2025年1-2月东北地区新增外送规模达50.62亿千瓦时 其中新能源外送电量30.13亿千瓦时3月14日从国家电网有限公司东北分部获悉，1～2月，东北地区新增跨区外送交易35轮次，新增外送规模达50.62亿千瓦时，其中新能源外送电量30.13亿千瓦时，实现东北地区新能源电量在12个省（直辖市）的消纳，充分释放了东北地区富余发电能力。近年来，国网东北分部充分发挥市场交易在大电网资源优化配置中的作用，积极开展跨区外送交易。2024年，东北电网最大外送电力、跨区跨省交易电量、新能源交易规模均创新高。为拓展跨区外送空间，国网东北分部分析东北电网运行和供需平衡情况，滚动更新送电策略，形成年、月、日、时送出能力曲线，并通过大数据分析等手段细化研究不同区域负荷时空特性，精准掌握用电高峰差异，建立错峰交易机制。2024年，东北电网累计跨区外送电量648亿千瓦时，同比增长2.9%。国网东北分部强化区内交易组织，建立区域内省间市场运营协调机制，合理考虑供电成本、市场供需关系等因素，制订分时段交易价格策略，灵活选择交易形式，及时响应省间保供和消纳需求。2024年，东北地区区域内省间交易电量1017亿千瓦时，同比增长11.8%。国网东北分部加大新能源消纳力度，加强消纳需求分析，准确掌握新能源消纳空间、可用通道富余能力等信息，科学制订鲁固直流配套风电与火电交易协同策略。2024年，该分部完成新能源跨区跨省交易电量481亿千瓦时，占新能源总发电量的27%，其中鲁固直流外送新能源电量263亿千瓦时，同比增长58.6%。详情请见：
https://news.bjx.com.cn/html/20250318/1432455.shtml
2025年年初以来内蒙古经特高压外送电量超过350亿千瓦时从国网内蒙古东部电力有限公司获悉，截至3月12日，内蒙古今年通过特高压电网外送至华北、华东、华中等地的电量已超过350亿千瓦时，达到352.67亿千瓦时，同比增长13.77%。近年来，内蒙古通过特高压电网持续开展电力外送，特高压电网外送电量连续7年增长，仅2024年就达到1706亿千瓦时。自2014年11月内蒙古境内第一条特高压电力外送通道锡盟—山东1000千伏特高压交流工程开工建设，到2024年10月内蒙古第8条特高压输电通道张北—胜利1000千伏特高压交流工程投产，内蒙古已建成向山东、天津、山西、江苏等地输电的“五交三直”8条特高压输电通道及配套汇集电网工程，形成纵贯南北的电力外送大通道，特高压电网外送电量稳步增长。“在‘六交六直’12项新建特高压工程已提上日程的背景下，内蒙古迎来新一轮特高压大发展期，外送能力将持续增强，保障全国能源安全的作用也将更加突出。”国网内蒙古东部电力有限公司内蒙古超特高压分公司负责人介绍。https://news.bjx.com.cn/html/20250317/1432202.shtml
青海2025年1-2月全省发、用电量情况：全社会用电量172.9亿千瓦时 同比减少4.6%1-2月，青海省发电量179.6亿千瓦时，同比增长13%。其中:水电57.6亿千瓦时，同比增长15.3%;火电27.6亿千瓦时，同比减少10.8%;风电30.1亿千瓦时，同比增长23.5%;太阳能63.1亿千瓦时，同比增长17.8%。1-2月，全社会用电量172.9亿千瓦时，同比减少4.6%。其中:第一产业用电量0.2亿千瓦时，同比增长6.9%;第二产业用电量147.8亿千瓦时，同比减少6.4%(其中工业用电量146.9千瓦时，同比减少6.4%);第三产业用电量13.8亿千瓦时，同比增长7.9%;城乡居民生活用电量11亿千瓦时，同比增长7.2%。https://news.bjx.com.cn/html/20250320/1432917.shtml北极星售电网获悉，近年来，山西持续加速推进虚拟电厂建设。进入山西电力市场的虚拟电厂聚合用户已由107户增加至122户，聚合容量从82.18万千瓦增至201.38万千瓦，最大可调节负荷达到25.63万千瓦。据了解，山西省目前投运的5座虚拟电厂主要集中在每日中午低谷和傍晚高峰时段参与交易，通过赚取峰谷电价差实现增收和节支。从2023年9月1日至今，虚拟电厂交易频次为15分钟/次，累计交易电量3.36亿千瓦时，结算金额8369.66万元，虚拟电厂获得红利284.54万元。其中向用户分享40.55万元。详情请见：
https://news.bjx.com.cn/html/20250320/1433110.shtml
2024年年北京地区用电量1389.4亿千瓦时 比上年增长2.3%北极星售电网获悉，3月20日，北京市统计局发布北京市2024年国民经济和社会发展统计公报。文件显示，2024年，北京绿色低碳转型加快推进，全是发电装机容量中，可再生能源发电装机容量占比为22.0%，比上年提高1.6个百分点；生物质能、水能、太阳能、风能等可再生能源发电量占总发电量的比重为12.5%，比上年提高1.7个百分点。万元地区生产总值用水量为8.4立方米，按不变价格计算，比上年下降1.65%。全年实现工业增加值5937.6亿元，按不变价格计算，比上年增长6.6%。其中，规模以上工业[10]增加值按可比价格计算，增长6.7%；重点行业中，计算机、通信和其他电子设备制造业增长21.4%，汽车制造业增长16.4%，电力、热力生产和供应业增长6.5%，医药制造业增长1.5%。规模以上工业实现销售产值24830.4亿元，增长6.8%。其中，内销产值22842.3亿元，增长6.3%；出口交货值1998.0亿元，增长12.0%。新能源汽车、工业机器人、风力发电机组等高端或新兴领域产品产量分别增长2.8倍、61.0%和27.6%。全年北京地区用电量1389.4亿千瓦时，比上年增长2.3%。其中，生产用电1053.6亿千瓦时，增长3.0%；城乡居民生活用电335.8亿千瓦时，增长0.4%。https://news.bjx.com.cn/html/20250321/1433281.shtml北京碳市场交易数据
2025-03-17—2025-03-21
| 配额（BEA）本周成交数据 |
| | | | |
| 03-17 | 配额
（BEA） | —— | —— | —— |
| 03-18 | 配额
（BEA） | —— | —— | —— |
| 03-19 | 配额
（BEA） | | | —— |
| 03-20 | 配额
（BEA） | —— | —— | —— |
| 03-21 | 配额
（BEA） | —— | —— | —— |
| 配额累计成交数据 |
| 累计成交量（吨） | 累计成交额（元） |
20,786,842（公开交易）
36,933,158（协议转让） | 3,112,237,339.86 |
截止2025年3月23日 ，配额（BEA）公开交易累计成交量为2078.68万吨，协议转让累计成交量为3693.32万吨，累计成交额为31.12亿。
