电力行业政策
1、云南：加大普洱电网投资力度 推进500千伏电网项目前期和建设
8月29日，云南省能源局对李春荣代表提出的《关于加强普洱市电网网架建设的建议》做出答复。其中指出，“十四五”以来，普洱电网累计完成投资33.14亿元，下一步省能源局将积极协调云南电网公司加大普洱电网投资力度，聚焦新能源富集区开发接入等电网建设重点，加快推进500千伏电网项目前期和建设，满足区域新能源并网需求。
其中还提到，500千伏江城输变电工程已于2023年12月中期调整纳入国家规划，目前正开展前期工作，力争2024年核准、开工，2025年建成投产。
8月30日，昆明市工信局发布《关于印发昆明市供用电管理办法（暂行）的通知》。《办法》自2024年10月1日起施行，有效期3年。鼓励具备条件的公共机构、产业园区、工业企业及个人建设分布式光伏等新能源项目，开发利用清洁低碳能源。供电企业应当优化服务流程，促进分布式新能源就近消纳。
3、华东能监局：区域电力辅助服务管理实施细则（2024模拟运行稿）
9月2日，华东能源监管局发布了关于开展《华东区域电力辅助服务管理实施细则》和《华东区域电力并网运行管理实施细则》模拟运行的通知，原则上2024年9月底前，技术支持系统要具备模拟运行条件，新版“两个细则”启动模拟运行。
《华东区域电力辅助服务管理实施细则》提到，并网主体包括发电侧并网主体、可调节负荷和新型储能等。辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。基本辅助服务包括基本一次调频、基本调峰、基本无功调节、基本转动惯量。其中，有偿一次调频补偿，新型储能补偿标准为400元/兆瓦时。在深度调峰补偿中，新型储能补偿标准为160元/兆瓦时。
4、华东能监局：区域电力并网运行管理实施细则（2024模拟运行稿）
9月2日，华东能源监管局发布了关于开展《华东区域电力辅助服务管理实施细则》和《华东区域电力并网运行管理实施细则》模拟运行的通知，原则上2024年9月底前，技术支持系统要具备模拟运行条件，新版“两个细则”启动模拟运行。
《华东区域电力并网运行管理实施细则》提到，电源侧、负荷侧电储能经所在电源侧、负荷侧法人同意并具备相关条件，可以从电源侧、负荷侧独立出来，按照独立新型储能方式参与辅助服务补偿（同时参与并网运行考核）；也可与所在电源、负荷作为统一主体，参与辅助服务补偿（同时参与并网运行考核）。
5、四川：3个特高压项目和35个500千伏电压等级以上电网项目纳入国家电力规划
9月5日，四川省市场监督管理局对宋艳代表提出的《关于进一步优化民营经济营商环境的建议》做出答复，其中提到，着力降低用电、用气成本。将我省3个特高压项目和35个500千伏电压等级以上电网项目纳入国家电力规划。
推动供电企业免收部分小微企业接入电网相关费用，2023年累计为13.8万家企业节约用电成本3.6亿元。指导水电消纳试点市（州）397家企业参与电力市场交易，降低企业用电成本10亿元以上。
新能源政策
1、甘肃：会同国网甘肃研究制定《推动新型储能高质量发展的意见》
8月28日，甘肃省发展和改革委员会发布《对省十四届二次会议第183号建议的答复》。文件提出，目前我省推进特高压外送通道建设已统筹考虑配建储能等调峰资源，“十四五”建设及规划建设的外送输电通道均按照国家能源局批复要求配置储能设施，将有效满足调峰需求。
并且文件明确，甘肃省发展和改革委员会正在会同国网甘肃省电力公司研究制定《推动新型储能高质量发展的意见》，拟于近期印发实施，将为全省新型储能发展提供政策保障。
8月30日，上海市生态环境局《关于开展上海碳普惠分布式光伏发电减排项目申报工作的通知》，通知指出，本市行政区域范围内安装在居民、机关、企事业单位、社会团体和其他社会组织等主体（纳入全国碳排放权交易市场的温室气体重点排放单位以及纳入上海碳排放权交易市场的配额管理单位除外）的场址上，且单个项目装机规模在1MW及以下的分布式光伏发电项目。
9月3日，国家能源局发布《关于2024年7月全国新增建档立卡新能源发电项目情况的公告》，2024年7月，全国新增建档立卡新能源发电（不含户用光伏）项目共4647个，其中风电项目82个，光伏发电项目4529个（集中式光伏发电项目170个，工商业分布式光伏发电项目4359个），生物质发电项目36个。
9月3日，乌兰察布市发展和改革委员会发布《乌兰察布市2023年第二批分布式光伏发电项目竞争性配置公告》。公告显示，本次乌兰察布市2023年第二批分布式光伏项目配置规模为7MW。
项目地点为乌兰察布市各旗县市区，本次申报范围针对建设规模不超过6MW的工商业分布式光伏发电项目，并且满足相关文件规定的各项开发建设要求。项目应于2024年12月31日前并网发电。
