法律法规
财政部 税务总局关于发布境内单位代扣代缴自然人增值税管理办法的公告
发布日期：2026.9.3
生效日期：2026.11.1
要点：
境内自然人提供研发服务、软件服务、设计服务、咨询服务、广播影视节目（作品）制作服务、文化服务、教育服务等符合规定的应税交易，支付价款的境内单位为扣缴义务人，按照本办法规定代扣代缴增值税；应扣缴增值税＝销售额×规定征收率。
1、自然人与单一扣缴义务人发生符合规定的应税交易，当次（日）销售额达到按次纳税起征点的，扣缴义务人应当在支付价款时代扣增值税；自然人已缴纳税款的，扣缴义务人无需代扣增值税。扣缴义务人在扣缴增值税时应按规定同时扣缴附加税费。
2、扣缴义务人解缴税款的计税期间为一个月，应当自发生应税交易次月一日起十五日内向主管税务机关办理扣缴申报，并缴纳税款；当次（日）销售额未达到起征点、适用免征增值税政策或者无需代扣增值税的，也应当按照规定办理申报。
3、自然人要求扣缴义务人提供已扣缴税款、扣缴申报记录等信息的，扣缴义务人应当提供；自然人发现扣缴义务人扣缴申报的信息与实际情况不符的，有权要求更正。
4、2026年1月1日至10月31日期间，自然人发生的符合规定的应税交易，由自然人按照《中华人民共和国增值税法实施条例》第四十四条规定自行申报纳税。
全文链接：
https://fgk.chinatax.gov.cn/zcfgk/c102416/c5252181/content.html
国务院电力安全事故应急处置和调查处理条例
发布日期：2026.9.4
生效日期：2027.1.1
要点：
根据事故影响电力系统安全稳定运行或者影响电力正常供应的程度，事故分为特别重大事故、重大事故、较大事故和一般事故，等级划分标准由条例附表列示。特别重大事故由国务院或者国务院授权的部门组织事故调查组进行调查，重大事故由国务院能源主管部门组织调查，较大事故、一般事故由派出能源监管机构组织调查。
1、事故调查期限，特别重大事故和重大事故为60日，较大事故和一般事故为45日；特殊情况下经组织事故调查组的机关批准可以适当延长，延长期限分别不得超过60日、45日；事故调查报告应当依法及时向社会公布。
2、电力企业应当按照国家有关规定制定本单位事故应急救援预案，并定期组织演练，预案应当报派出能源监管机构备案，并抄报所在地县级以上地方人民政府应急管理部门。
3、根据事故的具体情况，电力调度机构可以发布开启或者停运发电设备、调整发电设备有功和无功出力、调整电网运行方式、调整调度计划等电力调度命令；事故可能导致破坏电力系统稳定和电网大面积停电的，有权决定采取拉限负荷、解列电网、解列发电设备等必要措施。
4、对事故责任单位，发生一般事故的处30万元以上100万元以下罚款，较大事故处100万元以上200万元以下罚款，重大事故处200万元以上1000万元以下罚款，特别重大事故处1000万元以上2000万元以下罚款；情节特别严重、影响特别恶劣的，可以按照前款罚款数额的2倍以上5倍以下处以罚款。
全文链接：
https://www.gov.cn/zhengce/zhengceku/202609/content_7080190.htm
中央网信办 国家发展改革委 工业和信息化部 生态环境部 住房城乡建设部 农业农村部 商务部关于印发促进数字化绿色化协同转型发展实施方案（2026—2030年）的通知
发布日期：2026.9.4
要点：
到2030年，人工智能低成本、高效率优势更加彰显，算力设施、5G基站等新兴领域用能效率大幅提升，推动算力设施等重点领域可再生能源电力消费水平达到所在省份可再生能源电力消纳责任权重水平。
1、强化算力设施绿色设计，支持液冷散热、余热回收、低功耗芯片等技术创新和推广应用，探索算力设施800V高压直流供电架构，推动超百千瓦单机柜部署。
2、推动算力与电力协同发展，统筹算力设施绿电需求和新能源消纳需要，引导算力资源向风光水等清洁能源富集地区集聚，攻关算力和电力协同调度、绿电直连以及高效、长时、大容量新型储能等技术和标准，开展绿证绿电交易，着力提升算力设施绿电使用比例；加快“老旧小散”算力设施设备更新改造。
3、城市运行数字化绿色化中，推进数字孪生技术在城市能源网络深度应用，提升覆盖电、气、热、水等城市基础能源智能调度水平，整合分布式光伏、储能设施等资源，实现能源高效配置。
4、消费数字化绿色化中，建立绿色电力消费等绿色消费认证机制。
全文链接：
https://www.cac.gov.cn/2026-09/04/c_1790271981772781.htm
国家能源局关于废止部分行政规范性文件的公告（2026年第3号）
发布日期：2026.9.8
要点：
国家能源局决定废止15件行政规范性文件，同时延长2件行政规范性文件有效期。
1、电力市场方面废止4件：《关于当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知》（国能综监管〔2013〕258号）、《关于做好“三北”地区可再生能源消纳工作的通知》（国能监管〔2016〕39号）、《关于进一步促进发电权交易有关工作的通知》（国能发监管〔2018〕36号）、《关于加强电力中长期交易监管的意见》（国能发监管〔2019〕70号）。
2、辅助服务方面，废止《关于积极推进跨省区辅助服务补偿机制建设工作的通知》（国能综监管〔2014〕456号），主要内容已被《电力辅助服务管理办法》（国能发监管规〔2021〕61号）和《电力辅助服务市场基本规则》（发改能源规〔2025〕411号）替代；另废止《重大电力安全隐患判定标准（试行）》（国能综通安全〔2022〕123号），内容已被《电力重大事故隐患判定标准及治理监督管理规定》替代。
全文链接：
https://www.nea.gov.cn/20260914/cf012a88d0fa4297b6219b506bc72ed0/c.html
国务院办公厅关于加强中小企业回款难问题治理有关工作的通知
发布日期：2026.9.10
要点：
分行业明确合理账期，制定完善本行业领域结算支付管理规定，明确账期起算节点、账款支付方式及流程、货物和服务检验验收（或工程竣工结算）标准及期限、最长付款期限等付款四项关键要素；在尊重交易习惯的同时，引导本行业领域大型企业将对中小企业最长付款期限限制在60日内。对合同中未明确支付方式的，机关、事业单位、大型企业均使用现金支付中小企业账款，不得以商业汇票或应收账款电子凭证等替代支付。
1、推动龙头企业率先践行“60日付现承诺”，引导大型企业特别是龙头企业带头发布并践行自货物、工程、服务交付之日起60日内以现金方式向中小企业支付账款的承诺。
2、对故意拉长账期的大型企业开展联合约谈并督促整改，对约谈后拒不改正的依法依规实施联合惩治；对被认定为严重失信的，在“信用中国”网站公示并依法依规实施失信惩戒。
3、发挥央企国企及时支付表率作用，中央企业在合同中明确付款四项关键要素，对中小企业全部采用现金支付，将应付账款支付情况、商业汇票和电子凭证开立情况纳入监管体系，运用司库系统实施穿透式监管。
4、压减电子凭证最长付款期限至6个月，电子凭证服务平台不得新开立付款期限超过6个月的电子凭证，商业银行、商业保理公司不得为其提供融资；政府采购项目全额采用现金支付。
全文链接：
https://www.gov.cn/zhengce/zhengceku/202609/content_7080628.htm
工业和信息化部 国家发展改革委关于印发电子信息制造业发展“十五五”规划的通知
发布日期：2026.9.10
要点：
1、巩固能源电子产业优势，持续推进“光、储、端、信”等能源电子技术协同发展，进一步推进高效晶体硅光伏电池技术迭代升级，开发钙钛矿叠层电池等新一代高效光伏电池技术及配套设备材料，研发推广高可靠、智能化光伏组件和光伏系统智能运维技术，拓展“光伏+”应用场景。
2、光伏专栏提出，突破钙钛矿叠层电池等先进光伏技术，加快产业化应用；开发低能耗、高纯多晶硅技术，大尺寸、超薄硅片技术，高可靠组件封装技术和智能光伏组件产品，推动逆变器、控制器、跟踪系统等关键部件智能化升级；大力支持钙钛矿材料、聚烯烃弹性体、高纯石英砂等光伏材料研发应用，拓展太空光伏、海上光伏等智能应用场景，培育光伏制氢氨醇等新模式新业态。
3、新型电池方面，强化高安全锂电池、高比能固态电池、低成本长寿命钠电池研发与产业化；电力电子方面，发展先进功率半导体、智能传感器、电源管理等芯片、大功率高效变流器等产品，探索基于端边云架构的先进储能系统高效高精度管理技术和相变材料冷却、热管冷却、热泵等高效热管理技术；加强锂电池、光伏组件报废退役管理，提升废弃电子产品高值化规范化利用水平。
全文链接：
https://www.gov.cn/zhengce/zhengceku/202609/content_7081160.htm
工业和信息化部 国家发展改革委 交通运输部 商务部 市场监管总局 国家能源局 国家铁路局关于印发新型电池产业发展“十五五”规划的通知
发布日期：2026.9.28
要点：
到2030年，我国新型电池产业规模实现稳步增长，全链条创新能力持续增强，全固态电池初步实现规模化应用，长寿命锂电池循环寿命达到15000次，头部企业产品缺陷率达到PPB级。构建以锂电池为主，钠电池、液流电池等协同发展的新型电池产品供给体系。
1、研发满足长时储能需求的长寿命、高安全储能电池，发展高安全、大容量、构网型、超长循环寿命储能电池。全场景应用生态加速构建，新型电池技术在电源侧、电网侧，以及工业园区、数据中心等储能应用场景进一步拓展，并拓展“沙戈荒”和高寒地区应用场景。
2、推进源网荷储一体化建设，研发适配光伏、风电、储能、电网多环节协同优化的能量管理系统。开展新型储能在智算中心和工业绿色微电网等创新场景应用，探索绿电直连、虚拟电厂、算电协同等应用模式创新。
