电君子播报第332期｜1202-1208

交易动态

北京电力交易中心2024年11月省间交易电量有关情况

一、省间市场化交易情况

11月，省间市场化交易电量完成892亿千瓦时。

1-11月，省间市场化交易电量完成10465亿千瓦时，同比增长7.5％。

二、特高压直流交易情况

11月，特高压直流交易电量完成446亿千瓦时。

1-11月，特高压直流交易电量完成5580亿千瓦时，同比增长11.1％。

三、省间清洁能源交易情况

11月，省间清洁能源交易电量完成428亿千瓦时。

1-11月，省间清洁能源交易电量完成5939亿千瓦时，同比增长12.5％。

详情请见：

https://news.bjx.com.cn/html/20241127/1413241.shtml

2024年1-10月份全国电力市场交易简况

1-10月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量50881亿千瓦时，同比增长9.5%，占全社会用电量比重为62.2%，同比增长1.1个百分点，占售电量比重为75.2%，同比增长0.77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38291亿千瓦时，同比增长5%。

10月份，全国各电力交易中心组织完成市场交易电量4878.4亿千瓦时，同比增长7.7%。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为3694.5亿千瓦时，同比增长8.1%。

一、全国各电力交易中心交易情况

1-10月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量50881亿千瓦时，同比增长9.5%，占全社会用电量比重为62.2%，同比增长1.1个百分点，占电网售电量比重为75.2%，同比增长0.77个百分点。省内交易电量合计为39097.1亿千瓦时，其中电力直接交易37421.8亿千瓦时（含绿电交易1632.5千瓦时、电网代理购电7268亿千瓦时）、发电权交易1631.1亿千瓦时、其他交易44.2亿千瓦时。省间交易电量合计为11783.9亿千瓦时，其中省间电力直接交易869.2亿千瓦时、省间外送交易10557.9亿千瓦时、发电权交易40.8亿千瓦时、省间现货交易315.9亿千瓦时。

10月，全国各电力交易中心组织完成市场交易电量4878.4亿千瓦时，同比增长7.7%。省内交易电量合计为3793.1亿千瓦时，其中电力直接交易3614.8亿千瓦时（含绿电交易190.4亿千瓦时、电网代理购电449亿千瓦时）、发电权交易173.4亿千瓦时、其他交易5亿千瓦时。省间交易电量合计为1085.3亿千瓦时，其中省间电力直接交易79.6亿千瓦时、省间外送交易968.1亿千瓦时、发电权交易5.6亿千瓦时、省间现货交易31.9亿千瓦时。

1-10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38775.9亿千瓦时，同比增长7.1%，其中北京电力交易中心组织完成省间交易电量合计为9537.5亿千瓦时；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9511.5亿千瓦时，同比增长23.7%，其中广州电力交易中心组织完成省间交易电量合计为2246.3亿千瓦时；内蒙古电力交易中心累计组织完成市场交易电量2593.6亿千瓦时，同比增长0.9%。

二、全国电力市场中长期电力直接交易情况

1-10月，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为38291亿千瓦时，同比增长5%。其中，省内电力直接交易（含绿电、电网代购）电量合计为37421.8亿千瓦时，省间电力直接交易（外受）电量合计为869.2亿千瓦时。

10月，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为3694.5亿千瓦时，同比增长8.1%。其中，省内电力直接交易（含绿电、电网代购）电量合计为3614.8亿千瓦时，省间电力直接交易（外受）电量合计为79.6亿千瓦时。

1-10月，国家电网区域中长期电力直接交易电量合计为29013.2亿千瓦时，同比增长5%；南方电网区域中长期电力直接交易电量合计为7079.6亿千瓦时，同比增长5.7%；蒙西电网区域中长期电力直接交易电量合计为2198.2亿千瓦时，同比增长3%。

详情请见：

https://news.bjx.com.cn/html/20241126/1413031.shtml

河北张家口电采暖绿电市场化交易累计完成44次86亿千瓦时

河北省张家口不断拓展绿电多元消纳应用场景。制定出台了《张家口市推进绿电交易提升绿电本地利用工作实施意见》，服务绿电储备、绿电招商、绿电消费等。张家口市实行电采暖绿电市场化交易以来，全市已完成交易44次86亿千瓦时，实现了“政府要绿”“企业要利”“居民要暖”多赢局面。精准对接大数据产业绿色转型需求，谋划实施了明阳—阿里巴巴等一批“源网荷储一体化”项目，建成后每年可保障算力中心绿电供应达63亿千瓦时。

