北京能源集团有限责任公司 原党委常委、副总经理 王永亮

会上，北京能源集团有限责任公司原党委常委、副总经理王永亮作《炉火烧不尽 转型焕新生 —— 煤电升级与 “双碳” 目标进化论》主题分享。他分析煤电调峰 “压舱石” 定位，提出以系统思维推进转型，探索液态空气储能、火电配套算力中心等新业态；强调智能化升级中 AI 不能替代人的专业研判，转型需兼顾安全保供、低碳降碳与企业经济效益。

西安交通大学 副教授 邓双辉

西安交通大学副教授邓双辉作《大型燃煤火电机组耦合掺烧多源有机固废降碳技术及工程案例》报告，介绍固废掺烧主流技术路线，结合示范项目剖析原料、制粉、腐蚀、燃尽率等现场问题，并给出优化方案。

上海全应科技有限公司 总工程师、博士 李炼

上海全应科技有限公司总工程师、博士李炼带来《人工智能 + 新一代煤电智能调控技术 —— 多能协同与绿电消纳》分享，介绍 AI 融合工业机理的调控体系，破解热电解耦、绿电消纳难题，相关技术落地后有效提升机组调峰调频能力。

萨震压缩机 (上海) 有限公司 副总经理 余秀娟

萨震压缩机 (上海) 有限公司副总经理余秀娟作《电厂压缩空气系统五大痛点及一站式数智化解决方案》报告，针对空压站现存各类痛点，推介一级能效空压机与 AI 智慧空压站方案，节能率20-50%，支持 EMC、BOT 合作模式。

华北电力大学 能源动力与机械工程学院 副教授 宋光雄

华北电力大学能源动力与机械工程学院副教授宋光雄分享《煤电机组节能减排灵活运行智能预警评估优化系统研发》，针对电厂数据、机理AI融合、大模型落地难点，提出大数据+LLM大模型技术路径，实现全设备链故障提前预警，服务预测性运维。

西安热工研究院有限公司 节能中心所长、高级工程师 屈杰

西安热工研究院有限公司节能中心所长、高级工程师屈杰，作《大型煤电机组灵活高效调节技术研究及应用》报告。围绕机组深度调峰、宽负荷运行需求，介绍一体化节能改造体系，包含汽机通流升级、烟气余热利用、低负荷稳燃、宽负荷脱硝、末级叶片防护等技术，可降低煤耗与厂用电率，已有多项示范工程，为煤电灵活高效改造提供成套方案。

中国大唐集团 首席专家、正高级工程师 张孝勇

中国大唐集团首席专家、正高级工程师张孝勇作《满足新一代煤电的等离子耦合激光稳燃调峰技术》报告，介绍风冷等离子、大功率激光点火两项技术。二者耦合可实现冷态无油点火、低负荷稳燃，为锅炉深度调峰提供燃烧侧解决方案。

浙江大维高新技术股份有限公司副总经理 刘云

浙江大维高新技术股份有限公司副总经理刘云作《基于灵活性调峰电除尘关键技术及智能变频恒流供电 (SIC) 研究应用》报告，推出第三代国产 SiC智能变频恒流电源，核心器件100%国产化，补齐传统硅基电源短板。

武汉敢为科技有限公司 技术工程师 黄尉

武汉敢为科技有限公司技术工程师黄尉作《从“计划检修”到“预测维护”——锅炉四管智能监测在新一代煤电中的应用》报告，介绍锅炉四管智能监测系统，依托传感与AI算法预判管道风险，推动向预测性维护转变，减少非计划停机。

西安热工研究院有限公司 锅炉设备及环保事业部市场处 处长、高级工程师 王星

西安热工研究院有限公司锅炉设备及环保事业部市场处处长、高级工程师王星分享《新一代煤电机组锅炉灵活、高效运行技术》报告，围绕深度调峰，从燃料适配、稳燃提负荷、节能运行、掺烧降碳、熔盐储能给出成套技术方案，并展示多项工程应用案例。

西安京兆电力科技有限公司 总经理 蔡宽平

西安京兆电力科技有限公司总经理蔡宽平推介《为调峰准备的一种数字化风量测量系统》，AI 数字风量测量及反吹扫装置，解决传统测量误差大、低负荷失真、易堵塞问题，保障深度调峰数据可靠。

安徽康迪纳电力科技有限责任公司 总经理 赵东楼

安徽康迪纳电力科技有限责任公司总经理赵东楼分享《虾米曲线AI技术：精准配煤掺烧及顶峰稳燃技术研究与应用》，针对制粉堵煤，介绍仓外仓改造搭配AI掺烧软件，兼顾稳燃与调峰，已在三百余家电厂应用；同时介绍熔岩颗粒储热宝固态储热技术。

华电国际电力股份有限公司十里泉发电厂 原主任师、高级工程师 何洪艳

华电国际电力股份有限公司十里泉发电厂原主任师、高级工程师何洪艳作《供热调峰机组水冷壁泄漏的原因分析与优化措施探讨》报告，结合故障案例剖析水冷壁氢腐蚀泄漏诱因，从检测、保护、水汽、燃烧、防磨防爆角度给出现场防控举措。

国电投东北公司 运行技能大师 张延风

国电投东北公司运行技能大师张延风分享《电蓄热储能调峰与火电厂节能提效技术》，介绍清河发电技改实践，依托电蓄热构建 “风光火储” 协同模式，实现节电、降煤耗、减排放，具备行业参考价值。

本次交流会立足电厂生产实际，侧重实操案例与技术方案交流，聚焦机组运行现实问题，为参会人员开展存量煤电机组灵活改造、节能降碳、安全运维提供务实参考。

随着新能源快速发展与电力市场化改革深化，煤电机组保供、调峰、低碳转型面临新要求，亟需开展技术交流、促进产学研用及产业链对接。

中国节能协会定于2026年9月17‑18日在陕西西安举办2026年新一代煤电转型升级技术交流会，搭建技术研讨、工程实践与供需对接平台。

萤火创世（天津）科技有限公司

萤火创世（天津）科技有限公司坐落于天津市高新区 ，占地1600平米，集研发/生产/销售为一体。在煤电机组煤质变化大和深度调峰形势下 ，我公司针对水冷壁及受热面安全 ，自主研发了受热面安全感知系统 ，已经在多个煤电机组成功应用。并与清华大学、华北电力大学、华中科技大学、 中国特种设备检测研究院等知名院校机构合作研发受热面金属寿命预判模型 ，炉内贴壁温度场耦合模型、炉膛高温腐蚀预警机制模型等。致力于煤电机组灵活性改造、智慧锅炉燃烧建设。

萤火创世（天津）科技有限公司始终坚持以客户需求为导向 ，以技术创新为驱动 ，不断提升产品品质和服务能力。公司建立了完善的质量管理体系和客户服务体系 ，确保为客户提供优质的产品和专业的服务。 同时 ，公司还积极与国内外科研机构和高校合作 ，不断推进技术研发和创新 ，为客户提供更先进、更可靠、更高效的产品和服务

随着新能源快速发展与电力市场化改革深化，煤电机组保供、调峰、低碳转型面临新要求，亟需开展技术交流、促进产学研用及产业链对接。

中国节能协会定于2026年9月17‑18日在陕西西安举办2026年新一代煤电转型升级技术交流会，搭建技术研讨、工程实践与供需对接平台。

河北中安众成智能科技有限公司

河北中安众成智能科技有限公司，成立于2020年，是专注于建筑智能化、建筑施工防护及物料运输设备研发、设计、生产、租赁与销售一体化服务的国家高新技术企业。公司深耕建筑智能化、建筑施工安全防护、工程物料运输装备等领域，专注于智能装备的技术攻关、创新研发与方案定制，坚持以自主研发驱动产品升级，持续为建筑工程领域提供智能化、安全化、高效化整体解决方案。

传统风冷岛冬季极易管束冻裂，人工高空运维风险高、间冷塔散热器积灰依赖人工清洗，存在盲区、效率低、等问题;冷却塔传统防冻方式老旧，无法动态调参，易结冰损设备、运维隐患多，且难以适配智慧电厂数字化升级需求。针对以上行业痛点，我司针对性研发三款智能化设备，解决机组冷端防冻、清灰、控温难题助力电厂智能化、节能化升级。

随着新能源快速发展与电力市场化改革深化，煤电机组保供、调峰、低碳转型面临新要求，亟需开展技术交流、促进产学研用及产业链对接。中国节能协会定于2026年9月17‑18日在陕西西安举办2026年新一代煤电转型升级技术交流会，搭建技术研讨、工程实践与供需对接平台。

京兆电力深耕燃煤发电机组锅炉风量测量领域30余年，以匠心，创不凡，彻底解决燃煤发电机组锅炉风量测量不准确的世界性难题，拥有多项自主知识产权的关键核心技术，可为燃煤发电机组客户提供一整套完整、准确、安全、可靠的燃煤锅炉风量测量的解决方案。

技术优势——电厂风量测量整体解决方案

大数据确认风量测量截面平均风速点位技术一一实时、准确测量风量气电双隔离爆炸式反吹扫及安全运行监测技术一一安全、可靠保障运行

随着新能源快速发展与电力市场化改革深化，煤电机组保供、调峰、低碳转型面临新要求，亟需开展技术交流、促进产学研用及产业链对接。

中国节能协会定于2026年9月17‑18日在陕西西安举办2026年新一代煤电转型升级技术交流会，搭建技术研讨、工程实践与供需对接平台。

武汉敢为科技有限公司（以下简称“敢为科技”）成立于2013年，总部位于武汉光谷，是一家专注于高精度光学传感器研发与人工智能诊断技术深度融合的国家高新技术企业。

水中氢-平台图

锅炉四管-平台图

变压器-平台图

公司以“感知能源安全，赋能低碳未来”为使命，致力于提供软硬件一体化的设备运行安全状态监测及智能预警解决方案，覆盖双碳目标下的火电、风电、光伏、储能、核电及电网等关键场景，助力行业实现安全高效运行与可持续发展。

作为国家专精特新企业，目前敢为科技已拥有自主知识产权的各类专利110余项，软件著作权70余项，主导制定多项行业标准。未来，公司将持续深耕光学传感器高精度、微型化、AI模型轻量化及多源数据融合技术，推动能源设备运维从“计划性检修”向“预测性维护”跃迁，助力双碳目标与智慧能源的安全转型，为全球能源体系的安全低碳转型提供中国创新方案。

GW-2081固定污染源碳排放连续监测系统

GW-6070发电机定冷水水中氢安全监测系统

GW-6080锅炉四管高温腐蚀和爆管监测预警系统

GW-6020激光光声光谱变压器油中溶解气体在线监测系统

随着新能源快速发展与电力市场化改革深化，煤电机组保供、调峰、低碳转型面临新要求，亟需开展技术交流、促进产学研用及产业链对接。

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吉泰智能始于2015年，专注于为火电、风电、石化、水电等大型能源设施提供高空作业爬壁检测机器人与AI算法、数字孪生平台相结合的智能运维解决方案。是国家级专精特新“小巨人”、国高新、中关村高新企业。

已获得多家500强企业、著名国资平台及著名私募机构投资，占地面积2万平的二期研发智造基地已在建设中。

公司硕博研发团队超100人，已攻克多项爬壁机器人、数字孪生、智能故障诊断核心技术，已获得上海科技进步一等奖等奖项。多个产品经中电机、中电联、中动力等权威机构认定属于“国际先进水平”，产品已突破复杂屏蔽空间精准定位难题，实现炉膛内复杂垂直作业面精准检测，建立了10万+场景缺陷库、先进算法模型。解决人工安全隐患，提升工作效率及检测精度。

吉泰智能在火电锅炉无人作业智能检测领域案例数量行业领先，服务覆盖中国五大发电集团及多家境外著名电力集团，已在全球300+项目成功实施。

随着新能源快速发展与电力市场化改革深化，煤电机组保供、调峰、低碳转型面临新要求，亟需开展技术交流、促进产学研用及产业链对接。

中国节能协会定于2026年9月17‑18日在陕西西安举办2026年新一代煤电转型升级技术交流会，搭建技术研讨、工程实践与供需对接平台。

上海全应科技有限公司成立于2016年，聚焦热电智能调控技术研发和解决方案，是推动我国热电行业数智化转型升级先锋者。公司总部位于上海，并在杭州、北京、西安设有分公司。全应ADMC热电智能调控系统把热电机理与大数据和人工智能技术深度融合，通过AI数字建模、智能滚动决策算法、多目标模型预测控制等一系列先进技术实现热电联产、火力发电、生物质发电等各类热电系统智能化自动运行，大幅降低运行人员工作强度，大幅提升机组运行灵活性，有效提高机组运行效率，全面优化各项运行指标，以新质生产力推动热电生产运行迈入智能自动、灵活高效、清洁低碳的“无人驾驶”新时代。

全应ADMC热电智能调控系统已经在山东、浙江、江苏、陕西、山西、湖北、内蒙、新疆、广东等多个省市为上百家客户提供智能化升级服务，助力企业数字化绿色化协同转型升级，为推动我国新型能源体系建设，强化能源安全保障，助力碳达峰碳中和目标达成贡献智慧与力量。

全应科技是专精特新企业、高新技术企业、和双软认证企业，拥有超过50项核心发明专利和相关知识产权，荣获中国电机工程学会电力科技进步一等奖等多项荣誉。

江西省发展改革委关于公开征求《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知（征求意见稿）》意见建议的公告

为贯彻落实国家发改委、国家能源局关于有序推动多用户绿电直连发展的部署要求，我们牵头研究起草了《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知（征求意见稿）》，现向社会公开征求意见。

社会各界人士和有关单位可在2026年10月2日前，将意见建议通过电子邮件方式反馈至：xnyc＠drc.jiangxi.gov.cn。为便于沟通联系，反馈意见时敬请注明姓名、单位、联系方式。

感谢您的参与和支持！

附件：《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知（征求意见稿）》

2026年9月2日

江西省发展和改革委员会

“双碳”与新型电力系统背景下

煤电的全新定位与转型目标

在高比例新能源、高电力电子化的新型电力系统中，新能源天然存在出力波动大、抗扰动能力弱、转动惯量不足等短板，极端天气、区域负荷缺口等场景更是对电力保供提出更大挑战。基于国家顶层政策导向与系统运行实际需求，煤电的定位已从过去单一电量主体电源，正式转向基础保障性电源、系统调节性电源、安全兜底支撑电源三位一体的综合角色，成为电力系统名副其实的“压舱石”与“稳定器”。基于这一定位，煤电确立了清晰的阶段性与长期性转型目标。

煤电的核心功能定位

电力安全的兜底保障者。这是煤电最核心的底线功能。新能源受光照、风速、气候影响极大，当新能源渗透率突破15%临界点后，系统功率平衡难度陡增。在用电高峰、极端寒潮、持续干旱、区域通道受阻等应急场景下，煤电凭借出力稳定、可控性强、启停灵活的优势，承担全网电力保供重任。2022年川渝缺电事件充分印证，煤电是应对电力缺口、防范系统风险不可替代的兜底力量。同时，煤电还提供黑启动、旋转备用、惯量支撑等服务，筑牢电力系统安全运行防线。

新能源消纳的灵活调节器。这是煤电当下最核心的增量功能。为适配风光出力的随机性、波动性，煤电全面转向深度调峰、快速爬坡、日内频繁启停等灵活运行模式，主动平抑新能源出力波动，保障电网实时功率平衡。从运行数据来看，部分现货试点省份煤电调峰深度持续下探，目前国内先进煤电机组已具备20%甚至18%额定负荷的深度调节能力；煤电机组启停频次也大幅攀升。以山东为例，2022年，60万千瓦等级机组年平均启停次数超过16次，部分30万千瓦机组年启停次数超过30次。春秋季火电机组频繁出现日内启停情况，用机组自身的“弹性”换取整个系统的稳定。百万千瓦等级机组由于煤耗低、经济性好，在现货市场环境下更多作为基础负荷，参与启停调峰的频次相对较低，成为新能源大规模并网的重要配套支撑。

能源低碳转型的平稳过渡者。立足“双碳”长远目标，煤电并非简单退出，而是走节能降碳、清洁高效、耦合创新的低碳路线。一方面通过节能改造持续降低供电煤耗，严控常规污染物与碳排放；另一方面依托工业供汽、综合能源服务等拓宽业态，并前瞻布局CCUS碳捕集、新能源耦合等技术，逐步降低整体碳排放强度，实现与新能源的有序衔接、协同发展，保障能源转型过程平稳有序。需特别指出的是，居民供暖领域的热电联产并非煤电转型的合理方向。从全球数据看，北欧发达国家集中供暖覆盖率约54%，东欧/俄罗斯约55%，中欧发达国家约15%，东亚发达国家（韩日）约17%，北美发达国家仅约5%，全球发达与中等发达国家按人口加权平均集中供暖普及率仅约18%，而我国高达69%，远高于同气候条件类似国家（地区）的合理水平。欧美当前新增建筑已主推空气源热泵分户采暖，新建市政集中热网增速大幅放缓。因此，煤电转型中应着力推动热电解耦，通过电锅炉、储热罐等技术将供热与发电解耦，释放煤电机组调峰能力，而非继续扩大居民供热的热电联产规模。

煤电整体转型目标

结合机组技术特性、行业发展趋势与政策要求，煤电转型需从技术运行、经营模式、低碳发展三大维度，制定长期发展方向。

技术运行目标：打造高灵活性机组。适配系统调节需求，打破传统“带基荷、稳负荷”的运行逻辑，全面补齐灵活性短板。

一是降低最小技术出力，推动机组在50%~60%低经济功率区间稳定运行，部分改造机组调峰深度达到20%及以下，新一代煤电示范机组可下探至20%以下。2025年，国家发展改革委、国家能源局印发的《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025~2027年）》明确要求：现役机组最小发电出力达到25%~40%额定负荷，新建机组力争达到25%或更低，新一代煤电试点示范机组最小发电出力达到20%额定负荷以下。当前，国内先进机组已实现20%及以下水平。华电福建可门三期百万千瓦机组已具备深度调峰至20%负荷的运行能力；申能外三发电8号机组完成20%负荷深度调峰试验认证；江苏太仓港协鑫4号33万千瓦机组已通过18%额定负荷深度调峰认证；现役煤电机组灵活性提升改造后，先进机组最小发电出力可降至18%额定负荷水平。国际上，欧洲经验表明，燃煤机组最小出力可从40%进一步下降到20%。德国纯凝机组最低运行负荷已达到25%，供热机组最低运行负荷达到40%；丹麦火电机组供热期最低运行负荷可达20%。

二是提升爬坡速率，缩短启停时长、降低启停损耗与成本，逐步向单日两启停、全年约400次启停的高频运行模式迈进。

三是强化备用能力，实现8~24个月长期冷备用且一次启动成功，满足系统应急备用需求。整体达成低成本、高可靠性的长期冷备用、频繁启停、快速爬坡，也就是一些行业专家提出的“三低三高”发展目标。

经营模式目标：从“电量盈利”转向“电量+服务+容量”多元盈利，摒弃单一依靠发电量获取收益的传统模式，构建多元化收益结构。将机组灵活性、可靠性、安全性转化为市场收益，兼顾中长期电量、现货交易、辅助服务、容量补偿等多重收益，同时依托电力交易能力优化运营策略，对冲燃料价格、电价波动风险，实现经营可持续。

节能低碳发展目标：节能降碳与前沿技术储备并行，短期完成现役机组节能降碳改造，持续降低供电煤耗与污染物、碳排放水平；中长期大力发展多能互补综合能源业务，有序推进CCUS，稳步降低度电碳排放强度，逐步向近零排放的新型煤电迈进，深度契合“双碳”目标发展要求。

适配煤电转型，当前及未来

需完善、建立的电力市场机制

煤电功能转型、价值变现，离不开市场化机制的支撑。当前部分地区存在辅助服务补偿不足、容量价值无法体现、现货规则适配性弱、碳市场联动不畅等问题，制约了煤电灵活性改造与转型积极性。结合全国统一电力市场体系建设要求，我们需要完善现有市场机制、打通多市场协同联动，构建电能量市场、辅助服务市场、容量补偿机制、碳市场、综合能源市场协同发力的完整体系，用市场化手段引导煤电主动转型。

持续深化电能量市场机制，夯实煤电基础收益底盘

电能量市场仍是煤电最基础的收益来源，需进一步优化规则，适配煤电灵活运行模式。

首先，完善电力现货市场规则。

当前，现货市场已全面铺开，下一步需优化分时段电价形成机制，让高峰电价充分体现保供价值、低谷电价引导机组深度调峰甚至停机，精准反映电力实时供需关系。

针对煤电频繁启停、低负荷运行的特性，结合现货交易价格，优化启停成本、空载成本的疏导规则。改变“低谷发电亏损、启停成本无人承担”的现状。具体如下：

煤电运行成本由启动成本、空载成本和电能量边际成本三部分构成，每日成本补偿费用按三者之和与现货实时市场电费收入的差值确定，当差值为负时不予补偿，即：F成本补偿＝Max（F机组启动成本＋F机组空载成本＋F电能量边际成本－F实时市场电费，0）。

具体操作可分三种情况：一是非必开机组，启动成本、空载成本、电能量边际成本分别取机组申报值与核定值中的较小值，启动成本和空载成本的申报值不得高于核定值；电能量边际成本的申报值若触发报价替换，则申报值取替换后的报价；二是非自身原因必开机组，启动成本、空载成本、必开最小出力及以下电能量边际成本均取核定值，必开最小出力以上电能量边际成本取申报值与核定值中的较小值，必开最小出力以调度机构给定值为准；三是自身原因（比如供热）必开机组，必开最小出力及以下时段不予补偿，必开最小出力以上时段，取电能量边际成本申报值与核定值中的较小值，启动成本、空载成本、必开最小出力及以下电能量边际成本取值0。自身原因必开最小出力以企业申报、调度机构审核确定为准。

其次，优化中长期交易机制。

丰富中长期交易品种，推出分时电量合约、曲线合约、差价合约（CfD）等产品，适配煤电“峰发谷停”的运行特点。引导煤电结合自身调节能力，合理搭配中长期合约与现货电量比例，锁定基础收益、对冲现货价格风险。同时规范合约交割、偏差考核规则，降低机组灵活运行带来的考核压力。

第三，完善煤电价格市场化形成机制。

随着电力现货市场全面铺开、中长期市场日趋成熟，煤电已全面进入电力市场，应由市场供需决定电价，逐步取消行政化的“基准价+上下浮动”机制。参照国外成熟电力市场经验，电价形成应回归市场本质：现货市场采用边际定价机制，所有发电机组按短期边际成本（主要是燃料成本）从低到高排序，由最后一台满足负荷需求的边际机组报价决定市场出清价格。煤电企业根据自身煤炭采购成本、运输成本、碳排放成本等自主申报报价，当煤电成为边际机组时，其燃料成本变化直接传导至批发电价。中长期市场通过电力期货、差价合约等金融工具实现风险对冲和价格发现；容量补偿机制体现电源的可靠性价值。煤电企业应充分利用现货市场报价、中长期合约锁价、辅助服务收益、容量补偿等多重市场化渠道，自主管理燃料成本波动风险，实现经营可持续发展，逐步摆脱依赖行政性的价格联动机制。

全面完善电力辅助服务市场机制，兑现灵活性调节价值

调频、快速启停、备用、黑启动等辅助服务，是煤电核心增量价值所在，也是激励机组灵活性改造的关键，应严格遵循“谁受益、谁承担，谁提供、谁获利”原则，补齐机制短板。

扩大辅助服务市场覆盖范围与补偿标准。在现有调频、备用基础上，将快速爬坡、热备用、黑启动、惯量支撑等新型服务全面纳入市场交易，完整覆盖煤电所有调节类服务品类。

落实辅助服务成本疏导规则。按照《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196号）确立的“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”总体原则，推动辅助服务费用规范有序传导分担。电力现货市场连续运行的地区，原则上由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，分担比例由省级价格主管部门确定；由用户承担的辅助服务费用纳入系统运行费用，随电费一同结算，采用“日清月结”模式。电力现货市场未连续运行的地区，原则上不向用户侧疏导辅助服务费用。改变以往仅由火电独自承担系统调节压力的局面。需关注的是，现货市场连续运行地区，调峰功能由现货市场通过放宽限价予以实现，调峰及顶峰、调峰容量等具有类似功能的市场不再运行。

健全容量补偿机制，保障可靠容量价值

可靠容量是指机组在电力系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量，是衡量各类机组顶峰能力的统一“标尺”。煤电、气电、抽水蓄能、新型储能等调节性电源作为系统可靠容量的重要载体，其固定成本无法单纯依靠电能量市场和辅助服务市场回收，容量补偿机制是保障各类调节性电源合理生存、维系系统供电能力的重要制度安排。

持续完善容量补偿机制。在煤电容量电价机制基础上，持续完善发电侧可靠容量补偿机制。电力现货市场连续运行后，由省级价格主管部门会同相关部门适时建立可靠容量补偿机制，对机组可靠容量按统一原则进行补偿。补偿标准以弥补市场边际机组在电能量和辅助服务市场不能回收的固定成本为基础，统筹考虑电力供需关系、用户承受能力、电力市场建设进展等因素合理确定。将煤电、气电、抽水蓄能、新型储能等各类可靠容量纳入统一补偿体系，实行“容量平权”，用补偿机制引导各类支撑性电源合理布局。通过容量竞拍等市场化方式，量化系统对可靠容量的需求，激励煤电留存优质机组、淘汰落后产能，优化煤电存量结构。容量补偿机制是当前及未来一段时期内的现实选择。

