北京电力交易中心2024年8月省间交易电量有关情况：省间交易电量1155亿千瓦时
一、省间市场化交易情况
8月，省间市场化交易电量完成1155亿千瓦时。
1-8月，省间市场化交易电量完成7654亿千瓦时，同比增长8.7％。
二、特高压直流交易情况
8月，特高压直流交易电量完成780亿千瓦时。
1-8月，特高压直流交易电量完成4049亿千瓦时，同比增长14.3％。
三、省间清洁能源交易情况
8月，省间清洁能源交易电量完成778亿千瓦时。
1-8月，省间清洁能源交易电量完成4370亿千瓦时，同比增长23.1％。
详情请见：
https://news.bjx.com.cn/html/20240909/1399320.shtml
河南进一步加强发电机组并网运行管理和辅助服务管理有关事项！
河南能监办发布了关于进一步加强发电机组并网运行管理和辅助服务管理有关事项的通知，明确参与“两个细则”实施范围。当前参与我省“两个细则”管理的并网主体为全省统调燃煤电厂、风力发电场、光伏电站和独立新型储能电站等。新建燃煤发电机组自并网发电之日起参与电力辅助服务费用分摊，自完成整套启动试运行时间点起正式纳入电力并网运行和辅助服务管理范畴，参与电力并网运行和辅助服务管理考核、补偿和分摊。统调风力发电场、光伏电站和独立新型储能自首台机组或逆变器并网发电之日起纳入电力并网运行和辅助服务管理。
详情如下：
关于进一步加强发电机组并网运行管理和辅助服务管理有关事项的通知
国网河南省电力公司，华能、大唐、华电、国家电投、国家能源、
华润电力、华晨电力河南公司，豫能控股公司，有关发电企业及新型储能企业:
为加快构建我省新型电力系统，保障电力系统安全稳定运行和绿色低碳转型发展，按照国家能源局《电力并网运行管理规定》《电力辅助服务管理办法》和《发电机组进入及退出商业运营办法》等有关要求，结合我省电力运行实际，经征求意见，在我省现有发电机组并网运行管理和辅助服务管理（以下简称“两个细则”）基础上，对有关工作事项进一步明确如下。
一、明确参与“两个细则”实施范围。当前参与我省“两个细则”管理的并网主体为全省统调燃煤电厂、风力发电场、光伏电站和独立新型储能电站等。新建燃煤发电机组自并网发电之日起参与电力辅助服务费用分摊，自完成整套启动试运行时间点起正式纳入电力并网运行和辅助服务管理范畴，参与电力并网运行和辅助服务管理考核、补偿和分摊。统调风力发电场、光伏电站和独立新型储能自首台机组或逆变器并网发电之日起纳入电力并网运行和辅助服务管理。
二、加强发电并网运行管理。在迎峰度夏度冬重点保供关键时期（1月、7月、8月、12月），发电企业的日发电计划曲线、发电能力考核、非停时长考核等按照正常时期的双倍考核，非停次数考核系数按一类非停计算。结合当前我省发电运行状况和电力系统发展需要，自2025年1月起，推动开展燃煤机组AGC功能考核，AGC月投运率初期暂按90%，AGC性能指标考核电量按华中区域细则规定的70%执行，后期根据实际情况调整。水电以外的可再生能源发电机组及独立新型储能在进入商业运营前，并网运行考核和分摊辅助服务费按2倍执行，分摊标准不超过当月调试期电费收入的10%。
三、强化发电辅助服务管理。电力调度机构要遵循“按需调用”原则，合理调用并网主体辅助服务，发电企业和新型储能要加强运维管理，确保提供符合规定和标准要求的辅助服务。结合我省电力运行实际，当前有偿辅助服务暂开展有偿无功服务、有偿一次调频服务补偿。根据电网安全运行需要，有偿无功补偿设置电压警戒范围，在母线电压超出警戒范围时，按规则对无功增量给予补偿。发电企业建设或改造调相机，在调相工况下提供有偿无功服务的，补偿标准暂定为15元/MVarh。
四、加强费用管理和结算。两个细则考核和补偿按月统计，实行月清月结，并网运行考核费用和辅助服务补偿费用由参与主体按照当月上网电量比例进行返还和分摊。电力交易中心负责出具发电企业相关费用结算单，省电力公司健全完善由电力调度、交易、营销、财务等部门统筹协调工作机制，加强“两个细则”考核、补偿和分摊费用信息公开公示，有关费用按照规定随同发电企业上网电费一并结算。
五、强化信息报送和披露。电力调度机构和电力交易机构要按照要求做好“两个细则”考核补偿等信息披露。在每日17:30 前，电力调度机构披露前一日补偿及考核信息，在每月10日前，电力调度机构应公示上月补偿考核及分摊返还费用等统计结果，经公示无异议后，应于每月25日前将最终结算结果发至电力交易中心和有关部门，同时报送河南能源能监办。
请河南省电力公司和各并网主体认真落实本通知要求，协同做好“两个细则”实施。我省原有“两个细则”相关规定与本通知不一致的，按照本通知要求执行。
详情请见：
https://news.bjx.com.cn/html/20240909/1399410.shtml
陕西电力交易中心披露2024年8月省内批发侧电力直接交易情况，详情如下：
省内批发侧电力直接交易情况
2024年8月，组织省内发电企业与售电公司（批发用户）、电网企业开展月度及月内电力直接交易成交电量27.96亿千瓦时，成交均价393.09元/兆瓦时。
2024年累计开展省内发电企业与售电公司（批发用户）、电网企业电力直接交易成交电量1397.08亿千瓦时，成交均价383.04元/兆瓦时。
https://news.bjx.com.cn/html/20240911/1399826.shtml南方区域现货市场第三季度结算试运行主备用交易场所切换实战演练圆满成功
2024年8月30日，为进一步科学有序应对现货市场运行过程中的突发事件及网络安全事件，确保南方区域电力市场安全稳定运行，广州电力交易中心成功举办了2024年南方区域现货市场第三季度结算试运行主备用交易场所切换实战演练暨南方区域统一电力交易平台应急演练。
