江西中止执行尖峰电价 电价仍按高峰时段电价标准执行！
江西省发展改革委发布关于中止执行尖峰电价机制的通知，自2024年8月17日起中止实施尖峰电价机制（尖峰时段20:30～22:30），电价仍按高峰时段电价标准执行。为应对电力缺口，保障全省电网安全运行，我委出台《关于阶段性短暂性恢复执行尖峰电价的通知》（赣发改电〔2024〕79号），暂定2024年8月7日-8月25日执行尖峰电价。文件实施后，电网系统负荷得以有效削减，保障了电网安全稳定运行，度过了电力供应紧张时段。考虑到近期高温天气明显缓和，据省气象部门预测，8月剩余时段降雨偏多，最高气温总体维持在35℃及以下，电力供应紧张形势明显缓解。经综合研判，全省8月剩余时段电力供应可保持基本平稳，出于减轻企业用电负担的需要，我委决定提前中止执行尖峰电价。现就有关事项通知如下：一、自2024年8月17日起中止实施尖峰电价机制（尖峰时段20:30～22:30），电价仍按高峰时段电价标准执行。二、请国网江西省电力有限公司、各设区市发展改革委做好宣传解释工作，确保工商业用户知晓政策，合理调整生产计划。2024年8月15日
江西省发展和改革委员会
详情请见：
https://news.bjx.com.cn/html/20240816/1395385.shtml
重庆电力交易中心启动电子营业执照（电力用户智能注册）试运行
近期，重庆电力交易中心在7月电力市场服务宣传月活动基础上，持续推进市场服务优化提升工作，从交易平台技术升级着手，为提升市场注册效率与服务水平，选取8月1日至8月31日，在全市范围内启动电子营业执照（电力用户智能注册）试运行。期间，工商业电力用户可自主选择电子营业执照或传统模式注册，新用户尤被鼓励尝试电子营业执照注册，以加速业务熟悉，为下一步电子营业执照功能全面推广应用奠定基础。
电子营业执照的引入，标志着重庆电力交易中心在数字化转型的道路上迈出了重要一步。通过电子营业执照，参与电力交易的企业可以在线自动获取企业信息、法人信息，大大缩短了办理时间，降低了交易成本。同时，电子营业执照的使用也增强了交易的安全性，有效防止了身份冒用和信息泄露的风险。此举标志着重庆电力服务向智能化、便捷化、安全化迈出新步伐。
随着电子营业执照试运行的不断深入，重庆电力交易中心还将根据市场反馈和用户需求，不断优化和完善相关功能。未来，交易中心计划将电子营业执照与更多业务应用场景相结合，进一步推动电力交易的数字化、智能化发展，为构建高效、透明、安全的电力市场环境贡献力量。
https://news.bjx.com.cn/html/20240816/1395290.shtml2024年7月江苏电力运行情况：7月份全社会用电量859.57亿千瓦时
一、全省发电情况
截至7月底，全省装机容量19180.74万千瓦，含统调电厂13760.09万千瓦，非统调电厂5420.64万千瓦。
7月份，全省发电量645.06亿千瓦时，同比增长4.05%，年累计发电量3822.98亿千瓦时，同比增长7.45%。其中统调电厂累计3333.27亿千瓦时，同比增长4.42%，非统调电厂累计489.71亿千瓦时，同比增长33.90%。
1-7月份，全省发电累计平均利用小时2059小时，同比下降88小时。其中，统调电厂累计平均利用小时2431小时，同比增长19小时。
二、全省用电情况
7月份，全社会用电量859.57亿千瓦时，同比增长9.78%；年累计全社会用电量4782.63亿千瓦时，同比增长9.11%。
1-7月份，全网最高用电负荷14310万千瓦。
三、电力建设情况
1-7月份，新增发电能力1328.66万千瓦，电网建设新增110千伏及以上线路长度1683.45公里、变电容量1483.75万千伏安。
https://news.bjx.com.cn/html/20240816/1395147.shtml深圳市绿电绿证服务中心自2023年11月成立至今，已促成深圳市绿证交易达1400万张可再生能源绿色电力证书（绿证），折合绿电140亿千瓦时。
这是记者从8月13日南方电网深圳供电局在深圳举办的签约仪式上获悉的。当天，3家总部在深圳的外向型企业打包全国厂区的绿证需求，与中核汇能、中广核等可再生能源发电企业达成350万张绿证交易，折合绿电35亿千瓦时，这是迄今为止深圳外向型企业最大一宗绿证交易。
绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。绿证作为可再生能源电力消费凭证，用于可再生能源电力消费量核算、可再生能源电力消费认证等。1个绿证对应1000千瓦时的可再生能源电量。
当天签约仪式上发布的南方电网深圳供电局ESG（环境、社会、治理）报告显示，在供给侧，2023年深圳电网新增可再生能源并网容量19.11万千瓦，同比增加111%，当年可再生能源上网电量33.27亿千瓦时，100%全额消纳；在消费侧，2023年深圳市参与绿电交易用户数达60家，绿电交易总量达5.9亿千瓦时，约占广东全省交易量的23.35%，交易金额超1600万元。
近年来，我国不断健全完善可再生能源绿色电力证书制度，明确绿证适用范围，规范绿证核发，健全绿证交易，扩大绿电消费，完善绿证应用，实现绿证对可再生能源电力的全覆盖。
“我们将持续开展公益性绿电绿证政策宣讲及绿电金融研究工作，通过营造绿电消费氛围、稳妥推动各方使用绿电，不断提升绿电消费比例。”南方电网深圳供电局市场及客户服务部副总经理黄媚说。
https://news.bjx.com.cn/html/20240814/1394828.shtml华北能监局强化市场机制建设 提升迎峰度夏电力保供水平
当前，迎峰度夏电力保供已经进入关键时期，7月24日，华北电网电力负荷达3.25亿千瓦，京津唐电网负荷达8127万千瓦，创历史新高，北京、天津、河北南网等省级电网同步创历史新高。华北能源监管局将迎峰度夏电力保供作为重要的政治任务，举全局之力协同做好电力保供工作，着重强调了进一步完善市场机制，发挥区域电网协同效应，充分挖掘区域保供潜力，收到了良好成效，为确保迎峰度夏期间电力可靠供应提供了有力支撑。
今年以来，华北局进一步完善了迎峰度夏电力保供专班机制，及时掌握迎峰度夏电力供需形势、协调保供资源。局主要负责同志亲自部署，保供专班每日动态掌握区域内各网省公司电力供需形势，紧密跟踪全网发用电负荷、机组非停、新能源发电及受限、电煤库存等情况，对潜在问题及时预警；督导网电力公司组织省间现货、应急调度应对供需紧张情况；每日向国家能源局及地方政府主管部门报送迎峰度夏电力保供日报。
华北局结合近年来国家能源局有关文件精神，从华北区域电力系统实际出发，研究出台了一系列市场化措施，进一步提升了电力系统保供水平。一是进一步理顺京津冀三地保供工作界面与协同机制。组织京津冀三地主管部门共同研究三地协同保供机制，联合印发了《京津唐电网电力平衡不足情况下参与省间现货、应急调度实施细则》，明确各省市电力保供责任，厘清三地主管部门和电力公司工作界面，进一步理顺了应急调度机制，规范了协调保供流程。通过印发《实施细则》，促进了跨省跨区余缺互济，加强重点地区重要时段供电保障，提升华北区域安全保供能力。大负荷期间华北电网联合京津冀三地电网公司及早预判供需形势，合理分配省间现货参与份额，有序协同、联合参与，确保了省间现货和应急支援的及时到位，截至目前，京津冀地区未发生有序用电。二是建立了配建储能参与电力保供的有效激励机制。落实国家发展改革委、国家能源局有关文件精神，提高对配建储能参与顶峰保供的市场化补偿水平，摸清辖区内配建储能运行情况和发电潜力，组织研究并印发了《关于在华北区域电网大负荷期间对新能源配建储能进行统一直接调用的通知》。通过印发此通知，明确了配建储能顶峰响应的条件、流程，极大地激励了有关新能源配建储能项目在大负荷期间满发多发，最大化发挥全网新型储能电力保供作用。7月中下旬至8月初，京津唐电网配建储能最大连续4小时放电超过50万千瓦，成为电力保供的重要力量。三是探索研究华北区域网间电力互济保供机制。华北局主要负责同志亲自部署，多次组织召开协调会议，深入研究辖区内省级电网负荷特性，充分利用蒙西电网与京津唐电网互济空间，建立了蒙西与京津唐电网互济保供机制。该机制与各地现有市场机制实现配套衔接，在保障省间优先送电计划可靠落实的情况下，实现蒙西电网与京津唐电网灵活互济，强化了对华北区域各地区经济发展的电力支撑。在此机制框架下，大负荷期间，蒙西电网积极通过蒙西-京津唐联络线参与省间现货，助力实现内蒙古自治区电力可靠供应。
下一步，华北能源监管局将继续强化统筹协调和监测预警，加大措施执行力度，扛牢压实电力安全保供责任，保障迎峰度夏各项工作落到实处，确保度夏期间电力系统安全稳定运行和电力可靠供应。
https://news.bjx.com.cn/html/20240812/1394141.shtml为加强厂网信息交流，规范市场秩序，保障清洁能源消纳和电力有序供应，近日，南方能源监管局组织召开2024年上半年广东、广西、海南省（区）电力调度交易与市场秩序厂网联席会议。
为充分发挥厂网联席会议沟通协调解决问题的作用，今年，南方能源监管局采取线下分省（区）形式召开了3场厂网联席会议。在各会场，三省（区）市场运营机构、电网企业通报了2024年上半年电网调度运行、电力供需形势、电力市场交易、代理购电和电费结算等方面情况，逐一回应了2023年四季度厂网联席会议上发电企业反映问题落实情况；三省（区）电力市场管理委员会汇报了上半年运作情况；南方能源监管局通报了今年电力调度与市场秩序监管发现问题和监管意见建议；发电企业就电力生产经营、电力市场建设、新能源发展和消纳等工作进行了深入交流。
