国家发展改革委 国家能源局 　　关于促进电网高质量发展的指导意见 　　发改能源〔2025〕1710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，国家能源局各派出机构，有关中央企业： 　　电网作为连接电力生产和消费的枢纽平台，是加快构建新型电力系统的核心环节。为适应能源绿色低碳转型需要，支撑新能源大规模高比例发展，保障大电网运行安全和电力可靠供应，服务建设全国统一电力市场，满足人民群众高质量用电需求，现就促进电网高质量发展提出如下意见。 　　一、总体要求 　　以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的二十大和二十届历次全会精神，完整、准确、全面贯彻新发展理念，落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，深入贯彻能源法，充分发挥新型举国体制优势，坚持“统一规划建设、协调运行控制、贯通安全治理、创新技术管理”，加快建设主配微协同的新型电网平台，健全电网自然垄断业务监管机制，为推进中国式现代化提供坚强电力支撑。 　　到2030年，主干电网和配电网为重要基础、智能微电网为有益补充的新型电网平台初步建成，主配微网形成界面清晰、功能完善、运行智能、互动高效的有机整体。电网资源优化配置能力有效增强，“西电东送”规模超过4.2亿千瓦，新增省间电力互济能力4000万千瓦左右，支撑新能源发电量占比达到30%左右，接纳分布式新能源能力达到9亿千瓦，支撑充电基础设施超过4000万台，公共电网的基础作用充分发挥，智能微电网多元化发展，电力系统保持稳定运行，服务民生用电更加有力。 　　到2035年，主干电网、配电网和智能微电网发展充分协同，贯通各级电网的安全治理机制更加完善，电网设施全寿命周期智能化、数字化水平明显提升，有效支撑新型电力系统安全稳定运行和各类并网主体健康发展，支撑实现国家自主贡献目标，为基本实现社会主义现代化提供坚强电力保障。 　　二、明确新型电网平台功能定位  　　（一）强化新型电力系统枢纽平台作用。主动适应新能源高渗透率电力系统安全稳定、新能源高效消纳、电力体制改革需求，支撑全国统一电力市场建设，构建安全可靠、柔性可控、灵活高效、智慧融合的新型电网平台，加强主干电网、配电网与智能微电网多层级协同规划建设和调控运行，充分发挥各类电源作用，实现电力系统综合平衡，促进电能量广域自由流动。 　　（二）夯实电网公共基础设施属性定位。坚持“人民电业为人民”的核心理念和服务宗旨，在高质量发展中保障和改善民生，提高电力普遍服务水平，满足人民群众多元用电需求。提升电网对各类并网主体公平开放水平，优化并网接入技术标准和管理流程，服务分布式能源、源网荷储一体化、绿电直连、虚拟电厂等电力新业态健康发展。 　　三、加强各级电网统一规划建设 　　（三）优化主配微网协同发展格局。坚持统一规划，一体推进主干电网、配电网和智能微电网发展。主干电网筑牢电力安全保障根本，夯实全国统一电力市场物理基础，支撑清洁能源资源广域调配。配电网与主干电网充分耦合，承载多元化源荷开放接入、双向互动，支撑分布式新能源合理发展，全面增强供电保障能力。智能微电网作为具有自平衡和自调节能力的电力新业态载体，支持多元主体接入，融入终端用户绿色用能场景，促进新能源就近开发、就地消纳，提升偏远地区和电网末端供电可靠水平。 　　（四）有序推进跨省跨区输电通道规划建设。坚持全国“一盘棋”，以需求为导向，科学优化全国电力流向，服务“沙戈荒”、水风光等清洁能源基地开发外送消纳。确保大电网安全，全力破解廊道制约因素，保持输电通道合理规划建设节奏。结合电力市场价格信号，提升输电效率和经济性，稳步提高清洁能源输送占比。推动具备条件的存量输电通道改造升级。 　　（五）优化提升电网主干网架结构。坚持以六大区域同步电网为主体的全国联网格局，推动电网交直流、送受端协调发展。加强区域间、省间电网联络和互济能力，支撑错峰互济，促进备用容量和可调节资源共享。分层分区优化特（超）高压交流网架，探索验证局部直流组网灵活布局。统筹规划建设海上输电网络，因地制宜探索海陆一体规划建设模式。持续推进边疆地区电网建设，稳步推动跨境电力互联互通合作。 　　（六）加快构建新型配电系统。落实新型城镇化、乡村振兴战略要求，适度超前规划变配电设施布局，差异化提高局部规划设计和灾害防控标准。推进配电网柔性化、智能化、数字化转型，实现配电网从传统无源单向辐射网络向有源双向交互系统转变，支持建设分布式独立储能和电网替代型储能，提升配电网与各类并网电力新业态的交互水平。完善增量配电网发展政策。 　　（七）因地制宜规划建设智能微电网。兼顾效率和公平，以“自平衡、自调节、自安全”为目标，充分考虑用户多样化用能需求，加强智能微电网对多能源品种资源配置功能。提升智能微电网内部源网荷储各要素智能化调控能力和运行匹配度，逐步提升新能源自发自用比例。支持智能微电网在平等承担经济、社会和安全责任的前提下，实现灵活并网和离网运行。 　　（八）加大电网投资力度。落实国家重大战略部署，适度超前、不过度超前开展电网投资建设，加大存量电网改造升级力度，保障新型电力系统建设。鼓励符合条件的民间资本参与电网投资建设。优化电网企业投资经营考核管理机制。 　　四、构建新型电力调度体系 　　（九）加强电力调度顶层设计。坚持统一调度、分级管理。遵循电力系统高比例新能源和电力电子化发展规律，加快构建网源运行协调、安全主动防御、资源市场配置、数智技术赋能的新型电力调度体系，增强电力调度灵活性和适应性，与电力市场运行高效衔接。 　　（十）完善电力调度管理体系。构建适应多种电网形态、多元调度对象、多种业态模式的调度机制，推动电网调控模式由以主干电网为主，向主配微网协同转变。建立适应电力市场的电网调度运行机制。探索“沙戈荒”、水风光、电力新业态等协同运行控制新模式。 　　（十一）增强电网调控运行能力。建设综合智能感知、集中分析决策、分布监视控制、云边高效协同的电力调度控制系统。优化调度生产组织模式，提升电网实时调控和安全稳定水平。积极推进分布式新能源、新型储能等新型并网主体调控能力建设，实现多元海量资源协同优化调度。强化市（地）、县（配）调人员力量和支撑体系。 　　五、增强电网安全治理能力 　　（十二）完善电网安全协同治理格局。压实源网荷储全环节电力安全责任，科学界定电网与各类并网主体的责任边界。严格执行电力系统安全稳定导则，优化“三道防线”。严格监测考核电源调频、调压等涉网性能，加强系统无功支撑能力建设。加强用户侧涉网管理，增强用户涉网安全意识。健全电力行业技术监督体系，积极培育电力行业技术服务市场，完善涉网技术监督机制。 　　（十三）强化电网安全风险辨识与管控能力。充分借鉴吸取国际大停电事故教训，按照“全面评估、先降后控、动态管理”原则，建立覆盖主配微网全要素的电网安全风险防控机制。深化研究新型电力系统动态特性和故障演化机理。加强电网运行监测预警和预防控制，强化电力网络安全防御。建立健全电网数据安全管理制度，持续提高电网数据安全保护水平。 　　（十四）加强电网应急能力建设。构建“政企协同、内外联动、多元保障”的电力应急体系，加强煤炭、天然气等一次能源和电力应急的协同互动，全面增强电力应急处置能力。制定极端状态下电网保底供电方案，提升电网应对自然灾害和重点地区、重点部位、重要用户的供电保障能力，优化完善电网黑启动措施。完善大面积停电事件应急预案，定期开展应急演练。 　　六、促进新质生产力赋能电网发展 　　（十五）加强电网关键技术攻关。依托智能电网重大专项等国家科技重大专项，推动新型电网平台先进技术研发应用。研究突破新型电力系统稳定分析和控制关键技术，攻关主配微网协同规划与运行调度技术。面向“沙戈荒”、水风光、高海拔、深远海等应用场景，攻关大容量柔性直流、新能源孤岛送出、低频输电等关键技术，试点100%新能源大基地远距离外送。研发应用大容量断路器、超长距离交直流GIL等高性能电力装备，加快构网型技术工程验证与推广应用。 　　（十六）推动人工智能技术和数字化技术赋能电网发展。推进数字技术和数据要素融入电网业务，推动人工智能技术在电网规划建设、设备管理、调控运行、供电服务、安全防御等方面深度应用。结合量子通信、物联感知、5G-A/6G等先进技术发展，拓展电网领域应用场景。促进网络基础设施与电网融合发展。 　　（十七）强化电网技术标准引领。构建新型电网平台标准体系，加强前沿技术领域标准布局，围绕电网重大科技创新同步开展关键技术标准制定。完善电力系统安全稳定、电网智能化调度技术标准，建立构网型技术、新业态涉网及调控技术标准体系架构。 　　七、推进电网全方位服务民生保障 　　（十八）提升城乡电力服务保障能力。破解民生用电堵点卡点，积极开展城中村、城镇老旧小区供电设施规范化改造，强化非直供电小区供电保障。加快补齐农村配电网短板，实现供电可靠性和电压合格率稳步提升。加强煤改电配套电网建设改造及供电保障，支撑北方地区清洁取暖持续稳定运行。