6月25日，国家发改委正式印发《新型能源体系建设“十五五”规划》，文件明确提出：在十五五期间源储调节能力增长40%（源储调节能力为电源和储能调节能力之和），推动配电网向源网荷储资源高效配置平台转变，2030年力争具备承载9亿千瓦分布式新能源接入能力。建立完善新能源消纳综合评价指标体系，2030年新能源发电量占比达到30%。

文件明确提出：优化储能建设和调用。合理布局、积极有序开发建设抽水蓄能电站。大力发展新型储能，加力发展长时储能，鼓励多种储能技术路线发展，拓展新型储能在电源协同运行、电网稳定支撑及微电网、虚拟电厂等领域应用。推动新型储能调控方式创新，合理提升利用水平。2030年抽水蓄能装机达到1.6亿千瓦左右，新型储能装机达到3亿千瓦。

加快推进虚拟电厂规模化发展，2030年虚拟电厂调节能力达到5000万千瓦以上。加强源网荷储各环节安全风险管控，强化重要输电通道安全管理。

统筹优化新能源产业链布局，促进产业链供需平衡，形成良性竞争格局。推动新型储能、氢能制造业提质升级，巩固关键技术、应用生态等优势，减少低水平重复建设。深入实施“人工智能+”能源行动，统筹能源资源配置与算力设施建设，推动算电协同一体化发展。

另外，文件还明确提到了“人工智能+”能源规划。加强大型新能源基地与国家算力枢纽协同布局，打造“能源+数字”产业集群，推动以电强算、以算促电。强化算力与电力双向赋能，保障大数据、人工智能等产业高品质用电需求。

培育能源消费新场景新业态。推动多能融合互补发展，引导传统能源企业向综合能源生产服务商转型，建设一批电、气、热、氢等综合能源站。因地制宜发展适应新能源特性的用能产业，培育能源产消融合新模式，促进源网荷储深度融合。鼓励分布式光伏、分散式风电、生物质能、地热能等多场景多元化利用。推动零碳工厂和园区建设。利用市场机制聚合电动汽车、空调负荷等用户侧资源，引导虚拟电厂、智能微电网等新型经营主体创新发展。

按照前沿引领、关键共性、工程验证等分类推进重点技术研发应用，重点围绕新能源、新型储能、先进核电、智能电网、车网互动等领域，推动建立一批中试验证平台，加强重大科研成果试点示范应用。

国家发改委《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法》

2026年6月22日，国家发改委发《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法》 2026年第42号令，其中明确，可再生能源消费最低比重目标分为可再生能源电力消费最低比重目标和非电消费最低比重目标两类。

重点用能行业可再生能源电力消费最低比重目标可通过可再生能源电力自发自用、绿电直连、绿证绿电交易（划转）等方式完成。

可再生能源电力消纳责任权重是指国家规定各省级行政区域消纳的可再生能源电量占本区域全社会用电量应达到的比重目标，分为可再生能源电力总量消纳责任权重和非水电消纳责任权重两类。总量消纳责任权重包括全部可再生能源发电种类；非水电消纳责任权重包括除水电以外的其他可再生能源发电种类。

供电企业、售电企业、相关电力用户和使用自备电厂供电的企业等承担可再生能源电力消纳责任，配合做好可再生能源电量消纳，提升可再生能源消纳能力。

自发自用（全部或部分，含电源和负荷属于同一投资主体的绿电直连项目）可再生能源电量（含就地消纳的合同能源服务和交易电量），按电力行业统计职能单位认可的发电量，全额计入该用能主体的可再生能源电力消纳量。

电网企业经营区内主体自发自用的可再生能源电量，按电力行业统计职能单位认可的发电量，全额计入自发自用主体的可再生能源电力消纳量。

对项目电源和负荷属于同一投资主体的，按照自发自用计入主体消纳量；对项目电源和负荷不属于同一投资主体的，按电力行业统计职能单位认可的发电量计入项目用能主体的消纳量。

