华阳集团产业技术研究总院 主办
内刊
2024年11月4日
407期
Information dynamics of industry
产业信息动态
——摘选自国家能源局《2024年前三季度光伏新增并网1.61亿千瓦》
“
10月31日，国家能源局举行新闻发布会，综合司副司长、新闻发言人张星表示，2024年前三季度，全国光伏新增并网1.61亿千瓦，同比增长24.8%，其中集中式光伏7566 万千瓦，分布式光伏8522万千瓦。截至2024年9月底，全国光伏发电装机容量达到7.7亿千瓦，同比增长48.4%，其中集中式光伏4.3亿千瓦，分布式光伏3.4亿千瓦。2024年前三季度，全国光伏发电量6359亿千瓦时，同比增长45.5%；全国光伏发电利用率97.2%，同比下降1.1个百分点。
”
目 录 CONTENTS
技术前沿
碳纳米管，Science！
17
12
硅片价格博弈持续 G12R电池片松动下跌
行业聚焦
权威之声
05
2024年前三季度光伏新增并网1.61亿千瓦
宏观政策
10
到2030年新能源装机规模比2022年提高5.5GW
会展信息
2025中国(武汉)整装定制家居博览会
29
23
配建储能缺乏参与市场机制、合理成本疏导机制
专业评论
01
权威之声
authority VOICE
2024年前三季度光伏新增并网1.61亿千瓦
来源：国家能源局
权威之声
10月31日，国家能源局举行新闻发布会，综合司副司长、新闻发言人张星表示，2024年前三季度，全国光伏新增并网1.61亿千瓦，同比增长24.8%，其中集中式光伏7566 万千瓦，分布式光伏8522万千瓦。截至2024年9月底，全国光伏发电装机容量达到7.7亿千瓦，同比增长48.4%，其中集中式光伏4.3亿千瓦，分布式光伏3.4亿千瓦。2024年前三季度，全国光伏发电量6359亿千瓦时，同比增长45.5%；全国光伏发电利用率97.2%，同比下降1.1个百分点。
原文如下：
国家能源局举行新闻发布会，发布前三季度能源形势和可再生能源并网运行情况，解读《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》，介绍新型储能发展和第三届“一带一路”能源部长会议有关情况，并回答记者提问。
[综合司副司长、新闻发言人张星]下面由我来介绍前三季度可再生能源并网运行情况并解读《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》。
[张星]2024年前三季度，国家能源局深入贯彻落实党的二十大和二十届二中、三中全会精神，统筹能源安全和低碳发展，加快规划建设新型能源体系，稳妥推进能源绿色低碳转型，全力推动可再生能源发展再上新台阶。可再生能源装机规模不断实现新突破。2024年前三季度，全国可再生能源发电新增装机2.1亿千瓦，同比增长21%，占电力新增装机的86%。其中，水电新增797万千瓦，风电新增3912万千瓦，太阳能发电新增1.61亿千瓦，生物质发电新增137万千瓦，风电太阳能发电合计新增突破2亿千瓦。截至2024年9月底，全国可再生能源装机达到17.3亿千瓦，同比增长25%，约占我国总装机的54.7%，其中，水电装机4.3亿千瓦，风电装机4.8亿千瓦，太阳能发电装机7.7亿千瓦，生物质发电装机0.46亿千瓦。可再生能源发电量稳步提升。2024年前三季度，全国可再生能源发电量达2.51万亿千瓦时，同比增加20.9%，约占全部发电量的35.5%；其中，风电太阳能发电量合计达13490亿千瓦时，同比增长26.3%，与同期第三产业用电量（13953亿千瓦时）基本持平，超过了同期城乡居民生活用电量（11721亿千瓦时）。
[张星]（一）水电建设和运行情况。2024年前三季度，全国新增水电并网容量797万千瓦，其中常规水电299万千瓦，抽水蓄能498万千瓦。截至2024年9月底，全国水电累计装机容量达4.3 亿千瓦，其中常规水电3.75亿千瓦，抽水蓄能5591万千瓦。2024年前三季度，全国规模以上水电发电量10040 亿千瓦时，同比增长16%；全国水电平均利用小时数为2672小时，同比增加305小时。
[张星]（二）风电建设和运行情况。2024年前三季度，全国风电新增并网容量3912万千瓦，同比增长16.8%，其中陆上风电3665 万千瓦，海上风电247万千瓦。截至2024年9月底，全国风电累计并网容量达到4.8亿千瓦，同比增长19.8%，其中陆上风电4.4亿千瓦，海上风电3910万千瓦。2024年前三季度，全国风电发电量7122亿千瓦时，同比增长13%；全国风电平均利用率96.2%，同比下降0.8个百分点。
[张星]（三）光伏发电建设和运行情况。2024年前三季度，全国光伏新增并网1.61亿千瓦，同比增长24.8%，其中集中式光伏7566 万千瓦，分布式光伏8522万千瓦。截至2024年9月底，全国光伏发电装机容量达到7.7亿千瓦，同比增长48.4%，其中集中式光伏4.3亿千瓦，分布式光伏3.4亿千瓦。2024年前三季度，全国光伏发电量6359亿千瓦时，同比增长45.5%；全国光伏发电利用率97.2%，同比下降1.1个百分点。
[张星]（四）生物质发电建设和运行情况。2024年前三季度，全国生物质发电新增装机137万千瓦。截至2024年9月底，全国生物质发电累计装机达4551万千瓦，同比增长5.4%。2024年前三季度，生物质发电量1538亿千瓦时，同比增长4.3%。
[张星]以上是2024年前三季度可再生能源并网的运行情况，下面我就关于《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》的重点任务做简要的介绍。《意见》围绕规划建设新型能源体系、以更大力度推动新能源高质量发展，重点对可再生能源安全可靠供应、传统能源稳妥有序替代，以及工业、交通、建筑、农业农村等重点领域加快可再生能源替代应用提出具体要求。在提升可再生能源的安全可靠替代能力、重点领域替代应用、替代创新试点等三个方面提出重点任务。
[张星]一是着力提升可再生能源安全可靠替代能力。《意见》提出全面提升可再生能源供给能力，加快大型基地建设和分布式就近开发利用，推进构网型技术应用，发展绿色燃料、可再生能源制氢和综合供热体系。在促进可再生能源大规模输送和消纳利用方面，《意见》提出加快配套基础设施建设，推动网源协调发展，优化电力调度控制，加强热力、燃气管网及氢能供应网络等基础设施建设和升级改造。在加强供需互动方面，《意见》提出深入挖掘需求侧资源调控潜力，强化工业、建筑、交通等重点领域电力需求侧管理。在发展灵活资源方面，《意见》提出多元提升电力系统调节能力，加强灵活电源、抽蓄和新型储能应用，推进长时储热型发电、热电耦合、中高温热利用。
[张星]二是加快推进重点领域可再生能源替代应用。在工业领域，《意见》提出协同推进工业用能绿色低碳转型，引导工业向可再生能源富集、资源环境可承载地区有序转移，强化工业行业与可再生能源耦合发展，推动工业绿色微电网建设应用，推广可再生能源中低温热利用，探索建设风光氢氨醇一体化基地。在交通领域，《意见》提出加快交通运输和可再生能源融合互动，建设可再生能源交通廊道，推进光储充放多功能综合一体站建设，探索发展电气化公路，鼓励电动船舶和航空器应用，推动可持续航空燃料和车用燃料应用。在建筑领域，《意见》提出深化建筑可再生能源集成应用，把优先利用可再生能源纳入城镇的规划、建设、更新和改造工作，推动既有建筑加装光伏系统和有条件的新建厂房、新建公共建筑应装尽装光伏系统，推动新建公共建筑全面电气化，因地制宜推进可再生能源供热制冷。为推动可再生能源助力乡村振兴和绿色发展，《意见》提出全面支持农业农村用能清洁化现代化，积极发展分散式风电和分布式光伏发电，加快农村能源基础设施改造升级，因地制宜推进可再生能源供热代替煤炭散烧。为推动可再生能源在数据等新兴领域的应用，《意见》提出统筹新基建和可再生能源开发利用，推动5G基站、数据中心、超算中心等与光伏、热泵、储能等融合发展，支持新型基础设施发展绿电直供、源网荷储一体化项目，提高“东数西算”等战略工程中的新能源电力消费占比，有序开展老旧基站、“老旧小散”数据中心绿色技术改造，推动新建数据中心逐年稳步提升可再生能源使用比例。
[张星]三是积极推动可再生能源替代创新试点。针对新技术，《意见》提出加快试点应用，开展深远海漂浮式海上风电、绿色直供电、氢冶金和氢基化工技术应用等试点，支持园区、企业、大型公共建筑等开展发供用高比例新能源试点。针对新业态，《意见》提出推动业态融合创新，推动工业、交通、建筑、农业、林业等与可再生能源跨行业融合，支持数字能源、虚拟电厂、农村能源合作社等新型经营主体发展壮大，鼓励促进可再生能源多品种、多领域、多形态替代的商业模式创新。发布完毕。请边广琦副司长介绍新型储能发展相关情况。
权威之声
2024年前三季度，国家能源局深入贯彻落实党的二十大和二十届二中、三中全会精神，统筹能源安全和低碳发展，加快规划建设新型能源体系，稳妥推进能源绿色低碳转型，全力推动可再生能源发展再上新台阶。可再生能源装机规模不断实现新突破。2024年前三季度，全国可再生能源发电新增装机2.1亿千瓦，同比增长21%，占电力新增装机的86%。其中，水电新增797万千瓦，风电新增3912万千瓦，太阳能发电新增1.61亿千瓦，生物质发电新增137万千瓦，风电太阳能发电合计新增突破2亿千瓦。截至2024年9月底，全国可再生能源装机达到17.3亿千瓦，同比增长25%，约占我国总装机的54.7%，其中，水电装机4.3亿千瓦，风电装机4.8亿千瓦，太阳能发电装机7.7亿千瓦，生物质发电装机0.46亿千瓦。可再生能源发电量稳步提升。2024年前三季度，全国可再生能源发电量达2.51万亿千瓦时，同比增加20.9%，约占全部发电量的35.5%；其中，风电太阳能发电量合计达13490亿千瓦时，同比增长26.3%，与同期第三产业用电量（13953亿千瓦时）基本持平，超过了同期城乡居民生活用电量（11721亿千瓦时）。
（一）水电建设和运行情况。2024年前三季度，全国新增水电并网容量797万千瓦，其中常规水电299万千瓦，抽水蓄能498万千瓦。截至2024年9月底，全国水电累计装机容量达4.3 亿千瓦，其中常规水电3.75亿千瓦，抽水蓄能5591万千瓦。2024年前三季度，全国规模以上水电发电量10040 亿千瓦时，同比增长16%；全国水电平均利用小时数为2672小时，同比增加305小时。
（二）风电建设和运行情况。2024年前三季度，全国风电新增并网容量3912万千瓦，同比增长16.8%，其中陆上风电3665 万千瓦，海上风电247万千瓦。截至2024年9月底，全国风电累计并网容量达到4.8亿千瓦，同比增长19.8%，其中陆上风电4.4亿千瓦，海上风电3910万千瓦。2024年前三季度，全国风电发电量7122亿千瓦时，同比增长13%；全国风电平均利用率96.2%，同比下降0.8个百分点。
（三）光伏发电建设和运行情况。2024年前三季度，全国光伏新增并网1.61亿千瓦，同比增长24.8%，其中集中式光伏7566 万千瓦，分布式光伏8522万千瓦。截至2024年9月底，全国光伏发电装机容量达到7.7亿千瓦，同比增长48.4%，其中集中式光伏4.3亿千瓦，分布式光伏3.4亿千瓦。2024年前三季度，全国光伏发电量6359亿千瓦时，同比增长45.5%；全国光伏发电利用率97.2%，同比下降1.1个百分点。
（四）生物质发电建设和运行情况。2024年前三季度，全国生物质发电新增装机137万千瓦。截至2024年9月底，全国生物质发电累计装机达4551万千瓦，同比增长5.4%。2024年前三季度，生物质发电量1538亿千瓦时，同比增长4.3%。
