近日，義烏市發展和改革局 國網浙江義烏市供電有限公司發布關于印發《關于推動源網荷儲協調發展和加快區域光伏產業發展的實施細則》的通知。
“十四五”末實現義烏全域用能數據感知歸集，光伏裝機容量達到50萬kWp以上，儲能裝機達到100MW/200MWh以上。
義烏市分布式光伏發電項目原則上按照裝機容量的10%以上配建儲能系統，儲能系統連續充電時間不低于2小時，第8年容量保持率不低于70%。
儲能系統并網點電壓等級在10kV以下或儲能功率在100kW以下的在投入運行前應向當地供電企業備案；并網點電壓等級在10kV及以上或儲能功率在100kW及以上的，需向供電公司申請，并經供電公司驗收合格后才能并網運行。
各鎮人民政府、街道辦事處，市機關各部門：
為推動我市新能源產業科學有序發展，根據國家發改委《關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》（發改能源〔2021〕280號）、《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》（發改能源規〔2021〕1051號）等文件精神，結合我市實際，制定《關于推動源網荷儲協調發展和加快區域光伏產業發展的實施細則》，現予以印發，請認真貫徹執行。
義烏市發展和改革局 國網浙江義烏市供電有限公司
2021年11月12日
關于推動源網荷儲協調發展和加快區域光伏產業發展的實施細則
根據國家發改委《關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》（發改能源〔2021〕280號）、《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》（發改能源規〔2021〕1051號）、《關于引導加大金融支持力度 促進風電和光伏發電等行業健康有序發展的通知》（發改運行〔2021〕266號）和金華發改委《關于加快金華市新能源科學發展有關事項的通知》等文件精神，結合我市實際，制定本實施細則。
一、實施內容
根據“2030碳達峰、2060碳中和”總體部署和能源“雙控”工作要求，穩妥有序推進光伏等清潔能源項目的建設、運營，合理配建儲能，推進虛擬電廠（可中斷負荷資源庫）建設，推廣儲能置換配額交易（共享儲能）商業模式，規范企業能效治理，提升電力系統靈活調節水平，降低碳排放，促進清潔能源全消納和高效利用。
“十四五”末實現義烏全域用能數據感知歸集，光伏裝機容量達到50萬kWp以上，儲能裝機達到100MW/200MWh以上，可中斷負荷資源庫達到50MW以上。
二、實施范圍
（一）義烏市域范圍內發電、用能的自然人、法人和非法人組織。
（二）義烏市域范圍內符合相關政策和管控要求，可用于發展分布式光伏發電項目的空間。
（三）近期或即將有機更新范圍的、禁止改擴建的工業用地等區域，不列入實施范圍。
三、實施要求
（一）國網義烏市供電公司（以下簡稱供電公司）依據《義烏市分布式光伏建設管理辦法（試行）》（見附件一）和各鎮街編制的轄區內光伏安裝資源規劃，對擬備案項目出具接入意見。同時應強化供電基礎設施建設，提升光伏項目接入和服務能力。
（二）光伏項目原則按照裝機容量的10%以上配建儲能系統，儲能系統配建可自建或采用儲能置換配額交易（共享儲能）模式。用戶側儲能系統管理按《義烏市用戶側儲能系統管理辦法（試行）》（見附件二）執行。供電公司制定相應用戶側儲能系統布局、并網、運維技術指導性文件，簡化工作流程，在用戶側儲能系統并網申請、備案核準、調試驗收、結算等環節，實行“一站式”服務。
（三）積極開展可中斷負荷資源庫建設，提升負荷側的調節能力。鼓勵新建企業配電設計時可中斷負荷（空調、照明、非流水線生產設備等）資源達到供電容量的10%以上，并具備遠程集中調控的功能；畝產效益評價為C、D類的企業原則達到實際用電容量的50%以上。可中斷負荷容量可用儲能系統容量替代，替代儲能系統可自建或采用儲能置換配額交易（共享儲能）模式。儲能系統替代了可中斷負荷，不可參與光伏配建儲能置換交易。