演练当天，通过模拟广州电力交易中心交易大厅主场所因终端设备被病毒感染的场景，各参与单位迅速进入实战状态。技术人员迅速对主交易场所的病毒感染进行隔离，并成功切换至位于珠江新城的备用交易场所，确保结算试运行交易业务不间断开展。同时，广州电力交易中心相关部门迅速通知各省电力交易中心和经营主体，保持信息畅通，实现了跨部门、跨单位的快速协同响应。
通过此次实战演练，不仅全面检验了备用交易场所的软硬件设施及其稳定性，还有效提升了各业务人员的应急处理能力，为保障南方区域现货市场的稳定运行提供了有力支撑。
https://news.bjx.com.cn/html/20240910/1399632.shtml2024年8月市场化交易加权均价
详情请见：
https://news.bjx.com.cn/html/20240903/1398379.shtml
近日，国家能源局发布《电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章》，对绿色电力如何定义、如何交易等关键问题作出明确规定。
眼下，全球对绿色电力消费的共识正在不断加强，我国绿色电力消费如何进一步扩大并得到国际化应用显得愈加重要。作为新型电力系统建设示范区，浙江积极探索绿色电力交易，目前市场运营整体平稳，交易规模持续扩大。
多方面构建绿证应用场景
2021年8月28日，国家发展改革委、国家能源局正式函复《绿色电力交易试点工作方案》，同意国家电网、南方电网开展绿电交易试点。2022年8月，相关部门发文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7月，政策更进一步，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合发布《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的建立消费的通知》，从多方面构建绿证应用场景，衔接绿电和绿证交易，将两个市场打通。
今年1月，国家发展改革委、国家统计局、国家能源局联合发布《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》，首次将绿证交易纳入省级人民政府的考核，加强了绿证与能耗“双控”政策的衔接。
在政策和需求的共同作用下，绿电、绿证交易如“平地起高楼”，市场走势喜人。
2021年，浙江开展了国内首场绿电交易，后续几年绿电交易机制不断优化。2023年浙江绿电交易实现常态化开市，共组织交易95场，交易电量82.14亿千瓦时，参与用户超15000家。
今年1月，浙江省绿电绿证市场化交易工作细则发布，通过鼓励分布式光伏和分散式风能发电聚合参与、明确绿电绿证价格机制、合理设定可交易上限等措施，推动绿色能源消费，助力能耗抵扣政策落地。今年1~7月，浙江累计开展绿证交易1957.09万张，折合电量约195.709亿千瓦时。
交易机制等问题制约市场扩容
随着“双碳”目标落实和新型电力系统的构建，新能源将逐步取代传统化石能源成为发电装机主体、发电量增量主体，消纳压力与日俱增。要想统筹好保供应与促消纳两项工作，新能源进入电力市场交易是必然趋势。浙江分布式新能源充足，但因其单个装机规模小、上网电量难以预测等特点，导致其参与市场化交易难度较大。
近期，国家电网公司发布了今年上半年绿电交易数据：在国家电网公司区域，今年上半年已成交绿证5700万张，是去年同期的39倍。绿电交易为980亿千瓦时，是去年同期的2.5倍。可以看到，绿电、绿证都呈现上涨趋势，尤其绿证的交易量更是激增。
但随之而来的是，绿电绿证应用场景有限、国际互认程度不高等问题逐步显现。当前，绿电、绿证交易与碳市场、自愿减排机制等衔接不完善，各环境权益产品之间缺少衔接。各地碳市场在抵扣标准等方面尚未形成统一规范的模式，市场用户一方面难以鉴别绿电、绿证的区别，另一方面普遍存在“难以获得碳排抵扣认证”的疑虑。
浙江省经济外向度超过60%，受供应链100%使用可再生能源电力承诺、欧盟推出碳边境调节机制逐步生效等因素影响，外向型企业对绿色电力需求高涨。
但由于发展中国家的可再生能源发电产生的环境效益可在多个机制下被开发，比如国际、国内和地方性的资源减排项目，以及绿电绿证，从而导致环境属性存在被重复计算的可能性，RE100等国际组织对国内绿证仍采取“有条件认可”态度，对使用国内绿证的企业增设赎回全部环境权益证书、提交可再生能源使用说明等环节，大幅增加了企业的解释成本，企业只能通过购买国际绿证满足绿电使用诉求。
一边是绿电、绿证交易量的狂飙突进，一边是交易机制、场景应用、供需错配等问题制约市场的进一步扩容，要想真正激发全社会绿色电力消费动力仍任重道远。
再提速的实现路径
绿色电力消费是促进可再生能源开发利用、推动能源绿色低碳转型、助力“双碳”目标实现的重要举措。
浙江这两年对分布式新能源参与绿电交易进行了积极探索。首创分布式新能源入市机制，引入聚合商身份，由聚合代理商通过“e-交易”平台，与集中式新能源同台竞价，将大量分散的分布式新能源纳入到绿色电力市场进行交易，促进绿色电力的环境权益价值变现和市场规模的扩大。
2023年，浙江已有60家分布式聚合商、聚合了超4000个电源项目参与绿电交易，交易电量超10亿千瓦时，累计收益超7000万元。
浙江还开展了绿色电力追踪溯源探索，引入区块链技术，记录绿电的生产、交易、传输、消费、结算等各个环节信息，同时生成符合交易、审查规范的区块链绿色电力消费唯一证明，并为市场主体提供便捷二维码溯源查询服务，市场主体可清晰获取所购买绿色电力的来源以及交易全过程信息，实现绿电交易有迹可溯、有数可查、有据可证。