https://mp.weixin.qq.com/s/Yq_EaI91wWmoNp_xsOpD2Ahttps://mp.weixin.qq.com/s/4rRRVT-oR3O1jdAoF-EBsAhttps://mp.weixin.qq.com/s/H7pwH-MuCeHb9joYyNpmIQ
宁夏：大型工商业分布式光伏可采用自发自用余电上网模式参与电力现货市场北极星售电网获悉，3月17日，宁夏自治区发展改革委发布关于征求《宁夏回族自治区分布式光伏发电开发建设管理实施细则（征求意见稿）》（以下简称《细则》）意见建议的通知。《细则》指出，分布式光伏发电上网模式包括全额上网、全部自发自用、自发自用余电上网三种。自然人户用、非自然人户用分布式光伏可选择全额上网、全部自发自用或者自发自用余电上网模式。一般工商业分布式光伏可选择全部自发自用或者自发自用余电上网模式；采用自发自用余电上网的，年自发自用电量占发电量的比例，依托公共机构建设的一般工商业分布式光伏不得低于30%，依托工商业厂房建设的一般工商业分布式光伏不得低于50%，超出比例的上网电量不进行结算。大型工商业分布式光伏原则上选择全部自发自用模式，待宁夏电力现货市场连续运行后，大型工商业分布式光伏可采用自发自用余电上网模式参与现货市场。涉及自发自用的，用电方和分布式光伏发电项目应位于同一用地红线范围内。第一条为落实《分布式光伏发电开发建设管理办法》要求，促进自治区分布式光伏发电高质量发展，助力构建新型电力系统，结合自治区实际，制定本实施细则。第二条本细则适用于宁夏回族自治区行政区域内分布式光伏发电项目。分布式光伏在用户侧开发、在配电网接入、原则上在配电网系统就近平衡调节。第三条鼓励符合法律规定的各类电力用户、投资企业、专业化合同能源服务公司、自然人作为投资主体，依法依规开发建设和经营分布式光伏发电项目。第四条 分布式光伏发电项目分为自然人户用、非自然人户用、一般工商业和大型工商业四种类型。自然人户用分布式光伏是指自然人利用自有住宅、庭院投资建设，与公共电网连接点电压等级不超过380伏的分布式光伏；非自然人户用分布式光伏是指非自然人利用居民住宅、庭院投资建设，与公共电网连接点电压等级不超过10千伏、总装机容量不超过6兆瓦的分布式光伏；一般工商业分布式光伏是指利用党政机关、学校、医院、市政、文化、体育设施、交通场站等公共机构以及工商业厂房等建筑物及其附属场所建设，与公共电网连接点电压等级不超过10千伏、总装机容量原则上不超过6兆瓦的分布式光伏；大型工商业分布式光伏是指利用建筑物及其附属场所建设，接入用户侧电网或者与用户开展专线供电（不直接接入公共电网且用户与发电项目投资方为同一法人主体），与公共电网连接点电压等级为35千伏、总装机容量原则上不超过20兆瓦或者与公共电网连接点电压等级为110千伏、总装机容量原则上不超过50兆瓦的分布式光伏。分布式光伏依托建筑物及其附属场所应当位于同一用地红线范围内，即所有建筑设施必须位于经政府规划部门审批确定同一宗地范围内，同一企业拥有两个相邻地块，若未办理土地合并手续，也不能视为同一用地红线范围。农光互补、渔光互补以及小型地面电站光伏发电项目归于集中式光伏电站管理。第五条分布式光伏发电上网模式包括全额上网、全部自发自用、自发自用余电上网三种。自然人户用、非自然人户用分布式光伏可选择全额上网、全部自发自用或者自发自用余电上网模式。一般工商业分布式光伏可选择全部自发自用或者自发自用余电上网模式；采用自发自用余电上网的，年自发自用电量占发电量的比例，依托公共机构建设的一般工商业分布式光伏不得低于30%，依托工商业厂房建设的一般工商业分布式光伏不得低于50%，超出比例的上网电量不进行结算。大型工商业分布式光伏原则上选择全部自发自用模式，待宁夏电力现货市场连续运行后，大型工商业分布式光伏可采用自发自用余电上网模式参与现货市场。涉及自发自用的，用电方和分布式光伏发电项目应位于同一用地红线范围内。第六条自治区能源主管部门负责自治区分布式光伏发电开发建设和运行的行业管理工作。统筹衔接自治区新能源发展与国家级能源、电力、可再生能源发展规划，平衡集中式光伏电站与分布式光伏发电的发展需求，指导市级、县级能源主管部门和电网企业综合考虑电力供需形势、系统消纳条件、电网接入承载力、新能源利用率等，研究制定分布式光伏发展规划或开发建设方案，科学提出本地区开发规模和时序，并根据实际情况动态调整，引导合理布局，指导电网企业做好配套的改造升级与投资计划。第七条自治区能源主管部门组织地市能源主管部门、电网企业按照相关标准规范开展分布式光伏发电接入电网承载力及提升措施评估，基于分布式光伏发电规模、负荷水平、系统安全稳定运行、灵活调节能力、电力设备容量等因素，明确分布式光伏开发红、黄、绿区域，按季度向社会公开发布配电网可开放容量。各市、县级能源主管部门应当会同有关部门积极推进辖区内分布式光伏发电开发利用，优先支持在绿色区域开发建设分布式光伏；对于确需接入黄色区域的分布式光伏，应开展专项分析，落实消纳和接入条件后，再行开发建设；在电网承载能力未得到有效改善前，暂缓红色区域新增分布式光伏接入。第八条各市级、县级能源主管部门要优化营商环境，规范市场秩序，不得设置违反市场公平竞争的相关条件。分布式光伏发电开发应当尊重建筑产权人意愿，不得以特许权经营方式控制屋顶等分布式光伏发电开发资源，不得限制各类符合条件的投资主体平等参与分布式光伏发电开发建设，不得将强制配套产业或者投资、违规收取项目保证金等作为项目开发建设的门槛。利用农户住宅建设的，应当征得农户同意，切实维护农户合法权益，不得违背农户意愿、强制租赁使用农户住宅。第九条电网企业承担分布式光伏发电并网条件的落实或者认定、电网接入与改造升级、调度能力优化、电量收购等工作，配合各市级、县级能源主管部门开展分布式光伏发电接入电网承载力及提升措施评估。第十条 充分发挥电力市场的引导和激励作用，加快推动分布式光伏上网电量进入电力市场，建立分布式光伏可持续发展价格结算机制。加强与现有市场机制的衔接，试点开展分布式光伏以独立或聚合的方式参与绿电交易，更好将分布式光伏上网电量的绿色电力环境价值转换为经济效益，促进分布式光伏通过绿电交易提高投资收益。第十一条各级能源主管部门要引导分布式光伏企业加强技术创新、提升产品质量、降低生产成本，有序承接产业转移，推动资源开发与装备制造协同发展，加快新能源装备制造业高端化、智能化、绿色化改造，打造具有市场竞争优势的完整产业链条。支持各地与光伏上下游开发企业、金融机构深度合作，研究推动“光伏+储能”、光储充一体化等多元化应用场景建设，因地制宜引导新兴领域智能光伏与相关产业融合发展。电网企业要强化创新驱动，服务能源数字化转型，突破源网荷储协同、配电网群测群控群调、并网安全装置等关键技术，破解分布式光伏规模化接入和消纳难题，保障分布式光伏高质量发展。