2026年8月份新能源政策汇总

国家层面

7/31 国家税务总局 关于电池消费税征收管理有关事项的公告

新规自2026年9月1日执行。

电池消费税纳税人（以下简称纳税人）销售电池产品，应当选择《商品和服务税收分类编码表》“电池”类编码开具发票。

纳税人从生产企业购进、委托加工收回，或者以自营、委托方式直接进口已缴纳消费税的电池产品，用于连续生产应税电池产品的，应当凭通过电子发票服务平台勾选确认的增值税专用发票、税收缴款书（代扣代收专用）、海关进口消费税专用缴款书，按规定计算扣除原料已纳的消费税税额。

上述增值税专用发票、海关进口消费税专用缴款书开具日期应当在2026年9月1日及以后。

纳税人从生产企业购进、委托加工收回，或者以自营、委托方式直接进口已缴纳消费税的电池产品，用于连续生产应税电池产品的，应当建立《电池税款抵扣台账》，作为申报扣除已纳消费税税款的备查资料。

纳税人可以按类别取得享受减免消费税政策的电池产品符合相应国家标准的检测报告，并在检测报告后附该类产品明细清单。明细清单的货物名称、规格、型号应当与会计核算、销售发票内容相一致。未取得检测报告的电池产品，不得享受减免税政策。

国家税务总局公告2026年第16号

地方层面

7/2 《内蒙古电力多边交易市场中长期交易实施细则2026年版》（审议稿V2）

经营主体在履行市场注册程序后，参与电力中长期市场。

独立储能等具备双向功率交互特性的新型经营主体，应按照发电企业（参照燃煤发电）、电力用户（参照直接交易用户）分别参与电力中长期交易。其中，在放电（上网）时段应按发电企业身份参与交易，在充电（下网）时段应按电力用户身份参与交易。不得在同一交易时段同时以发电企业和电力用户身份参与交易。

政声速递丨电力营销一周看点2026年第30期

7/30 关于公开征求《关于促进增量配电网高质量发展的若干措施(征求意见稿)》《内蒙古自治区增量配电业务管理细则》意见建议的公告

支持增量配电网以就近消纳为目的，按照实际用电需求超前谋划新能源，新能源全部接入增量配电网。

鼓励在增量配电网内建设独立新型储能设施，可作为独立市场主体运行。

鼓励在增量配电网内建设虚拟电厂，聚合新型储能、分布式新能源、可调节负荷等各类调节资源。

增量配电网向自治区级电网送电量不超过接入增量配电网内全部新能源总发电量的10%，按月度滚动执行。送电量按照自治区级电力市场规则参与市场。

增量配电网应按照国家有关要求配合做好绿证核发等工作。

增量配电网应公平承担可再生能源电力消纳责任权重。

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8/4 关于河北南部电网电力现货市场由试运行转正式运行的通知

通知决定2026年8月1日起，河北南部电网电力现货市场转入正式运行。河北南网成为全国今年首个、京津冀地区首家转正的省级现货市场。

河北南网也是全国第8个电力现货市场转入正式运行的省份，此前已转正的区域市场有：山西、山东、广东、甘肃、蒙西、湖北、浙江。

据国网邢台供电公司消息，河北南网电力现货市场自2022年12月启动首次模拟试运行，历经4年实践探索，其间完成3次模拟、2次调电、4次结算试运行，并于2025年3月1日启动连续不间断结算试运行。在518天结算试运行中，现货市场历经夏冬大负荷、极端天气、重大保电等多重实战考验，价格和市场需求更加匹配。

通过价格引导作用，八成火电完成灵活性改造扩增新能源消纳空间495万千瓦，独立储能“低充高放”，提升调峰保供能力440万千瓦，超150万千瓦用电负荷转移至午间新能源大发低价时段，有效盘活各类资源调节潜能，提升电网保供能力和新能源消纳水平。

8月1日起，河北南部电网电力现货市场转入正式运行，成为全国第8个转正省份！（含市场现状分析）

8/25 《关于公示〈河北南部电网电力辅助服务市场实施细则（V4.1版）〉的通知》

参与调频市场的独立储能充电功率不应低于10兆瓦；参与调频市场的虚拟电厂可调节电力不应低于10兆瓦。

调频市场在日前机组组合确定后开展，采取集中竞价方式确定中标调频机组。

调频市场交易组织采用日前报价、统一出清的模式。调频辅助服务提供者在竞价日申报运行日的调频补偿价格，调频补偿价格上限由政府部门公布。

独立储能新型经营主体如需同步参与现货电能量市场，还应申报充放电功率曲线，申报的各时段充放电功率不应大于额定充放电功率的80%，并确保各时段SOC值在15%~85%之间。

