政策中心

《湖南省发展和改革委员会关于2026年度新能源机制电价竞价工作有关事项的通知》（湘发改价调〔2026〕612号）

湖南省发展和改革委员会

湖南2026年度机制电价竞价参数落地，竞价上限较沿海省份偏低，反映中部省份新能源入市收益预期收紧，项目收益率测算基准明确。

《关于同意南方区域电力市场转入正式运行的复函》（发改办体改〔2026〕715号）

国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司

全国首个区域电力市场转正，省间壁垒破除，标志全国统一电力市场体系从省级现货走向区域一体化联合出清，五省区新能源消纳与跨省互济进入常态化机制。

《能源保供中长期合同管理办法（试行）》（国家发展改革委令2026年第50号）

国家发展改革委

中长期合同保供稳价作用制度化、法治化，为新能源全面入市背景下的电力保供与高比例签约履约提供上位规则，与现货市场扩容形成制度配套。

《河北省进一步深化新能源上网电价市场化改革增量新能源项目竞价工作方案》（冀发改能价〔2026〕993号）

河北省发展和改革委员会

河北136号文承接机制迭代完善，竞价规则标准化后增量风光项目机制电价形成更可预期，为2027年度竞价奠定制度基础。

《上海市零碳园区建设工作方案》（沪发改环资〔2026〕130号）

上海市发展改革委、上海市经济和信息化委员会

超大城市零碳园区路径落地，绿电直供、微电网与能碳平台构成完整实施链条。

《辽宁省拟安排绿电直连项目公示》

辽宁省发展和改革委员会

辽宁绿电直连从方案走向项目落地，高载能与绿色氢醇产业借直连绿电降碳。

《工业和信息化部办公厅关于集中组织开展2026年典型案例征集工作的通知》（工信厅办函〔2026〕411号）

工业和信息化部办公厅

以案例征集推动工业绿色微电网从指南走向实践，树立可复制标杆，加速工业领域绿电应用。

《关于2025-2027年开工抽水蓄能电站电价政策有关事项的通知》（鲁发改价格〔2026〕627号）

山东省发展改革委、国家能源局山东监管办公室、山东省能源局

山东率先落地114号文，为全国抽蓄容量电价树立标杆，明确长时储能收益测算基准

《关于同意京津冀等5个城市群开展氢能综合应用试点工作的通知》（工信部联节函〔2026〕266号）

工业和信息化部、财政部、国家发展改革委

五大城市群氢能试点正式落地，覆盖绿氢制储输用全链条，区域绿氢绿醇项目进入兑现期

《福建省虚拟电厂建设运行管理办法（试行）》

福建省发展改革委、国家能源局福建监管办公室

福建落实357号文的省级实施细则，规范虚拟电厂入市全流程，支持民营企业投资运营。

《关于有序开展绿电直连项目建设工作的通知》

福建省发展和改革委员会

福建打通单用户向多用户直连升级通道，零碳园区成为绿电直连核心载体。

《四川省推进算力设施优化布局提质建设和算电融合发展实施方案（2026—2028年）》

四川省发展改革委等部门

四川将清洁能源优势转化为绿色算力竞争力，绿电直连+激励配置打通算电融合项目落地路径

《关于电网侧独立新型储能容量电价有关事项的通知》（陕发改价格〔2026〕924号）

陕西省发展改革委

陕西率先承接114号文建立独立储能容量电价，长时储能获稳定保底收益，商业模式跑通

《关于加强和规范绿电直连发展的通知》

山东省发展改革委、山东省能源局、国家能源局山东监管办公室

山东整合绿电直连、绿电产业园、源网荷储三类模式，海上风电与港口算力场景大幅放宽。

《四川省支持绿色低碳发展若干政策措施》（川发改环资〔2026〕236号）

四川省发展改革委

四川以省级预算内投资真金白银支持长时储能和绿氢项目，15%投资补助显著改善项目经济性

《关于促进人工智能与能源双向赋能的行动方案》（国能发科技〔2026〕34号）

国家发展改革委、国家能源局、工业和信息化部、国家数据局

