电力政策专家分析会议

摘要 ·国家密集发布电力政策，旨在推动电力市场化和新型电力系统建设，包括新能源就近消纳、新型储能规模化建设等，这些政策是对前期政策的响应和延续，并非独立存在。●新型电力系统以负荷为核心，实现源网互动，具有清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同和灵活智能等特点，鼓励绿电直连、零碳园区、源网荷储等新型经营主体发展。·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，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。●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(需承担输配电费等义务)、加快现货市场建设，预计2025年底全国所有省份都将开设现货市场。·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，存储低价时段能源，在高价时段卖出，提高整体收益，同时增加灵活资源以平衡风光发电竞争力。●新能源在电网中的电力装机占比不断提高，目前已超过45%,储能与新能源的配比也在不断提高，预计未来会进一步增加，大型独立配储仍为主流。●绿电直连和隔墙售电项目发展前景看好，但仍需缴纳输配费用及其他基金，企业自建风电光伏满足自身需求则无需缴纳费用，同时，项目审批流程更加清晰，促进新能源就近消纳项目的发展。 Q&A 近期国家能源局和发改委发布了哪些关于电力电网和新能源的政策，这些政策的主要内容是什么?2025年9月12日，国家能源局和发改委联合发布了五个关于电力电网和新能源 的相关政策通知。这些政策包括电力现货市场、新能源发电项目就近消纳、新型储能规模化建设等方面的内容。这些密集发布的政策代表了国家对电力发展方向及现货市场建设的重要指引。例如，山东省近期公布了机制电价竞价结果，这也 是相关政策的一部分。 这些新发布的政策与之前有哪些关联? 新发布的三个主要政策实际上是对之前一些政策的响应。例如，就近消纳价格机制是对绿电直连和零碳园区政策的一种回应。类似地，电力现货市场建设也是对之前加强现货市场建设的一种延续。因此，这些新政并非独立存在，而是需要与之前的相关政策结合起来看待。 国家在推动新型经营主体建设方面有哪些具体措施研从2024年下半年开始，国家陆续出台了一系列鼓励新兴经营主体建设的新政， 其根本目标是构建新型电力系统。传统单向路径中，发电企业卖电给电网公司，再由后者卖给用户。而在新型系统中，实现源网互动、双向互动。例如，绿电直连、零碳园区、源网荷储、独立储能等都可以直接与用户互动。用户也可通过可调负荷形成虚拟电厂，与整个系统进行双向互动。 新型电力系统有哪些特点? 新型电力系统以负荷为核心，实现源网互动。其特点包括清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同和灵活智能。在清洁低碳方面，新兴新能源发展迅速；安全充裕则依赖于煤炭、抽水蓄能等备用容量，以及大量储能设施。此外，新政更多体现在供需双方互动协同及灵活智能方面。 就近消纳价格机制如何实施?是否仅限于分布式光伏领域? 就近消纳价格机制不仅限于分布式光伏，还涵盖大型风电竞价项目。例如，山东东营零碳园区项目、大型风电竞价项目，以及跨省绿电竞价通道等。这些项目不仅涉及分布式光伏，还包括地面光伏、大型风电竞价项目等。因此，新政覆盖范围广泛，不再局限于某一特定领域。新型业态的发展趋势如例?未来会有哪些变化? 在未来，新型业态将越来越多地围绕负荷开展，通过便宜且清洁的新兴能源，如度成本低至两毛钱以内的新能源来满足需求。同时，自建送出线路并配置一定储能实现自我调峰，将成为一种趋势。无论是分布式还是大型地面站，都将以这种 形式发展。此外，由于传统依靠单一大规模输配模式难以保障稳定性及价格优势，新业态占比将逐步提升，而单纯依靠传统大规模输配模式占比将相对降低。 建立新型业态过程中需要解决哪些问题? 