庄闲和游戏-23省份“十五五”电力目标披露！

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　　据北极星电力网不完全统计，截至目前，已有23个省份发布国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要。

　　坚持非必要条件下不使用燃煤,有序推进剩余农村煤改清洁能源,巩固平原地区无煤化成果。

　　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。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。

　　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。

　　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%。

　　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。

　　建设多能耦合综合能源站,实施第二热水厂等绿电蓄热示范工程,开展“太阳能光热+储热”等分散式清洁供热模式试点,可再生能源供热面积占比提升至15%。

　　完成既有建筑智能化供热改造8000万平方米,新建建筑全部智能化供热,实施供热系统低温化改造,公共建筑全部实现热计量供热,推动居民建筑热计量管理。

　　大力发展能源费用托管等综合服务模式,大型公共建筑全面实行能效分级管理,完成既有建筑节能改造1000万平方米,全市单位建筑面积供暖能耗累计下降7%以上。

　　实施交通工具低碳化更新改造,单位城市营业型客运量碳排放强度下降5%左右,全市到发货物绿色运输比例达到13%。推动建设京津冀燃料电池汽车货运示范专线,打造京津冀零排放货运廊道。

　　“增容控量”发展煤电，稳慎布局调峰气电，“量率协同”扩大新能源装机，进一步提高外受电比重。

　　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。

　　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%。

　　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。

　　电力项目。夯实本地电源支撑，完成国能盘山电厂升级改造，投运大港电厂超超临界燃煤机组，杨柳青电厂完成2台、启动 2 台容量替代。持续提升外受电能力，建成大同—天津南特高压输电工程，谋划新增特高压直流入津通道。建设坚强智能电网，新建雍阳、市区西等 500 千伏输变电工程，优化220千伏及配电网网架。提速布局调节性电源，加快蓟州龙潭沟180万千瓦、西大峪 100 万千瓦抽水蓄能电站项目建设，建设一批新型储能电站，构建“长时储能+短时快速响应”立体调节体系。

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

　　新增一批高参数、大容量、低排放煤电机组，合理保障煤电装机弹性裕度。开展新一代煤电建设试点，改造和新建一批达到新一代煤电指标要求的煤电机组。加快存量煤电机组灵活性改造“应改尽改”。

　　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。

　　到2030年，非常规天然气产量力争达到300亿立方米，全产业链产值突破千亿元。

　　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。

　　建设临汾、长治、运城等生物质能源综合利用项目试点，在大同、忻州、太原、临汾、运城布局建设一批地热能开发利用项目。

　　鼓励煤电项目开展绿氨、生物质掺烧试点，探索降碳燃烧和万吨级以上CCUS全流程示范，力争煤电机组平均发电煤耗降至290克标准煤/千瓦时以下。

　　加快推进国家规划内煤电建设，合理储备一批先进煤电项目，推动煤电由主体性电源向基础保障性和系统调节性电源转变。开展新一代煤电升级专项行动。

　　到“十五五”末，新能源本地消纳规模达到3200亿千瓦时、外送电量达到2000亿千瓦时。

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

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

　　到“十五五”末，天然气管网里程突破8000公里。推进跨省区氢氨醇长输管道项目，适度超前布局建设绿氢储运基础设施。

　　聚焦吉林省 “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。

　　积极构建 “一核引领、两带支撑、多极联动”的发展格局。长春氢能创新核心区聚焦研发设计、装备制造、检验检测,推动绿氢技术研发和成果转化;西部风光制氢产业带 (白城、松原、四平地区)依托风光资源布局大型绿氢制取项目,建设规模化绿氢生产基地;中部工业规模应用带 (长春、吉林、辽源地区)利用丰富的应用场景开展多领域绿氢替代应用。西部建设绿色液体燃料供应区,中部建设清洁供能区,东部建设氢赋能碳中和综合应用区。到2030年,绿氢产能力争达到80万吨/年,展望100万吨/年。

　　推动松原石油化学工业循环经济园区、辽源高新技术产业开发区、四平新型工业化经济开发区等有条件的园区开展国家级零碳园区建设.到2030年,建设10个以上国家级和省级零碳园区.开展通化市等国家级和省级生态产品价值实现机制试点建设。

