截至目前，已有23个省份发布国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要，能源电力相关重点整理如下：

1、北京市

《北京市国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》

着力构建新型能源体系

坚持减气、少油、净煤、增绿,强化能源供给消费协同转型,严控化石能源规模,全面提升可再生能源安全可靠替代能力,建成坚强韧性、清洁低碳、智能高效的新型能源体系。

一、加快能源结构增绿提质

深入推进化石能源减量发展。稳妥推动天然气减量替代,推进气电由主体性电源向基础性、调节性电源转型。加快“油换电”“油换氢”年替代汽柴油量力争提升到300万吨左右。坚持非必要条件下不使用燃煤,有序推进剩余农村煤改清洁能源,巩固平原地区无煤化成果。确保煤炭和汽柴油消费达峰。

全力扩大绿电进京规模。深化与内蒙古、吉林等地区能源合作,建设东北松辽清洁能源进京项目,投产西合营-房山等500千伏下送通道工程,外调绿电规模力争达到650亿千瓦时,力争到“十五五”末年度新增清洁能源电量覆盖全社会新增用电量。

积极推动可再生能源扩量提质。制定可再生能源开发利用规划指引,完善目标引导机制和可再生能源电力消纳责任权重考核机制。全面推广第五立面光伏发电,优化风电开发布局,力争新增光伏、风电发电装机200万千瓦。统筹推进地热资源开发,因地制宜发展生物质能,推动实施乌兰察布绿氢进京项目,建设一批制加氢一体站,加快氢能发电、供热等场景示范落地。

二、促进新型电力系统灵活高效

提升电网可再生能源承载能力。加强智能电网建设,推动配电网增容和智能化升级改造,推进新能源友好接入。积极创新绿电直连,支持绿色微电网和源网荷储一体化建设,基本建成适应高比例可再生能源消纳的新型电力系统。

挖掘负荷侧资源调节潜力。加快建设电力中长期市场,运行京津冀统一电力现货市场,持续完善电力辅助服务市场,提升电力资源灵活配置能力。健全虚拟电厂发展长效机制,鼓励电动汽车、新型储能、分布式电源、空调负荷等主体参与需求响应,电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的5%。

推进新型储能发展。因地制宜布局一批新型储能设施,开工延庆白河、门头沟樱桃泉抽水蓄能电站,在条件具备的区域推进压缩空气储能示范。适时推动五环外工业园区、商业综合体等用户侧储能高效应用,研究光储充一体化发展实施路径,适时推广落地。

三、推动新型供热系统智能低碳

积极推动热源更加多元低碳。鼓励存量锅炉房整合并网及提质增效,加快数据中心余热、工业余热等资源利用。建设多能耦合综合能源站,实施第二热水厂等绿电蓄热示范工程,开展“太阳能光热+储热”等分散式清洁供热模式试点,可再生能源供热面积占比提升至15%。

着力增强供热系统综合服务水平。完成既有建筑智能化供热改造8000万平方米,新建建筑全部智能化供热,实施供热系统低温化改造,公共建筑全部实现热计量供热,推动居民建筑热计量管理。

积极稳妥推进碳达峰碳中和

实施碳排放总量和强度双控制度,构建更加系统完备的碳排放顶层设计和政策体系,推进重点行业节能降碳改造,单位地区生产总值能耗累计下降率超过全国平均水平,能效碳效水平从全国领先迈向国际先进,2030年前实现碳达峰目标。

一、建立健全碳排放基础制度

健全碳排放目标评价考核制度。完善碳排放统计核算体系,统筹建立碳达峰碳中和综合评价考核体系,逐步建立市区两级碳排放预算管理制度。推进全市能碳智慧管理平台建设,加强重点行业碳排放监测预警。

完善企业节能降碳管理制度。引导企业将“双碳”目标融入发展战略和管理制度,鼓励运用合同能源管理等市场化方式,推动实施重点环节和高边际收益节能技术改造。强化项目碳排放源头把控,将碳排放评价有关要求统筹纳入固定资产投资项目节能审查、环境影响评价。

构建产品碳足迹管理体系。加快推出碳足迹核算标准、方法学或技术规范,积极争取转化为国家标准、国际标准。建设全市碳足迹背景数据库,落实产品碳标识认证制度,在新能源汽车、氢能和电子电器等领域率先开展产品碳足迹核算和标识认证。

二、全力提升重点领域能效碳效水平

开展城乡建设绿色低碳转型行动。全面推广装配式建筑与绿色建材,推动新建民用建筑全面执行绿色建筑二星级以上标准,实行绿色建筑标识制度。大力发展能源费用托管等综合服务模式,大型公共建筑全面实行能效分级管理,完成既有建筑节能改造1000万平方米,全市单位建筑面积供暖能耗累计下降7%以上。

开展交通运输绿色低碳转型行动。实施交通工具低碳化更新改造,单位城市营业型客运量碳排放强度下降5%左右,全市到发货物绿色运输比例达到13%。推动建设京津冀燃料电池汽车货运示范专线,打造京津冀零排放货运廊道。

开展工业领域绿色低碳转型行动。严控石化、水泥行业碳排放。强化产品全生命周期绿色管理,到2027年,在京有生产制造能力的规上企业基本实现绿色化达标。推动存量数据中心电源使用效率(PUE)值达到1.35以下,新建算力中心100%使用绿电。大力发展循环经济,促进清洁生产,建成一批零碳工厂和园区。

开展非二氧化碳温室气体排放控制行动。加强甲烷、氧化亚氮等非二氧化碳温室气体监测统计和排放控制,协同推进温室气体排放控制和污染防治。

三、持续深化碳排放权市场机制改革

深化碳市场机制建设,在碳市场行业覆盖、配额分配方式、市场调节机制、监管手段创新等领域先行探索,持续拓展碳普惠应用场景。完善本市碳市场平台建设,提升碳市场数据管理水平,优化碳排放相关数据获取方式,鼓励金融机构探索基于碳配额和核证自愿减排量创新贷款、债券、金融衍生品等绿色金融产品,培育碳核查、咨询、培训等综合性服务商,增强碳市场交易活力。高质量保障全国温室气体自愿减排交易市场平稳运行,研究探索跨境碳交易机制。

2、天津市

《天津市国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》

构建新型能源体系

打造坚强韧性的能源安全保障格局。统筹煤、油、气、电等能源要素，强化多元供给保障，建设坚强骨干网络，健全应急储备体系，全面提升能源综合保障能力。扎实做好煤炭稳供保运，加强与晋陕蒙等煤炭主产区合作，落实电煤中长期合同机制，确保按需保量稳定供应。打造互联高效区域油气枢纽，加强渤海油田、大港油田勘探开发，发挥北方地区重要 LNG 接收区作用，巩固国产气与进口气相结合、陆上气、LNG 相补充的多源多向供气保障格局。完善上游“南北两横+C 型贯通”天然气主干网架，补强下游资源接收网络和配套储气设施，打造外通内畅、互保互济的管网输配体系。加快建设新型电力系统，坚持源网荷储协调发展，统筹电网安全运行边界和新增发电供热需求，“增容控量”发展煤电，稳慎布局调峰气电，“量率协同”扩大新能源装机，进一步提高外受电比重。打造主配微协同的新型电网平台，构建“三通道两落点”特高压交流输电网络，建设500千伏加强型双环网，优化220千伏电网分区，因地制宜建设新型配电系统和智能微电网。增强电力系统调节能力，统筹布局200万千瓦新型储能电站，深化电力需求侧管理，积极发展虚拟电厂，增强新能源及多元负荷配置能力。

构建绿色低碳的能源生产消费体系。协同推进能源供给方式和消费模式绿色低碳转型，生产端加大非化石能源供给，消费侧推进化石能源清洁高效利用和非化石能源安全有序替代，促进能源开发与利用协调发展。统筹推进非化石能源开发，坚持海陆并举、集散并重，有序新建一批风电、光伏发电项目，到2030年，非化石能源发电装机超过2000万千瓦，占全市电力装机比重超过50%。合理控制化石能源消费，严控煤炭消费总量，有序拓展天然气利用，推动石油消费进入峰值平台期。大力实施清洁能源替代，推动工业、交通、建筑等重点领域与新能源融合发展，支持绿电直连、综合智慧能源等新业态，扩大绿色电力消费，积极拓展新能源非电利用。落实可再生能源电力消纳责任权重目标，建立健全以绿证为核心的绿色能源消费促进机制，以市场化手段助力绿色低碳转型。

新型能源体系重点工程

（一）油气项目。推动渤海油田、大港油田储量稳步扩大、产量稳中有增，到 2030 年，实现油气年产能力 4500 万吨以上。完善油气输配网络，推进天津 LNG 外输管道复线等项目建设，加强既有和新建管网互联互通。推动能源储备基础设施建设，加快实施中石化南港 LNG 三期等项目，推动板深 37、千米桥一号等储气库增容扩量。

（二）电力项目。夯实本地电源支撑，完成国能盘山电厂升级改造，投运大港电厂超超临界燃煤机组，杨柳青电厂完成2台、启动 2 台容量替代。持续提升外受电能力，建成大同—天津南特高压输电工程，谋划新增特高压直流入津通道。建设坚强智能电网，新建雍阳、市区西等 500 千伏输变电工程，优化220千伏及配电网网架。提速布局调节性电源，加快蓟州龙潭沟180万千瓦、西大峪 100 万千瓦抽水蓄能电站项目建设，建设一批新型储能电站，构建“长时储能+短时快速响应”立体调节体系。

（三）新能源项目。有序推进陆上风电、光伏发电项目建设，考虑海洋功能区划和资源环境承载能力，科学稳妥开发海上新能源项目，持续拓展分布式光伏应用场景，“十五五”时期新增装机规模700万千瓦。

加快形成绿色生产生活方式

推进重点领域绿色低碳转型。推进能源绿色低碳转型，统筹优化能源生产和消费方式，持续提高清洁能源供给比重，加强化石能源清洁高效利用，提升终端用能电气化水平，推动能源消费绿色化低碳化。加快工业领域绿色低碳转型，推进石化、汽车、装备制造、轻工、冶金等传统产业转型升级，大力发展新能源、新材料、环保装备等绿色新兴产业，进一步完善绿色制造体系，市级及以上绿色制造单位达到700家以上，绿色工厂产值占比达到 30%以上。加快城乡建设发展绿色转型，在城乡规划、建设、治理各环节全面落实绿色转型要求，推进发展绿色建筑、装配式建筑、超低能耗建筑，城镇新建建筑中绿色建筑面积占比达到 100%。加快交通运输绿色转型，构建合理的绿色交通体系，在外环线及以内区域和相关区开展货运零排放区试点，中心城区绿色出行比例（含绿电）达到 77%左右，促进货运交通升级迭代与汽车产业新能源化转型协同发展。在运工商业制冷设备的高效节能产品占比逐步提升。

积极稳妥推进和实现碳达峰

实施碳排放总量和强度双控制度。落实《天津市碳达峰实施方案》，全面实施碳排放总量和强度双控制度体系。加强各区和重点行业碳排放统计核算能力建设，推动落实行业碳管控、企业碳管理、项目碳评价、产品碳足迹等政策制度。深入实施能源、水、粮食、土地、矿产、原材料等资源全面节约，推进资源节约集约利用。深化节能体制机制改革，加快推进重点领域节能增效，加大节能监督管理力度，深入实施节能降碳改造，有力有效管控“两高”项目，对新（改、扩）建“两高”工业项目实施碳排放等量或减量置换。完善节能现代化治理体系，全市单位地区生产总值能耗持续下降，完成与国家衔接确定的任务目标。强化试点示范引领，高标准推进中新天津生态城建设国家绿色发展示范区升级版，推进天津经济技术开发区建设国家碳达峰试点、减污降碳协同创新试点，推动开展零碳园区、零碳工厂建设。

深化天津碳市场建设。全面融入和服务全国碳市场建设，有序扩大碳市场覆盖范围。建立完善碳质押、碳回购政策制度，提升碳市场活力。深化碳普惠工作，修订碳普惠管理办法，开展碳普惠方法学研究，开发地方特色碳普惠项目，推进碳普惠减排量应用，推动重点排放单位配额清缴、大型活动碳中和，促进生态产品价值转化。推进碳足迹管理体系建设，开展重点行业主要产品碳足迹核算工作，实施产品碳足迹标识认证试点，丰富拓展碳足迹应用场景。加强碳市场与绿电、绿证等市场化机制的政策协同、制度衔接。发展碳捕集、利用与封存技术。

中新天津生态城建设国家绿色发展示范区升级版

深化中新两国在绿色技术、绿色装备、绿色服务、绿色基础设施、绿色金融等方面的交流合作，打造以绿色低碳高质量发展为主线、以高附加值细分产业为重点、以国际一流营商环境为特征的国家绿色发展示范区。

（一）产业发展。以高端制造、绿色建筑、绿色交通物流、绿色能源、绿色金融、数字经济等为重点加大培育力度，加快形成具有国际竞争优势的绿色低碳产业集群。

（二）能源转型。全面提升能源利用效率，大力发展非化石能源，加强综合能源管理，积极推广绿电应用，为生态城深化国家绿色发展示范区建设提供清洁能源保障。

（三）科技创新。紧盯技术创新、产品研发、标准认证、场景应用等关键环节，持续完善生态城科技创新链条，强化生态城绿色低碳创新发展示范引领作用。

（四）城市建设。全面推广绿色建筑，打造优美生态空间，发展绿色交通，建设智慧城市、安全韧性城市，以环境健康为导向，推动“环境要素达标”向“环境健康提质”升级，探索形成国际领先的智慧城市标准体系。

3、山西省

《山西省国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》

推动能源转型 建设能源强省

坚持把能源转型作为坚定有序推进转型发展的首要任务，持续深化能源革命，建设“五大基地”，探索能源转型九条路径，推动新能源与传统能源协同发展，推动产能、供能、用能一体联动，推动综合能源服务与能源利用效率互促共进，构建新型能源体系，高水平打造我国重要能源原材料基地，加快从煤炭大省向能源强省转变。

第六节 构建新型多元的能源供给体系

扛牢保障国家能源安全政治责任，加快能源生产方式转型，逐步构建以非化石能源为主体，以传统能源为兜底保障的能源供给体系。

保障国家煤炭供应安全。坚持产能优化、智能开采、绿色开发主攻方向，一体建设煤炭产供储销体系。依托动力煤、炼焦煤、无烟煤三大优势煤种，优化煤炭产业布局，进一步提高煤矿单井规模和产业集中度，到2030年煤炭产量根据国家保供需要保持在合理水平。允许有条件的高瓦斯煤矿依法依规通过改扩建适度提高产能，支持对采用充填开采的煤矿享受充填开采煤炭产量按照50%比例折算产能指标。保持全省煤炭产能滚动接续、合理充裕，实施煤炭产能储备。推进煤炭智能绿色安全开采，迭代提升煤矿智能化水平，因地制宜推广绿色开采技术，确保2027年符合条件的生产煤矿基本实现智能化。推动煤炭清洁运输，大力推动“散改集”，协同布局煤炭储备设施和铁路运输项目。

建设国家电力外送基地。巩固绿电外送第一方阵优势，统筹本地消纳和向外输送，建设完善特高压输电通道，推动省间灵活互济工程，打造面向京津冀的电力调峰省份。新增一批高参数、大容量、低排放煤电机组，合理保障煤电装机弹性裕度。开展新一代煤电建设试点，改造和新建一批达到新一代煤电指标要求的煤电机组。加快存量煤电机组灵活性改造“应改尽改”。试点建设系统友好型新能源电站，适度布局调峰气电、光热发电试点项目。增强储能调峰能力，积极有序开发建设抽水蓄能电站，因地制宜发展电网侧、负荷侧新型储能，到2030年，抽水蓄能装机达到390万千瓦，新型储能装机达到1400万千瓦。

建设非常规天然气基地。以沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘非常规天然气产业化基地建设为重点，加快煤层气增储上产，全面推动产供储销一体化建设。创新非常规天然气点状用地等弹性用地政策，按照生产周期合理供应土地。坚持“稳、控、上、增”，分区分策推动煤层气快速上产。建立完善管网统一调度机制，加快管网互联互通。加强储气调峰能力建设，建立涵盖地下储气库、大型LNG设施及气田、管网等多层次储气调峰体系。统筹布局非常规天然气全产业链，合理开发利用煤层气，推进煤矿瓦斯全浓度综合利用，提升全省用气规模。到2030年，非常规天然气产量力争达到300亿立方米，全产业链产值突破千亿元。

提升非化石能源供给水平。坚持集中式与分布式、增量开发与存量改造升级并举，统筹推进风电、光伏发电等扩规升级，力争2030年风电、光伏等可再生能源装机新增1亿千瓦。聚焦“晋北区、大基地、沉碱荒、新通道”，优化集中式风光竞配机制，按照国家统筹布局争取建设国家级大型风电光伏基地。建设10个50万千瓦以上省级大型风光基地，鼓励“新能源+生态修复”等发展模式。加快分布式新能源就地开发利用，布局农业、交通廊道等多场景可再生能源项目。有序推进生物质能多元化发展，建设临汾、长治、运城等生物质能源综合利用项目试点。积极推进浅层地热能规模化利用，开展中深层地热能利用试点示范，推动城市供热热源地热清洁替代，在大同、忻州、太原、临汾、运城布局建设一批地热能开发利用项目。

推动氢氨醇全产业链发展。以具备资源条件优势的工业园区、新能源基地为重点，形成工业副产制氢和可再生能源制氢为主的氢能供应体系，探索建设区域性、规模化高纯氢供应中心。构建高效经济氢能储运体系，探索开展掺氢天然气管道、纯氢管道等试点。在晋冀鲁豫大宗商品骨干流通走廊沿线合理规划加氢站分布，打造清洁能源运输专线。拓展氢能在燃料电池汽车、工业替代和能源领域应用，积极发展氢能重卡。推广甲醇重卡和甲醇燃料应用，布局绿色“氢氨醇”一体化项目。

第七节 构建绿色低碳的能源消费体系

适应煤炭消费即将达峰的形势变化，协同推进化石能源替代与非化石能源提升，持续调整优化能源消费结构，大幅提高全社会能源综合利用效率。

建设煤炭绿色开发利用基地。统筹源头管控、节煤改造、替代管理，大力推进煤炭清洁高效利用，逐步减少煤炭消费。加快电力行业节煤改造，有序推动落后煤电机组关停淘汰，鼓励煤电项目开展绿氨、生物质掺烧试点，探索降碳燃烧和万吨级以上CCUS全流程示范，力争煤电机组平均发电煤耗降至290克标准煤/千瓦时以下。加快燃煤锅炉、工业窑炉清洁能源替代和节能环保综合改造，鼓励采用工业余热、热电联产等方式及地热、光热等清洁能源替代散煤。

促进新能源高效消纳。坚持发电利用与非电利用并举，严格落实可再生能源消纳责任，引导合理能源消费和绿色能源消费。实施可再生能源消费替代，创新工业企业全额自发自用、建筑“光储直柔”、交通“光储充”充电站等产消一体化模式。聚焦煤炭生产和运输重点环节，积极推动矿区用能清洁替代。推动工业园区节能降碳，鼓励整合工业余热、光伏、生物质能等资源，建设集中供能中心，促进能源系统优化和梯级利用。

提高终端用能电气化水平。有序推动冶金、建材等工业领域终端电能替代，推广应用电锅炉、电窑炉、电气设备等。加强新能源和清洁能源车辆推广应用，构建完善的城市充（换）电设施服务网络，加快电能替代石油消费。提高居民生活领域电气化水平，加快用能设施电气化改造。以工业园区、大型公共建筑等为重点，促进终端用能多元化智慧化，提升全社会终端用能效率，到2030年全社会终端用能电气化水平达到30%。

第八节 构建集成高效的能源创新体系

把科技创新作为推动能源转型的关键力量，提升原创性引领性技术供给能力，推动煤炭产业由低端向高端、煤炭产品由初级燃料向高价值产品攀升，打造能源科技创新重要策源地和成果转化基地。

