為指導各地更好地貫徹落實《關于促進新時代新能源高質量發展的實施方案》(國辦函〔2022〕39號)，及時總結推動新能源高質量發展的成功經驗和優秀做法，我們組織國家發展改革委能源研究所、電力規劃設計總院、水電水利規劃設計總院、國家電投集團、三峽集團、中廣核集團、光伏行業協會、風能協會等單位開展了案例解讀編制工作，形成了《<關于促進新時代新能源高質量發展的實施方案>案例解讀》，擬按章節以連載方式陸續發布，供大家在推動可再生能源高質量發展工作中參考。3月26日已發布第一章內容，現發布第二、三章內容。如有意見和建議，請及時反饋。
 

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　　附件：《關于促進新時代新能源高質量發展的實施方案》案例解讀
 

　　《<關于促進新時代新能源高質量發展的實施方案>案例解讀》編委會
 

　　2023年4月14日

 
 

　　二、加快構建適應新能源占比逐漸提高的新型電力系統
 

　　黨的二十大報告明確指出，要加快規劃建設新型能源體系。新型電力系統是新型能源體系的重要內容。近年來，我國新能源實現了跨越式發展，裝機規模穩居全球首位。同時，大規模高比例新能源接網和消納對電力系統提出了新的挑戰，需要加快規劃建設新型電力系統，滿足經濟社會高質量發展的電力需求。《實施方案》明確了在提高電力系統調節能力、提高配電網接納能力、穩妥推進新能源參與電力市場交易和完善可再生能源電力消納責任權重制度等方面的具體舉措。
 

　　(五)全面提升電力系統調節能力和靈活性
 

　　主要政策點1：完善調峰調頻電源補償機制，加大煤電機組靈活性改造、水電擴機、抽水蓄能和太陽能熱發電項目建設力度，推動新型儲能快速發展。研究儲能成本回收機制。鼓勵西部等光照條件好的地區使用太陽能熱發電作為調峰電源。
 

　　近年來，新能源發展迅猛，調峰調頻電源建設面臨新的挑戰。為此，國家能源局修訂發布了《電力并網運行管理規定》(國能發監管規〔2021〕60號)、《電力輔助服務管理辦法》(國能發監管規〔2021〕61號)，進一步擴大了輔助服務提供主體，強調按照“誰提供、誰獲利；誰受益、誰承擔”的原則，確定補償方式和分攤機制，提出逐步建立電力用戶參與輔助服務分擔共享機制和健全跨省跨區電力輔助服務機制。煤電機組靈活性改造方面，2021年11月，國家發展改革委、國家能源局深入推動煤電“三改聯動”，聯合印發《全國煤電機組改造升級實施方案》，提出“十四五”期間實施靈活性改造2億千瓦。抽水蓄能方面，國家能源局于2021年9月發布的《抽水蓄能中長期發展規劃(2021-2035年)》提出：到2025年，抽水蓄能投產總規模達到6200萬千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投產總規模達到1.2億千瓦左右。新型儲能方面，國家發展改革委、國家能源局相繼印發了《關于加快新型儲能發展的指導意見》(發改能源規〔2021〕1051號)、《“十四五”新型儲能發展實施方案》(發改能源〔2022〕209號)和《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》(發改辦運行〔2022〕475號)，加快推動新型儲能規模化、市場化進程。
 

　　要加快電力輔助服務市場建設，從市場機制方面充分調動各類調節性電源發揮性能。煤電方面，煤電機組是保障我國電力供應的主力，煤電靈活性改造是電力系統調節能力提升的關鍵手段，要加快推進煤電由主體性電源向提供可靠容量、調峰調頻等輔助服務的基礎保障性和系統調節性電源轉型。水電方面，調節性水電、抽水蓄能是技術較成熟、經濟性較優、具備大規模開發條件的電力系統綠色低碳清潔靈活調節電源，抽水蓄能電站具有雙向、雙倍調節以及快速的變負荷能力，可顯著提升電力系統有功調節在可調度性、容量、速度等方面的能力，增強系統應對波動、快速爬坡和保障平衡的能力。“十四五”開始風光等新能源實現躍升發展，電力系統中波動性電源比例持續增加，必須加快開工建設一大批抽水蓄能項目。同時，電價機制是影響抽水蓄能行業發展的核心問題，《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》(發改價格〔2021〕633號)已明確，現階段以兩部制電價政策為主體，以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收，同時強化與電力市場建設的銜接，逐步推動抽水蓄能電站進入市場，充分發揮電價信號作用，調動各方面積極性，為抽水蓄能行業加快發展、充分發揮綜合效益創造更有利的條件。新型儲能方面，作為重要的調節資源，儲能可在源、網、荷三側發力，對于促進新能源高比例消納和保障電力系統穩定運行具有重要作用，當下新型儲能的發展方向包括推進新能源項目合理配置新型儲能、合理布局電網側儲能、積極支持用戶側儲能多元化發展。針對獨立儲能、配建儲能以及用戶側儲能，應分類研究施策，完善相關市場機制，保障儲能的合理收益。
 

　　《實施方案》特別提出，鼓勵西部等光照條件好的地區使用太陽能熱發電作為調峰電源。光熱發電最小技術出力可達到額定功率的15%—20%，出力響應速度堪比燃氣發電，具備頻繁啟停的能力。此外，光熱發電還可提供轉動慣量，且具備成本低、安全性高的長時儲熱系統。借助于光熱發電以上諸多優異的調節能力，光熱發電與風電、光伏等新能源融合發展可成為新能源開發利用的重要模式。在沙漠、戈壁、荒漠地區的大型新能源基地，光熱發電可作為調峰電源與風電、光伏打捆，探索通過規模化的儲熱發電代替火電和電儲能，實現支撐高比例新能源的外送。
 

　　案例2-1加快抽水蓄能建設服務新型電力系統
 

　　抽水蓄能具有調節速度快、建設成本低、儲能容量較大、技術成熟、安全性高等優勢，是新型電力系統的重要組成部分，是我國新能源發展和實現碳達峰、碳中和目標的有力支撐。隨著國家抽水蓄能中長期規劃出臺，今后一段時期，我國抽水蓄能將迎來爆發期。浙江長龍山抽水蓄能電站總裝機容量210萬千瓦，地處華東電網負荷中心，承擔整個華東電網調峰、填谷的雙向調峰功能。電站于2022年6月底全部投產發電。
 

　　長龍山電站在建設過程中，全力克服疫情負面影響，全部機組投產累計提前15個月工期。電站高度重視運行管理，一是通過簽訂中長期協議提前鎖定全年抽發電量，保證電能量市場的基本調節作用；二是實時響應電網調節需求，為電網提供輔助服務；三是堅持自主建設運行，降低整體運行成本。該電站調峰和節能環保效益顯著，已成為華東地區最大的“充電寶、穩壓器”，平均每年可為華東電網在用電高峰時段增發電量24.35億千瓦時，可進一步增強華東電網調節能力，改善華東電網運行條件；此外，每年可為華東電網節約標煤21萬噸，減少排放二氧化碳約42萬噸、二氧化硫約2800噸，為實現碳達峰、碳中和目標提供有力支撐。
 

　　案例2-2國家電網公司多措并舉提升系統調節能力
 

　　深挖火電調峰潛力。2021年“三北”地區完成煤電機組靈活性改造118臺，容量合計4573萬千瓦，供熱期提升調節能力297萬千瓦，非供熱期提升調節能力307萬千瓦。其中，京津唐電網開展深度調峰改造機組44臺，合計容量2110萬千瓦；其中22臺、1108萬千瓦機組在部分工況下可實現20%深度調峰運行，提升調峰能力258萬千瓦，2臺、120萬千瓦機組可實現15%深度調峰運行。截至2021年底，“三北”地區累計完成煤電機組靈活性改造12814萬千瓦。
 

　　充分利用抽水蓄能。2021年國家電網公司經營區抽水蓄能電站年抽發電量644億千瓦時，同比增長19%；平均綜合利用小時數2741小時，同比增長9%。以東北電網為例，2021年12月2日的新能源日發電量創歷史新高，達到5.18億千瓦時，抽水蓄能當日消納電量占新能源總發電量的3.1%。中午12點，新能源發電出力2695萬千瓦，抽水蓄能提升的新能源發電能力占新能源總發電能力的9.3%。
 

　　提升新型儲能調控水平。滾動開展電力系統配置儲能分析計算，推動新型儲能規模化應用。試點建設儲能調度決策支持系統，提升儲能調控技術水平。試點開展在運儲能電站涉網性能指標評價和檢測，提升儲能并網技術性能。
 

　　加強省間電網調峰互濟。持續開展區域省間備用共享及靈活互濟，提升新能源消納能力。西北區域開展省間交易318億千瓦時，增加新能源消納約100億千瓦時。東北區域跨省支援998次，增加新能源消納36.6億千瓦時。
 

　　案例2-3南方電網公司加快建設抽水蓄能電站，支撐構建清潔能源消納比重最高的世界級灣區電網
 

　　南方電網公司加快建設抽水蓄能電站。2022年5月28日，廣東梅州、陽江兩座百萬千瓦級抽水蓄能電站同時投產發電，至此粵港澳大灣區電網抽水蓄能總裝機達到968萬千瓦，將提升粵港澳大灣區電網調節能力超過三成。粵港澳大灣區已建成抽水蓄能裝機容量最大、電網調節能力最強、清潔能源消納比重最高的世界級灣區電網，為粵港澳大灣區打造世界清潔能源利用示范灣區提供堅強的支撐。
 

