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　　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。

　　十四五期间，内蒙古自治区紧紧围绕“国家重要能源和战略资源基地”定位，全区上下“一手抓新能源开发建设，一手抓装备制造业发展”，聚焦打造包头、通辽风电装备全产业链制造基地，引进明阳、远景、金风、运达、三一等行业头部企业，加快风电机组自主创新设计能力建设和上游供应链培育，一方面围绕产业链薄弱环节和空白领域，积极引进齿轮箱、变流器等关键零部件国内头部配套企业，进一步提升配套能力;另一方面引导本地装备制造企业布局新赛道，发展配套零部件产业并纳入链主企业供应链体系。目前自治区已经构建形成涵盖上游原材料、中游零部件、下游整机集成以及研发设计、实验验证、风场运营维护、超限件运输服务、叶片回收利用等各环节的完整产业链，具备主机9153万千瓦、叶片6450套、塔筒270万吨、发电机2850台、齿轮箱2400台、减速机2600台等的生产能力，成为北方地区乃至全国风电装备产业链完整性、配套性最好的地区之一。

　　国家发展改革委国家能源局关于促进电网高质量发展的指导意见发改能源〔2025〕1710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，国家能源局各派出机构，有关中央企业：电网作为连接电力生产和消费的枢纽平台，是加快构建新型电力系统的核心环节。为适应能源绿色低碳转型需要，支撑新能源大规模高比例发展，保障大电网运行安全和电力可靠供应，服务建设全国统一电力市场，满足人民群众高质量用电需求，现就促进电网高质量发展提出如下意见。一、总体要求以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的二十大和二十届历次全会精神，完整、准确、全面贯彻新发展理念，落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，深入贯彻能源法，充分发挥新型举国体制优势，坚持“统一规划建设、协调运行控制、贯通安全治理、创新技术管理”，加快建设主配微协同的新型电网平台，健全电网自然垄断业务监管机制，为推进中国式现代化提供坚强电力支撑。到2030年，主干电网和配电网为重要基础、智能微电网为有益补充的新型电网平台初步建成，主配微网形成界面清晰、功能完善、运行智能、互动高效的有机整体。电网资源优化配置能力有效增强，“西电东送”规模超过4.2亿千瓦，新增省间电力互济能力4000万千瓦左右，支撑新能源发电量占比达到30%左右，接纳分布式新能源能力达到9亿千瓦，支撑充电基础设施超过4000万台，公共电网的基础作用充分发挥，智能微电网多元化发展，电力系统保持稳定运行，服务民生用电更加有力。到2035年，主干电网、配电网和智能微电网发展充分协同，贯通各级电网的安全治理机制更加完善，电网设施全寿命周期智能化、数字化水平明显提升，有效支撑新型电力系统安全稳定运行和各类并网主体健康发展，支撑实现国家自主贡献目标，为基本实现社会主义现代化提供坚强电力保障。二、明确新型电网平台功能定位(一)强化新型电力系统枢纽平台作用。主动适应新能源高渗透率电力系统安全稳定、新能源高效消纳、电力体制改革需求，支撑全国统一电力市场建设，构建安全可靠、柔性可控、灵活高效、智慧融合的新型电网平台，加强主干电网、配电网与智能微电网多层级协同规划建设和调控运行，充分发挥各类电源作用，实现电力系统综合平衡，促进电能量广域自由流动。(二)夯实电网公共基础设施属性定位。坚持“人民电业为人民”的核心理念和服务宗旨，在高质量发展中保障和改善民生，提高电力普遍服务水平，满足人民群众多元用电需求。提升电网对各类并网主体公平开放水平，优化并网接入技术标准和管理流程，服务分布式能源、源网荷储一体化、绿电直连、虚拟电厂等电力新业态健康发展。三、加强各级电网统一规划建设(三)优化主配微网协同发展格局。坚持统一规划，一体推进主干电网、配电网和智能微电网发展。主干电网筑牢电力安全保障根本，夯实全国统一电力市场物理基础，支撑清洁能源资源广域调配。配电网与主干电网充分耦合，承载多元化源荷开放接入、双向互动，支撑分布式新能源合理发展，全面增强供电保障能力。智能微电网作为具有自平衡和自调节能力的电力新业态载体，支持多元主体接入，融入终端用户绿色用能场景，促进新能源就近开发、就地消纳，提升偏远地区和电网末端供电可靠水平。