北京电力交易中心发布2025年一季度电力市场交易信息
4月22日，北京电力交易中心在京召开2025年一季度电力市场交易信息发布会，以“现场+线上直播”方式发布一季度电力市场交易信息、电力供需形势分析、电力市场运营监测分析，及对落实新能源上网电价市场化改革及促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展等有关政策的解读。
一季度，国家电网经营区市场化交易电量完成12236亿千瓦时，同比增长1.8%。
持续扩大市场交易规模。北京电力交易中心深化省间中长期市场连续运营，积极协调送受方经营主体。截至3月底，北京电力交易中心交易平台共达成2025年省间市场化交易871笔，交易电量14008亿千瓦时，同比增长4.3%。
保障重点地区重要时段电力供应。四川攀西电网优化工程期间，北京电力交易中心通过开展“川浙置换”交易4亿千瓦时和河南、陕西、宁夏、新疆等省份增送交易66亿千瓦时，有效支撑四川电力保供。全国两会等重要会议、亚冬会等大型活动和春节等重大节假日期间电力交易保障工作圆满完成。
积极服务清洁能源消纳。北京电力交易中心根据来水情况，开展锦屏、向家坝、溪洛渡、白鹤滩、长海、苏洼龙、三峡等电厂增送交易208亿千瓦时；充分利用通道富余空间，开展银东、天中、灵绍、鲁固、昭沂、青豫、陕武等配套新能源和华北、东北、西北区内省间富余新能源增送交易240亿千瓦时；开展春节期间多通道集中竞价周交易，促进华北、华东、华中、西南地区新能源消纳。
完善省间中长期交易机制。北京电力交易中心推广大型风光基地以联营方式参与市场交易，推动建立大型风光基地与配套调节电源间的互调机制；常态化开展基于输电通道可用输电能力（ATC）的省间交易协同出清，研究设计多通道集中竞价交易的拓展优化方案。
国家发展改革委、国家能源局相关同志，发电企业、售电公司、电力用户代表、信息披露监督员，国家电网有限公司相关部门和单位参加会议。
详情请见：
https://news.bjx.com.cn/html/20250424/1438380.shtml
3月份，河南全省风光新能源单月发电量首次突破100亿千瓦时，达到103.5亿千瓦时，较历史最大值增加16亿千瓦时，同比增长18.3%。
“十四五”规划实施以来，河南省风光新能源装机实现跨越式发展，风光新能源装机年均增速达30%。截至今年3月底，河南全省风光新能源装机跨越7000万千瓦，达到7003万千瓦，同比增加872万千瓦，风光新能源装机指标提前完成“十四五”规划目标。
为全力促进风光新能源进一步消纳，国网河南省电力有限公司深入推进能源供给结构优化，科学研判电力发供平衡形势，持续提升风光新能源功率预测水平，严格执行风光新能源消纳预警预控工作流程，精准预判消纳风险。强化多专业、多部门协同，优化电网运行方式，充分发挥省间资源互济优势，用好调峰辅助服务、省间现货等市场化手段，加强对抽水蓄能、储能等灵活调节电源的调用，最大限度提升风光新能源消纳空间。
目前，河南电力服务新能源高质量发展取得一定成效。今年一季度，河南全省风光新能源累计发电量达256.3亿千瓦时，同比增加66.4亿千瓦时，占全社会用电量的24.2%，同比提高6.2个百分点。风光新能源年累计利用率为96.9%，同比提高2.6个百分点。特别是2月7日全省风光新能源最大出力首次超过3000万千瓦、达到3077万千瓦，占同时刻全网用电负荷的51.1%。
https://news.bjx.com.cn/html/20250421/1437822.shtml
上海风光新能源发电装机容量达550万千瓦 占全市总装机容量的20.4%
4月14日12时32分，上海风光新能源发电功率首次超400万千瓦，达410.3万千瓦。
近年来，上海加快推进城市低碳转型，风光新能源发电占比不断提升。去年7月28日，上海风光新能源发电功率首次超过300万千瓦。截至今年3月底，上海风光新能源发电装机容量达550万千瓦，占全市总装机容量的20.4%，其中分布式光伏装机容量401.7万千瓦，同比增长49.6%。此次风光新能源发电功率创新高，风光新能源出力占该时刻全市用电负荷的19.4%，较超过300万千瓦时的占比提升9.5个百分点；为该时刻全市发电负荷的34%，较超过300万千瓦的时刻占比提升13.5个百分点。
国网上海市电力公司正着力进一步提升新能源功率预测技术水平及重大天气过程预报准确度，做好网源协调和新能源并网管理，进一步强化新能源涉网安全能力，加快推进新能源发电“四可”（可观、可测、可调、可控）能力建设，持续推动新型电力系统转型。
https://news.bjx.com.cn/html/20250422/1437970.shtml
安徽省2025年3月份能源生产情况：规模以上工业发电量279.9亿千瓦时
北极星售电网获悉，4月21日，安徽省统计局发布2025年3月份能源生产情况。详情如下：
3月份，全省规模以上工业原煤生产、原油加工、电力生产总体平稳。
原煤产量基本稳定。3月份，全省规模以上工业原煤产量960.1万吨，同比增长3.5%。1-3月，规模以上工业原煤产量2663万吨，同比下降2.4%，降幅较1-2月收窄3个百分点。
原油加工量小幅下降。1-3月规模以上工业原油加工量185.5万吨，下降2.6%。其中，3月份，规模以上工业原油加工量61万吨。
电力生产平稳增长。3月份，规模以上工业发电量279.9亿千瓦时，增长1.4%。分品种看，3月份，火力、风力和太阳能发电分别增长1.4%、23.7%和2.8%，水力发电量下降14.2%。1-3月，规模以上工业发电量817.5亿千瓦时，下降6.6%，降幅较1-2月收窄3.5个百分点。
详情请见：
https://news.bjx.com.cn/html/20250422/1438154.shtml
1-3月，青海省发电量275亿千瓦时，同比增长10.9%。其中：水电87.7亿千瓦时，同比增长15.2%；火电37.9亿千瓦时，同比减少16.6%；风电49.9亿千瓦时，同比增长18.4%；太阳能97.8亿千瓦时，同比增长15.9%。
1-3月，全社会用电量264.1亿千瓦时，同比减少4.3%，其中：第一产业用电量0.4亿千瓦时，同比增长10.1%；第二产业用电量226.5亿千瓦时，同比减少6.3%（其中工业用电量224.9千瓦时，同比减少6.3%）；第三产业用电量21.1亿千瓦时，同比增长9.7%；城乡居民生活用电量16.2亿千瓦时，同比增长8.8%。
https://news.bjx.com.cn/html/20250425/1438596.shtml
北京碳市场交易数据
2025-04-21—2025-04-25
| 配额（BEA）本周成交数据 |
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| 04-21 |
配额
（BEA） |
—— |
—— |
—— |
| 04-22 |
配额
（BEA） |
7,392 |
673,272.00 |
91.08 |
| 04-23 |
配额
（BEA） |
|
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80.00 |
| 04-24 |
配额
（BEA） |
5 |
480.00 |
96.00 |
| 04-25 |
配额
（BEA） |
19,000 |
1,805,000.00 |
95.00 |
| 配额累计成交数据 |
| 累计成交量（吨） |
累计成交额（元） |
20,851,017（公开交易）
36,933,158（协议转让） |
3,118,051,816.16 |
截至2025年4月27日 ，配额（BEA）公开交易累计成交量为2085.10万吨，协议转让累计成交量为3693.32万吨，累计成交额为31.18亿。
https://mp.weixin.qq.com/s/hGAtOUS3_g1H-D1jEi5Zlw
