核心观点 - 国家能源局联合多部门发布《关于深化提升"获得电力"服务水平 全面打造现代化用电营商环境的意见》，提出14项任务38条具体举措，目标到2029年实现办电便捷化、供电高质化、用电绿色化、服务普惠化、监管协同化的"五化"目标 [6][7][8] - 过去五年"获得电力"改革成效显著：累计为用户节省办电投资超3000亿元，办电时限压减40%以上，线上办理比例达97%，注册用户突破4亿户 [12][13] - 新能源发展迅猛：截至2025年4月可再生能源装机达20.17亿千瓦（同比+58%），风电光伏装机15.3亿千瓦首超火电，2024年新增装机占全球超50% [32] 办电服务优化 - 拓展"三零"服务：将用电报装容量160千瓦及以下民营经济组织全部纳入免费接电范围，预计五年新增受益群体150万户 [8][56] - 压减办电时间：无外线工程的低压非居民办电时间从15个工作日压减至5个工作日 [40][41] - 数字化升级：实现"刷脸办电""一证办电"，推广供电方案线上答复、远程视频竣工检验等"全程网上办"模式 [13][41][42] 电网建设与供电质量 - 配电网投资倾斜：南方电网"十四五"农网投资超1700亿元，2025年中央预算内投资50亿元专项解决农村电网"卡脖子"问题 [27][51] - 供电可靠性提升：2024年城网/农网平均停电时间较2020年下降28%/44%，京津冀等城市群户均停电时间低于1小时 [14][51] - 人工智能应用：国家电网光明电力大模型实现供电方案智能生成（时间压缩50%）、数字孪生电网建设、故障抢修效率提升（北京通州案例节省20分钟） [72][73] 新能源消纳与绿色转型 - 调节能力建设：2025-2027年专项行动确保新能源利用率不低于90%，支撑年均新增2亿千瓦新能源消纳 [33] - 分布式能源接入：加强配电网改造提升承载力，完善光伏接网、充电设施报装等服务机制 [34] - 绿电服务创新：南方电网非化石能源装机占比63%，深圳一季度绿证交易超1000万张，为外贸企业提供全链条绿电服务 [47][48] 区域差异化措施 - 海岛供电：海南29个近海岛屿实现大电网并联，广西6个远海岛屿建成微电网 [28] - 老旧小区改造：贵阳花果园小区通过债权物权分离解决18.9万户电力资产移交问题 [29] - 乡村用电：宁夏推广"共享电源"扫码用电模式，无需单独报装即可接入设备 [52] 企业服务专项 - 外贸企业保障：南方电网提供"保姆式代办"服务，深圳高端制造业园区电压合格率近100% [46][47] - 能效管理：免费提供能效诊断服务，推广"能效账单"模式帮助优化用电结构 [20][58] - 产业配套：国家电网推广"园网共建"模式实现"办电不出园"，福建试点"临时设备租赁"降低企业成本 [19][21]

推动绿电铝健康 有序发展 绿色转型是应对气候变化的必由之路，也是经济社会发展的新引擎。近日， 国家发展改革委、国家 能源局印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》 （ 以下简称《通知》 ），系统部署 绿 电直连 ， 开创了新能源就地就近消纳新模式、新路径，这不仅是深入贯彻习近平总书记关于国家 能源安全重要论述，推动提高能源高质量发展能力和水平的重要举措，还有效满足了重点用能行业 加快推进绿色低碳发展和应对国际绿色壁垒的迫切需求， 意义重大、 影响深远。 一、 为绿电直连立规矩，推动高水平供需协同 《通知》是首个推动绿电直连专项政策性文件，解决了 "想干不让干"的制度束缚和"想干不会 干"的能力短板，让绿电直连有规可依、有矩可循，更好激发内生动力，释放发展活力。 坚持 供需协同 立足低碳高效 绿电直连可实现供给的新能源电量清晰物理溯源，同时满足了企业绿色用能需求和新能源消纳水平 的提升。铝在有色金属中占半壁江山，既是有色金属降碳牛鼻子，也是国际贸易顺差贡献最大的品 种。《通知》的出台将有利于推动铝及有色金属行业实现双碳目标以及应对国际绿色低碳壁垒等约 束。 第一，绿电直连将为电解铝实现再绿色、再低碳提供强 ...

