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吉政办发〔2023〕31号
吉政办函〔2026〕54号
各市（州）人民政府，长白山管委会，各县（市）人民政府，省政府各厅委办、各直属机构，驻吉中直有关部门、单位：
各市（州）人民政府，长白山管委会，各县（市）人民政府，省政府各厅委办、各直属机构：
《抢先布局氢能产业新赛道实施方案》和《抢先布局新型储能产业新赛道实施方案》已经省政府同意，现印发给你们，请认真抓好贯彻落实。
《吉林省“森林四库”建设实施方案（2026—2030年）》已经省委、省政府同意，现印发给你们，请认真贯彻执行。
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为深入贯彻党的二十大精神和省第十二次党代会部署要求，全面落实新时代推动东北全面振兴座谈会精神，抢占氢能产业新赛道，打造“中国北方氢谷”，依据《“氢动吉林”行动实施方案》（吉政发〔2022〕23号）和《“氢动吉林”中长期发展规划（2021-2035年）》（吉政办发〔2022〕36号），制定本方案。
为充分发挥森林在维护生态安全、粮食安全和产业安全中的重要作用，高质量建设吉林省“森林四库”，制定本方案。
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，忠实践行习近平总书记视察吉林重要讲话重要指示精神，立足新发展阶段，完整、准确、全面贯彻新发展理念，构建新发展格局，贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，以供给侧结构性改革为主线，坚决履行“3060”碳达峰碳中和责任，全面实施“一主六双”高质量发展战略，深入开展“氢动吉林”行动，把发展氢能作为推动产业转型升级、促进能源结构调整的重要引擎，加强技术研发，提升装备制造水平，贯通氢能产业链条，构建新型产业生态，抢占绿色氢能产业发展新赛道制高点，打造“中国北方氢谷”，为吉林全面振兴取得新突破提供有力支撑。
坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，忠实践行习近平生态文明思想，以“两山”理念为引领，立足我省丰富森林资源、重要生态区位、独特资源禀赋优势，坚持“三绿”并举、“四库”联动和更加注重提质兴业利民，聚焦“蓄水于山、摇钱于树、藏粮于林、固碳于木”，建设东北亚的生态“绿肺”和“水塔”，筑牢生态安全屏障，构建吉林特色的“森林粮仓”和“绿色银行”，助力县域经济振兴，推进林草高水平保护和高质量发展，努力实现生态美、产业兴、百姓富相统一。
到2030年，全省森林面积达到860万公顷，森林固土能力超过4亿吨、蓄水能力达到230亿立方米；
坚持“安全为本、绿色发展、创新驱动、市场主导、产业协同、示范先行”的原则，积极顺应能源变革发展趋势，立足吉林产业基础优势，超前谋划布局，抢占氢能产业发展制高点。
林下经济产品产量达到80万吨以上、年均增长6%，林草行业全产业链产值达到3250亿元、年均增长6.5%；
聚焦氢基绿色能源、氢能装备制造、氢能交通、氢储能等重点领域，强化顶层设计、技术攻关、应用推广、产业扶持和项目对接，形成氢能全产业链发展格局，培育千亿级产业集群。
森林碳储量达到15亿吨以上，林草生态服务功能价值达到1.37万亿元/年。
到2025年，氢能产业布局初步成型，产业链逐步完善，产业规模快速增长，氢能产业产值达到100亿元，带动新能源装机规模500万千瓦。
到2030年，全省氢能产业实现跨越式发展，产业链布局趋于完善，产业集群形成规模，产值达到300亿元。
到2035年，“一区、两轴、四基地”发展格局基本形成，氢能产业产值突破1000亿元，成为东北亚地区绿氢全产业链创新应用基地，建成“中国北方氢谷”。
