - 风光储一体化的“混合PPA”成为市场探索方向，通过储能调节缓解发电侧波动，提高供电稳定性[7] - 谷歌等信息技术企业要求采用时间戳原产地保证机制，实现发电与用电15分钟级别的精确匹配，并明确要求供应商满足95%的供电可靠性标准[8] - 针对负电价风险，部分协议已引入“视为发电量”条款，当市场电价转负时买卖双方按约分担损失[8] 复苏潜力与政策应对 - 随着电网接入条件改善、项目审批提速及跨境购电模式推进，欧洲PPA市场仍具复苏潜力[3] - 政策层面应扩大风险分担机制、完善担保制度，为中小企业和开发商参与市场提供更稳定预期[3] - 欧盟层面已启动应对举措，如欧洲投资银行推出5亿欧元PPA担保计划、欧委会提出三方合同风险分担机制，但政策落地速度仍未与产业需求匹配[6]

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（2030~2035年）、减容减量（2035~2060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]

煤炭与石油消费达峰路径 - 中国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%，二者合计仍占能源消费的71.4% [2] - 煤炭消费将先于煤电达峰，因煤电需发挥兜底保障作用且达峰时间相对较晚，而钢铁、水泥等其他耗煤大户用煤量持续减少将推动煤炭整体更早达峰 [6] - 依据"煤电转型三步走"思路，到2030年煤电装机将基本不再新增，煤电用煤停止增长将直接影响煤炭消费达峰 [5] 新能源消纳与外送挑战 - 解决西北地区新能源大规模消纳的主要路径是外送，因本地消纳容量有限且电网调峰能力不足 [7] - 外送通道面临建设成本高、审批程序复杂、利用率个别不足50%以及受电地区接纳意愿等多重问题 [8][9] - 外送电价机制以受端电价接受能力决定，受电地区议价空间增大，需建立科学合理的送受电价格机制以体现绿电环境价值 [10] 新能源投资与电力市场 - 为实现2035年风电和太阳能发电总装机容量36亿千瓦目标，未来10年需每年新增1.9-2亿千瓦风光装机 [13] - 新能源全面入市交易后电价下行明显，发电集团对投资持观望态度，等待各省实施细则落地后综合研判盈利空间 [16][17] - 负电价是电力供需瞬时失衡体现，降低中长期交易占比并非解决之道，推动向分时、带曲线的精细化合约转变更为有效 [18][19] 新型储能产业发展 - 新型储能产业面临低价竞争、企业普遍经营困难的悖论，根源在于政策驱动下的扭曲激励和市场机制不完善 [22][24] - 强制配储政策取消，新型储能被纳入容量电价机制，只要对系统调节作出实际贡献就应享受同等容量电价收益 [22][23] - 推动"新能源+储能"作为联合报价主体参与市场交易，并通过技术创新和完善市场机制推动产业高质量发展 [23][24] 居民电价与市场红利传导 - 居民用电执行目录销售电价政策，不直接参与市场波动，是负电价红利未能传导至消费者的主要原因 [20] - 可通过发展虚拟电厂整合居民可中断负荷，在负电价时段鼓励用电并以返利形式将部分收益返还用户 [20] - 未来可设计受保护的峰谷电价模式，基础电量价格稳定，超量部分与现货市场适度联动并设置价格上限 [21]

