8月29日，国务院新闻办公室发布《中国的能源转型》白皮书，共计1.9万字，系统阐释“四个革命、一个合作”能源安全新战略指导下，中国推进能源转型的政策理念和实践做法，全面介绍中国推动形成能源绿色消费新模式、构建新型能源体系、发展能源新质生产力、推进能源治理现代化取得的积极成效。

国家发展改革委 国家能源局关于印发《电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章》的通知

发改能源〔2024〕1123号

各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，国家能源局各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家电力投资集团公司、中国节能环保集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家开发投资集团有限公司、中国核工业集团有限公司、中国广核集团有限公司、华润（集团）有限公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司、北京电力交易中心有限公司、广州电力交易中心有限责任公司、内蒙古电力交易中心有限公司：

为深入学习贯彻党的二十大和中央经济工作会议精神，落实《国家发展改革委、国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）等文件要求，加快建立有利于促进绿色能源生产消费的市场体系和长效机制，推动绿色电力交易融入电力中长期交易，满足电力用户购买绿色电力需求，我们制定了《电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章》，现印发给你们，并就有关事项通知如下。

一、国家发展改革委、国家能源局加强对各地绿色电力交易工作指导。国家能源局负责推动绿证核发全覆盖，拓展绿证应用场景，国家能源局及派出机构加强对绿色电力交易监管。地方政府主管部门要积极推动新能源参与电力市场，指导经营主体积极参与绿色电力交易，按照“省内为主、跨省区为辅”的原则，推动绿色电力交易有序开展，满足电力用户绿色电力购买需求。

二、国家能源局电力业务资质管理中心负责按有关要求完善绿证核发机制，配合做好绿色电力交易相关工作。国家可再生能源信息管理中心进一步优化工作流程，提升建档立卡时效，支撑绿证核发全覆盖工作。

三、电网企业切实履行电量计量、电费结算责任，保障绿色电力交易合同执行。电力交易机构要不断优化提升绿电交易组织、交易结算、信息披露、平台建设等全方位准备工作，做好绿电交易及绿色电力消费情况汇总分析，为发电企业、电力用户和售电公司等提供绿色电力交易便捷服务。

四、加强宣传推广。地方政府主管部门通过组织政策宣贯、媒体宣传、洽谈会商等方式增进各类经营主体对绿色电力交易的认识，逐步形成主动消费绿色电力的良好氛围。

通知未尽事项，遵照电力中长期交易、现货交易基本规则执行。与港澳地区等跨境绿电交易参照本通知明确的原则执行。

国家发展改革委

国 家 能 源 局

2024年7月24日

日前，山东省发改委、山东省教育厅、山东省工信厅、山东省科学技术厅、山东省财政厅、山东省能源局等多部门联合印发《加快新型储能产业高质量发展的指导意见》。方案指出，到2025年，全省新型储能产业营业收入达到2500亿元；2030年，产业规模进一步扩大，竞争力达到全国领先。

其中对液流储能等新型储能产业，提出重点发展方向。从高能级创新平台搭建、标准化体系建设、创新人才引育三个方面明确政策措施。对电源侧、电网侧、用户侧储能发展和“新型储能+”多元融合发展提出支持政策。

具体政策如下

一、总体要求

二、多元发展新型储能产业

（三）做强锂离子电池产业。在现有锂离子电池产业基础上，做强材料生产、电芯制造、系统集成、电池回收等环节，增强产业竞争力。提高正极材料、电解液、补锂剂等产品技术水平，重点支持磷酸锰铁锂、高镍三元锂、富锂锰基等新一代高性能正极材料，宽温域电解液，高性能正极补锂剂等产品研发及产业化。推动“大容量、低成本、长寿命、高安全、全气候、易回收”电池技术研发，重点支持单体高能量、长寿命磷酸（锰）铁锂电池等先进技术工程化量产应用；加强固态、半固态锂电池核心技术攻关，推动实现产业“换道超车”。加快高效热管理系统、智能化高容量电池系统等系统集成技术研发。布局锂电池回收产业，构建“材料-制造-应用-回收”循环生态。

（四）提升钠离子电池产业。重点推动层状氧化物、聚阴离子两大正极材料研发，促进硬碳负极材料中试化生产，加快开发单体高首效、长寿命钠离子电池。鼓励企业在锂离子电池生产线基础上向钠离子电池转型，研发低成本制造生产工艺，推进电芯封装等项目落地。积极培育钠离子电池认证、检测等技术服务产业。

（五）培育液流电池产业。聚焦突破低成本、高效率液流电池储能技术，支持多技术路线发展，重点加快盐酸基全钒液流电池规模化量产，推进铁铬液流电池、锌铁液流电池逐步中试化生产。依托我省化工和机械加工工业基础优势，加快液流电池装备研发，重点推动电池隔膜、电解液、耐酸罐体、衬塑管道、电堆等原材料和设备制造。加速电磁泵、精密阀门等核心部件国产化应用替代，提升成套设备供应力。

（六）壮大压缩空气储能产业。在引进中储国能装备生产线基础上，鼓励省内石化机械类企业向压缩空气储能装备制造延伸，形成10万千瓦及以上压缩机、膨胀机等核心设备以及储热罐体、压力容器管道、换热器、控制系统等辅助设备成套生产能力。支持具备相应资质水平的设计院等单位发挥技术优势，研究突破百兆瓦级压缩空气储能集成关键技术，在膨胀机设计、盐穴通井测腔、稳定性评估等方面形成核心技术，打造咨询勘察、设备集成、施工建造“一条龙”服务产业体系。