(四)有序推进跨省跨区输电通道规划建设。坚持全国“一盘棋”，以需求为导向，科学优化全国电力流向，服务“沙戈荒”、水风光等清洁能源基地开发外送消纳。确保大电网安全，全力破解廊道制约因素，保持输电通道合理规划建设节奏。结合电力市场价格信号，提升输电效率和经济性，稳步提高清洁能源输送占比。推动具备条件的存量输电通道改造升级。(五)优化提升电网主干网架结构。坚持以六大区域同步电网为主体的全国联网格局，推动电网交直流、送受端协调发展。加强区域间、省间电网联络和互济能力，支撑错峰互济，促进备用容量和可调节资源共享。分层分区优化特(超)高压交流网架，探索验证局部直流组网灵活布局。统筹规划建设海上输电网络，因地制宜探索海陆一体规划建设模式。持续推进边疆地区电网建设，稳步推动跨境电力互联互通合作。(六)加快构建新型配电系统。落实新型城镇化、乡村振兴战略要求，适度超前规划变配电设施布局，差异化提高局部规划设计和灾害防控标准。推进配电网柔性化、智能化、数字化转型，实现配电网从传统无源单向辐射网络向有源双向交互系统转变，支持建设分布式独立储能和电网替代型储能，提升配电网与各类并网电力新业态的交互水平。完善增量配电网发展政策。(七)因地制宜规划建设智能微电网。兼顾效率和公平，以“自平衡、自调节、自安全”为目标，充分考虑用户多样化用能需求，加强智能微电网对多能源品种资源配置功能。提升智能微电网内部源网荷储各要素智能化调控能力和运行匹配度，逐步提升新能源自发自用比例。支持智能微电网在平等承担经济、社会和安全责任的前提下，实现灵活并网和离网运行。(八)加大电网投资力度。落实国家重大战略部署，适度超前、不过度超前开展电网投资建设，加大存量电网改造升级力度，保障新型电力系统建设。鼓励符合条件的民间资本参与电网投资建设。优化电网企业投资经营考核管理机制。四、构建新型电力调度体系(九)加强电力调度顶层设计。坚持统一调度、分级管理。遵循电力系统高比例新能源和电力电子化发展规律，加快构建网源运行协调、安全主动防御、资源市场配置、数智技术赋能的新型电力调度体系，增强电力调度灵活性和适应性，与电力市场运行高效衔接。(十)完善电力调度管理体系。构建适应多种电网形态、多元调度对象、多种业态模式的调度机制，推动电网调控模式由以主干电网为主，向主配微网协同转变。建立适应电力市场的电网调度运行机制。探索“沙戈荒”、水风光、电力新业态等协同运行控制新模式。(十一)增强电网调控运行能力。建设综合智能感知、集中分析决策、分布监视控制、云边高效协同的电力调度控制系统。优化调度生产组织模式，提升电网实时调控和安全稳定水平。积极推进分布式新能源、新型储能等新型并网主体调控能力建设，实现多元海量资源协同优化调度。强化市(地)、县(配)调人员力量和支撑体系。五、增强电网安全治理能力(十二)完善电网安全协同治理格局。压实源网荷储全环节电力安全责任，科学界定电网与各类并网主体的责任边界。严格执行电力系统安全稳定导则，优化“三道防线”。严格监测考核电源调频、调压等涉网性能，加强系统无功支撑能力建设。加强用户侧涉网管理，增强用户涉网安全意识。健全电力行业技术监督体系，积极培育电力行业技术服务市场，完善涉网技术监督机制。(十三)强化电网安全风险辨识与管控能力。充分借鉴吸取国际大停电事故教训，按照“全面评估、先降后控、动态管理”原则，建立覆盖主配微网全要素的电网安全风险防控机制。深化研究新型电力系统动态特性和故障演化机理。加强电网运行监测预警和预防控制，强化电力网络安全防御。建立健全电网数据安全管理制度，持续提高电网数据安全保护水平。(十四)加强电网应急能力建设。构建“政企协同、内外联动、多元保障”的电力应急体系，加强煤炭、天然气等一次能源和电力应急的协同互动，全面增强电力应急处置能力。制定极端状态下电网保底供电方案，提升电网应对自然灾害和重点地区、重点部位、重要用户的供电保障能力，优化完善电网黑启动措施。完善大面积停电事件应急预案，定期开展应急演练。六、促进新质生产力赋能电网发展(十五)加强电网关键技术攻关。依托智能电网重大专项等国家科技重大专项，推动新型电网平台先进技术研发应用。研究突破新型电力系统稳定分析和控制关键技术，攻关主配微网协同规划与运行调度技术。面向“沙戈荒”、水风光、高海拔、深远海等应用场景，攻关大容量柔性直流、新能源孤岛送出、低频输电等关键技术，试点100%新能源大基地远距离外送。研发应用大容量断路器、超长距离交直流GIL等高性能电力装备，加快构网型技术工程验证与推广应用。(十六)推动人工智能技术和数字化技术赋能电网发展。