能言碳语 | 新规热点速递

01 国内新能源政策

1、国家能源局发布《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028年）》。

2026年7月10日，为深入落实更高水平更高质量做好节能降碳工作的有关要求，充分发挥能源领域对节能降碳的作用，国家能源局发布《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028年）》。

明确以碳达峰碳中和为牵引，以优化能源结构、提升能效水平、强化科技创新、完善政策支撑为重点，把节能降碳工作贯穿能源产供储销用各环节，深化化石能源行业节能降碳，扩大非化石能源替代化石能源规模，推动煤炭和石油消费达峰，为经济社会发展全面绿色转型提供强力支撑。

到2028年，非化石能源消费比重年均提升约1个百分点；合理控制煤电机组供电煤耗，达到现行能效标杆水平的煤电产能比例力争提高15个百分点；建成一批零碳低碳煤炭矿区、油区；支持建成一批零碳园区，重点行业节能降碳取得显著进展，绿色用能水平不断提升。

大力推动火电节能降碳：稳妥有序关停一批具备条件的30万千瓦级及以下煤电机组，鼓励按新一代煤电要求建设替代机组；推动实施一批60万千瓦级煤电机组超（超）临界跨代升级改造。支持对具备条件的机组实施零碳低碳燃料掺烧和碳捕集利用与封存（CCUS）改造建设，改造建设后度电碳排放水平应降低10%左右。实施一批煤电、气电与新能源融合项目，支持煤电与新能源通过储热储能耦合调峰及顶峰、一体化汇集送出等方式，达到融合降碳效果。

发挥输电通道绿色资源优化配置作用。科学优化全国电力流向布局，有序推动“沙戈荒”、水风光一体化等清洁能源基地和跨省跨区输电通道规划建设。深挖输电通道外送潜力，持续优化运行方式，探索先进输电技术应用，稳步提升输电通道对清洁能源承载能力和输送比例，论证试点开展100%新能源外送输电工程。

扩大新能源消纳空间。大力发展新型储能，探索长时储能应用，增加省间新能源互济交易规模，不断提升新能源发电量占比。加强配电网建设改造和智慧升级，提升配电网对分布式新能源等新型主体综合承载能力。积极发展绿电直连、智能微电网、源网荷储一体化、新能源接入增量配电网等新能源就近消纳新业态，扩大绿电应用空间。

加强煤炭生产供应环节的节能降碳：推进煤炭清洁高效开发与生产。强化煤矿项目建设节能降碳要求，推广应用智能化装备与先进开采技术。充分利用采煤沉陷区、工业广场等场地及周边区域，就地开发利用光伏和风电；鼓励有条件的矿区开发利用地热能和分布式太阳能供热供暖。加快煤矿装备设施节能降碳改造，在大负荷机电设备中推广使用智能变频调速、能耗监控等节能技术。推进矿区运输设备新能源替代，在有条件的露天煤矿规模化应用电动、氢能矿卡，在井工煤矿根据运输方式逐步应用电动矿用无轨胶轮车。

促进煤炭洗选提质增效。新建、改扩建煤矿项目应配套建设相应规模的选煤设施，新建选煤厂原则上按照智能化标准建设并达到煤炭清洁高效利用重点领域标杆水平。推动现有落后选煤设施升级改造，限期达到煤炭清洁高效利用重点领域基准水平。优化洗选技术工艺和流程参数，因地制宜发展干法选煤工艺。落实煤炭洗选能耗等技术指标要求，推进煤炭洗选标准化规范化建设。

提升煤炭资源综合循环利用水平。积极推进煤矸石、煤泥等资源化生态化利用，优先用于发电、制取化工品等领域。深化瓦斯利用技术创新，加强煤矿瓦斯全浓度利用，推动瓦斯发电、蓄热氧化等资源化利用项目建设。因地制宜推进富油煤等分质分级利用。鼓励矿区实施瓦斯就地利用、低位热能利用、余热利用、节水节材等节能降碳措施。

