2025中央经济工作会议能源领域核心方向 - 核心方向为“双碳引领下的全面绿色转型” [1] - 提出制定能源强国建设规划纲要 加快新型能源体系建设 扩大绿电应用 [1] - 加强全国碳排放权交易市场建设 [1] 新型能源体系建设的具体路径 - 以更大力度发展非化石能源 加快西北风电光伏、西南水电、海上风电、沿海核电等清洁能源基地建设 [2] - 推进化石能源清洁高效利用 推动煤电由基础保障性电源转为支撑调节性电源 [2] - 加快建设新型电力系统 确保绿电发得出、电网接得住、终端用得好 [2] - 扩大绿电应用的核心是提升可再生能源转化的绿色电力在全社会电力消费中的占比 [2] - 专家指出 新能源发展很大程度取决于新型能源基础设施建设 如大规模布局电网侧储能 [2] - 未来五年应在电网侧加大力度布局储能 以支持可再生能源发展和国家低碳转型 [2] 绿电直连与零碳园区发展 - 国家层面明确“绿电直连”定义 指新能源不直接接入公共电网 通过直连线路向单一电力用户供给绿电 [3] - 政策推动下 零碳园区建设驶入“快车道” [3] - “十五五”时期力争建成100个左右国家级零碳园区 [3] - 绿电直连模式允许源荷分离 但需签订长期购电协议 [4][5] - 众多钢铁企业正积极探索“绿电直连”模式以实现清洁化转型 [4] 绿色低碳产业规模与节能目标 - 目前我国绿色低碳产业规模约11万亿元 [3] - 未来5年该产业规模有翻一番乃至更大的增长空间 [3] - 推进重点行业节能降碳 力争实现节能量1.5亿吨标准煤以上 可减少二氧化碳排放约4亿吨 [3] 可再生能源装机增长数据 - 今年前三季度 全国可再生能源新增装机3.10亿千瓦 同比增长47.7% 约占新增装机的84.4% [5] - 截至今年9月底 全国可再生能源装机达到21.98亿千瓦 同比增长27.2% 约占我国电力总装机的59.1% [5] 整治“内卷式”竞争 - 2025年中央经济工作会议强调深入整治“内卷式”竞争 [6] - 相较2024年“综合整治”的表述 2025年“深入整治”意味着治理进入深水区 [6] - 光伏行业正从供需两端共同发力 市场化推动落后产能有序退出 [6] - 储能行业需警惕非理性低价竞争带来的系统性风险 恶性竞争模式已开始向海外市场蔓延 [6] - 分析认为2026年光伏行业将进入持续的产能出清周期 [6]

**行业与公司** * 行业：环保公用事业，具体聚焦于绿色电力（绿电）、可再生能源非电利用、虚拟电厂、绿色液体燃料（如绿色甲醇、可持续航空燃料SAF）等领域[1] **核心观点与论据** * **绿电直连是重要发展方向**：通过单一线路直接向用户供给绿电，实现物理溯源，构建全链条低碳认证体系，有助于高能耗出口企业应对欧盟碳边境税及美国清洁能源法案等国际绿色壁垒[1][4] 数据中心等高能耗企业可通过此模式获得低成本、高效的能源供给[2][4] * **可再生能源非电利用前景广阔**：国家首次将可再生能源非电消费比重（包括供热/制冷、制氢、氨、醇及生物燃料等）纳入考核，为钢铁、建材、石化等行业脱碳提供量化路径[1][2][5] 可再生能源供热/供冷目前占全国消费总量不足1%，未来五年将成为重要发展途径[10] * **绿色液体燃料产业化进程加速**：2025年被视为绿色液体燃料产业化元年，首批9个试点项目（涵盖绿色甲醇、氯胺及纤维素乙醇）计划于2027年底实现稳定生产[2][12] 绿色甲醇主要通过生物质制取和电子制取两条路线，其中电子制取因产业化潜力更受关注[12] * **可持续航空燃料（SAF）需求强劲**：欧盟法规要求从2025年开始强制添加2%的SAF，驱动需求增长，2025年下半年西北欧地区SAF价格最高涨幅达70%[14] 