公开征集对《碱性锌-二氧化锰电池工厂 智能化技术导则》等318项行业标准计划项目的意见

  根据我部标准化工作的总体安排，现将申请立项的《碱性锌-二氧化锰电池工厂智能化技术导则》等318项行业标准计划项目予以公示(见附件1)，截止日期为2025年4月4日。如对拟立项标准项目有不同意见，请在公示期间填写《标准立项反馈意见表》(见附件2)并反馈至我司，电子邮件发送至邮件主题注明：第二批标准立项公示反馈)。联系电线号工业与信息化部科技司邮编：100804附件：1.《碱性锌-二氧化锰电池工厂智能化技术导则》等318项行业标准制修订计划（征求意见稿）2.标准立项反馈意见表工业与信息化部科技司2025年3月5日

  2月28日，国家应对气候变化战略研究和国际合作中心与国际环保机构绿色和平联合发布报告《JETP和ETM机制下印度尼西亚典型能源项目转型研究》(以下简称“报告”)。报告梳理了JETP和ETM的运作状况及其面临的机遇与挑战，提供了中国企业对能源转型机制的思考，并以有代表性的大型中企燃煤电厂项目爪哇7号项目为例，对其退役所需资金进行测算，测算结果为，项目越早参与能源转型机制，经济效益越高。自中国宣布不再新建境外燃煤电厂以来，中资企业逐步加强在海外可再次生产的能源领域的发展规划。随着印尼能源转型进程的加快，当地政府加大可再次生产的能源发展力度，印尼丰富的可再次生产的能源开发潜力使其成为中资企业投资的重点区域之一。记者获悉，印尼是全球最主要的煤炭生产国和出口国之一，也是中国海外能源投资的重要东道国。目前，国际备受瞩目的能源转型机制包括印度尼西亚政府和国际合作伙伴集团共同启动的“印尼公正能源转型伙伴关系”(JETP)，以及亚洲开发银行与印尼政府发起的“能源转型机制”(ETM)。两大机制并行，印尼能源转型进程加快。2021年，亚洲开发银行宣布与印尼政府建立能源转型机制。该计划旨在加速淘汰现有燃煤电厂、增加可再次生产的能源投资，减少温室气体排放以应对气候问题。ETM已在包括印尼在内的五个国家试点，有望成为全世界最大的碳减排项目。2022年11月，亚洲开发银行与印尼的井里汶燃煤电厂1号机组(Cirebon-1)签署备忘录，计划将该电厂的退役时间从2042年提前至2035年。这一计划拟通过混合融资模式实施，总融资金额约为3亿美元。除ETM外，2022年11月16日，印尼政府和国际合作伙伴集团在G20峰会期间启动了“印尼公正能源转型伙伴关系”。JETP最初承诺为印尼提供200亿美元资金，现已增至216亿美元，被认为是迄今全球最大的能源转型融资计划。ETM和JETP两大机制均为印尼实现净零目标和能源转型的重要的条件，但要全方面推进也并非易事。一方面，印尼能源转型仍缺乏明确政策支持。现有机制不具备法律上的约束力，能源转型的实际进展仍依赖于印尼政府的具体政策和部署。另一方面，印尼煤电项目转型仍面临巨大资金缺口。根据CIPP测算，要在2030年前，实现五个重点领域(输电和电网、燃煤电厂、可调度可再次生产的能源、可变可再次生产的能源以及可再次生产的能源供应链)的投资目标，所需资金之和将高达973亿美元。其中，燃煤电厂的灵活性改造和提前退役需要共计约24亿美元，但在已分配的公共资金中，仅有14.51亿美元用于支持此类项目;而在ETM资金池中，除去井里汶1号燃煤电厂项目外，用于私营燃煤电厂退出的资金仅剩2亿美元。再考虑到印尼政府有迁都计划，需耗费大量资金，亟需公共资金和私营资本支持。印尼正在建设及运营的独立煤电项目中，中资项目共16个，分别由7家中资公司投资。其中，国家能源集团的爪哇7号项目是目前中国企业在海外投资建设顶级规模的燃煤电站，具备印尼电力建设史上装机容量最大、参数最高、技术最先进、指标最优等特点。该项目机组分别于2019年和2020年投产运营，预计电力购买协议结束时间为2044年和2045年。报告以该项目为样本，结合印尼最新承诺的退煤时间线年为项目提前退出年限，测算其正常运营至2040年所需资金，以及若参与ETM机制运营至2040年所需资金，将两者作对比，以寻求更优经济方案，并分析ETM机制对项目的影响。