电力行业政策
6月28日，广东省能源局关于发布《存在接网消纳困难地区名单及低压配网接网预警等级的公告》，接网消纳困难地区涉及韶关、河源、梅州、惠州、江门、阳江、湛江、云浮等8个地市共37个220kV变电站供电区。
经评估，上述接网消纳困难地区低压配网接网预警等级均为“受限”，其余地区低压配网接网预警等级均为“良好”或“一般”。具体低压配电网可接入情况，需向电网公司查询。
6月27日，湖南省发改委发布《对省十四届人大二次会议0752号建议的答复》，对“打造清洁能源枢纽基地 建设具有衡阳特色新型电力系统”进行了回复。
关于加强清洁能源枢纽基地顶层规划，下一步，湖南将综合考虑衡阳的区位优势、资源优势、产业优势，明确衡阳战略定位，在“十五五”能源规划中研究探索具有衡阳特色的新型电力系统发展路径。
关于打造新型电力系统产业高地。下一步，我们将结合新型电力系统建设和湖南省实际，进一步拓展核心技术装备的范围，加强各级柔性电网电力电子装备、新型多元储能装备、智能控制设备和聚合平台装备的研发，支持衡阳打造新型电力系统产业高地。
3、东北：东北电网火电机组供热期最小运行方式核定办法（征求意见稿）印发
6月27日，国家能源局东北监管局发布关于征求《东北电网火电机组供热期最小运行方式核定办法（征求意见稿）》 意见的通知，征求时间为2024年6月27日至7月27日。
其中提出，火电机组最小运行方式按供热初末期和供热中期两个时期的最小开机方式和出力核定。供热初期一般指火电厂所在地供热期首日后30天的日期；供热末期一般指火电厂所在地供热期末日前30天的日期。
4、华中能源监管局：部署华中区域2024年迎峰度夏电力保供工作
7月3日，华中能源监管局向辖区有关电力企业印发《关于切实做好2024年迎峰度夏电力供应保障工作的通知》，安排部署2024年迎峰度夏电力保供工作，提出有关工作要求。
一是要深刻认识迎峰度夏电力保供重要性，提高政治站位，坚决扛起迎峰度夏保供主体责任。
二是要做深做准供需信息监测分析，密切跟踪用电负荷、电煤、主要流域来水等情况，做好分析研判。
三是要充分发挥市场机制保供作用，开展短周期、细时段、高频次的跨省厂网交易，做好发电机组并网考核以及煤电容量电价机制考核的有关工作。
四是要加快推动重点电力项目建设，坚决抓好重点输变电工程以及支撑性、调节性煤电按计划推进项目进度。
五是要坚决守牢电力安全生产运行底线，加强迎峰度夏电力安全风险管控，强化电网运行管理，加强机组运行维护，提升应急处置能力。
六是要全力以赴保障民生和重点领域用电，坚决避免出现拉闸限电的情况，做到“限电不拉闸、限电不限民用”。
5、湖南：支持企业根据自身负荷情况合理选择用户侧储能建设规模
7月2日，湖南省发展和改革委员会发布《对省十四届人大二次会议0569号建议的答复》。文件提出，关于加大对储能产业发展的支持力度。我委高度重视新型储能产业发展，出台系列政策支持储能项目建设。
目前，全省集中式储能规模已接近300万千瓦，为电网调峰起到重要支撑作用。产业链补贴方面，将结合湖南省重点扶持产业和地方财政实际情况研究储能在重点产业中的应用补贴；容量电费方面，用户侧储能主要为用户“自储自用”，按照低谷负荷时段充电、高峰负荷时段放电，通过“峰谷套利”方式获取合理收益。
7月4日，国家能源局印发《关于进一步加强迎峰度夏期间电力安全风险管控工作的通知》。通知提出，严格落实安全责任。
各电力企业要切实提高政治站位，强化政治担当，抗牢电力安全生产主体责任，深刻认识做好迎峰度夏电力安全风险管控工作的极端重要性，以“时时放心不下”的责任感和“事事心中有底”的行动力，全力保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供应。
7月3日，《中华人民共和国和哈萨克斯坦共和国联合声明》发布，其中提到，双方采取措施共同在哈实施绿色能源项目，包括运用高新技术建设发电站，对电网进行升级改造。
