國家發展改革委辦公廳等發布《關于促進大功率充電設施科學規劃建設的通知》

7月7日，國家發展改革委辦公廳等發布了關于促進大功率充電設施科學規劃建設的通知。通知指出要率先對重大節假日期間利用率超過40%的充電設施實施大功率改造。到2027年底，力爭全國范圍內大功率充電設施超過10萬臺，服務品質和技術應用實現迭代升級。

促進大功率充電設施與電網融合發展。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高效互動機制，因地制宜配建光伏發電和儲能設施，探索針對智能有序大功率充電場站優化電力接入容量核定方法，合理利用配電設施低谷容量裕度，提升配電網對于大功率充電場站的接入能力。

支持充電運營企業通過接入新型負荷管理系統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，引導企業長期穩定經營。電網企業應加強大功率充電設施的用電保障，重點解決高速公路服務區的用電容量，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施建設運營補貼激勵機制，通過地方政府專項債券等支持符合條件的大功率充電設施項目建設。

近日，國家發展改革委、工業和信息化部、國家能源局聯合印發《關于開展零碳園區建設的通知》，開啟國家級零碳園區申報。各地區推薦園區數量不超過2個，于8月22日前將推薦園區名單及建設方案報送國家發展改革委。國家發展改革委會同有關方面對地方推薦園區的建設方案進行審核，統籌考慮產業代表性、綜合示范性、碳減排潛力等因素，確定首批國家級零碳園區建設名單。

《通知》明確了零碳園區建設的重點任務，在用能結構轉型方面強調：加強園區及周邊可再生能源開發利用，支持園區與周邊非化石能源發電資源匹配對接，科學配置儲能等調節性資源，因地制宜發展綠電直連、新能源就近接入增量配電網等綠色電力直接供應模式，鼓勵參與綠證綠電交易，探索氫電耦合開發利用模式。推動園區積極利用生物質能核能、光熱、地熱、工業余熱等熱能資源，實現供熱系統清潔低碳化。探索氫能、生物質等替代化石燃料和原料。

此外，《通知》指出支持園區加強改革創新。支持地方政府、園區企業、發電企業、電網企業、能源綜合服務商等各類主體參與零碳園區建設，圍繞實現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穩定性。

參與申報國家級零碳園區的基本條件如下：

一、國家級零碳園區建設主體為省級及以上開發區，省級開發區原則上應列入最新版《中國開發區審核公告目錄》，視情可拓展至近年來新建設的、由省級及以上人民政府或主管部門批復的新興產業園區或高新技術園區。

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

三、在能耗和碳排放統計、核算、計量、監測等方面具備一定基礎。

四、3年內未發生重大安全、環境事故，或其他社會不良影響事件。

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

國家發展改革委將統籌利用現有資金渠道支持零碳園區建設，鼓勵各地區對零碳園區建設給予資金支持，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發行債券用于零碳園區建設。支持園區引入外部人才、技術和專業機構，服務企業節能降碳改造、碳排放核算管理、產品碳足跡認證等。探索對零碳園區多能互補、多能聯供項目實行“一個窗口”審批制度。強化用能要素保障，在零碳園區范圍內創新節能審查和碳排放評價模式，探索實施區域審批或項目備案。加強新建園區、新能源電源、供電設施等用地用海要素保障。

海南省發展改革委發布《關于海南省深化新能源上網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、太陽能發電，下同）項目上網電量全部進入電力市場，上網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域電力市場交易規則執行，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。后續根據市場建設情況，逐步放開各類電源進入市場參與交易。

適當放寬現貨市場限價，現貨市場申報、出清價格上限考慮目前省內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，后續根據市場運行情況適時調整。接受市場形成價格的新能源項目，結算價格按照所在節點的實時市場分時價格確定。

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

浙江省能源局下發《關于開展2025年度新型儲能項目建設計劃動態調整的通知》

7月9日，浙江省能源局下發《關于開展2025年度新型儲能項目建設計劃動態調整的通知》，對2025年度新型儲能項目建設計劃開展年中動態調整。

通知指出，請各市統籌區域電網運行與新能源消納等情況，研究報送本區域新型儲能項目清單調整建議，調整包括項目增補、調減及變更。范圍涵蓋電源側、電網側、用戶側儲能項目。

一、電網側儲能項目

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

二、電源側儲能項目

聯合火電機組調頻的項目，原則上單體功率不低于1.8萬千瓦，綜合調節性能指標Kpd 值不低于 0.9;新能源側項目建設規模和技術特征由業主結合實際需求自行確定。

三、5MW以上用戶側儲能項目

為進一步貫徹落實“放管服”改革精神，省能源局不再對5MW及以上的用戶側項目進行年度建設計劃管理，后續視情對各設區市進行年度建設規模管理，授權設區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，加強用戶側儲能項目管理，編制用戶側儲能項目建設計劃，并抄報我局。

用戶側儲能項目開工前需在當地備案機關備案，并就接入方案對接咨詢電網企業意見。辦理并網手續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據治理與傳送測試，實際并網后上傳運行數據。

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

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

文件提出，參與跨省跨區交易的新能源電量，上網電價和交易機制按照跨省跨區送電價格政策執行；外送通道配套新能源項目按照國家有關規定執行，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模，與現行具有保障性質的相關電量規模政策銜接，按照具體項目核定機制電量比例（機制電量占上網電量的比例），新能源項目可在核定值范圍內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模，與現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整。

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

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

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

執行期限。存量項目按項目剩余全生命周期合理利用小時數對應年份（具體到月）與投產滿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成本變化適時調整。

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

深圳坪山區人民政府發布關于印發《深圳市坪山區落實“雙碳”戰略進一步推動新能源產業高質量發展的若干措施》

7月4日，深圳坪山區人民政府發布關于印發《深圳市坪山區落實“雙碳”戰略進一步推動新能源產業高質量發展的若干措施》的通知。文件明確，鼓勵建設一批鈉離子電池、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紓解峰谷矛盾能力。對并網投運的上述類型新型儲能項目按裝機規模給予200元/千瓦時的支持，單個項目最高不超過100萬元。

支持坪山區新能源重點布局領域企業快速成長，培育產業發展全新增長點。對屬于新型電池及儲能、充電設施、光伏、氫能、智能電網和綜合能源服務等坪山區新能源產業重點布局領域優質轉化項目，經研判論證后支持項目獲得政府性基金、社會化基金股權融資。

推動新型電池及儲能、光伏等新能源領域產品、服務走出去，加快國外新能源產業布局，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，單個企業每年資助金額不超過100萬元。