1月27日，国家发改委、国家能源局印发《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》

提出，到2027年，抽水蓄能电站投运规模达到8000万千瓦以上，需求侧响应能力达到最大负荷的5％以上，保障新型储能市场化发展的政策体系基本建成，适应新型电力系统的智能化调度体系逐步形成，支撑全国新能源发电量占比达到20％以上、新能源利用率保持在合理水平。为此，要提出以下措施。着力提升支撑性电源调峰能力。在新能源占比较高、调峰能力不足的地区，在确保安全的前提下探索煤电机组深度调峰，最小发电出力达到30％额定负荷以下。统筹提升可再生能

源调峰能力，充分发挥光热发电的调峰作用。大力提升电网优化配置可再生能源能力，加强可再生能源基地、调节性资源和输电通道的协同，强化送受端网架建设，支撑风光水火储等多能打捆送出。推进电源侧新型储能建设。鼓励新能源企业通过自建、共建和租赁等方式灵活配置新型储能，结合系统需求合理确定储能配置规模。发展用户侧新型储能。围绕大数据中心、5G基站、工业园区等终端用户，依托源网荷储一体化模式合理配置用户侧储能，提升用户供电可靠性和分布式新能源就地消纳能力。

2月6日，国家发改委、国家能源局印发《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》（发改能源〔2024〕187号）

提出发展目标，到2025年，配电网网架结构更加坚强清晰、供配电能力合理充裕、承载力和灵活性显著提升、数字化转型全面推进；到2030年，基本完成配电网柔性化、智能化、数字化转型，实现主配微网多级协同、海量资源聚合互动、多元用户即插即用，有效促进分布式智能电网与大电网融合发展。为此，提出措施，补齐电网短板，夯实保供基础。2025年，电网企业全面淘汰S7（含S8）型和运行年限超25年且能效达不到准入水平的配电变压器；提升承载能力。引导电动汽车充电设施合理分层接入中低压配电网，分布式新能源根据自身运行需要合理配建新型储能或通过共享模式配置新型储能；优化项目投资管理。直接接入配电网的新能源场站、储能电站接网工程投资原则上由电网企业承担；健全市场交易机制。明确分布式新能源、新型储能、电动汽车充电设施、微电网、虚拟电厂等新主体、新业态的市场准入、出清、结算标准；持续优化电价机制。在评估分布式发电市场化交易试点基础上，研究完善更好促进新能源就近消纳的输配电价机制。

2月7日，国家发改委、国家能源局印发《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196号）

按照“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”的总体原则，不断完善辅助服务价格形成机制。完善调峰市场交易机制。电力现货市场连续运行的地区，完善现货市场规则，适当放宽市场限价，引导实现调峰功能，调峰及顶峰、调峰容量等具有类似功能的市场不再运行。电力现货市场未连续运行的地区，原则上风电、光伏发电机组不作为调峰服务提供主体，研究适时推动水电机组参与有偿调峰，其他机组在现货市场未运行期间按规则自主申报分时段出力及价格，通过市场竞争确定出清价格和中标调峰出力。合理确定调峰服务价格上限，按照新能源项目消纳成本不高于发电价值的原则，合理确定调峰服务价格上限，调峰服务价格上限原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价。规范调频市场交易机制。调频市场原则上采用基于调频里程的单一制价格机制。合理确定调频服务价格上限。调频性能系数由调节速率、调节精度、响应时间三个分项参数乘积或加权平均确定，分项参数以当地性能最优煤电机组主机（不含火储联合机组）对应的设计参数为基准折算。原则上性能系数最大不超过2，调频里程出清价格上限不超过每千瓦0.015元。规范备用市场交易机制。备用市场原则上采用基于中标容量和时间的单一制价格机制。合理确定备用服务价格上限。原则上备用服务价格上限不超过当地电能量市场价格上限。

3月26日，国家发展改革委、工业和信息化部、自然资源部、生态环境部、国家能源局、国家林草局联合印发《国家发展改革委等部门关于支持内蒙古绿色低碳高质量发展若干政策措施的通知》（发改环资〔2024〕379号）

以更大力度发展新能源。以库布其、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠为重点，规划建设大型风电光伏基地，同步开展规划环评，切实发挥规划引领作用，积极发展光热发电。加强电网基础设施建设。强化蒙西、蒙东电网500千伏主干网架，加快规划建设电力外送通道。推进蒙西至京津冀风光火储输电通道按期建成投产。推进智能电网综合示范。推进呼和浩特、包头、鄂尔多斯等智能电网综合示范区建设。创新能源绿色低碳发展体制机制。支持内蒙古开展绿色电力交易试点，适时将内蒙古电力交易中心纳入国家绿色电力证书交易平台。加快发展新能源产业。在保障消纳前提下，高质量发展风机、光伏、光热、氢能、储能等产业集群，做大做强碳纤维等碳基材料产业。支持内蒙古打造国家新能源与先进高载能产业融合发展集聚区。开展碳达峰碳中和先行先试。支持鄂尔多斯、包头、内蒙古赤峰高新技术产业开发区等建设国家碳达峰试点。大力发展循环经济。强化退役动力电池、光伏组件、风电机组叶片等新兴产业废弃物循环利用。加快交通运输绿色低碳转型。鼓励纯电重卡、换电重卡等替代燃油重卡，加强矿区专用铁路建设。支持内蒙古完善充换电站、加氢站等基础设施体系。

4月12日，国家能源局印发《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》（国能发科技规〔2024〕26号）

准确把握新型储能功能定位。进一步规范新型储能并网管理，持续完善新型储能调度机制，保障新型储能合理高效利用，有力支撑新型电力系统建设。明确接受电力系统调度新型储能范围。规范新型储能并网接入管理，优化新型储能调度方式，加强新型储能运行管理。规范新型储能并网接入、调度运行技术要求，鼓励存量新型储能技术改造，推动新型储能智慧调控技术创新。