加速能源关键技术迭代创新。积极参与和牵头煤炭2030国家重大科技任务，加快绿色低碳技术攻关。围绕智能电网、油气等关键领域，积极争取国家科技重大专项。实施省级能源领域重大研发项目，精准突破能源转型关键技术、核心装备和重要部件，力争产出100项以上标志性科技成果。

建设煤基科技创新成果转化基地。搭建全过程成果转化服务平台，畅通科技成果转移转化链路。建立企业、高校院所与政府部门联动机制，体系化推进成果转化，力争每年转移转化能源科技成果100项以上。支持概念验证和中试，重点建设煤炭方向国家人工智能应用中试基地、晋北新型电力系统实证基地等，建设煤炭清洁高效利用中试集群。开展应用场景和实践路径试点，推动省属能源企业探索建立科研中试和工业示范联合基金，支撑重大科技成果转化。

加快先进技术装备示范应用。实施重大科技成果示范工程，遴选并争取一批国家级示范项目，推动更多创新成果纳入国家首台（套）及能源产业技术装备推广指导目录。引导能源企业主动开放应用场景，定期发布需求清单。聚焦煤矿采掘运输、燃煤电厂、风电场、光伏电站等重点领域，推进能源大规模设备更新。完善能源技术装备标准体系，推进技术专利化、专利标准化、标准产业化，打造一批骨干企业和产品品牌。

第九节 构建综合能源服务新业态

遵循系统思维、市场主导、创新驱动、多元协同的原则，以构建新型电力系统为核心，贯通供电侧、电网侧、负荷侧、售电侧各环节，全面提高能源供应能力和服务质效。

推动风光水火储一体联动。充分利用各类电源互补互济特性，强化能源资源协同开发，构建多元绿色低碳供给结构。深化煤电联营、煤电与新能源联营，促进传统能源企业向新型综合能源服务供应商转型。加快大型综合能源基地风光水火储一体化建设运行，统筹建设风光发电基地、煤电配套电源、储能项目和外送电通道。探索建设以可再生能源为基础的综合能源岛，促进多能互补、梯级利用。推动源网荷储一体化发展，探索“煤电+新能源+储能”实时数据交互与协同运行模式，建立健全发电侧容量补偿机制。

加快建设数智化坚强电网。完善电网结构，打造分层承载、多级协同的一体化枢纽平台，实现主配微贯通协同。完善电网500千伏主网架，有序推进220千伏、110千伏等电网工程建设，开展老旧变电站、输变电设备和线路整体改造。提升配电网智能化水平，推进分布式新能源、微电网、新型储能、新能源汇集站、虚拟电厂、电动汽车等开发建设和友好接入。盘活增量配电改革政策，推动在绿电园区叠加增量配电改革试点。因地制宜建设智能微电网，稳步扩大虚拟电厂聚合规模，拓展充电车网、站网互动规模化应用。

优化用户侧负荷精细管理。用足做实可调节负荷资源，促进价格信号引导用户改变用能方式，夯实需求响应兜底作用，到2030年，力争具备5%以上的尖峰负荷响应能力，实现电网区域内需求侧资源共享互济。统筹区域冷、热、电、汽、气负荷需求，建设新型负荷管理系统，逐步建立园区间能源双向流动机制。鼓励供电企业提供电能监测、能效诊断、能效咨询等综合服务。推动需求侧资源参与市场交易，利用需求侧响应与虚拟电厂整合提供调峰、调频、备用等调节服务，实现资源聚合和调度优化。

构建高效电力供应新模式。优化电力中长期交易机制，放开中长期交易供需比，探索建立爬坡等辅助服务市场化交易机制，进一步激发市场活力。建立“用户挂牌、售电公司摘牌”招标竞价机制，促进售电公司充分竞争，切实降低用户用能成本。按照“谁受益、谁承担”原则，精细化管理用户侧分摊规模。深化“获得电力”服务水平，推行“一站式”“开门接电”模式。创新绿电直连、新能源接入增量配电网等供电方式，提升用能价格优势。

做强绿电园区建设新优势。坚持差异布局、融合产业、分批实施，推动大同、绛县、长治、侯马等绿电园区试点建设。多途径拓展园区绿电供应，挖掘周边风光大基地、虚拟电厂等资源，充分利用园区内纵向空间，发挥大电网支撑保障能力，创新集中式绿电直连、分布式绿电就地消纳等新模式，重点承载出口导向型先进制造业。统筹绿电招商和出口绿电认证，做强“绿色能源+”和绿电优势，发展“绿色能源+制造、+交易、+认证、+金融”等模式。稳步推进绿证强制消费，实施新上项目可再生能源消费承诺制，加强绿电使用刚性约束。建设一批国家级、省级零碳园区。

第十节 促进新型能源体系和现代化产业体系深度融合

做好现代能源经济文章，推动能源纵向延伸产业链条、横向耦合先进高载能产业，实现能源资源优势转化为产业优势、发展优势、竞争优势。

建设现代煤化工示范基地。加强煤化工产能调控，淘汰低效产能，推动现代煤化工产业高端化、多元化、低碳化发展。稳步推进煤炭分质分级利用、新型煤焦化工及下游材料开发，支持煤炭液（气）化、芳烃提取、碳基材料等技术研发和工业化利用，推动焦化副产物深加工、煤层气合成高端化工产品，深化论证中煤平朔煤基烯烃新材料及下游深加工一体化项目。推动煤化工与绿电、绿氢、生物质、CCUS等耦合发展。提升焦化全产业链效能，推动焦化副产品向碳基新材料、精细化工产品延伸。

促进电碳算产一体发展。以拓展“人工智能+”能源应用场景为重点，提升能源领域人工智能创新应用水平，推动智能算力与绿电协同发展。以“绿色能源+绿色算力+服务器制造+数据服务”为方向，加快绿色算力新型基础设施建设，推动与分布式新能源、储能协同布局，推动算电协同试点项目建设，支持算力设施开展绿电直连。支持人工智能大模型创新发展，拓展“人工智能+煤矿、+电网、+新能源、+煤电”应用场景试点示范，强化人工智能技术赋能节能和碳排放管理，促进人工智能与能源产业深度融合。

促进能源和新能源金属协同发展。引导矿产企业延伸产业链条，提升资源综合利用效率，建设全国重要的新能源金属产业基地。依托吕梁、忻州、阳泉、运城等资源富集区，促进铝、镓、锂等新能源金属高效提取和综合利用。提升煤炭与共伴生铝土矿一体开发水平，加快煤下铝资源开发。鼓励企业与科研机构联合攻关，加快突破低品位镓的高效提取技术，支持布局提镓、提锂项目。推动镓、锂资源在电池和高性能半导体材料中的广泛应用。

促进能源和先进制造联动发展。依托煤炭、煤层气、新能源等场景优势，发展煤机、煤层气、风电、化工、电力等能源装备，加快技术迭代、设备更新，鼓励高端装备制造本土化，支持太原等地打造具有全国影响力的能源装备产业集群。发挥绿电优势，吸引具有绿能导向的高载能制造业落户。围绕绿色工厂等绿色制造发展，建立可再生能源与传统能源协同互补、梯级利用的供能体系，降低制造业生产成本。

第五十八节 积极稳妥推进和实现碳达峰

落实国家推动煤炭和石油消费达峰要求，实施碳排放总量和强度双控制度，深入开展温室气体减排系列行动，确保2030年前如期实现碳达峰目标。

全面实施碳排放双控新机制。加强碳排放指标分配管理。稳步实施地方碳考核、行业碳管控、企业碳管理、项目碳评价、产品碳足迹等政策制度。按照国家重点行业领域碳排放管理要求，协同推进产能治理和碳排放双控。落实固定资产投资项目节能审查和碳排放评价制度，对新建和改扩建高能耗高排放工业项目实施碳排放等量或减量置换。探索开展近零碳排放示范项目，鼓励煤电企业开展CCUS全流程示范。建设山西省碳计量中心，加强碳计量基础能力建设，强化重点排放企业计量器具监管校准，保障碳排放数据真实可溯。做强绿色认证认可，推广碳标识、节能低碳产品认证，严打虚假认证行为，规范涉碳认证市场秩序。推进国家碳达峰试点城市、试点园区、长治第二轮国家生态产品价值实现机制试点和国家级零碳园区建设。

推动重点领域节能降碳。持续提高非化石能源占能源消费总量比重，推动实现煤炭和石油消费达峰，力争“十五五”末年度新增清洁能源电量覆盖全社会新增用电量。有力有效管控高耗能高排放项目，加快落后产能淘汰和绿色低碳技术装备创新应用。围绕煤电、钢铁、化工、水泥、有色冶金等重点行业，开展节能减碳技术攻关示范。夯实创新平台基础，攻关关键核心技术，加大绿色技术推广应用力度。加强既有建筑和市政设施节能降碳改造，推动超低能耗和装配式建筑规模化发展。促进热力系统绿色低碳改造，推动供热计量改造和按热量收费。在交通领域推动营运货车等电能、氢能替代，在重点物流区域、通道建设零排放货运廊道，因地制宜推进“公转铁”。实施能效标识和能效“领跑者”制度，加快节能降碳标准更新升级。

主动融入全国碳市场建设。健全数据管理与履约机制，全面贯彻《碳排放权交易管理暂行条例》，有序扩大覆盖行业范围和温室气体种类，稳妥推行免费和有偿相结合的配额分配方式。逐步扩展碳市场参与主体，丰富交易产品。加强碳排放权交易、温室气体自愿减排项目监督管理，保障碳排放数据质量。规范开展与碳市场有关的金融活动，支持碳金融产品和衍生工具发展。强化碳市场基础设施建设，有效减少和控制重点行业碳排放。探索制定碳普惠、公益性碳交易等激励政策。落实全国碳市场与绿电、绿证等市场化机制的政策协同、制度衔接。支持温室气体自愿减排项目开发交易及减排量应用。

提升应对气候变化能力。坚持减缓与适应并重，有效控制温室气体排放，积极应对气候变化不利影响和风险。健全温室气体统计核算能力，夯实温室气体监测基础。提升碳足迹管理能力，加快气候投融资发展。提升应对气候变化特别是极端天气能力，强化气候变化风险评估预警及响应能力，提高人工影响天气能力。加强非二氧化碳温室气体管控，实施煤炭行业甲烷限排强制标准。高质量办好太原能源低碳发展论坛，积极参与全球气候治理，深化气候变化合作。

4、内蒙古

《内蒙古自治区国民经济和社会发展 第十五个五年规划纲要》

大力发展现代能源经济 建设国家重要能源和战略资源基地

深入推进能源革命，加强能源国内国际合作，建设清洁低碳安全高效的新型能源体系，加强战略性矿产资源勘探开发和储备，发展战略资源产业，更好保障国家能源资源安全。

增强传统能源兜底保障能力

巩固传统能源产业优势，有序释放煤电油气先进产能，保持能源生产合理弹性和适当储备。

保障煤炭煤电安全稳定供应

科学谋划煤炭开发布局和产能稳定接续，扩大先进产能比例，建强国家煤炭供应保障基地。优先布局建设大型现代化煤矿，合理高效盘活煤矿边角资源。加强煤炭安全绿色智能化开采和清洁高效集约化利用，稳步提升原料用煤比例，延伸煤炭行业链条。完善多层次煤炭储备体系，在煤炭产销地谋划建设煤炭产能储备基地和实物储备基地。“十五五”期间，在产煤矿产能稳定在13亿吨/年左右。注重发挥煤电在能源安全中的保障作用，加快推进国家规划内煤电建设，合理储备一批先进煤电项目，推动煤电由主体性电源向基础保障性和系统调节性电源转变。开展新一代煤电升级专项行动。

夯实油气资源接续基础

加大油气等资源勘探开发和增储上产力度。推动海拉尔、苏里格、大牛地等油气田稳产，加快巴彦油田上产。推进鄂尔多斯市、锡林郭勒盟、呼伦贝尔市煤层气资源勘探开发，提高乌海市、阿拉善盟等地区煤矿瓦斯综合开发利用水平。建立健全油气资源应急保障体系，加强煤制油气产能和技术储备。到“十五五”末，原油产量达到360万吨，天然气产量达到320亿立方米。

提高新能源开发利用水平

构建新型电力系统，促进源、网、荷、储协调发展，统筹就地消纳和外送，拓展新能源应用和消纳场景，努力将新能源资源优势转化为高质量发展优势。

推动新能源大规模开发建设

持续提高新能源供给比重，推动新增用电量主要由新增新能源发电满足。加快沙戈荒大型风电光伏基地建设，开展风能太阳能资源监测评估，科学制定年度利用率目标和开发规模，保持新增装机合理规模。加强分布式能源就近开发利用，因地制宜发展太阳能光热发电，稳步发展农林生物质、沼气能发电。到“十五五”末，新能源装机规模达到3.25亿千瓦。

推动新能源高比例消纳利用

实施新能源消纳行动，完善引导重点用能行业企业使用绿电激励政策，拓展新能源非电利用，构建协同高效的多层次消纳利用体系。推广绿电直连、增量配电网等消纳新模式，积极承接先进绿色高载能产业转移，打造国家新能源与先进绿色高载能产业融合发展集聚区。深化电力市场化改革，推动蒙东电力现货市场正式运行、蒙西电力现货市场稳定运行，完善新能源市场化交易机制，推进绿电、绿证、碳排放权交易衔接。推动“蒙电外送”扩容增绿，优化提升外送新能源电量规模和配比。持续推动绿电出口。到“十五五”末，新能源本地消纳规模达到3200亿千瓦时、外送电量达到2000亿千瓦时。

做大做强氢能储能产业

加速构建绿氢“制储输用”全产业链，打造绿氢绿氨绿醇产业集群。扩大储能规模，梯次推进国家规划抽水蓄能项目开发建设，实施新型储能规模化建设专项行动，构建适应新型电力系统稳定运行的多元储能体系，建设国家重要的储能产业高地。到“十五五”末，新型储能装机规模达到6000万千瓦，需求侧响应能力达到地区最大负荷的5%以上。

提升新能源装备制造产业能级

推进新能源产业关键材料、装备及零部件等全产业链发展，形成满足区内、供应周边、辐射全国的供给能力，建设国家级新能源装备制造基地。加快新能源重卡和无人电动矿卡规模化应用。培育新能源运维服务等关联配套产业，提升智能运维水平，打造“蒙西+蒙东”两个运维服务总部+多个区域运维服务中心的产业发展格局，推动综合能源服务与新兴用能场景深度耦合。

扎实推进能源基础设施建设

打造保障国家绿能供给、支撑地区高质量发展的电力输送骨干通道，增强“蒙电外送”和区内自用能源保障能力。推进特高压输电通道建设，提升跨省区输电通道输送能力和新能源外送规模，研究推动区内自用特高压柔性直流输电工程，谋划构建区内电网500千伏主干网架，协同推进配电网建设改造，提升电网对清洁能源的接纳、配置和调控能力。加快推进智能电网和微电网建设应用。优化油气管网布局，支持国家干支线建设，加快旗县（市、区）、工业园区供气支线建设，到“十五五”末，天然气管网里程突破8000公里。推进跨省区氢氨醇长输管道项目，适度超前布局建设绿氢储运基础设施。

5、吉林省

《吉林省国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》

打造新兴产业增长极

推动新能源产业跨越式发展。坚持超常规、大规模、跨越式发展思路,聚焦高质量开发、高水平消纳、高价值转化,加快新能源产业集成式发展、集群化布局,持续壮大新能源装备制造产业链,重点实施 “电源绿色转型升级、 ‘绿氢＋’产业培育、特高压外送通道、储能提升和绿能园区建设提速”五大工程,实现“投资、产值、装机、全社会用电量、非化石能源消费”五大跃升,奋力打造全国重要的绿色能源产业基地。

抢占未来产业新赛道

加速发展氢能及新型储能产业。按照 “一区、两轴、四基地”的氢能产业中长期发展整体规划布局,聚合全域优势资源,创新挖掘拓展应用场景,稳步推动绿氢在工业、能源、交通等领域替代应用,培育氢能行业领军企业,形成初具规模的产业集群。围绕促进新能源消纳型储能、电力保障型储能和电网支撑型储能等方面,着力构建规模化、多元化的新型储能高质量发展体系。

未来产业谋划工程（氢能与新型储能产业）

发展可再生能源制氢,推动绿氢转化为绿色合成氨、绿色甲醇等绿色化工产品。谋划 “白城－长春－延边”与 “哈尔滨－长春－大连”横纵两条氢能走廊。研发固态电池、钠离子电池、氢储能/燃料电池等新型电池。

第六章 聚力氢能全产业链攻坚 构建新型能源体系

聚焦我省 “绿氢＋”等产业优势,推动绿氢 “制储输用”全链条发展,有效促进新能源消纳利用,按照 “西部供能、中部消纳、东部调节”联动布局,实施绿氢全链攻坚、能源安全供给、集约高效配置、储能灵活充裕、发展生态完善等重点任务,打造国家绿色能源产业高地。到2030年,初步建成具有 “三新一强”特征的新型能源体系。

第一节 全链攻坚加速绿氢产业发展

构建全域协同发展格局。积极构建 “一核引领、两带支撑、多极联动”的发展格局。长春氢能创新核心区聚焦研发设计、装备制造、检验检测,推动绿氢技术研发和成果转化;西部风光制氢产业带 (白城、松原、四平地区)依托风光资源布局大型绿氢制取项目,建设规模化绿氢生产基地;中部工业规模应用带 (长春、吉林、辽源地区)利用丰富的应用场景开展多领域绿氢替代应用。西部建设绿色液体燃料供应区,中部建设清洁供能区,东部建设氢赋能碳中和综合应用区。到2030年,绿氢产能力争达到80万吨/年,展望100万吨/年。

完善氢能 “制储输用”产业链条。实施风光耦合制氢,加快核心技术和关键设备迭代升级,降低可再生能源制氢成本。验证多元路径储氢,以高压气态储氢为主,推进液态储氢及固态储氢的工业化、规模化应用。便捷灵活高效输氢,利用现有公路、铁路条件,做好绿氢及下游衍生品的运输能力建设,同步开展纯氢、掺氢管道及绿色合成氨、绿色甲醇等绿色液体燃料输送管道研究,谋划外送管道建设。多场景规模化用氢,在冶金、炼化等传统高耗能高排放产业实施绿氢应用替代,探索燃机掺氢、燃煤机组掺氨、氢电耦合锅炉、氢能调峰电站和氢能供暖,推广应用氢燃料电池汽车,支持全省老旧铁路和旅游专线氢能化改造和建设,稳步推动氢能列车试点运行。建设国内领先的氢能装备创新研发制造中心,逐步实现电解槽、高压氢气瓶、液氢储氢供给系统等关键设备装备本地化生产。

壮大绿氢产业集群。聚焦多元融合发展,推动上下游产业配套建设,靶向引进绿电制氢、储运装备、燃料电池及核心零部件等领域头部企业,培育 “专精特新”中小企业,实现绿氢产业拓链、延链、强链,聚力打造特色鲜明、链条完整的产业集群。加快推进氢基绿能项目落位,建设绿色液体燃料供应基地,推动绿氢与传统产业融合发展,助力高耗能产业绿色低碳转型。合理布局建设制加氢一体站、撬装式加氢站、油氢 (电氢)合建站等加氢设施,构建覆盖全省主要城市和重点区域的加氢网络。鼓励社会资本参与加氢设施建设,提升加氢网络运营效率与服务水平。加强国际技术交流与产业合作,拓展国际市场。

绿氢产业培育壮大工程

1.创新能力升级

开展绿氢储运技术、氢燃料电池应用、氢基绿能生产工艺、氢能轨道交通综合验证等关键技术创新,打通绿氢从生产端到应用端的科技创新堵点。依托长春新区、中韩 (长春)国际合作示范区打造国内领先的氢能装备创新研发制造中心。

