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国家能源局华中监管局印发《西藏自治区电力中长期市场实施细则》
湖南省工信厅印发《湖南省工业碳减排标杆企业认定管理办法》
山东省青岛市大数据发展管理局印发《数字青岛2026年行动方案》
贵州省能源局发布《关于开展2026年煤矿储能应急电源建设和供电系统防雷改造项目奖补的通知》
四川省能监办印发《四川省电力辅助服务管理实施细则》
江苏省发改委发布《关于开展负荷快速响应能力建设工作的通知（征求意见稿）》
张掖市发改委发布《张掖市“新能源+”产业发展规划》公平竞争审查公开征求意见公告
地方政策及要闻
国家能源局华中监管局印发《西藏自治区电力中长期市场实施细则》
4月14日，国家能源局华中监管局印发《西藏自治区电力中长期市场实施细则》，其中明确独立储能自主参与中长期电能量等交易时，在放电时段按发电企业身份参与交易，在充电时段按电力用户身份参与交易。
新型经营主体参与市场中，单一技术类新型经营主体主要包括分布式光伏、分散式风电、储能等分布式电源和可调节负荷；资源聚合类新型经营主体主要包括虚拟电厂（负荷聚合商）和智能微电网，满足国家有关规定要求的源网荷储一体化项目可视作智能微电网。
充分发挥聚合商（含虚拟电厂）等电力资源聚合管理服务机构的资源整合能力。通过整合优化可调节负荷、新型储能等灵活调节资源，以聚合方式参与市场化需求响应，纳入电力平衡。
新型经营主体是指具备电力、电量调节能力且具有新技术特征、新运营模式的配电环节各类资源，可分为单一技术类新型经营主体和资源聚合类新型经营主体。其中，单一技术类新型经营主体主要包括分布式光伏、分散式风电、储能等分布式电源和可调节负荷；资源聚合类新型经营主体主要包括虚拟电厂（负荷聚合商）和智能微电网，配电环节具备相应特征的源网荷储一体化项目可视作智能微电网。
西藏自治区取消工商业目录销售电价之前，暂不开展电网企业代理购电。
湖南省工信厅印发《湖南省工业碳减排标杆企业认定管理办法》
4月14日，湖南省工信厅印发《湖南省工业碳减排标杆企业认定管理办法》，其中明确工业碳减排是指工业企业通过调整产品结构、推进新能源应用和低碳原料替代、采用节能新工艺新技术新装备、推进绿色制造、发展循环经济、创新推广应用低碳技术、实施数字化协同转型等降碳措施，实现碳减排目标的行为。
而在附件《湖南省工业碳减排标杆企业认定指标体系》节能降碳方面，明确提出推进微电网建设，开展分布式光伏、分散式风电、多元储能、高效热泵、余热余压利用、智慧能源管控等开发运行，推进多能高效互补利用，就近消纳可再生能源等，每项计0.5分，累计不超过2分。
山东省青岛市大数据发展管理局印发《数字青岛2026年行动方案》
4月13日，山东省青岛市大数据发展管理局印发《数字青岛2026年行动方案》，文件明确提出：在符合国家政策前提下，加快京周智算中心、九州云智算中心等项目建设，力争数据中心标准机架总量不低于6.7万架，智能算力占比提升至60%以上。深入实施“毫秒用算”专项行动，推动实现大型算力中心毫秒级互联、算力资源毫秒级接入、算力应用毫秒级响应。引导算电协同，积极开展算力基础设施“绿电直连”“源网荷储”等绿色低碳试点。另外在融合基础设施方面，鼓励有条件的区（市）统筹开展市政基础设施智能化提升工程，加快智能电网、微电网和虚拟电厂等建设，打造源网荷储示范项目，新建充电桩4万个。
贵州省能源局发布《关于开展2026年煤矿储能应急电源建设和供电系统防雷改造项目奖补的通知》
