国家发展改革委、国家能源局发布关于促进新能源消纳和调控的指导意见。其中提出，到2030年，协同高效的多层次新能源消纳调控体系基本建立，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。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。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。 国家发展改革委、国家能源局关于促进新能源消纳和调控的指导意见 为全面贯彻党的二十大和二十届历次全会精神，落实《中华人民共和国能源法》，完善新能源消纳和调控政策措施，有力支撑新型能源体系和新型电力系统建设，现提出以下意见。 一、总体要求 以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，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，完善新能源消纳举措，优化系统调控，促进新能源在大规模开发的同时实现高质量消纳。到2030年，协同高效的多层次新能源消纳调控体系基本建立，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。新型电力系统适配能力显著增强，系统调节能力大幅提升，电力市场促进新能源消纳的机制更加健全，跨省跨区新能源交易更加顺畅，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。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，全国统一电力市场在新能源资源配置中发挥基础作用，新能源在全国范围内优化配置、高效消纳，支撑实现国家自主贡献目标。 二、分类引导新能源开发与消纳 （一）统筹“沙戈荒”新能源基地外送与就地消纳。全面落实党中央防沙治沙工作决策部署和“沙戈荒”新能源基地开发布局规划，推动“沙戈荒”新能源基地外送与就地消纳并举。重点在沙漠、戈壁、荒漠、沙化、盐碱化等地区，合理布局外送基地，提高基地经济性。建立送受端落实国家战略责任体系，强化受端新能源消纳责任。通过新能源集成发展、东部地区产业梯度转移、西部地区挖掘消纳潜力等方式，促进“沙戈荒”新能源基地实现规模化就地消纳。 （二）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，充分考虑水电调节特性，优化配置新能源。对具备条件的存量水电外送通道，合理增配新能源，提升通道利用水平。结合雅下水电基地开发，优化论证新能源配置及送出消纳方案。 （三）推动海上风电规范有序开发与消纳。落实海洋经济高质量发展要求，科学布局海上风电，继续推动近海风电开发，有序推动深远海风电基地建设。统筹优化海上输电网络，集约化布局海缆廊道和登陆点，实现海上风电基地集中送出，主要在沿海地区就近消纳。 （四）科学高效推动省内集中式新能源开发与消纳。综合考虑资源条件、用电增长，结合可再生能源电力消纳责任权重落实要求，科学布局省内集中式新能源，优化开发结构、合理把握建设节奏，加强调节能力建设，提升电网承载力，确保新能源高效消纳。做好新能源资源普查试点。 （五）积极拓展分布式新能源开发与消纳空间。充分挖掘分布式新能源资源潜力，拓展分布式新能源开发场景。增强分布式新能源自调节能力，提高自发自用比例。修订分布式新能源接网承载力评估标准，释放公共电网接纳分布式新能源的可开放容量。 三、大力推动新能源消纳新模式新业态创新发展 （六）创新新能源集成发展模式。研究制定促进新能源集成发展的政策举措，支持“沙戈荒”等新能源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。提升新能源装备制造绿电应用水平，实现“以绿造绿”。统筹布局绿氢、氨、醇等绿色燃料制储输用一体化产业，打造“灵活负荷”。推进零碳园区建设。 （七）推动新能源与产业融合发展。积极推进东部地区产业梯度转移和新能源基地就地消纳协同对接，稳妥有序推动高载能产业向西部清洁能源优势地区转移。鼓励传统产业创新工艺流程，提升负荷灵活性，在热力、供暖、制冷、动力等环节更多使用新能源。支持新能源资源富集地区实现信息技术、高端装备制造、新材料等战略性新兴产业与新能源融合发展。加强新能源与算力设施协同规划布局及优化运行，推动算力设施绿色发展。 （八）支持新能源就近消纳新业态发展。推动源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网、新能源接入增量配电网等新能源就近消纳新业态健康可持续发展，支持新能源就近接入，提升工业园区、建筑楼宇、外向型企业、高载能企业绿电消费及偏远地区供电保障水平。分类制定完善支持政策、管理制度和技术标准，加强与电网规划的统筹协调，明晰与公共电网的安全、经济和社会责任界面，提升自平衡、自调节能力，新能源弃电不纳入统计。 四、增强新型电力系统对新能源适配能力 （九）加快提升系统调节能力。积极推进流域龙头水库电站建设和水电扩机增容改造。加快抽水蓄能电站建设，充分发挥削峰填谷等多重作用。大力推进技术先进、安全高效的新型储能建设，挖掘新能源配建储能调节潜力，提升利用水平。适度布局调峰气电。因地制宜建设光热电站。推进新一代煤电转型升级，推动新能源替代燃煤自备电厂发电。