第十二条 分布式光伏发电项目实行备案管理。县级能源主管部门负责所在地分布式光伏发电项目备案工作。第十三条分布式光伏发电项目应当按照“谁投资、谁备案”的原则确定备案主体。自然人户用分布式光伏发电项目由自然人选择备案方式，可由电网企业集中代理备案，也可由自然人自行备案；非自然人户用、一般工商业、大型工商业分布式光伏发电项目由投资主体备案；非自然人投资开发建设的分布式光伏发电项目不得以自然人名义备案，本细则印发前已由自然人备案的，可不作备案主体变更，仍按原备案项目类型管理，但投资主体应当主动向备案机关和电网企业告知相关信息，明确承担项目运行维护的主体。县级能源主管部门根据需要组织核查，电网企业配合，及时督促已按自然人备案投运的项目明确运行维护的主体并承担相应法律责任。工商业分布式光伏发电项目投资主体利用非自有场所建设分布式光伏发电的，仍应当由分布式光伏发电项目投资主体备案，并可按第五条有关要求灵活选择上网模式。第十四条备案主体登录宁夏回族自治区投资项目在线审批监管平台，按照系统提示填报相关信息，上传申请材料。自然人户用光伏项目须向电网企业提交个人有效身份证件（户口本）、房屋产权证明、项目实施方案（光伏组件安装位置、容量等基本信息）、项目自投承诺，填写备案信息表、客户承诺书。如委托他人办理，须提供委托书。非自然人户用、一般工商业、大型工商业分布式光伏发电项目，投资主体须向备案机关提交企业营业执照副本或组织机构代码证、法定代表人身份证明、项目所涉场地的产权证明或合法使用证明（如土地使用证、租赁合同等）、项目可行性研究报告或项目建议书（包含项目建设规模、技术方案、投资估算、经济效益分析等）、项目接入系统方案及电网企业出具的接入意见（明确接入电网的电压等级、接入点等关键信息）。投资主体对提交备案等信息的真实性、合法性和完整性负责。对于提供虚假资料的，不予办理相关手续，地方能源主管部门可按照有关规定进行处理。第十五条 备案机关收到申请后，在5个工作日内进行审核（若材料不齐全或不符合要求，一次性告知备案主体需补正的内容）。审核通过后，备案机关通过在线平台出具电子备案证明，备案主体可自行下载打印。第十六条分布式光伏发电项目的备案信息应当包括项目名称、投资主体、建设地点、项目类型、建设规模、上网模式等。分布式光伏发电项目的容量为交流侧容量（即逆变器额定输出功率之和）。第十七条对于非自然人户用分布式光伏，允许合并备案。合并备案需满足以下条件：投资主体相同，备案机关相同，单个项目的建设场所、规模及内容明确。其余情况不得将分布式光伏发电项目合并备案。同一用地红线内，同期建设的项目应按同一项目备案，不得通过拆分备案的方式将大型工商业分布式光伏项目分解为一般工商业分布式光伏项目；通过分期建设、不同投资主体分别开发等形式建设的工商业分布式光伏发电项目，可以分别备案，但不得新增与公共电网的连接点。第十八条分布式光伏发电项目投资主体应当按照备案信息进行建设，不得自行变更项目备案信息的重要事项。项目备案后，项目法人发生变化，项目建设地点、项目类型、建设规模、上网模式等内容发生变更，或者放弃项目建设的，项目投资主体应当及时告知备案机关并修改相关信息。第十九条大型工商业分布式光伏的电力用户负荷发生较大变化时，可将项目调整为集中式光伏电站，作为新增集中式光伏项目备案，按照自治区相关政策要求开展备案及并网工作。第二十条地方能源主管部门可根据不同类型分布式光伏发电的正常建设周期，视需要组织核查，及时清理不具备建设条件的项目。项目投产前，投资主体不得将项目转让。备案机关按月汇总备案情况，推送至电网企业。第二十一条分布式光伏发电项目投资主体应当做好选址工作，并及时向电网企业提交并网申请，取得电网企业并网意见后方可开工建设。电网企业在现场勘查阶段要核实项目开工情况，对违规开工建设的，要暂停并网申请受理，并向地方能源主管部门报告。建设场所必须合法合规，手续齐全，产权清晰。自然人户用光伏发电项目应提供申请人有效身份证明、发电地址权属证明（不动产权证、土地证或宅基地证、乡镇及以上政府出具的房屋产权证明等）、自然人户用分布式光伏自投承诺书、分布式光伏发电项目并网意向书、项目备案证明文件（自然人自行备案的，需提供项目备案文件；委托供电企业代为备案的，在提交并网意向时需提供备案所需信息，待完成代备案手续后方可正式受理），申请人银行账户资料等相关资料；非自然人户用、一般工商业、大型工商业光伏发电项目应提供项目投资主体营业执照、发电地址权属证明、《分布式光伏发电项目并网意向书 》、项目备案证明文件、项目前期工作进展情况等申请资料。利用非自有场所建设的，还需提供合同能源管理协议或发电地址租赁协议；发用电设备明细表、申请客户银行账户资料。由经办人办理的，还应提供经办人有效身份证明、受理委托书。第二十二条收到分布式光伏发电项目并网意向书后，电网企业应当于2个工作日内给予书面回复。分布式光伏发电项目并网意向书的内容完整性和规范性符合相关要求的，电网企业应当出具受理通知书；不符合相关要求的，电网企业应当出具不予受理的书面凭证，并告知其原因；需要补充相关材料的，电网企业应当一次性书面告知。逾期不回复的，电网企业自收到项目并网意向书之日起视为已经受理。电网企业出具并网意见应当以分布式光伏发电接入电网承载力及提升措施评估结果为依据，当可开放容量不足时，电网企业应当告知项目投资主体并按照申请接入电网顺序做好登记，具备条件后按照申请顺序及时办理相关手续。第二十三条当分布式光伏发电项目已备案并具备建设条件，但是本地区暂无可开放容量时，省级能源主管部门及时汇总分析，并组织电网企业及有关方面开展系统性研究，统筹分布式光伏发电规模、用电负荷增长情况、各类调节资源开发条件和电网改造技术经济性等因素，综合制定解决方案。第二十四条分布式光伏发电项目投资主体利用非自有场所建设分布式光伏发电的，应当与建设场所所有权人签订使用或者租用协议，可视经营方式与位于建设场所内的电力用户签订合同能源管理服务协议。对于非自然人户用分布式光伏，分布式光伏发电项目投资主体与自然人签订的合同与协议应当责、权、利对等，不得转嫁不合理的责任与义务，不得采用欺骗、诱导等方式侵害自然人合法权益。非自然人户用分布式光伏采用标准合同（范本），规范开发建设行为。第二十五条分布式光伏发电项目应当符合国土空间规划，严格按照国家有关标准规范开发，符合建筑物结构安全、消防、环保、防水、防风、防冰雪、防雷等要求，预留运维空间。采购使用的光伏组件、逆变器、支架等设备应符合技术标准。光伏连接、支撑系统应牢固，方位角、倾角、高度应符合设计要求，接地连接应可靠。鼓励分布式光伏发电项目投资主体采用建筑光伏一体化的建设模式。第二十六条分布式光伏发电项目利用新建建筑物及其附属场所的，鼓励在建筑物规划设计、施工建设等阶段统筹考虑安装需求，一并办理规划许可等手续；利用既有建筑物及其附属场所的，可按照简约高效的原则，在符合建设要求的条件下免除用地预审与规划选址、规划许可、节能评估等手续。