新能源发电就近消纳政策解读 问：政策出台的背景是什么？ 答：近年来，我国新能源大规模发展，取得了举世瞩目的成就，但同时也面临消纳难度上升、电力系统调节压力加大等挑战。为此，各方积极探索消纳利用新能源的新模式，其中绿电直连、零碳园区、源网荷储一体化等就近消纳模式，可以有效促进新能源消纳利用、满足企业绿色用能需求，并减轻电力系统调节压力。 为支持新能源就近消纳模式发展，国家和各地陆续出台多项政策，鼓励试点先行，但总体上发展仍然偏慢，主要原因是项目边界和保供责任不够清晰，对公共电网提供的稳定供应保障服务，项目应当承担的经济责任不够明确。鉴此，《通知》针对性完善相关价格机制，破解就近消纳项目发展难题，更好促进新能源消纳、减轻电力系统调节压力。 问：新能源发电就近消纳项目应该具备什么条件？公共电网应当对其提供哪些服务？ 答：新能源发电就近消纳项目既发电、也用电，发电时是发电企业、用电时是电力用户，为确保其在不同场景下身份清晰、责任明确，《通知》要求，项目应当具备以下基本条件：一是界面清晰。项目的电源、负荷、储能等应作为整体与公共电网连接，形成清晰的物理界面和安全责任界面，电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧。二是计量准确。项目应具备分表计量条件，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，准确计量各环节电量数据。三是以新能源发电为主。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%。 对符合条件的就近消纳项目，公共电网应当按照规定提供接网、供电服务，并按接网容量保证可靠供电，保障项目在发电不足时仍能安全稳定用电。 问：新能源发电就近消纳项目作为电力用户时，如何缴纳有关费用？ 答：作为电力用户时，新能源就近消纳项目在缴纳输配电费、系统运行费等稳定供应保障费用方面，与普通工商业用户存在一定区别。主要是由于，为保障就近消纳项目在自身发电不足时仍能随时用电，电力系统需要按其接网容量提供稳定供应保障服务，包括调节服务和“通道保障”服务，其中调节服务主要由发电机组提供、经济上体现为系统运行费，而“通道保障”服务则由电网企业提供、经济上体现为输配电费。因此，按照公平负担原则，就近消纳项目应按接网容量缴纳输配电费、系统运行费。 实际操作中，考虑到适应新政策的基础不一样，因此输配电费、系统运行费的缴费方式也有所不同。其中，输配电费方面，由于目前高电压等级的工商业用户多数已执行两部制输配电价政策，适应新政策的基础较好，《通知》明确就近消纳项目的输配电价由两部制改为主要按接网容量缴费；系统运行费方面，由于目前用户都是按下网电量缴费，对实行按接网容量缴费需要一定适应期，《通知》明确暂继续按下网电量缴费，未来逐步向按占用容量等方式过渡。 问：新能源发电就近消纳项目如何参与电力市场？ 答：就近消纳项目作为发电企业时，与其他发电企业具有平等市场地位，原则上作为统一整体参与电力市场。现货市场连续运行地区，就近消纳项目上网电量交易和价格结算按照市场规则执行；现货市场未连续运行地区，由于缺乏灵敏的实时价格信号，因此要求就近消纳项目原则上不向公共电网反向送电、不开展送电结算。同时，就近消纳项目新能源电量以自发自用为主，也不宜纳入可持续发展价格结算机制。 就近消纳项目作为用户时，与其他工商业用户具有平等市场地位，原则上也要作为统一整体直接参与电力市场。 问：完善后的新能源发电就近消纳价格机制，将产生什么影响？ 