充分发挥虚拟电厂聚合负荷侧调节资源作用，拓展车网互动规模化应用。 （十）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，提升电网承载力。优化全国电力流向，进一步扩大新能源资源配置范围，稳步提升跨省跨区输电通道规模。充分利用区域间、省间调节资源和新能源出力互补特性，合理布局灵活互济电网工程，提升互济能力。加强电网主网架建设，提升新能源的并网接纳能力。大力推动配电网建设改造和智能化升级，加快打造适应大规模分布式新能源接入的新型配电系统。因地制宜推动智能微电网与大电网协同发展。 （十一）优化新能源调控模式。构建新型电力调度体系，进一步厘清调度机构、各级电网、集中式新能源、分布式新能源等的调控关系和职责范围，加强市级、县级调度机构力量，全面提升可观、可测、可调、可控能力和智能化调控水平。探索“沙戈荒”新能源基地、水风光基地、海上风电基地集群协同调控模式，加快推动新能源与站内配建储能一体化出力曲线调用。修订电力调度管理制度，加强电力调度监管。 （十二）强化新型电力系统安全治理。加强新能源基地规划阶段电网安全稳定分析和运行阶段电网安全稳定管理。深化有源配电网运行风险管控，建立健全风险识别、监视控制体系。完善新能源及新型并网主体涉网安全管理制度，加强涉网安全性能和参数全周期管控，严格执行涉网性能评估程序，规范并网接入与运行管理，强化网络安全管控。 五、完善促进新能源消纳的全国统一电力市场体系 （十三）拓展多层次新能源消纳市场化体系。适应新能源出力波动特点，缩短中长期交易周期，实现灵活连续交易，推广多年期购电协议机制，稳定长期消纳空间。充分发挥现货市场功能，加强与需求侧响应机制等的衔接，引导系统调节资源主动参与调节，完善用户侧参与现货市场交易机制，激发用户侧灵活调节潜力。合理设置电力辅助服务交易品种，完善费用向用户侧疏导机制，促进新能源大规模发展过程中的系统平稳运行。以省间中长期交易压实新能源跨省消纳“基本盘”，以省间现货交易、区域内省间互济交易等灵活响应新能源短时消纳需求，推进跨电网经营区常态化新能源电力交易。 （十四）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、虚拟电厂等新型主体通过聚合、直接交易等模式参与电力市场；研究推动新能源、用户等主体参与跨省跨区电力市场直接交易；推动构建符合新能源发电特性、分布格局的市场报价方式。完善电力市场限价等机制，充分发挥价格信号引导新能源消纳的作用。积极推动绿证市场高质量发展，推进“电—证—碳”市场协同，科学反映新能源环境价值。 （十五）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和调整机制，鼓励新能源外送基地各类电源整体形成送电价格。提升跨省跨区通道输电价格机制灵活性，研究海上风电送出工程相关价格机制。落实完善促进新能源就近消纳的电价机制。健全完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源容量电价机制。加快推动市场价格信号有效传导至终端用户，完善体现分时价值差异的零售市场价格机制，研究建立健全居民分时电价机制。 六、强化新能源消纳技术创新支撑 （十六）突破新能源高效发电利用技术。加强高效低成本光伏、风电技术研发，试点建设超大功率深远海风电机组。加快提升新能源超短期、短期、中长期等不同时间尺度功率预测精度。 （十七）攻关系统灵活调节技术。创新应用液流电池、压缩空气储能、重力储能等多种技术路线，加快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。深化虚拟电厂协调运行控制技术、多元交易技术应用，扩大新型负荷灵活调节技术应用。加快新一代煤电试点应用及推广。 （十八）强化电网运行技术。加强高比例可再生能源、高比例电力电子设备电力系统高效仿真和稳定运行控制技术研究。试点试验高比例新能源特高压柔性直流输电、大容量高电压海上柔性直流海缆输电技术以及多端直流孤岛运行技术。提升新能源基地电源汇集及弱送端系统稳定运行技术水平。推广构网型控制技术，提高新能源涉网性能和主动支撑能力。加快修订新能源并网技术标准。 （十九）升级智能化调控技术。加快人工智能、大数据、云计算等先进技术在主配微网协同中的应用。推广应用状态感知技术，提升电网对分散资源的动态感知能力。加快应用海量源网荷储资源聚合控制技术，完善新能源基地协同调控技术。 七、保障措施 （二十）优化新能源消纳管理机制。强化规划指导作用，在五年电力发展规划中分档设置不同地区新能源利用率目标，科学统筹新能源发展与消纳，协同推进新能源规划布局及配套电网、调节能力建设。完善新能源消纳评估方法，推动新能源消纳评估逐步由单一新能源利用率指标向综合评价指标体系转变。各省级能源主管部门科学开展本地区年度新能源利用率目标制定及未来3年展望工作，明确年度新能源开发与消纳方案。根据新能源利用率目标和可再生能源电力消纳责任权重目标，统筹确定年度并网新能源（含分布式新能源）新增开发规模。落实可再生能源消费最低比重目标要求，加快建立强制消费与自愿消费相结合的绿证消费机制，进一步压实可再生能源电力消纳责任。 （二十一）明确责任分工。国家发展改革委、国家能源局统筹推进新能源消纳和调控工作，指导各省份优化新能源利用率目标和开发规模。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，全面组织落实各项消纳举措，实现消纳目标。电网企业是保障新能源接网与调控运行的主要责任单位，持续加强电网建设，优化系统运行。发电企业提升新能源可靠替代能力，加强调节资源建设。各类经营主体积极参与电力系统互动。 （二十二）强化监测监管与目标执行。优化新能源利用率统计发布工作，根据需要完善新能源利用率监测统计管理办法。各省级能源主管部门要建立新能源“规划—建设—并网—消纳”全周期监测预警机制，及时分析本地区新能源消纳情况，新能源利用率显著下滑或未完成利用率目标的地区要科学论证新能源新增并网规模，避免新能源利用率大幅下滑。国家能源局派出机构针对新能源消纳和调控政策措施落实情况进行常态化监管，重大事项及时报告。

