本期你会看到：
国家发改委、国家能源局印发《可再生能源发展“十五五”规划》
工信部启动国家级零碳工厂、零碳算力设施建设工作
国家能源局发布《关于深入推进农村能源革命 开展村镇微能网建设试点工作的通知》
华中能监局发布《湖北、江西、重庆电力辅助服务市场实施细则（备用及爬坡）（征求意见稿）》
湖南能监办发布《湖南省电力调频辅助服务市场交易实施细则》
浙江省发改委发布关于推动多用户绿电直连发展有关事项的通知
时政要闻
国家发改委、国家能源局印发《可再生能源发展“十五五”规划》
7月23日，国家发改委、国家能源局印发《可再生能源发展“十五五”规划》，文件明确：完善促进可再生能源高质量发展的价格形成机制。完善新能源可持续发展价格结算机制。完善抽水蓄能、新型储能等调节性资源容量电价机制，有序建立可靠容量补偿机制。鼓励分布式新能源通过聚合方式整体参与电力市场交易，合理承担系统调节成本。完善辅助服务市场，向用户侧合理传导辅助服务成本。
2030年，全国风电光伏（含源侧配建储能）平均置信出力达到8%（风电11%左右，光伏6%左右），迎峰度夏度冬晚高峰风电光伏（含源侧配建储能）电量占比达到20%以上，提高约10个百分点。“十五五”期间新增可再生能源可靠顶峰发电能力3亿千瓦以上。
统筹推进数字基础设施可再生能源消费引导新建数据中心与可再生能源发电协同规划布局，分类挖掘算力负荷时空调节潜力，创新绿电直连、源网荷储一体化等方式，稳步提高数字基础设施绿色电力消费水平。提升存量数字基础设施可再生能源消费比例。
提升负荷与新能源的适配性。发展与新能源发电特性相匹配的灵活用电负荷，提升工业柔性负荷控制能力，挖掘数据中心等新型用电负荷调节潜力。通过价格信号引导灵活负荷向新能源大发时段转移。积极拓宽需求侧响应主体范围，鼓励虚拟电厂等资源聚合模式发展，推广车网互动等技术应用。支持源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网等新业态发展，提升自平衡能力。打造一批高水平消纳新能源的零碳工厂、零碳园区。
强化建筑领域分布式光伏一体化开发与综合利用。结合分布式储能和充电桩提升建筑光伏自消纳水平，提高建筑光伏安全和风貌水平。
工信部启动国家级零碳工厂、零碳算力设施建设工作
为贯彻落实党中央、国务院决策部署，落实《关于开展零碳工厂建设工作的指导意见》有关要求，工业和信息化部近日印发《关于组织开展国家级零碳工厂建设工作的通知》（以下简称《通知》），组织开展国家级零碳工厂（含零碳算力设施，下同）建设工作。
《通知》对国家级零碳工厂建设工作提出具体安排，包括基本要求、申报条件、组织实施以及附件《国家级零碳工厂建设评估指标体系及指标说明（试行）》等内容。一是明确申报要求。选择具备一定建设基础、建设目标明确、实施路径清晰，并承诺在规定期限内完成建设目标的制造型企业、算力设施，择优纳入国家级零碳工厂建设名单。设置单位能耗碳排放、非化石能源消费占比、非化石能源电力消费物理认定量占比三个核心指标，申报单位应满足核心指标的基本要求，并在建设期内（不晚于2030年）承诺达到核心指标的目标要求。二是明确建设过程。零碳工厂建设工作“重技术、重建设、重实效”，而非一次性评价认定。国家级零碳工厂建设名单内的单位，应对照建设方案确定的年度目标和重点任务开展自我评估，并定期报送。各省级工业和信息化主管部门应加强对名单内单位的指导和监督，建立常态化跟踪机制。工业和信息化部将不定期对建设单位开展抽查核验，并按照“成熟一批，验收一批”的原则组织验收，通过验收评估的，正式成为国家级零碳工厂。三是明确评估指标体系。指标体系包括核心指标和引导指标两部分。核心指标是对零碳工厂建设具有基础性、决定性和约束性的关键因素。同时，设置过程脱碳、协同降碳、智能控碳、碳抵销和信息披露4类8项引导指标，系统引导企业在节能降碳改造、节能装备应用、数字化能碳管理等方面持续提升。
下一步，工业和信息化部将按照《通知》要求，做好国家级零碳工厂建设培育工作，推动构建涵盖能源供应、技术研发、标准制定、金融支持等的零碳工厂建设产业生态，增强产业低碳竞争优势。
国家能源局发布《关于深入推进农村能源革命 开展村镇微能网建设试点工作的通知》
2026年7月14日，国家能源局发布《关于深入推进农村能源革命 开展村镇微能网建设试点工作的通知》，文件明确，重点建设三类微电网项目。