大力推进消费侧非化石能源替代化石能源：加快工业供能模式转型。加强工业园区及周边可再生能源开发利用，支持大型化工园区探索利用核能供热供汽，支持建设零碳园区和工厂。鼓励有条件的工厂建设工业绿色微电网，集成应用光伏、风电、高效热泵、新型储能、氢能、余热余压余气、智慧能源管控等一体化系统。鼓励利用公用电、大型热电联产集中供热供汽、清洁能源等方式，降低自备燃煤机组用煤量。积极发展绿色氢氨醇等一体化项目，推进工业副产氢、绿氢应用。探索氢电耦合开发利用模式，推动氢能、生物质等替代化石能源。

提升建筑与农村节能降碳水平：试点推动建筑光伏一体化设计、建设，支持既有建筑节能降碳改造。深化农村能源革命，引导农村减少散煤的燃烧使用，推动就地清洁高效开发利用可再生能源，因地制宜在种植、灌溉、养殖、加工等生产活动中推广应用电气化设备，实施电炊具替代，在具备条件的地区稳妥推进电供暖，在确保人民群众温暖过冬的基础上，推动大气污染防治重点区域平原地区散煤清零。

推动热力系统绿色低碳转型：因地制宜发展风光供热、地热能、生物质供热、核能供热、余热资源化利用等技术，推进多热源互补高效利用。推进有条件的大型热源、热网主干线科学合理建设储热（冷）系统，鼓励支持新能源供热项目、工业园区等冷热负荷集中区域配套建设储热（冷）系统，在具备条件的区域探索开展长时储热（冷）。推进建立热力管网智慧调度体系。

促进绿色电力与新兴产业协同发展：推动新能源基地与算力设施协同规划、建设。支持算力设施提升绿电消费占比，深入挖掘算力负荷时空可调节潜力，促进算电协同运行。推动采用高效冷却、高性能供电、先进余热资源回收利用等节能技术装备，提升算力设施能效水平。布局建设一批自用消纳的新能源基地、流域水风光一体化基地，推动电力和先进制造业等产业协同布局。

强化节能降碳技术创新：加强节能降碳技术装备研发推广。加强节能型能源装备研发，提升能源开采、转换、存储、输送全过程能源装备的能效水平。依托能源领域国家科技重大专项和重点专项，支持节能降碳关键共性技术装备研发与攻关；依托能源领域首台（套）重大技术装备相关政策，支持具有显著节能降碳效益的技术装备应用推广。

强化数字化智能化赋能。深入推进能源产供储销用各环节的数字化、智能化改造，支持企业建设数字化碳管理平台，推动能耗精准计量、实时采集和智能分析，实现能耗与碳排放在线监测、核算与灵活调控。鼓励能源领域人工智能模型创新，探索数智化节能降碳解决方案，挖掘人工智能在节能降碳过程中的高价值场景。

开展低碳零碳负碳前沿技术研发。聚焦化石能源清洁高效利用、可再生能源大规模利用等关键领域，加大前瞻性、战略性的重大前沿科技攻关力度，加快突破超临界二氧化碳发电、CCUS等关键技术，攻关风光灵活高效制氢、规模安全储氢关键技术，突破绿氢合成催化、低碳合成工艺、长距离储运等核心技术。

健全节能降碳政策机制：加强碳排放统计核算管理。围绕煤炭开采和洗选，油气勘探开发、输送及存储，电力生产输配及存储，氢能制取及储运，炼油，煤制燃料等领域和环节，组织开展碳排放统计核算，逐步完善形成定期统计核算机制，加快推进基础能源等产品碳足迹标准制定和因子研制。常态化跟踪监测电力、煤炭、油气、炼油等行业碳排放，并开展碳排放形势分析预测。

完善绿色能源消费促进机制：建立可再生能源消费最低比重目标制度，完善可再生能源电力消纳责任权重制度，压实重点用能行业可再生能源消费责任和各方消纳责任。持续扩大绿色电力证书（以下简称绿证）市场，发布绿证价格指数，引导绿证价格在合理区间运行。推动核电纳入绿电绿证体系。建立绿证和绿电消费标准体系，制定出台绿证核算、认证、标识等标准，加快推进绿证标准与国际对接。推动绿证纳入碳排放核算体系。

