2026年10月起 一批电力市场新规正式实施！

北极星电力市场网获悉，自2026年10月1日起，一批电力市场新规正式开始实施！

其中国家层面政策有：国家发改委印发《国家发展改革委关于修改、废止一批规章和行政规范性文件的决定》（2026年第45号令）。

地方层面政策有：山东省调整分时电价峰谷时段、山东省关于完善工商业非电网直供环节电价政策的通知、山东省关于贯彻发改价格〔2025〕1192号文件支持新能源就近消纳价格政策有关事项的通知、陕西省关于调整煤电容量电价有关事项的通知、宁夏关于落实新能源就近消纳价格机制有关事项的通知、浙江省关于电网侧独立新型储能参与电力市场的通知、辽宁省虚拟电厂管理办法（试行）、关于调整青海电力现货市场连续结算试运行期间部分市场参数的函、内蒙古自治区电动汽车充电基础设施建设运营管理办法等。

详情如下：

国家层面

7月31日，国家发改委发布《国家发展改革委关于修改、废止一批规章和行政规范性文件的决定》（2026年第45号令），自2026年10月1日起施行。其中涉及：加强电力需求侧管理工作的指导意见（发改能源〔2004〕939 号）、关于促进跨地区电能交易的指导意见（发改能源〔2005〕292 号）等。详情如下：

中华人民共和国国家发展和改革委员会令

第45号

《国家发展改革委关于修改、废止一批规章和行政规范性文件的决定》已经2026年7月22日第33次委务会议审议通过，现予公布，自2026年10月1日起施行。

主任：郑栅洁

2026年7月23日

地方层面

山东

9月10日，山东省调整分时电价峰谷时段，自2026年10月1日起执行。

其中，3-6月、9-11月的峰谷时段调整，3-6月谷段从原来10点开始，提前到早上8点；9-11月谷段从10点开始，提前到9点。峰段结束时间同步延后，尖峰持续时间变长。

1月至2月、12月、7月至8月时段划分不变，且峰谷浮动比例不变：高峰上浮70%、低谷下浮70%，尖峰上浮100%、深谷下浮90%。

新版：

工商业分时电价执行范围：

工商业用户容量补偿电价、上网环节线损费用、系统运行费用，以及电网企业代理购电用户（不含国家有专门规定的电气化铁路牵引用电）代理购电价格执行分时电价政策，各类分摊损益等其他电价部分不执行分时电价政策。

工商业分时电价执行时段：

1、1月至2月、12月

谷时段：2:00-6:00、10:00-15:00，其中，深谷时段：11:00-14:00。

峰时段：7:00-9:00、16:00-21:00，其中，尖峰时段：16:00-19:00。

峰谷时段外其他时段：平时段。

2、3月至6月

谷时段：8:00-15:00，其中，深谷时段：10:00-14:00。

峰时段：17:00-23:00，其中，尖峰时段：17:00-22:00。

峰谷时段外其他时段：平时段。

3、7月至8月

谷时段：1:00-6:00。

峰时段：16:00-23:00，其中，尖峰时段：17:00-22:00。

峰谷时段外其他时段：平时段。

4、9月至11月

谷时段：9:00-15:00，其中，深谷时段：11:00-14:00。

峰时段：16:00-22:00，其中，尖峰时段：17:00-20:00。

峰谷时段外其他时段：平时段。

此外，居民电动汽车充电桩、电动自行车充（换）电设施、农业生产用电，以及青岛、淄博市行政区域内执行居民合表电价的电代煤用户，可自愿选择执行分时电价政策，除低谷时段23:00-7:00外，其余峰谷时段同步按工商业峰谷时段执行。

山东省发展和改革委员会、山东省市场监督管理局发布关于完善工商业非电网直供环节电价政策的通知，2026年终端用户最高预购电价为每千瓦时0.83元（已含12%损耗，2026年10月1日起执行）。2027年起，由国网山东省电力公司随《代理购电价格公告》向社会公布。非电网直供主体应定期退补终端用户“预购电价”与“当月到户电价”的电费差额部分，退补周期最长不得超过12个月。

详情如下：

山东省发展和改革委员会 山东省市场监督管理局关于完善工商业非电网直供环节电价政策的通知

鲁发改价格〔2026〕614号

各市发展改革委、市场监管局，国网山东省电力公司，山东电力交易中心：

为建立“标准清晰、操作简便、易于监管”的非电网直供环节电价管理制度，根据《国务院办公厅转发国家发展改革委等部门关于清理规范城镇供水供电供气供暖行业收费 促进行业高质量发展意见的通知》（国办函〔2020〕129号）、《关于做好2026年全省电力市场建设有关工作的通知》（鲁发改能源〔2025〕875号）等文件规定，决定完善工商业非电网直供环节电价政策。现将有关事项通知如下：

一、终端用户电价形成机制

（一）后付费用户电价。工商业终端用户当月到户电价=非电网直供主体当月结算平均电价/(1-损耗率)。“非电网直供主体当月结算平均电价”，是指非电网直供主体与电网企业电费结算账单中的工商业电量含税平均单价（含税单价=工商业价税合计金额÷工商业用电数量，下同）。

