2026年7月新能源政策一览

地方层面

7/2 关于征求《京津唐电网电力中长期交易实施细则》意见的函

同步公布《京津唐电网电力中长期交易实施细则（征求意见稿）》 

该意见反馈截止时间为2026年7月29日。 

重点内容包括市场成员、交易品种与交易方式、价格机制、交易组织和计量与结算。

京津唐中长期征求意见：独立储能双重身份参与交易、绿电价证分离，偏差电量阶梯式结算

7/2 《关于内蒙古自治区固定资产投资项目节能审查和碳排放评价中深化绿电直连应用实施若干措施的通知》

从新建项目准入、存量企业改造、评价机制完善及事中事后监管四个方面推出十条具体措施，旨在提高重点用能单位非化石能源消费比例，推动经济社会发展全面绿色转型。

重点内容包括新建项目（推动新建高耗能项目配套建设绿电直连）、存量项目（鼓励存量高耗电企业发展绿电直连） 和节能审查与碳排放评价。

内蒙古自治区发展改革委 能源局关于内蒙古自治区固定资产投资项目节能审查和碳排放评价中深化绿电直连应用实施若干措施的通知

7/6 《河北省政府投资基金重点投资领域清单（试行）（征求意见稿）》

本清单所称政府投资基金是指各级政府通过预算安排，单独出资或与社会资本共同出资设立，采用股权投资等市场化方式，引导各类社会资本支持重点产业和领域发展及创新创业的投资基金。
重点投资领域包括新型储能、绿电算力一体化、绿色氢能、高端风电、高效光伏等。

碳达峰，缺不了氢氨醇这一环

7/24 公开征求《秦皇岛市风电光伏开发建设管理办法（试行）》（征求意见稿）的意见

适用于秦皇岛市行政区域内集中式管理的风电、光伏发电项目。分散式风电项目、6兆瓦及以下地面小型光伏电站和利用固定建筑物屋顶及场所建设的容量、电压等级超出分布式光伏定义范围的光伏发电项目，均按集中式管理。

秦皇岛风光建设管理办法：未入年度清单不得招标，入库2年无实质进展直接清库

7/17 《山西电力辅助服务管理实施细则和并网运行管理实施细则（2025年修订版）补充修订内容》

通知自印发之日起施行（涉及技术系统升级改造的自2026年9月1日起施行）。

随通知发布：

《山西电力辅助服务管理实施细则（2025年修订版）补充修订内容》

《山西发电厂并网运行管理实施细则（2025年修订版）补充修订内容》

《山西风电场并网运行管理实施细则（2025年修订版）补充修订内容》

《山西光伏发电站并网运行管理实施细则（2025年修订版）补充修订内容》

《山西独立储能电站并网运行管理实施细则（2025年修订版）补充修订内容》

山西"两个细则"再修订：独立储能并网即考核，一次调频按日定价

7/24 《关于优化新型储能项目管理有关工作的通知》

进一步规范新型储能项目全流程管理，强化规划引领，坚决防止“圈而不建”，有效盘活电网接入资源，保障优质储能项目落地。

文件将于2026年9月1日起正式执行，此前有关规定与本通知不一致的，以本通知为准。

山西一次性清退33.11GWh储能项目，185个储能项目被废止，总规模超61GWh，6个月不开工直接踢，圈地党彻底凉凉

7/23 《天津市落实全国统一电力市场体系实施方案》 

到2030年，天津市要全面融入全国统一电力市场体系，有序推动各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场。落实跨省跨区和省内交易衔接融合，电力现货市场平稳运行，实现电力资源在更大范围内的优化配置和高效利用。

市工业和信息化局印发《天津市落实全国 统一电力市场体系实施方案》

7/28 关于对《北京市加快建设零碳园区实施方案（征求意见稿）》公开征求意见的公告 

到2030年，形成建设零碳园区的技术体系、运营模式、政策标准和服务体系，力争建成20个左右市级零碳园区。

北京：到2030年力争建成20个左右市级零碳园区

6/29 《合肥市新型储能产业商业秘密保护指引》 

该文件聚焦“原材料-电芯-储能系统-回收利用”全链条，明确了电芯化学体系配方、BMS/EMS核心算法、退役电池寿命预测模型等关键技术信息的保护边界，实现了保护范围的全覆盖与精准化。
在企业产品出海方面，指引设置了“涉外保护”专章，要求企业以出口管制清单为合规底线，建立合作准入前置审查、商业秘密分级隔离及涉外合同专项约束等制度。
在涉外维权方面，则提供了包括国际商事仲裁、跨境民事诉讼及行政管控在内的多元救济路径，指导企业有效应对境外侵权风险。 

