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首页 » 新能源和双碳政策简报（10月第3期）
本期你会看到
国家政策及要闻
“十五五”时期：加快经济社会发展全面绿色转型，建设美丽中国。
中国共产党第二十届中央委员会第四次全体会议，于2025年10月20日至23日在北京举行。全会听取和讨论了习近平受中央政治局委托所作的工作报告，审议通过了《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》。
全会提出，加快经济社会发展全面绿色转型，建设美丽中国。牢固树立和践行绿水青山就是金山银山的理念，以碳达峰碳中和为牵引，协同推进降碳、减污、扩绿、增长，筑牢生态安全屏障，增强绿色发展动能。要持续深入推进污染防治攻坚和生态系统优化，加快建设新型能源体系，积极稳妥推进和实现碳达峰，加快形成绿色生产生活方式。
国家能源局发布一批重点行业标准
近期，国家能源局发布2025年5号公告，围绕促进新技术、新产业、新业态发展，规范能源项目规划建设和运行管理，集中出台了一批重点行业标准以引领能源新技术、新产业、新业态发展规范和能源项目规划建设和运行管理。
地方政策及要闻
河南省发改委发布关于征求《推动河南省新型储能高质量发展的若干措施（征求意见稿）》
近日，河南省发改委发布关于征求《推动河南省新型储能高质量发展的若干措施（征求意见稿）》意见建议的函。
若干措施表示，到2030年，新型储能装机规模达到1500万千瓦（15GW），市场机制、商业模式、标准体系基本成熟健全，多元储能体系初步建成。
对于独立储能的支持措施重点如下：
当独立储能因现货运行导致收益减少时，以储能电站系统循环电效率75%为基准，按照上网电量0.383元/千瓦时兜底收益，对结算不足部分给予补偿，当综合效率低于75%时，按照实际效率除以75%进行折减后兜底收益。
调节电源按照新型储能、抽水蓄能、气电、煤电顺序依次调用。独立储能项目每年调用完全充放电次数原则上不低于350次。
开展调峰服务时，调度机构不得在高、平电价时段调用充电，低电价时段调用放电。
对未参与配储且未签订容量租赁协议的电网侧独立储能，按照满功率连续放电时长除以前一年全年最长净负荷高峰持续时长、再乘以当地煤电容量电价标准，对电力系统可靠容量给予合理补偿。
支持独立储能容量租赁，严格落实储能项目全省范围租赁要求，确保独立储能容量在全省范围调配使用，不受区域限制。
调度机构应优先调用储能配比（包括租赁储能）高、时长长的新能源项目电量。租赁储能容量的新能源场站在分摊辅助服务费用时给予30%减免。
建立健全新型储能参与电力辅助服务市场的机制，支持煤电配储、独立储能、储能聚合商提升涉网性能，获得调频、黑启动、爬坡、备用等收益。
支持未申请过财政奖励资金且已投运的新能源配建储能项目，具备条件时加快转为独立储能电站。
未开工建设的新能源配建储能项目，原则上采取租赁储能模式或直接按照独立储能模式开展建设。
此外，当独立储能电站向电网送电时，其充电电量执行河南省工商业用电峰谷电价差政策，不承担输配电价、系统运行费用和政府性基金及附加，不执行功率因数考核。独立的小型抽蓄、新型储能电站向增量配电网送电的，其抽水或充电电量不收取输配电价、系统运行费用和政府性基金及附加。
若干措施还表示，统筹新型储能、抽水蓄能、火电等各类调节性电源发展，依据资源禀赋和产业基础，优化各类电源布局。拓展应用场景，促进新型储能集约化差异化发展。新规划建设的新型储能项目，原则上容量不低于20万千瓦时（200MWh）。
加快推进独立储能项目建设，项目应于取得接入系统批复意见书6个月内开工，15个月内建成投运。同一地市存在50%以上纳规容量项目逾期未开工的，将从严控制储能项目规划指标。
鼓励符合条件的化工、钢铁、制造、数据（算力）中心、冶金行业等源网荷储一体化项目发展，配置长时储能，减少占用备用容量。鼓励源网荷储一体化项目利用建设的储能容量，从大电网下电，参与公用电网削峰填谷。