完善容量电费扣减规则。容量补偿本质是电网代表用户向发电侧购买“可靠性承诺”，买方支付容量电费，卖方承诺在系统需要时可靠出力。容量补偿以激励机组增强顶峰能力为目标，对纳入补偿机制的机组，可以“按效付费、按年清算”原则，依据上一年度系统净负荷高峰时段内实际出力与调度指令（或核定可靠容量）的差额容量进行电费扣减。

即：当年可获得的可靠容量补偿电费=（当年核定可靠容量×当年补偿标准×当年供需系数）－上一年度扣减电费；

上一年扣减电费=（上一年度差额容量×上一年度补偿标准×上一年度供需系数）。

因执行电力调度机构批准的计划检修（含临时检修和机组消缺），或因电网安全约束、输配电设施故障等电网原因被限制出力，或遭遇不可抗力（如地震、冰灾等自然灾害），或机组正常启动后12小时内和计划停运前12小时内，或因执行调度指令未达到可靠容量等非发电主体自身原因导致在全年系统净负荷高峰时段内无法按调度要求履约的，容量电费可免于扣减，即该时段差额容量计为0。

扣减的可靠容量补偿电费按年清算，在下一年度从相关机组的月度可靠容量补偿电费中，按月等额进行相应扣减，扣减电费纳入系统运行费。

统筹衔接全国碳市场

将碳成本纳入电力价格形成机制

依托碳市场的约束与激励作用，将碳排放成本有效传导至电力价格体系，倒逼煤电节能降碳、走低碳转型路线。

将碳价纳入电力现货市场限价成本科目。当前，电力现货市场限价规则中，申报价格上限尚未充分覆盖碳排放成本。以典型省份为例，火电竞价现货市场申报价格上限的计算公式为“燃料成本×调节系数＋其他变动成本”，其中燃料成本仅包含煤价与供电煤耗的乘积，其他变动成本主要包括消耗性材料费、脱硫费、水费等。

根据中电联2025年发布的报告，2024年全国煤电单位发电量的二氧化碳排放量约823克/千瓦时，假设碳价设定为50元/吨，即0.05元/千克。据此可以推算：煤电度电成本增加约4分多一点（即：0.823千克/千瓦时×0.05元/千克=0.04115元/千瓦时）。

因此，碳价作为煤电企业重要的变动成本构成，应在限价规则中得到体现。在限价公式中增设“碳成本”项，具体可按照“碳配额价格×机组供电碳排放强度”的方式计量，由省级价格主管部门会同相关部门定期核定并动态调整，使碳价波动能够直接反映在申报价格上限的调整中。使碳价信号真正融入电力市场价格形成机制。

优化全国碳市场配额与交易规则。结合煤电运行特性完善碳排放配额分配方案，区分基荷机组、调峰机组、备用机组，实行差异化配额，兼顾转型期企业经营压力。逐步收紧碳排放总量，合理引导碳价平稳运行，让碳成本真正成为推动煤电节能改造、应用CCUS技术的驱动力。强化碳排放数据全流程监管，建立智能化监测核算体系，保障碳市场规范运行。

探索建立综合能源与跨界协同市场机制，拓展转型新空间

立足煤电多元化发展方向，配套建设综合能源、虚拟电厂等新兴市场，拓宽盈利边界。

培育综合能源服务市场。针对煤电供冷、供汽、余热利用等业务，建立工业供汽、供冷市场化定价与交易机制，推动火电从单一发电主体向综合能源服务商转型，依托多能互补提升综合效益。居民供暖方面，应重点推动热电解耦技术应用，通过配置电锅炉、储热罐等设备实现热、电生产解耦，使煤电在供暖季仍能灵活响应电网调峰需求，而非单纯依赖热电联产扩大居民供热面积。

搭建源网荷储协同交易平台。鼓励煤电联合储能、虚拟电厂、负荷侧资源参与联合调峰、联合调频，建立协同交易规则与收益分摊机制。发挥煤电的兜底能力与储能、负荷侧的快速响应能力，形成调节合力，同时为煤电创造跨界合作收益。

健全市场监管与风险防控机制，保障市场平稳运行

完善的监管体系是各类市场长效运转的保障。一方面构建“政府规划与监管、行业自律、平台监测”的多元治理体系，严厉打击滥用市场力、违规干预市场等行为，破除地方保护与市场分割，维护公平竞争环境；另一方面建立电力价格、燃料价格、碳价多重风险预警体系，支持电力期货、期权等金融衍生品落地，为煤电提供风险对冲工具，同时完善偏差考核、市场干预规则，防范市场大幅波动。

在推进“双碳”目标和新型电力系统建设的大背景下，功能重塑是煤电转型的核心方向，市场机制是煤电转型的根本支撑。煤电必须彻底跳出“主力发电”的传统思维，坚守安全保供底线、做强灵活调节能力、深耕低碳发展路线，完成从“电量生产者”到“安全支撑+灵活调节+多元服务”综合电源的转变。与此同时，电力市场建设需要同步跟上转型步伐：以电能量市场夯实基础收益，以辅助服务市场兑现灵活价值，以容量补偿机制保障生存根基，以碳市场引领低碳发展，以综合能源市场拓展增长空间，通过多市场协同发力，让煤电的安全价值、调节价值、低碳价值得到全面市场化体现。

中国大唐集团有限公司党组书记、董事长 吕军

当前，世界百年未有之大变局加速演进，新一轮科技革命和产业变革交织推进，未来产业正成为重塑全球竞争格局、驱动经济社会转型的核心力量。习近平总书记站在民族复兴的战略高度，对发展未来产业作出一系列重要部署，强调要“立足客观条件，发挥比较优势，坚持稳中求进、梯度培育，推动我国未来产业发展不断取得新突破”，为中央企业抢抓时代机遇、培育发展新动能提供了根本遵循。

作为中央能源企业，我们必须深刻领会习近平总书记重要论述的核心要义与实践要求，立足能源保供“压舱石”、绿色转型“主力军”、科技创新“国家队”的职责定位，深入贯彻党的二十届四中全会精神，全面落实“十五五”规划纲要部署，充分发挥“三个作用”，勇当“三个排头兵”，按照国务院国资委的统一部署，加快布局拓展未来能源产业，为构建新型能源体系、建设能源强国注入强劲动能。

一、提高政治站位，切实增强思想行动自觉

习近平总书记关于未来产业的重要论述，高屋建瓴、内涵丰富，深刻阐明了未来产业的战略意义、发展方向与实践路径，是国家抢占全球科技与产业竞争制高点的根本遵循，更是能源央企加快构建新型能源体系、服务经济社会高质量发展的行动指南。

发展未来产业必须服务国家战略。未来能源产业具有前瞻性、颠覆性、战略性特征，涵盖核聚变能、氢能、新型储能等核心领域，既是破解能源资源约束、保障能源长期安全供给的关键支撑，更是抢占全球能源科技制高点、掌握发展主动权的核心赛道。因此，主动对接国家发展战略，聚焦突出问题系统施策，推动产业持续健康发展，是培育和发展未来产业的必然要求。

发展未来产业必须依靠科技创新与产业发展深度融合。习近平总书记指出，“科技突破的程度，很大程度上决定未来产业发展的速度、广度、深度”。科技创新引领未来产业变革，未来产业与科技创新深度融合，是培育新质生产力、构建现代化产业体系的战略抉择，是抢占全球科技与产业竞争制高点的必由之路。

发展未来产业必须充分发挥企业科技创新主体作用。习近平总书记明确要求，中央企业要在关系国家安全、国民经济命脉的重要行业和关键领域发挥“主力军”“顶梁柱”“压舱石”作用。能源央企必须扛起科技创新的主体责任，让未来产业成为企业实现价值跃迁与高质量发展的战略主战场。

二、勇于担当作为，切实履行能源央企职责使命

我国能源未来产业正处于从“广泛探索”转向“择优培育”、从“技术攻关”转向“产业化突破”的关键阶段。聚变能作为长远战略方向潜力巨大，但短期内难以实现大规模产业化。绿氢、新型储能以及“人工智能+能源”技术是今后一段时期加快培育能源新质生产力的重点突破口。能源央企必须紧扣使命担当，聚焦关键核心技术攻关，以科技创新牵引产业高质量发展。

能源企业要切实履行保障国家能源安全供应的首要职责。能源是现代经济社会的血液，是人类文明进步的动力。能源安全是国家安全的重要组成部分，关系我国经济社会发展全局，是必须始终紧抓不放的“国之大者”。保障能源安全稳定供应，是建设能源强国的前提和基石，能源央企必须时刻保持战略清醒，增强忧患意识，构建闭环生态，全面提高能源安全稳定供应能力，在下一轮竞争中抢占主动，为国民经济健康发展提供可靠能源保障。

能源央企要切实履行端稳端牢能源饭碗的功能使命。我国原油对外依存度长期超过70%、天然气对外依存度超过40%，交通、化工、冶金等领域对进口油气资源的依赖度长期高位运行。在地缘政治冲突加剧以及能源政治化、能源武器化的时代背景下，我国能源供应链自主可控面临严峻挑战。能源央企必须主动担当作为，持续提升能源产业链供应链的韧性和质效，以央企“大国重器”担当筑牢国家能源安全屏障。

能源央企必须切实履行推进“双碳”目标实现的使命担当。实现“双碳”目标既是我国对国际社会的庄重承诺，也是我国国民经济可持续发展的内在需求。“十五五”规划纲要将能源转型纳入经济社会发展全面绿色转型的战略框架，要求“协同推进降碳、减污、扩绿、增长”。能源央企必须始终牢记肩负的保障能源安全、引领能源转型、推动技术创新、履行社会责任的核心职责与使命，推进“双碳”目标任务落地。

三、聚焦实践路径，切实展现中国大唐实干作为

中国大唐深刻领会发展未来产业的重要意义，立足企业实际研判行业趋势。我们认识到，在一段时间内，精准把握未来产业能源耦合化演进趋势，履行能源企业稳定供应、安全保障及助力全社会实现“双碳”目标的使命，关键是构建新型能源体系。新型能源体系的两大支柱，一是电力，二是非电。要筑牢这两大支柱，低成本绿色氢基燃料制备、新型储能和“人工智能+能源”技术突破是关键。为此，中国大唐持续加大相关核心技术攻关，按照创新引领、示范先行、协同推进的原则，加快构建技术领先、链条完整、生态完善、安全可控的未来能源产业体系。

有效发挥比较优势，攻坚绿氢关键技术。中国大唐立足自身煤化工产业优势，持续开展新型低成本制氢等前沿技术攻关。建成国内首个绿氢耦合煤化工示范项目——大唐多伦15万千瓦风光制氢耦合煤化工工程，实现长期连续稳定运行，年产绿氢可达7059万标方，可增产甲醇2.97万吨、减排二氧化碳13.88万吨。我们牵头承担多项国家级、省部级氢能攻关任务，自主研发的一体化能量管控系统入选国家首台（套）重大技术装备，研究规划一批重点绿氢项目，着力推动绿氢产业降本增效、实现安全多元高质量发展。

打造储能示范标杆，增强灵活调节支撑能力。中国大唐紧扣新型电力系统的新能源渗透率升高、电力电子设备占比高的特征，开展先进储能技术研究与示范应用，建设全球首个软岩地质百兆瓦级地下储气库压缩空气储能项目，建成全球首个百兆瓦时钠离子储能示范电站，被列为国家能源局首台（套）重大技术装备。牵头承担多项国家级、省部级新型储能技术研究课题、试点示范项目与中央企业创新联合体重点任务，攻关新型混合电容、电化学储能主动安全及混合储能协同控制等关键技术，在推动新型储能行业技术进步中推动构建新型电力系统。

聚力人工智能赋能，推动能源产业提质升级。中国大唐深入落实国家人工智能发展战略，积极推动人工智能技术与能源产业深度融合。加强人工智能顶层设计，构建以“大唐云”为数字底座、“数据湖”为数据支撑、“大唐盾”为安全保障的人工智能与数字大唐融合体系，致力于打造典型应用场景与智能体。大力推进核心技术攻关，深度参与5G、算力网络等央企创新联合体协同研究，主动承担国家科技计划及国资委未来产业等任务，在类脑智能、智能控制运维、多业务智能体协同等领域取得关键技术成果，有力推动科研成果落地应用与价值转化，以人工智能赋能能源生产、储运、交易、消费全链条变革。聚焦绿色能源与数字经济的深度融合，在宁夏中卫率先布局“绿电+算力”发展新赛道，建成全国首个大规模算电协同绿电直供项目，一期工程每年可保障宁夏中卫云基地22.9亿千瓦时用电需求。

四、强化引领保障，凝聚未来能源产业发展强大合力

发展未来能源产业是一项长期的系统工程，必须加强党的领导，凝聚社会共识，完善政策支撑，强化要素保障。

一是坚持党的全面领导，把准发展方向。始终把党的领导贯穿未来产业发展全过程，深入学习贯彻习近平新时代中国特色社会主义思想，发挥党委“把方向、管大局、保落实”作用，将未来产业发展纳入企业战略规划，定期研究解决重大问题，以高质量党建引领保障产业高质量发展。

二是完善配套支撑政策，凝聚产业合力。健全全链条配套政策，完善基础设施布局、价格机制与应用场景，强化财税金融、要素保障支持，引导社会资本广泛参与。加强央地协同、部门联动，统筹产业规划与区域布局，打通产学研用各环节，努力在底层技术、交叉赛道和国际合作领域实现突破，形成政策同向、资源同聚、市场同频的产业发展格局。

三是推进科技人才一体化发展，夯实人才根基。深化产教融合、校企协同，以卓越工程师、工程硕博士培养改革为抓手，围绕氢能、储能、人工智能等重点领域定向培育高层次工程技术人才，推动人才培养与重大科技工程深度融合，加快集聚战略科学家、领军人才与青年骨干，构建结构合理、素质过硬的人才梯队，为未来产业持续发展提供坚强人才保障。

征程万里风正劲，重任千钧再出发。中国大唐将始终牢记央企使命，锚定未来产业新赛道，勇担能源强国新使命，以更大力度、更实举措推动能源未来产业突破发展，为加快构建新型能源体系、建设能源强国、推进中国式现代化作出新的更大贡献。

除去华能、大唐、华电三家能源央企总部，还有像中核、国家电网、中广核等能源类央企，最近都扎堆去了雄安。

这不是盲目跟风，是看得很透的理性选择。

首先要搞懂一点：这些能源央企，本来就不适合继续留在北京。

北京的核心是政务、科创和对外交往，不再适合承载大量实体性产业总部了。

按照国家疏解要求，产业类、研发类、实体业务板块要外迁，而且不允许搞空壳迁址，必须把核心团队、核心业务真正搬出来，实打实落地经营。

而雄安，就是最能源央企最合适去的城市。

只有去雄安，才能完成央企转型。

为啥这么说，因为现在整个能源行业都在向新能源转型，氢能、储能、智慧电力、虚拟电厂是未来主流。

但这些新技术只在实验室测试远远不够，需要实景落地。

雄安从建设之初就主打绿色能源，全城百分百绿电，是全国独一份的新能源试验场。

在这里跑通的技术和运营模式，后续可以直接在全国复制推广，对央企转型帮助极大。

另外区位优势也是关键。

北方的风电、光伏资源最丰富，雄安地处京津冀核心，能就近对接华北新能源大基地，方便统筹布局各类新能源项目。

更划算的是产业抱团效应。

你看大街上火锅店、理发店等都是扎堆才会发展得很好，很赚钱的，企业也一样。

能源央企集中在同一片区，那总部、研究院等就能就近完成上下游合作，沟通成本极低。

另外一家龙头央企落地，还会带动科研、配套服务等整条产业链入驻，越聚越强，形成良性循环。

再加上雄安为央企落地提供的落地服务很到位，从土地、注册、落户，到人才住房、子女教育、医疗配套全部兜底。

说到底，央企迁出北京、扎堆雄安，是一场三方共赢的布局。

国家完成了非首都功能疏解，打造出全国新能源建设样板。

能源央企能跳出发展瓶颈，拿到独家试验场景，能抢占了未来新能源赛道和北方大市场。

雄安也借着头部央企落地，发展自己的产业产业。

何乐而不为呢？

自2025年4月29日并网至试运行结束，项目累计总发电量已达9910.7万千瓦时，机组各系统运行平稳可靠，各项性能指标优异，充分验证了项目建设质量和项目管理能力。

投产后，项目满负荷发电状态下年发电量预计可达2.27亿千瓦时，可满足近19万户家庭全年清洁用电需求，同时每年减少二氧化碳排放约22.63万吨，生态效益相当于人工造林18.86万亩，可有效提升青海清洁能源的优化配置、改善电源结构、推动西部地区经济转型发展，对推进清洁低碳、安全高效的新型能源体系建设具有重要意义。

在企业代表的陪同讲解下，专委会一行参观雪迪龙数智生态馆，系统了解企业发展历程、核心技术平台与产品体系。

雪迪龙作为国内环境与工业分析检测领域的国家级专精特新 “小巨人” 企业，构建 “智能装备+智慧运维+数智应用” 三智一体解决方案，业务覆盖污染源烟气监测、碳监测碳计量、工业过程分析、科学仪器、第三方检测服务等板块，产品广泛应用于火电热电、钢铁冶金、化工、建材等高耗能行业，为工业企业环保达标、能碳数字化管理提供技术支撑。专委会重点关注燃气/燃煤热电锅炉烟气在线监测、碳计量、远程智慧运维、第三方CMA检测等面向热电行业的落地解决方案。

参观结束后，双方在会议室开展深度座谈。张东胜常务副主任介绍了中国节能协会热电产业专委会的定位、主要工作与下半年重点活动安排。专委会立足热电、供热产业链，承担政策宣贯、技术交流、供需对接、团体标准编制、科技成果评价、行业调研等职能，9月份将举办新一代煤电转型升级专题论坛，年底将召开热电产业高质量发展大会，汇聚电厂、热力公司、装备服务商，搭建产业交流对接平台。希望进一步加强和雪迪龙的联动，推动先进监测、碳计量技术在热电供热场景推广落地，共同促进行业规范化高质量发展。

潘本锋总工程师对专委会一行来访表示欢迎，并介绍雪迪龙在热电、供热领域业务布局，结合当前煤电灵活性调峰、燃气锅炉房环保监管、碳数据可信计量、监测设备运维质控等行业现实痛点，分享企业的技术实践与项目经验。

双方围绕以下议题充分交换意见：

1.当前热电、分布式燃气锅炉房环保监测现场存在的难点、痛点，第三方检测、第四方复核质控的落地模式；

2.新一代煤电升级背景下，火电热电企业烟气监测、温室气体碳监测技术的应用方向；

3.协会平台与企业协同，开展技术交流、案例征集、标准研究、项目对接的可行路径；

双方一致认为，热电行业正处于灵活性改造、节能降碳、环保提标的关键阶段，监测计量是企业合规运行、实现预测性运维的重要基础。后续双方将建立常态化沟通，依托专委会平台，推动先进装备与解决方案在热电供热行业示范应用，助力热电产业绿色低碳转型。

附件1：2026热电产业高质量发展大会论文征集格式.pdf

附件2：2026热电产业高质量发展大会论文作者信息登记表.xlsx

论文征集通知：2026热电行业高质量发展大会论文集.pdf

附件1：项目案例申报模板.docx

附件2：项目案例申报回执表.docx

关于开展2026年度热电产业高质量发展科技创新项目案例征集工作的通知.pdf

对采用新技术的项目，在申报国家级示范项目时予以重点推荐，同时统筹利用现有市政府固定资产投资支持政策及其他财政资金支持，积极争取国债、中央预算内投资支持。鼓励金融机构为入选技术企业和新技术应用项目通过绿色信贷、绿色债券、碳减排支持工具等，助力项目落地实施与技术推广。 

知原文如下：

各有关单位：

为深入贯彻国家关于碳达峰碳中和重大决策部署，落实国家发展改革委、科技部《关于进一步完善市场导向的绿色技术创新体系实施方案（2023—2025年）》（发改环资〔2022〕1885号）、国家六部委《关于印发推动热泵行业高质量发展行动方案》（发改环资〔2025〕313号）和本市《关于印发进一步完善市场导向的绿色技术创新体系若干措施的通知》（京发改〔2021〕1411号）、《关于印发全面推进新能源供热高质量发展实施意见的通知》（京发改〔2023〕1309号）等文件及相关政策要求，加快本市新能源供热技术创新和推广应用，推进新能源供热新技术试点示范，促进本市供热领域绿色低碳转型，按照工作计划开展北京市2026年新能源供热新技术公开征集工作。现就有关事项通知如下：

一、工作目标

公开征集一批新能源供热领域具有创新性和先进性的技术，形成《北京市新能源供热新技术目录（2026年版）》（以下简称技术目录），为新能源供热行业发展提供技术支撑，推动供热系统向绿色、低碳、高效、智能方向发展。

二、征集要求

（一）技术范围

技术范围包括浅层地源热泵（不含水源热泵）、中深层水热型地热、中深层井下换热型地热、再生水（污水）源热泵、生物质供热、工业余热利用、绿电蓄热、绿氢供热、集中式空气源热泵供热及以新能源为主的多能耦合能源系统创新技术。

（二）技术条件

1.先进性和创新性。申报技术需在综合能源利用、供热系统效率、智慧运行管理、节能降碳效果、环境影响评价等方面有一定创新性，申报单位拥有专利或自主知识产权，能引领新能源供热技术发展方向。

2.成熟度与可靠性。技术应完成研发并至少在一个项目中成功应用，具有稳定运行的工程案例，能提供相关证明材料，如项目合同或验收报告等。

3.经济性和潜力价值。技术应具备良好的市场推广潜力和经济可行性，与传统供热方式相比，在项目全生命周期成本、节能降碳效果等方面具有一定优势，需提供成本效益分析说明。

（三）申报单位要求

申报单位应为独立法人单位，包括但不限于新能源供热技术研发企业、高校、科研机构等，具备开展技术研发和示范应用的能力，无不良信用记录。鼓励产学研用联合申报。

（四）申报材料要求

申报单位应按照以下要求准备申报材料：

1.申报书。编制《北京市2026年新能源供热新技术申报书》，申报书主要内容包括但不限于技术基本信息、申报单位情况、技术创新亮点及优势、应用案例等内容，确保信息准确无误（见附件1）。

2.技术报告。详细阐述申报技术原理、工艺流程、关键技术指标、性能参数等，突出技术的先进性、创新性及在新能源供热领域的应用优势，并提供相关技术鉴定报告、专利证书等证明材料。

3.成本效益分析报告。围绕经济效益、生态效益、社会效益等方面，对申报技术与传统供热方式进行全生命周期对比分析，包括但不限于项目建设成本、运行成本、节能降碳、供热质量等。

4.应用案例证明材料。提供至少1个申报技术应用案例，包括但不限于项目合同或验收报告、用户使用报告、技术熟度和可靠性证明、供热效果等。

5.企业营业执照副本复印件。证明申报单位的合法经营资格和独立法人地位。

6.信用承诺书。申报单位出具信用承诺书，承诺本单位无不良信用记录，未被列入严重失信单位名单，所提供的申报材料真实、有效，并承诺在技术推广和应用过程中遵守相关法律法规和政策要求。

7.其他相关材料。如申报技术曾经获得的奖项、荣誉证书，申报单位参与制定的相关技术标准，及与技术相关的检测报告、认证证书等，能够进一步证明技术实力和市场认可度的材料。

以上申报材料需按照顺序装订成册，每页加盖申报单位公章，申报材料以盖章PDF电子版形式申报。通过初审后，申报单位需提供纸版文件一式三份，纸版文件内容应与PDF电子版申报文件完全一致。

三、申报及评选程序

（一）申报阶段

请各区发展改革部门组织有关单位进行申报，并对申报材料的真实性、完整性和合规性进行初步审查，于2026年8月21日前，按照要求将申报材料报送至市发展改革委，电子版发送至wanggang@bjbeec.cn邮箱。

（二）专家评审阶段

市发展改革委将会同各相关单位组织专家对初审通过的技术进行评审，依据技术的先进性、可靠性、经济性等指标进行评分，形成专家评审意见，确定拟入选技术名单。

（三）公示与发布

拟入选的技术名单将在市发展改革委网站公示5个工作日后，形成技术目录向各区公开发布，并根据实际情况动态调整。

四、支持与推广

对采用新技术的项目，在申报国家级示范项目时予以重点推荐，同时统筹利用现有市政府固定资产投资支持政策及其他财政资金支持，积极争取国债、中央预算内投资支持。鼓励金融机构为入选技术企业和新技术应用项目通过绿色信贷、绿色债券、碳减排支持工具等，助力项目落地实施与技术推广。

