扫码关注微信公众号
为深入实施积极应对气候变化国家战略，全面推进美丽中国建设，如期实现碳达峰目标，依据《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》《美丽中国建设“十五五”规划》《“十五五”碳达峰行动方案》，编制本规划。
一、总体要求
坚持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和二十届历次全会精神，认真落实四中全会部署，全面贯彻习近平生态文明思想，以落实国家自主贡献为目标，以减缓和适应气候变化为主线，以科技进步和制度创新为动力，协同推进降碳、减污、扩绿、增长，提升气候韧性，增强绿色发展动能，将应对气候变化作为落实全球治理倡议的先行示范领域，为持续完善全球气候治理体系、推动构建人类命运共同体作出更大贡献。
“十五五”期间，应对气候变化及碳达峰碳中和工作取得新的重大进展，碳达峰目标如期实现，全面完成 2030 年国家自主贡献。
到 2030 年，单位国内生产总值二氧化碳排放较 2025 年降低 17%，全
国碳排放权交易市场覆盖行业单位产品二氧化碳排放比 2025 年下降 3%左右，建成诚信透明、方法统一、参与广泛、与国际接轨的全国温室气体自愿减排交易市场，产品碳足迹管理体系基本建成，加强非二氧化碳温室气体监测管控，形成 3000 万吨二氧化碳当量减排能力，适应气候变化工作体系更加完善，气候适应型社会建设取得阶段性进展，应对气候变化意识和能力持续增强，我国在全球气候治理中的影响力、引导力、塑造力和道义感召力显著提升。在此基础上再奋斗五年，全面实现 2035 年国家自主贡献，为实现碳中和奠定坚实基础。
二、控制重点领域二氧化碳排放
（一）加快经济社会绿色低碳转型。实施碳排放总量和强度双控制度，加快建设新型能源体系，大力发展非化石能源，实施可再生能源消费替代，推动煤炭和石油消费达峰，国家大气污染防治重点区域内新建、改建、扩建用煤项目的，应当实行煤炭等量或减量替代。持续推动产业结构调整，加强温室气体排放生态环境影响评价、节能审查和碳排放评价，坚决遏制“两高一低”项目盲目上马，依法依规淘汰落后产能，加快出清低效产能。持续扩大绿电应用，高质量建设绿证市场。大力发展绿色低碳产业，建设生态工业园区、零碳工厂和园区、零碳算力设施。推动城乡建设绿色低碳转型，推广绿色建造方式。加快交通运输绿色低碳发展，提高大宗货物铁路、水路和新能源汽车运输比重。
（二）巩固提升生态系统碳汇能力。推进山水林田湖草沙一体
化保护和系统治理，科学开展大规模国土绿化，实施森林质量精准提升工程。统筹推进“三北”工程、重要生态系统保护和修复重大工程建设。依托和拓展自然资源调查监测体系，加强生态系统碳汇计量监测核算和碳储量调查评估。
（三）深入推进减污降碳协同增效。制定重点行业和生态环境基础设施减污降碳协同治理技术指南。减少溶剂型原辅材料生产和使用。建设一批减污降碳绿色发展标杆。通过碳交易、生态补偿、绿色金融等激发各类主体参与动力。
三、加强非二氧化碳温室气体管控
（四）加大甲烷排放控制力度。推进煤矿瓦斯利用项目建设，加强油田伴生气与放空气回收利用。推广稻田节水灌溉技术，提高畜禽粪污处理及资源化利用水平，单位农产品甲烷排放强度进一步
降低。加强生活垃圾填埋场综合整治，提升污水处理效能。鼓励有条件的地方开展甲烷控排专项行动。
（五）加强氧化亚氮排放控制。引导己二酸、硝酸和己内酰胺
生产企业通过加装催化剂等方式减少氧化亚氮排放。推动化肥科学施用。控制农业和废弃物处理领域氧化亚氮排放。
（六）推进含氟气体排放控制。通过源头替代、回收利用及末端销毁等措施，加强氢氟碳化物、全氟化碳、六氟化硫、三氟化氮等含氟气体管控。严格落实氢氟碳化物生产与使用配额管理制度。编制实施六氟化硫管控方案及相关技术规范。
四、加强全国碳市场建设
（七）加快建设全国碳排放权交易市场。充分发挥碳排放权交易市场对实施碳排放双控的重要支撑作用。有序扩大覆盖行业范围和温室气体种类。对碳排放总量相对稳定的行业优先实施配额总量控制，稳妥推行免费和有偿相结合的碳排放配额分配方式，有序提高有偿分配比例，建立配额储备和市场调节机制。加强碳排放数据质量全过程监管，强化碳排放计量审查。
（八）积极发展高质量全国温室气体自愿减排交易市场。常态化开展全国温室气体自愿减排交易市场方法学建议征集、评估遴选和发布工作。加强全国碳减排资源统筹管理，规范各类自愿减排交易活动。强化项目及减排量全链条管理，扩大审定与核查机构专业人才队伍。推动核证自愿减排量应用，积极服务有关行业企业国际履约和产品碳中和。
（九）提升碳市场活力和效能。建立完善碳质押、碳回购等政策制度，鼓励金融机构探索开发碳市场相关金融产品和服务。丰富市场交易主体，稳步推进符合要求的金融机构在依法合规、风险可控前提下参与全国碳排放权交易，适时引入其他非履约主体。完善碳市场价格形成机制，提升碳减排资源配置效率，有效降低全社会减排成本。完善市场交易风险预防预警及处置程序，加强交易行为监管。加强对碳排放权交易试点市场的指导和监管。
（十）扩大我国碳市场国际影响力。积极参与国际碳市场规则制定，加强方法学和标准衔接，推动建立新型国际碳市场合作机制和组织。组织举办中国碳市场大会。
