关于印发北京市进一步强化节能实施方案（2023年版）的通知

京发改〔2022〕1672号

各有关单位：

节能是生态文明建设的内在要求，是绿色北京建设的重要任务。为充分发挥节能的“第一能源”作用，进一步保障本市能源安全平稳高效运行，协同推进降碳、减污、扩绿、增长，我们结合新形势新要求，对《北京市发展和改革委员会等11部门关于印发北京市进一步强化节能实施方案的通知》（京发改〔2021〕1549号）进行了修订，形成了《北京市进一步强化节能实施方案（2023年版）》，已经市政府同意，现予以印发，请贯彻落实。

特此通知。

北京市发展和改革委员会 北京市机关事务管理局

北京市住房和城乡建设委员会 北京市经济和信息化局

北京市城市管理委员会 中共北京市委宣传部

北京市商务局 北京市交通委员会

北京市教育委员会 北京市市场监督管理局

北京市人民政府国有资产监督管理委员会

2022年12月6日

北京市进一步强化节能实施方案

（2023年版）

节能是生态文明建设的内在要求，是绿色北京建设的重要任务，是协同推进降碳、减污、扩绿、增长的重要源头措施。为立足新发展阶段，完整、准确、全面贯彻新发展理念，主动服务和融入新发展格局，积极稳妥推进碳达峰碳中和，充分发挥节能的“第一能源”作用，进一步保障本市能源安全平稳高效运行，在2021年发布的《北京市进一步强化节能实施方案》基础上，结合当前节能工作实际，修订形成本方案。

一、目标要求

全面贯彻落实党的二十大精神，把节能作为实施全面节约战略、积极稳妥推进碳达峰碳中和的重要举措，重点结合本市冬夏能源运行特点，发挥党政机关和国有企事业单位表率作用，大力倡导全民行动，以科技和专业服务为依托，以法律法规标准为保障，强化建筑、交通等重点领域节能，加强石化、水泥、数据中心等高耗能行业节能管理，压实属地、行业管理部门、用能单位三方责任，突出效率优先，坚持循序渐进，加强统筹协调，保障合理有序用能，促进本市单位地区生产总值能耗持续下降，保持全国省级地区最优水平。

二、进一步发挥党政机关和国有企事业单位表率作用

党政机关、国有企事业单位带头采取更严格、更精细化的节能管理措施，实现冬夏高效用能。要带头落实《党政机关能源消耗定额》《高等学校能源消耗定额》《中学能源消耗定额》《小学能源消耗定额》《博物馆与科技馆能源消耗定额》《体育场馆能源消耗定额》等地方标准，减少能源消耗。积极开展公共机构、国有企事业单位节能绿色化改造工作，持续推进公共建筑能效提升和碳排放降低。

要带头加强办公建筑外观照明管理，严格执行《北京市党政机关、国有企事业单位办公建筑外观照明强化节能导则（试行）》，合理降低景观照明强度，压缩开启时间。

要结合《北京市市级党政机关节能低碳行为规范（试行）》实施情况，研究制定《北京市公共机构节约能源资源工作规范》，做好宣传教育、专题培训、检查督导等。各单位要针对不同用能区域需求、不同用能类别特点、不同用能设备设施性质，制定并实施“一区域一方案、一类别一措施、一设备一对策”的精细化、精准化节能管理措施。副中心行政办公区带头做好表率，各项措施率先达到规范要求。

要优化办公区门厅、走廊、卫生间、电梯间等不同区域照明方案，充分利用自然光，加强感应控制，杜绝“白昼灯”；会议结束及下班时随手关灯，杜绝“长明灯”。室内温度严格执行公共建筑室内温度控制相关标准规范，地下车库原则上不供暖、不制冷，具备分控条件的，下班离开办公室提前关闭空调。办公电脑开启“10分钟不操作关闭显示器”等节电设置，下班前关闭电脑主机、显示器、打印机、路由器等设备电源，会议结束后及时关闭会议室显示屏和会控设备。分情况分时段精细设置开水器运行方式，在满足供水需求的前提下，尽量减少开机和待机时间，减少开机和待机开水器数量。会议室热水壶供应提倡“半壶制”。提倡短距离上下楼时不乘电梯，公务出行优先使用公共交通或集中乘车。

落实《北京市实施<公共机构能源资源消费统计调查制度>工作方案》，加强能耗计量监测，持续推动党政机关、事业单位能耗数据分阶段、分品种（电、热等）实时监测并接入北京市节能监测服务平台。（牵头单位：市机关事务局、市教委、市国资委、市住房城乡建设委、市发展改革委等）

三、大力倡导节能全民行动

鼓励市民家庭使用高能效燃气灶具、灯具和家用电器，推动采暖用一级能效空气源热泵，推进建筑电气化。鼓励市民积极参与“MaaS出行 绿动全城”等碳普惠行动和“绿色出行‘码’上有礼”等公益活动，降低私家车使用强度。延长执行促进绿色节能消费政策，鼓励商家开展节能家电产品促消费活动，并研究下一轮促进绿色节能消费工作。做好北京市绿色发展及碳达峰碳中和“大宣讲”活动，做好面向社区、学校的宣传，普及生活节能知识，提高节能意识。持续打造“北京绿色生活季”品牌，策划实施后期活动，不断推动生活方式绿色转型。充分利用新媒体和公益广告等媒介，采用短视频、电子海报等多种宣传方式，普及讲解节能基本理念和知识，宣传推广有效做法和技巧。（牵头单位：市委宣传部、市交通委、市住房城乡建设委、市商务局、市发展改革委、市城市管理委、市市场监管局）

四、积极开展节能专业培训和咨询服务

持续开展“节能官”培训。结合本市碳达峰实施方案，加强对各区、行业主管部门、重点用能单位能源管理负责人节能降碳业务培训。强化对公共机构能源管理人员节能降碳专业知识培训。开展“三进”服务。在落实疫情防控要求的前提下，组织专家和节能服务专业机构进企业、进公共建筑、进社区，开展节能诊断和节能咨询服务，普及节能降碳政策和技术，改进节能降碳管理。（牵头单位：市发展改革委、市经济和信息化局、市住房城乡建设委、市机关事务局，各区人民政府、北京经济技术开发区管委会）

五、持续推动节能技术和节能机制创新

持续推动绿色技术创新，加强面向市场的绿色技术创新体系建设。分期分批发布创新型绿色技术推荐目录和应用场景清单，推动一批示范应用项目落地。（牵头单位：市发展改革委）

持续推动节能技改项目，完善节能技改项目支持政策，推广应用北京市节能潜力评估与节能量核证方法学及软件平台，开展项目节能量预审，做好项目改造实施过程中的技术服务，加强市区两级节能技术改造奖励资金联动，更好地调动企业改造积极性，尽早形成节能量。（牵头单位：市发展改革委，各区人民政府、北京经济技术开发区管委会）

发挥市场化机制服务推动节能降碳作用，积极推广合同能源管理，制定实施《北京市公共机构采用能源费用托管服务实施办法》。（牵头单位：市机关事务局）

实施《北京市推动软件和信息服务业高质量发展的若干政策措施》，鼓励数据中心绿色化改造，对于改造后PUE达到地方标准准入值要求且接入北京市节能监测服务平台的数据中心，按纳入奖励范围的固定资产投资予以一定比例的奖励；对数据中心转型为算力中心或涉及余热回收、液冷、氢能应用的，按纳入奖励范围的固定资产投资予以一定比例的奖励。（牵头单位：市经济和信息化局）

加快实施道路照明节能改造。加快推广使用LED等高能效光源设备，科学合理控制路灯开启时间，推进路灯智能分时分区控制。（牵头单位：市城市管理委，各区人民政府、北京经济技术开发区管委会）

六、加强建筑、交通、工业和信息化等重点领域节能管理

（一）推进建筑、交通等重点领域节能

研究制定建立健全本市公共建筑能效评估办法和制度的工作方案，推进公共建筑能效评估工作。继续推进公共建筑能耗限额管理工作。研究制定公共场所室内温度标准导则，组织专业机构在冬季采暖、夏季制冷等用能高峰期对公共场所室内温度进行调查，完善公共建筑室内温控机制，引导公共建筑合理控制室内温度。（牵头单位：市发展改革委、市住房城乡建设委、市交通委）

推进燃气锅炉烟气余热深度利用，推广先进的平衡调节、气候补偿、自动监测控制和智能化供热等节能技术，提高供热系统效率和管理控制水平。结合既有建筑智能供热升级、城市更新改造和老旧小区改造，继续开展供热隐患排查治理、推进老旧供热管网更新改造。（牵头单位：市城市管理委、市住房城乡建设委）

制定《北京MaaS2.0工作方案》，持续优化以“轨道+”为核心的城市出行、跨区域出行以及“交通+生活”等场景出行服务，激励引导公众绿色出行。（牵头单位：市交通委）

（二）加强石化和水泥行业用能管理

落实本市“十四五”规划纲要要求，持续推进不符合首都功能定位的一般性生产制造环节调整退出，推进在京石化、水泥生产企业落实生产规模控制性要求。（牵头单位：市经济和信息化局）

（三）严控数据中心能耗

加强大型数据中心能耗在线监测。在前期完成提供第三方（非自用）数据中心服务的重点用能单位电耗数据实时接入的基础上，完成以电信运营商为主的数据中心实时电耗数据接入北京市节能监测服务平台，实现实时准确电耗监测。（牵头单位：市发展改革委）

推动数据中心余热利用试点示范项目建设。鼓励数据中心余热供热改造，并鼓励第三方专业供热公司通过BOT、EPC等多种模式进行投资建设及供热运营管理。研究促进数据中心余热接入城市大网或区域热力管网，提高用户供暖保障水平，解决余热直供用户难等问题。（牵头单位：市城市管理委、市经济和信息化局、市发展改革委）

（四）整治虚拟货币“挖矿”活动

落实国家要求，持续开展虚拟货币“挖矿”活动整治工作，加强“挖矿”活动监测分析、分类整治，坚决依法依规清理本市虚拟货币“挖矿”活动。（牵头单位：市发展改革委、市经济和信息化局）

（五）严格执行国家电价改革政策

落实国家电价改革部署，进一步完善峰谷分时电价政策和尖峰电价机制，引导用户错峰用电、削峰填谷。充分发挥价格杠杆作用，对直接参与电力市场化交易的高耗能企业，市场交易电价不受燃煤发电基准价上浮不超过20%限制；通过电网企业代理购电的高耗能企业，执行高于电网企业代理其他用户的购电价格，具体幅度以国家代理购电相关规定为准。（牵头单位：市发展改革委）

七、进一步依法加强节能执法检查

依法开展公共场所节能综合监察专项行动，依托“互联网+监管”平台对全市重点用能单位开展全覆盖节能综合监察，并根据综合监察情况，选取部分单位，依法依规赴现场开展节能管理制度、能源利用效率、使用国家明令淘汰用能设备等专项监察，严肃查处违法用能行为，跟踪督促企业加快问题整改。（牵头单位：市发展改革委）

依法开展公共建筑节能温控执法检查。围绕商务楼宇、宾馆饭店、购物中心、电影院等公共建筑，重点检查冬夏室内温度控制情况。（牵头单位：市住房城乡建设委）

依法开展能源计量领域监督检查。加强热量表、燃气表、电能表等冬季供暖、夏季制冷相关计量器具的监督检查。（牵头单位：市市场监管局）

八、强化各区、部门和重点用能单位节能管理责任

严格落实市、区、重点用能单位节能目标责任制，加强能源消耗总量和强度调控，强化能耗强度约束性指标管理，合理控制能源消费总量。（牵头单位：市发展改革委，各区人民政府、北京经济技术开发区管委会）

全市重点用能单位要严格落实节约能源相关法律法规要求，进一步完善节能目标责任制和节能管理制度，优化能源计量器具配置，严格执行向北京市节能监测服务平台报送月度能耗数据的制度。要加强能源管理负责人节能教育和岗位节能培训。（牵头单位：市发展改革委，各区人民政府、北京经济技术开发区管委会）

九、切实注重有序开展节能工作

要依法依规开展节能工作，确保市民生活用能，不得以强化节能名义影响企业正常生产经营用能。各项节能措施应满足疫情防控工作要求。要严格控制景观照明范围，合理降低景观照明强度，精细管理城市道路照明开关灯时间。要加强公交、地铁智慧化调度，根据季节变化与市民出行规律优化线路与班次，在保证服务质量的前提下进一步提升公共交通系统能效水平。（牵头单位：市城市管理委、市经济和信息化局、市交通委）

十、强化节能工作统筹协调

充分发挥市委生态文明委推动形成绿色发展方式和生活方式工作小组统筹推进全市节能领域重点工作作用，加强统筹协调。各区政府、行业主管部门，要切实落实属地责任和行业管理责任，持续加强节能管理，提高能效水平。（牵头单位：市发展改革委）

宁发改能源（发展）〔2022〕883号

各市、县（区）人民政府，自治区政府各部门、各直属机构：

《宁夏回族自治区可再生能源发展“十四五”规划》已经自治区人民政府同意，现予以印发，请认真执行。

宁夏回族自治区发展改革委

2022年11月30日

（此件公开发布）

宁夏回族自治区可再生能源发展“十四五”规划

为深入贯彻落实党中央、国务院关于碳达峰、碳中和的重大战略决策，全面落实习近平总书记视察宁夏重要讲话精神，加快规划建设新型能源体系，高水平建设国家新能源综合示范区。根据国家《“十四五”可再生能源发展规划》《宁夏回族自治区国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》《宁夏回族自治区能源发展“十四五”规划》，制订本规划。

一、发展基础与形势

（一）发展成效

“十三五”期间，国家新能源综合示范区建设取得重大进展，可再生能源发展规模持续扩大，利用效率逐步提升，发展模式多元应用，装备水平显著提高，体制机制有效创新，惠民效果日益显现。可再生能源成为推动全区能源革命的重要动力，为能源结构优化调整做出了突出贡献，发展成效显著。

1.发展规模持续扩大。宁夏风电基地、光伏园区项目建设有序推进，风电、光伏发电实现了“规模化、集约化、园区化”快速发展，装机规模均突破千万千瓦。吴忠市垃圾发电、银川市垃圾发电（二期）、石嘴山市生物质热电联产等项目建成投运，生物质发电规模稳步增长。水电项目运行平稳。截至2020年底，全区可再生能源电力装机和发电量达到2629万千瓦和355亿千瓦时，分别比2015年增长123%和156%。可再生能源电力装机、发电量占比分别由2015年的37%、12%增长至44%、20%。可再生能源已逐渐成为全区新增电力装机主力，清洁能源替代作用日益突显。

2.利用效率逐步提升。全区非水可再生能源电力消纳比重达到21%，连续多年位居全国前列。可再生能源消纳利用水平保持在合理区间，新能源综合利用率达到97.6%，提前完成2020年消纳目标。依托银东、灵绍直流通道推进风光火打捆外送，非水可再生能源外送电量由2015年的8.88亿千瓦时增长至2020年的114亿千瓦时，年均增长66.6%。宁夏电网成为全国首个新能源发电出力超过全网用电负荷的省级电网，为高比例新能源电网建设和安全运行积累了有益经验。

3.发展模式多元应用。建成中卫百万千瓦沙漠光伏电站、宝丰红墩子农光互补电站、贺兰通威渔光互补电站、闽宁镇光伏设施农业等“光伏+”项目，实现光伏发电与荒漠化治理、农业种植、旅游观光、水产养殖等综合发展。风光互补联合发电模式在中卫、吴忠等风光资源富集地区推广应用。嘉泽红寺堡新能源智能微电网列入国家示范项目。实施分散式风电、分布式光伏市场化交易试点项目，积极探索新能源就地消纳新模式。

4.装备水平显著提高。光伏产业形成多晶硅、单晶硅棒、硅片、单晶电池、组件、光伏应用全产业链，单晶硅棒产能占全球六分之一，高效高品质N型单晶硅生产技术国内领先。风机主机组装及塔筒、叶片、减速器等主要零部件配套产业初步形成，风机减速器产量居全国前三。采用大功率、大尺寸高效电池组件和智能逆变器的大型光伏电站纷纷涌现，风电机组单机容量、轮毂高度、叶轮直径不断提升，可再生能源发电成本大幅下降。

5.体制机制有效创新。率先以省区为单位整合风光、土地、电网接入等条件，规划布局建设10个大型风电场和11个光伏园区，强化电网规划与新能源规划有效衔接。创新开展全国首个风电项目竞争配置工作。运用新能源超短期预测、输电断面稳控、风光火有功协调等先进技术，全面提升新能源消纳能力。建立新能源优先调度机制，鼓励新能源企业参与电力市场化交易，开展区内及跨区交易、置换、辅助调峰交易、火电机组深度调峰、自备电厂替代等机制创新。

6.惠民效果日益显现。可再生能源在我区民生领域的应用范围逐步扩大，有效改善了农村生活条件和农民生活质量。中南部5个贫困县（区）村级光伏扶贫电站并网发电，助力349个贫困村、2.63万户贫困户脱贫摘帽。惠及71.3万户农户的农村阳光沐浴工程圆满收官，宁夏在全国率先实现乡村农户太阳能热水器使用全覆盖。实施固原市544所村卫生室冬季光伏供暖工程，开展平罗县、彭阳县非集中供热区域可再生能源供暖试点，在青铜峡市、大武口区、惠农区建成10座生物质锅炉清洁供暖项目，全区可再生能源供暖面积超过40万平方米。

（二）发展形势

“十四五”及今后一段时期，国际能源持续变革，全球能源持续向低碳化、无碳化方向演变。我国处于优化能源结构、保障能源安全、提升能源效率的攻坚阶段，可再生能源发展将呈现大规模、高比例、市场化、高质量发展新特征。碳达峰目标和碳中和愿景对宁夏可再生能源发展提出新要求，我区可再生能源发展机遇与挑战并存，机遇大于挑战。

——从国内看，“十四五”是可再生能源成本优势逐步凸显的战略机遇期，围绕落实碳达峰、碳中和战略目标和构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系，我国将坚持市场化方向推动可再生能源更大规模、更高比例、更高质量发展，加快实施可再生能源替代行动，着力提升新能源消纳和存储能力，积极构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统，健全完善有利于全社会共同开发利用可再生能源的体制机制和政策体系，可再生能源将成为能源消费增量主体，实现对化石能源的加速替代。技术快速进步将加快提升风电、光伏发电市场竞争力，风、光发电成本有望全面低于火电成本，光伏发电有望成长为我国上网电价最低、规模最大的电源，有力推动可再生能源从能源绿色低碳转型的生力军成长为碳达峰碳中和的主力军。

——从区内看，宁夏能源电力领域碳排放占比仍然偏高，能源结构调整和节能降碳任务艰巨，亟需继续大力推动以光伏发电、风电等为主的可再生能源发展。风电、光伏发电项目规划选址问题增多，土地租金、融资等非技术成本呈增加趋势，制约新能源市场竞争力提升。新能源高比例发展对电力系统稳定性提出更高要求，系统灵活调节和存储能力亟待提高，可再生能源电力消纳压力仍然较大。但随着“四个革命、一个合作”能源安全新战略的深入实施，新时代推进西部大开发形成新格局、黄河流域生态保护和高质量发展等国家战略的交汇叠加，黄河几字弯清洁能源基地列入国家规划，国家发展改革委、国家能源局出台《关于支持宁夏能源转型发展的实施方案》，为我区可再生能源发展提供了重大机遇、注入了强劲动力、拓展了全新空间，有利于我区加快发展可再生能源，提高可再生能源利用效率，推动可再生能源技术创新、模式创新、机制创新，畅通产业链循环，建设更高水平的国家新能源综合示范区。

二、总体要求

（一）指导思想

以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻落实党的二十大精神，全面贯彻落实习近平总书记视察宁夏重要讲话精神，按照自治区第十三次党代会部署要求，立足新发展阶段、贯彻新发展理念、融入新发展格局，深化供给侧结构性改革，践行“四个革命、一个合作”能源安全新战略，落实碳达峰、碳中和重大决策部署，以高水平建设国家新能源综合示范区为目标，以加快推进绿能开发、绿氢生产、绿色发展为路径，着力加快推动可再生能源开发建设，着力提高可再生能源电力消纳水平，着力壮大可再生能源配套服务能力，着力促进可再生能源与新技术、新业态融合发展，加快构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系，为加快建设黄河流域生态保护和高质量发展先行区，建设社会主义现代化美丽新宁夏提供更加坚实的清洁能源保障。

（二）基本原则

——统筹规划，引领高质量发展。加强可再生能源规划与国土空间规划统筹协调，强化可再生能源规划和电网、常规能源、应对气候变化、节能降耗等相关规划衔接，促进可再生能源开发利用与生态环境保护协调发展。

——加快开发，实现高比例发展。加快新能源基地开发建设，因地制宜发展分散式风电和分布式光伏，鼓励供热等非电利用。提升电力系统灵活调节能力，优化完善电网基础设施，推动可再生能源更大范围优化配置，实现高比例发展。

——科技赋能，推动融合化发展。加强关键核心技术攻关和装备研发制造，加快先进成熟技术推广应用，推进可再生能源与农业、交通、建筑、生态等行业和储能、氢能、大数据等产业深度融合发展，不断提升可再生能源市场竞争力。

——畅通循环，推进一体化发展。紧盯行业发展趋势和我区发展短板，坚持一体化配套发展方向，推动可再生能源产业链延伸、技术链拉长、价值链提升、供应链贯通，促进可再生能源就地消纳转化应用，形成光伏、风电制造业发展新优势。

——深化改革，加快市场化发展。加强政策协同，加快形成促进可再生能源消纳的电力市场机制，落实可再生能源电力消纳保障机制，推动可再生能源低成本、市场化开发利用，有效激发新技术、新模式、新业态的市场活力和发展动力。

三、发展目标

（一）总体目标

“十四五”是宁夏实现碳达峰的关键期、窗口期。全区能源清洁低碳转型深入推进，绿能开发、绿氢生产规模不断提高，可再生能源成为全区电力增量主体和加快构建现代能源体系的中坚力量，在能源、电力消费中的比重持续提升，风电、光伏发电利用率保持在合理水平，促进可再生能源开发利用的体制机制深化创新，新技术、新模式、新业态不断涌现，新能源与国土空间、生态环境、民生改善协调发展，新能源装备制造产业成为自治区重点支柱产业。到2025年，高水平建成国家新能源综合示范区，助力全区早日实现碳达峰目标。

（二）具体目标

——可再生能源发电目标。加快建设宁夏黄河几字弯绿能基地和千万千瓦级“宁电入湘”绿能基地，实现可再生能源发电装机“倍增”，可再生能源占新增电力装机、发电量比重达到80%。到2025年，可再生能源装机规模超过5000万千瓦，力争达到5500万千瓦。可再生能源发电装机和发电量占比分别提高到55%和30%以上。

——可再生能源消费目标。可再生能源电力消纳比重提高到30%以上、非水可再生能源电力消纳比重提高到28%以上。新能源综合利用率力争保持在95%以上。非化石能源占一次能源消费比重提高到15%左右。

——可再生能源经济性提升目标。风电和光伏发电技术持续进步、竞争力不断提升。

四、主要任务

（一）大力开发利用太阳能资源

1.加快推进集中式光伏电站建设。整合沿黄地区和中部干旱带土地资源，推动沙漠、戈壁、荒漠、采煤沉陷区大型集中式光伏开发，因地制宜建设各类“光伏+生态”立体开发综合利用示范项目，实现土地资源集约高效利用，促进光伏发电与生态环境保护协调发展。充分发挥平价光伏市场竞争力，重点在沙坡头区、红寺堡区、宁东能源化工基地、中宁县、盐池县、灵武市、利通区、同心县、青铜峡市等地规划建设一批百万千瓦级光伏基地。充分发挥风、光资源多能互补优势，鼓励利用风电场空闲土地建设风光互补电站。到2025年，集中式光伏发电装机达到3250万千瓦以上。

2.积极发展分布式光伏发电。加快分布式光伏在各领域应用，积极开展光伏建筑一体化应用，创新实施光伏+农业、工业、商业、校园、社区、交通等分布式“光伏+”工程，有效提高用户侧光电应用比例。鼓励屋顶资源丰富、配电网坚强可靠、电力负荷集中的开发区统一规划、连片建设分布式光伏发电系统。依托党政机关、企事业单位、学校、医院、商业综合体、社区等建筑物屋顶，推广分布式光伏发电，大力发展户用光伏。积极推动光伏在机场、车站、高速公路服务区、污水处理厂等基础设施中应用。扎实推进整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点，打造促进乡村振兴发展、引导居民绿色消费的示范工程、样板工程、惠民工程。

3.进一步扩大太阳能热利用。积极发展太阳能光热发电，探索开展光热试点项目建设，推动光热发电与光伏发电、风电互补调节。将太阳能供暖与其他清洁供暖方式科学搭配，因地制宜推广应用“太阳能+空气源热泵”等供暖技术。在城市建成区内新建、改建、扩建的住宅建筑和集中供应热水的公共建筑上，推动太阳能热水系统与建筑同步规划、同步设计、同步应用。结合农村新型社区和新农村建设，扩大农村地区太阳能热水系统普及应用。

专栏2  “十四五”太阳能开发利用重点项目规划布局

（二）协调有序推进风电建设

1.整合优质资源，稳步推进集中式风电开发。结合风电技术进步和开发成本下降进程，在吴忠、固原、中卫等风能资源丰富区域，加强风能资源精细化评估，统筹电网接入和消纳条件，稳步推进集中式风电项目建设。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，进一步挖掘风能资源开发潜力。充分考虑自然资源、环保、林业、草原、农业、文物、军事等对风电项目建设的规定和要求，实现集中式风电开发与国土空间规划相适应、与生态环境保护相协调，走环境友好型风电发展之路。到2025年，集中式风电装机达到1750万千瓦以上。

2.坚持就近消纳，创新推动分散式风电建设。充分挖掘、科学评估配电网接入消纳能力和风能资源潜力。鼓励在风能资源适宜、靠近负荷中心区域发展分散式风电，实现所发电力在配电系统平衡调节、就近消纳。积极推动分散式风电项目通过市场化交易方式提高经济性，构建无补贴市场化盈利新模式。结合乡村振兴战略，开展 “千乡万村驭风计划”，实现分散式风电与生态旅游、美丽乡村、特色小镇等民生改善工程深入结合。

3.聚焦提质增效，加快老旧风电更新升级。针对贺兰山、太阳山、香山等区域并网运行时间较长、单机容量1.5兆瓦及以下、连续多年利用小时数低下、存在安全隐患的老旧风电场，开展老旧风电场“以大代小”更新改造试点，提高优质风能资源利用效率和土地利用率，提升存量风电项目发电效益，促进风电产业提质增效和循环发展。

4.创新商业模式，探索发展风电清洁供暖。在盐池、海原、同心、红寺堡等风能资源富集和清洁取暖需求迫切地区，创新投融资和电力交易模式，因地制宜选用风电+蓄热式电锅炉或空气源热泵等技术路线，探索开展风电供暖示范工程，切实提高城乡清洁电力供应和清洁取暖比重。

专栏3  “十四五”风电重点项目规划布局

（三）科学推进水电、抽水蓄能开发

1.积极推进黄河黑山峡水利枢纽工程前期工作。加快开展工程可行性研究报告编制、审批要件办理及重大专题论证，力争“十四五”期间立项建设，为建设多能互补新能源基地奠定基础。

2.加快抽水蓄能电站开发。加快开工建设青铜峡、青铜峡二期、中宁等抽水蓄能电站，力争“十四五”期间完成青铜峡抽水蓄能电站库体工程。积极推进吴忠跃进抽水蓄能电站前期工作，扎实开展抽水蓄能中长期规划储备项目研究论证，因地制宜开展中小型抽水蓄能研究。

专栏4  “十四五”水电重点项目规划布局

（四）因地制宜发展生物质能

1.加快推进垃圾发电在地级市全覆盖。加快建设固原、石嘴山等生活垃圾焚烧发电项目，实现地级市全覆盖目标。结合社会人口经济发展和城镇化建设进程，适时启动银川扩建、同心等生活垃圾焚烧发电项目。到2025年，垃圾焚烧发电处理能力超过5000吨/天，装机规模达到10万千瓦。

2.促进生物天然气产业化发展。在引黄灌区和宁南山区农林生物质资源较丰富区及畜禽养殖大县（市、区），启动生物天然气产业化示范项目建设，探索包含生物天然气制取、粪污环保处理、有机肥料加工生产的多产业融合发展新路径，培育和创新投资建设管理的商业化模式，促进农业废弃物资源化利用和无害化处理，增加城乡天然气供应。

3.推广生物质成型燃料供热应用。推动生物质成型燃料生产基地建设，探索建立覆盖城乡的生物质资源收集以及成型燃料生产加工、储运、销售、利用的产业体系，保障生物质成型燃料规模化、可持续利用。结合清洁取暖、农村散煤治理和燃煤锅炉拆除等工作，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。

专栏5  “十四五”生物质能开发利用重点项目规划布局

（五）提高可再生能源电力消纳水平

1.加强可再生能源消纳能力分析。定期开展宁夏电网可再生能源消纳能力分析，保持可再生能源利用率在合理水平，提出可再生能源可接网消纳规模。将落实电力接入和消纳条件作为新能源项目获得保障性并网和市场化并网规模的前提条件。严格落实电力系统消纳方案，发挥电网并网关口作用，严格按照规划和消纳能力合理安排项目并网时序。

2.推动可再生能源更大范围优化配置。全面落实国家重大战略部署，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，全面形成向华北、华东、华中直流送电格局，进一步扩大我区新能源开发和电力外送规模，促进新能源更大范围优化消纳，加快能源资源优势向经济优势转化。

3.加快提升电源侧调节能力。利用大数据、人工智能等先进技术提高风况、光照的预测精度，提升功率预测准确度。加快提升常规煤电机组、供热机组运行灵活性，扩大自备电厂参与调峰规模。积极探索天然气机组参与清洁能源调峰机制，充分发挥燃气机组快速启停、灵活响应的调峰性能。鼓励热电机组通过开展蓄热调峰改造实现“热电解耦”，提升冬季采暖期电力系统调峰能力。加快推进抽水蓄能、新型储能建设，充分发挥调峰、调频和备用等多类效益，降低电网消纳压力。优化电力调度运行管理，探索多种能源联合调度模式，实现新能源发电项目“能并尽并”“多发满发”。

4.优化完善电网基础设施。加强新能源富集地区配套电网规划和建设，有针对性地补强电网薄弱环节。围绕新能源基地规划布局，重点优化完善宁东、吴忠、中卫等重点区域网架，新建一批满足区域新能源接入和送出需求、新能源产业用电需求、支撑调节电源送出需求的750、330千伏输变电工程，对重要送出断面和枢纽变电站进行补强和增容扩建。推进城乡配电网优化升级，提高配电网分布式新能源接入能力。做好新建风电、光伏发电项目与电力送出工程建设的衔接，做到同步规划、同步建设、同步运行。

5.推动电力需求侧响应规模化发展。加快实施电能替代工程，推广电采暖、电动汽车、电制氢等应用，扩大本地消纳空间。加强需求侧管理和响应体系建设，培育需求侧响应聚合服务商等新兴市场主体。鼓励大工业负荷参与辅助服务市场，发挥电价敏感型高载能负荷灵活用电潜力，推动工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、虚拟电厂等参与系统调节，消纳波动性新能源电力。

专栏6  促进可再生能源电力消纳水平提升重点工程

（六）积极开展“新能源+储能”示范应用

1.加快推动新型储能发展。按照“多能互补、协调发展、扩大消纳、提高效益”的思路，推动增量新能源项目同步建设储能设施，积极开展“新能源+储能”示范应用，推动风电、光伏与储能联合开发和互补融合。有序扩大电源侧、电网侧、用户侧新型储能商业应用，优先在中卫沙坡头区北部、中宁县北部，吴忠利通区中北部、红寺堡区西北部、盐池县东南部、同心县中部，宁东能源化工基地南部等新能源富集、电网送出断面受限地区，建设电网区域性共享储能设施。到2025年，力争建成500万千瓦储能设施。

2.开展源网荷储一体化和多能互补示范。依托新增外送通道开展源网荷储一体化和多能互补示范建设，统筹各类资源协调开发、科学配置，实现通道可再生能源电量比例不低于50%。依托银东、灵绍外送通道就近打捆新能源电力，有序提升存量通道可再生能源电量比例。积极创建“绿电园区”，强化自主调峰，兼顾开发和利用，充分落实可再生能源消纳责任，提升园区绿电消纳比重。

（七）促进可再生能源与新技术、新业态融合发展

1.推动可再生能源与氢能融合发展。大力发展离网型新能源电解水制氢，打造宁东光伏产业园绿氢规模化生产基地。培育风光+氢储能一体化应用模式，积极创建宁东可再生能源制氢耦合煤化工产业示范区，通过绿氢耦合煤制油、煤制烯烃、煤制乙二醇、煤基多联产等项目，推动灰氢转绿、以氢换煤、绿氢消碳。到2025年，力争绿氢生产规模达到8万吨/年。

2.推动可再生能源与终端智慧用能融合发展。以终端用能需求为导向，依托配电网、配气网、热力网等分布式能源网络，应用新能源、储能、柔性网络和微网等能源技术和先进互联网通信技术，构建以“云大物移智链”为技术支撑的能源管理平台，推动实现分布式新能源的高效、灵活接入以及生产、消费一体化，建立多源融合、供需互动、高效配置的能源生产和消费模式。

3.推动可再生能源与数据中心融合发展。围绕全国一体化算力网络国家枢纽节点建设，以中卫西部云基地为重点，推动数据中心充分利用风能、太阳能等新能源实现绿色可持续发展。探索数据中心集群配套新能源电站，开展以消纳新能源为目的的“新能源+数据中心”供电试点。扩大新能源市场化交易范围，鼓励数据中心企业参与新能源电力市场交易。

4.推动可再生能源与交通行业融合发展。加快新能源汽车推广应用，完善新能源汽车充电基础设施配套。推动新能源汽车与气象、新能源电力预测预报系统信息共享与融合，统筹新能源汽车能源利用与风电光伏协同调度，提升新能源应用比例。探索新能源汽车、充换电站、储能站与电网能量高效互动的示范应用，鼓励“光储充放”（分布式光伏-储能系统-充放电）多功能综合一体站建设。鼓励在服务区、加油站等公路沿线附属设施合理布局光伏发电设施，开展光伏廊道示范。

专栏7  可再生能源制氢储备项目

（八）培育壮大可再生能源本地配套能力

1.完善光伏制造产业链。重点依托银川经济技术开发区、苏银产业园、石嘴山经济技术开发区、石嘴山高新技术产业开发区、盐池工业园区、太阳山开发区等园区做大做强光伏制造产业。鼓励龙头企业进一步扩大大尺寸铸锭、拉晶、切片、高效太阳能电池及光伏生产设备等主导产品规模，创新开发异质结高效硅、薄膜电池、钙钛矿、建筑用光伏构件等新型产品，引进培育上游多晶硅，电池封装材料（EVA、POE等）、PET基膜、铝合金边框、光伏玻璃、逆变器、汇流箱、支架等配套产业及坩埚、切割线、焊带、银浆等耗材产业，形成以光伏硅材料为核心，耗材、辅材和配套设备企业集聚发展的全产业链体系。到2025年，我区成为全国重要的光伏产业生产制造基地。

2.提升风电制造配套能力。重点依托银川经济技术开发区、吴忠金积工业园区、固原经济技术开发区、中卫海兴开发区等园区发展风电制造产业。积极引进国内风电主机龙头企业来宁投资建厂或与本地企业联合开展主机总装项目合作。引导本地铸造、设备制造、电气等企业与风电主机企业合作，发展塔筒、叶片、减速器、大型铸件、专用锻件、电机控制系统等关键零部件和配套设备制造，提升风电零部件本地配套能力。

3.积极发展新能源生产性服务业。发挥宁夏清洁能源产业发展联盟作用，搭建资源共享、技术支撑、交流合作平台。支持区内风电、光伏发电规划咨询、设计、施工企业走出去参与全国新能源项目开发。鼓励企业、科研机构、咨询单位、行业协会积极参与行业规划、标准的制定，不断扩大我区企业在可再生能源行业的影响力。提升产业数字化水平，培育引进科技企业利用物联网、大数据和云计算等技术，发展智能化电力管理、运行、维护等后市场服务，培育壮大可再生能源生产性服务业。

五、环境影响分析

水电、风能、太阳能等可再生能源均是清洁能源，“十四五”期间可再生能源开发利用以生态优先、绿色发展为原则，资源开发的规模与布局充分考虑与国土空间规划的协调，避让生态环境保护和敏感区域，强调规划和建设生态保护和修复，在生产和利用环节未造成较大环境影响。而可再生能源开发利用，将节约和替代大量化石能源，显著减少污染物和温室气体排放，有利于实现可持续发展，符合建设资源节约型、环境友好型社会的要求，具有良好的综合性经济和社会效益。

“十四五”期间，可再生能源将成为我区电力增量主体，预计到2025年，我区可再生能源发电装机约占总电源装机的55%，可显著减少各类化石能源消耗，可再生能源年生产量折合近2200万吨标准煤，相当于减少二氧化碳排放量约6000万吨，减少二氧化硫排放量约1.35万吨，减少氮氧化物排放约1.4万吨，减少烟尘排放量2700吨，环境效益十分显著。

六、保障措施

（一）加强统筹协调

自治区能源主管部门制定可再生能源发展规划，统筹安排可再生能源开发建设规模和布局，协调可再生能源项目建设。各市、县（区）能源管理部门在各自职责范围内负责可再生能源开发利用的相关管理和服务工作，积极推动本地区可再生能源项目建设。自治区发展改革委、财政厅、自然资源厅、生态环境厅、住房和城乡建设厅、水利厅、农业农村厅、林业和草原局，国网宁夏电力有限公司等单位协同配合、共同建立支持可再生能源发展的财政、税收、用地、金融、并网消纳政策体系和保障机制，加强可再生能源与土地、环保、林业等政策的衔接协调，建立多规合一的统筹规划体系，协调推进规划实施。

