大力削减煤炭消费。严控新增煤电项目，有序淘汰煤电落后产能，等容量置换建设大容量、高参数机组，推进煤电节能升级、灵活性和供热改造，推动煤电逐步向基础保障性和系统调节性电源转变。谋划建设新的输电通道，大幅提升可再生能源调入比例，新建通道可再生能源电量比例原则上不低于50%。推动重点行业通过工艺优化、技术改造等方式减少煤炭消费。实施工业、采暖等领域电能和天然气替代，置换锅炉和工业窑炉燃煤。有序推进散煤替代，逐步减少直至禁止煤炭散烧，合理划定高污染燃料禁燃区。严格落实煤炭减（等）量替代政策，严控新增产能的新改扩建耗煤项目。

加快发展可再生能源。坚持集中式与分布式开发并举，全面推进风电、太阳能发电大规模开发利用和高质量发展。打造张家口、承德、唐山、沧州及太行山沿线等百万千瓦级光伏发电基地，探索农光、林光、牧光互补和矿山修复等特色光伏开发模式，大力发展农村分布式光伏发电，加快发展城市屋顶分布式光伏发电。推进张家口、承德千万千瓦级风电基地建设。鼓励建设太阳能光热发电示范项目。在粮食主产区和林业发达地区有序推动生物质热电联产项目建设。因地制宜发展地热能。完善可再生能源消纳保障机制，创新支持政策，推进可再生能源在大数据、制氢等产业和清洁供暖、公共交通领域应用，提高可再生能源就地消纳能力，完成国家下达的可再生能源电力消纳责任权重任务。到2030年，风电、光伏发电装机容量达到1.35亿千瓦以上。

积极发展氢能。统筹推进氢能“制储输用”全链条发展，占据氢能发展新高地。加快推进坝上地区氢能基地列入国家氢能产业发展规划，推进河北氢燃料电池汽车推广应用示范城市群建设。加快发展电解水制氢、工业副产气纯化制氢，扩大氢气供给能力。加快氢燃料电池汽车推广应用，鼓励加氢站与加油站、加气站和充电站多站合一布局，逐步扩展氢能在大型应急电源、通信基站、分布式发电、户用热电联供等领域的应用，支持长距离、大规模储运技术研究，开展氢能多领域应用示范。建立健全氢能安全监管制度与标准规范。到2030年，氢能产业产值达到1200亿元以上，利用量达到10%。

合理调控油气消费。持续控制交通领域成品油消费，加快推动交通领域燃料替代，实施以电代油、以氢代油，提升终端燃油产品效能。推进页岩气等非常规天然气资源有序开发，强化高炉制气、生物天然气等工业制气，推动天然气管网互联互通，加强天然气储备基础设施建设。有序引导天然气消费，优先保障民生用气，合理引导工业用气和化工原料用气，在LNG接收站、电力负荷中心等区域合理布局、适度发展天然气调峰电站，支持发展天然气分布式能源系统，提高系统调峰能力和能源利用效率。到2030年，油气消费占比控制在20%左右。

加快建设新型电力系统。构建适应高比例新能源接入的坚强智能电网，推动清洁电力资源全省范围优化配置。构建河北南网“四横两纵”、冀北东部“三横四纵”环网结构，加快可再生能源基地电力送出通道建设，推进城乡电网建设改造，构建结构合理、安全可靠、运行高效的网架结构。加快灵活调节电源建设，引导自备电厂传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、虚拟电厂等参与系统调节，提升电网数字化和智能调度水平，加快完善智能化电力调度管理系统，探索多种能源联合调度机制。积极发展“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补，支持分布式新能源合理配置储能系统。谋划实施一批抽水蓄能重大工程，加快化学储能、压缩空气储能等规模化应用。深入推进电力市场化和电网体制改革。到2025年，新型储能装机容量达到400万千瓦以上。到2030年，抽水蓄能电站装机容量达到867万千瓦，省级电网基本具备5%以上的尖峰负荷响应能力。

严格控制化石能源消费，大力发展新能源，传统能源逐步退出必须建立在新能源安全可靠替代的基础上，建设以新能源为主体的新型电力系统，加快构建清洁低碳安全高效的能源体系。

严格合理控制煤炭消费增长。立足以煤为主的基本国情，合理安排支撑性和调节性清洁煤电建设，有序推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，保障能源供应安全。推进煤炭消费减量替代和清洁高效利用，提高电煤消费比重，大力压减非发电用煤，有序推进重点地区、重点行业燃煤自备电厂和锅炉“煤改气”，科学推进“煤改电”工程。

大力发展新能源。落实完成国家下达的可再生能源电力消纳责任权重。规模化开发海上风电，打造粤东粤西两个千万千瓦级海上风电基地，适度开发风能资源较为丰富地区的陆上风电。积极发展分布式光伏发电，因地制宜建设集中式光伏电站示范项目。因地制宜发展生物质能，统筹规划垃圾焚烧发电、农林生物质发电、生物天然气项目开发。到2030年，风电和光伏发电装机容量达到7400万千瓦以上。

安全有序发展核电。在确保安全的前提下，积极有序发展核电，高效建设惠州太平岭核电一期项目，推动陆丰核电、廉江核电等项目开工建设。保持核电项目平稳建设节奏，同步推进后续备选项目前期工作，稳妥做好核电厂址保护。实行最严格的安全标准和最严格的监管，持续提升核安全监管能力。

积极扩大省外清洁电力送粤规模。持续提升西电东送能力，加快建设藏东南至粤港澳大湾区±800千伏直流等省外输电通道，积极推动后续的西北、西南等地区清洁能源开发及送粤，新增跨省跨区通道原则上以可再生能源为主。充分发挥市场配置资源作用，持续推进西电东送计划放开，推动西电与广东电力市场有效衔接，促进清洁能源消纳。到2030年，西电东送通道最大送电能力达到5500万千瓦。

合理调控油气消费。有效控制新增石化、化工项目，加快交通领域油品替代，保持油品消费处于合理区间，“十五五”期间油品消费达峰并稳中有降。发挥天然气在能源结构低碳转型过程中的支撑过渡作用，在珠三角等负荷中心合理规划布局调峰气电，“十四五”期间新增气电装机容量约3600万千瓦。大力推进天然气与多种能源融合发展，全面推进天然气在交通、商业、居民生活等领域的高效利用。加大南海油气勘探开发力度，支持中海油乌石17-2等油气田勘探开发，争取实现油气资源增储上产。

加快建设新型电力系统。强化电力调峰和应急能力建设，提升电网安全保障水平。推进源网荷储一体化和多能互补发展，支持区域综合能源示范项目建设。大力提升电力需求侧响应调节能力，完善市场化需求响应交易机制和品种设计，加快形成较成熟的需求侧响应商业模式。增强电力供给侧灵活调节能力，推进煤电灵活性改造，加快已纳入规划的抽水蓄能电站建设。因地制宜开展新型储能电站示范及规模化应用，稳步推进“新能源+储能”项目建设。到2025年，新型储能装机容量达到200万千瓦以上。到2030年，抽水蓄能电站装机容量超过1500万千瓦，省级电网基本具备5%以上的尖峰负荷响应能力。

能源绿色低碳转型行动。统筹能源低碳发展和安全保供，加快发展新能源，稳定油气消费增长，科学控制煤炭消费，加快构建清洁低碳高效安全的能源体系。

1.大力发展新能源。加快风能资源开发利用，以沿黄浅山丘陵（含黄河故道）和中东部平原地区为重点，规划建设一批百万千瓦级高质量风电基地，到2025年，风电累计并网容量达到2700万千瓦以上。加快智能光伏产业创新升级和特色应用，鼓励利用大中型城市屋顶资源和开发区、工业园区、标准厂房、大型公共建筑屋顶等发展分布式光伏发电，推进登封、商城等整县（市、区）屋顶分布式光伏试点建设，结合采煤沉陷区、石漠化、油井矿山废弃地治理等，建设一批高标准“光伏+”基地，到2025年，光伏发电并网容量达到2000万千瓦以上。因地制宜发展生物质发电、生物质能清洁供暖和生物质天然气，建立健全资源收集、加工转换、就近利用的生产消费体系，以热定电设计建设生物质热电联产项目，“十四五”期间，新增生物质天然气产能3000万立方米/年以上。探索深化地热能开发利用，建设郑州、开封、濮阳、周口4个千万平方米地热供暖规模化利用示范区。科学发展氢能产业，按照“保障需求、适度超前”原则统筹布局加氢网络，优先支持在氢能产业发展较快地区布局建设一批加氢基础设施，鼓励建设氢电油气综合能源站。推进郑州、新乡、开封、焦作、安阳、洛阳建设国家氢燃料电池汽车示范城市群，打造郑汴洛濮氢走廊。到2025年，全省可再生能源发电装机容量达到5000万千瓦以上，发电装机比重达到40%以上，推广示范各类氢燃料电池汽车数量力争突破5000辆。到2030年，可再生能源发电装机容量超过8000万千瓦，发电装机比重提高至50%以上。

2.加快火电结构优化升级。统筹电力安全保供与转型升级，严格控制除民生热电以外的煤电项目建设，按照等容量置换原则，积极推进城区煤电机组“退城进郊（园）”，在严格落实国家电力规划布局的前提下，在豫南、豫东等电力缺口较大地方有序建设大容量高效清洁支撑电源。持续优化调整存量煤电，淘汰退出落后和布局不合理煤电机组，有序关停整合30万千瓦及以上热电联产机组供热合理半径范围内的落后燃煤小热电机组（含自备电厂）。实施煤电机组标杆引领行动，深化煤电行业节能降碳改造、供热改造、灵活性改造“三改联动”，鼓励煤电企业建设碳捕集利用与封存示范项目，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。加强工业余热回收再利用，积极发展余热发电。

3.合理调控油气消费。保持石油消费处于合理区间，逐步调整汽油消费规模，大力推进先进生物液体燃料、可持续航空燃料等替代传统燃油，提升终端燃油产品能效。有序引导天然气消费，优化利用结构，优先保障民生用气，大力推动天然气与多种能源融合发展，因地制宜建设郑州、洛阳、濮阳等天然气调峰电站，合理引导工业用气和化工原料用气。支持船舶使用液化天然气作为燃料。鼓励推进页岩气、煤层气、致密油气等非常规油气资源开发利用。到2025年，天然气管输供应能力超过200亿立方米，2030年达到260亿立方米以上。