　　开展绿氢储运技术、氢燃料电池应用、氢基绿能生产工艺、氢能轨道交通综合验证等关键技术创新,打通绿氢从生产端到应用端的科技创新堵点。依托长春新区、中韩 (长春)国际合作示范区打造国内领先的氢能装备创新研发制造中心。

　　加快以绿氢项目为主的化工园区建设,提升园区承载能力和服务保障水平。推进 “长春松原白城”国家能源领域氢能区域试点以及松原绿色氢氨醇、洮南风电耦合生物质绿色甲醇一体化、大安规模化风光直流离网制氢等３个国家氢能项目试点建设,实施梨树甲醇等项目。

　　推动氢燃料电池汽车在城市环卫、公交客运、物流配送、景区接驳等场景应用,在滑雪场、博物馆等场所投放氢能观光车辆,在长春2027第33届世界大学生冬季运动会等重要赛会活动中应用氢能车辆,有序投放氢能自行车。建设氢能轨道交通示范应用线等重要通道,合理布局全省加氢站。

　　探索天然气掺氢,打造氢赋能零碳产业园,在偏远地区推进氢赋能多能互补项目,探索建设氢赋能分布式零碳智慧能源系统,探索 “风光发电＋氢赋能”模式。

　　实施长春二热 “退城进郊”2×66万千瓦煤电、白城2×66万千瓦保供煤电、双辽1×66万千瓦保供煤电等重大项目.

　　实施松原吉林油田二氧化碳管道、虎林—长春天然气管道延吉支线、大庆—长岭天然气管道、长岭—白城—乌兰浩特天然气管道、长春—石家庄天然气干线.能源外送通道

　　实施东北松辽清洁能源基地送电华北工程项目,开展直流特高压输电技术应用,实现高比例新能源外送,促进东北地区新能源消纳,保障首都中长期绿色电力稳定供应.推进 “吉醇入海”工程,探索论证由我省西部地区至辽宁省港口的甲醇输送管道.

　　实施蛟河、和龙、靖宇项目,推进安图、通化、敦化塔拉河、汪清项目前期工作.

　　。落实新一代煤电升级专项行动，扎实推进“煤头电尾”高质量发展。有序推动煤电、煤炭、油气开采与新能源融合发展。

　　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。

　　聚焦“煤头电尾”，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型，进一步支撑构建新型电力系统。加快超超临界煤电机组规划建设，建成投产国能哈热、华电哈三、大唐哈一热等66万千瓦及以上超超临界煤电机组，加速淘汰老旧小煤电机组400万千瓦，

　　。在有效衔接“三改联动”工作的基础上，实施新一代煤电改造升级500万千瓦。新型能源基础设施

　　建成大庆实验平台、林甸、肇源、齐齐哈尔、鸡西、绥化、通河、大庆南、大庆北等500千伏新能源汇集站。

　　建成东部清洁能源基地特高压电力外送通道、东北松辽清洁能源基地送电华北工程及林海～平安第二回500千伏线清洁高效煤电

　　建成华能大庆新华1台68万千瓦，东部清洁能源基地配套电源4台、国能哈热2台、华电哈三1台、大唐哈一热1台、中能建鸡西2台、华电富拉尔基2台、华电哈三二期2台等66万千瓦，以及国能北安2台等35万千瓦煤电机组。完成华能鹤岗

　　04电网主网架建成投产大兴安岭500千伏输变电工程、鸡西～林海第二回500千伏线路工程、国能哈热二期扩建500千伏送出工程等项目。建设七台河庆云500千伏变电站主变扩建工程等。建成投产木兰、克东等一批220千伏变电站。

　　建成南岔、大箐山、嘉荫、汤旺、木兰、依安、拜泉、绥芬河县域电网与主网联系双通道工程。

　　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。

　　力争风电总装机规模突破千万千瓦。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。8、江苏省

　　持续提高新能源供给比重，加快推进以海上风电为重点的风能资源高效利用，打造千万千瓦级大型海上风电基地，适时启动深远海风电项目，规范发展陆上风电。

　　因地制宜布局陆上集中式光伏发电项目，有序开展非自然人户用光伏整村连片规模化开发，推动建筑光伏一体化，推进海上光伏规模化、立体式开发，加快风光同场海上光伏项目建设。

　　安全有序发展核电、氢能、生物质能，推进千万千瓦级核电和绿色氢氨醇基地建设，推动氢能先进技术装备落地应用、基础设施高水平建设、综合利用效能提升和产业规范有序布局，探索地热能、海洋能等新能源发展应用，支持具备条件的园区开展冷能综合利用。