（四）光伏項目和儲能系統應具備遠程運行數據傳輸和接受遠程調控的功能，與可中斷負荷資源一并接入義烏市智慧能源平臺，并簽訂調控協議，在“能源雙控”時，實施精準調控。
（五）供電公司應充分發揮電力能源企業的技術優勢，積極推動“供電+能效”綜合能源服務（見附件三《義烏市供電+能效實施方案（試行）》），用能企業應積極配合開展，降低能耗總量和能耗強度。
四、實施保障
（一）建立組織協調機制，由發改局，自然資源和規劃局、建設局、行政執法局、各鎮街、供電公司等成立源網荷儲建設工作小組，強化統籌協調、指導、監督光伏發電項目建設。發改局組織編制市域能源發展規劃，統籌推進新能源項目建設；自然資源和規劃局組織編制市域屋頂光伏發展規劃；建設局按照建筑光伏建設標準要求，指導和監督不同建筑類型以及新建、既有民用建筑屋頂光伏發電系統建設；執法局負責對未按規劃要求、未按標準建設的光伏發電項目進行查處；供電公司負責新能源發電項目接入并網，強化區域電網建設，保障電網運行安全；各鎮街按計劃統籌推進區域光伏建設，完成光伏建設任務。
（二）接受電網統籌調度的用戶側儲能系統按《義烏市儲能系統建設補貼實施辦法》的規定，根據峰段實際放電量給予儲能運營主體0.25元/千瓦時的補貼，補貼兩年，補貼資金在“十四五”期間以500萬元為上限；已參與儲能置換交易的儲能系統不再享受此補貼，已享受實際放電量補貼的儲能系統不得參與儲能置換交易。
（三）儲能系統優先參與（小時、秒級響應）需求側響應，簽訂需求側響應合同的，按義烏市需求響應相關文件給予補貼。
（四）鼓勵構建市域內循環光伏產業發展，有效降低產品運輸和運維成本，保證光伏產品供應，促進光伏產業鏈延伸。
（五）鼓勵各金融機構加大信貸支持力度，按照風險可控原則，開發“光伏貸”、“儲能貸”等綠色信貸品種，推動綠色信貸年均增速高于20%，為新能源建設項目提供支撐。
本實施細則自公布之日起實施，有效期至2025年12月31日止。
附件1
義烏市分布式光伏建設管理辦法（試行）
為規范分布式光伏發電項目建設管理，推進分布式光伏發電應用，根據《中華人民共和國可再生能源法》、《中華人民共和國電力法》、《中華人民共和國行政許可法》，以及國能新能〔2013〕433號《國家能源局關于印發分布式光伏發電項目管理暫行辦法的通知》、國能新能〔2014〕406號《國家能源局關于進一步落實分布式光伏發電有關政策的通知》，制定本辦法。
本辦法適用于以“全部自用”、“自發自用余量上網”、“全額上網”三種發電量消納方式的分布式光伏發電設施的建設項目管理。
一、總體原則
按照自愿有償原則，通過政府補貼、協議安排等方式，引導自然人、法人、非法人組織建設分布式光伏發電設施。
二、編制規劃
各鎮街應按照“宜裝應裝、應裝盡裝”的原則編制光伏前期規劃，前期規劃應當符合以下指標及要求：
黨政機關建筑屋頂總面積可安裝光伏發電比例達到50%以上; 學校、醫院、村委會等公共建筑屋頂總面積可安裝光伏發電比例達到40%以上;工商業廠房屋頂總面積可安裝光伏發電比例達到30%以上; 農村居民屋頂總面積可安裝光伏發電比例達到20%以上。
三、建設條件
（一）分布式光伏發電項目的設計和安裝應符合有關管理規定、設備標準、建筑工程規范和安全規范等要求。承擔項目設計、咨詢、安裝和監理的單位，應具有國家規定的相應資質。
（二）現有建（構）筑物建設光伏發電設施的，建設設計單位應充分考慮日照、立面風貌、光污染等因素影響，在規劃設計時應與主體建筑相匹配，滿足建設主管部門在結構安全、消防安全方面的技術標準要求，保持自身形態及周邊建筑風貌的協調。
（三）分布式光伏發電項目所依托的建筑物及設施應具有合法性，項目單位與項目所依托的建筑物、場地及設施所有人非同一主體時，項目單位應與所有人簽訂建筑物、場地及設施的使用或租用協議，視經營方式與電力用戶簽訂合同能源服務協議。
