关于在固定资产投资项目节能审查中开展碳排放评价的通知
为深入贯彻党中央、国务院碳达峰碳中和战略部署，建立能耗双控向碳排放双控全面转型新机制，落实《2024—2025年节能降碳行动方案》（国发〔2024〕12号）、《固定资产投资项目节能审查办法》（国家发展和改革委员会2023年第2号令）和《四川省固定资产投资项目节能审查实施办法》（川发改环资规〔2023〕380号）等相关要求，加强固定资产投资项目能源消费和碳排放管理，现将在固定资产投资项目节能审查中开展碳排放评价工作有关事项通知如下。
各省、自治区、直辖市人民政府，国务院各部委、各直属机构：
现将《2024—2025年节能降碳行动方案》印发给你们，请认真贯彻执行。
化石燃料燃烧及工业生产过程产生的年新增二氧化碳排放量10万吨及以上的新建、改建、扩建及技术改造固定资产投资项目（以下简称“项目”），须在项目节能审查中开展碳排放评价，综合评价项目用能和碳排放情况。
节能降碳是积极稳妥推进碳达峰碳中和、全面推进美丽中国建设、促进经济社会发展全面绿色转型的重要举措。
项目建设单位应当在项目节能报告中设置碳排放评价专章，专章包括但不限于以下内容：项目概况、碳排放核算标准、碳排放核算边界、工艺流程及排放源分析，碳排放总量、单位产品碳排放、单位产值碳排放核算等，并提出降碳措施，分析项目碳排放情况对所在地完成降碳目标任务的影响等。
为加大节能降碳工作推进力度，采取务实管用措施，尽最大努力完成“十四五”节能降碳约束性指标，制定本方案。
项目碳排放量的核算范围主要包括化石燃料燃烧、工业生产过程、净购入电力及热力导致的二氧化碳排放。
以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的二十大精神，全面贯彻习近平经济思想、习近平生态文明思想，坚持稳中求进工作总基调，完整、准确、全面贯彻新发展理念，一以贯之坚持节约优先方针，完善能源消耗总量和强度调控，重点控制化石能源消费，强化碳排放强度管理，分领域分行业实施节能降碳专项行动，更高水平更高质量做好节能降碳工作，更好发挥节能降碳的经济效益、社会效益和生态效益，为实现碳达峰碳中和目标奠定坚实基础。
2024年，单位国内生产总值能源消耗和二氧化碳排放分别降低2.5%左右、3.9%左右，规模以上工业单位增加值能源消耗降低3.5%左右，非化石能源消费占比达到18.9%左右，重点领域和行业节能降碳改造形成节能量约5000万吨标准煤、减排二氧化碳约1.3亿吨。
节能评审机构对项目进行节能审查时，应一并就项目的碳排放专章进行论证，对项目的碳排放情况进行对标分析，对碳减排措施科学性、合理性、可行性提出完善建议，在节能评审意见中单独列出相关碳减排措施的意见建议，指导其落实好节能降碳措施。
2025年，非化石能源消费占比达到20%左右，重点领域和行业节能降碳改造形成节能量约5000万吨标准煤、减排二氧化碳约1.3亿吨，尽最大努力完成“十四五”节能降碳约束性指标。
节能审查机关出具的项目节能报告审查意见中，应明确项目碳排放总量、强度数据和排放水平，对降碳措施提出明确要求。
节能审查验收时，应一并对降碳措施落实情况等进行验收。
建设内容、建设规模、碳排放水平发生重大变动的，或年实际碳排放量超过节能审查批复水平10%及以上的，建设单位应重新申请开展节能审查。
加强煤炭清洁高效利用，推动煤电低碳化改造和建设，推进煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”。
