国内资讯

（1）2025年2月24日自然资源部、国家发改委等6部门发布《关于推动海洋能规模化利用的指导意见》

《指导意见》首先明确了总体要求，即力争到2030年，海洋能装机规模达到40万千瓦，建成一批海岛多能互补电力系统和海洋能规模化示范工程，海洋能应用场景不断拓展丰富，形成系列高效、稳定、经济的海洋能技术装备产品，海洋能规模化产业化发展的法律、政策、标准体系和市场环境进一步健全完善，培育一批具有较强技术研发能力和全球竞争力的海洋能规模化开发利用企业。

《指导意见》同时主要提出了五方面的要求，一是科学核算资源开放潜力，建设海洋能资源数据库和服务平台，优化开发利用布局，鼓励在国土空间规划“一张图”上前瞻布局海洋能潜在开发区域；二是加强前沿技术研究，发展低功率密度海洋能高效转换新技术、新方法，探索潮流能、波浪能开发利用前沿技术，开展温差能、盐差能等海洋能发电及综合利用新机理研究，加强海洋能规模化利用关键技术研发，加快中试验证和技术迭代升级，支持兆瓦级潮流能发电、波浪能发电以及大功率温差能综合利用等关键核心装备技术攻关，支持已稳定运行且有发展潜力的潮差能、潮流能、波浪能机组和电站装备技术升级，加强新型装备研发，搭建创新服务平台；三是持续扩大工程试点，实施百兆瓦级潮流能重点工程，分阶段启动建设浙江舟山百兆瓦级潮流能规模化利用重点工程，力争2025年启动一期10兆瓦工程，在波浪能资源富集区域，稳步推进建设兆瓦级波浪能规模化试点工程，鼓励海上风电场配套开发波浪能，支持在温差能资源富集区域，布局开展温差能综合利用规模化试点工程建设，开展海岛多能互补应用，支持多领域融合试点，引导海洋能与海水淡化、海上油气平台、防波堤等融合发展，支持海洋能为海洋观测监测装备及平台、海洋工程等提供绿色能源保障。鼓励深远海海洋牧场加装海洋能发电设备；四是优化产业发展环境，）推动产业集聚发展，鼓励山东、浙江、福建、广东、海南等省将发展潮流能、波浪能、温差能等纳入海洋经济发展重点任务，鼓励将海洋能利用纳入各领域绿色低碳发展标准规范体系，支持开展海洋能电站选址、电站设计、装备制造、海上施工及运行维护等重点方向标准制定，鼓励企业持续加大研发投入，开展关键核心技术攻关；五是加强开放合作发展，实施装备“走出去”行动，拓展合作新空间。

（2）2025年2月24日生态环境部、工信部等五部门发布《国家重点推广的低碳技术目录（第五批）》

《目录》共包括103项技术，包括前沿性、降碳潜力大的 “示范类技术”及相对成熟、适合规模化应用的 “推广类技术”。

其中，能源绿色低碳转型类技术20项，重点领域降碳类59项，（含工业领域28项、建筑领域11项、交通领域15项、农业领域5项）、储碳固碳类技术3项、数智赋能类技术14项、非二氧化碳减排类技术7项。对于协同推进降碳、减污、扩绿、增长，实现“双碳”目标和绿色低碳科技自立自强具有重要意义。

《目录》中各项技术均列明了技术名称、技术内容、主要技术参数、技术适用范围以及技术应用的典型项目相关介绍。

（3）2025年2月27日国家能源局关印发《2025年能源工作指导意见》

《意见》首先明确了2025年能源工作的总体目标，即

供应保障能力持续增强。全国能源生产总量稳步提升。一是煤炭稳产增产，原油产量保持2亿吨以上，天然气产量保持较快增长，油气储备规模持续增加。全国发电总装机达到36亿千瓦以上，新增新能源发电装机规模2亿千瓦以上，发电量达到10.6万亿千瓦时左右，跨省跨区输电能力持续提升。二是绿色低碳转型不断深化。非化石能源发电装机占比提高到60%左右，非化石能源占能源消费总量比重提高到20%左右。工业、交通、建筑等重点领域可再生能源替代取得新进展。新能源消纳和调控政策措施进一步完善，绿色低碳发展政策机制进一步健全。三是发展质量效益稳步提升。火电机组平均供电煤耗保持合理水平。风电、光伏发电利用率保持合理水平，光伏治沙等综合效益更加显著。大型煤矿基本实现智能化。初步建成全国统一电力市场体系，资源配置进一步优化。

