一、国家政策
1．能源
2023年1月4日，国家能源局印发《2023年能源监管工作要点》（以下简称《工作要点》），提及完善水电、风电、光伏等发电项目及涉网工程施工企业许可管理，促进可再生能源健康发展。落实“先立后破”要求，做好煤电机组许可准入退出，稳妥开展符合产业政策和节能减排政策煤电机组许可延续，促进有序替代。修订增量配电区域划分实施办法，做好增量配电改革试点项目许可证核发工作。在推进电力市场体系建设方面，明确要加强顶层设计，强化市场基础规则制度的统一，畅通市场主体和各要素资源的公平高效流动;要加快区域市场建设，实现省间电力资源优化互济和应急状态下的余缺调节;要进一步发挥中长期交易机制和辅助服务市场机制作用，保障地方电力供需平衡和电网安全稳定运行。在全面加强电力市场监管方面，明确要强化地方不当干预行为监管，加强对各地交易方案的独立审查评估;要加强电力调度交易监管，开展针对电力调度、交易机构和市场委员会的监管机制设计;要对电力现货试点、市场交易秩序、电网代理购电、电价政策执行、信息披露报送等实施常态化监管，维护公平公正的市场秩序。此外，《工作要点》明确7方面23条重点工作，除以上重点工作以外，还要求相关部门围绕自然垄断环节监管、信用分类监管、共性突出问题等强化监管。值得注意的是，《工作要点》整合市场监管、安全监管、资质监管三个领域的工作内容，以便于系统指引各派出机构集中力量，合并开展监管任务，减少对地方和企业的负担。（2）《关于加快推进能源数字化智能化发展的若干意见》为加快推进能源数字化智能化发展，国家能源局在2023年03月28日提出《关于加快推进能源数字化智能化发展的若干意见》（以下简称《若干意见》）。《若干意见》指出，到2030年，能源系统各环节数字化智能化创新应用体系初步构筑、数据要素潜能充分激活，一批制约能源数字化智能化发展的共性关键技术取得突破，能源系统智能感知与智能调控体系加快形成，能源数字化智能化新模式新业态持续涌现，能源系统运行与管理模式向全面标准化、深度数字化和高度智能化加速转变，能源行业网络与信息安全保障能力明显增强，能源系统效率、可靠性、包容性稳步提高，能源生产和供应多元化加速拓展、质量效益加速提升，数字技术与能源产业融合发展对能源行业提质增效与碳排放强度和总量“双控”的支撑作用全面显现。数字化智能化转型升级是新一轮能源科技革命和产业变革的强劲动力。党的二十大报告提出，加快发展数字经济，促进数字经济和实体经济深度融合。《若干意见》明确提出加快推进能源数字化智能化发展的总体要求和各项任务举措。作为当前和今后一段时期指导能源数字化智能化转型升级、推动能源高质量发展的重要纲领性文件，能源行业要认真贯彻落实《若干意见》部署要求，确保各项重点任务、试点示范项目顺利实施。《若干意见》坚持系统思维和目标导向，从总体要求、加快行业转型升级、推进应用试点示范、推动共性技术突破、健全发展支撑体系、加大组织保障力度等六个方面，提出能源数字化智能化发展的工作要求。构筑发电行业数字生态，是推动发电行业绿色化发展与低碳化转型的重要手段。为增强数字化智能化对电力系统转型升级的支撑能力。2023年4月6日国家能源局研究制定了《2023年能源工作指导意见》（以下简称《意见》），对保障能源安全稳定供应，持续推动能源高质量发展进行了具体部署，主要目标如下：供应保障能力持续增强。全国能源生产总量达到47.5亿吨标准煤左右，能源自给率稳中有升。原油稳产增产，天然气较快上产，煤炭产能维持合理水平，电力充足供应，发电装机达到27.9亿千瓦左右，发电量达到9.36万亿千瓦时左右，“西电东送”输电能力达到3.1亿千瓦左右。结构转型深入推进。煤炭消费比重稳步下降，非化石能源占能源消费总量比重提高到18.3%左右。非化石能源发电装机占比提高到51.9%左右，风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到15.3%。稳步推进重点领域电能替代。质量效率稳步提高。单位国内生产总值能耗同比降低2%左右。跨省区输电通道平均利用小时数处于合理区间，风电、光伏发电利用率持续保持合理水平。新设一批能源科技创新平台，短板技术装备攻关进程加快。《意见》指出要把能源保供稳价放在首位，要求强化忧患意识和底线思维，其中更蕴含着对问题意识和系统观念的重视。未来较长一段时期，是推动实现“双碳”目标的关键起步期、能力培育期和相对困难期，解决好能源安全问题是基本前提。推动能源产供储销体系，安全、高效、流畅运转。一是实施全面节约战略、抑制不合理的能源消费，倡导绿色消费，以更加集约高效的方式满足能源需求，改变以粗放供给满足刚性需求的能源供需平衡模式。二是形成油、气、煤、核、新能源、电力多轮驱动的多元供给结构，确保“能源的饭碗牢牢端在自己手里”。三是充分借鉴近年来该方面暴露出的一系列突出问题，以煤炭和电力两方面为优先着力点，大力推动一二次能源间的统筹衔接问题有效解决。四是建成多层次、多元化能源储备体系。按照政府主导、社会共建、多元互补、跨区互济原则，分类分级落实储备责任。
2．电力
2023年2月14日，为提升我国电力可靠性管理水平，保障电力可靠供应，更好服务新时代经济社会发展，国家能源局近日发布《关于加强电力可靠性管理工作的意见》(以下简称《意见》)，要求电力企业建立电力可靠性全过程管理机制，加强专业协同，形成覆盖电力生产供应各环节的可靠性全过程管理机制。《意见》提出电网企业要优化安排电网运行方式，做好电力供需分析和生产运行调度，强化电网安全风险管控，优化运行调度，确保电力系统稳定运行和电力可靠供应。发电企业要加强燃料、蓄水管控及风电、光伏发电等功率预测，强化涉网安全管理，科学实施机组深度调峰灵活性改造，提高设备运行可靠性，减少非计划停运。电网企业要加大城乡电力基础设施建设力度，提升供电服务和民生用电保障能力。2023年6月12日，国家能源局印发《发电机组进入及退出商业运营办法》（以下简称《办法》），明确并网调试工作条件和程序、进入商业运营条件、进入商业运营程序、调试运行期上网电量结算、退出商业运营程序等方面。《办法》修订立足电力体制改革新形势新背景，对发电机组进入及退出商业运营程序、调试期电费结算机制、参与辅助服务方式、适用范围等关键内容进行完善，以适应当前要求。主要体现在四个方面。一是进一步取消备案程序。2011年印发的32号文更偏重对发电机组进入及退出商业运营工作的行政管理，2015年印发的18号文取消了相关审批事项。本次修订明确，在规定时间内具备条件的，自动进入商业运营，进一步取消了并网调试申请等备案程序。二是对机组调试期电费结算标准按规定进行了上浮。32号文明确火电机组调试期电价按标杆电价的80%执行（水电为50%），在燃煤发电上网电价改革后，2022年全国燃煤发电机组平均交易价格已较基准电价上浮18.3%，32号文不再适应当前电价市场化改革要求。经商国家发改委价格司，本次修订将调试期电费结算标准与市场价格挂钩，按照当地同类型机组当月代理购电市场化采购平均价结算；同类型机组当月未形成代理购电市场化采购电量的，按照最近一次同类型机组月度代理购电市场化采购平均价结算。此举将有利于调动发电机组投产的积极性，助力迎峰度夏电力保供大局。三是对机组调试期参与辅助服务责任进行了重新明确。32号文规定，机组调试期电费的20%作为差额资金，其中，一半计入电网企业收入，一半纳入辅助服务资金。