能言碳语 | 新规热点速递

1、国家能源局关于印发《新型储能电站建设工程质量监督大纲》的通知

为进一步加强和规范新型储能电站建设工程的质量监督管理工作，国家能源局于近期印发了《新型储能电站建设工程质量监督大纲》（以下简称《储能大纲》），现就文件出台背景、主要内容和有关情况说明等介绍如下。

一、出台背景

电力建设工程质量监督大纲（以下简称质监大纲）既是电力质监机构开展质量监督工作的主要依据，也是各工程参建单位应当遵守的重要制度。近年来，国家能源局先后印发了火电、输变电、陆上风电、光伏发电、水电、海上风电、核电常规岛、生物质发电、太阳能热发电等质监大纲，在预防和减少质量安全事故、保障电力工程质量、提升质量监督效能等方面发挥了重要作用。

“十四五”规划实施以来，在政策引导和市场需求双轮驱动下，新型储能从试点示范转向规模化商用，进入快速发展阶段。截至2025年底，我国新型储能装机规模达到约1.36亿千瓦，较2024年底增长约84%，需要相应出台针对新型储能建设工程的质监大纲。结合在新型储能建设工程质量监督过程中的不断探索和积累经验，近年来，电力质监机构总体掌握了相关类型工程质量管控薄弱环节和易发多发问题，制定《储能大纲》可进一步固化相关质量监督经验，规范质量监督工作，促进工程建设质量水平持续提升。

二、主要内容

《储能大纲》主要包括通用部分质量监督和专用部分质量监督两部分内容。

通用部分质量监督适用于各类新型储能电站建设工程，包括首次、地基处理、主厂房（变电站）主要设备安装前、厂用电（变电站）受电前、建筑工程交付使用前等质量监督内容，并按照建设时序设置监督阶段。

专用部分质量监督根据工程类型分为电化学储能电站工程质量监督和压缩空气储能电站工程质量监督。专用部分质量监督设置必监节点，同时针对达到一定条件的相关工程的关键施工环节增设专项监督节点。第1篇电化学储能电站工程质量监督，设置电化学储能单元启动前1个必监节点，同时针对功率大于400兆瓦的电化学储能电站，增设电化学储能单元电池预制舱吊装前1个专项监督节点。第2篇压缩空气储能电站工程质量监督，设置地下储气库投用前、机组整套启动试运前2个必监节点，同时针对地下储气库储气容量大于等于30万立方米的压缩空气储能电站增设盐穴储气库排卤前、新建洞室储气库衬砌前等2个专项监督节点；针对膨胀机（压缩机）缸体采用非整体供货的工程增设膨胀机（压缩机）扣盖前1个专项监督节点。

三、有关情况说明

（一）关于适用范围

根据我局电力安全监管范围及《电力建设工程质量监督管理暂行规定》差异化监督相关规定，综合考虑目前储能主流技术路线，将《储能大纲》的适用范围确定为：电力行业（电源侧和电网侧）功率100兆瓦及以上的电化学储能、压缩空气储能电站建设工程的质量监督，电力行业其他规模以及其他类型新型储能电站可参照执行。《储能大纲》不适用于用户侧储能电站建设工程。

（二）关于质量监督依据

《储能大纲》质量监督条款除引用强制性规范外，部分条款还引用了国家和行业推荐性标准中涉及工程建设质量相关条款。对于施工验收、安装调试标准体系尚不完善的部分类型的新型储能电站建设工程，我们根据相关工程质量验收特点和实践经验，参考其他电力建设工程质量监督大纲，制定了相应质量监督条款。

2、四川发布绿电直连实施细则

5月13日，四川省发展和改革委员会、四川省能源局联合印发《四川省有序推动绿电直连发展实施细则（试行）》的通知（川发改能源〔2026〕184号）。通知明确，绿电直连项目应结合用电负荷特性、规模，科学确定新能源电源、调节资源类型及规模。项目整体采取自发自用为主，余电上网为辅模式运行，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%，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%。通知指出，绿电直连项目对应的直供新能源不考核新能源利用率，不计入全省新能源利用率统计范围，投资主体自行承担弃电风险。通知明确，绿电直连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，但可以与绿电直连项目作为整体参与辅助服务等电力市场。

