9月2日，从新疆电力交易中心有限公司获悉，今年7月、8月月度绿电交易规模分别达到1.58亿千瓦时、1.55亿千瓦时，连续2个月实现月度绿电交易规模破亿，比2022年8月实施省内绿电交易当年的0.12亿千瓦时呈现爆发式增长，绿电市场活跃度不断增加。
近年来，国网新疆电力有限公司充分发挥电网企业桥梁作用，有效衔接用户低碳用能需求，降低碳排放强度，共同构建新型电力系统，积极推动能源绿色低碳转型，服务自治区经济高质量发展。根据统计，仅今年前8个月，新疆绿电交易累计成交规模就达到11.74亿千瓦时，是2022年全年的93.83倍。
为了激发绿电市场活力，营造绿色消费浓厚氛围，新疆电力公司多措并举，多渠道拓展绿电服务及应用场景。国网新疆电力率先在5个地州成立绿电绿证服务站，通过一线服务窗口为绿色消费用户提供一站式服务。促成招商银行建设绿电绿证服务站，不断拓展市场服务“朋友圈”。利用公共交通行驶范围广、公信力强、传播力强的优势，在昌吉打造新疆规模最大的“绿桩充绿电”城市公交。紧盯热点赛事，促成央视春晚喀什分会场、新疆旅游发展大会、亚欧博览会等十余项重大活动实现100%全绿电，提高绿电消费的关注度和影响力。
下一步，国网新疆电力将立足新疆绿色能源资源优势，持续推进和完善新能源消纳市场机制，推动绿色电力交易和绿电绿证多场景供应，促进新能源产业健康发展，助力更多企业走上绿色发展道路，加快实现能源绿色低碳转型。
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国网吉林电力2024年累计组织4场节假日交易 总成交电量7.14亿千瓦时
来自吉林电力交易中心的数据显示，截至8月30日，国网吉林电力今年累计组织4场节假日交易，共有30家企业参与交易，总成交电量7.14亿千瓦时，节约企业用电成本3484.5万元。
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今年以来，新疆电力中长期交易累计成交规模突破1400亿千瓦时，同比提升26%。其中，新能源交易规模达到480亿千瓦时，同比提升190%，两项指标均达到历史最高水平，标志着新疆电力市场的进一步成熟与活跃，也反映出新疆经济快速增长和能源结构转型。
2024年新疆电力市场已实现中长期交易的全面落地运营，形成直接交易、绿电交易、合同交易、发电权交易、新能源替代交易等交易品种。截至目前，已实现中长期交易按工作日不间断开市200批次，同比提升60%。新疆电力交易中心不断完善市场机制、交易规则，优化了交易组织流程，部署了新疆电力交易平台新功能，限额计算、安全校核等功能实现了线上化，提升了交易的灵活性和透明度。2016年以来，累计交易组织规模突破7000亿千瓦时，占新疆总售电量的70%，电力中长期交易已真正成为新疆电力市场的“压舱石”。
近年来，新疆大力发展清洁能源，风电、光伏等新能源装机规模稳步增长。随着电力中长期交易市场的不断完善，新疆电力资源的配置效率大幅提升，通过市场化交易机制，不仅促进了新能源的市场化消纳，有效推动了自治区能源绿色低碳发展，也推动了全国范围内的能源结构优化。
https://news.bjx.com.cn/html/20240904/1398764.shtml
北京电力交易中心2024年8月省间市场交易规模249.7亿千瓦时
8月，通过省间中长期市场连续运营，8月月内及9月月度交易共达成168笔，交易规模249.7亿千瓦时。
01
达成三峡、白鹤滩等大水电及四川富余水电增送交易，合计电量120.7亿千瓦时。
02
达成灵绍、祁韶、陕武、青豫等直流配套电源增送交易15.7亿千瓦时。
03
达成东北、西北、华北富余电力送华东、华中、西南等省份交易35.6亿千瓦时，各区域内互济交易65.9亿千瓦时。
04
开展省间多通道集中竞价8月月内交易及9月月度结算试运行交易，成交电量8.7亿千瓦时。开展省间绿电交易，成交电量3.0亿千瓦时。
截至8月底，北京电力交易中心交易平台共达成2024年省间市场化交易1418笔，交易规模14678亿千瓦时。
https://news.bjx.com.cn/html/20240904/1398690.shtml2024年8月市场化交易加权均价
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https://news.bjx.com.cn/html/20240903/1398379.shtml
2024年8月江苏电力市场月内连续挂牌交易结果：成交均价427.3元/兆瓦时
2024年8月江苏电力市场月内连续挂牌交易结果公示，经过调度部门安全校核，最终成交1773笔，成交电量42.37亿千瓦时，成交均价427.3元/兆瓦时。本次交易共有102家发电企业、101家售电公司及36家一类用户参与月内连续挂牌交易申报。发电企业总挂牌电量52.25亿千瓦时，未成交电量14.48亿千瓦时，挂牌最高电价469.2元/兆瓦时，最低电价422.9元/兆瓦时。
