山西“十五五”规划：风、光新增装机100GW，建设10个省级大型风光基地、一批零碳园区

光伏资讯 | PV-info

近日【光伏资讯】微信公众号（PV-info）了解到，山西省人民政府下发关于印发山西省国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要的通知。根据规划，山西省坚持集中式与分布式、增量开发与存量改造升级并举，统筹推进风电、光伏发电等扩规升级，力争2030年风电、光伏等可再生能源装机新增1亿千瓦。

坚持把能源转型作为坚定有序推进转型发展的首要任务，持续深化能源革命，建设“五大基地”，加快从煤炭大省向能源强省转变。

五大基地具体如下：

具体来看，聚焦“晋北区、大基地、沉碱荒、新通道”，优化集中式风光竞配机制，按照国家统筹布局争取建设国家级大型风电光伏基地。建设10个50万千瓦以上省级大型风光基地，鼓励“新能源+生态修复”等发展模式。加快分布式新能源就地开发利用，布局农业、交通廊道等多场景可再生能源项目。

技术方面，发高效低成本晶硅电池，开展新型钙钛矿电池、碲化镉薄膜电池技术研发。开展锂铝等新能源金属提取技术和材料研发。推广换电重卡技术应用。开展中深层地热高效规模利用技术攻关

绿电园区建设方面，坚持差异布局、融合产业、分批实施，推动大同、绛县、长治、侯马等绿电园区试点建设。多途径拓展园区绿电供应，挖掘周边风光大基地、虚拟电厂等资源，充分利用园区内纵向空间，发挥大电网支撑保障能力，创新集中式绿电直连、分布式绿电就地消纳等新模式，重点承载出口导向型先进制造业。统筹绿电招商和出口绿电认证，做强“绿色能源+”和绿电优势，发展“绿色能源+制造、+交易、+认证、+金融”等模式。稳步推进绿证强制消费，实施新上项目可再生能源消费承诺制，加强绿电使用刚性约束。建设一批国家级、省级零碳园区。

推动风光水火储一体联动。充分利用各类电源互补互济特性，强化能源资源协同开发，构建多元绿色低碳供给结构。深化煤电联营、煤电与新能源联营，促进传统能源企业向新型综合能源服务供应商转型。加快大型综合能源基地风光水火储一体化建设运行，统筹建设风光发电基地、煤电配套电源、储能项目和外送电通道。探索建设以可再生能源为基础的综合能源岛，促进多能互补、梯级利用。推动源网荷储一体化发展，探索“煤电+新能源+储能”实时数据交互与协同运行模式，建立健全发电侧容量补偿机制。

第二章 推动能源转型 建设能源强省

坚持把能源转型作为坚定有序推进转型发展的首要任务，持续深化能源革命，建设“五大基地”，探索能源转型九条路径，推动新能源与传统能源协同发展，推动产能、供能、用能一体联动，推动综合能源服务与能源利用效率互促共进，构建新型能源体系，高水平打造我国重要能源原材料基地，加快从煤炭大省向能源强省转变。

第六节 构建新型多元的能源供给体系

扛牢保障国家能源安全政治责任，加快能源生产方式转型，逐步构建以非化石能源为主体，以传统能源为兜底保障的能源供给体系。

保障国家煤炭供应安全。坚持产能优化、智能开采、绿色开发主攻方向，一体建设煤炭产供储销体系。依托动力煤、炼焦煤、无烟煤三大优势煤种，优化煤炭产业布局，进一步提高煤矿单井规模和产业集中度，到2030年煤炭产量根据国家保供需要保持在合理水平。允许有条件的高瓦斯煤矿依法依规通过改扩建适度提高产能，支持对采用充填开采的煤矿享受充填开采煤炭产量按照50%比例折算产能指标。保持全省煤炭产能滚动接续、合理充裕，实施煤炭产能储备。推进煤炭智能绿色安全开采，迭代提升煤矿智能化水平，因地制宜推广绿色开采技术，确保2027年符合条件的生产煤矿基本实现智能化。推动煤炭清洁运输，大力推动“散改集”，协同布局煤炭储备设施和铁路运输项目。

