常见问题

新增负荷，可配套建设新能源电源，组成多用户绿电直连项目。存量项目中，单用户绿电直连项目可通过吸纳其他新建负荷，配套扩建新能源电源，组成多用户绿电直连项目；有绿色电力消费需求的用户可利用周边新能源资源，探索开展多用户绿电直连；工业园区、零碳园区、增量配电网等全部或部分负荷可就近接入新能源，组成多用户绿电直连项目。尚未开展接入工程建设或因消纳受限无法并网的新能源项目可在履行相应变更手续后开展多用户绿电直连。

1. 零碳园区建设方案：目标到2030年力争建成20个左右市级零碳园区，申报设置能耗门槛——生产制造类园区年综合能耗不低于1万吨标煤，科技研发、文创及商务类不低于3000吨标煤，优先选取纳入《中国开发区审核公告目录》的园区。

2.居民分布式光伏碳普惠方法学：适用于北京市行政区内居民自建分布式光伏，要求单并网点装机容量不超过400kW，且自发自用比例不低于70%，通过碳普惠机制激励居民提高光伏自消纳水平。

3.朝阳区方案：到2035年，绿色经济重点产业收入较2025年倍增，打造不少于5个绿色经济创新发展特色园区，创建不少于10个市级零碳园区。

1. 中长期市场日融合交易：自2026年7月1日起，开展月内以能量块标准合约为标的的融合交易，实现增量交易和合同转让的“多品种融合”，经营主体可“自主挂牌、自由申报、即时成交”，实现中长期市场连续运营。

2.发电侧可靠容量补偿机制：明确各类电源实行统一的容量补偿标准，2026年执行185元/(千瓦·年)，并公布了风电、光伏、水电、光热、新型储能等不同电源的综合厂用电率及负荷率计算参数。细则有效期至2031年7月6日。

3.储能项目申报新规：明确电源侧储能项目不享受发电侧可靠容量补偿，储能配置不纳入新建新能源项目核准、并网的前置条件；多元储能试点项目符合条件的可参与容量补偿，鼓励长时钠电池等技术方向。

4.电价执行方式明确：容（需）量电价按变压器容量或最大需量计收，由用户自行选择，变更周期不得少于3个月。

在行业选择上，我们会结合全省"建圈强链"工作部署，优先选择"15+N"重点产业链中脱碳需求迫切、能源消费以电力为主、脱碳难度相对较小的行业先行探索，条件成熟后再向碳排放强度高、脱碳难度大的行业逐步推进。

在建设内容上，企业要围绕六个方面系统推进：一是碳排放核算管理体系建设，摸清碳家底；二是用能结构绿色低碳转型，提高可再生能源使用比例；三是能源利用效率提升，深挖节能潜力；四是重点产品碳足迹分析；五是数字化智能化水平提升；六是碳抵销和信息披露。这是一个系统工程，不是简单地买点绿电、种点树就能达标的。

园区一体化合同能源管理项目：是以工业园区为载体，一体推进工业领域合同能源管理，系统推进节能降碳规模化、集约化。具体包括：园区统筹建设集中式能源站、绿电供应系统，推动能源基础设施共建共享与多能协同互补；企业余热余压回收利用及跨企业梯级利用设施建设；通用设备节能降碳集中改造（如用能设备更新、流体系统优化等）。
生态产品价值实现机制试点项目：是支持国家和省级生态产品价值实现机制试点地区，促进生态产品价值实现所必需的公共服务设施和必要的基础能力建设，突出试点示范带动效应。

重庆：高速公路新能源装备、长时储能、氢能、抽水蓄能、虚拟电厂；
广西：落实工商业电价机制，推进新能源就近消纳园区项目；
内蒙古：风光增量配网、高耗能行业绿电替代、充换电电价优惠；
宁夏：储能调频、生物质发电、居民农业电价补贴、工业节能改造；
新疆：零碳园区市场化交易、分布式新能源、源网荷储一体化项目。

售电公司风险管控：重庆修订履约保函规则，设置80%亏损红线；
虚拟电厂交易机制：重庆制定负荷聚合单元硬性指标，新疆允许虚拟电厂代理零碳园区主体交易；
绿电直连交易：广西、内蒙古、新疆同步明确绿电直连项目市场准入与消纳扶持；
零碳园区专项交易规则：新疆出台专属服务指南，划分两种交易模式；
增量配网市场化送电：内蒙古限定新能源外送比例，配套月度滚动市场结算机制。

