7月9日，国务院印发《“十五五”碳达峰行动方案》，行动方案提出，加快提升电力系统新能源消纳能力。提升跨省跨区输电和互补互济能力，加快特高压外送通道建设，新增西电东送能力8000万千瓦以上，大力推进省间电力互济工程建设。支持新能源就地消纳，积极发展绿电直连、新能源就近接入增量配电网等绿电直供模式，推动源网荷储一体化发展。持续扩大电力系统调节资源规模，坚持生态优先、需求导向、优化布局，因地制宜加快建设抽水蓄能电站；推动新型储能规模化发展，大力发展长时储能；挖掘需求侧调节潜力，加快虚拟电厂发展，推动可调节负荷等各类分散资源参与系统调节。逐步明确重点用能行业可再生能源消费最低比重目标。到2030年，抽水蓄能装机容量达到1.6亿千瓦左右，新型储能装机容量力争达到3亿千瓦，全国虚拟电厂最大调节能力达到5000万千瓦以上，电力需求响应能力达到最大用电负荷的5%以上。 以下是具体原文： 国务院关于印发《“十五五” 碳达峰行动方案》的通知 国发〔2026〕22号 各省、自治区、直辖市人民政府，国务院各部委、各直属机构： 现将《“十五五”碳达峰行动方案》印发给你们，请认真贯彻执行。 国务院   2026年7月5日 （本文有删减） “十五五”碳达峰行动方案 “十五五”时期是实现碳达峰的关键期、攻坚期。为贯彻落实党中央、国务院决策部署，积极稳妥推进和实现碳达峰，加快经济社会发展全面绿色转型，根据生态环境法典和《碳达峰碳中和综合评价考核办法》等有关要求，制定本方案。 一、总体要求 坚持以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，认真落实四中全会部署，完整准确全面贯彻新发展理念，发挥碳达峰碳中和战略牵引作用，更好统筹保障能源安全和经济社会发展，以能源绿色低碳转型为关键，深入推进产业绿色化、低碳化，更高水平、更高质量做好节能降碳工作，稳步实现煤炭和石油消费达峰，将绿色低碳导向融入国民经济循环各领域各环节，加快形成绿色生产生活方式，培育更多绿色经济增长点，厚植高质量发展绿色底色。 到2030年，我国单位国内生产总值二氧化碳排放比2025年降低17%，非化石能源消费占比达到25%，确保如期实现碳达峰目标，为实现2035年国家自主贡献目标、推进碳中和奠定坚实基础。 二、加快能源结构调整优化 （一）大力推进非化石能源开发。坚持风光水核等多能并举，更大力度发展新能源，统筹开发布局和消纳利用，扩大非化石能源有效供给。建设“三北”风电光伏、西南水风光一体化、沿海核电、海上风电等清洁能源基地，积极发展分布式光伏、分散式风电，推动光热发电、海洋能发电规模化发展，因地制宜利用生物质能、地热能，布局建设风光氢氨醇一体化基地。加快推进新增用电量由新增清洁能源电量覆盖。到2030年，风电和太阳能发电总装机容量达到28亿千瓦以上，常规水电装机容量达到4.1亿千瓦左右，核电运行装机容量达到1.1亿千瓦左右。 （二）加快提升电力系统新能源消纳能力。适应新能源发展趋势，强化电力系统对新能源的接纳、配置和调控能力。提升跨省跨区输电和互补互济能力，加快特高压外送通道建设，新增西电东送能力8000万千瓦以上，大力推进省间电力互济工程建设。支持新能源就地消纳，积极发展绿电直连、新能源就近接入增量配电网等绿电直供模式，推动源网荷储一体化发展。持续扩大电力系统调节资源规模，坚持生态优先、需求导向、优化布局，因地制宜加快建设抽水蓄能电站；推动新型储能规模化发展，大力发展长时储能；挖掘需求侧调节潜力，加快虚拟电厂发展，推动可调节负荷等各类分散资源参与系统调节。逐步明确重点用能行业可再生能源消费最低比重目标。到2030年，抽水蓄能装机容量达到1.6亿千瓦左右，新型储能装机容量力争达到3亿千瓦，全国虚拟电厂最大调节能力达到5000万千瓦以上，电力需求响应能力达到最大用电负荷的5%以上。 （三）深入推进煤炭消费清洁替代。合理控制煤电装机规模和发电量，推动煤电向支撑性调节性电源转型，支持煤电与新能源融合发展。开展煤电机组低碳化改造，在不影响供热前提下开展北方地区热电联产机组热电解耦改造，支持热电厂储热设施建设。加强高效节能煤电机组及其辅机研发攻关与推广应用。依法依规全面淘汰关停不符合环保、能耗、用煤、安全、年限等要求的煤电机组（含自备机组），大力推动自备机组参与电网调峰。推进煤化工低碳化改造，降低单位产品煤耗及碳排放，支持煤化工项目与绿电、绿氢耦合发展。大力推进燃煤锅炉、燃煤工业窑炉清洁替代，全面淘汰10蒸吨/小时及以下燃煤锅炉，分行业领域逐步替代中小燃煤锅炉。“一企一策”推动用煤企业开展控煤减煤。支持有条件的地方对新建非“两高”项目实施煤炭消费等量或减量替代。 （四）持续优化油气消费结构。积极推进绿色氢氨醇、生物柴油、可持续航空燃料等绿色燃料应用。有序推进化工用油替代，探索绿色氢氨醇在化工行业应用，稳妥推动工业领域动力、热力用油替代。引导天然气消费增长保持在合理区间，优先保障民生用气，合理引导重点行业企业用气，因地制宜建设天然气调峰电站。加强生产、消费等各环节油气资源节约工作，提高油气资源利用效率。 三、推进产业绿色化低碳化 （五）推动产业结构绿色低碳转型。稳妥有序推进重点行业化解结构性矛盾，依法依规淘汰落后低效产能和工艺设备。加强水泥产能规范管理。有力有效管控“两高”项目，强化源头把关，严格节能降碳审查评价，落实新（改、扩）建“两高”工业项目实施碳排放等量或减量置换要求。加快发展绿色能源、绿色制造、绿色服务等绿色低碳产业，持续增强新能源、新能源汽车、动力电池等产业竞争优势，培育氢能、绿色燃料等产业。支持碳管理服务业发展，推广合同能源管理等第三方治理模式，推进数智技术赋能绿色低碳发展。 （六）开展传统产业节能降碳改造。聚焦重点行业主要用能设备、装置、工序等，全面实施节能降碳改造，大力推广应用节能低碳技术和装备，强化低碳工艺革新和数字化转型，有效提升能源资源利用效率、降低碳排放水平。加强节能监察，健全重点领域能效诊断机制。“十五五”期间，规模以上工业单位增加值二氧化碳排放降低17%以上，规模以上工业单位增加值能耗降低10%以上，单位国内生产总值能耗降低10%左右，通过重点行业节能降碳改造实现节能量1.5亿吨标准煤以上。 （七）加快零碳园区和零碳工厂建设。高标准推进国家级零碳园区建设，出台零碳园区建设指南，支持地方因地制宜推进园区低碳零碳改造。引导新建项目优先向零碳园区集聚，加快形成“以绿制绿”产业集群，鼓励零碳园区存量负荷开展绿电直连，支持应用低碳零碳供热新技术新模式。大力推进零碳工厂建设，支持符合条件的工业企业开展绿电直连，协同推进工业绿色微电网、数字化能碳管理中心等建设应用，着力提升可再生能源就地消纳水平。“十五五”期间，建设100个左右国家级零碳园区和500个左右零碳工厂。 （八）推进算力设施绿色低碳转型。强化算力设施与可再生能源协同布局，支持开展绿电直供，合理配置储能、备用电源等配套设施，推动新建算力设施主要使用非化石能源电力。完善算力设施节能降碳标准，推动未达标算力设施开展节能降碳改造，有序淘汰落后低效技术和设备，提升算力设施能效水平。加快建设绿色算力设施，鼓励建设零碳算力设施。 （九）发挥循环经济助力降碳作用。大力推广资源循环型生产模式，强化废弃物综合利用、能量梯级利用、水资源循环使用，推进废水、废气、废液、废渣等资源化利用。加快完善废旧物资回收网络，推广“互联网+”回收模式，畅通“换新+回收”渠道。加强废弃电器电子产品、废旧动力电池、退役风电光伏设备、报废汽车、报废农机等再生资源规范化回收和精细化利用，拓宽粉煤灰、煤矸石、农作物秸秆、畜禽粪污等大宗固体废弃物综合利用渠道，加快再生材料推广应用，大力发展再制造产业，强化资源循环利用对资源安全的支撑保障作用。 四、深化重点领域绿色低碳转型 （十）推进建筑领域节能降碳。加强既有建筑节能降碳改造，强化建筑运行节能降碳管理。城镇新建建筑全面执行绿色建筑标准，推广绿色低碳建造方式，支持超低能耗建筑、装配式建筑规模化发展。积极推动建筑用能电气化和低碳化，推进建筑光伏一体化建设，提高建筑可再生能源消费比重。加快供热、制冷系统绿色低碳转型，强化清洁热力供给和用热需求匹配，开展集中供热管网升级改造，合理布局建设储热蓄冷设施。实施绿色照明行动。“十五五”期间，单位建筑面积直接碳排放降低3%。 （十一）加快交通运输领域低碳转型。深入推进交通运输用能低碳化，持续增加新能源汽车保有量，加快公共领域车辆电动化，积极推动工地、矿山、港口、机场、物流园区等作业车辆和非道路移动机械新能源化，淘汰老旧交通工具；支持新能源重卡规模化应用，完善充换电、绿色氢氨醇加注等补能设施，聚焦货运量大的国家高速公路和普通国道建设零碳公路运输通道，加快提升清洁运输水平；发展电动、液化天然气、生物柴油、绿色甲醇等动力船舶。加快调整优化交通运输结构，持续提高大宗货物铁路、水路运输比重和新能源汽车运输比重。深入实施城市公共交通优先发展战略，打造城市绿色出行体系。到2030年，新能源汽车保有量占比力争达到30%，新能源营运交通工具保有量占比达到25%。 （十二）推进公共机构节能降碳。加大节能降碳改造力度，引导公共机构优先利用可再生能源，推动能源资源消耗指标与相关预算衔接，探索推行公共机构能效和碳排放水平分级，逐步提升能碳管理数智化水平。全面推进节约型机关建设，高标准创建节约型公共机构示范单位，建设低碳公共机构。“十五五”期间，公共机构单位建筑面积能耗降低5%、碳排放降低8.5%。 （十三）巩固提升生态系统碳汇能力。优化国土空间布局，严守生态保护红线，全面推进以国家公园为主体的自然保护地体系建设，强化森林资源保护和可持续利用。坚持山水林田湖草沙一体化保护和系统治理，统筹推进重要生态系统保护和修复重大工程。科学开展大规模国土绿化行动，精准提升森林质量，巩固退耕还林还草成果。加强水土流失综合防治，增加森林碳汇，稳固草原、湿地、农田、海洋等生态系统碳汇能力。开展生态系统碳汇监测评估、计量核算，发布碳汇方法学，探索开展海洋碳汇核算。开展岩溶等地质碳汇本底调查和潜力分析。到2030年，全国森林蓄积量达到224亿立方米。 五、强化支撑保障 （十四）健全法律法规标准体系。推动构建有利于实现碳达峰碳中和、加快经济社会发展全面绿色转型的法律法规体系，推动修订节约能源法、可再生能源法、公共机构节能条例等法律法规，研究修订出台重点用能和碳排放单位管理办法、节能降碳监察办法、能效标识管理办法等。完善碳达峰碳中和标准体系，节能降碳主管部门会同标准化主管部门等方面加快制修订重点产品能耗限额、碳排放限额等标准，开展百项重点节能降碳标准建设行动，制定发布重点行业节能降碳水平评价指南，深入实施能效标识和能效、碳效“领跑者”制度。持续健全产品碳足迹核算标准，建立统一规范的产品碳标识认证制度。推进国家统一的企业可持续披露准则体系建设。 （十五）完善碳排放统计核算体系。健全国家及省级地区碳排放年报、快报制度，强化碳排放统计核算工作统筹协调，加强涉碳数据会商。着力提升地市级碳排放统计核算基础能力，推动地市级统计部门因地制宜编制能源平衡表。建立重要数据动态监测预警制度，建设国家碳排放数据综合管理系统，开展重点用能和碳排放单位煤炭消费摸底。逐年编制国家温室气体清单。建立健全科学规范的温室气体排放因子更新制度，加快建设国家温室气体排放因子数据库、碳足迹背景数据库。强化碳计量基础能力建设及应用。 （十六）强化科技支撑和人才培养。聚焦碳达峰碳中和关键领域，布局具有前瞻性、战略性的国家重大前沿科技项目，开展关键核心技术攻关和科学研究，深化相关领域基础研究国际交流合作。加强非二氧化碳温室气体监测评估。依托国家绿色技术交易中心，加快节能降碳科技创新成果转化和推广应用。强化绿色低碳领域知识产权保护。探索开展碳捕集利用与封存示范项目建设。加强碳达峰碳中和相关领域专业人才培养和教育培训，优化相关学科专业设置，完善核心知识体系，丰富教学资源，深化产教融合、科教融汇，扩大专业人才供给。 （十七）加强资金支持。积极促进碳达峰碳中和领域投资，统筹用好各类资金渠道支持符合条件的重点项目建设并强化跟踪调度，引导社会资本积极参与碳达峰碳中和相关项目投资、建设、运营。设立国家低碳转型基金。发挥税收调节作用，落实节能降碳领域税收优惠政策。优化政府绿色采购政策，扩大绿色产品采购范围。有效发挥金融机构绿色金融评估激励作用，加强高质量绿色金融和转型金融产品服务供给，完善绿色金融标准和信息披露要求，促进应对气候变化投融资，鼓励金融机构开展投融资碳核算，有序推动金融机构运营和资产组合绿色低碳转型。 （十八）完善价格政策。深化各类电源上网电价市场化改革，落实新能源可持续发展价格结算机制和新能源就近消纳价格机制。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电价或单一容量电价，推动“沙戈荒”新能源基地作为整体参与市场交易。完善发电侧容量电价机制，有序建立发电侧可靠容量补偿机制。完善体现分时价值差异的零售市场价格机制，探索建立反映调节能力的需求响应价格机制，充分激发用户侧调节潜力。深入推进供热计量改革，加快供热计量改造，有序推行供热计量收费。 （十九）健全市场化机制。发挥碳市场支撑作用，加强全国碳排放权交易市场建设，逐步覆盖石化、化工等行业，对碳排放总量相对稳定的行业优先实施配额总量控制，加强碳排放配额总量与碳排放双控目标衔接，稳妥推行免费和有偿相结合的碳排放配额分配方式。积极发展全国温室气体自愿减排交易市场，推动核证自愿减排量应用。