一、双碳要闻
A. 政策指引
1.工信部等八部门联合发布新版汽车数据出境安全指引
2月3日，工业和信息化部、国家网信办、国家发展改革委、国家数据局等八部门联合印发《汽车数据出境安全指引（2026版）》（“《安全指引》”），旨在推动建立高效便利安全的汽车数据跨境流动机制，提升汽车数据出境便利化水平，推动构建汽车产业高质量发展和高水平安全良性互动格局。
《安全指引》规定了汽车数据出境活动管理方式和适用条件，提出九类豁免情形，包括“在境外收集和产生的汽车数据传输至境内处理后向境外提供，处理过程中没有引入境内个人信息或者重要数据的”“紧急情况下为保护自然人的生命健康和财产安全，确需向境外提供个人信息的”等。
零碳解读：该文件核心是在数据安全合规与产业全球化发展之间找到平衡点，为中国汽车“出海”铺设了一条明确的规则通道。这套体系的核心是 “高效便利”与“安全可控” 的平衡。一方面通过 “豁免清单” 为紧急安全需求和企业常规低风险运营扫清障碍，另一方面通过 “重要数据”目录 划出不可触碰的红线。该政策将此前原则性的规定，落地为行业专用的 “操作说明书” 。首次系统性界定汽车“重要数据”，使监管有明确抓手。
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2.中电联：预计今年我国太阳能发电装机规模将首次超过煤电
中国电力企业联合会2月2日发布数据显示，2025年，全国新增发电装机容量5.5亿千瓦，其中，风电和太阳能发电全年合计新增装机4.4亿千瓦，占新增发电装机总容量的比重达到80.2%。据统计，目前风、光、生物质新增发电量占全社会新增用电量的97.1%，已成为新增用电量的主体。中国电力企业联合会预测，2026年，太阳能发电装机规模将首次超过煤电装机规模，年底风电和太阳能发电合计装机规模达到总发电装机的一半。
零碳解读：这一预测数据表明，我国电力系统正在从“煤电主导、新能源补充”转向“新能源主导、多元支撑”的新阶段。新能源不仅承接了几乎全部新增用电需求，也正在重塑电源结构和电力市场规则，煤电、电网和储能的角色正在发生根本性转变。
3.我国西北地区最高风电项目首批风机并网
据中国华能2月2日消息，我国西北地区海拔最高风电项目——华能阿合奇县30万千瓦风电项目首批风机成功并网。该项目位于新疆克孜勒苏柯尔克孜自治州，最高海拔达3700米，是目前我国西北地区已建成投运的海拔最高风电项目。项目拟建设45台单机容量6.7兆瓦的风电机组，配套建设1座30兆瓦/60兆瓦时电化学储能站。
零碳解读：我国优质风资源区正从“三北”平原向青藏高原等高海拔地区延伸。这些地区风速高、开发潜力大。阿合奇项目成功并网，为后续更高海拔项目的开发积累了经验。在全国新能源装机高速增长背景下，低海拔、靠近负荷或通道的传统“风光优选区”逐步饱和，高海拔、偏远地区将成为新增资源的重要储备区。
4.全国首批首座首台“沙戈荒”配套调峰电源正式投运
据国家能源集团宁夏电力之声消息，1月29日00时26分，宁夏腾格里（宁夏电力）中卫电厂4号机组顺利通过168小时满负荷试运行，机组各项参数稳定、性能指标优良，标志着全国首批首座首台“沙戈荒”能源大基地配套调峰电源4×660兆瓦扩建工程首台机组正式转入商业运营。
宁夏腾格里“沙戈荒”新能源大基地暨“宁湘直流”配套电源基地是我国首个国家发展改革委和国家能源局“双批复”的“沙戈荒”新能源大基地，该基地依托宁夏至湖南±800千伏特高压直流工程，配套建设1300万千瓦新能源项目，其中风电400万千瓦、光伏900万千瓦，调峰煤电464万千瓦。作为基地重要调峰电源，中卫电厂4台660兆瓦机组设计年发电量达110亿千瓦时，兼具深度调峰与近零排放优势，电厂全容量投产后将为宁夏腾格里“沙戈荒”新能源大基地绿电外送提供稳定支撑，对深化东中西部跨区域能源协作、促进区域能源供需平衡意义深远。
零碳解读：“沙戈荒”地区风光资源丰富，但新能源发电不稳定，需要稳定电源进行“调峰”。该项目作为首个配套调峰电源投运，为后续大基地开发提供了“新能源+调峰电源”的标准模式。项目是深化东中西部能源协作的关键工程。它将西北的清洁能源转化为稳定电力，输送至中部的湖南，优化了全国能源供需格局。
5.“十五五”首个重大电网项目获国家发展改革委核准
1月28日，蒙电入沪配套过江工程顺利获得国家发展改革委核准，这是“十五五”开局之年国家发展和改革委员会核准批复的首个重大电网项目，为“十五五”电网建设开篇注入强劲动能。作为蒙电入沪系列工程（内蒙古库布齐——上海特高压直流输电工程）中难度最大、工期最紧的核心项目，过江工程的顺利核准标志着蒙电入沪系列工程取得重大突破，关键工程迈入实质性建设阶段。
