政策核心与实施框架 - 国家发展改革委与国家能源局联合发布《电力中长期市场基本规则》，旨在加快建设全国统一电力市场体系，规范电力中长期交易行为 [1][3] - 该规则自2026年3月1日起施行，有效期5年，届时将取代原有的《电力中长期交易基本规则》及绿色电力交易专章 [2][64] - 国家能源局派出机构需会同有关部门在2026年3月1日前制定各地和区域实施细则并报备 [4] 市场建设总体要求 - 统筹推进电力中长期市场与现货市场建设，在交易时序、出清、结算等方面做好衔接，发挥中长期市场平衡长期供需、稳定市场运行的基础作用 [1][12] - 适应新能源出力波动特点，实现灵活连续交易，推广多年期购电协议机制，以稳定长期消纳空间 [1][12] - 促进跨省跨区交易与省内交易相互耦合，开展跨电网经营区常态化交易，鼓励区域内省间交易机制创新，推进区域电力互济与调节资源共享 [1][12] - 要求电力市场运营机构与电网企业按照统一标准开展市场注册、交易组织、结算与信息披露等工作 [12] - 电力中长期市场技术支持系统（电力交易平台）需实现统一平台架构、技术标准、核心功能与交互规范，支撑全国市场数据贯通 [12] 市场成员与注册管理 - 市场成员包括经营主体（发电企业、售电公司、电力用户、新型经营主体）、电力市场运营机构（交易机构、调度机构）和电网企业 [8] - 经营主体需在电力交易平台完成市场注册、变更与注销，并进行实名认证后方可参与市场 [14] - 直接参与市场的电力用户，其全部电量需通过批发市场或零售市场购买，但不得同时参与两个市场 [2][14] - 暂未直接参与市场的电力用户由电网企业代理购电，并允许在次月选择直接参加批发或零售市场 [2][14] 交易品种与组织方式 - 电力中长期交易包含数年、年度、月度、月内（含旬、周、多日）等不同交割周期的电能量交易 [8] - 数年、年度、月度交易应定期开市，并可探索连续开市；月内交易原则上按日连续开市 [25] - 绿色电力交易是以绿色电力及其环境价值为标的物的交易品种，交易时需提供国家核发的可再生能源绿色电力证书（绿证） [26] - 绿电交易主要包括跨省跨区（含跨电网经营区）交易和省内交易 [26][27] - 交易方式包括集中交易（如集中竞价、滚动撮合、挂牌）和双边协商交易 [29] 价格形成机制 - 除执行政府定价的电量外，电力中长期市场的成交价格应由经营主体通过市场形成，第三方不得干预 [1][32] - 对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段 [1][35] - 对电网代理购电用户，由政府价格主管部门根据现货市场价格水平，统筹优化峰谷时段划分和价格浮动比例 [1][35] - 绿电交易价格由电能量价格与绿电环境价值组成，并分别明确，其中绿电环境价值不纳入峰谷分时电价等计算 [33] - 逐步推动月内等较短周期的电力中长期交易限价与现货交易限价贴近 [1][39] - 为避免市场操纵及恶性竞争，政府价格主管部门可会同相关部门对申报和出清价格设置上下限 [38] 绿色电力交易特别规定 - 鼓励经营主体参与数年绿电交易，探索数年绿电交易常态化开市机制 [2][38] - 绿电交易应确保发电企业与电力用户一一对应，实现绿电环境价值可追踪溯源 [38] - 绿电交易合同在确保绿电环境价值可追踪溯源的前提下，可建立灵活的合同调整机制，按月或更短周期开展合同转让 [38] - 绿电环境价值部分按当月合同电量、发电侧上网电量、用电侧电量三者取小的原则确定结算 [53] 交易组织与执行流程 - 跨电网经营区及跨省跨区交易由北京、广州电力交易中心组织，省内交易由各省电力交易机构组织，鼓励联合组织交易 [32] - 电力交易平台功能及人员配置需满足市场按日连续运营要求 [33] - 交易公告需明确交易品种、主体、方式、时间、参数等，数年、年度交易公告需提前至少3个工作日发布，月度交易至少提前1个工作日 [33] - 交易出清后形成预成交结果，需经电力调度机构进行电网安全校核，校核时限根据交易周期分别为数年/年度5个工作日、月度2个工作日、月内1个工作日 [40][41] - 成交结果发布后，经营主体如有异议需在1个工作日内提出，交易机构会同调度机构在1个工作日内解释 [43] 合同管理与结算 - 