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• 国家能源局综合司关于印发《浙江、河南、广东省分布式可再生能源发电项目绿证核发工作方案》的通知
• 河北省发展和改革委员会公开征求《河北省分布式光伏发电开发建设管理实施细则》意见
• 贵州省能源局印发《贵州省电力需求响应交易方案》
• 江苏省发展和改革委员会印发《关于优化电网侧新型储能项目规划管理工作的通知》
• 东北能监局征求《东北电力互济交易实施办法（征求意见稿）》意见

国家政策及要闻

国家能源局综合司关于印发《浙江、河南、广东省分布式可再生能源发电项目绿证核发工作方案》的通知

日前，国家能源局印发《浙江、河南、广东三省分布式可再生能源发电项目绿证核发工作方案》（以下简称“方案”）。

《方案》要求，按照先行先试、分步实施的原则，探索开展分布式项目（含自发自用电量）绿证核发工作。力争在2025年12月底前基本实现分布式项目绿证核发全覆盖。

《方案》指出，按电量用途核发绿证：
全量自发自用的项目，以项目发电表计电量（含损耗、厂用电）作为自发自用电量核发不可交易绿证。
自发自用余电上网项目，以发电表计电量（含损耗、厂用电）扣除上网表计电量作为自发自用电量核发不可交易绿证，上网电量核发可交易绿证。
 此外，《方案》明确，打通国家绿证核发交易系统、国家可再生能源发电项目信息管理平台（建档立卡系统）、电网企业、电力交易机构系统数据交互路径，明确电量计量和数据归集有关要求，实现建档立卡、电量管理、绿证核发数据贯通；建立工作机制，推动分布式项目绿证核发、划转工作加快实施，为全国推广提供经验借鉴。

地方政策及要闻

河北省发展和改革委员会公开征求《河北省分布式光伏发电开发建设管理实施细则》意见

7月21日，河北省发展和改革委员会公开征求《河北省分布式光伏发电开发建设管理实施细则》意见。文件明确，对于暂无可开放容量地区，若在用户侧加装了可存储分布式光伏发电量的储能设施，通过光储协同，在保证公共连接点及上级220千伏电网不返送、110千伏及以下电网不发生反向重过载、电压越限、短路电流超标、谐波越限等情况下，由项目投资主体委托具有相应资质的设计单位编制接入系统方案，能源主管部门组织电网公司结合当地接入情况进行评审，评审通过后可按照全部自发自用模式接入分布式光伏发电项目。项目投资主体应配置防逆流等装置确保发电量全部自发自用。

接入用户侧的分布式光伏发电项目，用户侧的配套工程由项目投资主体投资建设。因项目接入电网引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。

上网模式选择自发自用余电上网的，年自发自用电量占发电量的比例，依托公共机构建设的一般工商业分布式光伏不得低于30%，依托工商业厂房建设的一般工商业分布式光伏不得低于50%。县（市、区）能源主管部门会同当地电网企业对一般工商业、大型工商业分布式光伏自发自用电量比例（自并网投产次月起）进行监测评估，对于年自发自用电量低于上述规定的项目，年超比例上网电量结算部分，由电网企业按本项目同年上网电量平均结算价格在次年扣除，扣除部分的电费由全体工商业用户分享。

自然人户用、非自然人户用分布式光伏可选择全额上网、全部自发自用或者自发自用余电上网模式；一般工商业分布式光伏可选择全部自发自用或者自发自用余电上网模式；大型工商业分布式光伏原则上选择全部自发自用模式，电力现货市场连续运行地区，也可选择自发自用余电上网模式全部参与现货市场。

贵州省能源局印发《贵州省电力需求响应交易方案》

7月21日，贵州省能源局印发《贵州省电力需求响应交易方案》，明确，邀约型削峰补偿价格上限为2.0元/千瓦时，最终补偿价格通过市场化方式竞价形成。邀约型填谷补偿价格上限为0.45元/千瓦时，最终补偿价格通过市场化方式竞价形成。实时型削峰、实时填谷补偿价格上限分别按照邀约型削峰、邀约型填谷价格上限的1.1倍执行，最终补偿价格通过市场化方式竞价形成。

参与需求响应的市场主体，按负荷类型可分为工商业可调节负荷、储能、虚拟电厂、电动汽车充电设施等。

当实际响应容量未达到中标响应容量的R1（50%）时，对中标市场主体的无效响应容量进行考核，考核费用按小时计算，具体计算公式如下：各小时考核费用=（中标响应容量×R1-实际响应容量）×出清价格×M（0.5），其中M为惩罚因子，并视市场运行情况调整。

交易品种分为邀约型削峰、实时型削峰、邀约型填谷、实时型填谷四类。

本方案由省能源局负责解释，自印发之日起实施。2023年7月10日印发的《贵州省电力需求响应实施方案（试行）》（黔能源运行〔2023〕54号）同时废止。

江苏省发展和改革委员会印发《关于优化电网侧新型储能项目规划管理工作的通知》

近日，江苏省发展和改革委员会印发《关于优化电网侧新型储能项目规划管理工作的通知》。文件指出：

简化流程。请各设区市发展改革委根据本地区电网发展和新能源消纳需求，按照《关于加强各地新型储能项目规划布局的通知》(苏发改能源发〔2023〕891号)等要求，研究编制本地区电网侧新型储能规划布局方案，依规明确项目投资主体，适时滚动优化调整，并抄送我委。

