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• 国家能源局发布《国家能源局关于促进新能源集成融合发展的指导意见》
• 国家发展改革委 国家能源局发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》
• 国务院新闻办公室发布《碳达峰碳中和的中国行动》白皮书
• 国家能源局下发《关于推进煤炭与新能源融合发展的指导意见》
• 内蒙古自治区能源局发布《关于规范独立新型储能电站管理有关事宜的通知》
• 吉林省能源局《吉林省电力市场运营规则及配套实施细则（试行4.0版）》
• 北京电力交易中心发布《2026年国家电网有限公司跨省跨区交易各环节输电价格》

国家政策及要闻

国家能源局发布《国家能源局关于促进新能源集成融合发展的指导意见》

11月12日，国家能源局发布《国家能源局关于促进新能源集成融合发展的指导意见》。

意见指出，到2030年，集成融合发展成为新能源发展的重要方式，新能源可靠替代水平明显增强，市场竞争力显著提升，有力支撑经济社会发展全面绿色转型。

优化“沙戈荒”新能源基地电源结构和储能配置比例，因地制宜建设光热发电等调节性电源，合理控制新建基地煤电装机需求，鼓励以熔盐储热耦合调峰、就地制绿氨掺烧等方式，提高新能源与煤电深度协同水平，提升基地绿电电量占比；支持有条件地区充分发挥光热、抽水蓄能和新型储能等的支撑调节作用，探索打造100%新能源基地。探索建设以抽水蓄能、新型储能等为调节电源，带动周边风光大规模高质量开发的新型水风光一体化基地。

推动新能源一体化聚合运营。持续提升新能源发电功率预测精度，积极采用先进构网型技术，推进新能源多品种协同联合优化控制，全面提升新能源可观、可测、可调、可控能力，打造一批系统友好型新能源电站。鼓励新能源与配建储能一体化调用，探索新能源与其他电源在一定条件下实质性联营，整体制定参与市场策略，提升市场竞争力。
鼓励光储充换一体化开发。推进建筑光伏一体化发展，推动光伏系统与建筑同步规划设计、同步施工，推进建筑低碳用能和清洁供热，建设“光储直柔”新型建筑。

优化电力调度机制。在确保电网安全稳定的前提下，推动“沙戈荒”、水风光、海上新能源基地等协同优化调度，积极推动通过虚拟电厂等模式实现分布式资源的聚合调控，鼓励新能源与产业集成融合项目提升源网荷储多要素协同水平和自平衡能力。细化完善各类项目并网调度技术标准、运行规则和考核细则，明确各要素调控关系和权责范围。

完善市场交易与认证机制。支持“沙戈荒”、水风光新能源基地以一体化模式参与电力市场交易。推广多年期绿电购电协议，完善新能源与产业集成融合项目参与市场及交易结算机制。积极探索新能源集成融合项目公平参与电能量市场和电力辅助服务市场。推动完善可靠容量补偿机制，探索将符合条件的新能源集成融合项目纳入容量补偿范围。探索推动建立绿色氢氨醇等非电能源载体的认证机制，逐步完善绿色评价标准、认证规则和标识制度。

国家发展改革委 国家能源局发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》

11月10日，国家发展改革委 国家能源局发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》。

意见指出，到2035年，适配高比例新能源的新型电力系统基本建成，新能源消纳调控体系进一步完善，全国统一电力市场在新能源资源配置中发挥基础作用。

加快提升系统调节能力。积极推进流域龙头水库电站建设和水电扩机增容改造。加快抽水蓄能电站建设，充分发挥削峰填谷等多重作用。大力推进技术先进、安全高效的新型储能建设，挖掘新能源配建储能调节潜力，提升利用水平。适度布局调峰气电。因地制宜建设光热电站。推进新一代煤电转型升级，推动新能源替代燃煤自备电厂发电。充分发挥虚拟电厂聚合负荷侧调节资源作用，拓展车网互动规模化应用。攻关系统灵活调节技术。创新应用液流电池、压缩空气储能、重力储能等多种技术路线，加快突破大容量长时储能技术。推动新建抽水蓄能电站具备变速调节能力。深化虚拟电厂协调运行控制技术、多元交易技术应用，扩大新型负荷灵活调节技术应用。加快新一代煤电试点应用及推广。支持新能源就近消纳新业态发展。推动源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网、新能源接入增量配电网等新能源就近消纳新业态健康可持续发展，支持新能源就近接入，提升工业园区、建筑楼宇、外向型企业、高载能企业绿电消费及偏远地区供电保障水平。

