8月政策速览 | 分布式光伏成为能源发展“新势力”|分布式光伏|新能源|海上风电|消纳|电力|能源发展

8月26日，国务院新闻办举行“高质量完成‘十四五’规划”系列主题新闻发布会。国家能源局有关负责人介绍“十四五”时期能源高质量发展成就并答记者问。

“十四五”期间，我国构建起全球最大、发展最快的可再生能源体系，可再生能源发电装机占比由40%提升至60%左右；能源消费“逐绿前行”，全社会用电量中，每3度电中就有1度绿电；分布式光伏成为新势力，新增装机超过4亿千瓦，其中户用光伏新增1.6亿千瓦，全国有700多万个家庭当上了光伏“房东”。

8月5日，中国人民银行、国家发改委等七部门联合印发《关于金融支持新型工业化的指导意见》，支持新一代信息技术、基础软件和工业软件、智能（网联）汽车、新能源等新兴产业符合条件的企业在多层次资本市场融资，加快建设支持高碳产业绿色低碳化转型的金融标准体系，强化绿色信贷、绿色债券等多元化绿色金融工具在制造业绿色低碳转型中的应用。

8月4日，河北省发改委下发《关于组织开展绿电直连项目申报工作的通知》，优先支持算力、钢铁、水泥、化工、制氢、锂离子电池制造、生物医药等重点行业企业申报；优先支持已纳入风电、光伏项目储备库的项目申请开展绿电直连；鼓励尚未开展电网接入工程建设或因新能源消纳受限无法并网的新能源项目履行变更手续后开展绿电直连。

8月11日，内蒙古自治区发改委、工业和信息化厅能源局印发《内蒙古自治区零碳园区培育建设方案》，指导支持有条件的地区率先创建国家级零碳园区，并细化部署自治区零碳园区培育建设工作。文件提出，将分3阶段建设包括建设零碳园区电网系统、加强绿电高比例供给消纳、强化储能和柔性负荷管理、大力推进园区节能降碳改造、培育绿色低碳产业新动能、强化园区资源节约集约、完善升级园区基础设施、推进碳捕集利用与碳汇开发、搭建绿色智慧能碳管理平台、增强园区涉碳综合服务能力、加强零碳标准规则制定在内的11项重点内容。

8月12日，甘肃省发展和改革委员会、甘肃省工业和信息化厅、甘肃省能源局、国家能源局甘肃监管办公室发布《甘肃省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案》，提出2025年6月1日以前投产的新能源存量项目，纳入机制的电量规模为154亿千瓦时，机制电价为0.3078元/千瓦时。2025年6月1日起投产的新能源增量项目每年新增纳入机制的电量规模，根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定，单个项目申请纳入机制的电量，应不高于其全部上网电量的80%。已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的新能源项目均可参与竞价。分布式光伏项目可自行参与也可聚合参与竞价，聚合商原则上应参考售电公司资质。

8月20日，山西省发改委发布《山西省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案（征求意见稿）》，提出存量项目机制电价按现行燃煤发电基准价确定为0.332元/千瓦时（含税），机制电量原则上按照具体新能源项目2022年7月至2025年5月非市场化电量平均占比确定。增量项目首次竞价上限按山西省燃煤发电基准价格确定为0.332元/千瓦时（含税），下限为0.199元/千瓦时（含税）。项目申报机制电量上限=项目装机容量×近三年本地区同类型电源平均发电利用小时数×（1-平均厂用电率）×上限比例。其中上限比例根据电力市场建设及新能源发展等情况确定。

8月21日，黑龙江省发改委发布《黑龙江省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案（征求意见稿）》，提出存量项目妥善衔接现行具有保障性质的相关电量政策，规模上限不高于现行保障性收购电量，新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。机制电价与现行保障性价格政策保持一致。增量项目机制电量第一年纳入机制电量与现有新能源非市场化比例衔接，第二年及以后根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况及用户承受能力等因素确定。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价按入选项目最高报价确定，但不得高于竞价上限。

8月25日，重庆市发改委发布《重庆市深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》，提出存量项目纳入机制电量规模衔接现行保障性收购政策，规模上限为100%，机制电价按现行煤电基准价0.3964元/千瓦时执行。增量项目竞价电量规模根据国家下达的非水可再生能源消纳责任权重完成情况及用户承受能力等因素确定，机制电价通过竞价确定。已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的新能源项目均可参与竞价，按报价从低到高确定入选项目。机制电价原则上按入选项目最高报价确定，但不得高于竞价上限，竞价结果执行期限暂按12年确定。

8月25日，贵州省发改委发布《贵州省关于深化新能源上网电价市场化改革实施方案（试行）》，明确存量项目电量规模妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策，110千伏以下项目机制电量比例为100%，110千伏及以上项目机制电量比例为80%，其可在此范围内自主确定执行机制的电量比例，次年纳入机制电量比例不得高于上一年水平。机制电价执行贵州省燃煤发电基准价0.3515元/千瓦时。增量项目2025年首次竞价电量规模与2024年新能源非市场化比例适当衔接，按2025年6月1日至12月31日期间预计新建投产新能源上网电量的77%确定；新能源按同类型项目自愿参与竞价形成机制电价，竞价时按报价从低到高确定入选项目。

8月27日，云南省发改委、云南省能源局、国家能源局云南监管办公室联合印发《云南省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的实施方案》，提出存量分布式光伏、分散式风电项目机制电量为月度电量的100%，机制电价执行燃煤发电基准价0.3358元/千瓦时。每年新增的机制电量规模，按照国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况确定，竞价下限考虑先进电站造价水平（仅包含固定成本）折算度电成本确定。

8月29日，安徽省发改委发布《安徽省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案（征求意见稿）》，提出存量项目电量规模按项目实际上网电量乘以年机制电量比例确定，机制电价为燃煤发电基准价0.3844元/千瓦时。增量项目电量规模2025年竞价为85%，后期将根据新能源发展情况适时调整，考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素，确定竞价上下限。

8月5日，上海发改委发布《关于上海市贯彻落实新能源上网电价市场化改革有关事项的通知》，提出2025年6月1日（不含）前全容量并网的存量项目最高按年度电量总规模的100%纳入机制电量，机制电价统一为0.4155元/千瓦时。2025年6月1日（含）后全容量并网的增量项目年度机制电量总规模，根据国家下达本市的年度非水电可再生能源消纳责任权重完成情况、用户承受能力等因素合理确定，单个项目机制电量规模、机制电价通过市场化竞价方式形成，按照本市当年度开展竞价后发布的竞价结果公告确定。

8月6日，重庆市江津区发改委发布《关于规范有序推进屋顶分布式光伏开发建设的通知》，提出农村屋顶光伏开发需结合当地居民建筑特点，高标准、统一化、协调化、美观化，要与美丽乡村建设相融合。鼓励各镇街整合农村屋顶资源，统一规划布局，择优选择投资实力强、开发建设资质优、信用记录好的能源企业，结合产业发展、城乡规划、村容村貌进行整体设计、统筹开发，实现光伏开发带动产业发展、助力乡村振兴。

8月18日，常州市人民政府关于印发《国家碳达峰试点（常州）实施方案》的通知，要求全面提升新能源供给能力，规范分布式光伏发电开发建设管理。因地制宜开展多场景分布式新能源建设，建设一批支撑可靠供电、灵活调节的系统友好型新能源电站试点。推进重点企业绿电直连供电试点项目建设，争取扩大试点范围。到2030年，全市可再生能源装机规模达800万千瓦。