规范新型储能电站并网接入管理。电网企业及电力调度机构须制定新型储能电站并网细则及并网服务工作指引等，明确并网流程、相关标准和涉网试验要求。电力调度机构按照平等互利、协商一致和确保电力系统安全运行的原则，组织新型储能电站开展并网验收并签订并网调度协议，新型储能电站应在并网后规定时间内完成全部涉网试验。

优化新型储能电站调度方式。电力调度机构应根据系统需求，制定新型储能调度运行规程，科学确定新型储能调度运行方式，公平调用新型储能调节资源，积极支持新能源+储能、聚合储能、光储充一体化等模式发展，优先调用新型储能试点示范项目，充分发挥各类储能价值。

规范新型储能并网接入技术要求。明确新型储能调度运行技术要求。新型储能电站应配备功率控制系统或协调控制系统。鼓励存量新型储能电站技术改造。鼓励存量新型储能电站开展技术改造，具备接受调度指令能力。满足相应技术条件后，电力调度机构应及时开展新型储能电站并网及调度工作。

《意见稿》提出发展目标、主要任务、项目布局、建设时序、保障措施等，指导抽水蓄能发展。中长期发展规划提出的各5年规划期重点实施项目，是各省（区、市）抽水蓄能项目核准的基本依据。对于主要流域水风光一体化基地、大型风电光伏基地等配套抽水蓄能开发建设，国家能源局组织省级能源主管部门、研究机构等结合基地规划，开展抽水蓄能站点资源调查、初步论证项目可行性等，按程序纳入中长期发展规划。

文件提出：加强数字赋能绿色发展。推进港口岸电信息系统建设，提高岸电服务水平和岸电使用监管能力。鼓励“光伏+”储能、“风电+”储能等清洁能源多能互补及设备迭代升级。推动码头运载设备电动化，提升新能源水平运载设备比例。推进能耗智能监测、能源智能管理、环境智能监测等系统的应用。

其中提到，发电机组和独立新型储能调试期分摊辅助服务总费用不超过当月上网电费收入的10%。细则明确发电机组和独立新型储能自首次并网发电之日起参与电力辅助服务费用分摊。水电以外的可再生能源发电机组、独立新型储能自首台机组或逆变器并网发电之日起纳入电力并网运行和辅助服务管理。

转入正式运行的公告并发布文件，文件中提到，初期对日前、日内备用市场卖方报价设置限价：上限为1元/度，报价下限为0元/度。电化学储能电站按铭牌出力报价，申报电价的最小单位为1元/MWh，分档报价时须按照价格非递减方式逐档申报。

《意见稿》提出，支持新能源企业降本增效，支持风能、太阳能企业融合应用气象数据，优化选址布局、设备运维、能源调度等。提升能源利用效率，开展制造与能源数据融合创新，推动能源企业与高耗能企业打通订单、排产、用电等数据，打造能耗预测、多能互补、梯度定价等应用。提升碳足迹管理水平，支持打通关键产品全生产周期的物料、辅料、能源等碳排放数据以及行业碳足迹数据，开展产品碳足迹测算与评价，引导企业节能降碳。

《方案》提出，推动园区清洁能源开发利用和节能技术改造，重点发展氢能、储能、绿色材料等绿色低碳产业，推进先进技术和工艺突破，推广绿色制造，开发绿色产品，培育绿色工厂，打造绿色供应链。支持建设一批零碳创建企业（园区）。提高配套设施供给水平。积极发展源网荷储和多能互补，推广以分布式新能源加储能为主体的绿色微电网建设。提升园区新型基础设施能级，推进园区5G基站、工业互联网、大数据中心、新能源汽车充电桩等布局建设。

为推动新型储能领域产业化项目落地，对新建成达到国际、国家及本市数字化、智能化相关标准的新型储能产业化项目，给予一定的资金支持，最高不超过3000万元；对具有全局性、战略性且获得项目贷款的新型储能建设类重大项目给予贴息，贴息率不超过人民银行公布的同期中长期贷款市场报价利率(LPR),单个企业原则上年度贴息金额最高不超过3000万元，贴息期限不超过3年。

