本期你会看到

• 工业和信息化部印发《关于开展零碳工厂建设工作的指导意见》
• 上海“十五五”规划建议：推动中长时储能规模化应用
• 宁夏自治区发改委发布《关于进一步规范2026年电网侧电化学储能项目管理的通知》
• 云南发改委发布《关于进一步优化调整分时电价政策的通知》
• 河南发改委发布《关于调整我省工商业分时电价峰谷浮动基数的通知（征求意见稿）》
• 国家能源局山西监管办公室发布《山西电力中长期交易实施细则（征求意见稿）》
• 新疆发改委引发《关于加快推进新疆新能源就近消纳有关事项的通知》
• 山西省能源局发布关于印发2025年第四季度新型储能项目库调整清单的通知

国家政策及要闻

工业和信息化部印发《关于开展零碳工厂建设工作的指导意见》

1月19日，工业和信息化部印发《关于开展零碳工厂建设工作的指导意见》（以下简称《指导意见》）。

《指导意见》指出，零碳工厂建设是指通过技术创新、结构调整和管理优化等减排措施，实现厂区内二氧化碳排放的持续降低、逐步趋向于近零的过程。

《指导意见》明确了分阶段梯度培育目标：

2026年起，遴选一批零碳工厂，做好标杆引领。

到2027年，在锂电池、光伏、汽车、电子电器、轻工、机械、算力设施等行业领域，培育建设一批零碳工厂，初步构建涵盖能源供应、技术研发、标准制定、金融支持等的零碳工厂建设产业生态，有效适应国际贸易规则，增强产业低碳竞争优势。

到2030年，将零碳工厂建设逐步拓展至钢铁、有色金属、石化化工、建材、纺织等行业领域，探索传统高载能产业脱碳新路径，推广零碳工厂设计、融资、改造、管理等综合服务模式和系统解决方案，大幅提升产品全生命周期和全产业链管理能力，实现工厂碳排放的稳步下降。

《指导意见》明确了零碳工厂建设的六大路径，其中重点提及“工业绿色微电网”与“新型储能”的应用：

（一）健全碳排放核算管理体系，实现科学算碳。 建立二氧化碳排放核算体系，识别并量化二氧化碳的排放和清除。核算边界包括工厂生产经营活动产生的直接排放和间接排放。已纳入全国碳市场的企业按相关规范核算，其他企业核算方法采用《工业企业温室气体排放核算和报告通则》（GB/T 32150）及细分行业相关国家标准（GB/T 32151），或国际通用的相关温室气体核算标准。

（二）加快用能结构绿色低碳转型，实现源头减碳。 在保障能源电力安全供应的前提下，鼓励工厂实现零碳电力、热力、氢能和燃料供应。因地制宜开发利用分布式光伏、分散式风电、生物质发电等，探索开展绿电直连，提高可再生能源使用比例。

（三）大幅提升能源利用效率，实现过程脱碳。 聚焦生产过程系统性优化，协同推进能效提升与工艺流程脱碳。工厂单位产品、工序能耗应达到相关行业强制性能耗限额国家标准的1级或先进值。提高通用设备能效水平，电机、变压器等达到能效国家标准1级及以上水平。鼓励开展零碳制造工艺流程再造、CCUS等前沿技术攻关。

（四）开展重点产品碳足迹分析，带动全产业链协同降碳。 积极推行零碳供应链管理，采购绿色低碳产品、采用绿色低碳物流，提升清洁运输比例。鼓励采用相关标准开展产品碳足迹分析，识别重点碳排放环节并持续改善。

（五）提升数字化智能化水平，实现智能控碳。 落实数字化能碳管理中心建设指南，采用工业互联网、物联网、大数据等技术，建设运营数字化能碳管理中心，实现能耗与碳排放数据精准化计量、精细化管控。

（六）开展碳抵销和信息披露，实现零碳并持续改进。 工厂在完成充分自主减排、“降无可降”的基础上，待减的二氧化碳排放可以通过跨境碳交易等方式进行抵销，实现并保持工厂二氧化碳的趋零排放。

支持开展绿电绿证交易，进一步提升绿色电力消费比例。 鼓励工厂定期发布可持续发展报告、ESG报告及零碳工厂建设报告，公开披露碳排放及建设情况。

地方政策及要闻

上海“十五五”规划建议：推动中长时储能规模化应用

1月19日，中共上海市委关于制定上海市国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议发布。

文件提出，积极稳妥推进和实现碳达峰。全面实施碳排放总量和强度双控制度。完善碳排放统计核算和考核评价政策制度体系。深入实施重点行业绿色低碳供应链升级计划，创新绿色低碳技术应用，推动钢铁、石化等产业加快绿色低碳转型，全面构建绿色制造体系，加快建设零碳园区和绿色工厂。发展绿色交通运输体系，深化绿色机场、绿色港口建设。推动绿色建筑规模化发展，加快既有建筑节能改造，推行装配式建筑和全装修住宅。健全绿色低碳专业服务体系，加快开展产品碳足迹管理和标识应用，推动绿色低碳标准规则国际衔接互认。深化上海碳市场改革，扩大市场覆盖范围，优化配额分配。加快推动新型能源体系建设，稳步提高绿色能源比重，推进煤电低碳化改造，提升绿色燃料稳定高效供应能力，提高终端用能电气化水平。加强智能电网和虚拟电厂建设，推动中长时储能规模化应用。持续推进适应气候变化行动。