《意见》同时提出了八方面21项年度重点任务，主要包括：

第一方面是大力提升能源安全保障能力。一是推进煤炭供应保障基地建设，有序核准一批大型现代化煤矿，加快已核准煤矿项目建设，持续推进煤炭产能储备工作。强化油气勘探开发，在老油田提高采收率、深地深水规模建产、非常规油气增产方面取得新突破，加快大庆、胜利国家级页岩油示范区建设，持续提升油气储备能力，推动大庆升平、长庆雷龙湾等储气项目建设，推进煤制油气重大项目建设。二是强化经济大省能源要素保障，更好发挥能源资源大省优势，推动金上—湖北、陇东—山东等特高压工程建成投运，加快陕西—安徽、甘肃—浙江等特高压直流以及阿坝—成都东等特高压交流工程建设，抓紧开展重点特高压输电、直流背靠背工程以及跨省交流互济工程前期工作。推进川气东送二线、虎林—长春—石家庄等天然气干线管道项目建设。三是完善电力供需平衡预警机制，“一省一策”做好保供预案，强化极端天气抢险救灾。推动重要电力用户规范配备应急电源，推进国家级电力应急基地和研究中心建设。

第二方面是积极稳妥推进能源绿色低碳转型。一是积极推进第二批、第三批“沙戈荒”大型风电光伏基地和主要流域水风光一体化基地建设，科学谋划“十五五”“沙戈荒”新能源大基地布局方案，稳步推进重大水电工程建设，积极推动海上风电项目开发建设，加大光伏治沙、光热项目建设力度，推动抽水蓄能装机容量达到6200万千瓦以上，核准一批条件成熟的沿海核电项目。二是推动新型电力系统九大行动落地见效。推动配电网高质量发展，做好配电网建设改造，建立健全配电网发展指标评价体系，补强供电短板。三是拓展新能源应用场景，在工业、交通、建筑、数据中心等重点领域大力实施可再生能源替代行动，积极支持零碳园区建设和光伏建筑一体化，更好促进新能源就地消纳。持续推动煤电“三改联动”和落后产能淘汰。

第三方面是深入推进能源改革和法治建设。一是完善能源资源探产供储销统筹和衔接机制，持续深化油气管网机制改革。研究建立能源行业碳排放核算机制。创新新能源价格机制和消纳方式。建立适应新型储能、虚拟电厂广泛参与的市场机制。二是进一步健全电力市场“1+N”基础规则体系，推动电力中长期市场连续运营，完善辅助服务市场机制，实现省级电力现货市场基本全覆盖。制定电力现货市场建设指引。加快推进电力法、可再生能源法、煤炭法以及电力安全事故应急处理和调查处理条例等制修订，推动制定《石油储备条例》。与全国人大法工委联合编制印发能源法释义，详细解读能源法立法精神、重点制度及实施机制。

第四方面是加快推动能源科技自立自强。一是加大培育能源新质生产力、促进绿色低碳转型、支撑深化改革、保障能源安全等方向重点标准立项支持力度。二是高质量推进智能电网、煤炭、油气国家科技重大专项和能源领域四个国家重点研发计划重点专项。强化新型储能等技术特别是长时储能技术创新攻关和前瞻性布局。组织开展第五批能源领域首台（套）重大技术装备申报评定。三是稳步发展可再生能源制氢及可持续燃料产业，稳步推动燃料电池汽车试点应用，有序推进全国氢能信息平台建设，稳妥有序探索开展管道输氢项目试点应用，推动各地建立完善氢能管理机制。推进构网型技术、系统友好型新能源电站和智能微电网、算电协同等新技术新模式试点。

第五方面是切实增强人民群众用能满意度。一是大力推进车网互动规模化应用试点，推动多场景充电基础设施建设。健全完善北方地区冬季清洁取暖长效机制。二是积极推动县域能源清洁低碳转型。稳步推进第一批、第二批农村能源革命试点建设。

第六方面是着力提升能源监管效能。一是加强电网、油气管网等自然垄断环节监管。二是深入推进能源电力系统安全生产治本攻坚三年行动，开展重大、高频电力安全隐患“百日攻坚”专项排查整治。

第七方面是巩固深化能源国际合作。一是持续增强海外资源供应保障能力，二是积极稳妥推进跨境油气进口通道建设。三是维护油气进口安全。积极推动中欧能源务实合作，深化与“一带一路”国家风电、光伏、氢能等领域合作。四是深度参与IEA、G20、APEC、IRENA等涉能源领域重要多边机制。

