近年来，广西风电产业加快布局，项目建设规模持续扩大。受投资体量大、建设周期长、业务模式复杂等因素影响，风电企业在项目立项、建设和运营过程中，普遍面临涉税政策适用专业性强、业务定性难度大等问题。围绕发展中的涉税合规需求，广西税务部门通过前置服务、精准辅导和信用赋能，持续完善风电项目全周期税收服务机制，助力风电产业稳步发展、绿色转型。在项目立项和建设初期，广西税务部门坚持服务端口前移，将合规指导嵌入项目推进前端，帮助企业从源头防范涉税风险。在防城港市防城区，滩营、门崖岭、南山等6个风电项目相继立项实施。针对项目前期政策适用复杂、合同涉税条款风险隐蔽等问题，防城区税务局组建专项服务团队，围绕项目立项、合同签订、工程结算、财务核算等重点环节，开展“一对一”政策辅导，帮助企业系统梳理涉税事项，明确政策适用口径。防城区税务局主动加强与自然资源、林业等部门的协同联动，将税务合规指导同步嵌入项目规划、用地审批等关键环节，推动涉税事项与行政审批事项同步推进，减少企业重复沟通成本。滩营风电场(二期)项目建设方防城港市伟熙风力发电有限公司负责人介绍，在税务部门的辅导下，企业自项目立项以来累计享受征前减免税费1000余万元，有效缓解了项目前期资金压力，保障了项目顺利推进。项目建成并网后，风电企业涉税业务更加复杂，对财税管理能力提出更高要求。广西税务部门依托税收大数据，针对不同企业、不同项目实施分类辅导和精准服务，帮助企业在关键业务环节规范操作。在北海市铁山港区，广西蓝水海洋工程有限公司承担漂浮式风电平台“三峡领航号”建造任务。项目建设过程中，企业在共用设备费用分摊、特殊海工服务进项抵扣等方面存在较多疑难问题。铁山港区税务局组织业务骨干多次深入企业调研，结合项目实际，编制《风电项目(含海工)增值税进项抵扣合规指引》，对风机、塔筒等核心设备抵扣规则、共用设备费用分摊方法以及特殊服务票据管理要求进行系统梳理，将抽象政策转化为可操作指引。蓝水海洋工程有限公司财务负责人说，2025年企业按照指引规范处理疑难发票26份，涉及税额30余万元，进一步降低了涉税风险。在强化事前、事中辅导的同时，广西税务部门还将纳税信用管理深度融入风电企业服务体系，推动形成合规经营的长效机制。通过税收大数据分析，对信用良好、风险等级低的企业实施差异化监管和精准服务，推动税费优惠政策直达快享。陆川凤凰岭风电有限公司凭借良好的纳税信用，2025年享受增值税即征即退政策，实际抵扣税额超500万元。企业负责人表示，税务部门的持续辅导和风险提醒，为企业合规经营和绿色发展提供了有力支持。在推动风电等新能源产业高质量发展中，广西各地税务机关持续强化涉税服务、优化政策落地。马山县税务局围绕新办风力发电企业开展定制化办税辅导，通过线上线下多渠道宣传优惠政策，组织青年服务团队“一对一”解读增值税即征即退、企业所得税减免等政策，帮助企业提升合规水平、缓解资金压力;2024年以来，该县风力发电企业累计享受税收优惠减免4581万元，加快技术更新和业务发展。在贺州市平桂区，税务部门选派“青税先锋”服务队主动对接风电项目建设方，系统梳理项目选址、融资安排、设备采购等阶段的涉税风险，编制《涉税风险清单》并针对企业所得税“三免三减半”、增值税即征即退等核心优惠进行定制化解读，从源头提升企业税务合规能力，助力风电项目加速推进。据统计，截至2025年底，广西风电并网装机容量突破1500万千瓦，“十四五”期间年均增长率超过20%。随着海上风电、山地风电等项目加快推进，广西风电产业规模和技术水平持续提升。下一步，广西税务部门将持续优化税收服务举措，完善新能源产业税收治理体系，以更高效、更精准的税收支持，助力风电等绿色产业在八桂大地加速发展，为区域经济绿色转型注入持续动能。

