近期，记者从国网浙江省电力有限公司营销服务中心获悉，该中心联合中国电力科学研究院、华电电力科学研究院、国网衢州供电公司研发的实用化电力“发—输—变—配—用”碳排放计量系统近日在浙江省衢州龙游投入运行。该系统的投运使得碳排放监测像查看水电表般便捷、精准。  中国电力科学研究院计量所现场室主任卢达解释说，传统电力碳排放测算方法是采用固定的电碳因子，即用全国或者区域平均每度电碳排放的理论数值乘上总电量进行估算。这种方法不能体现电力生产的时间和空间差异，实时性低。  “之前我们的碳排放量是根据手工统计数据，按年度进行核算，工作量大、实时性差。”华邦特西诺采新材料股份有限公司安全环保部负责人张建波说，作为一家从事特种纸制造的公司，公司需要根据环保部门要求，定期上报碳排放量数据。  张建波介绍，公司所在地区有大量的清洁能源。碳核算中的外购电力产生的碳排放部分，如果采用全国平均碳排放因子进行测算，将比公司实际产生的碳排放量多出49%。现在有了这套碳排放计量系统，公司用电产生的碳排放量一目了然，有助于制定更科学的降碳措施。  据悉，此次投运的碳排放计量系统采用了国内首款碳排放计量终端，兼具电能计量和碳排放计量功能。碳排放计量系统安装在华电龙游热电厂、恒鑫生物质发电站等6家发电企业和220千伏石窟变电站、110千伏江家变电站以及4家造纸、纺织企业，实现了电力系统“发—输—变—配—用”全链路部署。  国网浙江营销服务中心电力负荷室副主任陆春光表示，该系统可根据潮流分布追溯碳排放来源，高频度更新试点区域内每度电碳排放的实时数值，从而实现对电力系统“生产—传输—消费”全链条碳排放的精准计量和实时追踪。他们会在试点工作基础上，扩大试点范围，进一步验证电力系统碳计量技术的有效性，推动电力碳计量向规模化实用化发展。

国家能源局13日在北京召开绿证核发工作启动会，首批核发绿证超1000万个。随着我国可再生能源装机容量和发电量不断攀升，实现绿证核发全覆盖后，我国将成为全球最大的绿证供应市场。绿证到底是什么？我国为什么要建立绿证制度？绿证核发全覆盖又有着怎样的意义？【词语释义】绿证，也就是可再生能源绿色电力证书，是对可再生能源发电项目所发绿色电力颁发的，具有独特标识代码的电子证书，1个绿证单位对应1000千瓦时可再生能源电量。国务院发展研究中心 资源与环境政策研究所 能源研究室副主任 韩雪：电力上网后，我们就很难分辨出这一度电到底是可再生能源发的，还是化石能源发的，所以我们需要给电力一个人为的标识来证明：电量是什么时间由谁而发。绿证就是这样一个标识。以绿证认定可再生能源的绿色属性，鼓励用户购买绿证体现绿电消费是国际通行做法。韩雪强调，绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，也是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。韩雪：对于发电企业而言，绿证相当于所发绿电的出生证。绿电上网后，绿证就成为了绿电的身份证。而绿电被输送至用电企业，比如钢铁厂，被消纳后，绿证又相当于其死亡证。词语溯源2017年初，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合印发《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，开始试行绿证核发和自愿认购制度。当时核发绿证的对象是陆上风电和光伏发电，明确用户可通过购买绿证作为消费绿电的凭证。组词解读：绿证核发全覆盖随着可再生能源从种类到应用领域的较快发展，绿证的供给和需求两端都发生了明显变化，原有的绿证核发和自愿认购交易制度，存在绿证核发交易未全覆盖、绿证应用领域有待拓展等问题，已无法适应可再生能源发展。今年7月，国家发展改革委、财政部、能源局适应新形势，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》，对我国绿证制度进行了全面修订完善，明确由国家能源局负责绿证相关管理工作。对全国风电、太阳能发电、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量核发绿证。国家能源局 电力业务资质管理中心主任 陈涛：新的核发机制建立以来，在相关部门和单位大力支持下，绿证核发有序衔接、规范起步，11月份完成首批核发绿证1191万多个，对应电量119亿多千瓦时，涉及项目1168个、发电企业755家。关联词解析：绿电绿证交易简单来说，绿电交易是将绿色电量和电量上赋予的绿色属性，也就是绿证，在同一个合同中完成交易，而单独的绿证交易是可以不包含电量单独进行买卖的。