独立储能等新型市场主体中标调频总速率占比不超过调频总速率需求的k倍，k值暂定为0.3。

调频市场日前出清按照“价格优先，性能优先，按需调度”的原则，生成调频服务提供者序位表，依次进行出清，直至满足电网调频需求，形成出清调频服务提供者序列；最后一个中标的调频服务提供者价格为调频市场的统一出清价格。

调频市场相关费用采用收支平衡、日清月结的方式结算。

电力现货市场连续运行阶段，调频辅助服务市场补偿费用由发电侧和用户侧共同分摊。发电侧分摊比例设为0.1，用户侧分摊比例为0.9。

考核费用和返还费用计算办法按照“两个细则”执行。

中标调频服务提供者在调频市场上提供调频服务可以获得相应的调频里程补偿。

河北南网独立储能调频市场开启，新版辅助服务市场实施细则公示

7/22 《安徽省虚拟电厂建设运营管理实施方案》

虚拟电厂可作为独立经营主体参与电力中长期、现货、辅助服务等各类市场和电力需求响应。

对虚拟电厂按照其聚合资源类型分类建立市场交易单元，其中对分布式电源等“电源型”资源建立发电交易单元；对充换电设施、工商业可调负荷等“负荷型”资源建立用电交易单元；对台区储能等“混合型”资源建立储能交易单元。

虚拟电厂按照交易单元分别参与各类市场，其中发电交易单元视同发电主体参与市场交易，用电交易单元视同用电主体参与市场交易，储能交易单元可视同独立储能参与市场交易、也可以选择“不报量不报价”作为价格接受者参与市场交易。

电力需求响应启动期间，虚拟电厂须优先参与电力需求响应。虚拟电厂参与省内、区域电力市场或电力需求响应时，应优先保障省内调节需求，鼓励利用多余调节能力参与区域电力市场。

虚拟电厂及被聚合用户的费用结算原则上以电网企业计量装置数据为计量依据，按照相关电力政策文件及交易规则以被聚合用户户号为单元进行计量（上网电量和下网电量分别计量）、监测、结算。

虚拟电厂及被聚合用户应遵守各类市场的考核规则，公平承担市场运营考核费用、不平衡资金等，按照上、下网电量分别计算分摊费用。因市场交易规则、交易价格等政策变化或发生不可抗力引起的偏差，导致结算费用需要调整的，由省电力公司按照相应市场规则予以退补。

《安徽省虚拟电厂建设运营管理实施方案》文字解读

7/22 《再次征求有序推动绿电直连发展有关事项通知（征求意见稿）意见》

项目分为并网型、离网型两类：并网型项目整体接入公共电网；离网型项目的电源、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。

适用范围上，明确了负荷、电源准入边界。负荷分为新增负荷与存量负荷。新增负荷指 “已取得相应批复 (核准 / 备案) 文件，但配套电网工程尚未开工的用电负荷”。

工业园区、零碳园区、增量配电网内的全部或部分存量负荷，可就近接入新能源开展绿电直连，同时聚合区域分布式新能源、储能设施等资源，探索构建智能微电网。

项目遵循 “以荷定源” 原则，设置硬性指标：项目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%。

并网型项目按照《电力市场注册基本规则》以新型经营主体身份进行市场注册，内部主体也可分别注册；项目原则上应作为整体参与电力市场交易，由项目主责单位统一申报；初期，项目可以 “报量不报价” 方式参与电力现货市场，条件成熟时，逐步过渡至 “报量报价” 参与电力现货市场；项目整体或内部负荷企业不得由电网企业代理购电。

离网型项目不参与市场交易。

并网型项目需公平承担输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用；离网型项目按现行政策缴纳政府性基金及附加，国家另有规定从其规定。

同时建立小时级绿电溯源机制，分别对并网、离网项目明确绿电溯源、绿证核发规则。

重磅发布！安徽绿电直连2.0版落地：60%自用底线+20%上网红线！并网型+离网型双轨并行！5大部分15条细则+2份官方附件！220千伏电压上限

8/5 《关于组织开展2026年第三季度绿电直连项目申报的通知》

各市能源主管部门对企业申报项目会同电网企业等部门进行审查，对建设实施方案及支撑性材料的真实性、合规性、完整性进行初审，形成初审意见，会同实施方案于9月15日前盖章报送山东省能源局（纸质版一式10份）。市级初审前项目需取得市级自然资源（海洋）、水利、生态环境、交通运输、文旅、电力等部门（单位）支持意见和军事支持意见。

