中电联 | 2024年1-2月份全国电力市场交易简况

北京碳市场交易数据

2024-3-22

配额（BEA）当日成交数据

配额累计成交数据

2024年3月22日 ，北京市碳排放配额今日线上成交1,090吨，成交额118,810.00元，成交均价109.00元/吨。线下协议转让无成交。

截止2024年3月22日 ，配额（BEA）公开交易累计成交量为1954.03万吨，协议转让累计成交量为3544.33万吨，累计成交额为28.34亿。

详情请见：

https://mp.weixin.qq.com/s/GYr8e8672eWHFHpIy7i0Ow

国家能源局：针对电力市场规则执行不到位、限制市场竞争等开展专项监管

近日，国家能源局印发《2024年能源工作指导意见》的通知。其中提出，供应保障能力持续增强。全国能源生产总量达到49.8亿吨标准煤左右。煤炭稳产增产，原油产量稳定在2亿吨以上，天然气保持快速上产态势。发电装机达到31.7亿千瓦左右，发电量达到9.96万亿千瓦时左右，“西电东送”输电能力持续提升。

能源结构持续优化。非化石能源发电装机占比提高到55%左右。风电、太阳能发电量占全国发电量的比重达到17%以上。天然气消费稳中有增，非化石能源占能源消费总量比重提高到18.9%左右，终端电力消费比重持续提高。质量效率稳步提高。能源清洁高效开发利用取得新成效。煤电“三改联动”持续推进。跨省跨区输电通道平均利用小时数处于合理区间。推动北方地区清洁取暖持续向好发展。科技创新成果应用取得新进展。

深化能源重点领域改革。深化电力体制改革，助力构建新型电力系统。出台深化电力市场改革促进新能源高质量发展的意见。加强全国统一电力市场体系建设，推动落实电力现货市场基本规则，制定《电力辅助服务市场基本规则》《电力市场信息披露基本规则》《电力市场准入注册基本规则》，落实煤电两部制电价政策。指导推动山西、广东、甘肃、山东、蒙西等先行先试地区持续深化电力市场化改革，稳步推进南方、京津冀、长三角区域电力市场建设。深化油气体制改革，推进基础设施高质量公平开放，加强对管道上下载开口工作的指导和约束，加快管网互联互通，支持引导省级管网以市场化方式融入国家管网。

强化能源市场监管。创新能源监管方式，加大监管工作力度，维护公平公正市场环境。在重点省份开展电力领域综合监管，针对电力市场运行中存在规则执行不到位、限制市场竞争、信息披露不到位等问题开展专项监管，强化电力交易和市场秩序常态化监管。

详情如下：

国家能源局关于印发《2024年能源工作指导意见》的通知

各省（自治区、直辖市）能源局，有关省（自治区、直辖市）及新疆生产建设兵团发展改革委，各派出机构，中核集团、中国石油、中国石化、中国海油、国家管网集团、国家电网、南方电网、中国华能、中国大唐、中国华电、国家电投、中国三峡集团、国家能源集团、国投、华润集团、中煤集团、中广核：

为深入贯彻落实党中央、国务院有关决策部署，扎实做好2024年能源工作，持续推动能源高质量发展，我局研究制定了《2024年能源工作指导意见》，现印发给你们。请结合实际情况抓紧开展工作，并将落实情况于2024年12月底前函告我局（发展规划司）。

2024年3月18日

2024年能源工作指导意见

2024年是新中国成立75周年，是深入实施“四个革命、一个合作”能源安全新战略十周年，是完成“十四五”规划目标任务的关键一年，做好全年能源工作十分重要。为深入贯彻落实党中央、国务院决策部署，持续推动能源绿色低碳转型和高质量发展，保障能源安全，制定本意见。

坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大精神，深入落实中央经济工作会议和政府工作报告的部署，坚持稳中求进工作总基调，完整、准确、全面贯彻新发展理念，加快构建新发展格局，深入践行能源安全新战略，更好统筹发展和安全，处理好新能源与传统能源、全局与局部、能源开发和节约利用等关系，着力提升能源安全保障能力，着力推进能源绿色低碳转型，着力深化能源改革创新，着力提高能源国际合作水平，加快规划建设新型能源体系，为中国式现代化建设提供安全可靠的能源保障。