　　陽江抽水蓄能電站規劃總裝機容量240萬千瓦，首期建設120萬千瓦，單機容量高達40萬千瓦、共3臺機組。陽江抽水蓄能電站擁有世界首條800m水頭級鋼筋混凝土襯砌高壓水道、國內單機容量最大抽水蓄能機組，技術難度大，為國內后續大規模建設同類電站奠定了堅實技術基礎。
 

　　梅州抽水蓄能電站規劃總裝機容量240萬千瓦，分兩期建設，其中一期工程裝機容量120萬千瓦、共4臺機組。2021年11月首臺發電機組正式投產發電，成為“十四五”開局之年南方五省區內首臺投產的抽水蓄能機組。梅州抽水蓄能電站主體工程開工至首臺機組投產僅用時41個月，創造了國內抽水蓄能電站最短建設工期紀錄，并且機組的整套開關設備首次實現全國產化，補齊了抽水蓄能機電設備自主化的最后一塊短板。
 

　　主要政策點2：充分發揮電網企業在構建新型電力系統中的平臺和樞紐作用，支持和指導電網企業積極接入和消納新能源。
 

　　電網是電力系統的核心，是能源轉換利用、輸送配置和供需對接的樞紐平臺。在新能源資源和負荷中心逆向分布的大背景下，全國的特高壓輸送通道中新能源電量占比仍有提升空間，新能源的跨區域配置能力應盡快加強，以滿足中東部負荷中心的新能源消納需求。部分地方還存在電網接入條件與新能源開發不匹配不銜接的問題。此外，高比例新能源對電網的調度運行也提出了新的挑戰。
 

　　《實施方案》明確了要充分發揮電網企業在構建新型電力系統中的平臺和樞紐作用，提升跨區域資源優化配置能力，發揮大電網協同互濟的作用，提升電力系統接入和消納新能源的能力。外送通道方面，要科學推進新能源電力跨省跨區輸送通道建設，穩步推廣柔性直流輸電等新技術，加強送受端電網協同調峰運行。主網架方面，推動電網之間柔性可控互聯，加強分層分區電網間協同互濟能力。配電網方面，加快配電網改造升級，推動智能配電網、智能微電網建設，提高配電網接納新能源和多元化負荷的承載力和靈活性。各地風光資源不同、負荷情況各異、系統電網結構也不一樣，堅持因地制宜、分省制定合理利用率目標。
 

　　案例2-3搭建新能源服務平臺助力開發與消納
 

　　國家電網公司新能源云是國家電網公司投資建設的新能源綜合服務平臺，于2021年4月20日正式上線運行，平臺規劃建設環境承載、資源分布、規劃計劃、廠商用戶、電源企業、電網服務、用電客戶、電價補貼、供需預測、儲能服務、消納計算、技術咨詢、法規政策、輔助決策、大數據服務15個子平臺，新能源云重點提供五個方面的服務：
 

　　1.信息分析和咨詢服務。建成國內最大的新能源運行監測服務平臺，接入新能源發、輸、用、儲全過程數據和信息，包括新能源發展與消納、保障性收購、消納責任權重、場站出力、政策技術等，可為國家相關部門及時掌握新能源運行情況提供數據和信息支撐，為社會大眾提供信息資訊服務。
 

　　2.全景規劃布局和建站選址服務。提供全國范圍內“3千米×3千米”的風能、太陽能全時域資源數據，以及未來3天電力氣象預報信息，輔助開展不同地區風光資源開發潛力研究，提出開發規模和布局的建議，為政府部門編制新能源規劃提供參考依據，服務新能源發電企業建站選址。
 

　　3.全流程一站式接網服務。廣大電源客戶通過外網PC或手機App即可辦理業務，還可在線實時查詢項目流程進度，實現“業務網上辦、進度線上查”，做到便捷高效、公開透明。
 

　　4.全域消納能力計算和發布服務。實現線上新能源消納能力計算和評估，滾動計算分區域、分省新能源消納能力，預測季度、年度及中長期新能源發電量、利用率、新增消納空間等指標。計算結果經能源主管部門授權后對社會公布，支撐政府確定年度建設規模，引導新能源科學開發、合理布局。
 

　　5.全過程補貼申報管理服務。按照財政部要求，為新能源補貼項目提供線上申報、審核、變更、公示、公布等一站式服務，方便電源用戶、電網企業、能源主管部門線上辦理業務，加快補貼確權，增強企業投資新能源的信心。
 

　　通過新能源云平臺，國家電網公司實現了新能源接網和運行的“業務網上辦、進度線上查”。
 

　　案例2-4國家電網公司推動電網工程建設提升新能源消納能力
 

　　持續建設特高壓交直流工程。截至2021年底國家電網已累計建成15交14直特高壓輸電工程，進一步促進新能源大范圍優化配置。其中，2021年建成特高壓直流輸電工程2項，即雅中-江西±800千伏特高壓直流工程，線路長度1700千米，新增輸送容量800萬千瓦；以及陜北-湖北±800千伏特高壓直流工程，線路長度1136千米，新增輸送容量800萬千瓦。此外2021年新建交流輸電工程1項，為南昌-長沙1000千伏特高壓交流工程，線路長度2×341千米，新增變電容量1200萬千伏安。
 

　　進一步提高特高壓利用效率。2021年，國家電網公司特高壓直流送電4049億千瓦時，同比增長10.5%。其中，7回特高壓直流利用效率同比提升，吉泉、天中、祁韶直流提高超過450小時以上。2021年底全網跨區直流輸電較2020年提升1400萬千瓦。
 

　　建成投運省內輸電通道，提升新能源外送能力。2021年國家電網公司建成投運青海德令哈(托素)750千伏輸變電工程等12項新能源消納能力的省內重點輸電工程，提升新能源外送能力1500萬千瓦以上。
 

　　主要政策點3：深入挖掘需求響應潛力，提高負荷側對新能源的調節能力。
 

　　需求側響應能力是電力系統調節能力不可忽略的組成部分，其在節約電網基礎設施投資的同時，可有效提高新能源消納水平。在《電力輔助服務管理辦法》(國能發監管規〔2021〕61號)中，也明確將提供輔助服務主體范圍由發電廠擴大到包括新型儲能、自備電廠、傳統高載能工業負荷、工商業可中斷負荷、電動汽車充電網絡、聚合商、虛擬電廠等主體，這為挖掘負荷側需求響應潛力提供了政策支持。
 

　　《實施方案》提出深入挖掘需求響應潛力，提高負荷側對新能源的調節能力。負荷側靈活響應潛力的挖掘，主要指通過科學合理的分時電價、輔助服務等市場價格信號或資金補貼等激勵機制，引導鼓勵電力用戶優化儲用電模式，高比例釋放工業、一般工商業以及居民用電負荷的彈性，以促進電力供需平衡，盡可能為消納新能源提供靈活響應支撐。部分大工業負荷存在較大的靈活響應潛力，應積極引導其通過改善生產工藝和流程，提升靈活響應能力，參與輔助服務市場。
 

　　聚合各類調節性負荷和儲能的虛擬電廠也將是挖掘負荷側靈活響應能力的重要模式。例如近年來快速增長的數據中心，其算力任務可根據實際需要在時間和空間上靈活調整，因而用電負荷具有較好的時空可控性，靈活響應潛力巨大，可通過電力與算力的協同優化調度，實現對系統的靈活響應。
 

　　案例2-5國家電網公司多種方式推動需求側響應應用
 

　　國家電網積極推動實施需求側響應，引導用戶主動主動錯避峰用電，緩解電力供需緊張，填補低谷負荷，提升新能源消納能力。2021年國家電網公司江蘇電力組織中長期可調負荷輔助服務市場交易，達成交易87筆次，成交總電力81萬千瓦，實際執行填谷負荷86萬千瓦，電量430萬千瓦時。國家電網公司山西電力啟動基于市場化機制的可控負荷參與削峰填谷響應，最大調節響應能力約30萬千瓦，2021年開展交易45次，累計響應電量600萬千瓦時，最大響應15萬千瓦。此外，陜西省建立了“陜西省電力需求側響應研究中心”，培育21家負荷聚合商，簽約用戶1086戶，儲備量240萬千瓦的需求側響應簽約負荷，占最大負荷的6.8%。2022年國家電網公司山東、上海、江蘇、湖北、陜西電力公司在迎峰度夏期間積極采用需求響應應對電力缺口，全力保障電網供需平衡，全力守住民生用電底線。
 

　　國家電網公司浙江電力開發應用“區塊鏈+5G”需求響應系統，利用區塊鏈技術解決數據信任問題，利用5 G網絡解決數據通信傳輸問題，二者結合有效推動需求響應實施。2021年12月，該需求響應系統在浙江義烏正式開展試點驗證，已上鏈數據3.85萬條，涉及5G基站94座。該系統聚合了可中斷復合、用戶側儲能等各種靈活性響應資源，利用5G基站的備用電電池實現參與電網削峰填谷，助力鐵塔公司打造綠色基站，實現電力行業、通信行業雙贏和降本增效。
 