6月18日上午，国家发展改革委举行6月份新闻发布会。 

提问：近期有外媒报道中国政府正在研究大规模投资建设算力网。请问能否介绍一下相关情况？

回答：算力是数字经济时代的生产力，算力网是支撑数字经济高质量发展的关键基础设施。近年来，我们加快构建全国一体化算力网，形成以8大国家算力枢纽、10个国家算力集群、3个算电协同发展区域为重点的“8+10+3”算力空间布局，全国算力基础设施总量规模快速增长、算电协同深入推进、算网融合加速发展。比如，在算电协同方面，探索形成“源网荷储”一体化、“光伏直连+风电长协”等绿电多元利用模式，实现算力设施绿电替代和新能源消纳的有机组合。在算网融合方面，国家算力枢纽间网络加速扩容升级，互联能力持续增强。截至2025年底，围绕算力枢纽建成干线光缆145条，将8大算力枢纽间互联，以及全国各省份至8大枢纽的网络传输时延，均降至20毫秒以内，可以说，千里以外、瞬间即达。目前，随着人工智能快速发展，全国一体化算力网建设正在加速推进。截至今年3月底，我国已建成智能算力规模188.2万P，这相当于去年同期的2.5倍，预计还将保持高速增长态势。在具体建设过程中，市场力量将起决定性作用；我们将会同有关部门，加强统筹协调和政策引导。 

提问：您刚才提到算力网的建设，请问在推动算力网与新型电网、新一代通信网协同融合发展方面，是否有具体计划？ 

回答：重大基础设施网络是我们推进现代化建设的“硬支撑”。如果把经济社会看作一个有机整体，不同的基础设施网络就像人体内的呼吸、神经、血液循环等功能系统，既要明确分工、各司其职，也要在各大器官、各类组织中交汇融合、协同运行，才能共同支撑经济社会高效、稳定运转。您刚才提到的算力网、新型电网、新一代通信网，共同构成了智能经济和智能社会的重要底座，推动这些重大基础设施网络协同融合，可以优化供需对接、实现系统优化、提升整体效能。刚才已经向大家介绍了，近年来我国在算电协同、算网融合方面已经取得了积极进展。同时我们也看到，当前算力网与新型电网的协同，在规划建设、价格机制等方面还存在一些堵点，算力网与新一代通信网的融合仍有待强化，算力监测调度技术与机制仍有待突破。“十五五”时期，我们将更加注重供需适配，加强算力网与新型电网、新一代通信网规划建设的协同联动。在“硬投资”方面，探索更多行之有效的算电协同模式，做到以电强算、以算促电；加强算网融合创新，适度推动国家枢纽间直连线路扩容，进一步降低网络传输时延。在“软建设”方面，强化算力资源监测与市场化调度，加快建设联网调度、普惠易用、绿色安全的全国一体化算力网。

2026年6月17日，重庆市人民政府办公厅印发《重庆市建设新型能源算力枢纽实施方案》的通知，明确，推动算力电力双向赋能。积极建设智能微电网、虚拟电厂等新型电力系统，基于新能源、新型储能系统开展算力负荷与电力系统的协同优化，实现精准、动态、实时的能源调度与交易。加快推动算力与电力双向调节，建立跨节点算电协同调度技术机制，创新算电供需匹配双向管理机制，提升整体资源利用率。强化“疆算入渝”“疆电入渝”联动，探索“算—电—碳”协同联动机制，加大跨省绿电现货交易对数据中心的保障力度，推动数据中心积极开展绿电直连、绿电绿证交易、碳汇互认，确保新建数据中心绿电占比超过80%。持续开展绿色数据中心建设，加强新建数据中心节能审查，加快推动“老旧小散”数据中心节能改造，深入推进高效节能技术应用，推广“源网荷储”等模式，加强余热回收利用，降低数据中心电能利用效率。

重庆市人民政府印发《重庆市推动经济稳中向好若干政策举措》

2026年6月15日，重庆市人民政府印发《重庆市推动经济稳中向好若干政策举措》，文件提出指出：助力降低用电成本。持续优化企业办电服务，将接入“零投资”服务范围扩大到160千瓦及以下各类民营经济组织，降低企业办电成本。持续优化电力市场规则，研究稳步推进各类电源入市，丰富电力交易品种，引导企业合理签订电力交易协议。规范售电公司交易行为，建立保底售电公司，稳步降低售电公司服务费。依托数智化分析工具，指导企业用好分时电价、优化容（需）量电费计收方式，支持企业开展节能改造、加装无功补偿装置、建设分布式光伏和储能设施。

山西省发改委印发《山西省省级零碳园区建设方案》的通知

2026年6月16日，山西省发改委印发《山西省省级零碳园区建设方案》的通知，明确，支持新型储能推广应用，鼓励在电网、电源及用户侧配置电化学、压缩空气、氢能、飞轮等新型储能，促进新能源与新型储能协调发展。支持多元化新型储能技术应用推广，发挥新型储能削峰填谷、调峰调频的功能，有效缓解风电、光伏等新能源间歇性对电网的冲击。鼓励有条件地区依托周边抽水蓄能电站设计园区整体储能解决方案。探索风光+氢储能一体化应用模式。

