5月26日，国家能源局在深圳召开全国“人工智能+”能源现场推进会。国家能源局党组书记、局长王宏志出席会议并讲话，广东省委常委、常务副省长张虎，深圳市委副书记、市长覃伟中致辞，国家能源局党组成员、副局长宋宏坤主持会议。会上，国家能源局解读部署《关于促进AI与能源双向赋能的行动方案》《全方面提升供电质量服务新质生产力发展专项行动方案（20262028年）》，发布《中国“人工智能+”能源发展报告2026》和51个“人工智能+”能源高价值场景，25家能源企业签署《开放能源领域AI应用高价值场景倡议书》。与会代表还现场参观了南方电网深圳供电局、中国海油和华为公司关于AI与能源融合发展的创新实践。会议强调，AI是建设能源强国、发展能源新质生产力的重要引擎，要深入贯彻落实党中央、国务院重大决策部署，抢抓全球AI发展战略机遇，持续深化能源应用场景开放，着力突破关键核心技术，促进算力电力高效协同，积极营造生态共建、资源共享、价值共创、未来共赢的良好氛围，推动形成AI和能源双向赋能、融合发展新格局。国家能源局总工程师刘德顺，国家发展改革委、国家数据局、中国科学院和国家能源局有关司局负责，各省（区、市）、新疆生产建设兵团能源行业主管部门，有关能源企业、AI企业以及行业机构负责参加会议。

  近期，南方地区因经济持续向好叠加高温高湿天气等因素，用电负荷四创历史上最新的记录，创新高日期较去年大幅提前45天。目前，南方地区用电形势总体平稳，未出现需求响应和有序用电情况。从用电需求来看，今年以来，南方地区用电需求保持旺盛增长态势。5月25日28日，南方区域连续四日创新高。南方区域最大负荷四天内快速攀升约3900万千瓦，达2.75亿千瓦，较去年最高值增加1858万千瓦、增幅7.24%。用电负荷方面，今年以来，南方区域及广东、广西、云南、贵州、海南五省区用电负荷已累计22次创新高，其中云南、贵州、海南分别首次突破4000万千瓦、3000万千瓦、900万千瓦大关。用电量方面，14月,南方区域全社会用电量同比增幅达8.1%，领先全国平均增速(5.38%)。从增长原因来看，一是制造业用电稳步回升，夯实负荷增长基本盘。14月,南方五省制造业用电量同比增长8.9%，增速同比提升5.3个百分点，黑色金属冶炼、化学原料和化学品制造、农副食品加工、汽车制造、专用设备制造等5个行业实现两位数增长。二是服务业用电多点突破，催生负荷增长新动能。人工智能算力发展带动下业用电增长，技术进步与产业升级带来的新动能持续释放。14月,南方五省互联网服务业、软件和信息技术服务业用电量同比增长59.0%和24.3%。三是持续高温天气带动空调负荷释放。今年南方地区高温天气显著提前，多地较常年大幅提早20多天入夏，空调降温负荷集中释放，持续高温推动广东、广西、海南等地晚峰负荷连续突破历史极值。预计5月下旬至6月上旬，南方地区仍将出现阶段性高温天气，全国也将陆续进入度夏用电高峰期。下一步，国家能源局将深入贯彻习重要指示精神，认真落实党中央、国务院决策部署，一省一策指导全国及重点地区做好能源电力供应保障工作，持续加强对高温天气、电厂存煤、发电用气、大电网安全、电力市场运行等监测预警，早预判、早处理，全面筑牢能源电力安全保障底线

