1、国家能源局继续推动新能源高质量发展

国家能源局召开全国可再生能源电力开发建设月度(5月)调度视频会。国家能源局党组成员、副局长万劲松出席会议并讲话。

会议总结了2025年1-4月全国可再生能源发展总体情况，听取了上次月度调度会提出的意见建议落实情况、全国可再生能源重大项目建设进展、风电光伏产业链供需及发展情况，分析了可再生能源发展面临的形势和问题，提出了下步工作要求。

会议指出，2025年1-4月我国可再生能源发展势头良好，装机规模持续扩大、发电量稳步增长。截至2025年4月底，全国可再生能源发电装机突破20亿kW，同比增长26%，风电光伏发电装机突破15亿kW，一季度超过火电成为主体电源，全国可再生能源发电量11202亿kW·h，发电量占比达到38%，风电光伏发电量7446亿kW·h，发电量占比达到25%，保供应、促转型的作用日益明显。2025年5月，气候组织正式宣布RE100无条件全面认可中国绿证，我国绿证“走出去”实现历史性突破，具有重要里程碑意义。

会议认为，围绕推动新能源高质量发展，今年以来国家陆续出台了一系列重要政策文件，各地和全行业认真贯彻落实，成效明显。随着新能源迈入大规模、高比例、市场化发展新阶段，各方要牢固树立市场理念，顺应产业发展趋势，从产业链发展上下游，从发电侧到用户侧，积极探索建立涵盖开发、消纳和利用的新模式和新途径。

会议强调，下半年要重点突出四个抓紧。一是抓紧“十四五”规划收官，抓好大型风电光伏基地和102项重大工程有关建设，确保如期建成。二是抓紧“十五五”可再生能源发展规划编制，树立科学理念，与其他规划做好衔接，广泛听取地方、企业、专家及行业各界的意见建议，形成高质量的规划成果。三是抓紧做好已经颁布实施政策的落实，做好新旧政策的衔接，确保平稳过渡。四是抓紧研究相应政策，回应企业关切，进一步加大政策供给，继续推动新能源高质量发展。

国家发展改革委、国家能源局有关司(局)，各省(区、市)及新疆生产建设兵团能源主管部门，国家能源局派出机构，有关电网企业、发电企业，水电总院、电规总院、国家发展改革委能源研究所、中国可再生能源学会风能专业委员会、中国光伏行业协会、中国水力发电工程学会等单位有关负责同志参加会议。

2、重庆：到2027年全市新能源装机规模达到780万kW

重庆市发改委发布《推动经济社会发展全面绿色转型行动计划（2025—2027年）（征求意见稿）》，文件提出，加大非化石能源开发利用力度。坚持集中式与分布式并举，持续推进“千乡万村驭风行动”和“百万千瓦屋顶分布式光伏”建设，统筹有序推动风能、太阳能就地就近开发利用。在保障能源安全供应前提下，进一步优化电网调度，支持虚拟电厂、“源网荷储一体化”、负荷集成商等新型需求侧管理模式发展，实现可再生能源消纳。探索新上项目非化石能源消费承诺，强化高耗能企业绿电消费责任，支持外向型企业、行业龙头企业使用绿电增加可再生能源消费。到2027年，全市新能源装机规模达到780万kW。

提升建筑能效水平。大力发展绿色低碳建筑，新建政府投资和大型公共建筑、超高层建筑严格执行高星级绿色建筑标准。推进城镇建筑和市政设施绿色化改造，结合城市更新、老旧小区改造等工作，推进热泵机组、散热器、冷水机组、空调、照明、电梯更新升级，提升设备能效。优化建筑用能结构，推进建筑光伏一体化建设，推动“光储直柔”技术应用。到2027年，绿色建筑占城镇新建建筑比例达到100%，绿色建材在城镇新建建筑中的应用比例不低于70%。