合肥发布量子科技、新型储能产业商业秘密保护指引

7/20 关于公开征求《安徽省新能源增量项目机制电价竞价实施细则（修订稿）》意见的公告 

细则所指新能源增量项目，为2025年6月1日及以后投产（指全容量并网，下同）的风电、光伏发电项目。

源网荷储、绿电直连等新能源就近消纳项目以及2027年1月1日及以后投产的一般工商业分布式光伏、大型工商业分布式光伏项目不纳入机制电价执行范围。

竞价申报项目条件：竞价申报项目为已投产和未来12个月内投产，且未纳入过机制执行范围的新能源项目。分布式光伏、分散式风电项目可自行参与竞价，也可由聚合商代理参与竞价，每个聚合商每次竞价代理项目总容量不高于100兆瓦。

竞价电量总规模。每年新增纳入机制电量的总体规模，根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况、用户承受能力等因素综合确定。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可适当减少；未完成的，次年纳入机制的电量规模可适当增加。
竞价电量规模分类。根据全省光伏、风电发展情况，采取分类或统一方式组织竞价。单一类别竞价主体较集中或整体规模较小、缺乏有第一条有效竞争时，原则上不分类组织竞价。

重磅发布！安徽新政明确：绿电直连项目，不享受机制电价！两头赚时代彻底终结！背后有何深意？全国信号落地？背后三层逻辑

7/6 《山东省抽水蓄能项目管理实施细则》 

加强全省抽水蓄能项目规划建设管理。

设区的市能源主管部门负责本行政区域内抽水蓄能项目开发建设管理。

项目单位承担项目开发建设主体责任。

建立省级站点资源库并滚动调整，具备相关条件后可纳入站点资源库。 

重磅！山东抽蓄新政落地，严控成本，民间资本获准入场

7/7 《山东省虚拟电厂建设运行管理办法》

该办法将于2026年8月1日起正式施行。

全面规范省内虚拟电厂建设、运营、交易、安全及退出全流程管理。

山东虚拟电厂新政首批入市主体！海尔新能源探索运营新模式

7/8 《关于加强和规范绿电直连发展的通知》 

鼓励项目通过合理配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，减小系统调节压力。
项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%，占总用电量的比例不低于30%，2030年前不低于35%；上网电量占总可用发电量的比例上限不超过20%，并且在公共电网新能源弃电时段，不得向公共电网反送电。海上风电直连海洋油气平台、制氢氨醇、算力设施等项目的绿电直连上网电量比例可放宽至40%。绿电直连项目新能源弃电不纳入新能源利用率统计。
优化管理方式，实施分类管理。源网荷储一体化、绿电产业园中就地就近消纳模式类项目统一按照绿电直连模式管理；绿电（绿证）交易、分布式自发自用模式类项目，由市级能源主管部门会同本市相关部门和供电公司组织实施，定期向省级报备；虚拟电厂模式类项目，按照我省电力市场交易政策规定和虚拟电厂注册相关要求实施。

一图读懂《关于加强和规范绿电直连发展的通知》

7/30 《关于贯彻发改价格〔2025〕1192号文件支持新能源就近消纳价格政策有关事项的通知》 

本《通知》所指新能源就近消纳项目，是指电源（风电、光伏、生物质）、负荷、储能等作为整体与山东电网连接，形成清晰物理界面和安全责任界面，以新能源发电为主要电源的项目。现阶段主要包括绿电直连、源网荷储一体化、绿电产业园等通过新能源专线供电的项目。
项目条件为：整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%，占总用电量的比例不低于30%、2030年起新增项目不低于35%。
按照“谁受益、谁负担”原则，新能源就近消纳项目对于山东电网提供的可靠供电等服务，公平承担输配电费、系统运行费等费用。

山东关于支持新能源就近消纳价格政策有关事项发布

7/13 《江苏省固态变压器产业创新发展行动方案》 

这是全国首个省级层面的固态变压器产业发展政策，旨在推动固态变压器从示范应用转向规模化部署，加快形成新质生产力，塑造产业竞争新优势。《行动方案》的发布，也标志着江苏在固态变压器这一新兴产业的全国竞争中，率先迈出了政策引领的关键一步。
《行动方案》明确了“1+4+10”发展路径，即锚定1个总目标、落实4大任务、实施10项举措。