详情请见：

https://news.bjx.com.cn/html/20241204/1414723.shtml

内蒙古电网单月新能源发电突破100亿千瓦时

2024年11月份，内蒙古电网单月新能源发电量首次突破100亿千瓦时，达到104.7亿千瓦时，月新能源发电量占比首次突破30%，达到30.9%，同时发电电力、日发电量及占比也在11月双创新高，最大电力2882万千瓦，最大日发电量5.54亿千瓦时，占当日发电量的48%，相当于每2度电中就有1度新能源。

详情请见：

https://news.bjx.com.cn/html/20241203/1414315.shtml

今年1月至10月湖北省累计完成绿电交易13.84亿千瓦时

今年1月至10月，湖北省累计完成绿电交易13.84亿千瓦时，完成绿证交易5万张。

近年来，湖北新能源装机规模增速迅猛，截至今年9月底，湖北风电、光伏装机容量达到4125.23万千瓦，占全省电源总装机容量的34.39%，超过火电、水电，成为省第一大电源。

详情请见：

https://news.bjx.com.cn/html/20241206/1415172.shtml

碳价成交数据

北京碳市场交易数据

2024-12-08

配额（BEA）当日成交数据



配额累计成交数据

北京市碳排放配额近日线上成交量1000吨，成交额101.500.00元，成交均价101.50元/吨；线下协议转让无成交。

CCER今日线上成交量12吨，成交额1.104.00元，成交均价92.00元/吨，线下协议转让无成交。

详情请见：

https://mp.weixin.qq.com/s/uRymvnIqWHrDTPYliK3AjA

政策新闻

《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》发布

近日，国家能源局发布《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》。文件提出，新型经营主体是具备电力、电量调节能力且具有新技术特征、新运营模式的配电环节各类资源，分为单一技术类新型经营主体和资源聚合类新型经营主体。其中，单一技术类新型经营主体主要包括分布式光伏、分散式风电、储能等分布式电源和可调节负荷；资源聚合类新型经营主体主要包括虚拟电厂（负荷聚合商）和智能微电网。

详情请见：

https://mp.weixin.qq.com/s/GfcCC1vNjR9faWeiFoq6LA

从新能源入市看全国统一电力市场的发展规划

党的二十届三中全会通过《中共中央关于进一步全面深化改革、推进中国式现代化决定》，提出要深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场。此次《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》（以下简称《蓝皮书》）的发布是对三中全会有关全国统一电力市场建设的具体落实，该规划蓝皮书提纲挈领，是对我国全国统一电力市场未来发展的顶层规划，同时也明确了发展规划的总体路线图。

《蓝皮书》在现状分析的基础上，明确了指导原则，提出了三个阶段发展的路线图，并明确了当前着重需要开展的工作，在规划的第一部分主要回顾了我国电力市场建设的发展现状和问题挑战，第二部分明确了全国统一电力市场发展的总体要求和基本原则，第三部分对全国统一电力市场发展进行了三阶段规划，第四部分明确了近中期的重点任务。《蓝皮书》既提出了远景目标也制定了近景方案，有目标有实施路线，对我国全国统一电力市场发展具有非常重要的指导意义。

当前我国电力工业面临两大挑战，一是以新能源为主体的新型电力系统建设，这意味着新能源将成为未来电力系统的主力能源，新能源的间歇性、随机性对于电力供需实时平衡是物理层面的巨大挑战；二是电力市场建设，在全国统一大市场背景下，还原电能的商品属性，打破省间壁垒，实现电能资源的大范围优化配置，这对我国传统电力体制所形成的利益格局是经济层面的巨大冲击。与此同时我国的新能源大量分布于西部和北部，在更大范围消纳新能源是全国统一电力市场建设的目标所指。通过市场化的方式消纳新能源，或者说新能源入市也是电力市场建设的重要方面。