5月28日，国家能源局印发《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》（国能发电力〔2024〕44号）

加强规划管理，分别对500千伏及以上、500千伏以下配套电网项目及配电网的规划管理工作提出改进要求。其中，明确为国家布局的大型风电光伏基地、流域水风光一体化基地等重点项目开辟纳规“绿色通道”。有序安排新能源项目建设。省级能源主管部门要结合消纳能力，科学安排集中式新能源的开发布局、投产时序和消纳方向。对列入规划布局方案的沙漠戈壁荒漠地区大型风电光伏基地，要按照国家有关部门关于风电光伏基地与配套特高压通道开工建设的时序要求，统筹推进新能源项目建设。切实提升新能源并网性能。发电企业要大力提升新能源友好并网性能，探索应用长时间尺度功率预测、构网型新能源、各类新型储能等新技术，提升新能源功率预测精度和主动支撑能力。科学确定各地新能源利用率目标。省级能源主管部门要会同相关部门，在科学开展新能源消纳分析的基础上，充分考虑新能源发展、系统承载力、系统经济性、用户承受能力等因素，与本地区电网企业、发电企业充分衔接后，确定新能源利用率目标。部分资源条件较好的地区可适当放宽新能源利用率目标，原则上不低于90％，并根据消纳形势开展年度动态评估。

7月25日，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局联合印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（发改能源〔2024〕1128号）

提出九大任务：包括：一是电力系统稳定保障行动；二是大规模高比例新能源外送攻坚行动；三是配电网高质量发展行动；四是智慧化调度体系建设行动；五是新能源系统友好性能提升行动；六是新一代煤电升级行动；七是电力系统调节能力优化行动；八是电动汽车充电设施网络拓展行动；九是需求侧协同能力提升行动。在优化电源配置方面，政策明确支持推进大型新能源基地建设、打造一批系统友好型新能源电站、推进输电通道开发建设、加强智慧化电力调度体系建设；在优化电网调节能力方面，政策明确要求加快提高配电网承载力和灵活性，提升配电网对分布式新能源、新型储能、智能微电网、虚拟电厂等新业态的接纳、配置和调控能力，更好满足即插即用、灵活互动需求。

7月31日，国务院印发《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》

提出经济社会发展全面绿色转型10大重点任务，其中包括“稳妥推进能源绿色低碳转型”。“稳妥推进能源绿色低碳转型”章节，着重强调要大力发展非化石能源，到2030年，我国非化石能源消费比重提高到25％左右。未来十年我国将加快西北风电光伏、西南水电、海上风电、沿海核电等清洁能源基地建设，积极发展分布式光伏、分散式风电，因地制宜开发生物质能、地热能、海洋能等新能源，推进氢能“制储输用”全链条发展。此外，还提到要通过深化电力体制改革，加快布局储能、智能电网等产业，来构建与新能源产业相适应的新型电力系统。

8月2日，国家能源局印发《配电网高质量发展行动实施方案（2024—2027年）》（国能发电力〔2024〕59号）

提出四个一批建设改造任务。一是加快推动一批供电薄弱区域配电网升级改造项目；二是针对性实施一批防灾抗灾能力提升项目；三是建设一批满足新型主体接入的项目；四是创新探索一批分布式智能电网项目。

（解读：要求完善配电网与分布式新能源协调发展机制，研究并规范配电网可承载分布式新能源规模计算方法。这将有助于引导分布式新能源科学布局、有序开发、就近接入、就地消纳，避免盲目建设和资源浪费。）

8月3日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司印发《能源重点领域大规模设备更新实施方案》（发改办能源〔2024〕687号）

提出，到2027年，能源重点领域设备投资规模较2023年增长25％以上。为此，部署七大重点任务：推进火电设备更新和技术改造、推进输配电设备更新和技术改造、推进风电设备更新和循环利用、推进光伏设备更新和循环利用、稳妥推进水电设备更新改造、推进清洁取暖设备更新改造、以标准提升促进设备更新和技术改造。在推进风电设备更新和循环利用方面，政策提出鼓励老的风电场和单机容量小于1.5　兆瓦的风电场开展改造升级，装备单机容量大、技术先进的风机，提高我国风电行业整体单位土地面积的发电量；此外，对于退役的风机要积极开展循环利用，壮大大风电产业循环利用新业态。对推进光伏设备更新和循环利用方面，政策鼓励光伏发电设备更新、支持光伏电站构网型改造，从而提升我国光伏发电系统单位面积能量密度和光伏电站土地使用效率，提高光伏电站发电效率；同时政策还支持光伏组件回收处理与再利用。在以标准提升促进设备更新和技术改造方面，政策明确要建立健全新型储能、氢能、电力装备等领域标准体系，以标准建设促进能源设备效率和可靠性提供。政策还强调通过电力电子技术、数字化技术、智慧化技术对电站进行升级，建设智能电厂。

（解读：考虑到以电力为主的能源领域的庞大基数和当前的投资规模，这一增长比例意味着将带来显著的投资增量。若以2023年能源领域设备投资规模为基础进行估算，即使是一个相对保守的基数，25％的增长也将直接拉动数千亿乃至上万亿的投资。）

8月26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（国能发新能规〔2024〕67号）

明确了绿证核发和交易机制的职责分工、账户管理、绿证核发、绿证交易及划转、绿证核销、信息管理及监管等方面的具体要求。规则自印发之日起实施，有效期5年。要求绿电生产方必须承诺仅申领中国绿证、不重复申领其他同属性凭证，旨在强化本土能源管理的自主权，减少国际标准对国内市场的干预和影响。