健全促进节能降碳的市场机制：完善全国统一电力市场体系，充分利用各省区电力供需时段和调节能力的差异，促进清洁能源在更大范围内消纳。健全绿证绿电交易机制，鼓励通过绿电交易方式落实省间新能源优先发电规模计划，推动发用侧双方以多年期交易合同、聚合交易等方式开展绿电交易。研究CCUS、可再生能源非电利用等低碳零碳负碳项目纳入温室气体自愿减排项目方法学的具体项目类型。

来源：国家能源局网站

原文链接:

https://www.nea.gov.cn/20260710/4acf5873e20149cdbc52c709b16b30ff/c.html

2、《青海省发电侧可靠容量补偿机制》

明确全省合规在运公用燃煤发电，燃气发电，未纳入可持续发展价格结算机制且不含新能源补贴的光热发电，服务于电力系统安全运行且未参与配储的电网侧独立新型储能电站。

系统容量供需系数=系统总容量需求/系统总可靠容量。系统总容量需求为系统净负荷最大值时段的容量，具体为，省内负荷+外送容量需求+备用容量-可中断负荷容量。系统净负荷=省内负荷(含线损)+外送容量需求+备用容量-省内风光出力-季调节及以下水电出力-外购电力-可中断负荷。其中:外送容量需求-外购电力按联络线实际执行电力计算。系统总可靠容量=各类机组可靠容量+外受通道可靠容量，其中:外受通道可靠容量暂取净负荷高峰时段实际省间互济电力，省间互济电力处于外送状态时，外受可靠容量按0计算。

2020-2025年全省系统总容量需求20920兆瓦，全省系统总可靠容量22788兆瓦，2026年度全省容量供需系数为0.92。

(一)火电机组可靠容量核定。可靠容量=机组额定容量×可靠容量系数。可靠容量系数=(1-综合厂用电率)。

2026年燃煤发电、天然气发电综合厂用电率分别暂按6.05%、3.75%计算。

(二)光热、抽水蓄能、新型储能可靠容量核定。可靠容量=最大放电功率×可靠容量系数。可靠容量系数=(1-综合厂用电率)×Min(满功率放电时长/系统净负荷高峰持续时长，100%)。其中，系统净负荷高峰时段为系统净负荷最大高峰持续时段。

2026年光热、新型储能综合厂用电率暂按21.53%、10.39%计算，系统净负荷高峰时段取近3年净负荷高峰前3%时段最大持续小时数8小时计算。

(三)大中型水电可靠容量核定。可靠容量=机组额定容量×可靠容量系数。可靠容量系数=(1-综合厂用电率)。

2026年我省大中型水电综合厂用电率按0.44%计算。

(四)风电、光伏、水电(季度调节及以下)可靠容量核定。可靠容量=额定容量×可靠容量系数。可靠容量系数=(1-综合厂用电率)×Min(前3%-5%最高净负荷时段平均负荷率，3-5年年平均负荷率)。

2026年风电、光伏、水电(季度调节及以下)综合厂用电率分别按0.65%、0.49%、0.44%计算，2021-2025年前3%最高净负荷时段平均负荷率分别为26.87%、0.08%、9.85%，2021-2025年年平均负荷率分别为12.77%、8.56%、5.52%。

容量补偿标准：初期容量补偿标准参考《关于建立煤电容量补偿机制的通知》(发改价格〔2023〕1501号)，衔接现行燃煤燃气实际补偿标准确定，2026年统一容量补偿标准按185元/(千瓦·年)执行。后期，容量补偿标准按照回收边际机组全部或一定比例固定成本计算确定，由省级价格主管部门根据市场运行情况、机组建设成本等调整确定。

容量电费结算计算方式：容量电费按机组申报容量、容量供需系数和容量补偿标准三者乘积确定。发电机组按月向电网申报容量，申报容量不得超过其可靠容量，电网企业计算容量电费并按月结算。