推进数字技术和数据要素融入电网业务，推动人工智能技术在电网规划建设、设备管理、调控运行、供电服务、安全防御等方面深度应用。结合量子通信、物联感知、5G-A/6G等先进技术发展，拓展电网领域应用场景。促进网络基础设施与电网融合发展。(十七)强化电网技术标准引领。构建新型电网平台标准体系，加强前沿技术领域标准布局，围绕电网重大科技创新同步开展关键技术标准制定。完善电力系统安全稳定、电网智能化调度技术标准，建立构网型技术、新业态涉网及调控技术标准体系架构。七、推进电网全方位服务民生保障(十八)提升城乡电力服务保障能力。破解民生用电堵点卡点，积极开展城中村、城镇老旧小区供电设施规范化改造，强化非直供电小区供电保障。加快补齐农村配电网短板，实现供电可靠性和电压合格率稳步提升。加强煤改电配套电网建设改造及供电保障，支撑北方地区清洁取暖持续稳定运行。引导分布式电源与城乡电网协调布局，提升电网对分布式新能源的接纳、配置和调控能力，强化分布式新能源对民生改善的促进作用。(十九)支撑高质量充电基础设施体系建设。推动车、桩(站)、网融合发展，科学衔接充电设施布局和配电网建设改造，支撑大功率充电设施有序建设。优化充电桩报装接电流程，推动新建住宅充电设施配建达标，提升存量居住小区和农村地区居民建桩条件。有序推广智能充放电设施，逐步扩大车网互动应用范围，提高电网与充放电行为的友好交互能力。(二十)优化用电营商环境。全面打造现代化用电营商环境，进一步巩固提升“三零”服务，拓展低压办电“零投资”范围至160千瓦及以下各类民营经济组织。规范实施“三省”服务，主动精准对接用户用电报装需求，探索全过程数智办电服务。研究建立一地受理、多地协同机制，推动跨省用电业务高效通办。加强电能质量管理。进一步提升95598供电服务热线服务质效，高质量满足人民群众办电用电诉求。八、强化电网监督管理(二十一)优化电网规划管理机制。完善电网规划管理体系，统筹优化跨省跨区输电通道和主干网架，常态化滚动开展电力系统设计，指导地方科学编制配电网规划。做好电力规划与国土空间等规划充分衔接。严肃规划执行，加强电力规划实施监测和监管，适时开展项目优化调整。(二十二)加强不同电网经营主体的统筹协调。国家统一规划布局跨电网企业经营区电网工程，提升跨经营区电力输送与互济能力。相关电网企业按照一个主体原则，协商明确建设运营主体和合作方式。持续推动地方小电网加强配电设施建设，逐步理顺与大电网融合发展机制。(二十三)完善输配电价监管规则。适应新型电力系统建设需要，对以输送清洁能源电量或联网功能为主的工程，探索实行两部制或单一容量制电价;对新能源就近消纳等新业态，实行单一容量制电价。研究建立电网企业准许收入清算制度。完善输配电成本监审办法，夯实定价基础。(二十四)加强电网自然垄断业务监管。健全输配电环节独立运营监管机制，加强对电网企业落实许可管理制度、公平开放及并网服务质量的常态化监管，深化对电力调度机构和电力交易中心的穿透式监管。对电网企业开展垄断性业务和竞争性业务的范围进行监管，防止自然垄断环节向上下游竞争性环节延伸。加强电网企业代理购电业务监管，有序推动工商业用户全部进入电力市场。持续开展电网投资成效评价，提升电网利用效率。充分发挥12398能源监管热线作用，加强供电服务监管。(二十五)提升电网安全监管效能。完善电网安全监管权责清单，加强电网安全风险管控全过程闭环监管，督促各方落实电力系统重大风险管控措施和治理建议。推动以安全信用为核心的新型监管机制应用，严格电网安全事故调查。加强新型并网主体涉网安全监管。九、组织保障(二十六)压实各方责任。国家发展改革委、国家能源局统筹推进电网高质量发展工作。国家能源局派出机构履行属地监管职责，发现重大问题及时报告。地方主管部门履行属地责任，制定具体工作举措并推动实施。电网企业履行主体责任，细化落实各项政策措施。各类并网主体积极参与，共同保障电力可靠供应与电网安全运行。(二十七)强化要素保障。建立电网重点项目建设央地协调机制，协调推动站址廊道资源保障。统筹利用好现有资金渠道，支持边远地区、脱贫地区、革命老区农村电网建设，以及输配电设备更新和技术改造。探索推行并联审批、告知承诺制等审批模式，促进电网项目加快落地。(二十八)营造发展氛围。加快推动涉及电网相关法律法规修订工作。引导企业积极参与新型电网平台建设，及时总结电网高质量发展的先进做法、成功经验、典型模式并加以推广。结合新型电力系统建设试点，推进新型电网平台新技术新模式试点应用。国家发展改革委国家能源局2025年12月26日米兰官方网站米兰官方网站