8月26日，国家能源局综合司　生态环境部办公厅联合发布《关于做好可再生能源绿色电力证书与自愿减排市场衔接工作的通知》（国能综通新能〔2024〕124号）

提出，避免可再生能源发电项目从绿证和CCER（中国核证自愿减排量）重复获益。设立两年过渡期。过渡期内，适用于并网海上风力发电》《温室气体自愿减排项目方法学　并网光热发电》的项目有关企业，可自主选择核发交易绿证或申请CCER；光伏、其他风电项目暂不新纳入自愿减排市场。过渡期后，综合绿证和自愿减排市场运行等情况，适时调整绿证与自愿减排市场对于深远海海上风电、光热发电项目的衔接要求。对于深远海海上风电、光热发电项目，拟选择参加绿证交易的，相应电量不得申请CCER；拟申请CCER的，在完成自愿减排项目审定和登记后，由国家能源局资质中心“冻结”计入期内未交易绿证；在完成减排量核查和登记后，由国家能源局资质中心注销减排量对应的未交易绿证，并向社会公开信息。

（解读：绿证和全国温室气体自愿减排交易（CCER）均是国家设立用来支持绿色低碳产业发展的市场机制。按照目前的制度，并网海上风电与光热发电项目既可以参与绿证交易，也可参与CCER交易。由于我国绿证和CCER市场分别归属不同的主管部门，且分别建立不同的交易平台，这使得并网海上风电与光热发电项目可能存在重复获益的问题。文件明确并网海上风电与光热发电项目可自主选择核发交易绿证或申请中国核证自愿减排量（CCER），丰富了这两类项目的环境价值兑现渠道，项目开发企业可衡量收益预期，自主选择价格更高的兑现渠道，提升了项目投资收益空间。同时《通知》强调绿证与CCER中“二选一”，并明确对申请CCER的绿电对应绿证进行冻结、核销和信息公开，避免重复获益，确保绿电环境价值的唯一性，助力提升绿电环境价值国际互认。）

10月18日，国家发展改革委、工业和信息化部、住房城乡建设部、交通运输部、国家能源局、国家数据局联合发布《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》（发改能源〔2024〕1537号）

提出，2025全国可再生能源消费量达到11亿吨标煤以上；　“十五五”各领域优先利用可再生能源的生产生活方式基本形成，2030年全国可再生能源消费量达到15亿吨标煤以上，有力支撑实现2030年碳达峰目标。为此，提到以下几项措施，全面提升可再生能源供给能力。加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设，推动海上风电集群化开发。加快可再生能源配套基础设施建设。加强可再生能源和电力发展规划的衔接，推动网源协调发展。多元提升电力系统调节能力。加强新型储能技术攻关和多场景应用。推进长时储热型发电、热电耦合、中高温热利用等光热应用。协同推进工业用能绿色低碳转型。在工业园区、大型生产企业等周边地区开展新能源源网荷储一体化项目，推动工业绿色微电网建设应用、绿色电力直接供应和燃煤自备电厂替代。加快交通运输和可再生能源融合互动。建设可再生能源交通廊道，鼓励在具备条件的高速公路休息区、铁路车站、汽车客运站、机场和港口推进光储充放多功能综合一体站建设。深化建筑可再生能源集成应用。把优先利用可再生能源纳入城镇的规划、建设、更新和改造。统筹新基建和可再生能源开发利用。加强充电基础设施、加气站、加氢站建设，完善城乡充电网络体系。优化新型基础设施空间布局，推动5G基站、数据中心、超算中心等与光伏、热泵、储能等融合发展。

12月30日，工业和信息化部等三部门关于印发《加快工业领域清洁低碳氢应用实施方案》的通知（工信厅联节函〔2024〕499号）

加快工业副产氢和可再生能源制氢等清洁低碳氢应用，是推动氢能产业高质量发展、培育新质生产力的重要方向，是促进节能降碳、推进新型工业化的重要路径。方案提出，到　2027　年，工业领域清洁低碳氢应用装备支撑和技术推广取得积极进展，清洁低碳氢在冶金、合成氨、合成甲醇、炼化等行业实现规模化应用，在工业绿色微电网、船舶、航空、轨道交通等领域实现示范应用，形成一批氢能交通、发电、储能商业化应用模式。培育一批产业生态主导力强的龙头企业和产业集聚区，以及专业水平高、服务能力强的系统解决方案供应商，初步构建较为完整的产业链和产业体系。为此，提出加快清洁低碳氢替代应用、提升氢冶金应用水平、大力发展氢碳耦合制绿色甲醇、推动氢氮耦合制绿色合成氨、加快氢燃料电池汽车应用、发展氢动力船舶、航空、轨道交通装备、发展氢电融合工业绿色微电网等相关措施。

——2025年——

1月1日，我国首部《中华人民共和国能源法》正式施行

明确指出，要加快新能源的开发与利用，致力于构建以清洁能源为主导的现代能源体系。强调以绿色低碳为目标，大力支持低碳清洁能源的开发利用，并明确将推动可再生能源优先上网。规定将优化新能源项目的审批机制，减少行政手续，缩短审批周期。国家将鼓励企业在光伏和风电的核心设备、智能化运营及系统管理等方面进行技术创新，并提供研发补贴、税收优惠等政策支持。首次明确了储能系统在未来能源体系中的重要地位，并提出将推动光伏、风电与储能技术的协同发展。明确表示将加快完善碳交易市场，为光伏和风电行业提供额外的收益机制。

