5月20日，国家发展改革委与国家能源局发布关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知（下文简称：《通知》）。 多用户绿电直连项目涉及电源、负荷、线路、储能等多个主体，既要厘清项目整体与大电网的安全和经济关系，又要做好内部各主体的统筹协调。为此，《通知》要求项目应明确独立的主责单位，负责连接线路、变电设施、储能及运营平台的投资建设，以及项目运营管理、市场交易、电费结算等各方面工作。鼓励项目主责单位由用户、新能源企业或政府合资成立，或由第三方平台公司投资，也可以由具备能力的电源或负荷企业单独投资。 《通知》主要内容共分为五部分。一是给出多用户绿电直连模式的定义和形态，在单用户绿电直连基础上拓展适用范围和应用场景，推动实现工业园区、零碳园区等用能清洁替代。二是明确投资与建设要求，按照“以荷定源”原则确定项目新能源规模及投产时序，要求项目通过灵活的投资模式建立主责单位，负责项目内部电力设施的建设和公平运营。三是细化运行管理要求，明确项目及内部主体、公共电网间的安全责任界面，强调项目内部自平衡管理模式，提升项目安全保障和应急管理能力，促进新能源就近消纳。四是交易与价格机制，明确项目作为整体参与电力市场，允许内部协调优化运行方式、灵活调整发用电曲线，明确计量结算要求并按就近消纳价格机制缴纳相关费用；同时，探索基于分时计量的绿电溯源机制，与绿证、碳核算等做好衔接。五是做好组织保障，明确地方能源主管部门、国家能源局派出机构、电网企业和电力市场运营机构等的工作要求。 详情如下： 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。 国家能源局有关负责同志就《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》答记者问 国家发展改革委、国家能源局近期发布《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（以下简称《通知》），国家能源局有关负责同志接受采访，回答记者提问。 一、为什么要出台多用户绿电直连政策？ 答： 新能源就地平衡、就近利用是破解高比例消纳难题的重要举措。去年出台的《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）（以下简称单用户绿电直连），开创了新能源就近消纳利用新模式，半年来各地在推动政策落地中反映单用户绿电直连仅允许新能源向单个用户直接供应绿电，无法满足多个用户的绿电直连需求。为贯彻落实党的二十大和二十届历次全会精神，推动能源消费模式变革，满足工业园区、零碳园区等用能清洁替代需求，我们在梳理总结各地相关实践基础上，制定了多用户绿电直连文件，从负荷范围、适用场景、规划建设、运行管理、市场交易和价格结算机制以及绿电溯源等方面进行了相关规范与引导，推动消费侧新模式新业态新场景创新发展的同时，实现更高水平、更大范围的新能源就近消纳利用。 二、《通知》的主要内容是什么？ 答： 《通知》共分为五部分。一是给出多用户绿电直连模式的定义和形态，在单用户绿电直连基础上拓展适用范围和应用场景，推动实现工业园区、零碳园区等用能清洁替代。二是明确投资与建设要求，按照“以荷定源”原则确定项目新能源规模及投产时序，要求项目通过灵活的投资模式建立主责单位，负责项目内部电力设施的建设和公平运营。三是细化运行管理要求，明确项目及内部主体、公共电网间的安全责任界面，强调项目内部自平衡管理模式，提升项目安全保障和应急管理能力，促进新能源就近消纳。四是交易与价格机制，明确项目作为整体参与电力市场，允许内部协调优化运行方式、灵活调整发用电曲线，明确计量结算要求并按就近消纳价格机制缴纳相关费用；同时，探索基于分时计量的绿电溯源机制，与绿证、碳核算等做好衔接。五是做好组织保障，明确地方能源主管部门、国家能源局派出机构、电网企业和电力市场运营机构等的工作要求。 三、多用户绿电直连模式的适用范围是什么？ 答： 当前，工业园区占我国总能耗的66%以上，未来碳排放双控政策将逐步覆盖更多高载能行业，推动重点行业企业、工业园区、零碳园区等开展多用户绿电直连，有利于拓展新能源开发利用空间，推动我国双碳目标实现。为此，《通知》明确多用户绿电直连的适用范围包括：新建负荷可开展多用户绿电直连。存量负荷中，单用户绿电直连项目可拓展为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开展多用户绿电直连。 四、与单用户绿电直连相比，多用户绿电直连的投资和运营管理模式有什么不同？ 答： 多用户绿电直连项目涉及电源、负荷、线路、储能等多个主体，既要厘清项目整体与大电网的安全和经济关系，又要做好内部各主体的统筹协调。为此，《通知》要求项目应明确独立的主责单位，负责连接线路、变电设施、储能及运营平台的投资建设，以及项目运营管理、市场交易、电费结算等各方面工作。鼓励项目主责单位由用户、新能源企业或政府合资成立，或由第三方平台公司投资，也可以由具备能力的电源或负荷企业单独投资。 项目对外作为整体，按照《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）要求，公平承担项目输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等费用。