中国能源安全现状与挑战 - 中国能源供应存在高度对外依赖，工业机器每天消耗的石油中有七成以上依赖进口[3] - 能源命脉悬于数千公里外的关键海上航线，存在被切断的风险，可能造成现代生活“停摆”[1] 关键海上通道的脆弱性 - 马六甲海峡是石油进口咽喉，从中东、非洲进口的石油有百分之八十需经此地，其最窄处仅几公里，极易因封锁或事件导致供应“心肌梗塞”[3] - 红海航道因武装冲突成为禁区，迫使油轮绕道上万公里经好望角，导致运费和保险费飙升[7] - 霍尔木兹海峡是全球海运石油关键节点，全球三分之一的海运石油经此通过，地缘政治风险高[9] 多元化供应与陆路通道建设 - 建设中缅油气管道以绕过马六甲海峡，从缅甸皎漂港经陆路进入中国云南，作为关键备用通道[6] - 推进中俄东线天然气管道建设，该管道穿越西伯利亚冻土，全长几千公里，形成无法被海上拦截的陆上“钢铁动脉”[13] - 与伊朗签署为期25年、价值4000亿美元的合作大单，并尝试推动人民币结算石油交易[9] 国内能源结构调整与技术创新 - 大力发展特高压电网技术，旨在将西北地区的风电、光电高效输送至东南沿海用电负荷中心[15] - 推广新能源汽车被视为“能源保卫战”的一部分，旨在降低对进口石油的依赖，每多一辆电动车则依赖少一分[15][16] 长期战略与大国博弈 - 国家能源战略旨在通过多元化供应、人民币结算、陆路管道及国内能源转型，构建反制“卡脖子”的保障网络[18] - 最终目标是实现能源独立，减少对外部能源供应的依赖，将国家命运掌握在自己手中[22][24] - 整个进程被视为一场从石油时代向新能源时代转型的、关乎国运的赛跑[20]

《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027年）》政策解读 - 国家发展改革委、国家能源局印发方案，旨在显著提升电力系统调节能力，完善市场环境和商业模式，优化调用机制，以支撑2025年至2027年年均新增2亿千瓦以上新能源的合理消纳利用，并确保全国新能源利用率不低于90% [1] 调节能力现状与挑战 - 截至2024年三季度末，全国灵活调节煤电规模超过6亿千瓦，跨省区电力资源配置能力超过3亿千瓦，抽水蓄能累计规模达到5591万千瓦，已建成投运新型储能5852万千瓦/1.28亿千瓦时 [1] - 我国年均新增新能源装机规模突破2亿千瓦，预计“十五五”将延续快速增长，大幅增加系统消纳压力 [2] - 2024年前10月，全国风电利用率96.4%，同比下降0.7个百分点；光伏发电利用率97.1%，同比下降1.2个百分点，部分新能源发展较快省份消纳压力凸显 [2] - 调节能力建设缺乏统筹优化，存量资源未充分利用，价格与市场机制有待完善 [2] 重点任务一：编制调节能力建设方案 - 结合新能源增长规模和利用率目标，科学测算调节能力需求，明确新增煤电灵活性改造、气电、水电、抽水蓄能、新型储能、光热、友好型新能源、电网侧和负荷侧调节能力规模 [3] - 科学确定各类调节资源建设目标、布局和时序，明确调节能力建设方案是能源电力发展规划的组成部分 [3] - 要求各省级能源主管部门编制本地区调节能力建设方案，以保障系统安全稳定和新能源合理消纳为目标，合理优化调节能力建设 [3] 重点任务二：完善调节资源调用方式 - 在立足现行调度体系基础上，完善调节资源的分级调度 [3] - 针对当前调节资源调用对系统需要、调度安全性、技术经济性等统筹考虑不足，对电力市场适应性不足的问题，要求各地区研究提出各类调节资源的合理调用序位 [3] - 明确调节资源调用原则、优先级，加强调度序位与电力交易的校核分析，与电力市场共同指导调度运行，实现资源优化配置 [3] 重点任务三：完善调节资源参与市场机制 - 强调完善峰谷电价机制，对电力现货运行地区，通过市场竞争形成合理峰谷价差；对尚未实现现货运行地区，进一步完善峰谷分时电价政策，提升峰谷差价经济激励水平 [4] - 提出鼓励各地区因地制宜设置备用、爬坡、转动惯量等辅助服务品种，建立以调节效果为导向的市场机制 [4] - 完善区域级辅助服务市场，鼓励建立区域内负荷侧可调节资源的跨省调用和交易机制 [4] 行业影响与专家观点 - 方案对规划发展、调度运行、营销市场等专业条线均提出针对性举措，有助于科学谋划调节能力3年建设方案、精细完善调节资源调用方式、深入挖潜用户侧调节能力 [4] - 该方案将指导各地各有关单位进一步加强电力系统调节能力建设，支撑新能源高质量发展，助力构建新型电力系统 [4]