（七）布局飞轮储能产业。开展低损耗、高能量密度的飞轮储能技术研究，重点支持高效率、快速动态响应磁悬浮轴承永磁同步电机技术、高压五轴主动磁轴承控制技术、高真空环境高热流密度散热技术攻关，提升大容量低成本转子、大承载力轴承、大规模阵列化控制、大功率高压高速电机、高效流体部件等核心产品自主化水平。

（八）强化前沿技术攻关。聚焦提升电池循环寿命、能量密度、本质安全等关键技术，重点解决高性能正极负极、离子导体膜、热复合技术、固态电解质、热失控阻隔技术等难点问题。持续推进监测预警、应急响应、防复燃等全过程安全保障技术研究，推动利用大数据系统实现远程技术监督和智能控制运维。着眼未来储能技术发展，开展超级电容、重力储能、锌溴液流电池、钠盐电池、铝离子电池等前瞻性电-电储能技术研究，以及熔盐储热、固体储热等非电储能技术攻关。

三、健全新型储能创新体系

（九）搭建高能级创新平台。以产业应用为牵引，鼓励企业、高等院校、科研机构等建设新型储能领域省级工程研究中心、技术创新中心、重点实验室，支持在鲁全国重点实验室向新型储能领域延伸拓展，积极争取创建国家级创新平台。充分发挥国家电网电池储能技术（共享）山东实验室、山东能源研究院先进储能功能实验室、青岛储能产业技术研究院、哈尔滨工业大学（威海）先进锂电池技术研究中心等创新平台引领作用，提升新型储能领域共性技术研发、中试孵化、技术应用推广等能力。鼓励高校科研机构创新资源向企业开放，推动各类创新要素向企业集聚，支持重点企业联合高校科研机构组建创新联合体，促进产学研用融合，加快科技成果转移转化。充分发挥山东省电力行业协会、山东省新能源产业协会、储能政产学研用联盟等的协调作用，开展应用场景、标准体系、商业机制等方面创新研究，打造高水平创新服务平台，协同带动产业链上下游联合创新。

（十）建立健全标准体系。充分发挥标准对产业的支撑和引领作用，加快推动新型储能领域关键技术、规划设计、试验检测、施工验收、安全管理、监督评价等关键标准制修订，有序推进新型储能产业标准体系建设。鼓励企业、研究机构、高等院校等参与新型储能标准制定，协同推进技术创新、标准编制和产业发展，以标准促进技术创新成果转化。积极探索企业标准、团体标准、行业标准、国家标准协同发展新模式，鼓励将取得良好实施效益且符合地方标准管理要求的团体标准、企业标准转化为地方标准；鼓励将地方标准、团体标准和企业标准转化为国家标准或者行业标准。加强标准体系和重要标准的宣贯培训，引导产业链上下游企业实施应用。

（十一）加大创新人才引育。积极推进山东科技大学储能技术学院建设，支持省内其他高校设置储能技术、储能材料、储能管理等学科专业，建立完善本硕博人才培养体系；鼓励高校与企业加强交流合作，深化产教融合，大力培养新型储能领域“高精尖缺”人才，打造特色鲜明的新型储能人才培养基地和科技创新高地。激发头部企业引才主体作用，加快靶向引进高端领军人才、创新团队和管理团队，鼓励企业围绕核心人才完善激励机制，将企业打造成为人才聚集兴业的主阵地。

四、拓展新型储能应用场景

（十二）协调推进电源侧储能发展。积极发展“新能源+储能”，实现储能与新能源发电的深度融合，共同参与电力现货市场，解决风光大基地送出问题。全面推广“火电+储能”，支持在运火电厂合理配置新型储能，建设电化学储能、熔盐储热、飞轮储能、超容混合储能等调峰调频示范项目，提升火电机组电力市场综合竞争力；鼓励利用退役火电机组既有厂址和输变电设施建设新型储能。探索开展“核电+储能”，支持核电配置液流电池等高安全性储能设施，提高核电机组调节能力。

（十三）统筹保障电网侧储能发展。根据全省新能源项目推进情况和电力系统调节能力建设需求，合理确定储能区域布局和投运时序，重点在大规模新能源汇集、分布式光伏集中开发、调峰调频困难和电压支撑能力不足的电网枢纽站点等布局储能设施。开展液流电池、钠离子电池、飞轮、超级电容、构网型变流器等新技术应用示范，对于特色亮点突出的，优先纳入新型储能项目库。发展电网替代型储能，支持在分布式光伏接入容量不足等区域，建设新型储能设施。建设独立储能共享运营平台，鼓励储能电站面向省内新能源企业开展容量租赁，提高储能电站经济性。

（十四）因地制宜推动用户侧储能发展。鼓励大数据中心、5G基站、工业园区、公路服务区、商业综合体等终端用户，因地制宜建设用户侧储能，支撑分布式供能系统建设。鼓励充电设施生产运营商开展电动汽车有序充电、V2G（车辆对电网）、“光储充换”等技术研发，推动车载电池参与电力系统调节。支持公用事业、精密制造、矿产开发等供电可靠性、电能质量要求高或用电量大的电力用户，配置新型储能。根据系统运行需要，优化用电曲线，提高综合用能效益。