2026年4月13日，贵州省能源局发布《关于开展2026年煤矿储能应急电源建设和供电系统防雷改造项目奖补的通知》，其中明确，对完成储能应急电源建设项目的煤矿进行财政奖补，单个煤矿奖补不超过建设储能应急电源项目投入资金的30%、金额不超过200万元；对完成供电系统防雷改造项目的煤矿进行财政奖补，单个煤矿奖补不超过供电系统防雷改造项目投入资金的25%、金额不超过50万元。
煤矿规模应为30万吨/年及以上，近三年无关闭或者淘汰退出计划；储能应急电源建设完成，能正常热备运行。
储能应急电源配置应满足在双回路供电同时停电的情况下，为煤矿供电提供安全可靠的备用电源，保障煤矿瓦斯抽放泵、主通风机和局部通风机持续运行不低于60分钟。
储能应急电源最大输出功率不低于矿井瓦斯抽放泵、主通风机和局部通风机总功率120%，并确保相关设备稳定运行。
四川省能监办印发《四川省电力辅助服务管理实施细则》
4月13日，四川省能监办印发《四川省电力辅助服务管理实施细则》。《细则》中，关于独立新型储能调峰补偿，此前征求意见稿提出补偿标准为400(元/兆瓦时)，正式印发文件中则明确因系统调峰需求下达调度计划(含调度指令)要求独立新型储能电站进入充电状态时，对其充电电量进行补偿，具体补偿标准为350(元/兆瓦时)。
并且，适应性调整新能源配储补偿机制，降低新能源配建储能调峰补偿标准并限制充放次数，征求意见稿中，按照当月度累计充电电量分为三档，补偿标准为无补偿、80元/兆瓦时、160元/兆瓦时；正式文件中，当月度累计充电电量>储能额定容量x30，对其充电电量进行补偿补偿标准为40(元/兆瓦时)，补偿电量最高不超过储能额定容量x60。
此外提及，有偿无功调节是指并网主体在进相功率因数低于额定值(其中火电、燃机、水电、独立新型储能为0.97。
爬坡补偿容量核算时，配建储能的风、光项目并网主体容量按配建储能额定容量确定，独立储能项目并网主体容量为其额定容量。
新型储能是指具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的独立电化学储能电站。压缩空气、飞轮等独立新型储能电站参照执行。纳入本细则管理的独立新型储能容量不低于10MW/20MWh。
负荷侧并网主体是指传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络等能够响应电力调度指令的直控型可调节负荷(含通过聚合商、虚拟电厂、绿电直连、源网荷储一体化项目等形式聚合)。纳入本细则管理的直控型可调节负荷容量不低于 5MW，向上或向下调节能力不低于 5MW，持续时间不低于1小时。
辅助服务补偿费用来源包括发电侧并网主体、新型储能按照上网电量比例分摊，新建发电机组和独立新型储能调试运行期辅助服务费用分摊标准按照有关规定执行。
细则自2026年5月1日起实施。
江苏省发改委发布《关于开展负荷快速响应能力建设工作的通知（征求意见稿）》
2026年4月8日，江苏省发改委发布《关于开展负荷快速响应能力建设工作的通知（征求意见稿）》，其中提到，鼓励用户侧储能、电动汽车充电桩、智能微电网等优质负荷资源，以直接控制方式参与快速响应，实现与电网的智能互动。
文件提出开展快速响应负荷市场化错峰，对快速响应负荷资源给予激励，按照“价格优先、容量优先”方式，针对直控型与自控型部署成本不同，执行差异化的申报上限。参与2026年首次申报时，直控型申报上限暂定为15元/kWh，自控型申报上限暂定为10元/kWh。
