# 深化能源大数据中心建设 助力能源清洁低碳转型 自从国家大数据战略实施以来，我国大数据中心的建设步伐加快。在能源领域，目前已有21个省份建成省级能源大数据中心，全国一体化的能源大数据格局初步形成。面对构建新型电力系统、推动实现“双碳”目标的要求和能源清洁低碳转型的趋势，能源大数据中心的重要性日益凸显，对于充分发挥能源大数据价值、支撑政府治理现代化、推动能源转型、助力能源行业高质量发展具有重要作用。 新形势赋予能源大数据中心新特征 能源大数据中心作为我国能源领域新型基础设施建设的重要环节，是服务于能源大数据存储、挖掘、分析和应用的数据中心。在各地政府的大力推动下，各省份陆续开展能源大数据中心建设，目前已有21个省级能源大数据中心建成验收。建设方式上，各地能源大数据中心建设普遍采用政府主导、企业主建的方式；运营方式上，在政府主导下开展多种能源数据接入，并由能源企业、数据分析商、数据运营商等同步开展能源大数据产品研发工作；业务类型上，重点通过数据汇集、数据服务与数据交易等以可持续的方式满足公共数据服务需求。 “双碳”目标下，能源清洁低碳转型进程加速，数字经济的蓬勃发展不断催生各类新业务、新业态。能源大数据本身具备穿透、连接、叠加、倍增等效应，经济社会价值不断凸显，政府、社会、行业对能源大数据分析的高端化需求更加迫切。新形势下，能源大数据中心的属性由单纯的基础设施向资源运营、公共服务、政府决策、生态构建等价值活动的能源数字共享服务平台拓展，正在成为赋能政府、行业、公众的“能源大脑”。具体来看，能源大数据中心的新特征体现在三个方面。 政府治理现代化的服务者。治理现代化更加强调制度体系科学完备、多元主体共同参与、治理手段精准高效，更加依赖制度、人与技术的有机结合。能源大数据中心基于能源数据与多种数据的融合创新，打造能源数据统一共享开放平台，直接服务政府强化经济治理能力、丰富社会治理手段。 能源低碳转型的驱动者。构建新型电力系统需要实现大范围能源资源优化配置和更加灵活的供需对接。能源大数据中心聚合广泛的能源数据资源，通过全局能源数据分析促进多种能源协同共济，为构建清洁低碳、安全高效的能源体系提供重要支撑。 能源数字生态的引领者。能源数字生态发展要依托数字化平台的互联互通和数据要素潜力的充分挖掘。能源大数据中心推动各层级各领域能源数据平台深度关联，扩大能源数字产业发展空间，推动能源数字生态的公共服务与产业发展模式创新。 能源大数据中心将为能源转型发展提供支撑 能源大数据中心面向国家与能源行业高质量发展需求，广泛聚合全国能源数据要素，大幅提升能源数据互联互通、共享互济水平，全面驱动能源数字产品、运营机制和商业模式创新，在助力政府治理水平提升、推动能源体系变革、促进能源高质量发展等方面发挥重要作用。 ●广泛互联各类能源主体，推动数据资源跨界融合 通过政府主导、多方参与建设的方式，能源大数据中心能够在更大范围内广泛互联油、水、气、电等各类能源主体，推动各类能源数据跨界融合、共享应用。一是推动能源数据汇聚。在政府的推动下，能源大数据中心将逐渐汇聚各类能源数据，实现能源数据可视、可查，推动“业务等数据”向“数据等业务”转变，激发用数据决策、用数据创新的活力。二是推动能源数据共享。依托政府引导与撮合，助力打通能源企业之间的数据壁垒，实现数据资源高效流动、充分共享，推动数据跨界融合，彰显能源数据价值。 ●促进能源数字化转型，助力能源体系变革 能源大数据中心能充分发挥数据在资源大范围优化配置中的作用，促进能源技术与数字技术融合，推动能源清洁低碳转型。一是促进多种能源协调互济。能源大数据中心依托能源数据的汇聚共享，增强清洁能源的大范围优化配置能力，提升清洁能源消纳水平。二是促进能源数字技术创新。能源大数据中心通过数据技术与能源技术搭建融合创新平台，促进以数据为核心的能源新技术不断涌现，直接支撑能源供给智慧化、能源消费个性化、能源体制开放化、能源技术智能化。三是促进碳减排目标实现。能源大数据中心可分析各地区用能特点、碳排放特征及趋势，提供更多服务“双碳”的数据创新产品，助力环境治理、碳排放供需对接和重点企业能效提升。 ●提升能源产业附加值，助力能源行业高质量发展 能源大数据中心广泛连接能源产业链上下游多元主体，辐射众多行业，推动构建能源互联网生态圈，激发能源行业价值创造活力。一是支撑能源企业服务品质提升。能源大数据中心助力能源企业实施用户画像、需求把握，满足用户个性化、多元化的用能需求，让能源为公众带来实惠。二是推动能源数字产业孵化。能源大数据中心通过基础平台汇集多行业、跨区域能源大数据，引入庞大平台用户与多行业生态伙伴，创新产业商业模式，打造开放合作生态格局，加快能源数字产业孵化，激发能源行业数字化新动能。 ●服务政府治理主战场，支撑政府治理能力现代化 能源大数据中心汇聚能源数据资源，挖掘能源数据反映社会运行规律的价值，为政府、公众、行业提供统一的能源大数据服务窗口，全面支撑政府决策。一是支撑政府治理方式优化。能源大数据中心汇集跨行业、跨区域能源数据，消除能源数据线下统计偏差，增强能源数据的监测预测能力，为各级政府快速及时获取重大决策信息。二是支撑经济治理能力强化。能源大数据中心发挥能源数据对宏观经济运行的综合分析与精准预测能力，服务政府更加准确分析能源安全、国际形势、产业转型、区域协调等多领域状况。三是支撑社会治理手段丰富。能源大数据中心发挥跨界数据交叉分析及相互印证优势，实施安全、环保、民生等关键领域的全图景式动态监测、即时研判、科学预警，将高效服务政府开展社会综合治理。 统筹推进能源大数据中心建设 在当前的政策背景与发展形势下，能源大数据中心在能源转型发展中的地位更加重要，应持续深化能源大数据中心建设，发挥能源大数据在能源转型、服务经济社会发展中的价值。 应衔接好全国一体化大数据中心协同创新体系，统筹推进能源大数据中心建设；加强能源大数据中心与国家“十四五”时期相关发展规划和全国大数据中心建设部署的对接，服务好国家“东数西算”工程建设，健全政策、组织、资金、人才等保障机制，实现一盘棋式建设发展。 应发挥智库在能源大数据中心建设中的关键作用，提升能源大数据的竞争力；将能源数据分析能力作为能源大数据中心建设的核心环节，加强与高水平智库机构的合作，围绕“双碳”、政府治理等重点领域，开发一批前瞻性、综合性、具有全国影响力的数据产品，培养高水平数据分析人才队伍，提升能源大数据中心的软实力。 同时，应重视优秀案例经验提炼与宣传，扩大能源大数据中心的影响力。及时总结提炼能源大数据中心建设情况、典型经验，谋划远期发展，积极向有关政府部门沟通汇报，整合传播渠道，加大宣传力度，争取政府及社会各界认可，扩大影响力。

# 南方能监局：提高新能源配储能补偿力度！支持储能以独立主体参与各类电力市场！ 2月24日，国家能源局南方监管局发布《关于加强南方区域新型储能发展应用监管工作的通知》，文件要求广东、广西、海南省（区）能源主管部门加快出台本地区新型储能专项规划或发展方案，明确新型储能布局、目标和重点任务。支持各类储能技术、调控技术攻关，充分考虑建设大容量、长时储能、综合应用的示范项目。支持储能项目作为新型、特殊的独立市场主体身份参与各类电力市场！ 明确新型储能参与一次调频、二次调频、深度调峰等辅助服务的具体规则。推动 完善新型储能参与电力市场的价格形成机制，明确相关辅助服务费用向用户侧疏导。完善电源侧储能的补偿机制，支持火电等常规电源联合新型储能参与调峰、调频、备用等辅助服务，提高新能源配置储能的补偿力度。支持电网侧独立储能电站以“共享储能”模式或直接参与电力市场方式拓展商业模式。

# 俄乌冲突加剧 国际煤价飙升 上周，由于俄罗斯与乌克兰冲突爆发，大西洋地区煤炭价格大幅上涨。美国和欧洲目前还没有对俄罗斯能源实施制裁，买家争相转向除俄煤外其他煤源的询货。 尽管没有实施与能源相关的制裁，但是这仍然给欧洲公用事业公司带来了许多问题。