为切实保障绿电环境权益的唯一性，浙江加大科研攻关力度，积极参与绿电绿证方面的国际标准、行业标准研制。完善信息系统和溯源平台建设，推广绿色电力消费核算服务，探索引入第三方认证制度，推动建立符合我国国情、激励生产低碳化的绿电交易采购标准体系。推动相关部门尽快完善绿电、绿证在碳核算中的互认机制和抵扣方式，协调推进电-证-碳等各类市场衔接联动、协同发展。
此外，浙江还加大绿色电力消费服务深度，合理增加绿电交易频次，做好绿电交易指导、交易组织等工作。积极发挥桥梁纽带作用，协助浙江省内可再生能源项目开展绿证核发，深化政策宣贯、交易咨询、账单解读、消费认证等一揽子企业能效服务，激发全社会绿电消费潜力。
预计2024年，浙江绿电交易规模将超100亿千瓦时、绿证规模将达2000万张，绿色电力交易将再提速，全社会绿色电力消费水平进一步提升。
https://news.bjx.com.cn/html/20240909/1399444.shtml
北京市碳排放配额今日线上成交量1,480吨，成交额174,640.00元，成交均价118.00元/吨；线下协议转让成交量80,000吨。CCER今日线上成交量1,000吨，成交额95,500.00元，成交均价95.50元/吨；线下协议转让成交量394,551吨。绿色出行减排量今日线上无成交；线下协议转让成交量1,533吨。截止2024年9月15日 ，配额（BEA）公开交易累计成交量为1994.14万吨，协议转让累计成交量为3637.85万吨，累计成交额为29.69亿。
https://mp.weixin.qq.com/s/3DqjQ5lX8nLeapz4QxhQpw随着我国新能源快速发展，可再生能源绿色电力证书（以下简称“绿证”）的核发和应用变得愈发重要。自国家绿证核发交易系统核心功能上线以来，绿证核发工作已全面迈入快车道。
根据国家能源局电力业务资质管理中心（以下简称“资质中心”）数据，记者梳理发现，6月30日新系统上线以来已核发绿证9.52亿个，其中补贴绿证3.91亿个、无补贴绿证5.61亿个，对应可再生能源发电量9524亿千瓦时，涉及发电项目3.3万余个、企业1.7万余家。这一成绩不仅彰显了我国可再生能源发电的强劲势头，也体现了国家绿证核发交易系统的高效运转能力。系统显著提升绿证核发效率与准确性，有效支撑绿证核发全覆盖，促进绿色电力消费快速增长。随着系统的不断完善和市场愈发成熟，绿证核发交易势必引领我国能源消费市场的“绿色潮流”。
系统上线前，绿证核发多依赖于发电企业自行申报，存在核验难度大、核发周期长等问题。新系统则以电网企业、电力交易机构提供的数据为基础，通过智能校验和比对，确保了核发数据的及时性、广泛性和准确性。绿证核发效率更高。“在国家绿证核发交易系统上线运行前，绿证申领从发电企业提交基础资料、结算单信息到最终核发绿证，基本要2~3个月的周期。”国华能源投资有限公司营销中心业务经理刘嘉琦表示，“最新上线的国家绿证核发交易系统，实现了与电网数据联网互通，核发周期缩短为1个月，减轻了新能源企业提交材料申领绿证的工作量，大大提升核发效率。”绿证核发范围更广。系统上线后，绿证核发类型首次覆盖了光热项目、地热项目及分布式项目部分自发自用电量，实现了核发范围的全面扩展。这一变化不仅丰富了绿证市场的供给结构，也为更多可再生能源项目提供了参与绿证交易的机会，进一步激发了市场活力。“作为中核三门分布式光伏项目业主，获取绿证可以有效提高项目的绿色能源认证水平，增强市场竞争力。”中核汇能有限公司电力营销副主任陈思宇告诉记者。数据显示，我国分布式光伏项目超过500万个，此前大多数分布式光伏项目没有核发绿证。“目前，我们正在推进分布式光伏项目的建档立卡和数据归集工作，系统建设有效促进了分布式光伏项目核发绿证。”资质中心有关负责人介绍说。绿证核发准确性更高。系统还实现了对单月发电小时数超过合理范围等异常情况的自动识别和退回处理，有效提升了核发工作的规范性和严谨性。中国长江三峡集团有限公司电力市场研究中心政策研究处处长许可认为，“新系统较老系统升级了多个功能板块，有效提高绿证数据的准确性。”“国家绿证核发交易系统在数据交互共享方面更加便捷、准确，有效提高了交易效率和用户服务体验。”内蒙古电力交易中心市场交易二部主管李铎在体验过新系统功能后告诉记者，“交易中心可通过网络专线实时同步项目建档立卡信息和绿证账户信息，快速推送绿证核发所需电量、绿电结算电量等数据，准确获取绿证核发交易情况。”随着系统功能的不断完善和数据的持续归集，预计绿证核发将实现更加全面、精准的覆盖。
自2006年《中华人民共和国可再生能源法》实施以来，我国的绿证发展经历了从制度建立，到市场交易建设的逐步深化。如今，绿证已成为落实“双碳”目标的重要政策工具。今年以来，国家相继出台《2024~2025年节能降碳行动方案》《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》等政策文件，我国绿证市场热度陡增，核发数量屡创新高，交易规模持续扩大，彰显了我国可再生能源发展的强劲势头，引领我国能源消费市场的绿色浪潮，为经济社会绿色低碳转型注入创新活力。资质中心数据显示，截至2024年8月，我国累计核发绿证18.41亿个（含绿电交易对应绿证2.3亿个），涉及项目3.7万余个、企业1.8万余家；全国参与绿证交易的企业和个人主体11.62万个，累计交易绿证3.14亿个，市场活力有效激发。通过国家绿证核发交易系统，绿证申领企业可以更好地实现与绿证交易平台的信息交互，实现了全周期数据的真实可信与全程可追溯。“国家绿证核发交易系统的上线运行，不仅有助于提高绿证核发的及时性、广泛性和准确性，而且能够充分发挥绿证的功效，助力提升我国绿证的影响力。”资质中心有关负责人表示。