截至2026年4月，全国31省市中，已有内蒙古、山西、北京、天津、黑龙江、吉林、山东、上海、安徽、浙江、江苏、湖南、海南、贵州、云南、四川、甘肃、宁夏、陕西、青海、西藏21省市公布

　　根据各省市新能源建设目标及截至2025年底装机情况，21省市规划风、光新增规模超930GW。其中，内蒙古规划新增规模最大，近155GW。青海其次，约102GW。山西、甘肃、江苏、山东、四川五省规划新增规模在50GW及以上。

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

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

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

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

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

　　建设国家电力外送基地。巩固绿电外送第一方阵优势，统筹本地消纳和向外输送，建设完善特高压输电通道，推动省间灵活互济工程，打造面向京津冀的电力调峰省份。试点建设系统友好型新能源电站，适度布局调峰气电、光热发电试点项目。增强储能调峰能力，积极有序开发建设抽水蓄能电站，因地制宜发展电网侧、负荷侧新型储能，到2030年，抽水蓄能装机达到390万千瓦，新型储能装机达到1400万千瓦。

　　提升非化石能源供给水平。坚持集中式与分布式、增量开发与存量改造升级并举，统筹推进风电、光伏发电等扩规升级，力争2030年风电、光伏等可再生能源装机新增1亿千瓦。聚焦“晋北区、大基地、沉碱荒、新通道”，优化集中式风光竞配机制，按照国家统筹布局争取建设国家级大型风电光伏基地。建设10个50万千瓦以上省级大型风光基地，鼓励“新能源+生态修复”等发展模式。加快分布式新能源就地开发利用，布局农业、交通廊道等多场景可再生能源项目

　　推动氢氨醇全产业链发展。以具备资源条件优势的工业园区、新能源基地为重点，形成工业副产制氢和可再生能源制氢为主的氢能供应体系，探索建设区域性、规模化高纯氢供应中心。推广甲醇重卡和甲醇燃料应用，布局绿色“氢氨醇”一体化项目。

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

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

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

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

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

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

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

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

　　增强电力系统调节能力，统筹布局200万千瓦新型储能电站，深化电力需求侧管理，积极发展虚拟电厂，增强新能源及多元负荷配置能力。

　　构建绿色低碳的能源生产消费体系。协同推进能源供给方式和消费模式绿色低碳转型，生产端加大非化石能源供给，消费侧推进化石能源清洁高效利用和非化石能源安全有序替代，促进能源开发与利用协调发展。统筹推进非化石能源开发，坚持海陆并举、集散并重，有序新建一批风电、光伏发电项目，到2030年，非化石能源发电装机超过2000万千瓦，占全市电力装机比重超过50%。

　　大力实施清洁能源替代，推动工业、交通、建筑等重点领域与新能源融合发展，支持绿电直连、综合智慧能源等新业态，扩大绿色电力消费，积极拓展新能源非电利用。

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

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

　　推广绿色建造方式，鼓励采用超低能耗建筑技术提升住宅品质，积极推广装配式建筑，科学有序推广建筑光伏一体化应用，开展制冷能效提升行动，推进绿色照明。

　　加快健全适应新型能源体系的价格机制，深化新能源上网电价市场化改革，推动新能源上网电量全面进入市场、通过市场交易形成价格，建立新能源可持续发展价格结算机制，完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源容量电价机制。

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

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

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

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

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

　　通过完善“煤炭、油气、电力”三大供应主体，构建“煤电油气多能互补、风光氢储多元协同”的能源安全供应格局，形成“传统能源托底、新能源增量、跨区域互济”的三维保障框架。

　　加快构建“四横四纵”500千伏骨干网架，统筹推进主网架加强、供电能力提升、新能源汇集、电源送出、特高直流配套等项目建设，提升省内“东西互济”、省间“南北互济”能力。完善220千伏网架结构，优化分区供电方案和电源接网方式。