1. “十五五”可再生能源发展主要目标是：
总量目标：2030年，可再生能源消费总量达到18亿吨标准煤左右。
发电目标：2030年，可再生能源发电总装机达到35亿千瓦左右，年发电量达到6万亿千瓦时左右；风电和太阳能发电总装机达到28亿千瓦以上、装机占比超过50%，年发电量4万亿千瓦时以上，发电量占比达到30%。
非电利用目标：2030年，可再生能源非电利用总规模较2025年增长1.5倍，折合约1.5亿吨标准煤。
可靠替代目标：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。

2.重点任务
积极扩大可再生能源电力供给：坚持集中式与分布式并举、陆上与海上并重，统筹就地消纳和外送，持续提高可再生能源供给比重。
加快提升可再生能源电力可靠替代能力：坚持系统观念，统筹新建与存量改造，推动多源互补开发，加强源储协同运行，引导源荷双向匹配，提升可再生能源电力可靠替代能力。
着力推动可再生能源非电利用实现突破：结合可再生能源资源和消费侧燃料、原料、用热等绿色低碳替代需求，推动可再生能源非电利用方式和利用规模实现新突破。
全面提升可再生能源消费水平：全面实施可再生能源消费最低比重目标制度，坚持强制与自愿并举，提升全社会可再生能源消费水平。
巩固拓展可再生能源技术和产业优势：面向可再生能源发展重大需求，加强技术创新攻关，加快人工智能赋能应用，巩固全产业链领先优势。
健全可再生能源高质量发展政策体系和长效机制：坚持有效市场和有为政府相结合，健全可再生能源发展政策体系和长效机制。
深化可再生能源高水平国际合作:发挥我国可再生能源产业优势和服务大国外交作用，持续推动可再生能源国际合作，助力全球能源绿色低碳转型。

3.关键的量化指标（"十五五"期间）
"三北"风电光伏基地新增装机3.7亿千瓦以上，全国海上风电新增开工规模1亿千瓦左右，分布式新能源新增装机3亿千瓦以上，到2030年常规水电装机达4.1亿千瓦左右，光热发电装机力争达1500万千瓦，海洋能装机规模力争达到40万千瓦，抽水蓄能电站装机规模达到1.6亿千瓦左右。

电力结构方面，东帝汶电力系统属于小型孤岛系统，目前尚未市场化，没有电力市场，用户侧也没有选择权。国家电力公司（EDTL）是该国唯一的电力运营商，业务范围涵盖发电、输电、配电、售电全环节领域。
目前东帝汶共有4座燃油发电站，及9个变电站提供全国范围的发电和输变电，4座电站分别为Hera7x17MW柴油发电站、Betano8x17MW柴油发电站、Comoro27.5MW柴油发电站和Oecusse17.3MW柴油发电站等，共17个发电机组，总装机容量约300MW。虽然现阶段东帝汶电力供应主要依赖进口柴油/重油，但该国正开展规划拟逐步淘汰柴油发电，转向天然气和可再生能源发电。
可再生能源方面，东帝汶2011年颁布的《国家战略发展规划2011-2030》提出2030年前实现至少50%能源来自可再生能源；远期目标至2050年实现净零排放。为减少对进口化石燃料的依赖，东帝汶正积极规划开发其丰富的可再生能源资源，包括太阳能、水能、风能以及地热能，并将其作为国家能源战略的长期方向，主要包括：
东帝汶地处赤道地区，太阳能资源丰富，年日照时长超过3000小时，太阳能辐射强度平均每平方米5.1至5.4千瓦时，具备极佳的光伏发电条件。政府推出“太阳能屋顶计划”，鼓励公共建筑和居民家庭安装光伏系统。并通过招标，为偏远离岛社区集中安装太阳能微电网，提供基础照明和手机充电等服务。
南部沿海地区拥有良好的风能潜力。目前正在进行详细的风资源测量和评估，为未来建设中型风电场做准备。
针对山区的水电资源，开展研究探讨建设小型水电站的可行性，以期解决局部地区的供电问题，并作为国家电网的有益补充。
对于暂时无法通过电网或可再生能源微电网覆盖的极端偏远家庭，政府通过补贴方式推广户用太阳能照明系统，确保最基本的生活用电需求。
东帝汶目前还未制定专门的可再生能源法，也尚未建立专门针对可再生能源的监管激励机制，实际推进的可再生能源项目如该国首个大规模可再生能源独立发电项目Laleia光伏电站（装机规模90MWp光伏+80MWh电池储能系统），主要依靠国际资金。
在税务制度方面，东帝汶目前未开征增值税（VAT），根据该国《私人投资法》（Law15/2017）下的通用投资优惠，可再生能源被列为优先战略行业，符合条件的企业可享受：
税务优惠：企业所得税、销售税、服务税最高100%豁免。
关税优惠：用于投资项目建设或管理的所有资本货物和设备，100%免征进口关税。
此外，东帝汶实行分区域差异化税收减免期制度：
A区（首都帝力Dili）：最长5年
B区（帝力以外地区）：最长8年
C区（欧库西Oe-Cusse和阿塔乌罗Ataúro特别区）：最长10年

