电君子播报第349期｜0331-0406

交易动态

新疆对蒙古国送电累计突破1亿千瓦时

记者28日从新疆电力部门获悉，截至今年3月28日，新疆通过两条线路对蒙古国送电累计超过1亿千瓦时。

其中，通过新疆阿勒泰地区青河县至蒙古国布尔根县的35千伏中蒙线送电9985.57万千瓦时，通过新疆哈密市巴里坤哈萨克自治县至蒙古国布尔嘎斯台口岸的10千伏线路送电167.3万千瓦时。

青河县塔克什肯镇与蒙古国接壤。由中国承建的蒙古国布尔根县35千伏变电站和68千米35千伏中蒙输电线路于2009年9月建成投运。

巴里坤哈萨克自治县至蒙古国布尔嘎斯台口岸的10千伏线路于2020年6月投入运行。

上述“电力通道”为中蒙在能源领域深度合作注入动力。(完)

详情请见：

https://news.bjx.com.cn/html/20250331/1434592.shtml

内蒙古2025年首单跨省新能源交易落地

广袤的草原如一块无垠的绿毯，延展至天际。湛蓝的天空下，洁白的风力发电机群错落矗立，巨大的叶片随风徐徐旋转，成片的光伏板在草浪间起伏，绿色发展的底色在内蒙古显得格外浓郁。

2025年3月27日，内蒙古电力交易公司在集团公司营销部的指导和调控公司的支持下，与北京电力交易中心密切配合，成功组织2025年首次跨省区"内蒙古送北京"新能源中长期外送交易，使内蒙古草原的新能源“电亮”首都美好生活。

依托内蒙古国家重要新能源基地资源优势，蒙西电网高效统筹内蒙古优质风电、光伏资源，采用"月内增送+日内全时段覆盖"的交易模式，实现3月29日-31日全时段新能源电力精准输送，交易总规模达1782万千瓦时，单日最大送电负荷48万千瓦。本次交易通过市场化机制，保障了首都地区用电需求，有效提高了内蒙古新能源利用率，实现了跨省区能源保供与资源优化配置的双赢格局，进一步巩固新能源跨省区交易成果，为集团公司增供扩销以及促进供给侧能源结构转型升级提供市场方案。

下一步，内蒙古电力交易公司将深度参与全国统一电力市场建设，不断总结跨省区交易经验，完善创新跨省区电力市场机制，积极推动跨省区交易常态化开展，加强与各地区的合作交流，以市场化手段将内蒙古资源优势转化为经济优势，为实现国家“四个革命、一个合作”能源安全新战略贡献蒙电力量。

详情请见：

https://news.bjx.com.cn/html/20250331/1434606.shtml

江苏2025年2月份代理购电工商业电量预测偏差情况：较预测值低4.4亿千瓦时

北极星售电网获悉，3月28日，江苏电力交易中心发布2025年2月份代理购电工商业电量预测偏差情况。

2025年2月，代理购电工商业电量实际值72.42亿千瓦时，较预测值低4.4亿千瓦时。

详情请见：

https://news.bjx.com.cn/html/20250331/1434777.shtml

2024年广东电力市场为广东省内工商业用户降低用电成本约355亿元

中国南方电网广东电网公司2日公布，2024年广东市场化交易电量达到6176.2亿千瓦时，占全社会用电量的比例68%。该年度广东电力市场为广东省内工商业用户降低用电成本约355亿元(人民币，下同)。

2015年中国开启新一轮电力体制改革，其中，改革重点之一即在发电侧和售电侧实行市场开放准入，引入竞争，放开用户选择权，价格由市场形成。

据南方电网广东电网公司介绍，目前，在发电侧，广东已实现省内煤机、气机、核电(包括岭澳、阳江核电站)以及220千伏及以上新能源等各类电源全面进入市场。目前，进入市场的电源装机容量达到1.64亿千瓦，占全省装机容量的73.5%。此外，独立储能和抽水蓄能等新兴主体也已试点进入市场交易。

在用户侧，广东年用电量500万千瓦时及以上的10千伏及以上用户已全部进入市场参与交易。对于年用电量不足500万千瓦时的用户，广东采取自愿参与市场交易的原则，给予用户更多选择权。对于暂未进入市场的工商业用户，由电网企业代理购电，保障其用电需求。

在售电侧，广东共有341家售电公司参与市场交易。截至2025年3月底，广东注册参与交易的经营主体数量为7.9万家。

数据还显示，2016年至2025年3月，广东电力市场全年直接交易电量达2.4万亿千瓦时，其中约有九成市场电量由中长期交易覆盖，实现中长期交易按自然日连续开市；现货市场价格在0.05元至1.18元/千瓦时之间波动，及时、灵敏反映了一次能源价格和供需形势。

广东电力交易中心交易组织部专责钟佳宇表示，受煤炭价格下降、市场竞争增强、新能源装机量增长以及煤电容量电价机制改革等多重因素叠加影响，2024年广东电力市场为广东省内工商业用户降低用电成本约355亿元。(完)

详情请见：

https://news.bjx.com.cn/html/20250403/1435278.shtml

2025年1-2月份全国电力市场交易简况

1-2月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量9502.5亿千瓦时，同比增长0.6%，占全社会用电量比重为61.1%，同比下降0.62个百分点，占电网售电量比重为75.5%，同比下降0.18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42191.5亿千瓦时，同比增长5.7%。

2月份，全国各电力交易中心组织完成市场交易电量4953.8亿千瓦时，同比增长6.0%。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为7268.7亿千瓦时，同比下降2.8%。

一、全国各电力交易中心交易情况

1-2月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量9502.5亿千瓦时，同比增长0.6%，占全社会用电量比重为61.1%，同比下降0.62个百分点，占电网售电量比重为75.5%，同比下降0.18个百分点。省内交易电量合计为7388.3亿千瓦时，其中电力直接交易7148.6亿千瓦时（含绿电交易348千瓦时、电网代理购电1539.7亿千瓦时）、发电权交易238.9亿千瓦时、其他交易0.8亿千瓦时。省间交易电量合计为2114.2亿千瓦时，其中省间电力直接交易120.1亿千瓦时、省间外送交易1923.7亿千瓦时、发电权交易20.4亿千瓦时、省间现货交易50亿千瓦时。

2月，全国各电力交易中心组织完成市场交易电量4953.8亿千瓦时，同比增长6.0%。省内交易电量合计为3858.7亿千瓦时，其中电力直接交易3696.9亿千瓦时（含绿电交易192.7亿千瓦时、电网代理购电586.1亿千瓦时）、发电权交易158亿千瓦时、其他交易3.9亿千瓦时。省间交易电量合计为1095.1亿千瓦时，其中省间电力直接交易80.5亿千瓦时、省间外送交易986.3亿千瓦时、发电权交易6.9亿千瓦时、省间现货交易21.5亿千瓦时。

1-2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7487.9亿千瓦时，同比下降1.5%，其中北京电力交易中心组织完成省间交易电量合计为1845.4亿千瓦时；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1561.6亿千瓦时，同比增长14.2%，其中广州电力交易中心组织完成省间交易电量合计为268.8亿千瓦时；内蒙古电力交易中心累计组织完成市场交易电量452.9亿千瓦时，同比下降4.7%。

二、全国电力市场中长期电力直接交易情况

1-2月，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为7268.7亿千瓦时，同比下降2.8%。其中，省内电力直接交易（含绿电、电网代购）电量合计为7148.6亿千瓦时，省间电力直接交易（外送）电量合计为120.1亿千瓦时。