项目主责单位应按照《通知》要求对内承担相应的责任和义务，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，明确产权划分、运行维护、平衡责任、违约责任等事项，合理确定结算方式与费用标准，在外部市场价格、负荷实际用电情况等发生较大变化时，项目主责单位与内部主体间应通过公平协商方式对费用标准进行合理调整，促进价格信号有效激励和公平传导。 五、哪些企业适合开展多用户绿电直连？ 答： 能够响应电价信号、灵活调整用电负荷的工商业企业适合开展多用户绿电直连。这些企业用电灵活性高，能够通过优化用电时间和用电量，更好地适应新能源的波动性，提升项目的源荷匹配程度，减少项目对大电网的依赖；允许项目更加合理选择接入公共电网容量，提升受电变压器负荷率，降低输配电成本；还可通过“高峰少用电、低谷多用电”和提高自发自用电量比例节约电能量费用支出，从而提升项目整体的经济性。 多用户绿电直连支持企业通过生产流程改造升级或再造，提升负荷灵活性和项目经济性，促进更多新能源就近消纳，减轻大电网调节压力。 六、与单用户绿电直连相比，多用户绿电直连政策创新点有哪些？ 答： 多用户绿电直连坚持绿色导向，在单用户绿电直连的基础上进一步加大政策供给，实现更高水平新能源就近消纳。主要体现在四个方面。一是扩大了适用范围和应用场景。在负荷类型方面，支持有绿电消费比例要求、重点用能和碳排放单位等企业开展直连；在应用场景方面，允许零碳园区、工业园区、增量配电网等发展直连项目，推动高耗能企业和工业园区等实现用能清洁替代。二是建立调节能力激励机制，鼓励多用户协同优化用电行为，通过聚合柔性负荷、提升集控管理能力、合理配置储能等方式，提升项目整体调节能力，从而提升项目经济性，鼓励项目内部主体之间探索灵活的协作方式，可以基于主体间不同的调节能力约定调节责任和相应经济补偿标准。三是支持电网末端更多发展自平衡的产消融合模式。《通知》清晰界定项目和大电网的责任边界。一方面，强调项目内部自平衡、自调节特性，减轻电力系统平衡压力；另一方面，引导项目合理申报接入容量，减少对公共电网的容量占用，提升项目自身经济性的同时，一定程度提高公共电网资产投资效率。四是建立适应多用户的绿电溯源机制，基于项目各主体的分时表计结果建立了小时级绿电溯源机制，可对各用户的自发自用绿电进行精准计量，与绿证核发、碳排放因子计算和国际绿电溯源等要求做好衔接。 七、下一步如何推动《通知》实施？ 答： 国家发展改革委、国家能源局将会同有关部门做好《通知》的组织实施工作。一是指导地方结合实际尽快细化文件要求，优化项目管理机制，做好与规划、市场、绿证等的衔接协同，有序推动项目建设。二是做好宣传解读，组织有关部门和相关专家广泛深入开展政策解读和专题培训，促进社会有关各方及时了解政策内涵。三是做好跟踪监测，持续跟踪各地政策落实情况，分析项目建设面临的问题困难，推动协调解决。

5月20日，国家发展改革委与国家能源局发布关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知（下文简称：《通知》）。 多用户绿电直连项目涉及电源、负荷、线路、储能等多个主体，既要厘清项目整体与大电网的安全和经济关系，又要做好内部各主体的统筹协调。为此，《通知》要求项目应明确独立的主责单位，负责连接线路、变电设施、储能及运营平台的投资建设，以及项目运营管理、市场交易、电费结算等各方面工作。鼓励项目主责单位由用户、新能源企业或政府合资成立，或由第三方平台公司投资，也可以由具备能力的电源或负荷企业单独投资。 《通知》主要内容共分为五部分。一是给出多用户绿电直连模式的定义和形态，在单用户绿电直连基础上拓展适用范围和应用场景，推动实现工业园区、零碳园区等用能清洁替代。二是明确投资与建设要求，按照“以荷定源”原则确定项目新能源规模及投产时序，要求项目通过灵活的投资模式建立主责单位，负责项目内部电力设施的建设和公平运营。三是细化运行管理要求，明确项目及内部主体、公共电网间的安全责任界面，强调项目内部自平衡管理模式，提升项目安全保障和应急管理能力，促进新能源就近消纳。四是交易与价格机制，明确项目作为整体参与电力市场，允许内部协调优化运行方式、灵活调整发用电曲线，明确计量结算要求并按就近消纳价格机制缴纳相关费用；同时，探索基于分时计量的绿电溯源机制，与绿证、碳核算等做好衔接。五是做好组织保障，明确地方能源主管部门、国家能源局派出机构、电网企业和电力市场运营机构等的工作要求。 详情如下： 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。 国家能源局有关负责同志就《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》答记者问 国家发展改革委、国家能源局近期发布《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（以下简称《通知》），国家能源局有关负责同志接受采访，回答记者提问。 一、为什么要出台多用户绿电直连政策？ 答： 新能源就地平衡、就近利用是破解高比例消纳难题的重要举措。去年出台的《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）（以下简称单用户绿电直连），开创了新能源就近消纳利用新模式，半年来各地在推动政策落地中反映单用户绿电直连仅允许新能源向单个用户直接供应绿电，无法满足多个用户的绿电直连需求。