南方区域电力市场建设专题会 会议核心成果 - 南方区域电力市场已具备转入连续结算试运行条件 标志着全国统一电力市场初步建成的重要里程碑 [1] - 5月完成结算试运行总结 6月将启动连续结算试运行 国家发改委及能源局提供指导支持 [1] - 市场建设涉及跨省区协同 各省主管部门及市场主体完成基础性工作并取得实效 [1] 改革推进原则 - 坚持四大方向：理想情怀（对标2002年5号文及2015年9号文目标） 改革担当（应对机制调整风险） 科学智慧（尊重电力经济规律与区域实际） 沟通合作（共商共建模式） [2] - 明确区域电力市场需突破省间壁垒 强调"国之大者"的顶层设计定位 [2] 后续工作重点 - 牵头部门需倒排工期 协调连续结算试运行准备工作 [3] - 试运行后将聚焦深层次问题解决 需整合多方智慧资源 [3] - 要求区分市场正常波动与系统性风险 建立动态风险应对机制 [3] 参与主体 - 国家发改委及能源局相关司局 南方五省区政府部门 电力企业共同参会 [3]

新型电力系统建设第一批试点工作总体要求 - 聚焦新型电力系统前沿方向，依托典型项目和城市开展单一方向及多方向综合试点，探索新技术、新模式 [2] - 先期围绕构网型技术、系统友好型新能源电站、智能微电网、算力与电力协同、虚拟电厂、大规模高比例新能源外送、新一代煤电等七个方向开展试点 [2] - 坚持因地制宜，结合各地实际选择适宜方向，合理确定试点规模和范围 [2] - 鼓励采用新技术、新模式，支持应用智能电网国家科技重大专项和能源技术装备"补短板"成果，同步开展体制机制改革 [2] - 做好试点项目的申报优选、组织实施、效果评估、推广应用等全过程管理 [2] 试点方向具体内容 构网型技术 - 重点在高比例新能源接入的弱电网地区、"沙戈荒"基地大规模新能源外送地区应用新能源/新型储能构网型控制技术 [3] - 解决短路容量下降、惯量降低、宽频振荡等问题，提升新能源接网与送出能力 [3] - 在电网结构薄弱地区、孤岛运行系统应用构网型控制技术，提高系统电压、频率、功角稳定能力 [3] 系统友好型新能源电站 - 重点在保供偏紧或消纳压力较大地区新建或改造新能源电站 [3] - 通过长尺度高精度功率预测、风光储智慧联合调控运行等提升系统友好性能，高峰时段置信出力提升至10%以上 [3] - 电站与调度机构签订协同调度协议，明确协同调度运行方式及纳入电力平衡的可靠容量、支撑时长 [3] - 优先建设或改造新能源装机容量20万千瓦以上的项目 [3] 智能微电网 - 选择典型应用场景建设智能微电网项目，依托负荷侧资源灵活调控、源网荷储组网与协同运行控制等技术 [4] - 提高智能微电网自调峰、自平衡能力，提升新能源自发自用比例 [4] - 明确与大电网的资产、管理等方面的界面，以及调度控制、交互运行、调节资源使用等方面的权利与义务 [4] 算力与电力协同 - 重点在国家枢纽节点和能源资源条件好的非枢纽节点地区协同规划布局算力与电力项目 [4] - 探索"绿电聚合供应"模式，提高数据中心绿电占比 [4] - 通过算力负荷与新能源功率联合预测、算力负荷柔性控制、智能化调度等技术提升源荷协同水平 [4] - 加强数据中心余热资源回收利用，提高能源使用效率 [4] 虚拟电厂 - 围绕聚合分散电力资源、增强灵活调节能力等场景新建或改造虚拟电厂 [5] - 通过聚合分布式电源、可控负荷、储能等负荷侧资源并协同优化控制发挥灵活调节能力 [5] - 持续丰富虚拟电厂商业模式，通过参与电力市场、需求响应等获取收益 [5] 大规模高比例新能源外送 - 重点聚焦西北地区"沙戈荒"基地、西南地区主要流域水风光一体化新能源基地开发外送需求 [5] - 通过合理配置送端配套电源类型规模，优化接入电力系统方案 [5] - 采用电源一体化协同控制、柔性直流、多源自适应换相直流等先进技术 [5] - 提高输电通道安全稳定运行和灵活控制水平，提升输电通道输送绿电占比 [5] 新一代煤电 - 推动具备条件的现役机组和新建机组针对清洁降碳、高效调节两类指标分别开展试点 [6] - 清洁降碳方面采用零碳低碳燃料掺烧、CCUS等措施显著降低煤电碳排放 [6] - 高效调节能力提升方面满足所有技术指标要求，重点提高煤电机组快速变负荷、深度调峰和宽负荷高效调节能力 [6] 试点组织实施 - 申报单一方向试点的由省级能源主管部门或中央企业总部组织报送 [7] - 申报综合试点的由各省级能源主管部门组织各地级市能源主管部门形成综合试点方案 [7] - 申报项目建设或改造开工时间须在2024年8月之后 [7] - 国家能源局制定试点评审工作方案，委托第三方专业机构开展评审 [8] - 试点确定后严格按照申报方案开展建设或改造工作 [9] - 各级能源主管部门和中央企业全程跟踪项目实施 [9] 支持政策 - 统筹用好超长期特别国债等资金渠道对符合要求的试点项目予以支持 [10] - 试点成果纳入新型电力系统建设评价体系 [10] - 新一代煤电试点项目所需煤电规模由国家能源局优先安排 [10] - 支持新一代煤电试点机组与新能源实施联营 [10]

电力市场建设进展 - 新一轮电力体制改革以来，电力市场化交易规模持续扩大，市场制度规则体系加速成型 [1] - 中长期、现货和辅助服务市场体系实现有机衔接，市场优化资源配置作用进一步显现 [1] - 市场监管工作包括综合监管、专项监管和不当干预行为整治，促进能源电力保供和清洁能源消纳 [1] 全国统一电力市场建设规划 - 要深入贯彻二十届三中全会关于建设全国统一电力市场的决策部署，落实中央巡视整改要求 [2] - 需健全完善电力市场顶层设计和"1+6"基本规则体系 [2] - 持续推进南方区域、长三角电力市场建设，加快各省电力现货市场转入连续运行 [2] - 稳妥推进新能源全面参与市场，指导各地落实国家基础规则要求 [2] - 深化穿透式监管和数字化监管创新实践，筑牢电力市场运行"三道防线" [2] - 目标是在2025年初步建成全国统一电力市场 [2] 政策解读与经验分享 - 国家能源局市场监管司通报了电力市场建设和监管总体情况 [3] - 宣贯解读了《电力辅助服务市场基本规则》等制度规则 [3] - 国家发展改革委体改司、价格司介绍了全国统一电力市场体系建设和新能源参与市场政策 [3] - 南方、华东、西北监管局及甘肃、山西监管办分享了典型实践经验 [3] - 培训提升了参会人员对全国统一电力市场的认识和业务能力 [3]

绿电直连政策核心观点 - 绿电直连模式通过物理溯源实现新能源（风、光、生物质）向单一用户直接供电，政策以"四应"（呼应社会诉求、响应行业发展、回应系统安全、顺应电力改革）服务国家大局，推动新质生产力发展 [2] - 政策出台背景包括国内"双碳"战略需求、欧盟碳边境调节机制（要求商品用电碳排放按物理直连或协议认定计算）及新电池法规（认可直连电力碳足迹模型）等国际压力 [3] - 国家能源局通过多份文件（如2024年1537号、93号及2025年16号文）逐步推进绿电直连机制，最终《通知》提出可操作方案，目标为满足企业绿色用能需求并提升新能源就地消纳水平 [4] 呼应社会诉求 - 政策快速响应国内人大代表、政协委员及专家关于绿电直连的建议，同时应对欧盟碳关税（要求进口商品碳排放计算与欧洲碳市场持平）和电池法规（明确直连电力为碳足迹计算模型之一）的国际规则 [3] - 文件明确绿电直连项目需提升新能源自发自用电量占比（不低于总可用发电量的60%）及上网电量限制（一般不超过20%），强化本地消纳 [7] 