总目标方面，《行动方案》提出：

到2028年，力争在固态变压器核心材料、元器件、整机等领域实现3-5项关键技术突破，转换效率、功率密度、运行可靠性等关键指标达到行业领先，培育2-3家有全国影响力的领航企业和一批专精特新中小企业，在数据中心、超充电站、智能微电网等领域实现示范应用，固态变压器相关产业规模突破100亿元。

到2030年，产业创新能力持续增强，整体技术水平走在全国前列，新技术、新产品、新模式不断涌现，规模化应用取得明显进展，江苏固态变压器产业在全国及全球影响力显著增强。
《行动方案》提出了加快装备研发推广、培育壮大市场主体、提升基础支撑能力、健全公共服务体系四大任务，并根据四大任务细分10项具体举措：

加快装备研发推广：实施关键核心技术攻关、发展高效节能智能装备、建设高能级创新平台、培育拓展应用场景。

培育壮大市场主体：打造优质企业矩阵、引导产业集聚发展。

提升基础支撑能力：强化知识产权与标准引领、健全公共服务体系。

营造良好发展环境：加大金融支持力度、促进产业协作交流。

重磅王炸文件！全国首个省级固态变压器专项行动方案落地！100亿目标敲定！这五类企业直接吃红利！三项硬核数据碾压！

7/16 关于推动多用户绿电直连发展有关事项的通知 

鼓励项目通过合理配置储能、提升集控管理能力、挖掘负荷灵活调节潜力、开展多能互补等方式，提升就近消纳能力。直连方式划分为：

并网型项目：项目整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面，电源应接入项目的内部。

离网型项目：项目的电源、用户、线路、储能等电力设施均与公共电网无电气连接，作为独立系统开展运营。

并网型项目应按照“以荷定源”原则，科学确定新能源电源类型、装机规模和储能规模，支持“整体自发自用为主，余电上网为辅”模式。

浙江悄悄发了一份文件：分布式光伏，终于能“一对多”直供绿电了

7/16 《浙江电力市场公告》 

随公告发布4份实施细则，这些细则将在8月起执行的市场化交易中予以实施：

浙江电力中长期市场实施细则（3.2版）

浙江电力市场管理实施细则（3.2版）

浙江电力市场结算实施细则（3.2版）

浙江电力现货电能量市场交易实施细则（3.2版）

详见附件。

电改新动向丨浙江电力中长期交易设限价，绿电整体价格不设约束！8月正式施行！

7/24 关于公开征求《关于2026年浙江电力现货市场运行方案的补充通知》等文件的通知 

调频市场申报、出清与结算均采用基于调频里程的单一制价格，市场价格上限为10元/兆瓦；

调频辅助服务费用原则上由省内工商业用户用电量和省内未参与电能量市场交易的上网电量（含政府授权合约电量）共同分担。工商业用户承担比例为70%，工商业用户承担的调频辅助服务费用，纳入系统运行费用。

具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，且由省电力调度机构调管的独立储能电站，以独立储能身份参与调频市场。

参与调频市场的独立储能电站应符合储能相关并网技术标准，通过并、涉网试验，具备向调度机构实时反馈电池SOC状态、上下调频能力等信号的条件。储能调频容量上限为200MW。

入选的储能电站调频容量之和不超过储能调频容量上限，该部分储能电站不再参与电能量市场。即调频与电能量市场不可同时参与。

浙江丨2026年电力现货市场运行方案补充通知：调频市场价格上限10元/兆瓦

7/20 《上海市绿电直连有序发展工作方案》 

至2030年，建立健全全周期的绿电直连服务保障体系，推动建成一批高质量绿电直连项目，电源侧开发规模达到50万千瓦。
至2035年，绿电直连成为新能源发展的重要方式，有力支撑经济社会发展全面绿色转型。
界定试点范围：单用户绿电直连、多用户绿电直连、并网型项目、离网型项目。
明确应用场景：新建负荷、有绿色电力消费需求的用户（包括有绿色电力消费比例要求的企业、绿色转型企业、重点用能和碳排放企业、有降碳需求的出口外向型企业及其上下游企业等）、工业园区、零碳园区、增量配电网等的全部或部分负荷、优先支持算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业和未来产业开展绿电直连等。
并网型项目应按照 “以荷定源”原则科学确定新能源电源、储能类型和装机规模。
支持 “自发自用为主、余电上网为辅”接网模式。
项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%；占总用电量的比例应不低于30%，2030年前不低于35%。

