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动力电有峰谷电吗？
动力电有峰谷电。
高峰用电时段为：早上8点至中午十二点，下午2点至下午6点。
平用电时段为：上午十二点至下午二点，晚上六点至十点。
低谷用电时段为：晚上二十二点至第二天早上8点。居民用电与工商业用电的峰谷有所不同。各地也有根据实际情况，划分不同的峰谷时段。
宁波办理峰谷电是当月开始吗？
一般是立刻生效，当然你也可以人为设置成为次月生效！短信形式开通只能立刻生效！网厅开通，或者去营业开通，都可以设置成为次月生效的，
峰谷用电也可以在网上国网手机app上申请，一般当天很快就通过了，不过申请成功后要使用执行一年的峰谷电价，一年后可以更改。
1个工作日内解决，至于成不成功要看供电公司对地区电力的调度了。如果您所在地电力负荷不是很高和用峰谷电力的用户不是很多的话（没有达到调度最大限额）就有可能申请成功！
山东峰谷用电时间段？
山东电网峰谷平时段的划分 ，实行范围 电网直供的容量在315 千伏安及以上的大用户; 100 千伏安及以上非工业、普通工业用户;崑售转供单位。 时段划分高峰时段:8:00—11:00 18: 00—23: 00 低谷时段:23:00—7:00 其余时段为平时段。
三峡水电站实行峰谷发电？
是的。水力发电与火力发电和核发电有很大区别，其中一大区别是机动性强，可在短时间内开机发电并网，短时间内停机。最适宜作锋谷发电，这是火电厂、核电厂绝对做不到的。所的一般大型水力发电厂都是顶峰发电。三峡水电站装机容量大，发电机组多，因此三峡水电站一定是实行峰谷发电的，受国家电网调度。
2021年河南电力交易实施细则？
河南省售电公司参与市场交易实施细则
（试行）
第一章总则
第一条为规范售电公司参与市场交易，保障售电公司及其代理电力用户的合法权益，促进电力市场健康发展，根据《电力中长期交易基本规则（暂行）》（发改能〔2016〕2784号）、《关于有序放开发用电计划的通知》（发改运行〔2017〕294号）《关于河南省2017年开展电力直接交易有关事项的通知》（豫发改运行〔2017〕45号）、《河南省电力直接交易规则（试行）》（豫发改价管〔2015〕1521号）等文件，制定本规则。
第二条售电公司参与电力市场遵循安全高效、公平公正、因地制宜、实事求是的原则和平稳起步、先易后难、循序渐进、逐步完善的指导思想。
第三条售电公司参与市场交易，分为电力批发交易和电力零售交易。电力批发交易是指市场准入的发电企业、售电公司、电力大用户等市场主体之间，通过交易平台开展市场交易活动的总称。电力零售交易是指售电公司与电力用户（包括:中小型电力用户、电力大用户）开展市场交易活动的总称。
第四条电力用户自主选择进入电力市场参与交易。进入电力市场后，电力用户原则上全部用电量和电价通过市场交易取得，取消相应目录电价，3年内不得退出电力市场。
第二章电力批发交易
第一节基本要求
第五条售电公司参与市场交易前，应与其代理的电力用户签订《售电公司与电力用户委托代理合同》（详见附件）（简称《双边委托代理合同》，下同），约定代理电力用户名称、电压等级、营销系统户号、委托代理期限、委托电量及分月安排、代理用户用电价格约定，以及售电公司代理服务费率、偏差电量处理、违约责任等内容。
第六条交易开市前10个工作日，售电公司汇总其代理电力用户的相关信息，填写《售电公司代理电力用户情况汇总表》（详见附件），明确代理电力用户名称、电压等级、营销系统户号、委托代理期限、委托电量等信息，提交至交易机构。
第七条交易机构负责审核《售电公司代理电力用户情况汇总表》。因代理电力用户信息不完整、不准确等因素影响交易开展或者无法开展交易的，售电公司负责进行修改，
最晚于交易开市前5个工作日提交交易机构。逾期不提交或者修改为仍不能满足要求的，视为售电公司自动放弃交易资格。