（二）完善目标考核

采用“总量目标控制+分解目标落实”的模式，按照一次能源消费总量中可再生能源消费比重指标及全社会电力消费量中可再生能源电力消费比重指标，分年度分解可再生能源发电、可再生能源非电利用等领域发展目标。建立自治区可再生能源产业重大项目库，形成重大项目协调机制，实施一批、储备一批、规划一批，滚动推进。加强对规划实施情况、年度建设规模及重点项目建设的跟踪监测和评估，倒逼发展目标顺利实现。建立可再生能源规划动态滚动调整机制，必要时按程序对规划进行中期调整，提高规划的科学性和可操作性。

（三）形成市场机制

深入推进电力辅助服务市场建设，完善辅助服务补偿机制，合理加大补偿力度，激励各类灵活性资源主动提供辅助服务。健全电力中长期交易市场，创新有利于可再生能源消纳的交易品种和交易规则，促进发电权交易。进一步完善分时电价机制，更好引导用户削峰填谷、改善电力供需紧平衡、促进新能源消纳。推进电力现货市场建设，鼓励可再生能源发电参与现货市场。积极推动分布式发电市场化交易。落实可再生能源电力消纳保障机制，督促区内各承担责任的市场主体完成消纳责任权重，通过指标引导方式创造市场需求。

（四）增强科技支撑

健全区内可再生能源技术创新体系，以技术创新、科技进步推动产业发展。支持可再生能源企业建设国家级、自治区级科技创新平台，对单独或联合建设并经自治区相关部门认定的重点实验室、工程技术研究中心、企业技术中心给予资金支持。充分发挥中国工程科技发展战略宁夏研究院高端智库作用，为可再生能源高质量发展提供理论支撑和决策咨询。实施人才+清洁能源产业行动计划，发挥好清洁能源领域人才项目及专项资金作用，加大人才培养力度，积极引进国内外可再生能源技术领军人才和创新团队。依托宁夏大学等区内高校，加强可再生能源关键领域学科建设，引导企业和职业院校建设人才技能实训基地。

规划转自 宁夏回族自治区发展改革委 原文链接 原文下载

（1）按面积收费：

居民收费标准：按照《关于调整我市民用供热价格和热电厂热力出厂价格的通知》（京价（商）字〔2001〕372号），市热力集团供应的民用供暖价格收费标准是24元/建筑平方米*采暖季；燃气（油、电）锅炉供应的民用供暖价格收费标准是30元/建筑平方米*采暖季。

非居民收费标准：按照《关于调整本市非居民供热价格有关问题的通知》（京发改〔2019〕1545号），城六区收费标准是45元/建筑平方米*采暖季；其他区域收费标准是43元/建筑平方米*采暖季。

（2）按热计量收费：

居民收费标准：按照《北京市居住建筑供热计量管理办法（试行）》（京政容发〔2010〕98号），市热力集团供应的居住建筑基本热价为12元/建筑平方米*采暖季、计量热价0.16元/千瓦时（44.45元/吉焦）；燃气（油、电）锅炉供应的居住建筑基本热价为18元/建筑平方米*采暖季、计量热价为0.16元/千瓦时（44.45元/吉焦）。

非居民收费标准：按照《关于调整本市非居民供热价格有关问题的通知》（京发改〔2019〕1545号），城六区基本热价18元/建筑平方米*采暖季、计量热价0.36元/千瓦时（98.9元/吉焦）；其他区域基本热价18元/建筑平方米*采暖季、计量热价0.33元/千瓦时（91.6元/吉焦）。

文章来源：北京市人民政府网站 原文链接

【此处注意】

以上供热价格仅限于中心城区、环城四区(不含五县、滨海新区)。滨海新区、宝坻区、武清区、宁河区、静海区及蓟州区的供热计量价格，由当地区、县人民政府根据实际情况自行确定。

【退还采暖费的温度标准是是什么？】

依据《天津市供热采暖费退还管理规定》(建公用【2010】1194号)

低于标准温度2℃(含2℃）以内的，退还比例为10%;

低于标准温度2℃(不含2℃)-6℃(含6℃）之间的，退还比例为50%;

低于标准温度超过6℃的，退还比例为100%。

供热单位应退还用热户相应部位、相应天数、相应比例的采暖费。

原文如下：

国家能源局关于印发

 《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》的通知

 各省（自治区、直辖市）能源局，有关省（自治区、直辖市）及新疆生产建设兵团发展改革委，有关中央能源企业，有关标准化管理机构：

 为深入贯彻党中央、国务院关于碳达峰、碳中和的重大战略决策，认真落实《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》《国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》《中共中央国务院关于印发〈国家标准化发展纲要〉的通知》,充分发挥标准推动能源绿色低碳转型的技术支撑和引领性作用，我局组织编制了《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》，现印发给你们，请结合实际贯彻落实。

 国家能源局

 2022年9月20日

 能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划

推动能源绿色低碳转型是贯彻落实党中央、国务院关于碳达峰、碳中和重大战略决策的关键举措，标准是能源绿色低碳转型的技术支撑和基础性制度。为贯彻落实《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》《国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》《中共中央国务院关于印发〈国家标准化发展纲要〉的通知》，进一步提升能源标准化水平，有力支撑能源碳达峰、碳中和，制定本行动计划。

 一、总体要求

 （一）指导思想

 以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻落实党的十九大和十九届历次全会精神，立足新发展阶段，完整、准确、全面贯彻新发展理念，构建新发展格局，围绕碳达峰、碳中和目标，深入贯彻落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，紧密结合能源领域做好碳达峰工作有关实施方案，突出能源绿色低碳转型、新兴技术产业发展、能效提升和产业链碳减排等重点方向，与技术创新和产业发展协同联动，完善有关能源技术标准规范，加大新兴领域标准供给，加快标准更新升级，不断提升标准质量，为能源碳达峰、碳中和提供有力支撑。

 （二）工作原则

 需求牵引、重点推进。紧密围绕党中央、国务院重大决策部署，切实支撑能源领域做好碳达峰、碳中和工作，突出重点推进能源绿色低碳转型、技术创新、能效提升和产业链碳减排等直接相关领域标准化。 

共性先立、急用先行。加快推进能源绿色低碳转型和碳减排相关共性基础标准制修订，抓紧完善能源碳达峰急需标准，进一步提升节能降碳标准要求和标准质量，有效满足能源转型标准需求。 

协同联动，务求实效。围绕能源绿色低碳转型发展需求，坚持技术研发、标准研制与产业发展协同联动，切实发挥标准在协同创新、成果转化过程中的引领、支撑和规范作用。 

系统布局，协调一致。系统谋划布局涵盖能源领域碳达峰、碳中和全产业链标准体系，统筹推进能源行业标准与国家、团体相关标准协调一致的新型标准体系建设。 

（三）工作目标 

到2025年，初步建立起较为完善、可有力支撑和引领能源绿色低碳转型的能源标准体系，能源标准从数量规模型向质量效益型转变，标准组织体系进一步完善，能源标准与技术创新和产业发展良好互动，有效推动能源绿色低碳转型、节能降碳、技术创新、产业链碳减排。 

——建立完善以光伏、风电为主的可再生能源标准体系，研究建立支撑新型电力系统建设的标准体系，加快完善新型储能标准体系，有力支撑大型风电光伏基地、分布式能源等开发建设、并网运行和消纳利用。 

——制定一批新兴技术和产业链碳减排相关技术标准，健全相关标准组织体系，实现能源领域碳达峰产业链相关环节标准全覆盖。 

——修订一批常规能源生产转化和输送利用能效相关标准，提升标准要求和水平，助推和规范资源综合利用、能效提升。 

到2030年，建立起结构优化、先进合理的能源标准体系，能源标准与技术创新和产业转型紧密协同发展，能源标准化有力支撑和保障能源领域碳达峰、碳中和。 

二、重点任务

 （一）大力推进非化石能源标准化 

加快完善风电、光伏等可再生能源标准。抓紧完善沙漠、戈壁、荒漠地区大型风电光伏基地建设有关技术标准，加快制定海上风电开发及多种能源综合利用技术标准，推动分散式风电、分布式光伏、户用光伏等就近开发利用相关标准制修订，建立完善光伏发电、光热发电标准体系。制定风电机组、光伏组件退役回收与再利用相关标准。 

完善水电和抽水蓄能相关标准体系。围绕重大水电工程进一步完善升级相关技术标准，加快推进高水头、大容量水电开发相关技术标准储备，持续完善水电智能建造、信息化和数字化、水电机组设备更新改造、增效节能等方面的技术标准。加快推动流域梯级综合调度与安全应急、水电可持续发展后评估相关标准制定。完善抽水蓄能及水电梯级融合改造技术标准。结合水风光综合能源开发利用需求推进相关标准制修订。 

推动各类可再生能源综合利用标准制修订。继续推动生物质能源（含生物质发电、生物制气、纤维素燃料乙醇、生物柴油、生物航煤、生物成型燃料等）转化利用、地热能开发利用、海洋能开发利用等技术标准制修订，开展生物质能、太阳能、热泵、清洁炉具等清洁供暖标准研制。 

进一步完善核电标准体系。打造先进三代压水堆核电标准体系并推进自主标准应用实施，开展高温气冷堆、快堆等具有四代特征核电技术以及模块化小型堆、海上浮动式核动力平台等技术标准体系研究，重点提升核安全相关技术标准水平。

 专栏1非化石能源标准化专项行动 

1.风电光伏标准体系完善行动。依托大型风电光伏基地建设及海上风电基地、海上光伏项目建设，设立标准化示范工程，充分发挥国家新能源实证实验平台的作用，抓紧补充完善一批标准，形成完善的风电光伏技术标准体系。 

2.水风光综合能源开发利用标准示范行动。依托水电站及抽水蓄能电站建设，结合水风光综合能源基地开发，推动相关标准制修订并开展示范。 

3.抽水蓄能专项标准完善和示范行动。结合抽水蓄能电站大规模建设以及各种新形式抽水蓄能技术研发和项目建设，完善抽水蓄能标准体系，加快相关标准制修订并开展示范。 

4.先进三代压水堆核电标准应用实施行动。依托后续三代压水堆核电工程项目建设及在运核电厂，组织自主核电标准应用实施和采标率检查。 

（二）加强新型电力系统标准体系建设 

开展新型电力系统安全稳定运行标准需求和现有标准的适应性研究，持续完善涵盖新型电力系统分析认知、规划设计、运行控制、故障防御、网源协调等重点领域标准，加强新能源发电涉网安全标准建设。 

进一步优化完善特高压交、直流标准体系建设，为主干网架和跨省区输电通道建设提供标准支撑。大力推进智能配电网标准化，完善分布式电源就地消纳与多元化负荷灵活接入等标准，提升配电网智能调控和双向互动能力。加紧完善以消纳新能源为主的微电网标准，加强多能互补、多能转化及综合利用、源网荷储协同控制等标准制定。推动构网型柔性直流技术标准体系建设，开展构网型直流性能及检测等方面核心标准研制。 

持续推动电力需求侧资源开发、应用等配套标准研制，有效拓展电力系统调节资源。建立和完善虚拟电厂标准体系，推进虚拟电厂领域重点标准制修订。推动电动汽车、换电站等可控充电负荷纳入电网优化控制，推进电动汽车充电等灵活性调节标准制修订。持续推进能源消费终端电气化水平提升，推动用能侧电气化标准制定，助推建筑、交通等领域电气化协同发展。 

推进电力市场标准体系建设，推进电力市场基础及通用标准、市场接入技术标准、电力市场业务技术标准、电力市场运营技术标准等重点标准制定。 

专栏2新型电力系统标准体系专项行动 

5.新型电力系统标准体系专项研究和示范行动。围绕新型电力系统研究和建设，开展新型电力系统标准体系研究，形成标准体系框架和体系表，在电力系统安全稳定运行、输配电网、微电网、构网型柔性直流、需求侧响应、电气化提升、电力市场等领域制定一批标准，推动新型电力系统建设及相关产业发展，结合新型电力系统示范工程开展标准化示范。 

（三）加快完善新型储能技术标准 

完善新型储能标准管理体系，结合新型电力系统建设需求，根据新能源发电并网配置和源网荷储一体化需要，抓紧建立涵盖新型储能项目建设、生产运行全流程以及安全环保、技术管理等专业技术内容的标准体系。 

细化储能电站接入电网和应用场景类型，完善接入电网系统的安全设计、测试验收等标准。加快推动储能用锂电池安全、储能电站安全等新型储能安全强制性国家标准制定。 

结合新型储能技术创新和应用场景拓展，及时开展相关标准制修订，全面推动各类新型储能技术研发、示范应用和标准制定协同发展。 

专栏3新型储能标准化专项行动 

6.新型储能标准体系建设完善行动。完善储能标准管理体系，建设完善新型储能标准体系，印发《新型储能标准体系建设指南》，结合产业试点示范项目经验，推进相关标准制修订。 

（四）加快完善氢能技术标准 

进一步推动氢能产业发展标准化管理，加快完善氢能标准顶层设计和标准体系。开展氢制备、氢储存、氢输运、氢加注、氢能多元化应用等技术标准研制，支撑氢能“制储输用”全产业链发展。

 重点围绕可再生能源制氢、电氢耦合、燃料电池及系统等领域，增加标准有效供给。建立健全氢能质量、氢能检测评价等基础标准。

 专栏4氢能标准化专项行动

 7.全产业链绿氢标准完善行动。完善氢能标准管理体系，开展氢能全产业链标准体系研究和标准化顶层设计，形成标准体系框架和体系表，开展氢能“制储输用”全链条安全标准研究，结合产业试点示范项目经验，推进相关标准制修订。 

（五）进一步提升能效相关标准 

组织推进煤炭、石油和天然气绿色高效生产转化和利用相关标准制修订。重点推动煤炭清洁高效生产、利用和石油炼化等领域节能降碳相关标准提升，进一步提升煤电、煤炭深加工能效相关标准，完善和提升石油炼化能效相关标准。

 进一步提升煤炭和油气相关资源综合利用标准水平，完善煤矸石、粉煤灰和尾矿综合利用相关技术标准，加强煤炭和油气开发、转化、储运等环节余热、余压和冷能等资源回收利用相关标准要求。推动完善煤炭和油气开发生态环境治理相关标准。 

进一步完善和提升电力输送能效标准，结合新型电力系统标准体系研究，推动一批新型节能环保电力设备和材料相关标准制修订，进一步提升电力输送关键设备的能效标准。推动负荷侧再电气化能效标准提升。

 加快推动综合能源服务标准体系建设及基础性标准研制，重点推动综合能源服务规划设计、能源综合利用、能源服务、能效监测与诊断、能源托管与运营、系统运行质量、服务质量评价及能源与多领域融合等标准研制。 

专栏5能效标准提升专项行动

 8.煤电能效标准提升行动。进一步完善和提升煤电机组能效和灵活性等标准，明确考核约束和关键配套有关技术标准要求，结合煤电“三改联动”开展先进适用标准试点示范。 

9.煤炭深加工能效标准提升行动。依托现代煤化工产业升级和技术改造，进一步完善和提升煤炭深加工能效标准，结合煤化工大气污染物排放要求开展先进适用标准试点示范。 

10.石油炼化能效标准提升行动。依托炼油行业“能效领跑者”行动和技术改造，进一步完善石油炼化领域资源综合利用、炼化产业技术改造标准，持续推进炼油行业能效提升。 

11.电力输送能效标准提升行动。进一步提升电力输送有关能效标准，依托电网建设和技术改造开展示范，助推电网线损率进一步降低。 

12.综合能源服务标准提升行动。开展综合能源服务标准体系研究，形成标准体系框架和体系表，结合试点示范项目，推动相关标准制修订。 

（六）健全完善能源产业链碳减排标准 

与国家标准协调加快构建能源领域碳减排标准化管理、顶层设计和标准体系。研究制定能源分行业产业链碳足迹核算标准，完善能源领域碳排放核算核查、碳减排量化评估、减污降碳控制监测等标准，研究开展能源装备重要产品全生命周期碳足迹标准研制。服务建立国家碳市场机制需求，加快能源企业碳交易、抵消机制等关键标准研制。 

围绕能源领域二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）有关技术研发和项目建设需求，加快推进相关标准管理体系和标准体系完善，推进二氧化碳捕集、输送、封存监测、泄漏预警、驱油等关键环节标准制修订。 

加快完善能源产业链数字化相关技术标准体系，推进能源各领域数字孪生、能源大数据、智能化等技术标准制修订。 

专栏6能源产业链碳减排标准专项行动 

13.能源产业链碳减排标准体系建设行动。开展能源产业链分行业碳减排标准体系研究和标准化顶层设计，形成标准体系框架和体系表，根据产业发展需求制定一批碳减排标准。 

14.CCUS标准体系完善和示范行动。依托重点CCUS项目，有序开展CCUS、二氧化碳管道输送、循环降碳等技术标准研制和示范。 

15.能源装备碳足迹标准体系完善和试点示范行动。开展能源装备全生命周期碳足迹标准体系研究，有序制定分行业典型装备碳足迹核算、评价标准，针对典型能源装备开展试点示范。 

三、组织实施 
（一）加强组织实施。设立能源领域碳达峰、碳中和标准化领导小组和专家咨询委，准确把握和科学高效推进能源领域碳达峰、碳中和标准化工作。针对涉及面较广的重点领域标准制修订，由国家能源局牵头成立跨标委会的标准工作组，切实加强相关标委会间的沟通协调。各能源标准化管理机构根据分工职责，组织相关标委会制定各领域碳达峰、碳中和标准化工作落实方案，细化明确责任分工和工作要求。鼓励并充分吸纳能源企业、科研机构、高等院校依托能源建设项目、重大科研项目等参与标准制修订和示范。 

（二）加大政策支持。加大能源领域碳达峰、碳中和标准供给，年度标准立项数量向相关领域标准重点倾斜。各领域标准化相关行业、企业要进一步加大标准化经费支持力度，重点工程和科研项目根据实际需求列支标准化经费，统筹政府标准工作经费，加大相关领域标准经费支持力度。加快重点标准制修订，有关标准制修订周期缩短至18个月以内。对能源领域“双碳”优秀标准和人才表彰奖励。 

（三）开展标准示范。围绕各专项行动任务，依托有关工程项目设立示范，采用“揭榜挂帅”形式，组织项目业主、研发制造单位和标准化机构联合，开展先进适用标准试点示范。根据实际情况，经报能源行业主管部门批准，有关示范项目享受能源领域首台（套）重大技术装备示范应用有关支持政策。切实加强工程策划、设计、建设、验收、运行全阶段与相关标准制修订的紧密协同，推动技术研发、项目建设、产业发展和标准化联动发展。

（四）强化统筹协调。加强与国家标准、团体标准的衔接协调，推动形成国标、行标、团标有机衔接的新型标准体系。深化能源领域标准国际合作，拓宽标准国际化渠道，提高与国际相关标准体系的对接与兼容度，推动重点标准走出去，提升标准国际化水平。 

《辽宁省城市供热条例》已由辽宁省第十三届人民代表大会常务委员会第三十六次会议于2022年9月21日修订通过，现予公布，自2022年11月1日起施行。

辽宁省人民代表大会常务委员会

2022年9月21日

(2014年5月30日辽宁省第十二届人民代表大会常务委员会第十次会议通过根据2020年3月30日辽宁省第十三届人民代表大会常务委员会第十七次会议《关于修改〈辽宁省出版管理规定〉等27件地方性法规的决定》第一次修正根据2020年11月24日辽宁省第十三届人民代表大会常务委员会第二十三次会议《关于修改〈辽宁省城镇房地产交易管理条例〉等12件地方性法规的决定》第二次修正2022年9月21日辽宁省第十三届人民代表大会常务委员会第三十六次会议修订)

第一章 总 则

第一条 为了加强城市供热管理，维护热用户(以下简称用户)、供热单位和热源单位的合法权益，实现安全稳定供热、节约能源和保护环境，促进城市供热高质量发展，根据有关法律、法规，结合本省实际，制定本条例。

第二条 在本省行政区域内从事城市供热(以下简称供热)规划、建设、经营、管理和用热活动，适用本条例。

第三条 供热应当遵循统一规划、公众利益优先、保障安全和质量、规范服务和管理、集约高效和绿色低碳发展的原则。

第四条 省、市、县(含县级市、区，下同)供热行政主管部门负责本行政区域内供热监督管理工作。

发展改革、财政、自然资源、生态环境、市场监督管理等有关部门，应当按照各自职责做好供热管理工作。

第五条 鼓励利用清洁能源和可再生能源发展供热事业，因地制宜推行天然气、生物质能、地热能、太阳能等清洁低碳能源供热。

鼓励和扶持供热技术研究，推广先进供热节能环保技术，推动供热单位绿色低碳转型。鼓励商场、宾馆、医院、学校等场所采用清洁高效供热方式。

第六条 省、市、县人民政府及其有关部门应当按照规模适度原则，推动供热行业规模化、集约化、跨地区经营，规范供热行业有序发展和社会资本有序进入供热市场，促进供热行业提质增效。

第七条 供热行政主管部门应当推动供热领域智能化建设，利用大数据、云计算、人工智能等新技术，加快升级供热行业信息监管平台，对供热单位的供热设施运行情况进行实时远程监控，及时采集供热相关数据信息并依法向社会公开。

供热单位应当建立与供热行业信息监管平台运行相衔接的信息采集机制，及时汇集供热管理数据并实时上传。

第二章 规划与建设

第八条 市、县供热行政主管部门应当会同发展改革、自然资源、生态环境等部门，依据国土空间规划，编制市、县供热专项规划，依法进行环境影响评价后，报本级人民政府批准实施。

编制供热专项规划应当遵循统筹安排、合理布局、远近结合、分期实施的原则，重点发展集中供热，鼓励和支持推进热电联产集中供热，加快供热区域热网互联互通建设，逐步替代管网覆盖范围内的燃煤锅炉。供热专项规划应当包括逐步取消分散燃煤锅炉供热的计划和最终取消分散燃煤锅炉供热的时限。

经批准的供热专项规划，任何单位和个人不得擅自变更；确需变更的，应当报原批准机关批准。

第九条 供热行政主管部门应当根据供热专项规划，统筹安排热源建设和管网布局。供热单位和热源单位不得违反供热专项规划确定的管网布局和供热方案，擅自为建设单位接入供热管网。

符合供热专项规划的新建、扩建、改建供热工程，应当经市、县供热行政主管部门审查同意后，按照有关规定办理相关审批手续。建设单位应当按照确定的供热方案进行建设。工程竣工后，建设单位应当组织供热等单位按照国家和省有关规定进行验收。未经验收或者验收不合格的，不得投入使用。

第十条 供热工程的勘察、设计、施工、监理，应当由具有相应资质的单位承担，并执行国家有关技术标准和规范。

省供热行政主管部门应当根据国家有关规定，对供热工程中使用的产品和技术，定期制定推广、限制和淘汰的目录，并予以公布。

第十一条 新建建筑应当按照有关规定安装供热计量和室温调控装置。供热计量和室温调控装置应当符合国家相关标准，并由供热单位选购，其费用由建设单位承担。未按照规定安装的，不得进行工程竣工验收备案。市、县人民政府应当推动未安装供热计量和室温调控装置的既有建筑进行供热节能改造，及时组织安装供热计量和室温调控装置。

供热计量装置应当依照有关规定检定合格后方可安装使用，并定期检定或者更换。在保修期内，由保修单位负责维修更换；保修期满后，由供热单位负责维修更换。供用热双方对热计量数据的准确性存在争议的，由法定的计量检定机构进行检定，检定费用由检定结果对其不利方承担。

供热计量和室温调控装置选购、安装、使用、维护和更换的具体办法，由省供热行政主管部门制定。

第十二条 在已建成和规划建设的热电联产集中供热管网覆盖范围内，不得新建、扩建除供热调峰锅炉、清洁能源锅炉和可再生能源锅炉以外的永久性锅炉。

热电联产集中供热管网覆盖范围外的新建建筑和旧城改造，应当实行区域锅炉集中供热；在区域锅炉供热管网覆盖范围内，供热单位有能力提供热源的，不得新建分散燃煤锅炉供热工程。对已有的分散燃煤锅炉供热区域，应当接入集中供热管网或者采用清洁能源、可再生能源供热，但不得向用户收取供热管网建设、改造费用。

新建、扩建、改建建筑增加供热面积的，建设单位应当按照国家有关规定缴纳城市基础设施配套费。与储备土地直接相关的供热配套基础设施建设费用，可以按照规定纳入土地开发支出。城市基础设施配套费中用于供热建设的资金，应当按照规定纳入财政预算管理，专款专用。

第十三条 市、县供热行政主管部门应当建立供热工程档案管理制度。供热工程验收合格后，建设单位应当向供热行政主管部门和供热单位移交供热设施资料。

第三章 供热与用热

第十四条 对供热专项规划中新增的供热区域，供热行政主管部门应当依据相关法律、法规规定，通过招投标方式确定供热单位。

第十五条 供热经营实行许可制度。供热单位依法取得供热经营许可证后，方可从事供热经营活动。

取得供热经营许可证应当符合下列条件：

(一)具备法人资格；

(二)具有安全、稳定的热源；

(三)具有与供热规模相适应且符合国家节能环保要求的供热设施；

(四)具有与供热规模相适应的资金；

(五)具有固定的、符合安全条件的经营场所；

(六)具有与供热规模相适应的专业技术人员、安全管理人员以及维护检修队伍；

(七)具有完善的管理制度、服务规范和可行的经营方案；

(八)供热能耗指标和污染物排放指标达到国家和省规定的标准；

(九)没有擅自停热、歇业或者弃管记录；

(十)法定代表人或者股东不得为五年内有弃管记录的供热单位的法定代表人或者股东；

(十一)具备法律、法规规定的其他条件。

供热单位应当按照供热经营许可证规定的范围供热，不得擅自转让供热经营许可证。供热经营许可证依法由市供热行政主管部门核发，具体办法由省供热行政主管部门制定。

第十六条 供热单位不得擅自停业、歇业。确需停业或者歇业的，供热单位应当在供热期开始六个月前向市供热行政主管部门提出申请。市供热行政主管部门应当自收到申请之日起二十日内作出是否批准的决定。准予停业或者歇业的，应当撤回供热经营许可证，并对供热范围内的用户用热作出妥善安排；不准予停业或者歇业的，应当书面说明理由。

供热单位转让供热设施经营权的，应当向市供热行政主管部门提出申请，经批准后，方可按照法律法规有关规定办理转让手续；转让方与受让方应当签订转让协议，并报市供热行政主管部门备案。

第十七条 市人民政府应当合理确定并公布供热起止时间。未经市人民政府批准，供热单位不得推迟供热或者提前停止供热。

遇到异常低温天气，市人民政府可以根据气象变化情况，决定提前供热或者延长供热时间，并给予供热单位相应补偿。补偿办法由市供热行政主管部门会同财政等相关部门制定，报市人民政府批准。

第十八条 供热单位与热源单位、供热单位与用户应当在供热期前分别依法订立供用热合同，供热单位不得拒绝用户合理的订立合同要求。用户发生变更的，用户应当与供热单位办理合同变更手续。合同示范文本由省供热行政主管部门会同省市场监督管理部门监制。

第十九条 在供热期内，除不可抗力和用户的原因外，供热单位应当保证住宅用户的卧室、起居室(厅)温度不低于十八摄氏度，其他部位的温度应当符合设计规范标准要求。非住宅供用热双方对供热运行期限、温度标准另有约定的，从其约定，但约定应当符合国家标准和规范。

第二十条 具备热计量收费条件的建筑，供热单位应当实行基本热价和计量热价相结合的两部制热价。实行热计量收费的用户，按照有关规定交纳热费。未实行热计量收费的用户，按照供热面积收费标准交纳热费。供热价格和计费办法由市发展改革部门会同供热行政主管部门等制定，报市人民政府批准后公布实施。

市发展改革部门应当会同供热行政主管部门根据燃煤市场价格变动情况，建立煤热价格联动机制，报市人民政府批准。

调整供热价格的，发展改革部门应当按照规定进行供热成本监审，举行听证会，听取用户、供热单位、热源单位、消费者协会、相关领域专家学者等听证会参加人的意见。在作出定价决定后，应当通过政府网站、新闻媒体向社会公布定价决定和对听证会参加人主要意见采纳情况及理由。

第二十一条 供热单位应当按照市发展改革部门核定的供热价格和计费办法收取热费，并使用税务部门统一印制的专用票据。

供热单位收取热费不得有下列行为：

(一)以分户供热前单位拖欠陈旧热费为由拒绝供热；

(二)以分户供热后原用户拖欠陈旧热费为由拒绝为新用户更名或者供热；

(三)因部分用户欠交热费，停止向相邻用户供热或者降低供热标准；

(四)实行与物业费、水电费等其他费用捆绑收取；

(五)因不交纳物业费、水电费等费用而拒收热费或者限制用热。

第二十二条 用户应当在供热期开始前或者按照供用热合同的约定及时交纳热费。用户未与供热单位订立合同，但已存在供用热事实且未向供热单位提出异议的，用户应当按照规定交纳热费。

新建建筑供热设施保修期为两个供热期。在保修期内，不得暂停供热。未办理入住手续的房屋，由建设单位承担热费；已办理入住手续的房屋，由房屋购买人承担热费。

第二十三条 既有建筑室内供热设施已经分户且供热设施保修期已满的用户，要求暂停供热的，应当在供热期开始二十日前告知供热单位。

已办理暂停供热的用户需要恢复供热的，应当在供热期开始前或者按照供用热合同的约定及时交纳热费。

市人民政府根据实际情况，可以决定对已办理暂停供热的用户收取供热设施运行基础费，但不得超过按照供热面积交纳热费总额的百分之十五。

第二十四条 在供热期间，供热单位应当实行二十四小时不间断服务，保证安全、稳定、连续供热，并加强巡视检查，对发现的问题和接到的报修应当及时处理，不得擅自停止供热。

采用分散锅炉间歇式供热的，每天锅炉供热运行时间不得少于十六小时。

供热设施发生故障不能正常供热，需要停热八小时以上的，供热单位应当及时通知用户，并立即组织抢修，及时恢复供热，同时报告所在地供热行政主管部门。连续停热超过二十四小时的，供热单位应当自停热之日起至恢复供热之日止，按日向用户退还日标准热费两倍的热费，退还热费总额不超过用户当期交纳的热费。

第二十五条 用户认为室内温度低于本条例规定最低温度或者合同约定温度的，可以要求供热单位测温。供热单位应当自被告知之时起十二小时内进行现场测温。供热单位对未达标温度没有异议的，应当及时采取改进措施。

用户对供热单位测温结果有异议的，可以向供热行政主管部门投诉。供热行政主管部门应当自用户投诉之时起十二小时内组织现场测温。由于供热单位原因温度未达标的，供热行政主管部门应当责令供热单位及时采取改进措施。

因供热单位原因自被告知之时起超过二十四小时温度仍未达标的，供热单位应当自被告知之日起至测温达标之日止，按日向用户退还日标准热费两倍的热费，退还热费总额不超过用户当期交纳的热费。

测温应当按照有关规定和操作规范，使用经检定、校准、测试合格的测温器具，并在10时至14时之外的时段进行。温度测量和认定办法由省供热行政主管部门会同有关部门制定并公布。

第二十六条 用户不得有下列行为：

(一)擅自改动室内供热设施，影响供热质量；

(二)擅自安装放水阀、循环泵；

(三)擅自开启、调节、移动、拆除供热阀门及铅封、计量器具等；

(四)排放和取用供热设施内的热水或者蒸汽；

(五)擅自扩大供热面积；

(六)阻碍供热单位对供热设施进行改造、维护、管理。

用户出现上述行为造成温度未达标的，应当自行承担责任。

第二十七条 省、市、县人民政府应当结合实际情况，建立健全职工热费补贴随工资发放制度。

对于城市低保户、低保边缘户和其他困难居民，市人民政府应当建立政府热费救助补贴制度。

第二十八条 鼓励保险机构开发经营供热相关责任保险产品，供热单位和用户可以根据需要投保。任何单位和个人不得强制供热单位和用户投保。

第四章 设施管理

第二十九条 在供热设施保修期内，建设单位应当履行保修义务，供热单位应当负责维护、管理。未履行或者拖延履行保修责任的，保修期顺延。

供热设施保修期满后，共用供热设施(含住宅楼外的供热设施和楼内的共用供热设施)由供热单位负责维护、管理，需要更换的，费用由供热单位承担。未分户供热的住宅用户室内供热设施，由供热单位负责维护、管理，用户擅自拆改的部分除外。已经分户供热的住宅用户室内供热设施，由用户负责日常管理，委托供热单位负责维护的，供热单位不得以用户室内装修遮挡散热器、改动室内供热设施为由拒绝提供服务，维护和更换的费用由用户承担，但因供热事故造成的除外。非住宅用户的供热设施维护、管理责任，由供用热双方在供用热合同中约定。

供热单位应当按照相应的技术标准和供热行政主管部门要求，定期对管理范围内的供热设施进行巡检，及时排除故障、消除隐患；对用户室内供热设施隐患，应当告知用户及时消除。供热单位应当于每年10月15日前完成共用供热设施年度检查、维护、更新改造和燃料储备等工作，确保具备供热条件。

供热单位按照国家有关规定提取的供热设施折旧费，应当专项用于共用供热设施的更新改造，供热行政主管部门应当对其提取、使用情况进行监督检查。

第三十条 供热单位和热源单位应当制定供热突发事件应急预案，组建应急抢修队伍。发生供热突发事件时，应当启用应急备用热源，并按照应急预案组织抢修。供热单位应当配备应急抢修设备、物资、车辆及通讯设备等，供热期间实行二十四小时应急备勤。

在供热期间，供热设施发生突发故障的，供热单位应当立即进行抢修。对影响抢修的其他设施，供热单位应当采取合理的应急处置和现场保护措施，并及时通知用户和有关单位；应急处置结束后，应当及时将抢修现场恢复原状。应急处置期间，公安、交通运输等有关部门应当予以配合。

第三十一条 用户室内供热设施发生漏水等故障，对公共安全和其他用户的利益造成严重影响时，供热单位应当立即采取应急措施，并及时通知相关用户，用户应当配合抢修；需要入户抢修而用户不能及时到达现场的，供热行政主管部门应当会同公安、供热单位以及社区或者居民委员会人员到达现场入户抢修，并留存现场影像资料，有物业服务的，物业服务企业应当予以配合。抢修后，现场人员应当在抢修单上签字，并共同做好用户财产安全保障工作。

供热单位在抢修过程中采取的应急措施不能超过必要的限度。供热单位工作人员在抢修过程中因故意或者重大过失造成损失的，供热单位应当承担相应赔偿责任；因用户原因造成损失的，由用户承担责任。

第三十二条 供热单位和热源单位对其管理的重要供热设施，应当设置明显、统一的安全警示识别标志，并采取相应的安全保障措施。

任何单位和个人不得擅自改装、移动、覆盖、拆除、损坏、变卖共用供热设施和供热安全警示识别标志。

第三十三条 在共用供热设施保护范围内，任何单位和个人不得从事建设建筑物、构筑物或者堆放物料，利用供热管道和支架敷设管线、悬挂物体，排放腐蚀性液体以及爆破作业等危害共用供热设施安全的活动。

第三十四条 在共用供热设施保护范围内进行除第三十三条规定以外的施工活动的，施工单位在开工前，应当查明有关地下供热管网的情况；影响供热设施运行和安全的，建设单位应当会同施工单位与供热单位共同制定供热设施保护方案，采取相应的保护措施。

因工程建设确需改建、拆除、迁移供热设施的，施工单位应当与供热单位协商确定方案后方可实施。

在施工中造成供热设施损坏的，应当及时通知供热单位修复，并承担修复费用，赔偿相应损失。

第三十五条 市、县人民政府应当增加城市老旧供热管网改造和建筑节能改造的资金投入，确保供热设施正常运行，提高供热质量和效率。

第五章 监督管理

第三十六条 市、县供热行政主管部门以及发展改革、工业和信息化、生态环境、市场监督管理等有关部门应当按照职责分工，制定供热监督检查计划和相关措施，建立健全跨部门信息共享和执法协作机制。发现重大违法、违规问题或者严重影响社会公共利益和安全行为的，应当依法采取有效措施，并立即向本级政府和上级主管部门报告。

第三十七条 供热行政主管部门应当履行下列职责：

(一)监督供热单位依法履行法定义务和约定义务；

(二)对供热单位经营计划的实施情况、产品和服务的质量以及安全生产情况进行监督；

(三)制定对供热单位的应急接管预案，在危及公共利益和安全等紧急情况下，依法组织实施应急接管；

(四)建立供热质量综合评价制度，对供热单位进行检查和考核；

(五)法律、法规规定的其他职责。

第三十八条 市、县人民政府及其有关部门应当建立供热燃煤供应工作保障机制，制定供热燃煤供应保障方案，完善应急调峰产能、可调节库存和重点热源单位燃煤储备制度，确保燃煤供应保障。

发展改革、工业和信息化等部门应当按照以热定电的原则，合理制定供热期热电联产机组的电力生产和电力供应计划，满足居民供热的热负荷需求，不得以电量指标限制热电联产机组对外供热。

第三十九条 供热期满后三十日内，供热行政主管部门应当对供热单位的供热设施运行、维护服务以及安全管理等情况进行供热质量综合评价，将用户室温满意度测评列为评价的重要指标，并建立诚信档案。评价结果应当向社会公布。

第四十条 供热行政主管部门应当建立供用热举报和投诉制度，公布举报电话和电子信箱，接受举报和投诉。供热单位应当加强供热设施运行情况的日常管理，向社会公示服务内容、服务标准、办事程序和办事时限，公开收费标准和报修、投诉电话。

用户可以就供热收费、服务等事项通过12345政务服务便民热线及其网络平台进行举报和投诉。供热行政主管部门和供热单位应当按照国家和省有关规定，及时办理有关诉求，并将处理结果及时告知用户。