2月，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为3490.1亿千瓦时，同比增长5.3%。其中，省内电力直接交易（含绿电、电网代购）电量合计为3435.7亿千瓦时，省间电力直接交易（外送）电量合计为54.4亿千瓦时。

1-2月，国家电网区域中长期电力直接交易电量合计为5558.9亿千瓦时，同比下降4%；南方电网区域中长期电力直接交易电量合计为1274.1亿千瓦时，同比增长1.6%；蒙西电网区域中长期电力直接交易电量合计为435.7亿千瓦时，同比下降0.4%。

详情请见：

https://news.bjx.com.cn/html/20250402/1435029.shtml

碳价成交数据

北京碳市场交易数据

2025-03-31—2025-04-04

配额（BEA）本周成交数据
日期	交易品种	成交量（吨）	成交额（元）	成交均价（元/吨）
03-31	配额（BEA）	——	——	——
04-01	配额（BEA）	——	——	——
04-02	配额（BEA）	——	——	——
04-03	配额（BEA）	3,186	294,076.00	92.30
04-04	配额（BEA）	——	——	——

配额累计成交数据
累计成交量（吨）	累计成交额（元）
20,806,629（公开交易） 36,933,158（协议转让）	3,114,004,483.86

截至2025年4月6日，配额（BEA）公开交易累计成交量为2080.66万吨，协议转让累计成交量为3693.32万吨，累计成交额为31.14亿。

详情请见：

https://mp.weixin.qq.com/s/O7IDc7tH2S_ztFP0S0FRJQ

https://mp.weixin.qq.com/s/Z3x-ezelYksLrAl_ddoSrw

https://mp.weixin.qq.com/s/GLltS4cw2O7mTKkjKNmtxg

https://mp.weixin.qq.com/s/WTc4ua4x1IdN-dcraitKFg

政策新闻

国家能源局征求《可再生能源绿色电力证书核发实施细则（试行）》意见

北极星售电网获悉，3月26日，国家能源局综合司发布关于征求《可再生能源绿色电力证书核发实施细则（试行）》（征求意见稿）意见的通知。文件明确，本细则适用于我国境内生产的风电、太阳能发电、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及相关管理工作。

电网企业、电力交易机构按月推送当月新增可再生能源并网项目信息至国家可再生能源信息管理中心，协助发电企业或项目业主完成建档立卡，并按相关要求及时提供绿证核发所需信息并采取措施保障信息准确性。电力交易机构将绿证交易、核销信息实时同步至国家绿证核发交易系统。

详情如下：

国家能源局综合司关于征求《可再生能源绿色电力证书核发实施细则（试行）》（征求意见稿）意见的通知

为规范绿证核发与管理相关工作，依据《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》（国能发新能规〔2024〕67号），我局研究起草了《可再生能源绿色电力证书核发实施细则（试行）》（征求意见稿），现向社会公开征求意见。

欢迎有关单位和社会各界人士在2025年4月30日前，将意见建议以电子邮件形式发送至zhangty@nea.gov.cn。

感谢您的参与和支持！

附件：《可再生能源绿色电力证书核发实施细则（试行）》（征求意见稿）

国家能源局综合司

2025年3月26日

详情如下：

附件

可再生能源绿色电力证书核发实施细则

（试行）

（征求意见稿）

第一章总则

第一条【目的依据】为规范可再生能源绿色电力证书（以下简称绿证）核发，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）、《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》（国能发新能规〔2024〕67号）及相关规定，制定本细则。

第二条【适用范围】本细则适用于我国境内生产的风电、太阳能发电、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及相关管理工作。

第三条【总体原则】国家能源局对绿证核发、划转、核销实施统一管理。绿证核发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）统一组织，原则上以电网企业、电力交易机构推送数据为基础，与发电企业或项目业主提供数据相核对，主动向发电企业或项目业主核发绿证，核发数据归集及信息披露及时、准确，全过程数据真实可信、防篡改、可追溯。

第二章职责分工

第四条【资质中心】国家能源局资质中心负责绿证核发、划转、核销及相关管理工作，组织开展国家绿证核发交易系统业务信息维护，提出系统业务升级完善需求，配合国家能源局信息中心做好系统技术运行维护、应急处置等工作。

第五条【信息管理中心】国家可再生能源信息管理中心配合国家能源局资质中心，为国家绿证核发交易系统建设、运维提供数据和技术支撑。

第六条【电网、交易机构】电网企业、电力交易机构按月推送当月新增可再生能源并网项目信息至国家可再生能源信息管理中心，协助发电企业或项目业主完成建档立卡，并按相关要求及时提供绿证核发所需信息并采取措施保障信息准确性。电力交易机构将绿证交易、核销信息实时同步至国家绿证核发交易系统。

第七条【发电企业、项目业主】发电企业或项目业主在项目建成并网一个月内完成建档立卡信息填报并提交审核，对于分期建设并网的项目，及时更新并网容量，必要时提供或核对绿证核发所需信息，对信息的真实性、准确性负责。

第八条【代理机构】代理机构在发电企业或项目业主委托下参与绿证核发所需计量及电量信息报送等相关工作，也可按照绿证交易机构的有关规定代理绿证消费主体参与绿证交易。

第九条【省级能源主管部门】省级能源主管部门组织并督促发电企业或项目业主建档立卡，做好项目信息审核工作，为绿证核发提供支撑；统筹管理省级绿证账户，会同有关部门做好存量常规水电绿证分配。

第十条【派出机构】国家能源局各派出机构会同地方政府相关部门做好辖区内绿证制度实施情况的监管，及时提出监管意见和建议，依法做好违法违规问题处置工作；指导督促辖区内电网企业、电力交易机构做好绿证核发所需数据归集与报送工作；配合国家能源局资质中心做好绿证异议处理工作，校核异议电量数据并提出处理建议。

第三章账户管理

第十一条【账户性质】国家绿证核发交易系统绿证账户记载各类账户绿证持有情况，系统中绿证记载的信息是判定绿证核发、交易与核销信息的最终依据。

第十二条【发电企业或项目业主账户】发电企业或项目业主在国家可再生能源发电项目信息管理平台（https:djfj.renewable.org.cn）完成可再生能源发电项目建档立卡后，有关信息自动推送至国家绿证核发交易系统（https://gec.renewable.org.cn）并建立唯一的实名绿证账户，可使用国家可再生能源发电项目信息管理平台注册的账号直接登录国家绿证核发交易系统，参与绿证核发和交易，查询、管理其持有的绿证。参与绿证核发交易的发电企业应承诺不重复获取可再生能源电量环境价值收益。

第十三条【绿证消费账户】在中国大陆合法注册的经营主体以及自然人可在国家绿证核发交易系统注册建立唯一的实名绿证账户。其中，发电企业、项目业主绿证账户与绿证消费账户一致，无需单独注册；除发电企业、项目业主外的其他电力用户可在国家绿证核发交易系统或绿证、绿色电力交易平台注册账户，各绿证、绿色电力交易平台应在用户注册完成后1个工作日内将绿证消费账户信息推送至国家绿证核发交易系统。

第十四条【省级绿证账户】国家能源局资质中心依托国家绿证核发交易系统，为31个省级行政区及新疆生产建设兵团统一开设省级绿证账户，用于查看行政区内绿证核发交易总体情况、接受无偿划转的存量常规水电绿证和电网代理购电对应的绿证、参与绿证交易等，账户由各省级能源主管部门统筹管理。