　　案例2-6電力與算力協同優化調度挖掘數據中心負荷靈活性
 

　　受新基建、網絡強國、數字經濟及等國家政策影響以及新一代信息技術發展的驅動，我國數據中心市場規模持續擴張，業務收入保持高速增長。
 

　　數據中心負荷主要包括IT設備負荷、制冷負荷、照明負荷等，其中IT設備負荷與制冷負荷與其算力任務相關。首先，數據中心負荷在時間上具有靈活性，數據中心中的批處理數據只要在規定時間內處理完畢即可，非實時任務可以適當轉移或者延遲處理；其次，數據中心負荷還具有空間上的靈活性，同一云服務提供商，可在多地擁有數據中心，各數據中心之間通過光纖等傳輸設備，實現異地數據和工作負載轉移。因此，數據中心能夠根據電力調度中心的需要，主動進行需求響應，乃至發揮“虛擬電廠”的功效。
 

　　數據中心在時間維度上轉移負載，可為電力系統提供調峰、調頻等輔助服務；在空間維度上優化調控負荷，可推進數據算力跨區域流通，實現“東數西算”。
 

　　(六)著力提高配電網接納分布式新能源的能力
 

　　主要政策點1：發展分布式智能電網，推動電網企業加強有源配電網(主動配電網)規劃、設計、運行方法研究，探索開展適應分布式新能源接入的直流配電網工程示范。
 

　　隨著我國提出碳達峰、碳中和重大宣示，我國新能源裝機容量快速增長，分布式電源特別是分布式光伏的發展取得突出成就。2021年分布式光伏新增裝機2928萬千瓦，占全部新增光伏發電裝機的53%，新增裝機首次超過集中式光伏。分布式新能源大規模接入電網使得傳統的無源配電網成為有源配電網，源隨荷動轉變為源荷互動。新形勢下，分布式電源大規模接入對配電網規劃、設計、運行方法提出更大的挑戰。一是分布式新能源出力具有不確定性和間歇性特征，加上與負荷的雙向互動，使得源荷特性更加復雜，配電網規劃設計與運行需要充分考慮源荷儲互動條件下與電網的交互特性，實現友好接入和就地消納；二是由于傳統電力系統的規劃、設計、運行主要考慮以化石能源燃料為主的電廠特性，而分布式新能源的規劃建設較大程度上受資源分布、消納負荷的影響，輸配電網需要進一步考慮到大規模分布式電源接入的問題；三是分布式新能源與配電網建設周期存在不匹配的情況，因此，當前部分地區，特別是新能源富集地區，出現了輸配電網變電容量不夠、分布式電源消納空間不足等問題；四是規模化分布式新能源的接入會對上級電網的運行特性產生較大改變，在輸電網規劃運行過程中，也要充分考慮規模化分布式電源接入后對電網整體運行特性的影響，加強輸、配電網之間的銜接。
 

　　有源配電網的規劃建設，需要從電力系統整體網架結構出發，充分結合分布式電源消納需求，加強輸電網和配電網之間的銜接，迭代優化電網規劃建設方案，將一貫從高電壓等級向低電壓等級輸電的傳統電網逐漸轉型發展為輸電網和配電網高效互動的新型電力系統。為此《實施方案》提出推動電網企業加強有源配電網(主動配電網)規劃、設計、運行方法研究，以供電安全可靠保障為基礎，統籌協調電網規劃與新能源發展，規劃建設與新能源消納相適應的配電網網架結構。《“十四五”現代能源體系規劃》也提出，加快配電網改造升級，推動智能配電網、主動配電網建設，提高配電網接納新能源和多元化負荷的承載力和靈活性，促進新能源優先就地就近開發利用。
 

　　分布式新能源的發展是構建新能源占比逐漸提高的新型電力系統的關鍵一環，有源配電網作為承載分布式新能源的基礎，在提供供電能力的基礎上，還將具備平衡多元電力需求的功能。未來圍繞分布式新能源開展的多元化應用場景將不斷開拓，依托“源網荷儲”一體化、新能源微電網、光伏直流側直接利用、直流配電網工程示范等新模式，有源配電網將向著分布式新能源與智慧交通、綠色建筑、工業園區等應用場景融合發展。新形勢下，需要進一步深入研究不同環節對有源配電網規劃、設計、運行提出的新要求，將有源配電網作為電力系統整體的一部分統籌考慮，統一規劃、統一設計、統一管理。
 

　　案例2-7示范建設有源配電網適應新能源大規模接入新格局
 

　　在加快構建新型電力系統進程中，配電網承載著源網荷儲高效互動的作用，涵蓋電力生產、傳輸、存儲和消費的全部環節，浙江省麗水市新能源資源豐富，“十四五”期間將新增裝機190萬千瓦，面對超過45%的新能源將以分布式電源的形態接入配電網、系統運行方式更加復雜的實際情況，國家電網公司麗水供電公司統籌電力基礎設施補強和電網彈性互動提升，從“網架提升、彈性升級、智敏運檢”三維發力，建設網架靈活、安全可靠、高效互動的高彈性電網。在網架提升方面，打造簡潔標準、靈活可靠的一次網架。在彈性升級方面，推動網架結構由傳統單向無源網絡向柔性互聯、微電網、局部直流電網等供需互動的有源網絡轉型。在智能運檢方面，因地制宜選用5G、北斗等技術提升配電自動化覆蓋率，部署網絡動態重構、無功自動優化等高級應用，推動配網從物理態向數字態發展躍變，促進配網可觀可測、靈活自愈、全景透明。
 

　　浙江省麗水市高承載高自愈的有源配電網示范推動了我國新型電力系統建設進程，后續可基于麗水有源配電網示范建設因地制宜推廣復制，助力實現全國清潔能源高效消納，保障電網的安全穩定與系統平衡。
 

　　主要政策點2：加大投資建設改造力度，提高配電網智能化水平，著力提升配電網接入分布式新能源的能力。
 

　　近年來國家一直鼓勵配電網建設發展，隨著風電、光伏、氣電、儲能、電動汽車等在配電網側接入電網，配電網在電力系統中的作用愈發重要，成為連接能源生產、轉換、消費的關鍵。配電網的發展目標也從較為單一的提供優質可靠供電服務向清潔低碳、安全可靠、泛在互聯、高效互動、智能開放的發展方向逐步演進。與此同時，大規模分布式新能源接入給配電網帶來了強不確定性和弱慣性，這對于配電網的安全穩定運行造成一定挑戰。例如，目前我國華東地區已經出現支撐電源不足、負荷中心電源空心化的趨勢，快速發展的分布式新能源難以像傳統電源一樣提供轉動慣量、電壓支持等系統支撐，有源配電網頻率調節、電壓控制等安全穩定運行問題凸顯，系統潮流流向可能發生較大變化和波動。因此，為匹配分布式新能源的消納需求，需要結合配電網現狀，提高配電網智能化水平，統籌電網安全穩定運行與分布式電源接入，在保障系統穩定運行基礎上實現分布式最大化接入。
 

　　配電網作為分布式新能源消納的支撐平臺以及多元電力信息集成的數據平臺，是提高分布式新能源的承載力和靈活性的關鍵。因此，配電網的升級改造對于分布式新能源的規模化接入重要性尤為凸顯。為此《實施方案》提出加大投資改造力度，提高配電網智能化水平。推動電網投資、技術支撐能力向配網傾斜，不斷提升配電網對分布式新能源的主動響應和服務能力。推動新型電網智能化升級，感知全面的配電網、分布式新能源信息，實現對電力供需動態變化的跟蹤監測，統籌分布式新能源與電網需求，提供智能化的能源服務。2022年1月發布的《關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見》(發改能源〔2022〕206號)也提出，大力推進高比例容納分布式新能源電力的智能配電網建設，鼓勵建設源網荷儲一體化、多能互補的智慧能源系統和微電網。
 

　　未來隨著電網轉型升級，分布式電源、電動汽車、儲能等可控負荷的廣泛接入，以及可再生能源替代、綜合能源服務、基于數字技術的“虛擬電廠”的快速發展，都亟需更加靈活互動的配電網系統作為載體。通過智能化的數字技術為電網賦能，實現對分布式能源設施的廣泛接入、調控能力，促進新能源就近供電、就地消納。同時，配電網是電網系統中較為容易產生新業態新模式的環節，未來將通過一系列政策措施，鼓勵結合相關項目開展配電網改造升級試點示范，支持新技術應用和商業模式，共同支撐配電網智能化水平與分布式電源協調發展。
 

　　案例2-8推動配電網智能化升級提升接入分布式新能源能力
 

　　在“雙碳”目標、推動整縣屋頂光伏建設等相關政策背景下，山東省魚臺縣分布式光伏高速增長，呈現“點多面廣、局部高密度并網”的特點。提高分布式光伏發電量可觀可測性，支撐分布式新能源接入配電網，推動電網向能源互聯網升級，是魚臺縣配電網智能化發展的重點方向。
 

　　國家電網公司魚臺縣供電公司將電網智能化建設融入縣域配電網規劃。面對分布式光伏快速發展帶來的電網接入能力不足及配變重過載、用戶過電壓等安全問題，優化投資策略，加大智能化項目支持力度，推進調度自動化、配電自動化、營銷用采系統、用戶側能源互聯網智慧平臺等多方平臺信息資源建設，發揮大數據融合創新，全面開展分布式光伏監測控制提升工作。對魚臺電網10千伏及以下分布式光伏數據進行“網格化”分區展示，實現了光伏位置精準定位以及鄉鎮、用戶為單位的發電上網數據實時可觀；對用采系統和用戶側能源互聯網智慧平臺數據進行整合、挖掘和分析，實現分布式光伏精準監測；依托調度自動化、配電自動化、營銷用采系統，對10千伏分布式光伏遠程平滑調節、低壓分布式光伏線上聯動控制，實現分布式光伏可調可控。配電網智能化升級有助于提升分布式新能源接入配電網能力，提高消納利用水平。
 