高质量建设绿证市场，拓展绿证应用场景，健全中长期绿证、绿电交易制度。加强碳市场、绿证、绿电等市场化机制衔接协同。探索建立体现核电和可再生能源非电利用低碳价值的制度。“十五五”期间，全国碳排放权交易市场覆盖行业的单位产品碳排放降低3%左右，重点排放单位碳排放配额清缴完成率稳定在较高水平。 六、凝聚各方合力 （二十）压实地方责任。按照《碳达峰碳中和综合评价考核办法》要求，科学有序开展综合评价考核，强化评价考核结果运用，完善激励约束机制。各省（自治区、直辖市）要制定省级“十五五”碳达峰行动方案，科学确定本地区目标任务。 （二十一）开展绿色低碳全民行动。加大节能降碳宣传力度，增强全民节约意识，健全绿色消费激励机制，丰富绿色产品供给，推动加快形成绿色低碳生活方式。引导企业履行社会责任，主动适应绿色低碳发展要求。重点用能和碳排放单位要落实节能降碳责任，龙头企业、链主企业、国有企业特别是中央企业要发挥示范引领作用，带动产业链供应链协同绿色转型。按规定完善中央企业落实碳达峰碳中和目标任务有关评价考核制度。 （二十二）深化绿色低碳国际合作。坚定维护真正的多边主义，坚持共同但有区别的责任原则，在《联合国气候变化框架公约》体系和世贸组织、二十国集团、金砖国家等框架下推动应对气候变化和绿色低碳发展相关议题讨论。加强绿色投资和贸易合作，鼓励绿色低碳产品和服务进出口，深化绿色丝绸之路合作。 七、加强组织实施 坚持把党的领导贯彻到推进碳达峰碳中和工作全过程各方面。国务院有关部门和地方人民政府要压紧压实责任，完善政策举措，强化部署推进，加强组织保障，推动各项任务落实落细，确保如期实现碳达峰目标。国家发展改革委要加强统筹协调，及时跟踪调度，根据实际情况优化任务举措。重大事项及时按程序向党中央、国务院请示报告。 点击查看原文： 》 国务院关于印发《“十五五”碳达峰行动方案》的通知

5月13日，山西省四部门联合出台《新型储能高质量发展实施方案》，明确到2027年全省新型储能装机规模力争突破800万千瓦，拉动产业直接投资超百亿元。方案划定锂电、全钒液流、压缩空气、飞轮、钠离子、半固态锂电、重力、构网型及氢储能等重点技术布局方向，同时提出完善 容量补偿 与价格体系，推动新型储能以独立市场主体身份全面参与电力中长期、现货及各类辅助服务交易。 原文如下： 山西省能源局  山西省发展和改革委员会 山西省工业和信息化厅  国家能源局山西监管办公室 关于印发《新型储能高质量发展实施方案》的通知 晋能源新能源发〔2026〕70号 各市能源局、发展改革委、工信局，国网山西省电力有限公司、山西地方电力有限公司： 为贯彻落实国家《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》部署要求，加快推动我省新型储能高质量发展，现将《新型储能高质量发展实施方案》印发给你们，请结合实际，认真抓好贯彻落实。 山西省能源局     山西省发展和改革委员会 山西省工业和信息化厅  国家能源局山西监管办公室 2026年5月13日 （此件公开发布） 新型储能高质量发展实施方案 为深入贯彻落实国家发展改革委、国家能源局印发的《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》《关于促进电网高质量发展的指导意见》部署要求，紧抓能源革命战略机遇，推动我省新型储能高质量发展，充分发挥新型储能作为提升电网调节能力、保障电力可靠供应的重要手段作用，助力构建清洁低碳、安全高效的新型能源体系，制定本实施方案。 一、总体要求 坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大和二十届历次全会精神，以“双碳”目标为引领。遵循市场主导、政府引导、统筹规划、多元发展、安全高效的原则，聚焦提升电力系统调节能力和新能源消纳水平。强化电网对新型储能的支撑接纳能力，推动技术创新与产业协同，统筹推进新型储能规模化与高质量发展，为全省全面绿色转型和能源安全提供坚实支撑。 到2027年，全省新型储能装机规模达到800万千瓦以上，带动直接投资超100亿元，产业链协同与技术创新能力稳步增强，锂离子电池储能持续主导，压缩空气储能、全钒液流电池等长时储能技术实现商业化示范应用，市场机制初步完善，形成一批可复制推广的典型应用场景和商业模式，新型储能对电力系统安全稳定运行的支撑作用显著提升；到2030年，新型储能作为支撑高比例新能源消纳的关键环节，装机规模与全省风电、光伏规模相匹配，新能源利用率满足国家要求，形成技术先进、机制健全、运行高效、安全可控的新型储能体系，成为全国新型储能高质量发展示范省份。 二、实施路径 （一）重点布局方向 1.规模化发展方向。立足各地实际条件与多元化场景需求，因地制宜推进锂离子电池、全钒液流电池、压缩空气储能、飞轮储能等相对成熟的技术路线，扩大项目规模，促进成熟技术在电力系统中的调节支撑能力持续提升。 2.示范应用方向。鼓励有条件的地区聚焦钠离子电池、半固态锂电池、重力储能、 构网型储能 系统等前沿技术领域，率先落地一批示范工程，加快关键技术迭代进程与工程转化能力，逐步形成符合省情的应用模式与商业化路径。 3.试点探索方向。在确保安全可控的基础上，围绕氢储能等具备长时储能发展潜力的技术方向开展试点项目，推动关键技术研发与能效提升，为后续更大范围应用储备经验。 （二）关键应用场景 4.发展电源侧储能。推动利用新型储能和智慧联合调控手段建设系统友好型新能源电站，鼓励省内百万千瓦能源转型与生态治理风光示范基地合理规划建设配套储能，平滑新能源出力曲线。大力推进电源侧储能配置与协同运行，鼓励新增并网新能源项目按不低于装机容量15%、时长4小时以上配置储能设施，探索性发展可全天候发电的光储一体化示范项目（储能按光伏装机容量100%、时长3小时以上配置）。推广火电机组与电化学储能、飞轮储能等联合调频技术应用，鼓励利用关停淘汰火电厂既有厂址、送出线路规划建设储能电站。 5.推进电网侧储能。在主变严重过载的500千伏变电站周边、新能源汇集站及外送通道送端站附近，科学布局一批大容量独立储能电站。在新能源高占比区域，积极推进构网型储能示范工程，加大构网型技术应用，充分释放新型储能的调峰、调频、调压、事故备用、爬坡、黑启动等多重效能，切实提升电网安全稳定水平和顶峰保供能力。同时，在配电网扩容升级困难或偏远地区，支持建设分布式独立储能和电网替代型储能，进一步提升配电网与各类并网电力新业态的交互水平。 6.创新多场景应用。在工业园区、数据中心、5G基站、商业综合体、交通枢纽等场景，鼓励建设分布式储能设施。全面推进“光储充放”一体化充电站建设，促进电动汽车与电网智能互动。