晋能源规发〔2023〕75号

 

各市人民政府，省有关单位，有关企业：

《山西省能源领域碳达峰实施方案》已经省人民政府同意，现印发你们，请认真执行。

 

山西省发展和改革委员会      山西省能源局

2023年4月23日

    （此件主动公开）

 

山西省能源领域碳达峰实施方案

 

为全面贯彻落实党中央、国务院和省委、省政府关于碳达峰、碳中和工作的决策部署，有序推进能源领域绿色低碳转型，助力全省碳达峰目标实现，特制定本实施方案。

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，深入贯彻习近平生态文明思想和在山西考察调研的重要指示精神，深入落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，立足新发展阶段，完整、准确、全面贯彻新发展理念，抢抓构建新发展格局战略机遇。立足我省能源资源禀赋，坚持积极稳妥、先立后破、稳中求进、通盘谋划，统筹保障国家能源安全和能源绿色低碳转型目标，落实我省高质量发展战略和“五个一体化”要求，引深能源革命综合改革试点，以科技创新和体制机制创新为动力，以产业转型、数字转型为引领，加强煤炭清洁高效利用，发挥煤炭煤电兜底保障作用，推进煤炭和新能源优化组合，深化能源产业链节能降碳和数字化赋能，加快规划建设新型能源体系，助力全省实现碳达峰。

   （二）基本原则

先立后破，系统谋划：立足国家能源保供基地战略定位，有序推进煤炭和新能源优化组合，坚决兜住能源安全底线。统筹发展与减排、整体和局部、短期目标与长期目标，协同推进能源结构优化和能源利用效率提升。

聚焦重点，节约优先：立足以煤为主的省情，重点推进煤炭清洁高效利用、非常规天然气规模化开发利用、新型电力系统构建等。把节约能源资源放在首位，持续推动重点行业、重点领域节能降碳，提高能源利用效率。

市场主导，政府引导：有效发挥市场机制作用，破除制约市场竞争的关键堵点和隐性壁垒，构建公平开放、有序竞争的能源市场体系。健全能源领域地方法规标准和政策体系，强化规划引导、政策推动、行业监管等，营造良好发展环境。

创新引领，试点示范：坚持创新在能源发展全局中的核心地位，加大能源科技创新支持力度，提高能源政策创新水平。积极推进能源科技成果试点示范和产业化转化，推动山西从能源大省向能源科技强省转变。

   （三）总体目标

“十四五”期间，保障国家能源安全能力得到加强，煤炭清洁高效利用取得积极进展，能源利用效率明显提高，新型电力系统建设稳步推进，清洁低碳能源供给能力快速提升，清洁低碳安全高效的现代能源体系建设初见成效。到2025年，单位地区生产总值能源消耗完成国家下达目标，非化石能源消费比重达到12%；新能源和清洁能源发电装机占比达到50%、发电量占比达到30%。能源活动二氧化碳排放得到有效控制，为全省实现碳达峰奠定坚实基础。

“十五五”期间，保障国家能源安全能力巩固增强，煤炭清洁高效利用水平显著提升，能源利用效率持续提高，新型电力系统建设成效明显，清洁低碳能源供给能力进一步提升，清洁低碳安全高效的能源体系初步建立。到2030年，单位地区生产总值能源消耗在2025年基础上持续下降，非化石能源消费比重达到18%；新能源和清洁能源发电装机占比达到60%以上、发电量占比达到35%。在确保能源供应安全的同时，有力支撑全省碳达峰目标实现。

二、持续提升能源安全保障能力

实施国家煤炭保障供应基地、国家非常规天然气基地和国家清洁电力供应基地建设三大行动，发挥国家能源兜底保障作用。

   （四）建设国家煤炭保障供应基地

做好晋中基地焦煤资源和晋东基地无烟煤资源保护性开发；统筹电力保供和电煤需求，优化提升晋北基地煤炭产能。有序开展煤矿产能核增和大型、特大型现代化煤矿建设，推进煤矿规模有序增长、产能合理释放、产量灵活调整。扩大政府可调度煤炭储备能力规模，增加商业煤炭储备能力，支持大型煤炭企业建设煤炭储备基地，鼓励煤炭消费企业提升煤炭实物储备能力。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、产品储备与产能储备有机结合的煤炭储备体系。全面加强煤炭产供储销体系建设，充分发挥煤炭的兜底保障作用，确保能源供应安全。（省能源局、省发展和改革委、省自然资源厅等按职责分工负责。各项任务均需各市政府贯彻落实，以下不再逐一列出。）