会议指出，今年来，各电力企业认真贯彻落实党中央、国务院关于能源领域的重大决策部署，以“四个革命、一个合作”能源安全新战略为指引，切实强化责任担当，电力保障供应能力持续提升、电力绿色低碳转型不断加快、电力市场建设取得突破性进展，有力支撑了经济社会平稳运行。
会议强调，刚刚召开的党的二十届三中全会对推进中国式现代化作出了一系列重大决策部署，为下一步保障电力可靠供应和绿色低碳转型指明了方向，各电力企业要深刻领会当前电力市场建设与市场秩序、电力绿色低碳转型面临的新形势新要求，进一步加快电力系统调节能力建设，持续提升自身设备管理水平，确保下半年电力保供和市场化改革任务顺利完成。
会议要求，各电力企业要持续发挥合力，紧紧围绕加快构建新型能源体系，着力保障能源安全稳定供应，着力促进清洁能源发展和消纳，着力规范电力调度运行和市场交易秩序，全面落实国家关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见，积极融入南方区域电力市场，促进电力资源在更大范围内优化配置，以实际行动为能源高质量发展助推中国式现代化建设作出新的更大贡献。
https://news.bjx.com.cn/html/20240814/1394814.shtml北京市碳排放配额今日线上成交量440吨，成交额46,200.00元，成交均价105.00元/吨；线下协议转让无成交。截止2024年8月18日 ，配额（BEA）公开交易累计成交量为1979.37万吨，协议转让累计成交量为3569.07万吨，累计成交额为28.83亿。https://mp.weixin.qq.com/s/YyKABHwzHssMSxyt_UluRw中共中央、国务院首次系统部署！涉及电价改革/绿电/绿证等
8月11日，中共中央、国务院印发《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》，这是中央层面首次对加快经济社会发展全面绿色转型进行系统部署。意见提到，加快构建新型电力系统。加强清洁能源基地、调节性资源和输电通道在规模能力、空间布局、建设节奏等方面的衔接协同，鼓励在气源可落实、气价可承受地区布局天然气调峰电站，科学布局抽水蓄能、新型储能、光热发电，提升电力系统安全运行和综合调节能力。建设智能电网，加快微电网、虚拟电厂、源网荷储一体化项目建设。加强电力需求侧管理。深化电力体制改革，进一步健全适应新型电力系统的体制机制。到2030年，抽水蓄能装机容量超过1.2亿千瓦。完善绿色转型价格政策。深化电力价格改革，完善鼓励灵活性电源参与系统调节的价格机制，实行煤电容量电价机制，研究建立健全新型储能价格形成机制，健全阶梯电价制度和分时电价政策，完善高耗能行业阶梯电价制度。完善居民阶梯水价、非居民用水及特种用水超定额累进加价政策，推进农业水价综合改革。支持地方完善收费模式，推进生活垃圾处理收费方式改革，建立城镇生活垃圾分类和减量激励机制。加快关键技术研发。推进绿色低碳科技自立自强，将绿色转型相关技术作为国家重点研发计划相关重点专项的重要支持方向，聚焦能源绿色低碳转型、低碳零碳工艺流程再造、新型电力系统、二氧化碳捕集利用与封存、资源节约集约与循环利用、新污染物治理等领域，统筹强化关键核心技术攻关。强化企业科技创新主体地位，支持龙头企业牵头组建关键核心技术攻关联合体，加大对中小企业绿色低碳技术研发的资助力度，鼓励各类所有制企业参与相关国家科技计划。健全绿色转型市场化机制。健全资源环境要素市场化配置体系，完善交易制度规范及登记、出让、转让、抵押等配套制度，探索基于资源环境权益的融资工具。健全横向生态保护补偿机制，完善生态产品价值实现机制。推进全国碳排放权交易市场和温室气体自愿减排交易市场建设，健全法规制度，适时有序扩大交易行业范围。完善绿色电力证书交易制度，加强绿电、绿证、碳交易等市场化机制的政策协同。详情如下：
中共中央 国务院关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见
（2024年7月31日）
推动经济社会发展绿色化、低碳化，是新时代党治国理政新理念新实践的重要标志，是实现高质量发展的关键环节，是解决我国资源环境生态问题的基础之策，是建设人与自然和谐共生现代化的内在要求。为加快经济社会发展全面绿色转型，现提出如下意见。坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的二十大和二十届二中、三中全会精神，全面贯彻习近平经济思想、习近平生态文明思想，完整准确全面贯彻新发展理念，加快构建新发展格局，坚定不移走生态优先、节约集约、绿色低碳高质量发展道路，以碳达峰碳中和工作为引领，协同推进降碳、减污、扩绿、增长，深化生态文明体制改革，健全绿色低碳发展机制，加快经济社会发展全面绿色转型，形成节约资源和保护环境的空间格局、产业结构、生产方式、生活方式，全面推进美丽中国建设，加快推进人与自然和谐共生的现代化。——坚持全面转型。牢固树立绿水青山就是金山银山的理念，将绿色转型的要求融入经济社会发展全局，全方位、全领域、全地域推进绿色转型，构建人与自然生命共同体。——坚持协同转型。充分考虑不同地区、不同行业的发展实际，坚持统筹推进与重点突破相结合，科学设定绿色转型的时间表、路线图、施工图，鼓励有条件的地区和行业先行探索。——坚持创新转型。强化支撑绿色转型的科技创新、政策制度创新、商业模式创新，推进绿色低碳科技革命，因地制宜发展新质生产力，完善生态文明制度体系，为绿色转型提供更强创新动能和制度保障。——坚持安全转型。统筹处理好发展和减排、整体和局部、当前和长远、政府和市场的关系，妥善防范化解绿色转型面临的内外部风险挑战，切实保障粮食能源安全、产业链供应链安全，更好保障人民群众生产生活。主要目标是：到2030年，重点领域绿色转型取得积极进展，绿色生产方式和生活方式基本形成，减污降碳协同能力显著增强，主要资源利用效率进一步提升，支持绿色发展的政策和标准体系更加完善，经济社会发展全面绿色转型取得显著成效。到2035年，绿色低碳循环发展经济体系基本建立，绿色生产方式和生活方式广泛形成，减污降碳协同增效取得显著进展，主要资源利用效率达到国际先进水平，经济社会发展全面进入绿色低碳轨道，碳排放达峰后稳中有降，美丽中国目标基本实现。（一）优化国土空间开发保护格局。健全全国统一、责权清晰、科学高效的国土空间规划体系，严守耕地和永久基本农田、生态保护红线、城镇开发边界三条控制线，优化各类空间布局。健全主体功能区制度体系，推进主体功能综合布局，细化主体功能区划分，完善差异化政策。加快建设以国家公园为主体、自然保护区为基础、各类自然公园为补充的自然保护地体系。加强生态环境分区管控。健全海洋资源开发保护制度，系统谋划海洋开发利用，推进陆海协同可持续发展。（二）打造绿色发展高地。加强区域绿色发展协作，统筹推进协调发展和协同转型，打造绿色低碳高质量发展的增长极和动力源。推进京津冀协同发展，完善生态环境协同保护机制，支持雄安新区建设成为绿色发展城市典范。持续推进长江经济带共抓大保护，探索生态优先、绿色发展新路径。深入推进粤港澳大湾区建设和长三角一体化发展，打造世界级绿色低碳产业集群。推动海南自由贸易港建设、黄河流域生态保护和高质量发展。建设美丽中国先行区。持续加大对资源型地区和革命老区绿色转型的支持力度，培育发展绿色低碳产业。（三）推动传统产业绿色低碳改造升级。大力推动钢铁、有色、石化、化工、建材、造纸、印染等行业绿色低碳转型，推广节能低碳和清洁生产技术装备，推进工艺流程更新升级。优化产能规模和布局，持续更新土地、环境、能效、水效和碳排放等约束性标准，以国家标准提升引领传统产业优化升级，建立健全产能退出机制。合理提高新建、改扩建项目资源环境准入门槛，坚决遏制高耗能、高排放、低水平项目盲目上马。（四）大力发展绿色低碳产业。加快发展战略性新兴产业，建设绿色制造体系和服务体系，不断提升绿色低碳产业在经济总量中的比重。加快培育有竞争力的绿色低碳企业，打造一批领军企业和专精特新中小企业。大力推广合同能源管理、合同节水管理、环境污染第三方治理等模式和以环境治理效果为导向的环境托管服务。推动文化产业高质量发展，促进文化和旅游深度融合发展。积极鼓励绿色低碳导向的新产业、新业态、新商业模式加快发展。到2030年，节能环保产业规模达到15万亿元左右。（五）加快数字化绿色化协同转型发展。推进产业数字化智能化同绿色化的深度融合，深化人工智能、大数据、云计算、工业互联网等在电力系统、工农业生产、交通运输、建筑建设运行等领域的应用，实现数字技术赋能绿色转型。推动各类用户“上云、用数、赋智”，支持企业用数智技术、绿色技术改造提升传统产业。推动绿色低碳数字基础设施建设，推进既有设施节能降碳改造，逐步淘汰“老旧小散”设施。引导数字科技企业绿色低碳发展，助力上下游企业提高减碳能力。探索建立环境污染和气象灾害高效监测、主动预警、科学分析、智能决策系统。推进实景三维中国建设与时空信息赋能应用。（六）加强化石能源清洁高效利用。加强能源产供储销体系建设，坚持先立后破，推进非化石能源安全可靠有序替代化石能源，持续优化能源结构，加快规划建设新型能源体系。坚决控制化石能源消费，深入推动煤炭清洁高效利用，“十四五”时期严格合理控制煤炭消费增长，接下来5年逐步减少，在保障能源安全供应的前提下，重点区域继续实施煤炭消费总量控制，积极有序推进散煤替代。