为贯彻落实党中央、国务院关于碳达峰碳中和决策部署，加快推进绿色低碳高质量发展先行区建设，构建助力经济社会全面绿色低碳转型的金融服务体系，制定本行动方案。

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，深入贯彻落实党的二十大精神，完整、准确、全面贯彻新发展理念，锚定“走在前、开新局”，立足基础优势，统筹当前长远，持续完善碳金融基础设施，丰富碳金融产品供给，优化碳金融发展环境，引入低成本、便利化的金融活水支持企业绿色低碳转型，为绿色低碳高质量发展先行区建设注入强大动力。

力争到2023年年底，山东省推进碳金融发展的制度体系初步形成，转型金融标准和激励机制基本建立，重点工业企业碳账户初步建设，碳信贷、碳债券、碳基金等碳金融产品创新取得较大进展。

到2025年年底，碳资产托管、碳保险等碳金融产品破题并不断丰富，碳交易市场参与度有效提升；碳账户应用场景更加多样，初步搭建起集评价、融资、数据分析等于一体的碳金融服务平台；碳债券融资规模达到100亿元以上，绿色贷款增速高于全部贷款增速；碳金融体系基本形成，为绿色低碳高质量发展先行区建设提供有力支撑。

二、重点任务

(一）碳金融基础设施建设行动。

1.制定转型金融标准。编制转型金融支持目录，进一步明确金融支持的领域和范围，引导金融资源支持高碳行业企业向低碳转型和绿色低碳技术研发、成果转化。强化转型金融标准的数字化应用，提高便捷度、精准度、普惠度。（省发展改革委牵头，省地方金融监管局、人民银行济南分行、山东银保监局、青岛银保监局等依照职责分工落实；2024年6月底前编制转型金融支持目录）

2.构建“两高”重点企业工业碳账户。依托“两高”行业电子监管平台，畅通全天候全自动全周期碳相关数据采集渠道，建立高耗能、高排放重点企业工业碳账户。对比行业基准值对碳账户数据进行分析，探索将“两高”重点行业企业按照能效碳耗标识为“红、橙、黄、绿”等不同类别，为金融机构针对性开发碳金融产品及防范环境、社会和治理风险提供支撑。（省发展改革委牵头，省生态环境厅、省地方金融监管局、人民银行济南分行、山东银保监局、青岛银保监局等依照职责分工落实；2023年年底前启动碳账户建设）

3.拓展工业碳账户多场景应用。引导金融机构依托碳账户将碳排放情况纳入授信审批决策环节，融入贷款定价等信贷管理模型，探索碳效贷、能效信贷、气候债券等产品。探索依托碳账户对发放贷款及债券的项目进行碳效分析，对比贷前贷后的碳减排量、单位贷款碳排放强度等，形成经济科学便捷的信贷碳效益评估体系。（省发展改革委、人民银行济南分行牵头，省生态环境厅、山东银保监局、青岛银保监局等依照职责分工落实；2025年年底前实现多场景应用）

4.推进碳普惠体系建设。鼓励金融机构围绕“衣食住行用”等日常行为，积极开发碳金融服务和创新产品；探索建立个人碳账户和多层次碳普惠核证减排量消纳渠道，将个人绿色出行、绿色消费、助力垃圾分类等绿色低碳活动碳减排信息纳入碳账户，形成可兑换的碳积分、授信优惠、差异化保险费率及增值服务等。（省生态环境厅、人民银行济南分行牵头，山东银保监局、青岛银保监局等依照职责分工落实；2023年起组织实施并持续推进）

（二）碳金融试点示范行动。

5.开展碳金融区域试点。围绕碳账户、转型金融、区域碳金融中心建设、“零碳银行”、碳资产证券化等，在全省布局一批试点。积极争取全国性金融机构在山东开展碳金融创新试点，高质量推进青岛西海岸新区气候投融资试点建设，积极争取威海市创建国家级绿色金融改革创新试验区。引导各级金融机构支持近零碳试点及示范区建设，吸引各类金融资本和社会资本参与试点项目设计、改造和运营。（省发展改革委、省地方金融监管局、人民银行济南分行牵头，省生态环境厅、山东银保监局、青岛银保监局等依照职责分工落实；2023年年底前启动试点遴选，2025年年底前将经验做法在全省复制推广）

6.推进碳金融供给创新。指导银行保险机构将发展战略、风险偏好与践行绿色金融、碳金融相匹配，建立完善与碳金融相匹配的组织架构、制度体系、机制流程。加强银行保险机构总分支联动创新，鼓励有条件的银行机构设立碳金融、绿色金融事业部、专营机构，在资源配置、产品创新、审批权限等方面给予政策倾斜。积极开展环境权益、生态产品价值实现机制、绿色消费信贷等领域金融创新，引导金融机构探索发展碳资产抵押融资、碳资产托管、绿色信贷资产证券化等金融产品，持续提升碳金融专业服务能力。（山东银保监局、人民银行济南分行牵头，省地方金融监管局、青岛银保监局等依照职责分工落实；2023年年底前组织实施并持续推进）

7.开展碳关税应对试点。主动对接国际标准，聚焦建材、化工、塑料、钢铁、有色等重点领域，依托行业协会和龙头企业，开展本行业本领域的重点产品全生命周期碳足迹核算，进行碳关税压力测试。加强国际市场碳关税影响分析，针对碳关税影响及应对方法进行专项辅导培训，引导企业提高碳管理能力，用好贸易救济规则，提前布局积极应对。（省发展改革委、省生态环境厅牵头，省财政厅、省商务厅、省地方金融监管局等依照职责分工落实；2024年开始试点，2025年年底前推广应用）

（三）碳交易推进行动。

8.积极参与全国碳交易市场。指导相关行业重点排放单位编制碳排放报告，开展碳排放报告核查，确定纳入碳排放权交易市场的重点排放单位名录，做到应纳尽纳。强化碳减排目标约束机制，按照国家部署，开展碳排放权交易市场配额分配，引导重点排放单位做好配额清缴履约工作，做到应履尽履。（省生态环境厅牵头，省发展改革委配合；2023年起组织实施并持续推进）

9.培育区域环境权益交易服务市场。围绕碳排放权、排污权、用能权、用水权等环境权益交易，搭建环境权益交易与金融服务体系。支持新能源、碳汇等“零碳”“负碳”产业发展，积极开发碳汇项目和产品。探索研究森林、湿地、海洋、土壤等自然生态系统碳汇计量方法，定期组织开展森林、湿地、海洋、土壤等碳汇本底调查、碳储量评估和潜力分析，建立碳汇补偿机制，推进碳汇权益融资。（省发展改革委、省自然资源厅、省生态环境厅、省农业农村厅、省海洋局等依照职责分工落实；2023年年底前组织实施并持续推进）

10.深化碳交易金融服务。鼓励金融机构探索开展碳资产、核证自愿减排量等抵质押融资业务；引导相关机构为碳交易提供资金存管、清算、结算、碳资产管理、代理开户等服务。（人民银行济南分行牵头，山东银保监局、青岛银保监局等依照职责分工落实；2023年年底前组织实施并持续推进）