山东启动2026年第三季度绿电直连项目申报，9月15日前完成市级报送

8/27 《关于加快推动新能源场站配建储能市场化高质量发展的通知》

自主科学确定配储比例、充放电时长、储能技术路线，灵活合规配建新型储能设施，最大化发挥源储协同运行效益。

可选择单独备案或与新能源场站一体化备案两种方式，备案环节需明确标注配储具体比例、项目产权归属、日常运维责任主体。

支持以合同能源管理等第三方投资模式建设、运营配建储能设施。

2025年5月30日前建成并网的存量风电、光伏场站，须继续按照并网承诺履行配储责任，可自主选择配建储能、租赁独立储能容量或两者结合方式落实。

当本市新能源场站配建储能需求迫切，而电网接入空间不足时，各市能源主管部门应及时清退逾期入库独立储能项目，腾出空间支持配建储能发展。

支持已配建储能场站增配储能容量。对于“增时长、不增功率”的增配储能项目，企业可随时申报，市级能源主管部门征求市级电网企业接入条件意见后，直接纳入项目建设清单。

对于在运、纳规新能源场站新配、增配储能，主要用于保障厂用电和提高出力曲线准确性，且总体配建储能功率不超过新能源场站装机功率（纳规拟建项目为核准功率）5%的，也可随时申报。

在运、纳规光伏和风电场站新增配储的，配建储能总功率上限分别暂定为其新能源项目装机（核准）功率的50%和30%。

配建储能为锂离子电池成熟技术路线的，应于纳入清单后1年内建成并网；为钠离子电池、液流电池或固态、半固态电池等新技术路线的，应于18个月内建成并网。

未按期建成并网配建储能，移出项目清单，并自移出之日起，其新能源场站2年内不得申报配建储能项目。

支持新能源场站与配建储能联合运营。新能源场站与配建储能一体联合参与市场，电站出力计量口径为集中式风电或光伏场站发电功率出力叠加配建储能功率之和，按此口径响应自动发电控制系统（AGC）指令。

对于配建储能充电来源为配套风电、光伏发电的，其对应放电量视为风电、光伏发电量，机制电价差价结算参照执行。

“两个细则”相关考核均以新能源电站发电单元功率与配建储能功率之和计算。

充分发挥配建储能灵活调节能力。推动新能源场站配建储能日内调整充放电计划，参与现货实时市场。

山东632号文落地！光伏配储上限50%，新能源配储全面提速，台区储能迎来爆发前夜

8/27 《关于公开征求我省分时电价政策优化方案意见的公告》

放宽峰谷时长限制：

将“每年低谷（含深谷时段）、高峰（含尖峰时段）时段原则上全年各不超过2190小时，其中尖峰、深谷时段原则上各不超过1200小时”，调整为“每年低谷（含深谷时段）、高峰（含尖峰时段）时段原则上全年各不超过2628小时，其中尖峰、深谷时段原则上各不超过1500小时”。

由此可见，山东的低谷、高峰时段都或将有所增加。以时长上限计算，山东每年每年低谷（含深谷时段）、高峰（含尖峰时段）时段的上限，增加了438小时，其中尖峰、深谷时段增加了300小时。

具备条件时，探索不同地区错时执行分时电价，实现峰谷时段设置与区域用电特性精准匹配。

规范峰谷动态调整：

当年内出现电力供需紧张、天气异常等不确定因素时，国网山东省电力公司应及时对尚未执行的峰谷时段进行优化调整，调整结果应提前15天向社会公布。

已按现行分时政策规定签订的固定分时类零售套餐，在合同约定期内可继续执行；新签订的零售套餐须按优化后的时段执行。

山东分时电价调整：高峰低谷时段全年增加438小时，尖峰深谷增加300小时！

8/5 关于征求《关于明确爬坡辅助服务试运行有关工作的通知（征求意见稿）》

并网主体爬坡辅助服务考核补偿标准及费用结算按照长三角"两个细则"相应条款确定。参与调节的并网主体要加强值班管理，规范调度日志爬坡参数报送，确保AGC爬坡指令响应及时正确；利用爬坡调用扰乱电力运行秩序的按违反调度纪律严肃考核，参与爬坡产生的电能量费用按照现货市场规则结算，其中日前实时偏差收益回收费用的回收倍数为1。

