各设区市人民政府、平潭综合实验区管委会，省人民政府有关部门、有关直属机构，有关能源企业：
为贯彻落实《中共中央、国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》《2030年前碳达峰行动方案》，根据《国家发展改革委、国家能源局关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》要求，加快推进能源绿色低碳转型，全面推进高质量发展，现就完善能源绿色低碳转型的体制机制和政策措施提出如下意见。
各省、自治区、直辖市人民政府，新疆生产建设兵团，国务院有关部门，有关中央企业，有关行业协会：
能源生产和消费相关活动是最主要的二氧化碳排放源，大力推动能源领域碳减排是做好碳达峰碳中和工作，以及加快构建现代能源体系的重要举措。
党的十八大以来，各地区、各有关部门围绕能源绿色低碳发展制定了一系列政策措施，推动太阳能、风能、水能、生物质能、地热能等清洁能源开发利用取得了明显成效，但现有的体制机制、政策体系、治理方式等仍然面临一些困难和挑战，难以适应新形势下推进能源绿色低碳转型的需要。
为深入贯彻落实《中共中央、国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》和《2030年前碳达峰行动方案》有关要求，经国务院同意，现就完善能源绿色低碳转型的体制机制和政策措施提出以下意见。
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以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻落实党的二十大精神，深入贯彻习近平生态文明思想，坚持稳中求进、循序渐进、持续推进，立足新发展阶段，完整、准确、全面贯彻新发展理念，积极服务并融入新发展格局，落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，坚持系统观念，立足省情实际，统筹发展与安全、稳增长和调结构，引导产业结构和能源消费结构调整，优化能源绿色低碳转型路径，构建智慧高效能源系统，深化能源领域体制机制改革创新，为全方位推进高质量发展、科学有序推动如期实现碳达峰碳中和目标提供有力保障。
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，深入贯彻习近平生态文明思想，坚持稳中求进工作总基调，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，深入推动能源消费革命、供给革命、技术革命、体制革命，全方位加强国际合作，从国情实际出发，统筹发展与安全、稳增长和调结构，深化能源领域体制机制改革创新，加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系，促进能源高质量发展和经济社会发展全面绿色转型，为科学有序推动如期实现碳达峰、碳中和目标和建设现代化经济体系提供保障。
“十四五”时期，基本建立推进能源绿色低碳发展的制度框架，能源绿色低碳循环发展的体系初步形成，重点行业能源利用效率大幅提升，能源绿色低碳发展政策、标准、市场和监管综合体系初步形成。
到2030年，基本建立完整的能源绿色低碳发展基本制度和政策体系，形成非化石能源既基本满足能源需求增量又规模化替代化石能源存量、能源安全有效供应和节能高效利用并重的能源生产消费格局。
加强顶层设计，发挥制度优势，处理好发展和减排、整体和局部、短期和中长期的关系，处理好转型各阶段不同能源品种之间的互补、协调、替代关系，推动煤炭和新能源优化组合，统筹推进全国及各地区能源绿色低碳转型。
推动各类社会组织采信认证结果，继续推进绿色电力交易试点，为电力用户出具绿色电力消费证明，促进绿色电力消费。
在保障能源安全的前提下有序推进能源绿色低碳转型，先立后破，坚持全国“一盘棋”，加强转型中的风险识别和管控。
鼓励各级机关、事业单位等结合实际，通过能源托管服务等在优先使用绿色能源和采购绿色产品及服务等方面作出表率，引导企业自觉实施绿色能源采购制度。
在加快形成清洁低碳能源可靠供应能力基础上，逐步对化石能源进行安全可靠替代。
推广电能替代，加强对电能替代的技术指导，鼓励电能替代用户配置储能装置，引导社会力量积极参与电能替代技术、业态和运营等创新。
结合实际，采用先进能效和绿色能源消费标准，加快相关行业改造升级步伐，提升行业能效水平。
完善能源领域创新体系和激励机制，提升关键核心技术创新能力。
大力宣传节能及绿色消费理念，倡导节约用能，深入开展绿色生活创建行动，鼓励有条件的地区开展高水平绿色能源消费示范建设。
贯彻节约优先方针，着力降低单位产出资源消耗和碳排放，增强能源系统运行和资源配置效率，提高经济社会综合效益。
（二）持续推动落实能耗“双控”和非化石能源目标制度。
实施全面节约战略，把节约能源资源放在首位，强化能耗强度降低约束性指标管理，单位地区生产总值能耗完成国家下达指标，有效增强能源消费总量管理弹性，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，推动能源消耗总量和强度调控逐步转向碳排放总量和强度“双控”。
做好可再生能源消纳保障工作，建立完善与可再生能源规模化发展相适应的政策体系，建立健全可再生能源电力消纳保障机制。
深化能源领域体制改革，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，构建公平开放、有效竞争的能源市场体系。
推动建立健全用能预算管理体系，探索开展能耗产出效益评价。
更好发挥政府作用，在规划引领、政策扶持、市场监管等方面加强引导，营造良好的发展环境。