4.建设新型电力系统。扩大外电引入规模，充分挖掘哈密—郑州、青海—河南特高压直流输电工程送电能力，建成投用陕西—河南直流输电工程，谋划推进第四条直流输电通道建设。推动省内骨干网架优化升级，提升豫西外送断面、豫东受电断面、豫中—豫南大通道输电能力，建设一批城市新区、工业园区及末端地区220千伏变电站，实施城镇老旧小区配套改造，持续完善农村电网架构，形成各电压等级灵活调配、多元化负荷安全接入的坚强智能电网。加快电力系统调节能力建设，建成投用南阳天池、洛宁大鱼沟、光山五岳、鲁山花园沟等抽水蓄能电站，引导燃煤自备电厂调峰消纳可再生能源。积极推动源网荷储一体化和多能互补发展，开展西华经开区、焦作矿区等增量配电网区域源网荷储一体化示范，推进濮阳、商丘、信阳等“风光火储一体化”“风光水火储一体化”示范项目建设。加快新型储能规模化应用，推动新能源场站合理配置新型储能，优化电网侧储能布局，鼓励大用户、工业园区布局新型储能，支持家庭储能示范应用。深化电力体制改革，完善电力价格市场化形成机制。到2025年，新型储能装机规模达到220万千瓦以上，新增抽水蓄能装机规模240万千瓦。到2030年，抽水蓄能电站装机规模达到1500万千瓦以上，电力系统基本具备5%以上的尖峰负荷响应能力。

5.有序推动煤炭消费转型。立足以煤为主的基本国情和省情，坚持先立后破，合理控制煤炭消费，抓好煤炭清洁高效利用工作。推动重点用煤行业减煤限煤，持续实施新建（含改扩建）项目煤炭消费等量或减量替代。稳妥有序推进燃料类煤气发生炉、燃煤热风炉、加热炉、热处理炉、干燥炉（窑）以及建材行业煤炭减量，实施清洁电力和天然气替代，推动淘汰供热管网覆盖范围内的燃煤锅炉和散煤。加大落后燃煤锅炉和燃煤小热电退出力度，推动以工业余热、电厂余热、清洁能源等替代煤炭供热（蒸汽）。有序推进电代煤、气代煤、生物质代煤。大力推动煤炭清洁利用，合理划定禁止散烧区域，积极有序推进散煤替代，逐步减少直至禁止煤炭散烧。

能源绿色低碳转型行动。

能源是经济社会发展的重要物质基础，也是碳排放的最主要来源。要深入推进能源革命，加强能源产供储销体系建设；要坚持安全降碳，在保障能源安全的前提下，加强煤炭清洁高效利用，大力实施可再生能源替代，加快构建清洁低碳安全高效的能源体系。

1．推进煤炭消费替代和转型升级。加快煤炭替代步伐，严格合理控制煤炭消费增长。坚守能源安全底线，合理发展清洁煤电，对标国内先进煤耗标准，推动煤电行业实施节能降耗改造、供热改造和灵活性改造，新建机组煤耗标准要达到国际先进水平。推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。有序淘汰煤电落后产能，支持淘汰关停的煤电机组在符合能效、环保、安全等政策和标准要求前提下，“关而不拆”作为应急备用电源。推动钢铁、有色金属、建材等重点用煤行业减煤和使用清洁能源替代。积极开展散煤综合治理，深入推进燃煤小锅炉整治，大力推动煤炭清洁利用，多措并举、积极有序推进散煤替代，逐步减少直至禁止煤炭散烧。

2．大力发展新能源。全面推进风电、光伏发电大规模开发和高质量发展，坚持集中式与分布式并举，建设一批百万千瓦级风电和光伏发电基地。坚持陆海并重，推进桂北、桂西、桂中等风能资源密集区陆上集中式风电建设，因地制宜发展分散式风电，规模化、集约化发展海上风电，打造广西北部湾海上风电基地。加快智能光伏产业创新升级和特色应用，创新“光伏＋”模式，推进光伏发电多元布局。因地制宜发展农林生物质发电，加快构建以发电为主的生活垃圾无害化处理体系，积极开展生物天然气示范应用。统筹推进氢能“制储输用”全产业链，推动氢能在工业、交通等领域应用。积极与能源资源富集省份合作，大力争取青海、西藏、甘肃等清洁能源基地送电广西。进一步完善可再生能源电力消纳保障机制。到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到7000万千瓦左右。

3．深度开发水电。全力推进大藤峡水利枢纽等在建大中型水利水电工程建设投产，加快八渡水电站等规划项目开工建设。挖掘水电机组调节能力，加快开工建设龙滩水电站扩建工程，推进红水河干流水电站及其他主要河流梯级水电站扩机改造和更新扩容。优化小水电布局，加强分类指导，推动小水电绿色发展。推动水电与风电、太阳能发电协同互补。统筹水电开发和生态保护，探索建立水能资源开发生态保护补偿机制。深化“西电东送”通道作用，持续推进金中直流送桂，深入落实乌东德水电送桂。

4．积极安全有序发展核电。在确保安全的前提下，稳妥推进沿海核电项目建设。支持高温气冷堆等先进堆型在产业园区开展热电联供示范，探索建设快堆、模块化小型堆、海上浮动堆等先进堆型示范工程，开展核能综合利用示范。稳步开展核电新厂址勘探和普选，增加潜在核电厂址储备，积极推动优选厂址纳入国家核电中长期规划。做好核电厂址保护，适时启动新建项目前期工作。按照国家最严格的安全标准和最严格的监管要求，持续提升核安全监管能力。

5．合理调控油气消费。保持石油消费处于合理区间，大力推广先进生物液体燃料，逐步推进传统燃油替代，持续提升终端燃油产品能效。强化天然气气源保障，建设以北部湾沿海大型液化天然气（LNG）接收站为主的天然气储备基地。完善区内油气主干管网、配套支线管道和区外管网互联互通工程。建成天然气“全区一张网”，加快形成主体多元、竞争适度、价格合理、统一开放的天然气市场体系。加快推进页岩气、可燃冰等非常规油气资源开发，争取布局建设可燃冰上岸登陆点。有序引导天然气消费，优化利用结构，优先保障民生用气，大力推动天然气与多种能源融合发展，加快建设综合供能服务站，研究布局天然气调峰发电，合理引导工业用气和化工原料用气。支持车船使用液化天然气作为燃料。

6．加快建设新型电力系统。构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统，大力提升电力系统综合调节能力，加快灵活调节电源建设。加快国家抽水蓄能规划站点开发建设，鼓励具备条件的常规水电站增建混合式抽水蓄能电站，探索中小型抽水蓄能电站建设试点，建成南宁抽水蓄能电站等一批抽水蓄能电站。加快新型储能推广应用，加强储能电站安全管理，积极发展“新能源＋储能”、源网荷储一体化和多能互补，支持分布式新能源合理配置储能系统，建立储能成本回收机制。建立健全电力需求侧响应市场机制，通过市场化方式引导工商用户参与系统调节，引导自备电厂、传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、虚拟电厂等参与系统调节。建设坚强智能电网，提升电网安全保障水平。提升配电网数字化和柔性化水平，积极发展分布式智能电网，强化对分布式电源和多元负荷的承载力，加快提高智能调度运行能力，推动能源资源优化配置。深化电力体制机制改革，加快构建和完善中长期、现货和辅助服务统筹协调的电力市场体系，扩大市场化交易规模。到2025年，新型储能装机容量达到200万千瓦左右。到2030年，力争抽水蓄能电站装机容量达到840万千瓦左右，自治区级电网基本具备5%以上的尖峰负荷响应能力。

7．加快建设国家综合能源安全保障区。依托区位条件和综合资源优势，深度融入国内国际双循环，着力畅通西部陆海新通道，全面提高煤电油气集疏运能力，加快能源基础设施互联互通。加快建设大型清洁能源基地、天然气战略储运基地、煤炭战略储备基地、石油战略储备基地等能源安全保障区，形成支撑能源强国建设、能源高质量发展的国家综合能源安全保障区。深化能源体制机制改革，创建统一开放的区域能源交易市场平台，持续深化电力、天然气市场化改革，提升区域能源资源优化配置能力。积极打造国家综合能源安全保障区，多措并举提升能源保障能力，探索能源要素短缺地区碳达峰解决方案，增强能源供应稳定性和安全性。

到2025年，非化石能源消费比重达到12%，新能源和清洁能源装机占比达到50%、发电量占比达到30%，单位地区生产总值能源消耗和二氧化碳排放下降确保完成国家下达目标，为实现碳达峰奠定坚实基础。

到2030年，非化石能源消费比重达到18%，新能源和清洁能源装机占比达到60%以上，单位地区生产总值能源消耗和二氧化碳排放持续下降，在保障国家能源安全的前提下二氧化碳排放量力争达到峰值。

深化能源革命试点，夯实碳达峰基石

立足山西作为能源大省的基本省情，以保障国家能源安全为根本，坚持煤炭和煤电、煤电和新能源、煤炭和煤化工、煤炭产业和数字技术、煤炭产业和降碳技术“五个一体化”融合发展的主要战略方向，引深能源革命综合改革试点，加强煤炭清洁高效利用，实施传统能源绿色低碳转型、新能源和清洁能源替代、节能降碳增效三大行动，加快规划建设新型能源体系，促进能源生产和消费结构调整，有效控制碳排放的源头和入口。

（一）传统能源绿色低碳转型行动

1.夯实国家能源安全基石。发挥好煤炭“压舱石”和煤电基础性调节性作用，打造国家能源保供基地。统筹晋北、晋中、晋东三大煤炭基地资源潜力、煤矿服务年限、环境容量等，合理控制煤炭生产总量，增强煤炭稳定供应、市场调节和应急保障能力，坚决兜住能源安全底线。以坑口煤电一体化为重点，支持大型现代化煤矿和先进高效环保煤电机组同步布局建设。统筹煤电发展和电力供应安全，有序发展大容量、高参数、低消耗、少排放煤电机组。推动煤电联营和煤电与可再生能源联营，新增风光发电指标向煤炭及煤电企业倾斜布局，促进传统能源企业向综合能源服务供应商转型。推进山西-京津唐等通道建设，加快实施“两交”（晋北、晋中交流）特高压联网山西电网、500千伏“西电东送”通道优化调整工程，持续提升晋电外送能力。（省能源局、省自然资源厅、国网山西省电力公司等按职责分工负责。各项任务均需各市政府贯彻落实，以下不再逐一列出。）

