（以下内容从**银河《《关于组织开展新型电力系统建设**批试点工作的通知》点评：开展新型电力系统建设试点，多管齐下助力新能源消纳》研报附件原文摘录）
事件：6月4日，**能源局印发《关于组织开展新型电力系统建设**批试点工作的通知》。《通知》指出围绕构网型技术、系统友好型新能源电站、智能微电网、算力与电力协同、虚拟电厂、大规模高比例新能源外送、新一代煤电等七个方向开展试点工作。
底层技术支撑新能源友好并网、高比例外送消纳。《通知》明确：1）**在高比例新能源接入的弱电网地区、“沙戈荒”基地大规模新能源外送地区，应用新能源/新型储能构网型控制技术。2）**在保供偏紧或消纳压力较大地区，新建或改造一批新能源电站（优先20万千瓦以上的项目），通过长尺度高精度功率预测、风光储智慧联合调控运行等，提升系统友**能，电站在高峰时段（不低于2小时）置信出力提升至10%以上。3）通过合理配置送端配套电源类型规模，优化接入电力系统方案，采用电源一体化协同控制、柔性直流、多源自适应换相直流（SLCC）、低频输电、构网型等先进技术，合理部署无功补偿和耗能装置，提高输电通道安全稳定运行和灵活控制水平，提升输电通道输送绿电占比并探索纯新能源外送方式。
开拓新业态、新模式，激发绿电需求的同时充分发挥分布式资源调节能力、减轻大电网消纳压力。《通知》明确：1）**在**枢纽节点和青海、新疆、黑龙江等能源资源条件好的非枢纽节点地区，协同规划布局算力与电力项目。通过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，提高数据**绿电占比。2）选择典型应用场景，结合新能源资源条件，建设一批智能微电网项目，依托负荷侧资源灵活调控、源网荷储组网与协同运行控制等技术，提高智能微电网自调峰、自平衡能力，提升新能源自发自用比例，缓解大电网消纳压力。3）因地制宜新建或改造一批不同类型的虚拟电厂，通过聚合分布式电源、可控负荷、储能等负荷侧各类分散资源并协同优化控制，充分发挥灵活调节能力。持续丰富虚拟电厂商业模式，通过参与电力市场、需求响应，提供节能服务、能源数据分析、能源解决方案设计、碳交易相关服务等综合能源服务，获取相应收益。
发展新一代煤电，聚焦清洁降碳和**调节。《通知》指出对照《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025―2027年）》中新一代煤电试点指标要求，积极推动具备条件的现役机组和新建机组针对清洁降碳、**调节两类指标开展试点。在清洁降碳方面，通过采用零碳低碳燃料掺烧、CCUS等降碳措施，显著**煤电碳排放。在**调节能力提升方面，**在电网快速调节需求大和调峰有缺额的地区提高煤电机组快速变负荷、深度调峰和宽负荷**调节能力，机组应具备安全可靠启停调峰能力。
投资建议：此次《通知》从七大维度出发推动新型电力系统建设，有助于改善新能源的消纳形势，建议关注**性新能源发电龙头企业龙源电力、三峡能源。在此基础上，1）发展构网型技术、系统友好型新能源电站、大规模高比例新能源外送利好相关的设备/软件供应商，以及有相应技术储备的新能源发电企业，建议关注国能日新（新能源功率预测）、中绿电（控股股东布局自同步电压源友好并网技术）。2）《通知》指出**在**枢纽节点和青海、新疆、黑龙江等地区，发展算电协同，建议关注已有项目落地的金开新能、甘肃能源，以及具备区位优势的中绿电（主要布局新疆地区）。3）积极推动煤电机组的清洁降碳和**调节改造，一方面有助于催化**绿色合成氨等零碳低碳燃料的需求，建议关注吉电股份（绿氨项目投产在即）；另一方面，也有助于煤电的成功转型，迎来盈利和估值的重塑，建议关注**性火电企业华能**、大唐发电等。
风险提示：政策执行力度不及预期的风险；电力需求不及预期的风险；资源条件不及预期的风险；上网电价下调的风险；原材料成本上升的风险；项目进度不及预期的风险等。