本次修订按照“宜市场则市场”的原则，采用辅助服务市场机制替代计划性的差额资金，明确机组调试期承担辅助服务责任，并设定调试期电费的10%作为分摊上限，既对调试机组进行适当约束，也避免给调试机组带来过高成本负担。四是进一步扩大了办法的适用范围。本次修订将电化学、压缩空气、飞轮、储热等新型储能纳入适用主体范围，明确了独立新型储能参照发电机组进入及退出商业运行执行，并对具体要求进行细化，将有力推动新兴市场主体发展壮大。同时，完善了退出商业运营有关内容，包括注销电力业务许可证、解网、大坝注册逾期失效或被注销、大坝注册等级降级等情形。（3）《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，强调要科学合理设计新型电力系统建设路径，在新能源安全可靠替代的基础上，有计划分步骤逐步降低传统能源比重。此举有利于更好推动能源生产和消费革命，保障国家能源安全和绿色转型。电力是经济社会发展的血脉。目前，我国电力系统发电装机总容量、非化石能源发电装机容量、远距离输电能力、电网规模等指标均稳居世界第一位，电力装备制造、规划设计及施工建设、科研与标准化、系统调控运行等方面均建立了较为完备的业态体系，为服务国民经济快速发展和促进人民生活水平不断提高提供了有力支撑。体制机制和技术创新是新型电力系统建设的“双驱动”。一方面，电力系统转型过程中面临诸多改革任务，适应新型电力系统的体制机制亟待完善。另一方面，电力关键核心技术装备尚存短板，支撑新型电力系统构建的重大技术亟需进一步攻关突破。国家发展改革委、国家能源局、国家乡村振兴在2023年7月14日联合对外发布《关于实施农村电网巩固提升工程的指导意见》（以下简称“《指导意见》”）。《指导意见》提出，深入实施农村电网巩固提升工程，全面巩固提升农村电力保障水平，推动构建农村新型能源体系。到2035年，基本建成安全可靠、智能开放的现代化农村电网，农村地区电力供应保障能力全面提升，城乡电力服务基本实现均等化，全面承载分布式可再生能源开发利用和就地消纳，农村地区电气化水平显著提升，电力自主保障能力大幅提高，有力支撑乡村振兴和农业农村现代化。根据《指导意见》，到2025年，农村电网网架结构更加坚强，装备水平不断提升，数字化、智能化发展初见成效；供电能力和供电质量稳步提高，东部地区农村电网供电可靠率、综合电压合格率、户均配变容量分别不低于99.94%、99.9%、3.5千伏安，中西部和东北地区分别不低于99.85%、99.2%、2.3千伏安，各地结合实际差异化制定本区域发展目标；农村电网分布式可再生能源承载能力稳步提高，农村地区电能替代持续推进，电气化水平稳步提升，电力自主保障能力逐步提升。业内认为，实施农村电网巩固提升工程既要聚焦解决农村生产生活用电中的急难愁盼问题，补齐农村电网短板，提升农村地区供电能力和供电质量，也要适应农村可再生能源开发、新能源汽车下乡等新任务新要求，提升农村电网综合承载能力，推动农村电网巩固提升和农村用能清洁低碳转型。（5）《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》国家发展改革委、财政部、国家能源局在2023年8月3日联合发布的通知（以下简称《通知》）提出，进一步健全完善可再生能源绿色电力证书（绿证）制度，明确绿证适用范围，规范绿证核发，健全绿证交易，扩大绿电消费，完善绿证应用，实现绿证对可再生能源电力的全覆盖。绿证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。绿证作为可再生能源电力消费凭证，用于可再生能源电力消费量核算、可再生能源电力消费认证等。绿证是国家对可再生能源电量颁发的具有独特标识代码的电子证书，充分体现可再生能源正外部性，代表可再生能源电量环境属性，也是国际通行做法。本次《通知》将绿证覆盖范围从原来的陆上风电、光伏发电扩大到所有可再生能源发电项目，充分考虑与核算可再生能源消费、碳市场等重要政策机制的衔接，是以系统思维推动发挥制度合力的一项制度创新。我国地域差异较大，省、区发展不平衡矛盾突出，完善绿证制度对促进省间互济、统筹区域协调发展意义重大。本次《通知》对所有可再生能源项目核发绿证，同时规范绿证单独交易与绿电交易（即绿证与物理电量捆绑交易）方式，拓展绿证应用场景、鼓励社会各用能单位主动承担可再生能源电力消费社会责任等，将进一步扩大全国绿证交易市场，提升全社会绿电消费水平，以全国统一绿证体系实现绿色价值大范围流通，促进全国范围内资源优化配置。我国绿证制度设计了绿色电力证书全生命周期追踪机制，该机制以证书的唯一编号为线索，记录绿证从生产、交易、注销的全生命周期信息，可保证绿证数量不被重复统计以及同一个证书不被重复交易，具有准确计量可再生能源电量的基础。本次《通知》充分衔接现有政策，明确将绿证核发范围覆盖至所有已建档立卡风电、太阳能发电、常规水电、生物质发电等全部可再生能源项目电量，将实现绿证与可再生能源发电量对应，绿证核发交易数据将充分反映我国可再生能源开发及利用情况，为我国全部可再生能源生产和消费数据统计核算提供全新的、高效的、准确的、统一的口径，推动统计核算体系创新。基于绿证认证绿电消费有助于构建统一标准激发市场活力。国际上，对于自愿绿证市场，美国、德国等均通过建立绿色电力消费认证体系体现企业购买绿证后对于环境的贡献。但我国暂未建立完善的绿色电力消费认证、标识和公示制度，难以有效提升全社会消费绿色电力的意识。本次政策提出以绿证作为电力用户绿色电力消费和绿电消费属性标识认证的唯一凭证，建立基于绿证的绿色电力消费认证标准、制度和标识体系，将促进形成绿电消费认证的统一标准，构建全国统一绿证体系，为企业认证绿电消费创造便捷条件，扩大绿证社会认可度。推动绿证与碳市场衔接助力实现国家碳达峰碳中和目标。绿证市场和碳市场都是以市场化手段推动绿色低碳转型的重大制度创新和有力政策工具，目前两者尚未有实质性衔接，仅天津、北京、上海三个直辖市明确在核算企业外购电量对应碳排放量时扣除绿色电力电量。本次《通知》中明确研究推进绿证与全国碳排放权交易机制、温室气体自愿减排交易机制的衔接协调，将形成政策合力，共同支持碳达峰碳中和行动。（6）《关于加强电力可靠性数据治理 深化可靠性数据应用发展的通知》2023年8月31日，国家能源局发布《关于加强电力可靠性数据治理 深化可靠性数据应用发展的通知》（以下简称“《通知》”）。其中提出，基于实时数据的电力可靠性管理体系建设目标。到2025年底，纳入可靠性统计口径且投产满半年及以上的新建机组（水电、火电、核电）、新能源场站（风电、光伏）全部实现主要设备可靠性数据实时采集上报；输变电主要设施实现可靠性停运事件实时采集，输变电回路、直流输电系统停复电信息及运行状态实时采集覆盖率不低于50%；除部分偏远地区外，供电系统实现基于实时数据的供电可靠性管理。到2028年底，全面建成基于实时数据的电力可靠性管理体系。《通知》中提及，数字赋能、提质增效。充分应用电力系统运行数据和电力设备监测数据开展分析评估，推进基于实时数据的电力可靠性管理体系建设，在确保信息安全的前提下，实现可靠性数据自动化采集、智能化分析、可溯化管理、透明化监督，确保可靠性数据的准确性、及时性和完整性。鼓励电力企业应用可靠性数据加强规划设计、设备选型、建设改造、运维检修、供电服务等工作。