青海省绿电直连实施方案核心要点 项目类型及适用范围 - 有序推进4类绿电直连项目：新增负荷配套新能源建设、存量负荷通过清洁能源替代自备电厂、出口外向型企业利用周边新能源资源、未并网新能源项目变更手续后直连[3][8] - 并网模式需接入公共电网并明确产权分界点，离网模式完全独立运行[8] - 适用范围为单个用户或联合体的绿色电力直供，多用户联合体需待国家规定明确[8] 技术要求 - 投资主体以负荷方为主，允许民企参与（电网企业除外），电源与负荷可合资或签订长期购电协议[9] - 并网型项目需遵循"以荷定源"原则，现货市场未运行时禁止反送电，运行后以自发自用为主（余电上网≤20%）[9][11] - 新能源年自发自用电量占比≥60%（总发电量）和≥30%（总用电量），2030年前自用比例提升至35%[11] - 接入电压等级≤330千伏，超限需专项安全评估[11] - 需配置储能、优化负荷调节能力，降低系统峰谷差率[12][13] 重点工作任务 - 省级统筹规划绿电直连项目，纳入电力年度开发方案，市州级需匹配国土空间规划[13] - 建立绿电直连储备项目库，优先申报示范项目推动落地[14] - 项目需规范备案建设，严禁擅自变更内容，竣工后需提交验收报告[14] 政策与监管 - 电网企业需公平提供接入服务，项目可豁免电力业务许可[15] - 实施全周期闭环管理机制，覆盖选址、建设、运行到后评价[16] - 省级定期评估试点成效，优化后续政策[16] 附件要求 - 实施方案需明确并网方式、投资主体、电源/负荷/储能布局、安全评估及进度计划[18] - 关键技术指标包括自发自用比例、新能源利用率目标及负荷峰谷差率等[18] 行业动态关联 - 青海已投产200MW/800MWh储能电站，覆盖8种电化学储能技术[21] - 海西州建成及在建储能装机达123万千瓦，居全省首位[21]

政策转向与储能新机遇 - 云南省三部门发布《云南省推动绿电直连建设实施方案》，要求绿电直连并网型项目合理配置储能系统，确保与公共电网交换功率不超过申报容量[1] - 国家部委层面密集出台储能支持政策，包括发改委等三部门的《关于开展零碳园区建设的通知》和工信部等6部门的《关于组织开展2025年度国家绿色数据中心推荐工作的通知》，均涉及鼓励配储内容[1] - 2月出台的"136"号文叫停强制配储后，多个新政策转向鼓励"按需"、"合理"配储，储能发展新空间正在打开[1] 从强制配储到市场化配置 - 2017年青海省率先要求风电项目按规模10%配套建设储电装置，此后20多个省区市跟进强制配储[2] - "136"号文明确禁止将配置储能作为新建新能源项目核准、并网等前置条件，实行近8年的强制配储政策被叫停[2] - 政策转向后，中央和地方仍通过各类新能源发展政策鼓励储能行业健康发展，储能行业展现更多可能性[3] 新兴储能应用场景 - 零碳园区建设成为储能重要应用场景，国家发改委明确支持有条件的地区建设零碳园区，已有近20个省市将零碳园区写入政府工作报告或推出相关政策[8] - 绿电直连（并网型和离网型）中储能是关键设施，可平抑新能源波动、提升绿电消纳率并保障连续供电[9][11] - 数据中心领域要求可再生能源利用率不低于省级消纳责任权重，需利用储能技术实现用电负荷调节匹配[12] 储能政策密集出台 - 5月21日发改委、能源局通知要求并网型绿电直连项目合理配置储能以提升调节能力[4] - 5月23日能源局通知提出通过聚合分布式电源、储能等资源建设虚拟电厂增强调节能力[4] - 6月13日四部委联合通知鼓励大功率充电场站因地制宜配建光伏和储能设施[5] - 6月23日内蒙古能源局取消储能配置规模要求，调整为按需配置并设定新能源利用比例指标[5] 行业发展挑战 - 《云南绿电直连方案》规定储能不得作为独立主体参与电力市场交易，可能影响项目经济性[13] - 此前强制配储导致项目初始投资增加（需配套10%-30%储能），部分企业选择低劣设备或虚报容量，2022年全国电化学储能非计划停机达671次[14] - 当前储能盈利模式单一（主要靠峰谷套利），且分时电价政策下各地峰谷价差普遍下滑，经济性收窄问题突出[16]

