一、规划计划类政策

2023年1~6月 国家能源局发布

1、《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023-2025年）》

2月27日，国家能源局印发《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023-2025年）》，提出要形成油气上游领域与新能源新产业融合、多能互补的发展新格局。在具体工作方面，《行动方案》提出：

Part.1

统筹推进陆上油气勘探开发与风光发电。着力提升新能源就地消纳能力。重点推进大庆、长庆、胜利、塔里木、新疆、华北等油田风电和光伏发电集中式开发；在油气矿区及周边地区，积极推进油区内风电和光伏发电分布式开发，重点推广应用低风速风电技术，合理利用荒山丘陵、沿海滩涂等资源，积极推进风电就地就近开发。

Part.2

统筹推进海上油气勘探开发与海上风电建设。形成海上风电与油气田区域电力系统互补供电模式；在不具备岸电的情况下，推进海上风电为平台孤网直供电，实施绿色电力部分替代，在具备岸电的情况下，以电网作为调峰，推进高比例海上风电为油气平台供电，逐步实现绿色电力全部替代。

Part.3

加快提升油气上游新能源存储消纳能力。推动新型储能在油气上游规模化应用，有序推动储能与新能源协同发展；海上打造以风电与天然气发电融合发展为主的综合能源模式。

Part.4

积极推进绿色油气田示范建设。扩大分布式能源接入和应用规模，创新新能源全产业链开发利用合作模式。

Part.5

在保障措施方面，《行动方案》明确要求各级能源主管部门要加大支持力度，对于作为油气勘探开发用能清洁替代的太阳能、风能、氢能、地热等新能源项目，优先列入各级能源发展规划。

2、《国家能源局关于加快推进能源数字化智能化发展的若干意见》

3月28日，《国家能源局关于加快推进能源数字化智能化发展的若干意见》印发，《意见》提出要推动数字技术与能源产业发展深度融合，到2030年，能源系统各环节数字化智能化创新应用体系初步构筑、数据要素潜能充分激活，数字技术与能源产业融合发展对能源行业提质增效与碳排放强度和总量“双控”的支撑作用全面显现。

《意见提出》要加快行业转型升级，并设定了6个发展方向，要以数字化智能化技术加速发电清洁低碳转型、以数字化智能化技术支撑新型电力系统建设、以数字化智能化技术带动煤炭安全高效生产、以数字化智能化技术助力油气绿色低碳开发利用、以数字化智能化用能加快能源消费环节节能提效、以新模式新业态促进数字能源生态构建。

3、《2023年能源工作指导意见》

4月6日，国家能源局印发《2023能源工作指导意见》。《指导意见》提出要把“四坚持”作为2023年工作的基本原则，即坚持把能源保供稳价放在首位、坚持积极稳妥推进绿色低碳转型、坚持创新驱动提升产业现代化水平、坚持高水平改革开放增强发展动力。《指导意见》提出了2023年全国能源工作的3大主要目标：

Part.1

一是供应保障能力持续增强。全国能源生产总量要达到47.5亿吨标准煤左右，能源自给率稳中有升；电力充足供应，发电装机达27.9亿千瓦左右，发电量达9.36万亿千瓦时左右；“西电东送”输电能力达到3.1亿千瓦左右。

Part.2

二是结构转型深入推进。非化石能源占能源消费总量比重提高到18.3%左右。非化石能源发电装机占比提高到51.9%左右，风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到15.3%。

Part.3

三是质量效率稳步提高。单位国内生产总值能耗同比降低2%左右。

Part.4

《指导意见》提出要大力发展风电太阳能发电，全年风电、光伏装机增加1.6亿千瓦左右。为此，《指导意见》明确要求：

推动第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目并网投产，建设第二批、第三批项目，积极推进光热发电规模化发展。

稳妥建设海上风电基地，谋划启动建设海上光伏。

大力推进分散式陆上风电和分布式光伏发电项目建设。

Part.5

《指导意见》还首次提出“积极推动能源消费侧转型”，要求加快建设智能配电网、主动配电网，提高接纳新能源的灵活性和多元负荷的承载力，提升生产生活用能电气化水平，重点推进工业、建筑、交通等领域清洁低碳转型。