（四）分布式光伏發電項目采用的光伏電池組件、逆變器等設備應通過符合國家規定的認證認可機構的檢測認證，符合相關接入電網的技術要求。
（五）分布式光伏發電項目原則上按照裝機容量的10%以上配建儲能系統，儲能系統連續充電時間不低于2小時，第8年容量保持率不低于70%。光伏項目配建的儲能系統可自建或采用儲能置換配額交易（共享儲能）模式。
（六）已改造的社區居民低層建筑，在不影響安全、美觀和使用功能的前提下，由街道社區統一規劃、統一組織，有序引導居民安裝光伏發電設施。
四、規模管理
義烏市發改局負責光伏發電規劃指導和監督管理，會同自然資源和規劃局、建設局、供電公司等部門依據上級下達的指標、義烏市能源發展規劃，結合屋頂光伏專項規劃下達年度光伏發電建設規模；供電公司負責分布式光伏發電項目接入并網、運維、統計等技術性指導。
五、引導措施
（一）協議安排。新出讓的工業和物流項目原則上需布局屋頂光伏和可中斷負荷分類調控設施，應與主體建筑一體化設計，并納入出讓前招商協議或工業用地”標準地”出讓會審意見。
（二）政府補貼。光伏發電建設項目所發電量按照有關規定給予政府補貼。
六、項目備案
（一）供電公司依據各鎮街編制的轄區內光伏安裝資源規劃，對擬備案項目出具接入意見。同時應強化供電基礎設施建設，提升光伏接入和服務能力。
（二）對個人利用自有住宅及在住宅區域內建設的分布式光伏發電項目，可由供電公司直接登記并集中向發改局備案。
（三）免除發電業務許可、規劃選址、土地預審、水土保持、環境影響評價、節能評估及社會風險評估等支持性文件。建立與電網接入申請、并網調試和驗收、電費結算和補貼發放等相結合的分布式光伏發電項目備案、竣工驗收等一站式服務體系，簡化辦理流程，提高管理效率。
七、電網接入和運行
（一）供電公司收到項目單位并網接入申請后，應在20個工作日內出具并網接入意見，對于集中多點接入的分布式光伏發電項目可延長到30個工作日。
（二）接入公共電網的分布式光伏發電項目，接入系統工程以及因接入引起的公共電網改造部分由供電公司投資建設。接入用戶側的分布式光伏發電項目，用戶側的配套工程由項目單位投資建設。因項目接入電網引起的公共電網改造部分由供電公司投資建設。
（三）分布式光伏發電項目及其配套的儲能系統應具備遠程運行數據傳輸和接受調控的功能，一并接入義烏市智慧能源平臺，建立并網運行監測、功率預測和優化運行相結合的綜合技術體系。并與供電公司簽訂調控協議，發改局在能源雙控需要時，實施精準調控。
（四）分布式光伏發電項目本體工程建成后，向供電公司提出并網調試和驗收申請。供電公司指導和配合項目單位開展并網運行調試和驗收。供電公司應根據國家有關標準制定分布式光伏發電電網接入和并網運行驗收辦法。
（五）分布式光伏發電項目并網點的電能質量應符合國家標準，工程設計項目和施工應滿足《光伏發電站設計規范》和《光伏發電站施工規范》等國家標準。
八、計量與結算
供電公司負責對分布式光伏發電項目的全部發電量、上網電量分別計量，免費提供并安裝電能計量表，不向項目單位收取系統備用容量費。供電公司在有關并網接入和運行等所有環節提供的服務均不向項目單位收取費用。
九、違規處理
（一）建（構）筑物安裝光伏發電設施未按備案圖紙施工，出現違章升層和違章搭建的；經檢查合格的并網用戶，擅自改變備案圖紙所載的內容的（安裝方式、安裝高度、安裝容量、接線方式、并網點等）；供電公司上報行政執法局，由行政執法局依法出具處置意見書，供電公司按處置意見書不予并網或拆除并網。
（二）供電公司應強化供電基礎設施建設，提升光伏、儲能接入和服務能力，做到可并盡并。供電公司未按照規定收購分布式光伏發電項目余電上網電量，造成項目單位損失的，應當按照《中華人民共和國可再生能源法》的規定承擔經濟賠償責任。
（三）對發生多次違規建設的光伏企業，限期整改，加強監管。
本辦法如與國家標準或上級文件有抵觸的，以國家標準或上級文件為準。
附件2
義烏市用戶側儲能系統管理辦法（試行）