　　拓展能源外送通道。全力推动“吉电入京”特高压外送通道建设，加快建设省内配套火电及新能源项目，实现高比例新能源外送，提升我省新能源在全国范围内优化配置能力。探索研究绿—１—６氨、绿色甲醇跨区输送，利用“陆运＋海运”“管道＋海运”方式拓展国内沿海城市和东亚、欧盟市场，推动受端能源结构优化调整，进一步带动我省新能源资源消纳，持续促进我省“绿氢＋”产业发展。

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

　　开展零碳园区建设，推动绿电直连、新能源就近接入增量配电网等绿电直供模式落地。推广“以绿制绿”模式，实施可再生能源制氢氨醇等规模化非电利用，培育绿色氢氨醇产业链，增强绿电就地消纳能力。

　　构筑东部沿海清洁能源发展高地。坚持风光核等多能并举, 打造具有独特优势的超亿千瓦级清洁能源基地。

　　海陆并进大力发展风电，以渤中、半岛南、半岛北三大片区为重点打造山东半岛海上风电基地，稳步推动向深水远岸布局发展,加快鲁西平原陆上风电项目建设。稳妥有序发展光伏发电,，积极推进鲁北盐碱滩涂地等基地开发，鼓励重点用能企业建设自发自用光伏项目。协同推进清洁能源高比例消纳，稳步推动抽水蓄能、压缩空气、电化学等储能设施规模发展，配套建设烟威输变电、沿海核电送出等特高压工程，强化配电网综合承载能力。

　　加快建设坚强智能电网。推进地热能、氢能等多元利用。到2030年，全省非化石能源发电装机达到２亿千瓦左右，力争年度新增清洁能源电量覆盖全社会新增用电量。

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

　　建设全国重要的能源储备基地。加大陆上、海上油气勘探开发和增储上产力度，深化济阳页岩油国家级示范区建设，推动油气与新能源融合发展。

　　加快重点产业空间聚集发展，新能源及绿色低碳重点支持闵行、临港、松江加快突破先进装备，虹口、宝山构建重大场景生态圈。

　　做强大宗商品资源配置功能，拓展新能源品种交易。着力打造六大新兴支柱产业集群，其中新能源及绿色低碳开展先进能源装备、节能环保装备、新型绿色能源等关键技术和核心装备攻关，稳步推进规模化应用。

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

　　加快推进“光伏+”专项工程和海上风电基地建设，积极争取新增外来清洁能源供应，到2030年力争可再生能源占全社会用电量比重达到40%左右，新增清洁能源电量覆盖全社会新增用电量。

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

　　推动能源供给消费结构优化。加快工业、建筑、交通、农业等领域用能模式转型，提升终端用能电气化水平。推动源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网等就近消纳新业态健康可持续发展。推广“新能源+灵活可调节负荷”等供用能协同发展新模式。

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

　　大力发展绿色低碳建筑，促进星级绿色建筑规模化发展。推动建筑用能低碳化，加快建筑九游官网app光伏一体化建设。

　　降低企业用能成本。深化新能源上网电价市场化改革，推动新能源上网电量全部参与市场交易。鼓励企业按照源网荷储一体化模式，就地就近建设可再生能源发电项目，提高绿电使用比例。引导企业根据两部制电价、峰谷分时电价等政策，优化用能方案。

　　加快能源结构清洁低碳转型。持续提高新能源供给比重，提速海上风电建设，建成华东深远海风电母港。坚持集中式与分布式并举，加大光伏开发力度。推进抽蓄、储能有序发展，完善新能源消纳和调控政策。发展海洋能、生物质能等可再生能源。到2030年，新增非化石能源装机占比超75%。

　　推动电价保持在合理区间运行。完善省级电力市场体系，保障电力现货市场连续运行，推动新能源全量入市改革，引导省内各电源价格基本稳定，完善计划外购电与省内电价联动机制。保持中间环节费用基本稳定。