多年以来，俄罗斯是欧洲和地中海区域的主要能源供应国，俄罗斯煤低硫优质，而且通过波罗的海码头运输比其他货源的运输速度更快，在欧洲动力煤消费中占比很大。目前，全球能源和大宗商品市场的不确定性推高了这些地区的动力煤价格，买家对于是否购买俄罗斯货物举棋不定。本周普氏评估6000大卡CIF现货价达到260美元/吨的峰值，这是自去年10月以来的最高水平。上周五价格有所降温，但仍然在200美元/吨以上的水平。 据消息称有买家对美国低硫煤询货，但美国煤的生产和物流都存在许多问题，供货可能性很小。此外，还听说有几船低硫哥伦比亚煤炭在交易。由于情况特殊，这些哥伦比亚的货物在迅速运往欧洲时要收取极高的保险费，不过这也是有理可循的，哥伦比亚的煤炭供应紧张状态已经持续了好几个月，直到最近才开始改善，而且由于整个欧洲的库存都很低，欧洲的公用事业公司似乎也没有别的选择。消息人士称，在南非，国家铁路以85%的运力向理查兹湾煤炭码头供应煤炭，所有煤种的离岸价水平也随之不断攀升。这使得印尼和澳大利亚煤炭成为可能的替代选择，但消息人士再次提到这些产地的供应限制、高昂的保险费用以及将煤炭运输到大西洋更长的航行和交付时间，都是难以解决的制约因素。展望未来，市场情绪和价格几乎完全与乌克兰局势的发展有关，预计未来几周大西洋地区价格波动性仍然很大。

# 央视调查丨太疯狂！企业“加价”抢人年薪涨到50万元！光伏人才炙手可热 随着光伏等新能源产业的发展进入“快车道”，人才的需求也越来越大。最近，不少光伏企业出现了用人紧缺的情况，电池组件的工人“招不满”，高端人才更是要靠“抢”。 专业工人招不到 高端人才抢着要 元宵节过后，在西安一个光伏电池生产基地，一场规模超过千人的招聘会正在进行。几个月后，在这个基地，一个全新的15GW电池工厂将开工投产，整个厂区预计招聘岗位4000多个。在这其中，仅一线的技术工人就需要超过1500人，主要是有电池片制造经验的技术人员。 隆基乐叶光伏科技有限公司人力资源部高级经理王维表示：整个招聘，技术工作还是有比较大的难度。我们做了一个数据统计，因为电池片制造技术人员，基本上国内所有的电池片企业加在一起应该不会超过3万人。所以需要通过各种渠道进行招聘。 不仅是专业技术工人供不应求，在光伏行业，高端技术岗位的研发和管理人员也成为各大新能源企业争抢的“香饽饽”。这类人才不仅需要有跨学科的背景知识，同时还要了解产线的整体设计和运维，记者了解到，不少企业通过猎头公司“加价”抢人，而企业间对候选人的争抢也十分常见。某人力资源集团首席业务运营官 冯宁表示：人才的紧缺性还是比较强的，而且以前普遍的行业薪酬涨幅就是5-10%，但现在基本上年薪30万元的候选人都很容易拿到45-55万元的年薪。中国光伏行业协会助理秘书长 江华：光伏行业人才的离职率是8.5%，相对来说还是比较高的，有一些新的公司往往是一下子把原来老公司的整个技术团队都挖过去了。据显示，我国光伏行业，年均新增人才需求为9.3万人，而年均新增人才供给量却只有4万人，人才供给面临巨大的缺口。 从业人员“难对口”产业发展亟需复合型人才 据中国光伏行业协会预测，未来几年光伏市场规模将加速扩大，快速增长的产业规模，对相关人才的培养也提出了更高要求。陈景润，是一名化工专业工业催化方向的博士。去年，刚刚从一家传统化石能源企业入职到一家光伏企业负责新项目的应用研发。他告诉记者，由于真正有相关专业和细分领域背景的人太少，所以在整个项目团队里和他有一样有“跳槽”经历的人不在少数。隆基股份研究院高级主任工程师陈景润：很多人都是从传统能源转型过来，占比大概是三分之一。据了解，目前，我国高校并没有开设直接的光伏专业，从业人员主要来自材料、能源、应用物理等专业。据不完全统计，我国开设新能源材料与器件专业的院校已经达到了91所，但和需求相比，能够向行业输送的高校毕业生数量依然不足。 西安交通大学管理学院副院长 田高良：人才缺口大，主要原因是高校整个人才培养体系和培养理念与社会经济的发展相脱节。中国光伏行业协会助理秘书长江华：因为光伏技术进步速度非常快，电池产业化平均转化效率年均大概以0.3%-0.4%的速度增长，一些老的技术也在逐步被淘汰。业内人士分析，未来一段时间，光伏产业的人才需求量仍将逐年增加。同时，随着光伏发电与建筑、交通、农业等领域的融合发展，在应用层面，复合型人才也将更为稀缺。隆基绿能科技股份有限公司副总裁 李文学：如果高校能更了解前端的应用达到什么程度，企业的工业技术到什么程度，这样它就会调整专业方向，培养更多的人。兰州大学零碳学院副院长王建波：短期来看，新能源的这种人才可能会有一些短缺，但长期来说我不太担心。

# 2022年1月全国电力市场交易简况：各交易中心组织完成市场交易电量4970.9亿千瓦时 2022年1月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量4970.9亿千瓦时，同比增长97.8%。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为3369.4亿千瓦时，同比增长67.6%。 一、全国各电力交易中心交易情况 2022年1月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量4970.9亿千瓦时，同比增长97.8%。省内交易电量（仅中长期）合计为4152亿千瓦时，其中电力直接交易3331.2亿千瓦时、绿色电力交易2.6亿千瓦时、电网代理购电768.5亿千瓦时、发电权交易44.8亿千瓦时、其他交易4.8亿千瓦时。省间交易电量（中长期和现货）合计为819亿千瓦时，其中省间电力直接交易38.2亿千瓦时、省间外送交易780.8亿千瓦时。 1月份，国家电网区域各电力交易中心累计组织完成市场交易电量4142.8亿千瓦时，其中北京电力交易中心组织完成省间交易电量合计为771.3亿千瓦时；南方电网区域各电力交易中心累计组织完成市场交易电量647.7亿千瓦时，其中广州电力交易中心组织完成省间交易电量合计为43亿千瓦时；内蒙古电力交易中心累计组织完成市场交易电量180.4亿千瓦时。 二、全国电力市场中长期电力直接交易情况 2022年1月，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为3369.4亿千瓦时，同比增长67.6%。其中，省内电力直接交易电量合计为3331.2亿千瓦时，省间电力直接交易（外受）电量合计为38.2亿千瓦时。

# 2021年全国电力市场交易简况：全国完成市场交易电量37787.4亿千瓦时 2021年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量37787.4亿千瓦时，同比增长19.3%，占全社会用电量比重为45.5%，同比提高3.3个百分点。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为30404.6亿千瓦时，同比增长22.8%。 12月份，全国各电力交易中心组织完成市场交易电量4087.7亿千瓦时，同比增长25.6%。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为3176.4亿千瓦时，同比增长26.9%。 一、全国各电力交易中心交易情况 2021年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量37787.4亿千瓦时，同比增长19.3%，占全社会用电量比重为45.5%，同比提高3.3个百分点。省内交易电量（仅中长期）合计为30760.3亿千瓦时，其中电力直接交易28514.5亿千瓦时、绿色电力交易6.3亿千瓦时、发电权交易2038.8亿千瓦时、抽水蓄能交易117.6亿千瓦时、其他交易83亿千瓦时。