项目实施可再生能源消费承诺制，鼓励建设单位通过建设自发自用分布式光伏，以及采购绿色电力、可再生能源绿色电力证书（以下简称绿电、绿证）等方式，提高可再生能源消费比例。
严格实施大气污染防治重点区域煤炭消费总量控制，重点削减非电力用煤，持续推进燃煤锅炉关停整合、工业窑炉清洁能源替代和散煤治理。
新上项目建设单位应在节能报告中明确可再生能源消费的种类、数量、比例及供给保障情况。
对大气污染防治重点区域新建和改扩建用煤项目依法实行煤炭等量或减量替代。
项目单位拟采购绿电、绿证的，节能审查时相应电量在项目碳排放评价中核算碳排放总量和强度时纳入，在对地方节能降碳目标评价考核、项目节能监察中核算碳排放总量和强度时不纳入，并强化在后期碳排放预算管理中的应用。
到2025年底，大气污染防治重点区域平原地区散煤基本清零，基本淘汰35蒸吨/小时及以下燃煤锅炉及各类燃煤设施。
年二氧化碳排放量50万吨及以上的新上项目，原则上须同步建设碳排放在线连续自动监测系统（CEMS），配备碳排放计量器具，加强碳排放监测、分析与管理。
各市（州）及各级节能监察机关在对节能审查实施情况进行监督检查时，探索一并抽查项目降碳措施、可再生能源消费落实情况，检查抽查结果作为节能降碳目标责任评价考核的重要内容。
合理调控石油消费，推广先进生物液体燃料、可持续航空燃料。
加快页岩油（气）、煤层气、致密油（气）等非常规油气资源规模化开发。
各地方要深刻认识开展项目碳排放评价对推动能耗双控向碳排放双控转变、助力实现碳达峰目标的重大意义，节能主管部门要会同行业主管部门加大节能降碳宣传引导，督促指导项目建设单位开展碳排放评价，落实好各项节能降碳措施。
有序引导天然气消费，优先保障居民生活和北方地区清洁取暖。
项目建设单位应建立完善碳排放管理制度，设立用能和碳排放管理岗位，在项目建设和运营过程中严格落实节能审查意见和节能报告中的各项节能降碳措施。
除石化企业现有自备机组外，不得采用高硫石油焦作为燃料。
省发展改革委将协同有关部门（单位），根据国家统一工作部署，结合四川实际，不断健全完善碳排放统计核算体系、标准计量体系等，持续优化项目碳排放评价内容和方式。
加快建设以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电光伏基地。
合理有序开发海上风电，促进海洋能规模化开发利用，推动分布式新能源开发利用。
有序建设大型水电基地，积极安全有序发展核电，因地制宜发展生物质能，统筹推进氢能发展。
到2025年底，全国非化石能源发电量占比达到39%左右。
明确编制依据，包括国家及四川省法律法规及规章等规范性文件，有关标准及指南等。
加快建设大型风电光伏基地外送通道，提升跨省跨区输电能力。
收集相关基础资料，分析拟建项目碳排放与国家、省、市相关法律法规及规章等规范性文件，碳达峰方案、产业政策、“两高”项目管理政策等要求的符合性。
大力发展微电网、虚拟电厂、车网互动等新技术新模式。
到2025年底，全国抽水蓄能、新型储能装机分别超过6200万千瓦、4000万千瓦；
碳排放测算边界应以企业法人或视同法人的独立核算单位为边界，测算与固定资产投资项目生产经营活动相关的生产系统产生的二氧化碳排放。
各地区需求响应能力一般应达到最大用电负荷的3%—5%，年度最大用电负荷峰谷差率超过40%的地区需求响应能力应达到最大用电负荷的5%以上。
生产系统包括主要生产系统、辅助生产系统和直接为生产服务的附属生产系统，其中主要生产系统包括主要生产工序的所有生产设施及配套的环保设施；
辅助生产系统包括为生产运营服务的动力、供电、供水、化验、机修、库房、运输等；