为贯彻落实党的二十大和二十届历次全会精神，推动能源消费模式变革，满足工业园区、零碳园区等用能清洁替代需求，我们在梳理总结各地相关实践基础上，制定了多用户绿电直连文件，从负荷范围、适用场景、规划建设、运行管理、市场交易和价格结算机制以及绿电溯源等方面进行了相关规范与引导，推动消费侧新模式新业态新场景创新发展的同时，实现更高水平、更大范围的新能源就近消纳利用。 二、《通知》的主要内容是什么？ 答： 《通知》共分为五部分。一是给出多用户绿电直连模式的定义和形态，在单用户绿电直连基础上拓展适用范围和应用场景，推动实现工业园区、零碳园区等用能清洁替代。二是明确投资与建设要求，按照“以荷定源”原则确定项目新能源规模及投产时序，要求项目通过灵活的投资模式建立主责单位，负责项目内部电力设施的建设和公平运营。三是细化运行管理要求，明确项目及内部主体、公共电网间的安全责任界面，强调项目内部自平衡管理模式，提升项目安全保障和应急管理能力，促进新能源就近消纳。四是交易与价格机制，明确项目作为整体参与电力市场，允许内部协调优化运行方式、灵活调整发用电曲线，明确计量结算要求并按就近消纳价格机制缴纳相关费用；同时，探索基于分时计量的绿电溯源机制，与绿证、碳核算等做好衔接。五是做好组织保障，明确地方能源主管部门、国家能源局派出机构、电网企业和电力市场运营机构等的工作要求。 三、多用户绿电直连模式的适用范围是什么？ 答： 当前，工业园区占我国总能耗的66%以上，未来碳排放双控政策将逐步覆盖更多高载能行业，推动重点行业企业、工业园区、零碳园区等开展多用户绿电直连，有利于拓展新能源开发利用空间，推动我国双碳目标实现。为此，《通知》明确多用户绿电直连的适用范围包括：新建负荷可开展多用户绿电直连。存量负荷中，单用户绿电直连项目可拓展为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开展多用户绿电直连。 四、与单用户绿电直连相比，多用户绿电直连的投资和运营管理模式有什么不同？ 答： 多用户绿电直连项目涉及电源、负荷、线路、储能等多个主体，既要厘清项目整体与大电网的安全和经济关系，又要做好内部各主体的统筹协调。为此，《通知》要求项目应明确独立的主责单位，负责连接线路、变电设施、储能及运营平台的投资建设，以及项目运营管理、市场交易、电费结算等各方面工作。鼓励项目主责单位由用户、新能源企业或政府合资成立，或由第三方平台公司投资，也可以由具备能力的电源或负荷企业单独投资。 项目对外作为整体，按照《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）要求，公平承担项目输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等费用。项目主责单位应按照《通知》要求对内承担相应的责任和义务，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，明确产权划分、运行维护、平衡责任、违约责任等事项，合理确定结算方式与费用标准，在外部市场价格、负荷实际用电情况等发生较大变化时，项目主责单位与内部主体间应通过公平协商方式对费用标准进行合理调整，促进价格信号有效激励和公平传导。 五、哪些企业适合开展多用户绿电直连？ 答： 能够响应电价信号、灵活调整用电负荷的工商业企业适合开展多用户绿电直连。这些企业用电灵活性高，能够通过优化用电时间和用电量，更好地适应新能源的波动性，提升项目的源荷匹配程度，减少项目对大电网的依赖；允许项目更加合理选择接入公共电网容量，提升受电变压器负荷率，降低输配电成本；还可通过“高峰少用电、低谷多用电”和提高自发自用电量比例节约电能量费用支出，从而提升项目整体的经济性。 多用户绿电直连支持企业通过生产流程改造升级或再造，提升负荷灵活性和项目经济性，促进更多新能源就近消纳，减轻大电网调节压力。 六、与单用户绿电直连相比，多用户绿电直连政策创新点有哪些？ 答： 多用户绿电直连坚持绿色导向，在单用户绿电直连的基础上进一步加大政策供给，实现更高水平新能源就近消纳。主要体现在四个方面。一是扩大了适用范围和应用场景。在负荷类型方面，支持有绿电消费比例要求、重点用能和碳排放单位等企业开展直连；在应用场景方面，允许零碳园区、工业园区、增量配电网等发展直连项目，推动高耗能企业和工业园区等实现用能清洁替代。二是建立调节能力激励机制，鼓励多用户协同优化用电行为，通过聚合柔性负荷、提升集控管理能力、合理配置储能等方式，提升项目整体调节能力，从而提升项目经济性，鼓励项目内部主体之间探索灵活的协作方式，可以基于主体间不同的调节能力约定调节责任和相应经济补偿标准。三是支持电网末端更多发展自平衡的产消融合模式。《通知》清晰界定项目和大电网的责任边界。一方面，强调项目内部自平衡、自调节特性，减轻电力系统平衡压力；另一方面，引导项目合理申报接入容量，减少对公共电网的容量占用，提升项目自身经济性的同时，一定程度提高公共电网资产投资效率。四是建立适应多用户的绿电溯源机制，基于项目各主体的分时表计结果建立了小时级绿电溯源机制，可对各用户的自发自用绿电进行精准计量，与绿证核发、碳排放因子计算和国际绿电溯源等要求做好衔接。 七、下一步如何推动《通知》实施？ 答： 国家发展改革委、国家能源局将会同有关部门做好《通知》的组织实施工作。一是指导地方结合实际尽快细化文件要求，优化项目管理机制，做好与规划、市场、绿证等的衔接协同，有序推动项目建设。二是做好宣传解读，组织有关部门和相关专家广泛深入开展政策解读和专题培训，促进社会有关各方及时了解政策内涵。三是做好跟踪监测，持续跟踪各地政策落实情况，分析项目建设面临的问题困难，推动协调解决。