（二）预付费用户电价。终端用户采用“先购电、后用电”方式的，非电网直供主体可以从以下2种电费收取模式中选择1种执行，选择后原则上12个月内不得变更。

1.预购电价+定期清算模式。工商业终端用户最高预购电价=山东电网上年度代理购电平时段算术平均电价/(1-12%）。“山东电网上年度代理购电平时段算术平均电价”，是指山东电网上年度（1-12月，下同）代理购电工商业（单一制）不满1千伏电压等级平时段电度电价标准的算术平均价格（单位：元/千瓦时，小数点后面保留2位）。

2026年终端用户最高预购电价为每千瓦时0.83元（已含12%损耗，2026年10月1日起执行）。2027年起，由国网山东省电力公司随《代理购电价格公告》向社会公布。非电网直供主体应定期退补终端用户“预购电价”与“当月到户电价”的电费差额部分，退补周期最长不得超过12个月。

2.历史均价+无清算模式。工商业终端用户电价=非电网直供主体上年度结算平均电价/(1-损耗率)。“非电网直供主体上年度结算平均电价”，是指非电网直供主体与电网企业的上年度电费结算账单中工商业含税平均单价。非电网直供主体按此方式结算电费的，当年电费差额可不再清算。

（三）市场价格传导机制。具备管理、计量条件的非电网直供主体，由电网企业代理购电的，其终端用户用电价格、峰谷时段，应按照国网山东省电力公司公布的代理购电用户电价标准执行。支持商业综合体、物业、写字楼等非电网直供主体参与电力市场交易时，通过“勾选价格封顶选项”保障终端用户合法权益，具体根据《山东省电力零售市场价格风险防控实施细则》有关规定执行。

二、规范各环节电价政策

（一）供电损耗等费用。按照《物业管理条例》及我省物业服务收费管理办法等有关规定，物业共用部位、共用设施的日常运行维护费用应当通过物业费收取，非电网直供主体不得以用电服务费等名义向终端用户重复分摊收取。终端用户电价计算公式损耗率最高不得超过12%，实际损耗率高于12%的，非电网直供主体应通过加强管理、改造供用电设施等方式解决。

（二）多层级和多类型供电。本通知规定的价格为终端用户最终价格。存在多层级非电网直供电的,非电网直供主体之间可协商分摊损耗比例，终端用户承担的损耗最高不得超过12%，未明确分摊比例的，损耗比例按非电网直供主体数量平均分摊。非电网直供主体同时服务居民、工商业等多类型终端用户的，居民用户（含执行居民电价的非居民用户）按照居民合表电价政策执行，工商业终端用户按照本通知“终端用户电价形成机制”相关规定执行。

（三）分布式能源等配建设施。非电网直供主体（或第三方）建设分布式能源或配套储能等设施，获得（承担）的收益（损失）由产权单位享有（承担），不计入“工商业终端用户当月到户电价”计算。非电网供电环境下建设的充换电设施，电价政策按国家相关规定执行，本通知规定的损耗应列入充换电服务费，不得随电费向终端用户收取。

（四）绿电绿证交易。支持有绿电绿证需求的非电网直供主体，通过承诺承担全部环境溢价的方式，参与绿电绿证交易。相关环境溢价全部由非电网直供主体承担，不得转嫁至终端用户。

三、其他事项

（一）非电网直供主体应如实记录相关时段电量、电价、电费等信息，主动向终端用户公示电网企业电费结算发票等价格信息，自觉接受市场监管部门的监督检查。

（二）各级发展改革部门要加大政策宣传力度，及时回应社会关切。各级电网企业负责配合做好政策宣传告知工作。

（三）政策执行中遇到的问题及建议，请及时报告省发展改革委（价格处）、省市场监管局（价竞局）。

本通知自2026年10月1日起执行。《山东省发展和改革委员会关于工商业非电网直供环节电价政策有关事项的通知》（鲁发改价格〔2022〕248号）同时废止。

山东省发展和改革委员会

山东省市场监督管理局

2026年8月18日

7月30日，山东省发展和改革委员会、山东省能源局发布关于贯彻发改价格〔2025〕1192号文件支持新能源就近消纳价格政策有关事项的通知（鲁发改价格〔2026〕554号），本《通知》所指新能源就近消纳项目，是指电源（风电、光伏、生物质）、负荷、储能等作为整体与山东电网连接，形成清晰物理界面和安全责任界面，以新能源发电为主要电源的项目。现阶段主要包括绿电直连、源网荷储一体化、绿电产业园等通过新能源专线供电的项目。项目条件为：整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%，占总用电量的比例不低于30%、2030年起新增项目不低于35%。

详情如下：

山东省发展和改革委员会 山东省能源局关于贯彻发改价格〔2025〕1192号文件支持新能源就近消纳价格政策有关事项的通知

鲁发改价格〔2026〕554号

各市发展改革委（能源局），国网山东省电力公司：

为推动我省风电、光伏等新能源就近开发利用，现将《国家发展改革委 国家能源局关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号）转发给你们，并将有关事项通知如下：

一、执行范围

本《通知》所指新能源就近消纳项目，是指电源（风电、光伏、生物质）、负荷、储能等作为整体与山东电网连接，形成清晰物理界面和安全责任界面，以新能源发电为主要电源的项目。现阶段主要包括绿电直连、源网荷储一体化、绿电产业园等通过新能源专线供电的项目。项目条件为：整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%，占总用电量的比例不低于30%、2030年起新增项目不低于35%。

二、电价政策

按照“谁受益、谁负担”原则，新能源就近消纳项目对于山东电网提供的可靠供电等服务，公平承担输配电费、系统运行费等费用。

（一）就近消纳项目按容（需）量缴纳输配电费，月度容（需）量电费=按现行政策缴纳的容（需）量电费＋所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量。