科学合理确定新能源发展规模，在保证经济性前提下，资源条件较好地区的新能源利用率可降低至90%。
附属系统主要包括生产指挥系统（厂部）和厂区内为生产服务的部门和单位等。
“十四五”前三年节能降碳指标进度滞后地区要实行新上项目非化石能源消费承诺，“十四五”后两年新上高耗能项目的非化石能源消费比例不得低于20%，鼓励地方结合实际提高比例要求。
在此基础上，明确项目的碳排放源，核算边界应包括化石燃料燃烧排放量、工业生产过程排放量、净购入电力及热力产生的排放量等。
加强可再生能源绿色电力证书（以下简称绿证）交易与节能降碳政策衔接，2024年底实现绿证核发全覆盖。
明确测算项目碳排放的标准，依次按照化石燃料燃烧、工业生产过程、项目购入的电力、热力产生的二氧化碳排放顺序，测算项目二氧化碳排放。
严格落实钢铁产能置换，严禁以机械加工、铸造、铁合金等名义新增钢铁产能，严防“地条钢”产能死灰复燃。
测算过程中，明确活动水平、排放因子等计算方法、取值来源和依据。
计算方法参照相应行业国家标准《温室气体排放核算与报告要求》和《工业企业温室气体排放核算和报告通则》（GB/T32150，以最新版为准），列出详细的测算过程，并将测算结果参照样表进行汇总。
“十四五”前三年节能降碳指标完成进度滞后的地区，“十四五”后两年原则上不得新增钢铁产能。
其中，排放因子的计算方法、取值来源和依据需详细说明。
新建和改扩建钢铁冶炼项目须达到能效标杆水平和环保绩效A级水平。
电力排放因子参照生态环境部发布的最新四川省级电力平均二氧化碳排放因子取值。
大力发展高性能特种钢等高端钢铁产品，严控低附加值基础原材料产品出口。
推行钢铁、焦化、烧结一体化布局，大幅减少独立焦化、烧结和热轧企业及工序。
到2025年底，电炉钢产量占粗钢总产量比例力争提升至15%，废钢利用量达到3亿吨。
推进高炉炉顶煤气、焦炉煤气余热、低品位余热综合利用，推广铁水一罐到底、铸坯热装热送等工序衔接技术。
到2025年底，钢铁行业能效标杆水平以上产能占比达到30%，能效基准水平以下产能完成技术改造或淘汰退出，全国80%以上钢铁产能完成超低排放改造；
对改扩建项目的碳排放量的核算，应按现有工程、改扩建项目实施后两种情形分别核算碳排放总量及碳排放强度，对比分析碳排放总量及单位产品碳排放、单位产值碳排放的变化量。
与2023年相比，吨钢综合能耗降低2%左右，余热余压余能自发电率提高3个百分点以上。
2024—2025年，钢铁行业节能降碳改造形成节能量约2000万吨标准煤、减排二氧化碳约5300万吨。
在测算项目碳排放量的基础上，测算单位产品碳排放、单位产值碳排放等碳排放强度。
对项目的碳排放水平进行评价，应明确评价的依据和来源，有国家公开发布的碳排放水平标准，则优先参照标准进行分析评价；
无相关标准的，参照国内外既有行业标准进行分析评价；
仍无法获取相关标准时，与同类项目进行对比进行分析评价。
严控炼油、电石、磷铵、黄磷等行业新增产能，禁止新建用汞的聚氯乙烯、氯乙烯产能，严格控制新增延迟焦化生产规模。
原则上，两高项目单位产品碳排放强度应力争达到行业先进水平，其他项目单位产品碳排放强度应优于行业平均水平，技术改造项目单位产品碳排放强度应该优于改造前。
新建和改扩建石化化工项目须达到能效标杆水平和环保绩效A级水平，用于置换的产能须按要求及时关停并拆除主要生产设施。
到2025年底，全国原油一次加工能力控制在10亿吨以内。
说明二氧化碳源头防控、过程控制、末端治理、回收利用等减排措施状况。