重点用能行业严格落实单位产品能耗限额强制性国家标准和能源效率强制性国家标准，定期组织对重点用能企业落实情况进行监督检查。
“十四五”时期，基本建立推进能源绿色低碳发展的制度框架，形成比较完善的政策、标准、市场和监管体系，构建以能耗“双控”和非化石能源目标制度为引领的能源绿色低碳转型推进机制。
到2030年，基本建立完整的能源绿色低碳发展基本制度和政策体系，形成非化石能源既基本满足能源需求增量又规模化替代化石能源存量、能源安全保障能力得到全面增强的能源生产消费格局。
推进终端用能领域在成本可控的前提下以电代煤、以电代油，推广热泵、电窑炉等新型用能技术，促进单位产品碳排放降低，鼓励具备条件的企业率先形成低碳、零碳能源消费模式。
鼓励建设绿色园区和绿色工厂等绿色制造体系，支持在自有场所开发利用清洁低碳能源，鼓励工业企业、园区因地制宜依托分布式可再生能源建设绿色微电网。
在符合电力规划布局和电网安全运行条件的前提下，探索电力输送和调度运行方式创新，实现可再生能源电力项目就近消纳。
以国家能源战略为导向，强化国家能源规划的统领作用，各省（自治区、直辖市）结合国家能源规划部署和当地实际制定本地区能源规划，明确能源绿色低碳转型的目标和任务，在规划编制及实施中加强各能源品种之间、产业链上下游之间、区域之间的协同互济，整体提高能源绿色低碳转型和供应安全保障水平。
重点监测评价各地区能耗强度、能源消费总量、非化石能源及可再生能源消费比重、能源消费碳排放系数等指标，评估能源绿色低碳转型相关机制、政策的执行情况和实际效果。
完善能源绿色低碳发展考核机制，按照国民经济和社会发展规划纲要、年度计划及能源规划等确定的能源相关约束性指标，强化相关考核。
鼓励各地区通过区域协作或开展可再生能源电力消纳量交易等方式，满足国家规定的可再生能源消费最低比重等指标要求。
国家能源委员会统筹协调能源绿色低碳转型相关战略、发展规划、行动方案和政策体系等。
建立跨部门、跨区域的能源安全与发展协调机制，协调开展跨省跨区电力、油气等能源输送通道及储备等基础设施和安全体系建设，加强能源领域规划、重大工程与国土空间规划以及生态环境保护等专项规划衔接，及时研究解决实施中的问题。
按年度建立能源绿色低碳转型和安全保障重大政策实施、重大工程建设台账，完善督导协调机制。
坚持把节约能源资源放在首位，强化能耗强度降低约束性指标管理，有效增强能源消费总量管理弹性，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，合理确定各地区能耗强度降低目标，加强能耗“双控”政策与碳达峰、碳中和目标任务的衔接。
制修订重点用能行业单位产品能耗限额强制性国家标准，组织对重点用能企业落实情况进行监督检查。
统筹考虑各地区可再生能源资源状况、开发利用条件和经济发展水平等，将全国可再生能源开发利用中长期总量及最低比重目标科学分解到各省（自治区、直辖市）实施，完善可再生能源电力消纳保障机制。
推动地方建立健全用能预算管理制度，探索开展能耗产出效益评价。
加强顶层设计和统筹协调，加快建设全国碳排放权交易市场、用能权交易市场、绿色电力交易市场。
推进统一的绿色产品认证与标识体系建设，建立绿色能源消费认证机制，推动各类社会组织采信认证结果。
建立电能替代推广机制，通过完善相关标准等加强对电能替代的技术指导。
鼓励全社会优先使用绿色能源和采购绿色产品及服务，公共机构应当作出表率。
各地区应结合本地实际，采用先进能效和绿色能源消费标准，大力宣传节能及绿色消费理念，深入开展绿色生活创建行动。
鼓励有条件的地方开展高水平绿色能源消费示范建设，在全社会倡导节约用能。
引导工业企业开展清洁能源替代，降低单位产品碳排放，鼓励具备条件的企业率先形成低碳、零碳能源消费模式。
鼓励建设绿色用能产业园区和企业，发展工业绿色微电网，支持在自有场所开发利用清洁低碳能源，建设分布式清洁能源和智慧能源系统，对余热余压余气等综合利用发电减免交叉补贴和系统备用费，完善支持自发自用分布式清洁能源发电的价格政策。
在符合电力规划布局和电网安全运行条件的前提下，鼓励通过创新电力输送及运行方式实现可再生能源电力项目就近向产业园区或企业供电，鼓励产业园区或企业通过电力市场购买绿色电力。
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提升建筑节能标准，推动超低能耗建筑、低碳建筑规模化发展，推进和支持既有建筑节能改造，积极推广使用绿色建材，健全建筑能耗限额管理制度。
鼓励开展能效梯级利用和采用终端智慧用能控制管理系统等，有效促进工业减碳增效。
完善建筑可再生能源应用标准，鼓励光伏建筑一体化应用，支持利用太阳能、地热能和生物质能等建设可再生能源建筑供能系统。
进一步提高工业园区数字化和智能化水平，推进园区供热、供电、污水处理等公共基础设施的系统集成和优化。
在具备条件的地区推进供热计量改革和供热设施智能化建设，鼓励按热量收费，鼓励电供暖企业和用户通过电力市场获得低谷时段低价电力，综合运用峰谷电价、居民阶梯电价和输配电价机制等予以支持。
落实好支持北方地区农村冬季清洁取暖的供气价格政策。
加快推动钢铁、石化、化工、有色、建材和数据中心等重点领域节能降碳改造升级。
推进交通运输绿色低碳转型，优化交通运输结构，推行绿色低碳交通设施装备。
统筹推动重点工业园区内企业的煤油气相关原材料耦合和能源梯级利用，完善化工、造纸、印染、制革、纺织等产业集聚和供热需求大的园区集中供热设施。
推行大容量电气化公共交通和电动、氢能、先进生物液体燃料、天然气等清洁能源交通工具，完善充换电、加氢、加气（LNG）站点布局及服务设施，降低交通运输领域清洁能源用能成本。
进一步提高企业的资源和能源循环利用水平，鼓励企业余热余压余气回收并进行区域供能，大力推进大宗固废源头减量、资源化利用和无害化处置，强化全链条治理，推动资源综合利用产业实现绿色低碳发展。
