河南商丘：到2025年新增光伏并网100万千瓦以上

（二）促进化石能源转型升级。

1.推动传统能源产业升级。加快智能煤矿建设，不断提升煤矿智能化水平。以数字赋能为抓手，融合绿色矿山建设标准，大力推广新技术，提升装备机械化程度，实现安全高效智能化开采。加大煤炭洗选加工投入，淘汰工艺落后、高能耗、低利用率选煤产能。构建安全生产标准化管理体系，保障高质量煤矿稳定生产。推进河南能源永煤城郊矿绿色矿山建设，建设永夏矿区李大庄等接续矿井，实现全市300万吨/年煤炭产能目标。因地制宜发展矿区循环经济，适当发展煤制燃料和化工原料。到2025年，力争大、中型煤矿采掘机械化程度达到90%，井下重点岗位实现机器人作业，露天煤矿实现智能连续作业和无人化运输。

2.加快火电结构优化升级。严控新增煤电项目。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，按照供电煤耗和超低排放国际先进的标准，合理推动支撑性基础性煤电项目规划建设，科学发展热电联产，以用电、用热需求引导煤电建设，原则上不再新建除热电联产以外的煤电机组，以减量替代方式发展煤电机组，以供热需求为基础，在大型热电联产机组无法满足用热要求前提下，合理推进背压机组建设。“十四五”期间，积极推进市区中电民生电厂热电联产机组扩建项目和永城、民权2×100万千瓦超超临界火电机组项目前期工作，发挥高峰电力平衡和应急保障作用，提供转动惯量，保障电力系统安全稳定运行。

3.推动煤电优化升级。推动煤电机组节能提效升级和清洁化利用，因厂制宜开展综合性、系统性节能改造。继续推进现有大型火电机组实施热电联产改造，释放供热能力，尽快形成以大中型热电和背压型供热机组为主体、多种热源相互补充的集中供热体系。适当鼓励扩大集中供热半径，充分发挥清洁高效的技术优势，将民权、永城大型清洁高效燃煤电厂热力引入热源不足区域，缓解周边产业集聚区、热负荷较大的工业园区供热不足局面。加强与中国电力既有热电项目合作，助力热电产业园、垃圾发电厂等供热建设，有效满足市民温暖过冬需求。推进煤电机组灵活升级改造，探索开展煤电机组污染“近零排放”改造。鼓励现役和新建煤电耦合可再生能源、储能、氢能等转型综合能源服务商，加快推进智慧电厂建设。

（三）构建新型电力系统。

1.加快电力结构布局优化。煤电在保障我市能源安全方面还将发挥基础和兜底作用，在一定时期内煤电的基础性地位仍将保持。推进支撑性基础性清洁煤电项目，并进一步提升现有煤电的清洁化、高效化水平，打造清洁煤电基地。支持重点开发区和相关企业建设高效清洁背压机组，推进夏邑县、柘城县开发区热电联产项目建设，持续淘汰煤电落后产能。推进燃气调峰电厂前期工作，增强商丘电力系统的灵活性、改善电网消纳新能源能力。积极建设天然气分布式能源站，建立“源网荷储一体化”基地，实现集能源供给、能源网络、能源负荷、能源储运、调度控制、智慧应用、商业模式于一体的绿色智慧综合能源系统，探索综合能源服务新模式，提升能源利用效率。依托黄河故道区位基础，积极推进平原风电项目开发建设，打造豫东黄河故道百万千瓦级风电基地。

2.推进各级电网协调发展。支持新能源优先就地就近并网消纳，优化送端配套电源结构，提高输送清洁能源比重。保障清洁能源及时同步并网，开辟风电、太阳能发电等新能源配套电网工程建设“绿色通道”，确保电网电源同步投产。

