國家發(fā)展改革委辦公廳等發(fā)布《關(guān)于促進大功率充電設(shè)施科學規(guī)劃建設(shè)的通知》

7月7日，國家發(fā)展改革委辦公廳等發(fā)布了關(guān)于促進大功率充電設(shè)施科學規(guī)劃建設(shè)的通知。通知指出要率先對重大節(jié)假日期間利用率超過40%的充電設(shè)施實施大功率改造。到2027年底，力爭全國范圍內(nèi)大功率充電設(shè)施超過10萬臺，服務品質(zhì)和技術(shù)應用實現(xiàn)迭代升級。

促進大功率充電設(shè)施與電網(wǎng)融合發(fā)展。鼓勵打造智能有序大功率充電場站，建立大功率充電場站與配電網(wǎng)高效互動機制，因地制宜配建光伏發(fā)電和儲能設(shè)施，探索針對智能有序大功率充電場站優(yōu)化電力接入容量核定方法，合理利用配電設(shè)施低谷容量裕度，提升配電網(wǎng)對于大功率充電場站的接入能力。

支持充電運營企業(yè)通過接入新型負荷管理系統(tǒng)參與電力市場交易和需求響應，通過價格信號促進電動汽車高水平消納清潔能源。

鼓勵給予充電場站10年以上租賃期限，引導企業(yè)長期穩(wěn)定經(jīng)營。電網(wǎng)企業(yè)應加強大功率充電設(shè)施的用電保障，重點解決高速公路服務區(qū)的用電容量，降低電力引入成本，縮短電力擴容周期。

鼓勵研究大功率充電設(shè)施建設(shè)運營補貼激勵機制，通過地方政府專項債券等支持符合條件的大功率充電設(shè)施項目建設(shè)。

近日，國家發(fā)展改革委、工業(yè)和信息化部、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于開展零碳園區(qū)建設(shè)的通知》，開啟國家級零碳園區(qū)申報。各地區(qū)推薦園區(qū)數(shù)量不超過2個，于8月22日前將推薦園區(qū)名單及建設(shè)方案報送國家發(fā)展改革委。國家發(fā)展改革委會同有關(guān)方面對地方推薦園區(qū)的建設(shè)方案進行審核，統(tǒng)籌考慮產(chǎn)業(yè)代表性、綜合示范性、碳減排潛力等因素，確定首批國家級零碳園區(qū)建設(shè)名單。

《通知》明確了零碳園區(qū)建設(shè)的重點任務，在用能結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型方面強調(diào)：加強園區(qū)及周邊可再生能源開發(fā)利用，支持園區(qū)與周邊非化石能源發(fā)電資源匹配對接，科學配置儲能等調(diào)節(jié)性資源，因地制宜發(fā)展綠電直連、新能源就近接入增量配電網(wǎng)等綠色電力直接供應模式，鼓勵參與綠證綠電交易，探索氫電耦合開發(fā)利用模式。推動園區(qū)積極利用生物質(zhì)能核能、光熱、地熱、工業(yè)余熱等熱能資源，實現(xiàn)供熱系統(tǒng)清潔低碳化。探索氫能、生物質(zhì)等替代化石燃料和原料。

此外，《通知》指出支持園區(qū)加強改革創(chuàng)新。支持地方政府、園區(qū)企業(yè)、發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)、能源綜合服務商等各類主體參與零碳園區(qū)建設(shè)，圍繞實現(xiàn)高比例可再生能源供給消納探索路徑模式。鼓勵有條件的園區(qū)以虛擬電廠（負荷聚合商）等形式參與電力市場，提高資源配置效率和電力系統(tǒng)穩(wěn)定性。

參與申報國家級零碳園區(qū)的基本條件如下：

一、國家級零碳園區(qū)建設(shè)主體為省級及以上開發(fā)區(qū)，省級開發(fā)區(qū)原則上應列入最新版《中國開發(fā)區(qū)審核公告目錄》，視情可拓展至近年來新建設(shè)的、由省級及以上人民政府或主管部門批復的新興產(chǎn)業(yè)園區(qū)或高新技術(shù)園區(qū)。

二、建設(shè)范圍可為園區(qū)整體，也可為“園中園”。以“園中園”形式申報的，需有明確的四至邊界，建設(shè)和管理由所在園區(qū)管理機構(gòu)或所在地人民政府負責。

三、在能耗和碳排放統(tǒng)計、核算、計量、監(jiān)測等方面具備一定基礎(chǔ)。

四、3年內(nèi)未發(fā)生重大安全、環(huán)境事故，或其他社會不良影響事件。

國家級零碳園區(qū)建設(shè)期滿后，由省級發(fā)展改革委組織開展自評估。自評估符合要求的，由國家發(fā)展改革委組織有關(guān)部門和單位開展評估驗收，通過評估驗收的園區(qū)正式成為國家級零碳園區(qū)。