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（一）实施风光消纳规模制氢工程。
（一）实施国土绿化提质工程。
统筹山水林田湖草沙系统治理，科学开展国土绿化行动，深入实施“三北”工程、“双重”工程、“山水”工程、幸福河湖建设、西部生态综合治理、历史遗留矿山生态修复等重大工程，努力扩充绿色资源总量，不断厚植吉林绿色本底。
全面落实《加快吉林省新能源产业“绿电+消纳”试点创建实施方案（试行）》（吉政办发〔2023〕19号），在白城、松原、四平等风光资源优势地区，加快布局新能源直供模式和孤网运行模式制氢项目，助力风光资源开发和消纳，实现可再生能源就地转化，推动资源优势转化为竞争优势，初步形成区域氢能供应能力。
发展目标：到2025年，可再生能源制氢产能达20万吨/年，氢能产业项目带动新能源装机规模突破500万千瓦。
持续巩固通道绿化成果，完善和提升城市绿地1500万平方米，每年完成村屯绿化美化800个。
（二）实施氢基绿色能源应用工程。
（二）实施森林质量提升工程。
深度开发氢能在工业领域的应用潜力，大力开拓规模化用氢场景。
加强长白山生态主体功能区建设，以恢复森林植被顶级生态群落和培育大径级材为重点，加快推进森林空间结构和树种结构调整，加强人工林改造和珍贵树种培育，努力提升森林质量，打造高保护价值森林。
重点推进吉电股份大安风光制绿氢合成氨一体化示范（一期）、中能建松原氢能产业园（绿色氢氨醇一体化）、三一吉林长岭风光氢储数字化、吉电股份大安风光制绿氢合成氨一体化示范（二期）、吉电股份（中远集团）大安风光制绿氢生物质耦合绿色甲醇、吉电股份（中远集团）梨树风光制绿氢生物质耦合绿色甲醇、吉电股份大安化工规模化风光直流离网制氢创新示范和上海电气洮南市风电耦合生物质绿色甲醇一体化示范等项目建设，以可再生能源制氢及应用一体化示范项目为抓手，逐步打造具有成本优势的氢基绿色能源产业链。
加强“三江”源头汇水区、干支流两岸及第一重山脊内的公益林保护，促进天然林休养生息，持续巩固长白山“三江水塔”。
发展目标：到2025年，绿色合成氨、绿色甲醇、绿色航煤等氢基绿色能源产能达100万吨。
推进小流域综合治理提质增效，加强疏林地补植补造，提升森林水源涵养能力，形成以林补水、林水互补良性循环。
到2030年，完成森林质量精准提升500万亩，水源涵养林面积保持在1900万亩。
突出氢能车辆更适应我省冬季高寒环境特点，发挥汽车产业基础优势，加快推广氢能车辆应用。
以商用车为主、乘用车为辅，在全省主要城市开展以市内主干线、旅游景区等场景为主的道路交通应用示范。
聚焦松嫩平原、辽河平原黑土区核心区保护和科尔沁沙地综合治理，接续实施沙化土地一体化修复，因地制宜推广“两化”项目，探索西部集中垦造耕地工程与农田防护林建设协同推进，建设点、线、面相结合的防护体系，助力“千亿斤粮食”工程。
在示范区域适度超前布局制氢加氢一体站、油气氢电合建站等基础设施，重点推进中韩（长春）国际合作示范区“可再生能源+PEM制氢+加氢”一体化创新示范、白城分布式发电制氢加氢一体化示范等项目建设，形成可再生能源制氢加氢一体站推广模式，完善各地加氢站覆盖，保障各场景用氢需求。
到2030年，完成沙化土地治理50万亩，全省农田林网覆盖面积达到3200万亩以上。
发展目标：到2025年，全省建成加氢站10座，氢燃料电池汽车运营规模达到500辆。
立足长白山“中药材基因库”独特优势，着力构建中国北方道地药材原产地核心区，打造200万亩规模化林下中药材种植基地，林下参种植面积稳定在100万亩以上，年产林下参700吨以上，集中建设林下参种质资源圃和10个种源基地。
发挥氢能大规模、长周期储能优势，结合未来高比例新能源发电的储能调峰需求，前瞻性在能源领域开展布局，加强氢电协同，强化氢能产业发展与新型电力系统建设协调性。