文件明确，相关资金需求优先从全省尖峰电价增收资金中列支。参与并中标的负荷快速响应资源，在同一时段内不得重复参与需求响应。鼓励具备快速响应能力的负荷资源主体，积极参与电能量市场、辅助服务市场等，获取更多经济收益。
附件《江苏省负荷快速响应能力建设工作实施方案》明确，在0.5小时内完成功率调整的负荷资源，分为直控型资源和自控型资源。
直控型资源接入新型电力负荷管理系统的技术架构须至少支持以下一种模式：“云云”对接’、“云边”协同、“端到端”直连。直控型资源调控性能测试包括系统联调测试、调控时长测试、调控精度测试。开展直控系统与新型电力负荷管理系统联调测试，确保被控设备能够接收电网调控指令，联调测试整体调控所需时长满足0.5小时以内要求，调控精度满足目标调控规模90%-120%的要求。
自控型资源调控性能测试包括预案演练、调控时长测试、调控精度测试。演练测试整体调控所需时长满足0.5小时以内要求，调控精度满足目标调控规模80%-120%的要求。
上述测试完成后出具调控性能测试报告，有效期为一年，并作为《快速响应负荷市场化错峰管理协议》签订的依据。
张掖市发改委发布《张掖市“新能源+”产业发展规划》公平竞争审查公开征求意见公告
4月10日，张掖市发改委发布《张掖市“新能源+”产业发展规划》公平竞争审查公开征求意见公告。
截至2025年底，张掖已建成并网风光电项目669.9万千瓦、分布式光伏18.8万千瓦，在建330万千瓦；新型储能装机达198.25万千瓦，在建101.7万千瓦，抽水蓄能、全钒液流电池等项目正加快建设。
产业方面，张掖正围绕“能源基地、储能调峰、消纳外送、装备制造”四大体系，加速建设国家重要综合能源基地。全市发电总装机已达1027.2万千瓦，其中新能源占比65.2%。作为河西走廊清洁能源基地的重要组成部分及国家“沙戈荒”大型风光基地重点布局区域，张掖光伏、风能、储能、抽水蓄能等可开发资源储量均位居全省前列。
张掖风电已建成并网244.7万千瓦，正在建设245万千瓦，拟建300万千瓦，剩余可开发量510.3万千瓦。2025年风电发电量34.68亿千瓦时，占发电量23.6%。
张掖围绕沙漠、戈壁、荒漠地区不断扩大光伏基地建设规模，光伏已建成并网425.2万千瓦，正在建设85万千瓦，拟建450万千瓦，剩余可开发量6239.8万千瓦；2025年光伏发电量45.45亿千瓦时，占发电量30.94%。
2025年末火电装机容量265万千瓦，占比26.22%。火电“压舱石”作用持续发挥，甘肃电投张掖电厂2×1000兆瓦燃煤机组扩建工程于2025年11月29日全面投产，项目建成后对拉动地方经济增长、调节电网负荷、保障电力平衡、优化能源结构等都具有重要意义。
张掖构建以“六储三区两源一带”为主线的新型储能发展布局，严格落实“十四五”第一批新能源项目20%、2小时，“十四五”第二批新能源项目15%、4小时及国家发展改革委、国家能源局最新政策要求，截至2025年底，新型储能装机规模达198.25万千瓦，在建101.7万千瓦。在建抽水蓄能电站2座，张掖盘道山抽水蓄能电站（总装机容量140万千瓦）、皇城抽水蓄能电站（总装机容量140万千瓦）被列入国家抽水蓄能中长期发展规划“十四五”重点项目推进实施。
未来能源方面，张掖加快推进大型风电、光伏发电基地建设，新能源装机规模持续扩大，氢能、新型储能等未来能源发展潜力巨大。绿氢制备能力达350吨/年，创特绿色氢氨醇一体化等在建项目投产后产能将提升至11150吨/年；建成电网侧储能124.25万千瓦，引进易事特、伟力得等企业形成年产350万千瓦储能电池产能。