　　建设千万千瓦级海上风电基地。加快推进省管海域嵊泗3号4号、嵊泗7号、苍南3号等项目建设；谋划推进一批深远海海上风电项目，力争风电装机3000万千瓦以上。

　　加大光伏项目开发力度。推进分布式光伏开发建设，因地制宜发展集中式光伏，探索建设风光同场等海上光伏项目。有序开展老旧光伏更新改造，力争光伏装机9000万千瓦。

　　推进储能多元发展。稳步推进松阳、青田、建德、江山、永嘉、磐安、泰顺等抽水蓄能电站项目。有序推进锂电池储能建设，探索开展固态电池、氢储能等应用。抽蓄和新型储能装机达3000万千瓦以上。

　　加力引入区外清洁电力。加强与西北“沙戈荒”、西南水电等清洁能源基地合作。

　　持续提升长三角重点领域一体化水平。聚焦航空航天、新能源等特色产业建设跨省合作园区。加快煤炭、油气勘探开发与新能源融合发展。多元化发展海洋新能源产业。

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

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

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

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

　　深化新能源产业链上下游融合，推动智能网联汽车、输变电装备、新型储能、光电信息等产业创新发展，建设具有全国影响力的新能源关键材料、零部件和整车规模化生产基地。

　　推动能源绿色低碳高效开发利用，坚持集中式与分布式并举发展新能源，加强农光、林光、渔光互补项目集约化利用，推进风电、光伏升级改造，积极推动绿电直连发展。探索发展地热能，有序发展农林生物质发电和沼气发电，推进垃圾焚烧发电，拓宽氢能应用场景。

　　加快能源市场建设，完善电力中长期、现货、辅助服务市场有机衔接机制，推动新能源全量入市，积极培育负荷聚合商、虚拟电厂运营商等新型经营主体，建立健全容量交易和绿电绿证交易机制。完善适应新型能源体系的价格机制，推进能源价格市场化改革。

　　建设低碳岛，构建新型零碳能源系统，到2030年核九游官网app电、风电、光伏等零碳电源装机占比65%，电力需求侧响应能力达年度最大用电负荷的5%，力争年度新增清洁能源电量覆盖全社会新增用电量。

　　开展既有建筑节能降碳改造，推行农村清洁化用能，到2030年全省新建公共建筑本体节能率78%，新建居住建筑本体节能率75%。

　　推动风电、光伏上网电量全部进入电力市场，探索完善促进绿电直连等新能源发电就近消纳的价格机制。建立健全“中长期+现货+辅助服务”电力市场交易体系，推动符合条件的工商业用户直接参与电力市场交易。研究建立新能源汽车参与电网调节的鼓励政策及价格机制。

　　聚焦深海油气、海洋工程装备、海洋新能源等新兴产业，加快延链补链强链，打造具有竞争力的海洋新兴产业集群。大力发展海上风电，拓展“海上风电+光伏+深海养殖”立体化应用，鼓励发展波浪能、潮汐能等海洋能，打造海上综合能源平台。推动漂浮式海上风电、波浪能和温差能等发电装置、海上风光同场光伏建设等装备研发与示范应用。

　　因地制宜拓展清洁低碳氢源，积极发展海上风电、核能、光伏等可再生能源制氢，集约化发展生物质制氢、电解水制氢，推动电氢氨醇一体化发展。不断拓展氢能多元应用场景，优化氢能供给站点，推动氢能在重卡、物流等领域开放应用，有序推进燃料电池汽车示范应用。推动核电小堆、海上风电、现代渔业、海洋可再生能源等产业“走出去”。

　　加快新能源新材料等战略性新兴产业集群发展，构建清洁低碳、安全高效的新型能源体系。健全新能源电池及材料产业研发、生产、回收利用体系。

　　培育发展新能源装备制造及其配套产业，提升电机电控等关键零部件及特种钢材、铝合金等关键材料就近配套能力。科学规划布局一批储能电站，支持电池生产企业积极开拓省外储能市场。聚焦新能源电池、航空航天等产业发展需求，重点在能源、化工、有色、冶金等领域发展高端新材料产业。到2030年，电池产能达100GWh，建成公共充（换）电基础设施6万个，新能源新材料产业集群产值达3000亿元。

