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%。城乡居民生活用电量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%。城乡居民生活用电量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相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质量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，进一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设单位主要负责同志，各地市发展改革委、电力质监机构负责同志参加会议。  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同志在讲话中要求，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，深化行业监管与属地管理协同联动，强化违法违规行为震慑力度，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。

  为深入贯彻习近平总书记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度融合发展，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行情况。省气象局相关负责人详细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

近日，由我国牵头制定的国际标准《金属和合金的腐蚀交流电条件下导体材料腐蚀测试方法》(ISOTR22801:2026)经国际标准化组织(ISO)批准正式发布。全球输配电线路总长度已超过8000万千米，铜、铝及其合金等导体材料广泛应用于导线、金具等关键部件。在带电运行的条件下，交变电流、交变电磁场与大气腐蚀介质将产生显著的耦合作用，加速导体材料腐蚀。在沿海、工业污染地区，超过30%的导体材料发热、断裂问题与腐蚀直接相关，腐蚀已成为制约导体材料服役寿命、威胁电网长期安全稳定运行的关键因素。该标准紧扣工程实际需求，规定了电源设备类型、输出功率、样品尺寸形状、表面处理方式、电路接线、测试时间与温度等7项关键指标，模拟了在50或60赫兹(Hz)频率下输电导线表面电磁场分布，实现了贴近实际工况的腐蚀动力学测试与腐蚀速率测试。以直径为3毫米(mm)的1050铝圆柱样品为例，按照标准中规定的测试方法通入40安培(A)的交流电，样品表面将产生磁感应强度为5.33毫特斯拉(mT)的均匀自源性磁场，此时腐蚀速率达到了无电流条件下的3倍，更加精准还原了交变电流、电磁场和腐蚀介质耦合对导体腐蚀的加速效应，使实验室测试与现场实际工况的偏差降低50%以上。通过精准预判腐蚀规律，为差异化防腐与服役寿命评估提供技术支撑，预计可降低运维成本10%以上。该标准将支撑新材料、智能电网输配电等战略性新兴产业高质量发展，标志着我国在电力导体材料腐蚀测试领域的技术能力已获得国际广泛认可，为全球电力基础设施安全稳定运行贡献了中国方案。

  为确保第139届中国进出口商品交易会（以下简称“广交会”）期间电力可靠供应，南方能源监管局督促指导广东电网公司广州供电局全面落实保电责任，全力护航广交会全程零停电。  南方能源监管局坚持高标准、严要求，督促指导广州供电局做好保障电力供应相关工作。一是应用“场馆透明化”技术，建立从变电站到展位前端用电设备的全链路用电监测，实现异常状态秒级响应和处置。二是构建重要场所“双路市电+自动转换开关+不间断电源+应急电源车”立体供电防线，确保主电源故障时负荷无间断切换；针对机器人专区，开展差异化电能质量检测，推动保供电从“高可靠”向“高品质”升级。三是强化“人机协同”智慧值守，落实“现场值守+后台监控+多维协同”保障体系，实现从空中巡航到地下电缆全方位守护，以“零闪动”目标护航盛会。  下一步，南方能源监管局将持续加强供电监管，督促电网企业提升供电服务品质，为经济社会高质量发展提供坚强能源保障。

  为深入贯彻落实国家能源局关于新能源利用率监测监管工作要求，近日，西北能源监管局就进一步规范新能源利用率监测统计工作，向辖区内电网企业提出明确要求。一是提高政治站位，强化责任担当。深刻认识做好新能源消纳监测工作的重要性，严格落实《国家发展发改委国家能源局关于促进新能源消纳和调控的指导意见》等相关文件要求，抓实抓细新能源利用率统计工作，确保数据的真实性、准确性和完整性。二是完善统计细则，统一监测口径。重点修订特殊原因受限电量认定标准，针对特殊场景制定专项统计规则，进一步规范统计方法，确保统计口径科学统一。三是健全数据管理，提升信息化水平。加强数据管理与信息上报工作，提升信息技术应用与自动化水平，建立厂网数据常态化比对与确认机制，持续做好数据归集校核、监测分析工作，确保数据可追溯、可核查。四是加强政策宣贯，压实主体责任。加强对《光伏电站消纳监测统计管理办法》《风电场利用率监测统计管理办法》等政策的宣贯力度，组织开展相关细则和办法的专题培训，建立常态化沟通机制，确保政策执行不走样、数据统计无死角。  下一步，西北能源监管局将开展常态化精准监管，通过严抓新能源消纳，督促企业落实新能源消纳主体责任，切实提升新能源利用水平，为新型能源体系和新型电力系统建设提供监管保障。