报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 关注工业硅仓单注册情况；多晶硅受政策扰动，盘面波动放大 [1][2] 相关目录总结 基本面跟踪 - 期货市场数据：工业硅Si2509收盘价8470元/吨、成交量1468586手、持仓量381237手；多晶硅PS2508收盘价41345元/吨、成交量1014567手、持仓量98601手 [2] - 基差数据：工业硅近月合约对连一价差70元/吨，买近月抛连一跨期成本38.7元/吨；多晶硅近月合约对连一价差 -3160元/吨 [2] - 现货升贴水数据：工业硅对标华东Si5530升贴水 +210、对标华东Si4210升贴水 -240等；多晶硅对标N型复投升贴水 +7815 [2] - 价格数据：华东地区通氧Si5530为8750元/吨，云南地区Si4210为9900元/吨，多晶硅 - N型复投料为46000元/吨等 [2] - 利润数据：硅厂利润（新疆新标553）为 -2596元/吨，多晶硅企业利润为 -1.2元/千克等 [2] - 库存数据：工业硅社会库存55.1万吨、企业库存17.4万吨、行业库存72.5万吨、期货仓单库存25.3万吨；多晶硅厂家库存27.6万吨 [2] - 原料成本数据：硅矿石新疆340元/吨、云南320元/吨等 [2] - 光伏相关数据：硅片（N型 - 182mm）为1元/片，电池片（TOPCon - M10）为0.225元/瓦等 [2] - 有机硅和铝合金数据：DMC价格10450元/吨、DMC企业利润 -1416元/吨；ADC12价格20100元/吨、再生铝企业利润 -720元/吨 [2] 宏观及行业新闻 7月8日，云南省多部门联合印发《云南省推动绿电直连建设实施方案》，推动绿电资源就地转化 [3] 趋势强度 工业硅趋势强度为0，多晶硅趋势强度为0，趋势强度取值范围为【 -2,2】区间整数 [4]

报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 报告对各期货品种进行分析，给出投资建议和趋势强度判断，涉及金属、能源、化工、农产品等多个领域，各品种受关税、库存、供需、宏观政策等因素影响，走势和投资策略不同 [2][4]。 根据相关目录分别进行总结 贵金属 - 黄金受关税问题扰动，趋势强度 -1；白银高位震荡，趋势强度 1 [2][5][9] - 黄金沪金 2508 收盘价 771.08，日涨幅 0.83%；白银沪银 2508 收盘价 8893，日涨幅 0.16% [6] 有色金属 - 铜库存增加价格承压，趋势强度 0；锌区间运行，趋势强度 0；铅中期偏强，趋势强度 0；锡价格走弱，趋势强度 0；铝重心上移，氧化铝区间震荡，铸造铝合金跟随电解铝，铝趋势强度 0，氧化铝趋势强度 1，铝合金趋势强度 0 [2][11][14][16][19][24] - 铜沪铜主力合约收盘价 78,600，日涨幅 0.26%；锌沪锌主力收盘价 22385，涨幅 1.20%；铅沪铅主力收盘价 17230，涨幅 0.32%；锡沪锡主力合约收盘价 266,740，涨幅 1.46%；铝沪铝主力合约收盘价 20700 [11][14][16][19][24] 黑色金属 - 铁矿石预期反复宽幅震荡，趋势强度 0；螺纹钢和热轧卷板板块情绪共振偏强震荡，趋势强度均为 1；硅铁和锰硅成本预期抬升偏强震荡，趋势强度均为 1；焦炭震荡偏强，趋势强度 0；焦煤消息扰动震荡偏强，趋势强度 1；动力煤日耗修复震荡企稳，趋势强度 0；原木主力切换宽幅震荡，趋势强度 0 [2][41][44][50][55][56][60][64] - 铁矿石 12509 收盘价 763.5，涨幅 3.67%；螺纹钢 RB2510 收盘价 3123，涨幅 1.89%；热轧卷板 HC2510 收盘价 3262，涨幅 2.16%；硅铁 2508 收盘价 5564；锰硅 2508 收盘价 5798；焦炭 