编辑 |  小梦

来源 |  华夏能源网

华夏能源网获悉，8 月 25 日，国家电网有限公司（以下简称 " 国家电网 "）发布《助力国家 " 十五五 " 碳达峰目标实现若干举措》（以下简称 "《若干举措》"），提出 7 个方面、共 20 项具体措施。

《若干举措》表示，将推动国家、地方层面规划以及电源、电网规划有效衔接，全力保障沙戈荒大基地、分布式、海上风电等各类新能源项目实现 " 应并尽并 "。通过滚动测算新能源消纳能力，配合地方主管部门优化新能源的发展规模、布局与时序，科学合理设定新能源利用率目标。与此同时，还将支持存量水电站开展增容改造与设备更新，推动核电、灵活调峰气电有序开发建设。按照规划，" 十五五 " 期间，经营区年均新增新能源装机规模约 2 亿千瓦。

在能源电力结构转型方面，《若干举措》明确，将加强抽水蓄能和新型储能调节能力建设。抽水蓄能领域，" 十五五 " 期间公司新投产和新开工规模均将超过 3000 万千瓦，力争到 2030 年在运在建总规模突破 1.2 亿千瓦。新疆哈密、吉林安图等一批抽蓄电站的建设和前期工作将加快推进。与此同时，国网将服务新型储能更大规模发展，计划"十五五"期间经营区新增新型储能装机 1.4 亿千瓦，为新能源高比例接入和系统灵活调节提供坚实保障。

为做大清洁能源跨区域配置能力，国家电网规划 " 十五五 " 新投产跨区直流 15 回，跨省区输电能力提升至 5 亿千瓦，推进多组省间互济工程，跨区灵活互济能力较 " 十四五 " 末扩大两倍以上，同步补强各大区域特高压主网架。配网侧加大建设力度，满足年均 6000 万千瓦以上分布式电源接入需求，布局县域有源配电网、村镇及工业微电网示范项目，挖掘分布式新能源就地消纳潜力。

在电网运行调度环节，储能的调节作用将进一步凸显。《若干举措》提出，要加强新能源场站和储能的调度运行管理，合理确定煤电调度顺序，加大启停调峰力度，保障新能源 " 能发尽发 "。同时，通过加快虚拟电厂建设、提升负荷资源需求响应能力，强化源荷高效互动，推动系统低碳运行能力提升。

《若干举措》还明确，将推动水、气、核等各类电源入市，落实沙戈荒大基地 " 联营不联运 " 模式，保障新型市场主体公平参与交易。持续升级绿电绿证交易体系，推广小时级绿电交易，目标 2030 年经营区绿电绿证交易规模达到 8000 亿千瓦时。同时配合主管部门完善分时电价，拉大峰谷价差，用价格信号引导系统调节资源合理利用。

此外，在科技创新方面，国家电网将联合发电企业、装备企业和科研机构协同攻关，加快长时储能等关键技术的研发与应用，突破沙戈荒大基地全绿电外送、海上风电汇集送出、新能源精准预测主动支撑等技术瓶颈，为新型电力系统构建提供技术支撑。

国家电网表示，上述举措将有力支撑国家电网经营区 2030 年实现新能源发电量占比达到 30% 以上、电能占终端能源消费比重提升至 35%，为如期实现碳达峰目标贡献电网力量。

《若干举措》原文如下：

国家电网有限公司助力国家 " 十五五 " 碳达峰目标实现若干举措

为贯彻党中央、国务院碳达峰碳中和重大战略部署，落实国家《" 十五五 " 碳达峰行动方案》要求，国家电网有限公司立足电网功能定位、履行央企示范引领责任，制定了助力国家 " 十五五 " 碳达峰目标实现若干举措，提出 7 个方面、20 项措施，以实干实绩为实现碳达峰目标作出国网贡献。

一、推动能源电力结构转型

1. 服务新能源等清洁能源高质量发展。推动国家和地方、电源与电网规划衔接，全力保障沙戈荒大基地、分布式、海上风电等新能源 " 应并尽并 "。滚动开展新能源消纳能力测算，服务地方主管部门优化新能源发展规模、布局和时序，合理设置利用率目标。支持存量水电站增容改造和设备更新，推动核电和灵活调峰气电有序发展。" 十五五 " 经营区年均新增新能源装机 2 亿千瓦左右。

