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各市（州）人民政府，长白山管委会，长春新区、中韩（长春）国际合作示范区管委会，各县（市）人民政府，省政府各厅委办、各直属机构：
《吉林省能源发展“十四五”规划》已经省政府同意，现印发给你们，请认真贯彻执行。
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：
《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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吉林省能源发展“十四五”规划
吉林省“森林四库”建设实施方案
能源是国民经济和社会发展的重要物质基础，“清洁低碳、安全高效”的能源体系不仅是实现国家可持续发展战略的重要保障，也是维护国家经济安全、持续、健康运行的基本条件。
“十四五”时期是在全面建成小康社会基础上开启全面建设社会主义现代化国家新征程的第一个五年，是全面推进“四个革命、一个合作”能源安全新战略的机遇期，是实现“30·60”双碳目标、强化能源安全保障和加快绿色转型的关键期。
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。
科学合理开展全省能源发展“十四五”规划，对于全面贯彻落实习近平总书记关于东北振兴的重要指示精神，加快推进吉林全面振兴全方位振兴，助力生态强省建设，切实保障全省“十四五”经济社会高质量发展具有重要意义。
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；
吉林省能源资源种类较为齐全，传统化石能源储量不足，风能、生物质能、太阳能等新能源发展潜力较大。
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%；
到2020年底煤炭保有资源储量约28亿吨，可采资源储量约7亿吨，主要分布在长春、吉林、白山和延边地区。
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。
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。
“十三五”期间，原油新增探明储量累计1.43亿吨；
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。
油页岩查明储量1086亿吨，占全国查明储量80%左右，主要分布在松原、延边和吉林地区。
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。
潜在开发量约2亿千瓦，可装机容量约为6900万千瓦，主要分布在白城、松原、四平双辽等地区，占全省可装机容量80%以上。
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”。
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。
西部地区太阳能资源最为丰富，年日照时数为2800-3000小时。
全省地面光伏电站潜在开发容量为9600万千瓦，可装机容量约为4600万千瓦。
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。
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。
农作物秸秆产出量约为4500万吨/年，可收集量约为3500万吨/年，可能源化利用的资源总量约为1200万吨/年。
林业剩余物资源约为1000万吨/年，可能源化利用量约为400万吨/年。
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。
垃圾量约为540万吨/年，可能源化利用量约为400万吨/年。
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。
水资源丰富，主要分布在东部松花江、鸭绿江、图们江各水系，抽水蓄能理论蕴藏量装机容量超过3000万千瓦。
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。
可开发常规水电装机容量574.4万千瓦，目前已开发480.5万千瓦。
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。
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。
我省地热资源丰富，浅层地热资源主要分布在长白山天池温泉群、抚松县、临江市、长春双阳区、四平伊通县等地，如全部开发每年可节约标煤约3654万吨。
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。
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。
“十三五”以来，深入践行新发展理念，全省能源产业稳步发展，能源保障能力逐步增强，能源转型升级持续推动，项目投资力度不断加大，累计完成投资约1200亿元。
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。
特别是2020年以来，全省能源发展紧紧围绕“六稳”工作和“六保”任务，积极推进新基建“761”工程建设，克服疫情影响，实现破瓶颈、扩总量、调结构、降成本、惠民生，全省能源产业链和供应链保持稳定，“十三五”能源发展取得较好成绩，为全省经济社会发展和人民群众生产生活用能提供了重要保障。
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。
截至2020年底，全省电力装机容量3277.6万千瓦，年均增长4.6%。
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。
非化石能源发电装机容量1504.6万千瓦（常规水电480.5万千瓦，抽水蓄能30万千瓦，风电577.1万千瓦，光伏发电337.8万千瓦，生物质发电79.2万千瓦），年均增长11.5%，占总装机容量的45.9%，比2015年提高12.4个百分点。
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。
2020年全省发电量990亿千瓦时，年均增长7.0%，为全省经济社会发展提供了充足的电力保障，其中水电、风电、光伏发电和生物质发电等非化石能源发电量达到301.9亿千瓦时，年均增长17.2%，占总发电量的30.5%，比2015年提高11.1个百分点，在能源结构调整中发挥了重要作用。