提升新型储能产业智能绿色发展水平。支持新型储能企业开展智能化绿色化技术改造升级，推动产业高质量发展，对实施效果满足绩效要求的智能化技术改造项目、绿色化技术改造项目，给予一定的资金支持，最高不超过3000万元。

促进新型储能产业协同发展。引进和培育一批产业链优质企业在京津冀落地，完善区域新型储能产业链、供应链体系.对参加“强链补链”行动且符合条件的新型储能企业,按照实际履约金额的5%给予奖励,单个企业年度奖励金额最高不超过3000万元。

提到省能源主管部门应当开展新型储能专项规划研究，合理规划布局新型储能项目，推进新型储能项目建设；应急管理、住房城乡建设、能源等主管部门应当按照职责，加强监督检查，做好新型储能项目安全管理和储能电站电池退役管理；鼓励重点用能单位加强技术创新，建设新型储能示范项目，积极参与调峰、调频等电力辅助服务。省发展改革、经济和信息化、生态环境、商务等主管部门应当按照职责，开展退役动力电池、储能电池、光伏、风电设备等循环利用体系，督促相关企业依法落实生产者责任延伸制度。

《交易规则》显示，储能参与调频辅助服务的形式分为火储、独立储能两种。其中，独立储能要求110kV及以上电压等级并网，调频容量不小于2MW，持续时间不低于1小时。同时，《交易规则》指出与调峰衔接、与交易市场衔接。同一交易时段，服务卖方不同时参加调频与深度调峰市场交易。调控中心根据电网运行情况组织两个市场顺序出清，满足电力系统调频、调峰需求；市场初期，调频市场与现货电能量市场采用顺序出清方式衔接。现货电能量市场安全约束机组组合 (SCUC) 计算确定的开机组合作为调频市场日前预出清的边界条件；调频市场出清结果作为现货电能量市场安全约束经济调度 (SCED) 计算的边界条件。

明确了独立储能参与市场交易、交易组织方式等内容。作为发电企业，独立新型储能电站，可参与市场交易。10千伏及以上工商业用户（含独立新型储能电站）原则上全部直接参与市场交易，鼓励10千伏以下工商业用户直接参与市场交易。推动新增10千伏及以上工商业用户，原则上自并网运行起6个月内应全电量直接参与市场交易（含变压器增容和新增户号的10千伏及以上工商业用户）。

方案表示，到2025年，实现新型储能由示范应用进入商业化应用初期并向规模化发展转变，全市新型储能整体规模达到2000亿元。打造2个以上新型储能产业园，培育10家以上新型储能龙头企业。加速形成新能源产业集群化发展，力争2026年，全市新能源产业链全产业链营业收入达到1000亿元，其中，锂电产业链营业收入达到500亿元；光伏产业链营业收入达到200亿元；发电、输变电设备及电线电缆产业营业收入达到200亿元；氢能、钠离子电池、其他新型储能产业化发展初具规模。

文件表示，坚持清洁能源消纳，大力促进绿色低碳发展，重点考虑水电、风电、太阳能发电等清洁能源的保障性收购，推动电力行业绿色发展和能源结构优化。

2024年优先发电计划方面，文件指出：

1、风电机组安排优先发电计划148.82亿千瓦时。其中：国家示范类风电、试验风电项目实行全额保障收购，计划电量6.42亿千瓦时；非平价风电项目保量保价优先发电利用小时数（以下简称“优先小时数”）1330小时，计划电量142.4亿千瓦时。

2、太阳能发电机组安排优先发电计划72.57亿千瓦时。其中：扶贫光伏、分布式光伏、国家示范光热项目实行全额保障收购，计划电量4.31亿千瓦时；特许权光伏执行特许权协议确定的年利用小时数，计划电量0.93亿千瓦时；非平价光伏项目优先小时数800小时（其中，列入第一批发电侧光伏储能联合运行试点的项目再增加100小时），计划电量67.33亿千瓦时。