中国在全球SAF供应链中占据重要地位，是主要原材料地沟油生产的一代生物柴油“优蔻”的重要生产国，并已占据全球约一半的SAF供应量[2][15] * **新型虚拟电厂角色关键**：具备源荷成套特征，通过智能调度优化负荷和储能设备，可提高经济性并提升系统稳定性与效率[1][6] 工商业领域为平抑新能源发电影响，主动配备储能的需求增加，进一步推动虚拟电厂发展[6] * **政策创新降低绿电直连成本**：国家发改委1,192号文提出创新性的单一容量制电费收取方式，按照项目接网容量等参数计算输配电费[1][8][9] 用户接入公共电网的容量越小，所需缴纳的输配电费越低，这将促使项目通过自主储能、虚拟电厂等方式降低公共电网接入容量，提高经济性[9] * **零碳园区建设带来市场机遇**：国家发改委首次将零碳园区纳入中央资金支持范畴，并给予20%的预算补贴，计划未来五年新建100个国家级零碳园区，将推动冷热联供系统等市场需求增长[11] **其他重要内容** * **技术应用**：熔盐储能等技术在长时储能和联供系统中具有应用前景，有助于实现太阳能发电的稳定调度[2][3][5] * **绿色甲醇船运需求**：截至2025年底，全球甲醇动力船数量预计达300艘，对应需求至少六七百万吨，IMO的海运业脱碳框架及欧盟政策支持将推动绿色甲醇需求释放[13] * **全球SAF政策支持广泛**：除欧盟外，新加坡、美国和澳大利亚等国家也出台了关于SAF添加或补贴的政策，中国于2024年试点了SAF航线，并有望推出更多利好政策[16] * **中国发展SAF的优势**：中国在生产成本和原材料供应方面具有显著优势，预计未来仍将是全球主要的SAF生产国，并带来相关产业链投资机会[17]

吉林省“十五五”规划战略性新兴产业布局 - 中共吉林省委发布关于制定吉林省国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议 核心目标是培育壮大战略性新兴产业 [1] 新能源产业 - 推动新能源产业跨越式发展 做强绿电、绿氢、氢基化工和装备制造全产业链 [1] - 提升新能源就地消纳和外送能力 进一步扩大“绿电直连”规模 [1] 高端装备与新材料产业 - 聚焦先进轨道交通装备等关键领域 积极承担国家制造业重点产业链自主可控任务 [1] - 加快打造千亿级碳纤维产业 [1] - 大力发展化工新材料、新型能源材料、生物基新材料 [1] 医药健康产业 - 推动生物医药创新能力进入国家第一方阵 [1] - 支持创新药高质量发展 [1] - 促进医疗器械产业高端化、国产化、国际化 [1] 光电信息与半导体产业 - 深度参与国家半导体产业发展 [1] - 重点突破工业母机、高端仪器等领域关键核心技术 [1] - 打造光电重大设备及关键部件研发制造基地 建设中国光电城 [1] 低空经济 - 稳步发展低空经济 持续优化产业生态 [1] - 形成一批成熟可复制的场景模式 [1]

文章核心观点 四川省发展和改革委员会发布《四川省有序推动绿电直连发展实施细则（征求意见稿）》，旨在通过制定详细的规则，有序推动省内绿电直连项目发展，以发挥四川清洁能源优势，满足企业绿色用能需求，提升新能源就近就地消纳水平，并探索适合四川实际的绿电直连项目运行模式 [9][12][13] 绿电直连项目基本要求 - **项目定义与范围**：绿电直连电源限定为新增的风电、太阳能发电、生物质发电等新能源，不包括存量已并网电源及已批复的统调统分电源；直连线路现阶段是指电源向单一电力用户供电的专用线路，暂不开展向多用户供电的项目 [13] - **布局与负荷条件**：除万卡集群算电融合项目外，绿电直连项目原则上不受地域限制；新增负荷可配套建设直连新能源项目，存量负荷在已有燃煤燃气自备电厂足额清缴可再生能源发展基金的前提下可开展绿电直连，实现清洁能源替代；鼓励有降碳刚性需求的出口外向型企业利用周边新能源资源探索存量负荷绿电直连 [14][15] - **源荷匹配要求**：项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，并不断提高比例，2030年前不低于35%；电力现货市场未连续运行前，不允许向公共电网反送电；市场连续运行后，可采取自发自用为主、余电上网为辅的模式；并网型项目余电上网电量占总可用发电量比例，“三州一市”（阿坝州、甘孜州、凉山州、攀枝花市）原则上不超过10%，其他地区原则上不超过20% [2][16] - **接入系统要求**：并网型项目接入公共电网电压等级原则上不超过220千伏；新能源电源与负荷直连线路长度原则上不超过60千米；项目应作为整体向公共电网申请接入，专线接入，接入点原则上不超过两个，并与公共电网间形成清晰物理界面 [17] - **并网调度与安全**：绿电直连项目的新能源发电项目豁免电力业务许可；项目整体及内部电源按接入电压等级和容量规模接受相应调度机构管理；发用电曲线可由项目业主和调度机构共同协商确定；项目与公共电网按产权分界点明确安全责任界面 [18][19] - **计量与权责**：并网型项目以项目接入点作为计量、结算参考点，作为整体与公共电网结算；项目应具备分表计量条件，在内部各关口安装合格的双向计量装置；项目应自主合理申报并网容量，并自行承担因自身原因造成供电中断的责任 [19][20] 绿电直连项目价格及交易机制 - **价格机制**：项目涉及的输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等缴纳执行国家相关规定；“三州一市”的绿电直连项目暂不执行尖峰电价政策 [3][21] - **交易机制**：并网型绿电直连项目作为统一整体参与电力市场，享有平等市场地位；项目用电应当直接参与市场交易，不得由电网企业代理购电；项目配套储能设施不能作为独立主体参与辅助服务等电力市场，不得通过租赁方式配置或对外租赁盈利，但可以与项目作为整体参与辅助服务市场 [5][21] 绿电直连项目管理方式 - **规划管理**：绿电直连项目应统筹纳入省级或市（州）的能源电力专项规划；直连风电和太阳能发电规模计入省级新能源发电开发建设方案 [22] - **整体实施方案编制**：各市（州）能源主管部门指导项目业主，委托有资质单位编制包含电源、储能、负荷、线路等内容的整体实施方案；方案深度需达到接入系统设计有关要求，并按照“以荷定源”原则确定新能源装机规模；鼓励依托国家能源创新平台开展新技术研究与示范 [6][23] - **方案申报与批复**：整体实施方案由市（州）能源主管部门会同相关部门及电网企业初步评估，经市（州）人民政府同意后报送省能源局；省能源局委托第三方评审后批复；针对算电融合类项目，按规定安排新能源激励配置规模；项目电源、负荷、储能等应按方案统一建设，同步投产 [7][24] - **建设实施管理**：项目业主分类提出新能源、储能和电网等工程核准或备案申请；获得核准（备案）后向电网企业提出接入申请；对已核准（备案）的项目，从核准（备案）之日起2年内未按规定开工的，取消并收回所有配置的新能源资源 [8][25] - **运行与监督管理**：绿电直连项目对应的直供新能源不考核新能源利用率，不计入全省统计范围，投资主体自行承担弃电风险；省能源局负责引导项目科学评估需求，做好项目管理和运行监测；电网企业应每月将项目相关费用及电量情况报告主管部门 [26] - **调整与退出管理**：坚决防止以项目名义套取新能源资源；非不可抗力因素，在实施方案明确的周期内，负荷原则上不一次性全部退出；若负荷部分减少或中断，应由属地政府要求业主重新引进新负荷；1年内无法完成等量新负荷补充的，省级能源主管部门将按比例对直供新能源退坡解列 [27]

