国家发展改革委国家能源局关于印发《可 再生能源发展“十五五”规划》的通知 发改能源〔2026〕1067 号 各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革、 能源主管部门，国家能源局各派出机构，有关中央企业： 为深入贯彻党的二十大和二十届历次全会精神，认真落 实四中全会部署，深入践行“四个革命、一个合作”能源安 全新战略，锚定碳达峰碳中和目标，推动可再生能源高质量 发展，根据《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个 五年规划纲要》和《新型能源体系建设“十五五”规划》有 关要求，我们组织编制了《可再生能源发展“十五五”规划》。 现印发给你们，请遵照执行。 国家发展改革委 国家能源局 2026 年7 月6 日 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18
可再生能源发展“十五五”规划 “十五五”时期，我国积极稳妥推进和实现碳达峰，可再生 能源1对经济社会发展全面绿色转型的主要支撑作用将更加凸显， 我国可再生能源将进入扩量提质、可靠替代的新发展阶段。根据 《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》 和《新型能源体系建设“十五五”规划》，编制本规划。 一、总体要求 以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党 的二十大和二十届历次全会精神，认真落实四中全会部署，完整 准确全面贯彻新发展理念，深入践行“四个革命、一个合作”能 源安全新战略，锚定碳达峰碳中和目标，落实新一轮国家自主贡 献目标，统筹发展和安全，以扩量提质、可靠替代为主线，以电 为核心、非电为突破，坚持集成融合、多元协同、高效有序，推 动可再生能源高质量发展，为建设能源强国、全面推进中国式现 代化贡献绿色发展动能。 “十五五”可再生能源发展主要目标是： 总量目标。2030 年，可再生能源消费总量达到18 亿吨标准煤 左右。 1 可再生能源指能够在较短时间内通过自然过程不断补充和再生的能源，包括水能、风能、太 阳能、生物质能、地热能、海洋能等；新能源指除水能外全部可再生能源。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18
发电目标。2030 年，可再生能源发电总装机达到35 亿千瓦左 右，年发电量达到6 万亿千瓦时左右；风电和太阳能发电总装机 达到28 亿千瓦以上、装机占比超过50%，年发电量4 万亿千瓦时 以上，发电量占比达到30%。 非电利用目标。2030 年，可再生能源非电利用总规模较2025 年增长1.5 倍，折合约1.5 亿吨标准煤。 可靠替代目标。2030 年，全国风电光伏（含源侧配建储能） 平均置信出力达到8%（风电11%左右，光伏6%左右），迎峰度 夏度冬晚高峰风电光伏（含源侧配建储能）电量占比达到20%以 上，提高约10 个百分点。“十五五”期间新增可再生能源可靠顶 峰发电能力3 亿千瓦以上。 专栏1 “十五五”可再生能源发展主要目标 类别 单位 2025 年 2030 年 属性 1. 总量目标 1.1 消费总量 亿吨标准煤 11.8 约束性 2. 发电目标 2.1 发电总装机 亿千瓦 23.4 预期性 2.1.1 风电、太阳能发电装机 亿千瓦 18.4 >28 约束性 其中：光热发电 万千瓦 1500 预期性 2.1.2 水电装机 亿千瓦 4.5 5.7 预期性 其中：抽水蓄能 亿千瓦 0.66 1.6 预期性 2.1.3 海洋能装机 万千瓦 — 预期性 2.2 总发电量 万亿千瓦时 预期性 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18
2.2.1 风电、太阳能发电量 万亿千瓦时 2.3 预期性 3. 非电利用目标 3.1 非电利用规模 亿吨标准煤 0.6 1.5 预期性 3.1.1 制氢规模 万吨 预期性 4. 可靠替代目标 4.1 全国风电光伏（含源侧配建储 能）平均置信出力2 % — 预期性 4.2 迎峰度夏度冬晚高峰风电光伏 （含源侧配建储能）电量占比 % — 预期性 4.3 新增可再生能源可靠顶峰发电 能力3 亿千瓦 — 〔3〕 预期性 注：〔〕为5 年累计数。 二、积极扩大可再生能源电力供给 坚持集中式与分布式并举、陆上与海上并重，统筹就地消纳 和外送，持续提高可再生能源供给比重。 （一）加快“三北”风电光伏基地建设 以“沙戈荒”地区为重点深入推进“三北”风电光伏基地建 设，科学推进光伏治沙和100%绿电外送基地试点。“十五五”期 间，“三北”风电光伏基地新增装机3.7 亿千瓦以上。 新疆基地。以吐哈、南疆等地区为重点加快规划建设新能源 2 风电光伏置信出力是省级电网或场站范围风电、光伏发电（含源侧配建储能）在保供控制时 段、95%置信水平下的保证发电功率与风电、光伏发电装机的比值。全国风电光伏平均置信出 力是各省区风电光伏（含源侧配建储能）置信出力按本地利用并网装机容量的加权平均值。 3 可再生能源可靠顶峰发电能力是在保供控制时段、95%置信水平下，可再生能源以及配套储 能设施合计可提供的保证发电功率。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18
外送基地。结合高载能产业转移、新兴产业发展等布局建设自用 新能源基地。 黄河上游基地。以海南州戈壁、柴达木盆地等为重点加快规 划建设新能源外送基地。结合数据基础设施等新兴产业发展布局 建设自用新能源基地。 河西走廊基地。以酒泉、武威、金昌等地区为重点加快规划 建设新能源外送基地。结合传统产业绿色转型、新兴产业发展， 布局建设自用新能源基地。 黄河“几字弯”基地。重点在蒙西、宁夏、陕北、晋北等地 区加快规划建设新能源外送基地。结合高载能产业转移、数据基 础设施等新兴产业发展、传统产业绿色转型，利用采煤沉陷区等 布局建设自用新能源基地。 冀北基地。以浑善达克沙地等为重点加快规划建设新能源外 送基地。持续推进张家口、承德、乌兰察布、锡林郭勒等地区新 能源基地建设，结合数据基础设施等新兴产业发展布局建设自用 基地项目。 松辽基地。加快推进东北松辽清洁能源外送基地建成投产， 以浑善达克沙地、科尔沁沙地、呼伦贝尔沙地、黑龙江东部等为 重点加快规划建设新能源外送基地。重点推进大庆、白城等地区 自用新能源基地建设，探索可再生能源制氢氨醇规模化利用。 专栏2 “沙戈荒”新能源基地 压茬推进已复函“沙戈荒”新能源基地建设，到2030 年，基本建成“十四 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18
五”期间复函基地。统筹推进“十五五”及中长期“沙戈荒”新能源基地规 划建设，在内蒙古、甘肃、青海、宁夏、新疆等地区，再规划建设一批、储 备一批外送大基地项目。有序推进本地自用风电光伏基地规模化开发与高质 量消纳。 专栏3 光伏治沙工程 01 加快实验项目建设 坚持生态优先、治沙为主，在黄河“几字弯”、河西走廊、吐哈盆地、环塔 克拉玛干沙漠、柴达木盆地五大重点发展区域，先行建设一批光伏治沙实验 项目。 02 稳步实施荒漠化防治和风电光伏一体化工程 按照生态优先、绿色发展、协同推进的总体思路，围绕河西走廊-塔克拉玛干 沙漠边缘阻击战、黄河“几字弯”攻坚战、科尔沁和浑善达克沙地歼灭战， 稳步推进库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林、库姆塔格、吐哈、塔克拉 玛干、柴达木等九大一体化工程建设，构筑起“点、线、面”相结合的光伏 治沙长城，形成较完备的标准体系。 （二）推动海上风电规范有序建设 “十五五”期间，全国海上风电新增开工规模1 亿千瓦左 右，2030 年累计装机规模达到1 亿千瓦以上。 持续加快近海海上风电建设。加快建设已复函省级海上风电 项目。开展新一轮省级海上风电规划修订和评估。做好近海海上 风电海缆路由路径优化。 大力推进深远海海上风电基地布局建设。建立深远海海上风 电基地项目库，做好用海等要素协同，分批推动基地项目规范有 序建设。统筹推进源网工程规划建设，推动海底输电廊道和登陆 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18
点集约共享。 专栏4 海上风电基地 01 渤海海域 重点推进辽宁、天津、河北、山东等省份近海海上风电项目和渤海深远海海 上风电基地开发建设。 02 黄海海域 重点推进辽宁、山东、江苏等省份近海海上风电项目和黄海北、黄海南等深 远海海上风电基地开发建设。 03 东海海域 重点推进上海、浙江、福建等省份近海海上风电项目和东海北、东海南等深 远海海上风电基地开发建设。 04 南海海域 重点推进广东、广西、海南等省份近海海上风电项目和南海北、北部湾等深 远海海上风电基地开发建设。 推动海上风电融合发展。推动海上风电与海上光伏、海洋能 等融合开发利用。鼓励海上风电与海洋油气、海水淡化、海洋牧 场、海底算力等业态融合发展，推动海上风电与海洋观测、生态 监测、地震监测等设施一体化建设。探索海上能源岛建设，打造 海上绿色能源综合开发与高效利用新模式。 （三）以水风光一体化为重点推进水电开发建设 统筹水电开发和生态保护，兼顾防洪、供水、灌溉、航运等 需要，到2030 年，全国常规水电装机规模达到4.1 亿千瓦左右。 积极稳妥推进重大水电工程开发建设。高质量建设雅鲁藏布 江下游水电工程。统筹推进重点流域或河段水电规划调整，研究 论证怒江流域水电规划。扎实推进流域龙头水库电站等重大水电 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18
项目前期工作。持续推进在建项目建设，推动大渡河双江口、金 沙江拉哇等项目按期投产。 科学有序推进存量水电灵活性提升改造。坚持流域上下游、 左右岸一体统筹，重点在开发程度较高的流域水电基地，支持建 设水电扩机项目，因地制宜实施老旧水电机组增容改造。推进小 水电绿色改造提升。 加快流域水风光一体化基地规划建设。完善全国主要流域水 风光一体化基地规划布局，加快推进已规划布局基地建设。统筹 就地消纳与外送，推动水风光与产业集成融合发展。 专栏5 重大水电工程和水风光一体化基地 01 重大水电工程 扎实推进黄河茨哈峡，金沙江龙盘、岗托，雅砻江牙根二级、楞古，大渡河 巴底等项目前期工作。 02 存量水电灵活性提升改造 重点在长江上游、金沙江下游、雅砻江中下游、乌江、红水河、大渡河、澜 沧江中下游等流域水电基地，结合电力系统需要和电站建设条件，统筹谋划 推进既有水电站扩机和老旧机组增容改造。 03 主要流域水风光一体化基地 加快建设雅砻江、藏东南（玉察）、金沙江上游、澜沧江上游等水风光一体 化基地，扎实推进雅鲁藏布江、大渡河、黄河上游、金沙江中下游等流域水 风光一体化基地规划研究编制，统筹谋划其他流域水风光一体化发展。 （四）多场景多元化开发分布式新能源 以中东南部等地区为重点，推动分布式新能源多场景多元化 开发和空间集约复合利用。“十五五”期间，全国分布式新能源 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18
新增装机3 亿千瓦以上。 推动分布式新能源与工商业集成发展。在工业园区、经济开 发区、煤炭油气矿区、资源型城市及周边等工商业聚集区，积极 推进分布式光伏、分散式风电开发。加快工业绿色微电网建设。 推进分布式新能源与交通多场景融合。鼓励交通基础设施沿 线分布式新能源与周边用能设施一体化开发，建设一批“零碳公 路”。积极应用柔性汇集接入、车网互动等技术，拓展交能融合 分布式新能源开发利用空间。 强化建筑领域分布式光伏一体化开发与综合利用。开展新建 公共建筑光伏一体化试点，推动建筑光伏一体化产品研发，促进 光伏产业和建筑融合发展。支持有意愿有条件的居民利用自有住 宅、庭院建设分布式光伏。结合分布式储能和充电桩提升建筑光 伏自消纳水平，提高建筑光伏安全和风貌水平。 加快分布式新能源与农业融合发展。深入推进千乡万村驭风 行动、千家万户沐光行动，因地制宜建设村级光伏帮扶电站。 （五）积极推进生物质、光热及海洋能发电发展 大力推进生物质发电转型升级。因地制宜推进生物质发电提 升供热附加值。鼓励生物质电站与风电、光伏等集成发展，积极 拓展生物质发电在绿电直连等新业态中的应用。 积极推进光热发电规模化发展。在大型风电光伏基地合理配 置光热发电。在青海、新疆、甘肃、内蒙古、西藏等地区建设一 批本地消纳的大容量光热电站。推动光热发电与产业协同布局， 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18
探索以光热发电为基础电源的绿电直连等新业态。因地制宜探索 小型光热发电系统建设。到2030 年，全国光热发电装机规模力争 达到1500 万千瓦。 加快推进海洋能规模化开发利用。因地制宜推进潮流能、波 浪能、温差能等海洋能规模化利用，持续扩大工程试点。推动海 洋能多能互补发展，引导海洋能与相关涉海工程融合。到2030 年，全国海洋能装机规模力争达到40 万千瓦。 三、加快提升可再生能源电力可靠替代能力 坚持系统观念，统筹新建与存量改造，推动多源互补开发， 加强源储协同运行，引导源荷双向匹配，提升可再生能源电力可 靠替代能力。 （一）提升风光电站系统友好性能 加快建设系统友好型风光电站，重点提升可靠顶峰发电能 力，增强新能源对电力系统安全稳定运行的支撑。到2030 年，新 建集中式风光电站置信出力原则上应不低于10%，鼓励具备条件 的项目超过20%。推进存量风光电站系统友好性能改造提升。稳 妥有序推进已纳入涉网安全管理范围的存量新能源项目涉网性能 改造。 （二）推动新能源多能一体化发展 科学推动风电与光伏发电同场或就近布局建设，共享场内外 输变电设施，实施联合功率预测预报与一体化运行。推动光热发 电、生物质发电与风电光伏协同建设运营。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18
专栏6 新能源电力可靠替代能力提升工程 01 建设系统友好型风光电站 在华中、华东和南方等电力供需矛盾突出地区，大力推动以顶峰发电为主要 功能的系统友好型风光电站建设，着力提升新能源置信出力水平。在西北等 新能源高渗透率地区以及送受端直流近区故障运行风险较高地区，积极建设 具备电压、频率、惯量支撑能力的系统友好型风光电站。 02 建设新能源多能一体化项目 在青海、新疆、甘肃、内蒙古、西藏等光热资源条件好的地区，结合用能需 求和消纳能力等，建设一批光热与风电光伏一体化调度运营项目，实现新能 源支撑调节新能源。在东北等风光及生物质资源富集地区，统筹资源条件与 系统需求，探索就近布局建设生物质发电与风电光伏项目，集中打捆接入电 力系统，鼓励协同调度运行，实现“风光+生物质”可靠支撑及灵活调节运 行。 （三）促进抽水蓄能高质量发展 积极有序开发建设抽水蓄能电站。坚持生态优先、需求导 向、优化布局、有序建设，促进抽水蓄能高质量发展。滚动开展 服务电力系统抽水蓄能需求规模论证研究，积极推进在建项目建 设投运。到2030 年，全国抽水蓄能电站装机规模达到1.6 亿千瓦 左右。 推进抽水蓄能与清洁能源协同发展。鼓励发展“抽水蓄能+新 能源”“抽水蓄能+核电”新业态。在西南水风光一体化基地、 “三北”风电光伏基地，科学规划建设服务特定电源抽水蓄能电 站。在负荷中心地区，探索发展与分布式发电结合、在配电网系 统平衡调节的中小微型抽水蓄能电站。 专栏7 抽水蓄能电站 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18
01 服务电力系统抽水蓄能 落实各省（区、市）2024—2028 年服务电力系统抽水蓄能项目布局优化调整 方案，有力有序推动规划内项目核准建设，持续强化项目调度监测和动态调 整，力争“十五五”期间新增投产1 亿千瓦左右。 02 服务特定电源抽水蓄能 重点推进为西南水风光一体化基地、“三北”风电光伏基地、沿海核电等特 定电源服务的抽水蓄能电站建设。 （四）提升负荷与新能源的适配性 发展与新能源发电特性相匹配的灵活用电负荷，提升工业柔 性负荷控制能力，挖掘数据中心等新型用电负荷调节潜力。通过 价格信号引导灵活负荷向新能源大发时段转移。积极拓宽需求侧 响应主体范围，鼓励虚拟电厂等资源聚合模式发展，推广车网互 动等技术应用。支持源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网等 新业态发展，提升自平衡能力。打造一批高水平消纳新能源的零 碳工厂、零碳园区。 四、着力推动可再生能源非电利用实现突破 结合可再生能源资源和消费侧燃料、原料、用热等绿色低碳 替代需求，推动可再生能源非电利用方式和利用规模实现新突 破。 （一）科学布局发展绿色氢氨醇 统筹风光资源、碳源、水源等要素，结合输运、加注、转运 等基础设施建设，因地制宜规划布局绿色氢氨醇生产基地。结合 市场需求，建设就近消纳利用的风光氢氨醇一体化项目。鼓励风 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18
光制氢弱联网、离网模式发展。加快构建绿色氢氨醇储运体系， 加强重点区域港口、机场绿色燃料加注和转运基础设施建设。 （二）积极推进风光供热供暖 针对工业领域用热需求，合理配置聚光集热、储热储电系 统，优化用热行业生产工艺流程，实现高比例风光供热。在居民 区积极有序推广“风光+蓄热电锅炉”集中供暖模式，鼓励园区、 大型建筑应用分布式新能源耦合电热泵等高效供暖（制冷）技 术。探索新能源供暖与储热技术的耦合应用，推动新能源与建筑 热力系统联合优化调度运行。 （三）因地制宜推进生物质能多元高效利用 推进生物质供热供暖应用。因地制宜推动秸秆打捆直燃、生 物质固体成型燃料等供热供暖应用。采用大中型、高效生物质锅 炉集中供热，鼓励达到超低排放水平。支持在大气污染防治重点 区域以外的偏远农村地区推广应用生物质固体成型燃料专用炉 具。 推进生物天然气产业化发展。推动在农林废弃物丰富和种植 养殖产业发达地区规划建设生物天然气项目，依托城市垃圾分类 体系建设餐厨垃圾生物天然气项目。在具备条件地区探索建立生 物天然气产输配用体系。 稳步发展非粮生物液体燃料。因地制宜发展生物柴油、非粮 燃料乙醇、生物航空煤油，完善原料供应和产业标准体系，推动 在交通领域的替代应用。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18
（四）加快推进地热能供暖（制冷） 加强重点区域地热资源勘查评价。积极推广应用地热能供暖 （制冷），加强浅层地热能集群化利用，在地热资源丰富区域推 广中深层地热能集中开发、梯级利用，最大程度减少对地下土 壤、岩层和水体的干扰。 专栏8 可再生能源非电利用工程 01 绿色氢氨醇规模化发展工程 重点在东北地区，规划建设以外送为主的绿色氢氨醇生产基地。因地制宜在 黄河“几字弯”、华北北部、天山北麓等地区，规划建设以就近利用为主的 绿色氢氨醇生产基地。到2030 年，全国可再生能源制氢规模200 万吨。 02 工业领域风光供热工程 支持化工、纺织、医药、造纸、食品加工等行业就近建设风光集中供热站。 鼓励钢铁、水泥等行业新建项目部分或全部采用风光就近直供电弧炉、电窑 炉技术方案，鼓励存量项目开展绿电供热改造。 03 地热能高质量开发利用试点工程 在具备大面积铺设地埋管条件的城镇地区，建设浅层地热能集群化利用试点 工程。在农村能源革命试点地区，因地制宜开展浅层地热能供暖试点工程。 在北京城市副中心、雄安新区、咸阳等中深层地热资源丰富的地区开展地热 能高质量开发利用试点工程，重点关注规模化开发利用、井下换热技术推 广、管理模式创新、现有项目智能化改造升级等。 五、全面提升可再生能源消费水平 全面实施可再生能源消费最低比重目标制度，坚持强制与自 愿并举，提升全社会可再生能源消费水平。 （一）落实可再生能源消费最低比重目标 实施重点用能行业可再生能源电力消费最低比重目标，逐步 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18
扩大可再生能源电力强制消费行业领域范围。加快建立可再生能 源非电利用监测、统计和核算体系，适时确定非电消费重点用能 行业考核范围和指标。 （二）积极推动全社会自愿消费可再生能源 丰富可再生能源消费服务。鼓励能源供应企业等提供多元化 的可再生能源消费服务或产品。积极推进绿色电力消费认证，研 究开展可再生能源非电消费评价。支持各地建立绿证绿电服务中 心，研究推出居民绿电套餐。 鼓励自愿消费可再生能源。鼓励公共机构优先利用可再生能 源。支持重点用能行业进一步提升可再生能源消费比例。鼓励行 业龙头企业、跨国公司建设绿色产业链供应链。将可再生能源消 费纳入企业信息披露。鼓励大型群众性活动100%消费可再生能 源。 （三）大力实施可再生能源替代行动 大力实施可再生能源替代行动，加快培育新场景、新模式、 新业态，提升重点用能领域可再生能源消费水平。 专栏9 可再生能源替代行动 01 强化工业领域可再生能源消费 扩大工业领域绿电应用。加快推动煤炭、油气勘探开发用能可再生能源替 代，促进可再生能源装备制造产业“以绿制（造）绿”。拓展可再生能源工 业供热场景，鼓励可再生能源绿色原料（燃料）替代，推进绿色氢氨醇在工 业领域规模化应用，探索工业领域天然气掺氢利用。因地制宜建设零碳工 厂。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18
02 大力推动交通运输行业可再生能源消费 推广绿电直连等新业态，推动车船充（换）电等补能基础设施建设，加快推 动新能源重卡规模化利用，推动新能源汽车“绿车充绿电”。推进加气站、 加氢站、醇氨加注设施等绿色补能服务网点建设，扩大绿色氢氨醇、可持续 航空燃料、生物天然气等在交通领域应用。 03 积极提升建筑领域可再生能源消费 把优先利用可再生能源纳入城镇规划、建设、更新和改造，推动城镇新建建 筑全面执行绿色建筑标准。因地制宜推动新建公共建筑用能全面电气化，推 进太阳能、地热能、环境热能等在建筑供暖（制冷）中的应用。 04 统筹推进数字基础设施可再生能源消费 引导新建数据中心与可再生能源发电协同规划布局，分类挖掘算力负荷时空 调节潜力，创新绿电直连、源网荷储一体化等方式，稳步提高数字基础设施 绿色电力消费水平。提升存量数字基础设施可再生能源消费比例。 05 扩大乡村特色产业可再生能源消费 探索“绿色能源+特色产业”融合发展模式，引导乡村特色产业园区、农产 品加工基地、现代设施农业等消费可再生能源，推动种植、养殖、粮食烘 干、农副食品加工等领域散煤替代，促进乡村特色产业提质增效。 （四）深入推动农村能源革命 提升农村能源自主保障能力。推进农村分布式新能源发电多 场景融合开发利用，鼓励依托生物质发电等支撑性调节性电源， 加强源荷储协同聚合管理与智能化调控，因地制宜推广可再生能 源非电利用，提升农村用能清洁低碳水平和自主保障能力。推动 建设一批村镇微能网试点项目。 推动农村能源基础设施提质升级。建立农村电网长效发展机 制，建设农村新型电网，全面提升新能源承载能力和供电保障能 力。积极支持在农村地区建设可再生能源供暖（制冷）设施、储 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18
热蓄冷设施，满足农村多元绿色用能需求。 专栏10 农村能源革命发展重点 01 村镇微能网试点建设 针对农村和乡镇地区不同用能场景，试点建设一批兼具多品种能源服务能力 和较强自平衡能力的村镇微能网项目，探索“村能村用”新模式、新业态。 在可再生能源资源较丰富、有相当规模能源需求的村镇，构建以绿电利用为 核心、可再生能源非电利用为辅的公益性微能网及互联互济的微能网群；在 乡镇产业园区、大型农业基地、特色文旅村镇等工商业负荷集中区，以市场 化方式打造电、热、汽、冷、气多能互补的高效综合能源系统；在边远地区 和自然灾害频发地区建设可再生能源局域网（微能网）、应急型微电网。 02 农村新型电网建设 推进以县域为基本单元的农村新型电网建设，探索构建“分级调度、分层平 衡”的县域调度运行体系，提升农村电网新能源承载力、电力自平衡能力和 供电保障能力。 六、巩固拓展可再生能源技术和产业优势 面向可再生能源发展重大需求，加强技术创新攻关，加快人 工智能赋能应用，巩固全产业链领先优势。 （一）加大可再生能源技术创新攻关力度 加强新能源及可再生能源相关学科专业布局建设。健全可再 生能源产学研创新机制，推动实证平台建设。围绕新型电力系统 建设，推动可再生能源先进技术装备规模化应用。加强前沿性、 原创性、颠覆性技术研究和装备攻关，提升可再生能源可靠替代 能力。推进可再生能源工程技术创新及应用，加快人工智能技术 应用，推动产业迭代升级。 专栏11 可再生能源技术创新重点方向 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18