明确建设项目拟采取的节能降碳措施，从能源结构优化（含可再生能源利用），设备选型及工艺技术优化，碳捕集、利用和封存（CCUS）等，分析论证拟采取措施的技术可行性、经济合理性、降低碳排放效果，其有效性判定应以同类或相同措施的实际运行效果为依据，没有实际运行经验的，可提供工程化实验数据。
实施能量系统优化，加强高压低压蒸汽、驰放气、余热余压等回收利用，推广大型高效压缩机、先进气化炉等节能设备。
采用碳捕集和利用的，还应明确所捕集二氧化碳的利用去向。
到2025年底，炼油、乙烯、合成氨、电石行业能效标杆水平以上产能占比超过30%，能效基准水平以下产能完成技术改造或淘汰退出。
2024—2025年，石化化工行业节能降碳改造形成节能量约4000万吨标准煤、减排二氧化碳约1.1亿吨。
从项目建设单位碳排放管理制度、碳排放报告编制、信息公开管理、碳减排管理措施等方面，对项目的碳排放管理措施进行评价。
鼓励建设项目在规划阶段充分考虑碳足迹有关要求，积极降低各环节碳排放，推动构建绿色供应链。
鼓励有条件的建设项目制定监测计划，对化石燃料低位发热量、含碳量、碳氧化率等指标开展实测。
大力推进可再生能源替代，鼓励可再生能源制氢技术研发应用，支持建设绿氢炼化工程，逐步降低行业煤制氢用量。
鼓励有条件的建设项目安装二氧化碳连续在线监测设施，并定期开展维护、检定和校准。
有序推进蒸汽驱动改电力驱动，鼓励大型石化化工园区探索利用核能供汽供热。
测算项目碳排放量、单位产值碳排放后，定量测算分析项目碳排放情况对所在地完成碳排放控制目标的影响。
严格落实电解铝产能置换，从严控制铜、氧化铝等冶炼新增产能，合理布局硅、锂、镁等行业新增产能。
一般应包括项目是否符合碳排放相关政策、标准、规范等要求，项目的碳排放情况，项目碳排放水平、降碳措施可行性及降碳效果、碳排放管理措施、项目碳排放对所在地完成碳排放控制目标的影响等。
到2025年底，再生金属供应占比达到24%以上，铝水直接合金化比例提高到90%以上。
zcjdu《关于在固定资产投资项目节能审查中开展碳排放评价的通知》政策解读
新建和改扩建电解铝项目须达到能效标杆水平和环保绩效A级水平，新建和改扩建氧化铝项目能效须达到强制性能耗限额标准先进值。
新建多晶硅、锂电池正负极项目能效须达到行业先进水平。
推广高效稳定铝电解、铜锍连续吹炼、竖式还原炼镁、大型矿热炉制硅等先进技术，加快有色金属行业节能降碳改造。
到2025年底，电解铝行业能效标杆水平以上产能占比达到30%，可再生能源使用比例达到25%以上；
铜、铅、锌冶炼能效标杆水平以上产能占比达到50%；
有色金属行业能效基准水平以下产能完成技术改造或淘汰退出。
2024—2025年，有色金属行业节能降碳改造形成节能量约500万吨标准煤、减排二氧化碳约1300万吨。
加强建材行业产量监测预警，推动水泥错峰生产常态化。
到2025年底，全国水泥熟料产能控制在18亿吨左右。
新建和改扩建水泥、陶瓷、平板玻璃项目须达到能效标杆水平和环保绩效A级水平。
大力发展绿色建材，推动基础原材料制品化、墙体保温材料轻型化和装饰装修材料装配化。
到2025年底，水泥、陶瓷行业能效标杆水平以上产能占比达到30%，平板玻璃行业能效标杆水平以上产能占比达到20%，建材行业能效基准水平以下产能完成技术改造或淘汰退出。
加快水泥原料替代，提升工业固体废弃物资源化利用水平。
推广浮法玻璃一窑多线、陶瓷干法制粉、低阻旋风预热器、高效篦冷机等节能工艺和设备。
到2025年底，大气污染防治重点区域50%左右水泥熟料产能完成超低排放改造。
2024—2025年，建材行业节能降碳改造形成节能量约1000万吨标准煤、减排二氧化碳约2600万吨。
严格执行建筑节能降碳强制性标准，强化绿色设计和施工管理，研发推广新型建材及先进技术。