（四）碳金融支撑行动。

11.探索建立“大数据+信用”碳金融数字服务平台。以信用信息监管为支撑，利用碳账户大数据赋能，引入碳排放核查机构、环境咨询评价机构、金融机构、投资机构、征信机构等，探索建立一体化碳金融大数据平台，共享有关数据，为企业提供银行信贷、资本对接、融资担保、绿色认定、政策申报等金融服务，提升碳金融服务质量和效率。（省发展改革委牵头，省生态环境厅、省地方金融监管局、人民银行济南分行、山东银保监局、山东证监局、青岛银保监局等依照职责分工落实；2024年年底前启动建设）

12.建立完善碳金融项目库。统一碳金融项目库认定评价标准，推动符合标准的企业和项目入库，定期向金融机构推送符合碳金融支持方向的项目。引导金融机构建立绿色审批通道，在资源配置、利率定价、信息披露、尽职免责等方面优化管理、强化激励。（省发展改革委、人民银行济南分行牵头，山东银保监局、青岛银保监局等依照职责分工落实；2023年起组织实施并持续推进）

13.增强人才智力支撑。发挥齐鲁金融人才工程示范作用，吸引培育更多碳金融人才。培养碳金融领域的高素质人才队伍，支持高等院校开设碳核查、碳交易、碳金融等相关专业，与金融机构、企业合作建立实训基地。成立“双碳”计量技术委员会，提供全面基础性技术保障，提升重点领域碳数据的科学性、全面性、真实性。（省地方金融监管局、省市场监督管理局、省教育厅、省人力资源社会保障厅等依照职责分工落实；2024年年底前组建完成“双碳”计量技术委员会）

（五）社会资本投入行动。

14.构建规模化体系化绿色低碳基金群。积极对接国家低碳转型基金等政府投资基金，发挥新旧动能转换基金等各类绿色发展基金的引领作用，分级分类构建绿色低碳子基金群，撬动更多社会资本投资绿色低碳高质量发展领域。鼓励以基金直投等方式，重点支持新能源开发利用、高碳行业低碳转型、绿色低碳科技创新、碳汇能力巩固提升等项目。（省发展改革委、省财政厅牵头，省地方金融监管局配合；2023年开始组织实施并持续推进）

15.为企业开展碳融资提供增信服务。发挥各级政府性融资担保机构作用，引导政府性融资担保机构加大对符合政策规定的碳金融重点项目的担保增信支持力度。落实政府性融资担保机构代偿风险补偿机制，支持政府性融资担保机构对符合条件的小微企业绿色信贷提供担保服务。（省财政厅、省地方金融监管局牵头；2023年开始组织实施并持续推进）

16.引导各类资本支持碳金融发展。积极支持将符合条件的绿色低碳项目纳入政府债券支持范围。用足用好基础设施领域不动产投资信托基金（REITs），推广生态环境导向的开发模式（EOD）。吸引头部创投机构组建绿色技术投资联盟，引导创业投资、股权投资、保险资金等长期资本，开展对绿色低碳项目的投资。（省发展改革委牵头，省科技厅、省财政厅、省地方金融监管局、山东证监局、山东银保监局、青岛银保监局依照职责分工落实；2024年年底前组建绿色技术投资联盟）

三、保障措施

（一）强化组织协调。

完善碳金融工作协调推进机制，将碳金融工作纳入省碳达峰碳中和工作领导小组研究审议内容。加强业务主管部门、金融管理部门、金融机构等之间的协同联动，强化省、市、县三级协作互动和信息共享，形成工作合力。（省发展改革委牵头，省生态环境厅、省财政厅、省地方金融监管局、人民银行济南分行、山东银保监局、山东证监局、青岛银保监局等依照职责分工落实）

（二）强化政策激励。

1.对银行业金融机构碳金融、绿色金融发展情况进行评价，评价结果作为政策工具运用、银保监监管评价、省银行业法人金融机构绿色金融评价、服务实体经济评价的重要依据。（省地方金融监管局、人民银行济南分行、山东银保监局、青岛银保监局等依照职责分工落实）

2.用好用足国家碳减排支持工具、支持煤炭清洁高效利用专项再贷款等结构性货币政策工具，引导支持金融机构加大对碳减排重点领域及煤炭清洁高效利用、科技创新等绿色转型发展领域的信贷投放。通过信用风险缓释凭证和担保增信等方式，支持绿色低碳企业发债。（人民银行济南分行牵头，省发展改革委、省财政厅、省地方金融监管局、山东证监局等依照职责分工落实）

3.设立山东省碳减排政策工具，支持城商行、农商行等地方法人银行增加绿色低碳领域优惠贷款，人民银行济南分行每年安排100亿元再贷款减碳引导专项额度，省财政按规定给予25BP贴息补助。（人民银行济南分行、省财政厅牵头落实）

4.鼓励保险机构创新森林碳汇、海洋碳汇保险产品，将符合条件的相关保险产品纳入地方优势特色农业保险以奖代补政策范围。鼓励金融机构针对碳金融业务实施差异化激励政策，通过内部资金转移定价优惠、提高风险容忍度、加强绩效奖励等措施，提升基层机构和人员开展业务的积极性。（省财政厅、山东银保监局牵头，人民银行济南分行、青岛银保监局等依照职责分工落实）

5.完善财政涉企资金绿色门槛制度，根据污染防治和节能减排降碳情况，对财政涉企资金实施正负面清单管理，将“两高”行业工业碳账户评价作为财政涉企资金使用的重要参考。（省财政厅、省发展改革委牵头落实）

6.山东省支持经济高质量发展金融产品创新认定优先向碳金融产品倾斜，引导金融机构围绕碳排放权、排污权等研发新产品，省财政对创新性强、效果明显的产品给予奖励。（人民银行济南分行、省财政厅牵头，山东银保监局、省地方金融监管局、青岛银保监局等依照职责分工落实）

7.加快推进生态产品价值实现试点，对集中连片开展生态保护修复达到一定规模和预期目标的经营主体，允许在符合土地管理法律法规和国土空间规划、坚持节约集约用地的前提下，在保护修复区域内利用不超过3%的治理面积作为新增建设用地，依法办理建设用地审批手续，设立建设用地使用权，发展旅游、康养、体育产业以及农林产品初加工和储存。（省发展改革委、省自然资源厅依照职责分工落实）

（三）强化监测评估。对碳金融发展情况开展跟踪监测和调查研究，定期发布碳金融发展报告。建立碳金融协同监管机制，加强风险研判、预防和化解,引导金融机构开展碳金融风险压力测试，合理控制绿色低碳企业和项目的融资杠杆率，防止过度负债、资金空转和“洗绿”等风险。(省发展改革委牵头，省地方金融监管局、人民银行济南分行、山东银保监局、青岛银保监局等依照职责分工落实)