3、《电力建设工程定额和费用计算规定（2025年版）》发布

为科学规范电力建设工程定额和费用计算工作，国家能源局委托中国电力企业联合会组织编制完成《火力发电工程建设预算编制与计算规定》《电网工程建设预算编制与计算规定》《电力建设工程预算定额（建筑工程、热力设备安装工程、电气设备安装工程、架空输电线路工程、电缆输电线路工程、调试工程、通信工程、加工配制品）》《电力建设工程概算定额（建筑工程、热力设备安装工程、电气设备安装工程、架空输电线路工程、电缆输电线路工程、调试工程、通信工程）》（以上4项统称《电力建设工程定额和费用计算规定（2025年版）》）。现予以发布，自2026年8月1日起施行，《电力建设工程定额和费用计算规定（2018年版）》同时废止。

1、青海省再次征求《青海省发电侧可靠容量补偿机制》意见

为持续深化能源领域价格改革，加快新型能源体系建设步伐，引导调节性电源规范有序发展，切实保障电力系统安全稳定运行，我委研究起草了《青海省发电侧可靠容量补偿机制（征求意见稿）》，在此前征求意见的基础上作了修改完善，现再次面向全社会公开征求意见，欢迎社会各界踊跃参与，积极建言献策。本次公开征求意见的时间为2026年4月21日至5月7日。请于2026年5月7日18时前将意见建议通过电子邮件方式反馈我委（价格处）。感谢社会各界的参与和支持。

联系人：赵明奇

联系方式：0971-6305741

电子邮箱：qhsfgwjgc@163.com

青海省发展和改革委员会

2026年4月21日

青海省发电侧可靠容量补偿机制（征求意见稿）

为贯彻落实党中央、国务院决策部署，加快构建新型电力系统，完善主要由市场决定价格的机制，保障电力系统安全稳定运行，按照国家发展改革委 国家能源局《关于建立煤电容量补偿机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）、《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》（发改能源〔2025〕1645号）、《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），国务院办公厅《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号）等文件要求，结合我省电力市场运行情况，坚持公平公正、责任共担，对发电侧系统容量按贡献予以补偿，全体工商业用户公平承担，建立发电侧可靠容量补偿机制。

一、总体思路

坚持市场化改革方向，加快推进电力市场体系建设，逐步构建起有效反映各类电源电量价值和容量价值的电价机制，支持可调节型电源向基础保障性和系统调节性电源并重转型，充分发挥支撑调节作用，推动新型储能有序发展和能源绿色低碳转型。

二、实施范围

本机制适用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。

三、全省容量供需系数

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：外送需求-外购电力按联络线实际执行电力计。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。

四、各类型电源可靠容量核定

（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，5年前3%最高净负荷时段平均负荷率分别为26.87%、0.08%、9.85%，5年年平均负荷率分别为12.77%、8.56%、5.52%。

五、容量补偿标准

各类电源实行统一的容量补偿标准。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。

六、容量电费结算

（一）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。

（二）分摊方式。容量电费按照月度外送电量（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，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”“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。

（三）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。

七、保障机制

（一）强化政策协同。外送配套电源容量不纳入本省发电侧容量补偿范围。已纳入可持续发展价格结算机制等享受其他政策保障的容量，不再纳入本省发电侧容量补偿机制。燃煤发电、天然气发电现行补偿容量统一调整为本机制确定的有效容量。参与配套储能的新型储能电站不纳入容量补偿范围，按规定平等参与电力市场交易。抽水蓄能电站建成投运后，按照国家政策规定有序纳入容量电价机制。

（二）强化成本价格监测。省发展改革委定期开展各类电源固定成本、度电成本测算工作并向社会公布。统筹推进电价水平常态化监测，综合考量发电成本变动、电力系统供需形势及社会经济承受能力，建立健全容量补偿机制。容量补偿标准、容量供需系数、各类电源有效容量等相关参数，原则上按年度制定并公布；执行期间，如电力供需形势等发生重大变化，将及时予以调整。电网企业及第三方专业咨询机构应积极配合，做好相关评估工作，保障机制平稳运行。