01 可再生能源可靠替代技术攻关 重点应用人工智能等数智技术，提升面向水电资源开发利用的气候预测能 力，提高不同时间尺度和复杂地形、转折天气下新能源功率预测精度。研究 高比例新能源电力系统稳定基础理论及运行控制技术，提升风光储、风光与 调节性电源一体化智慧联合调度运行水平，加强大基地100%绿电输送技术 攻关与应用。加大构网型技术装备研发及应用，增强新能源设备及系统的整 体涉网性能。提升风电光伏发电设备对沙尘、寒潮、台风、凝冻等极端天气 条件的适应性。 02 可再生能源前沿技术和高端装备攻关 加强可再生能源先进材料、核心元器件（零部件）、关键设备及控制系统研 发。研制变速、超高水头、超高抽发比抽水蓄能机组和千米水头段巨型冲击 式水电机组等装备。开展高效可靠风力发电装备技术研究，突破高可靠低成 本叶片、超高塔架、新型漂浮式基础等关键设备制造技术，探索研究高空风 电等新型风能利用技术。加速钙钛矿叠层电池等高效光伏电池制备及产业化 生产技术研究，研究面向太空的太阳能发电技术，推进关键技术验证。加强 绿色氢氨醇柔性离网制取等关键技术研发与应用。加强生物质能、光热发 电、地热能、海洋能等领域前沿技术研发，发展环境热能等新型可再生能 源。 03 可再生能源工程技术创新应用 依托重大水电工程，开展复杂地质条件下地基处理、隧洞施工与筑坝等工程 技术研究。推进“沙戈荒”、高寒高海拔地区大型风电光伏基地勘察设计、 施工建设新技术研究和应用，持续推进深远海海上风电漂浮式基础、动态海 缆等施工技术创新。探索开展光热和煤电耦合降碳技术研究应用。支持干热 岩开发技术、高温地热发电技术的研究与应用，探索地热能梯级综合利用。 鼓励可再生能源与碳捕集利用耦合制绿色甲醇、可持续航空燃料等高价值燃 料的技术应用与产业化。应用智能识别、自动化巡检、故障智能诊断等技 术，提升新能源智慧运维水平。 （二）推动可再生能源产业链供应链高水平发展 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18
依托超大市场规模和丰富应用场景，加强资源优化配置，推 动产业高端化、智能化发展。聚焦可再生能源领域关键技术装 备，加强国产装备研发应用。在可再生能源基地中加大先进技术 装备规模化应用。培育退役新能源设备循环利用产业链。完善可 再生能源产业标准和认证体系，加快制定系统友好型新能源电站 等标准。 （三）提升新能源电站市场化运营能力 提升新能源气象预报供给水平和功率预测精度，增强电力市 场交易履约能力。应用人工智能等技术提升新能源参与电力市场 的决策能力。支持区域新能源场站群一体化集控运维。新能源发 电企业加强专业力量投入，充分研究、参与并适应市场，支持签 订多年期购电协议、合同能源管理协议。加快培育新能源发电专 业运营商。 七、健全可再生能源高质量发展政策体系和长效机制 坚持有效市场和有为政府相结合，健全可再生能源发展政策 体系和长效机制。 （一）健全可再生能源发展法律法规 做好可再生能源法修订工作，聚焦关键环节完善制度设计， 为可再生能源高质量发展提供坚强法治保障。做好可再生能源法 宣传贯彻。 （二）优化可再生能源发展机制 健全可再生能源消费促进机制。建立可再生能源消费最低比 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18
重目标的监测、评价和考核机制，明确实现方式、核算方法和考 核监管等要求。制定可再生能源电力消费核算相关标准规范，将 可再生能源消费最低比重目标有关要求纳入行业碳管控和企业碳 管理。 完善可再生能源协调发展机制。加强可再生能源电力消纳责 任权重监测、评价和考核。推动新能源项目与输电通道同步建成 投运，助力重大生产力布局进一步优化完善。 完善可再生能源开发建设管理机制。完善可再生能源项目投 资核准（备案）管理制度，支持符合条件的分布式交能融合项 目、以新能源为主体的综合能源项目等作为整体办理行政许可或 备案手续。鼓励民间资本参与大基地投资，完善深远海海上风 电、水风光一体化基地规划建设管理机制。依法依规开展可再生 能源开发利用规划环评和项目环评。 加强可再生能源行业监督管理。加强可再生能源规划建设、 并网消纳、交易调度等监管。完善可再生能源安全生产管理机 制，加强重大工程建设施工安全风险评估和预警管控。电网企业 按要求回购可再生能源企业自建接网工程，公平、无歧视提供并 网服务。 （三）完善可再生能源市场化发展机制 完善适应新能源高比例发展的电力市场机制。构建适应新能 源全面入市的电力市场体系。完善跨省跨区电力交易制度。推动 大基地整体参与电力市场交易。优化集中式新能源报价方式，支 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18
持符合条件的新能源项目联合报价。鼓励分布式新能源通过聚合 方式整体参与电力市场交易，合理承担系统调节成本。完善辅助 服务市场，向用户侧合理传导辅助服务成本。 完善促进可再生能源高质量发展的价格形成机制。完善新能 源可持续发展价格结算机制。研究海上风电送出工程成本疏导机 制。完善抽水蓄能、新型储能等调节性资源容量电价机制，有序 建立可靠容量补偿机制。 完善绿证绿电交易机制。完善全国统一的绿证核发交易体 系，推进中长期绿证交易和多时间尺度绿色电力交易机制建设。 鼓励跨省跨区绿色电力交易，推动分布式新能源就近聚合参与绿 色电力交易。健全绿证价格形成机制，发布绿证价格指数。推动 电-碳-证衔接。 （四）强化可再生能源发展要素保障 加强用地用海资源等要素保障。开展全国风电光伏资源普 查，推进观测网和可开发资源数据库建设。研究制定适应新能源 特点的空间复合利用政策，将可再生能源重大项目的空间利用需 求纳入自然资源管理和国土空间规划“一张图”。强化多部门协 同，提高可再生能源项目用地用海用林用草等审批效率。推动绿 色金融产品和服务创新，拓宽直接融资渠道。 加强电力系统支撑保障。完善新能源与电网、调节能力协同 规划建设机制，适度超前推进电网基础设施建设。提升跨省跨区 输电和省间互济能力，持续增加跨省跨区清洁能源输送占比，加 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18
强各类调节性资源规划建设和科学调用，推进配电网、智能微电 网与主干电网一体发展，提升对新能源的接纳、配置和调控能 力。 八、深化可再生能源高水平国际合作 发挥我国可再生能源产业优势和服务大国外交作用，持续推 动可再生能源国际合作，助力全球能源绿色低碳转型。 （一）推动可再生能源项目与产业合作 持续深化绿色能源国际合作，加强在投资开发、工程建设、 装备制造等环节协同，高质量实施与上合组织其他国家“千万千 瓦光伏”“千万千瓦风电”等一批绿色能源重大项目，推进更多 惠民生的“小而美”项目。积极推动我国优质绿色技术及产品在 全球市场自由流通。 （二）完善可再生能源国际标准和认证体系 坚持“引进来”和“走出去”并重，统筹推进国际和国内标 准协同编制。支持各类机构和企业深度参与国际标准制定与认证 对接，促进中国可再生能源技术和管理规范国际化，持续推动认 证结果国际互认。 （三）积极参与全球绿色低碳发展转型治理 依托多双边合作机制，与相关国家和地区在法律法规、市场 准入、技术标准、投资政策、贸易规则等方面强化对接。坚持共 同但有区别的责任原则，因地制宜深化与各国在能源转型、绿色 能源技术等领域交流合作，共同应对气候变化挑战。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18
九、加强规划组织实施 坚持和加强党的全面领导，完善规划对可再生能源发展引导 约束机制。健全能源领域规划会商与协调机制，保障规划重点任 务、重大工程实施。强化部门协同，明确责任主体、进度要求和 考核机制。加大规划实施监管力度，坚持对规划实施情况进行动 态监测、中期评估和总结评估。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:18
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国家发展改革委国家能源局关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知（发改能源〔2026〕688号）
国家发展改革委国家能源局关于印发 《新型能源体系建设“十五五”规划》 的通知 发改能源〔2026〕884 号 各省、自治区、直辖市人民政府，国务院有关部委、直 属机构，有关中央企业： 《新型能源体系建设“十五五”规划》已经国务院同意， 现印发给你们，请认真贯彻实施。 国家发展改革委 国家能源局 2026 年6 月13 日 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18
新型能源体系建设“十五五”规划 “十五五”时期，我国能源发展进入安全风险叠加演变期、低 碳转型加力推进期、能源创新加速突破期、体制改革深度攻坚期、 国际合作调整重塑期。为科学引领能源高质量发展，加快建设新型 能源体系，根据《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五 年规划纲要》，制定本规划。 一、总体要求 坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻 党的二十大和二十届历次全会精神，认真落实四中全会部署，坚持 稳中求进工作总基调，完整准确全面贯彻新发展理念，以能源高质 量发展为主题，以碳达峰碳中和为牵引，聚焦建设能源强国战略目 标，深入践行“四个革命、一个合作”能源安全新战略，更好统筹 发展和安全，以安全充裕为前提、经济可行为基础、科技创新为引 领、体制改革为动力，加快建设清洁低碳安全高效的新型能源体系， 确保能源的饭碗牢牢端在自己手里。 主要目标是：2030 年初步建成清洁低碳安全高效的新型能源体 系。能源综合生产能力达到58 亿吨标准煤，电力系统互补互济和 安全韧性水平全面提升，能源进口多元可控；煤炭和石油消费达峰， 非化石能源消费比重达到25%，风电和太阳能发电装机比重超过 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18
50%、成为电力装机主体，非化石能源发电量比重达到50%、成为 电量主体；坚强韧性、绿色低碳、集成融合、智能高效的新型能源 基础设施体系加快建设，新型电力系统初步建成；能源产业链关键 技术装备实现总体自主可控，迈入世界能源科技创新国家前列；适 应新型能源体系的市场和价格机制加快健全，全国统一电力市场体 系基本建成。 专栏1 “十五五”能源发展主要指标 序号 指 标 单 位 2025 年 2030 年 属性 能源综合生产能力 亿吨标准煤 51.3 约束性 电力总装机 亿千瓦 38.9 预期性 非化石能源消费比重 % 21.7 约束性 非化石能源发电量比重 % 42.3 预期性 单位发电量碳排放下降 ① % >10 约束性 重点行业节能量 亿吨标准煤 >1.5 预期性 电能占终端能源消费比重 % 预期性 西电东送能力 亿千瓦 3.4 >4.2 预期性 源储调节能力增长 ② % >40 预期性 电力需求响应能力 % >3 >5 预期性 能源领域专利合作条约 （PCT）国际专利申请量年 均增长 % >5 预期性 能源领域首台（套）重大技 术装备工程示范落地成果 个 >100 预期性 注：①单位发电量碳排放为发电行业二氧化碳排放总量与全口径发电量的比值。 ②源储调节能力为电源和储能调节能力之和。 空间布局是：坚持“全国一盘棋”，统筹能源和经济、总量和 结构、全国和区域、国内和国际，推动非化石能源供应形成五大增 长板块，巩固优化化石能源生产基地，加强能源开发与用能产业布 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18
局协同，统筹优化能源骨干通道布局，不断拓展多元化进口通道。 专栏2 能源发展空间布局 1. 非化石能源五大增长板块 坚持风光水核等多能并举，实施非化石能源十年倍增行动，“三北”风电光伏 基地、西南水风光一体化基地、沿海核电基地、海上风电基地和分布式新能源成为 非化石能源主要生产高地。 2. 化石能源生产基地 优化煤炭开发布局，重点建设山西、蒙西、蒙东、陕北、新疆五大基地，兼顾 东中部地区接续产能建设。加强油气战略保障基地建设，以主要含油气盆地和关键 海域为重点，建设鄂尔多斯、渤海湾、川渝、塔里木、松辽盆地等油气战略保障基 地。推动鄂尔多斯盆地东部煤层气开发。 3. 能源开发与用能产业协同布局 能源资源富集地区强化能源开发和产业链延伸，统筹西电西用与西电东送，加 强产业转移与清洁能源协同布局，推动电力和先进制造业、算力、氢能等产业融合 发展，促进能源资源就地就近转化利用。重点用能地区依靠加强非化石能源就近开 发利用、合理新增支撑电源提升本地自保能力，力争实现东部地区“十五五”能源 消费增量的70%由本区域生产保障。强化国家战略腹地能源支撑，加强经济大省能 源要素保障。 4. 能源骨干通道 打造重要能源产品骨干流通走廊。电力流向形成由“三北”风电光伏基地、西 南水风光一体化基地向负荷中心地区送电的总体格局，新增西电东送能力8000 万千 瓦以上。西煤东运、北煤南运的运输布局持续优化，唐包、瓦日、浩吉、朔黄等煤 运通道配套集疏运体系更加完善，疆煤外运拓展“一轴两翼多联”通道布局。油气 “全国一张网”基础设施布局更加完善，西气东输、川气东送、北气南下、海气登 陆干线通道更加强化，全国油气管网总里程新增2 万公里。 5. 能源进口通道 东北、西北、西南、海上四大油气进口战略通道巩固拓展，煤炭进口通道格局 巩固完善。 二、构建先进适配的新型能源基础设施体系 （一）持续扩大非化石能源供给规模 推动新能源集成融合发展。坚持集中式与分布式、发电与非电 并举，加强新能源多品种互补开发、空间集约复合利用、一体化聚 合运营，推进陆上风电、光伏发电大规模平稳发展，海上风电向深 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18
远海发展，光热发电、海洋能规模化发展。推进“风光+生物质” 一体化项目建设。提升新能源涉网性能，建设一批系统友好型新能 源电站。积极推进地热能、氢能和绿色燃料发展，新能源非电利用 规模实现倍增。建立完善新能源消纳综合评价指标体系，2030年新 能源发电量占比达到30%。 以水风光一体化为重点推进水电开发建设。高质量建设雅鲁藏 布江下游水电工程，有序推进茨哈峡、龙盘、岗托等重大工程，研 究论证怒江流域水电规划。加快推动主要流域水风光一体化基地规 划建设。统筹推进主要流域水电规划调整，推动水电扩机和机组增 容改造。组织实施长江流域水电高质量发展方案。实施小水电绿色 改造提升。2030年常规水电装机达到4.1亿千瓦左右。 积极安全有序发展核电。以三代压水堆技术为主，保持核电平 稳建设节奏。积极稳妥推进先进堆型研发和示范工程建设。因地制 宜推进核能综合利用。2030年在运核电装机达到1.1亿千瓦左右。 （二）构建适配高比例新能源的新型电力系统 加快新型电网建设。推动清洁能源基地外送输电通道建设，优 化送端电源结构，提升通道输送能力、利用效率和清洁电量占比。 加强华中—南方、华中—华东、华北—华东、华中—西北等地区间 电网互济，提升互补互济能力4000万千瓦左右。巩固完善以区域同 步电网为基础、区域间异步互联的全国电网主网架格局。推动配电 网向源网荷储资源高效配置平台转变，2030年力争具备承载9亿千 瓦分布式新能源接入能力。加快建设智能电网，建设智能化调度体 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18
系，提高新能源消纳水平。因地制宜发展智能微电网和绿电直连。 推动火电转向支撑调节性电源。优化火电布局，合理控制煤电 装机规模和发电量。实施新一代煤电改造升级，提升深度调峰、快 速爬坡等高效调节能力，鼓励采用零碳低碳燃料掺烧、碳捕集利用 与封存（CCUS）等技术实现清洁降碳。持续推动煤电机组关停和 延寿工作。合理规划建设天然气电站，加大国产化燃机示范及推广 应用。 优化储能建设和调用。合理布局、积极有序开发建设抽水蓄能 电站。大力发展新型储能，加力发展长时储能，鼓励多种储能技术 路线发展，拓展新型储能在电源协同运行、电网稳定支撑及微电网、 虚拟电厂等领域应用。推动新型储能调控方式创新，合理提升利用 水平。2030年抽水蓄能装机达到1.6亿千瓦左右，新型储能装机达到 3亿千瓦。 构建灵活弹性的电力负荷生态。充分挖掘用户侧调节潜力，依 托新型电力负荷管理系统，提高电力需求响应比例。充分利用电动 汽车储能资源，开展车、桩、站、网融合互动探索，全面推广智能 有序充电，扩大车网互动规模化应用范围，2030年车网互动聚合可 调充电规模达到5000万千瓦左右。加快推进虚拟电厂规模化发展， 2030年虚拟电厂调节能力达到5000万千瓦以上。 （三）推动化石能源生产供应转型升级 打造现代化煤炭供应链产业链。因地制宜推广煤炭绿色开采， 分类分级开展智能化煤矿建设。加强煤炭洗选加工，健全商品煤质 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18
量标准体系。深化煤炭与煤矿瓦斯共采，推动矸石、矿井水等资源 化生态化利用，稳步推进煤炭行业甲烷控排。加快煤炭与新能源融 合发展，充分利用采煤沉陷区等场地开发风电和光伏发电。加强煤 炭生产储运设施更新改造。加强煤炭清洁高效利用，推进富油煤分 质利用，鼓励发展煤基特种燃料、煤基新材料等创新产品。 推动油气田和炼化产业转型。规模化开展陆上油气田与新能源 融合发展，探索海洋油气田和海上风电协同开发，推动CCUS 区域 产业集群建设，提高油气田生产电气化率，打造低碳零碳油气田。 坚持“减量置换”原则，严格控制炼油产能规模，引导大型企业、 重点区域炼油能力优化重组。加快炼油行业节能降碳改造，稳步提 升石化行业绿电绿氢使用比例，推进核电与石化行业耦合发展试 点。提高化工用油、特种油品、高端新材料等收率。 专栏3 新型能源基础设施重点工程 1. 风电光伏基地 以库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠为重点，以其他沙漠、戈壁和荒 漠地区为补充，建设以外送为主的大型风电光伏基地。推进“三北”荒漠化防治和 风电光伏一体化工程建设。持续推进新疆、黄河上游、河西走廊、黄河“几字弯”、 冀北、松辽等新能源基地建设。发展渤海、黄海、东海、南海等海上风电基地。 2. 水风光一体化基地 加快建设雅砻江、金沙江上游、澜沧江上游、藏东南（玉察）等流域水风光一 体化先行基地，谋划推进大渡河、黄河上游、金沙江中下游、雅鲁藏布江等其他主 要流域水风光一体化基地，在西北、西南等有条件地区探索发展以抽水蓄能为主要 调节电源的新型水风光一体化基地。 3. 氢能和绿色燃料 因地制宜在东北（含蒙东）、黄河“几字弯”、华北北部、天山北麓等地建设 一批绿色氢氨醇生产基地项目，研究论证风电光伏基地电力外送至消费地制氢的可 行性。支持上海建设国际航运绿色燃料加注中心和交易中心。开工建设内蒙古乌兰 察布—京津冀地区输氢管道工程，规划建设鄂尔多斯—榆林、巴彦淖尔—宁东跨省 区输氢管网工程，研究论证兴安盟—松原—大连跨省区绿色甲醇专用管道。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18
4. 光热发电 在内蒙古、甘肃、新疆、青海、西藏等太阳能资源丰富地区，建设一批光热发 电工程，到2030 年，光热发电累计装机力争达到1500 万千瓦。 5. 输电通道 开工建设甘肃巴丹吉林沙漠基地、新疆塔克拉玛干沙漠基地、东北松辽清洁能 源基地、内蒙古沙漠基地、青海清洁能源基地等外送通道，结合西南澜沧江上游等 水风光一体化基地、“沙戈荒”风电光伏基地等，布局新增一批后续外送通道。 6. 电网灵活互济 建设闽赣、皖鄂、鲁苏、渝黔、湘黔、湘粤等区域电网间互济工程，以及黑龙 江林海—吉林平安、新疆哈密—甘肃敦煌、宁夏天都山—甘肃白银、安徽广德—浙 江瓶窑、川渝特高压加强、海南—广东第三回交流等区域电网内部省间互济工程， 新增规划一批电力互济工程。 7. 绿电直连 推动算力中心等新兴产业、有绿电消费比重要求的重点用能行业、有绿电溯源 需求的出口企业建设绿电直连项目。鼓励工业园区、零碳园区、增量配电网等拓展 多用户绿电直连场景。 三、构建坚强韧性的能源安全保障体系 （四）筑牢极端情形下的能源战略安全底线 加大油气增储上产力度。大力推进油气勘探开发，加大投入强 度，加强传统大型油气田和页岩油气等新型资源勘探开发。围绕深 地、深海、非常规、老油气田四大领域，促进“稳油增气”，推动 海域、非常规领域成为原油稳产主力。实现原油年产量稳定在2亿 吨水平，天然气产量稳步增长。 健全完善油气储备体系。持续优化储备布局，形成更加灵活的 储备管理机制，健全政府储备和企业社会责任储备有机结合、互为 补充的石油储备体系。坚持“大库大站、集约布局”，打造若干个 地下储气库群，有序推动既有沿海液化天然气（LNG）接收站扩建。 持续完善油气“全国一张网”。加强干线管道及互联互通工程 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18
建设，2030年天然气管网一次管输能力达到5000亿立方米/年。依托 国家干线管网因地制宜、优化布局建设省级管网，有序扩大管网覆 盖面。统筹炼化基地与港口布局、海陆外运和内陆输送，优化原油、 成品油管道布局与流向。加强与沿海港口相连的原油管网互联互 通。统筹考虑煤制油气及煤层气产能布局，配套建设外输管道。 大力推进石油消费替代。加强多种替代燃料战略布局。加强煤 制油气产能和技术储备，推进内蒙古鄂尔多斯、陕西榆林、新疆准 东、新疆哈密等煤制油气战略基地建设。因地制宜布局非粮生物燃 料乙醇、生物柴油、生物天然气、可持续航空燃料、绿氨绿醇等绿 色燃料产能。推进新能源重卡和船舶等规模化应用。 （五）夯实能源转型安全基础 加强新能源关键矿产资源供给。深入实施新一轮找矿突破战略 行动，加强新能源产业链上游关键矿产资源勘探开发。构建规模适 度的战略性矿产资源储备，科学制定储备品种、规模与建设时序。 推进退役风电机组、光伏组件、锂电池等废旧资源循环利用。 强化煤炭兜底保障作用。持续加强煤炭资源勘探和战略接续， 科学安排煤炭产能建设，重点建设五大煤炭供应保障基地，2030 年 产量占全国比重达到80%以上。稳慎有序推进深部煤炭资源安全开 发。完善煤炭产品储备布局，加强储备运行管理，推动政府储备与 企业储备互补联动。完善煤炭产能储备政策，扩大产能储备规模， 2030 年形成1 亿吨/年以上的产能储备。完善煤炭集疏运体系，推 动有条件的地区建设煤炭等能源大宗商品资源配置枢纽。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18
（六）提升能源安全风险管控能力 强化监测预警和应急管控。健全能源安全风险监测预警体系。 加强灾害监测研判和防范应对，提升能源系统防灾抗灾能力。深化 电力安全风险分级管控，加强大电网安全指标、风险、隐患、事故 一体化管理。完善能源应急管理体制，加快推进国家、省、市、县 四级电力应急力量建设。完善分层级分领域应急预案。 加强能源基础设施安全防范。强化能源领域重要目标防护。加 强源网荷储各环节安全风险管控，强化重要输电通道安全管理。加 强石油、天然气管道保护。加强煤炭运输骨干铁路通道、重点港口 等安全运行保障。强化重大能源基础设施数据安全防护、关键信息 基础设施安全防护，推动国家级电力网络安全仿真验证环境建设。 强化城市能源基础设施保护与安全管理。 专栏4 能源安全保障重点工程 1. 油气储备 建设石油储备重大工程。建设大庆升平、长庆榆林雷龙湾、西南万顺场、新疆 宝浪等储气库，江苏、山东、河南、湖北等重点地区盐穴储气库。 2. 油气管网 加快建设川气东送二线，推进虎林—长春—石家庄—濮阳—安庆管道、黑河— 大庆—长岭中俄东线复线、苏皖豫等天然气管道建设，开展铜梁—遵义—曲靖等天 然气管道建设前期工作。 3. 煤炭供应保障基地 重点在山西大同、河保偏、离柳、霍东、西山、乡宁，蒙西新街台格庙、塔然 高勒、纳林希里、准格尔中部、纳林河，蒙东霍林河、宝日希勒、伊敏，陕北榆神、 榆横、神府、府谷等矿区，以及新疆准东、吐哈、伊犁等地区，高标准建设一批大 型现代化煤矿，推动整装矿区资源一体化开发。 四、构建绿色低碳的能源消费体系 （七）更大力度推进节能降碳 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18
强化重点领域节能和清洁替代。加强工业领域节能高效生产工 艺和技术应用，优化能源清洁替代路径，稳步压减燃煤自备电厂规 模。加强建筑能效管理，推动超低能耗建筑、低碳建筑规模化发展， 促进建筑可再生能源集成应用，推动光伏建筑一体化发展。积极发 展多式联运，建设低碳零碳运输走廊，加强铁路、公路、港口、航 道、枢纽场站等清洁能源开发利用。加强算力等新型高载能产业节 能提效。深化公共机构节能降碳改造。加快推进新增用电量由新增 清洁能源电量覆盖。提高终端用能电气化水平。 加强节能降碳管理。全面实施碳排放双控制度，严格节能降碳 审查评价，强化重点用能项目规划布局和产能调控。加快推进全国 碳市场建设，对碳排放总量相对稳定的行业优先实施配额总量控 制。稳妥有序推动能源领域自愿减排项目开发。建立健全能源行业 碳排放核算机制和基础能源产品碳足迹管理政策，推动非化石能源 电力消费核算认定。大气污染防治重点区域持续实施煤炭消费总量 控制，新建、改建、扩建用煤项目实行煤炭等量或减量替代。 （八）提升绿色能源消费水平 推动热力系统绿色低碳转型。积极发展非化石能源供热，加大 余热回收利用力度，因地制宜加大热泵推广应用。推动建设面向城 市、园区的区域热力系统，加强非化石能源热源与既有热力系统有 机融合，加快热网改造升级，积极推进“智慧供热”应用。提升热 负荷柔性调节能力。合理布局建设多尺度储热储冷设施。推动偏远 地区积极发展分布式绿色低碳供热。支持热电厂热电协同改造，推 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18