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。
2020年，全省煤炭产量954.6万吨，比2015年下降1341.4万吨，年均下降16.1%；
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。
原油产量404.4万吨，比2015年下降76.6万吨，年均下降3.4%；
天然气产量20亿立方米，比2015年增加0.3亿立方米，年均增长0.3%。
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。
2020年，全省能源消费总量7186万吨标煤，年均增长0.47%；
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。
单位地区生产总值能耗“十三五”累计下降16.96%，超额完成能耗强度目标。
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。
其中：煤炭消费量8489万吨，占比60.66%，较2015年降低8.61个百分点，煤炭消费量得到有效控制；
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。
石油消费量992.74万吨，占比19.88%，较2015年提高0.19个百分点；
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。
天然气消费量31.73亿立方米，占比5.76%，较2015年上升1.85个百分点；
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。
非化石能源消费量987.2万吨标煤，占比13.7%，较2015年提高6.1个百分点。
全省全社会用电量805.4亿千瓦时，比2015年增加153.4亿千瓦时，年均增长4.32%；
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%。
全社会最大发电负荷1486万千瓦，比2015年增加370万千瓦，年均增长5.9%。
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。
电力保障和调节能力不断增强，丰满水电站新建6台机组全面投入运行，长春东南热电厂、大唐长春三热背压机组等项目建成投运，敦化抽水蓄能电站稳步推进，蛟河抽水蓄能电站开工建设。
制定退化林修复技术细则，明确标准，精准修复，提升质量。
电网供电能力和网架结构进一步加强，500千伏主网架初步形成，220千伏电网覆盖全省9个市（州），各市（州）均形成多层66千伏环网。
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。
扎鲁特－昌盛、延吉、昌盛、平包东等工程建成投运，敦化抽水蓄能电厂送出、吉林中部电网完善、甜水及向阳变增容扩建等工程稳步推进。
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。
至2020年，全省共有500千伏变电站17座，变电容量2686万千伏安，线路长度5740公里；
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。
220千伏变电站97座，变电容量2586万千伏安，线路长度12965公里；
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。
66千伏变电站928座，变电容量2584万千伏安，线路长度20044公里。
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。
新能源装机和发电量占比不断提升，生物质能源化利用步伐加快。
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。
100万千瓦光伏领跑者项目相继投产，119万千瓦平价风电和鲁固直流配套100万千瓦风电开工建设，签订鲁固直流300万千瓦配套风电项目送受电框架协议，先后分5批实施了光伏扶贫项目建设，合计建设光伏扶贫电站1648个。
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。
“十三五”期间，非化石能源发电装机净增630万千瓦，非化石能源发电量净增165亿千瓦时。
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。
2020年，秸秆成型燃料加工利用规模达到100万吨，燃料乙醇120万吨升级改造项目完成90万吨，累计产能达到150万吨。
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。
油气骨干管网初步形成，中俄东线天然气管道工程北段（黑河－长岭）和中段（长岭－永清）吉林省境内段通气投运，域外天然气补充气源成功引进；
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。
沈阳－长春、四平－白山、长岭－长春－吉林等天然气支线管道建成投运。
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。
到2020年底，省内油气管道总里程达到5229公里，其中原油管道1480公里，成品油管道160公里，天然气干线管道3589公里，覆盖省内7个市（州）、15个县。
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。
天然气储气调峰设施建设加快推进，长岭县双坨子储气库、长春10万立方米应急储备站等项目已开工建设。
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。
成品油库布局不断完善，中石油、中石化等成品油销售企业不断完善全省成品油销售网络布局，优化一次物流配送格局，进一步提高油库利用效率，到2020年底，全省成品油总库容137.56万立方米。
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。
印发《吉林省煤炭消费总量控制规划（2016-2020年）》（吉能规划〔2018〕230号）、《吉林省煤炭消费总量控制工作方案（2018-2020年）》（吉节减〔2018〕5号），明确我省控制煤炭消费总量责任主体，规范煤炭消费减量替代管理，严格控制新增耗煤项目审批、核准、备案，从源头上控制煤炭消费增量；
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。