五、建立健全碳足迹管理体系
（十一）夯实碳足迹工作基础。制定产品碳足迹核算和重点产品碳排放限额标准。依托国家温室气体排放因子数据库，加快建设国家产品碳足迹因子数据库，鼓励行业、地区、企业研制细分产品碳足迹因子或开发数据库，衔接和补充国家数据库。加强产品碳足迹数据质量管理，强化数据安全和产权保护。
（十二）健全标识认证和管理机制。有序开展产品碳足迹标识认证试点工作，推动制定产品碳标识认证管理办法，规范认证流程与第三方机构管理。研究建立产品碳足迹分级管理和信息披露制度。
（十三）丰富产品碳足迹应用场景。持续推动将产品碳足迹要
求融入贸易、财政、金融和产业等政策，应用于政府采购、绿色金融等场景。优先选取产业链完整、溯源性高的产品，支持地方政策创新和重点行业企业先行先试。
（十四）推动碳足迹规则国际衔接。跟踪研判碳足迹国际动态，加强国际交流和标准规则衔接，促进国际标准本土化。组织行业协会、企业等积极参与产品碳足迹国际规则制修订，逐步推进因子数据、认证结果和服务机构等国际认可。支持指导企业应对国际涉碳贸易规则。
六、提升气候风险应对能力
（十五）完善适应气候变化工作体系。健全气候变化“观测-评估-行动-反馈-提升”全链条工作流程。明确适应气候变化部门任务分工，健全省、市、县三级适应气候变化工作责任体系。探索构建气候适应型社会评价指标体系，建立适应气候变化进展成效评估制度。深化气候适应型城市建设。
（十六）开展气候变化风险评估。完善气候及气候变化观测网，提升地球系统多圈层协同观测能力，加强地球系统数据平台建设。建立气候变化风险早期预警系统，加强气候敏感区、生态脆弱区、人口密集区气候风险监测预估。开展陆地、海洋碳循环与气候风险关联研究，加强气候变化对生态环境影响研判，建立气候变化风险评估会商制度。研究编制中国气候变化风险区划。
（十七）加强极端天气气候事件应对。加快建立新一代短临预警业务体系，构建政府主导的预警信息发布体系。完善防灾减灾救灾联动机制，补齐北方地区防洪排涝抗灾基础设施短板。引导人口、基础设施、产业向气候灾害低风险区域优化布局。
七、强化适应气候变化行动
（十八）强化自然生态系统适应行动。建设完善集约、协同、高效的生态环境监测网络。加强陆地生态系统灾害预警、气候风险评估，加强森林草原湿地荒漠生态系统适应性管理，提升林草生态系统、海岸带及沿岸地区适应气候变化能力。完善气候行动与生物多样性保护协同增效技术方法和政策。
（十九）加强经济社会系统适应行动。建立健全适应气候变化
的粮食安全保障体系，大力发展气候智慧型农业。加强气候变化健康适应行动，强化气候变化健康风险、脆弱性和适应能力动态评估。加强基础设施与重大工程气候风险管理。强化城市气候风险评估，鼓励城市编制气候风险地图。提升敏感二三产业气候韧性。
（二十）实施重点区域适应行动。构建适应气候变化的国土空
间格局，加强气候影响、灾害综合风险评估信息与国土空间信息融合。完善和落实主体功能区战略，全面提升不同主体功能区适应能力。加强重点生态安全地区和重点城市群适应气候变化行动。扎实开展省级适应气候变化行动。
八、提升应对气候变化治理能力
（二十一）健全气候领域法律法规制度标准。持续推进应对气候变化和碳达峰碳中和专项法律制定工作，鼓励有条件的地方先行开展地方气候立法。健全应对气候变化基础通用标准以及减缓和适应气候变化相关标准。
（二十二）完善碳排放统计核算体系。建立全国及省级地区碳排放年报、快报制度，推动编制省级温室气体清单，完善动态监测预警机制。加强国家温室气体排放因子数据库建设，定期更新全国及省级电力排放因子。推动国家温室气体监测网络建设。开展非二氧化碳温室气体排放数据报送与核查。加强碳计量基础能力建设。加强部门间碳排放相关数据衔接共享。
（二十三）发挥财政价格金融政策支持作用。统筹利用各类资金渠道支持符合条件的应对气候变化项目。通过大气污染防治资金支持应对气候变化能力体系建设。健全资源环境要素价格形成机制。积极推动气候投融资发展，深化地方试点。
（二十四）强化应对气候变化科技创新。加强气候变化关键过程与机理研究，开发“AI+”高精度地球系统数值模拟技术和反演一体化技术，构建新一代应对气候变化综合评估模型及政策仿真优化系统。强化气候科技集成应用推广，持续发布《国家重点推广的低碳技术目录》。推动碳捕集利用与封存相关技术研究和工程示范。支持开展氢氟碳化物替代品和替代技术研发应用。
（二十五）推动全社会广泛参与。围绕全国生态日、全国节能宣传周、全国低碳日等重要节点，组织开展应对气候变化宣传活动。倡导推动大型活动碳中和，通过使用核证自愿减排量抵销碳排放。倡导绿色低碳生活理念和消费方式，鼓励电力用户使用绿证实现全绿电消费，引导规范地方碳普惠机制。建设绿色低碳发展国民教育体系，加强应对气候变化相关专业学科建设。
九、积极参与和引领全球气候治理
（二十六）建设性引领应对气候变化多边治理进程。坚持公平、共同但有区别的责任和各自能力原则，坚定维护《联合国气候变化框架公约》（以下简称《公约》）及其《巴黎协定》主渠道地位，推动全面有效持续实施。坚持真正的多边主义，反对单边主义、保护主义，推动妥善处理气候与贸易问题，加强绿色技术和产业国际协作，促进绿色低碳产品自由流动。构建气候治理新叙事，积极维护气候公平正义，推动公正转型。深度参与各渠道气候变化多边磋商谈判。