第八方面是统筹推进能源规划编制实施。一是加力完成“十四五”能源规划目标任务。二是科学谋划“十五五”能源规划。

（4）2025年2月27日国家金融监督管理总局办公厅、中国人民银行办公厅发布《银行业保险业绿色金融高质量发展实施方案》

《实施方案》提出了五大方向20条重点工作任务，主要包括：

在加强重点领域的金融支持方面，一是强化对钢铁、有色金属、石化化工等领域工艺革新和设备更新改造升级的中长期贷款支持；推动服务绿色产业发展，培育绿色低碳效应明显的战略性新兴产业、行业领军企业等经营主体；支持以铁路、水路为骨干的多式联运，推进“公转铁”、“公转水”；支持绿色建筑、超低能耗建筑、装配式建筑；支持园区循环化改造、大宗固体废弃物综合利用；支持高质量、高技术、高附加值绿色产品贸易，推进“一带一路”绿色低碳建设。二是要围绕太阳能光伏、风电、水电、抽水蓄能、特高压、核能、储能、智能电网、微电网等新能源产业生产、建设和运营以及更新、升级和改造，做好项目对接和信贷支持；探索完善新能源汽车全产业链金融服务，加大对充电基础设施领域的金融支持；探索对生物质能、地热能、海洋能的金融服务，有序推进氢能、核电等能源发展。三是要支持污染防治攻坚，推进钢铁、水泥、焦化等重点行业及燃煤锅炉超低排放改造，大江大河、重要湖泊、重点海域综合治理，土壤源头污染、重金属污染防治，固体废物和新污染物治理；落实“昆明－蒙特利尔全球生物多样性框架”，以国家重点生态功能区、生态保护红线、自然保护地等为重点，加大对重要生态系统保护和修复重大工程支持力度；因地制宜探索支持生态环境导向的开发（EOD）模式项目、区域性环保建设项目。四是要积极支持国家和区域碳交易市场建设。围绕企业碳配额或国家核证自愿减排量（CCER），稳妥有序开展碳金融相关业务。充分运用企业碳账户、个人碳账户等涉碳数据，主动拓展与碳账户相关的绿色金融服务场景。强化金融支持减缓和适应气候变化的金融服务。积极支持绿色低碳技术的开发推广应用。

在完善绿色金融服务体系方面，一是鼓励政策性银行为重要领域、重点区域和重大项目的绿色发展提供稳定中长期资金支持。大型商业银行支持绿色产业重点领域和薄弱环节。股份制银行深化对绿色产业细分领域及重点投向的金融服务。地方法人银行精准服务当地绿色产业。二是增强绿色保险风险定价、精细化管理、防灾防损等方面的专业能力。三是探索开展能效信贷、绿色信贷资产证券化和绿色供应链融资等服务方式，稳妥开展碳排放权、排污权、用水权、合同能源管理未来收益权等抵质押融资业务，探索绿色知识产权质押贷款。银行理财子公司要结合业务实际开发绿色低碳、可持续发展主题等理财产品。信托机构要优化资金投向，积极发展绿色信托。保险公司要优化巨灾保险、环境责任保险等业务，积极开拓碳汇价格保险，创新发展碳排放权交易保险等碳保险。积极运用保险资产管理产品等工具，为客户提供综合化绿色金融产品方案。银行保险机构要有序拓展绿色消费业务，支持企业和个人购买、消费绿色低碳产品。四是金融租赁公司要发挥融资与融物相结合的特色功能，加大绿色租赁领域投入力度。保险公司通过投资绿色债券、绿色资产支持证券、保险资产管理产品等形式参与绿色项目投资。采取市场化方式投资绿色发展领域的股权项目和股权基金，积极向绿色、低碳、循环经济等领域倾斜。

在推进资产组合和自身运营低碳转型方面，一是要做好碳排放数据收集、积累等基础工作。鼓励银行机构应用成熟碳核算方法和技术，探索开展重点行业企业和产品碳排放测算，摸清自身运营的碳排放底数。鼓励保险公司开展投资组合碳排放测算。探索开发基于企业和个人碳核算信息的绿色金融产品和服务。探索引入第三方专业机构，开展对重点项目碳排放情况的评估、核查，提升绿色金融环境效益数据的规范性和准确性。二是要以降低碳排放强度为导向，落实有保有压的差异化授信与投资政策，稳步提高绿色金融业务比重。鼓励银行保险机构探索基于碳表现的投融资评价、分类和动态管理，逐步优化资产结构，渐进有序降低资产组合的碳强度。三是要建立更加高效、低碳的服务体系，提升自身运营的环境、社会和治理表现，实施绿色运营、绿色采购、绿色出行。