动热力系统与电力、燃气系统联合优化调度。深入推进散煤替代。 加强民生清洁用能服务保障。统筹规划城镇电力、热力、燃气 等能源基础设施，推进城镇燃气管道、供热管道、非电网直供小区 更新改造。提高民生用能电气化水平，2030 年人均年生活用电量达 到1500 千瓦时。完善快慢互补、智能开放的充电基础设施，2030 年充电基础设施达到4000 万个、实现倍增发展。推进北方地区多 元化清洁供暖。加强城市燃气供应保障。深入推进农村能源革命， 创新农村清洁能源开发利用方式。 培育能源消费新场景新业态。推动多能融合互补发展，引导传 统能源企业向综合能源生产服务商转型，建设一批电、气、热、氢 等综合能源站。因地制宜发展适应新能源特性的用能产业，培育能 源产消融合新模式，促进源网荷储深度融合。鼓励分布式光伏、分 散式风电、生物质能、地热能等多场景多元化利用。推动零碳工厂 和园区建设。利用市场机制聚合电动汽车、空调负荷等用户侧资源， 引导虚拟电厂、智能微电网等新型经营主体创新发展。 专栏5 能源消费转型重点任务 1. 清洁能源替代 加快钢铁、有色、石化、化工、建材等传统产业转型，推广电锅炉、电加热、 电辅热炉窑等。完善重点区域、城市群、交通干线绿色燃料储运加注网络，推动在 主要货运通道沿线建设重卡补能设施，加快长江等内河航运绿色动力转型。优化拓 展天然气利用方向，推进天然气掺氢利用。 2. 充电基础设施 构建城市面状、公路线状、乡村点状布局的充电基础设施网络。打造有效满足 电动汽车中长途出行需求的城际充电网络。提高快充设施占比。因地制宜探索换电 设施适用场景。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18
3. 农村能源革命 深入实施“千乡万村驭风行动”“千家万户沐光行动”，因地制宜建设村级光 伏帮扶电站，规范发展农光互补、牧光互补等模式。引导新能源与农业生产、周边 产业等深度融合。加强自然灾害频发、供电能力不足及大电网未覆盖等农村地区电 网建设改造。探索提升县域能源自平衡能力，推进村镇微能网试点建设。 五、构建自立自强的能源科技创新体系 （九）加强能源技术装备和产业创新 推动全产业链技术自主可控。加强重点领域技术攻关和装备研 发，增强能源产业基础支撑能力。前瞻布局未来能源技术，适度超 前开展前沿性、颠覆性技术研究，推动突破一批标志性技术，推进 工程化应用，抢占发展制高点。 巩固拓展新能源等产业竞争优势。加强风电光伏技术装备创 新，强化标准引领和知识产权保护，打造全球新能源产业创新高地。 统筹优化新能源产业链布局，促进产业链供需平衡，形成良性竞争 格局。推动新型储能、氢能制造业提质升级，巩固关键技术、应用 生态等优势，减少低水平重复建设。培育核电等高端装备产业集群。 深入实施“人工智能+”能源行动，统筹能源资源配置与算力设施 建设，推动算电协同一体化发展。 加快氢能与绿色燃料产业发展。统筹氢能制储输用全链条发 展。因地制宜发展绿电直连制氢、可再生能源离网制氢等模式，2030 年可再生能源制氢规模达到200 万吨。加强工业副产氢的提纯与高 效利用。合理布局绿色氢氨醇生产基地和基础设施，加强输氢管网 布局引导，探索负荷率不足的存量油气管网规模化输送绿色甲醇。 推动氢氨醇在发电、交通运输、化工冶金、规模储能等领域应用。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18
统筹布局氢能实证实验平台，开展绿色燃料技术攻关和产业化试 点，建立绿色燃料可持续性认证体系。 专栏6 能源创新发展重点方向 1. 技术装备攻关 加快核电小堆和四代堆、超高水头大容量冲击式水轮机组、深远海风电、先进 光伏、光热发电、新一代煤电、重型燃气轮机、柔性直流输电、智能微电网、非常 规油气、煤矿智能无人开采、富油煤分质利用、氢能与绿色燃料等技术攻关和装备 研发。 2. 未来能源技术 强化可控核聚变、太空电站、高温超导输电、无线传能、极地深海能源等理论 研究和技术创新。 3.“人工智能+”能源 加强大型新能源基地与国家算力枢纽协同布局，打造“能源+数字”产业集群， 推动以电强算、以算促电。强化算力与电力双向赋能，保障大数据、人工智能等产 业高品质用电需求。推进全系统智能煤矿建设，打造一批智慧电厂、数字油气田， 推动电网、油气管网等数智化发展。 （十）健全能源科技创新协同机制 筑牢能源科技创新基础能力。完善能源科技创新投入机制，激 励企业加大能源科技研发投入。强化创新资源统筹和力量组织，加 强能源领域国家实验室、国家科研机构、高水平研究型大学、科技 领军企业统筹布局。高质量实施智能电网、煤炭、油气等能源领域 国家科技重大专项。加强能源领域全国重点实验室、国家技术创新 中心、研发创新平台等建设。推进能源领域教育科技人才一体发展。 推动科技创新与产业创新深度融合。按照前沿引领、关键共性、 工程验证等分类推进重点技术研发应用，重点围绕新能源、新型储 能、先进核电、智能电网、车网互动等领域，推动建立一批中试验 证平台，加强重大科研成果试点示范应用。完善首台（套）、首批 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18
次、首版次应用政策，鼓励自主创新产品规模化应用，引导产业赛 马争先。 六、构建协同高效的现代化能源治理体系 （十一）深化能源市场化改革 构建全国统一能源市场体系。构建现货、中长期、辅助服务和 容量市场有机衔接的全国统一电力市场体系，推动跨省跨区和省内 电力交易衔接，合理扩大省间市场化送电规模。深化油气勘查开采 体制改革，加强矿业权出让管理。持续推进省级管网以市场化方式 融入国家管网，压缩管输及配气层级。推广天然气多年期合同制度。 统一煤炭市场基础制度规则，健全电煤保供中长期合同制度。优化 能源价格形成和传导机制，深化竞争性环节价格市场化改革，强化 自然垄断环节价格监管。 优化能源基础设施投资和运行机制。完善民营企业参与能源重 大项目建设长效机制，鼓励多元主体参与清洁能源基地、能源输配 网络、油气储备设施等投资建设。完善基于市场交易结果的电力调 度机制。建立健全公共电网与新模式新业态协调发展机制。优化油 气管网调度运行机制，鼓励上游供气企业与城镇燃气企业、大用户 开展直购直销。探索电力与天然气协同调度运行机制。 （十二）完善能源治理制度 加强能源治理基础建设。推动出台能源法配套法规政策，推进 电力法、可再生能源法、节约能源法和电力调度管理条例、天然气 管理条例等制修订，健全新型电力系统安全法规。建立健全绿色能 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18
源消费促进机制，完善可再生能源电力消纳责任权重制度，实施可 再生能源消费最低比重目标制度。建立可再生能源非电利用统计和 考核体系。健全能源标准体系，推动政府主导标准与市场自主标准 协同发展，深化标准国际合作。 健全科学高效的能源监管体系。完善能源自然垄断环节监管体 制机制，健全基础设施接入和使用机制，加强电网、油气管网公平 开放监管，推动省级管网运销分离。全面推广过程监管、数字化监 管、穿透式监管、跨部门协同监管。建立电力市场评价体系和信用 制度。持续整治地方政府不当干预电力市场行为。持续提升全国“获 得电力”服务水平，全面打造现代化用电营商环境，开展供电质量 提升专项行动。强化电力建设运行安全生产管理。 专栏7 能源市场化改革和制度建设重点任务 1. 全国统一电力市场 合理确定电力中长期合同签约比例，深化中长期市场连续运营，提高中长期交 易频次和灵活性，完善优先发电优先购电规模计划管理机制。推动省级电力现货市 场和南方区域电力市场转入正式运行，深化长三角电力互济，探索推动京津冀电力 市场建设，在省间交易框架下探索东北、西北、华中等区域电力互济交易机制。稳 步推动气电、水电、核电入市。加快建立备用辅助服务市场，因地制宜探索爬坡等 新型辅助服务品种。建立健全可靠容量补偿机制，鼓励具备条件的地区探索建设容 量市场。 2. 价格机制 健全跨省跨区专项工程输电价格机制，优化发电侧容量电价机制和新能源可持 续发展价格结算机制。完善成品油定价机制，深化天然气价格市场化改革。完善煤 炭价格区间调控政策，健全电煤中长期交易价格机制。优化居民阶梯电价、气价制 度，推动市场分时价格信号向终端用户传导，用市场化手段引导全社会节约用能。 推进供热计量改造，有序推行供热计量收费。 3. 能源基础设施投资 鼓励多元主体参与清洁能源基地开发建设。鼓励符合条件的民间资本参与跨省 跨区输电工程和配电环节投资建设。支持各类社会资本按照市场化原则参股油气基 础设施项目，鼓励符合条件的社会资本参与油气储备库、LNG 接收站等投资建设。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18
4. 绿证绿电制度 加快培育壮大绿证绿电市场，建立强制消费与自愿消费相结合的绿证消费制度。 完善绿色电力消费核算、认证和标识制度，建立绿证和绿电消费标准体系。提升绿 证国际认可度，积极应对国际绿色贸易壁垒。 5. 能源标准体系 持续完善油气、煤炭等传统领域标准，加快制定新型电力系统、先进核电、新 型储能、氢能与绿色燃料等新兴领域标准，制定下一阶段油品质量标准。研究布局 一批“人工智能+”能源重点标准。加强能源行业碳排放核算、基础能源产品碳足迹 核算等标准制修订。 七、构建立体多元的能源国际合作体系 （十三）强化开放条件下的能源安全 增强能源多元进口和安全保障能力，坚持能源进口多元化，加 强海外主要油气产区合作。顺应国内煤炭供需形势变化，充分发挥 进口煤对国内市场的补充调剂作用。积极稳妥参与全球能源勘探开 发与投资运营。 （十四）参与引领全球能源治理变革 积极拓展绿色合作和对外投资空间。有序推进新能源产业链国 际合作，加强技术和标准体系国际对接，推动产品、技术、标准、 服务等一体化“走出去”。高质量打造能源重大标志性工程。优先 开展“小而美”项目合作，围绕风电、光伏、氢能、储能等重点领 域，推动建成一批经济效益好、示范效应强的绿色能源最佳实践项 目。 提升能源治理话语权和影响力。高质量开展能源主场外交，建 设运营好“一带一路”能源合作伙伴关系和全球清洁能源合作伙伴 关系等合作平台。加强区域能源合作平台建设，发挥中国与上海合 作组织、阿盟、东盟、非盟、中东欧及亚太经合组织可持续能源中 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18
心等区域平台作用。深度参与多边框架下的能源合作，加强与相关 国际组织交流合作。开展可再生能源领域南南合作。推动在华建立 核电领域非政府国际组织。 八、保障措施 坚持党中央集中统一领导，在国家能源委员会统筹指导下，各 有关方面要结合实际抓好本规划贯彻落实。国家发展改革委、国家 能源局要加强规划组织实施，确定年度目标并做好年度综合平衡。 各地区、各有关部门要密切协调配合，共同推动落地见效。加强规 划实施用地用草用林用海等要素保障，做好能源矿区规划、项目建 设水资源论证和环境影响评价，落实促进能源绿色低碳发展的财 税、金融、投资、价格、科技、环保等政策。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:4 2409:8a55:3011:e1c4:18
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国家发展改革委国家能源局关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知（发改能源〔2026〕688号）
国家发展改革委国家能源局关于印发 《新型储能规模化建设专项行动方案 （2025—2027 年）》的通知 发改能源〔2025〕1144 号 各省、自治区、直辖市及新疆生产建设兵团发展改革委、能 源局，北京市城市管理委，国家能源局各派出机构，有关中 央企业： 为推动新型储能高质量发展，国家发展改革委、国家能 源局研究制定了《新型储能规模化建设专项行动方案（2025 —2027 年）》。现予印发，请结合实际认真抓好贯彻落实。 国家发展改革委 国家能源局 2025 年8 月27 日 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:18
附件 新型储能规模化建设专项行动方案 （2025—2027 年） 为贯彻落实国家发展改革委、国家能源局等部门《关于加快推 动新型储能发展的指导意见》《加快构建新型电力系统行动方案 （2024—2027 年）》，发挥新型储能支撑建设新型能源体系和新型电 力系统作用，培育能源领域新质生产力，进一步扩大内需，推动新 型储能规模化建设和高质量发展，制定本方案。 一、总体目标 2027 年，新型储能基本实现规模化、市场化发展，技术创新水 平和装备制造能力稳居全球前列，市场机制、商业模式、标准体系 基本成熟健全，适应新型电力系统稳定运行的多元储能体系初步建 成，形成统筹全局、多元互补、高效运营的整体格局，为能源绿色 转型发展提供有力支撑。全国新型储能装机规模达到1.8 亿千瓦以 上，带动项目直接投资约2500 亿元，新型储能技术路线仍以锂离 子电池储能为主，各类技术路线及应用场景进一步丰富，培育一批 试点应用项目，打造一批典型应用场景。 ——应用场景持续丰富。充分发挥各技术路线优势，拓展新型 储能在电源协同运行、电网稳定支撑及智能微电网、虚拟电厂等领 域应用。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:18
——多元技术逐步成熟。锂离子电池储能实现规模化应用，压 缩空气储能、液流电池储能、钠离子电池储能、飞轮储能等进一步 商业化发展，固态电池、重力储能、热储能、氢储能及其他创新技 术示范应用。 ——系统性能显著提升。新型储能关键设备及系统的综合能量 转化效率、循环寿命等经济性指标及全生命周期安全水平进一步提 高，促进电力系统安全稳定运行。 ——产业创新稳步增强。推动政策机制完善，加快商业模式创 新，支持在重点地区先行先试，促进产业链上下游协同、提质增效， 助力实现可持续发展。 二、促进新型储能应用场景拓展 （一）推进电源侧储能应用。推动沙漠、戈壁、荒漠等新能源 基地合理规划建设新型储能。建设一批系统友好型新能源电站，促 进新能源电站与配建新型储能联合运行，平滑新能源出力曲线，提 高可靠出力水平，提供电网稳定支撑能力。研究煤电机组与电化学 储能、飞轮储能、热储能等新型储能项目联合运行，优化运行方式， 提升调节能力。鼓励利用退役火电厂场地和送出线路，科学规划建 设新型储能。 （二）拓展电网侧储能应用。推动在负荷密集接入、大规模新 能源汇集、大容量直流馈入等关键电网节点，开展独立储能电站建 设。加快推进构网型储能在高比例新能源电网、弱电网及孤岛电网 的示范应用，推广配电网新型储能应用，提升新型储能对电力系统 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:18
稳定运行支持能力。鼓励在配电网扩建受限或偏远地区推广电网替 代型储能。 （三）创新多场景应用模式。聚焦工业园区、算力设施、商业 综合体、光储充放一体化充电站、分布式光伏、通信基站等应用场 景，积极创新绿电直连、虚拟电厂、智能微电网、源网荷储一体化、 车网互动等应用模式，进一步发挥系统调节作用。研究推广新型储 能作为独立主体或通过负荷聚合商等形式参与需求响应。 （四）培育试点应用场景。各地重点围绕电源侧、电网侧及其 他多场景应用方向，依托大数据、云计算、人工智能等前沿技术， 创新“人工智能+”应用场景，培育一批技术领先、应用前景好、 可复制性强的新型储能应用场景。 三、推动新型储能利用水平提升 （五）推动新型储能调控方式创新。电力调度机构应根据系统 需求，科学制定新型储能调度细则，明确新型储能调度运行方式和 调用区间。积极开展新型储能与电源协同优化调度、规模化储能系 统集群智能调度及分布式储能虚拟电厂聚合调控等调用方式创新。 （六）合理提升新型储能调用水平。电力现货市场未连续运行 地区应综合考虑系统需求、安全性、调节经济性等因素，优化各类 调节资源调用序位，结合系统需要科学增加新型储能调用，尽量减 少煤电机组频繁深度调峰、日内启停调峰。电力现货市场连续运行 地区，遵循市场交易结果调用各类调节资源。 （七）提高新型储能调度适应能力。新型储能电站应符合电力 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:18
系统安全稳定运行要求，完成相应性能试验及涉网试验，具备按照 调度指令进行有功功率和无功功率自动调节的能力，并规范配置监 控系统和通讯信息等二次系统，按程序向电力调度机构上传运行信 息，接受并执行调度指令，实现运行数据可测、储能状态可控。 四、引领新型储能创新融合 （八）大力推动技术创新。依托国家产业技术工程化中心、国 家新兴产业创新中心、国家能源局研发创新平台、新型储能领域国 家科技重大项目、能源领域首台（套）重大技术装备、新型储能试 点项目等，支持开展新型储能共性关键技术攻关、装备研制和示范 验证，促进新型储能技术多元化发展，探索多技术混合式新型储能、 长时储能等应用，并积极储备一批前沿新型储能技术。强化企业科 技创新主体地位，促进新型储能企业联合开展技术攻关。 （九）组织实施储能产业创新工程。强化重大项目布局牵引， 发挥龙头企业产业引领作用，加强上下游产业合作，打造新型储能 产业上下游融合创新生态，加快科技成果产业化应用，推动全产业 链优化升级。推动新型储能产业集群化发展，支持有条件的地区优 化新型储能产业布局。 （十）推广试点项目应用。深入推进新型储能试点工作，及时 总结建设运行经验。鼓励各省（区、市）能源主管部门结合各地实 际，组织一批具有技术先进性和产业带动性的新型储能试点项目， 促进新型储能技术产业创新。 五、加强新型储能标准体系建设 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:18
（十一）加快完善新型储能标准体系。结合新型电力系统建设 思路，进一步完善新型储能各环节技术标准，逐步构建适应技术多 元创新趋势、满足产业发展需求、与现有能源电力标准有效衔接的 新型储能标准体系。加强新型储能标准实施评估，推动标准制定、 实施、评估、复审修订的闭环管理。 （十二）加强关键领域标准制修订。优先开展技术相对成熟、 具备推广应用条件的储能领域标准制修订工作。加快新兴技术标准 布局和预研。推动新型储能设计规范、系统集成、接入电网、安全 管理、应急处置、运行评价与退出等关键标准完善，促进新型储能 技术研发、试点应用与标准制定协同发展。 （十三）持续推进国际标准化工作。深化新型储能标准化国际 交流合作，支持相关企业、协会、科研机构、标准化组织和行业专 家等深度参与IEC、ISO 等国际标准化工作，积极推进新型储能国 际标准制修订。推动国内标准采用和转化国际先进标准，提升新型 储能标准国际化水平。 六、加快新型储能市场机制完善 （十四）鼓励新型储能全面参与电能量市场。推动“新能源＋ 储能”作为联合报价主体，一体化参与电能量市场交易。推进具备 独立计量、控制等技术条件，符合相关标准规范和电力市场注册基 本条件，具有法人资格的新型储能项目，作为独立主体参与电能量 市场。有序推动新型储能参与中长期市场。 （十五）引导新型储能参与辅助服务市场。结合电力市场建设 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:18
进展，有序引导新型储能参与调频、备用等辅助服务市场，鼓励各 地区因地制宜研究探索爬坡、转动惯量等辅助服务品种，逐步扩大 新型储能参与辅助服务规模。 （十六）加快新型储能价格机制建设。推动完善新型储能等调 节资源容量电价机制，有序建立可靠容量补偿机制，对电力系统可 靠容量给予合理补偿。各地要加快推进电力中长期、现货市场建设， 完善市场价格形成机制，推动合理形成新型储能充放电价格。 七、组织保障 （十七）加强工作统筹。国家发展改革委、国家能源局负责统 筹协调，全面指导各省（区、市）能源主管部门新型储能规模化建 设工作。各省（区、市）能源主管部门应加快建立健全与电力运行、 价格、规划、消防等相关主管部门、国家能源局派出机构、各类电 力企业等协同合作的工作机制，形成工作合力。 （十八）强化安全管理。牢固树立安全发展理念，将确保安全 作为发展电化学储能的重要前提。相关管理部门按照安全生产“三 管三必须”原则，加强新型储能安全管理。项目备案机关备案时， 在备案文件中明确项目单位的安全生产主体责任，并落实项目安全 监管责任。各省级能源主管部门强化统筹协调，加快推动构建本地 区电化学储能安全监管体系。 （十九）优化建设管理。各省（区、市）能源主管部门要坚持 规划引领，科学测算本地区调节能力需求，统筹明确新型储能和其 他调节资源发展规模和布局，每年度报送新型储能规划建设情况， 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:18
总结发展经验。支持多方主体参与投资新型储能，鼓励民营企业在 新型储能发展中发挥更大作用。引导金融机构对新型储能领域企业 提供贷款和利率支持，探索融资租赁支持新型储能设备采购，推动 研究开发面向新型储能项目的保险产品。 （二十）增强人才保障。加大人才引进和培养力度，发挥高校 和科研院所在培养优秀创新人才方面的作用和优势，依托储能产教 融合平台，形成多层次、多渠道的人才培养体系。加强新型储能电 站运维管理人员培训，提升设备管理、经营分析、运行维护、安全 应急等方面的专业能力。 （二十一）推进国际合作。按照优势互补、互利共赢的原则， 充分发挥政府间多、双边能源合作机制作用，推进新型储能领域合 作。加强国际技术交流和信息共享，推动国内先进新型储能技术装 备“走出去”。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:20 2409:8a55:3011:e1c4:18
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国家发展改革委国家能源局关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知（发改能源〔2026〕688号）
国家发展改革委国家能源局关于印发 《电力市场计量结算基本规则》的通知 发改能源规〔2025〕976 号 各省、自治区、直辖市及新疆生产建设兵团发展改革委、 能源局，北京市城市管理委员会，天津市、辽宁省、甘肃省 工业和信息化局（厅）、重庆市经济和信息化委员会，国家 能源局各派出机构，中国核工业集团有限公司、国家电网有 限公司、中国南方电网有限责任公司、中国华能集团有限公 司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家 能源投资集团有限公司、国家电力投资集团公司、中国长江 三峡集团有限公司、国家开发投资集团有限公司、中国广核 集团有限公司、华润（集团）有限公司、内蒙古电力（集团） 有限责任公司，北京、广州电力交易中心： 按照加快建设全国统一电力市场要求，为加强电力 市场计量结算管理，我们组织制定了《电力市场计量结算基 本规则》。现印发给你们，请遵照执行。 国家发展改革委 国家能源局 2025 年7 月18 日 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18
电力市场计量结算基本规则
第一章总则
第一条为贯彻落实党中央、国务院进一步深化电力体制改革、 加快建设全国统一大市场的有关精神，加强全国统一电力市场计量 结算管理，维护电力市场秩序和市场成员合法权益，依据《中华人 民共和国能源法》《中华人民共和国电力法》《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）、《电力市场监管办法》（中华人民共和国国家 发展和改革委员会令第18 号）、《电力市场运行基本规则》（中华人 民共和国国家发展和改革委员会令第20 号）等法律法规和有关规 定，结合电力市场实际，制定本规则。 第二条本规则所称计量是指为满足电力市场结算需求，对市 场经营主体的电能量、功率等数据进行测量、记录，并提供相关数 据的行为。 第三条本规则所称结算包括形成结算依据和电费结算。其中， 形成结算依据是指电力交易机构根据政策文件和市场规则要求，向 市场经营主体和电网企业提供电力市场结算依据和服务的行为；电 费结算是指电网企业受市场经营主体委托，根据政策文件和结算依 据等，对市场经营主体电费进行计算，编制发行电费账单，并进行 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18
电费收付的行为。 第四条本规则适用于各类电力市场的计量结算。 第五条国务院价格主管部门、省级价格主管部门负责制定结 算价格相关政策，并对电费结算工作进行监督指导。国家能源局及 其派出机构对电力市场计量结算行为进行监管。电力市场成员应按 照政策要求和电力市场运行规则规定的方式开展计量和结算业务。 第六条参与电力市场的虚拟电厂（聚合商）、新型储能等新型 经营主体遵照本规则执行，电力交易机构和电网企业以市场经营主 体为单元开展结算。
第二章总体要求
第一节基本原则