（三）强化项目清单管理。本机制适用发电类型的具体项目清单，由电网企业负责梳理汇总，报省发展改革委、省能源局审核认定后发布，并抄报国家能源局派驻监管机构。省发展改革委、省能源局对项目清单实行动态调整。严禁电网企业对清单以外的项目给与容量电价补偿。

（四）强化市场监督管理。省发展改革委会同国家能源局西北监管局、省能源局，强化对容量补偿机制执行情况及电能量市场申报价格的监管力度，定期组织开展电力现货市场仿真模拟等工作，动态监测发电成本回收进度与成效，确保机制规范落地、执行到位。

（五）建立电价评估制度。省发展改革委会同省能源局建立用户经济承受能力评估制度，将评估结果作为确定可靠容量补偿标准，制定电力系统调节能力及新能源和新型储能发展规划、方案等，核准抽水蓄能、光热等新增调节性电源项目的重要依据。未开展用户经济承受能力评估的相关项目，不纳入规划及核准，不给予可靠容量补偿。

（六）强化政策宣传。各级发展改革部门、电网企业、发电企业、售电公司要切实强化政策解读与宣传引导，面向电力用户深入阐释容量补偿机制在支撑可调节电源发挥调节作用、推动能源绿色低碳转型等方面的重要意义，主动回应社会关切，助力政策平稳落地。

本机制自2026年5月 日起执行，相关政策与本机制不符的，以本机制为准。

附件：青海省发电侧可靠容量补偿费用考核实施细则

青海省发电侧可靠容量补偿费用考核实施细则

（征求意见稿）

第一章  总则

第一条【制定依据】为进一步做好发电侧可靠容量电费扣减工作，根据国家发展改革委、国家能源局《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）等文件要求，结合青海省实际，制定本细则。

第二条【实施范围】本细则适用于获得可靠容量补偿的各类电源，包括：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、不含新能源补贴的光热发电，以及服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站。

第三条【职责分工】省发展改革委会同省能源局、国家能源局西北监管局负责本细则的实施工作。省发展改革委负责按年核定并公布容量补偿标准，全省容量供需系数，各机组的年度可靠容量及综合厂用电率；对国网青海省电力公司提交的年度扣减费用清算方案进行审批；受理发电主体对费用扣减结果的最终申诉，并作出裁定。国家能源局西北监管局负责可靠容量补偿的运行监管。省能源局负责配合省发展改革委按年核定并公布各机组的年度可靠容量及综合厂用电率。国网青海省电力公司参与机组年度可靠容量的核定工作；根据调度机构提供的缺口容量计算容量扣减费用；根据经省发展改革委审批的最终费用扣减结果及清算方案，对扣减费用进行处理。省级电力调度机构负责于次年初回溯确定并公布用于年度扣减的“全年系统顶峰时段”；负责记录、管理机组在全年系统顶峰时段内的运行数据，作为扣减依据；负责对可能出现的顶峰时段做出预警通知；负责确定各机组的年度缺口容量，并提交至交易机构及电网企业；受理并核实发电主体的缺口容量免扣减申请及异议申请，并在规定时间内予以答复。电力交易机构负责通过电力交易平台，公示上年度可靠容量补偿费用扣减结果；根据最终确定的费用扣减结果，出具费用扣减结算依据，并提交电网企业。发电主体按照调度指令，在全年系统顶峰时段内履行其核定可靠容量的顶峰义务；因非自身原因导致无法履约时，应及时向电力调度机构提交免于费用扣减申请及相关证明；对公示的费用扣减结果有异议的，按规定程序提出复核或申诉。

第二章  容量申报

第四条【核定可靠容量】各类电源核定的可靠容量，按照《青海省发电侧可靠容量补偿机制》规定的方式计算，相关测算参数按年度公布。跨年期间因未能及时公布新参数，暂按上年度参数执行。鉴于综合厂用电率暂不具备精准计量与有效监测条件，在机制运行初期，各类电源统一按加权平均标准执行；待后续建立完善可靠的计量监测体系后，再按厂站及机组分别核定并执行相应综合厂用电率。