（二）用网电量部分按现行政策承担上网（交易）电价、上网环节线损、系统运行费、政府性基金及附加等费用，暂不参与功率因数调整电费考核。

（三）自发自用电量部分（含同时接入产权分界点用户侧的分布式和分散式新能源电量，下同），按国家规定缴纳政府性基金及附加。

（四）“平均负荷率”由国网山东省电力公司每年12月底前随代理购电价格表公布。2026年平均负荷率应于9月底前公布。

（五）2025年9月30日前已接网的新能源就近消纳项目，其规划建设的全容量暂按改革前政策执行。

三、其他事项

（一）容量备份项目（两路及以上多回路供电项目），可选择继续按现行“两部制”输配电价模式缴费。其中：用网电量按现行政策执行；自发自用电量按照所在电压等级缴纳电量输配电价，按照国家规定缴纳政府性基金及附加。相关项目可提前15个工作日向国网山东省电力公司申请变更输配电费计费方式，变更时间间隔不少于12个月。

（二）未尽事宜，根据《国家发展改革委 国家能源局关于完善价格机制 促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号）规定执行。

（三）政策执行中遇到的问题及建议，请及时报告省发展改革委、省能源局。

山东省发展和改革委员会

山东省能源局

2026年7月27日

陕西

9月3日，陕西电力交易中心转发陕西省发展和改革委员会关于调整煤电容量电价有关事项的通知，其中提到，陕西省合规在运的公用煤电机组容量电价自2026年10月1日起，调整为每年每千瓦165元（含税）。

详情如下：

宁夏

4月20日，宁夏回族自治区发展改革委发布关于落实新能源就近消纳价格机制有关事项的通知，提出接入公共电网的就近消纳项目，实行按容（需）量缴纳输配电费。月度容（需）量电费=按现行政策缴纳的容（需）量电费＋所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量。

就近消纳项目原则上作为统一整体参与电力市场，上网电量交易和价格结算按照电力市场规则执行。项目用电时，应当直接参与市场交易，不得由电网企业代理购电。未办理入市注册手续的，下网电量的上网电价按照1.5倍代理购电价格执行，上网电量按照月度区内光伏发电现货市场交易加权均价结算。

详情如下：

自治区发展改革委关于落实新能源就近消纳价格机制有关事项的通知

宁发改价格（管理）〔2026〕208号

各市、县（区）发展改革委（局），国网宁夏电力有限公司，宁夏电力交易中心有限公司，有关发电企业：

为贯彻落实《国家发展改革委 国家能源局关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号）《国家发展改革委 国家能源局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）精神，推动我区新能源实现更高水平就近消纳，现将落实新能源就近消纳价格机制有关事项通知如下：

一、执行范围

本通知所指新能源就近消纳项目，是指电源、负荷、储能等作为整体与宁夏电网连接，形成清晰物理界面和安全责任界面、以新能源发电为主要电源的绿电直连、源网荷储一体化、零碳园区、智能微电网、跨用地红线接入的分布式新能源等新能源专线供电项目。

二、电价政策

接入公共电网的就近消纳项目，实行按容（需）量缴纳输配电费。月度容（需）量电费=按现行政策缴纳的容（需）量电费＋所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量。其中，接入公共电网容量为项目同时使用的受电变压器容量及不通过变压器接入的高压电动机容量之和，不含冷备用状态并经供电企业加封的变压器。

可靠性要求高、按要求需进行容量备份的项目，可选择继续按现行两部制输配电价模式缴费，其中容（需）量电费按现行政策执行，电量电费根据实际用电量（含自发自用电量）以及所在电压等级电量电价标准缴纳。

其他电价政策明确如下：

（一）按容（需）量缴纳输配电费的就近消纳项目，下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费；上网电价、上网环节线损费用、系统运行费用、政府性基金及附加等其他电价政策，按现行规定执行。

（二）自发自用电量部分（含同时接入产权分界点用户侧的分布式和分散式新能源电量），不再缴纳系统备用费、农网还贷资金、政策性交叉补贴，暂免缴纳系统运行费、政策性交叉补贴新增损益，缴纳国家重大水利工程建设基金、大中型水库移民后期扶持基金、可再生能源电价附加。

（三）平均负荷率暂按区内110千伏及以上工商业两部制用户平均水平执行，由国网宁夏电力有限公司测算、向自治区发展改革委报备后公布。待就近消纳模式更成熟、样本数量足够多后，可研究按照同类项目平均负荷率执行。计算公式如下：

平均负荷率=Σ年售电量÷Σ（分月运行容量×分月运行小时数）。其中：售电量取上一年或前三年执行容量电价的110千伏及以上工商业两部制用户（不含就近消纳、拥有自备电厂、发电企业厂用电、电气化铁路牵引变、免收基本电费等特殊工商业用户）的售电量；运行容量取上一年或前三年执行容量电价的110千伏及以上工商业两部制用户在运的受电变压器容量及不通过变压器接入的高压电动机容量之和；分月运行小时数与售电量口径一致，未按完整月度运行的采用实际运行时间。

