國家發展改革委等部門關于印發《完善碳排放統計核算體系工作方案》的通知（10月24日）

國家發展改革委等八部門聯合發布關于印發《完善碳排放統計核算體系工作方案》的通知，通知指出：

到2025年，國家及省級地區碳排放年報、快報制度全面建立，一批行業企業碳排放核算標準和產品碳足跡核算標準發布實施，產品碳足跡管理體系建設取得積極進展，國家溫室氣體排放因子數據庫基本建成并定期更新，碳排放相關計量、檢測、監測、分析能力水平得到顯著提升。

到2030年，系統完備的碳排放統計核算體系構建完成，國家、省級碳排放統計核算制度全面建立并有效運轉，重點行業領域碳排放核算標準和規則更加健全，重點用能和碳排放單位碳排放管理能力顯著提升，產品碳足跡管理體系更加完善，碳排放數據能夠有效滿足各層級、各領域、各行業碳排放管控要求。

《上海市綠色電力交易實施方案》印發（10月17日）

10月17日，上海發改委印發《上海市綠色電力交易實施方案》（簡稱“方案”）。

《方案》指出，參與綠色電力交易的發電企業主要為：滿足政策規則和本方案要求的集中式風電、集中式光伏發電、集中式生物質發電等可再生能源發電企業，符合基本條件并且完成市場注冊的分布式（或分散式）風電、分布式光伏發電等也可參與綠色電力交易。

根據補貼等因素分為I、II兩類綠電企業。I類綠電企業：已建檔立卡且不享受國家可再生能源補貼的平價發電企業；II類綠電企業：已建檔立卡的帶補貼發電企業或低價發電企業。

《方案》明確，2024年9月起，新并網發電的I、II類綠電企業需自建或購買儲能調峰能力、或者參與本市調峰調頻市場，承擔相關調峰調頻責任。存量新能源原則上給予3年豁免期，后續適時予以調整。

此外，綠色電力交易價格根據市場供需關系形成，應明確電能量價格和綠證價格（≥0，下同），兩者之和為綠色電力交易相關綜合價格（包括申報綜合價格、成交或合約綜合價格、結算綜合價格等，下同）。在國家有明確規定或市場運行出現重大異常的情況下，可合理設定電能量價格和綠證價格的上、下限。

綠電企業收益分配方面——

1．I類綠電企業

參與市場交易的電能量價格、綠證價格等以及全部入市電力電量經市場規則結算等產生的相關損益均歸發電企業。

2．II類綠電企業

帶補貼發電企業：參與綠色電力交易時，對應帶補貼電量產生的溢價收益等額沖抵國家可再生能源補貼或歸國家所有；參與普通電力交易時，對應帶補貼電量產生的綠證交易收益（若有，下同）以及電能量價格高于本市燃煤發電基準價部分產生的差價收益（原則上按照差價與相關電能結算電量或合約電量的乘積確定，下同）等額沖抵國家可再生能源補貼或歸國家所有；若有超額部分根據國家政策規則執行。除上述以外，其他參與市場交易的電能量價格、綠證價格等、以及全部入市電力電量經市場規則結算等產生的相關損益均歸發電企業。

競配低價發電企業：競爭配置價格低于本市燃煤發電基準價部分產生的差價收益（原則上按照差價與相關實際上網電量的乘積確定，下同）按一定比例統籌由電網企業專賬管理，用于保持本市工商業用戶電價穩定。本市電力現貨市場開展長周期結算試運行之前，差價收益統籌比例暫按95%執行；本市電力現貨市場開展長周期結算試運行后，差價收益統籌比例根據現貨市場運行情況另行明確。除上述以外，其他參與市場交易的電能量價格、綠證價格等、以及全部入市電力電量經市場規則結算等產生的相關損益均歸發電企業。

甘肅省工信廳征求《甘肅省虛擬電廠建設與運營管理實施方案（征求意見稿）》意見。（10月21日）

10月21日， 甘肅省工信廳征求《甘肅省虛擬電廠建設與運營管理實施方案（征求意見稿）》意見。文件提出，根據虛擬電廠運營商聚合資源的類別，可分為“電源型”、“負荷型”和“混合型”。其中，“負荷型”虛擬電廠運營商聚合資源僅為可調負荷，包括鐵塔基站、充換電設施、用戶側儲能等，對外整體呈用電特性。

對于“負荷型”虛擬電廠運營商，可參與市場交易類型與售電公司或電力批發用戶一致。

文件明確，自愿退市與強制退市的標準，對于虛擬電廠運營商運行監測過程中，若實際運行未能持續滿足相關標準的，應限期整改。

并且，對未按期完成整改的，經省電力公司與電力交易機構調查確認，向省工信廳報告相關情況后，由電力交易機構通過電力交易平臺、“信用中國”等政府指定網站向社會公示，公示期10個工作日，公示期滿無異議的取消其虛擬電廠運營商交易資格，并向省工信廳報備。

《福建省2024年度可再生能源電力消納保障實施方案》印發（10月18日）

10月18日，福建省發展和改革委員會、國家能源局福建監管辦公室印發《福建省2024年度可再生能源電力消納保障實施方案》（以下簡稱《方案》）的通知?！斗桨浮分赋?，福建省2024年可再生能源電力總量消納責任權重為23.4%，非水電可再生能源消納責任權重為11.5%。

