北极星售电网获悉，自2025年7月1日起，一批电力市场新政正式开始实施！
其中国家层面政策有：国家发改委发布的《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》、《承装（修、试）电力设施许可证管理办法》。
地方/区域层面政策有：《深化蒙西电网新能源上网电价市场化改革实施方案》、《深化蒙东电网新能源上网电价市场化改革实施方案》、《江西省发展改革委关于进一步完善分时电价机制有关事项的通知》、《安徽省关于进一步完善工商业峰谷分时电价政策有关事项的通知》等。
详情如下：
《深化蒙西电网新能源上网电价市场化改革实施方案》
5月30日，内蒙古自治区发展和改革委员会、能源局发布《深化蒙西电网新能源上网电价市场化改革实施方案》。方案提到，完善现货市场交易规则。完善现货市场交易规则，推动新能源公平参与实时市场。现货市场申报价格上限为1.5元/千瓦时；考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素，申报价格下限暂按-0.05元/千瓦时执行。后续结合市场价格运行实际，适时评估完善现货市场申报限价。
2025年6月1日前投产的新能源存量项目：
电量规模，衔接目前具有保障性质的上网电量规模确定，保持该部分电量收益基本稳定。一是分布式光伏、分散式风电、扶贫光伏、光热发电等项目的实际上网电量；二是带补贴集中式风电、带补贴集中式光伏、风电特许权项目、光伏领跑者项目（不含中标价格低于蒙西煤电基准价项目）分别按照215小时、250小时、1220小时、1210小时对应的电量安排（2025年按照剩余月份相应比例折算）；三是执行固定电价的新能源项目实际上网电量。相关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，但不得超过上一年。
机制电价，纳入机制的电量机制电价为蒙西煤电基准价（0.2829元/千瓦时）；执行固定电价的新能源项目上网电量的机制电价仍按照原核定电价确定。
执行期限，参照《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发〔2013〕24号）、《财政部关于〈关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见〉有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426号）等文件规定，纳入机制的项目达到全生命周期合理利用小时数或项目投产满20年后，不再执行机制电价。原国家批复文件中明确项目利用小时数或运行年限的，按照国家要求执行。
2025年6月1日起投产的新能源增量项目：
为促进集中式、分布式（分散式）等各类新能源项目公平参与市场，进一步深化上网电价市场化改革，衔接现行电力交易政策，暂不安排新增纳入机制的电量。后续根据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，结合电力市场运行实际及新能源项目收益等再行统筹考虑。
若后续年度安排纳入机制的电量，可按年度组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与，通过竞价形成，自治区价格主管部门会同能源主管部门明确机制电价竞价上下限及执行期限，委托内蒙古电力公司制定具体竞价规则并组织开展具体竞价工作，竞价规则应报自治区价格主管部门和能源主管部门备案。（相关阅读）
《深化蒙东电网新能源上网电价市场化改革实施方案》
5月30日，内蒙古自治区发展改革委、能源局发布关于印发《深化蒙东电网新能源上网电价市场化改革实施方案》的通知。在集中式新能源项目上网电量已基本全部进入电力市场的基础上，推动分布式光伏、分散式风电、扶贫光伏等新能源项目上网电量参与市场交易，实现新能源项目上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。
新能源项目可报量报价参与交易也可接受市场形成的价格。鼓励分布式、分散式新能源项目作为独立的经营主体参与市场，也可聚合后参与市场。未选择直接参与市场交易或未聚合的项目，默认作为价格接受者。
参与跨省跨区交易的新能源电量，市场交易电价和交易机制按照国家、自治区关于跨省跨区送电相关政策执行。
健全完善现货市场交易规则。蒙东电力现货市场运行后，推动全部新能源电量参与现货市场中的实时市场。现货市场申报价格上限暂定为1.5元/千瓦时；考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素，申报价格下限暂定-0.05元/千瓦时。蒙东电力现货市场运行后，结合市场价格运行实际，适时评估调整现货市场申报限价。
2025年6月1日前投产的新能源存量项目：