SMM 5月20日讯：近日，国轩高科发布投资者关系活动记录表，其中在被问及当前全固态电池的进展之际，国轩高科表示， 截至目前，公司已完成 2GWh 全固态电池量产线的设计工作，当前正积极推动上游供应链降本，尤其是推动硫化锂固态电解质的产业化降本，并以此为基础，力求在可控的成本范围内组织起量产能力。 此外，国轩高科还提到，固态电池凭借高能量密度、高安全性、宽工作温度范围等显著优势，未来核心应用场景将主要覆盖新能源车、低空飞行器、人形机器人等对高能量密度、高安全具备强需求的各个领域，长期来看增长空间较大。 在由 上海有色网信息科技股份有限公司（SMM） 主办的 2026 （第十一届）新能源产业博览会-固态电池前瞻技术论坛 上，SMM新能源咨询总监 朱健对比了新能源汽车、储能以及消费（e.g，3C数码，eVOTL）三大领域固态电池未来的发展增速发现，预计到2030年，消费电子板块渗透率有望达到12%左右，率先实现突破10%。究其原因，SMM认为，3C数码消费电池由于体积限制，对于能量密度要求更高，叠加用户体验升级等因素，成为固态电池商业化落地的试验田，渗透率先突破10%。储能板块场对电芯成本敏感度较高，仅部分价格敏感度较低且极度注重安全性的场景使用固态电芯，短期内需求量有限，预计2030年固态电池在储能板块的渗透率或在2%左右。新能源汽车板块，预计到2030年渗透率有望达到4%左右，高端电动汽车对于高安全性和高续航里程的需求，因此固态电池也是其关键选择之一，但长期渗透率进一步提升在于规模化及降本逻辑。 SMM认为，全固态电池拥有极致安全、超高能量密度等特点，适用于高端电动车、长续航机器人、无人机、旗舰消费电子（成本不敏感）。预计2040年，全固态电池在锂电池市场中占比将达到25%左右。同时，他表示，全固态电池目前仍处于发展早期阶段，展望未来，固态电池的发展需要原材料企业、电池材料企业、固态电池企业、生产设备企业以及终端车企全产业链的通力协作。 》点击查看详情 储能业务方面，国轩高科表示，公司在储能电池系统领域已构建成熟完备的技术应用体系与全谱系产品矩阵，涵盖储能电芯、标准化电池箱、集成式储能电池柜及系统解决方案等全链条产品，覆盖电源侧储能、电网侧储能、工商业储能、家用储能、移动储能等多元领域。 储能核心竞争力方面，国轩高科拥有全链条储能产品与解决方案的供应能力，涵盖储能电芯、标准化电池箱、集成式储能电池柜及系统解决方案等全链条产品，覆盖电源侧储能、电网侧储能、工商业储能、家用储能、移动储能等多元领域，可以适配全球范围内不同客户的需求。同时，移动充换电场景的逐步开拓也将有效提升公司储能产品的应用范围。 储能业务是国轩高科两大核心业务之一，同时也是其利润改善的重要支撑，数据显示，2025 年，公司储能电池系统实现营收 90.66 亿元。公司已形成“储能电池+系统解决方案”的完整产品体系，覆盖公共事业储能、工商业储能、家用储能及便携式储能等多场景应用。随着储能业务规模持续扩大，将有效改善公司整体盈利水平。公司正推进唐山、金寨等国内储能基地布局大尺寸储能电芯等新一代产品；海外同步建设摩洛哥等基地，以完善全球供应体系，保障交付稳定性。 提及当前的开工情况以及未来的产能规划，国轩高科表示，当前行业整体需求旺盛，公司产能利用率保持较高水平。产能规划方面，正积极推进新一代动力电池及大尺寸储能电芯的布局，并积极推动摩洛哥等海外基地建设以匹配海外市场需求。随着公司新产线逐步达产，规模效应将逐步体现，有望进一步提升公司盈利能力以应对多变的市场格局。 回顾4月份的储能市场，据SMM了解，4月储能电池出货量整体略高于市场预期；当月储能电池产量达74.3GWh，行业平均开工率强势攀升至90%。受益于节后全面复工及海外“抢出口”订单集中交付，3月行业去库节奏显著加快，库销比大幅下探至0.45。进入4月，随着前期退税政策引发的抢单效应消退，海外提货节奏暂缓，预计行业库销比将小幅回升至0.52。 国内市场，终端装机盘面依然保持旺盛态势。前期累计的大量招标项目为二季度的电芯需求提供了稳定支撑。尽管彼时受供应端阶段性紧缺影响，国内碳酸锂价格出现强势跳涨，但得益于市场强劲的订单惯性，成本上行向下游实质需求及项目经济性的传导存在明显的时间差。目前原材料涨价尚未对下游真实需求造成实质性冲击，预计短期内国内整体招投标与装机节奏将继续维持稳健。 众所周知，碳酸锂等电池原材料价格的上涨会在一定程度上影响电池企业的成本，因此，也有投资者询问国轩高科如何应对碳酸锂等原材料价格上涨的问题，公司回应称，面对碳酸锂及大宗商品等原材料价格上行压力，公司采取多维度综合应对策略，通过前瞻布局上游供应链保障供应稳定，加大长期协议采购力度、落实产品价格联动传导保障毛利率水平，强化内部管理、持续优化研发工艺与产品结构推动降本增效，切实保障整体盈利能力平稳运行。 不过自5月中下旬以来，在宏观情绪转弱，有色金属集体下跌的背景下，碳酸锂期现价格也暂时进入了下行通道，截至5月20日，电池级碳酸锂现货报价跌至17.4~18.4万元/吨，均价报17.9万元/吨，较此前高点20.05万元/吨下跌2.15万元/吨，跌幅达10.72%。 》点击查看SMM新能源产品现货报价 目前碳酸锂矿端消息频出，Mineral Resources Limited(MinRes)宣布，因锂价显著持续回升，将重启其全资持有的Bald Hill锂矿。公司凭借现有库存、内部设备及成熟劳动力网络，可安全快速恢复运营。现场作业5月下旬启动，6月开采和破碎，7月产出首批精矿。预计2027财年第一季度从埃斯佩兰斯港发出首船，第二季度达满产。但仍需密切关注江西矿山换证进度、津巴布韦精矿到港节奏以及下游排产实际兑现程度。 国轩高科表示，截至目前，中高端车型的配套占比提升显著，奇瑞、吉利、零跑等主流中高端车型的配套持续上量。随着产品结构与客户结构的不断优化，加之大众标准电芯的正式量产交付，预计公司B 级及以上车型的电池供应占比将进一步提升。未来，公司将持续聚焦高端市场，不断巩固和扩大在中高端车型中的配套份额。