特此通知。

附件：1.《北京市2026年新能源供热新技术申报书》模版

　　　2.各区发展改革委联系方式

北京市发展和改革委员会

2026年8月3日

表：各央企下半年工作重点内容摘录

一、国家电网

7月24日至25日，国家电网公司2026年下半年重点工作推进会在京召开。

公司董事长、党组书记张智刚表示，要深刻把握公司在建设科技强国中的战略定位，深刻把握加强基础研究的重要性紧迫性，深刻把握以人工智能为代表的科技发展趋势，聚焦2030年初步建成新型电力系统、支撑实现碳达峰等目标，加强基础研究，打造具有全球影响力的新型电力系统原创技术策源地，加强技术预见，夯实技术底座，融入新型举国体制；强化两创融合，当好新型电力系统现代产业链链长，推动产业链供应链自主可控，推动电工装备转型升级，支撑标准供给和成果转化，支撑战新产业发展和未来产业培育；实施“人工智能＋”行动，推动人工智能与能源电力双向赋能。

公司总经理、党组副书记张文峰要求，下半年重点抓好八个方面工作，

一是治本攻坚抓安全、守底线。全面完成“效能提升年”重点任务，强化事故隐患排查治理和重点领域安全管理。

二是齐心协力保度夏、保供应。全力确保度夏电网安全，全力保障电力可靠供应，全力提升优质服务水平，全力做好防汛救灾工作。

三是统筹资源强规划、抓建设。强化规划执行落地，加快重点项目建设，加快前期工作进度。

四是多措并举抓消纳、促转型。做好新能源项目接网，多措并举做好消纳，加快调节能力建设。

五是全力以赴稳经营、提质效。大力推进降本增效，提升协同发展水平，有效防范化解风险。

六是聚焦融合强创新、促转化。强化关键核心技术攻关，加快科技成果转化应用，激发人才创新创造活力。

七是乘势而上抓改革、增活力。大力推进国企改革、电力改革和内部改革。

八是坚定不移强党建、聚合力。认真学习贯彻习近平党建思想，持续抓好中央巡视整改，树立和践行正确政绩观，持之以恒正风肃纪反腐。

二、南方电网

8月1日，中国南方电网有限责任公司召开2026年年中工作会议，部署下半年任务。

公司董事长、党组书记钱朝阳要求，要攻坚全年目标任务，奋力开创“十五五”高质量发展新局面，加快推动公司迈向世界一流企业建设新高度，有力支撑经济持续向新向优向好发展。在落实国家战略上争作表率，践行使命担当更加有为；在新型电网建设上争做示范，强化能源保障更加有力。

公司董事、总经理、党组副书记季明彬要求，要全力推动战略落地，把“两个一以贯之”融入企业发展全过程，一体推进新型能源体系、新型电力系统、新型电网建设，进一步深化改革创新、科产融合，巩固拓展公司增长“第二曲线”，努力交出开局之年优异答卷。

三、国家能源集团

7月24日，国家能源集团举办2026年子分公司负责人研讨班。会议总结上半年工作，分析形势，研究部署下半年任务。

国家能源集团党组书记、董事长邹磊强调，要扎实做好下半年各项工作，确保“十五五”实现良好开局。要统筹做好“十五五”规划实施、新一轮改革深化、全年目标任务完成“三篇文章”，再接再厉、真抓实干，高标准高质量完成全年各项目标任务。

一要抓实安全环保，筑牢高质量发展根基。要始终把安全环保摆在极端重要位置，全力确保安全生产形势稳定向好，全力筑牢生态安全防线，坚决维护集团大局持续稳定。

二要扛起稳增长责任，全力完成年度目标任务。要紧盯国务院国资委考核目标，扛牢能源保供首责，抓实提质增效，抓投资促发展，确保实现全年利润目标，以自身稳助力全局稳。

三要强化创新驱动，夯实企业科技创新主体地位。要把科技创新摆在发展全局核心位置，做优科技研发体系，加强高质量技术供给，加快科研成果转化，加力“数智国能”建设，加快建设科技领军企业。

四要坚持绿色发展，加快推动产业转型升级。要对照近期出台的新型能源体系、新型电力系统、煤炭、可再生能源等国家“十五五”规划，谋深谋实集团“十五五”规划，巩固煤炭产业基本盘，做强以电为本主阵地，打好重大战略项目攻坚战，推进物流产业提质扩能，积极发展循环经济。

五要坚持守正创新，全面落实新一轮改革部署。集团改革实施方案即将印发，各单位要主动作为，把准目标任务，构建导向精准的分类考核体系，深化三项制度改革，推动改革落实落地。

六要统筹发展和安全，防范化解重点领域风险。要坚持发展和安全一体谋划、一体部署、一体推进，着力整治共性突出问题，着力强化穿透式监管，努力打造国资央企穿透式监管标杆企业。

四、国家电投

7月30日至31日，国家电投集团在京召开2026年年中工作会议。系统总结前一阶段工作，谋划部署下半年和“十五五”时期重点任务。

会议强调，当前正值“十五五”开局、新一轮国资国企改革启动的关键时期。集团上下要锚定建设世界一流清洁能源企业战略目标，把握好落实好“十五五”时期新形势新任务。要深刻认识加快建设世界一流清洁能源企业的形势，加大力度实现发展路径跃升、管理能力跨越、科技引领飞跃。要准确把握加快建设世界一流清洁能源企业的方向，坚持“均衡增长战略”不变，坚持以改革提升管理能力不变，坚持建设龙头型科技领军企业不变。要着力做好高质量发展、深化改革、科技创新“三篇文章”，全力解决加快建设世界一流清洁能源企业的关键，加快“十五五”时期高质量发展前进步伐，为全面建设社会主义现代化国家、全面推进中华民族伟大复兴不断作出新的更大贡献。

会议强调，要扎实做好下半年重点工作，加力完成全年各项目标任务。要以高度政治责任感筑牢安全屏障，确保圆满完成年度经营目标，高质量完成投资发展任务，标本兼治防范化解风险隐患，加快推进流程变革与数智化转型，以更强信心、更足底气、更大干劲推动“矢志创一流，奋斗八百亿”落实落地。

五、华能集团

7月23～24日，中国华能集团有限公司在雄安新区召开2026年年中工作会议。

集团公司董事长、党组书记温枢刚指出，今年以来，公司积极应对新形势新变化，新能源核准(备案)、投产规模实现时间任务“双过半”。累计装机规模突破1.3亿千瓦，低碳清洁能源装机占比提升至58.46%。

下半年是“十五五”开局首战、决胜全年的关键阶段，重点做到“六个进一步”：

进一步夯实安全保供基础，坚决扛牢能源保供首责，持续夯实安全生产基础，着力加强应急能力建设；

进一步加快绿色低碳转型，坚持高水平规划引领，加快构建大基地开发新格局，培育壮大战新产业发展；

进一步增强自主创新能力，勇当国家战略科技力量，推动科技创新与产业创新深度融合，有力有序推进数智华能建设；

进一步激发改革内生动力，推动新一轮改革高标准起步，持续完善中国特色现代企业制度，紧盯重点任务推进改革攻坚；

进一步提升价值创造水平，坚持市场导向全力增收提效，聚焦成本管控深入挖潜增效，突出关键重点深化协同创效；

进一步有效防范化解风险，确保安全风险可控在控，全面提升合规管理水平，加大重点领域风险防控力度。

六、华电集团

7月23-24日，中国华电集团有限公司举办2026年企业负责人研讨班。会议总结上半年工作，分析面临的形势，部署下半年任务。

会议强调，下半年是实现“十五五”良好开局的关键时期。中国华电系统要以制定实施“十五五”规划和推进新一轮国资国企改革为总抓手，高标准高质量推动各项工作，全力以赴完成年度各项目标任务。

一是持续夯实安全基础，全力提升能源保障能力。更好统筹发展和安全，以最高标准、最硬措施、最严要求抓好安全生产工作，落实落细能源保供措施，提升生态环境保护水平，守牢安全环保底线红线，保障能源电力安全稳定供应。

二是持续优化结构布局，坚定不移推动绿色发展。牢牢把握高质量发展首要任务，突出问题导向，全力抓好工程建设，加大优质资源获取力度，扎实推进传统产业转型升级，培育壮大战新产业和未来产业，确保完成年度发展目标。

三是持续抓好提质增效，全面提升经营质效水平。锚定“一利五率”目标，深化提质增效行动，在市场竞争上主动作为，在管理提效上深度挖潜，在政策争取上精准发力，全面提升“五个价值”，以自身稳健经营助力经济稳定增长。

四是持续加强科技创新，助力推进科技自立自强。深入实施创新驱动发展战略，强化科技创新主体地位，打造高水平科技创新体系，强化关键核心技术攻关和数智赋能产业发展，一体推进技术攻关、成果转化和生态构建，推动科技创新和产业创新深度融合。

五是持续深化企业改革，不断增强内生动力活力。要把实施新一轮国资国企改革作为重要政治任务，高质量编制集团公司和系统单位改革工作台账，健全完善企业治理制度机制，全面提升风险防控水平，在更高起点上向改革要动力、要活力。

六是持续加强党的建设，充分发挥引领保障作用。全面系统学习宣贯习近平党建思想，再学习、再领会习近平总书记全国国企党建会重要讲话精神，压紧压实全面从严治党责任，强化干部人才队伍建设，以高质量党建引领保障高质量发展。

七、大唐集团

7月23日，中国大唐集团有限公司召开2026年年中工作会议。会议指出，下半年是全年工作的攻坚期、冲刺期、收官期，要紧扣“管理提升年”部署，牢牢把握“稳、优、保、促、控”工作主线，全面提质增效。

会议强调，要在贯彻落实党中央决策部署上更加坚定，坚持稳中求进工作总基调，准确识变、科学应变、主动求变，以高质量发展的确定性应对各种风险挑战，为国民经济运行提供坚强能源电力保障；在把握应对行业发展机遇和挑战上要更加主动，突出抓好新能源基地布局和资源获取，加快煤电灵活低碳转型和新业态、新模式拓展，健全以市场营销为龙头的生产经营体系，打造增量“基因工程”，努力抢占先发优势；在推动解决自身短板弱项上要更加务实，保持战略定力，牢固树立“过紧日子”思想，真抓实干、接续攻坚。

会议还指出，要全面夯实能源保供基本盘，坚持人民至上、生命至上，强化底线思维、极限思维，从严从实抓好安全生产、能源保供、防汛救灾等各项工作，全力筑牢安全生产防线；要全面提速绿色低碳转型，坚持基地化布局、集约化管理、专业化支撑，确保全年发展目标务期必成；要全面提升经济运行质效，以市场营销为龙头，坚持算细账、强协同、防风险，持续夯实盈利根基；要全面深化管理提升，坚持守正创新、问题导向，破除体制机制堵点，优化资源配置，加快推进科技创新，激发企业内生动力活力。

八、中广核

7月23日，中国广核集团有限公司召开2026年度年中工作会议暨上半年经营活动分析会。

中国广核集团有限公司党委书记、董事长‌杨长利强调，围绕下半年及未来一段时间发展，重点推进三个方面工作。

一是坚定信心毫不动摇，奋力完成全年目标任务。牢固树立和践行正确政绩观，坚决扛起稳增长主体责任，咬定全年经营发展目标不放松，进一步强化四个安全核心功能，做到绝对安全万无一失，扎实做好能源保供，持续打造自主可控产业链，持续提高铀资源保障能力，全力保障安全生产稳定，多措并举开源节流，统一思想、主动作为、迎难而上，切实做好自己的事，全力冲刺年度经营目标。

二是坚持超前布局，加快打造新质生产力。及时准确把握战略机遇，充分发挥规划战略引领作用，认识规划的严肃性，理性看待规划目标，扎实推进规划分解落实，确保规划平稳有序落地。始终将科技创新作为发展核心引擎，加快打造创新发展新动能，谋划做好中长期技术储备，加快形成一批硬科技成果，加快数智化转型步伐。坚持目标导向、项目牵引，加快重大项目开发的创新突破，积极推进典型场景开发建设，加快打造国际化业务标杆工程，以重大项目为牵引突破发展瓶颈，支撑“十五五”高质量发展。

三是勇于自我革命，高质量谋划推进新一轮改革。深刻理解进一步深化改革的重要性紧迫性，不折不扣、高质高效承接新一轮国资国企改革方案，高标准谋划推进新一轮改革，把深化改革与集团“十五五”规划有机衔接，研究制定新一轮改革工作台账，细化分工、压实责任。突出抓好动态优化产业体系、健全科技创新体系、优化生产要素、强化穿透式监管等重点改革工作，着力破除制约生产力发展的体制机制障碍，为集团高质量发展赋能。

九、华润集团

7月31日，华润集团在深圳召开2026年上半年工作会议。会议全面总结上半年工作，科学分析宏观经济形势，谋划部署下半年重点工作，推动完成全年目标任务。

王崔军总经理作了题为《咬定全年目标不放松 全力推动向好发展》的点评讲话，回顾总结了集团上半年工作成绩，分析存在问题和挑战，并对下阶段重点工作作出安排：一要全力以赴稳经营、提质效，圆满完成年度业绩目标任务。二要着力把握科技与产业变革机遇，加快产业转型升级。三要着力抓重点攻难点，进一步全面深化改革。四要着力筑牢安全发展底线，防范化解重点领域风险。

王海民董事长作了题为《凝心聚力 真抓实干 坚决扛牢职责使命 实现“十五五”良好开局》的总结讲话，带领大家再学习再领会习近平总书记关于国资国企工作的重要论述精神，并部署了下半年发展改革创效工作。

一是在科技创新与产业创新深度融合中推动企业高质量发展，要围绕国家战略高标准推动创新平台建设，聚焦重点方向持续加强技术攻关，以创新驱动推动产业高质量发展，以深度数智化转型推动产业迭代升级。

二是在推进精益管理、提质增效中努力完成全年目标任务，要强化过程管控，健全目标执行保障机制；要聚焦价值创造，深化全链条降本增效；要一体推进亏损企业治理与“两非”“两资”处置。

三是在制定落实“十五五”规划中不断增强核心功能、提升核心竞争力，要坚持一张蓝图绘到底，一茬接着一茬干。

四是在落实新一轮深化改革中优化产业布局和提高产业发展质量，要抓紧制定上下贯通、系统推进的深化改革实施方案和台账，坚定不移优化集团产业布局。

五是在履行驻港央企职责使命中维护香港繁荣稳定，要高质量编制实施“十五五”香港业务规划，加大在港科创投入，推动重点项目按计划落地。

六是在统筹发展和安全中夯实企业发展基础，要切实加强安全生产，加强经营风险防范。

七是在建强干部人才队伍中提升干事创业的激情，要树立和践行正确政绩观，突出建强领导班子和干部队伍，加强人才队伍统筹谋划，推进新一轮薪酬激励改革走深走实。

十、中核集团

7月26日，中核集团召开2026年年中党组（扩大）会，全面总结集团公司上半年党的建设和改革发展进展成效，研究部署下半年各项工作。

会议要求，全集团干部职工要深学笃行习近平新时代中国特色社会主义思想，落实“十五五”规划和全年工作任务，锐意进取、攻坚克难，创造“十五五”开局新成绩，早日建成充满活力的世界一流核工业集团：

一是坚持系统观念，以卓越绩效模式为抓手推进组织能力建设，推进组织数据治理和全级次穿透式监管。

二是做实能力中心，落实“集团总部为战略及监管中心、二级单位为运营管控及价值创造中心、基层单位为成本及利润中心”三级定位，强化架构管控与标准化建设，提升全级次管控效能。

三是立足“八大产业”主业根基，推动科技创新与产业创新深度融合，前瞻布局战新产业与未来产业，加快产业转型升级，壮大产业第二增长曲线。

四是深化项目制管理，严格把控“六大控制”与技术控制，打造“有灵魂的业主、有情怀的总包、有素养的专业化队伍”，培育“24小时为之负责”的项目经理团队，确保各类风险可控在控，安全质量持续提升。

五是雷厉风行、敢作善为抓落实，强化马上就办的意识，统筹把握时度效，力求最好效果，引导全体党员干部勇于担当、本领高强，以实干实绩为集团公司高质量发展贡献力量。

六是加强党的领导和党的建设，持续推动树立和践行正确政绩观学习教育走深走实，持之以恒推进党风廉政建设和反腐败工作，始终做到政治忠诚、作战勇敢、善于学习、团结奋斗。

十一、三峡集团

7月28日，三峡集团举办2026年改革发展研讨班总结上半年工作，分析当前形势、谋划下半年工作。

会议强调，下半年，要坚定信心、乘势而上，加快推进“十五五”规划实施，确保全面完成年度目标任务，以实干实绩捍卫“两个确立”、做到“两个维护”。

一要担当战略使命，抓好防汛抗旱各项工作，确保长江安澜和度汛安全；加快构建水风光火协同发力保供格局，保障能源安全；全力推进三峡水运新通道工程建设，打造经得起实践、人民、历史检验的新时代标志性工程。

二要强化价值创造，在多发电、促营销、提质效、降成本、优投资等方面持续发力，实现质的有效提升和量的合理增长。

三要推动绿色发展，聚焦主责主业，推动水电存量挖潜、增量突破，科学有序发展抽水蓄能，规模化、集约化、融合化发展新能源，积极探索生态环保可持续发展模式，稳健发展国际业务，为经济社会发展全面绿色转型作出更大贡献。

四要深化企业改革，坚持问题导向，科学精准制定改革措施，着力解决制约高质量发展的突出矛盾和问题。

五要提升科创效能，不断优化体系、加强研发，完善分类考核评价机制，推动科技创新和产业创新深度融合。

六要加强风险防控，着力防范经营风险和安全风险，更好统筹高质量发展和高水平安全。

十二、中节能

7月24日，中国节能召开2026年年中工作会。

集团公司党委书记、董事长廖家生强调，把握发展机遇，深化改革创新，全力以赴抓实下半年各项重点工作。

一是紧盯年度目标，确保完成任务；二是服务国家大局，强化市场开拓；三是持续深化改革，激发内生活力；四是强化科技创新，锻造核心优势；五是统筹风险防控，守牢发展底线；六是强化党建引领，凝聚发展合力。

党委副书记、总经理张世荣对下半年工作作出安排部署。他强调，下半年要锚定目标，承压奋进，

一是紧盯经营目标，全力稳增长提效益；二是深耕市场开拓，全力拓增量优布局；三是聚力科技创新，全力强动能促转型；四是加大改革力度，全力疏堵点破瓶颈；五是深化精益管控，全力强管理提效能；六是严守安全底线，全力防风险保稳定。

十三、国投集团

7月24日，国投集团召开2026年年中工作会议。总结上半年工作，分析研判形势，找差距查不足，部署下半年任务。

国投集团董事长、党组书记付刚峰强调：

一是深刻把握习近平党建思想对集团发展方向、职责使命的政治引领作用，服务国家战略，将习近平党建思想贯穿于规划编制、实施过程，以新发展理念推动高质量发展。

二是深刻把握习近平党建思想对注重实际、实事求是、勇于担当、善于作为的要求，以正确的政绩观推动各项重点任务落地见效，着力增强集团内部协同成效，持续提升综合实力。要加大生物制造、生物育种、国家级基金、雅砻江水风光一体化基地等重点领域的布局；加快推进证券、燃料乙醇、公共数据安全等业务的转型；加强资产盘活、深化改革的工作力度。

三是深刻把握习近平党建思想对干部提升能力、加强作风建设的要求，持续加强学习和能力作风建设，努力做到知科技、懂产业、善决策。四是深刻把握习近平党建思想对全面从严治党、一体推进“三不腐”的要求，构建务实高效的一体化管控体系，为战略落地提供坚实制度保障。

十四、中国电建

7月24日，中国电建在京召开2026年年中工作会议。

公司党委书记、董事长丁焰章指出，上半年，公司积极应对经营发展形势变化，紧紧围绕增强核心功能、提升核心竞争力，统筹推进服务国家战略、深化战略转型、强化改革创新、全面提质增效、防范化解风险等重点工作，推动上半年主营业务稳中有进，战新业务加速培育，发展态势符合预期。

丁焰章要求，公司上下要紧盯重点任务，冲刺三季度、攻坚下半年、决胜全年度。

一是聚焦主责主业，集中资源力量，压实营销责任，攻坚重大项目，加快落地转化，确保完成年度市场开发目标。

二是聚焦“五个价值”要求，牢固树立精益管理理念，抓实抓细项目管理，系统提升履约水平。

三是以产业链为核心强化协同出海，加快培育国际竞争新优势，全力推动海外业务行稳致远。

四是持续深化国企改革和科技创新，进一步强化战略规划引领，优化内部组织布局和经营考核评价，加大核心技术攻关，加快创新成果应用，强化数智融合赋能。

五是把防风险、守底线深度融入生产经营全过程，做到同部署、同落实，始终坚持依法合规经营，从严抓好安全质量环保。

六是持续加强党的领导和党的建设，纵深推进全面从严治党，推动巡视整改成果制度化长效化，以高质量党建引领保障公司高质量发展。

公司党委副书记、总经理王小军从六个方面对下半年生产经营重点工作进行了安排部署。

一是坚持量质并举，全力开拓市场新空间。二是坚持海外优先优质发展，持续推动高质量“出海”。三是坚持创新引领，加快新质生产力落地。四是坚持改革赋能，释放内生发展活力。五是坚持管理提质，夯实高质量发展根基。六是坚持底线思维，筑牢安全发展屏障。

十五、中国能建

7月28日，中国能建在京召开2026年半年工作会暨进一步深化国资国企改革动员部署会。

会议强调，下半年要突出抓好八方面重点工作。

一是坚持规划引领，持续增强战略牵引力，主动融入党和国家工作大局，加快编制实施“十五五”规划。

二是坚持效益优先，持续筑牢发展基本盘，全力以赴稳增长，聚力提质增效，抓好资产盘活，加强差异化考核。

三是坚持创新图强与数智重效，持续打造特色新质生产力，提升创新体系效能和数智转型成效，推进关键核心技术攻关和现实生产力转化。

四是坚持国际优先，持续提升海外发展质效，强化海外经营提优、项目管理提效、风险防范提质、ESG实践提升及总部服务支撑提能。

五是坚持深化改革，持续激发活力动力，突出战略使命，聚焦主责主业，围绕体制机制障碍和突出问题整改深化改革。

六是坚持精益化管理，持续夯实管理基础，开展精益化管理三年行动，提升市场经营和项目精益化水平。

七是坚持红线底线，持续抓好重大风险防范化解，全面筑牢安全防线，全力增强风险管控能力，持续强化重点领域风险化解。

八是坚持高质量党建，持续引领保障企业高质量发展，始终筑牢政治根基，强化干部人才队伍建设，系统推进精益党建。

中国节能协会关于开展重点节能降碳技术产品推广目录（2026-2027年度）征集工作的通知.pdf

附件：中国节能协会重点节能降碳技术产品推广目录（2026-2027年度）申报书.doc

联系人员

马欣：13683611761（微信同号）

马硕：18519760499（微信同号）

孟磊：15711434123（微信同号）

邵阳：18610336454（微信同号）

安琪：13020084636（微信同号）

刘照：15701341983（微信同号）

启胜：18513522166（微信同号）

展厅实地观摩，零距离体验能源机器人硬核实力

来访一行人首先走进吉泰智能机器人技术展厅，现场观摩覆盖火电、风电、光伏、水电全赛道的自研智能装备，技术人员同步演示设备作业逻辑、多工况适配能力，直观展现智能机器人替代高危人工作业的落地成效。

展厅内多款核心运维装备获得来访专家重点关注：

·火电锅炉水冷壁系列机器人

作为国内唯一实现商业化落地的火电爬壁机器人，水冷壁检测机器人搭载百万缺陷特征库，管壁缺陷识别准确率超90%，搭配电磁超声测厚模块，无需打磨即可精准检测管壁磨损、腐蚀隐患；配套清灰除焦机器人配备35MPa高压水与滚刷模块，可自主完成炉膛积灰、结焦清理，彻底替代传统吊篮、脚手架人工检修。企业累计完成600余台锅炉现场检测作业，服务近百家发电企业，可将锅炉四管泄漏引发的机组非计划停机减少50%以上，精准契合政策中火电设备全生命周期智能监测、安全生产管控相关要求。

·全域多地形巡检机器人矩阵

四足巡检机器人最大承重100公斤，轮足机型可自主爬梯、跨越80cm障碍物，适配锅炉房、输煤廊道、变电站等复杂狭小场地；搭载AI智能体的人形机器人可自主人机交互，完成设备操作、现场数据记录等精细化任务；锅炉炉膛检测无人机支持炉内全景成像，弥补人工炉膛检查视野盲区，落实政策以智能装备降低现场人工作业强度、推进无人化巡检的发展方向。

四足巡检机器人轮式

巡检机器人

·风电、光伏、水电多赛道智能装备

现场同步观摩塔筒清洗/焊缝检测机器人、风电叶片内外检测设备、光伏分布式清洗机器人、大坝真空吸附检测机器人等跨能源品类产品，覆盖火电、风电、光伏、水电全场景检测、清洁、维护等智能运维需求，呼应人工智能向能源全产业链延伸的部署要求。