第七条电力市场计量结算应当遵循依法依规、公平公正的原 则，保证计量量值溯源性，保障结算准确、及时，切实维护电力市 场秩序和市场经营主体权益。 第八条电力市场结算包括电能量交易结算、电力辅助服务交 易结算、容量交易结算等。电费结算相关事宜应在电力用户、售电 公司、发电企业与电网企业签订的电费结算协议中予以明确。除国 家政策规定外，结算环节不得改变市场出清、交易合约量价等关键 要素。 第九条结算原则上以自然月为周期开展。已发布的正式结算 结果（含日清分结果）如有变化，应向相关市场经营主体披露变动 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18
原因和变动情况。其中： （一）电力现货市场未连续运行时，开展年度、月度交易的地 区，按自然月为周期进行结算；开展多日交易的地区，按最小交易 周期进行量价清分，按自然月为周期进行结算。 （二）电力现货市场连续运行时，原则上采用“日清月结”的 结算模式，按日对已执行的成交结果进行量价清分，月度结算结果 应是日清分结果的累计值叠加按自然月结算的相关科目，按自然月 为周期进行结算。 （三）电力辅助服务、零售等市场根据辅助服务市场、零售市 场规则明确的周期开展清分，按自然月为周期进行结算。 第十条结算时段是指形成结算依据的最小时段，每个结算时 段的费用依据相应时段的计量数据、交易合同、出清结果、执行结 果和市场规则计算确定。 第十一条结算科目式样由国务院价格主管部门确定。结算科 目应覆盖所有市场分类及交易品种，各类结算科目应单独计算、单 独列示。 第十二条电力市场计量结算采用统一度量单位。原则上，电 量单位为兆瓦时、保留三位小数或千瓦时、保留整数；电费单位为 元，保留两位小数；电价单位为元/兆瓦时、保留三位小数或元/千 瓦时、保留六位小数。如国家政策文件对精度有进一步要求的，按 相关政策文件执行。 第十三条电网企业、电力调度机构、电力交易机构应按职责 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18
做好各自信息平台的建设、管理、维护，做好计量结算业务协同， 建立数据接口标准，实现数据平台交互。 第十四条电力市场结算不得设置不平衡资金池，每项结算项 目均需独立记录、分类明确疏导并详细列支。
第二节权利与义务
第十五条市场经营主体的权利和义务主要包括： （一）按照市场规则参与电力市场，签订和履行电力交易合 同、购售电合同、供用电合同或电费结算协议等合同或协议。 （二）依法依规披露和提供支撑电力市场结算以及市场服务 所需的相关数据。 （三）获取、查看结算依据及电费账单，按规定时间核对并确 认其准确性和完整性。 （四）负责向电网企业提供用于资金收付的银行账户，按规定 向电网企业支付或收取款项，完成电费收付。 （五）配合电网企业做好自身相关关口计量装置的改造、验 收、现场检查、故障处理等工作。 （六）拥有配电网运营权的售电公司根据《售电公司管理办 法》等规定开展电费结算。 （七）售电公司根据用户授权掌握其历史用电信息，可在电力 交易机构或电网企业平台进行数据查询和下载。 （八）按规定向电力交易机构提交履约保函、保证金或其他结 算担保品等。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18
（九）法律法规、政策文件规定的其他权利与义务。 第十六条电力交易机构的权利和义务主要包括： （一）负责汇总结算基础数据。 （二）负责编制结算依据，并保证结算依据的准确性、完整性 和及时性。 （三）负责通过电力交易平台向市场经营主体、电网企业出具 结算依据，提供结算相关服务。 （四）组织协调结算依据有关问题，参与协调电费结算有关问 题。 （五）按照数据管理有关规定，对市场经营主体计量结算的信 息和数据进行管理。 （六）负责编制与发布结算依据所需信息系统的建设、管理、 维护。 （七）组织开展市场经营主体结算风险评估。 （八）法律法规、政策文件规定的其他权利与义务。 第十七条电力调度机构的权利和义务主要包括： （一）依法依规披露和提供信息，负责提供支撑结算所需的相 关基础数据，确保交互数据的准确性、完整性和及时性。 （二）负责按时向电力交易机构提供电力辅助服务市场费用 计算结果。 （三）负责结算所需的调度数据采集管理信息系统的建设、管 理、维护。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18
（四）按照数据管理有关规定，对市场经营主体计量结算的信 息和数据进行管理。 （五）组织协调电力辅助服务市场计量结算有关问题，参与协 调结算依据、电费结算有关问题。 （六）法律法规、政策文件规定的其他权利与义务。 第十八条电网企业的权利和义务主要包括： （一）依法依规披露和提供支撑结算所需的相关基础数据，确 保交互数据的准确性、完整性和及时性。 （二）负责根据电力交易机构推送的结算依据，开展电费结 算，按期向市场经营主体出具电费账单，提供电费账单查询等服务。 （三）负责根据电费账单按时完成电费收付，并向发生付款违 约的市场经营主体催缴欠款。对于逾期仍未全额付款的市场经营主 体，按规定向电力交易机构提出履约保函、保证金或其他结算担保 品的使用申请。 （四）负责电费结算相关信息系统的建设、管理、维护，根据 用户授权向市场经营主体提供电能数据查询服务，并将电能数据推 送电力交易平台。 （五）组织协调电能计量和电费结算有关问题，参与协调结算 依据有关问题。 （六）法律法规、政策文件规定的其他权利与义务。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18
第三章计量管理
第一节计量装置管理
第十九条市场经营主体应当具备独立计量条件，安装符合国 家标准的计量装置，由计量检测机构检定后投入使用。电网企业应 根据市场运行和市场经营主体需要及时配置、安装符合要求的计量 装置。 第二十条计量检测机构对计量装置实行定期校核。市场经营 主体可以申请校核计量装置，经校核，计量装置误差达不到规定精 度的，由此发生的费用由该计量装置的产权方承担；计量装置误差 达到规定精度的，由此发生的费用由申请方承担。 第二十一条电能计量装置应安装在产权分界点，产权分界点 无法安装电能计量装置的，电网企业应在与市场经营主体协商明确 计量装置安装位置后，依据相关规定确定相应的变（线）损和参与 结算的关口计量点，并在购售电合同、供用电合同等合同中予以明 确。 第二十二条电网企业应安装采集通信设备，建设计量自动化 系统，实现计量装置的远程采集，满足电力市场计量结算数据需求 和计量装置日常监控维护要求，采集终端、通信装置和智能电能表 应满足国家和行业相关技术标准要求。 第二十三条计量装置设置应满足电力市场最小结算单元要 求，不满足要求的，电网企业应与市场经营主体协商一致后，在购 售电合同、供用电合同等合同中明确结算单元电量分配方式。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18
第二节计量数据管理
第二十四条计量数据应按满足结算最小时段和周期的要求， 统一设置抄表计划，实现发用同期抄表和定期抄录。电网企业及电 力调度机构应根据市场经营主体询问及争议，对计量数据问题分类 管理，并按规定处理。 第二十五条参与市场的发电企业、电力用户关口计量点电量 数据、电力辅助服务数据根据计量装置确定，电网企业和电力调度 机构应保证计量数据准确、完整，并按结算时序要求传输至电力交 易机构。 （一）现货市场运行地区，电网企业、电力调度机构应每日提 供前1 日跨省跨区输电通道和发电企业的计量数据。非现货市场运 行地区，电网企业、电力调度机构应于每月第1 个工作日内提供跨 省跨区输电通道和发电企业月度计量数据。 （二）电网企业原则上应于每月第1 个工作日内将用户侧月度 抄表电量提供至电力交易机构。中长期市场连续运营以及现货市场 运行地区，电网企业应按日提供前1 日用户侧分时电量至电力交易 机构。 第二十六条当计量装置数据缺失、错误或不可用时，电网企 业、电力调度机构应及时开展消缺、补采或根据规则补全计量数据， 重新提供至电力交易机构。电力交易机构在满足结算条件的下一结 算周期进行结算、追退补。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18
第四章结算管理
第一节结算准备
第二十七条结算准备是指在规定时间内对结算所需基础数据 进行收集汇总的过程。 第二十八条结算基础数据包括：市场经营主体档案数据、交 易合同数据、电能量市场出清及调度执行数据、辅助服务市场费用 计算结果、调试及商业运行时间、关口设置及电能计量数据、市场 规则、电价政策文件，以及其他需电力交易机构合并出具结算依据 的数据等。结算环节不得改变结算基础数据。 （一）市场出清类数据由电力调度机构按日向电力交易机构提 供后1 日的电力现货市场日前出清结果、辅助服务市场出清结果（涉 及电量清分部分）、必开机组以及前1 日的现货市场日内、实时出 清结果等。 （二）调度执行类数据由电力调度机构按日向电力交易机构提 供前1 日中长期交易及电力现货市场执行结果、辅助服务市场实际 调用结果（涉及电量清分部分）、应急调度执行结果、机组有效发 电容量、偏差责任认定结果等。 （三）新投跨省跨区输电通道、发电机组（独立储能）首次并 网、完成整套启动试运行、进入商业运行时间节点等信息，电力调 度机构应在每个阶段开始后的1 个工作日内提供至电力交易机构。 第二十九条市场经营主体和电网企业应保障档案数据的准确 性、完整性和及时性，并在规定时间内通过电力交易平台完成更新、 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18
提交。未及时更新、提交的，电力交易机构以电力交易平台既有数 据形成结算依据。 第三十条电力交易机构负责组织售电公司与零售用户在电力 交易平台填报零售交易相关参数、零售结算模式、考核条款等套餐 内容，完成零售合同签订。零售合同如需修改或变更，应由双方以 月为周期在电力交易平台重新填报，并在生效后执行。 第三十一条因政策调整或合同关键要素缺失等原因，导致不 满足结算条件的，在满足结算条件的下一个结算周期完成结算、清 算。 第三十二条因结算基础数据错误、不可用或存在争议，需要 提供方重新提供信息时，应通过平台补推，并做好记录。电力交易 机构收到补推数据后，在满足结算条件的下一个结算周期进行结 算、追退补。
第二节结算依据编制与发布
第三十三条电力交易机构根据政策文件、市场规则和结算基 础数据，对市场经营主体开展量价清分、费用计算与校核，编制形 成结算依据。 第三十四条开展零售市场结算时，电力交易机构应依据售电 公司与零售用户在电力交易平台填报的零售合同形成结算依据。其 中，售电公司批发市场、零售市场应按照市场规则分开结算。售电 公司批发市场费用按批发市场交易规则计算，零售市场费用为其代 理的零售用户结算电费之和。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18
第三十五条因保障电力系统安全、维护市场秩序以及市场机 制设计、系统阻塞等原因产生的补偿、考核、平衡或调节等相关费 用，应事前明确分摊返还方式，并主动向市场成员披露。 第三十六条电力辅助服务相关费用由电力调度机构计算，于 每月第3 个工作日前（含第3 个工作日，下同）推送至电力交易机 构，由电力交易机构合并出具结算依据。 第三十七条市场经营主体发生销户、过户、分户、并户等用 电主体变更或改类、改压等与交易相关的用电性质变更时，电网企 业应在下一结算周期前将变更情况、分段计量数据等推送至电力交 易机构。电力交易机构根据用电信息变更情况，对其进行分段结算， 并将结算依据推送至电网企业，电网企业据此开展电费结算。 第三十八条电力交易机构应于每月第5 个工作日前向市场经 营主体、相关电网企业出具上月结算依据（核对版），市场经营主 体、相关电网企业应在1 个工作日内完成核对、异议反馈（若有） 和确认，逾期视为已确认。市场经营主体、相关电网企业提出异议 的，电力交易机构应在1 个工作日内组织市场经营主体、相关电网 企业、相关电力调度机构进行核实，达成一致的，市场经营主体应 对修正后的结算依据（核对版）在1 个工作日内完成核对和确认； 因异议处理无法按时达成一致的，纳入下一结算周期进行结算、追 退补或清算，异议处理不得影响无争议部分的电费结算。条件具备 的地区，结算依据发布的时间节点、流程可进一步优化。 第三十九条结算依据（核对版）确认后，电力交易机构应于 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18
每月第8 个工作日前向市场经营主体、相关电网企业发布上月正式 结算依据。
第三节电费结算
第四十条电力交易机构应于每月第2 个工作日前向电网企业 提供上月市场注销的用户侧名单，包括法人主体名称、统一社会信 用代码、关联用电单元户号等信息。 第四十一条电网企业根据政策文件和电力交易机构推送的结 算基础数据，核对结算依据，并按正式结算依据编制电费账单。 第四十二条原则上电网企业应于每月第10 个工作日前向发电 企业、电力用户、售电公司发行上月电费账单。对于新型经营主体， 按照其运营情况分别参照发电企业、电力用户时间节点开展相关工 作。条件具备的地区，电费账单发行时间节点、流程可进一步优化。 第四十三条电网企业负责按照规则要求，依据电费账单完成 电费收付工作，并保障电费资金安全。 第四十四条发电企业与电网企业间的电费收付要求如下： （一）发电企业应根据厂网双方确认的电费账单及时、足额向 电网企业开具增值税发票，原则上应在收到电费账单后5 个工作日 内完成。 （二）电网企业根据厂网双方确认的电费账单、发电企业开具 的增值税发票，及时足额支付发电企业电费。电费原则上一次性支 付，在发电企业向电网企业开具发票后5 个工作日内，由电网企业 将当期电费全额支付给发电企业。电网企业经与发电企业协商一致 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18
后，也可分两次支付。第一次支付不低于该期电费的50%，付清时 间不得超过发电企业向电网企业开具发票后5 个工作日，第二次付 清时间不得超过发电企业向电网企业开具发票后10 个工作日。 （三）因发电企业发票开具不及时影响电费结算时限的，厂网 双方做好情况记录并及时沟通解决。电网企业不得以用户侧（包括 电力用户、售电公司，下同）欠费为由停止或者减少向发电企业支 付上网电费，如不能按合同约定期限支付上网电费（不可抗力因素 除外），应按双方协商约定向发电企业支付违约金。如发电企业电 费为负数，应按合同约定期限向电网企业支付电费，如不能按合同 约定期限支付上网电费（不可抗力因素除外），应按双方协商约定 向电网企业支付违约金。未与电网企业签订委托代理结算业务的， 电网企业不承担欠费风险。 第四十五条电力用户与电网企业间的电费收付要求如下： （一）电力用户应在合同约定期限内与电网企业结清当期电 费。 （二）若电力用户未在约定期限内完成电费支付，由电网企业 负责催缴并采取有效措施收取电费，并按照国家规定、合同约定依 法计收电费违约金。电力用户经催缴在合理期限内仍未付清电费 的，电网企业可按国家规定的程序对电力用户中止供电，相关损失 由电力用户承担，同时欠费记录依法依规纳入用户征信。 第四十六条售电公司（拥有配电网运营权的除外）结算电费 为零售市场与批发市场结算电费之差。售电公司与电网企业间的电 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18
费收付要求如下： （一）售电公司应与电网企业签订电费结算协议，由电网企业 按月支付或收取售电公司电费，电费收付要求按照协议约定执行， 但付清时间不得超过收款方向付款方开具发票后10 个工作日。 （二）售电公司未及时足额缴纳电费的，电网企业可按程序使 用其提交的履约保函、保证金或其他结算担保品等信用担保物。 第四十七条经双方协商一致，允许电网企业使用承兑汇票、 国内信用证等非现金方式与发电企业结算电费，并在购售电合同中 明确采取买方付息等方式承担资金成本和兑付风险，以及使用承兑 汇票、国内信用证等非现金方式支付发电企业电费的范围和比例 等。
第四节追退补和清算
第四十八条追退补是指因市场经营主体原因或数据异常以及 其他规则允许情况，对已结算的电量、电费重新计算，在后续结算 周期进行费用多退少补。追退补应设追溯期，原则上不超过12 个 月。 第四十九条清算是指因政策或规则调整等原因，对已结算的 电量、电费重新计算，在后续结算周期进行费用多退少补。 第五十条开展追退补和清算时，首先应由电力交易机构编制 追退补和清算的结算依据，履行本章第二节结算依据发布流程后， 再由电网企业开展电费追退补和清算。 第五十一条结算依据或电费账单发布后，如市场经营主体存 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18
在异议，可在15 个工作日内分别向电力交易机构、电网企业提出 结算问询。电力交易机构、电网企业在收到问询后，5 个工作日内 确认和评估问询是否属实，经核查属实的，在满足结算条件的下一 结算周期进行追退补或清算。
第五章监督管理
第五十二条市场经营主体之间、市场经营主体与市场运营机 构之间、市场经营主体与电网企业之间因计量和结算存在争议时， 可通过所在市场管理委员会调解，或由价格主管部门、电力监管机 构依法调解，调解不成的可依法通过仲裁、司法等途径解决争议。 第五十三条对于电网企业、市场运营机构、市场经营主体存 在未按规定开展电力市场计量结算等情形的，国家能源局及其派出 机构依照《电力监管条例》第三十一条、第三十三条、第三十四条 以及《电力市场监管办法》第三十六条、第三十八条、第三十九条 有关规定处理，国务院价格主管部门、省级价格主管部门按照结算 价格相关政策规定处理。
第六章附则
第五十四条本规则自2025 年10 月1 日起施行。 第五十五条本规则由国家发展改革委、国家能源局负责解释。 第五十六条本规则有效期五年。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:21 2409:8a55:3011:e1c4:18
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国家发展改革委国家能源局关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知（发改能源〔2026〕688号）
国家发展改革委国家能源局关于 有序推动多用户绿电直连发展有关事项的 通知 发改能源〔2026〕688 号 各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能 源局，北京市城市管理委员会、天津市工业和信息化局、辽 宁省工业和信息化厅、上海市经济和信息化委员会、重庆市 经济和信息化委员会、甘肃省工业和信息化厅，国家能源局 各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公 司，有关中央企业： 为贯彻落实党的二十大和二十届历次全会精神，完善新 能源消纳和调控政策措施，促进新能源就近就地消纳，更好 满足能源绿色低碳转型需求，积极推动碳达峰碳中和目标实 现，在《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发 改能源〔2025〕650 号）基础上，现就有序推动多用户绿电 直连发展有关事项通知如下。 一、适用范围 多用户绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等 新能源发电不直接接入公共电网，通过专用线路和变电设施 向多个用户供给绿电，实现供给电量清晰溯源和分配的模式。 其中，多用户指多个不同法人实体，不包括居民和农业用户。 多用户绿电直连项目（以下简称项目）按照是否接入公共电 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123
网分为并网型和离网型两类。并网型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。 新建负荷可配套建设新能源电源组成多用户绿电直连 项目。存量负荷中，单用户绿电直连项目可吸纳其他新建负 荷，同时配套扩建新能源电源组成多用户绿电直连项目；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、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）可利用周边新能源资源探索开展多用 户绿电直连；工业园区、零碳园区、增量配电网等的全部或 部分负荷可就近接入新能源，组成多用户绿电直连项目。 支持尚未开展电网接入工程建设的新能源发电项目，以 及因新能源消纳受限等原因无法并网的新能源发电项目，在 履行相应变更手续后开展多用户绿电直连。分布式光伏可通 过集中汇流方式参与多用户绿电直连。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。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。 二、规划投资与建设 （一）项目规划 省级能源主管部门应加强对项目的统筹规划。项目应按 照“以荷定源”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%，占总用电量的比例 不低于30%、2030 年前不低于35%。 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123
项目风电和太阳能发电规模纳入省级能源主管部门制 定的新能源发电开发建设方案，相关规划管理要求参照《关 于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》 （发改能源〔2025〕 650 号）执行。项目及其内部资源豁免电力业务许可，另有 规定除外。 （二）投资模式 项目应明确独立的主体作为项目主责单位；项目主责单 位应具备法人资格，原则上由电源方与负荷方合资组建，也 可以由电源方或负荷方一方单独投资组建，园区模式的项目 主责单位可由园区管委会或第三方机构（不含运营输电业务 的公共电网企业）投资组建。项目连接线路、变电设施、储 能及运营平台原则上由项目主责单位投资建设。项目主责单 位应充分利用存量电力设施，在不影响与公共电网责任界面 划分的前提下，可通过租赁等方式协商使用其他主体的存量 电力设施；协商不成的，项目主责单位可自行建设相关设施。 项目主责单位与电源、负荷等内部主体应就产权划分、运行 维护、平衡责任、内部费用标准和结算、违约责任等事项签 订协议。 （三）建设管理 项目应按规划统筹推进、协同建设，匹配好负荷和电源 的建设投产时序及规模。 项目建成后，接网容量发生变更的，应重新履行系统接 入评估等手续。项目内部新增新能源发电规模，应报省级能 源主管部门批准并计入新能源发电开发建设方案。电网企业 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123
应向满足并网条件的项目公平无歧视提供电网接入服务。 三、运行管理 （四）责任界面 项目主责单位承担由于项目自身原因造成供电中断的 相关责任，并按照“谁产生、谁负责”原则，根据内部协议 和运行实际对责任公平划分。 并网型项目与公共电网各自在责任界面内履行相应电 力安全风险管控责任。并网型项目应统筹考虑内部源荷特性、 平衡能力、经济收益等因素，自主合理确定接入公共电网容 量；公共电网按接网容量和有关协议履行供电责任。并网型 项目主责单位应组织内部电源和负荷建立相应的调节机制， 确保项目与公共电网的交换功率不超过接网容量。 离网型项目自行承担项目范围内的安全风险管控责任。 （五）安全运行管理 项目应按标准配置继电保护、安全稳定控制装置、通信 设备等二次系统。项目主责单位应强化运行管理能力，协同 优化项目内部电源、储能等资源，做好应急场景下项目内部 用电调节和有序供应的预案，明确相关安全和经济责任，并 报送省级能源主管部门备案。 并网型项目根据接入的电压等级和容量规模，分级分类 配置监测与控制设施，做好公共电网交换功率监测，安装网 络安全监测、隔离装置等网络安全设施，内部各设施涉网性 能应满足相关标准，并按照有关规定向电力调度机构提供相 关资料。并网型项目按照为系统提供服务的类别接入新型电 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123
力负荷管理系统或电力调度自动化系统，项目整体及内部电 源按照接入电压等级和容量规模接受相应调度机构统一管 理，调度机构在项目现货市场出清结果基础上下达调度计划； 作为整体参与电力现货市场的并网型项目，项目主责单位按 照调度计划负责管理内部平衡。 （六）就近消纳要求 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。 并网型项目规划方案应合理确定最大的负荷峰谷差率， 与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于方案规划值。为 避免过度增加公共电网消纳压力，并网型项目投产运行后， 年上网电量原则上不超过总可用发电量的20%，具体比例可 由各省级能源主管部门结合实际确定。在省级能源主管部门 明确的新能源消纳困难时段，并网型项目不得向公共电网反 送电。 四、交易与价格机制 （七）市场参与方式 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 目不得由电网企业代理购电。 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123