第八条售电公司成立初期暂不开展售电公司之间的交易业务，暂不能代理发电企业参与电力批发交易。
第二节交易组织
第九条交易模式：售电公司主要通过交易平台按照双边协商、集中撮合方式参与市场交易。
1.双边协商交易:售电公司与发电企业通过自主协商，就交易电量、交易价格、交易时段、分月计划等，签订《售电公司与发电企业双边交易合同》（简称《双边交易合同》，下同，详见附件），在交易申报有效期内提交到交易平台。交易平台根据受理的《双边交易合同》，提交电力调度机构进行安全校核后，确认交易。双边协商交易出清原则按照交易降价幅度从大到小顺序、节能减排等原则进行出清，降价幅度相同时按照交易提交时间先后顺序进行出清。
2.集中撮合交易：发电企业和售电公司集中在交易平台上分别申报交易电量、交易电价、交易时间等数据，在满足安全约束前提下，首先按照价格优先原则确定成交；当申报电价相同时，按申报时间顺序优先成交。在规定的申报时间内，售电公司和发电企业可多次申报，最后一次申报为有效申报。集中撮合交易算法如下：
第一步：设定：售电公司在发电侧申报的购电价格为A,发电企业申报的上网价格为B,市场交易价差为E;则E=A-B。
第二步：计算所有可能的售电公司与发电企业交易价差E值,按从大到小顺序排列E值，E值大于或等于零的匹配对为有效匹配对。
第三步：从价差最大的有效匹配对开始，逐对依次撮合。
第四步：出现价差相同的多个匹配对时，按最后一次有效申报时间先后顺序成交。撮合剩余的电量，进入相应排序队列的最前方继续撮合。
第五步：按照价差均分原则，形成双方的成交交易价格。
第六步：所有的撮合过程结束后，检查是否满足安全约束条件。如果不满足，从最后成交的“交易对”逆序开始，调整与阻塞有关的“交易对”的成交电量，直至满足安全约束条件。
第七步：检查所有价差大于等于0的“交易对”是否都成交，如果是，则满足安全约束条件的撮合交易结束；如果否，更新电力用户、发电企业数据，转第二步。
第十条交易周期：售电公司主要参与年度和月度交易。有特殊需求的，根据市场情况也可以按照年度以上、季度或者月度以下的周期，参与市场交易。
第十一条年度交易
1.年度交易主要通过双边协商、集中撮合方式组织开展。每年11月交易机构通过交易平台发布次年度市场交易公告，12月底前完成年度交易组织工作。
2.交易机构在年度交易闭市后3个工作日内，将年度无约束交易结果提交电力调度机构进行安全校核。收到无约束交易结果后5个工作日内，电力调度机构将校核结果和相关书面说明反馈交易机构。
3．收到安全校核结果后3个工作日内，交易机构发布年度交易结果。年度交易成交电量应分解到月。
4．市场主体对交易结果有异议的，应当在交易结果发布后2个工作日内，以书面形式向交易机构提出。交易机构会同电力调度机构在2个工作日内，给予解释。逾期不提交书面资料的，视为无意见。
5.年度交易结果发布后5个工作日内，售电公司负责将《双边委托代理合同》提交交易机构备案。
第十二条月度交易
1．月度交易主要通过集中撮合方式组织开展。每月20日前，交易机构通过交易平台发布次月市场交易公告。月度交易自开市至闭市原则上不超过3个工作日。售电公司对所申报的数据负责。
2．月度交易闭市后1个工作日内，交易机构将月度无约束交易结果提交电力调度机构进行安全校核。电力调度机构应当在2个工作日之内，将校核结果和安全校核说明返回交易机构。
3．收到安全校核结果后1个工作日内，交易机构发布月度交易结果。
4．市场主体对交易结果有异议的，应在交易结果发布后1个工作日内，以书面形式向交易机构提出。交易机构会同电力调度机构在1个工作日内，给予解释。逾期不提交书面资料的，视为无意见。
5．月度交易结束后，交易机构对年度交易分月电量和月度交易电量进行汇总，每月25日前发布次月交易电量安排。
6.月度交易结果发布后3个工作日内，售电公司负责将《双边委托代理合同》提交交易机构备案。
第十三条交易申报