“十三五”期间，严格限制大型煤电机组建设，煤电装机规模净增加仅31.8万千瓦。
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。
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。
严格按照“安全、环保、质量、技术、能耗”五大综合标准，持续推动落后产能和不安全产能有序退出。
印发《吉林省30万吨/年以下煤矿分类处置工作方案》（吉能煤炭联〔2020〕41号），根据我省实际情况，有序推进煤矿企业规模化、机械化、智能化改造升级。
截至2020年底，累计完成煤炭去产能2776万吨，超额完成国家下达的目标任务。
积极推进煤电落后产能淘汰工作，相继关停大唐长山、桦甸热电、蛟河热电、浑江电厂和白山煤矸石电厂等机组，累计容量110.7万千瓦，超额完成“十三五”期间火电组关停任务。
按照国家能源局、生态环境部相关要求，推进燃煤电厂超低排放改造，累计完成超低排放改造机组1353万千瓦，超额完成国家下达的目标任务。
“十三五”期间，积极落实国家及省政府关于北方地区冬季清洁取暖的重要精神，积极推广清洁采暖技术。
在电采暖领域，2017年我省出台了《关于推进电能清洁供暖的实施意见》（吉政办发〔2017〕49号），省能源局会同省财政厅制定印发了《吉林省电能清洁取暖奖补资金管理办法》（吉财建〔2019〕888号），通过市场化方式，引导企业和社会加大投入。
2020年全省电能清洁供暖面积累计达到3534万平方米，占全省总供暖面积3.93%，每年可消纳电力28亿千瓦时。
完善电力市场交易规则，出台《吉林省售电公司准入与退出管理实施细则》《吉林省电力中长期交易规则》《吉林省售电侧市场化交易实施细则》《吉林省电力市场交易售电公司履约保函管理办法》等制度规则。
加快放开发用电计划，提高市场化电量交易规模，2020年市场交易电量累计达到282亿千瓦时，省内经营性用户全面放开。
引入售电环节竞争机制，积极培育售电侧市场主体，支持企业注册成立售电公司并开展售电业务，全省售电公司达到83家。
传统能源与新能源领域齐头并进，紧跟国内外发展步伐，向智能化、高水平发展，部分科技水平达到国际先进水平。
传统能源领域，煤炭开采技术及装备向智能化与信息化发展，燃煤发电机组技术研发持续向低碳、高效方向突破；
油气勘探和开采技术获得阶段性突破和进展，其中油页岩原位开采研发技术领跑全国，全国成立的9个油页岩开采技术研发分中心有3个落户我省。
新能源领域，风电制氢示范项目启动实施，东北地区首条氢燃料电池公交线路在白城市正式投运；
储能技术日趋成熟，在高安全、高性能和低温性等方面实现突破。
“十三五”期间，全省持续加强安全防范、隐患排查整治和应急管理体系建设，开展“安全生产月”和“白山松水安全行”宣传教育活动，能源领域安全生产运行水平显著提升。
适时开展油气长输管道保护治理专项行动，持续推进油气长输管道高后果区管控和安全风险排查整治，油气长输管道保护水平显著提升。
健全完善应急预案，研究制定《吉林省应对重大油气供应中断事件应急指挥部工作方案》（吉油气事件办〔2020〕1号）并有效实施。
开展电力安全生产检查，强化隐患排查整治，并研究制定《吉林省应对重大大面积停电事件应急指挥部工作方案》（吉大面积停电办〔2020〕1号），积极应对极端状态影响。
持续加大对煤矿安全生产的整顿和监督检查力度，近年来全省煤矿事故起数和死亡人数明显下降，百万吨死亡率均控制在1.0%以下。
“十三五”以来，我省能源发展取得了长足的进步，但受自然资源和历史发展等因素影响，我省能源总体呈现缺煤、贫油、少气、多风、多光、多油页岩等特点。
从供给侧看，一方面表现为煤炭、油气等化石能源自给不足，对外依存度大；
另一方面，火电装机相对过剩，风能、太阳能等新能源发展受到制约，优势资源得不到充分利用。
从需求侧看，表现为能源需求总量小，能源消费结构不合理、新能源占比低、用能价格偏高。
供需矛盾主要体现在电力上，省内消纳量较小，外送渠道不通畅。
我省传统化石能源总量小，能源工业起步早，资源开采时间长，经济开采储量少，扩产空间有限，产量逐年减少。
煤炭资源紧缺尤为严重，煤炭矿区大部分为多年的老矿区，资源面临枯竭，省内现有勘探区规模较小、可供建矿的勘探区煤炭资源储量不大，难以有效缓解我省资源接续储备不足的局面。
2020年全省煤炭产量954.6万吨，自给率为11%。
油气田生产已进入稳产阶段，资源劣质化趋势难以改变。
随着勘探开发对象日渐“低、深、难”，勘探开发投入产出性价比走低，油气增储、上产难度大。
2020年全省原油产量404.4万吨，自给率为40%；
为保障全省经济稳步健康发展，加快工业化、城镇化和农业现代化进程，煤炭、石油、天然气等化石能源需求量将进一步增加，对外依存度加大，供需矛盾更加突出。
我省西部风能、太阳能、生物质能等新能源资源丰富，但资源潜力仍未充分挖掘。
我省风能、太阳能资源可装机容量分别为6900万千瓦和4600万千瓦，截至2020年底已开发容量仅占可装机容量的8.4%和7.3%左右。
我省清洁能源的开发和利用仍处于较低水平，距离打造国家级清洁能源生产基地仍有巨大发展空间。
电力方面，“十三五”期间我省电网投资不足全国的1%，投资额度较低；
主干网架仍需加强，省外输电能力不足，全省主干电网仅在中部地区形成500千伏单环网结构，辐射东西方向的电网结构仍需改善；
全省农网历史欠账较多，刚刚达到“两率一户”标准，与发达地区对比，农网变电容量及线路长度明显偏低。
油气方面，基础设施投入不足，使我省长输管道等油气储运设施建设滞后，截至2020年底，仍有2个地级市（白城、延吉）及25个县（市）长输管道未覆盖。
电价方面，由于电煤大部分靠外运，造成我省发电成本过高，一般工商业电价位于全国第2位，大工业电价位于全国第17位。
气价方面，天然气终端价格偏高，特别是长输管道未覆盖地区价格更高。
受长输管道和储气设施建设滞后、销售价格体制机制不健全等因素影响，我省天然气消费终端价格差异较大，其中居民商业和工业最高价格达到6.5元/立方米，车用压缩天然气最高达到4.88元/立方米，车用液化天然气最高达到4.7元/立方米，偏高的价格不利于天然气推广利用。
当今世界处于“百年未有之大变局”，全球政治经济格局加速演变，能源安全形势严峻复杂，能源格局深刻调整，能源领域战略博弈持续深化，能源秩序发展深刻变化。
世界经济下行风险加剧，国际油价低位震荡运行，不稳定不确定因素增多，新冠肺炎疫情影响广泛。
我国发展内部条件也正在发生深刻复杂变化，能源发展已进入高质量发展新阶段，清洁低碳转型刻不容缓。
习近平总书记提出：“力争2030年前二氧化碳排放达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”“到2030年，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上”。