3.加强电力灵活调节能力建设。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，推动电气与新能源发电融合发展。积极发展各类储能设施，在新能源建设的基础上，探索发展各类型储能设施，发展“新能源+储能”，新能源发电项目应按照不低于“15%装机容量、2小时”规模配置储能设备，不断增强区域系统调节能力。不断拓展储能应用新场景，推动储能在电源侧、电网侧和用户侧应用新模式、新业态，通过共享储能和分布式储能并举，促进新能源发电就地就近消纳，保障电力系统供需平衡。积极探索在有条件的县（市、区）试点建设先进压缩空气储能、氢储能和蓄冷蓄热储能等新型储能项目，建成一批电化学储能示范项目。

4.提升电网运行调度水平，着力做好清洁能源并网消纳。加强电网统一调度，统筹送受端调峰资源，促进清洁能源消纳多级调度协同快速响应。加强跨县（市、区）风光火储联合运行，提升清洁能源功率预测精度，优先调度清洁能源，确保能发尽发、能用尽用。发挥市场作用扩展消纳空间，加快构建促进新能源消纳的市场机制，深化电力现货市场建设，采用灵活价格机制促进清洁能源参与现货交易。积极开展风光火打捆外送交易、发电权交易、新能源优先替代等多种交易方式。

5.推动全社会节能提效，提高终端消费电气化水平。拓展电能替代广度深度，推动电动汽车、公路和铁路电气化发展。推进电供冷热，实现绿色建筑电能替代。加快乡村电气化提升工程建设，推进清洁取暖“煤改电”。积极推动综合能源服务，以工业园区、大型公共建筑等为重点，拓展用能诊断、能效提升、多能供应等综合能源服务，助力提升全社会终端用能效率。推动智慧能源系统建设，挖掘用户侧资源参与需求侧响应的潜力。

6.加强节能减排措施，降低自身碳排放水平。全面实施电网节能管理，优化电网结构，推广节能导线和变压器，强化节能调度，提高电网节能水平。加强电网规划设计、建设运行、运维检修各环节绿色低碳技术研发，实现全过程节能、节水、节材、节地和环境保护。加强六氟化硫气体回收处理、循环再利用和电网废弃物环境无害化处置，保护生态环境。

7.完善分时电价机制。统筹考虑电力供需状况、系统用电负荷特性、新能源装机占比、系统调节能力等因素，将系统供需紧张、边际供电成本高的时段确定为高峰时段，引导用户节约用电、错峰避峰；将系统供需宽松、边际供电成本低的时段确定为低谷时段，促进新能源消纳、引导用户调整负荷。在保持销售电价总水平基本稳定的基础上，进一步完善目录分时电价机制，更好引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳，为构建以新能源为主体的新型电力系统、保障电力系统安全稳定运行提供支撑。

第四章 提高利用效率，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，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。全面构建安全生产标准化管理体系，着力推动达标煤矿提档升级，改进挖掘工艺、提升装备水平，持续推进安全高效矿井建设，实现煤炭安全和高效、绿色、智能开采。鼓励煤矸石、矿井水、煤矿瓦斯等煤炭资源综合利用，提升原煤入选率和资源回收率至90%以上，实现煤炭清洁综合利用。

完善提升煤炭储运网络及接卸能力。提高煤炭消费大户特别是企业铁路专用线接入比例，完善煤炭铁路、公路运输网络系统，提高煤炭储运场所智慧化、清洁化水平。

推进工业余热回收利用。积极推进工业余热、余压、余能应用，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。开展储热、储冷示范工程，推进用能系统优化，通过跨企业、跨行业、跨地区余能资源整合，建立工业用能高效智能、经济便捷、利益共享、多能互补的能源利用新模式。

（二）促进用能方式低碳化。

1.实施重点用能单位节能改造行动。对标行业能效先进水平，对全市21家重点用能单位进行改造，实现能效应提尽提。通过优化工艺技术路线、高耗能设备改造、能量系统优化、余热余压回收利用、智慧管理建设等完成节能改造，通过煤炭消费减量、清洁能源替代等技术完成绿色降碳生产，利用原料清洁替代、生产过程“三废”无害化处置、废物资源化利用等措施提升减污协同能力，提升能效利用水平。力争到2023年，重点用能单位绿色转型发展取得明显成效，节能降碳管理制度更加完善，能耗强度下降18%以上。统筹考虑经济发展和能耗双控目标、环境质量要求，实施重点用能单位节能降碳改造三年行动计划，分年度有序组织实施节能降碳改造。通过节能降碳改造改善能耗强度、碳排放强度，为推动全市按期实现碳达峰、碳中和目标作出贡献。