突出长白山红松资源的稀缺性和高附加值，建设4000万亩红松籽采集基地，红松籽年产量突破4.5万吨。
加快推动省内新建燃气轮机具备掺氢（氨）运行条件，并率先示范。
坚持因地制宜、突出特色，加快蓝莓、榛子、文冠果、沙棘等特色林果扩面提质。
逐步探索省内燃煤机组掺氨改造以及氢燃料电池在热电联供、固定式发电、数据中心、通讯基站等领域的应用。
大力发展汪清黑木耳、龙井松茸、和龙桑黄、长白灵芝等区域特色森林菌菜，发挥知名品牌优势，带动全产业链增值。
开展氢能清洁供暖示范项目工程，在可再生能源制氢基地附近试点示范天然气掺氢供气、氢电耦合锅炉供暖、热电联供等项目工程。
优化林特经济动物养殖基地布局，集中打造长白山梅花鹿、长白山林蛙、长白山椴树蜜等长白山区域标志性产品。
发展目标：到2025年，探索燃机掺氢、煤机掺氨试点示范，力争取得阶段性成效。
聚焦长白山人参、红松籽、林蛙、桑黄、椴树蜜、二氢槲皮素等林特产品加工，强化科技赋能，优化产品结构，加强链主培育，提升集聚效应，巩固提升行业领先地位。
加快建设先进装备制造产业集群，重点引入影响力大、产业链辐射广的氢能相关优势企业，充分发挥产业链集聚的虹吸效应，带动氢能装备产业集群扩大与发展，着力构建产业发展内循环。
发挥长白山优质天然矿泉水优势，深挖自然馈赠赋予的本源价值，强化产品创新，塑造高端品牌，加快产能扩张，做大做强矿泉水饮品产业。
推动省内产业发展协同，重点推进国家电投长春氢能产研基地项目及其100MW级PEM制氢设备中试产线、一汽氢能车辆制造、延边国泰新能源氢燃料客车开发及示范等项目建设，加快引育可再生能源制氢头部企业省内发展，推动燃料电池发动机、燃料电池电堆、氢能燃料内燃机、Ⅳ型高压车载储氢瓶、双极板、膜电极、质子交换膜、氢气循环泵、空气压缩机等项目落地，形成电解水制氢成套设备产业化能力。
支持木材加工企业技术改造、设备更新、产品升级和品牌营销，纵深开拓国际国内两个市场，推动传统木材加工产业重焕生机。
发展目标：到2025年，引进或培育3-4家具有自主知识产权的氢能装备制造企业、燃料电池系统及电堆生产企业。
依托各类自然保护地一般控制区和周边区域以及各类风景名胜区、森林公园等自然资源，推进自然保护地管理与旅游开发职权分离，创新森林旅游资源开发利用新机制，深度融入长春现代化都市圈及G331、G334风光走廊建设，着力打造一批生态旅游知名品牌，加速发展林文旅融合新业态。
到2030年，全省林特产品加工销售突破1200亿元，年均增长10%以上，为助力县域经济高质量发展注入新动能。
结合林草湿荒调查监测，做好国土绿化空间标注工作，严格在国土绿化空间内开展造林种草，努力增加森林植被面积。
加快低质低效林改造和成过熟林更新，加强对以中幼林抚育为主的森林经营，强化森林培育管理，持续增强固碳能力。
稳妥推进林草碳汇试点建设，指导各类经营主体依据国家核证自愿减排相关方法学，参与碳汇林建设和碳汇项目开发。
倡导简约适度、绿色低碳、文明健康生活方式，不断增强全社会节能降碳意识和能力。
到2030年，全省森林生态系统碳储量达到15亿吨以上，碳汇能力持续巩固提升。
严格落实林地用途管制制度，对征占用林地实施总量控制、定额管理。
依法规范森林采伐限额管理，逐步停止重点区域森林皆伐，确保用材林消耗量低于生长量。
全面加强古树名木保护，深入开展古树名木资源普查，实施濒危衰弱古树名木抢救复壮，开展古树后备资源培育，建立健全古树名木数据库和管护责任体系。
推进《吉林省森林管理条例》等法规制修订，加大林草执法力度，严厉打击破坏林草资源违法行为。
推进自然资源管理和国土空间规划“一张图”建设，统筹遥感影像数据在林草领域协同共享，提升林草数智化管理能力。
加强森林草原火灾预警监测体系、队伍和装备能力、林火阻隔系统建设，加快构建功能完备的森林草原火灾预防、扑救、保障体系，巩固全国森林防火标杆地位。