负电价现象与市场信号 - 随着新能源全面入市和省级现货市场运行更加健全，负电价可能更频繁出现[2] - 负电价是电力市场的信号灯，能激励机组深调、用户填谷，引导储能等新型主体投资建设[2] - 若长期出现负电价，可能意味着电力明显供大于求，需优化系统调节能力[2] 负电价具体案例 - 1月浙江电力现货市场连续两日报出最低电价-0.2元/千瓦时，系浙江首次出现负电价[2] - 5月山东电力现货市场连续多日出现负电价时段，最低价-0.08元/千瓦时[2] - 9月四川电力现货市场出现国内首次全天负电价，最低价-0.05元/千瓦时[2] 电厂负电价策略分析 - 新能源企业可通过绿证获得环境收益，即使电价为负，环境收益也能覆盖市场交易损失[5] - 火电企业因机组启停成本极高，宁可倒贴也不停机，是权衡后的理性决策[6] - 现货市场交易电量占比一般在10%以内，中长期合同保障了发电企业电量电价基本盘[6] 负电价政策环境 - 山东明确市场电能量申报价格下限为-80元/兆瓦时[11] - 浙江电力现货市场申报价格下限建议为-200元/兆瓦时[11] - 内蒙古、四川、辽宁多地陆续推出负电价相关政策[11] 负电价市场影响与应对 - 负电价体现了可调节性电力资源的稀缺性，需允许其出现以引导资源配置[11] - 短期看负电价出现范围还会继续扩大，中长期将趋于频次减少、波动幅度收敛的新平衡状态[13] - 应通过储能配置、合约对冲和灵活调度提升新能源企业收益稳定性[15]

负电价现象概述 - 2025年9月20日，四川电力现货市场结算试运行出现全天负电价，出清最高价格为-34.8787元/兆瓦时，最低价格为-50元/兆瓦时 [1] - 负电价现象呈现从单点到多省、从短时到长时的趋势，例如山东在2023年出现连续21小时负电价，2024年五一期间出现连续22小时负电价 [2] - 截至2024年，山东电力现货市场的日前市场和实时市场出现负电价的时间占比分别约为11%和14% [2] 负电价形成机制 - 负电价是电力供需在时空维度上结构性失衡的结果，与新能源高比例并网、传统电力系统调节能力局限性及市场规则设计有关 [5][6] - 市场出清价格由满足负荷需求的最后一家发电企业的报价决定，若该报价为负，则该时段电价即为负值 [3][4] - 传统燃煤机组为避免频繁启停产生高达十几万元的综合成本，有时会报出负价以维持最小出力水平运行 [6] - 新能源发电主体变动成本近零，倾向于报低价抢占出清电量，以牺牲部分电能量收益来换取更多的环境权益收益 [7] 市场规则对负电价的影响 - 保障性机制如“136号文”执行前的结算模式，使新能源90%电量按燃煤基准价结算，形成保底收益锁定，激励其报低价 [8] - 高比例中长期合约锁定了发电企业大部分收益，削弱了现货市场价格信号，即便现货电价为负，整体收益仍可保持稳定 [9] - 用户侧分时电价机制难以响应批发市场的实时负电价，导致低价用能的社会福利未能充分传递给终端用户 [10] 负电价对发电企业收益的影响 - 负电价不等于负收益，发电企业电能量收益由中长期差价合约收入、日前市场收入及实时市场电量偏差收入三部分构成 [11] - 由于有中长期合约保障，在结算层面不会出现发电主体“付费发电”的情况，至多是让出一部分发电利润 [9] - 新能源企业还可从绿证市场和碳市场等渠道获取环境权益收益，在负电价情况下仍能保持一定的综合收入 [7] 不同地区负电价成因差异 - 各地负电价的共同原因是电力供应过剩，但具体成因因电源结构和气候条件而异 [12] - 山东等新能源大省主要因节假日负荷减少及新能源挤压传统发电空间导致，四川则与丰水期水电发电能力大幅提升而需求未同步增长有关 [12] 发电企业行为与行业影响 - 电量是发电企业的重要考核指标，某些情况下即使收入目标未完成，完成电量指标即可，这促使企业在负电价时仍选择发电 [13] - 若低电价或负电价现象更频繁发生，将对新能源的平均价格和收益预期产生深远影响，进而影响中长期交易价格走势 [13] - 频繁的负电价可能使新能源企业面临收益下降困境，影响项目投资和技术研发，对产业健康发展构成威胁 [13] 政策演变与未来展望 - “136号文”要求2025年6月1日起投产的新能源增量项目全部上网电量参与市场交易，如在山东，风电和光伏分别有70%和80%的电量可按机制电量结算，此举有望增加新能源在现货市场的理性报价程度 [14] - 在全面推动新能源市场化与取消强制配储政策的背景下，负电价现象的常态化趋势恐将难以避免 [14] - 建议构建包含负电价小时数、负电价均值等关键指标的定量警示指标体系，并利用人工智能等先进技术优化市场机制设计 [14][15]