2.氢基绿能提速

加快以绿氢项目为主的化工园区建设,提升园区承载能力和服务保障水平。推进 “长春松原白城”国家能源领域氢能区域试点以及松原绿色氢氨醇、洮南风电耦合生物质绿色甲醇一体化、大安规模化风光直流离网制氢等３个国家氢能项目试点建设,实施梨树甲醇等项目。

3.氢能车辆推广应用

推动氢燃料电池汽车在城市环卫、公交客运、物流配送、景区接驳等场景应用,在滑雪场、博物馆等场所投放氢能观光车辆,在长春2027第33届世界大学生冬季运动会等重要赛会活动中应用氢能车辆,有序投放氢能自行车。建设氢能轨道交通示范应用线路.依托G331、

G334等重要通道,合理布局全省加氢站。

4.零碳能源应用推广

探索天然气掺氢,打造氢赋能零碳产业园,在偏远地区推进氢赋能多能互补项目,探索建设氢赋能分布式零碳智慧能源系统,探索 “风光发电＋氢赋能”模式。

第二节 构建多元安全能源供给体系

加强电力稳定供应。保障全省电力供应安全,大力推进煤电、气电等支撑性调节性电源项目建设。深化 “绿电＋消纳”模式创新,推进 “新能源＋”产业耦合发展,推动新能源开发向多场景应用融合发展。扩大西部白城市、松原市、双辽市等地省内消纳新能源规模。在中东部地区因地制宜开展分散式风电及分布式太阳能项目建设。加快推进 “吉电入京”配套新能源基地建设.有序推进农林生物质热电联产项目按需建设。到2030年,风光开发建设规模达到7000万千瓦。

强化多元能源保障。加快储煤基地建设,提高应对煤炭市场波动和突发事件能力,保障煤炭安全稳定供应。加强油气供应能力,加大省内油气勘探开发投入,通过中俄、庆铁原油管道加强对俄和大庆石油资源引进,通过天然气管网加强海外气源引进。通过完善 “煤炭、油气、电力”三大供应主体,构建 “煤电油气多能互补、风光氢储多元协同”的能源安全供应格局,形成 “传统能源托底、新能源增量、跨区域互济”的三维保障框架。

第三节 打造集约高效能源配置平台

建设新型坚强电网。加快构建 “四横四纵”500千伏骨干网架,统筹推进主网架加强、供电能力提升、新能源汇集、电源送出、特高直流配套等项目建设,提升省内 “东西互济”、省间“南北互济”能力。完善220千伏网架结构,优化分区供电方案和电源接网方式.提升配电网供电可靠性,增强防灾减灾能力。

完善油气管网设施.建强 “两横三纵一中心”油气供应格局,提高县级以上城市长输管道覆盖率,推进天然气管道建设,扫除 “用气盲区、供气断点”,增强油气管网互联互通和资源调配能力.加快补齐储气能力短板,推动长岭—松南、长春、孤东等地下储气库开展前期工作,建立以地下储气库为主、液化天然气储罐为辅、管网互联互通为支撑的多层次储备体系,推动储气设施智慧化运营.到2030年,全省油气长输管道总里程达到6431公里.

拓展能源外送通道.全力推动 “吉电入京”特高压外送通道建设,加快建设省内配套火电及新能源项目,实现高比例新能源外送,提升我省新能源在全国范围内优化配置能力.探索研究绿氨、绿色甲醇跨区输送,利用 “陆运＋海运” “管道＋海运”方式拓展国内沿海城市和东亚、欧盟市场,推动受端能源结构优化调整,进一步带动我省新能源资源消纳,持续促进我省 “绿氢＋”产业发展.

加快充换电基础设施建设.完善电动汽车充换电基础设施网络布局,加快补齐高速沿线、农村乡镇等区域充换电基础设施建设短板,推动城市群充电设施互联互通,着力提升公共充换电站运营服务质量,推广智能有序充电和车网互动技术,强化运维体系与安全管理,全力打造 “覆盖广泛、智能便捷、安全有序”的高质量充换电基础设施网络体系.

第四节 强化灵活充裕能源储备能力

优化电力系统储备能力.统筹系统需求、电源结构、系统调节能力,有序推进抽水蓄能电站建设,科学布局新型储能项目,合理安排储能建设规模和时序.大力推进大规模集中式储能建设,推动液流电池储能、压缩空气储能、飞轮储能、重力储能、构网型储能等多种技术路线协同发展.鼓励产业园区、工业企业、算力设施、充换电站、通信机房、交通枢纽等场区建设用户侧储能.到2030年,全省新型储能规模不低于300万千瓦.

提升需求侧协同能力.鼓励发展与新能源出力特性相匹配的灵活负荷、可中断负荷.提升典型地区需求侧响应能力,在尖峰负荷问题突出或新能源消纳困难的地区提高需求侧响应能力占最大用电负荷的比例.依托新型电力负荷管理系统,建立需求侧灵活调节资源库,优化调度运行机制,完善市场和价格机制,充分激发需求侧响应活力.

能源基础设施建设工程

1.煤电机组

实施长春二热 “退城进郊”2×66万千瓦煤电、白城2×66万千瓦保供煤电、双辽1×66万千瓦保供煤电等重大项目.

2.燃气调峰机组

实施松原、长岭、梨树、德惠等燃机项目.

3.坚强电网

实施松原扶余、四平双山、白城昌盛 (扩建)等500千伏输变电工程.

4.油气管网设施

实施松原吉林油田二氧化碳管道、虎林—长春天然气管道延吉支线、大庆—长岭天然气管道、长岭—白城—乌兰浩特天然气管道、长春—石家庄天然气干线等项目.

5.能源外送通道

实施东北松辽清洁能源基地送电华北工程项目,开展直流特高压输电技术应用,实现高比例新能源外送,促进东北地区新能源消纳,保障首都中长期绿色电力稳定供应.推进 “吉醇入海”工程,探索论证由我省西部地区至辽宁省港口的甲醇输送管道.

6.抽水蓄能

实施蛟河、和龙、靖宇项目,推进安图、通化、敦化塔拉河、汪清项目前期工作.

7.新型储能

实施辽源飞轮＋锂电池调频储能电站、乾安飞轮＋电化学混合储能电站等项目.

第五节 积极培育能源创新发展生态

深化 “绿电＋消纳”模式.科学研究制定绿电直连相关方案,营造经营主体竞相开发新能源的浓厚氛围.迭代完善氢能“1＋N”政策体系,推动新能源开发向以氢基绿能为主的非电利用、产业耦合转变.拓宽新能源直供模式适用范围,重点支持绿氢化工、钢铁冶金、算力设施等领域新增负荷,推动建成松原、辽源、四平３个国家级零碳园区,实现新能源规模化开发、就地转化和产业互促相协同.

健全电力市场体系.统筹完善电力中长期、现货、辅助服务市场的衔接机制,有序开展省间、省内电力市场交易.完善新型储能、虚拟电厂等灵活资源参与现货、辅助服务市场机制,释放调节潜力和市场价值.总结市场运行经验,持续迭代完善交易规则,充分发挥电力现货市场促消纳作用,适配新型电力系统.

加强能源领域科技创新.加快 “有组织科研攻关＋有组织成果转化”,推动新能源、储能、智能电网、传统能源清洁高效利用等新兴能源技术研发及应用创新突破,打通上下游关键领域各创新环节,协同研发、设计、装备制造和应用推广,助力能源技术 “引进来”和装备产品 “走出去”,拓宽能源装备产品市场.

积极稳妥推进和实现碳达峰

全面实施碳排放双控新机制.实施碳排放总量和强度双控制度.科学测算各领域碳排放峰值,加强产业发展政策引导,精准评估重大项目碳排放增量空间.稳步实施地方碳达峰碳中和综合评价考核制度,合理分解碳排放双控目标任务,压实各地党委和政府责任.推进长春市、松原市国家级碳达峰试点城市建设.建立行业碳排放管控机制,协同推进产能治理和碳排放控制.健全重点用能单位和碳排放单位管理制度.实施固定资产投资项目节能审查和碳排放评价.有力有效管控 “两高”项目,对新 (改、扩)建 “两高”工业项目实施碳排放等量或减量置换.建立健全产品碳足迹认证、分级管理和信息披露制度.完善碳排放统计核算体系.加强碳市场建设,逐步扩大碳排放权交易市场覆盖范围.确保2030年前实现碳达峰.

加快能源绿色低碳转型.严格控制新增非电用煤,持续推进工业窑炉清洁能源替代和散煤治理,实施煤炭消费安全可靠有序替代.推动实现煤炭和石油消费达峰.开展零碳园区建设,推动绿电直连、新能源就近接入增量配电网等绿电直供模式落地.推广 “以绿制绿”模式,实施可再生能源制氢氨醇等规模化非电利用,培育绿色氢氨醇产业链,增强绿电就地消纳能力.到2030年,全省煤炭消费量控制在9500万吨以内,煤炭消费占比控制在58％左右.

推动重点领域节能降碳.合理控制钢铁、建材、石化、化工等传统高耗能行业产能规模,严格落实产能置换政策,加快化解过剩产能,腾挪碳排放空间.加强既有建筑和市政设施节能降碳改造,推动超低能耗建筑和装配式建筑规模化发展,大力推广高品质绿色建筑,提升星级绿色建筑占比.加快城市公交车电动化替代、动力电池更新、老旧营运货车淘汰更新.大力提升信息通信领域用能效率.到2030年,新增汽车中新能源汽车占比提升至50％以上,城市公交新能源车辆占公交车总数的85％以上.“十五五”期间,单位GDP能耗累计下降率完成经国家审核衔接后确定的目标.

有效提升应对气候变化能力.坚持减缓与适应并重,全面控制温室气体排放,有效控制非二氧化碳温室气体排放.主动适应气候变化,不断完善适应气候变化工作体系.构建 “空天地一体化”气候监测网络,建立多部门联动的风险评估机制.完善防洪工程体系、雨水情监测预报体系和水旱灾害防御工作体系.开展适应气候变化 “十大行动”,推进长春市、延边州等国家深化气候适应型城市试点建设,提升基础设施与重大工程气候韧性,有效应对气候变化不利影响和风险.

碳达峰建设工程

1.碳达峰试点建设

推动松原石油化学工业循环经济园区、辽源高新技术产业开发区、四平新型工业化经济开发区等有条件的园区开展国家级零碳园区建设.到2030年,建设10个以上国家级和省级零碳园区.开展通化市等国家级和省级生态产品价值实现机制试点建设.

2.重点行业领域节能降碳

推广节能降碳和绿色低碳先进技术.到2030年,重点行业和领域节能降碳改造形成节能量约150万吨标准煤,减少二氧化碳排放约400万吨.

3.煤炭消费替代

在有效衔接 “三改联动”工作的基础上,推进新一代煤电改造升级.到2030年,力争新增清洁能源电力覆盖全社会新增用电量,新增煤电主要发挥调节性作用.

6、黑龙江省

《黑龙江省国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》

新能源。落实非化石能源十年倍增行动，大规模发展风力发电、光伏发电，力争新能源装机总规模突破8000万千瓦。利用好新能源资源普查成果，打造哈大齐绥新能源产业带、东部新能源产业集群、黑河绿电消纳区。科学引导分散式风电、分布式光伏健康有序发展，实施“乡村驭风行动”，利用公共机构和工商业厂房等建筑物建设分布式光伏。积极建设抽水蓄能电站，布局建设一批独立新型储能电站。

能源。推动先进信息技术与能源产业深度融合，加速赋能能源产业绿色低碳转型。高质量建设“百年油田”，全面加强油气勘探开发技术攻关，积极打造数字油田、智慧油田、绿色油田，实施中长期油气增储上产战略行动，推进油气资源高效集中勘探，推动长垣老区提高采收率，实施古龙页岩油上产工程，确保大庆油田持续高质量稳产。打造现代化煤炭供应链，有序淘汰落后煤炭产能，新建东辉、合作等大型煤矿，持续提升煤炭资源集约化、规模化开发水平，分类分级开展智能化煤矿建设，推广人工智能技术在煤矿安全监管领域的应用，安全有序释放先进煤炭产能。落实新一代煤电升级专项行动，扎实推进“煤头电尾”高质量发展。有序推动煤电、煤炭、油气开采与新能源融合发展。

千亿级产业集群（现代能源）

重点开发常规油气、页岩油气、煤炭、风光发电、抽水蓄能、新型储能等，实施大庆油田勘探和产能建设工程、页岩油勘探开发项目，推动鸡西合作煤矿及双鸭山东辉煤矿等项目建设，推进尚志、伊春五星、亚布力、林口建堂、勃利九龙等抽水蓄能项目建设，实施三峡能源肇东共享储能、阿城区华永等新型储能项目，打造5000亿元现代能源产业集群。

着力建设新型能源基础设施

推动能源生产供应消费各环节转型发展，以非化石能源为供应主体、化石能源为兜底保障、新型电力系统为关键支撑、绿色智慧节约为用能导向，加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系。

促进新能源高质量开发消纳。坚持风光水生多能并举，统筹就地消纳和外送，推进非化石能源安全可靠有序替代化石能源。深入实施工业、建筑、交通、农业等领域电能替代，提高终端用能电气化水平，推动能源消费绿色化低碳化转型。建成齐齐哈尔、绥化、牡丹江、林甸、肇源等新能源汇集站，支撑集中式新能源高水平供给消纳。全力打造东、西、南三条外送输电通道，实现电力外送能力由540万千瓦提升至1700万千瓦以上。

加强化石能源清洁高效利用。聚焦“煤头电尾”，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型，进一步支撑构建新型电力系统。加快超超临界煤电机组规划建设，建成投产国能哈热、华电哈三、大唐哈一热等66万千瓦及以上超超临界煤电机组，加速淘汰老旧小煤电机组400万千瓦，实现30万千瓦及以上煤电机组占煤电总装机比重达到85%。在有效衔接“三改联动”工作的基础上，实施新一代煤电改造升级500万千瓦。

加快推进电网高质量发展。促进500千伏主网架延伸，强化中东部电网结构，新建及改造500千伏线路1500公里以上，新增变电容量1800万千伏安以上，实现500千伏电网市（地）全覆盖。加快220千伏电网提档升级，新建及改造220千伏线路1500公里以上，新增变电容量300万千伏安以上，实现220千伏电网县域全覆盖。加快推动配电网升级改造，全面提升配电网对新型电力主体的综合承载能力。在新能源资源条件较好地区建设一批源网荷储协同的智能微电网。提升农村电网供电质量和服务水平，新建及改造35千伏—10千伏线路6000公里以上，10千伏线路5000公里以上，新增主配变容量300万千伏安以上，农村电网供电可靠率、综合电压合格率、户均配变容量达到全国平均水平，全面消除县域全停风险隐患。

完善互联互通油气储运网。扎实推进国家天然气战略通道建设，加快建设跨境天然气管道，巩固拓展俄气输送能力。加快完善省内天然气管网布局，有序推进支线管网向薄弱地区覆盖，建设管网里程1200公里以上，力争市（地）全部接入管道天然气，形成全省“1横2纵14支”天然气管道主干网络。推进天然气管网向省内具备条件的县（市）行政区延伸，力争70%以上的县级城市接入管道天然气。加强国家油气管道保护，推进管网数字化、智能化发展，推广无人机巡检等运维新模式。健全完善油气储备体系，提升能源战略储备能力。

专栏9 新型能源基础设施

01新能源汇集站

建成大庆实验平台、林甸、肇源、齐齐哈尔、鸡西、绥化、通河、大庆南、大庆北等500千伏新能源汇集站。

02电力输送通道

建成东部清洁能源基地特高压电力外送通道、东北松辽清洁能源基地送电华北工程及林海～平安第二回500千伏线路工程。

03清洁高效煤电

建成华能大庆新华1台68万千瓦，东部清洁能源基地配套电源4台、国能哈热2台、华电哈三1台、大唐哈一热1台、中能建鸡西2台、华电富拉尔基2台、华电哈三二期2台等66万千瓦，以及国能北安2台等35万千瓦煤电机组。完成华能鹤岗#3机组深度调峰改造等新一代煤电改造升级项目共500万千瓦。

04电网主网架

建成投产大兴安岭500千伏输变电工程、鸡西～林海第二回500千伏线路工程、国能哈热二期扩建500千伏送出工程等项目。建设七台河庆云500千伏变电站主变扩建工程等。建成投产木兰、克东等一批220千伏变电站。

05农村电网

建成南岔、大箐山、嘉荫、汤旺、木兰、依安、拜泉、绥芬河县域电网与主网联系双通道工程。

06天然气管网

加快中俄远东线（虎林—长春）、中俄东线复线（黑河—大庆、大庆—长岭）等跨境天然气管道建设，推进七台河—牡丹江、七台河—佳木斯—鹤岗、佳木斯—双鸭山、鹤岗—伊春、林口—鸡西、虎林—宝清—绥滨、鹤岗—萝北、林口—东宁、绥化—庆安—铁力、嫩江—加格达奇等支线建设。

07油气储备设施

建设石油储备重大工程，推进大庆升平储气库建设。

围绕培育壮大战略性新兴产业，全链条推动新材料、能源装备、航空航天、高端仪器等领域关键核心技术攻关，着力提升产业发展新动能。

关键核心技术攻关（能源装备）

依托哈工程、哈电集团等高校院所和企业，开展新一代高效灵活燃煤发电机组、800MW等级以上大容量冲击式水电机组、500MW巨型冲击式水电机组、400MW和300MW级可变速抽水蓄能机组、300MW级大容量压缩空气储能机组、氢能制储运、钍基熔盐堆换热器和蒸汽发生器、可控核聚变装置和数字仿真试验系统等核心技术攻关，支撑新型能源体系建设。

积极稳妥推进和实现碳达峰

统筹发展和减排、整体和局部、长远目标和短期目标的关系，扎实推进碳达峰行动，加快产业结构、能源结构、交通运输结构等调整优化，将低碳理念贯穿于经济社会发展各方面和全过程，确保如期实现2030年前碳达峰目标。

第一节 全面推进节能降碳

实施重点行业节能降碳工程，推动电力、石化、建材、有色等行业开展节能降碳改造，引导传统产业探索深度脱碳路径，推动算力设施、5G基站用能效率提升，赋能新兴产业绿色低碳高质量发展。实施园区节能降碳工程，加快建设七台河江河融合绿色智造产业园区、绥化安达经济开发区精细化工产业园等国家级零碳园区，打造一批省级零碳园区，培育数字化能碳管理中心，通过绿电直连、新能源接入增量配电网等形式探索绿色能源制造绿色产品的“以绿制绿”模式。推动黑河市、哈尔滨经开区国家碳达峰试点建设。加大煤矿瓦斯抽采利用，加强煤炭清洁高效利用，合理调控石油消费，推动实现煤炭和石油消费达峰，到“十五五”末，力争年度新增清洁能源覆盖全社会新增用电量，单位GDP能耗累计下降10%左右。实施减碳科技创新行动，发挥绿色低碳先进技术示范引领作用，聚焦能源转型、低碳零碳工艺流程再造、资源节约集约与循环利用等领域，加快开发适用于高寒地区的前沿技术，支持二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）技术研发和示范应用。

第二节 完善碳排放管理制度

深入落实国家碳达峰行动方案，实施碳排放总量和强度双控制度，完善碳排放统计核算体系。加快探索建立省市两级碳排放预算管理制度，稳步实施地方碳考核。加强重点行业领域碳排放分析监测预警，推动行业碳管控。发挥碳市场对控排企业调控作用，将碳排放要求纳入重点用能单位管理制度，强化企业碳管理。实施固定资产投资项目节能审查和碳排放评价制度，开展项目碳评价。有力有效管控高耗能高排放项目，加快落后产能淘汰和绿色低碳技术装备创新应用，新建和改扩建高耗能高排放项目严格实行碳排放等量或减量置换。建立产品碳足迹管理体系，参与国家碳足迹背景数据库建设。推动绿色低碳标准体系研究和创新。积极参与全国碳排放权交易、温室气体自愿减排交易，严格碳排放配额管理，开展省级温室气体清单编制。推进生态系统碳汇能力巩固提升行动，推动开展第二批国家级和省级碳汇试点，完善市场交易机制，推进林业碳汇交易。开展土壤等碳汇方法学研究，建立完备的生态系统碳汇方法学体系，持续完善林业碳汇“一张图”系统，加强省际碳汇交易合作，打造“龙江绿碳”品牌。