https://mp.weixin.qq.com/s/DNamIMsC_DGynJitqGnM4g
https://mp.weixin.qq.com/s/OEhhFuwlOJm5mGCIuFVH-g
https://mp.weixin.qq.com/s/chu0JUd_8fXhfCaJRQbIBw
https://mp.weixin.qq.com/s/jYl9K5_e2tyJjZoJtz3V2w
上海：鼓励民营企业进入虚拟电厂、车网互动、新型储能等领域
北极星售电网获悉，4月18日，上海市人民政府印发《新时代新征程促进民营经济高质量发展的若干措施》（以下简称《措施》）的通知。
《措施》指出，出台电力系统调节能力建设相关支持政策，鼓励民营企业进入虚拟电厂、车网互动、新型储能等领域。支持民营企业参与绿色燃料、循环经济等绿色低碳转型重点应用场景建设。鼓励民营企业参与数据、算力等人工智能基础设施建设。通过算力补贴，支持民营企业租用智算资源进行大模型研发训练和应用，支持高等院校、科研机构、国有企业使用民营企业建设的数据储存和算力资源。
运用碳减排支持工具，对民营企业绿色低碳等项目给予信贷支持。
中共上海市委 上海市人民政府印发《新时代新征程促进民营经济高质量发展的若干措施》的通知
各区党委和人民政府，市委、市人民政府各部、委、办、局，各市级机关，各人民团体：
市委、市人民政府同意《新时代新征程促进民营经济高质量发展的若干措施》，现印发给你们，请认真贯彻执行。
为深入贯彻落实习近平总书记在民营企业座谈会上的重要讲话精神，坚持“两个毫不动摇”，支持引导民营企业和民营企业家敢作敢为、善作善成，进一步促进新时代新征程上海民营经济高质量发展，提出如下措施。
（一）严格实施市场准入负面清单。落实“全国一张清单”管理要求，持续开展市场准入壁垒排查清理，确保清单之外无违规另设市场准入行政审批和市场准入限制性条件，未列入负面清单的领域，民营企业均可依法平等进入。
（二）严格落实公平竞争审查制度。起草涉及经营主体经济活动的地方性法规、政府规章、规范性文件以及具体政策措施，应当依法开展公平竞争审查，保障各类经营主体依法平等使用生产要素、公平参与市场竞争。对滥用行政权力排除、限制竞争行为严格执法。
（三）确保建设工程招投标全过程公开公平公正。推进招投标电子化平台建设，加强建设工程招投标信息公开，持续推行现场分散评标与远程分散评标。统一建设工程企业信用评价标准，全面取消不合理限制。规范建设工程特别是政府投资项目的承发包行为，保护承发包双方合法权益，加强工程质量安全管理。
（四）保障民营企业平等参与政府采购。进一步规范政府采购市场秩序，提高采购透明度。持续清理差别歧视条款和违规设置的供应商备选库、名录库、资格库等。规范开展框架协议采购，定期更新入围供应商名单。用好政府采购预留份额、价格评审优惠等政策，对超过400万元的工程采购项目中适宜由中小企业提供的，预留份额由30％以上提高至40％以上的政策延续至2026年底。强化政府采购诚信履约，及时支付合同价款，保证采购质量。加大政府采购创新产品力度，发挥首台（套）保险补偿机制作用，支持民营企业创新产品迭代应用。
（五）支持民营企业扩大有效投资。支持民营企业围绕国家产业结构调整指导目录中鼓励类领域和我市重点产业发展方向，投资建设先进产业项目，加大政策扶持和要素配置力度。引导民间资本参与交通、能源、保障性租赁住房等领域项目建设和运营管理。出台电力系统调节能力建设相关支持政策，鼓励民营企业进入虚拟电厂、车网互动、新型储能等领域。支持民营企业参与绿色燃料、循环经济等绿色低碳转型重点应用场景建设。鼓励民营企业参与数据、算力等人工智能基础设施建设。通过算力补贴，支持民营企业租用智算资源进行大模型研发训练和应用，支持高等院校、科研机构、国有企业使用民营企业建设的数据储存和算力资源。鼓励民营企业建设可信数据空间、具身智能、低空经济等新型基础设施项目，推动商业银行为其提供优惠利率贷款，同时政府专项资金管理单位在优惠利率基础上提供最高1.5个百分点利息补贴。建立民间投资重点项目库，提供土地、能源、资金等要素保障。
（六）支持民营企业参与“两重”“两新”。加强对民营企业参与“两重”“两新”的指导、培训、服务，研究制定相关配套政策。鼓励民营企业用好科技创新和技术改造再贷款政策，可与我市技术改造贷款贴息政策叠加同享，最高贷款贴息不超过企业实际贷款利率。
（七）加大金融机构信贷投放力度。用好支持小微企业融资协调工作机制，鼓励金融机构为中小企业提供“无缝续贷”“无还本续贷”服务。深化“政会银企”四方合作机制。推进融资信用服务平台建设，推动融资服务中心下沉至更多重点产业园区和街镇。鼓励商业银行用好全国中小微企业资金流信用信息共享平台。落实我市中小微企业信贷奖补政策，取消科技、绿色低碳等重点行业不良贷款补偿门槛，提升补偿比例至55％，对首次贷款额外再提高5％。支持龙头企业充分利用区块链技术完善供应链管理，加强与金融机构合作，开展供应链金融服务。支持供应链上民营中小微企业开展订单贷款等业务，鼓励民营企业开展供应链票据业务。推动中小微企业政策性融资担保基金增量扩面，推进“商会批次贷”。支持金融机构推出汇率避险产品，降低企业汇率避险成本。运用碳减排支持工具，对民营企业绿色低碳等项目给予信贷支持。
（八）拓宽民营企业融资渠道。加强上市辅导、法律服务等，助力民营企业在科创板、创业板、主板等多层次资本市场上市融资。提升并购服务水平，鼓励民营企业聚焦新质生产力强链补链和传统产业转型升级开展并购重组，培育科技领军民营企业和链主型龙头民营企业。支持民营上市公司运用回购、股东增持等工具进行市值管理。符合条件的高新技术和“专精特新”企业可在不超过等值1000万美元额度内自主借用外债。依托上海知识产权金融生态综合试点工作，优化民营企业知识产权质押融资服务。鼓励政府投资基金、产业扶持资金等支持民间投资项目。
（九）持续开展清理拖欠企业账款专项行动。完善防范化解政府和国有企业拖欠中小企业账款的长效机制，对清理拖欠中小企业账款情况加强审计监督。推动大企业优化供应链管理，提高账款支付效率。健全中小企业合同纠纷法律救济机制，提升企业合同管理水平和风险防范能力。推动行业协会和相关机构建立账期信息定期披露制度。加快处置违约拖欠中小企业款项登记（投诉）平台反馈线索。
（十）强化守信激励和失信惩戒。依法实施守信激励和失信惩戒，动态调整市场监管领域失信惩戒措施清单。优化“信用上海”门户网站，及时处理民营企业投诉信息。将政府违约失信情况纳入政务诚信评价指标体系。优化公共信用修复“一件事”功能，探索信用修复集体救助机制，便利民营企业依法恢复信用。
（十一）加强民营经济法治保障。研究制定我市民营经济促进条例，适时修订《上海市优化营商环境条例》。依法保护企业家合法权益，严格区分经济纠纷与违法犯罪。依法规范牟利性职业索赔、职业举报行为，建立投诉举报异常名录并共享运用，对牟利性职业索赔投诉可依法不予受理或终止调解。形成“职业闭店”风险经营者名单，对涉及名单内经营者的企业法定代表人、股东等变更登记加强审查。引导民营企业合规经营，完善合规指引正面清单，探索建立高频违法行为披露负面清单。
（十二）优化涉企行政检查。全面推行“风险+信用”分级分类检查制度。发布各领域“无感监管”对象清单和“无事不扰”事项清单，实施差异化的检查频次和抽查比例。全面推行涉企“检查码”，统一涉企行政检查标准要求，提高规范性、一致性、协同性。运用大数据、人工智能等技术进行远程监管和预警防控，减少非必要现场检查。
（十三）深化包容审慎监管。依法拓展市场监管、交通运输、文化市场等领域轻微违法行为依法不予行政处罚事项，细化轻微违法行为依法不予实施行政强制措施情形。联合苏浙皖制定出台新版长三角地区市场监管领域轻微违法行为依法不予行政处罚和从轻减轻行政处罚规定，并发布长三角免罚轻罚典型案例。