重磅通知！上海市绿电直连方案发布！以荷定源！2030年规模达到500MW！硬性指标！60%、30%、35%！这四类企业优先享受政策红利！

7/7 关于公开征求《吉林省多用户绿电直连项目开发建设实施方案（试行）》（征求意见稿）意见的公告 

项目应通过合理配置储能等调节能力、提升集控管理能力、挖掘负荷灵活调节潜力、开展多能互补等方式，提升就近消纳能力。
按照“以荷定源”原则科学确定新能源电源类型和装机规模。项目整体新能源自发自用电量占项目总用电量的比例不低于30%，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%。新能源自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%。其中：

新增负荷开展绿电直连项目的新能源上网电量占总可用发电量的比例上限，在2028年底前投产项目不超过40%，之后投产项目不超过20％；
存量负荷开展绿电直连项目的新能源发电量全部自发自用，不允许向公共电网反送。

重磅王炸！吉林省多用户绿电直连实施方案落地！划死红线：60%、30%！以荷定源！6大行业直接躺赢！

7/15 《朝阳市国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》 

纲要中针对储能产业的发展、储能项目的建设，以及新能源产业发展等，制定了多项条款。 

辽宁朝阳：“十五五”建成900MW储能，持续推进北票市/朝阳县/喀喇沁左翼蒙古族自治县/凌源市/龙城区等储能电站建设

7/15 关于对《辽宁省虚拟电厂管理办法（试行）》向社会公开征求意见的公示 

办法自2026年10月1日起施行，有效期3年。 

明确虚拟电厂接入应满足安全性、可靠性、实时性和可扩展性要求，依托新型电力负荷管理系统（负荷系统）或电力调度自动化系统（调度系统）实现与上级平台的数据交互与指令执行。参与需求响应的虚拟电厂接入负荷系统；参与电力现货市场、辅助服务市场的虚拟电厂接入调度系统。

调节能力技术要求：明确总聚合容量不低于10MW，总调节容量不低于5MW，单个聚合单元可调容量不低于1MW，持续调节时间不小于1小时，后期视虚拟电厂发展情况及相关标准滚动修正。

调节速率：不低于（额定调节功率×3%）/分钟，后期视虚拟电厂发展情况及相关标准滚动修正。

调节精度：以每15分钟为一个时段计算偏差率并进行考核，偏差率不超过±10%。偏差率=（实际电量－计划电量）/（申报额定功率×0.25小时）×100%。式中：实际电量为该时段实际调节电量（兆瓦时）；计划电量为该时段申报调节电量（兆瓦时）；申报额定功率单位为兆瓦。

响应时长：具备按照额定功率要求持续参与响应不小于1小时的能力，后期视虚拟电厂发展情况及相关标准滚动修正。

响应时间：出力调节响应时间不超过120秒，且调节方向应与指令保持一致。

辽宁省发展改革委｜关于对《辽宁省虚拟电厂管理办法（试行）》向社会公开征求意见的公示

7/1 华中区域（东四省）电力互济市场正式启动连续结算试运行

标志着覆盖湖北、湖南、河南、江西四省的日前/日内省间电力互济互保机制全面落地，区域资源统筹优化配置平台作用进一步提升。

首日交易数据显示，华中区域各省经营主体参与踊跃，交易技术系统运行平稳，互济交易成交结果有效支撑了电网调度运行实际需要。157家经营主体参与日前市场交易申报，中标主体96家，包括44台燃煤火电机组、51家新能源场站和1家电网企业。市场成交电量2438万千瓦时，跨省最大互济电力达131.5万千瓦。

西北区域内电力互济的“能”与“不能”

7/20 华中能监局 公开征求《湖北、江西、重庆电力辅助服务市场实施细则（备用及爬坡）(征求意见稿)》

《实施细则》中主要信息如下：

备用资源应满足在15分钟内调用且持续时长不低于2小时，新型储能调节容量不低于5MW/10MWh，虚拟电厂等新型主体总聚合容量不低于10MW且总调节容量不低于5MW。

随着市场发展，备用辅助服务市场将逐步引入事故备用等备用需求。

备用辅助服务市场以1小时为一个交易时段，备用服务报价最小单位为0.1元/兆瓦时，下限暂定为0元/兆瓦时，上限不超过当地现货电能量市场限价。初期根据供需比的不同，上限的范围为5-120元/MWh。

