就在去年年底，光伏行业还在为价格底线及行业“自律”标准吵个喋喋不休，裁员、停工、减产一时之间成为整个行业的主旋律，不乏有业内大佬语出惊人：“倡议光伏企业和光伏人春节放假一个月，让光伏人好好休息！把库存清零！” 谁承想，2025年春节后的一纸政策，掀起了声势浩大的抢装热潮，也让深陷泥潭的光伏全产业链从“水深”一步跨入“火热”，暂时淡忘光伏行业全面“渡劫”所带来的剧烈阵痛。隆基、晶科、天合等头部企业组件报价半个月内实现四轮连涨，突破0.7元后持续向0.75元/W拉升，各家生产线相继传出满负荷运转，甚至已经有光伏厂商不惜毁单抬价，行业仿佛一夜之间重返黄金时代。 轰轰烈烈的抢装热潮，为前途不甚明朗的光伏产业在寒冬之前提供了难得的一丝暖意。然而历经“以价换量”的战略短视与被逼无奈的主动减产，供需严重错位的抢装冲刺已经充分证明，多数光伏企业仍未做好应对复杂市场变化的充足准备。在“内卷”惯性下随波逐流的广大厂商，还没有完全建立起面对“光伏下半场”的清醒觉悟。 短暂的暖意终将消散。伴随光伏下游市场化竞价全面开启，光伏行业“最黑暗的日子”才将真正到来。后光伏时代，沉迷产能吨位、低价竞争的旧有逻辑，正逐渐被技术克重、真实价值为主导的市场法则击溃。 比起噱头，实打实的经济效益与产品价值才是王道。 一、光伏“达尔文时刻” 在大自然的历史长河中，能够存活下来的物种，既不是那些最强壮的，也不是那些智力最高的，而是那些能对变化做出快速反应的。“适者生存”的自然法则，放到大洗牌背景下的光伏行业同样适用。 中国光伏行业此前已经历三次全面危机，但与2008年金融风暴、2012年欧美“双反”、2018年“531新政”补贴退坡的外部冲击有所不同，当下规模空前的第四次行业危机，本质上是行业内部长期主义信仰崩塌的结果。 过去数年，光伏企业普遍沉溺于“堆产能-竞低价-抢市场”的闭环之中循环往复。根据国际能源署（IEA）发布的《2024年可再生能源报告》，到2024年底，全球太阳能光伏制造产能预计超过1100GW，是预计需求的两倍多，而这些产能供应主要集中在中国。 市场供需严重失衡的周期性下行背景下，政策的“惊蛰之变”无疑对遏制光伏产业朝向无序竞争的进一步下滑起到关键作用，并有望成为中国光伏产业真正走向健康发展的历史性开端。但站在光伏企业的角度来看，这也意味着光伏下半场的游戏规则正在向更高层次升维。 年初，陕西省提出2025年在全省实行2GW的“光伏领跑计划”，申报计划的项目组件转换效率要求为24.2%以上。东吴证券随后表示，这一政策要求“BC中隆基二代产品与爱旭ABC组件满足，HJT中通威部分组件满足，TOPCon 满足不了”。也即占据目前市场最大份额的TOPCon组件，从一开始便已经被挤下牌桌。 而自2015年到2018年，由国家能源局推行的能效领跑者计划，就曾一度成功促使光伏电站普遍转向效率更高、成本更低的单晶路线。尽管本轮领跑计划还未推及全国范围，但以技术迭代为核心的认知突围已成大势所趋。 伴随由P型技术构筑的“效率天花板”在N型乃至钙钛矿等新一代技术路线的冲击之下轰然倒塌，以规模、成本见长的TOPCon还未完全坐稳江山，就不断遭受来自HJT、BC两大技术阵营的步步紧逼。 尤其是近来声量愈发高涨的BC技术路线，一方面以其无可争议的转换效率优势站稳晶硅赛道天花板，另一方面又在政策扶持、中标表现、市场认可、龙头青睐等诸多层面实现颇为强势的向上跃迁。 去年8月，华能集团 单独招标1GW的BC组件放出了颇具标志性意义的市场信号。面向高效组件的主动倾斜，不仅从规模庞大的TOPCon竞争对手碗中抢出一块肥肉，也让率先吃到过扶持红利的HJT企业不由捏了一把冷汗。 其后传来的，是春节假期期间，爱旭义乌ABC基地每天仍保持超2000人、满负荷生产新闻。据相关报道显示，早在本轮抢装潮来临之前，爱旭自12月中下旬就已经要求为大量订单做好加班加点的工作准备。此前多被唱衰的BC路线，以订单饱满的实际表现彻底证明了自身强大的市场号召力。 就在近日公布的大唐集团 2025—2026年度光伏组件框采当中，爱旭才以第一中标人身份成功拿下1GW容量的N型BC光伏组件标段。 与此同时，行业巨头的主动转向也在拓宽BC技术阵营的想象空间。 上个月，TCL中环 打着“再次定义BC”的旗帜于日本太阳能光伏展上高调发布BC新品，宣布其产品将在今年年内实现量产。此前亦有消息显示，晶科能源 已经搭建BC研发产线，或于今年上马BC产能。专注TOPCon的几大巨头，已经在向BC技术路线主动靠拢。 春江水暖，嗅觉最敏锐的行业龙头们比谁都清楚，比起产能“吨位”之争，未来真正代表行业长期主义的其实是技术“克重”。 二、从“吨位”到“克重” 作为今年国内的首场光伏大展，3月5日-7日的济南光伏展上同时出现了产业寒冬氛围下的展会规模骤降与抢装热潮影响下难得一见的普遍乐观，我们也得以直观看到现阶段光伏行业所面临的矛盾局面。 比较有意思的是，24%+高效组件自去年以来便被摆到了各家展台的醒目位置，甚至有不少企业宣称已经做到最高24.8%的转换效率。然而，现场走访到的所有宣称产品效率可达24%+的光伏企业，无一不承认其可交付产品最高只做到23%+。 虽然就实际表述来看，各家“最大效率”“转换效率”“破纪录效率”之类的说法不一而足，但都改变不了一个客观事实——效率超过24%光伏组件仍停留在实验室阶段，绝大多数企业都还没有实现24%+高效组件的实际量产。 在展会上明确贴出“平均交付效率”24.6%的爱旭股份，在其中反倒像个异类。毕竟参考TaiyangNews最新发布的全球光伏组件量产效率排名，量产交付效率高达24%以上的企业依旧只有爱旭、Maxeon两家，前者更是连续24个月登顶该榜单，是真正意义上的遥遥领先。 呈现断层式优势的效率差距，落实到实践层面是实打实的经济效益。 在爱旭与Tibra Pacific签约的波黑最大地面电站项目中，业主方就曾在一期项目中发现同等面积的ABC较之TOPCon组件能够使发电量提升12%；而在公司与华能合作的海上漂浮式实证电站，ABC组件则以抗隐裂在内的诸多优异性能，较TOPCon组件单瓦发电量多7%左右。 追求极致效率之余，以BC路线为代表的头部企业现阶段也在向抗隐裂、防遮挡等更多非同质化发展方向寻求弯道超车。在今年的济南展会上，我们已经能够看到不少企业展出踩踏组件、遮光对比等各式“花活”。 “走差异化路线，是市场的选择。” 爱旭股份产品行销总监周建朋表示，中国光伏历经十多年发展，从集中式独大，到集中式、工商业和户用三分天下，安装区域也从早期西北地区，向到中东部地区、西南山地乃至向深海拓展，光伏产品的应用场景越来越丰富，只靠一款产品打遍天下是不可能的。 也正是核心技术与差异化打法共同构成的先天优势，让爱旭在面对诸如抢装潮此类新兴市场变化能够游刃有余。 “同样的一个屋顶，爱旭可以多装6%。面对愈发稀少的优质屋顶资源，更易开发、更快建设、更高收益使得爱旭产品成为抢装客户的更优选择。” 周建朋认为，即便未来市场环境出现短期艰难的局面，光伏电站收益“发电量×电价”的两个决定性要素不会改变。ABC组件单瓦更佳的发电能力，能够更好地弥补市场化交易后电价下降所带来的收益风险。 产业追求向实际价值偏移，市场及客户主动用脚投票。在光伏下半场的竞争当中，执着于产能吨位的行业巨轮，未必不会淹没于技术迭代的更新浪潮；而掌握技术克重的探路者，才更有资格定义下一个光伏时代的前进方向。