市场成员需签订电力中长期交易合同（含电子合同）作为执行依据，电力交易机构出具的电子交易确认单视为电子合同 [44][45] - 结算原则上以自然月为周期，按日清分、按月结算 [52] - 结算可按差价或差量方式开展，未签订合同的经营主体，其实际用电或发电量按偏差电量结算 [52][53] - 绿电交易中电能量与绿电环境价值分开结算，对应的绿证根据月度结算电量核发并划转至买方账户 [53] 市场技术支持与信息披露 - 电力交易平台需包含市场注册、交易申报、出清、结算、参数管理、信息发布、运营监测等功能模块 [57] - 平台需遵循全国统一数据接口标准，实现互联互通与“一地注册、全国共享” [57][58] - 信息披露需按照年、季、月、周、日等周期开展，披露信息需保留或可供查询的时间不少于2年，封存期限为5年 [54][55]

文章核心观点 - 国家发展改革委与国家能源局印发修订后的《电力中长期市场基本规则》，旨在通过制度创新解决市场衔接不畅与协同不足的问题，构建更完备的电力中长期交易制度体系，为全国统一电力市场体系建设和电力市场向纵深发展提供重要制度保障 [3] 《规则》锚定统一电力市场建设核心目标 - 全国统一电力市场建设已取得重要进展：市场化交易电量已突破22亿千瓦时，保供稳价能力增强，能源绿色转型支撑作用深化，跨省区资源优化配置作用有效发挥 [4] - 《规则》通过三项统一举措夯实建设基础：统一市场成员分类，将分布式电源、储能、虚拟电厂等新型经营主体纳入规范管理；统一技术标准体系，要求电力交易平台实现“四统一”；统一交易时序规则，明确数年、年度、月度定期开市与月内按日连续开市的协同机制 [5] 《规则》重点完善时空维度的衔接机制 - 在空间维度，构建跨电网经营区、跨省跨区和省内有序衔接的交易体系，明确由北京、广州两大电力交易中心联合组织跨电网经营区交易，鼓励跨省跨区与省内交易联合开展及机制创新 [6] - 在时间维度，构建覆盖数年、年度、月度到月内的全时序衔接市场机制，强化中长期市场在平衡长期供需中的基础作用并推广多年期购电协议，同时推动市场向更高频次演进，创新月内交易按日连续开市机制 [7] 《规则》强化各类交易品种的协同运营 - 在与绿电交易的协同中，单设绿色电力交易章节，明确其作为独立交易品种，交易标的为绿色电力及对应环境价值，并提供国家核发的绿证，实现环境价值可追踪溯源，价格由电能量价格与环境价值组成且分开结算 [8] - 鼓励开展数年绿电交易，探索常态化开市机制，为新能源项目提供长期收益保障 [9] - 在与现货市场的衔接上，要求统筹推进中长期与现货市场建设，明确中长期结算参考点的设置，其价格可由日前或实时市场出清价格确定，构建价格传导和结算协同机制 [9] - 提出逐步推动月内等较短周期的电力中长期交易限价与现货限价贴近，通过价格机制动态协调防范市场套利，提升协同运营水平 [9] 总结与展望 - 《规则》的发布标志着电力中长期市场建设进入规范化、系统化、协同化发展新阶段，巩固了其作为市场“压舱石”的基础性作用 [10] - 未来需持续深化电力市场一体化设计，完善中长期、现货及辅助服务市场之间的协同运营机制，细化组织时序、出清方式、价格衔接和风险防控等方面的联动，以市场化方式破解新能源消纳、跨区域互济等关键问题 [10]

政策发布与核心目标 - 国家发改委与国家能源局于2025年12月17日联合发布《电力中长期市场基本规则》，旨在加快推进全国统一电力市场体系建设，规范电力中长期交易行为 [2][3] - 规则的核心观点是统筹推进电力中长期市场与电力现货市场建设，在交易时序、出清、结算等方面做好衔接，发挥中长期市场在平衡长期供需、稳定市场运行方面的基础作用 [1][8] - 规则特别强调要适应新能源出力波动特点，实现灵活连续交易，并推广多年期购电协议机制，以稳定新能源的长期消纳空间 [1][8] 市场成员与权利义务 - 市场成员包括经营主体（发电企业、售电公司、电力用户、新型经营主体）、电力市场运营机构（电力交易机构、电力调度机构）和电网企业 [5] - 经营主体需按《电力市场注册基本规则》在电力交易平台完成市场注册、变更与注销，并进行实名认证后方可参与市场 [10] - 电力用户可选择通过批发市场或零售市场购买全部电量，但不得同时参与两者；暂未直接参与市场的用户由电网企业代理购电，并允许在次月选择直接参与市场 [11][12] - 各类市场成员（发电企业、售电公司、电力用户、新型经营主体、电网企业、电力调度机构、电力交易机构）均享有明确的权利，并需履行相应的义务，包括遵守规则、履行合同、完成结算、提供信息、服从调度等 [13][14][15][16][17][18][19][20][21][22][23][24] 交易品种与价格机制 - 电力中长期交易根据交割周期不同，包括数年、年度、月度、月内等不同周期的电能量交易，其中数年、年度、月度交易应定期开市，月内交易原则上按日连续开市 [26] - 绿色电力交易是以绿色电力及其环境价值为标的物的交易品种，交易时需提供国家核发的可再生能源绿色电力证书（绿证） [26] - 绿电交易主要包括跨省跨区绿电交易和省内绿电交易，其价格由电能量价格与绿电环境价值两部分组成，并在交易中分别明确 [27][33] - 除政府定价电量外，电力中长期市场的成交价格应由经营主体通过市场形成，第三方不得干预 [32] - 中长期合同电价可签订固定价格，也可签订随市场供需、成本变化的灵活价格机制 [34] - 为避免市场操纵及恶性竞争，政府价格主管部门可对申报价格和出清价格设置上下限 [38] 交易组织与执行 - 跨电网经营区交易由北京、广州电力交易中心联合组织，跨省跨区交易由上述两中心按电网经营区组织，省内交易由各省电力交易机构组织，鼓励跨省跨区与省内交易联合组织 [32][33] - 电力交易平台功能及人员配置需满足市场按日连续运营的要求 [41] - 交易公告需明确交易品种、主体、方式、时间、参数等信息，其中数年、年度交易公告需提前至少3个工作日发布，月度交易需提前至少1个工作日发布 [43] - 在月内交易中，因电力安全保供、清洁能源消纳等需要，跨省跨区交易可不受输电通道常规送电方向、类型约束 [37] - 绿电交易需确保发电企业与电力用户一一对应，实现绿电环境价值可追踪溯源，并鼓励参与数年绿电交易 [39][52] 交易校核与合同管理 - 交易校核包含交易出清校核和电网安全校核，分别由电力交易机构和电力调度机构负责 [41] - 电网安全校核有明确时限要求：数年、年度交易为5个工作日，月度交易为2个工作日，月内交易为1个工作日 [42] - 市场成员在开展电力中长期交易时必须签订合同，电力交易机构根据成交结果出具的电子交易确认单视为电子合同 [45][46] - 电力系统发生紧急情况时，电力调度机构可基于安全优先原则实施调度，事后需报告并披露相关信息 [48] 计量、结算与信息披露 - 电力中长期市场结算原则上以自然月为周期开展，按日清分、按月结算 [52] - 绿电交易中电能量与绿电环境价值分开结算，绿证根据可再生能源发电项目月度结算电量核发并划转至买方账户 [53] - 市场信息需按照年、季、月、周、日等周期在信息披露平台披露，披露的信息保留或可供查询的时间不少于2年，封存期限为5年 [55][56] 市场技术支持与风险防控 - 电力交易平台需包括市场注册、交易申报、出清、结算、信息披露、运营监测等功能模块，并遵循全国统一的数据接口标准，实现互联互通 [58] - 各电力交易平台应实现注册信息互通互认，确保经营主体“一地注册、全国共享” [58] - 市场风险类型包括电力供需失衡、市场价格异常、不正当竞争、系统运行异常、合同违约等，各地需制定风险防范及处置预案 [60] - 当市场运行发生紧急风险时，电力市场运营机构可根据规定执行市场干预措施，并在3日内提交报告 [60] 规则实施与过渡 - 国家能源局派出机构需会同有关部门组织电力交易机构拟定各地和区域实施细则，并于2026年3月1日前报备 [3] - 本规则自2026年3月1日起施行，有效期5年，届时将取代原有的《电力中长期交易基本规则》及绿色电力交易专章 [65]