补贴上，在豫建成新型储能领域国家级工程研究中心、工程技术中心、创新中心、国家实验室、重点实验室、实证基地的，按照每亿元投资给予5万千瓦新能源资源配置激励；获得国家重大科技项目、能源局首台套项目、国家示范项目的，按照每亿元投资给予2万千瓦新能源资源配置激励。对于承担省级及以上科技攻关、关键装备制造的产学研用一体化、重大科研课题依托项目，在项目纳规、审批、并网等方面给予优先支持。
国家能源局湖南监管办公室发布《关于明确湖南省电力辅助服务市场有关事项的通知》
10月17日，国家能源局湖南监管办公室发布《关于明确湖南省电力辅助服务市场有关事项的通知》，提到湖南省内调峰辅助服务市场价格上限不高于我省平价新能源项目的上网电价450元/兆瓦时。其中，火电调峰第四档、第五档报价限额分别为400元/兆瓦时、450元/兆瓦时；新型储能报价限额为450元/兆瓦时。
与《湖南省电力辅助服务市场交易规则（2023版）》相比，新型储能报价限额从500元/兆瓦时下调为450元/兆瓦时。火电、新型储能等主体在省内调峰辅助服务市场交易中以报价排序形成调用排序，促进公平调用各类调节资源。
电力现货市场试运行期间，调峰辅助服务市场暂停运行，调峰辅助服务不予补偿。
同日，国家能源局湖南监管办公室印发《湖南省电力调频辅助服务市场交易实施细则》，明确独立储能、抽水蓄能、虚拟电厂暂不参与分摊调频市场服务费。在调频市场参数表中提到，调频里程价格申报区间在4-15元/MW，调频单元出清容量上限为10MW。据国网湖南电力公示的2025年7月新能源项目配置储能情况，31个独立储能电站电力辅助服务市场收益为亏损3192万元，平均充电价格约0.64元/kWh、放电价格为0.45元/kWh。
内蒙古自治区能源局发布《内蒙古自治区新型储能项目产权登记流转管理方案（征求意见稿）》
10月17日，内蒙古自治区能源局发布《内蒙古自治区新型储能项目产权登记流转管理方案（征求意见稿）》。《方案》提到，对自治区范围内新建和已投运新型储能项目，开展储能产权“一地、一码、一证”的全生命周期、全流程统一登记托管并建立储能产权项目数据库。
将储能产权证纳入新型储能参与电力市场准入条件，自治区各电力交易机构依据储能产权证办理入市准入、现货交易等相关业务，确保新型储能市场规范化运营。新型储能主体须将储能项目通过自治区储能产权登记系统报备，获取新型储能产权统一登记编码，明确标示“拟建”“在建”“竣工”等建设进度相关情况，完成初始登记。新型储能项目初始登记编码是获取储能产权证和通过项目备案的必备要件之一。储能产权证按照储能项目建设方式分为自建（C1类）、配建（C2类）、独立储能（C3类）三大类，包括储能项目土地、设备、企业所有者、抵质押备案登记等关键信息，作为新型储能主体权属登记、托管、变更、流转等基本依据。
广东电力交易中心发布《广东新能源增量项目可持续发展价格结算机制竞价规则》、《广东省新能源发电项目可持续发展价格结算机制差价结算规则》
10月16日，广东电力交易中心发布《广东新能源增量项目可持续发展价格结算机制竞价规则》、《广东省新能源发电项目可持续发展价格结算机制差价结算规则》两个规则的通知。
《广东新能源增量项目可持续发展价格结算机制竞价规则》提到，每年底组织已投产及未来12个月内投产的新能源项目竞价交易，2025年第四季度组织开展首次竞价交易。
竞价主体范围：
（1）2025年6月1日（含）后投产、完成政府核准或备案且未纳入机制执行范围的新能源项目，不含2025年6月1日以前通过竞争性配置等方式确定业主的海上风电项目。
投产时间认定：10千伏及以上新能源项目按照电力业务许可证明确的并网日期、项目质量监督并网意见书出具时间，取二者的最后日期确认；对于6兆瓦以下等豁免电力业务许可证办理和豁免开展质量监督的项目，以项目业主出具的正式投产时间文件进行认定，由电力调度机构负责提供。10千伏以下新能源项目由属地电网企业提供，以满足备案证容量的最后一批项目的并网验收时间作为投产时间。
（2）尚未投产、但项目方承诺于当期竞价月起未来12个月内投产、完成政府核准或备案且未纳入机制执行范围的新能源项目，具体以交易安排为准。
关于项目申报方式，参与竞价的新能源项目由项目投资方（该项目所属法人单位或自然人）以项目为单位进行申报，申报信息包括机制电量比例、机制电价等。交易报价截止时间前，新能源项目可撤回、修改申报信息并重新提交。申报信息按照新能源项目特定信息进行管理。