貴州省能源局發布了關于印發《貴州省新型儲能參與電力市場交易實施方案（試行）》的通知（10月22日）

10月22日，貴州省能源局發布了關于印發《貴州省新型儲能參與電力市場交易實施方案（試行）》的通知，文件明確，獨立儲能的交易品種目前共3種：中長期電能量交易、現貨電能量交易、輔助服務交易。

其中輔助服務可參與區域調頻、跨省備用、調峰等輔助服務市場交易結算。

獨立儲能可選擇“報量不報價”或“報量報價”方式參與電力現貨市場。

對于新型儲能參與電力市場交易的方式分為2種：

一是直接交易，獨立儲能以獨立經營主體直接參與電力市場，既可作為買電方，也可作為賣電方；

二是聯合交易，電源側或用戶側儲能與所屬電源或用戶聯合作為一個整體參與電力市場，只能作為買電或賣電其中一方。

文件提出，配建儲能通過技術改造滿足條件后，可選擇轉為獨立儲能參與電力市場。風光水火儲多能互補一體化項目所屬儲能，原則上暫不能轉為獨立儲能。

解讀文件提到了建立完善新型儲能參與電力市場的必要性：新型儲能不僅能夠解決新能源消納和波動性問題，還具有平滑過渡、削峰填谷、調頻調壓等功能，可大幅提高電力系統的安全性與穩定性，是構建新型電力系統不可或缺的組成部分。為促進新型儲能健康發展，亟待建立新型儲能商業運行模式，完善符合新型儲能特點的電力市場體制機制，推動新型儲能逐步進入市場參與交易。

安徽省能源局征求《安徽省用戶側電化學儲能技術導則（征求意見稿）》意見。（10月22日）

10月22日，安徽省能源局征求《安徽省用戶側電化學儲能技術導則（征求意見稿）》意見。本文件主要適用于35千伏及以下電壓等級接入的用戶側儲能設施，35千伏以上電壓等級接入的用戶側儲能設施參考執行。

文件要求，接入10（6、20）kV及以上電壓等級的用戶側儲能電站應具備緊急功率支撐的能力，應在 500ms 內達到最大可放電或可充電功率。

文件明確，儲能變流器應符合GB/T 34120的要求。儲能變流器在額定功率運行時，儲能變流器交流測電流中直流分量應不超過其輸出電流額定值的0.5%。

古巴大停電敲響警鐘：儲能需求亟待釋放

當地時間10月18日，古巴能源與礦產部在其社交媒體上發布消息稱，其位于馬坦薩斯省的中央熱電廠當天上午11時發生故障，導致國家電力系統中斷，發生全國性斷電。

雖然經過古巴電力聯盟的全力搶修首都哈瓦那部分地區已經恢復供電，但哈瓦那大部分地區以及古巴許多城市，依然處在黑暗之中。10月20日颶風“奧斯卡”在古巴東部沿海城市巴拉科阿附近登陸，引發暴雨和洪澇災害，對本就脆弱的電力供應又產生沖擊。據悉，這是古巴三十年來最長時間的停電。古巴總統米格爾·迪亞斯-卡內爾周五晚上在國家電視臺播出的危機會議上說，“我承認，古巴正在經歷一場能源緊急情況”。

歐洲光伏產業協會（SolarPower Europe）發布了《歐洲儲能市場展望2024-2028》

報告回顧了2023年歐洲儲能市場裝機情況，展望了2024年的市場情況，并預測了2025-2028年歐洲儲能市場走勢。

2023年，歐洲儲能市場新增裝機為17.2GWh，同比增長94%，新增裝機第一次超過10GWh，累計裝機達35.9GWh。

新增裝機的細分領域上，戶儲規模為12GWh，工商儲規模為1.6GWh，電網側儲能規模為3.6GWh，占比分別為70%、9%和21%。

2023年歐洲儲能市場TOP5，既包括一些傳統的戶儲強國，比如德國、意大利和奧地利，也包括長期穩定的大儲市場的領導者英國。新加入TOP5的國家是捷克。整體看，TOP5占到了全部新增裝機的82%。同比2022年，增加了8個百分點。市場集中度進一步提升。德國再次成為毫無爭議的領導者，新增裝機5.9GWh，相比2022年增速達到152%。其次是意大利，新增裝機3.7GWh，同比增加86%，偏重電網側。第三是英國，新增裝機達到2.7GWh，同比增加91%。奧地利表現出了強勁的增長態勢，新增裝機超1GWh，同比增加95%。捷克實現令人驚嘆的增長，三倍于去年的裝機，新增裝機超900MWh，主要得益于其強勁的戶儲市場。

戶儲和工商業儲能的驅動因素主要包括電價、光儲融合的提升、政府支持計劃、監管環境改善、電池價格下降。此外，環保意識也影響家庭安裝光伏和儲能。電動車和熱泵的發展也刺激了戶儲需求的釋放。

2024年，是歐洲儲能市場的轉折點。預計歐洲儲能市場新增裝機達到22.4GWh，相較2023年增長31%。其中歐洲大儲將新增11GWh，超越戶儲，意大利、英國領銜。