5月20日，安徽省能源局發布關于征求《關于貫徹落實(分布式光伏發電開發建設管理辦法〉的通知(征求意見稿)》意見的函。

其中指出：切實做好對自然人、非自然人、一般工商業、大型工商業分布式光伏發電項目的分類管理，積極推進分布式光伏發電就近就地開發利用?！栋不帐∧茉淳株P于做好2024年度6兆瓦以下地面光伏電站項目建設規模管理工作的通知》(皖能源新能函 〔2024〕94號)明確納入建設規模管理的6兆瓦以下地面光伏電站歸于集中式光伏項目管理。

鑒于各類工商業企業負荷特性存在明顯差異，我省對工商業分布式光伏年自發自用電量比例暫不做要求，鼓勵通過光儲協同、柔性負荷調度等方式提高自發自用比例。大型工商業分布式光伏原則上選擇全部自發自用模式，也可采用自發自用余電上網模式參與我省電力現貨市場，當用戶負荷發生較大變化時，可向省能源局申請調整為集中式電站。

在“四可”功能改造方面，新建項目應在并網驗收前通過相關功能測試，存量項目由電網企業、項目單位根據產權分界點加大投資建設改造力度，原則上于2025年12月31日前完成改造。

在備案方面，各市發展改革委要加強對屬地備案工作的指導，不得以統籌開發、市場整頓、容量限制等為由暫?；驎壕忢椖總浒?，確因拆遷移民規劃、鄉村風貌保護等原因暫不宜開展分布式光伏項目建設的，應依法向社會公開，并在辦理備案時告知備案主體及電網企業。項目開工后，備案主體應當及時通過安徽省投資項目在線審批監管平臺如實報送項目開工建設、建設進度、竣工時間和運維主體等信息。項目投產之前，不得擅自轉讓給其他投資主體。項目建成并網一個月內應完成建檔立卡填報工作。

在負荷方面，鼓勵分布式光伏發電項目通過光儲充一體化、源網荷儲協同互動等方式提升就地消納能力。依托新增負荷建設的全部自發自用的分布式光伏發電的項目，不受可接入容量的限制。

浙江溫嶺市人民政府發布《關于加強溫嶺市新型儲能電站管理工作的通知》（5月20日）

5月20日，浙江溫嶺市人民政府發布《關于加強溫嶺市新型儲能電站管理工作的通知》。文件規定，新型儲能項目建設單位應在竣工驗收合格后，及時向市住房和城鄉建設局申請消防驗收或備案抽查。

屬于特殊工程的，屬地建設部門在接到消防驗收申請后，組織或委托第三方技術機構對建設工程開展進行現場評定，并按照國家有關規定，出具《建設工程消防驗收意見書》。

電網側新型儲能項目原則上布局在負荷中心、電網調節能力較弱及新能源消納受限等區域，鼓勵建設功率不低于50MW、容量不低于100MWh的項目。

電源側新型儲能由投資主體根據各區域新型儲能規模和企業規劃建設的其他電源項目需要，做好儲能項目布局。

用戶側新型儲能由投資主體根據自身需要，做好儲能配置規劃。

上海市發展和改革委員會發布《上海市新型電力系統調節能力獎勵資金管理辦法》（5月16日）

5月16日，上海市發展和改革委員會網站發布《上海市新型電力系統調節能力獎勵資金管理辦法》的通知，通知指出，對于上海市范圍內建設運營的、服務于新型電力系統發展的調節能力給予資金補貼。

虛擬電廠資源聚合平臺、電動汽車充放電（V2G）調節能力、新型儲能三類項目（需在2024年1月1日至2028年12月31日并網）可申請獎勵，獎勵申請主體應為虛擬電廠運營商或新型儲能企業。

2025年9月1日前并網項目獎勵標準

1.虛擬電廠資源聚合平臺獎勵標準：按調節能力給予50元/千瓦·年獎勵，單個平臺每年最高150萬元。符合政策要求的項目可連續3年獲得獎勵。

2.V2G調節能力獎勵標準見下表，符合政策要求的項目可連續3年獲得獎勵。其中，智能充電樁獎勵僅適用于2024年底前，將個人自用非智能充電樁替代為智能充電樁的項目。