（十四）依法依规办理涉企案件。依法审慎适用涉产权诉讼强制性措施，完善防止超标的查封长效机制，加大涉案财物追缴处置及权益异议救济力度。健全经济犯罪案件特定环节提级审批机制，加强对涉企案件的执法监督。完善公安机关刑事办案协作机制，归口接收审核异地公安机关刑事办案协作请求。加强商事调解与仲裁、公证、鉴定联动，优化诉调对接机制，为企业提供多元化商事争议解决服务。拓展涉外海事临时仲裁适用范围，建立仲裁机构调解结案减退仲裁费用长效机制。
（十五）营造清朗网络舆论环境。开展“清朗”系列专项行动，指导在沪网络平台设立涉企侵权信息举报专区，依法依规打击惩治涉企造谣传谣、以负面舆情进行勒索等行为，维护民营企业网上合法权益。
（十六）鼓励民营企业积极参与重点科技攻关任务。鼓励民营企业申报国家级创新平台和国家重大攻关任务。支持民营企业与科技主管部门设立联合科研基金，围绕企业技术需求开展选题。鼓励民营企业通过“揭榜挂帅”等方式开展科技攻关，参与重点创新任务。鼓励民营企业承担市战略性新兴产业重大项目、市级科技重大专项和市级科技项目。完善基础研究多元化投入机制，运用后补贴等政策激励民营企业增加基础研究投入。支持民营企业参与公共数据资源开发利用，促进政企数据融合。
（十七）推动科技创新资源共享。支持高等院校、科研机构向民营企业开放重点实验室和公共研发平台，共享重大科技基础设施、仪器设备、科学数据和科技报告等。推动民营企业平等使用重大科技基础设施，并逐步提高企业用户机时。对未纳入我市“科技创新券”适用范围的民营企业用户，原则上给予每年最高不超过重大科技基础设施使用费50％、总额不超过100万元补贴。推动市属国有企业向各类经营主体开放更多国资数字化转型应用场景。
（十八）集聚各类功能性机构。聚焦加快“五个中心”建设主攻方向，鼓励民营企业在我市设立研发中心、全球供应链管理中心、资金结算中心、贸易总部等功能性机构，在创新产品申报、研发用品出入境、人才落户、跨境资金结算和数据流动等方面提供支持和服务。
（十九）加强民营企业知识产权服务和保护。发挥知识产权保护中心和快速维权中心作用，依法为重点领域民营企业提供专利快速预审服务。依托知识产权维权援助工作站和多元解纷体系，为民营企业提供法律服务。深入实施专利转化运用专项行动，实施高价值专利培育工程。组建产业知识产权创新联合体。支持民营企业开展知识产权共享保护，组建若干重点产业专利池，探索知识产权开源共享新模式，加强知识产权管理标准建设。指导编制重点产业、行业商业秘密保护指南，支持民营企业开展商业秘密保护创新试点。加大行刑衔接力度，依法打击侵犯知识产权、窃取商业秘密等违法犯罪行为。完善海外知识产权纠纷应对服务网络布局，及时发布纠纷预警信息，做好培训和指导。
（二十）助力民营企业国际化发展。建设企业走出去综合服务平台，在浦东新区（上海自贸试验区）、临港新片区和虹桥国际中央商务区打造走出去综合服务中心，聚焦政策法规、跨境融资、数据流动、投资保护、风险防范等需求，提供综合服务。支持民营企业实施全球化发展战略，优化产业链全球布局。加强对中小企业海外参展参会的组织服务。提升民营企业应对国际绿色贸易壁垒能力，针对出口贸易、链主企业、上下游供应商，做好分类辅导。支持民营企业开展重点领域境外投资，提高境外投资便利化水平。加大对民营外贸企业内外贸一体化发展、全球产业布局的信用保险支持力度。鼓励商业银行为民营企业提供融资、结算、投资等一揽子跨境人民币综合金融服务。用好浦东新区立法授权，为促进民营企业参与对外开放提供法治保障。
（二十一）优化惠企政策服务。制定涉企政策要广泛听取民营企业和行业协会商会意见，特别是充分听取中小企业意见。依托我市惠企政策“随申兑”平台，提升政务服务“一网通办”服务水平，为各类经营主体提供“政策找企业”智能服务，提升政策申兑便利性、透明度，拓展“免申即享”“直达快享”范围，加强惠企政策宣传。
（二十二）强化各类要素保障。落实国家工商业土地使用权到期续期政策，鼓励民营企业在符合规划的前提下，通过厂区改造、开发地下空间等途径提高自有工业用地利用率和增加容积率，优化审批环节，提高服务效率。积极吸纳民营企业高层次人才进入职称评审专家库，通过“直通车”“绿色通道”等畅通民营企业专业技术人才职称评价渠道。
（二十三）完善与民营企业常态化沟通交流机制。用好12345市民服务热线、重点企业“服务包”制度，通过座谈会、圆桌会等形式，完善政企沟通机制，加强涉企政策解读。加强招商引资和企业服务一体化，强化涉企问题发现和有效解决。
（二十四）全面构建亲清政商关系。推动各级领导干部坦荡真诚同民营企业家交往，依法依规为民营企业和民营企业家解难题、办实事。鼓励民营企业家与各级党委和政府及部门积极沟通交流，遵纪守法办企业，光明正大搞经营。
（二十五）支持民营企业和民营企业家勇担时代重任。大力弘扬企业家精神，引导民营企业家诚信守法、勇于创新，加强对民营企业先进典型和优秀民营企业家事迹的宣传报道。鼓励民营企业积极履行社会责任，构建和谐劳动关系，加强生态环境保护，参与公益慈善事业。
（二十六）强化政策措施落实。建立我市促进民营经济高质量发展工作协调机制。加强民营经济统计监测。各区、各部门、各单位要高度重视促进民营经济高质量发展工作，主要负责同志要切实抓好各项任务举措落实。市发展改革委要会同有关单位统筹推进相关工作，及时总结推广好经验好做法。
详情请见：
https://news.bjx.com.cn/html/20250421/1437768.shtml
山东省2025年新能源高水平消纳行动方案：大力推动源网荷储一体化试点
北极星售电网获悉，4月21日，山东省能源局发布山东省2025年新能源高水平消纳行动方案。文件明确，2025年，完成煤电灵活性改造2000万千瓦左右，建成新型储能300万千瓦，全省新能源利用率保持较高水平。
文件提出，大力推动源网荷储一体化试点。支持采用就地就近消纳、绿电交易、虚拟电厂、分布式自发自用等模式建设试点，年内达到30个左右，建成威海碳纤维产业园项目一期工程。积极推动虚拟电厂建设，年内实现30家虚拟电厂参与市场调节。
鼓励新技术新场景应用。支持重力、钠离子电池、飞轮、超级电容等储能新技术项目建设，推动储能多元化发展。鼓励源网荷储一体化试点、绿电产业园、零碳园区试点单位科学配置新型储能，推广分布式储能等新场景规模化应用，提升灵活调节能力。
文件提出，电力市场化改革深化行动。推动新能源市场化改革。加快制定省级具体方案，实现新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成，引导新能源充分调用储能设施，主动优化出力曲线。
稳妥组织价格结算机制竞价。科学确定机制电量规模，2025年新增纳入机制的电量占增量项目新能源上网电量的比例，与现有新能源价格非市场化比例适当衔接。2025年原则上按技术类型分类组织开展竞价。
为落实省委、省政府部署要求，进一步提升全省新能源消纳能力，保障新能源利用率保持较高水平，制定本行动方案。
坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入学习贯彻党的二十大和二十届二中、三中全会精神，贯彻落实习近平总书记视察山东重要讲话精神，坚定扛牢“走在前、挑大梁”使命担当，认真落实能源安全新战略，聚焦发、调、储、用协同发力，优化新能源装机结构，深挖电力系统调节潜力，加快新型储能建设，推动高耗能企业扩大绿电使用，丰富拓展消纳场景，实现新能源高水平消纳。2025年，完成煤电灵活性改造2000万千瓦左右，建成新型储能300万千瓦，全省新能源利用率保持较高水平。
1.加快发展风电。快速提升风电装机规模，减少电力系统调节压力。海上风电建成华能半岛北L、山东能源渤中G一期等项目，陆上风电加快推进济南国瑞等第一批集中式项目。
2.有序发展光伏。科学评估新能源入市对光伏行业的影响，合理保持集中式光伏发展节奏；提升分布式光伏就地就近消纳水平，明确新备案的一般工商业和大型工商业分布式项目年自发自用电量比例。