2.推动煤电清洁低碳发展。统筹煤电发展和保供调峰，有序推动在建煤电项目投产，加快推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型，兼顾省内自用和外送需求。积极推进煤电机组“上大压小”，以30万千瓦以下煤电机组为重点，分类推进落后机组淘汰整合。科学统筹热电联产与供热、供气需求，实施煤电机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”。开辟干熄焦余热发电并网绿色通道。合理控制新增煤电规模，开展燃煤机组节煤降耗和延寿改造，到2025年，全省煤电机组平均供电煤耗力争降至300克标准煤/千瓦时以下。（省能源局等按职责分工负责）

3.推动煤炭清洁高效利用。以高端化、多元化、低碳化为方向，加快煤炭由燃料向原料、材料、终端产品转变，推动煤炭向高端高固碳率产品发展。聚焦高端炭材料和碳基合成新材料，推动高端碳纤维实现低成本生产，构建煤层气制备碳基新材料产业链条，打造高性能纤维及复合材料产业集群。加快碳纤维、石墨烯、电容炭、碳化硅、煤层气合成金刚石、全合成润滑油、费托合成蜡等高端碳基新材料开发。支持“分质分级、能化结合、集成联产”新型煤炭利用示范项目，加快低阶煤利用试点项目建设，探索中低温热解产品高质化利用。（省发展改革委、省能源局、省工信厅等按职责分工负责）

4.推动煤炭绿色安全开发。推动智慧矿山建设，提升数字化、智能化、无人化煤矿占比，提高煤炭产业全要素生产率和本质安全水平，实现煤炭行业整体数字化转型。大力推动井下充填开采、保水开采、煤与瓦斯共采等煤炭绿色开采。在全省新建煤矿开展井下煤矸石智能分选系统和不可利用矸石返井试点示范工程。推广煤与瓦斯共采技术，持续开展煤矿瓦斯综合利用试点示范，有效减少煤炭生产甲烷排放。开展煤铝共采试点。适应山西煤炭资源逐步向深部开采的特点，积极推广深井废热利用技术。坚持产能置换长效机制，持续淘汰落后产能，推动资源枯竭煤矿关闭退出，适度布局先进接续产能项目和核增部分优质产能，到2025年，平均单井规模提升到175万吨/年以上，煤矿数量减少至820座左右，先进产能占比达到95%左右。（省能源局、省应急厅、省发展改革委等按职责分工负责）

（二）新能源和清洁能源替代行动

1.全面推进风电光伏高质量发展。坚持集中式和分布式并举，统筹风光资源开发和国土空间约束，加快建设一批大型风电光伏基地，重点建设晋北风光火储一体化外送基地、忻朔多能互补综合能源基地、晋西沿黄百里风光基地、晋东“新能源+”融合发展基地、晋南源网荷储一体化示范基地。创新推广“光伏+”融合发展模式，推进分布式光伏与建筑、交通、农业等产业和设施协同发展，充分利用高速公路边坡等沿线资源发展分布式光伏发电，积极推广“板上发电、板下种植养殖”光伏立体发展模式。优先推动风能、太阳能就地就近开发利用。开展风能、太阳能功率预报，有效降低弃风弃光。到2025年，风电、光伏发电装机容量达到8000万千瓦左右，2030年达到1.2亿千瓦左右。（省发展改革委、省自然资源厅、省能源局、省交通厅、省农业农村厅、省气象局等按职责分工负责）

2.建设国家非常规天然气基地。发挥山西非常规天然气资源和产业优势，以沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘为重点，加快探明地质储量区块资源增储和产能提升，重点建设晋城、吕梁、临汾非常规天然气示范基地。推进煤层气、页岩气、致密气“三气”综合开发，加快大宁-吉县和石楼西等区块致密气规模化开发。探索关闭煤矿（废弃矿井）剩余煤层气资源利用。有序推进管网规划建设运营，打造以太原为核、高压干线为圈、各区域管网为环的“一核一圈多环”管网格局。建立晋南、晋北两大区域储气调峰中心，构建“2+1+N”储气调峰体系。严格管道气密性管理和放散管理，有效控制甲烷逸散。（省发展改革委、省能源局、省自然资源厅等按职责分工负责）

3.积极发展抽水蓄能和新型储能。发挥山西多山地丘陵的地形优势，将抽水蓄能作为构建新型电力系统的重要基础和主攻方向，加快浑源、垣曲抽水蓄能电站建设，积极推进纳入国家规划“十四五”重要实施项目的抽水蓄能前期工作，因地制宜规划建设中小型抽水蓄能电站，加快储能规模化应用，加强储能电站安全管理，推进电化学、压缩空气等新型储能试点示范，到2025年力争形成基本与新能源装机相适应的1000万千瓦储能容量。充分发挥源网荷储协调互剂能力，开展源网荷储一体化和多能互补示范，积极实施存量“风光火储一体化”，稳妥推进增量“风光水（储）一体化”，探索增量“风光储一体化”。（省发展改革委、省能源局、省自然资源厅等按职责分工负责）

4.打造氢能高地。加强氢能发展顶层设计，系统谋划氢能产业重点发展方向、区域布局和关键技术突破，分层次、分阶段逐步实施，有序推进氢能产业布局的落地和关键技术突破。谋划布局氢能产业化应用示范项目，统筹推进氢能“制储输加用”全链条发展。探索可再生能源制氢，充分发挥山西焦炉煤气富氢优势，鼓励就近消纳，降低工业副产氢供给成本，逐步推动构建清洁化、低碳化、低成本的多元制氢体系。统筹推进氢能基础设施建设，持续提升关键核心技术水平，稳步推进氢能多元化示范应用，有序推动氢燃料重卡生产、氢燃料电池生产、氢能关键零部件制造等多产业结合的氢能产业集群建设。（省发展改革委、省工信厅、省能源局、省科技厅、省财政厅等按职责分工负责）

5.有序推进地热、甲醇等其他可再生能源发展。加快地热资源勘探开发，积极推进浅层地热能规模化利用，积极开展中深层地热能利用试点示范，支持太原、忻州、运城等市创建地热供暖示范区，支持大同建设高温地热发电示范区，支持晋北地区先行建设地热高质量发展示范区。加大地热能在城市基础设施、公共机构的应用，在武宿机场航站楼、太原西站等重大公共基础设施建设地热技术运用示范项目。到2025年，地热能供暖（制冷）面积比2020年增加50%以上，进一步推动地热能发电项目。统筹推动甲醇燃料生产及输配体系建设，支持晋中市打造国家级甲醇经济示范区。推进繁峙、代县、广灵等光热取暖试点。稳步发展城镇生活垃圾焚烧发电，推进临汾、长治、运城等生物质能源综合利用项目试点。因地制宜开发水电项目，加快推动黄河古贤水利枢纽前期手续、争取尽快开工建设。（省发展改革委、省能源局、省自然资源厅、省住建厅、省水利厅、省机关事务管理局等按职责分工负责）

6.加快构建新型电力系统。立足可再生能源有效消纳，持续加强新能源发电并网和送出工程建设，到2025年建成10座500千伏新能源汇集站。加快煤电机组灵活性改造，完善煤电调峰补偿政策，大幅提升煤电调峰能力。加快灵活调节电源建设，引导自备电厂、传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、虚拟电厂等参与系统调节。合理统筹新能源发电建设和电力灵活性调节资源供给，大力推动煤炭和新能源优化组合，新建通道可再生能源电量比例原则上不低于50%。完善推广电力需求侧管理，提高电网对高比例可再生能源的消纳和调控能力。到2025年，电网削峰能力达到最高负荷5%左右，到2030年达到5%-10%。（省能源局、省发展改革委、国网山西省电力公司等按职责分工负责）

（一）围绕建设世界级优质清洁能源基地，实施能源绿色低碳转型行动。统筹做好清洁能源外送和能源安全保障，进一步优化能源生产、消费结构，强化水电主力军作用，培育风光发电新增长点，增强火电托底保供能力，构建沿江清洁能源走廊，持续推进清洁能源替代，加快构建清洁低碳安全高效的现代能源体系。

1.科学有序开发水电。加快金沙江、雅砻江、大渡河“三江”水电基地建设，有序推进其他流域大中型水电工程建设。着力调整优化水电开发结构，优先建设具有季以上调节能力的水库电站。在新能源开发集中区和电力负荷中心，结合水利工程水资源再利用，统筹规划建设抽水蓄能电站。加快推进金沙江叶巴滩、雅砻江卡拉、大渡河双江口等水电站建设，新建金沙江旭龙、岗托，雅砻江牙根二级，大渡河丹巴等水电站。全面优化水电设计、施工、管理，切实有效降低水电开发成本。“十四五”“十五五”期间分别新增水电装机容量2500万千瓦、1300万千瓦左右，以水电为主的可再生能源体系更加巩固。

2.大力发展新能源。大力发展风电、光伏发电，重点推动凉山州风电基地和“三州一市”光伏发电基地建设，支持有条件的地区建设分散式风电。加快打造金沙江上游、金沙江下游、雅砻江、大渡河中上游4个水风光一体化可再生能源综合开发基地，同步推进其他流域水库电站水风光多能互补开发。加快智能光伏产业创新升级和特色应用，创新“光伏+”模式，推进光伏发电多元布局。因地制宜推动生物质能综合利用。加快推进地热资源勘探开发，因地制宜开展地热资源综合利用试点示范。到2025年，全省风电装机容量约1000万千瓦，光伏发电装机容量约2200万千瓦。到2030年，全省风电、光伏发电总装机容量达到5000万千瓦左右。