为保障电力现货市场公平有序竞争，防范发电企业行使市场操纵力风险，近日浙江能源监管办印发通知，部署开展市场力监测与缓解第二次模拟试运行。市场力监测与缓解模拟试运行分为事前与事后两个阶段。事前阶段聚焦市场出清环节，通过“结构监测+行为测试”对发电机组进行风险识别与干预。事后阶段则针对事前被标记的机组，在日结算环节逐一计算超额获利指数，从而形成管理闭环。自2025年7月15日首次开展市场力监测与缓解模拟试运行以来，浙江能源监管办持续督促市场运营机构跟踪每日试运行情况，按月组织分析总结，并对监测机制、测试指标及相关参数进行多轮优化迭代，形成了此次市场力缓解的机制框架与参数阈值。根据本次模拟运行情况分析，目前设定的参数阈值较为科学合理，既能有效识别2025年浙江市场力典型市场力行为，也可较好避免对正常报价机组的误判。下一步，浙江能源监管办将结合第二次模拟试运行开展情况，进一步完善相关参数和监测缓解实施机制，验证市场力缓解措施的有效性，为后续正式实施做好准备。

2月2日，国家能源局召开2026年度电力质监机构负责人培训会议。国家能源局党组成员、副局长何洋出席会议并讲话。会议指出，党中央高度重视工程质量工作，习近平总书记多次作出重要指示批示。电力质监机构要深入践行“以人民为中心”的发展思想，深刻认识电力建设工程质量监督工作的重要意义，切实履职尽责、担当作为，确保国家重大能源电力工程高质量建成投产，为扎实推进能源强国建设打下坚实基础。会议强调，“十五五”是加快建设新型能源体系、建设能源强国的关键时期，电力基础设施建设在规模与难度上大幅增加，电力质监工作面临重大挑战。会议要求，各电力质监机构要充分认识当前任务的艰巨性、严峻性，以更强烈的责任担当、更扎实的工作举措，坚决扛起质量监督责任，推动各项任务落实落细落地。一是加强质监队伍建设，严格履行质监职责，严守廉洁纪律底线;二是强化质监机构建设，完善激励约束机制;三是健全完善制度标准，构建质量隐患全链条防控格局;四是加强技术支撑能力，提高数智化质监水平。会上，部分电力质监机构作了经验交流发言。国家能源局电力安全监管司、华东监管局、可靠性和质监中心、各电力质监机构主要负责同志及相关人员参加会议。

近日，国家能源局发布2025年度能源行业十大科技创新成果。100兆瓦级多塔一机光热电站聚光集热系统多塔一机光热发电技术是实现大容量、低成本光热资源开发的重要路径。该项成果首创了多塔一机聚光集热系统架构，攻克了多塔联合聚光设计算法、高精度定日镜、吸热器核心材料等关键技术装备难题，有效提升了系统集成度与资源利用率。成果应用于甘肃酒泉瓜州70万千瓦“光热储能+”项目，为西北沙戈荒地区建设一批以光热发电为主的支撑调节型新能源电站提供了技术参考。(完成单位：中国三峡集团)500兆瓦级大型冲击式水轮发电机成套装置大型冲击式水轮机是高水头、大容量、高海拔水电站核心技术装备。该项成果围绕大型冲击式水电机组转轮及配水环管等核心设备开展攻关，构建了转轮极端工况下最优水力设计体系，突破了超厚复杂曲面焊接等技术装备难题，研制成功目前世界外径尺寸最大6.23米冲击式转轮和世界最大、单体重量最重承压过流部件。成果将应用于西藏扎拉水电站，为西南水电基地建设提供有力支撑。(完成单位：哈电集团、东方电气集团、中国大唐)2兆瓦液态燃料钍基熔盐实验堆成套技术装备钍基熔盐堆是以钍作为核燃料、高温熔盐作为冷却剂的第四代先进核能系统，具有固有安全、常压工作和高温输出等优点。该项成果形成了反应堆本体和主回路一体化设计、耐熔盐腐蚀高温镍基合金与超细孔径核石墨材料、高纯熔盐及液态燃料盐规模化制备等关键技术。基于该项成果的2兆瓦液态燃料钍基熔盐实验堆(TMSR-LF1)于2025年11月首次实现钍铀核燃料转换，证明了钍基熔盐堆核能系统利用钍资源的技术可行性，为未来钍资源规模化利用提供了关键技术支撑。(完成单位：上海应物所)700兆瓦级高效超超临界循环流化床锅炉高效超超临界循环流化床发电是煤泥、矸石等劣质煤清洁高效利用的重要技术路径。该项成果攻克了超超临界、超低排放和超低能耗循环流化床发电技术难题，实现了循环流化床发电技术从超临界到高效超超临界的阶跃式突破。