21世纪经济报道记者雷椰 北京报道 其中，工商业配储最为成熟，主要依赖分时电价套利，但其经济性受省份分时电价峰谷价差政策影响显著；虚拟电厂通过聚合 储能提升调节能力，参与需求响应、电能量市场和辅助服务市场。 尽管行业增速亮眼，但商业模式仍处于探索阶段。报告明确当前核心挑战：政策持续性不足、收益来源单一、安全标准与运维 体系不健全、成本疏导机制缺失。 多位专家指出，当前分布式储能盈利仍高度依赖峰谷价差，而部分省份电价政策波动、市场准入门槛等因素，进一步制约了行 业盈利能力。 为提升分布式储能的利用率及经济性，报告提出分阶段发展路径：2025—2027年，通过合理拉大分时电价峰谷价差、完善需求 响应机制、健全安全标准与强化财税支持等方式，保障分布式储能项目的基本收益与安全运行；在2028—2030年，则致力于深 化电力市场改革，通过完善分时电价动态调整机制、推动分布式储能参与现货市场、探索兑现分布式储能的容量价值和辅助服 务价值，深入挖掘其在绿电、绿证和碳市场等环境价值方面的潜力，最终构建多元化的收益渠道，全面提升分布式储能的经济 性与市场竞争力。 虚拟电厂作为分布式储能聚合载体，其发展备受关注。 中国电力科学研 ...

文章核心观点 四川省发展和改革委员会发布《四川省有序推动绿电直连发展实施细则（征求意见稿）》，旨在通过制定详细的规则，有序推动省内绿电直连项目发展，以发挥四川清洁能源优势，满足企业绿色用能需求，提升新能源就近就地消纳水平，并探索适合四川实际的绿电直连项目运行模式 [9][12][13] 绿电直连项目基本要求 - **项目定义与范围**：绿电直连电源限定为新增的风电、太阳能发电、生物质发电等新能源，不包括存量已并网电源及已批复的统调统分电源；直连线路现阶段是指电源向单一电力用户供电的专用线路，暂不开展向多用户供电的项目 [13] - **布局与负荷条件**：除万卡集群算电融合项目外，绿电直连项目原则上不受地域限制；新增负荷可配套建设直连新能源项目，存量负荷在已有燃煤燃气自备电厂足额清缴可再生能源发展基金的前提下可开展绿电直连，实现清洁能源替代；鼓励有降碳刚性需求的出口外向型企业利用周边新能源资源探索存量负荷绿电直连 [14][15] - **源荷匹配要求**：项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，并不断提高比例，2030年前不低于35%；电力现货市场未连续运行前，不允许向公共电网反送电；市场连续运行后，可采取自发自用为主、余电上网为辅的模式；并网型项目余电上网电量占总可用发电量比例，“三州一市”（阿坝州、甘孜州、凉山州、攀枝花市）原则上不超过10%，其他地区原则上不超过20% [2][16] - **接入系统要求**：并网型项目接入公共电网电压等级原则上不超过220千伏；新能源电源与负荷直连线路长度原则上不超过60千米；项目应作为整体向公共电网申请接入，专线接入，接入点原则上不超过两个，并与公共电网间形成清晰物理界面 [17] - **并网调度与安全**：绿电直连项目的新能源发电项目豁免电力业务许可；项目整体及内部电源按接入电压等级和容量规模接受相应调度机构管理；发用电曲线可由项目业主和调度机构共同协商确定；项目与公共电网按产权分界点明确安全责任界面 [18][19] - **计量与权责**：并网型项目以项目接入点作为计量、结算参考点，作为整体与公共电网结算；项目应具备分表计量条件，在内部各关口安装合格的双向计量装置；项目应自主合理申报并网容量，并自行承担因自身原因造成供电中断的责任 [19][20] 绿电直连项目价格及交易机制 - **价格机制**：项目涉及的输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等缴纳执行国家相关规定；“三州一市”的绿电直连项目暂不执行尖峰电价政策 [3][21] - **交易机制**：并网型绿电直连项目作为统一整体参与电力市场，享有平等市场地位；项目用电应当直接参与市场交易，不得由电网企业代理购电；项目配套储能设施不能作为独立主体参与辅助服务等电力市场，不得通过租赁方式配置或对外租赁盈利，但可以与项目作为整体参与辅助服务市场 [5][21] 绿电直连项目管理方式 - **规划管理**：绿电直连项目应统筹纳入省级或市（州）的能源电力专项规划；直连风电和太阳能发电规模计入省级新能源发电开发建设方案 [22] - **整体实施方案编制**：各市（州）能源主管部门指导项目业主，委托有资质单位编制包含电源、储能、负荷、线路等内容的整体实施方案；方案深度需达到接入系统设计有关要求，并按照“以荷定源”原则确定新能源装机规模；鼓励依托国家能源创新平台开展新技术研究与示范 [6][23] - **方案申报与批复**：整体实施方案由市（州）能源主管部门会同相关部门及电网企业初步评估，经市（州）人民政府同意后报送省能源局；省能源局委托第三方评审后批复；针对算电融合类项目，按规定安排新能源激励配置规模；项目电源、负荷、储能等应按方案统一建设，同步投产 [7][24] - **建设实施管理**：项目业主分类提出新能源、储能和电网等工程核准或备案申请；获得核准（备案）后向电网企业提出接入申请；对已核准（备案）的项目，从核准（备案）之日起2年内未按规定开工的，取消并收回所有配置的新能源资源 [8][25] - **运行与监督管理**：绿电直连项目对应的直供新能源不考核新能源利用率，不计入全省统计范围，投资主体自行承担弃电风险；省能源局负责引导项目科学评估需求，做好项目管理和运行监测；电网企业应每月将项目相关费用及电量情况报告主管部门 [26] - **调整与退出管理**：坚决防止以项目名义套取新能源资源；非不可抗力因素，在实施方案明确的周期内，负荷原则上不一次性全部退出；若负荷部分减少或中断，应由属地政府要求业主重新引进新负荷；1年内无法完成等量新负荷补充的，省级能源主管部门将按比例对直供新能源退坡解列 [27]

政策核心定位与目标 - 政策被业内视为新能源消纳政策体系中的“关键补丁”，旨在通过价格信号引导新能源项目和用户用能管理走向精细化运营，推动行业实现高质量发展 [1][3] - 政策标志着新能源就近消纳进入以“自发自用比例”和“新输配电价计算方式”为核心机制的新阶段，核心突破在于明确就近消纳项目的物理界面与安全责任界面，并首次规定项目须承担相应的稳定供应保障费用 [3] - 政策与650号文形成有效协同，共同推动新能源就地消纳效率提升，促进绿色电力环境属性显性化与市场化交易，标志着行业从过去追求装机规模扩张转向更加注重消纳效率与市场价值的新阶段 [5] 项目准入条件与关键模式 - 明确就近消纳项目须具备三项基本条件：界面清晰（电源、负荷、储能等应作为整体与公共电网连接）、计量准确（具备分表计量条件）、以新能源发电为主（新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%，2030年起新增项目不低于35%） [6] - 在此框架下，绿电直连、源荷储一体化、智能微电网及增量配电网等项目成为推动新能源就地消纳的关键模式 [6] 价格机制与成本影响 - 明确按照“谁受益、谁负担”原则，就近消纳项目须公平承担输配电费、系统运行费等费用；未接入公共电网的项目不缴纳稳定供应保障费用，项目实行按容（需）量缴纳输配电费，下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费 [7] - 新价格机制旨在实现用户间成本公平分摊，避免因就近消纳用户下网电量少而导致成本向普通用户转嫁，将促使用户更精准评估用电需求，合理申报接网容量 [7] - 新机制将深刻改变项目成本结构，低负荷率或负荷不稳定的项目将面临前期投资与后期运营成本的双重上升，利润空间受到明显挤压 [7] 运营能力提升与行业转型 - 