重点领域和主要任务方面，提出要集中式基地互补开发。
加快风光基地规划建设。围绕沙漠、戈壁、荒漠地区不断扩大风光基地建设规模，加快建设甘州区、临泽县、高台县等百万千瓦级风电基地和百万千瓦级大型光伏发电基地，加快国家沙戈荒“第三批”大基地配套新能源项目。积极推进“陇电入川”特高压外送通道配套新能源建设。依托区域具备打造以抽水蓄能为支撑的纯清洁能源基地资源优势，积极谋划巴丹吉林沙漠（张掖）基地项目，争取纳入国家规划，尽快核准开工，项目可推动2790万千瓦电源建设，年送出绿电达401亿千瓦时，带动2250万千瓦新能源开发。到2030年，风电装机规模和光伏发电装机规模分别达到1000万千瓦以上，千万千瓦级风电和千万千瓦级光伏发电基地全面建成。
创新推进多能互补与系统集成。打破传统单一能源开发模式，积极探索“风光火储”、“风光水储”以及“光热+光伏+储能”等多能互补联合运行模式。依托巴丹吉林沙漠（张掖）基地外送通道等重大工程，推动基地内风、光、火、储等电源的协同规划、一体化开发与联合调度运行，提升电源侧出力的稳定性与可调节性，增强大容量外送的安全可靠性与经济性。积极发展光热发电项目，发挥其良好的电网支撑与调峰能力，与波动性光伏形成互补。
积极推动抽水蓄能开发建设。加快已开工盘道山、皇城抽水蓄能电站建设，确保2028年、2030年如期投产。结合外送基地规划建设情况，推动丹霞抽水蓄能以服务特定电源纳入国家规划，力争“十五五”期间核准开工，争取青龙沟、白杨河抽蓄纳入省级规划，形成抽蓄电站梯次开发建设格局。持续开展抽水蓄能站点资源普查，扩展全市抽水蓄能站点资源库，积极推动中小型抽水蓄能站点资源普查和创新开发模式，推动抽水蓄能电站变速机组、长周期调节等技术创新。到2030年，全市建成及在建抽蓄装机规模达到700万千瓦以上。
加快布局建设新型储能电站。坚持“电源侧规模化、电网侧专业化、用户侧多元化”发展方向，加快推进“风光储”“光储充”等新型储能电站落地。推广示范电化学储能、压缩气体储能、重力储能、氢储能、飞轮储能、光热储能等多元化新型储能技术，助推建设河西走廊新型储能示范带。统筹规划电源侧储能，建设一批系统友好型新能源电站，提升电网稳定支撑能力。科学布局电网侧储能，结合新能源开发实际和330千伏汇集站规划布局，开展独立储能电站建设，推动已备案平山湖能特、平川小口子等新型储能电站加快建设，“十五五”期间新增电网侧新型储能装机660万千瓦；加快推进构网型储能电站在高比例新能源电网、弱电网及孤岛电网的示范应用，适时建设构网型储能电站；因地制宜发展用户侧储能，满足差异化用能需求，鼓励甘州区、山丹县等工业园区及张掖经开区零碳示范园区开展用户侧储能试点，示范带动其他地区用户侧储能加快发展。到2030年，全市新型储能装机达到870万千瓦以上。
推广先进可再生能源技术集成示范。统筹推进高效光伏、低风速风电、光热及熔盐储热、新型储能、氢能制储运等多类技术引进与融合示范，支持“新能源+”复合项目与多能互补体系建设，多元提升新型电力系统构建水平。
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国家能源局华中监管局印发《西藏自治区电力中长期市场实施细则》
湖南省工信厅印发《湖南省工业碳减排标杆企业认定管理办法》
山东省青岛市大数据发展管理局印发《数字青岛2026年行动方案》
贵州省能源局发布《关于开展2026年煤矿储能应急电源建设和供电系统防雷改造项目奖补的通知》
四川省能监办印发《四川省电力辅助服务管理实施细则》