3.新型儲能度電獎勵。根據實際放電量給予獎勵。具備技術先進性、產業帶動性、用地集約性的用戶側儲能：0.2元/千瓦時。具備技術先進性、產業帶動性的獨立儲能電站：0.35元/千瓦時。具備技術先進性、產業帶動性、用地集約性的獨立儲能電站：對“入樓”部分儲能電池額外獎勵0.2元/千瓦時。符合政策要求的項目可按首年申報標準連續3年獲得獎勵，每千瓦時儲能容量每年可獎勵電量600度。

高比例先進技術獎勵。一次性獎勵先進技術設備投資高出常規鋰電投資部分的40%，單個項目最高5000萬元。

后續并網項目獎勵標準

2026年至2028年獎勵標準在上述標準基礎上逐年遞減：虛擬電廠資源聚合平臺、V2G調節能力項目每年下降5%；新型儲能項目每年下降10%。其中，2026年獎勵標準適用于2025年9月1日（含）至2026年6月30日（含）并網項目；2027年獎勵標準適用于2026年7月1日（含）至2027年6月30日（含）并網項目；2028年獎勵標準適用于2027年7月1日（含）至2028年12月31日（含）并網項目。

申請獎勵的企業需要滿足的條件

需符合信用狀況良好的基本條件，在本市公共信用信息服務平臺未記載3年內能源、環保領域嚴重失信信息，且未被列為失信被執行人、重大稅收違法案件當事人。

新型儲能項目技術先進性具體要求

儲能項目應采用具有高安全可靠性的先進技術。享受2025年度獎勵標準的，采用先進技術規模容量占項目總容量比例不低于15%；享受后續年度獎勵標準的，應用先進技術規模容量占項目總容量比例要求每年提升10%。享受2025年度高比例先進技術獎勵標準的，采用先進技術規模容量占項目總容量比例不低于75%；享受后續年度獎勵標準的，應用先進技術規模容量占項目總容量比例要求每年提升5%。

貴州發改委發布《省發展改革委關于優化完善峰谷分時電價有關事項的通知（征求意見稿）》（5月16日）

5月16日，貴州發改委發布《省發展改革委關于優化完善峰谷分時電價有關事項的通知（征求意見稿）》。新的調整下，非冬季的午間13:00-14:00改為低谷電價，而平段電價由此前的包含輸配電價，改為輸配電價不參與上下浮動，意味著峰谷電價差將因此縮小。

其中明確執行范圍包含：兩部制電價的工商業用戶，集中式充換電、獨立儲能電站充電。

工商業用戶參與浮動的平段電價為上網電價（交易電價或代理購電價格），輸配電價、系統運行費用、政府性基金及附加、上網環節線損費用不參與浮動。

天津市工信局等印發《天津市電力需求側管理實施細則》（5月15日）

5月15日，天津市工信局等印發《天津市電力需求側管理實施細則》。文件提出，工業、通信、金融、互聯網等對供電可靠性、電能質量要求高的電力用戶，應根據系統運行需要合理配置新型儲能設備，用電高峰期釋放儲能電量，從而降低大電網調峰調頻壓力。

鼓勵企業、園區、電力需求側管理服務機構等各類市場主體積極推動屋頂光伏建設和光伏建筑一體化應用，提升可再生能源消費占比，加快新型儲能多場景示范應用。鼓勵電力用戶購買可再生能源電力，促進可再生能源靈活消納。

市工業和信息化局、區電力管理部門應推進電網運行方式向源網荷儲互動、分層分區協同控制轉變，鼓勵各類市場主體參與綠電交易或購買綠證、使用綠電；鼓勵工業企業、工業園區開展綠色低碳微電網和源網荷儲一體化建設。

支持工業電力用戶、大型商業綜合體、酒店、公共建筑等電力用戶群積極參與虛擬電廠建設。推動虛擬電廠運營商參與需求響應、輔助服務等電力市場交易。

寧夏市場監管廳發布《構網型電化學儲能系統接入電力系統技術規范》《構網型儲能參數整定技術規范》、《構網型儲能系統接入電網測試規范》、《虛擬電廠并網運行技術規范》、《新能源場站風光資源監測技術規范》等5項地方標準征求意見稿。（5月14日）

5月14日，寧夏回族自治區市場監管廳發布關于征求《構網型電化學儲能系統接入電力系統技術規范（征求意見稿）》等5項地方標準意見建議的通知，面向社會公開征求意見，征求意見時間為30天（5月14日至6月13日）。