3.加快存量机组灵活性改造。一厂一策制定改造计划，5月底前完成已改造机组核定工作；年内计划改造的机组确保9月底前完成；提前实施明年改造任务。2025年，完成2000万千瓦机组改造及核定。
4.提升新建机组灵活性标准。新建纯凝和抽凝煤电机组最小技术出力不高于20%和30%额定负荷。加快恒新能源、济南热电等项目建设，年底前建成大型煤电机组268万千瓦。
5.挖掘自备电厂调节能力。推动企业自有电网机组合法合规并网运行，同步开展灵活性改造。支持并网自备电厂按照国家规定参与电力市场，与公用电厂平等获得容量补偿等收益，引导企业在新能源大发时段“多购少发”。
6.增强机组支撑系统能力。鼓励煤电企业在鲁北、烟威等新能源富集区域，因地制宜利用关停机组腾出的土地、设备等建设调相机，为电网提供电压支撑和转动惯量。支持亚临界机组升参数改造，进一步提升机组调峰性能，对按期完成改造的适当延长延寿时间。
7.加大新技术推广应用。鼓励在计量出口内建设电供热储能设施，按照系统调峰设施进行管理，其发电深度调峰贡献根据现货市场分时价格信号获得合理经济收益，其用电参照厂用电管理但统计上不计入厂用电。
8.加快发展压缩空气储能。重点在盐岩矿资源富集区规划建设大型压缩空气储能，推动中储国能、中能建泰安、中电建泰安等项目提速建设，年内新增规模100万千瓦左右。
9.科学布局电化学储能。重点在新能源集聚区、负荷中心城市、特高压落地点等区域，规模化布局建设集中式电化学储能，加快东营津辉等项目建设，年内新增规模200万千瓦以上。
10.鼓励新技术新场景应用。支持重力、钠离子电池、飞轮、超级电容等储能新技术项目建设，推动储能多元化发展。鼓励源网荷储一体化试点、绿电产业园、零碳园区试点单位科学配置新型储能，推广分布式储能等新场景规模化应用，提升灵活调节能力。
11.支持独立储能发展。严格落实国家电价政策，独立储能向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。对于充电电量与放电电量差额部分偏大的独立储能电站，电网企业可按规定开展用电检查，如存在违规用电或转供电情形的，独立储能电站需按规定承担违约责任乃至强制解网。
12.完善储能市场交易机制。适当放开现货市场限价，拉大充放电价差。支持储能自主参与实时电能量市场和调频、爬坡、备用等辅助服务市场，建立“一体多用、分时复用”交易模式，释放储能快速调节能力。存量新能源场站继续实施容量租赁，按并网承诺落实配储责任。
13.加强网架建设。夯实500千伏省域主网架，加快弥河新建、海口扩建工程建设。加强220千伏市域主网架结构，力争年内尽早投产东营富国至裕民线路等工程。实施配电网高质量发展行动，加大农村电网改造力度。
14.优化调度运行。开展并网运行服务专项行动，超前组织并网验收、停送电等工作，确保煤电灵活性改造、储能等建成即并网。细化统计分析方法，加强新能源运行数据管理。持续完善基于人工智能大模型的智慧化调度系统，全面优化调度管理机制，提高电网对高比例新能源的调控能力。
15.推动参与电力市场交易的企业参与消纳新能源。支持电力用户（含拥有自备电厂的企业）作为零售用户或代理购电用户在市场低价时段购电；对直接参与电力市场批发交易的电力用户（含拥有自备电厂的企业），在低谷时段和新能源消纳困难时段（以我省公布的谷段和深谷时段为准）月用网电量高于其全部网电量50%以上的，对该电力用户中长期偏差收益回收系数为1。
16.打造绿电产业园。制定出台试点实施方案，打造一批高比例消费绿色电力的园区。紧盯国家绿电供给相关政策，稳妥有序推进就地就近消纳，实现新能源与产业融合发展。
17.推动算力与电力协同发展。适应算力中心绿电需求，协同布局算力中心与可再生能源发电项目，优先支持绿电占比超过80%的新建算力中心项目，打造新质生产力增量负荷。
18.大力推动源网荷储一体化试点。支持采用就地就近消纳、绿电交易、虚拟电厂、分布式自发自用等模式建设试点，年内达到30个左右，建成威海碳纤维产业园项目一期工程。积极推动虚拟电厂建设，年内实现30家虚拟电厂参与市场调节。
19.加快推进可再生能源制氢。推进“风光氢氨醇”一体化开发，支持新能源电厂新增制氢装机参与电网调峰，年内建成华电潍坊制氢加氢一体站项目。
20.积极拓展省外消纳空间。加强与外电入鲁送端省份沟通，结合省内供需水平优化送电曲线。加大省间现货交易规模，实现富余新能源省间常态化交易，力争年内售出4亿千瓦时。
21.推动新能源市场化改革。加快制定省级具体方案，实现新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成，引导新能源充分调用储能设施，主动优化出力曲线。
22.稳妥组织价格结算机制竞价。科学确定机制电量规模，2025年新增纳入机制的电量占增量项目新能源上网电量的比例，与现有新能源价格非市场化比例适当衔接。2025年原则上按技术类型分类组织开展竞价。
23.持续完善分时电价机制。动态优化分时电价峰谷系数浮动比例和执行时段，引导“黑灯工厂”等用户增加午间绿电消费。健全零售侧价格监管机制，推动现货市场价格信号向零售侧用户有效传导，引导企业主动参与电网调峰。
24.加快充换电示范站建设。推广济南起步区车网互动充换电示范站模式，开展车网互动试点，扩大双向充放电（V2G）项目规模，丰富应用场景。充分发挥电动汽车储能资源对电网调峰作用，组织开展示范站建设，实现市级全覆盖。
全面加强组织领导，省发展改革委、省能源局统筹协调新能源消纳工作，有关部门单位形成齐抓共管、各司其职的工作格局。加强新能源消纳政策宣传和解读，大力开展“五段式分时电价”宣传，引导居民、工商业用户等错峰就谷用电。严格落实属地责任、监管责任、主体责任，将安全管理贯穿项目规划设计、施工安装、运营维护等全过程，定期开展各类新型主体涉网能力检查，确保各新能源场站和调节资源稳定运行。
上述政策重点促进2025年全省新能源高水平消纳，自印发之日起施行，适用2025年建成的项目，后续年度视情况另行制定或延用。
https://news.bjx.com.cn/html/20250421/1437961.shtml
国家能源局云南监管办开展2025年电力市场秩序突出问题专项监管
北极星售电网获悉，4月23日，国家能源局云南监管办发布关于开展2025年电力市场秩序突出问题专项监管的通知。文件明确，重点监管2024年以来市场经营主体公平合规参与市场化交易有关情况。具体包括：市场经营主体串通报价、滥用市场力操纵市场价格、违规开展特定交易或利用“发售一体”优势违规抢占市场份额情况；市场运营机构人为分割市场限制公平竞争情况，违规限制新能源参加跨省区交易情况，在电力交易申报、出清、结算等环节违规设置限价情况，变相指定交易对象、交易价格情况等。
国家能源局云南监管办公室关于开展2025年电力市场秩序突出问题专项监管的通知
云南电网有限责任公司，云南保山电力股份有限公司，昆明电力交易中心，云南电力市场管理委员会，各市场成员单位：
为进一步强化电力市场监管，维护公平公正电力市场秩序，按照《国家能源局综合司关于开展2025年电力市场秩序突出问题专项监管的通知》（国能综通监管〔2025〕58号有关要求，现就2025年云南电力市场秩序突出问题专项监管工作通知如下。
深入贯彻落实党的二十届三中全会精神和习近平总书记关于建设全国统一电力市场等重要论述，进一步聚焦电力市场化交易及市场运行中存在的突出问题，持续开展电力市场秩序突出问题专项监管，及时纠治扰乱电力市场秩序违规行为，切实维护公平公正市场秩序，进一步促进云南电力行业高质量发展，营造加快推进全国统一电力市场建设的良好氛围，助力实现2025年初步建成全国统一电力市场目标。
（一）市场运营机构独立规范运行情况。重点监管2024年以来市场运营机构独立规范运行和电力市场管理委员会规范运作有关情况。具体包括：市场运营机构组织开展各类市场交易情况，交易机构人员、资产、财务独立规范运行情况，市场运营机构履行市场运营和风险防控等职责情况；电力市场管理委员会组织架构、议事规则机制建立健全情况以及议事协调、行业自律作用发挥情况等。