3、《规划》聚焦加快全链条创新发展、推动产业转型升级、完善产业体系建设、提升产业科技服务能力、提升贸易投资合作质量和水平等五个方面提出19项重点任务和5个专栏，并从强化政企协同联动、开展实施指导评估、强化资金渠道统筹、深化产教融合、优化市场环境等方面加强组织实施。
全文链接：
地方政策
河北省发展和改革委员会 国家能源局华北监管局关于印发河北南部电网电力市场注册实施细则、电力中长期市场实施细则、电力现货市场实施细则（V4.1版）的通知
发布日期：2026.8.31
生效日期：2026.9.1
要点：
1、《河北南部电网电力市场注册实施细则（V4.1版）》建立经营主体停牌、复牌机制。其中提到，经营主体因违反交易规则及市场管理规定等原因停牌的，自停牌之时起电力交易机构停止其交易权限，被停牌的经营主体完成整改后申请复牌，经审核通过后恢复交易权限；停牌期间，尚未履行完毕的合同及所有市场义务仍需继续履行。电力交易机构每年开展经营主体持续满足注册条件核验，发现符合正当理由退出电力市场交易或工商营业执照注销、吊销且未申请市场注销的，予以自动注销处理；售电公司持续满足注册条件核验按河北省售电公司管理细则规定执行，虚拟电厂（含聚合商）初期参照河北省售电公司管理细则规定执行。
2、《河北南部电网电力中长期市场实施细则（V4.1版）》要求分时段交易，形成24小时分时电量和价格；对直接参与市场的经营主体不再人为规定分时电价水平和时段。容量租赁交易纳入中长期市场管理，由独立储能企业向新能源发电企业出租容量，采用双边协商或集中交易，原则上按年度、月度组织，租赁期最短为一自然年。
3、《河北南部电网电力现货市场实施细则（V4.1版）》设置二级价格限值，实时市场连续3天触发市场力管控条件时，次日起出清价格上限执行二级限价上限值、持续一周，暂定二级限价上限值为出清价格上限的50%。
全文链接：
https://news.bjx.com.cn/html/20260903/1511274.shtml
江苏省人民政府办公厅关于印发江苏省“十五五”海洋经济发展规划的通知
发布日期：2026.9.6
要点：
1、发展海洋新能源产业，发展柔性组网输电等关键技术，开发近海抗台型、深远海漂浮式风电机组以及海上漂浮式结构等关键模块；支持沿海三市统筹推进海上风电场改造升级、融合开发和退役管理，合理布局建设海上风电运维母港，建设深远海智慧风场，开展海洋能开发研究，探索推进海上能源岛建设。
2、支持盐城市推进海上风电开发基地、光伏综合利用基地、沿海绿色氢氨醇基地建设，打造海洋绿色算力集聚区；支持南通市建设海上风电特色产业基地，加快如东风电母港建设，拓展风电、光伏、氢能、冷能等多种清洁能源融合利用模式。
3、探索“绿电＋核电＋冷能＋储能”数据中心建设模式，推进陆数海算，支持沿海地区建设海洋绿色智算中心、打造绿色算力走廊，支持盐城打造海洋绿色算力集聚区。
4、探索“海上风电＋氢、甲醇、液氨”等多种能源集成方式，促进“海上风电＋海洋牧场”融合发展；探索开展海洋碳汇核算，推进滨海湿地蓝碳大数据平台建设，创新蓝碳交易机制，支持盐城市建设江苏省未来产业研究院（零碳负碳）。
全文链接：
https://www.jiangsu.gov.cn/art/2026/9/16/art_46144_11830673.html
内蒙古自治区能源局关于印发内蒙古自治区有序推动多用户绿电直连项目开发建设实施方案（试行）的通知
发布日期：2026.9.7
要点：
通知提出：
多用户绿电直连是指新能源发电不直接接入公共电网，通过专用线路和变电设施向多个用户供给绿电的模式，多用户是指多个不同法人实体，不包括居民和农业用户。
1、适用范围包括新增负荷、氢基绿色燃料、降碳刚性需求出口外向型企业、国家枢纽节点数据中心（和林格尔数据中心集群）、电解铝行业、国家级零碳园区、中国（内蒙古）自由贸易试验区，以及钢铁、水泥和多晶硅行业。
2、并网型项目按照“以荷定源”原则确定新能源电源类型和装机规模，并网型氢基绿色燃料项目按照不超过负荷年用电量1.2倍确定新能源规模；除并网型氢基绿色燃料项目外，新能源发电量全部自发自用、不允许向公共电网反送，并网型氢基绿色燃料项目上网电量2027年底前不超过40%、2028年及之后不超过20%。
3、新能源年度自发自用电量占申报负荷年总用电量的比例应不低于30%，2030年前不低于35%；项目接入电压等级不超过220（330）千伏，确有必要接入的须经系统安全风险专项评估。
4、项目主责单位原则上由负荷方与电源方合资组建或负荷方单独投资组建，支持各类经营主体（不含电网企业）投资；主责单位应与内部电源和负荷签订10年以上购电协议或合同能源管理协议；项目以新型经营主体身份注册，原则上整体参与电力市场交易，不得由电网企业代理购电。
5、项目（不含氢基绿色燃料）由盟市能源主管部门组织评估后批复并报自治区能源局备案；氢基绿色燃料项目由自治区能源局预审，预审意见有效期两年，通过预审且完成计划投资45%以上的负荷侧项目可申请电源建设规模。
全文链接：
https://nyj.nmg.gov.cn/zwgk/zfxxgkzl/fdzdgknr/zcwj_16462/202609/t20260908_2951227.html
山东省发展和改革委员会 国家能源局山东监管办公室 山东省能源局关于进一步优化分时电价机制的函
发布日期：2026.9.7
要点：
1、每年低谷（含深谷时段）、高峰（含尖峰时段）时段原则上全年各不超过2628小时，其中尖峰、深谷时段原则上各不超过1500小时。
2、当年内出现电力供需紧张、天气异常等不确定因素时，国网山东省电力公司应及时对尚未执行的峰谷时段进行优化调整，调整结果应提前15天向社会公布。
3、已按现行分时政策规定签订的固定分时类零售套餐，在合同约定期内可继续执行；新签订的零售套餐须按本次优化后的时段执行。
4、具备条件时，可探索不同地区错时执行分时电价，实现峰谷时段设置与区域用电特性匹配；未尽事宜继续根据现行分时电价政策执行。
全文链接：
http://fgw.shandong.gov.cn/art/2026/9/7/art_91687_10508305.html
上海市发展和改革委员会 上海市经济和信息化委员会关于印发上海市零碳园区建设工作方案的通知
发布日期：2026.9.7
要点：
1、建设主体为省级及以上开发区、上海市特色产业园区和其他由市、区政府或主管部门认可的工业园区、研发商办园区、物流园区，建设范围可为园区整体或“园中园”；零碳工业园区建成期年综合能耗原则上不小于5万吨标准煤，研发商办园区不小于3万吨标准煤，物流园区库容面积原则上不小于2万平方米，同一申报主体对多个物流园区整体申报的库容面积总量原则上不小于5万平方米。
2、加快园区用能结构转型，推动分布式光伏应建尽建，探索建设分散式风电和园区微电网，科学配置储能等调节性资源，推动光伏建筑一体化、风光储一体化应用；开展分布式光伏就近交易、负荷曲线优化与绿电消纳提升、“一对一”“一对多”绿电直供、绿电绿证集中采购等模式创新，鼓励“光伏+储能+低（零）碳热力”综合供能和虚拟电厂建设。
3、指标体系由核心指标、引导指标、特色指标构成，核心指标是园区验收评估的首要条件，达不到核心指标要求的园区原则上不得申请验收，特色指标数量不少于4个；市级零碳园区建设周期一般为3至5年、原则上不超过5年，对于符合国家级零碳园区指标要求的，支持其申请国家级零碳园区验收。
全文链接：
https://www.shanghai.gov.cn/gwk/search/content/4a6150c8589f48e9aac8256bc23b6dd7
安徽省发展改革委 安徽省能源局关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知
发布日期：2026.9.11
要点：
绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源发电不直接接入公共电网，通过专用线路和变电设施向电力用户供给绿电，实现供给电量清晰溯源和分配的模式。电力用户可以为单一或多个法人主体（不包括居民和农业用户），绿电直连项目按照是否接入公共电网分为并网型项目和离网型项目两类。
1、负荷范围：新增负荷为已取得批复（核准/备案）文件、但配套电网工程尚未开工的用电负荷；存量负荷包括已有燃煤燃气自备电厂的企业（已足额清缴可再生能源发展基金）、有绿色电力消费需求的用户（含数据中心、重点用能和碳排放单位、出口外向型企业等）、“十五五”规划明确的新兴产业及未来产业领域内企业，以及工业园区、零碳园区、增量配电网内的全部或部分存量负荷。
2、项目年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%，占总用电量的比例不低于30%、2030年前不低于35%；项目接入电压等级原则上不超过220千伏。
3、并网型项目年上网电量原则上不超过项目内部所有新能源总可用发电量的20%；在新能源消纳困难时段，项目不得向公共电网反送电；项目弃电不纳入全省新能源利用率统计。
4、项目应明确独立的法人主体作为主责单位，原则上由电源方与负荷方合资组建，也可由其中一方单独投资，鼓励民营企业参与；项目下达后，新增负荷原则上应于1年内开工、2年内投运，集中式新能源在项目整体投运前不得变更投资主体。
5、对于未及时开工、投运或投运后连续2年不满足要求的项目，由市级发展改革委下达整改通知，1年内未完成整改的，终止项目实施资格。
全文链接：
https://fzggw.ah.gov.cn/jgsz/wgdw/snyj/tzgg/150678291.html
河南省发展和改革委员会关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知
发布日期：2026.9.11
要点：