（十五）促进“新型储能+”多元融合发展。积极推动新型储能与智慧城市、乡村振兴、智慧交通等领域跨界融合，不断拓展新型储能应用模式。推动建设智能控制终端和能量管理系统，充分挖掘储能、充电桩、光伏、基站、灵活负荷等分布式资源调节潜力，实现终端设备用能在线监测、智能互动。探索区域能源综合服务模式，在公共建筑集聚区、大型工业园区等建立区域综合能源服务机制，推动长时电储能、热（冷）储能等项目建设，促进多种形式储能发展，提升智慧能源协同服务水平。推动分布式云储能发展，打造云储能聚合管理平台，探索分布式云储能参与需求响应、虚拟电厂等新型业态，促进分布式光伏健康发展。

五、壮大新型储能产业规模

（十六）打造先进制造业集群。按照“差异化发展、专业化集聚”原则，推动产业向产业基础好、配套体系完善的地区集聚，依托骨干企业提高产业集中度。在东营、滨州、威海布局锂电材料生产集群，重点打造东营电化学储能产业园、滨州万润锂电新材料基地、威海亘元锂电池添加剂基地；在济南、青岛、淄博、枣庄、济宁等地布局锂电池、冷却系统、封装等设备制造产业集群，重点打造山东电工电气储能产业基地、青岛先进储能产业集聚区、淄博齐鲁储能谷、枣庄新能源电池名城、济宁宁德时代新能源电池产业基地；支持潍坊、临沂加快发展液流电池产业集群，壮大潍坊液流电池产业园规模；在德州、临沂、菏泽培育钠离子电池产业集群和锂电池回收产业集群；支持东营、泰安布局压缩空气储能产业集群。

（十七）梯次培育新型储能企业。积极引导上下游大中小企业加强联动，遴选新型储能产业链“链主”企业，优化产业分工，强化技术、市场、供应融合，形成优势互补、协同高效的全产业链发展模式，促进产业“聚链成群”。支持省内新型储能产业头部企业壮大规模、提能升级，充分发挥龙头企业虹吸作用，带动配套产业企业集聚；鼓励企业对标登高、滚动发展，不断提升产品竞争力；加大中小企业培育力度，壮大专业化水平高、配套能力强的“专精特新”、制造业单项冠军企业群体。

（十八）加大招商引资力度。围绕新型储能产业链编制招商图谱和路线图，强化以商招商、以链招商、靶向招商，积极引进一批高水平创新型企业、服务机构和辐射带动能力强的重大产业项目。持续举办储能高质量发展展览会，搭建交流平台，叫响招商品牌，吸引产业项目落地。主动对接融入京津冀、长三角一体化、粤港澳大湾区等国家战略，积极承接北京、广东、江苏等新型储能产业外溢、转移，吸引国内新型储能产业头部企业落户山东。

（十九）强化对外合作交流。坚持开放合作，促进交流共享，推动山东新型储能产品、技术、标准、品牌和服务走出去。加强与沿黄省份对接合作，积极参与宁夏、甘肃、青海、内蒙古等地大型风电光伏基地配套储能项目建设。依托省内企业海外市场优势资源，积极参与海外储能项目建设；顺应欧洲、北美、东南亚、非洲等市场需求，加大“户用光伏+储能”、便携式储能等产品出口；鼓励有条件的企业落实“一带一路”倡议，拓展储能产业国际合作渠道。

六、保障措施

（二十）加强组织领导。各有关部门要明确责任分工，强化部门协作和上下联动，协调解决新型储能产业发展中的重大事项和重点问题，推动形成工作合力。充分发挥行业协会、学会和龙头企业的协调、带动作用，打造支撑产业发展的高水平科技服务平台和高端智库。

（二十一）加大要素保障。支持符合条件的新型储能产业重大建设项目优先列入省级重点项目清单，对符合条件的项目新增能耗指标由省级层面依规统筹解决，对其中纳入省重大项目清单的项目新增用地指标可申请由国家配置或者由省统筹解决。加强对新型储能产业用能需求保障，在政策允许范围内推动企业用能成本下降。落实省人才引育创新行动计划，鼓励各市对新型储能产业人才在户籍住房、医疗保障、子女入学等方面提供支持。

（二十二）加大财政金融支持。统筹现有省级工业转型发展资金，对符合条件的新型储能产业集群给予适当支持。加大对集群内符合条件的企业在股权投资、设备奖补、技改专项贷等政策方面的支持力度。用足用好制造业中长期贷款等，支持新型储能产业项目建设。深化金融伙伴机制，促进金融机构与新型储能产业项目融资对接，优化金融服务，在依法合规、风险可控的前提下，鼓励和支持金融机构加大对新型储能产业的贷款扶持力度。在省级“专精特新”、科创再贴现专项引导额度内，支持金融机构为符合条件的企业签发、承兑或持有的票据办理贴现。鼓励保险机构开展新型储能产业、产品质量责任和保证等相关保险。

（二十三）加强科研支持力度。积极发挥科技计划引导作用，采用“揭榜挂帅”等方式，鼓励新型储能领域优势单位围绕行业创新需求，开展关键技术攻关，对于符合条件的新型储能领域重大技术创新项目，纳入省科技计划支持范畴。积极支持新型储能产业创新平台建设，对新升级为全国重点实验室、国家技术创新中心、产业创新中心、制造业创新中心的重大科技创新平台，国家没有配套资金要求的，省级科技创新发展资金按规定给予每个平台1000万元经费支持，用于项目攻关、设备购置、人才引进。加快科技创新成果转化，对新型储能领域的新技术、新装备，优先纳入全省能源领域“三新”推广目录，支持新型储能领域的首台（套）重大技术装备享受国家和省级首台（套）综合政策。