在不久前举办的国新办新闻发布会上，国务院国资委表示，2025年将继续推动中央企业靠前发力、主动作为，坚持“扩大”和“有效”并重，算财务账更算战略账，更加强调投资的效益和价值，更加强调与合作伙伴共成长，带头改善市场预期。开年以来，电力央企迅猛发力，“电”力全开，展现出“开局即决战、起步即冲刺”的拼搏劲头：一批重大项目建设提速；一批企业接到重要订单；一批批企业实现“开门红”，为能源行业开好局起好步，注入强劲增长力。 一、新征程奋战“开门红” 春节后首个工作日，南方电网广州500千伏狮南甲乙线狮子洋大跨越改造工程现场已经是一片忙碌。项目工期紧、任务重，参建人员开足马力，按照今年迎峰度夏前完成投产送电目标倒排工期。 为实现稳增长、稳预期，各大电力央企持续扩大有效投资。春节过后，各地的一批重大工程、重大项目第一时间复工稳产。新年伊始，中国电建集团青岛即墨海上光伏项目、滇中引水工程、陕西东庄水利枢纽工程、广佛大桥系统工程等各地的工程项目加速推进，中国能建集团库沙500千伏输变电工程紧锣密鼓推进……多个电力央企的重点工程迎来关键节点。同时，中国建材集团旗下中国巨石作为全球玻璃纤维产业龙头企业，在江苏淮安布局了零碳智能制造基地电子级玻纤及配套项目，已在节后正式开工。该项目除建设年产10万吨电子级玻璃纤维生产线外，还将配套建设500兆瓦风力发电项目。2月24日，中广核集团广东陆丰核电项目1号机组完成核岛第一罐混凝土浇筑（FCD），标志着该机组主体工程正式开工。该项目规划建设6台百万千瓦级压水堆核电机组，其中项目1号、2号机组于2024年8月19日获国务院常务会议核准，采用CAP1000三代非能动压水堆核电技术，单台机组额定容量为125万千瓦，设计运行寿命60年。 与中广核一样，不少电力央企实现首月开门红，跑好新年“第一棒”。截至2月底，国家电投集团巩固壮大清洁发展领先优势，近160个项目陆续开复工，装机规模超4000万千瓦。国家能源集团所属上市公司长源电力公告显示，1月完成发电量28.81亿千瓦时。其中，新能源发电量同比增长38.15%，风电发电量同比增长10.35%，光伏发电量同比增长47.81%。2月12日，作为“疆电入渝”配套电源的华电集团新疆哈密2×100万千瓦煤电项目迎来2025年首个里程碑节点——1号机组厂用电系统受电一次成功，标志着“疆电入渝”配套电源项目建设取得重大进展，为项目按期投产奠定了坚实基础。 二、新技术开拓新亮点 国家电投集团瞄准前瞻性技术，加快培育新增长极。此前「能见」曾报道，国家电投集团党组书记、董事长刘明胜年初曾调研了有“集团智库”之称的国家电投经研院，并特别提出，要加快推动人工智能的多领域、深层次介入，以高水平人工智能应用赋能国家电投集团高质量发展。 今年以来，国家电投集团充分发挥风光新能源及新能源制氢制合成氨等领域优势，组建了由90后博士为主体的人工智能技术攻坚专班，聚焦新能源全生命周期的前期规划、设计、建设、生产运维等核心环节，借助大模型的AIGC技术成功开发了新能源发电前期AI辅助设计智能体，大幅提高电站设计效率。在近日闭幕的日本国际太阳能光伏展（PV EXPO 2025）上，国家电投旗下黄河水电公司携自主研发的TBC高效光伏产品及多场景智慧光伏解决方案惊艳亮相，再度以突破性技术实力成为展会现场的瞩目焦点。与此同时，还接连斩获欧洲市场70兆瓦光伏组件订单，充分彰显了该公司在全球光伏产业技术创新和产品定制化服务方面的领先实力。 华电集团旗下华电科工扎实推进氢能“制储输用”发展，跟进可再生能源制氢及氨醇一体化工程示范。推进“新能源+”、新型储能、虚拟电厂等新兴业务，深入开拓煤电低碳化改造市场，加快抢占碳捕集、利用及封存业务市场。构建海上风电运维业务“一中心多基地”发展格局，努力打造特色运维品牌。围绕“海洋能源+”理念，实现海上光伏、海洋牧场、海上风电制氢等海上绿色能源商业化应用。 2024年11月25日，华能集团浙江虚拟电厂1号机组顺利完成72小时试运行，标志着全国首台（套）接入调度系统参与实时响应调节的虚拟电厂正式投产。它可通过智慧管控平台，广泛聚集浙江省内各地的分布式电源、新型储能、充换电站、楼宇空调等，秒级快速响应，实时参与电网调峰调频。 同时，不少中央企业积极布局海外，拓展国际市场。据统计，开年以来中国电建在新能源、水利设施和基础设施建设等领域连续中标多个项目。 中国能建旗下中电工程国际公司与日本富士集成系统公司签署日本高知储能项目EPC框架协议，实现在日本储能市场突破性进展。项目规模为40兆瓦/120兆瓦时，拟采用最新技术电化学储能系统。建成后，将进一步提升该区域风电、光伏消纳能力，优化当地能源结构。中国能建旗下山西院中标泰国EGAT甘加那汶里府诗里纳卡林大坝180兆瓦浮体光伏EPC项目。总装机容量为180兆瓦，覆盖水域约300公顷，除光伏场区外，包括新建一座33千伏开关站，项目开工后，将为当地提供超过500个就业岗位。 当前，新能源产业已成为我国重要的支柱产业，如何保障新能源领域的资源供给，成为中央企业新的时代命题。日前，由中国五矿控股、青海省国资委和青海省国有资产投资管理有限公司共同持股的中国盐湖工业集团有限公司在青海省西宁市揭牌。中国五矿党组书记、董事长陈得信表示，中国五矿将充分发挥全产业链一体化优势特别是科技力量优势，规划好、建设好、运营好世界级盐湖产业基地，打造国家粮食安全的压舱石、新能源产业的稳定器、高端轻金属材料的生力军。光明通万户，电力奋新春。国务院国资委副主任袁野在日前国新办举办的“中国经济高质量发展成效”系列新闻发布会上表示，2025年将保持央企利润总额的稳定增长，资产负债率总体稳定，净资产收益率、研发经费投入强度、全员劳动生产率、营业收现率同比提升，以中央企业高质量发展的实际行动和成效为国民经济持续回升向好作出更大的贡献。

为确保能源的饭碗必须牢牢地端在自己手里，近年来我国能源安全再度被提高到前所未有的高度，需要处理好能源发展与安全、近期与远期、新能源与传统能源之间的关系。2024年政府工作报告提出，强化能源资源安全保障，推进产业结构、能源结构、交通运输结构、城乡建设发展绿色转型。深入推进能源革命，控制化石能源消费，加快建设新型能源体系。 建设新型能源体系需要大力发展风电、太阳能、水电、核电等清洁能源，以及氢能、地热能等新兴能源技术，加强清洁能源与可再生能源在重点工业领域的应用。当前，随着风电、光伏等装机规模持续增长，新能源发电并网运行利用率低等诸多问题亟待解决。必须高度重视能源供给侧与能源需求侧的互动，加强新型电力系统建设，积极推进电源低碳化、安全性和经济性，实现源网荷储深度融合互动，提高现代能源体系对新能源的适应能力与消纳能力。广东、山东、江苏、广西、浙江、辽宁、河北、福建、海南等沿海省份，经济规模大、能源消费总量多，对化石能源依赖强，碳减排任务艰巨，“十四五”及中长期发展面临着电力安全保供、可再生能源消纳、产业绿色转型升级、区域协调发展等形势，必须协同推进能源低碳转型与供给保障，加快构建新型能源体系与电力系统，以适应新能源大规模发展。 在中国明确提出“2030年前碳达峰、2060年前碳中和”战略之后，核电发展迎来了新的契机。党的二十大报告提出，积极安全有序发展核电。 《“十四五”现代能源体系规划》明确：在确保安全的前提下，积极有序推动沿海核电项目建设，合理布局新增沿海核电项目；到2025年，核电运行装机容量达到7000万千瓦左右。 核电具有清洁、高效、稳定、低成本等特点。沿海省份面对新型能源体系的重大变革，可以充分利用现有能源发展基础与产业特征，推进核电高质量发展，对于确保能源安全与绿色转型，做好碳减排工作，实现绿色高质量发展具有重要意义。 一、沿海省份能源转型面临的形势 1.1发展现状 沿海省份多属于经济较为发达地区和经济负荷中心，综合考虑沿海地区能源消费结构、电力装机与发电比例、主要用能主体、碳排放等情况，随着未来能源需求持续增长，能源消费总量大，对外依存度高，能源结构以化石能源为主的特征短期内难以改变。 （1）能源消费总量大，产业结构偏重，碳排放高 沿海省份多属于经济大省，能源和电力消费总量大，且发展呈现不同程度的“两高”依赖特征，产业结构偏重，对煤炭依赖较强，碳排放高。广东、山东、江苏、浙江、河北等省份年度用电量多年位居全国前列。山东、河北、广东、辽宁等省份碳排放总量远高于全国平均水平。以山东省为例，2022年全省能源消费总量4.82亿吨，占全国能源消费总量的8.9%，排名全国第一；2021年碳排放总量9.47亿吨，位居全国首位；山东省产业结构中，化工、机械、纺织、冶金等行业规模与产量位居全国前列。 （2）能源消费结构以化石能源为主，火电出力大 近年来沿海地区加快能源清洁转型，但总体来看，以化石能源为主的消费结构并没有根本改变，煤炭等化石能源消费总量维持较高水平，火电在电力系统的装机规模和出力贡献仍然较大。如广东省2022年化石能源消费在一次能源消费占比接近73%，火力发电量4440.7亿千瓦时，占总发电量的72.8%；山东省2021年化石能源消费占比达到86%，火电发电量占全省发电量的84%，煤炭消费占比及煤电发电占比高出全国平均水平约8～10个百分点；河北省2012—2021年煤炭占能源消费总量的比重，由88.9%逐步下降至76.6%，但仍远高于56%的全国煤炭消费平均水平，2022年火电发电量占全省总发电量的65.4%。 （3）能源对外依存度高，区外来电占比相对高 沿海省份多为一次能源匮乏地区，煤炭、石油、天然气等较大比例依靠外部调入，省内电力系统发电量不能满足本省用电量，广东、江苏、山东、浙江等多个省相当一部分比例电力来自西电东送和北电南送。 