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山东省碳达峰实施方案：大力发展新能源、加快建设新型电力系统
01-05
近日，山东省人民政府印发《山东省碳达峰实施方案》，文件指出，大力发展新能源，加快实施新能源倍增行动，统筹推动太阳能、风能、核能等开发利用，完成可再生能源电力消纳责任权重。加快发展光伏发电。打造鲁北盐碱滩涂地风光储输一体化基地、鲁西南采煤沉陷区百万千瓦级“光伏+”基地，加快探索海上光伏基地建设。到2030年，光伏发电、风电、核电、生物质发电装机分别达到9500万千瓦、4500万千瓦、1000万千瓦和500万千瓦。
按照“风光火储一体化”模式，加快电源输出地可再生能源基地建设，提升既有通道送电能力和可再生能源比例。加快陇东至山东±800千伏特高压直流输变电工程建设，配套建设千万千瓦级风光火储一体化电源基地，可再生能源电量比例原则上不低于50%。适时启动第四条特高压直流通道论证建设。到2030年，接纳省外电量达到2000亿千瓦时，可再生能源电量占比达到35%。
加快建设新型电力系统。加快构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统，积极推动源网荷储一体化发展，大幅提高新能源电力消纳能力。建立健全储能配套政策，完善储能市场化交易机制和价格形成机制。加快布局建设抽水蓄能，积极推动储电、相变材料储热等储能方式规模化示范，全面提升储能在电源侧、电网侧、用户侧的应用水平。到2030年，新型储能设施、抽水蓄能装机规模均达到1000万千瓦，需求侧响应能力达到750万千瓦左右。
原文如下：
山东省碳达峰实施方案
为深入贯彻党中央、国务院关于碳达峰碳中和重大战略决策部署，有力有序有效做好碳达峰工作，根据国家《2030年前碳达峰行动方案》和山东省《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〉的若干措施》，制定本实施方案。 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，全面贯彻党的二十大精神，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，主动服务和融入新发展格局，以“走在前、开新局”为目标定位，坚持稳中求进工作总基调，协同推进降碳、减污、扩绿、增长，坚定不移走生态优先、绿色发展的现代化道路，深化新旧动能转换，努力建设绿色低碳高质量发展先行区，推动经济体系、产业体系、能源体系和生活方式绿色低碳转型，充分发挥在黄河流域生态保护和高质量发展中的龙头作用，确保全省2030年前实现碳达峰。 二、主要目标 “十四五”期间，全省产业结构和能源结构优化调整取得明显进展，重点行业能源利用效率大幅提升，严格合理控制煤炭消费增长，新能源占比逐渐提高的新型电力系统加快构建，绿色低碳循环发展的经济体系初步形成。到2025年，非化石能源消费比重提高至13%左右，单位地区生产总值能源消耗、二氧化碳排放分别比2020年下降14.5%、20.5%，为全省如期实现碳达峰奠定坚实基础。 “十五五”期间，全省产业结构调整取得重大进展，重点领域低碳发展模式基本形成，清洁低碳安全高效的能源体系初步建立，重点行业能源利用效率达到国内先进水平，非化石能源消费比重进一步提高，煤炭消费进一步减少，经济社会绿色低碳高质量发展取得显著成效。到2030年，非化石能源消费占比达到20%左右，单位地区生产总值二氧化碳排放比2005年下降68%以上，确保如期实现2030年前碳达峰目标。 三、实施碳达峰“十大工程” （一）能源绿色低碳转型工程。 制定能源领域碳达峰工作方案，坚持安全平稳降碳，加快构建清洁低碳安全高效的能源体系。 1.大力发展新能源。加快实施新能源倍增行动，统筹推动太阳能、风能、核能等开发利用，完成可再生能源电力消纳责任权重。加快发展光伏发电。坚持集散并举，开展整县屋顶分布式光伏规模化开发建设试点示范，打造鲁北盐碱滩涂地风光储输一体化基地、鲁西南采煤沉陷区百万千瓦级“光伏+”基地，加快探索海上光伏基地建设。大力推进风电开发。以渤中、半岛南、半岛北三大片区为重点，打造千万千瓦级海上风电基地，推动海上风电与海洋牧场融合发展试点示范，有序推进陆上风电开发。积极安全有序发展核电。围绕打造胶东半岛千万千瓦级核电基地，全力推进海阳、荣成等核电厂址开发。加快推进核能供热、海水淡化等综合利用。探索推动核能小堆供热技术研究和示范应用。培育壮大氢能产业。加强工业副产氢纯化技术研发和应用，积极推进可再生能源制氢和低谷电力制氢试点，培育风光+氢储能一体化应用模式。实施“氢进万家”科技示范工程，促进完善制氢、储（运）氢、输氢、加氢、用氢全产业链氢能体系。因地制宜发展其他清洁能源。统筹推进生物质能、地热能、海洋能等清洁能源多元化发展。到2030年，光伏发电、风电、核电、生物质发电装机分别达到9500万千瓦、4500万千瓦、1000万千瓦和500万千瓦。（责任单位：省能源局、省发展改革委、省自然资源厅、省住房城乡建设厅、省工业和信息化厅、省科技厅、省水利厅、省农业农村厅、省海洋局、省生态环境厅） 2.加强煤炭清洁高效利用。全面关停淘汰中温中压及以下参数或未达到供电煤耗标准、超低排放标准的低效燃煤机组，大力推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”。实施机组对标行动，加快煤电机组节能技改，挖掘余热利用潜力，不断降低供电标准煤耗。大幅压减散煤消费，因地制宜推进“煤改气”“煤改电”。到2025年，煤电机组正常工况下平均供电煤耗降至295克标准煤/千瓦时左右。（责任单位：省发展改革委、省能源局、省住房城乡建设厅、省生态环境厅） 3.有序引导油气消费。保持石油消费处于合理区间，持续推进成品油质量升级。加快完善天然气基础设施，统筹沿海LNG接收站、陆上天然气入鲁通道建设，推进天然气地下储气库、城市调峰设施和LNG储配库、LNG罐式集装箱及配套堆场建设，构建“一网双环”输气格局。实施燃气发电示范工程，适度发展天然气分布式热电联产项目。稳妥拓展城镇燃气、天然气发电和工业燃料等领域，有序推动交通用气发展，新增天然气优先保障民生用气，优化天然气利用结构。到2030年，天然气综合保供能力达到450亿立方米。（责任单位：省能源局、省发展改革委、省自然资源厅、省住房城乡建设厅） 4.全面推进“外电入鲁”提质增效。按照“风光火储一体化”模式，加快电源输出地可再生能源基地建设，提升既有通道送电能力和可再生能源比例。加快陇东至山东±800千伏特高压直流输变电工程建设，配套建设千万千瓦级风光火储一体化电源基地，可再生能源电量比例原则上不低于50%。适时启动第四条特高压直流通道论证建设。到2030年，接纳省外电量达到2000亿千瓦时，可再生能源电量占比达到35%。（责任单位：省能源局、省发展改革委、省自然资源厅） 5.加快建设新型电力系统。加快构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统，积极推动源网荷储一体化发展，大幅提高新能源电力消纳能力。建立健全储能配套政策，完善储能市场化交易机制和价格形成机制。加快布局建设抽水蓄能，积极推动储电、相变材料储热等储能方式规模化示范，全面提升储能在电源侧、电网侧、用户侧的应用水平。到2030年，新型储能设施、抽水蓄能装机规模均达到1000万千瓦，需求侧响应能力达到750万千瓦左右。（责任单位：省能源局、省发展改革委、省自然资源厅）