引导分布式电源与城乡电网协调布局，提升电网对分布式新能源的接纳、配置和调控能力，强化分布式新能源对民生改善的促进作用。 　　（十九）支撑高质量充电基础设施体系建设。推动车、桩（站）、网融合发展，科学衔接充电设施布局和配电网建设改造，支撑大功率充电设施有序建设。优化充电桩报装接电流程，推动新建住宅充电设施配建达标，提升存量居住小区和农村地区居民建桩条件。有序推广智能充放电设施，逐步扩大车网互动应用范围，提高电网与充放电行为的友好交互能力。 　　（二十）优化用电营商环境。全面打造现代化用电营商环境，进一步巩固提升“三零”服务，拓展低压办电“零投资”范围至160千瓦及以下各类民营经济组织。规范实施“三省”服务，主动精准对接用户用电报装需求，探索全过程数智办电服务。研究建立一地受理、多地协同机制，推动跨省用电业务高效通办。加强电能质量管理。进一步提升95598供电服务热线服务质效，高质量满足人民群众办电用电诉求。 　　八、强化电网监督管理 　　（二十一）优化电网规划管理机制。完善电网规划管理体系，统筹优化跨省跨区输电通道和主干网架，常态化滚动开展电力系统设计，指导地方科学编制配电网规划。做好电力规划与国土空间等规划充分衔接。严肃规划执行，加强电力规划实施监测和监管，适时开展项目优化调整。 　　（二十二）加强不同电网经营主体的统筹协调。国家统一规划布局跨电网企业经营区电网工程，提升跨经营区电力输送与互济能力。相关电网企业按照一个主体原则，协商明确建设运营主体和合作方式。持续推动地方小电网加强配电设施建设，逐步理顺与大电网融合发展机制。 　　（二十三）完善输配电价监管规则。适应新型电力系统建设需要，对以输送清洁能源电量或联网功能为主的工程，探索实行两部制或单一容量制电价；对新能源就近消纳等新业态，实行单一容量制电价。研究建立电网企业准许收入清算制度。完善输配电成本监审办法，夯实定价基础。 　　（二十四）加强电网自然垄断业务监管。健全输配电环节独立运营监管机制，加强对电网企业落实许可管理制度、公平开放及并网服务质量的常态化监管，深化对电力调度机构和电力交易中心的穿透式监管。对电网企业开展垄断性业务和竞争性业务的范围进行监管，防止自然垄断环节向上下游竞争性环节延伸。加强电网企业代理购电业务监管，有序推动工商业用户全部进入电力市场。持续开展电网投资成效评价，提升电网利用效率。充分发挥12398能源监管热线作用，加强供电服务监管。 　　（二十五）提升电网安全监管效能。完善电网安全监管权责清单，加强电网安全风险管控全过程闭环监管，督促各方落实电力系统重大风险管控措施和治理建议。推动以安全信用为核心的新型监管机制应用，严格电网安全事故调查。加强新型并网主体涉网安全监管。 　　九、组织保障 　　（二十六）压实各方责任。国家发展改革委、国家能源局统筹推进电网高质量发展工作。国家能源局派出机构履行属地监管职责，发现重大问题及时报告。地方主管部门履行属地责任，制定具体工作举措并推动实施。电网企业履行主体责任，细化落实各项政策措施。各类并网主体积极参与，共同保障电力可靠供应与电网安全运行。 　　（二十七）强化要素保障。建立电网重点项目建设央地协调机制，协调推动站址廊道资源保障。统筹利用好现有资金渠道，支持边远地区、脱贫地区、革命老区农村电网建设，以及输配电设备更新和技术改造。探索推行并联审批、告知承诺制等审批模式，促进电网项目加快落地。 　　（二十八）营造发展氛围。加快推动涉及电网相关法律法规修订工作。引导企业积极参与新型电网平台建设，及时总结电网高质量发展的先进做法、成功经验、典型模式并加以推广。结合新型电力系统建设试点，推进新型电网平台新技术新模式试点应用。 　　

　　国家发展改革委 国家能源局关于促进光热发电规模化发展的若干意见 　　发改能源〔2025〕1645号 　　河北省、内蒙古自治区、吉林省、四川省、西藏自治区、甘肃省、青海省、宁夏回族自治区、新疆维吾尔自治区发展改革委、能源局，国家能源局有关派出机构，有关电力企业： 　　光热发电兼具调峰电源和长时储能的双重功能，能够实现用新能源调节支撑新能源，能够为电力系统提供长周期调峰能力和转动惯量，具备在部分区域作为调峰和基础性电源的潜力，是实现新能源安全可靠替代传统能源的有效手段，是加快构建新型电力系统的有效支撑。同时，光热发电产业链长，规模化开发利用将成为我国新能源产业新的增长点。为更好适应新能源高质量发展需求，助力加快构建新型电力系统，现就促进光热发电规模化发展提出以下意见。 　　一、总体目标 　　积极推进光热发电项目建设，不断拓展光热发电开发利用新场景，保障光热发电规模化发展。到2030年，光热发电总装机规模力争达到1500万千瓦左右，度电成本与煤电基本相当；技术实现国际领先并完全自主可控，行业实现自主市场化、产业化发展，成为新能源领域具有国际竞争优势的新产业。 　　二、加强规划引导 　　（一）深入开展光热发电资源普查。建立科学系统的资源普查内容方法体系，集成太阳能观测、国土资源、地形地貌和水资源等基础数据，评估光热资源水平，落实场址建设限制性因素，衔接国土空间规划，形成全面系统的光热发电资源数据库。建立普查成果数据库动态管理机制，及时更新基础信息，确保普查成果的时效性和实用性。针对重点省区，明确优势资源区域和发展潜力，提前做好要素保障和场址保护，为项目建设奠定良好基础。加强普查成果的共享与应用，为区域光热发展提供科学依据。 　　（二）做好光热发电规划布局。适应光热发电规模化发展形势与需要，明确光热发电在新型电力系统中的定位及作用，完善光热发展规划研究技术体系，在资源普查工作基础上，科学开展光热发电规划布局研究。鼓励各省区结合国家能源发展战略、生态环保要求、地区资源禀赋、区域能源发展需求、电力系统特性及电热耦合需求等，充分考虑光热发电在区域电力平衡和调节支撑电源中的作用，因地制宜编制光热发电发展规划，围绕发展模式和实施路径分阶段、分区域提出光热发电重点项目布局，并做好与其他发展规划的衔接。支持在技术经济可行、需求迫切的省区每年规划建设一定规模的光热发电项目，并做好相应政策保障。 　　（三）做好光热发电与产业发展协同布局。充分利用光热发电支撑调节能力，分行业开展光热发电与产业协同布局研究，提出光热发电与相关产业协同布局方案。鼓励以光热发电作为支撑调节电源的新能源一体化项目与矿产资源开发冶炼、算力中心、动力电池制造、盐湖提锂等新型高载能产业紧密结合，探索通过算力电力协同及绿电直连、源网荷储一体化等新能源就近消纳新业态，实现可再生能源高效利用，推进高比例可再生能源供能产业园区建设布局。 　　三、积极培育光热发电应用市场 　　（四）结合大型能源基地建设，按需合理配置光热发电规模。支持具备技术经济条件的“沙戈荒”大型外送新能源基地、水风光外送基地、各类自用型基地等新能源基地，开展光热电站项目建设。科学确定基地中光热发电装机规模，优化提升基地调节能力，增加基地绿色电量占比，降低基地平均度电碳排放量，加强新能源稳定送出，积极探索技术经济可行的光热电站在大基地中作为支撑调节电源发挥作用。 　　（五）建设一批以光热发电为主的支撑调节型新能源电站。结合区域资源禀赋、建设要素、用能需求和消纳能力等内外部条件，根据新型电力系统建设需求，以有效填补地区电力缺口、缓解电力保障压力、提供绿色支撑调节能力为目标，贯彻电热耦合与源网协同理念，建设一批在本地消纳的大容量光热电站或光热与风电、光伏发电一体化调度运营项目，提升区域电网的调峰能力和稳定性，增强电力供应的安全性和灵活性。 　　（六）探索构建以光热发电为基础电源的源网荷储一体化系统。积极推动具有绿色溯源需求的产业，结合产业调整与转移需求，在光热资源富集区域构建以光热电站为基础，联合其他新能源电源、新型储能等电力设施的源网荷储一体化系统，在具备条件的地区，进一步探索覆盖附近区域用电、用汽与用热需求。加强源网荷储一体化系统管理和运营，建立健全运行机制和安全保障体系。鼓励在具备条件的电网末端，探索构建以光热发电为基础支撑的系统弱连接型或独立型源网荷储一体化系统，提高供电保障水平。 　　四、充分发挥光热发电对新型电力系统的支撑调节作用    　　（七）发挥光热发电对新型电力系统的支撑作用。结合光热发电集“热电”转换和常规交流同步发电机于一身的绿色支撑能力，充分发挥光热发电在调频、调压、黑启动和惯量响应等方面的作用，进一步优化电站运行方式，挖掘光热发电作为绿色低碳基础保供电源潜力，推动光热的系统保供价值转化，提高新型电力系统绿色可靠支撑容量比重。 　　（八）增强光热发电对新型电力系统的调节作用。发挥光热发电大规模、低成本和高安全储热系统功能，利用光热宽负荷调节范围和快速变负荷能力，发挥深度调峰能力，提升电力系统调节能力。鼓励配置或预留电加热系统，支持配置电加热系统的光热电站通过电力市场发挥系统长时储能电站功能，获得相应市场收益。 　　（九）加快推进在建项目建设，提升在运项目的调度响应能力。充分吸收投运项目在设计、施工和运行环节经验，积极应用新技术新装备新工艺降本增效，在确保安全和质量的基础上，加快推进在建项目建设。