2024年前10月全社会用电量同比增长7.6％

国家能源局11月20日发布的信息显示，10月份，全社会用电量7742亿千瓦时，同比增长4.3%。

分产业看，第一产业用电量106亿千瓦时，同比增长5.1%；第二产业用电量5337亿千瓦时，同比增长2.7%；第三产业用电量1367亿千瓦时，同比增长8.4%。城乡居民生活用电量932亿千瓦时，同比增长8.1%。

1月至10月，全社会用电量累计81836亿千瓦时，同比增长7.6%，其中规模以上工业发电量为78027亿千瓦时。分产业看，第一产业用电量1141亿千瓦时，同比增长6.7%；第二产业用电量52721亿千瓦时，同比增长5.6%；第三产业用电量15315亿千瓦时，同比增长11%。城乡居民生活用电量12659亿千瓦时，同比增长12.3%。

中国电力企业联合会分析认为，前10月我国电力消费呈现四个特点。

——第一产业用电量保持增长，畜牧业用电量保持较快增长，同比增长了9.8%；渔业同比增长7%。

——第二产业用电量保持增长，高技术及装备制造业用电量增速领先。四大高载能行业合计用电量同比增长2.5%。其中，化学原料和化学制品制造业、有色金属冶炼和压延加工业同比分别增长6.6%、4.6%，非金属矿物制品业、黑色金属冶炼和压延加工业同比分别下降1.5%、1.1%。高技术及装备制造业合计用电量同比增长10.9%。其中，电气机械和器材制造业同比增17.4%、计算机/通信和其他电子设备制造业同比增14.2%、仪器仪表制造业同比增11.3%、汽车制造业同比增10.6%，用电量增速相对领先。

——第三产业用电量延续较快增长势头，充换电服务业用电量高速增长，同比增长了54.1%。

——居民生活累计用电量快速增长。不过，随着高温因素消退，10月全国城乡居民生活用电量增速比9月大幅回落19.7个百分点，是当月全社会用电量增速回落的主要原因。

详情请见：

西藏地区2024年前三季度全社会用电量109.27亿千瓦时

2024年前三季度，西藏地区最高用电负荷237.09万千瓦，同比增长30.68万千瓦；全社会用电量109.27亿千瓦时，同比增长14.85%，其中工业用电量45.32亿千瓦时，同比增长12.7%，电力消费延续较快增长势头。

截至9月底，西藏地区清洁能源装机规模达到675万千瓦，达到最大用电负荷的2.83倍，发电量占比超过99%，基本实现全清洁电力供应，成为全国清洁能源发电量占比最高的省级电网。

详情请见：

https://news.bjx.com.cn/html/20241118/1411291.shtml

河南省2024年10月份电力供需情况通报：全省全社会用电量311.39亿千瓦时 同比增长3.45％

2024年10月，全省全社会用电量311.39亿千瓦时，同比增长3.45%；年累计用电量3623.98亿千瓦时，同比增加7.07%。全省发电量270.71亿千瓦时，同比增长13.37%；年累计发电量3137.27亿千瓦时，同比增加10.80%。

（一）发电量情况。10月份当月，全省发电量270.71亿千瓦时，同比增长13.37%。其中水电11.80亿千瓦时，同比减少3.29%；火电189.58亿千瓦时，同比增长11.96%；风电34.75亿千瓦时，同比增加22.75%；太阳能34.58亿千瓦时，同比增加19.47%。

（二）发电机组累计利用小时情况。截至10月底，全省机组平均利用小时数2220小时，同比减少4小时。其中水电机组平均利用小时数为2353小时，同比增加120小时；火电为3104小时，同比增加208小时；风电机组平均利用小时数1673小时，同比增加11小时；太阳能机组平均利用小时数919小时，同比减少44小时。统调火电机组平均利用小时数为3092小时，同比增加220小时。

（三）发电装机情况。截至10月底，全省装机容量14633 万千瓦，同比装机增加1260万千瓦。其中水电装机538万千瓦，占比3.7%；火电装机7415万千瓦，占比50.7%；风电装机2263万千瓦，占比15.5%；太阳能装机4286万千瓦，占比29.3%。