（二）市场公平竞争情况。重点监管2024年以来市场经营主体公平合规参与市场化交易有关情况。具体包括：市场经营主体串通报价、滥用市场力操纵市场价格、违规开展特定交易或利用“发售一体”优势违规抢占市场份额情况；市场运营机构人为分割市场限制公平竞争情况，违规限制新能源参加跨省区交易情况，在电力交易申报、出清、结算等环节违规设置限价情况，变相指定交易对象、交易价格情况等。
（三）信息披露及报送情况。重点监管2024年以来市场运营机构、电网企业等开展电力市场信息披露及报送有关情况。具体包括：市场信息管理及披露制度体系和披露平台建设完善情况，信息披露和信息报送及时性、准确性、完整性情况，市场运营机构和电网企业在数据接口开放、数据交互等方面衔接情况等。
（四）其他电力市场秩序突出问题。市场运营机构落实全国统一电力市场建设和区域电力市场建设相关要求、促进电力资源优化配置等方面的问题。历次监管发现的问题整改完成情况。
（四）《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）；
（五）《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）；
（六）《电力现货市场基本规则（试行）》（发改能源规〔2023〕1217号）；
（七）《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》（发改体改〔2020〕234号）；
（八）《国家发展改革委 国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）；
（九）《国家发展改革委 国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）；
（十）《国家发展改革委 国家能源局关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）；
（十一）《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2023〕813号）；
（十二）《电力市场注册基本规则》（国能发监管规〔2024〕76号）；
（十三）《关于加强电力中长期交易监管的意见》（国能发监管〔2019〕70号）；
（十四）《国家能源局关于进一步加强电力市场管理委员会规范运作的指导意见》（国能发监管〔2023〕57号）；
（十五）《电力市场信息披露基本规则》（国能发监管〔2024〕9号）；
（一）启动部署（2025年4月）。按照国家能源局总体安排，结合云南实际制定并印发通知，启动电力市场秩序突出问题专项监管，部署工作任务，明确工作要求。
（二）自查自纠（2025年5月）市场运营机构、电网企业、电力市场管理委员会、各市场成员单位按照有关要求，对照监管内容开展全面自查，并对发现的问题及时进行整改。云南电网有限责任公司、云南保山电力股份有限公司、昆明电力交易中心、华能澜沧江水电有限公司、华电云南发电有限公司、大唐云南发电有限公司、国家电投云南国际电力投资有限公司、国家能源集团云南电力有限公司、云南省能源投资集团有限公司、三峡新能源云南分公司、华能新能源股份有限公司云南分公司、云南慧能售电股份有限公司、云南宏润绿色能源有限公司、云南电网能源投资有限责任公司、曲靖云电阳光配售电有限公司等于2025年5月20日前将书面自查报告报送云南能源监管办。自查报告内容包括但不限于：总体情况、自查发现的主要问题、采取的整改措施、下一步工作考虑等，市场经营主体的报告还应包含2024年以来云南电力市场存在的问题及相关意见建议。
其他市场经营主体在参与云南电力市场交易过程中发现的问题及有关意见建议也请及时反馈到指定电子邮箱，也可直接电话反映问题线索。
（三）现场监管及问题处置（2025年6-8月）。组建工作组赴有关单位，在各单位自查自纠基础上，采用监管座谈、查阅资料、查询系统、核查账簿、询问笔录等方式开展现场监管。现场监管以问题为导向，根据工作需要，针对突出问题，视情况对相应供电局、市场经营主体开展延伸监管，充分核实、验证有关情况。现场监管工作具体安排另行通知。现场监管结束后，对于监管发现问题按照《能源监管发现问题后续处理工作规范》（国能综通监管〔2020〕129号）要求，采取责令整改、监管约谈、行政处罚等方式视情处置，督促相关主体举一反三推进整改。
（四）总结提升（2025年9—11月）。根据监管情况编制监管工作报告，原汁原味向国家能源局市场监管司报送监管报告。
（一）各有关单位要进一步提高思想认识，充分认识电力交易市场秩序突出问题专项监管工作的重要意义，积极主动配合监管工作。被监管单位要按照要求，指派专人负责与工作组对接，按照要求及时、准确、完整提供有关材料和数据，对于专项监管中发现的问题，要及时制定整改方案，举一反三，全面彻底整改。
（二）云南电力市场管理委员会要认真落实市场自律监督职责，协助开展好2025年电力市场秩序突出问题专项监管工作。
详情请见：
https://news.bjx.com.cn/html/20250423/1438300.shtml
山东省分布式光伏发电开发建设管理实施细则：建档立卡的分布式光伏发电项目按全部发电量核发绿证
北极星售电网获悉，4月23日，山东省能源局发布关于公开征求《山东省分布式光伏发电开发建设管理实施细则（征求意见稿）》意见的通知。文件明确，全额上网、自发自用余电上网的分布式光伏发电项目投资主体应当在并网投产前与电网企业签订购售电合同，各类分布式光伏发电项目还应当在并网投产前与电网企业及其调度机构签订《并网调度协议》，合同参照《新能源场站并网调度协议示范文本》《购售电合同示范文本》，双方协商一致后可简化相关条款内容。按照有关规定，分布式光伏发电豁免电力业务许可证。
分布式光伏发电项目应当在建成并网一个月内，完成建档立卡填报工作。各市、县（市、县）能源主管部门依托国家可再生能源发电项目信息管理平台，组织开展分布式光伏发电项目的建档立卡工作。建档立卡的分布式光伏发电项目按全部发电量核发绿证，其中上网电量核发可交易绿证，项目投资主体持有绿证后可根据绿证相关管理规定自主参与绿证交易。
关于公开征求《山东省分布式光伏发电开发建设管理实施细则（征求意见稿）》意见的通知
为进一步规范我省分布式光伏发电开发建设管理，根据《国家能源局关于印发〈分布式光伏发电开发建设管理办法〉的通知》（国能发新能规〔2025〕7号）要求，结合我省实际，省能源局起草了《山东省分布式光伏发电开发建设管理实施细则（征求意见稿）》，现向社会公开征求意见。
为加强与国家政策衔接，保障我省分布式光伏稳定发展，此次征求意见时间为2025年4月23日至2025年4月30日，公众可通过以下途径以书面形式反馈：
1.通过电子邮件方式发送至snyjxnyc@shandong.cn
2.通过信函方式邮寄至：济南市旅游路28666号山东省能源局新能源处（邮编：250014）
电子邮件或信函请注明“《山东省分布式光伏发电开发建设管理实施细则》意见建议”字样。
附件：山东省分布式光伏发电开发建设管理实施细则(征求意见稿)
【目的和依据】第一条 为促进分布式光伏高质量发展，助力构建新型电力系统，根据《中华人民共和国能源法》《中华人民共和国可再生能源法》《分布式光伏发电开发建设管理办法》《电网公平开放监管办法》等有关规定，制定本细则。
【适用范围】第二条 分布式光伏发电是指在用户侧开发、在配电网接入、原则上在配电网系统就近平衡调节的光伏发电设施。本细则适用于山东省行政区域内分布式光伏发电项目的开发建设和运行管理。农光互补、渔光互补以及小型地面电站光伏发 电项目按集中式光伏电站管理。光伏发电与路灯等交通基础设施结合、作为交通设施附属物的不按分布式光伏发电管理。