负电价现象解读 - 负电价出现频率可能更频繁 原因是新能源全面入市和省级现货市场运行更健全 [1][2] - 负电价是电力供需时段性不平衡的直接体现 也是新能源消纳通过现货市场价格的直接反映 例如四川因来水偏丰六成和负荷下降两成 导致供给能力超过用电需求近四成 出现全天负电价 [2] - 负电价不等于电厂向用电企业倒贴钱 也不等于负电费 因现货市场交易电量占比一般在10%以内 中长期合同保障了发电企业电量电价基本盘 [1][3] 负电价的市场影响与应对 - 短时负电价可视为市场信号灯 激励机组深调、用户填谷 引导储能等新型主体投资建设 为清洁能源发电让出空间 [2] - 长期负电价可能意味着电力明显供大于求 需根据价格信号优化电力系统调节能力 [2] - 对电厂总体收益影响有限 例如四川水电结算均价183元/兆瓦时 略高于9月月度均价177元/兆瓦时 煤电和新能源发电在获得政府授权合约及补贴后平均收益更高 [3] - 国家能源局将指导各地加强市场监测 关注负电价频次和持续时间 采取防范措施以降低频次 稳定发电企业收益预期 [3] 新能源发展目标与路径 - 2035年非化石能源占比目标超30% 风光总装机力争达36亿千瓦 [4] - 十五五期间重点扩大新能源供给 包括推进沙戈荒新能源基地建设 推动水风光一体化基地 加大海上风电开发力度 推动分布式新能源多场景开发 [4] - 积极推动新能源集成发展 出台促进政策 推动新能源与算力、绿氢等战略性新兴产业融合 支持绿电直连、虚拟电厂等新模式 [4] 新能源非电利用与市场机制 - 拓展新能源非电利用途径 重点推动风光制氢氨醇、风光供热供暖等多元转化和就地利用 [5] - 提升新能源消费水平 落实可再生能源消费最低比重目标 出台实施办法 健全绿证交易机制 推动绿证国际互认 [5] - 完善适应高比例新能源的市场和价格机制 指导各地出台上网电价市场化改革方案 构建适应新能源特性的市场交易规则 提供合理收益保障与风险管理机制 [5]

负电价现象概述 - 负电价指电力市场出清价格为负值的特殊价格现象，四川电力现货市场日前出现全天负电价，最高出清价为-34.8787元/兆瓦时，最低达-50元/兆瓦时 [2] - 山东、浙江、内蒙古等地此前也已出现类似现象 [2] - 负电价的本质是电力市场供需关系的真实映射 [4] 负电价出现的原因 - 电力现货市场中，风电、光伏等运行成本接近于零的电源在供大于求时为抢到优先发电机会可能报负电价 [4] - 四川作为水电大省，9月水电装机占比73%，水电上网量同比飙升34.7%，新能源上网量同比增长28.7%，而网供用电量同比下降18.1%，供需严重失衡导致负电价 [4] - 新能源装机规模占比日益提高是负电价出现频率增加的根本原因 [5] 负电价的发展趋势 - 负电价从偶发走向常态化，2019年山东首次出现-0.04元/度的负电价，2023年山东连续21小时负电价，2024年"五一"期间负电价达22小时 [5] - 2025年负电价范围扩大，1月浙江连续两日报出-0.2元/度，4月蒙西电网最低至-0.004元/度，9月四川出现全天负电价 [5] - 随着新能源全面进入电力市场，省级现货市场运行更加健全，负电价未来可能会更频繁出现 [5][6] 负电价对用户侧的影响 - 负电价是指上网侧电价，工商业用户用电价格包括上网电价、输配电价、政府基金和附加三部分，到用户侧目前不会有负电价情况，用户仍需付费但电价水平比平常低不少 [7] - 居民用电价格执行目录销售电价，与现货市场价格不挂钩，无论市场电价如何波动，居民用电成本稳定，既不会买电赚钱也不会额外加价 [8] 负电价对发电企业的影响 - 负电价不等于电厂需要向用电企业倒贴钱，也不等于负电费 [7] - 