容量电费分摊方式：容量电费按照月度纳入容量电费补偿范围的发电机组的外送电量(不含直流配套电源)和省内全体工商业用户月度用电量比例分摊，由电网企业按月发布、滚动清算。其中，外送电量对应容量电费统一纳入外送交易电价，通过外送交易实现费用补偿。省内工商业用户对应的容量电费由全体工商业用户按当月用电量比例分摊，由电网企业负责收取。分摊容量电费纳入系统运行费用，在系统运行费用科目中下设“发电侧容量补偿电费”项，其下增设“新型储能容量电费度电水平”“光热容量电费度电水平”“缺口容量电费返还度电水平”子科目，现行“燃煤容量电费度电水平”“气电容量电费度电水平”科目归并至“发电侧容量补偿电费”下，实行单独归集、单独反映。

容量电费费用考核：健全可靠容量补偿机制后，从严强化考核约束。结合各类机组出力特性，分类制定缺口容量电费核算办法，规范优化考核流程，做到考核结果公开透明、有效运用。对未达到考核要求的机组，依规扣减可靠容量补偿费用，倒逼机组提升生产运行质效，增强顶峰保供能力，充分发挥容量电价政策引导作用，确保享受容量补偿电费的机组切实履行电力安全保供职责。机组最大出力申报、核定及考核等具体规则另行制定。

来源：国家能源局西北监管局、青海省能源局、青海省发展和改革委员会网站

原文链接：

http://fgw.qinghai.gov.cn/xwzx/tzgg/202607/t20260707_92143.html

3、国务院发布《“十五五”碳达峰行动方案》

总体要求：到2030年，我国单位国内生产总值二氧化碳排放比2025年降低17%，非化石能源消费占比达到25%，确保如期实现碳达峰目标，为实现2035年国家自主贡献目标、推进碳中和奠定坚实基础。

加快能源结构调整优化：

（一）大力推进非化石能源开发。坚持风光水核等多能并举，更大力度发展新能源，统筹开发布局和消纳利用，扩大非化石能源有效供给。建设“三北”风电光伏、西南水风光一体化、沿海核电、海上风电等清洁能源基地，积极发展分布式光伏、分散式风电，推动光热发电、海洋能发电规模化发展，因地制宜利用生物质能、地热能，布局建设风光氢氨醇一体化基地。加快推进新增用电量由新增清洁能源电量覆盖。到2030年，风电和太阳能发电总装机容量达到28亿千瓦以上，常规水电装机容量达到4.1亿千瓦左右，核电运行装机容量达到1.1亿千瓦左右。

（二）加快提升电力系统新能源消纳能力。适应新能源发展趋势，强化电力系统对新能源的接纳、配置和调控能力。提升跨省跨区输电和互补互济能力，加快特高压外送通道建设，新增西电东送能力8000万千瓦以上，大力推进省间电力互济工程建设。支持新能源就地消纳，积极发展绿电直连、新能源就近接入增量配电网等绿电直供模式，推动源网荷储一体化发展。持续扩大电力系统调节资源规模，坚持生态优先、需求导向、优化布局，因地制宜加快建设抽水蓄能电站；推动新型储能规模化发展，大力发展长时储能；挖掘需求侧调节潜力，加快虚拟电厂发展，推动可调节负荷等各类分散资源参与系统调节。逐步明确重点用能行业可再生能源消费最低比重目标。到2030年，抽水蓄能装机容量达到1.6亿千瓦左右，新型储能装机容量力争达到3亿千瓦，全国虚拟电厂最大调节能力达到5000万千瓦以上，电力需求响应能力达到最大用电负荷的5%以上。