省间交易电量（中长期和现货）合计为7027.1亿千瓦时，其中省间电力直接交易1890.1亿千瓦时、省间外送交易5037.5亿千瓦时、发电权交易99.5亿千瓦时。 12月份，全国各电力交易中心组织完成市场交易电量4087.7亿千瓦时，同比增长25.6%。省内交易电量（仅中长期）合计为3269.2亿千瓦时，其中电力直接交易3060.7亿千瓦时、绿色电力交易3.1亿千瓦时、发电权交易196.8亿千瓦时、抽水蓄能交易3.2亿千瓦时、其他交易5.4亿千瓦时。省间交易电量（中长期和现货）合计为818.6亿千瓦时，其中省间电力直接交易115.7亿千瓦时、省间外送交易700.5亿千瓦时、发电权交易2.4亿千瓦时。 2021年，国家电网区域各电力交易中心累计组织完成市场交易电量29171.5亿千瓦时，占该区域全社会用电量的比重为44.5%，其中北京电力交易中心组织完成省间交易电量合计为6379亿千瓦时；南方电网区域各电力交易中心累计组织完成市场交易电量6702.8亿千瓦时，占该区域全社会用电量的比重为46.6%，其中广州电力交易中心组织完成省间交易电量合计为590.4亿千瓦时；内蒙古电力交易中心累计组织完成市场交易电量1913.1亿千瓦时，占该区域全社会用电量的比重为61%。 二、全国电力市场中长期电力直接交易情况 2021年，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为30404.6亿千瓦时，同比增长22.8%。其中，省内电力直接交易电量合计为28514.5亿千瓦时，省间电力直接交易（外受）电量合计为1890亿千瓦时，分别占全国电力市场中长期电力直接交易电量的93.8%和6.2%。 12月份，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为3176.4亿千瓦时，同比增长26.9%。其中，省内电力直接交易电量合计为3060.7亿千瓦时，省间电力直接交易（外受）电量合计为115.7亿千瓦时，分别占全国电力市场中长期电力直接交易电量的96.4%和3.6%。

# 腾讯进军新能源！建设储能电站、开发集中式新能源电站、规模化采购绿电！ 刚刚，腾讯正式公布“净零行动”。腾讯承诺：不晚于2030年，实现自身运营及供应链的全面碳中和。同时，不晚于2030年，实现100%绿色电力。 2月24日，腾讯发布《腾讯碳中和目标及行动路线报告》，宣布开启“净零行动”，其中在可再生能源领域动作尤为值得关注，建设储能电站，开发集中式新能源电站，探索源网荷储一体化示范项目，并大力推进可再生能源采购，参与绿电市场化交易！腾讯将借碳中和全面进军新能源领域？ 三大行动透露能源大动作！ 腾讯表示其碳中和行动将遵循“减排和绿色电力优先、抵消为辅”的原则，推进实现腾讯自身运营及供应链碳中和。具体共包含节能提效、可再生能源、碳抵消三大行动方向，从节能管理、创新节能技术、提升可再生能源利用比例、推进可再生能源采购和探索碳汇领域的新方法等多方面来实现。 节能提效 腾讯表示持续推进办公楼宇节能获得多个LEED 设计金级认证，对全国全部白建和租赁办公面积进行能耗管理； 并通过新一代数据中心技术 T-block，实现PUE不高于1.3，极限PUE降至1.06； 此外还要不断探素数据中心创新制冷与电气技术，探索“三联供”、液冷、余热回收等节能技术。 可再生能源 数据中心是互联网科技企业的主要排放来源，也是腾讯净零行动的关键。 腾讯表示要持续提升可再生能源利用比例，部署数据中心屋顶光伏，探索新能源微网技术，建设储能电站，搭载智慧能源管理系统。为增强数据中心的负荷弹性，腾讯规划在清远清新园区、上海青浦园区接入储能电站，使数据中心不再是一个简单的电力负荷，而是可调用、可调节的功率节点。 并大力推进可再生能源采购，参与绿电市场化交易，腾讯2022年度已集中签订共计5.04亿千瓦时绿电交易合同，锁定了6个风电光伏项目的年度部分发电量。 腾讯已建和在建的数据中心园区分布式新能源项目超80兆瓦，预计建成后年发电量超8000万千瓦时，未来可有效降低数据中心用能成本，持续增加数据中心可再生能源的利用比例。 为了确保清洁能源的稳定供应，在采购绿色电力的同时，腾讯也在探索集中式新能源电站的开发，促进可再生能源上网提升负载柔性并匹配可再生能源利用技术。一方面，考虑到绿电市场化交易在全国不同区域的发展阶段不尽相同，腾讯希望通过项目开发的方式保障自身绿色电力的稳定供应，另一方面希望通过优先开发“就近性”好的集中式风、光电站，确保其自身可再生能源项目的“额外性”，为中国的可再生能源市场带来增量。而且，在关注陆上、海上风光项目的同时，腾讯也在持续关注源网荷储一体化和多能互补类项目，探索能源互联网管理平台和新能源为基础的新型电力系统耦合技术，促进新能源电力行业数字化转型。 腾讯表示2021年已经开始与多家新能源开发商洽谈合作，并率先在广东与新能源合作伙伴合作探索源网荷储一体化示范项目。 为利用好分布式新能源贴近负荷中心，便于衍生光储充、风光储、源网荷储等低碳化能源利用场景的特点，腾讯表示将和清华大学、华中科技大学、西安交通大学等高校合作，积极探索利用智慧能源管理平台、电力市场化交易、碳排放交易等数字化系统，寻找更优的可再生能源利用模式。 碳抵消 借助自身碳抵消量需求，探索碳汇领城的新方法和技术革新。 数字化+负碳技术=？ 此外，在实现自身运营和供应链碳中和的同时，腾讯也将探索助力产业低碳转型。数字化是腾讯助力实体产业低碳转型中，最能够发挥自身优势的方式。 在未来的碳中和转型之路上，腾讯认为数字化必将发挥更大的价值。例如，在未来的能源系统中，光伏、风力发电等新能源天然带有随机、间歇和不稳定的固有特性，微网、储能等领域也发展迅猛，腾讯指出，在构建柔性可控的能源系统、更智能的能源消纳等方向上，数字化都可以贡献独有的价值。 此前，在建筑方面，腾讯的智慧建筑管理平台(微瓴)助力国电投总部建设屋顶光伏、地面光伏、BIPV幕墙光伏、微风风机等一体化的交流微电网，连接24个子系统，4388个物联网设备点位和传感设备，实现设备的数据全息感知，对发电、储、用情况进行有效的分析和管理。 而且随着越来越多的企业加入低碳转型的行列之中，更准确的碳排放监测、更细致的能耗和碳资产管理也是数字化未来的发展空间。在工业园区方面，腾讯与港华能源共同打造了零碳园区智慧能源平台，助力用能、供能企业实现碳排放一目了然、碳管理精准高效。未来，平台还将接入能效管理、能源交易、碳交易等应用，帮助工业园区加速建设“零碳园区”。 报告中还提到，从电力系统清洁化及更广泛的可再生能源发展，到工业创新工艺、交通电动化及建筑绿色化，技术创新在每个领域都扮演着决定性的角色，腾讯也在持续关注电解水制氢、电化学储能等等颠覆性创新技术，助力低碳、零碳、负碳技术发展。结合更广泛的节能减排、可再生能源利用、碳抵消的领域，腾讯也将借助规划中的基建项目，持续探索新能源发电、储能、微网群、能源互联网、低碳环保材料、新兴碳汇等新兴技术的应用机会。

# 《人民日报》发表辛保安文章： 坚决扛牢电网责任 积极推进碳达峰碳中和 2月23日，《人民日报》发表国家电网有限公司董事长、党组书记辛保安署名文章《坚决扛牢电网责任 积极推进碳达峰碳中和》，全文如下： 坚决扛牢电网责任 积极推进碳达峰碳中和 实现碳达峰碳中和，是党中央统筹国内国际两个大局作出的重大战略决策，意义重大、影响深远。去年底召开的中央经济工作会议明确指出“要正确认识和把握碳达峰碳中和”。我们必须深入分析推进碳达峰碳中和工作面临的形势和任务，充分认识实现“双碳”目标的紧迫性和艰巨性，研究需要做好的重点工作，统一思想和认识，扎扎实实把党中央决策部署落到实处。这为我们高质量推进“双碳”工作提供了根本遵循。 