随着10月底三季报披露期临近，业绩交易窗口期开启，未来一段时间，绩优股势必成为市场关注的焦点。10月10日晚间，金岭矿业、道氏技术率先发布2025年三季报，此外，还有40余家上市公司已发布三季报预告，本文就为投资者梳理一下目前已披露三季报预告或报告的个股情况，对接下来行情的参与提供一定的参考。 上表按净利润变动中值排序列出了已披露三季报预告或报告的个股情况，其中英联股份2025年前三季度净利润预计同比增长1531.13%–1672.97%暂居首位，此外广大特材、永和股份、兄弟科技、北方稀土、利民股份、广东明珠等个股前三季度净利预增超200%。 从行业来看，多家半导体行业的上市公司净利润与净利润增幅均排名靠前，半导体设备环节的长川科技预计2025年前三季度归母净利润同比增长131.39%至145.38%，半导体材料环节的有研新材预计前三季度归母净利润同比增长最高达127%，全志科技、扬杰科技、鼎龙股份等亦交出亮眼答卷。 长江证券研报指出，2025年年中以来，随着生成式人工智能和大模型的普及，推理算力需求快速增长，叠加本土化战略加强，AI芯片、存储芯片为代表的半导体硬件资源景气度持续攀升。长江证券表示，本土扩产需求不减，国产替代空间可观。国产化提升趋势，不仅在于算力芯片产品的国产替代，上游设备材料现阶段国产化率仍处于较低水平，2024年半导体设备上市公司营收占中国大陆半导体设备销售额（不含进口光刻机）的比重为22.4%；半导体材料上市公司营收占中国大陆半导体材料销售额的比重为30.7%，未来仍有较大的提升空间。 除半导体芯片外，风电行业个股的业绩回暖同样也是重要的投资线索。广大特材发布2025年前三季度业绩预告，预计净利同比预增214%左右，公司表示风电齿轮箱零部件项目产能逐步释放，机加工设备平均利用率大幅度提升，海上风电铸件项目产能利用率大幅度提升，实现盈利。 国信证券研报指出，海风方面，25年上半年江苏、广东重大项目陆续迎来开工。二季度进入交付旺季；陆风方面，年初以来零部件企业迎来量价齐增，全年业绩有望大幅增长；上半年主机企业国内制造盈利磨底，随着涨价后订单的陆续交付，三季度交付端将迎来单价和毛利率双重修复。 制冷剂（永和股份、东阳光）、稀土（北方稀土、金力永磁）、铁矿/钢铁（广东明珠、山东钢铁、金岭矿业）等行业的景气度同样值得期待，兴证策略张启尧团队表示，9月以来盈利预期上修较多的行业主要集中在：AI（游戏、计算机设备、通信设备、元件）、先进制造（摩托车、航空航海装备、家电零部件、电池、医疗服务）、周期（有色、玻璃玻纤、钢铁、农化制品等）、消费（饮料乳品、调味发酵品、宠物经济、饰品等）、金融（券商保险、城商行）。

10月9日，全国新能源消纳监测预警中心发布2025年8月全国新能源并网消纳情况，8月光伏发电利用率96.4%，风电96.6%。 原文如下： 根据《国家能源局关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》（国能发新能〔2021〕25号），为引导新能源理性投资、有序建设，现将2025年8月各省级区域新能源并网消纳情况公布如下。 注：按照《国家能源局关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》（国能发电力〔2024〕44号），新能源利用率按仅考虑系统原因受限电量的情况计算。

9月5日，河北省发展和改革委员会关于下达《河北省2025年风电、光伏发电年度开发建设方案第二批项目的通知》，本批次下达年度风电、光伏发电项目共76个、727.107万千瓦。 其中，光伏项目42个，总规模312.907万千瓦；风电项目34个，总规模414.2万千瓦。 从项目业主来看，华电集团获得规模最大，达到113.3万千瓦；大唐集团、国家能源集团、国家电投均获超75万千瓦规模。此外，华润集团、唐山永彤光能有限公司、华能集团等均有所获。 值得关注的是，对比8月29日河北省发改委公示的2025年风电、光伏发电年度开发建设方案第二批拟安排项目，减少了21.5万千瓦沧州市的5个风电项目，项目单位为沧州港务集团有限公司。 通知明确，风电光伏项目如自愿增配储能，储能部分无需纳入年度开发建设方案或电力规划，可作为电源侧储能办理储能审批手续，及时向各级能源主管部门报备。如储能功率和时长在电网接入系统审查时有调整，需办理相关变更手续。 原文见下： 河北省发改委关于下达河北省2025年风电、光伏发电年度开发建设方案第二批项目的通知 冀发改能源[2025]1012号 有关市（含辛集市）发展改革委（局），国网河北省电力有限公司、国网冀北电力有限公司： 经组织各市申报、电网公司对接入和消纳条件确认及第三方咨询单位对基本要件审核，现对纳入全省2025年风电、光伏发电年度开发建设方案的第二批项目予以下达，并就有关事项通知如下： 一、本批次下达年度风电、光伏发电项目共76个、727.107万千瓦（具体名单见附件）。 