第十五条【代理机构账户】代理机构应在国家绿证核发交易系统注册代理账户，按照委托开展绿证核发数据归集、绿证购买、绿证售卖以及绿证核销等工作。代理关系正式确立后，委托主体绿证账户的相关操作权限将被冻结，委托主体账户中绿证相关操作，通过代理账户操作完成。

第十六条【境外用户账户】境外用户持有效证件通过绿证交易平台或国家绿证核发交易系统申请设立绿证账户。其中，港澳台地区用户应提交所在地企业商业登记证、港澳居民来往内陆通行证或台湾居民来往大陆通行证等；其他境外用户应提供有效的注册地企业登记证明、护照、外国人永久居留证、外国人出入境证明等材料扫描件、加盖翻译专用章的对应材料翻译件扫描件以及‌翻译机构翻译服务经营许可证扫描件‌。

第十七条【账户变更及注销】绿证账户注册信息发生变化时，相关主体应及时通过国家绿证核发交易系统提交账户信息变更申请。项目权属、项目容量发生变化，且完成建档立卡信息变更的，绿证账户可随建档立卡信息同步变更。

绿证账户可申请注销，注销后交易主体对应账户不再具有任何权限，账户中的未交易绿证由系统自动核销。

账户委托代理机构管理的，需在解除代理关系后申请变更或注销。

第四章绿证核发

第十八条【核发方式】国家能源局资质中心依托国家绿证核发交易系统，按月对可再生能源发电电量核发绿证。每1000千瓦时可再生能源电量核发1个绿证，不足核发1个绿证的当月电量结转至次月。

第十九条【核发绿证类型】根据不同能源发电类型核发绿证。

（一）对风电、太阳能发电、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机组上网电量，核发可交易绿证。

对项目自发自用电量、离网项目可再生能源发电电量和2023年1月1日（不含）之前投产的常规水电机组上网电量，核发不可交易绿证，绿证随结算电量划转。

常规水电机组投产时间以机组通过启动试运行为准，同时拥有2023年1月1日（不含）之前和以后投产机组的水电项目，应在建档立卡环节加以区分。

（二）对于源网荷储、风光制氢（氨/醇）、燃煤自备电厂可再生能源替代等包含多种发电类型、储能装置的一体化项目，项目业主应委托电网企业或其他法定计量检定机构为其不同的可再生能源发电设施单独装表计量。其中，风光制氢（氨/醇）、燃煤自备电厂可再生能源替代项目，可再生能源发电电量核发不可交易绿证。

（三）配备储能设施的可再生能源发电项目，储能设施放电电量不核发绿证。项目应对储能设施充放电量单独计量，现阶段未配置独立计量装置的，按项目上网电量扣减下网电量的原则核发绿证。

可参与市场交易的绿证核发范围动态调整。

第二十条【核发流程】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的数据相核对。

（一）北京、广州、内蒙古电力交易中心应按照相关数据规范做好电量数据归集，并于每月22日前通过网络专线向国家绿证核发交易系统推送绿证核发所需电量信息。

电网企业、电力交易机构应在归集和报送电量数据时标注绿证对应电量是否纳入可持续发展价格结算机制（以下简称机制电价），并对电量信息准确性负责。执行机制电价电量对应的绿证参与交易所获得的收益，按照国家有关规定执行。

（二）增量配电网、地方电网企业应按照相关数据规范归集电量数据，并委托所在地省级电网企业、电力交易机构开展数据推送工作，或采取切实可行的方式在每月22日前将数据推送至国家绿证核发交易系统。

（三）发电企业或项目业主可自主上传核发所需数据并附相关证明材料，未上传数据的，以电网企业、电力交易机构提供的数据核发绿证。

（四）电网企业、电力交易机构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绿证核发所需信息，并附电量计量等相关证明材料，还应按照国家相关检定规程的要求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。鼓励有技术条件的发电企业、项目业主或代理机构通过信息化手段报送绿证核发所需信息及相关证明材料。国家可再生能源信息管理中心初核申报数据及材料，国家能源局资质中心复核后核发相应绿证。

第二十一条【绿证有效期】绿证有效期2年，电量生产所属自然月计为第0月，至第24月最后一个自然日止。

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12月31日。

第五章异议处理

第二十二条【发起争议】对依托电网企业、电力交易机构推送的电量信息自动核发绿证结果存在异议的，应自绿证核发日起3个月内通过国家绿证核发交易系统发起异议申请，并上传电费结算单、结算发票、银行转账证明等相关证明材料，争议发起后原则上不可撤销。

第二十三条【结果处理】国家能源局资质中心组织有关单位对异议申请进行核实处理。

（一）若涉及绿证核发数量调整，由国家能源局相关派出机构提出数量调整建议，经国家能源局资质中心审核确认后，扣减或增补相应数量绿证。若审核无误，由国家能源局相关派出机构驳回申请，并反馈异议申请方。

（二）对省间界河水电项目、所发电量在不同省份消纳的发电项目绿证核发、划转存在异议的，可向国家能源局资质中心申请复核。国家能源局资质中心会同购售双方所在区域国家能源局派出机构开展异议电量信息复核并向异议申请方公布处理结果。电网企业、电力交易机构配合做好复核信息报送、核对及结果解释工作。

（三）国家能源局资质中心在异议处理过程中可根据需要冻结异议绿证，被冻结绿证在解冻前不可交易。

第二十四条【结果时效】国家能源局相关派出机构原则上应在接到异议处理申请后20个工作日内向国家能源局资质中心提出处理建议，国家能源局资质中心原则上应于收到建议后20个工作日内完成审核确认并作出处理。

第六章绿证划转

第二十五条【划转主体】国家绿证核发交易系统是执行绿证划转、冻结与分配的唯一渠道。划转完成前，交易平台、代理机构等不得以任何形式阻碍绿证流通。

第二十六条【可交易绿证】发电企业、项目业主和电力用户可选择任意绿证交易平台开展绿证交易。各绿证交易平台在交易完成后应将购售主体、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根据交易信息将相应绿证由卖方账户划转至买方账户，划转后的绿证相关信息与对应交易平台同步。

第二十七条【绿色电力交易绿证】绿色电力交易电量对应绿证随交易电量同步划转，划转后的绿证不可交易。绿色电力交易机构在推送绿证划转信息时，应同步推送购售双方成交合同中约定的绿证价格。

第二十八条【存量常规水电绿证】对存量常规水电项目，依据水电项目对应电量交易方式划转绿证。

（一）用能企业直接购买存量常规水电电量的，国家能源局资质中心依据电网企业、电力交易机构推送的常规水电电量交易结算结果，将电量对应绿证划转至买方账户。

（二）电网企业代理购电的，国家绿证核发交易系统将相应绿证划转至电网企业所在行政区域的省级绿证账户。

（三）电网企业、电力交易机构应编制存量常规水电绿证交易结算信息归集报送方案，明确基本原则并征求地方政府相关部门及有关发电企业意见。

（四）省级能源主管部门应会同相关部门编制省级绿证账户中存量常规水电绿证分配方案，明确分配基本原则并向社会公开征求意见后，报送国家能源局资质中心备案后执行。

第二十九条【自发自用电量绿证】自发自用电量对应绿证不可交易。自发自用电量生产与用能分属不同主体的，按照电量的实际应用场景划转，在首次划转前双方应在国家绿证核发交易系统中提交签署的能源管理合同或协议以及资金结算证明。