建立新型业态过程中，需要解决保障各方权益的问题。在新的体系中，必须确保各方利益，包括但不限于用户、电网公司以及储能设施提供商之间合理利益分配。同时，需要明确各方在整个体系中的角色定位，以便更好地服务整体供需平衡与稳定运行。 如何通过市场化手殿保障各方的收益，并明确各主体的边界和义务?通过市场化手段来保障各方的收益，使得各方都有利可图，而季是依靠计划或 行政手段。具体政策可以分为三类： 1.随着风电和光伏渗透率提高，市场需要越来越多辅助服务，因此出台了容量电价政策，例如火电、抽蓄以及未来储能的容量电价，只要能够为电网提供服务，就会给予相应费用。2.鼓励新兴经营主体发展，如绿电直连、源网荷储、零碳园区等新业态，但这些主体也需承担义务，例如输配电费、系统运营费和政府性基金。3.加快现货市场建设，预计到2025年底，全国所有省份都将开设现货市场。目前已有7个省份正式运行现货市场，4个省份试运行。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，这为储能提供了更大的盈利空间。 新兴经营主体在承担费用方面有哪些具体规定? 新兴经营主体需承担输配电费、系统运营费和政府性基金。例如，在山东，输配电价从220伏到1,000伏以下不等，大约在一毛到两毛二之间；系统运营费包括抽蓄和火电分摊，总计约2分钱；政府性基金约3分钱。因此，总体来看，这些费用大约在五六分钱左右。此外，还包括新能源机制电价与现货价格差价，以及辅助服务费。 分布式光伏项目如何界定收费林准? 根据2025年9月12日出台的完善价格机制政策，对于分布式光伏项，如果其自发自用且位于同一土地产权红线内，则无需交纳任何费用。若超出红线范围，则属于绿电直连项目或源网荷储项目，需要交纳相关费用。此外，低压等级必须满足120kV以下，规模基本上是50兆瓦以内。。 对于非分布式光伏项目有哪些要求? 非分布式光伏项目需满足以下要求： 1.在现货连续运行地区，可以实现一键上网，上网比例小于20%,自用比例大于60%。2.自用比例30%以上的用电量需来自绿电直供或源网荷储项目，到2030年需达到35%。3.消纳困难时段不能向电网反送电，需要配置储能以实现目标。 如何收费及保障措施? 对于并网项目，需要交纳输配电费、系统运行费及政府性基金。这些费用是为了保障由电网提供的服务。如果是纯离网项目，则无需交纳这些费用。对于产权红线内的分布式光伏项目及纯离网箱，不需要交纳任何费用。而对于并网用户，无论是否装有分布式光伏，其作为用户仍需交纳相关费用，但其内部部分(即装有光伏部分)则不收取额外费用。 电网在光伏出力的情况下如何计算容量电费和电量电费? 电网在光伏出力的情况下，容量电费仍然按照原来的负荷来计算。例如，如果用户有100万的负荷，可能会配备120万的变压器，因此容量电费按120万来收取。即使用户因为光伏发电减少了实际用电量，例如从每月100度减少到60度，但输配电费仍然按照全网平均负荷率来计算，即按100度来缴纳。这意味着虽然用户使用了自己的光伏发电，但输配电费并没有减少。 在自建输变电线路和储能方面有哪些成本和风险? 自建输变电线路需要投资，例如110千伏的线路每公里大约需要七八十万元。此外，自建项目只能向单一用户供电，不能一对多，这增加了风险。如果用户用量锐减，投资方将承担较大的风险。因此，自投项目负荷是最可控的，而第三方投资存在较大的不稳定性风险。虽然系统运营费和政府基金可以节省五六分钱，但自建输变电线路和储能所需费用可能超过这部分节省。 新型储能管理政策对珠来发展有何影响? s根据2024年底新型储能总装机预计达到74GW,到2027年底将增至180GW,相当手增加约110GW,每年增加30多个GW。同时，国家出治矛允许风、光与储能联合参与现货市场的新政策。这解决了风、光现货价格低的问题，例如中午光伏现货价格为负8分，可以存储起来等到晚上价格涨到6毛甚至1块钱时再卖出，实现盈利。此外，新政策允许工商业储能通过与其他能源联合名义参与市场交易，提高结算价。 储能在新能源市场中的作用及其盈利模式如何变化? 