答：完善后的就近消纳价格机制，细化明确了就近消纳项目边界、保供责任、经济责任，有望破解当前新能源就近消纳模式面临的发展难题，推动其加快发展，将对新能源行业以及整个电力系统产生积极而深远的影响。 一方面，将有效促进新能源消纳利用。就近消纳项目可通过使用自发新能源电量、合理减少接网容量等方式节约成本，加之完善后的价格机制对就近消纳项目也给予了一定支持，综合看具有较好的经济优势，从而有望实现加快发展，促进新能源消纳利用。 另一方面，将有效减轻电力系统调节压力。按照完善后的价格机制，就近消纳项目接网容量越小、需要缴纳的稳定供应保障费用就越少，这将有效引导项目通过挖掘灵活调节能力、自主配置储能等方式，提升自身平衡能力、降低接网容量，从而减轻系统调节压力。

虚拟电厂十问十答：涉及政策、技术路径、盈利模式及发展趋势 1. 国家层面对虚拟电厂的量化目标是什么？ 2025年4月颁布的全国首个虚拟电厂领域专项政策文件《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》首次明确：到2027年全国虚拟电厂调节能力突破2000万千瓦，建设运行管理机制成熟规范，电力市场参与机制健全；2030年调节能力跃升至5000万千瓦以上，应用场景全面拓展，商业模式创新发展。 2. 有亮点可复制的地方政策有哪些？ 广东省：作为市场主导模式的代表，允许虚拟电厂按规则参与现货市场、辅助服务及需求响应。该模式适用于电力现货市场较为成熟、市场机制完善的地区。 山西省：山西建成“中长期+现货+零售市场+绿电绿证”五位一体、“省内+省间”协同运行的电力市场体系。率先允许虚拟电厂以独立主体身份参与电力市场，通过聚合需求侧资源参与调峰、调频等辅助服务。该模式适用于需求侧资源丰富、电力市场机制完善的地区。 云南省：采用补贴支撑模式，依靠补贴资金起步，打造城市级虚拟电厂平台。该模式适用于电力需求增长较快、但市场机制尚不完善的地区。 3. 国家鼓励民营企业参与虚拟电厂吗？ 非常鼓励。2月20日，国家能源局表示今年我国将会加大力度鼓励支持更多民营企业参与能源领域开发建设。 今年4月，国家能源局发布《关于促进能源领域民营经济发展若干举措的通知》，明确支持民营企业积极投资新型储能、虚拟电厂、充电基础设施、智能微电网等创新技术和模式，推动民营经济在能源绿色低碳转型中发挥更大作用。 4. 虚拟电厂的四层骨架是什么？ 感知层：通过智能传感器、计量设备等实时采集分布式资源（光伏板、充电桩、空调、工业负荷、储能系统等）的状态数据。 网络层：依托5G+工业互联网，负责将感知层采集的数据秒级传输至平台层。 平台层：是虚拟电厂的核心，通过AI算法与大数据分析实现资源的供需预测、优化调度、市场对接等功能。 应用层：直接面向用户与市场，提供包括电力市场交易、需求侧管理、能源交易服务等多样化的服务。 5. 虚拟电厂核心技术是什么？ 聚合与协调优化技术：将多种柔性负荷整合为一个统一管理的虚拟实体，通过智能算法实现资源间的协同运行，确保电力系统的稳定性与优化性。 AI调度算法：通过数学建模、AI与大数据等技术，学习预测负荷需求、发电效率，动态调整调度策略，响应速度比人工快 10 倍以上。 通信技术：构建5G、物联网以及工业以太网这类高速、稳定的通信网络，实现分布式资源与虚拟电厂平台间的实时数据传输。 6. 虚拟电厂对比传统电厂的最大优势是什么？ 虚拟电厂相较于传统电厂的最大优势体现在功能等效性、成本经济性、资源灵活性、环境友好性四大维度。 