（二十四）完善新型储能参与电力市场机制。建立完善适应新型储能发展的电力市场机制，提升储能总体利用水平。支持火电、新能源、核电配建新型储能与所属电源联合参与电力市场交易；支持分布式储能聚合为“云储能”，享受独立储能支持政策，参与电力市场交易。完善新型储能市场化“电量电价+容量电价”机制，达到安全标准、满足电网调度运行技术条件的示范项目，2025年前按其可用容量享受2倍容量补偿费用，独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价。鼓励独立储能充分发挥调节速率快的优点，根据电力市场交易规则参加调频辅助服务市场。根据电力供需实际情况动态调整峰谷时段，提高终端用户储能设备利用率，免除新型储能在深谷时段充电电量对应的启动费用、优发优购曲线匹配偏差费用分摊，为用户侧储能发展创造空间。

为深入贯彻落实习近平总书记关于构建新型电力系统的重要指示精神和《中共中央办公厅、国务院办公厅关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的意见》有关要求，进一步加大工作力度，加快推进新型电力系统建设，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局制定了《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》。为便于各方准确理解和把握政策内容，国家能源局电力司主要负责同志近期接受了采访，回答了记者提问。

问：请介绍一下《行动方案》出台的背景和意义。

　　答：习近平总书记先后在中央财经委员会第九次会议和中央全面深化改革委员会第二次会议上就构建新型电力系统作出重要指示。党中央、国务院在《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的意见》中，对加快推进新型电力系统建设作出部署。新形势下，加快构建新型电力系统意义重大，是助力实现“双碳”目标的关键载体、是长远保障我国能源安全的战略选择、是应对好电力转型挑战的有效举措。

　　近年来，国家发展改革委、国家能源局会同有关单位扎实推进新型电力系统建设，在统筹协调、明确方向、夯实基础等方面开展了系列工作。加强行业统筹，进一步明确有关单位工作分工，有序推进各项任务。针对“双碳”目标实现过程中电力系统持续发生的结构、形态、特性变化，组织开展专题研究，发布《新型电力系统发展蓝皮书》，指导电力行业转型发展。召开新形势下全国电力系统安全稳定工作会议，印发《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》（发改能源〔2024〕187号）、《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）等文件，强化稳定管理、打造新型配电系统、完善新能源消纳政策措施。

　　为深入贯彻落实习近平总书记关于构建新型电力系统的重要指示精神和党中央、国务院有关要求，进一步加大工作力度，在关键环节取得突破，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局在前期研究的基础上总结提炼，将有关工作考虑进一步明确为具体任务，联合印发了《行动方案》，加快推进新型电力系统建设取得实效，为实现碳达峰目标提供有力支撑。

问：《行动方案》对推进新型电力系统建设有何总体考虑？

　　答：新型电力系统建设时间跨度长、涵盖领域广、涉及方面多，各发展阶段侧重点不同，需统筹推进实施。《行动方案》着重从三个方面推进新型电力系统建设。一是切实落实新型电力系统建设的总体要求。围绕“清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能”二十字方针，分别从不同角度对应提出专项行动，统筹推进新型电力系统协调发展。二是力求解决近期关键问题。立足当前发展阶段，聚焦近期新型电力系统建设亟待突破的关键领域，明确2024—2027年重点任务，务求尽快取得成果，服务当前电力系统转型发展实际需要。三是采用先行先试的工作方法。在各项关键领域中，选取攻关收益高、提效潜力大、引领效应强的方向开展探索，发挥好试点的引领带动作用，以“小切口”解决“大问题”。

问：《行动方案》重点部署了哪些任务，主要解决哪些问题，将达到哪些效果？

　　答：《行动方案》提出，2024—2027年重点开展9项专项行动。

　　一是电力系统稳定保障行动。新型电力系统“双高”（高比例可再生能源和高比例电力电子设备）特性日益凸显，安全稳定运行面临较大风险挑战。针对电力系统生产结构、运行机理和功能形态转变过程中可能出现的系统稳定问题，《行动方案》提出着力优化加强电网主网架、提升新型主体涉网性能、推进构网型技术应用、持续提升电能质量，为新型电力系统建设提供安全稳定保障。

　　二是大规模高比例新能源外送攻坚行动。目前，在运跨省区输电通道主要输送煤电、水电等传统电力，新能源电量占比较低。随着“沙戈荒”大型风电光伏基地、水风光综合基地的有序建设，新能源外送消纳需求将进一步增加。为适应新能源快速发展需要，《行动方案》提出提高在运输电通道新能源电量占比、开展新增输电通道先进技术应用，依托先进的发电、调节、控制技术，实现大规模高比例新能源外送。

　　三是配电网高质量发展行动。近年来，雨雪冰冻、台风、洪涝等自然灾害频发，用户供电可靠性受到影响；分布式新能源、电动汽车充电设施等新型主体大规模并网，对配电网承载力提出更高要求。针对新型电力系统对配电网在电力保供和转型方面的新要求，《行动方案》提出组织编制建设改造实施方案，健全配电网全过程管理，制定修订一批配电网标准，建立配电网发展指标评价体系，实现与源、荷、储的协调发展。