清洁能源是5个百亿级产业集群之一，规划围绕风能、核能、太阳能、新型储能、清洁能源装备五大方向系统布局：
风能方面，推进儋州、东方、乐东等地海上风电项目向深远海布局，加快CZ4至CZ18海上风电、儋州120万千瓦海上风电、万宁漂浮式海上风电100万千瓦试验等项目建设，鼓励"风电+"综合开发模式，统筹规划建设网箱养殖、海洋牧场等设施提高海域利用效率。
太阳能方面，正是规划的一大亮点——统筹利用海上风电场区等区域谋划建设海上光伏项目，积极推动工业园区、经济开发区等开展分布式光伏建设，加快实施**"建筑光伏一体化""光储充换一体化"**等多元化发展模式，助力城市建筑可再生能源替代。这意味着海南不仅在地面上推分布式光伏，还要"向海要光"，把海上风电场区复用为海上光伏空间，实现风光同场。
新型储能方面，因地制宜发挥风光核等资源优势，整体规划"电源、电网、负荷、储能"，打造一批独立储能电站项目和源网荷储一体化试点示范，推进昌江、万宁、定安等市县独立储能电站项目建设。
清洁能源装备方面，推进儋州、东方等地海上风电装备制造基地建设，发展大功率风电机组、漂浮式平台整机制造；实施海上风电/光伏就地制氢，带动制氢、储氢装备及燃料电池制造，完善"风光储"新能源开发体系。
 

方案专门做了部署：
一是将充电设施接入需求纳入配电网规划，适度超前预留电力容量；
二是鼓励充电设施投资企业因地制宜配建储能，缓冲大功率充电对电网的冲击；
三是推广应用智能有序充电，提升电网承载能力。电网企业和供电局也要同步升级配网设施，尤其在核心城区、高速服务区、老旧小区等薄弱区域。

核心布局：建设大型风光电基地、接续打造“沙戈荒”基地，坚持源网荷储制协同，规模化发展光热，布局零碳、智慧园区。 
2030目标：工业能耗、工业用水降幅达标；钢铁、有色、石化、建材等高耗能行业能效与碳排放强度达国内先进水平。

重点支持项目：风光一体化、风光储一体化、草光互补、林光互补、风电光伏制氢、新能源与煤电/油气/化工/高载能融合、零碳园区、零碳矿区等项目。 
时间节点：风电2027年12月底前完成核准，2029年6月底全容量并网；光伏2027年6月底前完成备案，2028年12月底全容量并网。

新能源汽车向电网放电所产生的上网电量，其上网电价采用"基准价×系数 ×时段浮动比例"的三段式定价机制：先以湖北省燃煤发电基准价0.4161元/千瓦时为基础，再乘以1.2倍的加成系数，最后乘以相应放电时段的价格浮动比例（分时时段划分与浮动比例参照湖北省现行工商业分时电价机制及武汉市迎峰度夏期间临时规定执行）。按夏冬季尖峰时段计算，反向放电的电价约为0.4161×1.2×2.05≈1.024元/千瓦时，显著高于平时充电成本，形成了"高峰放电获利、低谷充电备能"的价差套利空间，可有效激励电动汽车参与电网调峰，并为车主带来额外收益。充换电设施产权人还可自主按政策设定的时段放电并获取收益，也可委托其他单位运营，结算费用由双方协商确定。
 

