2025年2月9日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》，意味着中国新能源上网电量将全面进入电力市场。《通知》指出，完善现货市场交易规则，推动新能源公平参与实时市场，加快实现自愿参与日前市场，并不断完善中长期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。此次改革主要内容有三方面：一是推动新能源上网电价全面由市场形成；新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。二是建立支持新能源可持续发展的价格结算机制；新能源参与市场交易后，在结算环节建立可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，按机制电价结算。三是区分存量和增量项目分类施策；存量项目的机制电价与现行政策妥善衔接，增量项目的机制电价通过市场化竞价方式确定。

2025年2月12日，生态环境部、工业和信息化部、住房城乡建设部、交通运输部和农业农村部按照《国家重点低碳技术征集推广实施方案》相关要求，开展低碳技术征集筛选工作，编制形成《国家重点推广的低碳技术目录（第五批）》，旨在大力支持低碳技术创新推广，培育和发展新质生产力。《目录》包含5个重点方向共103项低碳技术，其中包括16 MW 超大容量海上风电机组技术、大型光伏电站智能柔性控制技术与装置、基于超长重力热管的变革性地热开采及高效利用技术、压水堆核电厂热电联供技术等多项电力技术等。

2025年2月17日，工业和信息化部、国家发展改革委、教育部、商务部、市场监管总局、国家知识产权局、国家能源局及国家消防救援局联合发布《新型储能制造业高质量发展行动方案》。《方案》提出，面向中短时、长时电能存储等多时间尺度、多应用场景需求，加快新型储能本体技术多元化发展，提升新型储能产品及技术安全可靠性、经济可行性和能量转化效率。推进电源和电网侧储能应用，积极鼓励探索火电合理配置新型储能，支持开展新型储能配合调峰、调频等多场景应用。推动新能源集成新型储能和智能化调控手段建设友好型新能源电站。拓展用户侧储能多元应用，面向对供电可靠性、电能质量要求高和用电量大的用户，推动配置新型储能。支持具备条件的工业企业、园区建设工业绿色微电网，积极推进新型储能技术产品在工业领域应用。《方案》指出，到2027年，中国新型储能制造业全链条国际竞争优势凸显，优势企业梯队进一步壮大，产业创新力和综合竞争力显著提升，实现高端化、智能化、绿色化发展。

2025年2月17日，中国能建华北院申报并负责编制的《可再生能源水电解制氢系统技术要求》获批推荐性国家标准。本项标准以提出完善合理的可再生能源水电解系统技术要求为目标，规定了风力发电、光伏发电、风光发电等可再生能源水电解制氢系统的技术要求，并对水电解制氢、储氢供氢、电气、控制、安全等关键问题提出技术要求。本标准的制定将促进可再生能源水电解制氢行业技术进步，推动氢电耦合产业发展、助力可再生能源消纳及“双碳”目标的实现。

2025年2月，中国能建葛洲坝三峡建设公司、东北院、龙江能建相继中标多个共享储能EPC总承包项目，中标总金额约合87亿元。葛洲坝三峡建设公司中标的山东东营广饶大王镇200兆瓦/800兆瓦时独立共享储能电站项目，金额约13亿元，规划容量为200兆瓦/800兆瓦时。中标的山东独立共享储能电站项目包含山东东营广饶大王镇300兆瓦/1200兆瓦时独立共享储能电站、山东诸城舜王镇200兆瓦/800兆瓦时独立共享储能电站、山东东港夏陆镇200兆瓦/800兆瓦时独立共享储能电站，金额约46亿元。东北院中标的林州凤源300兆瓦/1000兆瓦时独立共享新型储能电站项目，金额约17.9亿元，建设300兆瓦/1000兆瓦时独立储能+车网互动充电站项目。龙江能建中标的邢台龙岗300兆瓦/1200兆瓦时共享储能电站项目，金额约10.1亿元；建设规模包括300兆瓦/1200兆瓦时的非步入式液冷磷酸铁锂储能系统，以及60兆瓦/284.4千瓦时的飞轮储能系统。以上项目的建成，能有效平抑新能源发电出力的波动特性，参与电网调峰，缓解电网调峰压力，提高供电质量和电网运行的安全性和可靠性；同时，将有效缓解河北南网系统调峰压力，解决风电、光伏等新能源发电的消纳难题。

2025年2月，比亚迪储能与沙特电力公司成功签署全球最大的电网侧储能项目合同，容量达12.5GWh。加上此前已交付的2.6GWh项目，目前双方合作总量已高达15.1GWh。此次签约项目的电池储能系统（BESS）设备将安装在五个项目地。比亚迪储能向沙特电力提供全新一代“MCCube-T魔方储能系统”，该系统采用了比亚迪储能全球首创的CTS（电芯直接到系统）超级集成技术，Vcts（电芯体积占系统体积的占比）指标超33%。12.5GWh储能系统将全面融入沙特的输电网络体系，确保稳定供电的稳定性。同时，它将以灵活、高效且经济的方式推动沙特能源基础设施的发展，助力能源转型，为沙特能源安全增添动力。

