5月8日，国家发改委、能源局、工信部、数据局联合印发《关于促进人工智能与能源双向赋能的行动方案》。
方案明确，结合地区能源、水资源等承载力，探索百万千瓦级人工智能算力设施与配套能源系统协同建设，选择具备条件的地区开展试点，推动算电协同一体化发展；鼓励算力设施配置构网型储能，增强供电稳定性和对电力系统的主动支撑能力。
完善算力设施绿电直连政策。依据算力任务类型，对算力设施实施分类管理，鼓励具备灵活调节能力的算力设施开展绿电直连。研究通过价格政策激励算力设施采用绿电直连等方式更高比例消纳新能源，持续提升算力设施绿色发展水平。
推动能源高价值场景规模化应用。算电协同智能优化运营决策；充电网络与车网互动智能运营优化；新型储能系统运行优化与安全风险预警；虚拟电厂与分布式资源协同优化调度决策，都明确纳入能源领域高价值场景。
（来源：国家能源局）
短评：
政策的发布为解决AI发展的“用能焦虑”提供了底层支撑。政策明确提出统筹大型新能源基地与国家算力枢纽布局，推动算力设施向蒙西、甘肃等新能源富集地区汇集，并探索核电、氢能直连供电及配置构网型储能。这意味着，未来的算力中心将不再仅仅是耗电大户，而是变成了电力系统中的“超级柔性负荷”——通过算电协同机制和绿电直供，既能就近消纳清洁能源，降低用电成本，又能在极端情况下主动支撑电网稳定，为AI大模型的狂飙突进夯实了绿色、经济、可靠的能源底座。
反过来，AI也将成为驱动能源产业转型升级的“超级大脑”。方案精准锁定了电网、发电、煤炭、油气及综合能源五大高价值应用场景，推动泛化推理、多智能体协作及具身智能等前沿技术在深井作业、智能巡检、功率预测等复杂环节的深度落地。这种“非物理手段”的介入，能有效化解新型电力系统高比例新能源接入带来的波动性与复杂性。可以说，积极拥抱AI已不再是能源企业可有可无的“锦上添花”，而是关乎未来十年核心竞争力的生存抉择，一场由数据驱动、算法优化的能源产业生态重塑已然开启。
5月7日，甘肃省工业和信息化厅发布关于征求《甘肃省电力市场化需求响应实施方案（征求意见稿）》意见建议的公告。
文件明确，时段申报包括开始和结束时间，最小单位为1小时；电力申报值不得超过自身最大响应能力，最小单位为1兆瓦；价格申报最小单位为1元/兆瓦时，其中约定削峰响应申报价格区间为0-1000元/兆瓦时，应急削峰响应申报价格区间为0-1500元/兆瓦时。
需求响应补偿费用按月度工商业用户用电量和市场化发电主体（不含分布式电源）上网电量比例分摊或分享，单个主体度电分摊上限设置为0.01元/千瓦时，超过部分不再进行分摊，补偿缺额按照原补偿费用等比例消减。当单个主体月度分摊总金额不足0.01元时，按零计算次月滚动回收。
（来源：甘肃工信厅）
5月7日，陕西省发展和改革委员会发布关于征求《关于进一步优化陕西电力零售市场相关机制的通知（征求意见稿）》意见建议的公告。
其中提到，规范新入市售电公司参与市场交易机制。为进一步维护市场公平，衔接年度交易方案要求，对新入市售电公司及年内入市售电公司新增零售用户实际用电量的45%部分，建立价差收益结算机制。当上述售电公司批发侧结算价格低于参与年度交易的售电公司结算均价时，按照“我省燃煤基准价×10%”与“全市场多月、月度及月内中长期市场分月均价与年度中长期市场分月均价的价差”两者平均值进行回收。回收费用按照燃煤发电企业、用电侧主体的多年及年度合同电量等比例进行分享。
建立售电公司应急平仓机制。售电公司若存在欠费拖缴或未按时足额缴纳履约保障凭证的情况，经书面提醒3个工作日后仍拒不缴纳的，可启动应急平仓处置。由保底售电公司对被平仓售电公司的剩余购售电合同开展竞价承接，竞价上限为剩余批发合同加权均价，竞价下限为（剩余批发合同加权均价-剩余履约保障额度的90%/剩余合同总量），最高有效报价者成交。成交后，被平仓售电公司的批发合同及对应的零售合同整体转让至该保底售电公司，零售用户按原合同价格执行。
（来源：陕西发改委）
