近日，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合印发《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作 促进可再生能源电力消费的通知》（以下简称《通知》）。《通知》对完善可再生能源绿色电力证书制度、促进可再生能源电力消费作出了哪些部署？记者专访了国家发展改革委、国家能源局有关负责同志。

　　问：《通知》出台的背景和意义是什么？

　　答：可再生能源绿色电力证书，即绿证，是对可再生能源发电项目所发绿色电力颁发的具有独特标识代码的电子证书，是可再生能源电量环境属性的唯一证明，也是认定绿色电力生产、消费的唯一凭证，1个绿证单位对应1000度可再生能源电量。以绿证认定可再生能源的绿色属性，鼓励用户购买绿证体现绿电消费是国际通行做法。

　　党中央、国务院高度重视绿色发展。党的二十大报告明确提出，推动绿色发展，加快发展方式绿色转型。《中共中央 国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》（中发〔2021〕36号）提出，以经济社会发展全面绿色转型为引领，以能源绿色低碳发展为关键，加快形成绿色生产生活方式。国务院《2030年前碳达峰行动方案》（国发〔2021〕23号）要求，加快实现生产生活方式绿色变革，健全完善绿色低碳循环发展政策体系。国务院《关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》（国发〔2021〕4号）和国务院办公厅转发国家发展改革委、国家能源局《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》（国办函〔2022〕39号）中，对完善绿证制度、推广绿证交易、引领全社会提升绿色电力消费提出了明确要求。

　　国家发展改革委、国家能源局认真贯彻落实党中央、国务院决策部署，大力发展可再生能源，推动建立绿证制度并不断健全完善。2017年我国试行绿证核发和自愿认购制度，国家对享受补贴的陆上风电和集中式光伏发电项目上网电量核发绿证，明确用户可通过购买绿证作为消费绿电的凭证；2020年起实施可再生能源电力消纳保障机制，明确各承担消纳责任的市场主体可通过购买绿证完成消纳责任权重；2021年启动电力交易机构开展绿电交易；2022年明确可再生能源消费不纳入能源消耗总量和强度控制，绿电消费政策体系更加完善。绿证制度实施以来，初步推动全社会形成了较好的绿色电力消费意识，但仍存在绿证核发交易尚未全覆盖、绿证应用领域有待拓展等问题。

　　为进一步发挥绿证在构建可再生能源电力绿色低碳环境价值体系、促进可再生能源开发利用、引导全社会绿色消费等方面的作用，2022年以来，国家能源局会同国家发展改革委、财政部，在深入开展调研、广泛听取各方面意见建议的基础上，修订形成了《通知》，进一步明确了绿证的权威性、唯一性和通用性，实现对可再生能源电量绿证核发全覆盖，对规范绿证核发、完善绿证交易、做好绿证应用、鼓励绿电消费、强化绿证监管等提出了具体要求。

　　《通知》的印发实施，将有力推动绿证核发、交易全覆盖，进一步为扩大绿电供给、促进绿电消费奠定基础；将有力提升绿证的权威性、唯一性，进一步增强绿电消费的公信力；将有效拓展绿证应用，扩展绿证消费需求，进一步激发绿电消费市场活力，对于推动能源绿色低碳转型、营造绿色消费环境、加快形成绿色生产方式和生活方式，助力经济社会全面绿色低碳发展具有重要的现实意义。

　　问：《通知》在提升绿证的权威性、唯一性和通用性方面作了哪些安排？

　　答：提升绿证的权威性、唯一性和通用性，对于增强绿电消费的公信力，更好培育绿证交易市场，构建绿色电力消费体系，推动绿证与国际接轨至关重要。为此，《通知》明确了以下要求。

　　权威性方面，明确国家能源局负责绿证相关管理工作，通过统筹各方面形成合力，进一步提升绿证的权威性，推动绿证在引领绿色电力消费、促进可再生能源发展、实现双碳目标中发挥更大作用。

　　唯一性方面，明确绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，也是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。为确保绿证的唯一性，明确绿证对应电量不得重复申领电力领域其他同属性凭证。