   （五）建设国家非常规天然气基地

加大煤层气、致密气、页岩气开发勘探力度，加快晋城、吕梁非常规天然气示范基地建设，提高我省非常规天然气供应能力。加快省级互联互通天然气干线管网建设，有序推动区域管网和支线管道建设。积极推进天然气战略储备设施建设力度，推动大型LNG储罐群建设，建立晋南、晋北区域储气调峰中心和省级储气调峰运行调度平台。到2025年，非常规天然气开发规模和产量保持较快增长，管网输气能力超过400亿立方米，储气调峰能力达到5.3亿立方米。到2030年，非常规天然气产量持续高产稳定，全省输气和储气调峰体系基本完善。（省发展改革委、省能源局、省自然资源厅等按职责分工负责）

   （六）建设国家清洁电力供应基地

统筹煤电规模发展和保供调峰功能，布局建设一批大型清洁高效先进煤电项目，保持系统安全稳定运行必需的合理裕度；全面推进节能改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，提高煤电机组运行灵活性和宽负荷有效性，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。加大大型风光电基地建设力度，稳步推进“风光火储一体化”和“源网荷储一体化”建设，推动煤电和新能源优化组合。提升现有外送通道输电能力，提高存量通道输送可再生能源电量比例，合理规划新建特高压外送通道，完善电网结构，持续做好京津冀等区域的电力供应保障。到2030年，多能互补清洁电力供应基地建设取得明显成效，电力供应保障能力持续提升。（省能源局、省发展改革委、国网山西省电力公司等按职责分工负责。）

三、加快推动煤炭行业绿色低碳转型

牢固树立绿色发展理念，实施煤炭绿色开采、节能降碳增效、瓦斯综合利用、矿区生态治理增汇四大行动，加快推进煤炭行业绿色低碳转型。

   （七）推进绿色开采与绿色矿山建设

因地制宜推广充填开采、保水开采、无（小）煤柱开采等绿色开采技术和装备，开展新建煤矿井下矸石智能分选系统和不可利用矸石全部返井试点示范。支持研究制定充填开采和矸石返井项目相关行业标准。鼓励在资源枯竭的矿井利用充填开采技术回收边角煤资源，提高煤炭资源回收率。开展绿色矿山建设，新建煤矿全部达到绿色矿山标准，生产煤矿按照绿色矿山标准加快改造升级。选择具备条件的县（市、区）开展绿色矿业发展示范区建设。到2025年，全省应用绿色开采技术的煤矿达到10%以上，大型煤矿全部达到绿色矿山标准。到2030年，全省应用绿色开采技术的煤矿达到20%以上，生产煤矿全部达到绿色矿山标准。（省能源局、省自然资源厅等按职责分工负责。）

   （八）推动煤炭生产节能降碳增效

实施重点用能设备节能增效改造，推广先进节能高效设备，加快淘汰高耗能机电设备，合理实施机电设备变频改造和矿用设备传动效率提升行动。推广应用供电系统降损节能技术，因地制宜开展动态无功补偿和就地无功补偿技术改造。鼓励开展乏风氧化、低浓度瓦斯氧化供热工程，加强瓦斯电厂余热回收、压风机余热回收利用。加强煤炭生产和洗选企业重点用能环节管理，定期开展大型用能设备能耗测试。（省能源局等）

   （九）加强煤矿瓦斯治理和综合利用

推广应用定向钻机、智能测控、煤层瓦斯增透、井上下联合治理等瓦斯抽采先进装备、工艺和技术，提高煤矿瓦斯抽采率。开展关闭煤矿和计划关闭煤矿煤炭和瓦斯资源摸底调查，实施关闭煤矿瓦斯治理与利用试点项目。推动煤矿瓦斯梯级利用技术研发和推广应用，鼓励煤矿企业通过内燃机发电、氧化等方式开展低浓度瓦斯及乏风利用，在条件适宜的矿井建设瓦斯提纯上网项目。推动瓦斯在发电、周边居民燃用、锅炉燃料、分布式能源等领域的多元化利用，提高瓦斯利用率。（省能源局、省应急厅、省生态环境厅、省自然资源厅等按职责分工负责。）