第二十七条从事分布式光伏发电项目设计、施工、安装、调试单位应具备国家规定的相应资质。分布式光伏发电项目建设应当严格执行设备、建设工程、安全生产等相关管理规定和标准规范，确保项目建设质量与安全，并做好验收工作。分布式光伏发电项目应严格按照备案容量建设，擅自增加容量的项目限期整改，拒不整改的不予并网。第二十八条电网企业应当针对不同类型的分布式光伏发电项目制定差异化接入电网工作制度，合理优化或者简化工作流程，及时公布可开放容量、技术标准规范等信息，提供“一站式”办理服务，落实接入服务责任，提升接入服务水平。电网企业应当公布并及时更新分布式光伏发电接入系统典型设计方案。第二十九条电网企业应当公平无歧视地向分布式光伏发电项目投资主体提供电网接入服务，不得从事下列行为：（一）无正当理由拒绝项目投资主体提出的接入申请，或者拖延接入系统；（二）拒绝向项目投资主体提供接入电网须知晓的配电网络的接入位置、可用容量、实际使用容量、出线方式、可用间隔数量等必要信息；（三）对符合国家要求建设的发电设施，除保证电网和设备安全运行的必要技术要求外，接入适用的技术要求高于国家和行业技术标准、规范；（四）违规收取不合理服务费用；（五）其他违反电网公平开放的行为。第三十条分布式光伏发电项目投资主体应当在满足电网安全运行的前提下，统筹考虑建设条件、电网接入点等因素，结合实际合理选择接入系统设计方案，具体技术要求参照《宁夏分布式光伏接入电网技术规范（试行）》（附件2）执行。分布式光伏并网电压等级应符合《配电网规划设计技术导则》（DL/T5729-2023）要求，8千瓦及以下可接入220伏；8千瓦-400千瓦可接入380伏；400千瓦-6兆瓦可接入10千伏；6兆瓦-20兆瓦可接入35千伏；20兆瓦-50兆瓦可接入110千伏。最终并网电压等级应根据电网条件，通过技术经济比较论证后确定。自然人户用分布式光伏发电项目由电网企业免费提供接入系统相关方案，接入380/220伏低压配电网的非自然人户用、一般工商业分布式光伏项目，可由电网企业免费提供接入系统相关方案，若项目投资主体不认可该方案，由其委托具有相应资质的设计单位开展接入系统设计。接入10千伏及以上的非自然人户用、一般工商业、大型工商业分布式光伏项目，项目投资主体应委托具有相应资质的设计单位开展接入系统设计工作。鼓励非自然人户用分布式光伏以集中汇流方式接入电网。集中汇流方式接入电网的项目按照全额上网模式管理。第三十一条电网企业应当按照相关行业标准，根据接入系统设计要求，及时一次性地提供开展接入系统设计所需的电网现状、电网规划、接入条件等基础资料。确实不能及时提供的，电网企业应当书面告知项目投资主体，并说明原因。各方应当按照国家有关信息安全与保密的要求，规范提供和使用有关资料。第三十二条在接入系统设计工作完成后，分布式光伏发电项目投资主体应当向电网企业提交接入系统设计方案报告。收到接入系统设计方案报告后，电网企业应当于2个工作日内给予书面回复。接入系统设计方案报告的内容完整性和规范性符合相关要求的，电网企业应当出具受理通知书；不符合相关要求的，电网企业出具不予受理的书面凭证，并告知其原因；需要补充相关材料的，电网企业应当一次性书面告知。逾期不回复的，自电网企业收到接入系统设计方案报告之日起即视为已经受理。电网企业受理接入系统设计方案报告后，应当根据国家和行业技术标准、规范，及时会同项目投资主体组织对接入系统设计方案进行研究，并向项目投资主体出具书面回复意见。接入系统电压等级为110千伏的，电网企业应当于20个工作日内出具书面答复意见；接入系统电压等级为35千伏及以下的，电网企业应当于10个工作日内出具答复意见。第三十三条接入公共电网的分布式光伏发电项目，接入系统工程以及因接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。接入用户侧的分布式光伏发电项目，用户侧的配套工程由项目投资主体投资建设。因项目接入电网引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。分布式光伏发电项目投资主体采用集中汇流方式接入电网时，电网企业负责提供分布式光伏发电项目与公共电网的连接点。因接入引起的公共连接点以上电网改造部分投资由电网企业承担，公共连接点以下的汇流设施、接网配套设施原则上由分布式光伏项目投资主体投资建设与运维。第三十四条新建的分布式光伏发电项目根据产权分界点由电网企业、项目投资主体分别投资建设监测控制设备，实现“可观、可测、可调、可控”，保障分布式光伏发电高效可靠利用和电力系统安全稳定运行。电网企业应当对分布式光伏发电项目的全部发电量、上网电量分别计量，免费提供并安装计量表计。第三十五条全额上网、自发自用余电上网的分布式光伏发电项目投资主体应当在并网投产前与电网企业签订购售电合同，各类分布式光伏发电项目还应当在并网投产前与电网企业及其调度机构签订《并网调度协议》，合同参照《新能源场站并网调度协议示范文本》《购售电合同示范文本》，双方协商一致后可简化相关条款内容。按照有关规定，分布式光伏发电豁免电力业务许可证。全部自发自用分布式发电光伏项目电网接入，可委托当地电网企业办理接入手续，由其他单位办理的，由当地能源主管部门做好监督指导。第三十六条分布式光伏发电项目应当科学合理确定容配比，交流侧容量不得大于备案容量。涉网设备必须符合国家及行业有关涉网技术标准规范等要求，通过国家认可的检测认证机构检测认证，经检测认证合格后，电网企业不得要求重复检测。分布式光伏发电项目竣工后，电网企业应当按照有关规定复核逆变器等主要设备检测报告，并按照相关标准开展并网检验，检验合格后予以并网投产。电网企业应在自然人户用分布式光伏并网前复核光伏项目或设备（包括光伏组件、逆变器等）购置发票与备案主体的一致性，不一致的电网企业不得办理并网。并网验收申请需要提交施工单位资质复印件（承装（修、试）电力设施许可证）；主要设备技术参数，型式认证报告或质检证书，包括发电、逆变、变电、断路器、刀闸等设备（光伏电池、逆变器等设备，需取得国家授权的有资质的检测机构检测报告）；并网前单位工程调试报告（记录）；并网前单位工程调试报告（记录）；并网设备电气试验、继电保护整定、通信联调、电能量信息采集调试记录；并网启动调试方案；项目运行人员名单（及专业资质证书复印件）等材料。第三十七条对在原有基础上扩建的项目，原项目已纳入补贴目录的，扩建部分按照新装办理，原项目无补贴的，扩建部分按增容业务办理。在发电地址、发电容量、发电模式不变条件下可办理过户，应满足建筑产权、发电户、用电户等的权属匹配，并按新装并网当年补贴标准执行。消纳模式变更的，电网企业按新装并网流程办理，补贴按照项目并网当年的价格政策执行。第三十八条分布式光伏发电项目投资主体是项目的安全生产责任主体，必须贯彻执行国家及行业安全生产管理规定，依法加强项目建设运营全过程的安全生产管理。