风、光新增20GW以上！河南印发“十四五”现代能源体系和碳达峰碳中和规划

四、主要目标

到2025年，全省能源消费增量的50%以上由非化石能源满足，能源安全保障能力大幅提升，能源生产消费结构持续优化，能源体制机制更加完善，清洁低碳、安全高效的现代能源体系建设取得明显进展，为全省碳达峰和高质量发展奠定坚实基础。

——能源低碳转型成效显著。煤炭消费占比降至60%以下，非化石能源消费占比提高到16%以上，风电、光伏发电装机成为电力装机增量的主体，可再生能源电力消纳责任权重、非水电可再生能源电力消纳责任权重完成国家目标任务。

——能源安全保障更加有力。全省能源综合生产能力达到1.1亿吨标准煤以上，电力装机达到1.3亿千瓦，可再生能源发电装机达到5000万千瓦以上，煤炭产能稳定在1.4亿吨/年，油气长输管道总里程达到11000公里以上，能源储备和应急体系更加完善。

——能源利用效率大幅提高。节能降碳成效明显，单位GDP（生产总值）能耗下降15%以上，煤电机组供电煤耗降至297克标准煤/千瓦时。能源系统灵活性显著增强，电力需求侧响应能力达到最高用电负荷的5%。能源系统信息化、智能化水平进一步提升。

——能源服务民生持续提升。城乡能源服务均等化水平显著提高，农村电网主要技术指标达到中部地区领先水平，重点乡镇燃气管网基本实现全覆盖，能源领域营商环境持续优化，供电、供气、供暖行业用户报装时间进一步压缩，群众生产生活用能保障能力进一步增强。

“十五五”期间，经过继续努力，2030年前实现碳达峰。展望2035年，全省能源高质量发展取得决定性进展，非化石能源消费占比大幅提高，碳排放总量达峰后稳中有降，能源绿色低碳发展水平、安全可靠供给水平、数字化信息化水平、治理体系和治理能力现代化水平大幅跃升，现代能源体系基本形成。

第三章 积极推动能源绿色低碳转型

持续推进能源供给侧结构性改革，积极发展风电、光伏发电等新能源，着力提升煤炭、油气等传统能源清洁低碳开发利用水平，积极推动非化石能源替代化石能源、天然气等低碳化石能源替代煤炭等高碳化石能源，加快形成绿色低碳的能源供应格局。

一、加快非化石能源发展

积极推进太阳能高效利用。坚持节约集约用地导向，加快屋顶光伏整县（市、区）推进，鼓励利用开发区、工业园区、标准厂房、大型公共建筑屋顶发展分布式光伏发电，探索开展光伏建筑一体化示范。结合采煤沉陷区、石漠化、油井矿山废弃地治理等，建设高质量“光伏+”基地。探索光伏发电与5G、制氢、新能源汽车充电设施等新领域高效融合。推进太阳能烘干等工业化应用和热利用技术，以乡镇、学校、医院、新型农村社区为重点，建设一批太阳能供暖、供热水兼发电示范项目。到2025年，新增并网容量1000万千瓦以上。

有序推动风能资源开发利用。按照最大保护、最低影响、适度开发的原则，规划建设高质量风电项目，打造沿黄百万千瓦级高质量风电基地。在电力负荷集中、电网接入条件较好的地方，统一规划、协同开发分散式风电项目。加大已并网项目技术升级改造力度，推进新建项目智慧化、数字化。到2025年，新增并网容量1000万千瓦以上。

因地制宜开发地热能。加强地热资源调查评价，提高地热资源开发利用量，完善地热能开发利用方式。按照合理开发、有序推动、取能不取水的原则，大力发展中深层地热供暖，实施黄河滩区居民搬迁安置点及已勘查出的地热资源有利区域地热供暖示范工程。积极推动浅层地热能、土壤源、地表水源热泵供暖制冷，利用污水处理厂中水发展水源热泵。扩大地热能在住宅小区、医院、学校、公共建筑等区域供暖制冷应用，研究应用地热能发电技术，加强地下水源回灌监测管理。打造千万平方米级地热能供暖示范区，到2025年，新增地热能供暖（制冷）能力5000万平方米以上。

