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了国际相关领域的空白。5.能源领域体制改革逐步深化。电力体制改革综合试点稳步推进，首个监管周期输配电价顺利实施，电力交易中心揭牌成立，电力市场管理委员会正式组建，增量配电业务试点有序展开。电力直接
制定优先发电、优先购电计划，保障电力系统安全高效运行。推进增量配电业务改革试点，鼓励社会资本积极参与配售电业务。进一步加强和规范燃煤自备电厂监督管理，逐步推进自备电厂与公用电厂同等管理。深入落实降低

参与绿色电力交易。推动建设基于区块链等技术应用的交易平台，研究适应可再生能源微电网、存量地方电网、增量配电网与大电网开展交易的体制机制。国家能源局2022年深化“放管服”改革优化营商环境重点任务分工方案
、公共信用评价、信用风险分析预警，完善信用承诺、失信约束、信用修复等信用监管制度及措施。完善能源行业信用数据清单和行为清单，组织开展以信用为基础的新型监管试点应用工作，及时总结试点经验。(资质中心牵头

煤电机组深度调峰灵活性改造，强化省内骨干网架和中心城市坚强智能电网建设。积极建设“源网荷储”一体化和“多能互补”示范工程。鼓励建设以消纳新能源为主的增量配电网，提高电网对高比例可再生能源的消纳和调控能力
消纳新能源为主的增量配电网，提高电网对高比例可再生能源的消纳和调控能力。持续深化电力体制改革，加强电力市场建设。五、加快构建绿色低碳交通运输体系（十二）优化交通运输结构。加快建立综合立体交通网，推动铁路

坡”等光伏试点，启动实施横沙东滩大规模农光互补项目。在立项审批、土地出让、施工图审查等环节按“能建尽建”原则落实新建项目光伏开发，新建工业厂房、交通设施、公共机构等建筑屋顶安装光伏面积比例不低于50
全市浅层地热资源监测网点布局，加强浅层地热资源日常监测和动态评估。重点在五大新城、绿色生态城区、建筑可再生能源集中示范区开展浅层地热资源规模化利用示范区建设，探索中深层地热资源试点示范。“十四五”期间

电力交易平台就近进行交易，电网企业(含增量配电网企业)提供输电、计量和交易结算等技术支持，完善支持分布式发电市场化交易的价格政策及市场规则。原文如下：青海省关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的
交易”平台构建绿电溯源认证体系，为用电企业提供绿色电力消费认证，推动各类社会组织采信认证结果。开展绿色电力交易试点，体现绿色电力在交易组织、电网调度等方面的优先地位。在零碳产业园区开展绿色电力交易，支持

规范化建设。2019年10月底，批复《首都电力交易中心有限公司规范化建设建议方案》。2020年，完成首都电力交易中心股份制改造工作。稳步推进延庆增量配电网试点工作，已完成配电区域划定、项目业主确定，并
布式光伏项目。大力推进官厅、青灰岭等集中式风电项目扩建扩容;结合低碳园区、零碳村庄，试点推进分散式风电项目开发。加快推进大兴、顺义垃圾焚烧发电，高碑店、小红门等再生水厂污泥沼气发电项目建设，“十四五”期间

15%，储能时长2小时以上。该类项目包括四个分类，即风光氢储产业链等重点项目、配套生态综合治理的项目、国家试点示范及乡村振兴等项目、分散式风电及分布式光伏发电项目。当前政策形势分析市场化并网新能源项目
中，源网荷储一体化项目、工业园区可再生能源替代项目、火电灵活性改造促进新能源消纳利用项目三类项目已经发布了实施细则征求意见稿，并下发了预申报通知。源网荷储一体化项目中，场景主要涵盖大用户类及增量配电网类

年发电量不低于8亿千瓦时的市(县)多能互补发展示范项目。推进增量配电试点源网荷储一体化发展。优先在郑州登封新区、周口西华经开区、焦作矿区、濮阳县产业集聚区、平顶山尼龙新材料产业集聚区、三门峡
高新技术产业开发区、安阳红旗渠经济技术开发区等与电网物理界面相对清晰的增量配电业务改革试点区域,鼓励风、光等新能源就近接入，所发清洁电量全部在增量配电业务改革试点区域消纳。此外，鼓励新型源网荷储一体化示范在南阳淅川

体制改革。推进电力现货市场建设，完善中长期交易机制，丰富交易品种，提高交易频次，推动现货市场与辅助服务市场有机衔接。推进电网体制改革，明确以消纳可再生能源为主的增量配电网、微电网和分布式电源的市场
。支持产业结构较轻、碳排放水平较低的地区和重点行业、重点企业率先实现碳达峰，配合国家开展碳达峰、碳中和先行示范试点建设。将碳达峰、碳中和作为干部教育培训体系重要内容，增强各级领导干部推动绿色低碳发展的