坚持把保障国家能源安全放在首位。持续巩固“电力稳定可靠、油气底线可保、煤炭压舱兜底、新能源高质量跃升”良好态势。保持能源生产能力合理弹性，强化储备能力建设，坚守安全生产底线，有效应对能源安全风险挑战，保障经济社会发展和人民群众美好生活用能需求。

坚持积极有力推进能源绿色低碳转型。深入践行生态优先、绿色发展理念，坚定不移落实双碳目标，把握好节奏和力度，着力加强供需协同，强化系统消纳，保持清洁能源高质量较快发展势头。

坚持依靠科技创新增强发展新动能。深入实施能源技术装备补短板、锻长板、拓新板，加强关键核心技术联合攻关，强化优势能源产业国际竞争力。加强科研成果转化运用，促进新质生产力发展。

坚持以深化改革开放激发发展活力。深入推进重点领域和关键环节体制机制改革，持续推进全国统一电力市场体系建设，深化油气市场体系改革，不断提高能源治理效能。务实推进能源国际合作，扩大高水平对外开放，积极参与全球能源治理。

供应保障能力持续增强。全国能源生产总量达到49.8亿吨标准煤左右。煤炭稳产增产，原油产量稳定在2亿吨以上，天然气保持快速上产态势。发电装机达到31.7亿千瓦左右，发电量达到9.96万亿千瓦时左右，“西电东送”输电能力持续提升。

能源结构持续优化。非化石能源发电装机占比提高到55%左右。风电、太阳能发电量占全国发电量的比重达到17%以上。天然气消费稳中有增，非化石能源占能源消费总量比重提高到18.9%左右，终端电力消费比重持续提高。

质量效率稳步提高。能源清洁高效开发利用取得新成效。煤电“三改联动”持续推进。跨省跨区输电通道平均利用小时数处于合理区间。推动北方地区清洁取暖持续向好发展。科技创新成果应用取得新进展。

二、持续夯实能源保障基础

把能源安全作为高质量发展的基石，持续巩固提升油气产量，保持煤炭产能合理裕度，增加战略储备和调节能力，强化区域协同保障，筑牢能源安全保障的根基。

强化化石能源安全兜底保障。深入研究实施油气中长期增储上产发展战略。加大油气勘探开发力度，推进老油田稳产，加快新区建产，强化“两深一非一稳”重点领域油气产能建设。有序推动炼油项目改造升级。加快储气设施建设，推进地下储气库、沿海液化天然气接收站储罐工程。加强油气管道保护。有序释放煤炭先进产能，推动已核准项目尽快开工建设，在建煤矿项目尽早投产达产，核准一批安全、智能、绿色的大型现代化煤矿，保障煤炭产能接续平稳，在安全生产基础上，推动产量保持较高水平。建立煤炭产能储备制度，加强煤炭运输通道和产品储备能力建设，提升煤炭供给体系弹性。

提升电力系统稳定调节能力。印发实施指导火电转型发展的相关政策。推动煤炭、煤电一体化联营，合理布局支撑性调节性煤电，加快电力供应压力较大省份已纳规煤电项目建设，力争尽早投产。推动退役机组按需合规转为应急备用电源。在气源有保障、气价可承受、调峰需求大的地区合理规划建设调峰气电。深入落实《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》，提升配电网支撑保障能力和综合承载能力。强化迎峰度夏、度冬电力供需平衡预警，“一省一策”做好电力供应保障，加大供应紧张和偏紧地区的督促指导力度。优化抽水蓄能中长期发展规划布局。推动新型储能多元化发展，强化促进新型储能并网和调度运行的政策措施。压实地方、企业责任，推动电力需求侧资源参与需求侧响应和系统调节。

提高区域协同保障能力。推进京津冀、长三角、粤港澳大湾区、黄河流域等重点区域能源规划落地实施，支持东北等地区能源高质量发展。优化完善政策机制，推动跨省跨区输电通道高质量发展。重点推进陕北—安徽、甘肃—浙江、蒙西—京津冀、大同—天津南等特高压工程核准开工，加快开展西南、西北、东北、内蒙古等清洁能源基地送出通道前期工作。强化蒙东与东北主网联网，推进华北特高压交流电网向蒙西地区延伸加强，提升西北省间通道输电能力，建成华中特高压骨干网架。加快推进西气东输四线、川气东送二线、中俄东线南段、虎林—长春等干线管道建设。持续做好农村电网巩固提升。