作为绿电交易平台之一，北京电力交易中心新能源交易部副主任张楠认为，“绿色电力生产消费是推动绿色低碳转型的重要助力，系统为企业提供安全高效的绿证交易服务，促进绿证交易规模提升，助力健全完善绿证交易机制。”“新系统上线后，要强化企业可再生能源电力消纳责任落实，以绿证作为完成情况证明，营造绿色电力消费氛围。”广州电力交易中心市场管理部副主任杜龙对促进绿证市场积极发展提出建议。“希望后续能建立基于绿证的绿色电力消费认证体系，结合能耗使用情况生成《绿色用能报告》，实现能耗精准监控与抵扣，助力企业绿色转型。”许可表示。另据资质中心有关负责人介绍，下一阶段，资质中心将依据《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》，编制绿证核发实施细则等政策文件，明确绿证核销、常规水电绿证划转、省级绿证账户设定、信息披露等各环节内容，进一步规范绿证核发及相关管理工作，为绿色电力消费、绿证与节能降碳政策衔接、绿证国际互认等工作提供全方位支撑。https://mp.weixin.qq.com/s/Z8qwM9l3fHvQwKcQybAMiQ能源消费重大变化！国家能源局提出“电能替代”不再为主！
近日，中共国家能源局党组在《人民日报》发表《以能源转型发展支撑中国式现代化》的署名文章，文中提出：
完善不同能源品种之间的互补和替代政策机制，推动煤炭和新能源优化组合，实现传统能源与新能源协同互补、有序替代。健全现代化能源基础设施建设和运行体制机制，建设全国统一电力市场，加快构建新型电力系统，实现源网荷储协同布局，优化油气管网运行调度机制。健全能源绿色消费激励制度体系。完善资源总量管理和全面节约制度，建立能耗双控向碳排放双控全面转型新机制。健全煤炭清洁高效利用机制。完善新能源消纳和调控政策措施，健全鼓励灵活性电源参与系统调节的价格机制，落实好煤电容量电价机制，研究建立健全新型储能价格形成机制。完善绿色电力证书交易制度，推动发展绿证市场，加强电力市场、绿证市场、碳市场等有效衔接。
推动终端能源消费转型由电能替代为主向电、氢、氨等多元清洁替代转变，推动主要用能领域成为能源转型的重要引擎。能源是人类赖以生存和发展的重要物质基础，能源低碳发展关乎人类未来。在习近平总书记提出的“四个革命、一个合作”能源安全新战略指引下，我国能源转型取得历史性成就，走出了一条符合国情、顺应全球发展大势、适应时代要求的能源转型之路。党的二十届三中全会《决定》紧紧围绕推进中国式现代化这个主题擘画进一步全面深化改革战略举措，对能源改革发展提出新部署新要求，我们要认真学习、深刻领会、准确把握，以能源转型支撑中国式现代化。 深刻认识我国能源转型取得的显著成就
新时代以来，我国坚持走生态优先、绿色低碳的发展道路，坚定不移贯彻落实能源安全新战略，能源转型发展不断迈上新台阶，有力保障了经济社会高质量发展用能需求，有效支撑了美丽中国建设。能源消费结构转型成效显著。有效落实节能优先方针，党的十八大以来，单位国内生产总值能耗下降超过26%，累计节约能源消费约14亿吨标准煤。不断扩大清洁能源利用规模，2023年清洁能源消费比重达到26.4%，比10年前提高10.9个百分点，煤炭消费比重累计下降12.1个百分点，绿电消费比重达到36%左右。深入推进电能替代，全社会终端用能电气化率达到28%，比2014年提升约7个百分点。绿色能源供给能力大幅提升。新能源发展领跑全球，装机规模比10年前增长了10倍，连续多年稳居世界第一，约占全球的40%，推动非化石能源发电装机历史性超过火电。可再生能源年发电量达到3万亿千瓦时左右，约占全社会用电量的1/3，其中，风电光伏发电量超过全国城乡居民生活用电量。风电光伏产品已覆盖全球200多个国家和地区，风电光伏发电成本10年分别下降60%和80%，有力推动能源转型成本大幅下降，促进全球能源转型和可持续发展。能源新质生产力加快发展。产业链现代化水平持续提升，建成风电光伏全产业链研发设计和制造体系，量产先进晶体硅光伏电池转换效率超过25%，海上风电机组最大单机容量达到18兆瓦。全面掌握大型三代压水堆和高温气冷堆第四代核电技术，“华龙一号”、百万千瓦水电等一批重大工程投入运行。能源新模式新业态加快发展壮大，新能源汽车、锂电池、光伏产品“新三样”年出口突破万亿元大关，助力我国产业链优势不断巩固增强。有力支撑美丽中国建设。人民生产生活绿色用能保障持续加强，北方地区清洁取暖率接近80%。建成全球最大规模充电基础设施体系，支撑我国新能源汽车产销量连续9年稳居世界第一、保有量超过2000万辆。全国燃煤锅炉减少80%以上，95%以上煤电机组实现了超低排放，排放水平与天然气发电机组相当。持续推进成品油质量升级，成品油质量达到世界先进水平。党的二十届三中全会《决定》强调，加快规划建设新型能源体系，同时就深化能源管理体制改革、完善新能源消纳和调控政策措施、加强能源领域多边合作平台建设等提出了一系列重大改革举措，为进一步推动能源转型指明了方向和路径。新征程上，我们将进一步深化能源领域改革，增强能源转型动力活力，重点要健全三个体系。
