《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》（以下简称《蓝皮书》）发布会近日在京举行，《蓝皮书》首次明确了全国统一电力市场发展的“路线图”和“时间表”，为我国电力市场的健康、有序、高效发展提供的明确方向。  据悉，当前我国可再生能源装机快速增长，正在加快构建新型电力系统，对全国统一电力市场的建设提出了更高要求，《蓝皮书》在深刻总结我国电力市场建设成就的基础上，研判问题和挑战，提出建设统一电力市场的路径和重点任务，为我国电力市场建设勾勒发展蓝图，为各类经营主体提供市场发展方向。  据中国电力企业联合会潘跃龙介绍，《蓝皮书》结合碳达峰、碳中和目标，以及能源绿色转型的速度，提出了统一电力市场“三步走”战略。  那么，统一电力市场“三步走”战略到底怎么走？潘跃龙进行了详细地分析。  近期目标：到2025年，初步建成全国统一电力市场  根据《蓝皮书》，到2025年，初步建成全国统一电力市场，电力市场顶层设计基本完善，实现全国基础性交易规则和技术标准基本规范统一。  潘跃龙说，从近期目标来看，2025年是“十四五”规划的最后一年，是新一轮电力体制改革的第十年，也是检验电力市场改革进展的重要节点。通过近几年的试点和实践，许多省、市在电力市场建设方面积累了丰富的经验，在此基础上我们认为在2025年初步建成全国统一电力市场具有高度可行性。  潘跃龙认为，初步建成的全国统一电力市场具备以下特征。  一是形成较为完备的多层次电力市场。逐步实现电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计和联合运营；逐步提高跨省跨区交易的市场化程度；推动区域内余缺互济和资源优化配置。  二是电力市场交易机制趋于完善。电能量、辅助服务、绿电绿证等交易品种体系不断健全；开展容量市场和输电权市场的探索研究。  三是持续放开经营主体范围。分类推动新能源、水电、核电等发电主体进入市场；逐步缩小代理购电规模；进一步放开新型经营主体参与市场交易的范围。  四是有序推动新能源进入市场。明确新能源参与市场方式和路径，探索新能源进入电力市场的合理收益保障机制。进一步健全可再生能源电力消纳责任制度和绿电、绿证交易机制。  五是建立健全市场化电价机制。科学合理设置电能量市场限价空间；深化落实煤电容量电价机制；不断完善辅助服务价格形成机制；提升跨省跨区输电价格机制灵活性。  中期目标：到2029年，全面建成全国统一电力市场  《蓝皮书》指出，到2029年，全面建成全国统一电力市场，推动市场基础制度规则统一、市场监管公平统一、市场设施高标准联通。  潘跃龙分析道：“党的二十届三中全会进一步明确了全国统一电力市场的建设时间节点，2029年前完成改革任务。将全国统一电力市场的全面建成目标设定在2029年，可以确保电力市场改革与其他领域的改革同步推进，同时与我国‘十五五’电力规划相衔接。”  潘跃龙指出，全面建成的全国统一电力市场具备以下特征。  一是形成协同运行、功能完备的多层次电力市场。省级市场实现中长期交易机制成熟完善、按日连续开市；现货市场基本覆盖全国，推动各类主体全面参与现货市场。部分具备条件的区域探索建立区域电力市场。逐步扩大跨省跨区市场化交易规模，推动省间现货市场与省/区域现货市场联合运行，区域辅助服务市场更加完善。推动省间跨经营区常态化市场交易，形成国家电力市场。  二是电力市场功能更加完备、交易品种更加丰富。进一步完善电能量交易品种，丰富辅助服务交易品种。深入研究容量市场机制，具备条件的地区试点建立容量市场。创新零售市场机制，引导零售侧资源参与省内、跨省跨区市场。探索建立市场化的输电权交易机制。探索开展电力期货交易。  三是全面放开经营主体范围。完善市场准入制度，新型经营主体参与市场规模进一步扩大。完善代理购电和保底供电机制，推动更多用户直接参与市场。  四是实现新能源全面参与市场。保障新能源合理收益的政策机制有效实施，可再生能源消纳责任权重机制进一步完善，绿色电力证书制度全面落实，绿色电力消费认证体系建立，新能源全面参与电力市场。绿证价格能够更好体现可再生能源环境价值，实现社会各方共同承担可再生能源消纳责任。  五是深化完善市场化电价机制。完善主要由市场供求关系决定的价格机制，防止政府对价格形成不当干预。研究建立不同类型电源同台竞价机制。  远期目标：到2035年，完善全国统一电力市场  《蓝皮书》的远期规划显示，到2035年，完善全国统一电力市场，支撑高水平社会主义市场经济体制的全面建成，激发全社会内生动力和创新活力。  