三、大力推进非化石能源高质量发展

深入落实双碳目标任务，多措并举提高非化石能源比重，优化完善产业发展政策，以能源绿色发展支撑美丽中国建设。

巩固扩大风电光伏良好发展态势。稳步推进大型风电光伏基地建设，有序推动项目建成投产。统筹优化海上风电布局，推动海上风电基地建设，稳妥有序推动海上风电向深水远岸发展。做好全国光热发电规划布局，持续推动光热发电规模化发展。因地制宜加快推动分散式风电、分布式光伏发电开发，在条件具备地区组织实施“千乡万村驭风行动”和“千家万户沐光行动”。开展全国风能和太阳能发电资源普查试点工作。

稳步推进水电核电开发建设。编制主要流域水风光一体化基地规划，制定长江流域水电开发建设方案。有序推进重大水电工程前期工作。积极安全有序推动沿海核电项目核准，建成投运山东荣成“国和一号”示范工程1号机组、广西防城港“华龙一号”示范工程4号机组等。

持续完善绿色低碳转型政策体系。科学优化新能源利用率目标，印发2024年可再生能源电力消纳责任权重并落实到重点行业企业，以消纳责任权重为底线，以合理利用率为上限，推动风电光伏高质量发展。持续推进绿证全覆盖和应用拓展，加强绿证与国内碳市场的衔接和国际认可，进一步提高绿证影响力。修订发布分布式光伏发电项目管理办法，持续开展分布式光伏接入电网承载力提升试点工作。研究光伏电站升级改造和退役有关政策。制定实施抽水蓄能电站开发建设管理暂行办法，促进抽水蓄能可持续健康发展。

四、深化能源利用方式变革

适应经济社会清洁化、低碳化发展趋势，加大清洁低碳能源消费替代力度，协同推进能源产业节能减污降碳，推动形成绿色低碳的生产生活方式。

持续推动重点领域清洁能源替代。加快构建充电基础设施网络体系，深入推动交通用能电气化，持续优化城市、公路沿线和居民社区充电网络，加大县域充电基础设施建设支持力度，推动创建一批充电设施建设应用示范县和示范乡镇，探索开展车网双向互动。促进北方地区清洁取暖持续向好发展，因地制宜推进超低排放热电联产集中供暖和地热、太阳能、生物质能等可再生能源供暖，逐步发展电力、工业余热、核能供暖等多种清洁供暖方式，推动具备条件的清洁供暖项目稳妥有序实施。推进农村能源革命试点县建设，以点带面加快农村能源清洁低碳转型。修订天然气利用政策，推动天然气在新型能源体系建设中发挥更大作用。发布《能源绿色低碳转型典型案例集》，通过典型示范带动转型发展。

强化能源行业节能降碳提效。持续推进煤炭开发节能降碳，加快煤层气产业化发展，大力建设瓦斯抽采利用规模化矿区和示范项目。继续实施煤电“三改联动”，稳妥有序淘汰落后产能。深入探索火电掺烧氢、氨技术，强化试点示范。加强对能效在基准水平以下炼油企业的用能管理，开展炼油行业节能降碳典型案例汇编，引导企业应用先进技术提升能效。推进煤炭、油气行业与新能源融合发展，降低单位产品生产能耗和二氧化碳排放量。支持煤制油气项目与新能源耦合发展和碳捕集、利用与封存规模化示范应用。加大能源资源与伴生矿产协同开发技术研发力度。

加快培育能源新业态新模式。加强新型储能试点示范跟踪评价，推动新型储能技术产业进步。编制加快推动氢能产业高质量发展的相关政策，有序推进氢能技术创新与产业发展，稳步开展氢能试点示范，重点发展可再生能源制氢，拓展氢能应用场景。稳步推进绿色清洁液体燃料发展，有序推动纤维素等非粮燃料乙醇技术创新和产业化，抓好生物柴油推广应用试点示范。稳步推进生物质能多元化开发利用。推动有条件的工业园区实施低碳零碳改造，推广综合能源站、源网荷储一体化等绿色高效供用能模式。因地制宜探索实施新能源微电网、微能网、发供用高比例新能源应用等示范工程。