【分布式光伏发电类型】第三条 分布式光伏发电分为自然人户用、非自然人户用、一般工商业和大型工商业四种类型。
自然人户用分布式光伏是指自然人利用自有住宅、庭院投资建设，与公共电网连接点电压等级不超过380伏的分布式光伏；
非自然人户用分布式光伏是指非自然人利用居民住宅、庭院投资建设，与公共电网连接点电压等级不超过10千伏、总装机容量不超过6兆瓦的分布式光伏；
一般工商业分布式光伏是指利用党政机关、学校、医院、市政、文化、体育设施、交通场站等公共机构以及工商业厂房等建筑物及其附属场所建设，与公共电网连接点电压等级不超过10千伏、总装机容量原则上不超过6兆瓦的分布式光伏；
大型工商业分布式光伏是指利用建筑物及其附属场所建设，接入用户侧电网或者与用户开展专线供电（不直接接入公共电网且用户与发电项目投资方为同一法人主体），与公共电网连接点电压等级为35千伏、总装机容量原则上不超过20兆瓦或者与公共电网连接点电压等级为110千伏、总装机容量原则上不超过50兆瓦的分布式光伏。
以上条款中建筑物及其附属场所应当位于同一用地红线范围内。
【上网模式】第四条 分布式光伏发电上网模式包括全额上网、全部自发自用、自发自用余电上网三种。
自然人户用、非自然人户用分布式光伏可选择全额上网、全部自发自用或者自发自用余电上网模式。
一般工商业、大型工商业分布式光伏原则上选择全部自发自用模式，也可采用自发自用余电上网模式。采用自发自用余电上网的，年自发自用电量占发电量的比例不低于50%，上网电量全部参与电力现货市场。县（市、区）能源主管部门会同同级电网企业对一般工商业、大型工商业分布式光伏自发自用电量比例（自并网投产次月起）进行监测评估，对于年自发自用电量低于50%的项目，年超比例上网电量结算部分，由电网企业按本项目同年上网电量平均结算价格在次年扣除。
涉及自发自用的，用户和分布式光伏发电项目应位于同一用地红线范围内。
【职责分工】第五条 各级能源主管部门负责辖区内分布式光伏发电开发建设和运行的行业管理工作，推动有关方面按照国家法律法规等规定做好分布式光伏发电的安全生产监督管理工作。国家能源局山东监管办负责全省分布式光伏发电的国家政策执行、公平接网、电力消纳、市场交易、结算等方面的监管工作。电网企业承担分布式光伏发电并网条件的落实或者认定、电网接入与改造升级、调度能力优化、电量收购、电能质量管理等工作，配合各级能源主管部门开展分布式光伏发电接入电网承载力及提升措施评估。
【规模管理】第六条 市级能源主管部门会同电网企业，综合考虑电力供需形势、系统消纳条件、电网接入承载力、新能源利用率等方面，提出本地区分布式光伏发电年度建设规模，合理布局分布式光伏发电。
【投资主体】第七条 鼓励符合法律规定的各类电力用户、投资企业、专业化合同能源服务公司、自然人作为投资主体，依法依规开发建设和经营分布式光伏发电项目。各类投资主体要充分考虑电网承载力、消纳能力等因素，规范开发建设行为，保障分布式光伏发电健康有序发展。电网企业要做好电网配套的改造升级与投资计划。
【优化营商环境】第八条 各市、县（市、区）要优化营商环境，规范市场秩序，不得设置违反市场公平竞争的相关条件，要会同电网企业等对有关方面反映的问题及时协调、督导和纠正。应当尊重建筑产权人意愿，不得以特许权经营方式控制屋顶等分布式光伏发电开发资源，不得限制各类符合条件的投资主体平等参与分布式光伏发电开发建设，不得将强制配套产业或者投资、违规收取项目保证金等作为项目开发建设的门槛。利用农户住宅建设的，应当征得农户同意，切实维护农户合法权益，不得违背农户意愿、强制租赁使用农户住宅。·
【备案机关及工作要求】第九条分布式光伏发电项目实行属地备案管理，由各地行政审批部门或具备职能的能源主管部门进行备案。备案机关应当结合实际情况，制定并公开分布式光伏发电项目备案标准模板和服务指南，列明项目备案所需信息内容、办理流程等，依法依规为投资主体等提供指导和服务。
备案机关及其工作人员应当依法对项目进行备案，不得擅自增加备案文件要求，不得超出办理时限。除法律法规明确规定外，不得要求企业必须在某地登记注册，不得为企业跨区域经营或者迁移设置障碍，不得以备案、认证、要求设立分公司等形式设定或者变相设定准入障碍。
【备案主体】第十条 分布式光伏发电项目按照“谁投资、谁备案”原则确定备案主体。自然人户用分布式光伏发电项目由自然人选择备案方式，可由电网企业集中代理备案，也可由自然人自行备案。电网企业应在供电营业场所公开集中代理备案的具体要求，明确向备案机关集中提交备案信息的周期时限，每月提供不低于2次的集中代理备案服务。非自然人户用、一般工商业、大型工商业分布式光伏发电项目由投资主体备案。
【备案信息】第十一条 分布式光伏发电项目的备案信息应当包括项目名称、投资主体、建设地点、项目类型、建设规模、上网模式等，明确直流侧和交流侧容量。若备案信息不完整，备案机关应一次性告知备案主体需补正的内容。备案主体对提交备案信息的真实性、合法性和完整性负责。
备案机关应及时向同级能源主管部门、电网企业共享分布式光伏发电项目备案信息等。
【合并备案】第十二条 非自然人户用分布式光伏允许合并备案、分别接入电网。合并备案需满足以下条件：投资主体相同、备案机关相同，单个项目的建设场所、规模及内容明确。其余情况不得将分布式光伏发电项目合并备案。
【备案变更】第十三条 分布式光伏发电项目投资主体应当按照备案信息进行建设，不得自行变更项目备案信息的重要事项。项目备案后，项目法人发生变化，项目建设地点、规模、内容发生重大变更，或者放弃项目建设的，项目投资主体应当及时告知备案机关，并在备案机关指导下进行重新备案或修改备案。项目建成并网后，项目投资主体或发电地址权属等发生变化，应向备案机关办理备案变更。
工商业分布式光伏的电力用户负荷发生较大变化时，可通过参加集中式光伏市场化项目申报等方式，申请将项目调整为集中式光伏电站，并及时办理备案变更手续。
【事中事后监管】第十四条各市、县（市、区）能源主管部门要加强对分布式光伏项目的事中事后监管，可根据不同类型分布式光伏发电的正常建设周期组织核查，确保建设地点、项目类型、建设规模、上网模式等与备案信息相符。对于已备案的分布式光伏发电项目，在取得电网企业并网意见后一年内仍未建成并网的，能源主管部门组织电网企业现场核查后，告知投资主体应主动撤销备案，收回并网容量；已开工建设的可申请办理并网意见延期一次，原则上延期不超过6个月。
【开工条件】第十五条 分布式光伏发电项目投资主体应当做好选址工作，并及时向电网企业提交并网申请，取得电网企业并网意见后方可开工建设。建设场所必须合法合规，手续齐全，产权清晰。
【开发合同与协议签订】第十六条 分布式光伏发电项目投资主体利用非自有场所建设分布式光伏发电的，应当与建设场所所有权人签订使用或者租用协议，可视经营方式与位于建设场所内的电力用户签订合同能源管理服务协议。对于非自然人户用分布式光伏，分布式光伏发电项目投资主体参照标准合同范本，与自然人签订责、权、利对等的合同与协议，并明确告知对方需履行的权利义务，不得采用欺骗、诱导等方式侵害自然人合法权益，不得转嫁不合理的责任与义务。
【建设规范】第十七条 分布式光伏发电项目应当符合国土空间规划，严格按照国家有关标准建设，合理布置光伏组件朝向、倾角与高度，光伏方阵连接、支撑系统应牢固，接地连接应可靠。使用的光伏组件、逆变器、支架等设备应符合相关技术标准。利用建筑物及其附属场所建设的，应当满足建筑物结构安全、消防、防水、防风、防冰雪、防雷等有关要求，预留运维空间。鼓励分布式光伏发电项目投资主体采用建筑光伏一体化的建设模式。
【多元化应用】第十八条 鼓励投资主体在建筑、交通、工业等领域探索分布式光伏发电多元化应用场景。利用新建建筑物及其附属场所的，鼓励在建筑物规划设计、施工建设等阶段统筹考虑安装需求，一并办理规划许可等手续，利用既有建筑物及其附属场所的，可按照简约高效的原则，在符合建设要求的条件下免除用地预审与规划选址、规划许可、节能评估等手续。