电力现货市场交易电量占比一般在10%以内，电力中长期合同保障了发电企业电量电价的基本盘，综合中长期市场、新能源补贴及煤电容量电价等因素后，负电价对总体收益影响有限 [7] - 例如四川水电在负电价日期的结算均价为183元/兆瓦时，略高于9月月度结算均价177元/兆瓦时，煤电、新能源发电额外获得政府授权合约、可再生能源电价补贴后平均收益更高 [7] 负电价的国际比较与行业意义 - 2024年德国全年负电价时间长达468小时，占比达5%，法国、英国、西班牙等国负价时长也呈现持续增长趋势 [8] - 短时出现负电价可看作电力市场的信号灯，能够激励机组深调、用户填谷，引导储能等新型主体投资建设，为清洁能源发电让出空间 [8] - 长期出现负电价可能意味着电力明显供大于求，需要根据市场价格信号进一步优化电力系统调节能力 [8] 行业应对与政策展望 - 在新能源全面市场化背景下，负电价常态化恐难避免，应建立包含负电价小时数、均值、渗透率等在内的定量警示体系，结合人工智能技术识别风险 [11] - 需通过完善机制、技术创新、优化布局打好组合拳，让负电价从供需失衡信号转化为促进新能源消纳、提升系统效率的重要工具 [11] - 下一步将指导各地加强市场运营监测，密切关注负电价发生频次与持续时间，科学研判市场风险，提前采取防范措施，降低现货市场负电价频次，稳定发电企业合理收益预期 [11]

负电价现象成因 - 负电价是电力供需关系时段性不平衡的直接体现 也是新能源消纳通过现货市场价格的直接反映 [1] - 新能源装机规模占比日益提高 随着新能源全面入市和省级现货市场运行更健全 负电价可能更频繁出现 [1] - 四川电力现货市场出现全天负电价现象 主要原因是来水同比偏丰六成 负荷受气温下降影响同比降两成 供给能力超过用电需求近四成 [1] 负电价的市场作用与影响 - 短时负电价可视为电力市场信号灯 激励机组深调和用户填谷 引导储能等新型主体投资建设 为清洁能源发电让出空间 [1] - 长期负电价可能意味着电力明显供大于求 需根据价格信号优化电力系统调节能力 [1] - 负电价不等于电厂向用电企业倒贴钱 也不等于负电费 因现货市场交易电量占比一般在10%以内 中长期合同保障发电企业电量电价基本盘 [2] - 综合中长期市场 新能源补贴及煤电容量电价等因素 负电价对电厂总体收益影响有限 [2] - 例如四川水电9月20 21日结算均价183元/兆瓦时 略高于9月月度结算均价177元/兆瓦时 煤电和新能源发电在获得政府授权合约及可再生能源电价补贴后平均收益更高 [2] 行业监管与展望 - 下一步将指导各地加强市场运营监测 密切关注负电价发生频次和持续时间 科学研判市场风险 [2] - 将提前采取防范措施以降低现货市场负电价频次 稳定发电企业合理收益预期 [2]

负电价现象解读 - 负电价是新能源装机占比提高背景下电力供需时段性不平衡和新能源消纳的市场直接反映，随着新能源全面入市和省级现货市场健全，负电价可能更频繁出现[2] - 短时负电价可作为电力市场信号灯，激励机组深调、用户填谷，引导储能等新型主体投资建设，为清洁能源发电让出空间，但长期负电价可能意味着电力明显供大于求，需优化系统调节能力[2] - 负电价不等于电厂向用电企业倒贴钱或负电费，因现货市场交易电量占比一般在10%以内，电力中长期合同保障发电企业基本盘，结合中长期市场、新能源补贴和煤电容量电价等因素，负电价对电厂总体收益影响有限[2] - 下一步将指导各地加强市场运营监测，密切关注负电价频次和持续时间，科学研判风险，提前采取防范措施，降低现货市场负电价频次，稳定发电企业合理收益预期[3] 新能源发展与消纳 - 支持绿电直连、虚拟电厂等促进新能源就近消纳的新模式新业态发展，加快研究出台促进新能源集成发展的政策文件，推动新能源与算力、绿氢等战略性新兴产业融合互促发展[4] - 充分激发各类灵活性资源潜力，促进新能源消纳和提升系统安全运行水平，是加快建设新型能源体系的必然要求[5] - 