第五条【容量申报】发电企业以机组为单位进行最大出力申报，机组申报的最大出力不得超过当年核定的可靠容量。

申报方式分为月申报和日申报：月申报应于每月20日前，结合机组检修计划、机组缺陷等因素，申报次月每日每台机组的最大出力，该数据用于次月电价测算，不作为认定、考核的依据；日申报次日每台机组96点最大出力，日内调整按照电力调度机构调度系统发电能力申报要求执行，该数据作为认定、计算、统计、考核机组最大出力的依据。

第三章  运行统计

第六条【发布预警】省电力调度机构基于气象数据、净负荷曲线，滚动预测次日电力缺口时段，并至少提前8小时向市场主体发布预警通知，为新型储能等发电时长受限的电源预留调整窗口，避免影响履约。

第七条【运行监测】省电力调度机构建设和维护好相关技术支持系统，按照调度管辖范围，接受发电机组最大出力申报，记录机组发电能力、调频调用等指令信息，确保数据完整、准确，作为容量电费扣减的依据。

第四章  年度考核

第八条【缺口容量】缺口容量指机组在全年系统顶峰时段内，因自身原因未能按调度指令提供核定可靠容量的不足额度。电网调度机构每年1月10日前，根据上年度青海电网实际运行数据，选取全年系统净负荷前3%的时段作为“全年系统顶峰时段”向市场主体公布，并对机组开展缺口考核。

第九条【持续调节性电源缺口容量】持续调节性电源包括燃煤发电、天燃气发电，其缺口容量=Avg（每个时段缺口容量）。其中，全年系统顶峰每个时段=Max｛Min[核定的可靠容量，该时段内调度指令的平均值×（1-综合厂用电率）]-该时段内机组实际发电出力平均值×（1-综合厂用电率），0｝+申报出力受阻容量×α。申报出力受阻容量为机组在日前主动申报减调容量，α暂取0.7。主动申报减调容量=当年核定的可靠容量-日前最大出力申报值

第十条【不可持续调节性电源缺口容量】不可持续调节性电源包括新型储能、抽水蓄能、光热发电，其缺口容量=Avg（0，核定的可靠容量-全年系统顶峰时段内的平均上网时长能力）。其中，平均上网时长能力=核定的可靠容量×Min（全年系统顶峰时段实际上网电量÷交流侧最大放电功率÷满功率放电时长，1）。不具备荷电状态实时监测条件的，不予补偿。

第十一条【缺口容量豁免】因下列非发电主体自身原因，导致在全年系统顶峰时段内无法按调度要求履约的，经发电主体申报、省电力调度机构核实确认，省发展改革委同意后，该时段缺口容量可计为0：

（1）执行调度机构批准的计划检修；

（2）因电网安全约束、输配电设施故障等电网原因被限制出力；

（3）遭遇不可抗力（如地震、冰灾等自然灾害）；

（4）机组正常启动后8小时内和计划停运前8小时内。

第十二条【扣减容量费用】对各机组的缺口容量，按规定扣减其全年可靠容量补偿费用。扣减容量费用=当年缺口容量×当年容量补偿标准×当年容量供需系数。

第五章  考核运用

第十三条【结果生成】省电力调度机构每年1月20日前完成上年度执行容量补偿机制机组的缺口容量及扣减容量费用的统计、计算工作，并及时将缺口容量及扣减费用的计算过程、结果推送至电力交易机构和国网青海省电力公司财务部门。

第十四条【结果公示】省电力交易机构于每年1月20日前，在电力交易平台公示各机组上年度核定可靠容量、响应运行数据、缺口容量及应扣减费用等信息，公示期不少于5个工作日。

第十五条【异议处理】公示期内，相关发电主体对公示内容有异议的，须在公示发布后3个工作日内，向省电力调度机构提交书面复核申请。省电力调度机构收到申请后，应在3个工作日内核实并答复；若发电主体仍有异议，可按程序向省发展改革委申诉。