（二十七）扎实做好透明度履约工作。切实履行我国在《公约》
及其《巴黎协定》下的报告和审评义务，常态化编制我国气候变化国家信息通报、双年透明度报告和国家温室气体清单报告，按期提交至《公约》秘书处，并接受国际审评。
（二十八）深化开展双多边国际交流与合作。落实应对气候变化双边、区域机制，用好气候治理多边平台，加强与各国、联合国有关机构和其他国际组织对话交流和务实合作。积极宣传习近平生态文明思想和中国应对气候变化积极成效，定期发布中国应对气候变化政策与行动进展报告和白皮书。推动地方、研究机构等开展多层次气候变化国际交流合作。
（二十九）持续加强应对气候变化南南合作。积极落实全球发展倡议，深化应对气候变化南南合作。加强现有资源统筹，有序推动低碳示范区建设及“非洲光带”“清洁炉灶”“早期预警”等旗舰项目开发实施，打造可复制、可推广、受欢迎的项目样板。组织开展能力建设专题研讨班。加强成果宣传，传播中国叙事，提升我国在全球气候治理中的影响力。探索建立多元主体、多层级的气候合作伙伴关系。
十、组织实施
生态环境部、国家发展改革委统筹推进规划实施，各部门加强工作协同，形成工作合力。规划实施应对气候变化一揽子重大工程。做好规划实施情况动态监测、中期评估和总结评估，强化地方目标任务落实。
加快构建新型电力系统对支撑国家经济社会发展、保障能源电力安全、促进绿色低碳转型、建设能源强国具有重要意义。为明确未来五年我国新型电力系统建设方向和重点工作，实现电力行业高质量发展，依据《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》和《新型能源体系建设“十五五”规划》，制定本规划。
一、总体要求
坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻 党的二十大和二十届历次全会精神，认真落实四中全会部署，全面践行“四个革命、一个合作”能源安全新战略，统筹发展和安全，坚持电力先行，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，全面支撑新型能源体系和能源强国建设，为推进中国式现代化提供坚强电力保障。
到 2030 年，新型电力系统初步建成：绿色低碳的电力供给格局基本形成，非化石能源发电量占比达到50%；电力供应能力持续增强，电力系统互补互济和安全韧性水平大幅提升，电力供应充裕度保持合理水平，有效满足经济社会发展和人民群众美好生活的用电需要；初步建成安全可靠、绿色低碳、坚强韧性、智能灵活的新型电网，资源配置平台作用和服务功能充分发挥，实现 28 亿千瓦以上新能源高水平消纳，建成可支撑超过 1.1 亿辆电动汽车出行的 充电基础设施网络；节能高效、绿色低碳的用电方式加快形成，虚拟电厂成为用电侧协同互动的重要载体；系统调节能力大幅增强，各类调节资源实现高效调用；支撑新型电力系统的关键技术装备取得突破性进展，智能化、绿色化、融合化的电力产业体系基本形成；新型电力系统体制机制更加完善，全国统一电力市场体系基本建成。
二、加快形成绿色低碳的电力供给格局
（一）统筹新能源开发与消纳
加强新能源开发消纳引导。立足各地实际，基于新能源电量渗透率，综合资源条件、电网网架、调节能力、负荷增长等因素，分地区分档确定新能源利用率指导目标。优化新能源开发布局，全国新能源利用率保持在 90%左右，支撑非化石能源消费比重目标。
分类推进新能源开发消纳。统筹做好以“沙戈荒”为重点的“三北”风电光伏基地外送和自用消纳，持续提升西电东送和西电西用能力。推进水风光一体化基地规划建设，优化送出消纳。优化海上风电送 出消纳。保障合理利用率，科学规划建设省内集中式新能源。拓展分布式光伏应用场景和消纳空间。
大力推动新能源就近消纳新业态发展。积极推动绿电直连、智能微电网等新能源就近消纳新业态发展，支持新能源就近接入，满足算力设施、工业园区、建筑楼宇、偏远地区及外向型企业、高耗能企业的绿电消费与供电保障需求。支持工业负荷大、新能源资源条件好的地区建设零碳园区，促进新能源就地消纳。提升新业态自平衡、自调节能力，加强新业态与电网规划的统筹协调。
完善新能源消纳机制。坚持中长期分地区分档新能源利用率目标引导，做好年度新能源利用率目标动态优化。指导各地做好新能源配套电网和调节能力建设安排。推动新能源消纳评估由单一新能源利用率指标向综合评价指标体系转变。建立新能源“规划—建设—并网—消纳”全周期监测预警机制，加强跟踪分析，及时采取稳消纳举措。
（二）科学推进常规水电开发
推动金沙江上游、澜沧江上游、雅砻江中游、大渡河等重点流域水电建设投产。安全有序推进雅鲁藏布江下游水电等重大工程项目建设。强化水电顶峰、调节与稳定支撑能力，拓宽出力可调节范围与灵活性。到 2030 年，常规水电装机达到 4.1 亿千瓦左右。
（三）积极安全有序发展核电