行业核心观点 - 国家政策聚焦“十五五”新能源消纳，明确两大主线：推广绿电直连模式以促进就近消纳并应对国际贸易壁垒；将可再生能源非电利用首次纳入国家考核，为工业脱碳和交通领域绿色燃料发展提供制度支撑 [1] 新能源装机与消纳现状 - 截至2025年第三季度，全国并网风电和太阳能发电合计装机达到17.1亿千瓦，同比增长36.4%，占总装机容量比重为46.0%，同比提升6.4个百分点，已超过火电33.1%的装机占比 [2] - 2025年1-9月，并网风电利用小时数为1475小时，同比降低93小时；并网太阳能发电利用小时数为875小时，同比降低84小时 [2] - 2020-2023年，光伏/风电平均利用率分别为98%和97%，而2025年1-8月，光伏利用率下降至95%，风能利用率下降至94%，新能源大比例接入对电力系统稳定性和电网消纳压力提出更高要求 [2] “十五五”新能源消纳政策目标 - 国家能源局发改委于2025年11月10日印发指导意见，目标到2030年基本建立协同高效的多层次新能源消纳调控体系，新增用电量需求主要由新增新能源发电满足 [3] - 目标到2035年，基本建成适配高比例新能源的新型电力系统，全国统一电力市场在新能源资源配置中发挥基础作用，实现新能源在全国范围内优化配置和高效消纳 [3] - “十五五”期间构建适合国情的新能源供给消纳体系是建设新型电力系统和新型能源体系的关键环节 [3] 绿电消纳主线一：绿电直连模式 - 2025年5月21日，国家发改委与能源局发布通知，允许符合要求的市场主体自主选择绿电直连模式，即新能源通过直连线路向单一电力用户供给绿电，实现电量清晰物理溯源 [4] - 该模式构建了“生产—认证—贸易”全链条低碳认证链，成为应对欧盟碳边境调节机制（CBAM）、美国清洁能源法案等国际贸易规则的有效工具，为我国高耗能出口产业提供制度性工具 [4] - 数据中心作为未来重要负荷增量，绿电直连政策为其提供了低成本、高效的绿色能源供给途径，解决算力需求与能源资源时空分布不均的问题 [5] - 绿电直连政策将催生储能和虚拟电厂产业更高效发展：负荷侧用户为平抑新能源间歇性将具备主动配储需求；多个直连项目可通过虚拟电厂平台协调互济，优化资源利用，内部可调负荷和储能也可作为节点提供辅助服务获取收益 [5] 绿电消纳主线二：可再生能源非电利用 - 2025年10月，国家发改委发布征求意见稿，首次在国家层面将可再生能源消费最低比重目标分为电力消费和非电消费两类，后者包括供热（制冷）、制氢氨醇、生物燃料等 [6] - 对于钢铁、建材、石化、化工等依赖热能的工业企业，非电消费纳入考核为“绿热”提供了官方价值认定和核算通道，使其清洁消费能被量化认可，有助于应对CBAM等国际规则 [7] - 熔盐储能提供长时大规模储热路径，使太阳能热发电实现连续、稳定、可调度的电力输出。据国际能源署预测，中国光热发电装机到2030年将达到29GW，到2040年达88GW，到2050年达118GW，熔盐储能前景广阔 [7] - 全球运输业脱碳进程加速，以绿色甲醇、可持续航空燃料（SAF）为代表的氢基和生物质能源被视为终极解决方案。欧盟航空业2025年进入强制添加SAF周期，国际海事组织（IMO）推出海运业净零法案，下游需求高涨为生物燃料提供广阔增量空间 [8] - 可再生能源制氢氨醇是绿色燃料大规模产业化的核心路径，随着技术发展和成本下降，其经济性有望进一步提升 [8]