省级能源主管部门应加强已备案未开工项目的督导，加快推动开工建设。积极推动在运项目开展电力市场盈利模式的探索，不断提升调度响应和参与辅助服务市场能力，多措并举提高电站的经济效益。 　　五、加快推动光热发电技术与产业创新 　　（十）逐步推动高参数大容量技术推广。积极支持高参数大容量光热电站的技术创新与工程应用，在资源条件适宜、电力负荷和热负荷高需求地区稳步推进30万千瓦等级光热电站建设，加强项目监测与评估，为后续推动60万千瓦等级光热电站建设积累基础数据，逐步提升光热电站技术先进性和系统支撑调节作用，有效改善新能源安全可靠替代能力。 　　（十一）加快关键技术突破，促进光热产业降本增效。加快关键技术、材料与装备研发，支持光热发电头部企业与科研机构组建研发联合体，聚焦高效聚光吸热换热、规模化长时高温储热、能量高效转换、高灵活性光热机组、智慧化控制等领域，开发新型大开口槽式集热器、高精度定日镜、低成本长寿命储热材料、新型透平等国产化关键装备，全面提升我国光热核心技术自主化及关键装备国产化水平。强化光热领域应用基础研究，突破高参数“光－热－电”转换及高效热能存储等科学理论，鼓励颠覆性技术创新。 　　（十二）建立健全协同发展机制，推动光热产业高质量发展。探索开展光热和煤电耦合降碳技术研究应用，在资源与建设条件适宜的地区，鼓励光热和煤电耦合技术项目建设。科学谋划光热产业链协同发展布局，积极构建完整产业链条，充分发挥现代产业链链长带动作用，推进光热产业链上下游深度合作，形成优势互补、协同发展的产业格局。加速推进光热产业链强链、补链，促进资本与产业链深度融合，在重点地区打造光热产业园或产业集群，通过产业集聚和协同发展促进光热产业降本增效。加快推动光热产业标准化体系建设，提升光热产业设计、制造、建设、运维等全流程标准化水平，积极参与国际标准制定。 　　（十三）积极推动产业“走出去”，提升光热发电国际合作水平。充分利用能源双多边合作机制，发挥我国光热产业技术创新与装备优势，加强与相关国家标准互认，开发契合当地资源禀赋及市场需求的多元化光热发电产品和技术服务。加大对外宣传，鼓励国内企业结合自身发展战略与当地企业开展技术、合资经营等多种形式的合作，探索打造光热发电“一带一路”旗舰项目，同时注意防范各类风险，促进合作项目长期可持续。 　　六、完善政策保障机制 　　（十四）加大政策支持力度。支持符合条件的光热发电项目通过发行基础设施领域不动产投资信托基金（REITs）、资产支持证券等方式，盘活存量资产、促进投融资良性循环。 　　（十五）推动光热发电公平参与电力市场。落实新能源上网电价市场化改革要求，鼓励相关省份制定支持光热发电发展的新能源参与电力市场实施细则，因地制宜出台既能适应市场竞争、又能保障稳定运营的可持续发展价格结算机制。对符合条件的光热发电容量，可按可靠容量给予补偿，鼓励相关省份探索构建光热电站可靠容量评估方法，待国家建立可靠容量补偿机制后与国家相关要求做好衔接。鼓励光热发电项目参与省内和跨省跨区年度电力中长期交易，支持光热发电积极参与各类辅助服务市场并获得收益。 　　（十六）建立健全光热发电激励机制。系统评估首批光热示范项目建设和运行经验，建立全行业信息共享机制，推动光热发电产业协同发展。系统评估新能源基地和源网荷储配套光热发电运行状况、调峰效果和系统支撑能力等，建立基于评估结果的项目激励机制。 　　（十七）提高光热电站绿色收益。统筹利用好国家温室气体自愿减排交易市场、绿证市场和新能源可持续发展价格结算机制等，做好支持政策衔接。光热发电项目可自主选择绿色收益来源，拟选择参加绿证交易的，相应电量不得申请国家核证自愿减排量（CCER），不纳入新能源可持续发展价格结算机制；拟申请CCER的，在完成减排量核查和登记后注销减排量对应的未交易绿证；按国家规定纳入可持续发展价格结算机制的项目，不重复获得绿证收益。 　　（十八）加强土地等要素保障和政策落实保障。统筹协调新能源发展布局，在具备条件的风光大基地、源网荷储一体化、高比例可再生能源供能产业园区，以及含光热发电的独立供能系统、光热与煤电耦合试点、热电联产等各类项目中，合理布局并预留光热场址，光热集热场区用地可通过租赁方式取得。 　　相关省级能源主管部门要积极推动光热发电发展，抓紧组织开展省级光热发电资源普查、布局规划等工作，推动落实光热发电相关的电价机制、辅助服务细则等各项保障措施，加强项目建设统筹协调，保障项目顺利实施。国家能源局派出机构针对光热发电规模化发展政策措施落实情况进行常态化监管，重大事项及时报告。 　　

　　加快建设新型能源体系 　　国家能源局发展规划司 　　能源是国民经济的命脉，关系国计民生和国家安全。新时代以来，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，我国走出了一条具有中国特色的能源高质量发展道路，有力支撑中国式现代化迈出坚实步伐。“十五五”时期是基本实现社会主义现代化夯实基础、全面发力的关键时期，党的二十届四中全会对新型能源体系和能源强国建设作出顶层部署，提出一系列新任务、新要求、新思路，为“十五五”能源发展提供了根本遵循和行动纲领。 　　一、准确把握新型能源体系建设的原则要求 　　加快建设新型能源体系，建设能源强国是今后一个时期能源高质量发展的中心任务。必须深刻领会习近平总书记有关重要论述和党的二十届四中全会任务部署，系统总结近年来能源发展实践经验，在工作中把握好以下原则要求。 　　坚持党对能源工作的全面领导。党的二十届四中全会强调，“把党的领导贯穿经济社会发展各方面全过程”。能源是经济社会发展的重要物质基础和动力源泉，新时代的能源发展，始终在党的领导下坚定前行。当前，世界百年变局加速演进、大国博弈复杂激烈，能源成为战略竞争焦点。新征程上，必须坚持党对能源工作的全面领导，充分发挥党的政治优势、组织优势、制度优势，确保能源事业始终保持正确发展方向，确保能源战线在党的旗帜下步调一致向前进，为新型能源体系和能源强国建设提供根本保证。 　　坚持人民至上理念。能源供应关系到广大人民衣食住行各个方面，民生用能水平是衡量现代化程度的重要标准。习近平总书记多次强调要做好煤电油气等重要民生商品保供稳价工作。党的二十届四中全会提出，“注重在发展中保障和改善民生”“让现代化建设成果更多更公平惠及全体人民”。当前，我国城乡区域能源发展尚不均衡，人民用能需求已经从“有没有”向“好不好”转变。新征程上，必须深入践行能源为民的理念，提升多样化、高质量能源供给能力，全面提高能源服务保障水平，不断满足人民日益增长的清洁化、低碳化、高效化、智能化用能新需求。 　　坚持把能源饭碗端在自己手里。习近平总书记强调，“能源保障和安全事关国计民生，是须臾不可忽视的‘国之大者’”。党的二十届四中全会明确要求“坚持把发展经济的着力点放在实体经济上”。能源作为支撑保障，饭碗必须牢牢端在自己手里。当前，全球能源版图深刻演变，围绕资源权、通道权和市场权的竞争日趋激烈，我国能源安全保障面临需求刚性增长、供给存在制约等多重挑战。新征程上，必须从国家发展和安全的战略高度，审时度势、借势而为，立足我国能源资源禀赋，增强能源产供储销体系韧性，以国内能源供应的稳定性应对形势变化的不确定性。 　　坚持绿色低碳发展导向。习近平总书记强调，“加快经济社会发展全面绿色转型”“以碳达峰碳中和为牵引，协同推进降碳、减污、扩绿、增长”。能源活动占全部碳排放的80%以上，是推进美丽中国建设和实现碳达峰目标的主战场。党的二十届四中全会明确要求“推动煤炭和石油消费达峰”。“十五五”能源消费增量将主要依靠非化石能源满足，能源结构和系统形态将发生深刻变革。新征程上，必须处理好供给与消费、新能源与传统能源、当前与长远、全局与局部等关系，先立后破推进化石能源安全可靠有序替代，持续提高新能源供给比重，支撑引领经济社会发展全面绿色转型。 　　坚持创新是第一动力。习近平总书记指出：“中国式现代化要靠科技现代化作支撑，实现高质量发展要靠科技创新培育新动能。”党的二十届四中全会强调“抓住新一轮科技革命和产业变革历史机遇”。当前，能源科技创新进入密集活跃期，世界主要国家围绕能源产业链自主可控加强科技战略布局，谁在创新上先行一步，就能拥有引领发展的主动权。我国能源科技创新正处于并跑为主、部分领跑的关键阶段。新征程上，必须继续做好创新这篇大文章，牢牢把握能源科技创新规律，推动科技创新和产业创新深度融合，因地制宜发展能源新质生产力，抢占能源科技发展制高点。 　　坚持深化能源体制改革。习近平总书记指出，“‘看不见的手’和‘看得见的手’都要用好”。党的二十届四中全会进一步强调，“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”。经过多年发展，我国能源治理体系更加成熟定型，能源体制改革“四梁八柱”基本建立。但与此同时，随着全国统一大市场建设深入推进，电力、油气等体制改革进入“深水区”，适应新型能源体系的治理方式和市场机制还有待建立健全。