其中最重要的是成本优势 —— 虚拟电厂无需建设大型发电设备（如火电机组、水电站），仅需部署智能传感器、通信网络和调度平台。其调节成本比传统电源低85%-90%，规避了千万千瓦级冗余装机建设。 7. 虚拟电厂核心赚钱逻辑是什么？ 电力市场交易：捕捉电价波动，实现差价收益。 辅助服务市场收益：提供调频、调峰、备用等辅助服务，获取额外补偿。 需求响应：虚拟电厂与工商业及居民用户签订需求响应协议，通过电费折扣、直接补贴等方式引导用户在供电紧张时调整用电行为（如调高空调温度、调整生产班次），并分享电网需求响应奖励。 8. 不同参与者，怎么进行收益分配？ 运营商：服务费为核心，占比10%-20%。 工商业用户：深圳工业园区通过虚拟电厂调整生产班次，将部分用电从高峰时段（1.2元/度）移至低谷时段（0.3元/度），年节省电费120万元，电费降幅15%。 居民用户：未来可卖余电，实现“自家发电能赚钱”。 9. 市场范围如何扩展？ 跨省跨区域调度常态化：通过聚合分布式能源、可控负荷和储能设施等资源，实现跨省跨区域调度，实现更大范围的电力资源优化配置。例如，2024年9月，山东烟台虚拟电厂与江苏苏州虚拟电厂合作，通过全国统一电力市场平台，实现了5万千瓦负荷的跨省调节。 金融服务创新：虚拟电厂的聚合资源可作为金融资产，参与绿色债券、碳金融衍生品等交易。例如，运营商通过发行绿色债券融资扩大规模。 10. 未来虚拟电厂哪些会是核心参与主体？ 车网互联（V2G）深度整合：新能源汽车作为典型性资源，可通过虚拟电厂聚合转化为灵活性资源，据测算，100 万辆新能源汽车的电池容量可提供 500 万千瓦调节能力。 上下游企业延伸布局：能源产业链上游设备制造商、中游系统集成商、下游能源服务商通过技术整合进入虚拟电厂领域。例如港华能源依托"碳汭星云"平台整合光伏、储能、充电设施资源，实现能源数字化管理与虚拟电厂调度协同，体现产业链垂直整合趋势。 农业虚拟电厂：结合区域农业特点，构建“源网荷储一体化”农业虚拟电厂。例如在粮食主产区聚合光伏灌溉、冷库储能、生物质发电等资源，形成区域级调节能力。

日前，中国铁建党委书记、董事长戴和根在接受媒体专访时指出，中国铁建战新产业选择的赛道都是朝阳产业和“蓝海”领域，类似集中式光伏、风力发电这些已经开始过剩的项目，中国铁建绝不能再投，否则就是“转型”不“升级”。 作为一家员工超30万人，营收规模超万亿元，且成员企业数量众多的央企巨头，中国铁建在主业建筑行业面临整体下行的形势下，遭遇了船大难掉头的挑战。因此，发展战新产业无疑成为中国铁建破冰突围的必由之路。 新能源业务是中国铁建新兴业务中重点关注的板块。中国铁建领导人在新兴业务央企专项经营座谈会中着重提到：面对当前新能源投资模式变化和市场波动，各单位在工作开展中要围绕能源类央企发力，聚焦抽水蓄能、风力发电、光伏发电、储能等新能源领域项目的规划部署，从“重参与”到“重落地”，从“盲目找”到“有序跑”，做优做实央企高端对接，积极探索合作模式，聚合力、补短板、锻长板，共同为中国铁建转型升级积极贡献力量。 2022年以来，中国铁建先后在新疆投资建设了年产10万吨光伏支架生产基地，参与了乌鲁木齐多条城市轨道交通线路、努尔加水库、麻杆沟水库、西水东引、哈密及额敏抽水蓄能电站等重大项目建设。其中，哈密抽水蓄能电站是自治区规划建设的首批抽水蓄能项目，承担起哈密乃至新疆大容量储能服务，加快推进新能源平价上网，系统解决新能源间歇性发电限制、并网限电等问题。 