為了實現雙碳目標，確保清潔能源消納和杜絕倒送電等安全事故發生，保障人身和電網安全穩定運行，依據《電力法》、《電力供應與使用條例》、《供電營業規則》特制訂本辦法。
本辦法適用于義烏市安裝有光伏配建儲能（共享儲能）、用戶側并網儲能系統的用戶及儲能系統投資方。
一、儲能系統并網
（一）儲能系統并網點電壓等級在10kV以下或儲能功率在100kW以下的在投入運行前應向當地供電企業備案；并網點電壓等級在10kV及以上或儲能功率在100kW及以上的，需向供電公司申請，并經供電公司驗收合格后才能并網運行。
（二）儲能系統運行及輔助功能應用，按數智化管理要求接入到義烏市智慧能源平臺，接受電網統籌調度，以確保清潔能源消納和公用電網安全運行，并開展削峰填谷、備電、需求側響應、無功響應等應用。
（三）用戶及儲能系統投資方要明確儲能系統安全責任方，并由安全責任方辦理相關業務。
（四）在申請或備案時，須向當地供電企業報送下列資料：
1.儲能系統可行性報告；
2.儲能系統接入工程設計報告、圖紙及說明書；
3.儲能系統測試報告，應包括但不限于以下內容：電能質量測試；功率控制能力測試；額定功率性能測試；電網適應性測試；保護與安全自動裝置測試；通信與自動化測試；
4.儲能系統竣工報告。
（五）必須按儲能系統接入工程設計報告進行建設，不得擅自更改。
（六）用戶及儲能系統投資方對儲能系統安全運行、管理、維護作出安全承諾，承擔因自身原因造成向電網倒送電及其他事故引起的一切法律責任。
二、技術管理要求
（一）用戶儲能系統的保護應符合可靠性、選擇性、靈敏性和速動性的要求。
（二）用戶儲能系統保護的配建及整定應與電網側保護相適應，與電網側重合閘策略相配合。
（三）用戶儲能系統應配建防孤島和逆功保護裝置，防孤島保護應與電網側線路保護相配合，配建的逆功保護設備，當檢測到逆向電流超過額定輸出的5％時，儲能設備應在0.5s～2s內停止向電網線路送電。
（四）用戶儲能系統的智能并離網器必須符合國家標準及電力行業的規程和規定
（五）儲能系統應以單點方式接入配電網。接有儲能系統的低壓配電臺區，不能與其他臺區建立低壓聯絡。
（六）儲能系統不得向廠區圍墻外供電，確需供電的，需經國網義烏市供電公司批準后，必須采用電纜供電。
（七）用戶廠區內的儲能系統與電網電源不得同桿架設，儲能系統供電線路與供電企業線路有交叉跨越時，不得使用裸導電體，施工前必須報當地供電企業批準。
（八）嚴禁用戶擅自變更儲能系統使用地點，使用移動式儲能設備在同一用戶內以流動等方式給用電設備提供臨時、備用電源時，在接入點必須安裝有智能并離網器。
（九）儲能系統并網點應安裝經鑒定合格的具有四象限計量功能的電能表、互感器，計量充放電電能量。
（十）儲能系統的接地網應獨立設置，接地電阻應符合規程規定。
（十一）儲能系統連續充電時間不低于2小時，第8年底容量保持率不低于70%。
（十二）光伏配建采用儲能置換配額交易（共享儲能）商業模式時。義烏區域內光伏業主與儲能系統業主，就光伏需配建儲能容量在義烏市智慧能源平臺進行配額置換的市場化交易。交易價格建議不低于儲能系統成本的25%或不低于500元/kWh。
（十三）大數據中心、數據站、5G基站、充放電設施（電動汽車）等儲能系統，原則上應依托義烏市智慧能源平臺聚合托管，探索用戶側碎片化儲能聚合托管商業模式，參與需求側響應，促進用戶側儲能多元化發展，提升電網靈活調節能力。
三、安全檢查
（一）供電公司根據《電業安全工作規程》、與用戶或儲能系統投資方簽訂的《儲能系統調度協議》條款，加強對儲能系統防倒送電的安全檢查。
（二）供電公司檢查中發現儲能系統安全缺陷，應及時以書面形式發送缺陷通知單，限期整改，對拒不整改的，報當地電力管理部門，予以封存。
（三）經檢查合格的用戶，不得隨意更換接線方式、并網點或拆除并離網器。確需變更的，應按新裝程序，到供電公司營業場所辦理相關手續。
四、違規處理