本次政策对工商业用户实行差别化执行要求。大工业电价用户需全年执行分时电价（不包括国家有专门规定的电气化铁路牵引用电等），不设选择权；而一般工商业电价用户可自主选择是否执行分时电价，一旦选定后原则上需保持 12 个月内不变，以保障电价信号的稳定性。此外，温州市龙湾永强供电公司、各增量配电区域内企业按本通知规定执行；直接参与电力市场交易的用户则按照市场规则执行。

（1）跨区域产业融合：重庆依托西北新疆绿电发展算力产业，形成“算力+电力”跨省协同模式；西北资源省区依托风光资源布局零碳工业、储能、绿氢项目。
（2）市场化工具持续完善：各地同步落地绿电直连、辅助服务、新能源竞价、碳配额交易等市场化机制，用市场手段解决新能源消纳、企业减排问题。
（3）管控与扶持双向并行：一方面设置硬性约束，包括风光投产时限、数据中心绿电比例、高耗能限电、碳市场准入门槛收紧；另一方面出台扶持政策，支持分布式光伏储能、节能改造、储能参与电网调节、低碳服务产业发展。
（4）区域差异化定位清晰：重庆侧重算力绿色转型、城市及工商业碳管控；内蒙古聚焦分布式风光标准化、全域零碳产业建设；宁夏主攻电网负荷管理、储能调频、高耗能企业节能改造；新疆重点规范新能源开发竞价与能源项目招投标监管。

文件覆盖新型电力系统、新能源开发规范、电力市场化交易、算力与电力协同、碳市场扩容、有序用电管理、工业节能降碳七大板块。各地立足自身资源禀赋，统一以清洁能源、绿色低碳、产业转型为主线，一边出台刚性管控规则规范项目建设、用电、碳排放，一边配套扶持政策鼓励分布式光伏、储能、绿电、CCUS、绿氢等低碳项目落地。

在十五五期间源储调节能力增长40%（源储调节能力为电源和储能调节能力之和），推动配电网向源网荷储资源高效配置平台转变，2030年力争具备承载9亿千瓦分布式新能源接入能力。建立完善新能源消纳综合评价指标体系，2030年新能源发电量占比达到30%。
优化储能建设和调用。合理布局、积极有序开发建设抽水蓄能电站。大力发展新型储能，加力发展长时储能，鼓励多种储能技术路线发展，拓展新型储能在电源协同运行、电网稳定支撑及微电网、虚拟电厂等领域应用。推动新型储能调控方式创新，合理提升利用水平。2030年抽水蓄能装机达到1.6亿千瓦左右，新型储能装机达到3亿千瓦。
充分挖掘用户侧调节潜力，依托新型电力负荷管理系统，提高电力需求响应比例。充分利用电动汽车储能资源，开展车、桩、站、网融合互动探索，全面推广智能有序充电，扩大车网互动规模化应用范围，2030年车网互动聚合可调充电规模达到5000万千瓦左右。加快推进虚拟电厂规模化发展，2030年虚拟电厂调节能力达到5000万千瓦以上。
培育能源消费新场景新业态。推动多能融合互补发展，引导传统能源企业向综合能源生产服务商转型，建设一批电、气、热、氢等综合能源站。因地制宜发展适应新能源特性的用能产业，培育能源产消融合新模式，促进源网荷储深度融合。鼓励分布式光伏、分散式风电、生物质能、地热能等多场景多元化利用。推动零碳工厂和园区建设。利用市场机制聚合电动汽车、空调负荷等用户侧资源，引导虚拟电厂、智能微电网等新型经营主体创新发展。