【从业资格及建设开发等相关要求】第十九条 从事分布式光伏发电项目设计、施工、安装、调试等环节的主体应当满足相应资质要求，作业人员应具备相应从业资格。分布式光伏发电项目建设应当严格执行设备、建设工程、安全生产等相关管理规定和标准规范，确保项目建设质量与安全，并做好验收工作。
【电网接入工作要求】第二十条 电网企业应当公平无歧视地向分布式光伏发电项目投资主体提供电网接入服务，并针对不同类型的分布式光伏发电项目制定差异化接入电网工作制度，合理优化或者简化工作流程，及时公布可开放容量、技术标准规范等信息，提供“一站式”办理服务，落实接入服务责任，提升接入服务水平。电网企业应当公布并及时更新分布式光伏发电接入系统典型设计方案。
【电网承载力及提升措施评估】第二十一条 各市、县（市、区）能源主管部门会同电网企业及其调度机构等有关单位，开展分布式光伏发电接入电网承载力及提升措施评估，建立配电网可开放容量按季度发布和预警机制，引导分布式光伏发电科学合理布局。电网企业要及时开展分布式光伏可接网容量分析，按季度公开可开放容量，并向当地能源主管部门和备案机关报备。国家能源局山东监管办对电网企业开展上述工作情况进行监管。
对分布式光伏备案申请容量超过电网承载力的，电网企业及其调度机构要及时分析原因，通过加大电网升级改造力度、合理配置灵活调节能力等措施有效提升电网承载能力。
【并网申请材料要求】第二十二条 向电网企业申请接入电网的分布式光伏发电项目，应当满足相关规划和政策规定，并提供相关材料。自然人户用光伏提供有效身份证明、发电地址权属证明、项目自投说明、收款银行账户信息等相关材料；非自然人户用分布式光伏由投资主体提供企业营业执照和法人有效身份证明、发电地址权属证明、收款银行账户信息等相关材料；一般工商业、大型工商业分布式光伏由投资主体提供企业营业执照、法人有效身份证明、发电地址权属证明、收款银行账户信息、年自发自用电量比例承诺书等相关材料。利用非自有场所建设的项目，需提供发电地址租用协议。
投资主体对提供材料及信息的真实性、合法性、完整性负责，对于提供虚假材料及信息的，由属地能源主管部门、电网企业按照有关规定进行处理。
【并网申请受理】第二十三条 电网企业收到分布式光伏发电项目并网意向书及相关申请材料后，应于2个工作日内给予书面回复。并网意向书及相关申请材料的内容完整性和规范性符合要求的，应当出具受理通知书；不符合要求的，应当出具不予受理的书面凭证，并告知其原因；需要补充相关材料的，应当一次性书面告知。逾期不回复的，电网企业自收到项目并网意向书之日起视为已经受理。
电网企业受理分布式光伏并网意向后，在现场勘查阶段应核实项目是否提前开工建设，若项目提前开工建设则暂停受理，并将相关情况报地方能源主管部门。
【可开放容量不足的应对措施】第二十四条 电网企业出具的并网意见应当以分布式光伏发电接入电网承载力及提升措施评估结果为依据，当可开放容量不足时，电网企业应当告知项目投资主体并按照申请接入电网顺序做好登记，具备条件后及时办理相关手续。
电网企业要及时向同级能源主管部门报告分布式光伏发电项目并网申请登记情况，对长时间无充足可开放容量的地区，电网企业及其调度机构应及时分析原因，研究制定措施予以解决，相关情况由各市能源主管部门汇总报省能源局。省能源局会同国家能源局山东监管办对电网企业相关工作加强指导和监管。
【接入系统方案制定】第二十五条 分布式光伏发电项目投资主体应当在满足电网安全运行的前提下，统筹考虑建设条件、电网接入点等因素，结合实际合理选择接入系统设计方案。低压分布式光伏不得跨越电网公用配变台区并网。
自然人户用分布式光伏发电项目由电网企业免费提供接入系统相关方案，其他类型的分布式光伏发电项目应当开展接入系统设计工作，鼓励非自然人户用分布式光伏以集中汇流方式接入电网。电网企业应当按照相关行业标准，根据接入系统设计要求，及时一次性地提供开展接入系统设计所需的电网现状、电网规划、接入条件等基础资料。确实不能及时提供的，电网企业应当书面告知项目投资主体，并说明原因。各方应当按照国家有关信息安全与保密的要求，规范提供和使用有关资料。
【接入系统方案审查】第二十六条 在接入系统设计工作完成后，分布式光伏发电项目投资主体应当向电网企业提交接入系统设计方案报告。电网企业收到接入系统设计方案报告后，应于2个工作日内给予书面回复。接入系统设计方案报告的内容完整性和规范性符合相关要求的，出具受理通知书；不符合相关要求的，出具不予受理的书面凭证，并告知其原因；需要补充相关材料的，应当一次性书面告知。逾期不回复的，自电网企业收到接入系统设计方案报告之日起视为已经受理。
电网企业受理接入系统设计方案报告后，应当根据国家和行业技术标准、规范，及时会同项目投资主体组织对接入系统设计方案进行研究，并向项目投资主体出具书面回复意见。接入系统电压等级为110千伏的，应当于20个工作日内出具书面答复意见；接入系统电压等级为35千伏及以下的，应于10个工作日内出具答复意见。
【接网工程投资主体划分】第二十七条 接入公共电网的分布式光伏发电项目，接入系统工程以及因接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。接入用户侧的分布式光伏发电项目，用户侧的配套工程由项目投资主体投资建设。因项目接入电网引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。新建的分布式光伏发电项目应当实现“可观、可测、可调、可控”，提升分布式光伏发电接入电网承载力和调控能力。电网企业应当对分布式光伏发电项目的全部发电量、上网电量分别计量，免费提供并安装计量表计。
分布式光伏发电项目投资主体采用集中汇流方式接入电网时，电网企业负责提供分布式光伏发电项目与公共电网的连接点，相关汇流设施、接网配套设施原则上由发电项目投资主体投资建设与运维。
【并网合同与协议签订】第二十八条 全额上网、自发自用余电上网的分布式光伏发电项目投资主体应当在并网投产前与电网企业签订购售电合同，各类分布式光伏发电项目还应当在并网投产前与电网企业及其调度机构签订《并网调度协议》，合同参照《新能源场站并网调度协议示范文本》《购售电合同示范文本》，双方协商一致后可简化相关条款内容。按照有关规定，分布式光伏发电豁免电力业务许可证。
【容配比及涉网设备】第二十九条 分布式光伏发电项目应当在电网企业指导下科学合理确定容配比，涉网设备必须符合国家及行业有关涉网安全和技术标准规范等要求，通过国家认可的检测认证机构检测认证，经检测认证合格后，电网企业不得要求重复检测。
【并网验收】第三十条 分布式光伏发电项目竣工后，安装的逆变器、光伏组件容量原则上应与备案交流侧、直流侧容量一致，不得超备案容量加装。电网企业应当按照有关规定复核逆变器等主要设备检测报告，复核光伏项目或设备（包括光伏组件、逆变器等）购置发票与备案主体的一致性，以及并网容量与备案容量的一致性，并按照相关标准开展并网检验，检验合格后予以并网投产。
【安全生产】第三十一条 分布式光伏发电项目投资主体是项目的安全生产责任主体，必须贯彻执行国家及行业安全生产管理规定，依法加强项目建设运营全过程的安全生产管理，开展电能质量评估、治理等工作。承担分布式光伏发电安全生产监管职责的有关方面应当建立协同配合机制，依法依规依职责分工加强监管。
【调度运行】第三十二条电网企业及其调度机构应当加强有源配电网（主动配电网）的规划、设计、运行方法研究，明确“可观、可测、可调、可控”技术要求，建立相应的调度运行机制，合理安排并主动优化电网运行方式。对于新增分布式光伏发电项目，应具备实时上传运行信息至电力调度机构和负荷管理中心功能，逆变器应提供一路通信接口，用于与电网信息交互、接收调度控制指令，项目投资主体应配合电网企业开展接入工作。对于存量具备条件的分布式光伏发电项目，电网企业、分布式光伏发电项目投资主体应当根据产权分界点，加大投资建设改造力度，保障分布式光伏发电高效可靠利用和电力系统安全稳定运行。