承担分布式光伏发电安全生产监管职责的有关方面应当建立协同配合机制，依法依规依职责分工加强监管。分布式光伏连续六个月未发电且现场设备已拆除的，由电网企业告知业主或向社会公示后，进行销户处理。在已销户地址重新建设或迁移安装地址的，须重新办理备案、并网手续。未经备案机关同意，并网后擅自增加发电容量的，按照《供电营业规则》等有关规定予以处理。第三十九条电网企业及其调度机构应当加强有源配电网（主动配电网）的规划、设计、运行方法研究，明确“可观、可测、可调、可控”技术要求，建立相应的调度运行机制，合理安排并主动优化电网运行方式。分布式光伏逆变器过电压保护、电能质量、防孤岛保护等主要涉网性能应满足国家和自治区相关标准要求。对于存量具备条件的分布式光伏发电项目，电网企业、分布式光伏发电项目投资主体应当根据产权分界点，加大投资建设改造力度，提升信息化、数字化、智能化水平，以实现“可观、可测、可调、可控”，保障分布式光伏发电高效可靠利用和电力系统安全稳定运行。第四十条分布式光伏发电项目投运后，分布式光伏发电项目投资主体可自行或者委托专业化运维公司等第三方作为运维管理责任单位。分布式光伏发电项目投资主体、有关设备制造供应商、运维管理责任单位应当严格执行调度运行、网络安全与数据安全等有关管理规定，并网的分布式光伏发电仅应当按照调管关系接受相应平台的远程调控，禁止擅自设置或者预留任何外部控制接口，并加强涉网设备管理，配合电网企业及其调度机构做好并网调度运行管理，不得擅自停运或者调整涉网参数。项目投资主体可根据电力用户负荷、自身经营状况等情况，按照第五条规定变更上网模式一次，同时进行备案变更并告知备案机关，重新开展并网申请，接入系统设计等工作。电网企业协助做好接网调整，项目投资主体与电网企业及其调度机构应当重新签订并网调度协议和购售电合同。县级能源主管部门根据需要组织核查，及时整改不符合规定或与备案上网模式不同的项目。拒不整改的应依规解网。第四十一条分布式光伏发电项目投资主体、电网企业按照有关要求，及时在国家可再生能源发电项目信息管理平台和全国新能源电力消纳监测预警平台报送相关信息，填写、更新项目建档立卡内容。电网企业按照第四条规定做好分类统计和监测。分布式光伏发电项目应在建成并网一个月内完成建档立卡填报工作，并及时更新。自然人户用分布式光伏发电项目原则上由电网企业负责填报并提交相关信息；非自然人户用、一般工商业、大型工商业分布式光伏发电项目应由项目投资主体负责填报，电网企业提交相关信息。全部自发自用分布式光伏发电项目，由县级能源主管部门督促投资主体负责填报。第四十二条建档立卡的分布式光伏发电项目按全部发电量核发绿证，其中上网电量核发可交易绿证，项目投资主体持有绿证后可根据绿证相关管理规定自主参与绿证交易。第四十三条市级能源主管部门组织、指导电网企业以县级行政区域为单元，按季度公布分布式光伏发电并网及消纳情况，并做好预测分析，引导理性投资、有序建设。对分布式光伏发电项目投资主体等有关方面反映的问题，市级能源主管部门要会同电网企业等有关单位及时协调、督导和纠正。县级能源主管部门会同电网企业对工商业分布式光伏自发自用电量比例进行监测评估，自发自用余电上网模式的一般工商业分布式连续2年低于第五条限定的自用比例，上网模式转为全部自发自用。第四十四条鼓励分布式光伏发电项目开展改造升级工作，应用先进、高效、安全的技术和设备。分布式光伏发电项目的拆除、设备回收与再利用，应当符合国家资源回收利用和生态环境、安全生产等相关法律法规与政策要求，不得造成环境污染破坏与安全事故事件，鼓励分布式发电项目投资主体为设备回收与再利用创造便利条件。规模发生变化的项目，升级改造需及时更新备案及档案信息，未突破原有规模的项目先前享有权益不变。第四十五条县级及以上能源主管部门组织、电网企业配合，每年视需要对分布式光伏并网运行情况进行检查（抽查），重点检查有无保护装置和保护装置是否投运、是否私自特别是远方调整逆变器参数、电能质量是否合格、是否存在安全隐患等情况。若有以上情况应依规向用户和相关单位下达限期整改通知书，拒不整改的应依规解网。第四十六条各级能源主管部门要与电网企业、光伏开发企业（投资主体、运维主体）加强联系，建立定期协同机制，及时协调解决问题、化解矛盾纠纷；针对损害群众利益行为，依法依规从严查处，全力维护户用光伏市场秩序。第四十七条地方能源主管部门可结合实际情况，参照本细则开展离网型分布式光伏发电的备案管理等工作。第四十八条本细则自发布之日起施行，根据分布式光伏发展适时调整，与国家有关法律法规相抵触，以国家法律法规为准，施行期间国家另有规定的，从其规定。对于国家能源局《分布式光伏发电开发建设管理办法》发布之日前已备案且于2025年5月1日前并网投产的分布式光伏发电项目，仍按原有政策执行。详情请见：
https://news.bjx.com.cn/html/20250317/1432299.shtml
浙江省2025年碳达峰碳中和工作要点：扩大绿电消费 全年实现市场化电量3500亿千瓦时左右北极星售电网获悉，3月19日，浙江省发展改革委发布关于印发《浙江省2025年碳达峰碳中和工作要点》的通知，加快建立以区域碳预算、行业碳管控、企业碳管理、项目碳评价、产品碳足迹为重点的碳排放双控制度，扎实推进“6+1”领域绿色低碳转型，全省碳排放强度力争降低4.48%以上，为“十五五”高质量完成碳达峰目标打好基础。文件提到，扩大绿色电力消费，全年实现市场化电量3500亿千瓦时左右。省发展改革委关于印发《浙江省2025年碳达峰碳中和工作要点》的通知2025年是“十四五”收官之年，为深入贯彻《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见》《浙江省推动碳排放双控工作若干举措》要求，扎实推进“6+1”领域绿色低碳转型，为“十五五”高质量完成碳达峰目标打好基础，现将《浙江省2025年碳达峰碳中和工作要点》印发给你们，请切实抓好落实。2025年是“十四五”收官之年，要全面贯彻落实《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见》《浙江省推动碳排放双控工作若干举措》要求，加快建立以区域碳预算、行业碳管控、企业碳管理、项目碳评价、产品碳足迹为重点的碳排放双控制度，扎实推进“6+1”领域绿色低碳转型，全省碳排放强度力争降低4.48%以上，为“十五五”高质量完成碳达峰目标打好基础。1.高质量编制我省“十五五”碳排放分析展望报告，向国家争取有利于我省发展的碳排放目标任务；探索建立设区市碳排放目标评价考核制度。（省发展改革委，列第一位的为牵头单位，各市、县〔市、区〕为责任主体，下同）2.探索开展省级和杭州市、湖州市碳排放预算管理试编制，推动其他设区市加快启动。（省发展改革委）3.