在增强金融风险防控能力方面，一是要健全环境、社会和治理风险管理体系，对客户风险进行分类管理与动态评估。要有效识别、监测、控制业务活动中的环境、社会和治理风险，实现风险的全流程管理。探索逐步将企业环评、碳表现、碳定价、信息披露情况等纳入管理流程，加强授信和投资审批管理，完善合同管理、资金拨付管理，强化贷后和投后管理，对资金使用用途、项目环境效益等定期开展监测评估。二是要探索环境和气候相关风险管理方法、技术和工具，分步分行业开展情景分析、压力测试，持续完善模型、参数，逐步将分析和测试结果与银行全面风险管理有机结合。加强对高碳资产的风险识别、评估和管理，稳妥应对转型风险。加强对物理风险的研究，探索评估重点行业和地区的物理风险暴露水平。保险公司要完善绿色保险有关风险评估模型，做好对气候变化、自然灾害等的风险分析。三是维护良好市场秩序。

在深化绿色金融机制建设方面，一是稳妥开展绿色金融体制机制创新，通过组建绿色金融专业部门、建设特色分支机构、设置专岗专职等方式，增强绿色金融服务能力。二是加强数据治理，强化对数据质量的内部检查和审计监督，加快推进绿色金融数字化建设。三是逐步建立完善信息披露机制，公开绿色金融战略和政策，充分披露绿色金融发展情况，环境、社会和治理风险管理情况等。四是要合理设置绿色金融业务目标，建立有效的绿色金融考核评价体系和奖惩机制。五是加强绿色金融管理和专业人才的保障倾斜，加强绿色金融人才培养和引进，吸引更多具有国际视野、不同学科背景的综合性绿色金融人才。

（5）2025年2月27日工信部印发《第一批先进适用技术名单》

《名单》是根据《工业和信息化部办公厅关于开展先进适用技术（第一批）遴选工作的通知》（工信厅科函〔2024〕398号），经自主申报、初审推荐、专家评审、公示等程序而形成。先进适用技术是以适用性为核心，具备技术领先优势，已有成熟应用实践，可快速复制推广，符合经济和社会协调发展的技术，包括承载和应用技术的工艺、物料、装备、软件、系统、管理、咨询和服务等。具体包括高端化技术、智能化技术、绿色化技术、产业基础技术等四个方向。

此次《名单》共包括111项技术，涉及到有色、化工、通用机械、轻工、电子五大行业，涵盖智慧能源管控、电机节能、高效热泵空调节能、氢能、储能等多个绿色低碳相关领域。

（6）2025年3月1日国家统计局发布《中华人民共和国2024年国民经济和社会发展统计公报》

《公报》明确我国2024年经济运行总体平稳、稳中有进，高质量发展扎实推进，新质生产力稳步发展，改革开放持续深化，重点领域风险化解有序有效，民生保障扎实有力，中国式现代化迈出新的坚实步伐。综合情况及能源资源、环境等情况主要包括：

一、综合情况：初步核算，全年国内生产总值[2]1349084亿元，比上年增长5.0%。其中，第一产业增加值91414亿元，比上年增长3.5%；第二产业增加值492087亿元，增长5.3%；第三产业增加值765583亿元，增长5.0%。第一产业增加值占国内生产总值比重为6.8%，第二产业增加值比重为36.5%，第三产业增加值比重为56.7%。最终消费支出拉动国内生产总值增长2.2个百分点，资本形成总额拉动国内生产总值增长1.3个百分点，货物和服务净出口拉动国内生产总值增长1.5个百分点。分季度看，一季度国内生产总值同比增长5.3%，二季度增长4.7%，三季度增长4.6%，四季度增长5.4%。全年人均国内生产总值95749元，比上年增长5.1%。国民总收入[3]1339672亿元，比上年增长5.1%。全员劳动生产率[4]为173898元/人，比上年提高4.9%。

全年居民消费价格比上年上涨0.2%。工业生产者出厂价格下降2.2%。工业生产者购进价格下降2.2%。农产品生产者价格[9]下降0.9%。12月份，70个大中城市中，新建商品住宅销售价格环比上涨的城市个数为23个，持平的为4个，下降的为43个；二手住宅销售价格环比上涨的城市个数为9个，持平的为1个，下降的为60个；新建商品住宅销售价格同比上涨的城市个数为2个，下降的为68个；二手住宅销售价格同比下降的城市个数为70个。

新质生产力稳步发展。全年规模以上工业[11]中，装备制造业[12]增加值比上年增长7.7%，占规模以上工业增加值比重为34.6%；高技术制造业[13]增加值增长8.9%，占规模以上工业增加值比重为16.3%。新能源汽车产量1316.8万辆，比上年增长38.7%；太阳能电池（光伏电池）产量6.8亿千瓦，增长15.7%；服务机器人产量1051.9万套，增长15.6%；3D打印设备产量341.8万台，增长11.3%。规模以上服务业[14]中，战略性新兴服务业[15]企业营业收入比上年增长7.9%。高技术产业投资[16]比上年增长8.0%，制造业技术改造投资[17]增长8.0%。电子商务交易额[18]464091亿元，比上年增长3.9%。网上零售额[19]152287亿元，比上年增长7.2%。全年新设经营主体2737万户，日均新设企业2.4万户。