如广东省100%煤炭、80%石油、70%天然气和近30%电力依靠外地调入。山东、江苏省区外来电占比维持在16%～18%水平。辽宁省是东北三省中唯一的净输入电量省份。 （4）海上风电等资源较丰富，新能源产业呈快速发展态势 沿海地区风电资源丰富，特别是东南沿海地区，海上风电、海上光伏、滩涂光伏、渔光互补等发展潜力巨大，我国正在围绕沿海地区建设五大海上风电基地：山东半岛、长三角、闽南、粤东和北部湾。宁德时代等新能源产业链代表性企业主要集中于江苏、山东、福建等东部沿海地区。在政策利好和市场需求双重驱动下，沿海省份新能源产业呈现出快速发展态势。如广东积极统筹利用新能源资源和开发条件，推动了新能源开发与产业发展形成了良性互动、相互促进的循环。风力发电机组、逆变器、高效太阳能电池和集热器等研发制造处于全国领先地位，储能技术、充电桩和智能电网建设位居全国前列。 （5）核电形成一定规模，电力保供与节能减排效益显著 我国核电厂目前均位于沿海地区。经过近30多年发展，截至2022年底沿海8个省份在运行核电机组共55台，装机容量为5699.33万千瓦，2022年运行核电机组累计发电量为4177.86亿千瓦时，占全国累计发电量的4.98%。与燃煤发电相比，2022年核能发电相当于减少燃烧标准煤11812.47万吨，减少排放二氧化碳30948.67万吨、二氧化硫100.41万吨、氮氧化物87.41万吨。在浙江、广东、福建、江苏、海南等省份，核电发电占比已经超过全球核电的发电平均水平。核电在发挥绿色基荷电源的同时，按照要求参与电力市场交易和辅助调峰服务，积极拓展核能综合利用，为新型能源体系和电力系统建设做出了重要贡献。 （6）未来电力需求持续增长，用电负荷特性发生变化 “十四五”及中长期，我国沿海省份多处于后工业化、新型城镇化快速发展的阶段。实现高质量发展，经济运行要保持在合理增长区间，能源与电力需求仍将持续增长，电力在终端用能占比不断提升，且第三产业和生活用电量与占比的提高，需求侧的用电结构不断变化，导致夏季和冬季尖峰负荷更加陡峭，用电负荷增速高于用电量增速。 1.2能源转型面临的挑战 （1）新型电力系统建设中电网安全、用电成本抬升等不容忽视 沿海省份在推进新型电力系统建设中，首先要考虑电力的安全供应。随着沿海地区中长期电力需求持续增长，且产业结构调整，用电负荷增速高于用电量增速，沿海地区需要加大布局稳定、清洁、可大规模供应的非化石基荷电源。 其次，未来电力系统呈现出高比例新能源、高比例外来电、高峰谷差“三高”特征，使得电力电量平衡难度增大。光伏、风电的可控出力有限，无法按照需求实时匹配，尤其是大量分布式能源接入后，用电负荷预测准确性大幅下降；电网日内最大峰谷差不断加大，年度负荷呈现出冬夏双峰等特征；外来电受到送端省份电力供需、极端天气等因素影响不确定性增大。 再次，电力系统总体成本呈上升趋势。沿海省份油气资源对外依存度大，受国际价格高位影响，天然气发电成本高。由于沿海省份处于能源供应末端，外来输电成本、发电成本高于周边省份。随着新能源规模和发电量增加，为适应大规模新能源消纳，备用电源、灵活电源投资、电网设施投资等源网荷储等相应各环节建设和运营成本增加，使得电力系统总体成本越来越大。这与降低企业用能成本的宏观政策要求不匹配，削弱了能源行业可持续高质量发展的潜力。 （2）“双碳”目标下两高产业转型升级需要清洁供能方案 沿海省份多为工业大省，产业结构偏重，石油与煤炭加工、化学原料和化学制品制造业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业、电力和热力生产与供应等行业在国民经济增长中的贡献大，对煤炭消费依赖高。虽然近年来相关省份加快转变发展方式，“两高”行业转型升级取得积极成效，但总体来看2030年前沿海各省能源结构与产业体系并不具备实现与化石能源脱钩的条件，钢铁、石化、电力与热力行业仍将是相关省份的支柱产业，能源消费仍维持在高位水平，控碳排放和保经济增长压力大。如广东、山东、江苏、海南等地在加快绿色石化基地建设，山东、河北、辽宁清洁供暖需求仍在增长，河北、江苏钢铁产能保持全国领先，未来将推进产业集群化发展，相关行业新项目建设与绿色高质量发展迫切需要清洁能源替代方案。 （3）大规模清洁能源并网接入和消纳平衡矛盾仍将长期存在 辽宁、河北、福建等省风光资源既要大规模开发又要确保高水平消纳，需要加大力度解决高比例消纳、关键技术创新、稳定可靠性等关键问题。福建、海南、辽宁等省份核电比例相对较高，但缺乏电力外送保障政策机制或足够的电网输出通道设施，调峰资源及其后续开发潜力不足，未来核电面临频着繁参与调峰风险。 （4）核电厂址开发与保护难度加大 随着生态文明建设的持续推进，核电开发中用海、用地和用水资源管理要求不断提高，海洋生态红线、军事管控、交通旅游产业发展等限制因素增多。 公众诉求更加多样化，邻避效应问题凸显。日本福岛核事故明显加剧了国内公众对核能的负面认知和恐惧，放大涉核项目的邻避效应，导致了“望江”“江门”“连云港”等一系列涉核重大邻避事件的发生。沿海不同地区、不同群众在不同的发展时期，对核能有着不同认识和需求。 （5）氢能等新型能源技术支撑力尚且有限 当前，氢能、储能、碳捕集与利用等新技术应用仍处于起步阶段，距离规模化发展仍有较大的时间窗口，地热能、海洋能、天然气水合物等资源丰富的新能源尚处于示范和试采阶段，开发成本较高。根据相关政策规划，我国氢能产业到2030年才形成产业化应用生态，在能源绿色转型中起到重要支撑作用；新型储能到2030年才实现全面市场化发展。我国碳捕集与利用（CCUS）发展仍处于工业示范阶段，在项目规模、技术集成、海底封存、工业应用等方面与国际先进水平存在着差距。上述新型能源开发与利用技术远未达到产业化阶段，预计2030年前对于能源转型贡献较弱。 二、核电在沿海省份未来能源转型中的贡献分析 2.1保障电力系统安全，满足地区经济增长对于绿色电力的需求 核电稳定高效，绿色低碳，适于承担电网的基本负荷及负荷跟踪，同时可以提高电力系统的转动惯量水平和阻尼能力，提升电力系统运行的安全性和可靠性。核电与发电波动性强、不易调度以适应电力需求的可再生能源，形成了很好的补充。针对沿海省份风光发电比例逐步上升等情况，充分发挥核电在未来新型电力系统的贡献，有利于电网对风光等间歇性可再生能源的大比例消纳，确保本省电力系统的安全和稳定供应。 2.2为“两高”行业提供绿色供能，助力产业升级和“双碳”目标实施 核能发电能量密度高，电力生产过程中不排放温室气体，碳减排效益显著。与燃煤发电相比，核电每百万千瓦核电机组每年可以等效减排二氧化碳600万吨以上。核电可以在实现“双碳”目标过程中，较大规模地替代燃煤发电以及燃煤供汽、制冷，开展包括海水淡化等的综合利用，将为沿海地区高能耗、高碳排放行业深度脱碳提供绿色清洁供能方案。通过打造核能与火电、新能源等互补发展模式，可以满足冶金、石化、电解铝等工业生产过程的稳定用能需求，缓解地方经济和产业发展对化石能源消费的依赖，大幅降低碳的排放。 2.3助力地方科技创新和经济发展，带动产业链上下游关联产业落地 核能是高科技战略产业。核科技创新的辐射带动作用巨大，对材料、冶金、化工、机械、电子、仪器制造等几十个行业的加工技术和工艺水平具有显著拉动作用。核电项目一次性投资金额大、产业链条长、建设周期长，建设过程中对多个产业形成直接和间接的拉动作用。发展核电项目，能够促进沿海经济、就业、人文等协同发展，促进产业转型升级。沿海省开展核能综合利用，发展基于核能技术的海水淡化，有助于培育发展海洋新兴产业。当前新一轮科技革命和产业变革正在重构全球创新版图，以核电项目需求为牵引，大力支持核能科技创新，发展先进核能技术及关联产业，汇聚核产业资源要素，有助于提高沿海地区的科学技术水平，助推新时代高质量发展。 2.4降低对外出口产品的生产碳排放，降低欧盟碳关税影响，提高国际贸易竞争力 广东、浙江、海南等沿海省份多为贸易大省，近年来对美国、欧盟贸易规模不断创新高。2023年5月，欧盟碳边境调节机制（CBAM）法案正式生效，将从2026年起对进口产品征收碳关税，初期涉及钢铁、铝、水泥、化肥、电力和氢六个行业。目前，我国碳价水平远不及欧盟。如果以欧盟碳关税的标准对来自中国的产品收税（补足差额），长期来看将影响中国出口企业的成本测算、产品定价，乃至企业竞争力。 