售电公司购方总挂牌电量41.65亿千瓦时，未成交电量1.40亿千瓦时，挂牌最高电价469.3元/兆瓦时，最低电价333元/兆瓦时。售电公司售方总挂牌电量4.57亿千瓦时，未成交电量0.05亿千瓦时，挂牌最高电价433.2元/兆瓦时，最低电价422.9元/兆瓦时。一类用户购方总挂牌电量2.12亿千瓦时，未成交电量0.00亿千瓦时，挂牌最高电价460元/兆瓦时，最低电价422元/兆瓦时。一类用户售方总挂牌电量0.08亿千瓦时，未成交电量0.00亿千瓦时，挂牌最高电价429.70元/兆瓦时，最低电价427.00元/兆瓦时。https://news.bjx.com.cn/html/20240903/1398455.shtml
1-7月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量34950.9亿千瓦时，同比增长9.5%，占全社会用电量比重为62.4%，同比增长1个百分点，占电网售电量比重为76.2%，同比增长1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26307亿千瓦时，同比增长3.9%。
7月份，全国各电力交易中心组织完成市场交易电量6035亿千瓦时，同比增长13.6%。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为4205亿千瓦时，同比增长1.1%。
一、全国各电力交易中心交易情况
1-7月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量34950.9亿千瓦时，同比增长9.5%，占全社会用电量比重为62.4%，同比增长1个百分点，占电网售电量比重为76.2%，同比增长1个百分点。省内交易电量合计为26805.6亿千瓦时，其中电力直接交易25708.9亿千瓦时（含绿电交易1131.8亿千瓦时、电网代理购电5298.4亿千瓦时）、发电权交易1068.8亿千瓦时、其他交易27.9亿千瓦时。省间交易电量合计为8145.3亿千瓦时，其中省间电力直接交易598.1亿千瓦时、省间外送交易7520.1亿千瓦时、发电权交易27.1亿千瓦时。
7月，全国各电力交易中心组织完成市场交易电量6035亿千瓦时，同比增长13.6%。省内交易电量合计为4294.9亿千瓦时，其中电力直接交易4105.5亿千瓦时（含绿电交易160.1亿千瓦时、电网代理购电852.1亿千瓦时）、发电权交易182.4亿千瓦时、其他交易7亿千瓦时。省间交易电量合计为1740.2亿千瓦时，其中省间电力直接交易99.6亿千瓦时、省间外送交易1636.2亿千瓦时、发电权交易4.4亿千瓦时。
1-7月，国家电网区域各电力交易中心累计组织完成市场交易电量26735.4亿千瓦时，同比增长6.5%，其中北京电力交易中心组织完成省间交易电量合计为6728.7亿千瓦时；南方电网区域各电力交易中心累计组织完成市场交易电量6435.9千瓦时，同比增长23.9%，其中广州电力交易中心组织完成省间交易电量合计为1416.6亿千瓦时；内蒙古电力交易中心累计组织完成市场交易电量1779.6亿千瓦时，同比增长10.5%。
二、全国电力市场中长期电力直接交易情况
1-7月，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为26307亿千瓦时，同比增长3.9%。其中，省内电力直接交易（含绿电、电网代购）电量合计为25708.9亿千瓦时，省间电力直接交易（外受）电量合计为598.1亿千瓦时。
7月，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为4205.1亿千瓦时，同比增长1.1%。其中，省内电力直接交易（含绿电、电网代购）电量合计为4105.5亿千瓦时，省间电力直接交易（外受）电量合计为99.6亿千瓦时。
1-7月，国家电网区域中长期电力直接交易电量合计为19862.9亿千瓦时，同比增长2.3%；南方电网区域中长期电力直接交易电量合计为4897.8亿千瓦时，同比增长7.3%；蒙西电网区域中长期电力直接交易电量合计为1546.3亿千瓦时，同比增长15.4%。
https://news.bjx.com.cn/html/20240902/1398319.shtml
北京市碳排放配额线上无成交，线下协议转让成交量30,000吨。截止2024年9月8日 ，配额（BEA）公开交易累计成交量为1992.91万吨，协议转让累计成交量为3628.35万吨，累计成交额为29.58亿。
https://mp.weixin.qq.com/s/uQ24rNd-h3iA0Q-kFjuhxA国家能源局印发《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》！
9月5日，国家能源局印发《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》（以下简称《规则》）的通知。