3.加大天然气（页岩气）勘探开发力度。加快建设国家天然气（页岩气）千亿立方米级产能基地，重点实施川中安岳气田、川东北普光和元坝气田、川西气田、川南页岩气田滚动开发等项目。加快川气东送二线（四川段）、威远和泸州区块页岩气集输干线等管道建设，完善省内输气管道网络，加强与国家干线管道的互联互通，积极推进老翁场、牟家坪等地下储气库建设，补齐储气调峰能力短板。到2025年，天然气（页岩气）年产量达到630亿立方米；到2030年，天然气（页岩气）年产量达到850亿立方米。

4.推进能源消费低碳化。严控煤电装机规模，促进煤炭清洁利用，推动煤炭消费量稳定下降，到2025年原煤消费量不超过7000万吨，到2030年原煤消费量不超过6500万吨。将石油消费增速保持在合理区间，逐步调整汽油消费规模，推进生物液体燃料、可持续航空燃料等替代传统燃油，力争石油消费“十五五”时期进入峰值平台期。有序引导天然气消费，优先保障民生用气，统筹工业用气和化工原料用气。大力推进天然气与多种能源融合发展，加快保供调峰天然气机组建设，有序发展天然气分布式能源，实施工业、交通等领域天然气燃料替代。持续推进可再生能源消纳，实施“电动四川”行动计划，进一步扩大电能替代范围。在工业生产领域持续推广电锅炉、电窑炉替代燃煤（油、柴、气）锅炉、窑炉；加快公共交通、环卫、旅游景区、工程作业、家庭用车等领域的电动化进程；结合地方产业特色推广电烤烟、电制茶替代燃煤烤烟制茶。

5.加快建设新型电力系统。提高电网对高比例大规模可再生能源的消纳和调控能力，构建水电和新能源高占比的新型电力系统。持续优化完善电网主网架，加快推进川渝电网特高压交流目标网架、攀西电网至省内负荷中心1000千伏特高压交流输变电工程建设，建成甘孜—天府南—成都东、阿坝—成都东1000千伏特高压交流输变电工程。全面推进四川电网500千伏主网架优化，构建相对独立、互联互济的“立体双环网”主网结构，提升电网分层分区运行水平。推动新能源送出通道建设，以金沙江上游、金沙江下游、雅砻江、大渡河中上游等水风光一体化可再生能源综合开发基地为重点，有序推动水风光一体化送出工程建设，新增跨省跨区通道可再生能源电量比例原则上不低于50%。加大风光等新能源资源配置统筹力度，支持“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补、水火联营项目建设。加快配电网升级换代，推进适应大规模高比例新能源友好并网等电网技术创新。深化电力体制改革，推进电力市场建设，开展绿色电力交易，完成国家下达的可再生能源电力消纳责任权重。到2030年，全省具备季以上调节能力的水电装机容量达到4900万千瓦左右，省级电网基本具备5%以上的尖峰负荷响应能力。

能源绿色低碳转型工程。

制定能源领域碳达峰工作方案，坚持安全平稳降碳，加快构建清洁低碳安全高效的能源体系。

1.大力发展新能源。加快实施新能源倍增行动，统筹推动太阳能、风能、核能等开发利用，完成可再生能源电力消纳责任权重。加快发展光伏发电。坚持集散并举，开展整县屋顶分布式光伏规模化开发建设试点示范，打造鲁北盐碱滩涂地风光储输一体化基地、鲁西南采煤沉陷区百万千瓦级“光伏+”基地，加快探索海上光伏基地建设。大力推进风电开发。以渤中、半岛南、半岛北三大片区为重点，打造千万千瓦级海上风电基地，推动海上风电与海洋牧场融合发展试点示范，有序推进陆上风电开发。积极安全有序发展核电。围绕打造胶东半岛千万千瓦级核电基地，全力推进海阳、荣成等核电厂址开发。加快推进核能供热、海水淡化等综合利用。探索推动核能小堆供热技术研究和示范应用。培育壮大氢能产业。加强工业副产氢纯化技术研发和应用，积极推进可再生能源制氢和低谷电力制氢试点，培育风光+氢储能一体化应用模式。实施“氢进万家”科技示范工程，促进完善制氢、储（运）氢、输氢、加氢、用氢全产业链氢能体系。因地制宜发展其他清洁能源。统筹推进生物质能、地热能、海洋能等清洁能源多元化发展。到2030年，光伏发电、风电、核电、生物质发电装机分别达到9500万千瓦、4500万千瓦、1000万千瓦和500万千瓦。（责任单位：省能源局、省发展改革委、省自然资源厅、省住房城乡建设厅、省工业和信息化厅、省科技厅、省水利厅、省农业农村厅、省海洋局、省生态环境厅）

2.加强煤炭清洁高效利用。全面关停淘汰中温中压及以下参数或未达到供电煤耗标准、超低排放标准的低效燃煤机组，大力推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”。实施机组对标行动，加快煤电机组节能技改，挖掘余热利用潜力，不断降低供电标准煤耗。大幅压减散煤消费，因地制宜推进“煤改气”“煤改电”。到2025年，煤电机组正常工况下平均供电煤耗降至295克标准煤/千瓦时左右。（责任单位：省发展改革委、省能源局、省住房城乡建设厅、省生态环境厅）

3.有序引导油气消费。保持石油消费处于合理区间，持续推进成品油质量升级。加快完善天然气基础设施，统筹沿海LNG接收站、陆上天然气入鲁通道建设，推进天然气地下储气库、城市调峰设施和LNG储配库、LNG罐式集装箱及配套堆场建设，构建“一网双环”输气格局。实施燃气发电示范工程，适度发展天然气分布式热电联产项目。稳妥拓展城镇燃气、天然气发电和工业燃料等领域，有序推动交通用气发展，新增天然气优先保障民生用气，优化天然气利用结构。到2030年，天然气综合保供能力达到450亿立方米。（责任单位：省能源局、省发展改革委、省自然资源厅、省住房城乡建设厅）

4.全面推进“外电入鲁”提质增效。按照“风光火储一体化”模式，加快电源输出地可再生能源基地建设，提升既有通道送电能力和可再生能源比例。加快陇东至山东±800千伏特高压直流输变电工程建设，配套建设千万千瓦级风光火储一体化电源基地，可再生能源电量比例原则上不低于50%。适时启动第四条特高压直流通道论证建设。到2030年，接纳省外电量达到2000亿千瓦时，可再生能源电量占比达到35%。（责任单位：省能源局、省发展改革委、省自然资源厅）

5.加快建设新型电力系统。加快构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统，积极推动源网荷储一体化发展，大幅提高新能源电力消纳能力。建立健全储能配套政策，完善储能市场化交易机制和价格形成机制。加快布局建设抽水蓄能，积极推动储电、相变材料储热等储能方式规模化示范，全面提升储能在电源侧、电网侧、用户侧的应用水平。到2030年，新型储能设施、抽水蓄能装机规模均达到1000万千瓦，需求侧响应能力达到750万千瓦左右。（责任单位：省能源局、省发展改革委、省自然资源厅）

特色发展目标

——清洁能源提质扩能。深度挖掘青藏高原风、光、水能潜力，加强全省风电、太阳能发电为主的多类型清洁能源规模化开发和高质量发展，通过建设新型电力系统增强对新能源的调节能力，率先打造国家储能先行示范区，推进煤电等电源碳捕集、利用与封存技术应用，探索构建全国首个省域零碳电力系统，加大绿电输出，为全国碳达峰目标实现做出“青海贡献”。

以国家清洁能源产业高地建设为引领，实施能源绿色低碳转型行动。

1.加快清洁能源产业规模化发展。依托资源优势，统筹兼顾内需和外送，形成以海南州、海西州两个千万千瓦级清洁能源基地为依托，辐射海东市、海北州、黄南州的清洁能源开发格局。充分利用高原太阳能资源、土地资源富集优势，持续推进新能源发电规模化、集约化发展，积极打造国家级光伏发电和风电基地、技术发展高地，引领全国清洁能源发展。统筹水电开发和生态保护，科学有序组织黄河上游水能资源开发。积极推进规划内大中型水电站有序建设，全力推进玛尔挡、羊曲水电站建成投产，加快推进茨哈峡、尔多和宁木特等水电站的前期工作。稳步开展黄河上游已建水电站扩机改造，提高水电站运行效率。坚持集中式与分布式并举，积极推进整县(市、区)屋顶分布式光伏开发试点，发展分散式风电，扩大分布式清洁能源就地开发、就地消纳。深入推进共和至贵德、西宁至海东地区地热资源、共和盆地干热岩资源开发利用，实现试验性发电及推广应用。加快培育能源新品种，科学布局氢能、核能等能源供给，形成未来能源发展新支撑;创新氢能与光伏、储能等融合发展模式，在海西、海南等地区开展可再生能源制氢示范项目。到2025年，全省清洁能源装机总量达8900万千瓦,力争占比超过90.6%。到2030年，全省清洁能源装机占比达到全国领先水平。

2.提升能源供给保障能力。加大油气勘探开发力度，充分挖掘柴达木盆地油气勘探开发潜力，建设高原千万吨级油气当量勘探开发基地，筑牢国家后备能源基础。合理选址建设天然气储气库，和省内天然气管网与国家管网实现互联互通。严格按照生态文明建设要求，科学规范煤炭资源勘查开发秩序，向绿色化、集约化、智能化方向深度转变，显著提升煤矿安全水平。

3.优化新型电力系统资源配置。加快推进特高压外送通道建设，积极扩大绿色电力跨省跨区外送规模，支撑清洁能源基地建设，实现青海清洁能源在全国范围内优化配置。重点围绕海西清洁能源基地，加快推进青海第二条特高压外送通道工程及配套电源前期工作，适时研究论证后续跨区特高压外送输电通道和配套清洁能源基地。加强交流骨干网架建设，重点围绕清洁能源基地开发和输送、负荷中心地区电力需求增长、省内大型清洁电源接入需求，建设各电压等级协调发展的坚强智能电网。发挥青海与周边省区资源互补、调节能力互补、系统特性互补的优势，加强省际电网互联，扩大资源优化配置范围。提升配电网柔性开放接入能力、灵活控制能力和抗扰动能力，积极服务分布式电源、储能、电动汽车充电、电采暖等多元化负荷接入需求，打造清洁低碳的新型城农网配电系统。力争到2025年，电力外送量达到512亿千瓦时。