2023年，中国铁建积极涉足光伏发电、风力发电、抽水蓄能、生态修复、既有建筑节能改造等绿色基建项目，建成风电项目30个，风电装机52056.5万千瓦；建成光伏项目55个，光伏装机459.27万千瓦。并积极推广使用新能源机械设备，不断提升纯电动挖掘机、纯电动装载机、纯电动自卸车及无人驾驶新能源电机车在大型机械设备中的占比。 2024年，继续围绕“新能源+”业态的发展布局，投资了新疆和田地区塔克拉玛干沙漠边缘阻击战锁边固沙工程，成为光伏产业与防沙治沙的融合发展的首创型、创新型项目。 在于田，中国铁建牵头承担1.5吉瓦的光伏治沙任务，联合中科院新疆生态地理研究所等专业机构，运用智能沙障机等新兴设备，挖掘探索新的治沙模式。中铁十八局武威红沙岗200兆瓦光伏发电项目积极推进“光伏+治沙”一体化生态治沙模式，通过在光伏板下设置麦草方格，实现板上发电、板下修复、板间种植。中铁十一局乌兰布合沙漠光伏项目推进新模式治沙。施工中采用的柱桩、桩基通过强拉拔力稳定自身，达到固沙效果。光伏面板的覆盖可以减少地表水分的蒸发，保持土壤湿度。清洗光伏板时喷洒的水分，也为植被生长创造条件。 2024年2月1日，由中铁十五局建设的齐齐哈尔龙江300兆瓦风电项目首批风机顺利并网发电。建成后，年均发电将达83370万千瓦时。该项目是黑龙江省重点工程，也是中国铁建陆上装机容量最大的风电总承包项目。 2024年3月，中国铁建成功中标华润连江外海海上风电项目风机基础及风机安装施工工程（二标段）。该项目是我国首个批量化使用单机容量最大机型——18兆瓦风机的海上风电项目。项目的成功中标，标志着中国铁建海上风电产业成功进军大兆瓦时代。该项目建成后预计年发电量可达33亿千瓦时，有力推动当地新型能源产业和循环经济进入新的快速发展时期。 2024年11月30日，中铁十一局参建的甘肃阿克塞汇东新能源光热+光伏试点项目，举行全容量并网发电仪式。标志着我国首批光热+示范电站，国内单机规模最大的塔式光热发电项目全容量并网发电。该项目采用的是“光热+光伏”智能耦合发电模式，总体装机容量750兆瓦，其中光热发电110兆瓦，光伏发电640兆瓦，也是国内最大的平单轴跟踪支架光伏发电电站。 2024年12月30日，伴随着一台台风机叶轮的缓缓转动，由中国铁建电气化局集团北方工程有限公司承建的阿拉善能源170MW风电一体化项目26台风机圆满完成并网发电。内蒙古阿拉善能源170MW风电一体化项目位于内蒙古阿拉善高新区，是内蒙古自治区实施分散式风电、分布式光伏发电项目三年行动计划重要项目之一，也是2024年度自治区、盟级重点项目，该项目总投7.9亿元，建设规模为170MW。 尽管对集中式光伏不再“感兴趣”，但中国铁建对分布式光伏领域另眼相看，并致力于打造标志性重点项目。2024年7月，中国铁建在雄忻高铁雄安地下段7标项目打造的首个“光伏+临建”试点项目。该项目在管理人员生活区临建屋顶上铺设了714块光伏板，面积达1800平方米，总装机容量399千瓦，每天大约生产1800至2500度绿电，相当于普通家庭一年的用电量。 同时，该临建光伏还采用“削峰平谷”模式，波谷存储余电，波峰并网送电。预计全年可节省电费33万元只需要3.5年，就能实现设备投资“回本”。目前，中国铁建拥有万余个类似项目，未来推广应用将大有可为。 此外，中国铁建还牵头成立绿色低碳产业技术研究院，参与改造博鳌近零碳示范区。综合运用国内先进的“光储直柔”、磁悬浮变频制冷和智慧能源管控等技术，对博鳌近零碳示范区开展建筑绿色化改造。 毕竟，对新能源产业的细分和调整，只是中国铁建战新产业推进中的一个插曲。发展战新产业是一个系统工程，必须统筹谋划、一体推进。既要避免认识不足、犹豫动摇，也要防止一哄而上、各自为战。 2024年12月28日，中国铁建新能源产业技术研究院揭牌成立。研究院是中国铁建加快建设“1+9+N”创新体系的重要载体。研究院的成立，将使中国铁建加快推进新能源领域核心技术攻关、成果转化和产业孵化，为高质量发展提供新动能、新优势。