潘跃龙表示：“2035年是中国基本实现社会主义现代化的重要时间节点，电力市场改革作为国家能源战略的重要组成部分，须与国家的长远目标相一致，确保在2035年实现电力市场的高水平发展。”  在潘跃龙看来，进一步完善的全国统一电力市场具备以下特征。  一是多层次市场全面融合，市场环境更加公平、更有活力。  二是形成功能完备、品种齐全的功能矩阵。基本形成完备的交易品种体系，品种设置更加适应电力市场多元目标，体现电力商品多元价值。  三是实现各类主体全面参与电力市场。形成源网荷储各类主体协同互动、自由竞争的市场格局。  四是新能源常态化参与电力市场机制更加健全。创新适应新型电力系统的交易品种和市场机制，保障新能源合理收益、体现新能源环境属性等相关机制充分发挥作用，实现高比例新能源场景下的电力市场高效稳定运行。  五是形成适应全国统一电力市场的电价机制。由市场形成的价格机制进一步完备，充分发挥市场价格信号对于电力发展、规划、投资和消费的引导作用。  “‘双碳’目标背景下，电力市场化改革是一个复杂的系统工程，随着新能源逐步转为主体能源，新型电力系统对电力市场建设提出了更高的要求。不仅要求我们在技术上不断突破，更需在市场机制上勇于破冰。”潘跃龙说，《蓝皮书》的完成并非终点，而是新的起点。

11月27日，国家能源局官网发布《国家能源局关于加强电力安全治理 以高水平安全保障新型电力系统高质量发展的意见》，其中在健全电力安全治理体系、增强电力安全治理能力、完善电力安全治理措施、提升电力安全监督管理效能等多方面提出意见。增强电力安全治理能力。提升大电网风险管控能力。进一步加强新型电力系统安全特性研究，推进新能源涉网模型库统一管理与参数开放，掌握高比例可再生能源、高比例电力电子设备接入电力系统、特高压交直流混联运行的稳定机理和运行特征。强化规划阶段电网安全稳定计算分析，通过优化电源布局、完善电网结构、强化电网合理分区运行及黑启动能力等措施提升电网安全韧性，支持服务大型新能源基地规划建设，从源头消减大面积停电安全风险和隐患。强化配电网风险管控能力。健全配电网安全运行风险管控机制，推动大电网安全风险识别、监视、控制体系向配电网延伸。深化有源配电网运行风险管控，加强并网管理，规范新能源涉网控制保护配置。完善配电网调度运行机制，推动各电压等级分布式新能源实现“可观、可测、可调、可控”，提升配电网资源调配、故障处理和用户供电快速恢复能力。加强设备双向重过载、电压越限等风险智能监视与预警，做好分布式电源出力及电压管控。建立基于运行风险的网架动态完善机制，针对性补强薄弱环节。提升发电侧风险管控能力。加强新工况下发电机组安全风险管控，深化火电超低排放和“三改联动”机组安全管理，重点强化延寿运行、应急转备用等新场景以及深度调峰、频繁启停、快速爬坡、绿色低碳燃料掺烧等新工况下安全风险管控，补强风险监测手段，细化检修运维策略，优化机组调度运行方式，持续降低机组非停受阻水平。加强发电厂全停隐患排查治理，建立完善供煤、供水、供气、核电冷源等环节隐患排查及防范机制，避免非电因素引发全厂停电事故。加强新能源及新型储能等新型并网主体涉网安全管理，通过提升涉网安全性能、加强涉网参数管理、优化并网接入服务、强化并网运行管理等措施，提升调度机构并网安全管理水平。原文如下：国家能源局关于加强电力安全治理 以高水平安全保障新型电力系统高质量发展的意见各省（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、工业和信息化主管部门，北京市城市管理委，各派出机构，全国电力安委会各企业成员单位：电力安全事关国计民生和经济社会发展，是国家安全的重要组成部分。为深入贯彻习近平总书记能源安全新战略，推进完善电力安全治理体系和治理能力现代化，以高水平安全保障新型电力系统高质量发展，支撑新型能源体系建设和碳达峰碳中和目标如期实现，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，深入贯彻党的二十大和二十届二中、三中全会精神，牢固树立总体国家安全观和以人民为中心的发展思想，统筹发展和安全，在推进电力系统高质量发展工作中，牢固树立红线意识和底线思维。坚持安全共治，统筹推进电力安全各要素全面治理，构建权责对等、各方共建共治共享的电力安全治理体系。坚持问题导向，围绕新型电力系统结构特性深刻变化、民生保障要求提升等新问题新挑战，提升源网荷储各环节安全治理能力。坚持改革赋能，推进理论创新、实践创新、机制创新、科技创新，以远近结合、标本兼治的电力安全治理系列措施增强安全治理效能。坚持依法监管，不断提升安全治理法治化水平。坚持立足行业、服务大局，将电力安全治理贯穿到党和国家工作全局各方面各环节，实现新型电力系统高质量发展和高水平安全良性互动，为中国式现代化提供充足动能。