1．售电公司按照交易单元通过交易平台申报交易电量与交易电价。按照售电公司代理电力用户年用电量规模，售电公司设置两个交易单元。年用电量1亿千瓦时以下的电力用户，打包为售电公司的一个交易单元。年用电量1亿千瓦时及以上的电力用户，打包为售电公司的另一个交易单元。售电公司每个交易单元申报一个“交易电量、交易电价”对，交易电量为代理电力用户的委托电量之和，交易电价为代理电力用户的发电侧综合购电电价。
2．售电公司的申报电量不得超过其代理电力用户在交易周期内的用电需求。年度交易中，售电公司申报电量不得超过其代理电力用户的年用电量之和。月度交易中，售电公司申报电量不得超过其代理电力用户该月用电量总和与该月已有交易电量总和（考虑电量调整因素）的差值。
第十四条交易结果分解：交易结果发布后3个工作日内，售电公司负责将年度、月度成交电量分解到其代理的电力用户、分解安排到月，核算代理电力用户的零售电价。经售电公司及其代理用户确认一致后，提交至交易机构，经电网企业确认后，作为交易安排和电费结算的依据。
第十五条电力调度机构负责市场交易的安全校核工作。安全校核应在规定的期限内完成。安全校核未通过时，电力调度机构需出具书面解释，由交易机构予以公布。
第十六条安全校核未通过时，按照约束区域内交易出清原则逆序进行消减。
第三节交易电价
第十七条售电公司代理电力用户参与市场交易的电价的类型包括交易合同电价、输配电价、电力用户零售电价、代理服务费率等。
第十八条交易合同电价是售电公司、发电企业、电网企业签订《售电公司、发电企业与电网企业三方输配电服务合同》中明确的交易电价，是售电公司在发电侧的购电价格。
第十九条输配电价:国家核定河南省输配电价后，按照核定的输配电价执行。未核定输配电价前，暂保持电网购销差价不变。购售差价是指电力用户目录电价与燃煤机组标杆上网电价的差值。输配电价含输配电损耗、交叉补贴等。政府性基金及附加按国家规定标准执行。
第二十条电力用户零售电价：按照《双边委托代理合同》约定的电力用户用电价格，零售电价为电力用户用电侧的结算价格。峰谷分时电价、力调电费仍然按照国家相关政策执行。
第二十一条售电公司代理服务费率：代理服务费率=电力用户零售电价—输配电价—政府性基金及附加—交易合同电价。
第三章电力零售交易
第二十二条售电公司与电力用户拟建立委托代理关系的，必须满足以下条件：
1.电力用户经过市场准入审核；
2.电力用户与其他用户不存在转供电关系；
3.电力用户无欠费，无业扩及变更类在途流程；
4.售电公司按照我省《关于开展售电公司市场注册工作的通知》（豫发改能源〔2017〕7号）注册完毕。
第二十三条售电公司与电力用户拟变更委托代理关系的，必须满足以下条件：
1.电力用户无欠费，无业扩及变更类在途流程；
2.电力用户拟转至的新售电公司已在电力交易机构注册、具备交易资格；
3.原售电公司与电力用户应当提前10个工作日向交易机构提供变更委托代理合同及相关证明材料，经交易平台公示5个工作日无异议后，方可生效。
第二十四条售电公司与电力用户拟解除委托代理关系的，必须满足以下条件：
1.电力用户无欠费，无业扩及变更类在途流程；
2.申请解除委托代理的电力用户，应提前10个工作日向交易机构提供与售电公司解除购售电合同及三方合同的证明材料，经交易平台公示5个工作日无异议后，方可生效。
第二十五条电力用户委托售电公司应符合以下条件
1.年用电量1亿千瓦时以下的电力用户，需自主选择一家售电公司参与电力零售交易；年用电量1亿千瓦时及以上的电力用户，可以直接参与电力批发交易，也可自主选择一家售电公司参与电力零售交易。
2.电力用户全部电量进入市场交易，取消相应目录电价，3年内不得退出电力市场。
3.售电公司与电力用户的委托代理期限不得低于1年。委托期内除售电公司被强制退出或破产情况外，电力用户不再直接参与电力批发市场交易，不得重复委托其他售电公司。