二、请各市能源主管部门督促项目单位加快推进前期工作，争取尽早开工建设，确保按照规定时间节点全容量建成并网。 三、风电光伏项目如自愿增配储能，储能部分无需纳入年度开发建设方案或电力规划，可作为电源侧储能办理储能审批手续，及时向各级能源主管部门报备。如储能功率和时长在电网接入系统审查时有调整，需办理相关变更手续。 四、请电网企业本着简化流程和提高效率的原则，加快办理接网手续，加快输变电工程建设，力争项目尽早并网；同时结合各市项目储备情况，积极谋划布局新的输变电工程，力争尽早具备并网条件。 五、项目纳入年度开发建设方案后将转入河北省能源发展智慧管理平台监管板块管理，新生成项目账号及初始密码将分发至各市。请有关市能源主管部门强化项目信息化管理，督促项目单位及时更新前期工作和工程建设进度，进一步提高项目信息化管理水平。 附件：2025年风电、光伏发电项目年度开发建设方案第二批项目表 河北省发展和改革委员会 2025年9月5日

风电行业景气度回升的大背景下，节能风电（601016.SH）今年上半年营收和净利同比均逆势下滑。在今天举行的2025年上半年度业绩说明会上，公司董事长姜利凯表示，公司一方面，通过强化生产运维能力与电力交易水平保障项目收益，借助“市场交易价与机制电价的差价结算”平滑波动风险；并通过市场化交易占比提升与成本管控对冲压力，构建全链条成本管控体系优化盈利空间。 节能风电中报显示市场化交易电量占比62.09%，但平均上网电价同比下降0.07元/度。有投资者在会上提出，公司如何应对“136号文”推动的新能源全面入市带来的电价不确定性？ 公司董事长姜利凯表示，针对“136号文”推动的新能源全面入市，公司一是组织专业团队研判政策细则，密切跟踪各省具体实施方案，通过强化生产运维能力与电力交易水平保障项目收益；二是衔接政策中的可持续发展价格结算机制，借助“市场交易价与机制电价的差价结算”平滑波动风险。 他进一步表示，长期绿电协议方面，公司已在甘肃、广西、河北等区域开展绿电交易，交易方式涵盖双边协商与集中竞价；2024年全年完成绿电交易10.5亿千瓦时，实现度电增收0.05元，当前正推进绿电直连项目论证以提升消纳率。 产品结构方面，公司总经理杨忠绪表示，截至2025年6月30日，公司现有风电机组以中小兆瓦机型（6.7MW及以下）为主，10MW+大容量机组暂未大规模投运，具体占比需结合后续新项目装机逐步提升。 “三北”地区技术升级降本方面，杨忠绪透露，一是应用混塔技术，适配高风速环境提升机组发电能力，减少极端天气对设备的影响；二是推广智能运维，依托风机关键部件状态监测系统（已覆盖超130台风机）和区域集控系统，实现故障提前预警，2025年上半年通过该技术减少停机损失超1000万元；三是深化云上风电2.0系统应用，实现全链条数据化管理，优化运维调度效率，进一步降低运维成本。 对投资者关注的项目储备方面，节能风电总会计师郑彩霞表示，截至2025年6月30日，公司在建项目装机容量合计为55万千瓦，可预见的筹备项目装机容量合计达145万千瓦。并且加大中东部及南方区域市场开发力度，在河北、湖北、广西、河南、四川等已有项目的区域开发后续项目，在湖南、吉林等区域开展风电项目前期踏勘和测风工作，扩大资源储备。 具体来看，董秘代芹说，截至2025年6月底，公司累计实现新增备案及取得建设指标的项目容量为93.375万千瓦（含独立储能），约占公司2025年上半年末运营装机容量的15.20%。 出海方面，姜利凯表示，公司积极推进海外项目，继续加大海外项目开发。公司澳大利亚白石17.5万千瓦项目已全部建成投产运营，拟在白石项目的基础上规划二期项目开发。公司在继续开拓澳大利亚市场的同时，也利用澳洲项目并购及建设运营的经验，加强对欧洲及中东等国家风电市场的跟踪研究及项目前期论证，推进海外市场的战略布局。

润建股份8月28日晚间公告，近日，公司中标《乌兰察布兴和县铁合金绿色供电项目》，中标金额3.92亿元，项目服务内容为光伏、风电及储能电站的建设及运维服务。

8月25日，贵州省发改委发布关于公开征求《贵州省关于深化新能源上网电价市场化改革实施方案（试行）》意见的公告。 文件明确，新能源可持续发展价格结算机制的电量规模、机制电价和执行期限。 存量项目： 项目范围，2025年6月1日（不含）以前投产的新能源项目。集中式风电、集中式光伏和分散式风电由能源主管部门负责确定名单，分布式光伏以项目的并网时间为准。2025年6月1日起，新能源项目只参与现货市场交易的，不影响其存量项目认定。 电量规模，妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策，110千伏以下项目机制电量比例为100%，110千伏及以上项目机制电量比例为80%，其可在此范围内自主确定执行机制的电量比例，次年纳入机制电量比例不得高于上一年水平。 机制电价，执行贵州省燃煤发电基准价0.3515元/千瓦时。 执行期限，达到全生命周期合理利用小时数或项目投产满20年后，不再执行机制电价。 增量项目： 项目范围，2025年6月1日（含）以后投产且未纳入机制电价的新能源增量项目。 电量规模，2025年首次竞价电量规模与2024年新能源非市场化比例适当衔接，按2025年6月1日至12月31日期间预计新建投产新能源上网电量的77%确定。