能源及双碳相关政策汇编（2025年10月-地方政策）

其中明确提出：电网公司要严格电化学储能电站的并网和验收工作，对不符合国家（行业）并网技术标准要求的电站，杜绝“带病并网”。在前期阶段要对项目安全生产条件和设施进行综合分析，形成书面报告并备查；在竣工或试运行完成后要对项目安全设施进行检查，发现问题及时整改；项目投运一定时间后要开展安全评价，确保项目全生命周期安全可靠。

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D05《常州市发展改革委关于印发2025年常州市近零碳试点园区名单的通知》.pdf

方案明确，新能源上网电量全部进入电力市场交易，现货交易申报价格范围0—1.2元/千瓦时。存量新能源项目机制电价0.3779元/千瓦时，根据项目类型机制电量比例80%或100%。增量新能源项目机制电价及电量采取边际出清方式，市场化竞价确定。

D08《黄浦区2025年碳达峰碳中和及节能减排含循环经济重点工作安排》.pdf

根据公告，主体范围为2025年6月1日至2026年12月31日期间全容量并网，且未纳入过机制执行范围的新能源项目(风电、光伏发电，下同)。本次竞价分为通过竞争性配置(含配储的6MW以下地面光伏电站)方式纳入年度开发建设方案的新能源项目(简称“竞争性配置新能源项目”)和其他新能源项目2类进行。根据公告，主体范围为2025年6月1日至2026年12月31日期间全容量并网，且未纳入过机制执行范围的新能源项目(风电、光伏发电，下同)。本次竞价分为通过竞争性配置(含配储的6MW以下地面光伏电站)方式纳入年度开发建设方案的新能源项目(简称“竞争性配置新能源项目”)和其他新能源项目2类进行。

根据公示，风电机制电量规模18,539,219,756千瓦时，机制电价0.252元/千瓦时，项目36个，其中集中式陆风项目34个，分散式陆风项目2个；光伏机制电量规模3,608,399,178千瓦时，机制电价0.235元/千瓦时，项目31个。

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D11关于印发《吉林省新能源上网电价市场化改革实施方案》的通知.pdf

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D12关于印发《重庆市深化新能源上网电价市场化改革实施方案》的通知.pdf

根据实施方案设置机制电量申报比例上限、机制电价申报上下限，集中式光伏和陆上风电项目不参与竞价，在参与竞价的项目中，110千伏以下电压等级项目的竞价电量申报比例上限取80%，其他项目的竞价电量申报比例上限原则上与存量项目机制电量比例上限保持一致；若竞价周期内新能源项目存在已成交的中长期交易电量、绿电电量，相应调减新能源项目竞价申报比例上限。关于结算电价，执行机制电量差价结算机制的新能源项目，需在合同中明确新能源项目机制电量比例及机制电价水平。

通知指出，竞价申报主体范围如下：1.2025年6月1日至竞价公告发布时，已投产且未纳入过机制执行范围的新能源项目；2.竞价公告发布时未投产，但经项目建设单位自行评估，承诺竞价周期内可以投产且未纳入过机制执行范围的新能源项目；3.分布式项目可自行参与竞价，也可委托负荷聚合商或虚拟电厂代理参与竞价并满足上述已投、未投项目要求；4.大型工商业分布式光伏、源网荷储一体化以及绿电直连的风电、光伏发电等项目，不纳入机制执行范围。

方案明确，新能源可持续发展价格结算机制的电量规模、机制电价和执行期限。《方案》主要包括三方面内容。一是推动新能源上网电价全面由市场形成，全省新能源项目上网电量全部进入电力市场，通过市场交易形成上网电价；二是建立支持新能源高质量发展的制度机制，例如建立新能源可持续发展价格结算机制等；三是健全适应新能源高质量发展的市场交易机制，包括完善中长期市场交易和价格机制，完善现货市场交易和价格机制等。

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D22《湖南省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案》.pdf

通知提出，竞价项目范围：2025年6月1日—2026年10月31日投产或承诺投产，且未纳入机制的分布式光伏项目。

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D23《广东省发展改革委广东省能源局关于开展2025年新能源项目机制电价竞价工作有关事项的通知》.pdf

公告明确，竞价主体为，2025年6月1日(含)至2026年12月31日(含)全容量并网的集中式、分布式新能源项目，不含光热发电项目、已开展竞争性配置的海上风电、海上光伏项目和存量新能源项目、已纳入机制范围的新能源项目。

公告明确，竞价主体为，2025年6月1日(含)至2026年12月31日(含)全容量并网的集中式、分布式新能源项目，不含光热发电项目、已开展竞争性配置的海上风电、海上光伏项目和存量新能源项目、已纳入机制范围的新能源项目。

方案明确，自2026年1月1日起，天津市新能源项目（风电、光伏发电，下同）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照跨省跨区送电相关政策执行。

文件提出，到2027年，建成一批虚拟电厂示范项目，力争全省虚拟电厂调节能力达到100万千瓦以上，适应虚拟电厂发展的平台建设、入网检测、运行调控等技术标准基本建立，与虚拟电厂相匹配的电力市场体系初步建成。到2030年，力争具备300万千瓦以上调节能力，全省虚拟电厂商业模式更加丰富多元，可调节资源聚合及响应能力进一步提升。

通知指出，对采用“自发自用余电上网”模式的分布式光伏发电，暂不设自发自用电量比例要求。优化项目备案服务。海上光伏电站等需要综合平衡岸线资源以及跨区的光伏发电，在市发展改革委备案。其他光伏发电原则上按照项目所在地原则，向区级投资主管部门和市政府确定的机构申请备案。光伏发电应当按照“谁投资、谁备案”的原则确定备案主体。