第二十六条售电公司代理电量规模应满足资产总额要求。售电公司资产总额应不低于2000万元。资产总额在2千万元至1亿元（含1亿元）人民币的，可以从事年售电量不超过30亿千瓦时的售电业务。资产总额在1亿元至2亿元（含2亿元）人民币的，可以从事年售电量不超过60亿千瓦时的售电业务。资产总额在2亿元人民币以上的，不限制其售电量。
第二十七条电力用户必须与电网企业签订《市场化零售供用电合同》（详见附件），明确电量计量装置设置等内容。第二十八条电力用户必须与其委托的售电公司签订《双边委托代理合同》（详见附件），约定委托期限、委托电量及分月安排、零售电价约定原则，以及售电公司代理服务费率约定、偏差电量处理、违约责任等内容。
第二十九条电力用户与售电公司必须按照交易周期（年度交易、月度交易）分别约定委托电量、零售电价。年度交易委托电量必须分解到月。电力用户零售电价可采用固定价格（电力用户零售电价不随售电公司在电力批发市场的交易电价发生变化），也可采用价差分成模式（以售电公司成交的交易价格为基础，价差由电力用户和售电公司按约定比例确定电力用户零售电价）。
第三十条电力用户与多家售电公司签订《双边委托代理合同》的，以售电公司最先提交交易机构的合同为准，并且取消该电力用户本年度后续交易资格，在电力交易平台上进行公示，纳入交易信用体系黑名单。
第四章市场管理与考核
第一节交易合同签订
第三十一条依据交易成交结果，交易机构负责依据《售电公司、发电企业、电网企业三方输配电服务合同》（详见附件）生成电子交易合同（PDF文件），交合同相关方。电子交易合同与纸质交易合同具有同等法律效力，交易各方不再另行签订纸质的《售电公司、发电企业、电网企业三方输配电服务合同》。
第三十二条依据交易结果，电网企业负责组织签订《售电公司、电力用户、电网企业三方供用电合同》，明确交易电量、电力用户零售电价、售电公司代理服务费率等。
第二节偏差电量
第三十三条月度电量安排的调整：售电公司可根据已经签订的交易合同，每月18日前，向交易机构提供加盖交易各方公章的《年度交易分月安排调整单》，提出次月各类交易电量的调整意向，经安全校核后，作为电量安排、电费结算的依据。
第三十四条月度偏差电量确定：售电公司代理电力用户月度实际用电量之和与售电公司该月交易安排电量的差值，作为该月售电公司的偏差电量。
第三十五条电力用户月度偏差电量造成发电企业损失的，由电力用户代理的售电公司承担。
第三十六条售电公司偏差电量与该月售电公司交易总电量的比例超过10%的，交易机构在交易平台进行公告警示。售电公司年度内警示2次的，暂停次月月度交易；年度内警示3次的，暂停本年度内后续月份的月度交易。
第三十七条以下情况产生的售电公司偏差电量，经认定后可免于偏差考核。该部分偏差电量视为合同已经履行，相关情况报省发展改革委（能源局）和河南能源监管办备案。
1.不可抗力或政府行为导致电力用户用电量与计划安排产生偏差的；
2.实际运行中出现计划外的公用输配电设施向售电公司代理电力用户的供电受限；
3.售电公司代理电力用户按照政府要求参与有序用电安排。
第三节交易系统
第三十八条售电公司参与市场交易必须设置专用的软硬件系统，满足其登录交易平台的安全性、可靠性、及时性。
第三十九条售电公司与交易系统的连接带宽不得低于20兆。
第四十条售电公司原则上必须配备身份认证数字证书（CFCA），参与市场交易的全部操作必须通过身份认证数字证书（CFCA）开展。
第五章电量电费结算
第四十一条售电公司电量电费结算采取月结月清的方式。
第四十二条电费结算：售电公司、电力用户、发电企业的电费结算均通过电网企业开展。
第四十三条售电公司收入结算：售电公司收入费用结算为代理服务费。售电公司收入为正时，由电网企业向售电公司支付，售电公司向电网企业出具增值税专用发票；售电公司收入为负时，由售电公司向电网企业支付，电网企业向售电公司出具增值税专用发票。
第四十四条电力用户抄表、电费结算由所在市（县）供电公司负责，维持现有模式不变。
