本期你会看到

• 国家发展改革委办公厅等发布《关于促进大功率充电设施科学规划建设的通知》
• 国家发展改革委、工业和信息化部、国家能源局联合印发《关于开展零碳园区建设的通知》
• 浙江省能源局下发《关于开展2025年度新型储能项目建设计划动态调整的通知》
• 海南省发展改革委发布《关于海南省深化新能源上网电价市场化改革的实施方案（征求意见稿）》
• 山西省发改委发布关于征求对《山西省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案（征求意见稿）》意见建议的函

国家政策及要闻

国家发展改革委办公厅等发布《关于促进大功率充电设施科学规划建设的通知》

7月7日，国家发展改革委办公厅等发布了关于促进大功率充电设施科学规划建设的通知。通知指出要率先对重大节假日期间利用率超过40%的充电设施实施大功率改造。到2027年底，力争全国范围内大功率充电设施超过10万台，服务品质和技术应用实现迭代升级。

促进大功率充电设施与电网融合发展。鼓励打造智能有序大功率充电场站，建立大功率充电场站与配电网高效互动机制，因地制宜配建光伏发电和储能设施，探索针对智能有序大功率充电场站优化电力接入容量核定方法，合理利用配电设施低谷容量裕度，提升配电网对于大功率充电场站的接入能力。

支持充电运营企业通过接入新型负荷管理系统参与电力市场交易和需求响应，通过价格信号促进电动汽车高水平消纳清洁能源。

鼓励给予充电场站10年以上租赁期限，引导企业长期稳定经营。电网企业应加强大功率充电设施的用电保障，重点解决高速公路服务区的用电容量，降低电力引入成本，缩短电力扩容周期。

鼓励研究大功率充电设施建设运营补贴激励机制，通过地方政府专项债券等支持符合条件的大功率充电设施项目建设。

国家发展改革委、工业和信息化部、国家能源局联合印发《关于开展零碳园区建设的通知》

近日，国家发展改革委、工业和信息化部、国家能源局联合印发《关于开展零碳园区建设的通知》，开启国家级零碳园区申报。各地区推荐园区数量不超过2个，于8月22日前将推荐园区名单及建设方案报送国家发展改革委。国家发展改革委会同有关方面对地方推荐园区的建设方案进行审核，统筹考虑产业代表性、综合示范性、碳减排潜力等因素，确定首批国家级零碳园区建设名单。

《通知》明确了零碳园区建设的重点任务，在用能结构转型方面强调：加强园区及周边可再生能源开发利用，支持园区与周边非化石能源发电资源匹配对接，科学配置储能等调节性资源，因地制宜发展绿电直连、新能源就近接入增量配电网等绿色电力直接供应模式，鼓励参与绿证绿电交易，探索氢电耦合开发利用模式。推动园区积极利用生物质能核能、光热、地热、工业余热等热能资源，实现供热系统清洁低碳化。探索氢能、生物质等替代化石燃料和原料。

此外，《通知》指出支持园区加强改革创新。支持地方政府、园区企业、发电企业、电网企业、能源综合服务商等各类主体参与零碳园区建设，围绕实现高比例可再生能源供给消纳探索路径模式。鼓励有条件的园区以虚拟电厂（负荷聚合商）等形式参与电力市场，提高资源配置效率和电力系统稳定性。

参与申报国家级零碳园区的基本条件如下：

一、国家级零碳园区建设主体为省级及以上开发区，省级开发区原则上应列入最新版《中国开发区审核公告目录》，视情可拓展至近年来新建设的、由省级及以上人民政府或主管部门批复的新兴产业园区或高新技术园区。

二、建设范围可为园区整体，也可为“园中园”。以“园中园”形式申报的，需有明确的四至边界，建设和管理由所在园区管理机构或所在地人民政府负责。

三、在能耗和碳排放统计、核算、计量、监测等方面具备一定基础。

四、3年内未发生重大安全、环境事故，或其他社会不良影响事件。

国家级零碳园区建设期满后，由省级发展改革委组织开展自评估。自评估符合要求的，由国家发展改革委组织有关部门和单位开展评估验收，通过评估验收的园区正式成为国家级零碳园区。

国家发展改革委将统筹利用现有资金渠道支持零碳园区建设，鼓励各地区对零碳园区建设给予资金支持，通过地方政府专项债券资金等支持符合条件的项目。鼓励政策性银行对符合条件的项目给予中长期信贷支持。支持符合条件的企业发行债券用于零碳园区建设。支持园区引入外部人才、技术和专业机构，服务企业节能降碳改造、碳排放核算管理、产品碳足迹认证等。探索对零碳园区多能互补、多能联供项目实行“一个窗口”审批制度。强化用能要素保障，在零碳园区范围内创新节能审查和碳排放评价模式，探索实施区域审批或项目备案。加强新建园区、新能源电源、供电设施等用地用海要素保障。

地方政策及要闻

海南省发展改革委发布《关于海南省深化新能源上网电价市场化改革的实施方案（征求意见稿）》

2026年1月1日起，全省新能源（所有风电、太阳能发电，下同）项目上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目参与市场交易的方式按照南方区域电力市场交易规则执行，鼓励具备条件的分布式、分散式新能源聚合后报量报价参与市场交易，未报量或报价参与市场的默认作为价格接受者参与市场交易。后续根据市场建设情况，逐步放开各类电源进入市场参与交易。