健全清洁能源供给保障制度体系。建立以绿色低碳为导向的能源开发利用新机制，推动清洁能源生产供给由集中开发、大范围统一输配向区域自平衡和跨区优化配置并重转变，形成优先通过清洁低碳能源满足新增用能需求并逐渐替代存量化石能源的能源生产供给格局。完善不同能源品种之间的互补和替代政策机制，推动煤炭和新能源优化组合，实现传统能源与新能源协同互补、有序替代。健全现代化能源基础设施建设和运行体制机制，建设全国统一电力市场，加快构建新型电力系统，实现源网荷储协同布局，优化油气管网运行调度机制。健全能源绿色消费激励制度体系。完善资源总量管理和全面节约制度，建立能耗双控向碳排放双控全面转型新机制。健全煤炭清洁高效利用机制。完善新能源消纳和调控政策措施，健全鼓励灵活性电源参与系统调节的价格机制，落实好煤电容量电价机制，研究建立健全新型储能价格形成机制。完善绿色电力证书交易制度，推动发展绿证市场，加强电力市场、绿证市场、碳市场等有效衔接。推动终端能源消费转型由电能替代为主向电、氢、氨等多元清洁替代转变，推动主要用能领域成为能源转型的重要引擎。健全能源产业链自主创新制度体系。建立清洁低碳能源重大科技协同创新体系，形成以市场为导向、国家战略科技力量为引领、企业为主体、产学研用深度融合的能源技术创新体系，加快突破一批清洁低碳能源关键技术。建立健全清洁低碳能源产业链协同创新机制，构建以需求端技术进步为导向，能源技术成果评价、转化和推广应用高效协同的政策机制，通过工程化集成应用形成先进技术及产业化能力。完善能源绿色低碳转型科技创新激励政策，探索以市场化方式吸引社会资本支持资金投入大、研究难度高的战略性清洁低碳能源技术研发和示范项目。全面建设社会主义现代化国家，必须更好统筹发展和安全，兼顾当前和长远，加快规划建设新型能源体系，推动能源低碳转型和高质量发展，为中国式现代化提供有力的能源支撑。
筑牢安全降碳基础。立足我国资源禀赋，按照先立后破、通盘谋划的原则，推动能源平稳有序转型。发挥好化石能源兜底保障作用，加强煤炭清洁高效利用，提高对能源低碳转型的支撑调节作用。加大油气勘探开发和增储上产，确保国内原油产量长期稳定在2亿吨水平、天然气自给率不低于50%。完善能源基础设施网络，优化西电东送、北电南送格局，加强油气“全国一张网”建设运营。稳步推进煤炭产能储备建设，加快支撑性、调节性电源建设，增强应对各种风险挑战的能力。加大非化石能源供给。持续扩大非化石能源利用规模，构建高水平新能源消纳体系。有序推进主要流域水电开发，保持核电平稳建设节奏。稳步推进新能源大基地建设，优化海上风电基地规划布局，大力推广分布式可再生能源系统。坚持新能源与调节电源、电网建设在规模、布局、时序上做到“三位一体”，提高电网对清洁能源的接纳、配置和调控能力，保持新能源装机每年增长1亿千瓦以上的规模。2030年前，实现新增能源消费量的70%由非化石能源供应，力争非化石能源消费比重每年提升1个百分点。推动消费侧节能降碳。推动传统能源产业转型升级，加强煤炭清洁高效利用，优化天然气利用政策。更大力度推动消费侧节能降碳，大力实施工业、建筑、交通等重点领域节能降碳行动，把腾挪出来的用能空间留给新兴产业、未来产业和民生领域。开展重点行业领域能效提升行动，加快工业、建筑、交通等领域电能替代，加强新能源汽车与电网融合互动，实现到2025年终端用能电气化水平达到30%左右。进一步完善绿证制度，持续扩大绿证绿电消费。加强绿色低碳技术创新和国际合作。聚焦发展新质生产力，巩固拓展新能源产业优势，加强大型风电、高效率光伏、光热等技术创新，推动先进核能、新型储能、氢能等领域前沿技术不断取得新突破。推动先进信息技术与能源产业深度融合，加快培育能源新业态、新模式。高质量推进共建“一带一路”绿色能源合作，积极推动风电、太阳能发电、智慧电网等项目落地，加强清洁能源技术和标准体系国际衔接互认。深度参与全球能源治理，建设运营好“一带一路”能源合作伙伴关系和全球清洁能源合作伙伴关系。https://mp.weixin.qq.com/s/W-Wd5c3Ooz-7DdCe-g5GoQ
四部门：推动车网互动规模化应用试点 全面执行充电峰谷分时电价
国家发展改革委等四部门发布关于推动车网互动规模化应用试点工作的通知，通知中提出，力争以市场化机制引导车网互动规模化发展。参与试点的地区应全面执行充电峰谷分时电价，力争年度充电电量60%以上集中在低谷时段，其中通过私人桩充电的电量80%以上集中在低谷时段。参与试点的V2G项目放电总功率原则上不低于500千瓦，年度放电量不低于10万千瓦时，西部地区可适当降低。
发挥电力市场的激励作用。逐步完善车网互动资源聚合参与电力市场的交易规则，推动充电负荷规模化、常态化参与电力市场交易，支持探索负荷聚合商参与电力市场的商业模式，推动电力市场各类新业态主体培育，逐步形成模式清晰、发展稳定、具备推广条件的负荷聚合商业模式。鼓励V2G项目聚合参与电力现货、绿电交易以及储能容量租赁等市场，验证V2G资源的等效储能潜力。完善价格与需求响应机制。建立健全居民充电峰谷分时电价机制，鼓励围绕居民充电负荷与居民生活负荷建立差异化的价格体系，优化峰谷时段设置，合理扩大峰谷价差；探索新能源汽车和充换电场站对电网放电的价格机制。创新需求响应机制，丰富需求响应品种，提升用户参与频次和响应规模。加强智能有序充电应用推广，促进V2G技术与模式协同创新。详情如下：
国家发展改革委办公厅等关于推动车网互动规模化应用试点工作的通知
发改办能源〔2024〕718号
各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局、工业和信息化主管部门、市场监管部门，北京市城市管理委员会、上海市交通委员会、河南省住房和城乡建设厅，国家能源局各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司，中国电力企业联合会：为落实党中央、国务院关于碳达峰、碳中和的战略部署，支撑新型能源体系和新型电力系统构建，促进新能源汽车与电网融合互动，根据《国务院办公厅关于进一步构建高质量充电基础设施体系的指导意见》（国办发〔2023〕19号）和《国家发展改革委等部门关于加强新能源汽车与电网融合互动的实施意见》（发改能源〔2023〕1721号）有关要求，国家发展改革委、国家能源局、工业和信息化部、市场监管总局将在全国开展车网互动规模化应用试点。现将有关事项通知如下。按照“创新引导、先行先试”的原则，全面推广新能源汽车有序充电，扩大双向充放电（V2G）项目规模，丰富车网互动应用场景，以城市为主体完善规模化、可持续的车网互动政策机制，以V2G项目为主体探索技术先进、模式清晰、可复制推广的商业模式，力争以市场化机制引导车网互动规模化发展。