测算结果为，在测算数据不考虑未来碳税及各项环境成本的前提下，爪哇7号项目若正常运行至2040年退出，需资金约9.13亿美元;若参与ETM则可有实际效果的减少资产金额的投入：项目运行8年后参与ETM可减少约2.79亿美元，运行10年后参与可减少约1.72亿美元，运行12年后参与可减少约0.89亿美元。可见，项目参与ETM越早，经济效益越大。报告进一步测算了不同时间节点下，项目所需的ETM贷款总额及贷款分配情况。报告认为，ETM应增加用于燃煤电厂提前退出的资金，以支持更多燃煤电厂参与。报告梳理了中国企业加快能源转型的考量因素。首先，印尼政府的政策与煤炭市场存在不确定性。在短短三年内，印尼政府将淘汰所有燃煤电厂的时间从2056年提前至2040年，大幅度缩短其剩余运行寿命。未来煤炭价格和碳税政策的不确定性也会影响现有燃煤电厂的收益和发展前途。其次，资金成本也是影响企业决策的一个主要的因素。印尼现有中资燃煤电厂项目中有不少采用美元计价，但近年来国际市场上美元贷款项目的融资利率不断攀升，加重了企业负担。如果能源转型机制可以通过再融资模式提供低息贷款，以替换现有项目贷款，不失为一种更具经济效益的融资方式。第三，能源转型试点项目的进展影响企业转型意愿。井里汶1号燃煤电厂将为处于相似阶段的燃煤电厂提供参考。一些同样已运行多年、达到盈利阶段的中企燃煤电厂项目，可参考井里汶项目以制定自身的转型计划。与此同时，报告发现，中资企业对印尼能源转型仍存疑虑。首先，印尼能源系统稳定性有待加强。燃煤电厂的退出，意味着可再次生产的能源占比需大幅度增长。但研究表明，若可变可再次生产的能源占比超过15%，将对现有电网系统运行产生非常明显影响。在储能技术没取得新突破的情况下，可变可再次生产的能源能否稳定满足印尼电力供应也有待证实。再者，印尼现有可再次生产的能源投资政策对外资控股比例的规定较为严苛，限制了国际资本参与。第三，印尼能源转型机制仍有待完善。燃煤电厂退出需进一步明确具体项目的补偿标准、资金支持规模及再融资优惠政策，为能源转型提供可预期的制度保障。报告建议，中资项目要在印尼能源转型过程中实现平稳过渡和有序退出，需立足印尼国家政策及能源资源现状，充分的发挥企业技术优势，加强与金融机构等各利益相关方合作。印尼政府应加快整体部署，推动能源转型有关政策出台，加快推进电网基础设施建设，提高电力系统稳定性和灵活性，增加可再次生产的能源装机量及其在电力系统中的占比，并构建高效监管框架以保障能源转型机制实施。中国企业应该加快评估转型成本和技术可能性，并加强利益相关方合作。中国企业应积极与印尼各级政府、印尼国家电力公司以及其他部门保持沟通，提高项目再融资能力，充分关注并利用现行和新出台的国际金融机制，加强与国际绿色基金的合作，积极探索绿色投资机会，为后续转型奠定基础。金融机构及海外资金应与各方共同探索煤电提前退出机制，优化融资模式，增加开发援助融资比例。金融机构还应与东道国政府密切合作，积极开发适用于本土的绿色金融工具，创新国际绿色投融资合作伙伴关系。此外，东道国政府、电网公司、发电企业、金融机构、能源转型机制等相关方，应建立一个共商共建的工作协同机制，及时有效地发现能源转型推进过程中的问题，关注各参与者的诉求和顾虑，协商制定平衡策略。（作者：余娜）

  云南省拥有得天独厚的绿色能源资源优势，正面临从规模化开发向高效协同利用、绿色能源深度消纳及跨行业融合转型的重大挑战，而数字技术的发展与应用为破解这一些难题，支撑全省经济社会高质量跨越式发展提供了新的解决方案。新能源已成为云南增量电源的“主力军”，截止到2024年12月，全省新能源总装机容量已突破5150万千瓦，亟待推动数字创新以应对超高新能源渗透率可能会产生的电网安全稳定运行、足额消纳、局部电网供需平衡、灵活调控、可靠供电等明显问题。鉴于此，推动数字技术赋能、数字模式赋能、数字服务赋能，慢慢的变成了云南发挥绿色能源资源优势、构建新型电力系统、确保大规模新能源并网中电网稳定运行和高效管理、积极探索和实施以绿色能源为支撑的产业创新发展蓝图的重要方法。加快数字技术赋能，推动新时期“源网荷储”协同发展。