此后，贵州省每年根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素动态调整，并在竞价前予以公布。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可适当减少；未完成的，次年纳入机制的电量规模可适当增加。单个项目申请纳入机制的电量，不得超过其当期全部上网电量的90%。对于竞价周期内已签约的中长期交易电量、绿证电量，相应调减竞价申报比例上限。 竞价上下限，竞价上限综合考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期考虑成本因素、避免无序竞争等设定下限。 机制电价，新能源按同类型项目自愿参与竞价形成，竞价时按报价从低到高确定入选项目。机制电价原则上按入选项目最高报价确定，但不得超出竞价限价范围；价格相同时，按申报时间的先后顺序确定入选项目，直至满足竞价总规模。若入选的最后一个项目出清规模低于其申报电量规模50%时，则不予入选，且不再递补。 执行期限，增量新能源项目执行期限12年。 文件明确，现货市场出清上下限等指标参数（试行）。 详情如下： 贵州省关于深化新能源上网电价市场化 改革实施方案（试行） （征求意见稿） 为贯彻落实党的二十届三中全会精神和党中央、国务院关于加快构建新型电力系统、健全绿色低碳发展机制的决策部署，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，促进新能源高质量发展，按照《国家发展改革委 国家能源局关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）精神，结合我省实际，制定本实施方案。 一、总体思路 以构建新型电力系统为目标，落实国家“双碳”战略，以市场化改革为核心，新能源上网电价全面由市场形成，坚持“价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调”，推动新能源上网电量全面入市，通过市场化机制优化资源配置，促进新能源高质量发展。 坚持市场化改革。坚持市场化改革方向，深化能源管理体制改革，落实新能源市场主体价格责任，推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格。 坚持责任公平承担。不断完善适应新能源发展的市场交易和价格机制，推动新能源公平参与市场交易。 坚持分类施策。区分存量和增量分类施策，综合电力用户承受能力和经济发展需要，保持政策的平稳过渡，维持市场主体投资建设积极性，适时开展效果评估，跟进完善政策。 坚持统筹协调。行业管理、价格机制、绿色能源消费等政策协调发力，完善电力市场体系，更好支撑新能源发展规划目标实现。 坚持安全稳妥。政策实施过程中，充分考虑对电力市场建设的影响，做好市场供需预测和各类经营主体电价水平测算，防范市场风险，保障电力系统安全稳定运行。 二、主要任务 （一）推动新能源上网电量全面进入电力市场 集中式光伏、集中式风电、分布式光伏、分散式风电等所有风电、太阳能发电项目，上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照国家跨省跨区送电相关政策执行。 （二）完善现货市场交易和价格机制 1.明确新能源参与市场方式。新能源项目报量报价参与现货市场的范围，按照贵州电力现货市场实施方案及细则执行。鼓励具备条件的新能源聚合后报量报价参与现货市场。其余作为价格接受者按所在节点直接参与实时市场结算。 2.做好日前市场与实时市场衔接。加快实现新能源项目自愿参与日前市场；新能源全部上网电量参与日前可靠性机组组合和实时市场出清。 3.合理设定现货市场限价。适当放宽现货市场限价，现货市场申报价格上限考虑目前省内工商业用户尖峰电价水平和市场电源发电成本等因素确定，申报、出清价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定，后续根据市场运行情况适时调整。价格上下限等具体参数见附表。 （三）完善中长期市场交易和价格机制 1.完善中长期市场交易规则。缩短中长期交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市，更好支持新能源全面入市交易。 2.健全适应新能源的中长期交易机制。实现各类电源公平参与市场，新能源与火电同台竞价，不得开展对特定用户实施优惠电价等的各类专场交易。允许交易双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，并根据实际灵活调整。新能源项目机制电量之外的上网电量，自主决定是否参与中长期电能量市场，不对其中长期合同签约比例进行考核。 3.合理确定中长期交易申报电量上限。新能源参与中长期交易的申报电量上限应扣减机制电量。 （四）完善绿色电力交易政策 1.完善绿色电力交易规则。省内绿色电力采用双边协商和挂牌的交易方式，其申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书价格。不单独组织集中竞价、滚动撮合交易。纳入机制的电量不重复获得绿证收益。 2.做好机制电量对应绿证划转。项目机制电量对应绿证统一划转至省级专用绿证账户，由承担机制电量差价结算费用的用户共有，探索建立省级账户托管绿证的市场化分配机制。 （五）建立健全支持新能源高质量发展的制度机制 1.