对十四届全国人大四次会议第5481号建议的答复

国能建电力〔2026〕125号

双少敏代表：

  您提出的《关于深化绿电消纳与产业融合的建议》收悉，经认真研究并商国家发展改革委、生态环境部、国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司，现答复如下。

  推动新能源与产业融合发展、促进新能源就地消纳，是实现产业绿色低碳转型的有效途径。您提出的有关建议具有较强的借鉴意义和参考价值，我们高度关注、积极支持。

  一、关于完善适应高比例新能源消纳的电力市场体系

  完善促进新能源消纳的电力市场体系，能够有效提升新能源利用水平，支撑能源电力绿色低碳转型。近年来，国家发展改革委、国家能源局通过出台《电力现货市场基本规则（试行）》（发改能源规〔2023〕1217号）、《电力辅助服务市场基本规则》（发改能源规〔2025〕411号）、《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）、《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）等文件，不断完善电力现货市场、辅助服务市场和容量市场机制，推动新能源上网电量全面进入市场。为建立健全多年期绿电交易机制，我们已在电力中长期交易规则中，明确提出适应新能源出力波动特点，实现灵活连续交易，推广多年期购电协议机制，鼓励发用双方签订多年期绿色电力购买协议，稳定长期消纳空间。2025年，多年期绿电协议成交电量达600亿千瓦时，跨经营区常态化交易机制首次实现大湾区用户用上内蒙古绿电、长三角用户引入广西绿电。为完善分时电价和峰谷电价机制，2021年7月，国家发展改革委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号），优化分时电价机制，更好引导用户削峰填谷。随着电力现货市场建设不断推进，分时电价逐步与现货市场联动。

  下一步，我们将持续完善高比例新能源参与的电力市场体系，更好发挥市场驱动作用；推动长期购电协议交易常态化开展，为新能源企业实现长期稳定收益提供保障；不断完善电力市场价格机制，进一步激活用户侧调节潜力。

  二、关于创新绿电消纳与产业融合的新型组织模式

  我们支持各地因地制宜推动新能源与产业融合创新，以各类新模式、新业态促进新能源就近消纳，满足产业绿电需求。关于零碳园区建设，2025年6月，国家发展改革委、工业和信息化部、国家能源局印发《关于开展零碳园区建设的通知》（发改环资〔2025〕910号），提出支持有条件的地区率先建成一批零碳园区，因地制宜发展绿色电力直接供应模式，助力园区和企业减碳增效，并于2025年12月公布了首批52个国家级零碳园区建设名单。关于微电网建设，2025年10月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源〔2025〕1360号），支持各地结合不同产业用能需求，因地制宜发展源网荷储一体化、智能微电网等新能源就近消纳新业态。关于培育新型经营主体，2025年3月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号），明确虚拟电厂的定义和定位，提出发展目标和任务，积极推动虚拟电厂规模化发展。关于完善绿电直连等项目的管理机制，国家发展改革委、国家能源局先后印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号）、《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2026〕688号），明确了绿电直连项目的适用范围和组织模式，将工业园区、零碳园区纳入绿电直连应用场景，并规范了项目规划与投资建设要求。

  下一步，我们将梯次有序推进国家级零碳园区建设，鼓励地方和园区因地制宜打造绿电支撑零碳产业应用新场景；进一步完善智能微电网等新能源就近消纳新业态配套政策，制定新业态并网技术经济规范；督促地方完善绿电直连配套政策，持续抓好政策落实。

  三、关于构建绿电消费与碳市场协同的价值实现机制

  绿证绿电市场和碳市场都是落实“双碳”目标的重要工具，推动两者衔接有利于形成节能降碳政策合力，持续增强全社会绿色发展动能，近年来我们持续推进相关工作。关于推动绿证市场与全国碳市场、核证自愿减排量（CCER）市场的规则衔接，2024年8月，国家能源局综合司、生态环境部办公厅印发《关于做好可再生能源绿色电力证书与自愿减排市场衔接工作的通知》（国能综通新能〔2024〕124号），厘清绿证市场与CCER市场界线。2025年，国家绿证核发交易系统打通了与CCER注册登记系统信息共享通道，从操作层面上支撑绿证市场与碳市场衔接。关于健全产品碳足迹核算标准和认证体系，2024年12月，生态环境部等部门通过出台《产品碳足迹核算标准编制工作指引》（环气候〔2024〕91号），鼓励基础能源、原材料和有迫切需求的外贸产品碳足迹核算立项国家标准，建立标准项目管理绿色通道，加强与国际衔接。截至2025年底，已发布15项产品碳足迹核算国家标准和超过200项团体标准。2026年5月，国家发展改革委、国家能源局等部门通过出台《非化石能源电力消费核算指南（试行）》（发改能源〔2026〕622号），进一步完善碳排放统计核算体系，促进电能量交易、绿证交易、碳排放核算等不同政策机制有效衔接。关于丰富绿电价值实现路径，我们鼓励碳资产、碳账户等创新发展，支持探索绿色金融产品。

  下一步，我们将持续培育绿证市场，扩大绿证交易规模，推动绿证更好纳入碳排放核算，推动电—碳—证市场高效协同；加快制定重点产品碳足迹核算规则标准，有序推进产品碳足迹标识认证试点工作，探索建立产品碳标识认证、碳足迹分级管理和信息披露制度。

  四、关于完善绿电消纳的调节能力建设和成本疏导机制

  健全调节成本分摊机制、完善储能参与市场机制、建立跨省跨区互济机制，可有效增强电力系统对新能源的适配能力。近年来，国家发展改革委、国家能源局积极推进有关机制建设，在《电力辅助服务市场基本规则》（发改能源规〔2025〕411号）中明确按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则，健全调峰、调频、备用、爬坡等各类电力辅助服务费用传导机制；在《电力现货连续运行地区市场建设指引》（发改能源〔2025〕1171号）中鼓励新型储能等新型经营主体和用电侧主体“报量报价”参与现货市场竞争，支持新型储能等具备灵活调节能力的主体参与辅助服务市场；在《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）中明确了完善抽水蓄能、电网侧独立新型储能容量电价机制的具体政策，稳定储能项目收益预期；在《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号）中提出促进跨省跨区电力中长期交易与省（区、市）电力中长期交易相互耦合，在经济责任、价格形成机制等方面动态衔接。2025年，全国跨省跨区交易电量1.59万亿千瓦时，同比增长11.6%。

  下一步，我们将指导各地按照“谁受益、谁承担”原则，有效传导系统调节成本；完善新型储能项目清单管理，落实容量电价机制；优化跨省跨区互济机制，研究建立“一次报价、联合交易”模式，推动跨省跨区和省内实现联合交易，促进新能源在更大范围内消纳。

  感谢您对国家能源工作的关心和理解，希望今后能得到您更多的支持和指导。

  联系单位及电话：国家能源局电力司 010—81929273

国家能源局

2026年6月30日