根据实施方案设置机制电量申报比例上限、机制电价申报上下限，集中式光伏和陆上风电项目不参与竞价，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；若竞价周期内新能源项目存在已成交的中长期交易电量、绿电电量，相应调减新能源项目竞价申报比例上限。
增量项目机制电价的执行期限为海上风电项目14年、光伏项目12年，到期后不再执行机制电价。增量项目参与竞价成功后，未投产项目的执行起始时间按照竞价时申报的投产时间确定；已投产项目按照入选时间确定。增量项目执行机制电价前必须具备“四可”（可观、可测、可调、可控）条件且已投产。
《广东省新能源发电项目可持续发展价格结算机制差价结算规则》提到，新能源机制电价差价费用，以自然月为周期出具结算依据并开展电费结算。
关于结算电价，执行机制电量差价结算机制的新能源项目，需在合同中明确新能源项目机制电量比例及机制电价水平。其中，存量项目的机制电价和机制电量比例按照广东省发展改革委、广东省能源局《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实施方案》（以下简称“实施方案”）要求执行；增量项目的机制电价按照电力交易机构提供的竞价结果并结合执行期限执行。机制电量比例按方案或电力交易机构提供的竞价结果、以及新能源项目申请调整的结果取消执行。新能源项目可以自愿申请退出部分或全部机制电量，退出后的电量不再纳入机制执行范围。
月度发电侧实时市场电源加权平均价格分为海上风电、其他风电和光伏三类，分别根据该类型所有新能源项目（包括报量报价参与交易、通过虚拟电厂聚合参与交易，以及接受市场价格的新能源项目）所在节点的实时市场价格，按其分时上网电量加权计算得到，由电力交易机构每月5日向电网企业提供上月分类型实时市场均价。
存量项目执行期限按照20年或全生命周期利用小时数等效年份扣减截至2025年5月31日的累计投产时间较早者确定。全生命周期利用小时数等效年份，按照各类型全生命周期利用小时数除以广东近三年新能源平均年利用小时数，折算得到海上风电按23年、陆风按19年、光伏按21年。
河北省发展和改革委员会发布《关于优化调整冀北电网工商业及其他用户分时电价政策的通知（征求意见稿）》
10月16日，河北省发展和改革委员会发布《关于优化调整冀北电网工商业及其他用户分时电价政策的通知（征求意见稿）》，《通知》提到，与现行相比，优化后的分时电价11月到次年1月增加12:00-15:00共3个小时的深谷时段；6-8月的尖峰时段向后平移了一个小时，由原先17:00-20：00改为18:00-21:00 ；2月-5月、9月-10月将8:00-10:00的原高峰时段改为平谷，取消了上午2小时高峰时段。调整后的分时电价在秋冬时段难以满足峰谷时段的两充两放，或将影响工商业储能投资回收期。
时段划分
（一）每年6、7、8月
低谷：23:00-次日7:00
平段：7:00-10:00、12:00-16:00、22:00-23:00
高峰：10:00-12:00、16:00-18:00、21:00-22:00
尖峰：18:00-21:00
（二）每年11、12月及次年1月
深谷：12:00-15:00
低谷：1:00-6:00
平段：6:00-7:00、9:00-12:00、15:00-16:00、22:00-次日 1:00
高峰：7:00-9:00、16:00-17:00、19:00-22:00
尖峰：17:00-19:00
（三）每年2月
平段：6:00-12:00、15:00-16:00、22:00-次日 1:00
高峰：16:00-22:00
（四）每年3、4、5月及9、10月
低谷：1:00-6:00、12:00-15:00
本通知自2026年1月1日起执行。现行政策与本通知不符的，以本通知规定为准。
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新能源和双碳政策简报（10月第3期）