　　通用性方面，明确绿证支撑绿色电力交易、认定绿色电力消费、核算可再生能源电力消费量等基础性作用，同时推动绿证与国内碳市场、国际绿色消费和碳减排体系做好衔接。

　　问：《通知》在规范绿证核发方面作出了哪些具体规定？

　　答：为规范绿证核发，《通知》对不同品类可再生能源核发绿证等作出具体规定。

　　一是拓展绿证核发范围。将绿证核发范围从陆上风电和集中式光伏发电项目扩展到所有已建档立卡的可再生能源发电项目，实现绿证核发全覆盖。

　　二是区别品类提出具体要求。对风电、太阳能发电、生物质发电、地热能发电等可再生能源发电项目核发可交易绿证，可交易绿证既可以用作可再生能源电力消费凭证，也可通过参与绿证交易和绿电交易等方式在发电企业和用户间有偿转让。对常规存量水电项目，现阶段暂不核发可交易绿证，相应绿证随电量交易直接无偿划转；对2023年1月1日（含）以后新投产的完全市场化常规水电项目，核发可交易绿证。可交易绿证核发范围后续可根据可再生能源电力生产消费情况动态调整。

　　三是明确核发信息来源。绿证核发原则上以电网企业、电力交易机构提供的数据为基础，同时通过发电企业或项目业主提供的数据进行校核。对自发自用等电网企业、电力交易机构无法提供电量信息的情况，由相应发电企业或项目业主提供绿证核发所需信息。

　　此外，考虑到现阶段可再生能源非电利用准确计量尚不具备条件，目前绿证核发全覆盖仅针对可再生能源发电项目，待相关条件成熟后，适时将可再生能源非电利用纳入绿证体系。

　　问：《通知》对于完善绿证交易，作出了哪些具体安排？

　　答：围绕进一步激活绿证交易市场、扩大绿证交易规模，《通知》明确了绿证交易平台、交易方式、交易收益等方面的具体要求。

　　一是拓展绿证交易平台。将绿证交易平台从此前的中国绿色电力证书交易平台，扩展到北京电力交易中心和广州电力交易中心，后续适时拓展至国家认可的其他交易平台。买卖双方可自由选择任一绿证交易平台开展绿证交易。

　　二是明确绿证交易方式。绿证交易包括双边协商、挂牌和集中竞价三种方式，其中，对双边协商交易，由买卖双方自主协商绿证交易数量和价格，并签订一次性划转协议，通过绿证交易平台完成绿证交割；对挂牌交易，卖方将绿证数量和价格相关信息在绿证交易平台挂牌，买方通过摘牌的方式完成绿证交易；对集中竞价交易，买卖双方通过绿证交易平台在截止时间前申报交易意向信息，以市场出清的方式确定绿证成交数量和价格。

　　三是明确绿证收益归属。一方面，对不再享受中央财政补贴的项目（包括平价（低价）项目、自愿放弃中央财政补贴、中央财政补贴已到期项目以及2023年1月1日及以后新投产的完全市场化常规水电项目），绿证收益归发电企业或项目业主所有，交易方式不限。另一方面，对享受中央财政补贴的项目，按照国家相关规定，属于国家保障性收购的，绿证收益等额冲抵中央财政补贴或归国家所有；属于市场化交易的，绿证收益在中央财政补贴发放时等额扣减。同时，对享受中央财政补贴的项目创造条件尽快采用集中竞价的方式进行交易。

　　此外，为防止绿证炒作，《通知》明确现阶段绿证仅可交易一次，交易完成后各交易平台需实时将相关信息同步至核发机构。

　　问：根据《通知》，如何做好绿证应用工作？

　　答：绿证既是可再生能源电力环境属性价值体现，又是精准的可再生能源电力消费量核算工具，也是国际通行的绿色电力消费证明方式。为提升绿证的通用性，《通知》围绕进一步拓展绿证应用场景，为绿证市场高质量发展提供了有力支撑。

　　一是支撑绿色电力交易。绿电交易是以绿色电力产品为标的物的电力中长期交易，用户同步获得绿色电力和绿证，是“证电合一”的特殊绿证交易形式，通过在交易合同中明确的绿证价格体现绿色环境价值。在电力交易机构参加绿色电力交易的，相应绿证由核发机构批量推送至电力交易机构，同时在交易合同中分别明确绿证和物理电量的交易量、交易价格。

　　二是核算可再生能源消费。发挥绿证可追溯、防篡改、精准认定可再生能源电力消费等作用，落实可再生能源消费不纳入能耗“双控”相关要求，《通知》明确由国家统计局会同国家能源局核定全国和各地区可再生能源电力消费数据。

　　三是认证绿色电力消费。为更好发挥绿证在评价、认证中的作用，推动构建科学、灵活的绿色电力消费体系，《通知》明确将绿证作为电力用户绿色电力消费和绿电属性标识认证的唯一凭证，要求推动建立基于绿证的绿色电力消费认证标准、制度和标识体系，为合法合规开展绿色电力消费认证提供依据。同时，参考国际通行做法，认证机构应通过两年内生产的电量对应绿证开展认证；为避免使用同一绿证开展多次认证，要求认证机构及时将认证信息同步至核发机构。