电源侧方面，增量电源支持新建新能源项目开展绿电直连建设，电源涉及分布式光伏的可通过集中汇流方式开展；存量电源支持尚未开展电网接入工程建设的新能源项目，以及因新能源消纳受限等原因无法并网的新能源发电项目，与电网企业就接网方案变更等达成一致意见并履行相应手续后开展绿电直连建设。
1、负荷侧方面，增量负荷为有绿色电力消费需求的新建负荷；存量负荷包括有绿色电力消费比例要求的企业、重点用能和碳排放企业、有降碳需求的出口外向型企业及其上下游企业，以及工业园区、零碳园区、增量配电网等全部或部分负荷，均可探索开展单用户或多用户绿电直连建设，多用户模式不包括居民和农业用户；有燃煤燃气自备电厂的存量负荷，在足额清缴可再生能源发展基金的前提下，可通过压减自备电厂出力开展单用户绿电直连建设。
2、项目应按照“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年前不低于35%；上网电量上限为总可用发电量的20%，超过上限的当年次月起至年底停止该项目向电网上送电量。
3、鼓励项目实施主体对周边新能源资源进行全面摸排，合理确定电源选址距离，直连线路长度暂不作限制；支持新能源开发资源不足的地市在与周边地市协商一致的情况下开展跨地市绿电直连项目建设。
4、各地不得强制要求项目单位在当地配套落地产业或投资，不得违规收取项目保证金、资源费、生态补偿费等不合理费用。
全文链接：
https://www.pvmeng.com/2026/09/11/79307/
江苏省发展改革委 江苏省工业和信息化厅关于印发江苏省零碳园区建设实施方案的通知
发布日期：2026.9.11
要点：
到2030年，全省培育建成10个左右省级零碳园区，到2035年，以园区为主阵地的零碳产业生态体系初步构建，产业国际绿色竞争力大幅跃升。
1、重点任务包括扎实推进能效管理、加速能源结构低碳转型、推动基础设施绿色升级、加快生产方式绿色转型、扎实推进循环经济、提高园区能碳管理能力、加快低零碳创新应用七个方面。
2、加速能源结构低碳转型方面，积极利用园区及周边非化石能源，大力发展分布式光伏，积极应用钙钛矿光伏、小型垂直型风电机组、清洁热泵、氢能等新能源技术；构建综合能源系统，推动园区内“源网荷储”深度融合，因地制宜开发余热利用、生物质供热、核能供热等。新建数据中心电能利用效率（PUE）低于1.2。
3、提高园区能碳管理能力方面，打造具有“源网荷储”一体化管控能力的能碳管理平台，高标准建设一批园区智能微电网，推动新能源、可调工业负荷、储能、充换电负荷等与电网融合互动；推动企业开展碳排放核算、产品碳足迹管理、ESG信息披露等工作。加快低零碳创新应用，探索采用绿电直连、绿电专变、电网潮流分析等技术手段，有效降低园区电力碳排放因子。
4、申报主体为省级及以上开发区，建设范围可为园区整体或“园中园”；申报主体需在能耗和碳排放统计、核算、计量、监测等方面具备一定基础，3年内未发生重大安全、环境事故。实行名单动态管理调整机制，建设期满后由各设区市发展改革委组织自评估、省发展改革委组织评估验收。
全文链接：
https://fzggw.jiangsu.gov.cn/art/2026/9/20/art_51012_11832453.html
江苏省发展改革委 江苏省科学技术厅 江苏省工业和信息化厅 江苏省住房和城乡建设厅 江苏省交通运输厅 江苏省市场监督管理局关于印发江苏省推进钙钛矿光伏电池试点应用实施方案的通知
发布日期：2026.9.14
要点：
1、推动“钙钛矿光伏＋”多元场景试点应用：鼓励在铁路、公路、港口航道清洁能源开发利用中挖掘应用场景；鼓励在公路沿线规划建设源网荷储充一体化项目中试点应用；鼓励新能源汽车企业加大钙钛矿光伏一体化车身研发；支持建筑光伏一体化（BIPV）建设，鼓励探索应用钙钛矿光伏瓦、光伏幕墙等新产品。
2、推动“矿区＋新能源”融合发展，结合矿山环境治理因地制宜部署钙钛矿光伏组件，探索与地面复垦、生态修复等多功能应用模式；支持龙头企业针对高盐雾、高湿热等海洋环境开展电池可靠性实证试验，探索“风光同场”应用；鼓励在零碳园区、农（渔）光互补、可穿戴电子产品、低空飞行器机载光伏、航空航天等领域试点应用。
3、省发展改革委牵头组织开展项目试点工作，建立省级钙钛矿光伏试点项目储备库，强化用地、用能、用海、金融等关键要素保障；鼓励生产企业、应用企业联合科研单位和检测机构组建创新联合体，开展关键共性技术协同攻关。
4、依托省战略性新兴产业母基金设立产业专项子基金；电网企业应确保符合条件的项目“应并尽并”，优先保障10MW及以下试点项目的电量消纳，鼓励以独立主体或聚合形式参与绿电交易、绿证交易及碳排放权交易。
5、筹建省太阳能光伏标准化技术委员会，鼓励认证机构基于IEC 61215、IEC 61730开展钙钛矿光伏产品质量认证，鼓励企业开展组件碳足迹核算和碳标识认证。
全文链接：
https://fzggw.jiangsu.gov.cn/art/2026/9/18/art_51012_11831671.html
广东电力交易中心关于开展广东省增量新能源项目机制电价竞价登记的通知
发布日期：2026.9.14
要点：
本次竞价登记面向符合条件的分布式光伏、海上风电增量项目开放申报，为项目提供锁定长期机制电价收益的申报窗口。
1、登记主体方面，包括两类：一是2025年6月1日（含）之后投产、完成政府核准或备案且尚未纳入机制执行范围的新能源项目（不含2025年6月1日以前通过竞争性配置等方式确定业主的海上风电项目）；二是暂未投产，但项目投资主体承诺于当期竞价月起未来12个月内投产、已完成政府核准或备案且未纳入机制执行范围的新能源项目。
2、排除范围方面，集中式光伏和陆上风电项目不参与机制电价竞价；2025年5月31日（含）前全容量并网的存量新能源项目、2025年新能源项目机制竞价已入选的项目无需重复参与。
3、电量申报方面，110千伏以下电压等级项目机制电量申报比例上限为80%，其余符合条件的项目上限为70%。
4、竞价规则方面，采用按报价由低到高排序入选规则，全部入选项目统一执行最高中标报价，且报价不得超过竞价上限；项目成功入选后，分布式光伏可锁定12年机制电价，海上风电锁定14年机制电价，依托差价结算对冲广东电力现货市场价格波动风险；未中标项目全部电量直接参与现货市场交易。
5、办理时限方面，登记自2026年9月14日启动，项目投资主体需在2026年10月13日前通过广东电力交易系统网页端或“广东电力交易中心”小程序线上提交材料，逾期将无法参与本年度竞价。
全文链接：
https://carbon.solarbe.com/article/50029156
陕西省发展和改革委员会关于做好新型储能项目管理工作的通知
发布日期：2026.9.19
要点：
全省新型储能项目库包含享受容量电价项目清单和自主实施项目清单两类，前者建成后可享受容量电价并可转入后者，后者计划半年内开工、不享受容量电价且不得转入前者；电网侧独立储能项目纳入享受容量电价项目清单或自主实施项目清单，基地共享储能项目可纳入自主实施项目清单，其他电源侧、用户侧、台区储能项目不纳入项目库管理范围，须做好开工建设与并网信息数据的统计和报送。
1、电网侧独立储能项目备案后2年内未纳入省级项目库的，应予以宣布作废，电网接入意见同步作废。
2、纳入享受容量电价项目清单至建成后3年内不得转让、变更项目公司或上级控股公司股权结构、相关权益等，否则移出享受容量电价项目清单，并取消项目享受容量电价补偿资格；调整出清单的项目2年内不可重新纳入，投资主体2年内不得申报电网侧独立储能项目。
3、纳入享受容量电价项目清单的项目若无法按期并网，须在并网期限前3个月提交延期申请，原则上所有电网侧独立储能项目仅延期一次，电化学储能延期不超过6个月，压缩空气、液流电池等建设周期较长项目延期不超过12个月。
4、纳入项目库的电网侧独立储能项目6个月内未实质性开工、一年内未建成且未申请延期，或经延期后仍未能按期投产的，移出相应项目清单；附件明确独立储能推荐接入供电区的可接入容量为7.57GW。
全文链接：
https://www.pvmeng.com/2026/09/19/79333/
湖南省发展和改革委员会关于推动多用户绿电直连发展有关事项的通知
发布日期：2026.9.20
要点：
多用户绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源发电不直接接入公共电网，通过专用线路和变电设施向多个用户供给绿电，实现供给电量清晰溯源和分配的模式；多用户是指多个不同法人实体，不包括居民和农业用户。
1、适用负荷：新建负荷可配套建设新能源电源组成多用户绿电直连项目；单用户绿电直连项目可吸纳其他新建负荷；有绿色电力消费需求的用户可利用周边新能源资源探索开展；工业园区、零碳园区、增量配电网等的全部或部分负荷可就近接入新能源。优先支持算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业和未来产业开展绿电直连。
2、适用电源：新增风电、集中式光伏、生物质发电等新能源可作为直连电源，其中风电、集中式光伏应纳入省级能源主管部门制定的年度开发建设方案；新增及存量分布式光伏可通过集中汇流方式参与；允许不同供电营业区的电源开展绿电直连项目。
3、项目按照“以荷定源”原则科学确定新能源电源类型、装机规模，年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%，占总用电量的比例不低于30%、2030年前不低于35%；并网型项目年上网电量原则上不超过总可用发电量的20%。
4、项目接入电压等级不超过220千伏，确有必要以220千伏电压等级接入的，由省级能源主管部门会同国家能源局湖南监管办公室共同组织开展电力系统安全风险专项评估。
5、并网型项目以新型经营主体身份进行市场注册，现阶段可以“报量不报价”方式参与电力现货市场，条件成熟时逐步过渡至“报量报价”；项目新能源发电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制。