支持虚拟电厂运营商整合用户侧分散储能资源，参与电力现货和辅助服务市场。推动源网荷储一体化、绿电园区、绿电直连等项目配置合理规模储能，提升系统调节能力。依托大数据、云计算、人工智能等先进技术，培育“人工智能+”新型储能应用试点场景。 三、重点任务 （一）统筹规划与协同推进 1.科学衔接发展规划。依据全省“十五五”新能源发展规划和消纳需求，结合发展基础，做好本实施方案与能源、电力、城乡建设等相关规划的衔接。各市能源主管部门要会同电网公司根据新能源消纳需求、电网接入条件和周边负荷情况，结合新型储能“优、良、中、差”四级评价结果，合理确定储能规模、布局和时序，推动新型储能高质量发展。电网公司要结合新型储能项目发展规划布局，适度超前并及时调整电网规划建设方案和投资计划安排，促进源网协调发展。（责任单位：省能源局、山西能源监管办、国网山西省电力有限公司、山西地方电力有限公司按职责分工负责） 2.健全项目库管理机制。根据国家能源局《电网公平开放监管办法》关于向电网企业申请接入电网的电源项目应已列入政府能源主管部门批准的电力发展规划或专项规划，或已纳入省级及以上政府能源主管部门年度实施方案的要求，省能源局相应建立并动态更新新型储能项目库，优化项目规模与布局，有序引导项目开发建设。入库项目实行建设时序管理，未达序时进度的项目坚决移出项目库。省电力公司依据省级新型储能项目库，对入库项目受理接入系统办理事宜。（责任单位：省能源局、山西能源监管办、国网山西省电力有限公司、山西地方电力有限公司按职责分工负责） （二）拓展多元化应用场景 3.打造融合应用示范场景。以“绿电+储能”“储能+微电网”等融合模式为抓手，重点围绕源网荷储一体化、智能微电网、虚拟电厂、低碳园区、光储充一体化、车（站）网互动等方向，打造一批技术领先、应用前景良好、可复制推广的新型储能创新应用场景。（责任单位：省能源局、省发展改革委、国网山西省电力有限公司、山西地方电力有限公司按职责分工负责） 4.促进应用场景供需对接。各市要积极搭建新型储能供需对接平台，开展供需对接，收集风电、光伏电站配储需求和电网侧独立储能项目共享容量，分享供需信息，促进独立储能容量租赁业务发展。鼓励具备相应技术条件的配建储能，转为独立储能参与电力市场。（责任单位：省能源局、山西能源监管办、国网山西省电力有限公司、山西地方电力有限公司按职责分工负责） （三）强化技术攻关与产业培育 5.推动储能技术创新突破。支持磷酸铁锂电池在安全性、循环寿命、能量密度等方面持续提升，攻关钠离子电池、固态电池、水系有机液流电池等新一代电化学储能技术。在具备条件的地区，重点推动压缩空气储能、全钒液流电池储能等长时储能（4小时以上）技术示范应用，推广“电化学+飞轮”“锂电+液流”等混合储能系统。（责任单位：省科技厅、省工信厅、省能源局、相关高校及科研院所按职责分工负责） 6.打造特色产业集群。依托本省材料、装备制造基础，延伸发展电池电芯、正负极材料、隔膜、电解液、储能变流器、储能系统、电池管理系统、能量管理系统等关键环节，提升本地配套能力与产业韧性。引进和培育一批生态主导型储能系统集成企业、运营服务龙头企业与“专精特新”中小企业，加强上下游产业协同，形成大中小企业融通发展的产业生态。（责任单位：省工信厅、省能源局、省投资促进局按职责分工负责） 7.加强人才队伍建设。依托太原理工大学、中北大学、太原科技大学等高校及科研院所，加强储能相关学科专业建设，支持申报增列储能相关博士点、硕士点，扩大本硕博培养规模。实施高层次人才引进计划，吸引国内外顶尖技术团队和经营管理人才来晋创业，开展新型储能产教融合试点，加强运维管理人员培训。（责任单位：省教育厅、省科技厅、省人社厅按职责分工负责） （四）深化市场机制改革 8.完善容量补偿与价格机制。加快研究出台符合我省实际的独立储能容量电价或可靠容量补偿机制政策，有效疏导储能固定投资成本。推动储能作为独立主体全面参与电力中长期、现货与辅助服务市场，进一步拉大现货市场峰谷价差，结合实际探索建立爬坡、惯量等新型辅助服务交易品种。（责任单位：省发展改革委、省能源局、山西能源监管办、国网山西省电力有限公司、山西地方电力有限公司按职责分工负责） 9.创新调度运行机制。按照国家关于促进电网高质量发展的部署要求，加快构建适应高比例新能源与规模化储能接入的新型调度体系。推动电网调度系统与独立储能、分布式储能、虚拟电厂等实现信息互联、协同控制，提升规模化储能集群的智能调度水平。电力调度机构科学制定新型储能调度细则，明确运行方式与调用区间，通过市场化手段促进新型储能“一体多用、分时复用”，丰富商业模式。积极推进源储协同优化、储能集群智能调度及分布式储能虚拟电厂聚合调控等模式创新。推进新能源配套储能与新能源电源协同优化运行，以“新能源+储能”一体化主体参与电力市场，利用市场化价格机制破解发用时空错配矛盾，改善配储经济性。（责任单位：省能源局、山西能源监管办、国网山西省电力有限公司、山西地方电力有限公司按职责分工负责） 四、保障措施 （一）加强组织领导 省能源局、省发展改革委、省工信厅、山西能源监管办要会同省财政厅、省自然资源厅、省生态环境厅、省应急厅及国网山西省电力有限公司、山西地方电力有限公司，加强部门协同和信息共享，共同推进本方案落地实施。各市要落实属地责任，由市能源、发改、工信部门牵头，组织相关职能部门和电网企业加强工作联动，统筹做好项目规划、要素保障和督导服务。（责任单位：省能源局、省发展改革委、省工信厅、山西能源监管办、省财政厅、省自然资源厅、省生态环境厅、省应急厅、国网山西省电力有限公司、山西地方电力有限公司按职责分工负责） （二）加大政策扶持 积极争取国家专项资金，统筹利用省级相关财政资金，对符合条件的示范项目、关键技术研发给予支持。鼓励引导企业积极开展技术研发与应用模式创新，支持申报国家级示范应用项目或优秀案例。落实税收优惠政策，加强对新型储能项目的土地、能耗等要素保障力度。引导金融机构加大对新型储能领域企业的信贷支持力度，探索融资租赁支持新型储能设备采购，推动研究开发面向新型储能项目的保险产品。（责任单位：省发展改革委、省工信厅、省财政厅、省自然资源厅、人民银行山西省分行、山西金融监管局、省税务局、省地方金融管理局、省能源局按职责分工负责） （三）优化建设管理 全面推行“工作并联、审批串联”，压缩审批时限、提升效率，加快项目建设，推动早开工、早建成、早投用。电网公司优化储能项目并网流程，同步推进配套送出工程衔接，确保“能并尽并、早并早用”。（责任单位：省自然资源厅、省生态环境厅、省能源局、省审批服务管理局、国网山西省电力有限公司、山西地方电力有限公司按职责分工负责） （四）落实安全责任 各级有关部门和企业要严格落实《关于加强电化学储能安全管理有关工作的通知》（国能综通安全〔2025〕65号）等文件要求，强化安全管理责任。项目备案机关备案时，在备案文件中明确项目单位的安全生产主体责任，并落实项目安全监管责任。已备案的项目，应尽快逐项补充明确项目安全监管责任。各相关部门认真贯彻落实《山西省安全生产委员会办公室关于印发〈全省电化学储能电站安全监管职责分工及工作机制（试行）〉的通知》（晋安办发〔2022〕174号），各司其职，各负其责，确保新型储能产业高质量发展。（责任单位：省能源局、省发展改革委、省工信厅、省自然资源厅、省住建厅、省应急厅、省市场监管局、省审批服务管理局、省消防救援总队、国网山西省电力有限公司、山西地方电力有限公司按职责分工负责）