《構網型電化學儲能系統接入電力系統技術規范》

《構網型儲能參數整定技術規范》
 《構網型儲能系統接入電網測試規范》
 《虛擬電廠并網運行技術規范》

《新能源場站風光資源監測技術規范》

《構網型電化學儲能系統接入電力系統技術規范》規定了構網型電化學儲能系統接入電力系統的技術規范。 適用于通過10（6）kV及以上電壓等級接入交流公網的新建、改建和擴建的構網型電化學儲能系統，其他接入方式的構網型電化學儲能系統可參照執行。

《構網型儲能系統接入電網測試規范》規定了構網型儲能系統接入電網測試條件、測試設備、測試項目、測試方法及測試報告等。 適用于額定功率100kW及以上且儲能時間不低于15min的構網型電化學儲能系統，其他功率等級和儲能時間的構網型儲能系統可參照執行。

《虛擬電廠并網運行技術規范》規定了虛擬電廠功能要求、性能要求、數據接入要求、網絡安全要求、終端要求和信息交互要求。 適用于由國網寧夏電力有限公司所屬單位建設運營或社會運營商自建并統一接入自治區虛擬電廠管理平臺的虛擬電廠。

構網型電化學儲能系統接入電力系統方案應滿足電化學儲能電站接入電網設計規范要求。具有參與電力系統調峰、調頻、調壓等能力，具備有功功率響應及控制、慣量響應與一次調頻、阻尼控制、電壓調節及無功控制、黑啟動、并離網切換、構網模式和跟網模式切換等功能。

設備技術要求主要包括構網型儲能單元（儲能電池、構網型儲能變流器、升壓變）、無功補償設備等一次系統設備，調度自動化與通信系統、繼電保護與安全自動裝置等二次系統設備，以及相關輔助設備等。

其中，在額定電壓下，單個構網型儲能變流器交流側電流在110%額定電流下，應能長期持續運行；在120%額定電流下，持續運行時間應不少于2min。

儲能電站升壓站已完成啟動投運，儲能單元已完成核相及帶負荷檢查試驗，場站具備并網測試條件后，方可進行接入電網的現場測試。構網型儲能系統應在并網運行3個月內完成接入電網測試，測試過程中應記錄測試數據和環境條件，測試完成后應出具測試報告。

虛擬電廠運營商將各類分布式資源（可調節負荷、分布式電源、儲能）聚合，并通過聚合運營系統接入虛擬電廠管理平臺參與電網運行及電力市場。其中儲能側資源應為區內電源側、電網側、用戶側各類儲能設施。

虛擬電廠聚合運營系統平均無故障工作時間應不低于10000小時，每月運行可靠率應不低于99%。

調節容量應不低于10MW，且應不低于最大用電負荷的10%。調節響應時間應不超過15min。

廣西壯族自治區發改委就《新能源可持續發展價格結算機制實施細則》、《廣西壯族自治區深化新能源上網電價市場化改革實施方案》征求意見

近日，《廣西壯族自治區新能源可持續發展價格結算機制實施細則》、《廣西壯族自治區深化新能源上網電價市場化改革實施方案》發布。其中明確：分布式新能源機制電價為廣西燃煤基準價0.4207元/kWh，納入機制電量比例為100%。集中式新能源項目（不含海上風電項目）機制電價為0.324元/kWh， 其中2025年電量已由2025年中長期合約保障，不再設置機制電量。

機制電價執行期限為剩余全生命周期合理利用小時數對應年份與投產滿20年對應年份較早者確定。

增量項目機制電價，由已投產和未來12個月內投產、且未納入過機制執行范圍的項目自愿參與競價形成，分為風電、光伏兩類組織競價。競價時按報價從低到高確定入選項目，競價上限暫定為0.4207元/kWh，競價下限初期可按照最先進電站造價水平折算度電成本確定，后續視情況取消。

納入2025年機制電量的規模，按照廣西2024年新能源非市場化比例確定為33%（全年為65%）/廣西現行新能源非市場化比例確定為8%（全年為16%）。

2026年及后續年份每年新增納入機制的電量規模，根據可再生能源消納責任權重完成情況，以及用戶承受能力等因素確定，但不得高于上一年。超出消納責任權重的，次年納入機制的電量規模適當減少；未完成的，次年納入機制電量的規模適當增加。單個項目申請納入機制的電量的比例不超過80%。

每月對納入機制的電量按機制電價開展差價結算，將市場交易均價與機制電價的差額納入系統運行費用，向全體工商業用戶分攤分享。

明確新能源參與市場方式，集中式新能源項目以“報量報價”或“報量不報價”方式參與現貨市場，分布式新能源可作為價格接受者或由聚合商聚合參與現貨市場。