与传统超临界循环流化床机组相比，可降低供电煤耗约20克/千瓦时，并具备更优异的灵活调节能力。成果应用于陕煤彬长、云能投红河、国粤韶关等发电项目，为新一代煤电建设提供有力支撑。(完成单位：哈电集团、东方电气集团、上海电气)特高压直流输电换流变压器有载分接开关装备有载分接开关作为换流变压器核心部件，可在不停电状态下实现电压动态调节，是特高压直流输电工程保持功率稳定和经济灵活运行不可或缺的“精密变速箱”。该项成果攻克了大容量有载分接开关自主设计、制造和试验成套技术，研制出全球参数最高、拥有完全自主知识产权的6000千伏安级容量有载分接开关，实现150万次机械寿命和30万次免维护切换，在陇东至山东±800千伏特高压直流输电工程示范应用，为大规模清洁能源电力外送提供坚实支撑。(完成单位：国家电网)电力求解器“天权”求解器是电力市场出清计算的核心引擎，是实现电力资源大范围集中统一优化配置的关键技术。该项成果研发的我国首套电力求解器，支撑世界上集中统一出清规模最大的电力市场—南方区域电力市场24小时不间断运行，计算规模超210万约束、230万变量，计算结果控制南方五省3000余台机组发电运行，为全国统一电力市场建设提供有力保障。(完成单位：南方电网)特大型露天煤矿无人驾驶运输系统数智化建设是提升煤矿安全生产水平和生产效率的有效手段。该项成果面向存量露天煤矿矿卡开展无人化改造，攻克了超大吨位矿卡精准线控、复杂地形精准导航、多厂商设备兼容协同、极端工况安全防控等关键技术装备，填补了特大型露天矿300吨级矿卡规模化无人驾驶运输技术空白。成果在多个年产3000万吨以上特大型露天煤矿应用，有力支撑传统矿山数智化升级。(完成单位：国家能源集团)大口径油气管道焊接机器人焊接机器人是油气管道工程建设数智化转型的重要装备。该项成果攻克了野外复杂工况自适应焊接、全过程精准智能管控、多模态感知系统融合等关键技术，推动管道焊接由“程序化执行”迈入“自主化决策”，填补了大口径管道智能焊接技术装备空白。成果应用于西气东输三线、川气东送二线等重大工程，有力提升油气长输管道数智化水平和建设施工效率。(完成单位：国家管网集团)大容量固液混合锂离子电池储能系统固液混合锂离子电池保留部分液态电解质，通过添加固态电解质材料提升性能，具备高安全、高效率、高能量密度等特性，应用前景广阔。该项成果研发了314安时大容量固液混合锂离子储能电池，通过拓扑及控制策略创新实现储能系统多功能复合型应用，具有完全自主知识产权。成果应用于广东华电汕尾华侨管理区200兆瓦/400兆瓦时新型电化学储能电站项目，推动固液混合电池储能技术规模化应用迈向新台阶。(完成单位：中国华电、中国能建、卫蓝新能源)大规模绿色电氢氨一体化柔性合成技术装备绿色电氢氨一体化利用为新能源大规模非电消纳提供了重要路径。该项成果构建了具有完全自主知识产权的绿色氢氨技术装备体系，提高了电氢氨系统负荷调节范围及技术经济性，实现了从波动性新能源到稳定化工品的协同。基于该成果的吉林大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目、吉林松原氢能产业园(绿色氢氨醇一体化)项目一期工程分别于2025年7月和12月投运，有力推动绿色氢氨产业规模化发展进程。(完成单位：中国能建、国家电投)