市、县人民政府应当对供热诉求反映集中的高频次、共性问题，开展重点领域和区域治理；对持续时间长、解决难度大的供热问题开展专题研究，制定解决方案，完善政策措施。

第四十一条 供热单位有下列情形之一，经市或者县人民政府批准，供热行政主管部门应当立即实施应急接管：

(一)供热设施存在重大安全隐患，经有关部门催告，拒不消除的；

(二)供热设施发生重大故障或者事故，无法在规定期限内恢复供热的；

(三)擅自停业或者歇业的；

(四)无故中断供热持续四十八小时或者缩短供热运行期的；

(五)用户投诉量大，反映问题集中且属实，不能保证安全、稳定、连续供热的；

(六)供热单位弃管或者申请被接管的；

(七)其他严重影响供热公共利益和安全的。

实施应急接管的，供热行政主管部门应当听取被接管单位的陈述与申辩，确定接管单位，制定接管方案，组织接管单位对被接管单位的供热设施和供热区域实施应急接管，并在应急接管的供热区域内公告。接管期间，因保障正常供热所产生的费用，由被接管方承担。被接管单位应当配合供热行政主管部门和接管单位实施应急接管工作。所在地街道办事处、物业服务企业等单位应当予以配合。

第六章 法律责任

第四十二条 建设单位违反本条例规定，由供热行政主管部门按照下列规定予以处罚：

(一)未按照确定的供热方案进行建设的，责令限期改正；逾期不改正的，处二十万元罚款；

(二)未经验收或者验收不合格的供热工程投入使用的，责令停止使用、限期改正，处供热工程合同价款的百分之十五罚款；

(三)新建建筑未按照规定安装符合国家相关标准的供热计量和室温调控装置的，责令限期改正；逾期不改正的，住宅建筑按照建筑面积处每平方米二十五元罚款，非住宅建筑处安装供热计量和室温调控装置所需价款两倍的罚款。

第四十三条 供热单位或者热源单位违反本条例规定，由供热行政主管部门按照下列规定予以处罚，造成损失的，依法承担赔偿责任：

(一)未按照供热专项规划确定的管网布局，擅自为建设单位接入供热管网的，没收其违法所得，并处十万元罚款；

(二)未取得供热经营许可证擅自从事供热经营活动的，责令停止违法活动，没收违法所得，并处十万元罚款；

(三)擅自转让供热经营许可证的，责令限期改正；逾期不改正的，处五万元罚款；情节严重的，吊销供热经营许可证；

(四)未经批准擅自停业、歇业的，责令限期改正，处十万元罚款；严重影响社会公共利益和安全的，吊销供热经营许可证；

(五)擅自推迟供热或者提前停止供热的，责令按照推迟供热或者提前停止供热日数向用户退还日标准热费两倍的热费，并处以等额罚款；

(六)对具备热计量收费条件而未实行基本热价和计量热价相结合的两部制热价的，责令限期改正；逾期不改正的，处十万元罚款；

(七)违反第二十一条第二款规定收取热费的，责令限期改正；逾期不改正的，处十万元罚款；

(八)在供热期内擅自停止供热的，责令限期改正，处十万元罚款；

(九)分散锅炉间歇式供热每天运行时间少于十六小时的，责令限期改正，处一万元罚款；

(十)在供热期内供热设施发生故障，需要停热八小时以上但未及时通知用户的，处五千元罚款；未立即组织抢修恢复供热的，责令限期改正，处二万元罚款；逾期不改正的，处十万元罚款；

(十一)未按照规定对用户予以退赔的，责令限期退赔；逾期不退赔的，处十万元罚款；

(十二)供热单位弃管的，吊销供热经营许可证；

(十三)连续两个供热期供热质量综合评价不合格的，责令限期改正；逾期不改正的，吊销供热经营许可证。

第四十四条 用户违反本条例规定，有下列行为之一，由供热行政主管部门责令限期改正；逾期不改正的，处一千元罚款；造成损失的，依法承担赔偿责任：

(一)擅自改动室内供热设施，影响供热质量的；

(二)擅自安装放水阀、循环泵的；

(三)擅自开启、调节、移动、拆除供热阀门及铅封、计量器具等的；

(四)排放和取用供热设施内的热水或者蒸汽的；

(五)擅自扩大供热面积的；

(六)阻碍供热单位对供热设施进行改造、维护、管理的。

第四十五条 违反本条例规定，擅自改装、移动、覆盖、拆除、损坏、变卖共用供热设施和供热安全警示识别标志的，由供热行政主管部门责令限期改正；对逾期不改正的个人处一千元罚款，对单位处二万元罚款；对造成的损失，依法承担赔偿责任。

第四十六条 违反本条例规定，在共用供热设施保护范围内，从事建设建筑物、构筑物或者堆放物料，利用供热管道和支架敷设管线、悬挂物体，排放腐蚀性液体以及爆破作业等危害共用供热设施安全活动的，由供热行政主管部门责令停止危害行为，未造成共用供热设施损坏但拒不停止危害行为的，可以处二千元罚款；造成共用供热设施损坏的，应当及时通知供热单位修复，并承担修复费用，赔偿相应损失，可以并处赔偿费五倍的罚款，但最高不得超过二万元；违反治安管理的，由公安机关依法给予处罚；构成犯罪的，依法追究刑事责任。

第四十七条 供热行政主管部门和其他有关部门及其工作人员违反本条例规定，有下列行为之一的，由其所在单位或者上级主管部门对直接负责的主管人员和其他直接责任人员，依法给予处分；构成犯罪的，依法追究刑事责任：

(一)擅自变更经批准的供热专项规划的；

(二)未依法审批供热工程项目和供热经营许可证的；

(三)未依法审批供热单位停业、歇业的；

(四)贪污、挪用供热建设资金、供热救助资金的；

(五)未依法履行对供热单位的监督检查职责的；

(六)接到供用热举报和投诉拒不受理或者不及时处理，以及发现违法行为拒不查处的；

(七)未制定对供热单位的应急接管预案的；

(八)出现供热突发事件，未及时采取应急措施，造成严重后果的；

(九)有其他滥用职权、玩忽职守、徇私舞弊行为的。

第七章 附 则

第四十八条 本条例所称城市供热，是指在城市规划区及其他实行城市化管理的地区内由热源产生的蒸汽、热水通过管网为用户提供生产和生活用热的行为。

本条例所称热源单位，是指利用自行生产的热能为供热单位提供热能的单位。

本条例所称供热单位，是指取得供热经营许可证，利用热源单位提供或者自行生产的热能从事供热经营的单位。

本条例所称热用户，是指消费供热单位热能的单位和个人。

本条例所称日标准热费，是指用户应交纳热费总额与年度供热期天数的比值。

第四十九条 本条例自2022年11月1日起施行。

公    告

（第128号）

《河北省供热用热管理规定》已由河北省第十三届人民代表大会常务委员会第三十三次会议于2022年9月28日通过，现予公布，自公布之日起施行。

2022年9月28日

（2022年9月28日河北省第十三届人民代表大会常务委员会第三十三次会议通过）

第一条  为了加强供热用热管理，规范供热用热行为，维护供热用热双方合法权益，节约能源，保护环境，促进供热事业高质量发展，保障和改善民生，根据有关法律、行政法规，结合本省实际，制定本规定。

第二条　在本省行政区域内从事供热规划、建设、经营、监督管理和用热等活动，适用本规定。

本规定所称供热，是指由供热企业利用热电联产、区域锅炉、工业余热、地热等方式所产生的热水、蒸汽等热源，通过管网及其他设施向热用户有偿提供生产和生活用热的行为。

第三条　供热应当遵循统一规划、配套建设、保障安全、节能环保、规范服务的原则。

第四条　省人民政府住房城乡建设主管部门负责全省供热用热工作的指导和监督管理。

设区的市、县级人民政府供热主管部门，负责本行政区域内供热用热的监督管理工作。

县级以上人民政府住房城乡建设、城市管理、发展改革、财政、自然资源、生态环境、市场监督管理等有关部门，在各自职责范围内做好供热用热相关管理工作。

乡（镇）人民政府、街道办事处配合供热主管部门做好供热用热有关工作。

第五条　积极发展以清洁热电联产为主导的供热方式，优先利用各类工业余热、废热资源，充分利用地热能、太阳能、生物质能等清洁和可再生能源作为供热能源。在供热管网覆盖的区域，不再新建分散燃煤锅炉供热。

鼓励和扶持安全、高效、节能环保供热新技术、新装备的研究开发和推广使用，推进集中供热区域管网互联互通，提高供热监测信息化水平，构建安全、稳定、智能、高效的供热保障体系。

第六条　县级以上人民政府应当将供热纳入国民经济和社会发展规划，统筹协调本行政区域内的供热工作。

市、县人民政府供热主管部门应当会同自然资源、发展改革等有关部门编制本行政区域的供热规划，经同级人民政府批准后实施。

第七条　设区的市、县级人民政府供热主管部门应当根据供热规划、城市开发进程和具体项目建设进度，推进热源和管网建设。

设区的市、县级人民政府应当统筹管网工程建设资金来源，支持通过政府和社会资本合作、混合经营等方式，引导社会资本有序参与供热经营活动。供热主管网建设资金可以在城市基础设施配套费中列支。

第八条　用热项目立项前，项目建设单位应当依据供热规划，结合供热设备设施建设实际，合理确定供热方式。需要接入供热管网的，用热项目的建设单位应当在项目开工前向相关供热企业提出用热报装，实现与主体工程同步设计、同步建设、同步竣工验收后直接接入。

第九条　住宅项目竣工验收合格后，建设单位应当将共用供热设备设施移交有关供热企业运营维护，有关供热企业应当接收。

已经投入使用的供热设备设施需要移交有关供热企业运营维护的，县级以上人民政府供热主管部门应当组织有关供热企业按照国家技术标准和规范进行验收。验收合格的，有关供热企业应当接收；验收不合格的，由有关供热企业提出整改方案，经整改合格后移交。

第十条　本省对供热企业实行许可证制度。供热企业应当向县级以上人民政府供热主管部门申请取得供热经营许可证后，方可从事供热经营活动。

申请供热经营许可证，应当具备法人资格，具有与经营规模相适应的供热设备设施、专业人员、资金和能力，具备完善的管理制度。

供热企业不得伪造、变造、买卖、出租、出借经营许可证。

第十一条　供热企业应当与热用户依法签订供热用热合同。供热用热合同示范文本由省人民政府住房城乡建设主管部门会同市场监督管理部门监制。

第十二条　设区的市、县级人民政府应当根据本地实际确定居民热用户供热起止时间；遇到特殊天气，可以根据气象条件变化情况，决定提前供热或者延迟停热。供热企业应当按照设区的市、县级人民政府确定的时间供热，不得擅自变更。

第十三条　县级以上人民政府发展改革部门应当协调相关企业和单位，在供热期按照以热定电原则，合理制定热电联产机组的电力生产、热力供应计划，满足供热负荷需求。

鼓励热源企业和供热企业建立与自身供热能力相适应的备用热源或者储热设施，提高热源保障能力和供热服务质量。

向供热企业供应水、电、燃气、热力的单位，应当依法保障供应，不得擅自中断。

第十四条　供热企业应当按照供热用热合同约定，连续稳定供热，不得擅自中断或者停止供热。在供热期内，因设备设施故障或者不可抗力原因停止供热的，供热企业应当通知热用户并报告供热主管部门；因设备设施故障原因不能正常供热的，供热企业应当立即组织抢修。连续停止供热二十四小时以上的，供热企业应当按照合同约定减收热费。

第十五条　供热企业不得擅自停业。确需停业的，应当在当年供热期开始六个月前与当地人民政府协商；经协商一致的，供热企业应当对供热范围内相关用户、设备设施管理以及热费缴纳等事宜作出妥善安排，在当年供热期开始三个月前与承接的供热企业完成交接，并向供热主管部门提出书面报告。

第十六条　在供热期内，除不可抗力和用户原因外，供热企业应当提供足够热量，保障居民热用户装有合格用热设施的卧室、起居室（厅）的室温不低于十八摄氏度，其他部位应当符合设计规范标准要求。室温连续四十八小时以上不达标的,应当按照合同约定减收热费。

第十七条　热价实行政府定价或者指导价，由市、县人民政府制定。热价应当根据供热成本、当地经济社会发展水平合理确定和调整，并应当遵循合理补偿成本、促进节约用热、坚持公平负担的原则。热价的确定和调整应当采取听证会的形式征求热用户、供热企业和供热主管部门等方面的意见。

设区的市、县级人民政府价格主管部门应当每年进行成本监审，为确定供热价格和政府补贴提供依据。

县级以上人民政府应当采取措施，逐步推进供热计量和按照供热量收费。

第十八条　热用户应当按照国家有关规定和合同约定及时足额缴纳热费。对首次供热的新建住宅实行整体供热，首次供热热费由开发建设单位统一缴纳，不得向热用户另行收取。热用户逾期不支付热费的，应当按照合同约定支付违约金。供热企业不得因部分热用户欠缴费停止向相邻热用户供热或者降低供热标准。

热费不得与物业费、水电费等其他费用捆绑收取。

县级以上人民政府应当建立并完善供热保障机制，对优抚对象、享受城市居民最低生活保障待遇的热用户和其他特殊困难群体，按有关规定实行热费减免优惠。

第十九条　供热设施具备分户关闭条件的，在不影响其他热用户正常用热和共用供热设施安全运行的前提下，热用户可以在供热期开始三十日前向供热企业申请整个供热期暂停供热或者恢复用热，供热企业应当采取措施满足符合条件用户的暂停供热或者恢复用热要求。具体办法由设区的市制定。

第二十条　设区的市、县级人民政府应当结合本地实际，安排供热政策性补贴资金，专项用于补贴供热企业因政策性原因导致成本与价格倒挂亏损、供热时间延长、供热系统节能和环保改造、老旧小区供热设备设施改造、既有建筑加装室温采集装置、清洁和可再生能源供热等。

第二十一条　供热企业应当实行标准化管理和规范化服务，向社会公开服务内容、服务标准、办事程序、收费标准和服务电话，并在供热期实行二十四小时不间断服务。

热用户就经营收费、供热服务等事项向供热企业提出查询、报修等服务申请的，供热企业应当及时处理。

第二十二条　建设单位从事工程建设，不得影响供热设施安全；可能影响供热设施安全的，建设单位或者施工单位应当提前与供热企业协商制定安全保护施工方案，并采取相应措施后方可施工。施工中造成供热设施损坏的，应当及时通知供热企业修复，并承担修复费用，赔偿相应损失。

第二十三条　居民热用户共用供热设备设施移交供热企业运营维护的，维护和更新改造费用由供热企业承担，计入经营成本。供热设备设施在保修期内或者因建设单位未履行、拖延履行保修责任延长保修期的，维护费用由建设单位承担。

居民热用户的户内非共用供热设施由热用户负责维护、管理，发生异常、泄漏等故障时，热用户可以向供热企业报修，并自行承担相关费用。

非居民热用户的供热设备设施管理责任，由供热用热双方通过合同方式约定。

第二十四条　供热企业对其运营管理的供热设备设施承担检查、维修、保养和更新改造责任，供热期开始十五日前完成年度检修、保养和更新改造，供热期间加强巡查巡检，及时消除隐患，保证供热设备设施安全稳定运行。热用户应当予以配合，有关部门和单位应当予以支持。

第二十五条　县级以上人民政府供热主管部门应当加强供热应急能力建设，制定应急预案。针对可能发生的供热设备设施事故、能源供应短缺以及弃管弃供等情况，应当及时采取有效措施，保障供热，避免发生大面积停热和其他事故。

第二十六条　县级以上人民政府供热主管部门应当完善供热监管信息平台，监督检查供热运行服务、设备设施维修维护、供热工程建设及供热准备等情况，协调处置供热突发事件。

县级以上人民政府供热主管部门和供热企业应当加强信息安全管理，不得将在供热监管信息平台获得的个人信息用于供热管理以外的其他用途。

热用户不得擅自改动、破坏室温监测装置。

第二十七条　县级以上人民政府供热主管部门应当定期组织对供热企业进行评估评价，并向社会公布评估评价结果。评估评价结果作为对供热经营权管理和核定供热补贴等的依据。

第二十八条　县级以上人民政府供热主管部门应当建立信用记录，将擅自停业停供、不按照规定期限供热、不按照经营许可范围从事供热经营活动的供热企业列入失信名单。

第二十九条　热用户有权就供热质量、供热服务等事项，向县级以上人民政府供热主管部门投诉。

县级以上人民政府供热主管部门应当建立供热用热投诉和举报制度，公开投诉和举报电话、信箱、电子邮件地址等，畅通投诉、举报渠道，及时、有效处理投诉、举报。

第三十条　县级以上人民政府供热主管部门和其他相关管理部门的工作人员在供热用热管理工作中，滥用职权、玩忽职守、徇私舞弊的，由其所在单位或者上级主管部门给予处分；构成犯罪的，依法追究刑事责任。

第三十一条　供热企业违反本规定，未取得供热经营许可证从事供热经营活动的，由县级以上人民政府供热主管部门责令停止违法行为，没收违法所得，并处十万元以上五十万元以下的罚款；擅自伪造、变造、买卖、出租、出借供热经营许可证的，由县级以上人民政府供热主管部门责令停止违法行为，没收违法所得，并处五万元以上二十万元以下的罚款；情节严重的，吊销供热经营许可证。

第三十二条　供热企业违反本规定，有下列行为之一的，由县级以上人民政府供热主管部门责令限期改正；逾期不改正的，给予以下处罚：

（一）擅自变更居民热用户供热起止时间，推迟供热、提前停热、中断供热的，处十万元以上五十万元以下的罚款；

（二）擅自停业的，处十万元以上五十万元以下的罚款；

（三）供热设备设施发生故障，未立即组织抢修恢复供热的，处一万元以上二万元以下的罚款；

（四）拒不履行检查、维修、保养和更新改造义务的，处二万元以上十万元以下的罚款。

违反本条第（一）项或者第（二）项规定，情节严重的，由县级以上人民政府供热主管部门吊销供热经营许可证。

第三十三条　本规定自公布之日起施行。

来源：河北人大

《计划》提出，加速发展清洁低碳发电装备。推进煤电装备节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”。加快推进燃气轮机研究开发。推进水电机组宽负荷改造，加快可变速抽水蓄能及海上抽水蓄能装备研制应用及高水头冲击式水电机组关键技术研究。进一步加快三代核电的批量化，加速四代核电装备研发应用。推进风光储一体化装备发展，推动构网型新能源发电装备研究开发。加快生物质能装备以及海洋能、地热能等开发利用装备的研制和应用。

详情如下：

工业和信息化部等五部门联合印发加快电力装备绿色低碳创新发展行动计划

工业和信息化部财政部 商务部

国务院国有资产监督管理委员会

国家市场监督管理总局关于印发加快

电力装备绿色低碳创新发展行动计划的通知

工信部联重装〔2022〕105号

各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团工业和信息化、财政、商务、国资、市场监管主管部门，有关行业协会，有关中央企业：

现将《加快电力装备绿色低碳创新发展行动计划》印发给你们，请结合实际，认真贯彻实施。

工业和信息化部

财政部

商务部

国务院国有资产监督管理委员会

国家市场监督管理总局

2022年8月24日

加快电力装备绿色低碳创新发展行动计划

为深入贯彻落实党中央、国务院关于碳达峰碳中和的重大战略决策，推进能源生产清洁化、能源消费电气化，推动新型电力系统建设，加快电力装备绿色低碳创新发展，制定本行动计划。

一、总体要求

（一）指导思想

以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的十九大和十九届历次全会精神，深入贯彻习近平生态文明思想，立足新发展阶段，完整、准确、全面贯彻新发展理念，构建新发展格局，坚持市场主导、政府引导、创新驱动、产业升级，以高端智能绿色发展为方向，以绿色低碳科技创新为驱动，以应用创新及示范推广为抓手，加快构建支撑能源清洁生产和能源绿色消费的装备供给体系，推动电力装备高质量发展，助力碳达峰目标顺利实现。

（二）主要目标

通过5-8年时间，电力装备供给结构显著改善，保障电网输配效率明显提升，高端化智能化绿色化发展及示范应用不断加快，国际竞争力进一步增强，基本满足适应非化石能源高比例、大规模接入的新型电力系统建设需要。煤电机组灵活性改造能力累计超过2亿千瓦，可再生能源发电装备供给能力不断提高，风电和太阳能发电装备满足12亿千瓦以上装机需求，核电装备满足7000万千瓦装机需求。

二、重点任务

（一）装备体系绿色升级行动

统筹发输配用电装备供给结构调整，围绕新型电力系统构建，加速发展清洁低碳发电装备，提升输变电装备消纳保障能力，加快推进配电装备升级换代、提高用电设备能效匹配水平，推进资源循环利用。

1．加速发展清洁低碳发电装备。推进煤电装备节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”。加快推进燃气轮机研究开发。推进水电机组宽负荷改造，加快可变速抽水蓄能及海上抽水蓄能装备研制应用及高水头冲击式水电机组关键技术研究。进一步加快三代核电的批量化，加速四代核电装备研发应用。推进风光储一体化装备发展，推动构网型新能源发电装备研究开发。加快生物质能装备以及海洋能、地热能等开发利用装备的研制和应用。着力攻克可再生能源制氢等技术装备。

2．提升输变电装备消纳保障能力。面向电网高比例可再生能源、高比例电力电子装备“双高”特性，以及夏、冬季双负荷高峰的需求特点，加快发展特高压输变电、柔性直流输电装备。瞄准安全灵活、绿色低碳的输电网技术装备，持续开展不同电压等级、不同开断容量的发电机断路器及高电压等级真空开关设备的研制，加快大功率电力电子器件、天然酯（植物）绝缘油变压器等研发突破。

3．加快推进配电装备升级换代。发展满足新型电力系统“双高”“双随机”（分布式新能源的随机性和可调负载的随机性）特性的保护与控制配电技术装备。依托智能配电网、主动配电网建设，加快电网之间柔性可控互联，积极发展以消纳新能源为主的智能微电网，加速突破综合能源管理和利用、多电源优化互动等技术装备。

4．提高用电设备能效匹配水平。发展高功率密度永磁电机、同步磁阻电机、智能电机、超高效异步电机等产品。加强高效节能变压器研制及推广应用。加快推广应用高能效电锅炉、电窑炉等装备，拓展工业、交通、建筑等领域电能替代。加快用能系统能效提升，开展重点用电设备系统匹配性节能改造和运行控制优化。推动完善废旧电机回收利用体系，鼓励企业开展电机再制造，促进再制造电机产品应用。

专栏1 电力装备十大领域绿色低碳发展重点方向

推进火电、水电、核电、风电、太阳能、氢能、储能、输电、配电及用电等10个领域电力装备绿色低碳发展。

火电装备。开展在役机组及系统高效宽负荷、灵活性、提质增效、节能减排、深度调峰、机组延寿和智慧化等技术研究和应用。重点发展煤电多能耦合及风光水储多能互补发电、燃气轮机发电、碳捕集利用与封存、煤气化联合循环发电及煤气化燃料电池发电等技术及装备。

水电装备。重点发展水电机组宽负荷改造及智慧化升级、复杂地质条件下超高水头冲击式机组、可变速抽水蓄能及海水抽水蓄能、潮汐发电站及兆瓦级潮流发电、兆瓦级波浪发电、老旧水电机组增容增效提质改造等技术及装备。

核电装备。重点发展核级铸锻件、关键泵阀、控制系统、核级仪器仪表、钴基焊材等。研究建立核电专用软件验证数据库，支撑软件体系开发与优化升级。加快三代核电标准化、谱系化发展，持续推进钠冷快堆、高温气冷堆、铅铋快堆等四代核电堆型的研发和应用。加快可控核聚变等前沿颠覆性技术研究。

风电装备。重点发展8MW以上陆上风电机组及13MW以上海上风电机组，研发深远海漂浮式海上风电装备。突破超大型海上风电机组新型固定支撑结构、主轴承及变流器关键功率模块等。加大基础仿真软件攻关和滑动轴承应用，研究开发风电叶片退役技术路线。

太阳能装备。重点发展高效低成本光伏电池技术。研发高可靠、智能化光伏组件及高电压、高功率、高效散热的逆变器以及智能故障检测、快速定位等关键技术。开发基于5G、先进计算、人工智能等新一代信息技术的集成运维技术和智能光伏管理系统。积极发展太阳能光热发电，推动建立光热发电与光伏、储能等多能互补集成。研究光伏组件资源化利用实施路径。

氢能装备。加快制氢、氢燃料电池电堆等技术装备研发应用，加强氢燃料电池关键零部件、长距离管道输氢技术攻关。

储能装备。大幅提升电化学储能装备的可靠性，加快压缩空气储能、飞轮储能装备的研制，研发储能电站消防安全多级保障技术和装备。研发储能电池及系统的在线检测、状态预测和预警技术及装备。

输电装备。重点研发海上风电柔性直流送出和低频送出、交直流混合配电网系统、开关电弧、设备长期带电可靠性评估等技术。突破换流变压器有载调压分接开关、套管、智能组件等基础零部件及元器件。开展高端电工钢低损耗变压器、热塑性环保电缆材料、新型低温室效应环保绝缘气体等相关装备研制。

配电装备。加速数字化传感器、电能路由器、潮流控制器、固态断路器等保护与控制核心装备研制与应用。加快数据中心、移动通讯和轨道交通等应用场景的新型配电装备融合应用与高度自治配电系统建设。

用电装备。重点发展2级及以上能效电机、直驱与集成式永磁/磁阻电驱动系统、超高效大转矩机电系统总成、智能电机、微电网与第三代半导体变频供电的高效电机系统及电驱动装备。

（二）电力装备技术创新提升行动

坚持创新驱动，强化企业创新主体地位，完善产业创新体系和产业发展生态，推动产业集群发展，不断增强产业链供应链竞争力。在电力装备领域突破一批关键核心技术，建设一批创新平台，培育一批产业集群。

5．加快关键核心技术攻关。实施产业基础再造工程，采用“揭榜挂帅”“赛马”等机制，支持企业加大研发投入，加快突破一批电力装备基础零部件、基础元器件、基础材料、基础软件、基础工艺、产业技术基础。推动新材料与电力装备的融合创新，推进产业链上下游协同创新和科技成果转化应用。

6．加强创新平台建设。夯实企业创新主体地位，推动创新要素向企业集聚，促进产学研用深度融合。聚焦优先发展的成套装备、关键零部件、关键材料、关键共性技术等，以共性技术研发和公共服务为主，鼓励行业龙头企业牵头，联合高校、科研院所和行业上下游企业共建创新平台，推进各类科技力量资源共享和优化配置。

7．促进产业集聚和企业融通发展。做大做强东北、华东、西南、西北等地区电力装备先进制造业集群。依托国家新型工业化示范基地等，推动电力装备产业集群发展。鼓励整机企业与配套企业建立稳定合作关系，培育专精特新“小巨人”企业和制造业单项冠军企业，加快构建创新协同、产能共享、供应链互通的产业发展生态。

（三）网络化智能化转型发展行动

深化与新一代信息技术融合，加快电力装备产品形态、研发手段、生产方式与服务模式创新变革，推进数字化绿色化服务化发展。在电力装备领域培育若干智能制造、工业互联网标杆企业和示范园区。

8．深化“5G+工业互联网”应用。研究工业互联网与电力装备融合应用参考指南，深化“5G+工业互联网”在电力装备制造、运行、维护等环节的应用。推动建设电力装备工业互联网数字化转型促进中心，打造5G全连接工厂标杆。

9．加快推进智能制造。开展智能制造试点示范行动，建设智能制造示范工厂，凝练智能制造优秀场景。打造智能网联装备，提升工业控制系统实时优化能力，加强工业软件模拟仿真与数据分析能力。

10．加速服务型制造转型。加快电力装备网络化服务化发展，在风电、水电等领域推广远程运维服务，在核电领域推进产品全生命周期管理，在低压电器、高效电机制造领域建设共享制造工厂。鼓励发展供应链服务企业，支持制造企业延伸价值链，提供设计服务或综合能源解决方案。

（四）技术基础支撑保障行动

以市场为主体，更好发挥政府作用，推动有效市场和有为政府更好结合，完善产业技术服务体系，引导产业规范发展。

11．加强技术标准体系建设。围绕绿色、高效、安全等发展要求，推进国家标准验证点建设，加快电力装备能效提升、功能安全等国家标准制修订。完善新型储能、氢能等全产业链标准体系。优化特高压交、直流装备标准，推进智能配电网技术装备标准化，持续提升用电设备能效技术标准。

12．推动绿色低碳装备检测认证。组织制修订电力装备重点领域碳排放核算方法，推动建立覆盖全面、算法科学的行业碳排放核算方法体系。完善绿色产品标准、认证与标识体系，探索建立电力装备碳达峰碳中和认证制度。

（五）推广应用模式创新行动

加强政策引导和支持，推进应用创新和推广，形成需求牵引供给、供给创造需求的更高水平的动态平衡。在电力装备领域建设3-5家试验验证平台，开展典型场景应用试点，培育形成一批优质品牌。

13．强化推广应用政策引导。支持将符合条件的电力装备纳入国家、地方相关重大技术装备指导目录，研究发布重大技术装备推广应用导向目录。利用首台（套）重大技术装备保险补偿机制试点、能源领域首台（套）评定和评价、绿色采购等政策。引导行业组织、研究机构等搭建供需对接平台，加快电力装备推广应用。培育打造具有国际竞争力的“中国重装”品牌。

14．开展试验验证及试点应用。围绕绿源、智网、降荷、新储等新型电力装备，建设满足工程应用实况的首台（套）重大技术装备试验验证平台。发挥重大工程牵引带动作用，鼓励具备基础和条件的地区，积极推进电力装备重点领域技术和产品推广应用。

专栏2 电力装备十大领域推广应用重点方向

火电装备。加快630℃、650℃清洁高效煤电装备应用。推动超临界二氧化碳发电技术应用。建设全流程集成化规模化二氧化碳捕集利用与封存应用项目。

水电装备。加快大功率可变速抽水蓄能和海水抽水蓄能装备应用。促进风光水核能源互补。

核电装备。开展现役核电装备供热等综合利用。加快三代核电优化升级，推动小型堆供热商业应用、小型堆核能综合利用及海上浮动堆应用。

风电装备。加强深远海域海上风电勘察设计及安装。推动12-15MW级超大型海上风电装备应用，推进远海深水区域漂浮式风电装备基础一体化设计、建造施工与应用。

太阳能装备。推动TOPCon、HJT、IBC等晶体硅太阳能电池技术和钙钛矿、叠层电池组件技术产业化，开展新型高效低成本光伏电池技术研究和应用，开展智能光伏试点示范和行业应用。

氢能装备。开展制氢关键装备及技术应用，推进不同场景下的可再生能源-氢能综合能源系统应用，推动长距离管道输氢与终端装备应用。

储能装备。推动10MW级超级电容器、高功率锂离子电池、兆瓦级飞轮储能系统应用。

输电装备。加快新能源孤岛直流接入的先进协调控制技术及紧凑化、轻型化海上风电升压站和低频输电技术应用。加速环保气体高压开关、天然酯（植物）绝缘油变压器推广应用。

配电装备。开展区域配用电需求响应、碳交易计量等试点。探索在新能源、新基建等新型应用场景中，开展直流配电、双向能量流互动配电系统等应用。

用电装备。开展高速高效永磁电机系统、永磁辅助式磁阻电机系统、高效变频调速电机系统的应用，拓展电机与电力传动技术与应用边界，推动相关电驱动再电气化应用。

15．培育推广应用新模式新业态。推进源网荷储一体化和多能互补，培育风电+、光伏+等多种应用新模式新业态，加快多层级多时间尺度多能互补协同优化。

专栏3培育应用新模式新业态

风电+。在偏远孤岛等输电线路建设成本较高的地区，发展风电+电解水制氢技术。在淡水资源短缺岛屿等地区，培育风电+淡化海水模式。在偏远地区，推广分布式风电+智能微电网。在适宜的海上风电场，推进风电+渔业+旅游模式。鼓励结合沙漠、戈壁、荒漠等场景，围绕重点用电企业，探索风光储一体化装备应用试点。

光伏+。推进新建厂房和公共建筑开展光伏建筑一体化建设，支持农（牧）光互补、渔光互补等复合开发，推动光伏与5G基站、大数据中心融合发展及在新能源汽车充换电站、高速公路服务区等交通领域应用。鼓励在沙漠、戈壁、荒漠、荒山、沿海滩涂、采煤沉陷区、矿山排土场等区域开发光伏电站。

储能+。在新能源资源富集地区，推动新型储能+可再生能源发电、风光火（水）储一体化供能试点。围绕大数据中心、5G基站、工业园区、公路服务区等用户，发展新型储能+分布式新能源、微电网、增量配网等。

（六）电力装备对外合作行动

充分利用国内国际两个市场、两种资源，加快高水平走出去，加强国际产业合作，打造国际合作和竞争新优势。

16．推动电力装备走出去。紧紧围绕高质量共建“一带一路”、深入实施《区域全面经济伙伴关系协定》，鼓励优势电力装备企业以多种方式加快走出去。引导企业取得国际认可的服务资质，带动技术、装备、标准和服务走出去。支持行业组织搭建走出去信息综合服务平台，提供法律、咨询、风险评估等服务。

专栏4电力装备走出去模式

推动电力装备向技术、资本、能力相结合的综合输出方向走出去，发展全产业链式的工程总承包或“交钥匙”工程，不断提升龙头企业的国际竞争力。

工程承包。依托海外电力工程建设，加快可再生能源发电装备、输变电及用电装备等以“工程+装备+运营”的方式拓展国际市场。

国际营销网络。推进企业共建共享全球营销网络，积极开拓国际市场。支持企业通过在目标国家和地区设立产品用户企业，完善走出去营销服务体系。

海外基地。围绕国家开放战略，加快电力装备走出去示范基地、园区建设。支持企业在海外投资设立生产基地、销售服务基地，建设提供“一揽子”解决方案的供应商，带动上下游相关产品走出去。

对外投资。充分利用超大规模市场优势及产业链配套优势，加快优势企业通过投资、参股等方式，积极融入全球产业链供应链价值链。

17．深化国际交流合作。发挥多双边合作和高层对话机制作用，加强技术标准、检验检测、认证等方面的国际互认。强化与国际大电网会议（CIGRE）、国际电工委员会（IEC）和电气与电子工程师协会（IEEE）等国际组织的交流和经验分享。支持企业与境外机构在技术开发、经贸往来、人才培养等方面加强交流合作。

三、保障措施

（一）加大统筹协调力度

充分发挥国家重大技术装备办公室作用，坚持系统观念，建立覆盖研发、制造、应用及服务等的部门协同工作机制。强化央地联动，指导地方行业主管部门结合实际出台配套措施。发挥行业组织桥梁纽带作用，助力创新发展、推广应用等方面的政策落实，加强行业自律，强化安全生产。依托高端智库、研究机构等开展深入研究，提供重要决策支撑。

（二）强化财税金融支持

落实节能节水、资源综合利用等税收优惠政策。鼓励金融机构在依法合规、风险可控、商业可持续前提下，为符合条件的电力装备企业提供信贷支持等金融服务。发挥国家产融合作平台作用，引导社会资本等支持电力装备发展。

（三）加强专业人才培养

支持具备条件的高等院校联合企业、科研院所等培育高端研发、技能及管理人才。引导专业服务机构创新人才培养模式，培育一批高端复合型人才。优化人才引进机制，建立健全人才激励制度，鼓励企业积极引进海外高层次人才。

（四）营造良好舆论环境

强化舆论导向，加强典型项目、典型经验宣传报道，在全社会营造电力装备绿色低碳创新发展的良好氛围。鼓励地方政府、行业协会、龙头企业等联合举办电力装备展会论坛，发挥世界清洁能源装备大会作用，搭建国际交流展示合作平台。发挥权威优势媒体平台导向作用，灵活运用多种形式，强化电力装备质量品牌宣传。

　　1.电子邮箱：sc@cdha.org.cn。

　　2.通信地址：北京市朝阳区西坝河南路甲2号一层；邮政编码：100028。

　　意见反馈截止时间为2022年8月16日。

　　附件：《供热运营数据统计方法》（征求意见稿）

住房和城乡建设部办公厅
2022年7月14日
 

本标准在住房和城乡建设部门户网站（www.mohurd.gov.cn）公开，并由住房和城乡建设部标准定额研究所组织中国建筑出版传媒有限公司出版发行。

住房和城乡建设部
  2022年4月29日

《减污降碳协同增效实施方案》已经碳达峰碳中和工作领导小组同意，现印发给你们，请结合实际认真贯彻落实。

　　生态环境部       国家发展和改革委员会

　　工业和信息化部      住房和城乡建设部

　　交通运输部                         农业农村部

　　国家能源局

　　2022年6月10日

　　(此件社会公开)

抄送：教育部、科技部、司法部、财政部、自然资源部、水利部、商务部、人民银行、税务总局、市场监管总局、统计局、国管局、气象局、银保监会、证监会、林草局、乡村振兴局，中国国家铁路集团有限公司，各省、自治区、直辖市人民政府，新疆生产建设兵团。

生态环境部办公厅2022年6月13日印发

减污降碳协同增效实施方案

为深入贯彻落实党中央、国务院关于碳达峰碳中和决策部署，落实新发展阶段生态文明建设有关要求，协同推进减污降碳，实现一体谋划、一体部署、一体推进、一体考核，制定本实施方案。

一、面临形势

党的十八大以来，我国生态文明建设和生态环境保护取得历史性成就，生态环境质量持续改善，碳排放强度显著降低。但也要看到，我国发展不平衡、不充分问题依然突出，生态环境保护形势依然严峻，结构性、根源性、趋势性压力总体上尚未根本缓解，实现美丽中国建设和碳达峰碳中和目标愿景任重道远。与发达国家基本解决环境污染问题后转入强化碳排放控制阶段不同，当前我国生态文明建设同时面临实现生态环境根本好转和碳达峰碳中和两大战略任务，生态环境多目标治理要求进一步凸显，协同推进减污降碳已成为我国新发展阶段经济社会发展全面绿色转型的必然选择。

面对生态文明建设新形势新任务新要求，基于环境污染物和碳排放高度同根同源的特征，必须立足实际，遵循减污降碳内在规律，强化源头治理、系统治理、综合治理，切实发挥好降碳行动对生态环境质量改善的源头牵引作用，充分利用现有生态环境制度体系协同促进低碳发展，创新政策措施，优化治理路线，推动减污降碳协同增效。