1月17日，国家能源局关于印发《分布式光伏发电开发建设管理办法》的通知（国能发新能规〔2025〕7号）

包含7章，44条细则。省级能源主管部门应当做好本省（自治区、直辖市）新能源发展与国家级能源、电力、可再生能源发展规划的衔接，统筹平衡集中式光伏电站与分布式光伏发电的发展需求。县级能源主管部门应当会同有关部门积极推进辖区内分布式光伏发电开发利用。备案管理：各省（自治区、直辖市）应当明确分布式光伏发电备案机关及其权限等，并向社会公布。分布式光伏发电项目应当在建成并网一个月内，完成建档立卡填报工作。电网接入：电网企业应当针对不同类型的分布式光伏发电项目制定差异化接入电网工作制度，合理优化或者简化工作流程。运行管理：建档立卡的分布式光伏发电项目按全部发电量核发绿证，其中上网电量核发可交易绿证，项目投资主体持有绿证后可根据绿证相关管理规定自主参与绿证交易。鼓励分布式光伏发电项目开展改造升级工作，应用先进、高效、安全的技术和设备。

1月26日，工业和信息化部等八部门联合印发《关于印发新型储能制造业高质量发展行动方案的通知》（工信部联电子〔2025〕7号）

到　2027　年，我国新型储能制造业全链条国际竞争优势凸显，优势企业梯队进一步壮大，产业创新力和综合竞争力显著提升，实现高端化、智能化、绿色化发展。

——产业体系加速完善。新型储能制造业规模和下游需求基本匹配，培育生态主导型企业3－5　家。产业主体集中、区域集聚格局基本形成，产业集群和生态体系不断完善。产业链供应链韧性显著增强，标准体系和市场机制更加健全。

——产品性能显著增强。高安全、高可靠、高能效、长寿命、经济可行的新型储能产品和技术供给能力持续增强，新型储能系统能量转化效率显著提高。热滥用和过充电不起火、不爆炸，全生命周期安全水平加快提升。

——应用领域持续拓展。新型储能产品与技术多元化水平进一步提高，更好满足电力、工业、能源、交通、建筑、通信、农业等多领域应用需求，为推动能源革命、实现碳达峰碳中和提供坚实物质保障。

1月27日，国家发展改革委、国家能源局近日联合印发《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）

通知提出，按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的总体思路，深化新能源上网电价市场化改革，推动新能源上网电量全面进入电力市场，上网电价通过市场交易形成；同步建立支持新能源可持续发展的价格结算机制，区分存量和增量项目分类施策，促进行业高质量发展。通知明确，创新建立新能源可持续发展价格结算机制，对存量项目，纳入机制的电量、电价等与现行政策妥善衔接；对增量项目，纳入机制的电量规模由各地按国家要求合理确定，机制电价通过市场化竞价方式确定。通过建立可持续发展价格结算机制，既妥善衔接新老政策，又稳定行业发展预期，有利于促进新能源可持续发展，助力经济社会绿色低碳转型。通知要求，各地要强化组织落实，周密部署安排，主动协调解决改革实施过程中遇到的问题；加强政策宣传解读，及时回应社会关切；加强政策和工作协同，强化价格改革与规划目标、绿证政策、市场建设、优化环境等协同，确保改革平稳推进。

2月27日，国家能源局关于印发《2025年能源工作指导意见》（国能发规划〔2025〕16号）

提出主要目标：全国能源生产总量稳步提升，原油产量保持2亿吨以上。全国发电总装机达到36亿千瓦以上，新增新能源发电装机规模2亿千瓦以上，发电量达到10.6万亿千瓦时左右，跨省跨区输电能力持续提升。绿色低碳转型不断深化。非化石能源发电装机占比提高到60％左右，非化石能源占能源消费总量比重提高到20％左右。工业、交通、建筑等重点领域可再生能源替代取得新进展。新能源消纳和调控政策措施进一步完善，绿色低碳发展政策机制进一步健全。火电机组平均供电煤耗保持合理水平。风电、光伏发电利用率保持合理水平，光伏治沙等综合效益更加显著。大型煤矿基本实现智能化。初步建成全国统一电力市场体系，资源配置进一步优化。为此要做到，夯实能源安全保障基础。强化煤炭矿区总体规划管理，提升矿区集约化规模化开发水平，强化油气勘探开发。提高区域能源协同保障能力。强化能源安全重大风险管控。推进能源绿色低碳转型。推进能源改革和法治建设。推动能源科技自立自强。

3月6日，国家发展改革委等部门印发《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）

文中提到，到2027年，绿证市场交易制度基本完善，强制消费与自愿消费相结合的绿色电力消费机制更加健全，绿色电力消费核算、认证、标识等制度基本建立，绿证与其他机制衔接更加顺畅，绿证市场潜力加快释放，绿证国际应用稳步推进，实现全国范围内绿证畅通流动。到2030年，绿证市场制度体系进一步健全，全社会自主消费绿色电力需求显著提升，绿证市场高效有序运行，绿证国际应用有效实现，绿色电力环境价值合理体现，有力支撑可再生能源高质量发展，助力经济社会发展全面绿色转型。为此，要做到一是稳定绿证市场供给，及时自动核发绿证，提升绿色电力交易规模，健全绿证核销机制，支持绿证跨省流通；激发绿证消费需求，明确绿证强制消费要求，健全绿证自愿消费机制，完善金融财政相关支持政策；三是完善绿证交易机制，健全绿证市场价格机制，优化绿证交易机制，完善绿色电力交易机制。四是拓展绿证应用场景，加快绿证标准体系建设，建立绿色电力消费核算机制，开展绿色电力消费认证，推动绿证与其他机制有效衔接，推动绿证标准国际化，加强国际合作交流，强化政策宣介服务。

3月25日，国家发展改革委　国家能源局印发《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号）

提出，到2027年，全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上；到2030年，调节能力达到5000万千瓦以上。各地要积极推动虚拟电厂因地制宜发展，持续提升虚拟电厂建设运行管理水平，完善虚拟电厂参与电力市场等机制。