电网连接电力生产和消费，是各类能源转换利用和优化配置的重要平台，在推进能源革命、服务“双碳”目标中发挥着重要作用、承担着重要责任。党中央提出“双碳”目标后，国家电网公司第一时间贯彻落实，发布实施国内企业首个“双碳”行动方案和构建新型电力系统行动方案，出台一系列务实举措，努力争当能源革命的推动者、先行者、引领者。通过持续深入学习重要讲话精神，我们对“双碳”工作的认识不断深化，将坚决扛牢电网责任，进一步强化系统观念，完整准确全面贯彻新发展理念，确保党中央“双碳”部署在公司不折不扣落地落实。 在推进“双碳”中确保电力安全可靠供应。减排不是减生产力，也不是不排放，而是要走生态优先、绿色低碳发展道路，在经济发展中促进绿色转型、在绿色转型中实现更大发展。去年下半年，受电煤供应短缺、煤电机组出力不足等因素影响，我国部分地区电力供需偏紧。党中央、国务院高度重视，对煤电油气运全方位加强工作部署。国家电网公司强化政治担当，扎实做好电力保供工作。当前和今后一个时期，我国仍处在工业化、新型城镇化快速发展的重要阶段，能源消费总量还将保持刚性增长，保障电力安全可靠供应将是长期艰巨任务。国家电网公司将全力以赴，担当负责、守土尽责。一方面，做好电源并网服务和科学调度，统筹支持现役煤电机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”和新能源、清洁能源发展，推动支撑保障电源尽早投运，确保各类电源能并尽并、增发稳供，将传统能源逐步退出必须建立在新能源安全可靠的替代基础上的要求落到实处。另一方面，充分发挥大电网优化资源配置的平台作用，优化电网调度和电力交易，深挖跨区跨省通道送电潜力，加大省间余缺互济力度，最大限度保障电力电量平衡。同时，配合政府强化电力需求侧管理，引导用户合理错峰避峰，保障电力供应平稳有序。 推动电网发展与各地区各行业减排降碳高效协同。既要增强全国一盘棋意识，加强政策措施的衔接协调，确保形成合力；又要充分考虑区域资源分布和产业分工的客观现实，研究确定各地产业结构调整方向和“双碳”行动方案，不搞齐步走、“一刀切”。国家电网公司经营区域覆盖26个省份，售电量占经营区全社会用电量的80%，我们将始终从促进能源革命、服务“双碳”工作全局出发谋划推进各项工作，持续优化公司行动方案。实践中，坚持因地制宜、因网制宜，根据各省各地发展阶段、能源资源禀赋及“双碳”进程，科学做好电网规划建设。同时，支持产业优化升级，落实国家全面节约战略，推动引导全社会节能减排，加快形成绿色生产生活方式。聚焦工业、交通、建筑和居民生活等重点领域，稳妥有序实施电能替代，鼓励节约用电、高效用电、用绿色电。聚焦多能互补、智慧用能、能效管理等重点方向，加快建设一批综合能源服务项目，发挥电、气、热、冷、氢等不同能源系统的耦合互补效应，以及数字化赋能效应，示范推动综合能源服务产业发展。聚焦电力大数据价值挖掘，强化“电力看经济”“电力看环保”等服务，助力国家坚决遏制高耗能、高排放、低水平项目盲目发展，控制不合理用电需求。 大力推进新能源供给消纳体系建设。既要立足当下，一步一个脚印解决具体问题，积小胜为大胜；又要放眼长远，克服急功近利、急于求成的思想，把握好降碳的节奏和力度，实事求是、循序渐进、持续发力。推进能源革命、实现“双碳”目标，将带来电网发展格局和功能形态的深刻变革，这将是一个长期的动态演进过程。我们将把握大势、洞察趋势，从当前实际出发做好工作，持续优化电网发展布局，加大特高压和配套电网建设力度，大力推进新能源供给消纳体系建设。力争通过“十四五”“十五五”时期的努力，将国家电网跨区跨省输电能力由目前2.4亿千瓦提高到2030年的3.7亿千瓦以上，全力服务好沙漠戈壁荒漠大型风电光伏基地建设，并为各类清洁能源发展提供坚强网架支撑。针对提高电力系统调节能力对发展储能的现实要求，大力加强技术成熟的抽水蓄能电站建设，积极支持新型储能规模化应用，力争到2030年公司经营区抽蓄电站装机由目前2630万千瓦提高到1亿千瓦、电化学储能由300万千瓦提高到1亿千瓦。针对“双碳”情景下电力系统发展和安全运行面临的重大技术难题，深入实施科技创新行动计划，大力开展柔性直流输电、虚拟电厂、大电网安全稳定控制、特高压分接开关等重大技术攻关，强化基础研究和前 沿技术布局，争取更多“从0到1”的创新突破。 积极贯彻落实党中央深化电力市场化改革部署。推动有为政府和有效市场更好结合，建立健全“双碳”工作激励约束机制。国家电网公司将坚持推进改革，以改革解难题、促发展、保安全。统筹推进中长期、现货和辅助服务市场建设，积极研究推动电—碳两个市场协同运行、融合发展，充分发挥市场在优化电力资源配置中的作用；扎实做好代理购电、信息公开等工作，保障居民、农业用电需求和价格稳定；总结吸取国外电力市场化改革正反两个方面的经验，巩固和发挥我国电网长期实行的统一规划、统一调度、统一管理体制优势；持续深化“双碳”背景下能源电力发展重大问题研究，服务国家建立健全与“双碳”进程相适应的体制机制和政策环境。 在统筹推进碳达峰碳中和工作中，国家电网公司承担着重大责任和历史使命。我们将系统观念贯穿各项工作，坚持清洁低碳是方向、能源保供是基础、能源安全是关键、能源独立是根本、能源创新是动力、节能提效要助力，全力以赴服务“双碳”目标，为保持平稳健康的经济环境、国泰民安的社会环境、风清气正的政治环境作出应有贡献，以优异成绩迎接党的二十大胜利召开。

国家发展改革委关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知 发改价格〔2022〕303号 各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委，有关企业，有关行业协会： 为贯彻落实中央经济工作会议和国务院常务会议精神，根据《价格法》等相关法律法规规定，现就进一步完善煤炭市场价格形成机制及有关事项通知如下： 一、总体思路 煤炭是关系国计民生的重要初级产品，电力供应和安全事关经济社会发展全局。要立足以煤为主的基本国情，使市场在资源配置中起决定性作用，更好发挥政府作用，综合运用市场化、法治化手段，引导煤炭（动力煤，下同）价格在合理区间运行，完善煤、电价格传导机制，保障能源安全稳定供应，推动煤、电上下游协调高质量发展。 二、引导煤炭价格在合理区间运行 煤炭价格由市场形成。国家发展改革委会同有关方面综合采取供需衔接、储备吞吐、进出口调节、运输协调等措施，促进煤炭价格在合理区间运行。当煤炭价格显著上涨或者有可能显著上涨时，将根据《价格法》第三十条等规定，按程序及时启动价格干预措施，引导煤炭价格回归合理区间；当煤炭价格出现过度下跌时，综合采取适当措施，引导煤炭价格合理回升。 从多年市场运行情况看，近期阶段秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易价格每吨570～770元（含税）较为合理（晋陕蒙相应煤炭出矿环节中长期交易价格合理区间见附件），煤炭生产、流通、消费能够保持基本平稳，煤、电上下游产业能够实现较好协同发展。适时对合理区间进行评估完善。 三、完善煤、电价格传导机制 引导煤、电价格主要通过中长期交易形成。煤炭中长期交易价格在合理区间内运行时，燃煤发电企业可在现行机制下通过市场化方式充分传导燃料成本变化，鼓励在电力中长期交易合同中合理设置上网电价与煤炭中长期交易价格挂钩的条款，有效实现煤、电价格传导。 四、健全煤炭价格调控机制 （一）提升煤炭市场供需调节能力。进一步完善煤炭产供储销体系，保障煤炭产能合理充裕，完善煤炭中长期合同制度，进一步增强政府可调度储煤能力，完善储备调节机制，适时收储投放，促进煤炭价格在合理区间运行。增强铁路煤炭集疏运配套能力。建立健全煤炭需求侧响应机制，必要时合理调节煤炭消费。 （二）强化煤炭市场预期管理。健全煤炭生产流通成本调查制度和市场价格监测制度，为开展煤炭价格调控、评估完善煤炭价格合理区间提供支撑。及时发布煤炭市场和价格信息，强化煤炭价格指数行为评估和合规性审查。煤炭价格超出合理区间时，充分运用《价格法》等法律法规规定的手段和措施，引导煤炭价格回归合理区间。 （三）加强煤、电市场监管。严禁对合理区间内的煤、电价格进行不当行政干预，严禁违规对高耗能企业给予电价优惠。健全行业信用体系，强化煤、电中长期合同履约监管。密切关注投机资本动向，加强期现货市场联动监管，坚决遏制资本过度投机和恶意炒作。各地发展改革部门要配合市场监管部门，密切关注煤、电市场竞争状态，强化反垄断监管；及时查处市场主体捏造散布涨价信息、囤积居奇、哄抬价格、价格串通等价格违法违规行为；煤炭价格干预措施实施后，严肃查处不执行价格干预措施的违法行为，典型案例公开曝光。 本通知自2022年5月1日起执行。进口煤炭价格不适用本通知规定。 国家发展改革委 2022年2月24日