（八）计量管理 项目应具备分表计量条件，由电网企业在项目内部各发 电、厂用电、并网、内部各用户、储能等关口安装符合相关 标准和有关部门认可的双向分时计量装置。禁止绕越各电能 计量装置用电。 并网型项目以项目与公共电网接入点作为计量、结算参 考点，作为整体与公共电网进行电费结算。 （九）项目内部管理 项目主责单位应与项目内部主体按照权责对等、公平分 摊的原则签订协议，合理确定内部结算方式等内容，并考虑 外部市场价格变化、负荷实际调节能力等因素定期协商调整。 鼓励项目主责单位组织内部电源与负荷在协议约定的基础 上，根据内部主体的调节能力及约定的补偿标准，优化内部 运行方式，促进源荷协同运行。 （十）价格机制 并网型项目应符合《关于完善价格机制促进新能源发电 就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192 号）相关要求， 公平承担输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等费用。 项目主责单位负责统一与公共电网结算电费。并网型和离网 型项目应按现行政策缴纳政府性基金及附加。项目新能源发 电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制。 （十一）绿电溯源机制 并网型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，形 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123
成项目整体绿电溯源结果。项目内部各用户可按照每个时段 用电量占比确定自发自用电量，实现小时级新能源发用电量 匹配。 项目内部电源应在国家可再生能源发电项目信息管理 平台建档立卡，电网企业原则上应根据计量数据计算绿电溯 源结果，并按相关规定进行核对后，推送至国家绿证核发交 易系统。项目自发自用电量对应绿证的核发、划转、核销等 按照有关规定执行。 五、组织保障 国家发展改革委、国家能源局加强对绿电直连模式的指 导，及时评估成效，推动绿电直连模式平稳有序发展。 省级能源主管部门应结合本省电力供需形势、消纳条件 等实际情况，进一步细化适用主体、项目用户边界、就近消 纳距离、上网电量比例等具体要求，明确项目电源、负荷、 连接线路和变电设施等的退出机制。省级能源主管部门要做 好项目管理，针对项目多主体特点优化核准和备案流程；组 织具备资质的第三方机构开展方案评审，并充分听取电网企 业、国家能源局派出机构等意见，引导项目科学合理评估需 求；及时跟踪监测项目运行情况，加强项目建设和运行安全 监管。 国家能源局派出机构应按职责加强监管，及时跟踪辖区 内项目建设与政策执行情况，积极推动各方按要求规范开展 项目建设运行。 电网企业、电力市场运营机构要做好落实，持续提升对 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123
项目接入电网、参与电力市场交易的技术支持能力和服务水 平。 国家发展改革委 国家能源局 2026 年5 月14 日 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:33 116.77.33.123
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国家发展改革委国家能源局关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知（发改能源〔2026〕688号）
国家发展改革委国家能源局关于 印发《电力现货连续运行地区 市场建设指引》的通知 发改能源〔2025〕1171 号 各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能 源局，天津市工业和信息化局、内蒙古自治区工业和信息化 厅、辽宁省工业和信息化厅、广西壮族自治区工业和信息化 厅、重庆市经济和信息化委员会、四川省经济和信息化厅、 甘肃省工业和信息化厅，北京市城市管理委员会，国家能源 局各派出机构，有关中央企业： 为持续完善电力市场机制设计，我们组织制定了《电力 现货连续运行地区市场建设指引》。现印发给你们，请结合 实际做好落实。 国家发展改革委 国家能源局 2025 年9 月2 日 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18
电力现货连续运行地区市场建设指引 为加快建设全国统一电力市场体系，构建主体多元、竞争充 分、功能完备的电力市场，引导电力现货市场连续运行的省（区、 市）优化电力市场设计，更好发挥电力市场在促进电力资源优化 配置、保障电力安全供应及支撑新型电力系统建设等方面的作用， 制定本指引。其他地区可参考借鉴。 一、优化现货市场交易机制 支持各地探索完善新能源全面入市下的现货市场机制。做好 市场竞争与系统运行的衔接，优化现货市场出清机制，形成反映 供需关系和调节成本的分时价格信号。开展日前交易的地区，以 发用电两侧经营主体自主申报的量价信息出清和结算，通过日前 价格信号激励用户合理安排生产计划、参与系统调节。加快完善 可靠性机组组合环节，以负荷预测和新能源功率预测为基础，优 化形成机组组合，保障市场环境下的电力安全可靠供应。 完善各类市场经营主体参与现货市场机制。推动发用两侧共 同参与现货市场，鼓励虚拟电厂、智能微电网、新型储能等新型 经营主体和用电侧主体“报量报价”参与现货市场竞争，探索按 节点/分区电价申报及结算。支持“电源+储能”作为联合报价主 体参与现货市场。 二、加快完善中长期市场交易机制 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18
优化中长期交易组织方式。实现中长期交易精细化开展，加 快推动中长期交易分时段组织与D-2 连续开市，不断提升交易灵 活性。支持新能源、核电企业与电力用户之间签订多年期协议， 稳定投资预期和长期收益。 完善中长期签约及限价机制。国家统筹考虑电力供需形势、 电力保供要求、电力市场建设进展等因素，明确中长期交易签约 比例要求，各地在签约要求范围内结合实际动态调整、做好落实。 完善煤电中长期交易限价，逐步实现月度、月内等较短时间尺度 中长期交易限价范围与现货市场限价贴近，具体由价格主管部门 会同有关部门确定。 三、因地制宜健全辅助服务市场体系 完善调频辅助服务市场。规范调频容量需求标准，基于调节 速率、调节精度、响应时间等细分性能，建立以调节效果为导向 的市场机制，推动调频市场与电能量市场联合出清，实现整体成 本最优。 增加辅助服务市场品种。鼓励各地探索建立备用辅助服务市 场，合理确定备用需求，通过市场竞争发现备用服务价值，并逐 步与电能量市场联合出清。鼓励新能源装机占比较高的地区探索 建立爬坡等辅助服务市场。 扩大参与辅助服务市场主体范围。鼓励包括新型经营主体在 内的各类主体根据自身特性，以聚合等多种方式参与辅助服务市 场，更好发挥灵活调节资源作用。各类市场经营主体按照所提供 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18
的辅助服务获取收益，按照国家相关文件要求分担辅助服务费用。 四、研究建立可靠容量补偿机制 建立容量评估机制。探索建立发电机组可靠容量评估机制， 综合考虑发电机组类型、出力特性、厂用电率、检修停机等因素， 科学评估各类型机组及新型储能的容量系数，客观反映其对电力 系统发电容量充裕度的实际贡献。 研究建立面向各类电源的容量补偿机制。结合各地电力市场 成熟度，建立容量补偿机制，对电力系统可靠容量给予合理补偿。 省级价格主管部门会同有关部门按照基本回收市场边际机组固 定成本的原则，结合电能量和辅助服务等市场收益情况，统筹考 虑能源电力规划、电力供需关系、用户承受能力等因素，合理确 定单位可靠容量补偿标准并动态调整。有条件的地区探索通过报 价竞争形成容量电价，以市场化手段保障系统容量长期充裕，条 件成熟时建设容量市场。 五、打造规范透明的零售市场 丰富零售市场交易方式。搭建零售线上交易平台，研究建立 零售套餐价格事前估算机制，引导零售用户通过平台比选方式签 约，降低交易成本、促进市场竞争。 加强批发与零售市场价格传导。完善零售市场套餐模板，鼓 励售电公司和零售用户灵活配置零售套餐、签订分时合约，促进 批零价格传导、挖掘用户侧调节潜力。适应电力用户新能源消费 意愿，创新引入绿电零售套餐等新品种。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18
提升零售市场透明度。市场运营机构应定期发布批发市场均 价、零售市场均价等信息，破除零售市场信息壁垒。鼓励市场运 营机构提供市场信息推送、用电账单分析等服务，促进零售市场 信息向用户充分传导。 六、完善市场干预与处置机制 建立市场力监测与管控机制。结合各机组报价一致性、发售 一体报价关联性、成本偏离程度、系统阻塞情况等内容，建立市 场力监测与管控机制，合理设定监测指标的持续时长、触发频度、 偏离程度等市场力管控触发阈值，配套建立市场力管控措施，常 态化开展市场力评估监测，促进市场有效竞争。 规范电力市场干预机制。明确市场干预与处置的启动条件、 实施主体和处置流程，分级分类、依法依规开展电力市场干预。 做好市场干预的记录、上报、披露、复盘分析等全流程闭环管控 流程，按要求向经营主体披露市场干预信息。 七、持续提升市场运营能力 完善电力市场信息披露机制。统一规范市场运营机构信息披 露科目、查询路径、时间颗粒度、数字格式，在保障信息安全的 前提下开放信息披露数据接口；建立信息披露问题反馈机制，通 过网络、电话等多种方式畅通问题反馈途径，并及时答复解决。 加强市场运营业务流程标准化管理。市场运营机构应建立注 册、申报、出清、安全校核、计量、结算等电力市场全流程业务 的标准化管理机制，推动相关业务规范交互和时序耦合。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18
持续提升市场技术支持系统水平。推动市场运营机构、电网 企业数据基础设施高标准联通、数字化归档，适应市场经营主体 数量不断增长、交易频次不断增加的情况，增强电力市场技术支 持系统承载能力，提升市场运营规范化、信息化、智能化水平。 八、强化电力市场秩序监管 维护公平竞争市场秩序。依法依规对市场经营主体公平参与 市场、市场运营机构规范运行等相关情况实施监管，及时纠治各 类电力市场违规行为。 营造良好外部环境，常态化整治不当干预电力市场行为，打 破地方保护和省间壁垒，及时发现规范处置各类不当干预行为， 为电力市场平稳运行营造良好氛围。 加强监管方式创新。积极应用穿透式监管、数字化监管等新 型监管方式，因地制宜开展监管探索实践，持续提升电力市场监 管效能。 九、强化组织保障 国家发展改革委、国家能源局要加强对电力现货连续运行地 区总体指导协调。各地要持续推进电力市场建设，严格执行国家 相关政策，落实电力安全保供责任和电力中长期合同高比例签约 要求，加强电力市场运行安全风险监测与评估，有针对性完善市 场机制，不得组织专场交易、违规调整市场交易结果和结算电费、 设置不平衡资金池，以及向经营主体分摊不合理费用。国家能源 局派出机构、地方能源主管部门会同相关部门按照职责分工，建 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18
立完善市场监管协同机制，形成监管合力，切实维护电力市场公 平竞争秩序。电力市场运营机构要强化队伍和服务质量建设，持 续提升规范运营水平。 本指引由国家发展改革委、国家能源局负责解释并动态更新 完善。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18
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国家发展改革委国家能源局关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知（发改能源〔2026〕688号）
国家发展改革委国家能源局关于有序 推动多用户绿电直连发展有关事项的通知 发改能源〔2026〕688 号 各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、 能源局，北京市城市管理委员会、天津市工业和信息化局、 辽宁省工业和信息化厅、上海市经济和信息化委员会、重庆 市经济和信息化委员会、甘肃省工业和信息化厅，国家能源 局各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任 公司，有关中央企业： 为贯彻落实党的二十大和二十届历次全会精神，完善新 能源消纳和调控政策措施，促进新能源就近就地消纳，更好 满足能源绿色低碳转型需求，积极推动碳达峰碳中和目标实 现，在《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发 改能源〔2025〕650 号）基础上，现就有序推动多用户绿电 直连发展有关事项通知如下。 一、适用范围 多用户绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等 新能源发电不直接接入公共电网，通过专用线路和变电设施 向多个用户供给绿电，实现供给电量清晰溯源和分配的模式。 其中，多用户指多个不同法人实体，不包括居民和农业用户。 多用户绿电直连项目（以下简称项目）按照是否接入公共电 网分为并网型和离网型两类。并网型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。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:18
新建负荷可配套建设新能源电源组成多用户绿电直连 项目。存量负荷中，单用户绿电直连项目可吸纳其他新建负 荷，同时配套扩建新能源电源组成多用户绿电直连项目；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、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）可利用周边新能源资源探索开展多用 户绿电直连；工业园区、零碳园区、增量配电网等的全部或 部分负荷可就近接入新能源，组成多用户绿电直连项目。 支持尚未开展电网接入工程建设的新能源发电项目，以 及因新能源消纳受限等原因无法并网的新能源发电项目，在 履行相应变更手续后开展多用户绿电直连。分布式光伏可通 过集中汇流方式参与多用户绿电直连。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。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。 二、规划投资与建设 （一）项目规划 省级能源主管部门应加强对项目的统筹规划。项目应按 照“以荷定源”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%，占总用电量的比例 不低于30%、2030 年前不低于35%。 项目风电和太阳能发电规模纳入省级能源主管部门制 定的新能源发电开发建设方案，相关规划管理要求参照《关 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:18
于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕 650 号）执行。项目及其内部资源豁免电力业务许可，另有 规定除外。 （二）投资模式 项目应明确独立的主体作为项目主责单位；项目主责单 位应具备法人资格，原则上由电源方与负荷方合资组建，也 可以由电源方或负荷方一方单独投资组建，园区模式的项目 主责单位可由园区管委会或第三方机构（不含运营输电业务 的公共电网企业）投资组建。项目连接线路、变电设施、储 能及运营平台原则上由项目主责单位投资建设。项目主责单 位应充分利用存量电力设施，在不影响与公共电网责任界面 划分的前提下，可通过租赁等方式协商使用其他主体的存量 电力设施；协商不成的，项目主责单位可自行建设相关设施。 项目主责单位与电源、负荷等内部主体应就产权划分、运行 维护、平衡责任、内部费用标准和结算、违约责任等事项签 订协议。 （三）建设管理 项目应按规划统筹推进、协同建设，匹配好负荷和电源 的建设投产时序及规模。 项目建成后，接网容量发生变更的，应重新履行系统接 入评估等手续。项目内部新增新能源发电规模，应报省级能 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:18
源主管部门批准并计入新能源发电开发建设方案。电网企业 应向满足并网条件的项目公平无歧视提供电网接入服务。 三、运行管理 （四）责任界面 项目主责单位承担由于项目自身原因造成供电中断的 相关责任，并按照“谁产生、谁负责”原则，根据内部协议 和运行实际对责任公平划分。 并网型项目与公共电网各自在责任界面内履行相应电 力安全风险管控责任。并网型项目应统筹考虑内部源荷特性、 平衡能力、经济收益等因素，自主合理确定接入公共电网容 量；公共电网按接网容量和有关协议履行供电责任。并网型 项目主责单位应组织内部电源和负荷建立相应的调节机制， 确保项目与公共电网的交换功率不超过接网容量。 离网型项目自行承担项目范围内的安全风险管控责任。 （五）安全运行管理 项目应按标准配置继电保护、安全稳定控制装置、通信 设备等二次系统。项目主责单位应强化运行管理能力，协同 优化项目内部电源、储能等资源，做好应急场景下项目内部 用电调节和有序供应的预案，明确相关安全和经济责任，并 报送省级能源主管部门备案。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:18
并网型项目根据接入的电压等级和容量规模，分级分类 配置监测与控制设施，做好公共电网交换功率监测，安装网 络安全监测、隔离装置等网络安全设施，内部各设施涉网性 能应满足相关标准，并按照有关规定向电力调度机构提供相 关资料。并网型项目按照为系统提供服务的类别接入新型电 力负荷管理系统或电力调度自动化系统，项目整体及内部电 源按照接入电压等级和容量规模接受相应调度机构统一管 理，调度机构在项目现货市场出清结果基础上下达调度计划； 作为整体参与电力现货市场的并网型项目，项目主责单位按 照调度计划负责管理内部平衡。 （六）就近消纳要求 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。 并网型项目规划方案应合理确定最大的负荷峰谷差率， 与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于方案规划值。为 避免过度增加公共电网消纳压力，并网型项目投产运行后， 年上网电量原则上不超过总可用发电量的20%，具体比例可 由各省级能源主管部门结合实际确定。在省级能源主管部门 明确的新能源消纳困难时段，并网型项目不得向公共电网反 送电。 四、交易与价格机制 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:18
（七）市场参与方式 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 目不得由电网企业代理购电。 （八）计量管理 项目应具备分表计量条件，由电网企业在项目内部各发 电、厂用电、并网、内部各用户、储能等关口安装符合相关 标准和有关部门认可的双向分时计量装置。禁止绕越各电能 计量装置用电。 并网型项目以项目与公共电网接入点作为计量、结算参 考点，作为整体与公共电网进行电费结算。 （九）项目内部管理 项目主责单位应与项目内部主体按照权责对等、公平分 摊的原则签订协议，合理确定内部结算方式等内容，并考虑 外部市场价格变化、负荷实际调节能力等因素定期协商调整。 鼓励项目主责单位组织内部电源与负荷在协议约定的基础 上，根据内部主体的调节能力及约定的补偿标准，优化内部 运行方式，促进源荷协同运行。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:18
（十）价格机制 并网型项目应符合《关于完善价格机制促进新能源发电 就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192 号）相关要求， 公平承担输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等费用。 项目主责单位负责统一与公共电网结算电费。并网型和离网 型项目应按现行政策缴纳政府性基金及附加。项目新能源发 电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制。 （十一）绿电溯源机制 并网型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，形 成项目整体绿电溯源结果。项目内部各用户可按照每个时段 用电量占比确定自发自用电量，实现小时级新能源发用电量 匹配。 项目内部电源应在国家可再生能源发电项目信息管理 平台建档立卡，电网企业原则上应根据计量数据计算绿电溯 源结果，并按相关规定进行核对后，推送至国家绿证核发交 易系统。项目自发自用电量对应绿证的核发、划转、核销等 按照有关规定执行。 五、组织保障 国家发展改革委、国家能源局加强对绿电直连模式的指 导，及时评估成效，推动绿电直连模式平稳有序发展。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:18
省级能源主管部门应结合本省电力供需形势、消纳条件 等实际情况，进一步细化适用主体、项目用户边界、就近消 纳距离、上网电量比例等具体要求，明确项目电源、负荷、 连接线路和变电设施等的退出机制。省级能源主管部门要做 好项目管理，针对项目多主体特点优化核准和备案流程；组 织具备资质的第三方机构开展方案评审，并充分听取电网企 业、国家能源局派出机构等意见，引导项目科学合理评估需 求；及时跟踪监测项目运行情况，加强项目建设和运行安全 监管。 国家能源局派出机构应按职责加强监管，及时跟踪辖区 内项目建设与政策执行情况，积极推动各方按要求规范开展 项目建设运行。 电网企业、电力市场运营机构要做好落实，持续提升对 项目接入电网、参与电力市场交易的技术支持能力和服务水 平。 国家发展改革委 国家能源局 2026 年5 月14 日 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:5 2409:8a55:3011:e1c4:18
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国家发展改革委 国家能源局关于在云霄直流开展输电权市场化交易的通知（发改体改〔2026〕734号）
附件 云霄直流输电权市场化交易方案（暂行） 一、总体要求及适用范围 为提升电力系统互补互济和安全韧性水平，推动云霄直流通道 有序高效利用和成本合理分担，按照《国家发展改革委国家能源 局关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案的复函》（发改体改 〔2025〕915 号）和《国家发展改革委关于印发输配电定价成本监 审办法、省级电网输配电价定价办法、区域电网输电价格定价办法 和跨省跨区专项工程输电价格定价办法的通知》（发改价格规 〔2025〕1490 号）要求，制定云霄直流输电权市场化交易方案。 本方案中涉及的输电权市场化交易适用于通过云霄直流开展 的跨经营区中长期、现货电能量交易时的输电权交易。现阶段，输 电权市场化交易应坚持稳妥起步、有序衔接、公平竞争、高效利用 的原则，确保与现有电力市场交易品种的有效衔接。后续结合运行 情况，适时研究优化输电权交易模式。 二、云霄直流输电权市场化交易机制 （一）交易方式 1.落实经云霄直流优先发电计划开展的电能量交易，优先使用 云霄直流通道、相应分配云霄直流物理输电权。福建与广东互送的 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:39 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:39 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:39 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:39 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:39 116.77.33.123