电力调度机构根据本通知精神做好宣贯和组织实施，确保计量准确、管理闭环，并于8月20日前组织开展爬坡辅助服务模拟运行，10月1日开始开展结算试运行。

浙江爬坡辅助服务：提前30分钟确定需求，可持续响应时间≥15分钟，电能量费用按现货市场结算

8/20 关于公开征求《浙江电力领域新型主体市场化响应实施细则(试行_征求意见稿)》等2份文件意见的通知

市场化响应的市场成员包括电力调度机构、电力交易机构、电网企业、新型主体等。新型主体现阶段主要为虚拟电厂（负荷聚合商）。

市场化响应包括正调节和负调节2个品种。正调节报价范围为0～1200元/兆瓦；负调节报价范围为0-380元/兆瓦。

市场化响应包括两种类型：调节型市场化响应和快速型市场化响应。快速型市场化响应仅设置正调节品种。

快速型市场化响应正调节（削峰）价格：备用容量日前价格申报上限800元/（兆瓦·月），日内申报上限1000-3000元/（兆瓦·月）；响应电量价格日前固定单价1200元/兆瓦时，日内固定单价1500元/兆瓦时。

虚拟电厂聚合的调节资源根据调节特性分为发电类聚合单元、储能类聚合单元、负荷类聚合单元。各类聚合单元可独立参与市场。

虚拟电厂参与现货等市场，需与聚合用户签订套餐，约定收益分成及违约责任，其市场收益由电力交易机构和省电力公司按照市场规则及标准套餐统一结算到户。

参与现货的虚拟电厂所聚合的资源原则上应位于同一市场出清节点，电网条件和市场规则允许的情况下也可跨节点聚合资源。

虚拟电厂参与辅助服务、市场化响应等，按照相应规则清分结算。

浙江省虚拟电厂运营管理实施细则征求意见出台

8/27 《关于电网侧独立新型储能参与电力市场的通知（征求意见稿）》

在参与电力市场方面，《通知》明确：

已进入商业运营的统调电网侧独立新型储能（以下简称统调电网侧储能）参与现货电能量市场和调频辅助服务市场。

已进入商业运营的非统调电网侧独立新型储能（以下简称非统调电网侧储能）参与现货电能量市场，不参与调频辅助服务市场。

未进入商业运营的电网侧储能不参与现货电能量市场和调频辅助服务市场，若需并网调试的，按照浙江电力现货电能量市场交易实施细则的新建机组并网调试相关条款执行。

浙江：公布40个网侧储能清单，统调网侧储能可参与现货+调频市场

8/17 关于征求《镇江市“十五五”光伏开发利用及绿电协同发展工作方案》意见的通知

系统梳理农光互补、渔光互补、荒野荒坡等集中式光伏开发资源，推进集中式光伏电站有序开发应用。聚焦工业园区、公共建筑、农村民居、交通廊道四大方向，持续推进分布式光伏规模化开发，推动农村户用光伏整村连片开发模式，同步配套升级配电网、储能调节设施，构建以光伏为主、多元互补的绿电供给体系，打通绿电生产、储存、消纳全链条，助力全市能源绿色低碳转型。到2030年，全市分布式光伏累计装机规模实现倍增，达到560万千瓦。

江苏镇江：推动户用光伏整村开发，鼓励配储，暂缓接入区域优先布局整村项目

8/4 关于对《辽宁省推动多用户绿电直连建设实施方案（征求意见稿）》公开征求意见的公告

指出项目应通过合理配置储能、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。项目新能源弃电不纳入新能源利用率统计。

项目应按照“以荷定源”原则科学确定新能源电源类型和装机规模，年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%，占总用电量的比例不低于30%、2030年前不低于35%。

重磅发布！辽宁省多用户绿电直连实施方案落地！ “以荷定源”划死红线！60%、30%！新政六大核心突破！谁是最大赢家？

8/18 《吉林省算电协同发展指导意见（2026-2028年）》（征求意见稿）

到2028年，培育一批算力装备整机及关键部件生产企业，全省算力装备产业规模力争达到500亿元；高密度液冷服务器关键技术达到国际先进、国内领先水平，形成系列“吉林标准”；力争新建大型及以上算力中心绿电使用率达到80%以上，绿电成本优势明显，新建算力中心PUE降至1.25以下；打造10个以上具有吉林特色的词元产品，智算占比超过70%，建成东北亚地区最具竞争力的算力集群。

电价杀至0.4元/度！吉林重磅文件出炉：以绿电直连破局，算电协同如何跑出东北新速度？绿电直连成核心抓手！

8/5 关于对《河南省电力现货市场交易实施细则(征求意见稿)》等电力市场系列规则公开征求意见的公告

独立储能以“报量不报价”的方式参与现货市场，虚拟电厂以“报量不报价”或“报量报价”方式参与现货；

日前市场采用全电量申报、集中优化出清的方式开展。设置市场申报、结算价格上下限；

独立储能申报其运行日96点充放电曲线（放电为正，充电为负，单位为兆瓦）；

实时市场出清形成每15分钟的节点电价，市场初期，实时市场发电侧采用分区电价，用电侧采用全网统一结算电价；

调频辅助服务市场在日前市场机组组合确定后单独开展，与电能量市场分开运行，顺序出清。采用集中竞价、统一出清的组织方式，确定次日系统所需的调频容量和调频机组序列。

电力辅助服务市场主要开展调频辅助服务市场，以竞争的方式确定辅助服务提供者及补偿费用，与现货电能量市场分开运行。有偿无功调节、自动电压控制、黑启动等辅助服务保持现行的补偿机制。探索开展爬坡、备用等辅助服务新品种。

