电网 - 完善超特高压设施保护政策，划定保护区范围并明确权责，加强支撑调节能力建设，通过激励政策提高煤电机组深度调节改造和转调相运行的积极性，在超大城市负荷中心及周边布局清洁煤电、构网型储能等电源以提升电网韧性和应急能力，优化用户侧涉电安全标准，将新建住宅供配电设施设置于地面防洪高程以上、高层建筑强弱电线路分设竖井等纳入强制规定[3] - 提升电网资源配置能力，重点推进松辽清洁能源基地送电华北的黑龙江配套工程，推进城乡配电网升级改造，布局建设末端保供型微电网，持续提升绿电消费占比，扩大重点领域应用范围，引导园区采用绿电聚合供应以提升消纳便捷性与高效性，赋能新兴产业，配合建设绿色算力中心集群，完善新能源消纳政策体系，确保供热供电安全，推广储热装置、电热锅炉、热泵等热电解耦技术，发展生物质供热、工业余热、清洁热泵供暖以实现灵活供热、可控煤耗和低碳排放[4] 绿电 - 加快零碳园区规划建设技术导则、并网运行规范及碳排放核算方法等国家层面标准供给，完善市场机制，明确绿电直连、微电网、虚拟电厂等参与电力市场的身份定位、交易规则和结算机制，探索差异化价格政策以激发调节积极性，强化电碳协同，依托全国碳市场和绿电绿证交易体系建立绿电消费与碳排放核算衔接机制，鼓励通过绿电交易、能效提升、需求响应等多元路径实现降碳[5] - 建议由省级发改委、能源局、大数据局牵头，依托能源大数据中心制定统一数据标准，依法有序推动水、电、气等多维度能耗数据汇聚与授权共享，针对“落地难”问题实施“绿色焕新”政策，优化补贴流程并提供差异化方案，大力扶持和发展综合能源服务公司，鼓励电网企业、大型节能设备制造商向能源服务商转型，在基础较好地区试点建设集成政策咨询、产品体验、旧物回收、碳积分兑换等功能的“零碳社区”或“绿色生活服务中心”[7] 储能 - 强化产能调控以破解供需失衡，建议对新增产能备案审批采取窗口指导，严禁新建无技术优势的低水平产能，建立全国储能产能数据库并定期发布风险预警，迭代升级《锂离子电池行业规范条件》并制定更严格的《储能系统集成行业规范条件》，建立“风光储一体化全生命周期管理”综合评价体系及集成商能力认证机制以引导资源向优质企业集聚[9] - 推动质量和安全标准完善提升，将储能系统热管理、消防设计、电芯寿命、并网安全等核心指标升级为强制性国家标准以划定质量底线，依托国家级认证机构推动中国储能标准与国际标准互认以助力产品出海，健全监督机制并强化全环节质量监管，建立全链条质量追溯体系，加大违规处罚力度以提升行业质量管控水平[9] - 目前储能参与调频、调峰等辅助服务的价格机制不健全，其快速调节价值未完全体现在收益中，需尽快完善辅助服务市场机制以使储能的多元价值获得合理回报[10] - 储能与电网是“相辅相成”关系，可在电量多时储存、不足时放电以保证电网稳定并实现储能收益，建议在电站建设规划阶段就将储能系统搭建、具体容量和需求考虑进去，以实现储能与电网的真正深度融合[11] 绿氢 - 支持推动绿氢就地消纳，结合AI算力中心能耗大的特点，规划布局“绿氢制储+算力中心”一体化项目，在算力高峰时通过氢储能提供调峰支撑，在电网检修或突发状况时提供长时应急供电支撑，构建“大电网—本地氢电源”两级供电机制，实现绿氢就地消纳与算力中心能源韧性提升的双向赋能[13] - 支持绿氢规模化应用，落实绿色船舶、绿色航煤政策，在国内船舶及航空领域推广绿氢制取的绿氨、绿醇等绿色燃料，以绿氨替代传统合成氨推广绿色化工，推动绿氢炼钢替代传统焦炭炼钢，加快天然气掺氢示范推广，开展重点城市燃气、工业锅炉掺氢试点并完善技术标准与检测体系[13] 算电协同 - 建议引导“算力跟着电力走”，持续推动高负载、高能耗的人工智能训练需求向西部地区转移，同时鼓励“电力跟着算力建”，加快推进“西电东送”，落实跨省跨区输电通道、储能配套等能力建设，支持东部地区因地制宜加大电力基础设施投入以就近保障实时性高的人工智能应用需求[15] - 针对算电协同水平不高、数据中心绿色化转型及与新型电力系统融合不够等问题，需加快优化国家算力战略布局，构建全国一体、分类分级、场景驱动的国家算力体系，具体包括构建“国家—区域—边缘”三级算力架构并实施精准功能布局，建立分类引导与统一调度机制以促进算力资源高效配置，强化关键技术攻关与网络降费以夯实一体化运营基础，深化算电协同创新与市场工具应用以推动算力绿色普惠发展[16]