基于实时数据的电力可靠性管理体系建设目标，到2025年底，水电、火电、核电、风电、光伏全部实现主要设备可靠性数据实时采集上报。到2028年底，全面建成基于实时数据的电力可靠性管理体系。电网企业供电可靠性数据获取要逐步从停电事件人工填报模式过渡到基于实时数据的自主研判模式，鼓励应用区块链等技术，消除数据采集过程干扰，进一步完善供电可靠性信息溯源及校核机制。以电力企业与电力用户需求为牵引，加快人工智能、数字孪生、物联网等技术在电力可靠性领域的创新应用，推动可靠性信息跨环节、跨专业、全链条的共享，构建多元化应用场景，指导电力企业在规划建设、设备选型、运维检修、供电服务等领域提质增效。2023年9月7日，国家发展改革委、国家能源局关于印发《电力现货市场基本规则（试行）》（以下简称“《基本规则》”），《基本规则》主要规范电力现货市场的建设与运营，包括日前、日内和实时电能量交易，以及现货与中长期、辅助服务、电网企业代理购电等方面的统筹衔接。适用于采用集中式市场模式的省（区、市）/区域现货市场，以及省（区、市）/区域现货市场与相关市场的衔接。《基本规则》包括十三章129条内容及名词解释附件，主要包括四方面内容。一是明确电力现货市场建设路径。二是规范电力现货市场机制设计。三是明确电力现货市场运营要求。四是规范电力现货市场相关名词术语。指导规范电力现货市场建设，构建全国统一电力市场体系。通过全面总结电力现货试点建设成功经验，进一步凝聚现货市场建设共识，指导各地因地制宜开展电力现货市场建设。以《基本规则》为指引，优化电力现货市场推进程序，规范电力现货市场规则编制，从市场准入退出、交易品种、交易时序、交易执行结算、交易技术标准等方面一体化设计规则体系。积极推动电力市场间衔接，加快构建全国统一电力市场体系，促进资源在更大范围内优化配置。提升电力安全保供能力，支撑国家能源安全。长期来看，市场化改革是保证能源安全的有效手段，电力现货市场建设作为市场化改革的核心举措之一，在保障电力供应安全方面具有重要作用，具体而言，电力现货市场构建了“能涨能降”的市场价格机制，依托分时价格信号动态反映市场供需形势及一次能源价格变化趋势，并通过短时尖峰价格信号有效激励火电、燃气机组顶峰发电，电力用户移峰填谷，显著提升电力保供能力，支撑经济社会高质量发展。构建适合新能源发展的电力市场体系，助力新型电力系统建设。建立适应新能源特性的市场机制，发挥电力现货市场分时价格信号作用，鼓励火电机组提升运行灵活性，促进源网荷储协同互动，充分释放系统整体调节能力。有序推动新能源参与电力市场交易，以市场方式促进变动成本更低的新能源优先消纳，实现新能源在更大范围内的优化配置和协同消纳。有效激发市场活力，探索新型主体参与电力市场的新模式、新机制。适应储能、虚拟电厂等新型主体发展需要，不断优化市场机制，独立储能、虚拟电厂等新型主体已可实现自主参与现货市场申报，并按照现货市场分时价格信号参与系统灵活调节。未来，随着市场机制的进一步建立健全，可通过现货市场的分时价格信号更好激励新型主体充分发挥灵活调节能力，引导用户灵活用电，有效提升电力系统稳定性和灵活性，实现源网荷储各环节灵活互动，为新型电力系统建设提供机制保障。2023年9月7日，国家发展改革委、国家能源局联合发布了新修订的《电力负荷管理办法（2023年版）》（以下简称《办法》），《办法》共包括总则、需求响应、有序用电、系统支撑、保障措施、附则等6章44条。2011年，为应对全国电力供需总体偏紧的情况，国家发展改革委出台了《有序用电管理办法》，各地方和电网企业结合实际出台了具体操作办法，在降低高峰时期用电负荷、保障民生及重要用户用电、确保电网安全稳定运行和供用电秩序平稳等方面发挥了积极作用。近年来，随着经济发展带动全国用电负荷特别是居民用电负荷的快速增长，全国范围内夏季、冬季用电负荷“双峰”特征日益突出，极端气候现象多发增加了电力安全供应的压力，具有随机性、波动性、间歇性特征的可再生能源大规模接入电网对电力系统的稳定性带来新的挑战，同时社会各方面对电力安全稳定供应的要求不断提高，迫切需要兜牢电力安全保供的底线。结合能源电力安全保供新要求，进一步规范电力负荷管理工作流程，做实做细电力负荷管理工作。第一，明确了负荷管理内涵，为适应新型电力系统建设新要求，电力负荷管理要发挥双重作用，一方面保障电网安全稳定运行、维护供用电秩序平稳，另一方面促进可再生能源消纳、提升用能效率，其主要包括需求响应、有序用电等具体措施。第二，强化了电力负荷管理科学性和规范性，《办法》从实际操作角度，统一、规范电力负荷管理责任主体权责、组织实施流程等方面具体要求。需求响应方面，目前市场化需求响应已成为电力保供的重要措施，结合全国多地需求响应具体实践，进一步规范了需求响应实施流程、职责分工。有序用电方面，强调坚守民生用能底线，强化有序用电方案的合理性，规范有序用电全流。2023年9月15日，国家发展改革委、工业和信息化部、财政部、住房和城乡建设部、国务院国资委、国家能源局联合发布了新修订的《电力需求侧管理办法（2023年版）》（以下简称《办法》）。《办法》共包括总则、节约用电、需求响应、绿色用电、电能替代、智能用电、有序用电、保障措施、附则等9章54条。电力需求侧管理，是指加强全社会用电管理，综合采取合理可行的技术、经济和管理措施，优化配置电力资源，在用电环节实施节约用电、需求响应、绿色用电、电能替代、智能用电、有序用电，推动电力系统安全降碳、提效降耗。深化电力需求侧管理，充分挖掘需求侧资源，对推动源网荷储协同互动，保障电力安全稳定运行，助力新型电力系统和新型能源体系建设具有重要意义。结合电力需求侧管理工作新形势、新任务、新要求，着力健全长效机制，提升工作效能。第一，新增了需求响应章节，需求响应是电力需求侧管理的重要内容，是激发需求侧资源活力的重要手段。第二，拓宽了绿色发展内容。坚持节约优先，促进电力用户能效提升。进一步推动绿色用电与绿电交易、绿证交易衔接，鼓励重点地区、重点企业提高绿电消费比重。聚焦重点领域，科学推动电能替代，完善电能替代项目支持措施，稳步推进终端电气化水平提升。第三，强化了电力安全底线思维，明确需求响应与有序用电的边界，优先采取需求响应等措施后，仍无法满足电力电量平衡时，再执行有序用电，着重强调要依法依规实施有序用电。第四，充分运用新一代信息技术手段，结合“云大物移智”等新一代信息技术的快速发展，进一步推进电力消费智能化，实现电力利用效率的提升与电力利用方式的变革。（10）《关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》国家发展改革委、国家能源局在2023年9月21日《关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》（以下简称《指导意见》）。《指导意见》指出，科学安排储能建设。根据电力系统需求，统筹各类调节资源建设，因地制宜推动各类储能科学配置，形成多时间尺度、多应用场景的电力调节与稳定控制能力，改善新能源出力特性、优化负荷曲线，支撑高比例新能源外送。有序建设抽水蓄能。有序推进具备条件的抽水蓄能电站建设，探索常规水电改抽水蓄能和混合式抽水蓄能电站技术应用，新建抽水蓄能机组应具备调相功能。积极推进新型储能建设。充分发挥电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、氢储能、热（冷）储能等各类新型储能的优势，结合应用场景构建储能多元融合发展模式，提升安全保障水平和综合效率。