国家发展改革委国家能源局关于完善发电侧容量电价机制的通知发改价格〔2026〕114号各省、自治区、直辖市及新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，天津市工业和信息化局、辽宁省工业和信息化厅、重庆市经济和信息化委员会、甘肃省工业和信息化厅、北京市城市管理委员会，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、内蒙古电力(集团)有限责任公司、中国核工业集团有限公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、华润(集团)有限公司、中国广核集团有限公司：为贯彻落实党中央和国务院关于推进能源领域价格改革，加快建设新型能源体系的决策部署，引导调节性电源平稳有序建设，保障电力系统安全稳定运行，助力经济社会绿色发展，现就完善发电侧容量电价机制有关工作通知如下。一、总体思路适应新型电力系统和电力市场体系建设需要，更好统筹电力安全稳定供应、能源绿色低碳转型和资源经济高效配置，分类完善煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制，优化电力市场机制;电力现货市场连续运行后，有序建立发电侧可靠容量补偿机制，对机组可靠容量根据顶峰能力按统一原则进行补偿，公平反映不同机组对电力系统顶峰贡献。二、分类完善容量电价机制(一)完善煤电及天然气发电容量电价机制。各地按照《关于建立煤电容量电价机制的通知》(发改价格〔2023〕1501号)要求，将通过容量电价回收煤电机组固定成本的比例提升至不低于50%，可结合当地市场建设、煤电利用小时数等实际情况进一步提高。省级价格主管部门可对天然气发电建立容量电价机制，容量电价按照回收天然气发电机组一定比例固定成本的方式确定。(二)完善抽水蓄能容量电价机制。《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(发改价格〔2021〕633号，简称633号文件)出台前开工(取得取水、临时用地、环评批复文件，下同)建设的电站，容量电价继续实行政府定价，具体由省级价格主管部门按照633号文件办法核定或校核。电站经营期满后，按照弥补必要技术改造支出和运行维护成本的原则重新核价。按照633号文件明确的逐步实现主要通过参与市场回收成本、获得收益的精神，该文件出台后开工建设的电站，由省级价格主管部门每3—5年按经营期内弥补平均成本的原则，根据633号文件明确的成本参数规则，制定省级电网同期新开工电站统一的容量电价(满功率发电时长低于6小时的相应折减)。执行年限可统筹考虑电力市场建设发展、电力系统需求、电站可持续发展等情况确定。同时，抽水蓄能电站自主参与电能量、辅助服务等市场，获得的市场收益按比例由电站分享，分享比例由省级价格主管部门确定;其余部分冲减系统运行费用、由用户分享。(三)建立电网侧独立新型储能容量电价机制。对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价。容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算(折算比例为满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1)，并考虑电力市场建设进展、电力系统需求等因素确定。电网侧独立新型储能电站实行清单制管理，管理要求由国家能源局根据电力供需形势分析及保供举措等另行明确，项目具体清单由省级能源主管部门会同价格主管部门制定。三、有序建立发电侧可靠容量补偿机制(一)可靠容量补偿机制的总体要求。可靠容量是指机组在全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量。电力现货市场连续运行后，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，并适时调整。新能源装机占比高、可靠容量需求大的地区，应加快建立可靠容量补偿机制。在国家指导下，具备条件的地区可结合电力市场建设情况适时通过容量市场等方式形成容量电价。(二)合理确定补偿范围。可靠容量补偿机制的补偿范围，可包括自主参与当地市场的煤电、气电和符合条件的电网侧独立新型储能等，并结合电力市场建设和电价市场化改革等情况逐步扩展至抽水蓄能等其他具备可靠容量的机组;对获得其他保障的容量不重复补偿。