《规则》适用于我国境内生产的风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、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电量对应绿证的核发、交易及相关管理工作。《规则》指出，绿证既可单独交易；也可随可再生能源电量一同交易，并在交易合同中单独约定绿证数量、价格及交割时间等条款。绿证在符合国家相关规范要求的平台开展交易，目前依托中国绿色电力证书交易平台，以及北京、广州电力交易中心开展绿证单独交易；依托北京、广州、内蒙古电力交易中心开展跨省区绿色电力交易，依托各省（区、市）电力交易中心开展省内绿色电力交易。现阶段绿证仅可交易一次。绿证交易最小单位为1个，价格单位为元/个。绿证交易的组织方式主要包括挂牌交易、双边协商、集中竞价等，交易价格由市场化方式形成。国家绿证核发交易系统与各绿证交易平台实时同步待出售绿证和绿证交易信息，确保同一绿证不重复成交。对风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、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。可交易绿证核发范围动态调整。1个绿证单位对应1000千瓦时可再生能源电量。不足核发1个绿证的当月电量结转至次月。国家能源局关于印发《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》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，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、内蒙古电力（集团）有限责任公司，有关中央企业，水规总院、电规总院、各有关协会：为贯彻落实党的二十大和二十届二中、三中全会精神，健全绿色低碳发展机制，按照《国家发展改革委 财政部 国家能源局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》（发改能源〔2023〕1044号）有关要求，我们制定了《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》，现印发给你们，请遵照执行。第一条 为规范可再生能源绿色电力证书（Green Electricity Certificate（GEC），以下简称绿证）核发和交易，依法维护各方合法权益，根据《国家发展改革委 财政部 国家能源局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》（发改能源〔2023〕1044号）等要求，制定本规则。第二条 本规则适用于我国境内生产的风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、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电量对应绿证的核发、交易及相关管理工作。第三条 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。绿证核发和交易应坚持“统一核发、交易开放、市场竞争、信息透明、全程可溯”的原则，核发由国家统一组织，交易面向社会开放，价格通过市场化方式形成，信息披露及时、准确，全生命周期数据真实可信、防篡改、可追溯。第四条 国家能源局负责绿证具体政策设计，制定核发交易相关规则，指导核发机构和交易机构开展具体工作。第五条 国家能源局电力业务资质管理中心（以下简称国家能源局资质中心）具体负责绿证核发工作。第六条 电网企业、电力交易机构、国家可再生能源信息管理中心配合做好绿证核发工作，为绿证核发、交易、应用、核销等提供数据和技术支撑。第七条 绿证交易机构按相关规范要求负责各自绿证交易平台建设运营，组织开展绿证交易，并按要求将交易信息同步至国家绿证核发交易系统。第八条 绿证交易主体包括卖方和买方。卖方为已建档立卡的发电企业或项目业主，买方为符合国家有关规定的法人、非法人组织和自然人。买方和卖方应依照本规则合法合规参与绿证交易。交易主体可委托代理机构参与绿证核发和交易。第九条 电网企业、电力交易机构、发电企业或项目业主，以及交易主体委托的代理机构，应按要求及时提供或核对绿证核发所需信息，并对信息的真实性、准确性负责。电网企业还应按相关规定，做好参与电力市场交易补贴项目绿证收益的补贴扣减。第十条 交易主体应在国家绿证核发交易系统建立唯一的实名绿证账户，用于参与绿证核发和交易，记载其持有的绿证情况。其中：卖方在国家可再生能源发电项目信息管理平台完成可再生能源发电项目建档立卡后，在国家绿证核发交易系统注册绿证账户，注册信息自动同步至各绿证交易平台。买方可在国家绿证核发交易系统注册绿证账户，也可通过任一绿证交易平台提供注册相关信息，注册相关信息自动推送至国家绿证核发交易系统并生成绿证账户。