完善合理的电源结构。新建煤电机组全部实现灵活性制造，现役机组灵活性改造应改尽改，支持退役火电机组转应急备用和调相功能改造，不断提高机组涉网性能；积极推进主要流域水电扩机、流域梯级规划调整等，依法合规开展水电机组改造增容，新建水电机组按需配置调相功能；积极安全有序发展核电，加强核电基地自供电能力建设；在落实气源的前提下适度布局调峰气电；稳步发展生物质发电。大力提升新能源主动支撑能力。推动系统友好型电站建设，有序推动储能与可再生能源协同发展，逐步实现新能源对传统能源的可靠替代；协同推进大型新能源基地、调节支撑资源和外送通道开发建设，推动基地按相关标准要求配置储能，保障外送电力的连续性、稳定性和高效性。加快重大电工装备研制。推动新型储能技术向高安全、高效率、主动支撑方向发展。提高电力工控芯片、基础软件、关键材料和元器件的自主可控水平，强化电力产业链竞争力和抗风险能力。《指导意见》共24条，提出了在全面落实碳达峰碳中和战略部署，及“四个革命、一个合作”能源安全新战略等新形势下，我国政府计划如何做好电力系统稳定工作的思路与策略。总体来看，本次《指导意见》立足于“电力系统稳定问题将长期存在”的认识，着重于新形势下电力系统的稳定工作，从物理基础，管理体系和科技创新三方面对新型电力系统的规划建设提出多方要求。电力市场化改革或有望带出额外收益，高波动环境下顶峰容量和灵活性资源有望获益。本次《指导意见》主要从顶层设计方面明确加强电力系统稳定运行的相关方向，但在低碳转型过程中坚持电力安全保供，或需要系统在经济性方面付出额外成本，即将传统电力系统中作为电源侧成本项的辅助服务费用和顶峰容量费用加以认可、抬高激励，以提高顶峰电源和灵活性资源的积极性。电力市场化改革为电力系统引入市场机制，发掘系统稀缺要素的时空价值，将有望成为为顶峰电源和灵活性资源增厚收益的手段。在新能源对电力系统的快速度高比例渗透，系统顶峰和调节需求有望随之日益上涨的背景下，顶峰容量和灵活性资源有望因市场机制推广而获益。（11）《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》2023年10月12日，国家发改委办公厅、国家能源局综合司发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（以下简称《通知》），《通知》指出，加快区域电力市场建设。南方区域电力现货市场在2023年底前启动结算试运行。2023年底前建立长三角电力市场一体化合作机制，加快推动长三角电力市场建设工作。京津冀电力市场在条件成熟后，力争2024年6月前启动模拟试运行。国家层面始终重视并关注各地市场建设情况，如今更是对各地现货市场建设的实际情况做出评估后，出台文件一次性统筹推进，针对性地对各地提出明确的时间节点。优化了市场间交易机制，国内电力现货市场建设始终坚持“大版块性质”的区域市场建设与“小拼图相连接性质”的省内+省间市场衔接方式并重。电源侧参与市场主体更多，本次在国家进行总体把握的前提下明确将分步实施建设权限下放地方，地方根据省（区域）内实际装机结构可自行制定实施方案，打破了原有僵化的“国家要求一步，地方执行一步”的改革路径。用户侧参与市场更加深入，供需关系越加真实，出清价格更贴近于实际。中长期衔接现货进一步优化，电力现货市场建设从开始的“中长期为主，现货为补充”转变为现在的“中长期衔接现货市场进行优化设计”，电力现货市场在市场体系中的基础地位逐步显现，辅助服务市场疏导与建设并行。市场价格体系进一步完善。2023年11月08日，为加快构建新型电力系统，更好保障电力安全稳定供应，推动新能源加快发展和能源绿色低碳转型，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，对煤电实行两部制电价政策。《通知》明确，对合规在运的公用煤电机组实行煤电容量电价政策，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；2024年至2025年，多数地方通过容量电价回收固定成本的比例为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些；2026年起，各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。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。与西方发达国家电力需求已进入低速增长的饱和发展阶段不同，为支撑未来国民经济高质量增长需要，我国电力需求预计仍将维持中高速增长。而煤电为电力系统提供了持续稳定的基础出力、灵活可控的调节能力，在电力系统安全保供方面发挥着关键性作用。出台容量电价机制，保障煤电机组正常运营，引导煤电投资建设，有助于煤电继续发挥其保障电力电量供应的“顶梁柱”和“压舱石”作用。相较于“电源过剩/电价大跌—电源建设停滞—电力紧缺/电价大涨—电源过度建设”的投资周期怪圈，容量电价机制可以一定程度上“熨平”投资周期，避免终端用户电价大起大落，助力我国经济社会发展和电力系统安全稳定运行。传统电力系统中，火电作为主力电源，能同时提供电能量价值、灵活性价值、可靠性价值等多维价值，电力市场设计也以单一市场为主。但随着新能源发电、储能、虚拟电厂等多元主体的参与，这些主体大多只能提供部分价值。这意味着电力定价必须根据新型电力系统发展需要，对电力商品的多维价值分别定价。而新一轮电力体制改革以来，我国电力市场建设稳步推进，主体多元、竞争有序的电力交易市场体系初步形成。中长期和现货市场反映电能量价值，辅助服务市场反映调节性价值，绿证绿电市场反映环境价值的电力商品多维价值体系正在构建。而容量电价机制反映可靠性价值，保障电力中长期供应安全，同时缓解了市场化改革带来的发电资产搁浅成本问题，与电力市场化改革有机衔接。
3．石油天然气
（1）《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023-2025年）》2023年2月27日，国家能源局印发《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023—2025年）》（以下简称《行动方案》）提出，大力推动油气勘探开发与新能源融合发展，积极扩大油气企业开发利用绿电规模。到2025年，通过低成本绿电支撑减氧空气驱、二氧化碳驱、稠油热采电加热辅助等三次采油方式累计增产原油200万吨以上；加快开发利用地热、风能和太阳能资源，积极推进环境友好、节能减排、多能融合的油气生产体系，努力打造“低碳”“零碳”油气田。《行动方案》提出，要坚持生态优先、因地制宜、多元融合发展，初期立足于就地就近消纳为主，大力推进陆上油气矿区及周边地区风电和光伏发电，统筹推进海上风电与油气勘探开发，加快提升油气上游新能源开发利用和存储能力，积极推进绿色油气田示范建设。各级能源主管部门要加大支持力度，对于作为油气勘探开发用能清洁替代的太阳能、风能、氢能、地热等新能源项目，优先列入各级能源发展规划。同时，加大油气勘探开发与新能源融合发展技术创新攻关力度。