[张星]以上是2024年前三季度可再生能源并网的运行情况，下面我就关于《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》的重点任务做简要的介绍。《意见》围绕规划建设新型能源体系、以更大力度推动新能源高质量发展，重点对可再生能源安全可靠供应、传统能源稳妥有序替代，以及工业、交通、建筑、农业农村等重点领域加快可再生能源替代应用提出具体要求。在提升可再生能源的安全可靠替代能力、重点领域替代应用、替代创新试点等三个方面提出重点任务。
[张星]一是着力提升可再生能源安全可靠替代能力。《意见》提出全面提升可再生能源供给能力，加快大型基地建设和分布式就近开发利用，推进构网型技术应用，发展绿色燃料、可再生能源制氢和综合供热体系。在促进可再生能源大规模输送和消纳利用方面，《意见》提出加快配套基础设施建设，推动网源协调发展，优化电力调度控制，加强热力、燃气管网及氢能供应网络等基础设施建设和升级改造。在加强供需互动方面，《意见》提出深入挖掘需求侧资源调控潜力，强化工业、建筑、交通等重点领域电力需求侧管理。在发展灵活资源方面，《意见》提出多元提升电力系统调节能力，加强灵活电源、抽蓄和新型储能应用，推进长时储热型发电、热电耦合、中高温热利用。
[张星]二是加快推进重点领域可再生能源替代应用。在工业领域，《意见》提出协同推进工业用能绿色低碳转型，引导工业向可再生能源富集、资源环境可承载地区有序转移，强化工业行业与可再生能源耦合发展，推动工业绿色微电网建设应用，推广可再生能源中低温热利用，探索建设风光氢氨醇一体化基地。在交通领域，《意见》提出加快交通运输和可再生能源融合互动，建设可再生能源交通廊道，推进光储充放多功能综合一体站建设，探索发展电气化公路，鼓励电动船舶和航空器应用，推动可持续航空燃料和车用燃料应用。在建筑领域，《意见》提出深化建筑可再生能源集成应用，把优先利用可再生能源纳入城镇的规划、建设、更新和改造工作，推动既有建筑加装光伏系统和有条件的新建厂房、新建公共建筑应装尽装光伏系统，推动新建公共建筑全面电气化，因地制宜推进可再生能源供热制冷。为推动可再生能源助力乡村振兴和绿色发展，《意见》提出全面支持农业农村用能清洁化现代化，积极发展分散式风电和分布式光伏发电，加快农村能源基础设施改造升级，因地制宜推进可再生能源供热代替煤炭散烧。为推动可再生能源在数据等新兴领域的应用，《意见》提出统筹新基建和可再生能源开发利用，推动5G基站、数据中心、超算中心等与光伏、热泵、储能等融合发展，支持新型基础设施发展绿电直供、源网荷储一体化项目，提高“东数西算”等战略工程中的新能源电力消费占比，有序开展老旧基站、“老旧小散”数据中心绿色技术改造，推动新建数据中心逐年稳步提升可再生能源使用比例。
[张星]三是积极推动可再生能源替代创新试点。针对新技术，《意见》提出加快试点应用，开展深远海漂浮式海上风电、绿色直供电、氢冶金和氢基化工技术应用等试点，支持园区、企业、大型公共建筑等开展发供用高比例新能源试点。针对新业态，《意见》提出推动业态融合创新，推动工业、交通、建筑、农业、林业等与可再生能源跨行业融合，支持数字能源、虚拟电厂、农村能源合作社等新型经营主体发展壮大，鼓励促进可再生能源多品种、多领域、多形态替代的商业模式创新。发布完毕。请边广琦副司长介绍新型储能发展相关情况。
权威之声
（四）生物质发电建设和运行情况。2024年前三季度，全国生物质发电新增装机137万千瓦。截至2024年9月底，全国生物质发电累计装机达4551万千瓦，同比增长5.4%。2024年前三季度，生物质发电量1538亿千瓦时，同比增长4.3%。
以上是2024年前三季度可再生能源并网的运行情况，下面我就关于《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》的重点任务做简要的介绍。《意见》围绕规划建设新型能源体系、以更大力度推动新能源高质量发展，重点对可再生能源安全可靠供应、传统能源稳妥有序替代，以及工业、交通、建筑、农业农村等重点领域加快可再生能源替代应用提出具体要求。在提升可再生能源的安全可靠替代能力、重点领域替代应用、替代创新试点等三个方面提出重点任务。
一是着力提升可再生能源安全可靠替代能力。《意见》提出全面提升可再生能源供给能力，加快大型基地建设和分布式就近开发利用，推进构网型技术应用，发展绿色燃料、可再生能源制氢和综合供热体系。在促进可再生能源大规模输送和消纳利用方面，《意见》提出加快配套基础设施建设，推动网源协调发展，优化电力调度控制，加强热力、燃气管网及氢能供应网络等基础设施建设和升级改造。在加强供需互动方面，《意见》提出深入挖掘需求侧资源调控潜力，强化工业、建筑、交通等重点领域电力需求侧管理。在发展灵活资源方面，《意见》提出多元提升电力系统调节能力，加强灵活电源、抽蓄和新型储能应用，推进长时储热型发电、热电耦合、中高温热利用。
[张星]二是加快推进重点领域可再生能源替代应用。在工业领域，《意见》提出协同推进工业用能绿色低碳转型，引导工业向可再生能源富集、资源环境可承载地区有序转移，强化工业行业与可再生能源耦合发展，推动工业绿色微电网建设应用，推广可再生能源中低温热利用，探索建设风光氢氨醇一体化基地。在交通领域，《意见》提出加快交通运输和可再生能源融合互动，建设可再生能源交通廊道，推进光储充放多功能综合一体站建设，探索发展电气化公路，鼓励电动船舶和航空器应用，推动可持续航空燃料和车用燃料应用。在建筑领域，《意见》提出深化建筑可再生能源集成应用，把优先利用可再生能源纳入城镇的规划、建设、更新和改造工作，推动既有建筑加装光伏系统和有条件的新建厂房、新建公共建筑应装尽装光伏系统，推动新建公共建筑全面电气化，因地制宜推进可再生能源供热制冷。为推动可再生能源助力乡村振兴和绿色发展，《意见》提出全面支持农业农村用能清洁化现代化，积极发展分散式风电和分布式光伏发电，加快农村能源基础设施改造升级，因地制宜推进可再生能源供热代替煤炭散烧。为推动可再生能源在数据等新兴领域的应用，《意见》提出统筹新基建和可再生能源开发利用，推动5G基站、数据中心、超算中心等与光伏、热泵、储能等融合发展，支持新型基础设施发展绿电直供、源网荷储一体化项目，提高“东数西算”等战略工程中的新能源电力消费占比，有序开展老旧基站、“老旧小散”数据中心绿色技术改造，推动新建数据中心逐年稳步提升可再生能源使用比例。
[张星]三是积极推动可再生能源替代创新试点。针对新技术，《意见》提出加快试点应用，开展深远海漂浮式海上风电、绿色直供电、氢冶金和氢基化工技术应用等试点，支持园区、企业、大型公共建筑等开展发供用高比例新能源试点。针对新业态，《意见》提出推动业态融合创新，推动工业、交通、建筑、农业、林业等与可再生能源跨行业融合，支持数字能源、虚拟电厂、农村能源合作社等新型经营主体发展壮大，鼓励促进可再生能源多品种、多领域、多形态替代的商业模式创新。发布完毕。请边广琦副司长介绍新型储能发展相关情况。
权威之声
二是加快推进重点领域可再生能源替代应用。在工业领域，《意见》提出协同推进工业用能绿色低碳转型，引导工业向可再生能源富集、资源环境可承载地区有序转移，强化工业行业与可再生能源耦合发展，推动工业绿色微电网建设应用，推广可再生能源中低温热利用，探索建设风光氢氨醇一体化基地。在交通领域，《意见》提出加快交通运输和可再生能源融合互动，建设可再生能源交通廊道，推进光储充放多功能综合一体站建设，探索发展电气化公路，鼓励电动船舶和航空器应用，推动可持续航空燃料和车用燃料应用。在建筑领域，《意见》提出深化建筑可再生能源集成应用，把优先利用可再生能源纳入城镇的规划、建设、更新和改造工作，推动既有建筑加装光伏系统和有条件的新建厂房、新建公共建筑应装尽装光伏系统，推动新建公共建筑全面电气化，因地制宜推进可再生能源供热制冷。为推动可再生能源助力乡村振兴和绿色发展，《意见》提出全面支持农业农村用能清洁化现代化，积极发展分散式风电和分布式光伏发电，加快农村能源基础设施改造升级，因地制宜推进可再生能源供热代替煤炭散烧。为推动可再生能源在数据等新兴领域的应用，《意见》提出统筹新基建和可再生能源开发利用，推动5G基站、数据中心、超算中心等与光伏、热泵、储能等融合发展，支持新型基础设施发展绿电直供、源网荷储一体化项目，提高“东数西算”等战略工程中的新能源电力消费占比，有序开展老旧基站、“老旧小散”数据中心绿色技术改造，推动新建数据中心逐年稳步提升可再生能源使用比例。
三是积极推动可再生能源替代创新试点。针对新技术，《意见》提出加快试点应用，开展深远海漂浮式海上风电、绿色直供电、氢冶金和氢基化工技术应用等试点，支持园区、企业、大型公共建筑等开展发供用高比例新能源试点。针对新业态，《意见》提出推动业态融合创新，推动工业、交通、建筑、农业、林业等与可再生能源跨行业融合，支持数字能源、虚拟电厂、农村能源合作社等新型经营主体发展壮大，鼓励促进可再生能源多品种、多领域、多形态替代的商业模式创新。发布完毕。请边广琦副司长介绍新型储能发展相关情况。
02
宏观政策
MACROPOLICY
宏观政策
到2030年新能源装机规模比2022年提高5.5GW
来源：沈阳市人民政府
10月31日，辽宁沈阳市人民政府关于印发国家碳达峰试点（沈阳）实施方案的通知。
文件在重点任务中提到，加快可再生能源开发。坚持集中式与分散式并举，充分挖掘可再生能源开发潜力。引导农村地区使用生物质能、太阳能、风能等清洁能源替代散煤，扎实推进农村能源革命试点建设。到2025年，新能源发电总装机规模比2022年提高280万千瓦，非化石能源消费占比达到17.8%；到2030年，新能源发电总装机规模比2022年提高550万千瓦，非化石能源消费占比达到25%。
培育风电、光伏装备制造全产业链，加快风力发电机、风电一体化、光伏组件制造等项目建设，支持风光氢储能发展，建设一批新能源固废回收和资源化利用项目。到2025年，新建建筑中的星级绿色建筑占比达到20%；到2030年，新建建筑中的星级绿色建筑占比达到60%，新建居住建筑综合节能率不低于83%，新建公共建筑综合节能率不低于78%。
原文链接：国家碳达峰试点（沈阳）实施方案
行业聚焦
INDUSTRY FOCUS
03
行业聚焦
硅片价格博弈持续 G12R电池片松动下跌
来源：InfoLink
硅料价格
本月上游硅料环节整体氛围冷清，本期市场环境维持该特点。需求方面，买方并不急于签单，与前期需求方库存囤积有关，另外也与当前行情低迷、拉晶稼动普遍下降导致用料需求量萎缩有关。供应方面，行业自律相关呼吁和会议仍在初期和发酵阶段，对于四季度中后期供应量的下修幅度其实暂时仍不清晰，重点观察对象转移至龙头企业和颗粒硅企业的变化幅度，将会对年末供应规模的变化幅度起到更加直接影响。
库存方面，截止月末观察供应端现货库存规模仍在叠加，环比增加幅度比较明显，累库压力逐渐达到年内高峰，结合当前整体低于现金成本水平的现货价格，生产企业对于涨价虽有意愿但是暂时仍较为被动，但是对于当前价格挺价意愿愈发强烈，预计短期价格下跌空间依旧有限。
年末至春节后期市场，供应量的实际变化情况作为最大潜在影响因素，包括龙头企业在内的稼动调整幅度是重要看点。
硅片价格
时至月末，硅片环节库存加速出清，然而在需求低迷下，厂家仍然面临出货挑战，尽管上周数家企业一同调整报价，截至今日观察，针对 183N 规格每片 1.1 元人民币的价格未看到批量成交，甚至，价格在企业间角力下仍在松动下行。
从细分规格来看，P 型 M10 和 G12 规格的成交价格分别为每片 1.1-1.2 元和 1.7 元人民币，其中 182P 型硅片由于企业没有太多生产，低价出清库存价格每片低于 1.05 元人民币价格水位也已存在于市场中。