J2509 收盘价 1497，涨幅 2.82%；焦煤 JM2509 收盘价 897，涨幅 2.93%；动力煤 ZC2507 先前开盘 931.6000 [41][44][50][55][56][60][61] 能源化工 - 对二甲苯单边震荡市，趋势强度 0；PTA 关注长丝工厂减产情况，月差反套，多 MEG 空 PTA，趋势强度 0；MEG 低库存单边震荡市，月差逢低正套，趋势强度 1；橡胶震荡偏强，趋势强度 1；合成橡胶上方空间收窄，趋势强度 0；沥青随油震荡小幅累库，趋势强度 -1；LLDPE 短期震荡后期有压力，趋势强度 0；PP 现货上涨成交清淡，趋势强度 0；烧碱短期偏强运行，趋势强度 1；纸浆宽幅震荡，趋势强度 0；玻璃原片价格平稳，趋势强度 0；甲醇短期震荡运行，趋势强度 0；尿素震荡偏强，趋势强度 1；苯乙烯短期震荡，趋势强度 -1；纯碱现货市场变化不大，趋势强度 0；LPG 短期宽幅震荡，趋势强度 0；PVC 短期偏强但上方空间有限，趋势强度 0；燃料油夜盘下跌持续弱于低硫，趋势强度 0；低硫燃料油偏弱震荡，外盘现货高低硫价差收缩，趋势强度 0 [2][4][67][75][79][82][94][99][102][107][113][116][120][124][128][132][142][146][147] - 对二甲苯主力收盘价 6782，涨幅 0.51%；PTA 主力收盘价 4742，涨幅 0.98%；MEG 主力收盘价 4325，涨幅 0.98%；橡胶主力日盘收盘价 14405；合成橡胶顺丁橡胶主力日盘收盘价 11615；沥青 BU2507 收盘价 3650，涨幅 0.83%；LLDPE L2509 收盘价 7329，涨幅 0.99%；PP PP2509 收盘价 7112，涨幅 0.79%；烧碱 09 合约期货价格 820；纸浆主力日盘收盘价 5196；玻璃 FG509 收盘价 1083，涨幅 4.64%；甲醇主力收盘价 2398；尿素主力收盘价 1777；苯乙烯 2507 收盘价 7499；纯碱 SA2509 收盘价 1231，涨幅 3.71%；LPG PG2508 收盘价 4214，涨幅 0.52%；PVC 09 合约期货价格 5040；燃料油 FU2508 收盘价 2933，跌幅 0.41%；低硫燃料油 LU2508 收盘价 3691，跌幅 0.35% [68][76][79][82][94][99][102][108][114][116][121][124][129][134][142][147] 农产品 - 棕榈油宏观情绪推涨但基本面高度有限，趋势强度 -1；豆油美豆天气炒作不足缺乏驱动，趋势强度 -1；豆粕等待 USDA 报告反弹震荡，趋势强度 0；豆一现货稳定盘面震荡，趋势强度 0；玉米震荡调整，趋势强度 0；棉花旧作库存偏紧预期支撑期价，趋势强度 0；鸡蛋旺季将至关注预期差，趋势强度 0；生猪现货情绪转弱期现背离，趋势强度 0；花生下方有支撑，趋势强度 0；短纤短期震荡逢高反套，趋势强度 0；瓶片短期震荡多 PR 空 PF，趋势强度 0；胶版印刷纸震荡运行，趋势强度 0 [4][167][176][179][186][193][195][200][161][164] - 棕榈油主力收盘价 8638，跌幅 0.46%；豆油主力收盘价 7944，涨幅 0.30%；豆粕 DCE 豆粕 2509 收盘价 2954，涨幅 0.48%；豆一 DCE 豆一 2509 收盘价 4105，跌幅 0.17%；玉米 C2509 收盘价 2320，跌幅 0.09%；棉花 CF2509 收盘价 13865，涨幅 0.25%；鸡蛋 2508 收盘价 3446，跌幅 0.69%；生猪 2509 收盘价 14375；花生 PK510 收盘价 8188，涨幅 0.37%；短纤 2508 收盘价 6542；瓶片 2508 收盘价 5932；胶版印刷纸 70g 天阳山东市场价格 4850 [167][176][180][187][193][196][200][161][164] 集运指数 - 集运指数（欧线）建议 10 空单轻仓持有，趋势强度 0 [149] - EC2508 收盘价 2022.5，涨幅 1.62% [149]