电量规模：衔接目前具有保障性质的上网电量规模确定，保持该部分电量收益基本稳定。一是分布式光伏、分散式风电、扶贫光伏等项目的实际上网电量；二是现货市场连续运行前，带补贴集中式风电、带补贴集中式光伏、风电供热试点项目、风电特许权项目继续按照790小时、635小时、1900小时、1900小时对应的电量安排（2025年按照剩余月份相应比例折算）；现货市场连续运行后，带补贴集中式风电、带补贴集中式光伏、风电供热试点项目、风电特许权项目分别按照380小时、420小时、760小时、720小时对应的电量安排。相关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，但不得超过上一年。
机制电价：纳入机制的电量机制电价为蒙东煤电基准价（0.3035元/千瓦时）。当市场环境发生重大变化时，结合市场价格运行实际适时调整机制电价水平。
执行期限：纳入机制的项目达到全生命周期合理利用小时数或项目投产满20年后，不再执行机制电价。原国家批复文件中明确项目利用小时数或运行年限的，按照国家要求执行。
2025年6月1日后投产的新能源增量项目：
为促进集中式、分布式（分散式）等各类新能源项目公平参与市场，进一步深化上网电价市场化改革，衔接现行电力交易政策，暂不安排新增纳入机制的电量。后续根据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，结合电力市场运行实际及新能源项目收益等再行统筹考虑。
若后续年度安排纳入机制的电量，可按年度组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与，通过竞价形成，自治区价格主管部门会同能源主管部门明确机制电价竞价上下限及执行期限，委托国网蒙东电力公司制定具体竞价规则并组织开展具体竞价工作，竞价规则应报自治区价格主管部门和能源主管部门备案。
江西省发展改革委关于进一步完善分时电价机制有关事项的通知
6月24日，江西省发展改革委发布关于进一步完善分时电价机制有关事项的通知。根据不同季节电力供需形势和负荷特性，按季节对峰平谷时段进行调整。调整后的时段为：
1月和12月：高峰（含尖峰）时段9:00-12:00、18:00-21:00，其中尖峰时段为18:00-20:00；低谷时段0:00-6:00；其余时段为平段。
2月：高峰时段16:00－22:00；低谷时段0:00－6:00；其余时段为平段。
7-9月：高峰（含尖峰）时段17:00-23:00，其中尖峰时段为7月、8月的20:30-22:30，取消9月尖峰电价；低谷（含深谷）时段1:00-5:00、11:30-14:30，其中深谷时段为12:00-14:00；其余时段为平段。
3-6月和10-11月：高峰时段16:00-22:00；低谷（含深谷）时段1:00-5:00、11:30-14:30，其中深谷时段为12:00-14:00；其余时段为平段。
在3-11月常态化设置午间深谷时段的基础上，继续执行重大节假日深谷电价政策：春节、“五一”国际劳动节、国庆节（具体时间以国家公布为准）12:00-14:00为深谷时段。
工商业用电用户平段电价由市场化用户上网电价（代理购电价格，下同）、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加构成，全年高峰、平段、低谷浮动比例统一调整为1.6:1:0.4，深谷浮动比例由原较平段电价下浮60％扩大到70％，尖峰浮动比例保持较平段电价上浮80％不变。上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加不参与浮动。
安徽省关于进一步完善工商业峰谷分时电价政策有关事项的通知
5月30日，安徽省发改委、安徽省能源局发布关于进一步完善工商业峰谷分时电价政策有关事项的通知。通知自2025年7月1日起正式实施。本次发布的正式版与此前征求意见稿内容一致。主要变动为午间新增一个谷时段：
春秋季(2-6月、10月、11月)：新增低谷时段11:00-14:00；高峰时段：6:00-8:00，16:00-22:00；平段：8:00-11:00，14:00-16:00，22:00-23:00；低谷时段：11:00-14:00，23:00-次日6:00;
夏季(7月、8月、9月)：新增低谷时段11:00-13:00；高峰时段：16:00-24:00；平段：0:00-2:00，9:00-11:00，13:00-16:00；低谷时段：2:00-9:00，11:00-13:00。
冬季(1月、12月)：新增低谷时段12:00-14:00；高峰时段：15:00-23:00；平段：6:00-12:00，14:00-15:00；低谷时段：12:00-14:00，23:00-次日6:00。
低谷电价在用户购电价格加输配电价基础上下浮61.8%；夏冬季月份(1月、7月、8月、9月、12月)高峰电价上浮84.3%，春秋季月份高峰电价上浮74%。峰谷分时电价损益通过系统运行费用向全体工商业用户分摊或分享，按月发布、滚动清算。