国务院新闻办公室发布《碳达峰碳中和的中国行动》白皮书

11月8日，国务院新闻办公室发布《碳达峰碳中和的中国行动》白皮书。

前言指出，为全面介绍五年来中国推进碳达峰碳中和取得的重大成就，分享中国碳达峰碳中和工作的行动做法和实践经验，发布本白皮书。其中提到：

能源活动是碳排放的最主要来源，能源绿色低碳转型是实现碳达峰碳中和的关键。中国立足基本国情和发展阶段，在保障能源安全的前提下，大力实施可再生能源替代，推进新型能源体系和新型电力系统建设，为实现“双碳”目标提供有力支撑。

中国坚持先立后破，把大力发展非化石能源放在突出位置，实现了全球规模最大、速度最快的新能源发展，推进非化石能源消费比重由2020年的16.0%增至2024年的19.8%，年均提高近1个百分点。

推动风电、光伏发电跨越式发展。中国坚持集中式与分布式并举，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏发电基地建设，推动海上风电规范有序建设，积极推广城镇、农村屋顶光伏，鼓励发展乡村分散式风电。截至2025年8月底，风电、光伏发电装机规模突破16.9亿千瓦，达到2020年的3倍以上，贡献了2020年以来约80%的新增电力装机，风光发电量占比以年均提高2.2个百分点的速度稳步攀上新台阶。

随着新能源大规模发展，中国大力提升电力系统安全运行和抵御风险能力，加快建设清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，推动源网荷储（电源、电网、负荷、储能）一体化发展，实现了可再生能源大规模开发和利用。

增强电源协调优化运行能力。中国充分发挥煤电灵活调节能力，全面实施煤电机组灵活性改造，50%以上煤电机组具备深度调峰能力。因地制宜建设天然气调峰电站，科学布局抽水蓄能、光热发电，加快新型储能技术规模化应用。不断优化电源侧多能互补调度运行方式，充分挖掘调峰潜力，电力系统安全运行和综合调节能力持续提升。

加强新型储能建设。储能是构建新型电力系统的重要基础。中国促进储能与电力系统各环节融合发展。积极发展“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补，以关键电网节点或偏远地区为重点，合理布局新型储能，鼓励电动汽车、不间断电源等参与系统调峰调频。推动锂离子电池、液流电池、压缩空气储能、重力储能、飞轮储能等技术多元化应用。截至2024年底，新型储能装机达到7376万千瓦/1.68亿千瓦时，是2020年的20倍，装机规模占全球总装机比例超过40%。

加强绿色能源务实合作。中国搭建与东盟、阿盟、非盟、中东欧、上海合作组织、亚太经济合作组织等6大区域的能源合作平台，与34个国家建立了“一带一路”能源合作伙伴关系，与100多个国家和地区开展绿色能源项目合作。多年来，中国在共建“一带一路”国家积极承建清洁电力项目，有效推动了东道国能源绿色转型和高质量发展。

国家能源局下发《关于推进煤炭与新能源融合发展的指导意见》

近日，国家能源局下发《关于推进煤炭与新能源融合发展的指导意见》，提出：依托煤炭矿区资源要素大力发展新能源，有序实施矿区清洁能源替代，到“十五五”末，煤炭矿区光伏风电产业发展模式基本成熟，建设一批清洁低碳矿区。

主要任务中提到要创新矿区绿色能源开发利用方式。因地制宜建设“源网荷储”协同控制的矿区智能微电网，推动矿区光伏风电、瓦斯发电、多元储能、智慧能源管控系统等一体化开发运行，促进多能高效互补利用。积极推动提高矿区生产负荷调节能力，有序开展绿电直连，鼓励参与绿证绿电交易，努力扩大矿区绿色电力使用比例。大力推进矿区节能降碳改造，对标标杆水平和先进水平开展重点用能设备更新，聚焦矿区机电维修车间、运输物流中心等重点场所，建设一批高效低碳零碳典型厂区园区，降低矿区碳排放水平。鼓励有条件的矿区科学实施碳汇林草项目，协同推进矿区生态修复和固碳增汇。

地方政策及要闻

内蒙古自治区能源局发布《关于规范独立新型储能电站管理有关事宜的通知》

11月10日，内蒙古自治区能源局发布《关于规范独立新型储能电站管理有关事宜的通知》。

通知指出，2026年度独立新型储能电站向公用电网放电量的补偿标准为0.28元/千瓦时。纳入内蒙古自治区独立新型储能建设项目清单的独立新型储能电站执行向公用电网放电量补偿的时间，自建成实质性投产当月起开始计算。