其中，以满足农村生产生活用能需求为主的村镇微能网（群），要求在可再生能源资源较丰富、有一定能源需求的村镇，构建以绿电利用为核心、非电可再生能源利用同步发展的公益性微能网及互联互济的微能网群。
支持电网企业开展新能源和负荷的资源聚合管理，以保障农村绿色生产生活用能为核心，统一布局、建设、运维新能源和储能设施。在用电高峰、新能源出力集中和消纳困难时段，通过适当的经济激励措施引导用户动态调整用电时序，促进新能源发电就地消纳，增强电力供应自平衡能力和自主保障能力。电力部分纳入公共电网统一管理，试点项目建成后可再生能源消费最低比重不应低于50%，新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于40%。而以满足村镇工商业用能需求为主的综合微能网，则明确在乡镇产业园区、大型农业基地、特色文旅村镇等工商业负荷集中区，以市场化方式打造“电、热、汽、冷、气”多能互补的高效综合能源系统。
加强与周边可再生能源发电资源的匹配对接，推动新能源与工业、新型农业设施和旅游产业集成发展，鼓励依托具备支撑调节能力的生物质发电、已建绿色小水电等电源，科学配置储能设施，加强源网荷储协调协控管理，强化负荷与发电出力的匹配，逐步提高新能源就地消纳水平、实现清洁可靠的电力供应。综合微能网可由内部主体投资，也可由第三方机构（不含中央电网企业和内蒙古电力集团）投资，按照新型经营主体模式建设和运营，其中，电力系统电压等级应在110千伏及以下，系统装机容量不超过50兆瓦。试点项目建成后原则上可再生能源最低消费比重不应低于50%，新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%。
边远地区可再生能源独立电力系统（智能微电网）和自然灾害频发地区的应急型微电网是在大电网未覆盖和电网末端供电能力不足、不具备实施大电网延伸覆盖条件或成本过高的边远地区建设可再生能源独立电力系统（智能微电网），在自然灾害易发频发等地区建设。按“平急结合”原则，因地制宜在自然灾害易发频发等地区建设以新能源发电为主的应急型微电网，应具备离并网快速平稳切换、黑启动、电压和频率稳定支撑等能力，并配备必要的储能和柴油发电机组等设备。应急型微电网新能源项目按照市场化机制开发建设，服务应急保障的电网建设改造、储能及能量管理、电力系统运行及安全控制等项目由电网企业投资建设。
地方政策及要闻
华中能监局发布《湖北、江西、重庆电力辅助服务市场实施细则（备用及爬坡）（征求意见稿）》
7月20日，国家能源局华中监管局发布关于公开征求《湖北、江西、重庆电力辅助服务市场实施细则（备用及爬坡）（征求意见稿）》意见的通知。
通知规定，现阶段，备用资源应满足在15分钟内调用且持续时长不低于2小时，火电机组单机容量100MW及以上、水电机组（含抽蓄）单机容量40MW及以上且具备调节能力、新型储能调节容量不低于5MW/10MWh，虚拟电厂等新型主体总聚合容量不低于10MW且总调节容量不低于5MW。
爬坡资源应满足爬坡性能相关要求（详见附件一），提供有资质单位出具的电力爬坡辅助服务能力合格测试报告，且需报量报价参与省/市内电力现货市场。
爬坡辅助服务市场出清价格下限为0，上限暂定为各省/市内现货电能量市场出清价格上限。
新型储能调节容量不低于5MW/10MWh，虚拟电厂等新型主体总聚合容量不低于10MW且总调节容量不低于5MW，备用资源必须满足15分钟可调用、持续放电大于2小时；电化学储能作为单个申报单元参与交易；申报上限为储能最大可用放电功率，申报下限固定5MW；爬坡不单独日前竞价报价，日前只申报爬坡速率，价格上限对标本省现货最高价，下限0元；结算方面备用、爬坡全部成本由省内全体工商业用户用电量+与未入市上网电量共同分摊，储能只拿补偿、不用分摊费用。
湖南能监办发布《湖南省电力调频辅助服务市场交易实施细则》
2026年7月15日，湖南能监办发布《湖南省电力调频辅助服务市场交易实施细则》，提到，调频里程申报价格实行限价制，申报上限15元/MW，下限4元/MW；以申报截止时间最后一次有效申报作为最终申报。
2025年6月，湖南省调频辅助服务细则征求意见稿中，调频里程申报价格上限15元/MW，下限3元/MW。然而在10月份发布的《湖南省电力调频辅助服务市场交易实施细则》正式版中，则定为上限15元/MW，下限4元/MW。本细则适用于湖南电网内开展的电力调频辅助服务市场交易。