政府定价的机组，不予补偿。(三)做好与容量电价政策的衔接。可靠容量补偿机制建立后，相关煤电、气电、电网侧独立新型储能等机组，不再执行原有容量电价。省级价格主管部门可在市场体系较为健全的基础上，对本通知出台后开工建设的抽水蓄能电站，统一执行可靠容量补偿机制并参与电能量和辅助服务等市场、市场收益全部由电站获得。鼓励633号文件出台后开工建设的抽水蓄能电站自主选择执行可靠容量补偿机制并参与电力市场。四、完善相关配套政策(一)完善电力市场交易和价格机制。煤电容量电价机制完善后，各地可根据电力市场供需、参与市场的所有机组变动成本等情况，适当调整省内煤电中长期市场交易价格下限，在确保电力电量平衡的情况下适当放宽煤电中长期合同签约比例要求。鼓励供需双方在中长期合同中签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制。省内市场供需双方签订中长期合同时，各地不得强制要求签订固定价，可根据电力供需、市场结构等情况，要求年度中长期合同中约定一定比例电量实行反映实时供需的灵活价格。(二)完善电费结算政策。上述调节性电源的容量电费、可靠容量补偿费用，纳入当地系统运行费用。现货市场连续运行地区，抽水蓄能抽发、电网侧独立新型储能充放电价按市场规则或现货实时价格执行;现货市场未连续运行地区，抽水(充电)价格执行电网代理工商业用户购电价格，发电(放电)价格形成方式由省级价格主管部门统筹考虑各类技术路线充放损耗等确定。抽水蓄能、电网侧独立新型储能抽水(充电)时视作用户，缴纳上网环节线损费用和系统运行费用，暂按单一电量制用户执行输配电价;发电(放电)电量相应退减输配电费。按比例由抽水蓄能电站分享的市场收益，统一按月结算、按年清算。(三)明确区域共用抽水蓄能容量电费分摊方式。区域共用抽水蓄能电站的容量电费分摊比例根据容量分配比例确定，鼓励通过市场化方式优化。其中，容量分配比例已经明确的，按已明确比例执行;容量分配比例尚未明确但项目已核准的，由所在地省级能源、价格主管部门组织拟参与分摊省份能源、价格主管部门协商确定并明确;尚未核准的新建项目，按上述原则协商确定后在项目核准文件中予以明确。五、做好组织实施(一)加强工作协同。省级价格主管部门要会同相关部门完善容量电价政策和适时建立可靠容量补偿机制，周密组织实施，做好政策解读，引导企业加强经营管理，促进行业健康发展。省级能源主管部门要会同价格主管部门科学测算当地电力系统可靠容量需求。各地要加快建立健全电力市场体系，实现抽水蓄能、新型储能等机组公平参与电能量、辅助服务等各类市场，更好体现调节价值，促进调节作用充分发挥。电网企业要配合开展数据测算，与电站签订调度运行协议和有关合同，做好市场收益计算、结算等工作，有关情况每年报省级价格主管部门和国家发展改革委(价格司)。国家将加强对各地的指导，促进平稳实施。(二)建立电价承受能力评估制度。省级价格主管部门要会同能源主管部门建立用户经济承受能力评估制度，将评估结果作为确定可靠容量补偿标准，制定电力系统调节能力及新能源和新型储能发展规划、方案等，核准抽水蓄能等项目的重要依据。电力系统可靠容量充裕或用户经济承受能力较弱的地区，要从严控制新增调节性电源项目;未开展用户经济承受能力评估的相关项目，不得纳入规划及核准，不得给予容量电费或可靠容量补偿。(三)加强容量电费考核。结合对各类机组管理要求完善容量电费考核办法，分类进行考核，引导机组提升生产运行水平，增强顶峰出力能力。可靠容量补偿机制建立后，进一步从严加强考核，充分发挥容量电价引导作用。对未能达到考核要求的机组，应扣减容量电费或可靠容量补偿费用，具体由省级价格主管部门会同有关方面明确。国家发展改革委国家能源局2026年1月27日

