20余地“十五五”规划纲要发布,电力市场要点汇总!

北极星电力市场网获悉，近期，北京、天津、山东、山西、上海、浙江、江苏、陕西、甘肃、宁夏、内蒙古、吉林、黑龙江、安徽、湖南、福建、四川、贵州、云南、海南、西藏等地相继发布“十五五”规划纲要。

北极星电力市场网将涉及电力能源相关重点整理如下：

北京：

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

天津：

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。

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。

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。

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。

山东：

2030年前碳达峰目标如期实现，新型能源体系初步建成，主要污染物排放总量持续减少，生态系统多样性稳定性持续性不断提升，重点行业和企业能效水平全国领先，经济社会全面绿色转型取得决定性成效，生态环境全面改善。

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，扩展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。

山西：

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。

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。

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%。

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。

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。

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。

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。

上海：

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。

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。

浙江：

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。

江苏：

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。

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。

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。

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。

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。

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

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。

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。

陕西：

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。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。

陕西推动制造业智能化绿色化融合化发展。强化产业基础再造和重大技术装备攻关，依托行业共性技术平台、龙头企业等，加强关键共性技术、前沿引领技术、现代工程技术、颠覆性技术的创新和应用，发展智能制造、绿色制造、服务型制造，加快产业模式和企业组织形态变革。开展“人工智能+制造”，加快数字技术、工业互联网、工业大模型规模化应用，分层分级系统性、规模化推进智能工厂建设，全面打造“智能制造”升级版。加快先进绿色技术推广应用，建设一批绿色工厂和绿色工业园区，完善绿色制造体系。鼓励传统制造业企业与上下游服务商深度合作，推动制造业企业向“产品+服务”解决方案提供商转型。

甘肃：

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

宁夏：

提出开展“人工智能+制造”，加快工业互联网规模化应用，持续培育建设国家级智能制造示范工厂、省级数字化车间和智能工厂。加快绿色科技创新和先进绿色技术推广应用，建设一批绿色工厂和绿色工业园区。

打造开放创新应用场景。围绕工业互联网、人工智能、零碳园区等新技术，推进以智能工厂和数字化车间为核心的智能制造应用场景建设，在工业园区、物流园区、科技产业综合体等区域建设一批应用场景试点。

发展绿色低碳经济。积极参与全国碳市场建设，构建绿色低碳循环发展经济体系。支持一批先进制造业企业创建国家级、省级绿色工厂，以及零碳园区、零碳工厂建设，支持减污降碳协同创新试点建设，建设一批多层次多领域减污降碳协同增效标杆项目。发展绿色低碳产业，科学规划绿色低碳产业园区，引导新能源、新一代信息技术、高端装备制造等绿色低碳产业集聚发展。开展传统产业节能降碳升级改造，推动产业向低碳化、高端化转型。城市建成区内的高耗能企业，按照“疏堵结合、分类施策”原则，有序推进搬迁改造、入园集聚或依法关闭。

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。

绿氢应用。开展宁东能源化工基地、银川、吴忠能源领域氢能区域试点，推进宁东可再生氢碳减排区项目试点，推动规模化新能源制氢。

加强与陕甘蒙省区深度合作，共建风光储一体化清洁能源大基地，推动宁蒙天然气管道互联互通。合作共建宁蒙陕绿氢输送通道，打造跨区域零排放货运廊道。

推动交通动力低碳替代，加快货运、公共领域电动化，提高大宗货物铁路运输比重和新能源汽车运输比重，完善充（换）电站、加氢（醇）站等设施网络。

煤炭消费清洁替代。实施生物质掺烧、绿氨掺烧等煤电机组低碳化改造200万千瓦，实施现代煤化工耦合绿氢5万吨。

内蒙古：

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

吉林：

深化“绿电十消纳”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“1十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。

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。

黑龙江：

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

安徽：

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。

湖南：

提出深化“智赋万企”行动，推动制造业数智化转型，深化数字技术大规模普及应用，提升工业企业数字化研发设计工具普及率和关键工序数控化率。实施工业互联网创新发展工程，拓展智能辅助设计、虚拟仿真、数字孪生、故障预警等应用场景，加快行业标杆解决方案和经验推广应用，构建智能制造创新体系。推进智能制造工程，开展智能工厂梯度培育行动，因业制宜提高制造业机器人密度，推动制造业全流程智能化升级。到2030年，力争建设5个国家级制造业数字化转型促进中心和60家卓越级、3家领航级智能工厂。

推动制造业绿色低碳转型发展，构建高效、清洁、低碳、循环的绿色制造体系。严格落实行业产能治理调控要求，健全市场化法治化化解过剩产能长效机制，依法依规推动落后低效产能有序退出。加快传统制造业产品结构、用能结构、原料结构优化调整和工艺流程再造，重点推进钢铁、有色、石化、建材等行业绿色化改造，实施工程机械再制造体系改革。加快发展绿色低碳转型产业，全面推行清洁生产，提升资源循环利用效率。实施企业、园区、重点行业新一轮绿色低碳技术改造升级，建设绿色工厂、绿色园区、绿色供应链。

强化算力、运力、存力、电力资源全域统筹、一体布局、协同建设，融入全国一体化算力网，实现算力资源规模化、集约化、绿色化、普惠化发展。构建全省“核心枢纽一区域中心一边缘节点”三级联动网络，打造长株潭、郴州东江湖等算力集群，建设若干城市算力设施和一批边缘算力设施。推动传统数据中心向智算中心升级，建强国家超算长沙中心，构建以智能算力为主的算力体系，依托高等院校建设支撑产业数智化升级的绿色智能计算中心。建设联通省内外算力集群的超高速数据传输链路，加强全省算力调度和综合管理平台建设运营，推进全省算力“联网成链”，建立“智算入湘”机制，实现与粤港澳、贵州、成渝等国家算力枢纽的算力协同。布局数据存储中心集群，加强关键行业核心数据容灾备份。统筹算力和绿色电力建设，提升电力供给的实时匹配和智能化响应能力。提高算力普惠易用水平，降低中小企业用算成本。

深化资源环境要素交易机制创新，建立中长期交易与现货交易并行的多层次电力市场，完善绿电绿证市场化消费交易机制，建立健全排污权、用水权、碳排放权等交易机制。完善碳市场与气候投融资机制。建立长株潭生态绿心保值增值机制，探索建立跨区域和流域横向生态保护补偿机制，探索在绿心开发“湘林碳票”应用场景。

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。

福建：

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。

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。

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。

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。

四川：

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。

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。

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。

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。

贵州：

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。

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”。

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。

云南：

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。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。

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。

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。

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”。

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。

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。

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。

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。

海南：

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。

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。

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。

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。

西藏：

到2030年，西藏自治区的建成清洁能源电力装机6000万千瓦左右，非化石能源占能源消费总量比重达53%。

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。

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。

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。

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。

（来源：北极星电力市场网整理）