　　魚臺縣在配電網智能化水平提升方面的探索為今后分布式光伏合理化布局、有序接入以及配套電網發展規劃建設提供輔助決策和科學依據。
 

　　主要政策點3：合理確定配電網接入分布式新能源比例要求
 

　　2021年，以整縣(市、區)為單位推動屋頂分布式光伏開發政策出臺，推動了整縣(市、區)分布式發電資源統一規劃、統一開發、統一建設，提升了分布式電源規模效應、經濟效益和電網友好性，全國共計676個縣(市、區)參與項目申報并被列為整縣(市、區)屋頂分布式光伏開發試點，分布式光伏進入新的快速發展階段。在分布式電源接入電網要求方面，2019年發布的《分布式電源接入電網承載力評估導則》(DL/T 2041-2019)作為目前評估分布式光伏接網能力的主要依據，詳細制定了分布式電源接網評估流程，將熱穩定、短路電流、電壓偏差等關鍵因素納入評估范圍，對分布式新能源接入配電網有重要的指導意義。但隨著分布式光伏發展規模的不斷提高，分布式新能源大范圍、多點接入電網，對輸配電網銜接、調節電源規模和布局等方面提出更高需求，需要各地區在充分考慮負荷增長幅度的前提下，科學合理評估配電網接納分布式新能源能力。在落實國家雙碳戰略目標的新形勢下，需要對配電網接入分布式新能源進行深入研究。
 

　　隨著分布式新能源接入配網的規模不斷增加，需要統籌協調分布式新能源發展與輸配電網建設、改造時序，科學客觀地確定各個臺區接入分布式新能源的比例。因此《實施方案》提出合理確定配電網接入分布式新能源比例要求，因地制宜分析不同區域負荷特性、電網現狀及規劃目標、新能源資源稟賦及發展目標，從電力系統整體角度出發，充分考慮負荷增長、系統電力電量平衡、輸配電網銜接等多重因素，對分布式新能源在配電網中的接入規模綜合分析，統籌安排分布式新能源開發和配電網建設改造進度，科學合理提升分布式新能源接入比例，有效解決大規模分布式新能源接入配電網后帶來的系統調峰資源不足、輸配電網容量不夠、影響電網安全穩定等問題。
 

　　同時，根據實際情況，可進一步考慮針對配電網分布式電源接入能力和提升措施建立常態化評估機制，形成完善的定期評估監管和發布機制，從源網荷儲協調發展角度科學判斷、量化評估，深刻剖析制約分布式新能源并網的問題。充分考慮電力系統技術創新進步，研究采用新型配電網技術、新型儲能、需求側響應、虛擬電廠等措施提高分布式新能源接入電網能力的可行性，以引導分布式新能源優化布局，促進分布式新能源與電網協調發展，推動實施相關分布式接網條件提升措施，保障分布式新能源健康可持續發展。
 

　　案例2-9試行公布可開放容量助力分布式光伏發展
 

　　在整縣分布式光伏推進過程中，部分地區出現了短期內并網的分布式電源超過電網承載能力的現象，暫緩了分布式光伏備案和并網申請。為預防此類問題，福建省長汀縣率先試行發布分布式光伏可開放容量信息公開發布辦法，每月定期根據長汀縣分布式光伏累計并網容量進行動態更新110千伏及以下配電網設備的分布式光伏可開放容量，并向社會公開發布。試行辦法以切實提升分布式光伏消納能力和并網服務水平、指導分布式光伏有序合理開發為目標，對全縣變電站、配電臺區分布式光伏可開放容量進行電網承載能力評估和可開放容量測算，明確具體計算方法和判斷標準，并針對暫不具備消納條件的區域，提出開發建設的建議。
 

　　該辦法是推動分布式光伏健康可持續發展邁出的重要一步，后續可進一步結合局部電力系統實際情況，開展容量測算分析的合理性、提升措施的可行性評估，科學合理引導分布式光伏開發，優先向新能源消納潛力大、電網承載力強的區域發展，提高電力系統對大規模分布式新能源接網和消納的適應性，保障電力系統安全運行和可靠供應。
 

　　案例2-10 南方電網公司開展整縣屋頂分布式光伏接入系統專項規劃研究，支撐能源綠色低碳發展
 

　　南方電網公司為促進分布式屋頂光伏資源有序開發，提前做好配電網改造升級，實現分布式光伏“應并盡并”的目標，在開展“十四五”新能源接入系統規劃研究的基礎上，進一步開展南方五省區105個整縣分布式屋頂光伏試點區縣專項規劃，測算整縣電網承載能力及新能源消納情況，分析整縣屋頂分布式光伏接入的影響因素，研究整縣光伏可接入容量，制定整縣光伏典型接入方案和配套電網建設方案。
 

　　(七)穩妥推進新能源參與電力市場交易
 

　　主要政策點1：支持新能源項目與用戶開展直接交易，鼓勵簽訂長期購售電協議，電網企業應采取有效措施確保協議執行。
 

　　新能源參與電力市場交易是促進新能源消納的重要途徑。為支持和規范各地開展電力交易，2016和2020年，國家發展改革委、國家能源局分別印發《電力中長期交易基本規則(暫行)》(發改能源〔2016〕2784號)、《電力中長期交易基本規則》(發改能源〔2020〕889號)，明確提出由各電力交易機構負責組織開展可再生能源電力相關交易。
 

　　由于歷史沿革和電力系統運行特點，當前階段我國電力工業正處于計劃與市場雙軌運行階段。為保障我國新能源產業健康平穩發展，國家發展改革委、國家能源局于2019年發布《關于規范優先發電優先購電計劃管理的通知》，將新能源列為優先發電的支持范圍。根據文件精神，風電、光伏發電在消納不受限地區全額電量列入發電計劃，在消納受限地區要采取合理有效措施，確保全額保障性收購政策有效執行。同時，為適應電力體制市場化改革要求，文件鼓勵新能源通過市場化方式落實可再生能源優先發電政策。
 

　　2022年，國家發展改革委、國家能源局印發《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》(發改體改〔2022〕118號)，對新能源參與市場、開展直接交易進行了更為明確的規定，提出有序推動新能源參與電力市場交易，引導新能源簽訂較長期限的中長期合同，鼓勵分布式光伏、分散式風電等主體與周邊用戶直接交易。到2030年，實現新能源全面參與市場交易。
 

　　目前，全國絕大部分省區均已建成中長期電力市場，為新能源參與中長期電力交易創造了有利條件。初步統計，已有二十多個省(自治區、直轄市)的新能源項目不同程度參與到電力市場化交易中。電力現貨市場交易機制可以在更大程度發揮市場作用，調動系統資源實現新能源消納，但現貨市場價格的波動性較大，直接參與現貨市場交易會對新能源項目主體收益造成影響。為進一步發揮市場機制對新能源消納的促進作用，同時保障新能源項目開發主體的合理收益，《實施方案》提出“支持新能源項目與用戶開展直接交易，鼓勵簽訂長期購售電協議，電網企業應采取有效措施確保協議執行”，旨在鼓勵新能源企業在中長期市場發揮新能源成本優勢和綠色屬性優勢，通過簽訂中長期購售電協議方式與電力用戶直接交易，以規避市場波動風險，鎖定預期收益。同時強調電網公司要確保協議執行，真正落實可再生能源優先發電政策。
 

　　案例2-11國電投與巴斯夫簽署國內首個25年綠電購電協議
 

　　2022年3月，國家電投集團廣東電力有限公司與巴斯夫一體化基地(廣東)有限公司根據廣東省可再生能源交易規則簽署了一份為期25年的可再生能源合作框架協議，為巴斯夫位于中國廣東省湛江市的新一體化基地后續裝置供應可再生能源電力，助力巴斯夫湛江一體化基地推進其可再生能源供電進程，在2025年實現100%使用可再生能源電力。
 

　　合理的長期購售電協議對新能源投資企業和用戶都是一個有利的選擇。相比煤電等化石能源企業，新能源投資企業需要一個相對穩定且長期的價格預期，才有利于進行投資測算和具體決策，長期的購售電合同能夠滿足這一需求。對于電力用戶而言，也能夠明確長期使用可再生能源電力的代價。
 

　　隨著國內外對于綠電需求的增加，越來越多的用電企業有意愿與新能源發電企業簽署長期的購電協議(PPA)。國家電投與巴斯夫簽署長達25年的用電合同，為國內新能源項目簽訂長期購售電協議做了有益的探索。
 

　　主要政策點2：對國家已明確價格政策的新能源項目，電網企業應按照有關法規嚴格落實全額保障性收購政策，全生命周期合理小時數外電量可以參與電力市場交易。
 

　　為保障新能源產業健康穩定發展，我國頒布的《可再生能源法》明確規定電網企業全額收購可再生能源并網發電項目的上網電量。2016年3月，國家發展改革委發布《關于印發<可再生能源發電全額保障性收購管理辦法>的通知》(發改能源〔2016〕625號)，明確將可再生能源并網發電項目年發電量分為保障性收購電量和市場交易電量兩部分。其中，保障性收購電量部分通過優先安排年度發電計劃、與電網公司簽訂優先發電合同保障全額按標桿上網電價收購；市場化交易電量部分由可再生能源發電企業通過參與市場競爭方式獲得發電合同，電網企業按照優先調度原則執行發電合同。該政策的出臺，達到了完成新能源全額保障性收購，以及通過市場化方式促進新能源消納的雙重效果。
 