深化重点领域价格改革

完善主要由市场供求关系决定价格机制，加强和改进价格治理。积极融入全国统一电力市场，健全电力中长期市场交易规则，加快推进电力现货市场建设。加快健全适应新型能源体系的价格机制，深化新能源上网电价市场化改革，推动新能源上网电量全面进入市场、通过市场交易形成价格，建立新能源可持续发展价格结算机制，完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源容量电价机制。健全促进可持续发展的公用事业价格机制，积极稳妥调整城镇供热价格，逐步推行供热计量收费，深入推进天然气上下游价格联动，健全城镇供水价格机制，优化居民阶梯水价、气价制度，完善污水处理收费标准政策，优化居民阶梯电价制度，科学反映电力资源成本，鼓励、引导居民合理用电。深化公共服务价格改革，完善殡葬服务、普惠养老、普惠托育等公共服务收费政策。

7、上海市

《上海市国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》

加快建设新型能源体系

统筹考虑能源安全、绿色、经济多目标要求，以新型电力系统建设为核心，以油气体系转型升级为突破，以市场体制机制改革为重点，加快建设清洁低碳安全高效的新型能源体系。

深入推动新型电力系统建设。推动传统能源升级，实施一批煤电“先立后改”项目和新一代煤电升级专项行动。打造4个千万千瓦级绿电基地。推动海上、陆上光伏开发，力争光伏总装机规模突破千万千瓦。推进深远海海上风电项目建设，力争风电总装机规模突破千万千瓦。积极争取增量水电资源，确保市外水电总供应能力突破千万千瓦。加快推动“蒙电入沪”项目落地，新建千万千瓦级市外风电、光伏基地。有序推进坚强电网建设，实施一批输变电工程。加强智能电网和虚拟电厂建设，推动中长时储能规模化应用。

加快油气供应体系转型升级。完善天然气设施网源布局，推进主干管网北部成环，强化“7+1”多气源供应格局，积极争取东海气入沪，适时推进上海LNG站线扩建。优化成品油设施布局，完善南北互济油品供应体系。适度超前布局绿色氢基燃料示范。

推进能源市场体制机制改革。推动电力现货市场建设运行，持续推动电力现货、中长期、辅助服务市场健全完善，加强与全国统一电力市场体系衔接，加快构建适应新型电力系统的市场机制。依托上海石油天然气交易中心推进油气贸易人民币结算。加大绿电多元化供给，构建多维度绿电交易机制，完善绿电交易收益分配机制。

积极稳妥推进和实现碳达峰

全面实施碳排放双控制度，推进重点领域绿色低碳转型，积极践行绿色低碳生活方式，确保2030年前实现碳达峰。

构建碳排放双控制度体系。全面实施碳排放总量和强度双控制度，完善碳排放统计核算和考核评价政策制度，建立全市碳排放预算管理体系。持续开展固定资产投资项目节能审查和碳排放评价，有力有效管控“两高”项目，推动重点单位节能降碳管理，建立重点行业领域碳排放常态化监测预警机制。健全绿色低碳专业服务体系，发挥绿色低碳供应链联盟组织作用，支持链主企业打造绿色低碳供应链，推动协同减碳。建立健全产品碳足迹管理体系，完善上海产品碳足迹背景数据库，加快开展产品碳标识认证应用，推动绿色低碳标准规则国际衔接互认。

推进重点领域绿色低碳转型。持续推动能源清洁高效利用，合理控制发电用煤，推进非发电用煤消费总量控制，实现煤炭和石油消费在2030年前达峰。加快推进“光伏+”专项工程和海上风电基地建设，积极争取新增外来清洁能源供应，到2030年力争可再生能源占全社会用电量比重达到40%左右，新增清洁能源电量覆盖全社会新增用电量。大力推进产业绿色低碳转型，推进重点行业节能降碳改造，推动吴泾、高桥等重点地区整体转型。加大绿色低碳技术在数据中心等领域应用力度，加强新型基础设施用能管理。实施制冷能效提升行动。加快建设零碳园区和绿色工厂。持续优化交通运输结构，大力发展铁路、水运等集约化运输方式，深化绿色机场、绿色港口建设，推进公共领域用车全面电动化。加快提升建筑能效水平，推动绿色建筑规模化发展，加快既有建筑节能改造，推行装配式建筑和全装修住宅，到2030年新建民用建筑全面执行超低能耗建筑标准，累计完成既有建筑节能改造5000万平方米以上。

推动全社会形成绿色低碳生活方式。提升生活垃圾全程分类实效，开展分类投放设施智能化、友好化改造。引导公众节水节电、绿色出行、践行“光盘行动”、减少一次性用品使用，形成崇尚生态文明的社会氛围。办好上海国际碳中和博览会。健全碳普惠运行管理机制，不断丰富应用场景。健全绿色消费激励机制，鼓励企业采取“以旧换新”等方式，引导消费者优先购买绿色产品。

8、江苏省

《江苏省国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》

优化能源基础设施布局

优化电网主网架布局和结构，打造坚强输电网架，完善“七纵七横”500千伏主干网架，建设鲁苏区域电网间互济工程，推进过江通道扩容和蒙电入苏等新增特高压输电工程建设，提升区外来电消纳能力。推广“双链”“双环网”结构，增强分布式能源以及海上风电、海上光伏、核电等清洁电源接入和负荷承载能力。推进配电网改造和农村电网建设。加强煤炭储运销能力，构建“海进江、铁路直达、铁水联运”高效煤炭物流体系，扩大煤炭中转储运辐射范围，增强区域电煤资源互济互保能力。推动油气管网“一张网”建设，推进双气源多气源供应，强化沿海输气管道与国家管网互联互通，增强油气资源调运和应急保障能力，有序推进沿海LNG接收站建设，LNG接收能力达到4530万吨/年，提升LNG在公共交通、船舶燃料Ȁ用比重，推动清洁能源船舶规模化发展。积极创建“人工智能＋”能源融合试点。

能源基础设施建设重点工程

跨省跨区输电通道：加快推进内蒙古库布齐沙漠基地送电江苏工程核准建设，持续谋划新增跨省跨区输电通道。

清洁能源和新型储能：推进田湾核电 7、8 号，徐圩核能供热厂一期工程等机组建设，规划建设深远海海上风电等项目。推进连云港抽水蓄能电站建设，开展铜山利国抽水蓄能电站前期工作，谋划推进句容下蜀等具备条件的抽水蓄能电站等。支持淮安、常州建设盐穴综合利用基地。

油气基础设施：建设盐城、南通、连云港 LNG 接收基地，推动苏皖豫天然气管道（江苏段）、连云港－仪征原油管道连云港至淮安段建设，支持连云港建设石油储备基地。

积极稳妥推进和实现碳达峰

第一节 加快构建碳排放双控制度体系

实施碳排放总量和强度双控制度，落实地方碳考核、行业碳管控、企业碳管理、项目碳评价、产品碳足迹等政策制度。逐步建立完善省市碳排放统计核算体系，建立设区市党委、政府碳达峰碳中和综合评价考核制度。统筹碳排放指标管理，探索建立省市两级碳排放预算管理制度，对基本排放、重点排放、增量排放实施差别化管控。探索重点行业领域碳排放预警管控机制，健全重点用能和碳排放单位管理制度。开展固定资产投资项目节能审查和碳排放评价，对新建和改扩建高能耗高排放工业项目实施碳排放等量减量置换。制定重点行业产品碳排放的限额值、基准值和先进值。健全产品碳足迹管理体系，全链条推动碳足迹标准建设、核算、标识认证和应用场景开发。

碳足迹管理和碳标识认证

加大省产品碳足迹公共服务平台应用推广，推动碳足迹与绿色金融政策相衔接，加强供应链碳管理，打造本土企业实景和行业背景数据库。制定实施 100 个以上产品碳足迹核算标准和认证规则，完成 500 个以上产品碳标识认证应用。

第二节 一体化推进节能降碳增效

深入实施冶金、石化化工、建材、纺织、造纸等重点行业节能降碳改造行动。分行业分领域开展重点耗能行业摸底挖潜，推广节能降碳“诊断＋改造”模式，持续推动节能降碳技术改造和设备更新。坚决遏制“两高”项目盲目上马，严格新上项目能效准入，落实新上“两高”工业项目碳排放置换要求，做好事中事后全过程监管。强化高耗能行业绿色电力消费比例要求，实现高耗能企业绿色电力消费占比达30%以上。支持盐城绿色低碳发展示范区建设。深化国家碳达峰试点，推动重点区域、园区、企业开展省级碳达峰碳中和试点，支持常州、盐城等有条件的地区建设国家级零碳园区、零碳工厂。有效提升林业、湿地、土壤、海洋、农田等生态系统碳汇能力。

零碳园区、零碳（近零碳）工厂建设

零碳园区：推动园区绿电直连、直供模式创新，建设“以绿制绿”产业项目，加速绿色前沿技术和产业融合场景建设，推动节能降碳诊断改造，引导园区绿色金融模式创新，培育 10 家以上省级零碳园区。

零碳（近零碳）工厂：鼓励省级以上绿色工厂积极实施零碳战略，推进工业节能降碳、普及绿色制造模式、推广能源资源集约利用，培育50家以上省级零碳（近零碳）工厂。

第三节 健全绿色低碳市场化机制

落实促进绿色低碳发展的财税、金融、投资、价格、科技、环保政策。建立健全绿色低碳标准体系，积极参与制定碳排放核算、产品碳足迹核算等领域国家、行业或团体标准，推动标准和认证国际互认。完善绿色低碳计量服务体系、绿色产品认证与标识体系，建设国家碳计量中心（江苏）。加快重点产品碳标识制度创新和应用推广，培育碳资产管理、碳足迹认证等服务。统筹推动绿色电力、绿证、碳排放权、用水权、排污权等交易，建立健全市场交易、监督管理制度，加快完善资源环境要素市场化配置机制。服务融入全国碳排放权交易市场和温室气体自愿减排交易市场，加强碳市场数据质量管理、配额分配和清缴履约。探索建立“碳普惠”等公众参与机制。完善适应气候变化工作体系，稳步提升应对气候变化能力，推进国家气候适应型城市建设。

建设新型能源体系

第一节 促进可再生能源高质量发展

持续提高新能源供给比重，加快推进以海上风电为重点的风能资源高效利用，打造千万千瓦级大型海上风电基地，适时启动深远海风电项目，规范发展陆上风电。因地制宜布局陆上集中式光伏发电项目，有序开展非自然人户用光伏整村连片规模化开发，推动建筑光伏一体化，推进海上光伏规模化、立体式开发，加快风光同场海上光伏项目建设。安全有序发展核电、氢能、生物质能，推进千万千瓦级核电和绿色氢氨醇基地建设，推动氢能先进技术装备落地应用、基础设施高水平建设、综合利用效能提升和产业规范有序布局，探索地热能、海洋能等新能源发展应用，支持具备条件的园区开展冷能综合利用。推动能源消费绿色化低碳化，提高终端用能电气化水平，鼓励实行新上项目可再生能源消费承诺制。到2030年，可再生能源发电装机达1.75亿千瓦以上。

第二节 提升化石能源供给效能

推动化石能源安全可靠有序替代、煤电向支撑调节性电源转型，加快煤炭、油气勘探开发与新能源融合发展。推动实现煤炭和石油消费在2030年前达峰，合理引导天然气消费。持续推进煤炭清洁高效利用，推进存量煤炭资源绿色化开发，加强煤炭洗选改造升级，提升绿色集疏运比重，提升重点领域用煤效能和清洁化水平。有序淘汰煤电落后产能，推动煤电改造升级，提高重点行业用煤效能。

第三节 构建灵活高效新型电力系统

优化新型储能与调节资源布局。全面提升电力系统互补互济和安全韧性水平，强化能源储备调节，增强区外大规模受入、区内大范围转移和分布式电源就近消纳能力。清洁化利用煤电参与调峰，加快推进调峰燃机建设。科学布局抽水蓄能，强化电化学储能等新型储能规模化发展，探索压缩空气储能等新技术应用。加强电网侧储能项目规划，鼓励以市场化方式发展电源侧、用户侧储能。到2030年，抽水蓄能装机达600万千瓦以上，新型储能规模超1000万千瓦。

推动源网荷储协同发展。建设以分布式、扁平化为方向的新型配电网。加快智能电网建设，推进以光伏等可再生能源为主、源网荷储一体化的新能源微电网示范应用，大力发展虚拟电厂、车网互动等新技术新模式，支持常州深化国家车网互动规模化应用试点。推动区域自治平衡和多能互补，促进分布式智能电网与大电网融合发展。

提升绿电持续稳定供应能力。持续提升绿电绿证供给规模，强化新增海上风电、海上光伏、核电等清洁电源接网能力，因地制宜开展“嵌入式直流”等应用实践，积极拓展省外绿电交易资源。提高绿电消纳利用水平，构建高比例绿电专变、绿电专线，创新实施绿电直连园区和企业项目。健全绿电交易、溯源认证体系，探索体现不同品质电能价值的电力市场机制。

绿电“三进”工程

“绿电进江苏”工程：提高存量跨省通道绿电输送能力，推动新增通道加快建设，输送绿电占比超 60%。扩大与山西、新疆等绿电交易规模。

“绿电进园区”工程：重点推进 20 个新型电力系统园区规划建设，提供物理可溯源绿电电量约 160 亿千瓦时。

“绿电进企业”工程：支持出口欧盟的电池重点企业在全国率先开展绿电专线创新试点，首批试点项目实现直连绿电约 20 亿千瓦时。

9、浙江省

《浙江省国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》

加快能源结构清洁低碳转型。持续提高新能源供给比重，提速海上风电建设，建成华东深远海风电母港。坚持集中式与分布式并举，加大光伏开发力度。推进抽蓄、储能有序发展，完善新能源消纳和调控政策。发展海洋能、生物质能等可再生能源。加强化石能源清洁高效利用，实施新一代煤电升级行动，鼓励“上大压小”，推进30万千瓦级煤电“到期即退”，推动实现煤炭、石油消费达峰。到2030年，新增非化石能源装机占比超75%。

提升能源安全可靠保供能力。加快建设核电基地，争取新厂址纳规，加大优质厂址储备和保护力度。建成甘电入浙特高压，争取建成第五回特高压。实施清洁火电建设行动，加快“优布局、增装机、减占比”。深化新型电力系统建设，加快建设坚强主网架和智能高效配电网，完善能源安全管理体系。

更大力度推动高效节能。坚持有保有压、有增有减、以减定增，严把新上项目源头关，实行新上项目能耗分级平衡。推动工业、交通、公共机构等重点领域节能降碳，实施存量“两高”项目“一项一策”绿色转型。推动余热余能梯级利用，推广固废、核能等供热方式。严格实施重点用能单位化石能源消费预算管理。强化节能标准引领，加强节能监察执法。提高终端用能电气化水平，推动能源消费绿色化低碳化。

10、安徽省

《安徽省国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》

加快钢铁、有色金属、化工、建材、纺织、煤电、矿业、建筑等传统优势产业提质升级。

煤电。推进煤炭产业和燃煤火电结构改造、技术改造、绿色改造、智能改造，提升煤矿智能化水平，推动煤炭与新能源融合，促进煤炭和煤电、煤电和可再生能源联营。

发展壮大新兴产业。聚焦智能网联新能源汽车、新一代信息技术、人工智能、高端装备制造、新能源及绿色低碳、新材料、低空经济和商业航天、机器人、智能家居、生物医药和高端医疗器械等，实施新兴产业集群发展工程，一体推进创新设施建设、技术研究开发、产品迭代升级。做强做优万亿级新兴产业，打造一批成长潜力大、技术含量高、渗透领域广的新兴支柱产业。持续优化产业生态，推动新兴产业间协同联动，实施新技术新产品新场景大规模应用示范行动。科学布局一批省新质生产力产业基地，争创国家新型工业化示范区、国家新兴产业发展示范基地。

新能源及绿色低碳。加快突破高效光伏电池片、下一代电池等新领域。推动钠离子电池和液流电池等性能提升及规模化应用，规范提升动力锂电池回收利用产业，发展机械储能。推动风光储氢氨醇一体化，加强生物质能源化、资源化应用。发展节能产品和技术，推进环保装备、环境监测仪器数智化。

做好绿电交易方案与新能源上网电价市场化改革衔接，推动长丰县国家农村能源革命、能源综合改革试点扩面提效。

降低企业用能成本。深化新能源上网电价市场化改革，推动新能源上网电量全部参与市场交易。鼓励企业按照源网荷储一体化模式，就地就近建设可再生能源发电项目，提高绿电使用比例。引导企业根据两部制电价、峰谷分时电价等政策，优化用能方案。推动天然气上下游价格联动，合理调整终端销售价格。加快推进园区集中供热。

培育壮大绿色低碳产业。培育绿色产业链供应链，构建绿色制造体系和服务体系。推动智能网联新能源汽车全链条零碳发展。引导工业园区绿色化改造升级，建设零碳园区、零碳工厂。大力发展节能降碳服务、环境托管服务，推广合同能源管理、合同节水管理、环境污染第三方治理等模式，促进新能源和节能环保产业、低碳产业一体化融合发展。建设“中国环境谷”。积极参与全国碳排放权交易市场和温室气体自愿减排交易市场建设，稳步扩大交易行业范围。落实促进绿色低碳发展的财税、金融、投资、价格、科技、环保政策。

加快建设新型能源体系

持续提高新能源供给比重。统筹布局风电和光伏发电等新能源项目，鼓励生物质能、地热能等多元化利用，支持绿色氢氨醇和生物航煤发展。协同完善新能源资源开发与调节能力及配套电网，有序推进已纳规抽水蓄能电站建设，推动新型储能规模化发展，鼓励发展虚拟电厂，加快构建坚强智能骨干电网。力争“十五五”末实现年度新增清洁能源电量覆盖绝大部分全社会新增用电量。

夯实化石能源安全保供基础。抓好煤炭稳产稳供，有序推进煤炭深部资源开发，畅通省外煤炭供应渠道，保持省内煤炭产能基本稳定在1.3亿吨/年左右。统筹电力保供和系统调节需求，有序布局一批支撑性电源项目。建设能源重要输配枢纽，合理布局跨省区灵活互济电网工程，加强与长三角及周边省份电网互联。扩大主要气源供应，有序引入进口液化天然气、省外煤层气等。因地制宜发展生物天然气。持续完善油气管网基础设施，加快国家主干管道和县域天然气管网建设。

推动能源供给消费结构优化。加快工业、建筑、交通、农业等领域用能模式转型，提升终端用能电气化水平。推动源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网等就近消纳新业态健康可持续发展。推广“新能源+灵活可调节负荷”等供用能协同发展新模式。实施新一代煤电升级专项行动，加快化石能源清洁高效利用，全面提升煤电机组指标水平。高质量布局建设充换电基础设施。

深化能源体制机制改革。深化电力市场化改革，加强中长期市场建设，推动现货市场正式运行。完善可再生能源电力消纳保障机制，推动消纳责任分解至重点行业和重点用能单位。落实煤电容量电价机制，探索建立新型储能容量电价补偿机制。

新型能源体系建设工程

可再生能源高质量替代。推进皖北、沿江区域风电资源开发，在无法复垦的采煤沉陷区谋划实施集中式光伏项目。有序发展分布式光伏。因地制宜布局生物天然气、绿色氢氨醇等可再生能源非电化利用项目。