　　四是衔接碳市场。绿证与碳排放权交易都是以市场化手段推动绿色发展的重大制度创新，做好两者之间的衔接意义重大。《通知》明确研究推进绿证与全国碳排放权交易机制、温室气体自愿减排交易机制的衔接协调，为后续推动将绿证纳入碳市场相关核算体系创造条件。

　　五是推动绿证国际互认。目前，国内绿证已纳入国际绿电消费倡议（100% Renewable Electricity，简称RE100）的认可范围，在国际社会和跨国企业间的影响力不断扩大。为进一步提升国内绿证的国际影响力和认可度，《通知》明确，我国可再生能源电量原则上只能申领国内绿证，在不影响国家自主贡献目标实现的前提下，积极推动国际组织的绿色消费、碳减排体系与国内绿证衔接。加强绿证核发、计量、交易等国际标准研究制定，提高绿证的国际认可度和影响力。

　　问：如何扩大绿色电力消费需求？

　　答：激发绿色电力消费潜力、扩大绿色电力消费需求，对推动全社会提升绿色电力消费水平意义重大。为此，《通知》专设章节，对推动绿色电力消费提出明确要求。一是鼓励跨国公司及其产业链企业、外向型企业、行业龙头企业购买绿证、使用绿电，发挥示范带动作用。二是推动中央企业、地方国有企业、机关和事业单位发挥先行带头作用，稳步提升绿电消费比例。三是强化高耗能企业绿电消费责任，按要求提升绿电消费水平。四是支持重点企业、园区、城市等高比例消费绿色电力。同时，我们也将督促各地将可再生能源电力消纳责任权重分解落实到用能单位，推动以绿证核算用户使用可再生能源电力消费量，逐步建立“权重+绿证”约束机制，更好激发绿电消费市场活力。

关于印发《鲁北盐碱滩涂地风光储输一体化

基地“十四五”开发计划》的通知

鲁发改能源〔2023〕490号

滨州、东营、潍坊市发展改革委，国网山东省电力公司，各牵头开发企业：

鲁北盐碱滩涂地风光储输一体化基地（以下简称鲁北基地）是我省五大清洁能源基地之一，是国家黄河下游绿色能源廊道重要组成部分，加快推进基地开发建设对于调整优化能源结构、助力绿色低碳高质量发展先行区建设具有重要意义。根据省委、省政府工作部署，结合各市优选结果，制定鲁北基地“十四五”开发计划，有关事项通知如下：

一、总体情况

经竞争优选，确定35个项目、1888万千瓦列入鲁北基地“十四五”开发计划。其中，滨州市开发项目14个、总规模860万千瓦（光伏发电620万千瓦、风电240万千瓦）；东营市开发项目8个、总规模420万千瓦，均为光伏发电；潍坊市开发项目13个、总规模608万千瓦（光伏发电565万千瓦、风电43万千瓦）。上述项目纳入我省保障性并网项目名单，原则上2025年底前全部开工、2027年底前建成并网。

二、优化服务管理

省级建立鲁北基地项目台账，明确市、县、企业三级责任人，按月调度项目进展情况。各市能源主管部门要组织电网企业、项目牵头开发企业沟通协商，按照“能并尽并、能并早并”原则，逐个项目明确接入并网时限。要指导牵头开发企业落实各项建设条件，积极协调自然资源、生态环境、海洋等部门做好要素保障，依法依规加快办理各项手续，及时协调解决项目推进中遇到的困难问题，推动项目早开工、早并网。

三、保障接入并网

国网山东省电力公司要加快项目接入系统论证工作，统筹推进电网工程规划建设，优化内部流程，全力提速高地、渤海、弥河、渔盐等500千伏和相关220千伏、110千伏输变电工程建设，大力提高鲁北基地电网接入和消纳能力，推进电网工程与鲁北基地项目同步建设、同步投运。

四、强化协同发展

各牵头开发企业要承担项目开发、建设、运营主体责任，加强与有关方面的对接协调，依法依规、集约高效推进项目建设，项目建成并网前不得擅自转让给其他投资主体。要落实竞争优选承诺事项，按比例配备储能设施，做优做强关键核心配套，在设备、施工、运维等方面加大带动力度，项目建成后产生的绿电、绿证优先满足省内需求。