　　合理规划新能源发展布局，推进新能源规模化集成创新，推动风光水火储多能互补一体化发展。加快推进大型风电、光伏新能源项目建设，加强分布式能源就地开发利用，积极探索低风速发电，推动“人工智能+新能源”典型场景应用。有序推进抽水蓄能、新型储能、绿电直连项目建设。因地制宜布局发展氢能，加强氢能“制储运加用”全链条发展。坚持“源网荷储”一体化，推动虚拟电厂发展，深入挖掘负荷侧调节资源。完善电力中长期和现货市场交易，推动区域辅助服务市场建设。

　　到2030年，电力装机规模达1.4亿千瓦，新能源装机规模突破6500万千瓦、占发电总装机容量比重达45%以上，非常规天然气年产量达30亿立方米，储气能力不低于3亿立方米，新型综合能源产业集群产值达5000亿元。

　　推动新能源电池产业等延链补链强链，聚力推进硅光伏、绿色铝、新能源电池等特色产品规模化出海，开拓绿电产品市场。

　　推动“风光水火储”等多能互补和“源网荷储”一体化发展，基本建成清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统。

　　优化电源结构，打造金沙江流域、澜沧江流域、红河流域等“风光水储”一体化基地。协调推进新能源开发和消纳，提升新能源场站友好性能。建设坚强可靠智能电网，打造“四翼组团、核心双环”主网架，加强配电网建设，提高可靠性和抗灾能力，提升对分布式新能源、电动汽车等承载能力，因地制宜推动智能微电网建设。

　　协同建设新型储能、抽水蓄能、调峰气电等项目，提升调储能力。提升电力需求侧响应能力，发展虚拟电厂、车网互动、柔性用电负荷。深化电力体制改革，完善市场体系。建立完善新型电力系统智能管理平台，推动数字化转型，实现调控决策智能化升级，协同推进新型电力系统建设。到2030年，全省电力装机超过2亿千瓦，力争新增用电需求以清洁电量为主。

　　完善区域能源合作机制，推动建设“电力互通、油气联动、绿电主导、数字赋能”能源大通道。积极参与周边国家清洁能源合作开发，加强中老电力通道研究论证，稳步推进老挝北部清洁能源基地开发建设。

　　加强能源节约和能效提升，完善可再生能源消纳责任机制，实施清洁能源替代工程，调整能源消费结构。推动“绿电+先进制造业”、“绿电+智算”融合发展，提升绿色产品竞争力。培育绿证交易市场，实施“源网荷储”和绿电直连项目。

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

　　其中，金沙江上游流域水风光一体化清洁能源基地建设，新增装机规模约500万千瓦。推进雅砻江流域水风光一体化清洁能源基地建设，新增装机规模约1500万千瓦。规划建设大渡河流域水风光一体化清洁能源基地，新增装机规模约1200万千瓦。

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

　　加快推进重点领域绿色低碳转型。围绕全面提高能源资源利用效率，深入开展重点领域节能降碳改造。构建全周期全流程绿色制造体系，实施大规模绿色融合技术改造。有力有效管控高耗能、高排放项目，对新（改、扩）建“两高”工业项目实施碳排放等量或减量置换，推进园区循环化改造，推动建设零碳园区、零碳工厂。合理控制煤炭消费，深入推进“电动四川”行动，提高终端用能电气化水平，推动实现煤炭和石油消费达峰，力争年度新增清洁能源电量覆盖全社会新增用电量。大力发展绿色建筑，实施制冷能效提升和绿色照明行动，推广应用低碳建筑材料。

　　到2030年，建成一批具有典型性、代表性的“新能源+”项目，集成融合成为新能源发展的重要方式，新能源装机规模达到1.6亿千瓦，全省新增用电量需求主要由新增新能源发电满足，新能源利用率保持在合理水平，全国重要的新能源及新能源装备制造基地基本建成。

