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• 国家主席习近平宣布重大能源目标：风电和太阳能装机将达36亿千瓦
• 国家能源局、工业和信息化部、国务院国资委、市场监管总局联合发布《关于推进能源装备高质量发展的指导意见》
• 青海省能源局发布《青海省新能源项目开发建设管理办法（征求意见稿）》
• 海南电力交易中心发布《海南独立储能参与电力市场交易实施方案（试行）（征求意见稿）》
• 广东省发展改革委、广东省能源局印发《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实施方案》

国家政策及要闻

国家主席习近平宣布重大能源目标：风电和太阳能装机将达36亿千瓦

9月24日，国家主席习近平在联合国气候变化峰会发表视频致辞。

习近平指出，今年是《巴黎协定》达成10周年，也是提交新一轮国家自主贡献的重要节点，全球气候治理进入关键阶段。

一要坚定信心。绿色低碳转型是时代潮流。尽管个别国家逆流而动，但国际社会应当把握正确方向，坚持信心不动摇、行动不停止、力度不减弱，推动制定和实施国家自主贡献，为全球气候治理合作注入更多正能量。

二要担当尽责。坚持公平公正，充分尊重发展中国家的发展权，通过全球绿色转型缩小而不是扩大南北差距。各国应当坚持共同但有区别的责任原则，发达国家应当落实率先减排义务，给发展中国家提供更多资金和技术支持。

三要深化合作。加强绿色技术和产业国际协作，努力弥补绿色产能缺口，确保优质绿色产品在全球自由流通，让绿色发展真正惠及世界每个地方。

习近平宣布中国新一轮国家自主贡献：到2035年，中国全经济范围温室气体净排放量比峰值下降7%-10%，力争做得更好。非化石能源消费占能源消费总量的比重达到30%以上，风电和太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦，森林蓄积量达到240亿立方米以上，新能源汽车成为新销售车辆的主流，全国碳排放权交易市场覆盖主要高排放行业，气候适应型社会基本建成。

习近平强调，这是中国对照《巴黎协定》要求、体现最大努力制定的目标。完成这一目标，需要中国自身付出艰苦努力，也需要有利和开放的国际环境。中国有决心、有信心兑现承诺。各方应积极行动起来，推动实现人与自然和谐共生的美好愿景，守护好我们共同的地球家园。

国家能源局、工业和信息化部、国务院国资委、市场监管总局联合发布《关于推进能源装备高质量发展的指导意见》

9月22日，国家能源局、工业和信息化部、国务院国资委、市场监管总局联合发布的《关于推进能源装备高质量发展的指导意见》指出，到2030年，我国能源关键装备产业链供应链实现自主可控，高端化、智能化、绿色化发展取得显著成效，技术和产业体系全球领先，国际影响力持续提升，有效保障高效智能能源勘探开发、低碳高效能量转换、低成本高可靠能源存储、高效稳定能源输送等战略任务，有力支撑新型能源体系建设。

储能装备

推动建立高安全、高可靠电池储能装备体系，研制长寿命、宽温域、低衰减锂电池、钠电池、固态电池关键装备，构建低成本长时钒基、铁基、有机等液流电池装备体系。突破电池管理系统安全监测、隐患预警和主动防护技术，提升储能电池本征安全性能。

突破大容量、低成本物理储能技术，研制高水头抽水蓄能机组及大容量变速机组，研发大功率、高参数压缩机及膨胀机等关键装备和低成本、高效率、长寿命储热关键技术装备。

研制高效率飞轮储能、高比能长寿命超级电容器等短时高频储能装备并推动开展工程验证。推动构网型储能技术研发，研制多场景、多工况自适应构网型储能系统及装备。

地方政策及要闻

青海省能源局发布《青海省新能源项目开发建设管理办法（征求意见稿）》

9月23日，青海省能源局发布《青海省新能源项目开发建设管理办法（征求意见稿）》。其中指出，新能源项目并网投运前，项目单位不得以任何方式转让、买卖项目开发权，严禁变更开发主体，不得擅自变更建设规模及内容。

风电项目实行核准制，光伏、光热和新型储能项目实行备案制。积极推进已纳入全省年度电力行业开发建设方案的项目前期工作，加快各类手续办理，原则上风电项目在方案印发后12个月内完成核准，光伏、光热和新型储能项目在方案印发后6个月内完成备案。