二、总体要求

(一)指导思想。

以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的十九大和十九届历次全会精神，按照党中央、国务院决策部署，深入贯彻习近平生态文明思想，坚持稳中求进工作总基调，立足新发展阶段，完整、准确、全面贯彻新发展理念，构建新发展格局，推动高质量发展，把实现减污降碳协同增效作为促进经济社会发展全面绿色转型的总抓手，锚定美丽中国建设和碳达峰碳中和目标，科学把握污染防治和气候治理的整体性，以结构调整、布局优化为关键，以优化治理路径为重点，以政策协同、机制创新为手段，完善法规标准，强化科技支撑，全面提高环境治理综合效能，实现环境效益、气候效益、经济效益多赢。

(二)工作原则。

突出协同增效。坚持系统观念，统筹碳达峰碳中和与生态环境保护相关工作，强化目标协同、区域协同、领域协同、任务协同、政策协同、监管协同，增强生态环境政策与能源产业政策协同性，以碳达峰行动进一步深化环境治理，以环境治理助推高质量达峰。

强化源头防控。紧盯环境污染物和碳排放主要源头，突出主要领域、重点行业和关键环节，强化资源能源节约和高效利用，加快形成有利于减污降碳的产业结构、生产方式和生活方式。

优化技术路径。统筹水、气、土、固废、温室气体等领域减排要求，优化治理目标、治理工艺和技术路线，优先采用基于自然的解决方案，加强技术研发应用，强化多污染物与温室气体协同控制，增强污染防治与碳排放治理的协调性。

注重机制创新。充分利用现有法律、法规、标准、政策体系和统计、监测、监管能力，完善管理制度、基础能力和市场机制，一体推进减污降碳，形成有效激励约束，有力支撑减污降碳目标任务落地实施。

鼓励先行先试。发挥基层积极性和创造力，创新管理方式，形成各具特色的典型做法和有效模式，加强推广应用，实现多层面、多领域减污降碳协同增效。

(三)主要目标。

到2025年，减污降碳协同推进的工作格局基本形成；重点区域、重点领域结构优化调整和绿色低碳发展取得明显成效；形成一批可复制、可推广的典型经验；减污降碳协同度有效提升。

到2030年，减污降碳协同能力显著提升，助力实现碳达峰目标；大气污染防治重点区域碳达峰与空气质量改善协同推进取得显著成效；水、土壤、固体废物等污染防治领域协同治理水平显著提高。

三、加强源头防控

(四)强化生态环境分区管控。构建城市化地区、农产品主产区、重点生态功能区分类指导的减污降碳政策体系。衔接国土空间规划分区和用途管制要求，将碳达峰碳中和要求纳入“三线一单”(生态保护红线、环境质量底线、资源利用上线和生态环境准入清单)分区管控体系。增强区域环境质量改善目标对能源和产业布局的引导作用，研究建立以区域环境质量改善和碳达峰目标为导向的产业准入及退出清单制度。加大污染严重地区结构调整和布局优化力度，加快推动重点区域、重点流域落后和过剩产能退出。依法加快城市建成区重污染企业搬迁改造或关闭退出。(生态环境部、国家发展改革委、工业和信息化部、自然资源部、水利部按职责分工负责)

(五)加强生态环境准入管理。坚决遏制高耗能、高排放、低水平项目盲目发展，高耗能、高排放项目审批要严格落实国家产业规划、产业政策、“三线一单”、环评审批、取水许可审批、节能审查以及污染物区域削减替代等要求，采取先进适用的工艺技术和装备，提升高耗能项目能耗准入标准，能耗、物耗、水耗要达到清洁生产先进水平。持续加强产业集群环境治理，明确产业布局和发展方向，高起点设定项目准入类别，引导产业向“专精特新”转型。在产业结构调整指导目录中考虑减污降碳协同增效要求，优化鼓励类、限制类、淘汰类相关项目类别。优化生态环境影响相关评价方法和准入要求，推动在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目。大气污染防治重点区域严禁新增钢铁、焦化、炼油、电解铝、水泥、平板玻璃(不含光伏玻璃)等产能。(生态环境部、国家发展改革委、工业和信息化部、水利部、市场监管总局、国家能源局按职责分工负责)

(六)推动能源绿色低碳转型。统筹能源安全和绿色低碳发展，推动能源供给体系清洁化低碳化和终端能源消费电气化。实施可再生能源替代行动，大力发展风能、太阳能、生物质能、海洋能、地热能等，因地制宜开发水电，开展小水电绿色改造，在严监管、确保绝对安全前提下有序发展核电，不断提高非化石能源消费比重。严控煤电项目，“十四五”时期严格合理控制煤炭消费增长、“十五五”时期逐步减少。重点削减散煤等非电用煤，严禁在国家政策允许的领域以外新(扩)建燃煤自备电厂。持续推进北方地区冬季清洁取暖。新改扩建工业炉窑采用清洁低碳能源，优化天然气使用方式，优先保障居民用气，有序推进工业燃煤和农业用煤天然气替代。(国家发展改革委、国家能源局、工业和信息化部、自然资源部、生态环境部、住房城乡建设部、农业农村部、水利部、市场监管总局按职责分工负责)

(七)加快形成绿色生活方式。倡导简约适度、绿色低碳、文明健康的生活方式，从源头上减少污染物和碳排放。扩大绿色低碳产品供给和消费，加快推进构建统一的绿色产品认证与标识体系，完善绿色产品推广机制。开展绿色社区等建设，深入开展全社会反对浪费行动。推广绿色包装，推动包装印刷减量化，减少印刷面积和颜色种类。引导公众优先选择公共交通、自行车和步行等绿色低碳出行方式。发挥公共机构特别是党政机关节能减排引领示范作用。探索建立“碳普惠”等公众参与机制。(国家发展改革委、生态环境部、工业和信息化部、财政部、住房城乡建设部、交通运输部、商务部、市场监管总局、国管局按职责分工负责)

四、突出重点领域

(八)推进工业领域协同增效。实施绿色制造工程，推广绿色设计，探索产品设计、生产工艺、产品分销以及回收处置利用全产业链绿色化，加快工业领域源头减排、过程控制、末端治理、综合利用全流程绿色发展。推进工业节能和能效水平提升。依法实施“双超双有高耗能”企业强制性清洁生产审核，开展重点行业清洁生产改造，推动一批重点企业达到国际领先水平。研究建立大气环境容量约束下的钢铁、焦化等行业去产能长效机制，逐步减少独立烧结、热轧企业数量。大力支持电炉短流程工艺发展，水泥行业加快原燃料替代，石化行业加快推动减油增化，铝行业提高再生铝比例，推广高效低碳技术，加快再生有色金属产业发展。2025年和2030年，全国短流程炼钢占比分别提升至15%、20%以上。2025年再生铝产量达到1150万吨，2030年电解铝使用可再生能源比例提高至30%以上。推动冶炼副产能源资源与建材、石化、化工行业深度耦合发展。鼓励重点行业企业探索采用多污染物和温室气体协同控制技术工艺，开展协同创新。推动碳捕集、利用与封存技术在工业领域应用。(工业和信息化部、国家发展改革委、生态环境部、国家能源局按职责分工负责)

(九)推进交通运输协同增效。加快推进“公转铁”“公转水”，提高铁路、水运在综合运输中的承运比例。发展城市绿色配送体系，加强城市慢行交通系统建设。加快新能源车发展，逐步推动公共领域用车电动化，有序推动老旧车辆替换为新能源车辆和非道路移动机械使用新能源清洁能源动力，探索开展中重型电动、燃料电池货车示范应用和商业化运营。到2030年，大气污染防治重点区域新能源汽车新车销售量达到汽车新车销售量的50%左右。加快淘汰老旧船舶，推动新能源、清洁能源动力船舶应用，加快港口供电设施建设，推动船舶靠港使用岸电。(交通运输部、国家发展改革委、工业和信息化部、生态环境部、住房城乡建设部、中国国家铁路集团有限公司按职责分工负责)

(十)推进城乡建设协同增效。优化城镇布局，合理控制城镇建筑总规模，加强建筑拆建管理，多措并举提高绿色建筑比例，推动超低能耗建筑、近零碳建筑规模化发展。稳步发展装配式建筑，推广使用绿色建材。推动北方地区建筑节能绿色改造与清洁取暖同步实施，优先支持大气污染防治重点区域利用太阳能、地热、生物质能等可再生能源满足建筑供热、制冷及生活热水等用能需求。鼓励在城镇老旧小区改造、农村危房改造、农房抗震改造等过程中同步实施建筑绿色化改造。鼓励小规模、渐进式更新和微改造，推进建筑废弃物再生利用。合理控制城市照明能耗。大力发展光伏建筑一体化应用，开展光储直柔一体化试点。在农村人居环境整治提升中统筹考虑减污降碳要求。(住房城乡建设部、自然资源部、生态环境部、农业农村部、国家能源局、国家乡村振兴局等按职责分工负责)

(十一)推进农业领域协同增效。推行农业绿色生产方式，协同推进种植业、畜牧业、渔业节能减排与污染治理。深入实施化肥农药减量增效行动，加强种植业面源污染防治，优化稻田水分灌溉管理，推广优良品种和绿色高效栽培技术，提高氮肥利用效率，到2025年，三大粮食作物化肥、农药利用率均提高到43%。提升秸秆综合利用水平，强化秸秆焚烧管控。提高畜禽粪污资源化利用水平，适度发展稻渔综合种养、渔光一体、鱼菜共生等多层次综合水产养殖模式，推进渔船渔机节能减排。加快老旧农机报废更新力度，推广先进适用的低碳节能农机装备。在农业领域大力推广生物质能、太阳能等绿色用能模式，加快农村取暖炊事、农业及农产品加工设施等可再生能源替代。(农业农村部、生态环境部、国家能源局按职责分工负责)

(十二)推进生态建设协同增效。坚持因地制宜，宜林则林，宜草则草，科学开展大规模国土绿化行动，持续增加森林面积和蓄积量。强化生态保护监管，完善自然保护地、生态保护红线监管制度，落实不同生态功能区分级分区保护、修复、监管要求，强化河湖生态流量管理。加强土地利用变化管理和森林可持续经营。全面加强天然林保护修复。实施生物多样性保护重大工程。科学推进荒漠化、石漠化、水土流失综合治理，科学实施重点区域生态保护和修复综合治理项目，建设生态清洁小流域。坚持以自然恢复为主，推行森林、草原、河流、湖泊、湿地休养生息，加强海洋生态系统保护，改善水生态环境，提升生态系统质量和稳定性。加强城市生态建设，完善城市绿色生态网络，科学规划、合理布局城市生态廊道和生态缓冲带。优化城市绿化树种，降低花粉污染和自然源挥发性有机物排放，优先选择乡土树种。提升城市水体自然岸线保有率。开展生态改善、环境扩容、碳汇提升等方面效果综合评估，不断提升生态系统碳汇与净化功能。(国家林草局、国家发展改革委、自然资源部、生态环境部、住房城乡建设部、水利部按职责分工负责)

五、优化环境治理

(十三)推进大气污染防治协同控制。优化治理技术路线，加大氮氧化物、挥发性有机物(VOCs)以及温室气体协同减排力度。一体推进重点行业大气污染深度治理与节能降碳行动，推动钢铁、水泥、焦化行业及锅炉超低排放改造，探索开展大气污染物与温室气体排放协同控制改造提升工程试点。VOCs等大气污染物治理优先采用源头替代措施。推进大气污染治理设备节能降耗，提高设备自动化智能化运行水平。加强消耗臭氧层物质和氢氟碳化物管理，加快使用含氢氯氟烃生产线改造，逐步淘汰氢氯氟烃使用。推进移动源大气污染物排放和碳排放协同治理。(生态环境部、国家发展改革委、工业和信息化部、交通运输部、国家能源局按职责分工负责)

(十四)推进水环境治理协同控制。大力推进污水资源化利用。提高工业用水效率，推进产业园区用水系统集成优化，实现串联用水、分质用水、一水多用、梯级利用和再生利用。构建区域再生水循环利用体系，因地制宜建设人工湿地水质净化工程及再生水调蓄设施。探索推广污水社区化分类处理和就地回用。建设资源能源标杆再生水厂。推进污水处理厂节能降耗，优化工艺流程，提高处理效率；鼓励污水处理厂采用高效水力输送、混合搅拌和鼓风曝气装置等高效低能耗设备；推广污水处理厂污泥沼气热电联产及水源热泵等热能利用技术；提高污泥处置和综合利用水平；在污水处理厂推广建设太阳能发电设施。开展城镇污水处理和资源化利用碳排放测算，优化污水处理设施能耗和碳排放管理。以资源化、生态化和可持续化为导向，因地制宜推进农村生活污水集中或分散式治理及就近回用。(生态环境部、国家发展改革委、工业和信息化部、住房城乡建设部、农业农村部按职责分工负责)

(十五)推进土壤污染治理协同控制。合理规划污染地块土地用途，鼓励农药、化工等行业中重度污染地块优先规划用于拓展生态空间，降低修复能耗。鼓励绿色低碳修复，优化土壤污染风险管控和修复技术路线，注重节能降耗。推动严格管控类受污染耕地植树造林增汇，研究利用废弃矿山、采煤沉陷区受损土地、已封场垃圾填埋场、污染地块等因地制宜规划建设光伏发电、风力发电等新能源项目。(生态环境部、国家发展改革委、自然资源部、住房城乡建设部、国家能源局、国家林草局按职责分工负责)

(十六)推进固体废物污染防治协同控制。强化资源回收和综合利用，加强“无废城市”建设。推动煤矸石、粉煤灰、尾矿、冶炼渣等工业固废资源利用或替代建材生产原料，到2025年，新增大宗固废综合利用率达到60%，存量大宗固废有序减少。推进退役动力电池、光伏组件、风电机组叶片等新型废弃物回收利用。加强生活垃圾减量化、资源化和无害化处理，大力推进垃圾分类，优化生活垃圾处理处置方式，加强可回收物和厨余垃圾资源化利用，持续推进生活垃圾焚烧处理能力建设。减少有机垃圾填埋，加强生活垃圾填埋场垃圾渗滤液、恶臭和温室气体协同控制，推动垃圾填埋场填埋气收集和利用设施建设。因地制宜稳步推进生物质能多元化开发利用。禁止持久性有机污染物和添汞产品的非法生产，从源头减少含有毒有害化学物质的固体废物产生。(生态环境部、国家发展改革委、工业和信息化部、住房城乡建设部、商务部、市场监管总局、国家能源局按职责分工负责)

六、开展模式创新

(十七)开展区域减污降碳协同创新。基于深入打好污染防治攻坚战和碳达峰目标要求，在国家重大战略区域、大气污染防治重点区域、重点海湾、重点城市群，加快探索减污降碳协同增效的有效模式，优化区域产业结构、能源结构、交通运输结构，培育绿色低碳生活方式，加强技术创新和体制机制创新，助力实现区域绿色低碳发展目标。(生态环境部、国家发展改革委等按职责分工负责)

(十八)开展城市减污降碳协同创新。统筹污染治理、生态保护以及温室气体减排要求，在国家环境保护模范城市、“无废城市”建设中强化减污降碳协同增效要求，探索不同类型城市减污降碳推进机制，在城市建设、生产生活各领域加强减污降碳协同增效，加快实现城市绿色低碳发展。(生态环境部、国家发展改革委、住房城乡建设部等按职责分工负责)

(十九)开展产业园区减污降碳协同创新。鼓励各类产业园区根据自身主导产业和污染物、碳排放水平，积极探索推进减污降碳协同增效，优化园区空间布局，大力推广使用新能源，促进园区能源系统优化和梯级利用、水资源集约节约高效循环利用、废物综合利用，升级改造污水处理设施和垃圾焚烧设施，提升基础设施绿色低碳发展水平。(生态环境部、国家发展改革委、科技部、工业和信息化部、住房城乡建设部、水利部、商务部等按职责分工负责)

(二十)开展企业减污降碳协同创新。通过政策激励、提升标准、鼓励先进等手段，推动重点行业企业开展减污降碳试点工作。鼓励企业采取工艺改进、能源替代、节能提效、综合治理等措施，实现生产过程中大气、水和固体废物等多种污染物以及温室气体大幅减排，显著提升环境治理绩效，实现污染物和碳排放均达到行业先进水平，“十四五”期间力争推动一批企业开展减污降碳协同创新行动；支持企业进一步探索深度减污降碳路径，打造“双近零”排放标杆企业。(生态环境部负责)

七、强化支撑保障

(二十一)加强协同技术研发应用。加强减污降碳协同增效基础科学和机理研究，在大气污染防治、碳达峰碳中和等国家重点研发项目中设置研究任务，建设一批相关重点实验室，部署实施一批重点创新项目。加强氢能冶金、二氧化碳合成化学品、新型电力系统关键技术等研发，推动炼化系统能量优化、低温室效应制冷剂替代、碳捕集与利用等技术试点应用，推广光储直柔、可再生能源与建筑一体化、智慧交通、交通能源融合技术。开展烟气超低排放与碳减排协同技术创新，研发多污染物系统治理、VOCs源头替代、低温脱硝等技术和装备。充分利用国家生态环境科技成果转化综合服务平台，实施百城千县万名专家生态环境科技帮扶行动，提升减污降碳科技成果转化力度和效率。加快重点领域绿色低碳共性技术示范、制造、系统集成和产业化。开展水土保持措施碳汇效应研究。加强科技创新能力建设，推动重点方向学科交叉研究，形成减污降碳领域国家战略科技力量。(科技部、国家发展改革委、生态环境部、住房城乡建设部、交通运输部、水利部、国家能源局按职责分工负责)

(二十二)完善减污降碳法规标准。制定实施《碳排放权交易管理暂行条例》。推动将协同控制温室气体排放纳入生态环境相关法律法规。完善生态环境标准体系，制修订相关排放标准，强化非二氧化碳温室气体管控，研究制订重点行业温室气体排放标准，制定污染物与温室气体排放协同控制可行技术指南、监测技术指南。完善汽车等移动源排放标准，推动污染物与温室气体排放协同控制。(生态环境部、司法部、工业和信息化部、交通运输部、市场监管总局按职责分工负责)

(二十三)加强减污降碳协同管理。研究探索统筹排污许可和碳排放管理，衔接减污降碳管理要求。加快全国碳排放权交易市场建设，严厉打击碳排放数据造假行为，强化日常监管，建立长效机制，严格落实履约制度，优化配额分配方法。开展相关计量技术研究，建立健全计量测试服务体系。开展重点城市、产业园区、重点企业减污降碳协同度评价研究，引导各地区优化协同管理机制。推动污染物和碳排放量大的企业开展环境信息依法披露。(生态环境部、国家发展改革委、工业和信息化部、市场监管总局、国家能源局按职责分工负责)

(二十四)强化减污降碳经济政策。加大对绿色低碳投资项目和协同技术应用的财政政策支持，财政部门要做好减污降碳相关经费保障。大力发展绿色金融，用好碳减排货币政策工具，引导金融机构和社会资本加大对减污降碳的支持力度。扎实推进气候投融资，建设国家气候投融资项目库，开展气候投融资试点。建立有助于企业绿色低碳发展的绿色电价政策。将清洁取暖财政政策支持范围扩大到整个北方地区，有序推进散煤替代和既有建筑节能改造工作。加强清洁生产审核和评价认证结果应用，将其作为阶梯电价、用水定额、重污染天气绩效分级管控等差异化政策制定和实施的重要依据。推动绿色电力交易试点。(财政部、国家发展改革委、生态环境部、住房城乡建设部、交通运输部、人民银行、银保监会、证监会按职责分工负责)

(二十五)提升减污降碳基础能力。拓展完善天地一体监测网络，提升减污降碳协同监测能力。健全排放源统计调查、核算核查、监管制度，按履约要求编制国家温室气体排放清单，建立温室气体排放因子库。研究建立固定源污染物与碳排放核查协同管理制度，实行一体化监管执法。依托移动源环保信息公开、达标监管、检测与维修等制度，探索实施移动源碳排放核查、核算与报告制度。(生态环境部、国家发展改革委、国家统计局按职责分工负责)

八、加强组织实施

(二十六)加强组织领导。各地区各有关部门要认真贯彻落实党中央、国务院决策部署，充分认识减污降碳协同增效工作的重要性、紧迫性，坚决扛起责任，抓好贯彻落实。各有关部门要加强协调配合，各司其职，各负其责，形成合力，系统推进相关工作。各地区生态环境部门要结合实际，制定实施方案，明确时间目标，细化工作任务，确保各项重点举措落地见效。(各相关部门、地方按职责分工负责)

(二十七)加强宣传教育。将绿色低碳发展纳入国民教育体系。加强干部队伍能力建设，组织开展减污降碳协同增效业务培训，提升相关部门、地方政府、企业管理人员能力水平。加强宣传引导，选树减污降碳先进典型，发挥榜样示范和价值引领作用，利用六五环境日、全国低碳日、全国节能宣传周等广泛开展宣传教育活动。开展生态环境保护和应对气候变化科普活动。加大信息公开力度，完善公众监督和举报反馈机制，提高环境决策公众参与水平。(生态环境部、国家发展改革委、教育部、科技部按职责分工负责)

(二十八)加强国际合作。积极参与全球气候和环境治理，广泛开展应对气候变化、保护生物多样性、海洋环境治理等生态环保国际合作，与共建“一带一路”国家开展绿色发展政策沟通，加强减污降碳政策、标准联通，在绿色低碳技术研发应用、绿色基础设施建设、绿色金融、气候投融资等领域开展务实合作。加强减污降碳国际经验交流，为实现2030年全球可持续发展目标贡献中国智慧、中国方案。(生态环境部、国家发展改革委、科技部、财政部、住房城乡建设部、人民银行、市场监管总局、中国气象局、证监会、国家林草局等按职责分工负责)

(二十九)加强考核督察。统筹减污降碳工作要求，将温室气体排放控制目标完成情况纳入生态环境相关考核，逐步形成体现减污降碳协同增效要求的生态环境考核体系。(生态环境部牵头负责)

（2022—2025年）

节能减排综合工作实施方案的通知

各州、市人民政府，省直各委、办、厅、局：

现将《云南省“十四五”节能减排综合工作实施方案》印发给你们，请认真贯彻执行。

云南省人民政府

2022年6月2日

（本文有删减）

云南省“十四五”节能减排综合工作实施方案

为贯彻落实《国务院关于印发“十四五”节能减排综合工作方案的通知》（国发〔2021〕33号），大力推动全省节能减排工作，深入打好污染防治攻坚战，加快全省经济社会全面绿色低碳转型，助力实现碳达峰、碳中和目标，结合我省实际，制定本方案。

一、总体要求

以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的十九大和十九届历次全会精神，深入学习贯彻习近平生态文明思想和习近平总书记考察云南重要讲话精神，认真落实党中央、国务院决策部署，以提高能源利用效率、控制主要污染物排放总量和改善生态环境质量为目标，积极发挥节能降碳减污协同效应，组织实施节能减排重点工程，健全节能减排政策机制，建立绿色低碳循环经济体系，推进经济社会发展绿色转型，为实现碳达峰、碳中和目标奠定坚实基础。

二、主要目标

到2025年，全省单位地区生产总值能源消耗比2020年下降13%以上，能源消费总量得到合理控制；全省化学需氧量、氨氮、氮氧化物、挥发性有机物排放总量等主要污染物重点工程减排量分别为5.16万吨、0.33万吨、1.28万吨、0.83万吨。节能减排政策机制更加健全，重点行业能源利用效率和主要污染物排放控制水平稳步提升，确保如期完成“十四五”节能减排约束性目标。

三、实施节能减排重点工程

（一）重点行业节能降碳提升工程。对照国家有关高耗能行业重点领域能效标杆水平，实施钢铁、有色金属、冶炼等17个高耗能行业节能降碳改造升级，加快提升重点行业、企业能效水平。实施新一轮电机、变压器等重点用能设备能效提升行动，推广铜铅锌富氧强化熔炼、全（富）氧燃烧、蓄热式燃烧、燃料替代及烟气余热利用等先进技术。推广电炉短流程炼钢工艺，持续开展钢铁行业超低排放改造，到2025年，钢铁行业全面完成超低排放改造。推动有色、化工、印染、烟草等行业清洁生产和工业废水资源化利用。到2025年，全省新建大型及以上数据中心绿色低碳等级达到4A以上，电源使用效率（PUE）达到1.3以下，逐步对电源使用效率超过1.5的数据中心进行节能降碳改造，建立完善部门间数据中心行业管理协调机制。“十四五”时期，全省规模以上工业单位增加值能耗下降13.5%，万元工业增加值用水量下降16%。到2025年，通过实施节能降碳提升工程，钢铁、电解铝、水泥、平板玻璃、炼油、乙烯、合成氨、电石等重点行业产能和数据中心达到能效标杆水平的比例超过30%。（省工业和信息化厅、省发展改革委、省生态环境厅、省市场监管局、省能源局等按职责分工负责，各州、市人民政府负责。以下均需各州、市人民政府负责，不再列出）

（二）园区绿色低碳循环化改造工程。具备条件的省级及以上园区全面实施绿色低碳循环化改造，“一园一策”编制改造方案。有序推进园区绿色能源供应全覆盖，补齐园区危险废物集中收集贮存能力、高浓度废水处理能力、挥发性有机物处理能力短板，推进园区内产业循环耦合、公共基础设施共建共享、能源梯级利用、节能降碳减污协同增效。到2025年，省级及以上园区一般工业固体废物和危险废物得到合理利用处置。积极支持有条件的园区申报国家级和省级绿色低碳示范产业园区试点。（省发展改革委、省工业和信息化厅、省生态环境厅等按职责分工负责）

（三）城镇绿色节能改造工程。倡导城镇建设绿色低碳规划设计理念，统筹推进城市道路、供水、电力、环卫等基础设施绿色建设和绿色运行管理。鼓励开展海绵城市、韧性城市、“无废城市”、“低碳/零碳城市”建设。稳步实施既有建筑和市政基础设施节能改造，严格执行建筑节能强制标准，加快发展超低能耗建筑。到2025年，全省城镇新建建筑全面执行绿色建筑标准。以建筑中央空调、数据中心制冷系统和冷链物流为重点，全面提升制冷系统能效水平。推进分散式风电和分布式光伏建设。（省住房城乡建设厅、省生态环境厅、省发展改革委、省自然资源厅、省交通运输厅、省市场监管局、省能源局等按职责分工负责）

（四）交通物流节能减排工程。完善绿色综合交通体系建设，持续提高大宗货物运输“公转铁”、“公转水”等运输比例，推动发展多式联运。持续推进铁路、公路、航道、港口、机场等交通基础设施绿色低碳改造。全面实施汽车国六排放标准和非道路移动柴油机械国四排放标准，推进淘汰国三及以下排放标准汽车，实施汽车排放检验与维护制度。推广清洁能源交通运输装备，提高城市公交、出租汽车、物流配送、港口和机场服务等新能源汽车应用比例。开展绿色运输企业示范创建活动，实施城市绿色货运配送示范工程。加快智慧停车场等智慧终端布局，提升智慧交通水平。到2025年，城市公交、出租汽车（含网约车）领域新能源汽车占比分别达到72%、35%。（省交通运输厅、省发展改革委、省工业和信息化厅、省公安厅、省财政厅、省生态环境厅、省住房城乡建设厅、省商务厅、省市场监管局、省能源局、中国铁路昆明局集团有限公司等按职责分工负责）

（五）农业农村节能减排工程。推进农村建设和用能低碳转型，提升乡村用能电气化水平。提升可再生能源在农业生产和农村居民生活中的比例，持续推广节能环保农用电动车辆、农机和渔船。大力发展节能农业大棚，推进绿色农房建设，加快农房节能改造。实施农村人居环境整治提升五年行动，统筹推进农村厕所革命、生活污水垃圾治理、农村黑臭水体治理和村容村貌整治。加强农业面源污染治理，深入实施化肥农药减量化行动和废弃农膜回收利用行动，推广有机肥替代化肥、测土配方施肥、病虫害绿色防控等农业技术，普及国标地膜、全生物可降解地膜，整县推进畜禽粪污资源化利用，推进源头防控。加强农作物秸秆综合利用和焚烧管控。到2025年，全省农村生活污水治理率力争达到40%，生活垃圾处理设施覆盖率达到80%以上，农村卫生厕所覆盖率达到70%以上，农膜回收率达到80%以上，秸秆综合利用率稳定在86%以上，国家监管清单中77个农村黑臭水体完成整治。（省农业农村厅牵头，省发展改革委、省生态环境厅、省住房城乡建设厅、省水利厅、省市场监管局、省能源局、省乡村振兴局等按职责分工负责）

（六）公共机构能效提升工程。推动公共机构终端用能电气化，提高办公、生活用能清洁化水平。鼓励有条件的公共机构大力推广太阳能光伏光热项目。率先采购使用节能和新能源汽车，新建和既有停车场要配备电动汽车充电设施或预留充电设施安装条件。推行能耗定额管理，全面开展节约型机关创建活动。到2025年，创建60家国家级节约型公共机构示范单位，遴选12家国家级公共机构能效领跑者。（省机关事务局牵头，省发展改革委、省工业和信息化厅、省住房城乡建设厅等按职责分工负责）

（七）重点区域污染物减排工程。持续推进大气污染防治攻坚行动，以滇中、滇西南等区域为重点，探索开展细颗粒物和臭氧协同控制、挥发性有机物和氮氧化物协同减排，进一步强化区域协同预警和协作机制。深入打好长江、珠江、赤水河流域（云南段）等污染防治攻坚战。持续深化水污染治理，狠抓突出生态环境问题整改，扎实推进城镇污水垃圾处理和工业、农业面源、船舶、尾矿库等污染治理工程。加大现有开发区整治力度，持续开展各类开发区、化工园区、“三磷”行业污染治理专项行动。精准制定污染防控措施，全面完善九湖流域截污治污体系，围绕流域环湖截污、农业面源污染治理等实施湖泊保护治理攻坚，推进九湖保护治理取得新突破。（省生态环境厅、省发展改革委、省工业和信息化厅、省住房城乡建设厅、省交通运输厅、省农业农村厅、省水利厅、省能源局等按职责分工负责）

（八）煤炭减量清洁替代工程。狠抓煤炭清洁高效利用，推进存量煤电机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”。实施终端用能清洁化替代，加快工业、建筑、交通等领域电气化改造，在农业、种养殖业及农副产品加工业实施清洁能源替代。加大落后燃煤锅炉替代和散煤禁烧力度，鼓励生物质成型燃料替代。充分利用工业余热、电厂余热等替代燃煤供热，支持鼓励园区集中供热项目建设。持续推进高寒山区清洁能源取暖。到2025年，非化石能源消费占一次能源消费比重达到46%以上。（省能源局牵头，省发展改革委、省工业和信息化厅、省生态环境厅、省住房城乡建设厅、省市场监管局等按职责分工负责）

（九）挥发性有机物综合整治工程。以石化、化工、工业涂装、包装印刷、油品储运销、汽车维修等行业（领域）为重点，开展挥发性有机物治理排查整治。加大重点行业低挥发性有机物原辅材料替代。强化末端治理，全面提升废气收集率、治理设施同步运行率和去除率。对易挥发有机液体储罐实施改造，对浮顶罐推广采用全接液浮盘和高效双重密封技术，对废水系统高浓度废气实施单独收集处理。探索挥发性有机物治理新技术试点示范。到2025年，溶剂型工业涂料、油墨使用比例分别降低20个百分点、10个百分点，溶剂型胶粘剂使用量降低20%。（省工业和信息化厅、省生态环境厅、省交通运输厅、省商务厅、省市场监管局等按职责分工负责）

（十）环境基础设施水平提升工程。加快构建集污水、垃圾、固体废物、危险废物、医疗废物处理处置设施和监测监管能力于一体的环境基础设施体系。以城中村、老旧城区、城乡结合部和大型易地扶贫搬迁安置区为重点，加快补齐城镇污水收集处理设施和管网短板。提升截污治污水平，强化雨污分流，完善配套管网建设，加强污水处理厂尾水治理。加强污水再生循环利用，合理布局建设中水回用等管网设施，提高缺水城市再生水利用率。系统推进城市黑臭水体治理，基本消除县级城市建成区黑臭水体。建设分类投放、分类收集、分类运输、分类处理的生活垃圾处理系统，加快建设完善生活垃圾焚烧、建筑垃圾及餐厨垃圾等处理设施。到2025年，城市生活垃圾资源化利用率达到60%左右，焚烧处理能力占无害化处理能力比重达到65%左右，城市污泥无害化处置率达到90%以上。（省住房城乡建设厅、省发展改革委、省生态环境厅、省卫生健康委、省商务厅等按职责分工负责）

四、健全节能减排政策机制

（一）落实能耗双控制度。坚持节能优先，强化能耗强度降低约束性指标管理，以能源产出率为重要依据，综合考虑经济结构、产业基础、发展需求等因素，合理确定各州、市“十四五”能耗强度降低目标。省对各州、市“十四五”能耗强度降低实行基本目标和激励目标双目标管理，由各州、市分解到年。增强能源消费总量管理弹性，各州、市根据地区生产总值增速目标和能耗强度降低基本目标确定能源消费总量预期性目标，对完成能耗强度降低激励目标的州、市，免予考核能源消费总量。各州、市“十四五”时期新增可再生能源电力消费量不纳入能源消费总量考核，原料用能不纳入能源消费强度和总量双控考核。加强节能形势分析预警，有序推行用能预算管理。（省发展改革委牵头，省工业和信息化厅、省能源局等按职责分工负责）

（二）健全污染物排放总量控制制度。坚持精准治污、科学治污、依法治污，深入推进实施重点减排工程，形成有效减排能力。优化总量减排指标分解方式，将重点工程减排量下达各州、市，污染治理任务较重的地区承担相对较多的减排任务。加强与排污许可、环境影响评价审批等制度衔接。强化总量减排监督管理，健全激励约束机制，坚决杜绝弄虚作假行为。（省生态环境厅牵头，省发展改革委、省工业和信息化厅、省农业农村厅、省水利厅等按职责分工负责）

（三）坚决遏制高耗能高排放低水平项目盲目发展。严把新上项目的碳排放关，严格环境影响评价审批，加强固定资产投资项目节能审查，推动新建“两高”项目能效水平应提尽提。以六大高耗能行业为重点，全面梳理形成拟建、在建、存量“两高”项目清单，实行清单管理、分类处置、动态监控。加强“两高一低”项目全过程监管，严肃查处不符合政策要求、违规审批、未批先建、批建不符、超标用能排污的“两高一低”项目。加快淘汰落后和低端低效产能退出。指导金融机构加强“两高”项目贷前审核。（省发展改革委、省工业和信息化厅、省生态环境厅牵头，人民银行昆明中心支行、云南银保监局等按职责分工负责）

（四）完善经济政策和法规标准体系。充分发挥省级节能降耗专项资金的带动引领作用，引导社会资本积极参与全省节能减排各项工作，扩大资金效益。积极落实国家环境保护、节能节水、资源综合利用等税收优惠政策。完善绿色电价政策，健全居民阶梯电价制度和分时电价政策。按照行政事业性收费的规定，规范管理污水、垃圾处理收费政策，依法依规合理调整危险废物处理收费政策。根据国家节能减排相关法律、法规和标准体系的制修订情况，及时组织开展相关法规规章制修订工作。（省发展改革委、省司法厅、省财政厅、省生态环境厅、省工业和信息化厅、省住房城乡建设厅、省市场监管局、省农业农村厅、省税务局等按职责分工负责）

（五）健全市场化机制。探索开展用能权市场化交易，推动能源要素向优质项目、企业、产业流动和集聚。推行合同能源管理，积极推广节能咨询、诊断、设计、融资、改造、托管等“一站式”综合服务模式。按照国家部署安排，加快推进排污权、用能权、碳排放权市场化交易。创新环境污染治理模式，推行产业园区环境污染第三方治理。落实能效标识管理制度，推行绿色产品及节能低碳环保产品认证。落实绿色产品政府采购政策。创新绿色金融产品和服务，引导金融机构支持绿色环保企业发展。（省发展改革委、省能源局、省生态环境厅、省工业和信息化厅、省财政厅、省市场监管局、人民银行昆明中心支行、云南银保监局、云南证监局等按职责分工负责）

（六）提升统计监测能力。加强节能减排统计监测体系建设，严格实施重点用能单位能源利用状况报告制度，加快重点用能单位能耗在线监测平台建设和应用。完善工业、建筑、交通运输等领域能源消费统计制度。构建以排污许可证为核心的排污单位自行监测监管机制，加快形成覆盖全省的生态环境智慧感知监测网络。加强统计监测基层队伍建设，强化统计数据审核，防范和惩治统计造假、弄虚作假，提升统计监测数据质量。强化统计数据和监测预警的信息共享。健全能源计量体系，加强污染源监测的计量监管。（省统计局、省发展改革委、省生态环境厅、省工业和信息化厅、省住房城乡建设厅、省交通运输厅、省市场监管局等按职责分工负责）

五、强化工作落实

（一）加强组织领导。各地各部门要充分认识节能减排工作的重要性和紧迫性，统一思想和行动，坚持系统观念，明确目标责任，制定实施方案，狠抓工作落实，确保完成“十四五”节能减排各项任务。各州、市人民政府要加强组织领导和部署推进，细化本州、市节能减排目标，科学合理确定各县、市、区和有关部门、重点单位职责。省发展改革委、省生态环境厅要加强统筹协调，做好工作指导，各行业主管部门要加强协作配合，形成工作合力，推动任务有序有效落实，及时防范化解风险，重大情况及时报告省人民政府。

（二）强化监督考核。开展“十四五”州、市人民政府节能减排目标责任评价考核，对节能减排目标完成情况实行年度评价、中期评估和终期考核，并视情况进行动态调整，考核结果作为评价领导班子和领导干部的重要依据。持续推进省级生态环境保护督察。