提升生物质能利用水平。按照因地制宜、综合利用、清洁高效的原则，建立健全资源收集、加工转化、就近利用的生产消费体系。以热定电设计建设生物质热电联产项目，支持原有纯发电项目进行热电联产改造，推动发展生物质锅炉供热，逐步完善清洁分布式供热体系。推动城镇生活垃圾能源化利用，鼓励省辖市、济源示范区布局生活垃圾焚烧发电项目或改扩建原有焚烧设施，支持相邻县（市、区）共建共享垃圾焚烧发电设施。稳步发展非粮液体生物燃料、成型燃料，提高生物质能利用效率和效益。因地制宜发展多功能木本生物质能源树种、草本植物，利用荒山荒地、沙化土地大力营造生物质能源林，合理开发木质生物质能源材料。推动生物天然气规模化开发，建设一批生物质天然气示范工程，新增生物质天然气产能3000万立方米/年以上。

着力推进氢能发展。积极开展绿氢示范应用，支持集中区域、清洁外电落点区域有效整合富余风电、光伏发电、低谷电力，开展电解水示范，支持发展微电网和共建制氢工厂。不断优化传统氢源，鼓励氯碱、合成氨、炼钢等企业利用剩余产能制氢。着力开发工业副产氢纯化装置，优化氢气提纯技术，提高副产氢回收利用率。构建氢能储运网络，在重点发展高压气态储氢和长管拖车运输基础上，逐步开展更高压力的氢气长管拖车运输和液氢运输示范，适时推进天然气输运管道掺氢和区域性氢气输运管网建设运营。加快推进加氢站建设，优先支持在氢能产业发展较快地方布局建设加氢站，鼓励建设氢电油气综合能源站，试点在现有具备条件的加油（气、电）站中增设加氢装置。推进郑州国家氢燃料电池汽车示范城市群与郑汴洛濮氢走廊融合发展，推动氢燃料电池汽车在物流园区、城市建设、垃圾转运、重点产业园区、重点企业厂区等示范应用。

积极推进水电绿色发展。坚持“生态优先、统筹考虑、适度开发、确保底线”的方针，在保护生态环境的前提下统筹规划、合理布局水电产业，积极发展绿色水电。着力提高水能资源利用效率，加大老旧水电站技术改造力度。鼓励和保护农村水电生产积极性，优化水资源调度，增加水电发电量。规范水电站安全生产管理，提高水电安全水平。

安全有序发展核能。按照国家部署安排，在确保安全的前提下有序发展核电，切实加强核电厂址资源保护，开展内陆核电项目前期研究。探索核能清洁供暖，重点聚焦核能小堆先进技术，在条件适宜地方适时启动核能供热小堆示范项目研究。

二、促进化石能源绿色转型

推动煤炭绿色高效发展。推进煤炭从总量性去产能向结构性优产能转变，加快绿色矿山建设，适度发展优势煤种先进产能，持续淘汰落后无效低效产能，对30万吨/年以下矿井进行分类处置，确保煤炭产能稳定在1.4亿吨/年左右。优化煤炭产品结构，持续提高煤炭入选率。促进骨干煤炭企业传统非煤产业转型升级，延伸煤基产业链，将燃料变成材料，建设一批碳基半导体、高性能纤维材料生产基地。

加快火电结构优化升级。优化煤电项目布局，原则上不再建设除民生热电外的煤电机组，在严格落实产能置换的前提下，在豫南、豫东等电力缺口较大地区有序建设大容量高效清洁支撑电源。持续优化调整存量煤电，淘汰退出落后和布局不合理煤电机组，有序关停整合30万千瓦以上热电联产机组供热合理半径范围内的落后燃煤小热电机组（含自备电厂）。按照等容量置换原则，在保障电力、热力可靠供应的前提下，积极推进城区煤电机组“退城进郊（园）”。推进煤电由主体性电源向提供可靠容量、调峰调频等辅助服务的基础性电源转型，加强应急备用和调峰电源能力建设。实施煤电机组标杆引领行动，深化煤电行业节能降碳改造。加强工业余热回收再利用，积极发展余热发电。