　　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。

　　重点推进 20 个新型电力系统园区规划建设，提供物理可溯源绿电电量约 160 亿千瓦时。

　　支持出口欧盟的电池重点企业在全国率先开展绿电专线创新试点，首批试点项目实现直连绿电约 20 亿千瓦时。

　　推进田湾核电 7、8 号，徐圩核能供热厂一期工程等机组建设，规划建设深远海海上风电等项目。推进连云港抽水蓄能电站建设，开展铜山利国抽水蓄能电站前期工作，谋划推进句容下蜀等具备条件的抽水蓄能电站等。支持淮安、常州建设盐穴综合利用基地。

　　鼓励省级以上绿色工厂积极实施零碳战略，推进工业节能降碳、普及绿色制造模式、推广能源资源集约利用，培育50家以上省级零碳（近零碳）工厂。

　　加快建设核电基地，争取新厂址纳规，加大优质厂址储备和保护力度。建成甘电入浙特高压，争取建成第五回特高压。

　　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。

　　加快淮南平圩电厂四期等“十四五”结转火电项目建设。在负荷中心等重要节点有序布局支撑性煤电项目。在气源有保障、气价可承受、调峰需求突出的地区适度发展调峰气电。建成投运陕皖直流工程，推动内蒙古沙漠基地送电华东工程核准开工。加快川气东送二线（安徽段）、苏皖豫干线等入皖气源通道建设。

　　建成投产桐城、石台等抽水蓄能电站，开工太湖天光等抽水蓄能电站。提升煤电机组高效调节能力，布局建设新型储能项目。

　　加强支撑新能源发电大规模高比例接入、新型电力系统规划建设、化石能源清洁高效开发利用等关键技术装备研发。在新能源友好并网及就近就地消纳、绿色氢氨醇、先进核能等领域遴选实施一批样板工程。

　　积极安全有序建设沿海核电基地，合理布局清洁高效煤电等项目，协同推进海上风电、光伏等清洁能源发展，有序推动抽水蓄能、新型储能等优化系统调节设施建设，

　　到2030年LNG接收站年接收能力达1580万吨，天然气管网长度达2550公里。健全煤炭产供储销体系。能源领域重大工程

　　建成投产泉惠石化工业区热电联产、漳州古雷热电联产等项目，因地制宜推进福州电厂一期、湄洲湾电厂一期等到役机组替代项目建设。

　　持续推动云霄、木兰、永安、华安、德化、漳平、南安等抽水蓄能电站及古田溪混合式抽水蓄能电站建设，启动寿宁下党、延平太平抽水蓄能项目核准建设，推进霞浦浮鹰岛海水抽水蓄能项目前期工作。

　　有序建设福州、漳州、宁德等近海海上风电项目，探索闽南海上风电基地项目示范化开发。

　　建成投产闽赣联网工程，闽侯、莆南等500千伏输变电工程。争取开工长乐、闽南外海集中统一送出工程等项目。

　　构筑东部沿海清洁能源发展高地。坚持风光核等多能并举，打造具有独特优势的超亿千瓦级清洁能源基地.积极安全有序发展核电，推进核能综合利用，打造胶东半岛千万千瓦级核电基地。

　　海陆并进大力发展风电，以渤中、半岛南、半岛北三大片区为重点打造山东半岛海上风电基地，稳步推动向深水远岸布局发展，加快鲁西平原陆上风电项目建设。

　　稳妥有序发展光伏发电，积极推进鲁北盐碱滩涂地等基地开发，鼓励重点用能企业建设自发自用光伏项目。协同推进清洁能源高比例消纳，稳步推动抽水蓄能、压缩空气、电化学等储能设施规模发展，配套建设烟威输变电、沿海核电送出等特高压工程，强化配电网综合承载能力，加快建设坚强智能电网。推进地热能、氢能等多元利用。

　　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。实施跨区域供热工程，推广大温差、长距离、跨区域供热技术，加快建设胶东地区清洁供暖 “一张网”。

　　到2030年，煤炭、原油产量分别稳定在8000万吨、2200万吨左右，接纳省外电量达到2000亿千瓦时。

　　（1）加快推动山东半岛海上风电基地开发，推进渤中、半岛南、半岛北片区海上风电项目开发建设（2）建成鲁西陆上集中式风电项目 （3）建设鲁北盐碱滩涂地风光储输一体化基地。