能源供应保障。加快淮南平圩电厂四期等“十四五”结转火电项目建设。在负荷中心等重要节点有序布局支撑性煤电项目。在气源有保障、气价可承受、调峰需求突出的地区适度发展调峰气电。建成投运陕皖直流工程，推动内蒙古沙漠基地送电华东工程核准开工。加快川气东送二线（安徽段）、苏皖豫干线等入皖气源通道建设。

电力系统灵活调节。建成投产桐城、石台等抽水蓄能电站，开工太湖天光等抽水蓄能电站。提升煤电机组高效调节能力，布局建设新型储能项目。

能源科技创新推广运用。加强支撑新能源发电大规模高比例接入、新型电力系统规划建设、化石能源清洁高效开发利用等关键技术装备研发。在新能源友好并网及就近就地消纳、绿色氢氨醇、先进核能等领域遴选实施一批样板工程。

强化能源资源供应保障。健全能源安全风险监测预警体系，提升风险研判和应对处置能力。制定重要时段和极端情况下能源保供一揽子预案方案，确保常态情况下供需平衡、极端情况下内循环畅通。推动老旧油气管道设备更新改造。合理布局建设能源储备设施，优化运行、收储、轮换、动用机制，构建多层次煤炭、天然气、成品油储备体系。加强战略性矿产资源勘探开发和储备，提高水资源集约安全利用水平。

11、福建省

《福建省国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》

第四十四章 打造清洁低碳安全高效能源保障网

第一节 强化能源供给保障能力

构建多元融合、协调发展能源供应体系，强化能源可靠供应能力。推动电力供应韧性更强、结构更优。积极安全有序建设沿海核电基地，合理布局清洁高效煤电等项目，协同推进海上风电、光伏等清洁能源发展，有序推动抽水蓄能、新型储能等优化系统调节设施建设，到2030年力争全省电力总装机达1.4亿千瓦以上，力争年度新增清洁能源电量覆盖全社会新增用电量。打造省内“四纵四横”电网主干网架，将西部单回500千伏电网结构升级为双回路。加快智能电网和微电网建设，强化供电保障和综合承载能力。提升省间电网灵活互济能力。增强天然气储运能力。保障天然气持续安全稳定供应。推进LNG接收站及外输管道、闽浙和闽粤省际联通工程以及省内管网互联互通项目建设，打造安全、高效、畅通的天然气管网体系。到2030年LNG接收站年接收能力达1580万吨，天然气管网长度达2550公里。健全煤炭产供储销体系。稳定我省煤炭生产能力，加强与重点产煤省份和大型煤企合作，保障煤源供应。有序推动煤炭储备设施建设。

第二节 激活能源改革创新活力

构建公平开放、有效竞争的能源市场体系，健全与新型能源体系相适应的体制机制。深化电力市场建设，优化电力资源配置。创新绿色电力消纳机制，坚持风光水核等多能并举，扩大清洁低碳能源供应能力。创新绿色用能模式，推动商业综合体、冷热电联供等综合能源项目建设，因地制宜开展绿电直连。鼓励消费侧节能降耗，推动绿色用能模式新业态发展，提升工业、建筑、交通、数据中心等用能低碳化水平。推动能源技术创新突破，持续推进化石能源清洁高效利用、大容量海上风电机组、第四代核电、电化学储能等领域关键核心技术提升，积极开展可再生能源多路径非电利用等前沿技术研发。探索推进海峡两岸能源融合发展，支持两岸企业开展合作。

第三节 提升能源产业综合实力

推动能源产业数字化智能化升级，提升能源领域人工智能创新应用技术。协同推进“风光储氢核”发展，打造我国重要的新能源先进制造基地、技术创新高地和应用推广高地。做大做强海上风电装备全产业链，有序推进深远海海上风电建设。提升新型储能产业领先优势，完善“材料—电芯—系统—回收”全产业链条，建成具有全球影响力的新型储能技术创新策源地和装备制造高地。加快电能替代，推进“电动福建”建设，加力推广应用新能源车船，推进高质量充电基础设施体系建设。推动氢能产业创新发展，加快链群培育，拓展应用场景。支持先进核能产业布局，推进核能综合利用。

专栏27：能源领域重大工程

核电：建成投产漳州核电3—4号机组和宁德核电5号机组，开工建设华能霞浦核电1—2号机组和宁德核电6号机组，开展漳州核电5—6号机组和华能霞浦核电3—5号机组项目前期工作。

火电：建成投产泉惠石化工业区热电联产、漳州古雷热电联产等项目，因地制宜推进福州电厂一期、湄洲湾电厂一期等到役机组替代项目建设。

水电：持续推动云霄、木兰、永安、华安、德化、漳平、南安等抽水蓄能电站及古田溪混合式抽水蓄能电站建设，启动寿宁下党、延平太平抽水蓄能项目核准建设，推进霞浦浮鹰岛海水抽水蓄能项目前期工作。

风电：有序建设福州、漳州、宁德等近海海上风电项目，探索闽南海上风电基地项目示范化开发。

电网：建成投产闽赣联网工程，闽侯、莆南等500千伏输变电工程。争取开工长乐、闽南外海集中统一送出工程等项目。

天然气：建设中石油福建LNG接收站，海西天然气管网二期福州至三明段、川气东送二线浙闽支干线（福建段），西三线东段与川气东送二线互联互通工程（仙游—闽清段）等项目，开展南平支干线前期工作。

12、山东省

《山东省国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》

加快建设新型能源体系

深入践行“四个革命、一个合作”能源安全新战略，统筹推进清洁能源规模化开发和化石能源清洁高效利用，积极融入国家能源骨干通道布局，高水平建设能源绿色低碳转型示范区。

构筑东部沿海清洁能源发展高地。坚持风光核等多能并举，打造具有独特优势的超亿千瓦级清洁能源基地.积极安全有序发展核电，推进核能综合利用，打造胶东半岛千万千瓦级核电基地。海陆并进大力发展风电，以渤中、半岛南、半岛北三大片区为重点打造山东半岛海上风电基地，稳步推动向深水远岸布局发展，加快鲁西平原陆上风电项目建设。稳妥有序发展光伏发电，积极推进鲁北盐碱滩涂地等基地开发，鼓励重点用能企业建设自发自用光伏项目。协同推进清洁能源高比例消纳，稳步推动抽水蓄能、压缩空气、电化学等储能设施规模发展，配套建设烟威输变电、沿海核电送出等特高压工程，强化配电网综合承载能力，加快建设坚强智能电网。推进地热能、氢能等多元利用。到2030年，全省非化石能源发电装机达到2亿千瓦左右，力争年度新增清洁能源电量覆盖全社会新增用电量。

打造化石能源清洁高效利用新标杆。严格合理控制化石能源消费，有序推进化石能源安全可靠替代。推动煤矿智能化绿色化升级，集约高效建设鲁西煤炭基地。开展新一代煤电升级行动，稳步推进亚临界机组改造退出，深入实施煤电机组节能降碳改造升级，适度整合新上一批超超临界大型清洁高效煤电机组，建成大唐郓城、威海热电等项目，推动煤电机组由基础保障性电源向支撑调节性电源转变。推动油气田绿色开发，拓展 CCUS利用场景，加快油气行业脱碳、固碳产业发展。到2030年，大型清洁高效煤电装机占比达到90％左右。

抢占能源改革创新发展制高点。瞄准未来能源发展趋势，开展氢能、固态电池、绿色液体燃料等前沿技术攻关，探索发展核聚变、快堆、浮动堆等先进核能技术产业，加快实施 “核动未来”、钙钛矿太阳能电池等科技示范工程.有序推动绿电直连发展，扩围源网荷储一体化试点，建设一批绿电产业园区，探索“风光氢氨醇”一体化、微电网、虚拟电厂、车网互动等供需协同发展新模式。实施跨区域供热工程，推广大温差、长距离、跨区域供热技术，加快建设胶东地区清洁供暖 “一张网”。深化能源体制机制改革，有序推动新能源全面参与电力市场，大力发展绿电、绿证交易。有序扩大接入绿电的大企业范围，引导主动参与全省新能源消纳。推进省级管网以市场化方式融入国家管网。打造一批区域性能源与产业协同创新发展样板。完善适应新型能源体系的市场和价格机制。

全面夯实能源安全保障能力。建设全国重要的能源储备基地，提升能源产供储销体系韧性。优化煤矿开发和生产布局，科学释放先进产能，保持合理产能规模。加大陆上、海上油气勘探开发和增储上产力度，深化济阳页岩油国家级示范区建设，推动油气与新能源融合发展。完善以铁路、水路为骨干的煤炭多式联运体系，健全沿海液化天然气接收站、油气管网干线等设施。稳步实施 “外电入鲁”，建设鲁苏背靠背直流等工程，适时启动送电新通道研究论证，构建内外畅通的能源输送网络。建设完善油气储备设施，强化煤炭实物储备管理，健全完善能源储备体系，全面提升应急保障能力。到2030年，煤炭、原油产量分别稳定在8000万吨、2200万吨左右，接纳省外电量达到2000亿千瓦时。

新型能源体系建设重点工程

01风电光伏

（1）加快推动山东半岛海上风电基地开发，推进渤中、半岛南、半岛北片区海上风电项目开发建设（2）建成鲁西陆上集中式风电项目 （3）建设鲁北盐碱滩涂地风光储输一体化基地。

02抽水蓄能

（1）建成潍坊、泰安二期等项目（2）加快建设枣庄山亭、蒙阴垛庄等项目（3）核准开工五莲街头、沂源石桥、乳山诸往、平邑郑城等项目。

03电网建设

（1）烟威等特高压输变电工程（2）招远等核电项目1000千伏送出工程（3）乳山、高地等500千伏输变电工程。

04煤炭油气

（1）建设菏泽高庄煤矿项目，适时推进曹县煤田开发建设准备工作（2）实施胜利油田年度生产及配套设施建设项目（3）建设山东管网北干线、文23—安庆天然气管道 (山东段)等工程。

05能源新业态

（1）建设滨州北海滨华新材料、潍坊海化纯碱厂、日照绿氢链高端化学产业园等源网荷储一体化项目（2）烟台万华等绿电产业园项目 （3）东营时代绿色制造基地绿电直连项目（4）胜利油田百万吨低浓度二氧化碳捕集驱油与封存示范工程 (5)泰安肥城盐穴储能储气基地项目(6)滨州500MW/2000MWh熔盐储能中心项目 (7)德州全钒液流储能系统智造基地及电化学储能电站项目 (8)菏泽海辰一体化零碳储能产业园 (9)盐穴储气储能绿色循环产业园项目等。

06 区域能源发展样板

(1)以能源和产业融合推动济南、青岛都市圈一体化发展，支持济南打造综合智慧能源示范区，青岛建设能源科创大走廊，烟台争创北方清洁能源中心;(2)支持滨州打造新能源经济发展高地，建设渤海湾未来科技动力产业城;泰安打造多元储能特色发展区;枣庄打造新能源电池名城;日照建设北方能源枢纽;威海打造核能综合利用示范基地;(3)建设潍坊、东营油品储运基地，济宁煤炭储备基地，淄博齐鲁储能谷等。

13、湖南省

《湖南省国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》

加快工程机械、轨道交通装备、中小航空发动机、新一代自主安全计算系统、特高压输变电装备等国家先进制造业集群向世界级集群跃升，推动先进钢铁材料、北斗、先进硬质材料、新型能源材料、功率半导体、稀贵金属新材料、音视频装备等省级产业集群进入“国家队”。

新能源产业链。攻关智能网联、无人驾驶、全固态电池、智能底盘、高端汽车芯片等新能源汽车关键零部件。巩固电线电缆、特高压输变电装备等优势，发展风电、地热、生物质等发电装备和氢能核能装备。

构建清洁低碳安全高效的新型能源体系

坚持内优外引，挖潜巩固传统能源，积极发展新型能源，解决能源开发利用“够不够”“贵不贵”“绿不绿”等问题，构建湖南特色新型能源体系。

第一节提升能源供给保障能力

优化布局能源基础设施，打造承西启东、连南接北的区域能源交换枢纽，提升湖南在全国能源体系中的地位和能级。充分发挥煤电兜底保障和支撑调节作用，新建一批大容量高参数清洁煤电，加快老旧低效机组更新迭代。挖掘高坝大库发电调节潜力，支持水电改造扩容，优化水电站运行调度管理。推动外电入湘基础设施建设，谋划新增直流交流入湘通道。加强数智化坚强电网和微电网建设，推动电网协调发展，打造区域电力交换枢纽。强化化石能源兜底保障，提升煤炭集储输运水平，积极引入优质低价气源，打造管输天然气湖南枢纽。推动能源绿色低碳高效开发利用，坚持集中式与分布式并举发展新能源，加强农光、林光、渔光互补项目集约化利用，推进风电、光伏升级改造，积极推动绿电直连发展。探索发展地热能，有序发展农林生物质发电和沼气发电，推进垃圾焚烧发电，拓宽氢能应用场景。

第二节提升能源应急储备能力

提高能源系统安全运行和应急储备能力，推动建立稳定可靠的能源安全保障体系。加强电力系统调节能力，统筹建设抽水蓄能电站，大力发展新型储能。实施煤电“三改联动”和新一代改造升级，推动到役机组转为应急备用电源。构建高效适度能源安全储备体系，协同推进政府储备和商业储备，科学布局煤炭储备基地，加强省级油气储备管理。健全能源运行调节机制，强化能源产供储销高效衔接。完善能源中长期交易合同履约机制。加强重点能源设施保护管理。

第三节提升能源现代化治理能力

加快能源市场建设，完善电力中长期、现货、辅助服务市场有机衔接机制，推动新能源全量入市，积极培育负荷聚合商、虚拟电厂运营商等新型经营主体，建立健全容量交易和绿电绿证交易机制。完善适应新型能源体系的价格机制，推进能源价格市场化改革，积极推进以电代煤、以天然气代煤，引导煤电电量电价合理形成，研究完善气电和新型储能价格形成机制，引导企业错峰用能、低价用能。推进天然气管网整合，形成全省“一张网、一个价”，降低边远地区管输成本，推进天然气大用户直供，降低终端用气成本。加强与西北、西南等能源资源富集省份合作，完善能源合作机制。鼓励省内能源企业积极参与省外境外能源开发，推动能源装备、技术、服务“引进来”和“走出去”。

新型能源体系重点工程

电源扩容工程。投运石门三期、株洲新厂、岳州、汨罗、郴州等煤电项目合计新增装机800万千瓦，争取新开工600万千瓦。建设平江、安化、炎陵、汨罗、桃源、攸县、辰溪、双牌、江华等9座共1320万千瓦抽水蓄能电站。推进“疆电入湘”，加快建设湘粤、湘黔省间电力互济工程，推动建设湘南特高压交流工程和鄂湘背靠背联网工程，开展第四回入湘直流前期研究。到2030年，全省煤电装机达到4200万千瓦，风电、光伏发电5500万千瓦，水电1700万千瓦，外电入湘能力2200万千瓦，与南网互济能力600万千瓦。

电网巩固工程。加快实施潇湘1000千伏特高压变电站主变扩建工程。持续完善500千伏骨干电网，新建长沙北、常德东、娄底南等500千伏变电站，改扩建望城、楚湖、红光等500千伏变电站，新建炎陵罗萍江抽蓄、辰溪孝坪抽蓄送出工程等500千伏线路。优化重构220千伏电网，实施电网分层分区运行，推动220千伏电网逐步向地市区域内部输电网转化。加快中低压配电网提档升级，全面提升城乡配电网供电保障、综合承载和防灾抗灾能力。到2030年，电网供电可靠率不低于99.96%，农网户均配变容量不低于3.3千伏安。

煤炭储备工程。建设岳阳铁水集运（二期）、岳阳湘阴（虞公港）等中央政府煤炭储备基地，鼓励省内统调电厂和大型冶金、化工企业建设煤炭应急储备基地。到2030年，全省形成800万吨以上政府可调度煤炭储备规模，保留煤矿不低于60处、产能不低于1300万吨/年。

天然气送储工程。加快天然气国家干线（怀化—衡阳段）建设，推进“晋气入湘”“海气入湘”，开展“疆气入湘”、中俄中线湖南段研究。合理布局建设省内天然气支线管道。在长株潭衡岳等主要用气负荷中心布局建设大型储气设施，其他市州合理建设小型储气设施，鼓励城燃企业集中合建储气设施。到2030年，管道天然气调入能力达到214亿立方米，天然气长输管道里程达到4900公里，形成政府储备5天、城燃企业年用气量5%的储备能力。

积极稳妥推进和实现碳达峰

统筹发展和减排，扎实推进碳达峰行动，2030年前碳达峰目标如期实现，为实现碳中和奠定基础。

第一节实施碳排放总量和强度双控制度

加强碳排放双控基础能力和制度建设，建立健全地方碳考核、行业碳管控、企业碳管理、项目碳评价、产品碳足迹等政策制度。建立统一规范的碳排放统计核算体系，实施碳达峰碳中和综合评价考核。严格开展固定资产投资项目节能审查和碳排放评价，开展重点行业建设项目温室气体排放环境影响评价，有力有效管控高能耗高排放项目，对新（改、扩）建高能耗高排放项目实施碳排放等量或减量置换。开发国家核证自愿减排量碳汇项目，扩大湘林碳票应用场景，推进非二氧化碳温室气体管控。建立产品碳足迹管理体系，鼓励企业按照市场化原则自愿开展产品碳标识认证。开展自然生态系统碳汇监测与核算，实施生态保护修复碳汇成效监测评估。积极对接全国碳排放权交易市场和全国温室气体自愿减排交易市场，做好配额发放、履约和数据管理。

第二节推动重点领域绿色转型

推进能源绿色低碳转型，力争“十五五”末年度新增清洁能源覆盖全社会新增用电量，推动实现煤炭和石油消费达峰，单位GDP能耗下降完成国家下达任务。科学合理控制煤炭消费，推动煤炭清洁高效利用。建立重点用能单位绿电消纳责任权重统计、考核和激励机制，引导重点行业提高天然气利用水平，因地制宜发展非化石能源。加快产业结构绿色低碳转型，推动冶金、建材、石化化工等传统产业节能减煤、减污降碳改造，培育壮大绿色低碳产业，发展绿色低碳导向的新业态新模式。推进交通运输绿色转型，大力推广高效清洁运输工具装备，实施港口岸电改造工程，加快低碳智慧交通基础设施建设。推进城乡建设绿色转型，倡导绿色低碳规划设计理念，提升建筑能效水平。完善适应气候变化工作体系，提升应对气候变化特别是极端天气能力。

重点领域碳达峰工程

能源领域。完成供电煤耗在300克标准煤/千瓦时以上的煤电机组节能改造。建设一批煤气层和垃圾填埋场等甲烷高效回收、电力行业六氟化硫回收替代等项目。

工业领域。在铸造、玻璃等重点行业有序推动工业用能电气化，陶瓷行业探索天然气掺氢、掺氨。实施重点行业节能降碳行动和重点设备能效提升专项行动。布局建设一批零碳园区、零碳工厂，力争具备条件的省级及以上产业园区全部实施循环化改造。

交通领域。加快城乡绿色货运配送体系建设。推广电动、氢能汽车，电动、液化天然气、甲醇动力船舶等新能源运输工具，城市新增公交车辆、新增公务用车全部采用新能源及清洁能源。建设一批低碳智慧交通基础设施。

城乡建设领域。全面推广绿色建筑，推动超低能耗建筑规模化发展，深化可再生能源建筑应用。优化城乡建筑用能结构，加快建设“光储直柔”建筑。推进农村建设和用能低碳转型。

绿色低碳技术。实施和储备一批节能降碳类项目，全链条推进源头减碳、过程降碳、末端固碳先进适用技术应用。深化长沙、湘潭国家碳达峰试点以及省级碳达峰试点建设。

14、海南省

《海南省国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》

加快建设新型能源体系

按照“适度超前、留有余地”原则，加快构建清洁低碳、安全高效的新型能源体系。

第一节  建设新型电力系统

加快提升电力互联互通水平，打造坚强韧性电网基础平台。加强新增跨海联网输电通道规划建设，推动海南电网与全国“大网”互联互通，提升跨省电力互济和清洁能源的消纳能力。适度超前建设主干网架，加强“口”字型500千伏主网架建设，深化“日”字型双环网研究论证，实现220千伏变电站县域全覆盖。打造灵活可靠新型配电系统，全面提升配电网转供支援能力。加快数字电网建设，构建智慧高效电力调度体系。加快提升电网防灾抗灾韧性水平。