报告行业投资评级 - 优于大市（维持） [1] 报告的核心观点 - 国家鼓励零碳园区和绿电直连项目，将有利于园区级别配电设备和增量配电网设备需求，特别是直流技术一二次设备 [1] 各部分总结 国家级零碳园区申报启动 - 三部委联合发布通知，要求各地区推荐有条件、有意愿的园区建设国家级零碳园区，各地区推荐园区数量不超过2个，于8月22日前报送名单及建设方案 [3] - 通知指出要加强园区及周边可再生能源开发利用，支持各类主体参与零碳园区建设，国家和地方将给予资金支持 [3] 节能风电拟投建内蒙古500MW工业园区风电项目 - 7月8日，节能风电公告审议通过投资20.9亿元建设中节能察右前旗（兴和县）50万千瓦工业园区绿色供电项目，计划于2026年12月底并网发电 [4] - 项目计划安装50台单机容量10MW的风力发电机组，新建综合楼等设施，配套建设储能装置，上网电量将供2家铁合金企业新增负荷项目消纳 [4] 投资建议 - 推荐特锐德、四方股份 [2] 相关公司盈利预测 | 代码 | 公司简称 | 市值（亿元人民币） | 归母净利润（亿元人民币） | | | PE | | PB | | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | | | | | 2024A | 2025E | 2026E | 2024A | 2025E | 2026E | | 300001.SZ | 特锐德 | 251 | 9.2 | 12.4 | 16.3 | 27.4x | 20.4x | 15.5x | 3.3 | | 601126.SH | 四方股份 | 143 | 7.2 | 8.5 | 9.9 | 19.9x | 16.8x | 14.4x | 3.0 | [6]

报告行业投资评级 - 看好（维持） [4] 报告的核心观点 - 双碳战略下发电侧清洁化与用电侧电气化趋势明显，电网衔接两者但发展存争议 市场曾回归传统电网框架 特高压建设低于预期 需解决终端需求 配电网投资不足但改革初现端倪 建议关注特高压和配电网核心设备供应商 [4] 各部分总结 特高压 特高压十四五回顾 - 特高压是双碳战略核心环节 但进度低于预期 三北与中东部供需错配使特高压成远距离输送选择 我国技术路线向柔性直流转变 [4][8] - 直流特高压进度低于预期 疫情致前期工作困难 且存在技术和需求问题 技术上输送新能源比例难超50% 需求上中间省份协调难 积极性下降 [16][18] 特高压2030展望 - 到2030年特高压直流技术和经济性无分歧 但全球经济不确定或冲击用电需求 终端需求是影响建设的核心原因 [31] - “136号文”可解决省内新能源价格劣势 跨区域需求拉动依赖碳或绿证市场 “136号文”可解决省内新能源价格劣势 跨区域需求拉动依赖碳或绿证市场 [37] 配电网 配电网十四五回顾 - 双碳战略后配电网功能变化 面临技术和商业模式挑战 成为分布式消纳制约因素 [39][40] - 配网投资加大是共识 但实际投资额低于预期 投资比例下滑与风光大基地建设使电网投资向特高压倾斜有关 [41][47] - 分布式光伏和充电桩大规模建设使配网容量不足问题显现 限制了分布式消纳能力 充电桩缺乏问题凸显 [49][59] - 我国输配未分离 源网荷储等新商业模式推行困难 增量配网试点问题制约其推进 源网荷储发展问题急需解决 [66][74] 配电网2030展望 - 源网荷储和增量配电有推动作用 但推进困难 原因是不符合电网利益和市场化机制未解决 [80] - 十四五末期相关政策出台 明确新型经营主体范围 智能微电网概念首次明确 部分省份放开源网荷储反送规定 [81][83] - 2025年5月绿电直连政策发布 规范项目建设 明确多方面规定 有助于体现绿电价值 提高经济性和可行性 [87] 投资分析意见 - 建议关注特高压核心设备供应商 如国电南瑞、许继电气等 [4][96] - 建议关注配电网核心设备供应商 如三星医疗、四方股份等 [4][96]