【灵活参与调度和专线供电】第三十三条 分布式光伏发电可独立或者通过微电网、源网荷储一体化、虚拟电厂聚合等形式参与调度，电网企业及其调度机构进行调度应当做到公开、公平、公正，保障电网安全稳定运行。
分布式光伏发电项目与用户开展专线供电的，发电、用电双方应当按照有关规定承担输配电费、系统运行费用、政府性基金及附加等，公平承担相应的责任和义务。
【运维管理】第三十四条 分布式光伏发电项目投运后，分布式光伏发电项目投资主体可自行或者委托专业化运维公司等第三方作为运维管理责任单位。分布式光伏发电项目投资主体、有关设备制造供应商、运维管理责任单位应当严格执行调度运行、网络安全与数据安全等有关管理规定，并网的分布式光伏发电应当按照调管关系接受相应平台的远程调控，禁止擅自设置或者预留任何外部控制接口，加强涉网设备管理，配合电网企业及其调度机构做好并网调度运行管理，不得擅自停运或者调整涉网参数。
【上网模式变更】第三十五条 分布式光伏发电项目投资主体可根据电力用户负荷、自身经营状况等情况，按照第四条规定变更上网模式一次，同时进行备案变更，按照第二十五条、第二十六条规定，办理项目接网调整。项目并网投产前，项目投资主体与电网企业及其调度机构应当重新签订并网调度协议和购售电合同。
【销户处理】第三十六条分布式光伏发电项目连续六个月未发电且现场发电设备已拆除的，由电网企业告知项目投资主体或向社会公示后，进行销户处理。在已销户地址重新建设或迁移安装地址的，须重新办理备案、并网手续。
【建档立卡及绿证】第三十七条 分布式光伏发电项目应当在建成并网一个月内，完成建档立卡填报工作。各市、县（市、县）能源主管部门依托国家可再生能源发电项目信息管理平台，组织开展分布式光伏发电项目的建档立卡工作。建档立卡的分布式光伏发电项目按全部发电量核发绿证，其中上网电量核发可交易绿证，项目投资主体持有绿证后可根据绿证相关管理规定自主参与绿证交易。
【改造升级和设备回收利用】第三十八条 鼓励分布式光伏发电项目开展改造升级工作，应用先进、高效、安全的技术和设备，投资主体应在相关项目改造升级实施前完成备案修改工作。分布式光伏发电项目的拆除、设备回收与再利用，应当符合国家资源回收利用和生态环境、安全生产等相关法律法规与政策要求，不得造成环境污染破坏与安全事故事件，鼓励分布式发电项目投资主体为设备回收与再利用创造便利条件。
第四十条 各市、县（市、区）能源主管部门可根据本细则，制定适应本区域实际的具体措施，参照本细则开展离网型分布式光伏发电的备案管理等工作。
第四十一条 2025年1月23日前已备案且于2025年5月1日前并网投产的分布式光伏发电项目，仍按原有政策执行。根据《山东省2025年新能源高水平消纳行动方案》文件精神，2025年4月21日前已经备案的工商业分布式光伏项目，年自发自用电量可不做比例要求，之后备案的项目按本细则执行。
第四十二条 本细则自发布之日起施行，有效期五年。本细则施行前制定的相关规定与本细则不符的，以本细则为准。实施期间国家另有规定的，从其规定。
https://news.bjx.com.cn/html/20250424/1438367.shtml
国家能源局：发布《中国绿色电力证书发展报告（2024）》
内容摘要：
4月21日，国家能源局发布《中国绿色电力证书发展报告（2024）》。报告旨在全面诠释中国绿证制度体系发展脉络, 介绍2024年绿证核发交易、市场培育、应用场景拓展、国际互认等方面的主要进展和成效, 阐明绿证与可再生能源电力消纳责任权重、能耗双控、碳排放核算等衔接的政策考虑, 展望绿证事业发展前景和方向, 以期引起各级政府、企业的高度重视, 获得国内外社会各界广泛关注和支持。
详情请见：
https://mp.weixin.qq.com/s/x49tDz3uJJFcAjpW9GdRhA
内容摘要：
4月18日，国家能源局发布一季度用电量数据，全社会用电量累计23846亿千瓦时，同比增长2.5%。分产业看，第一产业用电量314亿千瓦时，同比增长8.7%；第二产业用电量15214亿千瓦时，同比增长1.9%；第三产业用电量4465亿千瓦时，同比增长5.2%。城乡居民生活用电量3853亿千瓦时，同比增长1.5%。3月份全社会用电量同比增长4.8%。
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https://mp.weixin.qq.com/s/Z_5EfaEvSGXZLAUe9As4Vw
国家能源局：3月核发绿证1.74亿个，同比增长9.39倍
内容摘要：
4月17日，国家能源局消息，3月国家能源局核发绿证1.74亿个，同比增长9.39倍，其中可交易绿证1.44亿个，占比82.26%，涉及可再生能源发电项目7.07万个，本期核发2025年2月可再生能源电量对应绿证1.60亿个，占比91.66%。
https://mp.weixin.qq.com/s/nV0OPK0Gbd7J3eZFMkdTsw
4月20日，随着天润大丰风电项目最后一支叶片与轮毂精准对接，我国自主研发生产的首台16.2兆瓦陆上单机容量最大发电机组顺利吊装完成。该风力发电机组是目前国内单机容量最大的陆上风电机组，轮毂中心高155米，单支叶片长130米，叶轮直径266米，扫风面积约5.55万平方米，接近8个足球场面积之和。
https://mp.weixin.qq.com/s/9DjMKsNXeN1E_iC5wwxGCA
内容摘要：
4月16日，国内首个碳足迹公共服务平台正式投入使用，将加快提升我国碳话语权、提供中国碳方案的步伐。该平台目前已经入驻江苏近千家重点企业。企业通过平台内的公共基础数据库、国际知名数据库等，建立自己企业的产品碳足迹模型，可以核算出产品从原材料到生产再到流通各个环节的碳排放量，形成产品全生命周期的碳足迹。经过权威机构认证后，企业可以获得国际认可的碳足迹证书，深度参与国际贸易。
详情请见：
https://mp.weixin.qq.com/s/Onk8-Vrbd-j7rswLORb_oA
2025年4月中旬山西大混(质量较好的混煤，热值5000大卡)价格为598.0元/吨，较上期持平。
2025年4月中旬山西优混(优质的混煤，热值5500大卡)价格为675.0元/吨，较上期持平。
https://www.stats.gov.cn/sj/zxfb/202504/t20250423_1959399.html
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北京国能国源能源科技有限公司，是一家以电力交易为基础业务、以新能源开发为发展方向的综合能源服务公司。
公司成立于2017年，是国家高新技术企业、国家科技型中小企业、北京市“专精特新”企业、中关村高新技术企业、中电联3A级信用企业、北京市用户满意企业、北京市首届电力市场管理委员会成员单位。同时也是全国唯一拥有集电力交易、碳交易资格及虚拟电厂聚合商资质三个特许牌照为一体的民营企业。
公司业务包括电力交易、碳交易、虚拟电厂调峰辅助服务、智慧能效管理、分布式光伏、综合能源的投资及托管等。公司秉承科技兴业、为用户创造价值的理念，以绿色低碳环保为方向，以用户需求为核心，通过科技创新和商业模式创新，为用户提供电力交易、碳交易、虚拟电厂及综合能源服务。自2019年以来，一直稳居北京电力交易行业前三。
公司注重人才培养及企业文化建设，核心团队均为华北电力大学研究生、本科生，拥有行业上下游资源和专业技术完美融合的复合型人才团队，是作为能源行业企业最大的优势及核心竞争力。公司工作多次受到政府、用户、行业协会的表彰。国能国源正努力用科技创新的力量及更加优质的服务，为用户、为国家早日实现双碳目标贡献力量！
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