2.推进重点用能设备节能增效。以电机、风机、泵、压缩机、变压器、换热器、工业锅炉等设备为重点，全面提升能效标准。建立以能效为导向的激励约束机制，推广先进高效产品设备，加快淘汰落后低效设备。加强重点用能设备节能审查和日常监管，强化生产、经营、销售、使用、报废全链条管理，严厉打击违法违规行为，确保能效标准和节能要求全面落实。

3.加强新型基础设施节能降碳。优化新型基础设施空间布局，统筹谋划、科学配置数据中心等新型基础设施，避免低水平重复建设。优化新型基础设施用能结构，采用直流供电、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。对标国际先进水平，加快完善通信、运算、存储、传输等设备能效标准，提升准入门槛，淘汰落后设备和技术。加强新型基础设施用能管理，开展能源计量审查。推动既有设施绿色升级改造，积极推广使用高效制冷、先进通风、余热利用、智能化用能控制等技术，提高设施能效水平。

4.积极推动城乡建设低碳行动。推动超低能耗建筑、低碳建筑规模化发展。加快推进居住建筑和公共建筑节能改造，持续推动老旧供热管网等市政基础设施节能降碳改造。提升城镇建筑和基础设施运行管理智能化水平，加快推广供热计量收费和合同能源管理。深化可再生能源建筑应用，推广光伏发电与建筑一体化应用。积极推动清洁取暖，推进热电联产集中供暖，加快工业余热供暖规模化应用，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。提高建筑终端电气化水平，建设集光伏发电、储能、直流配电、柔性用电于一体的“光储直柔”建筑。

推进绿色农房建设，加快农房节能改造。持续推进农村清洁取暖，因地制宜选择适宜取暖方式。发展节能低碳农业大棚。推广节能环保灶具、电动农用车辆、节能环保农机和渔船。加快生物质能、太阳能等可再生能源在农业生产和农村生活中的应用。

5.扩大清洁能源消费。积极推进居民生活、交通、工业等领域“电能替代”，进一步提高电气化水平。加快电动汽车推广使用，推进城市物流、环卫、工程领域车辆新能源化，公交、公务用车带头使用新能源汽车，加快燃油（气）出租车置换更新。加快氢能应用，探索发展氢燃料电池发电装备，推动氢燃料电池热电联供系统在用户侧的应用，推动氢燃料电池汽车在城市公交、环卫、物流等领域应用，到2025年推广氢燃料电池汽车200辆以上。大力提倡绿色生活方式，引导居民科学合理用能。积极扩大天然气利用，进一步提高城乡居民管道天然气气化率。

6.培育综合能源消费试点。在开发区、工业园区等集中用能区域开展综合能源服务试点，鼓励综合开发利用风能、太阳能、农林生物质等可再生能源。鼓励近零碳排放园区试点示范，加快推进能源全领域、全过程、智慧化发展。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。依托医院、学校、酒店、商业综合体等城市街区和未来社区，开展“电厂+”、“电网+”、“光伏+”等不同类型的综合能源服务系统建设，到2025年，力争建成2-3个工业园区、公共建筑、数据中心、未来社区综合能源服务系统试点项目。

7.培养全民节约能源新风尚。围绕倡导节能、实施节能、实现节能，推进一系列工作，带动全社会形成尊重能源、节约能源新风尚。从源头上做好节能设计规划，加强行政办公机构示范引领工程创建，持续开展学校、医院等新建、改（扩）建工程节能评审，加强公共机构新建建筑节能审查。建立节能激励导向机制，树立传统产业节能典型，建立一批重点节能项目、实施一批节能重点工程，加强重点用能企业节能管理。通过开展工业节能诊断服务，节能进企业、校园、社区、乡村等活动，举行节能减排技术和产品展示、线上线下节能知识普及，形成强大宣传声势，有效提高民众主动节能意识。