（二）工业领域碳达峰工程。 以加快产业结构转型升级为总抓手，制定工业领域碳达峰工作方案，推动主要行业碳排放有序达峰。 1.推动工业领域绿色低碳发展。加快退出落后产能，推动传统产业绿色化高端化发展，积极发展绿色低碳新兴产业，建立高效绿色低碳的现代工业体系。实施节能降碳行动，严格能效约束，加快重点领域节能降碳步伐，带动全行业绿色低碳转型。提高铸造、有色、化工等行业的园区集聚水平，深入推进园区循环化改造，着力提高工业园区绿色化水平。积极推行绿色设计、建设绿色工厂、打造绿色供应链，深入推进清洁生产，加快发展绿色工业园区和生态工业园区。加强电力需求侧管理，提升工业电气化水平。大力发展节能环保产业。开展全流程二氧化碳减排示范工程，推动企业设备更新和技术改造，加快绿色低碳转型步伐。（责任单位：省工业和信息化厅、省发展改革委、省生态环境厅） 2.推动钢铁行业碳达峰。优化生产力布局，加快建设“日临”“莱泰”两大钢铁产业基地，京津冀大气污染传输通道城市钢铁产能实现应退尽退，提升沿海地区钢铁产能占比。促进工艺流程结构转型和清洁能源替代，提升废钢资源回收利用水平，推行全废钢电炉工艺。推广先进适用技术，挖掘节能降碳潜力，探索开展氢冶金等试点示范。到2025年，沿海地区钢铁产能占比力争达到70%。（责任单位：省工业和信息化厅、省发展改革委、省科技厅、省生态环境厅） 3.推动有色金属行业碳达峰。严禁新增电解铝、氧化铝产能，严控电解铜产能。鼓励发展再生铝、再生铜等有色金属产业，完善废弃有色金属资源回收、分选和加工网络，提高再生有色金属产量比例。推广先进适用绿色低碳新技术，推进清洁能源替代，提升生产过程余热回收水平，推动单位产品碳排放持续下降。到2025年，电解铝吨铝电耗争取下降至12500千瓦时左右。（责任单位：省工业和信息化厅、省发展改革委、省科技厅、省能源局） 4.推动建材行业碳达峰。严格执行产能置换政策，加快低效产能退出，引导建材行业向轻型化、集约化、制品化转型。鼓励建材企业使用粉煤灰、工业废渣、尾矿渣等作为原料或水泥混合材。严禁新增水泥熟料、粉磨产能，推广节能技术设备，提升水泥生产线超低排放水平，深挖节能增效空间。到2025年，除特种水泥熟料和化工配套水泥熟料生产线外，2500吨/日及以下的水泥熟料生产线全部整合退出。（责任单位：省工业和信息化厅、省发展改革委、省科技厅） 5.推动石化化工行业碳达峰。严格执行炼化产业产能置换比例，确保全省炼油产能只减不增。严格项目准入，稳妥推进企业兼并重组，推进炼化一体化发展。优化产品结构，促进石化化工与煤炭开采、冶金、建材、化纤等产业协同发展，加强炼厂干气、液化气等副产气体高效利用。加快石化、煤化等行业全流程清洁化、循环化、低碳化改造，推动能量梯级利用、物料循环利用，深入推进化工园区循环化改造。（责任单位：省工业和信息化厅、省发展改革委、省能源局） 6.坚决遏制高耗能、高排放、低水平项目盲目发展。对高耗能高排放项目全面推行清单管理、分类处置、动态监控。严格落实国家产业政策，强化环保、质量、技术、节能、安全标准引领，按照“四个区分”的要求，加快存量项目分类处置，有节能减排潜力的尽快改造提升，依法依规推动落后产能退出。新建项目严格落实产能、煤耗、能耗、碳排放、污染物排放等减量替代要求，主要产品能效水平对标国家能耗限额先进标准。（责任单位：省发展改革委、省工业和信息化厅、省生态环境厅）
（三）节能降碳增效工程。 落实能耗双控工作要求，把节能贯穿于经济社会发展的全过程和各领域，推动能源消费革命，加快建设能源节约型社会。 1.全面提升节能管理能力。强化固定资产投资项目节能审查，从源头提升能源利用效率和节能减碳水平。加强重点领域节能管理，大力开发、推广节能高效技术和产品，加快实施节能低碳技术改造。提升能源计量支撑能力，开展重点用能单位能源计量审查，实施低碳计量重点工程，建立健全碳排放计量技术、管理和服务体系。加强节能监察能力建设，健全省、市、县三级节能监察体系，建立跨部门联动的节能监察机制。（责任单位：省发展改革委、省工业和信息化厅、省生态环境厅、省市场监管局、省科技厅、省能源局） 2.推动重点领域节能降碳。开展建筑、交通、照明、供热等基础设施节能升级改造，推进先进绿色建筑技术示范应用，推动城市综合能效提升。实施园区节能降碳工程，以高耗能高排放项目聚集度高的园区为重点，推动能源系统优化和梯级利用，打造一批国际先进节能低碳园区。（责任单位：省发展改革委、省科技厅、省工业和信息化厅、省生态环境厅、省住房城乡建设厅、省能源局） 3.推进重点用能设备节能增效。建立以能效为导向的激励约束机制，综合运用税收、价格、补贴等多种手段，推广先进高效产品设备，加快淘汰落后低效设备。加强重点用能设备能效监测和日常监管，强化生产、经营、销售、使用、报废全链条管理，确保能效标准和节能要求全面落地见效。（责任单位：省发展改革委、省工业和信息化厅、省市场监管局、省能源局） 4.加强新型基础设施节能降碳。统筹谋划新型基础设施建设，优化空间布局，避免低水平重复建设。优化新型基础设施用能结构，采用分布式储能、“光伏+储能”等模式，探索多样化能源供应，提高非化石能源消费比重。推动既有设施绿色低碳升级改造，积极推广使用高效制冷、先进通风、余热利用、智能化用能控制等绿色技术，提高设施能源利用效率。（责任单位：省发展改革委、省工业和信息化厅、省科技厅、省能源局、省大数据局） （四）城乡建设绿色低碳工程。 加快推动城乡建设绿色低碳发展，全面建立以绿色低碳为导向的城乡建设管理机制。 1.推动城乡建设绿色低碳转型。优化城乡空间布局，科学确定建设规模，控制新增建设用地过快增长。推动新型建筑工业化全产业链发展，大力发展装配式建筑，推广绿色建材，推动建材循环利用，将绿色发展理念融入工程策划、设计、生产、运输、施工、交付等建造全过程，积极推行绿色建造。完善城乡建设管理机制，制定建筑拆除管理办法，杜绝大拆大建。建设绿色城镇、绿色社区。（责任单位：省住房城乡建设厅、省自然资源厅、省发展改革委） 2.加快提升建筑能效水平。稳步提升建筑节能低碳水平，提高新建建筑节能标准，深入开展既有居住建筑和公共建筑节能改造。城镇新建建筑全面执行绿色建筑标准，完善绿色建筑标准体系，健全星级绿色建筑标识制度。推动超低能耗建筑、低碳建筑规模化发展。加快推广供热计量收费和合同能源管理。加强适用不同类型建筑的节能低碳技术研发和推广，持续推动老旧供热管网等市政基础设施节能降碳改造。到2025年，新增绿色建筑5亿平方米。（责任单位：省住房城乡建设厅、省发展改革委、省市场监管局） 3.大力优化建筑用能结构。大力推进可再生能源建筑应用，推广光伏发电与建筑一体化应用，因地制宜推行热泵、生物质能、地热能、太阳能等清洁低碳供暖。推广清洁能源和跨区域供热体系，推动清洁取暖与热电联产集中供暖，加快工业余热供暖规模化应用。提高建筑终端电气化水平，建设集光伏发电、储能、直流配电、柔性用电为一体的“光储直柔”建筑。到2025年，城镇建筑可再生能源替代率达到8%，新建公共机构、新建厂房屋顶光伏覆盖率达到50%。（责任单位：省住房城乡建设厅、省能源局、省发展改革委、省生态环境厅） 4.推进农村用能结构低碳转型。推进绿色农房建设，推动新建农房执行节能设计标准，鼓励和引导农村居民实施农房节能改造。加快生物质能、太阳能等可再生能源在农村生活和农村建筑中的应用。持续推进农村清洁取暖攻坚行动，推广节能环保灶具，因地制宜选择适宜取暖方式。全面实施乡村电气化提升工程，加快农村电网改造升级。（责任单位：省农业农村厅、省发展改革委、省住房城乡建设厅、省生态环境厅、省能源局） （五）交通运输低碳转型工程。 科学制定交通领域碳达峰工作方案，加快构建绿色低碳运输体系，确保交通运输领域碳排放增长保持在合理区间。 1.加快绿色交通基础设施建设。优化交通基础设施空间布局，加快推进港口集疏运铁路、物流园区及大型工矿企业铁路专用线项目建设，推动铁路向重要货源地延伸。统筹利用综合运输通道资源，鼓励公路与铁路、高速公路与普通公路共用线位。推进京杭运河黄河以北段适宜河段复航。加快推进绿色公路、绿色铁路、绿色港口和绿色机场建设，提升绿色建设施工水平，推动老旧交通基础设施升级改造，持续完善充电桩、LNG加注站、加氢站等设施。鼓励在交通枢纽场站以及公路、铁路等沿线合理布局光伏发电及储能设施。推广零碳服务区建设。（责任单位：省交通运输厅、省发展改革委、省能源局） 2.深入推动运输结构调整。加快完善多式联运体系，引导大宗货物采用铁路、水路、封闭式皮带廊道、新能源和清洁能源汽车等运输方式。打造高效衔接、快捷舒适的城市公共交通服务体系，提升公共出行比例，积极引导公众优先选择绿色低碳交通方式。加快城乡物流配送绿色发展，推进绿色低碳、集约高效的城市物流配送服务模式创新。到2025年，集装箱铁水联运量年均增长15%以上，沿海主要港口大宗货物绿色运输方式比例达到70%以上，全省80%以上的绿色出行创建城市绿色出行比例达到70%以上。（责任单位：省交通运输厅、省发展改革委、省商务厅） 3.促进运输工具装备低碳转型。加大城市公交、出租等领域新能源车辆推广应用力度，推动城市公共服务车辆电动化替代，鼓励将老旧车辆和非道路移动机械替换为清洁能源车辆。鼓励各市开展燃料电池汽车推广应用，在济南、青岛、潍坊、济宁、聊城、滨州等市推进氢燃料电池公交车的运行。发展智能交通，降低空载率和不合理客货运周转量，提升运输工具能源利用效率。实施港口岸电改造工程。到2030年，城市建成区每年新增和更新的城市公共汽车（除应急救援车辆外）新能源车辆比例为100%，新增和更新的出租新能源和清洁能源车辆比例不低于80%，营运车辆、船舶换算周转量碳排放强度比2020年分别降低10%、5%左右。陆路交通运输石油消费力争2030年前达到峰值。（责任单位：省交通运输厅、省发展改革委、省工业和信息化厅）