5月8日，陕西省发展和改革委员会发布关于征求《关于电网侧独立新型储能容量电价有关事项的通知（征求意见稿）》意见建议的公告。
其中提出，政策适用范围为对服务于陕西电网安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，实行清单制管理并给予容量电价。项目具体清单由我委按照国家规定另行明确。
容量电价按每年每千瓦165元（含税）执行，根据顶峰能力按一定比例折算，折算比例为电网侧独立新型储能电站满功率（即最大放电功率）连续放电时长除以陕西电网全年最长净负荷高峰持续时长（最高不超过1），净负荷高峰持续时长暂定为6小时。
电网侧独立新型储能电站按规则参与现货市场，充电、放电价格由市场形成。电网侧独立新型储能电站充电时视作用户，缴纳上网环节线损费用和系统运行费用，暂按单一电量制用户执行输配电价；放电电量相应退减输配电费。
（来源：陕西发改委）
5月8日，国家能源局山东监管办公室发布关于印发《山东电力市场规则(试行)》（2026年4月修订版）的通知。
文件明确，新型经营主体含储能企业、虚拟电厂、分布式电源、电动汽车充电设施、智能微电网等。其中虚拟电厂（含负荷聚合商）可聚合各类资源（含分布式电源、储能、电动汽车充电设施、电力用户等），形成聚合单元，以聚合单元为交易单元参与市场交易。其中，虚拟电厂（含负荷聚合商）分布式发电类聚合单元参与绿电交易，需明确新能源项目；分布式电源以项目为交易单元参与市场交易。
而新型储能充放电功率和持续充放电时间应符合参与相应市场的技术条件。原则上，独立新型储能充放电功率暂定为不低于5MW，分布式储能充放电功率暂定为不低于1MW。其中，参与电能量市场的独立储能持续充放时间不低于2小时，参与调频等辅助服务市场的储能持续充放时间不低于15分钟。
（来源：山东监管办）
5月8日，广州电力交易中心发布《关于印发南方区域跨省“点对点”交易工作方案（试行）的通知》。
其中提到，云南外送输电价格暂按64元/兆瓦时（含税、含线损），云南送广东输电价格为75.5元/兆瓦时（线损率6.57%），云南送广西输电价格为53.8元/兆瓦时（线损率2.98%）。贵州外送输电价格暂按30元/兆瓦时（含税、含线损），贵州送广东输电价格为75.5元/兆瓦时（线损率7.05%）。广西外送输电价格暂按19.6元/兆瓦时（含税、含线损），广西送广东输电价格暂按21.7元/兆瓦时（线损率1.46%）。广东海南互送交易中，按照两省约定，广东外送输电价格、海南外送输电价格暂按30元/兆瓦时（含线损）；西部省区送电海南途经广东的，广东省内段输电价格暂按10元/兆瓦时（含线损）；海南联网工程输电价格暂按20元/兆瓦时（含线损）安排。
（来源：广州电力交易中心）
5月8日，电力行业规划研究与监测预警中心发布了《2026年3月全国新能源并网消纳情况》。
数据显示，一季度，全国风电、光伏的利用率分别为91.9%、912%。一季度，全国共有12个地区风电和光伏利用率均在95%以上，黑龙江、山东、安徽、湖北、四川、广东、江苏、浙江、江西、上海、福建、重庆。一季度，全国共有10个地区风电或者光伏利用率在90%以下，西藏、青海、新疆、海南、甘肃、蒙西、云南、河北、宁夏、河南。
（来源：监测预警中心）
5月11日，国网新能源云公示甘肃省2027年度机制电价竞价结果。
此次竞价共计945个项目入选，机制电量总规模30亿千瓦时，光伏0.2447元/千瓦时，风电0.2440元/千瓦时。
风电：机制电量规模1700000013干瓦时，机制电价水平0.2440元/干瓦时，项目34个。光伏：机制电量规模1300000001干瓦时，机制电价水平0.2447元/干瓦时，项目911个。此次竞价结果相比2025和2026年（0.1954元/千瓦时），机制电价水平明显提高，此次光伏竞价结果为竞价上限，风电竞价结果十分接近竞价上限。
（来源：国网新能源云）
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