市场化增量电能量交易，可享有除优先计划之外的输电容量的优先 使用权，并在季度、月度等周期释放输电容量。使用福建、广东两 省释放的云霄直流输电容量，开展的跨经营区电能量交易，需参与 输电权交易。 2.每季度前，福建、广东根据双方互送需求、经协商一致后， 向北京、广州电力交易中心报送下季度后两月各时段释放的云霄直 流输电容量，福建、广东保留容量不超过云霄直流富余容量的50%。 3.月度交易，福建、广东两省优先使用云霄直流富余容量，次 月剩余容量全部向市场释放，组织输电权交易。 4.输电权交易周期与跨经营区电能量交易周期相同，月度输电 权交易采用集中竞价方式开展，月内输电权交易按交易批次顺序采 用集中竞价方式开展，现货输电权交易采用自动分配方式开展。 5.输电权交易关口设在云霄直流潮流方向的送出侧。 （二）价格限制 为保障通道公平利用，输电权报价下限按照通道准许收入考虑 规划利用小时数折算确定，云霄直流输电权报价下限为每小时25.6 元/兆瓦；云霄直流输电权报价上限暂定为每小时100 元/兆瓦。报 价上下限如需调整，由国务院价格主管部门确定。 （三）交易组织 1.月度输电权交易 （1）输电权交易申报 对于使用云霄直流、已达成电能量交易意向的跨经营区双边交 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:39 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:39 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:39 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:39 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:39 116.77.33.123
易，购售双方提前协商确定输电权报价，由要约方在要约申报时一 同申报输电权报价。 对于使用云霄直流的跨经营区挂牌电能量交易，由购电方在挂 牌/摘牌时一同申报输电权报价。挂牌交易基于电能量报价开展预出 清。 对于使用云霄直流、基于确定通道的跨经营区集中竞价电能量 交易，由购电方在集中竞价交易报价时一同申报输电权报价。集中 竞价交易基于电能量报价开展预出清，形成预出清结果和出清价 格。 输电权报价为分时段的功率量价曲线，单位为每小时元/兆瓦， 保留至小数点后3 位，代表该时段使用云霄直流意愿支付的费用， 每个时段最多可以报单调递减的三段报价，每个时段申报的最大功 率应等于该时段相应中长期交易申报的最大功率，并根据电能量预 出清结果，对超出部分输电权报价段进行削减。 （2）输电权交易出清 在同一交易周期内，若某时段所有中长期电能量交易预出清结 果超过云霄直流可用容量，则按照各类电能量交易的输电权报价由 高到低的顺序使用云霄直流，直到云霄直流通道容量全部使用，最 后一笔通过的中长期电能量交易对应的输电权报价即为该时段云 霄直流的输电权出清价格；输电权报价相同时，按照送出方所在经 营区规则明确的成交顺序使用云霄直流。 若某时段所有中长期电能量交易预出清结果未超过云霄直流 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:39 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:39 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:39 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:39 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:39 116.77.33.123
可用容量，则该时段云霄直流的输电权出清价格为输电权报价下 限。 对于某一购电方挂牌的挂牌交易，若某时段物理输电权成交电 力小于中长期电能量交易预出清电力，则按等比例的方式对该时段 其与不同经营主体达成的电能量预出清量进行削减。 2.月内输电权交易 利用云霄直流富余容量组织的月内跨经营区中长期电能量交 易，按交易批次顺序参与输电权交易，直至云霄直流可用容量全部 用尽。同一交易批次下，福建、广东两省之间的交易优先使用云霄 直流，富余容量开展输电权交易，按照输电权报价由高到低顺序开 展输电权交易出清，并形成输电权价格，出清方式与月度输电权交 易相同。初期技术条件尚不具备时，同一交易批次下，按照《跨电 网经营区常态化电力交易机制方案》明确的原则开展电能量交易出 清，出清后相应分配输电权，输电权交易价格为输电权报价下限。 3.现货输电权交易 利用云霄直流富余容量组织的跨经营区现货电能量交易成交 结果，出清后相应分配输电权，输电权交易价格为输电权报价下限。 （四）潮流方向与最小功率 不同方向的电能量交易均需缴纳输电权费用。除福建、广东两 省互济交易需求外，其余省市交易可在月内组织反向交易，但不得 改变云霄直流潮流方向。各交易叠加后的最终潮流不得低于云霄直 流最小运行功率。 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:39 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:39 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:39 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:39 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:39 116.77.33.123
（五）交易结算 1.按各周期、各时段输电权交易价格及云霄直流送出侧结算电 量，对输电权费用开展月度结算。 2.输电权费用均由购电方承担，开展跨经营区现货电能量交易 时，由实际存在购电需求的市场成员承担。交易过程中的因云霄直 流换流站站损、交直流通道损耗等产生的线损折价，由购电方承担。 3.电能量交易合同转让时，电能量和输电权同步转让，其中， 对于福建与广东互送的电能量交易合同转让，合同转让后的购电方 需按照该时刻最近一次输电权交易周期的输电权价格承担输电权 费用。 4.云霄直流输电权费用由闽粤联网电力运营有限公司收取，全 额按照各50%的比例冲抵福建、广东两省承担的云霄直流容量电 费，按月清算并向全体工商业用户分享。资金支付路径按照相关购 售（输）电合同执行。 5.福建、广东两省承担的云霄直流容量电费作为准许总收入调 整项，纳入省级电网输配电价疏导，按月向闽粤联网电力运营有限 公司支付容量电费。 三、信息披露 按照《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》中明确的信息 披露原则，对输电权交易成交量、价格等情况进行公开披露。 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:39 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:39 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:39 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:39 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:39 116.77.33.123
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国家发展改革委国家能源局关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知（发改能源〔2026〕688号）
国家发展改革委国家能源局关于 加快推进虚拟电厂发展的指导意见 发改能源〔2025〕357 号 各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能 源局，北京市城市管理委员会，天津市工业和信息化局、辽 宁省工业和信息化厅、上海市经济和信息化委员会、重庆市 经济和信息化委员会、甘肃省工业和信息化厅，国家能源局 各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公 司，有关中央企业： 随着新型电力系统建设和电力市场建设的加快推进，虚 拟电厂的发展条件日益成熟、作用日益显著、需求日益增长。 为加快推进虚拟电厂发展，现提出如下意见。 一、总体要求 以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯 彻党的二十大和二十届二中、三中全会精神，深入落实“四 个革命、一个合作”能源安全新战略，加快提升虚拟电厂的 发展规模和水平，充分发挥调节作用。坚持统一认识，明确 虚拟电厂的定义和功能定位。坚持开放包容，健全支持虚拟 电厂发展的政策和市场体系。坚持安全可靠，将虚拟电厂纳 入电力安全管理体系并明确安全管理要求。坚持多元参与， 鼓励民营企业等各类社会资本结合自身优势参与虚拟电厂 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:24 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:24 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:24 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:24 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:24 2409:8a55:3011:e1c4:18
投资、建设和运营。 到2027 年，虚拟电厂建设运行管理机制成熟规范，参 与电力市场的机制健全完善，全国虚拟电厂调节能力达到 2000 万千瓦以上。到2030 年，虚拟电厂应用场景进一步拓 展，各类商业模式创新发展，全国虚拟电厂调节能力达到 5000 万千瓦以上。 二、规范虚拟电厂的定义和定位 （一）虚拟电厂的定义。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。 （二）虚拟电厂的功能定位。虚拟电厂对增强电力保供 能力、促进新能源消纳、完善电力市场体系具有重要作用。 在系统运行方面，可提供调峰、调频、备用等多种调节服务。 在需求侧管理方面，可组织负荷资源开展需求响应。在市场 交易方面，可聚合分散的资源参与市场交易。 三、积极推动虚拟电厂因地制宜发展 （三）加快培育虚拟电厂主体。省级主管部门要结合本 地区实际制定虚拟电厂发展方案，在发展规模、业务类型、 运营模式、技术要求等方面作出安排，针对省级、地市级电 力调节需要，培育不同特点的虚拟电厂主体，完善虚拟电厂 发展体系，围绕聚合分散电力资源、增强灵活调节能力、减 小供电缺口、促进新能源消纳等场景加快推进虚拟电厂规模 化发展。鼓励能源企业、能源产业链上下游企业及其他各类 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:24 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:24 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:24 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:24 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:24 2409:8a55:3011:e1c4:18
企业积极投资虚拟电厂，大力支持民营企业参与虚拟电厂投 资开发与运营管理，共同推动技术及模式创新。 （四）持续丰富虚拟电厂商业模式。省级主管部门及有 关单位要推动虚拟电厂立足核心功能，公平参与各类电力市 场或需求响应，获取相应收益。鼓励虚拟电厂开展业务创新， 提供节能服务、能源数据分析、能源解决方案设计、碳交易 相关服务等综合能源服务，拓宽收益渠道。 四、持续提升虚拟电厂建设运行管理水平 （五）建立健全虚拟电厂建设运行管理机制。省级主管 部门组织制定本地区虚拟电厂建设运行管理办法，统一省内 虚拟电厂建设运行管理规范，明确项目建设、接入管理、系 统调试、能力检测、上线运行等流程，提升虚拟电厂项目实 施和运行效率。动态监测评估虚拟电厂的运行效果、发展趋 势等，不断完善虚拟电厂管理体系。 （六）完善虚拟电厂接入调用机制。虚拟电厂根据参与 业务的技术要求、电力市场建设进程及运行管理需要接入相 应系统。参与需求响应的虚拟电厂接入新型电力负荷管理系 统（以下简称负荷系统）；参与电力现货市场、辅助服务市 场的虚拟电厂接入电力调度自动化系统（以下简称调度系 统），或通过接入负荷系统参与部分交易品种。电力调度机 构或电力负荷管理中心要根据虚拟电厂发展需要优化工作 机制，做好系统接入服务，开展虚拟电厂调节能力评估，确 保满足参与电力市场或需求响应的准入要求，高效有序实施 虚拟电厂调用或资源组织。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:24 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:24 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:24 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:24 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:24 2409:8a55:3011:e1c4:18
（七）提升虚拟电厂资源聚合水平。虚拟电厂运营商建 立相关技术支持系统，具备监测、预测、指令分解执行等信 息交互功能，按有关规则响应调度系统或负荷系统的指令， 对聚合资源进行优化调控。参与现货市场的虚拟电厂所聚合 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。单一资源不能同时被 两个及以上虚拟电厂聚合。 五、完善虚拟电厂参与电力市场等机制 （八）明确参与电力市场的准入条件。虚拟电厂在满足 《电力市场注册基本规则》要求及相应市场的准入要求后， 可按独立主体身份参与电力中长期市场、现货市场及辅助服 务市场。各类分散资源在被虚拟电厂聚合期间，不得重复参 与电力市场交易。省级主管部门、国家能源局派出机构结合 职责，明确并组织发布虚拟电厂参与各类电力市场的规则细 则。在虚拟电厂参与电力市场初期，可结合实际适当放宽准 入要求，并根据运行情况逐步优化。 （九）健全参与电能量市场的机制。加快推进虚拟电厂 作为资源聚合类新型经营主体整体参与电力中长期市场和 现货市场交易，并明确相应的电量电费计算原则。虚拟电厂 在电力中长期市场和现货市场开展购售电业务，应具备售电 公司资质。健全完善中长期市场价格形成机制，适当拉大现 货市场限价区间。在具备条件的地区，积极探索虚拟电厂参 与跨省电力交易。 （十）完善参与辅助服务市场的机制。加快推进辅助服 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:24 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:24 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:24 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:24 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:24 2409:8a55:3011:e1c4:18
务市场向虚拟电厂开放，针对虚拟电厂特点完善交易品种和 技术要求。完善辅助服务市场交易和价格机制，公平设定各 类辅助服务品种申报价格上限，不应对各类主体设立不同上 限。建立完善适应虚拟电厂发展阶段的考核机制，保障虚拟 电厂调节能力可靠性。 （十一）优化需求响应机制。完善虚拟电厂参与市场化 需求响应机制，扩大聚合分散需求侧资源的规模，提升需求 侧资源响应水平。根据“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担” 的原则，合理确定需求响应补偿标准，需求响应价格上限由 省级价格主管部门研究确定，同步健全需求响应分摊机制。 六、提高虚拟电厂安全运行水平 （十二）提升虚拟电厂参与电力系统运行的安全水平。 纳入涉网安全管理范围的虚拟电厂，要接受电力调度机构统 一调度，执行涉网安全管理规章制度。虚拟电厂与调度系统、 负荷系统等交互应满足相应系统的网络安全防护要求，加强 软硬件配置和安全监测，确保安全可靠。将虚拟电厂纳入电 力安全应急模拟演练，制定电网应急预案和处置流程，明确 虚拟电厂与电网企业各部门的责任和分工，不断提升应急响 应与快速恢复水平。虚拟电厂根据接入的系统，定期向电力 负荷管理中心或电力调度机构提交聚合资源清单和变更申 请。电网发生紧急情况时，虚拟电厂聚合资源应按要求执行 调节指令。 （十三）提升虚拟电厂自身安全水平。虚拟电厂运营商 要加强自身安全管理，落实技术监督等要求，在相关协议中 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:24 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:24 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:24 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:24 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:24 2409:8a55:3011:e1c4:18
明确虚拟电厂及各分散资源的安全责任。加快网络安全防护 体系建设，严格遵守《电力监控系统安全防护规定》等政策 法规和标准规范，落实网络安全防护要求。加强数据安全管 理，使用满足要求的密码产品，确保数据源头加密和防篡改。 加强异常监测，及时发现数据安全隐患并快速排除。 七、推动虚拟电厂技术创新和标准规范体系建设 （十四）加强虚拟电厂关键技术研发应用。开展虚拟电 厂资源聚合、调节能力、智慧调控、交易辅助决策、安全稳 定及评估检测等领域的关键技术攻关，推进智能量测与通信 技术的研发应用，支撑实现分散资源广泛感知、精准响应、 高速互联，持续提升虚拟电厂调节性能和运行控制水平。 （十五）建立健全虚拟电厂全环节标准体系。加快推动 虚拟电厂聚合响应、并网调控、智能计量、数据交互、安全 防护等技术标准的立项、编制与发布。对行业亟需但标准尚 未覆盖的领域，应通过技术指引等政策性文件先行规范。结 合发展实际修订已发布标准中的不适应条款，增强标准的适 用性。 八、加强组织实施 （十六）落实各方责任。省级主管部门牵头建立完善虚 拟电厂发展工作机制，协调解决推进过程中的问题，支持各 有关主体建立虚拟电厂发展交流平台；会同有关部门编制虚 拟电厂发展方案、建设运行管理规范等政策文件；与国家能 源局派出机构按分工编制虚拟电厂参与电力市场交易的配 套文件。省级价格主管部门牵头完善相关价格政策。电网企 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:24 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:24 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:24 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:24 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:24 2409:8a55:3011:e1c4:18
业、电力市场运营机构持续提升服务虚拟电厂参与系统运行 和电力市场的水平，虚拟电厂运营商高效组织分散资源参与 电力系统互动。电网企业与虚拟电厂运营商按各自职责承担 相应的电力安全供应责任。国家能源局派出机构加强监管， 及时发现问题并结合职责推动解决。 （十七）完善支持政策。积极落实“两新”（大规模设 备更新和消费品以旧换新）等政策，对符合条件的虚拟电厂 项目，给予资金支持。鼓励金融机构为虚拟电厂提供低息贷 款、信用担保、绿色债券等支持。 （十八）加强评估推广。国家发展改革委、国家能源局 结合虚拟电厂建设、运行情况，适时总结先进项目和经验， 做好推广工作，及时完善考核等相关政策。省级主管部门要 加强对虚拟电厂相关支持政策、标准规范和市场化运营机制 等的宣传培训和政策解读，培育先进虚拟电厂运营商，形成 良好的发展氛围。 国家发展改革委 国家能源局 2025 年3 月25 日 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:24 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:24 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:24 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:24 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:24 2409:8a55:3011:e1c4:18
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国家发展改革委国家能源局关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知（发改能源〔2026〕688号）
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 各省、自治区、直辖市及新疆生产建设兵团发展改革委、能 源局，天津市工业和信息化局、辽宁省工业和信息化厅、重 庆市经济和信息化委员会、甘肃省工业和信息化厅，北京市 城市管理委员会，国家能源局各派出机构，国家电网有限公 司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限 责任公司、中国核工业集团有限公司、中国华能集团有限公 司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家 电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家 能源投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、 华润（集团）有限公司、中国广核集团有限公司： 为贯彻落实党的二十届三中全会精神和党中央、国务院 关于加快构建新型电力系统、健全绿色低碳发展机制的决策 部署，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，大力推动 新能源高质量发展，现就深化新能源上网电价市场化改革有 关事项通知如下。 一、总体思路 按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:26 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:26 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:26 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:26 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:26 2409:8a55:3011:e1c4:18