核心观点 - 报告认为，“十五五”期间，随着新能源装机占比超过火电，电力系统面临日益严峻的消纳压力，因此新能源消纳成为新型电力系统建设的关键环节[2] 报告提出两条核心投资主线：一是通过“绿电直连”模式促进就近消纳并突破国际绿色贸易壁垒；二是拓展可再生能源的“非电利用”空间，如供热、制氢氨醇和生物燃料等[4][6] 行业现状与挑战 - **新能源装机与消纳矛盾突出**：截至2025年第三季度，全国并网风电和太阳能发电合计装机达17.1亿千瓦，占总装机容量的46.0%，已超过火电的33.1%[2] 然而，2025年1-8月，光伏和风电的利用率分别下降至95%和94%，较2020-2023年的平均水平（98%和97%）有所下滑，消纳压力加大[2] - **电力板块业绩分化**：2025年前三季度，电力板块整体营收14555.87亿元，同比-2.21%，归母净利润1756.23亿元，同比+3.89%[16] 其中，火电受益于煤价下行，归母净利润同比+15.83%[20] 水电归母净利润同比+3.30%，且第四季度来水展望积极[24] 新能源发电和核电板块则因电价下行压力，归母净利润分别同比-7.16%和-12.36%[28] - **环保板块跑赢大市**：截至2025年11月28日，环保行业指数全年涨幅+16.94%，跑赢上证指数（+16.02%）[13] 细分领域中，综合环境治理、固废治理及环保设备涨幅居前，分别为28.41%、25.51%和19.42%[52] 绿电消纳主线一：绿电直连 - **政策框架明确**：2025年5月21日，国家发改委与国家能源局发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，允许市场主体自主选择绿电直连模式，即新能源通过直连线路向单一用户供电，实现物理溯源[4][76] - **应对国际绿色壁垒**：绿电直连因其清晰的物理溯源特性，成为应对欧盟碳边境调节机制（CBAM）等贸易规则的有效工具，能为高耗能出口产业提供低碳认证途径[4][68] - **经济性测算与收费机制完善**：2025年9月发布的“1192号文”明确了就近消纳项目的收费方法，创新提出按单一容量制缴纳输配电费[84] 测算显示，在30MW负荷下，按新容量缴费机制可能比传统两部制模式更具经济性[90] - **催生新产业需求**： - **数据中心**：预计到2030年，我国数据中心用电量可能占全社会总用电量的2.3%至5.3%[93] 绿电直连为绿色算力发展提供了低成本、高效的能源供给途径[4] - **储能**：政策要求绿电直连项目配置储能以提升灵活性，这催生了负荷侧工业和商业用户的主动配储需求[4][105] - **虚拟电厂**：绿电直连项目“源荷成套”的特征非常适合接入虚拟电厂平台，可通过协调互济和提供辅助服务优化资源利用并获取收益[4][106] 国家目标到2030年虚拟电厂调节能力达到5000万千瓦以上[106] 绿电消纳主线二：非电利用 - **首次纳入国家考核**：2025年10月，国家发改委征求意见稿首次将可再生能源非电消费（如供热、制冷、制氢氨醇、生物燃料）的最低比重目标纳入考核[6][114] - **可再生能源供热/冷**：为钢铁、建材等依赖热能的工业企业提供了“绿热”的官方价值认定和核算通道，有助于应对国际碳规则[6] 熔盐储能等长时储热技术可解决联供系统的时间错配问题[6] - **生物燃料与氢基能源**：绿色甲醇、可持续航空燃料（SAF）等被视为运输业脱碳的解决方案，随着欧盟航空业2025年进入强制添加SAF周期，下游需求高涨[6] 可再生能源制氢氨醇是绿色燃料大规模产业化的核心路径[6] - **发展前景广阔**：目前新能源非电利用规模占全国能源消费总量比重不足1%，随着技术突破和成本下降，发展空间巨大[114] 国际能源署预测，中国光热发电装机到2030年将达到29GW，到2050年将达到118GW[6] 