算电协同上升为国家行动方案，打通绿电直连、市场参与和多年期绿电交易路径，利好新能源就近消纳

《江西省有序推动绿电直连发展实施方案》（赣发改能源规〔2026〕226号）

江西省发展改革委、江西省能源局

江西绿电直连落地细则出台，50公里半径与20%上网上限明确项目边界与消纳约束。

《青海省省级零碳园区建设方案》（青发改环资〔2026〕196号）

青海省发展改革委、青海省工业和信息化厅、青海省能源局

青海依托清洁能源高地建设省级零碳园区梯队，绿电供给与绿色算力深度绑定。

《吉林省绿电直连项目开发建设实施方案（试行）》

吉林省能源局、吉林省发展和改革委员会

吉林明确绿电直连市场化结算规则，新能源富集省份就近消纳通道打开。

《关于开展氢能综合应用试点工作的通知》（工信部联节〔2026〕59号）

工业和信息化部、财政部、国家发展改革委

氢能版十城千辆启动，中央奖补最高80亿元，绿氢绿醇获规模化消纳场景和降本目标

《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号）

国务院办公厅

国务院层面电力市场顶层设计，明确现货转正与新型主体入市时间表，虚拟电厂获最高层级定位。

《关于公布新型电力系统建设能力提升试点名单（第一批）的通知》（国能发电力〔2026〕16号）

国家能源局

新型电力系统试点从文件走向项目清单，源网荷储协同与微电网进入规模化验证期。

《湖南省分布式光伏发电开发建设管理实施细则》（湘发改能源规〔2025〕843号）

湖南省发展改革委

中部省份最严落地细则之一，80%自发自用门槛引导大型工商业光伏转向高比例就地消纳。

《关于促进增量配电网高质量发展的若干措施（试行）》和《内蒙古自治区增量配电业务管理细则（试行）》（内能源电力发〔2026〕2号）

内蒙古自治区能源局

全国首个省级增量配电常态化管理细则，打通新能源消纳、储能与市场交易机制，成改革样本。

《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）

国家发展改革委、国家能源局

容量电价机制首次覆盖气电、抽蓄和独立储能，为长时储能提供稳定收益预期，重塑调节性电源商业模式

《国家能源局关于推动煤电与新能源融合发展的实施意见》（国能发电力〔2026〕69号）

国家能源局

首次系统性提出煤电与新能源融合5类场景：新能源直接接入近区公用煤电机组、接入公用热电联产机组、海上风电接入沿海公用煤电机组、近区新能源接入自备煤电机组打捆、厂内/近区新能源直连煤电厂用能系统；技术要求：新能源场址边缘距煤电厂址直线距离原则上不超过100公里；新能源须可观可测可调可控；鼓励融合项目年度碳排放较融合前降低5%以上、力争10%以上；对符合条件项目予以中央资金补助

《电力现货市场基本规则（公开征求意见稿）》（征求意见公告（修订发改能源规〔2023〕1217号））

国家发展改革委

征求意见期2026-10-19至11-18；拟自2027-01-01起施行、有效期5年，届时替代2023年试行规则；明确新型经营主体（新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商、智能微电网、绿电直连项目等）全面参与现货市场竞争；支持新能源与场站内配套储能作为联合报价主体参与申报、出清、调用、结算和考核

《新型电池产业发展“十五五”规划》（工信部联规〔2026〕220号）

工业和信息化部、国家发展改革委、交通运输部、商务部、市场监管总局、国家能源局、国家铁路局（七部门）

锂电池行业首个国家级专项规划，设置共性关键技术、先进材料和高端设备、新型电池产品创新、高端系统集成、数智化赋能五个专栏；到2030年全固态电池初步实现规模化应用；持续推进固态电池、钠电池、液流电池、燃料电池产业化；聚焦先进电极材料、新型电解质、回收利用及电池护照；推动新型电池在储能、低空经济、智能机器人等场景应用