对交通供能场站布局和建设在土地空间等方面予以支持，开展多能融合交通供能场站建设，推进新能源汽车与电网能量互动试点示范，推动车桩、船岸协同发展。
依法对“双超双有高耗能”企业实施强制性清洁生产审核，探索开展行业整体审核模式。
对利用铁路沿线、高速公路服务区等建设新能源设施的，鼓励对同一省级区域内的项目统一规划、统一实施、统一核准（备案）。
落实绿色产业指导目录，重点推进建设一批高效节能电机、发光二极管（LED）、新能源汽车、太阳能利用产业、环境污染治理装备等绿色产业基地。
加快培育市场主体，培育发展节能绿色产业领域专精特新中小企业，打造一批大型绿色产业集团。
结合资源禀赋、土地用途、生态保护、国土空间规划等情况，以市（县）级行政区域为基本单元，全面开展全国清洁低碳能源资源详细勘查和综合评价，精准识别可开发清洁低碳能源资源并进行数据整合，完善并动态更新全国清洁低碳能源资源数据库。
加快建设福州高新技术开发区等国家绿色产业示范基地。
加强与国土空间基础信息平台的衔接，及时将各类清洁低碳能源资源分布等空间信息纳入同级国土空间基础信息平台和国土空间规划“一张图”，并以适当方式与地方各级政府、企业、行业协会和研究机构等共享。
大力发展节能服务产业，以超高能效电机系统、高效储能、超低排放改造等节能技术推广为重点，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。
提高可再生能源相关气象观测、资源评价以及预测预报技术能力，为可再生能源资源普查、项目开发和电力系统运行提供支撑。
构建国家能源基础信息及共享平台，整合能源全产业链信息，推动能源领域数字经济发展。
全面提高城乡建筑节能水平，执行建筑能耗限额管理制度，提升建筑节能标准。
（十三）推动构建以清洁低碳能源为主体的能源供应体系。
持续发展绿色建筑、装配式建筑，推进和支持既有居住建筑和公共建筑节能改造，积极推广绿色建材和绿色建造方式，降低建设过程能耗水平。
以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点，加快推进大型风电、光伏发电基地建设，对区域内现有煤电机组进行升级改造，探索建立送受两端协同为新能源电力输送提供调节的机制，支持新能源电力能建尽建、能并尽并、能发尽发。
加强新建建筑节能和可再生能源利用，鼓励执行高于国家和本省的建筑节能标准，鼓励发展超低能耗建筑、低碳建筑和近零能耗建筑。
各地区按照国家能源战略和规划及分领域规划，统筹考虑本地区能源需求和清洁低碳能源资源等情况，在省级能源规划总体框架下，指导并组织制定市（县）级清洁低碳能源开发利用、区域能源供应相关实施方案。
执行建筑可再生能源应用标准，引导新建住宅以及宾馆、医院、学校等有热水需求的公共建筑设计安装太阳能或者高效空气源热泵等热水系统，在沿江、邻河、近海的大型公共建筑推广应用地表水热泵技术。
各地区应当统筹考虑本地区能源需求及可开发资源量等，按就近原则优先开发利用本地清洁低碳能源资源，根据需要积极引入区域外的清洁低碳能源，形成优先通过清洁低碳能源满足新增用能需求并逐渐替代存量化石能源的能源生产消费格局。
大力发展光伏建筑一体化应用，推动既有公共建筑屋顶加装太阳能光伏系统。
鼓励各地区建设多能互补、就近平衡、以清洁低碳能源为主体的新型能源系统。
大力优化交通运输结构，推行绿色低碳交通工具，加强低碳交通基础设施建设。
在农村地区优先支持屋顶分布式光伏发电以及沼气发电等生物质能发电接入电网，电网企业等应当优先收购其发电量。
推行大容量电气化公共交通和电动、氢能、先进生物液体燃料、天然气等清洁能源交通工具，完善充换电、加氢站、加气（LNG）站等基础设施布局及服务，降低交通运输领域清洁能源用能成本。
鼓励利用农村地区适宜分散开发风电、光伏发电的土地，探索统一规划、分散布局、农企合作、利益共享的可再生能源项目投资经营模式。
切实落实电动汽车、船舶使用岸电等电价支持政策，鼓励港口岸电建设运营主体积极实施岸电使用服务费优惠。
鼓励农村集体经济组织依法以土地使用权入股、联营等方式与专业化企业共同投资经营可再生能源发电项目，鼓励金融机构按照市场化、法治化原则为可再生能源发电项目提供融资支持。
在土地空间等方面支持交通供能场站布局和建设，加强交通供能场站土地的集约利用。
加大对农村电网建设的支持力度，组织电网企业完善农村电网。
鼓励开展多能融合交通供能场站建设，推进新能源汽车与电网能量互动试点示范，推动车桩、船岸协同发展。
加强农村电网技术、运行和电力交易方式创新，支持新能源电力就近交易，为农村公益性和生活用能以及乡村振兴相关产业提供低成本绿色能源。
统筹规划布局铁路沿线、高速公路服务区等区域新能源设施建设，鼓励对同一行政区域内的项目统一实施、统一核准（备案）。
完善规模化沼气、生物天然气、成型燃料等生物质能和地热能开发利用扶持政策和保障机制。
（十五）建立清洁低碳能源开发利用的国土空间管理机制。
围绕做好碳达峰碳中和工作，统筹考虑清洁低碳能源开发以及能源输送、储存等基础设施用地用海需求。
加快海上风电基地建设，积极有序推进规模化集中连片海上风电开发。
完善能源项目建设用地分类指导政策，调整优化可再生能源开发用地用海要求，制定利用沙漠、戈壁、荒漠土地建设可再生能源发电工程的土地支持政策，完善核电、抽水蓄能厂（场）址保护制度并在国土空间规划中予以保障，在国土空间规划中统筹考虑输电通道、油气管道走廊用地需求，建立健全土地相关信息共享与协同管理机制。
推动光伏发电多元布局，重点推进近海集中式光伏电站项目建设。
对现有煤电机组进行升级改造，支持新能源电力能建尽建、能并尽并、能并快并。
符合条件的海上风电等可再生能源项目可按规定申请减免海域使用金。
统筹考虑能源需求及清洁低碳能源可开发资源量等，各地应按就近原则优先开发利用本地可再生能源资源，并根据需要积极引入区域外的清洁低碳能源，优先通过清洁低碳能源满足新增用能需求并逐渐替代存量化石能源。