国家发展改革委新闻发布会介绍进一步完善煤炭市场价格形成机制有关情况 《通知》明确了三项重点政策措施：一是引导煤炭价格在合理区间运行。从多年市场运行情况看，近期阶段秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易价格每吨570~770元（含税）较为合理，上下游能够实现较好协同发展。综合考虑合理流通费用、生产成本等因素，相应明确了煤炭重点调出地区（晋陕蒙三省区）出矿环节中长期交易价格合理区间。国家发展改革委会同有关方面综合采取措施，引导煤炭价格在合理区间运行。 二是完善煤、电价格传导机制。引导煤、电价格主要通过中长期交易形成，煤炭中长期交易价格在合理区间内运行时，燃煤发电企业可在现行机制下通过市场化方式充分传导燃料成本变化，鼓励在电力中长期交易合同中合理设置上网电价与煤炭中长期交易价格挂钩的条款，有效实现煤、电价格传导。 三是健全煤炭价格调控机制。首先，提升供需调节能力。保障煤炭产能合理充裕，完善煤炭中长期合同制度，进一步增强政府可调度储煤能力，完善储备调节机制。其次，强化市场预期管理。健全成本调查和价格监测制度，规范煤炭价格指数编制发布行为。煤炭价格超出合理区间时，充分运用《价格法》等法律法规规定的手段和措施，引导煤炭价格回归。第三，加强市场监管。严禁对合理区间内运行的煤、电价格进行不当干预，加强煤、电中长期合同履约监管，强化期现货市场联动监管和反垄断监管，及时查处价格违法违规行为。 2月24日下午，国家发展改革委召开新闻发布会，介绍进一步完善煤炭市场价格形成机制有关情况，国家发展改革委价格司负责同志出席发布会。 孟玮:欢迎参加国家发展改革委专题新闻发布会。去年四季度以来，针对煤炭供需偏紧、价格大幅上涨的情况，按照党中央、国务院决策部署，发展改革委会同相关方面综合采取措施，持续加强煤炭市场价格调控监管，全力做好煤炭保供稳价工作，取得积极进展和成效，当前全国煤炭供应和价格总体平稳。为进一步完善煤炭市场价格形成机制，促进煤炭价格合理形成，近日我委印发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》。为方便大家了解有关情况，今天非常高兴邀请到价格司司长万劲松先生，价格司副司长、一级巡视员彭绍宗先生，价格司副司长周伴学先生，请他们出席发布会，介绍有关情况，并回答大家关心的问题。 万劲松:我先简要介绍一下基本情况。 煤炭是关系国计民生的重要初级产品，今后一段时期我国能源消费仍然要立足以煤为主的基本国情。在当前国际能源供需形势错综复杂的背景下，进一步完善煤炭市场价格形成机制十分重要、十分必要。这次完善煤炭市场价格形成机制，简单地讲，就是坚持煤炭价格由市场形成的基础上，明确价格合理区间、强化区间调控，引导煤炭价格在合理区间运行，实现有效市场和有为政府的更好结合。具体内容可以概括为“两个明确、三项保障”。 “两个明确”：一是明确了煤炭价格合理区间。从目前阶段看，秦皇岛港下水煤5500千卡中长期交易含税价格在每吨570~770元之间较为合理，这也是行业的普遍共识。考虑中间环节流通费用等因素，明确了山西、陕西、内蒙三个重点产区煤炭出矿环节中长期交易价格合理区间。将综合采取措施，引导煤炭价格在上述合理区间运行。二是明确了合理区间内煤、电价格可以有效传导。目前，燃煤发电执行的是“基准价+上下浮动不超过20%”的市场化电价机制。这次完善煤炭市场价格形成机制，与燃煤发电价格机制相衔接，实现了“区间对区间”。我们这次明确了合理区间内煤、电价格可以有效传导，燃煤发电企业可在基准价上下浮动不超过20%范围内及时合理传导燃料成本变化。 为实现上述“两个明确”，提出了三项保障措施。一是提升煤炭供需调节能力。保障煤炭产能合理充裕，完善煤炭中长期合同制度，进一步增强政府可调度储煤能力，完善储备调节机制。二是强化市场预期管理。进一步健全煤炭生产成本调查和价格监测制度，规范煤炭价格指数编制发布行为。煤炭价格超出合理区间时，充分运用各种手段和措施，引导煤炭价格合理回归。三是加强煤、电市场监管。严禁对合理区间内的煤、电价格进行不当行政干预，同时加强煤、电中长期合同履约监管，强化期现货市场联动监管和反垄断监管，及时查处价格违法违规行为。 对于文件的主要政策内容，我可以用五句话帮大家再梳理一下。1、煤炭价格由市场形成，2、引导煤、电价格主要通过中长期交易形成，3、价格合理区间是行业共识，4、合理区间内煤、电价格可以充分传导，5、超出价格合理区间将及时调控监管。 当前，完善煤炭市场价格形成机制具有十分重要的意义，可以概括为“三个稳”：一是稳预期，引导市场形成合理煤价预期，遏制投机资本恶意炒作，防止煤炭价格大起大落；二是稳供应，支持煤矿稳定生产、支持煤电平稳出力，更好发挥煤炭作为基础能源的兜底保障作用，维护国家能源安全；三是稳经济，推动上下游行业协同发展，引导煤炭价格进一步合理回落，稳定下游企业用电用煤的成本，促进经济平稳运行。 近日，政策文件已经印发。下一步，我们将指导督促各地、各有关企业迅速抓好落实，确保政策尽快落地见效。 新华社中经社记者:煤炭价格已经放开由市场形成多年。这次进一步完善煤炭市场价格形成机制，明确提出了价格合理区间，是如何考虑的？ 万劲松:提出煤炭价格合理区间，不是要对煤炭实行政府定价，目的是在坚持煤炭价格由市场形成的基础上，建立价格区间调控机制，实现有效市场和有为政府的更好结合，防止煤炭价格大起大落。 我们都知道，上世纪90年代，煤炭价格逐步放开由市场形成，多年来国家也不断完善煤炭市场机制，引导煤炭价格合理形成。但受多方面因素影响，煤炭的市场机制还不完善，加之投机炒作推波助澜，部分时间存在市场失灵的情况，导致煤炭价格大起大落。 从多年市场运行情况看，煤炭市场价格客观上存在一个合理区间，当价格在合理区间运行时，煤炭的产供储销能够平稳运行，煤炭、电力上下游能够实现协调发展。当煤炭价格超出合理区间过度下跌或过度上涨时，都会带来不利影响，甚至危及能源安全稳定供应，近年来有过多次教训。比如，2015年，煤炭价格过度下跌，导致煤炭企业普遍亏损，生产积极性严重不足，影响行业的健康发展；去年10月份，煤炭价格脱离供求基本面、短期内大幅飙升，燃煤发电行业亏损严重，影响电力安全稳定供应，也损害了经济平稳运行。经历去年煤炭价格非正常上涨后，各方面迫切希望国家完善煤炭价格形成机制，防止煤炭价格大涨大跌，引导煤炭价格在合理区间运行。 我国煤炭自给率超过90%，我们自有资源的完全能够满足需求，上下游关系又长期稳定，明确价格合理区间、强化区间调控、引导煤炭价格在合理区间运行，完全具备条件。这次完善煤炭市场价格形成机制，也是在总结多年来价格调控实践经验、充分考虑煤炭市场运行规律的基础上，对煤炭价格机制的重大改革，也是充分发挥我国的制度优势，正确处理政府和市场关系，在大宗商品市场价格调控领域的一项重大机制创新。我简要回答到这里，谢谢。 