蒙电入沪工程是国家“十四五”电力发展规划中期滚动调整意见提出的新增跨省跨区输电通道重点工程，是国家“沙戈荒”大型风光基地开发和外送战略的重要承载主体。项目建成后，将对落实国家“沙戈荒”能源送出与长三角一体化战略，服务上海社会主义现代化国际大都市能源保供与绿色转型具有重大意义。
零碳解读：国家电网此前宣布“十五五”期间固定资产投资预计达4万亿元，较“十四五”增长40%。该工程作为首个核准的重大项目，是这一轮投资高峰的明确信号。蒙电入沪配套过江工程项目既是保障上海未来电力安全的“生命线”工程，也是推动能源绿色转型的示范项目，同时还是观察“十五五”中国特高压及新基建投资力度与方向的一个重要窗口。
C. 地方快讯
6.我国东北地区首座核电站上网电量创历史新高
2月2日，辽宁红沿河核电有限公司正式对外公布2025年度运营发展成绩单，红沿河核电全年实现上网电量491.5亿千瓦时，创历史新高。
作为中国东北地区第一座核电站、区域最大电力能源基地，红沿河核电站位于辽宁大连瓦房店市红沿河镇，2022年6月，红沿河核电站一期和二期工程6台机组全面建成投产，总装机容量为671万千瓦，总投资900亿元人民币。
据辽宁红沿河核电新闻发言人张卫东介绍，自投产发电以来，红沿河核电上网电量稳中有升，截至2025年12月31日，红沿河核电累计上网电量3808.69亿千瓦时。与同等规模燃煤电厂相比，等效减少标煤消耗约1.15亿吨，减少二氧化碳排放约3.52亿吨，相当于在辽沈大地织就85.7万公顷林海。张卫东表示，2025年，红沿河核电全年6台机组全程受控，核安全状态良好，未发生非计划停机停堆事件，达成安全生产年度目标，全年顺利完成3轮大修，安全质量状态可控。
零碳解读：红沿河核电2025年上网电量创历史新高，表明在新能源装机和发电占比快速提升的背景下，核电作为稳定基荷电源的系统价值进一步凸显，对区域电力安全和低碳转型具有重要支撑作用。
7.广东：大力发展海上风电，加快推进省管海域项目规模化开发
1月30日，中共广东省委办公厅广东省人民政府办公厅印发的《广东省推动海洋经济高质量发展行动方案（2025—2027年）》提出，实施海洋产业加力提速行动。在海洋新能源产业：大力发展海上风电，加快推进省管海域项目规模化开发。推广深远海大容量抗台风机组、远距离柔性直流输电、漂浮式海上风电机组等新技术应用。推动海上风电开发与海洋牧场、海水制氢、观光旅游等相结合，实现海域立体空间充分利用。
零碳解读：海洋新能源产业，尤其是海上风电，已成为广东从“海洋大省”向“海洋强省”转型的核心引擎。该行动方案体现广东把海上风电作为扩大清洁能源供给和发展海洋经济的重要抓手，强调技术升级、规模化开发与多功能复合利用。成败关键在于技术攻关、并网与市场配套、海域管理与生态保护以及跨部门协同。
8.青海：“十四五”累计完成能源投资2533亿元，较“十三五”增长32.5%
据青海省发改委2月5日消息，“十四五”期间，青海省能源局深入践行“四个革命、一个合作”能源安全新战略，锚定“打造国家清洁能源产业高地”目标，推动全省能源投资规模持续保持高速增长态势，“十四五”累计完成能源投资2533亿元，较“十三五”同比增长32.5%，连续三年突破500亿元大关，年均增长5.3%。
零碳解读：这轮高强度、持续性的能源投入，并非短期冲量式增长，而是围绕“打造国家清洁能源产业高地”的长期战略展开。一方面，清洁能源供给能力稳步增强，为全国“双碳”目标提供支撑；另一方面，绿电正加速向新型产业要素转化，为青海产业结构优化和高质量发展拓展空间。从全国视角看，青海能源投资的持续走高，既是清洁能源集中建设期的必然结果，也为高比例新能源电力系统运行和绿电价值转化提供了实践样本。如何在保持投资强度的同时，提高消纳效率、降低系统成本，将成为检验这一“清洁能源高地”成色的关键。
D. 国际看点
9.中老500千伏联网工程输电线路全线贯通
据新华社报道，2月5日，中老500千伏联网工程中国段和老挝段输电导线在中国云南省磨憨与老挝磨丁交界处实现物理连通，标志着该工程国内外线路全线贯通。该项目是继中老铁路之后，中老两国共建“一带一路”的又一标志性工程。中老500千伏联网工程线路总长177.5千米，其中，中国段长145千米，老挝段长32.5千米，分别由中国南方电网公司和老挝国家输电网公司投资建设。工程投运后，预计可具备150万千瓦双向送电能力，年输送清洁电能约30亿千瓦时，将为澜湄区域电力互联互通和清洁能源输送提供一条高效绿色通道。