完善林业有害生物监测预警、检疫御灾和防治减灾体系，全力抓好松材线虫病、美国白蛾、日本松干蚧、森林草原鼠虫害等林草有害生物防治。
到2030年，全省古树名木建档率达到100%，管护责任落实率达到100%。
森林火灾受害率控制在0.005‰以内，林业有害生物成灾率不高于4.5‰，草原有害生物成灾率控制在4%以内。
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发挥吉林省“氢动吉林”行动领导小组作用，构建到底到边的责任体系。
制定退化林修复技术细则，明确标准，精准修复，提升质量。
明确领导小组各成员单位职责分工，构建分工清晰、运作规范、各负其责、协同推进的工作体系。
修订森林经营、抚育等技术标准，优化林下发展空间，释放林地生产力。
各部门要结合各自职责制定落实氢能产业政策细则，围绕氢能规范管理、基础设施建设运营、关键核心技术装备创新、氢能产业多元应用试点示范等，加快完善配套政策与标准体系，为氢能产业创造良好发展环境。
出台加快林下经济发展的政策措施，制定林下经济发展指南，健全准入决策机制。
严格落实《吉林省氢能产业安全管理办法（试行）》（吉政办规〔2023〕1号），压实企业安全生产主体责任、属地政府安全管理责任和部门安全监管责任，强化制氢、储运氢、加氢、用氢等各环节安全管理。
强化道路交通、电力、通信等基础设施保障，将符合国家相关标准的林草产业发展设施用地纳入“林业直服用地”审批管理。
指导各地高质量谋划储备项目，积极争取政策资金支持，加强对林草生态修复、产业创新、品牌建设、产品营销和林下经济必要基础设施建设的资金保障。
加速推进氢能产业综合研究院等创新平台建设，发挥政府力量，鼓励吉林大学、东北师范大学、长春应化所、一汽集团等大校大院大所大企合作，推动跨学科、跨行业、跨部门创新资源整合，建立更加协同高效的氢能产业创新体系。
推动林业共享惠农政策，林下经济产品就近初加工用电实行农业生产用电价格，将林下经济作物有序纳入农业保险范围。
集中力量解决氢能领域卡脖子问题，力争在质子交换膜、催化剂、碳纸、膜电极组件等高价值核心材料和零部件上尽快取得实质性技术突破，推动“制、储、运、用”各环节关键技术持续迭代，为氢能产业发展和商业化应用提供有力技术支持，实现产学研深度合作。
鼓励氢能相关企业、科研院所开展科普宣传，积极引导消费者体验氢能技术产品，提升社会对氢能利用的认可程度。
全面深化国有林场林区改革，探索建立国有林场开展经营活动的政策机制和收入分配激励机制，强化国有森工企业龙头引领作用，推进林场林区转型发展。
进一步深化集体林权制度改革，加快推进确权、登记、评估、收储、流转、融资等工作，鼓励头部企业参与集体林经营，因地制宜开展规模化、集约化经营，打造绿色发展新增长点和联农带农新结合点。
积极引进国内外顶级专家、人才和团队，激励措施，以事业和平台留人。
鼓励省内大中专院校结合实际情况，通过设置氢能学科（专业）、与企业合作培养专业人才、与企业合作设立学生实训（实习）基地等方式培育氢能产业人才。
坚持“小切口破题、大纵深发力”，重点围绕森林科学经营、集体林股份经营、林下空间立体开发和复合利用、生态产品价值实现机制、林业“标准地”建设等方面开展试点，突出向乡村振兴重点帮扶县和边境村、边境林场倾斜，探索建立紧密型利益联结机制，着力打造一批林草高质量发展的试验示范平台和政策创新平台，发挥示范引领作用，切实解决政策“最后一公里”落实落地问题。
在氢能关键技术领域布局一批创新平台，培育一批“专精特新”企业，助力提升我省氢能产业研发能力、管理能力、决策能力。
聚焦“人、地、钱、技、制”等各方面要素投入，探索林区育人引人留人机制，稳定国土绿化空间，保障产业发展空间。
按照“耕地保护空间和国土绿化空间进出平衡”原则，实行异地更新还林，推动解决人参种植用地问题。