2. 促进煤电清洁高效利用。坚持优容量、控电量、促转型，服务新一代煤电建设，积极支持煤电低碳化、灵活性改造，推动绿氨掺烧、CCUS 等减碳固碳技术商业化应用，推动燃煤自备机组参与电网调峰，推广北方供热机组热电解耦，2030 年经营区煤电平均最小发电出力达到 35% 额定负荷。

3. 加强抽水蓄能、新型储能调节能力建设。加快新疆哈密、吉林安图等一批抽蓄电站建设和前期工作，" 十五五 " 公司新投产、新开工抽蓄均超过 3000 万千瓦，力争 2030 年公司在运在建抽蓄规模超 1.2 亿千瓦。服务新型储能更大规模发展，" 十五五 " 经营区新增新型储能装机 1.4 亿千瓦。

二、打造清洁能源优化配置平台

4. 提升电网清洁能源大范围配置能力。加快特高压通道建设，" 十五五 " 新投产跨区直流 15 回，跨省区输电能力达到 5 亿千瓦。推进华中—南方、华中—华东等省间电力互济工程建设，跨区灵活互济能力大幅提升，较 " 十四五 " 末扩大两倍以上。加强区域主网架建设，华北、华东、华中和西南特高压交流电网规模翻一番，西北、东北省间联络整体加强。

5. 提升电网多元要素承载能力。持续加强配电网建设，提升电网对分布式电源接纳承载能力，满足年均 6000 万千瓦以上新增分布式电源接网需要。提升新型主体与电网高效互动能力，推进农村能源革命试点，建设一批县域有源配电网、村镇级微电网、末端保供型微电网示范工程，协同推进工业绿色微电网发展，促进新能源就地高效利用。

6. 提升系统低碳运行能力。增强对各类清洁能源的预测与调控水平，加强新能源场站和储能调度运行，合理确定煤电调度顺序，加大启停调峰力度，保障新能源 " 能发尽发 "。强化源荷高效互动，加快虚拟电厂建设，提升负荷资源需求响应能力。加快推进新增用电量由新增清洁能源电量覆盖，2030 年经营区新能源发电量占比达到 30% 以上。

三、服务重点领域节能降碳

7. 大力支持算电协同、零碳园区等新业态发展。推动新能源基地与算力设施协同布局，推进算力跨区域跨时段低碳调度，加强算电协同线上服务专区建设，支撑新建算力设施主要使用非化石能源电力。支持新能源就地消纳，提供建档立户 " 一站式 " 服务，实现业务全流程高效办理。积极服务零碳园区、零碳工厂等建设，支撑经营区首批国家级零碳园区及后续国家和地方试点按期建成。

8. 全力支撑工业、建筑、交通等电能替代。推广电锅炉、电窑炉、电炉冶炼等技术应用，推进工业领域电能替代。推进建筑光伏一体化，加强 " 煤改电 " 供电服务保障，推动采暖、厨炊等领域电气化改造。优化私人乘用车充电报装接电服务，推进公共充电设施焕新升级，支撑农村地区充电服务网络延伸，持续做好港口岸电、电气化铁路供电服务。积极对接零碳运输走廊规划布局，服务兆瓦级充电设施建设，支撑新能源重卡规模化应用。2030 年电能占终端能源消费比重达到 35%。

9. 强化重点领域行业节能降碳服务。深化 " 供电 + 能效服务 "，聚焦工业、建筑、数字基础设施、公共机构等重点领域开展能效碳效诊断。深化绿电绿证服务，支撑重点行业企业完成可再生能源消费最低比重目标。依托全国公共机构节约能源资源综合信息平台，支撑公共机构能耗定额管理和能效分级，推广能源托管等服务模式。持续开展 "e 起节电 " 活动，提供线上智能化能效碳效账单服务，倡导绿色低碳生产生活方式。

四、提升公司绿色低碳水平

10. 加强公司节能降碳。制定实施公司高质量节能降碳指导意见，推进办公生产外购电 100% 绿色电力消费，推动绿色建筑改造、车辆清洁化替代，加强绿色数据中心、绿色工厂、零碳供电所等示范建设。加强公司碳资产管理，开发电网相关碳减排方法学。在公司碳达峰基础上，" 十五五 " 碳排放强度降低超过 18%、能耗强度稳步下降。