省级专用账户通过国家绿证核发交易系统统一分配，由各省级发改、能源主管部门统筹管理，用于参与绿证交易和接受无偿划转的绿证。国家能源局资质中心可依据补贴项目参与绿色电力交易相关要求，设立相应的绿证专用账户。第十一条 交易主体注册绿证账户时应按要求提交营业执照或国家认可的身份证明等材料，并保证账户注册申请资料真实完整、准确有效。其中卖方还须承诺仅申领中国绿证、不重复申领其他同属性凭证。第十二条 当注册信息发生变化时，交易主体应及时提交账户信息变更申请。账户可通过原注册渠道申请注销，注销后交易主体无法使用该账户进行相关操作。第十三条 可再生能源发电项目电量由国家能源局按月统一核发绿证，稳步提升核发效率。第十四条 对风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、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。第十五条 1个绿证单位对应1000千瓦时可再生能源电量。不足核发1个绿证的当月电量结转至次月。第十六条 绿证核发原则上以电网企业、电力交易机构提供的数据为基础，与发电企业或项目业主提供数据相核对。电网企业、电力交易机构应在每月22日前，通过国家绿证核发交易系统推送绿证核发所需上月电量信息。对于自发自用等电网企业无法提供绿证核发所需电量信息的，可再生能源发电企业或项目业主可直接或委托代理机构提供电量信息，并附电量计量等相关证明材料，还应定期提交经法定电能计量检定机构出具的电能量计量装置检定证明。第十七条 国家能源局资质中心依托国家绿证核发交易系统开展绿证核发工作。对于电网企业、电力交易机构无法提供绿证核发所需信息的，国家可再生能源信息管理中心对发电企业或项目业主申报数据及材料初核，国家能源局资质中心复核后核发相应绿证。第十八条 绿证既可单独交易；也可随可再生能源电量一同交易，并在交易合同中单独约定绿证数量、价格及交割时间等条款。第十九条 绿证在符合国家相关规范要求的平台开展交易，目前依托中国绿色电力证书交易平台，以及北京、广州电力交易中心开展绿证单独交易；依托北京、广州、内蒙古电力交易中心开展跨省区绿色电力交易，依托各省（区、市）电力交易中心开展省内绿色电力交易。第二十条 现阶段绿证仅可交易一次。绿证交易最小单位为1个，价格单位为元/个。第二十一条 绿证交易的组织方式主要包括挂牌交易、双边协商、集中竞价等，交易价格由市场化方式形成。国家绿证核发交易系统与各绿证交易平台实时同步待出售绿证和绿证交易信息，确保同一绿证不重复成交。（一）挂牌交易。卖方可同时将拟出售绿证的数量和价格等相关信息在多个绿证交易平台挂牌，买方通过摘牌的方式完成绿证交易和结算。（二）双边协商交易。买卖双方可自主协商确定绿证交易的数量和价格，并通过选定的绿证交易平台完成交易和结算。鼓励双方签订省内、省间中长期双边交易合同，提前约定双边交易的绿证数量、价格及交割时间等。（三）集中竞价交易。按需适时组织开展，具体规则另行明确。第二十二条 可交易绿证完成交易后，交易平台应将交易主体、数量、价格、交割时间等信息实时同步至国家绿证核发交易系统。国家能源局资质中心依绿证交易信息实时做好绿证划转，划转后的绿证相关信息与对应交易平台同步。对2023年1月1日（不含）前投产的存量常规水电项目对应绿证，依据电网企业、电力交易机构报送的水电电量交易结算结果，从卖方账户直接划转至买方账户；电网代理购电的，相应绿证依电量交易结算结果自动划转至相应省级绿证账户，绿证分配至用户的具体方式由省级能源主管部门会同相关部门确定。第二十三条 参与绿色电力交易的对应绿证通过国家绿证核发交易系统，由国家能源局资质中心依绿色电力交易结算信息做好绿证划转，划转后的绿证相关信息与对应电力交易中心同步。绿色电力交易组织方式等按相关规则执行。第二十四条 绿证有效期2年，时间自电量生产自然月（含）起计算。对2024年1月1日（不含）之前的可再生能源发电项目电量，对应绿证有效期延至2025年底。超过有效期或已声明完成绿色电力消费的绿证，国家能源局资质中心应及时予以核销。第二十五条 任何单位不得采取强制性手段直接或间接干扰绿证市场，包括干涉绿证交易价格形成机制、限制绿证交易区域等。第二十六条 国家绿证核发交易系统建设和运行管理由国家能源局资质中心组织实施，国家可再生能源信息管理中心配合。第二十七条 国家绿证核发交易系统提供绿证在线查验服务，用户登录绿证账户或通过扫描绿证二维码，可获取绿证编码、项目名称、项目类型、电量生产日期等信息。第二十八条 国家能源局资质中心按要求汇总统计全国绿证核发和交易信息，按月编制发布绿证核发和交易报告。支撑绿证与可再生能源电力消纳责任权重、能耗“双控”、碳市场等有效衔接，国家可再生能源信息管理中心会同电网企业、电力交易机构按有关要求及时核算相关绿证交易数据。第二十九条 国家能源局资质中心通过国家绿证核发交易系统披露全国绿证核发、交易和核销信息，各绿证交易平台定期披露本平台绿证交易和核销信息。