国家能源局发布《关于开展电网公平开放专项监管工作的通知》（3月25日）

3月25日，国家能源局发布关于开展电网公平开放专项监管工作的通知。

此次监管的省份包括19个省（区、市）电网企业，分别为：

天津、河北、山西、内蒙古、吉林、上海、江苏、浙江、安徽、江西、山东、湖北、湖南、广西、云南、陕西、甘肃、青海、宁夏。

文件明确加强能源行业自然垄断环节监管，开展电网公平开放专项监管。重点聚焦接网工程投资建设及回购、各类主体接入电网流程和时限执行情况、电网互联流程和时限执行情况、信息公开与报送等方面存在的突出问题，针对性地提出监管意见建议，推动相关政策有效落实，提升接入电网服务水平，保护相关市场主体合法权益，助力新型电力系统建设和能源高质量发展。

重点监管电网企业对新能源、储能等各类主体配套送出工程、电网侧变电站内间隔及主变投资建设情况；电网企业在提供接入服务过程中是否违规收取服务费、改造费等情况；电网企业对新能源、储能等各类主体投资建设的接网工程回购情况（包括电网企业推进回购工作开展情况、接网工程项目手续合规性、电源企业出售意愿等）；新能源等各类电源项目与配套送出工程规划建设进度是否相互协调等。

重点监管申请接入电网的常规电源、新能源、分布式电源和储能等各类项目是否符合规定条件；电网企业是否无正当理由拒绝或拖延受理电源等项目业主的接入申请；电网企业是否拒绝向电源等项目业主提供接入本电网须知晓的必要信息；电网企业是否在规定时限内向各类项目业主出具有关书面回复意见；电网企业与电源等项目业主有关接网协议签订情况；电网企业对常规电源、新能源、分布式电源和储能等各类项目接入服务保障情况；电网企业在提供并网接入服务过程中是否存在区别对待情况；电网企业是否不规范受理、违规设置技术壁垒、违规收费等。

国家能源局发布《2025年电力安全监管重点任务》（3月21日）

3月21日，国家能源局发布《2025年电力安全监管重点任务》。其中指出，完善电力安全法规标准体系。启动《电力安全事故应急处置和调查处理条例》修订工作，提升电力安全事故监管执法能力。推动成立电力安全治理标准委员会，开展电力安全法规标准体系梳理和评估，健全以强制性标准为主体、推荐性标准为补充、国行企团地各级标准协调发展的电力安全治理标准体系。

文件提出，加强电化学储能电站安全监督管理。研究起草加强电化学储能电站安全监管指导意见，构建新业态安全监管工作机制。推进与相关部门建立信息共享、联合处置等工作机制。开展电化学储能电站事故分析研究、安全评价试点、反事故措施研究。组织部分省级能源主管部门开展电化学储能电站运行安全专项检查。

河北省发改委发布《关于完善独立储能先行先试电价政策有关事项的通知》

日前，河北发改委发布关于完善独立储能先行先试电价政策有关事项的通知。

其中表示，独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价、系统运行费用和政府性基金及附加，不执行功率因数考核，按规定承担上网环节线损费用。对于充电电量与放电电量差额部分偏大的独立储能电站,电网企业可按规定开展用电检查，如存在违约用电或转供电等情形的，独立储能电站需按规定承担违约责任乃至被强制解网。

根据河北南网、冀北电网电力系统调节资源需求，分别确定执行容量电价机制的独立储能容量规模，依全容量并网时间先后通过竞争的方式确定享受容量电价激励机制的独立储能电站，先建先得。

参与竞争的独立储能电站容量不低于10万千瓦、满功率持续放电时长2小时及以上。

容量电价标准方面表示，独立储能电站可获得的容量电费根据容量电价标准和月度平均可用容量确定。年度容量电价为100元/千瓦(含税，下同)，月度标准按8.3333元/千瓦执行。2024年已按容量电价激励政策退坡机制执行的独立储能电站，年度容量电价不足100元/千瓦的追补至100元/千瓦。