  》查看SMM铜报价、数据、行情分析 》订购查看SMM金属现货历史价格     硫酸是强腐蚀性危化品，公路经济运输半径通常不超过500公里，吨运费100~150元。中国冶炼酸厂分布分散，形成大量相对独立的产消区域。 不同区域之间硫酸价格差异显著 ，这是长期结构性特征。 归根结底，区域价格直接反映当地供需关系 ，运输壁垒及危化品跨省运输阻止了跨区套利行为。     2026年5月15日，SMM铜冶炼酸指数为1665元/吨。黑龙江1300~1480元/吨（均价约1390元/吨），青海1920~1940元/吨（均价约1930元/吨），价差约540~640元。对比年初（1月9日）吉林均价1120元/吨与新疆均价550元/吨、价差约570元， 区域价差始终维持高位。 更值得关注的变化是： 高价区从年初的吉林、福建、辽宁迁移至当前的青海高点；低价区从新疆迁移至黑龙江。     价差持续高位但区域迁移， 原因在于三组力量通过改变区域供需平衡影响价格 。 一、化工增长强劲 vs 化肥需求持稳：下游结构分化重塑供需     化工产业（钛白粉、新能源）采用现货采购，价格敏感度低；化肥产业（磷肥）多签长协，利润薄且调价慢。     化工主导区域需求旺盛，供需偏紧 。福建年初均价1050元/吨，当前1800~1940元/吨，持续高价。     化肥主导区域需求前高后低 。年初云南均价1120元/吨、湖北均价930元/吨，因春耕备肥价格高；春耕后云南回落至1400~1480元/吨，排名下滑。吉林、辽宁年初高价（吉林均价1120元/吨、辽宁均价1050元/吨）也受冬季备货等短期因素驱动，因素消退后涨幅落后。     供应集中型区域（青海） ：高价并非源于需求旺盛，而是 供应端高度集中 （仅一两家工厂）叠加运输成本高企，形成供给垄断，推高价格至1920~1940元/吨。但随着河南地区与青海地区的价差走阔，价格或下调。     低价区逻辑 ：年初新疆均价550元/吨，因市场隔绝、需求相对弱， 供大于求 ；全国普涨后补涨至1400~1600元/吨，脱离洼地。 黑龙江（年初均价880元/吨，当前1300~1480元/吨）成为新洼地 ——该省以冶炼酸外销为主，本地缺少大客户， 供应过剩压力体现为低价 。 二、硫磺酸成本外溢 vs 冶炼酸独立定价：传导范围有限，独立区供需自决     截至5月20日，SMM硫磺(固体)价格从年初3910元/吨涨至7443.5元/吨，硫磺酸出厂价超过2000元/吨（山东、江苏）。高价硫磺酸使部分需求转向周边冶炼酸，改变周边区域供需平衡——这就是 外溢效应 ，其 辐射半径不超过500公里 。     受益区域 （山东、河南、安徽、河北南部）：需求被“挤入”，供需趋紧，冶炼酸价格升至1600~1800元/吨。山东从年初均价850元/吨涨至1500~1800元/吨。     远离外溢的独立定价区 ：价格完全由本地供需决定。 供应集中+运输壁垒型（青海、甘肃） ：供需偏紧，甘肃1640~1910元/吨。 外销过剩型（黑龙江、内蒙古、山西） ：供需宽松，内蒙古1300~1680元/吨，山西1480~1500元/吨。 季节性因素消退型（吉林、辽宁） ：供应恢复后涨幅落后，吉林当前约1500~1600元/吨。 三、运输壁垒强化 vs 套利空间有限：跨区调运受阻，区域各自为政     硫酸危化品属性使公路经济半径不超过500公里， 运输壁垒始终存在 。高价区无法被低价区货源“浇灭”，低价区也无法被高价区拉平， 区域价差得以长期维持高位 。     价差持续高位并非套利结果，而是各区域供需变化速度不同步 ： 新疆（年初洼地，均价550元/吨）：补涨幅度大，脱离洼地。 黑龙江（新洼地，年初均价880元/吨，当前1300~1480元/吨） ：外销压力大，涨幅最小，成为新洼地。 吉林（年初高点，均价1120元/吨）：季节性因素消退，涨幅落后。 青海（当前1920~1940元/吨） ：供应集中+运输壁垒，涨幅领先，成为新高点。 结语     从年初吉林与新疆价差约570元/吨，到当前青海与黑龙江价差约540元/吨， 区域价差始终处于高位，但高价区和低价区发生了实质性迁移 。迁移背后是 三组力量通过影响区域供需关系共同作用 ：     第一，化工强劲 vs 化肥持稳 ：化工区供需偏紧，价格高位；化肥区需求前高后低，相对排名下滑。供应集中型区域（青海）跻身高价区，外销过剩型（黑龙江）成为新洼地。     第二，硫磺酸外溢 vs 冶炼酸独立定价 ：外溢只影响周边500公里，独立区价格完全由本地供需决定——集中则贵，过剩则贱。     第三，运输壁垒 vs 套利有限 ：跨区调运受阻，价差反映各区域供需变化速度的差异，而非套利抹平。