而 N 型硅片部分，这周 183N 硅片主流成交价格微幅下探，落在每片 1-1.03 元人民币，各家虽然仍维持上周报价水平，企业主流出货价格已跌至每片 1-1.05 元左右人民币。而二三线小厂每片 1 元人民币以下的价格也浮现在市场上，价格处于混乱与激烈竞争之中。至于 G12 及 G12R 规格的成交价格约为每片 1.45 元和 1.23-1.25 元人民币。
展望后市，随着年末需求低迷时期来到，预期硅片环节企业将陆续出现减产与检修情况，单月排产有机率进一步下降，各家也在着手规划年底的定价与排产策略。
电池片价格
本周电池价格区间如下：P 型 M10 与 G12 尺寸电池片的均价皆与上周持平，分别为每瓦 0.28 元与 0.285 元人民币，价格区间则为每瓦 0.26-0.29 与每瓦 0.27-0.29 元人民币。随着多数厂家淘汰 P 型产能，当前整体供给减少与组件端需求下降的情况同时并存，预计 P 型电池片价格将持稳发展，再难发生剧烈变动。
N 型电池片部份，M10 均价为每瓦 0.27 元人民币，价格范围则为每瓦 0.26-0.28 元人民币。G12 尺寸均价则为每瓦 0.285 元人民币，价格范围落在每瓦 0.28-0.29 元人民币，G12R 均价则下降至每瓦 0.275 元人民币，价格范围落在每瓦 0.27-0.29 元人民币。根据厂家反馈，随着 G12R 电池片需求在近期趋于疲软，迭加十一月该规格的产量进一步释放，在供需关系恶化的情形下，预计未来 G12R 电池片价格将有可能继续往下松动。
在十月份厂家减产力度提高、去库快速的影响下，根据 InfoLink 统计，截至本周三，国内电池环节整体库存大约在一周以内，处于较为健康的水平。然而，由于电池环节持续受上下游压力传导，并且较为缺乏议价能力。未来的电池片价格走势将取决于厂家的排产策略与其他环节的价格变因，例如近期国内提倡的稳价政策能否顺利落地，以带动电池片整体价格回升。
组件价格
本周价格持续僵持，一线厂家已调整报价上扬 1-3 分人民币，TOPCon 组件价格暂回 0.68-0.72 元人民币的区间。观察实际成交价格，分布式项目确实已有小批量上抬价格，TOPCon 组件从原先低点 0.65 部分小幅反弹至 0.68 元人民币，然而大批量成交仍需时间酝酿。集中项目价格近期稳定为主，然而因调价机制影响，部分项目执行价格仍低于实际成本线，当前仍有 TOPCon 组件 0.62-0.68 元人民币之间的价格执行。厂家也积极协调调价机制的调整周期拉长、调整交付条款以免无法执行的情况发生。整体价格后续仍需要静待协会协调价格、以及厂家之间的自律行为是否能成功发酵。
然而目前市场需求端判断十一月至十二月需求提升动能仍相对有限，海内外市场并无明显增量之下，厂家在手库存仍有小幅增加的情势，十一月至十二月晶硅组件产量初步统计看来是平稳落在 50-52 GW 的区间。依据目前状况观察，组件价格大概率以平稳为主，大幅上调价格的可能性较低。
其余产品规格售价，也因应市场调整价格，本周暂时稳定不变，厂家多数在观望后续价格走势能否顺涨。182 PERC 双玻组件价格区间约每瓦 0.65-0.76 元人民币，甚至因产品已成为特规，新签订单部分与 TOPCon 产品价格产生倒挂迹象。HJT 组件价格约在每瓦 0.75-0.88 元人民币之间，大项目价格偏向低价，非主流瓦数部分售价向下至 0.7-0.73 元人民币。BC 方面，也同步有上抬价格迹象存在，N-TBC 的部分，目前与 TOPCon 价差报价约 3-7 分人民币。
海外市场价格本周暂时持稳，需要注意海外价格因应 VAT 退税政策可能取消的风险性影响，厂家已经提前应对，在项目合同中预留谈判接口、重新调整价格及免责条款等等的处置方式，后续仍须关注近几月政策的变化趋势。HJT 价格每瓦 0.12-0.125 美元。PERC 价格执行约每瓦 0.07-0.1 美元。TOPCon 价格区域分化明显，亚太区域价格约 0.087-0.11 美元左右，其中日韩市场价格在每瓦 0.10-0.11 美元左右，印度市场若是中国输入价格约 0.08-0.1 美元，澳洲区域价格约 0.105-0.12 美元的执行价位；欧洲市场需求较为疲弱，价格约在 0.087-0.11 欧元；巴西市场价格仍持续听闻低价抛售状况，价格混乱约 0.07-0.11 美元皆有听闻；中东市场价格大宗价格约在 0.10-0.12 美元的区间，大项目均价贴近 0.1 美元以内，前期订单也有 0.11-0.12 美元的正在交付，新签执行价格也有落在 0.09-0.10 美元之间的水平，价差分化较大；拉美 0.09-0.11 美元。美国市场价格受政策波动影响，项目拉动减弱，厂家新交付 TOPCon 组件价格执行约在 0.2-0.28 美元，PERC 组件与 TOPCon 组件价差约在 0.01-0.02美元。后续 InfoLink 将视市场情况添加本地制造价格。
行业聚焦
硅片价格
时至月末，硅片环节库存加速出清，然而在需求低迷下，厂家仍然面临出货挑战，尽管上周数家企业一同调整报价，截至今日观察，针对 183N 规格每片 1.1 元人民币的价格未看到批量成交，甚至，价格在企业间角力下仍在松动下行。
从细分规格来看，P 型 M10 和 G12 规格的成交价格分别为每片 1.1-1.2 元和 1.7 元人民币，其中 182P 型硅片由于企业没有太多生产，低价出清库存价格每片低于 1.05 元人民币价格水位也已存在于市场中。
而 N 型硅片部分，这周 183N 硅片主流成交价格微幅下探，落在每片 1-1.03 元人民币，各家虽然仍维持上周报价水平，企业主流出货价格已跌至每片 1-1.05 元左右人民币。而二三线小厂每片 1 元人民币以下的价格也浮现在市场上，价格处于混乱与激烈竞争之中。至于 G12 及 G12R 规格的成交价格约为每片 1.45 元和 1.23-1.25 元人民币。
展望后市，随着年末需求低迷时期来到，预期硅片环节企业将陆续出现减产与检修情况，单月排产有机率进一步下降，各家也在着手规划年底的定价与排产策略。
电池片价格
本周电池价格区间如下：P 型 M10 与 G12 尺寸电池片的均价皆与上周持平，分别为每瓦 0.28 元与 0.285 元人民币，价格区间则为每瓦 0.26-0.29 与每瓦 0.27-0.29 元人民币。随着多数厂家淘汰 P 型产能，当前整体供给减少与组件端需求下降的情况同时并存，预计 P 型电池片价格将持稳发展，再难发生剧烈变动。
N 型电池片部份，M10 均价为每瓦 0.27 元人民币，价格范围则为每瓦 0.26-0.28 元人民币。G12 尺寸均价则为每瓦 0.285 元人民币，价格范围落在每瓦 0.28-0.29 元人民币，G12R 均价则下降至每瓦 0.275 元人民币，价格范围落在每瓦 0.27-0.29 元人民币。根据厂家反馈，随着 G12R 电池片需求在近期趋于疲软，迭加十一月该规格的产量进一步释放，在供需关系恶化的情形下，预计未来 G12R 电池片价格将有可能继续往下松动。
在十月份厂家减产力度提高、去库快速的影响下，根据 InfoLink 统计，截至本周三，国内电池环节整体库存大约在一周以内，处于较为健康的水平。然而，由于电池环节持续受上下游压力传导，并且较为缺乏议价能力。未来的电池片价格走势将取决于厂家的排产策略与其他环节的价格变因，例如近期国内提倡的稳价政策能否顺利落地，以带动电池片整体价格回升。
组件价格
本周价格持续僵持，一线厂家已调整报价上扬 1-3 分人民币，TOPCon 组件价格暂回 0.68-0.72 元人民币的区间。观察实际成交价格，分布式项目确实已有小批量上抬价格，TOPCon 组件从原先低点 0.65 部分小幅反弹至 0.68 元人民币，然而大批量成交仍需时间酝酿。集中项目价格近期稳定为主，然而因调价机制影响，部分项目执行价格仍低于实际成本线，当前仍有 TOPCon 组件 0.62-0.68 元人民币之间的价格执行。厂家也积极协调调价机制的调整周期拉长、调整交付条款以免无法执行的情况发生。整体价格后续仍需要静待协会协调价格、以及厂家之间的自律行为是否能成功发酵。
然而目前市场需求端判断十一月至十二月需求提升动能仍相对有限，海内外市场并无明显增量之下，厂家在手库存仍有小幅增加的情势，十一月至十二月晶硅组件产量初步统计看来是平稳落在 50-52 GW 的区间。依据目前状况观察，组件价格大概率以平稳为主，大幅上调价格的可能性较低。
其余产品规格售价，也因应市场调整价格，本周暂时稳定不变，厂家多数在观望后续价格走势能否顺涨。182 PERC 双玻组件价格区间约每瓦 0.65-0.76 元人民币，甚至因产品已成为特规，新签订单部分与 TOPCon 产品价格产生倒挂迹象。HJT 组件价格约在每瓦 0.75-0.88 元人民币之间，大项目价格偏向低价，非主流瓦数部分售价向下至 0.7-0.73 元人民币。BC 方面，也同步有上抬价格迹象存在，N-TBC 的部分，目前与 TOPCon 价差报价约 3-7 分人民币。
海外市场价格本周暂时持稳，需要注意海外价格因应 VAT 退税政策可能取消的风险性影响，厂家已经提前应对，在项目合同中预留谈判接口、重新调整价格及免责条款等等的处置方式，后续仍须关注近几月政策的变化趋势。HJT 价格每瓦 0.12-0.125 美元。PERC 价格执行约每瓦 0.07-0.1 美元。TOPCon 价格区域分化明显，亚太区域价格约 0.087-0.11 美元左右，其中日韩市场价格在每瓦 0.10-0.11 美元左右，印度市场若是中国输入价格约 0.08-0.1 美元，澳洲区域价格约 0.105-0.12 美元的执行价位；欧洲市场需求较为疲弱，价格约在 0.087-0.11 欧元；巴西市场价格仍持续听闻低价抛售状况，价格混乱约 0.07-0.11 美元皆有听闻；中东市场价格大宗价格约在 0.10-0.12 美元的区间，大项目均价贴近 0.1 美元以内，前期订单也有 0.11-0.12 美元的正在交付，新签执行价格也有落在 0.09-0.10 美元之间的水平，价差分化较大；拉美 0.09-0.11 美元。美国市场价格受政策波动影响，项目拉动减弱，厂家新交付 TOPCon 组件价格执行约在 0.2-0.28 美元，PERC 组件与 TOPCon 组件价差约在 0.01-0.02美元。后续 InfoLink 将视市场情况添加本地制造价格。
行业聚焦
每瓦 0.28 元与 0.285 元人民币，价格区间则为每瓦 0.26-0.29 与每瓦 0.27-0.29 元人民币。随着多数厂家淘汰 P 型产能，当前整体供给减少与组件端需求下降的情况同时并存，预计 P 型电池片价格将持稳发展，再难发生剧烈变动。
N 型电池片部份，M10 均价为每瓦 0.27 元人民币，价格范围则为每瓦 0.26-0.28 元人民币。G12 尺寸均价则为每瓦 0.285 元人民币，价格范围落在每瓦 0.28-0.29 元人民币，G12R 均价则下降至每瓦 0.275 元人民币，价格范围落在每瓦 0.27-0.29 元人民币。根据厂家反馈，随着 G12R 电池片需求在近期趋于疲软，迭加十一月该规格的产量进一步释放，在供需关系恶化的情形下，预计未来 G12R 电池片价格将有可能继续往下松动。
在十月份厂家减产力度提高、去库快速的影响下，根据 InfoLink 统计，截至本周三，国内电池环节整体库存大约在一周以内，处于较为健康的水平。然而，由于电池环节持续受上下游压力传导，并且较为缺乏议价能力。未来的电池片价格走势将取决于厂家的排产策略与其他环节的价格变因，例如近期国内提倡的稳价政策能否顺利落地，以带动电池片整体价格回升。