绿色低碳转型持续深入。初步测算，全年全国万元国内生产总值二氧化碳排放[21]比上年下降3.4%。水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源发电量37126亿千瓦时，比上年增长16.4%。在监测的339个地级及以上城市中，空气质量达标的城市占65.5%，未达标的城市占34.5%。3641个国家地表水考核断面中，水质优良（Ⅰ～Ⅲ类）断面比例为90.4%，Ⅳ类断面比例为7.8%，Ⅴ类断面比例为1.2%，劣Ⅴ类断面比例为0.6%。

二、工业和建筑业（能源方面）

初步核算，全年一次能源生产总量[25]49.8亿吨标准煤，比上年增长4.6%。

　年末全国发电装机容量334862万千瓦，比上年末增长14.6%。其中[27]，火电装机容量144445万千瓦，增长3.8%；水电装机容量43595万千瓦，增长3.2%；核电装机容量6083万千瓦，增长6.9%；并网风电装机容量52068万千瓦，增长18.0%；并网太阳能发电装机容量88666万千瓦，增长45.2%。

三、资源、环境和应急管理（能源资源等）

全年水资源总量30010亿立方米。总用水量5925亿立方米，比上年增长0.3%。其中，生活用水增长1.9%，工业用水下降0.2%，农业用水下降0.7%，人工生态环境补水增长7.8%。万元国内生产总值用水量[85]46立方米，下降4.4%。万元工业增加值用水量25立方米，下降5.6%。人均用水量421立方米，增长0.4%。

全年完成造林面积445万公顷，其中人工造林面积118万公顷，占全部造林面积的26.6%。种草改良面积[86]322万公顷。截至年末，共有国家公园5个。全年新增水土流失治理面积6.4万平方公里。

初步核算，全年能源消费总量[87]59.6亿吨标准煤，比上年增长4.3%。煤炭消费量增长1.7%，原油消费量下降1.2%，天然气消费量增长7.3%，电力消费量增长6.8%。煤炭消费量占能源消费总量比重为53.2%，比上年下降1.6个百分点；天然气、水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源消费量占能源消费总量比重为28.6%，上升2.2个百分点。重点耗能工业企业单位电石综合能耗下降0.8%，单位合成氨综合能耗下降1.2%，吨钢综合能耗下降0.1%，单位电解铝综合能耗下降0.2%，每千瓦时火力发电标准煤耗下降0.2%。初步测算，扣除原料用能和非化石能源消费量后，全国万元国内生产总值能耗[88]比上年下降3.8%。全国碳排放权交易市场碳排放配额[89]成交量1.89亿吨，成交额181.1亿元。

全年近岸海域海水水质[90]达到国家一、二类海水水质标准的面积占83.7%，三类海水占4.1%，四类、劣四类海水占12.2%。

在监测的339个地级及以上城市中，细颗粒物（PM2.5）年平均浓度29.3微克/立方米，比上年下降2.7%。

在开展城市区域声环境昼间监测的326个城市中，全年声环境质量好的城市占7.1%，较好的占66.9%，一般的占25.5%，较差的占0.6%，无差的城市。

全年平均气温为10.90℃，比上年上升0.19℃。共有9个台风登陆。

（7）2025年3月1日国家能源局关于《石油天然气基础设施规划建设与运营管理办法（征求意见稿）》公开征求意见的通知

《办法》共包括八章46条，主要内容包括：

一、总则。明确国务院能源主管部门负责全国石油天然气基础设施规划建设与运营管理工作，鼓励和支持石油天然气基础设施基础性、关键性和前沿性重大技术、装备及相关新材料的研究、开发、示范、推广应用和产业化发展等。

二、石油天然气基础设施规划。要求国务院能源主管部门依据国民经济和社会发展规划及全国综合能源规划，衔接国土空间规划、相关区域规划，结合石油天然气资源禀赋和生产消费情况、生态环境保护要求等，组织编制全国石油天然气规划，发挥规划对石油天然气基础设施发展的引领、指导和规范作用。

三、石油天然气基础设施建设。提出承担石油天然气干线管道建设主体责任的企业，应当落实国家能源规划、石油天然气规划等相关规划，优化决策程序，落实项目投资和建设条件，加快国家规划内的油气干线管道投资建设。允许各类社会资本按照市场化原则参股油气管道项目等。

四、石油天然气基础设施运营。明确承担石油天然气干线管道建设主体责任的企业不得参与石油天然气勘探开发、进出口、生产销售(不含购买自耗自用和铺底石油天然气)等竞争性业务，保障设施公平接入和使用;除确有必要保留的维抢修业务外，不得从事石油天然气管输领域设备制造、施工等辅助性业务。