十五五时期将从供需两侧协同发力提升能源系统灵活调节能力，供给侧重点包括挖掘火电灵活调节能力、建设抽水蓄能电站、发展新型储能技术路线等，需求侧重点包括挖掘用户侧调节潜力、利用电动汽车储能资源、推广虚拟电厂规模化发展，目标到2030年全国虚拟电厂调节能力达5000万千瓦以上[6] - 前三季度可再生能源新增装机3.10亿千瓦，同比增长47.7%，约占新增装机的84.4%，截至9月底可再生能源装机达21.98亿千瓦，同比增长27.2%，约占电力总装机的59.1%[17] - 前三季度可再生能源发电量达2.89万亿千瓦时，同比增加15.5%，约占全部发电量的四成，风电和太阳能发电量合计达1.73万亿千瓦时，同比增长28.3%，在全社会用电量中占比达到22%，较去年同期提高4.1个百分点[18] 电力市场建设与保供机制 - 截至9月底全国累计完成电力市场交易电量4.92万亿千瓦时，同比增长7.2%，占全社会用电量比重63.4%，市场经营主体数量突破百万，达到102万家，同比增长26.3%[24] - 迎峰度夏期间全国统一电力市场发挥电力资源调节器和价格引导指挥棒作用，激励各类经营主体多向发力，助力电力保供任务完成，具体措施包括跨省跨区市场实现大范围高效互济、发电侧通过现货市场高峰高价激励机组稳发满发、负荷侧推动源网荷储多元互动[25][26] - 7月和8月全国用电量连续两月破万亿千瓦时，全国最大电力负荷4次创新高，8月21日攀升至15.06亿千瓦，逼近历史极值，高用电量常态化特征愈加明显[14][27][28] - 迎峰度冬保供计划包括坚持底线思维超前谋划、强化燃料供应夯实物质基础、加强安全管理提升应急水平、加快统筹谋划高质量推动十五五能源电力供应保障能力建设等[31][32] 绿色电力证书市场 - 前三季度绿证交易规模5.29亿个，同比增长1.1倍，三季度绿证平均交易价格达5.06元/个，较一季度增长210%，可再生能源电力绿色环境价值进一步体现[34] - 绿证市场量价齐升原因包括市场机制不断完善如推出多年期绿电协议、市场需求不断拓展如落实可再生能源消费最低比重目标、市场认可不断提升如国际可再生能源自愿消费倡议组织完全认可中国绿证[35][36] - 下一步将聚焦培育绿证需求，推动绿证市场高质量发展，具体措施包括修订出台可再生能源电力消费最低比重目标实施办法、完善绿证绿电市场交易机制、持续做好绿证宣传活动提升国际影响力[37] 能源投资态势 - 前8个月能源重点项目完成投资额达1.97万亿元，同比增长18.2%，山东、江苏、广东、新疆、云南、内蒙古6省区截至8月底完成投资额均超1000亿元[47] - 投资特点包括核电、电网、新型储能、煤电成为拉动增长的重要力量，风电、现代煤化工、油气储备设施、充换电基础设施、氢能投资快速增长，太阳能发电、源网荷储一体化、油气勘探开发、抽水蓄能投资稳步增长[47][48][49] - 具体细分领域增长显著，如前8个月风电完成投资额同比增长超40%，太阳能发电重点项目完成投资额同比增长17.5%，其中分布式光伏完成投资额同比增长超过40%，新型储能在新疆、广东、云南、山东、内蒙古等重点项目完成投资额同比增速均超过100%[47][48][49]

能源政策与规划方向 - 加快建设新型能源体系，建设能源强国成为“十五五”期间重大任务，重点包括优化能源资源基地布局、发展分布式能源、推动能源绿色低碳转型等[8] - 高质量编制“十五五”能源规划，科学研究谋划目标指标、重大政策、重大改革举措和重大项目，形成“1＋5”能源规划体系[9][10] - 聚焦激发灵活性资源潜力，从供需两侧协同发力，供给侧挖掘火电灵活调节能力、建设抽水蓄能、发展新型储能，需求侧挖掘用户侧调节潜力，目标到2030年全国虚拟电厂调节能力达5000万千瓦以上[40][41] 前三季度能源供需形势 - 能源供应保障有力有效，迎峰度夏期间全国最大电力负荷4次创新高，7、8月全国用电量连续两月破万亿千瓦时[10] - 