第三十条【离网项目绿证】离网项目购售双方需提供有效的可再生能源电量结算证明，国家绿证核发交易系统按照电量结算证明将绿证划转至买方绿证账户。鼓励购售双方在合同中明确电能量价格与绿证价格。

第七章绿证核销

第三十一条【核销条件】国家能源局资质中心对超过有效期、已声明（认证）完成绿色电力消费、完成自愿减排量（CCER）核查和登记或已注销绿证账户内的绿证予以核销。

第三十二条【核销要求】用户购买绿证时可选择环境权益归属地，绿证应在持有方确定的环境权益归属地内开展核销，不得跨省核销。绿电交易电量、存量常规水电电量、自发自用的分布式光伏及分散式风电电量对应绿证的核销场景应与物理电量的消纳场景一致。

第三十三条【核销流程】国家能源局资质中心根据不同条件做好对应绿证核销工作。

（一）核销超过有效期的绿证。国家绿证核发交易系统按月监测已核发绿证是否超过有效期，对超期绿证进行核销。对于已在各交易平台上架的未交易绿证，由交易平台强制下架并由国家绿证核发交易系统进行核销。超期绿证（含已被购买但未被核销的绿证）被核销后，环境权益仍归属绿证持有方所确定的省级行政区，并由全社会共同享有。

（二）核销声明或认证绿色电力消费的绿证。用能企业采购绿证后，可通过购买该笔绿证所在的交易平台或国家绿证核发交易系统提交核销申请，用于证明用电场所、特定产品线、会议或活动、绿色交通等绿色电力消费行为。国家绿证核发交易系统在申请审核通过后核销相应绿证，并按持有方需求生成绿证核销信息表，相关核销信息实时同步至对应绿证交易平台。绿色电力消费认证制度建立后，国家绿证核发交易系统根据认证需要核销对应绿证；未开展认证的用户，仍可自主声明绿色电力消费，由国家绿证核发交易系统生成绿证核销信息表。

在国际相关绿色消费组织完成绿色电力消费认证或声明的，应于声明或认证前在国家绿证核发交易系统中完成对应绿证的核销。

（三）核销登记减排量的海上风电和光热发电项目绿证。国家绿证核发交易系统依据CCER注册登记平台共享信息，对已完成自愿减排项目审定和登记的海上风电、光热发电项目计入期内绿证进行冻结；完成项目减排量核查和登记后，国家能源局资质中心核销减排量涉及月份的绿证。

第三十四条【核销信息表】声明或认证绿色电力消费的绿证核销后，持有方可在提交申请的交易平台或国家绿证核发交易系统中生成核销信息表，核销信息表主要包含持有方名称、核销绿证数量、具体应用场景、消费地点及绿色电力消费年月等信息，可通过扫描溯源二维码查询并下载所核销绿证的编码、项目名称、项目类型、所在地、环境权益归属地等信息。

第八章信息管理

第三十五条【证书样式】绿证包含编号、项目名称、类型、电量、生产年月以及溯源二维码等信息，溯源二维码信息还应包括项目业主及统一社会信用代码、项目代码及所在地、绿证持有者、绿证状态等；绿证被核销后，将注明绿证核销状态及被核销原因。

第三十六条【在线验真】国家绿证核发交易系统提供绿证在线查验服务，用户通过国家绿证核发交易系统或扫描绿证溯源二维码，可获取绿证信息。

第三十七条【信息统计】国家能源局资质中心汇总、统计全国绿证核发和交易信息，按月编制绿证核发和交易监测报告。

第三十八条【信息披露】国家能源局资质中心通过国家绿证核发交易系统按月披露绿证核发、交易和核销信息，内容包括不同生产年份和不同发电类型的绿证核发量、绿证交易量、平均交易价格以及核销量等信息。

第三十九条【数据安全】国家绿证核发交易系统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。

第九章代理管理

第四十条【管理原则】代理机构的注册、运营和退出应坚持依法合规、开放竞争、优质服务、常态监管的原则。

第四十一条【管理机构】代理机构实行注册管理。国家能源局资质中心依托国家绿证核发交易系统向社会公开并定期更新绿证代理机构名录。

第四十二条【代理机构形式】从事代理绿证相关业务的代理机构应依照《中华人民共和国公司法》《中华人民共和国合伙企业法》等相关法律要求注册登记。

第四十三条【信用要求】代理机构法定代表人及主要管理人员应具有良好的财务和信用状况，并按照规定要求做出信用承诺。董事、监事、高级管理人员、从业人员应无尚未修复的失信被执行记录。

第四十四条【代理关系】代理机构应与委托交易主体在国家绿证核发交易系统或任一绿证交易平台建立代理服务关系。经协商一致，在确立绑定关系期限内，任何一方均可在平台中发起代理服务关系确立，由双方法定代表人（授权代理人）在平台中确认。

第四十五条【注册程序】国家绿证核发交易系统提供代理机构注册服务。代理机构可在国家绿证核发交易系统注册代理账户，或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代理账户。代理机构注册绿证账户时应按要求签署信用承诺书，提交营业执照等材料。

第四十六条【信息变更】当注册信息发生变更或需增加被代理交易主体时，代理机构应及时提交变更申请。代理机构与委托交易主体在国家绿证核发交易系统或任一绿证交易平台操作解除代理关系，任何一方均可发起申请并由双方法定代表人（授权代理人）在平台中确认。

第十章绿证监管

第四十七条【监管要求】国家能源局各派出机构会同地方政府相关部门做好辖区内绿证制度实施的监管，依法对违法违规行为进行查处。

第四十八条【追退补机制】因数据推送延迟、填报信息有误、系统故障等原因导致绿证核发有误的，国家能源局资质中心应及时予以纠正。

第四十九条【处置措施】当出现下列情况时，依法依规采取对应处置措施。

（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，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的，按程序移交纪检监察和司法部门处理。

第十一章附则

本细则由国家能源局负责解释，自印发之日起实施，有效期3年。

详情请见：

https://news.bjx.com.cn/html/20250331/1434720.shtml

最高补助800万元！福建印发推动制造业绿色低碳发展若干措施

北极星售电网获悉，3月31日，福建省工业和信息化厅等七部门发布印发关于推动制造业绿色低碳发展若干措施的通知。文件明确，鼓励制造业企业开展节能降碳技术改造，组织实施年节能量达500吨标准煤的节能改造项目，省级工业节能降碳和循环经济专项资金对投用（投产）的项目，按项目年节能量最高给予每吨标准煤500元补助，每家企业单年度最高补助不超过800万元。各地可在上述项目完工后，以预估节能量为基础，预拨不超过50%的节能补助资金至企业。

详情如下：

福建省工业和信息化厅等七部门印发关于推动制造业绿色低碳发展若干措施的通知

闽工信规〔2025〕5号

各设区市工信局、财政局、发改委、生态环境局、水利局、市场监管局，平潭综合实验区经发局、财政金融局、自然资源与生态环境局、市场监管局，人民银行各市（地）分行：

现将《关于推动制造业绿色低碳发展的若干措施》印发你们，请认真遵照执行。

福建省工业和信息化厅福建省财政厅

福建省发展和改革委员会福建省生态环境厅

福建省水利厅福建省市场监督管理局

中国人民银行福建省分行

2025年3月26日

（此件主动公开）

关于推动制造业绿色低碳发展的若干措施

为深入贯彻习近平生态文明思想，根据《工业和信息化部等七部门关于加快推动制造业绿色化发展的指导意见》（工信部联节〔2024〕26号），积极稳妥推进工业领域碳达峰、碳中和，加快推动制造业领域能耗强度下降，提升制造业能效水平和资源综合利用率，促进制造业全面绿色低碳发展，特制定措施如下：