参与试点的地区应全面执行充电峰谷分时电价，力争年度充电电量60%以上集中在低谷时段，其中通过私人桩充电的电量80%以上集中在低谷时段。参与试点的V2G项目放电总功率原则上不低于500千瓦，年度放电量不低于10万千瓦时，西部地区可适当降低。（一）发挥电力市场的激励作用。逐步完善车网互动资源聚合参与电力市场的交易规则，推动充电负荷规模化、常态化参与电力市场交易，支持探索负荷聚合商参与电力市场的商业模式，推动电力市场各类新业态主体培育，逐步形成模式清晰、发展稳定、具备推广条件的负荷聚合商业模式。鼓励V2G项目聚合参与电力现货、绿电交易以及储能容量租赁等市场，验证V2G资源的等效储能潜力。（二）完善价格与需求响应机制。建立健全居民充电峰谷分时电价机制，鼓励围绕居民充电负荷与居民生活负荷建立差异化的价格体系，优化峰谷时段设置，合理扩大峰谷价差；探索新能源汽车和充换电场站对电网放电的价格机制。创新需求响应机制，丰富需求响应品种，提升用户参与频次和响应规模。（三）加强智能有序充电应用推广。制定完善充换电设施智能化相关技术要求，推动智能有序充电桩建设、替代或改造。推动建设智能有序充电试点社区，建立居住社区智能有序充电管理体系，在保障电网安全运行的基础上，有效提升个人智能桩接入能力。提升充换电场站互动能力，研究优化报装容量核定方法和并网运行规则，开展智能充换电场站接入容量优化提升试点。（四）促进V2G技术与模式协同创新。探索与园区、楼宇、住宅等场景高效融合的V2G技术和模式，满足公共领域和私人车辆的V2G应用需求。支持有关企业联合开展V2G项目申报，鼓励车企和电池企业完善电池质保体系和提升电池技术。探索依托新能源汽车国家监测与动力蓄电池回收利用溯源综合管理平台开展V2G项目电池状态评估。（五）强化工作保障和有效引导。强化标准实施应用，支撑车网互动规模化应用有效推进。积极发挥充电设施监测服务平台作用，建立健全车网互动数据接入和评估机制。加强用户权益保障，强化宣传科普，提升用户参与意愿。加大电网企业保障力度，做好资源接入、入网检测、并网计量、调度运行、清分结算等服务。（一）请各省（区、市）牵头负责充电设施发展的部门会同相关部门和国家能源局派出机构，推荐本地区有意愿参与车网互动规模化应用的城市和V2G项目。原则上各省（区、市）推荐的城市不超过1个，长三角、珠三角、京津冀鲁、川渝等条件相对成熟的区域可适当放宽至2个。原则上各省（区、市）推荐的V2G项目不超过5个（换电项目不超过1个），单个项目可为同一实施主体在同一城市的分散设施集合。（二）请各省（区、市）牵头负责充电设施发展的部门按照附件要求汇总编写相关材料，并于2024年10月31日前将纸质版材料盖章后寄至国家能源局电力司。国家发展改革委、国家能源局、工业和信息化部、市场监管总局将适时组织专家审查，选取不少于5个发展基础好、政策力度大、带动效应强的城市及不少于50个V2G项目列入本次试点范围。（三）各级牵头负责充电设施发展的部门要严格落实主体责任，加大与相关部门的协同力度，积极创新政策机制和监管方式，鼓励相关企业探索车网互动新技术、新产业、新业态、新模式。省级价格主管部门要研究完善峰谷分时等配套电价政策；电力运行主管部门要逐步完善需求响应机制；国家能源局派出机构要推动完善辖区内电力市场准入条件和交易规则，丰富电力交易品种，发挥市场机制和电价政策的协同作用，支持车网互动工作开展。（四）国家发展改革委、国家能源局、工业和信息化部、市场监管总局将统筹指导各省（区、市）车网互动规模化应用试点工作，会同地方相关部门协调解决工作中的实际问题，适时推动典型经验和成熟模式在全国范围内推广。国家发展改革委办公厅
国家能源局综合司
工业和信息化部办公厅
市场监管总局办公厅
2024年8月23日
https://mp.weixin.qq.com/s/rxvORYzbdAQzxeBPPUZbAA国家能源局可再生能源绿证最新通知！10月1日起生效
9月11日，国家能源局、生态环境部发布关于做好可再生能源绿色电力证书与自愿减排市场衔接工作的通知。文件提出，设立两年过渡期。过渡期内，适用于《温室气体自愿减排项目方法学 并网海上风力发电》《温室气体自愿减排项目方法学 并网光热发电》的项目（以下简称深远海海上风电、光热发电项目）有关企业，可自主选择核发交易绿证或申请中国核证自愿减排量（以下简称CCER）；光伏、其他风电项目暂不新纳入自愿减排市场。过渡期后，综合绿证和自愿减排市场运行等情况，适时调整绿证与自愿减排市场对于深远海海上风电、光热发电项目的衔接要求。避免可再生能源发电项目从绿证和CCER重复获益。对于深远海海上风电、光热发电项目，拟选择参加绿证交易的，相应电量不得申请CCER；拟申请CCER的，在完成自愿减排项目审定和登记后，由国家能源局资质中心“冻结”计入期内未交易绿证；在完成减排量核查和登记后，由国家能源局资质中心注销减排量对应的未交易绿证，并向社会公开信息。有关部门要切实维护和保障可再生能源发电企业自主选择权益。详情如下：
国家能源局综合司 生态环境部办公厅关于做好可再生能源绿色电力证书与自愿减排市场衔接工作的通知
国能综通新能〔2024〕124号
