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35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，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43004700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(20252027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%。
记者从国家能源局获悉：1月20日，全国最大用电负荷首次在冬季突破14亿千瓦、达14.17亿千瓦。受大范围寒潮天气影响，1月18日以来全国用电负荷快速攀升，3天内增加1.5亿千瓦，相当于日本全年最大用电负荷，保暖保供进入关键时期。这已是今年用电负荷第三次创冬季新高。此前在1月4日，全国最大用电负荷达到13.51亿千瓦，首创冬季负荷历史新高。1月19日最高达13.79亿千瓦、20日最高达14.17亿千瓦，连续两天再创冬季负荷新高。入冬以来，华北、西北、东北3个区域电网和新疆、西藏等12个省级电网负荷75次创历史新高。今年以来，全国日用电量维持高位。1月5日，单日用电量首次在冬季突破300亿千瓦时，1月5至7日、1月19日单日用电量均超300亿千瓦时。国家能源局“一省一策”部署做好应对举措，克服新能源出力大幅波动、雨雪冰冻灾害造成的设备故障等困难挑战，保障保暖保供工作平稳有序。(人民日报客户端丁怡婷)
记者1月17日从中国航空发动机集团有限公司获悉，中国航发“太行7”燃气轮机创新发展示范项目、“太行15”燃气轮机创新发展示范项目、“太行110”重型燃气轮机创新发展示范项目近日成功完成国家能源局燃气轮机创新发展示范项目评估验收。中国航发专家表示，评估验收完成，标志着中国航发突破了燃气轮机研发设计、关键材料开发、关键部件制造、试验验证和运行维护等核心技术，将有力带动我国燃气轮机行业产业化、商业化发展。当前，“太行”系列燃气轮机“三兄弟”已交上稳定运行的“答卷”。“太行7”燃气轮机单机累计运行超25000小时，填补国产燃气轮机海上平台应用空白，为油气勘探开发装上更加强劲“中国心”。“太行15”燃气轮机示范机组累计运行超6300小时，利用海上油田伴生气资源，实现孤岛微电网电力供应自主保障，充分验证了机组的稳定性和可靠性。“太行110”燃气轮机示范机组累计运行超8400当量小时，拥有完全自主知识产权，实现100%国产化，成功填补了国内110兆瓦级功率重型燃机产品的空白，是目前国内功率最大的国产商业重型燃气轮机，已通过国家级产品验证鉴定并实现国际商业订单销售。(记者宋晨)
1月13日，记者从三峡集团获悉，全球首台20兆瓦海上风电机组在福建海域完成吊装。这是我国20兆瓦级海上风电机组首次在海上完成吊装，标志着我国超大容量机组研发制造和海上施工领域实现重要突破。此次吊装的机组位于离岸超过30公里、水深超40米的海域。面对季风期施工窗口短、海况复杂、高空作业风险大等多重挑战，施工团队采用起重能力达2000吨的第四代风电安装船进行作业，通过应用高精度定位与智能化沉桩控制系统，将三支长达147米的巨型叶片，依次平稳提升至174米高空，与轮毂完成精准对接，直径300米、扫风面积近10个标准足球场的巨大叶轮组装完成。据了解，该20兆瓦机组属于国家重点研发计划项目，并入选国家能源局首台(套)重大技术装备名单。机组实现了关键部件100%国产化，并在整机轻量化设计上取得突破，单位兆瓦重量比行业平均水平降低20%以上，有效降低了吊装施工难度与基础建造成本。机组并网发电后，单台年发电量预计将超8000万千瓦时，可满足约4.4万户家庭1年的用电需求，相当于节约标准煤约2.4万吨、减少二氧化碳排放约6.4万吨。
1月12日，国家电力示范项目630℃电力机组发电机转子成功安装，该项目两台630℃超超临界二次再热燃煤发电机组发电热效率首次突破50%，标志着我国发电装备制造关键核心技术取得重大突破。项目投运后预计每年可节约标煤21.79万吨，减排二氧化碳58.83万吨。
全国机械汽车专业计量技术委员会2026年度工作会议暨机械汽车行业计量规范审定工作会议在渝召开