新能源项目确需分批并网的，单个项目最多不超过两批次，且首次并网规模不得少于总规模30%。

对于国家大型风电光伏基地项目、国家及省级试点示范项目、省级优选项目等，由省级能源主管部门通过竞争性配置等方式确定投资主体。

海南电力交易中心发布《海南独立储能参与电力市场交易实施方案（试行）（征求意见稿）》

9月22日，海南电力交易中心发布关于征求海南独立储能参与电力市场交易实施方案（试行）（征求意见稿）意见的通知。

准入条件要求，额定功率在5兆瓦及以上，额定功率下可持续充电、放电时间均不低于1小时。

起步阶段，独立储能自主选择参与辅助服务市场或现货市场的时段，其中辅助服务市场中标时段，不再参与电能量市场出清。适时推进独立储能同时参与现货市场和辅助服务市场。

参与现货市场交易的独立储能纳入“两个细则”深度调峰补偿计算，即调峰困难时段（按照“两个细则”判定标准）内独立储能按照市场出清结果或调度要求进入充电状态时，对其充电电量进行补偿，补偿分摊按照“两个细则”相关规定执行。

独立储能以充电和放电两个独立交易单元参与中长期电能量交易，充电交易单元参照用电侧购电单元管理（不可被售电公司代理），放电交易单元参照发电侧售电单元管理。储能参与市场交易参数取值详见附表。

独立储能可参与年度、月度、周、多日等周期的双边协商、挂牌和集中竞价交易，双边协商与挂牌交易需带分时量价曲线，具体以实际交易安排为准。独立储能不参与绿电交易和电网代理购电交易。

现阶段，充电和放电交易单元只允许单向交易。其中，放电交易单元只允许卖出，充电交易单元只允许买入。

独立储能须通过电力市场交易系统进行现货电能量市场交易申报。独立储能可选择“报量不报价”或“报量报价”方式参与电力现货市场。其中：

以“报量不报价”方式参与的：以价格接受者方式参与现货市场，只在日前申报运行日充放电曲线（其中：充电曲线为负值，放电曲线为正值），且同一小时内申报的出力曲线应同为非放电或者非充电状态，经调度校核后的运行日充放电曲线作为日前市场及实时市场的出清边界；

以“报量报价”方式参与的：在日前市场申报充放电能量价格曲线，充电电能量价格曲线的起点为额定充电功率，终点为零功率点，放电电能量价格曲线的起点为零功率点，终点为额定放电功率，可自主选择申报运行日结束时刻期望达到的荷电状态。

中长期模式下，独立储能电能量电费按“月清月结”模式结算，由中长期合约电费、偏差电费和分摊返还电费等组成。独立储能不进行中长期交易偏差考核。

现货模式下，独立储能电能量电费按“日清月结”模式结算，由中长期合约电费、日前市场偏差电能量电费、实时市场偏差电能量电费、中长期阻塞电费和分摊返还电费等组成，其中分摊及返还电费全部计入放电交易结算单元。独立储能不开展市场分摊及返还电费计算。

广东省发展改革委、广东省能源局印发《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实施方案》

9月19日，广东省发展改革委、广东省能源局印发《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实施方案》。

2025年11月1日起，全省新能源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。鼓励具备条件的10千伏及以下新能源聚合后报量报价参与市场交易，其余接受市场形成的价格。

明确现货市场交易出清价格上限为1.8元/kWh，申报、出清价格下限为-0.05元/kWh。

鼓励新能源企业综合考虑新能源出力特性、调节性能、系统消纳空间和经济性等实际因素，自愿按一定比例配建或租赁储能设施，提高新能源利用率。配置储能不再作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件，对2025年6月1日前已并网的新能源存量项目，继续执行我省配置储能政策。

存量项目

电量规模。110千伏以下电压等级项目机制电量比例上限取100%，2025年1月1日起新增并网的110千伏及以上电压等级集中式光伏项目机制电量比例上限取50%，其他项目机制电量比例上限取70%。

机制电价。存量项目机制电价参考广东省燃煤发电基准价0.453元/千瓦时执行。

执行期限。按照20年或全生命周期合理利用小时数扣减截至2025年5月31日的累计投产时间较早者确定，到期后存量项目不再执行机制电价。

增量项目

电量规模。每年新增纳入机制的电量规模由广东省发展改革委、广东省能源局按照相关规定确定，并在竞价前予以公布。

竞价电量上限。集中式光伏和陆上风电项目不参与机制电量竞价。在参与竞价的项目中，110千伏以下电压等级项目的竞价电量申报比例上限取80%，其他项目的竞价电量申报比例上限原则上与存量项目机制电量比例上限保持一致。

机制电价上下限。竞价上限综合考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限，具体见附表。

机制电价。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。价格相同时，按照申报时间优先确定排序，直至满足竞价总规模。

执行期限。海上风电项目14年，光伏项目12年，到期后不再执行机制电价。