一、支持企业加快节能升级改造

鼓励制造业企业开展节能降碳技术改造，组织实施年节能量达500吨标准煤的节能改造项目，省级工业节能降碳和循环经济专项资金对投用（投产）的项目，按项目年节能量最高给予每吨标准煤500元补助，每家企业单年度最高补助不超过800万元。各地可在上述项目完工后，以预估节能量为基础，预拨不超过50%的节能补助资金至企业。

二、大力推进通用设备更新提标

支持制造业企业开展设备能效对标和更新升级行动，加快退出低效用能设备，重点提升变压器、电机、空压机等通用设备能效水平。对制造业企业完成总投资额超50万元以上的一级能效通用设备更新改造项目，省级工业节能降碳和循环经济专项资金按变压器装机容量给予每千伏安50元、空压机额定功率每千瓦300元、电机额定功率每千瓦50元的一次性补助，单个项目最高补助不超过总投资额的30%及300万元（不与节能改造项目叠加享受）。

三、强化能效水效标杆示范引领

持续开展能效、水效“领跑者”引领行动，推动行业企业对标国家级、省级公开发布的“领跑者”标杆标准，持续提升产品能效、水效，鼓励有条件的企业探索创建“碳效”领跑者。对于参加国家级、省级能效、水效“领跑者”遴选活动并入选的，省级工业节能降碳和循环经济专项资金对省级能效“领跑者”标杆企业最高给予50万元一次性奖励，对国家级能效“领跑者”标杆企业最高再给予100万元一次性奖励；对国家级水效“领跑者”标杆企业最高给予50万元一次性奖励。

四、深化绿色低碳制造体系建设

鼓励相关单位开展绿色制造创建，并对标申报经公开发布的国家级、省级绿色工厂、绿色园区、绿色供应链管理企业标准通知。省级工业节能降碳和循环经济专项资金对达到国家级绿色工厂标准并经评审公告的企业最高给予30万元一次性奖励；对达到国家级绿色供应链、工业产品绿色设计示范标准并经评审公告的企业最高给予50万元一次性奖励。支持条件成熟的绿色工厂、绿色园区对照相关标准开展低零碳升级改造，对达到省级低零碳工厂标准并经评审公告的企业，省级工业节能降碳和循环经济专项资金最高给予30万元一次性奖励，对达到国家级低零碳等相关标准并经评审公告的企业可再给予一次性奖励。

五、推动绿色低碳管理能力提升

支持重点用能企业利用数字信息技术，实施“工业互联网+绿色低碳”数字化、智能化改造，提高能源利用效率和管理水平。鼓励重点领域用能企业建设二级、三级能耗在线监测系统，省级工业节能降碳和循环经济专项资金按系统建成级别分别给予不超过10万元、15万元一次性补助且不超过系统建设投资额。

六、推进工业资源综合利用

鼓励企业开展工业固废规模化高效综合利用，加快推进再生资源高值化利用，提升废旧动力电池综合利用水平，促进工业资源协同利用，支持符合条件的工业资源综合利用项目按规定列入省重点技改项目。引导龙头骨干企业突破工业资源综合利用的关键共性技术，加快先进适用技术装备的产业化应用推广。省级工业节能降碳和循环经济专项资金对符合工信部再生资源综合利用行业及环保装备制造业规范条件的企业，最高给予20万元一次性奖励；对达到国家“无废企业”标准并经评审公告的企业，最高给予30万元一次性奖励。

七、加快绿色低碳技术转化应用

支持企业围绕节能增效与绿色低碳发展需求，创新研制或应用能效水平先进、技术成熟可靠、经济效益好、推广潜力大的技术和装备，根据我省首台（套）重大技术装备相关政策规定给予补助。对主动申报并列入国家工业和信息化领域节能降碳技术装备推荐目录的企业，省级工业节能降碳和循环经济专项资金最高给予50万元一次性奖励。

八、发挥制造业绿色低碳标准引领作用

实施标准提升行动，支持重点领域、重点行业节能降碳标准研究编制，鼓励龙头企业、“链主”企业率先开展产品碳足迹核算评价、认证和推广工作，推动工业重点产品碳足迹核算评价和认证标准研制。对主导制修订工业节能降碳国际标准、国家标准的单位按规定享受相应省级奖补政策；对主导制修订工业节能降碳行业标准、省级地方标准的单位，省级工业节能降碳和循环经济专项资金分别给予每项15万元和10万元一次性奖励。

九、优化金融服务推动绿色发展

发挥国家产融合作平台作用，推动企业节能改造项目精准对接各金融机构融资；鼓励各金融机构优化节能降碳和资源综合利用等绿色金融产品，依法依规为节能降碳项目、设备更新和技术改造提供资金支持。探索开发与能效碳效结合的新型信贷服务模式，对积极推进绿色低碳改造并适用本措施激励的企业在贷款利率、期限、额度、抵质押方式等方面给予支持，合理降低企业融资综合成本。

本措施自印发之日起实施至2027年12月31日。企业获得本政策资金奖励的，可同时按规定享受其他省级资金奖补；本措施第三、四、六、七、八条实行“免申即享”；有关奖补资金（不含厦门市）按照省级工业节能降碳和循环经济发展专项资金管理办法管理。厦门市可参照执行，所需的奖补资金由当地财政承担。

详情请见：

https://news.bjx.com.cn/html/20250403/1435265.shtml

天津：支持风电、光伏发电与传统能源融合发展

北极星售电网获悉，4月2日，天津市发展改革委发布关于印发《天津市风电光伏发电开发管理办法（试行）》的通知，本市陆上集中式风电、防波堤风电和集中式光伏发电开发适用本办法。

其中提到，规范项目开发秩序，落实公平竞争、充分开放等全国统一大市场要求，鼓励通过市场化竞争方式优选开发主体，支持风电、光伏发电与传统能源融合发展。

本市鼓励结合新型能源体系建设，推动风电、光伏发电创新示范发展。对于风光制氢等自主落实消纳条件的项目，可根据发展需要，以示范的形式分批组织实施。

本市立足提升能源系统安全保供能力和新能源产业发展水平，重点支持新能源产业融合发展项目、新能源与传统能源一体化发展项目、新能源制氢等以自主落实消纳条件为主的项目。新能源产业融合发展项目应当符合全市关于风电、光伏发电资源配置的统一要求。

详情如下：

市发展改革委关于印发《天津市风电光伏发电开发管理办法（试行）》的通知

各区人民政府，有关单位：

《天津市风电光伏发电开发管理办法（试行）》已经市人民政府同意，现印发你们，请遵照执行。

2025年3月28日

天津市风电光伏发电开发管理办法（试行）

第一章总则

第一条为统筹做好风电、光伏发电开发管理，促进新能源高质量发展，加快构建清洁低碳、安全高效的新型能源体系，根据《国家能源局关于印发〈光伏电站开发建设管理办法〉的通知》（国能发新能规〔2022〕104号）、《国家能源局关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》（国能发电力〔2024〕44号）等有关规定，结合本市实际，制定本办法。

第二条本市陆上集中式风电、防波堤风电和集中式光伏发电开发适用本办法。分布式光伏发电按照国家有关规定执行。

第三条本市风电、光伏发电开发遵循以下原则：

（一）强化统筹、规划引领。加强风电、光伏发电相关规划与国土空间规划的衔接，强化资源普查评估，严格落实“三区三线”管控要求，科学避让各类敏感因素，合理布局可开发区域。