零碳解读：老挝此前受制于跨境输电能力，500千伏等级显著提升外送规模与稳定性，为其电力出口提供“硬基础设施”。云南本身水电占比高，但季节性波动明显。中老联网有助于跨流域、跨季节调剂，提升区域电力系统韧性。中老500千伏联网工程的贯通，标志着中老合作从“通路通车”，进一步升级为“通电通能”，不仅夯实老挝能源出口与工业化基础，也为中国—东盟区域电力互联和“一带一路”高质量发展提供关键支点。
10.欧盟宣布调查中国风电巨头，中方表态
2月4日，外交部发言人林剑主持例行记者会。法新社记者提问，欧盟宣布对中国风电巨头金风科技股份有限公司展开调查，原因是担忧该公司从政府补贴中获益，“扭曲”欧盟市场竞争。外交部回应，“你问到的具体情况建议向中方的主管部门了解。”林剑指出，欧盟频繁动用单边经贸工具，对中国企业采取歧视性、限制性的措施，发出的是保护主义信号，损害的是欧盟形象，影响的是中国企业赴欧投资的信心。
零碳解读：林剑强调，我们敦促欧方恪守市场开放承诺和公平竞争原则，停止滥用单边经贸工具，为各国企业提供公平透明、非歧视的营商环境。中方坚定维护中国企业的正当合法权益。
二、专题碳讨
容量电价迎新规，电力系统“兜底能力”有价可循
随着新能源成为我国第一大装机电源，调节性电源的价值迎来重塑。
1月30日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号，下称“114号文”），分类完善煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制，还明确提出有序建立发电侧可靠容量补偿机制，对机组可靠容量根据顶峰能力按统一原则进行补偿。
本次政策的核心突破在于，首次将天然气发电和电网侧独立新型储能纳入全国统一的容量电价机制框架，与已有的煤电、抽水蓄能政策共同构成覆盖多类调节性电源的完整体系。这一举措旨在通过为电力系统的“稳定可用能力”明码标价，保障电力供应安全，并清晰地指向未来建立“同工同酬”的可靠容量补偿市场，为能源绿色转型提供坚实支撑。
多家储能企业均向零碳研究院表示，114号文的发布对于行业是利好消息，意味着独立储能将与火电、抽蓄“同工同酬”。
图/ic
容量电价“补什么”
发电侧容量电价机制是一种新型电价制度，旨在保障电力系统的稳定，通过对诸如煤电、储能等调节性电源的可用发电能力（即容量）付费，而不仅仅是为实际发电量付费。简而言之，这是一种不是为“发了多少电”付费，而是为“关键时刻能不能顶得上、稳得住”付费的价格机制。在114号文发布之前，发电侧容量电价机制已覆盖煤电与抽水蓄能。
在两部门的解读中，现行容量电价机制遇到的挑战是114号文出台的现实背景，例如各地气电、新型储能容量电价机制原则不统一，不利于营造公平竞争的市场环境。因此，需适应新型电力系统和电力市场体系建设要求，分类完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制，适时建立发电侧可靠容量补偿机制，更好保障电力系统安全稳定运行，助力能源绿色低碳转型。
“随着增量新能源强制配储政策的取消，以往过渡性的容量租赁收益模式无法延续，仅依靠电能量和辅助服务市场，独立储能项目收益难以覆盖投资与运营成本，行业迫切需要明确容量收益相关政策为项目投资建设提供稳定预期。”据中国电力企业联合会副秘书长、电动交通与储能分会会长刘永东介绍，在此背景下，114号文从国家层面统一电网侧独立新型储能的容量电价规则，填补了新型储能在容量机制上的政策空白，实现了新型储能和煤电、抽水蓄能同等的电力市场政策。
华北电力大学能源互联网研究中心副主任、电力经济技术分析研究所所长王永利告诉零碳研究院，在当前节点建立电网侧独立新型储能容量电价机制，是顺应新型电力系统加速成形的现实需要，把储能从依赖波动性的市场收益，转到具备稳定预期的制度性补偿上，引导调节性资源有序建设、保障电力安全稳定供应。
王永利表示，此前，煤电容量电价机制已形成按固定成本一定比例回收、按月申报结算、费用纳入系统运行费分摊的体系。抽水蓄能的两部制价格机制以竞争性方式形成电量电价、以容量电价回收固定成本。这类电量市场化、容量机制化的组合，为将新型储能纳入容量电价并与现货市场衔接，提供了制度参照。
容量电价“怎么补”
