此次试点用户涵盖大型公共场馆、新能源基础设施、乡村零碳示范、重点工业企业等多元类型，覆盖城 市服务、交通出行、乡村振兴、产业发展等关键领域。项目的成功落地，将为政府部门实时掌握各领域 碳排放底数提供权威依据，助力制定区域绿色发展政策与能源规划；同时，为企业申领广西绿电绿证提 供核心数据支撑，助力企业降本增效。（刘超逸 刘丽红 李晓东） 责任编辑：江蓬新 12月2日，南方电网广西南宁供电局率先完成南宁国际会展中心、五象能源综合充电站等10家重点用户 电碳计量设备试点安装任务，标志着广西首个电碳计量设备应用项目正式落地，填补了广西在电碳计量 领域的实践空白，为区域绿色能源发展与民生福祉提升注入强劲电力动能。 自"十四五"以来，南宁供电局紧扣国家能源绿色低碳转型战略，以"支撑政府绿色管理、服务企业绿色 转型"为核心目标，精准施策、高效推进电碳计量试点工作。通过技术攻关与实践探索，成功实现对试 点企业累计1513.8万千瓦时用电的全流程电碳精准计量，构建起"用电数据—碳排放量"的直接映射通 道，为电碳核算提供了高效、精准的解决方案。 ...

文章核心观点 在“双碳”目标引领与“十五五”能源转型关键期，小众能源（包括天然气分布式能源、生物质能、地热能、海洋能等）的战略价值愈发凸显，其合理开发利用将成为主流能源的重要补充，为能源安全、生态保护及“双碳”目标落地提供支撑 [1] 分布式天然气 - 分布式天然气以天然气为原料，可就近实现冷热电多能供给，综合能源利用率超70%，兼具低碳清洁、启停灵活等优势 [3] - 行业核心制约为成本与气源：气电综合成本0.59~0.72元/千瓦时，远高于主流电源；天然气对外依存度高、储气不足 [3] - 政策红利注入发展动力：《天然气利用管理办法》（2024年修订）将其列为“优先类”，叠加“十五五”燃气调峰电站投产高峰规划，其应用场景覆盖工业园区、酒店、数据中心等多元需求 [3] 生物质能 - 我国是生物质“制造”大国，但能源化利用率仅11.8%，远低于欧美 [5] - 2024年底生物质发电装机4599万千瓦，年发电量超2083亿千瓦时；生物天然气、生物柴油等非电利用领域初具规模，其中生物天然气毛利率超30%、生物柴油突破40% [5] - “十五五”期间需从战略高度推进开发，在巩固发电基础上，拓展生物制氢、纤维素乙醇等产业化应用 [5] 生物质发电 - 生物质发电包括农林生物质、垃圾、沼气发电三类，2024年装机分别为1709万千瓦、2738万千瓦、252万千瓦 [7] - 受电力市场化推进、电价补贴退坡影响，不少电厂亏损关停，亏损成因包括补贴退坡滞后导致现金流紧张、燃料供应链不稳定（秸秆可收集量仅为理论量的50%且集中于东北、华北）、政策变动与技术不稳定叠加导致发电效率偏低 [7] - “十五五”脱困需多管齐下：技术上推广“微波裂解”等技术提升秸秆热值40%；运营上走“规模化、产业化、标准化”道路；盈利上挖掘调峰服务潜力，探索热电联产、绿电直连等新模式 [7] 生物质掺烧 - 2024年6月，《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》将“生物质掺烧”列为煤电降碳首要方式 [10] - 生物质燃料含硫量和灰分低，掺烧可有效减排，山东寿光电厂项目年掺烧25万吨，减排二氧化碳31万吨，已形成可复制模式 [10] - 我国年生物质资源产生量超90亿吨，60%回收利用率即可保障能源化需求；IPCC已明确“生物质能+碳捕集（BECCS）”为碳中和核心路径 [10] 地热供暖 - 2025年《关于持续推进城市更新行动的意见》将供热管网列为更新重点，地热供暖成为北方城市清洁取暖重要方向 [12] - 当前我国集中供暖95%依赖化石燃料，北方采暖年碳排放约10亿吨，占全国10% [12] - 我国地热资源占全球1/6，直接利用规模世界第一，2025年底水热型供暖面积将近9亿平方米，为“十五五”规模化推广奠定基础 [12] 