本期你会看到：
国家发改委发布《关于第四监管周期省级电网输配电价、区域电网输电价格及有关事项的通知》
国家能源局发布《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028年）》
国家能源局湖南监管办发布关于印发《湖南省电力市场系列规则（V2.0）》的通知
吉林省能源局发布关于公开征求《吉林省多用户绿电直连项目开发建设实施方案（试行）》（征求意见稿）
时政要闻
国家发改委发布《关于第四监管周期省级电网输配电价、区域电网输电价格及有关事项的通知》
2026年7月10日，国家发改委发布《关于第四监管周期省级电网输配电价、区域电网输电价格及有关事项的通知》，敲定第四监管周期全国省级、区域电网输配电价新标准，明确8月1日起全国统一执行，政策有效期长达三年，直接决定未来三年所有工商业经营主体的用电成本走向。按照国家发改委统一部署，全国近20个省级电网下调两部制输配电价中的电量电价，下调幅度普遍集中在1%—5%区间。
国家能源局发布《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028年）》
2026年7月10日，国家能源局发布《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028年）》，大力发展新型储能，探索长时储能应用，增加省间新能源互济交易规模，不断提升新能源发电量占比。到2028年，非化石能源消费比重年均提升约1个百分点。积极发展绿电直连、智能微电网、源网荷储一体化、新能源接入增量配电网等新能源就近消纳新业态。促进绿色电力与新兴产业协同发展。推动新能源基地与算力设施协同规划、建设。支持算力设施提升绿电消费占比，深入挖掘算力负荷时空可调节潜力，促进算电协同运行。推动采用高效冷却、高性能供电、先进余热资源回收利用等节能技术装备，提升算力设施能效水平。
鼓励有条件的工厂建设工业绿色微电网，集成应用光伏、风电、高效热泵、新型储能、氢能、余热余压余气、智慧能源管控等一体化系统。
加强工业园区及周边可再生能源开发利用，支持大型化工园区探索利用核能供热供汽，支持建设零碳园区和工厂。
建设快充为主、慢充为辅、大功率充电为有益补充的城市公共充电网络，加强高速公路沿线大功率充电设施、电动重卡充换电设施建设，率先对重大节假日期间利用率超过40%的充电设施实施大功率改造。进一步下沉建设农村地区充电网络。
地方政策及要闻
辽宁发改委发布关于对《辽宁省虚拟电厂管理办法（试行）》向社会公开征求意见的公示
7月15日，辽宁发改委发布关于对《辽宁省虚拟电厂管理办法（试行）》向社会公开征求意见的公示。办法自2026年10月1日起施行，有效期3年。办法中明确虚拟电厂接入应满足安全性、可靠性、实时性和可扩展性要求，依托新型电力负荷管理系统（负荷系统）或电力调度自动化系统（调度系统）实现与上级平台的数据交互与指令执行。参与需求响应的虚拟电厂接入负荷系统；参与电力现货市场、辅助服务市场的虚拟电厂接入调度系统。
国家能源局湖南监管办发布关于印发《湖南省电力市场系列规则（V2.0）》的通知
7月15日，国家能源局湖南监管办发布关于印发《湖南省电力市场系列规则（V2.0）》的通知。通知表示，结合近期湖南电力市场运行情况，组织修订了《湖南省电力中长期市场实施细则》《湖南省电力现货市场交易实施细则》《湖南省电力调频辅助服务市场交易实施细则》等市场规则。部分修订内容如下：独立储能按日参与现货市场或调频辅助服务市场，若同时申报则默认参与调频辅助服务。电力调度机构按需调整独立新型储能充放电计划不再进行补偿，电站可视次日充放电计划对SOC的要求，向值班调度员申请修改当日剩余时段充放电计划曲线。明确在相关费用传导机制完善前，调频市场服务费由发电侧并网主体共同分担，包括火电厂、水利发电厂等。风电场站、光伏场站无需进行分摊；独立储能、抽水蓄能、虚拟电厂依旧无需分摊。加强与省间交易的衔接。独立新型储能参与华中省间互济市场购售电时，其省间中标量叠加其省内现货市场申报的充放电曲线以报量不报价方式参与省内现货市场出清。
昆明电力交易中心发布《虚拟电厂参与云南电力市场实施细则（征求意见稿）》