政策核心目标 - 国家发展改革委与国家能源局印发《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027年）》，核心目标是到2027年显著提升电力系统调节能力，完善市场环境和商业模式，支撑2025至2027年年均新增2亿千瓦以上新能源的合理消纳利用，并确保全国新能源利用率不低于90% [1] 当前调节资源发展现状 - 截至2024年三季度末，全国灵活调节煤电规模超过6亿千瓦，跨省区电力资源配置能力超过3亿千瓦，抽水蓄能累计规模达到5591万千瓦，已建成投运新型储能5852万千瓦/1.28亿千瓦时 [1] - 2024年1月至10月，全国风电利用率为96.4%，同比下降0.7个百分点；光伏发电利用率为97.1%，同比下降1.2个百分点，部分新能源发展较快省份消纳压力凸显 [2] 行业发展面临的挑战 - 中国年均新增新能源装机规模突破2亿千瓦，预计“十五五”期间将延续快速增长，大幅增加系统消纳压力 [2] - 调节能力建设缺乏统筹优化，存量调节资源未得到充分利用，价格与市场机制有待完善 [2] 政策提出的重点任务与举措 - 政策从三方面提出重点任务：编制调节能力建设方案、完善调节资源调用方式、完善调节资源参与市场机制 [2] - 要求科学测算调节能力需求，明确新增煤电灵活性改造、气电、水电、抽水蓄能、新型储能、光热、友好型新能源及电网侧和负荷侧调节能力规模，以保障新能源消纳 [2] - 提出电力调度机构需制定新型储能调度运行细则，在新能源消纳困难时段优先调度新型储能，实现日内应调尽调 [2] 监管与保障措施 - 国家能源局将组织派出机构监管调节资源建设和调用情况，对新能源利用率大幅下降、调节能力与新能源发展不匹配、建设滞后或能力未充分发挥的地区，督促省级能源主管部门整改并出台政策措施 [3]

涉及的行业或公司 * 电力行业 包括新能源发电（风电 光伏） 新型储能 电力市场建设 电网运营等细分领域[1][2][5] * 提及山东省的电力市场实践和项目案例[2][11][13][42][54] 核心观点和论据 政策框架与目标 * 国家能源局和发改委于2025年9月12日联合发布五个电力电网和新能源政策通知 涵盖电力现货市场 新能源就近消纳 新型储能规模化建设等内容[2] * 政策是对前期政策的响应和延续 并非独立存在 例如就近消纳价格机制是对绿电直连和零碳园区政策的回应[3][4] * 根本目标是构建新型电力系统 其特点为清洁低碳 安全充裕 经济高效 供需协同和灵活智能[1][6] * 新型电力系统以负荷为核心 实现源网互动 鼓励绿电直连 零碳园区 源网荷储等新型经营主体发展[1][5] 市场机制与建设 * 通过市场化手段保障各方收益 包括容量电价政策 鼓励新兴经营主体发展 加快现货市场建设[10][13] * 预计2025年底全国所有省份都将开设现货市场 目前已有7个省份正式运行 4个省份试运行[13] * 现货价格范围逐渐扩大 例如山东和浙江将地板价放宽至负8分或负2毛 为储能提供更大盈利空间[13] * 现货交易比例正在快速提升 目前约20%的交易通过现货市场进行 其余75%至80%通过中长期合同进行[33][36] * 未来中长期合同将分时段签约 与现货价格贴近 拉大价格差异以鼓励新型储能等盈利模式[36][37] 就近消纳与新型业态 * 就近消纳价格机制覆盖分布式光伏和大型风电竞价项目 鼓励通过便宜且清洁的新能源满足需求[1][7] * 未来趋势是自建送出线路并配置储能实现自我调峰 新业态占比将逐步提升[1][8] * 自发自用比例主要针对就地消纳类型 如绿电直连 零碳园区等 目前示范性项目数量较少[30] * 项目审批流程更加清晰 促进新能源就近消纳项目发展[29][31] 储能发展与应用 * 储能在新能源市场中发挥重要作用 通过市场化手段实现盈利 例如风光储联合参与现货市场[1][19] * 新型储能总装机2024年底预计达到74GW 2027年底将增至180GW 相当于增加约110GW[18] * 储能与新能源的配比不断提高 目前约为5.5%至6% 未来预计会进一步增加[20][21] * 储能项目收益模式包括容量电费收入和峰谷套利等方式 例如甘肃和宁夏出台了容量电价政策[23] 成本与收益分析 * 风电和光伏发电的度电成本基本在每度2毛钱以内 输配电费通常在每度1毛到2毛之间 平均约1.5毛[27] * 假设加上储能成本和线路成本 总用电成本约为每度4.5毛钱[27] * 山东省光伏机制电价定价为0.225元/度 低于预期 使得很多项目收益率较低[51][52] * 海上光伏项目在当前机制电价下经济可行性较低 投资成本需4.5元/瓦以上[53] 挑战与解决方案 * 大西北地区的大型新能源基地面临特高压输电线路建设滞后和电力外送能力不足的挑战[47][48] * 为解决新能源消纳问题 采取外送和就地消纳结合 加快推进特高压建设 发展风光制氢项目[49] * 建立新型业态需解决保障各方权益的问题 明确各方角色定位和利益分配[9] * 自建输变电线路和储能存在成本和风险 例如110千伏线路每公里投资约七八十万元 且只能向单一用户供电[17] 国际比较与影响 * 欧盟2026年起要求产品使用绿电 将推动绿证直连等物理确认机制发展[43] * 德国风电和光伏发电占比高达70% 其系统运行费用和用户最终支付的电价呈上升趋势[45] 其他重要内容 * 新能源在电网中的电力装机占比从2016年的16%提高到2024年的42% 目前超过45%[20] * 山东省调整光伏与风电比例 从3.2:1调整至2.6:1 给予94亿元激励 风电获得80多亿元 光伏仅获得12.9亿元[54] * 负电价产生的原因包括火力发电竞争启停成本高和带补贴的风光项目即使报负价仍可获得补贴[35] * 电网在光伏出力的情况下 容量电费仍按原负荷计算 输配电费并未因使用自发电而减少[16] * 未来其他省份的机制电价水平可能会高于山东 例如上海和广东由于经济实力较强且风光占比少 竞价结果可能更乐观[55]