首先，从现状来看，现货市场基于边际成本竞争，新能源具有较好的竞争优势，目前我国广东、山东、山西、甘肃等省已进入电力现货市场正式运行阶段，另一方面我国已基本形成了跨省跨区市场和省（区、市）/ 区域市场协同运作的电力市场体系，虽然协同运行仍需进一步加强，但是初步具备了新能源发电大规模流动的可能性，《蓝皮书》中也指出“各省（区、市）/ 区域市场的市场框架、市场规则、交易品种、平台建设、服务管理标准均存在较大差异，市场间仍存在一定程度的交易壁垒，部分地区存在以行政手段不当干预市场的问题。受新能源快速发展和供需形势变化等因素影响，跨省跨区交易在交易价格、送受电曲线等方面存在成交困难的情况。”

第二，从规划来看，分成三个阶段明确了新能源消纳的具体目标和实施路径：

在初步建成期（2024-2025年），明确了有序推动新能源进入市场的方式和路径，包括完善新能源保障性收购与市场化交易相结合的消纳模式，探索新能源进入电力市场的合理收益保障机制。特别突出强调了沙戈荒大基地、分布式电源参与市场的合理机制。更值得一提的是还需要着力加强可再生能源电力消纳责任制度在用户侧的落实，以及进一步实施绿电、绿证交易机制，引导各方合理承担新能源消纳责任及成本。

在全面建成期（2026-2029），明确了将实现新能源全面参与市场，关键在“全面”二字上。在该阶段保障新能源合理收益的政策机制将得到有效实施，可再生能源消纳责任权重机制和绿色电力证书制度将得到全面落实，全面建立绿色电力消费认证体系，新能源全面参与电力市场。在绿证方面，应用场景更加丰富，绿证价格能够更好体现可再生能源环境价值，实现社会各方共同承担可再生能源消纳责任。

在完善提升期（2030-2035）创新适应新型电力系统的交易品种和市场机制，保障新能源合理收益、体现新能源环境属性等相关机制充分发挥作用，实现高比例新能源场景下的电力市场高效稳定运行。

第三，从近中期的重点任务来看，就新能源消纳方面，《蓝皮书》提出发挥区域电力市场余缺互济和资源优化配置作用，发挥跨省跨区电力市场大范围优化配置作用，特别是畅通国家电网、南方电网和内蒙古电网经营范围内的电力交易，推动省际跨经营区常态化市场交易，对于实现新能源的跨省跨区配置将起到非常重要的推动作用。同时《蓝皮书》专门阐述了构建适应绿色低碳转型市场机制方面的三大举措：

首先是推动清洁能源有序参与市场，其中落实用户侧主体可再生能源消纳责任，具有非常重大的意义，目前我国的新能源消纳配额制主要在省域层面进行分配，但是现实中并未落实到具体的电力用户，如果形成用户侧主体的消纳责任，则对于可再生能源配额制的在用户层面真正形成，以及绿电绿证交易的大规模推广都有着极为深远的意义。与此同时明确了“2025 年前，新能源市场化消纳占比超过 50%；2029 年前，实现新能源全面参与市场。”这也意味着到2029年分布式新能源也要以市场化方式消纳，除了分布式发电聚合参与绿电以外，也意味着需要突破分布式交易的推广应用难题。

二是针对大型风光基地参与市场的方式，大型风光基地外送是目前西部地区新能源基地能源消纳的主要方式，关系到国家新能源开发战略的全局。因此，通过市场的方式实现跨省跨区新能源交易具有特殊重要的意义，需要进一步通过规范省间送电长期协议，明确各方权利义务，与此同时通过省间年度、月度交易满足受端省购电需求。推动大基地富余电力通过省间、省内电力市场灵活开展多种交易。另一方面，省间绿电交易还可以进一步拓展交易买卖范围，促进供需平衡，实现发电企业与跨省区用户直接签订绿色电力交易合同，促进绿电在更大范围内优化配置。

三是针对绿证核发和交易机制。可再生能源的绿色属性需要通过绿证及绿证市场来体现，因此推进可再生能源绿色电力证书全覆盖是其中的关键环节，通过建立提升绿证交易流通性的交易机制，并完善绿证标记信息，可以形成完整的绿色电力消费标准体系。

《蓝皮书》的发布，从国家层面首次全面阐述了全国统一电力市场的顶层设计和实施路线，电力能源商品将从省域到区域到全国层面全面实现市场化运行，最终实现“统一开放、竞争有序、安全高效、清洁低碳、治理完善”的全国统一电力市场。新能源的市场化消纳一方面要克服物理平衡困难的要求，另一方面要实现市场化运作和可持续发展，是全国统一电力市场的重要目标，相信随着我国电力市场改革的深入推进，将进一步实现经济高效的新能源市场化运行目标。