配建储能项目，通过技术改造满足独立储能项目同等技术条件和安全标准，可转为独立储能项目参与电力辅助服务市场。涉及风光水火储多能互补一体化项目的新型储能，原则上暂不转为独立储能，暂不参与电力辅助服务市场。

虚拟电厂参与辅助服务市场，原则上可调节电力不小于5兆瓦、连续调节时间不低于1小时。

调频辅助服务市场采用集中竞价、统一出清的方式开展。独立储能申报调频容量范围为额定容量的10%～15%。市场初期，独立储能实际调节速率不得高于50兆瓦/分钟。申报价格的最小单位是0.1元/兆瓦，申报价格范围暂定为0~15元/兆瓦。

调频市场出清根据各调频资源的排序价格由低到高确定中标优先次序。

调频辅助服务市场的收益计算公式为：

调频资源i的调频收益 = 事后调频资源i实际的调频里程 × 调频资源i当日的日均综合性能指标Kd × 对应时段调频市场出清价格。

调频辅助服务市场月度总费用由发电企业（统调公用燃煤机组和集中式、分布式新能源）和市场用户（电力批发用户、售电公司和电网企业代理购电用户）分摊。电力现货市场连续运行前，调频辅助服务市场月度总费用暂由发电企业分摊，不向用户侧疏导调频辅助服务费用。

零售交易以年、月为周期组织，常态化开市。零售交易方式包括标挂牌交易（标准化零售套餐交易）和双边协商零售交易两种。

新型经营主体（虚拟电厂运营商、负荷聚合商等）与其聚合资源之间应签订零售合同。

河南独立储能： “报量不报价” 参与现货 ，调频申报上限15元/MW，10～15% 额定容量申报 ，探索爬坡/备用

8/25 《关于加强独立储能项目规范管理的通知》

通知从项目转让、区域接入规模、接入时限三个方面强调了独立储能项目的管理。

一、严禁擅自变更及违规转让。项目业主严禁擅自变更选址建设规模、技术方案等，严禁擅自变更投资主体和股权比例，坚决杜绝倒卖行为，项目建成投产前不得以盈利为目的转让、买卖项目开发权。确需变更的，经市级能源主管部门审核后报送省发展改革委备案。违反上述要求的项目，由所在市发展改革委按季度汇总后报送省发展改革委并抄送省电力公司，项目接入审查意见作废。

二、严控区域项目接入规模。原则上同一220千伏变电站供电区域内(含其下所带的110千伏、35千伏等变电站 )，合计接入的独立储能总规模不超过30万千瓦。超过该规模的项目需要另行拟定接入方案。

三、完善项目接入时限要求。对于2026年8月1日之前，配套送出或间隔扩建工程已获核准，但工程滞后无法按时并网的项目，原则上接入意见延期6个月。压缩空气、液流电池等建设周期较长的项目，原则上接入意见延期12个月。

河南独立储能"收口"通知：路条倒卖封死、220kV区域≤30万千瓦

8/31 《关于建立发电侧可靠容量补偿机制的通知（征求意见稿）》

合规在运统调公用煤电机组、天然气发电机组、电网侧独立新型储能电站都将包含在现阶段发电侧可靠性容量补偿机制的执行范围内。未来，视情况逐步扩展至抽水蓄能、省间外购电等其他电源。

补偿机制的补偿标准、计算方式等关键内容如下：

可靠容量补偿标准：现阶段按照330元/千瓦·年（含税）执行。

机组月度可靠容量补偿电费=机组可靠容量×可靠容量补偿标准×容量供需系数/12。

容量供需系数=系统总容量需求/总可靠容量的比值，根据河南省电力供电裕度确定，现阶段暂定为1。

机组可靠容量：每年校核一次。

电网侧独立新型储能电站可靠容量=交流侧最大放电功率×可靠容量系数。

交流侧最大放电功率：取年度较高及较低温度水平下实测放电功率的较小值。

可靠容量系数=交流侧最大放电功率时长/近3年内全年系统顶峰时段最大持续时长的最高值，大于1时取1。

全年系统顶峰时段：电力系统全年8760小时的净负荷从高到低排序，前3%的时段。

全年系统顶峰时段最大持续时长：全年系统顶峰时段中最大的持续小时数。

系统净负荷=省内用电负荷（含线损）+外送负荷需求+备用容量-省内风电、光伏出力-季调节以下水电出力-不完全年调节水电出力-外购电力-除水电外非市场电源出力-可中断负荷容量。