　　近年來，隨著新能源大規模發展，新能源裝機比例越來越高，部分地區超過了50%，在部分時段部分地區出現了消納困難的情況，也發生了部分地區自行降低新能源保障利用小時數的現象，迫使新能源企業只得以較低電價在電力市場中競得發電權，損害了新能源投資開發企業合法權益。鑒于此，《實施方案》明確要求嚴格落實全額保障性收購政策，在全生命周期合理小時數內電量嚴格落實收購政策，切實保障新能源企業合法權益。與此同時，《實施方案》再次強調支持新能源企業在全生命周期合理小時數以外電量參與市場競爭，通過“計劃為主、市場為輔”的方式保障存量有價格政策項目投資收益，確保新能源由計劃向市場平穩過渡。
 

　　主要政策點3：在電力現貨市場試點地區，鼓勵新能源項目以差價合約形式參與電力市場交易。
 

　　電力現貨市場具有發現電力實時價格、準確反映電能供需關系的重要作用。2017年，國家發展改革委、國家能源局印發《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》(發改辦能源〔2017〕1453號)，將廣東、蒙西、浙江等8個地區作為第一批電力現貨市場試點。2021年印發《關于進一步做好電力現貨市場建設試點工作的通知》(發改辦體改〔2021〕339號)，選擇遼寧省、上海市、江蘇省、安徽省、河南省、湖北省作為第二批現貨試點，提出“穩妥有序推動新能源參與電力市場”。2022年2月，《國家發展改革委辦公廳國家能源局綜合司關于加快推進電力現貨市場建設工作的通知》(發改辦體改〔2022〕129號)發布，提出第一批試點地區原則上2022年開展現貨市場長周期連續試運行，第二批試點地區原則上在2022年6月底前啟動現貨市場試運行。同時提出，推動新能源自愿參與電力交易，充分體現新能源的環境價值和系統消納成本，建立與新能源特性相適應的交易機制，滿足新能源對合同電量、曲線的靈活調節需求，在保障新能源合理收益的前提下，鼓勵新能源以差價合約形式參與現貨市場。
 

　　新能源企業參與現貨市場交易以中長期交易合約為基礎。中長期市場目前主要存在兩種合約形式，即物理合約和差價合約。物理合約要求新能源企業嚴格按照合同約定曲線安排電力生產，考慮到新能源出力的間歇性和波動性，新能源企業以物理合約為基礎參與現貨市場具有實際困難。而差價合約屬于金融合約，不要求新能源企業嚴格執行約定曲線，而在電費結算時根據現貨市場電價與合約價的差值予以調整。因此，差價合約是對沖新能源出力不可控性所帶來的市場風險的有效手段，也是新能源企業參與現貨市場交易的有利選擇。
 

　　有鑒于此，《實施方案》提出，在電力現貨市場試點地區，鼓勵新能源項目以差價合約形式參與電力市場交易，從而實現既通過現貨市場機制促進新能源消納，又在一定程度上保證新能源投資開發企業的合理收益。
 

　　案例2-12某現貨試點采取多種差價合約方式促進新能源消納保證合理收益
 

　　隨著新能源裝機占比及發電量占比逐年增加，新能源已經成為電力市場的重要參與者，同時由于新能源出力的波動性和不可控性，完全參與現貨市場無法保證其合理收益。在第一批電力現貨試點中，某試點積極探索新能源采用多種形式差價合約方式參與市場，促進新能源消納，保證新能源主體合理收益。
 

　　一是在外送電力交易中，按照新能源預測曲線滾動分解新能源中長期交易，分解曲線用于現貨市場的偏差結算；二是省內中長期交易由電量交易改為分時段電力交易，鼓勵新能源場站通過提高預測精度實現更高收益；三是對于新能源現貨市場偏差電量超過30%的部分在現貨市場中造成的偏差虧損給予補償，降低新能源中長期交易風險；四是縮短交易周期，實現了中長期月內連續開市，開展發電權隨時轉讓交易品種，為新能源參與市場規避風險提供便利。
 

　　通過多種措施，新能源提高了市場收益，協調了省間和省內市場，統一了保供應和促消納的關系，實現發用雙方共贏，促進新能源良性高質量發展。
 

　　案例2-13南方電網公司持續完善綠色電力交易和可再生能源電力消納量市場建設
 

　　2022年南方電網公司印發全國首個區域市場綠電交易規則《南方區域綠色電力交易規則(試行)》，面向電網代購電用戶建立了綠色電力認購交易機制，滿足了中小企業綠色電力消費需求。開發南方區域綠色電力交易系統，實現綠電賬戶統一管理、認購交易統一組織、綠證統一管理。推動南方五省區常態化開展南方區域綠色電力交易，全年共成交綠色電力38.3億千瓦時，同比增長280%，助力公司總部基地、海南博鰲論壇首次實現100%綠電供應。加強與國家可再生能源信息管理中心等單位合作，建立了綠色電力證書與綠色電力消費憑證的統一核發機制，實現綠電全生命周期溯源，為企業提供更為權威、便捷的綠電查證服務。6月南方五省區舉辦了首批綠色電力證書和綠色電力消費憑證的“雙證”頒發儀式。組織開展了2022年南方區域跨區跨省可再生能源電力消納量交易105億千瓦時。
 

　　(八)完善可再生能源電力消納責任權重制度
 

　　主要政策點1：科學合理設定各省(自治區、直轄市)中長期可再生能源電力消納責任權重
 

　　2019年《國家發展改革委國家能源局關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》(發改能源〔2019〕807號)發布，建立可再生能源電力消納責任權重制度。2021年又發布政策，提出國務院能源主管部門逐年定期向各省級行政區域下達兩年內的可再生能源電力消納責任權重，其中本年度可再生能源電力消納責任權重為約束性指標，各省(自治區、直轄市)按此進行考核評估；下一年度可再生能源電力消納責任權重為預期性指標，各省(自治區、直轄市)按此開展項目儲備。可再生能源電力消納責任權重制度的實施，科學引導了各省(自治區、直轄市)可再生能源開發時序，推動可再生能源發展和消納。
 

　　在可再生能源電力消納責任權重制度實施過程中，逐漸發現下達1—2年時間范圍的責任權重，對于落實具體任務還存在著不協調的情況。由于缺乏中長期權重指導，各地在制定中長期新能源發展規劃時難以實現大范圍統籌，不利于解決新能源發展不均衡不充分的問題。
 

　　為此，《實施方案》提出科學合理設定各地中長期可再生能源電力消納責任權重。通過合理設置中長期權重，明確各省中長期新能源發展任務，提前引導預期，為各地提前規劃、布局新能源項目提供有效指引，有利于充分發揮可再生能源電力消納責任權重在促進可再生能源發展、引導可再生能源全國范圍優化配置的重要作用。
 

　　案例2-14我國發布可再生能源電力消納責任權重指標
 

　　2021年5月21日，國家發展改革委，國家能源局發布《關于2021年可再生能源電力消納責任權重及有關事項的通知》(發改能源〔2021〕704號)，公布了2021年可再生能源電力消納責任權重的約束性指標與2022年可再生能源電力消納責任權重的預期性指標。為各省(區、市)確定保障性并網規模，制定1—2年新能源發展計劃提供了有效引導，但引導中長期可再生能源發展的權重指標有待完善。如《“十四五”可再生能源發展規劃》中，提出2025年全國可再生能源電力總量和非水電消納責任權重分別達到33%和18%左右。
 

　　主要政策點2：做好可再生能源電力消納責任權重制度與新增可再生能源不納入能源消費總量控制的銜接
 

　　為做好可再生能源電力消納責任權重制度與能耗考核政策的銜接，2019年《國家發展改革委國家能源局關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》(發改能源〔2019〕807號)提出“超額完成消納量不計入‘十三五’能耗考核。在確保完成全國能源消耗總量和強度“雙控”目標條件下，對于實際完成消納量超過本區域激勵性消納責任權重對應消納量的省級行政區域，超出激勵性消納責任權重部分的消納量折算的能源消費量不納入該區域能耗雙控考核。對納入能耗考核的企業，超額完成所在省級行政區域消納實施方案對其確定完成的消納量折算的能源消費量不計入其能耗考核。”
 

　　2021年底，為推進碳達峰、碳中和，正確認識和把握碳達峰碳中和，中央經濟工作會議提出“新增可再生能源和原料用能不納入能源消費總量控制”，原權重政策對能耗考核的要求需要根據新的政策精神進行調整。為此，《實施方案》提出做好可再生能源電力消納責任權重制度與新增可再生能源不納入能源消費總量控制的銜接。
 

　　隨著生態文明建設的逐步推進，可再生能源的環境屬性在社會中的認知范圍進一步擴大，各類企業對新能源綠色電力的需求水平顯著提高。新的政策提出后，各地對可再生能源電力的需求更加迫切，部分地區甚至出現了“惜售”的現象。而我國資源稟賦與負荷消費存在逆向分布的特征，“三北”和西南等區域擁有豐富的是哦夢、風能和太陽能資源，中東部地區作為電力負荷中心，綠色電力需求規模巨大，可再生能源開發和利用必須堅持“全國一盤棋”的總體布局和思路。因此，在后續可再生能源電力消納責任權重制度實施過程中，需要充分考慮“新增可再生能源和原料用能不納入能源消費總量控制”政策對各地新能源發展和消納新能源積極性的影響，通過政策、市場、價格等多樣化手段，引導跨省跨區可再生能源電力交易，擴大跨省跨區可再生能源消納規模，持續提升存量特高壓通道可再生能源電量輸送比例，通過大范圍優化促進新能源廣域消納，將可再生能源電力消納責任權重引導作用和能耗控制政策充分銜接起來。
 