经营主体主要包括火电（含燃煤、燃气、 火储）、水电（含抽水蓄能）、独立储能、虚拟电厂等。
燃煤、火储、燃气机组考核调频响应时间为60秒，水电机组考 核响应时间为20秒，储能考核响应时间为5秒。
经营主体提供调频服务需满足如下条件：完成市场注册程序，且已进入商业运营‘’220千伏及以上电压等级并网的水电、火电，调频容量不小于20兆瓦；电网侧独立储能调频容量不小于10兆瓦，持续时间不低于1小时；按照国家和行业标准具备AGC功能，且综合调频性能指标不低于准入门槛值Kd。电力调度机构根据系统调频资源供需及电网实际运行情况定期调整准入门槛值，并提前公布。
鼓励其他具备调频能力的主体以虚拟电厂形式参与调频市场。
日内运行时，因电力供应紧张、调频容量不足、联络 线控制等需要，电力调度机构可临时调用未出清调频容量参与调频，并按当时段出清价格给予补偿。
储能电站应加强自身荷电状态管理，日内出清后，如不满足提供调频服务所需的电量，应及时向当班调度员申请退出调频服务及恢复荷电状态，当班调度员可视电网运行情况修改其日内计划曲线。
服务费、分摊费、考核费遵循收支平衡、日清月结、专款专用原则，在结算单中单独列示，与月度电费同步结算。
电力现货市场未连续运行期间，原则上不向用户侧疏导辅助服务费用。电力现货市场连续运行期间，符合规定的调频电力辅助服务费用，原则上由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，分担比例由省级价格主管部门确定，相关费用传导机制另行制定。分摊费先由电力现货市场实时发电执行偏差考核费冲抵，不足部分按照发电侧并网主体每小时加权上网电量的比例进行分摊。
经营主体出现以下情况之一的， 取消其服务费用补偿：
交易时段擅自退出AGC装置，造成该时段调频容量 不足而调用其他未中标调频单元时，相关费用由擅自退出AGC装置的责任方承担，不纳入调频市场费用分摊。
交易时段综合调频性能指标未达到准入门槛值的。
浙江省发改委发布关于推动多用户绿电直连发展有关事项的通知
2026年7月16日，浙江省发改委发布关于推动多用户绿电直连发展有关事项的通知，提到，直连方式分为并网型项目和离网型项目。其中并网型项目整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面，电源应接入项目的内部。离网型项目的电源、用户、线路、储能等电力设施均与公共电网无电气连接，作为独立系统开展运营。
并网型项目应按照“以荷定源”原则，科学确定新能源电源类型、装机规模和储能规模，支持“整体自发自用为主，余电上网为辅”模式。项目新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，2030年起新增项目不低于35%。一般项目上网电量占总可用发电量的比例不超过20%；具备灵活调节能力的算电协同项目允许上网电量占总可用发电量的比例不超过30%。绿电直连项目的新能源利用率目标单独设置，不纳入全省新能源利用率统计。
鼓励项目通过合理配置储能、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。
项目应严格执行《电力监控系统安全防护规定》，安装网络安全监测、隔离装置等安全设施，按要求向相关调度机构备案，接受调度机构开展的技术监督。电力系统需要时，并网型项目内部电源、储能应按调度要求运行，作为应急电源向公共电网提供支撑。
并网型项目整体按照内部实际新能源发电量（含储能释放的项目新能源电量）扣减上网电量确定自发自用电量，形成项目整体绿电溯源结果。项目内部各用户按照每个时段用电量占该时段项目总用电量比例对自发自用电量进行拆分。
列入绿电直连建设计划的集中式光伏项目视作纳入集中式光伏年度建设计划；新型储能项目参照用户侧项目管理，视作纳入各设区市年度建设计划；直连线路、接入系统等按电压等级纳入省级或设区市相关规划。项目向电网企业报送并网申请，接入方案通过后，项目业主开展新能源电源与直连线路建设，电网企业开展配套电网工程建设，项目按整体方案统一建设，同步投产。
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国家发改委、国家能源局印发《可再生能源发展“十五五”规划》