近日，三峡能源（600905）发布2025年业绩报告。数据显示，公司2025年实现营业收入283.99亿元，同比下降4.43%；归母净利润37.14亿元，同比下降39.20%。 资料显示，三峡能源以风能、太阳能的开发、投资和运营为主营业务，积极发展陆上风电、光伏发电，大力开发海上风电，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电、光伏发电基地建设，深入推动源网荷储一体化和多能互补发展，积极开展抽水蓄能、新型储能、氢能、光热等业务。公司同时投资与新能源业务关联度高、具有优势互补和战略协同效应的相关产业，基本形成了风电、太阳能、储能、战略投资等相互支撑、协同发展的业务格局。 2025年，三峡能源新增并网装机461.53万千瓦，其中，风电装机200.05万千瓦，太阳能发电装机251.48万千瓦，独立储能装机10万千瓦。公司风电、太阳能发电并网装机容量合计5,121.31万千瓦。 2025年末，三峡能源并网装机容量达到5,237.41万千瓦。其中，风电2,443.26万千瓦，太阳能发电2,678.05万千瓦。2025年度，公司完成发电量762.61亿千瓦时，同比增长5.99%。其中，风电发电量479.21亿千瓦时，同比增长6.08%；太阳能发电量276.54亿千瓦时，同比增长8.87%。 2025年，三峡能源继续聚焦新能源业务，同时积极培育新业务、新业态，在新型储能、源网荷储、多能互补、氢能、抽水蓄能等多方面依托重大工程、重要业务，开展相关科研项目、研发创新活动，年度研发投入5.55亿元。 2026年第一季度，三峡能源实现营业收入69.48亿元，同比下降8.92%；归属于上市公司股东的净利润10.40亿元，同比下降57.49%。公司业绩下滑主要原因为部分区域消纳形势变化导致发电量不及预期，叠加市场环境影响平均上网电价同比下降，以及处置资产的投资收益同比减少。 此外，在2025年度暨2026年第一季度业绩说明会上，三峡能源提到，公司以促进新能源消纳利用和适应电力系统安全稳定运行为方向，持续探索开展电源侧、电网侧的新型储能研究和示范应用，通过新能源配储、独立储能等形式已并网新型储能规模超过270万千瓦，技术路线涵盖锂电池、钒液流电池、压缩空气储能等多种型式，在储能方面具备较丰富的开发经验和技术储备。 2026年，三峡能源将积极扩大有效投资，实现项目精准布局，力争年内新增并网装机500万千瓦。

据“中天科技新能源”消息，近日，中天储能科技有限公司（简称：中天储能）新型储能低碳智造项目开工仪式在储能集成场地举行。 资料显示，中天科技（600522）1992年起步于光纤通信，2002年迈入智能电网，2011年布局新能源，现已形成通信、电力、海洋、新能源、工业互联网等专精特新一企一品深耕模式。 中天储能成立于2012年，系中天科技全资子公司，注册资金20.28亿元，公司产品主要应用于通信后备电源、储能系统及新能源动力电池系统领域。 中天科技新能源产业集团总裁缪永华表示，当前全球能源转型加速推进，国内储能行业进入技术迭代、产能升级、市场扩容的黄金机遇期，新型储能低碳智造项目的开工，是中天储能抢抓行业机遇、补齐产能短板、夯实发展根基的战略布局，也是公司迈向高质量发展的标志性工程。项目投产后将实现20GWh年产能，有效弥补产能缺口，为市场拓展与订单交付提供坚实保障。 电池网注意到，4月14日，中天科技公告，公司2019年度原募集资金投资项目“工商业储能电站项目”拟使用募集资金投资40,000万元，目前已经使用13,357.86万元，剩余26,642.14万元。公司拟变更20,000万元募集资金投向“新型储能低碳智造项目”。 新型储能低碳智造项目预计建设期为19个月，实施地点为江苏省南通市经济技术开发区，预计达产时间为2027年10月。项目将新增自动物流仓储系统、模组堆叠台、簇级充放电测试设备等关键设备，项目建成后形成新型储能系统产品20GWh/年。

3月27日，自贡市公共资源交易服务中心发布自贡高新区动力及新型储能智慧制造基地配套基础设施建设(一期)项目的招标公告，其中提到，本项目占地面积约572亩，项目总建筑面积约380000㎡;其中，锂电标准化厂房246500㎡、标准化库房50000㎡、员工宿舍80000㎡、其他配套用房3500㎡，配套建设厂区内道路约7公里、综合管网约30公里、停车位约2000个(不低于20%充电车位)及相关附属设施。本项目第二标段建筑面积约16.1万㎡，土建工程包括9号标准化厂房(电芯厂房)、10号库房(固废库)、11号库房(成品仓库)、18号废水站、21号及22号进出口大门，配套建设机电、消防、变配电、母线工程及土石方工程(含地基处理)等园区基础设施。 以下是具体原文： 第一章 招标公告（未进行资格预审，适用于公开招标） 自贡高 新区动力及新型储能智慧制造基地配套基础设施建设(一期)项目 (项目名称)设计施工总承包 第二 标段 招标公告 1. 招标条件 1.1本招标项目 自贡高 新区动力及新型储能智慧制造基地配套基础设施建设(一期)项目 (项目名称)已由 自贡市高新区管委会发展改革与科学技术局 (项目审批、核准或备案机关名称)以 自发改发[2026]项批新10号 （批文名称及编号）批准建设，项目业主为 自贡市中创动力能源发展有限责任公司 ， 建设资金来自 对上争取资金和企业自筹 （资金来源），项目出资比例为 100% ，招标人为 自贡市中创动力能源发展有限责任公司 。项目已具备招标条件，现对该项目的设计施工总承包进行公开招标。 1.2本招标项目由 自贡市高新区管委会发展改革与科学技术局 （核准机关名称）核准（招标事项核准文号为 自发改发[2026]项批新10号 ）的招标组织形式为 委托招标 。 招标人选择的招标代理机构是 四川兴恒瑞建设工程有限公司。 2. 项目概况与招标范围 2.1建设地点： 自贡高新区板仓工业集中区E3-64、E3-65整合地块，E3-66、E3-67整合地块。 