4.提升多能互补储能调峰能力。积极推动水储能、电化学储能、压缩空气、太阳能光热发电等储能技术示范，形成多种技术路线叠加多重应用场景的储能多元发展格局。按照国家新一轮抽水蓄能中长期规划，积极推动抽水蓄能电站建设。建设黄河上游梯级电站大型储能项目，充分挖掘水电调节潜力，实现水电二次开发利用。挖掘黄河上游梯级水库储能潜力，推动常规水电、可逆式机组、储能工厂协同开发模式，实现电力系统长周期储能调节。开展太阳能热发电参与系统调峰的联调运行示范，提高电力系统安全稳定水平。发挥燃气电站深度应急调峰和快速启停等优势，结合天然气供应能力和电力系统发展需求，以气定改、以供定需，因地制宜合理布局一定规模的燃气电站。围绕海南州、海西州千万千瓦级清洁能源基地建设，推进电化学储能合理布局。积极推广“新能源+储能”模式，探索建立共享储能运行模式，推进商业化发展。力争到2025年，电化学储能装机规模达到600万千瓦，建成国家储能先行示范区。

5.合理调控化石能源消费。加快化石能源消费替代和转型升级，逐步降低煤油气在能源结构中的占比。统筹电力供应安全保障，合理控制煤电新增规模，新建机组煤耗标准达到国际先进水平，有序淘汰煤电落后产能，加快现役机组节能升级和灵活性改造，稳妥推进供热改造，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。保持石油消费处于合理区间，有序引导天然气消费，合理优化利用结构，优先保障民生用气，推动气电与新能源融合发展。力争到2025年，全省非化石能源消费比重达到52.2%。到2030年，非化石能源消费比重达55%以上。

能源清洁低碳转型行动。

立足我省能源资源禀赋，统筹处理好控煤减煤和安全保供的关系，推动煤炭和新能源优化组合，加快构建清洁低碳安全高效的能源体系。

1．推动煤炭清洁高效利用和转型升级。严格合理控制煤炭消费增长，大气污染防治重点区域内新建、改扩建用煤项目严格实施煤炭消费等量或减量替代。合理控制煤电利用小时数，推动煤电由主体电源向支撑性调节性电源转变。实施煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”。持续压减散煤消费。实施煤炭深加工战略，加大原煤入洗率和精煤产品开发力度，加强煤矿智能化建设。

2．大力发展非化石能源。推动光伏发电规模化发展，充分利用荒山荒坡、采煤沉陷区等未利用空间，建设集中式光伏电站。加快工业园区、公共建筑、居民住宅等屋顶光伏建设，有序推动国家整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点，因地制宜推进“光伏+”项目。积极开发风电资源，在皖北平原、皖西南地区建设集中连片风电，持续推进就近接入、就地消纳的分散式风电建设。推动生物质能多元化利用，发展生物质能发电、清洁供热、热电联产、生物天然气。在光伏、风电发展条件较好的地区，开展可再生能源制氢示范，推进氢能“制储输用”全链条发展。

3．推动油气高效利用。提高成品油供应保障能力，打通“北油南下”输送通道，提升管道输送比例。推动石油消费保持在合理区间，提升燃油油品利用效率。推进天然气入皖战略气源通道、省内天然气干支线管道建设，提高城镇天然气管道覆盖面。依托芜湖、滨海等LNG接收站，集中建设省级储备调峰设施。加快推进两淮煤系天然气勘探开发和煤层气规模化抽采利用，提高10%以下低浓度瓦斯利用率。推进下扬子地区页岩气勘探开发，推动符合城市燃气管网入网技术标准的非常规天然气入网。到2025年，天然气供给和消费量超过120亿立方米，到2030年达到200亿立方米。

4．积极争取清洁电力入皖。加强与西部地区能源电力合作，推动吉泉直流尽快形成满送能力，力争陕西—安徽特高压直流输电通道2025年建成投运，力争第3条“外电入皖”特高压直流输电通道2030年前建成投运，新建通道可再生能源电量比例不低于50%。优化存量准东直流输电通道送电曲线，稳步提高存量通道新能源电量占比。完善长三角特高压交流环网和省际联络线，提升省间输电通道利用效率。到2025年，省外绿电受进规模达到210亿千瓦时左右。到2030年，省外绿电受进规模达到550亿千瓦时左右，全社会绿电消费比重达到34%。

5．加快建设新型电力系统。发展以消纳新能源为主的微电网、局域网、直流配电网，实现与大电网兼容互补，构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统，完成国家下达的可再生能源电力消纳责任权重。优化源网荷储配置方案，通过虚拟电厂等一体化聚合模式，调动负荷侧调节能力，提升电力设施利用效率。推进坚强智能电网建设，推动合肥等重点城市建成坚强局部电网。合理配置储能，积极推进风光储、风光火（储）一体化等多能互补项目建设。加快推进抽水蓄能电站建设，打造长三角千万千瓦级绿色储能基地。积极推进电力需求响应，到2025年形成最大用电负荷5%的需求响应能力。

能源绿色低碳转型行动

守住能源安全底线，妥善处理好能源低碳转型和供应安全的关系，高水平建设国家新型综合能源战略基地，大力实施可再生能源替代，加快构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系。

1.推进煤炭消费替代和转型升级。优化煤电项目建设布局，推动毕节、六盘水、黔西南、遵义等煤炭资源富集地区建设合理规模煤电作为基础性安全保障电源。全面推进现役煤电机组升级改造，鼓励实施灵活性改造，推动能耗和排放不达标煤电机组淘汰退出、升级改造或“上大压小”。优先建设大容量、高参数、超低排放煤电机组，积极推进66万千瓦高硫无烟煤示范机组建设，鼓励建设100万千瓦级高效超超临界机组，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。推动重点用煤行业减煤限煤，合理划定禁止散烧区域，积极有序推进煤改气、煤改电，逐步减少直至禁止煤炭散烧。到2025年煤电装机占总装机比例降至42%左右，到2030年进一步降低。(省发展改革委、省能源局牵头，省工业和信息化厅、省自然资源厅、省生态环境厅、省国资委等按职责分工负责)

2.大力发展新能源。按照基地化、规模化、一体化发展思路，坚持集中式与分散式并举，依托大型水电站、现有火电厂、投运的风电场和光伏电站，建设乌江、南盘江、北盘江、清水江四个一体化可再生能源综合基地以及一批风光水火储一体化项目。推进毕节、六盘水、安顺、黔西南、黔南等五个百万千瓦级光伏基地建设，积极推进光伏与农业种养殖结合、光伏治理石漠化等。加快推进城市功能区、城镇集中区、工业园区、农业园区、旅游景区浅层地热能供暖(制冷)项目应用。新增跨省区通道可再生能源电量比例原则上不低于50%。到2025年光伏、风电和生物质发电装机容量分别达3100万千瓦、1080万千瓦、60万千瓦，浅层地热能利用面积达到2500万平方米;到2030年光伏、风电和生物质发电装机容量分别提高到6000万千瓦、1500万千瓦、80万千瓦以上，浅层地热能利用面积达到5000万平方米。(省能源局、省发展改革委牵头，省工业和信息化厅、省自然资源厅、省生态环境厅、省住房城乡建设厅、省农业农村厅、省水利厅、省国资委、省林业局、省机关事务局等按职责分工负责)

3.因地制宜开发水电。积极推进水电基地建设，加快乌江等流域水电机组扩机，推动已纳入流域规划、符合国土空间规划和生态保护要求的水电项目开工建设。统筹水电开发和生态保护，对具备条件的小水电站实施绿色改造，对遵义、毕节赤水河流域的相关小水电开展清理整改，探索建立水能资源开发生态保护补偿机制。规划新建水库要充分利用洪水资源，配套建设坝后水电站;已建水库和水电站可结合生态流量泄放设施改造，配套增加生态流量发电装机;原有灌溉功能减弱或丧失的老旧水库通过改造和调整功能，增设发电装机。到2025年水电装机容量达2200万千瓦以上，到2030年提高到2400万千瓦以上。(省能源局、省发展改革委牵头，省自然资源厅、省生态环境厅、省水利厅、省国资委等按职责分工负责)

4.积极安全有序推进核能利用。在确保安全的前提下有序推进核能利用，积极推动核能工业供热应用示范，加快推进铜仁玉屏清洁热能(核能小堆)项目前期工作，力争“十四五”后期开工建设。继续做好铜仁沿河核电项目柏杨坨厂址保护工作，根据国家内陆核电政策，适时加快推进前期工作。(省能源局、省发展改革委牵头，省工业和信息化厅、省自然资源厅、省生态环境厅、省国资委等按职责分工负责)

5.合理调控油气消费。合理控制成品油消费，大力推进生物乙醇、生物甲醇等替代传统燃油，提升终端燃油产品能效。加快非常规天然气勘探开发，推动“毕水兴”煤层气产业化基地、遵义—铜仁页岩气示范区增储上产。构建气源来源多元、管网布局完善、储气调峰配套、用气结构合理、运行安全可靠的天然气产供储销体系。优化用气结构，优先保障民生用气，合理引导工业用气和化工原料用气，大力推进交通领域天然气替代。稳妥推进大用户直接交易，优先通过已建管网输送直供气，优先在贵阳、安顺等地园区开展天然气直供试点，逐步向其他地区推广。大力推动天然气与多种能源融合发展，鼓励建设天然气分布式能源项目，支持有条件的地方建设天然气调峰电源及应急电源。到2025年天然气发电装机容量达100万千瓦以上，到2030年提高到150万千瓦以上。(省发展改革委、省能源局牵头，省工业和信息化厅、省自然资源厅、省生态环境厅、省住房城乡建设厅、省交通运输厅、省国资委等按职责分工负责)