（三）深入推进煤炭消费清洁替代。合理控制煤电装机规模和发电量，推动煤电向支撑性调节性电源转型，支持煤电与新能源融合发展。开展煤电机组低碳化改造，在不影响供热前提下开展北方地区热电联产机组热电解耦改造，支持热电厂储热设施建设。加强高效节能煤电机组及其辅机研发攻关与推广应用。依法依规全面淘汰关停不符合环保、能耗、用煤、安全、年限等要求的煤电机组（含自备机组），大力推动自备机组参与电网调峰。推进煤化工低碳化改造，降低单位产品煤耗及碳排放，支持煤化工项目与绿电、绿氢耦合发展。大力推进燃煤锅炉、燃煤工业窑炉清洁替代，全面淘汰10蒸吨/小时及以下燃煤锅炉，分行业领域逐步替代中小燃煤锅炉。“一企一策”推动用煤企业开展控煤减煤。支持有条件的地方对新建非“两高”项目实施煤炭消费等量或减量替代。

（四）持续优化油气消费结构。积极推进绿色氢氨醇、生物柴油、可持续航空燃料等绿色燃料应用。有序推进化工用油替代，探索绿色氢氨醇在化工行业应用，稳妥推动工业领域动力、热力用油替代。引导天然气消费增长保持在合理区间，优先保障民生用气，合理引导重点行业企业用气，因地制宜建设天然气调峰电站。加强生产、消费等各环节油气资源节约工作，提高油气资源利用效率。

推进产业绿色化低碳化：

（五）推动产业结构绿色低碳转型。稳妥有序推进重点行业化解结构性矛盾，依法依规淘汰落后低效产能和工艺设备。加强水泥产能规范管理。有力有效管控“两高”项目，强化源头把关，严格节能降碳审查评价，落实新（改、扩）建“两高”工业项目实施碳排放等量或减量置换要求。加快发展绿色能源、绿色制造、绿色服务等绿色低碳产业，持续增强新能源、新能源汽车、动力电池等产业竞争优势，培育氢能、绿色燃料等产业。支持碳管理服务业发展，推广合同能源管理等第三方治理模式，推进数智技术赋能绿色低碳发展。

（六）开展传统产业节能降碳改造。聚焦重点行业主要用能设备、装置、工序等，全面实施节能降碳改造，大力推广应用节能低碳技术和装备，强化低碳工艺革新和数字化转型，有效提升能源资源利用效率、降低碳排放水平。加强节能监察，健全重点领域能效诊断机制。“十五五”期间，规模以上工业单位增加值二氧化碳排放降低17%以上，规模以上工业单位增加值能耗降低10%以上，单位国内生产总值能耗降低10%左右，通过重点行业节能降碳改造实现节能量1.5亿吨标准煤以上。

（七）加快零碳园区和零碳工厂建设。高标准推进国家级零碳园区建设，出台零碳园区建设指南，支持地方因地制宜推进园区低碳零碳改造。引导新建项目优先向零碳园区集聚，加快形成“以绿制绿”产业集群，鼓励零碳园区存量负荷开展绿电直连，支持应用低碳零碳供热新技术新模式。大力推进零碳工厂建设，支持符合条件的工业企业开展绿电直连，协同推进工业绿色微电网、数字化能碳管理中心等建设应用，着力提升可再生能源就地消纳水平。“十五五”期间，建设100个左右国家级零碳园区和500个左右零碳工厂。

（八）推进算力设施绿色低碳转型。强化算力设施与可再生能源协同布局，支持开展绿电直供，合理配置储能、备用电源等配套设施，推动新建算力设施主要使用非化石能源电力。完善算力设施节能降碳标准，推动未达标算力设施开展节能降碳改造，有序淘汰落后低效技术和设备，提升算力设施能效水平。加快建设绿色算力设施，鼓励建设零碳算力设施。

（九）发挥循环经济助力降碳作用。大力推广资源循环型生产模式，强化废弃物综合利用、能量梯级利用、水资源循环使用，推进废水、废气、废液、废渣等资源化利用。加快完善废旧物资回收网络，推广“互联网+”回收模式，畅通“换新+回收”渠道。加强废弃电器电子产品、废旧动力电池、退役风电光伏设备、报废汽车、报废农机等再生资源规范化回收和精细化利用，拓宽粉煤灰、煤矸石、农作物秸秆、畜禽粪污等大宗固体废弃物综合利用渠道，加快再生材料推广应用，大力发展再制造产业，强化资源循环利用对资源安全的支撑保障作用。