建设国家电力外送基地。巩固绿电外送第一方阵优势，统筹本地消纳和向外输送，建设完善特高压输电通道，推动省间灵活互济工程，打造面向京津冀的电力调峰省份。新增一批高参数、大容量、低排放煤电机组，合理保障煤电装机弹性裕度。开展新一代煤电建设试点，改造和新建一批达到新一代煤电指标要求的煤电机组。加快存量煤电机组灵活性改造“应改尽改”。试点建设系统友好型新能源电站，适度布局调峰气电、光热发电试点项目。增强储能调峰能力，积极有序开发建设抽水蓄能电站，因地制宜发展电网侧、负荷侧新型储能，到2030年，抽水蓄能装机达到390万千瓦，新型储能装机达到1400万千瓦。

建设非常规天然气基地。以沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘非常规天然气产业化基地建设为重点，加快煤层气增储上产，全面推动产供储销一体化建设。创新非常规天然气点状用地等弹性用地政策，按照生产周期合理供应土地。坚持“稳、控、上、增”，分区分策推动煤层气快速上产。建立完善管网统一调度机制，加快管网互联互通。加强储气调峰能力建设，建立涵盖地下储气库、大型LNG设施及气田、管网等多层次储气调峰体系。统筹布局非常规天然气全产业链，合理开发利用煤层气，推进煤矿瓦斯全浓度综合利用，提升全省用气规模。到2030年，非常规天然气产量力争达到300亿立方米，全产业链产值突破千亿元。

提升非化石能源供给水平。坚持集中式与分布式、增量开发与存量改造升级并举，统筹推进风电、光伏发电等扩规升级，力争2030年风电、光伏等可再生能源装机新增1亿千瓦。聚焦“晋北区、大基地、沉碱荒、新通道”，优化集中式风光竞配机制，按照国家统筹布局争取建设国家级大型风电光伏基地。建设10个50万千瓦以上省级大型风光基地，鼓励“新能源+生态修复”等发展模式。加快分布式新能源就地开发利用，布局农业、交通廊道等多场景可再生能源项目。有序推进生物质能多元化发展，建设临汾、长治、运城等生物质能源综合利用项目试点。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，推动城市供热热源地热清洁替代，在大同、忻州、太原、临汾、运城布局建设一批地热能开发利用项目。

推动氢氨醇全产业链发展。以具备资源条件优势的工业园区、新能源基地为重点，形成工业副产制氢和可再生能源制氢为主的氢能供应体系，探索建设区域性、规模化高纯氢供应中心。构建高效经济氢能储运体系，探索开展掺氢天然气管道、纯氢管道等试点。在晋冀鲁豫大宗商品骨干流通走廊沿线合理规划加氢站分布，打造清洁能源运输专线。拓展氢能在燃料电池汽车、工业替代和能源领域应用，积极发展氢能重卡。推广甲醇重卡和甲醇燃料应用，布局绿色“氢氨醇”一体化项目。

第七节 构建绿色低碳的能源消费体系

适应煤炭消费即将达峰的形势变化，协同推进化石能源替代与非化石能源提升，持续调整优化能源消费结构，大幅提高全社会能源综合利用效率。

建设煤炭绿色开发利用基地。统筹源头管控、节煤改造、替代管理，大力推进煤炭清洁高效利用，逐步减少煤炭消费。加快电力行业节煤改造，有序推动落后煤电机组关停淘汰，鼓励煤电项目开展绿氨、生物质掺烧试点，探索降碳燃烧和万吨级以上CCUS全流程示范，力争煤电机组平均发电煤耗降至290克标准煤/千瓦时以下。加快燃煤锅炉、工业窑炉清洁能源替代和节能环保综合改造，鼓励采用工业余热、热电联产等方式及地热、光热等清洁能源替代散煤。

促进新能源高效消纳。坚持发电利用与非电利用并举，严格落实可再生能源消纳责任，引导合理能源消费和绿色能源消费。实施可再生能源消费替代，创新工业企业全额自发自用、建筑“光储直柔”、交通“光储充”充电站等产消一体化模式。聚焦煤炭生产和运输重点环节，积极推动矿区用能清洁替代。推动工业园区节能降碳，鼓励整合工业余热、光伏、生物质能等资源，建设集中供能中心，促进能源系统优化和梯级利用。