建立新能源可持续发展价格结算机制。新能源项目参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制。对纳入机制的电量：市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按月开展差价结算，结算费用纳入系统运行费；加快实现初期不再开展其他形式的差价结算。 2.新能源可持续发展价格结算机制的电量规模、机制电价和执行期限。 （1）存量项目 ——项目范围，2025年6月1日（不含）以前投产的新能源项目。集中式风电、集中式光伏和分散式风电由能源主管部门负责确定名单，分布式光伏以项目的并网时间为准。2025年6月1日起，新能源项目只参与现货市场交易的，不影响其存量项目认定。 ——电量规模，妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策，110千伏以下项目机制电量比例为100%，110千伏及以上项目机制电量比例为80%，其可在此范围内自主确定执行机制的电量比例，次年纳入机制电量比例不得高于上一年水平。 ——机制电价，执行我省燃煤发电基准价0.3515元/千瓦时。 ——执行期限，达到全生命周期合理利用小时数或项目投产满20年后，不再执行机制电价。 （2）增量项目 ——项目范围，2025年6月1日（含）以后投产且未纳入机制电价的新能源增量项目。 ——电量规模，2025年首次竞价电量规模与2024年新能源非市场化比例适当衔接，按2025年6月1日至12月31日期间预计新建投产新能源上网电量的77%确定。此后，我省每年根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素动态调整，并在竞价前予以公布。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可适当减少；未完成的，次年纳入机制的电量规模可适当增加。单个项目申请纳入机制的电量，不得超过其当期全部上网电量的90%。对于竞价周期内已签约的中长期交易电量、绿证电量，相应调减竞价申报比例上限。 ——竞价上下限，竞价上限综合考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期考虑成本因素、避免无序竞争等设定下限，具体见附表。 ——机制电价，新能源按同类型项目自愿参与竞价形成，竞价时按报价从低到高确定入选项目。机制电价原则上按入选项目最高报价确定，但不得超出竞价限价范围；价格相同时，按申报时间的先后顺序确定入选项目，直至满足竞价总规模。若入选的最后一个项目出清规模低于其申报电量规模50%时，则不予入选，且不再递补。 ——执行期限，增量新能源项目执行期限12年。 3.明确分月机制电量结算规则。分月机制电量统一按年度机制电量规模比例进行结算，不跨月跨年清算。已结算的机制电量累计达到当年机制电量规模时，超过部分及后续月不再执行机制电价，若年底仍未达到年度机制电量规模，则当年缺额部分电量不进行跨年滚动。 4.明确市场交易均价计算规则。用于机制电量差价电费结算的市场交易均价，现货模式下，按照月度发电侧实时市场同类项目（光伏或风电）加权均价确定。 5.明确机制退出规则。已纳入机制的新能源项目，其机制电量可在每年开展竞价前自主向电网企业申请全部或部分退出。新能源项目执行到期，或者在期限内自愿申请退出的部分，均不再纳入机制执行范围。 （六）优化代理购电电量采购机制 电网企业可通过市场化方式采购新能源电量作为代理购电来源，以报量不报价方式参与市场出清，代理购电产生的偏差电量按照现货市场价格结算。 （七）做好与新能源消纳的衔接 新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核。纳入电力平衡的新能源按照系统运行需要公平承担调节责任。 四、保障措施 （一）加强电价监测和电力市场价格行为监管 定期监测新能源交易价格波动情况，评估价格波动的合理性，鼓励市场主体参与价格监督，及时查处新能源企业价格串通、哄抬价格、滥用市场支配地位等行为，当交易价格出现异常波动时，依法及时采取价格干预措施，确保新能源上网电价市场化改革政策平稳有序推进。 （二）规范政府行为 省有关部门和单位要坚持市场化方向，按照国家制定的市场规则和运营规则来开展市场建设和电力交易，对用户和发电企业不得设置不合理门槛，在交易组织、价格形成等过程中，不得进行不当干预。 （三）做好政策宣贯 开展市场培训，宣贯政策要求、实施方案以及交易结算规则，帮助企业熟悉交易规则和流程，提升市场参与能力。强化沟通与协调，及时了解经营主体的意见和诉求，积极回应并解决问题。 本方案自2025年X月X日起实施，现行政策与本要求不符的，以此为准。