2025年2月24日，为期一周的联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）第62次全会在杭州启幕，这是IPCC全会首次在中国召开，来自130余个国家的IPCC成员国政府代表、有关观察员组织和国际组织代表参会，正式启动第七次全球气候评估（AR7）规划工作。全会将重点审议第七次评估周期的三个工作组报告大纲和一个方法学报告大纲。正在筹备的第七次评估报告预计2028年完成，其结论将直接影响2030年后全球减排目标的修订。

2025年1月29日，欧盟宣布，将通过“连接欧洲设施” (CEF) 基金提供近12.5亿欧元的资助，用于支持41个跨境能源基础设施项目。此次拨款规模创下CEF能源计划历史新高，标志着欧盟构建跨欧洲能源网络（TEN-E）迈出关键一步。此次获批的41个项目覆盖电网升级、氢能布局与碳捕集突破等关键领域，涵盖工程建设与研究两大类型，其中5个为实体建设项目，36个为前瞻性研究课题。此次投资直指两大核心诉求：一是通过跨国电网互联减少对单一能源供应国的依赖，二是以基础设施先行破解可再生能源消纳瓶颈。对跨境能源项目的资助，标志着欧洲能源基础设施建设的关键升级。对电网、氢能及二氧化碳基础设施的支持，将加速跨境能源互联，推动工业脱碳，并促进可再生能源的高效整合。

2025年2月12日，澳大利亚联邦政府宣布，《2024年澳大利亚未来制造（生产税收抵免及其他措施）法案》获得参议院批准。该立法将为关键矿产和可再生氢（也称“绿氢”）颁发生产税收抵免，以支持该国在工业领域的脱碳努力，并助力实现其2050年净零排放目标。这两项激励计划被纳入澳大利亚政府 2024-2025 年度预算，其中拨出 70 亿澳元用于激励关键矿产的加工和精炼，另有 67 亿澳元（相当于300亿人民币）计划用于绿氢生产的税收抵免。根据新规定，从2027年7月1日（即2027/2028 财年开始）至 2040 年 6 月 30 日（2039/2040 财年结束）期间，澳大利亚将对每生产一公斤绿氢提供价值2澳元（约9元人民币）的税收优惠，单个项目的优惠期限最长可达 10 年，旨在弥合与化石燃料之间的成本差距。

2025年2月13日，英国启动了一项针对海上风电项目的激励计划，试图说服开发商提供投资，以实现到2030年该国能源系统脱碳的目标。该计划名为“清洁产业奖金”，将为中标者提供每吉瓦海上风电项目2700万英镑（3350万美元）的初始资金。这意味着，如果开发商承诺开发 7-8吉瓦的海上风电，最多可以获得2亿英镑的资金。清洁产业奖金将适用于所有通过今年可再生能源拍卖竞标融资的海上风电项目。目前，英国已将海上风电作为其2030年清洁能源计划的核心，并于去年12月提出希望到2030年将海上风电装机容量从目前的约15吉瓦提升至43-50吉瓦。英国计划在今年晚些时候举行新一轮可再生能源拍卖，开发商将在拍卖中竞投政府对所生产电力的价格担保。

2025年2月18日，日本政府批准了到2040年减少该国温室气体排放的新目标，同时批准了同期修订的能源计划和更新的产业政策。这些措施旨在增强企业的长期政策稳定性，重点是促进脱碳、确保稳定的能源供应和增强工业能力以推动经济增长。根据新的气候政策，日本的目标是到2035年将温室气体排放量在2013年的基础上减少60%，到2040年减少73%，并将其2030年减排46%的目标延续下去。修订后的能源政策旨在到2040财年使可再生能源占日本电力结构的50%，核电占20%，以期在满足电力需求不断增长的同时，推动清洁能源的发展。内阁还批准了一项新的国家战略，该战略将整合脱碳和产业政策，直至2040年，与排放目标和能源计划保持一致。其目标是在可再生能源、核能和其他低碳能源丰富的地区发展产业集群。

作者：Yu Liu, Nenggao Zhu, Meifang Zhou, Xin Wen, Lingyu Yang, Xinbei Li, Jinzhu Zhang