实现碳达峰、碳中和是一场广泛而深刻的经济社会系统性革命，同时也为我国未来能源发展指明了方向。
科技革命推动能源系统重塑，能源新模式新业态持续涌现，能源发展动力转换加速，对能源清洁、经济、灵活、可靠供应提出更高要求。
“十四五”是我国能源转型变革的关键时期，我国的能源发展面临着老问题新情况不断交织集聚、叠加演化的局面。
创新发展进入新阶段，科技和体制创新重要性更加凸显。
随着经济稳步发展，工业化、城镇化和农业现代化进程加快，全省对煤油气等化石能源需求量将进一步增加，对外依存度加大，供需矛盾将更加突出，对能源保障工作提出了更高的要求。
“十四五”期间，全省新能源发展规模性和延续性仍有待提高，提升新能源消费比重的任务依然艰巨。
天然气规模推广受气源、气价、基础设施等多重因素制约难度较大，煤电由基础型电源向调节型电源转变的市场机制仍需完善。
能源科技创新在能源发展中的作用还不显著，高技术含量、高附加值的装备制造产业不强，难以对未来全省能源转型提供足够的技术支撑。
全省能源价格尚未完全建立科学的市场化形成机制，能源的商品属性还没得到充分体现，市场配置能源资源的决定性作用发挥不够明显，难以适应未来能源转型变革的需要，能源体制尤其是电力、油气等重点领域改革步伐亟待加快。
习近平总书记五年三次视察吉林，给吉林带来重大发展机遇，为吉林振兴发展注入强大动能。
当前我省能源发展正面临“三期叠加”的特殊阶段，即开启第二个百年奋斗目标的战略机遇期、吉林省全面振兴全方位振兴的发展关键期、能源高质量发展的重要转型变革期。
在这个关键时期，省委、省政府深入实施“三个五”战略，扎实推进中东西“三大板块”协调发展，加快构建“一主六双”高质量发展战略，积极推动生态强省建设，谋划推进新基建“761”工程，全面做好“六稳”“六保”工作任务，为实现全省经济质量更高、效益更好、结构更优、优势充分释放提供了新机遇，同时也为全省能源发展注入了新动力。
我省风能、太阳能、生物质能等新能源资源丰富，在“30·60”双碳目标的背景下，“十四五”期间新能源产业将大有作为；
随着中俄东线天然气管道正式通气运行，我省天然气供给能力将大幅提升，为民生用气和天然气产业快速发展提供了充足的气源保障；
油页岩资源是我省优势资源，储量在全国位列前茅，近年来油页岩开采转化技术不断突破，“十四五”期间将是我省挖掘油页岩开发潜力、探索发展油页岩产业的有利时机。
资源优势为我省“十四五”期间提升能源供应保障能力、优化能源结构，实现能源高质量发展奠定良好基础。
根据我省经济布局、产业结构调整战略，“十四五”期间第三产业是经济增长的主要增长点，第二产业是经济增长的重要“压舱石”。
第三产业新增动能和第二产业尤其是制造业存量盘活将是“十四五”期间能源需求增长的两大重要因素。
为保障经济稳步健康发展，“十四五”期间全省能源消费将继续保持适当增加，重点行业能耗增量主要体现在电力、热力和制造业等方面。
以完成能耗强度降低激励性目标为导向，合理安排能源消费强度和总量。
预计到2025年，全省能源消费总量达到8270万吨标准煤，年均增长2.8%。
为保障民生和工业的供电、供暖新增需求，煤炭消费将保持一定量的增长，预计达到9000万吨，年均增长1.2%；
随着清洁能源替代逐步深入，石油消费总体呈小幅下降态势，预计降至770万吨，年均下降5%；
随着“气化吉林”惠民工程的稳步推进，借助俄气的引进以及下游市场的培育，天然气消费量将较大幅度增加，预计达到60亿立方米，年均增长13.6%；
随着风能、太阳能、生物质能等新能源开发利用规模扩大，非化石能源消费量逐年增加，预计达到1460万吨标准煤，年均增长8.1%；
全社会用电量预计达到960亿千瓦时，年均增长3.6%。
以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的十九大和十九届历次全会精神，以习近平总书记对东北振兴的重要指示精神为统领，立足新发展阶段，贯彻新发展理念，构建新发展格局，坚决贯彻碳达峰、碳中和战略决策，坚持稳中求进工作总基调，以推动高质量发展为主题，以深化供给侧结构性改革为主线，遵循“四个革命，一个合作”能源安全新战略，紧紧围绕“六稳”工作和“六保”任务，立足能源禀赋，发挥区位优势，加强煤电油气产供储销体系建设，持续推动能源发展质量变革、效率变革和动力变革，提升能源安全底线保障能力，全力打造国家级清洁能源生产基地，构建清洁能源大省，助力生态强省建设，完善清洁低碳、安全高效的能源体系，为全省经济社会持续健康发展提供坚实能源保障。
立足省内资源环境条件，加大煤炭、油气勘探开发力度，加快电力、煤炭、油气通道建设，推动能源合作开发，积极引进域外资源，提高能源供应保障能力。
积极发展风能、太阳能、生物质能等非化石能源，提高化石能源清洁高效利用水平，调整优化能源结构，降低碳排放，助力实现碳减排目标。
落实国家能源消费总量和强度“双控”制度，合理控制煤炭消费总量，加强节能环保，促进能源系统整体优化，提高能源利用效率。
深化电力、油气体制改革，完善能源市场体系，发挥政府引导作用，加强市场监管与服务，着力营造公平、开放、公正的市场环境。
增强能源科技创新能力，积极引进先进技术，推进能源科技示范应用。
注重民生需求，加强能源基础设施和公共服务能力建设，提高城乡用能水平，满足城乡居民对电力、天然气等清洁能源的需求，切实保障和改善民生。
能源供应保持稳步增长，综合能源生产能力达到4074万吨标准煤。
能源产能储备和产品储备保持合理规模，应对煤炭、天然气等时段性短缺能力明显增强，能源生产和运行安全水平持续提高。
到2025年，全省煤炭产量1000万吨，石油产量420万吨，天然气产量35亿立方米，电力装机6186万千瓦，非化石能源装机比重提高到50%以上。
能源清洁低碳转型深入推进，能源消费总量控制在8270万吨标准煤，按照“控煤扩新、减油增气”的原则，天然气、非化石能源成为能源消费增量主体，煤炭消费比重下降到59.7%，石油消费比重下降到13%，天然气消费比重提高到9.6%，非化石能源消费比重提高到17.7%。
电气化水平持续提升，全社会用电量增速达到3.6%。
节能降耗成效显著，单位GDP能耗降幅完成国家下达目标。
电力和油气体制改革全面深化，有效竞争、公正开放的市场体系持续完善。
能源科技自主创新能力进一步增强，氢能、油页岩等前沿技术得到示范应用。
能源供需协调互动能力逐步增强，电力、天然气需求侧响应能力和系统调峰能力明显提高。
城乡居民优质能源获得感提升，能源普遍服务能力增强。
结合我省中东西“三大板块”区域发展战略和“一主六双”高质量发展战略，打造能源发展三大板块。
西部集中开发风光资源，打造吉林“陆上风光三峡”，形成绿色能源生产区；
中部重点开发生物质能源和分散式风光资源，形成低碳消费核心区；
东部重点开发水电资源，打造“山水蓄能三峡”，形成东北应急调峰保障和储能区。
充分发挥我省风能、太阳能、生物质能等资源优势，将资源优势转化为产业优势和发展优势，推动清洁低碳能源发展，促进能源产业转型升级。