宁夏自治区发改委发布《关于进一步规范2026年电网侧电化学储能项目管理的通知》

2026年1月20日，宁夏自治区发改委发布关于进一步规范2026年电网侧电化学储能项目管理的通知。提出，鼓励已建成电化学储能项目按照4小时及以上时长标准实施改造，在不改变原有项目功率的前提下暂不纳入建设清单管理。

电化学储能项目电网接入意见有效期1年，逾期未并网自动废止，电网间隔等资源同步收回。清单内项目在接入意见到期前2个月内可办理复核延期，延期后再次到期的原则上不再予以复核。

文件提出，加快建立项目清单，各地市、宁东对电网侧电化学储能项目实行清单式管理。纳入年度建设清单项目须具备在一年内接入电网的条件。原则上2025年12月23日前已实质性开工项目，获得专项债支持且已取得电网接入意见项目全部纳入清单。纳入年度建设清单的项目须在清单公布后6个月内实质性开工，12个月内建成并网。

坚决杜绝项目倒卖行为。项目建成并网前，项目单位不得以任何方式转让、买卖项目开发权，严禁变更开发主体和股权，不得擅自变更建设规模及内容。对于违反要求的项目开发主体取消其后续纳入清单资格。已备案的电源侧储能项目原则上暂不允许转为电网侧储能项目。

云南发改委发布《关于进一步优化调整分时电价政策的通知》

2026年1月20日，云南发改委发布《关于进一步优化调整分时电价政策的通知》。文件明确，自2026年3月1日起，除国家有专门规定的电气化铁路（含地铁）牵引用电外，由电网代理购电的大工业用户和用电容量在100千伏安及以上的一般工商业用户执行政府规定的分时电价，直接参与电力市场交易的用户不再执行政府规定的分时电价。

由电网代理购电的大工业和一般工商业用户执行分时电价形成的资金损益分别由执行政府规定分时电价的大工业和一般工商业用户按实际用电量对应开展分摊（分享）。

峰谷电价时段划分维持不变，尖峰电价暂缓执行，分时电价基准和浮动比例维持不变，输配电价、上网环节线损费用、系统运行费用和政府性基金及附加不参与浮动。

河南发改委发布《关于调整我省工商业分时电价峰谷浮动基数的通知（征求意见稿）》

1月20日，河南发改委发布《关于调整我省工商业分时电价峰谷浮动基数的通知（征求意见稿）》。文件提出，直接参与电力市场交易的用户已不再执行工商业分时电价政策，电网企业代理购电用户执行工商业分时电价的，输配电价不再参与峰谷浮动。

峰谷时段、浮动比例等其他事宜仍按照《河南省发展和改革委员会关于调整工商业分时电价有关事项的通知》（豫发改价管〔2024〕283号）规定执行。即全年高峰、平段、低谷浮动比例统一为1.72:1:0.45，尖峰浮动比例为高峰浮动比例的1.2倍。

国家能源局山西监管办公室发布《山西电力中长期交易实施细则（征求意见稿）》

2026年1月16日，国家能源局山西监管办公室发布《山西电力中长期交易实施细则（征求意见稿）》，提出，电力现货市场运行期间，以分时段交易方式开展电力中长期交易。电力中长期分时段交易年度交易按照双边协商和集中交易方式开展，集中交易包括挂牌、集中竞价或滚动撮合等方式。

中长期分时段交易价格约束。年度双边交易原则上不限制价格，集中交易原则上按照国家规定的燃煤基准价浮动范围进行限制。

多月、月度、旬分时段交易最高、最低限价按分时基准价+上下浮动方式形成，分时基准价由我省燃煤发电基准价乘以现货交易峰谷系数确定。其中平段基准价为332元/兆瓦时，最高限价原则上不高于燃煤发电基准价×（1+20%）×（1+该时段分时电价政策浮动比例）×（1+20%），下限原则上不低于燃煤发电基准价×（1-20%）×（1-该时段分时电价政策浮动比例）×（1-20%），根据《关于完善分时电价机制有关事项的通知》（晋发改商品发〔2021〕479 号）测算确定，最高限价为764.93元/兆瓦时、最低限价为95.62元/兆瓦时。我省工商业用户分时电价政策调整后，相应调整。多月连续交易限价为 P 多月价格范围，P 多月价格范围当前取值95.62-764.93元/兆瓦时；月度、旬分时段交易限价为 P 月旬价格范围，P月旬价格范围当前取值 95.62-764.93 元/兆瓦时。日滚动交易原则上采取现货交易限价。日滚动交易限价为P日滚动价格范围，P日滚动价格范围当前取值0-1500元/兆瓦时。

