1，推进钢铁行业高炉转电炉等电能替代；
2，完善能源双控政策，强化能耗强度约束，增加能耗总量弹性；
3，强化电价政策与节能减排政策协同，持续完善高耗能行业阶梯电价等绿色电价机制，扩大实施范围、加大实施力度，落后的“两高”企业电价上浮。
国家发改委1月28日发布《加快建设统一电力市场体系的指导意见》
要点：2025 年要建成“有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制”。
1，2025 年建设统一电力市场体系，形成有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制。
2，建立市场化的跨省跨区输电权分配和交易机制，程度利用跨省跨区富裕通道。跨省跨区交易机制有利于抹平中西部绿电价格洼地，电力节能减排，实现范围内绿电资源优化配置。
3，建立发电容量成本回收机制，探索容量补偿机制、容量市场、稀缺电价等多种方式。
2024“节能降碳”方案对电力行业影响几何？
02
储能+制氢迎来政策端进一步催化
根据前文提到的新能源利用率问题，可以看出电网对新能源利用率的限制是存在一定自我调节的。而《方案》中有关储能的装机需求变化自然也与此有关。
在旺盛的新能源市场需求下，新型储能项目累计装机规模于2023年末已经达到3139万千瓦，截至2024年一季度末则已经达到了3530万千瓦的规模，超过了“十四五”规划中一开始设想的增速。本次的《方案》上调了装机目标至4000万千瓦，而提升储能装机的目的无疑是为了增强当前电网的消纳能力。而同期抽水蓄能的累计装机规模达到5094万千瓦，距离规划目标尚有增长空间，因此《方案》中有关抽水蓄能的目标并未产生变化。
正如前文所言，截至目前火电依旧是中国电力的主要来源，在储能实现进一步的规模突破/技术突破前，煤电都将是中国保障用电安全的主力，但这本身又与“提升非化石能源占比规模”，甚至是“节能降碳”的大方向存在一定矛盾。《方案》对此给出的方案，更倾向于煤炭的清洁利用，以及提高分布式新能源建设，从电网端提升新能源消纳能力。
从技术方向来说，通过风光新能源进行电解水制氢是充满想象力的方向，可以在提高新能源发电消纳的同时完成电力储能。截至2024年1月，国内公开在建及规划电解水制氢项目制氢装机总规模超过41GW，其中98%为可再生能源制氢项目，绿氢项目投建呈现爆发式增长态势。
而有关煤电的低碳化改造则指向了落后煤电产能的出清，电力，以及煤制氢&氢发电的产业。目前煤制氢依旧是国内制氢的主要模式，主因便是国内煤炭储量丰富以及工艺成熟。只是碳排放角度来看，煤制氢依旧会产生较大的碳排放量，对节能减排的帮助并不大，因此主要方向或还是集中于发电端的降碳改造、灵活性改造、供热改造等。
进入8月以来，能源领域密集出台发布了多项重磅政策文件，围绕可再生能源电力消纳、构建新型电力系统等内容进行了的部署。
8月2日，节能电力金具，国家发改委、国家能源局综合司发布《关于2024年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，明确了今明两年各省可再生能源电力消纳责任权重；8月6日，《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》印发，将重点开展9项专项行动推进新型电力系统建设取得实效；8月13日，国家能源局印发《配电网高质量发展行动实施方案(2024—2027年)》，围绕供电能力、抗灾能力和承载能力提升，明确四方面重点任务。
政策文件密集出台的背后，是在化石能源向清洁能源转型的背景下，新能源装机持续高增，大规模新能源并网给传统电力系统带来全新挑战，增强电网的绿电消纳能力已迫在眉睫，电网建设和升级已成为性的重要课题。记者近日采访时了解到，节能型电力稳压器，业内人士普遍认为，随着重磅文件的发布，新型电力系统全产业链将在政策的催化下受益，虚拟电厂、新型储能等细分赛道值得重点关注。
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