（三）加强节能降碳管理。

1.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。协调处理好商丘现阶段工业快速增长、城市迅速扩张形势下，能源消费需求刚性增长与完成碳减排目标的矛盾。按照能源消费总量和强度“双控”要求，大力压减非电行业用煤，稳定石油消费比重，提高天然气利用率；优化新上企业结构，实现高新技术和战略性新兴产业比重持续增长，对国家限制的六大高耗能行业严格控制，对生产工艺落后、高耗能企业实行禁入和淘汰。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。

2.优化能耗双控指标分解落实。以能源产出率为依据，综合各县（市、区）经济社会发展水平、发展定位、产业结构和布局、能源消费现状、节能潜力、能源资源禀赋、环境质量状况、能源基础设施建设和规划布局、“十三五”规划目标完成情况等因素，合理确定各县（市、区）能耗强度降低和能源消费总量目标。能源消费总量目标分解中，对能源利用效率较高、发展较快的县（市、区）适度倾斜。

3.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。

第五章 提升能源安全保障，完善产供储销体系

坚持安全底线，加快品种多元、渠道多元的能源基础设施建设，着力构建完善的能源产供储销体系，全面提高能源供应稳定性和安全性，切实保障碳达峰、碳中和推进过程中的能源安全。

（一）扩大开放合作，拓展能源多元支撑。

1.多渠道拓展区外来电。争取更多清洁外来电力入商，合理控制外购电比重；推动跨区域电力通道建设，建成500千伏“三站三廊”的“T”字型网架供电结构；积极推进青豫特高压和河南第三直流特高压入商进度，加快推进驻马店特高压直流站—豫东交流特高压变电站至商丘的500千伏输电线路建设，持续提升电网抵御事故能力和运行可靠性，保障电网安全水平。

2.全面打通油气外引通道。坚持加快区域输油输气管网工程建设步伐，推进油气管网与周边省市互联互通。谋划建设东部沿海至商丘油气管网工程，重点推进连云港至商丘、商丘至阜阳、民权至商丘、太康至商丘等油气管道建设，提升油气供应保障能力，推动区域合作发展。

3.加强能源领域合作。积极探索外省优质能源资源，提高“外电入商”“外气入商”比例，促进电力盈余地区消纳，共同推进区域发展。加强与中央大型能源企业产能项目合作，鼓励市内能源企业积极参与“一带一路”，拓展在石油天然气长输管道、能源装备、能源技术服务等方面的深入合作，形成定点、定量稳定供应模式，保障能源安全协同发展。

（二）夯实供应基础，完善能源输运网络。

1.构建网架坚强的骨干电网。加快宁陵沙盟500千伏变电站建设，打通500千伏“第三通道”线路工程，形成500千伏“三站三廊”的“T”字型网架供电结构，强化500千伏主网架输电能力，提升市外来电的吸纳能力。优化220千伏电网，重点实施市区方平扩、虞城郑集、夏邑冯楼、民权子休等一批220千伏变电站新建（扩建）工程，不断提升电网的可靠性和安全性。适应城市化、工业化快速发展要求，重点推进开发区和城市新区110千伏以下配套电网建设以及老城区电网改造。实施新一轮农村电网升级改造工程，增强小城镇和农村电网供电能力。积极采用新技术、新设备，对电网进行数字化、信息化、智能化改造，提高各级电网自动化水平，建设具有自愈能力的智能电网。

2.提升油气供应保障能力。加快区域输油输气管网工程建设步伐，完善互联互通管道和县域支线网络，实施天然气管道入镇进村工程，形成通连市县、延伸城乡、互通互补、协调有序的天然气供应网络。加快推进天然气储气及主干管网设施建设。充分利用豫东LNG应急储备中心，建设本地化储气设施，解决区域内天然气应急调峰需求。