江苏省发改委发布《关于开展负荷快速响应能力建设工作的通知（征求意见稿）》
张掖市发改委发布《张掖市“新能源+”产业发展规划》公平竞争审查公开征求意见公告
地方政策及要闻
国家能源局华中监管局印发《西藏自治区电力中长期市场实施细则》
4月14日，国家能源局华中监管局印发《西藏自治区电力中长期市场实施细则》，其中明确独立储能自主参与中长期电能量等交易时，在放电时段按发电企业身份参与交易，在充电时段按电力用户身份参与交易。
新型经营主体参与市场中，单一技术类新型经营主体主要包括分布式光伏、分散式风电、储能等分布式电源和可调节负荷；资源聚合类新型经营主体主要包括虚拟电厂（负荷聚合商）和智能微电网，满足国家有关规定要求的源网荷储一体化项目可视作智能微电网。
充分发挥聚合商（含虚拟电厂）等电力资源聚合管理服务机构的资源整合能力。通过整合优化可调节负荷、新型储能等灵活调节资源，以聚合方式参与市场化需求响应，纳入电力平衡。
新型经营主体是指具备电力、电量调节能力且具有新技术特征、新运营模式的配电环节各类资源，可分为单一技术类新型经营主体和资源聚合类新型经营主体。其中，单一技术类新型经营主体主要包括分布式光伏、分散式风电、储能等分布式电源和可调节负荷；资源聚合类新型经营主体主要包括虚拟电厂（负荷聚合商）和智能微电网，配电环节具备相应特征的源网荷储一体化项目可视作智能微电网。
西藏自治区取消工商业目录销售电价之前，暂不开展电网企业代理购电。
湖南省工信厅印发《湖南省工业碳减排标杆企业认定管理办法》
4月14日，湖南省工信厅印发《湖南省工业碳减排标杆企业认定管理办法》，其中明确工业碳减排是指工业企业通过调整产品结构、推进新能源应用和低碳原料替代、采用节能新工艺新技术新装备、推进绿色制造、发展循环经济、创新推广应用低碳技术、实施数字化协同转型等降碳措施，实现碳减排目标的行为。
而在附件《湖南省工业碳减排标杆企业认定指标体系》节能降碳方面，明确提出推进微电网建设，开展分布式光伏、分散式风电、多元储能、高效热泵、余热余压利用、智慧能源管控等开发运行，推进多能高效互补利用，就近消纳可再生能源等，每项计0.5分，累计不超过2分。
山东省青岛市大数据发展管理局印发《数字青岛2026年行动方案》
4月13日，山东省青岛市大数据发展管理局印发《数字青岛2026年行动方案》，文件明确提出：在符合国家政策前提下，加快京周智算中心、九州云智算中心等项目建设，力争数据中心标准机架总量不低于6.7万架，智能算力占比提升至60%以上。深入实施“毫秒用算”专项行动，推动实现大型算力中心毫秒级互联、算力资源毫秒级接入、算力应用毫秒级响应。引导算电协同，积极开展算力基础设施“绿电直连”“源网荷储”等绿色低碳试点。另外在融合基础设施方面，鼓励有条件的区（市）统筹开展市政基础设施智能化提升工程，加快智能电网、微电网和虚拟电厂等建设，打造源网荷储示范项目，新建充电桩4万个。
贵州省能源局发布《关于开展2026年煤矿储能应急电源建设和供电系统防雷改造项目奖补的通知》
2026年4月13日，贵州省能源局发布《关于开展2026年煤矿储能应急电源建设和供电系统防雷改造项目奖补的通知》，其中明确，对完成储能应急电源建设项目的煤矿进行财政奖补，单个煤矿奖补不超过建设储能应急电源项目投入资金的30%、金额不超过200万元；对完成供电系统防雷改造项目的煤矿进行财政奖补，单个煤矿奖补不超过供电系统防雷改造项目投入资金的25%、金额不超过50万元。
煤矿规模应为30万吨/年及以上，近三年无关闭或者淘汰退出计划；储能应急电源建设完成，能正常热备运行。