数字技术赋能在云南绿色能源“源网荷储”全链条协同发展中发挥了及其重要的作用，是新时期云南绿色能源产业迈向高效运行阶段的关键。调查研究发现，大理天峰山风电场、富源西风电场、元谋班果光伏电站等将AI(人工智能)技术融入新型电力系统调度运行和控制管理，大幅度的提高了区域绿色能源生产、输送的智能化水平。同时也必须要格外注意到，云南省部分地区的数字化基础设施较为落后，数据孤岛现象任旧存在，同时AI调度系统覆盖率还有待扩大。因此，云南省还需要加快成立云南省绿色能源数字化发展领导小组，统筹各有关部门，打破行业壁垒、推动协同发展，加大对智能电网基础设施的财政投入力度，在滇西北、滇南等能源富集区域快速推进智能化电网改造。同时，还要设立“数字技术赋能能源转型专项基金”，鼓励以省内知名高校为载体，联合重点企业与研发机构探索智能传感器、AI调度算法等关键技术，进一步推广基于AI和物联网的智能发电与储能技术。在此基础上，云南省还应加快建成覆盖全省的能源管理与调度平台，完善跨部门数据共享和全产业链数据联动机制，提升全省能源数据采集、存储及科学分析能力，以实现高新能源渗透率条件下的“源网荷储”动态监控和智能响应。加快数字模式赋能，打造区域联合调控与新能源跨行业融合模式。数字模式创新是实现绿色能源高效利用的关键，在全省优化区域能源调控机制和推动绿色能源与多行业融合发展的过程中发挥了突出作用。调查研究发现，云南电网新能源有功功率控制(AGC)省地协同平台、元江县光伏提水智慧水利项目、大理洱海新能源游船置换计划等极大提高了区域新能源利用率，跨行业融合模式有效拓展了云南省绿色能源的应用场景，推动了农业、旅游业和制造业等行业的绿色低碳转型，为云南经济社会高水平质量的发展注入了活力。同时也要注意到，目前各区域联合调控中心的覆盖范围仍然有限、资源共享还不够充分，部分行业的绿色转型成本比较高，企业或园区开展低碳发展模式创新的积极性不高。因此，云南省还需加快制定《云南省“源网荷储”联合调控中心建设规划》，建立省级联合调控总中心，分阶段推动绿色能源经济发展核心区建成联合调控中心，实现跨区域电力资源共享、动态平衡和对特定区域的“水光风储”资源综合调度。同时，还要加快制定出台《云南“绿色能源+”产业融合发展实施方案》，加大典型模式推广辅导力度，增加绿色低碳设备更新补贴，实施绿色电力消费企业税收减免和绿色金融支持，鼓励更多地区积极探索试点绿色低碳农业、旅游、工业转型发展新模式。此外，还需要面向各行业有突出贡献的公司和国家级、省级产业园区开展数字化绿色能源示范基地建设行动，设立专项资金支持相关企业、园区创建“数字化+绿色发展”示范项目，定期举办“绿色能源产业与数字化融合发展峰会”，促进云南企业和研究机构与国内外专家、技术团队深度合作，推动高耗能制造企业加速低碳转型，完善绿色供应链体系，探索多元融合发展路径，争创绿色发展先机。加快数字服务赋能，促进零碳园区建设与绿色能源消纳。持续完善数字服务，为云南打造零碳园区及绿色能源有效消纳提供了服务保障，为实现全省“双碳”目标奠定了基础。调查研究发现，昆明电力交易中心的“一主多侧”电力市场联盟链架构体系，自2024年4月以来建设的首批5家零碳园区等有效提升了云南省绿电消纳服务保障，绿电消纳的积极性大幅度提高，各类用能主体形成了践行绿色高水平质量的发展理念的良好局面，2024年1至11月，新能源发电利用率达98.8%，处于全国领先水平。同时也必须要格外注意到，云南省绿色电力消纳机制和服务措施尚不完善，绿色电力价格机制仍需健全，居民用电中绿色电力比例较低，部分零碳园区的数字化水平不高，能源管理与服务体系亟待完善，能源技术和网络的国际合作也有待突破。因此，云南省还需要逐步完善绿色电力数字化消纳机制，通过出台绿色电力消纳配额制，明确工业、商业和公共机构的绿色电力消纳目标，结合碳排放权交易市场建设，激励不同用能主体增加绿色电力采购。在此基础上，还要推动零碳园区与分布式能源社区建设，加快发布《云南省零碳园区建设服务规范》，明确园区能源管理系统建设标准与服务水平，推动园区实现新能源发电、储能与智能管理一体化，并鼓励在昆明、曲靖、玉溪等城市的工业园区和居民社区试点分布式能源系统，打造绿色能源消费闭环。同时，还要加强与南亚东南亚国家在绿色能源技术上的交流与合作，设立面向国际市场的绿色能源交易中心，形成区域性绿色能源合作网络，打造区域性绿色能源枢纽，全面释放云南绿色能源产业的发展的潜在能力，在实现“双碳”目标和区域经济高水平质量的发展中展现更大的引领作用。此外，还需要借助智慧能源系统和数字化服务体系，加快完善省、市、县三级能源安全预警与应急响应机制，并支持企业通过绿色能源认证标识(绿证)开展低碳营销，增强公众对绿色电力消费和零碳生活的认可度，让人民群众享受绿色低碳发展的实惠。