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国家政策及要闻
“十五五”时期：加快经济社会发展全面绿色转型，建设美丽中国。
中国共产党第二十届中央委员会第四次全体会议，于2025年10月20日至23日在北京举行。全会听取和讨论了习近平受中央政治局委托所作的工作报告，审议通过了《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》。
全会提出，加快经济社会发展全面绿色转型，建设美丽中国。牢固树立和践行绿水青山就是金山银山的理念，以碳达峰碳中和为牵引，协同推进降碳、减污、扩绿、增长，筑牢生态安全屏障，增强绿色发展动能。要持续深入推进污染防治攻坚和生态系统优化，加快建设新型能源体系，积极稳妥推进和实现碳达峰，加快形成绿色生产生活方式。
国家能源局发布一批重点行业标准
近期，国家能源局发布2025年5号公告，围绕促进新技术、新产业、新业态发展，规范能源项目规划建设和运行管理，集中出台了一批重点行业标准以引领能源新技术、新产业、新业态发展规范和能源项目规划建设和运行管理。
地方政策及要闻
河南省发改委发布关于征求《推动河南省新型储能高质量发展的若干措施（征求意见稿）》
近日，河南省发改委发布关于征求《推动河南省新型储能高质量发展的若干措施（征求意见稿）》意见建议的函。
若干措施表示，到2030年，新型储能装机规模达到1500万千瓦（15GW），市场机制、商业模式、标准体系基本成熟健全，多元储能体系初步建成。
对于独立储能的支持措施重点如下：
当独立储能因现货运行导致收益减少时，以储能电站系统循环电效率75%为基准，按照上网电量0.383元/千瓦时兜底收益，对结算不足部分给予补偿，当综合效率低于75%时，按照实际效率除以75%进行折减后兜底收益。
调节电源按照新型储能、抽水蓄能、气电、煤电顺序依次调用。独立储能项目每年调用完全充放电次数原则上不低于350次。
开展调峰服务时，调度机构不得在高、平电价时段调用充电，低电价时段调用放电。
对未参与配储且未签订容量租赁协议的电网侧独立储能，按照满功率连续放电时长除以前一年全年最长净负荷高峰持续时长、再乘以当地煤电容量电价标准，对电力系统可靠容量给予合理补偿。
支持独立储能容量租赁，严格落实储能项目全省范围租赁要求，确保独立储能容量在全省范围调配使用，不受区域限制。
调度机构应优先调用储能配比（包括租赁储能）高、时长长的新能源项目电量。租赁储能容量的新能源场站在分摊辅助服务费用时给予30%减免。
建立健全新型储能参与电力辅助服务市场的机制，支持煤电配储、独立储能、储能聚合商提升涉网性能，获得调频、黑启动、爬坡、备用等收益。
支持未申请过财政奖励资金且已投运的新能源配建储能项目，具备条件时加快转为独立储能电站。
未开工建设的新能源配建储能项目，原则上采取租赁储能模式或直接按照独立储能模式开展建设。
此外，当独立储能电站向电网送电时，其充电电量执行河南省工商业用电峰谷电价差政策，不承担输配电价、系统运行费用和政府性基金及附加，不执行功率因数考核。独立的小型抽蓄、新型储能电站向增量配电网送电的，其抽水或充电电量不收取输配电价、系统运行费用和政府性基金及附加。
若干措施还表示，统筹新型储能、抽水蓄能、火电等各类调节性电源发展，依据资源禀赋和产业基础，优化各类电源布局。拓展应用场景，促进新型储能集约化差异化发展。新规划建设的新型储能项目，原则上容量不低于20万千瓦时（200MWh）。
加快推进独立储能项目建设，项目应于取得接入系统批复意见书6个月内开工，15个月内建成投运。同一地市存在50%以上纳规容量项目逾期未开工的，将从严控制储能项目规划指标。
鼓励符合条件的化工、钢铁、制造、数据（算力）中心、冶金行业等源网荷储一体化项目发展，配置长时储能，减少占用备用容量。鼓励源网荷储一体化项目利用建设的储能容量，从大电网下电，参与公用电网削峰填谷。
补贴上，在豫建成新型储能领域国家级工程研究中心、工程技术中心、创新中心、国家实验室、重点实验室、实证基地的，按照每亿元投资给予5万千瓦新能源资源配置激励；获得国家重大科技项目、能源局首台套项目、国家示范项目的，按照每亿元投资给予2万千瓦新能源资源配置激励。对于承担省级及以上科技攻关、关键装备制造的产学研用一体化、重大科研课题依托项目，在项目纳规、审批、并网等方面给予优先支持。