4月23日，国家能源局印发《关于促进能源领域民营经济发展若干举措的通知》（国能发法改〔2025〕40号）

提出，支持民营企业积极投资新型储能、虚拟电厂、充电基础设施、智能微电网等能源新技术新业态新模式；鼓励民营企业推进风电场、光伏电站构网型技术改造，创新“人工智能＋”应用场景等。不断提升政务服务水平，推进民营企业公平参与市场。

——2022年——

2月28日，自治区人民政府办公厅发布《内蒙古自治区“十四五”能源发展规划》

提出，到2025年，能源走出以生态优先、绿色发展为导向的高质量发展新路子，国家现代能源经济示范区初步建成。能源供应保障能力全面升级，能源综合生产能力、外送煤炭和电力继续位居全国第一，国家重要能源和战略资源基地地位更加巩固。绿色生产生活方式基本形成，能源开发与生态融合发展，清洁能源满足80％以上新增用能需求，碳排放强度持续降低，生态安全屏障更加牢固，碳达峰基础基本筑牢。能源行业发展质量明显提升，风光氢储产业和数字能源经济初具规模，能源研发投入显著提高，创新驱动发展力量更加强大。能源惠民利民水平显著增强，能源开发收益惠及更多群众，能源公共服务均等化水平继续提升，人民群众美好生活清洁用能需求得到更好满足。

到2035年，自治区全面建成国家现代能源经济示范区，能源发展和生态环境保护实现和谐共融，北方重要生态安全屏障全面建成。能源发展绿色、数字、创新转型全面形成，能源行业治理能力现代化基本实现。风、光、氢、储成为自治区新主导产业，全国现代能源供给中心全面建成。碳排放总量达峰后稳中有降，城乡能源基础设施发展差距显著缩小，能源基本公共服务均等化基本实现，能源发展红利共享迈出坚实步伐。

2023年10月23日，内蒙古自治区办公厅印发《内蒙古自治区新能源倍增行动实施方案》（内政办发〔2023〕69号）

提出，以2022年为基准年，力争2025年实现新能源规模、新能源质量倍增，新能源带动效益倍增，新能源科技创新能力、风光氢储电装备制造产业链倍增；到2030年，新能源装机容量超过3亿千瓦，新能源发电总量超过火电发电总量。

——规模倍增。推动“十四五”后三年每年新增新能源发电装机约3000万千瓦，力争到2025年，全区新能源发电装机达到1.5亿千瓦以上，发电量达到3000亿千瓦时，跨省跨区外送电量超过1000亿千瓦时，均比2022年实现倍增；到2030年，新能源装机规模超过3亿千瓦，发电量接近6000亿千瓦时，跨省跨区外送电量达到2000亿千瓦时。

——质量倍增。力争到2025年，自治区新能源本地消纳电量超过2000亿千瓦时，灵活性调节能力达到1500万千瓦左右；到2030年，新能源本地消纳电量达到4000亿千瓦时，灵活性调节能力达到3000万千瓦左右。

——效益倍增。到2025年底，新能源电站及相关产业链累计带动投资9500亿元以上，GDP贡献占比超过10％，替代火电节约标煤超过0.9亿吨，减少二氧化碳排放超过1.6亿吨；到2030年，新能源电站及相关产业链累计带动投资15000亿元以上，GDP贡献占比超过15％，替代火电节约标煤超过1.8亿吨，减少二氧化碳排放超过3.1亿吨。

11月10日，自治区能源局印发《内蒙古自治区工业园区绿色供电项目实施细则2023年修订版（试行）》等六个市场化实施细则的通知（内能新能字〔2023〕1071号）

1、内蒙古自治区工业园区绿色供电项目实施细则2023年修订版（试行）：包括6章，18个条款。工业园区绿色供电项目是基于同一工业园区或同一增量配电网区域内新增负荷用能需求，新能源所发电量全部由工业园区内新增负荷消纳。申报条件：工业园区应在内蒙古自治区工业园区审核公告目录内，增量配电网须已取得电力业务许可证；新增负荷应取得相关主管部门的核准（备案）文件，原则上年总用电量不少于5亿千瓦时，项目原则上应配置不低于新能源规模15％（4小时）的储能装置，或具备同等水平的调峰能力。新能源及接入工程需取得相关限制性排查文件；项目投资主体要出具园区内新增负荷企业的消纳承诺（需包含电量和电价区间），并签定长期供电协议；项目投资主体应出具正式承诺，在项目运行期内，因负荷停运（检修）或调峰能力不足造成弃风弃光，自行承担风险。建设管理：新能源项目不得早于新增负荷、储能设施投产，且与新增负荷项目运行周期匹配。新能源项目应直接接入园区公网变电站或增量配电网。申报审批：项目投资主体需编制申报方案，报送盟市能源主管部门，经审核后报送自治区能源局。自治区能源局会同相关部门组织评审，对符合条件的项目印发批复文件。组织实施：盟市能源主管部门需按批复要求核准（备案）相关工程，并加强项目建设监管。项目投资主体需严格按批复方案进行建设，不得擅自变更建设内容、股权结构。项目需通过验收后方可并网，并报自治区能源局备案。