加快现役煤电机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，合理规划建设保障电力系统安全所必需的调节性、支撑性煤电。加大油气资源勘探开发和增储上产力度，加快油气勘探开发与新能源融合发展。推进二氧化碳捕集利用与封存项目建设。（七）大力发展非化石能源。加快西北风电光伏、西南水电、海上风电、沿海核电等清洁能源基地建设，积极发展分布式光伏、分散式风电，因地制宜开发生物质能、地热能、海洋能等新能源，推进氢能“制储输用”全链条发展。统筹水电开发和生态保护，推进水风光一体化开发。积极安全有序发展核电，保持合理布局和平稳建设节奏。到2030年，非化石能源消费比重提高到25%左右。（八）加快构建新型电力系统。加强清洁能源基地、调节性资源和输电通道在规模能力、空间布局、建设节奏等方面的衔接协同，鼓励在气源可落实、气价可承受地区布局天然气调峰电站，科学布局抽水蓄能、新型储能、光热发电，提升电力系统安全运行和综合调节能力。建设智能电网，加快微电网、虚拟电厂、源网荷储一体化项目建设。加强电力需求侧管理。深化电力体制改革，进一步健全适应新型电力系统的体制机制。到2030年，抽水蓄能装机容量超过1.2亿千瓦。（九）优化交通运输结构。构建绿色高效交通运输体系，完善国家铁路、公路、水运网络，推动不同运输方式合理分工、有效衔接，降低空载率和不合理客货运周转量。大力推进多式联运“一单制”、“一箱制”发展，加快货运专用铁路和内河高等级航道网建设，推进主要港口、大型工矿企业和物流园区铁路专用线建设，提高绿色集疏运比例，持续提高大宗货物的铁路、水路运输比重。优化民航航路航线，提升机场运行电动化智能化水平。（十）建设绿色交通基础设施。提升新建车站、机场、码头、高速公路设施绿色化智能化水平，推进既有交通基础设施节能降碳改造提升，建设一批低碳（近零碳）车站、机场、码头、高速公路服务区，因地制宜发展高速公路沿线光伏。完善充（换）电站、加氢（醇）站、岸电等基础设施网络，加快建设城市智慧交通管理系统。完善城乡物流配送体系，推动配送方式绿色智能转型。深入实施城市公共交通优先发展战略，提升公共交通服务水平。加强人行步道和自行车专用道等城市慢行系统建设。（十一）推广低碳交通运输工具。大力推广新能源汽车，推动城市公共服务车辆电动化替代。推动船舶、航空器、非道路移动机械等采用清洁动力，加快淘汰老旧运输工具，推进零排放货运，加强可持续航空燃料研发应用，鼓励净零排放船用燃料研发生产应用。到2030年，营运交通工具单位换算周转量碳排放强度比2020年下降9.5%左右。到2035年，新能源汽车成为新销售车辆的主流。（十二）推行绿色规划建设方式。在城乡的规划、建设、治理各环节全面落实绿色转型要求。倡导绿色低碳规划设计理念，严守城镇开发边界，控制新增建设用地过快增长，保护和修复绿地、水域、湿地等生态空间，合理规划噪声敏感建筑物集中区域。推进气候适应型城市建设，增强城乡气候韧性。推广绿色建造方式，优先选用绿色建材，深化扬尘污染综合治理。（十三）大力发展绿色低碳建筑。建立建筑能效等级制度。提升新建建筑中星级绿色建筑比例，推动超低能耗建筑规模化发展。加快既有建筑和市政基础设施节能节水降碳改造，推广先进高效照明、空调、电梯等设备。优化建筑用能结构，推进建筑光伏一体化建设，推动“光储直柔”技术应用，发展清洁低碳供暖。（十四）推动农业农村绿色发展。实施农业农村减排固碳行动，优化种养结构，推广优良作物畜禽品种和绿色高效栽培养殖技术，推进化肥、农药等农业投入品减量增效。建立健全秸秆、农膜、农药包装废弃物、畜禽粪污等农业废弃物收集利用处理体系，加强秸秆禁烧管控。深入推进农村人居环境整治提升，培育乡村绿色发展新产业新业态。因地制宜开发利用可再生能源，有序推进农村地区清洁取暖。（十五）大力推进节能降碳增效。高水平、高质量抓好节能工作，推动重点行业节能降碳改造，加快设备产品更新换代升级。构建碳排放统计核算体系，加强固定资产投资项目节能审查，探索开展项目碳排放评价，严把新上项目能耗和碳排放关。推动企业建立健全节能降碳管理机制，推广节能降碳“诊断+改造”模式，强化节能监察。（十六）加强资源节约集约高效利用。完善资源总量管理和全面节约制度，加强水、粮食、土地、矿产等各类资源的全过程管理和全链条节约。落实水资源刚性约束制度，发展节水产业，加强非常规水源利用，建设节水型社会。落实反食品浪费法，健全粮食和食物节约长效机制，开展粮食节约行动。落实最严格的耕地保护制度和土地节约集约利用制度，推广节地技术和节地模式，优化存量土地开发利用，提升海域空间利用效率。加强矿产资源勘查、保护和合理开发，提高开采效率，加强低品位资源利用。（十七）大力发展循环经济。深入推进循环经济助力降碳行动，推广资源循环型生产模式，大力发展资源循环利用产业，推动再制造产业高质量发展，提高再生材料和产品质量，扩大对原生资源的替代规模。推进生活垃圾分类，提升资源化利用率。健全废弃物循环利用体系，强化废弃物分类处置和回收能力，提升再生利用规模化、规范化、精细化水平。到2030年，大宗固体废弃物年利用量达到45亿吨左右，主要资源产出率比2020年提高45%左右。（十八）推广绿色生活方式。大力倡导简约适度、绿色低碳、文明健康的生活理念和消费方式，将绿色理念和节约要求融入市民公约、村规民约、学生守则、团体章程等社会规范，增强全民节约意识、环保意识、生态意识。开展绿色低碳全民行动，引导公众节约用水用电、反对铺张浪费、推广“光盘行动”、抵制过度包装、减少一次性用品使用，引导公众优先选择公共交通、步行、自行车等绿色出行方式，广泛开展爱国卫生运动，推动解决噪声、油烟、恶臭等群众身边的环境问题，形成崇尚生态文明的社会氛围。（十九）加大绿色产品供给。引导企业开展绿色设计、选择绿色材料、推行绿色制造、采用绿色包装、开展绿色运输、回收利用资源，降低产品全生命周期能源资源消耗和生态环境影响。建立健全绿色产品设计、采购、制造标准规范，加强绿色产品认证与标识体系建设，完善能效、水效标识制度，建立产品碳足迹管理体系和产品碳标识认证制度。加强绿色产品和服务认证管理，完善认证机构监管机制，培育具有国际影响力的绿色认证机构。（二十）积极扩大绿色消费。健全绿色消费激励机制。优化政府绿色采购政策，拓展绿色产品采购范围和规模，适时将碳足迹要求纳入政府采购。引导企业执行绿色采购指南，鼓励有条件的企业建立绿色供应链，带动上下游企业协同转型。支持有条件的地区通过发放消费券、绿色积分等途径，鼓励企业采取“以旧换新”等方式，引导消费者购买绿色产品。开展新能源汽车和绿色智能家电、节水器具、节能灶具、绿色建材下乡活动，加强配套设施建设和售后服务保障。鼓励用户扩大绿色能源消费。（二十一）强化应用基础研究。建立前沿引领技术、颠覆性技术的预测、发现、评估和预警机制，适度超前布局国家重大科研基础设施，组建一批全国重点实验室和国家创新平台，实施一批国家重大前沿科技项目，着力加强绿色低碳领域应用基础研究，激发颠覆性技术创新。创新人才培养模式，优化高校学科专业设置，夯实绿色转型智力基础。（二十二）加快关键技术研发。推进绿色低碳科技自立自强，将绿色转型相关技术作为国家重点研发计划相关重点专项的重要支持方向，聚焦能源绿色低碳转型、低碳零碳工艺流程再造、新型电力系统、二氧化碳捕集利用与封存、资源节约集约与循环利用、新污染物治理等领域，统筹强化关键核心技术攻关。强化企业科技创新主体地位，支持龙头企业牵头组建关键核心技术攻关联合体，加大对中小企业绿色低碳技术研发的资助力度，鼓励各类所有制企业参与相关国家科技计划。（二十三）开展创新示范推广。发挥创新对绿色转型的关键引领作用。开展多层次试点，推进工业、能源、交通运输、城乡建设、农业等重点领域减污降碳协同增效。实施绿色低碳先进技术示范工程，加快先进适用技术示范应用和推广。完善绿色低碳技术评估、交易体系和科技创新服务平台，探索有利于绿色低碳新产业新业态发展的商业模式，加强绿色低碳技术知识产权创造、保护、运用，激发全社会创新活力。（二十四）健全绿色转型财税政策。积极构建有利于促进绿色低碳发展和资源高效利用的财税政策体系，支持新型能源体系建设、传统行业改造升级、绿色低碳科技创新、能源资源节约集约利用和绿色低碳生活方式推广等领域工作。落实环境保护、节能节水、资源综合利用、新能源和清洁能源车船税收优惠。完善绿色税制，全面推行水资源费改税，完善环境保护税征收体系，研究支持碳减排相关税收政策。（二十五）丰富绿色转型金融工具。延长碳减排支持工具实施年限至2027年年末。研究制定转型金融标准，为传统行业领域绿色低碳转型提供合理必要的金融支持。鼓励银行在合理评估风险基础上引导信贷资源绿色化配置，有条件的地方可通过政府性融资担保机构支持绿色信贷发展。鼓励地方政府通过多种方式降低绿色债券融资成本。积极发展绿色股权融资、绿色融资租赁、绿色信托等金融工具，有序推进碳金融产品和衍生工具创新。发展绿色保险，探索建立差别化保险费率机制。（二十六）优化绿色转型投资机制。创新和优化投资机制，鼓励各类资本提升绿色低碳领域投资比例。中央预算内投资对绿色低碳先进技术示范、重点行业节能降碳、资源高效循环利用、环境基础设施建设等领域重点项目积极予以支持。引导和规范社会资本参与绿色低碳项目投资、建设、运营，鼓励社会资本以市场化方式设立绿色低碳产业投资基金。支持符合条件的新能源、生态环境保护等绿色转型相关项目发行基础设施领域不动产投资信托基金（REITs）。（二十七）完善绿色转型价格政策。