文件提出，如遇电力供应紧张，国网山东省电力公司在预测常规火电、核电、抽水蓄能机组出力和省外来电规模无法满足全网电力需求的情况下，可根据相关运行规程和工作程序，向新型储能电站下达应急集中调度指令。

定期开展集中调用试验。国网山东省电力公司应当督促新型储能电站每季度至少满功率充放电运行一次。对在平时运行或调用试验中未能达到额定出力的储能电站，国网山东省电力公司应当下达整改通知书，并同时报省发展改革委、省能源局、山东能源监管办备案。储能电站应当按整改通知书要求及时完成整改，对不按要求整改的独立储能电站进行通报约谈，对配建储能电站核减相应新能源场站并网容量。

文件指出，要强化风电和集中式光伏、公共建筑屋顶光伏、地热能等领域规模化开发力度，整体谋划，分批实施，加快全省能源结构绿色低碳转型。根据发展目标，到2025年，全省新能源开发规模持续扩大，建设一批新能源基地项目，新能源发电装机规模突破7500万千瓦，占全口径发电装机比例突破50%。新能源产业规模迈上2000亿新台阶，培育引进10家左右业内有影响力的引领型企业，建设1至2家国家级验证平台及创新平台。

其中提到，自2023年起，新增新能源项目原则上按15%装机规模配置储能，充电时长2小时以上，鼓励采用集中共享方式。其中，市场化并网新能源项目，配建新型储能的容量比例和时长适度加大。力争到“十四五”末，我省新型储能规模达到50万千瓦以上，综合储能时长不低于2小时，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。

提到，推动建筑可再生能源项目的创新示范，提高建筑终端电气化水平，探索建设集光伏发电、储能、直流配电、柔性用电为一体的“光储直柔”建筑。到2025年，全区减污降碳协同推进的工作格局基本形成，协同增效原则在推动绿色低碳发展、污染治理、生态保护、应对气候变化等生态环境重点工作中得到全面贯彻；推动一批典型协同控制试点示范项目落地应用；减污降碳协同度有效提升。到2030年，减污降碳协同能力显著提升，助力本区实现碳达峰目标；碳减排与空气质量稳定改善协同推进取得显著成效；水、土壤、固体废物等污染防治领域协同治理水平显著提高。

其中提到，要完善产业、新能源、电网一体化布局，促进新能源资源要素高效配置。以系统观念统筹实施产业、新能源、电网规划布局顶层设计，实施关键领域技术改造和机制创新，促进新能源、电网等各类基本要素有效配置，推动产业结构优化升级。

提升电力系统调节能力。到2025年底，电网侧储能规模达到300万千瓦以上，电源侧储能规模达到600万千瓦以上。规划建设抽水蓄能电站，提升系统调节能力。到2030年，全区建成抽水蓄能规模达到1000万千瓦，开工建设抽水蓄能电站规模达到1500万千瓦以上。

有效扩大新能源外送规模。2025年底前，新能源外送电量每年新增100亿千瓦时左右。“十五五”期间，新增新能源外送电量1000亿千瓦时左右。推动新能源优先参与区外电力市场交易，扩大新能源市场化交易规模。到2025年，外送新能源市场化电量达到300亿千瓦时左右。

文件提到优先发展10个成长型未来产业，其中包括新型储能。将稳妥推进钠镍/钠硫电池、固液混合/全固态锂离子电池及关键材料的低成本、规模化应用，加快提升压缩空气、氢（氨）储能、热（冷）储能等储能技术产业化，探索熔盐储热、飞轮储能、重力储能等前沿技术，加快高比能、高安全、长循环新一代储能电池技术研发，持续提升储能系统集成能力和智慧可控水平，拓展新型储能商业模式。