（一）全社会用电量情况。10月份当月，全省全社会用电量311.39亿千瓦时，同比增长3.45%。

（二）分行业用电量情况。10月份，第一产业完成用电量6.65亿千瓦时，同比增长5.07%；第二产业完成用电量189.14亿千瓦时，同比增长1.12%；第三产业完成用电量62.87亿千瓦时，同比增长6.91%；全省城乡居民生活用电52.74亿千瓦时，同比增长8.02%。工业用电量186.00亿千瓦时，同比增长1.12%，其中，制造业用电量134.23亿千瓦时，同比增长0.17%。

10月份，有色金属行业用电量35.86亿千瓦时，同比减少2.51%。黑色金属行业用电量11.14亿千瓦时，同比增长10.32%。化学原料及制品制造行业用电量15.74亿千瓦时，同比增长0.26%。

2024年前十月中国南方五省区全社会用电量同比增7.9％

中国南方电网公司11月20日公布，今年1月至10月，广东、广西、云南、贵州、海南五省区全社会用电量14234亿千瓦时，同比增长7.9%。其中，房地产业电力数据回升。

今年安徽绿电交易电量突破100亿千瓦时

记者从安徽电力交易中心了解到，截至11月20日，安徽今年的绿电交易电量突破100亿千瓦时，达105.71亿千瓦时，相当于节约标准煤逾300万吨，减少二氧化碳排放量超700万吨。

国网安徽省电力有限公司结合安徽新能源发展，组织开展绿电市场机制研究，走访调研安徽省内出口型、高载能企业，深入了解企业绿电需求，积极配合政府主管部门在省级电力市场中建立“规则+方案+细则”的成套体系，为实现安徽绿电交易全年连续平稳运行提供坚强保障。

据统计，截至今年10月底，安徽已组织完成94家新能源发电企业、12家批发用户、51家售电公司参与绿电交易。

“随着发电企业、电力交易商和电力用户三类经营主体的不断涌入，安徽绿电交易市场活跃度不断提升。”国网安徽省电力有限公司经济技术研究院战略研究中心主任王宝说。

政策解读丨北京2025年电力市场化交易方案、北京市2025年绿色电力交易方案

北京市城市管理委员会近日发布《北京市2025年电力市场化交易方案》《北京市2025年绿色电力交易方案》，解读如下：

《北京市2025年电力市场化交易方案》《北京市2025年绿色电力交易方案》的解读

为持续贯彻落实国家发展改革委、国家能源局《关于印发<电力中长期交易基本规则>的通知》（发改能源规〔2020〕889号）、国家发展改革委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）、国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司《关于有序推进绿色电力交易有关事项的通知》（发改办体改〔2022〕821号）、国家发展改革委、国家能源局《关于印发〈电力中长期交易基本规则-绿色电力交易专章〉的通知》（发改能源〔2024〕1123号）等有关文件要求，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，保障电力安全稳定供应。同时，鼓励电力用户积极参与绿色电力交易（以下简称绿电交易），提高可再生能源消费占比，在绿电交易各个环节落实优先组织、优先调度、优先结算相关要求。

持续深化电力市场建设，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，确保电力系统安全、平稳、绿色和高效运行，营造优质营商环境，推动能源高质量发展。稳妥推进北京市2025年电力市场化交易工作，鼓励电力用户积极参与绿电交易，切实完成北京市2025年重点任务中的绿电交易目标，助力北京市实现碳达峰和碳中和的战略目标。

《北京市2025年电力市场化交易方案》（以下简称《市场化交易方案》）全文共分为八部分。其中，第一部分明确了交易电量规模；第二部分明确了市场参与方式；第三部分明确了交易组织安排；第四部分明确了直接交易价格；第五部分明确了结算方式；第六部分明确了零售交易；第七部分明确了信息披露；第八部分明确了相关工作要求。主要内容如下：

2025年，北京市电力市场化交易总电量规模拟安排910亿千瓦时，其中，直接市场交易规模300亿千瓦时，电网代理购电规模610亿千瓦时。

执行工商业电价的电力用户原则上全部直接参与市场交易。对暂未直接参与市场交易的电力用户，由国网北京市电力公司代理购电。

批发用户的用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加构成；零售用户的用电价格由零售合同电能量价格、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加等构成。