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而非强制政策。例如，在风、光与储能联合参与现货市场后，可以存储低价时段的能源，在高价时段卖出，从而提高整体收益。山东基定价为风电三毛一分九、光伏两毛两分五，但实际结算价可根据交易能力上下浮动。此外，虚拟电厂、智能微网、新型储能也可以通过报价参与现货市场，提高灵活资源以平衡高渗透率下的风、光发电竞争力。 灵活资源在保障新型能源系统稳定性方面的重要性是什么 为保障高渗透率风、光发电竞争力，需要不断增加灵活资源，包括火、电灵活性改造、抽蓄、电化学储能等。在发电竞争侧，通过火加火联合响应调频项目提高盈利；在输配侧，通过智能化建设及峰谷价差拉大响应需求侧；整体来看，为保障新型能源系统稳定性，需要加强灵活资源建设，如燃气机组、电化学储能等快速启动方式，以应对高渗透率情况下的需求波动。 新能源在电网中的电力装机占比及其发展趋势如何?储能与新能源的配比情况是怎样的? 新能源在电网中的电力装机占比从2016年的16%逐步提高，到2024年已经达到42%,目前超过45%。随着新能源比例的提升，储能与新能源的配比也在不断提高，目前约为5.5%至6%。未来，随着新能源持续稳定发展，储能的配比预计会进一步增加。除了每年新增量之外，还需要提升存量平均值，以促进整体储能的发展。 近年来储能装机容量增长情况如何?未来目标是什么? 根据中关村储能联盟的数据，截至2023年底，中国电话储能累计装机容量为34.5吉瓦。2024年新增了48.3吉瓦，其中大部分用于风电和光伏项目。预计到2026年，储能比例将提高到6%。按照过去一年的新增速度，三年内实现130吉瓦的目标是可行的。此外，大型风电和光伏广商仍是主要用户，大型独立配储仍为主流。 储 能 喷 目 收 益 模 式 有 哪 些 变 化?国 家 政 策 对 其 有 何 影 响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，以保障储能项目收益。甘肃按照火电标准补贴，每千瓦每年330元，并根据小时数进行折算。未来国家可能会推广类似政策，使得新型储能项目能够通过容量电费和市场参与获得更好的收益，从而改善盈利方式。 电力现货市场建设对新能源加储能联合报价主体有何影响? 电力现货市场建设支持新能源加储能作为联合报价主体参与市场，这改变了以往强制配备但质量不佳的问题，提高了独立储能的发展质量。然而，目前实际运行项目较少，需要更多实践来验证其收益模式。 工商业领域如何利用工商业储能实现峰谷价差套利? 工商业领域可以通过工商业储存系统实现峰谷价差套利。例如白天业主用不了电，可以将其存入晚上使用，但需遵守规定，不允许向外放出。这种方式存在一定障碍，但仍有潜力改善工商业用电成本。 国家政策对绿电直连及费用收取有哪些规定? 国家鼓励绿电直连，但仍需缴纳输配费用及其他基金。如果企业完全自建风电光伏并满足自身需求，则无需缴纳费用。但如果企业需要依赖部分来自于公共网络，则需按最大负荷支付相关费用，即使实际使用量较低。这确保了公共网络随时准备提供所需服务。 当前风电和光伏发电的度电成本是多少?如何影响用电价格? 目前风电和光伏发电的度电成本基本都在每度2毛钱以内。输配电费通常在每度1毛到2毛之间，平均约为1.5毛钱。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。如果用户的用电成本高于4.5毛钱，例如平段电价是6毛多，那么使用风光发电是划算的。自投项目的总成本约为每度4.5毛钱，而第三方投资则可能会以更高价格卖给用户，确保收益。 新政策对隔墙售电等直连模式有何影响? 新政策允许隔墙售电等直连模式，这对于发电企业和用电企业都是有利的。虽然费用仍需缴纳，但开通了直连模式后，顶目审批变得更加明确，有助于推动项目落地。这种变化保障了各方利益，同时提升了储能需求，因为风光发电竞争性、不可预测性较强，需要更高效的储能解决方案。 新政策明确了各参与方责任及收费标准，使得项目审批流程更加清