集中式扶贫光伏发电项目、分布式新能源项目暂不参与新疆电力市场。2024年开展的中长期交易品种主要有直接交易、电网代购交易、电采暖交易、新能源与燃煤自备电厂调峰替代交易、绿色电力交易、月内（多日）合同交易、关停机组发电权替代交易等。现货市场运行后，不再开展疆内及配套新能源与燃煤自备电厂调峰替代交易。明确独立储能可参与的市场品种、价格机制、组织方式等内容。

通知提到，参与云南调频市场的独立储能电站规模的额定功率不小于30MW，额定功率充电/放电同向指令持续响应时间不小于1h，云南调频市场以发电单元的调频里程为交易标的，调频里程申报价格设置限值，上、下限设定为8元/MW、3元/MW。提到，未中标且未被调用发电单元AGC调频容量补偿标准为4元/MWh；中标或被调用发电单元AGC调频容量补偿标准5元/MWh。其中明确了调频容量申报值上限为调频容量需求值的50%，下限为5MW；同时，满足以一定基准功率为基准，第三方独立主体向上可调容量和向下可调容量均不小于申报的调频容量。

意见提出，到2025年山西省能源电子产业规模实现快速增长，产业技术创新取得突破，产业基础高级化、产业链现代化水平明显提高，特色领域高端产品供给能力显著提升，重点领域融合应用加快推进，产业生态体系基本建立。到2030年，省能源电子产业综合实力持续提升，产值规模达到3000亿元以上，产业集群和生态体系不断完善，新一代信息技术在能源领域广泛应用，培育形成若干具有行业领先水平的龙头企业，学科建设和人才培养体系基本健全。

通知指出，大力发展区域可再生能源，优化区域能源结构，提升静安区可再生能源应用比例。落实光伏建设目标分解和考核机制，全面完成市级下达的光伏建设任务。结合区域功能及建筑具体情况，因地制宜推动光伏开发建设。积极探索江水源热泵等可再生能源多场景应用示范。到2025年，城镇新建建筑可再生能源替代率达到10％；到 2030年，进一步提升到15％。

条例草案提到，供电企业应当优先调度新能源发电。参与调峰的新能源发电企业、储能企业应当配合供电企业保障电网安全和可靠供电。根据电网承载力要求，需要安装远程调控装置、参与调峰的企业，应当按照电网调度指令参与电网调节。其中指出，县级以上人民政府及其有关部门应当根据提高电力系统调节能力的要求，结合地区资源优势合理布局抽水蓄能电站和各类新型储能项目，引导储能安全、有序、市场化发展。并且，供电企业应当加强电源项目、储能项目电网配套工程建设。电网配套工程应当与电源项目、储能项目同时设计、同时建设、同时验收、同时投入使用。

根据通知，2024年，北京市电力市场化交易总电量规模拟安排840亿千瓦时，其中，直接市场交易规模280亿千瓦时，电网代理购电规模560亿千瓦时。参与本市绿色电力交易的市场主体包括：发电企业、售电公司和电力用户等。初期，参与绿色电力交易的发电企业主要为风电和光伏新能源企业，可逐步扩大至符合条件的其他新能源企业，并由绿证核发机构核发绿证。交易周期，北京电力交易中心会同首都电力交易中心根据市场主体需求及风电、光伏发电企业交易意向，以年（多年）、月（多月）等为周期常态化组织开展绿色电力交易，适时开展月内绿色电力交易。

通知指出，省内风电光伏发电企业，无补贴的风电和光伏发电可参与绿电交易，鼓励有补贴的风电和光伏发电企业（综合补贴和绿电交易价格等因素）与电力用户自主协商参与绿电交易。绿电交易电量全部为中长期交易电量。