《通知》中暂未给出“近3年内全年系统顶峰时段最大持续时长的最高值”的具体数值，因此最终容量补偿标准按多少小时折算，目前暂不能确定。

河南容量补偿：现货联动330元/kW·年、不联动165元/kW·年！独立储能充电量参与费用分摊！

8/14 《关于有序推动多用户绿电直连项目建设的通知》

按照“以荷定源”原则，根据用电需求、用电特性、风光资源、接入距离等合理确定新能源建设规模。鼓励通过汇流至同一变电设施方式实现精准调配使用。

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2026年不低于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，年上网电量不超过总可用发电量的20％，并取得电网企业并网意见。

湖北出台多用户绿电直连建设通知 明确源荷配比、储能建设及安全责任

8/19 《江西省增量新能源项目机制电价竞价实施细则（修订版）》

与2025年发布的版本相比，收紧了可参与竞价的增量新能源项目范围，并明确了新的执行时。

修订版文件中，明确源网荷储、绿电直连等新能源发电就近消纳项目不纳入机制电价执行范围。

需要注意的是，2026年6月26日江西省发改委曾就《修订版》征求意见，《修订版》征求意见稿中曾将2027年1月1日及以后投产的采取自发自用余电上网模式的工商业分布式光伏项目也排除出机制电价执行范围，但此次《修订版》正式稿删除了这个条款。

江西机制电价竞价修订版发布：2027年后工商业光伏仍可参与，源网荷储/绿电直连不纳入

8/3 《国家发展改革委 国家能源局关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》

新能源就近消纳项目按容（需）量缴纳输配电费，下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费。

月度容（需）量电费计算方法为：容（需）量电费=按现行政策缴纳的容（需）量电费＋所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量。

可靠性要求高、按要求需进行容量备份的项目，可选择继续按现行两部制输配电价模式缴费，其中容（需）量电费按现行政策执行，电量电费根据实际用电量（含自发自用电量）以及所在电压等级电量电价标准缴纳。输配电价计费方式变更周期为按季变更，可提前15个工作日向电网企业申请变更下一自然季的输配电价计费方式。

重磅发布！广西绿电直连就近消纳新规落地！56.88%生死线！60%、30%！两种输配电价模式！平均负荷率怎么定？电网测算+发改委审核公布

8/5 《福建省虚拟电厂建设运行管理办法（试行）》

本办法自印发之日起施行，有效期2年。

办法中明确，虚拟电厂是基于电力系统架构，运用现代信息通信、系统集成控制等技术，聚合分布式电源、可调节负荷、储能等各类分散资源，作为新型经营主体协同参与电力系统优化和电力市场交易的电力运行组织模式。

发电类虚拟电厂主要聚合全额上网及自发自用余电上网的分布式电源和分布式储能等资源；发电类虚拟电厂的聚合资源范围原则上不超过同一220千伏变电站供电区域，不得跨设区市区域聚合。

负荷类虚拟电厂主要聚合可调节负荷（含用户计量关口内合规分布式电源、储能）等资源；负荷类虚拟电厂的聚合资源范围不超过本省范围，发展初期允许跨220千伏变电站供电区域聚合，后续根据全省电力市场运行与电网安全管控要求动态优化。

鼓励能源企业、能源产业链上下游企业及其他各类企业积极投资虚拟电厂，大力支持民营企业、中小微企业参与虚拟电厂投资开发与运营管理，共同推进技术及模式创新。

福建省发展和改革委员会 国家能源局福建监管办公室关于印发《福建省虚拟电厂建设运行管理办法（试行）》的通知

8/10 《福建电力市场现货交易实施细则（2026年修订版）修订内容（2026年第二次修订）》

抽蓄蓄能入市相关条款自2026年8月1日起执行，配合完善新投产机组参与市场的相关条款待技术支持系统具备条件后执行。

福建电力市场现货交易实施细则（2026年修订版）修订了以下6个方面内容：

推动抽水蓄能电站参与现货市场

补充抽水蓄能成本补偿相关规则

完善新投产机组参与市场的相关规定

优化电能量电费计算

调整市场不平衡费用计算方法

完善市场力检测价格相关规则

福建电力市场现货交易实施细则（2026年修订版）发布

8/14 《关于有序推动我省绿电直连发展有关事项的通知》

绿电直连项目应按照“以荷定源”原则科学确定新能源电源类型和装机规模。

新能源发电量以自发自用为主，整体新能源年自发自用电量占总可用发电量比例应不低于60%，占总用电量比例应不低于30%，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%。