   （十）开展矿区生态治理增汇行动

完善关闭退出煤矿生态修复机制，扎实开展矿山地质环境治理与保护，系统推进矿山生态修复。引导、鼓励企业和社会力量在采煤沉陷区、关闭退出煤矿工业场地、排矸场等地因地制宜发展光伏+、现代农牧业、文化旅游等产业。种植碳汇林，形成矿山生态公园等工业生态融合发展模式。推进废弃煤矿资源精准开发利用，科学利用煤矿地下空间，开展二氧化碳封存技术研发与废弃煤矿资源综合利用工程示范。（省能源局、省自然资源厅等按职责分工负责。）

四、深入推进煤电行业绿色低碳发展

在保障电力热力稳定供应、满足电力热力需求的前提下，实施电源结构优化、节能降耗改造和供热供汽挖潜三大行动，促进煤电生产过程碳减排。

   （十一）加快调整煤电电源结构

积极拓展替代热源，有序淘汰关停落后机组，全面推进燃煤自备电厂规范化管理。加快先进煤电机组建设，实施一批煤电机组“上大压小”项目。开展老旧煤电机组延寿改造，科学安排应急备用机组，支持利用退役煤电机组的既有厂址和相关设施建设新型储能设施或改造为同步调相机。优化电网调度，合理利用各类资源，充分发挥60万千瓦及以上大容量高参数机组承担基本负荷时的清洁高效优势。到2025年，60万千瓦级及以上机组占煤电总装机比重达到50%以上；到2030年，60万千瓦级及以上机组占煤电总装机比重达到60%以上，初步完成由基荷电源向调峰调频保供电源的转换。（省能源局、国网山西省电力公司、国家能源局山西监管办等按职责分工负责。）

   （十二）推动煤电机组提质增效

严格新增煤电项目的煤耗标准，新建高效燃煤机组供电煤耗达到国家规定的标杆水平。推广应用低温省煤器、空预器综合优化、烟气余热深度利用等先进节能降碳技术，因地制宜开展供电煤耗300克标准煤/千瓦时以上机组分类改造。推动大型煤电机组实施超超低排放改造试点。充分发挥政府可调度煤炭储备能力，优先保障能效水平先进燃煤发电机组的燃料供应。推动煤电企业优化燃料配比，强化用煤管理，提高用煤质量。因地制宜推广燃煤耦合农林废弃物、市政污泥、生活垃圾等非煤燃料，推动现役燃煤电厂耦合生物质发电。到2025年，力争全省平均标准供电煤耗下降至300克标准煤/千瓦时；到2030年，全省平均标准供电煤耗持续下降。（省能源局、省发展改革委、省生态环境厅、省农业农村厅等按职责分工负责。）

   （十三）挖掘煤电供热供汽潜力

统筹协调热源、汽源和需求端，推进小热电机组科学整合，逐步淘汰单机容量小、能耗高、污染重的燃煤小热电机组。对现役热电联产机组实施技术改造，开展低温供热技术试点，提升热源利用率；鼓励大型超（超）临界机组热电联供，加快推广高背压供热、切缸供热、乏汽供热等先进供热技术，适度发展长输供热。鼓励煤电企业因地制宜与周边用能企业、开发区、工业园区提供冷、热、电、汽综合能源供应。加大城市集中供热管网、换热系统改造、降低热电联产机组回水温度。“十四五”期间，优先推动城市、开发区、工业园区周边具备改造条件的且运行未满15年的在役纯凝发电机组实施供热改造。（省能源局、省商务厅、省住建厅等按职责分工负责。）

五、积极推动清洁低碳能源高质量发展

发挥我省可再生能源和清洁能源资源优势，实施风电光伏多元化发展、地热能开发利用、生物质能综合利用和非常规天然气绿色低碳开发四大行动，提高清洁低碳能源供给能力。

   （十四）加快风电光伏多元化发展

坚持集中式和分布式并举，统筹协调晋北、晋西沿黄风光资源、土地资源和生态约束条件，分类推进大型风电光伏基地建设。优先推动利用采煤沉陷区、盐碱地、荒山荒坡开展集中式光伏项目建设，加快推动农房、工业园区、经济开发区、公共建筑等屋顶光伏开发利用，充分利用高速公路边坡等沿线资源发展分布式光伏发电，积极开展农光互补、林光互补项目示范，鼓励开展太阳能光热发电示范试点。创新风电、光伏投资建设模式和土地利用模式，稳步扩大乡村分散式风电、分布式光伏开发规模，促进新能源开发利用与乡村振兴战略融合发展。到2025年，全省风力发电装机力争达到3000万千瓦，光伏发电装机力争达到5000万千瓦；到2030年，风力发电装机力争达到5000万千瓦，光伏发电装机力争达到7000万千瓦。（省能源局、省自然资源厅、省交通厅、省机关事务管理局等按职责分工负责。）