新规促使企业精准评估用电与容量需求，通过储能配置与负荷管理提升自我平衡能力，优化新能源出力与储能的协同控制为提升项目经济性开辟新路径，储能从政策性附属设施转变为具有实际效益的重要资产 [8] - 新机制运用经济杠杆引导项目竞争焦点从规模扩张向负荷匹配精度、快速响应与精细化运营能力转型，长期利好行业走向健康发展轨道 [8] 政策落地挑战与优化方向 - 就地消纳项目与网购电之间的成本比较成为项目落地重要考量，绿电直连等“以荷定源”项目可能因负荷企业停产、搬迁等问题带来投资风险，增强项目韧性关键在于能否为其匹配新的就近负荷或允许其转为市场化项目 [10] - 对出口型企业而言，绿电直连在价格与碳成本方面具备明显优势，例如出口欧盟企业若采用网购电方式，除电费外还需承担约0.35元/度甚至更高的碳成本，使用绿电是应对碳关税和实现绿色转型的战略选择 [10] - 政策落地面临挑战，包括应对源荷供需波动、专线规模与距离对经济性的影响，以及省级110千伏及以上工商业用户平均负荷率作为动态计费参考指标需进一步研究确定，新老政策衔接和已建项目调整等问题也需通过标准细化完善 [10][11]

政策核心观点 - 1192号文标志着新能源就近消纳政策进入以“自发自用比例”和“新输配电价计算方式”为核心机制的新阶段 [1] - 政策核心突破在于明确就近消纳项目的物理界面与安全责任界面，并首次规定项目须承担相应的稳定供应保障费用 [1] - 政策旨在通过价格信号引导新能源项目和用户用能管理走向精细化运营，推动行业从“重规模”转向“重消纳” [1][5] 政策关键机制与条件 - 明确就近消纳项目三项基本条件：界面清晰、计量准确、以新能源发电为主 [2] - 项目的新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%，2030年起新增项目不低于35% [2] - 绿电直连、源荷储一体化、智能微电网及增量配电网等项目成为推动新能源就地消纳的关键模式 [2] 价格机制影响 - 明确按照“谁受益、谁负担”原则，就近消纳项目公平承担输配电费、系统运行费等费用 [3] - 项目实行按容（需）量缴纳输配电费，下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费 [3] - 新机制将促使用户更精准评估用电需求，合理申报接网容量，推动“按需付费” [3] - 新机制将深刻改变项目成本结构，低负荷率或负荷不稳定的项目将面临投资与运营成本双重上升 [3] 行业运营转型 - 新规促使企业精准评估用电与容量需求，通过储能配置与负荷管理提升自我平衡能力 [4] - 储能从以往的政策性附属设施转变为具有实际效益的重要资产 [4] - 新机制引导项目竞争焦点从规模扩张向负荷匹配精度、快速响应与精细化运营能力转型 [5] 项目落地挑战与考量 - 绿电直连项目可能因负荷企业停产、搬迁等原因不具备持续用电能力带来投资风险 [6] - 增强项目韧性的关键在于能否为其匹配新的就近负荷，或允许其转为市场化项目 [6] - 对出口型企业而言，绿电直连在价格与碳成本方面具备明显优势，使用网购电方式出口欧盟需承担约0.35元/度甚至更高的碳成本 [6] - 政策落地面临源荷供需波动、专线规模与距离影响经济性、计费参考指标动态变化等挑战 [7]

政策核心转变 - 政策从保量保价的计划消纳转向市场化定价的主动消纳，核心是建立新能源与就近负荷的动态价格耦合机制 [1] - 政策标志着新能源发展从追求装机规模的粗放式增长转向追求消纳效率和价值创造的高质量发展 [5] 政策量化门槛与技术要求 - 明确新能源就近消纳项目自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%，2030年起新增项目不低于35% [1][4] - 项目需具备分表计量条件，由电网企业在发电、厂用电、并网、自发自用、储能等关口安装计量装置 [1] - 60%自用是确保就近消纳的硬性约束，发电量大于用电量30%则要求新能源装机规模达到一定水平以创造平衡场景 [4] 解决行业痛点与制度保障 - 政策解决了新能源就近消纳长期面临的消纳责任不清、激励机制模糊、数据监管薄弱三大痛点 [2] - 将就近消纳从概念倡导转化为可落地、可考核的硬性指标，为新能源高效利用提供制度保障 [2] 电源侧影响与要求 - 政策将就近消纳责任提前至项目设计阶段，迫使新能源开发主体优化发电曲线、配置储能设施、参与需求响应 [3] - 从源头提高本地绿电利用率，有效减轻电网输配压力和系统性消纳问题 [3] 电网侧影响与机制 - 通过容量计价明确兜底服务界限，引导发电企业优化容量配置降低投资成本，明确电网与发电主体的经济权责 [3] - 系统运行费、交叉补贴以及线损在自发自用电量方面的减免超出市场预期 [5] - 单一容量制电价具有一定的科学依据，对于年利用小时数较高的用户项目能降低输配电价 [5] 负荷侧影响与市场身份 - 赋予就近消纳项目明确市场身份，使其能直接参与电力现货市场、中长期合约交易及辅助服务市场 [3] - 激发项目在削峰填谷、需求响应及能效提升等方面的能力，推动负荷侧从被动消纳向主动互动转型 [3] 构建新型电力系统模式 - 政策核心是运用市场化价格机制开启就近消纳，构建更具韧性、更经济、更绿色的未来电力系统 [5] - 就近消纳模式构建分布式消纳体系，与大电网的远距离输送模式协同互补，形成多层次立体化新能源消纳体系 [6] - 就近消纳核心是构建微型自治的电力平衡单元，形成发电-负荷-储能闭环系统，减少对主电网依赖 [7] 新能源消纳挑战与物理基础 - 新能源消纳难题根源是时间错配，风光发电等效小时数约2600小时，而社会用电需求为8760小时 [7] - 2600小时对8760小时的巨大鸿沟决定新能源无法独立满足全时段用电需求，需通过储能等灵活性资源转移富余能量 [7] 计量体系升级要求 - 计量体系需从宏观统计转变为微观感知，是系统智能感知、精准调控和价值挖掘的神经网络 [8] - 需实现从一块总表到无处不在的精细化计量转变，以支撑系统智能化升级 [8] - 传统电网信息边界在用户电表之前，对用户内部信息处于未知状态，新型系统需打破此数据黑箱 [8] 行业开发策略变化 - 新能源企业新项目选址标准将转向用电量大、负荷稳定且用电曲线与发电曲线匹配度高的工商业用户 [9] - 项目规模需立足负荷特性与发电曲线耦合分析，结合储能配置精准匹配用户需求，避免过度投资 [9] - 企业可通过签订绿色电力直供协议进行长期绑定，并提供碳资产管理等增值服务创新合作模式 [9]

政策核心与背景 - 国家发改委与能源局联合发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号），将于10月1日正式实施，旨在抢占科技与产业竞争制高点 [1] - 政策背景是光伏行业面临前所未有的转型期，新能源主战场正从“远送大电网+指标制”转向“贴近负荷的场景化与就近消纳” [1] - 山东新能源机制电价竞价结果显示光伏电价低至0.225元/度，超过2500万千瓦新能源项目参与竞争，表明行业竞争激烈及消纳困境凸显 [1] 政策关键定义与条件 - 政策明确就近消纳项目需接入用户侧，且新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%，2030年起新增项目不低于35% [2] - 政策旨在解决“谁买单”争议，通过设定清晰项目边界（界面清晰、计量准确、以新能源发电为主）来区分真正就近消纳项目与“搭便车”项目 [2] - 只有满足条件的项目，公共电网才会按接网容量提供可靠供电等服务，并依据“谁受益、谁负担”原则公平承担相关费用 [2] 定价机制改革 - 政策最大创新是将费用缴纳方式从“按电量缴费”改为“按容量缴费”，就近消纳项目需按容（需）量缴纳输配电费，下网电量不再缴纳系统备用费等费用 [4] - 月度容（需）量电费计算方式为：按现行政策缴纳的容（需）量电费 + 所在电压等级现行电量电价标准 × 平均负荷率 × 730小时 × 接入公共电网容量 [4] - 项目也可选择继续按现行两部制输配电价模式缴费，新机制更公平地反映了项目对电网固定成本的占用 [4] 对行业与项目的影响 - 新定价机制通过“平均负荷率”关键指标，倒逼用户提升自身负荷利用率，鼓励企业提高变压器效率、优化电网资源配置 [5] - 政策鼓励企业通过投资储能、参与虚拟电厂或精细化管理来削峰填谷，改善用电曲线，从而提高负荷利用率和电网经济性 [5] - 依赖大规模外送、靠卖电回收投资的集中式光伏项目将处于劣势，而能够就近消纳并利用容量计费及多元化收益的场景项目更受益 [5] - 政策通过明确规则重塑了就近消纳项目与公共电网的经济关系，推动开发商寻求提升自消费比的途径来保证收益 [3]

政策核心转变 - 政策从保量保价的计划消纳转向市场化定价的主动消纳，核心是建立新能源+就近负荷的动态价格耦合机制 [1][1] - 政策自2024年10月1日起实施，标志着新能源发展从规模扩张转向高效利用的系统性重构 [1][7] 就近消纳项目量化门槛 - 项目新能源年自发自用电量需占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%，2030年起新增项目不低于35% [1][5] - 项目需具备分表计量条件，由电网企业在发电、厂用电、并网、自发自用、储能等环节安装计量装置 [1] 解决行业痛点 - 新政通过设定自发自用比例量化门槛和分表计量全环节监管，解决了消纳责任不清、激励机制模糊、数据监管薄弱三大痛点 [3] - 将就近消纳从概念倡导转化为可落地、可考核的硬性指标，为行业高效利用提供制度保障 [3] 电源侧影响 - 政策迫使新能源开发主体优化发电曲线、配置储能设施、参与需求响应，从源头提高本地绿电利用率 [4] - 有效减轻电网输配压力和系统性消纳问题 [4] 电网侧影响 - 首次明确公共电网对就近消纳项目的服务范围和计价方式，即容量计价 [4] - 引导发电企业通过优化容量配置降低投资成本，明确电网与发电主体的经济权责界限 [4] 负荷侧影响 - 赋予就近消纳项目明确市场身份，使其能直接参与电力现货市场、中长期合约交易及辅助服务市场 [4] - 激发项目在削峰填谷、需求响应及能效提升方面的能力，推动负荷侧从被动消纳向主动互动转型 [4] 电价机制创新 - 系统运行费、交叉补贴以及线损在自发自用电量方面的减免超出市场普遍预期 [6] - 单一容量制电价具有科学依据，对年利用小时数较高的用户项目能降低输配电价 [6] 新能源消纳模式互补 - 新能源基地远距离输送模式提供跨区域大容量绿色电力骨干网络 [7] - 就近消纳模式构建分布式消纳体系，提升区域电网对可再生能源灵活接纳能力，释放大电网调节裕度 [7] 消纳难题物理基础 - 新能源有效发电时长普遍在2600小时左右，全年有超过2/3时间无法有效出力 [8] - 社会用电需求全年为8760小时，2600小时对8760小时的鸿沟决定新能源无法独立满足全时段用电需求 [8] 微型电力平衡单元 - 就近消纳核心是构建微型自治电力平衡单元，针对绿电直连、源网荷储一体化等新型项目形态 [8] - 在配电网层面划定区域，形成发电-负荷-储能闭环系统，实现区域电力自我平衡与调节 [8] 计量体系升级 - 计量体系从宏观统计转变为微观感知，是系统智能感知、精准调控和价值挖掘的神经网络 [10] - 要求从一块总表转变为无处不在的精细化计量，支撑系统智能化升级 [11] 信息边界挑战 - 传统电网信息边界在用户电表前，对用户内部用电结构、负荷特性等信息处于一无所知状态 [11] - 数据黑箱使电网在面对分布式新能源接入和需求侧响应时力不从心 [11] 企业开发策略变化 - 项目选址标准转向用电量大、负荷稳定且用电曲线与新能源发电曲线匹配度高的工商业用户 [12] - 项目规模需结合储能配置与柔性调节资源协同规划，精准匹配用户用能需求，避免过度投资 [12] - 可通过与用户签订绿色电力直供协议进行长期绑定，并提供碳资产管理等增值服务 [12]

