庄闲和游戏-23省份“十五五”电力能源目标披露

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　　据北极星电力网不完全统计，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：

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　（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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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等重要通道,合理布局全省加氢站。

　　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。

　　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。

　　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.

　　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.

　　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.

　　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.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.

　　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.

　　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.

　　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.

　　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.

　　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.

　　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。