提升电力系统调节能力。科学论证抽水蓄能电站建设规模时序。推动新型储能多元化发展及长时储能发展，在重点园区建设源网荷储一体化项目。利用市场化手段引导核电参与调峰运行。大力发展虚拟电厂，引导充电设施、用户侧储能等柔性负荷参与需求响应。

全面提高供电能力和服务水平。持续提高供电质量，提升电能质量治理水平，实现电压暂降敏感用户电能质量监测装置全覆盖。完善充换电基础设施网络布局，提升充换电“一张网”服务平台服务能级。深入推动工业、建筑、交通、农业等领域电能替代，提高终端用能电气化水平。

专栏18  新型电力系统重点建设工程

01  电源

建成投产昌江核电二期、昌江小堆示范项目，加快15个海上风电（CZ4-CZ18）、光伏发电、三亚东气电等项目建设。开展中核海南5、6号机组前期工作。建设分布式光伏，有序推进分布式储能、柴油发电机等应急备用电源。研究地热能、波浪能、潮汐能、温差能发电。

02  电网

建设海南至广东高压输电线路灵活互济工程等。研究新增海口美乐、儋州、东方等500千伏变电站（或开关站）布点。建设海口、三亚、儋洋经济圈及重点园区高质量配电网等。实施农村电网巩固提升工程。

03  负荷

建设海口市园区及商业中心V2G车网互动规模化应用项目。建设全省5G通信基站聚合、海南东部区域工业负荷聚合、海南换电站分布式自动一次调频等项目。

04  储能

合理布局一批构网型独立储能项目。探索推进风光耦合地热能储能项目建设。

第二节  加强油气供应网络建设

进一步提升海气上岸及增供能力，提升天然气供应保障水平。研究论证琼粤天然气管道工程，提高省际天然气互济能力，形成海陆并举、多方气源的安全供应格局。开展环岛天然气主干管网改造升级，推动管道燃气向城郊结合地区和其他有条件的农村地区延伸，逐步推进城市燃气“瓶改管”。规范入网海气气质管控，加快推进海气终端脱碳及管网混气等设施升级改造。

专栏19  油气供应网络重点建设工程

01  油气管网

建成马村油库-美兰机场第二条航煤管道等。建设三亚-东方输气管道复线、万宁-儋州输气管道工程等。开展洋浦-三亚航煤及成品油管道工程前期。

02  储气

建设洋浦LNG接收站扩建工程。

15、重庆市

《重庆市国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》

开展新技术新产品新场景大规模应用行动，加速迭代“前沿技术研发—应用场景测试—规模化量产”机制，推动智能绿色能源装备、智联电动车等加速成长为新兴支柱产业，在生物医药、智慧医疗装备等领域培育壮大一批战略性新兴产业集群。聚焦风、光、水、氢、储、核及新型电力系统等，巩固风电、水电及输变电装备等领域优势，建设一流的智能绿色能源装备产业集群。支持电动车整车企业依靠以北斗、智能计算、可信数据为代表的自主信息技术，持续提升产品智联化水平，壮大智联电动车产业规模。

智能绿色能源装备。发展大型风电机组及超大型风轮叶片、抽水蓄能水轮机组、逆推式机械炉排炉、电解水制氢装备、特高压智能变压器等产品，加快布局直流输电换流阀和控制保护、源网荷储协同控制等新兴产品。

加大生物育种、液相育种芯片、生物合成新食品原料和添加剂、生物基材料、生物航煤等产品研发力度，拓展生物质气化、农林生物质发电和生物制氢沼气发电、餐厨垃圾和废弃油脂的能源化利用等场景。

氢能及新型储能。围绕“制、储、运、加、用”全产业链，重点发展氢气提纯设备、高压气态储运设备、高功率燃料电池系统及核心零部件等产品，推动氢燃料电池车规模化应用，探索可再生能源制氢与液态、固态储氢，推动超级电容储能、飞轮储能等技术应用。

绿色低碳。聚焦新能源与新型储能、绿色制造、再生资源利用、生态保护与修复等重点领域，依托特种化学电源全国重点实验室、输变电装备技术全国重点实验室、中国科学院重庆绿色智能技术研究院、国家内河航道整治工程技术研究中心等，重点突破分布式能源、氢能、智能建造、碳汇与利用、再生资源利用等技术。

提质打造新型能源算力枢纽

适度超前推进新型融合算力设施建设，构建重庆数据中心集群与跨域共享协同发展的算力供给体系。加强本地算力基础设施建设，深入推进“疆算入渝”工程，以市场化形式推动算力产业企业赴新疆投资建设智能算力基础设施。强化数、算、电、网等资源协同，探索数据设施绿电直连模式，深化智能微电网、虚拟电厂建设，新建算力设施绿色算力资源占比达到80%。迭代西部算力调度平台，推动算力资源高效利用，智能算力规模达到15万P。推进算力设施市场化运营。完善面向中小微企业的算力券等支持政策，提升算力普惠易用水平。

优化能源骨干通道布局

打造“西电东送”能源资源配置枢纽，加快建设疆电（南疆）送电川渝和电网互济工程，构建“特高压直流+特高压交流+毗邻省份联网互济”的电网格局，外电入渝能力达到2600万千瓦。建设全国重要的油气储运枢纽，推进油气干线、储气库、重点油气田、负荷中心互联互通。持续提升陕晋蒙等北煤入渝铁路运输能力。

能源骨干通道重点项目

1．跨省区输电通道。开工建设疆电（南疆）送电川渝、川渝1000千伏特高压交流加强工程。

2．省间电力灵活互济工程。完工渝黔背靠背联网工程。

3．天然气干网。完工川气东送二线，谋划铜梁—遵义天然气管道。

积极稳妥推进碳达峰碳中和

扎实推进碳达峰行动，加快调整优化产业结构、能源结构、交通运输结构，全面推行绿色低碳生产生活方式，确保2030年前如期实现碳达峰目标。

第一节　完善碳排放双控机制

实施碳排放总量和强度双控制度，构建区域碳考核、行业碳管控、企业碳管理、项目碳评价、产品碳足迹等工作体系。健全重点行业碳排放和产能管控协同机制，深入开展重点用能单位碳排放效能管理，严格开展固定资产投资项目节能审查和碳排放评价，推动碳排放要素向优质项目、企业、产业等集聚。强化碳市场对重点排放企业的碳减排引领作用，健全碳排放权交易机制，完善“碳惠通”温室气体自愿减排机制。

第二节　构建绿色低碳循环产业体系

有力有效管控“两高”项目，对新（改、扩）建的“两高”工业项目实施碳排放等量或减量置换。开展重点行业脱碳行动，加大对钢铁、石化、化工、建材、造纸、印染等行业节能降碳改造升级的力度。深化运用“工业绿效码”，完善绿色制造动态管理、梯度培育体系，累计建成绿色工厂500个、绿色园区36个，积极推进零碳工厂、零碳园区建设。大力发展循环经济，支持利用数智技术建立健全废旧物资回收网络体系，建设生活垃圾分类与再生资源回收“两网融合”点400个。支持公共机构和重点用能单位推广合同能源管理、合同节水管理、环境污染第三方治理等模式和环境托管服务，培育ESG综合服务、碳生产管理等绿色低碳新业态。落实促进绿色低碳发展的财税、金融、价格、投资、科技、环保政策，引导社会资本更多流向绿色发展重点领域。

第三节　践行绿色低碳生活方式

推进交通基础设施节能降碳改造提升，建设一批低碳（近零碳）车站、机场、码头、高速公路服务区，健全“轨道+公交+慢行”绿色出行系统。持续推进车船和物流设施电气化更新，提高大宗货物铁路、水路运输的比例，加快公路物流配送向“电动重卡+兆瓦超充站”转型，构建“零碳交通走廊”。加快淘汰老旧车船。实施制冷能效提升和绿色照明行动，推广“光储直柔”技术，加强既有建筑和市政基础设施节能改造，加快超低能耗建筑、低碳建筑规模化发展，深化全国装配式建筑范例城市建设。探索绿色多补、非绿少补、不绿不补的消费促进政策。完善资源总量管理和全面节约制度。深化生活垃圾分类治理改革。

构建清洁低碳安全高效新型能源体系

全面加强能源产供储销体系建设，持续提高新能源供给比重，推进化石能源安全可靠有序替代，不断强化能源安全保供。

第一节　提升清洁能源供给能力

大力发展清洁能源。深入开展控煤减煤工作，力争全社会新增用电量主要由新增清洁能源电量覆盖，实现煤炭和成品油消费达峰，单位地区生产总值能源消耗降低完成经国家审核衔接后确定的目标。推进“千乡万村驭风行动”和分布式光伏建设，推动地热能、氢能等多能互补融合发展，因地制宜发展垃圾焚烧、沼气发电等生物质发电，新能源装机达到1100万千瓦。科学布局清洁高效煤电项目，实施高耗能、高污染存量机组“上大压小”项目。加快乌江白马等航电枢纽建设。提速建设川渝千亿方油气生产基地，推动老气田稳产，加快新区块产能释放，实现页岩油规模开发。

提升市内能源输配能力。推动“双环六链”市内500千伏主网架建设，分层分区完善220千伏及以下配电网，巩固提升农村电网，建设适应新型电力系统的智慧电网。持续完善市内“四环二射”油气管网，推动国家干网和市级管道互联互通，加快推进老旧油气长输管道停运和改造，天然气管道年输送能力达到500亿立方米。

第二节　构建灵活高效的能源储备调峰体系

开工建设120万千瓦抽水蓄能电站，因地制宜建设新型储能电站，探索压缩空气储能、重力储能项目。加快建设智能电网、微电网，培育虚拟电厂、源网荷储一体化、绿电直连等新兴需求侧应用场景。优化火电托底保障功能，推动火电由基础性保障向系统调节转型。布局建设国家级煤炭储备项目，鼓励企业新建、改扩建储煤项目，煤炭储备能力达到900万吨。提升储气调峰能力，打造西南地区百亿立方米级储气库群。优化成品油储运设施布局。

第三节　优化能源消费结构

持续强化煤电节能降碳、供热和灵活性改造，支持自备燃煤机组实施清洁能源替代。积极发展先进绿色液体燃料，推进实施“气化长江”行动。大力提升终端用能电气化低碳化水平，鼓励使用余热资源制备高温蒸汽，推进公共领域车辆和居民乘用车电动化发展，推动农业农村用能电气化发展。

新型能源体系重点项目

1．市内电源。开工建设双桥经开区燃气发电项目，完工合川双槐煤电三期、万州煤电二期、潼南燃机等项目。

2．油气勘探开发。推动开州、万州、潼南、涪陵等老气田稳产增产，加快梁平、永川大安、綦江—万盛、红星（石柱）、铜梁—大足、南川—武隆—彭水、永川—荣昌等区块页岩气开发，推进黔江、酉阳、巫山等新增探矿权区块页岩气勘查；加快复兴区块页岩油（梁平、忠县、丰都）产能建设，推进万州、綦江、合川区块页岩油勘查。

3．能源输配。开工建设大足、中梁山及云阳建全、奉节菜籽坝抽水蓄能送出等一批500千伏输变电工程，完工丰都方斗山、万州平湖至涪陵五马等500千伏线路，布局一批重点工业园区天然气管道。

4．能源储备及调峰。完工云阳建全抽水蓄能电站，加快建设丰都栗子湾、奉节菜籽坝、武隆银盘等抽水蓄能电站及忠县万顺场储气库，谋划梁平—垫江沙坪场、万州寨沟湾、开州五百梯枯竭气藏型和合川、万州盐穴型储气库。

16、四川省

《四川省国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》

促进民族地区高质量发展。规模化集约化开发利用清洁能源，建设一批水风光热、抽水蓄能、特高压电网等重大项目。

建设新型能源体系。坚持清洁低碳安全高效发展，逐步建立以非化石能源为供应主体、化石能源为兜底保障、新型电力系统为关键支撑的新型能源体系，加快建设清洁能源强省。

深化多能互补电源建设

推动金沙江上游、雅砻江、大渡河流域水风光一体化清洁能源基地规划建设，优先建设具有年调节或多年调节以上调节能力水电站，统筹推进中型水电站和抽水蓄能电站建设。引导风光资源富集地区规模化、基地化、集约化发展，重点推动“三州”风电和光伏基地建设，因地制宜发展分布式光伏和分散式风电，新增新能源装机5000万千瓦以上。科学布局建设支撑性煤电，适度布局气电，加快建设新型储能电站。

提升互联互济电网水平

完善省内甘孜至天府南、阿坝至川北、攀西至川南“三送三受”骨干网架，推动特高压交流网架进一步延伸至新能源富集地区，在负荷中心构建成都、川南“立体双环网”和川东北“日字型环网”，提升受端电网电源承载和电力供应能力。拓展外电入川通道，推动陇电入川、疆电入川，衔接藏电入川，研究规划建设省间灵活互济通道。

推动油气勘探开发

坚持常规气和非常规气并举，推动天然气增储上产，加快建设川渝千亿方国家油气生产基地，天然气年产量达700亿立方米。加大重点区域油气勘探开发力度，推进常规气产能建设，加速释放页岩气、致密气、煤层气产能，推进页岩油、致密油开发。完善“四横三纵”天然气管网系统，提升互联互通和安全高效调度水平。

发展能源新业态新模式

加快可再生能源非电利用，探究氢能制储输用发展路径，探索氢氨醇一体化发展。构建虚拟电厂管理服务体系，推动虚拟电厂市场化、规模化发展。稳步推进绿电直连。促进人工智能专业大模型在电网、发电、煤炭、油气等行业深度应用。

17、贵州省

《贵州省国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》

“十五五”时期主要目标中提到，开展全国一体化算力网算力监测调度试点工作，完善算力调度体系，推动算力设施、资源、业务、应用互联互通。强化算电协同，探索建立算电联动建设、协同运行机制，建设贵安绿电直连试点项目，提升贵安新建算力设施绿电使用占比，保障算力设施供电安全，为算力产业提供有力能源支撑。持续优化“贵州算力券”，降低企业用算成本，鼓励算力运营企业创新算力服务模式，打响“贵州算力”品牌。

推动新能源产业做强做优引领支撑新型能源体系建设

深入落实能源安全新战略，增加能源总量，优化能源结构，优化先进煤电布局，加强清洁能源开发利用，推动能源多元化发展，健全能源产供储销体系，加快新能源新材料等战略性新兴产业集群发展，构建清洁低碳、安全高效的新型能源体系。

巩固提升新型综合能源产业集群

优化全省煤矿布局，推进煤矿资源整合和绿色智能开采，加快煤炭产业结构战略性调整，深入推进“六个一批”分类处置，建设西南地区煤炭保供中心。推动大中型煤矿开发，有序推进露天煤矿建设，加快培育和释放煤炭优质产能。推动煤矿智能化建设，提升洗选质效，推进煤炭深度提质和分质分级利用。提升煤炭储配能力，建设煤炭现代物流体系。推进煤电“上大压小”，规划建设先进煤电机组，在有效衔接“三改联动”工作基础上，统筹推进新一代煤电改造升级，推动“人工智能+火电”融合应用。合理规划新能源发展布局，推进新能源规模化集成创新，推动风光水火储多能互补一体化发展。加快推进大型风电、光伏新能源项目建设，加强分布式能源就地开发利用，积极探索低风速发电，推动“人工智能+新能源”典型场景应用。有序推进抽水蓄能、新型储能、绿电直连项目建设。因地制宜布局发展氢能，加强氢能“制储运加用”全链条发展。坚持“源网荷储”一体化，推动虚拟电厂发展，深入挖掘负荷侧调节资源。完善电力中长期和现货市场交易，推动区域辅助服务市场建设。加快非常规天然气勘探开发及气源上载通道布局建设，推动毕水兴煤层气产业化基地、遵义页岩气示范区增储上产，打造织金、盘州等煤层气重点建产区和黔北、黔东南页岩气重点建产区，提高非常规天然气自给率。统筹天然气调峰储备能力集中布局建设，推动建设习水—遵义、黔东南州等一批储气调峰站，提升天然气保供能力。到2030年，原煤产量达2.2亿吨，储煤基地静态储备能力达500万吨，可供调出能力达3500万吨左右，电力装机规模达1.4亿千瓦，新能源装机规模突破6500万千瓦、占发电总装机容量比重达45%以上，非常规天然气年产量达30亿立方米，储气能力不低于3亿立方米，新型综合能源产业集群产值达5000亿元。

新型综合能源产业集群重点工程

综合能源。建成六盘水市水城区“煤—焦—化—电”循环经济基地，推进建设毕节、黔西南、黔南、安顺4个千万千瓦级综合能源基地项目，建成盘州市、黔西市、威宁县、金沙县、织金县、普安县、安龙县、播州区、普定县共18个露天煤矿开采、煤矿技改扩能、煤矿瓦斯抽采治理等项目。建成一批风力发电、光伏发电项目。规划建设贵安新区绿电直连等项目。

煤电。建成大方县（2×660MW）超超临界燃煤发电、金沙县茶园电厂二期“等容量替代”（1×660MW）煤电、金沙县柳塘（2×660MW）煤电、七星关区（2×660MW）超超临界燃煤发电、贵州能源普定电厂（2×660MW）超超临界燃煤发电等项目。规划研究兴义电厂二期先进煤电机组项目。

抽水蓄能。加快推进贵阳抽水蓄能电站、黔南抽水蓄能电站、福泉坪上抽水蓄能电站建设，稳妥有序推进水城野龙拢抽水蓄能电站、关岭下坝抽水蓄能电站、桐梓大梁岗抽水蓄能电站、黔西新仁抽水蓄能电站、晴隆莲城抽水蓄能电站建设。

页岩气、煤层气。建成道真县页岩气勘探开发、习水县页岩气勘探开发、正安县安场向斜采矿权内新增部署方案、盘州市土城深部区块煤层气勘探开发、丹寨县页岩气勘探开发、岑巩县页岩气勘探开发、黔西市向斜西翼区块煤层气勘探开发、织金县区块煤层气勘查等项目。

加快壮大新能源新材料产业集群

全面推进“电动贵州”提档提速，推动“动力电池+储能电池”双赛道布局，强化“矿产原料+回收利用”双路径推进，以高性能电池标准引领产品迭代升级。优化“一核两区”产业布局，健全新能源电池及材料产业研发、生产、回收利用体系，锚定磷酸铁锂电池主攻方向，进一步巩固提升磷系、锰系两大电池材料体系产业竞争力，补齐锂盐、隔膜等材料短板，积极布局固态电池等新型电池及材料，大力发展电池循环综合利用产业。以应用端带动产品端提质扩容，坚持“乘用车+商用车”并重，推动新能源汽车全产业链贯通发展，大力发展智能网联汽车。培育发展新能源装备制造及其配套产业，提升电机电控等关键零部件及特种钢材、铝合金等关键材料就近配套能力。加快电动重卡、电动公交、电动轻型货车等规模化生产及应用，推进交通、矿山、燃煤电厂等重要节点及居民社区充（换）电设施布局建设。科学规划布局一批储能电站，支持电池生产企业积极开拓省外储能市场。聚焦新能源电池、航空航天等产业发展需求，重点在能源、化工、有色、冶金等领域发展高端新材料产业。到2030年，电池产能达100GWh，建成公共充（换）电基础设施6万个，新能源新材料产业集群产值达3000亿元。