能源生产平稳增长，规上工业原煤、原油、天然气产量分别同比增长2%、1.7%、6.4%，9月下旬5500大卡动力煤现货价达704元/吨左右[11] - 能源消费结构持续优化，1—9月第三产业和城乡居民生活用电对全社会用电量增长的贡献率合计达54.5%，天然气消费小幅增长，成品油消费延续下降趋势[11] 可再生能源发展 - 可再生能源装机规模持续扩大，前三季度全国可再生能源新增装机3.10亿千瓦，同比增长47.7%，约占新增装机的84.4%，截至9月底总装机达21.98亿千瓦，约占电力总装机的59.1%[13] - 可再生能源发电量稳步增长，前三季度达2.89万亿千瓦时，同比增加15.5%，约占全部发电量四成，其中风电、太阳能发电量合计达1.73万亿千瓦时，同比增长28.3%，超出全社会用电量增量（3581亿千瓦时）[14] - 光伏发电增长尤为显著，前三季度新增并网2.40亿千瓦，累计装机达11.25亿千瓦，同比增长45.7%，发电量9163亿千瓦时，同比增长44.1%[15] 电动汽车充电基础设施 - 充电服务能力持续提升，截至2025年9月底，电动汽车充电设施总数达1806.3万个，同比增长54.5%，有效保障全国4000万辆新能源汽车充电需求，全国公共充电设施额定总功率约2亿千瓦，较年初增长59.2%[17] - 政策支持力度加大，六部委联合印发行动方案，明确到2027年底在全国建成2800万个充电设施，满足超8000万辆电动汽车充电需求，前10大充电运营商中8家为民营企业，其运营公共充电桩数量占比达70.7%[18] - 新技术新业态取得突破，全国大功率充电设施已超3.7万台，实现“充电十分钟，续航300+”，17个省份开展车网互动规模化应用试点，聚合资源1943万千瓦[19] 电力市场建设与保供机制 - 电力市场交易规模稳步增长，截至9月底全国累计完成电力市场交易电量4.92万亿千瓦时，同比增长7.2%，占全社会用电量比重63.4%，市场经营主体数量突破百万，达102万家[21] - 市场化机制助力迎峰度夏保供，跨省跨区市场实现大范围高效互济，如闽粤联网满功率送电，电量同比增长85%，南方区域首次送电支援上海、浙江、安徽[21][22] - 现货市场形成价格引导，如广东电力负荷创新高时现货价格最高涨至1.293元/千瓦时，激励发电机组稳发满发，负荷侧通过价格信号引导用户优化用电曲线，实现削峰填谷[22][23] 绿证交易市场 - 绿证市场呈现量价齐升，1-9月绿证交易规模5.29亿个，同比增长1.1倍，三季度绿证平均交易价格达5.06元/个，较一季度增长210%[32] - 市场驱动因素包括机制完善、需求拓展和国际认可，创新推出多年期绿电协议，交易规模超300亿千瓦时，国际可再生能源自愿消费倡议组织（RE100）已完全认可中国绿证[33] - 下一步将修订出台可再生能源电力消费最低比重目标实施办法，对更多重点用能行业提出要求，并不断完善绿证绿电市场交易机制[34] 能源投资态势 - 能源投资保持较快增长，前8个月能源重点项目完成投资额达1.97万亿元，同比增长18.2%，山东、江苏、广东等6省（区）完成投资额均超1000亿元[45] - 投资结构呈现多元化，核电、电网、新型储能、煤电成为重要拉动力量，其中新疆、广东等地新型储能重点项目完成投资额同比增速均超100%[45] - 风电、氢能等领域投资快速增长，前8个月风电完成投资额同比增长超40%，吉林大安绿氢合成氨一体化示范项目建成投产，内蒙古30兆瓦级纯氢燃气轮机项目开工建设[46] 新型电力系统建设 - 构建“行动方案+实施方案、指导意见、试点引领”的“1+3”工作体系，通过九大行动任务提升电网对清洁能源的接纳、配置和调控能力[43] - 重点举措包括以电力规划引领“十五五”新型电力系统建设，统筹源网荷储各侧，科学规划实施重大战略任务、工程项目和改革措施[43] - 研究制定促进新能源消纳政策措施，通过分类引导开发与消纳、推动新模式新业态创新、增强系统适配能力等，促进新能源高质量消纳[44]