《方案》指出，在工业负荷大、新能源条件好的地区，支持分布式电源开发建设和就近接入消纳，开展源网荷储一体化绿色供电园区建设。加强服务过程中的资源能源规范管理，整体提升清洁化服务效率。针对商场、超市、住宿、餐饮等领域以及医院、学校等公共机构的主要用能环节，开展节能改造，广泛采用节能、节水、环保设备和产品。

其中提到，2025年，盐城独立共享新型储能项目并网装机规模不低于1.61GW，到2027年不低于1.81GW。意见提出，将制定独立共享新型储能电站建设年度计划，不包括用户侧、电源侧储能；支持海上风电开发企业在海上风电场并网接入点周边建设独立共享新型储能电站，开展“海上风电+储能”建设；开展“光伏+储能”建设；加快“新能源+储能+微电网”应用，努力构建以绿色电力供应为主的园区级新型电力系统。

征求意见稿中对实际投运的分布式储能项目和规划建设运营的分布式光储项目明确了补助政策。对于实际投运的分布式储能项目，按照实际放电量给予储能运营主体0.8元/千瓦时补助，补贴2年放电量，每年最高不超过100万元。对业内知名企业来溧投资，经统一规划、建设和运营的分布式光伏发电和储能项目，给予投资主体0.1元/千瓦时补助，补贴项目一年发电量，每年最高不超过500万元。

文件明确纳入示范项目的电网侧独立储能电站享受容量补偿，按放电量补偿上限0.35元/千瓦时，补偿期10年。补偿所需资金暂由发电侧电源企业分摊（不包括分散式分布式电源、光伏扶贫电站）。电源侧独立储能电站不享受容量补偿。

根据文件，电源侧独立储能电站通过租赁、出售容量等其他市场化方式获得收益，租赁费用由承租的新能源企业提供；储能容量租赁价格可参考电网侧独立储能示范项目的容量补偿标准，由租赁双方协商约定。

其中提到，下半年高新区重点围绕新型储能、软信业、传感器等产业蓄力引强，完善新型储能产业链条，错位补充研究出台高新区新型储能专项政策，支持光储充一体化建设，谋划建设建筑面积达27.65万平方米的大湾区新型储能产业园，为产业集聚发展提供高品质空间保障。加快出台推动制造业转型升级专项政策实施细则，支持高新区“专精特新”企业采购辖区重点产品。

文件提出要打造独具特色的新能源基地。以光伏发电为重点，以生物质能、地热能为补充，推动新能源多元化、协同化、规模化发展。到2025年，可再生能源装机规模达到550万千瓦以上。建设以千万千瓦级“储能之都”“泰安锂谷”“光伏+装备制造基地”为支撑，化学储能、制氢储能等为辅助的新型多元化储能基地，推动新型储能作为独立市场主体进入电力市场体系。抽水蓄能电站在建在运装机规模达到280万千瓦，新型储能规模达到60万千瓦。

《实施意见》中明确：至2027年，储能全产业链竞争优势凸显，技术创新能力显著提高，储能与源网荷等各要素深度融合。储能装机容量达4.8GW以上。其中安吉县目标储能装机容量达3.98GW（包含抽水蓄能），占总目标的83%；长兴县目标储能装机容量400MW，位列第二。《湖州市储能和氢能产业发展重点任务清单（2023—2027年）中53条重点任务中，37条明确促进储能产业发展。

其中提到，南海区设立南海区新型储能产业发展扶持专项资金，扶持资金规模不超过1亿元。政策明确，给予年主营业务收入排名前10位（并列第10位）的新型储能站投资企业运营补贴，按实际放电量给予投资主体0.1元/千瓦时补贴，单个企业每年补贴不超过100万元

其中提出：加强工业园区转供电改造。鼓励园区开展储能设施建设。积极推动已纳入转供电改造的园区将共用配电设施设备产权无偿移交给龙华供电局，对新建配电设施设备不满3年的，龙华供电局必须无条件接收产权，并取消基本电费，实现抄表到户。对于成功无偿移交的园区，按照变压器容量*300元/kVA予以奖励，单个园区最高奖励不超过50万元。每年完成不少于5家、2025年底前完成不少于15家工业园区转供电设施移交。