二、健全电力安全治理体系（一）强化组织领导体系坚持党的全面领导，把党的领导贯穿电力安全治理各方面全过程。严格落实中共中央办公厅、国务院办公厅印发的《地方党政领导干部安全生产责任制规定》要求，将电力安全治理工作纳入党委（党组）议事日程，定期研究重大问题。通过提升议事协调层级等方式，更好发挥全国电力安全生产委员会和省级电力安全生产委员会（专委会）作用，研究解决新型电力系统安全治理相关重大问题。各级各类电力安全生产委员会应当建立工作部署、通报督办和评价考核等工作机制，构建上下联动、互相支撑的电力安全治理组织体系。（二）健全主体责任体系坚持团结治网，电网调度机构要严格履行并网管理、运行控制、风险管理、技术监督等安全职责。电力企业和各类并网主体依法承担电力安全主体责任，按照谁投资、谁负责，谁运营、谁负责的原则，履行电力安全风险管控责任，保障自身设备安全可靠运行。各责任主体应通过夯实物理基础、强化安全管理、加强科技创新等方式，按照技术规定提升系统友好能力，承担涉网安全义务，协同打造共同而有区别的新型电力系统安全责任体系。（三）健全监督管理体系按照管行业必须管安全、管业务必须管安全、管生产经营必须管安全的原则，推动明确行业监管、区域监管与地方监管职责。完善电力安全监管权责清单，健全跨部门安全监管信息共享和联合监管工作机制，推动形成齐抓共管、各司其职的安全监管格局。进一步落实跨区输电、跨省大坝、点对网送电等建设运行模式下对调度管理、运行维护、信息报送、事故调查的安全监管责任。（四）完善政策法规体系开展政策法规适应性评估，以保障新型电力系统安全高质量发展为目标，形成“立改废释”清单并推动落实。加快《电力安全事故应急处置和调查处理条例》（国务院令第599号）修订，健全完善特高压输电、配电网安全管理和电力设施安全防护等制度规范，针对性补强系统安全评估、新型并网主体涉网安全等监督管理政策措施。加强安全治理跨行业协同，推动在自然资源、森林消防、交通运输、市政建设等相关领域政策法规的制修订中充分考虑电力行业重大风险防范要求。（五）优化标准规范体系强化对标准工作的顶层设计和统筹谋划，推动成立电力安全治理标准委员会，健全以强制性标准为主体、推荐性标准为补充、国行企团地各级标准协调发展的电力安全治理标准体系。重点梳理涉网管理、运行控制、设备运维、网络安全等与电力安全强相关的标准规范清单，在规划设计阶段针对重点地区、特殊场景合理提升设防标准，对不符合灾害防控标准的既有设施进行改造或迁移，尽可能规避电力安全事故风险。建立反事故措施整改评估机制，强化各项措施落实，及时推动行业反事故措施重点条款向标准转化。三、增强电力安全治理能力（一）提升大电网风险管控能力进一步加强新型电力系统安全特性研究，推进新能源涉网模型库统一管理与参数开放，掌握高比例可再生能源、高比例电力电子设备接入电力系统、特高压交直流混联运行的稳定机理和运行特征。强化规划阶段电网安全稳定计算分析，通过优化电源布局、完善电网结构、强化电网合理分区运行及黑启动能力等措施提升电网安全韧性，支持服务大型新能源基地规划建设，从源头消减大面积停电安全风险和隐患。充分发挥系统运行方式分析在风险评估和控制中的牵头抓总作用，提升大电网风险态势感知能力，科学安排运行方式，保持合理网架强度与安全裕度。动态开展稳控策略和控制限额核算，持续巩固和完善电力系统安全防御“三道防线”。健全大电网稳定破坏风险专项管控机制，围绕多回直流同时故障、重要输电通道全停、关键枢纽变电站（换流站）全停、负荷中心电压失稳、安控系统不正确动作等系统性重大风险，“一案一策”落实风险管控措施，确保大电网安全稳定运行。（二）强化配电网风险管控能力健全配电网安全运行风险管控机制，推动大电网安全风险识别、监视、控制体系向配电网延伸。深化有源配电网运行风险管控，加强并网管理，规范新能源涉网控制保护配置。完善配电网调度运行机制，推动各电压等级分布式新能源实现“可观、可测、可调、可控”，提升配电网资源调配、故障处理和用户供电快速恢复能力。加强设备双向重过载、电压越限等风险智能监视与预警，做好分布式电源出力及电压管控。建立基于运行风险的网架动态完善机制，针对性补强薄弱环节。强化城中村、偏远农村地区薄弱区段及县域大范围停电风险管控，结合乡村全面振兴电力安全治理需求，强化农村电力供应新要素接入风险管控，健全新要素并网调度、安全施工、运行维护等标准规范要求，全力保障民生用电安全可靠和惠民工程安全落地。（三）提升发电侧风险管控能力加强新工况下发电机组安全风险管控，深化火电超低排放和“三改联动”机组安全管理，重点强化延寿运行、应急转备用等新场景以及深度调峰、频繁启停、快速爬坡、绿色低碳燃料掺烧等新工况下安全风险管控，补强风险监测手段，细化检修运维策略，优化机组调度运行方式，持续降低机组非停受阻水平。