二、风光专项政策

2023年1~6月 国家能源局发布

4、《农村能源革命试点县建设方案》

3月23日，国家能源局、生态环境部、农业农村部、国家乡村振兴局联合下发通知，决定组织开展农村能源革命试点县建设的，要求每个省级行政单位自愿组织优选不超过1个县，申报农村能源革命试点县。为更好推荐工作，四部门同步印发《农村能源革命试点县建设方案》，到, 2025年时，试点县可再生能源在一次能源消费总量占比超过30%，在一次能源消费增量中占比超过60%。

《建设方案》还设定了重点任务，其中包括：

Part.1

推进可再生能源发电就地就近开发和利用。按照集中开发和分散发展并举的原则，大力发展多能互补，在保护生态的基础上，加快风电、光伏发电建设开发。

Part.2

探索扩大可再生能源终端直接应用规模。支持在具备条件的工业园区、现代农业产业园、农产品加工基地等，结合微电网和源网荷储一体化开发建设分布式新能源项目，推动绿色电力直接供应。

Part.3

推进分布式能源技术创新应用。加强适用于农村应用场景的风力发电、高效率光伏发电、新能源并网和运行控制、清洁高效生物质能供热供气等技术研发应用。

Part.4

探索建设新型农村能源网络。探索构建适应大规模分布式可再生能源并网和多元负荷需要的智能配电网。

5、《关于支持光伏发电产业发展规范用地管理有关工作的通知》

3月20日，《自然资源部办公厅 国家林业和草原局办公室 国家能源局综合司关于支持光伏发电产业发展规范用地管理有关工作的通知》印发。《通知》的要点整理如下：

Part.1

做好光伏发电产业发展规划与国土空间规划的衔接。优化大型光伏基地和光伏发电项目空间布局。合理安排光伏项目新增用地规模、布局和开发建设时序。

Part.2

鼓励利用未利用地和存量建设用地发展光伏发电产业。在严格保护生态前提下，鼓励在沙漠、戈壁、荒漠等区域选址建设大型光伏基地；对于油田、气田以及难以复垦或修复的采煤沉陷区，推进其中的非耕地区域规划建设光伏基地。

Part.3

光伏发电项目用地包括光伏方阵用地和配套设施用地，根据用地性质实行分类管理。其中，光伏方阵用地不得占用耕地，不得改变土地用途，严禁擅自建设非发电必要的配套设施。

6、《风电场改造升级和退役管理办法》

6月5日，国家能源局印发《风电场改造升级和退役管理办法》，有效期5年。《管理办法》明确提出鼓励并网运行超过15年或单台机组容量小于1.5兆瓦的风电场开展改造升级，并网运行达到设计使用年限的风电场应当退役。

《管理办法》的若干要点整理如下：

Part.1

风电场改造升级原并网容量不占用新增消纳空间，鼓励新增并网容量通过市场化方式并网。

Part.2

风电场改造升级项目补贴电量的上网电价按改造前项目电价政策执行，其它电量的上网电价执行项目核准变更当年的电价政策。

Part.3

对不改变风电机组位置且改造后用地面积总和不大于改造前面积的改造升级项目，符合国土空间规划的，不需要重新办理用地预审与选址意见书。

Part.4

并网运行未满20年且累计发电量未超过全生命周期补贴电量的风电场改造升级项目，如按相关规定享受中央财政补贴资金，改造升级工期计入项目全生命周期补贴年限。改造升级完成后需按有关规定，由电网企业及时变更补贴清单，每年补贴电量按实际发电量执行且不超过改造前项目全生命周期补贴电量的5%。

Part.5

风电场完成改造升级后，对并网运行满20年或累计补贴电量超过改造前项目全生命周期补贴电量的项目，不再享受中央财政补贴资金。

海上风电场的改造升级和退役等问题，不适用该办法。

7、《关于开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作的通知》

6月13日，《国家能源局综合司关于开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作的通知》下发。《通知》提出，为解决分布式光伏接网受限等问题，拟选择山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建6个试点省份，每个省选取5－10个试点县（市）开展为期1年的分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作，逐步探索积累经验，为全面推广相关政策措施奠定基础。