三类违规触发强制退市，售电企业如何破局？ 2025年10月21日，广东电力交易中心发布公告，对49家未持续满足注册条件的售电公司启动整改程序，要求其在三个月内完成问题整改，整改期间暂停新增零售交易资格，完成整改后需公示7天方可恢复交易。 这一事件并非孤例，而是全国电力市场监管趋严的缩影。自2025年以来，陕西、山西、重庆、福建、广西、江西、山东等多地电力交易中心相继发布类似通知，对近百家售电公司提出整改要求，甚至部分企业因未完成整改已被强制退市。 这场席卷全国的监管风暴，标志着我国电力市场化改革进入了从“宽松准入”到“持续规范、动态清退”的深水区。在这场变革中，企业如何应对监管挑战？电力用户又该如何保障自身权益？ 一、多地联动：监管风暴席卷全国 2025年以来，全国多地电力交易中心密集发布售电公司整改通知，形成“区域联动、严格清退”的监管态势。 福建：6月16日，福建电力交易中心发布通知，暂停2家未持续满足注册条件的售电公司交易资格，要求其在8月20日前完成整改，逾期将强制退出。整改期间，企业需确保已签约零售用户的合法权益不受影响。 广西：7月6日，广西电力交易中心对3家未达标售电公司暂停中长期交易、现货交易等资格，但明确原批发、零售合同的执行和结算不受影响，避免用户用电受波及。 重庆：7月16日，重庆电力交易中心发布通知，对24家未按要求披露信息的售电公司暂停交易资格，要求其在8月31日前完成整改，否则将启动强制退出程序。 山西：8月7日，山西对24家未完成信息更新的售电公司启动整改，明确公示期为1个月，未达标者将强制退出；9月4日，山西电力交易中心再次发布通知，指出4家售电公司未完成专项核查，进入3个月整改期，并要求公示期满后提交整改报告。 陕西：10月11日，陕西电力交易中心发布通知，对8家未持续满足注册条件的售电公司暂停交易资格，要求其在11月底前完成自主公示。若未按时完成，将提请政府主管部门启动强制退出程序。 广东：10月21日，广东电力交易中心对49家未持续满足注册条件的售电公司启动整改程序，要求三个月内完成整改，整改期间暂停新增零售交易资格，完成整改后需公示7天方可恢复交易。 此外，江西12家、山东1家售电公司因逾期未完成整改被启动强制退市程序。 这场监管风暴的背后，是国家层面政策的强力推动。2021年，国家发改委、国家能源局联合发布《售电公司管理办法》（发改体改规〔2021〕1595号），明确售电公司“动态管理”原则： 持续满足条件：售电公司需每年3月底前通过电力交易平台披露资产、人员、经营场所、技术支持系统等证明材料，确保持续符合注册要求。 强制退出机制：对未整改到位的企业，电力交易机构可经地方主管部门同意后强制退市，并将信息推送至全国信用信息共享平台。 这一政策打破了此前“准入即终身”的监管模式，转向“全生命周期管理”，为地方行动提供了政策依据。 在国家政策的指引下，多地区进一步细化政策。以广东为例，2025年广东出台了《关于进一步规范售电公司注册与持续满足注册条件管理的通知》（广东交易〔2025〕132号），明确了注册条件的具体化要求，包括资产证明、从业人员资质、经营场所等，并规定了公示与异议处理流程，以及持续管理的动态化要求。 