（六）循环经济助力降碳工程。 大力发展循环经济，不断提高资源利用效率，充分发挥减少资源消耗和降碳的协同作用。 1.推进园区循环化改造。开展园区循环化改造，推动园区企业循环式生产、产业循环式组合，推进工业余压余热、废水废气废液的资源化利用，积极推广集中供气供热。搭建基础设施和公共服务共享平台，加强园区物质流管理。到2030年，省级以上园区全部实施循环化改造。（责任单位：省发展改革委、省工业和信息化厅） 2.促进大宗固体废物综合利用。完善省级固体废物资源化利用政策、标准、规范、技术，坚持绿色消费引领源头减量，提高资源化利用水平，最大限度减少填埋量。促进秸秆、畜禽粪污等主要农业废弃物全量利用。推动建筑垃圾资源化利用，推广废弃路面材料原地再生利用。加快大宗固废综合利用示范建设。到2030年，大宗固废年利用量达到2亿吨。（责任单位：省发展改革委、省工业和信息化厅、省住房城乡建设厅、省生态环境厅、省农业农村厅、省畜牧局） 3.扎实推行生活垃圾分类和资源化利用。严格落实城市生活垃圾分类制度实施方案，完善垃圾分类标识体系，健全垃圾分类奖励制度。加快建立覆盖全社会的生活垃圾收运处置体系，完善分类投放、分类收集、分类运输、分类处理的生活垃圾处理系统。推进生活垃圾焚烧处理等设施建设和改造提升，优化处理工艺，增强处理能力，降低垃圾填埋比例。到2030年，城镇生活垃圾分类实现全覆盖。（责任单位：省住房城乡建设厅、省发展改革委、省生态环境厅、省能源局） 4.健全再生资源循环利用体系。完善废旧物资回收网络，搭建“互联网+回收”应用平台，鼓励企业创新综合利用技术，不断提升废旧物资循环利用水平。推进退役动力电池、光伏组件、风电机组叶片等新兴产业废弃物循环利用。推行废旧家电、消费电子等耐用消费品生产企业“逆向回收”模式。加大再生水利用力度，加快推动城镇生活污水、工业废水、农业农村污水资源化利用。到2030年，废钢、废纸、废塑料、废橡胶、废玻璃、废弃电器电子产品、报废机动车等再生资源产品利用量达到5000万吨。（责任单位：省发展改革委、省住房城乡建设厅、省工业和信息化厅、省商务厅） （七）绿色低碳科技创新工程。 发挥科技创新在碳达峰碳中和工作中的引领作用，强化科技支撑能力，加快绿色低碳科技革命。 1.完善绿色低碳技术创新机制。发挥科研机构作用，强化绿色技术产学研协同攻关，鼓励相关设施、数据、检测等资源开发共享。成立山东省绿色技术银行，支持重点绿色技术创新成果转化应用。打造省级生态环境科技成果转化综合服务平台，建设一批生态环境科技成果转移转化基地。成立山东能源科技创新联盟，举办能源科技高端论坛。加强知识产权保护，完善绿色低碳技术和产品评估体系。（责任单位：省科技厅、省发展改革委、省市场监管局、省生态环境厅） 2.提升绿色低碳技术创新能力建设。积极推动相关领域重点实验室、工程研究中心等科技创新平台建设。引导行业龙头企业联合高校、科研院所和上下游企业，共建绿色低碳产业创新中心。加强基础科学研究，支持科研单位在气候变化成因、生态系统碳汇、低碳零碳负碳技术等方面，加强基础理论、基础方法、基础材料研究。建立完善绿色技术创新科研人员激励机制，激发领军人才绿色技术创新活力。（责任单位：省科技厅、省发展改革委、省教育厅、省生态环境厅） 3.加强绿色低碳技术研发应用。实行“揭榜挂帅”机制，加大绿色低碳科技研发力度，重点突破绿色低碳领域“卡脖子”和共性关键技术。集中力量开展复杂大电网安全稳定运行和控制、大容量风电、高效光伏、大容量电化学储能、低成本可再生能源制氢、磁悬浮冷媒压缩机、CCUS等关键技术攻关。加快攻克碳纤维、气凝胶、特种钢材等基础材料和关键零部件、元器件、软件等技术短板。推广先进成熟绿色低碳技术，更新绿色技术推广目录，开展技术示范应用。加快氢能技术发展，推进氢能在工业、交通、城镇建筑等领域规模化应用。建设二氧化碳捕集利用与封存一体化示范项目。（责任单位：省科技厅、省发展改革委、省工业和信息化厅、省生态环境厅、省能源局） 4.加强碳达峰碳中和人才引育。对接国家碳达峰碳中和专业人才培养支持计划，完善碳达峰碳中和人才培养体系。建立顶尖人才“直通车”机制，着力引进低碳技术相关领域的高层次人才，培育一批优秀的青年领军人才和创新创业团队。支持中央驻鲁高校和省属高校开设节能、储能、氢能、碳减排、碳市场等相关专业，建立多学科交叉的绿色低碳人才培养模式。（责任单位：省发展改革委、省委组织部、省科技厅、省教育厅、省人力资源社会保障厅） （八）碳汇能力巩固提升工程。 坚持系统观念，推进山水林田湖草沙一体化保护和修复，提升生态系统的质量与稳定性，充分发挥森林、农田、湿地、海洋等固碳作用，提升生态系统碳汇增量。 1.巩固生态系统碳汇作用。强化国土空间规划战略引领和刚性管控作用，实施国土空间格局优化策略。实施整体保护、系统修复、综合治理，加快构建以国家公园为主体的自然保护地体系，守住自然生态安全边界。大力推动存量建设用地盘活利用。严格执行土地使用标准，开展工业用地利用情况调查，加强节约集约用地评价，推广应用节地技术和节地模式。（责任单位：省自然资源厅、省发展改革委、省生态环境厅、省水利厅） 2.提升生态系统碳汇能力。深入推进科学绿化试点示范省建设，实施森林质量精准提升工程，加快鲁中南和鲁东山地丘陵区两大生态屏障建设，提高森林质量。强化森林资源保护，切实加强森林抚育经营和低效林改造。完善湿地分级管理体系，实施湿地保护修复工程，通过退养还滩、生态补水等措施，修复退化湿地，增强固碳能力。到2030年，全省森林覆盖率完成国家下达任务。（责任单位：省自然资源厅、省水利厅、省发展改革委） 3.大力发展海洋生态系统碳汇。推进海洋碳汇标准体系建设。开展全省海洋生态系统碳汇分布状况家底调查，完善海洋碳汇监测系统。开展海洋生态保护修复，持续推进“蓝色海湾”整治行动和海岸带保护修复工程，提升海洋生态系统碳汇能力，探索海洋生态系统固碳增汇实现路径，推动海洋碳汇开发利用。（责任单位：省海洋局、省生态环境厅、省发展改革委、省农业农村厅） 4.加强生态系统碳汇基础支撑。建立健全林业碳汇计量监测体系、价值评价体系和经营开发体系，完善森林碳库现状及动态数据库，开展林业碳汇评估。推动山东省林业碳汇交易。建设海洋碳汇领域院士工作站、海洋负排放研究中心、黄渤海蓝碳监测和评估研究中心等创新平台，加强海洋碳汇技术研究。（责任单位：省自然资源厅、省海洋局、省生态环境厅、省发展改革委、省科技厅） 5.推进农业农村减排固碳。加快先进适用、节能环保农机装备和渔船推广应用，发展节能农业大棚。大力推进农业生态技术、绿色技术和增汇型技术研发和推广应用，深入实施农药化肥减量增效行动，合理控制化肥、农药、地膜使用量。大力发展绿色循环农业，整县推进畜禽粪污、秸秆等农业生产废弃物综合利用。整县提升农村人居环境，提高农村污水垃圾处理能力，实施控源截污、清淤疏浚、水体净化等工程。（责任单位：省农业农村厅、省发展改革委、省工业和信息化厅、省住房城乡建设厅、省生态环境厅、省自然资源厅、省水利厅、省畜牧局）
（九）全民绿色低碳工程。 着力增强全民节约意识、环保意识、生态意识，倡导文明、节约、绿色、低碳的生活方式，引领民众自觉参与美丽中国建设。 1.提高全民节能低碳意识。加强资源能源环境国情宣传，开展全民节能低碳教育，普及碳达峰碳中和基础知识。深入实施节能减排降碳全民行动，办好全国节能宣传周、科普活动周、全国低碳日、世界环境日等主题宣传活动，推动生态文明理念更加深入人心。（责任单位：省发展改革委、省委宣传部、省教育厅、省生态环境厅、省能源局） 2.推广节能低碳生活方式。推动低碳进商场、进社区、进校园、进家庭，开展节约型机关、绿色家庭、绿色学校、绿色社区、绿色出行、绿色商场、绿色建筑等创建行动。继续推广节能环保汽车、节能家电、高效照明产品等节能产品。探索建立个人碳账户等绿色消费激励机制。加快畅通节能绿色产品流通渠道，拓展节能绿色产品农村消费市场。（责任单位：省发展改革委、省商务厅、省机关事务局、省住房城乡建设厅、省生态环境厅） 3.引导企业履行社会责任。增强企业减碳主动性，强化环境责任意识，加强能源资源节约，提升绿色创新水平。鼓励重点领域用能单位制定实施碳达峰工作方案，国有企业要发挥示范引领作用。充分发挥行业协会等社会团体作用，督促企业自觉履行社会责任。（责任单位：省发展改革委、省国资委、省工业和信息化厅） 4.强化领导干部培训。将学习贯彻习近平生态文明思想作为干部教育培训的重要内容，组织开展碳达峰碳中和专题培训，分阶段、分层次对各级领导干部开展培训。从事绿色低碳发展工作的领导干部，要尽快提升专业能力素养，切实增强抓好绿色低碳发展的本领。（责任单位：省委组织部、省委党校、省碳达峰碳中和工作领导小组办公室） （十）绿色低碳国际合作工程。 完善绿色贸易体系，加强低碳对外合作，全面提高对外开放绿色低碳发展水平。 1.加快发展绿色贸易。充分利用自由贸易试验区制度创新优势，大力发展高质量、高附加值的绿色产品和技术贸易。落实国家关于高耗能高排放产品退税政策，合理调节出口规模。积极扩大绿色产品和技术进口比例，发挥正向促进作用，鼓励企业全面融入绿色低碳产业链。全面研究并有力应对国际“碳边境调节机制”等贸易规则。（责任单位：省商务厅、省税务局、省发展改革委、省工业和信息化厅） 2.开展国际交流合作。在国家确定的国际交流与合作框架下，积极开展清洁能源、生态保护、气候变化、海洋和森林资源保护等相关国际合作。