三、其他事项

（一）就近消纳项目接入公共电网容量变更后，变更前后输配电费按照实际使用天数计算，变更当月可重新选择变更后的输配电费计费方式。

（二）就近消纳项目可提前15个工作日申请变更输配电费计费方式，变更后连续执行期限不得少于3个月。

（三）就近消纳项目原则上作为统一整体参与电力市场，上网电量交易和价格结算按照电力市场规则执行。项目用电时，应当直接参与市场交易，不得由电网企业代理购电。未办理入市注册手续的，下网电量的上网电价按照1.5倍代理购电价格执行，上网电量按照月度区内光伏发电现货市场交易加权均价结算。

（四）经能源主管部门核准（备案）的就近消纳项目接网后，该用电企业执行本通知规定的电价政策。能源主管部门取消就近消纳项目实施资格的，自次月起用电企业执行正常工商业用户电价政策。项目新能源上网电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制，电价按电力市场规则执行。

（五）国网宁夏电力有限公司应于每年1月底前随同代理购电价格表公布宁夏电网平均负荷率，自发布次月起执行一个完整年度。2025年10月1日前接网的就近消纳项目，可继续按照《自治区发展改革委关于做好源网荷储一体化项目建设的通知》（宁发改规发〔2023〕17号）中的价格机制执行，不再缴纳农网还贷资金；也可选择执行本通知规定的电价政策，选择后不再调整。

（六）就近消纳项目发电侧参与“两个细则”考核期间，暂不纳入功率因数调整电费考核范围。

（七）本通知自2025年10月1日起执行。未尽事宜按照《国家发展改革委 国家能源局关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号）规定执行。

宁夏回族自治区发展改革委

2026年4月17日

浙江

9月14日，浙江电力交易中心转发浙江省发展改革委省能源局浙江能源监管办关于电网侧独立新型储能参与电力市场的通知。

已进入商业运营的统调电网侧储能参与现货电能量市场和调频辅助服务市场。已进入商业运营的非统调电网侧储能参与现货电能量市场，不参与调频辅助服务市场。

未进入商业运营的电网侧储能不参与现货电能量市场和调频辅助服务市场，若需并网调试的，按照浙江电力现货电能量市场交易实施细则的新建机组并网调试相关条款执行。

已进入商业运营的电网侧储能充放电价格及辅助服务等按照相关市场规则结算，其中统调电网侧储能纳入发电侧二级限价及成本补偿、辅助服务、市场化响应等分摊范围。

电网侧储能采用“日清月结”的结算模式，按日发布电能量和市场化辅助服务日清分结果（含参与辅助服务期间产生的电量），按月按户号进行电费结算并进行电费收付。电网侧储能充电电价包括上网电价、上网环节线损费用、系统运行费用、输配电价和政府性基金及附加，暂按单一电量制用户执行输配电价，不执行功率因数调整电费。其中，上网电费、上网环节线损费用和系统运行费用按电网侧储能全部充电量缴纳，输配电费和政府性基金及附加按电网侧储能其他充电量（全部充电量扣减放电电量）缴纳。

电网侧储能已有的零售合同可以在2026年9月20日前登录交易平台解约，并同步提交电网侧储能零售合同解约备案表。未提交备案表且未及时在交易平台完成解约的，自2026年10月1日起储能主体身份自动失效。

还提到，浙江省发展改革委（能源局）、浙江能源监管办会同省电力公司、省电力交易中心定期跟踪监测储能运行情况、收益变化等，及时开展复盘分析。实施过程中，省发展改革委（能源局）、浙江能源监管办可根据市场运行情况对相关参数进行优化调整，推动电网侧储能2027年1月1日起以“报量报价”方式参与现货市场，具体规则另行明确。

详情如下：

辽宁

9月9日，辽宁省发展改革委发布关于印发《辽宁省虚拟电厂管理办法（试行）》的通知。其中提到，原则上同一聚合资源在同一合同周期内仅可与一家售电公司或一个虚拟电厂确立代理（聚合）服务关系，代理（聚合）服务关系以在电力交易平台中确定为准。同一聚合资源与某一虚拟电厂的聚合关系原则上不得低于6个月。虚拟电厂不得跨省级电网控制区聚合资源。

运营商和聚合资源基于“收益分享、风险共担”的原则，以聚合标准套餐明确收益分配和责任分摊机制。

虚拟电厂资源在被聚合期间，不得重复参与电力市场交易，不得以同一调节行为重复获取收益。坚持“谁产生、谁负责，谁受益、谁承担”原则，由虚拟电厂运营商参照售电公司公平承担各类市场运行费用。辽宁电力交易中心出具虚拟电厂运营商、聚合单元和聚合资源的结算依据，费用由省电力公司结算到户。

本办法自2026年10月1日起施行。

关于印发《辽宁省虚拟电厂管理办法（试行）》的通知

各市发展改革委、工业和信息化局，沈抚示范区发展改革局、产业创新局，国网辽宁省电力有限公司、辽宁电力交易中心有限公司，全省各类电力市场主体、虚拟电厂运营企业：

为全面落实国家能源电力市场化改革、新型电力系统建设工作部署，促进我省虚拟电厂高质量发展，根据《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号）等文件要求，结合我省实际制定了《辽宁省虚拟电厂管理办法（试行）》，现予以印发，请认真贯彻执行。

省发展和改革委员会

省工业和信息化厅

2026年8月28日

青海

9月29日，青海省发展和改革委员会发布关于调整青海电力现货市场连续结算试运行期间部分市场参数的函，详情如下：

关于调整青海电力现货市场连续结算试运行期间部分市场参数的函

国网青海省电力公司:

为进一步完善青海电力现货市场价格形成机制，稳妥推进青海电力现货市场建设，根据国家发展改革委、国家能源局《关于印发〈电力现货市场基本规则（试行）〉的通知》(发改能源规〔2023〕1217号)、《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）等规定，经研究，现就青海电力现货市场连续结算试运行期间部分市场参数调整如下。

一、机组（用户）中长期超（缺）额获利回收系数

统一机组（用户）中长期超、缺额回收系数，电量回收门槛K取20%，价格回收系数λ取0.8。

二、燃煤机组启动费用

启动费用主要由燃料费用、厂用电费和机组寿命的折损费用以及税费四部分组成，区分机组容量和启动状态，具体标准如下。

青海火电机组启动费用（含税）

本文件自2026年10月1日起执行，请你公司稳妥组织开展青海电力现货市场连续结算试运行工作，确保工商业用电价格平稳。后续，我委将根据连续结算试运行情况适时调整相关市场参数。连续结算试运行期间价格运行情况及时报告我委（价格处）。

青海省发展和改革委员会

2026年9月28日

内蒙古

7月31日，内蒙古自治区能源局印发《内蒙古自治区电动汽车充电基础设施建设运营管理办法》的通知，《办法》提到，鼓励充（换）电设施运营商建设车网互动试点项目。建立协同推进和跟踪评价机制，充分发挥电力市场分时价格信号引导作用，探索市场化车网互动响应模式。鼓励电网企业、虚拟电厂（负荷聚合商）等开展车网互动应用场景实测。完善新能源汽车和充（换）电场站对电网放电的价格机制，推动车网互动资源聚合参与电力市场交易。

公用和专用充（换）电基础设施投资建设实行备案制；未取得备案手续建成的公用和专用充（换）电基础设施，电网企业在接电前应书面报告公用和专用充（换）电基础设施备案部门。各地充（换）电基础设施主管部门应在政府门户网站公开备案信息。自用充（换）电设施投资建设不需办理备案手续。如发生公用和专用充（换）电基础设施更名、过户或更换运维单位时，需重新备案。

原文如下：

内蒙古自治区能源局关于印发《内蒙古自治区电动汽车充电基础设施建设运营管理办法》的通知

内能源发〔2026〕16号

各盟行政公署、市人民政府，自治区住房和城乡建设厅、交通运输厅、农牧厅、工业和信息化厅、文化和旅游厅、商务厅、应急管理厅、财政厅、市场监督管理局、政务服务与数据管理局、消防救援总队，内蒙古电力公司、国家电网蒙东公司：

经自治区人民政府同意，现将《内蒙古自治区电动汽车充电基础设施建设运营管理办法》印发你们，请结合实际，认真贯彻落实。

内蒙古自治区能源局

2026年7月27日

（此件主动公开）

内蒙古自治区电动汽车充电基础设施建设运营管理办法

第一章 总 则

第一条 为进一步规范我区电动汽车充（换）电基础设施建设、运营、管理，构建高质量充（换）电基础设施体系，支撑新能源汽车产业发展和乡村振兴战略实施，根据《国务院办公厅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）、《国家发展改革委国家能源局关于加快推进充电基础设施建设更好支持新能源汽车下乡和乡村振兴的实施意见》（发改综合〔2023〕545号）等文件要求，结合自治区实际，制定本办法。

第二条 本办法适用于自治区行政区域内各类电动汽车充（换）电基础设施的建设、验收、运营、维护、安全监管及相关服务活动。本办法所称充（换）电基础设施是指为电动汽车提供电能的各类相关设施，包括：

（一）公用充（换）电基础设施，指为非特定新能源汽车提供充（换）电服务的经营性充（换）电基础设施。

（二）自用充电基础设施，指在个人拥有所有权或使用权的专用固定停车位上建设的，专为个人电动汽车提供充电服务的充电基础设施。

（三）专用充（换）电基础设施，指在党政机关、企事业单位、社会团体、工业园区、矿区等专属场景，为公务车辆、企业员工车辆、矿卡等提供专属充（换）电服务的充（换）电基础设施，以及在公交车、客运汽车、环卫、物流等专用车站场所，为专用车辆提供专属充（换）电服务的充（换）电基础设施。

第三条 电动汽车充（换）电基础设施是新型基础设施建设的重要领域，应坚持统筹建设、有序竞争、协同发展的基本原则。

第四条 自治区能源局负责协调推进充（换）电基础设施接电工作，监督自治区充电设施监测服务平台的建设和管理。

自治区住房和城乡建设厅负责全区城市主城区、经济开发区充（换）电基础设施的推广工作。

自治区交通运输厅负责全区高速公路、国省干线公路沿线充（换）电基础设施的推广工作。

自治区农牧厅负责全区农村、牧区充（换）电基础设施的推广工作。

自治区工信厅负责全区工业园区内充（换）电基础设施的推广工作。

自治区文化和旅游厅负责全区图书馆、文化馆、博物馆、A级旅游景区等休闲旅游地充（换）电基础设施的推广工作。

自治区商务厅负责全区口岸充（换）电基础设施的推广工作。

其他部门依据职能职责负责本行业、本领域电动汽车充（换）电基础设施的推广工作。

自治区应急管理厅负责指导有关部门开展涉充（换）电基础设施安全生产类突发事件应急救援；依法组织、指导、参与涉充（换）电基础设施生产安全事故调查处理，监督事故查处和责任追究落实情况。