（三）开展全民行动。深入开展绿色生活创建活动，组织开展全国节能宣传周、全国低碳日、世界环境日等主题宣传活动，增强全民节约意识，倡导简约适度、绿色低碳、文明健康的生活方式，引导市场主体、社会公众自觉履行节能减排责任。

中能供热网导读：国家发改委、能源局、财政部等9部门印发“十四五”可再生能源发展规划，其中提到，稳步推进生物质能多元化开发，从以下几个方面着手：

稳步发展生物质发电。优化生物质发电开发布局，稳步发展城镇生活垃圾焚烧发电，有序发展农林生物质发电和沼气发电，探索生物质发电与碳捕集、利用与封存相结合的发展潜力和示范研究。有序发展生物质热电联产，因地制宜加快生物质发电向热电联产转型升级，为具备资源条件的县城、人口集中的乡村提供民用供暖，为中小工业园区集中供热。开展生物质发电市场化示范，完善区域垃圾焚烧处理收费制度，还原生物质发电环境价值。

积极发展生物质能清洁供暖。合理发展以农林生物质、生物质成型燃料等为主的生物质锅炉供暖，鼓励采用大中型锅炉，在城镇等人口聚集区进行集中供暖，开展农林生物质供暖供热示范。在大气污染防治非重点地区乡村，可按照就地取材原则，因地制宜推广户用成型燃料炉具供暖。

加快发展生物天然气。在粮食主产区、林业三剩物富集区、畜禽养殖集中区等种植养殖大县，以县域为单元建立产业体系，积极开展生物天然气示范。统筹规划建设年产千万立方米级的生物天然气工程，形成并入城市燃气管网以及车辆用气、锅炉燃料、发电等多元应用模式。

大力发展非粮生物质液体燃料。积极发展纤维素等非粮燃料乙醇，鼓励开展醇、电、气、肥等多联产示范。支持生物柴油、生物航空煤油等领域先进技术装备研发和推广使用。

全文阅读：

湖北省人民政府关于印发

湖北省能源发展“十四五”规划的通知

各市、州、县人民政府，省政府各部门：

现将《湖北省能源发展“十四五”规划》印发给你们，请结合工作实际，认真贯彻执行。

2022年4月20日

湖北省能源发展“十四五”规划

目录

一、现实基础和发展环境

（一）“十三五”取得的主要成效

（二）面临的形势

二、总体要求

（一）指导思想

（二）基本原则

（三）发展目标

三、重点任务

（一）建设安全多元能源供给体系

1.大力发展非化石能源

2.强化煤炭电力安全托底保障

3.拓展油气供应渠道

（二）建设集约高效能源输送储备体系

1.建设坚强智能电网

2.完善油气输送通道

3.增强能源储备调节能力

（三）建设节约低碳能源消费体系

1.加强节能和提高能效

2.推动能源低碳清洁利用

3.强化能源需求侧管理

（四）建设智慧融合能源科技创新体系

1.提升能源科技创新能力

2.壮大能源装备产业

3.推动智慧能源发展

（五）建设现代高效能源治理体系

1.推动落实能源领域碳达峰碳中和目标任务

2.推进能源市场化改革

3.优化用能营商环境

4.加强能源监管

5.加强安全生产和应急管控

四、重点工程

（一）新能源倍增工程

（二）煤电绿色转型工程

（三）风光水火储、源网荷储一体化示范工程

（四）能源储备调峰工程

（五）“两线一点一网”电网工程

（六）“五纵四横一通道”油气管网工程

（七）数字能源工程

（八）能源惠企利民工程

五、保障措施

（一）加强组织领导

（二）明确责任分工

（三）加强监测评估

能源是经济社会发展的基础和动力，事关国计民生和国家安全。“十四五”时期是我国全面建成小康社会、实现第一个百年奋斗目标后，乘势而上开启全面建设社会主义现代化国家新征程、向第二个百年目标奋斗进军的第一个五年，是湖北实现疫后重振，推动“建成支点、走在前列、谱写新篇”的关键时期。能源高质量发展对统筹发展和安全，推进碳达峰、碳中和，加快建设现代化经济体系，构建以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局具有重要的支撑和驱动作用。湖北是能源消费大省、输入大省，能源安全是湖北的全局性、战略性问题。立足新发展阶段、完整准确全面贯彻新发展理念、服务和融入新发展格局，科学谋划湖北未来五年能源高质量发展，加快构建现代能源体系，对保障全省经济社会持续健康发展具有重要意义。本规划根据《“十四五”现代能源体系规划》《湖北省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二○三五年远景目标纲要》编制，主要阐明“十四五”湖北省能源发展目标、路径和举措，是“十四五”推动全省能源高质量发展的总体蓝图和行动纲领。

一、现实基础和发展环境

（一）“十三五”取得的主要成效。

“十三五”时期，全省认真贯彻习近平新时代中国特色社会主义思想，落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，不断提升能源供给能力、优化能源结构、增强创新动能、深化能源改革和对外合作,能源保障和服务水平进一步提升，较好满足了经济社会发展用能需求。

供应保障能力明显增强。鄂州电厂三期、汉川电厂三期、江陵电厂、京能热电、江坪河水电站等一批大型电源项目投产，新增发电装机1862万千瓦，发电总装机达到8273万千瓦（含三峡2240万千瓦）。鄂渝柔性直流背靠背联网工程建成投运，21项500千伏输变电工程投产，新增变电容量1493万千伏安，主网最大负荷由2745万千瓦提升至4065万千瓦，总体形成西电东送、南北互济的供电枢纽格局。北煤南运通道浩吉铁路投运，年新增运煤能力3000万吨。华中最大的煤炭中转平台荆州煤炭铁水联运储配基地一期工程建成，全省煤炭储备能力达到1100万吨。新疆煤制气外输通道一期、川气东送增压扩能、荆门-襄阳成品油管道等项目建成，油气管道总里程达到7400公里。武汉安山储气库扩建工程、宜昌力能储气库建成，天然气储备能力达到3.82亿立方米。与陕西、青海、新疆等能源资源大省建立了长期稳定的能源资源供应渠道。“十三五”前四年全省能源消费总量年均增长2.8%，2019年达到1.73亿吨标准煤，2020年受疫情影响下降6.2%，为1.63亿吨标准煤。2020年全社会用电量2144亿千瓦时，“十三五”年均增长5.2%。

清洁低碳进程持续加快。2020年底全省可再生能源发电装机达到5066万千瓦，其中新能源装机达到1309万千瓦，是2015年的5.3倍，可再生能源、新能源消纳电量占全社会用电量比重分别由37%、3.7%提升至43.2%、9.1%。关闭煤矿298处，淘汰落后产能2043万吨。煤炭消费占一次能源消费比重53.5%，比2015年下降7.7个百分点。天然气消费量61.4亿立方米，年均增长7.6%，占一次能源消费比重由3.5%提升至5%。油品质量全面升级，全面供应国六标准车用汽柴油。全省20万千瓦级以上56台大型煤电机组全部实现超低排放，关停30台总装机70万千瓦小火电机组，煤电机组平均供电煤耗下降至302克标准煤/千瓦时。电能替代电量达到256亿千瓦时，电能占终端能源消费比重由17.2%提升至20.6%。全省单位地区生产总值能耗累计下降18%，单位地区生产总值二氧化碳排放量累计下降19.6%。

普遍服务水平不断提升。提前一年完成国家新一轮农网改造升级任务，完成机井通电、贫困村通动力电，户均配变容量达到2.15千伏安，比2015年提升76%，存量“低电压”问题全部解决，农村生产生活用电质量大幅提升。建成5646个总装机123万千瓦的光伏扶贫项目，带动3700个贫困村、26.75万户建档立卡贫困户脱贫。新能源汽车充电基础设施建设加快，全省累计建成充换电站1658座、充电桩11.3万个。天然气实现“县县通”，通气乡镇比例达到37%。用能营商环境不断改善，用能报装简化优化，实行获得电力“321服务”、获得用气“310服务”，高、低压用户平均接电时间由102.2天、4.1天分别压减至34.16天、1.45天。用电成本持续降低，到户均价降至0.6362元/千瓦时，累计下降11.5%，大工业电价、一般工商业电价累计降幅分别达到5.13%、29.52%。

改革创新深入推进。“放管服”改革扎实推进，“一网通办”全面落实，强化事中事后监管，能源行业治理初步实现从以项目审批为主转向规划、政策、监管、服务并重。电力市场体系初步建成，电力市场主体达到4339户，交易电量达到703.8亿千瓦时。推进油气体制改革落实，上游勘探开发加快，管网公平接入启动。能源装备创新发展，拥有国家能源海洋核动力平台、新能源接入、煤燃烧国家能源技术研发中心3家，能源行业国家工程实验室、国家地方联合工程中心各1家，国家认定企业技术中心6家，省级工程研究中心和企业技术中心56家。海洋核动力技术取得重大突破，鄂西页岩气勘探开发取得积极进展。油气钻采、输配电设备形成较强国内外竞争优势。氢能“研发+制氢+储运+应用”全链条发展格局初步形成，建成加氢站12座，推广应用氢燃料电池车210辆。

（二）面临的形势。

从国际看，世界百年未有之大变局加速演变，国际环境日趋复杂，地缘政治冲突加剧，新冠肺炎疫情影响广泛深远，经济全球化遭遇逆流。新一轮科技革命和产业变革深入发展，全球气候治理呈现新局面，能源供需版图深刻变革，能源低碳化、智能化转型加速推进，能源体系和发展模式正在进入非化石能源主导的崭新阶段。

从国内看,当前和今后一个时期，我国发展仍然处于重要战略机遇期。我国已转向高质量发展阶段，同时发展不平衡不充分问题仍然突出。保能源安全任务和碳达峰、碳中和目标对能源高质量发展提出了明确而紧迫的要求。我国步入构建现代能源体系的新阶段，煤炭为主的化石能源清洁高效利用和安全托底保障能力进一步加强，新能源技术水平和经济性大幅提升，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，将促进新能源大规模高质量发展，逐步对传统能源实现安全可靠替代。

从我省看，经历疫情严重冲击之后的湖北，经济长期向好的基本面没有改变，多年积累的综合优势没有改变，在国家和区域发展中的重要地位没有改变，机遇大于挑战，发展潜力巨大。湖北能源发展进入绿色转型加速期、需求增长延续期、新生业态活跃期、安全风险凸显期、体制改革攻坚期，特别是面临用能需求刚性增长下能源安全保供的压力、碳达峰目标下能源结构优化升级的压力、系统复杂化趋势下能源设施安全高效运行的压力等困难挑战，必须坚定发展信心，坚持底线思维和系统思维，准确识变、科学应变、主动求变，加快构建现代能源体系，全面提升能源保障能力。

二、总体要求

（一）指导思想。

以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的十九大和十九届历次全会精神，立足新发展阶段，完整准确全面贯彻新发展理念，服务和融入新发展格局，深入贯彻习近平生态文明思想，深入落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，做好碳达峰、碳中和工作，以推进能源高质量发展为主题，围绕“一个目标”（构建清洁低碳、安全高效能源系统），落实“两大要求”（保能源安全、碳达峰碳中和），打造“三大枢纽”（全国电网联网枢纽、全国天然气管网枢纽、“两湖一江”煤炭物流枢纽），建设“五大体系”（安全多元能源供给体系、集约高效能源输送储备体系、节约低碳能源消费体系、智慧融合能源科技创新体系、现代高效能源治理体系），实施“八大工程”（新能源倍增工程，煤电绿色转型工程，风光水火储、源网荷储一体化示范工程，能源储备调峰工程，“两线一点一网”电网工程，“五纵四横一通道”油气管网工程，数字能源工程，能源惠企利民工程），全面提升能源供应能力和质效，为全省“建成支点、走在前列、谱写新篇”提供坚强能源保障，为全省2030年前实现碳达峰奠定坚实基础。

（二）基本原则。

坚持多元安全。统筹发展与安全，通过“内增、外引、强网、增储”，优化能源布局和结构。提高省内能源自给能力，加强省际能源合作，推进能源输送通道建设，提升能源储备调节能力，加强风险防范应对，切实保障能源供应安全。

坚持绿色发展。供给与消费两端发力，推进“加新、控煤、稳油、增气”，加快能源绿色低碳转型。坚持先立后破，大力发展非化石能源，建设以新能源为主体的新型电力系统，推进化石能源清洁高效利用，加快终端用能清洁替代，提高能源综合利用效率。优化完善能耗“双控”制度，加快形成节能提效降碳的激励约束机制。

坚持创新驱动。充分发挥科技创新引领作用，加快能源新技术推广应用和关键核心技术攻关，着力推动技术创新、产业创新、商业模式创新，提升能源技术水平和产业竞争力。构建智慧能源系统，推动能源与信息技术深度融合，推进源网荷储协调发展。

坚持市场导向。充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用，构建公平开放、有效竞争的能源市场体系，扩大市场准入，鼓励各类投资主体有序进入能源领域公平竞争，加强市场监管与服务，营造良好市场环境。

坚持服务民生。加快补齐城乡能源基础设施短板弱项，强化民生领域用能保障，优化用能营商环境，提高能源普遍服务水平，满足人民群众美好生活对电力、天然气等清洁能源需求，让人民共享能源高质量发展红利。

（三）发展目标。

展望2035年，能源高质量发展取得决定性进展，以新能源为主体的新型电力系统建设取得实质性成效，基本建成清洁低碳、安全高效的现代能源系统，能源安全保障能力大幅提升。绿色能源生产和消费方式广泛形成，可再生能源装机占比达到70%以上，非化石能源消费比重在2030年达到25%的基础上进一步大幅提升，新增能源需求全部通过清洁能源满足，能源消费碳排放系数显著降低，碳排放总量达峰后稳中有降。能源治理体系和治理能力现代化基本实现，支撑美丽湖北基本建成。

锚定2035年远景目标，“十四五”全省能源发展主要目标是：

供应保障。省内能源综合生产能力超过6000万吨标准煤，发电装机达到11400万千瓦，特高压外电输入能力1300万千瓦，油气管道总里程达到8900公里，储气能力达到6.5亿立方米，煤炭储备能力达到1600万吨。武汉城市电网达到世界一流水平。

绿色转型。以新能源为主体的新型电力系统加快构建，清洁能源成为能源消费增量的主体，全省新增用电量的50%由新增可再生能源电量提供，非化石能源占能源消费比重提高到20%以上，煤炭占能源消费比重降低至51%左右，天然气占能源消费比重达到7%左右，单位地区生产总值二氧化碳排放下降完成国家下达目标。

节能增效。单位地区生产总值能耗下降14%以上，煤电机组平均供电煤耗降至297克标准煤/千瓦时左右，电网线损率控制在5%以内。能源系统灵活性显著增强，灵活调节电源占比达到25%左右，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的5%左右。

普遍服务。城乡人民生产生活能源供应保障能力和服务质量进一步提高，电力和天然气季节性、时段性供需矛盾得到显著缓解，人均生活用电量达到950千瓦时以上，城乡能源基础设施均衡发展，供电可靠率和电压合格率进一步提升，天然气覆盖范围进一步扩大，清洁能源开发利用成为乡村振兴的重要动力。

改革创新。能源关键技术和装备取得重点突破，产业技术体系和规模迈上新台阶，智慧能源、数字能源发展取得重要进展。电力、油气体制改革全面深化，电力市场体系进一步完善，电力现货市场基本建成，油气管网实现向第三方市场主体公平开放，市场决定性作用得到充分发挥。

三、重点任务

（一）建设安全多元能源供给体系。

全面推进能源供给革命，落实碳达峰目标要求，以非化石能源为重点，加强多元供应保障。超前研判能源需求走势，未雨绸缪、防患未然，围绕“内增”提升省内供应能力，围绕“外引”争取省外优质资源，合理规划发展节奏和布局。

1.大力发展非化石能源。

大规模发展光伏发电、风电。综合考虑资源禀赋、生态环境承载力、电网消纳特点，坚持集中式和分布式并举、多元发展和多能互补并行的发展模式。加快布局建设风光水火储一体化百万千瓦新能源基地，构建区域综合能源供应体系，提高能源供应效率和稳定性。大力推进“新能源+”项目建设，积极探索源网荷储一体化和风光水火互补开发模式。积极推进“光伏+”发展模式，大力支持分布式光伏发电应用。有序推进集中式风电项目建设，加快推进分散式风电项目开发。分别新增光伏发电、风电装机1500、500万千瓦，2025年光伏、风电发电总装机达到3200万千瓦，年发电量400亿千瓦时。

统筹推进水电保护性发展。坚持生态优先，水电开发与环境保护相协调，推进汉江、清江、溇水等流域水电项目建设，建成碾盘山、新集等水电项目。积极推进小水电绿色转型，促进流域生态恢复。新增常规水电装机50万千瓦，2025年水电装机达到3800万千瓦。

因地制宜开发利用生物质能。按照因地制宜、清洁高效、多元利用的原则，结合资源和环境条件，开发利用生物质能。在工业园区、开发区、产业园区等热负荷需求集中的地区，稳步推进生物质热电联产。综合考虑垃圾产量、运输距离、环境保护等因素，合理布局生活垃圾焚烧电厂。推广生物质多元化利用，支持生物天然气工程建设，积极发展生物质锅炉供热，鼓励开展生物质与燃煤耦合发电。新增生物质发电装机50万千瓦，2025年生物质发电装机达160万千瓦。

积极推进地热能开发利用。加强地热资源勘查，在江汉盆地、南襄盆地、武汉新洲、黄冈英山等地区开展地热能资源勘查、试验、评价。积极推进地热能多元融合发展，在武汉、襄阳、宜昌、十堰等地区，积极推广浅层地热能供暖和制冷应用。积极探索中深层地热能综合利用形式和市场运营模式。新增地热能供冷供热应用建筑面积1900万平方米，2025年达到5000万平方米。

2.强化煤炭电力安全托底保障。

加强煤炭供应合作。加强与陕西、山西、内蒙古等煤炭资源大省战略合作，强化与国家能源集团、陕煤集团、山东能源集团等产煤企业合作，组织企业积极参与国内煤炭市场交易，推进中长期合同履约，保障优质煤源供应。依托荆州煤炭铁水联运储配基地，建设武汉（华中）煤炭交易中心，打造面向“两湖一江”的煤炭中转、交易、配置和应急储备供应保障平台。

有序发展清洁火电。更好发挥煤电基础兜底作用，根据电力安全稳定供应需要，有序推进已纳入国家规划的大容量、高参数、超超临界燃煤机组项目建设，保持系统安全稳定运行必须的合理裕度。在有条件的工业园区、开发区，合理规划布局发展热电联产集中供热项目。在有条件的开发区、中心商务区、公共建筑或商业综合体发展天然气热电联产和分布式能源项目，重点发展冷热电多联供。支持高炉煤气、余热余压余气发电。

3.拓展油气供应渠道。

构建多元天然气供应格局。加强与中石油、中石化、中海油和国家管网集团合作，全面实行天然气购销合同管理，扩大对湖北省天然气资源供应规模。积极引进沿海LNG资源。鼓励燃气企业、储气设施经营企业通过天然气交易中心线上竞拍、LNG市场采购等方式获得天然气资源。统筹页岩气勘探开发与生态环境保护，推进鄂西页岩气勘探开发综合示范区建设，加快宜昌、恩施地区页岩气勘探开发，2025年页岩气产能达到20亿立方米/年。

积极推进炼油企业升级改造。落实长江大保护要求，按照“产能置换、减油增化”等原则，谋划推进武汉中韩石化炼油搬迁改造、荆门石化扩能改造、潜江金澳油品质量升级改造，打造炼化一体产业集群。

（二）建设集约高效能源输送储备体系。

适应新型电力系统发展需要，统筹高比例新能源发展和电力安全稳定供应，加快电网设施升级和智能调度运行水平提升，建成“送受并举、东西互济、智能高效”的坚强电网，打造全国电网联网枢纽。推进天然气主干管网互联互通，打造全国天然气管网枢纽。提升煤炭储配能力，打造“两湖一江”煤炭物流枢纽。形成基地（库）+地方政府、企业共建的“1+N”多维综合能源储备体系，提升能源运行调节和风险防范能力。

1.建设坚强智能电网。

建成交直流互备的特高压电网。建成陕北-湖北±800千伏特高压直流输电工程、金上-湖北±800千伏特高压直流输电工程，加快荆门-武汉等特高压交流环网、黄石1000千伏特高压交流输变电工程建设。到2025年，建成1000千伏特高压变电站3座、变电容量2100万千伏安，±800千伏特高压直流换流站2座、容量1600万千瓦。

提升城市供电能力。围绕外电疏散、三峡留存、电源接入、断面卡口、网间联络，建设一批500千伏、220千伏主网工程，形成鄂东负荷中心（武汉、黄石、黄冈、孝感、咸宁）、鄂西北（襄阳、十堰、随州、神农架）和鄂中西（宜昌、荆州、荆门、恩施、仙桃、潜江、天门）分区分片的保供体系，服务“一主引领、两翼驱动、全域协同”区域发展布局。围绕工业园区和重大项目用电需求、城市老旧小区改造、分布式电源广泛接入、电动汽车和数据中心等新型负荷发展需求，推进城市配电网改造升级。武汉市建成世界一流城市电网，襄阳、宜昌城市电网达到国内同等城市先进水平，其他城市电网供电水平明显提升。新增变电容量6000万千伏安、各电压等级线路7000公里以上。

巩固提升农村电网。进一步优化农村配电网网架结构，提升配电自动化水平，实现配电通信网全覆盖，加快老旧设备更新，全面解决“卡脖子”“低电压”等突出问题，不断提升农村生产生活供电服务质量，为农村新能源汽车、乡村旅游、农产品加工、农村现代物流等新型农村产业和乡村振兴提供坚强电力保障。到2025年，全省农村配电网达到中部省份领先水平，供电可靠率达到99.915%，综合电压合格率达到99.85%，农村居民户均配变容量达到2.8千伏安以上。

加强电网运行调度和新能源消纳能力建设。按照分层分区、安全高效原则，推进主网架向“合理分区、柔性互联、安全可控、开放互济”的形态转变，配电网向交直流混合柔性电网+智能微电网等多种形式协同发展。全面推动新型电力技术应用和运行模式创新，优化电网安稳控制系统配置，提升电压、频率调节支撑能力，发展柔性直流输电，全面提升电网开放接入、灵活控制和抗扰动能力。统筹一次网架、设备和通信网，提升电网资源配置能力和智能化水平，提升新能源并网友好性，推动调度运行智能化扁平化。推动电网更好适应大规模高比例新能源发展，增强电网就地平衡能力，大力发展以消纳新能源为主的微电网、局域网，实现与大电网兼容互补。

2.完善油气输送通道。

推进天然气管网建设与互联互通。加快建设西气东输三线中段、川气东送二线湖北段等国家主干天然气管道，推进内河LNG船舶运输和LNG罐箱多式联运，构建“四纵三横一通道”天然气输送体系，汇集西气东输、川气东送、南气北调、海气进江资源，形成四方来气的供应格局。推进省内支线、联络线和储气设施接入城市管网管道建设。加快管网向偏远地区、乡镇延伸。新增天然气管网里程1300公里。推动天然气管网等基础设施向第三方市场主体公平开放。压减供气输配环节，取消没有实质性管道投入的“背靠背”接收站。

加快输油管道建设。推进三峡翻坝运输成品油管道建设，缓解三峡水运压力。加快监利—潜江输油管道建设，推进魏荆原油管道升级改造工程实施，提高油品供应保障能力。新增输油管道里程200公里。

3.增强能源储备调节能力。

提升电力系统灵活调节能力。对全省大型煤电机组全面实施灵活性改造，挖掘潜力参与深度调峰，原则上新建煤电机组全部具备灵活调节能力。在气源有保障、气价可承受、调峰需求大的负荷中心，适度布局天然气调峰机组，积极探索气电与新能源发电融合发展。有序推进规划内抽水蓄能电站建设，开工建设罗田平坦原、通山大幕山等5个以上抽水蓄能电站，利用现有梯级水电站规划布局一批抽水蓄能电站。在落实生态保护要求基础上，建立抽水蓄能电站站址资源目录，做好站址保护。结合风电和光伏发电出力特性、电网接入和消纳条件，推进一批风光水火储一体化、源网荷储一体化项目。推动储能技术应用，建设一批集中式储能电站，引导电源侧、电网侧和用户侧储能建设，鼓励社会资本投资储能设施。

加快油气储备能力建设。坚持规模化、集约化建设运营原则，鼓励各类主体投资建设储气设施，加快构建以地下盐穴储气库、沿江LNG储运站和大中型LNG储罐为主，地方小型应急储气设施为辅，管网互联互通为支撑的储气体系。制定落实储气能力建设实施方案，重点推进潜江地下盐穴储气库，武汉白浒山和黄冈等地LNG储气库建设，形成潜江、武汉、黄冈三大储气基地。组织各地及城镇燃气企业加强与省内外重点储气设施合作，优先依托属地及周边“大库大站”履行储气责任，支持不具备建设条件的地方和城镇燃气企业以租赁、购买方式完成储气能力建设目标任务，到2025年全省储气能力达到6.5亿立方米。按照国家要求，落实地方政府成品油储备和企业社会责任石油储备。

加快煤炭储备能力建设。推进“浩吉铁路+长江水运”煤炭输送体系建设，建设以荆州江陵为重点的集交易、存储、混配、物流等功能于一体的大型煤炭储配基地，打造辐射“两湖一江”的煤炭物流枢纽。支持重点用煤企业改扩建现有储煤场地，支持有条件的企业参与社会责任储备，到2025年煤炭储备能力达到1600万吨，政府可调度社会责任储备能力基本满足应急需求。

（三）建设节约低碳能源消费体系。

大力推进能源消费革命，落实能耗“双控”和碳排放控制要求，坚持节约优先，把节能贯穿于经济社会发展全过程和各领域。推进能源清洁替代，积极创新能源消费模式，加快形成绿色发展的生产和生活方式，建设能源节约型社会，降低能源消费过程中二氧化碳排放。

1.加强节能和提高能效。

科学开展能耗“双控”。严格控制能耗强度，以化石能源为重点，合理控制能源消费总量，充分考虑区域和产业发展，增强能源消费总量控制目标弹性，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，鼓励各市州超额完成能耗强度降低目标。创造条件尽早实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。推进用能权、碳排放权市场化交易。严格实施节能评估和审查制度，坚决遏制高耗能高排放低水平项目盲目发展，提高项目能效水平，保障全省重大项目合理用能需求。

推进重点领域能源节能提效。加快优化产业结构，推进工业、建筑、交通、公共机构、数字基础设施等重点领域和重点用能单位能效提升。推进工业企业节能改造和能源管控中心建设，鼓励工业企业和园区高效开发利用分布式可再生能源。提高绿色建筑建设标准，推进既有建筑节能改造，推进利用太阳能、浅层地热能、工业余热等解决建筑用电供暖需求。大力发展多式联运和公共交通，大力推广节能环保汽车和新能源汽车，提高交通运输工具能效水平。深入开展节约型机关、绿色公共机构创建行动，加大政府绿色采购力度，优先或强制采购节能产品。提高数据中心、5G通信基站等数字基础设施节能水平。持续实施全民节能行动计划，推广节能家电、高效照明产品等，倡导绿色出行。壮大节能环保产业，促进节能环保关键材料、重要设备和产品广泛应用。

2.推动能源低碳清洁利用。

提高煤炭石油清洁利用水平。严控煤炭消费增长，强化武汉、襄阳、宜昌等重点城市煤炭消费总量控制，新建耗煤项目实行煤炭减量替代，有序发展煤炭深加工。加大散煤综合治理力度，加快推进农村地区生物质成型燃料、沼气、太阳能等清洁能源替代散煤。加快淘汰工业中小燃煤锅炉，推动工业企业开展锅炉煤改气、煤改电。持续推进煤电机组超低排放和节能改造，进一步降低供电煤耗，规划新增煤电机组全部按照超低排放标准建设，加大落后煤电机组淘汰力度。加快绿色炼厂建设，支持炼化产业延伸产业链，提升高附加值产品比重。严格落实2023年执行国六B标准车用汽油，推进油品质量升级，稳妥推进车用乙醇汽油推广使用。加强成品油市场监管，维护成品油市场秩序。

培育拓展天然气消费市场。以民生、发电、交通和工业领域为重点，有序扩大全省天然气覆盖范围和利用规模。加快城镇燃气管网建设改造，完善城市燃气网络和服务设施，提高城镇居民天然气气化率。推动天然气对燃油、散煤清洁替代。积极支持发展重卡、环卫、公交等LNG汽车。实施“气化长江”工程，推动船舶燃油LNG替代。实施“气化乡镇”工程，扩大乡镇天然气覆盖范围，通气乡镇比例达到50%以上。推动天然气与多种能源融合发展，鼓励发展天然气分布式能源，稳步推进天然气热电联产。到2025年，天然气消费量达到100亿立方米以上，占能源消费总量比重达到7%左右。

加快终端用能电气化。在居民生活、工业制造、农业生产、交通运输等领域因地制宜、全面拓展电能替代。加大港口岸电、空港陆电改造，完成95个港口码头264套岸电桩及配套设施建设，实现长江沿线主要码头岸电全覆盖。大力发展电动汽车，扩大电动汽车在公共交通、公务出行等方面应用。适度超前推进充电基础设施建设，打造统一智能充电服务平台，开展光储充换相结合的新型充换电场站试点示范，形成车桩相随、智慧高效的充电基础设施网络，到2025年全省充电桩达到50万个以上。加快取暖、炊事用能等方面电能替代，推广新型电采暖、商用电炊具、智能家电等设施，提升全社会电气化水平。“十四五”期间新增电能替代量300亿千瓦时，电能占终端能源消费比例达到25%。

3.强化能源需求侧管理。

完善电煤应急储备制度，做好电煤供需监测，电煤库存日常保持20天可用天数，迎峰度夏、冬前可用天数分别达到25天、30天。完善电力需求响应体系，科学编制有序用电方案和大规模停电应急预案，建立并动态调整电力需求侧管理清单，优先保障居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电，贯彻国家产业政策和节能环保政策，限制不合理用电。引导和激励电力用户挖掘调峰资源，形成最高负荷5%左右的需求响应能力，有序用电可调负荷达到最大用电负荷的20%以上。动态调整天然气调峰用户清单，细化完善应急保供预案，在用气高峰期根据资源供应情况分级启动实施。

（四）建设智慧融合能源科技创新体系。

加快推动能源技术革命，补短板、锻长板，持续提升能源创新能力和技术水平，构建以企业为主体、市场为导向、产学研用深度融合的能源科技创新体系，积极发展智慧能源、数字能源，培育能源新模式、新产业、新业态，推动能源装备产业发展迈上新台阶。

1.提升能源科技创新能力。

加强能源科技创新平台建设。把握能源技术变革方向，以公共创新平台和各类创新机构为引领支撑，建设产学研用相结合的创新机制，推动绿色低碳技术研发、成果转化和推广应用。支持煤炭清洁低碳发电、新能源接入、海洋核动力等国家能源技术研发中心发展。培育一批智能电网、微电网、能源互联网、储能技术等前沿科技创新机构，壮大一批发电技术、油气钻采与炼化技术、智能装备与智能制造技术等能源基础工业创新机构。依托国家和省级工程（技术）研究中心、实验室和武汉大学、华中科技大学、武汉理工大学、中国地质大学、长江大学等院校，提升研发和技术装备水平，引进培养一批科技领军人才和创新团队，加大能源科技人才培养和政策支持力度，激发各类主体技术创新活力。

加快重点领域科技攻关。推动新能源技术装备突破，研发高效新型太阳能电池、逆变器及系统集成设备，积极发展太阳能热发电、热利用装备。推动新型储能技术装备创新和示范应用，积极研制成套电池装备，支持全钒液流电池储能装备产业化发展和应用示范。开展压缩空气储能、飞轮储能等机械储能和其它化学储能技术攻关。支持智能电动汽车充电桩、充电站等技术装备发展。聚焦核能利用与检测装备、煤炭清洁高效综合利用、页岩气勘探开发、碳捕捉等重点领域，加大产业关键技术、共性技术和前沿性技术研发攻关，推动能源技术与新材料和先进制造技术深度融合，形成一批自主知识产权成果。

积极探索氢能开发利用。聚焦制氢、储运、加注、燃料电池等氢能产业链核心环节，推动基础前沿和共性关键技术和装备研发。鼓励质子交换膜燃料电池、固体氧化物燃料电池发电及分布式能源系统技术攻关，建设可再生能源绿电制氢、工业尾气制氢、大规模氢气提纯、储供氢关键设备等氢源供应及配套装备制造项目，加快氢能在交通运输、工业、储能调峰、分布式供能等领域应用，规划加氢站等配套氢能供应基础设施建设。

2.壮大能源装备产业。

围绕能源装备产业补链固链强链，通过头部企业引领、链条延伸、上下联动、集群共进，发挥优势、补强短板，加强配套产业发展，打造发电装备、智能电网及输配电装备、新能源装备、油气钻采与加工装备、节能环保装备、储能等六大产业链条。推动发电设备升级创新，支持效率提升、污染排放控制、高水头水电等电站配套技术装备发展。推动智能电网与输配电设备提质升级，发展特高压输电设备，柔性直流输电系统装备，智能变电站、配电网、微电网成套设备。强化油气钻采与加工装备优势，推动钻井、采油、油气集输工程装备自动化、智能化发展。加强首台（套）重大技术装备示范应用。在武汉、襄阳、宜昌、荆州等地区打造能源装备制造产业基地。到2025年，能源装备产业年主营收入达到2000亿元，年主营收入过50亿元、10亿元企业分别达到5、30家。

3.推动智慧能源发展。

加快推进能源全领域、全环节智慧化发展，实施能源生产和利用设施智能化改造，推进能源监测、调度和管理智能化。推广新能源云应用，加快智能电网发展，积极推进智能变电站、智能调度系统建设，扩大智能电表、智能气表等智能计量设施、智能信息系统、智能用能设施应用范围，提高电网与发电侧、需求侧交互响应能力。推进能源产业与5G、大数据、云计算、物联网、人工智能等现代信息技术深度融合，加快能源基础设施数字化、智能化建设。统筹铁路、公路、水运、管道基础设施协同发展，加强能源运输保障。推动电网、燃气网、热力网与交通网的柔性互动和配合调控，促进基础设施协同优化运行和多种能源融合发展，构建能源生产、输送、使用和多种能源、储能体系协调互补的智慧能源系统。鼓励在产业园区、大型企业、大型公用设施和商务区等建设多能互补、高效存储、智能协调的综合能源服务站，发展新能源数字化运营系统、绿色数据中心等能源互联网和智慧用能新模式，打造主体多元化、领域多样化、服务专业化的综合能源服务新业态。

（五）建设现代高效能源治理体系。

深入推进能源体制革命，推进能源治理体系和治理能力现代化。深化电力体制改革，加快推进油气体制改革，形成统一开放、竞争有序的能源市场体系。更好发挥政府作用，强化服务职能，健全能源监管体系，加快建立以法律法规、战略规划、政策标准和监管服务为主的现代能源治理框架。

1.推动落实能源领域碳达峰碳中和目标任务。

贯彻落实碳达峰、碳中和工作部署要求，坚持“系统谋划、供需发力、先立后破、安全替代”，处理好发展和减排、整体和局部、长远目标和短期目标、政府和市场的关系，在保障能源安全供应基础上，着力优化能源结构，减少能源产业碳足迹，加快转变用能方式，科学有序推进能源生产和消费绿色低碳转型。统筹考虑全省能源资源禀赋、空间布局、发展状况、用能需求、排放情况等，明确推动能源绿色低碳转型、支持做好碳达峰工作的分步骤路线图、时间表，因地制宜、分类施策推进目标任务完成。坚持市场主导，发挥政府在规划引导、政策支持、市场监管方面的作用，建立健全激励约束机制，将碳达峰、碳中和工作要求全面落实到能源各行业、各环节。

2.推进能源市场化改革。

深化放管服改革。按照国家统一部署，进一步放宽能源市场准入，支持各类市场主体依法平等进入负面清单以外的能源领域。进一步简化能源项目审批程序，完善“一网通办”，提升政务服务效能。推进能源竞争性环节市场化改革，实现上下游、产供销有效衔接，促进相关产业门类关系协调。支持能源新产业、新模式、新业态创新发展，依法破除市场准入、投资运营、参与市场交易等体制机制壁垒，营造有利于商业模式创新的市场环境，培育壮大综合能源服务、储能、充电桩、氢能源企业等新兴市场主体。

深化电力体制改革。持续深化上网电价市场化改革，完善风电、光伏发电、抽水蓄能等价格形成机制，建立新型储能价格机制。完善居民阶梯电价制度。建立健全负荷侧激励响应措施，优化峰谷分时电价机制，探索实行可中断负荷电价。加快电力市场建设，优化电力交易机构的独立规范运行机制，建立以日前电能量市场和实时平衡市场为主的全电量集中优化的现货交易机制，建立调频、备用辅助服务市场，鼓励电力市场各类主体主动参与系统调峰，形成中长期交易为主、现货交易和辅助服务交易有机衔接的电力市场交易体系。

推进油气体制改革。放宽勘查开采市场准入，促进油气勘探开发环节竞争，推动形成上游油气资源多主体多渠道供应市场格局。引导推动省级管网以市场化方式融入国家管网，建立完善管网上下游衔接保障机制。强化油气管网运营调度和公平开放监管。推动储气调峰辅助服务市场建设，完善储气设施商业化运营机制。加强天然气输配价格监管。支持各地加强城镇燃气企业整合重组，优化资源配置，提高供气服务质量和安全水平。

完善促进可再生能源发展机制。加强可再生能源发展与土地、环保、林业等政策的衔接协调。完善可再生能源并网消纳支持政策，建立健全可再生能源消纳保障机制，落实国家下达的可再生能源电力消纳责任权重，完善省内可再生能源、非水可再生能源电力消纳目标责任机制。实施可再生能源替代行动，推动可再生能源参与电力市场化交易，推进绿色电力证书交易，建立健全可再生能源发展监测评价体系。