重点推进油气产能建设项目配套的低成本太阳能光热利用、油气田储能（电和热）技术、分布式微电网和综合能源智慧管控等领域。提高风能、太阳能资源预报准确度和风电、光伏发电功率预测精度，提升风电、光伏发电适应电力系统扰动能力，支撑油气生产平稳运行。《行动方案》提出，到2025年，大力推动油气勘探开发与新能源融合发展，积极扩大油气企业开发利用绿电规模。这为油气上游领域转型发展新能源吹响了冲锋号。从国家层面看，《行动方案》的出台一是有利于建设能源强国。我国现在是能源大国，但还不是能源强国。油气和新能源融合发展将有效推动能源结构绿色低碳转型，助力建设能源强国。二是有利于实现“能源独立”。我国原油对外依存度达到70%、天然气对外依存度超过40%，实现“能源独立”呼唤新能源与传统能源融合发展。依靠地上的风光资源、地下的地热资源等新能源实现多能互补，助推我国实现“能源独立”。三是有利于实现“双碳”目标。在我国目前的能源结构中，80%以上是化石能源，80%以上的碳排放是化石能源排放。到碳中和时期，80%以上的能源将是以新能源为主的零碳能源，也将减掉80%的碳排放，实现这些目标主要依靠新能源。着眼国际能源绿色低碳发展与碳中和研究的战略前沿，“超级能源盆地”是指地下赋存大规模煤炭、石油、天然气等化石能源，地上具有丰富的风光等新能源，具备建成超大型能源生产与利用基地的资源基础和地质、地理条件的能源富集盆地。新型能源体系是以新能源、新电力、新储能“三新”为技术主导的绿色智慧能源体系，以鄂尔多斯盆地为代表的“超级能源盆地”理念将重塑未来能源勘探开发的理念与模式，对全球碳中和下的能源革命具有重大意义。（2）《关于促进炼油行业绿色创新高质量发展的指导意见》2023年10月12日，国家发展改革委、国家能源局、工业和信息化部、生态环境部等四部门联合印发了《关于促进炼油行业绿色创新高质量发展的指导意见》（以下简称《指导意见》）。《指导意见》重点部署了4方面17项任务。在推动产业优化升级方面，部署优化产能结构布局、严控新增炼油产能、推进炼厂改造升级、加快淘汰落后产能、完善炼油行业管理5项任务。在推进能源资源高效利用方面，部署加强能效水效管理、推动系统用能优化、实施工艺装备升级、鼓励资源循环利用4项任务。在加快绿色低碳发展方面，部署引导炼油过程降碳、推进二氧化碳回收利用、支持制氢用氢降碳、探索加强碳排放管理4项任务。在加强科技创新引领方面，部署优化创新体制机制、加强软件开发应用、开发新型炼油技术、加快低碳技术研发4项任务。《指导意见》围绕炼油行业绿色创新高质量发展，提出4方面17条政策措施，着力在新发展阶段通过产业升级、能源与资源高效利用、科技创新等手段，扎实构建我国炼油行业发展新格局，是指导炼油行业“十四五”“十五五”期间发展的战略性、综合性、指导性文件。炼油行业属于典型的复杂流程工业体系，产业体量大、发展惯性强。过去数十年的发展过程中，炼油行业在交通运输燃料保障、化工原材料稳定供给等方面作出了突出贡献。目前，我国经济已由高速增长阶段转向高质量发展阶段，内外环境、供需结构以及人民对美好生活的需要都对炼油行业提出了新要求。《指导意见》围绕炼油行业高质量发展目标，从产能优化、能效管理、绿色低碳、科技创新等方面描绘了炼油行业2025年、2030年的目标蓝图。在产能优化方面，在新型能源体系大力发展的背景下，炼油行业要统筹考虑其燃料与材料双重属性的发挥。在能效管理方面，目前我国一小部分存量炼油产能能效水平仍然较低，未来行业的总体能源利用效率还将进一步提升。在绿色低碳方面，到2030年建设一批可借鉴、可复制的绿色低碳标杆企业，契合我国2030年前实现碳排放达峰的总体目标要求，为我国炼油行业的绿色低碳发展明确了努力方向。在科技创新方面，描绘了炼油行业实现绿色发展的关键技术路径，为炼油行业碳达峰目标的实现明确了技术支撑。
4．新能源
（1）《关于组织开展公共领域车辆全面电动化先行区试点工作的通知》2023年2月3日，工业和信息化部、交通运输部等八部门近日印发《关于组织开展公共领域车辆全面电动化先行区试点工作的通知》（以下简称《通知》），明确提出“加快推进公共领域车辆全面电动化，支持换电、融资租赁、‘车电分离’等商业模式创新”等内容。《通知》要求，按照需求牵引、政策引导、因地制宜、联动融合的原则，在完善公共领域车辆全面电动化支撑体系，促进新能源汽车推广、基础设施建设、新技术新模式应用、政策标准法规完善等方面积极创新、先行先试，探索形成一批可复制可推广的经验和模式，为新能源汽车全面市场化拓展和绿色低碳交通运输体系建设发挥示范带动作用。试点工作期限为2023-2025年。《通知》提出三方面主要目标。一是试点领域新增及更新车辆中新能源汽车比例显著提高，其中城市公交、出租、环卫、邮政快递、城市物流配送领域力争达到80%。二是建成适度超前、布局均衡、智能高效的充换电基础设施体系，服务保障能力显著提升，新增公共充电桩（标准桩）与公共领域新能源汽车推广数量（标准车）比例力争达到1：1，高速公路服务区充电设施车位占比预期不低于小型停车位的10%，形成一批典型的综合能源服务示范站。三是建立健全适应新能源汽车创新发展的智能交通系统、绿色能源供给系统、新型信息通信网络体系，实现新能源汽车与电网高效互动，与交通、通信等领域融合发展。智能有序充电、大功率充电、快速换电等新技术应用有效扩大，车网融合等新技术得到充分验证。近年来，我国新能源汽车产业发展取得积极成效。2022年，销量达到688.7万辆，连续8年居全球第一，新能源汽车新车销量达到汽车新车总销量的25.6%，提前完成《新能源汽车产业发展规划（2021—2035年）》提出的2025年发展目标。我国新能源汽车发展取得了巨大成就，掌握了电池、电机、电控等核心技术，预计今年新能源汽车产销仍将保持较快增长态势。。此次试点车辆包括公务用车、城市公交车、环卫车、出租车、邮政快递车、城市物流配送车、机场用车7个领域，能够有效拓展新能源车的使用范围。《通知》按照定量和定性相结合的方式提出电动化比例、充换电建设数量、新技术新模式创新应用工作目标要求，推动试点车辆实现质的有效提升和量的合理增长。试点城市、所在省市还将研究制定后续支持举措。例如，在充换电服务方面，新增车桩比力争达到一比一，高速公路服务区充电设施车位占比预期不低于小型停车位的10%。工信部将建立新能源汽车产业发展协调机制，统筹推动产业发展全局性工作。加强新阶段重大问题系统研究，加强国际资源开发合作，积极开展整车、零部件、基础元器件、关键材料等产业链上下游的交流合作，多措并举做好关键原材料保供稳价工作。企业也需要在其中发挥重要作用。发挥龙头企业和国家制造业创新中心作用，促进大中小企业融通创新，加快新体系电池、车规级芯片、车用操作系统等技术攻关和产业化，推动新能源汽车与能源、交通、信息通信等领域融合发展。（2）《关于进一步做好抽水蓄能规划建设工作有关事项的通知》2023年4月23日，国家能源局综合司发布《关于进一步做好抽水蓄能规划建设工作有关事项的通知》（以下简称《通知》），《通知》指出，组织开展站址比选、布局优化和项目纳规工作，布局项目要落实到计划核准年度。对于需求确有缺口的省份，按有关要求有序纳规。对于经深入论证、需求没有缺口的省份，暂时不予新增纳规，但可根据实际情况，按照“框定总量、提高质量、优中选优、有进有出、动态调整”的原则，提出项目调整建议。国家能源局根据需求论证情况和实际需要，及时对全国或部分区域的中长期规划进行滚动调整，保持适度超前，支撑发展。