国务院新闻办公室今日上午10时举行“高质量完成‘十四五’规划”系列主题新闻发布会，请国家发展改革委党组成员、国家能源局局长王宏志等介绍“十四五”时期能源高质量发展成就，并答记者问。 我国7月用电量首次突破1万亿千瓦时，相当于日本全年用电量总和 国家能源局局长王宏志表示，我国7月份单月用电量首次突破1万亿千瓦时大关，相当于日本全年用电量总和。 王宏志介绍，刚刚过去的“七下八上”，全国经历了大范围高温、暴雨洪涝和台风等极端自然天气，同时我国经济持续回升向好，对能源保供提出更高要求。 7月，我国单月用电量首次突破1万亿千瓦时大关，相当于日本全年用电量总和。现在迎峰度夏基本结束，我国电力供应平稳有序，全国范围内没有发生大面积停电事故，可以说，能源保障“顶住了峰、兜住了底”。总体来看，我国能源供应保障能力与韧性已经达到较高水平。 五年来深化实施农村电网巩固提升工程 累计安排中央预算内投资250亿元 五年来，国家能源局深化实施农村电网巩固提升工程，累计安排中央预算内投资250亿元，带动农网完成投资超过8000亿元。进一步提升油气管网互联互通水平和管道运输效率，为民生用气筑牢坚实保障。积极推进分布式新能源惠民开发利用，截至今年上半年，户用光伏装机约1.8亿千瓦，每年可以为农民增收约140亿元。加大边远地区大电网延伸力度，持续完善海岛等离网供电，努力打通民生用能“最后一公里” “十四五”规划纲要提出的能源综合生产能力和非化石能源占比等主要指标将如期完 我国能源事业取得突破性进展和历史性成就，“十四五”规划纲要提出的能源综合生产能力和非化石能源占比等主要指标将如期完成。 我国建成全球最大的电动汽车充电网络 构建起全球最大、发展最快的可再生能源体系 “十四五”期间，我国建成全球最大的电动汽车充电网络，每5辆车就有2个充电桩；构建起全球最大、发展最快的可再生能源体系，可再生能源发电装机占比由40%提升至60%左右。 我国新能源专利数占全球四成以上 新型储能规模世界第一 “十四五”是能源科技创新取得更大突破的五年。国家发展改革委党组成员、国家能源局局长 王宏志：新能源专利数占全球四成以上，光伏转换效率、海上风电单机容量等不断刷新世界纪录，短短几年，新型储能规模跃居世界第一。新模式新业态蓬勃发展，智能微电网、虚拟电厂等发展进入快车道，车网互动规模化应用试点加快推进，能源产业与工业、交通等领域加速融合，新领域新赛道持续涌现，成为新质生产力发展的重要源泉。 电力市场注册经营主体达97万家 市场活力加快释放 “十四五”是能源改革持续深化、发展动能持续增强的五年，能源宏观调控和行业治理机制进一步完善。国家发展改革委党组成员 国家能源局局长 王宏志：市场活力加快释放，电力市场注册经营主体已达97万家、是2020年的5倍。出台促进能源民营经济发展十条措施，光伏设备制造企业绝大多数是民营企业，风电整机制造企业60%以上是民营企业，有的核电项目民营企业参股比例达到20%。 我国已建立了较为完备的能源产供储销体系和保供稳价机制 目前，我国已建立了较为完备的能源产供储销体系和保供稳价机制，能源储备能力稳步提升，油气“全国一张网”加快形成，大电网资源配置和调节作用充分发挥，建成一批省间电力互济工程和支撑性调节性电源，电力用户响应能力逐步释放。近几年，面对国际地缘冲突频发、全球能源供需大幅波动的外部环境，我国能源供需和民生用能始终保持平稳有序。 “十四五”以来，能源工业投资年均增速超过16% 国家能源局副局长万劲松表示，“十四五”以来，我国能源工业投资呈现阶梯式增长，每年的投资额接连突破4万亿元、5万亿元、6万亿元大关，累计投资额占全社会固定资产投资的比重接近10%，能源投资增速持续加快。“十四五”以来，能源工业投资年均增速超过16%，特别是电力、热力生产供应业的投资增速超过20%，增速在全社会固定资产投资增速中名列前茅，成为稳增长的强力引擎。 可再生能源投资已成为电源投资的绝对主力 现在可再生能源投资已经成为电源投资的绝对主力，2024年可再生能源重点项目完成投资额占电源投资比重超过80%，源源不断的绿色电力助力生产生活方式绿色低碳转型。能源新业态投资也是持续向好，2024年新型储能、充换电基础设施、氢能、源网荷储一体化等重点项目投资完成额接近2000亿元，逐步成为能源投资新的增长点。 截至上半年我国新型储能装机规模约9500万千瓦 5年增长近30倍 “十四五”期间，国家能源局统筹谋划新型储能、氢能等新兴产业发展，促进产业创新生态和发展环境持续优化。截至今年上半年，我国新型储能装机规模约9500万千瓦，5年增长了将近30倍，相当于给新型电力系统配上了“巨型充电宝”。2024年，我国氢能生产消费规模超过3600万吨，位列世界第一，其中可再生能源制氢的产能超过全球的一半。同时，人工智能也在深度赋能能源领域，成为能源技术革命的“新引擎”，在新能源发电、电网巡检作业、油气新资源发现等领域不断拓展应用场景，展现出了巨大潜力，让能源产业在AI的加持下，不断焕发“新活力”。 上半年有10家民营企业参股了5个核电项目持股比例都达到10%以上 近年来，国家能源局持续降低投资门槛、提升服务水平，引导能源领域民营经济做大做优做强，能源重点项目民营企业年均投资保持两位数增长。我国民营企业深度参与能源领域国家科技项目，前四批能源领域首台套重大技术装备研发中有半数项目引入了民营企业参与。民营经济为新能源产业培育壮大贡献了不可或缺的力量。电力设施建设领域民营企业占比超过85%、年均增长超过15%，规模以上的充电运营服务商中民营企业占比超过80%，今年上半年有10家民营企业参股了5个核电项目，持股比例都达到10%以上，最高的达到20%。 上半年有10家民营企业参股了5个核电项目持股比例都达到10%以上 近年来，国家能源局持续降低投资门槛、提升服务水平，引导能源领域民营经济做大做优做强，能源重点项目民营企业年均投资保持两位数增长。我国民营企业深度参与能源领域国家科技项目，前四批能源领域首台套重大技术装备研发中有半数项目引入了民营企业参与。民营经济为新能源产业培育壮大贡献了不可或缺的力量。