第十六条【结果发布】电网企业根据公示、复核及申诉结果，报省发展改革委、省能源局审核同意后，在电力交易平台发布最终考核结果；电力交易机构依据最终结果出具结算依据，并提交电网企业。

第六章  扣减费用处理

第十七条【处理原则】容量电费实行年内按月结算，按年度考核、清算，相关考核扣减费用于次年按月平滑处理。

第十八条【发电侧处理】经向省发展改革委备案后，对于各机组的最终扣减费用，电网企业下年度在月度容量电费结算时实行扣减。费用清算扣减不影响相关机组下年度可靠容量核定及容量电费月度结算。

第十九条【用户侧处理】因下年度各月度扣减相关机组容量费用产生的总金额，在发电侧机组扣减的同时，按用户用电量及承担容量电费的外送电量分别同步向工商业用户及相关发电企业返还。

第七章  保障机制

第二十条 纳入我省发电侧可靠容量补偿机制的相关机组，须严格遵照国家及本省政策规定，恪守机制规则，坚持诚信申报；要切实履行主体责任，在电力系统高峰时段主动响应调度、全力保障顶峰，充分发挥资源调节价值。电网企业需统筹协调各方力量，扎实做好组织实施工作；要强化与相关部门、市场主体的沟通会商，建立常态化协同机制，及时协调化解各类矛盾诉求，确保政策落地见效、规范运行；执行过程中如遇重大问题，须及时按程序请示报告。

第八章  附则

第二十一条 本细则由省发展改革委、省能源局、国家能源局西北监管局按职能分工负责解释。国家能源局西北监管局《关于明确煤电容量电费考核工作有关事项的通知》（西北能监市场〔2024〕4号）相关规定不再执行。后续如遇国家政策调整，按照国家政策执行。

第二十二条 本细则自2026年  月  日起施行。

2、人民银行青海省分行等七部门联合印发《青海省冶金行业（铝）转型金融标准试用工作实施方案》

为稳步推进全国冶金行业（铝）转型金融标准在青海先行先试，引导金融机构加强对全省铝产业绿色低碳转型的融资支持，近日，人民银行青海省分行联合省委金融办、省发展改革委、省工业和信息化厅、省生态环境厅、青海金融监管局、青海证监局印发《青海省冶金行业（铝）转型金融标准试用工作实施方案》（以下简称《方案》）。

《方案》按照“全省试用、先行突破、示范引领、整体提升”工作思路，优化转型金融政策安排，强化部门协同，引导带动更多金融资源支持铝产业节能降碳技术改造和绿色转型。力争通过全国冶金行业（铝）转型金融标准试用，逐步构建转型金融服务体系，为打造高值化、智能化、绿色化铝产业发展体系提供有力支撑,助力加快经济社会发展全面绿色转型。

《方案》聚焦电解铝、再生铝和铝材加工三个重点领域转型发展，全链条细化十二条重点任务。主要包括：建立健全铝产业转型金融体制机制，确定十家银行为首批标准试用试点金融机构；建立转型金融支持动态项目库，畅通银企对接，持续跟踪监测融资进展；创新铝产业转型金融产品与服务，拓宽铝产业转型融资渠道，充分发挥绿色保险保障铝产业高质量发展作用；推动科技赋能转型金融实践，开展铝产业可持续信息披露，推动发展第三方专业机构，加强铝产业转型风险监测管理，防范“假转型”“碳锁定”等风险；加强组织协调，健全激励约束机制，落实财政金融联动政策措施；强化人才保障和总结交流，加强转型金融经验复制推广。

《方案》的印发有助于加快推动铝产业转型金融标准在青海落地，形成一批可复制、可推广的铝产业转型金融产品和服务模式，助力青海更高标准打造生态文明高地，积极稳妥推进和实现碳达峰，优化提升传统产业，巩固壮大实体经济根基，为全国铝产业绿色低碳转型提供“青海范式”。