详情请见：

https://news.bjx.com.cn/html/20241202/1413940.shtml

2025年浙江省电力市场化交易方案：非统调风电、光伏自愿与绿电交易分布式以聚合方式参与

11月29日，浙江省发展改革委、浙江能源监管办、省能源局发布了《2025年浙江省电力市场化交易方案》。

方案提到，2025年电力市场化交易规模根据全省工商业用户年度总用电量确定。其中，原则上中长期交易电量占比不低于90%，其余电量通过现货市场交易。

统调风电、光伏自愿参与绿电交易，10%电量通过现货市场交易；非统调风电、光伏自愿参与绿电交易，其中分布式以聚合方式参与。

关于交易价格：

（一）交易价格根据参与方式分为直接交易价格和代理购电价格。

（二）直接交易价格由交易双方通过中长期、现货市场形成。中长期市场执行“基准价+上下浮动”市场价格机制，煤电交易价格上下浮动范围不超过20%。现货市场在出清价格上限、下限的基础上，实施二级限价机制。

（三）代理购电价格中，电能量价格按照年度、月度、现货参考价确定。其中，M月代理购电价格=（70%×年度市场交易参考价+20%×M月月度市场交易参考价+10%×M-2月现货市场交易参考价）×（1+上浮系数），上浮系数参照零售套餐封顶价格条款最大上浮系数，参考价均由电力交易平台公布，其他价格按照国家相关价格政策执行。

详情如下：

省发展改革委浙江能源监管办省能源局关于印发《2025年浙江省电力市场化交易方案》的通知

各设区市发展改革委、宁波市能源局，省电力公司、省能源集团、各中央发电集团浙江分公司，浙江电力交易中心，各有关发电企业、售电企业和电力用户：

根据国家关于全国统一电力市场的工作部署和我省电力市场体系建设有关工作要求，现将《2025年浙江省电力市场化交易方案》印发给你们，请各地、各单位遵照执行。

附件：2025年浙江省电力市场化交易方案

浙江省发展和改革委员会

国家能源局浙江监管办公室

浙江省能源局

2024年11月26日

2025年浙江省电力市场化交易方案

为进一步深化电力体制改革，加快构建“中长期+现货”的省级电力市场体系，根据《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）《浙江省统筹推进能源绿色低碳发展和保供稳价工作三年行动方案》（浙政办发〔2022〕60号）《浙江电力现货市场规则》（浙监能市场〔2024〕4 号）等文件精神，结合我省实际，制定本方案。

一、交易规模

2025年电力市场化交易规模根据全省工商业用户年度总用电量确定。其中，原则上中长期交易电量占比不低于90%，其余电量通过现货市场交易。

二、市场主体参与市场交易方式

（一）电力用户

1.全省工商业用户全部参与市场化交易，交易方式分为直接参与和间接参与。

2. 直接参与包括参与电力批发交易（直接向发电企业购电）和参与电力零售交易（直接向售电公司购电）。所有工商业用户均可参与电力零售交易，35千伏及以上用户可选择参与电力批发交易。

3. 间接参与即由电网企业代理购电。暂无法直接参与市场交易的工商业用户可由电网企业代理间接参与市场交易。

（二）发电企业

为满足全省工商业用户市场内购电需求，确保市场供需平衡，省内外各类电源参与市场方式如下：

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（三）售电公司

1.在电力交易中心完成市场注册公示并取得交易资格的售电公司可参与市场交易。被取消交易资格或列入信用黑名单的售电公司不得参与市场交易。

2.省内开展增量配电业务改革试点的增量配网企业，在浙江电力交易中心完成售电公司注册后，可参与市场交易。

三、交易价格

（一）交易价格根据参与方式分为直接交易价格和代理购电价格。

四、交易组织

（一）注册绑定

市场主体需按照相关要求在浙江电力交易平台（https://zjpx.com.cn）完成注册。浙江电力交易中心汇总市场主体注册情况，向省发展改革委、省能源局和浙江能源监管办公室备案，并及时向社会公布。

（二）零售交易

零售用户与售电公司签订零售合同，应选择市场价格联动、固定价格或比例分成套餐（含封顶价格条款）。为确保零售交易价格在合理区间，零售套餐封顶价格条款最大上浮系数0.6%。零售合同参见《浙江电力零售市场实施细则》。