　　深入实施“新能源+”十大行动，即新能源+多能互补、绿色园区、绿氢走廊、乡村振兴、生态保护、交能融合、绿色建筑、数字经济、科技赋能、未来产业等十个具体落地的场景或行业。

　　推进煤炭与新能源融合发展。支持煤炭企业统筹煤炭与煤电、新能源产业布局，加大新能源投资开发力度。充分利用采煤沉陷区、工业广场、排土场、复垦区等场地，加快发展矿区风电光伏产业。

　　深化陇东南地区白龙江流域水风光一体化、甘肃南部清洁能源基地等项目研究论证，适时启动项目前期工作。支持具备条件的存量新能源场站改造升级，采用绿电直连等方式直供就近新增用电负荷。

　　积极推动库姆塔格、巴丹吉林二回等后续直流工程纳入国家规划并适时启动建设。持续推动国家沙戈荒大基地新能源项目建设，提高输电通道新能源电量占比，持续深化纯清洁能源特高压外送通道项目研究。

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

　　推广草光、林光、农光互补等立体化开发模式，建设盐池、灵武、沙坡头3个千万千瓦级新能源基地。深化老旧风电场“以大代小”，探索低效光伏电站更新改造。大力发展分布式光伏，增强新能源联农带农作用。到2030年，力争新能源装机规模突破1亿千瓦。

　　纲要指出，要加快绿电园区建设,提升现代煤化工、硅基、铝锰、大数据算力、钢铁、水泥等重点产业绿电占比。拓展新能源非电利用途径,推动新能源制氢规模化发展,促进绿氢向绿氨、绿色甲醇延伸,因地制宜发展生物质能、地热能等新能源供热。

　　提高输电通道新能源电量占比,新建清洁能源基地电力外送通道。实施电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，推动主网、配网、微电网多级协同发展。

　　加快黄河“几字弯”风电光伏基地等建设，到2030年推动风电、太阳能发电总装机容量达到1亿千瓦以上；到2030年抽水蓄能装机达到540万千瓦；建设30个百万千瓦级可再生能源规模化发展县；推动西安高新区氢能装备制造中心、榆阳区储氢装备产业园、氢能制储用系统验证测试平台等项目建设，推进陕蒙30GW新能源制绿氢及输氢管道项目前期工作。

　　推进建设新型能源体系，坚持火新互济、建调结合、集分并举，完善以煤电为支撑的转换利用体系，持续提高新能源供给比重。稳妥有序实施关中煤电机组关停或转备，推进新一代煤电转型升级，优先在陕北开展新型低碳电厂应用推广，推进能源结构调整和电源战略北移。

　　因地制宜发展风能、地热能、生物质能，加快建设陕北黄土高原光伏发电基地，推进关中地区低风速风电开发和渭北可再生能源基地建设，支持陕南发展林光互补、茶光互补等“光伏+”模式。

　　以榆林、西安等为重点加快布局形成氢能相关产业集群，打造氢能“制储输加用”全产业链条，降低制氢成本，拓展氢能应用场景。

　　有序发展抽水蓄能和锂电池、全钒液流、压缩空气等新型储能，推动“新能源+储能”协同发展。

　　加强能源基础设施建设，打造坚强电网，加快750千伏陕北至关中第四输电通道和陕南环网工程建设，构建“四纵双环”骨干网架，持续推进西安、榆林等电网攻坚补强，优化330千伏电网结构，加强110千伏及以下配电网改造升级。

　　加强电力外送通道建设，谋划陕北绿电引入工程，推进陕南与川渝联网，打造西北电网跨区电力输送枢纽，到2030年力争电力外送能力达到4000万千瓦。推进储能基础设施建设，构建适应新型电力系统稳定运行的多元储能体系。加强充电桩基础设施建设，完善农村地区及高速公路服务场站充电网络，推动公共充电设施升级，因地制宜规划建设大功率充电设施。建立便捷高效加氢网络，新建、改扩建一批加氢站。