   （十五）有序推进地热能开发利用

加快地热资源勘探开发，积极推进浅层地热能规模化利用，开展中深层地热能利用试点示范，实施地热能梯级利用。支持有资源条件的城市创建地热供暖示范区，支持大同市建设高温地热发电示范区。拓展地热能开发利用的应用场景，开展重大公共基础设施建设地热能技术运用示范，有序推进新建建筑地热能分布式供热，地热能发电示范取得突破。到2025年，地热能供暖（制冷）面积比2020年增加50%以上，地热发电装机达到2万千瓦。（省自然资源厅、省发展改革委、省能源局、省住建厅、省机关事务管理局、省水利厅、省生态环境厅等按职责分工负责。）

   （十六）推动生物质能源综合利用

在农林生物质资源丰富的县域，有序推进生物质固体燃料制备、生物质发电、生物天然气、生物质热解气化等项目。在畜禽养殖集中区，因地制宜建设区域性、园区型和庭院式生物天然气工程，支持生物天然气并入城镇燃气管网。鼓励发展纤维素燃料乙醇、生物柴油、生物航空煤油等非粮生物燃料。重点开展临汾、长治、运城等生物质能源综合利用项目试点建设，积极探索生物质能多元化利用模式。（省能源局、省发展改革委、省农业农村厅等按职责分工负责。）

   （十七）促进非常规天然气绿色低碳开发

因地制宜推广“井工厂”流水线式精准开发模式，大力推进多分支水平井、“L”型井、丛式井等集约井型，倡导欠平衡钻井、电驱钻井等新型钻井技术。鼓励企业开展气井无杆举升、无水压裂、微生物增透、超大直径水平井应力释放采气等高效增产技术和设备应用，推行钻完井废弃物随钻无污染绿色处理技术。推进井场网电配套建设，推广使用分布式能源和智能监控设备，具备条件的井场鼓励使用太阳能、风能等可再生能源。严格管道气密性管理和放散管理，在集输管网不发达、管网运输难度大的区块，鼓励利用撬装压缩和液化装备，减少非常规天然气放散。以忻州、吕梁、临汾三市黄河沿岸地区为重点，开展煤层气、致密气、页岩气“三气”共采理论和技术研究，试点示范煤系多含气系统储层改造和排采技术应用。（省能源局、省科技厅等按职责分工负责。）

六、扎实推动新型电力系统建设

着力增强电力系统灵活性、适应性，实施电源侧调节能力提升、需求侧响应能力提升和电网智能化建设三大行动，促进新能源高比例消纳。

   （十八）提升电源侧调节能力

加快30万千瓦及以上现役煤电机组实施智能控制与灵活性改造，推动企业自备燃煤电厂参与系统深度调峰，原则上确保新建煤电机组同步达到深度调峰能力。因地制宜建设天然气调峰电站和瓦斯发电站。加快浑源150万千瓦、垣曲120万千瓦抽水蓄能项目建设进度，积极推动蒲县、河津等纳入国家规划重点实施的抽水蓄能项目开工建设，科学布局中小型抽水蓄能项目。滚动开展抽水蓄能站点资源普查，储备抽水蓄能电站项目。推动新能源场站和电网侧合理配置新型储能，鼓励大用户、工业园区布局新型储能，支持家庭储能示范应用。合理确定储能电站选址、布局和安全设施建设，强化储能电站安全管理。加强应急备用电源建设，提升电力系统应急处置能力。到2025年，力争累计完成现役3500万千瓦煤电机组的灵活性改造，各类型储能装机规模达到600万千瓦；到2030年，煤电机组灵活性改造应改尽改，抽水蓄能发电装机力争达到1000万千瓦以上，新型储能装机规模达到800万千瓦。（省能源局、省发展改革委、国网山西省电力公司等按职责分工负责。）