第四十五条按照现有模式约定的抄表周期和抄表内容，电网企业对电力用户开展抄表。对电力用户月度用电量进行统计汇总，形成电量清分依据，于每月底前提交电力交易机构。
第四十六条电力用户按照《售电公司、电力用户、电网企业三方供用电合同》约定的电价（含电力用户零售电价、两部制电价、峰谷分时电价、力调电费、输配电价和政府性基金及附加等）和方式结算当月电费，三方可以选择采用预购电、预存电费、分期结算方式消纳电费(依据《河南省供用电条例》第41条)。对于无正当理由拖欠电费的电力用户，售电公司和电网企业可以选择收费方式。
第四十七条月度电费计算原则：月度电费是电力用户零售电价与月度用电量的乘积。电力用户有多个零售用户市场交易合同的，原则上优先执行交易周期短的交易合同，最后剩余电量执行交易周期最长的零售电价。
第四十八条电力用户本月没有零售电价或者没有交易电量安排但实际发生用电量的，结算电价按照政府定价的110%执行。
第四十九条因电力用户用电量变化造成售电公司偏差电量考核的，售电公司负责按照《双边委托代理合同》相应条款进行处理。
第六章其他
第五十条当售电公司终止经营或无力提供售电服务时，在保障电网安全和不影响其他用户正常供电的前提下，电网企业按照规定的程序、内容和质量要求向相关用户提供保底服务。
第五十一条电网企业承担保底供电服务时，在电力用户缴纳输配电价的基础上，保底电价按照政府核定的居民电价的1.2～2倍执行。
第五十二条售电公司代理电力用户参与市场交易需要扣除发电企业基础电量的，按照售电公司代理电力用户的年用电量和年最大用电负荷的加权平均值，作为售电公司的年最大用电负荷。
第五十三条电力大用户参与市场交易时，参照本规则执行。电力大用户参与交易的申报电价、双边合同约定电价为发电侧的购电价格，交易电量为电力用户侧的用网电量。电力大用户的市场准入与退出、市场管理与考核、电量电费结算等均按照本规则执行。
第五十四条合同执行期间，遇有国家调整输配电价、政府性基金及附加标准时，作相应调整。
第五十五条本实施细则中的售电公司均为不拥有配电网运营权的售电公司，电网企业均为国网河南省电力公司。
第五十六条本实施细则试用期一年。实施细则试行期间，售电公司代理电力用户、电力大用户参与市场交易规则与原有河南电力交易相关规则不一致的，以本实施细则为准
新能源总体发展规划目标？
国务院办公厅印发《新能源汽车产业发展规划（2021-2035年）》，这不仅是对《节能与新能源汽车产业发展规划（2012—2020年）》的政策延续，也是未来15年新能源汽车产业的战略性方针指引，明确了发展规划与目标，为行业和市场带来发展定力与信心。
与2019年12月3日发布的征求意见稿相比，正式印发的《新能源汽车产业发展规划（2021-2035年）》（以下简称：《规划》）有哪些变化和重点？EV视界为读者划重点、细解读。
一、《规划》核心要点
1、总体思路
以习近平新时代中国特色社会主义思想为指引，坚持新发展理念，以深化供给侧结构性改革为主线，坚持电动化、网联化、智能化发展方向，以融合创新为重点，突破关键核心技术，优化产业发展环境，推动我国新能源汽车产业高质量可持续发展，加快建设汽车强国。
2、发展愿景
到2025年，纯电动乘用车新车平均电耗降至12.0千瓦时/百公里，新能源汽车新车销售量达到汽车新车销售总量的20%左右，高度自动驾驶汽车实现限定区域和特定场景商业化应用。
到2035年，纯电动汽车成为新销售车辆的主流，公共领域用车全面电动化，燃料电池汽车实现商业化应用，高度自动驾驶汽车实现规模化应用，有效促进节能减排水平和社会运行效率的提升。
3、战略任务
一是提高技术创新能力。坚持整车和零部件并重，强化整车集成技术创新，提升动力电池、新一代车用电机等关键零部件的产业基础能力，推动电动化与网联化、智能化技术互融协同发展。
二是构建新型产业生态。以生态主导型企业为龙头，加快车用操作系统开发应用，建设动力电池高效循环利用体系，强化质量安全保障，推动形成互融共生、分工合作、利益共享的新型产业生态。