此次发布的通知中还提到，电网企业要逐日公布电力供需预测信息，对已建成独立新型储能电站申报的充放电曲线进行校核，原则上清单内储能电站日内全容量充电次数不得超过1.5次。

清单内储能电站不得擅自变更建设内容，在项目建设期内和建成后2年内不得通过代持、隐性股东或交叉持股等方式改变项目股东持股比例，不得以出卖股份、资产租赁、分包、转包等任何方式实质性变更投资主体。对发生变更股东持股比例、变更投资主体、变更实际控制人等情况的项目，各盟市能源主管部门应立即终止项目或上报自治区能源局将相关项目移出内蒙古自治区独立新型储能建设项目清单。

吉林省能源局《吉林省电力市场运营规则及配套实施细则（试行4.0版）》

11月10日，吉林省能源局《吉林省电力市场运营规则及配套实施细则（试行4.0版）》 （征求意见稿），其中《吉林省电力辅助服务（调频）市场实施细则》、《吉林省现货电能量市场交易实施细则》储能相关内容更新。

《吉林省电力辅助服务（调频）市场实施细则》提到，并网发电单元投资建设配套储能装置的，经电力调度机构审核通过后作为联合主体参与调频市场；配套储能满足独立储能相关要求时，与并网发电单元协商一致后，可自愿按照吉林省有关规定转为独立储能参与调频市场。以分布式储能单一类资源聚合的混合型虚拟电厂满足相关要求的，按照独立储能要求参与调频市场。

独立储能在现货市场运行期间，申报参与调频市场的独立储能不再参与现货市场出清，日前充放电计划为零。

调频里程价格由低到高进行排序，当排序价格相同时，历史综合调频性能系数kp大的优先中标；当排序价格与历史综合调频性能系数kp均相同时，标准调频容量大的优先中标。

最后一个中标的调频服务提供者排序价格为当前时段调频市场出清价格；调频市场出清价格上限不超过15元/MW。

调频服务费用分摊者包括参与现货市场的燃煤机组、新能源场站、独立储能及虚拟电厂，现货市场试运行初期，调频辅助服务费用暂不向用户侧进行分摊。

《吉林省现货电能量市场交易实施细则》提到，其中，独立新型储能可作为市场主体；配建新型储能与所属经营主体视为一体，接入电力调度自动化系统可被电网监控和调度，具有法人资格时可选择转为独立储能项目，作为经营主体直接参与电力市场交易。独立储能的准入值为5MW/2h。

电能量市场日前/实时市场出清价格上下限范围为0-1500元/兆瓦时。

独立储能可按自然月自愿选择通过“报量报价”的方式全电量参与日前现货市场；或以“报量不报价”的方式自主决策充放电功率曲线在日前现货市场中优先出清。

独立储能按照中标调频容量、实时荷电状态参与调频市场，不再参与现货市场，在调频实际调用过程中，根据AGC实际调频需求调整储能充放电及荷电状态。

日充放电转换次数，即独立储能每日参与现货市场优化过程中的充放电状态转换允许次数约束。独立储能在现货市场优化过程中充电、放电累计容量达到 200%最大允许荷电状态记为一次日充放电转换。

“报量不报价”参与市场的独立储能、负荷型虚拟电厂在日前现货市场中优先出清，不参与市场定价。

独立储能日内原则上应执行日前充放电计划曲线，在实时现货市场中优先出清，不参与市场定价；参与调频市场的独立储能实时跟踪调频指令。

独立储能在优化时段初始时刻和结束时刻的荷电状态需要满足储能上一个优化周期末尾和独立储能申报的参数。

北京电力交易中心发布《2026年国家电网有限公司跨省跨区交易各环节输电价格》

11月7日，北京电力交易中心发布《2026年国家电网有限公司跨省跨区交易各环节输电价格》，其中公布了：跨省跨区专项工程输电价格、区域电网输电价格、送出省输电价格，以及专项工程降价分享空间。

附件显示，40条跨省跨区专项工程输电价格范围为0.81元/kWh-8.36分/kWh。

区域电网输电价格由电量价格、容量价格、线损价格组成，其中：

华中（西南）区域电量电价最高为2.22分/kWh，东北区域1.63分/kWh，西北区域1.42分/kWh，华北区域0.82分/kWh，华东区域0.75分/kWh。

而在送出省输电价格表中：

四川核定最高输电价格最高：5.22分/kWh，

湖北、陕西核定最高输电价格均为：4分/kWh，

其余省份超过3分/kWh的还有甘肃3.82分、青海3.72分、新疆3.49分、蒙东3.01分、吉林3.0分、黑龙江3.0分。