实施固定资产投资项目碳排放评价技术导则，力争完成200个左右项目碳排放试评价。（省发展改革委、省能源局）4.制定重点产品碳足迹核算评价标准10个左右，省产品碳足迹服务平台归集产品碳足迹数据300个以上，推动产品碳足迹数据库国际互认。（省生态环境厅、省发展改革委、省市场监管局）新增培育“双碳”认证企业100家，完成产品碳标识认证应用10个。（省市场监管局、省生态环境厅、省发展改革委）5.加快构建统一规范的碳排放统计核算方法，开展全省能源活动和工业生产过程碳排放统计核算，推动编制设区市能源平衡表或简易能源平衡表。（省统计局、省发展改革委）6.出台“双碳”标准计量体系建设行动方案，制定“双碳”相关国内国际标准、技术规范、认证细则等40项以上，涉碳计量标准30项以上，开展碳排放计量审查企业40家以上。（省市场监管局）7.大力发展非化石能源，新增可再生能源装机1000万千瓦以上（其中风电光伏600万千瓦）、核电装机100万千瓦，抽水蓄能装机累计不少于988万千瓦；到2025年底，可再生能源发电装机占比46%以上，新增非化石能源消费占比（扣除原料用能和能耗单列项目用能）24%左右。（省能源局）8.全面开展重点用能单位能效诊断，完成年度7500万张绿证消纳，年度规上工业能耗强度下降3%（不含国家能耗单列项目），“十四五”能耗强度下降14%。（省能源局、省电力公司）9.全省重点区域地方用煤控制在4321万吨（扣除统调发电用煤、原料用煤）；存量煤电机组节能降碳改造1500万千瓦以上；重点行业35蒸吨/小时燃煤锅炉完成淘汰。（省能源局）10.扩大绿色电力消费，全年实现市场化电量3500亿千瓦时左右。（省能源局、省电力公司）11.淘汰更新各类重点用能设备1.5万台（套）以上。（省能源局）实施制造业重点技改项目5000项，培育省级绿色低碳工厂100家。（省经信厅）12.完成既有公共建筑节能改造300万平方米，可再生能源建筑应用4000万平方米；城镇新建建筑可再生能源替代率达8%。（省建设厅）13.淘汰国四及以下老旧营运货车2000辆，新增和更新新能源公交车500辆、新能源出租车（含网约车）3.2万辆，淘汰老旧营运船舶440艘，淘汰老旧非道路移动机械1.4万台；建设7个低碳高速公路服务区、2个低碳水上综合服务区；力争城乡公交一体化率达93%。（省交通运输厅、省生态环境厅）14.推进淘汰各类老旧农机1000台（套）以上；持续建设省级农作物病虫害绿色防控技术示范推广基地100个。（省农业农村厅）15.实施营造林面积100万亩以上、全国可持续经营试点示范林4万亩；指导衢州、丽水、安吉3个国家林业碳汇试点建设。（省林业局）全面推进沿海县（市、区）蓝碳生态系统碳储量调查。（省自然资源厅、省生态环境厅）16.组织实施绿色低碳领域科技项目40项以上，累计取得重大科技成果10项以上；认定“双碳”领域全省重点实验室20家，新认定绿色低碳技术领域高新技术企业400家、省级（重点）企业研究院10家。（省科技厅、省经信厅）国家绿色技术交易中心实现绿色技术交易500项，交易金额15亿元。（省发展改革委、省电力公司）17.高质量推进杭州、湖州首批国家碳达峰试点城市建设，积极争创建设新一批国家碳达峰试点城市（园区）；落实国家零碳园区建设方案，推动地方争创国家级零碳园区；制定出台省零碳园区建设技术指南，启动省级零碳园区建设。（省发展改革委）18.制定减污降碳协同创新区建设行动方案，打造减污降碳协同园区6个以上，标杆项目累计400个以上，出台16个减污降碳协同行业技术指南。（省生态环境厅）19.迭代建设省双碳数智平台，建立数据多源、纵横贯通的碳排放数据网络，推动碳排放数据监测、归集、挖掘和应用一体化管理。（省发展改革委、省统计局、省能源局、省生态环境厅、省建设厅、省交通运输厅、省林业局、省电力公司）省经信厅、省科技厅、省自然资源厅、省生态环境厅、省建设厅、省交通运输厅、省农业农村厅、省市场监管局、省统计局、省能源局、省林业局、省电力公司https://news.bjx.com.cn/html/20250320/1432976.shtml国家发展改革委等部门发布促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展意见北极星售电网获悉，3月18日，国家发展改革委等部门发布关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见(发改能源〔2025〕262号)。意见明确，到2027年，绿证市场交易制度基本完善，强制消费与自愿消费相结合的绿色电力消费机制更加健全，绿色电力消费核算、认证、标识等制度基本建立，绿证与其他机制衔接更加顺畅，绿证市场潜力加快释放，绿证国际应用稳步推进，实现全国范围内绿证畅通流动。到2030年，绿证市场制度体系进一步健全，全社会自主消费绿色电力需求显著提升，绿证市场高效有序运行，绿证国际应用有效实现，绿色电力环境价值合理体现，有力支撑可再生能源高质量发展，助力经济社会发展全面绿色转型。意见提出，提升绿色电力交易规模。加快提升以绿色电力和对应绿色电力环境价值为标的物的绿色电力交易规模，稳步推动风电（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），以及生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源发电项目参与绿色电力交易。意见提出，明确绿证强制消费要求。依法稳步推进绿证强制消费，逐步提高绿色电力消费比例并使用绿证核算。加快提升钢铁、有色、建材、石化、化工等行业企业和数据中心，以及其他重点用能单位和行业的绿色电力消费比例，到2030年原则上不低于全国可再生能源电力总量消纳责任权重平均水平；国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例在80%基础上进一步提升。在有条件的地区分类分档打造一批高比例消费绿色电力的绿电工厂、绿电园区等，鼓励其实现100%绿色电力消费。将绿色电力消费信息纳入上市企业环境、社会和公司治理（ESG）报告体系。完善金融财政相关支持政策。加大绿色金融对企业、产品和活动等开展绿色电力消费的支持力度，强化绿色信贷支持。将绿色电力消费要求纳入绿色产品评价标准，研究制定政府采购支持绿色产品政策。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、商务主管部门、数据管理部门，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、内蒙古电力（集团）有限责任公司，有关中央企业，北京、广州、内蒙古电力交易中心，水电水利规划设计总院、电力规划设计总院：加快推进可再生能源绿色电力证书（以下简称绿证）市场建设，是以更大力度推动可再生能源高质量发展的关键举措，是健全绿色低碳发展机制的重要内容，是经济社会发展全面绿色转型的内在要求。