推动开展可再生能源、储能、氢能、CCUS等绿色低碳领域科研联合攻关和技术交流。加强与“一带一路”沿线国家在绿色能源、绿色金融、绿色技术、绿色装备、绿色服务、绿色基础设施建设等方面的交流与合作。支持烟台市举办碳达峰碳中和国际论坛。（责任单位：省委外办、省科技厅、省商务厅、省发展改革委、省生态环境厅、省国资委、省能源局） 四、政策保障 （一）完善碳排放统计核算制度。按照国家统一规范的碳排放统计核算体系有关要求，完善能源活动和工业生产过程碳排放核算方法，建立覆盖重点领域的碳排放统计监测体系。利用大数据手段，加强关联分析和融合应用，增强碳排放监测、计量、核算的准确性。依托和拓展自然资源调查监测体系，建立覆盖陆地和海洋生态系统的碳汇核算体系，定期开展森林、海洋、岩溶、土壤等生态系统碳汇本底调查和碳储量评估。（责任单位：省统计局、省生态环境厅、省自然资源厅、省大数据局、省发展改革委） （二）强化经济政策支持。统筹资金加大对相关领域重大行动、重大示范、重大工程的支持力度。强化财政激励、税收引导功能，支持新能源产业技术创新，支持产能出清的企业转型升级。持续加大绿色低碳领域基础研究支持力度。整合发挥现有绿色发展方向基金作用。支持实体企业通过发行绿色债券、上市等方式融资。按照国家统一部署，推进环境污染责任保险等绿色保险发展。建立“两高”行业重点企业碳账户，并逐步推广到全行业。探索建立集融资服务、披露核查、评价评级、政策集成于一体的碳金融服务平台。支持青岛西海岸新区开展气候投融资试点。（责任单位：省财政厅、省税务局、省科技厅、省发展改革委、省能源局、省生态环境厅、省地方金融监管局、人民银行济南分行、山东银保监局、山东证监局） （三）建立市场化机制。积极支持重点排放单位参与全国碳排放权交易，加强碳排放配额分配管理。探索生态产品价值实现机制和碳汇补偿机制。进一步完善省级能耗指标收储使用管理制度，积极推行合同能源管理，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。探索开展重点产品全生命周期碳足迹核算。（责任单位：省生态环境厅、省发展改革委、省自然资源厅、省财政厅） （四）完善价格调控机制。建立完善差别化的资源要素价格形成机制和动态调整机制，对高耗能、高排放、产能过剩行业实施差别价格、超额累进价格等政策，促进能源资源集约高效利用。全面清理高耗能高排放项目优惠电价。全面推广供热分户计量和按供热热量收费，完善超低能耗建筑、可再生能源建筑应用及农村地区清洁取暖用气、用电价格优惠政策。（责任单位：省发展改革委、省住房城乡建设厅、省市场监管局） （五）开展碳达峰试点建设。加大推进碳达峰的支持力度，选择具有典型代表性的区域和园区开展碳达峰试点建设，在政策、资金、技术等方面给予支持，帮助试点地区和园区加快实现绿色低碳转型，提供可复制可推广经验做法。（责任单位：省碳达峰碳中和工作领导小组办公室、各市人民政府） 五、组织实施 （一）加强统筹协调。加强全省碳达峰工作的集中统一领导，由省碳达峰碳中和工作领导小组进行整体部署和系统推进，研究重大问题、建立政策体系、开展重大工程。省碳达峰碳中和工作领导小组成员单位要按照职责分工，制定具体工作方案并分解落实到每个年度，明确推进措施，扎实抓好落地落实。省碳达峰碳中和工作领导小组办公室要加强统筹协调，定期对各市和重点领域、重点行业工作进展情况进行调度，督促各项目标任务落实落细。（责任单位：省碳达峰碳中和工作领导小组办公室、各市人民政府、各有关部门） （二）强化责任落实。各市各部门要深刻认识碳达峰碳中和工作的重要性、紧迫性、复杂性，按照《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〉的若干措施》和本方案确定的工作目标和重点任务，严格落实工作责任。各市要结合本地区资源禀赋、产业布局、发展阶段等，提出符合实际、切实可行的碳达峰时间表、路线图，科学制定本地区碳达峰工作方案，经省碳达峰碳中和工作领导小组综合平衡、审议通过后，由各市印发实施。（责任单位：省碳达峰碳中和工作领导小组办公室、各市人民政府、各有关部门） （三）严格监督评价。完善能源消耗总量和强度调控，合理控制化石能源消费，逐步转向碳排放总量和强度双控制度。逐步建立系统完善的碳达峰碳中和综合评价体系，纳入16市高质量发展综合绩效考核。强化监督评价结果应用，对工作突出的单位和个人按规定给予表彰奖励，对未完成碳排放控制目标的市和部门依法依规实行通报批评和约谈问责。各市人民政府要组织开展碳达峰目标任务年度评价，有关工作进展和重大问题要及时向省碳达峰碳中和工作领导小组报告。（责任单位：省碳达峰碳中和工作领导小组办公室、各市人民政府、各有关部门） 抄送：省委各部门，省人大常委会办公厅，省政协办公厅，省监委，省法院，省检察院。各民主党派省委，省工商联。 山东省人民政府办公厅2022年12月19日印发
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两部门：合理拉大峰谷价差！鼓励电力用户与新能源企业签订年度以上绿电交易合同
12-26
12月22日，国家发改委、国家能源局印发《关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知》，文件指出：各地应结合实际情况，制定同本地电力供需和市场建设情况相适应的中长期合同分时段价格形成机制，合理拉大峰谷价差，加强中长期与现货价格机制衔接。在日内平段价格和加权平均交易价格均不超过国家允许的价格浮动范围的前提下，鼓励探索自行约定日内各时段价格。
鼓励电力用户与新能源企业签订年度及以上的绿电交易合同，为新能源企业锁定较长周期并且稳定的价格水平。绿色电力交易价格根据绿电供需形成，应在对标当地燃煤市场化均价基础上，进一步体现绿色电力的环境价值，在成交价格中分别明确绿色电力的电能量价格和绿色环境价值。落实绿色电力在交易组织、电网调度、交易结算等环节的优先定位，加强绿电交易与绿证交易衔接。
国家发展改革委 国家能源局
关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作
的通知
发改运行〔2022〕1861号
各省、自治区、直辖市发展改革委、能源局，天津市工业和信息化局、内蒙古自治区工业和信息化厅、辽宁省工业和信息化厅、上海市经济和信息化委员会、重庆市经济和信息化委员会、四川省经济和信息化厅、甘肃省工业和信息化厅，北京市城市管理委员会，国家能源局各派出能源监管机构，中国核工业集团有限公司、国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、华润集团有限公司、国家开发投资集团有限公司、中国广核集团有限公司：
为深入贯彻党的二十大精神，落实党中央、国务院决策部署，加强能源产供储销体系建设，规范有序做好电力中长期合同签订履约工作，充分发挥中长期合同压舱石、稳定器作用，保障电力平稳运行，现就2023年电力中长期合同签订履约工作有关事项通知如下：
一、确保市场主体高比例签约
（一）坚持电力中长期合同高比例签约。市场化电力用户2023年年度中长期合同签约电量应高于上一年度用电量的80%，并通过后续季度、月度、月内合同签订，保障全年中长期合同签约电量高于上一年度用电量的90%。燃煤发电企业2023年年度中长期合同签约电量不低于上一年实际发电量的80%，月度（含月内）及以上合同签约电量不低于上一年实际发电量的90%。水电和新能源占比较高省份签约比例可适当放宽。对于足额签订电力中长期合同的煤电企业，各地应优先协调给予煤炭和运力保障，支撑电力中长期合同足额履约。
（二）鼓励签订多年中长期合同。各地政府主管部门要积极引导市场主体签订一年期以上的电力中长期合同，对多年期合同予以优先安排、优先组织、优先执行。探索建立多年合约价格调整机制，合同签约价格较实际市场价格偏离较大时，引导市场主体平等协商调整合同执行价格。
（三）推动优先发电计划通过电力中长期合同方式落实。各地要将本地优先发电计划转化为电力中长期合同或差价合约，鼓励高比例签订年度中长期合同或差价合约，明确分月安排及责任落实主体，确保优先发电计划刚性执行。
（四）推进电力中长期合同电子化运转。全面推进中长期合同签订平台化和电子化。在签约形式上，市场主体在参与交易前签订交易承诺书，视为同意在交易平台签订交易电子合同；具备条件的地区，可通过“电子签章”或具有同等法律效力的方式履行电子签约手续。在市场主体已授权的前提下，可通过交易平台自动履行电子签约手续，并形成规范的电子合同制式文本。
二、强化分时段签约
