7月1日开启的青海省全清洁能源供电实践，再次刷新“绿电”成绩单。国网青海省电力公司提供的数据显示，7月1日至19日，青海省清洁能源发电量为58.1亿千瓦时，相当于减少燃煤264.1万吨，减排二氧化碳475.4万吨；与此同时，新能源发电多项指标创下新高。

　　“不同于以往，今年的‘绿电’活动以支撑青海率先实现碳达峰为总体目标，在积极构建以新能源为主的新型电力系统方面进行了创新探索。”国网青海省电力公司副总经理范越说，今年以“绿电7月在青海”为主题的减碳系列活动，一个显著的特点就是技术创新带动新能源消纳水平明显提升。

　　7月1日以来，青海新能源日均发电量1.08亿千瓦时，同比增长54.3%；新能源发电量占总发电量的33.1%、同比提升8.7个百分点，占总用电量的47.9%、同比提升11.9个百分点；7月4日新能源最大出力962万千瓦，超过当时全省用电负荷。

　　国网青海省电力公司互联网部主任周群星介绍，依托青海省能源大数据中心，利用高频数据碳排放智能监测分析平台，青海今年首次向社会发布了《基于电力高频数据碳排放监测报告》，实现对青海全省重点行业、产业以及居民用户碳排放日频度监测分析。

　　“监测分析结果表明，发展清洁能源减排效果显著。仅以今年上半年为例，青海清洁能源发电量近400亿千瓦时，相当于代替原煤1400多万吨，减排贡献量4000余万吨。”周群星说，“双碳”监测技术的研究和应用，既可以为政府部门“双碳”精准决策提供支撑，也有利于将地域、企业甚至居民的碳减排贡献度量化分析，进而为开展碳交易打下基础。

　　国网青海省电力公司调控中心主任方保民告诉记者，“绿电7月在青海”系列活动内容的设计注重电力系统源、网、荷的互动协调，着力于为零碳电力系统寻找解决方案。比如，电网侧，青海电网在国内率先试点新一代调度技术支持系统；消费侧，优化三江源地区清洁取暖与新能源弃电交易，科学调整峰谷平时间段，实现了发电企业、电网企业和用电方多方共赢。

       碳市场上线交易助力“双碳”目标实现

　　作为实现“双碳”目标的重要抓手，全国碳市场自7月16日启动上线交易以来备受关注。据统计，全国碳市场碳排放配额首周（截至7月23日）总成交量483.30万吨，总成交额24969.68万元。生态环境部新闻发言人刘友宾日前表示，总体来看，全国碳市场启动上线交易以来，市场交易活跃，交易价格稳中有升，市场运行平稳。

　　随着全国碳市场的建立和不断完善，后续包括石化、化工、建材、钢铁等更多高排放行业将逐步纳入。与此同时，央地近期密集发文部署更多绿色低碳转型举措，助推我国能源产业结构加快调整，目前多行业正通过技术升级创新逐步实现低碳甚至零碳排放。

　　碳市场交易价格稳中有升

　　据上海环境能源交易所的数据，全国碳市场碳排放配额上周最高成交价61.07元/吨，最低成交价52.08元/吨，上周五（7月23日）收盘价为56.97元/吨，较7月16日上涨11.20%。

　　7月21日，中国石化完成全国碳市场首笔大宗协议交易，从华润集团买入10万吨全国碳市场碳排放配额。根据上海环境能源交易所的成交数据，这笔交易为全国碳市场正式上线以来首笔大宗协议交易，成交金额为529.2万元。

　　业内人士指出，当前仍有不少企业处于碳交易摸索阶段，还在积累经验，随着企业参与度不断提高，市场活跃度有望提升。

　　对于碳价走势，业内普遍预计将保持上涨。中国人民大学重阳金融研究院助理研究员赵越分析说，为体现以提高碳排放配额价格而增加碳排放成本的市场属性，我国的碳交易市场配额价格也将随着“双碳”目标的临近而上涨。届时，可再生能源的价格优势将进一步体现。

　　多举措推动绿色转型

　　碳达峰、碳中和无疑是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革。在碳市场落地基础上，近期多部委密集发文部署更多绿色低碳转型举措。