同时指出，双方愿推动开展工业和信息化领域合作，分享发展经验，加强在信息技术、中小企业、5G、通信、数据存储和分析、能源电子、人才培养等领域的合作。
新能源政策
1、江西：分布式光伏不得无故不备案、暂停备案或擅自增加前置条件
7月3日，江西省能源局下发《关于做好屋顶分布式光伏项目备案和并网服务工作的通知》。文件指出，各级备案机关不得无故不备案、暂停备案或擅自增加前置条件。接网消纳存在风险的地区，可作风险提示。
电网企业受理消纳意见申请不应设置前置条件，对经过充分论证，采取“四可”、配置调节手段、集中汇流等多种措施后仍无法并网的，可明确注明采取“四可”、配置调节手段、集中汇流等多种措施后仍无法并网。
2、国家能源局：2024年能源领域拟立项行业标准制修订计划征求意见
6月28日，国家能源局综合司关于公开征求《2024年能源领域拟立项行业标准制修订计划及外文版翻译计划项目意见》。
在2024年拟立项行业标准制定计划中，包括虚拟电厂资源接入技术规范、微电网经济评价导则、分布式光伏发电系统设计规范、电力系统电力电量平衡及调峰分析与生产模拟技术规范、公用配电网电能质量治理效果评价方法、配电网基础设施管理信息系统技术规范、电化学储能电站节能技术监督规程、储能电站继电保护和安全自动装置技术监督规程等标准项目。
7月1日，广西壮族自治区能源局发布《关于2024年广西陆上风电、集中式光伏发电项目竞争性配置评分结果的公示》，本次竞配进入候选项目规模共41.38GW，其中270个风电项目，规模34.045GW，65个光伏项目，规模7.335GW。未通过资格审查的风光项目55个。
本次广西陆上风电和集中式光伏发电项目拟通过竞争性配置新增建设指标分别为2200万千瓦和300万千瓦，共新增规模2500万千瓦。本次公示候选项目规模41.38GW，拟安排新增建设规模25GW。
4、贵州：对集中式风电、光伏项目暂按不低于装机容量10%*2h配储
7月2日，贵州省能源局关于重新印发《贵州省新型储能项目管理暂行办法》的通知，通知指出，建立“新能源+储能”机制，对集中式风电、光伏发电项目暂按不低于装机容量10%的比例（时长2小时）配置储能电站。配置储能电站可由企业自建、共建或租赁。
5、国家审计署：新能源开发利用缺乏统筹 50个“沙戈荒”大型风光基地项目“碎片化”
6月25日，审计署发布《国务院关于2023年度中央预算执行和其他财政收支的审计工作报告》，提及多项问题及审计建议。其中提到，传统能源管理不规范，新能源开发利用缺乏统筹。
一方面，2 省114家煤矿2022年超核定能力开采原煤1.2亿吨。另一方面，5省部分地区不顾自身消纳、外送和配套保障能力上马新能源项目，个别已投产项目 2021年以来已累计弃电50.13亿千瓦时。50个“沙戈荒”大型风电光伏基地项目“碎片化”。401个子项目中，有 385个单体规模小于要求的100万千瓦，增加配套电网建设与并网难度。
7月3日，江西省能源局《关于做好新能源消纳基础数据按月填报工作的通知》。根据通知，各风电、光伏发电项目业主和省级电网企业、增量配电网企业等应及时访问填报系统，自行注册账户，并于每月15日前按系统要求填报运行数据。
各地能源主管部门应积极做好新能源消纳数据组织填报工作，电网企业应按照“应报尽报”原则配合推动已并网风电、光伏发电项目按月及时完成信息填报。
7月3日，河北省发改委发布《河北省2024年风电、光伏发电开发建设方案拟安排项目情况公示》。本次公示项目共189个，总计1784.263万千瓦，其中保障性项目共116个、1039.298万千瓦，市场化项目共73个、744.965万千瓦。
公示文件对市场化项目、保障性项目的并网时间做出了具体要求：
市场化项目并网时间：72个共7.14965GW需在2027年底前并网投运；沽源30万千瓦风电项目需与相关电网工程同步建设、同步投产。保障性项目并网时间：所有保障性项目均需要2026年底前并网。