新征程上，必须坚持目标导向和问题导向相结合，以改革的思维和办法破解发展难题，科学设计政策机制和改革路径，不断提升能源治理效能。 　　二、全面认识“十四五”时期能源发展实践和成效 　　“十四五”时期，我国着力推动能源高质量发展，统筹能源安全保障和绿色低碳转型，能源生产能力大幅提升，非化石能源实现跃升式发展，能源改革创新迈出新步伐，国际合作开创新局面，建设新型能源体系的基础持续夯实。 　　加强能源保障能力建设，能源供应更足、韧性更强。“十四五”时期，我们深入践行总体国家安全观，推动形成煤、油、气、核、可再生能源共同驱动的能源供应体系，提升能源体系弹性韧性和安全运行水平。能源生产总量达到约50亿吨标准煤、比10年前增长近40%，占全球的1/5以上，能源自给率稳定保持在80%以上；全国年发电量超过10万亿千瓦时，占全球的1/3左右。横跨东西、纵贯南北、连通海外的能源基础设施网络更加完善，西电东送能力达到3.4亿千瓦，长输油气管道里程超过19万公里，带动中西部地区资源优势加快转化为发展优势，为经济大省挑大梁提供了坚实的能源保障。加强民生用能服务保障，建成全球最大的电动汽车充电网络，每5辆车就有2个充电桩，“获得电力”成为我国供电服务的金字招牌，有力应对极端天气等自然灾害、最快速度恢复能源供应，14亿多人的能源安全得到有效保障。 　　加快能源结构调整，绿色低碳转型实现跃升发展。“十四五”时期，我们深入践行绿色发展理念，协同推进能源生产消费绿色低碳转型，扩大清洁能源供给，加强能源节约高效利用，推动能源结构持续优化。构建起全球最大、发展最快的可再生能源体系，风电光伏每年新增装机先后突破1亿、2亿、3亿千瓦关口，新能源装机历史性超过火电，非化石能源消费量实现翻番增长、占能源消费总量比重达到20%左右，煤炭消费比重平均每年减少约1个百分点，这“一增一减”大大提升了经济发展的“含绿量”。能源消费清洁低碳水平大幅提升，终端用能电气化比重达到30%左右、位居世界前列，油品质量实现由国三到国六标准“三连升”，煤电、石化、钢铁等行业能效水平达到世界领先。 　　强化能源科技创新，产业链现代化水平显著提升。“十四五”时期，我们坚持把创新作为引领能源发展的第一动力，统筹推进能源技术装备“补短板”和“锻长板”，推动创新成果不断转化为现实生产力。能源重大技术装备不断取得新突破，产业链自主化现代化水平持续提升。形成具有完全自主知识产权的华龙一号、国和一号等三代核电技术，全球首座高温气冷堆示范工程投入商运。特高压输电技术装备指标连创世界纪录，页岩气实现规模化商业开发，页岩油开发取得显著进展。新能源形成完备的全产业链制造体系，技术装备领跑全球，新能源专利数占全球四成以上，光伏转换效率、海上风电单机容量等不断刷新世界纪录，新型储能规模跃居世界第一，能源新质生产力加快培育壮大。 　　完善能源市场体系和政策机制，能源发展动能持续增强。“十四五”时期，我们坚持有效市场和有为政府相结合，深化能源重点领域和关键环节改革，持续增强能源发展动力和活力。能源法颁布实施，煤炭法、电力法、可再生能源法修订稳步推进。全国统一电力市场加快建设。绿证制度不断健全，我国绿证走向国际、得到RE100全面认可。“X＋1＋X”油气市场体系不断完善，全国性、区域性和地方煤炭交易平台加快建设。煤电、新能源全面入市，全部工商业用户进入市场。市场活力充分激发，电力市场注册经营主体比2020年增长4倍以上，民营企业成为推动能源转型发展的重要力量。 　　扩大高水平对外开放，能源国际合作全面提升。“十四五”时期，我们秉持人类命运共同体理念，增强国内国际两个市场两种资源联动效应，推动建立公平公正、均衡普惠的全球能源治理体系。巩固拓展海外能源资源保障能力，深化与中亚—俄罗斯、中东、非洲、美洲和亚太油气合作，投运中俄东线等油气管道，西北、东北、西南和海上四大能源进口通道更加稳固。深度参与国际能源治理变革，与100多个国家和地区开展绿色能源合作，一大批标志性工程和惠民生的“小而美”项目落地生根，我国出口的风电光伏产品5年来累计为其他国家减少碳排放约41亿吨。打造“一带一路”能源合作伙伴关系、全球清洁能源合作伙伴关系两大主场外交机制，能源国际合作格局不断完善。 　　三、科学谋划“十五五”新型能源体系建设任务举措 　　党的二十届四中全会明确“十五五”要初步建成清洁低碳安全高效的新型能源体系。“十五五”能源发展将深入践行能源安全新战略，以安全充裕为前提、经济可行为基础、科技创新为引领、体制改革为动力，加快建设新型能源体系，建设能源强国，为确保基本实现社会主义现代化取得决定性进展提供坚强能源支撑。 　　优化能源资源基地等空间布局。适应我国能源资源与能源消费分布特征，优化能源开发和流向，加力建设新型能源基础设施。统筹非化石能源基地建设和分布式发展，建设“三北”风电光伏基地、西南水风光一体化基地、沿海核电与海上风电基地，大力发展分布式能源。夯实化石能源基地稳产增产基础，增强五大煤炭基地弹性生产规模，推动重点盆地、重点海域油气产能接续。推动能源开发与用能产业协同布局，统筹“西电西用”与“西电东送”，加强新能源开发和用能产业集成融合发展，引导产业向清洁能源富集区域合理布局。优化能源骨干通道布局，统筹优化跨省跨区电力流向，加强煤炭集疏运体系建设，巩固拓展油气四大进口战略通道。 　　加快能源绿色低碳转型。坚持风光水核等多能并举，统筹就地消纳和外送，推动风电、光伏发电更大规模平稳发展，持续提高新能源供给比重，推进水风光一体化开发，积极安全有序发展核电，推动2030年非化石能源占能源消费总量比重达到25%左右。着力构建新型电力系统，加快智能电网和微电网建设，打造主配微协同的新型电网平台，全面提升源、网、荷各环节灵活调节能力，积极发展绿电直连等新模式，提升电力系统对新能源的消纳、配置和调控能力。推动能源消费绿色化低碳化，提高终端用能电气化水平，扩大绿电利用规模，大力推进工业、建筑、交通等重点领域节能降碳，因地制宜推广清洁低碳供热方式。 　　建设坚强韧性能源供应链。筑牢能源战略安全底线，持续提升油气勘探开发力度，推动国内原油产量长期稳定，天然气保持增储上产态势。建立健全高效协同的能源储备体系，科学合理确定能源储备的种类、规模和方式。加强煤制油气产能和技术储备。夯实能源转型安全基础，增强煤炭供应弹性，深入推进煤炭清洁高效利用。全面提升电力系统互补互济和安全韧性水平，推动煤电由基础保障性电源转为支撑调节性电源，科学布局抽水蓄能，大力发展新型储能。加强新能源关键矿产资源供给。加强能源应急安全管控，健全能源安全风险监测预警体系，完善分层级分领域应急预案，确保极端情况下能源供应安全。 　　加快能源高水平科技自立自强。面向新型能源体系建设重大需求，一方面，大力提升能源科技创新“硬实力”。聚焦非化石能源大规模高比例开发和化石能源清洁高效利用，加强先进核电、光热发电、海洋能、柔性直流输电、非常规油气等技术攻关和装备研发。前瞻布局氢能、可控核聚变等未来能源技术和产业。巩固拓展新能源等产业优势，培育壮大“人工智能＋能源”等新产业新赛道。另一方面，加快推进能源科技创新“软建设”。健全能源产业链协同创新机制，加强能源领域国家战略科技力量建设，强化企业创新主体地位，激发民营企业创新活力，支持多种新模式新业态发展，推动科技创新与产业创新深度融合。 　　加强能源高质量发展制度保障。夯实法治基础，完善能源法配套法规体系，加快电力法、煤炭法、可再生能源法等制修订。激发改革活力，建设全国统一电力市场体系，深化中长期、现货、辅助服务、容量交易市场建设，支持多种新型主体参与电力市场。优化油气管网运行调度机制，推动现代化煤炭市场体系建设。深化能源价格市场化改革，完善主要由供需决定的市场价格形成机制，优化自然垄断环节政府定价机制。形成政策合力，推进能源领域新型标准体系建设，健全科学高效的能源监管体系。加强能源开发和重大基础设施建设用地用海等要素保障，建立健全绿色能源消费促进政策机制。 　　构建能源国际合作新格局。持续深化能源国际合作，着力维护全球能源产业链供应链安全稳定。构建能源转型共赢合作新模式，推动与周边国家和地区电力互联互通。积极开展新能源产业链国际合作，加强能源技术和标准体系国际对接，提升我国绿证国际认可度。高质量打造重大能源标志性工程，围绕风电、光伏、氢能、储能等重点领域，建设一批“小而美”项目。深度参与全球能源治理，以高质量共建“一带一路”为实践平台，持续推动区域能源合作平台落地见效，主动参与能源多边机制合作，高质量开展能源主场外交，促进全球能源可持续发展，助力构建公平公正、开放包容、合作共赢的国际经济秩序。 　　