电化学储能与虚拟电厂备用容量申报上限为最大实际可用容量，下限为5兆瓦。独立储能最大实际可用容量仅考虑最大实际放电功率。

新型储能、虚拟电厂等新型经营主体合计中标备用容量之和不超过备用容量总需求的β，β值暂定为5%。

备用违约金优先用于备用服务补偿。

已获得容量电费的经营主体，应当参与爬坡辅助服务市场申报。

爬坡辅助服务供应商日前市场申报：各时段内能够满足单向爬坡持续时间要求的爬坡服务速率（MW/分钟），不需要进行报价。

已获得容量电费的经营主体，应当参与爬坡辅助服务市场申报。

爬坡辅助服务市场出清价格下限为0，上限暂定为各省/市内现货电能量市场出清价格上限。

新型储能：爬坡速率≥100%Pn/30s，爬坡精度≤1.2%Pn，单向爬坡持续时间≥10s。Pn为新型储能的额定容量。

最高120元/MWh！储能5MW/10MWh！华中备用辅助服务市场规则发布！

7/15 《湖南省电力市场系列规则（V2.0）》

结合近期湖南电力市场运行情况，组织修订了《湖南省电力中长期市场实施细则》《湖南省电力现货市场交易实施细则》《湖南省电力调频辅助服务市场交易实施细则》等市场规则。部分修订内容如下：

独立储能按日参与现货市场或调频辅助服务市场，若同时申报则默认参与调频辅助服务。

电力调度机构按需调整独立新型储能充放电计划不再进行补偿，电站可视次日充放电计划对SOC的要求，向值班调度员申请修改当日剩余时段充放电计划曲线。

明确在相关费用传导机制完善前，调频市场服务费由发电侧并网主体共同分担，包括火电厂、水利发电厂等。风电场站、光伏场站无需进行分摊；独立储能、抽水蓄能、虚拟电厂依旧无需分摊。

加强与省间交易的衔接。独立新型储能参与华中省间互济市场购售电时，其省间中标量叠加其省内现货市场申报的充放电曲线以报量不报价方式参与省内现货市场出清。

重磅！湖南电力市场规则V2.0发布，发电、售电、用户都要注意这些变化

6/26 《海南电力中长期市场实施细则（2026年V1.0版）》 

电力市场成员包括经营主体、电力市场运营机构和电网企业。其中，经营主体包括参与海南电力中长期市场交易的发电企业、售电公司、电力用户和新型经营主体；电力市场运营机构包括海南电力交易中心及海南中调。 

第25个，连海南分时电价也取消了.....

7/1 《关于公布海南省2026年度电网侧独立新型储能可开放容量的通知》

随通知下发了《海南省2026年电网侧独立新型储能可开放容量表》 

公开了各地区可开放接入容量、接入电压等级及推荐接入点等信息。 

海南公布独立储能可开放容量：“十五五”可接入6.5GW，2026年21个接入点1.8GW

7/3起 广州期货交易所碳酸锂期货及期权正式开展特定品种业务，境外交易者得以直接参与交易。
实施时间：2026年7月3日，08:55-09:00集合竞价，09:00开盘。 

这是广期所首个以特定品种方式对外开放的品种，也是广期所继2025年3月将工业硅、碳酸锂、多晶硅期货及期权引入合格境外投资者后，对外开放工作的又一重要进展。

广期所碳酸锂期货7月3日对外开放：中国会拿到锂的"定价权"吗？

7/19  关于开展2026年削峰需求响应年度交易的通知 

参与主体为通过能力测试认定的负荷类虚拟电厂交易单元，以及在广东电力交易系统注册的具备实时监测、分时结算条件的需求响应注册电力用户。
申报方面，

虚拟电厂经营主体通过广东电力市场交易系统进行申报。

容量申报上下限：分别为聚合资源基线负荷之和最大值与最小调节容量；

价格申报上下限：2700元/MWh至0元/MWh。

自主申报电力用户则通过广东电力交易中心零售小程序申报。

容量上下限：近一年基线负荷最大值与0.02MW，价格申报区间相同。

两类主体均可修改并重复提交申报信息，以截止前最后一次为准。

交易时间安排如下：
7月20日10:00前，发布交易邀约需求信息；
7月20日10:00至7月21日16:00，为经营主体申报时段；
7月21日16:00至19:00，发布年度交易出清结果。