储能应急电源配置应满足在双回路供电同时停电的情况下，为煤矿供电提供安全可靠的备用电源，保障煤矿瓦斯抽放泵、主通风机和局部通风机持续运行不低于60分钟。
储能应急电源最大输出功率不低于矿井瓦斯抽放泵、主通风机和局部通风机总功率120%，并确保相关设备稳定运行。
四川省能监办印发《四川省电力辅助服务管理实施细则》
4月13日，四川省能监办印发《四川省电力辅助服务管理实施细则》。《细则》中，关于独立新型储能调峰补偿，此前征求意见稿提出补偿标准为400(元/兆瓦时)，正式印发文件中则明确因系统调峰需求下达调度计划(含调度指令)要求独立新型储能电站进入充电状态时，对其充电电量进行补偿，具体补偿标准为350(元/兆瓦时)。
并且，适应性调整新能源配储补偿机制，降低新能源配建储能调峰补偿标准并限制充放次数，征求意见稿中，按照当月度累计充电电量分为三档，补偿标准为无补偿、80元/兆瓦时、160元/兆瓦时；正式文件中，当月度累计充电电量>储能额定容量x30，对其充电电量进行补偿补偿标准为40(元/兆瓦时)，补偿电量最高不超过储能额定容量x60。
此外提及，有偿无功调节是指并网主体在进相功率因数低于额定值(其中火电、燃机、水电、独立新型储能为0.97。
爬坡补偿容量核算时，配建储能的风、光项目并网主体容量按配建储能额定容量确定，独立储能项目并网主体容量为其额定容量。
新型储能是指具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的独立电化学储能电站。压缩空气、飞轮等独立新型储能电站参照执行。纳入本细则管理的独立新型储能容量不低于10MW/20MWh。
负荷侧并网主体是指传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络等能够响应电力调度指令的直控型可调节负荷(含通过聚合商、虚拟电厂、绿电直连、源网荷储一体化项目等形式聚合)。纳入本细则管理的直控型可调节负荷容量不低于 5MW，向上或向下调节能力不低于 5MW，持续时间不低于1小时。
辅助服务补偿费用来源包括发电侧并网主体、新型储能按照上网电量比例分摊，新建发电机组和独立新型储能调试运行期辅助服务费用分摊标准按照有关规定执行。
细则自2026年5月1日起实施。
江苏省发改委发布《关于开展负荷快速响应能力建设工作的通知（征求意见稿）》
2026年4月8日，江苏省发改委发布《关于开展负荷快速响应能力建设工作的通知（征求意见稿）》，其中提到，鼓励用户侧储能、电动汽车充电桩、智能微电网等优质负荷资源，以直接控制方式参与快速响应，实现与电网的智能互动。
文件提出开展快速响应负荷市场化错峰，对快速响应负荷资源给予激励，按照“价格优先、容量优先”方式，针对直控型与自控型部署成本不同，执行差异化的申报上限。参与2026年首次申报时，直控型申报上限暂定为15元/kWh，自控型申报上限暂定为10元/kWh。
文件明确，相关资金需求优先从全省尖峰电价增收资金中列支。参与并中标的负荷快速响应资源，在同一时段内不得重复参与需求响应。鼓励具备快速响应能力的负荷资源主体，积极参与电能量市场、辅助服务市场等，获取更多经济收益。
附件《江苏省负荷快速响应能力建设工作实施方案》明确，在0.5小时内完成功率调整的负荷资源，分为直控型资源和自控型资源。