五、推进能源技术创新

深入实施创新驱动发展战略，聚焦高端化、数字化、智能化，加强能源科技自主创新，提升能源产业链供应链自主可控水平，促进新质生产力发展。

持续完善能源科技创新体系。扎实推进“十四五”能源领域科技创新规划项目落地实施，做好后续跟踪评价。加强能源研发创新平台管理，落实研发任务，强化日常监督考评。以能源新技术、新业态、新兴产业、绿色低碳转型和安全发展为重点，统筹研究设立一批能源行业标委会，加快相关标准制修订，强化标准实施应用。提高能源领域标准国际化水平，支持参与国际标准化工作，推动能源技术标准高水平走出去。

加快能源技术攻关和成果转化。依托能源领域战略科技力量推进关键技术装备创新，组织开展第四批能源领域首台（套）重大技术装备申报和评定，加快示范应用。做好燃气轮机创新发展示范项目中期评估和任务调整，确保示范任务取得实效。持续推进核电重大专项。组织实施科技创新2030—“智能电网”重大项目和“可再生能源技术”“煤炭清洁高效利用”“氢能技术”等能源领域国家重点研发计划项目。深入论证煤炭、油气等领域重大科技项目。

促进能源新技术应用示范。组织开展能源数字化智能化核心技术攻关和应用示范。推进电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，提高电网对清洁能源的接纳、配置和调控能力。总结全国首批智能化示范煤矿建设成效，更大范围、更高水平推进智能化煤矿建设。实施首批国家能源核电数字化转型技术示范项目。探索推广虚拟电厂、新能源可靠替代、先进煤电、新型储能多元化应用等新技术。

六、持续推进能源治理体系和能力现代化

健全完善能源法治体系，持续深化能源体制机制改革，加大能源监管力度，加强能源电力安全治理，不断提升能源治理体系现代化水平。

健全完善能源法律法规。推动全国人大常委会审议通过《能源法》，加快修订《可再生能源法》《电力法》《煤炭法》。推动修订电网调度管理条例、天然气基础设施建设与运营管理办法、油气管网设施公平开放监管办法、电力监控系统安全防护规定等规章制度。

深化能源重点领域改革。深化电力体制改革，助力构建新型电力系统。出台深化电力市场改革促进新能源高质量发展的意见。加强全国统一电力市场体系建设，推动落实电力现货市场基本规则，制定《电力辅助服务市场基本规则》《电力市场信息披露基本规则》《电力市场准入注册基本规则》，落实煤电两部制电价政策。指导推动山西、广东、甘肃、山东、蒙西等先行先试地区持续深化电力市场化改革，稳步推进南方、京津冀、长三角区域电力市场建设。深化油气体制改革，推进基础设施高质量公平开放，加强对管道上下载开口工作的指导和约束，加快管网互联互通，支持引导省级管网以市场化方式融入国家管网。

强化能源市场监管。创新能源监管方式，加大监管工作力度，维护公平公正市场环境。在重点省份开展电力领域综合监管，针对电力市场运行中存在规则执行不到位、限制市场竞争、信息披露不到位等问题开展专项监管，强化电力交易和市场秩序常态化监管。加强电网和油气管网设施公平开放监管，提高电网和油气管网设施运行效率。充分发挥12398能源监管热线民生通道作用，推动解决群众急难愁盼问题。

加强电力安全治理。出台关于新型电力系统安全治理的政策文件和防范新能源等新型并网主体并网安全事故重点要求，修订《电网安全风险管控办法（试行）》，研究制定煤电机组深度调峰安全监管措施。加强重点领域安全专项监管，开展能源电力系统安全生产治本攻坚三年行动以及水电站大坝安全提升专项行动第二阶段工作、电力建设工程施工安全和质量管控专项监管、配电网安全专项行动。持续推进国家级电力应急基地和研究中心建设，加快建设基于实时数据的电力可靠性管理体系。组织新一轮电力油气关键信息基础设施认定，稳妥推进能源行业北斗规模化应用。

七、务实推进能源国际合作

密切关注国际能源形势变化，统筹利用国内国际两个市场、两种资源，扩大高水平能源国际合作，增强开放条件下的能源安全。

提升开放条件下能源安全保障能力。巩固发展煤炭国际贸易合作。加强与油气资源国协调，推动务实合作，持续巩固完善平衡多元的油气进口体系。推动与周边国家电力互联取得新进展。稳妥有序推动核电项目国际合作。