地热发电 - 我国地热发电起步早但发展滞后，目前装机仅61.47兆瓦，位列世界第十九，远低于美国、印尼等国 [14] - 滞后原因主要为：经济性差（羊八井电站上网电价0.93元/千瓦时）、高温地热资源80%集中于藏南等经济落后地区、配套政策不完善 [14] - 地热发电具有稳定性强、年利用小时高（羊易电站8732小时）等优势，“十五五”实现赶超需攻关核心技术、探索梯级利用降低成本、完善电价补贴与税费减免政策 [14] 干热岩发电 - 干热岩是地下2~10千米、温度超150摄氏度的高温岩石，我国探明资源量达856万亿吨标准煤，可满足4000年使用需求 [16] - 干热岩发电无温室气体排放，储量丰富，但目前距商业化仍有差距，需突破勘探开采技术、应对成本与地震风险 [16] - 中美欧均加速布局，我国预计2035年增强型地热系统成本下降80%，“十五五”作为攻坚期，若实现技术与成本突破，干热岩发电有望成为未来能源“颠覆者” [16] 海洋能 - 海洋能包括潮汐能、波浪能等，我国近海技术可开发量6.5亿千瓦 [19] - 近年我国海洋能规模化加速，“奋进号”潮流能、“南鲲号”波浪能装置相继投运，波浪能、潮流能装机居世界前列 [19] - 目前海洋能利用仍处于研发示范阶段，存在成本高、技术待攻关等问题；2025年发布的《关于推动海洋能规模化利用的指导意见》提出2030年装机达40万千瓦 [19] 海洋能融合发展 - 《关于推动海洋能规模化利用的指导意见》支持海洋能与海水淡化、海上油气平台等融合试点，“海上风光+海洋牧场”、“风电+制氢”等模式加速涌现 [21] - 我国7600多个岛屿中部分偏远海岛面临供电难题，波风光储多能互补模式已在福建试点成功，跨界融合可显著降低成本、提升资源利用率 [21] - 当前融合发展仍处培育阶段，“十五五”期间，面对深远海新能源开发成本高的挑战，推动“海洋能+”综合利用，打造规模化示范项目，可带动全产业链发展 [21] 可燃冰 - 我国南海可燃冰资源量相当于650亿吨石油，可供使用130年以上，但开发面临高效安全提取与生态保护难题 [23] - 我国1998年立项开发，2017年神狐海域试采成功，2025年大湾区全运会用其点燃圣火 [23] - 可燃冰商业化的最大障碍是成本高企，当前开采成本8元/立方米，远高于常规天然气；“十五五”若能实现开采技术革命性突破、降低成本，将为海洋能源开发注入新希望 [23]

文章核心观点 - 国家电投集团产融控股股份有限公司正通过重大资产重组，剥离金融业务并置入核电资产，旨在转型为聚焦核电运营的上市平台，成为继中国核电和中广核电力之后的“核电第三极” [1][2][6] 重组交易方案 - 公司披露“资产置换、发行股份购买资产并募集配套资金”的三步走战略草案，加速核电资产证券化进程 [1][2] - 拟置出资产为所持国家电投集团资本控股有限公司100%股权，作价151.08亿元；拟置入资产为国电投核能有限公司100%股权，作价553.94亿元 [3] - 置入与置出资产的差额402.85亿元，由公司以发行股份方式支付，发行价3.36元/股，总发行数量119.90亿股 [3] - 公司还将向不超过35名特定投资者募集配套资金不超过50亿元，全部用于山东海阳核电站3、4号机组建设 [3] 重组后股权结构与业务聚焦 - 交易完成后，国家核电技术有限公司将以43.62%的持股比例成为控股股东，中国人寿以25.40%的持股比例成为第二大股东，国家电投集团仍为实际控制人 [4] - 重组核心是从“能源+金融”双主业转向聚焦核电主业，响应国家清洁能源战略，并提升核电板块运营管理效率 [6] - 剥离金融业务也受到战略定位与监管环境驱动，置换规模和盈利能力更强的核电资产有利于公司价值跃升 [6] 业绩承诺与盈利影响 - 国家核电承诺业绩：若2025年完成交易，置入资产2025至2027年净利润分别不低于33.75亿元、30.00亿元、35.87亿元；若2026年完成，则2026至2028年承诺净利润分别为30.00亿元、35.87亿元、49.08亿元 [6] - 公司2023年全年净利润仅13.63亿元，重组完成后，仅置入资产的承诺净利润即为现有水平的2倍以上，将彻底改变公司盈利量级 [7] 国家电投核电资产与发展现状 - 截至2024年9月底，国家电投控股在运、在建核电机组各为8台，总装机容量约1881万千瓦，厂址资源覆盖多个沿海省份 [9] - 山东海阳核电1、2号机组累计发电超1300亿千瓦时；3、4号机组全面进入安装调试阶段，预计2027年投产；5、6号机组已于2024年4月获国务院核准 [9] - 山东海阳核电是国家电投践行“双碳”目标的核心战略支点，此次重组借助资本市场融资功能支持其发展 [9] 集团整体资本运作战略 - 近期国家电投旗下密集开展资本运作，包括内蒙古电投能源百亿收购推进“煤电铝”一体化，以及远达环保更名为水电股份以匹配业务转型 [10] - 集团正通过“一盘棋”战略部署，构建专业化上市平台矩阵，以加强在清洁能源等战略性新兴产业的发展能力 [10]

核心观点 - 截至2025年9月底，中国风电与光伏发电装机总容量已突破17亿千瓦，在全国电力装机结构中占比达46%，新能源正从辅助能源转向系统主力[1] - 新能源装机规模快速提升但利用效率未同步增长，发电量占全国电力消费比重仍徘徊在两成左右，部分区域消纳压力重现，西北地区弃风、弃光率再次超过5%，系统平衡成本提高，分布式光伏发展给配网带来新挑战[1] - 新能源能否真正担当主力电源，关键在于推动风、光、水、火、储、氢等多元能源从孤立运行走向深度融合，实现从量的叠加到系统协同的转变[1] - 国家能源局近期出台《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》，要求推动新能源在开发利用过程中实现“左右”、“前后”、“上下”集成，并设定目标到2030年使集成融合发展成为新能源发展的重要方式[1] 发展现状与挑战 - **装机与消纳矛盾**：新能源装机占比已达46%，但发电量占比仅约20%，西北地区弃风、弃光率再次超过5%，系统平衡成本不断提高[1] - **技术协同壁垒**：新能源高渗透率加剧系统安全、稳定、可靠性问题，2025年4月西班牙、葡萄牙大停电及近十年来全球约70%的大停电事故与新能源高渗透相关[2] - **技术协同壁垒**：风、光、储、电、热、气等异质能源网络间存在显著技术壁垒，物理特性与调控策略差异大，难以实现系统高效协同[2] - **技术协同壁垒**：各能源技术路线与标准体系不一，电力、算力、热力网络缺乏统一架构与协同标准，导致“源网荷储”一体化多停留在项目层面[2] - **产业融合挑战**：高载能产业与新能源融合多停留在“自发自用”模式，钢铁、石化等传统产业工艺流程改造缓慢且投资高昂，制约西部地区绿色电力就地消纳[3] - **产业融合挑战**：新能源装备制造自身绿色化不足，部分光伏组件生产仍依赖化石能源，与“以绿制（造）绿”目标存在差距[3] - **产业融合挑战**：海上风电“一海多用”立体开发模式尚未形成规模化推广效应[3] - **政策与市场挑战**：新能源参与电力市场机制不健全，跨省跨区交易对集成融合项目的针对性价格激励不足，储能等灵活性资源成本分摊与回收机制不健全[4] - **政策与市场挑战**：尽管全国统一电力市场建设加快，现货与辅助服务市场覆盖多数省份，绿电交易规模逐年翻番，但促进集成融合发展的精细化市场机制设计仍有待深化[4] - **政策与市场挑战**：多能互补等集成融合项目投资回收期长、技术风险高，在补贴退坡后普遍面临融资约束，绿色信贷等资金未能充分流向该领域[4] 解决方案与未来方向 - **技术创新路径**：需突破多能互补智能算法与大容量长时储能技术，着力降低液流电池、氢储能成本，建设智能调度平台以平抑风光波动[5] - **技术创新路径**：需建立统一标准体系，制定覆盖物理连接、信息交互与价值结算的通用规范，重点突破能源路由器、多端口变流器等关键设备，实现多能源“即插即用”与协同控制，推动“电力网+算力网”深度融合[5] - **技术创新路径**：需筑牢系统安全防线，将惯量支撑、频率耐受等纳入强制性标准，要求在大型新能源基地配置不低于装机10%的构网型储能[5] - **产业重构路径**：引导钢铁、石化等行业通过工艺优化、配置储能更多利用新能源，如采用绿电制氢替代焦炭，提升负荷调节能力[6] - **产业重构路径**：推动新能源富集区从发电外送向零碳制造转型，依托闲置土地建设绿电直供的零碳园区，提升新能源装备制造的绿电应用水平，打通“以绿制（造）绿”全链条[6] - **产业重构路径**：推动能源与工业、交通、建筑、数字产业深度融合，将新能源汽车、数据中心、5G基站等新兴负荷转化为虚拟电厂的灵活资源，培育“绿电算力”新业态[6] - **制度创新路径**：从项目补贴转向机制激励，建立融合项目的辅助服务补偿机制，将储能、调峰等贡献纳入电力市场交易定价，探索纳入容量补偿范围[6] - **制度创新路径**：从区域管控转向全国统筹，打破省间交易壁垒，推行“绿电证书+碳配额”联动交易，支撑全国统一电力市场建设[6] - **制度创新路径**：从单一投入转向多元参与，设立新能源融合发展基金，通过PPP模式吸引社会资本参与储能等基础设施建设，研究通过地方政府专项债券予以支持[6] - **发展意义**：新能源集成融合是对生产方式、产业结构和发展逻辑的系统性重塑，将推动能源系统向更安全、更清洁、更高效的方向演进，为经济社会发展全面绿色转型提供支撑[7]

文章核心观点 - 风电行业正经历从“事后统计”向“实时治理”、从“经验驱动”向“数据驱动”、从“设备管理”向“系统治理”的深刻变革，构建实时数据驱动的可靠性管理体系是行业高质量发展的内在需求和必然趋势，对保障高比例可再生能源安全可控接入新型电力系统至关重要 [1][3][8] 风电可靠性管理面临的新挑战与新特征 - 当前行业普遍采用的“人工填报+事后统计”可靠性管理模式，与大规模新能源并网对系统安全性、灵活性和可控性的要求不匹配，难以支撑风电从规模扩张向高质量发展跃升 [1] - 风电可靠性问题具有系统性、动态性和耦合性特征，管理重心正从单机管理向系统安全延伸，机组出力的不确定性对区域电网稳定性、备用容量安排和调峰能力形成实质性影响 [2] - 可靠性治理思路正从故障记录向状态认知转变，从静态统计向动态预测迈进，需通过实时数据与智能算法实现趋势预测和主动干预 [2] 实时数据在可靠性管理中的核心价值 - 实时数据的作用已从辅助信息转变为核心驱动力，其价值体现在实时性、多维性和连续性三个方面 [4] - 实时性可迅速识别性能偏移与异常行为，为早期发现风险提供条件，突破传统统计方法的滞后性 [4] - 多维数据（机械、电气、控制、气象等）使管理能从单因子分析转向多因子耦合分析，更真实反映设备运行本质 [4] - 连续性数据为退化建模、趋势预测和寿命评估提供基础，支撑可靠性治理从静态评价向动态管理跃升 [4] - 实时数据不仅是技术补充，更是支撑新型管理体系构建的基础资源和重要数据资产 [4] 构建实时数据驱动风电可靠性管理体系的三个维度 - **治理对象维度**：以全生命周期和系统视角重塑可靠性边界，覆盖机组健康状态、运行行为、对区域电网的系统耦合效应及对极端气象的适应性，实现从设备点状管理向系统性、全链条治理的拓展 [5] - **治理工具维度**：基于实时数据构建状态感知、异常识别、健康评价和趋势预测四类核心能力，使可靠性治理向智能化方向迈进 [5][6] - **治理机制维度**：形成“评价—预警—检修—反馈”的动态闭环机制，使治理体系具备自学习能力，推动可靠性管理持续进化 [6] 行业推进管理体系构建的关键举措 - **标准化**：需尽快构建涵盖事件编码、故障分类、数据字段和质量评价的统一数据标准，解决当前人工填报导致数据口径不一、难以跨区域跨机型比较的问题 [7] - **智能化**：应推动数据获取方式从“填报”向“直采”转型，依托实时监测系统和数据接口实现事件自动识别与记录，提高数据的真实性和时效性 [7] - **平台化**：应建设行业级风电可靠性分析平台，通过数据汇聚、模型计算和知识图谱构建，实现跨风场对标分析、状态监测、故障预测和策略生成，推动从企业“局部治理”走向行业“整体治理” [7] - **协同化**：应构建贯通设备全生命周期的协同质量提升机制，使制造企业、运维机构和投资主体能利用运行数据优化设计、检修策略和选型决策，形成系统性质量提升闭环 [7]

可再生能源发电量突破与能源结构转型 - 截至12月5日，贵州电网统调可再生能源年发电量达910亿千瓦时，同比增长26.5%，首次突破900亿千瓦时，占全网发电量的45.4% [1] - 以水电、风电、光伏为代表的可再生能源已成为贵州电力供应的主力军，标志着贵州能源结构转型进入新阶段 [1] - 贵州电网统调的火电、水电、新能源装机容量比例分别约为40%、20%、40%，电源结构已完成根本性转变 [1] 新能源装机容量与电源结构 - 截至11月，贵州电网新能源装机容量已超3300万千瓦，占统调装机的39.8%，是第一大电源 [1] - 自2011年首个风电项目并网以来，新能源发展步入快车道，至2020年装机突破千万千瓦 [1] 电网调度与技术创新 - 贵州电网于今年4月实现集中式新能源AGC（自动发电控制）系统的全覆盖，成为南方电网首个实现AGC全覆盖的省级电网 [1] - 该技术实现了从“人工电话调度”到“系统精准控制”的跨越，以应对新能源发电的波动性挑战 [1] - 今年11月，贵州电网电力科创园近零碳示范区光储直柔示范工程成功并网投运，集成光伏发电、储能系统、直流配电和柔性用电等模块 [2] - 该示范工程通过直流方式整合分布式能源与用电设备，形成自洽闭环电力网络，将建筑从“能源消耗者”转变为“产储调碳汇者” [2] 绿电市场交易与消纳 - 1~10月，贵州绿电结算电量呈爆发式增长，达82.83亿千瓦时，同比增长191.12% [2] - 贵州电力交易中心通过简化企业入市流程、按月披露绿电供需信息等举措，有效吸引众多企业长期认购绿电，形成“以市场促消纳”的良性循环 [2] 能源格局演变与区域定位 - 贵州的能源转型之路已从“水火互济”的传统模式，成功转向“火水风光储”多元协同的新格局 [2] - 随着技术创新不断推进和外送通道持续完善，贵州正成为西南地区重要的绿色能源基地，为区域经济发展注入绿色动力 [2]

公司投资管理规定核心要点 - 华电能源股份有限公司于12月6日发布《投资管理规定》，对投资项目的前期立项、投资决策、项目实施及后评价等流程进行了全面规范，并明确了分级分类决策机制与不同类别项目的资本金内部收益率标准 [1] 投资定义与分类 - 公司投资活动主要包括固定资产投资与股权投资，固定资产投资涵盖基建、技改、研发、数智化及小型基建等项目，股权投资则包括新设、增资、对外并购等以持有股权为目的的活动 [3] - 投资活动需服务国家战略，聚焦电力生产、热力供应及煤炭开发等主责主业，严格控制非主业和参股投资 [4][6] 分级分类决策机制 - 对风电光伏项目，总投资**20亿元**以内的自建项目及**10亿元**以内的并购项目施行分级分类决策 [1] - 对煤电、气电、供热项目，总投资**5亿元**以内的项目施行分级分类决策 [1] - 对其他电力能源类战略性新兴产业项目，总投资**1亿元**以内的项目施行分级分类决策 [24] - 对科工项目，总投资**1000万元**以内的项目施行分级分类决策 [24] - 对研发类项目，总投资**2000万元**以内的项目施行分级分类决策 [24] - 对小型基建项目，总投资**500万元**以内的项目施行分级分类决策 [24] 项目收益率要求 - 风电光伏、大型风光水火储基地、氢基能源及新型独立储能等项目，资本金内部收益率投资决策标准不低于**6.5%** [1][51] - 