加强发电厂全停隐患排查治理，建立完善供煤、供水、供气、核电冷源等环节隐患排查及防范机制，避免非电因素引发全厂停电事故。加强新能源及新型储能等新型并网主体涉网安全管理，通过提升涉网安全性能、加强涉网参数管理、优化并网接入服务、强化并网运行管理等措施，提升调度机构并网安全管理水平。完善水电站大坝防汛调度、安全定期检查、安全注册登记、信息化建设等制度，加强病险大坝的除险加固和隐患排查治理。加强水电站大坝安全监测、风险分析和隐患治理，强化高坝大库、抽蓄电站安全性评估能力。（四）强化用电侧涉网风险管控能力加强用户侧涉网风险管控，电网企业严格开展用户接入系统的安全可靠性审查，督促用户按标准配置继电保护和安全自动装置，落实电网低频低压减负荷等稳定控制要求，按规定开展接入谐波评估和谐波治理，深入评估用户侧站内设备故障等威胁电网安全的风险，对用户提出管控要求。调度机构加强用户涉网控制保护配置及参数的技术监督，指导用户合理制定相关运行方式及参数，督促用户落实各项反事故措施要求，引导用户积极参与需求侧响应，提升系统安全调节能力。地方电力主管部门应建立用户侧涉网风险治理机制，组织用户落实风险管控措施，消除安全隐患。（五）加强设备安全管理和工程质量监督能力加强设备质量安全监督管理，推动电力设备质量跨部门联合监管机制有效运转，加强联合执法。将设备可靠性指标、质量监督检查报告等纳入电力设备质量安全风险监测平台、国家能源局资质和信用系统，实现信息共享和风险联合监测。探索建立设备质量安全“黑名单”和重大缺陷电力设备“召回”制度，落实设备质量安全风险闭环管控。围绕设备可靠性提升、防灾减灾建设等方向，推进电力设备大规模更新改造。进一步完善电力建设工程质量监督管理制度和分类监督管理机制，明确监督职责、方式、范围等要求。实施高标准、最严格的电力工程质量管理，严防工程质量安全隐患导致电力安全事故发生。（六）深化电力监控系统安全防护能力落实电力监控系统安全防护有关法规要求，严格管控电力监控系统的安全分区部署，重点加强新并网主体、新业务形态的分区管控，根据发展规模和新技术应用，及时优化调整分区防护策略、落实整改措施，杜绝违规分区。强化电力监控系统供应链安全与内生安全，优先采用安全可信产品，推广供应链全环节可信管理措施，增强产业链供应链风险防控能力，打造自主可控、安全可靠的电力网信基础设施供应链，加强漏洞隐患闭环管控；落实系统本体安全加固要求，通过开发设计与配置等手段构建系统内生安全属性，逐步建立系统本体安全免疫能力。建立健全电力监控系统网络安全监测预警机制，丰富监测采集手段，扩展监测覆盖范围，进一步提高网络安全态势感知水平和应急处置能力。（七）加强电力应急能力健全电力行业应急指挥协调机制，优化中央与地方分级响应机制，明确各级各类突发事件响应程序。完善应急预案体系，修订国家及各级政府大面积停电事件应急预案，将新型并网主体纳入应急组织体系。电力企业应充分考虑分布式电源对配电网的支撑作用，修编完善应急预案和现场处置方案，进一步加强与各级政府应急预案的衔接。加强气象信息和自然灾害风险监测，提高临灾预报预警和应急响应联动能力。建立应急处置后评估及反馈机制，指导电力企业与重要用户科学提升防灾减灾救灾能力。增强跨区域联合处置能力，依托国家级电力应急基地和研究中心，加快开展适应新型电力系统的应急救援力量规模、布局、装备配备和基础设施建设。健全京津冀、长三角、粤港澳大湾区等跨区应急救援资源共享及联合处置机制，提升重点区域突发事件的协同应对实战能力。四、完善电力安全治理措施（一）坚持统一调度严肃调度纪律，各类并网主体应依法依规履行涉网安全责任，服从调度管理。调度机构严格落实标准规程要求，科学安排运行方式、强化定值及涉网参数管理、实施调控运行，杜绝违章作业，确保电网安全稳定运行。细化对水风光储多能互补、流域水电综合开发等新业态调度管理要求，厘清调管界面。提升主配网一体化安全高效协同管理能力，增强海量新型并网主体调控能力，推动新型并网主体纳入调度管理范畴。深化电网调度运行与电力市场交易组织的衔接，严格开展安全校核，保障市场环境下电力系统的安全可控。（二）深化双重预防机制深化电力安全风险分级管控，健全适用于新型电力系统的风险识别、定级、监视和控制等全过程管控机制，将新型并网主体纳入风险管控范畴，明确各方风险管控责任。充分认识新技术应用风险的不确定性和复杂性，从新技术研发阶段开始建立安全风险全过程评估管控机制，建立面向全行业的新技术安全风险监测和报告制度，有效管控新技术研发应用给电力系统安全稳定运行带来的风险。