对零碳园区建设方案中满足《山西省能源局关于印发〈推动绿电直连项目有序建设实施方案〉的通知》（晋能源规发〔2025〕259号）要求的绿电直连项目，列入省级绿电直连项目清单，优先支持零碳园区用能项目开展绿电直连建设，其新能源项目优先纳入省级年度开发建设计划，配套储能列入省级储能项目库，电网接入工程纳入省级电力规划。对零碳园区建设方案中符合条件的增量配电网项目，国网山西电力做好电网接入服务，全力保障零碳园区绿色电力可靠供应与高效消纳。

力争到2030年建设10个左右省级零碳园区，全面构建“以绿制绿”发展新模式。

因地制宜发展绿电直连、新能源就近接入增量配电网、智能微电网等绿色电力直接供应模式，探索氢电耦合开发利用模式。培育具备灵活充放电能力的电力需求经营主体，引导园区主动参与绿证绿电市场化交易。

支持地方政府、园区企业、发电企业、电网企业、能源综合服务商等各类主体参与零碳园区建设，围绕实现高比例可再生能源供给消纳探索路径模式。探索负荷聚合服务、虚拟电厂、源网荷储一体化、综合能源服务等终端服务新模式新业态在园区内的应用。鼓励有条件的园区以虚拟电厂、负荷聚合商等形式参与电力市场，提高资源配置效率和电力系统稳定性。

四川电力交易中心发布《四川省2026年电力需求侧市场化响应实施方案》

2026年6月16日，四川电力交易中心发布《四川省2026年电力需求侧市场化响应实施方案》，其中提到，电力用户可选择直接参与、通过售电公司或虚拟电厂运营商（含负荷聚合商，下同）代理参与需求侧市场化响应。

现阶段，当年缴纳履约保障凭证额度达800万元及以上（额度不足的可自愿补交差额）的售电公司，可在电力交易平台申请代理电力用户参与需求侧市场化响应。

月度削峰备用

启动条件：当预计次月全网（及局部区域）将出现电力缺口时，国网四川省电力公司向省级政府主管部门报备后按程序启动月度削峰备用。

容量交易申报最小申报单位为10千瓦。

单个交易单元只能申报一个削峰备用容量价格，备用容量价格的上下限分别为5元/千瓦·月和0元/千瓦·月。

交易中心于每月28日11:30 组织市场出清。根据削峰备用容量需求，按“价格优先、时间优先、容量优先”原则开展边际出清。

日前削峰响应

启动条件：当全网（及局部区域）出现电力缺口时，国网四川省电力公司向省级政府主管部门报备后按程序启动削峰响应。

削峰响应最小申报单位为10千瓦。以用电户号作为交易单元，单个用电户号可响应容量申报下限不小于其最小削峰响应能力，申报上限不大于其最大削峰响应能力。

单个交易单元只能申报一个削峰响应价格，削峰响应价格的上下限分别为3元/千瓦时和0元/千瓦时。

交易中心于D-1日21:30组织市场出清。出清时，先将申报价格由低到高排序，报价相同时以申报时间先后顺序排序，再按需求容量的1.1倍开展边际出清。

应急削峰响应

应急削峰响应是日前削峰响应出清结果未满足D日削峰响应需求容量的1.1倍或日内提前4小时预测出现新增全网缺口时，由国网四川省电力公司组织开展应急削峰响应。应急削峰响应的响应价格为日前削峰响应出清价格的10%。

售电公司仅可针对日前削峰响应与电力用户分享响应电量收益，虚拟电厂运营商可针对削峰备用容量和日前削峰响应与电力用户分享收益，提供两种套餐模式供选择：“保底+分成”模式、“固定价格”模式。固定价格模式为日前有效响应容量的固定价格，日前削峰响应为 0≤固定价格≤3元/千瓦时。

电力用户参与需求侧市场化响应的收益包括削峰备用容量收益和响应电量收益两部分。削峰备用容量收益为用户参与月度削峰备用交易产生的收益，响应电量收益为用户参与日前削峰响应、应急削峰响应产生的收益。

按月进行月度削峰备用容量、日前削峰响应、应急削峰响应收益结算。优先将满足主动错避峰负荷响应费用后的尖峰电价增收资金，作为月度削峰备用容量、日前削峰响应、应急削峰响应收益资金来源。

若尖峰电价增收资金使用完毕，经省级价格主管部门同意后，不足部分按照“谁受益、谁承担”原则，由工商业用户和发电侧主体按照各50%共同承担，具体方式另行明确，且单个主体每月度电分摊上限暂定为0.005元/千瓦时；超过上限的部分不再分摊。