加快发展抽水蓄能，对于加快构建新型电力系统、促进可再生能源大规模高比例发展、实现碳达峰碳中和目标，保障电力系统安全稳定运行、提高能源安全保障水平，以及促进扩大有效投资、保持经济社会平稳健康发展，具有重要作用。“十四五”是落实《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》、加快推进抽水蓄能高质量发展的关键时期。做好“十四五”抽水蓄能项目开发建设工作意义重大。在抽水蓄能项目前期工作、项目建设及运行管理等全过程中，严格落实生态环境保护法律法规和相关要求，落实生态保护措施，做到与生态环境协调发展。以两部制电价为主体，通过竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，推动抽水蓄能电站作为独立主体参与市场。发挥行业组织作用，加强行业培训教育和能力提升等工作。强化项目投资、设计、施工、设备制造等产业链协同。大型风电光伏基地所在地区，抽水蓄能规划建设要与大型风电光伏基地规划和项目布局、输电通道做好衔接协调，促进电力外送。2023年6月5日，国家能源局印发《风电场改造升级和退役管理办法》（以下简称《办法》），鼓励并网运行超过15年或单台机组容量小于1.5MW的风电场开展改造升级，并网运行达到设计使用年限的风电场应当退役，经安全运行评估，符合安全运行条件可以继续运营。2003年以来，中国风电进入产业化发展阶段，装机规模不断扩大。按风电机组设计寿命20年计算，早期投运的风电场已陆续进入运营后期。及时出台相关管理办法，指导和推动风电场改造升级和退役工作十分必要。早期建成的风电场所处区域风能资源好，但使用的机组额定功率小，随着运行时间增长，普遍面临发电效率下降问题。使用新的机组进行改造升级，能够进一步用好优质资源，合理扩大装机规模，有效提升发电效率，促进行业健康发展。同时，风电场改造升级和退役涉及土地变更、电网接入、配套输变电工程改造、重新办理环评水保等，还要与价格和国家财政补贴等政策做好衔接，需要制定针对性的政策予以明确。风电场改造升级，可以理解为对相应风电机组进行“以大代小，以优代劣”，即以大单机容量机组替代小单机容量机组，以性能优异机组替代性能落后机组，相应对配套升压变电站、场内集电线路等设施进行更换或技术改造升级，从而实现风电场提质增效，一般分为增容改造和等容改造两种。风电场退役是指对并网运行达到设计年限且经安全运行评估不能继续运行的风电场，一次性解列风电机组后拆除风电场的全部设施，并按要求注销原发电许可证，修复生态环境。根据《办法》，风电场改造升级和退役按照公平自愿、先进高效、生态优先、有序实施、确保安全的原则组织实施。公平自愿就是充分尊重企业意愿，对未到期且符合安全运行条件的风电场不强制要求改造升级，但对到期且不符合安全运行条件的风电场必须退役；先进高效是指用先进的机组代替老机组，提高发电效率；生态优先是指把生态保护放在第一位，不能因风电场改造升级和退役而破坏生态环境，改造升级及退役后要按要求及时修复生态。
5．生态环境和碳市场
（1）《关于做好2023-2025年发电行业企业温室气体排放报告管理有关工作的通知》2023年2月7日，生态环境部发布《关于做好2023—2025年发电行业企业温室气体排放报告管理有关工作的通知》（以下简称《通知》），以加强企业温室气体排放数据管理，建立健全数据质量管理长效机制。《通知》指出，发电行业纳入全国碳排放权交易市场的年度重点排放单位名录包括经最近一次核查结果确认以及上年度新投产预计年度排放量达到2.6万吨二氧化碳当量（综合能源消费量达到1万吨标准煤）的发电行业企业或其他经济组织。《通知》强调，对因停业、关闭或者其他原因不再从事生产经营活动而停止排放温室气体，或经核查上两年度温室气体排放均未达到2.6万吨二氧化碳当量的排放单位，省级生态环境部门要组织现场核实确认，向其书面告知应履行的碳排放配额清缴义务、完成时限等事项，并在确认其完成相应义务后从全国碳排放权交易市场的年度重点排放单位名录中移出。此外，《通知》指出，组织有关技术支撑单位或委托第三方技术服务机构对重点排放单位月度信息化存证的数据及信息进行技术审核，识别异常数据，及时将有关问题线索移交设区的市级生态环境部门进一步查实和处理。生态环境部将对各地碳排放数据质量开展评估。碳排放权交易是实现碳达峰碳中和的重要政策工具，准确可靠的数据是碳排放权交易市场有效规范运行的生命线。生态环境部督促指导地方生态环境部门，坚决查处数据虚报、瞒报、弄虚作假等违法违规行为。同时，规范咨询、核查、检测服务行为，确保技术服务过程和结果真实、合规、公正，保障碳市场平稳健康运行。组织开展重点排放单位碳排放数据质量管理相关能力建设，推动加快健全完善企业内部碳排放管理制度，提升碳排放数据质量水平。鼓励有条件的地方探索开展多源数据比对，识别异常数据，增强监管针对性。《通知》也提出，组织和指导设区的市级生态环境部门，对重点排放单位数据质量控制计划编制与实施情况进行监督检查，督促重点排放单位及时、规范开展存证，对煤样采集、制备、留存的规范性、真实性进行现场抽查，对投诉举报和上级生态环境部门转办交办有关问题线索逐一进行核实处理。（2）《关于统筹节能降碳和回收利用 加快重点领域产品设备更新改造的指导意见》2023年02月20日，国家发展改革委联合工业和信息化部、财政部、住房城乡建设部、商务部、人民银行、国务院国资委、市场监管总局、国家能源局等部门印发《关于统筹节能降碳和回收利用 加快重点领域产品设备更新改造的指导意见》（以下简称《指导意见》）。《指导意见》指出，产品设备广泛应用于生产生活各个领域，统筹节能降碳和回收利用，加快重点领域产品设备更新改造，对加快构建新发展格局、畅通国内大循环、扩大有效投资和消费、积极稳妥推进碳达峰碳中和具有重要意义。强调了要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精神，完整、准确、全面贯彻新发展理念，加快构建新发展格局，着力推动高质量发展，加快发展方式绿色转型，逐步分类推进重点领域产品设备更新改造，加快构建废弃物循环利用体系，实现生产、使用、更新、淘汰、回收利用产业链循环。明确了到2025年、2030年的工作目标，提出要以节能降碳为重要导向，坚持“聚焦重点、稳步推进，合理定标、分类指导，节约集约、畅通循环，市场导向、综合施策”的工作原则，协同推进产品设备更新改造和回收利用，加大资金和政策支持力度，完善能效和淘汰标准，加强先进适用技术研发应用，加强监督管理，推动形成绿色低碳的生产方式和生活方式，为实现碳达峰碳中和目标提供有力支撑。一方面，关注当前，首批聚焦实施条件相对成熟、示范带动作用较强的6类产品设备，以《重点用能产品设备能效先进水平、节能水平和准入水平（2022年版）》和现行能效强制性国家标准为基本依据，率先推动更新改造和回收利用。另一方面，着眼长远，提出将及时总结工作成效和可行模式，逐步扩大更新改造范围。根据产业发展阶段和技术进步，实行能效水平动态转化，不断完善产品设备能效和淘汰标准。总的看，《指导意见》以产品设备更新改造和回收利用为切入点，统筹当前与长远，兼顾节能降碳与经济增长，将推动走出一条资源消耗做“减法”、经济发展做“加法”的新路子。