（三）批发交易

电力中长期交易按《浙江电力中长期交易实施细则》执行，电力现货交易按《浙江电力现货电能量市场交易实施细则》《浙江电力现货市场运行方案》执行。

（四）合同签订

市场主体应根据浙江能源监管办2025年批发合同示范文本、《浙江电力零售市场实施细则》中2025年零售合同示范文本在浙江电力交易平台签订各类电力批发、零售交易电子合同。各类批发、零售交易合同文本以2025年合同示范文本为准，往年已签订多年期合同的，双方可参照2025年度市场电价水平重新议价签约。批发交易年度合同期限自2025年1月1日0时至2025年12月31日24时。

（五）市场结算

各市场主体分别与电网企业进行电费结算。售电公司应向电力交易机构提交履约保函或者履约保险等履约保障凭证，履约保障凭证金额不低于该售电公司批发交易总电量乘以0.8分/千瓦时，其他要求具体见《浙江电力市场管理实施细则》。零售交易、批发交易结算事宜按《浙江电力零售市场实施细则》《浙江电力市场结算实施细则》执行。

五、煤电价格联动机制

煤电价格联动机制包括年度和月度煤电价格联动。

（一）年度煤电价格联动

年度煤电价格联动是指年度交易前，市场主体应根据煤炭价格合理测算、协商议价形成年度交易价格，推动煤电电价真实反映煤炭价格成本。

（二）月度煤电价格联动

月度煤电价格联动是指省内煤电电价以月度为周期按煤炭价格进行联动。按月实施月度煤电价格联动，市场主体应根据煤炭价格合理测算、协商议价形成月度交易价格。当电厂月度实际交易价格超出P月度时，通过交易电量限值实施考核。

六、中长期交易电量限值

省统调燃煤电厂中长期交易电量限值以全省平均交易小时数为基数，综合考虑绿色、保供、稳价、项目等情况设置，交易电量限值=基数小时数对应电量+月度交易电量限值。

七、保障措施

（一）发挥市场统筹功能。充分利用市场机制和价格信号，统筹能源绿色、保供和稳价，统筹中长期和现货市场发展，统筹计划放开和市场推进，加快培育售电主体，丰富完善交易品种，不断优化市场设计，营造良好的电力市场环境。

（二）加强交易组织协同。省发展改革委、省能源局和浙江能源监管办按照职责分工，积极组织协调电网企业、发电企业和各市场主体开展市场化交易，增强电力交易中心和电力调度中心等作为市场运营机构的职责定位，充分发挥电力市场管理委员会的作用，构建有序的电力交易格局，杜绝扰乱交易秩序行为。

（三）确保信息公开透明。电网企业应做好代理购电相关信息公开、电费结算等工作，原则上每月月底前3日主动公示代理购电用户电价水平及构成、上月全电力市场损益清算结果等信息。电力交易机构应于每月月初3日前公布上月市场交易平均价格等相关价格情况。

（四）完善交易监管体系。电网企业、电力交易机构要按月开展交易、结算、分摊分享费用等统计分析，对于前期市场运行中存在的问题，应当持续监测并做好记录、评估，提出优化建议；各部门要进一步加强对电力市场成员的监管，及时查处电力市场交易各环节信息公开不准确、结算不及时、合谋交易、行使市场力等违法违规行为。

八、其它

（一）本方案未尽事宜按照《浙江电力现货市场规则》（浙监能市场〔2024〕4号）及相关配套实施细则、《浙江电力现货市场运行方案》、《省发展改革委关于转发<国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知>的通知》（浙发改价格〔2021〕406号）等文件执行。

（二）省统调煤电执行两部制价格机制，容量电价按照国家和我省政策执行，电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况。

（三）执行中如遇有关问题和情况，请根据实际及时向省发展改革委、省能源局和浙江能源监管办报告，或与浙江电力交易中心联系。联系电话：省能源局，0571-87058255；浙江能源监管办，0571-51102738；浙江电力交易中心，0571-51216666。