　　案例2-15  2021年可再生能源電力消納權重執行情況
 

　　2021年我國可再生能源電力總量與非水消納責任權重分別達到29.4%、13.7%，與2020年比分別增長0.6與0.8個百分點，共有28與29個省份分別完成了2021年總量與非水消納責任權重目標，其中13與19個省份達到了激勵值。
 

　　根據發改能源〔2019〕807號文，對應省份完成消納量超過激勵性消納責任權重對應消納量的省級行政區域，超出激勵性消納責任權重部分的消納量折算的能源消費量不納入該省份的能耗“雙控”考核。2021年12月的中央經濟工作會議則更進一步提出所有省份新增的可再生能源與原料用能均不納入能源消費總量控制，這一政策的覆蓋范圍在807號文基礎上進一步擴展到了全部省份，原有的激勵措施已失去了激勵作用。
 

　　因此，為充分發揮消納責任權重引導性作用，繼續激勵各省完成消納責任權重任務，需盡快對原有激勵措施進行進一步修改，做好原有政策與新政策的銜接，持續推動新能源高質量發展。
 

　　主要政策點3：建立完善可再生能源電力消納責任考評指標體系和獎懲機制
 

　　2019年發布的《國家發展改革委國家能源局關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》(發改能源〔2019〕807號)提出“各省(自治區、直轄市)有關部門和國家電網、南方電網及有關機構，在2019年底前完成有關政策實施準備工作，自2020年1月1日起全面進行監測評價和正式考核”。政策實施以來，國家能源主管部門逐年發布全國可再生能源電力發展監測評價結果，通報可再生能源消納責任權重執行情況。這一舉措保障了可再生能源消納責任權重制度的權威性，提升了各地發展可再生能源的積極性，有力促進了可再生能源快速發展。
 

　　目前，可再生能源電力消納責任考核主要著眼于各省(自治區、直轄市)完成下達的總量消納責任權重和非水消納責任權重情況，尚未建立完整的考評指標體系。同時，現階段大部分地區消納責任的主體仍然以電網公司為主，售電、市場購電、擁有自備電廠的企業所應承擔的消納責任仍沒有充分落實，客觀上增加了各地區新能源消納壓力，限制了部分地區新能源的發展質量。
 

　　為此，《實施方案》提出建立完善可再生能源電力消納責任考評指標體系和獎懲機制。在考核評價方面，綜合考慮各地資源稟賦、電力消費、跨省區送受電、市場化進展等多種因素，建立完整可再生能源電力消納責任考評指標體系，充分反映各地可再生能源發展的開發和消納等方面的開展情況，加強對省級行政區域消納責任權重完成情況監測評價。同時，強化對電網、市場主體消納量完成情況考核，壓實各類消納主體責任，促進各類市場主體公平合理共擔可再生能源電力消納責任。在獎懲機制方面，充分利用多樣化政策工具箱，從金融、人才、碳排放等多個角度進一步拓展獎懲措施范圍，提升不同市場主體消納可再生能源的積極性，擴大可再生能源消納利用規模，推動各地新能源高質量發展。
 

　　案例2-16  消納責任權重考評指標體系和獎懲機制初見成效
 

　　2022年4月21日，國家能源局發布了《關于2021年可再生能源電力消納責任權重完成情況的通報》(國能發新能〔2022〕47號)，通報了2021年可再生能源電力消納責任權重完成情況，督促未完成的相關省份提出解決措施。
 

　　通過消納責任權重制度的建立，以及相關考評措施的執行，有力促進了新能源發展，政策實施的三年間，風光總裝機規模自2018年末的3.6億千瓦增長至2021年末的6.4億千瓦，風光裝機占比從2018年的18.9%上升至2021年的26.7%，非水可再生能源消納電量由2018年的6341億千瓦時提升至2021年的1.15萬億千瓦時，年均增速達21.8%。
 

　　三、深化新能源領域“放管服”改革
 

　　《實施方案》立足新能源項目建設的規模化、市場化發展需求，繼續深化“放管服”改革。鑒于新能源項目點多面廣、單體規模小、建設周期短等特點，重點在簡化管理程序和提升服務水平上，要求優化項目審批及并網程序，有效疏通新能源項目開發的痛點、難點，推動新能源產業健康有序發展。
 

　　(九)持續提高項目審批效率
 

　　主要政策點1：完善新能源項目投資核準(備案)制度，加強事前事中事后全鏈條全領域監管。依托全國投資項目在線審批監管平臺，建立新能源項目集中審批綠色通道，制定項目準入負面清單和企業承諾事項清單，推進實施企業投資項目承諾制。推動風電項目由核準制調整為備案制。
 

　　按照國家和行業有關規定，我國風電項目實行核準制，光伏發電項目實行備案制。《實施方案》要求完善新能源項目核準(備案)制度，對新能源投資加強事前事中事后全鏈條全領域監管；推進實施企業投資項目承諾制；推動風電項目由核準制調整為備案制。推行“承諾制”，減少事前審批，強化事后監管約束和過程服務，能夠推動有效市場和有為政府更好結合，讓企業經營更自主、反應更靈敏、投資更順暢。政府部門制定項目準入負面清單和企業承諾事項清單，企業按標準作出承諾后，即可自主開展項目設計、施工建設和運營。近年來，企業投資項目承諾制改革在一些地區先行試點，力求用“一份承諾”取代“一摞審批”，既可以充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，又能更好發揮政府作用。如果事前審批環節過多、管得過嚴，往往會束縛企業手腳、抑制投資活力。當然簡政放權的前提，就是“放”的同時，在事中事后環節管得住、管得好，要把有效監管作為簡政放權的必要保障。推動風電項目由核準制調整為備案制，有利于進一步簡化風電項目審批流程，提高項目開發前期工作效率。
 

　　案例3-1  提高項目審批效率支持新能源項目發展
 

　　內蒙古自治區能源局于2022年7月19日印發了《內蒙古自治區源網荷儲一體化項目實施細則(2022年版)》、《內蒙古自治區燃煤自備電廠可再生能源替代工程實施細則(2022年版)》、《內蒙古自治區風光制氫一體化示范項目實施細則(2022年版)》的通知。根據上述文件要求，內蒙古自治區每年定期統一組織申報，同時可根據需要，進行個別申報。根據一體化項目投資人申請，盟市能源主管部門組織編制本地區一體化項目實施方案，報自治區能源局。自治區能源局會同相關部門、電網企業及時進行評估，必要時組織或委托第三方咨詢機構進行評估，提出評估建議。自治區能源局將評估建議報自治區人民政府審定同意后批復實施方案。盟市能源主管部門承擔組織實施主體責任，根據自治區批復的實施方案，及時核準(備案)新能源、儲能和線路工程。內蒙古自治區出臺的綜合能源項目作為整體統一辦理審批政策，可大大縮短綜合能源項目的審批時間，有助于孵化新的發展模式。
 

　　主要政策點2：不得以任何名義增加新能源企業的不合理投資成本
 

　　新能源項目具備開發建設周期短，運營期用工量少，運行前幾年應繳稅收低，場址資源稀缺等特點，盡管是清潔綠色能源，從地方政府的角度來看，對當地的就業、稅收、產業等帶動力度有限。在新能源項目開發過程中，很多地方政府對新能源項目投資提出了各種各樣的附帶條件，包括拉動裝備制造業在當地建廠、投資修路、捐助幫扶、與地方企業合作等，嚴重推高了新能源項目開發的非技術成本。
 

　　風光等新能源已步入平價時代，制造業、EPC、運維等各環節的成本越發透明，全產業鏈的收益水平也逐步趨微。《實施方案》要求“不得以任何名義增加新能源企業的不合理投資或成本”，即除國家法律法規規定的費用外，各級地方政府不得另行設立名目收取費用，也不得強制企業以捐贈等名義收取費用，這將推動開發建設環節的成本回歸理性。
 

　　案例3-2  名目多、不合理的非技術成本有礙新能源開發
 

　　2021年以來，包括云南、湖北、貴州、寧夏、安徽等省份對新能源項目開發均提出了產業配套的要求，企業開發成本大幅增加。南方某縣政府以資源指標印發為由，要求9萬千瓦項目的風電開發企業無償給予鎮政府2000萬元扶貧資金，增加開發成本0.18元/瓦。西北某縣政府以征地協調為由，要求10萬千瓦項目的風電開發企業無償修建6千米旅游道路，增加開發成本0.2元/瓦。
 

　　案例3-3  加強新能源并網服務支撐力量，打造新能源管理信息系統，新能源并網業務實現“一網通辦”
 

　　南方電網公司各省(級)電網公司設置了省級新能源服務機構，提升新能源并網服務支撐力量。建成服務南方五省區的新能源管理信息系統，新能源項目業主通過“南網在線”APP錄入項目名稱、類型、地點等基本信息，短時間內可完成并網申請，大幅壓縮線下流轉的各項環節。同時，可在線查詢辦理進度、狀態等各項服務信息，實現新能源并網服務網上辦、掌上辦、業主一次都不跑，大大提升客戶體驗。
 