公用事业板块投资建议 - **火电**：关注2026年长协电价进展，煤价反弹（京唐港5500K煤价11月均价821元/吨，环比+9.8%）有望提振电价预期[30] 2026年起容量电价回收固定成本比例提升至不低于50%，盈利模式重构，“公用事业”属性凸显[33] 报告研究的具体公司包括华能国际、华电国际、国电电力等[7] - **水电**：被视为红利标杆资产，由于开发空间有限，大水电具备稀缺性和长期投资价值[7] 报告研究的具体公司包括长江电力、华能水电、川投能源等[7] - **核电**：增值税政策调整对存量项目无影响，新机组盈利或承压，但长期增长确定性高[7] 中国广核与中国核电下属多个机组预计在2025-2027年投产[41] 报告研究的具体公司包括中国广核、中国核电等[7] - **绿电**：受136号文影响电价承压，建议关注绿电直连、主动配储、虚拟电厂等相关产业链机会[7] 报告研究的具体公司包括合康新能、林洋能源、国能日新等[7] - **燃气**：供需宽松，气价企稳，建议关注基本盘稳健的标的[7] 报告研究的具体公司包括首华燃气、新奥股份等[7] 环保领域投资建议 - **化债与绿色算力**：地方政府化债持续推进有望改善环保企业应收账款；垃圾焚烧发电与数据中心（IDC）结合的模式受到关注[8] 报告研究的具体公司包括军信股份、伟明环保、瀚蓝环境等[8] - **清洁能源非电利用**： - **可再生能源供热/冷**：关注在零碳园区、西北大基地配储有布局的公司[9] 报告研究的具体公司包括物产环能、西子洁能等[9] - **氢基燃料及生物质利用**：关注具备产能和出口资质的燃料生产商、已有绿醇项目的绿电企业以及关键设备制造商[9] 报告研究的具体公司包括嘉澳环保、金风科技、华光环能等[9]

核心观点 - 贵州省能源局发布《贵州省风电光伏发电项目管理办法（征求意见稿）》，旨在通过系统化、精细化的管理，推动省内风电、光伏发电产业向更高质量、更高效率、更可持续的方向发展，其核心在于提升技术门槛、强化过程管理、促进市场化交易并鼓励技术创新与设备更新 [1][40] 开发建设与技术标准 - 风电项目原则上应采用单机容量**5兆瓦及以上**的风力发电机组，开发年平均风速在**每秒6米及以上**的风能资源时，应采用单机容量**6兆瓦及以上**的机组 [1][10][40][48] - 鼓励对运行**15年及以上**的单机容量**2兆瓦及以下**的风力发电机组进行设备更新替代 [1][10][40][48] - 光伏发电项目组件转换效率要求不低于**22.3%**，鼓励对运行**8年及以上**的光伏发电项目进行设备更新替代 [1][10][40][48] - 项目应集约节约用地，光伏项目应充分利用边坡、边沟、填埋场、采矿沉陷区等低效土地，并探索林光、农光、茶光互补等模式 [1][10][40][48] 规划与年度计划管理 - 省级能源主管部门根据规划目标及电网消纳能力，对全省**集中式风电、集中式光伏发电项目**实行年度建设计划管理，按照“成熟一批、上报一批”原则组织申报 [2][8][12][41][50] - “千乡万村驭风行动”分散式风电项目实行单独管理 [2][13][41][51] - 屋顶分布式光伏发电、单机容量不超过**1兆瓦**且总规模不超过**6兆瓦**的分散式风电项目不实行年度建设计划管理 [2][13][41][51] - 农光互补、渔光互补及利用边坡等分散土地建设的小型光伏电站按集中式光伏项目管理，需纳入年度建设计划 [2][13][41][51] 项目核准与备案流程 - 风电项目实行核准制，由省级能源主管部门办理；单机容量不超过**1兆瓦**且总规模不超过**6兆瓦**的分散式风电项目由县级能源主管部门备案 [15][53] - 光伏发电项目实行备案制，备案容量为交流侧容量（逆变器额定输出功率之和），集中式项目由省级能源主管部门备案 [15][53] - 风电项目原则上在年度建设计划下达后**12个月**内完成核准，光伏发电项目在**6个月**内完成备案，未完成者可申请一次不超过**6个月**的延期 [16][54] 项目建设与并网时限 - 风电项目核准后**12个月**内须开工建设，开工后**24个月**内须全容量并网发电 [2][17][41][55] - 光伏发电项目备案后**12个月**内须开工建设，开工后**18个月**内须全容量并网发电 [2][17][41][55] - 未按期开工可申请一次延期，风电项目延期不超过**12个月**，光伏发电项目延期不超过**6个月** [2][18][41][56] 建设规模与项目管理 - 风电项目实际建设规模大于核准规模的部分，不得超过单台最大风机容量；光伏项目实际建设规模大于备案规模的部分，不得超过单台最大逆变器容量 [3][15][42][56] - 项目实际建设规模可以小于核准（备案）规模 [3][15][42][56] - 未在规定期限内完成核准备案或开工建设的项目，将被清理并移出年度建设计划 [3][15][42][56] 电网接入与配套工程 - 电网企业应公平无歧视地提供接入服务，并与投资主体建立网源沟通机制，确保同步投产 [20][24][58][63] - 配套送出工程原则上由电网企业投资建设，也鼓励项目投资主体投资建设，电网企业可依法依规回购 [20][58] - 每个项目并网批次原则上不超过**3次**，因客观原因增加需提交说明 [25][63] 运行消纳与市场化交易 - 有序推进多能互补、源网荷储一体化发展，推动绿电直连、虚拟电厂等试点建设，合理布局新型储能 [1][5][40][48] - 推动风电、光伏发电**全面参与市场化交易**，上网电量原则上全部进入电力市场 [1][5][30][40][48][66] - 鼓励项目投资主体因地制宜在站区规模化建设储能，提高新能源场站置信容量 [29][34][67] 产业支持与设备制造 - 鼓励风电、光伏发电装备制造企业研发适合贵州省条件的先进装备 [22][60] - 鼓励项目投资主体结合实际支持省内风电、光伏发电装备制造高质量发展 [23][61] 政策实施时间 - 该管理办法计划自**2026年1月1日**起施行，有效期五年，届时将替代原有的暂行办法和通知 [39][77]

能源安全与保障能力建设 - 中国铀业股份有限公司作为天然铀"第一股"登陆深圳证券交易所主板，标志着铀矿开发国家队迈出深化资本市场发展、强化国家能源安全保障能力的重要一步 [2] - 塔里木盆地最大储气库塔里木油田牙哈储气库地面扩建工程完工，日注气能力增加1000万立方米 [2] - 大秦铁路预计今年完成电煤运量达5.16亿吨，占全国煤炭运输1/5以上，成为我国电煤保供主通道，运输效率成倍提高 [3] 清洁能源与电力发展 - 浙江省探索在海上风电、水利、核电等重点领域项目民间投资参股比例达到10%以上，其中海上风电项目不低于15% [3] - 贵州省提出有序推进风电、光伏发电多能互补、源网荷储一体化发展，推动绿电直连、虚拟电厂等试点建设，合理规划布局新型储能 [4] - 国家电网江苏首座500千伏数智化巡检示范站投运，通过数字与智能技术实现地空一体、室内外协同巡检，助力迎峰度冬能源保供 [6] 能源基础设施与项目进展 - 中国海油涠洲11-4油田调整及围区开发项目投产，位于南海北部湾盆地，计划投产开发井35口，预计2026年实现日产约1.69万桶油当量的高峰产量 [6] - 河南省首个海外港口枢纽项目中国河南国际集团几内亚港口有限公司内河码头进入试运营阶段，完成首船铝土矿装船作业 [4] - 中国第42次南极考察任务中，"雪龙"号与"雪龙2"号协同开展中山站区域卸货作业，将累计完成约2000吨各类物资卸运，"雪龙2"号首次为考察站补给燃油 [3] 国际合作与核能安全 - 国际原子能机构驻扎波罗热核电站观察员完成例行轮换，第32批共四人开始监测和评估核电站运行安全状况 [5] - 国家能源局调整电力行业网络与信息安全联席会议成员单位组成人员，名单包括1位召集人、9位副召集人等 [2]

