贵州：以市场机制激发储能灵活性，实现新能源与储能协同高效消纳
7月31日，贵州省能源局发布省政协十三届三次会议第4364号提案的答复，全面推进新能源和新型储能市场化。通过市场化方式促进风光资源优化配置，推动新能源“含绿量”，提升资源“含金量”，更好发挥对构建新型电力系统的支撑作用，鼓励企业在新能源富集、新能源消纳受限、电网需求较大等区域自主建设新型储能项目并优化新能源发电方式，实现出力波动平滑的友好型接入电网，以市场机制激发储能灵活性价值，实现新能源与储能的协同高效消纳。
积极指导贵州电网公司开展我省加强电网规划和新能源送出工程建设。组织贵州电网公司开展新能源接入消纳能力分析，结合电网运行状态、负荷增长预测及储能调节能力，动态评估新能源消纳送出空间。制定《2025年新能源投运计划项目清单》，优先保障配套电网完善、新型储能建设完备区域的新能源项目并网。利用现有电网资源，优化调度方案，尽可能消纳新能源电量。加强电网运行监控管理，提前制定限电应对措施，减少新能源限电量。加快推进主网架建设，建成投运500千伏仁义、盘州等输变电，完成六盘水、乌撒等主变扩建，建成奢香至鸭溪双回、兴仁换流站至独山、威赫电厂送出等重点输变电工程，基本实现220千伏电网县域全覆盖。
根据国家新能源和新型储能有关政策要求，结合我省新能源项目建设情况，支持和指导各市（州）结合电网需求，在新能源资源富集、消纳受限、电网末端等区域，结合实际情况合理规划建设新型储能。截至目前，我省累计建成新型储能装机244.5万千瓦，1至6月累计充电电量5.41亿千瓦时、放电电量4.72亿千瓦时。现有在建新型储能93万千瓦、已备案待开工255万千瓦，有在建抽水蓄能3个、装机420万千瓦，预计2030年陆续投产，进一步提高我省电力系统安全稳定性，提升新能源接入消纳能力。
截至5月底，全省新能源全口径装机3498万千瓦，同比增加39.57%，其中风电893.94万千瓦，光伏发电2540.15万千瓦（含分布式光伏发电185.35万千瓦），生物质能发电63.91万千瓦。今年1-5月风电光伏累计新增装机670.92万千瓦，其中风电146.38万千瓦，光伏554.54万千瓦。2024年，我省新能源发电量340.97亿千瓦时，风光消纳受限电量为3.94亿千瓦时，新能源利用率98.7%。2025年1至4月，我省新能源发电量109.51亿千瓦时，同比减少4%，风光消纳受限电量3.44亿千瓦时，风光新能源发电利用率97.2%。预计2025年新能源利用率为96%，超过国家90%以上要求。
原文如下：
省能源局关于省政协十三届三次会议第4364号提案的答复
吴国沛：
您提出的《关于加快新能源消纳促进贵州省能源高质量发展的提案》收悉。感谢您对我省能源高质量发展工作的关心和支持。现就提案提出的有关问题答复如下：
一、工作开展情况
截至5月底，全省新能源全口径装机3498万千瓦，同比增加39.57%，其中风电893.94万千瓦，光伏发电2540.15万千瓦（含分布式光伏发电185.35万千瓦），生物质能发电63.91万千瓦。今年1-5月风电光伏累计新增装机670.92万千瓦，其中风电146.38万千瓦，光伏554.54万千瓦。2024年，我省新能源发电量340.97亿千瓦时，风光消纳受限电量为3.94亿千瓦时，新能源利用率98.7%。2025年1至4月，我省新能源发电量109.51亿千瓦时，同比减少4%，风光消纳受限电量3.44亿千瓦时，风光新能源发电利用率97.2%。预计2025年新能源利用率为96%，超过国家90%以上要求。
二、关于几点建议的答复意见
（一）关于加强电网规划与建设，提升新能源送出能力方面
我局积极指导贵州电网公司开展我省加强电网规划和新能源送出工程建设。组织贵州电网公司开展新能源接入消纳能力分析，结合电网运行状态、负荷增长预测及储能调节能力，动态评估新能源消纳送出空间。制定《2025年新能源投运计划项目清单》，优先保障配套电网完善、新型储能建设完备区域的新能源项目并网。利用现有电网资源，优化调度方案，尽可能消纳新能源电量。加强电网运行监控管理，提前制定限电应对措施，减少新能源限电量。加快推进主网架建设，建成投运500千伏仁义、盘州等输变电，完成六盘水、乌撒等主变扩建，建成奢香至鸭溪双回、兴仁换流站至独山、威赫电厂送出等重点输变电工程，基本实现220千伏电网县域全覆盖。
（二）关于完善新能源消纳政策机制方面
根据《国家发展改革委 国家能源局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）要求各地要在2025年底前出台并实施具体方案，目前我省针对136号文的承接方案由省发改委牵头制定，预计下半年出台。我局按照国家有关政策和要求，指导贵州电网公司编制《贵州电网清洁能源消纳原则》，完善风电、光伏等清洁能源消纳机制，推进新能源参与现货市场交易，目前已有104家新能源场站进入5月现货市场调电试运行。
（三）关于推进新能源与储能协同发展方面
根据国家新能源和新型储能有关政策要求，结合我省新能源项目建设情况，支持和指导各市（州）结合电网需求，在新能源资源富集、消纳受限、电网末端等区域，结合实际情况合理规划建设新型储能。截至目前，我省累计建成新型储能装机244.5万千瓦，1至6月累计充电电量5.41亿千瓦时、放电电量4.72亿千瓦时。现有在建新型储能93万千瓦、已备案待开工255万千瓦，有在建抽水蓄能3个、装机420万千瓦，预计2030年陆续投产，进一步提高我省电力系统安全稳定性，提升新能源接入消纳能力。
三、下一步工作打算
（一）加快推进送出规划电网工程建设。指导贵州电网公司按计划建成投运500千伏乌撒至奢香第二回500千伏线路新建工程、500千伏八河变电站第三台主变扩建工程、500千伏金海湖输变电工程、铜仁西500千伏输变电工程等500千伏项目等一批新能源配套电网工程，增加1800万千瓦新能源项目接入能力，布局规划加强我省电网末端区域送出工程建设。
（二）全面推进新能源和新型储能市场化。通过市场化方式促进风光资源优化配置，推动新能源“含绿量”，提升资源“含金量”，更好发挥对构建新型电力系统的支撑作用，鼓励企业在新能源富集、新能源消纳受限、电网需求较大等区域自主建设新型储能项目并优化新能源发电方式，实现出力波动平滑的友好型接入电网，以市场机制激发储能灵活性价值，实现新能源与储能的协同高效消纳。
（三）有序推进新能源项目建设并网。根据电网配套工程建设情况，指导贵州电网公司合理制定新能源项目并网计划，有序安排项目并网；同时，优化火电开机方式，合理安排水电发电，加强新型储能调用，推进火电灵活性改造及水电振动区调整，推进虚拟电厂发展，按照国家有关要求出台我省新能源上网电价市场化改革方案、新能源价格结算机制和竞价机制等。
2025年6月30日