有序推进清洁能源产业链合作。构建能源绿色低碳转型共赢新模式，深化新能源科技创新国际合作，加强中欧在风电、智慧能源、储能等重点领域合作，推动一批中欧能源技术创新合作示范项目落地实施。开展中国―东盟清洁能源能力建设计划项目交流，推动成立中国―东盟清洁能源合作中心。推进与沙特、阿联酋等国共同筹建中阿清洁能源合作中心，加强在氢能领域的务实合作。

深度参与国际能源治理变革。高质量建设“一带一路”能源合作伙伴关系和全球清洁能源合作伙伴关系。继续深度参与联合国框架下及G20、APEC、IEA、IRENA、上合组织、金砖、IFNEC等能源领域重要多边机制。持续完善中国―IRENA合作机制建设。积极参加G20能源转型部长会议、2024年IEA能源部长级会议等重要国际会议。组织召开双边对话机制活动。

力调电费（九）：解铃还须系铃人？

（来源：黄师傅说电）

“自发自用、余量上网”的分布式光伏改变了用户供配电网络内的系统潮流，供电公司计量点处的有功需量相对降低，无功需量维持不变，进而造成功率因数降低，甚至发生惩罚性力调电费。

同时已经随低压成套配电柜配置的无功补偿设备，因为信号采集点处潮流的变化，造成补偿算法或许失效，负荷支路功率因数完好的情况下也会发生计量点处功率因数的异常。

这个被光伏惹的祸，可以由它自己来解决，解铃可须系铃人，而且这是多数光伏逆变器品牌商给出的解决方案。

用一句话来说，就是让光伏并网逆变器在工作的时候以设定的功率因数运行，而不是以默认的单位功率因数运行。

也就是说让其在输出有功功率发电的同时也相应的输出一些无功功率，协助原有的无功补偿设备一起提供无功补偿。

要想理解这个方案需要先搞清楚两件事，

第一件事，为何光伏逆变器可以输出无功功率？

第二件事，光伏逆变器该输出多少无功功率？

光伏逆变器输出无功原理

光伏逆变器也是一种电力电子设备，不需要考虑其内部的结构，我们只谈其工作原理。

逆变器除了常规的额定容量，启动电压等参数外，实际上都工作在一种叫做有功/无功调节的模式，俗称PQ模式。

这种模式是并网型逆变器通用的运行模式，与之对应的是离网型，现在也叫构网型逆变器，其工作于电压/频率调节的模式，俗称VF模式。

为了便于解释，可以通俗地讲，运行于PQ模式的设备，其有功和无功的值是由控制器设定的。

而光伏逆变器逆变的电源是通过光伏电池组件接收阳光后产生的直流电，其有一定的容量限制，受制于当下的光照和气温条件，所以内部有MPPT最大功率功率跟踪算法，保持逆变器可以输出当下可以输出的最大有功功率。

实际上就是内部的MPPT算法设定了此刻光伏逆变器该输出的有功功率值，而对于无功功率则需要控制输出电流和电压之间的相角，和SVG类似。

而控制无功功率值根据的是当前逆变器工作的功率因数，出厂设置默认为1，也就是只输出有功，而不会输出无功。

这个功率因数的输入可以通过与逆变器进行通讯来调节，大部分厂家的光伏逆变器通讯协议中可见该部分寄存器，首先通过遥控指令使能无功输出功能后，再通过遥调指令进行功率因数的调整。

功率因数输入范围可正可负，也就代表光伏逆变器可以像SVG设备一样，既能够输出容性无功也可以输出感性无功。

在国标《光伏发电并网逆变器技术要求》(GB/T 37408-2019)中对光伏逆变器的无功输出有如下规定：

其中，A类逆变器指的是应用于集中式光伏电站的大型逆变器，而B类逆变器多指分布式光伏所用的组串式逆变器。

对于B类逆变器要求其具备在阴影区内的无功调节能力，即在有功功率保持一定的条件下，可以输出响应区间的无功功率。

假如当下阳光充足，光伏逆变器可以输出等于额定容量的有功功率，那么此刻其应具备输出一定量无功的能力，最大可以输出额定容量的三分之一。

国标图示中有个细节，就是横纵轴都是以实际输出功率占比额定功率的比值，而且纵轴无功功率所使用的标准依然是PN即有功额定值，其实可以理解为整体容量，就是一个变流器的视在额定功率。