（一）未向供電公司申請或備案，擅自使用、接入（或供出）儲能系統電源或者將儲能系統擅自并網均屬危害供電、用電安全，擾亂正常供電、用電秩序的行為，如發生用戶儲能系統電力倒送等造成電力運行及人身傷害事故，給電網或者其他用戶造成損害的，該用戶或儲能系統投資方應依法承擔賠償責任。
（二）凡有下列行為之一者，一經發現，供電公司可按《電力法》、《電力供應與使用條例》、《供電營業規則》等法律、法規、規章的規定和《儲能系統調控協議》的約定實施違約處理，用戶或儲能系統投資方應按有關規定承擔相應的違約使用電費；對拒不改正的，除實施違約處理外，報當地電力管理部門依法處理；危及用電安全的，有權封存或拆除儲能系統，直至按規定程序中止供電；向電網倒送電，造成嚴重后果的，可依法追究責任。
1.將儲能電能轉供其他用戶；
2.擅自安裝使用儲能系統并網運行；
3.擅自改變儲能系統接線方式、并網點，自行拆除智能并離網器；
4.擅自更改調度指令，改變儲能系統運行狀態；
5.用戶儲能系統的供電線路與電網供電線路同桿架設的、或交叉跨越采用裸導線的。
本辦法如與國家標準或上級文件有抵觸的，以國家標準或上級文件為準。
附件3
深入開展“供電+能效”服務工作行動方案（試行）
為緩解義烏市用能緊張的現狀，充分發揮供電公司電力能源供應的技術、產品和客戶優勢，開展能效服務幫助客戶優化用能結構，提升企業用能效率，推動社會經濟高質量發展，根據浙江省印發《浙江省碳達峰碳中和科技創新行動方案》要求，圍繞零碳電力技術創新、零碳非電能源技術發展、零碳工業流程重塑、低碳技術集成與優化、CCUS及碳匯技術等5個技術方向，特制定如下行動方案。
一、能效服務定義
能效服務就是以供電服務為基礎，以電為中心，聚集客戶用能優化，通過電能替代推動終端用能電氣化，開展綜合能源服務提升全社會能效水平，實施需求響應實現源網荷儲友好協同互動，具有經濟高效、資源綜合利用、提高電網供電能力等特征的能源服務。
二、工作內容
（一）工作目標
深入貫徹落實國家能源安全新戰略，以服務客戶能效提升為目標，依托信息化支撐平臺，構建“線上線下”高效協同的公共能效服務實施體系。由供電公司全面開展客戶用能普查，發掘具有節能潛力的用戶開展電能基礎分析、綜合能效診斷、服務質量評價等免費基礎服務，提升客戶能效意識，發掘能效提升潛力，引導客戶積極提升能效，降低用能成本，實現全市能效普遍提升。
（二）重點任務
1.開展節約用能宣傳
供電公司積極推廣“網上國網”電能能效賬單、“綠色國網”，提高客戶節約用能意識，鼓勵客戶依托網上國網，廣泛實施電能基礎分析、開展節能自評估，提高自身能效水平。
2.開展用能普查
供電公司對所有高壓客戶進行綜合能源用能普查，了解客戶用能情況。供電公司結合用電新裝、增容、抄表催費等接觸客戶的傳統工作，為用戶同步提供供電方案、優化用電方案和能效方案，供電公司需根據用戶年能源消費等級提交“固定資產投資項目節能評估工作節能評估文件”并填寫能效信息調查表。在供電公司營業廳窗口設立“供電+能效”專窗開展電能替代咨詢服務、分布式光伏建設、需求響應咨詢服務。
3.開展節約用能潛力挖掘
根據綜合能源用能普查結果，由供電公司邀請行業內專家對客戶開展開展高潛力用戶的公共用能診斷等相關業務，為用戶后期節能改造提出節能方案，推動能效服務業務市場化。具體診斷報告應含如下內容：
（1）技術工藝方案及電能替代
應評估項目有無采用明令禁止或淘汰的工藝、技術、裝備及設備。對照節能工藝、技術、裝備、設備（產品）推薦目錄，應評估項目采用的節能新技術、新工藝。對照同行業先進工藝、技術、裝備及設備水平，應評估項目的先進性。應提供交通、建筑及工藝用能中使用能源品種現狀及電能替代是否可行的文字描述。
（2）主要用能設備
應根據用能設備（產品）能效限定值及能效等級（或節能評價值）標準對設備選型進行評估。設備用能情況按照GB/T 2587和GB/T 8222的有關規定進行分析。設備的經濟運行按照節能監測測試標準及用能設備經濟運行標準的規定進行對標分析。
（3）需求側響應開發