7月9日，昆明电力交易中心发布关于征求虚拟电厂参与云南电力市场等系列实施细则意见建议的函。其中《虚拟电厂参与云南电力市场实施细则（征求意见稿）》部分重点内容如下。虚拟电厂可分为负荷类虚拟电厂、发电类虚拟电厂，作为独立经营主体参与市场交易。同一类合同存续期内，同一电力用户、分布式发电企业只能与一家虚拟电厂确立聚合关系。虚拟电厂参与现货市场方式按照南方区域现货市场相关规则及结算试运行方案执行；参与各类辅助服务市场交易、结算和费用分摊按照南方区域和云南省电力辅助服务交易规则相关规定执行。通过资源代理套餐约定虚拟电厂聚合代理分布式电源的电能量费用计算标准，分为标准套餐和定制套餐。为保障虚拟电厂与分布式电源资源聚合交易的平稳有序开展，在交易过程中采用逐日盯市风险测算进行市场风险防控。虚拟电厂应公平承担市场运营费用、不平衡资金等。
吉林省能源局发布关于公开征求《吉林省多用户绿电直连项目开发建设实施方案（试行）》（征求意见稿）
近日，吉林省能源局发布关于公开征求《吉林省多用户绿电直连项目开发建设实施方案（试行）》（征求意见稿）。方案指出，项目应通过合理配置储能等调节能力、提升集控管理能力、挖掘负荷灵活调节潜力、开展多能互补等方式，提升就近消纳能力。按照“以荷定源”原则科学确定新能源电源类型和装机规模，新增负荷开展绿电直连项目的新能源上网电量占总可用发电量的比例上限，在2028年底前投产项目不超过40%，之后投产项目不超过20％；存量负荷开展绿电直连项目的新能源发电量全部自发自用，不允许向公共电网反送。支持民营企业在内的各类经营主体（不含运营输电业务的公共电网企业）投资绿电直连项目。
资讯观点
《新型储能参与电力平衡技术导则》征求意见
2026年6月29日，中电联发布《新型储能参与电力平衡技术导则》征求意见稿，文件适用于省级及以上电网将新型储能纳入电力平衡的发电能力计算，开展电力保供充裕度、新能源消纳分析测算、机组组合确定及中长期交易平衡校核等。本文件适用于配建储能及独立储能，不适用于用户侧储能。文件明确指出，独立储能应按照独立的调度主体参与电力平衡。配建储能宜与所属新能源电站联合参与电力平衡，但在出现影响电网安全、电力保供等情况可紧急调用配建储能。本标准已在新疆、山东、宁夏、甘肃等地区新型储能调度、参与电力电量平衡等方面开展应用，为下一步的推广应用奠定了良好的基础条件。
欧洲电力行业协会：长时储能技术正成为日益可行的灵活性选择
日前，欧洲电力行业协会（Eurelectric）发布的一份研究报告中指出，长时储能（LDES）技术正日益成为提升欧洲电网灵活性的可行选项。该报告由咨询机构AFRY公司受Eurelectric委托编制，于6月15日发布，其名称为《长时储能市场概览：欧洲创新长时储能前景如何？》。该报告考察了当前可商业化部署、能够提供8小时至多日（数天）放电时长的各类储能技术，涵盖电化学、机械储能、热储能和化学储能等技术路线，但抽水蓄能发电设施（PHES）未被纳入，因其属于成熟技术而不是新兴创新类型。
随着可再生能源渗透率持续上升及电力需求模式的变化，欧洲电网需要更多系统灵活性资源（如储能系统），以实现电力从发电时段到用电时段的转移。
长时储能系统可在多个市场中提供多样化服务，涵盖光伏发电的日内套利、平衡电网供需的再调度、与可再生能源发电设施的共址部署，以及其他应用场景。
该报告对8小时、12小时和多日时长的储能驱动因素进行了市场概述与深入分析，特别关注英国、德国、伊比利亚半岛、芬兰及希腊的电力市场。主要结论包括：风电占主导的电力系统更适合超24小时长时储能系统运行，而太阳能发电占主导的电网则至少在初期更适合8至12小时时长的储能系统。因此，在太阳能资源丰富的伊比利亚半岛（西班牙和葡萄牙），12小时时长的储能系统在商业应用上将更快成熟；而德国和英国的电网则更快地从24小时以上时长的储能系统中获得价值。
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国家发改委发布《关于第四监管周期省级电网输配电价、区域电网输电价格及有关事项的通知》
国家能源局发布《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028年）》
国家能源局湖南监管办发布关于印发《湖南省电力市场系列规则（V2.0）》的通知
吉林省能源局发布关于公开征求《吉林省多用户绿电直连项目开发建设实施方案（试行）》（征求意见稿）