  5月25日，国家能源局召开能源领域非公有制企业座谈会，围绕强化企业科学技术创新主体地位，鼓励和支持非公有制企业开展能源科学技术创新，听取意见建议。来自风电、太阳能、储能、氢能、数智化等领域的企业负责人参加座谈会。国家能源局党组书记、局长王宏志出席会议并讲话。国家能源局党组成员、副局长宋宏坤主持会议。会上，各参会企业负责人结合生产经营实际，介绍了企业能源科学技术创新情况，当前发展面临的机遇和挑战。大家表示，当前能源科学技术创新进入密集活跃期，在国家政策支持下企业创新动能充沛，有信心在能源绿色低碳转型中发挥更大作用，同时围绕完善标准规范、拓展“人工智能+”能源应用场景、健全产学研协同创新机制等方面提出了许多务实的政策建议。王宏志与各参会企业负责人深入交流探讨，回应企业关切。他表示，企业所提意见建议对科学制定政策规划有很大帮助，对企业反映的困难问题将逐项加强研究，全力推动协调解决。希望广大非公有制企业争做能源领域科学技术创新的生力军，坚定信心、抢抓机遇，主动参与能源项目投资建设，创新引领新业态新模式发展，在保障能源安全、促进绿色转型、推动能源高水平质量的发展中实现价值。下一步，国家发展改革委、国家能源局将按照党中央和国务院决策部署，完善政策支撑、强化创新要素供给，努力营造创业创新创造的良好生态。同时，将持续深化能源领域政企沟通协商，常态化与非公有制企业沟通交流，不断促进能源领域民营经济高水平质量的发展，为加快构建新型能源体系、建设能源强国、培育发展新质生产力提供坚强科技支撑。国家能源局总工程师刘德顺，国家发展改革委民营局有关，国家能源局综合司、法改司、规划司、科技司、新能源司、监管司主要负责和南方监管局负责参会。

  5月19日，国家能源局发布4月份全社会用电量等数据。4月份，全社会用电量8205亿千瓦时，同比增长6.0%。从分产业用电看，第一产业用电量112亿千瓦时，同比增长2.0%。第二产业用电量5584亿千瓦时，同比增长5.3%；其中，工业用电量5538亿千瓦时，同比增长5.5%，高技术装备制造业用电量1050亿千瓦时，同比增长10.1%。第三产业用电量1517亿千瓦时，同比增长8.9%；其中，充换电服务业、互联网数据服务用电量分别为137亿、82亿千瓦时，增速分别达到61.9%、42.8%。城镇和乡村居民生活用电量992亿千瓦时，同比增长6.0%。1～4月，全社会用电量累计33345亿千瓦时，同比增长5.4%。从分产业用电看，第一产业用电量449亿千瓦时，同比增长5.8%。第二产业用电量21569亿千瓦时，同比增长4.9%；其中，工业用电量21372亿千瓦时，同比增长5.1%，高技术及装备制造业用电量3796亿千瓦时，同比增长9.0%。第三产业用电量6351亿千瓦时，同比增长8.3%；其中，充换电服务业、互联网数据服务用电量分别为513亿、312亿千瓦时，增速分别达到55.9%、44.4%。城镇和乡村居民生活用电量4976亿千瓦时，同比增长3.9%。

  5月25日，国家能源局发布1-4月份全国电力统计数据。截至4月底，全国累计发电装机容量39.9亿千瓦，同比增长14.2%。其中，太阳能发电装机容量12.5亿千瓦，同比增长26.2%；风电装机容量6.6亿千瓦，同比增长22.0%。1-4月份，全国发电设备累计平均利用925小时，比上年同期降低84小时。

  5月21日，斯凯孚中国风电事业部总经理李雪生一行到访中国电力设备管理协会。协会副会长张建平，副秘书长黄玉军、陈继录与来宾进行了座谈交流。斯凯孚中国风电事业部高级经理王彪、杨波、产品经理李天鹏、大客户经理田楠，协会秘书长助理刘迪、风电专委会常务副主任兼秘书长于文革、风电专委会办公室主任刘杰及有关部门负责人参加会议。会上，李雪生总经理简要介绍了斯凯孚的全球布局、中国本土化发展历程及业务情况。他表示，斯凯孚公司专注轴承领域，是中国市场进口轴承品牌中的领先者。李天鹏分享了斯凯孚在风电轴承领域的硬核技术实力与创新成果。张建平对李雪生总经理一行的到访表示欢迎，并充分肯定了斯凯孚作为百年外资企业深耕中国，为中国风电及能源装备高水平质量的发展提供了有力支撑，彰显了其服务我国能源强国建设的责任担当。张建平表示当前新型电力系统建设和能源强国战略深入实施，协会正围绕统一标准、统一平台、统一计算、统一评价考核，积极构建“电力设备管理共同体”。斯凯孚的技术优势与协会的平台资源高度契合，双方可在标准共建、数据共享、深度对标、技术交流以及运维痛点解决等领域开展更多实质性合作，为电力设备全生命周期管理和新型电力系统建设注入强劲动力。(来源：中国电力设备管理协会)