加大煤炭、油气资源勘探开发力度，稳定省内化石能源产量，加强基础设施建设，增强化石能源供给保障能力。
全力推进“一个基地、一条通道、一条产业链、两张网、两个园区、七大工程”建设（即“111227”能源发展重点任务）。
1.一个基地——国家级新能源生产基地（吉林“陆上风光三峡”）。
充分发挥我省西部地区丰富的风光资源和充裕的土地优势，利用现有鲁固直流特高压通道和正在推进的“吉电南送”特高压通道等电力外送条件，全力推进“国家级新能源生产基地”建设，积极打造3个千万千瓦级新能源基地，即省内消纳基地、新能源外送基地、新能源转化（制氢）基地，形成吉林“陆上风光三峡”，建设成为国家松辽清洁能源基地的核心组成部分。
加快推进电力外送通道建设，在实现鲁固直流全额外送基础上，积极推进以我省西部为起点的“吉电南送”特高压外送通道，将我省清洁电力送往华北等电力负荷中心，深度参与全国能源资源优化配置。
引进拥有核心技术的龙头企业和拥有资金实力的战略投资者，以提升核心创新能力为支撑，以建链、补链、延链为手段，重点发展风力发电、太阳能发电、生物质能源化利用、氢能制备、储能技术、动力电池等装备制造业，延伸发展其他配套装备制造业，打造装备制造特色产业集群，建成相对完整的新能源装备制造产业链。
4.两张网——新基建“761”工程中的电网和油气网。
电网方面，着力完善省内电网结构，打造省域500千伏电网“两横三纵”骨干网架，提高省内“东西互济”和“北电南送”能力，强化市域骨干网架，加快配电网升级改造，建成供电保障能力和信息化水平显著提升、坚强智能的一流现代化电网。
油气网方面，加快推进油气管网和储备设施建设，逐步形成“两横三纵一中心”的油气管网，天然气长输管道基本覆盖县级及以上城市，扫除“用气盲区、供气断点”，构建“多气源供应、全网络覆盖、全领域利用”的产业格局。
5.两个园区——白城、松原两个“绿电”产业示范园区。
依托西部地区新能源资源优势，采取新能源直供园区用电，打造“新能源+储能+电网”的源网荷储模式，实现绿色用电，降低用电成本，推进资源开发、产业发展、园区建设“三位一体”协同发展。
实现园区内企业用能绿色、管理智能、电价优惠的目标，破解我省用电市场规模小、电价高等难题，形成电价洼地，吸引用电大户落户园区，促进我省新能源消纳。
6.七大工程——深入开展煤炭、油气勘探开发工程，科学合理勘探开发煤炭、油气资源，稳定化石能源生产能力。
全面实施“气化吉林”惠民工程，构建“多气源供应、全网络覆盖、全领域利用”的产业格局，提高天然气普及率和利用水平。
有序推动生物质能源利用工程，开展生物质发电、供暖等多元化利用，提升综合能源利用效率。
加快实施抽水蓄能工程，形成千万千瓦级装机规模，打造“山水蓄能三峡”，提升东北地区应急调峰能力。
积极推进“氢动吉林”工程，发挥资源和区位优势，构建氢能“一区、两轴、四基地”发展格局，打造“中国北方氢谷”。
广泛开展电能替代工程，通过推广电能清洁供暖，加快电动汽车充换电基础设施布局等措施，扩大用电总量，提高电气化水平。
持续推进新能源乡村振兴工程，在资源禀赋好、具备建设用地和接网条件的行政村鼓励分散式新能源开发，增加村集体收入，增强农业农村发展活力，助力乡村振兴。
按照“六保”任务要求，坚持多元互补、内外互济原则，结合我省中东西“三大板块”发展布局，夯实能源安全保障基础，完善“煤炭、电力、油气”三大供应体系，提升能源安全保障能力，形成东中西部区域优势互补、协调互动的能源发展格局，确保能源持续稳定可靠供应。
稳步推进煤炭地质勘探，增加煤炭资源探明储量，集约高效开发省内煤炭资源，推进现有矿井提能改造，有序推进新增项目建设，加强域外煤炭资源合作，加快蒙东地区煤炭基地建设，保证煤炭安全供给。
到2025年，煤炭省内产量1000万吨，省外调入量8000万吨。
挖掘煤炭资源潜力，增加煤炭资源储备量，提高资源保障程度。
重点推进浑江煤田曲家营子、公主岭市刘房子、四平市石岭北部3个煤炭勘查项目，勘查面积117平方千米，预测资源量2.7亿吨。
集约高效开发省内煤炭资源，推进现有矿井提能改造，重点推进白山、长春、延边等地现有矿井改扩建项目建设，新增煤炭生产能力400万吨/年左右。
有序推进白城蛟流河露天矿、中佶昊园珲春矿、水曲柳矿等新建项目建设，新增煤炭生产能力270万吨/年。
完善产品与产能相结合的煤炭储备体系，健全应急保障协调机制，提升煤炭供给体系弹性。
规范改造现有省级储煤基地，新建扩建一批保障功能更强的储煤基地。
完善“冬煤夏储”“电煤应急保障”机制，支持热电企业与省外煤炭生产企业建立长期合作机制，增强煤炭供应储备能力。
到2025年，省级煤炭储备能力达到500万吨以上，冬季采暖期储备煤炭200万吨以上。
加大资源勘探开发力度，提高油气资源探明率和采收率，努力实现增储上产，开展油页岩等非常规能源研发利用，加强长输油气管网、储气设施和液化天然气接入站等规划统筹，实现多元化供应格局。
以松辽盆地南部、伊通盆地为重点，加大省内原油、天然气、油页岩、页岩气精细勘探开发力度，提高油气资源探明率，增加油气资源可采储量。
稳步推进大情字井、大安、扶新、长春岭、七棵树等油田勘探，大力推进龙深、小城子、德惠、孤店、龙凤山、金山等气田勘探，推进大安、新北、乾安等地油页岩勘探。
“十四五”期间，预计新增探明原油储量1.04亿吨，新增天然气探明储量900亿立方米。
到2025年，全省石油产量稳定在420万吨左右，天然气产量提高到35亿立方米。
推进梨树断陷、龙凤山次凹和伏龙泉断陷页岩气、长岭坳陷油页岩等资源开发利用，力争取得新突破。
进一步深化与中石油等上游油气销售企业的战略合作，积极引进黑龙江和中俄原油管道石油资源以及中俄东线天然气资源，增加我省油气供应量。
鼓励省内企业参与域外天然气开发项目，获取和引进液化天然气资源，打通我省东部地区天然气资源入口，多渠道增加省内天然气供给。
到2025年，石油省外调入量350万吨，天然气省外调入量25亿立方米。
提高管网互联互通和资源调配能力，扫除“用气盲区、供气断点”，逐步形成横跨东西、连接南北的“输气大动脉”。
推进吉林－延吉、延吉－珲春、梅河口－桦甸、白山－靖宇－临江、松原－白城等天然气管线项目建设，推进中俄远东管道省内段项目建设。
“十四五”期间，全省新建管道建设长度为1753公里，包括1条干线和15条支线。
到2025年，县级及以上城市基本实现天然气管网全覆盖。
加快补齐储气能力短板，为全省储气调峰和稳定供气提供基础保障。
尽快形成地方政府3天的储气能力，建立以地下储气库和液化天然气接收站为主、液化天然气储罐为辅、管网互联互通为支撑的多层次储气系统。
继续推进松原长岭双坨子储气库建设，积极推动长春、吉林、辽源、梅河口液化天然气应急调峰储备站等项目建设，研究论证珲春150万吨液化天然气省级应急储备项目。
力争到2025年，全省具备5-8亿立方米储气能力。
发挥新能源资源优势，推动电力供给侧转型，加快构建以新能源为主体的新型电力系统。
按需开发传统电源，提升系统安全保障能力和调节能力。