  2024年，可再次生产的能源装机规模不断实现新突破，全国可再次生产的能源发电新增装机3.73亿千瓦，同比增长23%，占电力新增装机的86%。其中，水电新增1378万千瓦，风电新增7982万千瓦，太阳能发电新增2.78亿千瓦，生物质发电新增185万千瓦。截至2024年底，全国可再次生产的能源装机达到18.89亿千瓦，同比增长25%，约占我国总装机的56%，其中，水电装机4.36亿千瓦，风电装机5.21亿千瓦，太阳能发电装机8.87亿千瓦，生物质发电装机0.46亿千瓦。可再次生产的能源发电量稳步提升。2024年，全国可再次生产的能源发电量达3.46万亿千瓦时，同比增加19%，约占全部发电量的35%;其中，风电太阳能发电量合计达1.83万亿千瓦时，同比增长27%，与同期第三产业用电量(18348亿千瓦时)基本持平，远超同期城镇和乡村居民生活用电量(14942亿千瓦时)。2024年全国可再次生产的能源发电量较去年同期增加5419亿千瓦时，约占全社会新增用电量的86%。(一)水电建设和运作情况。2024年，全国新增水电装机容量1378万千瓦，其中常规水电625万千瓦，抽水蓄能753万千瓦。截至2024年12月，全国水电累计装机容量达4.36亿千瓦，其中常规水电3.77亿千瓦，抽水蓄能5869万千瓦。2024年，全国水电发电量14239亿千瓦时，全国规模以上水电平均利用小时数为3349小时。(二)风电建设和运作情况。2024年，全国风电新增装机容量7982万千瓦，同比增长6%，其中陆上风电7579万千瓦，海上风电404万千瓦。从新增装机分布看，“三北”地区占全国新增装机的75%。截至2024年12月，全国风电累计并网容量达到5.21亿千瓦，同比增长18%，其中陆上风电4.8亿千瓦，海上风电4127万千瓦。2024年，全国风电发电量9916亿千瓦时，同比增长16%;全国风电平均利用率95.9%。(三)光伏发电建设和运作情况。2024年，全国光伏新增装机2.78亿千瓦，同比增长28%，其中集中式光伏1.59亿千瓦，分布式光伏1.18亿千瓦。截至2024年12月，全国光伏发电装机容量达到8.86亿千瓦，同比增长45%，其中集中式光伏5.11亿千瓦，分布式光伏3.75亿千瓦。2024年，全国光伏发电量8341亿千瓦时，同比增长44%;全国光伏发电利用率96.8%。(四)生物质发电建设和运作情况。2024年，全国生物质发电新增装机185万千瓦。截至2024年12月，全国生物质发电装机容量达到4599万千瓦，同比增长4%。生物质发电量2083亿千瓦时，同比增长5%。

  2024年，我国光伏产业链主要环节产量持续增长。根据光伏行业规范公告企业信息和行业协会测算，全国光伏多晶硅、硅片、电池、组件产量同比增长均超过10%，行业产值保持万亿规模，光伏电池、组件出口量分别增长超过40%、12%。多晶硅环节，1-12月全国产量超过182万吨，同比增长23.6%。硅片环节，1-12月全国产量达到753GW，同比增长12.7%，出口量约60.9GW。电池环节，1-12月全国产量达到654GW，同比增长10.6%，出口量约57.5GW。组件环节，1-12月全国产量达到588GW，同比增长13.5%，出口量约238.8GW。全年主要光伏产品持续“量增价减”态势，1-12月，多晶硅、组件价格分别同比下降39.5%、29.7%。