  为贯彻落实国家能源局《电力建设工程安全质量提升年行动方案》工作要求，逐步提升辖区电力建设工程安全质量水平，5月13日至14日，华东能源监管局会同上海、安徽地方能源主管、应急管理等部门，召开电力建设工程安全质量提升年行动部署会议。辖区所有在建电力工程建筑设计企业主要负责，各地市发展改革委、电力质监机构负责参加会议。会议通报了全国电力安全事故事件、抽水蓄能电站建设工程安全质量集中整治、电力建设工程质量典型问题，部署了电力建设工程安全质量提升年行动，并对《电力重大事故隐患判定标准及治理监督管理规定》进行了宣贯培训。华东能源监管局负责在讲话中要求，各单位要深刻汲取近期安全事故教训，举一反三，扎实开展电力建设工程安全质量提升年行动。一是要落实电力安全生产齐抓共管机制，深化行业监督管理与属地管理协同联动，强化违反法律法规行为震慑力度，守牢电力建设安全底线；二是要严格宣贯落实电力重大事故隐患判定标准，严禁工程转包违法分包，严禁擅自压缩工期，严查各类违章行为；三是要深化协同监管，严把工程质量关口，紧盯工程关键部位和隐蔽工程质量管控，配齐专业监督力量，从严处置质量缺陷问题；四是要筑牢应急防线，抓实防汛备汛工作，备足物资、强化实战演练，严格汛期值班值守和信息报送纪律，确保迎峰度夏期间电力供应稳定可靠。

  为深入贯彻习关于国家能源安全的重要论述和关于气象工作重要指示精神，落实国家能源局与中国气象局工作座谈会议精神，推动能源气象服务深层次地融合发展，助力能源强国建设，近日，南方能源监管局组织辖区主要电力企业赴广东省气象局预警中心开展能源气象服务专题交流活动，双方就深化合作达成广泛共识。活动期间，与会人员先后参观了气象数据中心、区域数值预报重点实验室及联合运营中心，了解气象数据采集处理、数值预报模式研发及业务运作情况。省气象局相关负责人详细的介绍了近年来能源气象服务工作情况和成效，重点展示定制化气象服务体系。交流座谈会上，双方聚焦提升能源气象服务精准化、定制化水平展开深入探讨。电力企业结合实际，提出新能源功率预测精度提升、台风等极端天气精细化预警、厂站级点对点预报服务等具体需求，省气象局专家逐一回应。双方一致表示，要持续强化能源气象服务融合，气象大模型与电力大模型深度耦合，推动电力市场的概率预报与气象风险量化，深化能源气象服务合作机制，培育能源气象服务新业态。下一步，南方能源监管局将继续发挥桥梁纽带作用，推动辖区能源电力企业与气象部门建立健全常态化对接机制，加快能源气象合作及电力市场气象服务成果落地见效，以更高水平的气象服务保障能源电力安全稳定供应和电力市场高效运行，为能源强国建设作出积极贡献。