韩雪：比如说一个用电企业和一个发电厂，签署一个购电合同，合同里既包含了购得多少度的电量，同时也包含了这些电量上所配套的绿色环境属性（即绿证），这就是绿电交易。而绿证交易的电和证不一定是一起交易的，不要求电量一定从发电企业运送到用电企业，就可以获得它的绿色属性，这是绿证的额外优势。只要产生了购买绿证的行为，就是绿证交易。某新能源发电企业电力市场总监：核发绿证是把新能源企业发电所产生的环境权益量化出来而且赋予了价值。我们集团2023年核发的绿证数量大概是90万张， 通过参与市场化交易，完成了绿证的销售合同额在5000万以上，这部分创收是属于额外增收的部分，对企业的经营和现金流非常有好处。近年来，随着开发成本不断下降、经济性不断提高，发展和消费可再生能源，已成为全球应对气候变化的普遍共识和一致行动。一些跨国企业，如大众、奔驰、苹果、巴斯夫等企业已承诺100%使用绿电，并对其供应商提出相应要求。巴斯夫亚太区采购总监 张建：2022年我们大概购得了3.3亿千瓦时的绿电，对应的绿证是33万张。巴斯夫未来会持续地推进绿电，包含绿电对应的绿证的采购工作，因为这是我们集团2050净零排放目标下的核心手段。绿电的使用可以直接带来我们在间接排放，国外叫做“范围2”的排放的降低，也能够进一步促进可再生能源行业的发展。一般来说外资企业或者出口导向型企业，对于绿电、绿证的需求会相对迫切，而近年来包括高能耗企业在内的大批国内企业和个人也在积极购买绿证、使用绿电。实现绿证核发全覆盖，建立基于绿证的绿色电力消费认证标准、制度和标识体系，充分发挥绿证作用，对于引导全社会绿色消费、加快形成绿色低碳的生产方式和生活方式、更好推动绿色发展具有重要作用。

            国家发展改革委办公厅关于印发首批碳达峰试点名单的通知发改办环资〔2023〕942号各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委：  为落实国务院《2030年前碳达峰行动方案》（国发〔2021〕23号）有关部署，按照《国家碳达峰试点建设方案》（发改环资〔2023〕1409号）工作安排，经有关地区城市和园区自愿申报、省级发展改革委推荐、省级人民政府审核、国家发展改革委复核，确定张家口市等25个城市、长治高新技术产业开发区等10个园区为首批碳达峰试点城市和园区，现予公布，并就有关事项通知如下：  一、有关地区发展改革委要高度重视、周密部署、扎实推进，组织指导有关城市和园区开展碳达峰试点建设。各试点城市和园区要切实履行主体责任，把碳达峰试点建设作为促进本地区经济社会发展全面绿色转型的关键抓手，统筹谋划重点任务、研究推出改革举措、扎实推进重大项目。  二、各试点城市和园区要按照《国家碳达峰试点建设方案》及《碳达峰试点实施方案编制指南》部署要求，结合自身实际科学编制试点实施方案。有关地区发展改革委要组织专业力量，对试点城市和园区实施方案编制工作给予指导和支持。  三、有关地区发展改革委对本地区试点城市和园区实施方案进行审核后，于2024年1月31日前报送国家发展改革委（环资司）。我们将组织有关方面对各试点实施方案进行审核，并反馈有关修改意见。       具体名单如下：

近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》（以下简称《通知》），决定自2024年1月1日起建立煤电容量电价机制。这意味着，中国将迎来煤电容量电价和电量电价的“两部制”电价政策。为何建立“两部制”电价？——稳定煤电行业预期，保障电力系统安全运行谈及煤电电价机制，可从国内现行的单一制电价说起。电力是一种即发即用的商品，发电企业发出电力并售卖给用户，能获得相应的发电收益。这种通过市场化方式形成并能灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况的电价，通常被称为“电量电价”。“煤电经营成本包括折旧费、人工费、修理费、财务费等固定成本和燃煤等变动成本。目前，我国对煤电实行单一制电价，即煤电只有发电才能回收成本。电力市场成熟国家通常实行两部制电价，即容量电价主要回收机组固定成本、电量电价主要回收变动成本。”国家发展改革委价格司有关负责人介绍。伴随中国能源绿色低碳转型有序推进，煤电的功能定位发生了一定转变。当前，国内可再生能源装机容量历史性超越煤电，但可再生能源发电波动性、不稳定性突出，“风光”等可再生能源发电出力不稳时，还需要煤电机组兜底保障。但是，“煤电逐步从电量型电源转向基础保障型和系统调节型电源，利用小时数明显下降。据统计，煤电机组的年发电小时数由2015年的5000小时以上降低到去年的4300小时，未来其发电小时数还将进一步降低，通过单一电量电价已无法回收其固定成本。”