　　主要政策點3：以新能源為主體的多能互補、源網荷儲、微電網等綜合能源項目，可作為整體統一辦理核準(備案)手續。
 

　　目前大部分省份對于多能互補類的新能源項目核準(備案)流程按照多個項目分別核準(備案)。例如風光互補項目，風電核準和光伏備案都要獨立開展工作。風光儲綜合能源項目，在現有的投資和運維水平、政策環境下，采用各部分單獨核算模式，常常會出現至少其中一部分難以通過企業對經濟效益的核算要求的情況。各部分單獨核準(備案)，大大降低了項目開發前期工作效率，增加了管理成本。
 

　　推動新能源為主體的多能互補、源網荷儲、微電網等綜合能源項目作為整體項目統一辦理，可大大縮短綜合能源項目的審批時長，有助于孵化新的發展模式。通過企業投資項目承諾制，可以督促企業進一步加強對項目的事前評估與過程控制，推動企業探索綜合智慧能源持續健康發展的商業模式，加快新能源占比逐漸提高的新型電力系統構建進程。
 

　　2021年2月，國家發展改革委、國家能源局頒布了《關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》(發改能源規〔2021〕280號)；2021年4月，國家能源局印發了《關于報送“十四五”電力源網荷儲一體化和多能互補發展工作方案的通知》。兩個文件提出“一體化聚合模式”、“規劃、實施、運行調節和管理規范一體化”，明確一體化項目應就近打捆匯集聚合，既要力爭與大電網形成相對清晰的物理和調控界面，也要努力在規劃、建設、運行各個階段實現統籌管理，充分突出了一體化項目特點，厘清了與常規項目的根本差異。
 

　　《關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》明確：按照“試點先行，逐步推廣”原則，通過國家電力發展規劃編制、年度微調、中期滾動調整，將具備條件的項目優先納入國家電力發展規劃。各投資主體應加強源網荷儲統籌協調，積極參與相關規劃研究，共同推進項目前期工作，實現規劃一體化；協調各電力項目建設進度，確保同步建設、同期投運，推動建設實施一體化。源網荷儲一體化和多能互補項目中的新能源發電項目應落實國家可再生能源發電項目管理政策，在國家和地方可再生能源規劃實施方案中統籌安排；鼓勵具備條件地區統一組織推進相關項目建設，支持參與跨省區電力市場化交易、增量配電改革及分布式發電市場化交易。
 

　　案例3-4  提高項目審批效率支持新能源項目發展
 

　　2022年7月22日，江蘇省2022年光伏發電市場化并網項目第三批名單已公布，6個光伏項目入選，規模82萬千瓦，其中1項是位于淮安市洪澤區的綜合智慧產業融合項目。江蘇省發展改革委明確，針對項目申報優化流程，采取“隨到隨過、分批公布”的方式，一旦項目具備條件，及時納入實施庫管理，并采取短信形式通知項目聯系人，分批集中公布。各設區市發展改革委督促指導項目單位加快開展項目前期工作，在依法合規前提下盡快開工建設。綜合智慧能源項目的備案和納入省能源局市場化并網項目清單，標志著政府行政審批部門正在積極順應市場，逐步由單一的光伏、風電項目審批向綜合智慧能源轉變，進一步提高項目審批效率。
 

　　(十)優化新能源項目接網流程
 

　　主要政策點1：地方能源主管部門、電網企業要結合新能源項目發展需要，及時優化電網規劃建設方案和投資計劃安排。
 

　　新能源項目核準(備案)權限下放后，從國家規劃到省級規劃，再落到具體項目的核準(備案)仍需一個較長的動態周期。地方政府新能源規劃通常只有規模，沒有明確具體項目，沒有配套電網方案。新能源項目批復后，才開展電源接入方案研究，電源點的建設周期較短，但送出工程的建設仍需按照單獨的核準審批流程執行，且要納入當地省級電網的年度投資計劃，往往出現電源主體工程與送出線路工程進度不匹配的情況。
 

　　《實施方案》要求地方能源主管部門、電網企業要結合新能源項目發展需要，及時優化電網規劃建設方案和投資計劃安排，就是要求加強頂層設計和統籌，將新能源規劃目標科學分配到各年度，提前做好投資計劃安排，并持續優化投資計劃調整程序，使得新能源項目送出線路既能符合總體規劃，又能滿足在時間進度上的建設或調整要求，與新能源項目建設“同頻共振”，協同發展。
 

　　案例3-5  江蘇省為新能源并網優化電網投資安排
 

　　國家電網公司江蘇省電力公司充分利用國家電網公司新能源云平臺，建立了集中式光伏發電項目接網“綠色通道”。在2021年4月新能源云平臺上線開放后，江蘇集中式光伏發電項目投資建設企業在規定時間內完成了平臺所需內容填報和支撐性材料提交。在系統關閉后，江蘇省能源主管部門與國家電網公司江蘇公司共同評審，根據新能源發展年度計劃和各項目實際情況，將所報項目分別列入年度計劃建設項目清單、年度儲備建設項目清單、不過審項目清單。這一工作機制優化了調研和審核流程，大大縮減了工作量，由之前的單個批復改為批量批復，項目批復平均時長縮短至2個月，在符合電網建設總體規劃前提下，在提升效率的同時，實現了光伏發電項目建設時序優化，項目和接網工程建設協同。
 

　　主要政策點2：推動電網企業建立新能源項目接網一站式服務平臺，提供新能源項目可用接入點、可接入容量、技術規范等信息，實現新能源項目接網全流程線上辦理，大幅壓縮接網時間。
 

　　2021年5月，國家能源局發布《關于2021年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知》(國能發新能〔2021〕25號)，要求“電網企業要簡化接網流程、方便接網手續辦理，推廣新能源云平臺，實現全國全覆蓋，服務新能源為主體的新型電力系統。要加強接網工程建設，確保納入年度開發建設方案的保障性并網和市場化并網項目“能并盡并”，不得附加額外條件。要會同全國新能源消納監測預警中心及時公布各省級區域并網消納情況及預測分析，引導理性投資、有序建設”。
 

　　2021年9月，國家能源局印發《電網公平開放監管辦法》(國能發監管規〔2021〕49號)，進一步規范電網公平開放行為，加強電網公平開放監管。對于電源接入，一是規范工作流程。明確電源接入工作分為并網意向書受理與回復，接入系統設計，接入系統設計方案受理、研究與回復，接網協議簽訂等環節。二是明確辦理時限。辦理時限與電源類型、電壓等級直接相關，接入電壓等級越高，辦理時限相對越長。三是加強信息公開。要求電網企業建立相關工作制度，明確提供服務的工作部門、工作流程、工作時限，通過門戶網站等方式每月公布接入工作開展情況。
 

　　《實施方案》要求電網企業建立新能源項目一站式服務平臺，優化完善新能源的并網標準；同時推廣新能源云線上辦理平臺應用，推動新能源接網業務全流程線上辦理，力爭實現一網通辦、開放透明、接網申請“一次也不跑”。新舉措一是規范了并網流程信息公開，提供并網標準化流程指導，提供并網手續(并網經濟協議、并網調度協議、簽訂購售電合同等)一站式上報、查閱平臺，避免重復提報相關信息，實現一站式服務。二是公開經營區域內可接納新能源電力的容量信息，便于發電企業及時掌握相關動態，為項目選址提供科學依據。三是從頂層設計解決電網規劃與地方能源中長期規劃及年度建設方案的銜接問題，同時保障新能源項目的有效消納，提高電力系統對大規模高比例新能源接網、消納的適應性。
 

　　案例3-6  國家電網公司福建公司優化分布式電源并網流程
 

　　國家電網公司福建電力公司于2022年6月印發了《國家電網公司福建電力關于做好中低壓分布式電源接入系統優質服務指導意見》，優化了新能源的并網流程，對于分布式光伏系統接入，根據分布式電源自身利用不同情況，差異化考慮接入電壓等級；對于直接接入用戶內部電網、分布式電源以自發自用、余量上網為主的，接入電壓等級應結合用戶內部自有專用變等建設情況，允許采用低壓接入。
 

　　主要政策點3：接網及送出工程原則上由電網企業投資建設，電網企業要改進完善內部審批流程，合理安排建設時序，確保送出工程與電源建設的進度相匹配；由發電企業建設的新能源接網及送出工程，電網企業可在雙方協商同意后依法依規回購。
 

　　新能源項目送出工程建設一直是制約項目投產的重要因素之一。一方面，國家發展改革委原則要求電網公司是送出工程的建設主體，同時允許發電企業投資建設配套送出工程，緩解新能源快速發展并網消納壓力。另一方面，受源網規劃不協調的影響，部分送出工程未與新能源項目同步納入投資規劃。新能源項目開發企業為了確保投產進度計劃，爭取當年電價補貼政策，大多數會主動提出或與電網公司協商自建送出線路，建成后由電網公司回購。現實的困難在于：若發電企業承諾送出工程自建，很多地方政府在辦理送出工程核準時，并不認可發電企業能夠作為送出工程的業主單位，協調難度很大。同時，部分發電企業的送出工程可能存在未核先建、手續不全等合規性問題，影響電網企業回購。
 

　　《實施方案》明確，接網及送出工程原則上由電網企業投資建設，電網企業要改進完善內部審批流程，合理安排建設時序，確保送出工程與電源建設的進度相匹配；由發電企業建設的新能源接網及送出工程，電網企業可在雙方協商同意后依法依規回購。核心是從電力規劃的源頭解決送出工程與電源建設的匹配問題。若電網和發電企業協商一致，送出工程由發電企業代建的，電網公司應根據約定要求盡快完成收購。
 