强化电力安全隐患排查治理，研究出台新型电力系统重大事故隐患判定标准，建立健全覆盖全行业的电力重大事故隐患数据库，从规划设计、建设施工、设备运维等各环节开展隐患整治，严格落实重大事故隐患挂牌督办机制，确保重大隐患动态清零。（三）加强技术监督国家能源局及其派出机构、地方政府电力管理部门应健全完善电力行业技术监督体系，积极培育电力行业技术服务市场，有效发挥市场化技术监督对电力安全的支撑作用。电力企业及相关电力用户应建立健全技术监督组织机构、制度标准，配备满足技术监督要求的人员、装备及相关资源，规范开展本单位技术监督工作。夯实涉网技术监督机制，电网调度机构应按规定落实涉网安全技术监督管理职责，定期开展涉网安全检查与指导，加强调管范围内电力企业及相关电力用户二次系统、监控系统技术监督工作。（四）健全协同和联动机制持续深化源网协同，完善并网电厂涉网安全管理联席会议机制和网络安全联席会议机制，加强电网调度机构与电力企业、各并网主体的风险协同管控。深化跨部门联动，将关键枢纽变电站、换流站等重大基础设施电力安全风险管控纳入联防联控机制，加强与公安、住建、应急、自然资源、林草、气象等部门的协同，定期会商研判，有效管控并消除外力破坏、山火、极端天气、地质灾害等重大风险隐患。（五）坚持科技兴安推动电力安全相关基础理论、重大技术和装备攻关，加快先进技术示范和推广应用，为新型电力系统安全稳定运行提供有力支撑。主动融入安全科技产业创新生态，推动电力安全科技创新、产业创新的深度融合，加快电力安全科技创新成果转化应用。积极适应新型电力系统数字化智能化发展趋势，推动研究人工智能技术在电力系统应用进程中存在的安全风险、责任划分及监管原则，全面提升电力安全快速感知、实时监测、超前预警和安全评估能力，通过强化技术手段从源头消除安全风险与隐患。（六）推进文化育安树立“和谐守规、安全共治”新型电力系统安全文化理念，搭建电力安全文化宣教平台，创新工作理念和传播形式，构建电力安全文化新形态。强化面向基层的宣传引导，电力企业应加强对新型并网主体投资者、运营者电力安全文化的宣教培训，将电力安全政策法规和安全知识宣传融入日常供电服务工作，延伸到基层、拓展到各个单位、覆盖到广大群众，提升全社会人员的电力安全意识。加强电力设施保护宣传，坚持集中性宣传教育与经常性宣传教育相结合，建立全社会联合参与的电力设施保护机制，通过人防、物防、技防相结合方式加强预控，严厉打击破坏行为，营造群众监督、社会支持的保护格局。五、提升电力安全监督管理效能（一）严格安全监管执法加强电力安全执法检查，完善执法程序规定，规范通报、约谈制度。完善安全生产执法信息公开制度，建立电力安全信息共享平台，及时发布执法信息。健全以安全信用为核心的新型监管机制，加快推进电力安全监管数字化智能化工程建设，探索创新非现场等监管模式。（二）加强安全信息管理严格电力安全信息报送工作，针对新形势、新业态持续完善信息报送要求，建立电力安全信息快报、续报、核报、详报机制，分层分级规范开展电力安全信息报送，对迟报、漏报、瞒报、谎报的情况要依法依规严肃追责处理。健全电力安全风险隐患和事故等基础数据和信息共享机制，依托行业组织建立电力安全基础数据平台，统一数据采集存储和统计分析标准，分级分类开放共享电力安全基础数据与信息，提升全行业风险预防预控能力。（三）依法依规开展事故调查严格电力安全事故调查，国家能源局及其派出机构应依法依规组织开展电力安全事故和运行过程中发生的电力设备事故调查处理，严格按照《电力安全事故应急处置和调查处理条例》（国务院令第599号）和《生产安全事故报告和调查处理条例》（国务院令第493号）明确的事故调查权限开展事故调查，不得以任何理由不开展调查，或者随意降低事故调查组织的等级。建立电力安全执法法律顾问制度，提升执法的规范性。建立健全事故调查后评估和责任倒查机制，对事故发生单位和有关人员落实事故防范和整改措施的情况进行监督检查，对拒不整改或消极应对的有关单位和个人，应当按照有关规定追究责任。（四）提升安全监督管理水平建立电力安全监管干部专业知识定期培训机制，创新学习方式方法，提升监管干部的专业技术水平和防范化解风险能力。定期举行法律知识培训，树立法治理念、法治思维，提高依法行政能力，全面履行法定职责。按规定配备安全监管执法装备及现场执法车辆，建立电力安全专家库，完善安全监管执法支撑体系。国家能源局各派出机构要牵头建立政府、企业、社会多方参与的电力安全治理支撑体系，定期研究解决重点问题和重大风险，确保安全治理目标任务顺利完成。各相关部门及单位要加强组织领导，密切协调配合，制定实施方案，分解落实任务。国家能源局各派出机构和各级地方政府有关部门要加强常态化监管和专项监管，发现问题及时督促整改、确保闭环。电力企业要加强任务实施情况的动态监测和总结评估，及时分析存在问题，提出改进建议，确保重点任务及时落地见效。国家能源局2024年11月20日