  2024年，我国锂离子电池(下称“锂电池”)产业延续增长态势。根据锂电池行业规范公告企业信息和行业协会测算，全国锂电池总产量1170GWh，同比增长24%。行业总产值超过1.2万亿元。电池环节，1-12月消费型、储能型和动力型锂电池产量分别为84GWh、260GWh、826GWh。锂电池装机量(含新能源汽车、新型储能)超过645GWh，同比增长48%。受锂电池产品价格下降影响，1-12月全国锂电池出口总额达到4348亿元，同比下降5%，较2024年上半年降幅收窄七个百分点。一阶材料环节，1-12月正极材料、负极材料、隔膜、电解液产量分别约为310万吨、200万吨、210亿平方米、130万吨，同比增长均超过20%。二阶材料环节，1-12月电池级碳酸锂产量67万吨，同比增长45%，电池级氢氧化锂产量36万吨，同比增长26%。1-12月电池级碳酸锂和氢氧化锂(微粉级)均价分别为9.0万元/吨和8.7万元/吨。

  中国招标投标协会《发电企业电线部分：光伏发电系统用直流电缆》审定会在京召开

  2月18日，中国招标投标协会（以下简称中招协）《发电企业电线部分：光伏发电系统用直流电缆》（以下简称光伏电缆团标）审定会在北京召开，来自发电集团电线电缆采购单位代表和设计、制造、检验测试认证、第三方机构等单位的37位专家、代表和起草组成员出席会议。会议由中招协秘书长陈琦主持。中招协执行副会长、首席专家李小林参加了审定会并作总结发言。标准牵头单位代表华能能源交通产业控股有限公司（华能集团物资供应中心）北京分公司总经理刘铎致辞。审定组专家一致推举中国电力科学研究院教授级高级工程师、全国电线电缆标准化技术委员会委员阎孟昆为审定组组长。阎孟昆代表审定组宣读标准审定规则，并主持标准审查。中招协企业物资采购技术标准编制项目负责人柏广森就《光伏电缆团标》编制情况作了详细说明。他介绍，团标编制历时11个月，前后召开1次大型项目研讨会、3次团标编制工作会，进行了1次立项公示和2次公开征求意见，征得反馈意见建议数百条，得到了行业数百家企业的积极做出响应参与，最终形成《光伏电缆团标（送审稿）》。中国质量认证中心产品认证四处副处长、全国电线电缆标准化技术委员会委员谢志国博士代表编制组对《光伏电缆团标》技术文本先进性和创新性进行了重点解析。他强调，本标准在内容上协调统一了主要标准的技术指标参数，引入了最新IECEE决议内容和最新的铝合金光伏电缆要求，属于当前市场上较为完备且具有先进性的光伏电缆采购技术标准。编制组专家高博洋博士对《光伏电缆团标》条文内容做深入解读，并就预审意见作了解释说明。采购方代表刘铎和其他相关方代表中国电力企业联合会电力装备及供应链分会秘书长韩文德、国能龙源电力技术工程有限责任公司首席技术官王禹、国网物资有限公司技术支持部物资标准化处处长杨凯、中国石油天然气集团有限公司采购经理张磊等专家相继发表审议意见，充分肯定了标准的科学性和严谨性。审定组认真听取了编制组汇报和与会代表的审议意见，对标准条文进行逐条审查，经过质询和认真讨论，给出了切实、中肯的完善意见。在最后的投票表决环节，审定组以11票赞同、0票反对、0票弃权通过了“通过审定，建议修改后报批”的审查结论。审定组一致认为：该团体标准对当前国内光伏发电系统用直流电缆产品的采购需求来做了规范统一，并首次将采购标准与产品质量标准有机结合，具有创新意义。该团体标准的制定为光伏发电系统用直流电缆招标采购前的技术规范书编制和合同履行期间的产品质量验收提供了科学参考是依据。该团体标准协调统一了有关标准中规定的技术方面的要求、评价方法，给出了统一的产品结构和性能要求，内容完整，评价指标和判定要求明确，方法可行。该团体标准制定过程严谨、流程规范，符合规定标准制定的程序和要求。该团体标准实施能发挥国内有关标准和检验测试认证在新能源产业的质量基础设施作用，助力新能源电缆行业高水平质量的发展。中招协执行副会长、首席专家李小林作会议总结发言强调，标准应坚持数智化应用，动态优化完善，中招协将通过组建“采购技术标准编制与应用分类专家库”，建立采购技术标准“数智应用、网络检测、迭代修订”的标准应用管理机制，希望行业专家热情参加，共同为招标采购标准高水平质量的发展作出贡献。会议决定，编制组应根据审定组的专家意见对标准文本进行修订完善，尽快完成报批稿。