《陕西省发展和改革委员会关于做好新型储能项目管理工作的通知》（陕发改能新能源〔2026〕1284号）

陕西省发展改革委

全国率先将“清单外不得给电价”升级为“清单外不得开工”：实行享受容量电价项目清单＋自主实施项目清单双清单管理，纳入省级清单方可办理电网接入审批；随文发布《陕西省电网侧独立储能推荐接入供电区》，推荐接入总容量757万千瓦（7.57GW），覆盖西安、宝鸡、咸阳等10地市；备案后2年内未入省级项目库的电网侧独立储能项目宣布作废；纳入清单至建成后三年内不得转让或变更股权；调出清单后2年内不得重新纳入

《海南省虚拟电厂建设运行管理办法（试行）》（海南省发改委2026年9月17日印发（主动公开件））

海南省发展改革委

自2026-11-01起施行；规范虚拟电厂建设、注册接入、能力测试、运行、交易、退出全流程管理；聚合发电侧资源为10kV及以下分布式光伏/分散式风电，负荷侧为用户侧储能、充换电设施、楼宇空调、工商业可调负荷；可调节容量不小于1MW、连续响应不低于1小时；设海南省虚拟电厂管理中心，能力测试通过生成“数字能力证书”；经南方区域电力交易平台注册参与电能量、辅助服务、需求响应市场，同一调节行为不得重复获益