深化电力价格改革，完善鼓励灵活性电源参与系统调节的价格机制，实行煤电容量电价机制，研究建立健全新型储能价格形成机制，健全阶梯电价制度和分时电价政策，完善高耗能行业阶梯电价制度。完善居民阶梯水价、非居民用水及特种用水超定额累进加价政策，推进农业水价综合改革。支持地方完善收费模式，推进生活垃圾处理收费方式改革，建立城镇生活垃圾分类和减量激励机制。（二十八）健全绿色转型市场化机制。健全资源环境要素市场化配置体系，完善交易制度规范及登记、出让、转让、抵押等配套制度，探索基于资源环境权益的融资工具。健全横向生态保护补偿机制，完善生态产品价值实现机制。推进全国碳排放权交易市场和温室气体自愿减排交易市场建设，健全法规制度，适时有序扩大交易行业范围。完善绿色电力证书交易制度，加强绿电、绿证、碳交易等市场化机制的政策协同。（二十九）构建绿色发展标准体系。建立碳达峰碳中和标准体系，推进基础通用标准及碳减排、碳清除相关标准制定修订，制定企业碳排放和产品碳足迹核算、报告、核查等标准。加快节能标准更新升级，提升重点产品能耗限额要求，扩大能耗限额标准覆盖范围。完善可再生能源标准体系和工业绿色低碳标准体系，建立健全氢能“制储输用”标准。（三十）参与引领全球绿色转型进程。秉持人类命运共同体理念，积极参与应对气候变化、海洋污染治理、生物多样性保护、塑料污染治理等领域国际规则制定，推动构建公平合理、合作共赢的全球环境气候治理体系。推动落实全球发展倡议，加强南南合作以及同周边国家合作，在力所能及范围内为发展中国家提供支持。（三十一）加强政策交流和务实合作。拓展多双边对话合作渠道，加强绿色发展领域的多边合作平台建设，大力宣传中国绿色转型成效，积极借鉴国际经验。加强绿色投资和贸易合作，推进“绿色丝绸之路”建设，深化与有关国家务实合作，提高境外项目环境可持续性，鼓励绿色低碳产品进出口。加强绿色技术合作，鼓励高校、科研机构与外方开展学术交流，积极参与国际大科学工程。加强绿色标准与合格评定国际合作，参与相关国际标准制定修订，推动与主要贸易伙伴在碳足迹等规则方面衔接互认。（三十二）坚持和加强党的全面领导。在党中央集中统一领导下，加快推进经济社会发展全面绿色转型，把党的领导贯彻到工作的全过程和各方面。各地区各部门要明确本地区本部门绿色转型的重点任务，结合实际抓好本意见贯彻落实。各相关单位、人民团体、社会组织要积极推进本领域绿色转型工作。国家发展改革委要加强统筹协调，会同有关部门建立能耗双控向碳排放双控全面转型新机制，制定实施碳达峰碳中和综合评价考核制度，科学开展考核，加强评价考核结果应用。重要情况及时按程序向党中央、国务院请示报告。（三十三）加强法治保障。各有关单位要加快推进生态环境法典和能源法、节约能源法、电力法、煤炭法、可再生能源法、循环经济促进法等法律法规制定修订工作，研究制定应对气候变化和碳达峰碳中和专项法律。落实民法典绿色原则，引导民事主体节约能源资源、保护生态环境。健全行政执法与刑事司法衔接机制。依法开展生态环境损害赔偿诉讼、生态环境和资源保护领域公益诉讼，完善生态环境损害赔偿和修复机制。深入推进绿色低碳发展——国家发展改革委负责人就《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》答记者问
近日，中共中央、国务院印发《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》。意见的出台背景是什么？部署了哪些重要任务？新华社记者采访了国家发展改革委负责人。答：党的十八大以来，我国绿色低碳发展取得历史性成就。能源绿色转型步伐加快，截至2024年6月底，可再生能源装机规模达到16.53亿千瓦，占总装机的53.8%；产业结构持续优化升级，建成全球最大、最完整的新能源产业链；资源利用效率持续提高，2023年我国单位国内生产总值能耗、碳排放强度较2012年分别下降超过26%、35%，主要资源产出率提高了60%以上；环境质量持续改善，天更蓝、山更绿、水更清。与此同时，我国绿色转型仍然面临着不少困难挑战。能源结构偏煤、产业结构偏重、环境约束偏紧的国情没有改变，化石能源和传统产业占比仍然较高，生态环境质量稳中向好的基础还不牢固。此外，全球绿色转型进程面临波折，环境和气候议题政治化趋势增强，绿色贸易壁垒升级。党的二十届三中全会就加快经济社会发展全面绿色转型作出部署。党中央、国务院印发意见，对加快经济社会发展全面绿色转型作出系统谋划和总体部署，明确了总体要求、主要目标、实施路径，对于推动发展方式绿色转型、全面推进美丽中国建设、实现高质量发展具有重要意义。答：意见提出，以碳达峰碳中和工作为引领，协同推进降碳、减污、扩绿、增长，深化生态文明体制改革，健全绿色低碳发展机制，加快经济社会发展全面绿色转型，形成节约资源和保护环境的空间格局、产业结构、生产方式、生活方式，全面推进美丽中国建设，加快推进人与自然和谐共生的现代化。意见提出坚持全面转型、协同转型、创新转型、安全转型的工作原则：将绿色转型的要求融入经济社会发展全局，全方位、全领域、全地域推进绿色转型；充分考虑不同地区、不同行业的发展实际，科学设定绿色转型的时间表、路线图、施工图；强化支撑绿色转型的科技创新、政策制度创新、商业模式创新，为绿色转型提供更强创新动能和制度保障；统筹处理好发展和减排、整体和局部、当前和长远、政府和市场的关系，妥善防范化解绿色转型面临的内外部风险挑战。答：意见提出两个阶段目标。到2030年，重点领域绿色转型取得积极进展，绿色生产方式和生活方式基本形成，减污降碳协同能力显著增强，主要资源利用效率进一步提升，支持绿色发展的政策和标准体系更加完善，经济社会发展全面绿色转型取得显著成效。到2035年，绿色低碳循环发展经济体系基本建立，绿色生产方式和生活方式广泛形成，减污降碳协同增效取得显著进展，主要资源利用效率达到国际先进水平，经济社会发展全面进入绿色低碳轨道，碳排放达峰后稳中有降，美丽中国目标基本实现。同时，针对不同领域，意见提出量化工作目标：到2030年，节能环保产业规模达到15万亿元左右；非化石能源消费比重提高到25%左右，抽水蓄能装机容量超过1.2亿千瓦；营运交通工具单位换算周转量碳排放强度比2020年下降9.5%左右；大宗固体废弃物年利用量达到45亿吨左右，主要资源产出率比2020年提高45%左右等。答：意见围绕5大领域、3大环节，部署加快形成节约资源和保护环境的空间格局、产业结构、生产方式、生活方式。5大领域分别是：构建绿色低碳高质量发展空间格局，优化国土空间开发保护格局，打造绿色发展高地；加快产业结构绿色低碳转型，推动传统产业绿色低碳改造升级，大力发展绿色低碳产业，加快数字化绿色化协同转型发展；稳妥推进能源绿色低碳转型，加强化石能源清洁高效利用，大力发展非化石能源，加快构建新型电力系统；推进交通运输绿色转型，优化交通运输结构，建设绿色交通基础设施，推广低碳交通运输工具；推进城乡建设发展绿色转型，推行绿色规划建设方式，大力发展绿色低碳建筑，推动农业农村绿色发展。3大环节分别是：实施全面节约战略，大力推进节能降碳增效，加强资源节约集约高效利用，大力发展循环经济；推动消费模式绿色转型，推广绿色生活方式，加大绿色产品供给，积极扩大绿色消费；发挥科技创新支撑作用，强化应用基础研究，加快关键技术研发，开展创新示范推广。财税政策方面，积极构建有利于促进绿色低碳发展和资源高效利用的财税政策体系，落实相关税收优惠，完善绿色税制。金融工具方面，延长碳减排支持工具实施年限至2027年年末，研究制定转型金融标准，积极发展绿色股权融资、绿色融资租赁、绿色信托等金融工具。投资机制方面，中央预算内投资对重点项目积极予以支持，引导和规范社会资本参与绿色低碳项目。价格政策方面，深化电力价格改革，完善水价政策，推进生活垃圾处理收费方式改革。市场化机制方面，健全资源环境要素市场化配置体系，健全横向生态保护补偿机制，完善生态产品价值实现机制，推进全国碳排放权交易市场和温室气体自愿减排交易市场建设，完善绿色电力证书交易制度。标准体系方面，建立碳达峰碳中和标准体系，加快节能标准更新升级，完善可再生能源标准体系和工业绿色低碳标准体系。答：意见是加快经济社会发展全面绿色转型的顶层设计文件。国家发展改革委将加强统筹协调，会同有关部门建立能耗双控向碳排放双控全面转型新机制，制定实施碳达峰碳中和综合评价考核制度，科学开展考核，加强评价考核结果应用。https://mp.weixin.qq.com/s/4-Jga3OmB0KP6KiKWPfHpQ国家能源局：各地建立配电网可开放容量定期发布和预警机制