應通過文字描述反應客戶逐時用能特性及負荷可中斷、可轉移特性。列出主要可中斷、可轉移用能設備及容量。應列出主要儲能設備及應急保障設備，通過文字描述說明以上設備使用場景。
（4）供/用電系統
根據GB/T 3485和GB/T 16664的要求應對電力系統的用能合理性進行評估。電力變壓器根據GB 24790、GB 20052、T/CEEIA 258的要求進行選型評估，并按照GB/T 13462評估其經濟運行情況。各類用電設備，根據相應的能效標準進行設備的選型評估，并對照相應設備的節能監測標準及經濟運行標準進行節能評估分析。
（5）供/用熱（冷）系統
根據GB/T 3486的要求應對熱力系統的用能合理性進行評估。各類供/用熱（冷）設備根據相應的能效標準進行設備的選型評估，并對照相應設備的節能監測標準及經濟運行標準進行節能評估分析。設備及管道的保溫、保冷按照GB/T 4272、GB/T 8174、GB/T 8175的規定進行絕熱技術要求、絕熱設計及絕熱效果的評價。熱力輸送系統的節能指標按照GB/T 15910進行評估。
（6）可再生能源開發
應提供建筑屋頂現有或已計劃安裝光伏、光熱的容量信息。對于具備屋頂開發資源而未啟動開發的客戶，應提供建筑屋面形式、圖紙及荷載信息。應填寫已建或計劃建設BIPV（光伏建筑一體化）、光伏車棚、光伏幕墻、風電等形式可再生能源形式的容量信息。
（7）余能利用
根據GB/T 1028、GB/T 17719的要求應對余能進行計算與利用效果評估。
（8）工業建筑
按照行業規定的工廠節能設計規范進行評估。辦公樓、食堂等附屬生產系統建筑的節能設計按照GB 50189的要求進行評估。建筑采光系統的節能評估按照GB 50033的要求進行。建筑照明系統的節能評估按照GB 50034的要求進行。
4.開展能效指標數字化評估
依托智慧能源平臺，主動服務企業開展能效管理，通過企業終端傳輸、平臺對接等方式，實現電、氣、水燈全品類用能數據采集和在線分析。建立健全行業能效指標體系，動態預警用能趨勢，服務企業用能診斷和能效對標，提升能源管理水平，評估從以下幾方面入手。
（1）能源消耗實物量
項目所消耗的各種能源品種及耗能工質的實物量應有詳細的分析、計算依據和測算過程。項目單位產品實物量的統計、核算應遵循相應的國家、行業、地方和企業標準或有關的核算規程。應根據碳排放計算方法學（暫未出臺）中的能源細分清單，列出能源發生、利用及轉化的品種及數量清單（應包含瀝青等作為工業材料使用的能源品種）。
（2）項目綜合能耗
能源消費品種按照國家統計部門編制的P201表確定。電力按照浙江省統計部門公布的上一年度等價值折標系數選取，其他能源類型的折標系數參照GB/T 2589選取。等價值綜合能耗應扣除可再生能源量。
（3）單位產品能耗指標
項目產品（可比）單位綜合能耗、產品（可比）單位電耗等能效指標的計算，按照GB/T 2589、GB/T 12723、GB/T 5623及浙江省相關產品能耗限額標準規定的方法進行測算。
（4）單位工業增加值能耗指標
應對項目達產后的產值、增加值及產值能耗、增加值能耗進行測算。增加值計算依據統計部門規定， 有詳細的計算過程及數據來源說明。可比工業增加值能耗參照浙江省統計部門公布的工業品出廠價格指數進行修正計算。核算項目產值能耗及增加值能耗等經濟能效指標時，耗能工質不計入項目綜合能耗。
（5）能效指標對標
應對照國家、行業和地方的單位產品（工序）能耗限額標準，評價項目用能先進程度。辦公樓、食堂等附屬建筑物（可比）單位面積綜合能耗、建筑物（可比）單位面積電耗的計算，按照國家及地方的相關建筑物綜合能耗及電耗定額（限額）標準。
三、保障機制
（一）加強組織領導。服務“碳達峰、碳中和”政策落實，充分認識開展能效服務的重要性，將能效服務工作納入各單位重點工作任務。
（二）強化資源保障。加強對能效服務業務發展的全方位資源保障，根據能效服務業務發展加強人員配建；編制具有本地特色、行業特色的示范項目集，為全社會樹立能效服務典型。