塔筒清洗机器人

焊缝检测机器

来访专家现场观察设备结构、询问工况适配参数，对机器人轻量化吸附、复杂环境自主导航、一体化检测清洗集成设计给予高度认可，认为设备精准直击发电现场高空、密闭、高粉尘、高辐射等传统运维安全痛点，是 “人工智能+能源”高质量发展政策落地的实用载体。

座谈深度研讨，交流共探发电智能运维现实痛点

展厅参观结束后，双方开展座谈交流，围绕电厂一线运维痛点、智能装备场景落地、行业标准建设、企业 “产品 + 服务” 商务模式等务实议题展开充分交流。

吉泰智能创始人兼CEO徐光平完整介绍企业技术体系、商业化模式与产业布局：

吉泰智能创始人兼CEO徐光平

公司构建硬件机器人+智能运维管控平台全链条解决方案，依托自研大数据、AI分析、数字孪生中台，实现锅炉设备实时监测、缺陷智能诊断、运维智能决策一体化，践行 “人工智能+” 能源发展部署，为火电、风电、光伏、水电电站统一搭建设备实时监测、缺陷智能诊断、运维智能决策一体化管理体系；独创 “装备销售+常态化长协检测服务” 双轮驱动模式，可根据不同电厂机组规模、煤种工况定制轻量化方案，降低电厂智能化改造成本门槛。

研发层面，企业手握近200项授权专利，牵头、参与编制11项能源机器人国家标准，4项核心技术经权威鉴定达到国际领先水平，在北京、绍兴、吉安布局火电、新能源、水电三大研发基地，持续针对不同发电场景迭代特种运维机器人，助力全行业运维体系标准化、规范化升级。

大唐集团火电首席专家张孝勇博士

京能集团人工智能专家王勇博士

大唐集团火电首席专家张孝勇博士、京能集团人工智能专家王勇博士结合电厂现场实操经验，对照能源智能化提质增效、安全管控相关政策要求，针对机器人低温高尘环境适应性、管壁微小缺陷检测精度、设备运维数据深度挖掘、多机组数据互通等关键技术点提出专业指导意见；同时围绕依靠智能化装备降低高空作业安全风险、压缩机组检修停机时长、提升电厂整体运营效益展开深入探讨，双方在机器人迭代优化、电厂试点落地等方向形成多项务实共识。

中国节能协会热电产业委员会张东胜

中国节能协会热电产业委员会张东胜对吉泰智能的专业化创新与场景化落地成果充分肯定。他表示，对照国家推进 “人工智能+” 能源高质量发展相关部署，火电、风电、光伏、水电行业普遍存在高空、密闭高危人工检修难题，传统运维模式安全风险高、作业效率有限。吉泰智能重构运维模式，用智能化装备从根源规避高空高危作业风险，为能源行业安全生产、节能降碳提供了可复制、可规模化的技术方案，对推动整个发电产业数智化升级具备重要示范价值。

深化技术互通，推动全能源场景智能运维落地普及

本次面对面交流搭建起行业协会、发电企业与科创企业顺畅的沟通桥梁，双方充分交换一线运维需求与设备技术优化思路，为后续针对性技术打磨、电厂实地试点应用、行业技术经验共享创造了良好条件。

随着国家 “人工智能+” 能源高质量发展相关举措持续落地，发电智能化升级节奏持续提速。未来，吉泰智能将持续聚焦能源运维核心场景，打磨火电、风电、光伏、水电全系列智能机器人产品，完善 “硬件装备 + 数字运维平台 + 驻场检测服务” 一体化体系，持续优化产品性能，深耕能源设备智能检测细分赛道，以落地实效助力能源行业绿色、安全、高效转型，稳步推动人工智能技术在能源生产运维场景常态化、规模化应用。

第九期新能源供热沙龙7月28日在京收官，活动由中国节能协会热电产业专委会主办，选址在北京兴业恒盛投资管理有限公司开展。活动精准锚定清洁供热领域存在的‌降噪难、能耗高、耦合乱、热水亏损‌四大行业共性痛点，汇聚京能热力、新航城运营、深圳燃气、河北德航、全应科技、约克、格力、四季沐歌等产业链核心主体，从暖通降噪落地、全链路智能调控、热泵系统优化、生活热水增效改造多维度输出实战方案，为京津冀区域新能源供热实现高效、稳定、低成本运行，提供了覆盖全场景的系统性解决思路。

河北德航：解决“降噪必降能效”行业难题

暖通降噪一直是煤改电改造最大难点，行业普遍存在做降噪就掉机组COP、产生冷岛效应的问题。

河北德航依托17年暖通降噪经验，通过气流组织优化、精准导流消声设计，大幅降低降噪结构对热泵效率的负面影响。重庆酒店、北京门头沟改造等标杆项目，成功解决机组宕机、噪音超标问题，获评城区示范工程。

现场发布轻量化噪声计算工具包，可快速预判降噪方案效果，并推出模块化隔音墙方案，按需降噪、可控降本，适配各类居民、商业供热场景。相关降噪与能效对照实测数据将于2026年11月正式发布。

全应科技：AI智慧调控，实现全网深度节能

针对传统供热调控滞后、水力失调、能耗浪费等问题，全应科技展示源网荷一体化智能调控系统。通过负荷预测、实时优化、安全兜底三层架构，实现全网自动最优运行，不干预设备底层控制，安全性更高。

该技术已在山西、北京多地热力项目落地，管网侧最高节能15%，长期稳定降本，非常适配多能耦合、热泵集中供热场景。

约克：多能耦合全新运行逻辑，低温稳定高效节能

约克针对空气源热泵+燃气锅炉耦合运行乱象，提出临界COP智能切换模式，根据电价、气价、环境温度自动切换最优热源，大幅降低采暖季运行费用。

同时明确热泵冬季严格流量、禁关水路的运行边界，规避冻机风险。在文源府项目中，通过智能通风调控，成功解决降噪后的冷岛温差问题，实现静音、安全、节能三者兼顾。

格力：全自动冷热站，商业场景节能率50%

格力推出空气源高效冷热站整体方案，通过机组与水泵全变频群控，实现自动轮巡、智能防冻、无人值守运行，彻底解决分散式供热运维繁琐、结霜频繁、冷热不均难题。天津商业项目落地验证，系统整体节能率达50%。

四季沐歌：彻底解决热力公司热水亏损难题

针对老旧小区生活热水“大马拉小车、效率极低、常年亏损”痛点，四季沐歌创新热泵分季运行模式：非供暖季采用高能效空气源热泵制取生活热水，大幅压低制水成本，已帮助北京西城二十余个热力站点实现热水业务扭亏为盈。

同时企业正在研发移动式集成热源方舱，集热泵、储能、降噪于一体，可快速部署，适配应急供热、临时供热场景。

本次沙龙汇聚产业链硬核技术成果，精准破解清洁供热落地痛点，为京津冀新能源供热高效化、智能化、低成本规模化发展注入强劲动能。

记者从三峡集团获悉，7月7日，全国最大“线性菲涅尔”光热综合能源示范项目——三峡集团哈密100万千瓦“光热+光伏”项目顺利转入商业试运行阶段。

该项目坐落于新疆哈密戈壁区域，由10万千瓦熔盐光热储能电站和90万千瓦光伏电站构成。其中，光热项目布设26万块高精度追踪反射镜，集热面积达80万平方米，配套8小时高温熔盐储热系统，具备稳定储热发电能力。

“线性菲涅尔”太阳能集热发电技术，是将聚光镜阵列作为一次反射镜，将太阳光聚焦到二次复合抛物面反射镜（CPC）。在CPC焦线上安装有管状吸热器，可以吸收聚焦后的太阳辐射能。集热后升温到550℃的熔盐被送至蒸汽发生器系统产生高温高压蒸汽，推动汽轮发电机发电，从而实现“太阳能-热能-电能”的全链条零碳转化。项目日间光伏足额发电，光热同步聚光储热；夜间、阴天光伏出力下滑时，熔盐释放热量持续发电，有效平抑新能源出力波动，缓解风光出力间歇性、波动性难题。

“凭借‘大容量、零排放’的独特优势，光热储能可实现8小时稳定储能发电。该项目的并网，正是这一技术从实验室走向规模化应用的关键突破。”三峡集团所属三峡能源哈密100万千瓦“光热+光伏”项目负责人牛建乐表示。

据悉，转入商业试运行的过程充满挑战，系统构造复杂，面临镜场智能追踪、熔盐换热、电网涉网控制等多系统深度耦合难题；国内参考案例有限，全流程涉网性能试验、多工况稳定出力调试、熔盐系统长周期安全运行验证均无成熟经验可借鉴，全流程调试任务艰巨。

下一步，现场生产准备团队将全面复盘光热机组并网、试运、转商全流程技术与运维经验，形成标准化操作手册，为行业后续光热综合能源项目提供成套技术支撑。

当前全国电力现货市场建设全面深化，电价波动加剧、市场化电价持续下行，传统热电联产行业经营压力持续攀升，背压式机组调峰空间有限、单一电热盈利模式收窄等问题凸显，行业转型迫在眉睫。为学习借鉴节能降碳、热电解耦、多能互补、综合能源服务等领域创新经验，助力我市热电企业破局增效、培育发展新动能，6月24日至26日，南通市电力行业协会党支部书记、副理事长，中蓝连海江苏工程有限公司董事长张强带队，组织我市部分热电企业主要负责人赴浙江义乌参加“热电综合能源服务转型与赋能零碳园区建设技术交流会”

大会定向邀请行业协会与热电企业代表开展闭门研讨，围绕双市场环境下背压机组运营痛点、技术改造难点、市场化经营堵点及政策适配诉求展开深度交流。张强在会上作重点发言，系统介绍了南通市电力行业协会在市发改委指导下，开展热电企业安全管理技术指导服务工作、引导企业推进技术创新与转型升级方面的工作经验与阶段性成果，同时结合南通本地热电企业实际运行数据，就背压机组在现货市场中的经营困境与热电解耦改造路径分享了务实思考，并与各地同行面对面交流共性问题，梳理优化建议，为热电行业加快高质量发展增添新的动力。

全体会议期间，行业专家会议围绕节能降碳技术升级、热电耦合(热电解耦)技术革新、综合能源服务模式转型三大主线开展深度研讨，输出一批落地性强、可复制推广的改造方案与创新经营模式，引导热电企业革新运营思路，推动产业朝着低碳化、智能化、服务化方向稳步升级。会上，国家能源集团电力部计划协调处主管张和阳，以《电力产业综合能源发展实践探索》为题，系统梳理固废资源化、CCUS碳捕集、新型储能、智能微网、虚拟电厂等综合能源新业态，拆解火电企业多元服务落地路径，提炼可复制、可推广的产业转型经验。北京全四维动力科技有限公司技术支持组高级经理贾先剑，围绕《热电联产汽轮机组节能降耗以及灵活性升级改造方向及案例》展开分享，通过汽轮机通流优化、灵活性升级、低负荷稳燃优化等技术改造，有效降低机组供电煤耗，持续提升机组能效水平，适配常态化碳管控要求。

参会代表实地参观了浙江华川实业集团绿色低碳循环产业园，现场学习节能降碳改造设施、多能耦合供能系统、零碳园区全域治理工程，直观见证了技术升级、设备耦合、服务转型三大路径的落地成效，为我市各企业因地制宜推进改造、落地综合能源服务提供了可看、可学、可复制的实战样板

通过此次交流学习，我市热电企业代表进一步认清了行业转型的紧迫方向，拓宽了技术改造与经营创新的思路。协会将继续发挥桥梁纽带作用，积极搭建学习交流平台，助力会员企业把握能源变革机遇，加快向低碳化、智能化、综合能源服务化方向转型升级。(张劲草)

当前，国内碳管控、电力现货市场化机制持续深化落地，“十五五”新型电力系统建设迈入纵深推进阶段，电力现货常态化运行、容量电价政策全面实施，热电行业长期稳定的运营环境迎来结构性调整。碳排放管控要求持续加码，企业节能降耗、碳履约成本管控压力显著增加；工业园区配套背压机组沿用传统“以热定电”运行模式，调节弹性偏弱，低谷负电价、容量电价考核等市场规则与机组运行特性存在适配冲突，企业经营收益承压明显。与此同时，行业多数主体仍局限于单一供能业务，服务模式同质化突出，难以适配产业园区多元化、零碳化的新型用能需求。

身处节能降碳、灵活调峰、多元经营多重挑战叠加的行业阶段，市场亟需适配新形势的成熟技术路径与转型运营方案。6月24日至26日，由中国节能协会热电产业专业委员会主办的热电综合能源服务转型与零碳园区建设技术交流会于浙江义乌顺利落幕。本次盛会汇聚全国200余名行业专家、产业链骨干企业代表，围绕节能降碳技术升级、热电耦合（热电解耦）技术革新、综合能源服务模式转型三大主线开展深度研讨，输出一批落地性强、可复制推广的改造方案与创新经营模式，引导热电企业革新运营思路，推动产业朝着低碳化、智能化、服务化方向稳步升级。

领导致辞定调，锚定行业三大转型核心方向

金华市发展改革委员会副主任叶晓华、中国节能协会副秘书长马勇出席会议并先后致辞。两位领导结合当前能源转型大势与行业发展现状，客观指出传统热电行业用能结构固化、能源系统碎片化、重硬件建设、轻运营服务的发展短板。

在碳市场、电力现货市场并行的全新行业格局下，行业转型必须把握三大核心抓手：以节能降碳技术升级夯实低碳发展根基、以热电耦合与热电解耦改造提升机组灵活调节能力、以综合能源服务创新拓宽产业增值空间。通过行业协同、技术迭代、模式创新，持续推动热电产业适配新型电力系统建设与零碳园区发展需求，稳步实现行业高质量升级。

叶晓华 金华市发展改革委员会副主任

马勇 中国节能协会副秘书长

三大核心议题深度赋能，全维度输出行业破局方案

本次会议所有专家报告均围绕三大核心议题层层展开，立足项目实战、聚焦落地实效，从顶层策略、技术装备、智能运维、园区落地、市场经营多角度，为行业提供全套转型解决方案。

议题一：热电耦合技术革新，破解双市场调峰经营难题

针对电力现货电价波动频繁、负电价常态化、传统“以热定电”模式刚性强、机组调峰灵活性不足等核心问题，本次会议集中拆解多场景热电耦合、热电解耦先进技术，彻底打破电热运行绑定桎梏，全面提升机组市场化适配能力。

高新勇 华电电科院供热研究中心主任师、正高级工程师、中国能源研究会低碳智慧供热技术专委会委员

华电电科院供热研究中心主任师、正高级工程师、中国能源研究会低碳智慧供热技术专委会委员高新勇，深度解读《热电企业热电解耦技术路线》，详细拆解低压缸零出力、梯级供热、熔盐储热等主流耦合改造工艺，通过多技术组合升级，大幅提升机组深度调峰能力，有效规避现货市场低价、负电价时段经营亏损，适配新型电力系统交易规则。

陈宁 教授级高级工程师、中国矿业大学工商管理硕士、原浙江大学供热运行专家顾问、沈阳建筑大学硕士研究生导师

教授级高级工程师、中国矿业大学工商管理硕士、原浙江大学供热运行专家顾问、沈阳建筑大学硕士研究生导师陈宁，发表题为《从“被动承压”到“主动经营”热电企业“双重市场”时代的转型策略》的专题报告。报告深度剖析碳市场与电力现货市场双重改革对传统经营模式的冲击，构建热电企业四位一体转型发展框架，系统拆解储热调峰、电加热解耦、汽轮机改造、锅炉侧改造、余热回收、多技术组合六大热电耦合改造路径，明确不同机组、不同区域的技术选型方案与零碳供热分步实施路径，为企业市场化、低碳化、精细化经营提供顶层系统方法论。

孙田津 中国能建杭州华源前线能源设备有限公司副总经理、高级工程师、注册咨询工程师

中国能建杭州华源前线能源设备有限公司副总经理、高级工程师、注册咨询工程师孙田津，解读《基于绿电／生物质／余热多能源互补耦合蓄热储能零碳供热解决方案》，推介电极锅炉、熔盐储热、压缩空气储能等核心装备，构建绿电、生物质、工业余热多能互补、可调可控的零碳供能体系，适配各类工业园区多元化用能需求。

丁云龙 浙江先创能源科技股份有限公司技术总监

浙江先创能源科技股份有限公司技术总监丁云龙，带来《负电价破局：阿帕尼电极锅炉热电协同的实践与思考》主题分享，结合三门核电实战项目经验，依托电极锅炉响应快、精度高、稳定性强的核心优势，详解低谷绿电消纳、负电价时段避险、热电灵活协同的成套解决方案，为企业现货市场降亏增收提供成熟装备支撑。

议题二：综合能源服务转型，拓宽企业多元发展空间

围绕传统热电企业业务单一、盈利渠道狭窄、难以适配零碳园区综合用能需求等痛点，会议聚焦“从卖能源到卖服务”的核心转型思路，输出数字化运维、碳资产管理、园区综合运营、市场化交易等多元服务模式，助力企业重塑经营体系。

张和阳 国家能源集团电力部计划协调处主管

国家能源集团电力部计划协调处主管张和阳，以《电力产业综合能源发展实践探索》为题，系统梳理固废资源化、CCUS碳捕集、新型储能、智能微网、虚拟电厂等综合能源新业态，拆解火电企业多元服务落地路径，提炼可复制、可推广的产业转型经验。

党海峰 上海全应科技有限公司CTO

上海全应科技有限公司CTO党海峰，分享《全应iDiC智能调控平台及在综合能源系统中的应用》，依托自研AI协同调度算法，实现源网荷储全环节智能优化调控、热负荷精准预测、运行策略闭环迭代，帮助企业搭建数字化能源运维体系，转型为园区智能能源管控服务商。

冯武军 北京京能碳资产管理有限公司首席专家、中国能源研究会碳中和专委会副秘书长

北京京能碳资产管理有限公司首席专家、中国能源研究会碳中和专委会副秘书长冯武军，作《零碳园区建设系统规划与技术创新》专题分享，结合雄安新区标杆项目，搭建标准化、体系化的能碳一体化管控模式，为热电企业参与园区整体能源规划、碳资产管控、节能托管等增值服务提供系统指引。

金忠财 浙江华川实业集团有限公司副总经理

浙江华川实业集团有限公司副总经理金忠财，带来《热电企业参与零碳园区的建设技术》主题报告，以义乌赤岸零碳园区为实战样板，详解“五废联治、五网联供”循环能源服务模式，依托多能联供、废能共治、园区一体化运营体系，打造热电企业赋能零碳园区建设的成熟范式。

罗永焕 山东省区域能源学会理事长

山东省区域能源学会理事长罗永焕，分享《山东热电行业转型思路与实践》，结合山东热电行业转型落地经验，提出传统热电厂向区域综合能源服务站升级的完整思路，推动企业跳出单一发电供热业务，构建数字化、市场化、服务化的全新经营格局。

张忠明 杭州热电运营管理高级专家、高级工程师、注册会计师

杭州热电运营管理高级专家、高级工程师、注册会计师张忠明，以《非统调煤电电力市场化交易经验分享》为题，系统讲解非统调煤电现货交易、中长期合约优化、负荷精准管控实操方法，配套完善的市场化风控与激励体系，指导企业通过精细化经营实现稳定增收。

议题三：节能降碳技术升级，夯实企业低碳经营根基

针对当前碳排放管控收紧、机组能耗优化空间不足、设备运维智能化程度偏低等行业共性问题，与会专家与企业代表分享多项成熟高效的节能降碳技术体系，助力企业降耗提效、严控碳成本、盘活碳资产。

贾先剑 北京全四维动力科技有限公司技术支持组高级经理

北京全四维动力科技有限公司技术支持组高级经理贾先剑，围绕《热电联产汽轮机组节能降耗以及灵活性升级改造方向及案例》展开分享，通过汽轮机通流优化、灵活性升级、低负荷稳燃优化等技术改造，有效降低机组供电煤耗，持续提升机组能效水平，适配常态化碳管控要求。

赵东楼 安徽省康迪纳电力科技有限责任公司董事长

安徽省康迪纳电力科技有限责任公司董事长赵东楼，发表《虾米曲线 AI 技术：精准配煤掺烧及顶峰稳燃技术研究与应用》主题分享，聚焦电厂生产降耗痛点，攻克原煤仓、给煤机、磨煤机全流程堵煤难题，通过AI智能精准配煤实现稳燃增效、精准降耗，帮助企业同步实现现货交易增收、容量电价补贴、机组节能降本多重收益。

张东来 北京中安吉泰科技有限公司市场经理

北京中安吉泰科技有限公司市场经理张东来分享《锅炉防磨防爆提效智能化关键技术研究及应用》，针对传统锅炉运维能耗高、隐患多、人工成本高的痛点，依托智能巡检机器人与数字化管理平台，实现锅炉设备全场景、全周期智能管控，有效减少非计划停机损耗，从设备运维端实现长效节能降碳。

侯建军 内蒙古京能盛乐热电有限公司一级专家、京能电力科技专家

内蒙古京能盛乐热电有限公司一级专家、京能电力科技专家侯建军，带来《350MW超临界机组提升灵活性关键技术研究与应用》专题报告，介绍大型机组热电解耦、低负荷稳燃核心技术，可将机组最低稳定负荷降至25%，在全程保障环保指标稳定达标的同时，兼顾节能降耗与灵活调峰能力。

吴非 安徽省建院能源管理有限公司工业节能事业部总工程师

安徽省建院能源管理有限公司工业节能事业部总工程师吴非，以《工业领域余热利用的实践分享》为题，系统拆解热泵提效、ORC发电、凝结水回收等全品类工业余热回收利用技术，结合EMC节能托管运营模式，充分挖掘企业废能价值，打造热电企业低成本、常态化节能降碳核心路径。

闭门专题研讨 赋能行业长效发展

本次会议还专门设置闭门研讨环节，定向邀约参会热电企业代表，各方围绕双市场环境下背压机组实际运营痛点、技术改造难点、市场化经营堵点及政策适配诉求展开深度研讨，面对面倾听行业真实心声、梳理共性问题与优化建议。

为方便行业同仁精准把握市场规则、助力企业常态化学习与落地转型，主办方专项编撰印发《新型电力系统下背压式热电机组高质量发展参考（2026版）》，从政策机制响应策略、热电解耦技术改造、综合能源服务经营转型等三方面为企业科学决策提供参考。

标杆项目实地学习，直观验证转型落地实效

6月26日上午，部分参会嘉宾走进浙江华川实业集团绿色低碳循环产业园开展实地学习。园区以自有热电系统为核心，整合垃圾焚烧热电联产、全域余热回收、分布式光伏、压缩空气外供、固废水资源全循环利用，建成完整的园区综合能源循环运营体系。

参会代表实地学习节能降碳改造设施、多能耦合供能系统、零碳园区全域治理工程，直观见证技术升级、设备耦合、服务转型三大路径的落地成效，为各企业因地制宜推进改造、落地综合能源服务提供可看、可学、可复制的实战样板。

本次交流会的顺利举办，离不开各单位鼎力支持，感谢中国能源研究会低碳智慧供热专委会、浙江省节能协会热电专业委员会、杭州市节能协会、嘉兴市节能协会、宁波市节能协会、无锡市能源产业协会、南通市电力行业协会、山东省节能协会热电专业委员会、山东理工职业学院，以及华电电力科学研究院有限公司、浙江华川实业集团有限公司、杭州热电集团股份有限公司、浙江富春江环保热电股份有限公司、北京和隆优化科技股份有限公司‌、衢州佰强新材料科技有限公司的全力配合与积极助力。

吉泰智能董事长徐光平出席签约仪式并致辞。他表示，吉泰智能深耕能源大型关键设施高空高危智能运维领域十余年，在爬壁机器人本体、缺陷样本库与AI诊断模型、四管健康分析等方面形成了自主核心技术体系。此次与国能信控的战略合作，是吉泰智能从“单点技术能力”向“平台化、生态化赋能”迈进的重要一步。

国能信控领导在致辞中指出，吉泰智能在特种机器人及智能诊断领域的技术积累与市场表现令人印象深刻。双方的合作将进一步完善国能信控“智慧企业+智能运维”整体战略布局，有助于构建覆盖火电、新能源等多场景的全生命周期智能解决方案。

在双方核心团队的共同见证下，双方授权代表签署了战略合作协议，确立了“优势互补、互利共赢、长期合作、共同发展”的合作原则，双方将在以下4个维度展开深度协同：

产品与平台深度融合。 吉泰智能将开放旗下核心产品的接口，包括四管健康分析软件及多款机器人等，实现统一调度、状态监控、数据汇总与运维管理。

联合科技攻关与标准共建。 双方将围绕锅炉四管健康大模型、智慧报表管理、锅炉膨胀监测等关键技术领域，共同承揽国家级重大科技项目，并联合申报能源智能运维领域的行业及国家标准。

运营服务协同。 吉泰智能将作为国能信控核心服务供应商，优先响应其全国十个运营中心的现场服务需求，提供7×24小时应急响应，保障项目交付质量与客户满意度。

数字资产价值挖掘。 双方将联合吉泰智能的缺陷样本库与国能信控运行数据资源，共建“锅炉四管缺陷大模型”，并基于数字孪生技术打造“透明锅炉”可视化系统，实现锅炉状态的预测性维护与智慧管理。