国家能源局湖南监管办公室发布《关于明确湖南省电力辅助服务市场有关事项的通知》
10月17日，国家能源局湖南监管办公室发布《关于明确湖南省电力辅助服务市场有关事项的通知》，提到湖南省内调峰辅助服务市场价格上限不高于我省平价新能源项目的上网电价450元/兆瓦时。其中，火电调峰第四档、第五档报价限额分别为400元/兆瓦时、450元/兆瓦时；新型储能报价限额为450元/兆瓦时。
与《湖南省电力辅助服务市场交易规则（2023版）》相比，新型储能报价限额从500元/兆瓦时下调为450元/兆瓦时。火电、新型储能等主体在省内调峰辅助服务市场交易中以报价排序形成调用排序，促进公平调用各类调节资源。
电力现货市场试运行期间，调峰辅助服务市场暂停运行，调峰辅助服务不予补偿。
同日，国家能源局湖南监管办公室印发《湖南省电力调频辅助服务市场交易实施细则》，明确独立储能、抽水蓄能、虚拟电厂暂不参与分摊调频市场服务费。在调频市场参数表中提到，调频里程价格申报区间在4-15元/MW，调频单元出清容量上限为10MW。据国网湖南电力公示的2025年7月新能源项目配置储能情况，31个独立储能电站电力辅助服务市场收益为亏损3192万元，平均充电价格约0.64元/kWh、放电价格为0.45元/kWh。
内蒙古自治区能源局发布《内蒙古自治区新型储能项目产权登记流转管理方案（征求意见稿）》
10月17日，内蒙古自治区能源局发布《内蒙古自治区新型储能项目产权登记流转管理方案（征求意见稿）》。《方案》提到，对自治区范围内新建和已投运新型储能项目，开展储能产权“一地、一码、一证”的全生命周期、全流程统一登记托管并建立储能产权项目数据库。
将储能产权证纳入新型储能参与电力市场准入条件，自治区各电力交易机构依据储能产权证办理入市准入、现货交易等相关业务，确保新型储能市场规范化运营。新型储能主体须将储能项目通过自治区储能产权登记系统报备，获取新型储能产权统一登记编码，明确标示“拟建”“在建”“竣工”等建设进度相关情况，完成初始登记。新型储能项目初始登记编码是获取储能产权证和通过项目备案的必备要件之一。储能产权证按照储能项目建设方式分为自建（C1类）、配建（C2类）、独立储能（C3类）三大类，包括储能项目土地、设备、企业所有者、抵质押备案登记等关键信息，作为新型储能主体权属登记、托管、变更、流转等基本依据。
广东电力交易中心发布《广东新能源增量项目可持续发展价格结算机制竞价规则》、《广东省新能源发电项目可持续发展价格结算机制差价结算规则》
10月16日，广东电力交易中心发布《广东新能源增量项目可持续发展价格结算机制竞价规则》、《广东省新能源发电项目可持续发展价格结算机制差价结算规则》两个规则的通知。
《广东新能源增量项目可持续发展价格结算机制竞价规则》提到，每年底组织已投产及未来12个月内投产的新能源项目竞价交易，2025年第四季度组织开展首次竞价交易。
竞价主体范围：
（1）2025年6月1日（含）后投产、完成政府核准或备案且未纳入机制执行范围的新能源项目，不含2025年6月1日以前通过竞争性配置等方式确定业主的海上风电项目。
投产时间认定：10千伏及以上新能源项目按照电力业务许可证明确的并网日期、项目质量监督并网意见书出具时间，取二者的最后日期确认；对于6兆瓦以下等豁免电力业务许可证办理和豁免开展质量监督的项目，以项目业主出具的正式投产时间文件进行认定，由电力调度机构负责提供。10千伏以下新能源项目由属地电网企业提供，以满足备案证容量的最后一批项目的并网验收时间作为投产时间。
（2）尚未投产、但项目方承诺于当期竞价月起未来12个月内投产、完成政府核准或备案且未纳入机制执行范围的新能源项目，具体以交易安排为准。
关于项目申报方式，参与竞价的新能源项目由项目投资方（该项目所属法人单位或自然人）以项目为单位进行申报，申报信息包括机制电量比例、机制电价等。交易报价截止时间前，新能源项目可撤回、修改申报信息并重新提交。申报信息按照新能源项目特定信息进行管理。