出席本次会议的专家有：中国电力科学研究院教授级高级工程师、全国电线电缆标准化技术委员会委员阎孟昆中国电力企业联合会电力装备及供应链分会副会长韩方运中国机械科学研究总院研究员、中国标准化专家委员会委员强毅中国华电集团物资有限公司副总经理张勋中国电能成套设备有限公司副总工程师张启春电力规划设计总院专业副总工程师王宁中国检验检测学会电线电缆分会副会长兼秘书长、国际大电网绝缘电缆中国研究委员会主任吴长顺机械工业北京电工技术经济研究所检测中心主任江晓晔国家电线电缆质量检验检测中心（江苏）副主任鲍振宇远东控股集团有限公司电缆产业首席专家汪传斌上海浦东电线电缆（集团）有限公司副总裁兼总工程师陈伟

  国家发展改革委、国家能源局2月9日联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高水平发展的通知》(以下简称“136号文”)，明确了新能源电量全方面进入电力市场的方式。新能源上网固定电价时代结束，中国省级绿色电力市场怎么样应对，成为各方关注焦点。2月14日，国际环保机构绿色和平、苏州高新区(虎丘区)碳中和国际研究院、清华四川能源互联网研究院在北京联合发布的报告《中国省级绿色电力市场建设：现状与展望》(以下简称“报告”)显示，电力现货市场进程加速，山西、广东、山东、甘肃等电力现货市场已转入正式运行;浙江、湖北、陕西、安徽等正在开展不间断连续结算试运行。全面铺开的现货市场建设逐步优化资源配置，激励新能源提升发电预测能力，鼓励新能源市场化消纳。中国绿色电力市场的探索和进步不断拓宽新能源消费的场景和边界。清华四川院电力市场与碳市场研究所副所长蔡元纪表示，在新一轮电改驱动下，可再次生产的能源市场化作为电力市场改革的一部分正在各省(市、自治区)稳步推进。推动可再次生产的能源参与市场是手段而非目的，最终目标是实现可再次生产的能源产业的高水平质量的发展。以固定价格收购可再次生产的能源的模式，既未体现市场的供需关系，也未明确相关经营主体的责任与义务。当前，中国省级绿色电力市场进展显著，但问题与挑战依然严峻。现货市场建设提速绿电交易规模逐步扩大报告发现，在市场规则的设计上，供给端省份多以引导新能源消纳为目标，而绿电消费需求旺盛的省市则注重探索不同模式的交易机制。中国工业报记者获悉，报告详细梳理了包括广东、山西、甘肃、蒙西、浙江、江苏、上海、北京8个各具特色的典型省(市、地区)的绿色电力市场建设经验、理论逻辑和运作机制，总结了八省(市、地区)在电能量市场、辅助服务、容量、绿电交易等加速电力市场整体建设的特色机制。在电能量市场建设上，八省(市、地区)均在加速现货市场建设，形成中长期与现货相结合的电能量市场体系。中长期市场多采用金融性合约的模式，以更好的在现货市场开展全电量优化，发挥市场的资源配置作用。各省(市、地区)的电能量市场在市场主体报量报价方式、中长期与现货衔接机制、价区与节点设置、偏差考核标准等方面存在一定的差异。在辅助服务市场建设上，八省(市、地区)均推动有偿辅助服务从补偿制向市场化转变，在省级和区域级两个层面，普遍建立了调频、备用等品种的市场机制，但在具体的市场参与主体、竞价空间、分摊方式等方面仍存在一定的差异。在容量市场(机制)建设上，八省(市、地区)均依照国家要求建立了煤电的容量补偿机制，部分省(市、地区)还建立了气电、独立储能等的容量机制，并尝试建立补偿价格动态调整机制。在新能源入市上，八省(市、地区)均逐步减少新能源保障小时数，稳步推动新能源参与市场。在新能源装机占比较高的区域，除特殊类型新能源外，全部参与电力市场。各省(市、地区)灵活开展省间、省内的绿电交易，交易规模逐步扩大，交易机制(如事后交易、分布式聚合交易等)和消费模式(如绿电与碳市场衔接、绿电消费约束等)持续创新。长期稳定性收益不足省级市场规则差异明显蔡元纪提醒，尽管中国省级绿色电力市场进展显著，但问题与挑战依然严峻，大多数表现在四个方面。第一，系统调节能力不够，限制可再次生产的能源接入。火电机组等平衡调节资源不足，在部分时段已经很难响应净负荷曲线的深度变化和快速变化需求。