时政要闻
国家发改委发布《关于第四监管周期省级电网输配电价、区域电网输电价格及有关事项的通知》
2026年7月10日，国家发改委发布《关于第四监管周期省级电网输配电价、区域电网输电价格及有关事项的通知》，敲定第四监管周期全国省级、区域电网输配电价新标准，明确8月1日起全国统一执行，政策有效期长达三年，直接决定未来三年所有工商业经营主体的用电成本走向。按照国家发改委统一部署，全国近20个省级电网下调两部制输配电价中的电量电价，下调幅度普遍集中在1%—5%区间。
国家能源局发布《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028年）》
2026年7月10日，国家能源局发布《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028年）》，大力发展新型储能，探索长时储能应用，增加省间新能源互济交易规模，不断提升新能源发电量占比。到2028年，非化石能源消费比重年均提升约1个百分点。积极发展绿电直连、智能微电网、源网荷储一体化、新能源接入增量配电网等新能源就近消纳新业态。促进绿色电力与新兴产业协同发展。推动新能源基地与算力设施协同规划、建设。支持算力设施提升绿电消费占比，深入挖掘算力负荷时空可调节潜力，促进算电协同运行。推动采用高效冷却、高性能供电、先进余热资源回收利用等节能技术装备，提升算力设施能效水平。
鼓励有条件的工厂建设工业绿色微电网，集成应用光伏、风电、高效热泵、新型储能、氢能、余热余压余气、智慧能源管控等一体化系统。
加强工业园区及周边可再生能源开发利用，支持大型化工园区探索利用核能供热供汽，支持建设零碳园区和工厂。
建设快充为主、慢充为辅、大功率充电为有益补充的城市公共充电网络，加强高速公路沿线大功率充电设施、电动重卡充换电设施建设，率先对重大节假日期间利用率超过40%的充电设施实施大功率改造。进一步下沉建设农村地区充电网络。
地方政策及要闻
辽宁发改委发布关于对《辽宁省虚拟电厂管理办法（试行）》向社会公开征求意见的公示
7月15日，辽宁发改委发布关于对《辽宁省虚拟电厂管理办法（试行）》向社会公开征求意见的公示。办法自2026年10月1日起施行，有效期3年。办法中明确虚拟电厂接入应满足安全性、可靠性、实时性和可扩展性要求，依托新型电力负荷管理系统（负荷系统）或电力调度自动化系统（调度系统）实现与上级平台的数据交互与指令执行。参与需求响应的虚拟电厂接入负荷系统；参与电力现货市场、辅助服务市场的虚拟电厂接入调度系统。
国家能源局湖南监管办发布关于印发《湖南省电力市场系列规则（V2.0）》的通知
7月15日，国家能源局湖南监管办发布关于印发《湖南省电力市场系列规则（V2.0）》的通知。通知表示，结合近期湖南电力市场运行情况，组织修订了《湖南省电力中长期市场实施细则》《湖南省电力现货市场交易实施细则》《湖南省电力调频辅助服务市场交易实施细则》等市场规则。部分修订内容如下：独立储能按日参与现货市场或调频辅助服务市场，若同时申报则默认参与调频辅助服务。电力调度机构按需调整独立新型储能充放电计划不再进行补偿，电站可视次日充放电计划对SOC的要求，向值班调度员申请修改当日剩余时段充放电计划曲线。明确在相关费用传导机制完善前，调频市场服务费由发电侧并网主体共同分担，包括火电厂、水利发电厂等。风电场站、光伏场站无需进行分摊；独立储能、抽水蓄能、虚拟电厂依旧无需分摊。加强与省间交易的衔接。独立新型储能参与华中省间互济市场购售电时，其省间中标量叠加其省内现货市场申报的充放电曲线以报量不报价方式参与省内现货市场出清。
昆明电力交易中心发布《虚拟电厂参与云南电力市场实施细则（征求意见稿）》
7月9日，昆明电力交易中心发布关于征求虚拟电厂参与云南电力市场等系列实施细则意见建议的函。其中《虚拟电厂参与云南电力市场实施细则（征求意见稿）》部分重点内容如下。虚拟电厂可分为负荷类虚拟电厂、发电类虚拟电厂，作为独立经营主体参与市场交易。同一类合同存续期内，同一电力用户、分布式发电企业只能与一家虚拟电厂确立聚合关系。虚拟电厂参与现货市场方式按照南方区域现货市场相关规则及结算试运行方案执行；参与各类辅助服务市场交易、结算和费用分摊按照南方区域和云南省电力辅助服务交易规则相关规定执行。通过资源代理套餐约定虚拟电厂聚合代理分布式电源的电能量费用计算标准，分为标准套餐和定制套餐。为保障虚拟电厂与分布式电源资源聚合交易的平稳有序开展，在交易过程中采用逐日盯市风险测算进行市场风险防控。虚拟电厂应公平承担市场运营费用、不平衡资金等。