光伏逆变器该输出多少无功

讨论了光伏逆变器具备输出无功功率的原理后，我们再来解决下一个问题，那就是它在某种电气工况下该输出多少无功功率？

要实现这种控制，需要在变压器的主进线处增加一套信号采集设备，其通过采集主进线的电压和电流信号，计算出当前的无功需量和功率因数。

然后控制器通过通讯线与光伏逆变器相连，通过通讯协议控制逆变器的功率因数，进而控制无功功率的输出值。

可见这一套拓扑结构和原有无功补偿设备的工作原理很类似。

只不过传统的SVC不具备连续调节功能，而光伏逆变器作为电力电子设备具备SVG般的连续调节能力。

当然，图例只是指出了单台变压器的工况，对于多变压器的用户，可以在每台变压器下都进行这样的配置，确保每台变压器在白天光伏发电工作时都能够维持优异的功率因数，进而达到用户总体功率因数的优秀。

也可以在总计量点处配置1套这样的设备，不过高压信号采集的投入会很大，施工起来相比于低压信号的采集会更麻烦。

而且，解决方案只会提供成品设备，但并不会负责信号采集设备（电压/电流互感器）的安装，相当于说用户要自行提供可采集的信号接入点，那么对于直采10kV高压信号来说，确实很麻烦。

方案是否有损耗？

该方案确实可以解决光伏运行时的所产生的计量点功率因数问题，但这并不是一个无损的方案。

我们再来回顾一下有功功率。无功功率和视在功率所构成的三角形。

当视在功率一定，对于光伏逆变器来说就是额定容量一定的时，当其单位功率因数输出，即容量全部用来输出有功功率，那么会得到最大的有功电能输出。

但为了补偿功率因数而输出无功功率，势必会将原本可以全部用来进行有功输出的容量分一部分来给与无功，也就是说同样的光照条件下，会折损当下的发电量。

为了功率因数的补偿，暂时损失一定发电量，这就是方案的损耗所在，当然也是无法避免的，只是在介绍这类方案的时候，我们似乎只听到了其能够解决的问题，并没有听到其所带来的负面影响。

比如说一台50kW的逆变器，此时阳光充足，可以运行在额定功率下，一小时发电量就是50度。

但因为要补偿功率因数，采集点的控制器控制此台逆变器要输出30kVar的逆变器，也就是说要把其运行的功率因数由1调整为0.8，那么此刻逆变器输出有功功率40kW，无功功率30kVar。

代价就是原本可以多发10度电，但现在因为容量的限制和无功输出的要求，只能降低发电量。

所以使用这种方案需要算一个经济账，就是到底维持发电量收益高，还是去补偿功率因数的收益高。

不过多数这种系统不会以经济性最优为出发点，而是以采集信号点的功率因数最优为出发点，那么所带来的结果就是可能不那么经济。

而且我们通过前面的文章，已经知道了是否产生力调电费不是在某一刻，而是要看全月累积电量下的功率因数。因此，时时刻刻都要通过损失发电量来维持功率因数，可能会用力过猛。

而还是同样的控制设备，虽然具备计算瞬时功率因数和无功需量的功能，但对于全月累计的电量和月功率因数的计算，恐怕暂不具备这样的能力。更不用说统计出逆变器因为输出无功而损失的发电量。