全文链接：
https://hunan.gov.cn/zqt/zcsd/202609/t20260920_34068083.html
海南省发展和改革委员会关于印发海南省虚拟电厂建设运行管理办法（试行）的通知
发布日期：2026.9.21
生效日期：2026.11.1
要点：
1、虚拟电厂聚合的发电侧资源可为接入10千伏及以下电压等级的分布式光伏、分散式风电等，负荷侧资源可为用户侧储能、充换电设施、楼宇空调、工商业可调节负荷等，应具有独立电力营销户号、满足电能计量远程采集条件；同一电力资源不能同时被两个及以上虚拟电厂聚合；现阶段虚拟电厂可调节容量应不小于1兆瓦，连续响应时间不低于1小时。
2、虚拟电厂按聚合资源类型可形成负荷类、发电类等交易单元，参与现货市场的虚拟电厂所聚合资源原则上应位于同一市场出清节点；按接入申请、资料审核、联调测试、能力测试、注册申请、交易单元注册办理，测试认证通过的生成数字能力证书。
3、虚拟电厂交易单元能力测试未通过的，运营商应在30个工作日内完成整改并申请第二轮能力测试，仍未通过的应间隔不少于3个月重新提交能力测试申请。
4、虚拟电厂可参与电能量、辅助服务、需求响应等市场交易，同一调节行为不可在不同市场重复获取收益；电网出现紧急情况时，海南电网电力调度控制中心在报备海南省发展和改革委员会后可直接对虚拟电厂及其聚合资源进行调控。
全文链接：
https://plan.hainan.gov.cn/sfgw/0400/202609/fbb71148c2f844aab46b1630649857dc.shtml
内蒙古自治区发展改革委 内蒙古自治区能源局关于新能源就近消纳价格机制有关事宜的补充通知
发布日期：2026.9.22
要点：
2025年10月1日后完成接网的源网荷储一体化项目、风光制氢一体化项目、全额自发自用新能源项目（不含公用燃煤电厂厂用电替代项目）以及绿电直连项目，全部按照新能源就近消纳价格机制相关规定执行。
1、2025年10月1日后完成接网的燃煤自备电厂可再生能源替代项目、燃煤自备电厂联网运行的循环经济示范工程项目及自备电厂火电灵活性改造项目，以“户”为整体，对全部自发自用电量（包括燃煤自备机组自发自用电量和各类型新能源自发自用电量）按现行自备电厂政策缴纳相关费用。
2、容量备份项目可选择继续按两部制输配电价模式缴费，容量备份项目界定标准由“两路及以上多回路供电”调整为“供电线路或受电变压器满足N-1原则要求，项目用电负荷按照本期最大负荷确定”。
3、为做好新能源就近消纳价格政策的衔接，对2025年10月1日至2026年12月31日期间已接网且有变更接入公共电网容量意愿的新能源就近消纳项目，可向电网企业申请不超过6个月的政策过渡期，过渡期自项目实际接网（升压站反送电结束时间）起执行，接入公共电网容量可按照接入系统评审意见中明确的最大网供容量确定或按照项目实际最大需量的1.6倍确定，过渡期结束后应严格按照接入公共电网容量执行新能源就近消纳价格政策。
全文链接：
https://nyj.nmg.gov.cn/tzgg/202609/t20260928_2959121.html
浙江电力市场管理委员会关于印发浙江省虚拟电厂运营管理实施细则的通知
发布日期：2026.9.23
要点：
适用于规范和指导浙江省虚拟电厂建设、运营和管理工作，包括注册接入、能力认证、运行管理、交易管理、保供管理、退出管理、信息披露等。
1、注册接入基本条件：运营商应为具有独立法人资格、独立财务核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体；虚拟电厂运营平台应具备资源接入、信息处理、运行监控、业务管理、计量监管、控制执行等功能，并具备与新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统实现信息交互条件。虚拟电厂运营平台应提供由具有CMA（中国计量认证）或CNAS（中国合格评定国家认可委员会）认证资质的第三方检测机构出具的网络安全等级测评报告和信息安全等级保护二级及以上测评报告。
2、参与电力现货市场的虚拟电厂，应与电力调度机构签订并网调度协议，接入调度自动化系统，并通过相关涉网试验；参与现货市场的虚拟电厂调节性能认证由电力调度机构按需组织开展。
3、虚拟电厂参与现货等市场，需与聚合用户签订套餐，约定收益分成及违约责任，其市场收益由电力交易机构和省电力公司按照市场规则及标准套餐统一结算到户；参与现货的虚拟电厂所聚合的资源原则上应位于同一市场出清节点。虚拟电厂及其聚合用户在同一时间内不得以同一调节行为重复获取不同类型市场收益或保供补偿。
4、省电力负荷管理中心按月依据《虚拟电厂等级评定标准》将虚拟电厂评定为A＋至D档，并更新数字能力证书；对于实际运行过程中不满足准入条件或连续六个月等级评定为D档的虚拟电厂，应限期整改，未按期完成整改或拒不整改的，开展约谈直至实施强制退市。
全文链接：
https://cdn.iesplaza.com/uploads/files/20260924/1790229725700589.pdf
广东省发展改革委 广东省能源局 广东省工业和信息化厅 广东省生态环境厅 广东省国资委 中国人民银行广东省分行关于印发广东省重点行业节能降碳改造攻坚三年行动方案的通知
发布日期：2026.9.24
要点：
到2028年底，钢铁、水泥、玻璃、石化、化工、陶瓷、纺织、造纸等重点行业达到现行能效标杆水平的产能比例平均提高20个百分点，煤电行业力争提高15个百分点，数据中心平均电能利用效率降至1.3以下，能效基准水平以下产能基本清零，累计形成节能量约400万吨标准煤、减排二氧化碳约1200万吨。
1、煤电行业推动30万千瓦以上现役煤电机组节能降碳改造，改造后机组供电煤耗降低5克标准煤/千瓦时以上；推动具备条件的30万千瓦以上现役煤电机组采用生物质耦合、CCUS、掺烧绿氨、耦合新能源、加装储能储热设施等方式实施低碳化改造建设，改造后度电碳排放降低10%—20%，力争降低20%以上。
2、水泥行业有序提高可再生能源使用比例，鼓励水泥企业一体化推进分布式光伏、分散式风电、多元储能等开发运行；玻璃行业鼓励利用自有设施、场地实施余热余压利用、分布式发电，提高配料、熔化、搅拌、成型、运输等工序绿电应用水平。
3、完善价格引导调节，每年底省级节能主管部门向电网企业出具钢铁、水泥、平板玻璃、炼油和乙烯等重点行业内能效未达到强制性能耗限额标准限定值或基准水平的项目企业清单，下一年度1月1日起，在市场交易电价基础上向相关企业加价0.1元/千瓦时，加价电费用于冲减系统运行费用。
4、加强碳排放置换管理，存量工业企业实施节能降碳改造后年碳排放量较2025年减少的碳排放量，经核定可作为本地区新（改、扩）建“两高”工业项目的碳排放置换源；配合做好全国碳市场扩围工作，有序扩大广东碳市场覆盖行业范围。
全文链接：
https://drc.gd.gov.cn/top/content/post_4961914.html
北京市发展和改革委员会关于本市2027年新能源增量项目机制电价竞价有关事项的通知
发布日期：2026.9.24
要点：
此次竞价不区分项目类型，新能源项目（含集中式光伏、集中式风电、分布式光伏、分散式风电）统一申报，统一出清，分布式项目可以独立或聚合参与竞价。
1、竞价主体为2025年6月1日（含）—2027年12月31日（含）投产（全容量并网）且未纳入过机制电价执行范围、自愿参与的新能源项目。
2、2027年新增纳入机制的电量规模为8.5亿千瓦时；本次风电、光伏竞价上限为0.3598元/千瓦时；申报价格含增值税、单位为“元/千瓦时”，保留小数点后面4位；单个项目申报电量规模上限不超过预计年上网电量，其中本市光伏发电年度平均发电利用小时为1450小时，风电年度平均发电利用小时为2000小时，厂用电率为3%。
3、竞价按照价格优先原则进行边际出清，即将所有竞价主体按其申报电价由低到高排序，直至满足竞价电量总规模，最后入选项目申报电价即为本次竞价的机制电价；如边际机组入选电量小于其申报机制电量50%（含）的，取消最后入选项目的入选结果，机制电价取前一个入选项目的申报价格。
4、本次入选项目机制电价执行期限为12年；未投产项目起始时间按申报投产时间的次月1日执行（不早于竞价结果发布的次年1月1日），已投产项目起始时间按竞价结果发布的次年1月1日执行；竞价结果公布1个月内，入选项目与市电力公司签订《新能源可持续发展价格结算机制差价协议》。
全文链接：
https://www.beijing.gov.cn/zhengce/zhengcefagui/202609/t20260924_4880161.html
辽宁省发展改革委 辽宁省工业和信息化厅关于印发辽宁省虚拟电厂建设服务指南（暂行）的通知
发布日期：2026.9.24
要点：
虚拟电厂建设按照建设申请、建设实施、接入联调、能力认定、变更管理五个环节依次办理，各环节前后衔接，前一环节办结后方可进入下一环节。
1、运营商申请时应提交企业基础信息、从事虚拟电厂人员信息、建设申请等材料；聚合资源全部位于同一城市的虚拟电厂向所属市发展改革部门提出申请，聚合资源跨两个及以上城市的向省发展改革委提出申请，原则上应在10个工作日内完成审核。
2、运营商取得建设通知书后，按照《辽宁省虚拟电厂接入技术管理规范》（辽发改能源〔2026〕516号），原则上应于6个月内完成虚拟电厂建设，建设内容包括技术支持系统、自动化设备、通信设备、计量采集终端及安全防护装置等。
3、接入申请：聚合资源在同一城市的向所属市客户服务中心提出，跨两个及以上城市的向国网辽宁省电力有限公司省营销服务中心提出；须提交接入业务申请单、技术支持系统建设方案、网络安全防护方案、聚合用户清单、聚合协议、技术支持系统验收报告、能力测试报告、网络安全等级保护测评报告、安全防护评估报告、商用密码应用安全性评估报告（等保定级三级及以上系统）等材料。