深化重点领域绿色低碳转型：

（十）推进建筑领域节能降碳。加强既有建筑节能降碳改造，强化建筑运行节能降碳管理。城镇新建建筑全面执行绿色建筑标准，推广绿色低碳建造方式，支持超低能耗建筑、装配式建筑规模化发展。积极推动建筑用能电气化和低碳化，推进建筑光伏一体化建设，提高建筑可再生能源消费比重。加快供热、制冷系统绿色低碳转型，强化清洁热力供给和用热需求匹配，开展集中供热管网升级改造，合理布局建设储热蓄冷设施。实施绿色照明行动。“十五五”期间，单位建筑面积直接碳排放降低3%。

（十一）加快交通运输领域低碳转型。深入推进交通运输用能低碳化，持续增加新能源汽车保有量，加快公共领域车辆电动化，积极推动工地、矿山、港口、机场、物流园区等作业车辆和非道路移动机械新能源化，淘汰老旧交通工具；支持新能源重卡规模化应用，完善充换电、绿色氢氨醇加注等补能设施，聚焦货运量大的国家高速公路和普通国道建设零碳公路运输通道，加快提升清洁运输水平；发展电动、液化天然气、生物柴油、绿色甲醇等动力船舶。加快调整优化交通运输结构，持续提高大宗货物铁路、水路运输比重和新能源汽车运输比重。深入实施城市公共交通优先发展战略，打造城市绿色出行体系。到2030年，新能源汽车保有量占比力争达到30%，新能源营运交通工具保有量占比达到25%。

（十二）推进公共机构节能降碳。加大节能降碳改造力度，引导公共机构优先利用可再生能源，推动能源资源消耗指标与相关预算衔接，探索推行公共机构能效和碳排放水平分级，逐步提升能碳管理数智化水平。全面推进节约型机关建设，高标准创建节约型公共机构示范单位，建设低碳公共机构。“十五五”期间，公共机构单位建筑面积能耗降低5%、碳排放降低8.5%。

（十三）巩固提升生态系统碳汇能力。优化国土空间布局，严守生态保护红线，全面推进以国家公园为主体的自然保护地体系建设，强化森林资源保护和可持续利用。坚持山水林田湖草沙一体化保护和系统治理，统筹推进重要生态系统保护和修复重大工程。科学开展大规模国土绿化行动，精准提升森林质量，巩固退耕还林还草成果。加强水土流失综合防治，增加森林碳汇，稳固草原、湿地、农田、海洋等生态系统碳汇能力。开展生态系统碳汇监测评估、计量核算，发布碳汇方法学，探索开展海洋碳汇核算。开展岩溶等地质碳汇本底调查和潜力分析。到2030年，全国森林蓄积量达到224亿立方米。

强化支撑保障：

（十四）健全法律法规标准体系。推动构建有利于实现碳达峰碳中和、加快经济社会发展全面绿色转型的法律法规体系，推动修订节约能源法、可再生能源法、公共机构节能条例等法律法规，研究修订出台重点用能和碳排放单位管理办法、节能降碳监察办法、能效标识管理办法等。完善碳达峰碳中和标准体系，节能降碳主管部门会同标准化主管部门等方面加快制修订重点产品能耗限额、碳排放限额等标准，开展百项重点节能降碳标准建设行动，制定发布重点行业节能降碳水平评价指南，深入实施能效标识和能效、碳效“领跑者”制度。持续健全产品碳足迹核算标准，建立统一规范的产品碳标识认证制度。

（十五）完善碳排放统计核算体系。健全国家及省级地区碳排放年报、快报制度，强化碳排放统计核算工作统筹协调，加强涉碳数据会商。着力提升地市级碳排放统计核算基础能力，推动地市级统计部门因地制宜编制能源平衡表。建立重要数据动态监测预警制度，建设国家碳排放数据综合管理系统，开展重点用能和碳排放单位煤炭消费摸底。逐年编制国家温室气体清单。建立健全科学规范的温室气体排放因子更新制度，加快建设国家温室气体排放因子数据库、碳足迹背景数据库。强化碳计量基础能力建设及应用。

