本期你会看到

• 国家发改委办公厅发布《关于印发〈基础设施领域不动产投资信托基金（REITs）项目行业范围清单（2025年版）〉的通知》
• 贵州省能源局发布《贵州省风电光伏发电项目管理办法（征求意见稿）》
• 四川省发展和改革委员发布《四川2026年电力市场交易总体方案（征求意见稿）》及《四川电力市场规则体系V4.0（征求意见稿）》在线意见征集情况
• 山东省发改委发布关于公开征求《山东省新能源可持续发展差价结算实施细则（征求意见稿）》《山东省电力零售市场价格风险防控实施细则（征求意见稿）》意见建议的公告
• 深圳市发改委发布公告，对于2024年6月印发的《深圳市支持虚拟电厂加快发展的若干措施》公开征求续期意见。
• 浙江电力交易中心发布《浙江电力调频辅助服务市场交易实施细则(3.0版)》
• 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》

国家政策及要闻

国家发改委办公厅发布《关于印发〈基础设施领域不动产投资信托基金（REITs）项目行业范围清单（2025年版）〉的通知》

12月1日，国家发改委办公厅发布《关于印发〈基础设施领域不动产投资信托基金（REITs）项目行业范围清单（2025年版）〉的通知》，旨在拓展基础设施REITs的发行范围，盘活存量资产，促进投资良性循环。

并发布了符合条件的15类可申报项目，包含能源基础设施，具体包括风电、太阳能发电、水力发电、天然气发电、生物质发电、核电等清洁能源项目；储能设施项目；清洁低碳、灵活高效的燃煤发电（含热电联产煤电）项目；特高压输电项目，增量配电网、微电网、充电基础设施项目。

地方政策及要闻

贵州省能源局发布《贵州省风电光伏发电项目管理办法（征求意见稿）》

12月3日，贵州省能源局发布《贵州省风电光伏发电项目管理办法（征求意见稿）》。文中提出，有序推进风电、光伏发电多能互补、源网荷储一体化等发展，推动绿电直连、虚拟电厂等试点建设，合理规划布局新型储能，推动风电、光伏发电全面参与市场化交易。

鼓励风电、光伏发电项目投资主体因地制宜在站区规模化建设储能，挖掘新能源配建储能调节潜力，提高新能源场站置信容量，建设系统友好型新能源场站。推动新能源与配建储能一体化出力曲线调用，提升利用水平。

联合送出项目，应配置AGC、AVC、一次调频、功率预测等必要设备，以满足市场交易等需求。新建单一风电、光伏发电项目不得分别接入多个站点。

电网企业应充分衔接风电、光伏发电产业发展规划，加强电网主网架建设，推动配电网建设改造和智能化升级，提高新能源的并网接纳能力。

四川省发展和改革委员发布《四川2026年电力市场交易总体方案（征求意见稿）》及《四川电力市场规则体系V4.0（征求意见稿）》在线意见征集情况

12月1日，四川省发展和改革委员官网发布了《四川2026年电力市场交易总体方案（征求意见稿）》及《四川电力市场规则体系V4.0（征求意见稿）》在线意见征集情况，详情如下：

2025年11月20日至2025年11月26日，通过省发展改革委门户网站面向社会公开征求《四川2026年电力市场交易总体方案（征求意见稿）》及《四川电力市场规则体系V4.0（征求意见稿）》意见。意见征集期间，共收到反馈意见5条，建议内容均为分时电价政策方面。经认真研究，已采纳相关意见建议，对分时电价执行方式进行优化调整，零售用户非现货联动电量按照现行分时电价政策执行。

据了解，此文件近期引起广泛关注，文件规定：

• 发电侧电能量价格、用户市场交易电价通过购售双边协商、集中交易等市场化方式形成。高耗能电力用户市场交易电价不设上限。
• 为保障电力供应、促进工商业负荷削峰填谷，在我省分时电价政策要求执行尖峰电价的月份和日期，原执行峰谷电价的批发和零售用户仍须按照分时电价政策继续执行峰谷电价。
• 零售合同要约定“各月分时段电量的交易价格、全年联动价格比例”等。
• 零售侧结算公式是“各时段结算价 = 分时段合同价 ×(1-联动比例) + 当月对应时段现货均价 × 联动比例”，联动比例 5%–10%。
• 用户侧新型储能视作电力用户的配建项目，其充、放电量作为该电力用户的一部分，纳入其用电量范畴，不单独开展市场交易、结算。对用户侧新型储能与电力用户间相关费用，由双方自行开展相关收益计算和收付。

山东省发改委发布关于公开征求《山东省新能源可持续发展差价结算实施细则（征求意见稿）》《山东省电力零售市场价格风险防控实施细则（征求意见稿）》意见建议的公告

12月1日，山东省发改委发布关于公开征求《山东省新能源可持续发展差价结算实施细则（征求意见稿）》《山东省电力零售市场价格风险防控实施细则（征求意见稿）》意见建议的公告。