6.加快建设新型电力系统。构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统，增强清洁能源资源优化配置能力。大力提升电力系统综合调节能力，加快灵活调节电源建设，制定需求侧响应体制机制，引导自备电厂、传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、虚拟电厂等参与系统调节，建设坚强智能电网，提升电网安全保障水平。落实新能源企业同步配套建设储能设施要求，推动电网更好适应大规模集中式和分布式能源发展，提高新能源消纳存储能力。积极发展“源网荷储一体化”和多能互补，提升系统运行效率和电源开发综合效益。构建常规纯抽蓄、混合式抽蓄和中小型抽蓄多元发展的抽水蓄能开发格局，“十四五”加快推进贵阳、黔南等抽水蓄能电站开工建设，积极开展新一轮抽水蓄能电站选点规划。科学布局氢能产业，打造“贵阳—安顺—六盘水”氢能产业发展核心轴、“毕节—六盘水—兴义”氢能产业循环经济带和三条“红色旅游—绿色氢途”氢能应用示范专线，开展新型储能、分布式多能联供、大数据中心分布式能源站、通信基站备用电源等领域示范推广应用，加快推动氢能在可再生能源消纳、电网调峰等场景应用，支持六盘水创建氢能产业示范城市。到2025年新型储能装机容量不低于100万千瓦，建成加氢站15座(含油气氢综合能源站)，开展可调节负荷资源整合，需求侧具备3%左右的尖峰负荷响应能力;到2030年新型储能装机容量提高到400万千瓦左右，抽水蓄能电站装机规模达到500万千瓦，加氢站数量进一步提高，可调节负荷资源进一步整合，需求侧具备5%的尖峰负荷响应能力。(省能源局、省发展改革委牵头，省科技厅、省工业和信息化厅、省自然资源厅、省水利厅、贵州电网公司等按职责分工负责)

能源低碳绿色转型行动

1.建设国家现代能源经济示范区。重点推进大型风电光伏基地项目建设，打造高水平新能源基地。大力推进新能源大规模高比例开发利用，构建新能源开发与生态保护协同融合发展格局。推进风光农牧互补综合能源建设。有序推进生物质热电联产。加大重点地区垃圾焚烧发电项目和大中型沼气发电项目建设。推动新能源产业从单一发电卖电向全产业链发展转变。到2025年，新能源装机规模超过火电装机规模，完成国家下达的可再生能源电力消纳任务。到2030年，新能源发电总量超过火电发电总量，风电、太阳能等新能源发电总装机容量超过2亿千瓦。

2.加快构建新型电力系统。加快推进存量煤电机组“三改联动”。稳步推进电网改革。推动乌兰察布源网荷储一体化试点和通辽风光火储制研一体化试点建设。积极推广“新能源＋储能”建设模式。建设一批多能互补型电站。合理布局抽水蓄能电站建设。拓展储能多场景应用。建立健全储能产业发展政策机制，培育可持续的商业模式。到2025年，新型储能装机容量达到500万千瓦以上，完成3000万千瓦左右的煤电机组灵活性改造。到2030年，抽水蓄能电站装机容量达到240万千瓦，自治区级电网基本具备5%以上的尖峰负荷响应能力。

3.严格控制煤炭消费。改善煤电装机结构，提升煤电整体能效。积极推进“煤改气”、“煤改电”工程。推动煤电节能改造。鼓励燃煤电厂就近开发使用清洁能源替代厂用电。打造一批清洁取暖示范项目。严控跨区外送可再生电力配套煤电规模，新建通道可再生能源电量比例不低于50%。

4.推动实施绿氢经济工程。推动风光氢储产业集群发展。加快推进氢能基础设施建设。积极推进绿氢在冶金、化工、电力等领域的应用。到2030年，氢能产业初具规模，氢燃料电池汽车、燃料电池电堆、储氢容器和材料等氢能产业稳定发展。

5.合理调控油气消耗。石油消费增速保持在合理区间，提升燃油油品和利用效率，加大生物柴油推广和使用力度。统筹规划建设自治区天然气管网，构建“全区一张网”。优化天然气消费结构，保障民生用气需求，鼓励多气源保障管道气未覆盖区域用气需求。加大电动汽车推广使用，推进电动汽车充换电基础设施建设。

实施节能降碳工程。实施重点行业节能降碳工程，全面开展节能诊断和能效评估。有序推进现役煤电机组节能改造，到2025年力争完成煤电机组节能改造3000万千瓦，煤电机组平均供电煤耗达到305克标准煤/千瓦时左右。实施重点园区节能降碳工程。实施城市节能降碳工程，到2025年全区完成建筑节能改造面积1000万平方米。

总体目标

在能源结构清洁低碳化、产业结构优质现代化、交通运输结构去油化、城乡建筑低能耗化，海洋和森林碳汇贡献、低碳技术推广应用、低碳政策体系制度集成创新等方面，加快形成一批标志性成果，走在全国前列，争做碳达峰碳中和工作“优等生”，在国际应对气候变化交流中展示出海南靓丽名片。

到2025年，初步建立绿色低碳循环发展的经济体系与清洁低碳、安全高效的能源体系，碳排放强度得到合理控制，为实现碳达峰目标打牢基础。非化石能源消费比重提高至22%以上，可再生能源消费比重达到10%以上，单位国内生产总值能源消耗和二氧化碳排放下降确保完成国家下达目标，单位地区生产总值能源消耗和二氧化碳排放继续下降。

到2030年，现代化经济体系加快构建，重点领域绿色低碳发展模式基本形成，清洁能源岛建设不断深化，绿色低碳循环发展政策体系不断健全。非化石能源消费比重力争提高至54%左右，单位国内生产总值二氧化碳排放相比2005年下降65%以上，顺利实现2030年前碳达峰目标。

可再生能源

到2025年，新增光伏发电装机400万千瓦，投产风电装机约200万千瓦，非化石能源发电装机比重达55%。到2030年，非化石能源资源充分开发利用，发电装机比重达75%，低碳能源生态系统初具规模。

着力优化能源结构，大力发展风、光、生物质等可再生能源，高效安全、积极有序发展核电，不断提高非化石能源在能源消费中的比重。坚持分布式与集中式并举，加大分布式光伏应用，推广光伏建筑一体化应用，按照农光互补、渔光互补、林光互补模式有序发展集中式光伏，配套建设储能设施。积极发展海上风电。

推进城市垃圾和农林废弃物等生物质发电建设。建立制氢、储运氢及用氢的全产业链，打造一区(氢能产业先行示范区)、一环(全岛场景应用示范环)、多点(氢能产业发展落地平台)的氢能发展路径。

探索推进波浪能、温差能等海洋新能源开发应用，在海岛开展多类型新能源集成利用示范。

核电

加快推进昌江核电二期、昌江多功能模块化小型堆科技示范工程建设，适时推进浮动堆示范建设和新建核电项目选址工作。

煤电

深度挖掘各类机组调峰潜力，大力支持煤电机组灵活性改造。

气电

有序发展天然气发电工程，鼓励发展天然气冷热电三联供分布式能源项目，重点建设洋浦热电、海口气电、三亚西气电、海口气电二期、三亚东气电等气电项目，在重点园区适时建设分布式天然气综合能源站。

农村清洁化用能

加快生物质能、太阳能等可再生能源在农业生产和农村生活中的应用，开展示范项目建设，在有条件地区推行整村试点，探索适合海岛农村电气化和零碳用能新模式。发展节能低碳农业大棚，推广节能环保灶具、电动农用车辆、节能环保农机和渔船，持续推进农村电网改造升级，基本实现城乡供电服务均等化，提升农村用能电气化水平，积极推进农业生产、村民生活等领域电能替代，鼓励居民炊事、卫生热水等以电代气。打造琼海市会山镇加略村和琼中烟园村综合能源示范村等示范工程。引导新建农房执行节能及绿色建筑标准，鼓励农房节能改造，推广使用绿色建材，鼓励选用装配式钢结构等新型建造方式。到2030年，电能成为农村用能的主要方式，占比进一步提高。

充电桩&新能源汽车

到2025年，省内充电基础设施总体车桩比例确保小于2.5﹕1，公共充电桩方面小于7﹕1，重点先行区域充电网络平均服务半径力争小于1公里，优先发展区域小于3公里，积极促进区域小于5公里。

加快构建统一的海南省充换电一张网服务与监管平台，到2022年，组建海南省新能源汽车充换电基础设施运营公司，打造海南充换电基础设施运营平台。到2025年，新能源汽车在全省存量汽车和新增汽车中占比明显提高，燃油汽车退出速度明显加快、新增规模明显降低。到2030年，全岛全面禁止销售燃油汽车，新能源汽车占比超过45%，各市县基本建成一个机动车零排放区。

新型电力系统示范建设工程

加快“源网荷储一体化”重点项目建设，优化整合电源侧、电网侧、负荷侧资源要素，提高电网与各侧的交互响应能力，实现源、网、荷、储深度协同。

智能输电建设方面，持续优化主网架，高起点高标准建设500千伏主网架，加快建成投产覆盖全岛的500千伏口字型环网，进一步形成覆盖全岛的“日”字形目标网架结构。在智能配电建设方面，全面推进以故障自愈为方向的配电自动化建设。

在智能用电方面，加快推动“新电气化”进程，促进电能占终端能源消费比重和能源利用效率持续提升，积极推进电力需求响应,加强工业领域电力需求侧管理，提升工业电气化水平，持续提高单位工业增加值能效。

在数字化方面，充分发挥能源电力大数据“生产要素”和“算力+算法”叠加倍增效应，以数字电网赋能新型电力系统建设。

到2025年，力争清洁能源发电装机、电量比重分别达85%、75%左右，科学合理控制尖峰负荷规模，以智能配电网及智能微网建设为突破口，探索构建源网荷储体系和市场机制，基本建成新型电力系统示范省。

到2030年，力争非化石能源装机比重75%左右，清洁能源装机比重92%左右，大电网与配电网、微网、微网群协调发展的电网形态基本形成，逐步形成占年度最大用电负荷5%左右的需求侧机动调节能力，大幅度提高能源资源优化配置能力和能源利用效率，全面建成数字电网、全面建成新型电力系统示范省。

主要目标

“十四五”期间，产业结构和能源结构更加优化，火电、钢铁、石化化工等重点行业中的重点企业能源利用效率力争达到标杆水平，煤炭消费继续减少，新型电力系统加快构建，绿色低碳技术研发和推广应用取得新进展，绿色生产生活方式得到普遍推行，有利于绿色低碳循环发展的政策体系进一步完善。到2025年，单位地区生产总值能源消耗和二氧化碳排放确保完成国家下达指标；非化石能源消费比重力争达到11.7%以上，为实现碳达峰奠定坚实基础。