（一）优化时段划分方式。各地政府主管部门要会同电网企业、电力交易机构，根据电源结构变化、近三年电力供需形势及电力现货市场试运行计划，考虑2023年本地区电力供需形势，进一步优化时段划分方式，交易时段数量由3—5段增加至5段以上，结合各地实际用电负荷与新能源出力特性，按需明确划分尖峰、深谷时段。各地要充分考虑电力现货市场试运行安排，做好与现货市场的衔接，约定在现货市场运行期间的负荷曲线形成方式和调整方式。进一步扩大分时段交易范围，2023年分时段签约规模、比例均不得低于上一年度。
（二）完善分时段交易组织方式。采取双边协商、集中交易（包含竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易）等多种方式灵活组织开展分时段交易，交易周期包含年度、季度（多月）、月度等。鼓励年度、季度（多月）分时段交易以双边协商为主，月度分时段交易以集中竞价为主，电网企业代理购电市场化采购方式按国家相关政策执行。具备条件的省份，进一步将分时段交易逐步细化至月内，实现按旬、周定期开市，现货试点地区应实现按工作日连续开市。
三、优化跨省区中长期交易机制
（一）送受端政府主管部门加强对接。送受端政府主管部门要加强对接，鼓励签订多年、年度送受电协议，明确年度及分月电量规模、分时曲线（或形成方式）和市场价格形成机制。地方政府主管部门指导本地区发电企业、电网企业、交易机构采用市场化方式，落实政府间送受电协议内容。
（二）坚持跨省区中长期合同高比例签约。推动跨省区优先发电计划全部通过中长期交易合同方式落实，对于配套电源等明确送电主体的优先发电计划，年度市场应按照年度计划足额签约。对于未明确送电主体的优先发电计划，年度签约比例不得低于年度送电规模的90%，剩余电量通过月度或者月内中长期交易确定，如交易未达成，可先行安排送电，待价格协商一致后结算或清算。配套电源在优先落实省间送电计划、满足国家明确消纳省份购电需求的基础上，如仍有富余电力，可参与其他市场化交易。
（三）健全跨省区中长期交易机制。完善跨省区中长期交易机制，进一步缩短交易周期，实现按旬、周定期开市，具备条件的按工作日连续开市。通过双边协商、集中交易（包含竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易）等方式确定送电价格、规模和分时曲线（或形成方式），年度签约时需确定分月电量规模及曲线（或形成方式），进一步拉大峰谷价差。对于跨省跨区煤电（包括跨省区输电通道配套煤电），要严格落实国家煤电上网电价“基准价+上下浮动”市场化价格机制相关要求。
四、完善市场价格形成机制
（一）引导市场交易电价充分反映成本变化。充分考虑燃料生产成本和发电企业承受能力，鼓励购售双方在中长期合同中设立交易电价与煤炭、天然气价格挂钩联动条款，引导形成交易电价随煤炭、天然气市场价格变化合理浮动机制，更好保障能源稳定供应。
（二）合理拉大峰谷价差。各地应结合实际情况，制定同本地电力供需和市场建设情况相适应的中长期合同分时段价格形成机制，合理拉大峰谷价差，加强中长期与现货价格机制衔接。在日内平段价格和加权平均交易价格均不超过国家允许的价格浮动范围的前提下，鼓励探索自行约定日内各时段价格。
（三）健全高耗能企业市场交易电价形成机制。基于国家出台的高耗能行业重点领域能效标杆水平和基准水平，各地电力主管部门应推动相关职能部门及时出台并动态完善本地区高耗能企业目录清单。高耗能企业交易价格不受燃煤基准价上浮20%限制。高耗能企业与其他企业同场交易的，供应紧张时可优先出清其他企业交易电量。优先推动高耗能用户落实可再生能源消纳责任权重，通过参与绿电交易或购买绿证方式完成消纳责任权重。
（四）完善绿电价格形成机制。鼓励电力用户与新能源企业签订年度及以上的绿电交易合同，为新能源企业锁定较长周期并且稳定的价格水平。绿色电力交易价格根据绿电供需形成，应在对标当地燃煤市场化均价基础上，进一步体现绿色电力的环境价值，在成交价格中分别明确绿色电力的电能量价格和绿色环境价值。落实绿色电力在交易组织、电网调度、交易结算等环节的优先定位，加强绿电交易与绿证交易衔接。
五、建立健全中长期合同灵活调整机制
（一）推动中长期交易连续运营。各地要加强市场模式、交易品种、交易方式等的系统设计，完善年度、月度、月内等多周期协同交易体系，创新交易机制、缩短交易周期、提高交易频次，积极探索推进中长期交易向日延伸，加快推动中长期交易连续运营。2023年各地应做到按周或旬常态化开市，可在电能量交易时同步开展合同转让、回购交易，提高市场主体交易便捷性。
（二）完善新能源合同市场化调整机制。完善与新能源发电特性相适应的中长期交易机制，满足新能源对合同电量、曲线的灵活调节需求，鼓励新能源高占比地区探索丰富新能源参与市场交易品种，不断完善新能源中长期合同市场化调整机制，丰富市场主体调整合同偏差手段。
（三）完善偏差电量结算机制。各地应按照“照付不议、偏差结算”原则，加快建立和完善偏差结算机制，引导市场主体按照合同电量安排发用电计划。偏差结算价格机制及偏差资金的分配方式应在市场规则中予以明确并提前向市场主体发布。电力现货市场运行期间，中长期偏差电量按照现货市场规则结算。针对新能源高占比地区可适当放宽分时段偏差电量结算要求，并视市场建设进程逐步收紧。电网企业代理购电用户偏差电量电费按国家相关政策执行。
六、强化中长期合同履约和监管
（一）做好中长期合同调度执行。电力调度机构应根据负荷预测、可再生能源发电等情况合理安排电网运行方式，做好中长期交易合同执行。因电力供需、电网安全、可再生能源消纳等原因需要调整生产计划的，优先通过市场化方式进行。不断完善应急调度机制，在市场化手段用尽的情况下，通过应急调度保障电网安全、电力平衡和清洁能源消纳，由于实施应急调度影响原有中长期合同执行的，根据实际情况进行责任划分。
（二）强化电力中长期合同履约。各地结合本地实际进一步修订完善分时段结算规则和流程，保障分时段合同正常履约。若一定时间内购售双方无法自主协商达成一致，将优先按照有关市场平均价格结算，待协商一致后进行统一清算。对于跨省跨区中长期交易，送受端市场主体签订合同后，需严格按照合同约定的送电规模、曲线、价格执行，政府相关部门不得干预。
（三）推进各级信用中心见证签约。电力交易机构负责归集市场主体签约、履约等市场主体非私有信息并传递至各级信用中心，确保信息传递安全性。国家公共信用信息中心归集北京、广州电力交易中心中长期合同信息，省级信用中心归集省级电力交易中心中长期合同信息，并共享至全国信用信息共享平台，同时纳入诚信履约保障平台开展监管。各级信用中心要建立信用记录，做好风险提示。相关单位要配合各级信用中心完成见证签约流程。
（四）健全市场主体信用评价体系。各地政府主管部门要健全完善市场主体信用评价制度，丰富评价维度和指标，探索信用评价方法，拓展评价结果应用，建立全面、规范的市场主体信用档案。加大对违约行为的追责力度，提高违约成本，促进市场主体诚信履约，持续改善市场信用环境。提升市场监督能力，落实市场主体信用情况定期披露。根据市场主体信用状况开展分级履约监管，对于未完成履约责任，或违法失信行为影响电力安全和市场秩序的市场主体，要依法依规开展失信惩戒。
七、强化保障措施
（一）按时完成中长期合同签订工作。各地要充分考虑市场建设进度及市场主体承受能力，做好组织协调，稳步推动中长期合同签订工作，避免市场价格大幅波动。在时段划分段数、偏差结算机制、交易频次和周期等方面分阶段推进实施，与现货市场建设有效衔接。各地应在12月20日前完成2023年年度中长期合同签订工作，并于年底前向国家发展改革委、国家能源局报送2023年年度中长期合同签订情况。
（二）做好市场信息披露工作。有关各方应严格落实电力市场信息披露相关制度办法，切实做好信息披露工作，保障市场公开透明。进一步加强零售市场信息披露管理工作，采取有效措施提升零售市场透明度。持续完善信息披露制度，提高交易信息披露的完整性、及时性和准确性，加强信息披露跟踪评价、监管通报。
（三）加强市场主体引导和培训。充分尊重市场主体意愿，引导市场主体主动签约、诚信履约。加强政策规则宣贯培训，强化各类主体对电力市场的正确认识和对政策规则的理解，促进电力市场高效运转。
国家发展改革委
国家能源局
2022年12月2日
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加快推进新型电力系统需求侧资源利用的相关思考
12-26
随着以新能源为主体的新型电力系统加快构建，仅考虑利用电源侧、电网侧的调节资源已难以满足系统安全高效的运行需求，亟需释放需求侧资源的灵活性调节能力，“源荷互动”将成为未来电力系统的显著特征。当前我国需求侧资源利用方兴未艾，利用形式逐渐从单一的有序用电、能效管理演变为功能多样、主动参与、市场驱动的需求响应资源。如何围绕构建以新能源为主体的新型电力系统，科学合理地发挥需求侧资源作用，成为“十四五”及中长期电力高质量发展的关注重点。 
1►新型电力系统中需求侧资源的重要作用