3.优化用能营商环境。

对标国际国内一流营商环境，推广低压用户用电报装“零上门、零审批、零投资”服务、高压用户用电报装“省力、省时、省钱”服务，统一标准流程、共享平台、评价体系、督查考核，优化办电流程、压减办电时间、降低办电用电成本、提升服务能力，推动我省获得电力便利化水平进入全国前列。精简用气报装材料，压缩办理环节，优化审批流程，实现“不见面”报装服务。

4.加强能源监管。

推进“互联网+监管”“双随机一公开”监管，强化和规范事中事后监管，提高监管效率和效力。加强能源规划、政策、标准落实情况和简政放权承接落实情况监管，推进能源项目依法依规建设、财政资金依法依规使用。健全能源市场监管机制，加大能源市场秩序、可再生能源消纳、安全生产、普遍服务、电力市场交易、管网设施公平开放、电力营商环境、价格成本等方面监管力度。研究探索信用监管，加快建立守信激励和失信惩戒机制。

5.加强安全生产和应急管控。

强化能源安全生产。落实“党政同责、一岗双责、齐抓共管、失职追责”安全生产责任制，落实“管行业必须管安全、管业务必须管安全、管生产经营必须管安全”要求，压实属地管理责任、部门监管责任、企业主体责任。在能源规划、项目审批、建设运行等环节强化安全风险防控。持续推进煤矿标准化建设，落实年度煤矿分类处置工作方案。督促电力企业落实安全生产分级管控制度，预防电网生产安全事故。切实加强炼油安全生产和油气管道保护，推进油气管道完整性管理，提高管道安全技防水平，加强管道高后果区管控，严防第三方施工风险。深入开展煤炭电力、油气长输管线安全生产专项整治三年行动，加强隐患排查治理，重大隐患实施挂牌督办，坚决防范遏制重特大生产安全事故发生。

维护能源基础设施安全。加强重要能源基础设施巡检维护和安全保卫，重点确保水电站、枢纽变电站、油气管网等设施安全，强化风险普查、预报预警，提高能源基础设施抵御地质灾害、气象灾害等自然灾害能力。加强储能电站安全管理，加强组件和系统运行状态在线监测，有效提升安全运行水平，强化消防安全管理。加强能源网络安全管控，增强态势感知、预警及协同处理能力，提升电力系统等能源基础设施网络与信息安全防护水平。

提升突发事件应对能力。加强能源供需形势监测分析和预测预警，完善能源供应保障应急预案体系，及时协调解决能源保障中出现的问题。完善大面积停电事件防范应对举措，加强电网分区运行能力、负荷中心电源支撑能力建设，到2025年全省电网黑启动电源数量8个以上、总容量40万千瓦以上，重要用户应急电源配置规范率达到80%以上。完善应急处置方案，加强应急救援队伍和专家库建设，强化装备、物资配备，持续开展安全风险教育培训和应急演练，提高快速响应和处置能力。

四、重点工程

（一）新能源倍增工程。

积极推进“光伏+”发展模式，充分利用襄阳、宜昌、黄石、十堰、荆州、孝感、黄冈、随州等地区的一般农用地、鱼塘、水面、采矿废弃地等土地资源，建设一批光伏+农业（养殖、种植）、光伏+多能互补、光伏+储能、光伏+旅游项目。大力支持分布式光伏发电应用。积极推进整县（市、区）屋顶分布式光伏开发，支持在开发区、工业园区、大型商业区等建筑屋顶及附属场地，建设就地消纳的分布式光伏发电项目，鼓励居民利用自有建筑屋顶安装户用光伏发电系统。在襄阳、宜昌、荆门、孝感、黄冈、咸宁、随州、恩施等风能资源丰富区，有序推进集中式风电项目建设，支持已投运风电场扩容改造。加快推进分散式风电项目开发，在江汉平原、港口、开发区等区域，结合用电负荷需求和接入条件，建设以就地消纳为主的分散式风电项目、风光互补和风电+旅游等项目。鼓励创新发展模式，因地制宜开展“田园风电”“景观风电”项目建设。到2025年，光伏发电、风电装机分别达到2200、1000万千瓦。

（二）煤电绿色转型工程。

持续提升煤电发电效率和清洁化水平，推动煤电机组向保障电网运行安全、提供可靠电力和灵活调节能力的基础性电源转变，积极参与调峰、调频、调压、备用等辅助服务，提升电力系统新能源消纳能力。有序推进已纳入国家规划的大型清洁电源项目建设，按照国家应急调峰能力要求和全省中长期能源安全需求，规划一批应急调峰电源并合理安排建设时序，淘汰关停落后煤电机组，提高大容量、高参数、低排放煤电机组比重。推动煤电节能降耗改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，大力开展碳捕捉技术应用。到2025年全省煤电机组平均供电煤耗降低至297克标煤/千瓦时以下，全省53台30万千瓦及以上煤电机组完成灵活性改造，新增调峰容量500万千瓦。

（三）风光水火储、源网荷储一体化示范工程。

结合各地资源条件和能源特点，充分发挥常规电站调节性能，适度配置储能设施，调动需求侧灵活响应积极性，因地制宜开展风光水火储、源网荷储一体化示范工程建设。充分利用具备较高灵活调节能力的现役火电和已纳入国家规划的火电项目，适度配置储能设施，布局建设一批风光火储新能源百万千瓦基地。以存量大中型水电站、中型抽水蓄能和一定规模储能设施为基础，布局建设一批风光水储新能源百万千瓦基地，实现打捆上网，提高新能源电量比例。在武汉、襄阳、宜昌等重点区域，结合城市电网改造提升、自备应急电源配置、清洁取暖、清洁能源消纳开展源网荷储一体化示范工程建设。在城市商业区、综合体、工业园区、居民区，依托光伏发电、微电网和充电基础设施等开展园区级源网荷储一体化示范工程建设。

（四）能源储备调峰工程。

以应对资源区域性时段性短缺风险和保持全省能源供需动态平衡为目标，加强能源储备调峰能力建设，增强系统保障能力。落实“地方政府不低于保障行政区域3天日均消费量、城镇燃气企业不低于年用气量5%”储气能力建设目标。完成地方政府成品油储备和企业社会责任石油储备任务。健全以企业社会责任储备为主体，地方政府储备为补充的煤炭储备体系，严格落实最低库存制度，确保储煤基地、电厂存煤量保持在合理水平。按照需求侧有序用电最大负荷20%左右和发电侧最大发电负荷10%左右的目标，加强电力调峰和应急能力建设。推进先进储能技术应用。提高需求侧响应能力，充分挖掘需求侧调节资源。建立充分发挥市场主体作用的调峰运行管理机制，完善交易和价格形成机制，鼓励电力市场各类主体主动参与系统调峰。

（五）“两线一点一网”电网工程。

优化输送通道布局，建成陕北至湖北±800千伏特高压直流输电工程，同步协调推进陕西黄陵、富县等地配套电源项目建设，建设金沙江上游至湖北±800千伏特高压直流输电工程，加大清洁能源输入能力。提高三峡电留存湖北消纳比例，推进三峡近区电网改造及网架结构优化，三峡电消纳能力达到1000万千瓦。服务“一主引领、两翼驱动、全域协同”区域发展布局，加强中心城市和城市群电网建设，提高综合承载能力，推进武汉世界一流城市电网建设，实现湖北城市电网整体水平提档升级。“十四五”电网投资规模超过1000亿元，2025年城镇配电网供电可靠率达到99.985%，综合电压合格率达到99.999%。

（六）“五纵四横一通道”油气管网工程。

加强管道项目建设与国土空间、城乡发展、交通运输等规划衔接，推进国家干线油气管道和省内支线管道项目实施，打造由淮武线、西气东输二线、西气东输三线、兰郑长成品油管道、新疆煤制气外输通道湖北段五条南北管道，忠武线、川气东送线、川气东送二线、仪长原油管道四条东西管道和长江LNG水运通道组成的油气输送主干管网，加强管网互联互通工程建设，实施老旧管道隐患治理及迁改，石油、天然气管道里程分别达到1850、7050公里，全面提升油气资源供应保障能力。

（七）数字能源工程。

加快信息技术和能源产业融合发展，推动能源产业数字化转型。积极开展电网、油气管网、电厂、终端用能等领域设备设施智能化升级。推广电力设备状态检修、厂站智能运行、作业机器人替代、大数据辅助决策等技术应用，加快发展“智慧风电场”“智能风机”，推进光伏电站数字化与无人化管理，开展新一代调度自动化系统示范。以多能互补的清洁能源基地、源网荷储一体化项目、园区能源综合服务等新模式新业态为依托，开展智能调度、能效管理等智慧能源技术示范，推动随州广水市100%新能源新型电力系统示范工程、武汉光谷生态创新示范区能源互联网综合示范项目等建设。推动电动汽车、氢燃料电池、智慧节能建筑等能源与交通、建筑领域的跨界融合，探索推广V2G、商业储能、虚拟电厂、“光伏+”等新型商业模式。充分挖掘能源数据价值，完善电力消费、能耗指标等指标数据收集体系，建设全省能源大数据中心、数字化管理示范平台，探索能源数字经济新模式。

（八）能源惠企利民工程。

推动“获得电力”服务水平迈上新台阶，2022年底前全面实现居民用户和低压小微企业用电报装“三零”服务、高压用户用电报装“三省”服务，全面清理规范转供电收费，加快推进“转改直”，切实加强消费者用能合法权益保护。进一步提高城乡供电可靠性，推广不停电作业技术，提高电网故障抢修效率，减少停电时间和停电次数，为市场主体提供更好用电保障，2025年全省城镇、农村用户年均停电时间分别降至1.5、7.5小时以内。提升农村能源基础设施和公共服务水平，实施农村电网巩固提升工程，持续加强脱贫地区农村电网建设，推动农村用能电气化升级。有序推动供气服务向乡镇、农村延伸，满足更多群众天然气清洁能源需求。积极探索开展集中供暖（冷）、冷热联供。继续做好光伏扶贫电站运维管理，因地制宜加快农村清洁能源开发利用，推动形成新能源富民产业，助力乡村振兴。

五、保障措施

（一）加强组织领导。

加强党对能源工作的全面领导，把坚持“两个确立”、做到“两个维护”贯穿全省能源改革和发展工作全过程，全面贯彻落实党中央、国务院决策部署和省委、省政府工作要求，强化组织协调，推进落实落效。做好本规划与经济社会发展规划、国土空间规划、城乡建设规划等其他相关规划的有效衔接，加强能源领域各专项规划、市州能源规划与本规划的统筹协调。强化本规划对全省能源发展、重点项目布局、公共资源配置、社会资本投向的引导约束，全省重大能源项目实施应以能源规划为重要依据。

（二）明确责任分工。

省发改委、省能源局要牵头抓好本规划组织实施，根据本规划制定年度能源工作目标举措，及时研究解决规划实施中遇到的问题。各市州、省直有关部门要根据本地实际、职责分工细化任务举措，加大对能源发展的财政、税收、金融、土地等政策支持，加大财政资金对能源安全保障、能源科技创新等重点领域支持力度，发挥税收、价格对能源清洁低碳转型的激励和导向作用，优先保障能源重大项目用地需要。

（三）加强监测评估。

完善全省能源生产、流通、消费、库存等统计指标体系，建立健全能源统计监测预警和信息发布机制，组织做好煤电油气等能源运行情况监测分析，为规划实施和科学决策提供支撑。做好规划实施情况的监测分析、中期评估和总结评估，建立规划动态评估机制和重大情况报告制度，必要时对规划进行调整修订。

（2022年4月16日）
沪府发〔2022〕4号

各区人民政府，市政府各委、办、局：

现将《上海市能源发展“十四五”规划》印发给你们，请认真按照执行。

上海市能源发展“十四五”规划

为保障本市经济社会全面协调可持续发展和人民生活水平持续提高的用能需要，进一步促进能源与经济、社会、环境的协调发展，根据《上海市国民经济和社会发展第十四个五年规划和二○三五年远景目标纲要》，制定本规划。

一、发展基础

“十三五”期间，上海能源以转型发展为主线，以深化改革和科技创新为驱动力，以节能减排和结构调整为突破口，在能源安全保障、结构优化、改革创新和服务民生等方面均取得了明显成效，为“十四五”上海能源高质量发展奠定了较好的基础。

（一）能源建设有序推进，能源产供储销体系逐步完善

“十三五”期间，全市建成一批技术含量高、保障能力强的标志性能源项目。随着淮南-南京-上海1000千伏特高压交流通道和500千伏五角场变电站等重大电网工程建成投运，以“五交四直”市外来电通道和500千伏双环网为支撑的城市主干电网结构更为完善。奉贤、崇明等燃机项目建成投产，闵行燃机项目开工建设，石洞口电厂等容量替代项目启动实施，新增电源全部为清洁能源发电。建成洋山LNG储罐扩建工程、临港-上海化工区天然气管道等一批重点油气项目，形成以“6+1”多气源和C字形城市主干管网为支撑的联供体系，出台《上海市天然气产供储销体系建设方案》，油气应急储备能力有效提升，天然气产供储销体系在国内处于领先水平。

（二）能源需求平稳增长，能源消费结构更加趋于优化

“十三五”前四年全市能源消费总量年均增速为1.7%，略高于“十二五”前四年1%的水平；受新冠肺炎疫情影响，2020年全市能源消费总量下降至1.11亿吨标准煤，比2019年减少600万吨标准煤。其中，天然气消费保持较快增长，“十三五”前四年年均增速5.9%；2020年全市用气量92亿立方米，最高日用量和最大峰谷差均创新高。电力消费增速小幅回升，“十三五”前四年年均增速23%；2020年全市用电量1576亿千瓦时，最高用电负荷和最大峰谷差均创新高。抓住能源供需环境相对宽松、清洁能源供应较为充足的有利时机，大力推进能源结构调整。“十三五”期间，全市煤炭消费占一次能源消费比重从37%下降到31%，天然气占比由10%上升到12%，非化石能源占比由14%上升到18%，均已完成本市能源发展“十三五”规划目标。

（三）能源技术取得突破，能源发展进入调结构新阶段

聚焦前沿领域和关键环节，能源装备研发制造取得重大突破。实现H级燃气轮机国产化总装，高温气冷堆核电站示范工程首台堆内构件通过出厂验收。完成6兆瓦直驱海上风机样机研制，250千瓦集装箱式全钒液流电池储能系统研制成功。完成国内在用的最大吊重能力1000吨绕桩式风电安装船研发制造。在全国率先开展了“阳光贷”金融创新，有效破解分布式光伏“融资难、融资贵”瓶颈。在全国率先开展了奉贤海上风电竞争性配置工作，起到了示范引领作用。对可再生能源、分布式供能扶持政策进行了修订完善，为行业的创新发展创造了良好环境。本地可再生能源装机比重从4.7%进一步提高至9.8%。2020年全市可再生能源消纳量占全社会用电量比重达到35.6%。

（四）能源体制改革提速，能源市场建设步入快车道

以电力和油气体制改革为重点，有序推进能源领域市场化改革。成立市电力体制改革领导小组，印发《上海市电力体制改革工作方案》，制定现货和中长期交易相融合的上海电力市场建设总体方案，统筹推进上海电力体制改革。上海电力交易中心完成股份制改革，上海石化暂供区、外高桥港区2个增量配网试点项目取得较好成效。创新发电与控煤相结合的市场化机制，在全国率先出台《上海市省间清洁购电交易机制实施办法（试行）》。推进分电压等级输配电价核定，完善天然气和燃煤发电上网电价机制。全市工商业电价、气价进行了多轮下调，以减轻企业负担。依托建设上海石油天然气交易中心、上海国际能源交易中心等国家级平台，上海在全国能源市场中的地位不断提高。上海石油天然气交易中心现货交易量居亚洲同类交易场所前列。上海国际能源交易中心上市原油期货，跻身全球原油期货市场前列。

（五）能源服务聚焦民生，能源区域合作迈出坚实步伐

为持续优化营商环境，深入推进能源领域“放管服”改革，连续出台优化电力、燃气接入营商环境改革方案。通过流程再造、告知承诺等改革举措，推动我国“获得电力”指标持续提升，在世界银行发布的《全球营商环境报告2020》中，该项指标排名进一步提升至第12名。燃气接入营商环境也得到较大改善，在全国处于领先水平。能源建设聚焦民生需求，通过政策引导，全市充电桩车桩比达到1.1∶1，为新能源汽车推广营造良好环境。电力架空线入地整治累计竣工规模超260公里。按照每户8千瓦标准，完成315万户居民电能计量表前供电设施扩容改造。中心城区供电可靠性提升到99.994%。崇明农村电网完成新一轮升级改造，“两率一户”在全国率先达标。完成老旧隐患燃气管网改造近300公里，居民住宅老旧立管改造40万户，供气安全性有效提升。落实长三角一体化发展国家战略，推动区域能源合作不断深入发展。如东-崇明天然气管道顺利通气，崇明-南通电力联网加快推进，与浙江共同推进上海LNG站线扩建项目，长三角地区能源互通互联水平不断提高，能源合作发展机制迈上新台阶。

二、发展形势和挑战

（一）发展形势

一方面,能源发展迎来动能转换期，可再生能源将以更快速度发展。从需求侧看，用能需求再电气化、低碳化趋势明显，集成电路等新产业、5G和数据中心等新基建将成为推动上海能源需求增长的新动能。随着能源科技进步，储能和电动汽车的普及将进一步推动能源消费革命。从供给侧看，风电、光伏效率提升和成本降低，可再生能源将逐步平价上网，这将助推能源转型。面对市内可再生能源资源瓶颈，本市低碳发展仍需大规模新增市外来电，新的特高压通道建设迫在眉睫。另一方面,能源安全步入“立破”衔接期，需高度关注能源转型风险。能源安全转型要求“先立后破”，要求兼顾低碳效率和安全。能源低碳转型要求能源供应从化石能源为主转向更多发挥可再生能源作用，未来国内对低碳清洁能源的需求将大幅增加，但低碳新动能培育需要一个过程，这对本市能源保供将产生重大影响。

（二）面临挑战

“十四五”期间，上海能源发展形势紧迫、任务艰巨，如何有效解决和应对能源发展面临的矛盾和挑战，进一步加快建设自主可控的低碳能源安全供应体系，促进能源结构转型升级发展，显得尤为重要。上海能源产供储销体系需要进一步加快转型升级步伐，实现更高质量的发展。一是电力供应仍存在薄弱环节。大规模、长距离、集中输送的直流外来电带来了较大的调峰压力，城市中心仍有老旧输变电设施，部分区域电网仍较为薄弱。30万千瓦及以下老旧煤机效率低、煤耗高，需加快转型升级。二是天然气产供储销体系需加快完善。天然气储备能力有待提高，洋山LNG外输面临单一通道风险。原油、天然气对外依存度较高的能源安全短板将长期存在。三是可再生能源面临资源不足等发展瓶颈。大型可再生能源发电可供开发场址较为有限，分布式光伏发展受到屋顶资源、产权共有等因素制约。四是成品油规划布局需继续优化调整。航空煤油保障体系需加快调整，机场航油储备能力需进一步加强。结合中心城区功能转型，油库布局有待优化调整。

三、总体要求

（一）指导思想

以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的十九大和十九届历次全会精神，深入贯彻习近平生态文明思想，全面落实国家“四个革命、一个合作”能源安全新战略和“碳达峰、碳中和”目标任务，深入践行“人民城市人民建，人民城市为人民”重要理念，以能源高质量发展为主线，从供需两侧加快推动能源新旧动能转换，以科技创新和体制改革为双动力，加快打造与超大城市相适应的安全、清洁、高效、可持续的现代能源体系，为城市的高质量发展、高品质生活提供有力保障。

（二）基本原则

——安全为本、多元发展。充分利用国际、国内两个市场、两种资源，加强与中西部地区能源合作，进一步推动长三角区域管网互联互通，做到内外并重和多元驱动，适度超前规划布局重点项目，加快补齐调峰储备短板，打造高标准能源产供储销体系。实施电能替代，促进智慧交通与智慧能源的融合，提高能源系统的灵活韧性和抗风险能力。

——清洁高效、低碳发展。低碳能源快发展和高碳能源低碳利用并重，持续推进能源结构优化。可再生能源坚持大发展、优布局，增量内外并重、风光并举。煤炭坚持控总量、调结构，煤电逐步从主力电源向支撑调峰电源转变。天然气坚持多来源、稳储备，更好发挥进口LNG作用。在优化大电源布局同时，大力推动分布式电源建设，发挥示范引领作用。

——深化改革、创新发展。坚持需求导向、问题导向、效果导向，持续深化能源市场化改革。以电力和油气改革为重点，加快建设具有国际影响力的能源要素市场。大力推进能源新技术、新模式、新基建发展，促进能源系统高效化、低碳化、数字化、智能化、互动化转型。结合中国（上海）自由贸易试验区临港新片区（以下简称“临港新片区”）、长三角生态绿色一体化发展示范区（以下简称“一体化示范区”）等发展实际，开展区域能源综合创新示范。

——服务民生、共享发展。进一步加强能源基础设施，尤其是与民生密切相关的能源新基建建设，推进城乡用能服务均等化，推动能源设施和环境的协调发展。进一步对标国际最高标准、最高水平，持续优化电力、燃气接入营商环境，不断提高市民满意度和获得感。

（三）主要目标

“十四五”期间，上海能源高质量发展目标是着力推进五个转型。一是能源发展从集中为主向集中和分布式发展并重转型，更好适应能源变革趋势，推动清洁能源加快从补充能源向替代能源转变；二是能源供需从单向平衡向双向互动转型，推进源网荷储协调发展，进一步提高能源利用效率和效益；三是能源结构优化从政策推动向科技与体制推动转型，逐步实现绿色、协调和可持续发展；四是能源资源配置从计划为主向市场为主转型，更好激发企业主体自主创新动力和市场活力；五是能源设施从单一功能向复合功能转型，更多应用数字技术，促进能源服务从提供单一能源产品向综合服务转变。

1.总量预测。合理控制能源消费总量，到2025年，能源供应能力按照力争1.35亿吨标准煤配置。倡导节约用电、合理用能，2025年全社会用电量预计1850亿千瓦时以上，天然气消费量预计增加到137亿立方米左右。

2.结构优化。到2025年，煤炭消费总量下降5%左右，占一次能源消费比重下降到30%以下；天然气占一次能源消费比重上升到17%左右；非化石能源占一次能源比重力争达到20%左右，可再生能源和本地可再生能源占全社会用电量比重分别力争达到36%左右和8%左右。

3.安全保障。到2025年，力争中心城区和重点区域供电可靠性达到99.996%左右，电力系统备用率保持在10-15%，天然气储备能力达到20天，燃煤电厂电煤储备能力达到15天。

4.节能环保。到2025年，全市火电机组平均供电煤耗低于290克/千瓦时；电网线损率低于4%；天然气产销差率低于3.5%。

5.服务民生。到2025年，人均生活用电量和用气量分别达到1200千瓦时和92立方米。进一步提升电力故障（燃气漏气）报修服务水平，中心城区（内环内）报修到达时间60分钟（45分钟）以内，非中心城区（内环外）90分钟以内。

  “十四五”本市能源发展主要指标

注：1.非化石能源占能源消费总量比重指剔除航空和国际航运能源消费后的比重。

  2.中心城区和重点区域是指外环以内地区以及中国（上海）自由贸易试验区、临港新片区、一体化示范区、虹桥国际中央商务区、上海国际旅游度假区等区域。

（四）重大能源设施布局优化

1.加快完善市内“5+X”电源布局。结合吴泾地区转型和上海LNG站线扩建项目，完善“漕泾、临港、外高桥、石洞口、吴泾-闵行-奉贤区域”5大电源基地功能。研究在闵行电厂布局大型燃气发电基地，吴泾-闵行-奉贤区域电源基地将从煤气并重逐步转向全部为气电，加快推进吴泾煤电等容量异地替代。临港电源基地全部为气电，漕泾和石洞口电源基地以清洁煤电为主、气电协同发展，外高桥电源基地全部为清洁煤电。“X”为青浦白鹤、崇明推虾港等分散电源点。

2.推动天然气设施网源协调布局。上海LNG站线扩建项目建成后，配合“7+1”多气源、多通道格局，着力完善天然气主干管网“三大环网”结构。深化论证宝山-崇明越江管道西线方案，推动6兆帕主干管网从C字型向O型转变，研究在宝山沿江地区规划布局LNG储运站，缓解东北部地区天然气管网较为薄弱问题。优化浦东地区2.5兆帕环网，补强市中心1.6兆帕环网，为全市气源均衡供应提供支撑。

3.形成南北互济的油品供应体系。结合高桥地区城市规划和徐汇滨江开发，同步调整全市油品供应体系，上海石化在全市油品供应中将发挥更为重要的作用。航油形成“5+5”供应格局，虹桥国际机场主要通过金虹管道供应，浦东国际机场主要通过五号沟和海滨油库供应，并通过白沪管道（原油改航油）、浦虹机场联络管道提升安全性；云峰航油油库调整到上海石化地区，并与五号沟、海滨、虹桥和浦东国际机场油库成为上海五大航油储备基地。汽柴油供应形成“2+X”供应体系，汽柴油管道运输依靠金闵成品油管道和适时调整功能的原白沪石脑油管道，云峰成品油库调整到石洞口地区，布局若干个成品油库和码头。船用燃料油主要依托洋山申港油库供应。

4.内外并重拓展非化石能源发展布局。市外非化石能源重点是在巩固扩大西南水电基地的同时，积极争取国家协调支持在西北等地区布局大型风光基地、在华东地区研究布局核电基地。市内非化石能源重点围绕风光布局，风电发展海上为主、陆上为辅，近海风电重点开发奉贤、南汇、金山三大海域，深远海风电重点布局在崇明以东海域，陆上风电重点布局在崇明、浦东（含九段沙）、金山等沿江沿海区域，因地制宜推动分散式风电开发；光伏开发集中与分布式并重，集中式光伏重点推动渔光互补、水光互补、农光互补和交通领域光伏发展，主要布局在崇明、青浦、奉贤、金山、松江、嘉定和浦东等区域，支持分布式光伏应建尽建，实施屋顶“光伏+”计划。

四、主要任务

（一）着力构建安全可靠、坚强稳定的能源供给体系

1.统筹兼顾、系统优化，科学实施电源结构调整

一是优化市内煤电结构，煤电向清洁高效灵活兼顾转变。实施现役煤电“三改联动”改造（节能改造、灵活性改造、具备条件的实施供热改造），重点推进吴泾八期2号机、宝钢3号机等高温亚临界改造项目。对有意愿实施等容量替代的吴泾地区、外高桥一厂、石洞口一厂煤电机组，根据城市布局优化和煤机结构升级需要，支持企业开展等容量替代。结合高桥地区产业转型同步关停高桥石化自备电厂。宝钢和上海石化自备电厂加快清洁化改造，按照不超过原规模2/3保留煤机，宝钢1号机关停改备用，其余燃机等方式替代；宝钢、上海石化保留的煤电机组应实施“三改联动”或等容量替代。在老旧机组中择优确定战略备用机组。在西北风光基地合理配建煤电。

二是有序推进市内燃气电厂建设，气电向调峰和适度电量支撑转变。推进重燃重大专项建设，配合上海LNG站线扩建项目再建设约160万千瓦燃机。结合城市重点区域开发，选择冷、热、电负荷较为集中的项目推广天然气分布式供能。到2025年，全市天然气发电机组达到1250万千瓦。

三是大力发展可再生能源，可再生能源向集中与分布式并重转变。实施“光伏+”专项工程，结合土地和屋顶资源，分行业、分领域推进光伏发展，力争光伏新增规模270万千瓦。近海风电重点推进奉贤、南汇和金山三大海域风电开发，探索实施深远海域和陆上分散式风电示范试点，力争新增规模180万千瓦。结合废弃物资源化利用推进生物质发电项目建设，新增规模约40万千瓦。因地制宜推进地热能开发，研究探索潮汐能试点示范。 

四是积极争取新增市外来电供应，进一步提高清洁能源消纳水平。根据国家能源战略和特高压通道走廊情况，按照“积极争取、合理配置”的原则，“十四五”期间，争取国家协调支持200万千瓦低碳清洁市外来电。与非化石能源资源丰富的西部等地区加强合作布局大型非化石能源基地，力争“十四五”期间启动建设，为城市能源低碳转型打好基础。

2.对标最优、聚焦重点，有序推进坚强智能电网建设

按照“碳达峰、碳中和”目标任务要求，在尽快形成“双环”（500千伏双环网）“十一射”（7交4直11个市外来电通道）主干网架的同时，谋划新的特高压通道。进一步推动市外来电通道和城市输电网、配电网协调发展，基本建成满足国际大都市高可靠要求、适应可再生能源大比例接入需要，结构坚强、智能互动、运行灵活的城市电网。

一是合理布局新增市外来电通道。为满足西北等地区千万千瓦级风光基地消纳要求，以崇明为落点同步规划外电入沪特高压通道，深入研究特高压过江方案。力争启动葛南直流扩容工程，更大规模消纳西南水电等清洁能源。

二是构筑坚强稳定的500千伏电网。“十四五”期间，新增500千伏变电容量970万千伏安，新增线路长度361公里。建设东西两大通道，东通道即江苏-崇明500千伏线路，同时加快研究推进崇明到市区可再生能源输电大通道建设；西通道即黄渡-泗泾-新余和东吴-黄渡-徐行“双改四”线路改造。配合重燃重大专项，实施远东-亭卫500千伏线路串抗工程，控制短路电流水平。配合外电入沪特高压，重点做好崇明、宝山、嘉定等地区500千伏新增电网设施布局。

三是建设灵活可靠的220千伏电网。“十四五”期间，新增220千伏变电容量744万千伏安，新增线路长度873公里。重点加快“三区一域”（临港新片区、一体化示范区、虹桥国际中央商务区、吴泾转型区域）和五个新城等重点地区电网建设。有序推进老旧变电站升级改造，加强相邻分区之间联络通道建设，提高分区间互转互济能力。

四是打造世界一流的城市配电网。综合运用新一代信息技术，提高配电网的智能化水平。结合重点区域建设，加快“钻石型”配电网推广应用，实施本市电力架空线三年行动计划（2021—2023年），每年实施不少于80公里电力架空线入地，推动电网设施和城市融合发展。“十四五”期间，新增110千伏和35千伏变电容量855万千伏安，新增线路长度2429公里。

3.补齐短板、优化布局，加快天然气产供储销体系建设

按照国家和本市有关要求，通过丰富气源、完善管网和提升储备等方式，构建更加稳定可靠的天然气保障体系。一是加强气源储备能力建设。加快推进上海LNG站线扩建项目，力争2023年起陆续建成码头和输气管道，推动10座储罐相继投运。积极推进中俄东线天然气资源入沪。开展东海天然气送沪路由和登陆点研究，研究在宝山沿江地区规划布局LNG储运站。二是完善天然气主干管网布局。建成五号沟-崇明等主干管网项目，加快推动罗泾-白鹤、白鹤-练塘-金山-化工区复线项目，研究上海主干管网北部成环方案，提高本市天然气管网薄弱区域的输送能力。  

4.优化布局、提升储备，建设稳定可靠的油品储运体系

一是加快成品油管道建设，重点推进四大管道工程（金虹航油管道、金闵二线成品油管道、上海石化-白沪管道、海滨-高化航油管道），在临港新片区等重点区域规划预留管道路由。二是提升油库储备能力。加快四大油库扩建（五号沟、海滨和虹桥、浦东国际机场油库）。三是实施设施布局调整。配合云峰油库停用，推动石洞口地区油库扩建；在上海石化地区布局航油储罐，满足航油储备要求。适时调整白沪原油、石脑油管道功能。研究浦东国际机场专用码头就近供油可行性等。

5.规划先行、适度超前，扎实做好重点区域能源保障

一是临港新片区以完善管网设施布局为重点。围绕500千伏远东变电站，按照高可靠性标准完善区域电网。临港新片区将新建220千伏变电站7座，改造220千伏变电站4座，新增110千伏变电站18座。新建2座高-次高压调压站、4座高-中压调压站，建设高标准的高压环网系统，推动区域燃气服务一体化供应，大幅提高区域供电、供气能力。二是一体化示范区以能源网络一体化布局为重点。新建220千伏变电站3座、110千伏变电站12座，利用西气、川气多路气源优化管网布局。在全国率先实现跨省110千伏及以下配电网建设，探索建立一体化的区域电力、燃气信息服务平台，从能源设施末端转为互联互通节点，大幅提升能源供应可靠性和服务水平。

（二）着力构建绿色清洁、低碳高效的能源消费体系

1.进一步推动全社会节约利用能源。把节能贯穿于经济社会发展全过程和各领域。坚持和完善能源消费强度和总量“双控”制度，总量控制更加弹性、灵活适度。加强重点用能单位的节能管理，提高能源利用效率。鼓励重点用能单位积极开展能效对标活动，加强节能技术研发与应用，提升能源管理信息化水平，争当行业能效“领跑者”。通过政策、技术和市场机制等多种手段，按照不低于最大用电负荷5%的标准，加强能源需求侧调节能力建设，提高系统能效。

2.促进重点用能领域绿色低碳转型。结合本市重点区域和重大产业项目开发，实施可再生能源替代行动，新建项目原则上应一体化开发屋顶光伏，加强用户侧分布式供能、热泵等综合能源利用基础设施建设。扩大电能和天然气等清洁能源在交通等重点领域的应用。加强政策引领，优化流程对接，推进LNG加气站和航运LNG加注设施建设。全市岸电泊位达到80个以上，内河码头完成低压岸电设施标准化建设。进一步削减钢铁、化工用煤，煤炭使用进一步向发电领域集中。持续推进工业、建筑、交通、公共机构等重点领域节能，以绿色制造、绿色建筑、绿色交通为抓手，促进节能低碳循环发展。

3.进一步提升能源行业服务民生水平。打造一批能源惠民工程和实事工程，不断提高市民满意度和获得感。电力重点是将崇明农网纳入城网建设范畴，按照每户8千瓦标准完成石化暂供区居民电能计量表前供电设施改造，进一步做好电网规划和农民相对集中居住工作的衔接，推动配电网与充换电设施布局协调发展。燃气重点推动全市居民住宅老旧立管改造、地下隐患管道改造、智慧燃气表具应用。

（三）着力构建技术领先、高端示范的能源创新体系

1.提升能源技术研发和装备制造水平

围绕能源科技短板弱项，提升关键技术自主创新能力。加强国家能源研发创新平台建设和管理，加强首台（套）重大技术装备和新型电力系统示范应用，以示范促研发、以应用带产业，加快成为国际、国内能源科技创新策源地和技术产业高地。

一是聚焦关键技术，提升传统能源装备技术水平。结合国家重燃重大专项和中科院国家试验平台建设，加快实现燃气轮机关键材料与部件制造、试验、设计和运维的自主化。完全具备自主三代大型压水堆主设备关键制造能力，突破第四代高温气冷堆、快堆、钍基熔盐堆等堆型的主设备制造技术及核心材料技术。大力推广煤电高温亚临界技术。提升大容量LNG船舶建造水平，加强1500米及以下工作深海油气采油树、管汇等装备自主制造能力，在深海采油水下生产控制系统、水下密封等关键技术方面形成突破。推进国家管网应急救援中心（上海）建设，加强应急救援新技术研究和装备研发，提升油气管道保护水平。

二是发力新能源新赛道，助推能源清洁低碳发展。研制具有自主知识产权的10兆瓦级及以上海上风电机组和关键部件。推进新型高效晶硅电池发展，加快钙钛矿等新一代光伏电池的研发。加强燃料电池系统集成与控制、高压和液态储氢等关键技术攻关，重点建设中日（上海）地方发展合作示范区。支持低成本、高安全和长寿命的储能技术发展，积极研究新型储能技术。探索潮汐能、波浪能等新型能源开发。

2.加快能源领域新基建建设

鼓励5G、云计算等数字技术与能源的深度融合，深挖能源大数据潜力，推进“互联网+”智慧能源发展。加快以充电设施为重点的新终端建设。新建20万个充电设施，建设45个以上出租车充电示范站，支持电动汽车发展。提升充电设施市级平台核心功能，实现全市充电设施互联互通，进一步改善用户充电体验。根据燃料电池产业发展需要，在临港新片区、嘉定、上海化工区等区域布局一批加氢站。  

3.推动能源新模式、新业态发展

积极培育能源领域新动能。结合电力市场建设，促进能源商业模式创新，培育发展能源咨询、设计、生产、运维等一站式综合能源服务模式，提供集冷、热、电等能源品种于一体的综合能源服务。结合能源新基建建设，重点培育新业态发展。一是推进多站融合发展，重点在中心城区建设一批示范站。二是推进阳光金融发展，助力分布式光伏发展。三是因地制宜发展储能设施，大型风光电站按需适时配置储能设施，在工业园区等领域有序发展用户侧储能。

4.布局四大能源创新示范区

一是在临港新片区布局风光气储示范区。重点围绕一核（500万千瓦级临港燃气发电基地）、一带（百万千瓦级海上风电基地）、一区（50万千瓦级分布式发电示范区）布局项目，促进风光气储融合发展，提升区域电源保障能力和绿色低碳发展水平。

二是在一体化示范区布局综合智慧能源示范区。围绕能源互济互保、分布式能源高比例接入、配电网智能化升级等发展需求，结合水乡客厅等重点项目开发，通过能源与信息技术深度融合，实现绿色城乡和清洁能源协调发展、源网荷储协调互动，打造“清洁低碳、安全可靠、智能开放”的能源互联网，有效支撑示范区经济社会清洁化、低碳化发展。

三是在小洋山布局高水平冷能利用示范区。按照“一次规划、分期实施、梯级利用”的原则，推动冷能发电、数据中心、冷链物流仓库等项目建设，科学规划空气分离、低温粉碎等深冷利用项目，进一步提高LNG能源资源综合利用效率。