作为一名长期在节能降碳领域奋战的咨询工作者，我相信《指导意见》的出台，将进一步凝聚各方力量，开创产品设备更新改造和回收利用协同发力新局面，为畅通国内大循环注入新活力，为推进碳达峰碳中和提供新支撑，为推动经济社会高质量发展作出新贡献。为了推动实现我国碳达峰碳中和目标，控制和减少人为活动产生的温室气体排放，鼓励温室气体自愿减排行为，规范全国温室气体自愿减排交易及相关活动， 2023年10月19日，生态环境部、市场监管总局正式印发并施行《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》（以下简称《管理办法》）。《管理办法》规定，生态环境部按照国家有关规定，组织建立统一的全国温室气体自愿减排注册登记机构，组织建设全国温室气体自愿减排注册登记系统。同时，组织建立统一的全国温室气体自愿减排交易机构，组织建设全国温室气体自愿减排交易系统；组织制定并发布温室气体自愿减排项目方法学（以下简称项目方法学）等技术规范，作为相关领域自愿减排项目审定、实施与减排量核算、核查的依据。项目方法学应当根据经济社会发展、产业结构调整、行业发展阶段、应对气候变化政策等因素及时修订，条件成熟时纳入国家标准体系。《管理办法》提出，全国温室气体自愿减排交易市场的交易产品为核证自愿减排量。生态环境部可以根据国家有关规定适时增加其他交易产品。核证自愿减排量交易可以采取挂牌协议、大宗协议、单向竞价及其他符合规定的交易方式。《管理办法》标志着我国温室气体自愿减排交易重启迈出了关键的第一步。系统规范了我国温室气体自愿减排交易的总体框架和实施流程，在明确总体原则的基础上，梳理了各流程上的具体内容，涉及项目审定与登记、减排量核查与登记、减排量交易、审定与核查机构管理、监督管理、罚则六大部分，可对监管部门职责和市场机构行为形成指引。从整体框架来看，正式发布的《管理办法》与征求意见稿的结构基本一致，仅在部分细节内容和相关表述上进行了调整。正式发布的《管理办法》对于未来阶段我国自愿减排交易市场的主体、监管、项目申请、减排量登记以及交易等内容与环节均明确了具体的方案。在自愿减排交易市场机构设置方面，提出了由全国温室气体自愿减排注册登记机构，以及全国温室气体自愿减排交易机构来组织建设、运行管理相应的注册登记系统和交易系统；在方法学的组织制定方面，摒弃了历史上由开发者向国家主管部门申请备案的方式，改为由生态环境部持续向全社会公开征集自愿减排方法学并择优发布的方式，有利于统筹管理自愿减排项目支持领域和减排技术范围；在项目申请的关键时间节点方面，主要提出了两项重点时间节点要求；二是减排量的产生时间应在2020年9月22日之后，即习近平主席首次提出“双碳”目标的时间；在交易方式方面，放弃了曾经采用的CCER交易备案管理的方式，改为组建全国统一的CCER交易机构，明确所有交易应当通过交易系统进行，可以采用挂牌协议、大宗协议、单向竞价及其他符合规定的交易方式，在交易机构进行集中统一交易和结算。这一规定基本明确了未来的CCER交易将在北京绿色交易所进行；在减排量的使用和注销方面，明确了除全国碳市场配额抵消外，地方碳市场的配额抵销、大型活动碳中和、抵销企业温室气体排放等用途均可使用核证自愿减排量，但相关减排量应在注册登记系统中予以注销，可以预见注册登记系统未来与各试点碳市场的强化对接。目前，我国温室气体自愿减排交易的总体规划已经正式揭晓，预示着相关工作进程将加速推进，估计即将可以见证配套的工作规范性文件的相继出台、第一批方法学的发布、审定与核查机构名单的确定，以及注册登记和交易系统的正式上线运行等实际进展。我国温室气体自愿减排交易的重启将有效带动更多市场主体参与到碳市场的建设发展中来，对于激发碳市场活力，提高市场流动性，更好的发掘降碳增汇价值，鼓励更多主体参与碳达峰、碳中和进程具有重要意义。我们预计自愿减排市场的建设将在近期实现进一步的进展，也期待后续正式重启后的自愿减排市场成为我国碳市场的重要补充，切实为降低企业减碳成本、开展碳金融创新提供多元化的市场选择。2023年10月20日国家发展改革委印发了《国家碳达峰试点建设方案》（以下简称《方案》）。《方案》提出将在全国范围内选择100个具有典型代表性的城市和园区开展碳达峰试点建设，聚焦破解绿色低碳发展面临的瓶颈制约，探索不同资源禀赋和发展基础的城市和园区碳达峰路径，为全国提供可操作、可复制、可推广的经验做法。《方案》提出了“坚持积极稳妥、坚持因地制宜、坚持改革创新、坚持安全降碳”4条工作原则，以及2025年、2030年的主要目标。到2025年，试点范围内有利于绿色低碳发展的政策机制基本构建，一批可操作、可复制、可推广的创新举措和改革经验初步形成，不同资源禀赋、不同发展基础、不同产业结构的城市和园区碳达峰路径基本清晰。到2030年，试点城市和园区重点任务、重大工程、重要改革如期完成，有利于绿色低碳发展的政策机制全面建立，有关创新举措和改革经验带动作用明显，对全国实现碳达峰目标发挥重要支撑作用。《方案》重点部署了5方面试点建设内容。确定试点任务方面，试点城市和园区要根据国家和所在地区“双碳”工作部署，谋划提出能源、产业、节能、建筑、交通等重点领域试点建设任务。实施重点工程方面，试点城市和园区要结合试点目标，在能源基础设施、节能降碳改造、先进技术示范、资源循环利用等领域规划实施一批重点工程，形成对试点工作的有力支撑。强化科技创新方面，试点城市和园区要创新绿色低碳技术推广应用机制，大力培育绿色低碳产业，加快形成新的产业竞争优势。完善政策机制方面，试点城市要加快建立和完善有利于绿色发展的财政、金融、投资、价格政策和标准体系，创新碳排放核算、评价、管理机制。试点园区要着力提升园区绿色低碳循环发展水平。开展全民行动方面，试点城市和园区要大力推广绿色低碳生活理念，普及“双碳”基础知识，创新探索绿色出行、制止浪费、垃圾分类等方面体制机制，切实增强各级干部推进绿色低碳发展的理论水平和业务能力。实现碳达峰碳中和是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，是实现中华民族永续发展的必然选择，是我国探索实践中国式现代化的一项长期战略任务。《方案》明确在全国范围内选择100个具有典型代表性的城市和园区开展碳达峰试点建设，着力破解绿色低碳发展面临的难点堵点问题，积极探索新路径、新模式、新机制，这对推动经济结构转型升级、加快形成绿色低碳产业竞争优势、确保实现碳达峰碳中和目标具有重要意义。进一步做好“双碳”工作不能就碳论碳，而是要从更好统筹“两个大局”出发，以高质量发展为首要任务，有效发挥碳达峰的引领作用，协同推进降碳减污扩绿增长。《方案》强调试点工作要聚焦破解绿色低碳发展面临的瓶颈制约，围绕能源绿色低碳转型、产业优化升级、节能降碳增效以及工业、建筑、交通等领域清洁低碳转型，谋划部署试点建设任务。《方案》明确，不简单以达峰时间早晚或峰值高低来衡量工作成效；坚持先立后破、安全降碳，在保障国家能源安全、产业链供应链安全、粮食安全和群众正常生活的前提下，力争实现更高质量、更高效益的碳达峰。统筹考虑当前和长远，在积极稳妥推进碳达峰碳中和过程中，要处理好“慎重稳妥”和“积极作为”之间的关系。既要防止急功近利和“碳冲锋”，也要杜绝无所作为或只把“双碳”工作停留在口头上；既要坚持全国一盘棋和整体性推进，也要鼓励基层城市和园区勇于创新和敢于担当。《方案》强调要坚持改革创新，围绕碳达峰工作，在发展理念、激励约束政策、管理机制、碳排放核算评价等方面开展全方位探索创新。