充分挖掘油气生产潜力。稳定省内常规油气资源产量，加大中原油田、河南油田区块精细勘查力度，实施“控递减”和“提高采收率”工程，保障持续稳产。积极推进非常规天然气资源开发，加大页岩气等非常规天然气资源勘探开发力度。

持续推进炼能优化。对接国家石化产业规划布局，谋划打造千万吨炼油、百万吨乙烯的洛阳高端石化产业基地，引导洛阳石化按照“少油增化”的发展方向，通过延链、补链、强链实现炼化一体化发展；调整洛阳石化现有油品产品结构，提高航空煤油产量。支持濮阳新型化工基地建设，结合现有化工产业基础，研究谋划石化接续项目。支持南阳特种石蜡生产基地建设，充分释放河南油田石蜡精细化工产品产能，提高石蜡高端产品产量，增强行业竞争力，实现河南油田可持续发展。

三、构建新型电力系统

加强电力灵活调节能力建设。加快推进在建抽水蓄能电站建设；完善支持政策，谋划新一批抽水蓄能站点。全面推进火电机组灵活性改造，引导燃煤自备电厂调峰消纳可再生能源。合理规划布局调峰燃气发电机组，推动气电与新能源发电融合发展。推动新规划建设的风电、光伏发电项目配置储能设施，提高新能源消纳存储能力。

推动电力系统适应高比例新能源并网运行。统筹高比例新能源系统发展和电力安全稳定供应，强化系统有功调节和调相机等动态无功支撑能力建设，增强电力系统清洁能源资源化配置能力，推动调度运行智能化、扁平化，提升新能源并网友好性和电力支撑能力。整合优化区域电源侧、电网侧、负荷侧资源，合理配置储能，以先进技术突破和体制机制创新为支撑，建设一批“源网荷储”一体化和多能互补示范项目，探索构建“源网荷储”高度融合的新型电力系统发展模式。

持续提升需求侧管理能力。扩大电力需求响应实施范围，突破工业用户作为单一主体参与模式，加强负荷聚合商培育，深入挖掘用户侧储能、电动汽车和综合智慧能源系统等灵活性调节资源，进一步释放居民、商业和一般工业负荷的用电弹性。加快电力需求响应与电力市场建设有效衔接，研究建立用户侧参与市场化辅助服务的补偿和激励机制，引导用户错峰用电，推动需求响应从临时性、紧急性措施逐渐转变为常态化、市场化手段。结合新型基础设施建设和数字经济，建设省级电力需求响应平台，实施响应全流程管理和线上办理，深化需求响应大数据分析。

提升电网运行调度水平。推动建立多种能源联合调度体制，发展柔性直流输电，优化电网安稳控制系统配置，全面提升电网灵活控制和抗干扰能力。推进配电网改造升级，提高配电网承载力和灵活性，适应分布式电源广泛接入和多元化负荷发展需求，增强电网就近就地平衡能力。增强电网适应性，加大配电自动化改造力度，发展以消纳新能源为主的微电网、局域网、直流配电网，实现与大电网兼容互补。支持开展“源网荷储”一体化和多能互补项目建设，实现新能源就地就近开发消纳。

第四章 大力推进节能降碳增效

持续实施节能降碳增效行动，把节能降碳贯穿经济社会发展各领域、全过程，提升节能降碳管理能力，提高能源利用效率，加快形成节能低碳的能源消费新模式。

一、推动能源生产绿色化

推动化石能源绿色低碳开采。加强化石能源生产过程碳排放监控，加快应用绿色开采和智能化技术，加大余能、副产品回收利用力度，降低煤炭、油气开采过程中碳排放。加大煤层气（煤矿瓦斯）、油气田甲烷采收利用力度，加快二氧化碳驱油技术推广应用。推广化石能源开采先进技术、装备，加快推进燃油、燃气、燃煤设备等电气化改造。

推进能源加工储运提效降碳。加快炼化产业转型升级，推进绿色炼厂、智能炼厂建设，延伸炼化产业链，增加高附加值产品比重，提升资源综合利用水平。推行煤炭分质分梯级利用，推动煤炭转化向高固碳率产品发展。优化煤炭物流网络，提升铁路、水路、铁水联运等运输比例，发展多式联运等绿色运输方式，支持企业推广智慧低碳仓储和物流。