上网电价由市场化交易形成，零售合同电能量价格由售电公司与零售用户签订零售套餐约定。

批发用户、售电公司实际用电量与各类交易合同（购售合同）总电量的差值部分为偏差电量。偏差电量与各类交易合同 （购售合同）总电量的比值为偏差率，即K。U1、U2为调节系数。

后期根据北京市场运行情况，适时调整调节系数并向经营主体发布。电网企业代理购电产生的偏差电量，按照京津唐电网月度竞价出清价格结算。

2025年，批发用户、售电公司因合同偏差电量结算引起的偏差资金，原则上在北京地区批发用户、售电公司范围内分摊。综合考虑偏差电量、偏差率两个维度，按照“谁产生谁分摊、鼓励控制偏差”原则对偏差结算差额资金进行分摊。各月偏差结算差额资金总额及各经营主体分摊金额按照当月结算数据计算、按月结算。

零售合同的电能量价格在“北京燃煤基准价±20%”范围内形成。零售用户与售电公司结算的电能量价格不包含煤电容量电价。

售电公司、电力用户在参与市场交易前，应按照信息披露基本规则要求完成信息披露。首都电力交易中心向市城市管理委报送披露情况。按照信息披露基本规则，首都电力交易中心按月披露市场结算总体情况及分类构成情况、零售市场结算均价分布情况等，便于零售用户查询使用。

（1）市场化电力用户（含售电公司、电网代理购电）2025年度中长期合同签约电量应不低于上一年度用电量的80%，并通过后续合同签订，保障电力中长期合同签约电量比例不低于90%。鼓励经营主体签订一年期以上的电力中长期合同。

（2）2025年，北京市承担消纳责任的经营主体年度最低消纳责任权重预期性指标暂定为26.36%（非水25.14%），具体消纳责任权重以国家能源局正式发布的约束性指标为准。鼓励承担消纳责任的经营主体通过绿电交易、绿证交易等方式完成责任权重。

（3）按照国家有关要求，严禁在收取电费中加收其他费用。物业公共部位、共用设施和配套设施的运行维护费用等，应通过物业费、租金或公共收益解决，严禁以电费为基数加收服务类费用。

《北京市2025年绿色电力交易方案》（以下简称《绿电交易方案》）全文共分为八部分。其中，第一部分明确了绿电交易定义；第二部分明确了经营主体；第三部分明确了交易方式；第四部分明确了交易安排；第五部分明确了交易组织；第六部分明确了交易结算；第七部分明确了绿证划转；第八部分明确了其他要求。主要内容如下：

绿电交易是指以绿色电力和对应绿色电力环境价值为标的物的电力交易品种，交易电力同时提供国家核发的可再生能源绿色电力证书。售电公司、电力用户可通过绿色电力交易平台购买绿色电力。

参与2025年本市绿电交易的经营主体包括：售电公司、电力用户。售电公司、电力用户（含批发用户、零售用户）须在交易平台注册生效。

2025年本市绿电交易主要包括本市售电公司、电力用户参与京津唐电网绿电交易和跨区跨省绿电交易。京津唐电网绿电交易方式为双边协商、集中竞价；在参与跨区跨省绿电交易时，鼓励发用双方签订多年期绿色电力购买协议。

2025年绿电交易以年（多年）、月（多月）等为周期常态化组织开展绿电交易，适时开展月内绿电交易。经营主体采用分时段报量、单一报价的模式，以各时段总量参与交易。经营主体申报全时段电量参与交易。

北京市绿电交易工作分为京津唐电网绿电交易和跨区跨省绿电交易。京津唐电网绿电交易按现有方式继续执行；跨区跨省绿电交易按照国家相关部门规则文件组织实施。

明确了绿电交易优先结算，月结月清。经营主体应分别明确电能量价格与绿色电力环境价值。其中，电能量价格结算方式按照华北能源监管局现行政策文件执行；绿色电力环境价值按当月合同电量、发电企业上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定结算数量。