　　近日，《中共中央国务院关于新时代推动中部地区高质量发展的意见》提出，支持新建一批循环经济示范城市、示范园区。支持开展低碳城市试点，积极推进近零碳排放示范工程，开展节约型机关和绿色家庭、绿色学校、绿色社区、绿色建筑等创建行动，鼓励绿色消费和绿色出行，促进产业绿色转型发展，提升生态碳汇能力。

　　国务院国资委秘书长、新闻发言人彭华岗日前表示，国资委将指导中央企业严格控制化石能源的消费，积极发展非化石能源，因地制宜地开发水能，加快发展风电、光伏发电，积极有序发展核电。构建以新能源为主体的新型电力系统，统筹推动氢能的“制运储用”全链条发展。

　　地方层面也举措不断。例如，浙江出台《浙江银行业保险业支持“6+1”重点领域 助力碳达峰碳中和行动方案》，重点围绕能源、工业、建筑、交通、农业、居民生活等六大领域以及绿色低碳科技创新，明确时间表、路线图和具体工作举措。从支持绿色产业发展、完善绿色金融服务机制、强化转型期金融风险管理、加强数字化改革引领、推进行业自身建设等五大路径出发，确定20条重点任务，形成38项重点领域的差异化金融支持具体举措。

　　宁夏开展碳排放分布及行业特征摸底调研，强化重点碳排放区域、行业、企业管控，通过强化企业碳排放报告管理，推动企业能源和碳排放管理体系建设，推广低碳新工艺、新技术，推动工业领域煤炭高效利用和电能替代，协同推进温室气体减排，探索企业资源降碳的激励机制，鼓励高碳排放企业开展碳达峰的研究。

　　能源产业结构调整加速

　　随着全国碳市场的建立和不断完善，后续将有包括石化、化工、建材、钢铁等更多高排放行业逐步纳入。在此背景下，我国能源产业结构调整也在加快进行。

　　中国气候变化事务特使解振华日前表示，我国碳达峰碳中和“1+N”政策体系将很快发布，将在各主要领域采取一系列政策措施，助力加速中国绿色低碳转型和创新。据悉，其主要内容涉及优化能源结构、控制和减少煤炭化石能源、推动产业和工业优化升级以及遏制高能耗、高排放行业盲目发展等。

　　在碳达峰碳中和目标下，各行各业都在明确相关路径，已取得一些成效。

　　火电行业作为排放大户，积极通过技术创新减少排放。例如，重庆富燃科技股份有限公司以储量大、价格低的低阶粉煤为基础原料，通过富氧燃烧节能减排耦合煤炭分级分质高效利用综合生态产业链技术制取清洁能源——干馏煤气+水煤气，结合IGCC系统以混合煤气为燃料，以利用纯氧与循环烟气形成的混合气体替代原有空气供混合煤气燃烧进行零碳发电，实现电力、煤焦油、一氧化碳母料等能源清洁生产、能源产品与碳脱钩。

　　钢铁行业方面，《钢铁行业碳达峰实施方案》初稿已初步完成，全国237家企业约6.5亿吨粗钢产能已完成或正在实施超低排放改造。

　　石化行业中，中国石化日前宣布将开启百万吨级CCUS（碳捕集、利用与封存）项目建设——齐鲁石化-胜利油田CCUS项目，涵盖碳捕集、利用和封存3个环节，建成后将成为国内最大CCUS全产业链示范基地，为国家推进CCUS规模化发展提供应用案例。这标志着我国CCUS项目建设取得重大进展，对有效提升碳减排能力、搭建“人工碳循环”模式具有重要意义。

    各省、自治区、直辖市发展改革委，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：
  为贯彻落实党中央、国务院关于深化电价改革、完善电价形成机制的决策部署，充分发挥分时电价信号作用，服务以新能源为主体的新型电力系统建设，促进能源绿色低碳发展，现就进一步完善分时电价机制有关事项通知如下。
  一、总体要求
  适应新能源大规模发展、电力市场加快建设、电力系统峰谷特性变化等新形势新要求，持续深化电价市场化改革、充分发挥市场决定价格作用，形成有效的市场化分时电价信号。在保持销售电价总水平基本稳定的基础上，进一步完善目录分时电价机制，更好引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳，为构建以新能源为主体的新型电力系统、保障电力系统安全稳定经济运行提供支撑。
  二、优化分时电价机制
  （一）完善峰谷电价机制