3、山西：2025年风、光竞配方案

山西省能源局发布关于印发《山西省2025年风电光伏发电开发建设竞争性配置工作方案》的通知。

《方案》指出，单体项目不低于6万kW，利用已投产新能源项目升压站及送出线路的扩建项目不受规模限制。风电项目须提供一个完整年度的测风数据。

申报项目应于下达建设计划后18个月内全容量并网。

各市能源局要在项目储备工作基础上，充分考虑“奖优罚劣”，依据竞争性配置的基本条件对申报企业、项目进行资格初审，按期将初评工作开展情况及初选结果报送省能源局。

《方案》还指出，要坚持公开、公平、公正原则，公开方案、流程、结果，实施项目公平竞争优选配置。规范开发建设秩序，不得将产业配套作为项目开发建设的门槛。

要坚持高效集约开发。实施规模化、集约化开发，因地制宜加快存量项目建设和新项目谋划储备，优先支持资源条件好、土地条件成熟、送出条件好、能尽快建成并网的项目。

坚持市场主体多元。充分发挥各类资本优势，鼓励央企驻晋企业、省属企业、民营企业参与风电、光伏发电项目开发建设鼓励国有企业至少拿出10%的项目股权吸引民营企业参股。

另外，已获得年度开发建设指标的项目，在规定期限内不得擅自转让，一经发现和查实，取消其参与全省范围内风电、光伏发电项目开发资格。

4、山东：531后新政总览与解析

山东省发改委、山东省能源局、国家能源局山东监管办联合印发《关于做好2025年电力市场平稳衔接过渡有关工作的通知》，明确了5月31日前全容量并网的新能源项目为存量项目，6月1日及之后全容量并网的为增量项目，并对不同类型项目参与市场交易的方式和电价结算做出了细致规定。

存量项目全电量参与市场交易后，机制电价按国家政策上限执行0.3949元/kW·h，与山东燃煤基准价持平，执行期限以项目全生命周期剩余合理利用小时数为准。这种政策设计为存量项目提供了相对稳定的收益预期，让企业在市场波动中有了一定的“压舱石”。而增量项目则通过市场化竞价确定电价，设置125%竞价充足率，引导新能源充分竞争。

在价格出清机制上，竞价采用边际出清方式确定出清价格，取最后一个入选项目报价作为所有入选项目的机制电价，但不高于竞价上限。这一系列规则的制定，旨在激发市场活力，促进新能源企业提升自身竞争力，以适应新的市场环境。

5、安徽：新型储能装机规模5年增长14倍

省统计局今年3月发布的《安徽省2024年国民经济和社会发展统计公报》显示，2024年末，我省可再生能源发电装机容量首次超过了燃煤火电装机容量，占全省发电装机容量的49.1%。

由于太阳能光伏、风力发电等可再生能源受自然条件影响较大，带有天生的“小脾气”，发电不稳定，储能建设成为确保电网稳健运行的重要一环。截至今年3月底，我省新型储能装机规模已达297.1万kW，相比于2020年底，已增长了约14倍。
前不久，国家发展改革委、国家能源局、工业和信息化部等相继出台文件，推动储能行业由政策驱动向市场驱动转变。我省储能行业迎来“全面入市”的关键一跃。

电网挂上“充电宝”

春末夏初，走进阜南县中岗镇新建村，只见金黄的麦田接连天际，巨大的风力发电机组矗立在田间，发电机叶片缓慢转动，源源不断为电网提供清洁能源。

而距离村委会不远处，三峡新能源安徽阜南300MW/600MW·h储能电站的170多组储能舱也在稳定运行，定期完成充放电任务。
该储能项目总投资10.49亿元，采用锂离子电池技术，是华东区域电网侧化学储能项目。“近年来，我国大力发展分布式发电，电网结构与过去相比，早已大不相同。”国网阜阳供电公司调控中心调度员葛高飞告诉记者。

原来，在传统的电力系统中，电流从发电厂到变电站再到千家万户，犹如从大江大河不断分流到毛细血管，是单向流动，模式简单，对电网的消纳能力要求不高。但随着我国能源结构转型，可再生能源在能源体系中的占比逐渐增加。但风、光等新能源发电项目的“脾气”难测，时有时无。比如光伏发电大量涌入电网的中午时分，却常常是工商用电的低谷时间。而晚间居民用电高峰，光伏发电反而难以供给。

供需错配，大大增加了电网的调节压力，影响着电网安全。储能，意在把平时富余的发电量储存起来，在用电高峰时放电，增加电网稳定性。
传统储能，即抽水蓄能电站，相当于电网的“备用电源”，功效显著。但这样的储能电站受限于点位资源，且建设周期长、投入规模大。以2022年投产发电的安徽金寨抽水蓄能电站为例，其建设周期就长达六七年。

“新型储能，就好比是给电网挂上一个个‘充电宝’。”葛高飞说。新型储能是除了抽水蓄能以外的储能技术，包括新型锂离子电池、液流电池、压缩空气储能等，有着建设周期短、投资相对较小、部署灵活等优点。三峡新能源阜南储能项目，从建设到投产仅花费一年多时间，目前，每年最多可实现3亿kW·h的电力消纳。

