下一步，我们将支持湖北省做好能源结构优化调整工作。一是按照“应开尽开、应投尽投、能早尽早”原则，督促指导湖北省抓紧推动火电项目核准建设工作，加快推进陕武直流配套电源建设，推动煤电项目按期投产。二是支持湖北省结合本地煤炭消费特点合理布局建设煤炭铁水联运储配基地，积极配合相关部门，推进煤炭储备能力建设，保障两湖等重点地区电煤需求。三是督促电网企业在确保工程质量和安全的前提下，科学推进金上直流输电工程建设进度。四是在确保电力安全稳定运行和三峡电站电能充分消纳的前提下，结合相关受端省份电力供需形势，稳妥有序推动三峡电站电能分配优化工作。五是支持湖北鄂西地区以市场化为原则、立足地区供需实际，将页岩气勘探开发成果就近利用，在气源有保障、气价可承受的前提下，稳慎布局天然气发电。

三、关于完善市场和价格机制

目前，全国统一电力市场体系启动建设，价格机制不断完善。一是优化跨区电力交易机制，促进跨省区送电价格合理形成，引导电力资源大范围优化配置。二是鼓励各省积极与重点产煤省和煤炭企业衔接煤源，按照国家相关要求足量签订电煤中长期合同，稳定电煤价格，保障电煤供应。三是完善抽水蓄能价格形成机制。2023年5月，国家发展改革委印发《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕533号），核定在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价。四是重视发挥电价政策作用，支持新型储能产业发展。2021年7月，国家发展改革委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号），提出合理扩大峰谷电价价差，为用户侧新型储能发展创造条件。2022年5月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，明确独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。

下一步，我们将在电力市场、电煤价格、抽水蓄能容量电价、储能价格等方面持续深入开展工作。一是加快构建多层次统一电力市场体系，加强中长期、现货、辅助服务交易的统筹衔接，进一步完善跨省跨区市场化交易机制。二是持续跟踪全国电煤签订履约落实情况，督促指导相关企业强化大局意识，严格履行电煤中长期合同，保障电煤价格运行在合理区间。三是在具备条件的地区，鼓励抽水蓄能和新能源基地一体化运行，适时开展一体化项目经济性研究。四是研究建立新型储能价格机制，指导地方进一步完善峰谷分时电价机制。

四、关于健全行业标准体系

我们高度重视能源领域的标准化工作，将标准作为引领产业发展、加强行业管理的重要手段，不断加强新能源、储能等行业标准体系建设，持续完善新能源项目管理机制。一是在新能源涉网性能检测方面，国家能源局印发《关于进一步加强海上风电项目安全风险防控相关工作的通知》（国能发安全〔2022〕97号）等文件，提出加强涉网安全管理，按国家、行业标准要求开展并网测试工作。二是在新型储能入网检测方面，国家能源局印发《2023年能源行业标准计划立项指南》，将新型储能并网运行等列入立项指南并予以重点推动。三是在新型储能消防验收方面，国家消防救援局结合近年来电化学储能电站火灾爆炸事故特点，提请国务院安委办专门部署开展电化学储能电站安全风险隐患专项整治工作，先后下发《关于做好电化学储能电站火灾扑救准备工作的通知》《电化学储能电站火灾扑救要点（试行）》，推动提升电化学储能领域的安全防范水平和应急处置能力。四是新能源项目由地方能源主管部门核准（备案）。2022年，相关省级能源主管部门根据区域内新能源项目建设情况、用地用林要求、生态红线等因素，对超出核准（备案）有效期且长期不建的项目予以废止，并分类回收利用废止项目土地。