1、青海绿电首送福建 外送范围扩展至23个省（市）

5月1日，青海电网与福建电网首度开展跨省电力中长期交易，青海绿电跨越2500余公里正式启程送闽。在接下来为期31天的交易周期内，将累计向福建输送绿电3500万千瓦时，日均最大出力12.5万千瓦。至此，青海电力中长期交易外送范围扩展至23个省（市）。

据悉，此次交易在北京电力交易中心支持下，由青海省内24家发电企业与福建9家电力用户（售电公司）共同参与达成。此举不仅为后续更大范围、更长时间段的跨区域电力交易积累了宝贵经验，也为青海发挥绿电降碳的“绿色引擎”作用开辟了新通道。

青海拥有得天独厚的清洁能源开发条件。今年一季度，电力总装机达8495万千瓦，其中清洁能源装机7924万千瓦、占比93.28%，新能源装机6283万千瓦、占比73.96%，外送潜力巨大。“此次交易充分利用青海电网现有输电能力，统筹协调跨省资源，在保障本地消纳的基础上为福建提供稳定的电力补充。”青海电力交易中心总经理马耀武介绍。

2、全国首个大规模“算电协同”绿电直供项目投运

5月2日，记者从中国大唐集团有限公司获悉，我国首个大规模“算电协同”绿电直供项目——中国大唐中卫云基地50万千瓦光伏电站在宁夏中卫正式投运。

据悉，宁夏中卫坐拥充沛的太阳能、风能资源，地处我国内陆版图几何中心，辐射半径覆盖周边2000公里范围内的大中型城市，是光纤网络覆盖全国的最优路径选择点。

中国大唐中卫新能源项目高级工程师靳良表示，中卫云基地数据中心绿电供应项目，包括50万千瓦光伏发电和150万千瓦风力发电项目。此次投产的是50万千瓦光伏电站项目，150万千瓦风电项目计划今年9月全容量并网。

待项目完成后，整体项目年发电量可满足中卫云基地数据中心22.9亿千瓦时用电需求。

靳良介绍，该项目采用“物理直供+双边交易”双轨并行的算电协同供电体系，这种模式既有效降低企业运营成本，又大幅减少碳排放，实现经济效益与生态效益双向共赢。

从技术角度来看，这座光伏电站所发电量不上公共电网，而是通过山脊四条专用输电线路，搭建“点对点”绿电物理直供通道，直接输送至就近算力园区，绿电溯源清晰、供电稳定；针对存量负荷，通过电力市场双边交易实现虚拟直供，利用现有电力设施锁定长期供电关系，大幅降低改造成本。

“光伏发电时段以物理直供为主，光伏停运时段则由风电虚拟直供补位，真正实现新旧负荷区别对待，风光互补全天候覆盖。”靳良说。

记者了解到，随着一期项目的全面运营，后续二期项目的接续建设，中卫市将形成规模达460万千瓦的全国首个大规模 “算电协同”绿电供应项目，为国家“东数西算”工程和算电协同国家战略落地提供坚实支撑。

3、全球单机容量最大漂浮式海上风电平台安装完成

三峡集团5月3日宣布，由集团牵头研发建设的全球单机容量最大16兆瓦漂浮式海上风电平台——“三峡领航号”2日晚在广东阳江海域安装完成，标志着我国在深远海漂浮式风电技术领域取得突破。

“三峡领航号”位于离岸超70公里、水深超50米的深远海海域，由16兆瓦超大容量风机、半潜式浮体平台、新型系泊系统三部分组成。风机叶轮直径252米，扫风面积相当于7个标准足球场的面积，叶尖最大高度超过270米。

“三峡领航号”所在海域最大浪高超过20米，最高风速73米/秒，给安装和运行带来极大挑战。

“我们在国内首次研发应用新型系泊系统、主动压载系统、智慧监测系统、66千伏动态海缆等多项新技术和新材料，使得‘三峡领航号’具备抵抗超强台风的能力，能够在恶劣海况下安全稳定运行。”三峡集团广东分公司海上风电工程师潘宏冠说。