此外，通知表示对用电容量315 千伏安及以上执行工商业两部制电价和峰谷分时电价的工业用电：试行节假日深谷电价。每年3天及以上节假日期间(具体时间以国家公布为准)，午间11:00-15:00设置为深谷电价时段，深谷电价在低谷电价基础上下浮20%。执行尖峰电价政策。每年7月15日-8月31日，期间每日 20:00-22:00；每年12月15日-次年1月31日，期间每日 19:00-21:00；尖峰电价在高峰电价基础上上浮20%。
《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》
6月3日，国家发展改革委发布关于深化提升“获得电力”服务水平 全面打造现代化用电营商环境的意见(发改能源规〔2025〕624号)。意见提出14项任务38条具体举措，力争到2029年实现“五化”目标，即办电便捷化、供电高质化、用电绿色化、服务普惠化、监管协同化。其中关于“办电便捷化”，要做到办电成本更低、办电时间更短、办电方式更便捷。
文件明确，支持绿色电力应用。助力绿电接入。各省级能源（电力）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，组织供电企业针对性制定提升措施，促进配电网与分布式新能源协调发展。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，激发全社会绿电消费潜力。服务绿色出行。地方能源（电力）主管部门组织供电企业优化完善电动汽车充（换）电设施用电报装服务机制，进一步简化居民用户报装申请资料，持续提高接电服务效率。供电企业按照“三零”政策要求做好电动自行车充电设施接电服务，全力落实电动自行车安全隐患全链条整治任务，切实保障群众绿色出行需求。
《承装（修、试）电力设施许可证管理办法》
5月9日，国家发改委发布《承装（修、试）电力设施许可证管理办法》。本次修订按照依法依规、重点突出、有序实施的原则，修改条款26条、删除1条，重点对许可等级、申请条件、监督检查及法律责任等内容进行了完善。一是完善立法依据，细化许可范围。总则中增加《中华人民共和国能源法》作为立法依据，对承装、承修、承试电力设施的定义进行细化，进一步明确承揽发电项目升压站、外送线路等涉网工程需要取得许可证。二是压减许可等级，调整许可条件。将承装（修、试）电力设施许可由五级压减为三级，一级不变，原二、三级合并为二级，原四、五级合并为三级，对应调整许可范围，优化各级别人员数量及业绩标准，同时规范人员任职条件，明确社保缴纳要求。
许可证分为承装、承修、承试三个类别。取得承装类许可证的，可以从事电力设施的安装活动；取得承修类许可证的，可以从事电力设施的维修活动；取得承试类许可证的，可以从事电力设施的试险活动。
许可证分为一级、二级、三级。取得一级许可证的，可以从事所有电压等级电力设施的安装、维修或者试验活动；取得二级许可证的，可以从事330千伏以下电压等级电力设施的安装、维修或者试验活动；取得三级许可证的，可以从事35千伏以下电压等级电力设施的安装、维修或者试验活动。
宁夏回族自治区发展改革委关于明确功率因数调整电费有关事项的函
6月30日，宁夏回族自治区发展改革委发布关于明确功率因数调整电费有关事项的函，其中提到，集中式新能源场站、全额上网分布式（分散式）新能源场站、独立储能电站，上、下网无功电量暂不执行功率因数调整电费。燃煤自备电厂用户因配合系统电压调整导致考核产生惩罚电费，可按月向调度机构申请免除考核。
广东省关于进一步规范售电公司注册与持续满足注册条件管理的通知
6月12日，广东电力交易中心发布关于进一步规范售电公司注册与持续满足注册条件管理的通知，其中提到，电力交易机构对售电公司实施动态管理，对于已列入目录的售电公司，如经举报投诉核查属实，或电力交易机构自查发现售电公司通过隐瞒、提供虚假申请材料等方式违法违规进入市场等情况，由电力交易机构对其出具整改通知书，整改期限三个月，整改期间限制新增零售交易资格，未在规定时间内完成整改的，经地方主管部门和能源监管机构调查确认后，启动强制退出程序。
售电公司注册应具备《售电公司管理办法》中规定的各项注册条件。售电公司办理注册时，应通过电力交易平台向电力交易机构提交以下资料：工商注册信息、法定代表人信息、统一社会信用代码、从业人员信息、开户信息、营业执照、资产证明、经营场所和技术支持系统证明、企业信用报告等材料。
《天津市碳排放权交易管理暂行办法》
6月26日，天津市人民政府办公厅关于印发《天津市碳排放权交易管理暂行办法》（以下简称《办法》）的通知。《办法》指出，重点排放单位可以通过本市碳排放权交易市场购买或者出售碳排放配额，其购买的碳排放配额可以用于清缴。
重点排放单位足额清缴其碳排放配额后仍有结余的，可予以结转，具体规定由市生态环境局另行制定。
市生态环境局应当加强本市碳排放权交易市场价格监测，可以根据需要在碳排放配额调整量范围内通过有偿竞价发放、回购等手段调节市场价格、维护市场秩序。有偿竞价发放、回购可以按相关要求通过碳排放权交易机构实施。
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