尽管碳关税目前只涉及六个行业，特别是对中国的钢铁、铝产品出口承压较大，但相关的产业链将因此产生连锁反应，且通过一般均衡效应将会波及整个经济体。 根据冶金工业规划研究院初步估算，我国钢铁行业每年需要向欧盟支付2亿～4亿美元碳税。考虑到未来沿海地区仍以火力发电为主的情况，欧盟碳关税的实施将增加沿海地区高碳产品出口企业的经营成本，削弱国际竞争力。推动核电发展，通过改善沿海地区能源结构，推动钢铁、铝等重点行业绿色转型，建立低碳循环生产方式，有助于降低出口产品的碳排放水平，适应国际绿色贸易规则，同时展现良好责任形象。 2.5保障服务国家重大战略实施，更好发挥区位功能 沿海省份作为国家重大区域发展战略和清洁能源基地开发的责任主体，被赋予极为重要的功能定位，“十四五”及中长期发展迫切要求能源协同与绿色发展。如河北作为京津冀协同发展的重要一环，国家要求河北建设成为京津冀和雄安新区的清洁能源供应保障基地。“长三角区域一体化”发展规划要求江苏、浙江等坚持绿色共保，共同打造绿色发展底色，打造高质量发展样板区。“东北全面振兴”战略有力推动辽宁核电、风电、太阳能、氢能等新能源产业实现跨越式发展。国家支持山东深化新旧动能转换，要求山东建设成为绿色低碳高质量发展先行区，促进非化石能源大规模高比例发展。推动核电发展，建立安全可靠、多元支撑的清洁能源保障基地，有助于完善地区能源战略布局，提升区域能源保障能力，为落实乡村振兴、大气污染防治、打造对外开放合作门户、促进区域协调发展等提供重要的支撑。 三、沿海省份核电高质量发展策略建议 综合考虑沿海省份中长期能源需求与未来转型面临的形势，沿海省份应在现有的政策规划基础之上，为更好地推进核电高质量发展，应重视以下方面工作。 3.1夯实核电在新型电力系统中的基荷电源地位 综合考虑中美对抗、俄乌冲突、油气供应等外部形势，沿海省份能源安全与低碳转型任务艰巨，核能对于提高能源安全保障水平，促进碳减排的重要性进一步凸显。核能是沿海省份建设新型能源体系和电力系统的重要支撑，是沿海省份实现“双碳”目标的重要战略选择。建议沿海省份夯实核电在未来本省电力系统中的基荷电源地位，“十五五”积极推进核电项目纳规与核准工作，以提升中长期核电在地区电力消费结构中的比例，充分发挥其在保障能源安全与碳减排领域的潜力。 3.2推进核能综合利用示范与推广 发挥核能的减排贡献，支持发展三代压水堆、高温堆、低温供热堆、小型模块压水堆等技术在“供汽、供暖、制氢、海水淡化、海岛开发”等方面的应用，特别是针对辽宁、河北等地的清洁用能需求，因地制宜地为石化、钢铁、热力等高耗能和淡水缺乏行业提供低碳供能方案，在清洁取暖、工业生产、建筑供冷供热、交通运输、生活消费等领域，促进核电在更大范围实现电能替代，发挥积极的作用。 3.3做好公众沟通与厂址保护工作 针对核电开发中公众诉求多样化、邻避效应等挑战，建议构建政府主导、政企合力的公众沟通工作机制。由省政府牵头，统筹省市各级、政企各方资源，形成职责清晰、充分联动、有效监督的公众沟通工作机制，做好核电厂址同周边地区的沟通协调。针对核电新厂址与地方开发存在冲突、稀缺厂址资源面临被大量破坏等风险，沿海省份政府应加快完善厂址保护相关细化政策。核电企业的加强核电厂区内配置方案与周边地方政府、周边企业的合作，共建绿色环保、协调发展的核电园区。 3.4支持开展中小型火电厂退役转换研究，推进核电替代 未来二十年左右时间，我们沿海省份特别是山东等地，将有一定规模的中小型煤电机组面临退役，加快内陆适宜性反应堆的开发利用，实时运用核电技术替代中小型火电机组，可成为缓解环境保护、节能减排与经济发展和社会稳定之间矛盾的重要手段。建议地方政府结合厂址条件，支持对即将退役的中小型火电厂址转为核电厂址进行可行性研究，提前规划，逐步推进实现绿色能源替代。 3.5推进核能与新能源、储能、氢能等协同发展 沿海地区有关政府部门应统筹考虑、系统谋划推进核能与其他清洁能源的协同发展，推动打造核热风光储多能互补综合性清洁能源基地。鼓励支持新建核电项目与海上风电项目共享配套的电力送出系统，由政府或电网公司进行送出线路的统一规划，实现工程设施的集约化使用，避免造成送出线路的无序建设、建设成本过高和用海资源浪费等问题。支持核能企业通过核储联合运行、电力辅助服务补偿等方式参加电网负荷调节，避免核电机组长期、快速、频繁、深度的功率升降，从而更好地发挥核能在新型电力系统的作用。统筹海洋生态保护与核电项目开发建设，进一步规范用海管理，在国土空间规划、生态保护红线、海岸带综合保护与利用规划、近岸海域环境功能区等规划编制与调整中，做到海上风电与核电项目建设的统筹兼顾。 3.6提高核电的省内消纳和跨省交易水平 沿海省份应持续提升核电省内消纳能力。推动加快省内抽水蓄能电站建设，加大既有热电联产机组、燃煤发电机组调峰灵活性改造力度，改善电力系统调节性能。进一步完善电力市场和碳市场建设的协调政策和协同机制，促进电力能源结构调整目标与碳市场配额分配等的有效衔接。电力富裕省份应大力推动核电在更大范围内跨省交易，保障清洁能源外送通道与保障机制的持续有效性。前瞻性构建配套送出工程、储能建设、电源灵活性改造等的成本疏导机制，支持面向周边省份的输送，鼓励受端市场主体优先消纳核电外送电量。 3.7考虑好乏燃料与放射性废物管理工作 随着沿海地区核电规模逐渐增加，核电厂运行产生的乏燃料与放射性废物年产生量和累积量将会进一步增加。乏燃料与放射性废物的处理处置，已成为当前影响沿海核电发展的重要因素。建议政府考虑好乏燃料与放射性废物管理工作，支持核能企业建立健全公海铁联运能力，协助做好公海铁联运体系前端铁路运输接轨工作，支持核电业主采用先进的放射性废物处理工艺，减少废物体积。在新核电项目建设中，要提前规划好乏燃料与放射性废物临时储存设施配套建设，制定完善的外运方案，以解决好后顾之忧、消除公众顾虑。 四、结论 沿海省份新型能源和电力系统建设中，伴随着风光等新能源的快速发展，面临着电网系统安全、用电成本抬升等问题不断显现，实现电力电量平衡难度增大，钢铁、石化、热力等省内重点产业面临着持续的绿色转型与降碳压力。 发展核电有助于保障沿海省份电力系统安全，满足地区经济增长对于绿色电力的需求；能够为高耗能高排放领域提供绿色解决方案，助力产业升级和“双碳”目标实施；有助于带动核电产业链上下游关联产业落地，推动地方科技创新和经济可持续增长；有助于完善地区能源战略布局，为落实乡村振兴、大气污染防治、打造对外开放合作门户、促进区域协调发展等提供重要支撑。 为更好推进沿海省份核电高质量发展，满足“双碳”目标和新型能源与电力系统建设要求，需要进一步夯实核电在本省新型电力系统中的基荷地位，充分发挥其在保障能源安全与碳减排领域的潜力；通过推进核能供暖、工业供汽、核能制氢等创新发展，不断拓展核能的应用场景；坚持统筹规划，因地制宜，推进核能与新能源、储能、氢能等协同发展，构建多能互补的能源供给体系。

能源电力行业的发展始终攸关国家安全、经济发展和民生保障。在习近平总书记“四个革命、一个合作”能源安全新战略指引下，我国能源电力行业发展取得举世瞩目的成就，有力支撑了我国经济社会发展。2025年和“十五五”时期是加快构建新型能源体系、推动能源高质量发展的重要阶段，能源电力行业面临新形势新挑战，也同样蕴含新机遇新发展。 一、深刻认识能源电力行业发展新形势 当前，全球百年变局加速演进，能源电力行业的外部环境发生深刻变化。统筹安全与转型，是新时代能源电力行业高质量发展的必然要求。 保障安全供给的难度不断增加。2023年，我国能源消费总量57.2亿吨标准煤（预计2024年能源消费总量达59.7亿吨标准煤），居世界第一，但我国人均能源消费量仅为经合组织成员国的65%，美国的40%。“十五五”期间，我国能源刚性需求增长态势仍将延续，受制于资源禀赋，能源供应局部紧张问题时有发生。电力系统稳定运行的压力提升。我国新能源发电装机规模已经突破13亿千瓦，占我国总装机比例超过40%，未来仍将高速增长。各类灵活调节能力建设滞后，系统平衡问题更加突出。我国石油、天然气进口量均居世界第一，对外依存度分别超过70%和40%，全球冲突风险居高不下，能源进口安全风险显著增高。 绿色低碳转型的压力前所未有。当前我国生态环境保护结构性、根源性、趋势性压力尚未根本缓解，生态文明建设仍处于压力叠加、负重前行的关键期。而我国承诺实现从碳达峰到碳中和的时间只有30年，远远短于发达国家，碳排放强度下降幅度之大、难度之大，前所未有。