据行业媒体Electrek报道，特斯拉正在德克萨斯州休斯顿附近的布鲁克斯维尔（Brookshire）建设一座大型太阳能面板制造工厂。该工厂将与特斯拉已在同一地点建设的Megapack巨型储能电池工厂在同一地点。 这是特斯拉首次明确其计划实现100吉瓦（GW）年产能目标的具体落点。新工厂位于帝国西部商务园区（Empire West Business Park），距休斯顿约35英里。特斯拉已租赁园区内9号和10号建筑，总面积达165万平方英尺，并计划再建一座60万平方英尺的新建筑。整个园区已100%长期租给特斯拉。 特斯拉计划在布鲁克斯维尔实施全链条垂直整合的太阳能制造，涵盖从硅锭生长、硅片切割、光伏电池生产到最终组件组装的全部环节。公司正投入超过2.5亿美元资本支出，同步建设多个洁净室级别的复杂制造设施。 此举与今年3月CNBC报道的交易一致：特斯拉正洽谈从包括苏州迈为科技（Suzhou Maxwell Technologies）在内的中国供应商采购价值29亿美元的太阳能制造设备，相关设备将运往德克萨斯州。苏州迈为科技专精于垂直整合式光伏电池生产设备，目前设备已开始准备发运，但尚需获得中国出口许可。 布鲁克斯维尔工厂将与投资2亿美元的Megapack Megafactory协同运营。特斯拉的能源存储与太阳能业务日益融合，其Megapack产品常与公用事业级太阳能项目捆绑销售，家用Powerwall则搭配屋顶光伏系统。同址布局有助于简化物流与供应链管理。 休斯顿相较奥斯汀的特斯拉超级工厂更具优势：拥有大型港口便于进口设备（对接收中国设备至关重要）、丰富的工业劳动力储备及成熟的基础设施。 此前，特斯拉的太阳能制造长期停滞。2016年收购SolarCity后，其获得了纽约州近10亿美元公共补贴支持的布法罗工厂项目，承诺创造1,500个岗位并十年内投资50亿美元。但该厂从未成为西半球最大的太阳能制造基地，特斯拉先是将面板生产外包给松下，后者于2020年退出；此后多年主要用于超充桩部件生产和自动驾驶数据标注。特斯拉太阳能产品部署量一度低至不再单独披露。 转机始于2025年底。特斯拉在纽约超级工厂重启TSP-420太阳能面板生产，并于2026年1月正式商业化推出美国制造版本。但布法罗工厂年产能仅约300MW，远低于其新目标。 2026年1月，埃隆·马斯克（Elon Musk）在达沃斯世界经济论坛宣布，特斯拉与SpaceX将各自在美国建设100GW年产能的太阳能制造体系，覆盖从原材料到成品的完整供应链。若布鲁克斯维尔项目按计划推进，特斯拉年产能将较布法罗提升300倍。作为参照，美国当前最大太阳能制造商First Solar预计2027年产能为17.7GW，而2023年全美新增太阳能装机总量约为32GW。 尽管100GW目标被部分观察人士视为过于激进——特斯拉过往在电池产能和Solar Roof项目上曾多次提出未兑现的宏大目标——但此次已投入巨额资金，显示其认真推进大规模制造的意图。不同于布法罗工厂仅为满足政府补贴条款的最低配置，休斯顿设施系为规模化量产全新设计。 目前特斯拉面临的关键挑战在于能否兑现量产时间表。洁净室级制造设施建设周期长，且中国设备出口审批存在不确定性。要在2028年前从零实现100GW的产能被认为难度极大。不过，特斯拉已在布鲁克斯维尔组建工程团队并落实建设管理，项目进展迅速。

2026年5月15日，深圳源电新能源有限公司在安徽池州江南工业集中区新材料产业园成立全资子公司—池州原固电能科技有限公司，建设0.2GWh固态电池及固液混合电池科研总部，面向无人机、具身机器人、航天航空及消费电子领域，提供下一代固态能源解决方案。 源电新能成立于2023年9月，专注固态电池材料与产业化。2025年6月签约杭州5GWh固态电池基地（总投资25亿元）；9月与战略合作伙伴极致激光合作研制小试线及硅碳负极设备；2026年2月与高能数造签署全固态电池自动化产线合作协议，定制生产设备。同年5月池州科研总部落地，形成从材料、设备到中试的量产闭环。 池州项目聚焦高安全、高能量密度的固态/固液混合电池，产品覆盖低空经济、人形机器人、航天等高增长场景。江南新兴产业集中区已形成主导产业企业集群，为技术验证与成果转化提供良好生态。 0.2GWh产线定位为中试示范阶段，是量产必经环节。源电新能已顺利完成杭州量产基地、关键设备、自动化产线及池州科研总部的系列布局，正加速抢占固态电池在无人机、具身智能、航天等场景的商业化先机。

2026年5月15日，深圳源电新能源有限公司在安徽池州江南工业集中区新材料产业园成立全资子公司—池州原固电能科技有限公司，建设0.2GWh固态电池及固液混合电池科研总部，面向无人机、具身机器人、航天航空及消费电子领域，提供下一代固态能源解决方案。 源电新能成立于2023年9月，专注固态电池材料与产业化。2025年6月签约杭州5GWh固态电池基地（总投资25亿元）；9月与战略合作伙伴极致激光合作研制小试线及硅碳负极设备；2026年2月与高能数造签署全固态电池自动化产线合作协议，定制生产设备。同年5月池州科研总部落地，形成从材料、设备到中试的量产闭环。 池州项目聚焦高安全、高能量密度的固态/固液混合电池，产品覆盖低空经济、人形机器人、航天等高增长场景。江南新兴产业集中区已形成主导产业企业集群，为技术验证与成果转化提供良好生态。 0.2GWh产线定位为中试示范阶段，是量产必经环节。源电新能已顺利完成杭州量产基地、关键设备、自动化产线及池州科研总部的系列布局，正加速抢占固态电池在无人机、具身智能、航天等场景的商业化先机。