二、三类问题触碰监管“红线” 根据发改体改规〔2021〕1595号文，售电公司主要因以下三类问题触碰监管“红线”，被强制退市： （一）严重违规与扰乱市场秩序 1）隐瞒有关情况或者以提供虚假申请材料等方式违法违规进入市场，且拒不整改的。 2）出现市场串谋、提供虚假材料误导调查、散布不实市场信息等严重扰乱市场秩序的。 3）与其他市场主体发生购售电合同纠纷，经法院裁定为售电公司存在诈骗等行为的，或经司法机构或司法鉴定机构裁定伪造公章等行为的。 4）严重违反市场交易规则，且拒不整改的。 （二）市场退出与经营异常 1）依法被撤销、解散，依法宣告破产、歇业的。 2）连续3年未在任一行政区域开展售电业务的。 3）未持续满足注册条件，且未在规定时间内整改到位的。 （三）失信行为 1）企业违反信用承诺且拒不整改的。 2）被有关部门和社会组织依法依规对其他领域失信行为做出处理的。 3）法律、法规规定的其他情形。 三、影响与反思：市场各方的机遇与挑战 监管的升级，正在重塑整个市场的生态，对各方参与者都带来了深远影响。 对于售电公司而言，监管升级促使售电公司提升合规成本，加强内部管理，以确保持续满足注册条件。同时，信用风险增加，一旦被列入失信名单，将面临融资困难、招投标受限等问题，严重影响企业的生存和发展。 对于电力用户而言，监管升级有助于电力用户选择合规售电公司，减少因企业违规导致用户供电中断的风险。合规的售电公司具备更强的资金实力和技术支持，能够更好地保障电力供应的稳定性。同时，服务质量提升，用户可获得更透明的电价、更优质的增值服务。 对于监管部门，最核心的挑战在于如何精准平衡“严监管”与“活市场”的关系。监管过严，可能抑制市场活力与创新；监管过松，则可能导致乱象重生，损害改革成果。通过公开、透明地执行规则，构建公平的市场环境，是提升监管公信力、引导市场健康发展的关键。 四、破局之道：售电公司的生存与未来 在强监管时代，售电公司若想不被淘汰，甚至脱颖而出，必须完成从思维到行动的全面升级。 1.底线：构建坚实的内部合规体系 合规不再是可选项，而是生存的底线。售电公司必须建立资产动态监测机制，确保任何时候都满足资产要求。信息精准披露流程，按时、准确地提交所有证明材料。专业人才的实质化管理和培养体系，杜绝“挂证”现象。合规的技术支持系统投入，并定期进行安全检测。这将使合规从一种负担转变为企业的核心能力。 2.出路：向“综合能源服务商”战略转型 电力市场已从“卖方市场”转为“买方市场”，核心竞争力在于服务。面对监管压力，售电公司必须摒弃“批零价差”的简单盈利模式，转向综合能源服务。通过提供节能咨询、负荷管理、分布式能源开发等增值服务，增加收入来源和提高客户黏性。 3.前沿：探索虚拟电厂与电力金融新赛道 面向未来，售电公司应积极布局新赛道。虚拟电厂（VPP）成为售电公司转型的重要方向。作为“聚合分布式能源、储能、可控负荷的‘云端电厂’”，虚拟电厂被写入多项政策，成为解决“新能源消纳+电网灵活性”的核心技术路径。同时，部分售电公司已开始探索电力金融衍生品业务，如电力期货、期权等，以对冲价格风险，提高风险管理能力。 Part 05 结语：构建电力市场长效治理体系 监管升级是电力市场化改革的必经之路，但需平衡“严监管”与“活市场”的关系。未来，可从完善动态监测机制、优化退出与衔接机制等方面完善治理体系。利用大数据、区块链等技术实时监测售电公司数据，提升监管效率；明确退市企业用户权益保障方案，提升用户对售电市场的认知。