签约仪式后，国能信控一行参观了吉泰智能产品展厅，了解了吉泰智能多款核心自研产品。

锅炉水冷壁爬壁检测机器人：传统水冷壁检测往往绕不开搭建脚手架、升降平台，需要人员进入受限空间高空作业。吉泰智能水冷壁爬壁机器人有效替代传统人工进炉膛的高危作业方式，大幅提升检测效率与安全性。可在水冷壁垂直/倾斜区域稳定移动；机身考虑通过人孔门进出，不依赖全炉膛脚手架，运行时炉内0人，从源头压缩高空坠落/粉尘危害等风险敞口。

可按需搭载高清视觉检测、无损测厚（点位化自动寻位）、胀粗/形变相关感知等模块，对腐蚀、磨损、裂纹/破裂等缺陷进行AI分析，目前缺陷识别率＞95%，减少传统运维模式中依赖人工肉眼判读的不可控性、随机性。

电除尘器爬壁作业机器人：电除尘器及环保设施壳体区域存在空间受限、粉尘浓度高、腐蚀性强等特殊工况，传统人工进入存在较大安全隐患，且人工检测效率极低、盲区多，数据记录精度低，量化程度低。

电除尘器（ESP）作为火电厂环保排放的重要防线，其积灰程度直接决定了除尘效率。但人工除尘效率极低、存在安全风险。电除尘器爬壁清洁机器人可以全自动化作业。轻松进入电除尘器极板间的狭小空间，自行吸附攀爬垂直极板，进行双向往复式清灰，针对极板顶部的防风沟障碍实现“无缝跨列”作业，无需人工介入，清灰作业速度 3m/min，完成清灰后，可进行自动化检测。

机器人集成了高清视觉、激光测距及电磁超声测厚三大核心传感系统，是一个会移动的“NDT（无损检测）实验室”。实现对阳极板、阴极线的自动化全方位“体检”，能够一次性完成外观视检、极距测量及壁厚分析三项核心任务。视觉模块可穿透黑暗与粉尘，高清捕捉极板变形、极线脱落等宏观缺陷；高精度激光测距模块能实时测量极间距，精度达1毫米，并自动生成极距分布热力图，预防电场击穿；核心技术突破在于电磁超声测厚模块，它摒弃了传统超声检测需涂抹耦合剂的弊端，可直接穿透表面灰尘与漆层，无损测量金属基体厚度，精准评估磨损与点蚀情况。

所有检测数据通过工业级远程控制终端进行操控与监测，并同步至智能软件平台。该平台能够为每一块极板建立数字化健康档案，利用AI算法辅助识别缺陷，并自动生成包含厚度云图、极距曲线和缺陷列表的综合检测报告。这使运维模式从依赖经验的“定性检查”跃升为基于毫米级数据的“量化评估”，实现了检测全覆盖、零盲区，为预测性维护和精准维修提供了核心数据支撑，最终达到保障安全、提升效率、延长设备寿命与驱动智能决策的核心价值。

此次战略合作的达成，是能源行业“平台型领军企业”与“垂直领域技术专家”的一次深度耦合。对吉泰智能而言，融入国能信控主导的行业平台与标准体系，意味着获得进入更广阔市场、参与更大规模项目、将技术成果转化为行业标准的重要通道。双方将以此次签约为起点，打造可复制的行业标杆，为我国能源设施安全稳定运行与新型电力系统建设提供更加坚实的智能化支撑。

一、核心焦点：经济性红利没有想象中那么高，优质可落地项目也没有想象中那么多

任何能源新业态的长久发展，核心命脉永远是项目经济性。前期市场的狂热，本质是对绿电直连“降本套利”空间的过高预估，而随着政策细则落地、测算案例增多，经济性不及预期，成为行业降温最核心的原因。

1、1192号文定价机制落地，击穿市场高预期收益空间

此前市场对多用户绿电直连的盈利想象，大多建立在“大幅减免中间过网环节费用”的逻辑之上，认为直连模式可以绕过电网高额输配成本，形成稳定的电价套利空间，这也是多数项目最朴素的想法。但发改价格〔2025〕1192号文的正式落地，彻底重塑了绿电就近消纳的价格规则，打破了市场的乐观幻想。新规确立容需量包干的输配电定价模式，摒弃了市场此前期待的度电级大幅减免红利。简单来说，行业此前预判的“大额成本节省、高额套利收益”并不成立，直连项目能够压降的用电成本较为有限、赚取的收益被压缩，核心盈利逻辑被直接重塑。政策从源头划定了收益边界，彻底终结了市场的高额利润幻想，让多数依托“虚假红利”测算、寄希望于高额套利的项目，直接丧失了投资价值。

2、三重硬性条件叠加，优质经济项目低于预期

即便抛开电价政策约束，真正具备优质工程经济性、可长期盈利的绿电直连项目，本身就不会太多。行业合规落地的项目，必须同时满足三重严苛的硬性条件，缺一不可：第一，项目片区风光新能源资源禀赋优异，有充足、稳定的绿电产能作为支撑；第二，入驻园区用户负荷体量充足、用电负荷稳定、用户类型满足政策要求，能够合规开展项目，实现高效电量消纳，避免资源闲置浪费；第三，严格满足新能源自发自用比例30%以上的核心合规指标，这是项目合规运营、享受对应政策支持的基础门槛。风光资源好的区域，往往产业负荷零散（如新疆）；负荷密集的工业园区，大多缺乏优质新能源配套（如浙江）；而能够同时兼顾资源、负荷（包括合规用户类型）、30%自用比例三重要求的片区，就不会有想象中的那么多了。多重约束层层筛选后，真正具备投资价值、可落地、可盈利、可持续运营的优质项目就低于乐观预期了。但需要强调的是，不是政策不行，而是优质标的不会满大街都是，这是行业回归理性的关键底层原因。

二、体系暂缺：并网网架与接入标准未定，落地无成熟范式

多用户绿电直连是电力体制改革下的全新配电侧业态，无成熟行业经验、无参考技术标准、无固定落地范式，是当前项目推进将面对的重大实操阻碍。不同于单一用户直连、传统增量配电网等成熟模式，多用户绿电直连涉及多电源、多负荷、多市场主体的组网融合，网架结构更加复杂、电网交互更加多元、安全管控难度更高。688号文刚发布，整个行业正处于“摸着石头过河”的阶段：项目整体网架该如何规划搭建、多主体电源与负荷如何组网适配、并网点如何科学选取、配套接入工程遵循何种规范、电网安全校验的具体标准是什么、多用户并网后的电网权责如何划分……一系列核心技术问题、并网规则问题、工程标准问题，尚未形成全国统一、明确、可落地的执行方案。无论是项目投资方、园区运营方，还是电网对接单位，都没有成熟的实操经验。标准的空白带来了极大的落地不确定性，每一个项目都需要反复沟通、反复校验、反复调整，试错成本极高。在规则模糊、前路未知的背景下，市场自然会转为谨慎观望、试点摸索。

三、门槛提高：市场化运营复杂，专业能力拦住大批跟风玩家

很多入局者存在一个致命认知误区：将绿电直连等同于简单的工程建设项目，认为只要建成网架、完成并网即可稳定收益。事实上，建设只是起点，并网后的长期市场化运营，才是业态的核心难点与最高门槛。多用户绿电直连项目并网后，不再是独立的园区供电系统，而是需要整体纳入公共电力市场统一参与交易，整套运营体系极度专业、复杂：对外，需要对接电网调度体系，精准管控上下网电量平衡，严格遵守电网调度规则，规避调度违规风险；需要常态化参与电力市场化交易，完成电量申报、价差结算、绿证溯源等全流程工作。对内，需要统筹片区内多家用户的用电数据、新能源发电数据，精准完成电量分摊、电费核算、成本拆分、收益分配，同时保障整个网架系统的安全稳定运行、设备运维、负荷调控。这一整套运营体系，对电力交易专业能力、电网调度适配能力、数字化管控能力、运维管理能力都有着极高要求，需要专属专业团队、成熟运营体系作为支撑。高运营门槛、高专业要求，直接劝退了大批跟风玩家，也让市场认清：绿电直连不是简单的基建生意，而是重运营、重专业、重体系的电力市场化业态。

四、心态审慎：十年配电改革沉淀，市场拒绝盲目乐观

行业的理性降温，本质也是十年配电市场化改革经验沉淀后的成熟表现。过去十年，国内配电侧改革持续推进，增量配电网、多能互补项目、新能源微电网、源网荷储一体化等诸多新业态轮番登场。每一轮新业态落地初期，都伴随政策热炒、资本扎堆、全民狂欢的局面，市场均给出极高的发展预期。但纵观落地结果，多数业态最终开放力度不及预期、市场化空间受限、盈利模式单薄、规模化落地受阻，最终从风口热点回归小众赛道。一次次的预期落差，让电力行业形成了极强的审慎思维：不再轻信短期政策狂欢，只认可长期规则落地。如今多用户绿电直连再度站上政策风口，行业却不再盲目跟风。所有从业者都清楚，配电侧业态的开放程度、市场化自由度，始终受制于整体电力体制格局。目前，多用户绿电直连的市场开放边界、政策延续性、监管细则、权责边界仍未完全确定。到底可以放开到什么程度、市场化自主空间有多大、后续监管是否会跟上、盈利模式能否长期稳固，一切都尚无定论。基于过往的改革经验，市场自然选择保守观望、谨慎布局，而非再度陷入盲目狂欢。

结语：褪去泡沫，才是行业真正的开始

所谓“泡沫”，是某算电协同绿电直供项目过度宣传后相关股票的连续涨停板；所谓“泡沫”，是互联网过度吹嘘绿电直连价值的虚假繁荣。从政策狂欢到理性落地，多用户绿电直连的热度正在回落，不是赛道遇冷，而是行业越发理性的成熟过程。短期的热潮褪去，洗掉的是盲目跟风的资本、投机炒作的心态、不切实际的盈利幻想；留下的，是认可业态长期价值、具备专业能力、深耕优质项目的真正玩家。归根结底，任何电力新业态的发展，永远绕不开经济性、技术性、运营性、制度性四大底层逻辑。未来，多用户绿电直连将告别“普适性风口”的标签，成为资源匹配优质、运营体系成熟、合规能力过硬的精细化赛道。正如笔者之前一篇文章的态度：绿电直连项目经济性没你想的那么好，却也无须过度唱衰。绿电直连政策依旧给力，项目逻辑也很明确：政策为合适的项目、适配的场景，提供了市场化可选项，但并非要求所有项目必须上马。唯有尊重行业规律、吃透政策规则、落地真实价值，才能在配电侧改革的长期浪潮中站稳脚跟。

山东省菏泽市郓城县

郓城630℃国家电力示范项目承载着工业和信息化部新材料生产应用示范平台建设和国务院国资委创新联合体重大攻关的重要使命，是“十三五”期间国家唯一立项的百万千瓦级煤电示范项目，同时也是山东省新旧动能转换重大项目。

发电热效率达到50.05%

在燃煤发电领域，机组主参数是决定煤电机组热效率、提升发电经济性的核心关键。目前，国内已投运的常规百万千瓦级燃煤机组，发电热效率维持在49%左右。郓城项目通过提升机组运行参数、优化系统结构、升级核心材料等方式，一举突破传统煤电效率瓶颈，机组设计发电热效率达到50.05%，主蒸汽压力提高至35.5兆帕、再热汽温提升至631℃，供电煤耗降至256.28克/千瓦时，是全球煤电领域首次实现热效突破50%的标志性项目。

技术领跑 创四项世界之最

郓城项目创新应用变流器控制小机转速的双机回热系统、机炉深度耦合烟气余热利用系统等多项先进技术，首次采用新型耐热钢C630R汽轮机转子、N-FB2汽轮机转子、T91水冷壁、国内全转速汽轮机最长的1450毫米钛合金末级叶片等核心部件，并推动国产自主研发的新一代马氏体耐热钢G115®实现首次工程应用，创下了同类型机组“温度、压力、效率、煤耗”四项世界之最。

该项目充分聚合煤电行业全产业链优势，联合国内科研院所、装备制造、设计及施工单位，通过创新联合体协同攻坚，统筹推进国家新材料平台建设与国资委重大技术攻关任务，形成了协同攻关、同向发力的良好工作格局。

国产赋能 绿色低碳

依托“新技术、新工艺、新装备、新材料”的四重创新赋能，项目全厂设备国产化率为98.89%。机组满负荷运行状态下，相较于常规百万千瓦机组，两台机组每年可节约标准煤20.8万吨、减排二氧化碳54万吨，每年节约的煤炭用来发电，可满足25万户家庭全年用电需求，实现了绿色低碳与能源保供的双重价值。

精细管控 铸就优质工程

机组建设期间，郓城项目以争创国家优质工程金奖为目标，打破常规煤电基建管理模式，将成本管控、提质增效的理念贯穿项目建设全生命周期，创新推行“分区管理、分层施工、永临结合、样板先行”的施工模式，实现安全管控、质量提升、成本优化、绿色智慧的全流程闭环管理，为国内煤电基建领域建设提供先进实践范本。

此次项目投运，解决了长期困扰我国煤电行业的高端耐热材料“卡脖子”难题，填补了多项国内外技术空白，推动我国煤电设计、装备制造、新型材料全领域整体升级，为超超临界发电技术迭代升级、核心技术自主可控夯实基础，充分发挥央企责任和担当，为服务国家战略、保障国家能源安全和推动能源绿色低碳转型增添了强劲动力。

从“人工作业”到“智能装备”

传统电站锅炉受热面检测长期依赖人工搭设脚手架、登高目视与手动测厚，存在作业风险高、效率低、数据主观性强、管理分散等突出短板。一次典型检测往往耗时数天，且存在漏检、误检风险，已成为影响机组安全稳定运行与经济效益的关键瓶颈。

吉泰智能提供的解决方案，正是针对这一痛点而生。该系统深度融合爬壁机器人、AI视觉识别、数字孪生等前沿技术，实现了锅炉检测从“人工作业+经验判断”到“智能装备+数据决策”的根本性变革。

该成果已通过中国电机工程学会等组织的技术鉴定，被权威专家委员会一致评定为 “总体达到国际领先水平” 。其核心先进性体现在以下四大创新突破：

自适应吸附与行走技术：首创多介质复合吸附与柔性本体协同控制技术，攻克了金属及非金属表面自适应吸附难题，使机器人能在炉膛、燃烧器、折焰角等复杂曲面结构上稳定行走，解决了传统检测设备适应性差、应用场景受限的问题。

厘米级高精度定位导航：针对锅炉内长距离、高落差、全屏蔽的极端环境，开发了复杂屏蔽空间内高精度融合定位与自主导航技术，集成12大类检测模块及多传感器融合系统，实现了机器人在炉内厘米级（误差小于2cm）的精确定位与智能路径规划。

AI智能缺陷识别：建立了40万样本量级的缺陷图像数据库及AI诊断模型，实现了结焦、腐蚀、磨损、胀粗、裂纹等6大类28种缺陷的全覆盖自动识别。通过“形态学特征+知识蒸馏模型+多重图像分割”的三阶段高精度视觉算法，缺陷识别准确率高，精度达毫米级。

“端-边-算-云”数字孪生平台：基于“端-边-算-云”协同架构，开发了数字智能运维与三维可视化平台。该平台融合工业互联网、大数据、人工智能与数字孪生技术，实现了多种炉型、超40万检测点的实时数据同步、三维渲染与智能分析，为锅炉提供了全生命周期的数字化健康管理。

从数据孤岛到全生命周期数字孪生

除了先进的检测机器人，吉泰智能的 “锅炉受热面健康智能管理系统”在管理理念与模式上实现了颠覆性创新，其核心在于构建了覆盖锅炉全生命周期的数字孪生体。

管理创新点：多源数据融合与集中管理：系统以多源数据集中与台账数字化为基础，对温度、厚度、缺陷、检修等数据实现全生命周期归集和标准化管理，彻底改变了传统手工台账分散、难以追溯的局面。

智能预警与预测性维护：结合专家知识库和知识图谱，利用AI算法开展壁厚、劣化趋势分析和寿命预测，自动输出检修建议和高风险区域预警，推动设备管理由“被动响应”向“主动预警、预测性检修”转型。

三维可视化与数字孪生：通过三维空间映射、动态数据绑定、剖切交互等技术，将锅炉结构、参数、状态数据深度集成，支持三维健康展示和动态趋势分析，实现了缺陷的精准溯源与空间直观呈现。

作为项目核心完成与示范应用单位之一，国能集团该电厂已率先构建了 “机器人+AI平台+三维数字台账”一体化受热面健康管理体系。应用成效显著：

效率与安全双飞跃：彻底替代高危人工作业，单炉检测周期从21天大幅压缩至8天，实现了“无人则安”的本质安全。

管理数字化与智能化：通过三维可视化数字孪生平台，实现了锅炉运行状态实时监控、缺陷智能诊断、劣化趋势分析与预测性维修决策，推动设备管理从“被动响应”转向“主动预警”。

经济效益显著：系统帮助电厂年均节省停机与检修成本超过300万元

吉泰智能是国内领先的能源基础设施高空高危作业机器人及智能运维解决方案提供商。不仅荣获上海市科学技术一等奖、中国电机工程学会电力科技创新奖等多项荣誉，更牵头制定《锅炉用爬行机器人通用技术规范》国家标准，持续引领行业技术发展。

与国能集团该标杆电厂的成功合作，是吉泰智能“机器人+AI+数字化”融合应用典范的又一次有力印证。未来，吉泰智能将继续以创新为驱动，为更多能源企业提供安全、高效、智能的运维解决方案，共同推动我国能源行业向高端化、智能化、绿色化转型升级。

宁夏“十五五”首个750千伏电网枢纽工程

宁夏烽燧750千伏输变电工程

正式投运

该工程是宁夏北部第二座

750千伏枢纽变电站

烽燧站和沙湖站手拉手，搞了个“立体双环网” ——听着像变形金刚合体，其实就是俩字：稳、够。

近期能扛起300万千瓦负荷，远期直奔600万千瓦负荷。这是什么概念？多晶硅这些“用电大户”可以放心用，再也不担心跳闸了。

还有更厉害的，贺兰山的风、黄河岸边的光，以前可能“堵车”送不出去，现在专门打通了“绿电VIP通道”。不光电送得快，碳还排得少，妥妥帮“双碳”KPI加个分。

最后划重点，乡村振兴、大项目落地、地方经济高质量发展……

工程小档案

烽燧750千伏输变电工程位于石嘴山市惠农区，2024年11月开工建设。工程包含新建变电站、间隔扩建及配套线路等多项建设内容。项目地质工况复杂、跨河施工难度大、工艺标准严苛，是宁夏北部重点电网攻坚工程。

精工筑质 筑牢工程建设根基

国网宁夏电力坚持标准化、前置化施工管控，严格落实多级自检、交叉互验、隐蔽工程专项验收制度，从源头杜绝质量与技术隐患。

项目建成宁夏首个750千伏HGIS无轨式防尘车间，搭建百万级洁净恒温作业空间，有效规避户外风沙、温差影响，保障核心设备安装、试验高标准开展。

创新赋能 提升施工建设质效

项目通过技术创新破解建设难题，总结形成标准化专属工法，大幅提升施工精度与作业效率。

创新组建二次专业专项团队，提前统筹工序衔接，显著提升工程一次成优率。

闭环管控 实现工程零缺陷移交

现场全面推行精细化、标准化管理，落实“一屏一卡一标识”管理制度，实现施工全过程可追溯。

验收环节建立问题整改销号全闭环机制，实现工程管控从“事后整改”向“事前预防、全程可控”转变，最终实现零缺陷顺利移交。

此次工程投运后，石嘴山电网将实现跨越式升级，由区域供电末端转变为宁夏北部核心电力枢纽，全面保障当地多晶硅等重点产业用电需求。

工程同步打通贺兰山、黄河沿线新能源外送通道，有效提升区域绿电消纳能力，助力地方“双碳”目标落地，为区域重大能源项目落地、乡村振兴及地方经济高质量发展提供坚实电力保障。

据悉，龙源环保聚焦新型电力系统下环保价值重构，系统梳理了煤电环保装置在调峰、频繁启停背景下所面临的技术瓶颈，围绕 “全负荷协同脱除、全工况节能降耗、全环节智能运维”提出了系统解决方案。其所提出的“新一代煤电环保技术关键指标体系”，明确了新一代煤电环保技术布局路径与产业化前景，为支撑新一代煤电的环保设施发展提供了技术指引。

近年来，国家能源集团大力推进能源绿色低碳转型，因地制宜稳步推进新一代煤电升级。其下属龙源环保聚焦产业需求开发了宽温催化剂、基于相变凝聚的污染物一体化深度脱除、精准动态喷氨、湿法脱硫宽负荷动态节能、“云管-边控”智能环保岛、状态检修等一系列新型环保技术，并在北仑、汉川、常州等多台机组实现示范，解决了煤电环保设施在深度调峰、宽负荷、快速启停、智能运行方面的痛点，有力支撑了新一代煤电技术发展。

 图为控制室内工作人员正通过屏幕观察燃烧情况。国家能源集团供图

此次试验依托“40兆瓦锅炉洁净燃烧工程实验室”，采用完全自主研发的氢煤混燃低氮燃烧器，并建立了从氢气输送到炉内燃烧的全流程安全防护系统。使氢与煤粉在锅炉内充分混合燃烧，并在40兆瓦燃煤锅炉上实现50%热量比掺氢燃烧，在世界上尚属首次。这一技术不仅可节煤减碳50%，还能显著降低氮氧化物排放。

绿氢是利用风电、光伏等可再生能源电力制取的氢气，燃烧产物只有水，是真正的零碳燃料。我国煤电装机规模世界第一，碳排放量约占全国总量的40%。要让煤电行业实现绿色低碳转型，助力“双碳”目标实现，必须寻找可行的减碳路径。

据悉，这项成果为现有燃煤机组实现大规模减碳探索出一条有效技术路径，对我国煤电绿色低碳转型、煤电与新能源融合发展具有重要意义。

在山东青岛的一处算力中心能源枢纽建设现场，一种如同“搭积木”般快速建成的供电站，正在改变人们对传统变电站的认知。这就是由我国企业特锐德自主研发的“算电岛”——一个可直接接入220千伏电网高压电、一步到位输出算力中心架构需要的800伏直流电的预制舱式供电站。

长期以来，传统算力中心的供电体系存在层级多、建设慢、能耗高的痛点。一座常规高压变电站的建设周期往往需要16到20个月，而一个AI算力中心从启动到投产通常只要求6到8个月。时间上的错配，成为制约我国算力快速扩张的突出瓶颈。

“‘算电岛’的突破在于它将高压开关、变压器、保护控制等167个核心功能模块，全部在工厂内完成预制和联调，现场只需要像搭建积木一样进行组装。这样一来，现场土建量减少七成，安装量减少八成，从工厂预制到送电投运，最快仅需5个月，为我国‘东数西算’工程的快速落地提供了关键支撑。”青岛特锐德电气股份有限公司执行总裁周君在接受中能传媒记者采访时表示。

更值得关注的是，这一创新将直接惠及普通消费者。传统供电方案设备繁杂、损耗较高，导致算力中心运营成本居高不下。“算电岛”通过高压直入、直流直供的技术路径，省去了多级电压转换带来的能量损失，使整个供电系统的建设成本降低两成。与此同时，借助绿电直连、储能调峰和AI智能调度，算力中心整体的运行效率显著提升，最终带动算力服务背后的Token成本下降30%。这意味着，无论是使用AI进行学习辅导、医疗咨询，还是日常办公，老百姓的每一次调用都可能变得更便宜、更流畅。

在绿色节能方面，“算电岛”同样表现突出。它可以将风电、光伏发出的绿电直接接入800伏直流母线，省去传统方案中反复交直流变换的损耗，实现绿电百分之百就地消纳。配合毫秒级响应的储能系统，智算园区的绿电使用率最高可达九成——简单来说，用更少的电，跑更多的算力，用更多的清洁能源。

此外，这套系统还引入了AI调度平台，能够根据天气变化、电网负荷和储能状态，智能安排算力任务。风光充足时，优先进行数据清洗、模型训练等非紧急任务；电网紧张时，自动保障核心运算不中断。这种“算力跟着绿电走”的协同模式，既降低了能耗成本，也提高了新能源的利用效率。

值得一提的是，这项技术并非从零开始。研发企业依托我国在新能源汽车充电领域积累的深厚经验——全国超过200万台碳化硅模块量产经验，80吉瓦规模化运营积淀，为“算电岛”的核心电力电子技术提供了成熟的产业化基础。预计到2026年，更先进的固态变压器技术也将挂网运行，为未来更高密度的算力需求做好准备。

目前，全国八大国家算力枢纽已进入集中建设期。在6月6日的发布会上，“算电岛”首个落地项目正式签约。同时，相关企业已与电信运营商、互联网头部公司、算力服务商以及国家电网、发电集团等达成深度合作，一个从核心器件到供电装备、从绿电消纳到算力调度的国产化闭环正在加速形成。

专家指出，算力已经成为数字经济时代的关键生产力，而电力则是算力的底层基石。“算电岛”的出现，标志着我国在“算电协同”领域走在了世界前列。它用老百姓看得见、感受得到的方式——建设更快、用电更省、能源更绿、算力更便宜——为数字中国建设打造了一个坚实的电力底座。可以预见，随着这一技术的规模化推广，未来我们每一次流畅的AI对话背后，都将有一颗高效、绿色的“算电心脏”在稳定跳动。

政策的"信号弹”：算电协同首次写入顶层设计

2026年3月5日，"算电协同"被首次写入政府工作报告，与“超大规模智算集群"一同被列为打造“智能经济新形态"的关键新基建工程。在一个月后的中国发展高层论坛上，国家数据局党组书记、局长刘烈宏再次强调，要适度超前，建用结合，科学布局和建设算力基础设施，开展算电协同试点，大力推进算电协同工程。

这绝非简单的政策热词更迭。专家指出，这是国家从顶层设计层面对数字经济"底座"的战略性重构。当"算力的尽头是电力"成为行业共识，算力网与电力网的双向协同，直接决定AI产业的发展速度与未来空间。

“十五五“规划将算电协同核心技术纳入国家科技重大专项，重点攻关高端算力芯片、自主可控算力调度操作系统、算电联合优化算法等关键技术。这意味着，算电协同已经从行业共识升级为国家意志。

7万亿+4万亿的“双引擎”驱动

算电协同的底气来自真金白银的政策背书。国家发改委明确表示，将推进电网、算力网等“六张网”、“人工智能+"及教育、医疗等重点领域建设，2026年初步估算投资超7万亿元。该投资被明确纳入"十五五"规划109项重大工程，其中首次提出实施超大规模智算集群、算电协同等新基建工程。

与此同时，电力侧的配套投资规模同样惊人。国家电网“十五五"期间预计投资超4万亿元，推动特高压建设与绿色能源消纳，实现西部绿电与东部算力需求的高效匹配。与"十四五"相比，这一投资规模增长了40%.