工信部启动国家级零碳工厂、零碳算力设施建设工作
国家能源局发布《关于深入推进农村能源革命 开展村镇微能网建设试点工作的通知》
华中能监局发布《湖北、江西、重庆电力辅助服务市场实施细则（备用及爬坡）（征求意见稿）》
湖南能监办发布《湖南省电力调频辅助服务市场交易实施细则》
浙江省发改委发布关于推动多用户绿电直连发展有关事项的通知
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国家发改委、国家能源局印发《可再生能源发展“十五五”规划》
7月23日，国家发改委、国家能源局印发《可再生能源发展“十五五”规划》，文件明确：完善促进可再生能源高质量发展的价格形成机制。完善新能源可持续发展价格结算机制。完善抽水蓄能、新型储能等调节性资源容量电价机制，有序建立可靠容量补偿机制。鼓励分布式新能源通过聚合方式整体参与电力市场交易，合理承担系统调节成本。完善辅助服务市场，向用户侧合理传导辅助服务成本。
2030年，全国风电光伏（含源侧配建储能）平均置信出力达到8%（风电11%左右，光伏6%左右），迎峰度夏度冬晚高峰风电光伏（含源侧配建储能）电量占比达到20%以上，提高约10个百分点。“十五五”期间新增可再生能源可靠顶峰发电能力3亿千瓦以上。
统筹推进数字基础设施可再生能源消费引导新建数据中心与可再生能源发电协同规划布局，分类挖掘算力负荷时空调节潜力，创新绿电直连、源网荷储一体化等方式，稳步提高数字基础设施绿色电力消费水平。提升存量数字基础设施可再生能源消费比例。
提升负荷与新能源的适配性。发展与新能源发电特性相匹配的灵活用电负荷，提升工业柔性负荷控制能力，挖掘数据中心等新型用电负荷调节潜力。通过价格信号引导灵活负荷向新能源大发时段转移。积极拓宽需求侧响应主体范围，鼓励虚拟电厂等资源聚合模式发展，推广车网互动等技术应用。支持源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网等新业态发展，提升自平衡能力。打造一批高水平消纳新能源的零碳工厂、零碳园区。
强化建筑领域分布式光伏一体化开发与综合利用。结合分布式储能和充电桩提升建筑光伏自消纳水平，提高建筑光伏安全和风貌水平。
工信部启动国家级零碳工厂、零碳算力设施建设工作
为贯彻落实党中央、国务院决策部署，落实《关于开展零碳工厂建设工作的指导意见》有关要求，工业和信息化部近日印发《关于组织开展国家级零碳工厂建设工作的通知》（以下简称《通知》），组织开展国家级零碳工厂（含零碳算力设施，下同）建设工作。
《通知》对国家级零碳工厂建设工作提出具体安排，包括基本要求、申报条件、组织实施以及附件《国家级零碳工厂建设评估指标体系及指标说明（试行）》等内容。一是明确申报要求。选择具备一定建设基础、建设目标明确、实施路径清晰，并承诺在规定期限内完成建设目标的制造型企业、算力设施，择优纳入国家级零碳工厂建设名单。设置单位能耗碳排放、非化石能源消费占比、非化石能源电力消费物理认定量占比三个核心指标，申报单位应满足核心指标的基本要求，并在建设期内（不晚于2030年）承诺达到核心指标的目标要求。二是明确建设过程。零碳工厂建设工作“重技术、重建设、重实效”，而非一次性评价认定。国家级零碳工厂建设名单内的单位，应对照建设方案确定的年度目标和重点任务开展自我评估，并定期报送。各省级工业和信息化主管部门应加强对名单内单位的指导和监督，建立常态化跟踪机制。工业和信息化部将不定期对建设单位开展抽查核验，并按照“成熟一批，验收一批”的原则组织验收，通过验收评估的，正式成为国家级零碳工厂。三是明确评估指标体系。指标体系包括核心指标和引导指标两部分。核心指标是对零碳工厂建设具有基础性、决定性和约束性的关键因素。同时，设置过程脱碳、协同降碳、智能控碳、碳抵销和信息披露4类8项引导指标，系统引导企业在节能降碳改造、节能装备应用、数字化能碳管理等方面持续提升。
下一步，工业和信息化部将按照《通知》要求，做好国家级零碳工厂建设培育工作，推动构建涵盖能源供应、技术研发、标准制定、金融支持等的零碳工厂建设产业生态，增强产业低碳竞争优势。
国家能源局发布《关于深入推进农村能源革命 开展村镇微能网建设试点工作的通知》
2026年7月14日，国家能源局发布《关于深入推进农村能源革命 开展村镇微能网建设试点工作的通知》，文件明确，重点建设三类微电网项目。