国家能源局电力业务资质管理中心为新能源发电企业核发绿证；北京电力交易中心依据绿电交易结算结果等信息，经发用双方确认后，在交易平台将绿证由发电企业划转至电力用户。

（1）鼓励电力用户积极参与绿电交易，提高可再生能源消费占比，在绿电交易各个环节落实优先组织、优先调度、优先结算相关要求。

（2）鼓励跨国公司及其产业链企业、外向型企业、行业龙头企业购买绿证、使用绿色电力产品，发挥示范带动作用。推动中央企业、地方国有企业、机关和事业单位发挥先行带头作用，稳步提升绿色电力产品消费比例。

适用于参与2025年北京市电力市场化交易的经营主体。

（一）市场化电力用户（含售电公司、电网代理购电）2025年度中长期合同签约电量应不低于上一年度用电量的80%，并通过后续合同签订，保障电力中长期合同签约电量比例不低于90%。鼓励经营主体签订一年期以上的电力中长期合同。

（二）2025年，北京市承担消纳责任的经营主体年度最低消纳责任权重预期性指标暂定为26.36%（非水25.14%），具体消纳责任权重以国家能源局正式发布的约束性指标为准。鼓励承担消纳责任的经营主体通过绿电交易、绿证交易等方式完成责任权重。

（三）按照国家有关要求，严禁在收取电费中加收其他费用。物业公共部位、共用设施和配套设施的运行维护费用等，应通过物业费、租金或公共收益解决，严禁以电费为基数加收服务类费用。

（四）交易公告发布前，应报送市城市管理委。北京电力交易中心、首都电力交易中心应及时组织有意向参与绿电交易的经营主体进行交易平台操作培训和政策宣贯。

（一）偏差率。批发用户、售电公司实际用电量与各类交易合同（购售合同）总电量的差值部分为偏差电量，偏差电量与各类交易合同（购售合同）总电量的比值为偏差率。

（二）绿证。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。

（一）国网北京市电力公司代理购电的工商业用户注册周期由每偶数月调整为每月开展注册，更好地适应市场需求。

（二）对参与绿电交易的电力用户按绿色电力交易结算电量给予每度电0.02元的奖励。

（一）工商业用户注册周期变化。为持续扩大工商业用户参与市场化交易规模，有序推动由电网企业代理购电的工商业用户全部进入电力市场，优化调整了工商业注册时间。

新注册周期：由国网北京市电力公司代理购电的工商业用户，可在每月15日前，在首都电力交易平台完成注册，选择自下月起直接参与市场交易，国网北京市电力公司代理购电相应终止。

原注册周期：由国网北京市电力公司代理购电的工商业用户，可在每偶数月15日前，在首都电力交易平台完成注册，选择自下月起直接参与市场交易，国网北京市电力公司代理购电相应终止。

（二）零售套餐模式变化。为满足经营主体灵活选择需求，推动零售套餐更加规范标准。

新零售套餐模式：零售用户、售电公司签订零售市场购售电合同，分别约定绿色电力交易、非绿色电力交易零售套餐，可采用固定价格模式、联动价格模式、比例分成模式来约定零售合同价格，适时增加其他模式零售结算套餐。

原零售套餐模式：零售用户、售电公司签订市场化购售电合同结算确认协议，分别约定绿色电力交易、非绿色电力交易零售结算套餐，可采用固定服务费、价差比例分成、固定服务费+价差比例分成模式约定购售电服务价格，绿色电力交易暂按固定服务费模式约定购售电服务价格，适时增加其他模式零售结算套餐。

（三）用电价格组成变化。依据北京市发展改革委《关于北京电网第三监管周期输配电价等有关事项的通知》（京发改〔2023〕637号），北京市发展改革委《关于进一步完善本市分时电价机制等有关事项的通知》（京发改规〔2023〕11号）有关规定，明确了北京市电力市场化用户的用电价格组成。

新用电价格组成：批发用户的用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加构成；零售用户的用电价格由零售合同电能量价格、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加等构成。其中：