随《通知》同步下发的《分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点实施方案》提出，要通过试点工作：

Part.1

系统梳理分布式光伏并网存在的“堵点”“难点”“痛点”，指导和督促电网企业开展分布式光伏接入电网评估等相关工作。

Part.2

以最大程度提高分布式光伏接入电网承载能力为目标，开展研究评估工作。

Part.3

积极评估采用新型配电网、新型储能、负荷侧响应、虚拟电厂等措施打造智能配电网，挖掘源、网、荷、储的调节能力，提高分布式光伏接入电网承载能力。

Part.4

统筹分布式光伏与电网发展，优先选取接入容量大、渗透率高的部分地区开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施的试点研究。

Part.5

关于具体工作安排，《实施方案》提出如下要求：

以省级电网企业为单位组织，编写《省级分布式光伏接入电网承载力及提升措施研究分析报告》，并对高压输电网制约分布式光伏接入的县（市）按照《分析报告》要求开展专题分析，提出针对性的解决措施及相关工作计划。

省级能源主管部门要合理安排分布式光伏备案规模和建设时序，引导企业、居民做好分布式光伏开发建设工作。其中，不存在接网消纳困难的县（市），应按照现有政策规定做好本年度分布式光伏接网工作，不得以变电容量不足、接网存在问题等理由拒绝符合条件的分布式光伏备案、接网，或设置其他前置条件。而确实存在接网消纳困难的县（市），按照现有条件做好接网工作，并严格落实分布式光伏接网能力提升措施。

三、储能政策

2023年1~6月 国家能源局发布

8、《发电机组进入及退出商业运营办法》

6月12日，国家能源局印发《发电机组进入及退出商业运营办法》，在进入及退出商业运营管理方面，该办法将独立新型储能视作发电机组进行管理。

《办法》明确了并网调试工作条件和程序，进入商业运营的条件，进入和推出商业运营的程序，调试运行期上网电量结算等内容。《办法》规定：

Part.1

首次并网调试时，独立新型储能的市场主体，需与电力调度机构、电网企业签订并网调度协议和购售电合同。

Part.2

进入商业运营前，独立新型储能按照相应工程验收规范完成整套启动试运行。

Part.3

可再生能源发电机组、独立新型储能自首台机组或逆变器并网发电之日起纳入电力并网运行和辅助服务管理。

Part.4

调试期间上网电量结算方面，独立新型储能自完成整套设备启动试运行时间点起至满足直接参与电力市场交易条件前，上网电量继续由电网企业收购，纳入代理购电电量来源；调试运行期上网电量，按照当地同类型机组当月代理购电市场化采购平均价结算。

Part.5

在退出商业运行程序上，独立新型储能进行扩建、改建并按规定解网的，从解网时刻起自动退出商业运营。

《办法》即日生效，有效期5年，《发电机组进入及退出商业运营管理办法》（电监市场〔2011〕32号）、《国家能源局关于取消新建机组进入商业运营审批有关事项的通知》（国能监管〔2015〕18号）等政策同步废止。

9、《关于开展新型储能试点示范工作的通知》

6月16日，《国家能源局综合司关于开展新型储能试点示范工作的通知》印发，《通知》宣布将以推动新型储能多元化、产业化发展为目标，组织遴选一批典型应用场景下，在安全性、经济性等方面具有竞争潜力的各类新型储能技术示范项目，项目原则上已完成备案，且预计在2024年底前投产。各省级能源主管部门、中央企业集团有资格推荐新型储能项目业主单位参与，每个推荐单位推荐项目原则上不超过3个，同一技术路线的项目不超过2个。

为更好地开展工作，《通知》同步印发了《新型储能试点示范工作规则（试行）》，《规则》将“新型储能项目”界定为指除抽水蓄能外以输出电力为主要形式，并对外提供服务的储能项目。《规则》明确提出，示范期限原则上为2年，示范项目需在发布公告之日起1年内投产；如遇特殊情况，经报国家能源局同意，示范期和投产日期可延长不超过1年。

 

四、征求意见稿

2023年1~6月 国家能源局发布

10、《关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见（征求意见稿）》

 