值得注意的是，未申请市场竞争的虚拟电厂和电力用户不参与本次出清。 

通知 | 关于开展2026年削峰需求响应年度交易的通知

7/24 《关于有序开展绿电直连项目建设工作的通知》 

根据电力用户数量，分为单一用户绿电直连和多用户绿电直连。根据负荷是否接入公共电网，分为并网型绿电直连和离网型绿电直连。重点支持未接入公共电网的风电、太阳能发电、生物质发电等新能源，开展并网型绿电直连。
除科技攻关试点外，暂不支持离网型绿电直连项目。
项目应按照“以荷定源”的原则合理规划新能源装机规模，年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%，占所有用户总用电量的比例不低于30%、2030年前不低于35%；并网型项目的年上网电量原则上不超过总可用发电量的20%。
绿电直连项目应作为整体参与电力市场交易。
项目接入电压等级原则上不超过220千伏。
项目整体按照内部实际新能源发电量（含储能释放的项目新能源电量）扣减上网电量确定自发自用电量。 

重磅发布！福建省绿电直连新政落地！暂不支持离网型！无距离限制！三大硬比例：60%自用、30%占比、20%上网！不用抢绿电额度！一文算透！

7/6 《重庆市虚拟电厂参与电力市场交易实施方案（征求意见稿）》 

文件从入市门槛、注册流程、交易品类、结算考核、退出机制等方面明确虚拟电厂参与电力市场规则。

部分重点内容如下：

虚拟电厂分为发电类和负荷类聚合单元参与电力市场，参与范围包括电能量市场、调节量市场及辅助服务市场。

现货交易方面，发电类交易单元以“报量报价”的方式参与，负荷类交易单元以“报量不报价”的方式参与。

调节量交易方面，虚拟电厂负荷类交易单元以“报量报价”的方式参与。需同时满足负荷下调、响应率超80%等四项条件方可认定有效。

调节量交易限价方面，最高限价为D-2日调节时段内的实时现货市场出清最高价格，最低限价为0元/千瓦时。

辅助服务交易方面，起步阶段具备条件的虚拟电厂可参与调频辅助服务市场。同一运行日虚拟电厂仅可参与现货市场、调频辅助服务市场之一。后续推动虚拟电厂参与爬坡、备用等辅助服务市场。

考核方面，负荷单元实际调节量不足中标50%记未达标，单月超3次停牌1个月，年度停牌3次永久取消交易资格。

《重庆虚拟电厂参与电力市场交易实施方案》征求意见：负荷类聚合单元的聚合调节量应不低于10MW

7/9  关于征求虚拟电厂参与云南电力市场等系列实施细则意见建议的函 

其中《虚拟电厂参与云南电力市场实施细则（征求意见稿）》部分重点内容如下：

虚拟电厂可分为负荷类虚拟电厂、发电类虚拟电厂，作为独立经营主体参与市场交易。

同一类合同存续期内，同一电力用户、分布式发电企业只能与一家虚拟电厂确立聚合关系。

虚拟电厂参与现货市场方式按照南方区域现货市场相关规则及结算试运行方案执行；参与各类辅助服务市场交易、结算和费用分摊按照南方区域和云南省电力辅助服务交易规则相关规定执行。

通过资源代理套餐约定虚拟电厂聚合代理分布式电源的电能量费用计算标准，分为标准套餐和定制套餐。

为保障虚拟电厂与分布式电源资源聚合交易的平稳有序开展，在交易过程中采用逐日盯市风险测算进行市场风险防控。
虚拟电厂应公平承担市场运营费用、不平衡资金等。 

新能源和双碳政策简报（7月第3期）

6/30 《陕西电力现货市场实施细则（V1.0）》等四项细则的通知 

包括：

陕西电力现货市场实施细则（V1.0）

陕西电力零售市场实施细则（V1.0）

陕西省间电力现货市场购售电交易实施细则（V1.0）

陕西电力市场计量管理实施细则（V1.0） 

资料来源:储能与电力市场

转载｜陕西省发展和改革委员会关于印发《陕西电力现货市场实施细则（V1.0）》等四项细则的通知

7/7 《关于电网侧独立新型储能容量电价有关事项的通知》

该文件将于2026年8月1日起实施，执行期限暂定3年。
与征求意见稿相比，不同之处在于容量电费的考核。
意见稿：提出电网侧独立新型储能电站运行期间，不能按照调度提前下达的指令提供申报最大放电功率或连续放电时长的，月内发生一次扣减当月容量电费50%，发生两次扣减100%；
正式稿改为：月内发生两次扣减当月容量电费50%，发生三次扣减100%。 