新能源就近消纳，绿电直连项目按照电源负荷适配原则，设定年上网电量上限，上网电量占总可用发电量的比例原则上不超过20%。

总可用发电量=∑[不同类型新能源装机容量（交流侧）×该类型新能源年发电利用小时数标杆]

5年内累计3年（按自然年计算）上述运行指标不满足要求的应主动向市能源主管部门申请退出运营。退出运营的项目，其直连电源在落实接入条件后可重新接入公共电网，如直连电源未曾纳入机制电量，可作为增量项目参与机制电价竞价。

并网型项目配建的新型储能不得作为独立主体参与电力市场交易。

重点支持有降碳需求的出口外向型企业及其上下游企业、国家和省零碳园区改革试点项目以及算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业和未来产业开展绿电直连。项目应满足国家产业政策要求，严禁企业通过绿电直连开展违法违规活动。

重磅发布！四川四部门印发：支持多用户绿电直连！余电放宽至20%+2倍新能源指标！直接解决算电融合所有痛点！彻底告别“发多了烂手里”！

8/13 《四川省推进算力网建设的若干政策措施（试行）》

优化全省算力区域布局，打造攀西—川西北算电融合发展带。支持凉山、甘孜、阿坝、攀枝花依托清洁能源资源，统筹布局“源网荷储”一体化大型算力设施，打造重点承接模型训练、大数据分析、影视渲染、数据备份等非实时、可迁移算力需求的算电融合发展带。

重磅发布！四川四部门印发：支持多用户绿电直连！余电放宽至20%+2倍新能源指标！直接解决算电融合所有痛点！彻底告别“发多了烂手里”！

7/27 《关于明确青海电网有关电价执行事项的函》

工商业用户电价执行方面：

容（需）量电价计费方式变更。容(需)量电价按变压器容量或按最大需量计收，执行方式由用户选择。容(需)量变更周期不得少于3个月，满足更改周期条件的，相关电力用户可于当月通过“网上国网”或前往电力营业厅申请变更，电网企业从用户申请的次月起依申请更改执行。

多电源供电用户的需量计算方式。因功率穿越原因，线路侧不具备准确计量最大需量条件的多电源供电用户，经用户和供电企业双方确认后，电网企业可依据各计量点96点现货分时段电量计算计费需量。

上网环节线损费用计算：

当月各用户上网环节线损费用=当月各用户上网环节线损折价×当月各用户用电量

当月各用户上网环节线损折价=当月各用户上网电价×省内上网环节线损率/(1-省内上网环节线损率)。

青海电价：系统运行费包括辅助服务费、新能源差价结算费、容量补偿费、抽水蓄能容量电费等9项

7/28 《关于青海电网第四监管周期输配电价及有关事项的通知》

明确新型储能的充放电价格机制：

电力现货市场平稳连续运行期间，电源侧新型储能与发电机组一体化参与电力市场交易，上网电价按现行市场交易规则形成。

电网侧独立新型储能，充电环节视同电力用户，参照工商业单一制用户标准缴纳上网环节线损费用、系统运行费用及输配电费；放电环节可按规定退减对应输配电费；充放电价格通过省内电力市场交易形成。

青海储能：青海明确电网侧独立新型储能放电退减输配电费

7/30 《青海省发电侧容量补偿机制项目清单的通知》

新增项目纳入管理：新增发电机组全容量并网发电后，可按程序向省发展改革委、省能源局申请纳入全省发电侧容量补偿机制项目清单。经审核通过后纳入清单，容量补偿政策自项目并网投运次月起执行。新增机组当年考核周期为执行月至当年12月。

退役项目退出管理：发电项目申请退役的，由国网青海省电力公司统一归集梳理相关材料，向省发展改革委、省能源局报送项目退出申请及机组退役佐证材料。经报备确认后，项目自动移出容量补偿清单。容量补偿政策自项目实际无法足额完成当年核定可靠容量发电的月份、清单确认移除月份二者中较早月份起停止执行。退出机组当年考核周期为当年1月至退出月。

保障容量变更管理：已纳入可持续发展价格结算机制及其他政策保障的保障容量，若因项目业主自身原因主动退出保障政策，该部分退出容量不再纳入我省发电侧容量补偿范围。

可靠容量核定方式：2026年各发电机组纳入容量补偿的装机容量、可靠容量，按本通知附件发布标准执行。后续年度，待省发展改革委公布当年综合厂用电率、系统净负荷高峰时段持续时长等相关参数后，由国网青海省电力公司严格依据《青海省发电侧可靠容量补偿机制》有关规定，开展可靠容量测算、调整、公示、公布及执行工作。