细则指出，鼓励引进对全区新型储能等能源电子产业发展具有全局带动和重大引领作用的产业项目，对新引进、固定资产投资5000万元以上的优质产业化项目，按固定资产投资总额的10%给予扶持，单个项目最高1亿元。 支持能源电子企业与行业龙头企业、重点建设项目、制造业创新中心等协同开发多元化应用场景或定制化应用场景，促进“光储端信”深度融合和创新应用，构建产业协同共兴的高质量发展生态圈。本措施有效期内，每年遴选不超过10个示范应用项目，单个项目最高给予20万元扶持。

其中提到，制订《沈阳市储能产业发展规划》，围绕推动储能电站建设和促进储能装备制造业发展两条主线，加快实施5个共计600MW新型储能电站项目，加速培育一批拥有自主知识产权、核心竞争力强的龙头企业。进一步拓展全市风电光伏建设规模，向上争取可再生能源发电指标。制订《沈阳市氢能产业发展规划2023-2035年》，用足用好省专项资金，推动建设产业园区，打造产业链条。制订《沈阳市储能产业发展规划》，围绕推动储能电站建设和促进储能装备制造业发展两条主线，加快实施5个共计60万千瓦新型储能电站项目，加速培育一批拥有自主知识产权、核心竞争力强的龙头企业。

文件指出，持续开展分布式光伏应用示范，以宜兴环晟5.5MWp屋顶分布式光伏发电和官林镇屋顶分布式光伏发电为示范，在宝银特种钢管有限公司等企业和重点板块，推广建设分布式屋顶光伏发电项目，稳步推进整县分布式光伏试点工作。对标大唐宜兴杨巷（80MW）渔光互补复合型光伏发电项目建设示范，加快建设华能兴建宜兴能源开发有限公司新建镇100MW生态化渔光互补发电项目等建设及并网，推动光伏发电与建筑、农业、交通、通信等领域融合发展。到2025年，累计光伏装机并网容量达到83万KW，新增分布式光伏装机规模12万KW，其中党政机关屋顶安装0.1万KW，学校、医院、村（居）委会、企业等公共基础设施机构屋顶安装0.5万KW，工商业屋顶安装11.3万KW，农村居民屋顶安装0.1万KW。

其中提到，研发钠离子电池、锂离子电池、碳铅电池等电化学低成本高效储能技术。研发电池正极材料、负极材料、电池隔膜、电解液、电芯制造等低碳高效电池材料合成工艺与储能器件制备技术。研发磷酸铁锂电池等高安全、高效能储能电池制造技术以及关键储能催化电子器件技术。政策提到，到2030年，低碳零碳负碳理论与技术研究取得新突破，清洁能源、储能、海洋负排放、资源循环利用等关键核心技术达到国内先进水平，形成一批具有显著影响力的低碳技术解决方案和综合示范工程。

坚持集中式和分布式并举，统筹风光资源开发和国土空间约束，统筹风光资源禀赋和消纳条件，优化风电光伏布局和支撑调节电源，优先推动风能、太阳能就地就近开发利用，加快建设一批大型风电光伏基地。推进分布式光伏与建筑、交通、农业等产业和设施协同发展，充分利用高速公路边坡等沿线资源发展分布式光伏发电。积极发展农村屋顶光伏，加快推进文水、方山整县屋顶分布式光伏开发试点项目建设。到2025年，风电、光伏发电装机容量达到约500万千瓦，2030年达到约700万千瓦左右。

政策指出，探索建立电网侧独立储能商业模式落地机制，支持工业园区、大型企业建设用户侧独立储能项目。探索储能融合发展新场景，发展智能电网和先进储能应用，推进一批光储一体化、光储充一体化和储能电站项目建设，统筹新能源汽车能源利用与光伏发电、储能电站协同调度，大力推动储能系统商业化应用。政策还提到，到2025年，储能锂电池产能达到5GWh。瞄准储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）等储能系统关键环节，提升新型储能管理系统开发能力。