其中，以满足农村生产生活用能需求为主的村镇微能网（群），要求在可再生能源资源较丰富、有一定能源需求的村镇，构建以绿电利用为核心、非电可再生能源利用同步发展的公益性微能网及互联互济的微能网群。
支持电网企业开展新能源和负荷的资源聚合管理，以保障农村绿色生产生活用能为核心，统一布局、建设、运维新能源和储能设施。在用电高峰、新能源出力集中和消纳困难时段，通过适当的经济激励措施引导用户动态调整用电时序，促进新能源发电就地消纳，增强电力供应自平衡能力和自主保障能力。电力部分纳入公共电网统一管理，试点项目建成后可再生能源消费最低比重不应低于50%，新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于40%。而以满足村镇工商业用能需求为主的综合微能网，则明确在乡镇产业园区、大型农业基地、特色文旅村镇等工商业负荷集中区，以市场化方式打造“电、热、汽、冷、气”多能互补的高效综合能源系统。
加强与周边可再生能源发电资源的匹配对接，推动新能源与工业、新型农业设施和旅游产业集成发展，鼓励依托具备支撑调节能力的生物质发电、已建绿色小水电等电源，科学配置储能设施，加强源网荷储协调协控管理，强化负荷与发电出力的匹配，逐步提高新能源就地消纳水平、实现清洁可靠的电力供应。综合微能网可由内部主体投资，也可由第三方机构（不含中央电网企业和内蒙古电力集团）投资，按照新型经营主体模式建设和运营，其中，电力系统电压等级应在110千伏及以下，系统装机容量不超过50兆瓦。试点项目建成后原则上可再生能源最低消费比重不应低于50%，新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%。
边远地区可再生能源独立电力系统（智能微电网）和自然灾害频发地区的应急型微电网是在大电网未覆盖和电网末端供电能力不足、不具备实施大电网延伸覆盖条件或成本过高的边远地区建设可再生能源独立电力系统（智能微电网），在自然灾害易发频发等地区建设。按“平急结合”原则，因地制宜在自然灾害易发频发等地区建设以新能源发电为主的应急型微电网，应具备离并网快速平稳切换、黑启动、电压和频率稳定支撑等能力，并配备必要的储能和柴油发电机组等设备。应急型微电网新能源项目按照市场化机制开发建设，服务应急保障的电网建设改造、储能及能量管理、电力系统运行及安全控制等项目由电网企业投资建设。
地方政策及要闻
华中能监局发布《湖北、江西、重庆电力辅助服务市场实施细则（备用及爬坡）（征求意见稿）》
7月20日，国家能源局华中监管局发布关于公开征求《湖北、江西、重庆电力辅助服务市场实施细则（备用及爬坡）（征求意见稿）》意见的通知。
通知规定，现阶段，备用资源应满足在15分钟内调用且持续时长不低于2小时，火电机组单机容量100MW及以上、水电机组（含抽蓄）单机容量40MW及以上且具备调节能力、新型储能调节容量不低于5MW/10MWh，虚拟电厂等新型主体总聚合容量不低于10MW且总调节容量不低于5MW。
爬坡资源应满足爬坡性能相关要求（详见附件一），提供有资质单位出具的电力爬坡辅助服务能力合格测试报告，且需报量报价参与省/市内电力现货市场。
爬坡辅助服务市场出清价格下限为0，上限暂定为各省/市内现货电能量市场出清价格上限。
新型储能调节容量不低于5MW/10MWh，虚拟电厂等新型主体总聚合容量不低于10MW且总调节容量不低于5MW，备用资源必须满足15分钟可调用、持续放电大于2小时；电化学储能作为单个申报单元参与交易；申报上限为储能最大可用放电功率，申报下限固定5MW；爬坡不单独日前竞价报价，日前只申报爬坡速率，价格上限对标本省现货最高价，下限0元；结算方面备用、爬坡全部成本由省内全体工商业用户用电量+与未入市上网电量共同分摊，储能只拿补偿、不用分摊费用。
湖南能监办发布《湖南省电力调频辅助服务市场交易实施细则》
2026年7月15日，湖南能监办发布《湖南省电力调频辅助服务市场交易实施细则》，提到，调频里程申报价格实行限价制，申报上限15元/MW，下限4元/MW；以申报截止时间最后一次有效申报作为最终申报。
2025年6月，湖南省调频辅助服务细则征求意见稿中，调频里程申报价格上限15元/MW，下限3元/MW。然而在10月份发布的《湖南省电力调频辅助服务市场交易实施细则》正式版中，则定为上限15元/MW，下限4元/MW。本细则适用于湖南电网内开展的电力调频辅助服务市场交易。