对于已纳入地区电网侧新型储能，额定功率30万千瓦项目，由相关设区市发展改革委出具电网侧新型储能项目的纳规文件；额定功率30万千瓦以上的项目，由江苏省发改委出具电网侧新型储能项目的纳规文件。
 对于各设区市发展改革委自行规划布局、不在“苏发改能源发〔2023〕774号、891号、1259号”“苏发改能源发〔2024〕943号”等文件明确的省级电网侧储能规划规模内的项目，不享受“苏发改能源发〔2023〕775号”等文件规定的价格政策，但在满足相关政策和技术要求后可参与中长期、现货和辅助服务等电力市场，获得相应收益。
 各设区市发展改革委对自行规划布局的电网侧储能项目，应建立容量补贴、电量补偿、共享租赁等地方支持性政策，支持项目可持续发展和正常经营，并提醒项目单位充分考虑市场风险和政策风险，科学合理进行投资决策。

鼓励创新。各设区市发展改革委可结合本地应用场景和发展实际，研究出台地方性支持政策，探索风电、光伏项目自建设、购买共享新型储能提高消纳水平，推动商业模式创新。结合新型电力系统对新型储能技术路线的实际需要，推动高安全低成本、长时储能发展，积极探索运用固态电池、长时液流电池等新技术路线，提高储能新技术的能量转换效率，引导技术成熟的产业落地，为地方产业发展、储能技术迭代做好技术储备，推动新型储能产业高质量发展。

东北能监局征求《东北电力互济交易实施办法（征求意见稿）》意见

7月18日，东北能监局征求《东北电力互济交易实施办法（征求意见稿）》意见，提到，在互济交易中，设置网调、辽宁、吉林、黑龙江、蒙东5个交易节点。同一节点内的经营主体不允许开展互济交易。辽宁、吉林、黑龙江、蒙东买方经营主体申报价格上下限范围暂定为[0，1700] 元/兆瓦时，卖方经营主体申报价格上下限范围暂定为[0，1500]元/ 兆瓦时。市场限价设定应考虑经济社会承受能力，有利于市场发现价格，激励投资，引导用户侧削峰填谷，提高电力保供能力， 防范市场运行风险。互济交易除正常交易的市场限价之外，当市场价格处于价格限值的连续时间超过一定时长后，可设置并执行二级价格限值。交易品种中，互济交易为电能量交易，买方为电网企业、售电公司、电力用户、发电企业（初期包括新能源、火电、核电发电企业），卖方为发电企业（初期包括新能源、火电、核电发电企业）。

交易网络由交易节点、跨省交直流输电通道和省内重要输电通道共同组成。

交易路径由卖方节点和买方节点之间通过跨省交直流输电通道和省内重要输电通道顺序链接形成。同一交易路径不重复经过同一交易节点。任意一对卖方、买方节点间可选择多条交易路径开展交易。

此前，东北能源监管局曾提到目前东北区域具备一次调频能力的新能源机组容量不足30％，均不具备惯量支撑能力。东北能源监管局高度重视通过市场机制推动电力系统绿色转型发展，不断优化市场规则，激发系统调节潜力。

上海自由贸易试验区临港新片区管理委员会发布修订《中国（上海）自由贸易试验区临港新片区虚拟电厂精准响应实施方案》和《中国（上海）自由贸易试验区临港新片区虚拟电厂精准响应管理办法》的通知

7月15日，上海自由贸易试验区临港新片区管理委员会发布修订《中国（上海）自由贸易试验区临港新片区虚拟电厂精准响应实施方案》和《中国（上海）自由贸易试验区临港新片区虚拟电厂精准响应管理办法》的通知。

文件提出，到2027年临港区域供电可靠性提高99.997%，初步形成需求侧机动调峰能力60MW的虚拟电厂，稳定调节能力提升至年度最大负荷的6%及以上，切实降低电力峰谷差、平抑可再生能源波动，提升临港电网运行安全和保障水平。

在规划及招商引资中大力推动新技术和新装备的应用，包括综合能源站、电化学储能、水蓄冷(热 )、冰蓄冷、“光伏+”应用等。引进具有丰富经验和成熟业务团队的虚拟电厂运营商。鼓励新片区高能耗企业、大型公共建筑、综合能源站、充换电站等优质资源主动参与虚拟电厂运菅。

容量收益结算中指出：

年度补贴：对于具备30分钟内响应能力的备用资源补贴标准为30000元/MW*年，对于具备秒级响应能力的备用资源补贴标准为40000元/MW*年。

月度补贴：对于具备30分钟内响应能力的备用资源补贴标准为1500元/MW*月,对于具备秒级响应能力的备用资源补贴标准为2000元/MW*月。

由市级发起的虚拟电厂精准响应根据组织形式、年度竞价的基准价、通知时间等计算补贴价格如下表：

精准响应电量激励中指出：对于参与快速响应的虚拟电厂运营商，无论是调用临港新片区资源参与上海市层面响应或参与临港新片区层面响应，若实际调节量位于调节指令的90%至110%之间，均按照实际调节量分别给予3元/kWh(提前30分钟通知)和9元/kWh(不通知)的精准响应激励。

精准响应容量激励中指出：对于当年获取全额容量补贴、且平均响应精准度排名前50%的虚拟电厂运营商，可额外获得0.5倍容量补贴的精准响应容量激励。