披露内容主要包括绿证核发量、交易量、平均交易价格、核销信息等。第三十条 国家绿证核发交易系统和各绿证交易平台应按照国家相关信息数据安全管理要求，利用人工智能、云计算、区块链等新技术，保障绿证核发交易数据真实可信、系统安全可靠、全过程防篡改、可追溯，相关信息留存5年以上备查。第三十一条 国家能源局各派出机构会同地方相关部门做好辖区内绿证制度实施的监管，及时提出监管意见和建议。国家能源局会同有关部门做好指导。第三十二条 因推送数据迟延、填报信息有误、系统故障等原因导致绿证核发或交易有误的，国家能源局资质中心或绿证交易平台应及时予以纠正。第三十三条 当出现以下情况时，依法依规采取以下处置措施。（一）对于绿证对应电量重复申领其他同属性凭证，或存在数据造假等行为的卖方主体，以及为绿证对应电量颁发其他同属性凭证的绿证交易平台，责令其改正；拒不改正的，予以约谈。对于扰乱正常绿证交易市场秩序的交易主体，责令其改正；拒不改正的，予以约谈。（二）对于发生违纪违法问题，按程序移交纪检监察和司法部门处理。第三十四条 国家能源局资质中心依据本规则编制绿证核发实施细则，各绿证交易平台依据本规则完善绿证交易实施细则。国家能源局就《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》答记者问近日，国家能源局印发了《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》（以下简称《规则》）。国家能源局有关负责同志接受采访，回答记者提问。答：习近平总书记在中共中央政治局第十二次集体学习时强调，要顺势而为、乘势而上，以更大力度推动我国新能源高质量发展，为中国式现代化建设提供安全可靠的能源保障。党的二十届三中全会提出，要积极应对气候变化，健全绿色低碳发展机制。国家能源局会同有关部门，认真贯彻落实党中央、国务院决策部署，积极推动以绿证为基础的绿色电力消费制度体系健全完善，助力形成绿色低碳的生产方式和生活方式。2023年7月，国家能源局会同发展改革委、财政部联合印发《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》（发改能源〔2023〕1044号），明确绿证可再生能源电量环境属性唯一证明和可再生能源电力生产、消费唯一凭证地位，要求绿证核发全覆盖。文件印发以来，绿证核发全覆盖工作顺利推进，绿证交易规模稳步扩大，公众绿色电力消费意识明显增强，全社会绿色电力消费水平快速提升。为进一步规范绿证核发和交易行为，我们在前期充分调研、广泛征求并充分吸纳有关方面意见基础上编制了《规则》，明确了职责分工、账户管理、绿证核发、绿证交易及划转、绿证核销、信息管理及监管等方面的具体要求。《规则》的印发实施，有助于充分体现可再生能源项目绿色环境价值，更好培育绿证绿电交易市场，进一步在全社会营造绿色电力消费环境，对推动可再生能源高质量发展、支撑能源清洁低碳转型、助力经济社会绿色发展具有重要的现实意义。答：绿证核发和交易坚持“统一核发、交易开放、市场竞争、信息透明、全程可溯”的原则。一是核发由国家统一组织。绿证由国家能源局电力业务资质管理中心（以下简称国家能源局资质中心）按月统一核发，并加盖国家能源局绿证专用章。二是交易面向全社会开放。交易双方自主参与绿证交易，卖方为已建档立卡的可再生能源发电企业或项目业主，买方为符合《民法典》规定的法人、非法人组织和自然人等民事主体。三是价格通过市场化方式形成。任何单位不得采取强制性手段直接或间接干扰绿证交易价格形成机制、限制绿证交易区域等。四是绿证相关信息披露及时、准确。国家能源局资质中心及时披露全国绿证核发、交易和核销信息，各绿证交易平台披露本平台绿证交易和核销信息。五是绿证全生命周期数据可溯。国家绿证核发交易系统按照国家信息数据安全相关标准建设，利用人工智能、云计算、区块链等新技术，完整准确、安全可靠记录存储绿证申请、核发、交易和核销等全生命周期数据，保障绿证全过程数据防篡改、可追溯。国家绿证核发交易系统提供绿证溯源和防伪查询服务。答：《规则》适用于我国境内生产的可再生能源发电项目电量对应绿证的核发、交易及相关管理工作，香港和澳门地区用能单位或个人依需要自愿参与绿证交易。《规则》共8章35条内容，主要涉及5个方面。一是明确绿证市场参与成员和职责分工。国家能源局（新能源司）负责绿证具体政策设计，指导核发机构和交易机构开展具体工作；国家能源局资质中心具体负责绿证核发工作；电网企业、电力交易机构、国家可再生能源信息管理中心配合做好绿证核发，并提供绿证核发、交易、划转、应用、核销等全过程数据和技术支撑；绿证交易机构负责各自绿证交易平台建设运营，组织开展绿证交易，并按要求将交易信息同步至国家绿证核发交易系统；绿证买卖双方可自主或委托代理机构参与绿证核发和交易。二是明确绿证账户管理要求。各交易主体通过国家绿证核发交易系统开设和管理唯一实名绿证账户，记载其持有的绿证情况。卖方在可再生能源发电管理平台完成建档立卡后，在国家绿证核发交易系统自动生成对应绿证账户。