9月3日，内蒙古能源局发布了《内蒙古自治区风光制氨醇项目实施细则（试行）》（征求意见稿）。文件指出，风光制氢氨醇一体化项目，按照不超过制氢氨醇项目所需年用电量的1.2倍配置新能源规模；风光制氢氨醇一体化项目和风光制氨醇一体化项目，需配置新能源规模15%（4小时）的储能装置。新增负荷具备调节能力可降低储能规模。
新能源项目须与新增负荷项目运行周期匹配，不得早于新增负荷、储能设施投产。分期实施的，分期方案由盟市能源主管部门审核同意，报自治区能源局备案。
6、江苏：苏州市新型储能产业高质量发展规划（2024-2030年）发布
9月5日，江苏《苏州市新型储能产业高质量发展规划（2024-2030年）》发布。文件提出，提出到2026年，全市新型储能相关产业营收规模力争超过1200亿元，培育或引进10家产值40亿元以上新型储能企业；到2030年，建成全国具有重要影响力的新型储能产业化高地。
9月5日，山东省能源局《关于公布2024年度新型储能入库项目的通知》。文件显示，东营津辉795MW/1600MWh集中式储能等73个锂电类项目、山东肥城660MW先进压缩空气储能示范电站等4个压缩空气类项目、600MW/1800MWh综合储能电站示范（一期300MW/800MWh）等9个新技术类项目为2024年度新型储能入库项目。
8、河南：公布第三批源网荷储一体化项目(工业企业类、增量配电网类)
获悉，河南省发改委发布《关于实施第三批源网荷储一体化项目(工业企业类、增量配电网类)的通知》，工业企业类19个、增量配电网类2个项目(见附件)纳入第三批实施范围(农村地区类项目另外印发)。两类项目涉及规模总计637.6MW，其中风电项目508.7MW，光伏项目128.9MW。
电力市场政策
8月30日，贵州能监办发布了关于征求《贵州电力爬坡辅助服务市场交易规则（征求意见稿）》意见的函，征求意见稿中提到，现阶段，爬坡辅助服务的供应商包括纳入贵州电网统调范围内电力电量平衡的发电机组（单机容量100MW及以上的发电机组，暂不包括抽水蓄能电站）、独立辅助服务提供者（包括独立新型储能电站等）。
8月29日，上海市发改委发布《关于调整本市非居民天然气销售基准价格的通知》，其中漕泾热电、天然气发电厂调整后基准价格2.93元/立方米，价格自2024年9月1日起执行。实际销售价格以政府制定的基准价格为基础，由供应企业在上下5%的浮动幅度内确定。
9月2日，吉林电力交易中心发布了关于征求《吉林省电力市场运营规则及配套实施细则（试行2.0版征求意见稿）》有关意见的函。其中，《吉林省电力市场结算实施细则（试行2.0版）》提到，市场初期，各经营主体的中长期合约结算参考点电价为日前统一结算点。
现货市场结算方面，当市场价格处于出清价格上限的连续时间超过一定时长后，可设置并执行二级价格限值。二级价格限值的上限参考长期平均电价水平确定，经政府主管部门同意后，由市场运营机构执行。
9月2日，吉林电力交易中心发布了关于征求《吉林省电力市场运营规则及配套实施细则（试行2.0版征求意见稿）》有关意见的函。其中，《吉林省电力零售市场管理实施细则（试行2.0版）》本细则适用于吉林省售电公司与零售用户之间开展的电力零售交易。
售电公司通过双边协商方式与零售用户开展零售交易，售电公司与零售用户双向自主选择，签订零售合同。售电公司、零售用户和电网企业三方签订市场化零售交易电费结算协议。电网企业依据市场化零售交易电费结算协议开展电费结算。
9月2日，吉林电力交易中心发布了关于征求《吉林省电力市场运营规则及配套实施细则（试行2.0版征求意见稿）》有关意见的函。其中，《吉林省电力市场计量管理实施细则（试行2.0版）》本细则规范了吉林省电力市场用于市场交易、结算的电能计量及用电信息采集装置、电能量采集终端的技术管理工作。
现货交易的经营主体采集终端应满足以下配置要求：（一）发电企业应安装电能量远方终端。（二）供/用电电压在10千伏及以上的分布式电源及用户，应安装专变采集终端，或采用具备远程通信功能的智能表直接计量采集。（三）供/用电电压在10千伏以下的分布式电源及用户，宜安装集中器。
6、吉林：电力市场注册管理实施细则（试行2.0版）征求意见稿
9月2日，吉林电力交易中心发布了关于征求《吉林省电力市场运营规则及配套实施细则（试行2.0版征求意见稿）》有关意见的函。《吉林省电力市场注册管理实施细则（试行2.0版）》提到，经营主体包括参与电力市场交易的发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体（含储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等）。
配建储能与所属经营主体视为一体，具备独立计量、控制等技术条件，接入电力调度自动化系统可被电网监控和调度。具有法人资格时，可选择转为独立储能项目，作为经营主体直接参与电力市场交易。