策统筹协调的要求，深化新能源上网电价市场化改革。坚持 市场化改革方向，推动新能源上网电量全面进入电力市场、 通过市场交易形成价格。坚持责任公平承担，完善适应新能 源发展的市场交易和价格机制，推动新能源公平参与市场交 易。坚持分类施策，区分存量项目和增量项目，建立新能源 可持续发展价格结算机制，保持存量项目政策衔接，稳定增 量项目收益预期。坚持统筹协调，行业管理、价格机制、绿 色能源消费等政策协同发力，完善电力市场体系，更好支撑 新能源发展规划目标实现。 二、推动新能源上网电价全面由市场形成 （一）推动新能源上网电量参与市场交易。新能源项目 （风电、太阳能发电，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。新能源项目可报量报价 参与交易，也可接受市场形成的价格。 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。 （二）完善现货市场交易和价格机制。完善现货市场交 易规则，推动新能源公平参与实时市场，加快实现自愿参与 日前市场。适当放宽现货市场限价，现货市场申报价格上限 考虑各地目前工商业用户尖峰电价水平等因素确定，申报价 格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素 确定，具体由省级价格主管部门商有关部门制定并适时调整。 （三）健全中长期市场交易和价格机制。不断完善中长 期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:26 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:26 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:26 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:26 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:26 2409:8a55:3011:e1c4:18
多日、逐日开市。允许供需双方结合新能源出力特点，合理 确定中长期合同的量价、曲线等内容，并根据实际灵活调整。 完善绿色电力交易政策，申报和成交价格应分别明确电能量 价格和相应绿色电力证书（以下简称绿证）价格；省内绿色 电力交易中不单独组织集中竞价和滚动撮合交易。 鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议， 提前管理市场风险，形成稳定供求关系。指导电力交易机构 在合理衔接、风险可控的前提下，探索组织开展多年期交易。 三、建立健全支持新能源高质量发展的制度机制 （四）建立新能源可持续发展价格结算机制。新能源参 与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，纳入机 制的新能源电价水平（以下简称机制电价）、电量规模、执 行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力 运行主管部门等明确。对纳入机制的电量，市场交易均价低 于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算， 结算费用纳入当地系统运行费用。 （五）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。2025 年6 月1 日以前投产的新能源存量 项目：（1）电量规模，由各地妥善衔接现行具有保障性质 的相关电量规模政策。新能源项目在规模范围内每年自主确 定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。鼓励新能源项 目通过设备更新改造升级等方式提升竞争力，主动参与市场 竞争。（2）机制电价，按现行价格政策执行，不高于当地 煤电基准价。（3）执行期限，按照现行相关政策保障期限 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:26 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:26 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:26 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:26 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:26 2409:8a55:3011:e1c4:18
确定。光热发电项目、已开展竞争性配置的海上风电项目， 按照各地现行政策执行。 2025 年6 月1 日起投产的新能源增量项目：（1）每年 新增纳入机制的电量规模，由各地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，以及用户承受能 力等因素确定。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。通知实施后第一年新增纳入机制的电量占当地增量 项目新能源上网电量的比例，要与现有新能源价格非市场化 比例适当衔接、避免过度波动。单个项目申请纳入机制的电 量，可适当低于其全部发电量。（2）机制电价，由各地每 年组织已投产和未来12 个月内投产、且未纳入过机制执行 范围的项目自愿参与竞价形成，初期对成本差异大的可按技 术类型分类组织。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机 制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上 限。竞价上限由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色 价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期 可考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限。（3）执 行期限，按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，起始 时间按项目申报的投产时间确定，入选时已投产的项目按入 选时间确定。 （六）新能源可持续发展价格结算机制的结算方式。对 纳入机制的电量，电网企业每月按机制电价开展差价结算， 将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费用； 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:26 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:26 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:26 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:26 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:26 2409:8a55:3011:e1c4:18
初期不再开展其他形式的差价结算。电力现货市场连续运行 地区，市场交易均价原则上按照月度发电侧实时市场同类项 目加权平均价格确定；电力现货市场未连续运行地区，市场 交易均价原则上按照交易活跃周期的发电侧中长期交易同 类项目加权平均价格确定。各地将每年纳入机制的电量分解 至月度，各月实际上网电量低于当月分解电量的，按实际上 网电量结算，并在年内按月滚动清算。 （七）新能源可持续发展价格结算机制的退出规则。已 纳入机制的新能源项目，执行期限内可自愿申请退出。新能 源项目执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机 制执行范围。 四、保障措施 （八）加强组织落实。各省级价格主管部门会同能源主 管部门、电力运行主管部门等制定具体方案，做好影响测算 分析，充分听取有关方面意见，周密组织落实，主动协调解 决实施过程中遇到的问题；加强政策宣传解读，及时回应社 会关切，凝聚改革共识。国家能源局派出机构会同有关部门 加强市场监管，保障新能源公平参与交易，促进市场平稳运 行。电网企业做好结算和合同签订等相关工作，对新能源可 持续发展价格结算机制执行结果单独归集。 （九）强化政策协同。强化规划协同，各地改革实施方 案要有利于国家新能源发展规划目标的落实，并做好与国家 能源电力规划的衔接。强化改革与绿证政策协同，纳入可持 续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。电网企 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:26 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:26 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:26 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:26 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:26 2409:8a55:3011:e1c4:18
业可通过市场化方式采购新能源电量作为代理购电来源。强 化改革与市场协同，新能源参与市场后因报价等因素未上网 电量，不纳入新能源利用率统计与考核。强化改革与优化环 境协同，坚决纠正不当干预电力市场行为，不得向新能源不 合理分摊费用，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、 并网、上网等的前置条件。享有财政补贴的新能源项目，全 生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。 （十）做好跟踪评估。各地要密切跟踪市场价格波动、 新能源发电成本和收益变化、终端用户电价水平等，认真评 估改革对行业发展和企业经营等方面的影响，及时总结改革 成效，优化政策实施，持续增强市场价格信号对新能源发展 的引导作用。国家结合新能源技术进步、电力市场发展、绿 色电力消费增长和绿证市场发展等情况，不断完善可再生能 源消纳责任权重制度，适时对新能源可持续发展价格结算机 制进行评估优化、条件成熟时择机退出。 各地要在2025 年底前出台并实施具体方案，实施过程 中遇有问题及时向国家发展改革委、国家能源局报告，国家 将加强指导。现行政策相关规定与本通知不符的，以本通知 为准。对生物质、地热等发电项目，各地可参照本通知研究 制定市场化方案。 国家发展改革委 国家能源局 2025 年1 月27 日 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:26 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:26 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:26 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:26 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:26 2409:8a55:3011:e1c4:18
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国家发展改革委国家能源局关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知（发改能源〔2026〕688号）
国家发展改革委国家能源局关于 有序推动绿电直连发展有关事项的通知 发改能源〔2025〕650 号 各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能 源局，北京市城市管理委员会，天津市工业和信息化局、辽 宁省工业和信息化厅、上海市经济和信息化委员会、重庆市 经济和信息化委员会、甘肃省工业和信息化厅，国家能源局 各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公 司，有关中央企业： 为贯彻落实党的二十届三中全会精神和党中央、国务院 关于完善新能源消纳和调控政策措施的决策部署，探索创新 新能源生产和消费融合发展模式，促进新能源就近就地消纳， 更好满足企业绿色用能需求，依据《中华人民共和国能源法》 等有关法律法规，制定本通知。 一、总体要求 （一）适用范围。本文所指的绿电直连是指风电、太阳 能发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直 连线路向单一电力用户供给绿电，可实现供给电量清晰物理 溯源的模式。其中，直连线路是指电源与电力用户直接连接 的专用电力线路。按照负荷是否接入公共电网分为并网型和 离网型两类。并网型项目作为整体接入公共电网，与公共电 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:22 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:22 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:22 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:22 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:22 2409:8a55:3011:e1c4:18
网形成清晰的物理界面与责任界面，电源应接入用户和公共 电网产权分界点的用户侧。直连电源为分布式光伏的，按照 《分布式光伏发电开发建设管理办法》等政策执行。采用直 连线路向多用户开展绿色电力直接供应的，具体办法由国家 发展改革委、国家能源局另行规定。 （二）发展目标。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，按照安全优先、 绿色友好、权责对等、源荷匹配原则建设运行，公平合理承 担安全责任、经济责任与社会责任。 二、加强规划引导 （三）规范项目建设。新增负荷可配套建设新能源项目。 存量负荷在已有燃煤燃气自备电厂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。有降碳刚性需求的出口外向型企业利用周 边新能源资源探索开展存量负荷绿电直连。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。 （四）加强规划统筹。省级能源主管部门应加强对绿电 直连项目的统筹规划，确保绿电直连模式有序发展。项目风 电和太阳能发电规模计入省级能源主管部门制定的新能源 发电开发建设方案，用电负荷规模应有依据和支撑，直连线 路、接入系统等按电压等级纳入省级或城市的能源电力和国 土空间等规划，并按《企业投资项目核准和备案管理办法》 等规定进行备案。直连线路应尽量减少线路交叉跨越，确需 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:22 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:22 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:22 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:22 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:22 2409:8a55:3011:e1c4:18
跨越的应做好安全措施。项目应编制包含电源、负荷、直连 线路和接入系统的整体化方案，以专门章节评估系统风险、 用电安全、电能质量等，并提出具体技术措施。项目接入电 压等级不超过220（330）千伏；确有必要接入220（330） 千伏的，应由省级能源主管部门会同国家能源局派出机构组 织电网企业、项目单位等开展电力系统安全风险专项评估， 确保电网安全稳定运行。项目应按照整体化方案统一建设， 同步投产。 （五）鼓励模式创新。绿电直连项目原则上由负荷作为 主责单位。包括民营企业在内的各类经营主体（不含电网企 业）可投资绿电直连项目。项目电源可由负荷投资，也可由 发电企业或双方成立的合资公司投资，直连专线原则上应由 负荷、电源主体投资。项目电源和负荷不是同一投资主体的， 应签订多年期购电协议或合同能源管理协议，并就电力设施 建设、产权划分、运行维护、调度运行、结算关系、违约责 任等事项签订协议。项目中新能源发电项目豁免电力业务许 可，另有规定除外。 （六）做好源荷匹配。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和装机规模。现货市场连续运 行地区可采取整体自发自用为主，余电上网为辅的模式；现 货市场未连续运行地区，不允许向公共电网反送。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%，并不断提高自发自用比例， 2030 年前不低于35%。上网电量占总可用发电量的比例上限 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:22 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:22 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:22 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:22 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:22 2409:8a55:3011:e1c4:18
由各省级能源主管部门结合实际确定，一般不超过20%。各 地可结合项目建设方案中自发自用、上网电量比例和源荷匹 配、调节能力等信息，合理设置新能源利用率目标。 三、加强运行管理 （七）加强安全管理。绿电直连项目应严格落实各项安 全生产管理措施，保证安全稳定运行。项目应及时开展风险 管控及隐患排查治理，深入评估并及时消除项目内部设备故 障以及各类安全风险，不断增强可靠性。 （八）做好电网接入。项目应按标准配置继电保护、安 全稳定控制装置、通信设备等二次系统，内部各设施涉网性 能应满足相关标准，避免因自身原因影响电网安全稳定运行。 项目应及时组织竣工验收，并将竣工验收报告报送省级能源 主管部门和国家能源局派出机构。电网企业应向满足并网条 件的项目公平无歧视提供电网接入服务。 （九）加强调度运行管理。绿电直连项目应实现内部资 源协同优化。并网型项目整体及内部电源按照接入电压等级 和容量规模接受相应调度机构管理，按照为系统提供服务的 类别接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统。除 发生影响公用系统安全稳定运行的突发情况外，调度机构应 按照项目自主安排的发用电曲线下达调度计划。项目内部资 源应做到可观、可测、可调、可控，并根据《电网运行准则》 等向电力调度机构提供相关资料。项目各业务系统应严格执 行《电力监控系统安全防护规定》，安装网络安全监测、隔 离装置等网络安全设施，按要求向相关调度机构备案，接受 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:22 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:22 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:22 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:22 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:22 2409:8a55:3011:e1c4:18
调度机构开展的技术监督。 （十）厘清责任界面。并网型绿电直连项目与公共电网 按产权分界点形成清晰明确的安全责任界面，各自在安全责 任界面内履行相应电力安全风险管控责任。项目应统筹考虑 内部源荷特性、平衡能力、经济收益、与公共电网交换功率 等因素，自主合理申报并网容量，并与电网企业协商确定并 网容量以外的供电责任和费用。电网企业应按照项目申报容 量和有关协议履行供电责任。项目应调节内部发电和负荷， 确保项目与公共电网的交换功率不超过申报容量，自行承担 由于自身原因造成供电中断的相关责任。 （十一）鼓励提升系统友好性。并网型绿电直连项目应 通过合理配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，充分提 升项目灵活性调节能力，尽可能减小系统调节压力。项目规 划方案应合理确定项目最大的负荷峰谷差率，项目与公共电 网交换功率的电力峰谷差率不高于方案规划值。在新能源消 纳困难时段，项目不应向公共电网反送电。项目应按照有关 管理要求和技术标准做好无功和电能质量管理。 四、交易与价格机制 （十二）作为整体参与市场。并网型绿电直连项目享有 平等的市场地位，按照《电力市场注册基本规则》进行注册， 原则上应作为整体参与电力市场交易，根据市场交易结果安 排生产，并按照与公共电网的交换功率进行结算。项目负荷 不得由电网企业代理购电。项目电源和负荷不是同一投资主 体的，也可分别注册，以聚合形式参与电力市场交易。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:22 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:22 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:22 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:22 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:22 2409:8a55:3011:e1c4:18
（十三）合理缴纳相关费用。绿电直连项目应按国务院 价格、财政主管部门相关规定缴纳输配电费、系统运行费用、 政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用。各地不得违反 国家规定减免有关费用。 （十四）规范计量结算。并网型绿电直连项目以项目接 入点作为计量、结算参考点，作为整体与公共电网进行电费 结算。项目应具备分表计量条件，在内部发电、厂用电、自 发自用、储能等关口安装符合相关标准和有关部门认可的双 向计量装置。禁止绕越装设的各电能计量装置用电。项目电 源和负荷不是同一投资主体的，双方之间交易电量及上网电 量应按照绿证和绿色电力交易有关规定执行。 五、加强组织保障 国家发展改革委、国家能源局加强对绿电直连模式的指 导，及时评估成效，确保工作平稳推进，同时加强对其他绿 色电源开展直连的研究。国家能源局各派出机构应加强监管， 及时跟踪监测辖区内项目建设与政策执行情况，积极推动各 方按要求规范开展项目建设运行。省级能源主管部门应基于 本省电力供需形势、消纳条件等实际情况，进一步细化就近 就地消纳距离、上网电量比例、退出机制等具体要求，引导 项目科学合理评估需求，避免出现实际运行与设计方案出现 较大偏差、新能源消纳不及预期等情况；组织梳理本地绿电 直连项目需求，积极向民营企业推介，支持民资等参与投资 建设；做好项目管理和运行监测工作，组织具备资质的第三 方机构开展方案评审，充分听取电网企业、国家能源局派出 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:22 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:22 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:22 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:22 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:22 2409:8a55:3011:e1c4:18
机构等意见，推动绿电直连模式有序发展。电网企业、电力 市场运营机构按照通知要求做好落实，持续提升对项目接入 电网、参与电力市场交易的技术支持能力和服务水平。 国家发展改革委 国家能源局 2025 年5 月21 日 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:22 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:22 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:22 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:22 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:22 2409:8a55:3011:e1c4:18