上海证券报记者:就像您刚刚介绍的，这次完善机制强调煤、电价格要充分传导，这是否有利于避免再次出现“煤电顶牛”的情况，推动上下游实现协同发展？ 彭绍宗:谢谢万司长、谢谢上证报记者。这次完善机制，就是要着力解决“煤电顶牛”难题，实现煤价、上网电价、用户电价“三价联动”，推动煤、电上下游协同发展。 “煤电顶牛”是个“老大难”问题，主要原因是煤、电价格形成机制不够完善，难以有效衔接。去年10月份，经国务院批准，我委深化燃煤发电上网电价市场化改革，全面放开燃煤发电上网电价，将电价浮动范围扩大至在基准价基础上上下浮动不超过20%，高耗能企业不限，真正构建起“能涨能跌”的市场化电价机制，实现了上网电价、用户电价通过市场化方式有效联动。 这次完善煤炭市场价格形成机制，进一步“追本溯源”，提出煤炭价格合理区间，实现了与燃煤发电“基准价+上下浮动不超过20%”电价区间的有效衔接，在合理区间内煤、电价格可以有效传导。这样，煤价、上网电价、用户电价通过市场化方式实现了“三价联动”，从根本上理顺了煤、电价格关系，破解了“煤电顶牛”难题，谢谢大家。 央广中国之声记者:这次进一步完善煤炭市场价格形成机制，分别针对秦皇岛港下水环节和重点调出区域出矿环节明确了煤炭价格合理区间，请问这样安排是如何考虑的？ 周伴学: 针对秦皇岛港下水煤环节，就是要把握“关键”。我国煤炭资源主要分布在北方地区，由铁路运输至港口后，再通过海运转运至南方省份。以秦皇岛港为代表的环渤海港口是重要的煤炭转运集散地，其价格是煤炭市场价格形成的“风向标”。对秦皇岛港下水煤价格提出合理区间，能够有效引导市场预期，促进全国范围内煤炭价格合理形成。 针对重点调出区域出矿环节，就是要抓住“源头”。煤炭中间流通环节成本费用相对稳定，出矿环节价格波动大，是开展价格调控的“源头”。晋陕蒙三个省区煤炭产量和外调量在全国占比中均超过70%，针对其出矿环节提出价格合理区间，有利于抓住价格波动的源头，有效调控全国煤炭市场，引导价格在合理区间运行。谢谢。 中国证券报记者:有人可能会认为明确煤炭价格合理区间，意味着政府要对煤炭价格进行直接管理，对此您怎么看？明确价格合理区间是否有相关法律法规支撑？ 万劲松:当煤炭价格在合理区间内时，充分发挥市场机制作用，放手让市场主体自主交易形成价格，政府监管要“到位不越位”，不得进行不当行政干预；一旦价格超出合理区间，立即采取调控监管措施，促进煤炭价格回归合理区间。 明确煤炭价格合理区间、强化区间调控，有充分的法律法规依据。比如，《价格法》第4条规定，“国家支持和促进公平、公开、合法的市场竞争，维护正常的价格秩序，对价格活动实行管理、监督和必要的调控”；《价格法》第30条规定，“当重要商品和服务价格显著上涨或有可能显著上涨，国务院和省、自治区、直辖市人民政府可以对部分价格采取限定价差率或者利润率、规定限价、实行提价申报制度和调价备案制度等干预措施”。 第一财经电视记者:秦皇岛港下水煤中长期交易价格合理区间为每吨570~770元，请问这个区间具体水平是如何确定的？将来是否会动态调整？ 周伴学:煤炭价格合理区间是在充分考虑成本的基础上确定的，兼顾煤、电上下游利益，并与煤电市场化电价机制作了妥善衔接，可以有效实现“上限保电、下限保煤”。这个区间各方面有充分共识。 当煤炭价格达到区间上限每吨770元时，燃煤发电企业在充分传导燃料成本、上网电价合理浮动后，能够保障正常发电运行。当煤炭价格触及区间下限每吨570元时，煤炭企业能够维持稳定生产。 南方都市报记者:请问将如何确保煤炭价格在合理区间运行？ 彭绍宗:我委将会同有关部门，抓好长协组织、储备调节、预期管理、价格监管等工作，引导煤炭价格在合理区间运行，这些工作概括起来是“四个强化”。 首先，强化长协组织。其次，强化储备调节。 第三，强化预期管理。 第四，强化价格监管。 人民日报海外版记者:从刚才介绍情况看，此次完善煤炭市场价格形成机制，主要聚焦中长期交易价格。请问，这是否意味着煤炭现货价格不受调控监管？对于煤炭现货价格有哪些考虑？ 周伴学:现货交易是煤炭市场交易的重要组成部分，价格大起大落，也会影响市场预期，不利于煤炭生产和市场平稳运行， 虽然目前没有对煤炭现货价格提出合理区间，但现货价格不能明显偏离中长期交易价格合理区间。 中国战略新兴产业记者:煤炭价格非理性波动的背后往往有资本过度投机炒作的因素。请问这次完善煤炭市场价格形成机制，在遏制资本过度投机炒作方面有哪些考虑？ 万劲松:从近年情况看，煤炭价格非理性上涨的背后都有资本过度投机炒作这个推手。这次我们进一步完善煤炭市场价格形成机制，提出煤炭价格合理区间，就是提前划定了政府价格调控监管的边界线，也给资本设定了“红绿灯”。 东方卫视记者:请问政策的出台对煤价和电价会产生什么影响？ 彭绍宗: 当前，煤炭生产和市场供应总体平稳，日产量稳定在1200万吨以上，电厂存煤处于历史高位，煤炭价格稳定具备坚实基础。完善煤炭市场价格形成机制政策的出台，向行业和市场释放了国家进一步加强煤炭市场价格调控监管的明确信号，有利于引导上下游尽快形成稳定的市场预期、遏制资本投机炒作，引导煤炭价格在当前水平上合理回落。 此次改革，不涉及电价机制调整，

# 发改能源〔2022)209号国家发展改革委国家能源局关于印发《“十四五”新型储能发展实施方案》的通知 2022年1月29日“十四五”新型储能发展实施方案新型储能是构建新型电力系统的重要技术和基础装备，是实现碳达峰碳中和目标的重要支撑，也是催生国内能源新业态、抢占国际战略新高地的重要领域。“十三五”以来，我国新型储能行业整体处于由研发示范向商业化初期的过渡阶段，在技术装备研发、示范项目建设、商业模式探索、政策体系构建等方面取得了实质性进展。市场应用规模稳步扩大，对能源转型的支撑作用初步显现。按照《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》和《国家发展改革委国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》要求，为推动新型储能规模化、产业化、市场化发展，现制定以下实施方案。 一、总体要求 (二)基本原则统筹规划，因地制宜。强化顶层设计，突出科学引领作用。加强与能源相关规划衔接、统筹新型储能产业上下游发展。针对各类应用场景，因地制宜多元化发展，优化新型储能建设布局。创新引领，示范先行。以“揭榜挂帅”等方式加强关键技术装备研发，分类开展示范应用。加快推动商业模式和体制机制创新，在重点地区先行先试。推动技术革新、产业升级、成本下降、有效支撑新型储能产业市场化可持续发展。市场主导，有序发展。明确新型储能独立市场地位，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用，完善市场化交易机制，丰富新型储能参与的交易品种，健全配套市场规则和监督规范，推动新型储能有序发展。立足安全、规范管理。加强新型储能安全风险防范。明确新型储能产业链各环节安全责任主体，建立健全新型储能技术标准、管理、监测、评估体系、保障新型储能项目建设运行的全过程安全。 (三)发展目标到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件。新型储能技术创新能力显著提高、核心技术装备自主可控水平大幅提升，标准体系基本完善。产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟。其中，电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上;火电与核电机组抽汽蓄能等依托常规电源的新型储能技术、百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用;兆瓦级飞轮储能等机械储能技术逐步成熟;氢储能、热(冷)储能等长时间尺度储能技术取得突破。