鼓励在风电等新能源开发建设中推广应用节地技术和节地模式。
鼓励因地制宜建设多能互补、就近平衡、以清洁低碳能源为主体的新型能源系统。
优先支持农村地区屋顶分布式光伏发电以及沼气发电等生物质能发电接入电网。
推动电力来源清洁化和终端能源消费电气化，适应新能源电力发展需要制定新型电力系统发展战略和总体规划，鼓励各类企业等主体积极参与新型电力系统建设。
鼓励在农村适宜地区开发光伏发电，分批重点推进整县屋顶分布式光伏开发试点项目建设，因地制宜建设渔光互补等光伏综合利用项目，推动县域能源转型。
对现有电力系统进行绿色低碳发展适应性评估，在电网架构、电源结构、源网荷储协调、数字化智能化运行控制等方面提升技术和优化系统。
积极探索统一规划、分散布局、农企合作、利益共享的可再生能源项目投资经营模式。
加强新型电力系统基础理论研究，推动关键核心技术突破，研究制定新型电力系统相关标准。
大力支持农村电网建设，组织电网企业对农村电网进行改造升级。
推动互联网、数字化、智能化技术与电力系统融合发展，推动新技术、新业态、新模式发展，构建智慧能源体系。
创新农村电网技术、运行管理机制和电力交易方式，支持新能源电力就近交易，为农村公益性和生活用能以及乡村振兴相关产业提供低成本绿色能源。
加强新型电力系统技术体系建设，开展相关技术试点和区域示范。
鼓励规模化沼气、生物天然气、成型燃料等生物质能和地热能开发利用的技术研发和试点项目。
（十七）完善适应可再生能源局域深度利用和广域输送的电网体系。
整体优化输电网络和电力系统运行，提升对可再生能源电力的输送和消纳能力。
统筹考虑清洁低碳能源开发以及能源输送、储存等基础设施用地用海需求，加快推进核电、抽水蓄能项目前期工作并积极争取国家国土空间规划支持。
通过电源配置和运行优化调整尽可能增加存量输电通道输送可再生能源电量，明确最低比重指标并进行考核。
在国土空间规划中统筹考虑输电通道、油气管道走廊用地需求，建立健全土地相关信息共享与协同管理机制。
统筹布局以送出可再生能源电力为主的大型电力基地，在省级电网及以上范围优化配置调节性资源。
鼓励在新能源开发建设中推广应用节地技术和节地模式，鼓励海上风电与海洋牧场融合发展、渔光互补等模式，提高国土空间资源利用效率。
完善相关省（自治区、直辖市）政府间协议与电力市场相结合的可再生能源电力输送和消纳协同机制，加强省际、区域间电网互联互通，进一步完善跨省跨区电价形成机制，促进可再生能源在更大范围消纳。
大力推进高比例容纳分布式新能源电力的智能配电网建设，鼓励建设源网荷储一体化、多能互补的智慧能源系统和微电网。
电网企业应提升新能源电力接纳能力，动态公布经营区域内可接纳新能源电力的容量信息并提供查询服务，依法依规将符合规划和安全生产条件的新能源发电项目和分布式发电项目接入电网，做到应并尽并。
停止核准新建和改扩建后产能低于30万吨/年以及开采深度超过600米的煤矿项目，支持煤矸石、矿井水等资源综合利用。
科学评估煤炭企业产量减少和关闭退出的影响，完善煤炭企业退出和转型发展以及从业人员安置机制。
建立全国统一电力市场体系，加快电力辅助服务市场建设，推动重点区域电力现货市场试点运行，完善电力中长期、现货和辅助服务交易有机衔接机制，探索容量市场交易机制，深化输配电等重点领域改革，通过市场化方式促进电力绿色低碳发展。
完善有利于可再生能源优先利用的电力交易机制，开展绿色电力交易试点，鼓励新能源发电主体与电力用户或售电公司等签订长期购售电协议。
以保障电力安全供应为前提，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。
支持微电网、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交易。
统筹协调非化石能源发电与煤电机组、天然气发电、储能等调节电源的整体发展。
积极推进分布式发电市场化交易，支持分布式发电（含电储能、电动车船等）与同一配电网内的电力用户通过电力交易平台就近进行交易，电网企业（含增量配电网企业）提供输电、计量和交易结算等技术支持，完善支持分布式发电市场化交易的价格政策及市场规则。
推进煤电企业实施节能降耗改造、供热改造和灵活性改造“三改联动”。
积极挖掘现有大型热电联产企业供热潜力，鼓励存量凝汽式煤电机组在合理的供热半径内实施热电联产改造，鼓励燃煤背压供热机组在允许燃煤供热的区域内进行建设，探索开展煤电机组抽汽蓄能改造。
全面实施煤电机组灵活性改造，完善煤电机组最小出力技术标准，科学核定煤电机组深度调峰能力；
原则上不新增企业燃煤自备电厂，推动燃煤自备机组公平承担社会责任，对污染物排放不符合环保要求的燃煤自备电厂限产或停产改造，推动污染物排放和能耗水平偏高的燃煤自备机组加快实施超低排放和节能改造。
因地制宜建设既满足电力运行调峰需要、又对天然气消费季节差具有调节作用的天然气“双调峰”电站；
积极推动流域控制性调节水库建设和常规水电站扩机增容，加快建设抽水蓄能电站，探索中小型抽水蓄能技术应用，推行梯级水电储能；
发挥太阳能热发电的调节作用，开展废弃矿井改造储能等新型储能项目研究示范，逐步扩大新型储能应用。
全面推进企业自备电厂参与电力系统调节，鼓励工业企业发挥自备电厂调节能力就近利用新能源。
完善支持灵活性煤电机组、天然气调峰机组、水电、太阳能热发电和储能等调节性电源运行的价格补偿机制。
鼓励新能源发电基地提升自主调节能力，探索一体化参与电力系统运行。
完善抽水蓄能、新型储能参与电力市场的机制，更好发挥相关设施调节作用。
推动电力需求响应市场化建设，推动将需求侧可调节资源纳入电力电量平衡，发挥需求侧资源削峰填谷、促进电力供需平衡和适应新能源电力运行的作用。
拓宽电力需求响应实施范围，通过多种方式挖掘各类需求侧资源并组织其参与需求响应，支持用户侧储能、电动汽车充电设施、分布式发电等用户侧可调节资源，以及负荷聚合商、虚拟电厂运营商、综合能源服务商等参与电力市场交易和系统运行调节。