2.2建设内容及规模：本项目占地面积约572亩，项目总建筑面积约380000㎡;其中，锂电标准化厂房246500㎡、标准化库房50000㎡、员工宿舍80000㎡、其他配套用房3500㎡，配套建设厂区内道路约7公里、综合管网约30公里、停车位约2000个(不低于20%充电车位)及相关附属设施。 本项目第二标段建筑面积约16.1万㎡，土建工程包括9号标准化厂房(电芯厂房)、10号库房(固废库)、11号库房(成品仓库)、18号废水站、21号及22号进出口大门，配套建设机电、消防、变配电、母线工程及土石方工程(含地基处理)等园区基础设施。 2.3招标范围： 2.3.1设计范围： ①施工图设计：涵盖初步设计范围所有设计内容，包括但不限于建筑、结构、给排水、电气、暖通、装饰等专业，含绿色建筑、抗震设计、装配式建筑等各专项设计。②深化设计：根据图纸及现场要求进行各项二次厂家深化设计。 2.3.2施工：本项目范围内满足投入使用和运行相关的工程采购和施工，直至竣工验收合格及整体移交、质量缺陷责任期、保修期的缺陷修复和保修等。 2.4计划工期：365日历天。 2.5标段建安投资额：约?50000万元 （说明本次招标项目的建设地点、规模及投资额、计划工期、招标范围、标段划分及标段投资额等）。 3. 投标人资格要求 3.1本次招标要求投标人须具备 3.1.1资质要求： （1）具有独立法人资格。（2）设计单位：具有国家建设行政主管部门颁发的工程设计建筑行业（建筑工程）甲级及以上资质；（3）施工单位：具有国家建设行政主管部门颁发的建筑工程施工总承包壹级及以上资质 ，施工单位须具备有效的安全生产许可证。 3.1.2业绩要求：（本项为多选） ☑ 设计业绩要求：近年（ 2023年01月01日 至投标截止时间，不少于3年） 已完成或新承接或正在设计 不少于 1 （1 至3个）个类似项目。类似项目是指: 单个项目建筑面积不低于80000平米（含）的建筑工程类设计业绩 。 ☑ 施工业绩要求：近年（ 2023年01月01日 至投标截止时间，不少于3年） 已完成或新承接或正在施工 不少于 1 （1 至3个）个类似项目。类似项目是指: 单个项目合同金额不低于25000万元（含）的建筑工程类施工业绩 。 □ 无业绩要求。 3.1.3项目经理的资格要求： ☑ 专业：建筑工程，级别：一级注册建造师，具有省级及以上住房城乡建设主管部门颁发的安全生产考核合格证（B 证） □ 由设计负责人兼任 ☑ 由施工负责人兼任， / （业绩要求），须为本单位人员（若为联合体投标，须为联合体牵头人人员）。 3.1.4设计负责人的资格要求： 具有一级注册建筑师证书 ，须为投标人本单位人员。 3.1.5施工负责人（建造师，下同）的资格要求： 专业：建筑工程，级别：一级 (注册专业)（级别）建造师，具有省级及以上住房城乡建设主管部门颁发的安全生产考核合格证（B证），须为投标人本单位人员。 3.2本次招标接受联合体投标。联合体投标的，联合体牵头人应为 □ 设计单位 ☑ 施工单位，同时满足下列要求： （1）联合体各方不得再以自己名义单独或参加其他联合体在同一标段中投标。（2）联合体牵头人应具有国家建设行政主管部门颁发的建筑工程施工总承包壹级及以上资质。 □ 3.3 本次招标范围中施工部分的工作仅面向中小企业发包（其中属于大企业的分支机构、存在控股股东为大企业、与大企业的负责人为同一人的情形的企业均不属于中小企业。若为联合体投标的，本项目联合体协议书中职责分工为承揽施工工作的所有单位均应属于中小企业）。具体标准以《工业和信息化部、国家统计局、国家发展和改革委员会、财政部关于印发中小企业划型标准规定的通知》（工信部联企业〔2011〕300号）中的“建筑业”划型标准为准，投标人应提供中小企业声明函。（除技术复杂、存在特殊要求外，我省依法必须招标的国家投资工程，施工部分招标控制价在3000万元以下的，应勾选此项。） 4. 招标文件的获取 4.1 凡有意参加投标者，请于 2026年03月28日 00时00分 （北京时间，下同）进入全国公共资源交易平台（四川省.自贡市）（www.ztbzg.com）工程建设项目投标系统入口（或进入系统综合页面http://login.sccin.com/?zigong），凭数字证书免费下载招标资料（招标文件、技术资料等）（联系电话：028-85569858）；且同步在全国公共资源交易平台（四川省）（https://ggzyjy.sc.gov.cn ）以及全国公共资源交易平台（四川省.自贡市）（www.ztbzg.com）、四川建设网（www.sccin.com）本项目招标公告内面向公众提供招标文件的免费下载获取（无需数字证书）。 4.2 招标人不提供招标文件获取的其他方式。 5. 投标文件的递交 投标文件递交的截止时间（投标截止时间，下同）为 2026年04月17日 09时15分 ，投标人应在投标截止时间前在线递交经投标人数字证书加密的数据电文形式投标文件。 6. 发布公告的媒介 本次招标公告在《全国公共资源交易平台（四川省）》和 全国公共资源交易平台（四川省.自贡市）、四川建设网 (公告发布的其它媒介名称）上发布。 7. 行政监督部门 单位名称： 自贡高新技术产业开发区管理委员会住房和城市更新局 联系电话： 0813-8115307 8. 联系方式 招 标 人： 自贡市中创动力能源发展有限责任公司 地 址： 四川省自贡市沿滩区板仓工业园区东环路19号南岸科技新区孵化园一期1号楼G38 邮 编： 643030 联 系 人： 杨老师 电 话： 0813-2703257 传 真： / 电子邮件： / 网 址： / 开户银行： / 账 号： / ☑ 招标代理机构： 四川兴恒瑞建设工程有限公司 地 址： 成都市武侯区长益路13号1栋2单元10层1004号 邮 编： 610000 联 系 人： 李老师 项目负责人： 李奎 电 话： 028-86277690 传 真： / 电子邮件： / 网 址： / 开户银行： / 账 号： / 2026年03月27日 注： （1）若划分标段，则填写标段序号；若划分为两个及以上标段，应分别明确各标段的具体内容、划分情况。 （2）招标人对投标人的资质要求，应是国家对投标人资质的强制性规定。不是国家规定必须具备的资质，不得作为资质要求。 （3）招标人对投标人的类似项目业绩要求，设置的投资额、面积、长度等规模量化指标不得高于本次招标工程相应指标，类似项目业绩的定义应明确，用语准确无歧义。 （4）招标人限定的联合体成员数量不得少于设定的资质个数。 投资项目统一代码： 2601-510323-04-01-280690 相关资料下载： 自贡高新区动力及新型储能智慧制造基地配套基础设施建设(一期)项目（项目名称）设计施工总承包第二标段的招标文件.zbid 自贡市国家投资工程建设项目2026年二季度招标计划清单