四是在崇明布局低碳发展示范区。围绕清洁能源推广应用，建设零碳排放示范工程。在崇明开展零碳社区建设，建设若干高标准零碳示范建筑。同时，努力将横沙打造成为零碳岛。

（四）着力构建公平开放、竞争有序的能源市场体系

1.深入推进电力体制改革

借鉴国际电力市场建设经验，按照全国统一电力市场工作部署，结合本市实际，推进以现货为核心的电力市场改革。遵循规模由小到大、交易品种逐渐增加、交易机制逐步完善的市场建设规律，以电力现货全电量竞价与中长期交易为主、电力金融市场为补充，推动建设适应安全、低碳、经济发展导向的现代省级电力市场体系，科学引导电力行业投资，提高资源配置效率，释放电力市场改革红利。积极稳妥做好上海电力交易中心股份制改制、售电侧改革、增量配网等各项改革工作。

2.稳步推进燃气行业改革

按照国家油气体制改革部署，持续优化天然气管网运营机制。在确保天然气供应安全稳定的前提下，积极稳妥推进燃气设施公平开放，完善与管网运营机制相适应的天然气产供储销体系和价格形成机制。

3.加快推进上海国际油气交易中心建设

推动交易品种齐全、期现相互联动、具有国际影响力的油气交易中心建设。通过油气现货优化资源配置，通过油气期货、发布价格指数和开展衍生品交易扩大价格影响力，为提高我国在国际油气市场的话语权和定价权发挥重要作用。  

4.持续推进能源营商环境改革

进一步推进电力、燃气接入营商环境改革，在低压非居用户电力占掘路告知承诺审批改革的基础上，探索告知性备案、负面清单等改革举措。实现燃气接入“310服务”（最多3个环节、1件材料、0跑腿）。优化完善电力、燃气接入收费机制，进一步压缩时间、提高效率、降低成本、提升用户满意度。

5.健全能源安全储备机制

明确各方责任分工，加快补齐储备短板，不断优化储备结构，构建规模合理、责任清晰、响应灵敏、应对有力的能源安全储备体系，做好应对极端天气等情况的能源应急保供预案，提高应急处置和抗灾能力。一是成品油储备形成经营企业储备为主和政府安全应急储备为辅相结合的机制。二是天然气储备要发挥本市“一张网”优势，落实燃气企业主体责任，加快形成“政府3天、城燃企业5%、上游企业5%、国家管网5%”的储备能力，通过气电双调提升用户侧调峰能力。三是煤炭储备要鼓励重点用煤企业深入挖掘潜力，深化与上海周边地区的跨区合作。进一步落实燃煤发电企业电煤储备责任，推动企业加强与上游煤矿、码头和运输环节的协调合作。四是以电力应急储备调峰能力为重点加快提升电力安全风险管控和应急处置能力。按照最大负荷40%标准，配备应急备用调峰能力，推进发电侧调峰电源建设和灵活性改造，建立战略备用机制。优化完善局部电网网架，保障重要用户安全可靠用电，督促重要用户配置自备应急电源。电力企业要建立健全电力监控系统网络安全防护体系，夯实电网安全协同防御能力。

（五）着力构建开放共赢、协同互补的能源合作体系

1.深化长三角能源一体化合作

聚焦长三角区域发展关键问题和薄弱环节，按照合作共赢的原则加快推动区域能源合作发展。积极开展区域能源规划衔接，加快推动上海LNG站线扩建项目、外电入沪特高压等跨省重大工程建设。持续推进沪浙、沪苏天然气联络线等重大项目，进一步完善互联互通、余缺互济合作机制，提高苏浙皖沪三省一市能源应急保障能力。在一体化示范区积极探索区域能源协同发展新模式。

2.拓展能源国际国内合作新格局

统筹国际、国内两个市场，推动能源上下游一体化深度合作。进一步加强与国内能源输出地区的战略合作，鼓励上海能源企业“走出去”，开拓能源供应渠道和储备基地。鼓励上海能源企业以多种方式参与海外清洁能源、油气勘探等能源项目开发，加大能源领域先进技术、关键技术的引进和消化。力争在能源领域打造具有国际影响力的能源科技创新中心、市场交易中心、高端装备制造中心和资源配置中心。

五、保障措施

（一）强化能源统筹管理

发挥市能源工作领导小组作用，加强统筹协调，各成员单位以及各相关业务部门按照职能分工，认真履职尽责、形成工作合力，确保能源保供、控煤、天然气产供储销体系建设、能源体制改革等重点工作落到实处取得实效。

（二）建立完善规划体系

加强综合能源规划管理，统筹煤炭、天然气、光伏、风能、生物质等资源综合利用，以本规划为统领，以国土空间规划、专项规划等为支撑，形成定位清晰、统一衔接的规划体系。充分发挥能源规划对全市能源发展、项目布局和社会投资的战略导向作用，做好重要能源设施规划场址的预留保护。

（三）推进规划落地实施

健全规划评估推进机制，加强规划任务分解落实，综合运用第三方评估等方式，做好规划实施情况的动态监测和评估工作。完善信息沟通交流机制，发挥社会参与和监督的作用，促进规划有效实施。

（四）完善能源治理体系

充分利用信息化平台，提高对能源项目的服务和管理水平。以电力市场信用评价、信用披露和信用联动奖惩机制完善为起点，逐步加强能源行业企业信用管理。建立电力安全风险管控体系，增强电力系统网络安全。强化能源监测预警和应急响应，提升本市能源应急管理能力。

（五）加强人才队伍建设

鼓励企业和高校积极培养和引进能源领域高层次人才和团队。围绕油气资源勘探开发、化石能源清洁高效转化、可再生能源高效利用、核能安全利用、智慧能源、储能技术等领域，建设一批能源创新中心，为上海能源转型升级和创新发展提供人才保障。

征求意见稿全文如下：

天津市供热计量收费管理办法

（征求意见稿）

第一条 为了进一步推动我市供热计量工作，提高社会节能意识，促进节能减排，建设美丽天津，根据《中华人民共和国节约能源法》、《民用建筑节能条例》、《天津市供热用热条例》、《城市供热价格管理暂行办法》等规定，规范供热计量价格和收费管理，维护供热用热双方权益，结合我市实际，制定本办法。

第二条 本市实施供热计量收费的用热户和供热单位，均应遵守本办法。

第三条 列入本市供热计量实施计划的居住建筑和公共建筑，实行供热计量收费应当具备以下条件：

（一）居住建筑应达到或超过本市二步节能标准。；

（二）供热系统设计应按建筑类型分别符合《天津市集中供热住宅计量供热设计规程》（DB/T29-26）和《天津市公共建筑节能设计标准》（DB29-153）。；

（三）供热系统施工和验收应符合《天津市集中供热住宅计量供热施工质量验收规程》（DB/T29-42）和《天津市民用建筑节能工程施工质量验收规程》（DB29-126）。；

（四）供热系统设施完好并具备供热计量功能。；

（五）热量表经检定合格。；

第四条 供热单位与用热户应当签订计量供用热合同，约定双方的权利和义务。

第五条 供热单位应当向用热户告知用热量、采暖费结算及热量表日常维护和故障处理等事项，并做好宣传解释工作。

第六条 供热计量包括直接计量和间接分摊计量两种方式。直接计量方式的户用热量表和间接分摊计量方式的计量分摊装置，均应符合国家、行业和地方标准。

第七条 供热计量价格和收费按政府价格主管部门有关规定执行。

第八条 供热计量收费和结算按照以下规定进行：

（一）用热户应在每年度12月31日前，按现行面积热价一次性预交采暖费；双方对交费时间另有约定的，从其约定。逾期未交费的，应从逾期之日起按日支付违约金，违约金由双方在合同中约定。

（二）供热前，供热单位应公示用热户热量表读数。

（三）供热结束后，供热单位应于30日内将热量表读数及所用热量通知用热户；如有异议的，双方于15日内进行复核。

（四）用热户应从每年度6月1日开始，持上一采暖期供热单位开具的收费票据原件和用热户用热量确认单办理采暖费结算，实行多退少补。

第九条 新建居住建筑入住后的第一个采暖期进行计量抄表试验，按照现行面积热价收取采暖费；第二个采暖期实行供热计量收费。

用热户可申请第一个采暖期按供热计量收费。

第十条 已部分入住并实施供热计量收费的居住建筑，其尚未售出的房屋，由建设单位按照供热计量交纳采暖费。

第十一条 办理暂停或恢复用热的用热户，应按本市有关规定办理相关手续并交纳热能补偿费。

第十二条 热量表发生质量损坏的，供热计量收费按供用热合同约定进行结算。热量表因用热户人为损坏的，则供热计量收费按面积热费的120%进行结算，并由用热户对热量表进行赔偿。

第十三条 实施供热计量收费的用热户，如室内温度无法达到本市规定标准的，视为供热不合格，供热单位应按本市相关规定退还采暖费。

第十四条 因供热单位原因未按本市供热期规定供热的，供热单位应按未供热天数双倍退还按面积计费方式计算的采暖费。不足24小时的，按1天计算。

第十五条 因供热设施故障或停水、停电等外部原因造成停热的，供热单位应按停热天数退还按面积计费方式计算的采暖费。不足24小时的，不计算天数。

第十六条 新建居住建筑在供热设施保修期内，因建设单位原因用热户室内温度不达标或未按本市供热期规定供热的，建设单位应按本办法第十三条和第十四条的有关规定，退还用热户采暖费。

第十七条 市供热运行管理和市价格行政主管部门按照各自职责负责解释。

第十八条 本办法自印发之日起正式施行。《市建委市发展改革委关于印发〈天津市供热计量收费管理办法（试行）〉的通知》（津建公用〔2014〕597号）同时废止。

关于印发《黑龙江省供热许可证实施办法》的通知

黑建规范〔2022〕1号

各市（地）、县（市）供热主管部门：

按照《黑龙江省城市供热条例》相关规定，我厅重新制定了《黑龙江省供热许可证实施办法》，现印发给你们，请各地遵照执行。

黑龙江省住房和城乡建设厅

2022年3月16日

黑龙江省供热许可证实施办法

第一条 为加强供热经营许可管理，提高供热服务质量，保障安全、优质、持续、稳定供热，促进供热事业健康发展，根据《黑龙江省城市供热条例》（以下简称《条例》）等法律法规规定，结合本省实际，制定本办法。

第二条 在本省城市规划区及其他实行城市化管理的地区内，申请供热经营，实施供热许可证管理，适用本办法。

第三条 设区的市（地）、县（市）供热行政主管部门负责本行政区域内的供热许可管理工作。

第四条 从事供热经营的单位（以下简称供热单位）应当取得供热项目所在地供热行政主管部门颁发的《供热许可证》后，方可从事供热经营活动。

第五条 申请《供热许可证》应当具备下列条件：

（一）具备法人资格。

（二）具备建设单位或者产权单位提供的热源及供热设施、设备的建设审批手续和委托管理手续。

（三）具有相应从业资格的供热技术人员和安全管理人员。

1.供热面积100万平方米（含）以上的供热单位，供热单位技术负责人具有建筑环境与能源应用工程、热能与动力工程及相近专业高级以上职称，财务负责人具有中级以上会计职称。工程、管理、经济等专业类管理和技术人员不少于15人；其中：建筑环境与能源应用工程、热能与动力工程及相近专业技术人员，高级技术职称的不少于2人，中级技术职称不少于3人。锅炉、水处理、电工、安全员等关键岗位人员全部持证上岗。

2.供热面积100万平方米以下的供热单位，供热单位技术负责人具有建筑环境与能源应用工程、热能与动力工程及相近专业中级以上职称，财务负责人具有初级以上会计职称。工程、管理、经济等专业类管理和技术人员不少于10人。其中：建筑环境与能源应用工程、热能与动力工程及相近专业技术人员，中级技术职称不少于2人。锅炉、水处理、电工、安全员等关键岗位人员全部持证上岗。

（四）供热单位法定代表人和股东没有擅自停热或者弃管记录。

（五）有规范的经营管理制度、操作规程、服务标准和应急保障措施，有应急事故抢修抢险预案和与经营规模相适应的抢修抢险人员、设备。

第六条 申请供热许可证的单位，应当提供下列资料：

（一）《供热许可证》申请表。

（二）企业法人营业执照副本或者电子营业执照。

（三）供热单位法定代表人的身份证，股东名单，主要技术负责人、财务负责人的身份证、任职文件、职称证书、毕业证书、劳动合同。

（四）供热单位主要工程技术和经济管理人员明细表和身份证、职称证书、毕业证书、劳动合同。

（五）供热单位锅炉、水处理、电工、安全员等主要技术工种岗位人员明细表和身份证、岗位证书、劳动合同。

（六）自行生产热能的提供热源配置情况材料，应当包括供热能力与供热规模的匹配情况的内容。利用热源单位提供热能的提供供用热合同。

（七）2011年10月1日前投入使用的供热热源的建设审批手续，在满足安全和环保条件的前提下，由各市（地）、县（市）供热行政主管部门按照各地实际情况确定标准。2011年10月1日后投入使用的供热热源应当提供：热源项目立项批复文件、锅炉压力容器使用登记证、建设工程竣工验收备案证书。

（八）法定机构出具的有效期内的锅炉压力容器检验合格报告。

（九）企业安全生产管理制度、安全操作规程、供热事故抢修抢险应急预案、抢修抢险队伍人员名单和设备台账。

第七条 市（地）、县（市）供热行政主管部门应当自受理申请之日起15个工作日内，作出许可或者不予许可的决定。准予许可的，应当核发《供热许可证》；不予许可的，应当书面告知。

第八条《供热许可证》有效期为三年。供热单位应当在《供热许可证》有效期届满前30个工作日内，按照审批程序向供热主管行政部门提出申请，供热行政主管部门在接到供热单位申请后15个工作日内作出是否准予延续的决定。逾期不申请延续的，有效期满后，其许可证书自动失效。申请《供热许可证》延续的，按本办法第六条规定提交申请材料。

第九条 已取得《供热许可证》的供热单位分立、合并、转让、出卖、租赁的，应当在20个工作日内向所在地供热行政主管部门申请办理注销登记，原《供热许可证》作废，并按照规定重新申请办理《供热许可证》。

第十条 已取得《供热许可证》的供热单位许可证书载明内容有变更的，应当在市场监督管理部门办理变更手续后10个工作日内，向所在地供热行政主管部门申请办理变更手续。并提供下列材料：

（一）供热单位出具由法定代表人签署的许可证变更申请；

（二）企业法人营业执照副本或者电子营业执照；

（三）《供热许可证》副本；

（四）《供热许可证》变更审核表；

（五）与《供热许可证》变更事项有关的证明材料：

1.企业名称、地址变更的，提供变更后的营业执照副本或者电子营业执照；

2.法定代表人变更的，提供企业法定代表人身份证和变更后的营业执照副本或者电子营业执照；

3.技术负责人变更的，提供技术负责人身份证、任职文件、职称证书、毕业证书、劳动合同；

4.供热规模变更的，提供供热能力与供热规模匹配的情况材料。

第十一条 已取得《供热许可证》的供热单位许可证书遗失需补办的，向所在地的供热行政主管部门申请办理补办手续。并提供下列材料：

（一）供热单位出具由法定代表人签署的许可证遗失补办申请；

（二）《供热许可证》遗失补办申请表；

（三）企业法人营业执照副本或者电子营业执照；

（四）在当地报刊上刊登的遗失作废声明。

第十二条 《供热许可证》分为正本和副本，正本和副本具有同等的法律效力。《供热许可证》正本、副本格式由省住房城乡建设厅统一规定。

第十三条 供热单位应当按照规定对其负责管理的供热设施进行定期检查和维护，保证其在使用期内安全稳定运行。

第十四条 市（地）、县（市）供热行政主管部门应当建立供热长效动态管理机制，加强对已取得《供热许可证》的供热单位的事中、事后监管，对问题严重拒不改正的，应当按照《黑龙江省城市供热条例》有关规定，依法吊销《供热许可证》。

第十五条 违反本办法规定，从事供热经营活动的供热单位，由供热行政主管部门责令限期改正，并依据《黑龙江省供热条例》进行处罚。

第十六条 供热行政主管部门未按照规定的权限、程序和条件审批供热经营许可，由本级人民政府、上级主管部门依据职权责令改正，通报批评；情节严重的，对相关责任人依法给予处分；构成犯罪的，依法追究刑事责任。

第十七条 本办法由省住房和城乡建设厅负责解释。

第十八条 本办法自发布之日起施行。

附表：1《供热许可证》申请表；2《供热许可证》变更审核表；3《供热许可证》遗失补办申请表 ；4建筑环境与能源应用工程、热能与动力工程及相近专业清单。

一、《实施方案》出台背景

（一）“十三五”以来，我国新型储能实现由研发示范向商业化初期过渡，实现了实质性进步。电化学储能、压缩空气储能等技术创新取得长足进步，2021年底新型储能累计装机超过400万千瓦，“新能源+储能”、常规火电配置储能、智能微电网等应用场景不断涌现，商业模式逐步拓展，国家和地方层面政策机制不断完善，对能源转型的支撑作用初步显现。

（二）“十四五”时期是我国实现碳达峰目标的关键期和窗口期，也是新型储能发展的重要战略机遇期。随着电力系统对调节能力需求提升、新能源开发消纳规模不断加大，尤其是沙漠戈壁荒漠大型风电光伏基地项目集中建设的背景下，新型储能建设周期短、选址简单灵活、调节能力强，与新能源开发消纳的匹配性更好，优势逐渐凸显，加快推进先进储能技术规模化应用势在必行。我国在锂离子电池、压缩空气储能等技术方面已达到世界领先水平，面向世界能源科技竞争，支撑绿色低碳科技创新，加快新型储能技术创新体系建设机不容发。新型储能是催生能源工业新业态、打造经济新引擎的突破口之一，在构建国内国际双循环相互促进新发展格局背景下，加速新型储能产业布局面临重大机遇。

（三）《实施方案》是推动“十四五”新型储能规模化、产业化、市场化发展的总体部署。2021年，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《加快推动新型储能发展的指导意见》（以下简称《指导意见》），提纲挈领指明了新型储能发展方向，要求强化规划的引领作用，加快完善政策体系，加速技术创新，推动新型储能高质量发展。本次在《指导意见》的基础上，《实施方案》进一步明确发展目标和细化重点任务，提升规划落实的可操作性，旨在把握“十四五”新型储能发展的战略窗口期，加快推动新型储能规模化、产业化和市场化发展，保障碳达峰、碳中和工作顺利开局。

二、《实施方案》主要内容和政策亮点

《实施方案》分为八大部分，包括总体要求、六项重点任务和保障措施。其中，六项重点任务分别从技术创新、试点示范、规模发展、体制机制、政策保障、国际合作等重点领域对“十四五”新型储能发展的重点任务进行部署。

（一）总体要求。一是指导思想中明确坚持以技术创新为内生动力、以市场机制为根本依托、以政策环境为有力保障，稳中求进推动新型储能高质量、规模化发展的总体思路。二是基本原则中充分体现了以规划为引领、以创新为驱动、以市场为主导、以机制为保障、以安全为底线的发展思路，明确统筹规划、因地制宜，创新引领、示范先行，市场主导、有序发展，立足安全、规范管理四项发展原则。三是在发展目标中，更注重通过支持技术和商业模式创新、健全标准体系、完善政策机制等措施，充分激发市场活力，推动构建以需求为导向，以充分发挥新型储能价值为目标的高质量规模化发展格局。

（二）主要任务。《实施方案》聚焦六大方向，明确了“十四五”期间的重点任务。

一是注重系统性谋划储能技术创新。《实施方案》对新型储能技术创新加强战略性布局和系统性谋划，从推动多元化技术开发、突破全过程安全技术、创新智慧调控技术三个层面部署集中技术攻关的重点方向，提出研发储备技术方向，鼓励不同技术路线“百花齐放”，同时兼顾创新资源的优化配置；强调推动产学研用的融合发展，以“揭榜挂帅”等方式推动创新平台建设，深化新型储能学科建设和复合人才培养；建立健全以企业为主体、市场为导向、产学研用相结合的绿色储能技术创新体系，充分释放平台、人才、资本的创新活力，增加技术创新的内生动力。

二是强化示范引领带动产业发展。《实施方案》聚焦新型储能多元化技术路线、不同时间尺度技术和各类应用场景，以稳步推进、分批实施的原则推动先进储能技术试点示范，加快首台（套）重大技术装备等重点技术的创新示范，以工程实践加速技术迭代和更新，促进成本下降；推动重点区域开展区域性储能示范区建设，结合应用场景积极推动制定差异化政策，在一些创新成果多、体制基础好、改革走在前的地区实现重点突破。结合新型储能处于商业化初期阶段实际，《实施方案》鼓励各地在新型储能发展工作中，坚持“示范先行”原则，避免“一刀切”上规模，积极开展技术创新、健全市场体系和政策机制方面的试点示范。通过示范应用带动技术进步和产业升级，推动完善储能上下游产业链条，支持储能高新技术产业基地建设。

三是以规模化发展支撑新型电力系统建设。《实施方案》坚持优化新型储能建设布局，推动新型储能与电力系统各环节融合发展。在电源侧，加快推动系统友好型新能源电站建设，以新型储能支撑高比例可再生能源基地外送、促进沙漠戈壁荒漠大型风电光伏基地和大规模海上风电开发消纳，通过合理配置储能提升煤电等常规电源调节能力。在电网侧，因地制宜发展新型储能，在关键节点配置储能提高大电网安全稳定运行水平，在站址走廊资源紧张等地区延缓和替代输变电设施投资，在电网薄弱区域增强供电保障能力，围绕重要电力用户提升系统应急保障能力。在用户侧，灵活多样地配置新型储能支撑分布式供能系统建设、为用户提供定制化用能服务、提升用户灵活调节能力。同时，推动储能多元化创新应用，推进源网荷储一体化、跨领域融合发展，拓展多种储能形式应用。

四是强调以体制机制促进市场化发展。《实施方案》提出明确新型储能独立市场主体地位，推动新型储能参与各类电力市场，完善与新型储能相适应的电力市场机制，为逐步走向市场化发展破除体制障碍。面向新型储能发展需求和电力市场建设现状，分类施策、稳步推进推动新型储能成本合理疏导。对发挥系统调峰作用的新型储能，经调峰电源能力认定后，参照抽水蓄能管理并享受同样的价格政策。努力拓宽新型储能收益渠道，助力规模化发展。拓展新型储能商业模式，探索共享储能、云储能、储能聚合等商业模式应用，聚焦系统价值、挖掘商业价值，创新投资运营模式，引导社会资本积极投资建设新型储能项目。

五是着力健全新型储能管理体系。《实施方案》强化标准的规范引领和安全保障作用，完善新型储能全产业链标准体系，加快制定安全相关标准，开展多元化应用技术标准制修订。要求加快建立新型储能项目管理机制，规范行业管理，强化安全风险防范。鼓励各地加大新型储能技术创新和项目建设支持力度，完善相关支持政策。加快建立新型储能项目管理机制，强化安全风险防范，规范项目建设和运行管理。

六是推进国际合作提升竞争优势。《实施方案》提出完善新型储能领域国际能源合作机制，搭建合作平台，拓展合作领域；推动新型储能技术和产业的国际合作，实现新型储能技术和产业的高质量引进来和高水平走出去。

（三）保障措施。为保障《实施方案》有效落地，提出系列具体保障措施。在协调保障方面，提出建立包含国家发展改革委、国家能源局与有关部门的多部门协调机制，做好与各项规模统筹衔接；在行业管理方面，提出建设国家级新型储能大数据平台，开展实施方案各项重点任务监测，提升行业管理信息化水平；在责任落实方面，要求各省级能源主管部门编制新型储能发展方案，明确各项任务进度和考核机制。同时，国家能源局根据监督评估情况，适时对实施方案进行优化调整。

各盟行政公署、市人民政府，自治区各委、办、厅、局，各大企业、事业单位：

经自治区人民政府同意，现将《内蒙古自治区“十四五”能源发展规划》印发给你们，请结合实际，认真贯彻落实。

2022年2月28日

（此件公开发布）

内蒙古自治区“十四五”能源发展规划

目   录

前  言

第一章  发展基础和形势

第一节  发展基础

第二节  发展形势

第二章  总体要求

第一节  指导思想

第二节  基本原则

第三节  规划思路

第四节  发展目标

第三章  壮大风光氢储产业，培育现代能源新增长极

第四章  实施新能源倍增工程，建设现代能源新中心

第五章  实施灵活电网工程，构筑现代新型电力系统

第六章  实施控煤减碳工程，打造低碳发展新样板

第七章  实施源网荷储工程，探索供需匹配新途径

第八章  实施再电气化工程，倡导消费转型新模式

第九章  实施绿氢经济工程，打造能源发展新引擎

第十章  实施数字能源工程，推进治理能力现代化

第十一章  实施惠民提升工程，树立福祉共享新典范

第十二章  实施科技赋能工程，打造创新驱动试验田

第十三章  实施区域合作工程，打造向北开放桥头堡

第十四章  环境影响及保护措施

第十五章  保障措施

前    言

作为国家重要能源和战略资源基地，我区能源生产总量约占全国的1/6，外输能源占全国跨区能源输送总量的1/3，在保障全国能源供应和经济发展格局中具有重要战略地位。能源也是自治区支柱产业，贡献了50%以上的工业增加值和税收，对促进自治区边疆稳定和经济繁荣具有举足轻重的作用。

“十四五”时期是我国在全面建成小康社会、实现第一个百年奋斗目标之后，乘势而上开启全面建设社会主义现代化国家新征程、向第二个百年奋斗目标进军的第一个五年，是推进我国碳达峰、碳中和目标实施的第一个五年，是构建以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进新发展格局的关键起步期。自治区“十四五”能源发展将全面落实习近平总书记对内蒙古重要讲话重要指示批示精神，完整、准确、全面贯彻新发展理念，立足“两个屏障”“两个基地”和“一个桥头堡”的战略定位，坚定不移走以生态优先、绿色发展为导向的高质量发展新路子，做好现代能源经济这篇文章，为打造祖国北部边疆这道亮丽风景线作出更大贡献。

本规划根据国家《能源发展“十四五”规划》《内蒙古自治区国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》编制，主要阐明自治区“十四五”能源发展的指导思想、基本原则、发展思路、发展目标、重点任务和保障措施，是“十四五”时期自治区能源发展的总体蓝图和行动纲领，也是编制煤炭、电力、可再生能源、油气、能源技术创新等专项规划和年度计划，制定相关政策措施，实施能源行业管理的重要依据。

第一章  发展基础和形势

第一节  发展基础

“十三五”时期，深入贯彻创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念，围绕“四个革命、一个合作”能源安全新战略，推进能源供给侧结构性改革，能源发展质量不断提高，转型发展取得显著成效。

供应保障进一步增强。初步形成了煤电油气风光并举的综合能源生产体系，全区一次能源生产总量6.5亿吨标准煤，为2015年的1.15倍。能源生产总量、煤炭产能、外送煤炭和外送电力等均居全国第一，国家重要能源和战略资源基地地位持续巩固；新增大型现代化煤矿产能7750万吨、清洁高效燃煤机组1800万千瓦，原油和天然气产能稳定在100万吨和250亿立方米以上，能源保障能力继续升级；新增5条特高压外送电通道，电力外送能力达到7000万千瓦，新增油气管道里程1911公里。

能源结构进一步优化。新能源成为能源结构调整的主力军，占近1/3电力装机和1/5的全社会用电量，非化石能源消费占比提高2.7个百分点，自治区成为全国最大新能源生产基地和消纳利用地区。推广能源生态治理，治理沙漠、矿区面积超过20万亩，库布齐建成全国最大光伏治沙基地，实现社会、经济和生态效益共赢；推进煤炭、煤电绿色改造，完成1/3生产煤矿绿色改造和6600万千瓦燃煤机组超低排放改造，清洁发展水平不断提升。

改革创新进一步推进。蒙西电力现货市场启动试运行，多边交易、大用户直供交易电量占比超过40%，累计降低企业用电成本近400亿元，共5批次19个增量配电业务改革项目纳入国家试点，能源市场改革持续深化；在全国率先推进通辽风光火储一体化、乌兰察布源网荷储一体化示范，加快培育能源新模式新业态；率先应用褐煤发电烟气提水、煤炭地下气化等新技术，全面推进露天矿无人驾驶、煤矿智能化和智能变电站建设，创新驱动发展水平进一步提升。

能源惠民进一步提升。把精准扶贫作为重大政治任务来抓，建成光伏扶贫电站165.5万千瓦，2322个建档立卡贫困嘎查村从中持续受益，为打赢脱贫攻坚战奠定坚实基础。实施新一轮农网改造升级、偏远农牧户用电升级、边防部队通电、抵边村寨农网建设攻坚等民心工程，更好地满足了全区各族群众生活用电需求。坚持宜电则电、宜气则气、宜煤则煤，分类推进清洁取暖工作，清洁取暖率超过60%，在保障广大人民群众温暖过冬、持续打赢污染防治攻坚战等方面发挥重要作用。

能源经济进一步壮大。围绕改变“四多四少”，推进能源产业链向下游延伸，价值链向中高端攀升，实施煤炭就地加工转化增值，煤制烯烃、甲醇产量已居全国首位，简单挖煤卖煤的粗放型资源开发模式正在改变。依托能源基地建设，推进能源装备制造和能源新兴产业培育，晶硅产能已占到全国1/3左右，矿区运输、公共交通、市政物流等领域新能源汽车快速替代。能源产业增加值和税收均占规上工业的50%以上，能源产业成为稳定自治区工业发展的“压舱石”。

国际合作进一步深化。截至目前，已建成10个对蒙、4个对俄陆路边境口岸，投运7条至蒙古国南部地区的供电线路，中俄原油管道二线（内蒙古段）如期投产，与周边国家互联互通水平进一步提高；各口岸年进口煤炭占全国进口煤炭总量约15%，向蒙古国送电能力达到25万千瓦，年送出电量13亿千瓦时，能源边境贸易量持续增加；连续举办内蒙古国际能源大会，扩大与“一带一路”沿线国家的能源合作，能源影响力进一步提升。

专栏1  “十三五”主要指标完成情况

注：〔〕内为五年累计数。

“十三五”期间，自治区能源发展取得显著成效，但也存在一些突出问题，主要是：能源资源富集与生态环境脆弱并存，能源开发利用与生态环境保护融合发展不充分；能源结构以煤炭为主，绿色能源消费比重低于全国平均水平近1/3，绿色低碳发展转型还不充分；能源数字化发展水平不高，大规模消纳新能源支撑能力不足，能源管线建设尚未覆盖所有盟市，亟需补齐能源基础设施建设短板；能源科技创新投入不足，创新能力不强，原创性科技成果不多，亟需加速赶上高质量发展要求；鼓励绿色能源消纳利用、新技术新模式新业态发展的政策体系还不健全，重点领域体制机制改革有待深化。

第二节  发展形势

从国际层面看，当今世界正经历百年未有之大变局，国际力量对比深刻调整，地缘政治对能源供给影响持续加大。从国内层面看，“十四五”时期我国将开启全面建设社会主义现代化国家新征程，将全力推进碳达峰、碳中和目标实施，对能源提出更高质量的发展要求。从自治区层面看，“十四五”是推动习近平总书记对内蒙古重要讲话重要指示批示精神落地生根、开花结果的关键时期，国家现代能源经济示范区建设要扬帆启航，自治区能源发展将面临以下挑战：

能源供应保障责任重大。国家加快构建以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局，是对我国“十四五”及未来更长时期经济发展战略和路径做出的重大调整完善。自治区能源资源和区位优势独特，在双循环发展格局下，能源供应保障压舱石作用将愈发重要，经济结构转型升级、区域布局优化调整、社会民生持续改善等也对能源发展提出更高要求，能源产业面临从“保供应”转向“保供应与促发展并重”的挑战。

绿色低碳转型任务艰巨。为实现2030年前碳达峰、2060年前碳中和目标，我国能源发展必将加速绿色低碳转型，风光等新能源将迎来跨越发展期，能源系统亟需加快适应和调整。自治区幅员辽阔、风光资源丰富，是大规模开发新能源首选区域。同时，自治区也是化石能源生产消费大区，煤炭消费占比高，二氧化碳排放大，碳减排压力大、任务重，能源结构调整缓慢，已直接影响经济后续发展，能源行业加快绿色低碳转型发展的任务十分艰巨。

发展模式升级挑战严峻。能源发展正由主要依靠资源投入向创新驱动转变，以智能化为特征的能源利用新模式、新业态快速发展，区域式、分布式供能系统越来越多用于满足新增用能需求。当前，煤炭和煤电等传统能源产业仍是自治区主导产业，简单挖煤卖煤的粗放型资源开发模式仍在继续，需要坚定落实习近平总书记关于“要千方百计推动产业链往下游延伸，价值链向中高端攀升”的重要指示精神，在产业结构转型升级方面狠下功夫。

创新驱动发展面临不足。科技创新是引领发展第一动力，新兴能源技术正以前所未有的速度加快迭代，推进体制和发展模式创新，培育形成新产业和新业态，为能源行业带来全面变革。自治区能源产业创新基础不强、创新能力不足、原创成果不多，需要抓住世界能源新技术突破有利时机，发挥能源基地建设应用优势，提升能源产业创新链整体效能，形成创新驱动发展新局面，塑造能源发展新优势。

第二章  总体要求

第一节  指导思想

高举中国特色社会主义伟大旗帜，以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的十九大和十九届历次全会精神，全面落实习近平总书记对内蒙古重要讲话重要指示批示精神，坚持以人民为中心，坚持系统观念，坚持稳中求进工作总基调，立足新发展阶段，完整、准确、全面贯彻新发展理念，构建新发展格局，遵循“四个革命、一个合作”能源安全新战略，牢牢立足“两个屏障”“两个基地”“一个桥头堡”的战略定位，以建设国家现代能源经济示范区为总体目标，围绕自治区第十一次党代会提出的“两率先”“两超过”目标，以推动高质量发展为主题，以改革创新为根本动力，以满足经济社会发展和人民日益增长的美好生活清洁用能需求为根本目的，以促进碳达峰、碳中和为工作重点，统筹发展和安全，着力壮大能源新型产业，着力构建新型电力系统，着力补齐能源技术短板，着力培育能源新型业态，着力提升能源普遍服务，坚定不移走以生态优先、绿色发展为导向的高质量发展新路子，全力做好现代能源经济这篇文章。

第二节  基本原则

坚持安全可靠。巩固国家重要能源和战略资源基地地位，围绕煤电油气安全稳定供应，强化能源兜底保障能力，提升能源供给质量，稳定能源外送能力，构建安全可靠的能源供应保障体系，夯实全国能源供应保障的“压舱石”。

坚持绿色低碳。贯彻“绿水青山就是金山银山”发展理念，探索能源开发和生态保护相融合发展新路径，以更大力度、更强措施推进能源消费结构调整、利用效率提升、新型产业培育，加快形成绿色低碳生产生活用能模式，推动实现碳达峰目标。

坚持创新驱动。把创新作为引领发展的第一动力，加强能源领域科技创新，塑造能源发展新优势。深化能源领域关键环节改革，推进体制机制创新和商业模式创新，增强发展活力，促进能源持续健康发展。

坚持开放合作。主动服务和融入新发展格局，扩大清洁能源配置范围，深化区域能源供给和产能技术合作。推进与周边国家能源基础设施互联互通，深化能源国际产能和装备制造合作，提升能源贸易质量，构建开放发展格局。

坚持民生共享。补齐城乡能源基础设施和公共服务能力建设短板，提升能源保障能力、产业支撑能力和普遍服务水平。将能源发展和惠民共享有机结合，建立能源开发利益共享机制，切实保障和改善民生。

第三节  规划思路

自治区“十四五”能源发展规划基本思路是：实现“一个目标”、推进“三个转型”、打造“四大产业”、实施“十大工程”。

“一个目标”就是要建成国家现代能源经济示范区。依托通辽市和鄂尔多斯市两个现代能源经济示范城市建设，在能源生态融合发展、绿色能源保障供应、多种能源综合利用、新型产业培育壮大和能源发展创新驱动等领域取得突破、作出示范，推动自治区由化石能源大区向清洁能源大区转变。

“三个转型”就是要着力推进绿色、数字、创新转型。把绿色低碳作为调整能源结构主攻方向，筑牢碳达峰基础，优化生产布局，促进能源开发和生态保护相融合；发挥好煤炭、煤电安全保障兜底作用，大规模开发利用新能源，主要由新能源满足新增用能需求，大幅提升新能源占比，降低二氧化碳排放强度，促进能源发展“绿色转型”。以数字赋能为方向，加快“云大物移智链”等信息技术与能源深度融合，提升能源行业治理现代化水平；加快能源数字资源整合，壮大能源数字产业，推动能源数字经济发展，促进能源发展“数字转型”。坚持创新驱动发展，加快用高新技术和先进适用技术改造传统产业和传统企业，提升能源产业创新发展效能；深化能源领域关键环节改革，加快体制机制、商业模式创新，促进能源发展“创新转型”。

“四大产业”就是着力打造风能、太阳能、氢能和储能等四大新型能源产业。依托国家重要能源和战略资源基地建设，抢抓碳达峰、碳中和带来的难得机遇，结合巨大市场需求，以丰富的资源和广阔的市场吸引新型能源产业，引进行业领军企业，发展新能源装备制造业和运维服务业，壮大风光氢储四大产业集群，推动新能源产业从单一发电卖电向全产业链发展转变，打造全国乃至国际新能源产业高地。

“十大工程”就是着力实施新能源倍增、灵活电网、控煤减碳、源网荷储、再电气化、绿氢经济、数字能源、惠民提升、科技赋能、区域合作等十项工程。

第四节  发展目标

——能源安全保障。保持能源供应稳步增长，能源综合生产能力达到8.2亿吨标准煤，其中，煤炭产量稳定在10.5亿吨左右，发电装机达到2.71亿千瓦。

——能源结构优化。煤炭消费实现零增长，消费占比降低到75%以下，非化石能源消费比重达到18%，新能源装机比重超过50%。可再生能源电力消纳占比达到35%。新增非化石能源装机占全部新增装机60%以上。

——能源效率提升。能耗强度比2020年下降15%以上，二氧化碳排放强度不低于国家目标要求，支持有条件盟市率先实现碳达峰。煤电机组供电煤耗下降到每千瓦时305克标准煤以下，灵活调节电源占比超过11%。