所以有选择必有代价，我们需要更加明确的不仅是一个方案带来的好处，还要看到它可能带来的损失。

到目前为止，为了解决因为光伏接入而产生的计量点功率因数降低问题，已经有SVG方案，但会额外增加投入成本。也有了让光伏逆变器发出无功的方案，但也会折损一些发电量。

除此之外，有些光伏逆变器还提供了一种功能叫做夜间SVG，咱们下一篇再说。

划重点

光伏逆变器在输出有功功率的同时也可以输出无功功率。

国标GB/T 37408-2019对逆变器该具备的无功输出能力做了具体的规定。

依靠光伏逆变器输出无功来补偿功率因数是可行的方案，但会损失一定的发电量，所以要综合经济上的考量。

绿电、绿证交易成熟市场现状

绿电和绿证是什么

根据美国国家环境保护局的定义，绿电是指利用可再生能源，比如风能、太阳能、生物质能、水能、地热能等生产的电能。

（来源：微信公众号“兰木达电力现货”作者：吴凡）

美国的绿色电力证书（Renewable Energy Certificate，简称REC）是一种证明可再生能源发电量以及消费绿色电力的一种电子凭证，可以在市场上进行交易。由于绿电和绿证之间密不可分的关系，在美国还建立了基于绿电采购合同和绿证编号的两类追踪系统，用来证明绿电的产生并予以统计，避免绿证的重复计算。

在美国，由于各州政府对于可再生能源的政策推动及各类市场主体的积极参与，绿电和绿证都已经有了非常成熟的交易体系。

美国绿电绿证交易市场的分类和交易模式

20世纪90年代开始，美国各州陆续开始实施可再生能源配额政策（Renewable Portfolio Standard, RPS），它是政府对于可再生能源的主要支持方式，这种强制配额制政策的实行也是绿电和绿证能够成功在美国进行推广的保障，因为这种配额制政策会在规定期限内对电力供应商的绿电供应量有一定比例的要求，若电力供应商未能按时履约，则会受到相应的惩罚。

在配额制政策下，电力供应商可以通过两种方式来完成对应的义务：一是提高自身绿电供应量，二是购买相应数量的绿证。与此对应的履约指标就可以在两个市场上实现，即绿电交易市场和绿证交易市场。

除了强制政策要求外，绿电和绿证还包括自愿交易，也就是市场主体出于自身对绿电的消费意愿而进行交易。自愿市场的主要购买方可分为居民用户和非居民用户。部分由政府机构和非政府组织发起的项目也对推动美国的绿电绿证交易形成了积极的作用，如可再生能源买家联盟（REBA）和100%可再生能源项目（RE100）等。相较强制市场，消费者可根据自己的偏好来购买不同种类的绿电。

自愿市场存在的主要目的是帮助企业来采购绿电，企业积极采购绿电最主要的驱动因素包括两方面，一是许多企业、投资者和消费者对气候变化和环境保护的意识与日俱增，越来越多的企业设定了碳减排和可持续发展的目标，而通过采购绿电，企业可以履行社会责任，同时提升企业形象，展现品牌领导力。另外一方面是随着可再生能源发电技术的逐步发展，发电成本大幅降低，并且购电协议等采购方式能够帮助企业长期锁定电力价格，对冲未来能源价格波动带来的风险。

按照用户能否自主选择电力来源，美国整体电力市场可划分为管制市场（regulated market）、放松管制市场（deregulated market）以及半管制市场（semi-regulated market）。在管制市场，不具有自主选择电力供应商的权利，但在放松管制市场内，用户则可以自主选择电力来源。半管制市场则是美国部分地区存在的一种对大型工商业用户放松管制，对于其他零售用户采取管制的市场模式。

在自愿交易市场中，根据管制市场、半管制市场和放松管制市场的不同，可分为不同的采购模式（如下图）。

我国绿电绿证交易市场尚未成熟

绿证（GEC）是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证，其中一单位绿证等于1兆瓦时（MWh）的可再生电力发电，其中可交易绿证除用作可再生能源电力消费凭证外，还可通过参与绿证交易等方式在发电企业和用户间有偿转让。

2023年7月，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合印发《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）。

该通知表示，核发绿证的范围包括全国风电（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）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电，其中：集中式风电（含海上风电）、分散式风电、集中式太阳能发电（含光热发电）、分布式光伏发电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电、完全市场化常规水电项目的上网电量核发可交易绿证。2023年1月1日以前投产的常规水电项目暂不核发可交易绿证。

2024年1月，国家发展改革委、国家统计局、国家能源局近日联合印发《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接 大力促进非化石能源消费的通知》（发改环资〔2024〕113号），该通知再次明确，绿电绿证交易依托中国绿色电力证书交易平台、北京电力交易中心、广州电力交易中心开展，具体交易方式为双边协商、挂牌、集中竞价等。目前绿证仅可交易一次，不得通过第三方开展绿证收储和转卖，且表明未来还会进一步加强绿证与节能降碳管理、碳排放核算、产品碳足迹等方面的衔接协调。

