一、双碳要闻
A. 政策发布
1.交通运输部发布《氢气（含液氢）道路运输技术规范》
据交通运输部网站9月15日消息，《氢气（含液氢）道路运输技术规范》等7项交通运输行业标准业经审查通过，现予发布。其中，《氢气（含液氢）道路运输技术规范》规定了氢气 UN1049（含液氢 UN1966）道路运输的装备条件以及运输、停放、应急处置等要求。该标准适用于采用长管拖车、罐车、管束式集装箱、罐式集装箱等装备进行的氢气（含液氢）道路运输。
零碳解读：交通运输行业标准《氢气（含液氢）道路运输技术规范》的制定，进一步细化液氢在运输环节的标准规范，为实现民用液氢道路运输提供了前提保障。该标准针对压缩气态氢气和冷冻液态氢气的道路运输过程，从运输装备、运输条件、运输安全及应急处置等方面进行了技术规范。这一标准的制定，有助于提高道路运输行业氢气运输的安全水平，推进氢气运输行业的发展，为绿色能源发展提供运输技术保障。同时，它也为加快交通运输行业的绿色低碳发展及至交通强国建设提供强有力的支持。
2.国家能源局：下达2025年能源领域行业标准制修订计划及外文版翻译计划
9月15日，国家能源局发布的《关于下达2025年能源领域行业标准制修订计划及外文版翻译计划的通知》，明确了2025年能源领域行业标准制修订计划及外文版翻译计划共计1267项，其中，包括801项制定计划、402项修订计划，以及64项外文版翻译计划。
零碳解读：标准建设一方面有助于明确技术规范与技术底线，避免企业间无序竞争和低水平重复建设，有效缓解因标准不一致导致的市场壁垒和不公平竞争现象，促进形成规范有序的市场竞争格局；另一方面，有利于激发企业创新活力，倒逼技术迭代与工艺升级，提升产品质量可靠性。此外，标准建设能够打破产业环节间的技术壁垒，重塑产业链协同机制，有效促进上下游企业的精准对接，加速低效产能出清，驱动资源向高价值领域集聚。
B. 行业动态
3.中电联发布2025年煤电机组“三改联动”技术改造典型案例
9月15日，中国电力企业联合会公布《2025年煤电机组“三改联动”技术改造典型案例名单》，按照煤电机组节能降碳、灵活性、供热改造“三改联动”技术改造典型案例征集工作安排，根据案例评审有关要求，中国电力企业联合会对案例的技术创新性、技术先进性、技术适用范围、综合效益、实施效果进行了综合评价，并经过形式审查、技术审查、公示等工作程序，共遴选出15个节能降碳改造典型案例、10个灵活性改造典型案例、4个供热改造典型案例、6个复合改造典型案例，共35个典型案例。
零碳解读：“三改联动”就是针对煤电机组进行的三种技术改造：节能降碳改造是为了让煤电机组降低度电煤耗和二氧化碳排放；供热改造是为了让煤电机组能够承担更多的供热负荷，实现对低效率、高排放的分散小锅炉的替代；灵活性改造是为了让煤电机组进一步提升负荷调节能力，为新能源消纳释放更多的电量空间，并帮助电网安全稳定运行。《全国煤电机组改造升级实施方案》提出“十四五”期间煤电节能降碳改造规模不低于3.5亿千瓦、供热改造规模力争达到5000万千瓦、灵活性改造完成2亿千瓦。
4.藏粤直流输电工程启动建设
9月16日，我国“十四五”规划建设的跨省区输电重点工程，藏粤直流工程启动建设，这是目前世界上输电能力最强、技术水平最先进、投资规模最大的柔性直流输电工程。藏粤直流工程于2025年6月获得国家发展改革委核准。工程输电线路全长约2681公里，自西向东跨越西藏、云南、广西、广东四省区，额定输电容量1000万千瓦。该工程2029年全面投运后，藏东南清洁能源基地每年可向粤港澳大湾区负荷中心输送超430亿千瓦时电能，约为三峡电站年发电量的一半，且100%为清洁能源，可替代标煤消耗约1200万吨，减少二氧化碳排放约3300万吨。
零碳解读：西藏作为我国的战略性能源基地，水能、风能、太阳能等清洁能源丰富，而广东作为我国经济大省，用电量常年稳居全国第一，用电需求旺盛，需要更大规模引入外省电力保障能源安全、支撑经济高质量发展。