4、联调测试通过后，仅参与电力需求响应的虚拟电厂，由省营服中心或市客户服务中心组织开展能力认定；参与电力现货市场、辅助服务市场的，配合电力调度机构组织开展能力认定。
5、运营商名称、法人及聚合资源等发生变化或虚拟电厂退出时，应及时提出变更申请；聚合资源与虚拟电厂的聚合关系原则上不得低于6个月。
全文链接：
https://fgw.ln.gov.cn/fgw/index/tzgg/2026092416540318610/index.shtml
上海电力交易中心关于公布上海市虚拟电厂注册指引（修订版）的通知
发布日期：2026.9.24
要点：
现阶段上海市虚拟电厂分为“响应型”和“市场型”两类。
1、“响应型”虚拟电厂可参与非电能量市场的交易服务类型（包括需求响应等），已在上海电力交易中心完成注册的虚拟电厂，直接归类为响应型虚拟电厂，无需重复注册；“市场型”虚拟电厂可参与电能量市场和各类交易服务类型，后续逐步探索推进两类虚拟电厂融合发展。
2、虚拟电厂运营商在注册之前，应将其聚合资源接入相应系统，参与需求响应的虚拟电厂接入新型电力负荷管理系统，参与电力现货市场、辅助服务市场的虚拟电厂接入电力调度自动化系统。完成系统接入并通过市虚拟电厂管理中心能力测试认定后，或委托具备专业检测资质的机构进行能力测试、经市虚拟电厂管理中心或调控中心审核通过后，可向交易中心提交注册申请。
3、“市场型”虚拟电厂还须持续满足售电公司相关注册条件，若因售电公司资质问题触发强制退出，经运营商申请且其聚合资源及技术平台仍符合“响应型”准入条件，可依法依规转为“响应型”虚拟电厂继续运营，或按规定处理资源关系后退出。
全文链接：
https://news.bjx.com.cn/html/20260928/1514485.shtml
10月实施新法
陕西省发展和改革委员会关于调整煤电容量电价有关事项的通知
发布日期：2026.8.31
生效期限：2026.10.1
要点：
陕西省合规在运的公用煤电机组容量电价自2026年10月1日起，调整为每年每千瓦165元（含税），较此前每年每千瓦100元（含税）上调65元。
1、容量电价按机组容量给予固定成本补偿，与电能量市场收益并列，用于保障煤电机组固定成本回收和电力系统容量充裕度。
2、本次调整是落实《国家发展改革委 国家能源局关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）的具体举措；其他有关事项继续按陕发改价格〔2023〕2308号、陕发改能电力〔2025〕1565号文件执行。
全文链接：
https://gdshe.org/article/28276.html
华东能源监管局 安徽省发展改革委 安徽省能源局关于印发安徽电力调频辅助服务市场实施细则（试行）的通知
发布日期：2026.9.1
生效日期：2026.10.1
要点：
安徽调频市场与省内现货市场同步运行、有序衔接，初期按顺次出清，后续具备条件时推动联合出清。
1、提供调频辅助服务的经营主体包含相关发电企业（含配有储能的发电企业、抽水蓄能电站）、独立储能电站、虚拟电厂等，应签订并网调度协议、具备AGC（或APC）功能、且有资质检测机构出具性能合格试验报告；独立储能电站充/放电功率应当在1兆瓦及以上、持续时间1小时及以上，虚拟电厂等可调节容量应当在1兆瓦及以上、持续时间1小时及以上，并应具备独立的计量装置。
2、安徽调频市场采用“日前报价、日前预出清、日内出清实时调用”模式，市场交易标的为调频里程；调频里程申报价格最小值为1元/兆瓦、最大值为6元/兆瓦，出清价格上限暂定6元/兆瓦。市场初期，独立储能电站、虚拟电厂等新型经营主体的中标调频容量之和不超电网调频总需求的50%，后期逐步放开。
3、调频费用按小时统计、按日清分、按月出具结算依据，根据出清价格、调频里程、性能系数三者乘积计算；调频辅助服务费用原则上由安徽工商业用户电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，其中工商业用户承担比例暂定90%。
全文链接：
https://hdj.nea.gov.cn/dtyw/tzgg/202609/P020260915517310134507.pdf
辽宁省发展和改革委员会 辽宁省工业和信息化厅关于印发辽宁省虚拟电厂管理办法（试行）的通知
发布日期：2026.9.9
生效日期：2026.10.1
要点：
本办法适用于辽宁省虚拟电厂管理工作，涵盖建设管理、运行管理、评价与退出管理等各环节。虚拟电厂是指聚合分布式电源、可调节负荷、储能等各类分散资源，作为新型经营主体协同参与电力系统运行优化和电力市场交易的资源聚合运营模式；运营商与其建设运营的虚拟电厂一一对应，以运营商为市场注册主体、以聚合单元为交易单元。
1、虚拟电厂可聚合各类资源形成聚合单元，分为分布式发电类、储能类和负荷类聚合单元，其中负荷类又分全电量、调节量两类；单个聚合单元内聚合资源应位于同一市场出清节点（初期暂定为220千伏及以上电压等级母线）；被虚拟电厂聚合的资源不得包括已由市级以上电力调度机构下发计划或控制的发电及储能资源。聚合资源应具有独立电力营销户号，并以电力营销户号作为最小结算单元。
2、原则上同一聚合资源在同一合同周期内仅可与一家售电公司或一个虚拟电厂确立代理（聚合）服务关系，同一聚合资源与某一虚拟电厂的聚合关系原则上不得低于6个月；虚拟电厂不得跨省级电网控制区聚合资源。
3、虚拟电厂资源在被聚合期间，不得重复参与电力市场交易，不得以同一调节行为重复获取收益；由运营商参照售电公司公平承担各类市场运行费用，辽宁电力交易中心出具结算依据，费用由省电力公司结算。
4、省营服中心会同辽宁电力交易中心、电力调度机构每年一季度对上一年度全省虚拟电厂运行情况进行评价；年度评价不合格的，由相关部门督促整改，对逾期未整改或整改后仍不符合要求的，按有关规定启动退出程序。
全文链接：
https://fgw.ln.gov.cn/fgw/index/tzgg/2026090912124366415/2026090912093969070.pdf
浙江省发展改革委 浙江省能源局 浙江能源监管办关于电网侧独立新型储能参与电力市场的通知
发布日期：2026.9.15
生效日期：2026.10.1
要点：
已进入商业运营的统调电网侧储能参与现货电能量市场和调频辅助服务市场，已进入商业运营的非统调电网侧储能参与现货电能量市场、不参与调频辅助服务市场；未进入商业运营的电网侧储能不参与上述市场，若需并网调试的按新建机组并网调试相关条款执行。本次共涉及电网侧储能项目40个，规模合计2.54GW/5.1GWh。
1、现货电能量市场。储能调度单元以自计划方式参与现货电能量市场，竞价日前一天（D-2）16:00前通过交易平台上报运行日（D）96点自计划曲线和起始时刻荷电状态（SOC）；竞价日（D-1）9:30前，电力调度机构对自计划曲线开展合规校验，不满足SOC的时刻充放电功率置零。入选日前调频机组组合的储能调度单元不再参与电能量市场，其余按校核后的自计划曲线参与，作为市场价格接受者，按所在220kV节点或挂接节点价格结算。
2、调频辅助服务。储能调度单元按日选择是否参与调频市场，选择参与的应在竞价日（D-1）10:15前完成申报；调频容量需求参数调整为120万千瓦，申报调频容量不得低于自身装机容量的60%、也不得超过装机容量。
3、市场风险防控与衔接。电网侧储能已有的零售合同可以在2026年9月20日前登录交易平台解约，并同步提交解约备案表，未提交备案表且未及时解约的，自2026年10月1日起储能主体身份自动失效。
全文链接：
https://zj87.jxt.zj.gov.cn/zjhqpt/views/policy/detail.html?id=62973
山东省发展和改革委员会 山东省市场监督管理局关于完善工商业非电网直供环节电价政策的通知
发布日期：2026.8.16
生效日期：2026.10.1
要点：
工商业非电网直供是指商业综合体、物业等非电网直供主体向电网购电后，再向小微企业、个体工商户等终端用户转供电力的供电模式。
1、后付费用户：工商业终端用户当月到户电价=非电网直供主体当月结算平均电价/（1－损耗率），损耗率最高不得超过12%。预付费用户可在“预购电价+定期清算”与“历史均价+无清算”两种模式中选择一种执行，选择后原则上12个月内不得变更；2026年终端用户最高预购电价为每千瓦时0.83元（已含12%损耗，2026年10月1日起执行），2027年起由国网山东省电力公司随《代理购电价格公告》向社会公布；退补周期最长不得超过12个月。
2、物业共用部位、共用设施的日常运行维护费用应当通过物业费收取，非电网直供主体不得以用电服务费等名义向终端用户重复分摊收取。存在多层级非电网直供电的，终端用户承担的损耗最高不得超过12%，未明确分摊比例的按非电网直供主体数量平均分摊。
3、非电网直供主体（或第三方）建设分布式能源或配套储能等设施，获得（承担）的收益（损失）由产权单位享有（承担），不计入工商业终端用户当月到户电价计算；有绿电绿证需求的非电网直供主体，相关环境溢价全部由其承担，不得转嫁至终端用户。
全文链接：
http://gb.shandong.gov.cn/art/2026/9/16/art_100623_48441.html
青海省发展和改革委员会关于调整青海电力现货市场连续结算试运行期间部分市场参数的函
发布日期：2026.9.29
生效日期：2026.10.1
要点：
1、统一机组（用户）中长期超、缺额回收系数，电量回收门槛K取20%，价格回收系数λ取0.8。
2、燃煤机组启动费用主要由燃料费用、厂用电费和机组寿命的折损费用以及税费四部分组成，区分机组容量和启动状态设定具体标准。
全文链接：