买方通过任一绿证交易平台提交绿证账户注册相关信息，注册相关信息自动推送至国家绿证核发交易系统并生成绿证账户；也可通过国家绿证核发交易系统直接注册绿证账户。此前，买卖双方已完成绿证交易平台注册的，按需补充完善相关信息后，在国家绿证核发交易系统自动生成对应绿证账户。买卖双方注册绿证账户时应按要求提交营业执照或相关身份证明材料，其中卖方还须提交仅申领中国绿证、不重复申领其他同属性凭证的承诺书。为衔接可再生能源电力消纳责任权重，更好核算可再生能源电力消费量，以及接收存量常规水电绿证，国家统一设立省级绿证专用账户，具体由各省（区、市）发改、能源主管部门统筹管理。同时，为支撑参与保障性收购的补贴项目绿证绿电交易，适时为电网企业或可再生能源发展结算服务机构等设立绿证专用账户。三是规范绿证核发具体方式。国家能源局依据电网企业、电力交易机构提供电量数据按月批量自动核发绿证。对于自发自用等电网企业无法提供绿证核发所需信息的，发电企业或项目业主可直接或委托代理机构提供电量信息及相关证明材料，经国家可再生能源信息管理中心初核、国家能源局资质中心复核后核发相应绿证。四是明确绿证交易的具体要求。落实《中共中央 国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》有关要求，加快建设全国统一的绿证交易市场。在交易平台上，通过中国绿色电力证书交易平台和北京、广州电力交易中心开展绿证单独交易；通过北京、广州、内蒙古电力交易中心开展跨省区绿色电力交易，各省（区、市）电力交易中心具体负责省内绿色电力交易。在交易方式上，主要包括挂牌交易、双边协商、集中竞价等三种方式。其中，对于挂牌交易，买方可同时将拟出售绿证信息在多个交易平台挂牌，买方通过摘牌完成交易；对于双边协商，买卖双方自主协商确定绿证交易的数量和价格，自由选择绿证交易平台完成交易和结算；集中竞价交易按需适时组织开展。国家绿证核发交易系统统一管理绿证库存，并与各绿证交易平台实时同步，确保同一绿证不重复成交。在绿证划转上，国家能源局资质中心依绿证交易和绿色电力交易信息做好绿证划转。对于2023年1月1日（不含）前投产的存量常规水电对应绿证，由发电企业和用能企业直接交易结算的，依据电量交易结算结果从卖方账户直接划转至买方账户；属于电网代理购电的，根据电量交易结算结果自动划转至相应省级绿证专用账户，由省级能源主管部门会同相关部门确定绿证分配至用户的具体方式。在绿证有效期上，《规则》明确绿证有效期2年，时间自电量生产自然月（含）起计算。对在可再生能源电力消纳责任权重等机制中使用绿证的，按相关规定执行。为充分保障不同时段可再生能源发电项目合法权益，《规则》设置了过渡期，对2024年1月1日（不含）之前的可再生能源发电项目电量，对应绿证有效期延至2025年底。在绿证核销上，超过有效期的，由国家绿证核发交易系统予以自动核销；已声明完成绿色电力消费的，国家能源局资质中心依据用户提交的绿色电力消费认证或声明材料等，对相应绿证予以核销。五是规范绿证核发交易信息管理。在信息系统上，国家绿证核发交易系统是开展绿证核发及交易管理的基础平台，系统建设和运行管理由国家能源局资质中心组织实施，国家可再生能源信息管理中心配合。绿证交易机构按相关规范要求完善各自绿证交易系统，支撑绿证交易有序开展。在信息统计上，国家能源局资质中心按要求汇总统计全国绿证核发和交易信息，并按月编制发布绿证核发和交易报告；国家可再生能源信息管理中心会同相关单位及时核算绿证交易数据，用于支撑绿证与能耗双控、消纳责任权重、碳市场等机制有效衔接。一是编制配套实施细则。国家能源局资质中心依据《规则》编制绿证核发实施细则，各绿证交易平台依据《规则》完善绿证交易实施细则，进一步细化绿证核发、交易相关要求，为绿证绿电交易构建统一高效、规范有序、公平公正的市场环境。二是广泛开展绿证宣传。《规则》印发后，通过绿证业务培训、区域主题宣讲、宣传短视频、专家解读等多种方式，采用线上、线下不同渠道，向国际机构、国内各省级相关主管部门、企业、社会公众等做好绿证政策及配套规则细则宣介，推动社会各界更好认识绿证、购买绿证、使用绿证。三是加强绿证市场监管。国家能源局各派出机构会同地方相关部门做好辖区内绿证制度实施监管，国家能源局会同有关部门做好指导。同时，切实加强对重复申领其他同属性凭证、数据造假，以及扰乱正常绿证市场交易秩序的监管。https://mp.weixin.qq.com/s/1_iIskQBGAIBR77MBniX-g8月22日，国家能源局召开南方区域电力市场建设工作推进会，听取相关单位关于南方区域电力市场建设工作汇报，研究部署下一步工作。国家能源局党组成员、副局长万劲松主持会议并讲话。会议指出，南方区域电力市场建设意义重大，各单位做了大量扎实工作，市场建设进展总体顺利，建设成果超过预期。南方区域电力市场是全国统一电力市场体系建设的“试验田”，情况复杂，建设难度大，没有成熟经验可借鉴，要大胆探索，通过区域电力市场实现更科学的资源配置，更坚强的保障能力，更灵活的调节机制，更公平的市场环境。