能源转型是生态文明建设的关键环节，能源活动是我国最主要的碳排放来源，电力行业承担了最繁重的减排任务。建立以非化石能源为供应主体的新型能源体系，既有助于实现“双碳”目标，又能降低对化石能源的依赖。我们必须站在人与自然和谐共生的高度，全面谋划能源高质量发展，破解资源环境约束。 科技自立自强的需求时不我待。在当前全球新一轮科技革命和产业变革方兴未艾，能源绿色化趋势加速演进背景下，能源技术是新一轮科技革命和产业革命的突破口，先进的低碳、零碳、负碳能源技术已经成为国际竞争热点；同时，数字化技术深刻影响能源电力行业发展，“云大物移智链”等先进技术加速与能源领域深度融合发展。 但目前我国能源领域的一些核心材料、关键部件、底层软件仍依赖进口，大型燃气轮机等技术装备仍存在短板，行业发展面临“卡脖子”风险。率先实现科技突破，才能抢占全球能源变革先机，掌握先发优势，引领世界能源低碳转型，塑造国际竞争的新优势，提升全球能源治理体系的话语权。 二、准确把握能源电力行业发展新机遇 实现碳达峰碳中和是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，是着力解决资源环境约束突出问题的必然选择。“十五五”时期，我国将从能耗“双控”向碳排放“双控”转变，加速推进新型电力系统建设，着力培育能源电力行业新质生产力。 多能互补，构建多元化绿色低碳电源供应结构。构建新能源占比逐步提升的新型电力系统，新能源逐步成为提供电力电量的主体电源。2030年，我国新能源装机将突破26亿千瓦，达到当前规模的2倍。 传统煤电作为我国电力供应安全的重要支撑，逐步向基础保障性和系统调节性并重转型。绿色氢基燃料作为零碳原材料、高密度燃料、超长时储能、高品位二次能源，是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，预计到2030年，国内绿色氢基燃料需求达到1000万吨/年。 跨区输送，打造清洁能源区域供需协调新布局。大电网作为能源电力流动的载体，具备跨省跨区资源优化配置优势，“十五五”期间，我国将进一步扩大“西电东送”“北电南送”规模，再增加跨省跨区输电通道10回以上。另外，全国一盘棋规划氢、氨、甲醇等能源长输管道中长期布局面临迫切需要，推动“北氢南运”“北醇南运”等跨区域能源运输体系，集中布局中转加注港口、机场，将能减少能源流向交叉和迂回，提高管道利用率，构建绿色氢基能源储运体系。 就地利用，拓展清洁能源全方位开发利用新场景。在充分开发利用和跨区消纳新能源的同时，更应积极拓展分布式新能源开发场景，深度挖掘消费端清洁能源的就地开发，实现能源“从远方来”与“从身边来”协同发展。其中，海洋是清洁能源的富集地，预计到2030年海上风电累计装机将超过2亿千瓦，这需要统筹开展国家级海洋能源整体规划，强化海洋资源集约化利用。 三、科学谋划能源电力行业发展新方向 新型能源体系将体现出“三新”显著特点。一是能源结构新，加速从高碳转向低碳；二是供给体系新，构建由新型电力系统，绿色氢、氨等二次能源，低碳化石能源系统组成的能源供给体系；三是产业方向新，能源与数字化加速融合，提升能源智慧化水平。“十五五”期间，可以围绕以下四个方面，加快规划建设新型能源体系。 集约高效，升级可再生能源开发利用模式。为优化能源生产结构，必须改变现有的可再生能源开发利用模式，统筹协调可再生能源开发规模、电网接纳能力和土地资源约束，完善可再生能源改造升级和退役管理，推动我国非化石能源发电从装机占比过半提高至发电量占比过半，真正成为主体电源，加快实现我国新增用能全部由非化石能源提供。推动深远海、高空等区域风能利用。研究并示范应用超大型风机、漂浮式基础、系泊系统等关键技术，推动海上风电向深远海布局发展。推动光热发电规模化发展，充分发挥光热电站连续发电和灵活调峰能力，规模化布局大型光热电站，满足电力顶峰负荷需求，有力支撑新能源大基地电力外送。 多储联调，提升能源电力系统弹性韧性。统筹多种类型储能系统建设，多时间尺度、跨区域分布的储能协同发力，提高能源系统调节能力，解决能源供给总量有余、顶峰不足的时间不平衡问题。分场景加速布局电力系统储能。发电端，大型新能源基地配置储能，电力平稳输出，提高电网对可再生能源的接纳能力；电网端，在负荷中心附近建设抽水蓄能、压缩空气储能等大型储能电站，为电网运行提供调峰、调频、备用、黑启动等多种服务，缓解供电压力，保障电网运行安全；用电端，用户侧配储保障极端情况用能安全，加强需求侧响应能力，降低用能成本。提高化石能源实物储备能力。推进煤炭、原油、天然气应急储备能力建设，提高化石能源储备量，进一步夯实化石能源兜底保障基础作用。 智慧互联，系统优化生产力布局。规划建设输电通道等能源互联基础设施，在更大范围内优化资源配置，破解我国能源生产与消费布局逆向分布问题。坚持全国“一盘棋”思维，统筹谋划西电东送、北电南送，实现送受两端最优组合。统筹规划陆地与海上电网结构，集约考虑海电登陆条件，集中规划建设海上电网主网架和升压站，创新管理方式，集中送出海上风电、光伏、潮汐能等清洁电力。加快实施“东数西算”战略，充分利用西部地区清洁能源优势，服务东部算力需求。一方面，促进能量流和数据流深度耦合，将“瓦特”高效转为“比特”，以“比特”灵活驱动“瓦特”；另一方面，利用算力用能时空可调特性，以区域电力供需为引导，实现电力网和算力网协同调度，降低算力用能成本，提高可再生能源消纳能力。 融合创新，助力终端能源消费深度脱碳。优化用能模式，以能源的转型发展带动重点用能行业生产方式转变，分布式能源、储能、电动汽车等交互式能源设施快速发展，能源消费者逐步参与能源交易、传输甚至生产等环节，形成产销合一者。绿色电力与绿色氢能灵活转换，并在终端用能领域广泛应用。 在工业、建筑、交通等重点行业，加速推广短流程电炉炼钢、热泵、电采暖、电动汽车、港口岸电等电气化设备，代替化石能源使用，加快扩大电能使用范围和规模。推进氢能多元化示范应用。加大绿色氢基燃料产业发展和科研创新，形成绿色氢基燃料供给体系。坚持以市场应用为牵引，合理布局、有序推进在交通等领域的示范应用。 结论 新型能源体系的构建是全局性、系统性的，需要从认识论、方法论、实践论上整体把握。在“双碳”目标下，中国作为全球最大的能源消费国，面临着战略性能源资源短缺、应对气候变化约束不断增强等诸多挑战。系统研究新型能源体系目标、趋势、路径和典型发展模式，切实打好主动战，将有利于解决能源安全问题、助力端牢能源饭碗目标实现，同时促进我国建立新的能源供需消费关系和培育能源领域新质生产力，进而促进经济发展，助力中国现代化建设。 (首发于《红旗文稿》，有修订)

建设全国统一电力市场是构建全国统一大市场的重点任务，是高水平社会主义市场经济体制在能源领域的重大实践。 2014 年，中央财经领导小组第六次会议提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略，为深化电力体制改革提供了遵循。 2024 年，党的二十届三中全会通过《中共中央关于进一步全面深化改革、推进中国式现代化的决定》，提出要“聚焦构建高水平社会主义市场经济体制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用”“深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场”，为我国统一电力市场建设发展指明了方向。 近年来，我国电力市场化改革成效显著，电力市场交易规模快速扩大，多层次电力市场体系建设有序推进，多元竞争主体格局初步形成，电力商品的多元价值属性进一步显现，电力市场监管体系更加健全，电力系统运行效率和资源配置效率不断提升。 “双碳”目标下，我国正在加快构建新型电力系统，风、光等新能源已成为新增装机主体，发电量占比逐年提高，电力系统的物理形态和运行特征正在发生深刻变化。同时，一次能源价格波动、用电负荷增长、气候变化等多重影响，对我国电力体制改革顶层设计、电力市场体系建设、电价机制完善以及科学监管等 提出了更高要求。 一、发展现状与问题挑战 (一)发展现状 近年来，我国电力市场建设成效显著，体制机制不断完善， 改革红利不断释放，资源配置进一步优化，电力市场在提升电力系统清洁低碳、安全高效水平方面的作用愈发明显。全国统 一电力市场建设为加快构建新型能源体系、支撑经济社会高质 量发展注入了新的活力和动力。 全国统一的电力市场规则体系基本建立。