http://fgw.qinghai.gov.cn/zfxxgk/sdzdgknr/fgwwj/202609/t20260929_92806.html
江西省发展改革委关于公开征求《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知（征求意见稿）》意见建议的公告
发布日期：2026.9.2
征求期限：征求至2026.10.2
要点：
多用户绿电直连电源侧应为风电、太阳能发电、生物质发电等新能源发电，通过专用线路和变电设施向多个用户供给绿电；负荷侧多个用户应为不同法人实体，且不包括居民和农业用户。
1、项目分类方面，按是否接入公共电网分为并网型和离网型两类；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；离网型项目各项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。
2、适用场景方面，新建负荷可配套建设新能源电源组建项目，存量负荷在具备资源条件和接入容量时可吸纳周边新建负荷、扩建新能源电源；工业园区、零碳园区、增量配电业务改革试点区域等可就近与新能源开展直连；优先支持算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业开展绿电直连。
3、规划建设方面，项目布局原则上应在同一设区市行政区域范围内，负荷与电源直连线路最远不超过50公里；接入电压等级原则上不超过220千伏，确有必要接入220千伏的，由省能源局会同华中监管局组织电网企业、项目单位开展电力系统安全风险专项评估。
4、运行调节方面，项目应通过合理配置储能、提升集控管理能力、挖掘负荷灵活调节潜力等方式提升就近消纳能力，与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于方案规划值；消纳困难时段并网型项目不得向公共电网反送电，系统运行需要时可作为应急资源为公共电网提供支撑。
5、市场与价格方面，项目应作为整体参与电力市场交易、由项目主责单位统一申报，配建的新型储能不得作为独立主体参与电力市场交易，不得由电网企业代理购电，发电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制。
全文链接：
https://drc.jiangxi.gov.cn/jxsfzhggwyh/col/col99991/content/content_2099438089589567488.html
山西省发展和改革委员会关于公开征求《山西省加快场景培育和开放推动新场景大规模应用行动方案（征求意见稿）》意见的公告
发布日期：2026.9.3
征求期限：征求至2026.9.20
要点：
进一步促进场景资源公平高效配置，构建“技术突破—场景验证—产业应用—体系升级”的闭环路径，建立场景供需对接机制，发布应用场景“三张清单”（场景机会清单、能力清单和案例清单）。
1、方案实施全领域场景培育拓展行动，共设置新领域新赛道、产业转型升级、重点行业领域、社会治理服务、民生领域等板块、23个应用场景。其中清洁能源领域推动零碳运输走廊建设，打造底置换电重卡零碳运输场景、氢能重卡示范应用场景，同步布局清洁能源供给站点，推动清洁能源在公交、环卫、农机、物流等领域开放应用；推动“源网荷储制”协同布局，加快风电、光伏、光热、地热、氢能、储能装备和新能源电池产业集群场景建设，推进绿电直连场景项目，推广虚拟电厂、智能微电网等新型用能模式。
2、能源智能绿色转型领域推进“人工智能+采掘”，开展煤机装备多智能体协同控制、具身智能等技术装备研发，加快培育智能采掘、重大设备智能预测维护等人工智能应用场景，推动煤矸石、粉煤灰等固废规模化处置利用场景建设，培育发展综合能源服务新业态。
3、对纳入国家清单的标志性重大场景项目，建立审批绿色通道，在土地、能耗、环境容量等方面予以倾斜支持；强化场景培育开放与首台（套）装备、首批次材料、首版次软件等创新支持政策的协同衔接；探索尽职免责、场景开放“包容期”管理和柔性监管方式，支持银行、保险等金融机构开发“场景贷”“场景保险”等专属金融产品。
全文链接：
https://fgw.shanxi.gov.cn/zmhd/yjzj2/202609/t20260903_10213350.shtml
国家发展改革委关于向社会公开征求《售电公司管理办法（公开征求意见稿）》意见的公告
发布日期：2026.9.4
征求期限：征求至2026.10.4
要点：
售电公司是指完成电力市场注册，在零售市场与用户确立售电服务关系，代理用户在批发市场开展购售电业务的经营主体，按“一地注册、全国共享”原则实行统一注册规范。
1、注册条件方面，要求为依照《公司法》登记的企业法人，营业执照经营范围须明确具备电力销售、售电或电力供应等业务事项，注册资本不低于2千万元；在首注地具有固定经营场所，租赁合同剩余时间不低于1年；拥有10名及以上全职专业人员，其中至少1名高级职称和3名中级职称的专业管理人员。
2、市场管理上，首注地电力交易机构在5个工作日内完成材料审核，审核通过的向社会公示10个工作日；注册信息发生变化应在5个工作日内提出变更申请；连续两个自然年未在当地实际结算的自动减少业务地，法定代表人、董事、监事、高级管理人员出现失信被执行记录的，不得增加业务地。
3、市场竞争方面，同一实际控制人注册的售电公司在同一业务地的售电量合计，不得超过规定的电力零售市场交易总量比例上限；电网企业所属售电公司不参与保底售电、综合能源服务、充电桩、资源聚合以外的竞争性售电业务；发电企业所属售电公司与本发电集团全年具有指向性交易电量合计，不得超过规定的发电集团交易总量比例上限。
4、履约保障额度根据在业务地的预计年售电量×1分/千瓦时×调整系数确定，最低不少于200万元，调整系数在1—10区间设置；额度不足的，1个工作日内通知补缴并暂停交易，3个工作日内完成补缴，可采用履约保函、保险或现金保证金。
全文链接：
安徽省发展和改革委员会关于公开征求《关于电网侧独立新型储能容量电价有关事项的通知（征求意见稿）》意见的公告
发布日期：2026.9.4
征求期限：征求至2026.9.11
要点：
对服务于安徽电网安全运行、未参与配储（含租赁、自建）的电网侧独立新型储能电站，可按规定给予容量电价补偿，并实行清单制管理，项目具体清单由省级能源主管部门会同价格主管部门另行制定明确。
1、容量电价标准以我省目前煤电容量电价标准（165元/千瓦·年，含税）为基础，根据顶峰能力按一定比例折算，具体折算比例为电网侧独立新型储能电站满功率（最大放电功率）连续放电时长除以安徽电网全年最长净负荷高峰持续时长（最高不超过1）；净负荷高峰持续时长暂定为6小时，后续将根据我省负荷实际和电力系统需求等因素调整。
2、新建电网侧独立新型储能电站自投运次月起执行容量电价，容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊，电网企业按月发布、滚动清算。
3、容量电费考核方面，电站应于每月20日前向电网企业申报次月最大放电功率及最大放电功率连续放电时长；实际最大放电功率或单次放电电量未达到调度提前下达指令98%的，发生一次记一次考核，月内发生两次扣减当月容量电费的10%、三次扣减50%、四次及以上扣减100%；对自然年内月容量电费全部扣减累计发生三次的项目，取消其容量补偿资格。
4、电网侧独立新型储能充放电价格根据项目所在节点，按市场规则执行；未参与市场期间，充放电价格按发电侧、用电侧实时市场统一结算点价格执行。充电时视作用户，缴纳上网环节线损费用和系统运行费用，暂按单一电量制用户执行相应电压等级输配电价，放电电量相应退减输配电费。
全文链接：
https://fzggw.ah.gov.cn/public/7011/150665061.html
工业和信息化部中小企业局关于公开征求《保障中小企业款项支付条例》3项配套制度意见的公示
发布日期：2026.9.14
征求期限：征求至2026.10.13
要点：
1、《保障中小企业款项支付投诉处理办法（修订征求意见稿）》明确，拖欠中小企业款项投诉实行“两级受理、多级处理”机制，省级以上人民政府负责中小企业促进工作综合管理的部门作为受理投诉部门；受理投诉部门收到投诉后应在10个工作日内进行形式审核，自受理之日起10个工作日内转办；处理投诉部门处理期限自收到投诉材料之日起不超过30日，情况复杂或有其他特殊原因的，经批准可适当延长，但最长不得超过90日；投诉人对处理结果不服的，可自收到处理结果之日起30日内申请复查。
2、《保障中小企业款项支付函询约谈督办通报办法（征求意见稿）》提出，对拖欠中小企业款项的机关、事业单位和大型企业可实施函询、约谈、督办、通报；被函询单位应在收到函询通知书的15个工作日内作出书面回复；约谈部门一般在约谈实施的3个工作日前发出约谈通知书；被督办单位应自收到督办书之日起30日内向督办部门报告整改方案并组织实施。
3、《拖欠中小企业款项严重失信主体认定管理暂行办法（征求意见稿）》规定，拖欠主体被投诉后超过法定处理期限未清偿化解，且经约谈、督办或通报后未按要求整改到位、情节严重的，认定为严重失信主体；严重失信信息公示期最短为1年，最长不超过3年。严重失信主体纠正失信行为、履行支付义务的，可在公示满1年后申请信用修复，失信认定部门应当自受理之日起7个工作日内作出是否准予修复的决定。
全文链接：
吉林省能源局关于进一步规范电网侧独立新型储能项目管理有关事项的通知（征求意见稿）
发布日期：2026.9.14
征求期限：征求至2026.9.17
要点：