五、落实安全责任

各企业要全面履行安全生产主体责任，地方要严格落实属地安全管理责任，重点加强设备吊装、线路架设、高空作业等施工过程，以及风电、光伏和新型储能电站运维的安全管理，严防安全生产事故发生。

山东省发展和改革委员会

 山东省能源局

2023年6月27日

5月11日，广东省能源局发布关于2023年公共机构节能降碳工作安排的通知，通知指出，鼓励市场化方式推动分布式光伏、光热项目建设，更大力度推动公共机构开展节能降碳改造。

原文如下：

省直各单位，各地级以上市公共机构节能主管部门：

2023年是全面贯彻落实党的二十大精神的开局之年，是实施“十四五”规划承上启下的关键之年。全省公共机构要全面贯彻落实党的二十大精神和习近平生态文明思想，按照国家《“十四五”公共机构节约能源资源工作规划》《深入开展公共机构绿色低碳引领行动促进碳达峰实施方案》《国管局关于2023年公共机构能源资源节约和环境保护工作安排的通知》等政策文件和有关法律法规要求，以及公共机构能源资源节约和生态环境保护重点工作推进会议精神，大力实施全面节约战略，持续优化能源消费结构，严格完成能源资源节约目标，充分发挥公共机构示范引领作用，现将有关事项通知如下：

一、贯彻落实党的二十大精神

党的二十大报告对推动绿色发展、促进人与自然和谐共生作出重大战略部署，为公共机构节能工作指明了前进方向、提供了根本遵循。各地市、各部门要围绕绿色低碳发展主题，结合地区和部门实际，坚持目标牵引、问题导向、创新驱动，要把调查研究作为破解难题推进工作的关键抓手，找准切入点、把握着力点、抓好关键点，全面加强能源资源节约集约利用，广泛形成绿色低碳的生产方式和生活方式，统筹用能结构优化、能源资源利用效率提升、生态环境保护，进一步推动绿美广东生态建设和各级公共机构实现绿色低碳转型，扎扎实实把党中央决策部署和省委省政府工作安排落实到位。

二、大力实施全面节约战略

坚持把能源资源节约集约利用贯穿于公共机构运行全过程、各环节，持续推动公共机构采取能耗监测、用能诊断、节能改造等有效措施实现降耗增效，开展公共机构重点用能单位能源审计工作，引导有条件的公共机构建立能源和碳排放数字化管控平台。强化重点用能领域、单位、部位的节能管理，开展数据中心能耗现状调研及能效提升政策研究工作，配合做好国家绿色数据中心推荐、遴选等工作。推进绿色建筑创建行动，加大节能低碳技术推广应用力度，配合实施《广东省绿色高效制冷行动计划（2023-2025）》，大力推动既有建筑实施围护结构、照明、电梯、供暖、制冷等用能系统设备节能改造，增强低碳、超低能耗、近零能耗建筑示范作用，持续提高绿色建筑比例。

三、积极推进节能降碳示范创建引领行动

按照国家统一部署，进一步开展全国节约型公共机构示范单位创建工作和示范案例申报工作，组织开展首批（300家）公共机构绿色低碳示范单位的申报工作。落实国家对节约型公共机构示范单位建成单位组织复核评价、实施动态管理、实行退出机制等工作要求。持续推进全省节约型机关创建工作，力争省直机关单位完成率达到90%、粤港澳大湾区有关地市完成率达到80%、全省完成率达到75%。开展2020-2022年节约型机关创建情况抽查和“回头看”行动。做好2023年全国节能宣传周等系列宣传活动，借助媒体力量，发挥“互联网+”优势，利用“云”上平台，拓展宣传渠道、创新宣传形式、丰富宣传内容，推介更多的公共机构绿色低碳转型典型经验、工作案例和解决方案等。

四、持续优化能源消费结构

大力推进终端用能电气化，有序推进煤炭消费替代。加大可再生能源利用和热泵、高效储能技术应用力度。宣传贯彻《关于鼓励和支持公共机构采用能源费用托管服务的意见》，推广应用能源费用托管服务等合同能源管理模式，鼓励市场化方式推动分布式光伏、光热项目建设，更大力度推动公共机构开展节能降碳改造。推广《公共机构新能源汽车充换电设施建设运营指南》，鼓励具备条件的公共机构加大试点推广力度，鼓励适度提高新能源汽车配备比例和充电基础设施数量要求。