2、内蒙古自治区源网荷储一体化项目实施细则2023年修订版（试行）：包括6章，25个条款。《内蒙古自治区源网荷储一体化项目实施细则2023年修订版（试行）》旨在推动源网荷储一体化项目建设，促进新能源产业高质量发展。以下是政策的主要摘要：源网荷储一体化项目应自我消纳、自主调峰，电源、电网、负荷、储能需为同一投资主体控股，作为一个市场主体运营。申报条件：新增负荷需取得相关主管部门的核准（备案）文件，年总用电量不少于3亿千瓦时，可分期分批投产。项目需配置不低于新能源规模15％的储能装置或具备同等调峰能力。　新能源综合利用率不低于90％，项目需作为一个整体接入公用电网，不得向公用电网反送电。建设管理：新能源部分不得早于新增负荷和储能设施投产，且需与新增负荷项目运行周期匹配。项目需同步建设调控平台，作为整体接受公用电网统一调度，并具备独立市场主体地位，参与电力市场交易。申报审批：目投资主体需编制申报方案，报送盟市能源主管部门，经审核后报送自治区能源局。自治区能源局会同相关部门组织评审，对符合条件的项目印发批复文件。组织实施：盟市能源主管部门需按批复要求核准（备案）相关工程，并加强项目建设监管。项目投资主体需严格按批复方案进行建设，不得擅自变更建设内容、股权结构。项目需通过验收后方可并网，并报自治区能源局备案。

3、内蒙古自治区风光制氢一体化项目实施细则2023年修订版（试行）：包括6章，23个条款。项目的电源、电网、制氢、储能等部分应由同一投资主体控股，作为一个市场主体运营。申报条件：申报时需落实氢气应用场景，提供氢气消纳协议。鼓励使用非常规水源制氢，禁止使用地下水。分为并网型和离网型，一经确定不能调整。并网型项目新能源规模不超过制氢所需电量的1.2倍；离网型项目新能源综合利用率不低于90％。需配置电储能，调峰能力不低于新能源规模的15％，时长不低于4小时。建设管理：新能源部分不得早于制氢负荷、储能设施投产。新能源直接接入制氢变电站，与公用电网的联络线路原则上由电网企业建设。鼓励一体化备案，不具备条件的可分别备案，氢能应用项目备案时间不晚于其他项目。并网型项目具备独立市场主体地位，可向电网送电，年上网电量不超过年总发电量的20％。申报审批：项目投资主体自行编制申报方案，报送盟市能源主管部门。盟市能源主管部门审核后报送自治区能源局，自治区能源局组织评审并批复。组织实施：盟市能源主管部门按批复要求及时核准（备案）相关工程。加强项目建设监管，定期报送建设情况，不得擅自变更建设内容、股权结构，无力实施的可申请终止项目。

4、内蒙古自治区关于全额自发自用新能源项目实施细则2023年修订版（试行）：包括6章，18个条款。适用范围：适用于新增负荷或厂用电负荷配建的全额自发自用新能源项目，包括分散式风电（容量不超容量不超过5万千瓦）、分布式光伏（容量不超容量不超过0.6万千瓦）、高速公路边坡光伏、矿区用于矿用重卡等新增矿区用电（矿区开采剩余年限不少于10年）、燃煤电厂厂用电负荷新能源项目（不超过机组容量8％）。申报条件：符合国家和自治区产业政策，取得核准（备案）文件；燃煤电厂需满足能耗、排放等指标要求，机组运行年限不超过20年。按照全额消纳、不向公共电网反送电的原则，配置适当比例储能，优先支持具备可调节能力的负荷。项目主体需承诺因负荷或调峰能力不足造成的弃风弃光风险自行承担。建设管理：新能源项目不得早于新增负荷、储能设施投产，且与新增负荷项目运行周期匹配。新能源项目应直接接入用电负荷侧配电设施或燃煤电厂变配电设施，接入工程由企业投资建设。在系统备用资源富余的情况下，电网企业可提供备用容量支持，自发自用电量暂不征收系统备用费和政策性交叉补贴。申报审批：项目投资主体自行编制申报方案，报送盟市能源主管部门。盟市能源主管部门会同相关部门组织评审，对符合条件的项目印发批复文件并上报自治区能源局备案。组织实施：盟市能源主管部门按批复要求及时核准（备案）项目，新增负荷项目需及时办理前期和审批手续。加强项目建设监管，定期向自治区能源局报送建设情况。项目验收通过后方可并网，并报自治区能源局备案。

5、内蒙古自治区燃煤自备电厂可再生能源替代工程实施细则2023年修订版（试行）：包括6章，17个条款。基于自备电厂的调峰空间，配置相匹配的新能源规模，新能源所发电量替代自备电厂原有供电量。新能源与自备电厂均不得向其他企业供电或向公网送电，不占用公网调峰资源及消纳空间。申报条件：燃煤自备电厂机组在最小技术出力工况下可连续安全稳定运行6小时以上，改造后机组调节速率不低于改造前。新能源建设企业和燃煤自备电厂须是同一法人或同一集团控股法人。新能源规模不高于自备电厂调峰能力，新能源与自备电厂的合计出力不大于原自备电厂最大出力。燃煤自备电厂需承诺因负荷停运或调峰能力不足造成的弃风弃光风险自行承担。建设管理：新能源项目不得早于燃煤自备电厂调峰措施、储能设施投产，且与自备电厂运行周期匹配。新能源应直接接入企业用户变电站，接入工程由新能源企业投资建设。自发自用电量暂不征收系统备用费和政策性交叉补贴，待国家政策出台后按国家政策执行。申报审批：项目投资主体自行编制申报方案，报送盟市能源主管部门。盟市能源主管部门会同相关部门组织评审，对符合条件的项目印发批复文件并上报自治区能源局备案。组织实施：盟市能源主管部门按批复要求及时核准（备案）项目，项目主体需严格按批复方案建设，不得变更建设内容或股权结构。盟市能源主管部门加强项目建设监管，定期向自治区能源局报送建设情况。项目验收通过后方可并网，并报自治区能源局备案。投资主体需制定处置预案，在调峰能力降低或停运时新建调峰能力，确保实施效果不低于申报水平。投资主体无力实施的可申请终止项目，盟市能源主管部门收回相应的新能源规模。