加快构建现代化能源基础设施体系

围绕打造西南区域电力枢纽，构建主配微协同的新型电网体系，推动“内外双环网”目标网架建设，由“送端型”向“枢纽型”转变，优化提升骨干网架，打造安全灵活智能配电网，完善提升农村电网。推动“人工智能+电网”深度融合应用，持续提升电网数字化智能化水平。建成渝黔、湘黔等电力互济工程，完善电力输送通道，提升跨省跨区电力资源优化配置能力，推动西北清洁电力入黔，保障省内电力安全和绿电供应，助力绿色低碳转型和“西电东送”可持续发展。优化成品油储备设施和管道布局建设，推动成品油管道互联互通。加快实施天然气输气管道建设工程，推进城镇新建燃气管道和老旧燃气管道改造，加快实现管道天然气“县县通”，构建全省天然气管道“一张网”。推动全省天然气资源交易中心建设。加快推动川气、渝气入黔，积极融入“全国一张网”。

现代化能源基础设施体系建设重点工程

电网。建成湖南—贵州电力灵活互济工程、黔渝背靠背联网工程（贵州境内工程）、500千伏中部环网改造工程、贵州500千伏仁义—独山第二回500千伏线路工程、500千伏安顺市关岭输变电工程、500千伏黔西南州望谟输变电工程、500千伏黔南州毛尖输变电工程、500千伏毕节西输变电工程。

加强现代化基础设施衔接协同

加强各种运输方式一体衔接，推动铁路进园区、进港口、进货物堆场。推进供用能模式高效衔接，充分发挥各类能源品种互补优势，打造多能融合的清洁能源基地和多能互补工程，推动煤炭与煤电、煤电与可再生能源联营发展，推动电能、热能、氢能系统融合发展，建立完善煤炭生产、综合运输、周边省份煤炭市场的产运销协同机制。以自然河湖为基础、引调排水工程为通道、调蓄工程为结点、智慧调控为手段，构建集水资源优化配置、流域防洪减灾、水生态系统保护等功能于一体的综合体系。强化基础设施跨领域协同，利用高速公路、枢纽场站等基础设施空间建设光伏发电、储能和充电设施，优化提升水库（水电站）防洪、供水、生态、发电、航运等综合功能，鼓励交通、能源、水利、市政等领域资源向信息网络建设开放共享，鼓励国家算力枢纽、算力设施与清洁能源基地协同建设。

深化价格机制改革

加强价格总水平调控，强化价格与货币、财政、金融、产业、投资、消费等宏观调控政策的协同，促进物价运行在合理区间。深入推进各类电源上网电价市场化改革，完善新能源就近消纳价格政策，优化增量配电网价格机制。深入推进天然气价格改革，探索天然气管道运输分区定价或全省标杆价机制，规范终端用户价格形成及联动调整机制。

18、云南省

《云南省国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》

加快构建新型能源体系

深入贯彻落实国家能源安全新战略，坚持智能化、绿色化、融合化方向，推动煤电油气协调发展，加快新型电力系统建设，夯实能源安全保供能力，构建安全可靠绿色低碳的电力供给体系、清洁能源消费促进体系和开放共赢的能源合作体系，拓展清洁能源优势转化运用的有效路径，建设绿色能源强省。

构建多元供应的能源供给安全体系

持续巩固提升国家水电基地建设成果，有序推进后续大型水电项目前期和开工建设，推动新能源高质量跃升发展，强化火电支撑调节作用，释放煤炭先进产能，稳定原油进口，加大页岩气等气源勘探力度，提升能源储备能力，完善能源基础设施网络，提升能源监测预警和安全应急水平、油气区域协同保障能力。

构建新型电力系统支撑的电力保障体系

推动“风光水火储”等多能互补和“源网荷储”一体化发展，基本建成清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统。优化电源结构，打造金沙江流域、澜沧江流域、红河流域等“风光水储”一体化基地。协调推进新能源开发和消纳，提升新能源场站友好性能。建设坚强可靠智能电网，打造“四翼组团、核心双环”主网架，加强配电网建设，提高可靠性和抗灾能力，提升对分布式新能源、电动汽车等承载能力，因地制宜推动智能微电网建设。协同建设新型储能、抽水蓄能、调峰气电等项目，提升调储能力。提升电力需求侧响应能力，发展虚拟电厂、车网互动、柔性用电负荷。深化电力体制改革，完善市场体系。建立完善新型电力系统智能管理平台，推动数字化转型，实现调控决策智能化升级，协同推进新型电力系统建设。到2030年，全省电力装机超过2亿千瓦，力争新增用电需求以清洁电量为主。

构建绿色低碳集约高效的能源消费体系

加强能源节约和能效提升，完善可再生能源消纳责任机制，实施清洁能源替代工程，调整能源消费结构。推动“绿电+先进制造业”、“绿电+智算”融合发展，提升绿色产品竞争力。培育绿证交易市场，实施“源网荷储”和绿电直连项目。推动“能源+交通”、“能源+建筑”协同发展，推进运输结构调整，优化供电供热模式。因地制宜实施电能替代，推广应用电烤烟、电炒茶等，提升绿色能源服务乡村振兴水平。

构建开放共赢的能源合作体系

推进“西电东送”可持续发展，构建承西启东的区域电力交换枢纽。建设国家电网与南方电网互联互通通道，提升区域互济能力。推动与广西、四川、贵州等周边省（区）油气管道联通，加快广西LNG（液化天然气）外输管道复线（百色—文山）工程建设，积极谋划争取“川气入滇”，构建油气多元保障体系。加强与周边国家清洁能源合作，加快推动跨境电力互联互通设施建设，实现电力资源的双向流动与优化配置。支持省内能源企业“走出去”，参与能源标准制定和能源基础设施规划、设计、建设、运营，带动云南电力装备、技术、服务、标准等全产业链“走出去”。

加快能源大通道建设

完善区域能源合作机制，推动建设“电力互通、油气联动、绿电主导、数字赋能”能源大通道。积极参与周边国家清洁能源合作开发，加强中老电力通道研究论证，稳步推进老挝北部清洁能源基地开发建设。促进澜湄电力合作，加快电力互联互通建设，稳步扩大跨境电力贸易规模。运营维护好油气互联互通设施，提升中缅油气管道安全保障水平，依托桂气入滇工程，提升海气保障能力，争取启动“川气入滇”天然气管道建设，构建多气源保障格局。

加快全面绿色转型

以碳达峰碳中和为牵引，协同推进降碳、减污、扩绿、增长，建立健全绿色低碳循环发展经济体系，加快工业、能源、交通、城乡建设、消费等重点领域绿色转型，2030年前如期实现碳达峰，加快形成绿色生产生活方式。

积极稳妥推进和实现碳达峰

推进工业、交通运输、城乡建设等重点行业和领域节能降碳改造，推动实现煤炭、石油消费达峰。实施碳排放总量和强度双控制度，构建涵盖州（市）碳考核、行业碳管控、企业碳管理、项目碳评价、产品碳足迹等管理体制机制。有力有效管控“两高”项目，对新（改、扩）建“两高”工业项目实施碳排放等量或减量置换。发挥绿电优势，加快形成“绿电+”新业态，加快推进绿电价值转化，推进绿电认证、绿电招商和场景应用，丰富低碳零碳产品供给，高质量建设一批省级零碳园区，争创2个及以上国家级零碳园区。加强碳排放统计核算基础能力建设，提升省级以下能源平衡表编制水平，加强大数据等新兴技术在碳排放统计核算领域的应用，强化碳排放计量监测体系建设，有序开展省、市两级碳排放预算管理。积极参与全国碳市场建设，充分运用碳市场机制推进企业节能降碳，支持有利于发挥云南绿色优势的温室气体自愿减排项目方法学开发，规范有序推进温室气体自愿减排交易项目开发和储备。加强绿色低碳科技创新，开展典型低碳零碳先进技术攻关与应用示范。推进大理州、丽江市国家碳达峰试点建设。

提升能源资源安全保障能力

深入开展新一轮找矿突破战略行动，加强基础地质调查，实施战略性矿产资源勘查和重大矿山项目建设，加大铜、铝等战略性及优势矿产资源勘查开发力度，推动稀土、钛、锗、铟、铂族等稀贵金属增储上产，提升战略性矿产资源的供应保障能力。深化重要矿产国际国内合作，构建省级储备体系。建立健全关键战略物资非法外流打击防控体系，保障出口管制措施精准落地。加强化石能源储备能力建设，构建多元储备与多层次储备相结合的能源储备体系。加快规划建设新型能源体系，加强能源产供储销体系建设，统筹煤电油气等供给保障，不断提升能源安全保供和风险应对能力。加快支撑性调节性电源和省际、国内外等区域能源互济，促进资源高效配置。

19、西藏

《西藏自治区国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》

发展壮大清洁能源产业

加快清洁能源资源开发利用，有序推动金沙江上游、澜沧江上游、藏东南（玉察）水风光一体化基地建设，积极落实“西电东送”战略，建成藏东南至粤港澳大湾区±800 千伏特高压直流输电工程，推进澜沧江水风光一体化基地电力外送通道建设，建设国家清洁能源基地。有力有序有效推进雅下水电工程项目建设，配套推进近区新能源资源开发，布局发展上下游产业。建设那曲河江达水电站。依托重大水电工程和水风光一体化基地，培育水电、风电、光热、储能以及输变电等装备制造业和后端服务产业，推进零碳园区建设。积极探索“清洁能源+特色产业”融合发展新模式，推进能源科技创新和新技术新产品应用，引导清洁能源与制氢制氧、绿色算力、绿色矿业等清洁载能产业协同布局，促进能源资源就地转化利用。到2030年，建成清洁能源电力装机6000万千瓦左右，力争年度新增清洁能源电量覆盖全社会新增用电量。

主导支柱产业培育工程（清洁能源产业）

雅江下游水电基地：加快推进米林电站建设，建设外送通道控制性工程。

金沙江上游水风光一体化基地：建成拉哇、叶巴滩、昌波水电站，开工建设岗托水电站，建设配套新能源项目。

澜沧江上游水风光一体化基地：加快建设如美水电站，开工建设班达、古水、邦多、曲孜卡、古学水电站，建设配套新能源项目。

藏东南（玉察）水风光一体化基地：建成玉曲河扎拉、碧土水电站，开工建设玉曲河中波水电站、察隅曲、克劳龙河梯级电站和基地配套抽水蓄能电站，建设配套新能源项目。

电力外送通道：建成藏东南至粤港澳大湾区特高压直流输电工程。

建设完善电力保障体系

加快内需支撑性水电项目建设，统筹布局光伏、光热、风电、地热等新能源资源开发，加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术推广应用，优化电源结构，建立清洁能源基地电力留存机制，提升电力保供和清洁能源消纳能力。持续推动电网建设，加强与周边省区电网互通，推进500千伏主网架加强延伸，优化220千伏电网网架，继续实施城网改造和农网巩固提升工程，加快补齐大电网未覆盖村镇供电保障短板，提升电力互补互济能力及边远地区供电能力。

强化油气供应保障能力

推进油气勘查，建立工作协调机制，实施重大科技专项，加快推进基础地质调查和油气资源综合评价。深化论证青藏天然气管道工程建设，推进拉萨市天然气储备库建设，推进成品油国家战略储备库和地方成品油储备库建设。

电力油气网建设工程

01内需电源

建成街需水电站，开工建设江达、冷达、巴玉、仲达等水电站。

02电力调节

规划建设直孔抽水蓄能电站。

03电网加强和输变电

实施藏中至昌都 500 千伏第二通道、日喀则和拉萨主网架加强、西藏220千伏主电

网延伸等工程。改造升级城市电网和农网。规划建设一批主网架工程。

04油气供应保障

实施油气勘查科考保障基地一体化建设。新建拉萨天然气储备库，论证青藏天然气管道工程。

积极稳妥推进碳达峰碳中和

落实碳排放总量和强度双控制度，实施碳达峰碳中和综合评价考核制度，推动各地（市）建立碳排放预算管理制度。建立碳源汇监测与评估体系。推动能源清洁低碳安全高效利用，推进非化石能源消费，促进能源结构低碳转型。完善企业节能降碳管理制度，将碳排放管控要求纳入重点用能单位管理范围，加强节能降碳监督执法。严格落实固定资产投资项目节能审查和碳排放制度，开展碳排放评价。有力有效管控“两高”项目，对新（改、扩）建“两高”工业项目实施碳排放等量或减量置换。

20、陕西省

《陕西省国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》

强做优现代能源产业集群

深入落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略,坚持“稳控转”主线,调优能源结构,持续壮大万亿级现代能源产业集群规模,切实肩负起国家重要能源基地职责。

稳住能源生产基本盘.协同推进煤炭优质产能释放和落后低效产能淘汰,有序核准建设一批大型、特大型现代化矿井,推动煤炭开采高能效技术、绿色开采技术和设备应用,加强矿井水、煤矸石以及煤矿瓦斯等资源综合利用,推动煤矿智能化建设.加大油气勘探开发,推进油气产供储炼体系建设,推动油气开发生产与用能产业协同布局.

建设新型能源体系.坚持火新互济、建调结合、集分并举,完善以煤电为支撑的转换利用体系,持续提高新能源供给比重.稳妥有序实施关中煤电机组关停或转备,推进新一代煤电转型升级,优先在陕北开展新型低碳电厂应用推广,推进能源结构调整和电源战略北移.因地制宜发展风能、地热能、生物质能,加快建设陕北黄土高原光伏发电基地,推进关中地区低风速风电开发和渭北可再生能源基地建设,支持陕南发展林光互补、茶光互补等“光伏＋”模式.以榆林、西安等为重点加快布局形成氢能相关产业集群,打造氢能“制储输加用”全产业链条,降低制氢成本,拓展氢能应用场景.有序发展抽水蓄能和锂电池、全钒液流、压缩空气等新型储能,推动“新能源＋储能”协同发展.到

2030年可再生能源装机规模达到1.2亿千瓦,省内自用非化石能源装机占比达到60％左右.

推动能化产业高端化多元化低碳化发展.统筹把握碳达峰目标要求和化工产业转型发展趋势,稳妥有序推进榆林煤制油气战略基地、现代煤化工产业示范区建设.以技术创新推动化石能源清洁高效、原料化利用,巩固提升石油炼化、煤化工产业技术优势、规模优势.积极推进煤化工产业链延伸,积极发展煤基特种燃料、煤基生物可降解材料等,推动煤制芳烃、合成气直接制低碳烯烃产业化突破,提高煤炭作为化工原料的综合利用效能.推动煤化工与可再生能源、绿氢、二氧化碳捕集利用与封存(CCUS)等耦合创新发展,提升绿色化低碳化发展水平.促进油气产业链向炼化一体化精深加工转型,推动基础化工产品向精细化工材料、终端应用产品延伸,建设全国一流高端化工新材料产业基地.

现代能源产业提质发展工程

(一)绿色智能煤矿.推动神府、榆神、榆横、子长、永陇等矿区核准新建一批大型、特大型现代化煤矿,有序释放煤炭优质产能.

(二)油气安全供给.推进长庆油田老油气田提高采收率、延长石油千万吨原油稳产,推进榆林和延安区域气田挖潜扩能,加大陕南页岩气等勘探开发力度.加快推动延安1000万吨/年炼化一体化转型升级等项目纳规实施.

(三)可再生能源.加快黄河“几字弯”风电光伏基地等建设,到2030年推动风电、太阳能发电总装机容量达到1亿千瓦以上;加快建设佛坪、山阳、沙河、曹坪、大庄里等抽水蓄能电站项目,到2030年抽水蓄能装机达到540万千瓦;建设30个百万千瓦级可再生能源规模化

发展县.

(四)新一代煤电.加快黄陵店头三期、榆林巴拉素低碳电厂及延安新建煤电等支撑性电源建设.

(五)氢能.推动西安高新区氢能装备制造中心、榆阳区储氢装备产业园、氢能制储用系统验证测试平台等项目建设,推进陕蒙３０GW新能源制绿氢及输氢管道项目前期工作.

(六)现代煤化工.加快国能神华榆林循环经济煤炭综合利用、中煤榆林煤炭深加工基地、兴化搬迁升级改造等项目建设.有序推进陕煤榆林化学1500万吨/年煤炭分质利用二期等项目建设,推动煤制芳烃、合成气直接制低碳烯烃等现代煤化工技术创新应用.

加强能源基础设施建设

打造坚强电网,加快750千伏陕北至关中第四输电通道和陕南环网工程建设,构建“四纵双环”骨干网架,持续推进西安、榆林等电网攻坚补强,优化330千伏电网结构,加强110千伏及以下配电网改造升级.加强电力外送通道建设,谋划陕北绿电引入工程,推进陕南与川渝联网,打造西北电网跨区电力输送枢纽,到2030年力争电力外送能力达到4000万千瓦.推进储能基础设施建设,构建适应新型电力系统稳定运行的多元储能体系.加强充电桩基础设施建设,完善农村地区及高速公路服务场站充电网络,推动公共充电设施升级,因地制宜规划建设大功率充电设施.建立便捷高效加氢网络,新建、改扩建一批加氢站.优化全省石油天然气长输管网布局,完善关中周边、陕南区域等地区天然气管网体系,加强省属管网与国家管网连接,构建干支互通、纵贯南北、横跨东西的“三环四纵五横”天然气管输骨干网络.

能源基础设施建设工程

(一)电网.骨干网架:建成750千伏陕北至关中第三输电通道,推进西安西、关中北等750千伏输变电工程建设.电力外送:推进陕北至安徽、陕西至河南直流输电工程、西北电网南部 (陕甘青)互济工程、陕西与重庆直流通道等项目建设.

(二)储能设施.推进铜川350兆瓦/1400兆瓦时压缩空气储能、宝鸡300兆瓦/1200兆瓦时混合储能电站、商洛全钒液流储能电池等项目建设.

(三)油气管道.加快榆林至西安输气管道一期建设,推进延安至榆林原油联络线、榆林至西安输气管道二期、联通陕南地区输气管道等项目前期工作.

(四)储气库.建设雷龙湾储气库等项目,促进储气能力提升.

推动能源革命转型升级.以榆林能源革命创新示范区、延安现代能源经济示范区建设为牵引,依托能源陕西实验室等创新平台发展能源新质生产力,聚焦煤油气综合利用、煤炭分质分级利用、煤基多联产、氢能全产业链等,探索 “基础研究＋中试试验＋产业示范”全周期技术创新模式,推动传统能源基地向绿色创新高地跨越.加快新型工业化进程,推动化石能源利用向化工原料转变.推动能源供给更多向清洁能源转变,加快新型能源体系建设.提升物流、金融、商贸、文旅等服务业发展能级,做大做强苹果、红枣、杂粮等特色农业,发展高效节水农业.

推动电网改造提升,推进农村清洁能源发展和县域公共充电设施建设.

农村电网巩固提升.实施局部网架结构补强、老旧及重过载设备改造、生产生活电气化配套电网建设等重点任务,提升供电保障、电网防灾减灾、电网新能源承载等能力.优化充电基础设施布局,实现乡镇充电基础设施全覆盖.

农村能源清洁化设施.加强千村万户 “光伏＋”乡村振兴示范项目等建设,推广生物质能、地热能、风能等清洁能源应用.