详情请见：

https://news.bjx.com.cn/html/20241202/1414210.shtml

《上海电力中长期交易规则》补充条款征求意见：市场初期绿电交易主要通过双边协商方式开展

12月5日，华东能源监管局发布关于公开征求《上海电力中长期交易规则》补充条款意见的通知，其中提到，修订为市场初期，绿色电力交易主要通过双边协商方式开展，其他电力直接交易通过双边协商、集中竞价、滚动撮合等多种方式开展。

上海市在批发侧正式开展中长期工作日连续运营后，在每次交易开展时，不再事前组织对应的需求和绿电等电量申报，发用主体可视情况自主确定是否进行实际交易；发电企业售电量上限由电力调度机构提供，为降低市场操纵风险，发电企业在单笔电力交易中的售电量不得超过其剩余最大发电能力，购电量不得超过其售出电能量的净值（指多次售出、购入相互抵消后的净售电量）。电力用户和售电公司在单笔电力交易中的售电量不得超过其购入电能量的净值（指多次购入、售出相互抵消后的净购电量）；年度（含多年）和月度（含多月）交易中，发电主体只能作为售方、用电主体只能作为购方；电力交易机构在市场交易公告中应披露由电网企业提供的供需平衡预测情况。

详情如下：

华东能源监管局关于公开征求《上海电力中长期交易规则》补充条款意见的通知

为贯彻落实国家要求，结合上海电力市场运行情况，我局对《上海电力中长期交易规则》（华东监能市场〔2022〕85号）部分条款进行了修订，详见附件。现向社会公开征求意见。

此次征求意见的时间为2024年12月5日至2025年1月3日。如有反馈意见，请将有关意见以电子邮件形式发至指定邮箱。

联系人：包震

电话：021-23168043

邮箱：baozhen@nea.gov.cn

《上海电力中长期交易规则》补充条款（征求意见稿）_00.jpg

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《上海电力中长期交易规则》补充条款（征求意见稿）_02.jpg

《上海电力中长期交易规则》补充条款（征求意见稿）_03.jpg

详情请见：

https://news.bjx.com.cn/html/20241205/1415060.shtml

能源互联网信息资讯

国家能源局：10月全国新增建档立卡新能源发电（不含自然人用户光伏）项目共11383个

内容摘要：

12月2日，国家能源局网站消息，2024年10月，全国新增建档立卡新能源发电（不含自然人户用光伏）项目共11383个，其中风电项目34个，光伏发电项目11329个（集中式光伏发电项目48个，工商业分布式光伏发电项目11281个），生物质发电项目20个。

详情请见：

https://mp.weixin.qq.com/s/PH_Fc39qVIK_lEAq33MPfQ

1—10月全国电力市场交易电量累计超5亿千瓦时

内容摘要：

12月2日，中电联发布1—10月份全国电力市场交易简况。1—10月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量50881亿千瓦时，同比增长9.5%，占全社会用电量比重为62.2%，同比增长1.1个百分点，占售电量比重为75.2%，同比增长0.77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38291亿千瓦时，同比增长5%。

详情请见：

https://mp.weixin.qq.com/s/aZgFpSpQwKYQXL8XKwzkcQ

全国首个新CCER项目落地

内容摘要：

12月3日，国家电投集团山东半岛南3号301.6兆瓦海上风电项目成功登记全国首例新CCER项目，标志着CCER（国家核证自愿减排量）进入实质性落地阶段，对于推动我国温室气体自愿减排市场的发展具有里程碑意义。

详情请见：

https://mp.weixin.qq.com/s/188PQe_gZmkB3P11I1xeSA

国内在建单机规模最大的塔式光热发电项目并网发电

内容摘要：

11月30日，在甘肃省酒泉市阿克塞县，国内在建单机规模最大的塔式光热发电项目——汇东新能源光热+光伏试点项目实现全容量并网发电，标志着国家首批“沙戈荒”项目中规模最大的塔式光热项目正式投产。

详情请见：

https://mp.weixin.qq.com/s/U_eNOCrRc08hCMIi4qLMGw

全国首个新CCER项目落地

内容摘要：

详情请见：

https://mp.weixin.qq.com/s/188PQe_gZmkB3P11I1xeSA

近期煤价资讯

2024年11月中旬山西大混(质量较好的混煤，热值5000大卡)价格为732.3元/吨，较上期下降2.1%。

2024年11月中旬山西优混(优质的混煤，热值5500大卡)价格为832.3元/吨，较上期下降1.8%。

（数据来源：国家统计局）

（来源：公开资料整理）

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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！