（十六）强化科技支撑和人才培养。聚焦碳达峰碳中和关键领域，布局具有前瞻性、战略性的国家重大前沿科技项目，开展关键核心技术攻关和科学研究，深化相关领域基础研究国际交流合作。加强非二氧化碳温室气体监测评估。依托国家绿色技术交易中心，加快节能降碳科技创新成果转化和推广应用。强化绿色低碳领域知识产权保护。探索开展碳捕集利用与封存示范项目建设。加强碳达峰碳中和相关领域专业人才培养和教育培训，优化相关学科专业设置，完善核心知识体系，丰富教学资源，深化产教融合、科教融汇，扩大专业人才供给。

（十七）加强资金支持。积极促进碳达峰碳中和领域投资，统筹用好各类资金渠道支持符合条件的重点项目建设并强化跟踪调度，引导社会资本积极参与碳达峰碳中和相关项目投资、建设、运营。设立国家低碳转型基金。发挥税收调节作用，落实节能降碳领域税收优惠政策。优化政府绿色采购政策，扩大绿色产品采购范围。有效发挥金融机构绿色金融评估激励作用，加强高质量绿色金融和转型金融产品服务供给，完善绿色金融标准和信息披露要求，促进应对气候变化投融资，鼓励金融机构开展投融资碳核算，有序推动金融机构运营和资产组合绿色低碳转型。

（十八）完善价格政策。深化各类电源上网电价市场化改革，落实新能源可持续发展价格结算机制和新能源就近消纳价格机制。对以输送清洁能源电量或联网功能为主的工程探索实行两部制电价或单一容量电价，推动“沙戈荒”新能源基地作为整体参与市场交易。完善发电侧容量电价机制，有序建立发电侧可靠容量补偿机制。完善体现分时价值差异的零售市场价格机制，探索建立反映调节能力的需求响应价格机制，充分激发用户侧调节潜力。深入推进供热计量改革，加快供热计量改造，有序推行供热计量收费。

（十九）健全市场化机制。发挥碳市场支撑作用，加强全国碳排放权交易市场建设，逐步覆盖石化、化工等行业，对碳排放总量相对稳定的行业优先实施配额总量控制，加强碳排放配额总量与碳排放双控目标衔接，稳妥推行免费和有偿相结合的碳排放配额分配方式。积极发展全国温室气体自愿减排交易市场，推动核证自愿减排量应用。高质量建设绿证市场，拓展绿证应用场景，健全中长期绿证、绿电交易制度。加强碳市场、绿证、绿电等市场化机制衔接协同。探索建立体现核电和可再生能源非电利用低碳价值的制度。“十五五”期间，全国碳排放权交易市场覆盖行业的单位产品碳排放降低3%左右，重点排放单位碳排放配额清缴完成率稳定在较高水平。

来源：中国政府网

原文链接：

https://www.gov.cn/yaowen/liebiao/202607/content_7074833.htm

02 新能源行业热点

1、第27届青洽会7月15日至19日在宁举办

6月3日，第27届中国·青海绿色发展投资贸易洽谈会（以下简称“青洽会”）将于7月15日至19日在青海省西宁市举办，本届青洽会首次设立山东、福建双主宾省和智利主宾国，展会层级、开放规格和影响力大幅提升。

展区设立主宾国、主宾省、外省（区、市）、生态文明高地、产业“四地”、绿色算力、地区发展等特色展区。大会期间将举办开幕式、投资说明会暨重大项目签约仪式、国资央企助力青海高质量发展活动、主宾国经贸合作交流会、世界盐湖产业合作大会、生物与中藏药产业协作大会等十余项活动，搭建政企对接、省际联动、国际合作的高端交流平台。目前，展会整体筹备工作有序推进，展区规划、活动方案、嘉宾邀约、招商储备、宣传策划等前期工作已全面铺开，各项专项筹备任务稳步落实。