8月13日，国家能源局发布关于印发《配电网高质量发展行动实施方案（2024—2027年）》的通知，文件提到，各省（区、市）能源主管部门负责编制本地区配电网发展实施方案，明确工作目标、任务举措、项目安排、资金保障等内容，于2024年10月底前报送国家能源局，并于每年年初报送上年度实施进展情况。国家能源局将建立配电网发展指标评价体系，动态评估各地实施情况，指导做好配电网建设改造。建设一批满足新型主体接入的项目。结合分布式新能源的资源条件、开发布局和投产时序，有针对性加强配电网建设，提高配电网对分布式新能源的接纳、配置和调控能力。创新探索一批分布式智能电网项目。面向大电网末端、新能源富集乡村、高比例新能源供电园区等，探索建设一批分布式智能电网项目。文件还提出，完善配电网与分布式新能源协调发展机制。结合最新情况研究并规范配电网可承载分布式光伏规模计算方法。在现有6个试点省份的基础上，各省（区、市）能源主管部门系统组织开展新能源接网影响分析，评估配电网承载力，建立配电网可开放容量定期发布和预警机制，按季度向社会公布县（市）一级电网不同区域可承载规模信息，引导分布式新能源科学布局、有序开发、就近接入、就地消纳，并分析提出进一步提升可承载规模的方案、举措和时限要求。国家能源局关于印发《配电网高质量发展行动实施方案（2024—2027年）》的通知各省（自治区、直辖市）能源局，有关省（自治区、直辖市）及新疆生产建设兵团发展改革委，北京市城市管理委员会，各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司，有关电力企业：为落实《国家发展改革委 国家能源局 国家数据局关于印发〈加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）〉的通知》（发改能源〔2024〕1128号）、《国家发展改革委 国家能源局关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》（发改能源〔2024〕187号）有关要求，深入推进配电网高质量发展重点任务落地见效，国家能源局制定了《配电网高质量发展行动实施方案（2024—2027年）》。现印发给你们，请认真组织实施。为落实《国家发展改革委 国家能源局 国家数据局关于印发〈加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）〉的通知》（发改能源〔2024〕1128号，以下简称《行动方案》）、《国家发展改革委 国家能源局关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》（发改能源〔2024〕187号，以下简称《指导意见》）有关要求，深入推进配电网高质量发展重点任务落地见效，制定本实施方案。以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻落实党的二十大精神，完整、准确、全面贯彻新发展理念，加快构建新发展格局，着力推动配电网高质量发展。紧密围绕新型电力系统建设要求，加快推动一批配电网建设改造任务，补齐配电网安全可靠供电和应对极端灾害能力短板，提升配电网智能化水平，满足分布式新能源和电动汽车充电设施等大规模发展要求；加强配电网规划统筹，强化全过程管理，全面提升配电网服务保障能力；制修订一批配电网规划设计、建设运营、设备接入标准，持续提升配电网运营效益；建立配电网发展指标评价体系，科学评估配电网发展情况。经过三年努力，安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合的新型配电系统建设取得显著成效，为经济社会发展提供有效支撑。各省（区、市）能源主管部门要落实《行动方案》《指导意见》和本实施方案要求，坚持因地制宜、问题导向，编制本地区配电网发展实施方案，明确工作计划和资金安排，有序推进方案实施。（一）时间进度安排。各省（区、市）能源主管部门负责编制本地区配电网发展实施方案（模板见附件），明确工作目标、任务举措、项目安排、资金保障等内容，于2024年10月底前报送国家能源局，并于每年年初报送上年度实施进展情况。国家能源局将建立配电网发展指标评价体系，动态评估各地实施情况，指导做好配电网建设改造。（二）工作重点。围绕供电能力、抗灾能力和承载能力提升，结合各地实际，重点推进“四个一批”建设改造任务。一是加快推动一批供电薄弱区域配电网升级改造项目。加大老旧小区、城中村配电网投资力度，着力提升非电网直供电小区的供电保障水平，结合市政改造工作同步落实配电网改造项目。系统摸排单方向、单通道、单线路县域电网，加快完成供电可靠性提升改造。二是针对性实施一批防灾抗灾能力提升项目。详细排查灾害易发、多发地区及微地形、微气象等重点区域的电力设施，差异化提高局部规划设计和灾害防范标准。三是建设一批满足新型主体接入的项目。结合分布式新能源的资源条件、开发布局和投产时序，有针对性加强配电网建设，提高配电网对分布式新能源的接纳、配置和调控能力。满足电动汽车充电基础设施的用电需求，助力构建城市面状、公路线状、乡村点状的充电基础设施布局。四是创新探索一批分布式智能电网项目。面向大电网末端、新能源富集乡村、高比例新能源供电园区等，探索建设一批分布式智能电网项目。（三）做好与配电网规划的衔接。配电网发展实施方案是当前推动加快补齐供电短板、更好满足新型主体发展需要的重大专项工作，2026年、2027年项目同步纳入“十五五”配电网规划。方案实施的同时，各地要按照电力发展规划编制周期，做好“十五五”及以后规划工作。（四）完善配电网与分布式新能源协调发展机制。结合最新情况研究并规范配电网可承载分布式光伏规模计算方法。在现有6个试点省份的基础上，各省（区、市）能源主管部门系统组织开展新能源接网影响分析，评估配电网承载力，建立配电网可开放容量定期发布和预警机制，按季度向社会公布县（市）一级电网不同区域可承载规模信息，引导分布式新能源科学布局、有序开发、就近接入、就地消纳，并分析提出进一步提升可承载规模的方案、举措和时限要求。（五）建立健全配电网与电动汽车充电设施等协调发展机制。电动汽车发展规模较大的重点省份，要组织开展配电网可接入充电设施容量研究，引导充电设施合理分层有序接入中低压配电网，并针对性提出扩大接入容量的方案、举措和时限要求。鼓励适应虚拟电厂、智能微电网发展需要，在调度关系、权责划分等方面开展创新实践。（六）加强配电网建设管理。国家能源局组织对配电网工程定额和费用计算规定的实施情况开展评估，分析定额执行情况，提出改进措施。适应新的发展形势，加快健全配电网工程定额与造价管理体系，进一步提升时效性、准确性，合理确定和有效控制工程造价。各地要加强配电网工程造价管理，督促相关单位做好事前、事中控制，完善模块化设计、规范化选型、标准化建设，提高配电网工程建设效率和安全质量。（七）全面梳理配电网技术标准。国家能源局组织对现有配电网技术标准进行全面梳理，按照“推动修订、加快制定、深入研究”分类形成配电网标准清单，细化责任分工、工作要求和进度安排，推动构建系统完备、科学规范的配电网标准体系。（八）重点推进“四个一批”标准研究和制修订。一是推动修订一批供电保障标准。结合标准制修订工作，合理提高核心区域和重要用户相关设施的标准要求。二是深化研究一批防灾抗灾标准。深化自然灾害致灾机理研究，总结分析历次灾害的受损情况和原因，系统评估现行技术标准适应性，加快推进配电网防灾抗灾规划设计标准制修订。三是加快制修订一批新型主体接入配电网标准。规范新型主体接网的技术要求，促进配电网和新型主体融合发展。四是适时推出一批分布式智能电网标准。适应分布式智能电网发展需求，加强规划建设、调度控制、信息安全等方面技术标准的制修订。（九）建立配电网发展指标评价体系。围绕打造安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合的新型配电系统的总目标，按照客观、系统、科学、可行等原则开展规划建设、运维管理、电能质量、投资效益等环节的具体指标设计，探索建立配电网发展指标评价体系，科学评价配电网发展成效。（十）科学评估各地配电网发展情况。2025—2027年，国家能源局运用配电网发展指标评价体系逐年对各省（区、市）和有关重点城市开展配电网发展评估，完善评估工作机制，加强指导协调，督促各地落实相关要求，补齐指标短板，推动配电网高质量发展。（十一）强化组织保障。国家能源局牵头成立推进新型电力系统建设领导小组，统筹做好配电网高质量发展工作。组织行业内各单位加强研究，统一工作规范；指导督促省级能源主管部门、电网企业、行业协会推动重点任务实施。地方能源主管部门建立完善与价格、住建、国土等相关主管部门，能源监管机构，各类电力企业，新业态项目单位，以及重要电力用户协同合作的工作机制，因地制宜协同推进工作，全面落实配电网高质量发展各项要求。（十二）严格责任落实。地方能源主管部门要做好规划及实施方案编制，优化项目审批，加强配电网建设改造和运行管理，主动对接相关部门和基层政府，协调站址、廊道资源，保障工程顺利实施。电网企业要落实主体责任，按照实施方案要求，明确资金计划和项目安排，安全有序做好项目管理、建设施工、运行维护、接网服务等工作。国家能源局派出机构按职责分工加强监管，及时提出监管建议。附件：XX省（区、市）配电网发展实施方案模板（2024—2027年）包括本地区的地理区位、气候特点、城镇化率、经济发展情况、产业分布及发展趋势等；本地区及各市（县）配电网的供电区域、供电人口、负荷情况；各电压等级配电设备资产规模，综合线损率、供电可靠率、综合电压合格率、户均配变容量等主要指标情况；分布式电源、电动汽车充电桩、储能的规模及相关政策；分布式智能电网发展情况等。分析本地区及各市（县）的电力负荷特性，结合本省经济社会发展情况，充分考虑电动汽车充电桩等发展需求，分年度预测电力负荷需求。包括各市（县）的分布式新能源资源条件、规划布局、建设规模和时序；各市（县）电动汽车发展规模，以及充电基础设施规划布局、建设时序和规模；新型储能及分布式智能电网规划情况。根据本地区经济社会发展情况及目标，结合分布式新能源、电动汽车充电基础设施等规划目标，分析配电网发展面临的形势与挑战，包括但不限于经济社会发展需求、电网规划运行、防灾抗灾能力提升、新型主体规模化接入、政策保障机制等方面。