各省独立储能容量电价（承接）/补偿方案（全）

6/30关于修订《西北区域电力并网运行管理实施细则》部分条款的通知

本次修订条款，自2026年7月1日起执行。

修订条款内容如下： 

甘肃 | 修订《西北区域电力并网运行管理实施细则》

7/8 《关于印发张掖市深入实施“新能源＋”行动促进消纳能力提升工作方案的通知》 

到2030年，张掖市新能源装机规模将达到2000万千瓦，国家重要综合能源基地基本建成。 

通知指出，要推动“新能源＋”融合发展，还强调了推动消纳能力快速提升。 

甘肃 | 张掖印发深入实施“新能源+” 行动促进消纳能力提升工作方案的通知

7/1 《青海电力中长期市场日融合交易工作方案》

方案自2026年7月1日起执行 

建立经营主体“自主挂牌、自由申报、即时成交”的滚动撮合交易方式，实现中长期市场连续运营。以小时为单位申报，各时段分别独立申报量、价、买方或卖方，形成分时段交易成交结果。

独立储能电站可参与电能量交易。充电时作为电力用户参与交易，按照电力用户进行结算，买入电量增加自身合同持仓量，卖出电量减少自身合同持仓量。放电时作为发电企业参与交易，按照发电企业进行结算，卖出电量增加自身持仓量，买入电量减少自身合同持仓量。

青海中长期日融合交易：小时为单位申报，独立储能电站可参与

7/7 《青海省发电侧可靠容量补偿机制》

该文件自当日起正式施行，政策有效期至2031年7月6日（5年）。 

实施范围：全省合规在运公用燃煤发电，燃气发电，未纳入可持续发展价格结算机制且不含新能源补贴的光热发电，服务于电力系统安全运行且未参与配储的电网侧独立新型储能电站。 

根据该文件，青海省的新型储能可获得的容量电费具体计算如下：

容量电费=机组申报容量×容量供需系数×容量补偿标准

其中，关键的参数及计算如下：

容量补偿标准：2026年统一容量补偿标准按185元/(千瓦·年)执行。

容量供需系数=系统总容量需求/系统总可靠容量。2026年度全省容量供需系数取值为0.92。

申报容量：不得超过其可靠容量。

新型储能可靠容量=最大放电功率×可靠容量系数。

可靠容量系数=(1-综合厂用电率)×Min(满功率放电时长/系统净负荷高峰持续时长，100%)。

新型储能综合厂用电率：10.39%。

系统净负荷高峰时段：取近3年净负荷高峰前3%时段最大持续小时数8小时计算。

由以上计算过程也可以看出，在新型储能的有效容量计算中，满功率放电时长8小时的储能系统，在计算中最为占优，其计算得到的可靠容量系数最高，进而可靠容量最高，申报容量也最高。而大于8小时的储能系统，并不会得到比8小时更大的数值。

按照计算公式，以100MW/400MWh的新型储能电站为参考，则其有效容量为44.805MW，可获得的容量电费为762.58万元。实际折合为每千瓦的年度补偿价格为76.26元/（kW·年）。

100MW/400MWh新型储能可靠容量系数=（1-10.39%）*MIN（4h/8h,100%）=44.805%。

100MW/400MWh新型储能可靠容量=100MW×44.805%=44.805MW。

100MW/400MWh新型储能容量电费=44.805MW×0.92×185元/（kW·年）=762.58万元。

由此计算：2小时、4小时、6小时、8小时的储能系统，等效的容量补偿标准如下。如果此前配置的是2小时的储能系统，则仅能获得38元/kW·年的补偿。 

资料来源:政策、储能与电力市场

此次文件中还发布了《青海省发电侧可靠容量补偿费用考核实施细则》，细则指出：对于机组的可靠容量，将每年进行核定，如可靠容量存在缺口，将在来年进行容量费用扣减。 

各省独立储能容量电价（承接）/补偿方案（全）

7/13 《新疆电力市场零碳园区内经营主体参与交易服务指南》 

文件部分重点内容如下：

零碳园区内经营主体包含电力用户、分布式电源、独立储能、源网荷储一体化项目、绿电直连项目等。
零碳园区内独立储能直接可参与电力市场交易，电力用户配建储能（含园区自用储能）与电力用户作为整体参与电力市场交易，分布式电源配建储能设施与分布式电源作为整体参与电力市场交易。