通知指出，新能源发电项目申报范围包括：百万千瓦新能源基地项目、煤电与新能源联营项目、风光水储一体化项目、能源战略性新兴产业奖励类项目加其他项目，以上项目单个申报规模不超过10万千瓦。未列入2025年度开发建设规模的项目在后续年度中滚动安排。风电场升级改造项目按照国家相关管理办法组织实施。此外，通知明确了新能源发电项目竞争排序规则，评分项涵盖所在县市消纳潜力、所在县市储能占新能源装机比例、业主单位调节能力贡献度、送出通道保障能力等。

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D35《湖南省能源局关于推进新能源发电项目建设的通知》.pdf

根据文件，利用农业种植设施、渔业养殖设施、牲畜养殖设施、林业种植培育设施等农业设施建设的光伏电站为集中式光伏电站，按照集中式光伏项目管理。利用固定建筑物屋顶及其附属场所建设的容量、电压等级超出第五条规定的光伏发电项目，按集中式光伏电站管理，自由选择三类上网模式；选择自发自用余电上网模式的，自发自用比例不得低于50%。上网比例设定及执行办法：上网模式选择自发自用余电上网的，年自发自用电量占发电量的比例，依托公共机构建设的一般工商业分布式光伏不得低于30%，依托工商业厂房建设的一般工商业分布式光伏不得低于50%。

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D36《河北省分布式光伏发电开发建设管理实施细则试行》.pdf

通知指出，（一）未向电网企业报装，或已报装但未确定供电方案的新增负荷，可配套建设通过直连线路供电的新能源。（二）有自备燃煤、燃气电厂的企业，在足额清缴可再生能源发展基金的前提下开展绿电直连，通过压减自备电厂出力，实现清洁能源替代。（三）具备相应资质和出口实绩的出口型企业，利用周边新能源资源探索开展绿电直连。（四）支持尚未开展电网接入工程建设或因新能源消纳受限等原因无法并网的新能源项目，在履行相应变更手续后开展绿电直连。（五）按照“以荷定源”原则确定电源规模，新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60％；占直连负荷总用电量的比例不低于30％，后续年度不断提高，2030年前不低于35％。鼓励绿电直连项目新能源发电量全额自发自用，确需采用余电上网模式的，上网电量占总可用发电量的比例不超过20％，并取得电网企业并网意见。

通知明确本次参与竞价的主体范围是2025年6月1日（含）至2026年12月31日（含）期间全容量并网的风电、光伏发电项目。机制电量总规模为48.6亿千瓦时（按全年计算，下同），其中，风电为22.6亿千瓦时，光伏发电为26亿千瓦时。风电、光伏发电项目竞价申报充足率均为120%。单个项目机制电量申报比例上限为90%。风电、光伏发电项目竞价上限均为0.3964元/千瓦时，竞价下限均为0.2元/千瓦时。风电、光伏发电项目机制电价执行期均为12年。

通知指出，2025年6月1日至2026年12月31日之间全部建成投产（后续不再新增并网容量）的风电、光伏项目。其中，分布式项目可委托竞价代理商代理参与竞价。（一）电量规模。2025年机制电量总规模为40亿千瓦时；若参与竞价的新能源项目申报总电量未达到50亿千瓦时，自动将机制电量总规模按照申报总电量除以125%进行调整。（二）竞价上下限。竞价上限为0.32元/千瓦时，不设置竞价下限。（三）执行期限。机制电价执行期限为10年。

文件明确，竞争主体范围：2025年6月1日-2026年12月31日投产（全容量并网，下同）的风电、光伏项目。风电、光伏项目同场竞价、出清。机制电量总规模为102亿千瓦时。风电、光伏竞价上限均为0.2595元/千瓦时，下限均为0.18元/千瓦时。文件要求，风电、光伏竞价申报充足率不低于125%。

通知指出，1.申报条件。结合欠发达县域托底性帮扶工作任务，优先申报欠发达县域符合条件的风电项目。申报项目应综合考虑项目用地、风资源禀赋、利益共享机制和电网消纳能力等实施条件，成熟一个实施一个，不“一窝蜂”，不“一哄而上”。2.申报对象。结合村集体经济发展，以行政村为单位，以农民意愿和利益为前提，以“村企合作”利益共享为主要形式，一个市（州）申报不超过2个试点行政村，原则上每个行政村试点项目规模不超过2万千瓦；攀枝花市、阿坝州、甘孜州、凉山州由于区域电网消纳能力不足暂不纳入申报范围。

通知指出，认定范围是2025年5月31日及以前全容量投产的光伏扶贫项目、分布式光伏项目及35千伏上网的风电、光伏项目；2021年1月1日至2025年5月31日全容量投产的110千伏及以上平价上网的风电、集中式光伏项目。地方电网、增量配电网内新能源项目有关政策另行规定。

通知指出，新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目以报量报价方式参与交易，其中分布式新能源项目（分布式光伏、分散式风电，下同）可直接参与交易，也可聚合后参与交易，如未参与交易申报，则作为价格接受者按月度发电侧实时市场同类项目（区分风电、光伏两类，下同）加权均价进入市场。

通知指出，本次竞价主体为2025年6月1日至2026年12月31日期间全容量并网的风、光项目，分风电、光伏两个项目组进行竞价出清。机制电量总规模为118.63亿度，其中光伏12.75亿度，风电105.88亿度。具体价格方面，风电、光伏竞价上限均为0.33元/千瓦时，竞价下限均为0.18 元/千瓦时。入选项目执行期限为12年，申报充足率下限均为120%。可申报电量上限。单个项目申请纳入机制的电量不得高于其年上网电量80%。

近日，山东省发改委发布关于印发《山东省有序推动绿电直连发展实施方案》的通知。通知明确，绿电直连项目以满足企业绿色用能需求、提升新能源就近就地消纳水平为目标。