组件价格
本周价格持续僵持，一线厂家已调整报价上扬 1-3 分人民币，TOPCon 组件价格暂回 0.68-0.72 元人民币的区间。观察实际成交价格，分布式项目确实已有小批量上抬价格，TOPCon 组件从原先低点 0.65 部分小幅反弹至 0.68 元人民币，然而大批量成交仍需时间酝酿。集中项目价格近期稳定为主，然而因调价机制影响，部分项目执行价格仍低于实际成本线，当前仍有 TOPCon 组件 0.62-0.68 元人民币之间的价格执行。厂家也积极协调调价机制的调整周期拉长、调整交付条款以免无法执行的情况发生。整体价格后续仍需要静待协会协调价格、以及厂家之间的自律行为是否能成功发酵。
然而目前市场需求端判断十一月至十二月需求提升动能仍相对有限，海内外市场并无明显增量之下，厂家在手库存仍有小幅增加的情势，十一月至十二月晶硅组件产量初步统计看来是平稳落在 50-52 GW 的区间。依据目前状况观察，组件价格大概率以平稳为主，大幅上调价格的可能性较低。
其余产品规格售价，也因应市场调整价格，本周暂时稳定不变，厂家多数在观望后续价格走势能否顺涨。182 PERC 双玻组件价格区间约每瓦 0.65-0.76 元人民币，甚至因产品已成为特规，新签订单部分与 TOPCon 产品价格产生倒挂迹象。HJT 组件价格约在每瓦 0.75-0.88 元人民币之间，大项目价格偏向低价，非主流瓦数部分售价向下至 0.7-0.73 元人民币。BC 方面，也同步有上抬价格迹象存在，N-TBC 的部分，目前与 TOPCon 价差报价约 3-7 分人民币。
海外市场价格本周暂时持稳，需要注意海外价格因应 VAT 退税政策可能取消的风险性影响，厂家已经提前应对，在项目合同中预留谈判接口、重新调整价格及免责条款等等的处置方式，后续仍须关注近几月政策的变化趋势。HJT 价格每瓦 0.12-0.125 美元。PERC 价格执行约每瓦 0.07-0.1 美元。TOPCon 价格区域分化明显，亚太区域价格约 0.087-0.11 美元左右，其中日韩市场价格在每瓦 0.10-0.11 美元左右，印度市场若是中国输入价格约 0.08-0.1 美元，澳洲区域价格约 0.105-0.12 美元的执行价位；欧洲市场需求较为疲弱，价格约在 0.087-0.11 欧元；巴西市场价格仍持续听闻低价抛售状况，价格混乱约 0.07-0.11 美元皆有听闻；中东市场价格大宗价格约在 0.10-0.12 美元的区间，大项目均价贴近 0.1 美元以内，前期订单也有 0.11-0.12 美元的正在交付，新签执行价格也有落在 0.09-0.10 美元之间的水平，价差分化较大；拉美 0.09-0.11 美元。美国市场价格受政策波动影响，项目拉动减弱，厂家新交付 TOPCon 组件价格执行约在 0.2-0.28 美元，PERC 组件与 TOPCon 组件价差约在 0.01-0.02美元。后续 InfoLink 将视市场情况添加本地制造价格。
组件价格
本周价格持续僵持，一线厂家已调整报价上扬 1-3 分人民币，TOPCon 组件价格暂回 0.68-0.72 元人民币的区间。观察实际成交价格，分布式项目确实已有小批量上抬价格，TOPCon 组件从原先低点 0.65 部分小幅反弹至 0.68 元人民币，然而大批量成交仍需时间酝酿。集中项目价格近期稳定为主，然而因调价机制影响，部分项目执行价格仍低于实际成本线，当前仍有 TOPCon 组件 0.62-0.68 元人民币之间的价格执行。厂家也积极协调调价机制的调整周期拉长、调整交付条款以免无法执行的情况发生。整体价格后续仍需要静待协会协调价格、以及厂家之间的自律行为是否能成功发酵。
然而目前市场需求端判断十一月至十二月需求提升动能仍相对有限，海内外市场并无明显增量之下，厂家在手库存仍有小幅增加的情势，十一月至十二月晶硅组件产量初步统计看来是平稳落在 50-52 GW 的区间。依据目前状况观察，组件价格大概率以平稳为主，大幅上调价格的可能性较低。
其余产品规格售价，也因应市场调整价格，本周暂时稳定不变，厂家多数在观望后续价格走势能否顺涨。182 PERC 双玻组件价格区间约每瓦 0.65-0.76 元人民币，甚至因产品已成为特规，新签订单部分与 TOPCon 产品价格产生倒挂迹象。HJT 组件价格约在每瓦 0.75-0.88 元人民币之间，大项目价格偏向低价，非主流瓦数部分售价向下至 0.7-0.73 元人民币。BC 方面，也同步有上抬价格迹象存在，N-TBC 的部分，目前与 TOPCon 价差报价约 3-7 分人民币。
海外市场价格本周暂时持稳，需要注意海外价格因应 VAT 退税政策可能取消的风险性影响，厂家已经提前应对，在项目合同中预留谈判接口、重新调整价格及免责条款等等的处置方式，后续仍须关注近几月政策的变化趋势。HJT 价格每瓦 0.12-0.125 美元。PERC 价格执行约每瓦 0.07-0.1 美元。TOPCon 价格区域分化明显，亚太区域价格约 0.087-0.11 美元左右，其中日韩市场价格在每瓦 0.10-0.11 美元左右，欧洲市场需求较为疲弱，价格约在 0.087-0.11 欧元；中东市场价格大宗价格约在 0.10-0.12 美元的区间，大项目均价贴近 0.1 美元以内，前期订单也有 0.11-0.12 美元的正在交付，新签执行价格也有落在 0.09-0.10 美元之间的水平，价差分化较大；拉美 0.09-0.11 美元。美国市场价格受政策波动影响，项目拉动减弱，厂家新交付 TOPCon 组件价格执行约在 0.2-0.28 美元，PERC 组件与 TOPCon 组件价差约在 0.01-0.02美元。
行业聚焦
04
技术前沿
TECHNOLOGY FRONTIER
技术前沿
碳纳米管，Science！
来源：Carbontech
电致冷（EC）冷却为高效、紧凑型固态热泵提供了一种前景广阔的方法。然而，已报道的电致冷器结构复杂，冷却温度提升有限。
在这项工作中，裴启兵教授课题组介绍了一种自再生热泵（SRHP），它采用了级联的电致发光聚合物薄膜堆，在电场的作用下产生电致伸缩，从而实现高效的热传递，无需额外的传输或再生机制。SRHP可在30秒内冷却至低于环境温度8.8开尔文，最大冷却功率为每克1.52瓦。SRHP的升温幅度为14.2开尔文。这些结果凸显了紧凑型固态冷却机制在满足日益增长的局部热管理需求方面的潜力。相关研究成果以题为“A self-regenerative heat pump based on a dual-functional relaxor ferroelectric polymer”发表在最新一期《Science》上。
作者展示了SRHP的结构示意图（图1A），SRHP由六个单元装置组成，每个装置由双层P(VDF-TrFE-CFE)聚合物薄膜制成，两侧层压碳纳米管(CNT)电极以形成活性电热(EC)层。该设计包括用于结构支撑的聚酰亚胺(PI)胶带和聚碳酸酯(PC)环，使每个堆栈能够响应电场执行受调节的电致伸缩驱动。PI层提供机械稳定性，并将聚合物的横向膨胀转化为垂直驱动，这对于有效的热接触至关重要。该横截面图（图1B）展示了SRHP的级联架构如何促进单向热流。交替堆栈以反相方式激活（例如，堆栈1、3和5处于活动状态，而堆栈2、4和6处于非活动状态）。电场引起的膨胀使每个有源堆叠向下变形，接触下面的下一层以传递热量。这种驱动对于保持平稳、连续的热传递至关重要，而无需额外的机械泵或执行器。这种配置使得流线型热泵能够在加热和冷却阶段之间有效地循环。
技术前沿
够响应电场执行受调节的电致伸缩驱动。PI层提供机械稳定性，并将聚合物的横向膨胀转化为垂直驱动，这对于有效的热接触至关重要。该横截面图（图1B）展示了SRHP的级联架构如何促进单向热流。交替堆栈以反相方式激活（例如，堆栈1、3和5处于活动状态，而堆栈2、4和6处于非活动状态）。电场引起的膨胀使每个有源堆叠向下变形，接触下面的下一层以传递热量。这种驱动对于保持平稳、连续的热传递至关重要，而无需额外的机械泵或执行器。这种配置使得流线型热泵能够在加热和冷却阶段之间有效地循环。
技术前沿
【P(VDF-TrFE-CFE)薄膜叠层】
作者展示了P(VDF-TrFE-CFE)薄膜在非活动（平坦）和活动（凸出）状态下的外观。该聚合物的电致伸缩特性使其在施加电压时能够明显变形，显示出其可逆膨胀的能力。薄膜叠层（图2B）响应电场应用而变形，偶极子沿电场方向排列，从而导致热膨胀。当场停止时，薄膜恢复到中性、平坦的形状，对应于冷却状态。该图强调了聚合物的双重功能：通过EC效应产生热量并通过电致伸缩驱动传递热量。此外，薄膜叠层的垂直位移在80MV/m时达到1.27mm。在中心点记录位移，显示堆栈的显着驱动能力，可在整个循环中保持一致的性能。红外热图像（图2D）显示了施加电场然后移除电场时薄膜的温度变化。温度在“开启”阶段（加热）期间迅速升高，在“关闭”阶段（冷却）期间迅速下降，这表明EC聚合物实现了快速的热响应时间，这是有效冷却循环的关键特征。作者提供了0.01Hz、80MV/m场下薄膜温度的实时图。当场处于活动状态时，观察到峰值增加4.42K，而当场处于非活动状态时，观察到峰值增加4.42K。这种可逆行为证实了聚合物的EC效应，从而能够在每个周期内进行温度调节。
技术前沿
【SRHP 的操作】
组装后的SRHP，其中六个独立单元堆叠在一起，并以计算出的0.95毫米的间距分隔开，确保每个堆叠在运行过程中都有必要的位移空间。间距优化了薄膜叠层之间的接触，避免了阻碍热传递的弯曲或分离。在冷却模式下，冷端电堆的温度曲线随着时间的推移稳步下降，在80MV/m下实现了8.8K的温降。热端温度升高，表明热泵成功从冷端通过级联级到达散热器。SRHP和散热器之间的热通量，峰值为366mW/cm²。时间平均热通量稳定在172mW/cm²左右，考虑到活动面积，该值可转化为0.78W的冷却功率，比冷却功率为1.52W/g，这表明SRHP能够保持稳定、高的热通量。热通量超过150mW/cm²的高值，即使冷却温度增至7.4K。这一性能超过太阳辐射功率的1.5倍，证明了SRHP在以下条件下的冷却效率：无外部负载，非常适合暴露于环境加热条件下的应用。
技术前沿
【能源消耗和性能系数 (COP)】
图4总结了具有两个、四个和六个单元的SRHP的冷却功率和最大温降。六单元配置提供最高的冷却功率和温降，证实了级联设计的可扩展性。1Hz的频率可实现峰值冷却性能。较高的频率会增加循环次数，但也会引入热限制，这表明冷却功率受益于频率和传热率之间的平衡。此外，电场强度与SRHP冷却能力之间的直接相关性。较高的场强会增加冷却功率，这表明SRHP的性能可预测地随施加电压变化，这是优化功率输入的有用信息。作者将SRHP的性能与其他冷却技术进行了比较，显示特定冷却功率比具有相似温降的同类热电冷却器高五倍。这一比较凸显了SRHP卓越的冷却速率和功率效率，支持其在需要快速热管理的应用中的实用性。在三对薄膜叠层之间进行电荷循环时，冷却温度为7.4 K 时，COP 为 10.1。
05
专业评论
Professional comments
配建储能缺乏参与市场机制、合理成本疏导机制
来源：中国能源观察
中国储能网讯：
华中区域加快构建新型电力系统推进能源清洁低碳转型实践思考
——国家能源局华中监管局党组书记、局长 任育之
能源事关经济社会发展全局。党的十八大以来，在“四个革命、一个合作”能源安全新战略指引下，我国能源行业取得长足发展，能源保障基础不断夯实，为经济社会发展提供了有力支撑。在新发展阶段，我国能源行业长期面临的需求增长快、供给制约多、环境压力大等挑战依然存在。当前，我国以推动构建新型电力系统，大力发展新能源，实现经济社会绿色低碳转型来应对能源发展面临的安全保障和可持续性发展挑战。