　　推进新型能源基地建设。坚持风光水火气氢储多元化协调发展，统筹就地消纳和外送，巩固新能源装机和发电量占比“双主体”地位，为全国降碳减排、保障能源安全作出更大贡献。

　　科学开发光伏、风电等新能源，推进柴达木沙漠基地（格尔木东）和海南清洁能源基地建设。推进光热发电技术运用，打造光热产业集群。推动黄河上游水风光一体化发展。优化提升电源质量，建设新型储能等调节性电源，完善储能调峰体系。到2030年，全省电源装机容量达1.65亿千瓦，清洁能源发电量占总发电量的80%以上。

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

　　积极发展“盐湖+”产业。促进盐湖产业与新能源、新材料、旅游等产业融合，推动产业高端化、智能化、绿色化发展。鼓励盐湖资源开发企业优先使用光伏、风电等清洁能源，推动实现清洁能源供应全替代。

　　推动“清洁能源+”全方位融合发展，培优育强锂电产业链，拓展光伏产业新领域，推动光热规模化发展，加速壮大新能源产业集群。

　　开展“投资青海”行动，扩大外资在新能源、农牧业、生物医药、生态旅游等领域投资，促进外资境内再投资。

　　因地制宜推广观光式光伏、“光伏发电+牧草种植+绿色养殖”、“农牧+旅游”等融合发展模式。

　　围绕“1+2+N”绿色算力基地发展布局，构建“绿色电力—绿色算力—绿色价值”体系，高标准建设国家绿色算电协同发展示范区。高质高效建设西宁绿电智算融合示范园、海东零碳算力产业园，打造国家级绿色算力基地，支持海西、海南发挥清洁能源优势，分层次、分规模推进算力基础设施建设，推动绿色算力产业集群集聚发展。积极融入全国一体化算力网，建立“青甘宁”绿色算电一体化协同发展机制，加快推进算网互联互通，建设算力综合服务平台，统筹算力调度和算力需求。建立健全绿色算力基础制度，拓展大模型、中试场等业态，丰富高价值、可复制、能推广的绿色算电协同示范场景和应用。深化“东数西算”合作模式，探索发展算力“飞地”。

　　大力发展绿色算力产业，加快培育上游产业根基、提升中游产业效能、挖掘下游产业潜力，构建全链环节协同耦合、创新要素高效集聚的绿色算力产业体系。引进培育算力企业，打造以智算为主，通算、超算为辅的多元算力供给体系。

　　加快清洁能源资源开发利用，有序推动金沙江上游、澜沧江上游、藏东南（玉察）水风光一体化基地建设，积极落实“西电东送”战略，建成藏东南至粤港澳大湾区±800千伏特高压直流输电工程，推进澜沧江水风光一体化基地电力外送通道建设，建设国家清洁能源基地。有力有序有效推进雅下水电工程项目建设，配套推进近区新能源资源开发，布局发展上下游产业。建设那曲河江达水电站。依托重大水电工程和水风光一体化基地，培育水电、风电、光热、储能以及输变电等装备制造业和后端服务产业，推进零碳园区建设。

　　积极探索“清洁能源+特色产业”融合发展新模式，推进能源科技创新和新技术新产品应用，引导清洁能源与制氢制氧、绿色算力、绿色矿业等清洁载能产业协同布局，促进能源资源就地转化利用。到2030年，建成清洁能源电力装机6000万千瓦左右，力争年度新增清洁能源电量覆盖全社会新增用电量。

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

　　有序发展绿色低碳、稳定安全的氢氧产业，拓展氢氧产业应用场景，支持绿氢绿醇绿氨等技术攻关应用。追踪新型储能技术发展，促进清洁能源与新型储能一体化布局。

　　推进优势产业绿色转型，鼓励绿色低碳导向的新产业、新业态、新商业模式发展，扩大绿电消费规模，推进绿证交易，拓展清洁电力绿色价值实现路径。建设绿色高效便捷充电设施。返回搜狐，查看更多