　　（1）建成潍坊、泰安二期等项目（2）加快建设枣庄山亭、蒙阴垛庄等项目（3）核准开工五莲街头、沂源石桥、乳山诸往、平邑郑城等项目。

　　（1）烟威等特高压输变电工程（2）招远等核电项目1000千伏送出工程（3）乳山、高地等500千伏输变电工程。

　　（1）建设菏泽高庄煤矿项目，适时推进曹县煤田开发建设准备工作（2）实施胜利油田年度生产及配套设施建设项目（3）建设山东管网北干线—安庆天然气管道 (山东段)等工程。

　　（1）建设滨州北海滨华新材料、潍坊海化纯碱厂、日照绿氢链高端化学产业园等源网荷储一体化项目（2）烟台万华等绿电产业园项目 （3）东营时代绿色制造基地绿电直连项目（4）胜利油田百万吨低浓度二氧化碳捕集驱油与封存示范工程 (5)泰安肥城盐穴储能储气基地项目(6)滨州500MW/2000MWh熔盐储能中心项目 (7)德州全钒液流储能系统智造基地及电化学储能电站项目 (8)菏泽海辰一体化零碳储能产业园 (9)盐穴储气储能绿色循环产业园项目等。

　　(1)以能源和产业融合推动济南、青岛都市圈一体化发展，支持济南打造综合智慧能源示范区，青岛建设能源科创大走廊，烟台争创北方清洁能源中心;(2)支持滨州打造新能源经济发展高地，建设渤海湾未来科技动力产业城;泰安打造多元储能特色发展区;枣庄打造新能源电池名城;日照建设北方能源枢纽;威海打造核能综合利用示范基地;(3)建设潍坊、东营油品储运基地，济宁煤炭储备基地，淄博齐鲁储能谷等。

　　充分发挥煤电兜底保障和支撑调节作用，新建一批大容量高参数清洁煤电，加快老旧低效机组更新迭代。

　　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。

　　投运石门三期、株洲新厂、岳州、汨罗、郴州等煤电项目合计新增装机800万千瓦，争取新开工600万千瓦。建设平江、安化、炎陵、汨罗、桃源、攸县、辰溪、双牌、江华等9座共1320万千瓦抽水蓄能电站。推进“疆电入湘”，加快建设湘粤、湘黔省间电力互济工程，推动建设湘南特高压交流工程和鄂湘背靠背联网工程，开展第四回入湘直流前期研究。到2030年，全省煤电装机达到4200万千瓦，风电、光伏发电5500万千瓦，水电1700万千瓦，外电入湘能力2200万千瓦，与南网互济能力600万千瓦。

　　加快实施潇湘1000千伏特高压变电站主变扩建工程。持续完善500千伏骨干电网，新建长沙北、常德东、娄底南等500千伏变电站，改扩建望城、楚湖、红光等500千伏变电站，新建炎陵罗萍江抽蓄、辰溪孝坪抽蓄送出工程等500千伏线千伏电网，实施电网分层分区运行，推动220千伏电网逐步向地市区域内部输电网转化。加快中低压配电网提档升级，全面提升城乡配电网供电保障、综合承载和防灾抗灾能力。到2030年，电网供电可靠率不低于99.96%，农网户均配变容量不低于3.3千伏安。

　　加强新增跨海联网输电通道规划建设，推动海南电网与全国“大网”互联互通，提升跨省电力互济和清洁能源的消纳能力。

　　适度超前建设主干网架，加强“口”字型500千伏主网架建设，深化“日”字型双环网研究论证，实现220千伏变电站县域全覆盖。

　　利用市场化手段引导核电参与调峰运行。大力发展虚拟电厂，引导充电设施、用户侧储能等柔性负荷参与需求响应。

　　建成投产昌江核电二期、昌江小堆示范项目，加快15个海上风电（CZ4-CZ18）、光伏发电、三亚东气电等项目建设。开展中核海南5、6号机组前期工作。建设分布式光伏，有序推进分布式储能、柴油发电机等应急备用电源。研究地热能、波浪能、潮汐能、温差能发电。

　　建设海南至广东高压输电线路灵活互济工程等。研究新增海口美乐、儋州、东方等500千伏变电站（或开关站）布点。建设海口、三亚、儋洋经济圈及重点园区高质量配电网等。实施农村电网巩固提升工程。