月度容量补偿执行标准：2026年月度统一容量补偿标准按15.4元/千瓦执行（年度标准185元/千瓦，按月折算）。后续年度、月度补偿标准，由国网青海省电力公司根据省发展改革委公布的年度标准自行折算执行。

政策执行与衔接废止：本通知自2026年8月1日起执行，青海省发展和改革委员会、青海省能源局《关于建立煤电容量电价机制的通知》（青发改价格〔2023〕950号）废止，《青海省发展和改革委员会关于核定格尔木燃气电站上网电价的通知》（青发改价格〔2024〕737号）中涉及容量电价的条款一并废止。2027年度容量补偿考核周期确定为2026年8月至12月。

8座光热电站拟纳入！《青海省发电侧可靠容量补偿机制项目清单》 发布

8/3 关于公开征求《塔城地区新能源、储能项目履约监管及退出管理暂行办法（征求意见稿）》意见建议的公告

本办法为规范全地区风电、光伏发电、新型独立储能等项目开发建设秩序，压实投资企业履约主体责任，坚决整治占而不建、拖延滞后、违规转让、拒不履诺等突出问题。

覆盖项目前期、开工建设、竣工并网、运营履约、关联产业建设投运等全周期监管，适用自愿退出、整改退出、强制退出三类处置情形。

新疆塔城独立储能：违规转让、变相倒卖将收回指标，2年内禁止申报

8/24 《关于推动新疆新能源有效投资和提升新能源利用率的若干措施》

立足存量增量统筹，从释放投资潜力、提升消纳水平、健全调度机制三大维度推出多项务实举措，推动当地新能源产业高质量发展。

《关于推动新疆新能源有效投资和提升新能源利用率的若干措施》一图读懂

8/14 关于组织开展剩余存量集中式新能源项目机制电量申报工作的通知

申报主体为2025年6月1日以前（不含6月1日）投产的集中式新能源存量项目，包括前期已申报但需进一步核实确认的自主化示范风电项目、扶贫类、分散式风电及国家能源局以国能新能〔2014〕541号批复的风电项目，以及未参与前期申报的其余存量项目（不含光热+项目）。

申报期限为8月17日8:30至8月21日18:00，上述新能源企业在新能源云平台完成企业信息、项目信息和机制信息的填报提交工作。项目申报电量不得高于已确定的可申报电量规模上限，详见附件。项目信息提交后，平台将对相关信息自动封存，不可更改。

根据甘发改价格〔2025〕516号要求，不参与首次申报的存量集中式新能源项目，视为放弃机制电量，并不再纳入机制执行范围。单个新能源项目在确定的规模范围内每年自主申报纳入机制的电量，但不得高于上一年（不含全额纳入机制电量的项目）。

甘肃开启剩余存量集中式新能源项目机制电量申报工作

8/21 关于公开征求《兰州市新能源建设指标配置办法》公平竞争影响意见的公告

办法适用于对在兰州投资“3+2”现代产业体系项目，且形成真实新增用电负荷的企业，给予新能源建设指标配置的工作。

申请指标的项目，其新增用电负荷应达到2000千瓦以上。

其中，先进制造业项目应满足产业投资规模达到10亿元以上。

数字经济项目应满足以下条件：算力项目应满足产业投资规模达到20亿元以上（标准机架3000架以上）；其他数字经济类项目应满足投资达到10亿元以上或年产值达到5亿元以上。

先进制造业和数字经济的配置指标=投资强度配置规模（其他数字经济类：产值×2）+新增用电负荷×配置系数×综合效益系数×头部企业系数（总部经济加成系数）

公式中投资强度配置规模：2亿元对应1万千瓦指标，按2:1比例换算。

新能源指标下达规则：建设规模为100MW及以下单体新能源发电项目，指标一次性下达；

建设规模在100MW以上的：产业规模完成度达到90%以上的，一次性下达指标；已开工建设的，先下50%，全部投产且完成度≥80%再下剩余50%；完成度不足80%的，剩余指标按实际完成度对应的配置比例重新核算后下达。

建设要求：自指标配置文件下达之日起，10个月内实质性开工，18个月内全容量并网投产。不倒卖、不变相转让新能源配置指标，未经批准不擅自变更投资主体。

实行指标动态管理，对未按期开工、无实质投资建设进展的，无条件收回已配置的新能源指标，相关企业2年内不得再次申请指标配置。

投资换风、光指标！甘肃兰州新能源指标配置办法征求意见

政策汇总