國家能源局發布《可再生能源綠色電力證書核發實施細則（試行）》（征求意見稿）（3月26日）

3月26日，國家能源局發布《可再生能源綠色電力證書核發實施細則（試行）》（征求意見稿）。其中指出，配備儲能設施的可再生能源發電項目，儲能設施放電電量不核發綠證。項目應對儲能設施充放電量單獨計量，現階段未配置獨立計量裝置的，按項目上網電量扣減下網電量的原則核發綠證。

對于源網荷儲、風光制氫（氨/醇）、燃煤自備電廠可再生能源替代等包含多種發電類型、儲能裝置的一體化項目，項目業主應委托電網企業或其他法定計量檢定機構為其不同的可再生能源發電設施單獨裝表計量。

國家能源局華中監管局發布《湖北、江西、重慶電力調頻輔助服務市場運行規則》（4月2日）

4月2日，國家能源局華中監管局發布《湖北、江西、重慶電力調頻輔助服務市場運行規則》。新型經營主體含儲能企業、虛擬電廠、負荷聚合商等。不受調度單獨調控的新能源場配建儲能，可以風儲、 光儲形式作為一個調頻單元參與調頻市場。
 參與提供調頻輔助服務的調頻單元綜合調頻性能系數K應不低于0.6，若調頻單元因自身原因同一運行日內持續8個中標時段未能達到0.6，則當日不獲得調頻里程補償費用。

調頻里程申報價格上、下限分別暫定為15元/兆瓦、5元/兆瓦，已獲得容量電費但未主動參與市場申報的調頻單元自動參與市場申報，默認報價缺省值為5元/兆瓦。

電力現貨市場連續運行前，由發電側經營主體（含新型儲能上網電量）全額分攤，發電側經營主體中參與分攤的主體與華中區域“兩個細則”分攤主體保持一致。

《規則》明確風儲光儲和風光新能源小于10秒、新型儲能小于3秒、虛擬電廠和負荷聚合商等新型經營主體小于30秒的調節過程為隨機波動，不納入調節過程統計、考核與補償。

據調頻輔助服務市場運行參數表，新型經營主體合計中標容量占比為湖北30%，江西30%，重慶30%。

國家能源局東北監管局發布《東北電力輔助服務市場運營規則（征求意見稿）》（3月31日）

3月31日，國家能源局東北監管局發布《東北電力輔助服務市場運營規則（征求意見稿）》。文件明確，各省(區)實時深度調峰交易報價上限為當地平價新能源項目的上網電價。其中遼寧0.3749元/Wh，吉林0.3731元/Wh，黑龍江0.3740元/Wh、蒙東0.3035元/Wh。

東北電力調峰輔助服務分為基本義務調峰輔助服務和有償調峰輔助服務。電力輔助服務市場的經營主體為東北地區的并網發電廠，包括火電廠、風電場、光伏電站、核電廠。

安徽發改委發布《關于進一步完善工商業峰谷分時電價政策有關事項的通知（征求意見稿）》（4月1日）

4月1日，安徽發改委發布《關于進一步完善工商業峰谷分時電價政策有關事項的通知（征求意見稿）》，較現行電價政策，增加2-3小時的午間低谷時段，相應的平段電價也有調整。

春秋季（2-6月、10月、11月）

高峰時段（8h）：6:00-8:00，16:00-22:00；

平段（6h）：8:00-11:00，14:00-16:00，22:00-23:00；

低谷時段（10h）：11:00-14:00，23:00-次日6:00；

夏季（7月、8月、9月）

高峰時段（8h）：16:00-24:00；

平段（7h）：0:00-2:00，9:00-11:00，13:00-16:00；

低谷時段（9h）：2:00-9:00，11:00-13:00；

冬季（1月、12月）

高峰時段（8h）：15:00-23:00；

平段（6h）：6:00-12:00，14:00-15:00；

低谷時段（10h）：12:00-14:00，23:00-次日6:00；
低谷電價在用戶購電價格加輸配電價基礎上下浮61.8%；夏、冬季高峰電價上浮84.3%，春秋季高峰電價上浮74%。峰谷分時電價損益通過系統運行費用向全體工商業用戶分攤或分享，按月發布、滾動清算。
對用電容量315千伏安及以上工業用電試行節假日深谷電價：每年3天及以上節假日期間（具體時間以國家公布為準），午間11:00-15:00設置為深谷電價時段，深谷電價在低谷電價基礎上下浮20%。

對用電容量315千伏安及以上工業用電執行尖峰電價：每年7月15日—8月31日期間20:00-22:00，和每年12月15日—次年1月31日期間19:00-21:00，尖峰電價在高峰電價基礎上上浮20%。

用電容量100千伏安及以上工商業用戶執行峰谷分時電價政策，100千伏安以下工商業用戶可按年度自愿選擇執行峰谷分時電價。

江蘇省無錫市政府辦公室發布《無錫市零碳園區建設三年行動方案（2025—2027年）》（3月27日）

3月27日，江蘇省無錫市政府辦公室發布《無錫市零碳園區建設三年行動方案（2025—2027年）》。其中提出，2025年，遴選15家基礎較好、意愿較強、潛力較大的園區開展零碳園區建設，13家工廠開展零碳工廠建設，推動8個源網荷儲一體化項目建設，培育8家注冊虛擬電廠。到2027年底，完成10家以上零碳園區項目的建設與驗收，建成20家以上零碳工廠，建成10個以上源網荷儲一體化項目，培育20家注冊虛擬電廠。
推廣新型儲能應用，鼓勵在用戶側配置新型儲能，提升新能源就近就地并網消納能力。推動園區內新建民用建筑中星級建筑比例保持在100%。推廣“光儲直柔”、建筑信息模型等先進綠色技術集成應用。

推進新型儲能設施建設，加快分布式新能源就地使用，推動配電網改造升級，推動分布式發電與電動汽車（用戶儲能）靈活充放電相結合，支持分布式電源開發建設和就近接入消納，高標準建設園區智能微電網，提升園區源網荷儲協調能力。

依托國網無錫供電公司，建立無錫市虛擬電廠管理中心，完善虛擬電廠運營管理制度，統籌市級、區級虛擬電廠和公共建筑、充（換）電設施、數據中心等具體場景虛擬電廠建設工作，逐步推進新型儲能、分布式光伏、天然氣分布式發電等電源類項目，園區內工業企業、公共機構、商業空調等可調負荷資源接入虛擬電廠。

對零碳園區、零碳工廠建設情況、源網荷儲一體化項目完成情況等，按照績效評價結果，市級以“撥改轉”方式給予最高500萬元的獎勵，可與特色產業園獎補政策重復享受。