对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立储能项目，实行企业自愿申报、清单动态管控机制，按年度建立项目清单，仅清单内项目按照相关要求享受容量电价。项目单位在取得接入系统批复意见后6个月内未正式开工，或12个月内项目本体未具备并网投产条件的，电网接入系统批复意见自动废止，变电站间隔、输电线路等电网资源同步回收。各类电网侧独立储能项目在并网投运前，不得改变项目股东持股比例，不得以任何方式变更投资主体。项目推进过程中，里程碑节点任务累计3次及以上未完成的，移出清单并取消项目业主次年申请纳入清单资格；自然年内月容量电费全部扣减累计发生3次的项目，取消其年内后续获取容量电费的资格，同时移出清单并取消项目业主次年申请纳入清单资格。在技术路线上，重点甄别项目储能时长，优先评价4小时及以上长时储能项目，聚焦长时储能在电网调峰、新能源消纳、负荷支撑方面的优势。2026年第四季度全省500kV变电站剩余建议接入规模2.6GW，其中白城市、松原市、四平市的7个变电站明确建议采用构网型储能。
全文链接：
https://news.bjx.com.cn/html/20260923/1514022.shtml
国家能源局华北监管局关于征求《华北区域省间电力中长期市场实施细则（征求意见稿）》意见的函
发布日期：2026.9.14
征求期限：征求至2026.10.9
要点：
华北省间交易包括电能量交易、绿色电力交易、合同转让等品种，交易方式包括双边协商交易和集中交易，其中集中交易包括集中竞价交易、滚动撮合交易、挂牌交易等。
1、鼓励以绿色电力交易形式落实跨区跨省新能源优先发电规模计划，鼓励发电企业与电力用户签订数年绿电中长期合同，推动数年绿色电力交易在年度、月度市场按需开展；绿电交易应确保发电企业与电力用户一一对应，实现绿电环境价值可追踪溯源。
2、新型储能、虚拟电厂等调节性资源参与华北省间交易时，应优先保障所在省网控制区的电力平衡和新能源消纳需求；当所在省网控制区仍有富裕调节能力时，可参加华北省间交易，优先采用多通道集中竞价、滚动撮合交易方式；储能、负荷侧等灵活调节资源优先参与月内连续交易。
3、虚拟电厂聚合分布式新能源参与区内省间绿电交易时，应提前与分布式新能源在新能源所属省电力交易平台建立聚合服务关系，并在交易申报时将绿电申报电量全部关联至各分布式新能源项目。
4、集中竞价交易中，为避免市场操纵以及恶性竞争，可按交易周期进行分类限价，逐步推动月内等较短周期的电力中长期交易限价与现货交易限价贴近；华北区内省间集中竞价交易限价与跨区跨省交易保持一致。
全文链接：
https://hbj.nea.gov.cn/hdhy/dczj/202609/t20260914_308722.html
辽宁省工业和信息化厅关于征求《辽宁省电力市场运行规则（5.0版征求意见稿）》意见的通知
发布日期：2026.9.16
征求期限：征求至2026.10.15
要点：
电力市场成员包括经营主体、电力市场运营机构和提供输配电服务的电网企业等；经营主体包括参与电力市场交易的发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体（含储能企业、虚拟电厂等），市场运营机构包括辽宁省级电力调度机构和辽宁省内电力交易机构。
1、电力市场交易类型包括电能量交易、电力辅助服务交易等。电能量交易按照交易周期分为电力中长期交易和电力现货交易，其中电力中长期交易包含数年、年、月、周、多日等不同时间维度的交易，电力现货交易是指通过现货交易平台在日前及更短时间内集中开展的次日、日内至实时调度之前的电力交易活动的总称；电力辅助服务交易是指由经营主体通过市场化方式提供调频等有偿电力辅助服务。
2、经营主体在履行市场注册程序后，参与电能量市场交易；经营主体之间不得实行串通报价、哄抬价格以及扰乱市场秩序等行为，进行电能量交易不得滥用市场支配地位操纵市场价格。
3、任何单位和个人不得非法干预电力市场正常运行，不得实施地方保护、市场分割、指定交易、区域壁垒等妨碍统一市场和公平竞争的政策。
全文链接：
https://gxt.ln.gov.cn/gxt/zqhd/yjzj/2026091615031081712/
河北省发展和改革委员会关于公开征求《河北省风电、光伏发电及独立储能项目共用工程建设及费用分摊指导意见（征求意见稿）》意见的公告
发布日期：2026.9.17
征求期限：征求至2026.9.20
要点：
共用工程项目指接入同一公共并网点的风电、光伏发电及独立储能项目；已建成的项目经电网企业核定确有富余容量的，可接入新增项目，视为共用工程项目，遵循“谁受益、谁承担”原则，杜绝重复建设。
1、共用设施范围为项目共用变压器及母线设备，接入公共连接点的母线设备及出线间隔设备，接入用户升压站的线路工程及出线间隔设备，配套相关二次系统设备，相关费用包括征地费、建安工程费、验收费等。
2、分摊费用主要包括建设费用和运行费用。建设费用＝建设费用分摊比例×共用设施基础成本，建设费用分摊比例由各共用项目按交流侧额定装机容量占比确定；运行费用＝运行费用比例×共用设施附加成本，运行费用比例以发电量为基准，体现“多发多付”。
3、新增项目并网需存量项目陪停的，由新接入企业按陪停容量、陪停时长、度电利润核算补偿，足额支付给存量项目企业；新增项目引发设施改扩建的，相关费用由新增业主承担；共用设施故障停电产生的收益损失，由共用各方自行承担。
4、共用工程承建主体应签订共享共用接入承诺书并报市级能源主管部门备案，向区域内其他符合技术条件的项目开放富余容量；无正当理由拒不履行承诺的，可纳入违约记录、取消其共用工程承建主体资格。建设费用与运行费用成本应由共用各方共同选定的第三方评估机构进行核算。
全文链接：
https://hbdrc.hebei.gov.cn/zxy/zxjj/tzgg/202609/t20260917_139436.html
国家能源局东北监管局关于征求《辽宁省电力中长期市场实施细则（试行）补充规定（征求意见稿）》意见的公告
发布日期：2026.9.17
征求期限：征求至2026.10.17
要点：
绿电交易分为常规绿电交易和小时级绿电交易两类，常规绿电交易环境价值以月度为周期进行溯源，小时级绿电交易环境价值以小时为周期进行溯源；绿电交易标的物为分日分时绿电（包含电能量和绿色电力环境价值）。常规绿电交易和小时级绿电交易分别组织，初期小时级绿电交易仅在月度周期以双边协商方式开展，后期结合经营主体需求适时拓展交易组织方式及周期。
1、售电公司或虚拟电厂参与批发市场绿电交易前，应提前与电力用户或聚合资源主体协商明确常规绿电或小时级绿电需求，并在交易申报环节将分日分时申报电量全部关联至相应的零售用户或聚合资源主体。
2、批发侧交易出清或分配电量调整结束后形成发电企业与零售用户的匹配合同：发电侧为集中式新能源发电企业的，根据分配至零售用户的绿电电量直接形成匹配合同；发用两侧涉及代理或聚合关系的，按照“顺次匹配”原则，将所代理或聚合的零售用户、新能源项目按分配电量由大至小排序依次匹配。
3、绿电交易环境价值结算按照小时级绿电优先于常规绿电、省内绿电优先于省间绿电的顺序执行；小时级绿电环境价值按照每日每笔合同电量、发电企业小时级上网电量、用户小时级用电量三者取小的原则确定，按月汇总结算，汇总电量单位为兆瓦时、取整数。
全文链接：
https://dbj.nea.gov.cn/hdhy/dczj/202609/t20260922_309408.html
深圳市住房和建设局关于公开征求《电化学储能电站防火设计标准（征求意见稿）》意见的通告
发布日期：2026.9.17
征求期限：征求至2026.10.21
要点：
适用于深圳市（含深汕合作区）范围内，以锂离子电池、钠离子电池、液流电池、铅酸/铅炭电池为电能储存载体的新建、扩建和改建的固定式电化学储能电站的设计。
1、针对现行国家工程建设消防技术标准对额定功率为500kW以下且额定能量为500kW·h以下的电化学储能系统等场景没有明确规定的现状，深圳市住房和建设局组织编制该标准，填补地方标准空白。
2、电化学储能电站防火设计应遵循“预防为主、防消结合”的方针，基于电站规模、电池类型与火灾危险性特点，采取针对性的防火、防爆、灭火、排烟及安全疏散措施；消防安全要求除应符合本标准外，尚应符合国家、行业、广东省、深圳市现行有关标准的规定。
3、本标准主要技术内容包括总则、术语、基本规定、系统分类、总平面布局、建筑平面布置和安全疏散、建筑构造构筑物、消防给水和灭火设施、防烟与排烟、火灾自动报警系统、消防配电与应急照明等11章。
全文链接：
住房城乡建设部关于《建筑市场信用管理暂行办法（征求意见稿）》公开征求意见的通知
发布日期：2026.9.21
征求期限：征求至2026.10.21
要点：
适用于建筑市场经营主体的信用信息采集、归集、公示、共享，失信信息的认定，信用修复，信用评价等活动。建筑市场经营主体包括建设单位，勘察、设计、施工、监理、工程建设项目招标代理、工程造价咨询等企业，以及注册建筑师、勘察设计注册工程师、注册建造师、注册监理工程师、注册造价工程师等注册执业人员。
1、信用信息采集与公示方面，县级以上地方主管部门应在信用信息产生之日起10个工作日内采集、更新；工程项目、荣誉表彰等信息由建筑市场经营主体录入，项目信息审核机关在20个工作日内完成审核。基础信息长期公示；失信信息原则上划分为轻微、一般、严重三类，一般失信信息最短公示期为3个月、最长1年，严重失信信息最短1年、最长3年。
2、严重失信主体名单方面，明确十类列入情形，包括企业发生一般及以上工程质量安全事故、转包或违法分包、超越资质等级承揽工程、经法院判决或仲裁裁决认定拖欠工程款且拒不履行支付义务、串通投标、以欺骗贿赂等不正当手段申请资质等；认定前向经营主体送达告知书，经营主体收到告知书10个工作日内有权提交书面陈述、申辩。
3、惩戒与修复方面，对列入名单的可提高检查频次、办理资质禁止采用告知承诺方式、禁止参加评优评先等；依法必须招标的工程建设项目，建设单位应在招标公告、招标文件中明确对严重失信主体的评标标准和处理方法，限制其投标。符合最短公示期、履行义务、作出信用承诺等条件的，可通过“信用中国”网站申请信用修复，认定机关3个工作日内作出是否受理决定、7个工作日内作出是否同意修复决定。