近年来，华中区域电力企业把构建新型电力系统作为促进区域新能源发展、满足多元化用能需求、保护长江经济带生态环境和保障区域发展战略顺利实施的战略举措，开展了一系列的实践探索，加大了自我改革力度，促进了新能源发电占比的提升，降低了对化石能源的依赖，以能源清洁低碳转型发展为保护绿水青山的生态环境作出贡献。同时，在华中新型电力系统建设过程中，也逐步出现电力系统安全稳定运行风险增大、系统调节能力不足、新能源利用率下降等一系列问题和趋势，亟需各方面重视和解决。为此，需要系统梳理华中新型电力系统建设实践情况，进一步加强顶层设计，明确区域新型电力系统建设的目标和措施，更好地促进区域新能源高质量发展。
华中区域新型电力系统发展情况
国家能源局华中监管局监管的华中区域，包括湖北、河南、江西、湖南、四川、重庆和西藏等七省（区、市），横贯我国中西部，涵盖华中和川渝藏两个异步相连的区域性电网（以下简称“华中电网”）。华中电网是西电东送和南北互供的重要通道，是全国联网的中枢和安全基石，也是保障华中区域能源需求的关键基础设施。近年来，华中电网能源转型加快发展，以风电、光伏发电为代表的新能源装机规模快速增长，发电量占比稳步提升。2023年，华中新能源发电量达到1996亿千瓦时，同比增长达28.2%。到2024年底华中电网新能源装机将达2.1亿千瓦，超过火电成为第一大电源。为满足新能源发电的需要，华中电网建成一批调节型电源，抽水蓄能电站规模达649万千瓦，新型储能电站装机483万千瓦，推进了煤电“三改联动”，区域煤电机组灵活性改造容量超过3000万千瓦，大幅提升系统调节能力。在湖北随州广水市，打造了世界首个百兆瓦级的100%新能源新型电力系统科技示范工程，探索和掌握新型电力系统核心技术并积累实际运行经验。由于“十四五”规划的各项新能源发展指标均超进度完成，快速逼近现有电力系统消纳极限，华中电网新能源利用率明显下降。2023年华中电网新能源利用率为98.3%，预计2024年新能源利用率降至95.6%，弃电量约110亿千瓦时。为满足华中电网新能源快速发展和区域能源转型需求，加快华中区域新型电力系统建设迫在眉睫。
华中区域新型电力系统发展面临的突出问题与挑战
随着华中区域新能源发电占比不断提升，华中电网在新能源并网消纳、安全稳定、市场交易、调度运行等方面出现一系列问题和矛盾，限制了新能源进一步发展。
（一）电力供应保障形势依然严峻。虽然新能源发电爆发式增长，在华中电网中占比越来越大，超越化石能源发电，但由于新能源的特点，难以稳定保障负荷需求，特别是受气象条件影响大的长时间周期保障能力不足。迎峰度夏度冬等用电高峰期，华中电网电力供应存在不同程度的时段性供应紧张问题。
（二）新能源利用率正在下降。随着电力系统存量灵活调节资源被大量增长的新能源装机快速消耗，以及系统新增调节能力的增长不足，未来几年新能源利用率可能逐年下降，局部地区、局部时段弃风弃光问题将更加突出。调节性电源的发展面临抽水蓄能建设周期长、新型储能成本高、以周和月为周期的调节性资源不足等诸多因素约束，发展速度和规模难以满足实际需要。华中电力系统抽水蓄能和电化学储能等调节性电源装机容量占比仅约3%，难以支撑新能源的快速发展。
（三）电网安全稳定问题变得日益突出。华中电网新能源发电装机的大幅增长以及跨区直流输电规模的持续扩大，电网交直流耦合特性更趋复杂，系统“双高”特征更加显著，电压频率稳定问题更加突出。电力系统可控对象从以源为主向源网荷储各环节扩展，控制规模呈指数级增长，传统调控技术手段难以做到全面可观、可测、可控，对电网特性认知、运行控制、故障防御三大体系提出更大挑战。跨省跨区输电高度依赖稳控系统，在安全上存在隐忧。500千伏网架承担更多特高压故障能量的冲击和潮流转移任务，出现承载能力的不足和运行灵活性的下降，系统稳定和短路电流超标问题交织，电网安全运行难度增大。
（四）适应新型电力系统的市场机制尚未健全。当前，电力市场化改革和新型电力系统建设两大任务正在同时探索推进，电力市场应发挥对新能源、储能、虚拟电厂等资源的优化配置作用，但由于市场机制还不完善，促进新型电力系统建设的作用未充分发挥。一是新能源大规模参与市场机制不完善，新能源发电还以保障性收购为主，市场在促进新能源消纳和引导新能源建设发展上的作用发挥不足。二是跨省区交易协同机制不畅，输电权交易机制尚未建立，跨区输电价格机制不灵活，“点对点”跨省区交易难以落地，地方政府行政干预跨省区电力市场问题依然存在。三是新型储能参与市场机制仍在探索，配建储能缺乏参与市场机制，新型储能充放电价格倒挂、“建而不用”、调运方式不合理问题突出，缺乏合理成本疏导机制。四是用户侧灵活调节资源参与市场化机制仍需健全，辅助服务品种单一、参与主体少，亟需完善用户侧参与辅助服务分担共享机制，推动用户侧主动参与系统调节，引导源网荷储各方面协同发展。
华中区域新型电力系统建设路径思考
华中区域新型电力系统建设实践过程中面临的问题和矛盾，其原因是多方面的，既有新能源自身资源特性的原因，也有相关理论技术储备不够、电网基础设施建设投入不足、行业管理机制创新滞后、电力市场机制不完善等方面因素。一些是全国普遍存在的共性问题，也有华中区域特有的问题。解决这些问题和矛盾，要坚持系统思维，正确处理新能源与传统能源、全局与局部、政府与市场、能源开发与节约利用等关系。坚持以供给侧改革为主线、以能源消费变革为基础、以电网建设为支撑、以安全稳定为底线、以技术创新为根本、以体制机制改革为保障，实现安全和发展的科学统筹。
（一）坚持以先立后破推动转型为方向。在推动能源结构转型的同时，要充分注意电网保障能源供应的责任，要准确把握新能源和传统能源、全局和局部的关系，坚持先立后破，统筹区域内外能源资源高效利用，逐步推动电力供给结构以化石能源发电为主体向新能源提供可靠电力支撑转变。一是大力促进化石能源发电转型发展。推动化石能源发电逐步向基础保障性和系统调节性电源并重转型。河南、江西、重庆、湖北等煤电占比大的省份要积极推进煤电机组节能降碳改造、供热改造和灵活性改造。二是加强新能源项目规划建设管理。创新开展全过程监管，加强规划落实情况监督，推动国家大型风电光伏基地和配套电网项目落实，保障“千乡万村驭风行动”等促进新能源发展举措顺利落地。三是创新模式鼓励各类储能发展。根据新能源增长规模和利用率要求明确调节能力提升目标，明确各类储能发展规模。推动抽水蓄能电站科学布局和有序发展，积极探索常规水电改抽水蓄能和混合式抽水蓄能电站技术应用，充分发挥湖北、江西小水电资源多的优势。结合应用场景构建储能多元融合发展模式，稳妥推进风光储等构网型新型技术在西藏等网架结构薄弱、常规能源支撑不足的偏远地区应用。
（二）坚持以坚强智能电网建设为支撑。华中区域电网要建成多种电网形态融合发展的新型电网，坚持交直协同、分层分区、灵活智能、因地制宜，既要满足大规模跨省跨区清洁能源优化配置需要，也要满足海量分布式新能源接入需求。一是加强规划引导。要深入做好华中区域能源规划和电网规划的协调，科学统筹区域间和区域内能源资源优化利用。优化华中区域电网同周边区域电网的联系，促进区域能源资源时空互济。充分发挥华中区域内特高压网架大通道作用，推动区外清洁电力在区内灵活分配，更好地促进清洁能源消纳。科学统筹电源和电网建设，明确区域内化石能源、新能源和调节性电源的发展时序、规模和布局，优化电网结构适应新能源接入需要。二是加快新型电网建设。加强区域内交直流混联的特高压主网架，加快特高压柔性直流输电技术创新应用，满足能源资源跨省跨区输送和平衡需要；配电网建设改造要因地制宜，在有条件的地区，积极推进电网基础设施智能化改造和智能微电网建设试点，从传统的“无源”单向辐射网络向“有源”双向交互系统转变，满足大规模分布式新能源、电动汽车充电基础设施、新型储能、虚拟电厂等新主体、新业态接入需求。要将农村配电网建设成新能源消纳利用的平台，促进农村地区率先实现碳达峰和碳中和。三是优化电网调控方式。研究提升电力智能调度水平，逐步建立基于大数据、云计算、5G、数字孪生、人工智能等新兴技术的智慧化调控运行体系，满足分布式发电、储能、多元化负荷发展需求。探索加强电网调度成效和指标考核，推动完善电网调度监管政策和指标体系，切实将“三公”调度要求落到实处。
（三）坚持以确保安全生产为底线。要坚持统筹高质量发展和高水平安全，不能以牺牲安全为代价求发展。一是要处理好化石能源和新能源之间的关系。要切实将安全要求体现在规划过程中，统筹各类电源规模和布局，坚持先立后破，把握好新能源替代传统发电的节奏，可靠发电能力要满足电力电量平衡需要并留有合理裕度，为系统提供足够的调峰、调频、调压和阻尼支撑。二是严格开展各类电源及储能设施涉网性能管理，对不符合要求的新能源企业要限期整改。加强大型电源和主网设备的可靠性管理及二次系统运维保障。推进新型并网主体电力监控系统安全防护能力建设，强化供应链安全管理，深化安全防护评估。三是建立健全应对极端天气、自然灾害、突发事件的电力预警和应急响应机制，不断完善区域跨省电力应急演练机制，加强灾害预警预判和各方协调联动。强化网络安全防护建设。
（四）坚持以推进技术创新为根本。科技是第一生产力，创新是第一动力，要大力培育能源新质生产力，推动传统能源绿色升级和智慧赋能，加强关键新技术研发攻关和示范应用。一是加强关键技术攻关。聚焦智能电网、新型高效储能、高效光伏发电、低风速风电、CCUS、煤电清洁高效利用等关键技术攻关和工程示范，解决新型电力系统在长时储能、运行仿真、控制机理、智能调度、继电保护、网络安全等方面难题。二是提升电力系统数智化水平。适应新型电力系统海量异构资源的广泛接入、密集交互和统筹调度需要，推动电力领域设备设施的数字化改造和智能化升级，推动“云大物移智链边”等先进数字信息技术在电力系统广泛应用，提高设备设施可观、可测、可调、可控水平。三是大力促进新产业发展。加快建设高质量充电基础设施网络，形成城市面状、公路线状、乡村点状的充电基础设施布局，为新能源汽车产业快速发展提供有力支撑。
（五）坚持以体制机制建设为保障。新型电力系统建设离不开有效市场和有为政府的支持。一是进一步发挥市场支撑作用。建设华中区域市场，融入全国统一电力市场体系。加强市场顶层设计，既要保护传统火电机组投资积极性，又要鼓励新能源及新模式积极参与市场，完善新能源、分布式电源、虚拟电厂、用户侧储能等参与电力市场机制，推动火电机组充分参与跨省调峰互济，引导更多负荷侧调节资源参与辅助服务市场，建设与新能源特性相适应的电力市场机制。完善煤电容量电价制度，合理疏导煤电调峰、调频、转动惯量等辅助服务成本，更好发挥煤电在新型电力系统中的支撑保障作用。加强电力上下游成本疏导，建立各主体合理分摊系统成本的市场机制，实现多层次各类市场高效协同运作。二是更好发挥政府引导作用。地方政府要牵头做好新型电力系统建设各项工作，科学规划发展目标，明确指标任务和推动重点项目建设。引导节能环保生产生活方式，加快绿电替代，大力推广新能源汽车、节能电锅炉、大电机驱动等用电设备和工具的使用。实施节约用能战略，深入挖掘工业、交通、建筑等重点领域节能潜力，鼓励先进节能技术应用，控制不合理用能需求，把节约用电落实到经济社会发展全过程各领域。鼓励绿电消费，推动电力市场与碳排放权交易、用能权交易、绿证交易等市场融合发展，持续扩大绿电和绿证交易规模，以市场化方式发现绿色电力的环境价值。三是有力发挥监管保障作用。要加快打造适应新型能源体系和新型电力系统发展需要的能源监管体系，实现能源监管能力现代化。能源监管机构要在加强国家能源政策和规划执行情况监管、推动全国统一电力市场体系建设、加强市场和垄断环节监管及维护电力系统安全稳定运行等方面更好地发挥作用。积极应用人工智能、大数据等现代科技手段，探索“全过程监管、穿透式监管、数字化监管、跨部门协同监管”等新监管方式。