（四）强化宣传引导。积极运用主流媒体和新媒体推广碳金融政策和标准，宣传推广具有创新性、示范性、引领性的服务模式及产品。举办山东碳金融国际高峰论坛等主题峰会活动，提高山东碳金融国际影响力。推行企业环境、社会责任报告（ESG）发布制度，将绿色低碳高质量发展作为一种思想自觉和行动自觉，努力形成发展碳金融的良好社会环境和广泛共识。（省发展改革委牵头，省生态环境厅、人民银行济南分行、山东银保监局、山东证监局、青岛银保监局等依照职责分工落实）

国家能源局为深入贯彻落实党的二十大精神，加强新形势下电力系统稳定工作，4月24日发布国家能源局综合司关于公开征求《关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见（征求意见稿）》意见的通知。

其中提到，要科学安排储能建设，深挖电力负荷侧灵活性。

按需建设储能。根据电力系统需求，统筹各类调节资源建设，因地制宜推动各类型、多元化储能科学配置，形成多时间尺度、多应用场景的电力调节能力，更好保障电力系统安全稳定灵活运行，改善新能源出力特性和负荷特性，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，探索储能融合发展新场景，提升电力系统安全保障水平和系统综合效率。

整合负荷侧需求响应资源。将微电网、分布式智能电网、虚拟电厂、电动汽车充电设施、用户侧源网荷储一体化聚合等纳入需求侧响应范围，推动可中断负荷、可控负荷参与稳定控制。

完善负荷控制手段。建立完善市场化激励机制，明确各参与主体的市场地位,引导各类市场主体参与负荷控制建设和运营，创新负荷控制技术和方式；加快新型电力负荷管理系统建设，强化负荷分级分类管理和保障，实现负荷精准控制和用户精细化用能管理。

强化负荷控制执行刚性。科学制定负荷控制方案，明确负荷控制的执行条件，对保障电网安全稳定运行的负荷控制措施，电网企业要严格执行，确保系统安全。

原文如下：

国家能源局综合司关于公开征求《关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见

（征求意见稿）》意见的通知

电力系统稳定工作是以保障电力系统安全稳定运行为目标，统筹发输供用储各环节的系统性全局性综合性工作，是电力行业管理的重要内容。为深入贯彻落实党的二十大精神，加强新形势下电力系统稳定工作，我局起草了《关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见（征求意见稿）》，现向社会公开征求意见。

欢迎有关单位和社会各界人士提出宝贵意见和建议。请在本公告发布之日起30日内将相关意见和建议传真至010-81929279，或通过电子邮件发至sunhe@nea.gov.cn。

感谢参与和支持！

附件：关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见（征求意见稿）

国家能源局综合司

2023年4月20日

附件

关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见

（征求意见稿）

为深入贯彻党的二十大精神，全面落实党中央、国务院决策部署，准确把握电力系统技术特性和发展规律，扎实做好新形势下电力系统稳定工作，保障电力安全可靠供应，推动实现碳达峰碳中和目标，提出以下意见。

一、充分认识做好电力系统稳定工作的重要意义

（一）稳定工作是电力系统健康发展的基础。电力系统稳定工作是以保障电力系统安全稳定运行为目标，统筹发输供用储各环节的系统性全局性综合性工作，是电力行业管理的重要内容，是实现电力行业健康发展、确保电力安全可靠供应的基础。在我国电力系统长期发展实践中，稳定工作始终立足我国能源基本国情，遵循电力行业发展客观规律，严格执行《电力系统安全稳定导则》等技术规定，不断筑牢“三道防线”，主动防范和化解各类系统风险，保障了电力系统稳定运行，为经济社会发展提供了坚强支撑。

（二）进一步加强稳定工作是构建新型电力系统的必然要求。未来相当长时间内，电力系统仍将维持以交流电为基础的技术形态，交流电力系统稳定问题将长期存在。随着我国能源电力绿色低碳转型的深入推进，新能源发电装机大幅增长，电力电子设备高比例接入，特高压交直流输电混联运行，电力系统生产结构、运行机理、功能形态等正在发生深刻变化，低惯量、低阻尼、弱电压支撑等问题凸显，电力供需失衡引发频率、电压等稳定问题的风险增加，故障形态及连锁反应路径更加复杂。新型电力系统安全稳定面临更加严峻的挑战，做好稳定工作事关全局、意义重大。

二、总体要求

（三）指导思想

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，全面落实“双碳”战略部署和“四个革命、一个合作”能源安全新战略，牢固树立管电就要管系统、管系统就要管稳定的工作理念，立足我国国情，坚持底线思维、问题导向，坚持系统观念、守正创新，坚持先立后破、稳妥有序，统筹发展和安全，做好新型电力系统稳定工作，为中国式现代化建设提供可靠电力保障，满足人民美好生活用电需要。

（四）总体思路

——夯实稳定物理基础。科学构建源网荷储结构与布局，保证电源结构合理和电网强度，建设充足的灵活调节能力和稳定控制资源，确保必要的惯量、短路容量、有功和无功支撑，满足电力系统电力电量平衡和安全稳定运行的需求。

——强化稳定管理体系。围绕高比例可再生能源、高比例电力电子设备、源网荷储互动环境下的电力系统安全稳定运行，远近结合、科学谋划电力系统转型的发展方向和路径，统筹规划、建设、运行、市场、科研等各项工作，建立适应新型电力系统的稳定管理体系，确保稳定工作要求在新型电力系统全过程、全环节、全方位落实。

——加强科技创新支撑。围绕系统安全稳定技术需求，加强基础理论研究，推进重大技术和装备攻关，加快先进技术示范和推广应用，协同构建适应新型电力系统的稳定技术标准体系，提升自主可控水平，以创新引领新型电力系统建设。

三、夯实新型电力系统稳定基础

（五）完善合理的电源结构。统筹各类电源规模和布局。可靠发电能力要满足电力电量平衡需要并留有合理裕度，为系统提供足够的调峰、调频、调压能力；科学确定电源接入电网电压等级，实现对各级电网的有效支撑；构建多元互补的综合能源供应体系。增强常规电源调节支撑能力。新建煤电机组全部实现灵活性制造，加快存量煤电机组灵活性改造，支持退役火电机组调相功能改造，不断提高机组涉网性能；积极推进水电站依法合规增容扩机，新建水电机组应具备调相功能；积极安全有序发展核电,适度布局调峰气电。大力提升新能源主动支撑能力。推动系统友好型电站建设，逐步实现新能源在电力供应和稳定支撑方面的可靠替代；协同推进大型新能源基地、调节支撑电源和外送通道开发建设，保障外送电力的连续性和稳定性。