國家發(fā)展改革委將統(tǒng)籌利用現(xiàn)有資金渠道支持零碳園區(qū)建設(shè)，鼓勵各地區(qū)對零碳園區(qū)建設(shè)給予資金支持，通過地方政府專項債券資金等支持符合條件的項目。鼓勵政策性銀行對符合條件的項目給予中長期信貸支持。支持符合條件的企業(yè)發(fā)行債券用于零碳園區(qū)建設(shè)。支持園區(qū)引入外部人才、技術(shù)和專業(yè)機構(gòu)，服務企業(yè)節(jié)能降碳改造、碳排放核算管理、產(chǎn)品碳足跡認證等。探索對零碳園區(qū)多能互補、多能聯(lián)供項目實行“一個窗口”審批制度。強化用能要素保障，在零碳園區(qū)范圍內(nèi)創(chuàng)新節(jié)能審查和碳排放評價模式，探索實施區(qū)域?qū)徟蝽椖總浒?。加強新建園區(qū)、新能源電源、供電設(shè)施等用地用海要素保障。

海南省發(fā)展改革委發(fā)布《關(guān)于海南省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革的實施方案（征求意見稿）》

2026年1月1日起，全省新能源（所有風電、太陽能發(fā)電，下同）項目上網(wǎng)電量全部進入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成。新能源項目參與市場交易的方式按照南方區(qū)域電力市場交易規(guī)則執(zhí)行，鼓勵具備條件的分布式、分散式新能源聚合后報量報價參與市場交易，未報量或報價參與市場的默認作為價格接受者參與市場交易。后續(xù)根據(jù)市場建設(shè)情況，逐步放開各類電源進入市場參與交易。

適當放寬現(xiàn)貨市場限價，現(xiàn)貨市場申報、出清價格上限考慮目前省內(nèi)燃料綜合成本和用戶承受能力等因素確定；申報、出清價格下限考慮新能源在電力市場外可獲得的綠證收益、財政補貼等因素確定，后續(xù)根據(jù)市場運行情況適時調(diào)整。接受市場形成價格的新能源項目，結(jié)算價格按照所在節(jié)點的實時市場分時價格確定。

明確輔助服務費用分攤方式。現(xiàn)貨市場未連續(xù)運行時，輔助服務市場費用由發(fā)電側(cè)分攤（不含分布式新能源）；現(xiàn)貨市場連續(xù)運行時，輔助服務市場費用由工商業(yè)用戶用電量和未參與海南省電能量市場交易的上網(wǎng)電量共同分攤，參與省內(nèi)電能量市場交易的新能源上網(wǎng)電量不再分攤。若國家出臺最新的輔助服務費用分攤政策，從其規(guī)定。

浙江省能源局下發(fā)《關(guān)于開展2025年度新型儲能項目建設(shè)計劃動態(tài)調(diào)整的通知》

7月9日，浙江省能源局下發(fā)《關(guān)于開展2025年度新型儲能項目建設(shè)計劃動態(tài)調(diào)整的通知》，對2025年度新型儲能項目建設(shè)計劃開展年中動態(tài)調(diào)整。

通知指出，請各市統(tǒng)籌區(qū)域電網(wǎng)運行與新能源消納等情況，研究報送本區(qū)域新型儲能項目清單調(diào)整建議，調(diào)整包括項目增補、調(diào)減及變更。范圍涵蓋電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)儲能項目。

一、電網(wǎng)側(cè)儲能項目

建設(shè)規(guī)模原則上不小于5萬千瓦/10萬千瓦時，按照“總量控制、退一補一”原則報送，即“各設(shè)區(qū)市申報增補的裝機容量不得超過申請調(diào)減的裝機容量”。已納入國家級科技攻關(guān)計劃的項目，無需滿足上述要求。

二、電源側(cè)儲能項目

聯(lián)合火電機組調(diào)頻的項目，原則上單體功率不低于1.8萬千瓦，綜合調(diào)節(jié)性能指標Kpd 值不低于 0.9;新能源側(cè)項目建設(shè)規(guī)模和技術(shù)特征由業(yè)主結(jié)合實際需求自行確定。

三、5MW以上用戶側(cè)儲能項目

為進一步貫徹落實“放管服”改革精神，省能源局不再對5MW及以上的用戶側(cè)項目進行年度建設(shè)計劃管理，后續(xù)視情對各設(shè)區(qū)市進行年度建設(shè)規(guī)模管理，授權(quán)設(shè)區(qū)市能源主管部門按照《浙江省新型儲能項目管理辦法(試行)》要求，加強用戶側(cè)儲能項目管理，編制用戶側(cè)儲能項目建設(shè)計劃，并抄報我局。