　　四是智慧化调度体系建设行动。随着大量新型主体接入，电力系统可控对象从以源为主扩展到源网荷储各环节，控制规模呈指数级增长，调控方式需从传统的“源随荷动”向“源网荷储融合互动”转变，调控技术手段和智能化水平亟待升级。为优化完善适应新型电力系统的调度系统，《行动方案》提出加强智慧化调度体系总体设计，着力创新新型有源配电网调度模式。

　　五是新能源系统友好性能提升行动。目前，风电在电力规划中参与平衡的比例较低，负荷晚高峰时段光伏参与平衡的比例基本为零，新能源可靠出力水平亟待提升。为提升新能源系统友好性能、创新风光储互补及源网荷储协同发展模式，《行动方案》提出着力打造一批系统友好型新能源电站，实现新能源置信出力提升至10%以上；探索实施一批算力与电力协同项目，提高数据中心绿电占比；因地制宜建设一批智能微电网项目，提升新能源发电自发自用比例。

　　六是新一代煤电升级行动。未来一段时期，煤电仍是我国电力可靠供应的重要支撑电源，实现碳达峰目标要加快低碳化改造，进一步提升运行灵活性。针对新型电力系统对煤电加快转型升级的要求，《行动方案》以清洁低碳、高效调节、快速变负荷、启停调峰为主线任务，开展新一代煤电试验示范；应用零碳或低碳燃料掺烧、碳捕集利用与封存等低碳煤电技术路线，促进煤电碳排放水平大幅下降；推动新一代煤电标准建设，重点完善系统设计及设备选型标准体系。

　　七是电力系统调节能力优化行动。近年来，部分地区的新能源短期内快速发展，灵活调节资源与新能源在建设规模、时序上相互衔接不足，新能源消纳压力逐渐增加。针对新型电力系统调节能力需求持续增长的实际，在用好常规调节措施的基础上，《行动方案》提出充分发挥新型储能调节能力，通过建设一批共享储能电站、探索应用一批新型储能技术，加快实现新型储能规模化应用，同步完善调用和市场化运行机制。

　　八是电动汽车充电设施网络拓展行动。随着我国新能源汽车发展驶入“快车道”，保有量的大幅增加对配套充电基础设施建设提出了更高要求。同时，电动汽车电池作为储能资源，为电力系统灵活调节提供了更多选择。针对电动汽车大规模充电需求及储能资源的有效利用，《行动方案》提出完善充电基础设施网络布局，加强电动汽车与电网融合互动，建立健全充电基础设施标准体系，加快推动电动汽车与能源转型融合发展。

　　九是需求侧协同能力提升行动。负荷侧灵活调节资源的充分调用，有助于缓解尖峰负荷问题、促进低谷时段新能源消纳。针对新型电力系统供需协同、灵活智能的建设要求，《行动方案》提出开展典型地区高比例需求侧响应，充分激发需求侧响应活力，典型地区需求侧响应能力达到最大用电负荷的5%或以上，具备条件的典型地区需求侧响应能力达到最大用电负荷的10%左右；利用源荷储资源建设一批虚拟电厂，建立健全标准体系，完善相关规则，提升电力保供和新能源就地消纳能力。

问：如何保障《行动方案》各项任务有效落地？

　　答：新型电力系统建设是一项系统性工程，需要源网荷储各环节统筹推进、电力行业各方面协同配合。为推动《行动方案》落实落地，国家发展改革委、国家能源局会同国家数据局建立健全工作机制，统筹推进全国新型电力系统建设，加强指导协调，强化评估问效。针对《行动方案》提出的9项专项行动，进一步深化研究，根据需要出台专项行动的实施方案，高效有序推进各项行动落实落地。及时总结提升，形成可复制可推广可持续的工作推进模式，具备条件的加快扩大实施范围。研究完善配套支持措施，做好后续政策衔接，鼓励多元主体参与项目投资建设，增强社会各界对新型电力系统建设的参与度和支持度。

　　省级能源主管部门、相关企业等承担新型电力系统建设具体任务的单位，要切实履行主体责任，结合职责做好各项工作，加强沟通协调，推动解决关键问题，保障各项任务扎实开展。结合本地区、企业的发展现状和实际需求，进一步细化工作安排，制定具体工作方案。精心优选项目，扎实推动实施，尽快形成一批建设成果。推动先进成熟技术推广应用、相关技术标准制修订、调度运行及市场机制优化完善，支撑新型电力系统建设，助力电力领域新质生产力发展。

原文如下 

为深入贯彻落实习近平总书记关于构建新型电力系统的重要指示精神和《中共中央办公厅、国务院办公厅关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的意见》有关要求，进一步加大工作力度，在一些关键环节力争取得新突破，加快推进新型电力系统建设，为实现碳达峰目标提供有力支撑，制定本行动方案。

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，深入贯彻党的二十大精神，完整、准确、全面贯彻新发展理念，加快构建新发展格局，着力推动高质量发展，切实落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，围绕规划建设新型能源体系、加快构建新型电力系统的总目标，坚持清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的基本原则，聚焦近期新型电力系统建设亟待突破的关键领域，选取典型性、代表性的方向开展探索，以“小切口”解决“大问题”，提升电网对清洁能源的接纳、配置、调控能力。在2024—2027 年重点开展 9 项专项行动，推进新型电力系统建设取得实效。

二、电力系统稳定保障行动

（一）优化加强电网主网架。适应电力发展新形势需要，组织开展电力系统设计工作，优化加强电网主网架，补齐结构短板，夯实电力系统稳定的物理基础，保障电力安全稳定供应和新能源高质量发展。