3.推进安全可靠的供热管网建设。加快配套热网工程建设，有序开展老旧管网改造工程，推进供热管网互联互通，提升管网运行安全性和供应稳定性。适当鼓励扩大集中供热半径，充分发挥清洁高效的技术优势。

4.适度超前建设充电网络。加大充电基础设施建设力度，重点推进居民区、单位内部停车场、工业园区、景区及公共服务领域充电设施建设，加快干线公路沿线服务区快速充电设施布局，推进充电基础设施向农村地区延伸，支持开展光、储、充、换相结合的新型充换电场站建设，构建布局合理、车桩相随的充电网络。到2025年建成综合供能服务站30座以上，集中式充换电站100座以上、各类充电桩6000个以上；城市核心区公共充换电设施服务半径小于2公里，公共充电桩与新能源汽车比例达到1：8。

5.能源基础设施融合发展。推进能源设施多能互补。积极推进风、光、储多能互补模式发展。推动储能电站、虚拟电厂等示范工程建设，加强多种电源与储热、储气设施集成互补，构建面向高比例可再生能源的基础设施协调支撑体系。依托农村能源革命试点建设，建成1至2个县（区）级、园区级智慧能源服务示范工程，实现横向“电热冷”、纵向“源网荷储”的多元能源形态协同转化。推进各类基础设施融合复用。以多功能性促进各类设施融合，探索区域城乡综合基础设施一体化建设。探索污水处理与余热供暖集成示范，提升水利设施防洪、发电、调峰一体化水平，发展光、储、柔性直流新型能源系统。统筹推进城镇生活污水、生活垃圾、危险处理设施与配套发电供热基础设施一体化设计、集约化管理。

（三）加强韧性建设，增强能源风险管控能力。

1.提高电力应急处置和抗灾能力。优化电网项目选址布局和设备选型，全链条强化防灾能力，确保严重自然灾害情况下坚强局部电网恢复重要用户供电时间不超过2小时。推进重要用户自备应急电源配置，落实《重要电力用户供电电源及自备应急电源配置技术规范》要求，开展重要用户应急能力建设情况排查，督促重要用户配足柴油发电机、UPS（不间断电源）等自备应急电源，确保应急发电设备“应配尽配、配而能用”。加强应急发电车、应急照明装置等防汛抢险保供电应急装备配备，适当配置卫星电话或远距离应急对讲机，采购涉水能力较强车辆或为车辆加装涉水配件。提升电力安全核心信息自主可控能力，购置国产自主化的电子信息安全设备、操作系统和数据库、中间件，逐步减少对国外产品和技术的依赖，实现软硬件设施的自主可控和国产替代，降低安全风险。

2.强化电力系统网络安全。落实《关键信息基础设施安全保护条例》，完成关键信息基础设施认定和保护。完成调度主站、配电自动化主站、调控云、数据中心等防护能力提升建设，全面提升安全保障能力。建立健全网络安全应急处置预案、处置方案，提高网络安全应急处置能力。健全7×24小时网络安全在线监测机制，完善全场景态势感知平台，加强关键节点监控，提升网络安全分析管控能力。加大安全接入平台、隔离装置等自主可控产品应用力度，建立网络安全常态监督和通报机制，完善网络安全技防体系，健全全域网络安全技术监管体系。加强储能电站安全管理，坚持“安全第一、预防为主、综合治理”方针，建立“企业负责、行业自律、政府监管、社会监督”管理机制，督促储能电站建设单位建立安全风险分级管控制度和事故隐患排查治理制度，加强设计、施工、运行、拆除等环节全过程安全管控与监督。

3.加快打造煤炭、石油全产业链。建立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。支持煤电企业通过签订中长期合同、建立储备基地、实施煤电联营等方式，与大型煤矿企业建立煤炭储备合作机制，形成互利共赢、长期稳定的供需合作关系。依托资源禀赋，推动永城储配煤中心建设，打造豫东大型煤炭储配基地，增强煤炭供应保障能力，形成煤炭产、储、运供应链管理的保供新模式。加快推进商丘石油基新材料项目建设，助推豫东区域能源产业升级和新材料产业发展。