吉林省能源局发布关于公开征求《吉林省多用户绿电直连项目开发建设实施方案（试行）》（征求意见稿）
近日，吉林省能源局发布关于公开征求《吉林省多用户绿电直连项目开发建设实施方案（试行）》（征求意见稿）。方案指出，项目应通过合理配置储能等调节能力、提升集控管理能力、挖掘负荷灵活调节潜力、开展多能互补等方式，提升就近消纳能力。按照“以荷定源”原则科学确定新能源电源类型和装机规模，新增负荷开展绿电直连项目的新能源上网电量占总可用发电量的比例上限，在2028年底前投产项目不超过40%，之后投产项目不超过20％；存量负荷开展绿电直连项目的新能源发电量全部自发自用，不允许向公共电网反送。支持民营企业在内的各类经营主体（不含运营输电业务的公共电网企业）投资绿电直连项目。
资讯观点
《新型储能参与电力平衡技术导则》征求意见
2026年6月29日，中电联发布《新型储能参与电力平衡技术导则》征求意见稿，文件适用于省级及以上电网将新型储能纳入电力平衡的发电能力计算，开展电力保供充裕度、新能源消纳分析测算、机组组合确定及中长期交易平衡校核等。本文件适用于配建储能及独立储能，不适用于用户侧储能。文件明确指出，独立储能应按照独立的调度主体参与电力平衡。配建储能宜与所属新能源电站联合参与电力平衡，但在出现影响电网安全、电力保供等情况可紧急调用配建储能。本标准已在新疆、山东、宁夏、甘肃等地区新型储能调度、参与电力电量平衡等方面开展应用，为下一步的推广应用奠定了良好的基础条件。
欧洲电力行业协会：长时储能技术正成为日益可行的灵活性选择
日前，欧洲电力行业协会（Eurelectric）发布的一份研究报告中指出，长时储能（LDES）技术正日益成为提升欧洲电网灵活性的可行选项。该报告由咨询机构AFRY公司受Eurelectric委托编制，于6月15日发布，其名称为《长时储能市场概览：欧洲创新长时储能前景如何？》。该报告考察了当前可商业化部署、能够提供8小时至多日（数天）放电时长的各类储能技术，涵盖电化学、机械储能、热储能和化学储能等技术路线，但抽水蓄能发电设施（PHES）未被纳入，因其属于成熟技术而不是新兴创新类型。
随着可再生能源渗透率持续上升及电力需求模式的变化，欧洲电网需要更多系统灵活性资源（如储能系统），以实现电力从发电时段到用电时段的转移。
长时储能系统可在多个市场中提供多样化服务，涵盖光伏发电的日内套利、平衡电网供需的再调度、与可再生能源发电设施的共址部署，以及其他应用场景。
该报告对8小时、12小时和多日时长的储能驱动因素进行了市场概述与深入分析，特别关注英国、德国、伊比利亚半岛、芬兰及希腊的电力市场。主要结论包括：风电占主导的电力系统更适合超24小时长时储能系统运行，而太阳能发电占主导的电网则至少在初期更适合8至12小时时长的储能系统。因此，在太阳能资源丰富的伊比利亚半岛（西班牙和葡萄牙），12小时时长的储能系统在商业应用上将更快成熟；而德国和英国的电网则更快地从24小时以上时长的储能系统中获得价值。
中国能源研究会于1981年1月成立，是由从事能源科学技术的相关企事业单位、社会团体和科技工作者自愿结成的全国性、学术性、非营利性社会组织，全国性4A级社团。接受业务主管单位中国科学技术协会、社团登记管理机关民政部的业务指导和监督管理。中国能源研究会拥有单位会员900余家，个人会员12万余人，分支机构包括12个工作委员会、55个专业委员会和6个分会，秘书处（办事机构）设有8个部门，并全资设立《中外能源》杂志社。
中国能源研究会坚持“围绕中心、服务大局，研究、咨询、交流、服务”的宗旨，团结能源领域的科技工作者，发挥能源科技高端智库的作用，服务能源科技进步和体制机制创新，积极开展能源领域的决策咨询服务和重大政策与课题研究，以及能源科技评估、团体标准制定、科学普及等工作，推动国内外的学术交流与合作，成为国家能源管理部门与企业联系的桥梁和纽带，是中国能源领域最具影响力的学术团体之一。中国能源研究会是国家能源局首批16家研究咨询基地之一，为政府决策、部署能源工作发挥了积极作用。