5.国家统计局：前8月规上工业发电量64193亿千瓦时
9月15日，国家统计局数据显示，8月份，规上工业发电量9363亿千瓦时，同比增长1.6%；日均发电首次突破300亿千瓦时，达302.0亿千瓦时。1至8月份，规上工业发电量64193亿千瓦时，同比增长1.5%，扣除天数原因，日均发电量同比增长1.9%。
零碳解读：规上工业电力生产平稳增长。8月份，规上工业发电量9363亿千瓦时，同比增长1.6%；日均发电首次突破300亿千瓦时。
6.全国新能源汽车累计销售突破4000万辆
国务院新闻办公室9月18日下午举行“高质量完成‘十四五’规划”系列主题新闻发布会，介绍“十四五”时期科技创新发展成就。科技部部长阴和俊在会上介绍，全国新能源汽车累计销售突破4000万辆，产销量连续10年保持全球第一，为全球减碳目标作出中国贡献。
零碳解读：近日，工业和信息化部等八部门近日联合印发的《汽车行业稳增长工作方案（2025—2026年）》提出，2025年力争实现全年汽车销量3230万辆左右，同比增长约3%，其中新能源汽车销量1550万辆左右，同比增长约20%。
C.地方快讯
7.陕西：鼓励燃煤自备电厂参与陕西电网调节工作
9月16日，陕西省发展和改革委员会发布的《关于鼓励燃煤自备电厂参与陕西电网调节工作的通知》指出，省内机组容量可覆盖最大用电负荷且具有50%及以上调峰能力的并网燃煤自备电厂，在同一时刻通过调整自备机组的发电出力，机组和用电负荷整体具备下网调峰和上网顶峰能力。鼓励未参与电力市场的燃煤自备电厂积极参与电网调峰、顶峰，自愿参与电力市场交易的燃煤自备电厂，其上网电量和对应用户下网电量均按照相关市场规则执行。
零碳解读：随着新型电力系统建设工作推进，陕西省新能源装机规模快速增长，午间调峰较为困难，电力运行呈现“白天消纳困难”与“晚峰供应紧张”常态化特征。燃煤自备电厂参与陕西电网调节工作可提升电网调峰和保供能力，促进新能源消纳。
8.青海：鼓励具备条件的充电设施运营企业参与电力市场交易
9月15日，青海省能源局发布关于再次公开征求《青海省电动汽车充换电基础设施建设运营管理办法（征求意见稿）》意见建议的公告。其中指出，充电设施运营企业可向用户收取电费和充电服务费，其中电费按照国家规定电价政策执行，充电服务费按市场化原则收取。费用收取应当明码标价，并支持多种支付方式。2030年前，对实行两部制电价的集中式充换电设施用电免收需量（容量）电费。除公交车外的电动汽车充电设施用电执行峰谷分时电价政策，充电除外。鼓励具备条件的充电设施运营企业参与电力市场交易。
零碳解读：电动汽车充电基础设施是支撑新能源汽车产业发展和新型电力系统建设、促进交通能源领域绿色低碳转型的重要基础设施。随着产业迭代升级，单枪充电功率达到250千瓦以上的大功率充电设施得到进一步普及。充电桩运营商是天然的负荷聚合商。负荷聚合商可以整合用户资源、参与电力市场、响应电网需求，同时经营电能批发、零售等传统业务。充电桩运营商是天然的负荷聚合商，通过整合充电桩资源及对应的充电用户接入电力市场，参与需求侧响应、峰谷套利或辅助服务，获取超额收益。
9.赫章猪拱塘铅锌矿项目建设取得阶段性突破
据贵州日报9月15日报道，探采选冶一体大型现代化矿山——赫章县猪拱塘铅锌矿项目建设取得阶段性突破，选矿厂主体工程已进入钢结构施工阶段。该矿区铅锌总储量突破500万吨，是全国铅锌矿储量前十强矿区。项目建成投产后，将形成年产锌精矿20.54万吨、铅精矿6.64万吨、硫精矿45.83万吨的规模化产能。
零碳解读：赫章县猪拱塘铅锌矿铅锌总储量突破500万吨，是全国铅锌矿储量前十强矿区。项目建成投产后，将形成年产锌精矿20.54万吨（品位55%）、铅精矿6.64万吨（品位50%）、硫精矿45.83万吨（品位45%）的规模化产能，大幅提升我国铅锌资源的自给率。