7、吉林：电力中长期交易衔接实施细则（试行2.0版）征求意见稿
9月2日，吉林电力交易中心发布了关于征求《吉林省电力市场运营规则及配套实施细则（试行2.0版征求意见稿）》有关意见的函。《吉林省电力中长期交易衔接实施细则（试行2.0版）》提到，中长期市场交易方式主要包括场外双边协商、场内集中交易，其中场内集中交易包括集中竞价交易、挂牌交易、滚动撮合交易。
除优先发电合约执行政府确定的价格外，经营主体所有市场化交易合同的电力中长期交易的成交价格由市场化方式形成，均须约定曲线并标明全天96点各时刻的价格，第三方不得干预；市场化形成的上网电价包括脱硫、脱硝、除尘电价和超低排放电价。
8、吉林：电力辅助服务（调频）市场实施细则（试行2.0版）征求意见
9月2日，吉林电力交易中心发布了关于征求《吉林省电力市场运营规则及配套实施细则（试行2.0版征求意见稿）》有关意见的函。《吉林省电力辅助服务（调频）市场实施细则（试行2.0版）》提到，调频经营主体包括调频服务提供者、调频费用分摊者。调频服务提供者为电力调度机构调管的满足准入条件的经营主体，包括并网发电单元与新型经营主体。
新型经营主体包括：（一）满足市场准入条件的独立储能；（二）满足市场准入条件的非直控式虚拟电厂、负荷聚合商具备直控条件的部分聚合资源以及直控式主体的部分或全部聚合资源，相关调节能力可作为调频单元。以分布式储能单一类资源聚合的混合型虚拟电厂满足相关要求的，按照独立储能要求参与调频市场。
9、吉林：现货电能量市场交易实施细则（试行2.0版）征求意见稿
9月2日，吉林电力交易中心发布了关于征求《吉林省电力市场运营规则及配套实施细则（试行2.0版征求意见稿）》有关意见的函。《吉林省现货电能量市场交易实施细则（试行2.0版）》提到，经营主体包括满足准入条件的各类发电企业、电力用户、售电公司、独立储能、虚拟电厂、负荷聚合商等各类经营主体。
特许权、扶贫、乡村振兴新能源场站自愿以“报量报价”方式参与现货市场，选择参与现货市场后不得退出；其他集中式新能源场站通过“报量报价”方式全电量参与现货市场。地方燃煤、水电、生物质及垃圾发电、分布式发电（含集中式管理分布式）、自备电厂（含自备新能源）等，暂不参与现货市场。
9月2日，吉林电力交易中心发布了关于征求《吉林省电力市场运营规则及配套实施细则（试行2.0版征求意见稿）》有关意见的函。《吉林省电力市场运营规则（试行2.0版）》提到，电力现货交易采用集中优化出清的方式开展，采用分时节点电价机制进行结算。吉林省电力现货交易包括日前交易和实时交易。
实时交易中，电力市场运营机构在运行日根据经营主体申报，在机组组合基本确定的基础上，考虑电网实际运行状态和物理约束，满足超短期负荷预测和备用需求，以社会福利最大为目标，进行实时交易出清，形成实时交易出清结果。
9月3日，广东电力交易中心发布《广东省抽水蓄能参与电力市场交易细则（试行）》的通知，文件提到，建立健全抽水蓄能参与电能量市场交易机制，构建抽水蓄能电站价格形成机制，发挥中长期、现货市场在电量电价形成中的作用，试点推动抽水蓄能作为独立经营主体参与市场，促进抽水蓄能健康有序发展。
12、广东：明确应急备用煤电机组容量电价标准暂定为每年每千瓦260元（含税）
9月5日，广东省发展改革委、广东省能源局、国家能源局南方监管局发布《关于我省应急备用煤电机组容量电价机制有关事项的通知》，我省应急备用煤电机组容量电价标准暂定为每年每千瓦260元（含税），后续根据实际情况适时调整。应急备用煤电机组容量电费纳入系统运行费用。
13、广东：进一步明确可再生能源发电项目参与绿电交易有关条件
获悉，广东电力交易中心发布《 关于进一步明确广东省可再生能源发电项目参与绿电交易有关条件的补充通知》，对于2024年9月1日（含当日）之后提交注册申请的可再生能源发电项目，须经省级电网公司对发电项目建档立卡等有关信息校核通过后，方可参与绿电交易。
14、国家能源局：发布《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》
9月5日，国家能源局印发《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》的通知，通知指出，对风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源发电项目上网电量。
以及2023年1月1日（含）以后新投产的完全市场化常规水电项目上网电量，核发可交易绿证。对项目自发自用电量和2023年1月1日（不含）之前的常规存量水电项目上网电量，现阶段核发绿证但暂不参与交易。
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