专业评论
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中新型电力系统建设过程中，也逐步出现电力系统安全稳定运行风险增大、系统调节能力不足、新能源利用率下降等一系列问题和趋势，亟需各方面重视和解决。为此，需要系统梳理华中新型电力系统建设实践情况，进一步加强顶层设计，明确区域新型电力系统建设的目标和措施，更好地促进区域新能源高质量发展。
华中区域新型电力系统发展情况
国家能源局华中监管局监管的华中区域，包括湖北、河南、江西、湖南、四川、重庆和西藏等七省（区、市），横贯我国中西部，涵盖华中和川渝藏两个异步相连的区域性电网（以下简称“华中电网”）。华中电网是西电东送和南北互供的重要通道，是全国联网的中枢和安全基石，也是保障华中区域能源需求的关键基础设施。近年来，华中电网能源转型加快发展，以风电、光伏发电为代表的新能源装机规模快速增长，发电量占比稳步提升。2023年，华中新能源发电量达到1996亿千瓦时，同比增长达28.2%。到2024年底华中电网新能源装机将达2.1亿千瓦，超过火电成为第一大电源。为满足新能源发电的需要，华中电网建成一批调节型电源，抽水蓄能电站规模达649万千瓦，新型储能电站装机483万千瓦，推进了煤电“三改联动”，区域煤电机组灵活性改造容量超过3000万千瓦，大幅提升系统调节能力。在湖北随州广水市，打造了世界首个百兆瓦级的100%新能源新型电力系统科技示范工程，探索和掌握新型电力系统核心技术并积累实际运行经验。由于“十四五”规划的各项新能源发展指标均超进度完成，快速逼近现有电力系统消纳极限，华中电网新能源利用率明显下降。2023年华中电网新能源利用率为98.3%，预计2024年新能源利用率降至95.6%，弃电量约110亿千瓦时。为满足华中电网新能源快速发展和区域能源转型需求，加快华中区域新型电力系统建设迫在眉睫。
华中区域新型电力系统发展面临的突出问题与挑战
随着华中区域新能源发电占比不断提升，华中电网在新能源并网消纳、安全稳定、市场交易、调度运行等方面出现一系列问题和矛盾，限制了新能源进一步发展。
（一）电力供应保障形势依然严峻。虽然新能源发电爆发式增长，在华中电网中占比越来越大，超越化石能源发电，但由于新能源的特点，难以稳定保障负荷需求，特别是受气象条件影响大的长时间周期保障能力不足。迎峰度夏度冬等用电高峰期，华中电网电力供应存在不同程度的时段性供应紧张问题。
（二）新能源利用率正在下降。随着电力系统存量灵活调节资源被大量增长的新能源装机快速消耗，以及系统新增调节能力的增长不足，未来几年新能源利用率可能逐年下降，局部地区、局部时段弃风弃光问题将更加突出。调节性电源的发展面临抽水蓄能建设周期长、新型储能成本高、以周和月为周期的调节性资源不足等诸多因素约束，发展速度和规模难以满足实际需要。华中电力系统抽水蓄能和电化学储能等调节性电源装机容量占比仅约3%，难以支撑新能源的快速发展。
（三）电网安全稳定问题变得日益突出。华中电网新能源发电装机的大幅增长以及跨区直流输电规模的持续扩大，电网交直流耦合特性更趋复杂，系统“双高”特征更加显著，电压频率稳定问题更加突出。电力系统可控对象从以源为主向源网荷储各环节扩展，控制规模呈指数级增长，传统调控技术手段难以做到全面可观、可测、可控，对电网特性认知、运行控制、故障防御三大体系提出更大挑战。跨省跨区输电高度依赖稳控系统，在安全上存在隐忧。500千伏网架承担更多特高压故障能量的冲击和潮流转移任务，出现承载能力的不足和运行灵活性的下降，系统稳定和短路电流超标问题交织，电网安全运行难度增大。
（四）适应新型电力系统的市场机制尚未健全。当前，电力市场化改革和新型电力系统建设两大任务正在同时探索推进，电力市场应发挥对新能源、储能、虚拟电厂等资源的优化配置作用，但由于市场机制还不完善，促进新型电力系统建设的作用未充分发挥。一是新能源大规模参与市场机制不完善，新能源发电还以保障性收购为主，市场在促进新能源消纳和引导新能源建设发展上的作用发挥不足。二是跨省区交易协同机制不畅，输电权交易机制尚未建立，跨区输电价格机制不灵活，“点对点”跨省区交易难以落地，地方政府行政干预跨省区电力市场问题依然存在。三是新型储能参与市场机制仍在探索，配建储能缺乏参与市场机制，新型储能充放电价格倒挂、“建而不用”、调运方式不合理问题突出，缺乏合理成本疏导机制。四是用户侧灵活调节资源参与市场化机制仍需健全，辅助服务品种单一、参与主体少，亟需完善用户侧参与辅助服务分担共享机制，推动用户侧主动参与系统调节，引导源网荷储各方面协同发展。
华中区域新型电力系统建设路径思考
华中区域新型电力系统建设实践过程中面临的问题和矛盾，其原因是多方面的，既有新能源自身资源特性的原因，也有相关理论技术储备不够、电网基础设施建设投入不足、行业管理机制创新滞后、电力市场机制不完善等方面因素。一些是全国普遍存在的共性问题，也有华中区域特有的问题。解决这些问题和矛盾，要坚持系统思维，正确处理新能源与传统能源、全局与局部、政府与市场、能源开发与节约利用等关系。坚持以供给侧改革为主线、以能源消费变革为基础、以电网建设为支撑、以安全稳定为底线、以技术创新为根本、以体制机制改革为保障，实现安全和发展的科学统筹。
（一）坚持以先立后破推动转型为方向。在推动能源结构转型的同时，要充分注意电网保障能源供应的责任，要准确把握新能源和传统能源、全局和局部的关系，坚持先立后破，统筹区域内外能源资源高效利用，逐步推动电力供给结构以化石能源发电为主体向新能源提供可靠电力支撑转变。一是大力促进化石能源发电转型发展。推动化石能源发电逐步向基础保障性和系统调节性电源并重转型。河南、江西、重庆、湖北等煤电占比大的省份要积极推进煤电机组节能降碳改造、供热改造和灵活性改造。二是加强新能源项目规划建设管理。创新开展全过程监管，加强规划落实情况监督，推动国家大型风电光伏基地和配套电网项目落实，保障“千乡万村驭风行动”等促进新能源发展举措顺利落地。三是创新模式鼓励各类储能发展。根据新能源增长规模和利用率要求明确调节能力提升目标，明确各类储能发展规模。推动抽水蓄能电站科学布局和有序发展，积极探索常规水电改抽水蓄能和混合式抽水蓄能电站技术应用，充分发挥湖北、江西小水电资源多的优势。结合应用场景构建储能多元融合发展模式，稳妥推进风光储等构网型新型技术在西藏等网架结构薄弱、常规能源支撑不足的偏远地区应用。
（二）坚持以坚强智能电网建设为支撑。华中区域电网要建成多种电网形态融合发展的新型电网，坚持交直协同、分层分区、灵活智能、因地制宜，既要满足大规模跨省跨区清洁能源优化配置需要，也要满足海量分布式新能源接入需求。一是加强规划引导。要深入做好华中区域能源规划和电网规划的协调，科学统筹区域间和区域内能源资源优化利用。优化华中区域电网同周边区域电网的联系，促进区域能源资源时空互济。充分发挥华中区域内特高压网架大通道作用，推动区外清洁电力在区内灵活分配，更好地促进清洁能源消纳。科学统筹电源和电网建设，明确区域内化石能源、新能源和调节性电源的发展时序、规模和布局，优化电网结构适应新能源接入需要。二是加快新型电网建设。加强区域内交直流混联的特高压主网架，加快特高压柔性直流输电技术创新应用，满足能源资源跨省跨区输送和平衡需要；配电网建设改造要因地制宜，在有条件的地区，积极推进电网基础设施智能化改造和智能微电网建设试点，从传统的“无源”单向辐射网络向“有源”双向交互系统转变，满足大规模分布式新能源、电动汽车充电基础设施、新型储能、虚拟电厂等新主体、新业态接入需求。要将农村配电网建设成新能源消纳利用的平台，促进农村地区率先实现碳达峰和碳中和。三是优化电网调控方式。研究提升电力智能调度水平，逐步建立基于大数据、云计算、5G、数字孪生、人工智能等新兴技术的智慧化调控运行体系，满足分布式发电、储能、多元化负荷发展需求。探索加强电网调度成效和指标考核，推动完善电网调度监管政策和指标体系，切实将“三公”调度要求落到实处。
（三）坚持以确保安全生产为底线。要坚持统筹高质量发展和高水平安全，不能以牺牲安全为代价求发展。一是要处理好化石能源和新能源之间的关系。要切实将安全要求体现在规划过程中，统筹各类电源规模和布局，坚持先立后破，把握好新能源替代传统发电的节奏，可靠发电能力要满足电力电量平衡需要并留有合理裕度，为系统提供足够的调峰、调频、调压和阻尼支撑。二是严格开展各类电源及储能设施涉网性能管理，对不符合要求的新能源企业要限期整改。加强大型电源和主网设备的可靠性管理及二次系统运维保障。推进新型并网主体电力监控系统安全防护能力建设，强化供应链安全管理，深化安全防护评估。三是建立健全应对极端天气、自然灾害、突发事件的电力预警和应急响应机制，不断完善区域跨省电力应急演练机制，加强灾害预警预判和各方协调联动。强化网络安全防护建设。
（四）坚持以推进技术创新为根本。科技是第一生产力，创新是第一动力，要大力培育能源新质生产力，推动传统能源绿色升级和智慧赋能，加强关键新技术研发攻关和示范应用。一是加强关键技术攻关。聚焦智能电网、新型高效储能、高效光伏发电、低风速风电、CCUS、煤电清洁高效利用等关键技术攻关和工程示范，解决新型电力系统在长时储能、运行仿真、控制机理、智能调度、继电保护、网络安全等方面难题。二是提升电力系统数智化水平。适应新型电力系统海量异构资源的广泛接入、密集交互和统筹调度需要，推动电力领域设备设施的数字化改造和智能化升级，推动“云大物移智链边”等先进数字信息技术在电力系统广泛应用，提高设备设施可观、可测、可调、可控水平。三是大力促进新产业发展。加快建设高质量充电基础设施网络，形成城市面状、公路线状、乡村点状的充电基础设施布局，为新能源汽车产业快速发展提供有力支撑。
（五）坚持以体制机制建设为保障。新型电力系统建设离不开有效市场和有为政府的支持。一是进一步发挥市场支撑作用。建设华中区域市场，融入全国统一电力市场体系。加强市场顶层设计，既要保护传统火电机组投资积极性，又要鼓励新能源及新模式积极参与市场，完善新能源、分布式电源、虚拟电厂、用户侧储能等参与电力市场机制，推动火电机组充分参与跨省调峰互济，引导更多负荷侧调节资源参与辅助服务市场，建设与新能源特性相适应的电力市场机制。完善煤电容量电价制度，合理疏导煤电调峰、调频、转动惯量等辅助服务成本，更好发挥煤电在新型电力系统中的支撑保障作用。加强电力上下游成本疏导，建立各主体合理分摊系统成本的市场机制，实现多层次各类市场高效协同运作。二是更好发挥政府引导作用。地方政府要牵头做好新型电力系统建设各项工作，科学规划发展目标，明确指标任务和推动重点项目建设。引导节能环保生产生活方式，加快绿电替代，大力推广新能源汽车、节能电锅炉、大电机驱动等用电设备和工具的使用。实施节约用能战略，深入挖掘工业、交通、建筑等重点领域节能潜力，鼓励先进节能技术应用，控制不合理用能需求，把节约用电落实到经济社会发展全过程各领域。鼓励绿电消费，推动电力市场与碳排放权交易、用能权交易、绿证交易等市场融合发展，持续扩大绿电和绿证交易规模，以市场化方式发现绿色电力的环境价值。三是有力发挥监管保障作用。要加快打造适应新型能源体系和新型电力系统发展需要的能源监管体系，实现能源监管能力现代化。能源监管机构要在加强国家能源政策和规划执行情况监管、推动全国统一电力市场体系建设、加强市场和垄断环节监管及维护电力系统安全稳定运行等方面更好地发挥作用。积极应用人工智能、大数据等现代科技手段，探索“全过程监管、穿透式监管、数字化监管、跨部门协同监管”等新监管方式。
专业评论