科学确定沿海核电基地布局和建设时序。推动核电规模化建设，积极推进新一代核电技术研发示范和推广应用。多措并举降低小型 堆成本，加强核能综合利用和商业模式创新。到 2030 年，核电装机约 1.1 亿千瓦。
（四）鼓励非化石能源多元发展
推动光热发电规模化发展，因地制宜发展生物质和地热能发电，推进海洋能规模化利用。到 2030 年，生物质、光热、地热能、海洋能等发电装机达到 6500 万千瓦左右。
（五）积极推动煤电节能降碳
推动现役煤电机组实施宽负荷高效改造，低负荷运行工况的煤耗增幅控制在 25%以内。因地制宜推动实施燃煤机组全负荷脱硝改造。实施一批 60 万千瓦等级跨代升级改造项目。在具备条件的地区改造建设一批零碳低碳燃料掺烧和碳捕集利用及封存项目。制定煤电与新能源融合发展政策，支持在具备条件的地区优先实施一批煤电与新能源融合项目，实施煤电调节能力改造，推动煤电与新能源系统耦合集成，实现一体化调控送出，降低燃煤发电量。
三、着力构建主配微协同的新型电网
（六）优化全国电力流向布局
着力推动电力流向布局优化。推动存量直流输电通道改造升级。落实国家区域发展战略和全国电力流向优化布局总体方案，逐步形 成东北、中北、西北“沙戈荒”基地群和西南水风光一体化基地群向东中部、川渝和南方负荷中心地区送电，海上风电基地和沿海核电基地就近消纳的电力流向总体格局。加快推动“十四五”时期已纳规输电通道尽早建成投运。到 2030 年，西电东送规模超过 4.2 亿千瓦。开展“沙戈荒”等 100%新能源外送输电工程试点。
（七）完善区域主网架结构
坚持以区域电网为基础、区域电网异步互联的全国电网格局。保证电网结构强度，分层分区优化各级电网主网架，推动电网交直流、送受端、各层级协调发展。
（八）规划建设海上输电网络
开展海上输电网络规划研究，统筹资源条件和海洋经济发展需求，集约化一体化布局海缆廊道和登陆点，推动构建海上输电网络，促进海上风电基地高效汇集送出和消纳。
（九）打造坚强韧性配电系统
强化配电网规划引领，推动配电网建设改造和智慧升级，加强市县级配电网与新业态布局规划协同，升级配电网智能调控体系。全面提升配电网供电保障能力，力争实现单一通道县域全停风险清零，着力解决配变过载、严重低电压等供电质量问题。增强配电网综合承载能力，提升配电网调节能力，支撑 9 亿千瓦分布式新能源接入及安全稳定运行。实施一批防灾抗灾能力提升项目，从防雷、防风、防冰、防洪、抗震能力等方面差异化提高局部固化设计和灾害防范标准，全面提升配电网综合防灾抗灾能力。
（十）多场景建设智能微电网
支持智能微电网建设，与公共电网做好规划衔接和调控协同。布局建设一批源网荷储协同的智能微电网项目。完善相关技术标准和项目准入，明确智能微电网与公共电网的物理边界和责任边界。提升智能微电网新能源自发自用比例。
（十一）构建智慧电力调度体系
持续优化调度机制，推动主配微网协同调控模式转变和能力建设。探索“沙戈荒”基地、水风光一体化基地、电力新业态等协同运行控制新模式。健全并网技术标准与调度规范，加强电力调度与电力市场、电力需求侧管理的衔接。强化各类并网运行主体的涉网和运行管理。适时修订《电网调度管理条例》。加快先进数字信息技术与先进调度控制技术融合应用，提升电网智慧调控和系统实时平衡能力，促进新能源消纳。
（十二）加强电动汽车充电基础设施网络建设
加快构建城市面状、公路线状、乡村点状布局的充电基础设施网络。推动高速公路服务区充电设施更新改造，打造有效满足中长途出行需求的城际网络。提高快充设施占比，有序推进大功率充电基础设施建设，实现除海岛、高寒高海拔地区外的农村（县乡）地区公共充电设施全覆盖。结合国家主要货运通道布局，沿线建设大功率重卡充电设施。到 2030 年，充电基础设施总量超过 4000 万个，大功率充电设施约 30 万个，形成支撑超过 1.1 亿辆电动汽车的充电服务能力。
四、促进用电侧协同发展
（十三）激发用电侧协同互动能力
完善管理制度、调度体系、市场机制和技术标准，做实做细负荷管理措施，充分发挥市场作用，引导分布式电源、可调节负荷、电动汽车充电基础设施等各类分散资源聚合参与电力削峰和填谷，提升用电侧协同互动能力。到 2030 年，全国需求侧削峰能力超过 1亿千瓦。
（十四）大力促进虚拟电厂发展
创新商业模式，推动虚拟电厂加快发展。支持具备条件的售电公司发展虚拟电厂业务。完善虚拟电厂交易规则、技术标准体系、建设运行管理机制和接入调用机制，提升虚拟电厂资源聚合水平和运行可靠水平，推动虚拟电厂常态化、规模化参与电力市场交易。到 2030 年，虚拟电厂最大调节能力超过 5000 万千瓦。
（十五）倡导全社会节约用电
加强重点领域节能降碳管理，严格执行高耗能行业碳排放约束，积极实施节电降碳提效改造，淘汰落后高耗能设备。加快建筑节能 改造。持续提升算力设施电能利用效率。推广节能家电，加大宣传普及力度，增强全民节电降碳意识。
（十六）持续提升绿电应用和电气化水平
推进新能源集成融合发展，支持零碳园区、工业绿色微电网建设，引导扩大绿电消费。加快提升工业、交通、建筑、农业、居民生活等领域电气化水平，推广应用电气化设备。到 2030 年，电能占终端能源消费比重达到 35%。
五、增强电力系统调节能力
（十七）强化抽水蓄能电站调节作用