11月8日，安徽电力交易中心转发安徽省能源局关于征求《关于扩大分布式光伏参与2024年绿色电力交易试点的通知》意见的函。其中提到，在长丰下塘工业园平价分布式光伏参与绿电交易基础上，要进一步扩大分布式光伏参与绿电交易。一、省内全额上网或“自发自用，余量上网”的平价分布式光伏企业，可自愿参与2024年绿电交易。二、请省电力交易中心做好扩大分布式光伏参与2024年绿电交易的宣传培训、市场准入、交易组织、结算考核等工作。

11月8日，十四届全国人大常委会第十二次会议表决通过能源法。该法自2025年1月1日起施行。  能源是国民经济的命脉，事关国计民生和国家安全。我国是世界上最大的能源生产国和消费国，但长期以来我国能源领域缺少一部基础性、统领性的法律，亟需填补这一立法空白。制定能源法，对于进一步夯实能源行业法治根基，保障国家能源安全和推动绿色低碳转型，具有十分重大和深远的意义。  能源法共九章，依次为总则、能源规划、能源开发利用、能源市场体系、能源储备和应急、能源科技创新、监督管理、法律责任和附则，共八十条。  能源法突出加快能源绿色低碳发展的战略导向。我国能源资源禀赋“富煤、贫油、少气”，同时风能、太阳能、生物质能、地热能、海洋能等资源丰富，发展可再生能源潜力巨大。应对能源需求压力巨大、供给制约较多、绿色低碳转型任务艰巨等挑战，需要大力发展可再生能源。能源法在法律层面统筹高质量发展与高水平安全，将为加快构建清洁低碳、安全高效的新型能源体系提供坚强法治保障。  能源法发挥规划对能源发展的引领、指导和规范作用。能源法对能源规划作出专章规定，为满足国家与地方、行业与企业、短期与长期等多方面多层次需求提供有效的制度保障。  在能源市场建设中，将更好发挥政府和市场“两只手”作用。能源法对能源市场建设的基本原则作出规定，有利于更好发挥有效市场和有为政府作用，为各类经营主体营造稳定公平透明可预期的良好环境。

10月30日，安徽省住建厅印发《安徽省加快推动建筑领域节能降碳实施方案》，《方案》提出，2024年起，合肥、芜湖、滁州、马鞍山等市城镇新建民用建筑执行75%节能标准，其他市2025年起执行。到2025年，全省新建民用建筑能效较2020年提升30%。支持滁州、芜湖、蚌埠等市开展省级超低能耗建筑试点城市建设，开展城乡建设绿色发展试点建设，建成一批超低能耗、近零能耗建筑项目。城镇新建民用建筑全面按照绿色建筑标准建设，大型公共建筑和政府投资的公共建筑按照一星级及以上标准建设。到2025年，全省星级绿色建筑占城镇新建建筑的比例达到30%以上。把好图审关和验收关，严格执行建筑节能降碳强制性标准。同时《方案》要求推动建筑用能低碳转型。加快构建光伏建材产品标准体系，支持开展编制建筑光伏材料产品相关标准，推荐光伏组件按照建筑模数尺寸生产。对具备条件的城镇新建工业建筑、公共建筑，全部按照建筑光伏一体化要求应建尽建。结合城市功能品质活力提升和大规模设备更新，推进城镇既有建筑改造、加装建筑光伏设施，拓展光伏屋顶、光伏幕墙、光伏遮阳、光伏围栏、光伏车棚等应用场景。因地制宜推进地热能、生物质能应用；推广空气源等各类电动热泵技术。到2025年底，城镇建筑可再生能源替代率达到8%，建筑应用面积累计达到6亿平方米。引导建筑供暖、生活热水、炊事等向电气化发展，推广高效直流电器设备应用，探索建筑用电设备智能群控技术，推动新建公共建筑全电气化。到2030年底，建筑能耗中电力消费比例超过65%，公共建筑全电气化比例达到20%。推动建筑热源端低碳化，综合利用热电联产余热、工业余热，根据各地实际情况应用尽用；因地制宜探索氢燃料电池分布式热电联供，推动老旧供热管网节能降碳改造。全文如下：关于印发《安徽省加快推动建筑领域节能降碳实施方案》的通知建科〔2024〕135号各有关单位，各市住房城乡建设局（城乡建设局）、发展改革委：为贯彻落实国家发展改革委、住房城乡建设部《加快推动建筑领域节能降碳工作方案》，高效加快推动全省建筑领域节能降碳，促进经济社会发展全面绿色转型，明确具体目标任务，加强统筹协调和政策支持，形成工作合力，制定《安徽省加快推动建筑领域节能降碳实施方案》，现印发给你们，请认真抓好落实。安徽省住房和城乡建设厅 安徽省发展和改革委员会2024年10月23日（此件公开发布）安徽省加快推动建筑领域节能降碳实施方案为贯彻落实国家发展改革委、住房城乡建设部《加快推动建筑领域节能降碳工作方案》，高效加快推动全省建筑领域节能降碳，促进经济社会发展全面绿色转型，明确具体目标任务，加强统筹协调和政策支持，形成工作合力，制定本实施方案。