《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。

　　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》（以下简称《指导意见》），旨在充分发挥新型经营主体在提高电力系统调节能力、促进可再生能源消纳、保障电力安全供应等方面的作用，鼓励新模式、新业态创新发展，培育能源领域新质生产力，加快构建新型电力系统。 　　图片源自：国家能源局官网 　　《指导意见》出台的背景是什么？主要有哪些内容？什么是新型经营主体？具体有哪些政策支持措施？国家能源局有关负责人回答了记者提问。 　　《指导意见》印发的背景和目的是什么？ 　　答：近年来，我国可再生能源跃升式发展，装机规模占比过半。适应高比例可再生能源消纳需求，电力领域不断涌现出各类与传统发供用电形式不同的新型经营主体，这些新型经营主体灵活调节能力强，是新型电力系统的新生力量，各地也陆续出台支持新型经营主体发展的相关政策。为深入贯彻党的二十届三中全会关于完善新能源消纳和调控政策措施的相关部署，落实《能源法》加快构建新型电力系统的相关要求，推动新型经营主体创新发展，国家能源局组织编制了《指导意见》，明确了新型经营主体的定义内涵和准入条件，提出了完善市场机制、调度运行等相关要求，引导电力领域新技术新模式新业态创新发展。 　　《指导意见》主要包括哪些内容？ 　　答：《指导意见》共八条。第一、二条提出了新型经营主体内涵及特征，明确了新型经营主体范围。第三至七条分别从完善调度运行管理、鼓励平等参与电力市场、优化市场注册、完善市场交易机制、做好计量结算等方面，提出了促进新型经营主体创新发展的相关措施。第八条明确了政府有关部门、能源监管机构、电网企业和市场运营机构的工作要求，保障政策落实。 　　《指导意见》中新型经营主体的定义和范围是什么？ 　　答：《指导意见》所指的新型经营主体是指配电环节具备电力、电量调节能力，具有新技术特征、新运营模式的各类资源。考虑随着技术进步和行业发展，电力领域新技术新模式新业态还会不断涌现，为满足行业可持续发展需要，按照典型特征将新型经营主体分为单一技术类主体和资源聚合类主体两类。 　　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，这类主体较传统经营主体区别在于单体规模小、分布散、数量多，难以以传统方式参与电力市场，但新型电力系统下分布式电源渗透率逐步提高、源网荷储灵活互动需求日益增长，需要针对单一技术类新型经营主体特点健全完善相关市场机制。 　　资源聚合类新型经营主体主要包括虚拟电厂（含负荷聚合商）、智能微电网等，这类主体是适应新型电力系统建设出现的新业态、新模式，其中虚拟电厂通过网络通信和数字化智能化技术聚合各类发电、用电、储能等资源，协调优化为系统提供调峰、调频、调压、备用、需求响应等服务；智能微电网通过电力网络聚合网内各类发电、用电、储能等资源，实现一定程度的自平衡，并与公共电网进行电力交互。《指导意见》鼓励资源聚合类新型经营主体将调节容量小的资源聚合为具有更大调节能力的资源整体参与电力市场、实现协同调度。 　　《指导意见》中提出了哪些支持新型经营主体创新发展的政策措施？ 　　答：一是便利新型经营主体接网和运营。《指导意见》要求电网企业为新型经营主体提供高效的并（联）网或平台接入等服务。考虑新型经营主体的发供用电行为相对简单，管理方式可以更加灵活，《指导意见》明确除另有规定外，新型经营主体豁免申领电力业务许可证。此外，为进一步提升新能源就近就地消纳水平，提高企业绿电消费国际认可程度，《指导意见》提出探索建立通过新能源直连增加企业绿电供给的机制。 　　二是支持新型经营主体参与电力市场。《指导意见》明确新型经营主体与其他经营主体享有平等的市场地位，并进一步优化完善新型经营主体的市场注册、交易机制与计量结算。市场注册方面，《指导意见》要求各地电力交易机构为新型经营主体设置注册类别，不得增设注册门槛，同时为简化注册流程，便利新型经营主体办理市场注册手续，鼓励资源聚合类新型经营主体及其被聚合资源集中办理注册手续。交易机制方面，《指导意见》针对新型经营主体特点，提出要提升电力中长期交易的灵活性，有序扩大现货市场范围，完善辅助服务市场，提高信息披露的及时性和准确性。考虑新型经营主体主要接入配电网，为释放更准确的节点价格信号，更大程度激励新型经营主体响应市场价格参与系统调节，提出要探索电力现货市场出清节点向更低电压等级延伸，推动电力市场价格信号以适当方式向社会披露，以更好引导新型经营主体投资建设。计量结算方面，《指导意见》要求运营机构按照新型经营主体参与的交易类型（电能量或辅助服务）做好结算服务，同时为保障结算资金安全，资源聚合类新型经营主体暂由电网企业清分结算到户。 　　三是完善新型经营主体调度运行。《指导意见》要求各地加快推动新型经营主体实现可观、可测、可调、可控。为支持新型经营主体发展，避免地方设置过高的准入门槛，同时考虑电力系统实际调节需要，提出鼓励调节容量5兆瓦及以上、满足相应技术指标要求的新型经营主体提供电能量和辅助服务，同时结合地方已有实践，具备条件的地区也可以进一步降低调节容量要求。 　　下一步如何推动《指导意见》实施？ 　　答：下一步，国家能源局将做好《指导意见》的宣传解读工作，指导各地有关部门、能源监管机构配套制定细化政策措施，保障新型经营主体创新发展。 　　