三是推动产业融合发展。推动新能源汽车与能源、交通、信息通信全面深度融合，促进能源消费结构优化、交通体系和城市智能化水平提升，构建产业协同发展新格局。
四是完善基础设施体系。加快推动充换电、加氢等基础设施建设，提升互联互通水平，鼓励商业模式创新，营造良好使用环境。
五是深化开放合作。践行开放融通、互利共赢的合作观，深化研发设计、贸易投资、技术标准等领域的交流合作，积极参与国际竞争，不断提高国际竞争能力。
4、保障措施
一是深入推进“放管服”改革，进一步放宽市场准入，实施包容审慎监管，促进新业态、新模式健康有序发展。
完善企业平均燃料消耗量与新能源汽车积分并行管理办法，有效承接财政补贴政策，研究建立与碳交易市场衔接机制。
加强事中事后监管，夯实地方主体责任，遏制盲目上马新能源汽车整车制造项目等乱象。推动完善道路机动车辆生产管理相关法规，建立健全僵尸企业退出机制，加强企业准入条件保持情况监督检查，促进优胜劣汰。充分发挥市场机制作用，支持优势企业兼并重组、做大做强，进一步提高产业集中度。
二是健全政策法规体系，落实新能源汽车相关税收优惠政策，优化分类交通管理及金融服务等措施。推动充换电、加氢等基础设施科学布局、加快建设，对作为公共设施的充电桩建设给予财政支持。
破除地方保护，建立统一开放公平市场体系。鼓励地方政府加大对公共服务、共享出行等领域车辆运营的支持力度，给予新能源汽车停车、充电等优惠政策。
2021年起，国家生态文明试验区、大气污染防治重点区域的公共领域新增或更新公交、出租、物流配送等车辆中新能源汽车比例不低于80%。
制定将新能源汽车研发投入纳入国有企业考核体系的具体办法。加快完善适应智能网联汽车发展要求的道路交通、事故责任、数据使用等政策法规。加快推动动力电池回收利用立法。
三是加强人才队伍建设，加快建立适应新能源汽车与相关产业融合发展需要的人才培养机制，编制行业紧缺人才目录，优化汽车电动化、网联化、智能化领域学科布局，树立正向激励导向，实行股权、期权等多元化激励措施。
四是强化知识产权保护，构建新能源汽车知识产权运营服务体系，加强专利运用转化平台建设，建立互利共享、合作共赢的专利运营模式。
五是充分发挥节能与新能源汽车产业发展部际联席会议制度和地方协调机制作用，强化部门协同和上下联动，制定年度工作计划和部门任务分工，抓紧抓实抓细规划落实工作。
二、提高技术创新能力
1、强化整车集成技术创新
以纯电动汽车、插电式混合动力（含增程式）汽车、燃料电池汽车为“三纵”，布局整车技术创新链。
研发新一代模块化高性能整车平台，攻关纯电动汽车底盘一体化设计、多能源动力系统集成技术，突破整车智能能量管理控制、轻量化、低摩阻等共性节能技术，提升电池管理、充电连接、结构设计等安全技术水平，提高新能源汽车整车综合性能。
2、提升产业基础能力
以动力电池与管理系统、驱动电机与电力电子、网联化与智能化技术为“三横”，构建关键零部件技术供给体系。
开展先进模块化动力电池与燃料电池系统技术攻关，探索新一代车用电机驱动系统解决方案。
加强智能网联汽车关键零部件及系统开发，突破计算和控制基础平台技术、氢燃料电池汽车应用支撑技术等瓶颈，提升基础关键技术、先进基础工艺、基础核心零部件、关键基础材料等研发能力。
3、核心技术攻关
1）电池技术突破
开展正负极材料、电解液、隔膜、膜电极等关键核心技术研究；
加强高强度、轻量化、高安全、低成本、长寿命的动力电池和燃料电池系统短板技术攻关；
加快固态动力电池技术研发及产业化。
2）智能网联技术
以新能源汽车为智能网联技术率先应用的载体，支持企业跨界协同，研发复杂环境融合感知、智能网联决策与控制、信息物理系统架构设计等关键技术，突破车载智能计算平台、高精度地图与定位、车辆与车外其他设备间的无线通信（V2X）、线控执行系统等核心技术和产品。
3）基础技术提升