第六章 融合创新驱动，培育现代能源发展新优势

坚持把创新摆在发展的逻辑起点、现代化建设的核心位置，推动能源低碳化、数字化、智能化转型升级，做优做强传统产业、发展壮大新兴产业、谋篇布局未来产业，加快形成支撑能源低碳转型的新增长点。

（一）打造智慧能源系统。

1.加快数字能源建设。加快能源大数据应用，推动能源生产、传输、存储、消费等环节与互联网融合发展，推进数值能源管理运行平台建设，深挖能源+经济、能源+生态、能源+社会治理等应用场景，提高能源数字化智能化水平。推动能源使用向设备智能、多能协同、信息对称、供需分散、交易开发的方向发展，激活能源供给端和消费端潜力，形成新型的能源生产消费体系和管控体制。

2.推动“互联网+”智慧能源发展。抢抓新基建机遇，促进能源与现代信息技术深度融合，整合可再生能源、氢能、储能设施及电气化交通，结合大数据、云计算、物联网等技术，加强能源产业链上下游企业的信息对接和生产消费智能化，推动能源生产管理和营销模式变革，重塑产业链、供应链、价值链，增强发展新动力。

3.推动电网升级，打造清洁能源优化配置平台。加强配电网互联互通和智能控制，满足分布式清洁能源并网和多元负荷用电需要。做好并网型微电网接入服务，发挥微电网就地消纳分布式电源、集成优化供需资源作用。加快电网向能源互联网升级，加强“大云物移智链”等技术在能源电力领域的融合创新和应用，促进各类能源互通互济，源网荷储协调互动，支撑新能源发电、多元化储能、新型负荷大规模友好接入。加快信息采集、感知、处理、应用等环节建设，推进各能源品种的数据共享和价值挖掘。

（二）加强多能互补综合能源利用。

充分发挥新一代信息技术的牵引作用，以需求侧响应为导向，统筹传统能源和新能源发展，建立多能互补、综合优化的能源生产和消费模式。积极发展先进储能技术和智能控制等技术，加强可再生能源与增量配电网、电动汽车、充电桩、氢能等融合发展，研究建立源网荷储灵活高效互动的能源体系，实现多能协调供应和能源综合梯级利用，打造绿色环保、低碳高效的先行示范。

重点在消纳条件好、发展潜力大的县（市、区），开展可再生能源为主、分布式电源多元互补、与储能深入融合的新能源微电网应用示范工程、综合能源服务等能源新业态；在既有开发区、大型公共建筑、居民小区等集中用能区域，实施供能系统能源综合梯级利用改造，推广应用多能互补功能模式，加强余能资源回收和综合利用，实现能效提高、可靠性提高、用能成本降低、碳排放和污染物减少“两高三低”。

（三）推进能源科技产业发展。

推动“智慧矿山”建设，打造智能煤矿及绿色矿山，实现常态化无人作业、大数据动态分析巡检、远程智能操作的生产模式。加强与相关企业技术合作，开展氢能源制备项目布局，同步延伸运氢、储氢、用氢等产业链相关项目，助力氢能产业培育和发展。加大碳捕集、利用与封存技术开发与示范，探索低成本、低能耗CCUS技术，发展与能源耦合的负碳排放技术。加强太阳能产业提质增效，建设商丘中国建材光电玻璃生产线（二期）项目。支持新能源装备工程建设，以河南布尔通科技公司、商丘迈科能源公司等为基础，以与北汽福田深度合作为突破，围绕新能源汽车产业发展需求，积极发展新能源汽车锂离子动力电池、车载充电器等动力模块系统，提升装备制造企业自主研发能力和先进制造产能，推动新能源商用车零部件本地化和产业链一体化发展，打造新能源商用车生产基地。