2025年6月颁发的2025年可再生能源政策是该国可再生新能源领域的核心法律文件。
该政策确立至2030年将可再生能源发电量占总发电量的比重提升至20%，2040年达至30%的目标，明确将太阳能、风能、生物质能等13类技术纳入国家支持范围，核心政策条款包括：
项目规划和开发: 大型集中式可再生能源项目（公用事业项目），主要通过竞争性招标选择开发商进行建设。
全面放开分布式可再生能源市场，允许所有类型的电力用户（居民和工商业）在屋顶场所自行建设可再生能源系统，并依据《2018年净计量电价指南》将余电返送回电网，在下月电费中作相应抵扣。
推广可再生能源点对点（P2P）交易机制，允许私营独立发电商将其生产的可再生能源电力直接与用户开展售电交易。
微电网：允许私营主体在竞争性市场基础上在离网和偏远地区开发和建设小型微电网。
土地划拨: 明确允许在私人非农业用地上建设可再生能源项目，且无需办理土地性质转换手续。鼓励利用休耕地、沙洲、河岸、海滨等不具备高农业价值的土地开发可再生能源。重点推广 “农光互补”（Agrovoltaics） ，在农业用地上同时开展发电和种植/养殖活动。支持铁路、公路、水利、经济特区、出口加工区等拥有大量闲置土地的政府部门和机构，将其土地用于可再生能源开发。
政府监管：政府授权可持续和可再生能源发展局（SREDA）引入可再生能源购买义务，要求所有配电公司必须采购一定比例的可再生能源电力，并建立绿证交易市场。
分级管理：所有项目都必须向SREDA进行注册，纳入国家数据库统一管理。装机容量大于5MW的项目，需额外向监管机构能源管理委员会（BERC）申请发电许可证，接受严格监管。低压并网项目可通过配电公司进行注册，流程相对简化。
财政激励：自政策公布之日起，所有用于生产可再生能源的设备、部件和原材料免征进口关税和增值税。在2025年7月至2030年6月期间采用BOO（建设-拥有-运营）模式投运的所有合格项目，可享受10年全额免税，之后3年享受50%减免，最后2年享受25%减免。所有可再生能源发电设备、原材料，持有经认可实验室出具的测试报告，可免征进口关税和增值税。可申请土地印花税豁免。外国投资者还可享受经济区、出口加工区提供的其他优惠政策。

宁夏完善了电力市场不平衡资金管理、市场主体信用评价规则；新疆出台发电侧容量电价、机组调试期电量结算、绿电直连交易指南、新能源机制电价竞价预公告；西藏发布新版电力中长期市场实施细则，三地从价格机制、交易品种、结算标准、市场监管全维度规范电力市场运行，适配本地新能源发展特点。

主要分为两大板块，一是十五五（2026—2030）国民经济和社会发展规划纲要，各地均将清洁能源、新能源、绿色低碳、产业转型作为核心发展目标；二是电力市场专项政策，涵盖电价机制、中长期交易、绿电直连、容量电价、不平衡资金、信用评价、新能源竞价等规则，同步配套工业绿色低碳、人工智能 + 实体经济等支撑政策。

贵州省发改委公布了2026年新能源增量项目机制电价竞价结果。风电项目机制电价0.335元/千瓦时；光伏项目机制电价0.345元/千瓦时。本次竞价入选时已投产项目的机制电量执行起始时间为2026年6月1日。未投产的项目，自竞价申报投产时间的次月1日起开始执行。执行期12年。
甘肃公布了2027年度上半年新能源机制电价竞价结果。光伏竞价项目机制电价0.2447元/千瓦时，风电竞价项目机制电价水平0.2440元/千瓦时。
新疆维吾尔自治区发布了2027年度上半年增量新能源项目机制电价竞价预公告。本次组织批次为2027年1月1日至2027年6月30日期间计划投产且未纳入过机制电价执行范围的新能源项目。2025年度、2026年度未竞得机制电量的新能源项目(不含取消竞价资格项目)可继续参与本次竞价。

山西省能源局近期印发《关于促进车（站）网互动规模化发展的实施方案》，支持具备条件的充换电设施以独立主体身份或聚合为虚拟电厂参与电力中长期、现货及调频辅助服务市场交易，具体交易方式包括：
1.车（站）网互动虚拟电厂充电电量参照“负荷类”虚拟电厂规则参与现货市场交易，接受功率计划偏差考核；放电电量暂按照“不报量不报价”方式参与现货市场交易。车（站）网互动独立资源充电电量参照批发用户规则执行，放电电量暂按照“不报量不报价”方式参与现货市场交易。视市场运行情况，逐步完善放电电量交易方式。
2.车（站）网互动虚拟电厂充电电量在报装容量范围内自主参与用户侧中长期交易，相关考核标准与“负荷类”虚拟电厂保持一致；独立车（站）网互动资源参照批发用户规则参与中长期市场。鼓励聚合主体与新能源发电企业开展分时段双边协商交易，签订绿电中长期合同，持续提升绿色电力消费比重。
3.参与市场交易的放电电量，结算价格按放电所在时段发电侧实时现货加权平均电价执行，暂免分摊市场运营费用。
4.高峰放电补偿：在发生省间现货购电或跨省跨区应急调度购电的运行日，充换电设施于高峰时段（17:00—21:00）向电网放电的电量，在发电侧实时现货加权平均电价基础上，额外按30%标准进行市场化补偿。