   （十九）提升需求侧响应能力

整合分散需求侧响应资源，构建全省可中断、可调节负荷资源库，建设新型电力负荷管理系统。引导用户优化储用电模式，高比例释放居民、商业和一般工业负荷的用电弹性。发挥电力市场机制作用，鼓励电解铝、铁合金等电价敏感型高载能大工业负荷改善生产工艺和流程，主动实施需求响应为系统提供辅助服务。开展电动汽车灵活充放电、大数据中心智能调度、可调节负荷聚合等虚拟电厂示范建设，引导用户与新能源通过市场机制深度耦合。力争到2025年，全省形成占最大负荷5%左右的需求侧响应能力，到2030年，形成占最大负荷6%左右的需求侧响应能力。（省能源局、省发展改革委、国网山西省电力公司等按职责分工负责。）

   （二十）区域电网智能化建设

加快构建坚强智能电网。重点推进大同～怀来交流特高压电网建设，推进500千伏输变电工程建设，优化完善省内500千伏主网架结构，争取新建输电通道可再生能源电量比例原则上不低于50%。推动城镇配电网与其他基础设施协同建设改造，实施农村电网巩固提升工程，推进城乡配网智能化。鼓励建设源网荷储一体化、多能互补的智慧能源系统，推进高比例容纳分布式新能源电力的智能配电网和微电网建设。提升电网智能调度运行水平，增强消纳新能源和安全运行能力。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，建设能源互联网平台，支撑新能源发电、多元化储能、新型负荷大规模友好接入。（国网山西省电力公司、省能源局、省发展改革委等按职责分工负责。）

七、加快推动用能方式转型升级

推动用能方式绿色转型，实施煤炭清洁高效利用、油气消费合理调控、终端用能电气化、促进绿色能源消费四大行动，有效降低能源消费碳强度。

   （二十一）推进煤炭清洁高效利用

发展煤炭洗选加工，新建煤矿配套建设高效选煤厂或群矿选煤厂。实施煤炭精细化加工配送，合理规划建设煤炭优质化加工和配送中心。推动晋北基地开展低阶煤利用试点示范，探索中低温热解产品高质化利用途径，推进煤炭分质分级梯级利用。拓展煤油气盐多元综合循环利用途径，推动煤－焦－化－材产业链条高端延伸，培育碳基新材料产业集群，打造碳纤维新材料产品示范基地。加快提升电煤利用效率，逐步提高电煤消费比重；合理控制焦炭、钢铁、有色、建材、化工行业煤炭消费。持续推进分散燃煤锅炉、工业燃煤窑炉和居民散煤治理，有序推进散煤替代。“十四五”期间，严格合理控制全省煤炭消费增长，“十五五”期间，全省煤炭消费进入平台期，并力争稳步减少。（省能源局、省发展改革委、省工信厅、省生态环境厅等按职责分工负责。）

   （二十二）合理引导调控油气消费

加快完善城乡燃气消纳体系，鼓励生物天然气与城镇燃气融合发展，优先保障民生用气。完善液化天然气（LNG）/压缩天然气（CNG）加气站、LNG－油联合加气加油站、LNG－电联合加气充电站的网络建设，“宜电则电、宜气则气”因地制宜推进大型货运车辆等交通工具利用压缩天然气和液化天然气。科学引导冶金、铸造、建材等行业天然气消费，推动天然气与新能源融合发展，探索天然气制碳材料等新利用方向，合理提升工业用气比例。提高燃油质量标准，推进生物柴油、生物航空煤油等替代交通燃油，合理控制燃油消费增速。到2030年，全省燃气消费占比持续提升，燃油消费争取进入峰值平台期。（省能源局、省发展改革委、省工信厅、省住建厅、省交通厅、省商务厅等按职责分工负责。）

   （二十三）提升终端用能电气化水平

推广应用电锅炉、电窑炉、电动设备，有序引导电炉炼钢发展，深入挖掘工业领域电能替代潜力。持续优化货物运输结构，推进新能源汽车在大宗物料运输中应用。加快公路服务区、交通枢纽、城市区域充换电基础设施建设，促进电动汽车在公共交通、城市配送、机场、私家车等领域的推广应用。推广电烘干、电气化大棚等农业生产加工方式。因地制宜推进农村地区实施“煤改电”，推广商用电炊具、智能家电等设施，提高餐饮服务业、居民生活等领域电气化水平。（省工信厅、省交通厅、省农业农村厅、省能源局、省机关事务管理局等按职责分工负责。）