  1.科学划分峰谷时段。各地要统筹考虑当地电力供需状况、系统用电负荷特性、新能源装机占比、系统调节能力等因素，将系统供需紧张、边际供电成本高的时段确定为高峰时段，引导用户节约用电、错峰避峰；将系统供需宽松、边际供电成本低的时段确定为低谷时段，促进新能源消纳、引导用户调整负荷。可再生能源发电装机比重高的地方，要充分考虑新能源发电出力波动，以及净负荷曲线变化特性。
  2.合理确定峰谷电价价差。各地要统筹考虑当地电力系统峰谷差率、新能源装机占比、系统调节能力等因素，合理确定峰谷电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1。
  （二）建立尖峰电价机制

   各地要结合实际情况在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制。尖峰时段根据前两年当地电力系统最高负荷95%及以上用电负荷出现的时段合理确定，并考虑当年电力供需情况、天气变化等因素灵活调整；尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。热电联产机组和可再生能源装机占比大、电力系统阶段性供大于求矛盾突出的地方，可参照尖峰电价机制建立深谷电价机制。强化尖峰电价、深谷电价机制与电力需求侧管理政策的衔接协同，充分挖掘需求侧调节能力。
  （三）健全季节性电价机制

    日内用电负荷或电力供需关系具有明显季节性差异的地方，要进一步建立健全季节性电价机制，分季节划分峰谷时段，合理设置季节性峰谷电价价差；水电等可再生能源比重大的地方，要统筹考虑风光水多能互补因素，进一步建立健全丰枯电价机制，丰、枯时段应结合多年来水、风光出力特性等情况合理划分，电价浮动比例根据系统供需情况合理设置。鼓励北方地区研究制定季节性电采暖电价政策，通过适当拉长低谷时段、降低谷段电价等方式，推动进一步降低清洁取暖用电成本，有效保障居民冬季清洁取暖需求。
  三、强化分时电价机制执行
  （一）明确分时电价机制执行范围

     各地要加快将分时电价机制执行范围扩大到除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电外的执行工商业电价的电力用户；对部分不适宜错峰用电的一般工商业电力用户，可研究制定平均电价（执行分时电价用户的平均用电价格），由用户自行选择执行；不得自行暂停分时电价机制执行或缩小执行范围，严禁以完善分时电价机制为名变相实施优惠电价。鼓励工商业用户通过配置储能、开展综合能源利用等方式降低高峰时段用电负荷、增加低谷用电量，通过改变用电时段来降低用电成本。有条件的地方，要按程序推广居民分时电价政策，逐步拉大峰谷电价价差。
  （二）建立分时电价动态调整机制

     各地要根据当地电力系统用电负荷或净负荷特性变化，参考电力现货市场分时电价信号，适时调整目录分时电价时段划分、浮动比例。电力现货市场运行的地方要完善市场交易规则，合理设定限价标准，促进市场形成有效的分时电价信号，为目录分时电价机制动态调整提供参考。
  （三）完善市场化电力用户执行方式

    电力现货市场尚未运行的地方，要完善中长期市场交易规则，指导市场主体签订中长期交易合同时申报用电曲线、反映各时段价格，原则上峰谷电价价差不低于目录分时电价的峰谷电价价差。市场交易合同未申报用电曲线或未形成分时价格的，结算时购电价格应按目录分时电价机制规定的峰谷时段及浮动比例执行。
  四、加强分时电价机制实施保障
  （一）精心组织实施

    各地要充分认识进一步完善分时电价机制的重要性、紧迫性和复杂性，在充分听取各方面意见建议基础上，结合当地实际，研究制定进一步完善分时电价机制的具体措施，有关落实情况请于2021年12月底前报我委。
  （二）做好执行评估

    各地要密切跟踪当地电力系统峰谷特性变化，动态掌握分时电价机制执行情况，深入评估分时电价机制执行效果，发现问题及时按程序研究解决。电网企业要对分时电价收入情况单独归集、单独反映，产生的盈亏在下一监管周期省级电网输配电价核定时统筹考虑。
  （三）强化宣传引导

    各地要采取多种形式全面准确解读分时电价机制，宣传分时电价机制在保障电力安全供应、促进新能源消纳、提升系统运行效率等方面的重要作用，争取各方理解支持，加强舆情监测预警，及时回应社会关切，确保分时电价机制平稳实施。
  现行政策与本通知不符的，以本通知规定为准。