10.重庆电力中长期交易实施细则征求意见
9月17日，国家能源局华中监管局就《重庆电力中长期交易实施细则（征求意见稿）》公开征求意见，征求意见稿指出，电力中长期交易现阶段主要以融合交易方式开展电能量交易（不含绿色电力交易），根据市场发展需要开展输电权、容量等交易。除计划电量执行政府确定的价格外，电力中长期交易的成交价格应当由经营主体通过双边协商、集中交易等市场化方式形成，第三方不得干预。
零碳解读：中长期电力交易市场主要是由发电企业、电力用户、售电公司等市场主体，通过双边协商、集中交易等市场化方式，开展多年、年、季、月、周、多日等电力批发交易。电力中长期交易现阶段主要开展电能量交易，灵活开展合同转让交易，根据市场发展需要开展输电权、容量等交易。
二、专题碳讨
两部委发文，新能源就近消纳项目电力服务“谁买单”有了依据
新能源就近消纳再迎重磅政策文件。
9月12日，国家发展改革委、国家能源局对外发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（（发改价格﹝2025﹞1192号，下称“1192号文”）。
据国家发展改革委、国家能源局相关负责人介绍，为支持新能源就近消纳模式发展，国家和各地陆续出台多项政策，鼓励试点先行，但总体上发展仍然偏慢，主要原因是项目边界和保供责任不够清晰，对公共电网提供的稳定供应保障服务，项目应当承担的经济责任不够明确。
多位电力行业从业者认为，1192号文是对《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》的重要补充，明确了价格机制，有利于激励社会资本对就近消纳项目的合理投资，促进新型电力系统的健康发展。
图/ic
明确就近消纳项目关键特征
国家发展改革委、国家能源局相关负责人介绍，近年来，我国新能源大规模发展，取得了举世瞩目的成就，但同时也面临消纳难度上升、电力系统调节压力加大等挑战。为此，各方积极探索消纳利用新能源的新模式，其中绿电直连、零碳园区、源网荷储一体化等就近消纳模式，可以有效促进新能源消纳利用、满足企业绿色用能需求，并减轻电力系统调节压力。
新能源需要就近消纳，根本原因在于其天生的不稳定性与电网要求的绝对稳定性之间存在矛盾。长途跋涉地输送不稳定的电力，在技术上是挑战，在经济上不划算，在实践中会造成巨大浪费。因此，就近消纳是当前技术条件下大规模发展新能源的必然要求。
新能源发电就近消纳项目既发电，也用电，发电时是发电企业、用电时是电力用户。为确保其在不同场景下身份清晰、责任明确，1192号文要求，项目应当具备以下基本条件：一是界面清晰。项目的电源、负荷、储能等应作为整体与公共电网连接，形成清晰的物理界面和安全责任界面，电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧。二是计量准确。项目应具备分表计量条件，由电网企业在发电、厂用电、并网、自发自用、储能等关口安装计量装置，准确计量各环节电量数据。三是以新能源发电为主。项目的新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%，2030年起新增项目不低于35%。
博众智合能源转型中国电力项目主任、中国可再生能源学会可再生能源发电并网专委会委员尹明表示，1192号文明确了新能源就近消纳类项目的四大关键特征：多元集成性、界面清晰性、电源绿色性、空间毗邻性。因此，当前此类项目主要涵盖绿电直连类项目、源荷储一体化项目、智能微电网、基于新能源的增量配电网项目等。
电价机制出炉，厘清“谁买单”问题
此次1192号文最受关注的亮点之一，即在电价机制的责权明确及创新。