用戶側(cè)儲能項目開工前需在當?shù)貍浒笝C關(guān)備案，并就接入方案對接咨詢電網(wǎng)企業(yè)意見。辦理并網(wǎng)手續(xù)前需在浙江省電化學儲能管理平臺進行項目注冊，自行或通過聚合平臺完成數(shù)據(jù)治理與傳送測試，實際并網(wǎng)后上傳運行數(shù)據(jù)。

山西省發(fā)改委發(fā)布關(guān)于征求對《山西省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展實施方案（征求意見稿）》意見建議的函

近日，山西發(fā)改委下發(fā)關(guān)于征求對《山西省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展實施方案（征求意見稿）》意見建議的函。

文件提出，參與跨省跨區(qū)交易的新能源電量，上網(wǎng)電價和交易機制按照跨省跨區(qū)送電價格政策執(zhí)行；外送通道配套新能源項目按照國家有關(guān)規(guī)定執(zhí)行，暫不納入我省機制電價實施范圍。

從機制電量看，存量項目機制電量規(guī)模，與現(xiàn)行具有保障性質(zhì)的相關(guān)電量規(guī)模政策銜接，按照具體項目核定機制電量比例（機制電量占上網(wǎng)電量的比例），新能源項目可在核定值范圍內(nèi)每年自主確定機制電量比例，但不得高于上一年。

增量項目機制電量規(guī)模，與現(xiàn)有新能源非市場化電量比例適當銜接，初期分風電和光伏兩種類型分別確定。具體項目的機制電量通過競價確定。

競價上、下限由省發(fā)展改革委綜合考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力、引導有序競爭等因素確定并適時調(diào)整。

為確保競爭有效，機制電量申報總規(guī)模與核定總規(guī)模比率原則上不低于1.2，否則相應調(diào)減核定機制電量規(guī)模直至滿足比率要求。

機制電價。存量項目與現(xiàn)行價格政策銜接，機制電價水平按不高于現(xiàn)行燃煤發(fā)電基準價格（0.332元/度）確定。

增量項目機制電價水平通過競價確定，每年組織已投產(chǎn)和未來12個月內(nèi)計劃投產(chǎn)、且未納入過機制執(zhí)行范圍的項目自愿參與競價形成，初期分風電和光伏發(fā)電兩種類型組織，不具備充分競爭情況下，合并組織。

執(zhí)行期限。存量項目按項目剩余全生命周期合理利用小時數(shù)對應年份（具體到月）與投產(chǎn)滿20年對應年份（具體到月）早者確定。

增量項目綜合考慮同類項目回收初始投資的平均期限等因素確定，如遇重大政策變化或行業(yè)成本變化適時調(diào)整。

銜接政策中，存量項目：2025年6月1日至2025年12月31日期間的上網(wǎng)電量仍按現(xiàn)行政策執(zhí)行。增量項目：2025年6月1日至開始執(zhí)行機制電價期間的上網(wǎng)電量參與電力市場，由市場形成電價，暫未參與市場前，接受實時市場現(xiàn)貨價格，待首次參與競價時，作為已投產(chǎn)但未納入過機制執(zhí)行范圍的增量項目自愿參與競價。

深圳坪山區(qū)人民政府發(fā)布關(guān)于印發(fā)《深圳市坪山區(qū)落實“雙碳”戰(zhàn)略進一步推動新能源產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展的若干措施》

7月4日，深圳坪山區(qū)人民政府發(fā)布關(guān)于印發(fā)《深圳市坪山區(qū)落實“雙碳”戰(zhàn)略進一步推動新能源產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展的若干措施》的通知。文件明確，鼓勵建設(shè)一批鈉離子電池、液流電池、飛輪儲能等下一代新型儲能示范項目，強化電力迎峰保供和電網(wǎng)紓解峰谷矛盾能力。對并網(wǎng)投運的上述類型新型儲能項目按裝機規(guī)模給予200元/千瓦時的支持，單個項目最高不超過100萬元。

支持坪山區(qū)新能源重點布局領(lǐng)域企業(yè)快速成長，培育產(chǎn)業(yè)發(fā)展全新增長點。對屬于新型電池及儲能、充電設(shè)施、光伏、氫能、智能電網(wǎng)和綜合能源服務等坪山區(qū)新能源產(chǎn)業(yè)重點布局領(lǐng)域優(yōu)質(zhì)轉(zhuǎn)化項目，經(jīng)研判論證后支持項目獲得政府性基金、社會化基金股權(quán)融資。

推動新型電池及儲能、光伏等新能源領(lǐng)域產(chǎn)品、服務走出去，加快國外新能源產(chǎn)業(yè)布局，擴大本土品牌國際影響力。對獲得歐洲、日韓、北美等海外市場準入認證的出口產(chǎn)品，按不超過其海外市場準入認證核定費用的10%予以支持，單個企業(yè)每年資助金額不超過100萬元。