自治区市场监管局负责充（换）电基础设施计量和价格监督;负责会同有关部门建立充（换）电基础设施地方标准的立项、审查、批准等工作;负责对生产和销售环节的充（换）电基础设施产品质量安全进行监督管理。

自治区财政厅根据全区充（换）电基础设施推广发展需要及有关政策规定，筹措安排相关资金，发挥引导和带动作用。

自治区政务服务与数据管理局负责自治区充电设施监测服务平台数据的监管工作。

自治区消防救援总队指导各地消防救援部门依法对充（换）电基础设施的产权或运营单位开展消防监督检查，查处相关违法行为，指导运营单位落实消防安全主体责任；指导各地消防救援部门做好充（换）电基础设施火灾事故处置工作。

电网企业负责充（换）电基础设施接电保障工作，配合主管部门做好充（换）电基础设施的供电监督管理，宣传安全生产政策；内蒙古电力公司负责自治区充电设施监测服务平台的建设工作。

各盟市、旗县（区）政府负责本行政区域内充（换）电基础设施的发展、建设、管理等工作。

第二章建设统筹

第五条 立足自治区发展实际，实行年度需求管控、分领域统筹实施的管理机制，精准有序推进全区充（换）电基础设施建设，杜绝无效建设、重复布局。

第六条 自治区各有关部门对辖区内的充（换）电基础设施建设负主体责任，应当常态化开展年度建设需求排查工作，全面核查现有设施保有总量、覆盖范围、承载能力及供需匹配情况。经排查，辖区内无新增建设需求、现有设施可完全满足使用需求的，无需编制本年度建设实施方案。存在建设需求的，自治区各有关部门应结合年度需求排查结果，科学核定本领域充（换）电基础设施年度建设规模，明确建设重点、布局点位、建设时序等核心内容，编制年度建设实施方案，按程序审定后印发各盟市直属部门落地执行。

第七条 各盟市直属部门应依据自治区上级部门年度建设实施方案及核定建设规模，开展辖区内充（换）电基础设施项目审批、建设推进及日常监管工作，确保项目建设贴合实际需求、合规有序落地。

鼓励各类社会资本积极参与充（换）电基础设施建设运营，促进充（换）电基础设施投资多元化，引导各类社会资本积极参与建设运营，形成统一开放、竞争有序的充（换）电服务市场。

第三章审批与建设

第八条 充（换）电基础设施投资建设主体应当向相关部门申请办理建设许可、用地审批等手续。各有关部门按照简政放权、放管结合、优化服务的要求，简化审批手续。充电机（桩）按一般电气设备安装管理。

第九条 公用和专用充（换）电基础设施投资建设实行备案制；未取得备案手续建成的公用和专用充（换）电基础设施，电网企业在接电前应书面报告公用和专用充（换）电基础设施备案部门。各地充（换）电基础设施主管部门应在政府门户网站公开备案信息。自用充（换）电设施投资建设不需办理备案手续。如发生公用和专用充（换）电基础设施更名、过户或更换运维单位时，需重新备案。

（一）居民在自有或拥有使用权的停车库、停车位，高速公路服务区在既有建筑物、场地内等在已经取得土地手续的既有场所内，新建、加装充（换）电基础设施的，无需办理建设许可与用地审批。

（二）建设城市公共停车场时同步建设的充（换）电基础设施，无需单独办理建设许可与用地审批。

（三）新建独立占地的集中式充电站应符合国土空间规划，按流程办理建设许可、用地审批等相关许可证明。

（四）既有公共停车场新增充（换）电基础设施，无需单独办理建设许可与用地审批。

第十条 充（换）电基础设施所有权人新建、扩建充（换）电基础设施，充（换）电基础设施充电容量、建设地点等发生重大变化，均应当向电网企业报装。转供电项目的项目业主需与电网企业签订协议。

第十一条 居民在建设安装自用充电设施前，应当书面告知物业服务企业。物业服务企业应当配合申请人、供电企业、充电设施施工单位开展现场勘查、用电安装、施工建设等工作，协助提供相关图纸资料和接入条件，不得阻挠或者妨碍充电设施的建设，不得索取不正当利益。报装准备材料及流程参照《关于加快居民区电动汽车充电基础设施建设的通知》(发改能源〔2016〕1611号)等相关规定执行。

供电企业受理申请人用电报装申请后，应当在规定时限内完成现场勘查、接入方案编制、装表接电等工作。低压充电设施无电力外线工程的，全过程办电时间不超过五个工作日；有电力外线工程的，不超过十五个工作日；涉及电网升级改造的，供电企业应同步建设配套电网，及时保障用户用电需求。

住宅小区剩余电力容量不满足充（换）电设施建设时，变压器为公共变压器的，由供电企业负责电力增容改造；变压器为专用变压器的，由专用变压器所有权人负责增容改造。新增变压器用地涉及业主共有用地的，由业主通过法定程序落实。

第十二条 充（换）电基础设施所有权人、投资建设主体、运营商负责充（换）电基础设施的日常安全维护、保养和隐患排查、整改；充（换）电基础设施质保期届满的，应当定期进行安全风险评估。

自用充电设施所有权人可以委托充电设施建设运营企业、电动汽车生产销售企业等相关单位对充电设施进行管理和维护。

充（换）电设施建设运营企业应当建立充电监测和视频安防监测系统，实时监测充（换）电设施运行过程，发现异常情况时，应当立即处置并及时告知用户和物业服务人。

第十三条 充（换）电基础设施投资建设主体负责产权分界点内的充（换）电基础设施项目投资；电网企业对充（换）电基础设施160千瓦及以下低压报装供电，提供零投资服务，由电网公司投资建设配套电网工程，产权分界点为计量综合表箱出线压接螺栓；对高压充（换）电基础设施接电，外部电力接入工程中，按规定由政府承担的部分由政府投资，按规定由电网企业承担的部分由电网企业投资。