SMM 5月20日讯：近日，国轩高科发布投资者关系活动记录表，其中在被问及当前全固态电池的进展之际，国轩高科表示， 截至目前，公司已完成 2GWh 全固态电池量产线的设计工作，当前正积极推动上游供应链降本，尤其是推动硫化锂固态电解质的产业化降本，并以此为基础，力求在可控的成本范围内组织起量产能力。 此外，国轩高科还提到，固态电池凭借高能量密度、高安全性、宽工作温度范围等显著优势，未来核心应用场景将主要覆盖新能源车、低空飞行器、人形机器人等对高能量密度、高安全具备强需求的各个领域，长期来看增长空间较大。 在由 上海有色网信息科技股份有限公司（SMM） 主办的 2026 （第十一届）新能源产业博览会-固态电池前瞻技术论坛 上，SMM新能源咨询总监 朱健对比了新能源汽车、储能以及消费（e.g，3C数码，eVOTL）三大领域固态电池未来的发展增速发现， 预计到2030年，消费电子板块渗透率有望达到12%左右，率先实现突破10%。 究其原因，SMM认为，3C数码消费电池由于体积限制，对于能量密度要求更高，叠加用户体验升级等因素，成为固态电池商业化落地的试验田，渗透率先突破10%。储能板块场对电芯成本敏感度较高，仅部分价格敏感度较低且极度注重安全性的场景使用固态电芯，短期内需求量有限，预计2030年固态电池在储能板块的渗透率或在2%左右。新能源汽车板块，预计到2030年渗透率有望达到4%左右，高端电动汽车对于高安全性和高续航里程的需求，因此固态电池也是其关键选择之一，但长期渗透率进一步提升在于规模化及降本逻辑。 SMM认为，全固态电池拥有极致安全、超高能量密度等特点，适用于高端电动车、长续航机器人、无人机、旗舰消费电子（成本不敏感）。预计2040年，全固态电池在锂电池市场中占比将达到25%左右。同时，他表示，全固态电池目前仍处于发展早期阶段，展望未来，固态电池的发展需要原材料企业、电池材料企业、固态电池企业、生产设备企业以及终端车企全产业链的通力协作。 》点击查看详情 储能业务方面，国轩高科表示，公司在储能电池系统领域已构建成熟完备的技术应用体系与全谱系产品矩阵，涵盖储能电芯、标准化电池箱、集成式储能电池柜及系统解决方案等全链条产品，覆盖电源侧储能、电网侧储能、工商业储能、家用储能、移动储能等多元领域。 储能核心竞争力方面，国轩高科拥有全链条储能产品与解决方案的供应能力，涵盖储能电芯、标准化电池箱、集成式储能电池柜及系统解决方案等全链条产品，覆盖电源侧储能、电网侧储能、工商业储能、家用储能、移动储能等多元领域，可以适配全球范围内不同客户的需求。同时，移动充换电场景的逐步开拓也将有效提升公司储能产品的应用范围。 储能业务是国轩高科两大核心业务之一，同时也是其利润改善的重要支撑，数据显示，2025 年，公司储能电池系统实现营收 90.66 亿元。公司已形成“储能电池+系统解决方案”的完整产品体系，覆盖公共事业储能、工商业储能、家用储能及便携式储能等多场景应用。随着储能业务规模持续扩大，将有效改善公司整体盈利水平。公司正推进唐山、金寨等国内储能基地布局大尺寸储能电芯等新一代产品；海外同步建设摩洛哥等基地，以完善全球供应体系，保障交付稳定性。 提及当前的开工情况以及未来的产能规划，国轩高科表示，当前行业整体需求旺盛，公司产能利用率保持较高水平。产能规划方面，正积极推进新一代动力电池及大尺寸储能电芯的布局，并积极推动摩洛哥等海外基地建设以匹配海外市场需求。随着公司新产线逐步达产，规模效应将逐步体现，有望进一步提升公司盈利能力以应对多变的市场格局。 回顾4月份的储能市场，据SMM了解，4月储能电池出货量整体略高于市场预期；当月储能电池产量达74.3GWh，行业平均开工率强势攀升至90%。受益于节后全面复工及海外“抢出口”订单集中交付，3月行业去库节奏显著加快，库销比大幅下探至0.45。进入4月，随着前期退税政策引发的抢单效应消退，海外提货节奏暂缓，预计行业库销比将小幅回升至0.52。 国内市场，终端装机盘面依然保持旺盛态势。前期累计的大量招标项目为二季度的电芯需求提供了稳定支撑。尽管彼时受供应端阶段性紧缺影响，国内碳酸锂价格出现强势跳涨，但得益于市场强劲的订单惯性，成本上行向下游实质需求及项目经济性的传导存在明显的时间差。目前原材料涨价尚未对下游真实需求造成实质性冲击，预计短期内国内整体招投标与装机节奏将继续维持稳健。 众所周知，碳酸锂等电池原材料价格的上涨会在一定程度上影响电池企业的成本，因此，也有投资者询问国轩高科如何应对碳酸锂等原材料价格上涨的问题，公司回应称，面对碳酸锂及大宗商品等原材料价格上行压力，公司采取多维度综合应对策略，通过前瞻布局上游供应链保障供应稳定，加大长期协议采购力度、落实产品价格联动传导保障毛利率水平，强化内部管理、持续优化研发工艺与产品结构推动降本增效，切实保障整体盈利能力平稳运行。 不过自5月中下旬以来，在宏观情绪转弱，有色金属集体下跌的背景下，碳酸锂期现价格也暂时进入了下行通道，截至5月20日，电池级碳酸锂现货报价跌至17.4~18.4万元/吨，均价报17.9万元/吨，较此前高点20.05万元/吨下跌2.15万元/吨，跌幅达10.72%。 》点击查看SMM新能源产品现货报价 目前碳酸锂矿端消息频出，Mineral Resources Limited(MinRes)宣布，因锂价显著持续回升，将重启其全资持有的Bald Hill锂矿。公司凭借现有库存、内部设备及成熟劳动力网络，可安全快速恢复运营。现场作业5月下旬启动，6月开采和破碎，7月产出首批精矿。预计2027财年第一季度从埃斯佩兰斯港发出首船，第二季度达满产。但仍需密切关注江西矿山换证进度、津巴布韦精矿到港节奏以及下游排产实际兑现程度。 国轩高科表示，截至目前，中高端车型的配套占比提升显著，奇瑞、吉利、零跑等主流中高端车型的配套持续上量。随着产品结构与客户结构的不断优化，加之大众标准电芯的正式量产交付，预计公司B 级及以上车型的电池供应占比将进一步提升。未来，公司将持续聚焦高端市场，不断巩固和扩大在中高端车型中的配套份额。