　　《关于推进绿色低碳转型加强全国碳市场建设的意见》强调“加强全国碳市场与绿电、绿证等市场化机制的政策协同、制度衔接”，明确了全国碳排放权交易市场（以下简称碳排放权交易市场）和全国温室气体自愿减排交易市场（以下简称自愿减排市场）与绿电、绿证等其它相关制度的功能定位和衔接机制，对于推动经济社会低碳转型，特别是电力系统低碳发展具有重要意义。 　　碳排放权交易市场和绿电绿证机制促进低碳转型的方式不同，前者侧重减排，后者侧重促进可再生能源发展 　　碳排放权交易市场和绿电绿证机制均是基于市场的重要气候政策工具，两者的最终政策目的都是促进低碳转型，但是存在较大差异。一是促进低碳转型的方式不同，碳排放权交易市场是国际最主流的、通过碳定价减少碳排放的政策工具，而绿电绿证机制主要通过促进可再生能源发展实现低碳转型。具体对于电力行业而言，目前我国的碳排放权交易市场是基于强度控制、配额免费分配的，对电力行业的影响主要集中在促进火电行业内部结构调整、降低排放，碳价在火电行业内部已经实现“排碳有成本，减碳有收益”，但由于火电企业仍是基于强度获得免费配额，可再生能源相对火电竞争力因碳价提升较为有限。绿电绿证机制主要通过市场化机制为可再生能源提供额外支持，鼓励可再生能源发展。因此，两者目前的政策主要作用对象分别是火电和可再生能源两类电源。二是交易标的物不同，碳排放权交易市场的标的物是碳排放配额，绿电绿证机制的标的物是绿电和绿证。碳排放配额代表碳排放权交易市场覆盖下的重点排放单位允许排放一单位二氧化碳的权利，不同企业同一年份通过配额分配获得的配额完全同质，在履约环节使用不存在区别。绿电和绿证背后对应的可再生能源发电项目则具有技术类型、装机时间、补贴情况等差异巨大的特点，在不同场景中难以完全同质使用。 　　两种制度同样存在重要关联。第一，在碳排放权交易市场的管理下，碳排放资源的稀缺性得以不断显现，碳价不断上升的走势也会提供重要的价值锚定，影响到绿电和绿证的价格；第二，如果碳排放权交易市场管控的碳排放包括电力使用造成的间接排放，绿电绿证的交易信息能够为核算企业碳排放和向企业发放配额提供重要参考。 　　我国碳排放权交易市场目前不纳入电力间接排放，与绿电绿证可独立运行 　　自2021年7月开始交易运行以来，覆盖发电行业的碳排放权交易市场已进入第三个履约周期，对发电行业减排增效的作用不断显现。碳排放权交易市场和绿电绿证机制的衔接协同的主要讨论集中在控排企业是否可以通过使用绿电绿证降低电力间接排放。 　　经过相关主管部门的密切协商，2025年4月，生态环境部正式发布了《关于做好2025年全国碳排放权交易市场有关工作的通知》，明确当前重点排放单位因使用电力产生的二氧化碳间接排放不纳入碳排放权交易市场的配额管理范围，与地方试点碳市场纳入电力间接排放、允许使用绿电扣减电力间接排放的做法有一定差异。因此，当前暂不需要在电力间接排放层面衔接全国碳排放权交易市场和绿电绿证机制。未来一段时间内，全国碳排放权交易市场和绿电绿证机制之间的政策边界清楚，两者可以相对独立运行，各自发挥作用。 　　通过“二选一”机制，自愿减排市场与绿证可协同支持可再生能源发展 　　自愿减排市场自2023年以来，为支持降碳效果好但收益情况欠佳、具有减排额外性的项目，体现出“优中选优”“绿中选绿”的整体思路，第一批发布了并网海上风力发电和并网光热发电等两项可再生能源发电领域方法学，以激励新能源技术不断迭代和规模化应用，从而降低减排成本。自愿减排市场和绿电绿证机制的衔接主要体现在避免自愿减排量和绿证被不同购买企业“重复声明”的风险上。为解决这一问题，国家能源局综合司和生态环境部办公厅联合发布《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》，要求在2024年10月1日开始的两年过渡期内，深远海海上风电和光热发电项目需在绿证与自愿减排市场减排量申请中“二选一”；过渡期后，综合自愿减排市场和绿证运行等情况，适时调整衔接要求。这一文件的出台有效解决了所谓“重复声明”的风险。一方面，提高了可再生能源发电类项目业主参与自愿减排市场的积极性；另一方面，也有效回应了部分国际组织对我国绿电绿证机制的质疑，例如国际机构“可再生能源100%使用倡议组织”（RE100）已确认对于中国绿证认可不再需要额外前置条件。 　　未来全国碳市场将与绿电绿证更好协同推动电力行业减排 　　未来，全国碳市场将逐步提升碳排放权交易市场的配额有偿分配比例，在电力价格形成机制和传导机制完善的过程中，使得电价能够真实反映市场供需，并且将碳排放成本充分传导到电力用户。这一情况下，可再生能源相比火电的竞争力也能相应获得合理提高，碳排放权交易市场能够实现对可再生能源整体的支持作用。同时，自愿减排市场也将纳入更多与能源相关、社会期待高、技术争议小、数据质量可靠、社会和生态效益兼具的方法学，对额外性较强的可再生能源技术持续支持，并与绿电绿证共同满足市场主体的各类需求、提高我国应对气候变化话语权。 　　

　　近日，中共中央办公厅、国务院办公厅印发《关于推进绿色低碳转型加强全国碳市场建设的意见》（以下简称《意见》）。《意见》的出台不仅为我国碳市场建设任务作出全局性、系统性部署，同时也为“十五五”规划阶段及未来市场的运行和发展奠定了重要政策和制度基础。 　　一、对进一步强化碳排放数据质量管理具有重要意义 　　温室气体排放数据质量是保障全国碳排放权交易市场健康有序发展的生命线，也是市场健康运行的基础和前提。随着全国碳排放权交易市场的建设与发展，碳核算与核查、碳监测、碳咨询等新兴领域将迎来快速发展。《意见》的出台对数据质量管理工作主要有以下三方面的重要意义。 　　（一）持续夯实全国碳排放权交易市场数据高质量管理 　　当前，全国碳排放权交易市场已构建起“法规+部门规章+规范性文件+技术规范”的多层级制度体系，为纳入行业的高质量碳排放数据管理奠定了以法治为核心的全要素管理体系。在此基础上，《意见》进一步明确碳排放数据管理工作重点并从数据管理体制机制、数据管理环节、技术机构管理等方面进行工作部署，实现源头管理和事中事后监管协同，将有效提升重点排放单位碳排放统计核算能力、各级生态环境主管部门监管能力、相关技术服务机构专业能力。同时，《意见》与《碳排放权交易管理暂行条例》规定衔接，明确将依法进行监督管理，包括加强重点排放单位、技术服务机构信用监督管理，加大违法违规行为查处力度，对弄虚作假行为保持高压严打态势。 　　（二）创新数据质量管理机制，有效提高管理效率 　　技术赋能是碳市场高质量运行的关键支撑，《意见》明确了应有序推进重点排放单位增设碳排放管理信息化模块，加快大数据、区块链、物联网等技术在碳排放数据管理等运用，探索开展基于自动监测的碳排放核算等重点工作任务，有序推动发电、钢铁、水泥等行业企业安装自动监测设备。一方面着力提升企业综合管理决策效率、科学降低管理成本，另一方面将有效提高生态环境主管部门监管效能，推动碳排放数据风险总体可控、高质量数据获取和使用。此外，《意见》还创新性提出对碳排放报告持续保持高质量的重点排放单位可简化核查，进一步探索数据管理新方式。 　　（三）为建设更加有效、更有活力、更具国际影响力的碳市场打好数据基础 　　标准化、透明度高的碳排放数据是推动更加有效、更有活力、更具国际影响力市场建设的基础，《意见》对推动核算与报告指南的标准转化、技术服务机构的专业化和国际化提出明确要求。与此同时，还要求完善碳排放信息披露制度和数据部门共享机制，包括按照有关要求及时公开排放相关信息，接受社会监督，为从数据出发建设高标准、国际化的碳市场提供坚实政策支撑。 　　二、进一步完善数据质量管理体系 　　（一）巩固并持续完善数据质量监管体系 　　《意见》注重建立一个与全国碳市场发展阶段相适应的数据监管体系，即在执行中需统一监督管理、权责清晰、运行高效。具体要求包括：一是推动碳排放数据联合监管机制的构建与优化，要求生态环境部会同国务院有关部门加强统筹协调、健全管理体制，推动建设全链条、数字化、智能化的全国碳市场管理系统的建设和运行，形成监管协作合力、确保各项工作有效衔接和顺利推进，形成全方位、全要素的全国碳排放权交易市场数据质量管理框架，同时保障数据安全。二是进一步明确全国碳排放权交易市场各参与主体的责任义务，重点排放单位应履行碳排放核算与报告的主体责任，推动企业建立健全碳排放数据质量内部管理制度；核查机构应严格遵循客观独立、诚实守信、公平公正、专业严谨的原则，对碳排放进行全面核实查证，确保审定、核查结果的准确性和可信度；地方生态环境、市场监管部门等相关主管部门应支撑履行一线监管职能，加强碳排放数据日常监督管理，利用好信息化工具提升监管效率。 　　（二）强化并规范碳排放核算报告与核查制度 　　《意见》对数据日常管理环节明确了应实施重点排放单位关键参数月度存证，并要求着力进一步强化和规范碳排放核算和核查管理制度。一方面，要求结合全国碳市场建设不同阶段和要求，持续健全企业温室气体排放报告制度，一是加快修订相关重点行业企业温室气体核算与报告指南，并在条件成熟后转化为国家标准；二是探索实施碳排放核算分类管理，完善基于排放因子法的核算体系；三是加强碳排放关键计量器具配备、使用和管理依法进行检定或校准，并研究制定计量技术规范，实施碳排放计量审查。另一方面，持续完善重点行业核查技术规范和核查机制，包括明确核查要点和要求、规范核查流程，从后端为高质量数据管理“保底线、守红线”。 　　