聚焦《“氢动吉林”中长期发展规划（2021-2035年）》（吉政办发〔2022〕36号）确定的战略布局和六项重点工程，合理统筹产业发展时序，重点在氢基绿能、交通运营、基础设施、氢电协同、氢气储运、装备制造、研发平台、标准体系等8个方向开展示范，推动一批成熟度高、可行性强、示范性好的项目开工建设。
推动金融机构加大对林业领域信贷支持力度，推进林权、经营权、收益权抵押融资。
发挥林草产业科技创新联盟作用，加快关键技术攻关和林业标准体系建设，强化现代信息技术应用，建设林产品溯源体系。
为贯彻落实省领导在《关于吉林抢先布局六个新赛道的调研报告》上的批示要求，根据《国家发展改革委国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号）、《国家发展改革委国家能源局关于印发“十四五”新型储能发展实施方案的通知》（发改能源〔2022〕209号）、《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》（发改办运行〔2022〕475号）以及《吉林省新能源产业高质量发展战略规划（2022-2030年）》（吉政办发〔2022〕38号）、《吉林省电力发展“十四五”规划》（吉能电力〔2022〕356号）等文件精神，制定本方案。
优化资源配置、强化要素集成、稳定投资预期，吸引更多资本“进山入林”投资林草生态建设和产业发展。
突出人参、红松籽、梅花鹿、林蛙、矿泉水、蓝莓等吉林优势林特产品，打造地方公共品牌，申请地理标志产品保护，积极培育“流量经济”，有效对接粤港澳、长三角等发达地区和国际市场，统筹开展新品发布、专场推介等宣传活动，深度挖掘产品、品牌文化内涵与核心价值，讲好品牌故事，擦亮“吉字号”名片，扩大长白山林特产品知名度与市场竞争力。
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，深入落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，聚焦实现碳达峰碳中和目标，适应新型电力系统发展新趋势，紧跟国内储能发展新步伐，抢先布局新型储能新赛道，以试点促推广应用、以示范促深化发展，充分发挥新型储能设施在保障电力安全供应、系统稳定运行、促进新能源消纳等方面的作用，加快推动我省新型储能高质量、规模化发展，为全省能源高质量发展提供重要支撑和有力保障。
切实加强组织领导，形成部门协同、上下联动的工作合力，强化规划指导、项目谋划、要素保障和政策支持，重点难点问题纳入林长制督查督办，推进“森林四库”建设任务落实。
完善林草产业统计机制，开展综合效益监测，加强建设成果评估。
坚持全省“一盘棋”，整合各类资源，形成工作合力，加快推进新型储能多元化、市场化、规模化发展。
鼓励基层积极探索创新，充分挖掘好经验、好做法，及时优化政策措施，做好经验总结和宣传推广。
根据电力、可再生能源规划及电网结构等实际情况，合理布局电源侧、电网侧储能项目。
鼓励用户因地制宜配置新型储能设施，提升电力自平衡能力。
为更好发挥新型储能的灵活性调节作用，降低初始投资成本，我省新型储能建设原则上以大规模集中式储能为主要发展模式。
给予集中式储能独立市场主体身份，积极推动储能参与电力中长期、辅助服务、现货等电力市场交易。
坚持底线思维，严守安全底线，压紧压实企业安全主体责任，推进建立完备的储能技术、安全标准体系，加强储能设施全寿命周期质量监督，完善优化储能建设、并网和运行相关管理程序，保障新型储能建设运行全过程安全。
2023年之前批复的存量新能源项目中要求配置的储能作为第一批集中式储能示范项目，总规模约30万千瓦/80万千瓦时。
通过试点示范，促进新型储能技术创新应用，建立健全相关标准体系，形成可复制易推广的经验做法，推动我省储能加快发展。