   （二十四）加快推广绿色能源消费

推动产业园区、开发区和重点用能企业建设分布式清洁能源和智慧能源系统，推进多能高效互补利用，创新低碳、零碳能源消费模式。鼓励大型国有企业和行业龙头企业通过电力市场购买绿色电力，提高绿色电力消费比例。推动各地更多利用太阳能、地热能、生物质能等可再生能源，支持新建建筑和社区建设低碳智慧用能系统，提高政府投资的公益性建筑和大型公共建筑可再生能源应用规模，稳步推进26个国家级整县屋顶分布式光伏开发试点建设，引导有条件的农村地区开展农业生产、乡村产业和生活用能设施全电化改造示范。加快建设“光储直柔”新型建筑电力系统，优先消纳可再生能源。到2025年，选取若干试点开展低碳、零碳能源消费模式创新；到2030年，形成一批模式成熟且可推广的低碳、零碳消费模式。（省能源局、省发展改革委、省工信厅、省农业农村厅、省住建厅、省商务厅、省机关事务管理局等按职责分工负责。）

八、着力提升能源科技创新水平

坚持创新在能源发展全局中的核心地位，完善能源科技创新体系，着力推进能源绿色低碳关键核心技术攻关、先进适用技术试点示范和推广应用，支撑和引领能源产业高质量发展。

   （二十五）加快建设科技创新平台

推动怀柔实验室山西基地建设，争创煤气化国家技术创新中心，发挥煤转化国家重点实验室、煤与煤层气共采国家重点实验室、国家煤基合成工程技术研究中心等能源领域国家级创新平台作用。加大能源领域省级重点实验室、工程技术中心、新型研发机构、产业技术创新联盟、制造业创新中心、企业技术中心等创新平台的政策支持力度。加大技术创新在国有能源企业经营业绩考核中的比重，切实推动大型能源企业成为重大能源技术装备研制和工程应用的主体。鼓励企业与高校、科研院所合作搭建绿色低碳产业技术协同创新平台。（省科技厅、省国资委、省国资运营公司等按职责分工负责。）

   （二十六）开展关键核心技术攻关

引导企业加大能源绿色低碳科技研发投入，组织开展煤炭智能绿色开采、煤炭清洁高效转化、先进燃煤发电、非常规天然气深部开发、煤层气和瓦斯综合利用、地热能梯级利用、风光和生物质发电、氢能和燃料电池、新能源友好并网、能源系统数字化智能化、储能技术、CCUS/CCS等关键核心技术攻关。（省科技厅、省能源局、国网山西省电力公司等按职责分工负责。）

   （二十七）推进技术示范与推广应用

依托重大能源工程布局一批具有前瞻性、引领性的省级重大能源技术示范推广工程。细化首台（套）先进重大能源技术装备支持政策，对首台（套）先进重大能源技术装备示范项目给予支持。组织开展能源行业科技成果和先进适用技术评选推介，以电力、钢铁、焦化、建材、有色、化工六大高耗能行业及煤炭采选“6+1”行业为重点，推广能源领域先进适用技术、产品和装备。支持煤电企业开展百万吨级CO₂捕集、利用与封存全流程示范。（省能源局、省工信厅、省科技厅、省机关事务管理局等按职责分工负责。）

九、提升能源绿色低碳转型治理效能

   （二十八）健全法规标准体系

加强能源领域地方法规和标准的制修订，全面清理现行地方法规和标准中与碳达峰、碳中和工作不相适应的内容，加快制定促进煤炭清洁高效利用、可再生能源开发等领域的地方法规，修订《山西省节约能源条例》等。围绕促进煤炭、煤电行业高质量发展，聚焦可再生能源、非常规天然气、储能、氢能等领域发展需求，加快完善以国家标准、行业标准为基础的地方标准体系，鼓励和引导具备相应能力的社会组织和有关企业制定原创性、高质量的团体标准、企业标准，推动行业规范有序发展。（省能源局、省市场监管局等按职责分工负责。）

   （二十九）完善财税价格政策

落实国家、省级相关财政补贴和税收优惠政策，以投资补助、贷款贴息、税收减免等方式，加大对新能源、节能改造、煤炭清洁高效利用领域先进技术和设备研发的财税扶持力度。加大政府专项债券对符合条件的重大清洁低碳能源项目的支持力度。统筹利用现有资金渠道，优先支持农村清洁取暖改造和能源公共服务类项目。按照国家统一部署，完善风电、光伏发电价格形成机制，推动抽水蓄能价格机制有效实施，建立新型储能价格机制，探索建立发电侧容量成本补偿机制。建立上下游天然气（煤层气）价格联动机制，积极完善终端销售价格与采购成本联动机制。（省财政厅、省税务局、省发展改革委、省能源局等按职责分工负责。）