第七章 创新体制机制、助力碳中和碳达峰

坚持破解瓶颈和增强活力相结合，持续深化能源领域竞争性环节市场化改革，加快体制机制和商业模式创新，为能源高质量发展和实现“碳达峰、碳中和”目标提供有力的体制机制保障。

（一）深化能源领域体制改革。

1.加快电力体制改革。按照国家和省电力体制改革的总体部署，创新工作方法，提高政策落实的精准度和时效性。持续推进增量配电网业务改革试点，加快推进试点开展“源网荷储”一体化建设，提升配电网内清洁能源利用效率和运行效率。加快建立分布式发电市场化交易规则，建立和完善电力需求侧和可再生能源市场参与机制。加强电力市场监管，完善信息披露制度，推进交易机构独立规范化运行。稳步推进输配电价改革，进一步完善峰谷电价机制，实施尖峰电价和季节性电价政策，逐步形成结构优化、水平合理的输配电价体系。

2.深化油气体制改革。按照国家和省总体部署，加快推进政企、政资、网运、主辅分开改革，明确油气管网、城市储备调峰设施的公共基础设施属性，发挥市场配置资源的决定性作用，逐步建立公平接入、供需导向、有效竞争的运营机制，探索燃气大用户直供试点。创新投融资机制，拓宽融资渠道，鼓励社会资本参与投资天然气基础设施建设。

3.推进新一批农村能源革命试点示范。围绕巩固拓展脱贫攻坚成果同乡村振兴有效衔接，以县域、开发区、村镇为单位，采取多能互补、智能园区、产业融合等模式，建设新一批试点示范区，推动农村能源基础设施提档升级，促进农村可再生能源充分开发和就地消纳，推动试点示范区逐步形成以清洁能源为主的能源供应消费体系。鼓励结合能源资源禀赋和产业发展特点，积极探索城乡清洁能源融合发展新路径，构建城乡统筹、多能互补的农村能源开发利用新模式。

（二）强化政策保障和能源监管。

1.加强能源低碳转型政策保障。推动健全绿色金融政策体系，引导和激励金融机构以市场化的方式支持新能源、储能、氢能、CCUS等绿色低碳技术应用。鼓励商业银行通过优惠利率、专项再贷款等绿色信贷方式，对低碳项目建设提供长周期低息贷款。支持企业、金融机构发行绿色专项债券，为低碳技术推广、高碳产业及高碳项目低碳化转型提供资金。支持符合条件的绿色产业企业上市融资和再融资。支持政府引导基金带动社会资本发起设立能源领域新兴产业投资基金或绿色发展基金，支持新兴技术研发和低碳产业发展。支持符合条件的能源基础设施项目开展不动产投资信托基金试点，盘活存量资产，形成投资良性循环。

2.强化安全保障机制。坚持安全第一、预防为主、综合治理方针，建立能源行业贯穿属地管理责任、行业监管责任、企业主体责任的全生命周期监管机制。健全能源安全风险管控体系，加大隐患整治力度，加强能源预测、预警，加强对煤炭、油气等重要能源产品供应情况的动态跟踪监控，持续开展石油天然气管道安全大排查、大整治专项行动，及时发现问题并予协调解决。科学运用视频智能分析、精密监测和大数据分析等手段，开展能源重大设施运行数据实时采集，实现预警监测监控，辨识并依法查处危害管道安全的违法行为。健全能源监测预警应急机制，强化能源生产、运行、环境等领域事故应急能力建设，制定应急预案，完善演练制度和应急调度机制，有效减少能源中断损失。

第八章 重点工程

围绕能源领域强支撑、补短板、利长远，谋划建设11项工程，204个项目，计划投资1898.7亿元。具体包括：

（一）煤炭清洁高效开发工程。淘汰落后产能，建设永夏矿区李大庄等接续矿井，推进神火集团煤矿安全技术改造工程，提高瓦斯抽采系统能力和防治水能力；建成永煤等5个智能化示范矿、永煤新桥煤矿“5G+智慧煤矿”。