政策核心内容 - 国家发展改革委与国家能源局印发《关于优化集中式新能源发电企业市场报价的通知（试行）》，旨在推动构建符合新能源发电特性的市场报价方式，规范电力市场秩序，提升电力资源优化配置效率 [1] - 政策出台背景是新能源场站相较于传统火电厂具有规模较小、布局分散、位置偏远、人员配置少的特点，且去年以来新能源发电企业通过多种渠道反映诉求，希望适度放开集中报价限制以更好适应全面入市要求 [1] - 政策在遵循电力市场基本规则、不新增经营主体的前提下，逐步放开集中式新能源发电企业报价限制，允许多个场站在同一固定场所提交报价信息 [1] 政策具体措施：“疏”的方面 - 完善“疏”的方式条件，规范有序放开限制，首先在方式上允许集中报价，明确了集中报价的定义、适用范围和相关要求等内容 [2] - 在规模上加以必要限制，政策是在多种方案测算基础上，确定集中报价限制规模 [2] 政策具体措施：“堵”的方面 - 健全“堵”的机制手段，强化报价行为监管，主要包括健全事前备案机制、完善事中监测手段、强化事后监管查处 [2] - 市场运营机构需建立健全集中报价监测和风险防控机制，并定期报送市场监控分析报告 [2] - 新能源发电企业需按年度提交报价行为分析报告 [2] - 派出机构及地方相关部门将依法依规对扰乱市场秩序等行为进行查处 [2] 政策动态与展望 - 国家能源局有关负责人表示，将密切关注电力市场建设情况和新能源参与市场情况，根据新形势、新要求动态修订通知，持续健全和完善电力市场相关政策 [2] - 政策最终目标是加快建设全国统一电力市场体系 [2]

政策发布与核心目标 - 国家发展改革委与国家能源局发布《关于优化集中式新能源发电企业市场报价的通知（试行）》，旨在推动构建符合新能源特性的市场报价方式，规范电力市场秩序，提升资源配置效率，助力新型电力系统建设和双碳目标实现 [1] 政策核心内容与机制 - 政策在遵循市场基本规则、不新增经营主体的前提下，逐步放开集中式新能源发电企业报价限制 [1] - 允许多个新能源场站在同一固定场所提交报价信息，并明确了集中报价条件、工作流程等要求 [1] - 参与集中报价的新能源发电企业，其集中后的总装机规模原则上不应超过所在省（区、市）电力市场单个最大燃煤发电厂装机规模（不含特高压输电通道配套电源） [1] - 集中报价工作采取申请公示备案管理，新能源发电企业参与集中报价不改变其独立市场地位、调度管理关系及交易结算关系 [1] 市场监管与自律 - 政策要求加强相关主体报价情况监测及监管，推动新能源灵活参与市场交易以提升市场效率 [1] - 电力市场管理委员会应充分发挥市场自律和社会监督作用，强化新能源发电企业集中报价自律管理 [1] 后续实施与体系完善 - 国家能源局将做好政策宣传解读，指导相关单位制定具体实施方案，并强化对新能源集中报价行为的监管 [2] - 当局将密切关注电力市场建设与新能源参与市场情况，根据新形势动态修订政策，持续健全完善电力市场相关政策，加快建设全国统一电力市场体系 [2]

政策背景与战略目标 - 2022年1月18日，国家发改委与国家能源局联合印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，明确提出构建全国统一电力市场体系，以实现电力资源跨区域共享互济与优化配置的战略目标 [1] - 政策强调需提升电力系统稳定性和灵活调节能力，推动形成具有中国特色的新能源消纳能力强的新型电力系统 [1] - 地方电网与增量配电网被定位为配电网体系的核心组成部分，肩负着探索体制机制改革路径、创新新能源就地消纳商业模式的重要使命 [1] 论坛概况与核心议题 - “2025中国能源产业发展年会暨第六届全国地方电网与配电网圆桌论坛”将于2025年12月3日至4日在人民日报社举行 [2][4] - 论坛主题为“融入全国统一电力市场，服务地方高质量发展”，深度聚焦地方电网与配电网在全国统一电力市场建设中的战略定位与实践路径探索 [2] - 论坛将系统探讨地方电网与增量配电网在融入全国统一电力市场过程中取得的阶段性成果，并剖析当前面临的体制机制瓶颈、市场机制衔接等关键问题 [2] - 论坛旨在推动地方电网和增量配电网高质量发展，以更好地发挥其在服务地方经济高质量发展中的作用 [2] - 圆桌理事会闭门会议将研讨地方电网、配电网发展深度关切的价格机制等话题 [2] 论坛组织与参与方 - 论坛由中国能源报社与北京市鑫诺律师事务所联合主办 [2] - 论坛由新疆盛聚力能源有限公司独家协办，该公司是国家第三批增量配电业务改革试点项目吐鲁番鄯善石材工业园的项目业主 [3] - 论坛将汇聚能源电力领域的专家学者、园区管委会负责人、地方电网企业、增量配电项目业主，并邀请部分新能源企业、燃气分布式开发企业、综合能源服务企业等参会 [2] - 参会人员限定为相关企业副总级别以上或部门负责人以上，每单位限1-2人 [4][5] 协办方项目案例 - 新疆盛聚力能源有限公司投资18.95亿元建设了吐鲁番鄯善石材工业园配电网 [3] - 建设内容包括220千伏变电站5座、110千伏变电站3座，变电容量达556.1万千伏安 [3] - 2024年全年供电量为151亿千瓦时，2025年1-10月供电量已达85.8亿千瓦时 [3] - 该项目有力地保障了园区电力供应并支持了产业发展，目前园区用工达1.3万人，其中少数民族员工占比66% [3] 论坛具体安排 - 论坛活动包括中国能源产业发展年会主论坛、地方电网与配电圆桌论坛公开会议、理事会（扩大）闭门会议 [4][5] - 参会费用为2800元/人，费用包含会议期间的餐食，需在2025年11月28日17:00前完成报名与支付 [4][7] - 住宿需自行安排，会议推荐北京昆泰嘉桐酒店，距离会场约400米 [8] - 中国能源报将对论坛进行现场直播并进行全程跟踪报道 [2]

行业政策导向 - 新能源产业进入"构网时代"，政策明确要求采用先进构网型技术，推动新能源与配建储能一体化调用，并优化"沙戈荒"基地储能配比[1] - 政策目标为到2030年建立多层次新能源消纳调控体系，满足每年新增2亿千瓦以上新能源消纳需求，到2035年建成适配高比例新能源的新型电力系统[1] 电网基础设施建设 - 甘肃武威北750千伏输变电工程进入架线施工阶段，将提升河西走廊新能源外送能力[1] - 藏东南至粤港澳特高压直流输电工程启动招标，进一步强化跨区域电力输送[1] 行业发展阶段与驱动力 - 新能源发展从"并网驱动"转向以"消纳能力、安全调控、市场机制"为核心的新阶段[1] - 电网投资与技术创新将支撑新能源高效配置与消纳[1] 相关投资标的 - 电网ETF（561380）跟踪恒生A股电网设备指数（HSCAUPG），该指数由最多100家与电网设备相关的上市公司组成，覆盖电网建设全产业链[1] - 指数成分股主要集中在电网设备、通信设备等行业，具有较高的行业代表性[1]

新能源发展现状与挑战 - 截至2025年9月，全国风电装机容量达5.82亿千瓦，同比增长21.3%，太阳能发电装机容量达11.26亿千瓦，同比增长45.7% [4] - 2025年1-9月全国风电利用率94.2%，光伏发电利用率95.0%，但蒙西、甘肃、青海、新疆、西藏等地区光伏发电利用率低于90% [4] - 到2035年非化石能源消费占比目标达到30%以上，风电和太阳能发电总装机容量目标为36亿千瓦 [4] - 新能源开发与负荷逆向分布问题突出，资源富集的三北地区与东部负荷中心不匹配 [5] - 电力系统调节能力不足，当前主要依赖煤电、水电等传统电源应对新能源波动性 [5] - 新能源项目与配套电网工程建设周期不匹配，源网协同水平需提升 [5] - 新能源项目全面入市后面临上网电价下行、收益率降低风险，企业原有投资决策模型失效 [5] 新能源消纳与调控目标 - 到2030年目标为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 [7] - 2030年新型电力系统需满足每年新增2亿千瓦以上新能源合理消纳需求 [7] - 到2035年目标为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资源配置中发挥基础作用 [8] 新能源开发与消纳路径 - 对“沙戈荒”新能源基地采取外送与就地消纳并举策略，兼顾经济性与西部能源转型 [10] - 西南地区结合水电调节特性配置新能源，充分利用水风光互补特性降低出力波动 [10] - 东部沿海按科学布局、集中送出、就近消纳原则推进海上风电开发 [10] - 省内集中式开发需结合资源、用电增长与消纳权重科学布局，加强调节能力与电网承载力建设 [10] - 支持分布式新能源就近接入园区等场景，明确配套政策与责任界面 [10] 新能源消纳新模式新业态 - 支持“沙戈荒”地区构建上下游协同的集成产业体系，提升新能源装备制造绿电应用 [11] - 推动东部产业梯度转移与西部新能源基地对接，鼓励高载能产业向清洁能源优势地区转移 [11] - 培育源网荷储一体化、绿电直连等业态，支持新能源就近接入工业园区 [11] - 明确新能源弃电不纳入统计，以激发经营主体积极性 [11] 新型电力系统建设 - 