为贯彻落实《中华人民共和国能源法》有关规定，加快建立绿色能源消费促进机制，推动绿证市场高质量发展，进一步提升全社会绿色电力消费水平，提出以下意见。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和二十届二中、三中全会精神，深入落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用，大力培育绿证市场，激发绿色电力消费需求，引导绿证价格合理体现绿色电力环境价值，加快形成绿色生产方式和生活方式。到2027年，绿证市场交易制度基本完善，强制消费与自愿消费相结合的绿色电力消费机制更加健全，绿色电力消费核算、认证、标识等制度基本建立，绿证与其他机制衔接更加顺畅，绿证市场潜力加快释放，绿证国际应用稳步推进，实现全国范围内绿证畅通流动。到2030年，绿证市场制度体系进一步健全，全社会自主消费绿色电力需求显著提升，绿证市场高效有序运行，绿证国际应用有效实现，绿色电力环境价值合理体现，有力支撑可再生能源高质量发展，助力经济社会发展全面绿色转型。（一）及时自动核发绿证。加快可再生能源发电项目建档立卡，原则上当月完成上个月并网项目建档立卡。强化国家绿证核发交易系统功能技术支撑，依据电网企业和电力交易机构提供的已建档立卡可再生能源发电项目月度结算电量，逐月统一批量自动核发绿证，原则上当月完成上个月电量对应绿证核发。（二）提升绿色电力交易规模。加快提升以绿色电力和对应绿色电力环境价值为标的物的绿色电力交易规模，稳步推动风电（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），以及生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源发电项目参与绿色电力交易。（三）健全绿证核销机制。完善绿证全生命周期闭环管理，规范绿证核销机制。对已声明完成绿色电力消费的绿证，依据绿色电力消费认证凭证或其他声明材料予以核销；对未交易或已交易但未声明完成绿色电力消费的绿证，超过有效期后自动予以核销；对申请中国核证自愿减排量（CCER）的深远海海上风电、光热发电项目，在完成减排量核查和登记后，对减排量对应的绿证予以核销。（四）支持绿证跨省流通。推动绿证在全国范围内合理流通，各地区不得以任何方式限制绿证交易区域。支持发用双方自主参与绿证交易或绿色电力交易，推动绿证在更大范围内优化配置。（五）明确绿证强制消费要求。依法稳步推进绿证强制消费，逐步提高绿色电力消费比例并使用绿证核算。加快提升钢铁、有色、建材、石化、化工等行业企业和数据中心，以及其他重点用能单位和行业的绿色电力消费比例，到2030年原则上不低于全国可再生能源电力总量消纳责任权重平均水平；国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例在80%基础上进一步提升。在有条件的地区分类分档打造一批高比例消费绿色电力的绿电工厂、绿电园区等，鼓励其实现100%绿色电力消费。将绿色电力消费信息纳入上市企业环境、社会和公司治理（ESG）报告体系。（六）健全绿证自愿消费机制。鼓励相关用能单位在强制绿色电力消费比例之上，进一步提升绿色电力消费比例。发挥政府部门、事业单位、国有企业引领作用，稳步提升绿色电力消费水平。鼓励企业主动披露绿色电力消费情况。鼓励行业龙头企业、跨国公司及其产业链企业、外向型企业打造绿色产业链供应链，逐年提高绿色电力消费比例，协同推进企业绿色转型。建设一批高比例消费绿色电力的绿电建筑、绿电社区。推广绿色充电桩，支持新能源汽车充绿电。鼓励居民消费绿色电力，推动电网企业、绿证交易平台等机构为居民购买绿证提供更便利服务，将绿色电力消费纳入绿色家庭、绿色出行等评价指标。研究建立以绿证为基础的绿色电力消费分档分级标识。（七）完善金融财政相关支持政策。加大绿色金融对企业、产品和活动等开展绿色电力消费的支持力度，强化绿色信贷支持。将绿色电力消费要求纳入绿色产品评价标准，研究制定政府采购支持绿色产品政策。（八）健全绿证市场价格机制。健全绿证价格形成机制，加强绿证价格监测，研究建立绿证价格指数，引导绿证价格在合理水平运行。参考绿证单独交易价格，合理形成绿色电力交易中的绿证价格。（九）优化绿证交易机制。完善全国统一的绿证交易体系，强化绿证交易平台建设。推动发用双方签订绿证中长期购买协议。支持代理机构参与分布式新能源发电项目绿证核发和交易。加快设立省级绿证账户，完善电网代理购电相应存量水电绿证的划转机制。（十）完善绿色电力交易机制。推进多年、年度、月度以及月内绿色电力交易机制建设，鼓励发用双方签订多年期购买协议。鼓励各地通过绿色电力交易形式落实国家能源战略、规划，有效扩大跨省跨区供给。鼓励具备条件的地区结合分布式新能源资源禀赋和用户实际需求，推动分布式新能源就近聚合参与绿色电力交易。（十一）加快绿证标准体系建设。研究绿证相关标准体系，编制绿色电力消费标准目录，按照急用先行原则，加快各类标准制定工作。推动绿证与重点行业企业碳排放核算和重点产品碳足迹核算标准有效衔接。（十二）建立绿色电力消费核算机制。建立基于绿证的绿色电力消费核算机制，制定绿色电力消费核算规范，明确绿色电力消费核算流程和核算方法。开展绿色电力消费核算服务，为企业提供权威的绿色电力消费清单。完善绿色电力消费统计排名维度和层级。（十三）开展绿色电力消费认证。制定绿色电力消费认证相关技术标准、规则、标识，建立符合我国国情的绿色电力消费认证机制，鼓励第三方认证机构开展面向不同行业和领域的绿色电力消费认证，推进认证结果在相关领域的采信和应用。鼓励相关主体积极使用绿色电力消费标识，提高其品牌形象和市场竞争力。（十四）推动绿证与其他机制有效衔接。推动将可再生能源电力消纳责任权重压实至重点用能单位，使用绿证用于权重核算。逐步扩大绿色电力消费比例要求的行业企业范围并使用绿证核算。推动将绿色电力消费要求纳入重点用能和碳排放单位节能降碳管理办法。加强绿证与碳排放核算衔接，强化绿证在重点产品碳足迹核算和产品碳标识中的应用。（十五）推动绿证标准国际化。坚持“引进来”和“走出去”相结合，统筹做好国际标准和国内标准编制。推动我国绿色电力消费标准用于国际绿色电力消费核算与认证，提升标准的权威性和认可度。加快绿色电力消费国际标准编制，推动我国绿色电力消费标准转化为国际标准。做好通用核算方法和标准国际推广工作。（十六）加强国际合作交流。在政府间机制性对话中将绿证作为重要议题，支持各类机构及企业针对绿色电力消费的标准制定、认证对接、核算应用等工作与国际社会开展务实交流与合作，引导贸易伙伴认可中国绿证。与国际组织做好沟通交流，加大宣介力度，推动扩大中国绿证使用场景。培育具有国际影响力的绿色电力消费认证机构，鼓励行业成立绿色电力消费倡议国际组织，提升绿证对用能企业覆盖面和影响力，增强企业绿色竞争力。（十七）强化政策宣介服务。灵活多样开展绿证政策宣贯活动，推动形成主动消费绿色电力的良好氛围。鼓励开展宣贯会、洽谈会等促进绿证交易的活动。鼓励各地，特别是京津冀、长三角、粤港澳大湾区等绿证需求较多的地区，探索设立绿证绿电服务中心，更好满足绿色电力消费需求。国家能源局会同相关部门开展绿证市场监测，加强绿证与其他机制的统筹衔接，共同推动绿证市场建设，营造消费绿色电力良好氛围。绿证核发机构和各绿证交易平台要认真落实主体责任，高效规范做好绿证核发和交易。各省级能源主管部门会同相关部门，组织相关用能单位落实好绿色电力消费比例目标要求。国家能源局各派出机构做好辖区内绿证市场监管。详情请见：