（一）缓解电力供需矛盾。随着需求侧“新电气化”进程加快，尤其是电力网与交通网的深度融合，电力系统供需平衡难度逐渐增大，短时负荷尖峰频现。由于风光容量替代效应较低，在以新能源为电源增量主体的趋势下，主动发挥需求侧资源在电力削峰填谷方面的作用，有助于保障电力供需平衡。2021年广东迎峰度夏期间，300余用户参与市场化需求侧响应交易，实现削峰超100万千瓦。 （二）促进新能源消纳。风光发电“靠天吃饭”，出力具有较强的随机性、波动性和间歇性。在新能源大规模接入电网的背景下，单纯依靠新增电源侧调节资源支撑新能源消纳，将面临设备利用效率降低、用电成本抬升等问题。而需求侧资源响应速度可达秒级，具备优良的调节能力，如电动汽车、用户侧储能、中央暖通空调等需求侧资源能够快速响应新能源超短、短周期尺度调节需求；传统工商业负荷等需求侧资源能够依据激励手段主动参与系统日内调节需求；氢能等新兴需求侧资源与新能源深度耦合，能够满足新能源多日或更长时间尺度调节需求。 （三）提升全社会能效水平。能源革命面临能源供给安全、绿色、经济“不可能三角”难题，而对构建以新能源为主体的新型电力系统提出了更高要求。需求侧资源是系统挖掘自身节能潜力的重要内在资源。按节约效果分类，可分为可调整电力资源和可节约电量资源，前者通过负荷转移、负荷调控、负荷中断等调节方式替代或减少电源、电网类建设投资，后者通过工艺优化、技术改进、管理提升等手段节约需求侧电量，降低能耗水平。 2►未来需求侧资源的发展趋势
（一）需求侧资源将成为新型电力系统主要调节资源之一。随着新型电力系统加快构建，需求侧资源将逐渐提升至与供给侧同等地位，在保障电力供需平衡、支撑新能源消纳等方面发挥重要作用。需求侧资源可调节潜力巨大，部分传统工商业负荷因其规模大、电价敏感性高，仍将是未来需求侧调节资源的主体；电动汽车、用户侧储能等新兴需求侧资源响应快、灵活性高，必将发挥越来越重要的作用。国外研究显示，在需求侧资源利用技术极大发展和政策友好的前提下，需求响应潜力约为负荷总量的10%-20%，届时全国需求侧资源可利用量将超2亿千瓦。 （二）数字化、智能化加速需求侧资源高效利用。当前大数据、云计算、区块链、5G通信技术等领域不断创新突破，未来随着海量需求侧资源接入系统，需求侧资源数字化、智能化成为必然发展趋势，在用户行为分析预测、资源潜力挖掘、精准响应实施等领域深化数据分析，在资源聚合邀约、多元用户互动、源网荷协调控制等方面加强智能化应用，为科学利用需求侧资源提供关键支撑。 （三）需求侧实现多种能源深度融合。随着“新电气化”进程加快，综合能源、车网互动、微电网、虚拟电厂等新一代用能方式蓬勃发展，需求侧多种能源体系间耦合程度加大。能源生产者和能源消费者界限逐渐模糊，电力网、热力网及交通网实现深度融合，电能、热能、氢能等以电力系统为枢纽相互转换及互济，需求侧资源将在促进清洁能源消纳和能源绿色低碳转型中扮演重要角色。 （四）需求侧资源市场化程度将大幅提高。需求侧资源贴近用户，具有天然的市场化条件。未来各类需求侧资源将逐渐从借助激励补偿，过渡到主动参与电力市场化交易，需求侧资源参与系统调节的意愿及能力加速提升。通过参与电能量市场、辅助服务市场、容量市场等交易品种，需求侧资源在新型电力系统中的商品价格属性得到充分体现，需求侧资源优化配置效率得到有效提升。 3►加快推进需求侧资源利用的相关建议
（一）建立长效的需求侧资源激励机制。遵循公平合理的原则，建立“谁收益、谁投资”的长效激励机制，培育市场主体参与意识，通过大用户直接交易模式引导大工商业用户直接参与需求响应，鼓励售电公司、综合能源服务公司等承担负荷聚合商角色，在电动汽车、商业建筑负荷资源较为丰富的城市推广虚拟电厂模式。多渠道筹集激励资金，形成长期稳定的资金池，将激励型需求响应从临时性、紧急性的举措逐渐转变为常态化调节手段。 （二）完善需求侧资源参与市场机制。丰富电力现货市场交易品种，研究确立需求侧资源参与能量市场、辅助服务、容量市场的组织模式，建立完善市场准入机制、合同管理、考核评估、交易结算等内容，健全需求响应市场化交易监管制度，推动形成供给侧和需求侧共同参与、公平竞争的市场化交易模式。 （三）推进需求侧资源利用技术进步。大力发展自动需求响应技术、负荷聚集技术、节约电力测量与验证技术、智能用电设施以及智能负荷控制技术，扩大试点建设和应用示范，支撑需求响应大规模部署。探索“互联网+”智能用电技术模式和组织模式。通过广泛部署用户信息、电网信息与发电信息等数据采集终端，打破源-网-荷-储数据壁垒，整合系统运行、市场交易和用户用电数据，提高需求侧大数据分析能力，实现需求侧资源的智能调控。发挥全国电力需求侧管理标委会作用，完善和推广需求侧资源技术标准体系。 -
内蒙古自治区人民政府办公厅关于印发自治区支持新型储能发展若干政策（2022—2025年）的通知
12-20
内蒙古自治区人民政府办公厅关于印发自治区支持新型储能发展
若干政策（2022—2025年）的通知
内政办发〔2022〕88号
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《内蒙古自治区支持新型储能发展的若干政策（2022—2025年）》印发给你们，请结合实际，认真贯彻落实。
2022年12月13日
（此件公开发布）
内蒙古自治区支持新型储能发展的若干政策（2022—2025年）
发展新型储能是提升电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力，支撑新型电力系统建设的重要举措。为统筹新型储能发展各项工作，加快开展新型储能试点示范项目建设，推动全区新型储能市场化、产业化、规模化发展，结合自治区实际，制定如下支持政策。 一、支持锂电池、液流电池、压缩空气、飞轮等新型储能规模化发展布局，对其他形式储能开展试点示范工作。（责任单位：自治区各有关部门，各盟行政公署、市人民政府） 二、新能源项目开发应按要求配建储能设施，可采用自建、租赁或购买储能服务等方式。新建保障性并网新能源项目，配建储能原则上不低于新能源项目装机容量的15%，储能时长2小时以上，保障性并网风电光伏电站配建的储能也可通过合建或改建方式整合为电源侧独立新型储能电站，接入电网并由电网直接调度，提高储能利用效率和新能源消纳能力。新建市场化并网新能源项目，配建储能原则上不低于新能源项目装机容量的15%，储能时长4小时以上。〔责任单位：自治区能源局、内蒙古电力（集团）公司、国网蒙东电力公司〕 三、鼓励新建电源侧独立新型储能电站，支持开展出售、租赁调峰容量等共享服务，建立完善协调运营、利益共享机制，促进产业多元化、市场化发展。〔责任单位：自治区能源局、自治区工业和信息化厅、内蒙古电力（集团）公司、国网蒙东电力公司〕 四、支持企业在电网关键节点、薄弱区域合理布局电网侧独立新型储能电站，提高电网系统灵活调节和供电能力。电网侧独立新型储能电站可自主选择参与电能量（中长期交易、现货）、辅助服务等市场，也可部分容量分别参与上述市场交易。〔责任单位：自治区能源局、工业和信息化厅，内蒙古电力（集团）公司、国网蒙东电力公司〕 五、支持用能企业建设用户侧储能，支持聚合利用不间断电源、电动汽车、充换电设施、蓄热式电供暖等分散式储能设施，探索智慧能源、虚拟电厂等多种商业模式。（责任单位：自治区工业和信息化厅、能源局、科技厅） 六、开展独立新型储能电站示范项目建设，通过竞争性招标方式确定示范项目，原则上单个储能电站规模不小于10万千瓦、时长不低于2小时。〔责任单位：自治区能源局、内蒙古电力（集团）公司、国网蒙东电力公司〕 七、加大分时电价实施力度，适时调整峰谷电价价差至3∶1以上，为新型储能发展创造盈利空间。〔责任单位：自治区发展改革委、工业和信息化厅，内蒙古电力（集团）公司、国网蒙东电力公司〕 八、独立新型储能电站向电网送电的，相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。〔责任单位：自治区发展改革委、能源局，内蒙古电力（集团）公司、国网蒙东电力公司〕 九、鼓励独立新型储能电站参与电力辅助服务市场，储能电站自主报价参与市场，根据市场规则出清。〔责任单位：自治区能源局、工业和信息化厅，内蒙古电力（集团）公司、国网蒙东电力公司〕 十、建立市场化补偿机制，纳入自治区示范项目的独立新型储能电站享受容量补偿，补偿上限为0.35元/千瓦时，补偿期不超过10年。容量补偿费用按放电量计算，根据实际调用电量，由未提供有偿调峰服务的市场主体分摊，如有容量市场相关政策出台，按新政策执行。〔责任单位：自治区能源局、工业和信息化厅，内蒙古电力（集团）公司、国网蒙东电力公司〕 十一、鼓励独立新型储能电站通过租赁、出售等市场化方式获得收益，对应容量不再享受容量补偿。〔责任单位：自治区能源局、工业和信息化厅、内蒙古电力（集团）公司、国网蒙东电力公司〕 十二、支持新型储能全产业链发展，重点引进电解液、电芯、BMS、PCS、EMS、空气压缩机、系统集成等核心装备。（责任单位：自治区能源局、工业和信息化厅，各盟行政公署、市人民政府） 十三、支持新型储能应用基础研究、关键技术攻关、标准编制和成果转化，鼓励开展新型储能技术应用及商业应用示范、首台（套）重大技术装备示范，鼓励企业牵头建立新型研发机构、重点实验室、创新联合体，开展新型储能技术协同攻关，对符合条件的推荐纳入“科技兴蒙”政策支持范围。（责任单位：自治区科技厅、财政厅、工业和信息化厅、能源局，各盟行政公署、市人民政府） 十四、积极引导产业发展基金为新型储能装备制造业提供资金保障。将新型储能产业纳入绿色金融支持范畴，根据项目实际和预期现金流，在银企双方自主协商的基础上予以利率优惠和调整还款进度、期限等安排。（责任单位：自治区财政厅、地方金融监管局，人民银行呼和浩特中心支行、内蒙古银保监局，各盟行政公署、市人民政府） 以上政策自发布之日起实施，有效期至2025年12月31日，由自治区能源局会同相关部门负责解释。如遇国家政策调整，与国家政策不一致的，按照国家政策执行。 -