“十五五”期间，产业结构调整取得重大进展，清洁低碳安全高效的能源体系初步建立，重点领域低碳发展模式基本形成，重点耗能行业能源利用效率达到国际先进水平，非化石能源消费比重进一步提高，煤炭消费进一步减少，绿色低碳技术取得关键突破，绿色生活方式成为公众自觉选择，绿色低碳循环发展政策体系基本健全。到2030年，单位地区生产总值能源消耗大幅下降，单位地区生产总值二氧化碳排放比2005年下降65%以上；非化石能源消费比重力争达到16%以上，如期实现2030年前碳达峰目标。

煤电&煤炭

推进煤炭消费减量替代。在保障能源安全的前提下，持续做好控煤工作，推进煤炭清洁高效利用，“十四五”时期煤炭消费继续减少，完成国家下达的控煤任务目标，“十五五”时期煤炭消费进一步减少。严控新上耗煤项目，对确需建设的耗煤项目，严格实行煤炭减量替代。

优化本地煤电机组运行，强化能源电力保供风险管控，合理管控机组煤耗。有序推动自备燃煤机组改燃关停。推进现役煤电机组节能升级和灵活性改造，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。

新能源

到2025年，全市投产可再生能源电力装机容量超过800万千瓦，除风电、光伏外其他非化石能源消费量达到388万吨标准煤。到2030年，全市可再生能源电力装机容量进一步增长。

新型电力系统建设

拓展跨区域送电通道，到2025年，全市外受电能力力争达到1000万千瓦。扩大外受电规模，在保障电力系统安全稳定的前提下，到2025年，力争外受电量占全市用电量比重超过三分之一、外受电中绿电比重达到三分之一。

推动新能源占比逐渐提高的新型电力系统建设，打造坚强智能电网，促进清洁电力资源优化配置。挖掘煤电调峰潜力，因地制宜布局调峰电源，提升电力系统综合调节能力。

推动新型储能应用，积极发展“可再生能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补，支持新能源合理配置储能，鼓励建设集中式共享储能，到2025年，新型储能装机容量力争达到50万千瓦以上。

加快推进虚拟电厂建设，优化灵活性负荷控制，扩大需求侧响应规模，到2025年，本市电网基本具备5%以上的尖峰负荷响应能力。

深化能源体制机制改革，深入推进电力市场建设，扩大电力交易，推进分布式发电市场化交易，探索开展电力现货交易。

建筑用能

深化可再生能源建筑应用，推广光伏发电与建筑一体化应用，不断提升可再生能源建筑应用比例。深入推进清洁取暖，推进工业余热供暖规模化应用。提高建筑终端电气化水平，建设集光伏发电、储能、直流配电、柔性用电于一体的“光储直柔”建筑。到2025年，城镇建筑可再生能源替代率达到8%，新建公共机构建筑、新建厂房屋顶光伏覆盖率力争达到50%。

主要目标

到2025年，单位地区生产总值能耗比2020年下降14%，单位地区生产总值二氧化碳排放完成国家下达的目标任务，非化石能源消费比重达到18%，林木覆盖率达到24.1%，为实现碳达峰奠定坚实基础。

到2030年，单位地区生产总值能耗持续大幅下降，单位地区生产总值二氧化碳排放比2005年下降65%以上，风电、太阳能等可再生能源发电总装机容量达到9000万千瓦以上。

重点任务

到2025年，全省光伏发电装机达到3500万千瓦以上。

到2025年，全省风电装机达到2800万千瓦以上。

核电方面，在确保绝对安全的前提下安全有序发展核电，加快规划建设连云港千万千瓦级核电基地，积极稳妥推进绿色核能供热示范项目。

力争到2025年底全省生物质发电装机规模达到300万千瓦。

到2025年，煤炭消费占比下降到52%左右，煤电装机占比下降到50%左右，煤电机组供电煤耗下降至290克/千瓦时左右。

到2025年，全省新型储能装机规模达到260万千瓦时左右。

煤炭&化石能源

近期按照“节能、净煤、减气、少油”总体思路，推进终端能源消费电气化，通过实施农村供暖“煤改电”、机动车“油换电”、燃气机组热电解耦、可再生能源替代等措施，实现化石能源消费总量逐步下降。

远期通过电力供应脱碳化，持续削减化石能源消费。加强应急备用和调峰电源建设及相关政策研究，大幅提升天然气应急储备能力，确保能源安全稳定供应和平稳过渡。

非应急情况下基本不使用煤炭。

可再生能源

大力发展本市可再生能源，将可再生能源利用作为各级规划体系的约束性指标，以灵活多样的方式推动光伏、地热及热泵应用，适度发展风电，实现经济可得的本地可再生能源规模化利用。

在产业园区、公共机构和建筑领域推广使用分布式光伏发电系统，推进光伏建筑一体化应用。开展能源互联网试点示范建设，大力促进分布式发电就地并网使用。

大力发展地热及热泵、太阳能、储能蓄热等清洁供热模式，实现平原地区地热资源有序利用。

积极争取国家宏观政策、电力设施规划、核算和调度等方面支持，逐步理顺外调绿电输配、交易和消纳机制，加强需求侧管理，形成有利于促进绿色电力调入和消纳的政策环境。

深化与河北、内蒙古、山西可再生能源电力开发利用方面合作，大力推动绿电进京输送通道和调峰储能设施建设，建设以新能源为主的新型电力系统。

到2025年，新型储能装机容量达到70万千瓦，电网高峰负荷削峰能力达到最高用电负荷3%—5%，市外调入绿色电力规模力争达到300亿千瓦时，太阳能、风电总装机容量达到280万千瓦，新能源和可再生能源供暖面积达到1.45亿平方米左右。

到2030年，太阳能、风电总装机容量达到500万千瓦左右，新能源和可再生能源供暖面积比重约为15%。

京津冀能源低碳转型

加强区域低碳能源合作开发，推进能源基础设施互联互通。大力开发区域风电、光伏和绿氢资源，研究建设抽水蓄能电站，优先安排可再生能源上网，扩大绿色电力消纳，助力张家口高标准建设可再生能源示范区。探索开展区域化石能源消费总量控制，严格实施煤炭消费减量替代，加快推动能源清洁低碳转型。协同推进碳达峰工作，以北京率先碳达峰带动京津冀区域能源低碳转型。

主要目标：

十四五”期间，产业结构和能源结构调整优化取得明显进展，能源资源利用效率持续提高，以新能源为主体的新型电力系统加快构建，绿色低碳技术研发和推广应用取得新进展，绿色生产生活方式得到普遍推行，有利于绿色低碳循环发展的政策体系进一步完善。到2025年，非化石能源消费比重达到17.7%，单位地区生产总值能源消耗和单位地区生产总值二氧化碳排放确保完成国家下达目标任务，为2030年前碳达峰奠定坚实基础。

“十五五”期间，产业结构调整取得重大进展，重点领域低碳发展模式基本形成，清洁低碳安全高效的能源体系初步建立，非化石能源消费占比进一步提高，绿色低碳技术取得关键突破，绿色生活方式成为公众自觉选择，绿色低碳循环发展的政策体系基本健全。到2030年，非化石能源消费比重达到20%左右，单位地区生产总值二氧化碳排放比2005年下降65%以上，确保2030年前实现碳达峰。

煤电

合理控制煤电规模，严控新建、扩建大型常规煤电机组，有序推进老旧燃煤机组等容量替代。大力推动煤炭清洁高效利用。到2025年，全省煤炭消费量控制在9000万吨以内，煤炭消费比重下降到59.7%。

三改联动/灵活性改造

加快升级现役煤电机组，积极推进煤电供热改造、节能降耗改造和灵活性改造。

生物质发电

到2030年，生物质发电装机容量达到160万千瓦左右。

新能源

到2025年，非化石能源装机比重提高到50%以上。到2030年，风电、太阳能发电装机容量达到6000万千瓦左右，生物质发电装机容量达到160万千瓦左右。

加快白城、松原“绿电”示范园区建设，提升清洁能源本地消纳能力，落实完成国家下达的可再生能源电力消纳责任权重，推动可再生能源项目有序开发建设。

地热能

推广干热岩地热采暖示范工程，积极开展地热能开发利用。

源网荷储

加快推进“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补发展，在白城、松原等工业负荷发展潜力大、新能源资源条件好的地区优先开展源网荷储一体化试点工程。

建筑用能

加快可再生能源建筑规模化应用，大力推进光伏发电在城乡建筑中分布式、一体化应用。积极推动冬季清洁取暖，推进热电联产集中供暖，推广工业余热供暖应用。提高建筑终端电气化水平，建设集光伏发电、储能、直流配电、柔性用电为一体的“光储直柔”建筑。鼓励有条件的公共机构建设连接光伏发电、储能设备和充放电设施的微网系统，实现高效消纳利用。

氢能

制定氢能产业发展规划，有序推动“北方氢谷”和“长春-松原-白城”氢能走廊建设，推进氢能“制储输用”全链条发展。

核能

稳妥实施核能供热示范工程。

抽水蓄能/储能

到2025年，新型储能装机容量达到25万千瓦以上。到2030年，全省抽水蓄能电站装机容量达到1210万千瓦左右，省级电网基本具备5%的尖峰负荷响应能力。

加快实施东部“山水蓄能三峡”工程，打造千万千瓦级东北应急调峰调频保障基地。

农村用能

大力发展绿色低碳循环农业，开展新能源乡村振兴工程，因地制宜发展分散式风电、分布式光伏、农光互补、渔光互补，推进“光伏+设施农业”等低碳农业模式。持续推进农村地区清洁取暖，构建以电采暖、生物质区域锅炉等为主的清洁供暖体系。加快太阳能、地热能在农用生产和农村生活中的应用，推动示范项目建设。发展节能低碳农业大棚，推广节能环保灶具、农机具。持续推进农村电网改造升级，基本实现城乡供电服务均等化，提升农村用能电气化水平。引导新建农房执行节能及绿色建筑标准，鼓励农房节能改造。到2025年，建成一批绿色环保的宜居型农房。