大力发展装配式建筑，积极推动智能建造，加快建筑光伏一体化建设。
因地制宜推进北方地区清洁取暖，推动余热供暖规模化发展。
到2025年底，城镇新建建筑全面执行绿色建筑标准，新建公共机构建筑、新建厂房屋顶光伏覆盖率力争达到50%，城镇建筑可再生能源替代率达到8%，新建超低能耗建筑、近零能耗建筑面积较2023年增长2000万平方米以上。
落实大规模设备更新有关政策，结合城市更新行动、老旧小区改造等工作，推进热泵机组、散热器、冷水机组、外窗（幕墙）、外墙（屋顶）保温、照明设备、电梯、老旧供热管网等更新升级，加快建筑节能改造。
加快供热计量改造和按热量收费，各地区要结合实际明确量化目标和改造时限。
到2025年底，完成既有建筑节能改造面积较2023年增长2亿平方米以上，城市供热管网热损失较2020年降低2个百分点左右，改造后的居住建筑、公共建筑节能率分别提高30%、20%。
建立公共建筑运行调适制度，严格公共建筑室内温度控制。
在大型公共建筑中探索推广用电设备智能群控技术，合理调配用电负荷。
提升车站、铁路、机场等用能电气化水平，推动非道路移动机械新能源化，加快国内运输船舶和港口岸电设施匹配改造。
因地制宜发展城市轨道交通、快速公交系统，加快推进公交专用道连续成网。
加快淘汰老旧机动车，提高营运车辆能耗限值准入标准。
推动公共领域车辆电动化，有序推广新能源中重型货车，发展零排放货运车队。
推进老旧运输船舶报废更新，推动开展沿海内河船舶电气化改造工程试点。
到2025年底，交通运输领域二氧化碳排放强度较2020年降低5%。
推进港口集疏运铁路、物流园区及大型工矿企业铁路专用线建设，推动大宗货物及集装箱中长距离运输“公转铁”、“公转水”。
到2025年底，铁路和水路货运量分别较2020年增长10%、12%，铁路单位换算周转量综合能耗较2020年降低4.5%。
严格实施对公共机构的节能目标责任评价考核，探索能耗定额预算制度。
各级机关事务管理部门每年要将机关节能目标责任评价考核结果报告同级人民政府。
到2025年底，公共机构单位建筑面积能耗、单位建筑面积碳排放、人均综合能耗分别较2020年降低5%、7%、6%。
到2025年底，公共机构煤炭消费占比降至13%以下，中央和国家机关新增锅炉、变配电、电梯、供热、制冷等重点用能设备能效先进水平占比达到80%。
动态更新重点用能产品设备能效先进水平、节能水平和准入水平，推动重点用能设备更新升级，加快数据中心节能降碳改造。
与2021年相比，2025年工业锅炉、电站锅炉平均运行热效率分别提高5个百分点以上、0.5个百分点以上，在运高效节能电机、高效节能变压器占比分别提高5个百分点以上、10个百分点以上，在运工商业制冷设备、家用制冷设备、通用照明设备中的高效节能产品占比分别达到40%、60%、50%。
加快废旧物资循环利用体系建设，加强废旧产品设备回收处置供需对接。
加强工业装备、信息通信、风电光伏、动力电池等回收利用。
建立重要资源消耗、回收利用、处理处置、再生原料消费等基础数据库。
落实原料用能和非化石能源不纳入能源消耗总量和强度调控等政策，细化分解各地区和重点领域、重点行业节能降碳目标任务。
严格实施节能目标责任评价考核，统筹考核节能改造量和非化石能源消费量。
加强节能降碳形势分析，实施能耗强度降低提醒预警，强化碳排放强度降低进展评估。
在中央企业负责人经营业绩考核中强化节能降碳目标考核。
加强节能审查源头把关，切实发挥能耗、排放、技术等标准牵引作用，坚决遏制高耗能、高排放、低水平项目盲目上马。