省工业和信息化厅将紧盯办会关键环节，聚焦细节打磨、服务保障、宣传推介三大重点，以高标准、高质量、高水平举措全力冲刺筹备工作，确保本届青洽会圆满成功、精彩出彩，持续放大展会平台集聚赋能效应，为全省经济社会高质量发展注入强劲动能。

来源：青海日报

原文链接：

https://epaper.tibet3.com/qhrb/html/202606/04/content_272685.html

2、苏青聚力追光逐绿跑出产业协作加速度

近年来，苏青两省依托苏青东西部协作机制，抢抓国家实施“双碳”战略、“东数西算”工程重大机遇，聚焦光伏全产业链、绿色算力、零碳产业等重点领域，不断优化营商环境，精准对接江苏省产业、资金、技术等优质资源，构建政策、招商、园区、人才四位一体协同发展体系，成功引进一批新能源头部企业，实施光伏发电、绿色算力等一批重大项目，合力推动新能源产业集聚发展。

为打通两省产业合作制度壁垒，青海制定出台一系列政策举措，提供一揽子优惠条件，有效引导江苏光伏、算力、信息技术领域优质企业向青海梯度转移。两省从战略高度推动合作，签署支持青海零碳产业园加快发展、建设青海至江苏特高压输电工程为具体抓手的合作框架协议，统筹推进新能源基地开发、绿电跨省输送、算力资源协同发展格局，搭建起两省长期稳定产业合作平台，实现两省资源禀赋与产业优势双向互补。

依托青洽会等省级招商平台，我省举办“江苏名企青海行”等苏青经贸对接活动，引进落地天合光能、阿特斯等江苏头部新能源企业共43家，到位投资147亿元。建成省内首个绿色算力调度交易平台、国家超算无锡中心青海大学分中心，落地淮海钠电新能源项目，计划实施总投资49亿元的万界京峰、云镜智算等算力项目，夯实青海承接东部算力外溢硬件基础。当前全省新能源产业产值365亿元，带动就业5200余人，同步实现生态、经济、社会效益提升。

推动江苏南通、扬州经开区与西宁经开区、海南州绿色产业发展园区结对共建，融合江苏园区运营经验与青海资源空间优势，集聚各类发展要素，延伸清洁能源产业链，形成涵盖拉晶、切片、电池、组件的全产业链发展格局。促成无锡高新区与海东零碳产业园结对，6家江苏企业签约落地，建成集绿电供给、低碳产业、碳智慧管理于一体的零碳示范集聚区。

针对新能源核心技术难题，组织江苏科研院所、清洁能源企业专家来青交流调研，助力产业规划编制。邀约中国科学院物理研究所、清华、南大储能专家实地指导，促成南大与青海大学、两省电力公司分别签订合作及技术帮扶协议，联合攻关技术、共育专业人才，增强青海新能源科创与成果转化水平。

来源：青海日报、青海省人民政府网站

原文链接：

http://www.qinghai.gov.cn/zwgk/system/2026/07/07/030103310.shtml

3、世界海拔最高风电叶片制造基地首支叶片下线投产

东方电气格尔木风电叶片制造基地首支叶片成功下线，标志着全球海拔最高风电叶片制造基地正式投产。据了解，该基地地处青海省海西蒙古族藏族自治州格尔木市，总投资2亿元，占地面积250亩。一期配置两套130米级大型叶片生产模具，主要生产6兆至10兆瓦陆上风机叶片，年产能超100万千瓦。项目全面达产后，预计可实现年产值5亿元。格尔木昆仑经济技术开发区管委会副主任游巍表示，东方电气风电叶片基地的投产，补齐了青海省风机叶片产业短板，实现了从输出风光资源到本地智造清洁能源装备的产业升级，是园区新能源产业延链补链的重大突破。

来源：中国新闻网、中国新闻网青海

原文链接：

https://www.qh.chinanews.com.cn/cj/news/2026/0706/145621.html