五、天然气储备调节。要求省级以上人民政府能源主管部门和其他有关部门应当按照职责分工，加强对有关石油天然气基础设施规划建设与运营工作的监督检查，及时查处违法违规行为。

六、监督管理。跨境和跨省、自治区、直辖市的石油天然气干线管道设施、进口液化天然气接收储运设施、地下储气库接入和使用发生争议的，由国务院能源主管部门会同其他有关部门负责协调；其余设施接入、使用发生争议的，由省级人民政府能源主管部门会同其他有关部门协调，必要时报国务院能源主管部门予以指导。

七、法律责任。明确了十种违反条款的处理办法。

（8）2025年3月1日中央财经大学绿色金融国际研究院发布《2024中国碳市场年报》

《年报》内容主要包括全国碳排放权交易市场2024年回顾、中国核证自愿减排量市场2024年回顾、地方试点碳市场2024年回顾及中国碳市场展望与建议四大部分。主要结论如下：

2024年，中国全国碳市场建设取得显著进展，《碳排放权交易管理暂行条例》等重要法规政策文件的出台使市场制度基础进一步扎实和完善，第三个履约周期配额分配和清缴制度进一步优化，市场扩容工作取得瞩目进展、首轮扩容进程正式开启，市场数据相关制度进一步完善、数据基础进一步巩固提升。因配额履约清缴制度由“两年一次”改为“一年一次”后控排企业年内履约清缴配额总量降低，2024年全国碳市场交易量同比小幅下跌，达1.89亿吨，但多种因素推动年内碳价显著上涨至100元/吨左右，使2024年市场成交额同比大涨25.4%，达181.14亿元。

全国温室气体自愿减排交易市场（CCER交易市场）在2024年正式在北京启动，首批四个方法学下已有超40个新CCER项目挂网公示，市场交易规则进一步完善，市场建设稳中向好推进。2024年我国尚无新签发CCER交易，市场交易仍集中于2017年3月前签发的“旧”CCER。根据公开数据整理计算，本年度CCER成交量超1959万吨，同比上涨29%。因存量CCER供给继续减少，年内CCER预期价格大幅上升，进入第四季度基本与全国碳配额价格持平，在100元/吨左右震荡。

地方试点碳市场在2024年整体成交量达6684万吨，同比小幅下跌约4.7%。各试点碳市场成交量和成交价延续分化走势，湖北、上海、天津的成交量较2023年有较大提升，上海、北京、重庆的成交均价保持上升。2024年，多个地方试点碳市场也在交易制度创新、市场扩容、配额分配与市场稳定制度、跨市场间衔接机制建设上进行了积极探索。

《年报》最后提出我国应进一步统一碳排放核算标准并提高数据质量，完善市场功能、促进碳价发现机制，加强跨市场间衔接融合，进一步提升市场活力等三点建议。

国际资讯

（9）2025年2月27日报道，欧盟《清洁工业协议》正式发布，提高竞争力和脱碳的联合线路图

2025年2月26日，欧盟委员会发布《清洁工业协议》，该协议重点关注能源密集型产业和清洁技术产业，旨在通过促进创新和增强行业韧性来加速欧盟工业的脱碳进程和竞争力。

此前，欧盟委员会发布《竞争力指南》，明确了欧盟到2050年实现碳中和的雄心目标。《清洁工业协议》的出台，将脱碳确立为欧洲工业增长的强大驱动力，确保欧洲坚定不移地迈向其碳中和经济目标，对企业和投资者发出确定信号，帮助重塑欧盟竞争力，开启欧盟工业发展的新篇章。

《清洁工业协议》将采取一系列行动，提高环境监管效率。在此协议中的措施，是与行业领袖、社会伙伴和民间社会在《欧洲工业协议安特卫普宣言》和欧盟委员会清洁转型对话背景下的结果。

聚焦两大领域：加速脱碳、再工业化与商业创新

目前，欧盟亟需应对气候危机及其后果、竞争力问题和经济韧性三大挑战。如《德拉吉报告》和《竞争力指南》所指出的，脱碳政策需要与工业、竞争、经济和贸易政策紧密结合，才能成为推动增长的强大动力。

《清洁工业协议》将气候行动与竞争力相结合，承诺加速脱碳、再工业化（reindustrialisation）和创新，同时加强欧盟的韧性。该协议主要关注两个密切相关的领域，能源密集型产业和清洁技术产业。