五、严格落实目标管理

贯彻落实《加强公共机构能源资源消费统计数据治理三年行动方案》，举办公共机构节能网络直播培训，开展能耗统计数据会审，提升数据统计质量和效率，开展年度公共机构能源资源消费情况统计、汇总、分析、通报。做好“十四五”公共机构节约能源资源工作中期评估。按照国家统一部署，有序推进能耗定额管理，逐步推行碳排放总量和强度双控制度。

各地市、各部门要按照《国管局关于2023年公共机构能源资源节约和生态环境保护工作安排的通知》等文件要求，结合实际一并推进节水、反食品浪费、垃圾分类、塑料污染治理等，进一步推动公共机构能源资源节约和生态保护工作走深走实，为绿美广东生态建设贡献公共机构力量。

附件：国管局关于2023年公共机构能源资源节约和生态环境保护工作安排的通知（国管节能〔2023〕5号）

广东省能源局

2023年5月11日

近日，国家能源局新疆监管办发布《新疆电力辅助服务市场运营规则(征求意见稿）》。这是继2020年1月份新疆能监办发布《新疆电力辅助服务市场运营规则》之后的更新版本。

在2020年版政策中，提出鼓励火电企业投资建设储能调峰设施，在计量关口出口内可与机组联合参与调峰，在计量关口出口建设的储能设施，视为深度调峰设施，在深度调峰交易中抵减机组发电出力进行费用计算及补偿，最多可抵减至出力为零，对抵减后出力为负的部分不予补偿。储能调峰设施不影响机组最小运行方式核定。此次征求意见稿较2020年版新增了储能设施有偿调峰服务交易内容。

征求意见稿提出独立储能参与调峰辅助服务市场时，根据自身容量情况申报次日最大充放电功率、可调用时段（调用持续时长不低于1小时）和交易价格，初期申报单段报价，竞价上限0.55元/千瓦时。

新能源配建储能和有剩余充电能力的独立储能因电力保供和电力系统安全原因参与电网调峰时，分别根据消纳自身新能源电量和参与独立储能有偿调峰交易后的剩余充电能力,申报的次日最大剩余充放电功率、可调用时段（调用持续时长不低于1小时），初期对充电电量按照0.35元/千瓦时补偿。

此次征求意见稿的关键内容

市场主体

发电企业：火电、水电、风电、光电等。

经市场准入的新型储能。

市场化电力用户：

参与新疆电力市场化交易的电力用户、售电公司、源网荷储一体化项目。源网荷储一体化项目可将可再生能源发电项目、储能装置、充电桩、蓄冷蓄热装置、工业负荷等可调节资源进行整合，通过降低或增加项目整体用电负荷向系统提供辅助服务。

有偿辅助服务

根据此次发布的征求意见稿，新疆的有偿辅助服务包括：有偿调峰、调频、备用、黑启动等。

发电侧有偿调峰交易

包括实施深度调峰、启停调峰。

有偿调峰日前申报预出清、日内正式出清调用。

实时深度调峰采用“阶梯式”报价方式和价格机制，具体分档及报价上、下限如下。

风、光电站需按实际发电量比例进行调峰辅助服务费用分摊。

火电企业计量关口内建设的储能设施，可与机组联合调峰。最多可抵减机组出出力至零，抵减后出力为负部分不予补偿。

储能设施有偿调峰交易

用电低谷或弃风弃光时充电、其他时段释放电力。

依据电力调度安排时段进行充放电，相应充电电量不承担输配电价和政府基金及附加。

独立储能竞价上限0.55元/kWh，调用时长不低于1小时。

配建储能在满足新能源需求后，富裕能力可由电网调度参与调峰。

因电力保供、电网安全等原因经电力调度机构调度参与调峰的独立储能、配建储能，初期补偿标准0.35元/kWh，调用时长不低于1小时。

储能参与调峰辅助服务费用分摊。因自身原因导致实际调峰电量低于出清调峰电量90%，缺额部分考核。

用户侧有偿调峰

在正常基准负荷基础上增加、减少负荷。

调峰能力不低于10MW，调峰时长不低于1小时。

调频辅助服务

性能优先，按需调用。

独立储能装机容量不低于10MW。

里程申报价格：0-15元/MW。

容量补偿价格：市场初期5元/MW。

排序价格=申报价格/综合性能指标。

里程补偿额=调频里程×出清价格×综合性能指标。

用户参与调频辅助服务费用分摊，分摊比例50%。

备用辅助服务交易

提供方：火电、水电、独立储能。

旋转备用市场初期，申报价格上限0.01元/kWh。

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）