加快推进需求响应市场化建设，探索建立以市场为主的需求响应补偿机制。
全面调查评价需求响应资源并建立分级分类清单，形成动态的需求响应资源库。
探索同一市场主体运营集供电、供热（供冷）、供气为一体的多能互补、多能联供区域综合能源系统，鼓励地方采取招标等竞争性方式选择区域综合能源服务投资经营主体。
鼓励增量配电网通过拓展区域内分布式清洁能源、接纳区域外可再生能源等提高清洁能源比重。
公共电网企业、燃气供应企业应为综合能源服务运营企业提供可靠能源供应，并做好配套设施运行衔接。
鼓励提升智慧能源协同服务水平，强化共性技术的平台化服务及商业模式创新，充分依托已有设施，在确保能源数据信息安全的前提下，加强数据资源开放共享。
立足以煤为主的基本国情，按照能源不同发展阶段，发挥好煤炭在能源供应保障中的基础作用。
建立煤矿绿色发展长效机制，优化煤炭产能布局，加大煤矿“上大压小、增优汰劣”力度，大力推动煤炭清洁高效利用。
制定矿井优化系统支持政策，完善绿色智能煤矿建设标准体系，健全煤矿智能化技术、装备、人才发展支持政策体系。
完善煤矸石、矿井水、煤矿井下抽采瓦斯等资源综合利用及矿区生态治理与修复支持政策，加大力度支持煤矿充填开采技术推广应用，鼓励利用废弃矿区开展新能源及储能项目开发建设。
依法依规加快办理绿色智能煤矿等优质产能和保供煤矿的环保、用地、核准、采矿等相关手续。
科学评估煤炭企业产量减少和关闭退出的影响，研究完善煤炭企业退出和转型发展以及从业人员安置等扶持政策。
在电力安全保供的前提下，统筹协调有序控煤减煤，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。
按照电力系统安全稳定运行和保供需要，加强煤电机组与非化石能源发电、天然气发电及储能的整体协同。
推进煤电机组节能提效、超低排放升级改造，根据能源发展和安全保供需要合理建设先进煤电机组。
充分挖掘现有大型热电联产企业供热潜力，鼓励在合理供热半径内的存量凝汽式煤电机组实施热电联产改造，在允许燃煤供热的区域鼓励建设燃煤背压供热机组，探索开展煤电机组抽汽蓄能改造。
有序推动落后煤电机组关停整合，加大燃煤锅炉淘汰力度。
原则上不新增企业燃煤自备电厂，推动燃煤自备机组公平承担社会责任，加大燃煤自备机组节能减排力度。
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完善火电领域二氧化碳捕集利用与封存技术研发和试验示范项目支持政策。
积极开展火电领域二氧化碳捕集利用与封存技术的研发工作，适时开展试验示范项目。
（二十四）完善油气清洁高效利用机制。
（三）稳步提升油气清洁高效利用水平。
提升油气田清洁高效开采能力，推动炼化行业转型升级，加大减污降碳协同力度。
大力实施炼化行业技术改造，推动减污降碳协同增效，促进炼化行业转型升级。
完善油气与地热能以及风能、太阳能等能源资源协同开发机制，鼓励油气企业利用自有建设用地发展可再生能源和建设分布式能源设施，在油气田区域内建设多能融合的区域供能系统。
推动油气管网逐步向所有市场主体公平开放，完善油气管网接入标准，梳理天然气供气环节，减少供气层级，降低企业用气成本。
持续推动油气管网公平开放并完善接入标准，梳理天然气供气环节并减少供气层级，在满足安全和质量标准等前提下，支持生物燃料乙醇、生物柴油、生物天然气等清洁燃料接入油气管网，探索输气管道掺氢输送、纯氢管道输送、液氢运输等高效输氢方式。
在满足安全和质量标准的前提下，支持生物天然气、生物燃料乙醇、生物柴油等清洁燃料接入油气管网，探索天然气管道掺氢输送、纯氢管道输送、液氢运输等高效输氢方式，支持开展纯氢/掺氢管网建设，适时开展液氢运输等示范工程，推动氢能高效运输与应用。
鼓励传统加油站、加气站建设油气电氢一体化综合交通能源服务站。
支持传统加油站、加气站、充换电站等建设集加油、加气、换电、加氢等服务于一体的综合能源服务站。
加强二氧化碳捕集利用与封存技术推广示范，扩大二氧化碳驱油技术应用，探索利用油气开采形成地下空间封存二氧化碳。
根据新能源电力发展需要，结合负荷发展、电源布局等，以安全高效、柔性灵活、清洁低碳、智慧融合为目标，统筹制定以新能源为主体的新型电力系统总体规划和实施路径，支持各类企业等主体积极参与新型电力系统建设。
加强全国以及分级分类的能源生产、供应和消费信息系统建设，建立跨部门跨区域能源安全监测预警机制，各省（自治区、直辖市）要建立区域能源综合监测体系，电网、油气管网及重点能源供应企业要完善经营区域能源供应监测平台并及时向主管部门报送相关信息。
科学评估现有电力系统，按照绿色低碳发展模式，推动负荷聚合服务、综合能源服务等新业态、新模式发展。
加强能源预测预警的监测评估能力建设，建立涵盖能源、应急、气象、水利、地质等部门的极端天气联合应对机制，提高预测预判和灾害防御能力。
以数字化智能化技术支撑新型电力系统建设，全面提升和优化电网网架结构、电源结构、需求侧响应能力、调度智能化水平、负荷智能管理水平、源网荷储协调等。
健全能源供应风险应对机制，完善极端情况下能源供应应急预案和应急状态下的协同调控机制。
加强新型电力系统基础理论研究和技术研发，推动一批新型电力系统试点示范工程，及时对示范工程进行跟踪评估。
各类发电机组运行要严格遵守《电网调度管理条例》等法律法规和技术规范，建立煤电机组退出审核机制，承担支持电力系统运行和保供任务的煤电机组未经许可不得退出运行，可根据机组性能和电力系统运行需要经评估后转为应急备用机组。
加快融入全国统一电力市场体系，完善区域性电力中长期、现货和辅助服务交易有机衔接机制。
建立各级电力规划安全评估制度，健全各类电源并网技术标准，从源头管控安全风险。