科学优化抽水蓄能电站建设方案和时序，有力有序推动规划内项目核准建设，持续强化项目调度监测和动态调整，做好中长期项目优化布局。推动一批参与区域调节的抽水蓄能电站建设，完善抽水蓄能电站通过省间交易参与区域调节的市场机制。到 2030 年，全国抽水蓄能电站装机规模达到 1.6 亿千瓦左右。
（十八）加快新型储能电站规模化建设
完善政策机制，推动具备条件的存量新能源配建储能实施改造，持续提升调用水平。以分地区新能源利用率目标为依据，科学确定 各地区自用新型储能规模，充分发挥新型储能保障新能源消纳作用。在“沙戈荒”等新能源外送基地，合理规划新型储能，着力提升通道新能源电量占比。“十五五”时期新增新型储能约 1.6 亿千瓦，到 2030年，全国新型储能规模达到 3 亿千瓦。
（十九）推动煤电向支撑调节性电源转型
落实新一代煤电升级专项行动要求，提升煤电深调、快调、高效调节能力，完善煤电容量电价机制。到 2030 年，现役机组灵活性改造应改尽改，热电联产机组最小发电出力达到 40%以下，鼓励通过热电解耦等电热协同方式进一步提高灵活性，保障稳定供热。
（二十）积极发展车网融合互动
推进车网互动核心技术攻关，加快构建技术标准和管理体系。全面推广智能有序充电，有序扩大车网互动规模化应用范围。完善充电桩峰谷分时电价机制，建立健全放电上网价格形成机制，引导车网互动资源参与系统调节和市场交易。到 2030 年，智能有序充电和双向充放电实现规模化应用，车网互动聚合可调充电规模力争达到 5000 万千瓦。
六、夯实电力供应保障能力
（二十一）提升新能源电力支撑水平
推动长时间尺度、高精度新能源功率预测技术大范围应用，大力提升新能源安全可靠替代能力。到 2030 年，全国非化石电源电力支撑水平达到 40%左右。
（二十二）增强电力互补互济能力
充分挖掘跨流域、跨区域电力供需互补潜力，强化区域间互为备用、紧急情况临时支援能力，提升电力系统安全韧性水平。加快推动闽赣、皖鄂、鲁苏、渝黔、湘黔、湘粤等工程建成投产，新增规划一批区域间直流背靠背电力互济工程。“十五五”时期新增省间电力互济规模约 4000 万千瓦。
（二十三）发挥新型储能顶峰作用
布局一批可承担顶峰保供作用的电网侧独立新型储能电站。加大构网型等技术应用，充分释放新型储能调峰、调频、调压、事故备用、爬坡、黑启动等多重效能。“十五五”时期，全国新增可承担顶峰保供作用的电网侧独立新型储能约 8000 万千瓦，等效顶峰时长力争达到 4 小时。到 2030 年，可承担顶峰保供作用的电网侧独立新型储能达到 1.4 亿千瓦。
（二十四）科学优化布局天然气发电
完善天然气发电政策，因地制宜布局一批调峰气电兼顾电力保供。
（二十五）夯实煤电兜底保障作用
持续优化煤电装机结构。稳妥有序实施煤电机组关停工作。鼓励利用关停煤电机组既有厂址、设备设施实施新型储能、调相机等改造建设。到 2030 年，60 万千瓦等级及以上清洁高效煤电机组占比提高 10 个百分点以上。
合理控制煤电规模。严格落实国家碳达峰碳中和战略和重点区域大气污染防治要求，实施新版火电建设标准，推动已纳入规划的煤电建成投产。
（二十六）建立健全电力供应保障机制
建立健全电力供应充裕度预警机制，指导各地落实电力保供责任、及时调整规划目标任务。组织编制重点地区迎峰度夏、度冬“一省一策”，压实并落实地方和企业保供责任。充分发挥市场化手段对电力保供的支撑作用。健全优先发、购电制度，发挥好中长期合同在电力保供中的基础性作用。
七、提高民生用电服务水平
（二十七）提升城乡居民用电保障水平
加强城镇配电网建设改造力度，有序推进老旧小区、城中村等 区域供配电设施规范化改造，加快新建居民小区配套电网工程建设。推进非电网直供电小区治理，鼓励具备条件的非直供电小区供电设施向供电企业整体移交。服务乡村振兴战略实施，推动农村新型电网建设改造。支持县域、民族地区、革命老区等特殊类型地区电力基础设施建设。
（二十八）增强充电服务保障能力
提升居住区充电桩报装接电服务水平，推动实施一批居住区充电设施“统建统服”试点。持续优化充电场站环境，完善收费等信息标识，提升设施运行维护水平，有效优化群众充电体验。
（二十九）因地制宜推进清洁取暖
修订《热电联产管理办法》。提升集中供暖清洁能源使用比重。推动核能清洁供暖、工业供汽。鼓励推进煤电耦合新能源联合供暖，鼓励发展地热能、太阳能、生物质能等可再生能源供暖。因地制宜推进工业余热等多种清洁取暖方式。
（三十）持续提高供电服务质量
提升芯片制造、精密仪器制造、生物医药等新质生产力供电质量。持续提升电能质量综合治理水平。深化“省力、省时、省钱”服务，巩固提升“零上门、零审批、零投资”服务，更好保障企业用户接电需求。全面推进“高效办成一件事”，深化水电气联合报装服务，推广高频供电业务联办，推进跨网办、跨省办等异地办电服务，提升办电便利度。
八、加快电力领域新质生产力赋能
（三十一）攻坚新型电力系统核心技术与装备
深化新型电力系统全局最优规划、系统运行机制、多时间尺度动态稳定分析等基础研究。全面升级新型电力系统仿真技术。推动一批先进技术装备规模化应用。
（三十二）深化人工智能赋能