——能源创新变革。能源研发投入强度实现倍增，氢能、大规模储能、碳捕集封存等重大关键技术应用率先突破，全区能源技术水平和创新能力迈上新台阶。

——能源惠民服务。城乡居民生活人均用电量提高到900千瓦时以上，管道天然气覆盖66%以上旗（县、区），清洁取暖覆盖率超过80%，以“获得电力”为代表的能源普遍服务水平显著提升。

到2025年，能源走出以生态优先、绿色发展为导向的高质量发展新路子，国家现代能源经济示范区初步建成。能源供应保障能力全面升级，能源综合生产能力、外送煤炭和电力继续位居全国第一，国家重要能源和战略资源基地地位更加巩固。绿色生产生活方式基本形成，能源开发与生态融合发展，清洁能源满足80%以上新增用能需求，碳排放强度持续降低，生态安全屏障更加牢固，碳达峰基础基本筑牢。能源行业发展质量明显提升，风光氢储产业和数字能源经济初具规模，能源研发投入显著提高，创新驱动发展力量更加强大。能源惠民利民水平显著增强，能源开发收益惠及更多群众，能源公共服务均等化水平继续提升，人民群众美好生活清洁用能需求得到更好满足。

到2035年，自治区全面建成国家现代能源经济示范区，能源发展和生态环境保护实现和谐共融，北方重要生态安全屏障全面建成。能源发展绿色、数字、创新转型全面形成，能源行业治理能力现代化基本实现。风、光、氢、储成为自治区新主导产业，全国现代能源供给中心全面建成。碳排放总量达峰后稳中有降，城乡能源基础设施发展差距显著缩小，能源基本公共服务均等化基本实现，能源发展红利共享迈出坚实步伐。

专栏2  “十四五”能源发展主要目标

注：〔〕内为五年累计值。

第三章  壮大风光氢储产业，培育现代能源新增长极

抢抓新能源跨越发展有利契机，推动自治区能源产业链向上下游延伸、价值链向中高端攀升，着力打造风能、光伏产业集群，扶持培育氢能、储能产业集群，形成技术先进、竞争力强、规模体量大的风光氢储装备制造产业集群。

着力打造风能产业集群。利用自治区风能资源优势，充分发挥大型风电基地建设带动效应，促进全区风能产业发展。围绕风电装备制造，聚焦风机塔筒、发电机、齿轮箱、轴承、叶片材料等关键零部件生产和风电厂咨询、建设、运维等技术服务，加快引进国内技术领先企业，打造集研发、制造、设计、咨询、服务为一体的风能产业体系，形成以呼包鄂、通辽市、乌兰察布市、巴彦淖尔市为龙头的风机制造与运维服务产业。聚焦风电核心技术突破，加快国内产业链汇集，在呼和浩特市构建自主化技术联合创新中心，通过创新链带动供应链。到2025年，主轴承、齿轮箱、发电机、叶片材料等关键零部件实现本地化配套生产，风机整机制造能力达到5500台套，可以满足80%以上本地建设需求，风机制造产业规模达到1000亿元。

着力打造光伏产业集群。重点依托“光伏+生态治理”和“光伏+生态修复”发电基地建设，促进光伏全产业链发展。以硅产业布局为核心，吸引光伏制造、电站运维、设计咨询、技术培训等龙头企业落户自治区，支持单晶硅、多晶硅生产向下游硅片、电池、组件方向拓展，鼓励薄膜、聚光等太阳能新技术、新工艺的研发应用，补全智能逆变器、先进运维等配套设备制造，推进电子级晶硅生产，促进全区光伏产业全面升级，形成以呼和浩特市、包头市为龙头的光伏装备制造产业。到2025年，晶硅材料生产规模占全国的40%以上，太阳能电池组件产能达到300万千瓦，可以满足80%以上本地建设需求，光伏制造整体产业规模达到1000亿元。

扶持培育氢能产业集群。利用自治区风光制氢成本低和矿用重卡应用广优势，依托鄂尔多斯市、乌海市燃料电池汽车示范城市建设，带动氢能产业发展。聚焦新能源高效制氢、氢气纯化、氢气储运、车用燃料电池及关键材料和燃料电池整车关键技术等方向，引进行业领军企业，开展氢能领域关键技术攻关，提高关键零部件制造技术水平，发展新能源大规模制氢、氢能装备制造、储运和加注基础设施建设、氢燃料电池整车制造。形成以包头市、鄂尔多斯市、乌海市为龙头，其他地区协调发展的氢能制取和燃料电池零部件制造产业，打造“制运储用”一体化氢能产业集群。到2025年，氢能关键核心零部件实现本地化生产，氢能产业总产值力争达到1000亿元。

扶持培育储能产业集群。结合新能源基地建设、偏远地区供电保障、源网荷储一体化发展、电网灵活性提升等对储能的大规模需求，围绕正负极材料、电解液、电芯制造、电源集成等储能关键材料和零部件制造，引进掌握核心技术的企业，发展电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、电磁储能、电动汽车动力电池等先进装备制造，打造储能制造全产业链，形成以乌兰察布市、鄂尔多斯市为龙头的储能装备制造与技术研发服务产业。到2025年，储能装备生产规模达到1000万千瓦时，储能核心部件完全实现就地生产，形成1000亿元产值的储能制造产业集群。

第四章  实施新能源倍增工程，建设现代能源新中心

聚焦“两率先”“两超过”目标任务，坚持集中和分布开发并重、自用和外送消纳并举，实施新能源倍增工程，推进新能源大规模高比例开发利用。到2025年，在全国率先建成以新能源为主体的能源供给体系，新能源装机规模达到1.35亿千瓦以上，新能源装机占比超过50%，年减排二氧化碳2亿吨左右，为2030年前实现碳达峰做出贡献。

推进新能源基地化建设。统筹新能源开发与草原生态保护，严守自治区“三区三线”，自然保护区、生态脆弱区、生态功能区原则上不再新建风电和光伏项目。重点打造包头市、乌兰察布市、鄂尔多斯市、巴彦淖尔市、阿拉善盟和内蒙古东部的通辽市等地区千万千瓦级风电基地，在边境沿线推进风电集中连片开发，建设一批百万千瓦级风电项目。实施沿边风光带、沿黄绿能走廊、沙漠光伏亮点、煤矿采空区绿色建设行动，新上光伏电站优先布局在边境沿线、沙漠戈壁、荒漠半荒漠地区，重点在库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林、毛乌素沙漠和浑善达克沙地推进大规模“光伏+生态治理”建设，鼓励呼伦贝尔市、锡林郭勒盟、鄂尔多斯市等地区在采煤沉陷区、露天矿排土场推进“光伏+生态修复”项目建设，构建新能源开发与生态保护协同融合的发展格局。

推进新能源分布式开发。结合新型城镇化建设、老旧城区改造，在公路沿线服务区和边坡、医院、学校、新建楼宇等地，鼓励开发利用分布式可再生能源，推进新能源发电自发自用和就地消纳。鼓励工业企业和园区开发利用分布式可再生能源。在农村牧区建设“农光互补”“林光互补”“牧光互补”等分布式光伏电站，结合供电和供热需求推进风光农牧互补综合能源项目建设，鼓励自发自用，助力乡村振兴。在呼和浩特市、通辽市、乌兰察布市和鄂尔多斯市等地区，鼓励聚合可调节负荷资源、储能和分布式新能源，发展供需智能互动的虚拟电厂，促进新能源消纳利用。完善新能源就近消纳直接交易机制，破除制约分布式发电发展的体制机制障碍。

扩大新能源外送规模。提升电力外送通道新能源电量占比，在保障华北、华东地区电力稳定供应基础上，提升绿色电力供给能力。扩大鄂尔多斯市、锡林郭勒盟、通辽市等地区已建特高压电力外送通道配套新能源规模，提升新能源外送比重。在托克托、上都、岱海等500千伏“点对网”外送通道中新增配套新能源，将原有纯煤电外送通道改造为高比例新能源电力外送通道。结合中东部地区绿电需求，新建一批输送高比例新能源的绿色电力通道。

推进生物质能综合应用。以高效清洁利用为重点，推动农林生物质热电联产、垃圾焚烧发电、沼气直接利用和生物天然气等多种形式的生物质能综合应用。在黄河沿线、呼伦贝尔市、兴安盟和通辽市等农林生物质资源丰富地区，有序推进农林生物质热电联产项目。围绕垃圾无害化处理与资源化利用，鼓励重点城镇开展垃圾焚烧发电项目建设。在农作物秸秆、畜禽养殖废弃物、城镇生活污水和工业有机废水量较大地区推进大中型沼气发电项目建设，推广户用沼气、联户沼气和生物天然气示范项目，带动农村有机废弃物处理、有机肥生产消费和清洁燃气利用的新兴产业，支持乡村振兴发展和农村能源革命。到2025年，生物质发电装机（含热电联产）达到60万千瓦，生物天然气年产量达到2亿立方米。

第五章  实施灵活电网工程，构筑现代新型电力系统

围绕新能源大规模发展和电力安全保障，实施灵活电网工程，推进电源灵活性提升、主干网架结构优化、区域供电系统重构、灵活交易调度机制应用，率先构建以新能源为主体的新型电力系统。

大力提升电源灵活性。按照“应改尽改”原则，积极推进燃煤机组灵活性改造，实现燃煤机组由主体保障功能向提供可靠容量、调峰调频等辅助服务功能转型。重点实施燃煤热电机组灵活性改造，推进热电机组“热电解耦”运行，鼓励30万千瓦级以上纯凝机组实施灵活性改造，推进自备燃煤机组参与系统调峰，并具有不低于20%机组额定容量的调峰能力。推广“新能源+储能”建设模式，新建新能源电站按照不低于装机容量的15%（2小时）配置储能，鼓励存量新能源电站配置一定规模储能设施。在电网末端、工业园区、供电中枢、能源基地等推进储能规模化应用，提升系统运行灵活性。根据调节能力实际需要，合理布局抽水蓄能电站建设，重点加快赤峰芝瑞抽水蓄能电站建设，推进包头美岱、乌海、乌兰察布丰镇等抽水蓄能电站前期工作，做好兴安盟索伦抽水蓄能项目储备工作。

优化调整电网网架。加快升级区内骨干电网网架，重点围绕满足负荷增长、适应大规模新能源接入、汇集、送出和消纳需要，构建结构清晰、分区合理、网架坚强、运行灵活的蒙西和蒙东电网500千伏主干网，探索应用柔性直流或直流背靠背实现区内电网异步互联，着力解决电网结构性问题，提升新能源消纳送出能力。加快500千伏、220千伏电网向末端延伸，推进汇集大规模新能源的局域电网建设，着力解决局部供电不足问题，提升局部电网自我保障能力，形成局部自我平衡、分区相互救济、上下相互支援的多层次供电体系。

推进电网智能化建设。推进智能作业、智能监测、智能巡视等新技术应用，提升电网装备智能化水平。推进配电自动化建设，实现配电网运行的集中控制和就地控制，提升配电网多元化供电服务承载能力。推进电力系统数字化建设，构建智能电网大数据平台，加强数据管理和应用，提升智能化运行效率。以呼包鄂为重点打造智能电网综合示范区，其他盟市因地制宜开展特色示范，以点带面推动智能电网建设有序推进。

建立灵活调节机制。加快构建智能化电力调度，提升大电网运行调度水平、多种能源协同互补能力、发电单元与用电终端之间快速交互能力，建立适应高比例新能源的电力调度运行体系。加快完善电力现货、电力容量、辅助服务等要素的市场化配置机制，通过市场形成合理价格信号，引导形成灵活性电源参与调峰，需求侧灵活响应，电动汽车和电供暖等可中断负荷灵活用电的智慧高效供需互动模式。鼓励聚合蓄热式电锅炉、智慧楼宇、智能家居、用户侧储能、工商业负荷等可调资源，推动综合能源服务、辅助服务供应商、能源聚合商等多元主体参与电力辅助服务市场化交易，打造虚拟电厂生态体系，提升电力系统灵活性调节能力，到2025年，构建最大负荷3%的需求响应资源库。

第六章  实施控煤减碳工程，打造低碳发展新样板

围绕重要能源和战略资源基地和北方重要生态安全屏障建设，实施控煤减碳工程，合理控制煤炭开发强度、深入推进节能降耗、实施差异化节能降碳机制，全力打造低碳发展新样板。

合理控制煤炭开发强度。落实最严格草原生态环境保护制度，草原上不再新建煤矿。根据国家和本地区经济社会发展需求，统筹生态环境承载力和煤炭资源赋存条件，优化提升鄂尔多斯市煤炭产能，保护性开采乌海市、阿拉善盟等地区稀有煤种。继续淘汰落后产能，分类处置60万吨/年以下煤矿，鼓励通过产能置换释放优质产能，引导资源向优质产能聚集，“十四五”期间，全区煤炭产能、产量动态稳定在13亿吨、10.5亿吨左右。

深入推进节煤减碳。严控煤炭消费增长，全面实施散煤综合治理，最大限度以电力、新能源等清洁能源替代民用散煤。推进煤炭清洁高效利用，提高煤炭就地转化率和精深加工度。加快推进存量煤电机组节能改造，持续降低发电煤耗。严格控制燃煤机组装机规模，加大落后燃煤机组淘汰力度，合理安排已纳入规划的煤电项目建设投产节奏，广泛拓展新能源场景应用，在保障电力供应安全的前提下，考虑进行燃煤机组增量的可再生能源替代。推进低碳、零碳、负碳技术应用，在乌兰察布推进零碳（低碳）园区示范建设，率先开展兴安盟阿尔山、呼和浩特市和林格尔新区、锡林郭勒盟白音高勒、乌海市APEC等智慧零碳小镇试点示范，在鄂尔多斯市探索开展碳捕集与封存示范工程。围绕化工、钢铁、电厂、有色金属、煤炭开采等余热资源富集行业，开展余热发电、余热供暖，提高系统综合能效，减少煤炭消费。“十四五”期间，煤炭消费实现零增长，煤炭消费占比降低7.9个百分点。

实施差异化节能降碳机制。以化石能源为重点合理控制能源消费总量，鼓励增加可再生能源消费，支持各盟市超额完成能耗强度降低目标。推进差异化节能降耗减碳，重点生态功能区率先实现碳达峰，服务业集聚地区碳排放总量“近零”增长，重点用能地区实现碳排放强度“近零”增长。

第七章  实施源网荷储工程，探索供需匹配新途径

充分发挥新能源资源富集优势，围绕负荷需求增长，实施源网荷储工程，通过优化整合电源、电网、负荷资源要素，创新电力生产消费模式，探索供需匹配新途径。

推进源网荷储一体化建设。以保障电力供需平衡为切入点，在负荷增长快、新能源资源条件好的地区优化整合电源、电网和负荷等资源要素，辅以储能、“云大物移智”等技术手段，推进源网荷储一体化建设。在呼伦贝尔市、锡林郭勒盟、巴彦淖尔市、阿拉善盟、二连浩特市等电网相对薄弱地区，以保障地区清洁可靠供能为出发点，开展源网荷储一体化工程建设，降低对大电网电力需求。在包头市、鄂尔多斯市等负荷规模大、新能源资源条件好的地区，利用可再生能源资源，配置一定规模储能设施，调动需求侧响应积极性，实施源网荷储一体化，提高新能源就近消纳能力。在工业园区，支持分布式电源开发建设和就近接入消纳，结合增量配电网建设，以源网荷储一体化模式开展工业园区绿色供电建设。支持有条件的工业园区和企业开展新能源电力专线供电试点，实现新能源就地就近开发消纳。结合坚强局部电网建设，在呼包鄂等地区推进源网荷储一体化建设，实现局部电力就地就近平衡，保障地区清洁可靠用能。

推进风光火（储）多能互补建设。结合新能源资源条件、互补特性和市场需求，合理优化电源规模、结构与布局，因地制宜实施存量风光火储多能互补，积极探索增量风光储多能互补。在新能源资源较好的输电通道起点地区，根据受端市场需求，充分发挥和改造挖掘配套煤电调节性能，配置一定规模的新能源与储能项目，实施存量风光火储多能互补建设，提升新能源输电比重。

第八章  实施再电气化工程，倡导消费转型新模式

以能源消费转型为导向，实施再电气化工程，推进工商业电能替代，因地制宜发展电供暖，加大充放电基础设施建设力度，加快构建清洁、低碳的新型能源消费体系，倡导形成绿色生产生活方式。到2025年，层次更高、范围更广的新型电力消费市场初步建成，电气化水平显著提高，电能占终端能源消费比重达到30%以上。

加快推进交通能源“以电代油”。加快推进电动汽车充换电基础设施建设，鼓励现有加油、加气站扩建充换电基础设施。完善电动汽车、电网双向供电交易机制，在呼和浩特市等重点城市开展V2G试点示范。推进矿区、园区铁路集疏运系统建设，实施大宗货物运输“公转铁”，提升铁路电气化率，加快推进机场廊桥岸电系统应用，促进交通运输“以电代油”。到2025年，建成各类充电站超过100座，充电桩超过4万个，初步形成以城乡公共充电网、矿区专用充电网、高速公路充电网为主的分层协同充换电基础设施网络，满足10万辆以上电动汽车运行需要。

加快工商业领域再电气化进程。以包头市、通辽市、鄂尔多斯市等地区重点工业园区为试点，实施能源综合利用升级改造行动，打造“统一供应、多能协同、梯级利用”的能源综合利用示范园区，实现冷、热、电、气、汽等用能需求集中供应。在包头稀土高新区、铝业园区，鄂尔多斯达拉特、鄂托克经济开发区开展工业电能替代示范，推进工业电锅炉、电窑炉、热泵应用，推广新增热负荷电能替代。在采矿、食品加工、装备制造等领域推广使用高效电动工具，实现电能高效利用。在餐饮领域，推进沿街商铺“瓶改电”，建设全电街区和全电食堂，支持电能用户参与电力市场。

稳步推进清洁电取暖。坚持“宜电则电、宜煤则煤、宜热则热”原则，在热力管网无法达到的老旧城区、城乡结合部或生态环保要求较高区域，推广应用电锅炉、热泵、分散式电采暖。开展绿色社区建设行动，在机关、学校、医院、博物馆等大型公共建筑，推广应用电锅炉、热泵、太阳能集中供热。在呼包鄂推进清洁供暖示范城市建设，在内蒙古东部地区加快探索高比例清洁能源电供暖示范。在农村牧区推广电采暖替代，打造一批清洁取暖示范项目。到2025年，新增电供暖面积超过2000万平方米。

第九章 实施绿氢经济工程，打造能源发展新引擎

将氢能作为实现自治区新旧动能转换的重要途径，实施绿氢经济工程，推进氢能基础设施建设布局，提高制、储、运、加一体化配套服务能力，形成与产业发展相适应、与推广应用相协调的发展格局，建设国家绿氢生产应用示范基地，打造能源发展新引擎。

大力推进制氢产业发展。充分利用自治区丰富的新能源资源，以风光氢储产业集群发展为基础，在包头市、鄂尔多斯市、乌海市等有较明确氢气消纳市场地区，以风光氢用一体化方式布局可再生能源制氢项目，推动可再生能源制氢规模化发展。优先在大型工业企业聚集地区及氢能应用示范区推广制氢项目。按照能收尽收、能用尽用的原则，充分利用焦炉煤气、氯碱化工尾气等工业副产氢资源，以乌海市及周边地区为重点，大力推进工业副产氢气回收提纯利用，拓展氢源渠道。将鄂尔多斯市、乌海市培育成绿氢和蓝氢生产基地，构建绿色低碳、安全高效的氢能供应保障体系。到2025年，全区绿氢年生产能力达到50万吨左右。

加快推进氢气储运加基础设施建设。以产业发展和氢源保障为基础，按照适度超前的原则，科学规划布局加氢站，加快氢能储运和加氢基础设施建设。按照由点及面、由专用向公用、由城市向城际发展思路，优先在呼包鄂、巴彦淖尔市、乌海市等地建设矿用重卡、城市公交、环卫、物流专用加氢站，鼓励支持燃料电池汽车和加氢站一体化建设及运营商业模式，实现“车站联动”健康运营。开展氢/油、氢/气、氢/电合建模式试点，支持企业利用自有加油站、加气站、充电站改扩建加氢合建站。有序推进城市和城际公共加氢站网络布局建设，依托高速公路网络，在有条件的服务区配套建设公共加氢站等基础设施。开展更高压力的氢气长管拖车运输和液氢运输示范，提高氢气输送效率，适时开展区域性氢气输运管网建设和运营示范，探索高效智能氢气输送管网的建设。到2025年，建成加氢站60座。

加快推广氢能应用。结合氢能产业发展需要，积极推进氢能在交通、冶金、发电等领域的推广应用，探索氢能多元化应用途径。支持包头市、鄂尔多斯市、乌海市等地区的矿区和工业园区开展可再生能源制氢及氢能矿用重卡综合应用示范，重点是载重31吨以上的矿用重卡。加快城市公交、市政环卫、邮政物流、机场巴士等公共领域燃油车淘汰速度，推动各级人民政府及公共机构逐步加大氢能汽车使用规模。积极探索低成本氢能在钢铁、冶金、炼化等行业作为高品质原材料的应用，在包头市、鄂尔多斯市开展氢能—冶金、氢能—化工耦合利用示范，有效降低工业领域化石能源消耗。因地制宜布局燃料电池热电联供系统，在园区、矿区等地区探索开展以氢为核心的能源综合利用示范，在偏远农村牧区开展燃料电池分布式电源示范应用。

第十章  实施数字能源工程，推进治理能力现代化

抢抓数字经济发展机遇，实施数字能源工程，推动能源与现代信息技术深度融合，推进能源数字基础设施建设，加快能源全环节数字化改造，培育数字能源新业态，提升能源数字价值创造能力，将自治区打造成为全国领先的数字能源经济典范。

推进数字化基础设施建设。加快推进能源生产、储运、消费领域智能传感器、智能终端的建设布局，加强数字化硬件支撑，实现各类资源可观、可测、可控与灵活互动。建设5G、光纤能源数据信息传输专网，加强能源信息通信能力建设，鼓励能源企业共享杆塔等设施，推进通信基础设施共建共享，提高能源信息网络覆盖面积。适度超前建设能源信息数据中心，实现能源全领域数据共享、增值变现、能源交易等业务创新发展。到2025年，覆盖全区的能源数字化基础设施基本建成，能源数据资产化管理体系基本建成。

推进能源系统数字化改造。推进“云大物移智链”等现代信息技术、先进通信技术在能源生产领域的应用，实现能源生产质量效率优化。推动能源开采岗位机器人替代、生产过程智能控制、供应链条智能决策，全面建设智慧煤矿、智慧电厂、智慧油气田，推进以信息化、自动化、互动化为特征的智能电网、气网、热网改造建设，实现能源供需智慧友好互动和“源—网—荷—储”协调发展。到2025年，建成呼包鄂能源数字化转型示范工程和蒙西电网数字化转型示范工程；产能300万吨/年以上大型煤矿全部实现智能化改造，煤矿井下高危岗位机器人替代达到1/3以上，风电场、太阳能电站智能化程度达到较高水平，电网完成智能电网改造，油气管网、热网全面实现实时在线监测，基本普及水、气、热、电智能终端表计。

着力培育数字能源新业态。充分发挥数据的关键生产要素作用，扶持培育数字能源新模式新业态，为能源经济带来增量发展空间，形成拉动自治区能源经济发展新动能。构建智慧能源大数据平台，实现能源项目建设、运行、安全“数字一张网”，提升能源行业公共服务和治理现代化数字化水平。积极推进能源产业与信息、交通、房地产等行业深度融合，推进电动汽车智能充放储一体化、储能设施共享等“能源+”共享经济模式发展。推进能源数据资源资产化应用，规范能源数据格式。充分挖掘能源数据经济附加值，为政府和企业提供城乡发展、区域经济集聚、企业复工达产、产业链上下游景气等能源数据咨询服务。到2025年，培育数字能源经济相关企业超过30家，数字能源经济增加值超过500亿元。

第十一章  实施惠民提升工程，树立福祉共享新典范

坚持以人民为中心，实施惠民提升工程，完善城乡能源基础设施，提升能源有效供给水平，推进城乡能源公共服务均等化，完善开发收益分配机制，推动现代能源经济发展成果更多惠及自治区百姓，树立福祉共享新典范。

加快城乡配电网改造升级。围绕架构不合理、电压不达标、重过载严重等突出问题，推进自治区城镇配电网改造升级，推广智能化配电设备和数字化应用，支持工业园区局域电网和增量配电网建设，构建强简有序、灵活可靠的城镇配电网。以适用化、标准化和差异化为原则，精准改造升级，解决农村电网供电可靠性低、电压稳定性差问题，提升农村电网信息化、自动化和智能化水平。到2025年，建成城乡统筹、安全可靠、经济高效、技术先进、环境友好的现代化城乡配电网，居民生活人均用电提高至900千瓦时左右。

推进气化内蒙古行动。依托跨省供气管网项目推进区内长输管道建设，加快管网逐级互联互通，推进旗县（市、区）供气支线、工业园区供气支线和大工业用户供气专线建设。到2025年，内蒙古西部地区基本实现管道天然气“县县通气”、东部地区实现管道天然气“市市通气”。对于边远地区，鼓励通过煤层气、LNG（CNG）等多气源保障管道气未覆盖区域用气需求。因地制宜布局城镇燃气应急LNG，推动共享国家管网LNG接收站、储气库等调峰设施，构建多层次储气调峰系统，全面提升储气调峰能力。

提升农村牧区用能质量。提高农村牧区绿电供应能力，实施“千家万户沐光行动”“千乡万村驭风行动”，在偏远农村牧区和边境地区发展分散式风电和分布式光伏电站，推广风光互补、农光互补供电系统，建设农村牧区新能源微电网。因地制宜发展风、光、生物质、地热能等清洁能源供暖，充分利用农村牧区丰富的禽畜粪便、秸秆等废弃物资源，发展户用沼气，构建绿色、灵活、安全的农村牧区供能体系。

提升城乡用能服务水平。深化能源“放管服”改革，建立客户聚合、业务融通、数据共享的网上服务平台，推广能源申报审批事项一体化线上服务，实现能源基础服务业务“一网通办”。全面推进电力行业“三零”“三省”服务，通过持续优化电营商环境，持续提升“获得电力”整体服务水平。加快推进城乡用能服务均等化，提高农村用能普遍服务和能源公共服务水平。

完善能源开发收益分配机制。建立要素资源收益分配机制，推动被征用土地、草牧场的农牧民以土地、补偿费、劳动为纽带，参与煤炭油气风光等能源资源开发，促进农牧民增收致富。发展壮大能源集体经济，鼓励嘎查村集体承包经营能源企业餐饮物业、复垦绿化、运输施工等业务，丰富能源开发收益方式。加强现有光伏扶贫电站安全运维和全额并网消纳保障工作，确保持续发挥扶贫效应，巩固拓展脱贫攻坚成果有效衔接乡村振兴。

第十二章  实施科技赋能工程，打造创新驱动试验田

紧跟世界能源技术革命新趋势，实施科技赋能工程，应用推广成熟技术，示范试验前沿技术，集中攻关影响能源发展的重大关键技术，营造能源创新发展环境，抢占能源新技术应用高地，打造创新驱动试验田。

加强科技创新能力建设。坚持创新核心地位，加强能源科技创新体系顶层设计，完善科技创新激励机制，着力解决制约自治区现代能源经济发展的重大技术难题。培育一批国家级能源技术创新研究中心和工程实验室。推动自治区科研院所、高校、能源企业科研力量优化配置和资源共享，鼓励开展联合技术创新。强化企业创新主体地位，促进各类创新要素向企业集聚。支持领军企业牵头组建创新联合体，承担自治区重大能源科技项目，打造若干具有国际竞争力的科技创新型能源企业。健全科技人才评价体系，激发人才创新活力，强化人才梯队建设，培育一批能源科技领军人才与团队。到2025年，争取国家支持建成国家能源“源网荷储”研发中心。

推进重点领域创新应用。坚持战略需求导向，加强应用牵引，在产业优势领域精耕细作，尽快解决一批“卡脖子”问题。重点围绕煤炭勘探开采、风光高效开发、氢能安全利用、储能经济应用、电网智慧运行、碳捕集封存利用等领域，推广应用一批应用已趋成熟的技术，试点试验一批应用有待验证的技术，集中攻关一批应用前景广阔的技术，加速将能源技术优势转化为经济优势。加强氢能、储能等重点领域装备自主创新，重点突破原材料和关键零部件制造瓶颈，加快形成装备自主成套能力，推动风光氢储上游制造升级，提升全产业链发展质量和效益。到2025年，井下无人智能开采实现产业化，新能源高效制氢规模化发展，推广应用适应高比例、广分布的新能源智慧调度技术。

推进创新示范工程建设。依托重要能源基地建设，充分发挥自治区能源市场需求大、实践机会多、应用前景广的优势，加大政策扶持力度，重点在井下机器人开采、矿区无人驾驶、风光高效发电、可再生能源高效制氢、氢气高效储运、先进大规模储能、碳捕集封存与利用、源网荷储一体化、智慧电力调度、虚拟电厂、柔性直流输电等领域建设一批创新示范工程，提高能源科技自主创新能力和装备制造水平。

第十三章  实施区域合作工程，打造向北开放桥头堡

发挥区位优势和比较优势，主动服务和融入新发展格局，实施区域合作工程，进一步深化周边区域能源经济合作，加强能源经济向北开放力度，统筹“两个市场”、用好“两种资源”，形成向内共赢、向北开放的能源经济合作新格局。

深化区域能源经济合作。统筹优化能源重大生产力布局，推进清洁能源输送走廊建设，加强对全国能源保障能力的建设。加强与黄河流域地区能源合作，推进与陕北、晋北、宁东地区的能源基础设施互联互通。深度融入京津冀协同发展，支持两地优势能源企业合力开发清洁能源，提升华北地区能源保障能力。深化与京津冀的产业对接合作，开创京津冀蒙合作新格局。积极参与东北振兴战略，在资源开发、产业发展、技术创新等领域与东北地区开展深度合作，加快能源基础设施互联互通，完善省际定期协商机制，加强能源供给保障合作。主动对接长江经济带、粤港澳大湾区、长三角一体化等国家重大区域发展战略。规划建设一批至华北、华东和华南的绿色电力外送通道，扩大清洁能源配置范围。加强与长三角和珠三角地区能源领域合作，充分发挥双方资源优势，在氢能、大规模储能等方面开展技术合作及成果转化，共同推进双碳背景下的内蒙古绿色转型发展。深化与中东部地区产能、技术、人才合作，在风光氢储能源装备制造领域吸引优势企业、研发机构、产业联盟入驻内蒙古，形成共同推进、共建共享的产业合作模式。

加大能源经济向北开放力度。深度融入“一带一路”建设，依托中蒙俄经济走廊，深化基础设施、跨境产能、能源贸易、科技创新等领域务实合作。推进基础设施互联互通，按计划推进中俄东线天然气管道建设，提升中俄原油管道二线（内蒙古段）利用水平。完善中蒙边境地区电网，推进500/220千伏跨境输电线路建设，实现向蒙古国南部电网多点供电。启动边境地区综合能源基地建设研究，推动蒙古国东南部地区综合能源一体化项目开发建设。加快满洲里、二连浩特等陆港空网联运主通道建设，推动连接蒙古国南部矿区与锡林郭勒盟的铁路、公路和跨境双向皮带煤炭运输通道建设。研究多种形式的能源互联互通，打造优势互补的能源合作格局。推动贸易转型升级。推进中蒙俄能源贸易由“产能北上、资源南下”模式向合作开发模式转变，探索“境外初加工+境内精深加工”跨境加工模式。支持区内企业在蒙古国建设能源初加工基地，在包头市、呼伦贝尔市、锡林郭勒盟、巴彦淖尔市、阿拉善盟等地区开展精深加工，将通道经济转变为落地经济，引领泛口岸经济发展。扩大煤炭、油气等能源大宗产品边境口岸贸易规模，增加矿用车、电力工程设备、新能源装备以及能源深加工技术装备等出口，推动边境贸易向生产、投资、运输、贸易一体化方向发展，扩宽能源贸易向北开放深度。深化产能与投资合作，加强“一带一路”国际产能与装备制造合作，重点在风电、太阳能等能源装备等领域加强合作，搭建国际产能合作平台，与沿线国家在园区规划、设计、运营、管理模式等方面合作共享。支持区内能源企业按照市场化原则参与蒙古国塔本陶勒盖、奥云陶勒盖等煤田以及俄罗斯西西伯利亚和远东地区油气资源勘探开发，支持区内企业参与俄蒙油气田、电厂、煤矿等境外能源资源勘探开发、项目工程设计建设。积极探索跨境产能合作金融支持，培育产能合作资本市场，拓宽产业发展资金来源，推动自治区与蒙古国、俄罗斯的产能合作转型升级，形成紧密互联的向北开放合作模式。深化能源科技创新合作。加强与沿线国家在能源清洁高效利用领域的技术研发和推广合作，加强节能技术、能源装备与重要部件的联合研发与生产，合作构建因地制宜的多能互补、冷热电联产的分布式和区域新型能源系统。依托内蒙古国际能源大会、国际氢能大会等国际合作平台，与德国、丹麦、芬兰、冰岛等国家在新能源开发应用领域形成深度合作伙伴关系，开拓向北开放新格局。

第十四章  环境影响及保护措施

坚持绿水青山就是金山银山理念，推进能源绿色低碳发展，合理控制能源消费、优化能源消费结构、提高能源利用效率，全面开展污染治理和生态环境修复，尽可能减少能源发展对生态环境的影响，实现能源开发利用与环境保护协调发展。

环境影响评价。本规划坚定不移走以生态优先、绿色发展为导向的高质量发展新路子。“十四五”期间，通过贯彻落实“一个目标”“三个转型”“四大产业”“十大工程”，全区能源生产、消费对环境影响得到有效控制，可完成各项节能、降碳、减排指标。一是能源消费总量得到合理控制，2025年能耗强度较2020年下降15%以上，二氧化碳排放强度显著下降，能源利用效率明显提升。二是有序推广煤改电、煤改气工程，大力实施煤炭减量替代，煤炭消费总量得以合理控制。2025年煤炭消费比重下降到74%左右，较2020年下降7.9个百分点。三是大力发展可再生能源，优化自治区能源布局和结构。2025年非化石能源消费占比提高到18%，比2020年提高6.8个百分点。

环境保护措施。严格遵守《中华人民共和国环境保护法》《中华人民共和国环境影响评价法》《中华人民共和国节约能源法》等法律法规，切实落实规划环评、项目环评、项目能评、排污许可等制度要求，严格实施相关能源环境治理措施，开展污染治理和生态环境修复，预防和减轻能源开发使用对环境的影响。依法依规对违反项目环评制度违法违规行为进行处罚，切实落实现有生态环境问题整改。煤炭行业重点解决地下水渗透、地表塌陷和积存尾矿等问题，做好土地复垦、塌陷地整治利用和水土流失工作；优化煤炭运输系统，进一步提高“公转铁”和点对点直达输送能力，减少运输过程的环境影响；煤炭储备设施要重点加强防尘集尘、预防自燃措施。油气行业要大力推进技术改造，采用清洁生产工艺，促进废水循环利用；依照油气管道运行规范，加强油气管道安全监督与管理，加大隐患治理力度，完善应急预案，防止发生泄漏、爆炸、火灾等事故对环境的影响；优化油气管网布局，推进管道共建、廊道共享和委托代输，减少土地占用和建筑物拆迁，及时组织复垦，保护地形地貌。电力行业要严格新建机组环保准入和环保设施运行监督，完成在役机组超低排放改造，积极开展碳捕捉示范，加快推进碳排放权市场化交易试点；加强煤渣、脱硫副产品、脱硝副产物等固体废弃物的合理利用与处置，减少对水体、土壤等的影响；降低风机运行噪音和电网电磁辐射等环境影响。

第十五章  保障措施

加强组织领导。发挥各级能源主管部门在拟定能源发展规划及组织落实方面的主导作用，严格履行职能职责，统筹指导和协调推进能源规划实施；研究审议、督促落实规划中的重大事项，协调处理有关重大问题；推动压实有关地区和部门的规划落实责任，推进工业园区、企业等投资主体以规划为依据有序开展能源领域项目建设，确保各项规划任务目标落地见效。

加强统筹协调。按照国民经济和社会发展五年规划纲要目标任务要求，对接社会经济、生态环保、国土空间等行业规划和区域规划，同步完善煤炭、油气、新能源、电力和科技等分领域规划。建立健全规划落实衔接协调机制，强化部门之间协作配合，统筹推进各项工作任务，及时研究解决规划落实中遇到的问题。

加强监督落实。加强对能源发展战略规划、政策法规、规范标准等实施情况的监管，建立规划实施、滚动调整、监督检查、评估考核工作机制，保障规划有效落实。推进各盟市制定年度行动计划、年度发展指标和专项实施方案，确保规划发展目标、约束目标和主要任务落实到位。将规划确定的约束性指标分解落实到各盟市、有关行业和重点企业，将落实结果纳入各盟市各部门绩效考核指标体系。建立规划实施常态化监测机制，开展规划实施年度监测、中期评估和终期总结，及时发现和解决规划实施中存在的问题。严格执行规划调整工作程序，及时向社会公开规划制定和调整情况，充分发挥社会舆论监督作用。

完善支持政策。鼓励多元资本参与能源产业发展，支持企业通过特许经营、投资补助、贷款贴息等方式筹措能源项目建设和发展资金。进一步建立健全支持新能源、氢能、储能发展，推动再电气化等转型升级举措的政策措施，完善开发主体优选机制。鼓励新模式新业态先行先试，完善重点示范工程配套扶持政策，支持有条件就地加工转化的新能源开发利用项目优先布局和审批核准。

守好安全底线。增强底线思维，强化风险意识，统筹化石能源供应和新能源发展，协同推进能源安全保供和绿色低碳转型，确保能源安全稳定供应。完善能源保供预案，建立健全能源储备调节体系，提升能源供应体系的韧性。密切跟踪研判能源供需形势，加强煤电油气运协调保障，保持能源供需动态平衡。加强能源行业安全监管，进一步压实安全生产主体责任，强化重大风险安全防范，提升本质安全水平。