  国家发展改革委 国家能源局关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知

  国家发展改革委国家能源局关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知发改能源〔2026〕688号各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，北京市城市管理委员会、天津市工业和信息化局、辽宁省工业和信息化厅、上海市经济和信息化委员会、重庆市经济和信息化委员会、甘肃省工业和信息化厅，国家能源局各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司，有关中央企业：为贯彻落实党的二十大和二十届历次全会精神，完善新能源消纳和调控政策措施，促进新能源就近就地消纳，更好满足能源绿色低碳转型需求，积极推动碳达峰碳中和目标实现，在《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）基础上，现就有序推动多用户绿电直连发展有关事项通知如下。一、适合使用的范围多用户绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源发电不直接接入公共电网，通过专用线路和变电设施向多个用户供给绿电，实现供给电量清晰溯源和分配的模式。其中，多用户指多个不同法人实体，不包括居民和农业用户。多用户绿电直连项目（以下简称项目）按照是否接入公共电网分为并网型和离网型两类。并网型项目整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面，电源应接入项目的内部。新建负荷可配套建设新能源电源组成多用户绿电直连项目。存量负荷中，单用户绿电直连项目可吸纳其他新建负荷，同时配套扩建新能源电源组成多用户绿电直连项目；有绿色电力消费需求的用户（包括有绿色电力消费比例要求的企业、重点用能和碳排放企业、有降碳需求的出口外向型企业以及它上下游企业等）可利用周边新能源资源探索开展多用户绿电直连；工业园区、零碳园区、增量配电网等的全部或部分负荷可就近接入新能源，组成多用户绿电直连项目。支持尚未开展电网接入工程建设的新能源发电项目，以及因新能源消纳受限等原因无法并网的新能源发电项目，在履行相应变更手续后开展多用户绿电直连。分布式光伏可通过集中汇流方式参与多用户绿电直连。优先支持算力设施、绿色氢氨醇等新兴起的产业和未来产业开展绿电直连。项目应满足国家产业政策要求，严禁企业通过绿电直连开展违反法律法规活动。二、规划投资与建设（一）项目规划省级能源主管部门应加强对项目的统筹规划。项目应按照“以荷定源”原则合理规划新能源装机规模，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年前不低于35%。项目风电和太阳能发电规模纳入省级能源主管部门制定的新能源发电开发建设方案，相关规划管理要求参照《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）执行。项目及其内部资源豁免电力业务许可，另有规定除外。（二）投资模式项目应明确独立的主体作为项目主责单位；项目主责单位应具备法人资格，原则上由电源方与负荷方合资组建，也可以由电源方或负荷方一方单独投资组建，园区模式的项目主责单位可由园区管委会或第三方机构（不含运营输电业务的公共电网企业）投资组建。项目连接线路、变电设施、储能及运营平台原则上由项目主责单位投资建设。项目主责单位应充分的利用存量电力设施，在不影响与公共电网责任界面划分的前提下，可通过租赁等方式协商使用其他主体的存量电力设施；协商不成的，项目主责单位可自行建设相关设施。项目主责单位与电源、负荷等内部主体应就产权划分、运行维护、平衡责任、内部费用标准和结算、违约责任等事项签署协议。（三）建设管理项目应按规划统筹推进、协同建设，匹配好负荷和电源的建设投产时序及规模。项目建成后，接网容量发生变更的，应重新履行系统接入评估等手续。项目内部新增新能源发电规模，应报省级能源主管部门批准并计入新能源发电开发建设方案。电网企业应向满足并网条件的项目公平无歧视提供电网接入服务。三、运行管理（四）责任界面项目主责单位承担由于项目自身问题导致供电中断的相关责任，并按照“谁产生、谁负责”原则，根据内部协议和运行实际对责任公平划分。并网型项目与公共电网各自在责任界面内履行相应电力安全风险管控责任。并网型项目应统筹考虑内部源荷特性、平衡能力、经济收益等因素，自主合理确定接入公共电网容量；公共电网按接网容量和有关协议履行供电责任。