屋顶分布式光伏、生物质能、光热、地热、海洋能项目，资本金内部收益率不低于**7%** [1][51] - 火电、天然气、供热项目，资本金内部收益率不低于**8%** [1][54] - 煤炭开采、采选项目，资本金内部收益率不低于**10%** [54] - 投资并购项目中，除常规水电、风光电项目执行境内同类标准外，其他项目收益率标准需在同类项目基础上增加**0.5个百分点** [56] - 参股投资项目（不含收购已控股企业少数股权）中，常规水电、风光电项目收益率标准增加**0.5个百分点**，其他项目增加**1个百分点** [56][57] 投资管理组织架构与职责 - 公司股东会是最高投资决策机构，董事会是主要投资决策机构，党委会前置研究是董事会决策的前置程序 [7] - 公司设立投资评审委员会，由总经理任主任委员，负责项目投资决策申请报告的评审 [7] - 规划发展部是投资管理的归口部门，负责发展规划、投资计划及风光电等项目的前期立项与后评价管理 [8][9] - 财务资产部是资产并购项目投资决策的归口管理部门，负责尽职调查、估值分析及融资管理 [9] - 生产技术部、工程管理部、燃料管理部、科技与数智化部等部门分别负责技改、基建、煤炭产业、研发与数智化等项目的归口管理 [9][10][11][14] - 证券法务部负责投资项目合法合规性审查与法律风险控制 [11] 投资管理流程 - 投资管理流程分为前期立项、投资决策、项目实施和后评价四个阶段，实行闭环管理 [16] - 前期立项根据项目类型和前期费总额实行备案或审批管理，前期费总额**1亿元**以内的境内风光电等项目实行审批 [18] - 投资决策需审核投资的必要性、可行性、经济性及合法合规性，项目原则上在取得核准（备案）后开展决策 [23] - 项目实施中，风光电项目由公司落实建设条件后组织，因变更导致投资超支需复核收益率并履行内部决策程序 [28][29] - 项目在推进过程中若主要边界条件发生重大变化（如政策调整、技术风险、经济指标不达标等），可按程序中止或终止 [31] - 后评价工作在项目投入运营或股权交割后**一至两年内**开展，覆盖所有投资项目，评价结果作为未来决策的重要参考 [34][36] 投资计划与统计 - 投资计划实行年度计划管理，内容包括固定资产投资和股权投资计划，需衔接公司发展规划 [38][39] - 公司建立投资项目信息定期跟踪分析机制，基层企业需每月上报投资计划与工程进度 [44] - 公司建立并优化投资管理信息系统，对投资全过程进行动态监控 [45] 投资风险控制与责任考核 - 投资风险控制贯穿投资活动全过程，需重点关注政策、市场、技术、融资等风险因素 [42][50] - 公司规划发展部会同有关部门每年不少于**1次**组织开展投资管理监督检查 [48] - 违反投资决策规定、超权限决策、提供虚假材料等行为将依照规定追究责任，相关管理工作纳入基层企业负责人业绩考核 [45][47][52]

云南省绿色能源装机规模 - 截至今年11月底，云南省新能源装机突破7000万千瓦 [1] - 目前，云南全省电力总装机容量达到1.68亿千瓦 [1] 云南省绿色能源结构 - 全省绿色电力装机在总装机中的占比超过90% [1]

江苏省新能源发展现状与规模 - 江苏省新能源发展迅速，今年以来分布式光伏新增装机量已超1650万千瓦，总装机容量已达6221万千瓦，两项指标均居全国首位[1] - 截至今年11月底，江苏省新能源装机总量已超1.1亿千瓦，其中分布式光伏占比约72%[1] - “十四五”期间，江苏分布式光伏从不足800万千瓦增长至超过6220万千瓦，年均增量超千万千瓦[2] 分布式光伏发展的驱动因素与优势 - 江苏省具备发展分布式光伏的明显优势，包括光照充足，以及规模庞大的工业园区厂房、商业建筑、公共机构屋顶和超过3400万栋农村民居提供了广阔空间载体[1] - 