114号文明确，对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，各地可给予容量电价。容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算（折算比例为满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1），并考虑电力市场建设进展、电力系统需求等因素确定。电网侧独立新型储能电站实行清单制管理，管理要求由国家能源局根据电力供需形势分析及保供举措等另行明确，项目具体清单由省级能源主管部门会同价格主管部门制定。
刘永东表示，114号文针对电网侧独立新型储能的技术特性和功能定位，设计了“煤电基准+因子折算+清单管理+市场协同”的容量电价体系，规则围绕“真实反映顶峰贡献、合理回收固定成本、引导高效资源配置”展开。定价基础以当地煤电容量电价为基准标尺；定价核心是按顶峰能力实行比例折算，精准匹配系统贡献；管理方式采用清单制管理，明确项目准入与退出；收益体系实现了容量电价+市场收益，构建起新型储能的双轮驱动模式。
零碳研究院关注到，独立储能的容量电价水平还有待各地方具体确定，这也意味着不同省份政策落地节奏的不同可能也会对项目收益产生影响。
王永利告诉零碳研究院，结合各省（区）新能源占比、负荷特性与外送通道条件的差异，储能容量电价在落地过程中呈以下三个维度分化。
首先是定价逻辑的差异，在新能源占比高、调节压力大且外送受限的地区，更强调容量电价的托底功能，以稳定覆盖储能必要的固定成本。现货市场更成熟、价差机会更丰富的地区，则更可能强化与电能量市场、辅助服务收益的联动，容量电价趋向补缺口的思路。
其次是考核标准的差异，受端负荷中心更在意尖峰供电能力，往往会对连续放电时长、关键时段可用率设定高权重，短时储能难以获得全额补偿；送端新能源基地则更关注波动平抑与消纳支撑，考核更可能侧重响应速度、跟踪能力和日内循环贡献。
第三是分摊机制的差异，各地工商业承受能力和电价敏感度不同，会影响容量电费在终端用户侧以及相关受益主体之间的分摊边界与传导方式，进而决定容量电价的可落地性和政策执行的力度。
如何影响新型储能市场：收益重构将是关键
中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻表示，目前，我国新型储能并未享有与煤电和抽蓄“同质同价”的容量补偿政策，且独立储能充电电量需承担系统运行费用（其中包含煤电、抽蓄的容量电费等），造成双重的成本压力。2025年2月的136号文件明确提出“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”，原本占据大项目总收益将近50%至60%的容量租赁收益将逐渐取消。由于我国电力市场建设成熟度相对有限，储能仅通过参与电能市场和辅助服务市场获得收益，难以覆盖其投资成本和运营成本。
刘永东提出，114号文的发布对新型储能发展具有深远影响，有利于推动形成“可靠容量补偿稳基本、电能量市场和辅助服务增效益”的收益结构。
多家储能企业均向零碳研究院表示，114号文的发布对于行业是利好消息，意味着独立储能将与火电、抽蓄“同工同酬”。
“2026年将成为独立新型储能市场化发展元年。”李臻表示，文件出台标志着独立新型储能完整收益版图成型，电能量，辅助服务、容量电价三大收益板块协同发力，筑牢产业收益根基，提振行业信心。
对于储能行业的参与者，114号文将带来何种影响？
李臻认为，对项目投资方而言，容量电价机制不代表可以“躺平”，而是对储能电站的技术性能、建设运营能力提出了更高的要求。投资运营方需要研判区域容量供需形势，杜绝盲目跟风投资，科学平衡电能量、辅助服务与容量收益的关系，实现多元收益协同增长，让项目在市场化竞争中持续创造价值。
对地方政府而言，李臻表示，各地需立足区域能源资源禀赋与电力系统需求，做好各类调节性资源的统筹规划，提前开展需求发布与风险预警，避免“一哄而上”，防范“一哄而散”。通过建立严格的优质项目遴选机制、规范的项目管理制度、科学的评估考核体系，强化市场引导与过程监管，确保政策红利精准流向可靠、优质的储能项目。
王永利提醒称，容量电价机制是通向成熟电力市场的桥梁而非终点。地方在制定细则时，应预留好与未来现货市场连续运行后可靠容量补偿机制的衔接口，为构建高效、统一的新型电力系统调节市场奠定长远基础。
新京报贝壳财经记者 朱玥怡 编辑 陈莉 校对 赵琳
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