激发各类市场主体活力，支持独立新型储能电站、虚拟电厂和负荷聚合商等新兴市场主体独立参与电力交易。
完善电力电量平衡管理，制定年度电力系统安全保供方案。
研究更有利于可再生能源优先利用的电力交易机制，持续开展绿色电力交易和绿色电力证书交易，逐步扩大绿色电力交易范围，引导电力用户参与绿色电力证书交易，落实绿色电力消费社会责任。
建立电力企业与燃料供应企业、管输企业的信息共享与应急联动机制，确保极端情况下能源供应。
建立重要输电通道跨部门联防联控机制，提升重要输电通道运行安全保障能力。
大力实施煤电机组灵活性改造，科学核定煤电机组深度调峰能力。
建立完善负荷中心和特大型城市应急安全保障电源体系。
鼓励现有天然气电站发挥既满足电力运行调峰需要的同时又能调节天然气消费季节差的“双调峰”作用。
完善电力监控系统安全防控体系，加强电力行业关键信息基础设施安全保护。
加快在建抽水蓄能项目建设，推动规划抽水蓄能电站前期工作，积极探索中小型抽水蓄能技术应用，因地制宜建设混合式（中小型）抽水蓄能电站。
严格落实地方政府、有关电力企业的电力安全生产和供应保障主体责任，统筹协调推进电力应急体系建设，强化新型储能设施等安全事故防范和处置能力，提升本质安全水平。
鼓励工业企业在就近利用新能源的过程中充分发挥自备电厂调节能力，推进企业自备电厂参与电力系统调节。
健全电力应急保障体系，完善电力应急制度、标准和预案。
完善抽水蓄能、新型储能参与电力市场的机制，探索灵活性煤电机组、天然气调峰机组、水电机组和独立新型储能电站等设施运行的价格补偿机制，更好发挥调节性电源的作用。
统筹能源绿色低碳转型和能源供应安全保障，提高适应经济社会发展以及各种极端情况的能源供应保障能力，优化能源储备设施布局，完善煤电油气供应保障协调机制。
加强应急备用电源规划和建设，重点防范严重自然灾害和极端外力破坏等可能引发电网大面积停电的风险，提升重要负荷中心的应急保障能力。
加快形成政府储备、企业社会责任储备和生产经营库存有机结合、互为补充，实物储备、产能储备和其他储备方式相结合的石油储备体系。
健全煤炭产品、产能储备和应急储备制度，完善应急调峰产能、可调节库存和重点电厂煤炭储备机制，建立以企业为主体、市场化运作的煤炭应急储备体系。
推动市场主体参与电力需求响应，多途径挖掘各类需求侧资源并组织其参与需求响应，促进负荷高峰时段全省电力供需平衡。
建立健全地方政府、供气企业、管输企业、城镇燃气企业各负其责的多层次天然气储气调峰和应急体系。
积极拓宽电力需求响应实施范围，支持分布式储能、电动汽车（充电桩、充换电站）等可调节负荷资源，以及负荷聚合商、虚拟电厂运营商、综合能源服务商等参与电力市场交易和系统运行调节。
严格落实用户侧储能安全发展的标准要求，加大安全监管力度。
鼓励电网企业全面调查评价需求响应资源并建立分级分类清单，形成动态的需求响应资源库。
鼓励设区市因地制宜开展区域综合能源服务项目，结合区域电、热、冷、气等多种能源需求，探索由同一市场主体集中运营的多能互补、多能联供区域综合能源系统。
创新综合能源商业模式，探索综合能源规划设计、工程投资建设、多能源运营服务以及投融资服务等方面的融合商业模式。
电网企业、燃气供应企业应为综合能源服务运营企业提供可靠能源供应，并做好配套基础设施运行衔接。
鼓励增量配电网积极开发区域内分布式可再生能源、接纳区域外清洁低碳能源，以提高清洁能源供应比重。
加强分布式能源、智能电网、储能等技术的深度融合，提高智慧能源协同服务水平。
在确保能源数据信息安全的前提下，加强数据资源开放共享。
推动建立能源综合监测体系，构建以电网、油气管网及重点能源供应企业为主体的区域能源供应监测平台，主管部门定期检查相关报送信息，确保能源企业报送数据全面、真实。
进一步完善能源安全预警机制，建立涵盖能源、应急、气象、水利、地质等部门的极端天气联合应对机制，提高能源领域应急响应和抢险救灾能力。
加强能源运行监测分析能力、能源供应风险应对能力建设，完善极端情况下煤油气电供应应急预案和应急状态下的协同调控机制。
建立煤电机组退出审核评估机制，对电力系统安全运行起支撑作用和承担重要保供任务的煤电机组未经许可不得退出运行，可根据机组性能和电力系统运行需要经评估后转为应急备用机组。
建立各级电力规划安全评估制度，制定年度电力系统安全保供方案。
构建信息共享与应急联动机制，加强煤电企业和煤炭生产供应企业在极端情况应急联动，确保能源安全供应。
加强重要变电站、换流站、输电通道等设施运行安全保障能力建设，构建跨部门联防联控机制。
建立应急安全保障电源体系，确保极端情况下可满足负荷中心、特大型城市以及重要电力用户供电保障需求。
完善电力监控系统安全防控体系和数据安全保障体系，加强电力行业关键信息基础设施安全保护。
严格落实地方政府、有关电力企业的电力安全生产和供应保障主体责任，构建契合应急管理与抢修组织工作的全方位、全流程数字化应急指挥平台。
完善煤电油气供应保障协调机制，适度超前安排能源项目建设时序，加强能源储备设施布局优化。
依托主要煤炭中转基地及沿海大型燃煤电厂，进一步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。
完善应急调峰产能、可调节库存和重点电厂煤炭储备机制，进一步加强与重点产煤省份和重点企业合作。
建立以LNG设施储气为主的天然气储备体系，落实地方政府、供气企业、管输企业、城镇燃气企业天然气储备能力建设责任。
充分发挥港口、基础设施及气候优势，继续建设立足本省、辐射周边、支持南气北调的东南液化天然气产业基地和天然气调峰储备基地。
统筹石油资源供应和管网、储备设施建设，建立健全政府储备、企业社会责任储备和生产经营库存有机结合、互为补充，实物储备、产能储备和其他储备方式相结合的石油储备体系。
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按规划积极推动流域龙头水库电站建设，提升水库储能、运行调节和应急调用能力。