作为制造业强省，电力需求旺盛、消纳能力强，分布式光伏“自发自用、余电上网”的特性可匹配企业巨大的白昼用电需求，降低企业用电成本并实现绿色电能就近高效消纳[1] 电网配套与消纳能力建设 - 为保障分布式光伏并网消纳，江苏电力加快建设新型电力系统，提升分布式光伏“可观可测可调可控”能力，并整合资源建设虚拟电厂[2] - 2025年夏季午间用电高峰期间，全省分布式光伏顶峰能力超4700万千瓦，约占省内最大负荷的25%[2] 创新开发模式与试点成效 - 江苏电力联合政府、企业与农户，在南通江安镇等19个乡村开展户用光伏整村连片开发试点[2] - 整村开发模式有效缓解了农村光伏午间消纳难、分散开发导致电网重复建设等问题[2] - 经过测算，试点区域村民光伏收益平均提升20%，电网配套改造投资降低约15%[2]

文章核心观点 - 国家能源局正在深化“四个监管”（过程监管、数字化监管、穿透式监管、跨部门协同监管）的机制创新，旨在全面提升能源治理效能，以服务国家能源重大战略、破解转型发展瓶颈，并为构建新型能源体系和建设能源强国提供坚实保障 [1][6][7][12] “四个监管”的阶段性成果 - 监管机制不断健全：初步形成覆盖重大工程项目、电力市场秩序等重点领域的制度框架 例如华中监管局构建6大类115项指标对134个重大电力项目进行全周期监管 山西监管办建立134项监测指标 累计监测主体交易行为6万余次、预警230次 发现并处理6条问题线索 [3] - 监管效能持续提升：通过打通与电网、油气企业网络专线 形成“全国电网一张图”和“全国管网一张图” 实现实时监测 云南监管办建立“1+6+N”体系 累计减少群众“跑腿”86万余次 为160千瓦及以下民营经济组织节省投资8亿多元 平均处置周期由11.6天压缩至4.7天 [4] - 监管堵点有效疏解：针对重大项目执行、电网公平开放等“老大难”问题开展穿透检查 华北监管局对内蒙古“沙戈荒”新能源基地规划、建设、并网和运行进行实时在线监测 华东监管局等单位加强监管 有效解决储能调用和新能源消纳矛盾 [4][5] - 市场秩序不断规范：通过“四个监管”推动国家能源政策落实和市场运行透明 江苏监管办推动7个设区市、14个县（区）出台分布式接网政策 甘肃监管办督促信息披露 1~10月甘肃电力交易平台共披露数据9.87亿条 [5] “四个监管”的现实要求与战略意义 - 践行国家重大战略：是深化油气和电力体制改革、健全自然垄断环节监管、加快全国统一大市场建设的时代之需 过程监管支撑“双碳”目标 穿透式和数字化监管筑牢能源安全防线 协同监管提升治理效能 [6] - 破解转型发展瓶颈：随着能源转型和电力市场化改革深入 传统监管方式显现局限性 需构建以数字化监管为基础 过程监管和穿透式监管为核心方法 协同监管为组织保障的监管体系 以适应新型能源体系要求 [7] - 创新监管理念方法：是总结过去20年经验、应对新挑战的重要举措 旨在通过对监管理念、方式和流程的系统性重塑 推动监管向动态化、智能化、实质化、协同化转变 提升监管机构自身的履职能力和行政效能 [7] 未来深化“四个监管”的重点方向 - 锚定重点任务攻坚突破：聚焦国家“十五五”能源规划落实、能源保供、电力市场等重点领域 搭建整合信息系统 提升智能分析和辅助决策能力 聚焦自然垄断环节核心权力和关键业务流程 强化嵌入式、源头性监管 [9] - 推动方式方法优化升级：加强“四个监管”在各类监管工作中的融合应用 深入推进过程监管进行全链条、全生命周期监督 充分应用数字化监管 建设全国能源监管信息系统并探索“人工智能+监管” 大力推进穿透式监管通过现场驻点、信息接入等方式科学研判问题 积极推进跨部门协同监管构建齐抓共治格局 [10] - 强化机制保障凝聚合力：健全监管法治与制度保障 系统梳理并完善规章和规范性文件 深化信息化支撑体系建设 建立数据分类分级管理、专网传输等安全机制 提升能源监管履职能力 加强干部队伍监管能力建设 [11]