7月3日，湖北省发展和改革委员会发布《关于公布2023年第三批新能源发电项目的通知》。文件明确，各项目单位应按照本通知和鄂能源新能〔2023〕58号文件关于“强化源储同步”的要求，合理安排建设时序。新能源发电项目应在承诺的储能容量通过验收、形成可调度能力之后，再申请并网。
7月4日，黑龙江省发展改革委发布《关于分布式光伏接入电网承载力情况的公告》。根据公告显示，黑龙江2024年分布式可承载力为1939.56 MW，市辖区合计1767.12MW，县域合计172.44。截止一季度末，黑龙江有88个县区承载力评估结果为红色。牡丹江、佳木斯、鹤岗、绥化市、七台河市全部为红色区域。
公告文件明确表示，红色等级区域内，分布式电源接网消纳困难 ，在电网承载能力未得到有效改善前 ，暂停分布式电源项目备案 ，暂停新增分布式电源项目接入 。
电力市场政策
1、甘肃电力现货市场信息披露实施细则（结算试运行暂行V3.1）
7月1日，甘肃省工业和信息化厅发布关于公开征求《甘肃电力现货市场规则（征求意见稿）》意见建议的通知。其中包含甘肃电力现货市场管理实施细则、甘肃电力现货市场运营细则、甘肃电力市场结算细则、甘肃电力现货市场信息披露实施细则（结算试运行暂行V3.1）。
其中，甘肃电力现货市场信息披露实施细则（结算试运行暂行V3.1）提出，电力市场信息按照年、季、月、周、日等周期开展披露。预测类信息在交易申报开始前披露，运行类信息在运行日次日 披露。现货未开展的时期，可根据市场运行需要披露周、日信息。
7月1日，甘肃省工业和信息化厅发布关于公开征求《甘肃电力现货市场规则（征求意见稿）》意见建议的通知。其中包含甘肃电力现货市场管理实施细则、甘肃电力现货市场运营细则、甘肃电力市场结算细则、甘肃电力现货市场信息披露实施细则（结算试运行暂行V3.1）。
其中，甘肃电力市场结算细则（结算试运行暂行V3.1）中提到，电力市场结算周期为自然月。其中现货市场采用“日清月结”模式，以每15分钟作为最小结算时段。未参与现货市场的经营主体月度偏差电量或月度峰平谷偏差电量按照现货市场价格结算。
7月1日，甘肃省工业和信息化厅发布关于公开征求《甘肃电力现货市场规则（征求意见稿）》意见建议的通知。其中包含甘肃电力现货市场管理实施细则、甘肃电力现货市场运营细则、甘肃电力市场结算细则、甘肃电力现货市场信息披露实施细则（结算试运行暂行V3.1）。
其中，甘肃电力现货市场运营细则（结算试运行暂行V3.1）(征求意见稿)中提到，日前现货市场交易按日组织，每个交易日组织次日96个时段（00:15～24:00，15分钟为一个时段）日前交易。日前现货市场采用“发用双侧分段报价、集中优化出清”的方式开展。
7月1日，甘肃省工业和信息化厅发布关于公开征求《甘肃电力现货市场规则（征求意见稿）》意见建议的通知。其中包含甘肃电力现货市场管理实施细则、甘肃电力现货市场运营细则、甘肃电力市场结算细则、甘肃电力现货市场信息披露实施细则（结算试运行暂行V3.1）。
其中，甘肃电力现货市场管理实施细则（结算试运行暂行V3.1）提出，市场成员包括经营主体、电网企业和市场运营机构。经营主体包括各类型发电企业、电力用户（含电网企业代理工商业购电用户）、售电公司和新型经营主体（含分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等）。其中电力用户包含居民农业用户、现货用户、非现货的市场化用户三类。
7月2日，福建省发展和改革委员会、国家能源局福建监管办公室发布《关于印发福建省进一步深化双边电力现货市场建设方案（试行）的通知》。
文件明确，经营主体包括各类型发电企业、电力用户（含电网企业代理购电用户）、售电公司和新型经营主体。有序推动火电、核电、新能源、抽蓄等电源，以及新型储能、负荷聚合商、虚拟电厂等新型市场经营主体参与现货市场交易。
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