各省（自治区、直辖市）能源局、生态环境厅（局），有关省（自治区、直辖市）和新疆生产建设兵团发展改革委、生态环境局，国家能源局各派出机构，有关中央企业：为全面贯彻党的二十大和二十届二中、三中全会精神，积极稳妥推进碳达峰碳中和，不断健全资源环境要素市场化配置体系，推动可再生能源绿色电力证书（以下简称绿证）与全国温室气体自愿减排交易市场（以下简称自愿减排市场）有效衔接，现将有关事项通知如下。一、设立两年过渡期。过渡期内，适用于《温室气体自愿减排项目方法学 并网海上风力发电》《温室气体自愿减排项目方法学 并网光热发电》的项目（以下简称深远海海上风电、光热发电项目）有关企业，可自主选择核发交易绿证或申请中国核证自愿减排量（以下简称CCER）；光伏、其他风电项目暂不新纳入自愿减排市场。过渡期后，综合绿证和自愿减排市场运行等情况，适时调整绿证与自愿减排市场对于深远海海上风电、光热发电项目的衔接要求。二、避免可再生能源发电项目从绿证和CCER重复获益。对于深远海海上风电、光热发电项目，拟选择参加绿证交易的，相应电量不得申请CCER；拟申请CCER的，在完成自愿减排项目审定和登记后，由国家能源局资质中心“冻结”计入期内未交易绿证；在完成减排量核查和登记后，由国家能源局资质中心注销减排量对应的未交易绿证，并向社会公开信息。有关部门要切实维护和保障可再生能源发电企业自主选择权益。三、建立信息共享机制。国家能源局、生态环境部通过国家绿证核发交易系统、CCER注册登记平台建立信息共享机制，及时互通深远海海上风电、光热发电项目绿证核发交易和CCER申请有关信息。四、加强交易监管。国家能源局、生态环境部组织指导有关方面运用大数据、区块链等技术手段加强国家绿证核发交易系统、CCER注册登记平台建设，从源头上确保数据真实。有关方面要定期核验检查数据，防止可再生能源发电项目从绿证和CCER重复获益。五、本通知自2024年10月1日起生效，有效期2年。国家能源局综合司
生态环境部办公厅
2024年8月26日
国家能源局 生态环境部有关负责同志就《关于做好可再生能源绿色电力证书与自愿减排市场衔接工作的通知》答记者问
近日，国家能源局综合司、生态环境部办公厅联合印发了《关于做好可再生能源绿色电力证书与自愿减排市场衔接工作的通知》（以下简称《通知》）。国家能源局、生态环境部有关负责同志接受采访，回答记者提问。答：党中央、国务院高度重视绿色发展。党的二十大报告明确提出，推动绿色发展，加快发展方式绿色转型。党的二十届三中全会要求，积极应对气候变化，健全绿色低碳发展机制，健全温室气体自愿减排交易制度。今年的政府工作报告提出“促进绿电使用和国际互认”。国家能源局认真贯彻落实党中央、国务院决策部署，推动可再生能源绿色电力证书（简称绿证）制度不断健全完善，2023年7月，明确绿证是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证；2024年1月，推动绿证交易电量纳入节能评价考核指标核算，大力促进非化石能源消费；2024年7月，新设电解铝行业绿色电力消费比例目标，以绿证核算绿色电力消费比例完成情况。相关政策印发以来，绿证交易规模稳步扩大，推动可再生能源消费比例不断提升。全国温室气体自愿减排交易市场是积极应对气候变化、推动经济社会绿色低碳转型的重大制度安排，是提升我国全球碳定价话语权、服务企业国际履约的基础性制度。作为国际通行的市场化碳减排工具，自愿减排市场的核证自愿减排量（以下简称CCER）可用于碳排放权交易市场配额清缴抵销、绿色供应链管理、履行社会责任，以及大型活动、企业、产品碳中和等。2023年10月，生态环境部会同市场监管总局联合印发《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》，确立了自愿减排交易市场的总体思路、工作流程和市场参与主体各方权责，制定发布了深远海海上风电、光热发电等项目方法学，支持可再生能源领域发展。绿证与全国温室气体自愿减排交易都是推动绿色发展的重要市场化机制。《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》明确要求加强绿电、绿证、碳交易等市场化机制的政策协同。为明确绿证市场和CCER市场边界，避免深远海海上风电、光热发电项目从绿证和CCER重复获益，两部门经充分沟通，在前期广泛调研的基础上，共同研究编制了《通知》，明确绿证与CCER衔接的具体要求。《通知》的印发实施，将有助于加强绿证与CCER有效衔接和政策协同，不断健全资源环境要素市场化配置体系；有助于加快我国绿证国际认可、满足企业迫切诉求，推动完善基于绿证的绿色电力消费制度体系；有助于健全温室气体自愿减排交易制度。答：绿证制度与自愿减排交易市场都具有促进可再生能源领域发电、促进温室气体减排的作用，但两者具有不同的功能和定位。绿证制度旨在对全部可再生能源发电项目进行激励补助，促进能源结构调整。自愿减排市场按照国际通行的“额外性”要求，聚焦于可以实现额外减排效果的领域和项目，鼓励减排机理清晰、亟需经济激励、社会和生态效益兼具、可以实现有效监管的领域发展，精准服务于全社会控制和减少温室气体排放。随着国际社会对企业供应链绿色低碳水平的重视程度不断提升，企业需要通过绿证制度和自愿减排机制实现可再生能源和碳排放等方面目标。由于可再生能源项目在绿证与自愿减排机制中存在重复获益可能，需要从政策层面明确相关规定，助力实现我国“双碳”目标。基于此考虑，《通知》明确由可再生能源发电项目业主自主选择核发交易绿证或申请CCER，并设置了两年过渡期，时间自2024年10月1日起计算。在过渡期内，符合温室气体自愿减排深远海海上风电、光热发电项目方法学要求的可再生能源项目，可由项目业主自主选择核发交易绿证或申请CCER，除深远海海上风电、光热发电项目外，光伏、其他风电项目暂不新纳入自愿减排市场。过渡期后，绿证与自愿减排市场衔接方式再行研究明确。需要说明的是，2017年3月之前已完成CCER备案的可再生能源发电项目按《通知》相关要求参照执行。问：《通知》在避免可再生能源发电项目从绿证交易和申请CCER重复获益方面，作出了哪些具体规定？答：国家能源局资质中心依据电网企业、电力交易中心提供的深远海海上风电、光热发电项目结算电量信息，按月核发对应绿证。