3月18日，华能北方公司察右中旗灵改配置新能源项目配套储能施工工程公开招标。 该项目位于内蒙古自治区乌兰察布市察哈尔右翼中旗广益隆镇，场址面积约190平方公里。项目总并网容量达960MW，其中风电规划装机810MW，光伏规划容量150MW（直流侧186.5MWp），将新建一座220kV升压站并接入察右中500kV变电站。此次招标范围聚焦升压站区域构网型储能和静止同步调相机的建筑安装施工。 根据公告，项目计划开工后60天内完成全部施工任务。本次招标不接受联合体或代理投标。 原文如下： 华能北方公司察右中旗灵改配置新能源项目配套储能施工工程 招标公告 (招标编号：HNZB2026-03-3-283) 项目所在地区：内蒙古自治区,乌兰察布市 1.招标条件 本华能北方公司察右中旗灵改配置新能源项目配套储能施工工程已由项目审批机关批准，项目资金为企业自筹,招标人为内蒙古北联电辉腾能源有限公司。本项目已具备招标条件，现进行公开招标。 2.项目概况与招标范围 2.1项目概况：丰电能源公司察右中旗灵改配置新能源项目为风光综合发电项目,建设所在地位于乌兰察布市察哈尔右翼中旗西北约32~56km处广益隆镇,场址面积约190平方公里,发电项目新能源并网容量共960MW,其中风电部分总规划装机容量810MW,拟安装单机容量10MW的风电机组81台,光伏部分总规划容量150MW(直流侧186.5MWp)。新建一座220kV升压站,拟以1回220kV线路接入场区东南方向的察右中500kV变电站220kV侧，升压站区域配置构网型储能和静止同步调相机。 2.2招标范围：投标人负责升压站区域配置构网型储能和静止同步调相机工程的建筑安装施工。 具体招标范围详见招标文件技术规范及工程量清单。 2.3建设地点：内蒙古自治区乌兰察布市察哈尔右翼中旗。 2.4工期：计划项目开工后60天内完成全部工作，具体开始日期以招标人通知为准。 3.投标人资格要求 3.1通用资格条件 3.1.1投标人为中华人民共和国境内合法注册的独立法人或其他组织，具有独立承担民事责任能力，具有独立订立合同的权利； 3.1.2投标人财务、信誉等方面应具备下列条件： (1)没有处于被行政主管部门责令停产、停业或进入破产程序； (2)没有处于行政主管部门或中国华能集团有限公司系统内单位相关文件确认的禁止投标的范围和处罚期间内； (3)在信用中国网站近三年没有串通投标或骗取中标或严重违约处罚记录，没有经有关部门认定的因其施工引起的重大及以上质量事故或重大及以上安全事故； (4)未被市场监督管理部门在全国企业信用信息公示系统中列入严重违法失信企业名单或者经营异常名录； (5)未被最高人民法院在“信用中国”网站(.cn)或各级信用信息共享平台中列入失信被执行人名单。 (6)与招标人存在利害关系可能影响招标公正性的法人、其他组织或者个人，不得参加投标；单位负责人为同一人或者存在控股、管理关系的不同单位，不得参加同一标段投标或者未划分标段的同一招标项目投标。 3.2专用资格条件 3.2.1资质等级要求：投标人须具有行政主管部门核发的电力工程施工总承包三级及以上资质和建设行政主管部门核发的安全生产许可证且均在有效期内。 3.2.2业绩要求：投标人具有近年（合同签订之日为2021年1月1日至今）至少2份且每份合同金额不低于300万元的电力工程施工合同业绩，需提供合同关键页影印件（含合同首页、项目名称、合同范围、合同金额、签订时间及签字盖章页等），每项业绩至少提供一张结算增值税发票或阶段性收付款发票（事业单位项目可提供拨款凭证），否则该业绩按无效业绩处理。 3.2.3投标人拟派项目经理须具有建设行政主管部门颁发的二级及以上注册建造师（机电工程或建筑工程专业）证书和有效的B类安全生产考核合格证书，应与投标人有正式劳动关系(提供项目经理自2025年1月1日以来连续3个月的社保证明材料)。 备注：若提供一级注册建造师需要提供电子版证书，打印电子证书后，应在个人签名处手写本人签名，未手写签名或与签名图像笔迹不一致的，该电子证书无效。 3.2.4本次招标不接受任何形式的联合体或代理参与投标。

据国家能源局2月9日消息，为深入贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略和创新驱动发展战略，落实《中华人民共和国能源法》关于“国家支持依托重大工程集中开展科技攻关和集成应用示范”的有关部署，按照《关于促进能源领域首台（套）重大技术装备示范应用的通知》（国能发科技〔2018〕49号）和《能源领域首台（套）重大技术装备评定和评价办法》（国能发科技〔2022〕81号，以下简称《评价办法》），现组织开展第六批能源领域首台（套）重大技术装备申报工作。 申报项目以保障国家能源安全、支撑碳达峰碳中和目标、助力构建新型能源体系、支撑建设能源强国为导向，重点聚焦先进可再生能源、新型电力系统、安全高效核能、化石能源绿色高效开发利用、新型储能、抽水蓄能、氢能及其综合利用、能源系统数字化智能化、节能和能效提升等方向。 原文如下： 国家能源局综合司关于组织开展第六批能源领域首台（套）重大技术装备申报工作的通知 各有关单位： 为深入贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略和创新驱动发展战略，落实《中华人民共和国能源法》关于“国家支持依托重大工程集中开展科技攻关和集成应用示范”的有关部署，按照《关于促进能源领域首台（套）重大技术装备示范应用的通知》（国能发科技〔2018〕49号）和《能源领域首台（套）重大技术装备评定和评价办法》（国能发科技〔2022〕81号，以下简称《评价办法》），现组织开展第六批能源领域首台（套）重大技术装备申报工作。具体事项通知如下。 一、申报条件 （一）申报项目应属于国内率先实现重大技术突破、拥有自主知识产权、尚未批量取得市场业绩的能源领域关键技术装备，包括前三台（套）或前三批（次）成套设备、整机设备及核心部件、控制系统、基础材料、软件系统等。 （二）申报项目以保障国家能源安全、支撑碳达峰碳中和目标、助力构建新型能源体系、支撑建设能源强国为导向，重点聚焦先进可再生能源、新型电力系统、安全高效核能、化石能源绿色高效开发利用、新型储能、抽水蓄能、氢能及其综合利用、能源系统数字化智能化、节能和能效提升等方向。 （三）申报项目技术装备应已完成研制，并具备工程应用条件。依托工程应已落实项目建设前置条件，具备一年内签订正式供货合同、两年内正式开工条件，且工程建设周期可控。 （四）鼓励燃气轮机、关键零部件、基础材料、专用软件等技术装备，通过首台（套）应用促进技术攻关和示范，填补相关领域空白，逐步提升自主可控水平。 二、申报程序 （一）各省（自治区、直辖市、计划单列市）及新疆生产建设兵团能源主管部门、中央企业集团负责组织本地区、本企业的申报工作，确定推荐名单并进行公示后，统一报送国家能源局。公示时间不少于5个工作日，公示无异议或虽有异议但经核实处理后沟通一致的项目方可推荐。 （二）各省级能源主管部门、各中央企业集团推荐项目原则上不超过8个，各计划单列市推荐项目不超过3个。中央企业集团申报项目需附依托工程所在地省级能源主管部门支持申报函，不占属地名额。符合以下情况的适当增加推荐名额（增加名额可叠加）： 1. 根据前五批能源领域首台（套）重大技术装备评定结果，入选项目6个及以上、8个以下的省级能源主管部门和中央企业集团增加2个推荐名额，入选项目8个及以上的省级能源主管部门和中央企业集团增加4个推荐名额。 2. 根据出台和应用能源领域首台（套）重大技术装备支持政策情况，酌情增加推荐名额。支持政策包括但不限于资金、税收、金融、保险、业绩考核、免责、依托工程燃料供应、发电并网、容量电价、运行调度等： （1）已出台能源领域首台（套）重大技术装备研发和应用相关支持政策的，增加1个推荐名额。 （2）对前五批次已评定能源领域首台（套）重大技术装备及其依托工程切实给予政策支持的，增加1-2个推荐名额。 （三）能源领域首台（套）重大技术装备原则上由用户单位牵头联合研制单位申报，尚未确定依托工程的技术装备，由研制单位根据技术装备突破情况申报，并报送《能源领域首台（套）重大技术装备申请报告》（详见《评价办法》，地址：http://www.nea.gov.cn/2022-08/30/c_1310657329.htm）。鼓励民营企业牵头或参与能源领域首台（套）重大技术装备申报。 （四）申报项目以单个技术装备为单位，禁止打捆申报。每个项目原则上用户单位不超过3家，研制单位不超过5家。 （五）申请单位应确保申报材料的完整性、真实性、准确性，并可追溯核实，不得涉及国家秘密和商业秘密。 （六）请有关单位高度重视，结合本地区、本企业实际，按照公正、公开、公平、透明的原则组织好申报和推荐工作。 三、有关要求 （一）关于增加推荐名额的审核和确认 1. 申请增加推荐名额的各省级能源主管部门和中央企业集团，请于2026年3月6日前将申请增加名额数量和相关佐证材料报送国家能源局（科技司）。我局将对佐证材料进行审定，并于3月20日前反馈确认各有关单位增加名额。 2. 相关材料报送方式： 传真：010-81929218 电子邮箱：JZC@nea.gov.cn 3. 逾期未报送相关材料的视为不增加推荐名额。 （二）能源领域首台（套）重大技术装备正式报送材料 1. 推荐函（正式公函，纸质版1份和电子版，光盘刻录，参考格式见附件）。 2. 申报材料（纸质版1份和电子版，电子版包括WORD文档和PDF扫描文档，光盘刻录，每个项目不超过30M）。 3. 2026年4月24日前（以邮戳为准）通过中国邮政EMS方式将推荐函及申报材料寄送国家能源局（科技司）。 4. 推荐函及申报材料不符合要求或逾期的不予受理。 邮寄地址：国家能源局（科技司） 北京市西城区三里河路46号；邮编：100045 联系电话：010-81929234 81929233 电子邮箱：JZC@nea.gov.cn   附件： 关于推荐××等×个项目申报第六批能源领域首台（套）重大技术装备的函（参考）.doc

国家发展改革委、国家能源局印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》。 目标到2027年 全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上 带动项目直接投资约2500亿元 方案提出， 2027年，新型储能基本实现规模化、市场化发展，技术创新水平和装备制造能力稳居全球前列，市场机制、商业模式、标准体系基本成熟健全，适应新型电力系统稳定运行的多元储能体系初步建成，形成统筹全局、多元互补、高效运营的整体格局，为能源绿色转型发展提供有力支撑。全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元，新型储能技术路线仍以锂离子电池储能为主，各类技术路线及应用场景进一步丰富，培育一批试点应用项目，打造一批典型应用场景。 推动沙漠、戈壁、荒漠等新能源基地合理规划建设新型储能 方案提出，推进电源侧储能应用。推动沙漠、戈壁、荒漠等新能源基地合理规划建设新型储能。建设一批系统友好型新能源电站，促进新能源电站与配建新型储能联合运行，平滑新能源出力曲线，提高可靠出力水平，提供电网稳定支撑能力。研究煤电机组与电化学储能、飞轮储能、热储能等新型储能项目联合运行，优化运行方式，提升调节能力。鼓励利用退役火电厂场地和送出线路，科学规划建设新型储能。 加快新型储能价格机制建设 方案提出，加快新型储能价格机制建设。推动完善新型储能等调节资源容量电价机制，有序建立可靠容量补偿机制，对电力系统可靠容量给予合理补偿。各地要加快推进电力中长期、现货市场建设，完善市场价格形成机制，推动合理形成新型储能充放电价格。 鼓励新型储能全面参与电能量市场 方案提出，鼓励新型储能全面参与电能量市场。推动“新能源＋储能”作为联合报价主体，一体化参与电能量市场交易。推进具备独立计量、控制等技术条件，符合相关标准规范和电力市场注册基本条件，具有法人资格的新型储能项目，作为独立主体参与电能量市场。有序推动新型储能参与中长期市场。 推动新型储能产业集群化发展 支持有条件的地区优化新型储能产业布局 方案提出，组织实施储能产业创新工程。强化重大项目布局牵引，发挥龙头企业产业引领作用，加强上下游产业合作，打造新型储能产业上下游融合创新生态，加快科技成果产业化应用，推动全产业链优化升级。推动新型储能产业集群化发展，支持有条件的地区优化新型储能产业布局。 引导金融机构对新型储能领域企业提供贷款和利率支持 方案提出，各省（区、市）能源主管部门要坚持规划引领，科学测算本地区调节能力需求，统筹明确新型储能和其他调节资源发展规模和布局，每年度报送新型储能规划建设情况，总结发展经验。支持多方主体参与投资新型储能，鼓励民营企业在新型储能发展中发挥更大作用。引导金融机构对新型储能领域企业提供贷款和利率支持，探索融资租赁支持新型储能设备采购，推动研究开发面向新型储能项目的保险产品。 点击跳转原文链接： 关于印发《新型储能规模化建设专项行动方案(2025—2027年)》的通知