权威发布 | 国家发改委等四部门：支持青海、宁夏等地区发展屋顶光伏、智能光伏、分散式风电、多元储能
12-19
12月12日，国家发改委、工信部、住建部、水利部四部委联合发布《关于深入推进黄河流域工业绿色发展的指导意见》，提出推进清洁能源高效利用。鼓励氢能、生物燃料、垃圾衍生燃料等替代能源在钢铁、水泥、化工等行业的应用。
提升工业终端用能电气化水平，在黄河流域具备条件的行业和地区加快推广应用电窑炉、电锅炉、电动力等替代工艺技术装备。到2025年，电能占工业终端能源消费比重达到30%左右。
支持青海、宁夏等风能、太阳能丰富地区发展屋顶光伏、智能光伏、分散式风电、多元储能、高效热泵等，在河南等省、区开展工业绿色微电网建设，推进多能高效互补利用，为黄河流域工业企业提供高品质清洁能源。
《指导意见》还提出，推动山西、四川、陕西等省、区积极落实生产者责任延伸制度，强化新能源汽车动力蓄电池溯源管理，积极推进废旧动力电池循环利用项目建设。提前布局退役光伏、风力发电装置等新兴固废综合利用。
原文如下：
关于深入推进黄河流域工业绿色发展的指导意见
工信部联节〔2022〕169号
山西省、内蒙古自治区、山东省、河南省、四川省、陕西省、甘肃省、青海省、宁夏回族自治区工业和信息化主管部门、发展改革委、住房和城乡建设厅、水利厅：
为贯彻落实习近平总书记关于推动黄河流域生态保护和高质量发展的重要讲话和指示批示精神，按照《黄河流域生态保护和高质量发展规划纲要》《“十四五”工业绿色发展规划》要求，深入推进黄河流域工业绿色发展，现提出以下意见。 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，全面贯彻党的二十大精神，深入贯彻习近平生态文明思想，完整、准确、全面贯彻新发展理念，加快构建新发展格局，以推动高质量发展为主题，加快发展方式绿色转型，实施全面节约战略，着力推进区域协调发展和绿色发展，立足黄河流域不同地区自然条件、资源禀赋和产业优势，按照共同抓好大保护、协同推进大治理要求，加快工业布局优化和结构调整，强化技术创新和政策支持，推动传统制造业改造升级，提高资源能源利用效率和清洁生产水平，构建高效、可持续的黄河流域工业绿色发展新格局。 （二）主要目标 到2025年，黄河流域工业绿色发展水平明显提升，产业结构和布局更加合理，城镇人口密集区危险化学品生产企业搬迁改造全面完成，传统制造业能耗、水耗、碳排放强度显著下降，工业废水循环利用、固体废物综合利用、清洁生产水平和产业数字化水平进一步提高，绿色低碳技术装备广泛应用，绿色制造水平全面提升。 二、推动产业结构布局调整
（一）促进产业优化升级 坚决遏制黄河流域高污染、高耗水、高耗能项目盲目发展，对于市场已饱和的高耗能、高耗水项目，主要产品设计能效要对标重点领域能效标杆水平或先进水平，水效对标用水定额先进值或国际先进水平。严格执行钢铁、水泥、平板玻璃、电解铝等行业产能置换政策。禁止新建《产业结构调整指导目录》中限制类产品、工艺或装置的建设项目。强化环保、能耗、水耗等要素约束，依法依规推动落后产能退出。推动黄河流域煤炭、石油、矿产资源开发产业链延链和补链，推进产业深加工，逐步完成产业结构调整和升级换代。（工业和信息化部、国家发展改革委、水利部，沿黄河省、区按职责分工负责） （二）构建适水产业布局 落实“十四五”用水总量和强度控制、能源消费总量和强度控制、碳排放强度控制等要求，推动重化工集约化、绿色化发展，严格控制现代煤化工产业新增产能。加快布局分散的企业向园区集中，推进能源资源梯级、循环利用。稳步推进黄河流域城镇人口密集区未完成大型、特大型危险化学品生产企业搬迁改造。推动兰州、洛阳、郑州、济南等沿黄河城市和干流沿岸县（市、区）新建工业项目入合规园区，具备条件的存量企业逐步搬迁入合规园区。推动宁夏宁东、甘肃陇东、陕北、青海海西等重要能源基地绿色低碳转型，推动汾渭平原化工、焦化、铸造、氧化铝等产业集群化、绿色化、园区化发展。（工业和信息化部、国家发展改革委、水利部，沿黄河省、区按职责分工负责） （三）大力发展先进制造业和战略性新兴产业 开展先进制造业集群发展专项行动，推动黄河流域培育有竞争力的先进制造业集群。支持黄河流域国家新型工业化产业示范基地提升。推动黄河流域培育一批工业绿色发展领域的专精特新“小巨人”企业和制造业单项冠军企业。推动兰州新区、西咸新区等国家级新区和郑州航空港经济综合实验区做精做强主导产业，依托山东新旧动能转换核心区，打造济南、青岛节能环保产业聚集区。打造能源资源消耗少、环境污染少、附加值高、市场需求旺盛的产业发展新引擎，加快发展新一代信息技术、新能源、新材料、高端装备、绿色环保、新兴服务业等战略性新兴产业，带动黄河流域绿色低碳发展。以黄河流域中下游产业基础较强地区为重点，搭建产供需有效对接、产业上中下游协同配合、产业链创新链供应链紧密衔接的产业合作平台，推动产业体系升级和基础能力再造。（工业和信息化部、国家发展改革委，沿黄河省、区按职责分工负责） 三、推动水资源集约化利用
（一）推进重点行业水效提升
鼓励黄河流域工业企业、园区、集聚区自主或委托第三方服务机构积极开展生产工艺和设备节水评估，根据水资源条件和用水实际情况，实施工业水效提升改造，推进用水系统集成优化，实现串联用水、分质用水、一水多用、梯级利用。在黄河流域大力推广高效冷却及洗涤、废水循环利用、高耗水生产工艺替代等先进节水工艺、技术和装备，鼓励黄河流域中上游企业、园区新建工业循环冷却系统优先采用空冷工艺。聚焦钢铁、石化化工、有色金属等重点行业，推动黄河流域各省、区创建一批废水循环利用示范企业、园区，提升水重复利用水平。（工业和信息化部、国家发展改革委、水利部，沿黄河省、区按职责分工负责） （二）加强工业水效示范引领 加快制修订节水管理、节水型企业、用水定额、水平衡测试、节水工艺技术装备等行业标准，鼓励黄河流域各省、区根据自然条件等实际制定地方标准，鼓励企业开展用水审计、水效对标达标，提高用水效率。推动黄河流域绿色工厂、绿色工业园区率先达标。黄河流域各省、区要依托重点行业节水评价标准，推动创建节水型企业、园区，遴选节水标杆企业、园区，积极申报国家水效领跑者企业、园区。到2025年，在黄河流域创建60家节水标杆企业、30家节水标杆园区，遴选20家水效领跑者企业、10家水效领跑者园区。（工业和信息化部、国家发展改革委、水利部，沿黄河省、区按职责分工负责） （三）优化工业用水结构 严格高耗水行业用水定额管理，推进非常规水资源的开发利用。推动有条件的黄河流域工业企业、园区与市政再生水生产运营单位合作，完善再生水管网、衔接再生水标准，将处理达标后的再生水用于钢铁、火电等企业生产，减少企业新水取用量。创建一批产城融合废水高效循环利用创新试点，总结推广产城融合废水高效循环利用模式。鼓励黄河流域下游沿海地区直接利用海水作为循环冷却水，加大海水淡化自主技术和装备的推广应用力度。鼓励山西、内蒙古、陕西等省、区根据当地苦咸水特点，采用适用的苦咸水淡化技术，因地制宜补充工业生产用水。鼓励陇东、宁东、蒙西、陕北、晋西等能源基地矿井水分级处理、分质利用。鼓励黄河流域企业、园区建立完善雨水集蓄利用、雨污分流等设施，有效利用雨水资源，减少新水取用量。（水利部、国家发展改革委、工业和信息化部、住房城乡建设部，沿黄河省、区按职责分工负责） 四、推动能源消费低碳化转型