建立健全重要能源设施安全管理机制，推进各能源企业进一步完善重要能源设施维护台账，加强安全防护。
加强陆上长输油气管道设施保护，健全管道保护制度体系、巡护体系、监控体系。
建设并发挥好能源领域国家实验室作用，形成以国家战略科技力量为引领、企业为主体、市场为导向、产学研用深度融合的能源技术创新体系，加快突破一批清洁低碳能源关键技术。
加强新型储能设施安全事故防范和处置能力，严格执行国家相关储能电站设施规划布局、设计施工和安全运行等方面技术标准规范，完善储能电池生产、梯次利用、回收等全寿命周期行业标准及管理办法，加强组件和系统运行状态在线监测，强化消防安全管理，有效提升储能电站本质安全水平。
支持行业龙头企业联合高等院校、科研院所和行业上下游企业共建国家能源领域研发创新平台，推进各类科技力量资源共享和优化配置。
围绕能源领域相关基础零部件及元器件、基础软件、基础材料、基础工艺等关键技术开展联合攻关，实施能源重大科技协同创新研究。
加强新型储能相关安全技术研发，完善设备设施、规划布局、设计施工、安全运行等方面技术标准规范。
强化跨部门、跨行业重大科技攻关，鼓励能源领域龙头企业与高等院校、科研单位、设计院所和行业上下游企业共同开展产学研合作，推动国家级创新平台在闽落地、国家级绿色科技成果在闽落地转化。
（二十九）建立清洁低碳能源产业链供应链协同创新机制。
发挥企业创新主体作用，加快形成以国家战略科技力量为引领、企业为主体、市场为导向、产学研用深度融合的能源技术创新体系，优化能源产业创新发展基础研究支撑体系，重点提高能源环境、动力、材料、信息与控制等基础科学领域的研究能力和水平，推进风能、太阳能、氢能、核能与核安全、智能电网和储能等技术研发，形成集研发、制造、应用于一体，具有国际影响力的福建沿海能源产业创新走廊。
推动构建以需求端技术进步为导向，产学研用深度融合、上下游协同、供应链协作的清洁低碳能源技术创新促进机制。
依托大型新能源基地等重大能源工程，推进上下游企业协同开展先进技术装备研发、制造和应用，通过工程化集成应用形成先进技术及产业化能力。
加快纤维素等非粮生物燃料乙醇、生物航空煤油等先进可再生能源燃料关键技术协同攻关及产业化示范。
坚持标杆引领与面上推广相结合、传统产业绿色升级与新兴产业培育相结合、弘扬“工匠精神”与提升质量品质相结合，围绕能源绿色低碳转型的发展目标，通过示范引领、政策扶持和精准服务，培育一批新能源领域科技小巨人和专精特新“小巨人”企业以及制造业单项冠军企业，突破一批关键核心技术，推动相关领域企业的高质量发展转型。
推动能源电子产业高质量发展，促进信息技术及产品与清洁低碳能源融合创新，加快智能光伏创新升级。
依托现有基础完善清洁低碳能源技术创新服务平台，推动研发设计、计量测试、检测认证、知识产权服务等科技服务业与清洁低碳能源产业链深度融合。
完善风电、光伏、储能、氢能等清洁低碳能源装备产业链，加快构建产学研用深度融合、上下游协同、供应链协作的新能源技术创新促进机制。
全力创建新能源技术创新服务平台，推动研发设计、计量测试、检测认证、知识产权服务等科技服务业与新能源产业链深度融合。
加快建设电化学储能技术国家工程研究中心、高效太阳能电池装备与技术国家工程研究中心。
探索以市场化方式吸引社会资本支持资金投入大、研究难度高的战略性清洁低碳能源技术研发和示范项目。
依托深远海海上风电基地等重大能源工程和国家级海上风电研究与试验基地，推进上下游企业协同开展海上风电技术装备研发、制造和应用，通过工程化集成应用形成先进技术及产业化能力。
采取“揭榜挂帅”等方式组织重大关键技术攻关，完善支持首台（套）先进重大能源技术装备示范应用的政策，推动能源领域重大技术装备推广应用。
协调推进电力企业在闽设立区域总部，积极引进核电配套装备、运营维护企业在闽落地生产经营。
强化国有能源企业节能低碳相关考核，推动企业加大能源技术创新投入，推广应用新技术，提升技术水平。
在推进充电基础设施建设中，培育本土充电桩核心制造企业并争取省外龙头企业落户。
九、建立支撑能源绿色低碳转型的财政金融政策保障机制
鼓励传统发电、化工、油气管网和工业企业等开展氢能业务。
（三十一）完善支持能源绿色低碳转型的多元化投融资机制。
加大对清洁低碳能源项目、能源供应安全保障项目投融资支持力度。
优化能源科技创新投入机制，针对资金投入大、研究难度高的战略性清洁低碳能源技术研发和示范项目，积极探索以市场化方式吸引社会资本注入，增强市场主体的创新活力。
通过中央预算内投资统筹支持能源领域对碳减排贡献度高的项目，将符合条件的重大清洁低碳能源项目纳入地方政府专项债券支持范围。
对能源绿色低碳转型重大关键技术和“卡脖子”问题，采取“揭榜挂帅”等方式组织攻关。
国家绿色发展基金和现有低碳转型相关基金要将清洁低碳能源开发利用、新型电力系统建设、化石能源企业绿色低碳转型等作为重点支持领域。
支持首台（套）先进重大能源技术装备示范应用项目申报，推动能源领域重大技术装备推广应用。
推动清洁低碳能源相关基础设施项目开展市场化投融资，研究将清洁低碳能源项目纳入基础设施领域不动产投资信托基金（REITs）试点范围。
推动企业加大能源技术创新投入，加快推广清洁低碳新技术应用。
中央财政资金进一步向农村能源建设倾斜，利用现有资金渠道支持农村能源供应基础设施建设、北方地区冬季清洁取暖、建筑节能等。
构建与能源绿色低碳转型相适应的投融资体系，加大对风电、光伏、新型储能和氢能等清洁低碳能源项目，以及LNG站、石油储备库等能源供应安全保障项目的支持力度。
鼓励符合条件的重大清洁低碳能源项目申报地方政府专项债券。
鼓励拓宽项目融资渠道，按照市场化原则支持能源领域低碳清洁转型，促进相关科技成果转化。