政策动态 - 国家发改委发布2025年版基础设施REITs项目行业范围清单，新增能源基础设施包括风电、太阳能发电、水力发电、天然气发电、生物质发电、核电等清洁能源项目，以及储能设施、燃煤发电、特高压输电、充电基础设施等[2] - 电动自行车“旧国标”产品自12月1日起全面禁售，新强制性国标对防火阻燃、整车质量上限、北斗定位等作出规定[3] - 中央生态环境保护督察通报天津市在挥发性有机物治理和机动车检测上存在严重问题，空气质量不达标，多家企业违法排污；河北唐山因违规上马钢铁项目和新增产能被点名，大气污染防治存在明显短板，多家企业超低排放改造不达标[2] 区域发展规划 - 贵州省“十五五”规划建议提出加快实施大型风电、光伏项目，探索低风速发电，推进水电扩机增容，因地制宜布局发展抽水蓄能、新型储能、氢能等，促进新能源与储能协调发展，推进西北清洁电力入黔及煤电新能源联营[3] - 辽宁省“十五五”规划建议提出大力发展清洁能源装备产业，建设核能、海陆风电、绿氢、储能等先进装备制造基地，深化电力市场化改革，推进绿电直连发展，探索“新能源+”产销一体化模式[4] 产业与技术进展 - 我国氢能产业快速发展，截至今年9月底清洁氢项目投资额占全球比重30%居全球首位，绿氢年产能已超22万吨占全球50%以上，建成加氢站超过540座占全球40%[2] - 国产高性能碳纤维规模化量产实现关键性突破，山西一项目成功实现12K小丝束T1000级碳纤维国产化量产[4] - 内蒙古乌海半固态锂电池储能项目成功并网发电，规模为20万千瓦、80万千瓦时，刷新我国已并网半固态锂电池储能项目装机规模纪录，标志半固态储能技术迈入大规模商业化运营阶段[7] 能源项目与市场 - 广东陆丰核电项目1、2号机常规岛建设全面启动，基地规划建设6台百万千瓦级压水堆核电机组，目前已核准4台机组[7] - 主要产油国宣布维持2026年头三个月暂停增产计划[5] - 伊拉克豪尔穆尔气田恢复供气，库尔德自治区电力供应状况将显著改善并在24小时内完全恢复正常[6]

能源体制改革 - 支持重庆石油天然气交易中心扩大交易规模并建立产品上线交易绿色通道 [1] - 研究推动油气期货现货市场联动并探索海外油气资源直接销售 [1] - 开展油气大宗商品人民币跨境结算并推广中国陆上天然气价格指数 [1] - 支持年用量1000万立方米以上大用户自主选择供气路径 [1] - 支持天然气勘探开发企业开展销售业务并加快管网独立运营 [1] - 推动管输和销售业务分离并完善市内管道运输价格机制 [1] 电力市场改革 - 深化售电侧改革并建立保底售电公司运行机制 [1] - 完善增量配网准入和退出机制并深化新能源上网电价市场化改革 [1] - 构建绿电直连政策体系开展试点并在川渝毗邻地区探索电力跨省域办理一站式服务 [1] - 完善中长期加现货及电能量加辅助服务体系 [1] - 推动电力现货市场转入正式运行 [1] 碳市场发展 - 主动参与全国碳市场政策标准制定并建成温室气体全品类交易地方碳市场 [2] - 构建非二氧化碳温室气体市场化管控机制并完善企业碳账户系统 [2] - 集成建立碳金融智慧服务平台并健全温室气体自愿减排机制 [2] - 构建多层次全链条碳普惠生态 [2]