（二）提升新型主体涉网性能。针对新能源、电动汽车充电基础设施、新型储能等快速发展的实际，制修订并网技术标准和管理要求，合理提高新型主体对频率、电压扰动的耐受能力和主动支撑调节能力，加强并网检测，确保涉网性能达标，源网荷储协同提升电力系统稳定水平。

（三）推进构网型技术应用。根据高比例新能源电力系统运行需要，选择典型场景应用构网型控制技术，具备主动支撑电网电压、频率、功角稳定能力，提升系统安全稳定运行水平。

（四）持续提升电能质量。严格落实《电能质量管理办法（暂行）》，指导地方电力管理部门做好电能质量管理工作，压实各方电能质量管理责任，加强常态化管理，持续提升电力系统电能质量水平。

三、大规模高比例新能源外送攻坚行动

（五）提高在运输电通道新能源电量占比。适应新能源快速发展需要，通过有序安排各类电源投产，同步加强送受端网架，提升送端功率调节能力，有效提高在运输电通道新能源电量占比。

（六）开展新增输电通道先进技术应用。优选一批电力规划明确的“沙戈荒”大基地和主要流域水风光一体化基地送出通道，在保障送出通道电力供应能力的前提下，依托先进的发电、调节、控制技术，开展新型交直流输电技术应用，有效降低配套煤电比例，实现高比例或纯新能源外送。

四、配电网高质量发展行动

（七）组织编制建设改造实施方案。围绕供电能力、抗灾能力和承载能力提升，指导各省份能源主管部门编制配电网发展实施方案，明确工作目标、任务举措、项目安排、资金保障等内容，并做好与配电网规划的衔接。

（八）健全配电网全过程管理。指导各地开展新能源接网影响分析，建立配电网可开放容量定期发布和预警机制。在电动汽车发展规模较大的重点省份，组织开展配电网可接入充电设施容量研究。针对性提升新能源、电动汽车充电设施接网能力。加快健全配电网工程定额与造价管理体系，完善模块化设计、规范化选型、标准化建设，提高配电网工程建设效率和安全质量。

（九）制定修订一批配电网标准。对现有配电网技术标准进行全面梳理，按照“推动修订、加快制定、深入研究”分类形成配电网标准清单，细化责任分工、工作要求和进度安排，推动构建系统完备、科学规范、安全可靠的配电网标准体系。

（十）建立配电网发展指标评价体系。按照客观、系统、科学、可行的原则开展规划建设、运维管理、电能质量、投资效益等环节的具体指标设计，探索建立配电网发展指标评价体系，科学评价各省（区、市）和有关重点城市的配电网发展成效。

五、智慧化调度体系建设行动

（十一）加强智慧化调度体系总体设计。适应大规模高比例新能源和新型主体对电力调度的新要求，全面推进调度方式、机制和管理的优化调整。研究新一代电力调度系统的基本定义、主要特征、分阶段实现路径、关键技术等内容，加快新型调度控制技术应用，做好调度与电力市场的衔接。

（十二）创新新型有源配电网调度模式。重点在分布式新能源、用户侧储能、电动汽车充电设施等新型主体发展较快的地区，探索应用主配微网协同的新型有源配电网调度模式，鼓励其他地区因地制宜同步开展探索。通过完善市、县级电力调度机制，强化分布式资源管控能力，提升配电网层面就地平衡能力和对主网的主动支撑能力。六、新能源系统友好性能提升行动。

（十三）打造一批系统友好型新能源电站。整合源储资源、优化调度机制、完善市场规则，提升典型场景下风电、光伏电站的系统友好性能。改造升级一批已配置新型储能但未有效利用的新能源电站，建设一批提升电力供应保障能力的系统友好型新能源电站，提高可靠出力水平，新能源置信出力提升至10%以上。

（十四）实施一批算力与电力协同项目。统筹数据中心发展需求和新能源资源禀赋，科学整合源荷储资源，开展算力、电力基础设施协同规划布局。探索新能源就近供电、聚合交易、就地消纳的“绿电聚合供应”模式。整合调节资源，提升算力与电力协同运行水平，提高数据中心绿电占比，降低电网保障容量需求。探索光热发电与风电、光伏发电联营的绿电稳定供应模式。加强数据中心余热资源回收利用，满足周边地区用热需求。

（十五）建设一批智能微电网项目。鼓励各地结合应用场景，因地制宜建设智能微电网项目。在电网末端和大电网未覆盖地区，建设一批风光储互补的智能微电网项目，提高当地电力供应水平。在新能源资源条件较好的地区，建设一批源网荷储协同的智能微电网项目，提高微电网自调峰、自平衡能力，提升新能源发电自发自用比例，缓解大电网调节和消纳压力，积极支持新业态新模式发展。

七、新一代煤电升级行动

（十六）开展新一代煤电试验示范。探索与新型电力系统发展相适应的新一代煤电发展路径。以清洁低碳、高效调节、快速变负荷、启停调峰为主线任务，推动煤电机组深度调峰、快速爬坡等高效调节能力进一步提升，更好发挥煤电的电力供应保障作用，促进新能源消纳；应用零碳或低碳燃料掺烧、碳捕集利用与封存等低碳煤电技术路线，促进煤电碳排放水平大幅下降。以合理的政策、市场机制支持煤电机组优化运行方式。