突破车规级芯片、车用操作系统、新型电子电气架构、高效高密度驱动电机系统等关键技术和产品；
攻克氢能储运、加氢站、车载储氢等氢燃料电池汽车应用支撑技术。
支持基础元器件、关键生产装备、高端试验仪器、开发工具、高性能自动检测设备等基础共性技术研发创新；
攻关新能源汽车智能制造海量异构数据组织分析、可重构柔性制造系统集成控制等关键技术，开展高性能铝镁合金、纤维增强复合材料、低成本稀土永磁材料等关键材料产业化应用。
4、新型产业生态
1）支持生态主导型企业发展
鼓励新能源汽车、能源、交通、信息通信等领域企业跨界协同，围绕多元化生产与多样化应用需求，通过开放合作和利益共享，打造涵盖解决方案、研发生产、使用保障、运营服务等产业链关键环节的生态主导型企业。在产业基础好、创新要素集聚的地区，发挥龙头企业带动作用，培育若干上下游协同创新、大中小企业融通发展、具有国际影响力和竞争力的新能源汽车产业集群。
2）加快车用操作系统开发应用
坚持软硬协同攻关，集中开发车用操作系统。围绕车用操作系统，构建整车、关键零部件、基础数据与软件等领域市场主体深度合作的开发与应用生态。通过产品快速迭代，扩大用户规模，加快车用操作系统产业化应用。
3）推动动力电池全价值链发展
鼓励企业提高锂、镍、钴、铂等关键资源保障能力。
建立健全动力电池模块化标准体系，加快突破关键制造装备，提高工艺水平和生产效率。
完善动力电池回收、梯级利用和再资源化的循环利用体系，鼓励共建共用回收渠道。
建立健全动力电池运输仓储、维修保养、安全检验、退役退出、回收利用等环节管理制度，加强全生命周期监管。
落实生产者责任延伸制度，加强新能源汽车动力电池溯源管理平台建设，实现动力电池全生命周期可追溯。支持动力电池梯次产品在储能、备能、充换电等领域创新应用，加强余能检测、残值评估、重组利用、安全管理等技术研发。优化再生利用产业布局，推动报废动力电池有价元素高效提取，促进产业资源化、高值化、绿色化发展。
4）提升智能制造水平
推进智能化技术在新能源汽车研发设计、生产制造、仓储物流、经营管理、售后服务等关键环节的深度应用。加快新能源汽车智能制造仿真、管理、控制等核心工业软件开发和集成，开展智能工厂、数字化车间应用示范。加快产品全生命周期协同管理系统推广应用，支持设计、制造、服务一体化示范平台建设，提升新能源汽车全产业链智能化水平。
5）强化质量安全保障
开展新能源汽车产品质量提升行动，引导企业加强设计、制造、测试验证等全过程可靠性技术开发应用，充分利用互联网、大数据、区块链等先进技术，健全产品全生命周期质量控制和追溯机制。引导企业强化品牌发展战略，以提升质量和服务水平为重点加强品牌建设。
落实企业负责、政府监管、行业自律、社会监督相结合的安全生产机制。强化企业对产品安全的主体责任，落实生产者责任延伸制度，加强对整车及动力电池、电控等关键系统的质量安全管理、安全状态监测和维修保养检测。
健全新能源汽车整车、零部件以及维修保养检测、充换电等安全标准和法规制度，加强安全生产监督管理和新能源汽车安全召回管理。
5、产业融合
1）与能源融合
加强新能源汽车与电网（V2G）能量互动。加强高循环寿命动力电池技术攻关，推动小功率直流化技术应用。鼓励地方开展V2G示范应用，统筹新能源汽车充放电、电力调度需求，综合运用峰谷电价、新能源汽车充电优惠等政策。
促进新能源汽车与可再生能源高效协同。推动新能源汽车与气象、可再生能源电力预测预报系统信息共享与融合，统筹新能源汽车能源利用与风力发电、光伏发电协同调度，提升可再生能源应用比例。鼓励“光储充放”（分布式光伏发电—储能系统—充放电）多功能综合一体站建设。支持有条件的地区开展燃料电池汽车商业化示范运行。
2）与交通融合
发展一体化智慧出行服务。加快建设涵盖前端信息采集、边缘分布式计算、云端协同控制的新型智能交通管控系统。加快新能源汽车在分时租赁、城市公交、出租汽车、场地用车等领域的应用，优化公共服务领域新能源汽车使用环境。引导汽车生产企业和出行服务企业共建“一站式”服务平台，推进自动代客泊车技术发展及应用。