通过推进水电建设改造、发展抽水蓄能与新型储能、布局调峰气电与光热电站增强系统调节能力 [12] - 加快新型电网平台建设，优化电力流向、扩大配置范围、提升跨省通道规模 [12] - 构建新型电力调度体系，探索基地集群协同调控，推动新能源与站内配建储能一体化调用 [12] - 强调全周期安全管控，深化配电网风险管控，完善涉网安全制度 [12] 电力市场体系完善 - 提出缩短中长期交易周期、推广多年期购电协议，发挥现货市场功能并衔接需求侧响应 [13] - 推动“沙戈荒”基地一体化入市规则，支持分布式新能源通过聚合交易入市 [13] - 建立跨省跨区新能源送电定价机制，提升通道电价灵活性，完善就近消纳及调节资源容量电价机制 [13] - 完善零售分时电价并研究居民分时电价，引导错峰用电助力消纳 [13] 技术创新支撑 - 聚焦光伏、风电核心技术研发，布局超大功率深远海风电机组试点，提升功率预测精度 [14] - 推动多元储能技术路线发展，瞄准大容量长时储能技术突破，深化虚拟电厂等技术应用 [14] - 开展高比例新能源电力系统仿真与控制技术研究，试点特高压、海上柔性直流输电等前沿技术 [14] - 依托人工智能强化主配微网协同、分散资源动态感知，推动源网荷储聚合控制技术升级 [15] 政策保障与监管 - 提出分档设置新能源利用率目标，在五年电力规划中统筹发展与消纳 [16] - 明确国家层面统筹推进，省级能源部门承担属地责任，电网企业保障接网与调控运行 [16] - 实施全周期管理，优化利用率统计发布，省级部门建立全流程监测预警机制 [16]

政策核心目标 - 到2030年基本建立协同高效的多层次新能源消纳调控体系，持续保障新能源顺利接网、多元利用、高效运行，新增用电量需求主要由新增新能源发电满足[1][2] - 满足全国每年新增2亿千瓦以上新能源合理消纳需求，助力实现碳达峰目标[2] - 到2035年适配高比例新能源的新型电力系统基本建成，新能源消纳调控体系进一步完善[2] 分类引导新能源开发与消纳 - 统筹"沙戈荒"新能源基地外送与就地消纳，重点在沙漠、戈壁、荒漠等地区合理布局外送基地，提高基地经济性[2] - 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提升通道利用水平[3] - 推动海上风电规范有序开发，科学布局近海风电并有序推动深远海风电基地建设，集约化布局海缆廊道实现集中送出和就近消纳[3] 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新能源上下游产业链协同，建立集成发展产业体系[3] - 推动新能源与产业融合发展，鼓励高载能产业向西部清洁能源优势地区转移，支持战略性新兴产业与新能源融合发展[4] - 加强新能源与算力设施协同规划布局，推动算力设施绿色发展[4] 完善全国统一电力市场体系 - 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[6] - 完善适应新能源参与电力市场的规则体系，支持分布式新能源、储能、虚拟电厂等新型主体通过聚合、直接交易等模式参与市场[7] - 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机制，健全调节性资源容量电价机制[7] 增强新型电力系统适配能力 - 加快提升系统调节能力，积极推进流域龙头水库电站建设、抽水蓄能电站建设、新型储能建设，适度布局调峰气电[8] - 提高电网对新能源的接纳能力，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[8] - 大力推动配电网建设改造和智能化升级，打造适应大规模分布式新能源接入的新型配电系统[8]