　　近日，黄浦区发展改革委牵头修订了《黄浦区重点用能和排放单位节能降碳管理办法》（以下简称《管理办法》），《管理办法》是全国首个关于推进能耗双控向碳排放双控转变的管理办法，标志着黄浦区绿色低碳发展的主要抓手逐步转向碳排放控制，构建完备的碳排放双控制度体系。此次修订主要有以下特点： 　　扩大覆盖范围 强化降碳要求 　　为了进一步加强节能降碳管理强度，黄浦区结合区实际情况，扩大区重点用能和排放监控单位覆盖范围，将原年综合能源消费总量3000吨标准煤以上的标准调整为“1000吨标准煤及以上”。同时考虑未来碳排放双控要求，增加内容为“同时将年温室气体排放量达到2600吨二氧化碳当量及以上的单位纳入管理范围”。 　　增加碳排放指标 协同管理考核 　　《管理办法》对重点用能和排放单位实行年度目标责任制和评价考核制度，对能源消费和碳排放指标实行协同管理、协同分解、协同考核。此外，将绿电、绿证交易对应电量及其他措施产生的减碳量等纳入重点用能和排放单位节能降碳目标责任评价考核指标核算，予以扣除。 　　强化责任落实 强调近期远期结合 　　《管理办法》新增要求重点用能和排放单位要强化规划引领，将碳达峰碳中和目标要求全面融入单位中长期发展规划，建立健全能源和碳排放管理体系，推进绿色低碳先进技术应用，持续提升能源和碳排放管理水平。另外，《管理办法》新增要求重点用能和排放单位积极参与碳普惠等自愿减排相关活动，通过碳抵消等手段中和其自身生产和运营过程中产生的碳排放。 　　完善节能降碳监管体系 强化奖惩机制 　　对考核结果为优秀等级的重点用能和排放单位，可以对该单位或个人给予表彰和奖励。完善节能降碳监管体系，建立评价考核问责工作机制。发挥信用信息共享平台作用，依法依规加强对失信单位联合惩戒。 　　

　　编者按 　　力争2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和，是中国对国际社会的庄严承诺，也是推动高质量发展的内在要求。清能集团秉承“让世界更低碳”的企业使命，致力于新能源项目开发和绿色低碳技术推广，朝着“低碳智慧城市运营商”目标迈进，我们以“低碳快讯”形式，时刻关注绿色低碳领域的最新政策、先进技术、行业动态等内容，进一步深化全体员工对绿色低碳发展理念的认识，凝聚转型发展力量，为绿色高质量发展保驾护航。 　　10月9日，国家能源局发布《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》。其中指出，分布式光伏发电项目按照国家有关规定参与电力市场。国家建立健全支持新能源持续发展的制度机制，各地结合分布式光伏发电发展情况、电力市场建设进展等制定相应的配套政策。分布式光伏发电项目可以独立或通过微电网、源网荷储一体化、虚拟电厂聚合等方式公平参与电能量、辅助服务等各类电力市场交易。 　　与2013年发布的《分布式光伏发电项目管理暂行办法》相比，征求意见稿在以下方面有显著调整和变化： 　　定义和分类细化 　　原规定：原规定中分布式光伏发电的定义相对笼统，强调的是“用户侧自发自用、多余电量上网、配电网调节”的模式，未进行详细分类。 　　征求意见稿：意见稿中对分布式光伏发电的定义更明确，强调在负荷侧开发，并在配电网系统中平衡调节。更重要的是，意见稿首次根据用户类型和规模对分布式光伏发电项目进行细化分类，包括自然人户用、非自然人户用、一般工商业、大型工商业四种类型，且对每类项目的接入电压等级和装机容量有了详细规定。这种分类方式帮助不同规模和类型的投资主体更清晰地理解相关的政策要求。 　　上网模式的调整 　　原规定：原规定主要强调“自发自用、余电上网、就近消纳”的运营模式，允许企业、个人等投资主体根据实际需求选择上网模式，但未对不同类型项目的上网模式做出严格限制。 　　征求意见稿：意见稿中对不同类型分布式光伏发电项目的上网模式进行了更严格的区分。例如： 　　自然人户用和非自然人户用项目可自由选择全额上网、全部自发自用或自发自用余电上网； 　　一般工商业项目只能选择全部自发自用或自发自用余电上网； 　　大型工商业项目则必须选择全部自发自用模式，并需配置防逆流装置。 　　市场化交易和绿证机制 　　原规定：原有规定中，分布式光伏发电项目上网电量由电网公司全额收购，补贴政策主要集中在电量上网的结算部分，市场化交易机制尚未完全覆盖。 　　征求意见稿：意见稿引入了更灵活的市场化交易机制，规定全额上网和自发自用余电上网的电量应当按照有关要求公平参与市场化交易。明确分布式光伏发电项目可以通过微电网、源网荷储一体化、虚拟电厂等方式参与电网调度。此外，明确分布式光伏发电项目可以通过绿证交易平台获得额外收益。