9月24日，中华人民共和国主席习近平在联合国气候变化峰会上，宣布了中国新一轮国家自主贡献：到2035年，中国全经济范围温室气体净排放量比峰值下降7%-10%，力争做得更好。非化石能源消费占能源消费总量的比重达到30%以上；风电和太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦；森林蓄积量达到240亿立方米以上。新能源汽车成为新销售车辆的主流，全国碳排放权交易市场覆盖主要高排放行业，气候适应型社会基本建成。

9月8日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于推进“人工智能+”能源高质量发展的实施意见》，提出八个能源领域“人工智能+”落地实施方向。关于“人工智能+能源新业态”，《意见》提出，推进人工智能技术在虚拟电厂、分布式储能、电动汽车车网互动等灵活性调节资源中的应用，提升负荷侧群控优化和动态响应能力。推动人工智能在零碳园区、智能微电网、算电协同中的应用，提升源网荷储一体化智能运行水平，促进新能源就地消纳。

9月12日，国家发改委、国家能源局发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》，明确就近消纳项目电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧，新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%、2030年起新增项目不低于35%；项目应具备分表计量条件，由电网企业在发电、厂用电、并网、自发自用、储能等关口安装计量装置，准确计量各环节电量数据。

9月12日，交通运输部办公厅印发《交通强国建设试点申报方向指引（2025年）》，指出推动交通与能源基础设施一体化建设，建设“源—网—荷—储—充”项目，创新融合开发运营模式与政策机制。加强能源补给设施建设，建设综合能源补给站。打造（近）零碳交通基础设施，推进清洁能源就近就地开发利用，推广新能源柔性汇集接入、分布式智能微电网、虚拟电厂等新技术应用。

9月22日，工业和信息化部联合国家发改委印发《工业园区高质量发展指引》，指出要加快园区绿色设施建设。加强屋顶光伏、分散式风电、多元储能、充电桩等新能源基础设施的开发利用，探索构建工业绿色微电网、零碳能源供给系统和园区级数字化能碳管理中心。重点加强污水、垃圾、有害物收集处理等公共设施建设，推进原生资源协同利用，加快园区内固废收集、处置和综合利用能力建设，积极推进工业固废综合利用、再生资源循环利用。积极建设绿色工业园区，探索建设零碳园区。

9月2日，青海省发改委发布《青海省发挥绿电优势推动产业外向型发展实施方案》，要求优化绿电供应模式，统筹发展风电、光伏、水电，进一步优化发电运行机制；健全绿电市场机制，扩大绿电交易规模，推进可再生能源发电项目参与绿色电力交易；打造零碳产业园区，以智能电网架构为基础，通过绿电聚合供应、绿电直连等模式，强化园区与周边光伏、风电等电力资源匹配对接，支持园区内企业综合利用可调负荷资源和储能资源，提升绿电稳定供应能力。

9月15日，黑龙江发改委正式印发《黑龙江省深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展实施方案》，提出存量项目电量规模妥善衔接现行具有保障性质的相关电量政策，规模上限不高于现行保障性收购电量。存量项目机制电价与现行保障性价格政策0.374元/kWh保持一致。增量项目第一年纳入机制电量与现有新能源非市场化比例衔接，第二年及以后根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况及用户承受能力等因素确定，单个项目申请纳入机制的电量应适当低于其全部上网电量。机制电价通过每年10月组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成。

9月15日，宁夏发改委、国家能源局西北监管局正式印发《自治区深化新能源上网电价市场化改革实施方案》，提出分布式（分散式）存量项目上网电量全部纳入机制电量，机制电价为宁夏燃煤发电基准价0.2595元/千瓦时。增量项目初期纳入机制的电量规模与现有新能源价格非市场化比例适当衔接，每年新增纳入机制的电量规模，可根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素适时调整。机制电价竞价上限暂设为0.2595元/千瓦时，下限为0.18元/千瓦时。

9月19日，广东省发改委、广东省能源局正式印发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的实施方案》，指出存量项目要妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策，110千伏以下电压等级项目机制电量比例上限取100%。机制电价参考广东省燃煤发电基准价0.453元/千瓦时执行。增量项目每年新增纳入机制的电量规模由广东省发改委、广东省能源局按照相关规定确定，并在竞价前予以公布。在参与竞价的项目中，110千伏以下电压等级项目的竞价电量申报比例上限取80%，其他项目的竞价电量申报比例上限原则上与存量项目机制电量比例上限保持一致。机制电价竞价上限综合考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限。

9月22日，安徽省发改委、能源局联合印发《深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展实施方案》。提出存量项目电量规模按项目实际上网电量乘以年机制电量比例确定。分散式风电、分布式光伏项目年机制电量比例为100%。机制电价按燃煤发电基准价0.3844元/千瓦时执行。增量项目机制电量均通过竞价获得，年上网电量按年合理利用小时数计算，风电、光伏年合理利用小时数分别按1800、1100小时确定。单个项目申报电量上限为上一年度发电量的85%。机制电价考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素，确定竞价上下限。

9月25日，辽宁省发改委正式印发《辽宁省深化新能源上网电价市场化改革实施方案》，提出存量项目纳入机制电量规模妥善衔接我省现行保障性优先发电电力电量平衡相关政策，单个项目每年纳入机制电量规模原则上不得高于上一年水平，机制电价为0.3749元/千瓦时。2025年增量项目竞价时纳入机制的电量总规模占增量项目上网电量的比例为55%。单个项目2025年竞价时暂按不高于其年度全部上网电量80%进行申报，以后根据竞价情况动态调整。机制电价竞价工作在全省范围内统一开展。竞价上限考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定。竞价下限初期考虑先进电站造价成本、避免无序竞争等因素确定。

9月26日，河北省发改委正式印发《河北南网深化新能源上网电价市场化改革实施方案》以及《冀北电网深化新能源上网电价市场化改革实施方案》。

南网区域分布式光伏和分散式风电存量项目参与机制电量占上网电量的比例上限为100%， 机制电价统一按河北南网煤电基准价0.3644元/千瓦时执行。增量项目机制电量单个项目申报规模=项目装机容量×同类项目近三年平均发电利用小时数×（1-厂用电率）×机制电量申报比例，上限最高80%，机制电价上限暂不高于燃煤发电基准价，参考先进新能源项目的成本因素确定竞价下限。

冀北电网区域存量项目机制电量以2024年6月1日至2025年5月31日实际非市场化交易结算电量占上网电量的比例作为该项目机制电量比例上限；非市场化交易结算电量按照上网电量减去各类市场化交易合同结算电量确定。机制电价按冀北电网现行燃煤发电基准价0.372元/千瓦时执行。增量项目机制电量单个项目申报规模=项目装机容量×同类项目近三年平均发电利用小时数×（1-厂用电率）×机制电量申报比例，申报上限80%。机制电价上限暂不高于燃煤发电基准价，参考先进新能源项目的成本因素确定竞价下限。

9月26日，国家能源局发布1-8月份全国电力工业统计数据。截至8月底，全国累计发电装机容量36.9亿千瓦，同比增长18.0%。其中，太阳能发电装机容量11.2亿千瓦，同比增长48.5%；风电装机容量5.8亿千瓦，同比增长22.1%。2025年1~8月，国内新增光伏装机230.61GW，同比增长65%；新增风电装机57.84GW，同比增长72%。