（二）综合平衡、有序实施。坚持新能源规模化开发与高水平消纳，综合平衡区域资源禀赋、电力系统承载力和项目经济性等因素，有序推进风电、光伏发电开发。

（三）公平竞争、融合创新。规范项目开发秩序，落实公平竞争、充分开放等全国统一大市场要求，鼓励通过市场化竞争方式优选开发主体，支持风电、光伏发电与传统能源融合发展。

第二章规划管理

第四条市发展改革部门会同有关部门组织编制全市可再生能源发展规划，提出风电、光伏发电发展总体目标和重大项目布局；组织开展风电、光伏发电资源普查，充分衔接规划资源、生态环境、农业（渔业）、林业、水务、交通等政策要求，评估各区技术可开发量，形成资源普查成果。

第五条市发展改革部门会同电网企业统筹电力发展和消纳，结合区域承载能力提出并网消纳规模，并根据风电、光伏发电项目实施和消纳情况动态调整。

第六条区人民政府因地制宜，合理开发风电、光伏发电项目，依据全市风电、光伏发电资源普查成果，组织编制本区可再生能源发展规划，与国土空间规划做好协调，形成项目储备，明确发展目标、项目选址、开发时序，有序推动实施。

第七条风电、光伏发电开发应当规范开发秩序，防范不当市场干预行为。各区、各部门在招商或与有关方面签署战略合作协议时，涉及风电、光伏发电开发的，实行联合会商。市级部门招商或签署协议的，由发起部门组织市发展改革、投资促进和有关行业主管部门、相关区人民政府、电网企业进行会商；各区招商或签署协议的，由市投资促进部门组织相关单位进行会商。

第八条电网企业应当按照适度超前、网源协调的原则，结合风电、光伏发电发展需要，优化电网规划建设方案和投资计划安排，统筹开展电网配套建设和改造，落实风电、光伏发电项目电网接入条件，提升电网接入能力，确保风电、光伏发电项目满足相应并网条件后“能并尽并”。

第九条本市鼓励结合新型能源体系建设，推动风电、光伏发电创新示范发展。对于风光制氢等自主落实消纳条件的项目，可根据发展需要，以示范的形式分批组织实施。

第三章开发建设方案管理

第十条风电、光伏发电开发实行年度开发建设方案管理。市发展改革部门组织年度开发建设方案申报，区人民政府应当在存量风电项目开工率、光伏发电项目投资完成率均达到规定要求的前提下，在并网消纳规模内按时序开展项目申报。

第十一条年度开发建设方案按照以下程序组织确定：

（一）印发通知。市发展改革部门印发年度开发建设方案申报通知，明确工作流程、申报要求等有关内容。

（二）项目申报。区人民政府应当按照年度开发建设方案申报有关要求，对本区申报项目进行严格初审，并向市发展改革部门报送电网接入消纳分析报告等申报材料，确保申报材料真实准确、建设场址不交叉重叠、申报容量与落实用地相匹配。

（三）接入评估。市发展改革部门组织电网企业就申报项目的电网接入消纳分析报告进行评估，电网企业结合电网设施规划建设情况，提出是否能够并网消纳的意见。

（四）综合优选。经接入评估能够并网消纳的项目，市发展改革、投资促进和有关行业主管部门就项目是否满足资源统筹要求进行联审，项目通过联审后，市发展改革部门委托第三方机构组织专家综合评分，按评分高低进行排序，专家组出具书面评审意见。

（五）公布结果。市发展改革部门根据专家评审意见，确定纳入年度开发建设方案项目，按程序在门户网站公示后下达各区。

第十二条区人民政府开展项目初审应当重点把握以下方面，确保项目符合规划和产业政策，具备开发条件。

（一）项目前期条件成熟，场址明确，排除各类限制性因素，取得规划资源、生态环境、农业（渔业）、林业、水务、交通等相关部门关于符合本领域管控政策要求、不涉及限制性因素的明确意见。

（二）风电、光伏发电项目开发企业（以下简称开发企业）应当具备项目建设所需的技术、资金、经营管理能力。

（三）开发企业应当统筹考虑风电、光伏发电项目开发与电力送出，开展详细的电网接入条件和消纳能力研究，形成电网接入消纳分析报告，明确电网接入方式和接入点。鼓励企业应用储能等方式，促进新能源消纳。

（四）开发企业应当提出项目实施计划安排，承诺项目开工、投产等时间节点。

第十三条本市立足提升能源系统安全保供能力和新能源产业发展水平，重点支持新能源产业融合发展项目、新能源与传统能源一体化发展项目、新能源制氢等以自主落实消纳条件为主的项目。新能源产业融合发展项目应当符合全市关于风电、光伏发电资源配置的统一要求。

第四章项目实施管理

第十四条纳入年度开发建设方案的项目，项目名称、开发企业、项目场址等信息不得随意调整。确需调整的，区人民政府应当按程序报经市发展改革部门同意。

第十五条风电、光伏发电项目按照国家和本市投资项目管理的相关规定进行核准（备案），已纳入年度开发建设方案并完成核准（备案）的项目，开发企业应当抓紧落实建设条件，在办理完成法律法规要求的各项建设手续后及时开工建设，会同电网企业做好与配套电力送出工程（含汇集站，下同）的衔接。

第十六条区人民政府承担组织推动项目实施的主体责任，应当统筹做好项目规划、用地等的协调，督促企业加快相关手续办理，定期调度项目进展，确保项目按时开工、投产。

第五章电网接入管理

第十七条电网企业应当按照积极服务、简捷高效、公平开放的原则，建立和完善风电、光伏发电项目接网审核和服务程序，对纳入年度开发建设方案的项目，及时办理电网接入手续。鼓励电网企业推广新能源云等信息平台，提供项目可用接入点、可接入容量、技术规范等信息，实现接网全流程线上办理，提高接网申请审核效率。

第十八条开发企业负责投资建设项目场址内集电线路和升压站（开关站）工程，原则上电网企业负责投资建设项目场址外配套电力送出工程。

第十九条电网企业应当加快配套电力送出工程建设，建立网源沟通机制，确保配套电力送出工程与风电、光伏发电项目建设进度相匹配，做到电源与电网协调发展。

第二十条电网企业建设配套电力送出工程确有困难或规划建设时序与风电、光伏发电项目不匹配的，允许开发企业投资建设。开发企业建设的配套电力送出工程，经与电网企业协商一致，可由电网企业依法依规进行回购。

第二十一条电网企业收到风电、光伏发电项目并网运行申请书后，应当按照国家有关技术标准规范和管理规定，及时做好电力并网相关工作。电网企业应当采取系统性技术措施，合理安排电网运行方式，完善并网运行的调度技术体系，按照有关规定保障风电、光伏发电项目安全高效并网运行。

第二十二条区人民政府负责做好区域内风电、光伏发电项目电力接入相关工作的协调，在局部电网消纳受限需打捆送出的区域，由开发企业投资建设的集中式升压站或汇集站，应当公平开放站内间隔资源，并积极配合做好接入该站的其他风电、光伏发电项目的接网工作。

第六章监督管理

第二十三条市发展改革部门定期组织全市风电、光伏发电项目摸底核查，及时掌握项目推进情况，对进度迟缓的项目建立动态清理和退出机制；区人民政府应当建立常态化协调调度机制，协同做好项目核查；开发企业应当在国家可再生能源项目信息管理平台及时准确建档立卡，向全国新能源电力消纳监测预警中心报送项目基础数据。