21、甘肃省

《甘肃省国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》

打造全国重要的新能源及新能源装备制造基地

推动能源强省建设

深入践行能源安全新战略，统筹大基地、大通道、大消纳体系建设，实施非化石能源供应倍增行动、新能源发展集成融合工程，加快构建清洁低碳、安全高效新型能源体系，加快能源大省向能源强省迈进，切实将能源优势转化为产业优势、经济优势、发展优势。

第十章 建成国家新能源综合开发利用示范区

扩量提质大力发展新能源，加强“源网荷储制”协同布局，以规模化开发为核心持续增强新能源供给，以供需体制改革为突破促进新能源高效利用，以技术创新为驱动增强装备制造核心竞争力。

第一节 建设大型风光电基地

接续打造库姆塔格、腾格里、巴丹吉林“沙戈荒”新能源基地，推动酒泉向特大型风光电基地迈进，推动张掖、武威、金昌、庆阳建成千万千瓦级基地，建设若干百万千瓦级基地。研究布局甘肃南部新能源基地。有序实施大容量光热、外送通道配套光热、“光热+风光电”一体化等项目，推动光热资源规模化开发，不断拓展光热发电开发利用新场景。积极推进“千乡万村驭风行动”“千家万户沐光行动”。推广光伏治沙、农光互补、交能融合等“光伏+”综合利用模式，推动生物质能、地热能等资源利用。到2030年，新能源装机达到1.6亿千瓦以上。

第二节 拓宽绿电消纳路径

推进实施“新能源+”行动，开发“绿电+”应用场景，积极引导现代高载能产业、战略性新兴产业和未来产业向资源富集地区有序转移，加强新能源大规模开发和本地高比例消纳协同，着力推动“西电西用”。加强绿氢“制储输运用”一体化发展布局，在酒泉、张掖、庆阳等地建设一批新能源直供、离网运行、绿电交易等多种模式的绿电制氢项目，积极探索绿氢合成氨、绿色甲醇、氢储能、氢燃料电池等新型业态，拓展氢能在化工、冶金、交通、能源等领域应用，打造河西“绿氢走廊”。大力推广“源网荷储”一体化、绿电直连、虚拟电厂、智能微电网等新型用能模式。建成庆阳“东数西算”绿电聚合项目。

第三节 壮大新能源装备产业

加快推动风电、光伏、光热、氢能、储能装备上下游全产业链提质升级。引育大兆瓦发电机、变流器等风电装备核心产业，推动风机全产业链本地化自主生产。加快开展新型光伏电池及组件、新一代光伏逆变器及系统集成设备科技攻关和成果转化，扩大光热装备制造生产规模，构建光伏光热制造全产业链。围绕上游原材料及零部件、中游电池及储能系统、下游终端应用等领域，引导新型储能装备制造产业向金昌、酒泉、兰州新区等地集中布局，带动储能核心装备制造、系统集成、智能运维全产业链升级。在酒泉、张掖、庆阳等地引进落地电解槽、氢燃料电池、催化剂等氢能上下游产业。推动新能源新型固废综合利用，布局老旧风电光伏设备、废旧电池回收利用产业，实现废弃物循环再利用。到2030年，新能源及装备制造产值超2000亿元。

第十一章 构建新型电力系统

坚持清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能，推动电网提质升级，增强系统调节能力，构建大送端电网格局，提升电力系统互补互济和安全韧性水平。

第一节 持续提升电力外送能力

立足西北电网“总枢纽”、西电东送“主通道”定位，坚持大型基地、支撑煤电、特高压通道“三位一体”发展。持续提升酒湖直流、陇电入鲁输送能力，建成陇电入浙、陇电入川外送工程。围绕库姆塔格、巴丹吉林等沙漠基地谋划新增外送通道，力争在运特高压直流外送通道达到6条。实施一批连接陕西、青海、宁夏等周边省份的电力互济工程，促进新能源省间消纳。

第二节 打造坚强骨干电网

规划建设一批750千伏输变电工程，形成布局合理、运行可靠的骨干电网，满足各类电源和新增负荷发展需求。河西电网建成玉门—金塔—张掖西—红沙—靖远—兰州750千伏北通道工程，增强河西新能源富集区至兰白地区负荷中心的输电能力。中部电网规划红古750千伏等输变电工程，加快推进陇东南通道等750千伏输变电工程前期工作，不断优化能源电力配置布局，为大规模、高比例新能源外送提供可靠支撑。

第三节 优化布局调节电源

科学布局抽水蓄能电站，实现首台机组并网发电。在风光资源富集区域、大型风光电外送基地、电力负荷中心，谋划布局一批生态友好、建设条件成熟的抽水蓄能电站。加快推进新型储能基地建设，在以“沙戈荒”为重点的大型风电光伏基地合理规划电源侧新型储能，在大规模新能源汇集、特高压直流接入等关键电网节点建设电网侧独立储能，在工业园区、商业综合体、光储充放一体化充电站等场景推广用户侧新型储能。开展全钒液流、压缩空气、重力、飞轮、超级电容等多种技术路线试点示范，推动新型储能规模化、多元化发展，到2030年装机达到1500万千瓦。

第十二章 提升能源安全保障能力

强化煤炭、石油、天然气等传统能源兜底保障作用，加快释放煤炭优质产能，充分发挥煤电支撑调节作用，持续推动油气增储上产，切实筑牢能源安全底盘。

第一节 加强煤炭安全稳定供应

充分发挥煤炭“压舱石”作用，推动已核准煤矿项目建成投产，争取核准一批先进产能煤矿。持续优化煤炭产能布局，进一步完善生产供应体系，陇东地区重点建设大型现代化矿井，中部地区稳步提升煤炭供应能力，河西地区强化自给保障水平。大力推动煤炭绿色智能开发和清洁高效利用。到2030年，全省煤炭产能达到2亿吨/年，原煤产量突破1亿吨。

第二节 夯实煤电兜底保障基础

建成兰州新区、陇电入浙、“沙戈荒”大基地外送配套调峰等煤电项目，规划新建一批清洁高效灵活煤电。开展新一代煤电升级专项行动，推动现役机组实施煤电节能降耗改造、灵活性改造、供热改造，提升机组调节能力和能效水平，促进煤电逐步由基础保障性向支撑调节性电源转型。

第三节 加大油气勘探开发和增储上产力度

加快可开发、可动用储量转化，推动玉门老油田保持稳产、陇东千万吨油气生产基地稳产增产，扩大庆城页岩油开发规模，持续夯实油气资源接续基础。加快省内天然气长输管道建设，拓展管道天然气覆盖范围，推进管网互联互通。加强石油储备能力建设，推进建设国家石油储备项目。统筹推进储气设施建设，提高天然气应急调峰保供水平。

积极稳妥推进和实现碳达峰

坚持先立后破、稳中求进，全面落实碳达峰碳中和政策体系，有计划分步骤推进和实现碳达峰。

第一节 实施碳排放双控制度体系

实施碳排放总量和强度双控制度，稳步实施地方碳考核、行业碳管控、企业碳管理、项目碳评价、产品碳足迹等管理机制。强化重点领域和行业碳排放核算能力，完善重点用能和碳排放单位管理制度，开展固定资产投资项目节能审查和碳排放评价，将温室气体排放管控纳入环境影响评价，构建具有甘肃特色产业优势的产品碳足迹管理体系和产品碳标识认证制度。

第二节 优化能源消费结构

着力提升可再生能源安全可靠替代能力，加快推进新增用电量由新增清洁能源电量覆盖。加强化石能源清洁高效利用，在保障安全稳定供应前提下，逐步减少煤炭消费占比，实施散煤替代，推动实现煤炭和石油消费达峰。巩固拓展风光电优势，因地制宜开发生物质能、地热能，推动氢能、生物质能替代化石燃料。推进能源梯级利用和余热余压回收利用。全面加强能源需求侧管理，提高终端电气化水平，有效支撑能源消费绿色低碳化。

第三节 加快碳市场建设

积极融入全国碳排放权交易市场和全国温室气体自愿减排交易市场建设。落实全国碳排放权交易市场目标、政策、制度，做好重点排放单位的配额发放、配额清缴和监督管理，压实重点排放单位履约主体责任。加快自愿减排交易市场建设，健全企业温室气体排放报告制度，强化自愿减排项目开发、审定、实施及减排量核查，重点推动造林碳汇、并网光热发电等国家核证自愿减排量项目开发和市场交易。完善碳排放信息披露制度，加大违法违规行为查处力度。

22、青海省

《青海省国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》

2030年，清洁能源装机总量达到1.5亿千瓦。

积极稳妥推进和实现碳达峰

第一节 全面实施碳排放双控新机制

实施碳排放总量和强度双控制度，纵深推进碳达峰专项行动，推动实现煤炭、石油消费达峰。全面实行省及重点市（州）碳排放预算管理制度，科学合理分解各地区碳排放双控目标，建立健全碳达峰碳中和综合评价考核机制。建设覆盖省市（州）两级的节能降碳综合管理平台，开展碳排放监测分析。建立行业碳排放管控机制，明确重点行业领域碳排放管理要求，协同推进产能治理和碳排放双控。严格开展固定资产投资项目节能审查和碳排放评价，有力有效管控“两高”项目，对新（改、扩）建“两高”工业项目实施碳排放等量或减量置换。建立产品碳足迹管理体系，探索制订优势特色产品碳足迹核算规则标准，引导企业开展产品碳标识认证，丰富产品碳足迹应用场景。

第二节 推动重点领域节能降碳

深入实施重点领域节能降碳改造和设备更新，加快推进化工、冶金、建材等重点行业清洁能源电量覆盖。推动交通动力低碳替代，加快道路货运、公共交通领域新能源汽车普及应用，鼓励开展城市绿色货运配送示范工程。加强既有建筑和市政设施节能降碳改造，稳步发展装配式建筑、超低能耗建筑、零碳建筑，实施绿色照明行动。推动热力系统绿色转型，推广清洁供暖、集中供热替代，因地制宜发展地热供暖。提升算力设施、5G基站等新兴领域用能效率。推进西宁国家碳达峰试点城市建设。强化重点领域能效诊断，实施能效标识和能效“领跑者”制度，更新升级节能降碳标准。

第三节 积极适应气候变化

坚持减缓和适应并重，实施适应气候变化行动，提升重点领域适应气候变化韧性。监测管控非二氧化碳温室气体排放。提升生态系统碳汇增量，健全碳汇监测核算体系。完善适应气候变化工作体系，建设气候系统观测网络，加强气候变化对关键脆弱领域区域风险影响评估。开展适应气候变化示范基地、工程和技术遴选，推动关键技术研究应用和推广，增强应对气候变化和极端天气能力。开展基础设施与重大工程气候变化风险管理，严格控制高风险区域建设活动。建设生态气象保障服务示范基地，提高气象服务智慧化水平。深化西宁气候适应型城市建设。

基本建成国家清洁能源产业高地

第一节 推进新型能源基地建设

坚持风光水火气氢储多元化协调发展，统筹就地消纳和外送，巩固新能源装机和发电量占比“双主体”地位，为全国降碳减排、保障能源安全作出更大贡献。科学开发光伏、风电等新能源，推进柴达木沙漠基地（格尔木东）和海南清洁能源基地建设。推进光热发电技术运用，打造光热产业集群。推动黄河上游水风光一体化发展，开工建设茨哈峡、尔多水电站，适时推进龙羊峡、公伯峡等水电站增容扩机。实施新一代煤电升级专项行动，建成格尔木2×660MW火电机组。优化提升电源质量，建设新型储能等调节性电源，完善储能调峰体系。到2030年，全省电源装机容量达1.65亿千瓦，清洁能源发电量占总发电量的80%以上。

第二节 加快建设新型电力系统

统筹源网荷储协调发展，构建柔性立体主干网架，提升电网对清洁能源的接纳、配置、调控能力。增强绿电外送能力，推动青豫直流满功率运行，建成青桂直流、青粤直流，谋划新增一条纳规外送通道，构建青海至华中、川渝和南方地区绿色送电走廊。强化省际网架结构，实施若羌—羚羊750千伏输变电工程和西北电网南部互济通道等省际联网工程。优化省内东部“日”字形、中西部“8”字形主网架，谋划涉藏地区750千伏输变电项目，优化330千伏及以下电网网架。建强城乡、园区配电网，加快智能电网和微电网建设，全面提升电力系统互补互济和安全韧性水平。

第三节 打造新型储能多元化发展实践地

科学布局建设电源侧、电网侧和用户侧新型储能，提升电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力。加快哇让、南山口等抽水蓄能电站建设，积极争取新谋划抽水蓄能电站纳规。因地制宜发展电化学储能、热储能、机械储能，引导企业灵活配置新型储能。推动电网关键节点及末端优化布局电网侧储能，鼓励建设独立新型储能电站。围绕算力设施、工业园区、通信基站、充换电站等终端用户，创新源网荷储一体化、智能电网、车网互动等应用模式，推动虚拟电厂规模化发展，合理配置用户侧储能。

新能源。推动“清洁能源+”全方位融合发展，培优育强锂电产业链，拓展光伏产业新领域，推动光热规模化发展，加速壮大新能源产业集群。扩大隔膜、动力锂电池规模，重点发展磷酸铁锂、六氟磷酸锂、高镍等锂电核心材料，科学有序发展储能电池，构建产业配套齐全的锂电全产业链。补齐光伏玻璃等配套产品短板，拓展下游逆变器、控制器等配套产品规模，促进光伏产品提质升级。

节能环保。加快新能源退役装备、新能源汽车及其零部件无害化回收再利用技术与设备研发，推进退役光伏组件、废旧锂电池等废弃物综合利用产业重点项目建设。布局共伴生矿和尾矿资源化利用、油气加工副产物综合利用等产业。

23、宁夏

《宁夏回族自治区国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》

提质扩量清洁能源产业

强化清洁能源开发利用需求牵引,推动装备制造协同发展,推进技术和产品迭代升级,壮大清洁能源产业集群。优化光伏制造产能结构,推进钙钛矿等新一代光伏电池技术应用。发展锂离子电池等新型储能制造,加快构建材料生产、电芯制造、系统集成、循环利用产业链。积极培育新型电解槽、氢燃料电池核心零部件制造。发展风电电机、风机减速器等关键装备,提升风电机组整机制造能力。

清洁能源。实施风电增速器智慧工厂、铁基液流电池电堆及系统生产基地建设等项目、TCO 导电镀膜玻璃技改、储能系统集成生产线及电芯生产线、铁基液流电池电堆及系统生产基地建设等项目。

加快构建新型能源体系

高水平建设国家新能源综合示范区

深入践行能源安全新战略,坚持提质扩量、集成融合发展,实施能源强区战略,健全能源资源高效统筹开发利用机制和能源资源跨区域调配机制,加快构建以非化石能源为供应主体、化石能源为兜底保障、新型电力系统为关键支撑的新型能源体系。

第十三章 推进新能源高效协同发展

持续扩大新能源发电规模,拓展新能源非电利用途径,创新发展新能源消纳新技术新模式新业态,激发新能源高质量发展新动能。

第一节 推动新能源跃升发展

坚持集中式与分布式、增量开发与存量升级并举,扩大新能源供给规模,保持新能源利用率合理水平。推广草光、林光、农光互补等立体化开发模式,建设盐池、灵武、沙坡头3个千万千瓦级新能源基地。深化老旧风电场 “以大代小”,探索低效光伏电站更新改造。大力发展分布式光伏,增强新能源联农带农作用。到2030年,力争新能源装机规模突破1亿千瓦。

第二节 推动新能源可靠替代

坚持电与非电并重,推动新能源从单一电力消纳向多能综合利用转变,推进化石能源安全可靠有序替代。加快绿电园区建设,提升现代煤化工、硅基、铝锰、大数据算力、钢铁、水泥等重点产业绿电占比。拓展新能源非电利用途径,推动新能源制氢规模化发展,促进绿氢向绿氨、绿色甲醇延伸,因地制宜发展生物质能、地热能等新能源供热。

第三节 推动新能源集成发展

坚持多维度一体开发、上下游协同发展,培育新能源生产消费新模式新业态。鼓励新能源与新型储能一体化调用,建设系统友好型新能源电站。促进新能源与传统能源融合发展,在大型煤矿、气田周边布局新能源。拓展算电协同、交能融合、光伏建筑一体化等绿电消纳场景。推进新材料、高端装备、节能环保等新兴产业与新能源协同布局、集群发展,形成 “以绿制绿”产业新生态。

第十四章 促进电力系统优化升级

加强源网荷储各环节高效互动,构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统,提升电力系统对新能源的接纳、配置、调控能力。

第一节 建设智能高效坚强电网

适应电力发展新形势需要,强化电网基础设施建设,保障电力安全稳定供应和新能源高质量发展。优化加强电网主网架,构建全国领先的省级750千伏立体双环网,完善330、220千伏电网。提高输电通道新能源电量占比,新建清洁能源基地电力外送通道。实施电网基础设施智能化改造和智能微电网建设,推动主网、配网、微电网多级协同发展。

第二节 提升电力系统调节能力

大力提升电力系统运行灵活性,满足高比例新能源接入需求。实施新一代煤电改造升级,推动煤电向支撑调节性电源转型。加快新型储能多元化技术应用,合理布局电源侧、电网侧、负荷侧新型储能,推进关键电网节点构网型储能和园区公共储能电站建设。建设一批抽水蓄能电站,稳步提升长时储能规模。到2030年,推动统调煤电最小发电出力降至25%。

第三节 促进源网荷储多元互动

促进源网荷储协调发展,全面提升电力系统互补互济和安全韧性水平。挖掘需求侧可调节资源潜力,引导自备电厂、高载能负荷、可中断负荷、新型储能等经营主体参与需求响应,加快推进虚拟电厂规模化发展,构建灵活弹性的电力负荷。发展源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网等新模式,促进新能源就地就近消纳。建设智能化电力调度体系,提升电网对高比例新能源的灵活调度能力。

第十五章 夯实化石能源保障基础

坚持安全为要、先立后破,充分发挥化石能源兜底保障和对绿色低碳转型的支撑作用,促进煤炭油气合理开发,提高能源供应保障能力。

第一节 推进煤炭高效开发

实施煤炭上产扩规工程,推进煤炭绿色集约开发,发挥好煤炭 “压舱石”作用。建设南湾、炭山等大型现代化煤矿,持续释放煤炭优质产能。挖掘宁东、宁南煤田增产潜力,促进矿区产能接续。协同推进煤炭开采、环境整治、生态修复,建设绿色矿山。持续推进智能化改造,建成一批高水平智能煤矿。到2030年,力争煤炭产能达到1.6亿吨/年。

第二节 推动油气增储上产

统筹油气勘探开发和管网建设,利用好 “西气东输”资源,提高生产供应能力。加快青石峁、定北千亿方级气田开发建设,扩大煤层气等非常规天然气产能规模,加大新出让油气区块勘探开发力度,夯实油气供应基础。推动盐池至长宁联络线等油气“全国一张网”建设,推进管道天然气向海原、隆德、泾源延伸。到2030年,力争天然气产能达到50亿立方米。

第三节 强化清洁煤电保障

协同推进高效煤电建设和现役机组改造,增强煤电兜底保障作用。加快建设石嘴山平罗电厂、固原彭阳电厂等煤电,合理布局新增清洁高效煤电,规划建设外送通道配套煤电。利用 “煤电掺氨”、“煤电+熔盐储热”等新技术,开展煤电机组低碳化改造和新一代煤电试点示范,促进电力系统清洁低碳运行。

第十六章 增强能源绿色转型动力

深化能源领域市场化改革,构建与新型能源体系相适应的体制机制,为能源绿色低碳转型发展提供坚强制度保障。

第一节 健全能源市场机制

深化电力市场化改革,推进中长期市场、现货市场、辅助服务市场一体化联合运营,丰富市场交易品种,推动新能源上网电量全面进入电力市场。扩大跨省、跨区域电力交易规模,全面融入全国统一电力市场体系。健全适应分布式发电、储能、虚拟电厂、智能微电网等新型主体广泛参与的市场机制,保障新型主体公平参与。完善绿色能源消费促进机制,将可再生能源电力消纳责任分解下达重点行业、重点企业。

第二节 完善能源价格机制

建立健全体现能源商品多元价值的价格机制,以市场价格信号引导资源合理优化配置。健全新能源可持续发展价格结算机制,稳定新能源项目收益预期。实行新能源就近消纳价格机制,减轻电力系统调节压力。完善煤电、新型储能等发电侧容量电价机制,逐步建立有效反映调节性资源价值的市场价格体系。强化自然垄断环节价格监管,科学合理核定输配电价,完善区内天然气管道运输价格机制。