电力设施建设领域民营企业占比超过85%、年均增长超过15%，规模以上的充电运营服务商中民营企业占比超过80%，今年上半年有10家民营企业参股了5个核电项目，持股比例都达到10%以上，最高的达到20%。 我国充电基础设施数量达1669.6万个 是“十三五”末的10倍 国家能源局电力司司长杜忠明表示，为满足新能源汽车走进千家万户带来的用电需求，国家能源局大力推动充电基础设施建设。截至7月底，我国充电基础设施数量达到了1669.6万个，是“十三五”末的10倍，规模世界领先。同时，国家能源局积极鼓励“开绿车”，“用绿电”，通过绿证、绿电交易的方式，为新能源车主提供绿电服务，组织相关省份开展车网互动应用试点，让电动车化身“移动充电宝”，支持用电削峰填谷。 电动车和AI用电需求激增是否影响能源绿色转型？国家能源局回应 有媒体记者提问：中国经济结构的变化，特别是电动汽车和人工智能等新兴产业快速发展是否会带来更高用电需求？这是否会影响能源结构调整和绿色转型？将采取哪些政策措施来控制能源消耗？杜忠明在回复时说，“十四五”以来，以电动汽车等“新三样”为代表的先进制造业，以及以人工智能、大数据等为代表的数字产业带动了我国用电需求的快速增长。据数据显示，2024年，我国新能源整车制造用电量同比增长34.3%，互联网和相关服务用电量同比增长20.5%，今年1-7月电动汽车充换电服务用电量同比增长超40%。这些数字都说明了新兴产业的发展有效提升了电能在能源消费中的比重，促进了能源消费结构的调整，也带动了能源生产结构的绿色转型。 今年上半年 风光发电量增量超过全社会用电量增量 “十四五”以来我国非化石能源发电量占比提高了5个百分点以上。风电光伏充分发挥转型“主力军”作用，今年上半年，风光发电量的增量超过了全社会用电量增量。 我国市场交易电量占全社会用电量的比例连续四年稳定在60%以上 国家能源局新能源和可再生能源司司长李创军介绍，“十四五”以来，我国市场交易电量从“十三五”的10.7万亿千瓦时增长到23.8万亿千瓦时，翻了一倍还多。占全社会用电量的比例，从2020年的40%，提升到连续四年稳定在60%以上，大致相当于我们用的每3度电里面就有2度是直接通过市场交易方式形成的。市场经营主体也像雨后春笋般涌现。在发电侧，从煤电、新能源发电，到气电、核电、水电，都积极入市；在用户侧，全部工商业用户进入市场，独立储能等新主体新模式新业态蓬勃发展，多元主体有序参与的市场格局基本形成。

当地时间周三，美国总统特朗普表示，他的政府将不会批准光伏或风力发电项目，即便在那些电力供应不足的地区。 特朗普当天在Truth Social平台发文称：“我们不会再批准破坏农田的风电或光伏项目。美国的愚蠢时代已经结束！”他此前也数次表态，任期内不会批准风电或光伏项目。 此番表态之前，联邦政府已于上月收紧可再生能源的联邦许可流程。目前，所有审批权被收归内政部长道格·伯格姆办公室。 可再生能源企业担心，原本按部就班即可获批的项目，如今可能将无法获得许可。特朗普周三的言论，预计会进一步加剧这些担忧。 特朗普将美国电价上涨归咎于可再生能源。他指出，随着燃煤电厂等传统机组不断退役，而数据中心及其他行业的用电需求快速增长，美国最大电网运营商PJM Interconnection出现供需紧张，推动电价上涨。 在上月举行的一次容量拍卖中，PJM新发电力容量的价格同比上涨了22%。PJM电网覆盖美国中西部和南部的13个州，PJM通过年度容量拍卖设定电价，电力供应商通过竞标来满足该地区预期需求。 但根据劳伦斯伯克利国家实验室的数据，能够最快缓解供需缺口的，恰恰是光伏与电池储能项目，这两类项目几乎占据了电网排队并网项目的绝大多数。 自上任以来，特朗普持续对可再生能源发起攻势。他主推的大而美法案取消了多项清洁能源优惠政策，包括提前终止清洁能源税收抵免、取消购买电动汽车税收减免等。这些抵免政策在过去几年对美国可再生能源的发展起到了关键作用。 此外，特朗普政府对钢铁和铜征收的关税，也推高了风电与光伏项目的成本。可再生能源企业对此颇有怨言。美国农业部周二也宣布，将终止对农地光伏项目的支持。 本月初，内华达州长Joe Lombardo致信内政部长伯格姆抱怨称，当地的光伏项目已被行政令冻结，表示这些项目原本可以支撑不断扩张的经济与电网稳定。

管理资产规模达763亿美元的美国另类投资巨头Stonepeak宣布，其在中东推出了可再生能源子公司WahajPeak，旨在于海湾合作委员会（GCC）及更广泛的中东地区投资并开发太阳能、风电及电池储能等大型项目。 图源：Stonepeak官网 在WahajPeak成立前，Stonepeak与阿拉伯能源基金（The Arab Energy Fund）已官宣合作伙伴关系，二者共同投资10亿美元致力于该地能源基础设施建设。 中东公司将由Mothana Qteishat领导，他曾任晶科电力副总裁，拥有17年中东新能源领域从业经验，累计开发交付超过5吉瓦（GW）的光能项目。目前Stonepeak已在利雅得和阿布扎比设立团队。 Stonepeak表示，该子公司的设立契合区域去碳化、能源多元化和电网现代化的国家战略。 据统计，至2030年中东和北非预计将部署约175吉瓦的可再生能源装机容量。 WahajPeak是Stonepeak全球新能源平台布局计划的一部分，其已在亚洲、北美与欧洲等地建立能源子公司。迄今，该公司在全球范围内已有10.4GW风电、光伏及储能资产处于运营、建设或开发阶段。 随着沙特、阿联酋等国加速能源转型，WahajPeak的成立不仅将为区域引入更多国际资本，也将加快新能源项目的落地。