四川省发改委与省能源局近期联合印发《四川省有序推动绿电直连发展实施细则（试行）》，对电源侧与负荷侧的具体要求包括：
1.绿电直连电源为新增的风电、太阳能发电、生物质发电等新能源，不包括存量已并网的水电、风电、太阳能发电和生物质发电等电源以及已批复的统调统分电源。
2.新增负荷可配套建设直连新能源项目，重点支持绿色用能需求大、负荷调节能力强、源荷匹配好的产业项目。存量负荷在已有燃煤燃气自备电厂足额清缴可再生能源发展基金的前提下开展绿电直连，通过压减自备电厂出力，实现清洁能源替代。鼓励有降碳刚性需求的直接或间接出口外向型企业及算力企业（含数据中心）利用周边新能源资源探索开展存量负荷绿电直连。
3.在国家出台相关政策前，暂不开展直连线路向多用户供电。项目整体采取自发自用为主，余电上网为辅模式运行，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%，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%。并网型绿电直连项目余电上网电量占总可用发电量的比例按照阿坝州、甘孜州、凉山州、攀枝花市原则上不超过10%，其他地区原则上不超过20%执行。

云南省近期发布了《云南省推进“人工智能+”能源高质量发展实施方案（2026—2030年）》，在新能源领域的具体应用主要包括：
1.新能源资源评估与智能选址：针对山地地形复杂的特点，利用人工智能分析历史气象数据、地理信息及卫星影像，建立高分辨率风能、太阳能资源图谱，优化风电场、光伏电站的微观选址和机组排布，提升发电量预测准确率。
2.高精度功率预测：积极推动研发适用于云南复杂山地气候的风光功率预测大模型，融合气象卫星数据、地形高程数据、设备运行状态、历史发电曲线等多源数据，提高新能源出力预测准确率。建立区域级集中预测中心，支撑电网调度和电力市场交易，提高新能源消纳水平。
3.智能运维：推广“无人机+机器人+智能穿戴”协同巡检与全自主智能作业模式，实现场站运维由“运行监视”向“无人化自主维护”的深度拓展。
4.储能与新能源协同优化调度：结合电力现货市场信号、气象数据与负荷需求，开发储能与新能源联合优化调度模型。探索“新能源+储能”联合参与市场交易的智能决策系统，制定最优充放电计划，提升新能源消纳能力和储能利用率，提高项目收益水平。
5.“绿电+智算”协同调度：开发算电协同调度模型，将智算负荷打造成灵活的“绿色电力消纳器”，实现数据中心运行与新能源出力智能匹配。在智算中心配套虚拟电厂，实现数据中心与风光出力智能匹配。

以福建省为例，福建省工信厅5月发布的《零碳工厂建设管理办法》把零碳工厂明确分成两档。零碳工厂要求以2021年为基准年，碳削减率达到100%——也就是完全不用"碳抵消"之外的任何碳排放手段实现净零；近零碳工厂则只需要年综合能耗5000吨标煤以上、获评省级绿色工厂、培育期内碳排放持续下降且碳削减率不低于5%。简单说，零碳是"金牌"、近零碳是"银牌"，企业可以根据自己的能力和节奏先争银再冲金。

福建省发改委5月发布的《虚拟电厂建设运行管理办法（征求意见稿）》对虚拟电厂的"地盘"做了精细划分：发电类虚拟电厂的聚合资源原则上不超过同一座220千伏变电站的供电区域，不能跨地市——也就是说，一个福州片区的虚拟电厂不能把厦门的资源拉进来；负荷类虚拟电厂的聚合范围则放宽到全省，发展初期甚至允许跨220千伏变电站区域聚合，灵活度更高。这样分层的设计，既保证了发电侧的安全性，又给用户的负荷资源留足了聚合空间。