山东省新能源机制电价竞价结果 - 光伏机制电价为0.225元/千瓦时 机制电量比例80% 入选规模1.265GW 风电机制电价为0.319元/千瓦时 机制电量比例70% 项目规模3.5911GW 执行期限均为10年 [1][3] - 光伏机制电价较山东省燃煤标杆电价0.3949元/千瓦时下降43% 风电下降19.2% 对增量项目收益影响显著 [4] - 竞价光伏项目超3000个 仅1175个入选 远超政府设定的125%竞价充足率下限 反映供需关系失衡 [4] 行业盈利压力与投资转向 - 光伏电站需0.25元/千瓦时结算电价维持基本利润 但此次机制电价结合市场电价后综合水平低于0.2元/千瓦时 多数项目难以盈利 [4] - 分布式光伏项目因收益不足、电网容量限制等因素终止投资 例如豫能控股放弃分布式光伏及用户侧储能项目 [6] - 投资重点转向自发自用项目及源网荷储一体化工商业光伏 新型储能电站成为战略性布局方向 [7] 政策调整与市场机制改革 - 国家一周内出台4份文件 涉及电力现货市场建设、新型储能规模化及新能源就近消纳 明确细节要求 [2] - 新能源就近消纳模式调整输配电价机制 从按电量计费转向按接网容量缴费 提升资源利用效率并减轻电网调节压力 [7][8] - 136号文将储能电站与新能源投资松绑 独立储能新增装机占比超总规模一半 8月源网侧新增装机2.50GW/7.08GWh 同比增长22%/36% [10] 储能经济性与技术挑战 - 独立储能项目通过容量补偿及峰谷价差可获得经济性 河北模式资本金内部收益率达6.2% 内蒙古模式达14.8% [11] - 储能电站频发电网振荡事件 去年发生7次 多因调频控制设备问题 仅极少数电站通过调频服务获得可观利润 [12] - 新型储能预计2025年底装机超1亿千瓦 2030年达2亿-3亿千瓦 但需应对不同场景性能要求及设备可靠性挑战 [13] 新能源发展长期趋势 - 光伏部署速度可能放缓 2025-2035年年均增长预计18000万-24000万千瓦 受成本下降及并网限制影响 [13] - 煤电灵活性改造仍是"十五五"期间支撑新能源消纳的主力 需强化新能源等效可靠供应能力 [13] - 行业建议评估可再生能源容量置信度 加强灵活性资源规划 并将项目经济回报纳入政策保障考量 [14]

核心观点 - 国家发展改革委与国家能源局联合印发1192号文 明确新能源发电就近消纳项目的价格机制 通过价格信号引导社会资本合理投资 项目定位为生产型消费者 需在储能配置和系统调控方面自主平衡 [1] 安全责任机制 - 文件首要破解就近消纳项目的责任界定难题 围绕安全 系统 社会三大责任展开设计 安全责任是首要基石 [2] - 项目需以电源 负荷 储能为整体与公共电网连接 形成清晰物理界面与安全责任界面 从源头上厘清权责划分 [2] - 设置刚性技术标准：新能源年自发自用电量占比不低于总可用发电量60% 不低于总用电量30% 2030年起新增项目提升至35% [2] - 要求项目具备分表计量条件 电网企业在发电 储能等关键关口安装计量装置 实现电量数据精准溯源 [2] - 设计将部分安全保障责任从公共电网转移至项目自身 倒逼项目提升规划建设与运营调控能力 需通过适配储能技术强化灵活调节能力 [2] 成本分摊机制 - 创新构建稳定供应保障费用体系 体现谁受益谁负担的公平原则 避免电网投资运行成本向其他用户转嫁 [3] - 输配电费推行单一容量制电价：月度容（需）量电费=按现行政策缴纳的容（需）量电费＋所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量 [3] - 设计形成有效激励：项目变压器利用率越高 度电输配电成本越低 避免资源浪费 引导企业通过配置储能和优化负荷提升自平衡能力 [3] - 系统运行费暂按下网电量缴纳 暂免自发自用电量的政策性交叉补贴新增损益 衔接现有机制并减轻项目负担 [4] - 对大数据 化工等高可靠性需求行业允许保留两部制电价选择 兼顾安全需求与政策弹性 [4] - 单一容量制输配电价机制是对现有输配电价制度的重大创新 推动我国输配电价体系完善 [4] 市场化机制 - 明确项目的市场主体地位与参与规则 填补虚拟电厂等新型主体的身份界定空白 围绕边界清晰+责任对等建章立制 [5] - 项目与其他市场主体地位平等 原则上作为统一整体参与电力市场 实行差异化市场管理 [5] - 现货市场连续运行地区上网电量交易按市场规则执行 未连续运行地区原则上不向公共电网反向送电 [5] - 要求项目直接参与市场交易 不得由电网企业代理购电 上网电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制 [5][6] - 安排倒逼企业提升市场博弈能力 通过技术创新与成本控制赢得竞争优势 避免政策补贴扭曲市场价格 [6] - 推动新能源就近消纳从政策试点转向市场常态 为新型电力系统构建注入强劲动力 [6]

机制电价竞价结果及影响 - 山东省完成全国首个新能源机制电价竞价 光伏项目机制电价为0.225元/千瓦时(机制电量比例80%) 风电为0.319元/千瓦时(机制电量比例70%) 执行期限均为10年[1][4] - 光伏竞价结果显著低于行业预期 此前预期为0.26元/千瓦时 实际0.225元/千瓦时导致综合电价水平低于0.2元/千瓦时 难以维持项目基本利润[1][5] - 对比山东省燃煤标杆电价0.3949元/千瓦时 光伏和风电机制电价分别下降43%和19.2% 对增量项目收益产生重大影响[5] 竞价结果成因分析 - 光伏竞价出现价格踩踏 due to政策鼓励低价优先且光伏机制电量规模(1.265GW)远小于风电(3.5911GW) 超3000项目竞争1175个席位 远超125%竞价充足率下限[6] - 企业被迫报低价因136号文仅给3个月抢并网时间 为规避更低的市电电价风险 报最低价成为止损最优解[6] - 山东释放明确信号：优先发展风电而非光伏 短期内不需要过多光伏投资者[6] 项目投资趋势变化 - 分布式光伏项目出现终止潮 公开原因包括收益不足、电网容量不足及投标不足等[7] - A股公司豫能控股宣布放弃分布式光伏投资 因无法满足投资收益要求[7] - 未来市场聚焦优质项目 非技术成本大幅压缩 长三角等地区若成本控制在2元/瓦以内且正常报价仍可获利但收益收窄[7] 就近消纳模式发展 - 新政完善新能源就近消纳电价机制 将电量电费折算到容量电费 输配电价改为按接网容量缴费[9][10] - 新计费方式提升资源利用效率 负荷率高于平均的企业可节省电费支出[10] - 实际落地项目稀少 due to三方面限制：防逆流装置导致余电浪费、储能配置成本过高且存在安全风险、用电企业经营波动带来退出机制缺失[11][12] 新型储能发展态势 - 136号文推动储能投资从强制配储转向主动参与市场 8月源网侧新增装机2.50GW/7.08GWh 同比增长22%/36% 独立储能占比超一半[13] - 多省容量补偿机制使独立储能经济性提升 100MW/400MWH项目资本金内部收益率达6.2%-14.8% 高于国企6%-8%的收益要求[14] - 储能电站调频性能参差不齐 仅极少数电站能通过调频服务获利 设备质量和电网适配性成为关键[15] 行业长期发展展望 - 新型储能预计迎来爆发式增长 2025年底装机超100GW(1亿千瓦) 2030年达200-300GW(2-3亿千瓦)[15] - 2025-2035年光伏年均新增装机预计180-240GW 但部署速度将因成本下降、光热部署及并网限制等因素放缓[16] - "十五五"规划需根本转变思路 将新能源作为重要技术要素 重点评估容量置信度、灵活性资源及投资者经济回报[16]