6、内蒙古自治区火电灵活性改造消纳新能源实施细则2023年修订版（试行）：包括6章，18个条款。适用范围：内蒙古自治区内自用燃煤电厂（不含自备电厂）火电灵活性制造改造及促进市场化消纳新能源建设项目。申报条件：燃煤电厂不在淘汰限制目录内，指标达标，运行年限原则上不超20年。现役机组和核准在建机组改造后供热、纯凝工况调节能力有明确下限要求。机组最小技术出力工况能连续安全稳定运行6小时以上，新增调节能力在新能源全寿命周期有效。新能源规划建设场址需取得相关同意意见和限制性排查文件。建设管理：发电集团统筹改造，按新增调节空间1：1确定新能源规模。配建新能源与燃煤电厂实质性联营，运行模式由发电与电网企业协商。按新能源规模确定规划建设场址数量。电网企业规划建设汇集变电站和接入线路，接入线路建设及回购可协商。申报审批：项目投资主体编制申报方案报盟市能源主管部门，后者会同相关部门评审，批复并上报备案。组织实施：盟市能源主管部门核准（备案）项目，投资主体按批复建设，不得随意变更。盟市能源主管部门加强监管并报送建设情况。火电改造由电网企业验收并重新签并网调度协议；新能源由盟市能源主管部门组织验收，电网企业按改造规模安排并网。发电集团按年度计划开展改造和建设，超出规模部分不予并网。投资主体无力实施可申请终止，盟市能源主管部门收回新能源规模。

11月15日，内蒙古自治区发展和改革委员会　内蒙古自治区工业和信息化厅关于印发《内蒙古自治区独立新型储能电站项目实施细则（暂行）》的通知（内能电力字〔2023〕1101号）

包括6个章节，22个条款。建设要求：具备独立法人资格，运营生命周期不低于20年（含电池更换），电站充放电转换效率一般不低于60％，电站可用率不低于90％。具备独立计量、控制等技术条件，并且暂考虑电网侧独立储能电站（其中提升系统调节能力的储能电站放电功率不低于5万千瓦、连续放电时长不低于4小时，保障高峰用电需求的储能电站放电功率不低于10万千瓦、连续放电时长不低于4小时，解决末端电网用电需求的储能电站放电功率不低于0.5万千瓦、不超过5万千瓦、连续放电时长不低于8小时）和电源侧独立储能电站（储能电站放电功率不低于5万千瓦、连续放电时长不低于2小时）。运营管理：独立储能电站按电网企业要求接入相应的电压等级，按照国家和自治区电力并网运行管理规定，纳入全区电力运行统一管理。电网侧独立储能电站和电源侧独立储能电站在正常运行方式下作为独立市场主体，按市场规则参与电力市场和辅助服务市场交易，自主申报充放电计划。电网侧独立储能电站和电源侧独立储能电站均可以双重身份参与交易。入示范项目的电网侧独立储能电站享受容量补偿，补偿标准按放电量计算，补偿上限暂按0.35元／千瓦时，补偿期暂按10年考虑，如有容量市场或容量电价相关政策出台，按新政策执行。项目申报：电网侧独立储能电站由自治区能源局统一组织示范项目申报。各盟市能源主管部门会同电网企业组织上报本地区符合条件的储能项目。电源侧独立储能电站不开展示范项目申报，由储能企业自主选择独立储能电站容量和场址位置，原则上就近布局在与之建立对应关系的新能源电站周边。监督管理：各盟市能源主管部门对本地区的独立储能电站实行备案管理，并及时将备案情况报送国家能源局派出机构和自治区能源局。独立储能电站建设完成后，由所在盟市能源主管部门牵头负责，会同电网企业按照国家相关规定联合组织竣工验收。

——2024年——

2月8日，内蒙古人民政府办公厅印发《内蒙古自治区人民政府办公厅关于加快新能源和电网工程审批建设若干措施的通知》（内政办发〔2024〕6号）

提升新能源项目前期工作深度。新能源项目申报纳规前应落实拟选场址，完成敏感因素排查并取得相关支持性文件，完成投资决策或出具落实投资承诺函，取得电网企业出具的接入系统意见。推动新能源项目和接网工程同步纳规。配套220千伏及以下接网工程应与新能源项目同步完成敏感因素排查和可行性论证，与新能源项目同步“即报即批”一并纳入规划；自治区批复的新能源项目配套500千伏接网工程在新能源项目纳规后的30个工作日内上报国家申请纳规。推进接网工程同步纳入国土空间规划。根据自治区电力发展规划调整，电网企业须在规划印发后60天内提出电网基础设施建设用地、架空电力线路走廊、电缆通道等空间资源需求。优化并联审批、项目用地交付、社会稳定风险评估、用林用草等项目前期手续。　

4月9日，内蒙古自治区能源局　内蒙古自治区工业和信息化厅等关于印发《内蒙古自治区可再生能源制氢产业安全管理办法（试行）》的通知（内能源科技发〔2024〕1号）

包含8个章节，77条细则。内蒙古自治区行政区域内涉及绿氢的生产、储存、道路和管道运输、充装的安全管理，适用本办法。基本要求：绿氢建设项目选址布局应符合国土空间规划及“三区三线”管控要求，应依法履行核准或备案及其他相关手续。允许在化工园区外建设绿氢项目和制氢加氢一体站。绿氢项目不需取得危险化学品安全生产许可。绿氢加氢站参照天然气加气站管理模式，经营性绿氢加氢站应向燃气主管部门取得经营许可。从事绿氢道路运输应向交通运输主管部门取得道路危险货物运输相关许可。移动式压力容器、气瓶的充装单位应向特种设备安全监督管理部门取得充装许可。氢能企业应依照法律、法规规定设置安全生产管理机构或配备专职安全生产管理人员。绿氢项目应委托工程设计综合甲级资质或电力行业、专业相应甲级资质的设计单位。切实做好生产安全、储存安全、运输安全、充装安全。