构建智能绿色物流运输体系。推动新能源汽车在城市配送、港口作业等领域应用，为新能源货车通行提供便利。发展“互联网+”高效物流，创新智慧物流营运模式，推广网络货运、挂车共享等新模式应用。
3）与信息通信融合
推进以数据为纽带的“人—车—路—云”高效协同。基于汽车感知、交通管控、城市管理等信息，构建“人—车—路—云”多层数据融合与计算处理平台，开展特定场景、区域及道路的示范应用。
打造网络安全保障体系。健全新能源汽车网络安全管理制度，构建统一的汽车身份认证和安全信任体系，推动密码技术深入应用，加强车载信息系统、服务平台及关键电子零部件安全检测，强化新能源汽车数据分级分类和合规应用管理，完善风险评估、预警监测、应急响应机制，保障“车端—传输管网—云端”各环节信息安全。
4）标准对接与数据共享
建立新能源汽车与相关产业融合发展的综合标准体系，明确车用操作系统、车用基础地图、车桩信息共享、云控基础平台等技术接口标准。建立跨行业、跨领域的综合大数据平台，促进各类数据共建共享与互联互通。
智慧城市新能源汽车应用示范，开展智能有序充电、新能源汽车与可再生能源融合发展、城市基础设施与城际智能交通、异构多模式通信网络融合等综合示范，支持以智能网联汽车为载体的城市无人驾驶物流配送、市政环卫、快速公交系统（BRT）、自动代客泊车和特定场景示范应用。
6、基础设施建设
1）加快充换电基础设施建设
科学布局充换电基础设施，加强与城乡建设规划、电网规划及物业管理、城市停车等的统筹协调。依托“互联网+”智慧能源，提升智能化水平，积极推广智能有序慢充为主、应急快充为辅的居民区充电服务模式，加快形成适度超前、快充为主、慢充为辅的高速公路和城乡公共充电网络，鼓励开展换电模式应用，加强智能有序充电、大功率充电、无线充电等新型充电技术研发，提高充电便利性和产品可靠性。
引导企业联合建立充电设施运营服务平台，实现互联互通、信息共享与统一结算。加强充电设备与配电系统安全监测预警等技术研发，规范无线充电设施电磁频谱使用，提高充电设施安全性、一致性、可靠性，提升服务保障水平。
鼓励商业模式创新。结合老旧小区改造、城市更新等工作，引导多方联合开展充电设施建设运营，支持居民区多车一桩、临近车位共享等合作模式发展。鼓励充电场站与商业地产相结合，建设停车充电一体化服务设施，提升公共场所充电服务能力，拓展增值服务。完善充电设施保险制度。
2）推进新一代无线通信网络建设
加快基于蜂窝通信技术的车辆与车外其他设备间的无线通信（C—V2X）标准制定和技术升级。推进交通标志标识等道路基础设施数字化改造升级，加强交通信号灯、交通标志标线、通信设施、智能路侧设备、车载终端之间的智能互联，推进城市道路基础设施智能化建设改造相关标准制定和管理平台建设。加快差分基站建设，推动北斗等卫星导航系统在高精度定位领域应用。
3）有序推进氢燃料供给体系建设
提高氢燃料制储运经济性。因地制宜开展工业副产氢及可再生能源制氢技术应用，加快推进先进适用储氢材料产业化。开展高压气态、深冷气态、低温液态及固态等多种形式储运技术示范应用，探索建设氢燃料运输管道，逐步降低氢燃料储运成本。健全氢燃料制储运、加注等标准体系。加强氢燃料安全研究，强化全链条安全监管。
推进加氢基础设施建设。建立完善加氢基础设施的管理规范。引导企业根据氢燃料供给、消费需求等合理布局加氢基础设施，提升安全运行水平。支持利用现有场地和设施，开展油、气、氢、电综合供给服务。
4）建设智能基础设施服务平台
统筹充换电技术和接口、加氢技术和接口、车用储氢装置、车用通信协议、智能化道路建设、数据传输与结算等标准的制修订，构建基础设施互联互通标准体系。引导企业建设智能基础设施、高精度动态地图、云控基础数据等服务平台，开展充换电、加氢、智能交通等综合服务试点示范，实现基础设施的互联互通和智能管理。