结合国家要求及本地配电网实际情况，以“四个一批”建设改造任务为重点，提出本地区配电网发展的总体要求及工作原则。包括但不限于规划建设、可靠供电、新型主体接入、项目安排、资金保障、投资效率等方面的总目标和分年度执行目标，确保切实可行。包括但不限于全面摸排和解决主（配）变重满载、线路重过载、电压越限等问题；合理增加供电薄弱区域变电站、配变布点，加快形成以链式、环式为主的典型网架结构等方面的工作举措。包括但不限于加大老旧小区、城中村配电网投资力度，结合市政改造工作同步落实配电网改造项目；严格落实城镇居民用电“一户一表”、防洪防涝等要求，有序推进高层小区一级负荷双电源改造等方面的工作举措。包括但不限于系统摸排单方向、单通道、单线路县域电网，实施供电可靠性提升改造；有序推进大电网延伸覆盖，持续加大脱贫地区、革命老区农村电网建设力度；统筹采用“大电网延伸+末端微电网”、离网型微电网等供电模式解决边远地区供电难题等方面的工作举措。包括但不限于全面梳理本地区自然灾害情况，加强规律趋势研究；制定修订台风、冻雨覆冰、大风舞动、地质灾害、暴雨洪涝等灾害的区域分布图；对灾害易发、多发地区及微地形、微气象等重点区域，详细排查配电线路，全面分析配电设备运行状况和健康水平等方面的工作举措。包括但不限于差异化提高局部规划设计和灾害防范标准，实施超运行年限及不满足设防要求的老旧配电设备改造；结合气象灾害预警预防性调配使用应急发电车，依托国家级电力应急基地，开展跨企业协同应对重特大突发事件；指导重要用户配置自备应急电源；推进不符合要求的既有地下配电设施向地面迁移或实施防涝改造等方面的工作举措。包括但不限于适应分布式新能源和电动汽车充电桩大规模接入和消纳需要，根据相关规划布局、建设规模和投产时序，在相应区域增容或新建配变，实施线路改造升级等方面的工作举措。包括但不限于建立配电网可开放容量定期发布和预警机制；开展配电网可接入充电设施容量研究等方面的工作举措；加快推动虚拟电厂、智能微电网发展的举措。包括但不限于探索建设分布式智能电网；深化分布式智能电网规划建设、运行控制、运营模式、市场交易、与大电网权责划分等研究探索；推动提升分布式智能电网自管理、自平衡、自调节能力等方面的工作举措。包括但不限于建立健全工作机制、完善财政资金支持、协同做好土地保障、加强全过程管理、配合做好配电网发展指标评价等方面的保障措施。
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自2017年启动绿证认购制度以来，我国对可再生能源环境权益机制的持续探索超过７年，绿电、绿证市场规模逐步扩大，市场机制持续优化完善，以绿电绿证赋能出口、约束能源生产和消费、通过相关机制收益接续补贴政策促进可再生能源发展的路径逐渐清晰。2024年，随着多个顶层设计型文件陆续出台，绿电、绿证市场热度陡增。但由于各种原因，证电“分离”与“合一”之争尚未平息，我国绿电、绿证在国际市场的有效性和通用性需要进一步落实；同时还存在应用场景不够清晰，绿电绿证价格出现背离现象等问题，这些都在相当程度上制约了绿电和绿证机制的健康运作。本文尝试对我国绿电和绿证机制的沿革进行简单梳理，基于自身工作实践对市场现状进行考察，希望相关认识对我国绿电绿证机制的健全完善尽绵薄之力。2015年3月，中发9号文印发，启动了新一轮电改，为可再生能源参与电力市场与绿电、绿证的发展奠定了基础。为解决可再生能源补贴缺口问题， 2017年1月，开始试行绿证自愿认购制度。但由于应用场景较为稀少，很长一段时间，绿证市场基本处于有价无市的状态。随着弃风弃光压力逐步增大，为引导需求侧主动消纳可再生能源，2019年5月，可再生能源电力消纳保障机制建立，要求按省级行政区域设定可再生能源总量和非水电消纳责任，可通过认购绿证等方式来完成责任。消纳责任机制的建立为提高可再生能源利用率、促进绿证消费开辟了新渠道，该文发布后绿证的交易量有所提高。但由于消纳责任未实际分解到终端电力用户等原因，交易成交量未达预期。在全球碳中和的大势下，电力行业发生巨变。2021年6月，国家发展改革委《关于2021年可再生能源上网电价政策有关事项的通知》印发。同时RE100等国际绿色发展倡议影响力持续扩大，我国与欧美碳市场发展迅速，用户侧采购绿电、绿证的诉求持续扩大。2021年9月，《绿色电力交易试点工作方案》获得国家发改委、国家能源局正式批复，标志着“证电合一”的绿电交易模式正式开启。绿电消费量迅速扩大。另外，平价可再生能源项目的批量并网使得绿证的价格迅速下降，绿证的消费量逐步攀升。同时，自2021年7月全国碳市场启动以来，自愿减排市场（CCER）、绿电、绿证等机制不衔接引发了广泛争议，不同部委管理条线的区分、视角的不同、政策着力点不同，引起了外界对环境权益重复性计算的争论，对国内绿电、绿证的公信力和权威性造成不利影响，一定程度上阻碍了我国绿证的国际认可。近年来，政策与市场双向发力推动绿电、绿证市场格局渐成。2022年8月，国家发改委、国家统计局、国家能源局《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》要求新增可再生能源电力消费量不纳入能源消费总量控制，以绿证作为认定凭证。2023年8月，国家发改委、财政部、国家能源局发布的《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》明确对全部可再生能源电量核发绿证。2024年2月，政策更进一步，国家发改委、国家统计局、国家能源局发布《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接 大力促进非化石能源消费的通知》（发改环资〔2024〕113号）明确非化石能源不纳入能源消耗总量和强度调控，绿证交易电量纳入节能评价考核指标核算。同时，生态环境部相继对铝冶炼、水泥行业温室气体排放核算与报告指南征求意见，对市场化绿电在碳排放核算中的计算机制进行了部分明确，初步促进了碳市场与绿电市场的衔接。系列政策组合拳，促进了绿证的消费，推动能耗指标紧张省份绿证交易量大幅增长。根据市场调研，目前用户采购绿电、绿证的用途主要有降低国内碳市场排放、应对欧盟碳边境调整机制（CBAM）、进行绿色低碳行业声明、完成可再生能源消纳责任、完成能耗考核、企业宣传等。下表简要概括绿电和绿证针对不同用户类型不同应用场景的适应性。对国内控排企业碳排放的核算。由于尚未建立相关核算体系、绿证不受网架约束可能存在重复计算、管理部门不同等因素，绿证目前无法直接用于碳排放计算。对于绿电交易，铝冶炼行业、水泥行业温室气体排放核算与报告指南的发布表明全国碳市场开始逐步认可绿电的零碳属性，但具体实操层面能否落地还有待观察。而北京、上海、深圳等地方碳市场部分明确绿电可以抵扣碳排放，初步推进了电碳衔接，但机制设计远未完善。如2023年6月上海市生态环境局发布《关于调整本市碳交易企业外购电力中绿色电力碳排放核算方法的通知》（沪环气候〔2023〕89号），明确“通过北京电力交易中心绿色电力交易平台以省间交易方式购买并实际执行、结算的电量，其外购绿电排放因子调整为0 t CO2/104kWh”，此举有利于上海提高省间绿电的消纳。但意味深长的是，上海市内绿电仍按照全市电力排放因子平均值计算排放。
欧盟CBAM对电力间接排放的核算。根据CBAM相关实施细则及官方问答，只有实际消耗了的清洁能源才可在计算碳排放时进行抵扣，而欧盟来源担保证书等绿证所代表的形式上的减排量，是不允许在核算CBAM规则下的碳排放量时进行抵扣的。这排除了绿证抵扣电力间接排放的可能。而对于绿电，目前欧盟指引性文件里认可的绿电消纳方式包括自发自用、远距离采购以及通过签署电力采购协议，目前多数观点认为绿电可适用于“直接技术连接或购电协议”；根据部分出口企业的反馈，在实际进行过渡期申报时，CBAM倾向于认可国内绿电单独计算间接排放，即企业采购的绿电可能被认可为碳排放为0。后续需持续关注CBAM规则的完善与实践。需要关注的是，4月30日，欧盟发布《电动车电池碳足迹计算规则草案》征求意见稿，要求电力消费碳足迹应使用“国家平均电力消费组合”，直连电力方式除外。按照该草案，除了自发自用方式，企业采购绿电仍按照全网平均水平计算碳排放，“绿电”与“绿证”均无法用于碳足迹降低。由于中国以煤为主的资源禀赋与发展阶段特性，这将削弱中国电动车电池企业的竞争优势，同时更需警惕类似规则向其他领域蔓延。在相关行业倡议的应用。典型的行业倡议如RE100，要求加入的公司需承诺不晚于2050年100%使用可再生能源电力，企业可选择自己生产和购买绿色电力来实现可再生能源使用目标，其中包括物理购电协议（物理PPA）、金融购电协议（金融PPA）、与电力供应商签署的协议、能源属性证书等，我国的绿电与绿证基本可纳入上述范畴，满足RE100的要求。但国内绿证由于可能存在与CCER的重复计算问题，最新的“常见问题解答”（FAQs）要求使用我国绿证的企业要提交其绿证拥有全部的环境属性的可信声明。在可再生能源消纳责任机制中的应用。对于可再生能源消纳责任，国家相关文件明确国内的绿电、绿证均可用于完成总量与非水电消纳责任。但目前主要的消纳责任主体是各省级行政单位与电网企业，终端电力用户并未实际进入该应用场景。在能耗“双控”考核中的应用。发改环资〔2024〕113号文明确绿电与绿证均可抵扣能源消费总量与强度指标，大大拓展了绿电、绿证的应用。由于使用绿电仍受到电网物理约束，采购绿证成为了完成能耗考核的最便捷措施。2024年初，文件发布后，存在能耗缺口的省份迅速开始要求辖区内能耗用户采购绿证。但能耗“双控”的考核责任主体是各省，而采购绿证的主体——各电力用户并不承担能耗考核责任，权责不对等导致供需错配。2024年初，华东各省开始逐步引导用户侧参与到绿证交易，探索全社会参与绿色消费的模式，尽管此举在一定程度上刺激了绿证消费，但应该看到，行政手段的强大力量凸显了市场作用的渺小，短暂以考核导向制造的需求也不利于市场的长远发展。在企业宣传或零碳声明的应用。对于企业基于体现社会责任进行的宣传、声明、ESG报告等活动，绿电、绿证理论上均能发挥出其功效。但是仍要关注可能存在的“漂绿”风险。2024年1月17日，欧洲议会表决通过“为绿色转型而赋能消费者”方案，它将禁止产品或服务提供者做出基于温室气体排放抵消（Offsets）的环境影响声明，这是欧盟打击“漂绿”行为的一项重要立法举措。2024年4月初，市场传闻科学碳目标倡议（SBTi）董事会宣布计划更新企业净零目标的设定标准，“扩大环境属性证书（EAC）（如减排信用额）的使用范围，以帮助解决范围三排放问题”，但在引起强烈反响后，随后又声明“SBTi 现行标准未作任何更改”。这反映出行业内外对“绿证”等信用证书能否实际起到宣传中作用的质疑。