大力发展能源低碳循环经济。创新矿区循环经济发展模式，探索开展采煤沉陷区治理、煤矸石综合利用，积极推动共伴生矿产资源和尾矿综合利用，避免污染空气和地下水。利用采煤沉陷区、关停高污染矿区发展风电、光伏或农林生物质产业。探索开发已枯竭或无开采价值油气田、煤炭采空区的二氧化碳地质封存能力。探索开展废弃岩盐钻井、闭坑的金属矿山地下巷道、采空区对二氧化碳的地质收纳封存研究。

二、促进用能方式低碳化

推动重点行业绿色低碳用能。加强工业领域节能，加快绿色制造体系建设，推广节能低碳工艺、技术、装备，建立以碳排放、化石能源消费控制为约束的减排机制，推动钢铁、有色、建材、化工等行业建立绿色用能监测与评价体系，完善绿色能源消费认证标识制度，引导工业企业和园区高效开发利用分布式可再生能源。坚决遏制“两高”项目盲目发展，加快淘汰落后产能，通过改造升级挖掘节能减排潜力。推动提高建筑节能和绿色建筑标准，大力发展节能低碳建筑，推进城镇既有居住建筑和公共建筑节能改造，降低建筑运行能耗，加强建筑能耗计量、监测、统计，深入推进新建建筑规模化应用太阳能、地热能等可再生能源。构建绿色低碳交通体系，大力发展多式联运，促进大宗货物中长距离运输“公转铁”“公转水”，鼓励重卡、船舶使用LNG或氢能替代燃油。实施公共机构能效提升工程，开展照明、供热等基础设施节能升级改造。推进新型基础设施领域节能，提高数据中心、5G通信基站等能效标准，加快现代信息技术与传统市政基础设施融合，提高运行效率和节能水平。

促进生活领域用能方式绿色转型。持续推进清洁取暖，提升现有大型热电联产机组供热能力，积极发展生物质能、地热能供暖，扩大集中供热覆盖区域，增加省辖市城区和具备集中供热条件的县城城区集中供热面积。推广商用电炊具、智能家电等产品，提高餐饮服务业、居民生活等领域电气化水平。大力提倡绿色生活方式，引导居民科学合理用能。持续开展散煤治理工作，加大民用散煤清洁化治理力度，积极稳妥推进洁净型煤配送供应，到2025年，力争我省平原地区散煤基本“清零”。

加快农村生产生活电气化。推进大型农业生产机械电能替代，培育和发展电气化农机服务站点，因地制宜实施农村合作社、家庭农场、现代农业园区电气化改造，加大农用散煤替代力度，推广电气化育苗、种植、畜牧水产养殖技术等。优化电网企业办电流程，大力推广高能效用电技术。加快迭代升级农业电气化新技术、新产品，助力乡村特色农产品出村进城。推进家居生活领域电能替代，倡导使用节能高效空调、电冰箱、电厨炊等家用电器，提升电能在农村终端能源消费中的比重，引领乡村绿色用能新风尚。

三、提升节能降碳管理能力

完善能耗强度和总量双控制度。严控能耗强度，以化石能源为重点合理控制能源消费总量。建立用能预算管理体系，实施能源消费总量预算管理，探索实施区域能评制度。加强节能监察，强化节能审查事中事后监管，形成“区域能评+分类管理+能效标准”的节能管理模式。以用能权有偿使用和交易为重点，加快制度突破、机制创新、模式探索，激发市场主体活力，推动能源要素向优质企业、项目流动和集聚。建立智慧节能综合服务平台体系，有效提升节能管理水平。推行综合能源服务模式，实施能源消费集成化、智能化改造和重点用能单位节能降碳改造。

持续推进煤炭消费替代。科学控制煤炭消费总量，严格落实煤炭消费等量或减量替代要求。加强重点行业煤炭消费监测预警管控，着力压减高耗能、高排放和过剩落后产能煤炭消费总量。大力推进工业余热余压、电厂热力、清洁能源等替代煤炭消费，加快推进燃料类煤气发生炉、燃煤热风炉、加热炉、热处理炉、干燥炉（窑）、建材行业煤炭替代，大力削减民用散煤及农业用煤。