提高终端用能电气化水平。有序推动冶金、建材等工业领域终端电能替代，推广应用电锅炉、电窑炉、电气设备等。加强新能源和清洁能源车辆推广应用，构建完善的城市充（换）电设施服务网络，加快电能替代石油消费。提高居民生活领域电气化水平，加快用能设施电气化改造。以工业园区、大型公共建筑等为重点，促进终端用能多元化智慧化，提升全社会终端用能效率，到2030年全社会终端用能电气化水平达到30%。

第八节 构建集成高效的能源创新体系

把科技创新作为推动能源转型的关键力量，提升原创性引领性技术供给能力，推动煤炭产业由低端向高端、煤炭产品由初级燃料向高价值产品攀升，打造能源科技创新重要策源地和成果转化基地。

加速能源关键技术迭代创新。积极参与和牵头煤炭2030国家重大科技任务，加快绿色低碳技术攻关。围绕智能电网、油气等关键领域，积极争取国家科技重大专项。实施省级能源领域重大研发项目，精准突破能源转型关键技术、核心装备和重要部件，力争产出100项以上标志性科技成果。

建设煤基科技创新成果转化基地。搭建全过程成果转化服务平台，畅通科技成果转移转化链路。建立企业、高校院所与政府部门联动机制，体系化推进成果转化，力争每年转移转化能源科技成果100项以上。支持概念验证和中试，重点建设煤炭方向国家人工智能应用中试基地、晋北新型电力系统实证基地等，建设煤炭清洁高效利用中试集群。开展应用场景和实践路径试点，推动省属能源企业探索建立科研中试和工业示范联合基金，支撑重大科技成果转化。

加快先进技术装备示范应用。实施重大科技成果示范工程，遴选并争取一批国家级示范项目，推动更多创新成果纳入国家首台（套）及能源产业技术装备推广指导目录。引导能源企业主动开放应用场景，定期发布需求清单。聚焦煤矿采掘运输、燃煤电厂、风电场、光伏电站等重点领域，推进能源大规模设备更新。完善能源技术装备标准体系，推进技术专利化、专利标准化、标准产业化，打造一批骨干企业和产品品牌。

第九节 构建综合能源服务新业态

遵循系统思维、市场主导、创新驱动、多元协同的原则，以构建新型电力系统为核心，贯通供电侧、电网侧、负荷侧、售电侧各环节，全面提高能源供应能力和服务质效。

推动风光水火储一体联动。充分利用各类电源互补互济特性，强化能源资源协同开发，构建多元绿色低碳供给结构。深化煤电联营、煤电与新能源联营，促进传统能源企业向新型综合能源服务供应商转型。加快大型综合能源基地风光水火储一体化建设运行，统筹建设风光发电基地、煤电配套电源、储能项目和外送电通道。探索建设以可再生能源为基础的综合能源岛，促进多能互补、梯级利用。推动源网荷储一体化发展，探索“煤电+新能源+储能”实时数据交互与协同运行模式，建立健全发电侧容量补偿机制。

加快建设数智化坚强电网。完善电网结构，打造分层承载、多级协同的一体化枢纽平台，实现主配微贯通协同。完善电网500千伏主网架，有序推进220千伏、110千伏等电网工程建设，开展老旧变电站、输变电设备和线路整体改造。提升配电网智能化水平，推进分布式新能源、微电网、新型储能、新能源汇集站、虚拟电厂、电动汽车等开发建设和友好接入。盘活增量配电改革政策，推动在绿电园区叠加增量配电改革试点。因地制宜建设智能微电网，稳步扩大虚拟电厂聚合规模，拓展充电车网、站网互动规模化应用。