上网电价由市场化交易形成，零售合同电能量价格由售电公司与零售用户签订零售套餐约定。上网环节线损费用、系统运行费用由电网企业按照国家及北京市要求核算并公示，按月由全体工商业用户分摊或分享。

原用电价格组成：北京市电力市场用户的用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加构成。

其中：上网电价由市场化交易形成。上网环节线损费用、系统运行费用由电网企业按照国家及北京市要求核算并公示，按月由全体工商业用户分摊或分享。

（四）明确零售电价形成范围。按照国家要求，增加了零售合同的价格形成范围，确保零售用户价格落在合理区间。

零售合同的电能量价格在“北京燃煤基准价±20%”范围内形成。零售用户与售电公司结算的电能量价格不包含煤电容量电价。售电公司售电收益为售电公司零售市场收入减去批发市场支出，售电收益包含售电服务收益，售电服务费不再单列。

（五）增加了信息披露内容。进一步满足经营主体信息需求，维护市场经营主体合法权益。

1.鼓励售电公司在电力交易平台发布可签约标准套餐及可签约电量，每家售电公司发布的套餐不少于1种。

2.售电公司、电力用户在参与市场交易前，应按照信息披露基本规则要求完成信息披露。首都电力交易中心向市城市管理委报送披露情况。

3.按照信息披露基本规则，首都电力交易中心按月披露市场结算总体情况及分类构成情况、零售市场结算均价分布情况等，便于零售用户查询使用。

4.市场交易清分结果向经营主体公示时间为1天。如因公示期为节假日致使经营主体未及时确认，差错电量电费通过追退追补方式订正。

北京大兴：全力支持本地企业用户自主开展绿电交易、申购绿色电力 每度电奖励0.01元

近日，北京市大兴区人民政府发布《大兴区2025年促进企业用户绿电应用奖励措施（征求意见稿）》，该文件指出：鼓励和支持本地企业积极参与电力市场化交易，全力支持本地企业用户自主开展绿电交易、申购绿色电力。

绿电奖励资金由财政预算安排，资金管理使用严格执行国家有关法律法规和规章制度。对于成功购买并使用绿色电力、促进地区绿色高质量发展的企业给予资金奖励。按照交易绿电量，给予每度电0.01元的奖励，每家企业自然年度奖励总额不超过50万元。

为深入贯彻落实党的二十大和二十届二中、三中全会精神，全面落实党中央、国务院关于碳达峰碳中和重大战略决策，坚定不移走绿色低碳高质量发展道路，按照《北京市发展和改革委员会〈关于印发北京市扩大绿电调入和消纳工作方案的通知〉》（京发改〔2024〕358号）的有关精神，持续提升本地区可再生能源开发利用规模与质量，尤其是进一步扩大绿色电力在各领域中的替代应用，助力北京市及我区能源结构绿色低碳转型，结合我区实际，特制定本措施。

鼓励和支持本地企业积极参与电力市场化交易，全力支持本地企业用户自主开展绿电交易、申购绿色电力。

绿电奖励资金由财政预算安排，资金管理使用严格执行国家有关法律法规和规章制度。对于成功购买并使用绿色电力、促进地区绿色高质量发展的企业给予资金奖励。按照交易绿电量，给予每度电0.01元的奖励，每家企业自然年度奖励总额不超过50万元。

（一）符合首都城市战略定位和大兴区产业规划布局，且在大兴区注册并合法经营的企业；

（二）申报企业应具有健全财务管理和企业管理制度，近三年无重大行政处罚记录、刑事犯罪记录，未被列入严重违法失信主体名单，未发生重大生产安全事故和突发环境事件；

（三）在2025年自然年度内，通过参与电力市场化交易开展绿电交易并成功申购绿电；

（四）奖励电量必须为在大兴区内完成消纳的绿电电量。

奖励资金申报材料一式两份，应按顺序装订成册，加盖单位公章(全套申报材料需扫描电子版一并提交),申报材料不予退回。

购电总量证明、绿电购电总量、大兴区内计量点累计用电量、绿电在总用电量中占比、大兴区内计量点累计绿电量等相关数据或证明材料。

区发改委根据市、区相关政策要求及绿电推进工作安排，在完成上一年度电力消费统计后，于次年面向全区公开发布绿电应用奖励资金项目征集的通知。公示网址：大兴区人民政府网站（.cn/）