加强电力行业数据资源开发利用，统筹推进人工智能赋能新型电力系统建设，推动电力行业全环节、全流程的数字化、智能化升级。强化电力行业“人工智能+”基础理论研究与应用，围绕典型应用场景开展试点，打造一批可复制、可推广的标杆案例。
（三十三）加快新型电力系统标准体系建设
加快新型电力系统标准化工作。积极参与国际电力领域标准化工作，加强知识产权保护与国际标准制定。加强检验检测能力建设。
九、推进电力安全治理体系和治理能力建设
（三十四）加强电力安全运行和涉网安全管理
夯实电力安全生产基础。健全事故风险防御体系和运行风险管控体系。建立各类电源运行风险监测预警机制，推进大坝安全智能化监测检测技术应用。加强电力监控系统网络安全防护。健全电力二次系统涉网安全技术监督体系。
（三十五）提升电力应急处置能力
健全电力应急指挥机制和预警响应机制。增强气候气象等自然灾害防御能力，提升电力系统安全韧性水平。
（三十六）强化施工安全和质量保障
加强大型水电、核电常规岛、特高压输变电、“沙戈荒”基地等重特大工程现场安全质量监督管理。建立工程建设全链条质量监管体系，打造精品工程。加强质量监督机构和人才队伍建设。
十、促进电力与相关领域协同融合发展
（三十七）促进电力与算力协同发展
增强电力供应保障能力，满足各类算力设施高可靠供电需要。统筹能源资源配置与算力设施建设，协同规划布局算力、电力项目，做到以电强算、以算促电。依托算力设施发展源网荷储一体化、绿电直连等新模式，实现绿电聚合交易、就地消纳，提高算力设施绿电占比。加强算力设施余热资源回收利用。
（三十八）促进电热、电氢等协同联动
鼓励推广热电联产机组通过熔盐储热、热水储热等方式实现热电解耦。试点应用高参数热泵等先进热电转换技术，探索应用相变储热、固体储热等先进高温储热技术，推动联合运行提高灵活调节能力。拓展绿电制氢氨醇、氢储能、氢发电、火电掺氢（氨）等应用场景。
（三十九）推动电力与交通融合发展
推动电力与交通基础设施共享通道、管廊、杆塔等资源，依托周边用地开发新能源，优化配置灵活调节资源，协同布局输电网络。有序推动交通运输电气化和低碳化转型，发展依托新能源的岸电系统和港口微电网。
十一、深化电力市场化体制机制改革
（四十）持续完善全国统一电力市场机制
健全“1+N”电力市场基础规则体系。强化地方规则与国家规则的对接和统一。完善新型主体参与电力市场的制度。持续完善跨电网经营区常态化交易。逐步缩小代理购电规模。完善辅助服务市场机制，探索容量市场机制建设。深化电力价格机制改革。推进水电、核电、气电上网电价市场化改革。探索跨省区专项工程实行两部制或单一容量制输电价格。落实支持新能源就近消纳的价格机制。完善输配电价对电网投资激励约束机制。研究海上风电送出工程相关价格机制。优化居民阶梯电价制度，推广居民分时电价机制。
（四十一）完善监督管理机制
加快修订《中华人民共和国电力法》，适时修订《电力监管条例》。建立市场导向的规划投资机制，支持包括民营企业在内的多元资本参与清洁能源基地和电力基础设施建设。厘清新型经营主体与电网的权责边界。对电网企业开展自然垄断业务和竞争性业务的范围进行监管。加强电网公平开放监管。常态化整治地方不当干预电力市场，加强零售市场监管。探索建立电网输配电准许收入清算制度，构建现代化输配电价监管体系。
十二、推动电力国际合作
统筹国内国际大局和双边关系，积极稳妥推进电力国际合作。充分发挥我国电力行业规划设计、工程建设、技术装备、项目运营等综合优势，因地制宜、因势利导，参与有关国家和地区清洁能源开发利用、电力基础设施建设运营和升级改造、电网互联互通建设等，深化电力产业链供应链合作。
十三、加强规划组织实施
国家发展改革委、国家能源局统筹电力发展重大事项，持续优化行业管理政策与机制，完善规划实施监测、评估和调整机制。省级能源主管部门负责全面落实本地区电力规划执行，电力企业承担电力规划实施和安全责任。国家能源局及其派出机构完善电力规划实施监管体系，有效开展监管工作。加强规划实施用地用草用林用海等要素保障。
绿色发展是高质量发展的底色。为加快推动工业绿色低碳发展，积极稳妥推进和实现碳达峰，促进经济社会发展全面绿色转型，依据《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》，制定本规划。
一、总体要求
坚持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和二十届历次全会精神，认真落实四中全会部署，深入践行习近平生态文明思想，完整准确全面贯彻新发展理念，加快构建新发展格局，锚定基本实现新型工业化目标，以推动高质量发展为主题，以培育壮大绿色生产力为主线，发挥碳达峰碳中和战略牵引作用，坚持智能化、绿色化、融合化方向，突出价值创造和能力提升，统筹推进产业绿色化和绿色产业化，加快绿色科技创新和产业创新深度融合，发展绿色制造，壮大绿色低碳产业，筑牢新型工业化绿色根基。
到2030年，产业结构和用能结构进一步优化，工业领域二氧化碳排放量达到峰值，能源资源利用效率稳步提升，绿色能源应用比例显著提高，绿色制造和服务体系更加完善，绿色低碳产业竞争优势巩固提升。
二、重点任务