中共中央、国务 院部署新一轮电力体制改革以来，我国电力市场化建设快速推 进，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕 9 号)、《关于印发电力体制改革配套文件的通知》(发改经体〔2015〕2752 号)、《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导 意见》(发改体改〔2022〕118 号)等电力体制改革、电力市场 顶层设计政策文件相继出台。 《电力市场运行基本规则》(国家 发展改革委 2024 年第 20 号令)及《电力中长期交易基本规则》(发改能源规〔2020〕889 号)、《电力现货市场基本规则(试行)》(发改能源规〔2023〕1217 号)、《电力市场信息披露基本规则》 (国能发监管〔2024〕9 号)、《电力市场注册基本规则》(国能发 监管规〔2024〕76 号)等基本规则陆续完成制修订，逐步构建起全国统一电力市场“1+N”基础规则体系。 图 1-1 全国统一电力市场“1+N”基础规则体系 电力市场总体框架基本形成。目前，我国已初步形成“管 住中间、放开两头”的体制架构，基本建成“统一市场、协同 运作”的电力市场总体框架。电力市场在空间范围上覆盖省间、 省内，在时间周期上覆盖多年、年度、月度、月内(旬、周、 多日)和日前、日内现货交易，在交易标的上覆盖电能量、辅 助服务等交易品种。 市场间的协同运作水平不断提升，有效促 进了资源的大范围优化配置和能源清洁低碳转型。 电力市场运营服务基础逐步完备。目前，全国电网已经实 现了互联互通(除台湾地区外)，电网网架结构、配置能力全面 跨越提升，西电东送输电能力超过 3 亿千瓦，为能源资源大范 围配置提供了有力支撑。全国已建立 2 个区域性交易机构和 33个省(区、市)交易机构，并实现独立规范运行，各电力交易 机构依托电力交易平台开展相关业务，电力交易平台建设持续深化。 电力价格主要由市场决定的机制初步建立。国家通过深化 上网电价改革、开展输配电价成本监审、建立容量电价机制等方 式，不断完善电力价格形成机制，放开竞争性环节价格，科学反 映电力成本变化和电力商品多元价值，更加适应新型电力系统构 建要求。《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》 (发改价格〔2021〕1439 号)要求燃煤发电和工商业用户全部进 入电力市场，建立了市场化的价格机制。目前，我国已形成跨省跨区专项工程、区域电网、省级电网三级输配电价体系，输配电 价成本监审工作有序推进。《关于第三监管周期省级电网输配电 价及有关事项的通知》(发改价格〔2023〕526 号)进一步完善市 场化环境下用户侧的电价构成和形成机制。《关于建立煤电容量 电价机制的通知》(发改价格〔2023〕1501 号)建立了容量电价 机制，实行煤电两部制电价政策，更加适应煤电向基础保障性和 系统调节性电源并重转型的新形势，助力“双碳”目标的实现。 电力市场规模持续增长。《关于进一步深化燃煤发电上网电 价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439 号)以及《关 于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》(发改办价 格〔2021〕809 号)印发以来，我国发用电计划进一步放开，电 力市场交易规模不断扩大。 2023 年，全国各电力交易中心累计 组织完成市场交易电量 5.67 万亿千瓦时，同比增长 7.9%，占 全社会用电量比重为 61.4%，占售电量比重超过 75%。 市场规 模自 2016 年起，8 年增长了近 5 倍，全社会用电量市场化率 提高 40 个百分点。 全国跨省跨区市场化交易电量接近 1.2 万 亿千瓦时，市场促进电力资源更大范围优化配置的作用不断 增强。 经营主体数量快速增长，市场开放度、活跃度大幅提升。 截至 2023 年底，全国电力市场累计注册经营主体 74.3 万家，同比增长 23.9%。其中，发电企业 3.3 万家，电力用户 70.6 万家， 售电公司 4074 家。各类经营主体市场参与度和技术能力不断提 升，电力市场活跃度进一步提高。 电力市场功能作用不断增强。电力中长期市场已在全国范 围内基本实现常态化运行，中长期交易规模持续增长，2023 年 全国中长期交易电量占市场交易电量比重的 90% 以上，中长 期合同履约率超过 96%，成交价格平稳，充分发挥了电力中 长期交易保供稳价的基础作用。 中长期市场在省间、省内全覆盖基础上正逐步转入连续运营，近 10 个省份已实现按工作日连续开市，省间多通道集中优化出清交易转正式运行，跨省跨 区交易方式更加灵活。 山西、广东、 山东、甘肃和省间电力现货市场陆续转入正式运行，蒙西、湖 北、浙江等试点持续开展连续结算试运行，南方区域电力市场 开展多轮结算试运行。各地区积极探索实践，电力现货市场建 设正从试点逐步走向全国。从各地现货市场运行情况来看，现货市场电力价格信号能够充分反映不同时段和不同地点的电力 供需水平，发用两侧主体主动响应价格信号，发挥了削峰填谷作用。 市场化交易的辅助服务品种不断 拓展，初步建立市场引导的辅助服务资源优化配置机制，形成以 调峰、调频、备用等交易品种为核心的区域、省级辅助服务市场 体系，实现了市场对资源的优化配置，对保障电力系统安全稳定 运行、促进新能源消纳、降低系统调节成本发挥了积极的作用。 部分地区积极推动辅助服务市场机制创新，积极探索辅助服务市 场与现货市场协同运行，引导独立储能、虚拟电厂、负荷侧可调 节资源等新型主体参与辅助服务市场，取得了良好效果。 电力市场绿色消纳机制逐步建立。为适应新能源大规模发展 需要，新能源入市节奏进一步加快。2023 年，全国新能源市场化 交易电量达 6845 亿千瓦时，占全部新能源发电的 47.3%。部分大 型发电企业新能源参与市场比例已超过 50%。 积极构建绿电、绿证市场体系，印发《电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专 章》(发改能源〔2024〕1123 号)、《可再生能源绿色电力证书核 发和交易规则》(国能发新能规〔2024〕67 号)，不断完善交易机 制，促进绿电、绿证交易规模不断扩大，2024 年上半年全国绿电 交易电量达到 1519.3 亿千瓦时，交易绿证 1.6 亿个。 电力市场监管体系日趋完善。着力推动全国统一电力市场 建设，持续加强电力市场顶层设计与市场监管体系建设，制修订《电力市场监管办法》(国家发展改革委 2024 年第 18 号令)、《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》(国家发展改革 委 2024 年第 15 号令)、《电网公平开放监管办法》(国能发监管 〔2021〕49 号)、《国家能源局关于进一步加强电力市场管理委员会规范运作的指导意见》(国能发监管〔2023〕57 号)等文件， 进一步适应电力市场监管新形势。 强化电力市场监管工作，在持 续深化常规监管工作基础上，定期开展电力领域综合监管，针 对电力市场秩序、分布式光伏备案、调节性电源建设等重点问题 开展专项监管，严肃查处违法违规行为，维护公平竞争的市场秩序，保障市场成员合法权益。不断推进数字化监管能力建设，研 究建立电力市场数字化监管指标体系，部分省份已初步建立数 字化监管平台，监管效能进一步提升。 市场监督评价机制进一 步健全，逐步形成了市场成员自律和社会监督机制，市场管理 委员会作为独立于电力交易机构的自治性议事协调机制，在市 场监督、规范市场运作方面发挥了重要作用，与运营机构市场 监测、监管机构专业监管共同构成电力市场运行“三道防线”。 电力市场经营主体信用信息共享基本实现，信用评价体系进一 步完善并积极探索实践。 电力交易人才队伍建设加速推进。“电力交易员”作为新职 业正式纳入《国家职业分类大典》，《电力交易员国家职业标准》 正式发布，职业培训、认证、竞赛体系不断完善。中国电力企业联合会于 2023 年成功举办首届国家级电力交易员职业技能竞 赛，24 家参赛单位 75 支参赛队 225 名选手参加了此次决赛，通 过竞赛弘扬了工匠精神，带动了电力市场化人才队伍成长。 (二)问题挑战 从世界范围来看，我国的用电需求、发电装机规模、清洁 能源总量位居世界前列，国内各地经济发展水平、能源资源禀 赋、用电结构等差异很大，电力市场建设复杂程度高。伴随近 年来能源绿色转型加快和国际能源格局调整，低碳转型和保供 稳价的要求愈发凸显，全国统一电力市场建设面临着前所未有 的挑战。 多层次电力市场协同运行亟待进一步加强。我国已基本 形成了跨省跨区市场和省(区、市)/ 区域市场协同运作的 电力市场体系，但各省(区、市)/ 区域市场的市场框架、 市场规则、交易品种、平台建设、服务管理标准均存在较大 差异，市场间仍存在一定程度的交易壁垒，部分地区存在以 行政手段不当干预市场的问题。受新能源快速发展和供需形 势变化等因素影响，跨省跨区交易在交易价格、送受电曲 线等方面存在成交困难的情况，跨省跨区交易机制亟待进 一步健全。 电力市场功能和交易品种有待进一步丰富。中长期交易普 遍采用的年度月度定期开市、月内按需组织的模式，难以适应 新型电力系统下市场建设面临的新挑战，部分地区尚未开展中 长期分时交易与分时结算，难以实现中长期市场与现货市场的有效衔接。 全国现货市场建设快速推进过程中也面临各省市场 规则还需根据试运行情况不断迭代，省间、省内现货市场协同 运作有待进一步提升，发用双方共同参与的现货市场机制还需 完善等现实挑战。 电力辅助服务市场产品类型有待丰富、激励 效果有待提升、参与主体有待扩容、费用疏导机制有待完善， 亟需调整以满足新能源大规模接入下电力系统安全稳定运行 需求。 支撑新能源大规模发展和入市的政策机制仍需完善。随着 新能源持续快速发展，新能源消纳压力不断增大，适应新能源 出力波动性大、预测难度大特性的市场机制尚需完善，需要统 筹设计适应新能源特性的市场体系和交易机制，支撑高比例新 能源参与市场。此外，反映新能源环境价值的配套政策措施有 待完善，对用户消费可再生能源的引导作用不足，新能源的绿 色价值未充分体现。 提升系统充裕和灵活调节能力的市场机制需要创新。市场 经营主体参与辅助服务市场机制需要细化设计，亟需根据系统 需求及新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商等经营主体特性进一 步完善辅助服务交易机制，引导各类主体释放调节潜力。用户 侧资源存在“数量庞大、非标准化”的特征，一定程度上影响 用户侧可调节资源的充分利用，用户侧可调节资源参与市场的 技术要求和市场设计有待完善。 电力零售市场亟待加快规范建设。当前我国零售市场整体处 于建设初期，各省电力零售市场在合同管理、平台建设、信息 服务、人员管理等方面存在差异，在实际运行中仍有多方面问 题亟待解决和规范。 电力市场风险防范机制和监管体系亟待健全。我国电力系 统结构庞大、体系复杂，随着电力市场化改革深入推进、新型 电力系统加快构建，市场环境发生深刻变化，风险防控难度快 速增长。面对可能出现的价格波动风险、经营主体履约风险、 市场失灵以及违法违规行为，需要建立健全相关机制，进一步 完善电力市场监管体系，采取有效措施辨识、分析、预警和处 置各类风险，采用现代化监管方式，定期开展市场评估，持续 提升监管效能，保障电力市场平稳运行。

1月10日，国家能源局发布《2025年能源监管工作要点》。 根据国家能源局工作部署，2025年将进一步推动电力市场建设、健全自然垄断环节监管，重点工作包括： （1）“十四五”能源规划贯彻落实情况监管和总结评估；（2）积极推动源网荷储参与能源保供，推动优化煤电容量电价机制，保障顶峰煤电机组合理收益；（3）加强对“沙戈荒”新能源基地建设进展情况监管，推动项目按期并网；（4）加强绿证、绿电和碳市场衔接，壮大培育绿证市场；（5）重点监管各类主体接入电网流程的规范性、增量配电网与电网互联；（6）持续推进各省现货市场建设，2025年底前实现省级现货市场基本全覆盖；（7）研究制定进一步改革创新电力业务资质许可管理的一揽子意见举措，放宽电力业务许可豁免范围。 2025年能源监管工作的总体思路是：以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入学习贯彻党的二十大和二十届二中、三中全会精神，深入落实习近平总书记关于建设全国统一电力市场、健全自然垄断环节监管体制机制等重要论述，准确把握能源监管政治属性、人民属性、经济属性和社会属性，聚焦“四个监管”一体推进能源监管效能提升，切实做到敢于监管、科学监管、善用监管，为新时代能源高质量发展提供有力支撑。重点抓好以下工作。 一、围绕“国之大者”，加强能源安全保供监管 （一）完善监测预警会商联动机制。紧盯迎峰度夏、度冬和重大活动等关键节点，严格执行电力供需“日排查、周报告、月总结”机制，强化安全运行、市场交易、供电服务等环节监管，督促地方和有关能源企业落实保供主体责任。充分发挥数字化手段在能源供需监测中的作用，加强全国及重点地区用电、来水和燃料供应监测，强化与气象等有关部门会商联动，及时发现并报告影响能源保供的苗头性、倾向性、潜在性问题，确保能源供需平稳和安全生产形势稳定。 （二）全过程监管国家重大规划、政策和项目落实。开展“十四五”能源规划贯彻落实情况监管和总结评估，对各省（区、市）完成国家“十四五”能源规划主要目标、重点任务、重大工程情况进行监管。推广应用过程监管试点经验，探索建立辖区能源发展底数、能源规划政策执行情况、重大能源工程项目执行情况、能源保供落实成效等“四张清单”，加大对支撑性调节性电源、跨省跨区输电通道和灵活互济工程等开工建设监管力度，促进纳规项目如期建设投产。 （三）积极推动源网荷储参与能源保供。推动优化煤电容量电价机制，保障顶峰煤电机组合理收益。发挥电力市场资源优化配置作用，加强省间中长期合同履约监管，促进电力资源跨省互济，加大保供期间发电机组并网运行考核力度。在已开展现货市场的地区，推动用户侧主动参与系统调节，报量报价参与市场；在未开展现货市场的地区，开展分时段交易，有效引导用户侧削峰填谷。 二、围绕低碳转型，加强能源绿色发展监管 （四）强化新能源并网消纳监管。加强对“沙戈荒”新能源基地建设进展情况监管，推动项目按期并网。强化新能源送出工程建设情况监管，督促电网企业按要求回购新能源企业自建工程。指导开展电力系统调节能力优化专项行动，在华北、东北和西北地区开展电力系统调节能力规划建设和调用情况专项监管，重点监管调节能力建设方案编制情况、各类调节资源规划建设和调用情况等。加强新能源消纳利用率统计监管，提高电力系统对新能源的接纳、配置和调控能力。强化配电网建设改造情况监管，督促各地和电网企业按要求推进配电网高质量发展行动。 （五）深化传统能源转型保供监管。开展重点煤炭企业智能化建设专项监管，督促企业落实国家相关要求，推进国家级智能化示范煤矿建设，持续推动传统能源产业迭代升级，实现清洁能源产业培育壮大。开展油气行业重点任务专项工作，聚焦2025年度产供储销体系建设省内保供重点工程，加强监管协调，确保重点工程按期投产。 （六）高效推进绿证核发工作。制定绿证核发实施细则，分类别分阶段逐步开展绿证核销工作，按规定及时向社会公开绿证核发交易信息。持续迭代升级国家绿证核发交易系统，完善绿证省级账户及划转、核销、溯源等功能，组织做好存量常规水电绿证划转，探索与资质和信用信息系统的协调联动。建立完善与生态环境部门信息共享机制，加强绿证、绿电和碳市场衔接，壮大培育绿证市场，为新能源和各类新型主体参与市场交易提供良好政策环境，提高绿证国际认可度和影响力。 三、围绕公平公正，加强能源自然垄断环节监管 （七）健全自然垄断环节监管制度。深入学习《能源法》，构建与《能源法》相配套的监管规章制度体系。研究修订《石油天然气基础设施规划建设与运营管理办法》，指导油气管网设施接入和使用。研究修订《油气管网设施公平开放监管办法》，进一步明确公平开放服务基本要求、申请与受理流程等内容。研究修订《电网公平开放监管办法》，进一步明确电源接入和电网互联要求，推动电网企业公平无歧视开放。总结应用穿透式监管试点经验，推动从源头上解决自然垄断环节监管难题。 （八）加强管网设施公平开放监管。开展电网公平开放专项监管，重点监管各类主体接入电网流程的规范性、增量配电网与电网互联、电网企业投资建设接网工程、信息公开与报送等情况，督促电网企业严格履行公平开放职责，规范开放服务行为。常态化抓好油气管网设施公平开放监管，对部分省级管网设施运营企业开展重点监管或问题整改“回头看”，进一步规范油气管网设施运营企业制度建设、设施服务、合同履约、信息报送等行为。 （九）探索开展跨部门协同监管。巩固拓展与相关部委协同监管机制，定期进行沟通会商，强化政策协同，加大能源领域市场成员基础数据、市场数据、行政处罚信息、典型案例等信息共享力度，提高信息资源利用率。适时围绕能源行业自然垄断环节、电力市场秩序等方面开展协同工作，有效提升监管执法影响力、震慑力。 四、围绕顶层设计，加强电力市场建设与监管 （十）健全基础规则制度。研究建立全国统一电力市场评价体系，推动各地电力市场建设统一规范、公正透明。制修订电力中长期交易、辅助服务市场和计量结算基本规则，完善中长期、现货、辅助服务交易机制，做好区域内省间交易与跨区交易、省内交易的有效衔接。加快建立有利于促进绿色能源生产消费的市场体系和长效机制，推动绿色电力交易融入电力中长期交易。 （十一）优化市场机制功能。推动扩大跨省跨区电力市场化交易，加强余缺互济，充分发挥在能源保供、清洁能源消纳中的作用，支持满足条件的电力用户参与跨省跨区绿电交易。建立健全与京津冀、长三角、粤港澳大湾区等国家重大战略相适应的区域电力市场交易机制，推动南方区域现货市场长周期连续试运行，进一步扩大长三角电力市场交易规模，研究建立西北、华中等区域电力互济交易机制。持续推进各省现货市场建设，2025年底前实现省级现货市场基本全覆盖。 （十二）加大市场监管力度。加快推进能源监管信息系统建设，深化电力市场数字化监管应用，完善电力市场监测系统指标，实现对电力市场的实时监测、风险预警和在线监管。持续开展电力市场秩序突出问题专项监管，加大对违反市场规则、交易机构独立性不强等问题的监管力度，切实维护良好市场秩序。常态化开展地方不当干预电力市场化交易行为整治，维护公平竞争的市场环境。 五、围绕风险防范，加强电力安全监管 （十三）完善安全监管制度机制。加快修订《电力安全事故应急处置和调查处理条例》和电力安全信息报送制度，完善电力安全监管政策法规和标准体系。编制《电力安全生产“十五五”行动计划》，明确“十五五”期间电力安全工作目标、主要任务和重点行动。推进关于加强电力安全治理、新能源和新型并网主体涉网等文件落实，加强县域大范围停电风险管控，推动大电网安全风险管控体系向配电网延伸，构建源网荷储共建共治共享的电力安全治理体系。 （十四）强化安全风险隐患排查整治。深入推进能源电力系统安全生产治本攻坚三年行动，加强重要输电通道、电力关键信息基础设施、新能源及新型主体涉网安全风险管控，完成重要能源基础设施安全风险评估，建立电力安全生产经验教训常态化分析总结机制，提升事故防控水平。坚持预防为主，强化重大、高频电力安全隐患排查整治，围绕电力安全治理、施工安全和质量管控等开展专项监管。 （十五）加强网络安全风险管控。研究修订电力监控系统安全防护总体方案等安全防护方案和评估规范，完善电力监控系统安全防护政策体系。组织开展电力行业网络安全演习，推动网络安全靶场、漏洞库等基础设施建设。编制“十五五”能源关键信息基础设施安全规划，推动能源行业北斗应用。 （十六）提升电力应急和可靠性管理能力。加快推进国家级电力应急基地和研究中心、局电力应急指挥平台建设，与有关部门和地方加强电力应急救援协作，组织跨区域、多场景电力应急联合演练，开展电力行业防范应对台风、地震地质灾害专项研究，评估极端情形下电网独立运行和负荷保障能力，强化重要电力用户自备应急电源配置使用监督管理。做好电力可靠性管理和改革工作，加快研究可靠性管理体系建设，提升供电可靠性管理水平，为保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供应提供有力支撑。 六、围绕监管为民，加强民生领域用能监管 （十七）提升“获得电力”服务水平。制定出台新一轮提升“获得电力”服务水平政策文件，不断深化“三零”“三省”服务，全力打造具有中国特色的现代化用电营商环境。常态化推进频繁停电治理，持续推动解决人民群众“急难愁盼”用电问题。按照职责分工持续做好电动自行车安全隐患全链条整治，切实督促指导各地和供电企业将接电服务要求落到实处。 （十八）加强民生用能服务保障。开展民生用电服务突出问题专项监管，重点对频繁停电整治成果进行“回头看”，并同步监管城乡居民用电报装、抢修复电等民生用电突出问题。重点围绕清洁取暖政策落实、能源供应保障等情况，开展北方地区清洁取暖专项监管。全面宣贯落实12398热线投诉举报处理制度，加强派出机构和能源企业工作人员业务培训，压实能源企业投诉处理主体责任，切实提升投诉举报工作效能。推动地方因地制宜做好非电网直供电小区等用电薄弱区域综合治理工作。 （十九）改革创新资质许可。研究制定进一步改革创新电力业务资质许可管理的一揽子意见举措，放宽电力业务许可豁免范围，支持新业态新模式多元化发展，健全持证主体权利义务，更好服务新型电力系统建设。完善电力业务资质许可制度，明确电力业务许可证延续及注销相关要求，压减承装（修、试）电力设施许可等级，进一步激发市场活力。选取部分重点地区开展电力业务许可专项监管，持续开展许可保持情况常态化监管，对派出机构资质许可工作质量实施监督，进一步提升许可管理效能和风险防控水平。 七、围绕依法行政，提升能源监管权威与影响力 （二十）深入开展综合监管。扎实做好2024年电力领域综合监管“后半篇文章”，分层分类做好监管约谈、责令整改、行政处罚等工作，形成监管闭环。继续选取6个有代表性的省份开展综合监管，突出规划政策落实、自然垄断环节监管、电力市场建设、民生用能保障等重大事项，强化监管工作深度，优化组织协调机制，进一步提升综合监管成效。 （二十一）提升行政执法质效。完善执法信息统计和通报机制，健全派出机构全员执法工作机制；注重案件线索归集，着力加强自然垄断环节和电力市场秩序领域执法力度，促进业务监管和行政执法工作同步深入、相互促进；规范执法行为，推进“长牙带刺”和包容审慎监管有机衔接，对于小微企业和轻微违法行为，鼓励推行柔性执法。 （二十二）加强执法成果运用。及时梳理总结监管执法成果，对职责范围内的事项，要依法采取责令改正、行政处罚、监管约谈等方式进行处理；加大典型问题通报力度，重点披露监管工作中发现的问题和典型案例，发挥社会舆论监督作用；对于发现的涉及体制机制调整等方面的深层次问题，要强化分析研究，研提改进措施，为政策制定和科学决策提供参考。 （二十三）巩固完善信用机制。着力推进能源行业信用体系建设，建立健全信用信息归集使用、信用评价制度，加强行业信用管理和企业信用监测。推进全国统一电力市场信用体系建设，探索开展市场经营主体信用评价及监管应用。全面归集共享行业信用信息，指导督促派出机构做好行政性信用信息归集和信用修复，夯实数据基础。依法公示披露信用信息，预警信用风险，服务行业监管和公众需求。持续开展公共信用综合评价，实施守信激励和失信约束，营造诚信市场环境。 八、围绕党建引领，提升干部队伍监管能力 （二十四）增强基层党组织政治功能和组织功能。严格执行“第一议题”制度，跟进学习习近平总书记最新重要指示批示和重要讲话精神。认真贯彻落实《中共中央办公厅关于中央和国家机关部门党组（党委）落实机关党建主体责任的意见》精神及局党组贯彻落实工作方案、《中共国家能源局党组关于进一步明确和落实京外单位党建工作责任的通知》要求，压实党建主体责任，不断深化“四强”党支部创建和“四好”党员选树，充分发挥党组织坚强战斗堡垒作用和党员先锋模范作用。 （二十五）提升监管干部履职尽责能力。严格履行选人用人政治责任，坚持党管干部原则，把好干部入口关，注重青年干部培养，不断改善监管干部队伍年龄和专业结构，切实把合适的干部放到合适的岗位，让想干事、会干事的干部能干事、干成事。聚焦供电服务、行政执法、行业监管等内容，分类分级开展培训。坚决纠治精神懈怠、担当不足、作风不实等问题，提高监管队伍的整体凝聚力和战斗力。坚持在实战中锻炼队伍，鼓励干部主动参加综合监管等急难险重任务，持续提升监管干部队伍政治素质和业务水平。 （二十六）纵深推进全面从严治党。巩固深化党纪学习教育成果，落实中央巡视整改要求，加大对高风险岗位干部、年轻干部、新提拔干部、编外人员等教育管理监督，经常性开展谈心谈话，严格规范党员网络言行。扎实开展局党组第三轮和第四轮巡视，强化巡视整改和成果运用。进一步完善“一表多图”廉政风险防控机制，严格执行与能源企业廉洁交往行为规范，管好用好能源监管权力，强化监督执纪，坚定不移惩治腐败，共同巩固发展风清气正、向上向好的政治生态。