能源密集型产业：能源密集型产业需要紧急支持，以实现脱碳和电气化。同时，该行业面临高昂的能源成本、不公平的全球竞争和复杂的法规，这些因素损害了其竞争力。

清洁技术产业：清洁技术是未来竞争力和增长的核心，也是工业转型的关键。

此外，循环性将成为优先事项，这是使欧盟有限资源最大化、减少依赖性并增强韧性的关键。它能够减少废弃物、降低生产成本和二氧化碳排放，并推动构建更可持续的工业模式，从而既有利于环境，又能提升经济竞争力。《清洁工业协议》目标到2030年使欧盟成为全球循环经济的领导者。

六大核心要素：驱动欧盟向气候目标迈进

要实现一个繁荣发展的新欧盟工业生态系统，必须突破传统的孤立解决方案，关注整个价值链。

《清洁工业协议》确认了欧盟对气候目标的承诺，通过为工业在欧盟实现脱碳提供明确的商业激励。以下为欧盟取得成功的推六大核心驱动因素：

l  在全球范围内行动，改进碳边境调节机制

实现新《清洁工业协议》的目标与欧盟在国际舞台上采取行动的能力密切相关。没有全球合作伙伴关系，欧盟无法实现其清洁工业化目标。许多对绿色转型以及欧盟韧性和安全至关重要的关键原材料需要从欧盟以外的地区采购。同时，向可持续、多元化和有韧性的工业价值链转型，也是欧盟及其合作伙伴共同的利益所在。

除了正在进行的和新的贸易协定外，欧盟委员会还将启动首个清洁贸易和投资伙伴关系（CTIPs），这将使供应链多样化并达成互利协议。

碳边境调整机制（CBAM）确保欧盟的工业减排努力不会被欧盟以外的碳密集型进口商品所削弱，并鼓励全球范围内的脱碳和碳定价。欧盟委员会提议大幅简化CBAM，减少工业和其供应链的行政负担，同时继续激励全球碳定价。这是使CBAM更加有效的第一步，也是必要的一步。

2025年下半年，欧盟委员会将提交一份全面的CBAM评估报告。该报告将CBAM评估扩展到更多欧盟排放交易体系（EU ETS）行业和下游产品的范围。报告还将评估是否应将所有CBAM行业的间接排放纳入考虑，尤其是考虑到电力对欧盟生产商的间接成本。该报告将提出应对潜在规避风险的策略。届时，欧盟委员会还将审查如何解决出口至第三国商品的碳泄漏问题。此评估报告之后，将在2026年上半年提出立法提案。

欧盟通过技术援助和监管合作，将继续进一步支持合作伙伴国家的脱碳努力。通过近期启动的国际碳市场与碳定价外交工作组，欧盟还将促进全球碳定价和碳市场的发展，支持合作伙伴国家制定有效的碳定价政策，并采取稳健的国际碳市场方案。

l  提升清洁能源需求，引入绿色采购标准并允许绿色溢价

《工业脱碳加速法案》（Industrial Decarbonisation Accelerator Act）将在公共和私人采购中引入可持续性、弹性和欧盟制造标准，从而增加对欧盟制造的清洁产品的需求。欧盟委员会将在2026年提出修订《公共采购框架》，在欧盟战略部门的公共采购中引入可持续性、弹性和欧盟优先标准。

《工业脱碳加速法案》将利用排放交易体系（EU ETS）数据，并借鉴《碳边境调整机制》（CBAM）的方法，开发一项关于工业产品碳强度的自愿性标签。从2025年开始对钢铁进行标签认证，水泥标签也将在《建筑产品条例》框架下创建，这些标签将帮助工业生产商区分其生产过程的碳强度，并允许企业获得绿色溢价。

同时，欧盟委员会将继续致力于开发全生命周期评估，基于《工业脱碳加速法案》的自愿性标签，在相关领域进行扩展。这些标签同样将使消费者受益，让他们能够通过现有法规（如《可持续产品生态设计条例》、建筑产品条例以及电池或建筑等行业性法规）了解相关产品的碳足迹。此外，欧盟委员会将致力于简化和统一碳核算方法，并与2025年第四季度之前确定简化、统一和可靠验证的优先领域与途径。

l  为循环经济提供动力，加快实施《关键原材料法案》

关键原材料对于行业至关重要。因此，欧盟必须确保获得此类材料的渠道，并减少对不可靠供应商的依赖。同时，将循环性置于脱碳战略的核心有助于最大限度地利用欧盟有限的资源。因此，欧盟委员会将：

• ž   加速实施《关键原材料法案》（Critical Raw Materials Act），在2025年3月确认第一份战略项目清单，以确保整个价值链的供应多样化。

• ž   在AggregateEU的经验基础上，欧盟委员会将创建一个需求汇总平台，并为战略原材料提供匹配机制。作为补充，还将专门设立欧盟关键原材料中心，代表有关公司和成员国合作，共同采购原材料。