1月28日下午，工业和信息化部党组书记、部长李乐成主持召开光伏行业企业家座谈会，深入贯彻落实党中央、国务院决策部署，听取重点企业及光伏行业协会对“反内卷”工作的意见建议，研究部署推进光伏行业治理工作。副部长熊继军出席会议。会议强调，当前形势下，“反内卷”是光伏行业规范治理的主要矛盾，各部门要加强协同、同向发力，综合运用产能调控、标准引领、质量监督、价格执法、防范垄断风险、知识产权保护、促进技术进步等手段，以市场化、法治化手段共同推动光伏行业回归良性竞争、理性发展的轨道。光伏行业协会要积极履行职能，依法依规推进行业自律，创新方式方法，坚决破除行业“内卷式”竞争。工业和信息化部、国家发展改革委、市场监管总局相关司局负责同志，光伏行业重点企业及光伏行业协会负责人参加会议。来源：工业和信息化部

近日，云南省属企业投资的单体容量最大、海拔最高的光伏项目一一云南能投集团砌修塘光伏发电项目(二期)300MW顺利投运，标志着云南能投集团在推动“绿色能源、科技创新、民族共建”协同发展上迈出关键一步，该项目也是云南能投集团积极服务全省绿色能源战略、助力地方清洁能源基地建设的重要成果。高原之巅绿色电能奔涌而出走进砌修塘光伏项目场区，一排排深蓝色光伏板整齐排列在崇山峻岭之间，在阳光下熠熠生辉。项目全面投产后，年均发电量预计可达4.58亿千瓦时，年节约标准煤约14万吨，年均减排二氧化碳约38万吨。这不仅将有效优化区域能源结构、增强电力保供能力，也为高海拔、复杂地形地区规模化开发新能源提供了重要范本。斗冰雪战缺氧绿色电能如期绽放砌修塘(二期)光伏电站的建设本身就是一项挑战极限的宏大工程。项目位于香格里拉市格咱乡海拔4300—4700米的高寒石漠化地带，空气稀薄，紫外线强，冬季极端低温达零下20摄氏度，年有效施工期不足7个月。项目团队科学组织，动态调整，采取“分段攻坚、见缝插针”模式抢抓窗口期。在并网冲刺阶段，团队顶风踏雪徒步排查设备，24小时轮班值守，最终确保项目安全高效按期投产。科技创新匠心铸就光电矩阵在高海拔复杂山地建设光伏项目，科技创新成为破题关键。在光伏阵列区，针对冻土地质和陡峭地形，项目创新采用高海拔陡坡岩质地层单立柱基础及可调式支架，有效克服了地基不稳和安装坡度大的难题，同时桩基可固定沙土岩石，降低地表风速，减少风蚀水蚀，为植被恢复创造条件。项目通过无人机航测与数字化设计优化组件布置，最大限度利用地形、提升发电效率。升压站建设选用全封闭式组合电器(GIS)及高海拔耐低温特种电气设备，同时增设智能暖通与环控系统，保障极端气候下设备稳定运行。31.7公里的送出线路施工中，广泛应用轻型化、模块化金具和张力放线技术，克服了高山大岭运输与架线困难，并利用数字化监理系统实现全过程精准管控，确保工程质量和进度。绿电赋能千家万户乐业增收项目始终注重与地方融合发展，切实将绿色效益转化为惠民成果。在迪庆州各级政府的大力帮助下，该公司与政府成立了专项工作组，全力推动项目审批、土地协调、电网接入等各项工作按期高效完成，打造了省属企业和地方政府合作典范。施工团队与当地村寨建立沟通机制，大力推行本地化用工与采购，建设期间累计雇用当地藏族群众超1000人次，租赁本地机械设备百余台，并对参与建设的当地工人进行技能培训，有效拓宽群众增收渠道。同时，项目通过修建道路、改善用电等，间接带动周边乡村发展，切实将绿色发展红利转化为惠民成果，真正践行“开发一个项目、带动一方经济、造福一方百姓”的承诺。砌修塘光伏项目(二期)的投运，不仅是挑战高海拔山地光伏建设极限的成功实践，也为滇西北打造国家级清洁能源基地注入强劲动力。如今，绵延山巅的光伏矩阵正持续将阳光转化为清洁电能。未来，项目将持续发挥绿色效益，助力迪庆州构建“水、风、光、储”一体化协同发展的新型电力系统，在守护高原绿水青山的同时，推动地区经济社会高质量发展，在云岭大地上绘就生态优先、绿色发展的崭新篇章。