政策推动绿电直连 - 国家发改委、国家能源局印发通知明确有序推动绿电直连，探索创新新能源生产和消费融合发展模式，促进新能源就近就地消纳[1] - 政策核心目的是通过市场机制激活新能源环境溢价，鼓励企业绿色用能[1] - 允许垃圾焚烧发电企业直接向数据中心、工业园区等高耗能用户供电，形成"点对点"绿电直连模式[1] 垃圾焚烧发电行业现状 - 垃圾焚烧发电厂长期依赖"上网售电"模式，面临国补拖欠、垃圾处理费延迟支付导致的应收账款高企问题，企业现金流压力大[1] - 截至2023年年底，全国垃圾焚烧发电装机容量达2577万千瓦，年发电量约1394亿千瓦时[2] - 垃圾焚烧发电可实现24小时连续稳定运行，机组规模20MW-50MW，兼具稳定基荷支撑与低调峰冲击特性[2] 绿电直连的行业价值 - 绿电"协议直供"释放的绿色溢价有效缓解垃圾焚烧发电企业的现金流压力[1] - 参与绿电交易成为盘活绿色资产、拓宽收益渠道的关键突破口，是行业环境价值获得市场认可的重要里程碑[1] - 垃圾焚烧设施临近负荷中心且稳定，是"隔墙售电"的理想电源，两年前行业协会已呼吁优先在垃圾焚烧行业推广[1] 政策支持与市场实践 - 2023年7月国家明确垃圾焚烧绿电的绿色价值变现凭证[2] - 2024年12月上海城投旗下6个垃圾焚烧厂完成7.9亿千瓦时绿电交易，成为上海首批生物质发电绿电交易项目[2] - 浦发集团下属公司完成5亿度绿电交易，科思创、万国数据等成为首批买家，验证了垃圾焚烧绿电直连的可行性[2] 行业前景 - 上海的成功实践为全国提供了可复制的"上海方案"[2] - 绿电直连为垃圾焚烧发电产业未来发展提供了更强劲的市场动能[3]

绿电直连政策现状 - 绿电直连政策已进入落地实施阶段但实际推进缓慢 呈现面上热度高但实质性项目少的态势 [2] - 行业对政策执行细节和操作路径缺乏清晰认知 导致实际参与度不高 [2] - 电价机制是核心经济指标和利益博弈焦点 初期需明确电价机制、市场化路径及电网支持 [2] 市场参与度分析 - 参与主体数量未达预期 企业对电价机制持观望态度 配套电价政策预期下调 [3] - 缺乏统一透明的价格形成机制 企业难以评估项目收益与风险 [3] - 电价优惠是企业参与的主要驱动力 在决策中占比超70% [4] 电价机制关键作用 - 出口导向型企业高度依赖电价优势 直接影响产品成本结构和国际竞争力 [4] - 全国尚未形成统一电价执行标准 项目方、电网企业和监管方诉求需平衡 [4] - 近期可能发布电价配套文件 将为市场化交易提供明确政策依据 [5] 电力市场参与挑战 - 现货市场存在"送电上限20%"等限制 对交易策略和新能源出力预测提出挑战 [6] - 需解决购售电路径优化问题 明确新型主体参与市场的方式 [6] - 面临政策支持不足、市场机制不完善和交易规则不清晰等障碍 [7] 风险对冲与价格趋势 - 建议建立协议机制锚定市场价格 设定浮动区间和优惠幅度以对冲波动风险 [7] - 未来1-3年绿电直连电价或呈下降趋势 整体用电价格可能低于传统电网供电 [7] 电网企业角色 - 电网企业在接入、调度等环节的支持至关重要 需明确技术标准和审批流程 [10] - 需建立电网企业与项目方的协调机制 确保职责划分和支持措施 [10] 政策落地核心条件 - 电价机制明确是政策落地关键 需在电价机制和市场机制方面实现突破 [11] - 需解决电网企业角色不清晰问题 才能优化电力资源配置和推动绿色能源发展 [11]