直控型资源接入新型电力负荷管理系统的技术架构须至少支持以下一种模式：“云云”对接’、“云边”协同、“端到端”直连。直控型资源调控性能测试包括系统联调测试、调控时长测试、调控精度测试。开展直控系统与新型电力负荷管理系统联调测试，确保被控设备能够接收电网调控指令，联调测试整体调控所需时长满足0.5小时以内要求，调控精度满足目标调控规模90%-120%的要求。
自控型资源调控性能测试包括预案演练、调控时长测试、调控精度测试。演练测试整体调控所需时长满足0.5小时以内要求，调控精度满足目标调控规模80%-120%的要求。
上述测试完成后出具调控性能测试报告，有效期为一年，并作为《快速响应负荷市场化错峰管理协议》签订的依据。
张掖市发改委发布《张掖市“新能源+”产业发展规划》公平竞争审查公开征求意见公告
4月10日，张掖市发改委发布《张掖市“新能源+”产业发展规划》公平竞争审查公开征求意见公告。
截至2025年底，张掖已建成并网风光电项目669.9万千瓦、分布式光伏18.8万千瓦，在建330万千瓦；新型储能装机达198.25万千瓦，在建101.7万千瓦，抽水蓄能、全钒液流电池等项目正加快建设。
产业方面，张掖正围绕“能源基地、储能调峰、消纳外送、装备制造”四大体系，加速建设国家重要综合能源基地。全市发电总装机已达1027.2万千瓦，其中新能源占比65.2%。作为河西走廊清洁能源基地的重要组成部分及国家“沙戈荒”大型风光基地重点布局区域，张掖光伏、风能、储能、抽水蓄能等可开发资源储量均位居全省前列。
张掖风电已建成并网244.7万千瓦，正在建设245万千瓦，拟建300万千瓦，剩余可开发量510.3万千瓦。2025年风电发电量34.68亿千瓦时，占发电量23.6%。
张掖围绕沙漠、戈壁、荒漠地区不断扩大光伏基地建设规模，光伏已建成并网425.2万千瓦，正在建设85万千瓦，拟建450万千瓦，剩余可开发量6239.8万千瓦；2025年光伏发电量45.45亿千瓦时，占发电量30.94%。
2025年末火电装机容量265万千瓦，占比26.22%。火电“压舱石”作用持续发挥，甘肃电投张掖电厂2×1000兆瓦燃煤机组扩建工程于2025年11月29日全面投产，项目建成后对拉动地方经济增长、调节电网负荷、保障电力平衡、优化能源结构等都具有重要意义。
张掖构建以“六储三区两源一带”为主线的新型储能发展布局，严格落实“十四五”第一批新能源项目20%、2小时，“十四五”第二批新能源项目15%、4小时及国家发展改革委、国家能源局最新政策要求，截至2025年底，新型储能装机规模达198.25万千瓦，在建101.7万千瓦。在建抽水蓄能电站2座，张掖盘道山抽水蓄能电站（总装机容量140万千瓦）、皇城抽水蓄能电站（总装机容量140万千瓦）被列入国家抽水蓄能中长期发展规划“十四五”重点项目推进实施。
未来能源方面，张掖加快推进大型风电、光伏发电基地建设，新能源装机规模持续扩大，氢能、新型储能等未来能源发展潜力巨大。绿氢制备能力达350吨/年，创特绿色氢氨醇一体化等在建项目投产后产能将提升至11150吨/年；建成电网侧储能124.25万千瓦，引进易事特、伟力得等企业形成年产350万千瓦储能电池产能。
重点领域和主要任务方面，提出要集中式基地互补开发。
加快风光基地规划建设。围绕沙漠、戈壁、荒漠地区不断扩大风光基地建设规模，加快建设甘州区、临泽县、高台县等百万千瓦级风电基地和百万千瓦级大型光伏发电基地，加快国家沙戈荒“第三批”大基地配套新能源项目。积极推进“陇电入川”特高压外送通道配套新能源建设。依托区域具备打造以抽水蓄能为支撑的纯清洁能源基地资源优势，积极谋划巴丹吉林沙漠（张掖）基地项目，争取纳入国家规划，尽快核准开工，项目可推动2790万千瓦电源建设，年送出绿电达401亿千瓦时，带动2250万千瓦新能源开发。到2030年，风电装机规模和光伏发电装机规模分别达到1000万千瓦以上，千万千瓦级风电和千万千瓦级光伏发电基地全面建成。