通过在试点城市和园区大胆探索、先行先试，形成可操作、可复制、可推广的经验做法，不仅对全国其他城市和园区有重要示范意义，对国家持续完善碳达峰碳中和政策体系也有重要借鉴作用。作为人口众多、碳排放总量大的发展中国家，我国区域城乡发展差距大，把握改革发展平衡稳定要求高。在绿色低碳转型发展、改革攻坚逐步步入“深水区”之际，通过开展试点示范，着力激发绿色低碳发展新动能，激励改革实践新作为新活力，是贯彻落实国家碳达峰碳中和工作总体部署的重要举措，有助于锻造产业竞争新优势、培育新质生产力，推动高标准实现碳达峰碳中和目标。2023年11月23日，国家发展改革委、工业和信息化部、市场监管总局、住房城乡建设部、交通运输部等部门联合印发《关于加快建立产品碳足迹管理体系的意见》（以下简称《意见》）。《意见》部署了五方面重点工作，构建起产品碳足迹管理体系总体框架：一是制定产品碳足迹核算规则标准。加快制定产品碳足迹核算基础通用国家标准，明确核算边界、核算方法、数据质量要求和溯源性要求等。组织有关行业协会、龙头企业、科研院所等制定重点产品碳足迹核算规则标准。二是建设碳足迹背景数据库。行业主管部门可根据工作需要建立行业碳足迹背景数据库，为企业开展产品碳足迹核算提供公共服务。鼓励相关行业协会、企业、科研单位依法合规发布细分领域背景数据库，支持国际碳足迹数据库据实更新相关背景数据。三是建立产品碳标识认证制度。国家层面建立统一规范的产品碳标识认证制度，研究制定产品碳标识认证管理办法。鼓励企业按照市场化原则自愿开展产品碳足迹认证。四是丰富产品碳足迹应用场景。充分发挥碳足迹管理对企业绿色低碳转型的促进作用，帮助企业查找生产和流通中的碳排放管理薄弱环节，挖掘节能降碳潜力。鼓励消费者购买和使用碳足迹较低的产品。五是推动碳足迹国际衔接互认。加强国际碳足迹方法学研究，充分发挥双多边对话机制作用，加强与国际相关方的沟通对接，推动与主要贸易伙伴在碳足迹核算规则和认证结果方面衔接互认。《意见》提出推动建立符合国情实际的产品碳足迹管理体系的总体目标，明确了工作要求、重点任务以及保障措施等，对规范有序开展国家碳足迹管理工作、有效应对欧美涉碳贸易壁垒冲击、加快生产和消费绿色低碳转型、助力实现碳达峰碳中和目标都具有重要意义。聚焦我国产品碳足迹管理政策的短板弱项，系统部署了核算规则标准、背景数据库、碳标识认证制度、碳足迹应用场景、国际衔接互认等五方面重点任务。针对目前产品碳足迹核算规则标准不完善的现状，为企业和第三方机构提供统一规范的核算方法。针对目前碳足迹领域背景数据库以国际供应商为主、国内数据库建设尚处于起步阶段的实际，明确行业主管部门和有条件的地区可根据工作需要开展相关行业背景数据库建设。首次提出将在国家层面建立统一规范的产品碳标识认证制度，有助于规范碳标识管理流程、促进绿色低碳消费，将对提升重点产品能效碳效、提高全社会节能降碳意识发挥重要作用。要求丰富产品碳足迹在企业供应链管理、节能降碳诊断、政府采购等领域的应用场景，待产品碳足迹管理制度相对成熟后，可考虑将碳足迹管理相关要求纳入政府采购需求标准，引导公共机构加大碳足迹较低产品的采购力度，进一步树立节能降碳导向。实现碳足迹互认是支撑国内企业顺利开展国际贸易的必要保障，碳足迹领域国际合作要坚持以我为主，提出要积极参与国际碳足迹标准规则制修订，加强对国际制度规则的跟踪研究，结合实际将有关国际标准有序转化为国内标准。
6．供热
2023年9月22日，财政部、税务总局发布《关于延续实施供热企业有关税收政策的公告》（以下简称《公告》）。《公告》指出，对供热企业向居民个人供热取得的采暖费收入免征增值税。对向居民供热收取采暖费的供热企业，为居民供热所使用的厂房及土地免征房产税、城镇土地使用税；对供热企业其他厂房及土地，应当按照规定征收房产税、城镇土地使用税。《公告》执行至2027年供暖期结束，供暖期是指当年下半年供暖开始至次年上半年供暖结束的期间。明确了享受优惠供热企业的地域范围，享受优惠的为“三北”地区供热企业，这里的“三北”地区指的是“东北、华北和西北”地区，具体为北京市、天津市、河北省、山西省、内蒙古自治区、辽宁省、大连市、吉林省、黑龙江省、山东省、青岛市、河南省、陕西省、甘肃省、青海省、宁夏回族自治区和新疆维吾尔自治区。供热企业，是指热力产品生产企业和热力产品经营企业。热力产品生产企业包括专业供热企业、兼营供热企业和自供热单位。热力产品生产企业和热力产品经营企业相当于制造业企业和商贸企业的关系。对供热企业向居民供热取得的采暖费收入免征增值税。向居民供热取得的采暖费收入，包括供热企业直接向居民收取的、通过其他单位向居民收取的和由单位代居民缴纳的采暖费。根据上述规定，供热企业向非居民（主要包括工厂、写字楼等）供热取得的采暖费收入，需要按规定征收增值税。另外，根据规定，通过热力产品经营企业向居民供热的热力产品生产企业，应当根据热力产品经营企业实际从居民取得的采暖费收入占该经营企业采暖费总收入的比例，计算免征的增值税。对向居民供热收取采暖费的供热企业，为居民供热所使用的厂房及土地免征房产税、城镇土地使用税。对供热企业其他厂房及土地，应当按照规定征收房产税、城镇土地使用税。另外，对于专业供热企业、兼营供热企业和自供热单位根据其实际供热情况，区分可以免征的房土两税。2023年1月19日，国务院新闻办公室发布《新时代的中国绿色发展》白皮书，白皮书提到，提高化石能源清洁高效利用水平。以促进煤电清洁低碳发展为目标，开展煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，新增煤电机组执行更严格节能标准，发电效率、污染物排放控制达到世界领先水平。推动终端用能清洁化，推行天然气、电力和可再生能源等替代煤炭，积极推进北方地区冬季清洁取暖。在城镇燃气、工业燃料、燃气发电、交通运输等领域有序推进天然气高效利用，发展天然气热电冷联供。2023年3月5日，财政部提请十四届全国人大一次会议审查《关于2022年中央和地方预算执行情况与2023年中央和地方预算草案的报告》，《报告》提到，中央财政大气污染防治资金安排330亿元，重点支持北方地区冬季清洁取暖。2023年3月20日，财政部网站发布《2022年中国财政政策执行情况报告》，《报告》指出，下达大气污染防治资金330亿元，比上年增长20%，政策稳定衔接、工作推进有力。进一步扩大北方地区冬季清洁取暖支持范围，通过竞争性评审遴选确定青岛、哈尔滨等25个新增支持城市，做好冬季取暖保暖保供工作，推动能源消费转型升级。2023年5月22日，国家市场监督管理总局发布关于公开征求《国家计量技术规范管理办法（征求意见稿）》意见的通知，《国家计量技术规范管理办法（征求意见稿）》（原名称：国家计量检定规程管理办法），包括总则、国家计量技术规范的立项、国家计量技术规范的制定、国家计量技术规范的批准发布、国家计量技术规范的实施与监督管理、附则等六章四十二条，征求意见截止日期至2023年6月21日。2023年9月27日，国家能源局发布《关于组织开展可再生能源发展试点示范的通知》。其中指出，生物质能清洁供暖示范。主要支持在具备清洁采暖需求和条件的乡镇地区，因地制宜通过生物质热电联产、集中式生物质锅炉供暖等不同方式，实现乡镇地区清洁供暖。在大气污染防治非重点地区乡村，可按照就地取材原则，因地制宜推广户用成型燃料炉具供暖。