到2025年，全省电力装机容量达到6000万千瓦以上。
统筹区域热力电力供应保障需求，有序推进长春、吉林、松原、四平、延边、辽源、白城等地背压机组建设；
推动长春二热“退城进郊”搬迁升级改造项目前期工作。
兼顾电力供应保障需求和新能源发展需求，谋划建设支撑性、调节性先进煤电，加快推动双辽电厂三期扩建工程（2×100万千瓦）前期工作。
预计到2025年，全省煤电装机达到1959万千瓦。
遵循国家产业政策，充分利用天然气中俄东线上游优势，大力发展燃气发电项目，弥补电力缺口，提升电力系统调节能力，加快推进4×96万千瓦调峰电厂等气电项目建设，力争“十四五”期间建成投产。
预计到2025年，全省气电装机将达到413万千瓦。
做好新一轮抽水蓄能中长期规划，进一步保障我省电力系统安全稳定运行，缓解电网调峰矛盾，增加新能源电力消纳，促进清洁能源开发利用和可持续发展。
“十四五”期间加快推进敦化、蛟河抽水蓄能电站建设，积极推进通化、和龙、汪清、敦化（大沟河、塔拉河）、靖宇、安图等地抽水蓄能电站核准开工。
预计到2025年，全省抽水蓄能开工建设项目规模达到1000万千瓦以上。
充分发挥西部地区风资源优势、土地资源优势和并网条件优势，以白城、松原、四平西部地区为重心，大力提升风电基地开发规模，加快推进鲁固直流配套300万千瓦风电基地建设，稳步推进“吉电南送”特高压输电通道配套风电基地建设。
在长春、吉林、延边等中东部地区因地制宜开发分散式风电项目，实现风电灵活开发、就近并网。
力争到2025年，全省风电装机达到2200万千瓦。
扩大白城光伏基地规模，稳步推进“吉电南送”特高压输电通道配套光伏发电基地建设。
以白城、松原、四平西部地区为重点，加快光伏规模化开发。
中东部地区因地制宜利用分布式光伏、农光互补、渔光互补等多种形式，推动光伏综合利用模式发展。
广泛开展新能源乡村振兴工程，鼓励村集体参与光伏发电等新能源开发建设项目，助力乡村振兴。
力争到2025年，全省光伏发电装机达到800万千瓦。
注重生物质能开发节奏与原料保障能力的衔接，加大各地财政对农林废弃物“收、储、运”环节的支持力度。
有序推进生物质热电联产项目建设，重点推进洮南、辉南等地在建项目建设；
积极推动生活垃圾焚烧发电项目，力争“十四五”期间建成生活垃圾焚烧发电项目5处。
预计到2025年，全省生物质发电装机达到160万千瓦。
积极推进“吉电南送”特高压输电通道建设，做好省内电网与特高压通道衔接，满足西部清洁能源基地电力外送和全国范围内优化配置需要。
全力打造省内以中部长吉两轴为中心的500千伏“两横三纵”坚强电网，充分发挥优化资源配置作用。
加快推进金城－双阳－茂胜东西第二通道建设，提升省内“东西互济”能力；
积极推进林海－平安－白山－通化－程家南北第三通道建设，提升省间“北电南送”能力和我省东部地区供电能力；
推进乾安新建工程及向阳、甜水、昌盛、龙凤扩建工程建设，满足西部新能源基地电力外送需求；
推进双阳、德惠等500千伏输变电工程建设，提高负荷中心供电能力。
坚持分层分区原则，构建清晰合理、安全可靠的市域骨干网架结构；
加大老旧小区电力设施改造力度，完善城乡配电网及电力接入设施、农业生产配套供电设施，提升供电能力和智能化水平，建设强健有序、灵活可靠的配电网。
建立安全风险管控体系，保障核心用能需求，增强雨雪冰冻等极端状态下生存能力和应急恢复能力，提升正常和一般应急情况下重点地区、重要用户供能安全保障水平。
加强负荷中心电源支撑能力建设，在重点区域、重点部位、重要用户规划、布局一批“重点保障、局部坚韧、快速恢复”的坚强局部电网，提升极端状态下供应保障能力。
加强对水电站、枢纽变电站、重要输电通道的安全保护，加强油气长输管道保护，健全管道保护体系，督促管道企业履行管道保护主体责任。
加强电力系统网络安全建设，强化漏洞管理，提升网络安全自主可控水平。
推进煤矿智能化开采，实现智能化由采掘工作面向矿井全系统延伸，实现井下危险区域、高危岗位少人或无人作业。
持续推进应急体系建设，培训演练基地、抢险救援队伍和专家库，完善应急预案体系，编制紧急情况下应急处置方案。
坚持节约优先，提升用能效率，推动用能方式变革，培育能源新产业、新业态、新模式，推进生产生活用能清洁低碳化，促进全省绿色低碳转型。
加强商品煤质量管理，提高煤炭洗选比例，实现煤炭深度提质和分质分级；
提升煤炭消费集中度，减少散煤直接燃烧，扩大城市散煤禁燃区范围，逐步由城市建成区扩展到近郊；
推进燃煤电厂、城市大型集中供热锅炉、工业燃煤锅炉和窑炉等耗煤领域的设备改造及智能化建设，加快落后窑炉、锅炉淘汰步伐，提高窑炉、锅炉效率，推广应用超低排放技术，从源头减少煤炭消耗及污染物排放。
加快推进居民和公共服务设施使用天然气，基本实现县级及以上城市主城区居民管道燃气入户。
在能源负荷中心和对冷、热、电需求较大的地区，开展天然气分布式能源项目示范试点。
兼顾经济和环境效益，在冶金、建材、医药等重点工业领域，推进工业燃料天然气替代，提高天然气普及率。
着力提高电能占终端能源消费比重，助力能源消费绿色转型。
因地制宜，在生产生活各个领域稳步有序推进经济性好、节能降碳效益佳的电能替代。
促进风能、太阳能、生物质能等新能源分布式利用，在风电富余地区合理推广蓄热式电锅炉电采暖，促进风电就地消纳。
在工业领域实施以煤改电、油改电为主的技术改造，推进工业绿色发展，优先采用电锅炉、电窑炉、电热水（汽）炉等应用，减少燃煤（油）使用。
推广农业生产生活电能替代，加快推进农田机井通电，实现农村机井用电全覆盖，为农业电排灌提供保障。
对省内新建的大数据中心、大型公用建筑推广蓄冷式空调技术应用，拓展新的电能替代领域。
坚持“宜电则电、宜气则气、宜煤则煤、宜热则热”原则，因地制宜推进清洁供暖，提升城乡居民用能水平。
积极推进生物质供热利用，在中小城市有序推进生物质热电联产项目建设。
开展生物质能热利用试点，用生物质为企业、机关、学校、居民供应热能，打造低碳小区、低碳村屯、低碳小镇、“零碳”供热乡镇等试点示范项目。
加快推进地热能在供暖领域的应用，鼓励选择“取热不取水”技术开发利用中深层地热资源，因地制宜在全省工业园区、旅游景区、新建住宅区、政府性投资的公共建筑（办公楼、学校、医院）等场景开展中深层地热资源采暖示范。
大力发展电力清洁供暖，在长春、吉林、四平、白城和松原等电能替代试点示范基础上，进一步向其他市（州）推广电力清洁供暖模式，加快传统燃煤替代。
统筹油、气、电等多种能源供给，优化交通领域用能结构。
开展绿色能源综合服务站建设试点，推动加油、充电、加氢等服务一体化。
推动燃料乙醇在交通领域的应用，有序发展燃料乙醇产业，大力发展纤维素等非粮燃料乙醇。
积极推广使用液化天然气、压缩天然气等清洁能源汽车，优化天然气加注站等相关配套设施建设和布局。
探索氢能在交通运输领域的推广应用，推动氢能汽车的研发和制造。