全文链接：
https://www.mohurd.gov.cn/gongkai/zc/wjk/art/2026/art_51c47f123f84486b8032e2507ac35988.html
安徽省发展和改革委员会关于公开征求《安徽省电网侧独立新型储能项目清单管理办法（暂行）（征求意见稿）》意见的公告）
发布日期：2026.9.23
征求期限：征求至2026.10.23
要点：
适用于服务电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能项目。其中，电网侧独立新型储能是指接入公用电网，具备独立计量条件，以独立市场经营主体身份与电力调度机构签订并网调度协议并接受调度，自主参与电力市场交易，为电力系统提供服务的新型储能项目，不含服务主要流域水风光一体化基地、大型风电光伏基地、特定新能源场站等特定电源主体和特定用户的新型储能。
1、清单管理方面，各市发展改革委建立并动态调整本市新型储能项目库，择优推荐符合条件的项目纳入《安徽省电网侧独立新型储能项目清单》；省能源局会同省价格主管部门按年度编制《清单》，《清单》外项目不得给予容量电价。
2、申报条件方面，申请纳入《清单》的项目包括已建成投运项目和新建项目，其中新建项目须已纳入本市年度实施项目清单；部分容量签订容量租赁协议的，申请纳入容量规模不得超过扣除已签订租赁协议后的剩余容量。
3、优先纳入情形包括已建成且签订中长期容量租赁协议占比高的项目、已实质性开工的项目、位于省级及以上零碳园区范围或接入省级发布的推荐接入站点的项目、连续放电时长4小时及以上的项目等。
4、纳入《清单》的项目享受容量电价政策时，相应容量不得同时通过租赁给新能源企业获得收益；出现逾期未建成、违规变更投资主体、评价考核未通过、存在重大质量安全隐患、连续3个月停运等情形的，及时移出《清单》，完成问题整改前不得再次申请纳入。
全文链接：
https://fzggw.ah.gov.cn/public/22554241/150686821.html
江西省发展和改革委员会关于公开征求《江西省电网侧独立新型储能清单制管理办法（公开征求意见稿）》意见的公告
发布日期：2026.9.28
征求期限：征求至2026.10.28
要点：
适用于服务电力系统安全运行、未参与配储的独立储能项目，即接入公用电网、具备独立计量和控制等技术条件、自主参与电力市场交易的项目；部分容量签订容量租赁协议的，未签订容量租赁协议部分可适用本办法。纳入清单内的项目依法依规给予容量电费，清单外项目不得给予容量电费。
1、采用“规划储备优选＋项目设计优选”两轮机制：各设区市每年2月底前集中报送申报材料，结合新能源渗透率、接入条件、断面潮流等因素开展规划储备优选；每年6月底前报送项目设计优选材料，拟纳入年度建设计划的项目在省发展改革委门户网站公示不少于5天。
2、项目设计优选评分中，技术路线为锂离子电池得5分、钠离子电池得10分、钒液流电池或压缩空气储能得15分；单位造价低于0.8元/瓦时（含）得10分、高于0.8元/瓦时且低于1.5元/瓦时（含）得8分、高于1.5元/瓦时得5分。
3、年度建设计划项目在完成竣工、并网调试验收并进入商业运营后可申请纳入清单，申请获批复的项目次月进入清单；纳入国家新型储能试点、新型电力系统建设能力提升试点、能源领域首台（套）重大技术装备依托工程等示范项目的，无需参与两轮优选，可直接申请纳入清单。
4、项目纳入建设计划后至进入商业运营前，不得变更项目单位及其股东持股比例，不得擅自变更技术路线和建设规模；擅自变更建设方案的项目移出建设计划，电网企业不得并网接入。使用虚假材料申报的，不得再次申报独立储能项目；清单内项目出现涉网性能不达标、违反调度纪律等情况的，一律调出清单。
全文链接：
https://drc.jiangxi.gov.cn/jxsfzhggwyh/col/col14645/content/content_2104495937591783424.html
辽宁省工业和信息化厅 辽宁省发展和改革委员会 国家能源局东北监管局关于征求《2027年辽宁省电力市场交易工作方案（征求意见稿）》意见的函
发布日期：2026.9.28
征求期限：征求至2026.10.11
要点：
中长期按照年度、多月、月度、月内组织开展交易，交易品种包括常规交易、绿电交易、电网公司代理购电交易、合同转让交易，交易方式包括集中竞价交易、滚动撮合交易、挂牌交易、双边协商交易；绿色电力交易包括常规绿电和小时级绿电交易，绿证交易按照工作日常态化开展。发用双方年度交易合约电量原则上不低于实际发用电量的80%，中长期交易合约签约电量原则上不低于实际发用电量的90%。
1、售电公司和电力用户可共同选择在零售套餐中设置用户冷静期，自零售套餐签订之时开始计算，冷静期时长为168小时；冷静期内电力用户可以单方面无条件解除尚未开始执行的零售合同。
2、参与2027年市场化交易的售电公司，按要求向电力交易机构提交履约保函或者履约保险等履约保障凭证，履约保障凭证失效期不早于2028.3.31。
3、2027年，辽宁电力现货市场继续开展连续结算运行，按照《辽宁省现货电能量市场交易实施细则》执行。
全文链接：
https://gxt.ln.gov.cn/gxt/zqhd/yjzj/2026092815592652879/index.shtml
国家能源局综合司关于公开征求《电力并网运行管理规定（征求意见稿）》意见的通知
发布日期：2026.9.30
征求期限：征求至2026.10.30
要点：
1、运行管理方面，并网主体应与电网企业及时签订并网调度协议，无协议不得并网运行；改变其涉网状态和参数前，应经电力调度机构批准。新能源场站应具备一次调频、快速调压、故障电压穿越能力，具备无功功率调节能力和自动电压控制功能，配置有功功率控制系统，并开展功率预测工作。
2、并网运行管理原则上采取奖惩方式，对未达到规定标准的并网主体通过调整电费进行惩罚，惩罚资金向相关并网主体分享，收支平衡、专款专用，不得形成资金池；对因自然灾害等不可抗力引起的非计划停运、脱网等，各地可结合实际予以减轻或豁免。
3、电力交易机构于次月10日之前向所有经营主体公示奖惩结果，并网主体对公示有异议的，应在3个工作日内提出复核。
全文链接：
https://www.nea.gov.cn/20260930/43fede537ca048b1a6a51fe0970fb205/c.html
国家发展改革委关于向社会公开征求《电力市场风险防控管理办法（公开征求意见稿）》意见的公告
发布日期：2026.9.30
生效日期：征求至2026.10.30
要点：
1、电力市场风险主要分为市场内部风险和市场外部风险两大类。其中，市场内部风险是指在市场运行过程中内部产生的风险，包括不正当竞争风险、合同违约风险、市场价格异常风险、市场机制风险和其他市场运行风险；市场外部风险是指外部环境产生的风险，包括电力供需失衡风险、技术支持系统运行异常风险、市场舆情风险。
2、风险分级方面，根据影响结果不同划分为重大风险和一般风险，根据紧急程度不同划分为紧急风险和非紧急风险。重大风险主要是指可能引发电力市场暂停或中止、终端用户电价大幅波动、经营主体大面积或大额亏损等风险；紧急风险主要包括日前、日内电力供需失衡、技术支持系统运行异常等风险。
3、防控机制方面，市场运营机构按照“谁运营、谁防范，谁运营、谁监控”的原则，履行市场运营监测与风险防控责任，按程序制定风险防范与处置预案；风险防控措施包括事前预控和事中、事后风险处置，并针对各类风险分别明确处置措施与程序。
4、市场运营机构监测到风险发生后应立即报告，风险消除后应在5个工作日内书面报告风险应对处置情况；应当建立市场运营监测与风险防控工作台账，完整准确记录运营监测、风险发现、预警、处置等内容，相关信息至少保存3年。
全文链接：
国家能源局华东监管局关于公开征求《上海电力调频辅助服务市场实施细则（试行）（征求意见稿）》意见的通知
发布日期：2026.9.30
生效日期：征求至2026.10.31
要点：
上海调频市场成员包括经营主体、市场运营机构和电网企业，经营主体包括发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体（含新型储能、虚拟电厂等）。
1、主体准入方面，经营主体应满足市场化交易条件、签订并网调度协议、具备可观可测可调可控能力并具备AGC/APC功能，且取得资质检测机构出具的合格试验报告；新型储能电站充/放电功率应在5兆瓦及以上、持续时间1小时及以上，虚拟电厂、负荷聚合商等可调节容量应在5兆瓦及以上、持续时间1小时及以上。
2、交易组织方面，市场采用基于调频里程的单一价格机制、按效果付费，交易模式为“日前报价、日内出清、实时调用”，运行日内每小时出清一次，根据电网频率、联络线功率控制需求实时调用；新型经营主体以聚合单元作为一个调频单元参与，单个聚合单元内资源原则上位于同一市场出清节点。
3、价格机制方面，调频里程申报价格下限为0元/兆瓦、上限为15元/兆瓦；申报调频容量上限、下限分别按额定容量的α1、α2系数确定，其中新型经营主体α1取50%、α2取10%；市场初期在调频资源充足时，新型经营主体的中标调频容量之和不超过总需求的50%，后期逐步放开。
4、费用结算方面，调频单元按申报价格与调频性能指标比值由低到高排序、排序在前优先中标，调频性能指标K由调节速率、调节精度、响应时间决定；调频费用按小时统计、按日清分、按月结算，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，分担比例由上海市价格主管部门确定。
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