“6+4=10万亿”一一这大约是在“十五五"期间围绕电算协同相关领域可预期的直接投资规模。如果再算上带动的地方政府配套投资、社会资本投入和产业链投资，全周期总投资或达数十万亿元。这不是一个"风口"，而是一个长达5至10年的结构性趋势。

企业布局全记录：谁在抢占先机

政策的"东风"已经吹起，产业界的"春江水暖"已然可察。

电力央企带头冲锋

大唐、华电、华能等已密集落地或签约一批算电协同项目，绿电使用率基本达到80%以上，配套了大规模的风、光电站。粗略统计之下已落地的投资规模近千亿元，"十五五”期间拟落地规模则近万亿元。粗略统计，上述项目配套的风、光规模已达170GW，业主涵盖大唐、华电、华能等电力央企，以及广东能源、豫能控股等地方国企，远景、天合光能、晶科等民企亦积极参战。

互联网与通信巨头加速入场

三大运营商仅2026年在算力建设方面的投资便近千亿元。今年5月，华能、国家电投、中核、华电、大唐等多家电力央企与中国移动、阿里云计算、腾讯、字节跳动等正式成立“绿色算力共创联盟"，创新探索算电协同发展新模式。2026年5月29日，中国华能与中国移动签署战略合作协议，聚焦通信服务、算力服务、智能服务三大方向深入合作。

各地政府密集行动

各省纷纷将算电协同写入年度工作计划。重庆市持续迭代升级国家(西部)算力调度平台，用好算力券降低中小企业算力使用成本;山东省梯次布局一批智算资源池。地方两会信息显示，多地已将算电协同列为2026年重点推进方向。

三大政策工具：企业如何“接得住"红利

面对如此庞大的政策红利，企业该如何“接得住"？以下三种政策工具值得重点关注:

工具一：算力券

多地政府推出算力券补贴，可有效降低中小企业算力使用成本。重庆市明确提出用好算力券政策。企业应密切关注所在地及目标市场的算力券发放动态，及时申请补贴。

工具二：绿电补贴与税收优惠

新建数据中心绿电占比超80%的政策红线虽然增加了合规成本，但也带来了补贴机会。国家能源局正在强化算力券、绿电补贴、碳汇补偿等政策工具的协同联动，通过多种政策组合拳降低算力企业参与绿电消纳的初始成本。

工具三：电价与碳市场联动机制

国家正推动健全算力与电力市场价格联动机制，将"算随电走"内化为经营主体自觉行为。同时，完善绿电认证与价值核算机制，推动绿电消费与碳减排量核算互认，使算力企业使用绿电所贡献的环境效益能够在碳市场中实现价值变现。这意味着，"绿电使用”将从合规成本变为可交易的碳资产。

产业链企业的行动指南

面对算电协同的政策窗口，不同类型的企业应采取不同的策略:

算力基础设施提供商(服务器、供配电设备、储能设备等)：应积极投标“十五五"智算中心建设项目，尤其是与电力央企、三大运营商合作的绿色算力项目。固态变压器、液冷系统等节能降耗产品将享受政策倾斜。

新能源发电企业(风光电站、储能系统等)：应主动对接算力枢纽节点，寻求绿电直供合作。晶科电力等企业已明确将算力基：础设施绿电配套和算电协同作为战略方向。

数据中心运营企业(IDC服务商、智算中心等)：应加快参与绿电直连项目建设。全国已有84个绿电直连项目完成审批，新能源总装机规模3259万千瓦。数据中心还应积极申报纳入需求响应和电力辅助服务市场，开辟“第二收入流”。

科技平台企业(算力调度平台、AI服务商等)：应积极参与标准建设。全国智能计算标准化工作组算电协同研究组、中国通信学会信息能量融合标准工作组等标准制定机构，正加速推进统一标准落地。参与标准制定不仅是行业话语权的体现，更可能直接影响未来市场份额的分配。

警惕风险：政策红利的"另一面”

政策红利虽大，但风险同样不容忽视。

一是技术迭代风险。供电架构从UPS向HVDC到SST的演进速度超出预期，押错技术路线的企业可能被市场淘汰。

二是市场竞争加剧。

以内蒙古绿色算力平台为例，虽然浪潮信息占据先发优势，但拓维信息依托华为昇腾深度绑定内蒙算力项目，海光信息拿下国产芯片核心供应，竞争格局尚未定型。

三是政策落地滞后风险。

当前算电协同面临供需匹配不精准、核心技术待突破、行业标准不统一、跨区域调度机制不健全等四大挑战。标准建设才刚刚起步，市场的完全放量仍需时间。

抢占窗口期的关键在于“快”

2026年是算电协同的“元年"，也是企业抢占政策红利的"关键窗口”。谁能率先完成技术储备、抢先落地示范项目、提前对接政府资源，谁就能在这场万亿级赛跑中占据有利位置。对于产业链的先行者而言，这场刚刚开启的绿色算力重构，既是前所未有的产业机遇，更是推动数字基建与能源基建融合的时代使命。时不我待，行动正当时。

电力央企已分别签下的“算电协同”协议

【华能集团】

中国华能与中国移动签署战略合作协议

2026年5月29日，中国华能集团有限公司与中国移动通信集团有限公司在集团公司总部签署战略合作协议，华能集团董事长、党组书记温枢刚与中国移动董事长、党组书记陈忠岳进行会谈并见证签约。

温枢刚表示，希望双方以此次协议签署为新的契机，聚焦算电协同等领域，进一步深化合作力度、提升合作水平。陈忠岳表示，希望双方发挥各自领域领军优势，拓展合作空间，推进协同发展。

根据协议，双方将聚焦通信服务、算力服务、智能服务三大方向展开深入合作，共同探索互利共赢合作新模式，共促能源行业高质量发展。

中国华能会见宇树科技

2026年5月11日，中国华能集团有限公司董事长、党组书记温枢刚在集团公司总部会见宇树科技股份有限公司创始人兼首席执行官王兴兴。

温枢刚表示，希望双方进一步增强互信沟通、拓宽合作空间，聚焦前沿核心技术开展联合创新，积极探索多元化应用场景落地。王兴兴表示，能源是人工智能算力的基石，算电协同发展前景广阔。宇树科技期待与中国华能进一步增进合作，推动更多项目落地应用，深化算电协同发展。

中国华能与中国电信

签署数字化转型合作框架协议

2025年8月27日，中国华能与中国电信在集团公司总部签署数字化转型合作框架协议，华能集团董事长、党组书记温枢刚，中国电信董事长、党组书记柯瑞文见证签约并进行会谈。

温枢刚表示，希望双方充分发挥各自资源和场景优势，进一步扩大合作空间、提升合作水平，推动人工智能技术与能源电力深度融合。柯瑞文表示，希望双方进一步加强在算电融合、人工智能、联合创新、人才建设等方面的深度合作，中国电信将积极推动协议内容落实落地。

华能西安热工院与华为

联合发布煤电智能副驾解决方案

2026年3月18日，华能西安热工院与华为技术有限公司联合推出了基于AI自主决策的煤电“智能副驾”时序运行控制解决方案。该方案旨在应对新型能源体系下煤电深度调峰常态化与安全运行的双重挑战，为煤电行业数字化转型提供可落地的智能决策支持。

华能水电×华为

签署深化合作协议

2026年4月14日至15日，华能澜沧江公司董事长、党委书记孙卫带队到华为技术有限公司开展交流学习，与华为高级副总裁杨友桂进行友好交流，与中国区电力系统部总经理李继光进行会谈，并签署深化合作协议。

李继光表示，期待进一步深化战略协同、完善联创机制，在AI大模型、水风光一体化数智运营、技术人才培养等方面持续深化合作层次、拓宽合作空间，携手打造示范引领的智慧清洁能源企业标杆，助推能源产业数智化迈向更高水平。

【华电集团】

中国华电与华为公司

签署深化战略合作协议

2025年1月13日，中国华电集团有限公司党组书记、董事长江毅在深圳华为坂田基地与华为技术有限公司创始人、CEO任正非座谈交流，与华为公司轮值董事长胡厚崑举行工作会谈并共同见证中国华电与华为公司签署深化战略合作协议。

华电集团与中国电信举行会谈

2025年10月24日，中国华电总经理、董事、党组副书记叶向东在集团总部与中国电信总经理、党组副书记刘桂清举行会谈。叶向东表示，中国华电愿积极联合中国电信，围绕新型能源体系和新型电力系统建设，以研用结合的方式，深化数智化赋能、绿电直供园区建设、量子技术在发电领域的场景应用等方面的务实合作。

华电四川公司与华为公司

签订战略合作协议

2025年6月27日，华电四川公司与华为技术有限公司在深圳华为坂田基地签署战略合作协议。华电四川公司党委书记、董事长王文德与华为董事、华为数字能源总裁侯金龙见证签约并举行会谈。

王文德表示，华电四川公司在加快设备换新全面提升能源供给保障能力的基础上，强化科技创新与产业创新融合发展，全力推进新能源大基地、算电融合开发建设，加快推动能源绿色低碳转型。希望双方以此次签约为契机，建立更加紧密的合作关系，共同推进数智化技术和电力行业业务场景深度融合，实现产业数字化、智能化转型升级。

【国家电投】

国家电投集团与华为签署深化战略合作协议

2025年4月2日，国家电投集团与华为在深圳签署深化战略合作协议，进一步加强双方在人工智能、数字赋能、战略性新兴产业等方面的合作。

国家电投、宁德时代联手

与华为数字能源就储能签约合作

2026年5月18日，国家电投集团旗下国宁新储（福建）科技有限公司与华为数字能源技术有限公司在上海签署全面合作协议，双方将聚焦储能产业高质量发展，深化全方位合作，助力能源绿色低碳转型。

【国家能源集团】

国家能源集团与中国电信会谈

2026年5月22日，国家能源集团总经理、党组副书记冯来法一行赴中国电信，与中国电信总经理、党组副书记刘桂清举行工作会谈。双方围绕进一步深化务实合作，共同推进算电协同、人工智能、量子技术在能源领域的应用创新进行交流。

国家能源集团、中国电信会见

2025年7月31日，国家能源集团党组书记、董事长邹磊在集团公司总部会见中国电信董事长、党组书记柯瑞文。

邹磊表示，希望双方立足现有合作基础，进一步拓宽合作领域，在数智化赋能、绿色算力中心建设、量子计算在能源电力产业应用等方面全面深化战略合作。柯瑞文表示，面向“十五五”，希望双方在人工智能大模型核心技术攻关、绿电与算力协同、量子计算应用等方面深化合作。

国家能源集团、华为公司会见

2025年9月4日，国家能源集团党组书记、董事长邹磊在集团总部会见华为技术有限公司董事长梁华，双方围绕深化战略合作、加快人工智能应用开发等进行座谈交流。邹磊表示，希望双方深化人工智能应用、能源产业技术创新、数据要素治理、人才培养交流等领域的战略合作。

【大唐集团】

大唐集团、中国移动旗下公司会谈、签约

2025年8月，大唐云南发电有限公司与中国移动云南公司举行会谈，双方围绕数字化转型、人工智能研究合作进行交流。大唐云南公司方面表示，双方可在“算电协同”领域深化合作，并探索人工智能技术在电力安全生产管控、智能决策支持等核心场景的创新应用。同年11月，黑龙江联通与大唐黑龙江发电有限公司签署战略合作协议，双方将发挥数字化优势，推动“绿色电力+高效算力”深度融合，形成能源与数字产业协同发展的良性生态。12月，大唐甘肃发电有限公司与中国移动甘肃公司签订战略合作协议，提出突出“算电融合”，构建“绿电-储能-算力”闭环体系，打造绿色转型新典范。

【中国中煤】

中国中煤与华为签署战略合作协议

2025年11月6日，中国中煤能源集团有限公司 （以下简称：中国中煤）与华为技术有限公司（以下简称：华为）签署新一阶段战略合作协议。中国中煤党委书记、董事长王树东在集团公司总部会见华为董事长梁华并见证签约。

根据协议，双方将在科技创新与相关产业发展、企业管理与人才培养、智能制造与数字化、供应链稳定与安全等方面开展深入合作。

【中核集团】

中核集团与中国移动签署战略合作协议

2025年9月消息，中核集团党组书记、董事长申彦锋在集团公司总部会见了中国移动党组书记、董事长杨杰一行。双方围绕5G、人工智能等方面开展深入交流并签订战略合作协议，未来将在通信基础设施、人工智能、产业数智化、科技创新、国际业务、资本运作等领域不断加强合作。

5月27日下午，背压式热电机组发展转型座谈会在山东省热电设计院会议室召开。本次座谈会由国家发展和改革委员会价格成本和认证中心、中国节能协会热电产业专业委员会、山东省节能协会热电专业委员会共同组织，旨在了解背压式热电机组发展转型相关情况，听取行业声音。

国家发展和改革委员会价格成本和认证中心化石能源价格成本处处长卞正，山东省发展和改革委员会价格处副处长史华南，中国节能协会热电产业专业委员会秘书长张东胜，山东省热电设计院院长、山东省节能协会副会长刘博，以及省内部分热电企业负责人参加会议。

座谈会上，刘博院长介绍了山东省背压式热电联产机组作为分布式热电的发展状况及总体情况。与会企业代表围绕背压式热电机组运行现状、企业经营情况及转型发展过程中关注的问题进行了交流讨论，重点就提升机组灵活性调节能力、因地制宜拓展综合能源服务等转型方向进行了探讨，并结合实际提出了相关意见和建议。史华南副处长介绍了山东省容量电价与电力现货市场的设计背景及执行情况，卞正同志做了会议总结。座谈会现场气氛热烈、交流深入，为后续进一步深化相关研究奠定了良好基础。

国能综通科技〔2026〕50号

各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，有关中央企业：

为落实《关于推进“人工智能+”能源高质量发展的实施意见》（国能发科技〔2025〕73号）有关要求，根据《关于组织开展“人工智能+”能源试点工作的通知》（国能综通科技〔2025〕168号）安排，国家能源局组织开展了“人工智能+”能源高价值场景的申报和凝练工作。为进一步推动“人工智能+”能源试点工作开展，现就有关事项通知如下。

一、发布“人工智能+”能源高价值应用场景清单

根据各有关单位申报情况，经组织专家凝练，决定将“电网规划方案智能生成与评估”等51个场景列为首批“人工智能+”能源高价值场景，请各能源企业抓紧推动高价值场景开放，以真实场景牵引人工智能技术突破和应用落地。

二、组织开展“人工智能+”能源融合试点

能源企业具有清单所列高价值场景，且有意愿开放的，可自行与人工智能技术供给方组建产学研用创新联合体，细化场景建设实施路径及技术方案，编制形成试点建设方案，报送国家能源局，申请作为试点项目。

三、有关要求

（一）本次试点项目依托“‘人工智能+’能源试点申报系统”（以下简称系统，网址：https://www.ny-ai.cn/）开展线上申报，具体场景建设指南可登录系统查阅。

（二）能源企业可单独或联合作为高价值场景需求方，与人工智能技术供给方组队成功后，由场景需求方牵头单位申报试点项目。

（三）试点项目须通过推荐单位上报。省级能源主管部门和能源中央企业集团总部均可作为推荐单位，每个推荐单位推荐名额不超过10个，同一项目不得重复申报。推荐单位按优先级排序后上报。推荐项目的命名规则为“推荐地区/单位-单位名称-序号-场景名称（应与清单名称一致）-项目名称”。

（四）试点项目牵头申报单位可登录系统填报试点项目信息，导出形成试点项目建设方案盖章确认后，报送推荐单位。各推荐单位确认推荐项目后，请于2026年7月30日前将推荐项目汇总表盖章件上传至系统。

（五）申报单位应是在中华人民共和国境内注册、具有独立法人资格的能源企业或技术供给方，具有较好的经济实力、技术研发和融合创新能力，在质量、安全、信誉和社会责任等方面无不良记录。

（六）试点项目申报材料应真实、准确、完整，不得涉及国家秘密和商业秘密。

联系电话：010-81929234，81929213

1.“人工智能+”能源高价值场景清单.doc

“人工智能+”能源试点项目推荐汇总表.docx

“人工智能+”能源高价值场景试点建设方案.docx

 国家能源局综合司

2026年5月14日

最新会议通知：热电联产赋能零碳园区与综合能源转型.pdf

附件：参会回执表.docx

多用户绿电直连有序推进

赋能新能源就地消纳与新型能源体系建设

北京大学能源研究院 吴迪、杨雷

在“双碳”目标和新型电力系统、新型能源体系建设背景下，绿电直连作为促进新能源就近就地消纳的重要模式，已在单一用户场景中取得积极进展。此次出台的《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（以下简称《通知》），是在既有绿电直连政策基础上的进一步深化与拓展，标志着我国绿电直连从“单一用户”向“多用户协同”转变，对绿电直连的适用范围、投资建设、运行管理和市场交易等关键环节均提出了新的制度安排。

与单一用户绿电直连模式相比，多用户绿电直连在资源配置效率、经济性和系统支撑能力等方面具有显著优势。一方面，多用户模式通过聚合不同类型负荷，扩大了优化的范围，有利于实现负荷曲线的互补与叠加，能够有效提升新能源就地消纳水平。另一方面，多用户参与有助于分摊电源和专线建设成本，降低单个企业的投资门槛和用能成本，增强项目的整体经济性。同时，多用户绿电直连强调通过挖掘负荷间灵活调节潜力、开展多能互补等方式进一步提升项目的自平衡、自调节水平，增强系统运行的安全性和韧性。从更宏观层面看，多用户绿电直连有助于推动绿电消费由“企业个体行为”向“园区化、集群化行为”转变，成为支撑零碳园区建设、促进产业绿色转型和提升企业国际竞争力的重要基础设施形态，对推动新型电力系统和新型能源体系建设迈出了坚实的一步。

一、明确多用户绿电直连内涵，拓展适用范围

一是明确多用户绿电直连的定义内涵。在原有绿电直连政策基础上，《通知》将适用对象由单一电力用户拓展至多个电力用户，明确风电、太阳能发电、生物质发电等新能源通过专用线路向多用户供电，实现供给电量清晰溯源的模式。这一界定延续了绿电直连“源荷直连”的基本特征，同时推动供电模式由单一用户向多用户拓展。

二是拓展绿电直连的应用场景。《通知》在延续对新增负荷、存量负荷替代等典型场景支持的基础上，进一步将工业园区、零碳园区以及具有降碳需求的出口企业及上下游企业纳入适用范围，支持多类型用户协同用能，并优先支持算力中心、绿色氢氨醇等新兴产业和未来产业参与。上述安排有助于更好满足企业用能需求，提升新能源就近消纳水平。

三是推动绿电直连由个体模式向区域模式升级。通过引入多用户结构，《通知》推动绿电直连从服务单一企业的用能模式，向服务园区化、集群化发展的能源配置模式转变，有助于提升新能源规模化开发和就地消纳能力，为零碳园区建设和产业绿色转型提供重要支撑。

二、创新投资与运行机制，强化源荷协同与系统约束

一是完善多主体投资与组织模式。《通知》在延续“以荷定源”原则的基础上，进一步明确电源和负荷、园区管委会、第三方机构（不含运营输电业务的电网企业）可通过组建项目主责单位的方式负责连接线路、变电设施等的投资建设和运营，并鼓励通过租赁等方式利用存量电力设施。这一安排有助于降低项目投资门槛，提升模式的灵活性和可复制性。

二是强化项目运行管理与调度机制。《通知》明确，并网型多用户绿电直连项目整体及内部电源应按照接入电压等级和容量规模接受相应调度机构管理，并根据需要接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统。同时，鼓励通过配置储能、挖掘负荷调节潜力等方式提升项目调节能力。上述安排有助于提升多用户模式下的源荷协同水平，更好适应电力系统安全稳定运行要求。

三是明确与公共电网的责任界面与运行约束。《通知》对项目与公共电网的安全责任界面作出明确划分，要求项目合理确定接网容量，控制与公共电网的交换功率，并在新能源消纳困难时段不得向公共电网反送电。同时，明确项目应自行承担因自身原因造成供电中断的相关责任。上述安排有利于保障电网安全稳定运行，促进权责清晰、责任对等。

三、健全市场交易与绿电溯源机制，促进规范有序发展

一是明确市场参与路径，体现项目参与市场化交易的演进路径。《通知》提出并网型项目原则上作为整体参与电力市场交易，同时设置由“报量不报价”向“报量报价”逐步过渡的安排。这一设计兼顾了当前各地电力现货市场发展不平衡的现实，一方面降低项目初期参与市场的门槛，另一方面为其未来全面融入现货市场预留制度接口，体现出绿电直连由“政策驱动”向“市场驱动”转型的方向。

二是强化项目内部管理与结算安排，适应多用户协同运行的复杂性。相较单一用户模式，多用户绿电直连涉及多个电源和负荷主体，《通知》通过统一计量参考点、明确分表计量要求以及规范内部协议安排，构建了相对清晰的内部管理框架。这一机制的核心在于将项目作为“整体参与、内部细分”的运行单元，即对外统一参与市场、对内实现电量与费用的合理分配，从而在保证运行效率的同时，降低多主体协同带来的交易成本和管理复杂性。

三是完善绿电溯源与分配机制，支撑多用户场景下的绿色用能核算。《通知》提出基于分时计量数据对自发自用电量进行核算，并按用户用电比例进行分配，同时与绿证体系衔接。在多用户共享电源的情况下，通过明确“谁用电、谁享有绿电属性”，解决了绿电归属和核算问题，为企业开展碳核算、绿色电力消费认证以及应对国际碳规则提供了基础条件。

随着多用户绿电直连的推进，改革和创新必将进一步释放新能源发展的红利，推动能源领域新主体、新业态和新模式的蓬勃发展，为尽快建成新型能源体系，实现“双碳”目标作出贡献。

面向“十五五”的绿电要素重塑

多主体直连的政策演进与机制破局

国家发展改革委能源研究所 赵晓东、王娟、邓良辰、冯升波

绿电直连是打通风电、太阳能发电、生物质发电等新能源与特定用户侧的物理连通，推动新能源“产消融合”的创新模式与业态，为局部区域的绿色转型与降本增效奠定了坚实基础。在国家发展改革委、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，后文简称单用户绿电直连）政策框架下，已有24地出台或编制了省级绿电直连专项实施文件，以单用户绿电直连为代表的绿色电力直接供应1.0模式，成功蹚出了新能源就近消纳的物理闭环，为优化实体经济用电成本、跨越国际绿色贸易壁垒提供了初期动能。截至2026年4月，全国已有99个绿电直连项目完成审批，新能源总装机规模3405万千瓦。

当前，我国正迈入全面落实“十五五”规划、加速培育新质生产力与推进经济社会全面绿色转型的战略窗口期，构建新型电力系统亟需更深层次的制度供给。近日，国家发展改革委、国家能源局正式印发《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〔2025〕688号，以下简称《通知》），这是我国构建新型能源体系的又一次关键制度升维，标志着我国绿电直连模式正式跨入多维互联的“2.0时代”。