政策背景与总体目标 - 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，旨在提升电力系统接纳、配置和调控能力，促进新能源高质量消纳，支撑碳达峰和国家自主贡献目标 [1][3] - 政策出台背景源于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，需统筹新能源发展与消纳以推动能源绿色低碳转型 [3] - 《指导意见》提出了2030年和2035年的新能源消纳调控工作目标，坚持系统观念、分类施策、多元消纳、市场引导、安全为基、创新驱动的原则 [1][4] 2030年与2035年具体目标 - 到2030年，目标是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，新型电力系统适配能力显著增强，系统调节能力大幅提升 [4] - 到2030年，电力市场促进新能源消纳的机制将更加健全，跨省跨区新能源交易更加顺畅，需满足全国每年新增**2亿千瓦**以上新能源合理消纳需求 [4] - 到2035年，目标是基本建成适配高比例新能源的新型电力系统，新能源消纳调控体系进一步完善，全国统一电力市场在新能源资源配置中发挥基础作用，实现新能源在全国范围内优化配置和高效消纳 [4] 促进消纳的新思路与新举措 - 分类引导新能源开发与消纳，将新能源开发消纳划分为5类，统筹“沙戈荒”基地外送与就地消纳，优化水风光基地一体化开发，推动海上风电规范开发，科学推动省内集中式新能源开发，积极拓展分布式新能源消纳空间 [5] - 大力推动新能源消纳新模式新业态创新发展，创新新能源集成发展模式，推动新能源与产业融合，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这4类就近消纳新业态发展 [6] - 增强新型电力系统对新能源的适配能力，坚持常规与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，加强电网主网架建设，打造适应大规模分布式新能源接入的新型配电系统 [7] - 构建新型电力调度体系，探索“沙戈荒”基地、水风光基地、海上风电基地的集群协同调控模式，加快推动新能源与站内配建储能一体化出力曲线调用 [7] 完善全国统一电力市场体系 - 拓展多层次新能源消纳市场化体系，包括缩短中长期交易周期以灵活连续交易，推广多年期购电协议以稳定长期消纳空间，充分发挥现货市场功能，合理设置电力辅助服务交易品种，推进省间及跨电网经营区新能源交易 [8] - 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，支持分布式新能源、储能、虚拟电厂等通过聚合或直接交易模式参与电力市场 [8] - 创新促进新能源消纳的价格机制，针对新能源送出鼓励外送基地各类电源整体形成送电价格，针对就近消纳落实完善相关电价机制，针对调节资源健全完善煤电、抽水蓄能、新型储能等的容量电价机制，针对用户侧完善分时零售市场价格机制并研究居民分时电价机制 [8] 技术创新与管理支撑 - 强化新能源消纳技术创新支撑，突破新能源高效发电利用技术，提升功率预测精度，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，加快新一代煤电试点应用 [9] - 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，推广构网型控制技术，升级智能化调控技术，加快人工智能、大数据、云计算等技术在主配微网协同中的应用 [9] - 完善新能源消纳管理，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建设，省级能源主管部门需科学制定本地区年度新能源利用率目标及未来3年展望，并统筹确定年度并网新能源新增开发规模 [10] - 推动新能源消纳评估由单一新能源利用率指标向综合评价指标体系转变，要求各省级能源主管部门建立新能源“规划—建设—并网—消纳”全周期监测预警机制，对利用率显著下滑或未达标的地区需科学论证新增并网规模 [10] 落实与责任分工 - 国家发展改革委、国家能源局将统筹推进新能源消纳和调控工作，并进一步细化完善配套政策以确保举措落实 [1][11] - 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，需全面组织落实各项消纳举措以实现消纳目标 [1][11] - 电网企业是保障新能源接网与调控运行的主要责任单位，需持续加强电网建设并优化系统运行，发电企业需提升新能源可靠替代能力并加强调节资源建设，各类经营主体需积极参与电力系统互动 [11] - 国家能源局派出机构将对新能源消纳和调控政策措施落实情况进行常态化监管 [11]