2026年5月14日，国家发展改革委和国家能源局印发《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》(发改能源〔2026〕688号（https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/tz/202605/t20260520_1405313.html），关键内容如下：
1.适用范围
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。存量负荷中，单用户绿电直连项目可吸纳其他新建负荷，同时配套扩建新能源电源组成多用户绿电直连项目；有绿色电力消费需求的用户（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等）可利用周边新能源资源探索开展多用户绿电直连；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，组成多用户绿电直连项目。
2.规划投资与建设
项目规划：项目应按照“以荷定源”原则合理规划新能源装机规模，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%。
投资模式：项目应明确独立的主体作为项目主责单位；项目主责单位应具备法人资格，原则上由电源方与负荷方合资组建，也可以由电源方或负荷方一方单独投资组建，园区模式的项目主责单位可由园区管委会或第三方机构（不含运营输电业务的公共电网企业）投资组建。项目连接线路、变电设施、储能及运营平台原则上由项目主责单位投资建设。
3.交易与价格机制
市场参与方式：项目原则上应作为整体参与电力市场交易，由项目主责单位统一申报；初期，项目可以“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”参与电力现货市场。项目不得由电网企业代理购电。
价格机制：并网型项目应符合《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号）相关要求，公平承担输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等费用。项目主责单位负责统一与公共电网结算电费。并网型和离网型项目应按现行政策缴纳政府性基金及附加。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。

印度尼西亚国家电力公司（PLN）是当地电力系统的主导企业，掌握发、输、配主要资产，是全国唯一有权向公众供电的实体，拥有独家特许经营权。
私营企业可以独立发电商（IPP）的模式参与发电业务，但不能直接向终端用户售电，而是必须与PLN签订购电协议（PPA）将电力出售给PLN。但在私人拥有的工业和商业园区以及离网地区等特定场景，IPP被允许在边界范围内直接向终端用户销售电力。
私营企业可通过如下几种模式开发和建设新能源电站：
1.集中式光伏竞标项目：参与PLN主导的公开竞争性招标，中标后与PLN签订长期购电协议并建设集中式光伏电站。
2.打捆采购模式（GIGA ONE，将多个分散的项目整合为单一的采购包）:2026年4月PLN首次招标打捆采购总容量1.2GW的光伏项目，该采购模式未来有望扩展至水电、风能及电池储能系统。
3.屋顶光伏项目：该项目允许居民和工商业用户自行安装屋顶光伏系统并发电，工商业用户可利用工业和商业园区的屋顶资源自行投资或以合作租赁模式建设光伏设备并持有运营，但所发电力仅限于自发自用，不能对外销售。该项目采用配额申请制模式，2026年4月印尼政府启动1.3GW屋顶光伏配额容量。
4.村级光伏采购项目：印尼政府2025年8月推出“村级合作社百万光伏计划”，将在未来五年内部署100GW光储系统，其中20GW为集中式光伏电站，另外80GW为分布式微电网，将为全国8万个村庄部署“1MW光伏+4MWh储能”。社会资本可通过与当地政府合作（PPP）模式参与此项采购项目。
除上述“村级合作社百万光伏计划”外，印尼政府并未对其他类型新能源项目明文规定强制配储政策。

目前一些开展电力中长期市场交易的省份地区，如上海、重庆、四川、湖北、新疆等，均在当地发布的《电力中长期市场实施细则》中规定，对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段；对电网代理购电用户，由政府价格主管部门根据现货市场价格水平，统筹优化峰谷时段划分和价格浮动比例。

目前青海省和辽宁省均已为建立发电侧可靠容量补偿机制征求公众意见，在征求意见稿中，青海省2026年各类电源统一容量补偿标准按185元/（千瓦•年）执行；辽宁省本年度容量补偿标准暂按照370元/千瓦•年（含税）执行，执行期限1年。