一、多用户绿电直连制度创新的现实意义

从“单用户”向“多用户”的绿电直连制度演进，不仅是能源消费结构转型的客观要求，更是激发市场活力的必然趋势。当前，我国正向碳排放双控全面转型，叠加项目碳评价与产品碳足迹管理体系的落地，进一步激发了企业主动获取绿色能源、精细化统筹碳资产的内生动力。与其同时，绿色氢氨醇、算力中心等新兴产业纷纷主动加码“纯绿电”、抢占行业高地，外向型出口企业也正积极构筑应对欧盟碳边境调节机制（CBAM）等国际贸易新规则的绿色护城河。这种底层驱动的产业升级，汇聚成了海量的绿电消费动能，让具备“清晰物理溯源”优势的直连绿电，真正成为赋能我国产业竞逐全球市场的核心资产。

随着以零碳园区为典型代表的新兴产业集群蓬勃发展，区域内多主体的协同绿色用能形态正快速演变。为此，开展多用户绿电直连模式拓展，能够以源网荷储的高度聚合重塑区域用能生态，让多元市场主体灵活共享绿色资源，在最大化发挥各类资源协同效能的同时，极大提升公共基础设施的集约运营水平，为新兴产业集群打造极具商业弹性的发展底座。

二、多用户绿电直连创造的新制度供给

为顺应能源消费变革，《通知》全面贯彻二十届四中全会与“十五五”规划精神，深度衔接新质生产力培育、新型电力系统与全国统一电力市场建设等政策设计。在稳健延续“以荷定源、市场导向、规范计量”等成熟机制的基础上，紧扣算力枢纽、绿色化工等产业的大规模绿电需求，《通知》实现了从单一“点对点”向“多源多荷”协同直连的制度跨越。这一创新精准破除了多主体互动的机制堵点，将原本孤立的绿色单点密织成广域互动的绿色产销网络。通过物理形态、技术算法与商业模式的全面重构，为宏观经济高质量发展与外向型产业构筑全球竞争优势注入了澎湃的绿色新动能。

综合来看，其核心制度增量体现在以下“四个突破”：

（一）突破物理与投资边界，重塑宏观产业生态

传统的单一对应关系已难以满足现代产业链的协同降碳需求。在适用范围上，《通知》清晰界定多用户边界为多个不同法人实体，政策供给精准导向新兴产业与未来产业，优先支持算力中心、绿色氢氨醇等高载能绿色产业。同时，将工业园区、零碳园区、增量配电网纳入直连范围，使得物理空间场景得到大幅拓宽，助力形成宏观产业集聚效应。在投资与资产管理层面，进一步扩展投资主体范围，引入园区管委会或第三方机构等园区级投资主体。同时，为提升社会资本活力与基础设施利用率，明确允许通过租赁等方式协商使用其他主体的存量电力设施。

（二）突破时空匹配瓶颈，精细化赋能绿电溯源

多用户的引入必然导致微观层面的复杂变化。为应对这一痛点，在核心规划与消纳环节，针对多用户负荷无法同步投产的现实情况，《通知》进一步明确电源建设时序应与负荷投产时序匹配的细化规定，从规划源头减少供需错位的风险。此外，在计量管理与绿电溯源环节，提出按照每个时段用户用电量比例，对自发自用绿电进行分配。该算法不仅夯实了新型电力系统的数据基础，更为我国出口型企业应对国际绿色贸易壁垒提供了强有力的底层数据支撑。

（三）突破内部信任壁垒，确立清晰计量的底层支撑

多主体的物理聚合与利益交织，必然对底层数据的公信力提出更高要求。为夯实这一信任底座，《通知》要求项目内部必须具备分表计量条件，内部各用户、发电、储能等设施以及并网关口安装符合相关标准的双向分时计量装置，使得电量结算和绿电溯源有了更加清晰准确的执行依据，是实现多主体间互信协作的关键制度保障。

（四）突破单一治理局限，构建多主体内部协同机制

在公允计量的基础上，构建完善的内部契约与市场价格传导机制是厘清相关主体经济关系的核心。在市场交易路径上，《通知》结合全国统一电力市场的要求，提出了初期“报量不报价”，条件成熟后过渡至“报量报价”的渐进式参与现货市场路径。同时，鼓励考虑外部市场价格变化、负荷实际调节能力等因素，定期协商调整内部结算方式和补偿标准，充分利用价格信号引导内部供需平衡。为保障安全运行并界定责任，《通知》要求主责单位与内部主体就产权、运维、结算、违约等签订详细内部协议，并提出根据内部协议和运行实际对违约责任进行公平划分。此外，通过提出项目与公共电网实际交换功率的电力峰谷差率不高于方案规划值的考核要求，进一步强化多用户在内部实现深度协同与自我约束。

《通知》的发布将推动绿电直连模式从“单点”走向“多源多荷”，是一场深刻的能源生产与消费关系重塑。通过创新应用场景与投资模式以构建宏观产业生态，突破时空匹配瓶颈来精细化赋能绿电溯源，并同步突破内部信任壁垒与单一治理局限，确立公允计量的底层支撑与多主体内部协同机制，这四大创新环环相扣，共同构建了制度供给闭环，为推动新能源集成融合发展提供了极具价值的市场化创新路径。

拓展多元用户直连需求

补齐绿电供应制度短板

中国能源研究会配售电专委会 吴俊宏

在“双碳”目标纵深推进与新型电力系统加快建设的背景下，我国新能源消纳已迈入精细化深耕的新阶段。2025年5月，《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，以下简称650号文）印发，填补了单一用户开展绿电直连的政策空白，新近出台的《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，以下简称多用户绿电直连）进一步锚定新能源就近消纳的实践需求，将绿电直连模式从单一用户主体拓展至多用户法人主体，实现了对650号文的制度延伸与落地升级。两份政策文件一脉相承、层层递进，为促进新能源就近高效消纳、满足多元市场主体绿色用能需求、加快能源绿色低碳转型提供了清晰明确的政策遵循与实施路径。

一、锚定核心制度框架，实现单一场景到多元场景的精准扩容

单用户和多用户绿电直连政策的相继落地，并非简单的应用场景扩容，而是紧扣我国新能源产业发展新阶段与市场主体用能需求升级的系统性制度设计，其背后折射的是绿电消费从“单一企业个性化需求”向“产业集群规模化需求”的深刻转变，也是新能源消纳模式从“点对点精准匹配”向“园区化聚合消纳”的全面升级。

多用户绿电直连在650号文确立的绿电直连核心制度框架基础上，在适用范围、项目类型等方面进行了系统性拓展与精细化界定，既保持了政策体系的连续性与稳定性，又充分适配了多用户场景的实际运营需求。多用户绿电直连对多用户应用场景作出了三重精准界定：一是明确多用户主体为多个不同法人实体，排除居民与农业用户，核心聚焦工商业主体的绿色用能需求；二是覆盖工业园区、零碳园区、增量配电网等场景，支持其配套建设新能源项目就近接入，通过全部或部分负荷与电源组成多用户绿电直连项目，精准适配园区产业集聚的用能特性和绿色用能需求，为零碳园区、绿电园区等建设提供了可落地的绿电供应解决方案；三是兼顾存量项目盘活，既支持存量单用户绿电直连项目通过吸纳其他新建负荷、配套扩建新能源升级为多用户绿电直连项目，又对可开展绿电直连的“存量负荷”适用范围进行了扩展，从650号文仅“有降碳刚性需求的出口外向型企业”拓展至“有绿色电力消费需求的用户”，并具体说明此类用户“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及其上下游企业等”，实现了存量资源的高效盘活与集约利用，全面适应我国碳双控管理要求。除用户范围拓展外，此次文件补充了“分布式光伏可通过集中汇流方式参与多用户绿电直连”，有利于解决我国部分地区分布式光伏的消纳问题。这一系列制度拓展，让绿电直连模式的覆盖范围从单一企业延伸至产业集群，从增量项目进一步延伸至更多存量项目，填补了园区级、集群式多用户绿电直连的空白，大幅提升了政策的适用广度与实践价值，实现了绿电供应从“个体化”到“聚合化”的跨越式发展，是对绿电直连政策体系的精准补位与完善。

此外，多用户绿电直连全面延续了650号文的核心技术指标，明确多用户绿电直连项目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年前不低于35%。这一标准成为多用户绿电直连项目内部自平衡电量的核心执行依据，确保了多用户场景下绿电“就地消纳、自发自用”的核心目标不偏离，从制度上杜绝了“借直连之名行上网之实”的违规行为，牢牢守住了绿电直连模式的本地消纳特征底线。

二、创新运营管理机制，构建权责清晰的多元投资运营模式

多用户绿电直连明确必须确定独立主体作为项目主责单位。其中，项目主责单位原则上由电源方与负荷方共同成立合资公司组建，或由其中一方单独投资设立；以园区为实施载体的项目，也可由园区管委会或第三方机构投资组建。项目连接线路、变电设施、储能系统及运营平台，原则上均由项目主责单位统一投资建设。项目投运后，要求项目原则上作为整体参与电力市场交易，并由项目主责单位统一申报参与电力交易。

同时，为进一步厘清各方权利与义务，文件明确要求项目主责单位需与电源方、负荷方，就产权划分、运行维护、平衡责任、内部相关费用标准和结算、违约责任等事项签订协议，形成权责清晰、风险共担、利益共享的合作机制。并鼓励项目主责单位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，促进项目源荷协同运行。

这一系列制度设计，既保障了不同投资主体的业务边界与收益模式互不干扰，充分激发了各类市场主体的参与积极性；也确保了多用户绿电直连项目作为一个整体，在全国统一电力市场体系下参与市场交易的可操作性和灵活性，为构建以市场机制激励物理聚合调节资源的新型电力系统，筑牢了坚实的制度基础。

三、完善消纳制度体系，推动点对点匹配向区域化整体平衡升级

多用户绿电直连模式通过聚合多个负荷的用电需求，形成了稳定的区域化负荷中心，能够对接更大规模的新能源资源，实现新能源与区域负荷的整体动态平衡。工业园区通过多用户绿电直连模式，可整合园区内各类企业的用能需求，配套建设集中式风电、光伏项目，大幅提升区域新能源的消纳规模与利用效率，有效破解部分地区新能源资源丰富但单一负荷消纳能力不足的发展瓶颈，推动新能源消纳从就近“单点消纳”向“区域化规模化消纳”全面升级。

同时为避免过度增加公共电网消纳压力，文件延续了650号文对项目上网电量的要求，年上网电量原则上不超过总可用发电量的20%。这一制度既减轻了大电网的消纳压力，又保障了绿电直连项目建设方案更优的灵活性和经济性。

自2015年开启新一轮电力体制改革以来，直至本次多用户绿电直连正式发布，我国绿电就近消纳相关制度机制持续迭代完善，目前已形成单用户绿电直连、多用户绿电直连、智能微电网、“增量配电网+新能源”一体化供应等多种模式，构建起从单一用户到多元用户、从用户侧管理到微电网统筹管理的新能源就近消纳完整制度体系。从用户维度看，多用户绿电直连实现了用电主体从单一到多元、从简单到复杂的逐步延伸；从管理维度看，完成了从用户侧自主管理向微电网统筹管理的层级跃升；从场景适配看，可精准对应不同投资主体、投资规模与运营模式的差异化需求。

四、健全绿电溯源机制，实现从单一溯源到“溯源+分配”的管理升级

相较于单用户绿电直连模式仅需实现“电量清晰物理溯源”即可满足单一用户的绿电确权需求，多用户绿电直连模式因涉及多个独立法人主体，需在物理溯源的基础上建立更完善的绿电分配与全流程溯源机制，这也是多用户绿电直连在管理机制上的核心创新点。文件明确提出，项目整体按照内部实际发电量扣减上网电量的方式确定自发自用电量，形成项目整体的绿电溯源结果；在此基础上，构建项目内部的绿电分配机制，项目内部各用户按照每个时段用电量占比对自发自用电量进行分配，确保绿电电量精准分配至每一个用电主体。

文件确立的“整体溯源+内部分配”双层机制，不仅充分满足了多用户场景下的绿电全流程溯源需求，更是保障各用电企业绿电消费凭证合法有效的核心支撑。通过这一机制，可实现每个法人主体的绿电消费量可计量、可溯源，确保企业绿电消费数据能够有效对接碳减排要求等国内外绿色低碳约束要求，从根本上保障了多用户绿电直连模式的溯源价值。

五、结语

总体而言，从650号文确立单户绿电直连制度，到本次文件完善多户绿电直连规则，我国绿电市场化供应体系的制度拼图持续完善，精准回应了不同市场主体、不同应用场景的绿色用能需求，也为新能源就近消纳开辟了更广阔的空间。

在“双碳”目标持续深化的进程中，这一“基础+拓展”的绿电供应制度体系，不仅将有效激发工商业主体、园区运营方、新能源投资企业等各类市场主体的参与热情，破解零碳园区等绿电配套难等现实痛点，更将推动新能源开发利用与产业发展深度融合，加快形成新能源就地开发、就近消纳、高效利用的良性循环。未来，随着绿电消纳机制的持续完善、配套措施的逐步落地，我国绿电消费市场将迎来更规范、更活跃、更多元的发展新阶段，为新型电力系统建设与能源绿色低碳转型提供源源不断的内生动力。

多用户绿电直连有序推进

赋能新能源就地消纳与新型能源体系建设

在“双碳”目标和新型电力系统、新型能源体系建设背景下，绿电直连作为促进新能源就近就地消纳的重要模式，已在单一用户场景中取得积极进展。此次出台的《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（以下简称《通知》），是在既有绿电直连政策基础上的进一步深化与拓展，标志着我国绿电直连从“单一用户”向“多用户协同”转变，对绿电直连的适用范围、投资建设、运行管理和市场交易等关键环节均提出了新的制度安排。

与单一用户绿电直连模式相比，多用户绿电直连在资源配置效率、经济性和系统支撑能力等方面具有显著优势。一方面，多用户模式通过聚合不同类型负荷，扩大了优化的范围，有利于实现负荷曲线的互补与叠加，能够有效提升新能源就地消纳水平。另一方面，多用户参与有助于分摊电源和专线建设成本，降低单个企业的投资门槛和用能成本，增强项目的整体经济性。同时，多用户绿电直连强调通过挖掘负荷间灵活调节潜力、开展多能互补等方式进一步提升项目的自平衡、自调节水平，增强系统运行的安全性和韧性。从更宏观层面看，多用户绿电直连有助于推动绿电消费由“企业个体行为”向“园区化、集群化行为”转变，成为支撑零碳园区建设、促进产业绿色转型和提升企业国际竞争力的重要基础设施形态，对推动新型电力系统和新型能源体系建设迈出了坚实的一步。

一、明确多用户绿电直连内涵，拓展适用范围

一是明确多用户绿电直连的定义内涵。在原有绿电直连政策基础上，《通知》将适用对象由单一电力用户拓展至多个电力用户，明确风电、太阳能发电、生物质发电等新能源通过专用线路向多用户供电，实现供给电量清晰溯源的模式。这一界定延续了绿电直连“源荷直连”的基本特征，同时推动供电模式由单一用户向多用户拓展。

二是拓展绿电直连的应用场景。《通知》在延续对新增负荷、存量负荷替代等典型场景支持的基础上，进一步将工业园区、零碳园区以及具有降碳需求的出口企业及上下游企业纳入适用范围，支持多类型用户协同用能，并优先支持算力中心、绿色氢氨醇等新兴产业和未来产业参与。上述安排有助于更好满足企业用能需求，拓提升新能源就近消纳水平。

三是推动绿电直连由个体模式向区域模式升级。通过引入多用户结构，《通知》推动绿电直连从服务单一企业的用能模式，向服务园区化、集群化发展的能源配置模式转变，有助于提升新能源规模化开发和就地消纳能力，为零碳园区建设和产业绿色转型提供重要支撑。

二、创新投资与运行机制，强化源荷协同与系统约束

一是完善多主体投资与组织模式。《通知》在延续“以荷定源”原则的基础上，进一步明确电源和负荷、园区管委会、第三方机构（不含运营输电业务的电网企业）可通过组建项目主责单位的方式负责连接线路、变电设施等的投资建设和运营，并鼓励通过租赁等方式利用存量电力设施。这一安排有助于降低项目投资门槛，提升模式的灵活性和可复制性。

二是强化项目运行管理与调度机制。《通知》明确，并网型多用户绿电直连项目整体及内部电源应按照接入电压等级和容量规模接受相应调度机构管理，并根据需要接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统。同时，鼓励通过配置储能、挖掘负荷调节潜力等方式提升项目调节能力。上述安排有助于提升多用户模式下的源荷协同水平，更好适应电力系统安全稳定运行要求。

三是明确与公共电网的责任界面与运行约束。《通知》对项目与公共电网的安全责任界面作出明确划分，要求项目合理确定接网容量，控制与公共电网的交换功率，并在新能源消纳困难时段不得向公共电网反送电。同时，明确项目应自行承担因自身原因造成供电中断的相关责任。上述安排有利于保障电网安全稳定运行，促进权责清晰、责任对等。

三、健全市场交易与绿电溯源机制，促进规范有序发展

一是明确市场参与路径，体现项目参与市场化交易的演进路径。《通知》提出并网型项目原则上作为整体参与电力市场交易，同时设置由“报量不报价”向“报量报价”逐步过渡的安排。这一设计兼顾了当前各地电力现货市场发展不平衡的现实，一方面降低项目初期参与市场的门槛，另一方面为其未来全面融入现货市场预留制度接口，体现出绿电直连由“政策驱动”向“市场驱动”转型的方向。

二是强化项目内部管理与结算安排，适应多用户协同运行的复杂性。相较单一用户模式，多用户绿电直连涉及多个电源和负荷主体，《通知》通过统一计量参考点、明确分表计量要求以及规范内部协议安排，构建了相对清晰的内部管理框架。这一机制的核心在于将项目作为“整体参与、内部细分”的运行单元，即对外统一参与市场、对内实现电量与费用的合理分配，从而在保证运行效率的同时，降低多主体协同带来的交易成本和管理复杂性。

三是完善绿电溯源与分配机制，支撑多用户场景下的绿色用能核算。《通知》提出基于分时计量数据对自发自用电量进行核算，并按用户用电比例进行分配，同时与绿证体系衔接。在多用户共享电源的情况下，通过明确“谁用电、谁享有绿电属性”，解决了绿电归属和核算问题，为企业开展碳核算、绿色电力消费认证以及应对国际碳规则提供了基础条件。

随着多用户绿电直连的推进，改革和创新必将进一步释放新能源发展的红利，推动能源领域新主体、新业态和新模式的蓬勃发展，为尽快建成新型能源体系，实现双碳目标做出贡献。

国家发展改革委、国家能源局近日出台文件指出，我国将推动多用户绿电直连，促进新能源就地就近消纳利用。

多用户绿电直连是指风电、太阳能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。通俗讲，就是一个新能源电源可以向多个用户就近供电。其中，用户指法人实体，不包括居民和农业用户。

目前我国新能源总装机规模已达到19亿千瓦，根据新一轮自主贡献目标，到2035年将达到36亿千瓦。随着新能源发电装机容量快速增长，新能源消纳方式亟须创新，拓展新能源开发利用空间。

对于哪些用户可以开展多用户绿电直连？此次出台的文件明确，新建负荷可开展多用户绿电直连。存量负荷中，单用户绿电直连项目可拓展为多用户绿电直连项目；有绿色电力消费需求的用户可开展多用户绿电直连；工业园区、零碳园区等的全部或部分负荷可开展多用户绿电直连。

从“一”到“多”：多用户绿电直连政策的突破与创新

——与单用户绿电直连政策的对比解读

电力规划设计总院能源政策与市场研究院院长凡鹏飞

2026年5月20日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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）（以下简称《通知》），明确了多用户绿电直连的政策导向，对于进一步促进新能源就近就地消纳、更好满足零碳园区等规模化绿色用能需求具有重要意义。与去年出台的《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）（以下简称“单用户政策”）相比，《通知》既有一脉相承的延续性，又实现了从“一”到“多”的突破和创新。本文从适用范围、管理要求、就近消纳、价格交易等方面对两个政策进行对比分析。

一、创新拓展绿电直连适用范围

与单用户政策相比，《通知》在用户数量、业态场景和项目要素方面均有突破，将绿电直连模式从“单一用户专属”拓展为“多主体普惠共享”，大幅拓宽了政策覆盖范围。

（一）直连用户数量更加多元。单用户政策中新能源只能向单一电力用户供电，而《通知》在此基础上打破“单一用户”限制，明确新能源可向多个不同法人实体用户供给绿电，有利于让更多负荷主体能够享受绿电直连政策红利。但需要注意的是，多用户中不包括居民和农业用电，这也意味着多用户绿电直连项目与传统的台区多用户供电具有显著差异。

（二）直连场景类型更加丰富。单用户政策中明确了四类典型场景，较好满足了部分有刚性降碳需求的企业用电诉求。在此基础上，《通知》创新提出“五个用户侧+四个电源侧”九大多用户绿电直连应用场景，包括存量单用户绿电直连项目扩建、有绿色电力消费需求的用户、园区用户、分布式光伏汇集接入等特色场景，在打造丰富直连场景的同时也实现了单用户政策和多用户政策的有效衔接。通过允许工业园区、零碳园区、增量配电网的全部或部分负荷就近接入新能源，不仅可以有效挖掘用户侧集群化的就近消纳潜力，还可以在国内碳排放双控和国际绿电溯源要求下最大程度满足相关企业绿色用能需求，为园区整体绿色低碳转型提供可落地的实施路径。

（三）直连项目构成要素更加多样。单用户直连项目构成要素简单，主要包括电源、直连线路和负荷，从《通知》要求看，多用户绿电直连项目构成要素更加多样，涉及电源、线路、变电设施、储能、运营平台及多个负荷主体。

二、推动绿电直连管理要求再上新台阶

单用户政策构建了基础管理框架，而《通知》针对多主体协同的核心特点，在单用户政策基础上系统优化全流程管理要求，构建了更完善、更具实操性的管理制度。

（一）项目全流程管理进一步规范健全。《通知》在单用户政策“以荷定源”核心原则的基础上，针对多用户场景强化了全链条管理要求：规划层面，延续了项目新能源规模纳入省级开发建设方案的要求，同时鼓励地方结合多用户项目特点优化核准、备案流程，推动项目落地；审批层面，延续了年自发自用电量占比的核心考核要求，确保项目源荷匹配；运行层面，明确项目建成后接网容量变更需重新履行接入评估手续，内部新增电源规模需纳入省级建设方案，形成了“规划-审批-运行”全闭环的管理体系，确保多用户项目在扩容的同时有序规范发展。

（二）项目主责单位制度进一步优化创新。多用户项目涉及主体多、产权关系相对复杂、安全经济责任协调有一定难度，单用户政策提出的“项目原则上由负荷作为主责单位”的制度要求难以有效适用。《通知》针对性创新优化了主责单位管理制度，放宽了主责单位的主体范围，既可由电源与负荷成立的合资公司或单方投资主体担任，也可由园区管委会或第三方机构等独立主体（不含运营输电业务的公共电网企业）担任，实现了项目主责单位管理的创新。

（三）安全管理与责任体系进一步升级完善。《通知》在延续单用户政策关于继电保护、安稳控制、涉网监测等基础安全管理要求的基础上，针对多用户场景的复杂性，进一步升级了安全管理体系：一是强化了主责单位的运行管理责任，要求其协同优化内部电源、储能资源，制定应急场景下的内部用电调节和有序供应预案，提升项目整体安全管控能力；二是创新明确了安全兜底责任机制，要求项目主责单位承担因项目自身原因造成供电中断的相关责任，再根据内部协议和运行实际公平划分责任，既厘清了与公共电网的责任边界，也解决了多主体场景下安全责任推诿的问题，构建了“边界清晰、兜底有责、协同管控”的安全管理体系。

三、强化升级新能源友好就近消纳要求

促进新能源就近就地消纳是绿电直连模式的核心目标，《通知》在单用户政策消纳管理要求的基础上，进一步强化了就近消纳的约束机制，创新了源荷调节能力培育与绿电溯源管理制度，推动消纳利用向“友好型、就近化、可溯源”升级。

（一）项目反送电约束要求更加刚性。单用户政策针对反送电量设置了比例限制，并区分现货市场运行地区提出了差异化的反送电要求，《通知》在沿用该项要求的基础上，将之前的“在新能源消纳困难时段，项目不应向公共电网反送电”调整为了“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”，从“不应”到“不得”反映的是管理要求的强化，有利于切实压实项目就近消纳的主体责任，避免增加大电网消纳压力。

（二）项目就近消纳能力提升的具体实现形式更加多元。单用户政策提出鼓励项目通过配置储能、挖掘负荷调节潜力提升系统友好性，而《通知》进一步将培育用户侧调节能力作为多用户模式的长期目标，要求项目通过合理配置储能、提升集控管理能力、挖掘负荷灵活调节潜力、开展多能互补等多种方式，提升就近消纳能力，对于助力能源消费模式变革和新型电力系统建设具有重要意义。

（三）创新提出自发自用绿电分时溯源机制。单用户政策中由于直连模式简单，绿电可清晰溯源。但多用户项目中，由于分配方式复杂，分配主体多样，增加了绿电溯源的难度。为了更好满足企业碳考核要求，《通知》创新建立了自发自用绿电分时溯源机制，明确项目整体自发自用电量的核算规则，要求内部各用户按照每个时段用电量占该时段项目总用电量的比例，对自发自用绿电电量进行拆分。这一机制在小时级时间尺度上实现了绿电自发电量与自用电量的精准匹配，解决了多用户场景下绿电权益的公平分配问题。