经营主体主要包括火电（含燃煤、燃气、 火储）、水电（含抽水蓄能）、独立储能、虚拟电厂等。
燃煤、火储、燃气机组考核调频响应时间为60秒，水电机组考 核响应时间为20秒，储能考核响应时间为5秒。
经营主体提供调频服务需满足如下条件：完成市场注册程序，且已进入商业运营‘’220千伏及以上电压等级并网的水电、火电，调频容量不小于20兆瓦；电网侧独立储能调频容量不小于10兆瓦，持续时间不低于1小时；按照国家和行业标准具备AGC功能，且综合调频性能指标不低于准入门槛值Kd。电力调度机构根据系统调频资源供需及电网实际运行情况定期调整准入门槛值，并提前公布。
鼓励其他具备调频能力的主体以虚拟电厂形式参与调频市场。
日内运行时，因电力供应紧张、调频容量不足、联络 线控制等需要，电力调度机构可临时调用未出清调频容量参与调频，并按当时段出清价格给予补偿。
储能电站应加强自身荷电状态管理，日内出清后，如不满足提供调频服务所需的电量，应及时向当班调度员申请退出调频服务及恢复荷电状态，当班调度员可视电网运行情况修改其日内计划曲线。
服务费、分摊费、考核费遵循收支平衡、日清月结、专款专用原则，在结算单中单独列示，与月度电费同步结算。
电力现货市场未连续运行期间，原则上不向用户侧疏导辅助服务费用。电力现货市场连续运行期间，符合规定的调频电力辅助服务费用，原则上由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，分担比例由省级价格主管部门确定，相关费用传导机制另行制定。分摊费先由电力现货市场实时发电执行偏差考核费冲抵，不足部分按照发电侧并网主体每小时加权上网电量的比例进行分摊。
经营主体出现以下情况之一的， 取消其服务费用补偿：
交易时段擅自退出AGC装置，造成该时段调频容量 不足而调用其他未中标调频单元时，相关费用由擅自退出AGC装置的责任方承担，不纳入调频市场费用分摊。
交易时段综合调频性能指标未达到准入门槛值的。
浙江省发改委发布关于推动多用户绿电直连发展有关事项的通知
2026年7月16日，浙江省发改委发布关于推动多用户绿电直连发展有关事项的通知，提到，直连方式分为并网型项目和离网型项目。其中并网型项目整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面，电源应接入项目的内部。离网型项目的电源、用户、线路、储能等电力设施均与公共电网无电气连接，作为独立系统开展运营。
并网型项目应按照“以荷定源”原则，科学确定新能源电源类型、装机规模和储能规模，支持“整体自发自用为主，余电上网为辅”模式。项目新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，2030年起新增项目不低于35%。一般项目上网电量占总可用发电量的比例不超过20%；具备灵活调节能力的算电协同项目允许上网电量占总可用发电量的比例不超过30%。绿电直连项目的新能源利用率目标单独设置，不纳入全省新能源利用率统计。
鼓励项目通过合理配置储能、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。
项目应严格执行《电力监控系统安全防护规定》，安装网络安全监测、隔离装置等安全设施，按要求向相关调度机构备案，接受调度机构开展的技术监督。电力系统需要时，并网型项目内部电源、储能应按调度要求运行，作为应急电源向公共电网提供支撑。
并网型项目整体按照内部实际新能源发电量（含储能释放的项目新能源电量）扣减上网电量确定自发自用电量，形成项目整体绿电溯源结果。项目内部各用户按照每个时段用电量占该时段项目总用电量比例对自发自用电量进行拆分。
列入绿电直连建设计划的集中式光伏项目视作纳入集中式光伏年度建设计划；新型储能项目参照用户侧项目管理，视作纳入各设区市年度建设计划；直连线路、接入系统等按电压等级纳入省级或设区市相关规划。项目向电网企业报送并网申请，接入方案通过后，项目业主开展新能源电源与直连线路建设，电网企业开展配套电网工程建设，项目按整体方案统一建设，同步投产。
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。