（十七）推动新一代煤电标准建设。针对新一代煤电技术路线，推动开展煤电降碳效果核算标准制定。组织开展《大中型火力发电厂设计规范》修编工作，重点完善新一代煤电系统设计及设备选型标准体系，更好适应电力系统清洁低碳、灵活智能的发展要求。对行业亟需的先进性指标要求，先行研究制定文件予以规范，后续在标准修编中明确。

八、电力系统调节能力优化行动

（十八）建设一批共享储能电站。在用好常规调节措施的基础上，聚焦新型储能优化系统调节能力。针对部分地区短期内新能源快速发展、系统调节需求快速提升的实际，科学开展调节能力需求分析，在确保安全的前提下，布局一批共享储能电站，同步完善调用和市场化运行机制，提升系统层面的电力保供和新能源消纳能力。

（十九）探索应用一批新型储能技术。围绕不同应用场景对爬坡速率、容量、长时间尺度调节及经济性、安全性的需求，探索建设一批液流电池、飞轮、压缩空气储能、重力储能、二氧化碳储能、液态空气储能、钠离子电池、铅炭电池等多种技术路线的储能电站。通过合理的政策机制，引导新型储能电站的市场化投资运营。九、电动汽车充电设施网络拓展行动

（二十）完善充电基础设施网络布局。以“两区”（居住区、办公区）、“三中心”（商业中心、工业中心、休闲中心）为重点，因地制宜布局公共充电基础设施，扩大高速公路充电网络覆盖范围并加强节假日充电服务保障，有效增加农村地区充电设施，逐步构建日益完善的充电基础设施网络。

（二十一）加强电动汽车与电网融合互动。充分利用电动汽车储能资源，全面推广智能有序充电。支持开展车、桩、站、网融合互动探索，研究完善电动汽车充电分时电价政策，探索放电价格机制，推动电动汽车参与电力系统互动。

（二十二）建立健全充电基础设施标准体系。加快以快充技术—7—为代表的先进充换电技术标准制修订，探索建立车网互动相关标准，健全完善充电基础设施规划、设计、建设、运营等方面标准体系，提升标准国际化引领能力。

十、需求侧协同能力提升行动

（二十三）开展典型地区高比例需求侧响应。在尖峰负荷问题突出或新能源消纳困难的地区实施高比例需求侧响应。依托新型电力负荷管理系统，建立需求侧灵活调节资源库，优化调度运行机制，完善市场和价格机制，充分激发需求侧响应活力，实现典型地区需求侧响应能力达到最大用电负荷的 5%或以上，着力推动具备条件的典型地区需求侧响应能力达到最大用电负荷的10%左右。

（二十四）建设一批虚拟电厂。结合电力保供、新能源发展等需求，利用当地源荷储资源，建设一批虚拟电厂。建立健全虚拟电厂技术标准体系，完善虚拟电厂的市场准入、安全运行标准和交易规则，常态化参与系统调节，提升电力保供和新能源就地消纳能力。

十一、加强组织实施

（二十五）成立工作机制。国家发展改革委、国家能源局会同国家数据局建立健全工作机制，贯彻落实党中央、国务院决策部署，统筹推进全国新型电力系统建设，加强指导和协调，明确推进路径和重点工作，有序推进任务落实落地。研究完善配套支持措施，做好政策衔接，鼓励多元主体参与项目投资建设。

（二十六）强化责任落实。承担新型电力系统建设具体任务的单位，要切实履行主体责任，精心组织实施，高质量完成技术应用、标准制修订、机制调整、模式探索等任务，配套完善支持政策。及时总结提升，形成可复制可推广可持续的工作推进模式，具备条件的加快扩大实施范围。

END

6月4日，国家能源局发布《关于做好新能源消纳工作 保障新能源高质量发展的通知》。通知提出，为提升电力系统对新能源的消纳能力，将加快推进新能源配套电网项目建设，以高质量消纳工作促进新能源供给消纳体系建设，推动新能源高质量发展。

加强系统调节能力建设。省级能源主管部门要会同国家能源局派出机构及相关部门，根据新能源增长规模和利用率目标，开展电力系统调节能力需求分析，因地制宜制定本地区电力系统调节能力提升方案，明确新增煤电灵活性改造、调节电源、抽水蓄能、新型储能和负荷侧调节能力规模，以及省间互济等调节措施，并组织做好落实。国家能源局结合国家电力发展规划编制，组织开展跨省区系统调节能力优化布局工作，促进调节资源优化配置。

强化调节资源效果评估认定。省级能源主管部门要会同国家能源局派出机构，组织电网企业等单位，开展煤电机组灵活性改造效果综合评估，认定实际调节能力，分析运行情况，提出改进要求；开展对各类储能设施调节性能的评估认定，提出管理要求，保障调节效果；合理评估负荷侧调节资源参与系统调节的规模和置信度，持续挖掘潜力。

政策原文及解读： 

2024年5月15日，据美国《圣迭戈联合论坛报》报道，美国加利福尼亚州圣地亚哥市南部的OTAY MESA Gateway储能电站突发火灾，火灾持续了一天多，产生了有毒烟雾和氢气。

2024年4月27日，位于德国尼尔莫尔(里尔区)商业区的锂电池储能集装箱起火，并且在救火过程中，有两名消防员受轻伤，经过大约10小时的紧张扑救，火势最终得到了控制。
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据不完全统计，2011年至今全球至少发生100起储能事故，其中42起事故是发生在2022年至2023年底。储能正在成为全球清洁能源转型的关键一步，但储能电站火灾却频繁涌现，或在于电池热失控无法从根源上断绝，然而，随着近期全球市场上储能电站爆炸事件的频发，电池的安全性引起了广泛关注，这一切都在说明电化学储能的安全标准、管理规范有待进一步提升。