逐步推动月内等较短周期的电力中长期交易限价与现货交易限价贴近。

对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段；对电网代理购电用户，由政府价格主管部门根据现货市场价格水平，统筹优化峰谷时段划分和价格浮动比例。为保障经营主体利益，每季度前电力交易机构根据本细则分时段限价计算规则计算下一季度限价范围，于季度首月月度交易3个工作日前发布。多月连续交易、月度及月内中长期分时段交易中，单个序列单个时段每日可申报及撤销次数后台限制不得超过K次。K 初期暂取100，电力交易机构可根据市场运行情况，提出K值修改意见，报山西能源监管办和山西省能源局同意后执行。

新疆发改委引发《关于加快推进新疆新能源就近消纳有关事项的通知》

1月16日，新疆发改委引发《关于加快推进新疆新能源就近消纳有关事项的通知》，文件要求：增强自我调节能力，鼓励通过合理配置储能、深挖负荷灵活调节潜力，同步建设一体化调控平台，探索应用虚拟电厂等新技术新模式，提升项目新能源消纳水平，减小对公共电网调节资源需求。

在项目配置方面，文件要求能源就近消纳项目应通过合理配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，充分提升项目灵活性调节能力，尽可能减小系统调节压力。

绿电直连项目整体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%。

项目批复1年内取齐新能源、电网、储能等核准（备案）文件并开工建设，2年内全容量建成并网。

提前制定处置预案，确保新增负荷、调峰措施的运行周期不低于新能源的全寿命周期。运行期内若用电负荷减少或中断，将重新引进用电负荷；调峰能力降低或停运，将建设或购买调峰储能能力，确保实施效果不低于项目申报水平。无法达到上述要求的项目，自行承担弃电风险。

山西省能源局发布关于印发2025年第四季度新型储能项目库调整清单的通知

1月13日，山西省能源局发布关于印发2025年第四季度新型储能项目库调整清单的通知。这份备受瞩目的文件不仅更新了山西储能市场的项目储备规模，更通过明确的“5年禁转”条款，向行业释放出规范市场秩序、推动产业向高质量发展转型的明确信号。

总体规模：入库容量显著扩容，动态调整机制确立
本次调整数据显示，山西储能项目库正呈现“增量扩容”与“存量优化”并行的特征。

• 入库方面：新入库项目数量达197个，总容量为12459万千瓦时（124.59GWh），其中超过95%确认为独立储能项目，表明大型独立储能电站已成为当前山西市场发展的主流形态。

• 出库方面：监管部门维持了常态化的清理机制，共有72个项目、计3311万千瓦时（33.11GWh）因各类原因被移出项目库。

• 总体来看，调整完成后，山西新型储能项目库（含储备库）在库项目总数为305个，累计总规模达到170.51GWh。

准入监管：划定五年禁转红线，严厉打击投机行为

文件针对项目权益转让设立了严格的限制性条款。通知明确规定：“对列入建设计划的项目，在建设期和全容量并网后5年内不得擅自转让。”

这一条款旨在从制度层面遏制指标炒作与违规交易现象。这意味着入库企业必须具备真实的投资能力与长期的运营规划。通过提高项目持有门槛，该政策将有效筛选出具备实力的开发主体，确保项目开发建设的严肃性与连续性。

资源配置：深化滚动调整机制，优化要素配置效率

此次发布“调整入库”与“调整出库”双份清单，标志着山西储能项目库管理已进入动态化、精细化管理阶段。

回顾政策脉络，早在2024年3月初，山西能源局便发布《关于开展新型储能项目库调整工作的通知》，明确将前期进展缓慢、无法按期建设的项目移出项目库。本次Q4调整延续并深化了这一管理思路：通过及时清退长期未实质性开工的项目，有效释放了紧缺的电网接入资源和土地资源，为具备建设条件的新项目腾挪出发展空间。

工期管控：明确开工并网节点，压实项目落地责任

从时间节点分析，本次Q4入库项目的发布时机具有重要意义。依据山西省能源局2025年8月发布的《关于加强新型储能项目管理工作的通知》中“入库后6个月内实质性开工，12个月内建成并网”的要求，这批新入库项目将成为2026年并网投运的重要力量。

这也意味着，入库企业面临着明确的工期考核，需在2026年上半年实现实质性开工，并力争在年底前投运。项目入库不仅是获得建设资格，更意味着必须承担起按期落地的责任。

市场导向：衔接现货交易规则，强化技术运营能力

作为全国电力现货与辅助服务市场建设较为成熟的省份，山西电力交易中心于2025年12月30日发布的《电力市场规则体系（V16.0）》为新项目确立了市场规则。

新规则明确了独立储能参与二次调频及应急调用的补偿机制，也对设备的调节速率、响应精度等技术指标提出了更高标准。对于新入库项目而言，储能资产的价值将更多体现在运营环节；若无法适应高频、复杂的现货交易与调频环境，项目将面临较大的盈利挑战与经营风险。