该通知还规定，在“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核中，将绿证交易电量纳入节能评价考核指标核算，并明确了绿证交易电量的扣除方式（主要针对跨省可再生能源市场化交易和绿证交易）。

2024年2月，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合下发《关于内蒙古电力市场绿色电力交易试点方案的复函》（发改办体改〔2024〕82号），标志着内蒙古电力绿色电力交易市场开始运行。

在美国绿电和绿证交易中，强制市场和自愿市场并行，特别是自愿市场中，采购模式灵活多样，而我国绿电和绿证交易市场未来如何发展尚不明确，就目前来看，若用电企业既不能转售绿证，又得不到其他方面的激励，很难提高采购绿证的积极性，并且绿电和绿证的追踪机制也需要未来再细化完善。

《煤矿智能化标准体系建设指南》发布

近日，国家能源局发布《煤矿智能化标准体系建设指南》。文件指出，到2025年，推动100项以上煤矿智能化国家标准和行业标准制修订，加快数据编码、通讯协议、网络融合、数字化平台、智能感知、新型装备、新能源应用、人机协作、功能安全、信息安全、管理运维等重点标准制定，初步建立起结构合理、层次清晰、分类明确、科学开放的煤矿智能化标准体系，满足煤矿智能化建设基本需求。

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《配电网安全风险管控重点行动工作方案》发布

近日，国家能源局发布《配电网安全风险管控重点行动工作方案》。文件提出，本次行动选择吉林、江苏、江西、山东、广西、陕西6个省份，重点总结分析110kV及以下电网安全运行和可靠供电的突出问题。主要从配电网网架结构、新型并网主体接入、设备设施安全管理、运行维护、转型升级过程中的网络安全、应急处置等方面开展分析。

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江苏省：发布《关于进一步加快电网侧新型储能项目并网顶峰工作的通知》

近日，江苏省发布《关于进一步加快电网侧新型储能项目并网顶峰工作的通知》。文件提出，全省41个已纳规的电网侧新型储能项目自愿承诺确保在2024年7月15日前建成并网，项目容量共计约400万千瓦。

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国家统计局：发布《2024年1—2月份能源生产情况》

3月18日，国家统计局发布《2024年1—2月份能源生产情况》显示，1—2月份，规模以上工业（以下简称规上工业）原煤生产有所下降，原油、天然气、电力生产稳定增长。

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中国石油首个可再生能源制氢项目投产

3月16日，中国石油第一个规模化可再生能源制氢项目制氢装置在玉门油田成功投产。玉门油田经过近8个月的全力建设，在玉门市老市区建成包含3套1000标方/小时碱性电解槽和1套质子交换膜的制氢站，年产氢能力2100吨，氢气产品纯度超过99.99%。

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美国能源部发布报告展望地热发电前景

在休斯敦国际能源界高端会议“剑桥能源周”期间，美国能源部发布下一代地热发电“起飞”报告，称地热发电技术已显示出令人瞩目的进步，使其能够成为美国脱碳发电“关键贡献者”之一，并预期美国地热发电“最早有望在2030年实现商业起飞”。

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欧盟通过旗舰科学项目“地平线欧洲”计划第二个战略规划

3月20日，欧盟通过旗舰科学项目“地平线欧洲”计划第二个战略规划。将聚焦绿色转型，数字化转型，建设更具韧性、更具竞争力、更加包容和民主的欧洲这三大关键战略方向。

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欧洲掀起光伏“新潮流”

当前，欧洲多国正加速落地浮式光伏发电项目。欧洲光伏产业协会认为，欧洲浮式光伏发展前景向好，有望成为全球第二大浮式光伏市场。

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 近期煤价资讯

https://www.stats.gov.cn/sj/zxfb/202403/t20240322_1953806.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，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”中小企业、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。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及综合能源投资与托管服务。

公司业务包括配售电、智慧能效管理、虚拟电厂调峰辅助服务、智能配电室运维、分布式光伏、综合能源的投资及托管。公司拥有自主知识产权发明专利及软著数十项，为用户量身打造“电君子”系列能源管理应用产品：包括电君子能效管理系统平台、电君子智慧售电云平台、电君子智能配电室运维系统、电君子虚拟电厂运营管控平台、电君子综合能源用能监测管理系统等。

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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