第十四条 充（换）电基础设施及配套电网建设应当符合国家、自治区相关技术标准、设计规范和管理要求，参考《电动汽车充换电设施建设技术导则》（NB/T 33009）、《电动汽车充换电设施供电系统技术规范》（NB/T 33018）、《电动汽车电池更换站设计标准》（GB/T 51077）等标准的规定；同时应符合相关国家工程建设消防技术标准，不得影响消防车通行、登高作业和人员疏散逃生等。在平时用作停车位的人防工程中安装充（换）电基础设施的，需符合人防部门的相关监管要求，不得损害影响战时防护功能。

第十五条 充（换）电基础设施施工应当由具备电力设施承装（修）或市政公用工程、机电安装工程施工资质的施工企业承担。不具备相应资质的充（换）电基础设施运营商应当委托具备相应资质的施工企业负责施工。

第四章接入平台

第十六条 自治区充电设施监测服务平台按照“应接必接、即建即接、送电必接”的基本工作原则全面开展已建成投运、新建和改扩建的充（换）电基础设施数据接入工作。

第十七条 公用和专用充（换）电基础设施均应接入自治区充电设施监测服务平台。自用充电设施可由电网企业向自治区充电设施监测服务平台推送报装及使用数据。

第十八条 新建和改扩建充（换）电基础设施的投资建设主体，原则上自向电网企业报装时，应具备与自治区充电设施监测服务平台的数据接入条件。充（换）电基础设施送电应与数据的接入和调试工作同步开展，充（换）电基础设施投资建设主体应在充（换）电基础设施投入运行前接入自治区充电设施监测服务平台。

第十九条 充（换）电基础设施的投资建设主体向电网企业报装时，由电网企业告知自治区充电设施监测服务平台接入流程并提供接入协议。充（换）电基础设施的投资建设主体按照接入协议推送数据，取得自治区充电设施监测服务平台接入证明后即完成平台接入工作。

第二十条 自治区充电设施监测服务平台接入协议更新时，充（换）电基础设施的投资建设主体应配合联调工作，按照新协议推送数据。充（换）电基础设施的投资建设主体应保证推送数据的实时性、准确性，及时治理异常数据。充（换）电基础设施的投资建设主体和自治区充电设施监测服务平台管理单位，应当遵守数据安全、个人信息保护等相关法规，健全数据安全管理制度，落实安全防护举措，严禁泄露、篡改、非法使用及违规对外提供相关数据。

第五章验收管理

第二十一条 充（换）电基础设施的电能计量功能应符合《电动汽车非车载充电机检定规程（试行）》（JJG 1149）、《电动汽车交流充电桩检定规程（试行）》（JJG 1148）等标准规定。竣工验收时、投入运营前应当计量检定，未经检定合格的充电机（桩）不得投入运营。

第二十二条 公用和专用充（换）电基础设施竣工验收分本体部分验收和平台接入验收。

（一）本体部分验收：公用和专用充（换）电基础设施投入使用前，投资建设主体应当自行组织或委托有资质的第三方机构，参照《电动汽车充换电设施工程施工和竣工验收规范》（NB/T 33004）、《电动汽车充电设备现场检验技术规范》（NB/T 10901）、《电动汽车供电设备安全要求》（GB 39752）及本办法附件《公用充（换）电设施本体部分竣工验收细则（试行）》执行竣工验收，并将验收合格报告等材料提供给供电企业后方可投入使用；自用充电设施所有权人应当依据上述标准组织竣工验收，鼓励委托专业第三方机构开展验收工作，验收合格后方可投入使用，充电基础设施所有权人或者施工单位应当将验收合格报告等材料提供给供电企业和物业服务人。

（二）平台接入验收：公用和专用充（换）电基础设施投入使用前，应按照相关规范要求，取得自治区充电设施监测服务平台的接入证明。未达到验收要求的充（换）电基础设施，应当按照验收意见进行整改，验收合格后方可投入使用。

第二十三条 电动汽车生产（销售）企业、充（换）电基础设施制造企业、销售企业应当依法承担产品质量责任，所提供的充（换）电基础设施产品应当符合国家、自治区相关技术标准、设计规范和安全要求。

第六章运营维护

第二十四条 充（换）电基础设施投资建设主体不具备运营能力的，应当委托充（换）电基础设施运营商代为运营，并签订安全管理协议，明确双方责任、权利和利益，保障充（换）电基础设施安全、规范运行。

第二十五条 充（换）电基础设施运营商应对充（换）电过程进行管理，为用户提供充（换）电服务或增值服务。鼓励围绕用户需求，为用户提供充电导航、状态查询、充电预约、费用结算等服务，拓展增值业务，提升用户体验和运营效率。

第二十六条 公用充（换）电设施场站应当参考《图形标志电动汽车充换电设施标志》（GB/T 31525）的规定，设置完备的充（换）电设施标识标志。道路主管部门和公安机关交通管理部门应当积极支持充（换）电设施建设运营经营主体在充（换）电站周边设立充（换）电站指示牌。