（三）构建完善技术服务机构监管体系 　　技术服务机构作为向重点排放单位或生态环境主管部门提供碳排放报告咨询、核查、检验检测等服务的专业技术提供方，是碳排放数据质量管理的关键一环。对此，《意见》要求对提供碳排放咨询服务、碳排放数据核算与年度排放报告核查服务、关键参数检验检测服务的三类技术服务机构加强监管。一是对全国碳排放权交易市场核查机构实施认证机构资质管理，明确准入条件、行为规范和退出机制；二是加强碳排放相关检验检测机构管理，建立违规机构的清出机制；三是积极培育咨询服务、检验检测、审定核查等技术服务业。同时，定期开展评估，促进第三方技术服务市场健康持续发展，推动技术服务机构加强行业自律管理。 　　三、下一步工作考虑 　　《意见》的出台为进一步强化全国碳排放权交易市场数据质量管理提供了重要方向和思路，下一步，应积极落实《意见》相关要求，不断提升碳排放数据质量，为全国碳排放权交易市场的健康运行和持续发展提供支撑。 　　（一）持续完善数据管理相关制度规范，构建完善技术规范体系 　　一是尽快修订出台《碳排放权交易管理办法（试行）》，进一步细化全国碳排放权交易市场数据质量管理的相关要求。持续完善重点排放行业核算核查技术规范和计量监测体系，推动计量方式、计量器具安装和使用、检定校准、计量能力等计量管理的统一规范。二是鼓励有条件的地方和企业探索创新数据质量管理模式。加速推进有条件企业的计量器具外接端口数据与全国碳市场管理平台的对接，探索深化二氧化碳在线监测在水泥等行业和试点中的应用。三是充分利用大数据、人工智能大模型等工具，强化全国碳市场管理平台的数据信息化管理模式，结合行业特性进一步细化数据质量管理风险点和风险等级，持续提高异常数据识别预警精确度。 　　（二）严格落实“国家—省—市”三级联审，构建完善联合监管机制 　　依托“国家—省—市”三级联审机制，进一步压实重点排放单位主体责任、发挥地方生态环境主管部门监管作用，将数据质量控制方案管理、关键参数月度审核、计量器具管理、原始记录和台账管理等作为数据质量日常管理重点环节开展监督管理，并作为年度核查重点全面核实数据的准确性，保障数据真实有效。在上述监管手段的基础上，结合发现的典型数据质量问题线索开展监督帮扶、飞行检查等工作，进一步防止数据质量管理系统性风险。同时，结合《碳排放权交易管理暂行条例》实施，适时让法律“亮剑”，为数据质量保驾护航。 　　（三）压实数据质量管理主体责任，全面提升市场各类参与方能力水平 　　一是强化对各类参与主体的政策宣贯和业务指导。应结合《碳排放权交易管理暂行条例》等有关制度规范和全国碳排放权交易市场有关工作部署，通过线上线下培训、“百问百答”等多种形式对各类参与主体加强政策宣贯和指导，为地方做好管理和技术方面咨询，扩充碳排放管理师资力量，强化碳排放管理执法水平。二是调动地方生态环境部门和行业协会力量进一步强化培训。组织地方生态环境主管部门、相关行业协会对重点排放单位、技术服务机构开展数据质量管理能力建设，有效提升其对数据真实性、完整性、准确性的责任意识和能力。 　　

　　近日，《中共中央办公厅 国务院办公厅关于推进绿色低碳转型加强全国碳市场建设的意见》（以下简称《意见》）印发，这是中央层面首次对推进全国碳市场建设作出系统部署，明确了全国碳市场未来发展的总体目标和工作路径，为发挥碳定价基础性作用，市场机制助力经济社会绿色低碳转型，加快打造更加有效、更有活力、更具国际影响力的碳市场保驾护航。 　　一、《意见》为全国碳排放权交易有序开展提供顶层制度指引和保障 　　全国碳排放权交易市场自2021年启动上线交易以来，制度体系逐步健全，配额分配、交易、清缴等环节顺畅运行，高质量完成了三个履约周期的清缴履约；交易方式逐步完善，2025年6月30日，全国碳排放权交易系统正式启用单向竞价交易方式。截至2025年7月底，配额累计成交量6.8亿吨、成交额超467亿元。碳价自48元/吨开市逐步上涨，最高超100元/吨，近期价格在72元/吨左右，市场活力稳步提升，推动行业减排效果逐步显现，实现预期建设目标。随着我国双碳工作深入推进，对全国碳排放权交易市场建设提出新要求。《意见》对全国碳市场建设目标、重点任务、保障措施等方面做了系统性部署和要求，在全国碳排放权交易市场建设部分，提出了扩大覆盖范围、引入有偿配额分配、丰富交易要素、深化市场机制、健全管理体系等关键要素的中长期规划和目标，为全国碳排放权交易有序开展提供顶层制度指引和保障。 　　一是明确分阶段目标，为市场参与主体提供稳定预期。《意见》分别设定全国碳排放权交易市场到2027年、2030年的建设目标和重点任务，不仅为市场建设发展提供了“时间表”和“路线图”，也为企业主动开展配额管理制定与自身发展相适应的长期减排计划提供明确预期。 　　二是完善市场交易机制，增强市场参与意愿提升活力。结合全国碳排放权交易市场现阶段运行特点，《意见》从主体、产品、交易、监管等维度明确完善市场交易机制发展方向，以打造多层次、多样化市场结构为目的，激发全国碳排放权交易市场活力，丰富市场机制价格发现、资源配置等功能，营造更加有效的市场环境。 　　三是强化支撑体系建设，确保减排助力作用有效发挥。《意见》系统构建了覆盖监管、交易、服务等多个层面的市场支撑体系，完善了以中央统筹、上下贯通的监管架构；聚焦企业参与难点，提出优化交易基础设施和服务流程，畅通交易等环节的堵点难点。为不同行业、不同类型的企业提供更加高效、便捷、低成本的参与路径，推动高排放行业深度转型，保障企业通过市场机制实现低成本减排。 　　二、市场建设步伐加快走深，促进交易活力持续释放、资源配置能力不断提升 　　（一）加快推进市场机制建设，释放交易市场资源配置潜力 　　一是行业扩围步伐加快。《意见》提出到2027年全国碳排放权交易市场基本覆盖工业领域主要排放行业，在已纳入了发电、钢铁、水泥、铝冶炼行业的基础上，加快扩围步伐。对交易市场而言，行业扩围一方面意味着交易主体数量快速增长、可交易配额总量持续上升，带动市场规模跃升，另一方面促进跨行业配额流转，使配额向碳排放效率更高或减排潜力更大的企业流动，推动市场形成多行业共融、跨行业竞价的资源配置机制。二是碳排放双控制度构建加快。《意见》提出到2027年对碳排放总量相对稳定的行业优先实施配额总量控制，到2030年基本建成以配额总量控制为基础的全国碳排放权交易市场，进一步细化、压实重点排放单位减排责任，为加快构建碳排放总量和强度双控制度体系奠定市场机制基础。三是有偿分配机制推行加快。明确稳妥推行免费和有偿相结合的配额分配方式，有序提高有偿分配比例，强化“排碳有成本，减碳有收益”的意识，促进企业的碳交易行为从被动履约转向主动管理和战略配置，充分发挥市场对资源的配置作用。 　　（二）大力推动市场活力提升，丰富碳市场层次与交易要素 　　一是拓展市场主体结构，构建多元参与格局。在持续推进重点行业扩围的同时，稳妥推进符合要求的银行、证券公司等金融机构参与交易，适时引入专业交易商、基金、信托等其他非履约主体，逐步形成多元主体共同参与、多层次市场协同演化格局，推动需求结构更加复杂、交易行为更加多元，为市场注入更多流动性和交易动能。二是推动交易产品体系创新，稳步提升金融服务碳市场能级。坚持碳市场作为控制温室气体排放重要政策工具的定位，充分发挥碳排放配额现货市场在落实主体减排责任、降低全社会减排成本的作用，在配额现货市场健康有效运行的基础上，规范开展相关金融活动。《意见》明确支持以银行为代表的金融机构开展碳质押融资，完善碳质押、碳回购等政策制度，反映出政策层面对企业碳资产融资便利性等现实需求的高度关注，帮助企业盘活碳资产，将碳资产转化为低碳发展资金，更大程度激发企业低碳转型动力。三是优化市场结构和交易机制设计，推动形成有效碳定价体系。随着有偿分配的开展，形成一级市场价格信号，与二级市场价格协同构建更为有效的碳定价体系。此外，《意见》明确提出建立储备和调节机制、合理设置核证自愿减排量抵销比例，赋予政府“碳市场调节工具箱”，充分发挥有效市场和有为政府“双轮驱动”作用，平衡市场供需，引导形成价格水平合理的碳定价机制。 　　（三）全面构建市场管理体系，保障交易活动规范有序开展 　　一是加强横向监管协同，保障市场管理全覆盖。碳市场是一项复杂的系统性工程，涉及多领域、多部门，《意见》明确由生态环境部作为全国碳市场的统筹管理部门，会同金融、司法、市场监管等有关部门根据职责分工配合协同，形成全国碳市场全流程、全方位管理体系；二是落实纵向管理要求，强化中央统一监管体制。在对交易管理的具体要求上，提出完善市场风险防范体系、加强交易行为监管、完善信息披露，加大对扰乱市场秩序、操纵市场等违法犯罪行为的联合打击力度，营造稳定、透明、公平的市场环境，保障市场健康有序运行。 　　三、交易机构主动担当作为，推动监管水平不断增强、交易服务体系持续完善 　　《意见》的出台进一步细化、实化各项全国碳市场发展任务，下一步，全国碳排放权交易机构将积极落实有关要求，为全国碳排放权交易市场的健康运行和持续发展提供支撑。 　　