响应行业发展规划 - 项目建设区分四类情形：存量负荷、新增负荷、出口外向型企业、新能源消纳受限项目，其中自备电厂存量负荷需清缴可再生能源发展基金后方可实施 [6] - 规划要求风光发电规模计入省级新能源开发方案，项目需纳入省级能源电力及国土空间规划，220/330千伏接入项目需通过安全风险评估 [6] - 模式创新明确主责单位（负荷方）、投资主体（电源/线路允许主体清单）及源荷关系（非同一主体需签长期购电协议） [6] 对应系统安全管理 - 运行管理要求项目落实安全生产措施、开展风险管控、评估设备故障，电网企业需公平开放接入 [9] - 调度运行需实现"四可"（可观可测可调可控），接入负荷管理系统并执行安全防护规定 [9] - 责权划分强调安全/经济/社会责任，项目需自主申报并网容量并承担超容供电责任 [9] - 系统友好性要求项目提升内部灵活性调节能力，对外限制与大电网交换功率峰谷差率 [9] 顺应电力市场化改革 - 绿电直连项目需作为整体参与电力市场交易（源荷非同一主体时以聚合形式参与），重申其平等市场地位 [10] - 计量结算以项目接入点为参考点，禁止绕越计量装置，强调规范费用缴纳（不得违规减免） [10]

政策背景及意义 - 优化用电营商环境是党中央、国务院关于营造市场化、法治化、国际化一流营商环境的重要组成部分[2] - 2020年1479号文实施近五年以来，我国基本实现低压小微企业用电报装"三零"服务和高压用户"三省"服务全覆盖，用电营商环境显著改善[2] - "获得电力"已成为我国供电服务领域的金字招牌[2] 总体要求 - 以"五化"为目标：办电便捷化、供电高质化、用电绿色化、服务普惠化、监管协同化[4] - 以"三个一批"为抓手：打造一批国际竞争优势城市、建设一批先进地区、发展一批特色城镇和乡村[4] - 全面构建新时代供电服务工作框架体系[4] 主要任务 办电便捷化 - 将低压办电"零投资"扩大至160千瓦及以下各类民营经济组织[5] - 对国家和省级重大项目开辟办电绿色通道[5] - 深化水电气联合服务，实施高频业务"一次办"，推行跨网办、跨省办等异地办电服务[5] - 推进办电档案数字化、数字电网和智能客服建设[5] 供电高质化 - 配电网建设改造资金向农村地区、民族地区、城中村等供电薄弱区域倾斜[6] - 深化配电网智能巡检体系建设，推动重点城市重点区域计划检修用户"零感知"[6] - 加快问题台区线路"整线成片"标准化治理，实现频繁停电问题动态清零[6] 用电绿色化 - 建立健全绿电宣传和推广长效服务机制[6] - 优化完善电动汽车充（换）电设施用电报装服务机制[6] - 免费提供电能监测、能效诊断、能效咨询等公共延伸服务[6] 服务普惠化 - 有序推进老旧小区、城中村等薄弱区域供配电设施规范化改造[7] - 健全民生供电设施监测、检修和抢修等保障机制[7] - 开展"电力客户经理+政务网格员"联合服务[7] 监管协同化 - 压实属地监督管理责任，基层能源主管部门协调解决群众办电用电问题[8] - 健全完善供电服务监管机制和执法体系[8] - 完善用户投诉处理制度，研究建立投诉转办和协同联办机制[8] 组织保障 - 深化应用"获得电力"工作协调机制，推动形成政企工作合力[9] - 压实供电企业主体责任，确保相关任务举措落到实处[9] - 及时梳理总结经验，持续深化改革创新[9]