以《江苏电力调频辅助服务市场实施细则（2025版）》为例，虚拟电厂只申报是否参与市场，若参与市场，按照市场最高成交价予以出清。

以《安徽电力现货电能量市场交易实施细则》为例，独立储能可以“报量报价”的方式，在现货电能量市场和调频市场中二选一参与出清。

根据几个已开展电力现货市场交易省份公布的交易信息，2026年3月山东电力现货市场新能源结算参考价为风电329.116元/兆瓦时，光伏104.367元/兆瓦时；广东省新能源现货均价为海上风电246.864元/兆瓦时，其他风电320.564元/兆瓦时，光伏206.426元/兆瓦时。
相比东部沿海区域，西北部区域因新能源资源丰富而负荷容量较低，新能源交易均价相应较低。2026年3月青海电力现货市场结算试运行新能源现货出清均价为风电230元/兆瓦时，光伏91元/兆瓦时；陕西省新能源出清均价风电160.198元/兆瓦时，光伏84.571元/兆瓦时。

新能源项目申报机制电量=该项目备案装机容量×该类型电源年平均发电利用小时数×（1-年平均厂用电率）×项目申报机制电量比例上限。
以浙江省为例，单个项目申报机制电量比例上限为90%；年平均发电利用小时数陆上风电为2000小时，光伏为1100小时；年平均厂用电率为0。

存量项目：0.4153元/千瓦时；增量项目：0.3816元/千瓦时（2026年第1次竞价结果）。

新能源存量项目：广东省最高，为0.453元/千瓦时；青海省最低，扶贫、特许经营权、光伏应用“领跑者”、分散式风电、不带新能源补贴项目机制电价为0.2277元/千瓦时。
增量项目：根据已公布的竞价结果，上海最高，风电光伏均为0.4155元/千瓦时；新疆最低，为风电0.21元/千瓦时，光伏0.15元/千瓦时。

国网供电区域：95598网站-信息公开-可开放容量有关信息，https://www.95598.cn/osgweb/ipOpenCapacityAndRestrictions?partNo=P2009
南网供电区域：南网在线-新能源专区-分布式光伏承载能力查询，https://gec.csg.cn:10288/gec/static/portal/#/home

马来西亚现行的针对光伏和储能的政策主要包括：

• 大型太阳能光伏项目（LSS）：政府定期通过公开竞争性招标鼓励建设大型太阳能发电项目，中标方可获得21年PPA购电合同。2026年计划启动LSS6招标，光伏容量规模2GW，并首次要求强制配套建设储能系统。
• 电池储能系统竞争性招标（MyBeST）：政府针对大型电网侧独立储能系统开展的竞争性招标。2025年12月首次招标4个100MW/400MWh独立储能项目，中标方获得20年PPA购电合同。
• 中小型光伏项目：

1. 太阳能加速转型行动计划（Solar ATAP）：允许用户安装并运营太阳能光伏系统用于自发自用，并将富余电力输送回电网，用于抵扣用户从电网公司购电的电费。
2. 社区可再生能源聚合机制(CREAM)：允许屋主将屋顶空间租赁给第三方，第三方可以聚合多个屋顶来安装太阳能光伏发电系统。产生的绿色电力可通过电网公司的配电网络直接出售给5公里范围内的电力用户。
3. 企业绿色电力计划（CGPP）和企业可再生能源供应计划（CRESS）：允许用电企业直接与可再生能源开发商签订购电协议。
4. 太阳能光伏自发自用机制（SELCO）：允许用户安装并运营太阳能光伏系统用于纯自发自用，对非家庭用户安装光伏容量无限制，但超过72kWp容量需强制配备至少1小时额定容量的电池储能系统。
    

可以从以下几个方面判断：一是看资质等级，高等级资质代表技术实力；二是看项目案例，特别是大型项目的执行情况；三是看知识产权，专利和软著的数量反映创新能力；四是看荣誉认证，高新技术企业和专精特新等称号代表综合实力。

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储能项目的投资回报周期与项目类型、电价政策、储能利用率等因素有关。一般来说，用户侧储能项目回报周期在3 5年，电网侧储能项目回报周期在5 8年。我们会为客户提供详细的投资回报分析报告。

首先要看设计资质，这是基本的准入门槛；其次要看项目经验，了解其是否有同类型项目的设计案例；最后要看技术创新能力，是否能提供优化的设计方案。

EPC是Engineering（设计）、Procurement（采购）、Construction（施工）的缩写，电力EPC工程是指由一家承包商负责电力项目的设计、采购和施工全流程，客户只需对接一家单位，降低管理复杂度。