（六）构建坚强柔性电网平台。明确网架构建原则。构建分层分区、结构清晰、安全可控、灵活高效的电网网架，合理确定同步电网规模；保证电网结构强度，保持必要的灵活性和冗余度，适应运行方式的灵活调整，具备与特高压直流、新能源规模相适应的抗扰动能力。提高直流送受端稳定水平。直流送端要合理分群，控制同送端、同受端直流输电规模，新增输电通道要避免过于集中；直流受端要优化落点布局，避免落点过于密集；常规直流受端和新能源高占比地区应具备足够的电压支撑能力，短路比等指标要符合要求；积极推动柔性直流技术应用。促进各级电网协调发展。合理控制短路电流水平，适时推动电网解环和电网柔性互联；推动建设分布式智能电网，统一开展稳定管理，实现与大电网的兼容互补和友好互动。

（七）深挖电力负荷侧灵活性。整合负荷侧需求响应资源。将微电网、分布式智能电网、虚拟电厂、电动汽车充电设施、用户侧源网荷储一体化聚合等纳入需求侧响应范围，推动可中断负荷、可控负荷参与稳定控制。完善负荷控制手段。建立完善市场化激励机制，明确各参与主体的市场地位,引导各类市场主体参与负荷控制建设和运营，创新负荷控制技术和方式；加快新型电力负荷管理系统建设，强化负荷分级分类管理和保障，实现负荷精准控制和用户精细化用能管理。强化负荷控制执行刚性。科学制定负荷控制方案，明确负荷控制的执行条件，对保障电网安全稳定运行的负荷控制措施，电网企业要严格执行，确保系统安全。

（八）科学安排储能建设。按需建设储能。根据电力系统需求，统筹各类调节资源建设，因地制宜推动各类型、多元化储能科学配置，形成多时间尺度、多应用场景的电力调节能力，更好保障电力系统安全稳定灵活运行，改善新能源出力特性和负荷特性，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，探索储能融合发展新场景，提升电力系统安全保障水平和系统综合效率。

四、加强新型电力系统全过程稳定管理

（九）加强电力系统规划。统筹整体规划。统筹源网荷储整体规划，加强规划方案及过渡期安全稳定和供电充裕性的系统性论证，提高规划阶段电力系统安全稳定计算分析深度和精度；加强新能源消纳和系统调节能力的统筹规划。滚动开展分析。滚动开展供需平衡分析，合理安排支撑性电源和调节性资源建设，保证电力供应和系统调节能力充裕。有序做好衔接。加强规划与运行的衔接，提升规划方案的适应性与安全性；加强一、二次系统的衔接，协调开展安全稳定控制系统的整体方案研究。

（十）加强工程前期设计。深化设计方案。在大型输变电工程、大型电源接入系统、直流输电工程的可行性研究及初步设计工作中，加强工程对系统的影响分析。开展差异化补强设计。针对重点区段开展差异化设计，提升工程可靠性和抵御灾害能力。优化二次系统设计。合理配置继电保护、稳定控制、通信、自动化等二次系统，确保满足相关标准和反事故措施要求。

（十一）加强电力装备管理。紧密围绕电力系统的稳定技术要求开展相关装备研制、系统试验。针对不同应用场景优化直流、新能源等电力电子装备的并网性能。严格把关电力装备入网质量，充分开展试验测试，消除装备质量系统性缺陷。对新研发的首台（套）电力装备，加强科学论证和风险管控。

（十二）加强电力建设管理。强化电力工程建设的施工、质量、进度等全周期管理，实现工程“零缺陷”投运。组织实施与基建工程配套的系统安全稳定控制措施，确保一次设备与相应的二次设备同步建设、同步投运。针对工程建设过渡阶段，开展系统分析校核，落实过渡期安全保障措施。

（十三）加强电力设备运维保障。加强大型电源和主网设备的可靠性管理，持续开展设备隐患排查和状态监测，针对重要输电通道、枢纽变电站、重要发电厂等关键电力设施开展专项运维保障。及时组织设备缺陷及故障原因分析，制定并落实反事故措施，定期核定设备过负荷能力。加强二次系统运维保障，确保二次设备状态和参数与一次系统匹配，防止安全自动装置不正确动作。

（十四）加强调度运行管理。严肃调度纪律。坚持统一调度、分级管理，各并网主体必须服从调度机构统一指挥，调度机构要严格按照相关法律法规和制度标准开展稳定管理工作；统筹安排电力系统运行方式，保证互联电力系统安全稳定控制措施的协同落实；在电力系统发生严重故障等情况下，调度机构应按照有关规定果断采取控制措施。强化协同控制。建立一、二次能源综合管理体系，加强电力电量全网统一平衡协调；提升新能源预测水平，严格开展各类电源涉网性能管理，通过源网荷储协同调度、跨省区输电通道送受端电网协同调度，提高面向高比例可再生能源接入的调度管控能力。优化调度方式。加强调度与市场衔接配合，推动调度生产组织向市场化方式转变；研究推动风光水（火）储一体化项目作为整体优化单元参与电力系统调节和市场交易；建立完善灵活调节性资源调度机制；定期优化有序用电方案、序位表和措施，确保符合最新电力供需形势。

（十五）加强电力市场管理。将提高电力系统安全稳定水平作为电力市场建设的重要目标之一，强化交易合同履约，完善中长期市场连续运营机制，加快建设更能体现灵活调节能力的现货市场。持续完善辅助服务市场，丰富调频、备用、转动惯量等辅助服务交易品种，建立健全基础保障性和系统调节性电源容量补偿机制。推动建立容量市场，激励支撑调节资源建设。完善电力市场交易安全稳定校核制度，强化市场化的电力市场风险应急处置机制，保证各类市场运作场景下电力系统稳定可控。

（十六）加强电力系统应急管理。建立健全应对极端天气和自然灾害的电力预警和应急响应机制，加强灾害预警预判和各方协调联动。强化重点区域电力安全保障，合理提高核心区域和重要用户的相关线路、变电站建设标准，推进本地应急保障电源建设，重要用户应根据要求配置自备应急电源，加强移动应急电源统筹调配使用，在重点城市建成坚强局部电网。加强超大、特大城市电力保供分析，确有必要的，保留一部分停机备用煤电机组，应对季节性保供。提升事故后快速恢复和应急处置能力，优化黑启动电源布局，完善各类专项应急预案，定期组织开展大面积停电事件应急演练。

（十七）加强电力监控系统安全防护。实施电力行业网络安全“明目”“赋能”“强基”行动，建立完善电力行业、企业网络安全态势感知和监测预警平台，提升电力行业网络安全攻防和应急能力。打造以仿真验证环境、密码平台和北斗设施为代表的电力行业网络安全共性基础能力支撑平台，加强信息资产、威胁情报管理基础能力，落实关键信息基础设施安全保护要求。深化电力监控系统安全防护体系，前瞻应对新型电力系统新业态新技术带来的网络安全新风险，筑牢电力行业网络安全基石。

五、构建稳定技术支撑体系

（十八）攻关新型电力系统稳定基础理论。研究高比例可再生能源、高比例电力电子设备接入电力系统的稳定机理，掌握电力系统故障暂态过渡过程，加快攻关源荷双侧高度不确定性环境下电力电量平衡理论，突破海量异构资源的广域协调控制理论。深入研究新型储能对电力系统安全稳定支撑作用，加快建立完善各类灵活调节性资源规划设计理论。