来源：Energy and Climate Management

主要内容：本文讨论了可计算一般均衡（CGE）模型的扩展和应用，CGE模型是减少污染和控制排放目标的重要政策指导工具。基于澳大利亚CGE建模学派的理论框架，文章介绍了一个能源环境经济CGE模型，包括基础经济模块、长期和短期的闭合机制、动态机制、求解方法、数据来源和政策模拟的应用拓展，并对基于该CGE模型的研究进行总结，包含对不同碳税收入政策的差异调查、单一地区与多地区碳市场机制的比较、能源效率改进的反弹效应、不同环境税策略的影响以及碳中和目标的成本中性设置。研究表明，尽管CGE模型存在一定的假设和简化，但其作为政策指导工具仍然具备重要的价值，通过模拟不同政策情景，能提供关键的经济指标和生产活动变化趋势。此外，CGE还可以应用于经济增长、社会问题（如贫困和不平等）、其他能源与环境问题等多个研究领域中。

作者：Pian-Pian Xiang, Jia-Chen Wang, Ke-Jun Jiang, Chen-Min He, Wei-Yi Jiang, Lin-Qing Guo, Yu-Jie Jiao, Sha Chen

来源：Advances in Climate Change Research

主要内容：本研究借助IPAC（Integrated Policy Assessment Model for China）-technology 模型构建了中国分区域合成氨工业经济技术评估模型，考虑了不同区域的光伏资源差异性，并通过运输成本使区域间形成联动作用，进而分析碳中和目标下各区域合成氨工业的零碳转型路径。根据中国合成氨工业生产现状和光伏资源分布，将NH3产地划分为12个区域：珠三角、华南、河南、长三角、京津冀、东北、河北、内蒙古、新疆、山西、山东、西北地区。本研究设定了基准情景（REF）、碳价促进情景（CPS）、核能技术促进情景（NPS）和碳价核能双促进情景（CNPS）4个情景。研究结果表明，西北地区、内蒙古和新疆依托优秀的光伏资源，在转型脱碳路径中表现储对电解技术的显著偏好性，并依托电解技术实现零碳生产；山东、京津冀则通过核能技术实现本地氨的零碳生产；华南、河南、山西则是合成氨产能退出区；东北、长三角、珠三角和中国西南部在不同情景中对各技术的偏好性不同，脱碳路径存在较强的不确定性。

作者：Yating Kang, Peipei Tian, Jiashuo Li, Hetong Wang, Kuishuang Feng

来源：Fundamental Research

主要内容：本研究利用中国煤矿点源数据，整合煤矿甲烷动态排放因子和关键减排技术参数，由一个自下而上的模型--全球变化分析模型（GCAM）模拟未来全国煤炭产量，评估了到2060年不同煤炭生产情景下中国省级煤矿甲烷的排放量、减排潜力和成本。研究发现，在中国碳中和去煤背景下，部署可用的煤矿甲烷减排措施可以使得2060年的煤矿甲烷排放量比2021年减少65%-78%。来自废弃煤矿的甲烷排放占比将达到71%，废弃煤矿将超过煤矿开采成为中国煤矿甲烷的最大排放源。山西、陕西、内蒙古、甘肃和宁夏是主要的煤炭生产和煤矿甲烷排放区，预计将贡献超过80%的全国煤矿甲烷减排量。而在东北、华东和华南地区，超过90%的煤矿甲烷排放将来自废弃煤矿。考虑收益和技术进步等因素，预计煤矿甲烷减排成本可以降至50元/吨二氧化碳当量。随着未来二氧化碳价格上涨，大规模实施煤矿甲烷减排将在经济上具备可行性，特别是在内蒙古等低成本地区可以优先开展减排投资。研究建议将煤矿甲烷纳入碳排放权交易市场，激励甲烷减排。

作者：Zhenyu Zhuo, Ershun Du, Ning Zhang, Chris P. Nielsen, Xi Lu, Jinyu Xiao, Jiawei Wu & Chongqing Kang

来源：Nature Communications

主要内容：本研究建立了一个具有高可再生能源容量份额的电力系统规划模型，以评估中国向碳中和转型对电力供应成本的影响。制定了电力系统发电和输电扩张的公式，并模拟了电力系统形态随时间的变化。规划模型通过安全约束详细考虑了高可再生能源渗透率引起的稳定性问题，例如惯性下降和缺乏峰值调节储备。基于高分辨率气象和地理数据的可变可再生能源供应曲线被集成到规划模型中，以全面评估成本。此外，还对中国省级电力系统的长期发展进行了模拟。建模结果能够准确估计可再生能源融入整个电力系统的外部成本。研究结果表明，到 2050 年，要实现电力系统的碳中和，大约需要 5.8 TW 的风能和太阳能光伏发电能力。供电成本将增加 9.6 元/千瓦时。可再生能源发电能力、灵活发电资源和电网扩建方面的大量投资将导致主要的成本转变。