一、工作目标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精神，全面贯彻习近平生态文明思想，完整、准确、全面贯彻新发展理念，着力推动高质量发展，坚持节约优先、问题导向、系统观念，以碳达峰碳中和工作为引领，加快推动建筑领域节能降碳，持续提高建筑领域能源利用效率、降低碳排放水平，提升建筑领域绿色低碳发展质量，不断满足人民群众对美好生活的需要。二、重点任务及分工（一）提升城镇新建建筑节能降碳水平。2024年起，合肥、芜湖、滁州、马鞍山等市城镇新建民用建筑执行75%节能标准，其他市2025年起执行。到2025年，全省新建民用建筑能效较2020年提升30%。（省住房城乡建设厅牵头，省管局按职责分工负责）支持滁州、芜湖、蚌埠等市开展省级超低能耗建筑试点城市建设，开展城乡建设绿色发展试点建设，建成一批超低能耗、近零能耗建筑项目。城镇新建民用建筑全面按照绿色建筑标准建设，大型公共建筑和政府投资的公共建筑按照一星级及以上标准建设。到2025年，全省星级绿色建筑占城镇新建建筑的比例达到30%以上。把好图审关和验收关，严格执行建筑节能降碳强制性标准。（省住房城乡建设厅牵头，省发展改革委、省自然资源厅、省管局按职责分工负责）强化设计年综合能耗1000吨标准煤（或电耗500万千瓦时）及以上建筑项目节能审查。（省发展改革委牵头，省住房城乡建设厅、省管局按职责分工负责）（二）推进城镇既有建筑改造升级。结合城市体检，对既有建筑节能基础数据开展定期评估。分年度制定既有建筑节能改造计划，支持运用合同能源管理模式开展节能改造，结合城市更新、老旧小区改造开展节能改造。针对学校、医院和机关办公建筑等改造需求，结合围护结构装修、用能系统更新，开展公共建筑节能改造。持续推进公共建筑能效提升重点城市建设，改造后实现整体能效提升20%以上。（省住房城乡建设厅牵头，省发展改革委、省教育厅、省卫生健康委、省管局按职责分工负责）（三）强化建筑运行节能降碳管理。鼓励市、县（区）通过发放消费券、消费补贴等方式，对居民购买绿色智能家电给予支持，省财政对各地财政支出的实际发生金额给予补贴。（省商务厅牵头，省财政厅按职责分工负责）推广实施公共机构能耗定额标准，组织对重点用能公共机构实施能源审计和能效对标。（省管局牵头，省发展改革委、省住房城乡建设厅按职责分工负责）开展建筑冬夏室内温度控制、用能设备和系统运行等专项检查。（省发展改革委、省住房城乡建设厅牵头，省管局按职责分工负责）“十四五”期间，全省推广实施公共机构合同能源管理项目150个。组织公共机构常态化开展节约用电行动，完善公共机构合同能源管理推广政策标准体系，开展能源费用托管案例征集推介，指导各级重点用能公共机构推广能源费用托管服务。（省管局牵头，省国资委、省市场监管局按职责分工负责）组织对重点用能单位实施能源计量审查，落实分级、分项计量制度。（省市场监管局牵头，省发展改革委、省电力公司按职责分工负责）（四）推动建筑用能低碳转型。加快构建光伏建材产品标准体系，支持开展编制建筑光伏材料产品相关标准，推荐光伏组件按照建筑模数尺寸生产。对具备条件的城镇新建工业建筑、公共建筑，全部按照建筑光伏一体化要求应建尽建。结合城市功能品质活力提升和大规模设备更新，推进城镇既有建筑改造、加装建筑光伏设施，拓展光伏屋顶、光伏幕墙、光伏遮阳、光伏围栏、光伏车棚等应用场景。因地制宜推进地热能、生物质能应用；推广空气源等各类电动热泵技术。到2025年底，城镇建筑可再生能源替代率达到8%，建筑应用面积累计达到6亿平方米。引导建筑供暖、生活热水、炊事等向电气化发展，推广高效直流电器设备应用，探索建筑用电设备智能群控技术，推动新建公共建筑全电气化。到2030年底，建筑能耗中电力消费比例超过65%，公共建筑全电气化比例达到20%。推动建筑热源端低碳化，综合利用热电联产余热、工业余热，根据各地实际情况应用尽用；因地制宜探索氢燃料电池分布式热电联供，推动老旧供热管网节能降碳改造。（省住房城乡建设厅牵头，省发展改革委、省工业和信息化厅、省自然资源厅、省市场监管局、省能源局、省电力公司按职责分工负责）（五）推进供热计量和按供热量收费。在全省范围内开展民用燃气表计量专项监督检查，加强热量表、电能表检定校准和监督抽查工作。（省市场监管局牵头，省发展改革委、省住房城乡建设厅、省电力公司按职责分工负责）（六）提升农房绿色低碳水平。推进绿色低碳农房建设，推动农村用能绿色低碳转型。深入推进绿色低碳乡村示范引领，推动低碳乡村培育试点，探索绿色低碳乡村培育路径、模式。鼓励采用装配式绿色农房，改善农民居住条件和居住环境。鼓励有条件的市探索开展绿色能源示范村镇建设活动。因地制宜推广农村生物质能、太阳能、地热能等可再生能源应用，拓宽农村绿色能源开发应用领域和场景，打造一批农业绿色低碳发展示范样板。