调节性成本的分摊方式仍然具有较强的计划性，市场机制不足以激励新型主体等“沉睡”的灵活性资源参与平衡调节，缺乏引导其投资、发展的统筹规划。第二，长期稳定性收益不足，影响可再次生产的能源盈利。从“保量保价”到“保量竞价”再到“市场化消纳”，保障小时数逐步缩减，可再次生产的能源发电项目的收益不确定性逐步增加。可再次生产的能源出力的同时，导致其发电高峰时段现货市场的价格较低，接近于零价甚至会出现负价，进一步影响了收益。预测不准确、出力不稳定等带来中长期签约电量与现货结算电量的偏差，以及辅助服务的费用分摊，均会加剧可再次生产的能源项目成本。第三，环境价值体系不完备，难以充分引导绿电消费需求。绿电的应用场景不明晰，在能耗双控、碳排放双控方面缺乏具体的实践应用指导，国家、省、市各级消费政策不统一，企业的绿电采购缺乏目的性和针对性。环境价值定价机制模糊，存在参照火电标杆价格定价、政府指导定价、基于消费供需定价等多种方式，造成了各地区绿电交易环境溢价差距较大，影响了市场主体的交易公平性和意愿。“三者取小”的核定机制和最小计量单元等会造成绿证核发的浪费。此外，环境价值体系的不完备也限制了绿色电力消费。第四，省级市场建设需要权衡“因地制宜”与“统一市场”。各地省级电力市场的规则在准入门槛、交易品种、出清规则、结算规则、补偿标准、偏差结算机制等方面具备一定的差异性，并基于此形成具备地方特色的市场机制，因地制宜地服务于本地的可再次生产的能源发展。省份间的规则差异也对多地区同时参与电力交易的经营主体带来了挑战，需要一定的人力成本熟悉和了解差异性的规则并制定多样化的采购策略。省级市场的规则差异还会影响省间市场的绿电销售和采购，不利于更大范围的资源协同配置。先进试点有待推广绿电采购策略亟待制定作为全球最主要的可再次生产的能源生产和消费国，中国可再次生产的能源装机保持快速地增长。截至2024年年底，中国光伏、风电发电装机容量约为8.9亿千瓦、5.2亿千瓦，占全国发电装机总容量的42%。而随着新能源在电力结构中的占比逐步的提升，电力系统面临的压力显著增加，市场化消纳的必要性愈发显著，2024年年底发布的《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》在国家层面明确，2029年将实现新能源全面参与市场的目标。“政策方面，应加强辅助服务市场建设，保障电力系统安全稳定;稳固可再次生产的能源长期收益，推广政府授权合约和长期购电协议等;强化绿色电力消费场景，倡导全社会共同促进可再次生产的能源发展;建设统一的市场体系，推广先进试点经验。企业方面，应尽快设立100%可再次生产的能源目标，实现绿电消费量与比例的双重增长;提升自身用能管理水平，制定多元化绿电采购策略;加强多方合作，发挥企业优势，推动电力交易模式的丰富和市场信息的公开，推动新型绿电消费商业模式的试点、落地。”谈及中国省级绿色电力市场下一步怎么样发展，蔡元纪如是建议。作为全国顶层设计，136号文的出台赋予了地方较大的自主权，而各省市根据顶层设计出台的地方细则，也将直接影响政策未来的执行效果。“除了量、价和执行期限等核心问题外，文件中提出纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益在真实的操作中将如何落地仍未有明确答案，这类问题为省级市场留下了较大的思考空间。后续，地方如何因地制宜设计细则，促进新能源高水平质量的发展需要我们来关注。”绿色和平气候平均状态随时间的变化与能源转型项目研究员谢雯雯提醒。（中国工业报记者余娜）