到2030年，新型储能全面市场化发展。新型储能核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列，市场机制、商业模式、标准体系成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，基本满足构建新型电力系统需求，全面支撑能源领域碳达峰目标如期实现。 二、强化技术攻关，构建新型储能创新体系发挥政府引导和市场能动双重作用，加强储能技术创新战略性布局和系统性谋划，积极开展新型储能关键技术研发，采用“揭榜挂帅”机制开展储能新材料、新技术、新装备攻关，加速实现核心技术自主化，推动产学研用各环节有机融合，加快创新成果转化，提升新型储能领域创新能力。 (一)加大关键技术装备研发力度推动多元化技术开发。开展钠离子电池、新型锂离子电池、铅炭电池、液流电池、压缩空气、氢(氨)储能、热(冷)储能等关键核心技术、装备和集成优化设计研究，集中攻关超导、超级电容等储能技术，研发储备液态金属电池、固态锂离子电池、金属空气电池等新一代高能量密度储能技术。突破全过程安全技术。突破电池本质安全控制、电化学储能系统安全预警、系统多级防护结构及关键材料、高效灭火及防复燃、储能电站整体安全性设计等关键技术，支撑大规模储能电站安全运行。突破储能电池循环寿命快速检测和老化状态评价技术，研发退役电池健康评估、分选、修复等梯次利用相关技术。研究多元新型储能接入电网系统的控制保护与安全防御技术。多元化技术:百兆瓦级压缩空气储能关键技术，百兆瓦级高安全性、低成本、长寿命锂离子电池储能技术，百兆瓦级液流电池技术，钠离子电池、固态锂离子电池技术，高性能铅炭电池技术，兆瓦级超级电容器，液态金属电池、金属空气电池、氢(氨)储能、热(冷)储能等。全过程安全技术:储能电池智能传感技术，储能电池热失控阻隔技术，电池本质安全控制技术，基于大数据的故障诊断和预警技术，清洁高效灭火技术;储能电池循环寿金 预测技术，可修复再生的新型电池技术，电池剩余价值评估技术。智慧调控技术:规模化储能与常规电源联合优化运行技术，规模化储能电网主动支撑控制技术;分布式储能设施聚合互动调控技术，分布式储能与分布式电源协同控制技术，区域能源调配管理技术。创新智慧调控技术。集中攻关规模化储能系统集群智能协同控制关键技术，开展分布式储能系统协同聚合研究，着力破解高比例新能源接入带来的电网控制难题。依托大数据、云计算、人工智能、区块链等技术，开展储能多功能复用、需求侧响应、虚拟电厂、云储能、市场化交易等领域关键技术研究。 (二)积极推动产学研用融合发展支持产学研用体系和平台建设。支持以“揭榜挂帅”等方式调动企业、高校及科研院所等各方面力量，推进国家级储能重点实验室以及国家储能技术产教融合创新平台建设，促进教育链、人才链和产业链的有机衔接和深度融合。鼓励地方政府、企业、金融机构、技术机构等联合组建新型储能发展基金和创新联盟。优化创新资源分配，推动技术和商业模式创新。加强学科建设和人才培养。落实《储能技术专业学科发展行动计划(2020-2024)》要求，完善新型储能技术人才培养专业学科体系，深化新型储能专业人才和复合人才培养。支持依托新型储能研发创新平台，申报国家或省部级科技项目，培养优秀新型储能科研人才。(三)健全技术创新体系加快建立以企业为主体、市场为导向、产学研用相结合的绿色储能技术创新体系，强化新型储能研发创新平台的跟踪和管理。支持相关企业、科研机构、高等院校等持续开展新型储能技术创新、应用布局、商业模式、政策机制、标准体系等方面的研究工作，加强对新型储能行业发展的科学决策支撑。 三、积极试点示范，稳妥推进新型储能产业化进程聚焦各类应用场景，关注多元化技术路线，以稳步推进、分批实施的原则开展新型储能试点示范，加强示范项目跟踪评估。 (二)推进不同场景及区域试点示范深化不同应用场景试点示范。 四、推动规模化发展，支撑构建新型电力系统持续优化建设布局，促进新型储能与电力系统各环节融合发展，支撑新型电力系统建设。推动新型储能与新能源、常规电源协同优化运行，充分挖掘常规电源储能潜力，提高系统调节能力和容量支撑能力。合理布局电网侧新型储能，着力提升电力安全保障水平和系统综合效率。实现用户侧新型储能灵活多样发展。探索储能融合发展新场景，拓展新型储能应用领域和应用模式。(一)加大力度发展电源侧新型储能推动系统友好型新能源电站建设。在新能源资源富集地区，如内蒙古、新疆、甘肃、青海等，以及其他新能源高渗透率地区，重点布局一批配置合理新型储能的系统友好型新能源电站。推动高精度长时间尺度功率预测、智能调度控制等创新技术应用，保障新能源高效消纳利用，提升新能源并网友好性和容量支撑能力。支撑高比例可再生能源基地外送。依托存量和“十四五”新增跨省跨区输电通道，在东北、华北、西北、西南等地区充分发挥大规模新型储能作用，通过“风光水火储一体化”多能互补模式。促进大规模新能源跨省区外送消纳、提升通道利用率和可再生能源电量占比。促进沙漠戈壁荒漠大型风电光伏基地开发消纳。配合沙漠、戈壁、荒漠等地区大型风电光伏基地开 发，研究新型储能的配置技术、合理规模和运行方式，探索利用可再生能源制氢，支撑大规模新能源外送。促进大规模海上风电开发消纳。结合广东、福建、江苏、浙江、山东等地区大规模海上风电基地开发，开展海上风电配置新型储能研究，降低海上风电汇集输电通道的容量需求，提升海上风电消纳利用水平和容量支撑能力。提升常规电源调节能力。推动煤电合理配置新型储能，开展抽汽蓄能示范，提升运行特性和整体效益。探索开展新型储能配合核电调峰调频及多场景应用。探索利用退役火电机组既有厂址和输变电设施建设新型储能或风光储设施。(二)因地制宜发展电网侧新型储能提高电网安全稳定运行水平。在负荷密集接入、大规模新能源汇集、大容量直流馈入、调峰调频困难和电压支撑能力不足的关键电网节点合理布局新型储能，充分发挥其调峰、调频、调压、事故备用、爬坡、黑启动等多种功能，作为提升系统抵御突发事件和故障后恢复能力的重要措施。增强电网薄弱区域供电保障能力。在供电能力不足的偏远地区，如新疆、内蒙古、西藏等地区的电网末端，合理布局电网侧新型储能或风光储电站，提高供电保障能力。在电网未覆盖地区，通过新型储能支撑太阳能、风能等可再生能源开发利用。满足当地用 能需求。延缓和替代输变电设施投资。在输电走廊资源和变电站站址资源紧张地区。如负荷中心地区、临时性负荷增加地区、阶段性供电可靠性需求提高地区等，支持电网侧新型储能建设，延缓或替代输变电设施升级改造，降低电网基础设施综合建设成本。提升系统应急保障能力。围绕政府、医院、数据中心等重要电力用户，在安全可靠前提下，建设一批移动式或固定式新型储能作为应急备用电源，研究极端情况下对包括电动汽车在内的储能设施集中调用机制，提升系统应急供电保障能力。 五、完善体制机制，加快新型储能市场化步伐加快推进电力市场体系建设，明确新型储能独立市场主体地位，营造良好市场环境。研究建立新型储能价格机制，研究合理的成本分摊和疏导机制。创新新型储能商业模式，探索共享储能、云储能、储能聚合等商业模式应用。(一)营造良好市场环境推动新型储能参与各类电力市场。加快推进电力中长期交易市场、电力现货市场、辅助服务市场等建设进度，推动储能作为独立主体参与各类电力市场。研究新型储能参与电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，明确相关交易、调度、结算细则。完善适合新型储能的辅助服务市场机制。推动新型储能以独立电站、储能聚合商、虚拟电厂等多种形式参与辅助服务，因地制宜完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制，丰富辅助服务交易品种，研究开展备用、爬坡等辅助服务交易。