独立储能项目无法达到其申报的可用充放电容量和可持续充放电时长的，月内发生两次扣减当月容量电费的10%，发生三次扣减50%，发生四次及以上扣减100%。电力调度机构按月统计考核情况，作为电要结算依据。年调用完全充放电次数原则上不低于330次。

激励时限。2026年6月1日之前，按省级批复期限建成并网的独立储能项目通过竞争方式获得容量电费的时限为24个月(含2024年已执行容量电价激励政策的独立储能项目)，自进入商业运营次月起执行。2026年6月1日至12月31日，未按省级批复期限建成并网的独立储能项目获得容量电费的有效期为24个月扣减逾期月份(不足一个月的按一个月计算)。

安徽电力交易中心发布《安徽电力现货电能量市场交易实施细则》、《安徽电力现货市场结算实施细则》（结算试运行第5.1版）征求意见稿（3月24日）

3月24日，《安徽电力现货电能量市场交易实施细则》、《安徽电力现货市场结算实施细则》（结算试运行第5.1版）征求意见稿发布。

《安徽电力现货电能量市场交易实施细则》中指出，独立储能及虚拟电厂可选择参与现货电能量市场或调频辅助服务市场。独立储能、虚拟电厂以“报量报价”或“自调度”参与现货市场。市场用户及电网代理工商业购电“报量不报价”参与现货市场。

储能电能量价格表示储能电站运行在不同充放电区间时单位电能量的价格，申报的放电价格须大于充电价格。其中充电工况最多申报4段，价格单调非递增，每段需申报出力区间起点（MW）、终点（MW）以及该区间价格（元/MWh）；放电工况最多申报4段，价格单调非递减，每段需申报出力区间起点（MW）、终点（MW）以及该区间价格（元/MWh），以及充放电上、下限和存储电量初始状态（SOC）等。每段报价的长度不低于最大出力的20%，各报价段的起点必须为上一报价段的终点。每段报价的电能量价格均不能超过申报价格的上限、下限。

参与现货市场的独立储能及虚拟电厂，在实时市场中原则上按照日前发电计划执行，在满足电网安全的基础上优先出清，接受现货市场价格。

浙江省发展改革委关于印发《浙江省2025年碳达峰碳中和工作要点》的通知（3月19日）

3月19日，浙江省发改委公布关于印发《浙江省2025年碳达峰碳中和工作要点》的通知。

工作要点指出，2025年是“十四五”收官之年，要全面贯彻落实《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见》《浙江省推动碳排放双控工作若干举措》要求，加快建立以区域碳预算、行业碳管控、企业碳管理、项目碳评价、产品碳足迹为重点的碳排放双控制度，扎实推进“6+1”领域绿色低碳转型，全省碳排放强度力争降低4.48%以上，为“十五五”高质量完成碳达峰目标打好基础。

建立健全碳排放双控制度，高质量编制我省“十五五”碳排放分析展望报告等，出台“双碳”标准计量体系建设行动方案。

持续推动重点领域绿色低碳转型。大力发展非化石能源，新增可再生能源装机1000万千瓦以上（其中风电光伏600万千瓦）、核电装机100万千瓦，抽水蓄能装机累计不少于988万千瓦；到2025年底，可再生能源发电装机占比46%以上，新增非化石能源消费占比（扣除原料用能和能耗单列项目用能）24%左右。

开展重点用能单位能效诊断，完成年度7500万张绿证消纳，年度规上工业能耗强度下降3%（不含国家能耗单列项目），“十四五”能耗强度下降14%。 

扩大绿色电力消费，全年实现市场化电量3500亿千瓦时左右。

组织实施绿色低碳领域科技项目40项以上，累计取得重大科技成果10项以上；认定“双碳”领域全省重点实验室20家，新认定绿色低碳技术领域高新技术企业400家、省级（重点）企业研究院10家。

迭代建设省双碳数智平台，建立数据多源、纵横贯通的碳排放数据网络，推动碳排放数据监测、归集、挖掘和应用一体化管理。