国网能源研究院有限公司财审所副所长张超撰文称，现行电价制度已难以适应就近消纳项目的发展需要，其核心矛盾在于就近消纳项目承担的稳定供应保障成本不足，导致公平性问题凸显。一方面，就近消纳项目通过自发自用减小了外购电需求，输配电电量电费随下网电量的减少而降低，但项目仍需电网提供充足的输配电通道服务（如较大容量的受电变压器等），以确保在自平衡能力不足时的电力、电量供应，相关成本无法通过下网电量充分传导，反而转嫁给其他用户。另一方面，就近消纳项目仍需电力系统调节资源提供支撑服务，但由于缺少对应的价格机制，系统调节成本也由其他用户分担，这也违背了公平原则。
“（1192号文）按照‘谁受益、谁负担’的原则，针对性地解决了这一问题，为就近消纳项目的长期可持续发展提供了坚实的政策保障。”张超表示。
电力专家谷峰撰文提出，1192号文明确了就近消纳项目可以自主选择稳定供应保障服务（“可靠性”），建立了根据所需可靠性不同向公共电网系统付费的基本制度，明确划分就近消纳项目和公共电网之间的经济责任界面。
“由于缺乏统一的定价标准与清晰合理的经济责任界定，导致目前业内普遍形成了一种错觉，即就近消纳项目简单等同于‘优惠电’、电网的可靠性是免费服务，甚至产生了‘电网企业为维持售电量而阻挠项目’的误解，归罪电网企业为保持自身售电量阻碍就近消纳项目。”谷峰表示，究其本质，这其实是一场“买单之争”——享受了更可靠的电力服务，但这笔“更可靠的服务费”该由谁出、出多少、怎么出，缺乏政策性、机制性规定，1192号文的印发恰逢其时。
1192号文提出的输配电价机制既不同于用户侧分布式光伏自发自用电量完全不缴纳其对应的电量输配电费机制，也不同于增量配电网内部交易新能源电量不缴纳外部电网电量输配电费机制，而是将其折算为“单一容量制电价”。该机制下，下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费。该规则与近期发布的《省级电网输配电价定价办法》（征求意见稿）“电网企业服务于新能源就近消纳等新型主体时，探索实行单一容量制电价”条款相呼应。
如何影响项目经济性
厦门大学管理学院讲席教授、中国能源政策研究院院长林伯强告诉新京报零碳研究院，1192号文的逻辑在于新能源就近消纳可提高效率降低成本，但此前尚无较好的价格机制来促进新能源就近消纳。后续价格机制是否能够有效落地，依然取决于各地政府如何执行。
尹明认为，新能源发电就近消纳项目虽看似与公共电网的直接联系减弱，但本质是将更多安全保障责任从公共电网转移至项目自身。这要求项目实施主体全面提升规划、设计、建设、运营、调控等全流程能力，一方面充分利用各类灵活调节资源，尤其需匹配适配的储能技术；另一方面创新储能装置商业模式，通过系统优化实现经济与安全的双重目标。
1192号文明确价格机制后，对于就近消纳项目的经济性将有哪些影响？
供职于中国能源研究会配售电专委会的吴俊宏认为，就近消纳项目的投资风险控制主要集中在项目投前决策和项目运营两个阶段。就项目投前决策阶段而言，应做好技术方案和商务方案的统筹考虑。就近消纳项目的收入机制完全不同于之前的新能源电站项目、分布式光伏项目甚至源网荷储一体化项目。随着各地电力现货市场规则的完善、136号文的普遍应用，就近消纳项目的经济性评估以及投资财务模型构建是一个基于电力市场规则、新能源/储能配置方案双向优化、用户合作商业模式的综合性问题。
中国华电集团有限公司徐倩岚与国家能源投资集团有限责任公司章琳楹共同撰文表示，1192号文明确就近消纳项目暂时按照下网电量缴纳系统运行费，逐步向按照占用容量等方式缴费过渡。也就是说，项目自发自用电量无需缴纳系统运行费，仅需公共电网购电部分付费即可，这对投资者无疑是一种短期红利。但后续逐步向按占用容量等方式缴费过渡，意味着投资者需提前规划成本，若未来按占用容量缴费，无论项目是否自发自用，只要占用了电网容量，就需缴纳系统运行费。投资者在测算成本时，需将这一未来成本纳入考量，避免政策过渡导致后期损失。
新京报贝壳财经记者 朱玥怡 编辑 陈莉 校对 柳宝庆