4月19日，国家发改委、国家能源局发布的《电力中长期交易基本规则——绿色电力交易专章（征求意见稿）》规定，“绿色电力是指符合国家有关政策要求的风电、太阳能发电、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源发电项目所生产的全部电量”“初期，参与绿色电力交易的发电侧主体为风电、光伏发电项目”。而4月26日，国家能源局发布的《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则（征求意见稿）》规定，“对风电、太阳能发电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源发电项目上网电量，以及2023年1月1日（含）以后新投产的完全市场化常规水电项目上网电量，核发可交易绿证”“对项目自发自用电量和2023年1月1日（不含）之前的常规存量水电项目上网电量，现阶段核发绿证但暂不参与交易。”行业对风电与太阳能发电的绿色属性已经有了广泛认可。但对水电等电源品种是否纳入“绿色”价值的受益范围仍存在质疑。目前关于水电对生态环境的影响存在一定程度争议，同时考虑到国家通过重大水利工程建设基金对水电项目进行补贴，现阶段我国对2023年以前的存量水电不核发可交易绿证。而部分核电行业从业人员呼吁将核电纳入绿色电力体系，则存在较多阻力。
绿电市场机制，行稳方可致远。我国绿电市场在政府主导下，立意高、行动快，但机制设计需要结合实践的动态反馈，不断纠偏调整，才能真正实现初衷。CBAM规定在过渡期“可酌情使用根据D.4.1（非热电联产装置）或D.4.2（热电联产装置）确定的电力排放因子，并由发电商提供相关报告”对间接排放进行溯源，对采购的绿色电力进行物理消纳。RE100除了认可物理PPA外，还认可金融合约型PPA，即不实际物理交割的电力。而我国的绿电交易在建立之初就要求可溯源，证书核发“取发用的较小值”，若能落地，足以满足CBAM与RE100对PPA的定义。但实际上我国电力市场建设有待健全，绿电交易与现货市场的衔接尚未闭环，物理消纳的数量和可溯源性均难以保障。此外，我国不同地区的碳市场对绿电认可度存在差异，碳市场对可再生能源的定义和绿电市场对绿色电力的定义还存在不一致，两个市场政策预期存在不确定性、不连贯性，如区域排放因子更新节奏没有明确时间表，碳市场分配方案与基准线收紧节奏随机性大等，这些不仅直接影响我国绿电交易的国际有效性和通用性，而且对绿电在不同电网间的流动也造成困难。上文分析了绿电相对于绿证的不可替代性，绿电交易主要用于满足出口型企业与控排企业对降低电力间接排放的需求，这些企业目前大多位于东部地区，但由于资源禀赋差异，这些地区的绿电往往稀缺，需借助跨省区输电线路从中西部地区采购绿电。但跨省区通道输送的电力往往通过政府间协议锁定，其绿色属性一般无法直接供给单个企业，在落实政府间协议后剩余的市场化绿电交易空间有限，且极可能被落地省份优先使用或校核，这大大限制了绿电交易的活跃度。证电分离还是合一？这仍然是个问题。绿电与绿证具有各自定义的环境价值，在消纳责任、能耗抵扣、低碳零碳声明等场景，二者具有一定的一致性。但绿证与绿电交易的机制建立初衷不同、应用场景不同、供应主体并非完全一致，在交易难度、方式、价格影响因素、交易市场方面存在较大差别。《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则（修订稿）》（京电交市[2023]44号）规定集中竞价方式下绿电交易价格中的环境溢价统一取平价绿证市场上一结算周期成交均价，通过交易规则将绿电与绿证进行了价格关联。进行这一关联的出发点，也许是为纷乱的绿色市场进行引导。但在实际交易中，绿电交易市场相对供不应求，若用某一周期的绿证价格锚定绿电的环境溢价，可能导致绿证与绿电的价值失真。批发市场中，不同周期的绿电交易均需要明确环境价值的价格；而零售市场中，一般售电公司与零售用户是年度签约。当结算时，在同一时间批发与零售两侧出现四个价格（批发侧电能量价格、零售侧电能量价格、批发侧环境权益价格、零售侧环境权益价格），这导致发电、售电、用户三方面对价格机制会产生困惑，甚至发生交易困难。后续随着高频次的日滚动、现货交易开市，电能量价格随时间波动的特性与绿证价格人为的固定将愈发显现出二者的差异。绿证市场，应该成为更好的自己。从业人员对绿电绿证的区分尚且存在疑惑，更遑论普通电力用户与一般消费者，这就为部分投机行为留下了空间。部分用户无法鉴别绿电、绿证的区别，以为采购绿证就可以抵扣碳排放与欧盟的CBAM认证，花了冤枉钱，又损害了行业的声誉。结果是“发改环资〔2024〕113号”文的发布扩大了绿证的消费场景，但能耗考核导向决定了绿证的采购需求集中爆发于考核期间，难以形成稳定持续的需求。在非考核期，可以预见绿证消费量将发生骤降；同时从能耗双控到碳排放双控的转型进度不清晰，同一时间不同部委进行的能耗考核、原煤总量考核、碳排放考核、碳市场履约并存，给基层市场主体带来了诸多困惑与实操困难，这些问题的存在不利于成熟的绿证市场形成，建议建立数据基础扎实、逻辑自洽、系统完整的绿色消费体系，逐步引导全社会绿色低碳转型。
以下从供需、成本、收益、价格四个维度对绿电、绿证市场进行简要分析。
以2023年作为计算年。
供应端，2023年全国风电、太阳能发电量约1.47万亿千瓦时，按照厂用电率2%测算上网电量约1.44万亿千瓦时；其中2021~2023年新增风电装机1.6亿千瓦、新增太阳能发电装机3.58亿千瓦，按此测算平价可再生能源上网电量约为8200亿千瓦时。由于带补贴项目参与绿电/绿证交易需抵扣国补，且受到国企决策机制等限制，实际参与市场量非常稀少，可以将8200亿千瓦时作为全国绿电、绿证的理论供应量上限。由于受到电网物理网架约束，且不同省份绿电供需存在错配、需要借助全国大电网进行平衡，绿电交易的实际供应上限计算需根据各省情况具体分析，此处不再赘述。
绿电需求端，2023年全国绿电交易量只有538亿千瓦时。2023年全国化学、非金属、黑色金属、有色金属等传统高耗能行业用电量共2.4万亿千瓦时，风能设备制造、可再生能源汽车、光伏设备、纺织业等出口型企业用电量共0.31万亿千瓦时。上述行业用电量合计为2.71万亿千瓦时，假设在政策与市场综合作用下要求至少20%的用电量为绿电，则0.54~2.71万亿千瓦时为未来绿电交易的潜在需求范围。即使取最小值0.54万亿千瓦时，也远大于2023年全国绿电实际交易量，可以说绿电交易需求潜力远未得到满足，在交易机制与网架结构不出现根本性改变的情况下绿电供不应求的局面可能长期存在。
绿证需求端，2023年，绿证交易量超两千万张。由于应用场景暂不清晰，绿证的市场需求空间存在争议。假设需求仅限于RE100等行业倡议，2022年，RE100成员企业的用电量为4800亿千瓦时，其中我国企业用电量约为440亿千瓦时，按照50%的比例去除使用绿电、自发自用后测算，绿电需求量约为220亿千瓦时，考虑一定的增长率后，该数字基本与2023年绿证实际交易量相当；在能耗“双控”与绿证衔接政策出台前，在2021年12月，国务院印发《“十四五”节能减排综合工作方案》（国发〔2021〕33号）要求京津冀及周边地区、长三角地区煤炭消费量分别下降10%、5%左右”，假设下降的10%、5%的量均由购买绿证实现，对应的发电量下降约1360亿千瓦时，可增加绿证消费量约1.36亿张，但这仍远小于绿证的理论最大供应量8200亿千瓦时，可以说绿证交易需求潜力远未释放，在没有政策大幅变化的情况下绿证可能持续供过于求。
绿电发电成本包括折旧、检修、运维、试验、保险、财务等，随着可再生能源装机的不断提升，全网为提升可再生能源消纳、维持平衡而产生的系统成本会越来越高，这一成本可能体现在电价、辅助服务费用等环节。在当前阶段，不考虑额外的制证人力和系统成本、营销成本等因素，绿电的发电成本可以简化按照各省市的基准电价来进行估算。
绿证是可再生能源发电后的环境权益认证。相比常规火电等电源品种，全网为服务可再生能源发电需要额外支付系统运行成本、消纳成本等，因此可以认为绿证的成本接近于全网系统运行费用折合度电单价。目前约为20~30元/兆瓦时，该数值与今年4月绿证市场的成交价格比较接近，但近两个月的绿证价格已大幅下跌。