（一）推进重点行业能效提升 推进重点用能行业节能技术工艺升级，鼓励黄河流域电力、钢铁、有色、石化化工等行业企业对主要用能环节和用能设备进行节能化改造，有序推动技术工艺升级，利用高效换热器、热泵等先进节能技术装备，减少余热资源损失。推进实施四川短流程钢引领工程。加快烧结烟气内循环、高炉炉顶均压煤气回收、铁水一罐到底等技术推广。鼓励青海、宁夏等省、区发展储热熔盐和超级电容技术，培育新型电力储能装备。实施能效“领跑者”行动，遴选发布能效“领跑者”企业名单及能效指标，引导黄河流域企业对标达标，提升能效水平。以黄河流域钢铁、铁合金、焦化、现代煤化工等行业企业为重点，开展工业节能监察，加强节能法律法规、强制性节能标准执行情况监督检查。组织实施工业节能诊断服务，帮助黄河流域企业、园区挖掘节能潜力，提出节能改造建议。（工业和信息化部、国家发展改革委，沿黄河省、区按职责分工负责） （二）实施降碳技术改造升级 围绕黄河流域煤化工、有色金属、建材等重点行业，通过流程降碳、工艺降碳、原料替代，实现生产过程降碳。加强绿色低碳工艺技术装备推广应用，提高重点行业技术装备绿色化、智能化水平。推动重点行业存量项目开展节能降碳技术改造。对照重点行业能效标杆和基准水平，开展相关领域标准的制修订和推广应用工作。鼓励黄河流域各省、区发展绿色低碳材料，推动产品全生命周期减碳。探索低成本二氧化碳捕集、资源化转化利用、封存等主动降碳路径。发挥黄河流域大型企业集团示范引领作用，在主要碳排放行业以及可再生能源应用、新型储能、碳捕集利用与封存等领域，实施一批降碳效果突出、带动性强的重大工程。（国家发展改革委、工业和信息化部，沿黄河省、区按职责分工负责） （三）推进清洁能源高效利用 鼓励氢能、生物燃料、垃圾衍生燃料等替代能源在钢铁、水泥、化工等行业的应用。统筹考虑产业基础、市场空间等条件，有序推动山西、内蒙古、河南、四川、陕西、宁夏等省、区绿氢生产，加快煤炭减量替代，稳慎有序布局氢能产业化应用示范项目，推动宁东可再生能源制氢与现代煤化工产业耦合发展。提升工业终端用能电气化水平，在黄河流域具备条件的行业和地区加快推广应用电窑炉、电锅炉、电动力等替代工艺技术装备。到2025年，电能占工业终端能源消费比重达到30%左右。支持青海、宁夏等风能、太阳能丰富地区发展屋顶光伏、智能光伏、分散式风电、多元储能、高效热泵等，在河南等省、区开展工业绿色微电网建设，推进多能高效互补利用，为黄河流域工业企业提供高品质清洁能源。（工业和信息化部、国家发展改革委，沿黄河省、区按职责分工负责） 五、推动传统制造业绿色化提升
（一）推进绿色制造体系建设 围绕黄河流域重点行业和重要领域，持续推进绿色产品、绿色工厂、绿色工业园区和绿色供应链管理企业建设，鼓励黄河流域各省、区创建本区域的绿色制造标杆企业名单。推动黄河流域汽车、机械、电子、通信等行业龙头企业，将绿色低碳理念贯穿于产品设计、原料采购、生产、运输、储存、使用、回收处理的全过程，推动供应链全链条绿色低碳发展。鼓励黄河流域开展绿色制造技术创新及集成应用，充分依托已有平台，提升信息交流传递、示范案例宣传等线上绿色制造公共服务水平，积极培育一批绿色制造服务供应商，为企业、园区提供产品绿色设计与制造一体化、工厂数字化绿色提升、服务其他产业绿色化等系统解决方案。（工业和信息化部，沿黄河省、区按职责分工负责） （二）加强工业固废等综合利用 推进黄河流域尾矿、粉煤灰、煤矸石、冶炼渣、赤泥、化工渣等工业固体废物综合利用，积极推进大宗固废综合利用示范基地和骨干企业建设，拓展固废综合利用渠道。探索建立基于区域特点的工业固废综合利用产业发展模式，建设一批工业资源综合利用基地。大力推进黄河流域中上游省、区偏远工业园区工业固废处置，着力提升内蒙古、宁夏等省、区大宗工业固废综合利用率，推动下游地区加强复杂难用工业固废规模化利用技术研发，鼓励多措并举提高工业固废综合利用率。鼓励建设再生资源高值化利用产业园区，推动企业聚集化、资源循环化、产业高端化发展。推动山西、四川、陕西等省、区积极落实生产者责任延伸制度，强化新能源汽车动力蓄电池溯源管理，积极推进废旧动力电池循环利用项目建设。提前布局退役光伏、风力发电装置等新兴固废综合利用。（工业和信息化部、国家发展改革委，沿黄河省、区按职责分工负责） （三）提高环保装备供给能力 实施环保装备制造业高质量发展行动计划，在黄河流域培育一批环保装备骨干企业，加大高效环保技术装备产品供给力度。鼓励环保装备龙头企业，针对环境治理需求和典型应用场景，组建产学研用共同参与的创新联盟，集中力量解决黄河流域环境治理热点、难点问题。开展重点行业清洁生产改造，以河南、陕西、甘肃、青海等省、区为重点，引导钢铁、石化化工、有色金属等重点行业企业，推广应用清洁生产技术工艺以及先进适用的环保治理装备。（工业和信息化部、国家发展改革委，沿黄河省、区按职责分工负责） 六、推动产业数字化升级
（一）加强新型基础设施建设 积极推进黄河流域新型信息基础设施绿色升级，降低数据中心、移动基站功耗。依托国家“东数西算”工程，在中上游内蒙古、甘肃、宁夏、成渝算力网络国家枢纽节点地区，开展大中型数据中心、通信网络基站和机房绿色建设和改造。到2025年，新建大型、超大型数据中心运行电能利用效率降至1.3以下，积极创建国家绿色数据中心。分行业建立黄河流域全生命周期绿色低碳基础数据平台，统筹绿色低碳基础数据和工业大数据资源，建立数据共享机制，推动数据汇聚、共享和应用。（工业和信息化部，沿黄河省、区按职责分工负责） （二）推动数字化智能化绿色化融合 采用工业互联网、大数据、5G 等新一代信息技术提升黄河流域能源、资源、环境管理水平，深化生产制造过程的数字化应用，赋能绿色制造。鼓励黄河流域企业、园区开展能源资源信息化管控、污染物排放在线监测、地下管网漏水检测等系统建设，实现动态监测、精准控制和优化管理。加强对再生资源全生命周期数据的智能化采集、管理与应用。推动主要用能设备、工序等数字化改造和上云用云。支持采用物联网、大数据等信息化手段开展信息采集、数据分析、流向监测、财务管理，推广“工业互联网+水效管理”“工业互联网+能效管理”“工业互联网+再生资源回收利用”等新模式。（工业和信息化部、水利部，沿黄河省、区按职责分工负责） 七、保障措施
（一）加强组织领导 国家各有关部门要加强对黄河流域工业绿色发展的指导、调度和评估，在重大政策制定、重大项目安排、重大体制创新方面予以积极支持。沿黄河9省、区工业和信息化主管部门要充分认识深入推进黄河流域工业绿色发展的重要意义，以企业为主体，落实工作责任，进一步强化各部门、各地区、各领域协同合作，细化工作方案，逐项抓好落实。（各有关部门，沿黄河省、区按职责分工负责） （二）强化标准和技术支撑 发挥水耗、能耗、碳排放、环保、质量、安全，以及绿色产品、绿色工厂、绿色工业园区、绿色供应链和绿色评价及服务等标准的引领作用，鼓励各地结合实际，推动工业绿色发展相关标准建设。加大绿色低碳技术装备和产品的创新，推动先进成熟技术的产业化应用和推广，支撑黄河流域工业绿色发展。（各有关部门，沿黄河省、区按职责分工负责） （三）落实财税金融政策 充分利用现有资金渠道，支持黄河流域绿色环保产业发展、能源高效利用、资源循环利用、工业固废综合利用等项目实施。落实国家有关节能节水环保、资源综合利用以及合同能源管理、环境污染第三方治理等方面企业所得税、增值税等优惠政策。落实促进工业绿色发展的产融合作专项政策，发挥国家产融合作平台作用，引导金融机构为黄河流域企业提供专业化的金融产品和融资服务。开展工业绿色低碳升级改造行动，引导金融机构绿色信贷优先支持黄河流域工业绿色发展改造项目。推动山西、内蒙古、山东、河南、陕西，宁夏、四川继续落实水资源税改革相关办法。（各有关部门，沿黄河省、区按职责分工负责） （四）创新人才培养和合作机制 依托沿黄河9省、区现有人才项目，完善人才吸引政策及市场化、社会化的人才管理服务体系，加大专业技术人才、经营管理人才的培养力度。深化绿色“一带一路”合作，拓宽节能节水、清洁能源、清洁生产等领域技术装备和服务合作，鼓励采用境外投资、工程承包、技术合作、装备出口等方式，推动绿色制造和绿色服务率先“走出去”。（各有关部门，沿黄河省、区按职责分工负责） 工业和信息化部 国家发展改革委 住房城乡建设部 水利部 2022年12月12日 -
中核郯城储能电站并网成功，液流储能公司为其提供全钒液流储能系统
12-17
12月29日下午，中核郯城101MW/204MWh储能电站成功并网。该项目是山东省2022年首批重点基础设施项目、储能示范项目，也是山东省首个4小时储能时长的全钒液流电池储能项目。
中核郯城101MW/204MWh储能电站位于山东省临沂市郯城县归昌乡，项目由中核汇能投资建设，总投资约4.5亿元，包括100MW/200MWh磷酸铁锂储能系统和1MW/4MWh全钒液流电池储能系统，电站设计运行25年。液流储能科技有限公司为该项目独家提供全钒液流电池储能系统，并参与储能电站的规划设计等工作。
项目采用全钒液流电池做为磷酸铁锂电池的补充，具有安全性高、可靠性好、输出功率和储能容量规模大、电解液可循环利用、对环境友好等优势，有效验证了研发技术可行性，带动了山东液流储能电池产业链的发展。同时该项目填补了临沂地区电网侧储能项目的空白，是首座并网投产的储能项目，将对临沂电网系统调峰、调频，促进可再生能源消纳，提高电网运行灵活性发挥积极作用。此外，该项目为中核集团山东公司光伏、风电场站提前建造了公共储能，既可自用，亦可盈利。