11. 强化绿色电网建设。加强电网工程全生命周期碳足迹管理，电网规划环节充分贯彻节能降碳理念，强化建设过程碳排放监测与管控，建设一批零碳变电站。加强电网线损精细化管理，提升电网经济运行效能，推广应用高效节能变压器，推动综合线损率稳步下降。强化六氟化硫气体回收利用，加快替代技术研究应用，稳妥推进混合气体 GIS 设备改造。

12. 深化绿色供应链建设。完善绿色低碳评价标准体系，强化电工装备典型设施产品碳足迹核算和绿色采购应用，稳步提升绿色采购规模。完善绿色仓储建设标准，加快仓储绿色基础设施建设。建设绿色拆解分拣中心，推动退役回收物资绿色处置。

五、完善促进清洁能源发展市场机制

13. 健全清洁能源参与市场机制。有序推动气、水、核等电源参与市场，推广沙戈荒大基地 " 联营不联运 " 模式，公平无歧视服务新型主体入市。加大跨省区电力交易力度，常态化开展跨经营区交易，提升通道输送清洁能源电量比例。推动发用两侧报量报价参与现货交易，通过充分竞争促进清洁能源消纳。

14. 深化绿电绿证市场建设。优化多年期绿电交易机制，推广小时级绿电交易，开展度电赋码等技术研究及应用，扩大以绿电方式落实省间新能源优先发电规模计划。提升绿证核发全覆盖质效，完善绿证全生命周期管理机制，推广绿证中长期购买模式。2030 年经营区绿电绿证交易规模达到 8000 亿千瓦时。

15. 推动完善电力价格机制。以价格信号引导清洁能源消纳与系统调节，配合完善分时电价，推动扩大峰谷电价差，探索体现分时价值差异的零售市场和需求响应价格机制。配合完善新能源可持续发展电价政策，推动就近消纳价格机制平稳实施，落实重点行业节能降碳差别化电价政策。

六、服务碳双控制度落地实施

16. 支撑碳排放统计核算体系建设。落实国家双碳综合评价考核工作要求，配合政府开展非化石能源消费占比、年度新增用电量中新增清洁能源电量占比等重点指标计算。积极参与全国及地方双碳动态监测预警制度构建，发挥能源大数据中心作用，推进煤、油、气、热等能源消费数据归集和在线监测。推进省级碳计量中心全覆盖，加强电碳计量设备及配套检测装置研发，扩大碳排放监测示范区建设覆盖范围，积极推广火电碳排放实时监测。

17. 加快构建分时分区电碳因子体系。构建层级清晰、时段精细、品类完备的电碳因子数据库，推动纳入国家温室气体排放因子数据库和碳足迹背景数据库，支撑国家温室气体排放因子动态更新。构建服务政府、企业、园区、项目、产品全方位应用生态，满足精细化电碳核算多元需求。

18. 积极培育电碳融合业务。围绕地方碳考核、行业碳管控、企业碳管理、项目碳评价、产品碳足迹等领域，发挥专业和技术优势，创新具有电网特色的电碳融合业务。探索 " 核算 - 管控 - 降碳 - 交易 - 评价 " 全链条电能碳服务，积极拓展地方碳账户、企业碳效码、产品碳标识等应用场景。深化绿色金融服务，探索为金融机构碳减排支持工具提供模型、标准、认证等支撑。

七、加强高水平科技创新

19. 加快关键技术攻关与转化应用。加强与发电企业、装备企业、科研机构协同攻关，突破沙戈荒全绿电外送、海上风电汇集送出、新能源精准预测主动支撑等关键技术，加快长时储能等研发应用。加强通信网、数字网、算力网等数智基础设施建设，构建数字孪生电网，深入实施 " 人工智能 +" 专项行动，加快新型电力系统示范项目落地。

20. 深化技术标准交流合作与衔接互认。加快研制电力碳排放核算、产品碳足迹评价、碳排放监测量化、零碳园区等领域标准，推进电力低碳标准体系建设。积极参与全球能源和气候治理，推动特高压、新能源并网、智能电表等领域产品、技术、服务一体化 " 走出去 "，支撑因子数据、认证结果和服务机构等国际认可。围绕绿色能源领域标准、认证等核心业务，积极推进国际标准布局、规则衔接与国际互认。

END