根据实施方案设置机制电量申报比例上限、机制电价申报上下限，集中式光伏和陆上风电项目不参与竞价，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；若竞价周期内新能源项目存在已成交的中长期交易电量、绿电电量，相应调减新能源项目竞价申报比例上限。
增量项目机制电价的执行期限为海上风电项目14年、光伏项目12年，到期后不再执行机制电价。增量项目参与竞价成功后，未投产项目的执行起始时间按照竞价时申报的投产时间确定；已投产项目按照入选时间确定。增量项目执行机制电价前必须具备“四可”（可观、可测、可调、可控）条件且已投产。
《广东省新能源发电项目可持续发展价格结算机制差价结算规则》提到，新能源机制电价差价费用，以自然月为周期出具结算依据并开展电费结算。
关于结算电价，执行机制电量差价结算机制的新能源项目，需在合同中明确新能源项目机制电量比例及机制电价水平。其中，存量项目的机制电价和机制电量比例按照广东省发展改革委、广东省能源局《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实施方案》（以下简称“实施方案”）要求执行；增量项目的机制电价按照电力交易机构提供的竞价结果并结合执行期限执行。机制电量比例按方案或电力交易机构提供的竞价结果、以及新能源项目申请调整的结果取消执行。新能源项目可以自愿申请退出部分或全部机制电量，退出后的电量不再纳入机制执行范围。
月度发电侧实时市场电源加权平均价格分为海上风电、其他风电和光伏三类，分别根据该类型所有新能源项目（包括报量报价参与交易、通过虚拟电厂聚合参与交易，以及接受市场价格的新能源项目）所在节点的实时市场价格，按其分时上网电量加权计算得到，由电力交易机构每月5日向电网企业提供上月分类型实时市场均价。
存量项目执行期限按照20年或全生命周期利用小时数等效年份扣减截至2025年5月31日的累计投产时间较早者确定。全生命周期利用小时数等效年份，按照各类型全生命周期利用小时数除以广东近三年新能源平均年利用小时数，折算得到海上风电按23年、陆风按19年、光伏按21年。
河北省发展和改革委员会发布《关于优化调整冀北电网工商业及其他用户分时电价政策的通知（征求意见稿）》
10月16日，河北省发展和改革委员会发布《关于优化调整冀北电网工商业及其他用户分时电价政策的通知（征求意见稿）》，《通知》提到，与现行相比，优化后的分时电价11月到次年1月增加12:00-15:00共3个小时的深谷时段；6-8月的尖峰时段向后平移了一个小时，由原先17:00-20：00改为18:00-21:00 ；2月-5月、9月-10月将8:00-10:00的原高峰时段改为平谷，取消了上午2小时高峰时段。调整后的分时电价在秋冬时段难以满足峰谷时段的两充两放，或将影响工商业储能投资回收期。
时段划分
（一）每年6、7、8月
低谷：23:00-次日7:00
平段：7:00-10:00、12:00-16:00、22:00-23:00
高峰：10:00-12:00、16:00-18:00、21:00-22:00
尖峰：18:00-21:00
（二）每年11、12月及次年1月
深谷：12:00-15:00
低谷：1:00-6:00
平段：6:00-7:00、9:00-12:00、15:00-16:00、22:00-次日 1:00
高峰：7:00-9:00、16:00-17:00、19:00-22:00
尖峰：17:00-19:00
（三）每年2月
深谷：12:00-15:00
低谷：1:00-6:00
平段：6:00-12:00、15:00-16:00、22:00-次日 1:00
高峰：16:00-22:00
（四）每年3、4、5月及9、10月
低谷：1:00-6:00、12:00-15:00
平段：6:00-12:00、15:00-16:00、22:00-次日 1:00
高峰：16:00-22:00
本通知自2026年1月1日起执行。现行政策与本通知不符的，以本通知规定为准。
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媒体关系：media@weview.com