中国电力企业联合会常务副理事长杨昆介绍。一边是新能源快速发展，仍需煤电机组发挥配套保障作用；另一边是现行电量电价已难以覆盖煤电经营成本，亟须建立相应价格机制以保障电力系统稳定运行。因此，建立容量电价和电量电价两部制电价恰逢其时。“煤电是我国最重要、成本较低的支撑调节电源，推动煤电加快向提供容量支撑保障和电量并重转型，平常时段为新能源发电让出空间、高峰时段继续顶峰出力，对促进新能源进一步加快发展具有重要意义。”国家发改委上述负责人说，“建立煤电容量电价机制、通过容量电价回收部分或全部固定成本，从而稳定煤电行业预期，是保障电力系统安全运行、为承载更大规模的新能源提供有力支持和更好促进能源绿色低碳转型的必然要求。”煤电容量电价怎么算？——按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定《通知》明确，煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元；通过容量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，2024至2025年多数地方为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为50%左右。2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。“用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元。这样安排，一方面是由于煤电机组固定成本地区差异总体较小，不同类型机组之间差异也有限，具备全国实行统一标准的基础，可操作性较强；另一方面也充分体现了价格上限管制举措，特别是百万千瓦级先进煤电机组固定成本略低于全国统一标准，单位煤耗更低、发电效益更高，能够激励市场主体自主优化扩建技术方案，降低煤电机组建设运营成本。”华北电力大学能源互联网研究中心主任曾鸣说。除了规定容量电价具体比例，《通知》还明确了相应的惩罚机制：正常在运情况下，煤电机组无法按照调度指令提供申报最大出力的，月内发生两次扣减当月容量电费的10%，发生三次扣减50%，发生四次及以上扣减100%。也就是说，煤电机组有多少容量电价收益，取决于其是否保质保量完成了电力保供任务，这一机制将有利于其在电力系统安全稳定运行中发挥重要作用。谁来支付煤电容量电价？——工商业用户按当月用电量比例分摊，不涉及居民和农业用户国家发改委有关负责人表示，该政策不涉及居民和农业用户，这些用户用电仍执行现行目录销售电价政策。据介绍，煤电机组可获得的容量电费，根据当地煤电容量电价和机组申报的最大出力确定，煤电机组分月申报，电网企业按月结算。各地煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊，由电网企业按月发布、滚动结算。此外，对纳入受电省份电力电量平衡的跨省跨区外送煤电机组，送受双方应当签订年度及以上中长期合同，明确煤电容量电费分摊比例和履约责任等内容。“建立煤电容量电价机制，在稳定煤电行业预期、保障电力系统安全运行、促进新能源加快发展的同时，对于终端用户用电成本的影响，无论是从短期还是从长期看，都是积极正面的。”该负责人说，“短期看，对终端用户用电成本的影响总体较小。由于建立煤电容量电价机制主要是电价结构的调整，煤电总体价格水平是基本稳定的，特别是电量电价小幅下降，将带动水电、核电、新能源等其他电源参与市场交易部分电量电价随之下行，工商业用户终端用电成本总体有望稳中略降。”长期看，建立煤电容量电价机制，首次实现对煤电这一主力电源品种电能量价值和容量价值的区分，可有力推动构建多层次电力市场体系，引导煤电、新能源等市场参与者各展所长、各尽所能、充分竞争，全面优化电力资源配置，提升整个电力系统的经济性，从而对降低终端用户的用电成本起到积极作用。“完善煤电容量电价形成机制，将煤电基准价进一步拆分为电量电价和容量电价两部分，有助于明确不同电源在电力系统中应承担的义务、应享受的权利和应获得的合理收益，这将有效促进电力市场建设，有利于推动新型电力系统电价机制的形成。”杨昆说。

据国际能源网/储能头条统计，2023年10月份国家及地方共发布储能相关政策44条！其中国家出台政策9条，地方出台政策35条。根据储能政策的具体指向，地方政策中，储能补贴政策6条、储能规划布局的政策7条、新能源配储政策3条、储能参与电力市场化相关政策2条、充换电及新能源汽车相关政策8条、其他相关政策9条。具体如下：