优化用户侧负荷精细管理。用足做实可调节负荷资源，促进价格信号引导用户改变用能方式，夯实需求响应兜底作用，到2030年，力争具备5%以上的尖峰负荷响应能力，实现电网区域内需求侧资源共享互济。统筹区域冷、热、电、汽、气负荷需求，建设新型负荷管理系统，逐步建立园区间能源双向流动机制。鼓励供电企业提供电能监测、能效诊断、能效咨询等综合服务。推动需求侧资源参与市场交易，利用需求侧响应与虚拟电厂整合提供调峰、调频、备用等调节服务，实现资源聚合和调度优化。

构建高效电力供应新模式。优化电力中长期交易机制，放开中长期交易供需比，探索建立爬坡等辅助服务市场化交易机制，进一步激发市场活力。建立“用户挂牌、售电公司摘牌”招标竞价机制，促进售电公司充分竞争，切实降低用户用能成本。按照“谁受益、谁承担”原则，精细化管理用户侧分摊规模。深化“获得电力”服务水平，推行“一站式”“开门接电”模式。创新绿电直连、新能源接入增量配电网等供电方式，提升用能价格优势。

做强绿电园区建设新优势。坚持差异布局、融合产业、分批实施，推动大同、绛县、长治、侯马等绿电园区试点建设。多途径拓展园区绿电供应，挖掘周边风光大基地、虚拟电厂等资源，充分利用园区内纵向空间，发挥大电网支撑保障能力，创新集中式绿电直连、分布式绿电就地消纳等新模式，重点承载出口导向型先进制造业。统筹绿电招商和出口绿电认证，做强“绿色能源+”和绿电优势，发展“绿色能源+制造、+交易、+认证、+金融”等模式。稳步推进绿证强制消费，实施新上项目可再生能源消费承诺制，加强绿电使用刚性约束。建设一批国家级、省级零碳园区。

第十节 促进新型能源体系和现代化产业体系深度融合

做好现代能源经济文章，推动能源纵向延伸产业链条、横向耦合先进高载能产业，实现能源资源优势转化为产业优势、发展优势、竞争优势。

建设现代煤化工示范基地。加强煤化工产能调控，淘汰低效产能，推动现代煤化工产业高端化、多元化、低碳化发展。稳步推进煤炭分质分级利用、新型煤焦化工及下游材料开发，支持煤炭液（气）化、芳烃提取、碳基材料等技术研发和工业化利用，推动焦化副产物深加工、煤层气合成高端化工产品，深化论证中煤平朔煤基烯烃新材料及下游深加工一体化项目。推动煤化工与绿电、绿氢、生物质、CCUS等耦合发展。提升焦化全产业链效能，推动焦化副产品向碳基新材料、精细化工产品延伸。

促进电碳算产一体发展。以拓展“人工智能+”能源应用场景为重点，提升能源领域人工智能创新应用水平，推动智能算力与绿电协同发展。以“绿色能源+绿色算力+服务器制造+数据服务”为方向，加快绿色算力新型基础设施建设，推动与分布式新能源、储能协同布局，推动算电协同试点项目建设，支持算力设施开展绿电直连。支持人工智能大模型创新发展，拓展“人工智能+煤矿、+电网、+新能源、+煤电”应用场景试点示范，强化人工智能技术赋能节能和碳排放管理，促进人工智能与能源产业深度融合。

促进能源和新能源金属协同发展。引导矿产企业延伸产业链条，提升资源综合利用效率，建设全国重要的新能源金属产业基地。依托吕梁、忻州、阳泉、运城等资源富集区，促进铝、镓、锂等新能源金属高效提取和综合利用。提升煤炭与共伴生铝土矿一体开发水平，加快煤下铝资源开发。鼓励企业与科研机构联合攻关，加快突破低品位镓的高效提取技术，支持布局提镓、提锂项目。推动镓、锂资源在电池和高性能半导体材料中的广泛应用。

促进能源和先进制造联动发展。依托煤炭、煤层气、新能源等场景优势，发展煤机、煤层气、风电、化工、电力等能源装备，加快技术迭代、设备更新，鼓励高端装备制造本土化，支持太原等地打造具有全国影响力的能源装备产业集群。发挥绿电优势，吸引具有绿能导向的高载能制造业落户。围绕绿色工厂等绿色制造发展，建立可再生能源与传统能源协同互补、梯级利用的供能体系，降低制造业生产成本。

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