《新型电力系统建设"十五五"规划》（发改能源〔2026〕942号）

国家发展改革委、国家能源局

2030年初步建成新型电力系统：非化石发电量占比50%、支撑28亿千瓦+新能源消纳、新型储能规模化发展，明确微电网与虚拟电厂在配电网侧的系统地位。

《可再生能源发展"十五五"规划》（发改能源〔2026〕1067号）

国家发展改革委、国家能源局

2030年可再生能源装机35亿千瓦、风电太阳能装机28亿千瓦以上；海上风电"十五五"新增开工规模明确，源侧配建储能纳入置信出力计算。

《新型能源体系建设"十五五"规划》（发改能源〔2026〕884号）

国家发展改革委、国家能源局（经国务院同意）

能源领域最高层级规划：2030年非化石能源消费比重25%、非化石发电量占比50%，风电光伏成为电量主体。

《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法》（国家发展改革委令第42号）

国家发展改革委、工信部、住建部、交通运输部

消费端刚性义务+消纳端属地责任双轮驱动：首次将非电消费（氢氨醇、供暖）纳入考核；电解铝/钢铁/水泥/数据中心被列为首批强制绿电消费行业，2026年8月1日施行。

《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028年）》（国能发规划〔2026〕45号）

国家能源局

稳妥有序关停30万千瓦级及以下煤电机组；支持煤电CCUS改造（改造后供电煤耗与排放双降），推动节能降碳技术改造。

《中华人民共和国生态环境法典》（主席令第七十号）

全国人民代表大会（国家主席签署）

世界首部以"生态环境"命名的法典，5编1242条，第四编"绿色低碳发展"为全球首创独立专编；2026年8月15日施行，碳合规进入法典时代。

《关于第四监管周期省级电网输配电价、区域电网输电价格及有关事项的通知》（发改价格〔2026〕1077号）

国家发展改革委

核定第四监管周期输配电价，8月1日起执行，直接决定工商业用电成本结构与微电网、储能等新业态过网费水平。

《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2026〕688号）

国家发展改革委、国家能源局

绿电直连从单用户扩展到多用户，工业园区、零碳园区可组建直连项目，优先支持算力设施和绿氢氨醇产业。

《工业绿色微电网建设与应用指南（2026—2030年）》（工信厅联节〔2025〕77号）

工业和信息化部、国家发展改革委、国务院国资委、市场监管总局、国家能源局

首份全国性工业微电网指导文件，明确高载能等四类应用场景，要求新建可再生能源项目年自消纳比例不低于60%。

《山东省电力辅助服务管理实施细则》（鲁监能市场规〔2025〕63号）

国家能源局山东监管办公室

山东将虚拟电厂纳入辅助服务补偿与考核体系，2026年7月前完成新主体条款试运行。

《江西省虚拟电厂建设运营工作指南》（赣能运行字〔2025〕105号）

江西省能源局

江西落实357号文的省级操作指南，规范虚拟电厂注册准入与多市场交易，支持民营资本参与。

《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号）

国家发展改革委、国家能源局

全国统一电力市场规则体系关键拼图，为虚拟电厂等主体参与中长期交易提供统一制度基础。

《国家级零碳园区建设名单（第一批）》（发改办环资〔2025〕1082号）

国家发展改革委办公厅、工业和信息化部办公厅、国家能源局综合司

零碳园区从顶层设计进入全面实施，52个国家级样板确立绿电直供与源荷匹配建设路径。

《关于建立新型储能价格机制的通知》

湖北省发展改革委、湖北省能源局

湖北建立储能容量补偿+市场化充放电价格机制，以可用容量和调用次数刚性考核倒逼储能真实可用

《河北省虚拟电厂建设运营管理办法（暂行）》（冀发改运行规〔2025〕7号）

河北省发展改革委

河北首个省级虚拟电厂全流程管理办法，明确容量门槛与多市场参与路径，首批试点随后公示。

《电力现货连续运行地区市场建设指引》（发改能源〔2025〕1171号）

国家发展改革委、国家能源局

为现货转正省份划定规则升级路线，明确虚拟电厂等新型主体报量报价参与现货的方向。

《关于开展绿色液体燃料技术攻关和产业化试点工作（第一批）的通知》（国能综通科技〔2025〕134号）

国家能源局综合司

绿色甲醇、绿氨进入国家试点快车道，明确投产时限和政策支持，加速绿氢衍生物产业化

《广州市虚拟电厂运行实施细则》（穗工信函〔2025〕182号）

广州市工业和信息化局

一线城市虚拟电厂运行细则落地，财政补贴覆盖多类响应品种，V2G纳入聚合资源。