　　國家發展改革委、國家能源局于2021年7月5日發布《做好新能源配套送出工程投資建設有關事項的通知》提出，對電網企業建設有困難或規劃建設時序不匹配的新能源配套送出工程，允許發電企業投資建設，緩解新能源快速發展并網消納壓力。發電企業建設配套送出工程應充分進行論證，并完全自愿，可以多家企業聯合建設，也可以一家企業建設，多家企業共享。發電企業建設的新能源配套工程，經電網企業與發電企業雙方協商同意，可在適當時機由電網企業依法依規進行回購。
 

　　案例3-7  國家電網統籌做好投資規劃和建設，保障新能源并網
 

　　2021年國家電網公司750千伏及以下新能源并網和輸送工程總投資達到120億元，全力開展保障性并網新能源項目的接網工程建設，積極服務市場化并網新能源項目建設。
 

　　國家電網公司遼寧電力提出打造“無約束新能源接入和無約束業擴報裝”的遼寧電網。規劃建設輸送工程55項，新增線路長度2300千米，總投資約70億元，選取14個試點區域率先打造“無約束擴報裝”目標網架片區，拓展新能源消納空間。
 

　　國家電網公司浙江超前謀劃和安排新能源配套項目前期工程，在年度計劃中優先安排新能源配套項目，按照“三個不變”(目標不變、計劃不變、底線不變)要求，逐段編制項目施工計劃，專員駐廠調配工程物資，加大施工人員、工程機械物資等投入，實現新能源按時送出。
 

　　案例3-8  山東能監辦推動可再生能源發電項目接網工程回購
 

　　2021年11月，為進一步促進可再生能源發電發展，減輕可再生能源發電項目負擔，按照國家能源局有關要求，山東能源監管辦持續加強可再生能源接網工程回購監管工作。
 

　　監管工作中，山東能源監管辦加強與國家能源局、省有關部門的溝通，按照《關于做好新能源配套送出工程投資建設有關事項的通知》(發改辦運行〔2021〕445號)文件，提出具體工作要求。在多次組織新能源發電企業召開工作推進會議的基礎上，持續加大督導溝通力度，定期調度進度，結合清潔能源消納綜合監管，推動工作落實。指導電網企業對省內存量新能源發電項目接網工程進行3輪摸底梳理分析，督促電網企業制定接網工程回購工作方案，明確回購條件、部門職責和流程時限，對已符合條件的項目逐一制定回購計劃。
 

　　(十一)健全新能源相關公共服務體系
 

　　主要政策點1：開展全國新能源資源勘查與評價，建立可開發資源數據庫，形成縣級以上行政區域內各類新能源資源詳查評價成果和圖譜并向社會發布。建立測風塔及測風數據共享機制。
 

　　新能源資源勘察和評價是對產業至關重要的公共服務，對于國家和地方主管部門科學編制產業發展規劃具有重大的指導意義。政府建立新能源項目審批政務公開平臺，組織開展全國新能源資源勘查與評價，并牽頭打通國土、林草、環保等部門的信息數據，建立可開發資源數據庫，形成縣級以上行政區域內各類新能源資源詳查評價成果和圖譜并向社會發布，有利于企業一站式完成選址或場址復核，無需企業多次跑、多頭跑，可大大縮短項目前期工作時間，提高項目審批效率。
 

　　2022年4月，國務院印發《氣象高質量發展綱要(2022-2035年)》指出，探索建設風能、太陽能等氣象服務基地，為風電場、太陽能電站等規劃、建設、運行、調度提供高質量氣象服務。該文件明確提出強化氣候資源合理開發利用，包括：加強氣候資源普查和規劃利用工作，建立風能、太陽能等氣候資源普查、區劃、監測和信息統一發布制度，研究加快相關監測網建設；開展風電和光伏發電開發資源量評估，對全國可利用的風電和光伏發電資源進行全面勘查評價；研究建設氣候資源監測和預報系統，提高風電、光伏發電功率預測精度。目前，融合了大數據、物聯網、人工智能、云計算等互聯網技術的大型能源工業軟件平臺，已經全面應用于風資源評估與風電場設計、電力氣象預報和風場智能控制，可以實現全球風資源圖譜、全球平準化度電成本分析、全國輸電配網策略、風電場微觀選址等20項功能，可為新能源行業提供覆蓋項目全生命周期的智慧化專業服務。根據《實施方案》要求，下一步國土、林地等相關部門應加快出臺有關配套政策，協同打通國土空間規劃“一張圖”，不斷健全新能源相關公共服務體系。
 

　　案例3-9  建立測風塔及測風數據共享機制支持新能源項目發展
 

　　山東省煙臺市萊州市位于山東省東北部，煙臺市西部，西臨渤海萊州灣，屬暖溫帶季風大陸性氣候，具有良好的風資源條件，因此吸引了大唐、中廣核、三峽新能源等多家公司在此開展風電項目建設，出現在很小的區域范圍內就有幾家不同發電企業風電場的情況。因為目前測風塔及測風數據還未實現共享，導致各家企業在開展各自風場建設過程中，都需要建設各自的測風塔以及測風數據的分析，造成了人力、物力、財力的浪費。如果建立測風塔及測風數據共享機制，有利于企業一站式完成選址或場址復核，無需企業多次跑、多頭跑，可大大縮短項目前期工作時間，提高項目推進效率。
 

　　主要政策點2：完善新能源產業防災減災綜合服務體系。加快推動新能源裝備標準和檢測認證等公共服務體系建設，支持建設國家新能源裝備質量公告平臺和關鍵產品公共檢測平臺。
 

　　建立健全標準體系，是推動新能源產業健康發展的重要保障之一。我國已基本形成了以國家標準為核心、行業標準為配套支撐的新能源標準體系。以風電為例，已發布實施的風電標準超過130項，標準項目涉及陸上風電及海上風電整機、零部件、風電場、檢測認證、運行維護等。同時，國內機構還積極牽頭和參與風電國際標準的制定，并推動國際可再生能源認證體系(IECRE)的合格評定互認機制。然而，在產業保持快速發展、技術能力不斷取得突破的情況下，我國新能源標準體系建設仍存在不足。突出問題是標準制(修)訂進度相對滯后。比如，我國早期制訂的標準已不能適應風電產業目前的發展需要，部分國外標準經轉化后又無法完全適用于我國的工況環境，導致標準制定與風電發展之間存在脫節。對此，除了繼續關注先進的國際標準并進行轉化外，還需要加大標準實施以及標準化工作人員培訓的力度；重點圍繞新能源行業的技術創新迭代、新材料引入、新工藝應用、新領域開拓等，進一步完善標準體系。
 

　　檢測認證公共服務體系，是開展新能源共性技術研發的一個重要支撐。關鍵共性技術能夠為某一領域技術發展或新產品開發提供支撐，是整個產業進步和創新的基礎，對提升產業技術水平、產業質量、生產效率具有很強的帶動作用。經過多年的努力，我國已建成國家海上風電裝備質量檢驗檢測中心等國家級檢測認證公共服務平臺，對加速我國新能源技術進步起到了很好的促進作用。然而，整體來看，新能源檢測認證公共服務體系建設較為緩慢，無法滿足產業高速發展需要。而國外相關機構早已在積極推進相關公共服務平臺的建設，如風電機組平臺方面，美國國家可再生能源實驗室建設了百米級風電葉片全尺寸實驗平臺，德國弗勞恩霍夫風能研究建設了可以測試20兆瓦風電機組與電網兼容性的平臺，英國可再生能源孵化中心(ORE Catapult)建設了15兆瓦風電機組傳動鏈測試平臺，而國內尚處于起步階段，多數關鍵環節的技術創新仍缺少能夠適應未來產業發展的公共基礎設施的支持。對此，國家相關主管部門應加快公共技術研發試驗平臺建設，可由第三方機構牽頭，企業共同參與，以國家投資為主、企業集資為輔的方式，建設起風機傳動系統、葉片、軸承等研發試驗平臺。
 

　　案例3-10  我國建成國家級海上風電裝備檢驗檢測公共服務平臺
 

　　2021年1月，位于廣東省陽江市的國家海上風電裝備質量檢驗檢測中心獲得國家級資質并正式投入運營，承擔了我國海上風電關鍵部件的測試研發工作，在我國新能源產業發展中發揮了重要作用。
 

　　國家海上風電裝備質量檢驗檢測中心是經國家認證認可監督管理委員會批準，鑒衡認證中心投資建設運營的國家級海上風電裝備公共檢測檢驗與技術服務平臺，也是我國目前唯一一個國家級海上風電裝備檢驗檢測公共服務平臺。該中心計劃建成整機實驗室、葉片實驗室、在役機組檢驗實驗室、化學實驗室，在海上風電裝備領域形成從原材料、部件、整機到在役機組的全生命周期檢驗、檢測服務能力，將極大拓展我國風電整機及關鍵部件的測試驗證資源。
 

　　其中，葉片實驗室可以按照國際標準開展150米葉片全尺寸試驗，從長度、功率、質量、載荷等方面通過設計參數的相關性分析，構建起葉片關鍵參數的預期評估模型，對風電葉片的設計與試驗參數進行預判，模擬風電葉片在實際運行中的狀態，為項目建設提供設計依據。這使得我國風電葉片檢測能力達到全球領先水平，助力我國海上風電產業蓬勃發展。

       拓展閱讀：《關于促進新時代新能源高質量發展的實施方案》案例解讀(第一章)