从全省层面看，2024年度夏季期间，新型储能削峰填谷，总放电量1.3亿千kW，放电功率达176万kW，同比增长214.5%，相当于一台60万kW火电机组顶峰出力约3小时，对晚峰期间保供形成有力支撑，有效减轻电力保供压力。

政策体系初步形成

“新型储能项目初期在我省发展较慢，但近几年增长迅速。”国网安徽电力发展策划部系统规划二处田佳告诉记者。新能源发电项目配建储能始于2017年，由青海省提出。2020年以后，配储逐渐成为全国各地发展新能源项目核准的前置条件，即实行“强制配储”。

2020年6月，华润濉溪孙疃50MW风电项目正式并网投运，该项目配套建设了我省首座储能系统，进而拉开了安徽储能市场的发展序幕。
“我省积极推进‘新能源+储能’建设模式，新型储能装机规模持续扩量增速，新型储能政策体系初步形成。”田佳表示。

2023年以来，我省出台多项储能产业支持性政策，逐渐构建起“1份顶层设计+N份省级配套政策+N份地市落地政策”的政策协同配合体系，其中《关于强化创新引领推动先进光伏和新型储能产业集群高质量的指导意见》擘画了安徽千亿新型储能产业蓝图，《安徽省新型储能发展规划（2022-2025年）》按照统一规划、统一调度原则，引导新型储能合理布局，有序建设。

截至2025年3月底，我省新型储能装机容量为297.1万kW，相比2020年底，短短5年时间增长了14倍。同时，我省已并网新型储能电站达88座，储能平均时长1.93小时，已完成我省“十四五”新型储能规划目标的99%，预计到2025年底全省新型储能装机容量在400万kW左右。
从地区分布看，全省新型储能装机功率位列前五的地区分别是阜阳、蚌埠、芜湖、亳州、合肥。其中，新能源装机位居全省首位的阜阳地区，新型储能装机功率亦是，达到49.4万kW、占比16.6%；合肥地区新型储能装机容量，达到106.3万kW·h、储能平均时长4.3小时。

“目前已并网的新型储能主要采用锂离子电池技术路线。”田佳介绍，此外，芜湖还建设有芜湖海螺10MW/80MW·h二氧化碳储能示范项目、鸠兹海螺6MW/36MW·h全钒液流电池储能示范项目。

在建的新型储能多数采用磷酸铁锂电化学储能技术路线。蚌埠共享混合储能调频电站项目采用超级电容+磷酸铁锂技术路线，已完成接网评审，正在建设。国能宿州热电厂的熔盐储能正在建设过程中。国网淮南供电公司的水系钠离子储能项目已挂网试运行。“这些项目正为提升新能源入网消纳支撑能力提供新的技术路径。”田佳说。

行业变革的机遇与挑战

纵观发展历程，新型储能产业的快速崛起，离不开“新能源+储能”政策的有力支撑。但从全国配储情况看，也存在新能源企业为获取项目并网指标被动建设储能、对部分项目选用低价劣质储能产品以及“配而不用”问题。

今年2月，国家发展改革委、国家能源局下发《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），文件明确“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”，引发行业变革。
“配储逻辑发生了根本性转变，储能发展将由规模扩张转向能力提质。”国网安徽经研院新型电力系统中心主任任曦骏分析道。短期看，电网侧储能项目建设受到影响。三峡新能源发电（阜南）公司副总经理许跃坦言，集团正在实施的阜南储能二期项目和三期项目，总投资分别为2.2亿元和1.5亿元，这些都是为风光发电进行配储的项目。目前电网充放电价差收益，尚不能覆盖项目建设成本。“136号文出台后，除已签订合同的项目，其他项目的建设都暂缓了。”许跃表示，如果取消建设，将为风光发电项目节约成本。

“但从长期来看，电力系统仍需一定规模的储能发挥顶峰保供能力，电网侧和电源侧储能发展仍有较大空间。”任曦骏分析，2030年后受碳排放约束影响，我省将不再规划新增煤电装机，区外来电存在很大不确定性，晚高峰电力供应紧张时段新能源出力支撑能力弱，仅依靠需求响应、峰谷分时电价等手段提升顶峰能力存在“天花板”，仍需一定规模的储能满足晚间顶峰需求。

“新能源全面入市后，自行承担平衡责任和消纳成本，加上储能技术进步带动成本进一步下降，新能源项目主动自建储能动力将不断增加。”任曦骏表示。

储能系统本质上是针对能源供应侧和需求侧进行调节的手段。国网安徽电力相关负责人表示，也将依托“源网荷储”协同互动机制，共同发力推动新型储能高质量发展，全力建设清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统。