第二十四条风电、光伏发电项目应当依法依规办理各项建设手续，并取得电网企业同意接入系统设计方案的书面意见。未在年度开发建设方案规定时间内完成核准的风电项目，调出开发建设方案。未在承诺时间内开工的风电、光伏发电项目，市发展改革部门发布通报，项目所属区人民政府组织核实建设条件并明确后续建设意见，不再建设的，将项目清单报市发展改革部门调出开发建设方案；确需继续建设的，限期开工，到期仍未开工的，调出开发建设方案。对于调出开发建设方案的项目，项目所属区人民政府负责做好清退工作。

第二十五条开发企业在项目申报和实施过程中存在弄虚作假、明显“报大建小”等行为的，经核查属实，调出年度开发建设方案或据实核定建设规模。

第二十六条开发企业是项目的安全生产责任主体，应当严格按照国家有关规定，依法加强项目建设、运营全过程的安全生产管理。承担安全生产监管职责的有关部门应当建立协同配合机制，依法依规依职责分工加强监管。

第七章附则

第二十七条本办法自发布之日起试行，有效期两年。试行期间国家另有规定的，从其规定。此前本市关于风电、光伏发电开发管理的相关政策和要求，与本办法不一致的，以本办法为准。

详情请见：

https://news.bjx.com.cn/html/20250403/1435274.shtml

常规抽水蓄能电站按其装机容量3倍配套光伏资源！四川服务特定电源抽水蓄能电站高质量发展征意见

北极星售电网获悉，4月3日，四川省发展和改革委员会发布《关于服务特定电源抽水蓄能电站高质量发展的意见（征求意见稿）》公开征求意见。文件明确，科学确定抽水蓄能电站配套新能源规模。为激励抽水蓄能电站开发建设，同时引导项目业主优化工程方案提高经济性，常规抽水蓄能电站按其装机容量的3倍配套光伏资源，混合式抽水蓄能电站按其装机容量的2.5倍配套光伏资源；若抽水蓄能电站周边分布有风电资源，可在配套新能源总规模不变前提下，用风电规模置换部分光伏规模。按照新能源弃风弃光率要求，结合通道利用率，合理确定抽水蓄能电站连续满发小时数。

文件明确，推进抽水蓄能和新能源联合调度。深化抽水蓄能和新能源联合调度研究，建立健全抽水蓄能电站调度运行规则。抽水蓄能电站投产前项目业主应商国网四川电力公司研究制定调度方案并报省能源局备案。推进新能源与抽水蓄能联合运行，原则上电气联系具备物理条件的抽水蓄能电站与其60公里范围内接入的新能源作为同一单元调度，进一步优化调度策略。

详情如下：

关于《关于服务特定电源抽水蓄能电站高质量发展的意见（征求意见稿）》公开征求意见的说明

为贯彻落实省委、省政府加快推进多能互补电源建设决策部署，加快规划建设新型电力系统，推动服务特定电源抽水蓄能电站高质量发展，促进风电、光伏消纳利用，结合我省实际，省发展改革委（省能源局）研究制定了《关于服务特定电源抽水蓄能电站高质量发展的意见（征求意见稿）》，现面向社会公开征求意见。

根据工作进度安排，公开征求意见期限为：2025年4月3日至2025年4月11日。请将反馈意见建议以电子邮件形式发至scsfgwnyjhb@163.com，或者来信邮寄至四川省发展改革委新能源和可再生能源处史哲收（成都市滨江东路156号发展大厦）。感谢您的参与和支持！

电话：028-86705887，邮编：610021

感谢您的参与和支持！

四川省发展和改革委员会

2025年4月2日

附件

四川省发展和改革委员会四川省能源局

关于服务特定电源抽水蓄能电站高质量发展的意见（征求意见稿）

省级有关部门，各市（州）能源主管部门，有关能源企业：

服务特定电源抽水蓄能电站作为支撑新能源大规模开发的重要储能基础设施，对实现碳达峰碳中和目标、加快构建新型电力系统、提高能源安全保障水平具有重要意义。服务特定电源抽水蓄能电站建设面临与配套新能源互补开发规模、时序安排不匹配和通道利用未明确等机制未健全的问题。为贯彻落实省委、省政府加快推进多能互补电源建设决策部署，推动服务特定电源抽水蓄能电站加快发展，对于已纳入国家能源局印发的主要流域水风光一体化基地等规划或批复的大型风电光伏基地等方案中，或省能源局提出并报国家能源局实施的专项方案中的服务特定电源抽水蓄能电站，现提出以下意见。

一、总体要求

（一）指导思想

以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大精神，贯彻落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，落实省委十二届五次、六次全会精神，将推进服务特定电源抽水蓄能电站建设作为构建新型能源体系的重要举措，积极构建清洁低碳安全高效的新型电力系统，充分发挥抽水蓄能电站调节作用促进新能源大规模发展、高比例接入电网，助力实现碳达峰、碳中和。

（二）基本原则

——坚持系统观念。系统考虑抽水蓄能电站、新能源和电网接入条件，坚持抽水蓄能电站与新能源开发一体化规划布局、一体化确定业主、一体化开发建设、一体化统筹调度。按照新能源分布情况、电网接入和站址情况，依据全省电源电网相关规划，合理确定抽水蓄能电站建设和配套新能源规模。

——坚持科学有序。结合新能源开发需求，考虑电网接入条件，科学安排抽水蓄能电站建设和服务新能源开发建设时序，有序推进抽水蓄能送出工程纳规并加快建设，保障抽水蓄能电站加快建设、新能源分步投产，推动新能源大规模开发、高比例接入电网，促进新能源消纳。

——坚持利益共享。建立抽水蓄能和新能源开发利益共享机制，一体化优选投资主体，推动抽水蓄能和新能源效益互补和高效协同，通过抽水蓄能运行服务周边新能源消纳，通过新能源收益促进抽水蓄能建设，形成抽水蓄能和新能源开发优势互补、共同促进的良好局面。

二、科学编制抽水蓄能和配套新能源开发的实施方案

（一）科学确定抽水蓄能电站配套新能源规模。为激励抽水蓄能电站开发建设，同时引导项目业主优化工程方案提高经济性，常规抽水蓄能电站按其装机容量的3倍配套光伏资源，混合式抽水蓄能电站按其装机容量的2.5倍配套光伏资源；若抽水蓄能电站周边分布有风电资源，可在配套新能源总规模不变前提下，用风电规模置换部分光伏规模。按照新能源弃风弃光率要求，结合通道利用率，合理确定抽水蓄能电站连续满发小时数。

（二）综合比选抽水蓄能电站配套新能源站址。距离抽水蓄能电站60公里范围内新能源资源满足需求，优先考虑在该范围内确定配套新能源；距离抽水蓄能电站60公里范围内新能源资源不足时，在与抽水蓄能电站连接的同一级枢纽变电站60公里区域内或者上一级枢纽变电站汇集（供电）区域内确定配套新能源。上述范围内新能源资源均不足时，应结合新能源场址分布情况、汇集接入及送出方案，经技术经济论证后确定配套新能源。