会议强调，南方区域电力市场建设，一要坚持改革定力，大胆探索，绝不停步。要坚决贯彻落实党中央、国务院关于全国统一电力市场体系建设的决策部署，大胆创新实践，坚定不移推动南方区域电力市场建设。二要坚持问题导向，见招拆招，稳扎多打。要正视市场建设过程中存在的问题，针对不同问题分类施策，技术类问题及时协调解决，体制机制类问题要探索多方位解决方案。三要坚持系统观念，刚柔相济，长短结合。要系统性构建适应能源转型的市场体系，实现计划的“刚性”与市场“灵活性”有机结合，简单问题及时解决，复杂问题要善于从小切口推动解决。四要坚持通力合作，共商共建，共享共担。区域电力市场涉及各方利益再调整，各类主体要加强协作，形成工作合力，共享市场建设红利，共担市场建设风险。国家发展改革委相关司、国家能源局相关司及派出机构、南方五省（区）相关部门、相关电力企业等负责同志参加会议。https://mp.weixin.qq.com/s/hmjG02-DLKHlQhHfxNMrgw
在当今能源转型的大背景下，市场中发挥越来越重要的作用，为电力市场的发展注入新的活力。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，明确提出“加快规划建设新型能源体系，完善新能源消纳和调控政策措施”。8月11日，中共中央、国务院印发的《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》指出，“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”。国家电网有限公司深入学习贯彻党的二十届三中全会精神，认真落实党中央、国务院决策部署，加强配套电网建设和并网服务，提升系统调节能力，发挥电力市场作用，积极服务新能源高质量发展，为更好支撑和服务中国式现代化作出新贡献。8月26日，新疆木垒南750千伏输变电工程建设正酣，现场工程车辆隆隆作响，施工建设者来来往往。工程建成后，将满足古尔班通古特沙漠基地项目210万千瓦新能源接入和送出需求，为准东千万千瓦级新能源基地建成提供有力保障。目前，新疆第二批“沙戈荒”项目总量1460万千瓦风电光伏基地正在建设中。国网新疆电力全力服务“沙戈荒”基地建设，加快推进超、特高压电网工程建设，2024年计划新开工750千伏输变电工程15项、投产9项。
国网新疆电力积极推动新能源送出工程纳规，实现木垒南输变电工程等6项750千伏电网项目顺利调增纳入国家规划，确保风电、光伏发电能够高效、稳定地送出。在柴达木盆地的茫茫戈壁深处，一片新能源“绿洲”正在加快建设中。8月21日，在青海省海西蒙古族藏族自治州茫崖市冷湖镇境内的丁字口750千伏变电站新建工程施工现场，施工人员正在进行高抗套管安装工作。加快输电通道建设，支撑风电、光伏发电项目不断“上新”，也为“风光”资源规模化外送奠定了基础。
丁字口750千伏输变电工程作为“沙戈荒”大型风光基地清洁能源外送通道，是连接青海海西千万千瓦级新能源基地和青豫特高压直流工程的关键，为青海海西地区“沙戈荒”项目开发外送预留空间。国网青海电力力争电网配套送出工程与新能源项目建设时序匹配，同步投产。如今，青海电网与西北主网联络通道增至7回，已形成东接甘肃、南联西藏、西引新疆、直通中原的交直流多端枢纽型电网，送、受电能力均超过千万千瓦，青海绿电外送范围拓展至15个省（市、自治区）。持续扩大绿电绿证交易规模是促进清洁能源消纳的重要途径。甘肃风、光资源富集，是我国重要的“沙戈荒”大型风电光伏基地建设区域之一。国网甘肃电力创新将省内绿电交易纳入“D+3”日滚动交易机制。新能源企业可以根据短期和超短期负荷预测及时调整增补已有的中长期交易，大幅减少现货交易中的偏差电量。新能源企业市场化收益更可控，交易活跃度明显提升。“新的交易模式下，同等成交量的价格有时候能下降45%，有效降低了企业用电成本。”长庆石油勘探局有限公司工作人员王雪鹏说。长庆石油勘探局有限公司的绿电交易电量占甘肃省内绿电交易总量的27.5%。通过绿电消费，该厂能够达到国家要求的能效标准，满足碳减排的相关指标要求。“省内参与主体逐步拓展至265家企业，参与交易市场的主体范围不断扩大。”甘肃电力交易中心副总经理庞伟介绍。截至8月20日，今年甘肃省绿电成交电量达10.06亿千瓦时，比去年全年增加5.74亿千瓦时，折合减排二氧化碳超过831万吨。
从西部风光富集地区到东部负荷集中区，不断完善的市场化交易，推进了发用两侧需求对接，有力促进绿电绿证资源的优化配置和高效利用，推动新能源电量广泛消纳，提升了东部地区电力保供能力。国网上海电力通过“多年期+年度”的方式，与山西、宁夏、甘肃、青海等多个省（自治区）开展多年期绿电交易。今年前7个月，上海的绿电交易规模达到2023年全年的2.5倍，创历史新高。上海全市各类用户通过北京电力交易中心绿证交易平台购入省间绿证超2000万张，购证量是2023年的40多倍。“目前，绿证购买的主体主要分发电侧和客户侧。企业对绿色低碳转型的诉求日益提高，客户侧购买绿证越来越多，用来满足产品零碳生产的需求，树立绿色、环保的品牌形象，助力拓展海外客户，促进外贸经济发展。”国网浙江综合能源公司售电事业部主任吴心弘介绍。