为避免项目重复获益，《通知》明确深远海海上风电、光热发电项目的项目业主可以自愿选择参与绿证交易或者申请CCER，其中：对于拟选择参与绿证交易的项目，采取企业承诺的方式声明相应可再生能源发电量不再申请CCER，并由国家能源局资质中心在国家绿证核发交易系统予以公示。对于拟申请CCER项目减排量登记的，采取企业承诺的方式声明相应可再生能源发电量不再参与绿证交易，并由全国温室气体自愿减排注册登记机构（以下简称CCER注册登记机构）在CCER注册登记系统予以公示。可再生能源发电项目在完成自愿减排项目审定和登记后，CCER注册登记机构向国家能源局资质中心推送项目登记的计入期等信息，由国家能源局资质中心在国家绿证核发交易系统“冻结”计入期内未交易绿证。对于在开展自愿减排项目审定与登记前已交易的绿证，由国家能源局资质中心将计入期内已交易绿证信息推送至CCER注册登记机构，在减排量核查和登记时按电量等额核减。在完成减排量核查和登记后，CCER注册登记机构向国家能源局资质中心推送减排量登记的计入期及CCER登记量等信息，由国家能源局资质中心在国家绿证核发交易系统对项目计入期内CCER登记量对应的未交易绿证进行核销，并将核销信息向全社会公开；未通过减排量核查和登记的，相应可再生能源发电量被“冻结”的绿证将解除“冻结”，可以参与绿证交易。问：《通知》对于建立信息共享机制和加强交易监管，作出了哪些具体安排？答：《通知》规定了避免可再生能源发电项目从绿证和CCER重复获益的具体操作方式，为保障落实，同步明确建立信息共享机制、加强交易监管等相关措施。一是建立信息共享机制，国家能源局、生态环境部组织国家能源局资质中心、CCER注册登记机构通过国家绿证核发交易系统、CCER注册登记系统，及时互通深远海海上风电和光热发电项目绿证“冻结”、核销、交易，以及自愿减排项目和减排量登记有关信息；二是强化数据的真实性，国家能源局、生态环境部指导国家能源局资质中心、CCER注册登记机构运用大数据、区块链等新技术，加强国家绿证核发交易系统、CCER注册登记系统等建设，从源头上确保数据真实可信、安全可溯、防篡改；三是做好数据查验工作，国家能源局资质中心、CCER注册登记机构等单位要组织建立绿证核发交易与CCER登记数据查验机制，定期核验检查数据，防止可再生能源发电项目从绿证和CCER重复获益。（来源：国家能源局）
国家能源局：发布2024年8月全国可再生能源绿色电力证书核发及交易数据9月11日，国家能源局发布2024年8月全国可再生能源绿色电力证书核发及交易数据。2024年8月，国家能源局核发绿证9.52亿个。其中，风电3.27亿个，占34.3%；太阳能发电1.53亿个，占16.02%；常规水电4.25亿个，占44.61%；生物质发电4735万个，占4.97%；其他可再生能源发电97万个，占0.1%。海关总署：前8个月铁矿砂、煤和天然气进口量增加，原油进口量减少9月10日，海关总署发布消息，前8个月，我国进口铁矿砂8.15亿吨，增加5.2%，进口均价每吨811.5元，上涨3.6%；原油 3.67亿吨，减少3.1%，每吨4318元，上涨7.3%；煤3.42亿吨，增加11.8%，每吨709.6元，下跌12.8%；天然气8712.8万吨，增加12.3%，每吨3484.7元，下跌7.6%；成品油 3250.6万吨，增加6.2%，每吨4399.6元，上涨9.2%。
工信部：发布《首台（套）重大技术装备推广应用指导目录（2024年版）》9月9日，工信部发布《首台（套）重大技术装备推广应用指导目录（2024年版）》，其中包括电力装备、大型矿山和冶金装备、大型石油和化工装备、先进节能环保装备、船舶与海洋工程装备等。
9月9日，国家统计局发布8月份全国CPI和PPI数据。其中，从同比看，PPI下降1.8%，降幅比上月扩大1.0个百分点。主要行业中，石油和天然气开采业价格下降3.3%，石油煤炭及其他燃料加工业价格下降3.0%，电气机械和器材制造业价格下降3.0%，汽车制造业价格下降2.2%，化学原料和化学制品制造业价格下降1.2%。应急管理部启动危化品重大危险源企业2024年专项督查核查
9月6日，据央视新闻报道，为持续强化危化品重大安全风险防控，应急管理部近日启动危化品重大危险源企业2024年专项督查核查工作。自9月起，应急管理部陆续派出17个工作组深入危化品重大危险源、海洋石油、陆上石油和油气长输管道等重点企业，聚焦安全管理、本质安全设计、操作运行等方面的风险隐患，核验各地区和有关企业化工和危化品安全生产治本攻坚三年行动重点任务落实质效。
9月10日，我国首套抗浪型漂浮式光伏平台——华能“黄海一号”主体已全部建成并成功装船下海，将安装于山东半岛南部黄海海域的华能海上风电场，开始我国漂浮式海上光伏实证研究工作。平台按照所在海域50年一遇海况进行设计，最大可以抗10米高度的海浪，是国内目前抗浪能力最高、水深最深的漂浮式海上光伏平台。
9月10日，欧盟委员会宣布，正式就建立人工智能工厂发起招标，旨在通过人工智能工厂提升欧盟在人工智能领域的全球竞争力。人工智能工厂的建立将推动人工智能技术在欧洲多个行业的开发和应用，包括医疗保健、能源、汽车与运输、国防与航空航天、机器人与制造业、清洁技术与农业技术等。2024年9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，较上期上涨0.9%。
2024年9月上旬山西优混(优质的混煤，热值5500大卡)价格为854.0元/吨，较上期上涨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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