“三峡领航号”安装在一个长约80米、宽约90米、排水量达2.4万吨的半潜式浮体平台上。平台依靠9个吸力锚，搭配国产高性能聚酯纤维缆与锚链实现海底系泊定位。其中，聚酯纤维缆是首次在国内海上风电领域应用，具有高弹性、高强度、耐久性等特点。

当机组受到风浪冲击时，聚酯纤维缆可通过自身的弹性变形，有效吸收波浪能量，削弱刚性冲击对装备结构的影响。其单根最大可承受1300吨的拉力，能够在海洋环境中长期抵抗腐蚀与疲劳，是我国在高端系泊材料领域的重要突破。

在实现稳固系泊的基础上，“三峡领航号”首次在我国海上风电领域应用主动压载系统。在风机日常运行时，该系统可通过自动调节三个立柱水舱的水量来控制平台姿态，有效降低机组在风浪中的摇摆幅度，进一步保障风机平稳运行。

“三峡领航号”还为复杂海况下的电力输送难题提供了新的解决方案。其首次应用的66千伏国产动态海缆采用波形结构设计，通过合理布置浮力块与重力块、加装防弯保护装置等措施，确保海缆在水中保持安全形态。

4、西北“沙戈荒”大基地电力市场化运营进入全面推广阶段 

5月9日，±800千伏哈密—重庆特高压直流输电工程（坤渝直流）“沙戈荒”大基地短期平衡市场获批转入结算试运行，成为全国第二个转入结算试运行的“沙戈荒”大基地短期平衡市场，标志着西北“沙戈荒”大基地电力市场化运营进入全面推广阶段。

3月4日第一批坤渝直流配套新能源场站投产后，国家电网有限公司西北分部第一时间启动短期平衡市场模拟运行，并确保模拟运行期间市场运行平稳，出清结果合理，进一步验证了短期平衡市场机制的实用性和可扩展性。

“模拟运行期间，已投产的坤渝直流配套400万千瓦火电、420万千瓦风电、280万千瓦光伏发电项目全部参与市场。我们通过在日前、实时市场不间断组织交易，累计实现各类电源互调电量5.66亿千瓦时，保障坤渝直流送电100%履约。”国网西北分部调控中心副主任段乃欣介绍。

坤渝直流“沙戈荒”大基地短期平衡市场还与省间现货、区域省间辅助服务等省间市场有序衔接。截至目前，该基地已与其他省份达成互济电量3.84亿千瓦时，推动“沙戈荒”大基地更好融入全国统一电力市场。

5、一季度中国清洁能源建设景气指数处于较景气区间

中国电力建设企业协会5月11日发布消息，2026年第一季度，中国清洁能源建设景气指数(CEPI)为106.77，处于较景气区间。

截至2026年3月，中国发电装机容量39.65亿千瓦，同比上升15.5%。其中清洁能源发电装机容量24.11亿千瓦，占全国发电装机容量超六成。2026年第一季度，全国新增发电装机容量8382万千瓦，同比下降2.22%，环比下降53.29%。

截至2026年3月底，清洁能源在建规模达到80952万千瓦，同比上升4.99%；2026年第一季度清洁能源投资完成额1343亿元(人民币，下同)，同比上升29.38%。

2026年第一季度清洁能源发电量为7886亿千瓦时，同比上升7%，约占全国发电量的33.16%，相当于减少6.49亿吨二氧化碳排放。

分电源类型来看，2026年第一季度水电新增发电装机容量142万千瓦，同比下降33.33%；水电投资完成额193亿元，同比上升33.10%；水电发电量2425亿千瓦时，同比上升8.60%。风电新增发电装机容量1577万千瓦，同比上升7.87%；风电投资完成额436亿元，同比上升72.33%；风电发电量2857亿千瓦时，同比上升1.13%。太阳能发电新增发电装机容量4139万千瓦，同比下降30.68%。太阳能发电投资完成额295亿元，同比下降18.96%。太阳能发电量1475亿千瓦时，同比上升29.61%。

信息来源：

21经济网、中国电力报、国家能源局、青海省发改委、人民银行青海省分行、国家能源局、中国储能网。