《山东省新能源可持续发展差价结算实施细则》中明确：实施细则新能源，是指并入山东电网的风电、太阳能发电项目(以下统称“新能源项目”)，其中2025年5月31日及以前投产的为存量项目，2025年6月1日（含）起投产的为增量项目。

机制电量

2025年5月31日前投产的纳入国家扶贫目录的光伏扶贫项目，机制电量比例为100%。

2024年12月31日前投产的并网电压为220伏（380伏）自然人户用分布式光伏项目，机制电量比例为100%。

2025年1月1日-5月31日投产的并网电压为220伏（380伏）自然人户用分布式光伏项目，机制电量比例为85%。

根据《关于<关于推进分布式光伏高质量发展的通知>有关事项的补充通知》(鲁发改能源函〔2024〕87号)规定，应按照集中式光伏实时市场加权平均电价结算的存量6兆瓦及以上工商业光伏发电项目，机制电量比例为0。

根据《关于做好2025年电力市场平稳衔接过渡有关工作的通知》(鲁发改能源〔2025〕396号)规定，山东省新能源全量入市前，存量项目曾持有过渡期间或以后省内中长期合约的，机制电量比例为0。

其他存量项目，机制电量比例为80%。

增量项目年度机制电量：增量项目当年结算的机制电量达到竞价公布的年度机制电量规模时，当月超出部分及当年后续月份的电量不再执行机制电价；年底未达到年度机制电量规模时，缺额部分电量不再执行机制电价，且不进行跨年滚动。

机制电价

存量项目机制电价，按照我省燃煤基准电价（每千瓦时0.3949元，含增值税）执行。

增量项目机制电价，根据《山东省新能源机制电价竞价实施细则》及年度竞价通知等规定执行。

差价电费结算

差价结算费用（以下简称“差价电费”）按月计算。计算公式为：

月度差价电费=（机制电价-结算参考价）×月度机制电量。

结算参考价：结算参考价，现阶段风电、光伏分别按照山东电力现货市场同类型集中式项目月度发电侧实时市场加权平均价格确定。月度发电侧实时市场加权平均价格，按照当月各时段实时市场节点电价与同类型集中式项目对应时段实际上网电量（不含跨省跨区外送电量）加权平均计算确定。
分摊（分享）方式：新能源差价电费纳入系统运行费，由全体电力用户分摊（或分享），在用户电费账单“系统运行费”科目下单独列示（科目名称为“新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用”），且执行分时电价政策。

执行期限

存量项目执行期限：存量项目机制执行期限按项目全生命周期合理利用小时数剩余小时数与投产满20年较早者确定。

存量海上风电、陆上风电、光伏发电全生命周期合理利用小时数分别为52000小时、36000小时、22000小时。国家确定的光伏领跑者基地项目和2019年、2020年竞价光伏项目，在以上小时数基础上增加10%。

深圳市发改委发布公告，对于2024年6月印发的《深圳市支持虚拟电厂加快发展的若干措施》公开征求续期意见。

12月1日，深圳市发改委发布公告，对于2024年6月印发的《深圳市支持虚拟电厂加快发展的若干措施》公开征求续期意见，文中提到，鼓励存量换电站开展功率拓扑改造，将原有单向的整流电路升级为双向的储能变流器（PCS）模块，并同步升级换电站站端能量管理系统（EMS）的功率控制系统。

鼓励电力企业在关键节点合理布局储能项目，提升电力安全保障水平和系统综合效率。支持用户侧储能多元化发展，探索大数据中心、通信基站、充电设施（含多功能智能杆）、工业园区等储能融合发展新场景。依法依规对特色场景先进储能智慧化改造示范项目给予支持。

浙江电力交易中心发布《浙江电力调频辅助服务市场交易实施细则(3.0版)》

11月26日，浙江电力交易中心发布《浙江电力调频辅助服务市场交易实施细则(3.0版)》，文件显示，储能调频容量上限为200MW；其中储能电站申报的调频容量不得低于自身装机容量的80%，也不得高于自身的实际充放电最大功率。
值得注意的是，火电调频里程报价和出清上限为15元/MW，而储能电站无调频市场常设报价。综合调频性能指标最大值为2，历史综合调频性能指标准入门槛为0.4。 
交易时段内调频机会成本补偿价格=调频市场出清价格-调频里程出清价格x系统历史单位容量小时里程。
调频市场每小时定价一次，每次形成上一小时的调频市场出清价格。

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》

11月26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》。文件明确，上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加、历史偏差电费不参与峰谷分时电价浮动。

这意味着2026年起，冀北冬季增加12:00-15:00共3个小时的深谷时段；夏季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 ；另外，春秋季将8:00-10:00的高峰时段改为平谷，同时取消了上午2小时高峰时段。

调整后的分时电价对于储能来说，在秋冬季节将难以满足两充两放运行。对代理购电工商业用户月度执行分时电价产生的峰谷损益，纳入历史偏差电费，通过代理购电机制按月向代理购电工商业用户分摊或分享。