山东是分布式光伏装机规模最大的省份，装机容量超过6000万千瓦，接入用户超过130万户，海量分布式电源并网运行对电网安全和系统调节能力提出了更高要求。在此背景下，山东能源监管办深入分析问题症结，明确以提升分布式光伏通信采集和涉网运行控制能力为切入口，分类推进涉网安全能力提升，并制定改造工作方案。工作推进过程中，山东能源监管办会同山东省能源局，选取潍坊、临沂、德州、菏泽等地先行开展示范，组织地方发展改革委、供电企业及设备生产厂商等多方参与，逐步建立协同推进机制。通过实地调研和技术对接，系统梳理分布式光伏设备运行情况和改造条件，明确差异化改造路径，对不满足涉网安全能力要求的逆变器进行功能升级改造，实现发电数据“一发双收”，同时接入电网调度主站和用户光伏云平台，支撑分布式光伏秒级采集与控制。围绕数据接入、信息传输和指令响应等重点环节，各方持续优化实施方案，有效解决了海量数据处理和信息安全等问题，逐步形成了成本可控、可复制推广的技术路径。2026年1月1日，德州市首个改造项目顺利并网运行。改造完成后，相关分布式光伏项目实现了发电信息实时采集和调度指令及时响应，在提升电网运行安全水平的同时，用户也可通过光伏云平台实时掌握发电运行情况，提升对项目运行的知情度和参与度。目前，德州市陵城区已完成44家工商业用户和220户农户的改造测试，其余地区正按计划有序推进，已完成改造项目运行总体平稳，各项指标均符合“四可”要求。下一步，山东能源监管办将认真贯彻落实全国能源工作会议和能源监管工作会议精神，在总结改造经验的基础上，有序推动成果推广应用，进一步完善分布式光伏涉网安全监管要求，强化数字化监管手段，推动分布式光伏发展由规模扩张向质量效益并重转变，为构建新型电力系统、服务“双碳”目标提供有力支撑。

截至2025年12月底，我国电动汽车充电设施数量达到2009.2万个，突破2000万大关。其中，公共充电设施(枪)471.7万个，私人充电设施(枪)1537.5万个。目前，我国已建成全球最大的电动汽车充电网络，支撑了超4000万辆新能源汽车的充电需求。2025年我国充电设施发展持续提质升级，总体呈现三方面的特点：一是规模增长更快，从2006年我国建成首座充电站到2019年6月充电设施数量突破100万个，用了13年;从100万个到2024年6月突破1000万个，用了5年;但从1000万到2000万仅用了18个月。二是充电效率更高，大功率充电设施加快布局建设，全国公共场站单枪平均充电功率达到46.5千瓦，充电效率同比提升33%，充电服务体验明显提升。三是设施覆盖更广，全国高速公路服务区累计建成充电桩7.15万个，覆盖了全国超98%的服务区，19个省份实现了充电设施“乡乡全覆盖”。2025年9月，国家发展改革委、国家能源局等六部门联合印发《电动汽车充电设施服务能力“三年倍增”行动方案(2025—2027年)》，明确了今后一段时期充电设施发展的目标和行动路径。下一步，国家能源局将加强工作统筹，完善政策体系，督促指导各地加快充电设施规划建设，有效促进新能源汽车消费，确保《行动方案》落地见效。

2025年12月，全国完成电力市场交易电量6080亿千瓦时，同比增长6.6%。从交易范围看，省内交易电量4641亿千瓦时，同比增长5.3%;跨省跨区交易电量1439亿千瓦时，同比增长11.3%。从交易品种看，中长期交易电量5822亿千瓦时;现货交易电量258亿千瓦时。绿电交易电量317亿千瓦时，同比增长32.3%。2025年1-12月，全国累计完成电力市场交易电量66394亿千瓦时，同比增长7.4%，占全社会用电量比重64.0%，同比提高1.3个百分点。从交易范围看，省内交易电量50473亿千瓦时，同比增长6.2%;跨省跨区交易电量15921亿千瓦时，同比增长11.6%，其中跨电网经营区交易电量34亿千瓦时。从交易品种看，中长期交易电量63522亿千瓦时;现货交易电量2872亿千瓦时。绿电交易电量3285亿千瓦时，同比增长38.3%。