　　建设海口市园区及商业中心V2G车网互动规模化应用项目。建设全省5G通信基站聚合、海南东部区域工业负荷聚合、海南换电站分布式自动一次调频等项目。

　　推进“千乡万村驭风行动”和分布式光伏建设，推动地热能、氢能等多能互补融合发展，因地制宜发展垃圾焚烧、沼气发电等生物质发电，

　　科学布局清洁高效煤电项目，实施高耗能、高污染存量机组“上大压小”项目。开工建设120万千瓦抽水蓄能电站，因地制宜建设新型储能电站，探索压缩空气储能、重力储能项目。加快建设智能电网、微电网，培育虚拟电厂、源网荷储一体化、绿电直连等新兴需求侧应用场景。

　　适度超前推进新型融合算力设施建设，构建重庆数据中心集群与跨域共享协同发展的算力供给体系。加强本地算力基础设施建设，深入推进“疆算入渝”工程，以市场化形式推动算力产业企业赴新疆投资建设智能算力基础设施。强化数、算、电、网等资源协同，探索数据设施绿电直连模式，深化智能微电网、虚拟电厂建设，新建算力设施绿色算力资源占比达到80%。迭代西部算力调度平台，推动算力资源高效利用，智能算力规模达到15万P。

　　打造“西电东送”能源资源配置枢纽，加快建设疆电（南疆）送电川渝和电网互济工程，构建“特高压直流+特高压交流+毗邻省份联网互济”的电网格局，外电入渝能力达到2600万千瓦。

　　开工建设大足、中梁山及云阳建全、奉节菜籽坝抽水蓄能送出等一批500千伏输变电工程，完工丰都方斗山、万州平湖至涪陵五马等500千伏线路，布局一批重点工业园区天然气管道。

　　完工云阳建全抽水蓄能电站，加快建设丰都栗子湾、奉节菜籽坝、武隆银盘等抽水蓄能电站及忠县万顺场储气库，谋划梁平—垫江沙坪场、万州寨沟湾、开州五百梯枯竭气藏型和合川、万州盐穴型储气库。

　　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，

　　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。

　　到2030年，原煤产量达2.2亿吨，储煤基地静态储备能力达500万吨，可供调出能力达3500万吨左右，

　　、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。

　　建成六盘水市水城区“煤—焦—化—电”循环经济基地，推进建设毕节、黔西南、黔南、安顺4个千万千瓦级综合能源基地项目，建成盘州市、黔西市、威宁县、金沙县、织金县、普安县、安龙县、播州区、普定县共18个露天煤矿开采、煤矿技改扩能、煤矿瓦斯抽采治理等项目。建成一批风力发电、光伏发电项目。规划建设贵安新区绿电直连等项目。

　　建成大方县（2×660MW）超超临界燃煤发电、金沙县茶园电厂二期“等容量替代”（1×660MW）煤电、金沙县柳塘（2×660MW）煤电、七星关区（2×660MW）超超临界燃煤发电、贵州能源普定电厂（2×660MW）超超临界燃煤发电等项目。规划研究兴义电厂二期先进煤电机组项目。

　　加快推进贵阳抽水蓄能电站、黔南抽水蓄能电站、福泉坪上抽水蓄能电站建设，稳妥有序推进水城野龙拢抽水蓄能电站、关岭下坝抽水蓄能电站、桐梓大梁岗抽水蓄能电站、黔西新仁抽水蓄能电站、晴隆莲城抽水蓄能电站建设。

　　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。

　　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。

　　加快建设如美水电站，开工建设班达、古水、邦多、曲孜卡、古学水电站，建设配套新能源项目。

　　建成玉曲河扎拉、碧土水电站，开工建设玉曲河中波水电站、察隅曲、克劳龙河梯级电站和基地配套抽水蓄能电站，建设配套新能源项目。

　　实施藏中至昌都 500 千伏第二通道、日喀则和主网架加强、西藏220千伏主电

　　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。

　　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。

　　推进铜川350兆瓦/1400兆瓦时压缩空气储能、宝鸡300兆瓦/1200兆瓦时混合储能电站、商洛全钒液流储能电池等项目建设。

　　到2030年，全省煤炭产能达到2亿吨/年，原煤产量突破1亿吨。到2030年，新能源及装备制造产值超2000亿元。

　　接续打造库姆塔格、腾格里、巴丹吉林“沙戈荒”新能源基地，推动酒泉向特大型风光电基地迈进，推动张掖、武威、金昌、庆阳建成千万千瓦级基地，建设若干百万千瓦级基地。研究布局甘肃南部新能源基地。

