国家能源局：“十五五”重点推动风光制氢氨醇多元转化和就地利用

点↑“星标”，暂存文章，查找更方便！

【国家能源局：“十五五”重点推动风光制氢氨醇多元转化和就地利用】

零碳情报

10月31日下午，国家能源局举行季度例行新闻发布会。

会议发布了前三季度全国能源形势、可再生能源并网运行、电动汽车充电基础设施建设，市场化机制助力迎峰度夏电力保供任务完成等情况，并回答记者提问。

来源：国家能源局

在答记者问的环节，国家能源局就新一轮NDC目标下的“十五五”能源发展规划进行了首次回应。

中国电力报记者提出，新一轮NDC（《巴黎协定》国家自主贡献）提出了2035年非化石能源占比超30%、风光总装机力争达36亿千瓦的目标。请问，为实现这一目标，“十五五”能源发展规划将设定哪些关键的阶段性指标和实施路径？

针对该问题，综合司副司长张星表示，“十五五”时期是开局起步、攻坚克难的关键五年，要在继续大力发展、做大总量的基础上，加快推动新能源“立起来”“靠得住”，实现更大规模更高质量平稳发展，重点要做好以下几方面工作：

一是进一步扩大新能源供给。统筹就地消纳和外送通道建设，加快推进“沙戈荒”新能源基地建设。发挥水风光互补优势，积极推动水风光一体化基地规划建设。加大海上风电开发力度，完善顶层设计，加快研究出台深远海海上风电规划性文件和管理办法，推动海上风电规范有序建设。推动分布式新能源多场景多元化开发。

二是积极推动新能源集成发展。加快研究出台促进新能源集成发展的政策文件，统筹推进新能源与传统产业协同优化升级，推动新能源与算力、绿氢等战略性新兴产业融合互促发展，以新能源布局牵引生产力布局。支持绿电直连、虚拟电厂等促进新能源就近消纳的新模式新业态发展。

三是拓展新能源非电利用途径。在更好发挥电网作用、持续提升电力系统调节能力和新能源消纳水平的同时，积极拓展新能源非电利用，重点推动风光制氢氨醇、风光供热供暖等多元转化和就地利用。加快建设风光氢氨醇一体化基地，鼓励工业领域风光绿电替代化石能源供热供汽。

四是全面提升新能源消费水平。落实可再生能源消费最低比重目标，加快出台《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法》，协同推进可再生能源强制消费与自愿消费。健全绿证交易机制，加强电—碳—证市场协同衔接，积极推动绿证国际互认，合理体现绿色电力环境价值。

五是完善适应高比例新能源的市场和价格机制。配合有关部门指导各地加快出台和落实新能源上网电价市场化改革实施方案，科学合理设定各类边界条件，妥善处理降电价与稳收益的关系并合理衔接存量政策，稳定市场预期和投资积极性。构建适应新能源特性的市场交易规则，为新能源提供合理的收益保障与风险管理机制。

同时，中国之声记者还提出，国家能源局将如何通过具体的政策、市场和机制设计，在“十五五”时期大规模、经济高效地激发各类“灵活性资源”的潜力，以保障能源安全？

发展规划司副司长邢翼腾表示，充分激发各类“灵活性资源”潜力，有助于促进新能源消纳、提升系统安全运行水平，是加快建设新型能源体系的必然要求。“十五五”时期，国家能源局将从加强供需协同和政策供给两个方面重点推进相关工作。

一方面，从供需两侧协同发力，大力提升能源系统灵活调节能力。供给侧方面的工作重点是，充分挖掘火电灵活调节能力，推动新一代煤电升级，改造提升机组调节能力；布局建设一批大型抽水蓄能电站，探索推进中小型抽水蓄能示范应用；围绕不同应用场景，鼓励多种新型储能技术路线有序发展。同时，着力完善煤炭产能储备政策体系，增强煤炭供应弹性。加快推进天然气储备调节能力建设，提升迎峰度冬等重点时段保供能力。