（一）深入实施工业领域碳达峰行动
以碳达峰碳中和目标为牵引，协同推进产业结构和用能结构转型，扩大绿色能源应用，深化工业节能降碳，积极稳妥推进和实现工业领域碳达峰。
1.推动产业结构和用能结构协同转型。落实京津冀协同发展、长三角一体化发展、粤港澳大湾区建设、长江经济带发展、黄河流域生态保护和高质量发展等区域重大战略，引导各地区立足能源资源禀赋、产业实际，加强产业转移和绿色能源协同布局。依法依规淘汰落后低效产能，健全产能监测预警机制，稳妥有序推进钢铁、有色、建材、石化化工等重点行业化解结构性矛盾。在符合国家相关产业布局规划前提下，鼓励绿色能源富集地区有序承接电解铝、钢铁、石化化工、光伏、动力电池等产业，延伸绿色能源产业链，推动绿色氢氨醇规模化应用，提高绿色能源本地产业化消纳能力。在绿色能源丰富地区建设一批符合条件的绿色算力设施，大幅提升国家枢纽节点新建算力设施绿电使用比例。建设一批零碳工厂、零碳算力设施，大幅提升绿电、绿氢等应用比例，形成可复制、可推广的建设模式。
2. 加快电气化改造和绿色能源应用。实施工业终端用能电气化改造，推广电炉炼钢、电锅炉、电窑炉、电助熔、电加热、高温热泵、大功率电热储能锅炉等先进技术装备，加快存量低效设备电气化替代，提高终端用能设备电气化水平。推进工业绿色微电网建设，集成应用光伏、风电、热泵、新型储能、氢能、余热余压余气、智慧能源管控等，实现工业领域多能高效互补利用。鼓励企业和园区采用绿电直连、新能源就近接入增量配电网、源网荷储一体化等模式，扩大工业领域绿电应用规模。鼓励印染、造纸、食品加工等行业应用非化石能源、热泵供热。推进工业领域电力需求侧管理，鼓励工业企业利用现有自备电厂、柔性生产负荷、可中断负荷等调节能力，实现源荷双向协同互动。
3. 加力推进工业重点行业节能降碳。全面实施碳排放总量和强度双控制度，完善工业领域碳管理体系。聚焦钢铁、有色、石化化工、建材、光伏、算力设施等重点行业领域，加大工业节能监察执法力度，强化能效、碳排放等相关标准约束作用，提升能效碳效水平。加快完善重点行业能耗和碳排放限额、重点用能产品设备能效等标准，逐步提高指标要求。遴选发布能效、碳效领跑者企业，引导重点行业企业对标达标。持续开展节能降碳诊断服务，组织节能降碳服务进企业系列活动，推动重点行业领域实施节能降碳改造。
（二）提升产业绿色价值创造能力
以绿色价值创造为导向，发挥碳市场、绿电绿证交易等作用，激活绿色发展内生动力，推动产业体系绿色提质升级。
4. 加快推进传统产业绿色转型。推动重点行业原料燃料替代、短流程工艺推广、产品结构优化、低碳技术集成，带动传统产业提质降本降碳。鼓励有条件地区以产业集群为载体，推动钢铁、有色、石化化工、建材、纺织等产业耦合、能源互供、副产互换、设施共享。
5. 巩固提升绿色优势产业。加快新能源汽车、新能源装备、新型储能等重点行业技术迭代、场景拓展。推动新一代动力电池、车规级芯片、车用操作系统创新应用，面向干线运输、中短途运输、城建物流以及矿场、港口等场景推广新能源重型货车。大幅提高多晶硅生产绿电使用比例，突破沙戈荒、高海拔、深远海场景下高可靠风电机组设计和制造技术，因地制宜推动风光储一体化装备应用。加快研制大容量、高安全、全气候、长寿命俚电池产品，拓展高性能俚电池在低空装备、智能机器人、电动船舶、电动工程机械、新能源农机等领域应用，拓展新型储能在电源协同运行、电网稳定支撑等领域应用。
6. 培育壮大新兴产业绿色动能。因地制宜发展氢能产业，
开展清洁低碳氢制取和应用关键技术攻关，实施氢能综合应用试点，扩大工业、交通等领域清洁低碳氢应用。加快高性能、可降解生物基材料开发应用，发展非粮生物基燃料乙醇、生物柴油、生物航空煤油等生物能源，加大生物制造在造纸、日用化学品、纺织等领域应用。
（三）提升绿色装备产品供给能力
以支撑经济社会发展全面绿色转型为着眼点，优化绿色装备产品供给结构，发展绿色低碳产业，引领带动能源、交通、建筑、消费等领域绿色转型，助力绿色生产生活方式加快形成。
7. 大力发展绿色装备。加快提升节能装备、节水装备、环保装备、资源综合利用装备供给能力。积极发展电池、甲醇、氨、氢等动力船舶，加快内河船舶新能源应用。有序发展电动、氢能等新能源航空器，推动在国产民用飞机应用可持续航空燃料。
8. 强化绿色产品有效供给。聚焦长寿命、无害化、轻量化、降噪、节能、节水、节材、节空间、易回收再生、可重复使用、零碳等绿色设计重点方向，分行业制定绿色设计要求，开发绿色设计解决方案，推广绿色产品。有序推动传统能源汽车节能与低碳燃料技术迭代，加快智能网联新能源汽车向全气候、全场景应用发展。制定汽车有害物质限制使用国家标准，完善有害物质管控机制，开展汽车制冷剂绿色替代。加强电器电子产品有害物质限制使用管理，稳步扩大管控品类，推动企业落实强制性国家标准。深入实施能效标识管理制度，鼓励企业生产绿色智能家电等产品，支持优质品牌纳入中国消费名品。鼓励企业生产健康、安全、绿色、优质建材产品。
9. 深化绿色低碳产业国际合作。推动”一带一路“绿色合作，拓展全球绿色制造伙伴关系，加强绿色低碳多双边合作，强化国际公约履约能力建设。积极参与绿色低碳国际规则制定，推动绿色低碳标准、认证国际衔接互认。鼓励企业在新能源汽车出口主要市场布局废动力电池综合利用产能。在确保固体废物零进口前提下，有序推进再生钢铁、再生铜、再生铝、再生黑粉等海外优质再生原料进口利用。