并网型项目主责单位应组织内部电源和负荷建立相应的调节机制，确保项目与公共电网的交换功率不超过接网容量。离网型项目自行承担项目范围内的安全风险管控责任。（五）安全运作管理项目应按标准配置继电保护、安全稳定控制装置、通信设施等二次系统。项目主责单位应强化运行管理能力，协同优化项目内部电源、储能等资源，做好应急场景下项目内部用电调节和有序供应的预案，明确相关安全和经济责任，并报送省级能源主管部门备案。并网型项目根据接入的电压等级和容量规模，分级分类配置监测与控制设施，做好公共电网交换功率监测，安装网络安全监测、隔离装置等网络安全设施，内部各设施涉网性能应满足有关标准，并按照有关法律法规向电力调度机构提供有关的资料。并网型项目按照为系统提供服务的类别接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统，项目整体及内部电源按照接入电压等级和容量规模接受相应调度机构统一管理，调度机构在项目现货市场出清结果基础上下达调度计划；作为整体参与电力现货市场的并网型项目，项目主责单位按照调度计划负责管理内部平衡。（六）就近消纳要求项目应通过合理配置储能、提升集控管理能力、挖掘负荷灵活调节潜力、开展多能互补等方式，提升就近消纳能力。项目新能源弃电不纳入新能源利用率统计。并网型项目规划方案应合理确定最大的负荷峰谷差率，与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于方案规划值。为避免过度增加公共电网消纳压力，并网型项目投产运行后，年上网电量原则上不超过总可用发电量的20%，具体比例可由各省级能源主管部门结合实际确定。在省级能源主管部门明确的新能源消纳困难时段，并网型项目不得向公共电网反送电。四、交易与价格机制（七）市场参与方式并网型项目按照《电力市场注册基本规则》以新型经营主体身份进行市场注册，内部主体也可分别注册；项目原则上应作为整体参与电力市场交易，由项目主责单位统一申报；初期，项目可以“报量不报价”方式参与电力现货市场，条件成熟时，逐步过渡至“报量报价”参与电力现货市场。项目不得由电网企业代理购电。（八）计量管理项目应具备分表计量条件，由电网企业在项目内部各发电、厂用电、并网、内部各用户、储能等关口安装符合有关标准和有关部门认可的双向分时计量装置。禁止绕越各电能计量装置用电。并网型项目以项目与公共电网接入点作为计量、结算参考点，作为整体与公共电网进行电费结算。（九）项目内部管理项目主责单位应与项目内部主体按照权责对等、公平分摊的原则签署协议，合理确定内部结算方式等内容，并考虑外部市场行情报价变化、负荷实际调节能力等因素定期协商调整。鼓励项目主责单位组织内部电源与负荷在协议约定的基础上，根据内部主体的调节能力及约定的补偿标准，优化内部运行方式，促进源荷协同运行。（十）价格机制并网型项目应符合《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）有关要求，公平承担输配电费、系统运行费、政策叉补贴等费用。项目主责单位负责统一与公共电网结算电费。并网型和离网型项目应按现行政策缴纳政府性基金及附加。项目新能源发电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制。（十一）绿电溯源机制并网型项目整体按照内部实际新能源发电量（含储能释放的项目新能源电量）扣减上网电量确定自发自用电量，形成项目整体绿电溯源结果。项目内部各用户可按照每个时段用电量占比确定自发自用电量，实现小时级新能源发用电量匹配。项目内部电源应在国家可再次生产的能源发电项目信息管理平台建档立卡，电网企业原则上应根据计量数据计算绿电溯源结果，并按相关规定进行核对后，推送至国家绿证核发交易系统。项目自发自用电量对应绿证的核发、划转、核销等按照有关法律法规执行。五、组织保障国家发展改革委、国家能源局加强对绿电直连模式的指导，及时评估成效，推动绿电直连模式平稳有序发展。省级能源主管部门应结合本省电力供需形势、消纳条件等真实的情况，进一步细化适用主体、项目用户边界、就近消纳距离、上网电量比例等具体实际的要求，明确项目电源、负荷、连接线路和变电设施等的退出机制。省级能源主管部门要做好项目管理，针对项目多主体特点优化核准和备案流程；组织具备资质的第三方机构开展方案评审，并充分听取电网企业、国家能源局派出机构等意见，引导项目科学合理评估需求；及时跟踪监测项目运作情况，加强项目建设和运行安全监管。国家能源局派出机构应按职责加强监管，及时跟踪辖区内项目建设与政策执行情况，积极推动各方按要求规范开展项目建设运行。电网企业、电力市场运营机构要做好落实，持续提升对项目接入电网、参与电力市场交易的技术上的支持能力和服务水平。国家发展改革委国家能源局2026年5月14日