如发现以欺诈、伪造证明材料或者其他手段骗取绿电应用奖励资金的，一经查实，由区发改委会同有关行业管理部门收回已安排的奖励资金，并在3年内不得申报大兴区绿电应用奖励资金，情节严重构成犯罪的，依法移交司法机关追究其法律责任。

国家能源局综合司发布通知 进一步规范电力市场交易行为

近日，国家能源局综合司发布《关于进一步规范电力市场交易行为有关事项的通知》（以下简称《通知》），提出5方面10条具体要求，有效防范市场运营风险，进一步规范经营主体交易行为，保障电力市场的统一、开放、竞争、有序。

《通知》提出，各经营主体、电力市场运营机构、电力市场管理委员会等要全面贯彻落实党的二十届三中全会关于全国统一电力市场建设部署要求，加快推动建设统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的全国统一电力市场，依法合规经营，不得利用市场力或串通其他经营主体在电力市场中进行排他性行为、不正当竞争。

《通知》要求，持续推动经营主体合规交易，各经营主体应依法合规参与电力市场交易，不得滥用市场支配地位操纵市场价格，不得实行串通报价、哄抬价格及扰乱市场秩序等行为。着力规范市场报价行为，推动交易价格真实准确反映电力商品价值；各经营主体原则上以市场注册主体为单位独立进行报价；各经营主体间不得通过口头约定、签订协议等方式串通报价；有多个发电厂组成的发电企业进行电能量交易，不得集中报价；发电侧、售电侧相关经营主体之间不得通过线上、线下等方式在中长期双边协商交易外统一约定交易价格、电量等申报要素实现特定交易。

《通知》还提出，定期做好市场监测分析，电力市场运营机构要按照“谁运营、谁防范，谁运营、谁监控”的原则，履行好市场监控和风险防控责任，对违反交易规则、串通报价等违规行为依规开展监测，发现问题及时向相关派出机构报告。不断强化日常监管，各派出机构要切实履行监管职责，综合运用现场检查、非现场监管等手段，及时发现扰乱市场秩序问题，督促相关经营主体认真整改。同时加大执法力度，对发现的违法违规的行为，依据《电力监管条例》《电力市场监管办法》等进行严肃查处。

国内首个绿电证、碳配额和ESG一体化服务工作站启动

11月20日，北京经济技术开发区绿电碳汇联合服务工作站正式启动，是国内首个绿电绿证、碳配额和ESG一体化服务工作站。

据了解，绿电碳汇联合服务工作站将提供以下几方面的服务：

一是绿电交易服务。通过搭建绿电交易平台，工作站将为企业提供绿电交易对接、绿电证书核发、绿电使用监测等服务，帮助企业降低用能成本，提高绿色电力使用比例，降低碳排放。同时，工作站还将积极探索通过市场化交易的方式引入更多绿电资源，进一步丰富经开区的绿电供应。

二是碳排放管理服务。工作站将为企业提供碳排放核算、碳交易、碳排放管理体系建设等服务，帮助企业实现碳排放的有效管理和降低，助力经开区形成绿色低碳的循环发展模式，为应对气候变化做出积极贡献。

三是在ESG提升服务。助力企业精准核算碳足迹，制定科学的节能减排计划，支持企业开展各类社会责任项目，加强与社区、员工的互动与合作，为企业提供ESG信息披露的全方位指导，帮助企业完善治理结构，提升决策透明度和可持续性。推动企业全面提升ESG表现，引领绿色低碳转型，共同构建可持续发展的经济生态。

四是政策解读和技术支持服务。工作站将定期举办绿色绿电碳汇相关政策解读会、技术交流会等活动，为企业提供最新的政策动态和技术信息。同时，工作站还将为企业推送经开区绿色低碳产业链企业，为企业提供技术解决方案和定制化服务，助力企业实现技术创新和产业升级。

发文机关：工信部

发文日期：2024-11-20

发文机关：北京市经信局

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