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国家发展改革委 国家能源局关于在云霄直流开展输电权市场化交易的通知（发改体改〔2026〕734号）
国家发展改革委国家能源局关于 在云霄直流开展输电权市场化交易的通知 发改体改〔2026〕734 号 福建省、广东省发展改革委（能源局），国家能源局南方监 管局、福建监管办公室，国家电网有限公司、中国南方电网 有限责任公司，北京电力交易中心、广州电力交易中心： 在云霄直流先行开展输电权市场化交易，是贯彻落实党 的二十届四中全会精神，健全适应新型能源体系的市场和价 格机制的重要改革探索，对完善全国统一电力市场体系、促 进跨电网经营区常态化交易、提升电力系统互补互济和安全 韧性水平具有重要意义。现就有关工作通知如下。 一、自2026 年6 月1 日起，按照《云霄直流输电权市 场化交易方案（暂行）》，以月度及以内交易起步，在云霄 直流通道开展输电权市场化交易。工作过程中，要坚持“安 全为锚、稳妥为要、公平公开、竞争有序”的原则。 二、国家电网公司、南方电网公司要进一步深化合作， 依托输电权市场化交易充分挖掘输电通道潜力、提升通道利 用效率，更好支撑网间互济互保和常态化交易需求，保障全 国统一电力市场体系高效运行。 三、国家电网公司、南方电网公司要在保障云霄直流通 道安全稳定运行的基础上，落实好优先发电规模计划要求， 保障福建、广东电力安全可靠供应，稳妥做好输电权市场化 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:38 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:38 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:38 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:38 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:38 116.77.33.123
交易与已有交易机制的衔接，为各类经营主体平等参与交易、 高效使用通道提供稳定预期。要利用输电权市场化交易积极 促进可再生能源市场化消纳，扩大跨省跨区绿电消费规模。 四、国家电网公司、南方电网公司要落实主体责任，按 照有关政策要求，持续完善输电权市场化交易机制。北京电 力交易中心、广州电力交易中心要加强对输电权市场化交易 组织、执行、出清、结算各环节的统筹，及时跟踪市场运营 状况，加强信息披露和报送，做好宣传解读与预期引导，完 善应急预案，切实防范市场风险，保障电力系统安全稳定运 行。重大问题及时向国家发展改革委、国家能源局报告。 五、国家发展改革委、国家能源局将持续强化对输电权 市场化交易的指导，健全配套政策，加强经验总结，根据实 际运营情况持续优化交易机制和参数设置，及时协调解决问 题，适时推广经验，进一步完善全国统一电力市场体系。 附件：云霄直流输电权市场化交易方案（暂行） 国家发展改革委 国家能源局 2026 年5 月21 日 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:38 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:38 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:38 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:38 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:38 116.77.33.123
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关于完善发电侧容量电价机制的通知(发改价格〔2026〕114号)
国家发展改革委国家能源局关于 完善发电侧容量电价机制的通知 发改价格〔2026〕114 号 各省、自治区、直辖市及新疆生产建设兵团发展改革委、能 源局，天津市工业和信息化局、辽宁省工业和信息化厅、重 庆市经济和信息化委员会、甘肃省工业和信息化厅、北京市 城市管理委员会，国家能源局各派出机构，国家电网有限公 司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限 责任公司、中国核工业集团有限公司、中国华能集团有限公 司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家 电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家 能源投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、 华润（集团）有限公司、中国广核集团有限公司： 为贯彻落实党中央和国务院关于推进能源领域价格改 革，加快建设新型能源体系的决策部署，引导调节性电源平 稳有序建设，保障电力系统安全稳定运行，助力经济社会绿 色发展，现就完善发电侧容量电价机制有关工作通知如下。 一、总体思路 适应新型电力系统和电力市场体系建设需要，更好统筹 电力安全稳定供应、能源绿色低碳转型和资源经济高效配置， 分类完善煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能容量电价 机制，优化电力市场机制；电力现货市场连续运行后，有序 建立发电侧可靠容量补偿机制，对机组可靠容量根据顶峰能 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:18 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:18 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:18 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:18 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:18 2409:8a55:3011:e1c4:18
力按统一原则进行补偿，公平反映不同机组对电力系统顶峰 贡献。 二、分类完善容量电价机制 （一）完善煤电及天然气发电容量电价机制。各地按照 《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕 1501 号）要求，将通过容量电价回收煤电机组固定成本的比 例提升至不低于50%，可结合当地市场建设、煤电利用小时 数等实际情况进一步提高。 省级价格主管部门可对天然气发电建立容量电价机制， 容量电价按照回收天然气发电机组一定比例固定成本的方 式确定。 （二）完善抽水蓄能容量电价机制。《关于进一步完善 抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633 号， 简称633 号文件）出台前开工（取得取水、临时用地、环评 批复文件，下同）建设的电站，容量电价继续实行政府定价， 具体由省级价格主管部门按照633 号文件办法核定或校核。 电站经营期满后，按照弥补必要技术改造支出和运行维护成 本的原则重新核价。 按照633 号文件明确的逐步实现主要通过参与市场回收 成本、获得收益的精神，该文件出台后开工建设的电站，由 省级价格主管部门每3—5 年按经营期内弥补平均成本的原 则，根据633 号文件明确的成本参数规则，制定省级电网同 期新开工电站统一的容量电价（满功率发电时长低于6 小时 的相应折减）。执行年限可统筹考虑电力市场建设发展、电 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:18 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:18 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:18 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:18 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:18 2409:8a55:3011:e1c4:18
力系统需求、电站可持续发展等情况确定。同时，抽水蓄能 电站自主参与电能量、辅助服务等市场，获得的市场收益按 比例由电站分享，分享比例由省级价格主管部门确定；其余 部分冲减系统运行费用、由用户分享。 （三）建立电网侧独立新型储能容量电价机制。对服务 于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电 站，各地可给予容量电价。容量电价水平以当地煤电容量电 价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算（折算比例为 满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长，最 高不超过1），并考虑电力市场建设进展、电力系统需求等 因素确定。电网侧独立新型储能电站实行清单制管理，管理 要求由国家能源局根据电力供需形势分析及保供举措等另 行明确，项目具体清单由省级能源主管部门会同价格主管部 门制定。 三、有序建立发电侧可靠容量补偿机制 （一）可靠容量补偿机制的总体要求。可靠容量是指机 组在全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量。电力现货 市场连续运行后，省级价格主管部门会同相关部门适时建立 可靠容量补偿机制，对机组可靠容量按统一原则进行补偿。 补偿标准以弥补市场边际机组在电能量和辅助服务市场不 能回收的固定成本为基础，统筹考虑电力供需关系、用户承 受能力、电力市场建设进展等因素合理确定，并适时调整。 新能源装机占比高、可靠容量需求大的地区，应加快建立可 靠容量补偿机制。在国家指导下，具备条件的地区可结合电 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:18 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:18 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:18 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:18 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:18 2409:8a55:3011:e1c4:18
力市场建设情况适时通过容量市场等方式形成容量电价。 （二）合理确定补偿范围。可靠容量补偿机制的补偿范 围，可包括自主参与当地市场的煤电、气电和符合条件的电 网侧独立新型储能等，并结合电力市场建设和电价市场化改 革等情况逐步扩展至抽水蓄能等其他具备可靠容量的机组； 对获得其他保障的容量不重复补偿。政府定价的机组，不予 补偿。 （三）做好与容量电价政策的衔接。可靠容量补偿机制 建立后，相关煤电、气电、电网侧独立新型储能等机组，不 再执行原有容量电价。省级价格主管部门可在市场体系较为 健全的基础上，对本通知出台后开工建设的抽水蓄能电站， 统一执行可靠容量补偿机制并参与电能量和辅助服务等市 场、市场收益全部由电站获得。鼓励633 号文件出台后开工 建设的抽水蓄能电站自主选择执行可靠容量补偿机制并参 与电力市场。 四、完善相关配套政策 （一）完善电力市场交易和价格机制。煤电容量电价机 制完善后，各地可根据电力市场供需、参与市场的所有机组 变动成本等情况，适当调整省内煤电中长期市场交易价格下 限，在确保电力电量平衡的情况下适当放宽煤电中长期合同 签约比例要求。鼓励供需双方在中长期合同中签订随市场供 需、发电成本变化的灵活价格机制。省内市场供需双方签订 中长期合同时，各地不得强制要求签订固定价，可根据电力 供需、市场结构等情况，要求年度中长期合同中约定一定比 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:18 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:18 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:18 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:18 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:18 2409:8a55:3011:e1c4:18
例电量实行反映实时供需的灵活价格。 （二）完善电费结算政策。上述调节性电源的容量电费、 可靠容量补偿费用，纳入当地系统运行费用。现货市场连续 运行地区，抽水蓄能抽发、电网侧独立新型储能充放电价按 市场规则或现货实时价格执行；现货市场未连续运行地区， 抽水（充电）价格执行电网代理工商业用户购电价格，发电 （放电）价格形成方式由省级价格主管部门统筹考虑各类技 术路线充放损耗等确定。抽水蓄能、电网侧独立新型储能抽 水（充电）时视作用户，缴纳上网环节线损费用和系统运行 费用，暂按单一电量制用户执行输配电价；发电（放电）电 量相应退减输配电费。按比例由抽水蓄能电站分享的市场收 益，统一按月结算、按年清算。 （三）明确区域共用抽水蓄能容量电费分摊方式。区域 共用抽水蓄能电站的容量电费分摊比例根据容量分配比例 确定，鼓励通过市场化方式优化。其中，容量分配比例已经 明确的，按已明确比例执行；容量分配比例尚未明确但项目 已核准的，由所在地省级能源、价格主管部门组织拟参与分 摊省份能源、价格主管部门协商确定并明确；尚未核准的新 建项目，按上述原则协商确定后在项目核准文件中予以明确。 五、做好组织实施 （一）加强工作协同。省级价格主管部门要会同相关部 门完善容量电价政策和适时建立可靠容量补偿机制，周密组 织实施，做好政策解读，引导企业加强经营管理，促进行业 健康发展。省级能源主管部门要会同价格主管部门科学测算 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:18 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:18 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:18 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:18 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:18 2409:8a55:3011:e1c4:18
当地电力系统可靠容量需求。各地要加快建立健全电力市场 体系，实现抽水蓄能、新型储能等机组公平参与电能量、辅 助服务等各类市场，更好体现调节价值，促进调节作用充分 发挥。电网企业要配合开展数据测算，与电站签订调度运行 协议和有关合同，做好市场收益计算、结算等工作，有关情 况每年报省级价格主管部门和国家发展改革委（价格司）。 国家将加强对各地的指导，促进平稳实施。 （二）建立电价承受能力评估制度。省级价格主管部门 要会同能源主管部门建立用户经济承受能力评估制度，将评 估结果作为确定可靠容量补偿标准，制定电力系统调节能力 及新能源和新型储能发展规划、方案等，核准抽水蓄能等项 目的重要依据。电力系统可靠容量充裕或用户经济承受能力 较弱的地区，要从严控制新增调节性电源项目；未开展用户 经济承受能力评估的相关项目，不得纳入规划及核准，不得 给予容量电费或可靠容量补偿。 （三）加强容量电费考核。结合对各类机组管理要求完 善容量电费考核办法，分类进行考核，引导机组提升生产运 行水平，增强顶峰出力能力。可靠容量补偿机制建立后，进 一步从严加强考核，充分发挥容量电价引导作用。对未能达 到考核要求的机组，应扣减容量电费或可靠容量补偿费用， 具体由省级价格主管部门会同有关方面明确。 国家发展改革委 国家能源局 2026 年1 月27 日 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:18 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:18 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:18 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:18 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:18 2409:8a55:3011:e1c4:18
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国家发展改革委国家能源局关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知（发改能源〔2026〕688号）
国家发展改革委国家能源局关于优化集中 式新能源发电企业市场报价的通知（试行） 发改能源〔2025〕1476 号 各省、自治区、直辖市及新疆生产建设兵团发展改革委、能 源局，北京市城市管理委员会，天津市、辽宁省、甘肃省工 业和信息化局（厅）、重庆市经济和信息化委员会，国家能 源局各派出机构，中国核工业集团有限公司、国家电网有限 公司、中国南方电网有限责任公司、中国华能集团有限公司、 中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力 投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源 投资集团有限责任公司、华润（集团）有限公司、中国广核 集团有限公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司，北京电 力交易中心、广州电力交易中心： 为深入贯彻落实党中央、国务院关于深化电力体制改革 和经济社会绿色低碳转型的决策部署，更好落实新能源全面 入市交易要求，推动构建符合新能源发电特性、分布格局、 经营现状的市场报价方式，规范电力市场运行秩序，提升电 力资源优化配置效率，助力新型电力系统建设和双碳目标实 现，现将有关事项通知如下。 一、基本原则 （一）本通知所称集中报价，特指多个已完成市场注册 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18
的集中式新能源发电企业（不含分布式、“沙戈荒”大基地 等新能源），在同一固定场所参与电能量市场交易中的集中 报价行为。新能源发电企业集中报价主要适用于电力现货市 场正式运行和连续结算试运行地区电力中长期电能量交易 中的集中交易和现货电能量交易。 （二）参与集中报价的新能源发电企业，原则上集中后 的总装机规模不应超过所在省（区、市）电力市场单个最大 燃煤发电厂装机规模（不含特高压输电通道配套电源）。原 则上仅允许同一集团（同一母公司、同一控股股东、同一实 际控制人等）内同一省（区、市）的新能源发电企业进行集 中报价，禁止跨集团、跨省（区、市）集中报价。禁止具有 竞争关系的经营者达成固定或变更商品关系的垄断协议。 （三）集中报价工作采取申请公示备案管理，新能源发 电企业参与集中报价，不改变其独立市场地位、调度管理关 系、交易结算关系等。 （四）经国家能源局派出机构、地方能源主管部门等相 关部门认定，可能对市场公平竞争产生影响或其他不适合开 展集中报价的，不得集中报价。新能源发电企业进行集中报 价，不得影响电力系统安全稳定运行。 二、明确工作流程 （五）新能源发电企业申请参与集中报价，应共同向电 力交易机构提交书面申请，申请信息应包括项目名称、规模、 报价场所、公平竞争承诺书、所属集团证明材料等。电力交 易机构5 个工作日内对申请进行审核，公示5 个工作日，向 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18
市场成员披露后，在交易平台建立集中报价关联关系，并将 公示无异议的集中报价以书面形式报国家能源局派出机构 和地方能源主管部门等相关部门备案。 （六）参与集中报价的新能源发电企业装机规模、报价 场所等发生较大变化时，有关主体应在3 个工作日内向电力 交易机构提出变更申请，或重新申请集中报价，电力交易机 构受理通过后，5 个工作日内向经营主体披露。 （七）新能源发电企业申请退出集中报价，应向电力交 易机构提出书面申请。其中，单一主体申请退出集中报价的， 电力交易机构受理审核通过后，剩余新能源发电企业的集中 报价关联关系保持不变。所有主体申请退出集中报价的，电 力交易机构受理通过后取消对应关联关系。 （八）电力交易机构负责受理集中报价有关申请，并建 立集中报价动态管理清单，在完成审核、公示、披露等程序 后，将相关主体纳入集中报价动态管理清单，并推送电力调 度机构。未履行申请等程序的新能源发电企业，不得进行集 中报价。 （九）申请集中报价的新能源发电企业，除项目业主更 换、破产清算、场站退役以及经国家能源局派出机构、地方 能源主管部门等相关部门认定的原因外，原则上3 个月内只 能申请退出1 次。 三、规范报价行为 （十）各经营主体原则上仍以注册主体进行报价。参与 集中报价的新能源发电企业及所在固定场所，应在人员、资 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18
产和财务等方面严格与本集团其他发售电业务相隔离。 （十一）参与集中报价的新能源发电企业之间，应合法 合规明确各自权责义务，并对集中报价相关行为负责。因集 中报价产生的纠纷或争议，由各方自行协商或通过法律途径 解决。 （十二）参与集中报价的新能源发电企业退出集中报价 后，仍须对退出前已参与的集中报价行为负责。若因自身原 因变更不及时造成不良后果的，或退出前已参与的集中报价 存在违规行为的，国家能源局派出机构、地方相关部门可进 行追溯处理。 四、做好风险防控及监管 （十三）电力市场管理委员会应充分发挥市场自律和社 会监督作用，强化新能源发电企业集中报价自律管理。电力 交易机构应健全新能源集中报价监测和风险防控机制，基于 辖区电源结构、机制电量规模、新能源边际机组分布等情况， 合理制定集中报价价格预警区间，拟订管控措施，经电力市 场管理委员会审议后，由国家能源局派出机构会同地方相关 部门批复后实施。 （十四）电力交易机构会同电力调度机构根据市场运行 情况，结合历史数据与管控需求，合理设定价格预警区间触 发条件，并依据价格预警区间触发情况，执行风险防控措施， 定期向国家能源局派出机构、地方相关部门报送市场监控分 析报告。 （十五）参与集中报价的新能源发电企业应按年度向政 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18
府相关部门、电力交易机构提交报价行为分析报告，报告内 容应包括年度申报价格和电量情况、出清价格和电量情况、 市场收益情况等内容。 （十六）新能源发电企业利用集中报价违规扰乱市场秩 序、破坏市场公平竞争的，由国家能源局派出机构、地方相 关部门依法依规予以处理，并强制取消集中报价关联关系， 整改完成前不得再次申请集中报价。 （十七）国家能源局派出机构会同地方相关部门等单位， 共同对新能源发电企业集中报价行为进行监管。国家能源局 派出机构加快完善电力市场数字化监管指标体系，将集中报 价行为纳入数字化监管范围。鼓励有条件的地区探索开展集 中报价第三方评估，根据评估情况和赫芬达尔-赫希曼指数 （HHI）、前m 名份额指数（Top-m）、发电集团剩余供应率 指数（RSI）等监测指标，及时优化调整相关机制举措。 五、加强工作组织 （十八）国家能源局派出机构、地方能源主管部门要加 强组织领导和统筹协调，建立相关工作机制，共同制定具体 实施方案，实施方案报国家能源局备案；强化新能源集中报 价行为监管，加强沟通协调，及时指导电力交易机构规范有 关程序，确保稳妥有序。电网企业、调度机构、交易机构等 单位要压实主体责任，加强工作协同，密切监测评估试行情 况，及时优化完善相关措施，有效防范各类发电企业滥用市 场力。工作中遇到的重大问题，各单位要及时向国家能源局 报告。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18
本通知自印发之日起实施，有效期三年。国家发展改革 委、国家能源局将根据新能源发展等情况，适时修订调整本 通知相关内容。 国家发展改革委 国家能源局 2025 年11 月18 日 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:1 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:19 2409:8a55:3011:e1c4:18