一、储能市场的崛起与安全挑战

据中国电力企业联合会统计，电化学储能电站今年继续保持了高增长的态势，今年一季度，全国电力安委会19家企业成员单位总计新增投运电化学储能电站65座、总功率2.94GW、总能量6.40GWh。

如今，在MW级、乃至GW级别的电站高歌猛进的投运大潮中，一个电站凝聚数百万颗、乃至数千万颗电芯，安全成为绝不可忽视的关键议题和行业底线。

凭借高能量密度和较低初装成本，锂离子电池成为储能领域的绝对领军者，在2023年累计投运新型储能装机总量中占比高达97.4%。其中，磷酸铁锂电池是主流路线，占比94.4%。

频繁发生的储能安全事故不但造成了严重的经济损失，还对人员安全构成了较大威胁，在中国乃至全球储能市场迎来加速发展的关键节点，安全问题已经成为行业亟待解决的重要问题之一。

目前公开的储能电站事故情况，从爆炸的电池类型来看，仍以锂电池为主。锂离子电池的电池内部起火的主要原因之一是分隔正极和负极的隔膜发生损坏。如果该组件发生故障，则会在正极和负极接触时产生短路，发生这种情况时，由一系列有机溶剂组成的电解液容易升温并最终着火。且电池本身的设计以及外界的电、热干扰都会影响到储能系统的安全性。

新能源行业专家们认为，“锂离子电池不容易点燃，但是一旦变成火灾时，其火焰强度无法使用水灭火，还会出现如烟花一般的连环爆炸。”

二、安全是对储能电池最核心的要求

新能源具有随机性、波动性和间歇性等特点，例如太阳能光照强度会受到时段、季节、天气的影响，风的速度和方向则随时可能发生变化，这些因素都会造成新能源发电的不稳定。

高比例的使用新能源发电，如果发电量与实际用电需求不一致，无论是输送电压超过电网的可接受能力，还是供电不足影响电网频率，都会造成电网负荷波动，影响供电安全。

过去，新能源发电占比不高，这一问题不突出。进入到2023年，我国新能源发电占比已超过16%，并且还在持续上升，这就需要全国范围内大量配置安全的储能。

相较于锂离子电池，全钒液流电池具有更好的安全性。全钒液流电池的电解液为钒离子的酸性水溶液，在常温常压下运行，不存在热失控风险，具有本征安全性。根据实证结果，在理论100%SOC下，即便将正负极电解液直接互混，温度由32°C升至70°C，全钒液流电池系统不会产生燃烧、起火等风险。

另一方面，从运行原理上来看，液流电池的电解液，储存在电池堆外的罐中。充放电时，正负极电解质会分别从循环泵进入电池堆，发生氧化反应，反应完成后，电解液会被重新泵回罐体中，照此循环往复，直到反应完全。由于电化学反应和整个充放电过程，都是在水性的条件下发生，没有燃烧爆炸的风险，可确保绝对安全。

液流电池在运行过程中不会产生有害物质，不会对人体造成伤害，其电解液可以通过回收和处理实现再利用，符合环保要求。

此外，根据一些已投用的液流电池的技术参数来看，其使用寿命长达25年，在100% DOD(100%深度放电)下充放电循环超过25,000次。

在使用场景方面，液流电池是一种符合大规模长时储能需求的技术。其不仅本征安全，且具有选址灵活、易部署的优势，不受地理环境的影响，可以充分满足储能系统集成商、风光电站、数据中心、5G基站等终端用户的多场景需求。

三、政策要求与全钒液流电池的机遇

储能行业安全标准趋严，全钒液流电池优势凸显。随着储能安全问题日益显现，近年来海内外正加紧出台针对储能行业的安全规范与行业标准，例如美国于2016年率先发布全球第一项储能系统安全标准UL9540，对电化学储能、机械储能等不同类型储能系统的安全标准作出了明确规定。我国储能行业起步较晚，但随着近年来储能行业发展不断提速，储能安全问题愈发得到重视，相关政策文件陆续出台，行业标准逐步完善。国家能源局2022年6月印发的《防止电力生产事故的二十五项重点要求（2022年版）（征求意见稿）》中明确提出“中大型电化学储能电站不得选用三元锂电池、钠硫电池，不宜选用梯次利用动力电池”，且“锂离子电池设备间不得设置在人员密集场所，不得设置在有人居住或活动的建筑物内部或其地下空间”，对锂电池储能的适用范围进行了严格限制。随着储能行业安全标准的提升，安全性更佳的全钒液流电池将得到越来越多关注。

业内专家表示，“目前来看，尽管锂电作为储能技术的应用在成熟度和成本上最优，但随着长时储能需求成为主流，且要求进一步延伸，由于自身安全性挑战、扩展成本高的问题，目前的锂离子电池储能技术难以满足。因此，长时储能市场将被液流等更适合长时储能的路线取代。”

安全无小事，在推进碳中和、绿色能源革命的进程中绝不能以安全作为代价，要谋长久之计。液流储能科技有限公司将持续在储能安全领域加大研发投入，提升储能市场服务能力，为各种新能源场景的电池安全防护，提供更优质的解决方案。