（一）健全交易监管体系，强化交易活动全程规范 　　支撑生态环境部建立健全全国碳市场监督管理体系，加强信息共享和执法协作，完善相关配套政策文件、管理制度及技术规范指南；交易机构发挥一线监管职能，对交易主体和交易活动进行规范管理，细化出台交易风险防范、交易相关信息披露等配套细则，建立完善分级分类的交易风险识别和预警机制，及时采取相应的防范措施。推动建立交易机构与各地方主管部门、注册登记机构等机构的协调工作机制，凝聚监管合力。 　　（二）加强市场能力建设，提升碳交易与碳管理水平 　　全国碳排放权交易市场未来参与主体既包括存在履约义务的重点排放单位，也包括金融机构等其他非履约主体。从国际和我国试点碳市场经验来看，参与主体的多元化在提升市场流动性的同时，也带来了市场的复杂性，对交易主体能力水平做出了更高的要求。面临新形势新要求，各交易主体应当做好入市准备和能力建设工作，严格遵守交易活动相关规则。重点排放单位要主动提升碳交易和碳管理水平，降低减排成本，推动低碳转型。金融机构等非履约主体要主动了解碳市场交易要素和管理要求，规范有序的开展交易和相关金融活动，防范金融风险。交易机构也将升级能力建设培训体系，提升参与主体的政策理解、交易操作与合规意识水平。 　　（三）完善交易服务功能，提升市场运行服务效能 　　基础设施建设上，根据《意见》规定修订出台交易相关配套规则，夯实交易市场制度基础。推动建设全链条、数字化、智能化的交易系统；交易要素上，进一步完善单向竞价功能，拓宽企业配额交易渠道，支撑配额有偿分配、协助开展配额处置等；研究完善支撑金融服务体系，根据主管部门安排探索碳质押、碳回购等业务创新；市场服务上，持续做好市场统一交易组织，做好市场统一价格发布等信息披露，进一步升级完善市场服务体系，深入了解企业需求，强化交易意向发布和匹配服务，促进交易和履约开展。国际合作上，积极参与碳交易机制国际交流与协作，提升我国在全球碳定价中的影响力。 　　四、总结 　　《意见》作为全国碳市场建设的顶层规划文件，明确总体要求、提出主要目标、部署重点任务，不仅对下一步市场发展具有重要指导意义，也标志着全国碳市场即将进入转型新阶段，朝着市场主体多元、市场机制完善、支撑体系完备、监管力量全面方向迈进，进一步激发市场活力，为积极应对气候变化、加快经济社会发展全面绿色转型、稳妥推进碳达峰碳中和提供重要支撑。 　　

　　记者8月6日从国家能源局获悉，近期国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力市场计量结算基本规则》，标志着涵盖电力市场各品种各环节的“1+6”基础规则体系初步构建完成，从根本上解决了过去市场规则“碎片化”“差异化”的问题，为电力商品自由流动统一“度量衡”，从而进一步激发市场活力。 　　国家能源局市场监管司有关负责同志透露，国家发展改革委、国家能源局正组织电力交易机构从与国家基本规则的一致性、出台程序的合规性、制度规则间的协同性等方面，对业务区域内现行市场制度规则进行梳理自查，推动各地在基本规则的要求下统一规范开展市场交易。 　　西北的风电、光伏点亮大湾区的灯光，西南的水电奔涌进长三角的工厂，电力资源突破地域限制实现“全国购”的背后，是一个“统一开放、竞争有序、多级协同”的电力市场体系正加速从蓝图走向现实。 　　自2015年新一轮电力体制改革实施以来，我国电力市场建设经历了大用户直购电试点、东北调峰辅助服务市场试点、电力现货市场试点等“先试点、再总结、后推广”的过程，电力中长期、辅助服务、现货等各种市场、各类品种逐渐走向全国。 　　“但也存在市场规则体系不完整不统一、不正当干预行为时有发生、市场交易品种功能重复、省间省内市场衔接不畅、市场经营主体切身利益难以有效保障等问题，制约着电力资源在更大范围内共享互济和优化配置。”上述国家能源局市场监管司有关负责同志说。 　　破除市场分割和省间壁垒，建立全国统筹的“电力超市”，其核心是建立统一的规则体系。2024年，国家发展改革委、国家能源局修订了已经实施19年的《电力市场运行基本规则》，形成了全国统一电力市场“1+N”基础规则体系中的“1”，此后又陆续围绕电力市场运作的核心部分和关键环节编制出台了6项配套规则。 　　中国电力企业联合会规划发展部副主任韩放解释说，《电力市场运行基本规则》相当于整个电力市场的地基，规定了市场运行最根本的原则、目标和大的框架。6项配套规则相当于六根重要支柱，首先是交易品种的三项规则，中长期交易规则关乎未来几个月甚至几年的电力买卖，现货市场规则决定了“当天”或者“第二天”电力如何实时交易，辅助服务市场规则规范了保障电网安全稳定运行的服务。其次是市场运行关键环节的三项规则，市场注册规则规定了谁有资格进市场买卖，信息披露规则要求市场参与者公开必要信息，计量结算规则解决的是“用了多少电，谁该付多少钱给谁”的问题，是市场交易的“最后一公里”。 　　“1+6”基础规则体系紧密配合、环环相扣，为电力市场规范有序运行扫清了制度障碍，最终受益的是经营主体，更是广大电力用户。 　　对此，潮流能源科技有限公司董事长刘金海深有感触。“电力市场交易各环节有了全国统一标准，大大降低了售电公司跨省做生意的成本和风险。以注册为例，以前想在11个省份、地区做生意，可能就要按照11套不同规矩准备材料。现在，只需在一个地方注册一次，就可以实现全国通行。” 　　国家能源局发布的《2024年度中国电力市场发展报告》显示，2024年全国电力市场经营主体数量增至81.6万家，同比增长8.9%，形成了由3.5万家发电企业、77.7万家电力用户以及4409家售电公司组成的活跃群体；全国市场化交易电量突破6.18万亿千瓦时，占全社会用电量比重达62.7%；绿证交易量同比激增364%，绿电交易电量增长235.2%。 　　2025年上半年，全国电力市场运行总体平稳，市场化交易电量规模和经营主体数量延续稳步增长态势。各电力交易中心累计完成市场交易电量2.95万亿千瓦时，同比增长4.8%；电力市场每交易4度电，就有1度通过跨省区交易实现。截至6月底，全国电力市场经营主体数量97.3万家，同比增长23.8%。 　　按照计划，我国将在今年初步建成全国统一的电力市场。到2029年，全面建成全国统一电力市场。 　　下一步，随着新型电力系统和电力市场建设持续深化，国家能源局将继续出台一系列监管指引，不断健全完善全国统一电力市场“1+N”基础规则体系，实现中长期、现货、辅助服务、绿电绿证等各品类市场的高效协同和有机衔接，为全国统一电力市场规范有序运行提供坚强的制度支撑。 　　

　　全国两会正在北京召开。 　　受国务院委托，国家发展和改革委员会、财政部3月5日分别提请十四届全国人大三次会议审查《关于2024年国民经济和社会发展计划执行情况与2025年国民经济和社会发展计划草案的报告》（以下简称“《计划草案报告》”）和关于2024年中央和地方预算执行情况与2025年中央和地方预算草案的报告》（以下简称“《预算草案报告》”）。 　　3月6日，全国人大代表、全国政协委员审查讨论计划报告和预算报告。这两份重要的报告关于低碳绿色发展、生态文明建设、新能源建设都有诸多论述，对政府工作报告的相关安排进行了进一步细化，《环球零碳》对两份报告中相关内容梳理如下。 　　国家发展和改革委员会在《计划草案报告》中提出了2025年国民经济和社会发展计划的主要任务，其中指出： 　　因地制宜发展新质生产力，加快建设现代化产业体系。推动传统产业改造提升。出台化解重点产业结构性矛盾的政策措施，通过强化产业调控、提质升级破“内卷”。推动工业互联网规模化应用，实施制造业数字化转型行动和绿色低碳发展行动。加快布局建设未来产业。培育生物制造、量子科技、未来能源、具身智能、6G等未来产业。 　　充分发挥经济体制改革牵引作用，构建高水平社会主义市场经济体制。深化要素和资源市场化配置改革。全面推进要素市场化配置综合改革试点。持续创新数据要素市场化价值化的新模式和新路径。制定出台建立健全全国统一电力市场体系的意见。破解重点领域关键环节改革难点。推动优化油气管网运行调度机制。深化新能源上网电价市场化改革。 　　狠抓重点领域安全能力建设，牢牢掌握应对风险挑战主动权。大力提升能源资源安全保障能力。加快规划建设新型能源体系。完善战略性矿产资源探产供储销统筹和衔接体系。 　　协同推进降碳减污扩绿增长，加快经济社会发展全面绿色转型。 　　一是持续改善生态环境质量。落实空气质量持续改善行动计划。深入推进长江、黄河等大江大河和重要湖泊保护治理。加强土壤污染源头防控。制定固体废物综合治理行动计划。 　　二是加强生态系统保护修复治理。加快实施“三北”工程、重要生态系统保护和修复等重大工程。进一步完善国家公园管理体制机制。健全生态产品价值实现机制，推进生态综合补偿和生态环境损害赔偿。 　　三是加快推动绿色低碳发展。持续构建碳排放双控制度体系。推动全国碳排放权交易市场、温室气体自愿减排交易市场、绿色电力证书市场建设。扎实开展第二批国家碳达峰试点。