第二十七条 公用充（换）电设施运营商应按照相关标准规定向新能源汽车用户收取电费及服务费两项费用。电费和服务费应按照有关规定明码标价。换电设施运营商可按提供的服务内容向新能源汽车用户收取电费、换电服务费、电池使用服务费等，收取方式可按度电、里程、次数或双方约定的收费方式收取，费用标准应当明码标价。

第二十八条 公用充（换）电基础设施在投入运营后，电能计量装置应定期进行检定，检定不合格的设施须暂停运营。

第二十九条 充（换）电设施投资建设主体或受其委托负责运营的经营主体应会同公共停车场（库）产权单位或产权单位委托的运营单位，加强燃油车与新能源汽车的分区停放引导与管理，探索制定差异化停车收费标准，提高充（换）电基础设施利用率。

第三十条 充（换）电设施投资建设主体或受其委托负责运营的经营主体应当按照国家相关要求负责充（换）电基础设施维修更新养护。从事充（换）电基础设施维护或运营的经营主体应当按照相关标准规定，建立充（换）电基础设施运行维护管理制度并严格实施，及时处理充（换）电基础设施故障，及时受理用户咨询和投诉。

第三十一条 公用、专用充（换）电基础设施确需拆除的，应当书面报告充（换）电基础设施备案主管部门，向电网企业办理拆表销户手续，并向自治区充电设施监测服务平台推送“关闭下线”状态。

自用充电基础设施确需拆除的，应当向电网企业办理拆表销户手续。电网企业应当定期汇总自用充电基础设施拆表销户数据，并向自治区充电设施监测服务平台推送销户数据。

第三十二条 拆除充（换）电基础设施由充（换）电设施投资建设主体负责；拆除作业过程中造成共用部位、共用设施损坏的，责任人应当及时恢复原状、承担赔偿责任。充（换）电基础设施的拆除、回收流程应严格执行有关法律法规及国家标准、行业标准，符合消防安全的要求，避免产生电池污染等问题。

第三十三条 充（换）电设施运营商应当综合运用互联网、人工智能、大数据等技术，提升充（换）电服务的智能化水平。鼓励充电设施运营商探索智能有序充电、V2G等技术，换电设施运营商探索换电站双向充放电等技术，促进新能源汽车和智能电网间能量与信息的双向互动。

第三十四条 鼓励充（换）电设施运营商建设车网互动试点项目。建立协同推进和跟踪评价机制，充分发挥电力市场分时价格信号引导作用，探索市场化车网互动响应模式。鼓励电网企业、虚拟电厂（负荷聚合商）等开展车网互动应用场景实测。完善新能源汽车和充（换）电场站对电网放电的价格机制，推动车网互动资源聚合参与电力市场交易。

第七章安全监管

第三十五条 充（换）电基础设施所有权人、投资建设主体、运营商承担安全生产主体责任。安装在企业生产经营区域内的充（换）电基础设施，由对该生产经营企业负有安全监管职责的部门履行充（换）电基础设施安全监管职责。其他充（换）电基础设施由充（换）电基础设施所在单位（区域）行业主管部门（主管部门）按照“三管三必须”原则，履行充（换）电基础设施的安全监管职责。

第三十六条 充（换）电设施建设运营企业应严格按照国家标准规定开展充（换）电站选址、设计、建设和消防设施布置，充（换）电设施建设单位对施工安全负责，选用符合国家强制性认证的充电设备。

对于公用充（换）电基础设施，充（换）电设施投资建设主体或受其委托运营的经营主体负责运行维护管理，履行安全生产主体责任，为自身经营的充（换）电基础设施承担相应安全管理责任，加强老旧公共充（换）电基础设施的运维保养与设备更新，还需制定应急预案、配备应急设备（灭火器、绝缘工具等）、定期开展应急演练。

对于自用充电设施，所有权人应负责运行维护管理，承担安全管理主体责任，不得擅自改装、损坏设施。所在区物业服务企业在日常巡检巡视发现安全隐患时，应当提醒自用充电设施所有权人履行安全管理责任，如遇紧急情况应立即采取关闭电源、消防应急等措施。物业主管部门负责指导物业服务企业按照物业服务合同约定及相关法律法规规定，履行服务范围内车位相应安全管理责任。

第三十七条 充（换）电设施建设运营企业应当自行或委托第三方专业机构定期开展充（换）电基础设施安全隐患检查，并保留安全检查记录，每半年至少检查一次。

第三十八条 充（换）电基础设施站点应当按照相关标准规定建立站级监控系统，保证充（换）电站安全稳定运行。从事充（换）电基础设施运营的经营主体应当建立企业级充（换）电基础设施运行监测系统，对所负责运营的充（换）电基础设施实时监测。站级监控系统、企业级充（换）电基础设施运行监测系统应当按照规定接入政府相关安全监控系统。

第三十九条 鼓励充（换）电设施制造企业、新能源汽车生产销售企业为私人充电设施用户购买安全责任保险。鼓励充（换）电设施运营商为本经营主体运营的充（换）电基础设施购买安全责任保险。

第八章附则

第四十条 本办法自2026年10月1日起实施，2022年12月15日印发的《内蒙古自治区电动汽车充换电基础设施建设运营管理办法》即日起废止，此前自治区有关规定与本办法不一致的，以本办法为准。与国家政策不一致的，按照国家政策执行。

第四十一条 各盟市应依据本办法，结合实际，制定或修订地区实施办法。自治区相关部门可根据职责分工，制定配套政策文件。