对于绿电，由于目前其主要的需求来源于国内碳市场控排企业与应对欧盟CBAM的出口型企业，可按照碳市场价格来测算绿电收益。参照4月12日生态环境部、国家统计局《关于发布2021年电力二氧化碳排放因子的公告》，2021年全国电力平均二氧化碳排放因子（不包括市场化交易的非化石能源电量）为0.5942kgCO2/kWh。根据全国碳市场2024年4月价格100元/吨测算，即使不考虑时间差带来的碳价上升，采购绿电收益也有59.4元/兆瓦时；若根据欧盟碳市场100欧元/吨测算，采购绿电收益还会更高。
对于绿证，目前主要需求场景来自于RE100等行业倡议，购买绿证会带来一定的品牌溢价或满足相关供应链准入门槛。而近期新增的抵扣能耗场景属于政府考核导向，购买绿证主要用于规避政府可能的施压或处罚，具体收益需一事一议，此处暂不进行量化计算。
对于绿电，其市场价格主要跟随电能量价格波动，并叠加一定的环境溢价，按照主管部门设计可按照中长期电力市场价格加绿证价格来进行大致估算。但前文提到的绿电与绿证的价格走向近期出现了明显的背离；而部分省份如山东、广西等针对绿电设置了收益回收机制，导致绿电价格出现扭曲；部分现货长周期运行地区的分时电能量价格计算尤为复杂，再叠加环境溢价已经与绿电的实际价格发生巨大差异。因此绿电的市场价格需根据每个省的情况进行具体分析。
对于绿证，根据2024年4月我国绿色电力证书交易平台数据，其市场成交价格从2~30元/张不等，除去成交量稀少的日期，平均成交价格约为15元/张。
我国绿电、绿证市场的积极探索，为促进绿色转型发展提供了有力支撑。同时应该指出，主管部门之间的无缝衔接、绿电与绿证市场的各自功能的体现、绿色认证消费体系的建立健全等工作亟待开展。我国经济的发展历来是有为政府和有效市场的有机结合推动实现的，形势越是复杂严峻，越是期待体制优势有为彰显，通过加强统筹协调，动态优化顶层设计，尽快消除疑惑，盘活有效市场，实现绿色赋能。
本文刊载于《中国电力企业管理》（上旬）2024年6期。作者曹安国、沙冠男、舒彤供职于申能股份有限公司。详情请见：
https://mp.weixin.qq.com/s/4ai9t7njPXFp2f7T9rH0Wg
夏季用电高峰时期
很多人都会有这种困惑
大家不用担心
其实这可能是受阶梯电价 影响
随着空调、热水器等电器的长期运行
部分居民的用电量实际已经进入
第二、第三阶梯
居民阶梯电价是什么？
电价怎么查？电费怎么算？
为引导居民合理用电、节约用电，居民阶梯电价是指把用户均用电量设置为若干个档位，其用电价格随用电量增加呈阶梯状逐级递增的一种电价定价机制。
其国家政策指导性文件是《国家发展改革委印发关于居民生活用电试行阶梯电价的指导意见的通知》（发改价格〔2011〕2617号）。
目前居民阶梯电价的结算周期
有两种：年周期 和 月周期
其中部分地区依照1月至12月为周期进行结算；部分地区依照7月至次年6月为周期进行结算。我国大多数地区都是以年为周期执行阶梯电价。
其中部分地区依照一个月为周期进行结算，部分地区依照两个月为周期进行结算。
居民阶梯电价的标准不是全国统一的，对于不同阶梯、不同地区、是否开通分时电价等情况，电价都有所不同。
那我们如何查询自家阶梯电价情况？
这里为大家介绍两种
通过网上国网App查询的方法
查询入口：网上国网App首页点击“更多”，选择“查询”板块，点击“电费账单”，点击任一月份查看当月电费账单。
网上国网App“电费账单”功能可查询家庭月度电量电费，并且详细展示阶梯电量、电价等信息，如下图所示：
在网上国网App“信息公开”页面，可以查询到各类官方公示信息，比如您所在地区的阶梯电价表。
查询入口：点击网上国网App首页“更多”，选择“查询”板块，点击“信息公开”，点击“电价标准”。
以某省为例，居民月用电量分为三个档次：
第一档：220千瓦时及以内，维持现行电价标准；
第二档：221千瓦时～400千瓦时，在第一档电价的基础上，每千瓦时加价0.05元；
第三档：高于400千瓦时部分，在第一档电价的基础上，每千瓦时加价0.3元。
（注：阶梯电费按年结算）
2024年6月，小编家庭年度累计用电量为2914度，首次超过第一档用电量2640度，来到了第二阶梯。
6月用电量为358度，其中84度因未超过年度累计用电量2640度，属于一档用电量，电价为0.49元/度；其余的274度因年度累计用电量超过2640度，属于二档用电量，第二档电价增加量为0.05元/度。则小编家6月的电费是：
358×0.49 + 274×0.05 =
189.12（元）
详情请见：
https://mp.weixin.qq.com/s/3X35-iNEGqOsK_n65xjgzw
8月15日，国家统计局发布2024年7月份能源生产情况。7月份，规模以上工业原煤、原油、天然气、电力生产平稳增长。
中电联：1—6月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量28470.3亿千瓦时8月12日，中电联发布数据显示，1—6月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量28470.3亿千瓦时，同比增长7.4%，占全社会用电量比重为61.1%，同比下降0.4个百分点，占电网售电量比重为74.6%，同比下降0.9个百分点。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为22331.4亿千瓦时，同比增长5.6%。https://mp.weixin.qq.com/s/zi7uEXHnaJygQiniVcWMoQ
国家统计局：化工原料类价格上涨0.6%，燃料动力类价格上涨0.5%8月9日，国家统计局发布的数据显示，7月份，工业生产者购进价格中，建筑材料及非金属类价格下降5.2%，黑色金属材料类价格下降2.6%，农副产品类价格下降1.9%，纺织原料类价格下降0.5%；有色金属材料及电线类价格上涨11.3%，化工原料类价格上涨0.6%，燃料动力类价格上涨0.5%。
8月13日，央视网消息，今年以来，我国可再生能源发展保持强劲增长，总装机已超过16亿千瓦，不断实现新突破，为我国发展提供强劲绿色动能。今年上半年，全国重点调查企业电源投资中，可再生能源发电投资占比超过七成；全国新增发电量中，有超过八成来自可再生能源。目前，我国可再生能源发电量占比已从2023年底的32%提升到35.1%。
8月14日，在自然资源部、国家发改委、财政部、国家林草局召开的生态保护修复专题新闻发布会上，国家林草局生态司提出，日前我国林草年碳汇量超过12亿吨二氧化碳当量，居世界首位，2060年我国难以避免的碳排放约有25亿吨二氧化碳当量，作为实现碳中和目标的“压舱石”，林草碳汇发挥着不可替代的作用，但要注意避免林业碳汇项目开发过热现象。
8月13日，全球单体容量最大的漂浮式风电平台“明阳天成号”历经两天多航程，抵达明阳阳江青洲四海上风电场。“明阳天成号”两座塔筒呈“V”字形排列、搭载两台8.3兆瓦海上风机，总容量达到16.6兆瓦，可应用于水深35米以上的全球广泛海域。
8月12日，据新华社报道，中国建造重量最大的国际海洋油气平台——马赞油气集输平台在山东青岛完工交付。马赞平台是一座8腿海洋油气集输平台，主要负责将开采出的海洋油气汇集并输送到陆地进行处理，每年可以汇集输送原油2400万吨、伴生气74亿立方米，是世界上原油集输能力最强的海洋平台之一。
中企投建的巴基斯坦苏吉吉纳里水电站首台机组并网发电8月12日，据人民日报报道，巴基斯坦苏吉吉纳里水电站首台机组并网发电。该水电站是中巴经济走廊优先实施的重点项目之一，于2017年1月开工建设，是中企目前在境外的最大绿地水电投资项目，拥有海外单机容量最大的冲击式水轮发电机组和世界最深压力竖井群。
2024年8月上旬山西大混(质量较好的混煤，热值5000大卡)价格为754.4元/吨，较上期下跌0.3%。
2024年8月上旬山西优混(优质的混煤，热值5500大卡)价格为854.4元/吨，较上期下跌0.3%。
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北京国能国源能源科技有限公司，是一家以电力交易为基础业务、以新能源开发为发展方向的综合能源服务公司。
公司成立于2017年，是国家高新技术企业、国家科技型中小企业、北京市“专精特新”企业、中关村高新技术企业、中电联3A级信用企业、北京市用户满意企业。也是全国唯一拥有集电力交易、碳交易资格及虚拟电厂聚合商资质三个特许牌照为一体的民营企业。
公司业务包括电力交易、碳交易、虚拟电厂调峰辅助服务、智慧能效管理、分布式光伏、综合能源的投资及托管等。公司秉承科技兴业、为用户创造价值的理念，以绿色低碳环保为方向，以用户需求为核心，通过科技创新和商业模式创新，为用户提供电力交易、碳交易、虚拟电厂及综合能源服务。自2019年以来，一直稳居北京电力交易行业前三。
公司注重人才培养及企业文化建设，核心团队均为华北电力大学研究生、本科生，拥有行业上下游资源和专业技术完美融合的复合型人才团队，是作为能源行业企业最大的优势及核心竞争力。公司工作多次受到政府、用户、行业协会的表彰。国能国源正努力用科技创新的力量及更加优质的服务，为用户、为国家早日实现双碳目标贡献力量！
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