4月20日，国家能源局综合司下发通知，对外公开征求《关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见（征求意见稿）》意见。《指导意见》确立了夯实稳定物理基础、强化稳定管理体系、加强科技创新支撑的总体思路，并提出以下几点工作要求：

Part.1

完善合理的电源结构。统筹各类电源规模和布局，大力提升新能源主动支撑能力，逐步实现新能源在电力供应和稳定支撑方面的可靠替代。

Part.2

科学安排储能建设。按需建设储能，形成多时间尺度、多应用场景的电力调节能力；有序建设抽水蓄能；积极推进新型储能建设。充分发挥电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、氢储能、热（冷）储能等各类新型储能的优势，探索储能融合发展新场景。

11、《关于进一步规范可再生能源发电项目电力业务许可管理有关事项的通知（征求意见稿）》

5月19日，国家能源局综合司下发通知，对外公开征求《关于进一步规范可再生能源发电项目电力业务许可管理有关事项的通知（征求意见稿）》意见。《通知》做出若干规定：

Part.1

豁免部分分散式风电项目电力业务许可。在现有许可豁免政策基础上，将全国范围内接入35kV及以下电压等级电网的分散式风电项目纳入许可豁免范围，不再要求取得电力业务许可证。

Part.2

规范可再生能源发电项目许可登记。风电、光伏发电等可再生能源发电项目在申请电力业务许可证时，“机组情况登记”同一栏目中可登记单台（个）机组（单元），也可登记多台机组。光伏发电项目以交流侧容量（逆变器的额定输出功率之和，单位MW）在电力业务许可证中登记，分批投产的可以分批登记

五、地方监管局政策

2023年1~6月 国家能源局发布

12、《西北区域电力并网运行管理实施细则（征求意见稿）》与《西北区域电力辅助服务管理实施细则（征求意见稿）》

5月16日，国家能源局西北监管局下发通告，对《西北区域电力并网运行管理实施细则（征求意见稿）》《西北区域电力辅助服务管理实施细则（征求意见稿）》等2份文件再次公开征求意见。西北监管局表示起草上述2份文件的目的在于做好西北区域碳达峰、碳中和工作，构建西北新型电力系统，深化电力体制改革，持续推动能源高质量发展，促进源网荷储协同互动，规范电力并网运行管理，保障西北电力系统安全、优质、经济运行及电力市场有序运营。

《电力并网运行管理细则》规范管理3类主体：省级及以上电力调度机构直接调度的各类型并网主体，由地调直调的风电、光伏，由地调直调的装机容量50MW及以上的水电站、生物质能发电厂、光热发电厂。其中，并网主体又包括发电侧并网主体、负荷侧并网主体和新型储能等3类。

《辅助管理实施细则》将电力辅助服务界定为基本辅助服务、有偿辅助服务2类。前者为相关并网主体义务提供，无需补偿；后者实现打分制，针对不同情况设定了分值，并依照分值计算补偿费用，每分对应金额为1000元。

Part.1

一次调频。新型储能一次调频服务补偿按照一次调频月度动作积分电量150分/万千瓦时（15元/kWh）补偿。

Part.2

AGC服务。新型储能AGC适用于调度机构直接调度的容量为6MW/1h及以上的独立新型储能电站。新型储能并网主体月可用率达到98%以上，每提高1%补偿1分/万千瓦（0.1元/kW）。新型储能在AGC指令下，实际最大放电功率加上最大充电功率计算调节容量，按0.2分/万千瓦（0.02元/kW）补偿。新型储能贡献电量合格率补偿=新型储能贡献合格率×3分/万千瓦（0.3元/kW）。

