国家发展改革委等部门关于印发《完善碳排放统计核算体系工作方案》的通知（10月24日）

国家发展改革委等八部门联合发布关于印发《完善碳排放统计核算体系工作方案》的通知，通知指出：

到2025年，国家及省级地区碳排放年报、快报制度全面建立，一批行业企业碳排放核算标准和产品碳足迹核算标准发布实施，产品碳足迹管理体系建设取得积极进展，国家温室气体排放因子数据库基本建成并定期更新，碳排放相关计量、检测、监测、分析能力水平得到显著提升。

到2030年，系统完备的碳排放统计核算体系构建完成，国家、省级碳排放统计核算制度全面建立并有效运转，重点行业领域碳排放核算标准和规则更加健全，重点用能和碳排放单位碳排放管理能力显著提升，产品碳足迹管理体系更加完善，碳排放数据能够有效满足各层级、各领域、各行业碳排放管控要求。

《上海市绿色电力交易实施方案》印发（10月17日）

10月17日，上海发改委印发《上海市绿色电力交易实施方案》（简称“方案”）。

《方案》指出，参与绿色电力交易的发电企业主要为：满足政策规则和本方案要求的集中式风电、集中式光伏发电、集中式生物质发电等可再生能源发电企业，符合基本条件并且完成市场注册的分布式（或分散式）风电、分布式光伏发电等也可参与绿色电力交易。

根据补贴等因素分为I、II两类绿电企业。I类绿电企业：已建档立卡且不享受国家可再生能源补贴的平价发电企业；II类绿电企业：已建档立卡的带补贴发电企业或低价发电企业。

《方案》明确，2024年9月起，新并网发电的I、II类绿电企业需自建或购买储能调峰能力、或者参与本市调峰调频市场，承担相关调峰调频责任。存量新能源原则上给予3年豁免期，后续适时予以调整。

此外，绿色电力交易价格根据市场供需关系形成，应明确电能量价格和绿证价格（≥0，下同），两者之和为绿色电力交易相关综合价格（包括申报综合价格、成交或合约综合价格、结算综合价格等，下同）。在国家有明确规定或市场运行出现重大异常的情况下，可合理设定电能量价格和绿证价格的上、下限。

绿电企业收益分配方面——

1．I类绿电企业

参与市场交易的电能量价格、绿证价格等以及全部入市电力电量经市场规则结算等产生的相关损益均归发电企业。

2．II类绿电企业

带补贴发电企业：参与绿色电力交易时，对应带补贴电量产生的溢价收益等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有；参与普通电力交易时，对应带补贴电量产生的绿证交易收益（若有，下同）以及电能量价格高于本市燃煤发电基准价部分产生的差价收益（原则上按照差价与相关电能结算电量或合约电量的乘积确定，下同）等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有；若有超额部分根据国家政策规则执行。除上述以外，其他参与市场交易的电能量价格、绿证价格等、以及全部入市电力电量经市场规则结算等产生的相关损益均归发电企业。

竞配低价发电企业：竞争配置价格低于本市燃煤发电基准价部分产生的差价收益（原则上按照差价与相关实际上网电量的乘积确定，下同）按一定比例统筹由电网企业专账管理，用于保持本市工商业用户电价稳定。本市电力现货市场开展长周期结算试运行之前，差价收益统筹比例暂按95%执行；本市电力现货市场开展长周期结算试运行后，差价收益统筹比例根据现货市场运行情况另行明确。除上述以外，其他参与市场交易的电能量价格、绿证价格等、以及全部入市电力电量经市场规则结算等产生的相关损益均归发电企业。

甘肃省工信厅征求《甘肃省虚拟电厂建设与运营管理实施方案（征求意见稿）》意见。（10月21日）

10月21日， 甘肃省工信厅征求《甘肃省虚拟电厂建设与运营管理实施方案（征求意见稿）》意见。文件提出，根据虚拟电厂运营商聚合资源的类别，可分为“电源型”、“负荷型”和“混合型”。其中，“负荷型”虚拟电厂运营商聚合资源仅为可调负荷，包括铁塔基站、充换电设施、用户侧储能等，对外整体呈用电特性。

对于“负荷型”虚拟电厂运营商，可参与市场交易类型与售电公司或电力批发用户一致。

文件明确，自愿退市与强制退市的标准，对于虚拟电厂运营商运行监测过程中，若实际运行未能持续满足相关标准的，应限期整改。

并且，对未按期完成整改的，经省电力公司与电力交易机构调查确认，向省工信厅报告相关情况后，由电力交易机构通过电力交易平台、“信用中国”等政府指定网站向社会公示，公示期10个工作日，公示期满无异议的取消其虚拟电厂运营商交易资格，并向省工信厅报备。

《福建省2024年度可再生能源电力消纳保障实施方案》印发（10月18日）

10月18日，福建省发展和改革委员会、国家能源局福建监管办公室印发《福建省2024年度可再生能源电力消纳保障实施方案》（以下简称《方案》）的通知。《方案》指出，福建省2024年可再生能源电力总量消纳责任权重为23.4%，非水电可再生能源消纳责任权重为11.5%。