　　有序实施大容量光热、外送通道配套光热、“光热+风光电”一体化等项目，推动光热资源规模化开发，不断拓展光热发电开发利用新场景。

　　推进实施“新能源+”行动，开发“绿电+”应用场景，积极引导现代高载能产业、战略性新兴产业和未来产业向资源富集地区有序转移，加强新能源大规模开发和本地高比例消纳协同，着力推动“西电西用”。

　　加强绿氢“制储输运用”一体化发展布局，在酒泉、张掖、庆阳等地建设一批新能源直供、离网运行、绿电交易等多种模式的绿电制氢项目，积极探索绿氢合成氨、绿色甲醇、氢储能、氢燃料电池等新型业态，拓展氢能在化工、冶金、交通、能源等领域应用，打造河西“绿氢走廊”。大力推广“源网荷储”一体化、绿电直连、虚拟电厂、智能微电网等新型用能模式。建成庆阳“东数西算”绿电聚合项目。

　　围绕库姆塔格、巴丹吉林等沙漠基地谋划新增外送通道，力争在运特高压直流外送通道达到6条。实施一批连接陕西、青海、宁夏等周边省份的电力互济工程，促进新能源省间消纳。

　　规划建设一批750千伏输变电工程，形成布局合理、运行可靠的骨干电网，满足各类电源和新增负荷发展需求。河西电网建成玉门—金塔—张掖西—红沙—靖远—兰州750千伏北通道工程，增强河西新能源富集区至兰白地区负荷中心的输电能力。中部电网规划红古750千伏等输变电工程，加快推进陇东南通道等750千伏输变电工程前期工作，不断优化能源电力配置布局，为大规模、高比例新能源外送提供可靠支撑。

　　建成兰州新区、陇电入浙、“沙戈荒”大基地外送配套调峰等煤电项目，规划新建一批清洁高效灵活煤电。开展新一代煤电升级专项行动，推动现役机组实施煤电节能降耗改造、灵活性改造、供热改造，提升机组调节能力和能效水平，促进煤电逐步由基础保障性向支撑调节性电源转型。

　　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，开工建设茨哈峡、尔多水电站，适时推进龙羊峡、公伯峡等水电站增容扩机。实施新一代煤电升级专项行动，建成格尔木2×660MW火电机组。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。

　　加快哇让、南山口等抽水蓄能电站建设，积极争取新谋划抽水蓄能电站纳规。因地制宜发展电化学储能、热储能、机械储能，引导企业灵活配置新型储能。推动电网关键节点及末端优化布局电网侧储能，鼓励建设独立新型储能电站。围绕算力设施、工业园区、通信基站、充换电站等终端用户，创新源网荷储一体化、智能电网、车网互动等应用模式，推动虚拟电厂规模化发展，合理配置用户侧储能。

　　坚持集中式与分布式、增量开发与存量升级并举,扩大新能源供给规模,保持新能源利用率合理水平。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。

　　坚持电与非电并重,推动新能源从单一电力消纳向多能综合利用转变,推进化石能源安全可靠有序替代。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。

　　鼓励新能源与新型储能一体化调用,建设系统友好型新能源电站。促进新能源与传统能源融合发展,在大型煤矿、气田周边布局新能源。拓展算电协同、交能融合、光伏建筑一体化等绿电消纳场景。推进新材料、高端装备、节能环保等新兴产业与新能源协同布局、集群发展,形成 “以绿制绿”产业新生态。

　　实施新一代煤电改造升级,推动煤电向支撑调节性电源转型。加快新型储能多元化技术应用,合理布局电源侧、电网侧、负荷侧新型储能,推进关键电网节点构网型储能和园区公共储能电站建设。建设一批抽水蓄能电站,稳步提升长时储能规模。

　　加快建设石嘴山平罗电厂、固原彭阳电厂等煤电,合理布局新增清洁高效煤电,规划建设外送通道配套煤电。利用 “煤电掺氨”、“煤电+熔盐储热”等新技术,开展煤电机组低碳化改造和新一代煤电试点示范,促进电力系统清洁低碳运行。