(二)合理疏导新型储能成本加大“新能源+储能”支持力度。在新能源装机占比高、系统调峰运行压力大的地区。积极引导新能源电站以市场化方式配署新型储能。对于配套建设新型储能或以共享模式落实新型储能的新能源发电项目，结合储能技术水平和系统效益，可在竞争性配置、项目核准、并网时序、保障利用小时数、电力服务补偿考核等方面优先考虑 。完善电网侧储能价格疏导机制。以支撑系统安全稳定高效运行为原则，合理确定电网侧储能的发展规模。建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场。科学评估新型储能输变电设施投资替代效益，探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。完善鼓励用户侧储能发展的价格机制。加快落实分时电价政策，建立尖峰电价机制，拉大峰谷价差，引导电力市场价格向用户侧传导，建立与电力现货市场相衔接的需求侧响应补偿机制。增加用户侧储能的收益渠道。鼓励用户采用储能技术减少接入申力系统的增容投资，发挥储能在减少配电网基础设施投资上的积极作用。(三)拓展新型储能商业模式探索推广共享储能模式。鼓励新能源电站以自建、租用或购买等形式配置储能，发挥储能“一站多用”的共享作用。积极支持各类主体开展共享储能、云储能等创新商业模式的应用示范。试点建设共享储能交易平台和运营监控系统。研究开展储能聚合应用。鼓励不间断电源、电动汽车、充换电设施等用户侧分散式储能设施的聚合利用，通过大规模分散小微主体聚合，发挥负荷削峰填谷作用，参与需求侧响应，创新源荷双向互动模式。创新投资运营模式。鼓励发电企业、独立储能运营商联合投资新型储 能项目，通过市场化方式合理分配收益。建立源网荷储一体化和多能互补项目协调运营、利益共享机制。积极引导社会资本投资新型储能项目，建立健全社会资本建设新型储能公平保障机制。 国家发展改革委办公厅 2022年2月10日印发

# 近日，国家发展改革委等4部门联合发布《高耗能行业重点领域节能降碳改造升级实施指南（2022年版）》（以下简称《实施指南》），围绕炼油、水泥、钢铁、有色金属冶炼等17个行业，提出了节能降碳改造升级的工作方向和到2025年的具体目标。围绕改造升级和技术攻关，《实施指南》提出，对于能效在标杆水平特别是基准水平以下的企业，积极推广本实施指南提出的先进技术装备，加强能量系统优化、余热余压利用、污染物减排、固体废物综合利用和公辅设施改造，提高生产工艺和技术装备绿色化水平。同时，推动节能减污降碳协同增效的绿色共性关键技术、前沿引领技术和相关设施装备攻关。以炼油行业为例，数据显示，炼油能耗主要由燃料气消耗、催化焦化、蒸汽消耗和电力消耗组成。截至2020年底，中国炼油行业能效优于标杆水平的产能约占25%，能效低于基准水平的产能约占20%。中国石油和化学工业联合会产业发展部副主任李永亮表示，炼油行业是石油化学工业的龙头，用能主要存在中小装置规模占比较大、加热炉热效率偏低、能量系统优化不足、耗电设备能耗偏大等问题，节能降碳改造升级潜力较大。对此，《实施指南》确定了炼油行业的改造升级路径，如加强渣油浆态床加氢等劣质重油原料加工 # 、先进分离及分子炼油等深度炼化技术开发应用；加快先进控制技术、冷再生剂循环催化裂化技术、高效空气预热器等普及推广。从具体目标来看，《实施指南》明确，到2025年，炼油领域能效标杆水平以上产能比例达到30%，能效基准水平以下产能加快退出，行业节能降碳效果显著，绿色低碳发展能力大幅提高。作为石油化工的重要补充，煤制甲醇等现代煤化工是推动煤炭清洁高效利用的有效途径。此次发布的《实施指南》提出，到2025年，煤制甲醇、煤制烯烃、煤制乙二醇行业达到能效标杆水平以上产能比例分别达到30%、50%、30%，基准水平以下产能基本清零。“现代煤化工以煤为主要原料，其生产过程以化学反应为基础，存在大量物质变化和能量交换，技术水平高，工艺流程复杂。”石油和化学工业规划院副总工程师韩红梅认为，《实施指南》提出要加快研发高性能复合新型催化剂，推动自主化成套大型空分、大型空压增压机、大型煤气化炉示范应用，推动合成气一步法制烯烃、绿氢与煤化工项目耦合等前沿技术开发应用。这些措施将有助于突破原有技术条件限制，促进工艺流程优化、消耗降低、物料能量利用更合理，从本质上加快节能降碳。为更好推动重点领域节能降碳改造升级，《实施指南》提出促进集聚 # 发展，引导骨干企业发挥资金、人才、技术等优势，通过上优汰劣、产能置换等方式自愿自主开展本领域兼并重组，集中规划建设规模化、一体化的生产基地，提升工艺装备水平和能源利用效率，构建结构合理、竞争有效、规范有序的发展格局，不得以兼并重组为名盲目扩张产能和低水平重复建设。此外，加快淘汰落后，对能效在基准水平以下且难以在规定时限通过改造升级达到基准水平以上的产能，通过市场化方式、法治化手段推动其加快退出。 关于发布《高耗能行业重点领域节能降碳改造升级实施指南（2022年版）》的通知 发改产业〔2022〕200号 各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委、工业和信息化主管部门、生态环境厅（局）、能源局： 按照《关于严格能效约束推动重点领域节能降碳的若干意见》《关于发布〈高耗能行业重点领域能效标杆水平和基准水平（2021年版）〉的通知》有关部署，为推动各有关方面科学做好重点领域节能降碳改造升级，现发布《高耗能行业重点领域节能降碳改造升级实施指南（2022年版）》，并就有关事项通知如下。 一、引导改造升级 对于能效在标杆水平特别是基准水平以下的企业，积极推广本实施指南、绿色技术推广目录、工业节能技术推荐目录、“能效之星”装备产品目录等提出的先进技术装备，加强能量系统优化、余热余压利用、污染物减排、固体废物综合利用和公辅设施改造，提高生产工艺和技术装备绿色化水平，提升资源能源利用效率，促进形成强大国内市场。 二、加强技术攻关 充分利用高等院校、科研院所、行业协会等单位创新资源，推动节能减污降碳协同增效的绿色共性关键技术、前沿引领技术和相关设施装备攻关。推动能效已经达到或接近标杆水平的骨干企业，采用先进前沿技术装备谋划建设示范项目，引领行业高质量发展。 三、促进集聚发展 引导骨干企业发挥资金、人才、技术等优势，通过上优汰劣、产能置换等方式自愿自主开展本领域兼并重组，集中规划建设规模化、一体化的生产基地，提升工艺装备水平和能源利用效率，构建结构合理、竞争有效、规范有序的发展格局，不得以兼并重组为名盲目扩张产能和低水平重复建设。 四、加快淘汰落后 严格执行节能、环保、质量、安全技术等相关法律法规和《产业结构调整指导目录》等政策，依法依规淘汰不符合绿色低碳转型发展要求的落后工艺技术和生产装置。对能效在基准水平以下，且难以在规定时限通过改造升级达到基准水平以上的产能，通过市场化方式、法治化手段推动其加快退出。 附件：1. 炼油行业节能降碳改造升级实施指南 2.乙烯行业节能降碳改造升级实施指南 3.对二甲苯行业节能降碳改造升级实施指南 4.现代煤化工行业节能降碳改造升级实施指南 5.合成氨行业节能降碳改造升级实施指南 6.电石行业节能降碳改造升级实施指南 7.烧碱行业节能降碳改造升级实施指南 8.纯碱行业节能降碳改造升级实施指南 9.磷铵行业节能降碳改造升级实施指南 10.黄磷行业节能降碳改造升级实施指南 11.水泥行业节能降碳改造升级实施指南 12.平板玻璃行业节能降碳改造升级实施指南 13.建筑、卫生陶瓷行业节能降碳改造升级实施指南 14.钢铁行业节能降碳改造升级实施指南 15.焦化行业节能降碳改造升级实施指南 16.铁合金行业节能降碳改造升级实施指南 17.有色金属冶炼行业节能降碳改造升级实施指南 国家发展改革委 工业和信息化部 生 态 环 境 部 国 家 能 源 局 2022年2月3日