  2025年，四川各大国有企业聚焦主责主业，围绕国家重大战略实施和重点领域安全能力建设项目，抢抓工期，快马加鞭推进重点项目建设。假期刚过，成渝高速扩容项目的黄泥堰大桥施工点就进入了紧张有序的施工状态，目前桥梁下部结构已完成百分之八十，预计一季度，下部结构将全部完工。作为推动成渝地区双城经济圈建设的重要工程，成渝高速扩容项目四川段起于川渝界，途经内江市、资阳市、成都市，主线%的路段设计为双向八车道，预计2028年6月建成通车。目前，整个成渝扩容项目正多措并举，确保一季度完成投资12亿元，(整个)项目建成后，将逐步加强成渝两地间的交流与合作。在成都新津，省能投集团投资建设的邓双独立储能电站也在节后破土动工，该项目是四川省落地实施的首批新型储能示范项目，预计将在5月底投产运行，每年可向电网提供约6000万度调峰电量。为确保项目在迎峰度夏前并网运行，四川能投分布式公司坚持以“开局就冲刺、起跑就加速”的姿态，拼经济、搞建设、奋力夺取“开门红”。在乐山五通桥，岷江航电综合开发项目老木孔航电枢纽工程现场也是一片繁忙的施工景象，枢纽区船闸、厂房、泄洪口等主体工程全面施工。岷江老木孔航电枢纽工程全方面进入高峰施工阶段，一季度将基本完成船闸、厂房等工程基础开挖和封闭，为实现2025年安全度汛创造条件。作为国家长江经济带综合立体交通走廊规划的重点项目，岷江航电综合开发项目建成后，有望实现船闸单向年通过能力1600万吨，年发电量16亿千瓦时。下一步，四川国资国企将积极抢抓成渝地区双城经济圈建设、国家战略腹地建设和关键产业备份等重大战略机遇和“两重”、“两新”等政策机遇，牢固树立“项目为王”理念，加快重点项目建设，一季度省属企业计划开工项目达31个，确保(一季度)完成投资500亿元以上。

  “快看，江上有条灯龙!”春节假期，安徽黄山休宁县齐云小镇很是热闹。横江之上，30艘电动竹筏首尾相连，宛如一条“金色长龙”，游客纷纷打卡拍照，夜幕降临，鱼灯游园会流光溢彩，餐饮民宿生意红火。浓浓年味，离不开稳定的电力供应。“除夕至正月初七，齐云小镇用电量达4.2万千瓦时，比去年同期增长21.5%。”国网黄山供电公司相关负责人洪元鑫说。点亮华东地区万家灯火的绿电，跨越千里而来。它踏上准东皖南特高压直流输电工程(以下简称“准东皖南工程”)，翻越天山、秦岭，跨越黄河、长江，最终抵达安徽古泉换流站。一边风光资源富集，一边用电负荷集中，这条全长3300多公里的“春运”路跋山涉水，让绿电0.01秒内在两地间完成传输。跨区域高效调配怎么样才能做到?至少要经过3站。头一站，风电场，助力绿电“供得上”。准噶尔盆地东南缘的戈壁滩上，一台台风机巍然矗立。华电木垒40万千瓦风电基地的负责人王开涛快步走向控制中心，这一个项目去年底刚刚并网发电。“我们应用了智能系统，使风电预测与调配更为精准;配套建设的储能设施像超大号充电宝，有效平抑了新能源发电的间歇性和波动性，提升发电效率和稳定能力。”眼下，新疆新能源累计装机规模已突破1亿千瓦，相当于4个多三峡电站的规模，成为西部地区首个新能源装机过亿的省份，助力绿电充足供应。第二站，换流站，支撑绿电“送得快”。从风电场出发，绿电一路“驶向”准东皖南工程的起点昌吉换流站。在这里，风电场送出的交流电经过升压与整流转化为直流电，这样更适合远距离传输、减少电能损耗。正值用电高峰期，换流站内一片忙碌。这里的设备复杂程度超乎想象，上万件设施协同运转，其中最核心的换流变压器高达6层楼。加之天气状况多变，室外平均气温在零下20摄氏度左右，设备部件运行极易受一定的影响。运行主值班员刘橙宗手持设备，仔细监测换流变压器的运作时的状态等，一圈巡检下来，往往需要大半天时间。“确保安全稳定，再辛苦也值。”刘橙宗说。如今，“机器人”队友加入进来。昌吉换流站引入“人工+机器人+空间无人机”的巡检新模式，通过建立换流站三维模型等手段，运维效率较以往提升了3倍。第三站，观冰站，护航绿电“运得稳”。准东皖南工程沿线途经沙漠、戈壁、河流、山地，连接着6000多基铁塔。在低温天气下，观冰融冰、排除隐患至关重要。天色微亮、寒风凛冽，国网安徽送变电公司工作人员徐作胜和同事驱车1个小时，到达芜湖市马仁奇峰观冰站。“温度2.3摄氏度，湿度90%，风速1.8米每秒，模拟导线有轻微覆冰。”徐作胜记录气象仪上的数据，“现在观冰时间是每4小时一次，要是结冰了，就得每两小时观测一次。”冬季，准东皖南工程安徽段局部积雪深度会超过30厘米。一旦遭遇冻雨等恶劣天气严重覆冰，工作人员在研判之后，需及时开展除冰作业。无数电力人的辛苦付出，保障绿电的千里“春运”路畅通无阻。除夕至正月初七，约1.7亿千瓦时新能源通过准东皖南工程顺利送出，相当于7万多个家庭一年的用电需求。（记者丁怡婷）