（二）新能源利用率正在下降。随着电力系统存量灵活调节资源被大量增长的新能源装机快速消耗，以及系统新增调节能力的增长不足，未来几年新能源利用率可能逐年下降，局部地区、局部时段弃风弃光问题将更加突出。调节性电源的发展面临抽水蓄能建设周期长、新型储能成本高、以周和月为周期的调节性资源不足等诸多因素约束，发展速度和规模难以满足实际需要。华中电力系统抽水蓄能和电化学储能等调节性电源装机容量占比仅约3%，难以支撑新能源的快速发展。
（三）电网安全稳定问题变得日益突出。华中电网新能源发电装机的大幅增长以及跨区直流输电规模的持续扩大，电网交直流耦合特性更趋复杂，系统“双高”特征更加显著，电压频率稳定问题更加突出。电力系统可控对象从以源为主向源网荷储各环节扩展，控制规模呈指数级增长，传统调控技术手段难以做到全面可观、可测、可控，对电网特性认知、运行控制、故障防御三大体系提出更大挑战。跨省跨区输电高度依赖稳控系统，在安全上存在隐忧。500千伏网架承担更多特高压故障能量的冲击和潮流转移任务，出现承载能力的不足和运行灵活性的下降，系统稳定和短路电流超标问题交织，电网安全运行难度增大。
（四）适应新型电力系统的市场机制尚未健全。当前，电力市场化改革和新型电力系统建设两大任务正在同时探索推进，电力市场应发挥对新能源、储能、虚拟电厂等资源的优化配置作用，但由于市场机制还不完善，促进新型电力系统建设的作用未充分发挥。一是新能源大规模参与市场机制不完善，新能源发电还以保障性收购为主，市场在促进新能源消纳和引导新能源建设发展上的作用发挥不足。二是跨省区交易协同机制不畅，输电权交易机制尚未建立，跨区输电价格机制不灵活，“点对点”跨省区交易难以落地，地方政府行政干预跨省区电力市场问题依然存在。三是新型储能参与市场机制仍在探索，配建储能缺乏参与市场机制，新型储能充放电价格倒挂、“建而不用”、调运方式不合理问题突出，缺乏合理成本疏导机制。四是用户侧灵活调节资源参与市场化机制仍需健全，辅助服务品种单一、参与主体少，亟需完善用户侧参与辅助服务分担共享机制，推动用户侧主动参与系统调节，引导源网荷储各方面协同发展。
华中区域新型电力系统建设路径思考
华中区域新型电力系统建设实践过程中面临的问题和矛盾，其原因是多方面的，既有新能源自身资源特性的原因，也有相关理论技术储备不够、电网基础设施建设投入不足、行业管理机制创新滞后、电力市场机制不完善等方面因素。一些是全国普遍存在的共性问题，也有华中区域特有的问题。解决这些问题和矛盾，要坚持系统思维，正确处理新能源与传统能源、全局与局部、政府与市场、能源开发与节约利用等关系。坚持以供给侧改革为主线、以能源消费变革为基础、以电网建设为支撑、以安全稳定为底线、以技术创新为根本、以体制机制改革为保障，实现安全和发展的科学统筹。
（一）坚持以先立后破推动转型为方向。在推动能源结构转型的同时，要充分注意电网保障能源供应的责任，要准确把握新能源和传统能源、全局和局部的关系，坚持先立后破，统筹区域内外能源资源高效利用，逐步推动电力供给结构以化石能源发电为主体向新能源提供可靠电力支撑转变。一是大力促进化石能源发电转型发展。推动化石能源发电逐步向基础保障性和系统调节性电源并重转型。河南、江西、重庆、湖北等煤电占比大的省份要积极推进煤电机组节能降碳改造、供热改造和灵活性改造。二是加强新能源项目规划建设管理。创新开展全过程监管，加强规划落实情况监督，推动国家大型风电光伏基地和配套电网项目落实，保障“千乡万村驭风行动”等促进新能源发展举措顺利落地。三是创新模式鼓励各类储能发展。根据新能源增长规模和利用率要求明确调节能力提升目标，明确各类储能发展规模。推动抽水蓄能电站科学布局和有序发展，积极探索常规水电改抽水蓄能和混合式抽水蓄能电站技术应用，充分发挥湖北、江西小水电资源多的优势。结合应用场景构建储能多元融合发展模式，稳妥推进风光储等构网型新型技术在西藏等网架结构薄弱、常规能源支撑不足的偏远地区应用。
（二）坚持以坚强智能电网建设为支撑。华中区域电网要建成多种电网形态融合发展的新型电网，坚持交直协同、分层分区、灵活智能、因地制宜，既要满足大规模跨省跨区清洁能源优化配置需要，也要满足海量分布式新能源接入需求。一是加强规划引导。要深入做好华中区域能源规划和电网规划的协调，科学统筹区域间和区域内能源资源优化利用。优化华中区域电网同周边区域电网的联系，促进区域能源资源时空互济。充分发挥华中区域内特高压网架大通道作用，推动区外清洁电力在区内灵活分配，更好地促进清洁能源消纳。科学统筹电源和电网建设，明确区域内化石能源、新能源和调节性电源的发展时序、规模和布局，优化电网结构适应新能源接入需要。二是加快新型电网建设。加强区域内交直流混联的特高压主网架，加快特高压柔性直流输电技术创新应用，满足能源资源跨省跨区输送和平衡需要；配电网建设改造要因地制宜，在有条件的地区，积极推进电网基础设施智能化改造和智能微电网建设试点，从传统的“无源”单向辐射网络向“有源”双向交互系统转变，满足大规模分布式新能源、电动汽车充电基础设施、新型储能、虚拟电厂等新主体、新业态接入需求。要将农村配电网建设成新能源消纳利用的平台，促进农村地区率先实现碳达峰和碳中和。三是优化电网调控方式。研究提升电力智能调度水平，逐步建立基于大数据、云计算、5G、数字孪生、人工智能等新兴技术的智慧化调控运行体系，满足分布式发电、储能、多元化负荷发展需求。探索加强电网调度成效和指标考核，推动完善电网调度监管政策和指标体系，切实将“三公”调度要求落到实处。
（三）坚持以确保安全生产为底线。要坚持统筹高质量发展和高水平安全，不能以牺牲安全为代价求发展。一是要处理好化石能源和新能源之间的关系。要切实将安全要求体现在规划过程中，统筹各类电源规模和布局，坚持先立后破，把握好新能源替代传统发电的节奏，可靠发电能力要满足电力电量平衡需要并留有合理裕度，为系统提供足够的调峰、调频、调压和阻尼支撑。二是严格开展各类电源及储能设施涉网性能管理，对不符合要求的新能源企业要限期整改。加强大型电源和主网设备的可靠性管理及二次系统运维保障。推进新型并网主体电力监控系统安全防护能力建设，强化供应链安全管理，深化安全防护评估。三是建立健全应对极端天气、自然灾害、突发事件的电力预警和应急响应机制，不断完善区域跨省电力应急演练机制，加强灾害预警预判和各方协调联动。强化网络安全防护建设。
（四）坚持以推进技术创新为根本。科技是第一生产力，创新是第一动力，要大力培育能源新质生产力，推动传统能源绿色升级和智慧赋能，加强关键新技术研发攻关和示范应用。一是加强关键技术攻关。聚焦智能电网、新型高效储能、高效光伏发电、低风速风电、CCUS、煤电清洁高效利用等关键技术攻关和工程示范，解决新型电力系统在长时储能、运行仿真、控制机理、智能调度、继电保护、网络安全等方面难题。二是提升电力系统数智化水平。适应新型电力系统海量异构资源的广泛接入、密集交互和统筹调度需要，推动电力领域设备设施的数字化改造和智能化升级，推动“云大物移智链边”等先进数字信息技术在电力系统广泛应用，提高设备设施可观、可测、可调、可控水平。三是大力促进新产业发展。加快建设高质量充电基础设施网络，形成城市面状、公路线状、乡村点状的充电基础设施布局，为新能源汽车产业快速发展提供有力支撑。
（五）坚持以体制机制建设为保障。新型电力系统建设离不开有效市场和有为政府的支持。一是进一步发挥市场支撑作用。建设华中区域市场，融入全国统一电力市场体系。加强市场顶层设计，既要保护传统火电机组投资积极性，又要鼓励新能源及新模式积极参与市场，完善新能源、分布式电源、虚拟电厂、用户侧储能等参与电力市场机制，推动火电机组充分参与跨省调峰互济，引导更多负荷侧调节资源参与辅助服务市场，建设与新能源特性相适应的电力市场机制。完善煤电容量电价制度，合理疏导煤电调峰、调频、转动惯量等辅助服务成本，更好发挥煤电在新型电力系统中的支撑保障作用。加强电力上下游成本疏导，建立各主体合理分摊系统成本的市场机制，实现多层次各类市场高效协同运作。二是更好发挥政府引导作用。地方政府要牵头做好新型电力系统建设各项工作，科学规划发展目标，明确指标任务和推动重点项目建设。引导节能环保生产生活方式，加快绿电替代，大力推广新能源汽车、节能电锅炉、大电机驱动等用电设备和工具的使用。实施节约用能战略，深入挖掘工业、交通、建筑等重点领域节能潜力，鼓励先进节能技术应用，控制不合理用能需求，把节约用电落实到经济社会发展全过程各领域。鼓励绿电消费，推动电力市场与碳排放权交易、用能权交易、绿证交易等市场融合发展，持续扩大绿电和绿证交易规模，以市场化方式发现绿色电力的环境价值。三是有力发挥监管保障作用。要加快打造适应新型能源体系和新型电力系统发展需要的能源监管体系，实现能源监管能力现代化。能源监管机构要在加强国家能源政策和规划执行情况监管、推动全国统一电力市场体系建设、加强市场和垄断环节监管及维护电力系统安全稳定运行等方面更好地发挥作用。积极应用人工智能、大数据等现代科技手段，探索“全过程监管、穿透式监管、数字化监管、跨部门协同监管”等新监管方式。
专业评论
行业管理机制创新滞后、电力市场机制不完善等方面因素。一些是全国普遍存在的共性问题，也有华中区域特有的问题。解决这些问题和矛盾，要坚持系统思维，正确处理新能源与传统能源、全局与局部、政府与市场、能源开发与节约利用等关系。坚持以供给侧改革为主线、以能源消费变革为基础、以电网建设为支撑、以安全稳定为底线、以技术创新为根本、以体制机制改革为保障，实现安全和发展的科学统筹。
（一）坚持以先立后破推动转型为方向。在推动能源结构转型的同时，要充分注意电网保障能源供应的责任，要准确把握新能源和传统能源、全局和局部的关系，坚持先立后破，统筹区域内外能源资源高效利用，逐步推动电力供给结构以化石能源发电为主体向新能源提供可靠电力支撑转变。一是大力促进化石能源发电转型发展。推动化石能源发电逐步向基础保障性和系统调节性电源并重转型。河南、江西、重庆、湖北等煤电占比大的省份要积极推进煤电机组节能降碳改造、供热改造和灵活性改造。二是加强新能源项目规划建设管理。创新开展全过程监管，加强规划落实情况监督，推动国家大型风电光伏基地和配套电网项目落实，保障“千乡万村驭风行动”等促进新能源发展举措顺利落地。三是创新模式鼓励各类储能发展。根据新能源增长规模和利用率要求明确调节能力提升目标，明确各类储能发展规模。推动抽水蓄能电站科学布局和有序发展，积极探索常规水电改抽水蓄能和混合式抽水蓄能电站技术应用，充分发挥湖北、江西小水电资源多的优势。结合应用场景构建储能多元融合发展模式，稳妥推进风光储等构网型新型技术在西藏等网架结构薄弱、常规能源支撑不足的偏远地区应用。
（二）坚持以坚强智能电网建设为支撑。华中区域电网要建成多种电网形态融合发展的新型电网，坚持交直协同、分层分区、灵活智能、因地制宜，既要满足大规模跨省跨区清洁能源优化配置需要，也要满足海量分布式新能源接入需求。一是加强规划引导。要深入做好华中区域能源规划和电网规划的协调，科学统筹区域间和区域内能源资源优化利用。优化华中区域电网同周边区域电网的联系，促进区域能源资源时空互济。充分发挥华中区域内特高压网架大通道作用，推动区外清洁电力在区内灵活分配，更好地促进清洁能源消纳。科学统筹电源和电网建设，明确区域内化石能源、新能源和调节性电源的发展时序、规模和布局，优化电网结构适应新能源接入需要。二是加快新型电网建设。加强区域内交直流混联的特高压主网架，加快特高压柔性直流输电技术创新应用，满足能源资源跨省跨区输送和平衡需要；配电网建设改造要因地制宜，在有条件的地区，积极推进电网基础设施智能化改造和智能微电网建设试点，从传统的“无源”单向辐射网络向“有源”双向交互系统转变，满足大规模分布式新能源、电动汽车充电基础设施、新型储能、虚拟电厂等新主体、新业态接入需求。要将农村配电网建设成新能源消纳利用的平台，促进农村地区率先实现碳达峰和碳中和。三是优化电网调控方式。研究提升电力智能调度水平，逐步建立基于大数据、云计算、5G、数字孪生、人工智能等新兴技术的智慧化调控运行体系，满足分布式发电、储能、多元化负荷发展需求。探索加强电网调度成效和指标考核，推动完善电网调度监管政策和指标体系，切实将“三公”调度要求落到实处。