《关于开展零碳园区建设的通知》（发改环资〔2025〕910号）

国家发展改革委、工业和信息化部、国家能源局

零碳园区首部国家级纲领文件，明确官方定义与考核标尺，开启园区级双碳主战场。

《关于开展零碳园区建设和组织申报国家级零碳园区的通知》

湖北省发展改革委、湖北省经济和信息化厅、湖北省能源局

湖北率先组织国家级零碳园区申报，省级申报组织工作全面启动。

《安徽省电力需求响应实施方案（2025年版）》（皖能源电调〔2025〕32号）

安徽省发展改革委、安徽省能源局

明确虚拟电厂参与需求响应的准入门槛与补偿标准，利好安徽负荷聚合商业模式落地。

《关于湖北电力现货市场转正式运行的通知》（鄂发改能源〔2025〕146号）

湖北省发展改革委、国家能源局华中监管局、湖北省能源局

华中首个正式运行现货市场，为虚拟电厂等新型主体提供连续价格信号与收益空间。

《山东省分布式光伏发电开发建设管理实施细则》（鲁发改能源〔2025〕433号）

山东省发展改革委、山东省能源局、国家能源局山东监管办

光伏大省率先落地国家管理办法，50%自发自用红线与全电量入市重塑工商业分布式光伏收益模型。

《电力辅助服务市场基本规则》（发改能源规〔2025〕411号）

国家发展改革委、国家能源局

为虚拟电厂、储能等灵活性资源参与辅助服务市场提供全国统一制度框架，打开收益空间。

《江苏省发展改革委 江苏能源监管办关于贯彻落实〈分布式光伏发电开发建设管理办法〉的实施意见》（苏发改规发〔2025〕2号）

江苏省发展改革委、国家能源局江苏监管办

用电大省对国家办法的宽松化落地，稳定工商业光伏投资预期，整村开发与金融支持成亮点。

《国家能源局综合司关于进一步组织实施好“千家万户沐光行动”的通知》（国能综通新能〔2025〕44号）

国家能源局综合司

整县试点升级为常态化“沐光行动”，农村分布式光伏进入市场化、规范化推广新阶段。

《节能降碳中央预算内投资专项管理办法》（发改环资规〔2025〕1228号）

国家发展改革委

低碳零碳负碳示范项目方向明确支持规模化CCUS、零碳园区、绿色甲醇和可持续航空燃料项目，中央预算内投资按比例补贴。

《江苏省加快经济社会发展全面绿色转型若干政策举措》（苏政发〔2025〕15号）

江苏省人民政府

推进"交能融合"：枢纽场站/公路服务区绿色化改造；实施"绿电进江苏/进园区/进企业"三大工程；2030年全省新型储能和抽水蓄能装机1300万千瓦。

《关于促进电网高质量发展的指导意见》（发改能源〔2025〕1710号）

国家发展改革委、国家能源局

明确主配微协同的新型电网平台定位，支持智能微电网灵活并网和离网运行，鼓励民间资本参与电网投资。

《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源〔2025〕1360号）

国家发展改革委、国家能源局

优化新能源利用率目标管理，完善就近消纳价格机制和调节资源容量电价，为136号文后消纳压力提供系统解法。

《电动汽车充电设施服务能力“三年倍增”行动方案（2025—2027年）》（发改能源〔2025〕1250号）

国家发展改革委、国家能源局等六部门

2027年底建成2800万个充电设施、公共充电容量超3亿千瓦，新增V2G设施超5000个，充电运营商迎确定性增量。

《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》（发改能源〔2025〕1144号）

国家发展改革委、国家能源局

2027年新型储能装机目标1.8亿千瓦以上，推动储能以独立主体或“新能源+储能”联合体参与电能量与辅助服务市场。

《关于推进绿色低碳转型 加强全国碳市场建设的意见》

中共中央办公厅、国务院办公厅

首份中央层面碳市场专门文件：2027年碳市场基本覆盖工业主要排放行业，配额转向总量控制并引入有偿分配。

《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号）

国家发展改革委、国家能源局

国家层面首次为绿电“点对点”直供开闸，新能源可专线直供单一用户，自发自用比例不低于60%，重塑绿电商业模式。

《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2025〕394号）

国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司

要求2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖，用户侧参与申报结算，电价波动加剧倒逼储能与交易能力建设。