四、细化明确绿电直连相关交易价格机制

交易与价格机制是绿电直连模式市场化运行的核心，《通知》针对多用户场景带来的新变化和新情况，进一步明确了市场参与方式，健全和创新了项目内部管理机制，确保交易价格机制更灵活、更适配市场化改革方向。

（一）细化了项目两阶段参与市场方式。《通知》坚持了单用户政策提出的“项目作为整体参与电力市场交易”的基本原则，在此基础上创新设计了参与市场的分阶段模式：初期，项目可采用“报量不报价”方式参与电力现货市场，待条件成熟后，逐步过渡至“报量报价”方式参与，这为项目积极稳妥地参与市场，既指明了目标和方向，又预留了空间和裕度。

（二）建立健全了内部协议动态协商调整机制。《通知》提出可根据外部市场价格变化、负荷实际调节能力等因素定期协商调整购售电协议或合同能源管理协议，为双方自行协商内部结算方式、电量曲线等协议内容指明了方向，有效增强了项目运行的灵活性和内部交易的适应性。

（三）创新提出了基于调节能力的内部补偿机制。通过约定方式将内部主体的调节能力与补偿标准有机结合，鼓励项目主体主动挖掘调节潜力、优化内部运行方式，促进源荷精准匹配，在项目自身安全稳定经济运行的同时，实现与电力系统友好互动的“双赢”。

从单用户到多用户，绿电直连模式完成了从“单一主体” 专属供给到 “多主体” 普惠共享的关键跨越，预示着我国绿电直连正从单一用户探索，转向多用户协同发展的新阶段，不仅让多用户绿电直连成为新型电力系统中的新业态、新模式，还为用户的绿色供电方式焕新提供了新选项、新机遇，将有力推动全社会绿色用能水平提升，为加快建设新型能源体系和能源强国提供重要支撑。

各相关单位:

当前，全国电力现货市场全面深化推进，电价波动加剧、市场化电价持续下行，传统热电联产行业经营压力显著加大。大量以热定电运行的背压式机组，受生产工艺刚性约束，调峰灵活空间不足，难以适配新型电力系统负荷调节要求，在现货低价、低谷冗余电量、辅助服务考核等多重因素叠加影响下，原有单一电热经营模式利润空间不断压缩，行业转型迫在眉睫。

在此背景下，加快推进深度节能降碳技术应用、热电解耦灵活改造、工业余热深度梯级利用、多能互补协同运行、综合能源服务拓展、循环经济产业耦合，成为全国热电企业破局脱困、降本增效、培育新增收益增长点的核心路径。上述技术路线与创新模式，已在多个标杆示范项目中取得成熟实践验证。

为深入交流上述关键技术及创新模式，借鉴成熟经验，破解背压机组调峰受限、现货市场冲击、收益收窄等行业难题，中国节能协会热电产业专业委员会定于2026年6月24日-26日在浙江义乌举办“热电综合能源服务转型与赋能零碳园区建设技术交流会”，并组织实地参观华川集团绿色低碳循环产业园示范项目。现将有关事项通知如下：

会议组织

指导单位：中国节能协会

主办单位：中国节能协会热电产业专业委员会

支持单位：浙江省节能协会热电专业委员会、杭州市节能协会、嘉兴市节能协会、宁波市节能协会、无锡市能源产业协会、南通市电力行业协会、山东节能协会热电专业专委会、浙江华川实业集团有限公司‌、杭州热电集团股份有限公司、浙江富春江环保热电股份有限公司、山东理工职业学院

网络协办：中能热电网

会议时间及地点

时间：2026年6月24日至26日（6月24日报到）

地点：浙江·义乌（具体地点待定）

活动日程：

1.背压机组转型闭门座谈会—容量电价与现货市场下的困境与突围，6月24日下午15:30（详见单独通知）。

2.专题报告及技术交流，6月25日全天。

3.标杆项目实地参观，6月26日上午。

专题报告及技术交流主要内容

（一）行业政策与热电行业发展趋势

1）电力现货市场、辅助服务、容量机制政策趋势深度解读；

2）零碳产业园区规划建设、能耗管控、低碳评价与体系构建实操经验；

（二）热电联产系统优化与灵活改造

1）热电联产清洁降碳、节能改造与热电协同技术；

2）背压机组热电解耦、灵活性升级、深度调峰改造技术路径；

3）机组负荷优化调节、智慧化管控、精细化运维管理落地应用；

4）热电厂主辅机节能降碳技术；

5）电源侧储能及储热技术；

6）热电系统数智化运维。

（三）工业余热深度梯级利用技术应用

1）中低品位余热回收、梯级分级利用、跨行业余热复用方案；

2）余热供暖、余热工业利用、余热耦合多能系统集成技术；

3）热力管网优化、长距离输配、管网节能与智慧运维管理。

（四）综合能源服务与循环经济协同低碳发展

1）热电企业拓展多元化公用服务，冷热电联供、压缩空气供应等综合能源服务体系的搭建与运营；

2）综合能源服务市场化运营、客户定制化服务、长效盈利模式构建。

3）发电企业固废资源化处置、炉渣飞灰综合利用技术；

4）园区污水综合治理、中水回用、水资源循环利用闭环体系建设；

5）厂区分布式光伏布局、自发自用、源网荷储协同低碳落地实践；

6）循环经济产业园整体规划、多产业耦合协同、减污降碳协同增效典型案例。

（五）标杆项目现场参观（华川集团绿色低碳循环产业园）

实地参观项目为华川绿色低碳循环产业园，是集垃圾焚烧热电联产、全域余热回收、厂区分布式光伏、压缩空气工业化外供、固废与水资源循环利用于一体的综合性示范基地。园区以热电系统为核心基座，构建 “热电供能+余热复用+光伏补能+公用工程外供+ 全域循环治理” 的成熟运营体系，可稳定输出电力、热力、压缩空气等多品类综合能源服务，形成可复制、可推广的热电企业转型发展新模式，为行业从传统单一发电供热，向园区综合能源服务商高质量升级提供完整实践样板。

本次参观聚焦工业园区背压机组经营转型痛点，深度观摩学习园区余热梯级利用、垃圾焚烧热电协同、冷热电联供、压缩空气外供、多业态综合能源、全链条循环经济等成熟技术与商业模式。

技术展示

交流会特设技术展示区，将聚焦展示热电行业节能装备、绿色低碳技术、热电协同、储能储热、系统集成解决方案与数智化技术等。

参会人员

电厂、热电厂、城市热力公司、工业园区能源站、节能降碳技术服务商、储能储热服务商、工业用热技术服务商、余热利用技术集成企业、综合能源服务商、工业公用工程配套单位、固废资源化与环保企业、能源规划设计单位、高等院校及科研机构、行业设备制造与工程技术企业负责人及技术管理人员。

联系方式

马欣：13683611761（微信同号）

马硕：18519760499（微信同号）

孟磊：15711434123（微信同号）

邵阳：18610336454（微信同号）

海飞：15624962349（微信同号）

安琪：13020084636（微信同号）

本次交流会紧扣为工业园区服务的热电企业共性难题，结合标杆示范项目成熟实践，聚焦技术革新与模式创新，为全国热电行业转型升级提供可落地、可复制的系统化解决方案。

最新会议通知：热电联产赋能零碳园区与综合能源转型.pdf

附件：参会回执表.docx

5月15日，应中国节能协会热电产业委员会秘书长张东胜邀请，国家发展和改革委员会价格成本和认证中心化石能源价格成本处卞正处长、张丹一行到访委员会。委员会副秘书长刘凯、马硕主任参加了交流座谈。

会上，双方围绕当前发电、供热领域的发展现状与未来趋势深入交换了看法。结合行业面临的煤价波动、热价倒挂、绿色低碳转型等现实挑战，双方重点就容量电价机制、现货电力市场交易运行、煤电价格联动等热点问题进行了坦诚、务实的沟通。

委员会秘书长张东胜介绍了热电产业委员会近期在行业研究、标准制定、企业服务等方面的工作进展，以及下一步在热电联产经济性、灵活调峰等领域的工作计划。卞正处长一行介绍了价格成本和认证中心近期在能源价格成本调查、成本监审等方面的工作重点和任务。

双方一致认为，热电领域价格机制是推动行业高质量发展的重要基础性支撑。会谈中，双方还围绕背压供热机组在电力市场运行中的成本补偿适用性等具体技术经济性问题进行了讨论。在此基础上，双方就合作开展相关课题调研与专项研究达成初步意向。

从首都电力交易中心获悉，今年1至4月，北京绿色电力市场化交易规模首次超过火电，绿电交易占电力市场化交易总量的比重超过60%。

最新数据显示，1—4月，北京绿色电力市场化交易达到188亿千瓦时，同比增长82.54%，交易规模首次超过火电。其中99.97%的绿电来自新疆、西藏、山西等14个省区。前4个月，北京绿电交易占电力市场化交易总量的比重达到63.63%。

首都电力交易中心副总经理 王立：今年以来，我们根据企业实际需求，把绿电交易周期大幅缩短。多年期的可以按月交易，跨省区的最长十天一次，京津唐地区的按周就能办理。企业用绿电，短时间能买到，交易越来越灵活。

下一步，北京将持续拓展绿电进京渠道，优化绿电交易服务，推动绿电向产业园区、数据中心等重点领域拓展，今年外省输入绿电规模将达450亿千瓦时，首都绿色电力供应保障能力持续增强。

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及其上下游企业等）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法违规活动。

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%。

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。

政策原文如下：

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、适用范围
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及其上下游企业等）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法违规活动。
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、违约责任等事项签订协议。
（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原因造成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）安全运行管理
项目应按标准配置继电保护、安全稳定控制装置、通信设备等二次系统。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相关标准，并按照有关规定向电力调度机构提供相关资料。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相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、公平分摊的原则签订协议，合理确定内部结算方式等内容，并考虑外部市场价格变化、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）相关要求，公平承担输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等费用。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生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、核销等按照有关规定执行。
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、消纳条件等实际情况，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行情况，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

国家能源局有关负责同志就

《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》答记者问

国家发展改革委、国家能源局近期发布《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（以下简称《通知》），国家能源局有关负责同志接受采访，回答记者提问。

一、为什么要出台多用户绿电直连政策？

答：新能源就地平衡、就近利用是破解高比例消纳难题的重要举措。去年出台的《关于有序推动绿电直连有关事项发展的通知》（发改能源〔2025〕650号）（以下简称单用户绿电直连），开创了新能源就近消纳利用新模式，半年来各地在推动政策落地中反映单用户绿电直连仅允许新能源向单个用户直接供应绿电，无法满足多个用户的绿电直连需求。为贯彻落实党的二十大和二十届历次全会精神，推动能源消费模式变革，满足工业园区、零碳园区等用能清洁替代需求，我们在梳理总结各地相关实践基础上，制定了多用户绿电直连文件，从负荷范围、适用场景、规划建设、运行管理、市场交易和价格结算机制以及绿电溯源等方面进行了相关规范与引导，推动消费侧新模式新业态新场景创新发展的同时，实现更高水平、更大范围的新能源就近消纳利用。

二、《通知》的主要内容是什么？

《通知》共分为五部分。一是给出多用户绿电直连模式的定义和形态，在单用户绿电直连基础上拓展适用范围和应用场景，推动实现工业园区、零碳园区等用能清洁替代。二是明确投资与建设要求，按照“以荷定源”原则确定项目新能源规模及投产时序，要求项目通过灵活的投资模式建立主责单位，负责项目内部电力设施的建设和公平运营。三是细化运行管理要求，明确项目及内部主体、公共电网间的安全责任界面，强调项目内部自平衡管理模式，提升项目安全保障和应急管理能力，促进新能源就近消纳。四是交易与价格机制，明确项目作为整体参与电力市场，允许内部协调优化运行方式、灵活调整发用电曲线，明确计量结算要求并按就近消纳价格机制缴纳相关费用；同时，探索基于分时计量的绿电溯源机制，与绿证、碳核算等做好衔接。五是做好组织保障，明确地方能源主管部门、国家能源局派出机构、电网企业和电力市场运营机构等的工作要求。

三、多用户绿电直连模式的适用范围是什么？

答：当前，工业园区占我国总能耗的66%以上，未来碳排放双控政策将逐步覆盖更多高载能行业，推动重点行业企业、工业园区、零碳园区等开展多用户绿电直连，有利于拓展新能源开发利用空间，推动我国双碳目标实现。为此，《通知》明确多用户绿电直连的适用范围包括：新建负荷可开展多用户绿电直连。存量负荷中，单用户绿电直连项目可拓展为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及其上下游企业等）可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开展多用户绿电直连。

四、与单用户绿电直连相比，多用户绿电直连的投资和运营管理模式有什么不同？

答：多用户绿电直连项目涉及电源、负荷、线路、储能等多个主体，既要厘清项目整体与大电网的安全和经济关系，又要做好内部各主体的统筹协调。为此，《通知》要求项目应明确独立的主责单位，负责连接线路、变电设施、储能及运营平台的投资建设，以及项目运营管理、市场交易、电费结算等各方面工作。鼓励项目主责单位由用户、新能源企业或政府合资成立，或由第三方平台公司投资，也可以由具备能力的电源或负荷企业单独投资。

项目对外作为整体，按照《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）要求，公平承担项目输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等费用。项目主责单位应按照《通知》要求对内承担相应的责任和义务，应与项目内部主体按照权责对等、公平分摊的原则签订协议，明确产权划分、运行维护、平衡责任、违约责任等事项，合理确定结算方式与费用标准，在外部市场价格、负荷实际用电情况等发生较大变化时，项目主责单位与内部主体间应通过公平协商方式对费用标准进行合理调整，促进价格信号有效激励和公平传导。

五、哪些企业适合开展多用户绿电直连？

答：能够响应电价信号、灵活调整用电负荷的工商业企业适合开展多用户绿电直连。这些企业用电灵活性高，能够通过优化用电时间和用电量，更好地适应新能源的波动性，提升项目的源荷匹配程度，减少项目对大电网的依赖；允许项目更加合理选择接入公共电网容量，提升受电变压器负荷率，降低输配电成本；还可通过“高峰少用电、低谷多用电”和提高自发自用电量比例节约电能量费用支出，从而提升项目整体的经济性。

多用户绿电直连支持企业通过生产流程改造升级或再造，提升负荷灵活性和项目经济性，促进更多新能源就近消纳，减轻大电网调节压力。

六、与单用户绿电直连相比，多用户绿电直连政策创新点有哪些？

答：多用户绿电直连坚持绿色导向，在单用户绿电直连的基础上进一步加大政策供给，实现更高水平新能源就近消纳。主要体现在四个方面。一是扩大了适用范围和应用场景。在负荷类型方面，支持有绿电消费比例要求、重点用能和碳排放单位等企业开展直连；在应用场景方面，允许零碳园区、工业园区、增量配电网等发展直连项目，推动高耗能企业和工业园区等实现用能清洁替代。二是建立调节能力激励机制，鼓励多用户协同优化用电行为，通过聚合柔性负荷、提升集控管理能力、合理配置储能等方式，提升项目整体调节能力，从而提升项目经济性，鼓励项目内部主体之间探索灵活的协作方式，可以基于主体间不同的调节能力约定调节责任和相应经济补偿标准。三是支持电网末端更多发展自平衡的产消融合模式。《通知》清晰界定项目和大电网的责任边界。一方面，强调项目内部自平衡、自调节特性，减轻电力系统平衡压力；另一方面，引导项目合理申报接入容量，减少对公共电网的容量占用，提升项目自身经济性的同时，一定程度提高公共电网资产投资效率。四是建立适应多用户的绿电溯源机制，基于项目各主体的分时表计结果建立了小时级绿电溯源机制，可对各用户的自发自用绿电进行精准计量，与绿证核发、碳排放因子计算和国际绿电溯源等要求做好衔接。

七、下一步如何推动《通知》实施？

答：国家发展改革委、国家能源局将会同有关部门做好《通知》的组织实施工作。一是指导地方结合实际尽快细化文件要求，优化项目管理机制，做好与规划、市场、绿证等的衔接协同，有序推动项目建设。二是做好宣传解读，组织有关部门和相关专家广泛深入开展政策解读和专题培训，促进社会有关各方及时了解政策内涵。三是做好跟踪监测，持续跟踪各地政策落实情况，分析项目建设面临的问题困难，推动协调解决。

在河南郑州，随着地热井口阀门开启，二氧化碳通过管道进入深达2500米的地热井吸热升温，全国首个地热能超临界二氧化碳取热项目正式投产运行。不同于传统的地热能取热，该项目用超临界二氧化碳替代水作为传热介质，将超临界二氧化碳输送至地热井底部，吸收地下热量后返回地面传递给供暖用水。

相较于传统的地热用水作为介质，超临界二氧化碳密度大、流动阻力小，取热效率更高，取热能力可提升约20%，单位供暖能耗降低10%，同时可实现全过程不取地下水、不污染地层、不扰动地质环境，确保清洁安全取热。项目投运后可在冬季满足超1.8万平方米居民住宅集中供暖需求，每年可替代标准煤约288吨，减排二氧化碳约750吨。

国家能源集团明确将虚拟电厂作为壮大战略性新兴产业、培育新质生产力的重要抓手，加速布局虚拟电厂项目建设。截至2026年4月底，国家能源集团已累计投运12个虚拟电厂项目，累计聚合资源容量超550万千瓦，可调节容量达48.5万千瓦，为夯实电力保供基础、提升新能源消纳能力提供了有力支撑，在跨省聚合、规模化扩张、市场化运营等方面取得了新成效。

龙源电力依托新能源装机与数字化资产等规模优势，于1月份正式投运集团首个跨省聚合虚拟电厂平台，采用“一个平台，多省聚合”架构，已接入天津、河北等9省（市）分布式资源，总聚合容量9.35万千瓦，可调节容量1万千瓦，标志着国家能源集团虚拟电厂由单区域建设运营向跨区域协同运营加速演进。

安徽公司虚拟电厂入选省内首批虚拟电厂试点项目名单，已接入135座分布式新能源场站，聚合办公楼宇、储能、充电桩等多类型资源，总计45万千瓦，可调节容量1.5万千瓦。

湖北公司虚拟电厂作为国家能源集团首家商业运营项目，总聚合容量75万千瓦，累计调节126次、调节电量415万千瓦时，为用户节省电费304万元。

浙江公司聚合资源162万千瓦，入选中电联2025年度电力行业数字技术应用创新案例。

江苏公司虚拟电厂形成“用户侧+平台租赁+发电侧”三位一体格局，总聚合容量129万千瓦。

山西公司“两类虚拟电厂”协同发展，聚合总容量48万千瓦，调节容量10.6万千瓦。其中“响应型”虚拟电厂（负荷聚合商）参与调峰等辅助服务市场，总聚合容量43万千瓦的电解铝、铁合金冶炼等特大型负荷用户资源，可调节容量9.5万千瓦；“市场型”虚拟电厂参与电力中长期、现货等电能量市场交易，总聚合容量5.3万千瓦的轮胎制造、铸造、重卡换电等优质可调用户资源，可调节容量1.1万千瓦。

下一步，国家能源集团将按照“十五五”开局之年总体要求，加快推进海南、河南等9个省区虚拟电厂试点项目，研发虚拟电厂聚合、调控、交易决策、安全接入等关键核心技术，健全虚拟电厂标准化建设与运营体系。持续拓展用户侧可调资源规模，打造一批可调节容量超10万千瓦、年营收超千万元的虚拟电厂示范项目。积极探索“绿电直连+虚拟电厂”、“零碳园区+虚拟电厂”等多元化商业模式，深化“源网荷储”智慧协同运营，加快构建国内领先的虚拟电厂运营服务体系。

《行动方案》以能源支撑人工智能发展、人工智能赋能能源转型为主线，聚焦保障算力设施安全可靠的能源供给、推动算力设施绿色低碳转型、促进算力电力高效经济协同、开放能源领域人工智能高价值应用场景、挖掘能源领域数据价值、强化能源领域人工智能模型创新等方面部署了29项重点任务，着力促进能源、算力、场景、数据、模型等人工智能发展各要素高效协同。

《行动方案》提出，到2027年，支撑人工智能创新发展的安全、绿色、经济的能源保障体系初步构建，清洁能源与算力设施互动能力显著提升。能源领域高价值场景逐步开放应用，能源高质量数据集共建共享长效管理机制初步建立，能源企业算力资源利用效率持续优化、稳步提升。到2030年，人工智能算力设施的清洁能源供给保障能力、能源领域人工智能专用技术研发和应用达到世界领先水平，人工智能与能源双向赋能取得明显成效。

保障算力设施安全可靠的能源供给

在保障算力设施安全可靠的能源供给方面，《行动方案》提出，统筹能源资源配置与算力设施建设，强化能源供给对算力发展的支撑作用，保障算力设施安全稳定运行，筑牢能源安全与数字安全屏障。

《行动方案》提到，统筹优化能源资源与算力布局。统筹大型新能源基地与国家算力枢纽规划布局，推动算力设施、互联网骨干直联点在新能源富集地区有序合理汇集，促进新能源就近就地消纳。结合地区能源、水资源等承载力，探索百万千瓦级人工智能算力设施与配套能源系统协同建设，选择具备条件的地区开展试点，推动算电协同一体化发展。

《行动方案》明确，提高算力设施多元电力供给能力。根据算力设施接入系统规模、电网电压等级、电网新能源渗透率、电能质量要求、算力设施业务类型等实际情况，建立健全算力设施能源供给规划建设标准。探索核电、氢能等能源以直连方式为算力设施供能。鼓励算力设施配置构网型储能，增强供电稳定性和对电力系统的主动支撑能力。

《行动方案》还要求，提升算力设施能源供给质量。开展供电质量提升专项行动，构建政府、电网、用户三方协同治理体系，引导算力设施合理配置供电可靠性和电能质量提升装置，确保算力设施电能质量。强化算力设施用能全过程监测与风险预警，提升相关用户极端情况的防范应对能力。

持续提升算力设施绿电占比

在推动算力设施绿色低碳转型方面，《行动方案》明确，持续提升算力设施绿电占比。加强算力设施项目布局规划指导，将绿电使用占比作为重要参考指标，增强绿色算力供给水平。支持算力设施通过参与绿证绿电交易提升绿电消费比例。推动算力设施备用电源绿色低碳转型，鼓励备用电源加快使用清洁能源替代传统燃油发电机。

《行动方案》要求，持续提升算力设施能效水平。推动算力设施高效冷却、高性能服务器、高性能供电架构、先进存储、余热资源回收利用等技术研发与应用。加强算力设施用能管理智能化水平，完善算力设施能耗监测评估体系，鼓励企业开展算力性能和能效碳效水平评估。探索开展类脑、量子、光子等变革性低功耗计算芯片及系统解决方案研究与试点应用。

《行动方案》提出，加强算力设施节能降碳管理。落实碳排放总量和强度双控要求，将新建及改扩建算力设施可再生能源利用方案、电能利用效率、绿电消费比例、余热资源回收利用等作为项目节能降碳审查评价重要内容。对依托零碳园区进行布局的算力设施，探索实施项目节能降碳审查评价备案制。加强电力、算力、碳排放协同计量，鼓励开展碳足迹核算与认证服务，引导算力设施绿色低碳发展。

《行动方案》还提到，完善算力设施绿电直连政策。依据算力任务类型，对算力设施实施分类管理，鼓励具备灵活调节能力的算力设施开展绿电直连。研究通过价格政策激励算力设施采用绿电直连等方式更高比例消纳新能源，持续提升算力设施绿色发展水平。

强化能源领域人工智能模型创新

在强化能源领域人工智能模型创新方面，《行动方案》提到，强化专业模型攻关创新，深化自主可控硬件在能源领域的深度应用，实现人工智能技术与能源产业的深度耦合，筑牢能源领域人工智能创新根基。

《行动方案》要求，加快能源专业模型技术攻关。聚焦电网、发电、煤炭、油气、综合能源等领域，提升能源大模型的泛化迁移、多智能体框架、大小模型协同、多模态理解生成、长序推理等基础能力。鼓励能源专业模型优先在国家级人工智能开源社区中开放共享，加速模型应用成果转化落地。推动五个以上专业大模型在电网、发电、煤炭、油气等行业深度应用，推进行业数据向专业大模型汇聚整合。

《行动方案》明确，加强人工智能前沿技术在能源领域的研发和应用。推进适配能源领域的智能终端、智能体、具身智能、人工智能原生架构等技术研发。完善能源领域人工智能应用测试基础设施，推动智能装备、智能体的验证和中试。加快能源领域人工智能技术普惠应用及产业智能化升级，促进全行业的规模化推广与价值释放。鼓励基于云计算等方式发展模型即服务新业态，支持培育一批优质人工智能技术服务商。

《行动方案》还提出，推动人工智能自主可控软硬件在能源领域深度应用。加快自主智算芯片与国产深度学习框架的适配优化，推动多框架协同运行，推动能源领域大模型高效迁移技术在典型场景中的应用。持续推动能源领域人工智能软硬件技术迭代升级，提升能源领域基础设施智能化水平。