SMM5月20日讯： 2026年4月，我国果壳炭（核心为椰壳炭）进口市场呈现“量价双爆”格局，。海关总署数据显示，当月果壳炭进口量达25068.8吨，环比3月增长26%，同比2025年同期激增82%，创下同期进口量新高。价格端同步走强，4月进口均价攀升至926.69美元/吨，较2月的879.8美元/吨上涨5.3%，持续高位的椰壳炭价格，不断加剧硬碳行业的成本压力，倒逼产业链加速探索破局路径。 椰壳炭作为传统高性能硬碳的核心前驱体，因孔隙结构优异、适配钠离子嵌入需求，长期占据硬碳原料主流地位。但我国椰壳资源极度匮乏，95%以上高纯硬碳级椰壳炭依赖东南亚进口，供给端受主产国政策、气候及出口管制影响显著，供应链稳定性先天不足。叠加钠电产业从实验室走向规模化量产，硬碳需求集中释放，供需失衡直接推动椰壳炭价格持续走高，目前硬碳级椰壳炭价格已达3万元/吨以上，大幅压缩硬碳企业利润空间，成为制约行业产业化落地的关键瓶颈。 面对椰壳炭“高价+依赖”的双重困境，硬碳行业已分化出三类发展路径，企业基于自身资源禀赋、技术储备及市场定位，做出差异化选择，行业格局加速重塑。 坚守椰壳路线，精细化运营对冲成本压力： 部分深耕行业较早的企业，短期内仍以椰壳炭为核心原料，聚焦高端硬碳市场。这类企业多已建成规模化产线，但受限于原料成本高企，普遍采取“断续生产、按需排产”模式，实际出货量远低于设计产能。产品端聚焦高附加值领域，按克容量划分产品等级，中低克容量产品定价3.5万元/吨，高克容量（350mAh/g）产品定位动力电芯赛道，定价达6万元/吨，通过高端化定价传导成本压力，同时绑定下游优质客户，保障订单稳定性。但长期来看，原料成本持续攀升、产能利用率偏低，使得该路线盈利空间持续收窄，仅适合具备长期原料锁价协议或高端客户资源的企业。 布局煤基路线，依托资源优势抢占低成本赛道： 依托国内丰富的煤炭资源，煤基硬碳成为行业降本的核心突破口，吸引大批企业加速布局。煤基路线核心优势在于成本低廉，原料成本仅为几千元/吨，叠加部分产区电价低至0.2元/度，整体生产成本显著低于椰壳基路线。当前行业内已有企业实现煤基硬碳规模化投产，产能扩张意愿强烈。产品端形成差异化定价体系，按性能划分3万、4万、5万元/吨三档，高克容量产品定价5万元/吨，较同等级椰壳基产品具备价格优势，已获得多家电芯企业询价关注。煤基路线凭借“低成本+资源自主”优势，契合钠电规模化降本需求，长期发展潜力广阔，但需突破工艺稳定性、产品一致性控制等技术难点。 探索多元路线，技术创新构建长期竞争力： 除椰壳基、煤基外，行业正积极探索生物质替代、新型材料等多元路径，兼顾成本与供应链安全。生物质路线聚焦竹子、秸秆、核桃壳等农林废弃物，原料成本仅500-1000元/吨，且国内资源丰富、可再生性强，具备规模化潜力。但该路线需解决原料来源分散、品质不均一、灰分高等问题，目前多处于中试或小批量生产阶段，尚未形成规模化产能。 当前硬碳行业正处于“原料替代阵痛期”与“产能扩张窗口期”的叠加阶段，椰壳炭高价高压的现状难以短期逆转，多元技术路线并行将成为行业长期特征。未来，具备“低成本原料+稳定工艺+规模化产能”的企业将占据竞争优势，煤基硬碳有望成为主流路线之一，生物质替代路线随技术突破逐步放量，而坚守椰壳路线的企业将聚焦高端细分市场。行业核心竞争逻辑，已从单纯的产能扩张，转向原料供应链掌控、工艺技术创新与成本控制能力的综合较量，一场关乎产业自主可控与降本增效的变革，正在硬碳产业链持续深化。 SMM新能源研究团队 王聪 021-51666838 马睿 021-51595780 冯棣生 021-51666714 吕彦霖 021-20707875          

根据中国海关数据显示，2026年4月，中国六氟磷酸锂累计出口量约868吨，环比下降约80.9%，中国六氟磷酸锂累计进口量约96吨。 出口方面，2026年4月中国六氟磷酸锂出口量约868吨，较3月环比下降约80.9%，同比下降约33.2%。具体来看，由于六氟磷酸锂出口增值税退税政策自2026 年 4 月 1 日起正式取消，企业在 3 月集中提前抢出口，海外电解液企业做了一定库存，导致4月我国对多个主要目的地国家的出口量环比下降。 其中出口波兰337.5吨，环比下降约 80.4%；出口韩国 81.804吨，环比下降约92.56%；出口捷克150吨，环比下降约67.43%；出口美国101.908吨，环比下降约61.7%。只有出口到日本的量级有所上升 —— 出口日本 191.37吨，环比上升约50.77%。                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                     总体而言，4月国外对六氟磷酸锂采购量有明显下降。 说明：对本文中提及细节有任何补充或修正随时联系沟通，联系方式如下 ： 电话021-20707858  胡雪洁，谢谢！                                                     SMM新能源研究团队 王聪 021-51666838 马睿 021-51595780 冯棣生 021-51666714 吕彦霖 021-20707875 张浩瀚021-51666752 王子涵021-51666914 王杰021-51595902 徐杨021-51666760 徐萌琪021-20707868 胡雪洁021-20707858