（十九）提升系统特性分析能力。推进电力系统多时间尺度仿真能力建设。在电力系统各环节深入开展仿真分析，研究标准化仿真模型，推动新能源发电机组参数开放共享，对高比例电力电子设备接入电网开展电磁暂态仿真校核，建立集中式新能源、新型储能、直流等详细仿真模型，开展含分布式电源的综合负荷模型建模。加强电力系统稳定特性分析。充分考虑运行工况的随机波动性，强化在线安全分析应用，充分利用实际故障和系统性试验开展研究，掌握系统安全稳定边界。

（二十）强化系统运行控制能力。融合先进信息通信技术，汇集一次能源、设备状态、用户侧资源、气象环境等各类信息，构建全网监视、全局分析、协同控制、智能决策、主配一体的调度技术支持系统，提高电力系统运行控制数字化水平，实现调度决策从自动化向智能化转变。提升新能源和配电网的可观、可测、可控能力，实现分布式电源、可控负荷的汇聚管理，同步加强网络安全管理。

（二十一）加强系统故障防御能力。巩固和完善电力系统安全防御“三道防线”，开发适应高度电力电子化系统的继电保护装置，研究针对宽频振荡等新型稳定问题的防御手段，扩展稳定控制资源池，滚动完善控制策略，加强安全自动装置状态和可用措施量的在线监视，保障电力电子化、配电网有源化环境下稳定控制措施的有效性。研究新能源高占比情形下发生极端天气时的电力系统稳定性措施。加强电力系统故障主动防御，提升全景全频段状态感知水平，实现风险预测、预判、预警和预控。

（二十二）加快重大电工装备研制。研发大容量断路器、大功率高性能电力电子器件、新能源主动支撑、大容量柔性直流输电等提升电力系统稳定水平的电工装备。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。

（二十三）加快先进技术示范和推广应用。紧密围绕电力系统稳定核心技术、重大装备、关键材料和元器件等重点攻关方向，充分调动企业、高校及科研院所等各方面力量，因地制宜开展电力系统稳定先进技术和装备的示范，积累运行经验和数据，及时推广应用成熟适用技术，加快创新成果转化。

（二十四）构建稳定技术标准体系。充分发挥现有稳定技术标准体系作用。建立健全以《电力系统安全稳定导则》《电力系统技术导则》《电网运行准则》为核心的稳定技术标准体系，强化标准在引领技术发展、规范技术要求方面的重要作用。持续完善稳定技术标准体系。完善新能源并网技术标准，提高集中式、分布式新能源频率电压耐受能力和支撑调节能力；建立新型储能、虚拟电厂、分布式智能电网等新型并网主体的涉网技术标准；完善新型电力系统供需平衡、安全稳定分析与控制保护标准体系；开展黑启动及系统恢复、网络安全等电力安全标准研制；引领新形势下电力系统稳定相关国际标准制修订。

六、组织实施保障

（二十五）建立长效机制。完善电力行业稳定工作法规制度体系，强化政策措施的系统性、整体性、协同性。建立健全电力系统稳定工作长效机制，强化规划执行的严肃性，加强统筹协调，一体谋划、一体部署、一体推进重大任务，定期研究解决重点问题与重大运行风险，协调解决保障电力供应和电力系统稳定运行面临的问题。系统谋划灵活调节性资源可持续发展机制。

（二十六）压实各方责任。建立健全由国家发展改革委、国家能源局组织指导，地方能源主管部门、国家能源局派出机构、发电企业、电网企业、电力用户和其他相关市场主体各负其责、发挥合力的电力系统稳定工作责任体系。地方能源主管部门履行好电力规划、电力建设、电力保供的属地责任，会同地方经济运行管理部门加强电力稳定运行工作。发电企业加强燃料供应管理，强化涉网安全管理，提高发电设备运行可靠性。电网企业做好电网建设运维、调度运行等环节的稳定管理，强化电网安全风险管控。电力用户主动参与需求响应，按要求执行负荷管理，践行节约用电、绿色用电。其他相关市场认真落实电力系统稳定工作要求。国家能源局派出机构根据职责依法加强监管，推动相关稳定措施落实到位。

（二十七）加强宣传引导。开展形式多样的政策宣传和解读，凝聚行业共识，引导各方力量树立全网一盘棋的思想，发挥各自优势形成合力。加强电力系统稳定工作人才队伍建设，提升电力系统管理人员和技术人员工作水平。及时总结新型电力系统稳定工作经验，推广典型模式和先进技术。

2023年4月，国家发改委、国家能源局、国家标准委、工业和信息化部等部门联合印发《碳达峰碳中和标准体系建设指南》。

文件指出，碳达峰碳中和标准体系包括基础通用标准子体系、碳减排标准子体系、碳清除标准子体系和市场化机制标准子体系等4个一级子体系，并进一步细分为15个二级子体系、63个三级子体系。该体系覆盖能源、工业、交通运输、城乡建设、水利、农业农村、林业草原、金融、公共机构、居民生活等重点行业和领域碳达峰碳中和工作，满足地区、行业、园区、组织等各类场景的应用。

在储能方面，政策指出：

储能领域重点制修订抽水蓄能标准，电化学、压缩空气、飞轮、重力、二氧化碳、热（冷）、氢（氨）、超导等新型储能标准，储能系统接入电网、储能系统安全管理与应急处置标准。

此外，在其他新型电力系统标准方面，文件指出：

电网侧领域重点制修订变电站二次系统技术标准，交直流混合微电网运行、保护标准，新能源并网、配电网以及能源互联网等技术标准。

电源侧领域重点制修订分布式电源运行控制、电能质量、功率预测等标准。

负荷侧领域重点制修订电力市场负荷预测，需求侧管理，虚拟电厂建设、评估、接入等标准。

原文如下：

碳达峰碳中和标准体系建设指南

为贯彻落实党中央、国务院关于碳达峰碳中和重大战略决策，深入实施《国家标准化发展纲要》，根据《建立健全碳达峰碳中和标准计量体系实施方案》相关要求，加快构建结构合理、层次分明、适应经济社会高质量发展的碳达峰碳中和标准体系，制定本指南。

一、总体要求

（一）指导思想

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，深入践行习近平生态文明思想，立足新发展阶段，完整、准确、全面贯彻新发展理念，加快构建新发展格局，坚持系统观念，突出标准顶层设计、强化标准有效供给、注重标准实施效益、统筹推进国内国际，持续健全标准体系，努力为实现碳达峰、碳中和目标贡献标准化力量。