加快充换电设施布局和建设，全面推动车桩协同发展，鼓励社会资本投建充电、换电场站，“十四五”期间基本建成布局合理、安全便捷、智能高效的充换电基础设施体系，着力完善行业标准，强化市场监管，形成统一开放、竞争有序的充换电服务市场，打造“绿能充换电”新业态，全面推进交通领域电能替代。
到2025年，力争全省建成充换电站500座，充电桩数量达到1万个以上，满足超过10万辆电动汽车充电需求。
合理控制能源消费总量和强度，把节能贯穿于经济社会发展全过程和各领域，促进能源系统整体优化，强化重点领域节能管理，持续提高能源利用效率。
完善节能评估制度，发挥市场机制作用，推进高效节能新工艺、新技术、新产品、新设备和新材料的应用，促进工业、建筑、交通等领域和公共机构能效提升。
调整用能结构和方式，培育发展5G、大数据中心等高端新兴产业，引导能源资源向高技术、高效率、高附加值领域转移。
加快能源与现代信息技术深度融合，加快能源全领域、全环节智慧化发展，推进能源梯级利用。
加强能源需求侧管理，实施能量系统优化、节能技术改造等工程，优化用能方式，抑制不合理能源消费。
立足于把我省区位优势、资源优势转化为产业优势、发展优势，以建链、补链、延链为手段，打造以新能源装备制造为代表的特色产业集群，推动我省新能源产业链高质量发展。
优化产业布局，加快产业集聚，培育一批骨干企业，不断提升新能源装备产业的竞争力。
聚焦重点领域，围绕新能源产业上中下游三个环节，重点建设风电、光伏、储能、氢能四个子产业链，建成涵盖技术研发、装备制造、资源开发、应用服务的新能源产业链。
进一步强化精准招商，锁定产业招商目标，把延伸产业链、打造产业集群作为招商引资的方向，结合我省实际，聚焦风力发电、太阳能发电、氢能制备、储能、动力电池等重点领域，引进行业头部企业落户我省，借助其人才、技术、资金优势，打造新能源装备制造产业集群。
依托现有或规划建设的产业园区，打造白城、松原两个“绿电”产业示范园区，实现源网荷储一体化发展，降低园区内企业用电成本，吸引用电大户企业落户园区，引进大数据中心、储能、动力电池等高载能产业，增加园区用电量，提升新能源消纳水平，形成发电、供电、用电相互促进的良性循环。
鼓励全产业链开发风光资源，吸引更多的新能源装备制造企业进驻园区。
充分发挥能源产业园区对经济发展的拉动效应，推进电力设施与交通、通信设施融合协同发展，提升油气重大管道、天然气储备调峰设施等规划建设水平，大力培育新技术、新业态、新模式，为促进经济发展提供新动能。
加快形成氢能生产、应用、储运、装备、研发完整产业链条，着力打造氢能“一区、两轴、四基地”发展格局。
依托西部可再生资源优势，中部场景、装备和区位优势，东部储能和贸易优势，打造国家级新能源与氢能产业融合示范区。
横向构建“白城－长春－延边”氢能走廊，纵向构建“哈尔滨－长春－大连”氢能走廊。
积极建设吉林西部国家级可再生能源制氢规模化供应基地、长春氢能装备研发制造应用基地、吉林中西部多元化绿色氢基化工示范基地和延边氢能贸易一体化示范基地。
力争到2025年，可再生能源制氢产能达到6-8万吨/年，氢能产业产值达到百亿级规模。
推进生物天然气项目建设，在我省燃气管网无法覆盖、当地天然气价格较高地区，布局一批生物天然气项目，用于输入当地燃气局域管网或汽车加气站，形成稳定生物天然气市场需求。
加快推进生物质成型燃料项目建设，以稻壳、花生壳、玉米秸秆、木耳菌袋为原料打造成型燃料加工生产基地，推进生物质颗粒加工技术工艺的研发试验与应用，逐步实现产业化。
充分利用优质地热能资源，合理推动地热资源开发利用，有序扩大伊舒断陷盆地、松辽盆地和东南部地区地热供暖利用比例。
研究探索核能在供热领域的应用，积极推进辽源市“燕龙”核供热堆项目落地。
实现能源发展方式从规模扩张型向质量效益型转变，推进能源生产与消费模式变革。
促进能源与现代信息技术深度融合，加快能源全领域、全环节智慧化发展，提高能源系统运行效率和智能水平。
构建以新能源为主体的新型电力系统，推动源网荷储协同互济。
持续开展热电机组储热改造和纯凝机组灵活性改造，提升传统电源调峰能力，加快推进煤电由主体型电源向调节型电源转变。
“十四五”期间通过火电机组灵活性改造新增系统调峰能力300万千瓦。
加快储能设施建设，引导新能源开发主体在电网侧联合开展集中式储能电站建设，储能规模不低于新增新能源装机容量的10%，储能时长不低于2小时。
提升用户需求侧响应能力，培育柔性电力负荷，建立健全基于价格激励的负荷侧响应机制，力争到2025年需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%以上。
开展跨省（区）间调峰互济，完善区域电网调峰互济协调联动机制，发挥大电网资源优化配置能力，提升新能源消纳能力。
到2025年，风光等新能源弃电率保持在10%以下。
建立健全县级以上地方政府燃气应急储备制度，加快推进3天储气能力建设。
推进中石油、中石化等气源企业储气能力建设，缓解气源压力。
加强需求侧调峰能力建设，推进不可中断大用户储气能力建设。
完善气价和市场化调峰机制，构建储气调峰辅助服务市场，用市场化手段挖掘系统调峰能力。
结合需求侧负荷特性、电源结构和调节能力，客观评估并发挥系统调节能力，因地制宜确定电源合理规模与配比，加快推进“源网荷储一体化”建设，实现源网荷储的深度协同，开展低碳转型示范。
在白城、松原等工业负荷规模大、新能源资源条件好的地区优先开展“源网荷储一体化”试点工程，支持分布式电源开发建设和就近并网，优化配套储能规模，充分发挥配套储能调峰调频作用，最小化风光储综合发电成本，提升综合竞争力。
加快推进“多能互补”建设，充分发挥我省西部新能源基地开发、东部抽水蓄能建设、全省煤电灵活性改造、电池储能示范推广的组合优势，提高电力输出功率的稳定性，提升电力系统消纳新能源的能力和综合效益。
依托全省新基建“761”工程建设，促进能源与现代信息技术深度融合，加快能源基础设施数字化、智能化建设。
着力推进5G技术、大数据中心、人工智能和工业互联网在能源领域的推广应用，推动电网、燃气网、热力网和其他能源网络的柔性互联和联合调控，加快建设多源集成互补、源网荷储友好互动的能源互联网，保障能源智慧高效安全供给。
深化电力、油气体制改革，完善能源市场体系，充分发挥市场配置资源的决定性作用。
深入实施创新发展战略，增强能源科技自主创新能力，积极引进先进技术，推进能源科技示范应用。
加快电力市场建设，推动吉林电力交易中心独立规范运行；
加快电力交易平台技术升级，丰富交易品种，制定电力现货建设方案和交易规则，健全电力中长期交易市场、辅助服务市场，推动现货市场建设。
加强售电侧市场规范引导，有序向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场竞争主体，完善落实增量配电业务改革配套政策，推进大安市冠麒、辽源矿业、珲春矿区等增量配电业务改革试点项目实施，为用户提供更多的用电选择权，提升售电服务质量。
完善储能设施参与电力辅助服务的市场机制，充分发挥储能对新能源的消纳作用。