Part.3

黑启动。新能源场站（风电场、光伏电站）及新型储能电站每月2分/万千瓦（0.2元/kW），对并网主体的补偿最高不超过最高300分/月（30万元/月）补偿。

Part.4

稳控装置切负荷。区域稳控装置动作切抽蓄电站抽水负荷、新型储能等，按每次补偿4分/万千瓦（0.4元/kW）。

13、《华中区域电力辅助服务管理实施细则（征求意见稿）》与《华中区域电力并网运行管理实施细则（征求意见稿）》

6月12日，国家能源局印发《发电机组进入及退出商业运营办法》，在进入及退出商业运营管理方面，该办法将独立新型储能视作发电机组进行管理。

《办法》明确了并网调试工作条件和程序，进入商业运营的条件，进入和推出商业运营的程序，调试运行期上网电量结算等内容。《办法》规定：

5月18日，国家能源局华中监管局下发通告，对《华中区域电力辅助服务管理实施细则（征求意见稿）》《华中区域电力并网运行管理实施细则（征求意见稿）》等2份文件公开征求意见。华中监管局表示，制定上述2份文件是为适应新型电力系统主体多元、源网荷储良性互动的特征，在对原有的《华中区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》《华中区域发电厂并网运行管理实施细则》的进行全面修订的基础上形成的，新增了对新能源、新型储能、负荷侧并网主体等并网技术指导及管理要求。 

《辅助管理实施细则》扩大了辅助服务提供主体范围，将新型储能和负荷侧并网主体纳入管理范围：

Part.1

新型储能纳入范围：能够响应电力调度机构统一指令且容量不低于4MW/1小时的电化学储能电站及储能系统，压缩空气、飞轮等其它新型储能电站将参照执行。

Part.2

负荷侧并网主体纳入范围：能够直接响应调度指令的传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络等容量不低于5MW、向上或向下调节能力不低于5MW、持续时间不低于1小时的可调节负荷，包括独立电力大用户和聚合平台两类（含负荷聚合商、虚拟电厂等形式聚合）。

《辅助管理实施细则》丰富了电力辅助服务品种，新增了有偿一次调频、转动惯量、爬坡、稳定切机、稳定切负荷服务5个品种，并设定了不同的补偿原则与标准。

《并网运行管理实施细则》扩大了并网的管理主体，从原先的“省级及以上电力调度机构调度管辖的并网发电厂”扩展到所有“接入 35kV 及以上电压等级并网主体”，并提出35kV以下的并网主体辅助服务管理可以在本细则基础上，根据当地实际情况，在不影响公平合理的前提下，适当精简项目，由省级电力调度机构报相应能源监管机构同意后实施。

 

14、《南方区域电力市场运营规则（试行）（征求意见稿）》

6月2日，国家能源局南方能源监管局发布通告，对《南方区域电力市场运营规则（试行）（征求意见稿）》公开征求意见，共15章138条。

《运营规则》第15条提出，要根据电力发展需要，探索建立容量补偿机制（容量市场）和市场化的输电权分配和交易机制。开展风电、光伏等可再生能源、抽水蓄能和独立储能等参与电力市场试点。

六、标准法规

2023年1~6月 国家能源局发布

15、《2023年能源行业标准计划立项指南》

3月8日，国家能源局综合司印发《2023年能源行业标准计划立项指南》，用以指导能源行业标准计划（含制定和修订）立项工作。《立项指南》提出要紧密围绕碳达峰、碳中和目标任务，突出重点领域和关键技术要求，提出能源行业标准计划，设立了煤炭、油气、火电、可再生能源、新型电力系统、新型储能与氢能等6个立项重点方向。

 

七、其他类

2023年1~6月 国家能源局发布

16、《2023年电力安全监管重点任务》

1月17日，国家能源局综合司印发《2023年电力安全监管重点任务》，确立了“三杜绝”的目标，即杜绝重大以上电力人身伤亡责任事故、杜绝重大以上电力安全事故、杜绝电力系统水电站大坝垮坝漫坝事故。在重点任务方面，《重点任务》提出以下要求：

Part.1

加强电网安全风险管控。组织开展电化学储能、虚拟电厂、分布式光伏等新型并网主体涉网安全研究，加强“源网荷储”安全共治。推进非常规电力系统安全风险管控重点任务落实。

Part.2

开展海上风电施工安全专项监管。细化安全监管要求，进一步形成监管合力，做好海上风电质监工作。

Part.3

加强新能源发电安全监管。加强风电、光伏、小水电并网安全评价行业标准宣贯执行。研究制定新能源涉网安全监督管理措施和流程。