政策背景与核心内容 - 内蒙古自治区能源局印发《关于进一步优化源网荷储一体化项目申报要求的通知》，成为国内首个响应国家绿电直连政策的省份[1] - 政策以《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》为基础，对现有源网荷储一体化项目政策进行优化[1] - 内蒙古作为能源资源大省，在能源改革方面走在全国前列，前期已积累丰富政策探索和项目经验[2] 政策历史沿革 - 2022年7月首次印发《内蒙古自治区源网荷储一体化项目实施细则》，明确项目申报条件、建设标准等内容[2] - 2023年11月发布修订版，对项目定义、申报主体、新增负荷、储能配置等要求进行细化[2] - 修订版要求电源、电网、负荷、储能为同一投资主体控股，作为单一市场主体运营[2] 项目具体要求 - 新增负荷累计年用电量为3亿千瓦时，允许国家鼓励绿色替代项目参与[3] - 储能配置不低于新能源规模15%（4小时）或具备同等调峰能力[3] - 自发自用电量暂不征收系统备用费和政策性交叉补贴[3] - 累计批复源网荷储一体化项目28个，新能源装机规模1176万千瓦[3] 政策优化内容 - 取消同一法人限制，允许非同一主体签订长期供电协议[4] - 取消15%储能配置要求，调整为按需配置[4] - 新能源自发自用比例要求不低于90%，远超国家60%标准[4] - 新能源发电量占总用电量比例不低于35%，达到国家2030年标准[4] - 离网型项目取消审批流程，实行告知承诺制[4] 重点关注事项 - 建设规模调整为集中式新能源总规模5万千瓦以上，新增负荷年用电量不低于2亿千瓦时[5] - 项目不得向公用电网反送电，与650号文20%上限要求存在差异[5] - 绿电直连自发自用部分电量不收取输配电费和政策性交叉补贴[5] 创新发展方向 - 推动工业园区绿色供电、风光制氢一体化示范等绿电直连项目建设[6] - 已申报类似项目超过200个，未来将成为虚拟电厂重要调节资源[6] - 内蒙古探索绿电直连项目与电力市场联动，为全国提供运行模式经验[6]

绿电直连政策核心 - 国家发布《通知》提出以"绿色电力直供+市场交易+绿证认证"为核心的新型能源消费机制，旨在落实"双碳"战略并重塑能源流通路径[1] - 绿电直连模式通过物理层面的电力输送路径重构，实现新能源发电与终端用户的直接耦合，形成覆盖能源生产、传输、消费全链条的闭环管理体系[2] - 该模式突破传统电网集中式调度，鼓励"就地生产、就地消纳"，降低输电损耗并提升绿电消纳水平，尤其适用于园区、数据中心等高负荷主体[3] 绿电直连技术与管理特征 - 核心特征包括可追溯性（明确时空边界与全生命周期数据记录）、专属性（供应对象单一性避免绿电凭证化脱钩）、可计量性（以接入点为结算参考点保障透明度）[2] - 接入方式分为并网型（通过公共电网调度）与离网型（独立微电网系统），项目需安装双向计量装置以防止绕越计量行为[2] - 通过物理直连线路明确产权分界点，解决新能源与负荷时空错配问题，增强系统稳定性[3] 市场交易机制创新 - 允许除电网企业外的各类经营主体（含民营企业）参与投资，打破垄断格局并引入社会资本推动技术迭代[4] - 电源与负荷可由不同主体投资，需签订多年期购电协议或合同能源管理协议，支持以聚合形式参与电力市场交易[4] - 并网型项目可作为整体参与现货、中长期等电力市场交易，禁止电网企业代理购电以保障企业自主选择权[5] 区域差异化政策设计 - 省级能源主管部门可自主设定上网比例上限、物理距离限制等细则，适应资源禀赋与电网状况差异[6] - 新能源丰富地区可放宽上网比例，负荷密集区域需控制新能源利用率以避免电网调峰压力[7] - 要求项目内部资源做到"可观、可测、可调、可控"，支持民营资本参与并配置储能提升系统灵活性[7] 绿电消纳责任与配套体系 - 将消纳责任从电网端前移至用能主体，通过"以荷定源"原则匹配新能源装机与负荷需求，避免盲目扩张[8] - 项目需缴纳输配电费等合规费用，同时享受政策性补助，绿证交易市场提供碳减排经济激励[8] - "物理溯源+绿证认证"机制为企业提供国际认可的绿色用能证明，助力全球绿色贸易与国际碳市场互联互通[9] 行业转型与发展前景 - 绿电直连标志着新能源发展从"规模扩张"向"质量提升"转型，为新型电力系统提供制度与技术新范式[9] - 该模式推动新能源与负荷深度融合，为能源系统低碳化、智能化发展奠定基础[9] - 未来有望成为构建新型电力系统的核心支撑力量，加速"双碳"目标实现[9]