   （三十）推进能源市场化改革

健全能源商品现货交易，依托现有交易场所，积极开展能源产品现货交易。结合全国统一的能源市场建设，研究开展能源商品期现结合交易，进一步探索完善能源商品市场定价机制。深化电力现货市场建设，完善电力中长期、现货和辅助服务交易有机衔接机制。加快推行绿色电力证书交易，逐步开展绿色电力交易，结合电力市场，创新可再生能源消纳责任落实机制。推进绿色电力交易、绿色电力证书交易与排污权交易、碳排放权交易有效衔接。推进微电网、分布式电源、储能和负荷聚合商等新兴市场主体独立参与电力市场。积极推行分布式发电“隔墙售电”模式，有序推进分布式发电市场交易。鼓励社会资本投资新能源、储能及增量配电网项目，支持电网企业和社会资本联合投资运营新能源输电项目，支持多类市场主体开展能源互联网、智慧能源、综合能源服务等。推进行政审批制度改革，深入实施能源领域“证照分离”改革，培育和激发市场主体活力。（省发展改革委、省能源局、省地方金融监管局、省生态环境厅、国网山西省电力公司等）

   （三十一）完善绿色能源投融资体系

积极推动支持煤炭清洁高效利用专项再贷款和碳减排支持工具在山西省有效落地，争取更多政策优惠资金；充分发挥山西能源转型发展基金等政府性投资基金的引领撬动作用，支持省、市、县多级政府投资基金纵向联动，支持能源绿色低碳转型项目。积极推进基础设施不动产投资信托基金（REITs）试点项目申报。鼓励金融机构创新金融产品，在能源绿色低碳发展相关领域加大融资支持力度。探索推进能源基础信息应用，鼓励能源企业充分披露碳排放相关信息，推动符合条件的企业发行碳中和债券、可持续发展挂钩债券等。畅通能源投资项目融资渠道，积极培育符合条件的能源企业开展上市融资。（中国人民银行太原中心支行、省财政厅、省地方金融监管局、中国银保监会山西监管局、中国证监会山西监管局、省发展和改革委等按职责分工负责。）

   （三十二）完善能源管理制度

落实新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制要求和国家重大项目能耗单列政策要求。加强能耗双控政策与碳达峰目标任务的衔接，做好产业布局、能源规划、重大项目等与能耗双控目标统筹衔接，推动能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。强化固定资产投资项目节能审查，实施重点用能单位动态化管理和分类管理。强化能耗目标预警，严格责任落实和评价考核。健全省、市、县三级节能监察体系，建立跨部门联动机制，增强节能监察约束力。（省能源局等）

十、组织实施

   （三十三）加强组织协调

按照党中央、国务院和省委省政府统一部署，加强省推进碳达峰碳中和领导小组对能源领域碳达峰工作的统筹领导。省发展改革委、省能源局统筹开展推动全省能源绿色低碳转型工作，建立健全与省直有关部门，中央驻晋单位的工作协调机制，推动本方案有效落实。

   （三十四）强化责任落实

根据本方案确定的主要目标和重点任务，加强方案任务分解，明确责任主体和进度安排，确保政策到位、措施到位、成效到位。落实各市政府的主体责任，结合实际制定具体实施方案，抓好各项任务落实，避免“一刀切”限电限产或运动式“减碳”，有序推进能源绿色低碳转型。鼓励基层探索创新，做好典型经验总结推广。

    （三十五）加大宣传引导

聚焦能源绿色低碳转型和安全供应保障，强化政策宣传解读，广泛提高全社会参与力度。推动企业强化责任意识，切实承担碳达峰主体责任，明确降碳路径；鼓励高等院校、科研院所深化研发与交流，为能源绿色低碳转型提供技术和决策支撑；充分发挥行业协会、公益组织、新闻媒体作用，为能源领域绿色低碳发展营造良好环境。

    （三十六）严格监管考核

强化能源主管部门对能源绿色低碳转型目标任务落实情况的监管，会同相关部门形成监管合力。完善能源计量、统计和监测体系，创新监管措施和手段，提升监管服务水平。建立定期监督检查和考核评价机制，完善考核奖惩机制和动态调整机制，督促各地持续加大工作力度，确保各项工作任务有效落实。