（二）基本原则

坚持系统布局。加强顶层设计，优化政府颁布标准和市场自主制定标准二元结构，强化跨行业、跨领域标准协同，提升标准的适用性和有效性，实现各级各类标准的衔接配套。

坚持突出重点。加快完善基础通用标准。聚焦重点领域和重点行业，加强节能降碳标准制修订。及时将碳达峰碳中和技术创新成果转化为标准，以科技创新推动绿色发展。

坚持稳步推进。锚定碳达峰碳中和近期目标与长远发展需求，加快标准更新升级，扎实推进标准研制，坚持系统推进和急用先行相结合，分年度分步骤有序稳妥实施。

坚持开放融合。扎实推动标准化国际交流合作，积极参与国际标准规则制定，强化国际标准化工作统筹，加大中国标准国外推广力度，促进国内国际协调一致。

（三）主要目标

围绕基础通用标准，以及碳减排、碳清除、碳市场等发展需求，基本建成碳达峰碳中和标准体系。到2025年，制修订不少于1000项国家标准和行业标准（包括外文版本），与国际标准一致性程度显著提高，主要行业碳核算核查实现标准全覆盖，重点行业和产品能耗能效标准指标稳步提升。实质性参与绿色低碳相关国际标准不少于30项，绿色低碳国际标准化水平明显提升。

二、标准体系框架

碳达峰碳中和标准体系包括基础通用标准子体系、碳减排标准子体系、碳清除标准子体系和市场化机制标准子体系等4个一级子体系，并进一步细分为15个二级子体系、63个三级子体系。该体系覆盖能源、工业、交通运输、城乡建设、水利、农业农村、林业草原、金融、公共机构、居民生活等重点行业和领域碳达峰碳中和工作，满足地区、行业、园区、组织等各类场景的应用。本标准体系根据发展需要进行动态调整。

三、标准重点建设内容

（一）基础通用标准子体系

1.术语、分类和碳信息披露标准

重点制修订温室气体与应对气候变化管理相关术语及定义、碳排放数据分类与编码技术规范、碳排放信息采集方法及要求、碳信息披露等标准。

2.碳监测核算核查标准规范

重点制修订二氧化碳、甲烷等温室气体监测方法、监测设备、在线监测系统和碳管控平台建设等标准，大气成分物理化学特性长期动态观测、监测、评估、预报相关标准。制修订地区、园区等区域碳排放核算和报告标准。加快制修订能源、冶金、建材、化工、有色、纺织、机械、信息通信、交通运输、畜禽养殖等重点行业企业碳排放核算和报告标准以及数据质量相关标准规范。完善能效提升、可再生能源利用、原燃料替代、余能利用、生物海洋林草土壤固碳、畜禽养殖等典型项目碳减排量评估标准。研制产品碳足迹量化和种类规则等通用标准，探索制定重点产品碳排放核算及碳足迹标准。制修订碳排放核查程序、人员和机构等基础共性标准。

3.低碳管理及评价标准

重点制修订城市、设施、企业、供应链、园区、技术等绿色低碳评价、环境影响评价标准，绿色产品评价标准，绿色低碳产业统计核算相关标准，碳中和评价通则标准，以及不同应用场景的碳达峰碳中和相关规划设计、管理体系及实施评价等通用标准。

（二）碳减排标准子体系

1.节能标准

加快制修订火电、钢铁、建材、化工、有色、煤炭、采矿、轻工、机械、交通运输等重点行业强制性能耗限额标准，推动实现能耗限额指标与碳排放强度指标相协调。坚持减污与降碳协同、源头与末端结合，发挥标准倒逼、优化、调整、促进作用。对标国际先进水平，提升家用电器、农村居民供暖设备、制冷及冷链物流设备、工业设备、照明产品、数据中心、新能源和可再生能源设备、机械制造装备等重点产品和设备强制性能效标准。加快完善与强制性节能标准配套的能耗计算、能效检测、节能评估、节能验收、能源审计等标准。

加快制定节能设计规划、能量平衡测算、能源管理体系、能源绩效评估、经济运行、合理用能、节能诊断、节能服务、绿色节约型组织评价等基础标准。完善能效对标、节能技术评价、系统节能、能量回收、余能利用、能量系统优化、高效节能设备、节能监测、节能量测量和验证、能源计量、数字赋能技术、区域能源系统、分布式能源系统、能源管控中心等节能共性技术标准。

2.非化石能源标准

水力发电领域重点制修订水电机组扩容增效、宽负荷稳定运行、运行状态评估与延寿等标准，以及小水电绿色改造、生态流量、安全鉴定等绿色发展技术标准。

风力发电领域重点制修订风能资源监测、评估以及风力预报预测等标准，风力发电机组、关键零部件标准，消防系统标准，风电塔筒用材料标准，海上风力发电工程施工标准以及并网标准，风电系统稳定性计算标准。

光伏发电领域重点制修订太阳能资源监测、评估以及辐射预报预测等技术标准，高效光伏电池、组件及关键材料、电气部件、支撑结构关键产品的技术要求、阻燃耐火性能要求、检测方法和绿色低碳标准，光伏组件、支架、逆变器等主要产品及设备修复、改造、延寿及回收再利用标准。

光热利用领域重点制修订光热发电设备标准，以及太阳能法向直接辐射预报预测等标准。完善太阳能集热关键部件材料产品标准和检测评估标准，太阳能供热、制冷系统以及太阳能多能互补系统标准。

核能发电领域重点制修订核电技术标准、核电厂风险管理标准、维护有效性评价标准，以及核动力厂厂址评价标准。

生物质能领域重点制修订生活垃圾焚烧发电、农林生物质热电、生物质清洁供热、生物天然气（沼气）、生物质热解气化、生物质液体燃料和生物质成型燃料等方面的原料质量控制、重点技术和设备、产品质量分等分级等标准。

氢能领域重点完善全产业链技术标准，加快制修订氢燃料品质和氢能检测等基础通用标准，氢和氢气系统安全、风险评估标准，氢密封、临氢材料、氢气泄漏检测和防爆抑爆、氢气安全泄放标准，供氢母站、油气氢电综合能源站安全等氢能安全标准，电解水制氢系统及其关键零部件标准，炼厂氢制备及检测标准，氢液化装备与液氢储存容器、高压气态氢运输、纯氢/掺氢管道等氢储输标准，加氢站系统及其关键技术和设备标准，燃料电池、冶金等领域氢能应用技术标准。

海洋能、地热能领域重点制修订海洋能发电设备测试、评估、部署、运行等标准以及地热能发电设备标准。

3.新型电力系统标准

电网侧领域重点制修订变电站二次系统技术标准，交直流混合微电网运行、保护标准，新能源并网、配电网以及能源互联网等技术标准。

电源侧领域重点制修订分布式电源运行控制、电能质量、功率预测等标准。

负荷侧领域重点制修订电力市场负荷预测，需求侧管理，虚拟电厂建设、评估、接入等标准。

储能领域重点制修订抽水蓄能标准，电化学、压缩空气、飞轮、重力、二氧化碳、热（冷）、氢（氨）、超导等新型储能标准，储能系统接入电网、储能系统安全管理与应急处置标准。