推动油气勘探开发管理体制改革，推进油气对外开放，推动形成上游油气资源多主体多渠道供应的市场格局，促进油气勘探开发市场有序竞争。
加强市场监管力度，健全监管机制，加大油气基础设施公平开放监管力度，积极引导和推进省级管网以市场化方式融入国家管网，实现管网互联互通和公平开放，减少供气层级，降低企业用气成本。
完善油气管网运营调度机制，实行统一调度、分级管理，强化管网设施公平开放监管，提高管网设施利用效率。
推动下游城镇燃气输配管网逐步实现配售分离，加强城镇燃气配送环节价格监管。
加强创新引导，建立能源企业、高校、研究机构、应用企业“四位一体”的产学研用机制，以科技创新引领产品创新、产业创新、商业模式创新。
重点支持技术研发创新平台建设，加强能源领域创新人才引进培养，完善人才激励机制。
抓住能源绿色、低碳、智能发展的战略方向，加强以新能源为主体的新型电力系统、氢能制储运用、高性能燃料电池、页岩油气开发利用、生物质能地热能核能利用、“互联网+”智慧能源、大容量储能、高效太阳能发电和大容量风电等新能源发电、智能化采煤和煤炭清洁高效利用、高效自动化油气勘探开采等先进技术装备的研发、引进和应用，推动技术成果转化，以技术进步带动产业转型升级。
实施产业集群创新利用发展战略，推进新型能源装备和技术的示范应用，加快先进技术产业化进程。
加快高效氢气制备、纯化、储运和加氢站产业示范和氢能市场培育，探索氢能商业化路径。
立足于油页岩资源大省的基础，开展油页岩地下原位转化规模试验性关键技术攻关，加快产业化进程。
依托国家油页岩开采研发中心，建立国家级油页岩原位开发及试验的先导示范区，实施产业示范项目带动战略，培育壮大龙头企业，带动全省油页岩产业发展壮大。
充分发挥我省“东北亚经济中心”地域优势，结合国家“一带一路”倡议，融入“国内国际双循环”，积极参与省外、域外能源开发，引进域外企业共同开发能源资源，扩大能源合作领域，提高清洁能源外送规模，助力全国能源结构优化。
加强域外煤炭资源合作，推进蒙东地区煤炭基地开发，支持包尔呼顺、达来胡硕等煤矿建设，力争新增煤炭生产能力900万吨/年。
积极引进俄罗斯和黑龙江省石油资源，形成省内、国内、域外多重石油保障体系。
充分利用中俄东线工程引进国外天然气资源，推进与周边国家和地区之间油气管道建设。
通过引进海外天然气资源，建立多气源供应体系，推动形成“多渠道供应、全网络覆盖、全领域利用”的天然气产业格局。
充分利用扎鲁特－青州特高压通道输电能力，进一步提高配套新能源外送规模；
加快推动“吉电南送”特高压外送通道及配套电源建设，提升新能源输送比例，满足我省建设国家级清洁能源生产基地电力外送需求，扩大清洁能源消纳范围。
坚持“绿水青山就是金山银山”理念，推动绿色低碳发展，合理控制能源消费、优化能源结构、提高能源效率，开展污染治理和生态环境修复，减少能源发展对生态环境的影响，实现能源高质量发展与生态环境高水平保护协调发展。
我省能源项目建设对生态环境的影响主要包括：土地的占用和扰动使原有地表植被和土地功能发生变化；
煤矿开采、燃煤发电、燃煤供热等产业对大气环境的污染，包括挥发性有机物、二氧化硫、氮氧化物、烟尘、硫化氢等；
煤炭开发的煤矸石、煤矿瓦斯和矿井水排放，油气开采对地下水的污染；
严格执行环境保护相关法规和建设项目环境影响评价制度，严格落实相关环境治理措施，开展污染治理和生态环境修复，预防和减轻能源开发使用对环境的影响。
煤炭行业，重点解决地下水渗透、地表塌陷和积存尾矿等问题，做好土地复垦、塌陷地整治利用和水土保持工作。
油气行业，推进技术改造，采用清洁生产工艺，促进废水循环利用。
优化油气管网布局，推进管道共建、廊道共享和委托代输，减少土地占用和建筑物拆迁，及时组织复垦，保护地形地貌。
电力行业方面，严格新建机组环保准入和环保设施运行监督，完成在役机组超低排放改造，积极开展碳捕捉示范，加快推进碳排放权市场化交易试点。
建设风电、太阳能发电等新能源项目，可充分利用地区优势，有利于促进地区经济发展，且在能源生产过程中不排放污染物和温室气体，可显著减少各类化石能源消耗，降低煤炭开采的生态破坏和燃煤发电的水资源消耗。
生物质发电项目的建设有助于减少秸秆直接焚烧产生的大气污染以及畜禽粪便对河流、水源和地下水的污染，有益于提高全省环境质量、改善居民生活条件，做到环境保护与社会发展相统一，人与自然和谐发展。
本规划实施后的环境效益主要包括：2025年可再生能源开发利用量相当于2500万吨标准煤，与开发传统化石能源相比，每年可节水约2000万吨，每年可减少烟尘排放量约3250吨、二氧化硫排放量约1.6万吨、氮氧化物排放量约1.7万吨、二氧化碳排放量约6600万吨。
充分发挥各级党组织在规划实施中的统领作用，全面贯彻落实国家能源局、省委和省政府决策部署，明确职责分工，细化工作责任，强化督导落实，加强工作统筹，深化部门、地区之间协同联动，及时协调解决重大问题，确保各项任务措施落细落实。
完善权责对等、分级负责、监督评估的能源规划实施机制。
按照“五化”工作法，建立工作总台账，制定任务清单、责任清单、措施清单和完成时限清单；
建立责任机制、会商机制、对接机制、调度机制等确保各项工作任务落细、落实、落到位。
完善以能源规划为统领，电力、煤炭、石油天然气、新能源和可再生能源等专项规划为支撑的能源规划体系。
加强能源规划与国土、环境保护、城乡建设、交通运输等发展规划的有效衔接，加强重大能源项目要素保障。
充分发挥能源规划对能源发展的引导作用，完善相应约束机制，重大能源项目前期工作、项目核准工作应以能源规划为重要依据。
建立能源规划动态评估机制，开展规划实施情况动态监测和中期评估。
加强能源项目库建设，实现重大项目滚动实施、有效接续。
积极推动能源体制改革，完善现代能源市场体系，实行统一的市场准入制度，鼓励和引导各类市场主体依法平等进入能源领域，推进能源投资主体多元化，创造良好的能源产业发展环境。
积极引导创业资本进入能源领域，作为能源企业融资的有效途径。
落实国家相关财政、税收等政策，发挥各级政府投资引导作用，吸引社会资本加大投入，推动能源安全保障、能源转型等重点任务实施。
加强相关政策的统筹协调，形成推动能源规划实施的合力。
深化“放管服”改革，加强和规范事中事后监管，健全依法依规、全面覆盖、透明高效、执纪严格的现代能源监管体系，保障能源规划有效实施。
加强规划实施监管，建立规划实施常态化监测机制，及时发现和解决规划实施中出现的问题，及时向社会公开规划制定和调整情况。
加强能源安全监管，健全各类能源供应协调、基础设施保护、双重预防等机制，完善监控防护和应急体系，提升系统运行风险应对能力，确保能源供应安全。
加强能源市场监管，落实电力、油气等重点领域市场准入、价格成本、接入服务等方面监管规定，维护公平、开放、公正的市场秩序。
加强能源服务监管，健全供电、供暖、供气服务监管机制，提高城乡居民用能质量。
加强监管平台建设，运用“互联网+”、大数据、云计算等现代技术手段，实现横向互联、纵向互通的全过程协同监管，提高能源监管效率。