（二）煤炭储配基地建设工程。建设豫东大型煤炭储配基地。

（三）石油基新材料工程。加快建设商丘石油基新材料项目。

（四）坚强智能电网工程。新建沙盟500千伏输变电工程，扩建庄周500千伏变电站，建设500千伏“第三通道”线路工程，新增变电容量2400兆伏安；新建、扩建民权子休、虞城郑集、夏邑冯楼等220千伏变电站9座，新增变电容量1620兆伏安；新建110千伏变电站28座，新增变电容量1552兆伏安；加快推进各县（市、区）农村电网升级改造；建设永城、梁园、宁陵增量配电项目。实现市区配电自动化主干线路重要节点全覆盖，智能融合终端县域及以上区域全覆盖。

（五）绿色火电工程。加快推进永城裕东电厂二期2×1000MW高效超超临界机组扩建工程前期工作；加快推进国电民权电厂、中电民生热电厂等现有煤电机组灵活性改造；推进宁陵县开发区综合能源项目建设，建成宁陵“源网荷储一体化”示范项目。

（六）清洁取暖工程。积极推进中电民生热电厂二期2×600MW热电联产项目前期工作。推进国电民权电厂热电联产改造，建成虞城、夏邑、柘城热电联产项目。推进中深层地热、空气源等可再生能源供暖利用示范区建设。扩大集中供热范围，提升市区及各县（市）集中供热普及率，新增集中供热面积1200万平方米以上。

（七）环境友好型风电工程。建设虞城县、民权县、睢县、柘城县、宁陵县、夏邑县、永城市等区域平原风电项目；积极推动黄河故道沿线百万千瓦风电示范基地建设。力争新增风电并网容量140万千瓦以上。

（八）高质量光伏发电工程。以整县屋顶分布式光伏开发为重点，建设睢县、柘城县、宁陵县、民权县、夏邑县整县屋顶光伏示范项目，打造2-3个高水平、高标准、高质量的“光伏+”阳光工程；积极推动1-2个国家级、省级现代绿色农业产业园建设。力争新增光伏发电并网容量100万千瓦以上。

（九）生物质热电联产工程。有序发展生物质热电联产、建设宁陵县生物质热电联产项目，推进夏邑县农林生物质热电联产项目扩建；加快商丘垃圾发电厂项目二期建设，夏邑县光大生活垃圾焚烧热电项目扩建工程。

（十）天然气工程。加快引进海上天然气，建设苏皖豫（滨海-商丘）输气管网；建设柘城西气东输支线工程、商丘—太康—叶县盐穴储气库接入管道建设，推进睢县、民权县等农村天然气项目建设。推进夏邑县LNG天然气储气设施建设。

（十一）氢能示范工程。推进黄河故道零碳绿色能源项目，建设“绿氢”制备库。

第九章 加强规划组织实施

（一）健全规划实施。明确规划实施责任主体，建立主管部门牵头组织协调，其他有关部门分工配合、各县（市、区）政府（管委会）和能源企业细化落实的工作机制；健全与省能源规划、全市经济社会和城乡发展规划的衔接协调机制，做好能源年度计划和规划对接；完善规划实施评估和适时滚动修编制度，强化规划刚性管理，加强评估考核，将规划指标完成情况纳入政府综合考核和绩效评价体系，确保各项任务落到实处。

（二）创新市场调控。强化政府引导和约束作用，完善财政支持、要素保障等激励政策，建立健全节能降耗、碳排放总量、可再生能源发展、压减煤炭消费等约束性指标统计、考核制度；优化固有资本布局，完善现代企业制度，提高投资效率，充分发挥在保护资源环境、加快转型升级、履行社会责任中的引领和表率作用。

（三）完善监督管理。建立与省、县（市、区）之间上下联动、横向协同、相互配合的能源监管工作机制；深化简政放权，建立能源负面清单、政府权力清单和责任清单，划定政府与市场、企业边界，接受社会监督；建立并完善事中、事后监管工作机制，充分运用现代信息技术手段，实行在线动态监管，提升监管效能；建立能源领域信用体系，强化能源市场管理，营造公平竞争的市场环境。