零碳园区内源网荷储一体化项目作为独立市场主体（用户身份）可单独或通过售电公司代理参与电力市场交易。

经营主体任选自行参与交易或聚合参与交易方式参与电力市场交易。

经营主体可以参与中长期交易，也可参与现货和辅助服务市场。

同一分散资源在同一时期只能与一家售电公司或虚拟电厂确定零售（聚合）服务关系。 

重磅新政！新疆打出零碳园区王炸：绿电直连全规则落地！绿电直连的3大突破，和3个必抓的机会！终于不用摸着石头过河了！

政策汇总

7月，新能源与电力市场领域政策密集落地，呈现出 “十五五规划集中定调、消费税政策靴子落地、市场规则精细迭代、容量补偿机制扩围、绿电直连全域深化” 五大主线。

电力市场化改革：

国家层面，

《可再生能源发展 “十五五” 规划》《“十五五” 碳达峰行动方案》《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028 年）》三大顶层文件相继印发，锚定 2030 年风光装机 28 亿千瓦以上、非化石能源消费占比 25% 核心目标，为电力市场化改革明确长期发展路径；财政部、海关总署、税务总局联合发布电池消费税调整政策，分步对锂电、光伏电池恢复征收消费税，同时对钠离子电池、固态电池、钙钛矿电池等前沿技术路线免征消费税，以税收杠杆引导产业技术升级与结构优化。

地方层面，

浙江、湖南、安徽、京津唐等地集中修订电力中长期、现货及辅助服务交易细则。

浙江明确独立储能调频容量上限 200MW 且调频与电能量市场不可同时参与；

湖南优化独立储能市场参与机制并明确新能源场站无需分摊调频费用；

华中区域鄂湘赣豫四省电力互济市场启动连续结算试运行，省间资源统筹配置能力进一步提升；

天津发布全国统一电力市场体系落地方案，明确 2030 年除保障性用户外电力用户全部直接参与市场；

青海落地中长期市场日融合交易模式；

陕西细化现货市场新型主体参与规则，市场运行机制持续向精细化打磨。

储能与调节性资源：

国家层面，

《可再生能源发展 “十五五” 规划》明确 2030 年抽水蓄能装机达 1.6 亿千瓦的总量目标，提出完善抽水蓄能、新型储能容量电价机制，有序建立可靠容量补偿机制；《能源领域节能降碳行动计划》提出大力发展新型储能、探索长时储能应用，扩大省间新能源互济交易规模；《中国新型储能发展报告（2026）》正式发布，截至 6 月底全国新型储能累计装机达 153GW/396GWh，同比增长 61%，国网、南网经营区等效利用小时数稳步提升。

地方层面，

青海正式落地发电侧可靠容量补偿机制，电网侧独立储能纳入补偿范围，按放电时长差异化核算补偿金额，8 小时长时储能补偿收益最优，100MW/400MWh 项目年补偿约 762.58 万元；

陕西出台电网侧独立储能容量电价细则，8 月 1 日起正式执行并放宽考核阈值；山西发布新型储能项目优化管理通知，9 月起整治 “圈而不建” 现象、动态盘活电网接入资源；

浙江、重庆、湖南等地细化独立储能、虚拟电厂参与调频、备用辅助服务市场的准入规则与收益机制，储能多元盈利渠道持续拓宽；

江苏发布全国首个省级固态变压器产业创新发展行动方案，为新型电力系统调节能力升级提供产业支撑。

新能源发展与消纳：

国家层面，

国家能源局启动村镇微能网建设试点工作，推动农村能源革命与分布式新能源就近消纳；工信部启动国家级零碳工厂梯度培育，推动工业领域绿电消纳升级；能源领域节能降碳行动计划明确推动新能源重卡规模化应用、构建快充为主的公共充电网络，终端用能电气化与绿电消纳双向发力。

地方层面，

绿电直连政策在上海、山东、浙江、吉林、福建、安徽全域铺开，普遍形成 “新能源年自发自用电量占总发电量比例≥60%、占总用电量比例≥30%（2030 年前≥35%）” 的统一准入标准，山东、吉林区分存量与新增负荷设置差异化上网电量上限，上海明确优先支持算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业场景；

山东、辽宁分别出台虚拟电厂建设运营管理办法，明确技术准入门槛与全流程管理规则；

内蒙古将绿电直连纳入固定资产投资项目节能审查，河北将绿电算力一体化纳入政府投资重点支持领域，就近消纳政策支撑体系持续完善；

秦皇岛优化风电光伏开发建设管理规则，新能源开发秩序进一步规范。