4.化石能源清洁利用标准

煤炭领域重点制修订煤炭筛分、沉陷区地质环境调查、生态修复成效评价、智能化煤炭制样、化验系统性能、组分类型测定等标准。

石油领域重点制修订低碳石油开采、炼油技术标准，低排放、高热值、高热效率燃料标准。

天然气领域重点制修订液化天然气质量、流量测量、取样导则、成分分析及测定、尾气处理及评价、管道输送要求标准以及页岩气技术标准。

5.生产和服务过程减排标准

工业生产过程减碳领域重点制修订钢铁、石化、化工、有色金属、建材、机械、造纸、纺织、汽车、食品加工等行业低碳固碳技术、低碳工艺及装备、非二氧化碳温室气体减排技术、原燃料替代技术、低碳检测技术、低碳计量分析技术、绿色制造、节水等关键技术标准及配套标准样品。

交通运输绿色低碳领域重点制修订铁路、公路、水运、民航、邮政等领域基础设施和装备能效标准，以及物流绿色设备设施、高效运输组织、绿色出行、交通运输工具低碳多元化动力适用、绿色交通场站设施、交通能源融合、行业减污降碳等标准。加快完善轨道交通领域储能式电车、能量储存系统、动力电池系统、电能测量等技术标准。完善道路车辆能源消耗量限值及标识、能耗计算试验及评价方法相关标准。加快完善电动汽车驱动系统、充换电系统、动力电池系统相关安全要求、性能要求、测试方法、远程服务管理、安全技术检验等标准。加快研究制订机动车下一阶段排放标准，推进机动车减污降碳协同增效。

基础设施建设和运行减碳领域重点制修订城市基础设施低碳建设、城镇住宅减碳、低碳智慧园区建设、农房低碳改造、绿色建造、污水垃圾资源化利用、海水淡化等标准，建筑废物循环利用设备、空气源热泵设备等标准，以及面向节能低碳目标的通信网络、数据中心、通信机房等信息通信基础设施的工程建设、运维、使用计量、回收利用等标准。

农业生产减碳领域重点制修订种植业温室气体减排技术标准以及动物肠道甲烷减排技术、畜禽液体粪污减排技术等养殖业生产过程减排标准，完善工厂化农业、规模化养殖、农业机械等节能低碳标准。

公共机构节能低碳领域重点制修订机关、医院、学校等典型公共机构能源资源节约、绿色化改造标准，节约型机关、绿色学校、绿色医院、绿色场馆等评价标准，以及公共机构低碳建设、低碳经济运行等管理标准。

6.资源循环利用标准

重点制修订循环经济管理、绩效评价等标准。推动制修订清洁生产评价通则标准，稀土、钒钛磁铁矿综合利用标准以及磷石膏、赤泥、熔炼废渣等大宗固废综合利用标准。制修订废金属、废旧纺织品、废塑料、废动力电池等再生资源回收利用标准。加快完善水回用标准。制修订汽车零部件、内燃机、机械工具等再制造标准。制修订林草产业资源循环利用标准。

（三）碳清除标准子体系

1.生态系统固碳和增汇标准

重点制修订陆地、湖泊和海洋生态系统碳汇及木质林产品碳汇相关术语、分类、边界、监测、计量等通用标准，森林、草原、人工草地、林地、湿地、荒漠、矿山、岩溶、海洋、土壤、冻土等资源保护、生态修复、水土资源保护和水土流失综合治理、固碳增汇、经营增汇减排评估标准和技术标准，林草资源保护和经营技术标准，森林增汇经营、木竹替代、林业生物质产品标准，以及生物碳移除和利用、高效固碳树种草种藻种的选育繁育等标准。研究制定生态修复气象保障相关标准。

2.碳捕集利用与封存标准

重点制修订碳捕集利用与封存（CCUS）相关术语、评估等基础标准，燃烧碳排放捕集标准，完善二氧化碳管道输送等标准。推动制定二氧化碳驱油（EOR）、化工利用、生物利用、燃料利用等碳利用标准，以及陆上封存、海上封存等碳封存标准。

3.直接空气碳捕集和储存标准

重点制修订直接空气碳捕集和储存（DACS）应用条件、技术要求、实施效果评估等标准。

（四）市场化机制标准子体系

1.绿色金融标准

重点制修订绿色金融术语、金融机构碳核算、银行企业和个人碳账户管理、气候投融资和转型金融分类目录等基础通用标准，绿色贷款、绿色债券、绿色保险、碳金融衍生品交易等绿色金融产品服务标准。推动制修订绿色债券信用评级等绿色金融评价评估标准。完善金融机构和金融业务环境信息披露等标准。

2.碳排放交易相关标准规范

制修订碳排放配额分配、调整、清缴、抵销等标准规范。完善碳排放权交易实施规范，以及碳排放权交易机构和人员要求相关标准规范。推动制修订重点领域自愿减排项目减排量核算方法等标准规范。完善可再生能源消纳统计核算、监测、评估以及绿电交易等绿色能源消费标准。完善绿色低碳技术评估服务、合同能源管理、碳资产管理等标准。

3.生态产品价值实现标准

重点制修订自然资源确权、生态产品信息调查、生态产品动态监测等标准。完善生态产品、生态资产、生态系统服务功能、生态系统生产总值等评价标准。健全生态综合整治、矿山矿坑修复、水生态治理、水土流失综合治理、土地综合整治等标准，以及生态农业、生态产品质量追溯等标准。推动制修订生态环境损害鉴定评估技术标准以及生态产品价值实现绩效评估等标准。

四、国际标准化工作重点

（一）形成国际标准化工作合力

成立由市场监管总局（标准委）、国家发展改革委、工业和信息化部、生态环境部牵头，外交、商务、国际合作、科技、自然资源、住房城乡建设、交通运输、农业农村、能源、林业和草原等部门参与的碳达峰碳中和国际标准化协调推进工作组，积极稳妥推进国际标准化工作。充分发挥我国在碳捕集与封存、新型电力系统、新能源等领域技术优势，设立一批国际标准创新团队，凝聚科技攻关人员和标准化专家的力量，同步部署科研攻关和国际标准制定工作。

（二）加强国际交流合作

加强与联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）、国际标准组织（ISO、IEC、ITU）等机构的合作对接，聚焦能源绿色转型、工业、城乡建设、交通运输、新型基础设施、碳汇、绿色低碳科技发展、循环经济等重点，跟踪碳达峰碳中和领域最新国际动态。深入研究欧盟、美国等区域和国家相关标准化政策和技术性贸易措施。加强与重点区域、国家的标准化交流与合作，推进绿色“一带一路”建设。在标准化对外援助培训或海外工程项目中加大中国碳达峰碳中和标准的宣传与使用。推动金砖国家、亚太经合组织等框架下开展节能低碳标准化对话，发展互利共赢的标准化合作伙伴关系。