《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号）

国家发展改革委、国家能源局

首部虚拟电厂国家级指导意见，明确独立主体身份入市，2027年全国调节能力2000万千瓦以上，商业模式正式合法化。

《关于公布首批车网互动规模化应用试点的通知》（发改办能源〔2025〕241号）

国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司、工业和信息化部办公厅、市场监管总局办公厅

确定上海等9个城市和30个项目开展车网互动规模化应用试点，V2G从示范走向城市级商业化验证。

《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》（发改能源〔2025〕262号）

国家发展改革委、国家能源局、工业和信息化部、商务部、国家数据局

首次明确绿证强制消费要求：高载能行业和数据中心2030年绿电消费不低于全国平均权重，绿证需求端被激活。

《全国碳排放权交易市场覆盖钢铁、水泥、铝冶炼行业工作方案》（环气候〔2025〕23号）

生态环境部

全国碳市场首次扩围，新增约1500家重点排放单位、30亿吨排放量，碳资产服务与绿电需求显著扩容。

《关于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通知》（发改价格〔2025〕136号）

国家发展改革委、国家能源局

新能源上网电量原则上全部入市、电价市场形成，存量增量分类施策并建差价结算机制，同时终结强制配储。

《分布式光伏发电开发建设管理办法》（国能发新能规〔2025〕7号）

国家能源局

分布式光伏分四类管理，大型工商业原则上全部自发自用不得上网，上网电量逐步入市，重塑分布式开发模型。

《广东省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案》

广东省能源局、国家能源局南方监管局

全国率先打通虚拟电厂参与现货、需求响应、辅助服务市场的交易路径，成为省级范本。

《增量配电业务配电区域划分实施办法》（发改能源规〔2024〕317号）

国家发展改革委、国家能源局

为增量配电改革立下区域划分硬规则，从准入端确立绿色低碳导向，利好新能源就近消纳型配电网项目落地。

《中华人民共和国能源法》（主席令第三十七号）

全国人民代表大会常务委员会

能源领域基础性统领性法律，首次将氢能纳入能源定义、确立新型储能与绿证制度法律地位，2025年1月1日施行。

《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（发改能源〔2024〕1128号）

国家发展改革委、国家能源局、国家数据局

部署9项专项行动，明确建设一批智能微电网、虚拟电厂和算力电力协同项目，是新型电力系统施工总图。

《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》（发改环资〔2024〕894号）

国家发展改革委、国家能源局

明确生物质掺烧、绿氨掺烧、CCUS三条煤电降碳路线，2027年度电碳排放较2023年降50%，CCUS获国债资金支持。

《电力市场运行基本规则》（国家发展改革委令第20号）

国家发展改革委

全国统一电力市场“1+N”规则体系的“1”，首次将储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商列为经营主体，7月1日施行。

《关于组织开展“千乡万村驭风行动”的通知》（发改能源〔2024〕378号）

国家发展改革委、国家能源局、农业农村部

以村为单位开发乡村风电，每村原则上不超过20兆瓦，探索“村企合作”收益共享，打开分散式风电增量市场。

《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》（国家发展改革委令第15号）

国家发展改革委

上网电量拆分为保障性收购电量和市场交易电量，电网不再全额包销，新能源收益与市场电价直接挂钩。

全国温室气体自愿减排交易市场（CCER）重启

生态环境部（全国温室气体自愿减排交易市场启动仪式）

1月22日CCER市场时隔七年重启，首批方法学覆盖并网海上风电、光热发电，新能源项目获碳资产增收渠道。

《关于加强新能源汽车与电网融合互动的实施意见》（发改能源〔2023〕1721号）

国家发展改革委、国家能源局、工业和信息化部、市场监管总局

首个车网互动顶层设计，2030年新能源车成为电化学储能体系重要组成部分，提供千万千瓦级双向调节能力。

《关于深入实施“东数西算”工程 加快构建全国一体化算力网的实施意见》（发改数据〔2023〕1779号）

国家发展改革委、国家数据局、中央网信办、工业和信息化部、国家能源局

提出算力电力双向协同机制，2025年底枢纽节点新建数据中心绿电占比超80%，算电协同进入国家工程层面。

《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》（生态环境部、市场监管总局令第31号）

生态环境部、市场监管总局

CCER重启的基础性制度，明确项目登记、减排量核查、交易结算全流程规则，碳资产开发有了新“游戏规则”。

《电力现货市场基本规则（试行）》（发改能源规〔2023〕1217号）

国家发展改革委、国家能源局

首个国家级电力现货市场规则，将虚拟电厂、独立储能纳入交易主体，确立现货价格发现机制，开启现货全覆盖。

《电力需求侧管理办法（2023年版）》（发改运行规〔2023〕1283号）

国家发展改革委、工业和信息化部、财政部、住房城乡建设部、国务院国资委、国家能源局

新增“需求响应”专章，首次在部门规章中定义虚拟电厂与负荷聚合商，2025年各省需求响应能力须达最大负荷3%-5%。

《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作 促进可再生能源电力消费的通知》（发改能源〔2023〕1044号）

国家发展改革委、财政部、国家能源局

确立绿证为可再生能源环境属性唯一凭证，核发范围扩至全部可再生能源项目，绿证供给全面放量。

《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》（国标委联〔2023〕34号）

国家标准委、国家发展改革委、工业和信息化部、生态环境部、应急管理部、国家能源局

国家层面首个氢能全产业链标准体系指南，覆盖制储输用五大子体系，为氢能项目合规建设提供标准框架。

《绿色低碳先进技术示范工程实施方案》（发改环资〔2023〕1093号）

国家发展改革委、科技部、工业和信息化部等十部门

布局全流程规模化CCUS、绿氢减碳、先进储能三类示范项目，明确年捕集量门槛和中央预算内资金支持。

《关于进一步构建高质量充电基础设施体系的指导意见》（国办发〔2023〕19号）

国务院办公厅

充电基础设施顶层文件，2030年基本建成高质量充电体系，集中式充换电设施免收需量电费至2030年。

《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号）

国家发展改革委

电网企业告别购销价差模式，工商业电价按“上网电价+输配电价+系统运行费”构成，辅助服务等费用开始单列传导。