• ž   2026年，欧盟委员会通过《循环经济法案》（Circular Economy Act），新法案将减少对初级材料进口的依赖，创造高质量就业机会。到2030年，将循环材料使用率从目前的11.8%提高到24%。该法案的措施将补充并促进《可持续产品生态设计条例》的推出。

l  加快获得可负担能源，提升竞争力

可负担能源是竞争力的基础。因此，欧盟委员会通过了一项《可负担能源行动计划》（Affordable Energy Action Plan），以降低工业、企业和家庭的能源费用。该法案将加快清洁能源的推广，加速电气化，通过物理互连完善的内部能源市场，更有效地利用能源，减少对进口化石燃料的依赖。

l  清洁转型资金，推动清洁技术发展及工业脱碳进程

短期内，清洁工业协议将动员超过1000亿欧元支持欧盟清洁制造业。这笔资金包括当前多年期财政框架下的10亿欧元额外担保。欧盟委员会将：

• ž   采用新的清洁工业协议国家援助框架（Clean Industrial Deal State Aid Framework）。这将简化和加快批准可再生能源推广的国家援助措施，部署工业脱碳，并确保清洁技术有足够的制造能力。

• ž   加强创新基金并提出成立工业脱碳银行，目标是利用创新基金中的可用资金、ETS部分内容产生的额外收入以及InvestEU的修订，筹集1000亿欧元的资金。

• ž   修改《InvestEU条例》，提高InvestEU的风险承受能力。这将调动高达500亿欧元的额外私人和公共投资，包括清洁技术、清洁出行和废物减少等领域。

欧洲投资银行集团(EIB)还将推出一系列具体的新融资工具来支持清洁工业协议。EIB 将推出：i) “电网制造一揽子计划”，为电网组件制造商提供反担保和其他风险降低支持；ii) 欧盟委员会-EIB 联合试点计划，为中小企业和能源密集型行业签订的电力购买协议 (PPA) 提供反担保；iii) 在InvestEU支持的Tech EU 计划下推出清洁技术担保基金。

l  劳动力素质提升，建立技能联盟

欧盟委员会将建立技能联盟（Union of Skills），投资于工人、发展技能并创造优质就业机会。借助来自Erasmus+的高达9000万欧元的资金，该协议将有助于加强与清洁工业协议相关的战略行业的部门技能。该协议还支持优质就业，促进社会条件并为过渡期工人提供进一步支持。

《清洁工业协议》将作为与各行业进行对话的框架，关注中小企业（SMEs），以制定行业转型路径。这些路径将帮助做出明智的投资决策，并促进更多资本投入转型，最终加速向更清洁、更具竞争力的工业未来发展。

（10）2025年3月2日报道，印度新能源强制配储

近期，印度电力部面向所有相关的可再生能源实施机构及州级电力公司颁布一项规定，光伏项目在招标过程中均需按照10%/2h配备储能系统。

该规定目的在于缓解光伏发电的间歇性问题，并在用电高峰时段提供电力支持。电力部进一步指出，各配电公司亦可考虑在屋顶光伏系统中引入2h储能系统。

印度电力部指出，电池成本下降可能会进一步降低太阳能发电弃光、且帮助节省高昂的夜间购电费用。

根据这一规定，印度政府预计至2030年将新增储能容量约14GW/28GWh。印度可再生能源招标在2024年激增，招标容量近70GW，分配了40GW。这些招标中近一半是光伏项目。根据这一新规定，未来招标内容中储能系统将与光伏项目一同落地。

据悉，截至2024年12月31日，印度现有储能总装机容量为4.86GW，其中抽水蓄能项目占4.75GW，新型储能项目占0.11GW。

近期有调研机构报告显示，印度的电池储能系统市场将大幅增长，预计到2032年将从目前的0.2GW增加到66GW。

印度的目标是到2047年实现能源独立，到2070年实现净零排放，而电池储能将在实现这些目标方面发挥关键作用。此前印度政府推出了相关激励措施，包括对电池进口免征100%关税、10年输送充电费用豁免以及针对先进电池储能生产相关的激励措施等等。

印度计划至2030年实现500GW的非化石燃料装机容量。为达成此目标，需显著提升光电等间歇性可再生能源的装机容量。然而，这些能源的波动性可能对电网稳定性构成挑战。在此背景下，储能电站对于保障电网稳定性、可靠性和能源的优化利用显得至关重要。

根据印度中央电力管理局发布的《国家电力规划》，预计到2031-2032年，印度将需要47.24GW/236.22GWh的电池储能和26.69 GW/175.18GWh的抽水蓄能，以平衡预计的364GW光伏和121GW风能发电容量的发电波动。