2025年,建成一批年发电量不低于8亿千瓦时的市(县)多能互补发展示范项目。推进增量配电试点源网荷储一体化发展。优先在郑州登封新区、周口西华经开区、焦作矿区、濮阳县产业集聚区、平顶山尼龙新材料产业集聚区
、三门峡高新技术产业开发区、安阳红旗渠经济技术开发区等与电网物理界面相对清晰的增量配电业务改革试点区域,鼓励风、光等新能源就近接入，所发清洁电量全部在增量配电业务改革试点区域消纳。此外，鼓励新型源网荷储

电力市场建设。支持企业与电力交易，培育多元化售电侧主体，建立能源产业联盟，提升服务能力，鼓励符合条件的工商用电企业参与市场购电。进一步巩固并扩大增量配电业务改革成果，选取适宜产业园区纳入增量配电网改革
试点。深化输配电价改革，有序放开竞争性环节电价。鼓励企业参与辅助服务市场建设。有序推进县级农网体制改革和独立供区、小水电供区移交划转。二、开展油气体制综合改革根据国家及四川省安排，进一步完善页岩气开发

稳步推进。成功组建全国首个省级股份制电力交易中心，12个园区配电网建设项目纳入国家增量配电业务试点，其中两江新区、长寿经开区、重庆中梁山等3个园区配电网项目建成投运。创新组建专业化管网运营公司和
)推动电力体制改革。深化配售电改革，完善售电主体准入和退出机制，向社会资本放开售电和增量配电业务，有序推进增量配电业务试点项目，加快存量试点项目供区划分。建立市场化电力电量平衡机制，放开发用电计划

亿元台阶，国家创新型产业集群试点(培育)增至6家，高新技术企业数量、科技型中小企业数量突破1万家，科创板上市企业达12家。在湘院士总数增至42人，在湘落户院士专家工作站达50家。 (二)发展形势。能源格局
。深化电力价格机制改革。持续推进水电、煤电上网电价市场化改革，完善清洁能源和新型储能价格形成机制。理顺输配电价结构、完善增量配电网价格形成机制。不断完善分时电价、阶梯电价、差别电价等制度。推进配售

，2020年直接交易总规模达804亿千瓦时;电力现货试点建设实现连续结算试运行，调峰、调频辅助服务市场正式运行;增量配电业务改革持续推进，五批次17个项目列入国家试点，社会资本参与配电网投资积极性
、闽侯县、上杭县、厦门市海沧区等24个县(市、区)的整县屋顶分布式光伏开发试点项目。推进分布式屋顶光伏(园区、厂房等)、户用光伏等项目，适度建设海上养殖场渔光互补项目，十四五期间增加装机300万千瓦以上

进行交易，电网企业(含增量配电网企业)提供输电、计量和交易结算等技术支持，完善支持分布式发电市场化交易的价格政策及市场规则。三是以市场化方式引导消费侧绿色低碳转型。《意见》提出加强顶层设计和统筹
协调，加快建设全国碳排放权交易市场、用能权交易市场、绿色电力交易市场。完善有利于可再生能源优先利用的电力交易机制，开展绿色电力交易试点，鼓励新能源发电主体与电力用户或售电公司等签订长期购售电协议。支持

能源基础设施数字化，构建基于5G等技术的应用场景和产业模式，实现源网荷储互动、多能协同互补、用能需求智能调控，通过试点示范以点带面，推动能源系统转型变革。此外，还要着力完善能源科技创新体系，整合优化科技资源
消费、综合能源服务和智能微网等新模式新业态发展等方面，推动体制机制改革取得新突破。三是深化能源领域放管服改革。放管服改革的重点是打造一流营商环境、不断解放和发展生产力。针对增量配电网、油气勘探开发、储气

2015年《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》提出有序向社会资本放开售电业务，配售电企业彼时应运而生。配售电企业指拥有配电网运营权的售电企业，也称之为第二类售电企业或增量配电
网企业。2021年《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》对配售电企业提出了在双碳目标下的新要求，即明确以消纳可再生能源为主的增量配电网、微电网和分布式电源的

灵活电网，为新能源资源优化配置和高效消纳奠定坚实基础。 1.建设微电网与大电网兼容互补的电网结构形态。积极发展以消纳新能源为主的智能微电网，不断加强大电网与源网荷储一体化、增量配电网、绿色微电网
沿边地区源网荷储一体化微电网建设，解决电网末端电力供应问题。 2.积极推进绿色供电工业园区建设。支持应用低碳、零碳、负碳等先进技术，全面开展工业园区低碳、零碳园区试点。具有燃煤自备电厂的工业园区