绿电直连试点政策核心观点 - 绿电直连作为破解能源转型与碳关税壁垒的制度创新，通过物理直连实现电量清晰溯源，提升清洁能源利用效率 [2] - 中国方案构建与国际规则兼容的本土化框架，首创"物理隔离+市场联通"双轨机制，将电力从"通用商品"升级为"低碳通行证" [3] - 政策突破传统绿电交易模式，首创"物理直连+市场结算"双轮驱动，为源网荷储参与市场化交易开辟新路径 [4] - 通过配置储能、挖掘负荷调节潜力等方式解决间歇性能源挑战，明确负荷主体投资责任以平衡经济性与可靠性 [5] 制度创新与国际实践 - 欧盟《新电池法案》要求绿电直连需保持与大电网备用连接，拉脱维亚和波兰实践显示直连线路不限于孤岛系统 [2] - 中国首次明确定义绿电直连为新能源通过专线向单一用户供电的模式，按并网/离网分类并建立安全责任界面 [3] - 产权分界点物理切割实现"物理隔离+市场联通"，既保障公共电网安全又赋予市场主体自主权 [3] 市场化交易机制突破 - 并网型项目按"以荷定源"原则运行，现货市场地区采用自发自用为主+余电上网模式，非连续运行地区禁止反送电 [4] - 直连项目享平等市场地位，须整体参与电力交易并按交换功率结算，禁止电网企业代理购电 [4] - 政策实现新能源上网电量全市场化目标，与分布式光伏改革及电价市场化改革形成协同 [4] 项目运营与投资模式 - 要求配置储能和挖掘负荷调节潜力以应对风光间歇性，负荷单位承担主责，电源和专线由负荷/电源主体投资 [5] - 投资者需承担专线建设成本，通过收益成本市场化平衡激发活力，同时避免公共电网负担转嫁 [5] - 规范上网电量比例和退出机制，防止实际运行与设计偏差及新能源消纳不及预期 [5] 行业发展挑战与前景 - 用户需承担建设成本与市场交易不确定性，小系统经济性天然低于大电网，需通过减少依赖提升竞争力 [6] - 政策作为试水推动技术研发和市场机制完善，凝聚政府、企业、科研机构合力开辟清洁能源新路径 [6]

总体要求 - 以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大和二十届二中、三中全会精神，深入落实"四个革命、一个合作"能源安全新战略 [3] - 坚持人民至上、系统推进、示范引领、分类施策的原则，持续深化工作机制、服务模式、监管体系改革创新 [3] - 到2029年基本建成办电便捷化、供电高质化、用电绿色化、服务普惠化、监管协同化的现代化用电营商环境 [3] 持续改革创新，推进办电便捷化 - 拓展"三零"服务对象，将低压办电"零投资"扩大至160千瓦及以下各类民营经济组织 [4] - 低压用户全过程办电时间，无电力外线工程的不超过5个工作日，有电力外线工程的不超过15个工作日 [4] - 推广主动办电服务，供电企业通过政务平台等渠道动态获取项目用电需求，超前对接用户 [5] - 深化水电气等联合服务，加快推进水电气等数据共享，全面支持线上联合申请、材料一次提交 [6] - 推行全过程数智服务，实现办电资料一次提交、多场景共用、有效期内复用 [7] 加强全程管理，促进供电高质化 - 科学规划配电网布局，提高配电网灵活转带和自愈能力 [8] - 优化配电网投资管理，向农村地区、民族地区、老旧小区、城中村等供电薄弱区域倾斜 [8] - 加强配电网主动运维，深化配电网智能巡检体系建设，推广无人机巡检模式 [9] - 常态化治理频繁停电，严格管控"一年内停电次数不超过5次""连续60天停电次数不超过3次"标准 [10] 服务低碳转型，践行用电绿色化 - 助力绿电接入，各省级能源主管部门牵头组织开展分布式光伏接入电网承载力评估信息公开工作 [11] - 促进绿电消费，供电企业建立健全宣传和推广长效服务机制，鼓励引导重点用能单位使用绿电 [11] - 拓展公共增值服务，供电企业免费提供电能监测、能效诊断、能效咨询等公共服务 [12] 共享发展成果，推进服务普惠化 - 推动解决现有居民小区用电突出问题，有序推进老旧小区、城中村等供电普遍服务薄弱区域供配电设施规范化改造 [13] - 健全民生用电保障机制，供电企业常态开展民生供电设施状态监测，强化迎峰度夏度冬等特殊时期电网设备状态检修 [14] - 推进政企网格联动服务，政企联动开展"电力客户经理+政务网格员"联合服务 [15] 强化多方联动，推进监管协同化 - 压实属地监督管理责任，各省级能源主管部门牵头组织开展深化提升"获得电力"服务水平工作 [16] - 健全投诉处理工作机制，完善用户投诉处理制度，研究建立投诉转办和协同联办机制 [17] 组织保障 - 国家发展改革委、国家能源局强化顶层设计和整体协调，建立健全工作推进机制 [18] - 各供电企业要履行主体责任，将打造现代化用电营商环境工作纳入"一把手"工程 [18]

总体要求 - 以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的二十届二中、三中全会精神，完善制度机制、强化管理举措、提升服务水平，为构建开放透明、规范有序、平等竞争、权责清晰、监管有力的电力市场准入管理体系提供支撑 [3] 完善制度规范，优化电力市场准入环境 - 优化资质许可管理制度，将分布式光伏、分散式风电、新型储能、智能微电网等新型经营主体纳入电力业务许可豁免范围，合理压减承装（修、试）电力设施许可等级，科学调整准入条件标准 [4] - 完善持证企业权利义务，健全许可证载明的权利义务，包括落实产业政策及电力规划，遵守项目核准（备案）制度要求，执行电力运营规则和价格政策，履行社会普遍服务义务，规范市场退出 [4] 依法强化监管，增强资质许可管理功效 - 加强发电类电力业务许可管理，新建发电机组应在完成启动试运行后3个月内（风电、光伏发电项目在并网后6个月内）取得电力业务许可证，关停的煤电机组应及时办理许可变更或注销手续 [5] - 强化输电类电力业务许可管理，持证输电企业主网架新建、改建输电线路或变电设施投入运营，以及终止运营的，应于每年二季度集中申请办理许可事项变更 [5] - 完善供电类电力业务许可管理，供电营业区的设立、变更由派出机构会同省级电力主管部门审查批准，办理时限最长不超过45个工作日 [6] - 保障增量配电企业许可权益，已取得电力业务许可证的增量配电企业依法享有所辖配电区域内配电网投资建设及经营管理权利，电网企业应公平无歧视提供电网互联服务 [6] - 加强承装（修、试）电力设施许可管理，对不符合许可条件的持证企业要求及时整改，整改后仍未达标的重新核定许可等级或依法注销许可证 [7] - 推动电网工程市场公平开放，电网企业要健全完善公平竞争制度措施，推动电网工程竞争性施工业务向各类符合条件的经营主体公平开放 [7] - 深化信用分级分类监管，根据电力行业公共信用评价结果，对持证企业实施差异化监管措施，依法实施守信激励和失信惩戒 [7] 提升服务水平，践行"高效办成一件事" - 强化许可服务数字赋能，优化资信系统智慧监管功能，实现许可申请关键信息的自动核对和筛查预警，全面推广许可电子证照应用和互通互认 [8] - 推进许可服务提质增效，确保全国范围内各类资质许可业务无差别、同标准、高效率"一网通办"，为大型风光基地、跨区域特高压输变电线路、系统支撑性电源等重大项目提供一站式"快优通道"许可办理服务 [8] 加强组织保障，推进工作落实 - 健全协调机制，国家能源局加强与相关部门在政策对接、信息共享、系统建设等方面的沟通协调，派出机构要健全完善与辖区内省级电力主管部门、电力企业及电力用户间的联系协同机制 [10] - 压实工作职责，国家能源局加强对资质许可管理的工作指导和效能评估，派出机构要依法依规开展事中事后监管，省级电力主管部门要做好增量配电业务配电区域划分工作 [10] - 加强工作监督，国家能源局电力业务资质管理中心要健全完善监督评价指标体系和许可审查工作依法合规情况抽查机制，派出机构要切实加强辖区资质许可管理的日常行政监督 [11]