贵州省能源局发布了关于印发《贵州省新型储能参与电力市场交易实施方案（试行）》的通知（10月22日）

10月22日，贵州省能源局发布了关于印发《贵州省新型储能参与电力市场交易实施方案（试行）》的通知，文件明确，独立储能的交易品种目前共3种：中长期电能量交易、现货电能量交易、辅助服务交易。

其中辅助服务可参与区域调频、跨省备用、调峰等辅助服务市场交易结算。

独立储能可选择“报量不报价”或“报量报价”方式参与电力现货市场。

对于新型储能参与电力市场交易的方式分为2种：

一是直接交易，独立储能以独立经营主体直接参与电力市场，既可作为买电方，也可作为卖电方；

二是联合交易，电源侧或用户侧储能与所属电源或用户联合作为一个整体参与电力市场，只能作为买电或卖电其中一方。

文件提出，配建储能通过技术改造满足条件后，可选择转为独立储能参与电力市场。风光水火储多能互补一体化项目所属储能，原则上暂不能转为独立储能。

解读文件提到了建立完善新型储能参与电力市场的必要性：新型储能不仅能够解决新能源消纳和波动性问题，还具有平滑过渡、削峰填谷、调频调压等功能，可大幅提高电力系统的安全性与稳定性，是构建新型电力系统不可或缺的组成部分。为促进新型储能健康发展，亟待建立新型储能商业运行模式，完善符合新型储能特点的电力市场体制机制，推动新型储能逐步进入市场参与交易。

安徽省能源局征求《安徽省用户侧电化学储能技术导则（征求意见稿）》意见。（10月22日）

10月22日，安徽省能源局征求《安徽省用户侧电化学储能技术导则（征求意见稿）》意见。本文件主要适用于35千伏及以下电压等级接入的用户侧储能设施，35千伏以上电压等级接入的用户侧储能设施参考执行。

文件要求，接入10（6、20）kV及以上电压等级的用户侧储能电站应具备紧急功率支撑的能力，应在 500ms 内达到最大可放电或可充电功率。

文件明确，储能变流器应符合GB/T 34120的要求。储能变流器在额定功率运行时，储能变流器交流测电流中直流分量应不超过其输出电流额定值的0.5%。

古巴大停电敲响警钟：储能需求亟待释放

当地时间10月18日，古巴能源与矿产部在其社交媒体上发布消息称，其位于马坦萨斯省的中央热电厂当天上午11时发生故障，导致国家电力系统中断，发生全国性断电。

虽然经过古巴电力联盟的全力抢修首都哈瓦那部分地区已经恢复供电，但哈瓦那大部分地区以及古巴许多城市，依然处在黑暗之中。10月20日飓风“奥斯卡”在古巴东部沿海城市巴拉科阿附近登陆，引发暴雨和洪涝灾害，对本就脆弱的电力供应又产生冲击。据悉，这是古巴三十年来最长时间的停电。古巴总统米格尔·迪亚斯-卡内尔周五晚上在国家电视台播出的危机会议上说，“我承认，古巴正在经历一场能源紧急情况”。

欧洲光伏产业协会（SolarPower Europe）发布了《欧洲储能市场展望2024-2028》

报告回顾了2023年欧洲储能市场装机情况，展望了2024年的市场情况，并预测了2025-2028年欧洲储能市场走势。

2023年，欧洲储能市场新增装机为17.2GWh，同比增长94%，新增装机第一次超过10GWh，累计装机达35.9GWh。

新增装机的细分领域上，户储规模为12GWh，工商储规模为1.6GWh，电网侧储能规模为3.6GWh，占比分别为70%、9%和21%。

2023年欧洲储能市场TOP5，既包括一些传统的户储强国，比如德国、意大利和奥地利，也包括长期稳定的大储市场的领导者英国。新加入TOP5的国家是捷克。整体看，TOP5占到了全部新增装机的82%。同比2022年，增加了8个百分点。市场集中度进一步提升。德国再次成为毫无争议的领导者，新增装机5.9GWh，相比2022年增速达到152%。其次是意大利，新增装机3.7GWh，同比增加86%，偏重电网侧。第三是英国，新增装机达到2.7GWh，同比增加91%。奥地利表现出了强劲的增长态势，新增装机超1GWh，同比增加95%。捷克实现令人惊叹的增长，三倍于去年的装机，新增装机超900MWh，主要得益于其强劲的户储市场。

户储和工商业储能的驱动因素主要包括电价、光储融合的提升、政府支持计划、监管环境改善、电池价格下降。此外，环保意识也影响家庭安装光伏和储能。电动车和热泵的发展也刺激了户储需求的释放。

2024年，是欧洲储能市场的转折点。预计欧洲储能市场新增装机达到22.4GWh，相较2023年增长31%。其中欧洲大储将新增11GWh，超越户储，意大利、英国领衔。