结合“氢动吉林”行动，拓展氢（氨）储能等应用领域，重点试点示范可再生能源制氢、制氨等更长周期储能技术，满足多时间尺度应用需求，结合新型电力系统建设需求推动多种储能技术联合应用，开展复合型储能试点示范。
自2023年起，新增新能源项目原则上按15%装机规模配置储能，充电时长2小时以上，鼓励采用集中共享方式。
其中，市场化并网新能源项目，配建新型储能的容量比例和时长适度加大。
力争到“十四五”末，我省新型储能规模达到50万千瓦以上，综合储能时长不低于2小时，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。
遵循技术可行、经济合理、安全可靠原则，明确“十四五”及中长期新型储能发展目标。
统筹系统网架结构、新能源消纳、调峰调频等需要，合理确定储能规划布局，优选集中共享储能技术路线。
原则上新建储能项目应依据规划布局，优先在新能源富集、送出断面受限地区开展建设。
遵循“统筹建设、容量共享、集中运维、统一调度、利益共享”的原则，以“电网侧大规模集中共享储能”为主要发展模式，鼓励新能源发电企业通过租赁或购买储能项目的容量满足其发电项目配置储能要求，创造共享储能电站盈利模式，实际租赁费用由租赁双方通过租赁协议约定。
明确储能设施作为独立市场主体的技术条件、调度准入、市场准入等标准要求，加强新型储能调度合规性管理，编制新型储能运行管理规定和调用标准，明确调度关系、功能定位和运行方式，在保障储能设施安全运行前提下，充分发挥储能作为灵活性资源的功能和效益。
完善电力市场交易规则，鼓励新型储能签订顶峰时段和低谷时段市场合约，将新型储能纳入中长期市场和现货市场准入范围，设置合理的准入标准和考核指标，推动储能设施参与电力市场。
支持储能电站参与调峰辅助服务市场，充分发挥性能优势，探索储能与各类资源协同参与需求响应市场。
鼓励新型储能骨干优势企业、重点院校和科研机构密切合作，加快储能关键技术研究和攻关，强化储能安全技术研究。
支持储能重点实验室、研发中心建设，加强产学研用融合。
鼓励开展储能技术应用示范、首台（套）重大技术装备示范，加快创新成果转化。
积极鼓励用户侧储能发展，支持工业、通信、金融、互联网等对供电可靠性要求高的电力用户因地制宜配置新型储能设施，提升电力自平衡能力；
鼓励党政机关、数据中心等重要电力用户建设移动式或固定式新型储能设施，提升应急供电保障能力。
建立储能安全管控体系，优化调度运行方案，明确关键设备及整站涉网要求。
严格落实国家安全生产相关规定和要求，建立健全储能应用全方位全过程的安全防护体系，全面提升储能安全防护水平。
给予集中式储能电站独立市场主体身份，并纳入电网统一调度。
独立储能电站项目向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。
支持储能电站参与调峰辅助服务市场，待省内电力现货市场运行后，逐步推动储能项目参与电力现货市场交易。
利用现有资金渠道加大对新型储能产业发展的支持力度。
省能源局牵头，组织相关部门和单位建立推进储能发展工作协调机制。
指导项目单位落实各项建设条件，依法依规办理前期手续，推动新型储能电站项目尽快开工建设、尽早投产见效。
省电力公司负责建立和完善新型储能接网程序，明确并网调试和验收流程，为新型储能项目提供电网接入服务。
新型储能项目单位配备必要的通信信息系统，按程序向电网调度部门上传运行信息、接受调度指令。
建立和完善新型储能项目安全管理体系，加强安全监督管理。
项目建设和运营单位要按照有关法律法规和技术规范要求，严格履行项目安全管理程序，规范电站运营维护。
加强新型储能项目监测管理，引导新型储能企业合理投资、有序建设，确保新型储能项目建设规范、安全运行。
省能源局将加强政策实施效果评估，密切跟踪执行情况，适时开展建设评估，对出现的新情况新问题及时研究解决，促进产业健康发展。