建立重大项目节能审查权限动态调整机制，研究按机制上收个别重点行业特大型项目节能审查权限，加强节能审查事中事后监管。
将碳排放评价有关要求纳入固定资产投资项目节能审查，对项目用能和碳排放情况开展综合评价。
严格落实建设项目环境影响评价制度，开展重点行业建设项目温室气体排放环境影响评价。
建立重点用能单位节能管理档案，强化能源利用状况报告报送审查，完善能耗在线监测系统建设运行。
开展重点领域能效诊断，建立健全节能降碳改造和用能设备更新项目储备清单。
实行重点用能单位化石能源消费预算管理，超出预算部分通过购买绿电绿证进行抵消。
加快健全省、市、县三级节能监察体系，统筹运用综合行政执法、市场监管执法、特种设备监察、信用管理等手段，加强节能法律法规政策标准执行情况监督检查。
到2024年底，各地区完成60%以上重点用能单位节能监察；
建立与节能降碳目标管理相适应的能耗和碳排放统计快报制度，提高数据准确性和时效性。
夯实化石能源、非化石能源、原料用能等统计核算基础。
积极开展以电力、碳市场数据为基础的能源消费和碳排放监测分析。
推动修订节约能源法，适时完善固定资产投资项目节能审查办法、重点用能单位节能管理办法、节能监察办法等制度，强化激励约束，实施能源消费全链条管理。
结合推动大规模设备更新和消费品以旧换新，对标国内国际先进水平，加快强制性节能标准制修订，扩大标准覆盖范围。
按照相关行业和产品设备能效前5%、前20%、前80%水平，设置节能标准1级、2级、3级（或5级）指标。
落实煤电容量电价，深化新能源上网电价市场化改革，研究完善储能价格机制。
强化价格政策与产业政策、环保政策的协同，综合考虑能耗、环保绩效水平，完善高耗能行业阶梯电价制度。
发挥政府投资带动放大效应，积极支持节能降碳改造和用能设备更新，推动扩大有效投资。
鼓励各地区通过现有资金渠道，支持节能降碳改造、用能设备更新、能源和碳排放统计核算能力提升。
发挥绿色金融作用，引导金融机构按照市场化法治化原则为节能降碳项目提供资金支持。
充分发挥国家重大科技专项作用，集中攻关一批节能降碳关键共性技术。
修订发布绿色技术推广目录，倡导最佳节能技术和最佳节能实践。
积极培育重点用能产品设备、重点行业企业和公共机构能效“领跑者”。
积极推广节能咨询、诊断、设计、融资、改造、托管等“一站式”综合服务模式。
推进用能权有偿使用和交易，支持有条件的地区开展用能权跨省交易。
稳妥扩大全国碳排放权交易市场覆盖范围，逐步推行免费和有偿相结合的碳排放配额分配方式。
对纳入全国碳排放权交易市场的重点排放单位实施碳排放配额管理。
有序建设温室气体自愿减排交易市场，夯实数据质量监管机制。
加快建设绿证交易市场，做好与碳市场衔接，扩大绿电消费规模。
结合全国生态日、全国节能宣传周、全国低碳日等活动，加大节能降碳宣传力度，倡导简约适度、绿色低碳的生活方式，增强全民节能降碳意识和能力。
充分发挥媒体作用，完善公众参与制度，加大对能源浪费行为的曝光力度，营造人人、事事、时时参与节能降碳的新风尚。
各地区、各部门要在党中央集中统一领导下，锚定目标任务，加大攻坚力度，狠抓工作落实，坚持先立后破，稳妥把握工作节奏，在持续推动能效提升、排放降低的同时，着力保障高质量发展用能需求，尽最大努力完成“十四五”节能降碳约束性指标。
国家发展改革委要加强统筹协调，做好工作调度，强化节能目标责任评价考核。
生态环境部要加强“十四五”碳排放强度降低目标管理。
各有关部门要按照职责分工细化举措，压实责任，推动各项任务落实落细。
地方各级人民政府对本行政区域节能降碳工作负总责，主要负责同志是第一责任人，要细化落实方案，强化部署推进。