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完善清洁低碳能源行业企业贷款审批流程和评级方法，充分考虑相关产业链长期成长性及对碳达峰、碳中和的贡献。
创新适应清洁低碳能源特点的绿色金融产品，鼓励符合条件的企业发行碳中和债券、可持续发展挂钩债券等。
创新适应清洁低碳能源特点的绿色金融产品，鼓励符合条件的企业发行碳中和债等绿色债券，引导金融机构加大对具有显著碳减排效益项目的支持；
引导金融机构综合运用绿色信贷、绿色债券等绿色金融产品，按照风险可控、商业可持续性等原则，支持综合能源服务项目、新型储能电站、海上风电、海上光伏、抽水蓄能等具有显著碳减排效益的项目，加大对金融机构绿色金融业绩评价考核力度。
鼓励发行可持续发展挂钩债券等，支持化石能源企业绿色低碳转型。
探索推进能源基础信息应用，为金融支持能源绿色低碳转型提供信息服务支撑。
鼓励金融机构加大绿色信贷投放力度，支持绿色新基建发展，创新绿色信贷和绿色直接融资模式，拓展绿色保险服务；
鼓励能源企业践行绿色发展理念，充分披露碳排放相关信息。
支持有条件的地区申报国家级绿色金融改革创新试验区。
探索能源基础信息应用，为金融支持能源绿色低碳转型提供信息服务支撑。
鼓励金融产品和服务创新，支持“一带一路”清洁低碳能源开发利用。
推进“一带一路”绿色能源务实合作，探索建立清洁低碳能源产业链上下游企业协同发展合作机制。
秉持共商共建共享原则，弘扬开放、绿色、廉洁理念，积极拓展境内外合作伙伴，加强与共建海上丝绸之路国家的绿色基建、绿色能源、绿色金融等领域合作，提高境外项目环境可持续性，打造绿色、包容的海上丝绸之路能源合作伙伴关系。
引导企业开展清洁低碳能源领域对外投资，在相关项目开展中注重资源节约、环境保护和安全生产。
鼓励大气环保、新能源等科技企业“走出去”，深化先进能源技术研发和应用等方面的合作，推动能源互利合作，助力各国共同解决能源发展面临的问题，实现共同发展、共同繁荣。
（三十四）积极推动全球能源治理中绿色低碳转型发展合作。
贯彻落实国家颁布的各项促进能源绿色低碳发展的法律法规，推动制（修）订相应的地方性法规、政府规章，增强地方性法规和规章的针对性和有效性。
建设和运营好“一带一路”能源合作伙伴关系和国际能源变革论坛等，力争在全球绿色低碳转型进程中发挥更好作用。
在国家关于清洁高效火电、可再生能源发电、核电、储能、氢能以及新型电力系统等领域技术标准和安全标准的基础上，鼓励社会团体、企业依法制定更加严格、更高水平的团体标准和企业标准。
依托中国—阿盟、中国—非盟、中国—东盟、中国—中东欧、亚太经合组织（APEC）可持续能源中心等合作平台，持续支持可再生能源、电力、核电、氢能等清洁低碳能源相关技术人才合作培养，开展能力建设、政策、规划、标准对接和人才交流。
适时制定能源领域绿色低碳产业指导目录，鼓励并支持企业、社会团体等组织主导或参与国家关于能源绿色低碳转型相关技术标准及相应的碳排放量、碳减排量等核算标准的制定。
提升与国际能源署（IEA）、国际可再生能源署（IRENA）等国际组织的合作水平，积极参与并引导在联合国、二十国集团（G20）、APEC、金砖国家、上合组织等多边框架下的能源绿色低碳转型合作。
（三十五）充分利用国际要素助力国内能源绿色低碳发展。
落实鼓励外商投资产业目录，完善相关支持政策，吸引和引导外资投入清洁低碳能源产业领域。
完善鼓励外资融入我国清洁低碳能源产业创新体系的激励机制，严格知识产权保护。
加强绿色电力认证国际合作，倡议建立国际绿色电力证书体系，积极引导和参与绿色电力证书核发、计量、交易等国际标准研究制定。
推动建立中欧能源技术创新合作平台等清洁低碳能源技术创新国际合作平台，支持跨国企业在华设立清洁低碳能源技术联合研发中心，促进清洁低碳、脱碳无碳领域联合攻关创新与示范应用。
加强能源绿色低碳发展法制建设，修订和完善能源领域法律制度，健全适应碳达峰碳中和工作需要的能源法律制度体系。
增强相关法律法规的针对性和有效性，全面清理现行能源领域法律法规中与碳达峰碳中和工作要求不相适应的内容。
健全清洁低碳能源相关标准体系，加快研究和制修订清洁高效火电、可再生能源发电、核电、储能、氢能、清洁能源供热以及新型电力系统等领域技术标准和安全标准。
鼓励各地区和行业协会、企业等依法制定更加严格的地方标准、行业标准和企业标准。
制定能源领域绿色低碳产业指导目录，建立和完善能源绿色低碳转型相关技术标准及相应的碳排放量、碳减排量等核算标准。
持续推动简政放权，继续下放或取消非必要行政许可事项，进一步优化能源领域营商环境，增强市场主体创新活力。
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优化清洁低碳能源项目核准和备案流程，简化分布式能源投资项目管理程序。
进一步优化绿色低碳能源项目核准和备案流程，提高评估论证效率。
创新综合能源服务项目建设管理机制，鼓励各地区依托全国投资项目在线审批监管平台建立综合能源服务项目多部门联审机制，实行一窗受理、并联审批。
创新综合能源服务项目建设管理机制，对接全国投资项目在线审批监管平台，建立完善综合能源服务项目多部门联审机制。
（三十八）加强能源领域监管。
（三）加强能源领域监管。
加强对能源绿色低碳发展相关能源市场交易、清洁低碳能源利用等监管，维护公平公正的能源市场秩序。
强化对能源绿色低碳发展相关能源市场交易、清洁低碳能源利用等监管，维护公平公正的能源市场秩序。
稳步推进能源领域自然垄断行业改革，加强对有关企业在规划落实、公平开放、运行调度、服务价格、社会责任等方面的监管。
加强对有关企业在规划落实、公平开放、运行调度、服务价格、社会责任等方面的监管。
健全对电网、油气管网等自然垄断环节企业的考核机制，重点考核有关企业履行能源供应保障、科技创新、生态环保等职责情况。
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