积极支持农业农村领域生物天然气开发建设、先进光伏和新型储能应用，增加农业农村绿色低碳能源供应。（省农业农村厅牵头，省自然资源厅、省住房城乡建设厅、省能源局按职责分工负责）（七）推进绿色低碳建造。推进“中国建造（安徽）互联网平台”建设，推动智能建造与建筑工业化协同发展，发展装配式建筑，加强装配式建筑产业基地、园区建设，培育一批智能建造企业和项目。到2030年底，装配式建筑占新建建筑面积比例达到50%以上。大力推广应用装配式钢结构建筑，在学校、医院等公共建筑中优先采用装配式钢结构建筑体系建造。推广建筑材料工厂化精准加工、精细化管理。推动绿色工地建设，积极推广节能高效环保型施工设备，加强施工现场建筑垃圾管控。推进建筑废物集中处理、分级利用。到2030年底，施工现场建筑垃圾排放量不高于300吨/万平方米，建筑垃圾资源化利用率达到70%。支持商品混凝土、墙体材料、门窗制作、钢材生产加工等企业加快技术改造，向装配式建筑构配件生产企业转型。（省住房城乡建设厅牵头，省发展改革委、省工业和信息化厅按职责分工负责）支持注册地在安徽的认证机构取得绿色建材产品认证资质，推进相关企业获得绿色产品认证。组织有条件的市开展绿色建材下乡活动，鼓励推动绿色建材消费新业态新模式创新发展，探索向“绿色建材系统方案供应商+特色乡村建设供应商”方向发展。（省工业和信息化厅牵头，省住房城乡建设厅、省市场监管局按职责分工负责）（八）严格建筑拆除管理。建立既有建筑拆除管理机制，城市更新单元（片区）或项目内拆除建筑面积原则上不应大于现状总建筑面积的20%。（省住房城乡建设厅牵头，省发展改革委、省自然资源厅按职责分工负责）（九）加快节能降碳先进技术研发推广。引导企业、高校院所开展超低能耗等低碳建筑、装配式建筑、绿色建材、光储直柔、建筑固废资源化等技术研发，持续推进建筑围护结构节能保温、建筑光伏一体化、高效节能低碳设备等关键技术研究与应用示范。培育遴选一批建筑光伏一体化创新应用场景案例。（省科技厅牵头，省工业和信息化厅、省住房城乡建设厅按职责分工负责）实施建筑节能降碳优势产业强链补链工程，支持设备制造、建筑材料等上下游企业加强产业协同。发挥新型墙材生产在资源综合利用优势，推动装配式混凝土类墙材和传统墙材融合发展，降低能耗，提高煤矸石、粉煤灰等固废利用效率和水平。鼓励企业组织职工开展建筑节能降碳有关职业（工种）技能培训，并按规定给予培训补贴。（省住房城乡建设厅牵头，省发展改革委、工业和信息化厅、省人力资源社会保障厅按职责分工负责）（十）完善建筑领域能耗碳排放统计核算制度。开展既有建筑基本信息调查，逐步构建跨部门建筑用能数据共享机制。贯彻落实国家建筑碳排放核算标准，积极构建与国家标准、行业标准协调配套的建筑节能标准体系。（省住房城乡建设厅、省发展改革委牵头，省市场监管局、省统计局、省数据资源局、省能源局按职责分工负责）（十一）强化法规标准支撑。加强《安徽省绿色建筑发展条例》《安徽省民用建筑节能办法》贯彻实施工作，加快推进建筑节能降碳相关标准体系建设。加强全省建筑节能降碳相关标准化技术委员会工作。推动建筑能效测评工作开展，加强建筑能效测评能力建设。（省住房城乡建设厅牵头，省发展改革委、省司法厅、省市场监管局按职责分工负责）（十二）加大政策资金支持力度。落实支持建筑节能降碳的税收优惠政策，营造有利的税收环境。鼓励银行保险机构完善绿色金融服务体系，丰富绿色金融产品服务，推动更多金融资源支持绿色建筑、装配式建筑、超低能耗建筑、智能建造、既有建筑节能改造、可再生能源建筑应用等相关建筑节能降碳产业发展。积极争取中央财政相关专项补助资金，省级财政统筹绿色建筑及装配式建筑专项资金支持建筑节能降碳工作。完善政府性融资担保体系，提升再担保分险能力和服务水平，对符合条件的建筑节能降碳企业给予担保增信。支持直接融资奖补，对符合条件的省区域性股权市场、“新三板”挂牌企业给予最高20万元奖补，成功转板上市的补齐至400万元，拓宽建筑节能降碳企业融资渠道。（省住房城乡建设厅、省发展改革委牵头，省财政厅、省地方金融管理局、国家税务总局安徽省税务局、国家金融监督管理总局安徽监管局按职责分工负责）三、工作要求各有关部门要认真贯彻落实党中央、国务院决策部署及省委、省政府工作要求，充分认识加快推动建筑领域节能降碳的重要意义，切实完善工作机制，细化工作举措，推动建筑领域节能降碳高质量发展。各市要结合本地区实际，将各项重点任务落实落细，明确目标任务和责任分工，加强统筹协调和政策资金支持，广泛开展建筑领域节能降碳宣传教育，及时总结和宣传好经验好做法，引导全社会自觉践行绿色低碳的生产生活方式，营造社会支持、群众参与的良好氛围。