创新推进多能互补与系统集成。打破传统单一能源开发模式，积极探索“风光火储”、“风光水储”以及“光热+光伏+储能”等多能互补联合运行模式。依托巴丹吉林沙漠（张掖）基地外送通道等重大工程，推动基地内风、光、火、储等电源的协同规划、一体化开发与联合调度运行，提升电源侧出力的稳定性与可调节性，增强大容量外送的安全可靠性与经济性。积极发展光热发电项目，发挥其良好的电网支撑与调峰能力，与波动性光伏形成互补。
积极推动抽水蓄能开发建设。加快已开工盘道山、皇城抽水蓄能电站建设，确保2028年、2030年如期投产。结合外送基地规划建设情况，推动丹霞抽水蓄能以服务特定电源纳入国家规划，力争“十五五”期间核准开工，争取青龙沟、白杨河抽蓄纳入省级规划，形成抽蓄电站梯次开发建设格局。持续开展抽水蓄能站点资源普查，扩展全市抽水蓄能站点资源库，积极推动中小型抽水蓄能站点资源普查和创新开发模式，推动抽水蓄能电站变速机组、长周期调节等技术创新。到2030年，全市建成及在建抽蓄装机规模达到700万千瓦以上。
加快布局建设新型储能电站。坚持“电源侧规模化、电网侧专业化、用户侧多元化”发展方向，加快推进“风光储”“光储充”等新型储能电站落地。推广示范电化学储能、压缩气体储能、重力储能、氢储能、飞轮储能、光热储能等多元化新型储能技术，助推建设河西走廊新型储能示范带。统筹规划电源侧储能，建设一批系统友好型新能源电站，提升电网稳定支撑能力。科学布局电网侧储能，结合新能源开发实际和330千伏汇集站规划布局，开展独立储能电站建设，推动已备案平山湖能特、平川小口子等新型储能电站加快建设，“十五五”期间新增电网侧新型储能装机660万千瓦；加快推进构网型储能电站在高比例新能源电网、弱电网及孤岛电网的示范应用，适时建设构网型储能电站；因地制宜发展用户侧储能，满足差异化用能需求，鼓励甘州区、山丹县等工业园区及张掖经开区零碳示范园区开展用户侧储能试点，示范带动其他地区用户侧储能加快发展。到2030年，全市新型储能装机达到870万千瓦以上。
推广先进可再生能源技术集成示范。统筹推进高效光伏、低风速风电、光热及熔盐储热、新型储能、氢能制储运等多类技术引进与融合示范，支持“新能源+”复合项目与多能互补体系建设，多元提升新型电力系统构建水平。
中国能源研究会于1981年1月成立，是由从事能源科学技术的相关企事业单位、社会团体和科技工作者自愿结成的全国性、学术性、非营利性社会组织，全国性4A级社团。接受业务主管单位中国科学技术协会、社团登记管理机关民政部的业务指导和监督管理。中国能源研究会拥有单位会员900余家，个人会员12万余人，分支机构包括12个工作委员会、51个专业委员会和6个分会，秘书处（办事机构）设有8个部门，并全资设立《中外能源》杂志社。
中国能源研究会坚持“围绕中心、服务大局，研究、咨询、交流、服务”的宗旨，团结能源领域的科技工作者，发挥能源科技高端智库的作用，服务能源科技进步和体制机制创新，积极开展能源领域的决策咨询服务和重大政策与课题研究，以及能源科技评估、团体标准制定、科学普及等工作，推动国内外的学术交流与合作，成为国家能源管理部门与企业联系的桥梁和纽带，是中国能源领域最具影响力的学术团体之一。中国能源研究会是国家能源局首批16家研究咨询基地之一，为政府决策、部署能源工作发挥了积极作用。