其中指出，支持电池企业提升产品竞争力，鼓励新能源电池企业加大与整车厂、大型储能生产商等合作力度，同时通过适度奖励减轻企业成本，提升企业产品竞争力，对电池年供货量首次达到 3GWh（每增加3GWh）的生产企业，给予500万奖励。每家企业申领次数累计不超过3次。由各镇（街道）、开发区组织申报并落实资金。推动新型储能建设。对于新建装机容量1MW以上并纳入县级电力负荷管控管理中心统一调控的用户侧新型储能项目，按照项目放电额定功率0.3元/瓦给予一次性建设补助，最高不超过100万元；对采购本地产储能电芯或电池的，额外再按照放电额定功率给予0.15元/瓦的增补奖励。

其中提到，本措施有效期内在本区范围内建设、并网且装机容量达1兆瓦及以上的新型储能电站，自并网投运次月起按放电量给予投资主体不超过0.2元/千瓦时扶持，补贴期最多2年，单个项目最高300万元。本章补贴为后补助，采用每年集中申报的方式进行。

具体补贴标准：

（一）对在2023、2024年本措施有效期内投运且符合条件的新型储能电站项目，按0.2元/千瓦时扶持。

（二）对在2025年投运且符合条件的新型储能电站项目，按0.15元/千瓦时扶持。

（三）对在2026年措施有效期内投运且符合条件的新型储能电站项目，按0.1元/千瓦时扶持。

其中提到，鼓励新建的企业（非自然人）光伏发电项目按照装机容量的10%以上配建储能系统，额定功率下连续放电时间不低于2小时，租赁容量视同配建容量。

办法提出，积极推广“集中汇流+租赁储能”光伏项目建设模式。电网企业应采用先进技术优化电网运行管理，为分布式光伏发电运行提供系统支撑，保障电力用户安全用电。

通知指出，根据旺苍县十四五规划，期间规划投资53.47亿元，利用采煤沉陷区建设集中式光伏发电项目，探索“光伏+生态治理”新模式，建设规模为100万kW以及规划在县域内的党政机关建筑、学校、医院及银行等公共建筑、工商业厂房、农村居民屋顶开展光伏发电，规划总装机容量4.298万kW。

其中提到，到2025年，全市单位地区生产总值能耗比2020年下降14.5%。推动分布式电源建设，鼓励具备条件的工业园区、大型企业建设分布式能源项目，加快储能设施规模化发展。到2025年，全市建成区基本淘汰35蒸吨/小时及以下燃煤锅炉。非化石能源占能源消费总量比重达到13.7%左右。

通知指出，“十四五”期间，阳春市要充分发挥地理位置优势及林业、农业资源丰富的有利条件，推进风能、太阳能、生物质能等可再生能源的发展，推进可再生能源产业做大做强，以阳春文惠300兆瓦平价农光互补、阳春200兆瓦农业复合型光伏、阳春市潭水镇100兆瓦农光互补发电等光伏项目、永宁风电场、开口石风电场和润龙风电场等风电场项目为重点，大力发展可再生能源发电，推进新能源产业建设，逐步搭建绿色低碳的清洁能源供应体系，并形成一定规模，助力阳江打造全国新能源基地。阳春市加快可再生能源产业集群化发展，计划到2025年光伏总装机容量276万千瓦。

从加强新型储能研发创新、推动新型储能产业规模壮大、促进新型储能多元化协同发展、创新新型储能商业运营模式、开拓全球市场打造品牌标杆等五方面提出16项重点措施。其中指出，到2025年，新型储能产业规模不低于800亿元，全市新型储能装机规模力争达到30万千瓦。到2027年，新型储能产业规模不低于1200亿元，全市新型储能装机规模力争达到50万千瓦。