（三）积极参与国际标准制定

重点推动提出温室气体排放监测核算、林草固碳和增汇、能源领域的传统能源清洁低碳利用、智能电网与储能、新型电力系统、清洁能源、绿色金融、信息通信领域与数字赋能等国际标准提案，推动标准研制。积极争取在国际标准组织中成立区域能源系统、医用冷冻装备、生态碳汇等技术机构。深入参与国际标准组织应对气候变化治理工作，推荐中国专家参加气候变化协调委员会（CCCC）、环境社会治理（ESG）协调委员会、联合国秘书长独立咨询委员会能源结构专委会（CEET）等战略研究和协调治理机构。积极联合相关国家共同制定并发布《多能智慧耦合能源系统》《多源固废能源化》等政策白皮书。

（四）推动国内国际标准对接

开展碳达峰碳中和国内国际标准比对分析，重点推动温室气体管理、碳足迹、碳捕集利用与封存、清洁能源、节能等领域适用的国际标准转化为我国标准，及时实现“应采尽采”。成体系推进碳达峰碳中和国家标准、行业标准、地方标准等外文版制定和宣传推广，通过产品与服务贸易、国际合作、海外工程等多种渠道扩大我国标准海外应用。

五、组织实施

（一）坚持统筹协调

加强碳达峰碳中和标准体系建设的整体部署和系统推进，发挥国家碳达峰碳中和标准化总体组的统筹与技术协调作用，加强对各标准子体系建设工作的指导，强化国家标准和行业标准的协同。建立完善全国标准化技术委员会联络机制，通过成立联合工作组、共同制定、联合归口等方式，共同推进跨行业跨领域标准的研制工作。发挥行业有关标准化协调推进组织的作用，在本行业内统筹推进碳达峰碳中和标准化工作。

（二）强化任务落实

各行业各领域要按照碳达峰碳中和标准体系建设内容，加快推进相关国家标准、行业标准制修订，做好专业领域标准与基础通用标准、新制定标准与已发布标准的有效衔接。各地方、社会团体等加强与标准化技术组织合作，依法因地制宜、多点并行推动碳达峰碳中和地方标准、团体标准制修订。不断加大投入力度，支持关键标准研究、制定、实施、国际交流等工作。

（三）加强宣贯实施

广泛开展碳达峰碳中和标准化宣传工作，充分利用广播、电视、报刊、互联网等媒体，普及碳达峰碳中和标准化知识，提高公众绿色低碳标准化意识。适时组织开展碳达峰碳中和标准体系建设评估，及时总结碳达峰碳中和标准化典型案例，推广先进经验做法。

4月24日，新型储能工作华北区域座谈会在烟台召开。会上，国家能源局科技司能效储能处介绍了会议背景及全国新型储能发展情况，与会单位就新型储能发展成效、存在问题及未来发展进行深入研讨，山东省能源局等单位交流了新型储能经验做法，为全国新型储能高质量发展提供了参考借鉴。北京、天津、河北、山西、内蒙古等省（自治区、直辖市）能源主管部门及相关单位共计60余人参加会议。

新型储能建设周期短、选址简单灵活、暂态调节能力强，为解决我国电力系统的稳定与平衡问题发挥了积极作用，不仅成为应对新能源大规模并网和消纳的重要手段，而且成为我国构建新型电力系统不可或缺的关键基础设施，更是推进实现碳达峰碳中和目标，抢占国际战略新高地的重要支撑。近年来，国家储能利好政策密集出台，提出到2025年，储能行业将从商业化初期步入规模化发展，具备大规模商业化应用条件，到2030年，新型储能全面市场化发展；明确新型储能可作为独立储能参与电力市场，并对其市场机制、价格机制和运行机制等作出部署。记者了解到，截至2022年底，全国已投运新型储能项目装机规模达870万千瓦，平均储能时长约2.1小时，比2021年底增长110%以上。其中，山东累计装机规模155万千瓦，位居全国第一。

据悉，山东自2020年首个电化学储能电站（5兆瓦/10兆瓦时）并网以来，新型储能技术路线百花齐放、齐头并进，其中，锂离子电池储能在运175万千瓦、在建202万千瓦，液流电池储能在运0.4万千瓦，压缩空气储能在运1万千瓦、在建100万千瓦，制氢储氢在建3.5万千瓦。应用场景异彩纷呈、加速落地，其中，独立储能在运107万千瓦，新能源配建储能在运69万千瓦，火电联合调频在运1.8万千瓦，煤矿清洁替代在运0.2万千瓦。产业带动多翼齐飞、链式发展，泰安市培育瑞福锂业，成功获评专精特新小巨人、十强产业雁阵形产业集群领军企业，吸引宏匀三元正极材料、盈锂电解质提锂等一批延链项目落地。

通过新型储能规模化建设，山东电力系统调节能力大幅提升。2022年，全年累计减少弃风弃光电量3.6亿千瓦时，可满足68万户居民家庭1个月用电需求，相当于减少标准煤消费18.4万吨，减排二氧化碳5.6万吨，推动清洁能源实现跨越式发展。截至今年3月底，全省新能源和可再生能源发电装机达到7833.8万千瓦，同比增长23.7%。其中，风电发电装机达到2334.1万千瓦，居全国第五位，光伏发电装机4550.9万千瓦，居全国首位。

省能源局能源节约和科技装备处负责人表示，以此次会议为契机，山东抢抓机遇、积极作为，锚定能源绿色低碳高质量发展目标，聚力打造“海上新能源+储能”应用带，济南、青岛两个储能应用示范城市，鲁北、鲁西南、鲁中储能多场景应用重点区域，一批上下协同、各具特色的配套产业基地。力争2023年内新开工项目100万千瓦以上，全年新增规模100万千瓦左右，总规模达到250万千瓦左右，到2025年，新型储能规模达到500万千瓦左右；到2030年，突破1000万千瓦。

      4月19日，国家能源局发布公告，将决定废止的部分规范性文件目录予以公告。其中包括国家能源局《关于进一步加强光伏电站建设与运行管理工作的通知》、国家能源局 国家安全监管总局《关于印发光伏发电企业安全生产标准化创建规范的通知》等。

      其中，2012年3月13日发布的《国家能源局关于印发可再生能源电价附加资金补助项目审核确认管理暂行办法的通知》（国能新能〔2012〕78号）也在废止行列。2022年开始，可再生能源国家补贴全面退出，预计未来将有更多的“可再生能源电价附加资金补助”相关文件退场，光伏也以愈加成熟的姿态进入产业壮大发展阶段。

国家能源局公告（2023年第2号）

      按照法治政府建设有关要求，我局对相关行政规范性文件进行了清理，决定废止国家能源局印发的《国家能源局关于印发亚临界煤电机组改造、延寿与退役暂行规定的通知》（国能电力〔2015〕332号）等37件规范性文件，以及原国家电力监管委员会印发的《关于加强风电安全工作的意见》（电监安全〔2012〕16号）等14件规范性文件。现将决定废止的部分规范性文件目录予以公告。

近日，国家能源局印发《电力行业公共信用综合评价标准（试行）》的通知（国能发资质规〔2023〕28号），明确提出“电力行业公共信用综合评价指标分为三级：一级指标6项，主要包括司法裁决、行业监管、商务诚信、经营状况、发展创新和守信激励，二级指标16项，三级指标46项”。

政策原文如下：