适当放宽现货市场限价，现货市场申报、出清价格上限考虑目前省内燃料综合成本和用户承受能力等因素确定；申报、出清价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的绿证收益、财政补贴等因素确定，后续根据市场运行情况适时调整。接受市场形成价格的新能源项目，结算价格按照所在节点的实时市场分时价格确定。

明确辅助服务费用分摊方式。现货市场未连续运行时，辅助服务市场费用由发电侧分摊（不含分布式新能源）；现货市场连续运行时，辅助服务市场费用由工商业用户用电量和未参与海南省电能量市场交易的上网电量共同分摊，参与省内电能量市场交易的新能源上网电量不再分摊。若国家出台最新的辅助服务费用分摊政策，从其规定。

浙江省能源局下发《关于开展2025年度新型储能项目建设计划动态调整的通知》

7月9日，浙江省能源局下发《关于开展2025年度新型储能项目建设计划动态调整的通知》，对2025年度新型储能项目建设计划开展年中动态调整。

通知指出，请各市统筹区域电网运行与新能源消纳等情况，研究报送本区域新型储能项目清单调整建议，调整包括项目增补、调减及变更。范围涵盖电源侧、电网侧、用户侧储能项目。

一、电网侧储能项目

建设规模原则上不小于5万千瓦/10万千瓦时，按照“总量控制、退一补一”原则报送，即“各设区市申报增补的装机容量不得超过申请调减的装机容量”。已纳入国家级科技攻关计划的项目，无需满足上述要求。

二、电源侧储能项目

联合火电机组调频的项目，原则上单体功率不低于1.8万千瓦，综合调节性能指标Kpd 值不低于 0.9;新能源侧项目建设规模和技术特征由业主结合实际需求自行确定。

三、5MW以上用户侧储能项目

为进一步贯彻落实“放管服”改革精神，省能源局不再对5MW及以上的用户侧项目进行年度建设计划管理，后续视情对各设区市进行年度建设规模管理，授权设区市能源主管部门按照《浙江省新型储能项目管理办法(试行)》要求，加强用户侧储能项目管理，编制用户侧储能项目建设计划，并抄报我局。

用户侧储能项目开工前需在当地备案机关备案，并就接入方案对接咨询电网企业意见。办理并网手续前需在浙江省电化学储能管理平台进行项目注册，自行或通过聚合平台完成数据治理与传送测试，实际并网后上传运行数据。

山西省发改委发布关于征求对《山西省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案（征求意见稿）》意见建议的函

近日，山西发改委下发关于征求对《山西省深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展实施方案（征求意见稿）》意见建议的函。

文件提出，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价格政策执行；外送通道配套新能源项目按照国家有关规定执行，暂不纳入我省机制电价实施范围。

从机制电量看，存量项目机制电量规模，与现行具有保障性质的相关电量规模政策衔接，按照具体项目核定机制电量比例（机制电量占上网电量的比例），新能源项目可在核定值范围内每年自主确定机制电量比例，但不得高于上一年。

增量项目机制电量规模，与现有新能源非市场化电量比例适当衔接，初期分风电和光伏两种类型分别确定。具体项目的机制电量通过竞价确定。

竞价上、下限由省发展改革委综合考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力、引导有序竞争等因素确定并适时调整。

为确保竞争有效，机制电量申报总规模与核定总规模比率原则上不低于1.2，否则相应调减核定机制电量规模直至满足比率要求。

机制电价。存量项目与现行价格政策衔接，机制电价水平按不高于现行燃煤发电基准价格（0.332元/度）确定。

增量项目机制电价水平通过竞价确定，每年组织已投产和未来12个月内计划投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，初期分风电和光伏发电两种类型组织，不具备充分竞争情况下，合并组织。

执行期限。存量项目按项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年份（具体到月）与投产满20年对应年份（具体到月）早者确定。

增量项目综合考虑同类项目回收初始投资的平均期限等因素确定，如遇重大政策变化或行业成本变化适时调整。

衔接政策中，存量项目：2025年6月1日至2025年12月31日期间的上网电量仍按现行政策执行。增量项目：2025年6月1日至开始执行机制电价期间的上网电量参与电力市场，由市场形成电价，暂未参与市场前，接受实时市场现货价格，待首次参与竞价时，作为已投产但未纳入过机制执行范围的增量项目自愿参与竞价。

深圳坪山区人民政府发布关于印发《深圳市坪山区落实“双碳”战略进一步推动新能源产业高质量发展的若干措施》

7月4日，深圳坪山区人民政府发布关于印发《深圳市坪山区落实“双碳”战略进一步推动新能源产业高质量发展的若干措施》的通知。文件明确，鼓励建设一批钠离子电池、液流电池、飞轮储能等下一代新型储能示范项目，强化电力迎峰保供和电网纾解峰谷矛盾能力。对并网投运的上述类型新型储能项目按装机规模给予200元/千瓦时的支持，单个项目最高不超过100万元。

支持坪山区新能源重点布局领域企业快速成长，培育产业发展全新增长点。对属于新型电池及储能、充电设施、光伏、氢能、智能电网和综合能源服务等坪山区新能源产业重点布局领域优质转化项目，经研判论证后支持项目获得政府性基金、社会化基金股权融资。

推动新型电池及储能、光伏等新能源领域产品、服务走出去，加快国外新能源产业布局，扩大本土品牌国际影响力。对获得欧洲、日韩、北美等海外市场准入认证的出口产品，按不超过其海外市场准入认证核定费用的10%予以支持，单个企业每年资助金额不超过100万元。