需求侧方面的工作重点是，挖掘用户侧调节潜力，充分利用电动汽车储能资源，推广智能有序充电，开展车、桩、站、网融合互动探索，有序推进车网互动规模化应用试点建设。同时，加快推进虚拟电厂规模化发展，结合各类商业模式拓展虚拟电厂应用场景，到2030年，全国虚拟电厂调节能力要达到5000万千瓦以上。

另一方面，持续加大能源领域体制机制改革和政策供给，不断激发能源市场的动力和活力。进一步破除可调节资源等各类市场经营主体发展的体制机制障碍，提升新型电力系统韧性和安全水平。重点做好以下几方面工作。

一是加快构建全国统一电力市场体系。做好全国统一电力市场的顶层设计，指导各地加快电力市场建设，完善电力市场规则制度体系和技术标准，推动多层次、多品种、多功能的全国统一电力市场体系基本建成，促进电力资源在全国范围内更加顺畅的自由流动。

二是完善适应各类经营主体参与的电力市场机制。推动各类经营主体参与电力市场，进一步扩大市场化交易电量规模，形成引导可调节资源灵活响应的价格信号，提升电力系统韧性。

三是激发各类经营主体活力。引导各类投资主体进行多样化投资布局，充分激发配电环节活力，构建主配微协同的新型电网平台，完善适应绿电直连、智能微电网等产消融合新模式发展的政策机制，培育更多能源领域新模式新业态，提高电力系统对新能源的接纳、配置和调控能力，满足用户侧多样性绿色用能需求。

此外，每日经济新闻记者提出，近两年“负电价”成为社会关注热点，为何负电价出现频率越来越高？负电价是否等于电厂需要向用电企业倒贴钱？

市场监管司副司长张燕秦表示，当前，在新能源装机规模占比日益提高的背景下，“负电价”既是电力供需关系呈现时段性不平衡的直接体现，也是新能源消纳通过现货市场价格的直接反映。

随着新能源全面入市、省级现货市场运行更加健全，“负电价”有可能会更频繁出现。比如，此前山东、浙江等地已多次出现“负电价”，在刚刚过去的9月份，四川电力现货市场出现全天“负电价”现象，经分析主要原因是来水同比偏丰六成，受气温下降影响负荷同比下降两成，供需两侧“一增一减”，供给能力超过用电需求近四成，导致“负电价”。

短时出现“负电价”，可以看作电力市场的“信号灯”，能够激励机组深调、用户填谷，引导储能等各类新型主体的投资建设，共同为清洁能源发电让出空间。但如果长期出现“负电价”，可能意味着电力明显供大于求，需要根据市场价格信号进一步优化电力系统调节能力。

此外，“负电价”不等于电厂需要向用电企业倒贴钱，也不等于“负电费”。

我国电力市场包含中长期、现货、辅助服务市场等，现货市场交易电量占比一般在10%以内，电力中长期合同保障了发电企业电量电价的“基本盘”，在综合中长期市场、新能源补贴以及煤电容量电价等因素后，目前看负电价对电厂总体收益影响有限。如9月20、21日，四川水电结算均价183元/兆瓦时，甚至略高于9月月度结算均价177元/兆瓦时，煤电、新能源发电额外获得政府授权合约、可再生能源电价补贴后，平均收益更高。

下一步，我们将指导各地加强市场运营监测，密切关注“负电价”发生频次和持续时间，科学研判市场风险，提前采取防范措施，降低现货市场“负电价”频次，稳定发电企业合理收益预期。

10月31日国家能源局举行的新闻发布会文字实录：

https://www.nea.gov.cn/20251031/7b6f39feb2d24ecb91783e282ed64f75/c.html

（来源：国家能源局 整理：Bell ）

联系和关注我们↓（公众号后台留言联系小编）

免责声明：

本文仅用于学术交流和传播，不构成投资建议