（三）坚持以确保安全生产为底线。要坚持统筹高质量发展和高水平安全，不能以牺牲安全为代价求发展。一是要处理好化石能源和新能源之间的关系。要切实将安全要求体现在规划过程中，统筹各类电源规模和布局，坚持先立后破，把握好新能源替代传统发电的节奏，可靠发电能力要满足电力电量平衡需要并留有合理裕度，为系统提供足够的调峰、调频、调压和阻尼支撑。二是严格开展各类电源及储能设施涉网性能管理，对不符合要求的新能源企业要限期整改。加强大型电源和主网设备的可靠性管理及二次系统运维保障。推进新型并网主体电力监控系统安全防护能力建设，强化供应链安全管理，深化安全防护评估。三是建立健全应对极端天气、自然灾害、突发事件的电力预警和应急响应机制，不断完善区域跨省电力应急演练机制，加强灾害预警预判和各方协调联动。强化网络安全防护建设。
（四）坚持以推进技术创新为根本。科技是第一生产力，创新是第一动力，要大力培育能源新质生产力，推动传统能源绿色升级和智慧赋能，加强关键新技术研发攻关和示范应用。一是加强关键技术攻关。聚焦智能电网、新型高效储能、高效光伏发电、低风速风电、CCUS、煤电清洁高效利用等关键技术攻关和工程示范，解决新型电力系统在长时储能、运行仿真、控制机理、智能调度、继电保护、网络安全等方面难题。二是提升电力系统数智化水平。适应新型电力系统海量异构资源的广泛接入、密集交互和统筹调度需要，推动电力领域设备设施的数字化改造和智能化升级，推动“云大物移智链边”等先进数字信息技术在电力系统广泛应用，提高设备设施可观、可测、可调、可控水平。三是大力促进新产业发展。加快建设高质量充电基础设施网络，形成城市面状、公路线状、乡村点状的充电基础设施布局，为新能源汽车产业快速发展提供有力支撑。
（五）坚持以体制机制建设为保障。新型电力系统建设离不开有效市场和有为政府的支持。一是进一步发挥市场支撑作用。建设华中区域市场，融入全国统一电力市场体系。加强市场顶层设计，既要保护传统火电机组投资积极性，又要鼓励新能源及新模式积极参与市场，完善新能源、分布式电源、虚拟电厂、用户侧储能等参与电力市场机制，推动火电机组充分参与跨省调峰互济，引导更多负荷侧调节资源参与辅助服务市场，建设与新能源特性相适应的电力市场机制。完善煤电容量电价制度，合理疏导煤电调峰、调频、转动惯量等辅助服务成本，更好发挥煤电在新型电力系统中的支撑保障作用。加强电力上下游成本疏导，建立各主体合理分摊系统成本的市场机制，实现多层次各类市场高效协同运作。二是更好发挥政府引导作用。地方政府要牵头做好新型电力系统建设各项工作，科学规划发展目标，明确指标任务和推动重点项目建设。引导节能环保生产生活方式，加快绿电替代，大力推广新能源汽车、节能电锅炉、大电机驱动等用电设备和工具的使用。实施节约用能战略，深入挖掘工业、交通、建筑等重点领域节能潜力，鼓励先进节能技术应用，控制不合理用能需求，把节约用电落实到经济社会发展全过程各领域。鼓励绿电消费，推动电力市场与碳排放权交易、用能权交易、绿证交易等市场融合发展，持续扩大绿电和绿证交易规模，以市场化方式发现绿色电力的环境价值。三是有力发挥监管保障作用。要加快打造适应新型能源体系和新型电力系统发展需要的能源监管体系，实现能源监管能力现代化。能源监管机构要在加强国家能源政策和规划执行情况监管、推动全国统一电力市场体系建设、加强市场和垄断环节监管及维护电力系统安全稳定运行等方面更好地发挥作用。积极应用人工智能、大数据等现代科技手段，探索“全过程监管、穿透式监管、数字化监管、跨部门协同监管”等新监管方式。
系统转变，满足大规模分布式新能源、电动汽车充电基础设施、新型储能、虚拟电厂等新主体、新业态接入需求。要将农村配电网建设成新能源消纳利用的平台，促进农村地区率先实现碳达峰和碳中和。三是优化电网调控方式。研究提升电力智能调度水平，逐步建立基于大数据、云计算、5G、数字孪生、人工智能等新兴技术的智慧化调控运行体系，满足分布式发电、储能、多元化负荷发展需求。探索加强电网调度成效和指标考核，推动完善电网调度监管政策和指标体系，切实将“三公”调度要求落到实处。
（三）坚持以确保安全生产为底线。要坚持统筹高质量发展和高水平安全，不能以牺牲安全为代价求发展。一是要处理好化石能源和新能源之间的关系。要切实将安全要求体现在规划过程中，统筹各类电源规模和布局，坚持先立后破，把握好新能源替代传统发电的节奏，可靠发电能力要满足电力电量平衡需要并留有合理裕度，为系统提供足够的调峰、调频、调压和阻尼支撑。二是严格开展各类电源及储能设施涉网性能管理，对不符合要求的新能源企业要限期整改。加强大型电源和主网设备的可靠性管理及二次系统运维保障。推进新型并网主体电力监控系统安全防护能力建设，强化供应链安全管理，深化安全防护评估。三是建立健全应对极端天气、自然灾害、突发事件的电力预警和应急响应机制，不断完善区域跨省电力应急演练机制，加强灾害预警预判和各方协调联动。强化网络安全防护建设。
（四）坚持以推进技术创新为根本。科技是第一生产力，创新是第一动力，要大力培育能源新质生产力，推动传统能源绿色升级和智慧赋能，加强关键新技术研发攻关和示范应用。一是加强关键技术攻关。聚焦智能电网、新型高效储能、高效光伏发电、低风速风电、CCUS、煤电清洁高效利用等关键技术攻关和工程示范，解决新型电力系统在长时储能、运行仿真、控制机理、智能调度、继电保护、网络安全等方面难题。二是提升电力系统数智化水平。适应新型电力系统海量异构资源的广泛接入、密集交互和统筹调度需要，推动电力领域设备设施的数字化改造和智能化升级，推动“云大物移智链边”等先进数字信息技术在电力系统广泛应用，提高设备设施可观、可测、可调、可控水平。三是大力促进新产业发展。加快建设高质量充电基础设施网络，形成城市面状、公路线状、乡村点状的充电基础设施布局，为新能源汽车产业快速发展提供有力支撑。
（五）坚持以体制机制建设为保障。新型电力系统建设离不开有效市场和有为政府的支持。一是进一步发挥市场支撑作用。建设华中区域市场，融入全国统一电力市场体系。加强市场顶层设计，既要保护传统火电机组投资积极性，又要鼓励新能源及新模式积极参与市场，完善新能源、分布式电源、虚拟电厂、用户侧储能等参与电力市场机制，推动火电机组充分参与跨省调峰互济，引导更多负荷侧调节资源参与辅助服务市场，建设与新能源特性相适应的电力市场机制。完善煤电容量电价制度，合理疏导煤电调峰、调频、转动惯量等辅助服务成本，更好发挥煤电在新型电力系统中的支撑保障作用。加强电力上下游成本疏导，建立各主体合理分摊系统成本的市场机制，实现多层次各类市场高效协同运作。二是更好发挥政府引导作用。地方政府要牵头做好新型电力系统建设各项工作，科学规划发展目标，明确指标任务和推动重点项目建设。引导节能环保生产生活方式，加快绿电替代，大力推广新能源汽车、节能电锅炉、大电机驱动等用电设备和工具的使用。实施节约用能战略，深入挖掘工业、交通、建筑等重点领域节能潜力，鼓励先进节能技术应用，控制不合理用能需求，把节约用电落实到经济社会发展全过程各领域。鼓励绿电消费，推动电力市场与碳排放权交易、用能权交易、绿证交易等市场融合发展，持续扩大绿电和绿证交易规模，以市场化方式发现绿色电力的环境价值。三是有力发挥监管保障作用。要加快打造适应新型能源体系和新型电力系统发展需要的能源监管体系，实现能源监管能力现代化。能源监管机构要在加强国家能源政策和规划执行情况监管、推动全国统一电力市场体系建设、加强市场和垄断环节监管及维护电力系统安全稳定运行等方面更好地发挥作用。积极应用人工智能、大数据等现代科技手段，探索“全过程监管、穿透式监管、数字化监管、跨部门协同监管”等新监管方式。
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加强市场顶层设计，既要保护传统火电机组投资积极性，又要鼓励新能源及新模式积极参与市场，完善新能源、分布式电源、虚拟电厂、用户侧储能等参与电力市场机制，推动火电机组充分参与跨省调峰互济，引导更多负荷侧调节资源参与辅助服务市场，建设与新能源特性相适应的电力市场机制。完善煤电容量电价制度，合理疏导煤电调峰、调频、转动惯量等辅助服务成本，更好发挥煤电在新型电力系统中的支撑保障作用。加强电力上下游成本疏导，建立各主体合理分摊系统成本的市场机制，实现多层次各类市场高效协同运作。二是更好发挥政府引导作用。地方政府要牵头做好新型电力系统建设各项工作，科学规划发展目标，明确指标任务和推动重点项目建设。引导节能环保生产生活方式，加快绿电替代，大力推广新能源汽车、节能电锅炉、大电机驱动等用电设备和工具的使用。实施节约用能战略，深入挖掘工业、交通、建筑等重点领域节能潜力，鼓励先进节能技术应用，控制不合理用能需求，把节约用电落实到经济社会发展全过程各领域。鼓励绿电消费，推动电力市场与碳排放权交易、用能权交易、绿证交易等市场融合发展，持续扩大绿电和绿证交易规模，以市场化方式发现绿色电力的环境价值。三是有力发挥监管保障作用。要加快打造适应新型能源体系和新型电力系统发展需要的能源监管体系，实现能源监管能力现代化。能源监管机构要在加强国家能源政策和规划执行情况监管、推动全国统一电力市场体系建设、加强市场和垄断环节监管及维护电力系统安全稳定运行等方面更好地发挥作用。积极应用人工智能、大数据等现代科技手段，探索“全过程监管、穿透式监管、数字化监管、跨部门协同监管”等新监管方式。
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会展信息
2025中国(武汉)整装定制家居博览会
展会时间：2025/3/1---2025/3/3
展会地点：武汉国际博览中心 湖北省武汉市汉阳区鹦鹉大道619号
主办单位：中国木材保护工业协会 山东福瑞德国际会展集团
会议背景
华中者得天下发力整装大家居 尽在武汉整装定制展
强力出击，邀约万商。100余专业团队强力出击，覆盖200+城市进行线下邀约，200台 大巴免费接送6万+采购商。本届展会将组织湖北省十七市州住建部门、103个县级建材市场/ 家居城以及湖南、江西、安徽等周边近千县级市场参观团前来观摩。
武汉国际设计周，展现华中设计新力量。本次活动作为中部建材市场的风向标，将同 期举办“武汉设计周、绿色板材大会”等数十场配套学术活动，邀请知名学者、行业大咖共襄盛 举，破局破圈，论剑江城。
紧扣时代脉搏，引领行业发展。本届展会紧扣时代脉搏，“设计艺术展区”、“高定美学 展区”、“老房子改好房子展区”等特色展区将为行业发展带来新方向、新突破的引领性力量。 通过创新技术和独特视角，开辟行业发展的新篇章，推动行业向更高水平、更广阔领域迈进。
会展信息
EXHIBITION INFORMATION
会议直达：2025中国(武汉)整装定制家居博览会
做精做优新能源新材料产业
推进产业延链补链强链
邮箱：hycydt123@163.com
地址：山西省阳泉市矿区桃北西街2号
高 杰 杨晓成 周晓辉 刘志平
张 静 马晓璐
刘景利
段昕永
李淑敏
张利武
李淑敏 王 磊
朱瑞峰
主 编
副主编
编辑部主任
副主任
编辑
武天宇
校对审核
马晓璐 刘志平
做精做优新能源新材料产业
推进产业延链补链强链
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