https://news.bjx.com.cn/html/20250318/1432583.shtml北极星售电网获悉，近日，河北省发展改革委发布关于加快推进河北北部电网电力现货市场建设工作的通知，其中提到，请国网冀北电力有限公司于3月20日前将河北北部电网电力现货市场建设方案和试运行方案报河北省发展改革委，并提前做好试运行前各项准备工作，确保现货市场平稳起步。河北省发展和改革委员会关于加快推进河北北部电网电力现货市场建设工作的通知华北电网有限公司、国网冀北电力有限公司、冀北电力交易中心有限公司：为进一步贯彻电力体制改革精神，落实中央深改委关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见，按照国家发展改革委、国家能源局以及省委、省政府关于电力现货市场建设有关要求，加快推进河北北部电网电力现货市场建设，完成2025年底前省级电力现货市场实现基本全覆盖工作目标，请你们抓紧做好以下几方面工作。一、进一步完善工作方案。以保障北京安全供电、保障河北人民利益、保障绿色发展为原则，在保持京津唐电网统一平衡模式和三地电价体系不变的前提下，完善两级调度协同组织，提出现货市场建设方案。请国网冀北电力有限公司于3月20日前将河北北部电网电力现货市场建设方案和试运行方案报我委，并提前做好试运行前各项准备工作，确保现货市场平稳起步。二、进一步充实人员力量。国网冀北电力有限公司要完善组织机构设置，做好市场运行人才储备，抓紧选调精干人员组成工作组，集中力量推进河北北部电网电力现货市场研究、方案和配套细则制定、系统建设等工作。要建立定期会商制度，与各类市场主体专班人员共同研究，协调解决工作推进中的问题。三、进一步加快系统建设。推动建成河北北部电网电力现货市场技术支持系统，完善电力交易平台有关功能，保证系统体系架构、技术路线、实现功能符合规则设计，充分考虑市场主体多样化需求，确保系统功能完整、结果准确、稳定可靠，为市场运作提供有力支撑。四、进一步深化专题研究。结合目前各现货运行省份遇到的问题和冀北工作实际，深入开展新能源全量入市、市场不平衡资金分摊、阻塞盈余费用处理等关键机制设计及技术创新攻关等相关工作，积极探索市场力监测和防范机制，提前做好电力现货市场运行可能出现的风险防范工作。电力现货市场是全国统一电力市场体系的重要组成部分，我委是河北省电力现货市场建设第一责任单位，担负着河北省能源电力保供和电力市场建设双重职责。请华北电网有限公司、国网冀北电力有限公司、冀北电力交易中心有限公司统一思想认识，加强协调配合，积极主动作为，共同推动做好河北北部电网电力现货市场建设工作，确保如期完成电力现货市场建设任务。https://news.bjx.com.cn/html/20250320/1432980.shtml
国家能源局：2025年2月份全社会用电量同比增长8.6%内容摘要：
3月18日，国家能源局发布2月份全社会用电量等数据。2月份，全社会用电量7434亿千瓦时，同比增长8.6%。1—2月，全社会用电量累计15564亿千瓦时，同比增长1.3%，其中规模以上工业发电量为14921亿千瓦时。
详情请见：
内容摘要：
3月17日，国家统计局发布1—2月份能源生产情况。1—2月份，规上工业原煤产量7.7亿吨，同比增长7.7%；规上工业原油产量3504万吨，同比下降0.2%；规上工业天然气产量433亿立方米，同比增长3.7%；规上工业发电量14921亿千瓦时，同比下降1.3%。详情请见：
https://mp.weixin.qq.com/s/eRfBJFjcBXA9ARXv2FIVTg国家能源局：我国跨省跨区市场化交易电量十年增长超10倍内容摘要：
3月14日，从国家能源局了解到，2015年，我国启动新一轮的电力体制改革，十年的时间里，改革持续向纵深推进，电力市场体系逐步完善。2016年，全国市场化交易电量只有1.1万亿千瓦时，2024年达到6.2万亿千瓦时，全社会用电量的63%都来自于市场化交易电量。其中，跨省跨区市场化交易电量在2024年达到1.4万亿千瓦时，比2016年增长十多倍。
https://mp.weixin.qq.com/s/vvTedXi0mVtUHDnEBE5mGw
疆电外送：“哈郑直流”今年累计输送电量超100亿千瓦时截至3月16日，新疆哈密南至郑州±800千伏特高压直流输电工程2025年度累计输送电量超100亿千瓦时，是该工程投运以来历年同期输送电量历史新高，较2024年同期输送电量增加11.2%。
https://mp.weixin.qq.com/s/bbW1PfRLmKndUrjfDmJCzA
内容摘要：
近日，国际能源署（IEA）指出，随着市场需求日益增长和技术的日益标准化，全球电池产业正在进入一个新的发展阶段，可能进一步整合，同时由政府主导的电池供应链的多元化举措也在重塑格局。2024年全球电池产能达3TWh，如果所有宣布计划建设的电池生产工厂都能如期建成，未来5年全球电池产能将增加两倍。
详情请见：
https://mp.weixin.qq.com/s/MxhsfapeF3dgtL3QUHir3g
2025年3月上旬山西大混(质量较好的混煤，热值5000大卡)价格为603.4元/吨，较上期下降4.2%。
2025年3月上旬山西优混(优质的混煤，热值5500大卡)价格为694.6元/吨，较上期下降3.8%。
https://www.stats.gov.cn/sj/zxfb/202503/t20250313_1958957.html
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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、北京市首届电力市场管理委员会成员单位。同时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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