绿色工厂/低碳工业园区

以绿色工厂、绿色产品、绿色园区、绿色供应链为重点，着力构建高效、清洁、低碳、循环的绿色制造体系。聚焦钢铁、石化化工、建材等行业，实施生产工艺深度脱碳、二氧化碳资源化利用等绿色低碳技术示范工程。

围绕空间布局优化、产业结构调整、企业清洁生产、公共基础设施建设、环境保护、组织管理创新等方面，组织园区企业实施清洁生产改造，积极利用余热余压，推行热电联产、分布式能源及光伏储能一体化应用，推动能源梯级利用。

主要目标

“十四五”时期，全区产业结构和能源结构优化取得明显进展，重点行业能源利用效率显著提升，煤炭消费增长得到严格合理控制，绿色低碳循环发展的政策体系进一步完善，绿色低碳技术研发和示范取得新进展，绿色低碳发展水平明显提升。到2025年，新能源发电装机容量达到5000万千瓦以上，非水可再生能源电力消纳比重提高到28%以上，非化石能源消费比重达到15%左右，单位地区生产总值能源消耗和二氧化碳排放下降确保完成国家下达目标，为实现碳排放达峰奠定坚实基础。

“十五五”时期，产业结构调整取得重大进展，清洁低碳安全高效的能源体系初步建立，重点领域低碳发展模式基本形成，碳达峰目标顺利实现。到2030年，非化石能源消费比重达到20%左右，新能源发电总装机容量达到7450万千瓦以上，非水可再生能源电力消纳比重提高到35.2%以上。

“十六五”时期，二氧化碳排放实现达峰后稳中有降，可再生能源装机比重持续提升，清洁低碳、安全高效的能源体系更加成熟，广泛形成绿色低碳的生产和生活模式。到2035年，非化石能源消费比重达到30%左右。

煤电

坚持“三改联动”，统筹推进煤电节能降碳改造、灵活性改造和供热改造。按照分类处置、保障供应的原则有序推动淘汰煤电落后产能，持续淘汰关停不达标落后煤电机组，将符合安全、环保等政策和标准要求的淘汰机组转为应急备用电源。加强燃煤自备电厂规范管理，支持自备燃煤机组实施清洁能源替代。大力推动煤炭清洁利用，合理划定禁止散烧区域，持续压减散煤消费，积极推进城乡居民清洁取暖，减少种植业、养殖业、农产品加工等农业领域散煤使用，在集中供热无法覆盖的区域加快推进“煤改气”“煤改电”清洁供暖工程。“十四五”期间，煤炭消费增长得到严格合理控制，2025年燃煤电厂平均供电标准煤耗降低到300克/千瓦时以下，单位GDP煤炭消耗下降15%；“十五五”期间煤炭消费逐步减少。

特高压

新建通道可再生能源电量比例原则上不低于50%，加快建成以新能源外送为主的宁夏至湖南±800千伏特高压直流输电工程，推动清洁能源在更大范围优化配置。

可再生能源

大力发展新能源。坚持集中开发和分布开发并举、扩大外送和就地消纳相结合的原则，重点依托沙漠、戈壁、荒漠、采煤沉陷区等建设一批百万千瓦级光伏基地，因地制宜建设各类“光伏+”综合利用项目，探索自发自用和就地交易新模式，有效扩大用户侧光电应用。稳步推进集中式平价风电项目建设和分散风能资源开发，加快老旧风电项目技改升级，推广高塔筒、大功率、长叶片风机及先进技术，积极发展低风速风电。积极发展太阳能光热发电，推动光热发电与光伏发电、风电互补调节。因地制宜发展生物天然气、生物成型燃料、生物质（垃圾）发电等生物质能源，加快生物质成型燃料在工业供热和民用采暖等领域推广应用。积极推广浅层地热能供暖，探索开展中深层地热能供暖。到2025年，新能源装机规模力争达到5000万千瓦，非化石能源发电量占比提高到30%以上，非水可再生能源电力消纳比重提高到28%以上。到2030年，风电装机规模力争达到2450万千瓦，光伏装机达到5000万千瓦，可再生能源电力消纳比重提高到40%以上，非水可再生能源电力消纳比重提高到35.2%以上。

建筑用能

推动既有建筑节能改造。加强既有建筑节能改造鉴定评估，对具备节能改造价值和条件的既有居住建筑应改尽改，改造后部分节能效果达到现行标准规定。加快推动老旧供热管网等市政基础设施节能降碳改造，持续推进居住建筑、公共建筑等用户侧能效提升、供热管网保温及智能调控改造，强化建筑空调、照明、电梯等重点用能设备智能化运行管理。加快推进居住建筑供热计量收费，推动公共建筑能耗监测和统计分析，逐步实施公共建筑合同能源管理和能耗限额管理。到2030年地级以上城市全部完成公共建筑节能改造任务，改造后实现整体能效提升20%以上。

优化建筑用能结构。充分利用建筑本体及周边空间，推进建筑太阳能光伏一体化技术创新与集成应用。积极推动清洁取暖，推进热电联产和工业余热集中供暖，因地制宜推行热泵、生物质能、地热能、太阳能等清洁供暖。推动集光伏发电、储能、直流配电、柔性用电为一体的“光储直柔”技术应用。引导建筑供暖、生活热水、炊事等向电气化发展，推动高效直流电器与设备应用。到2025年，新建工业厂房、公共建筑光伏一体化应用比例达到50%，党政机关、学校、医院等既有公共建筑太阳能光伏系统应用比例达到15%；到2030年，建筑用电占建筑能耗比例超过65%。

氢能

推进氢能应用示范建设。推进氢能产业化、规模化、商业化进程，加快氢能替代，助力减煤降碳。以建设宁东能源化工基地新能源产业园为重点，推进规模化光伏制氢项目建设，积极开展可再生能源制氢耦合煤化工产业示范，实现以氢换煤。开展储氢、输氢、氢能综合利用等技术攻关，培育氢能装备制造产业，形成集群发展。推进氢燃料电池汽车在物流运输、公共交通、市政环卫等领域试点应用，促进氢能制输储用一体化发展。到2030年，绿氢生产规模达到30万吨/年以上。

抽水蓄能/储能

建设牛首山、中宁等抽水蓄能电站，加快新型储能设施推广应用，提升电网调峰能力。积极发展“新能源＋储能”、“源网荷储”一体化和多能互补，支持分布式新能源合理配置储能系统。加强储能电站安全管理。加快实施电能替代工程，持续提升电能占终端能源消费比重。加强需求侧管理和响应体系建设，引导工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、加氢站、虚拟电厂等参与系统调节，提升电力需求侧响应和电力系统综合调节能力。到2025年，全区直流电力外送能力提升至2200万千瓦以上，全区储能设施容量不低于新能源装机规模的10%、连续储能时长2小时以上，需求侧响应能力达到最大用电负荷的5%以上；到2030年，抽水蓄能电站装机容量达到680万千瓦。

农村用能

推进农村建设和用能低碳转型。持续加大农村电网改造提升力度，提高农村用能电气化水平。淘汰和更新老旧农业机械装备，实施大中型灌区节水改造。推广农用电动车辆等节能机械和设备设施，发展节能农业大棚。鼓励农村住房建设同步实施墙体保温、屋面隔热、节能门窗、被动式暖房等节能降耗措施，引导建设结构安全、风貌乡土、功能适用、成本经济、绿色环保的新型农房。推广生物质能资源化利用，优先采用太阳能、空气源热能、浅层地热能等解决农业农村用能需求。在集中供暖未覆盖的农村地区，大力推动太阳能+空气源热泵（水源热泵、生物质锅炉）等小型可再生能源供热。加快推进生物质成型燃料+生物质锅炉替代散煤取暖。鼓励生物质热电联产、生活垃圾发电、风能和光伏发电取暖。积极发展地热能供暖，因地制宜开展浅层、中深层地热能开发利用。鼓励使用高效节能家用电器、半导体照明产品和节能环保炉具。到2030年，建成一批绿色农房，鼓励建设星级绿色农房和零碳农房。

新能源汽车

到2025年，清洁能源汽车销量占新车销量比例达到15%以上，市政车辆全部实现新能源替代；营运车辆单位运输周转量二氧化碳排放较2020年下降5％左右；到2030年，当年新增新能源、清洁能源动力的交通工具比例达到40%左右，营运车辆单位运输周转量二氧化碳排放较2020年下降9.5％左右，铁路单位换算周转量综合能耗比2020年下降10%。陆路交通运输石油消费力争在2030年前达到峰值。

到2025年，建设公共充电桩6000台以上；到2030年，建设公共充电桩1万台以上，除消防、救护、加油、除冰雪、应急保障等车辆外，民用运输机场场内车辆设备力争全面实现电动化。

节能降碳

到2025年，规模以上工业企业单位增加值能耗较2020年下降18%，重点行业产能能效达到标杆水平的比例超过30%；到2030年，重点耗能行业能源利用效率达到国内先进水平。

引导工业、交通、农业等终端用户优先选用清洁能源，大力推广新能源汽车、热泵、电窑炉等新型设备，推动清洁能源取代化石能源。

加强新型基础设施节能降碳。优化布局以5G、人工智能、工业互联网、物联网等为代表的新型数字基础设施，统筹谋划、科学配置数据中心等新型基础设施，避免低水平重复建设。优化新型基础设施用能结构，因地制宜采用自然冷源、直流供电、“光伏+储能”5G基站、氢燃料电池备用电源等技术，建立多样化能源供应模式，推进中卫国家一体化算力网络枢纽节点绿色电力应用试点建设，提高非化石能源利用比重。对标国际先进水平，加快完善通讯、运算、存储、传输等设备能效标准，提升准入门槛，淘汰落后设备和技术。加强新型基础设施用能管理，将年综合能耗超过1万吨标准煤的数据中心纳入重点用能单位能耗在线监测系统，开展能源计量审查。推动既有新型基础设施绿色低碳升级改造，推广使用高效制冷、先进通风、余热利用、智能化用能控制等绿色技术和能耗管理平台，提高设施能效水平。到2025年，新建大型、超大型数据中心平均电能利用效率不高于1.2；到2030年，数据中心电能利用效率和可再生能源使用率进一步提升。