5月18日，内蒙古自治区能源局关于印发《内蒙古自治区2024—2025年新型储能发展专项行动方案》的通知（内能源电力字〔2024〕335号）

提到下一步重点任务，一是推进电源侧独立储能建设。重点在新能源汇集区集中建设电源侧独立储能电站，鼓励新能源企业通过租赁、购买等形式配置储能。2024年，规划建成电源侧独立储能400万千瓦／1600万千瓦时；2025年，规划建成电源侧独立储能1000万千瓦／4200万千瓦时。二是推进电网侧独立储能建设。重点在包头卜尔汉图、乌兰察布旗下营、通辽金沙等电网关键节点，集中建设电网侧独立储能电站，提升系统调节能力、保障高峰用电需求、解决末端电网用电等作用。2024年，规划建成电网侧独立储能250万千瓦／1300万千瓦时；2025年，建成电网侧独立储能450万千瓦／2300万千瓦时。三是大力发展构网型储能。在高比例新能源外送基地、电网局部支撑较弱地区、分布式新能源富集地区，大力推动构网型储能项目建设，充分发挥其惯量响应、频率电压支撑等作用，有力提升新能源大规模高比例接入消纳情景下的电网安全稳定性和供电可靠性。

10月14日，内蒙古自治区能源局关于印发《内蒙古自治区能源科技创新若干政策措施》的通知

提到，一是实施重大科技攻坚任务。推动储能高安全低成本长寿命方向科技突围，推动氢能关键装备自主可控、制取效率高和长距离大规模安全储运方向科技突围，推动新型电力系统高占比新能源、柔性智能电网、高比例绿电消费方向科技突围，推动煤炭绿色智能开采利用和高效灵活发电方向科技突围，建立重大示范项目培育机制。二是培育壮大科技创新平台。鼓励企业牵头建立创新平台，推动建设能源战略科技力量。三是引育高水平创新型人才。打造能源科技创新高端智库，鼓励企业建设“人才飞地”。加强创新平台人才集聚功能。培育高水平本土人才和梯队，四是推动创新成果转化应用。推动首台（套）重大技术装备示范，建立创新应用典型案例推广机制，推进能源领域大规模设备更新。探索创新成果“先使用后付费”机制。五是营造良好科技创新环境。推进品牌建设，加强学习交流、协同配合、组织领导。

12月27日，内蒙古自治区能源局　国家能源局华北监管局印发《内蒙古电力多边交易市场规则体系》（内能源电力发〔2024〕33号）

包含1个市场基本规则和8个实施细则，8个实施细则分别为：准入注册、中长期交易、现货交易、结算、计量管理、信息披露、交易行为及信用评价、需求侧响应交易。配套1个市场运行参数附录。全新编制了基本规则。通过基本规则构建了市场顶层框架和基于节点义务的交易关系，厘清节点电价机制的内在交易关系，定义了输电权和绿电PPA合同，明确了交易逻辑，有力保障了市场规范、有序运行。将日前预出清细则与实时交易细则进行了合并，对交易时序、交易组织、交易流程等规则进行梳理和完善，新增市场衔接章节，实现中长期、现货与物理出清的底层逻辑衔接，确保价格信号引导作用，增强现货市场完整性。创新规则运作机制，单独编制市场运行参数。创新性地编制了《内蒙古电力多边市场运行参数（试行）》，兼顾了规则体系的稳定性与灵活性；可在不改变市场运行机制的情况下，通过参数调整实现对市场风险的有效监管和应对。

——2025年——

3月12日，内蒙古自治区能源局印发《关于加快新型储能建设的通知》（内能源电力字〔2025〕120号）

明确了灵活的容量补偿标准。提出对纳入自治区规划的独立新型储能电站向公用电网的放电量执行补偿，补偿标准一年一定，每年9月底前公布次年补偿标准，补偿标准时间为10年。2025年度独立新型储能电站补偿标准为0.35元／千瓦时，6月30日前不能开工的项目不执行2025年度补偿标准。同时，明确独立新型储能电站可放电时作为发电企业，充电时视同电力用户“双重身份”参与交易，可自主选择参与电力市场的运行模式。2025年2月，蒙西电网全网现货市场出清均价按1小时计算，平均峰各价差为0.6635元／千瓦时，按4小时计算的平均峰各价差为0.5279元／千瓦时。

3月17日，内蒙古自治区能源局关于公开征求《内蒙古自治区工业园区绿色供电项目实施细则2025年修订版（征求意见稿）》意见建议

相较2023年修订版，本次主要变化如下：1．取消年总用电量不少于5亿千瓦时的申报条件，新增要求“配套建设的集中式新能源项目，规模不低于5万千瓦”。2．取消15％（4小时）的储能配置要求，新增要求“工业园区绿色供电项目配套新能源利用率不低于90％，3．因新能源与用电负荷距离较远，无法直接接入工业园区供电范围内公网变电站的项目，新能源可接入负荷所在盟市公用电网供电区域，配套负荷接入工业园区供电范围内变电站。

5月29日，内蒙古自治区能源局、发改委印发《深化蒙西电网新能源上网电价市场化改革实施方案》的通知（内发改价费字〔2025〕660号）

方案提出：将全面推动新能源上网电量进入市场交易，价格由市场形成。改革内容主要有三个方面。一是推动新能源（风电、太阳能发电）上网电量全面进入电力市场。二是建立新能源可持续发展结算机制。三是区分存量和增量项目分类施策。

9月2日，内蒙古自治区能源局　关于印发《内蒙古自治区上网消纳新能源发电项目竞争性配置管理办法》（内能源新能发〔2025〕6号）

为进一步规范新能源上网电价市场化形势下的新能源开发资源配置。