（三）统筹推进抽水蓄能电站和配套新能源开发。抽水蓄能电站按相应管理办法开展市场化优选，确定配套新能源资源规模。抽水蓄能电站与新能源项目业主按程序报省政府确认。抽水蓄能电站可行性研究三大专题阶段，应开展配套新能源专题或专章分析论证，复核确定抽水蓄能电站规模及配套的新能源项目。抽水蓄能电站核准阶段，项目核准评估意见应明确抽水蓄能电站服务的新能源规模及场址、汇集接入及送出初步方案和开发时序。项目业主应向省能源局报送配套新能源的分年度实施方案，按照审定后的分年度实施方案，依照项目业主申请，推进配套新能源项目有序立项。

三、多措并举保障抽水蓄能电站和配套新能源发挥作用

（一）各级部门共同形成工作合力。省能源局负责指导意见的实施和组织，省级生态环境、自然资源、水利等部门按照职能职责做好项目推进过程中用林、用地、涉水等项目立项手续保障。省能源局将抽水蓄能站点纳入项目库，县级政府做好抽水蓄能电站和新能源站址保护，做好项目建设要素保障，保障项目顺利开展前期工作并有序建设。

（二）推进抽水蓄能和新能源联合调度。深化抽水蓄能和新能源联合调度研究，建立健全抽水蓄能电站调度运行规则。抽水蓄能电站投产前项目业主应商国网四川电力公司研究制定调度方案并报省能源局备案。推进新能源与抽水蓄能联合运行，原则上电气联系具备物理条件的抽水蓄能电站与其60公里范围内接入的新能源作为同一单元调度，进一步优化调度策略。

（三）加强汇集及送出工程建设。抽水蓄能电站开工后，应加快推进项目输电线路及项目纳规工作，抓紧推进抽水蓄能输电线路和新能源汇集站建设，推动抽水蓄能电站、输电线路和新能源汇集工程同步投运。配套电力送出工程规模不应低于抽水蓄能电站装机容量。

四川省发展和改革委员会四川省能源局

2025年4月2日

详情请见：

https://news.bjx.com.cn/html/20250403/1435268.shtml

能源互联网信息资讯

年均发电量约3.7亿千瓦时！西藏已建最大光储发电站并网发电

内容摘要：

中国华能29日宣布，西藏已建最大光储发电站——华能加娃一期光储电站并网发电。

华能加娃一期光储电站位于西藏山南市曲松县加娃村，装机规模25万千瓦，配套50兆瓦/200兆瓦时储能系统，是西藏已建最大光储发电项目。项目储能系统可存储白天多余的电能，在夜间连续4小时输出20万千瓦时电量，有效提升当地电力供应保障能力。

华能雅江公司加娃一期光储项目经理李勇介绍，加娃一期光储电站平均海拔在4500米以上，项目投产后年均发电量约3.7亿千瓦时，可有效填补西藏用电高峰期电力缺口，为地方经济社会发展提供稳定的清洁能源保障。

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https://news.bjx.com.cn/html/20250331/1434614.shtml

国家能源局：2025年全面实现绿证核发全覆盖推动绿证市场高速发展

内容摘要：

3月26日，国家能源局在京召开2025年度资质管理工作会议，总结2024年以来资质管理、能源信用、绿证核发工作取得的成效，部署2025年重点任务。国家能源局党组成员、副局长万劲松出席会议并讲话。

会议指出，2024年以来，资质管理工作坚决贯彻党的二十届三中全会精神，扎实落实党中央、国务院决策部署，许可管理制度进一步完善，监管更加精准有力，切实维护了市场准入秩序；信用基础作用进一步夯实，应用更加广泛深入，有效巩固了行业诚信氛围；绿证核发步入全覆盖、数智化新阶段，核发质效不断提升，为推进绿色电力消费提供了坚强支撑。

会议强调，2025年是“十四五”规划收官之年，是推进资质信用绿证工作走深走实的重要一年，做好资质管理工作责任重大。一要提高政治站位。充分认识资质信用绿证工作在推动市场经济基础制度落实中的重要意义，充分认识党的二十届三中全会、能源法对资质信用绿证工作提出的新任务新要求，充分认识工作推进中可能面临的困难和问题。二要做好重点工作。进一步改革完善资质管理制度，强化事中事后监管实效；完善信用体系建设，提升信用监管效能，科学精准开展信用评价；全面实现绿证核发全覆盖，加强重大问题研究，推动绿证市场高速发展。三要加强队伍建设。持续强化业务能力建设，积极适应新形势新要求；切实抓好作风建设，以扎实开展深入贯彻中央八项规定精神学习教育为契机，完善工作机制、提高工作质效；纵深推进廉政建设，正视廉政风险，提高警惕意识，筑牢思想防线。

国家能源局资质中心对2025年资质管理工作作出具体安排，局有关部门（单位）负责同志、各派出机构资质管理干部参加会议。会后进行了能源资质管理干部培训，在知识竞赛环节，华东能源监管局、浙江能源监管办、福建能源监管办联队荣获一等奖。

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https://news.bjx.com.cn/html/20250401/1434958.shtml

可年供绿电14亿千瓦时！新疆师市源网荷储一体化项目加速建设

内容摘要：

北极星售电网获悉，近日，新疆师市源网荷储一体化项目加速建设，作为师市重要的新型电力系统示范工程，该项目投用后年均可提供清洁电能14亿千瓦时，可节约标准煤43.62万吨，该项目总投资43.6亿元，在一〇二团梧桐镇、一〇三团蔡家湖镇、共青团农场、一〇五团构建多能互补体系。

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https://news.bjx.com.cn/html/20250401/1434855.shtml

新疆“兵电入京”电量累计600.6万千瓦时

内容摘要：

北极星售电网获悉，近日，2025年4月新疆送北京月内绿色电力交易出清结果发布，新疆生产建设兵团所属新能源企业通过跨省区绿电交易，向北京送出绿电累计600.6万千瓦时，突破600万千瓦时。

据悉，截至目前，新疆绿电送北京累计电量0.39亿千瓦时，其中兵团电源占比超15%。

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https://news.bjx.com.cn/html/20250401/1434833.shtml

吉林2025年1-2月份全省能源运行情况：全社会用电量累计179.88亿千瓦时同比增长0.7%

内容摘要：

2月份，吉林省全社会用电量85.39亿千瓦时，同比增长3.61%。全省全口径发电量95.19亿千瓦时，同比增长8.23%。全省原油产量32.49万吨，同比下降9.88%；原油加工量74.00万吨，同比下降0.54%。天然气产量1.42亿立方米，同比下降2.4%；天然气消费量3.47亿立方米，同比增长5.7%；原煤产量50.52万吨，同比下降14.45%。
1-2月份，吉林省全社会用电量累计179.88亿千瓦时，同比增长0.7%。全省全口径发电量198.87亿千瓦时，同比增长3.18%。原油产量69.17万吨，同比下降9.50%；原油加工量156.00万吨，同比增长0.64%。省内自产天然气3.06亿立方米，同比下降0.7%；域外管输天然气4.53亿立方米，同比增长8.7%。天然气消费量7.59亿立方米，同比增长4.5%。原煤产量106.75万吨，同比下降21.45%。

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https://news.bjx.com.cn/html/20250401/1434984.shtml

近期煤价资讯

2025年3月下旬山西大混(质量较好的混煤，热值5000大卡)价格为594.6元/吨，较上期下降1.2%。

2025年3月下旬山西优混(优质的混煤，热值5500大卡)价格为677.3元/吨，较上期下降1.8%。

（数据来源：国家统计局）
详情请见：
https://www.stats.gov.cn/sj/zxfb/202504/t20250402_1959191.html

（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。
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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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电君子播报 第349期｜0331-0406

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