以绿电消费促进企业低碳转型。今年上半年，浙江加强与新疆、甘肃等地的绿电市场化交易，省内绿证交易规模已达到1683万张，折合电量约168.3亿千瓦时，通过市场兑现了新能源绿色价值。8月12日，国网天津电力研发的分布式光伏接入电网承载力评估应用上线运行。这一应用可实时监测电网在10千伏至220千伏等级范围内分布式光伏高比例大规模接入的反向负载率，为分布式光伏电源和电网规划、设计等提供精准、可信的数据支撑。“应用上线后，监测范围较去年同期扩大了50%，工作效率提高了90%。”国网天津城南供电公司供电服务指挥中心运营管控专责工巩超介绍。分布式光伏是可再生能源的重要组成部分。因地制宜深化创新技术应用，有效提升配电网系统的灵活安全调节能力，是促进分布式新能源高比例开发利用的关键。江苏镇江扬中市地处长江中下游，四面环江。2016年11月，扬中市获批创建国家高比例可再生能源示范市。目前，当地分布式光伏并网用户超1.2万户，光伏装机渗透率达83.5%。光伏电站接入对传统的配电网可靠性提出考验。国网镇江供电公司多举措提升配电网可靠性，服务新能源大规模接入。该公司在扬中市上线低压配电网柔性调控装置，台区内分布式光伏接入能力提升40%，且光伏电量全部就地消纳，电压质量合格率达100%；在扬中滨江公园应用光储一体构网装置，利用建在配电网末端的大型光伏电站发出的电量为邻近线路临时供电，提升配电网供电可靠性。
2023年底，山东省临沂市清洁能源装机容量达到844.5万千瓦，其中分布式光伏装机容量495.7万千瓦。今年4月，国网临沂供电公司在南头新村打造的分布式光伏村级自治微网示范区正式投运，实现发电数据可视化管理、配置储能促进就地消纳、负荷灵活调节、电能质量实时监测等功能，提升了分布式光伏大量接入条件下配电网稳定运行水平。国网山东电力深化示范项目和创新技术应用，促进源网荷储协同规划。1～7月，山东省新增风光装机容量836.7万千瓦，风光总装机容量达9120万千瓦。预计年底前，山东电网风光新能源装机容量超过1亿千瓦。
今年，合肥地区新能源最大出力达合肥电网实时负荷的42%。7月份，国网合肥供电公司建成主配微网协同的分布式光伏群调群控新模式，以多元化调节模式最大化提升新能源消纳水平。“新模式大幅提升新能源发电预测精准度，试点区域的分布式光伏实现就地消纳，做到了电网和光伏有序安全互动。”国网合肥供电公司数智配网部副主任朱健说。https://mp.weixin.qq.com/s/e-T3nVyAGQHvSbeGCeBOYA
国家能源局：发布《关于2024年7月全国新增建档立卡新能源发电项目情况的公告》9月3日，国家能源局发布《关于2024年7月全国新增建档立卡新能源发电项目情况的公告》。文件指出，7月，全国新增建档立卡新能源发电（不含户用光伏）项目共4647个，其中风电项目82个，光伏发电项目4529个（集中式光伏发电项目170个，工商业分布式光伏发电项目4359个），生物质发电项目36个。
9月4日，全球单体最大抗台型风渔融合网箱平台——中广核“伏羲一号”正式在广东汕尾建成投运。该项目可正面抗击17级超强台风，预计投产后年产值可达5400万元，对于我国“海上风电+海洋牧场”产业融合发展具有重要示范意义。
我国抽水蓄能累计投产超5000万千瓦，在建规模破亿8月30日，水电水利规划设计总院联合中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会发布《抽水蓄能产业发展报告2023年度》。报告显示，截至2024年6月底，全国抽水蓄能累计装机容量达5439万千瓦。截至2023年底，我国抽水蓄能累计已投运规模达到5094万千瓦，约占全球抽水蓄能装机的28.1%，位列全球首位。已建、在建及核准待建抽水蓄能电站规模约2.3亿千瓦，连续8年稳居世界第一。其中，在建规模也跃升至亿千瓦级。
9月2日，据新华社报道，比利时布鲁盖尔研究所最新发布的能源市场研究显示，单季度欧盟国家从俄罗斯进口天然气总量近两年来首次超越从美国进口规模。德新社9月1日援引布鲁盖尔研究所数据报道，今年第二季度，欧盟国家从俄罗斯购买逾127亿立方米天然气，从美国购买123亿立方米。相比第一季度，俄罗斯天然气交付量小幅下降，但美国的降幅更大。
2024年8月下旬山西大混(质量较好的混煤，热值5000大卡)价格为738.8元/吨，较上期下跌0.8%。
2024年8月下旬山西优混(优质的混煤，热值5500大卡)价格为838.8元/吨，较上期下跌0.7%。
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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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