加快推动重点领域节能降碳改造和用能设备更新。加快“沙戈荒”新能源基地建设，有序开发建设海上风电基地，统筹就地消纳和外送通道建设。进一步规范新型储能并网管理。持续推动“能水粮地矿材”一体化节约。大力发展循环经济。 　　财政部在《预算草案报告》中提出了2025年主要财政政策，其中指出： 　　支持现代化产业体系建设。加快推动产业转型升级。加强对制造业领域科技创新的支持，推动科技创新和产业创新融合发展。中央财政制造业领域专项资金安排118.78亿元、增长14.5%。安排超长期特别国债2000亿元用于支持设备更新，比上年增加500亿元。支持制造业新型技术改造。构建更加科学高效的政府投资基金管理体系，鼓励发展创业投资类基金，以市场化方式带动更多社会资本投入。 　　支持生态文明建设。完善财政资源环境政策体系。深化横向生态保护补偿机制建设，指导地方把横向生态补偿做实做深。推进资源环境要素市场化配置，研究完善排污权有偿使用和交易、生态环境损害赔偿资金管理等制度，因地制宜探索不同生态产品价值实现路径。制定绿色主权债券框架，适时推动绿色主权债券发行。 　　加强生态保护和修复。中央对地方重点生态功能区转移支付安排1205亿元、增长7.5%。推进美丽河湖保护与建设，继续支持打好蓝天、碧水、净土保卫战。深入实施山水林田湖草沙一体化保护和修复、历史遗留废弃矿山生态修复、海洋生态保护修复、国土绿化示范等重大项目，推进以国家公园为主体的自然保护地体系建设和生物多样性保护。推动“三北”工程标志性战役取得重要成果，实施“生态产业化、产业生态化”奖补政策。 　　稳步推进碳达峰碳中和。加强对绿色低碳先进技术研发和推广运用的支持，大力支持可再生能源发展，继续推广新能源汽车，支持废旧物资循环利用体系建设，优化政府绿色采购政策。 　　对于2025年一般公共预算收入预计和支出安排，《预算草案报告》指出： 　　汇总中央和地方预算，全国一般公共预算收入219850亿元，增长0.1%。加上调入资金及使用结转结余20555亿元，收入总量为240405亿元。全国一般公共预算支出297005亿元（含中央预备费500亿元），增长4.4%。赤字56600亿元，比2024年增加16000亿元。 　　

　　国家发展改革委等部门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 　　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。 　　一、总体要求 　　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。 　　二、稳定绿证市场供给 　　（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。 　　三、激发绿证消费需求 　　（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。 　　四、完善绿证交易机制 　　（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。 　　五、拓展绿证应用场景 　　（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。 　　六、推动绿证应用走出去 　　（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。 　　

　　为深入贯彻落实党中央、国务院有关决策部署，以更高标准践行能源安全新战略，扎实做好2025年能源工作，以能源高质量发展和高水平安全助力我国经济持续回升向好，国家能源局研究制定了《2025年能源工作指导意见》（以下简称《指导意见》），现从四个方面对《指导意见》进行解读。 　　一、出台背景 　　制定年度工作指导意见是《能源规划管理办法》明确规定的一项任务，也是能源行业统一思想、形成合力，推动能源高质量发展的重要举措。2024年，能源行业深入贯彻落实党中央、国务院决策部署，以“四个革命，一个合作”能源安全新战略为根本遵循，统筹推进能源高质量发展和高水平安全，能源安全保障能力进一步增强，规模以上工业原煤产量创历史新高，原油产量连续三年稳产2亿吨以上，规模以上工业天然气产量连续八年增产超百亿立方米，能源消费结构持续优化，绿色低碳发展水平进一步提升。 　　当前，我国能源发展也面临一些风险挑战，国际形势复杂严峻，油气外采率仍较高，新能源快速增长对系统消纳提出更高要求，能源关键技术装备攻关仍需强化，能源体制机制改革需向纵深推进。《指导意见》提出针对性政策举措，有助于指导各地和各有关单位进一步加快规划建设新型能源体系，合力完成“十四五”收官，以能源高质量发展和高水平安全助力我国经济持续回升向好，满足人民群众日益增长的美好生活用能需求。 　　二、主要考虑 　　《指导意见》坚持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，坚持稳中求进工作总基调，以更高标准践行能源安全新战略，提出坚持底线思维，持续增强能源安全保障能力，充分发挥化石能源兜底保障作用，强化非化石能源安全可靠有序替代，守牢能源安全底线；坚持绿色低碳，持续推进能源结构调整优化，协同推进降碳减污扩绿增长，提高非化石能源消费比重；坚持深化改革，持续激发能源发展活力动力，把深化能源体制机制改革摆在更加突出位置，不断把制度优势更好地转化为能源发展的不竭动力；坚持创新引领，持续培育发展能源新技术新产业新模式，加快能源关键核心技术装备攻关，因地制宜发展能源新质生产力，推进现代化能源产业体系建设。 　　三、工作目标 　　《指导意见》提出了2025年能源工作的主要目标：供应保障能力方面，全国能源生产总量稳步提升。煤炭稳产增产，原油产量保持2亿吨以上，天然气产量保持较快增长，油气储备规模持续增加。全国发电总装机达到36亿千瓦以上，新增新能源发电装机规模2亿千瓦以上，发电量达到10.6万亿千瓦时左右，跨省跨区输电能力持续提升。绿色低碳转型方面，非化石能源发电装机占比提高到60%左右，非化石能源占能源消费总量比重提高到20%左右。工业、交通、建筑等重点领域可再生能源替代取得新进展。新能源消纳和调控政策措施进一步完善，绿色低碳发展政策机制进一步健全。发展质量效益方面，火电机组平均供电煤耗保持合理水平。风电、光伏发电利用率保持合理水平，光伏治沙等综合效益更加显著。大型煤矿基本实现智能化。初步建成全国统一电力市场体系，资源配置进一步优化。 　　四、重点任务 　　《指导意见》提出21项年度重点任务。一是从夯实能源安全保障基础、提高区域能源协同保障能力、强化能源安全重大风险管控三个方面，大力提升能源安全保障能力。二是从保持非化石能源良好发展态势、统筹推进新型电力系统建设、持续深化能源开发利用方式变革三个方面，积极稳妥推进能源绿色低碳转型。三是从持续完善能源体制机制、深化全国统一电力市场建设、不断健全能源法治体系三个方面，深入推进能源改革和法治建设。四是从持续完善能源科技创新体系、强化能源关键核心技术攻关、培育发展壮大能源新产业新业态三个方面，加快推动能源科技自立自强。五是从提升民生用能服务保障水平、推动县域能源高质量发展两个方面，切实增强人民群众用能满意度。六是从切实维护公平公正市场秩序、持续加强电力安全监管工作两个方面，着力提升能源监管效能。七是从持续增强海外资源供应保障能力、统筹做好重点国家和地区能源合作、积极参与全球能源治理三个方面，巩固深化能源国际合作。八是从加力完成“十四五”能源规划目标任务、科学谋划“十五五”能源规划两个方面，统筹推进能源规划编制实施。 　　

近日，生态环境部发布了2022年全国电力行业的二氧化碳排放因子，数据显示全国电力行业的碳排放强度继续降低，这标志着我国能源结构优化和绿色低碳转型的持续推进。与2021年相比，全国及各地区的二氧化碳排放因子普遍下降，反映出我国在能源转型、技术创新和低碳发展方面取得了显著进展。 　　根据生态环境部发布的数据，2022年全国电力平均二氧化碳排放因子为0.5366kgCO2/kWh，较2021年的0.5568kgCO2/kWh下降了0.0202kgCO2/kWh。这一变化显示了我国电力行业在减少碳排放方面的积极成效。 　　在区域层面，华北、华东、南方等地的电力排放因子普遍呈下降趋势，尤其是南方地区的排放因子下降幅度较大，达到了0.0457 kgCO2/kWh。这表明南方地区在发展绿色能源、优化能源结构方面取得了显著进展。 　　在省级层面，一些省份如广东、云南、四川等地的二氧化碳排放因子也呈现下降趋势，尤其是云南地区，由于水电的优势，排放因子大幅降低，达到0.1073kgCO2/kWh。 　　2022年电力行业二氧化碳排放因子的下降，是我国能源转型和低碳技术应用的一项重要成果。随着风能、太阳能等可再生能源的快速发展，电力行业的碳排放强度进一步下降，推动我国在实现“双碳”目标的道路上迈出了坚实的步伐。