（四）提升绿色低碳科技创新能力
以科技创新为第一驱动力，增强绿色低碳科技创新高质量供给，强化企业科技创新主体地位，促进绿色低碳科技成果转化应用，以绿色低碳科技创新引领发展绿色生产力。
10. 开展绿色低碳关键技术攻关。聚焦重点行业领域绿色低碳发展需求，强化应用性基础研究，统筹布局多元技术路线，组织优势创新主体、国家高新区等科技园区实施一批绿色低碳＂揭榜挂帅“关键核心技术攻关项目，加快突破形成一批标志性绿色科技成果，加速产业化应用。重点研发可再生能源制氢、高效晶硅—钙铁矿叠层电池、高效薄膜电池、全固态电池、钠离子电池、绿氢冶金、惰性阳极、柔性电解、窑炉氢能骰烧、原油直接制化学品、碳捕集封存利用等技术。
11. 促进绿色低碳科技成果高效转化。布局建设一批清洁低碳氢、低碳零碳工艺流程再造、高性能水处理膜等中试验证平台，加快中试服务能力开放共享，降低技术市场验证成本。贯通绿色设计、材料、设备、制造等关键环节，推动绿色低碳技术在绿色工厂、零碳工厂、无废企业中成组、成套、成规模落地应用。实施首台（套）、首批次、首版次产品应用政策，促进首创产品应用。
12. 加快成熟绿色低碳技术推广普及。发布工业绿色低碳技术导向目录。鼓励龙头企业建设并开放一批“辐射引领、先进适用＂的应用场景，带动产业链上下游中小企业绿色化改造。实施大规模设备更新和消费品以旧换新等政策，组织开展技术服务推广活动，加强绿色设计、绿色材料、绿色装备供需对接。
（五）提升智能化绿色化融合发展能力
以数智赋能工业绿色低碳发展为着力点，协同推进智能制造和绿色制造，加快数智技术驱动生产组织方式重构，促进绿色转型效能跃升。
13. 务实智能化绿色化融合基础。支持企业加装智能传感器，部署高速低时延工业网络，打通设备数据接口，实现生产装备、工艺参数与能耗、物耗、碳排放、环保等数据实时采集、智慧治理、全域集控，建立产品全生命周期数据库、知识库。鼓励龙头企业、研究机构、数字化解决方案供应商，开发碳排放精准监测、能源负荷智能预测、多能协同优化、多污染物协同治理等垂域模型，丰富绿色低碳算法，应用推广开源鸿蒙等操作系统。
14. 深化智能化绿色化融合应用。在绿色设计环节，鼓励企业应用三维建模、模拟仿真、数字挛生等技术，优化产品性能与工艺。在绿色生产环节，鼓励企业建设智能柔性产线、改造自动化装备、应用工业机器人，实现水、电、气、热消耗实时监测、精准计量与优化调度，提高资源要素配置效率。在绿色供应链环节，鼓励企业建设绿色供应链管理平台，应用人工智能、大数据、工业互联网等技术，开展仓储智能调度、物流路径优化、包装循环利用等，实现上下游信息共享和协同管理。
15推动人工智能赋能绿色制造。聚焦钢铁、有色、建材、石化化工等行业高耗能生产环节，推动人工智能在生产配料优化、窑炉温度压力控制、反应备浓度流量调节、风机压缩机调频调速、余热余压回收利用、资源循环利用等场景应用。针对中小企业绿色诊断、绿色解决方案等服务需求，开发轻量化部署、低成本适配、免调试易用的绿色转型智能体。
（六）健全工业资源循环利用体系
坚持变废为宝、循环利用，推动资源循环利用从末端治理向全过程管理转变，提升工业资源产出率，推动绿色低碳循环经济体系发展。
16. 推动再生资源高效高值利用。深入实施再生资源综合利用行业规范管理，完善再生资源综合利用标准，培育壮大废钢铁、废有色金属、废塑料、废纸、废旧轮胎等再生资源综合利用产业。稳步提高汽车、动力电池、电器电子、纺织、包装等产品再生材料使用比例，逐步扩大应用范围。大力发展机电产品再制造。
17. 加强大宗工业固废规模化多元化利用。推动钢铁、有色、石化化工等重点行业加快工艺技术改造，降低产废强度。因地制宜推动煤歼石、粉煤灰、冶炼渣在工业领域利用，提升磷石膏、赤泥、钻渣等复杂难用固废综合利用能力，对磷石膏制硫酸、冶炼渣提取稀有金属等大宗工业固废综合利用在产能调控政策上予以倾斜支持。在符合环境和健康、产品质量、工程验收标准前提下，加强工业固废及综合利用产品在建筑、道路交通、充填回填、生态修复等领域应用，通过政府采购、重大工程优先选用等方式提升市场认可度。推进无废园区、无废企业建设，推行无废化生产方式。
18. 加快构建新型固废综合利用体系。聚焦新能源汽车废动力电池、电动自行车废俚离子电池、废光伏组件、废风机叶片等新型固废，推动精细化拆解、低成本利用、有价元素高效提取。加快制修订新型固废综合利用标准，实施行业规范管理，培育骨干企业。建立实施新能源汽车动力电池数字身份证管理制度，加强全链条监督管理。
19. 推动水资源节约集约利用。坚持以水定产，依据区域水资源禀赋和承载能力，合理确定产业布局和规模。严格落实水资源刚性约束制度，完善工业节水减排政策体系，综合运用用水定额、计量监测、考核监督等管控措施，加强工业企业用水管理。遴选发布重点用水企业、园区水效领跑者。拓展非常规水利用场景，加强工业废水循环利用，鼓励工业园区建设智慧用水管控系统，推进企业串联、分质和循环用水，实现一水多用和梯级利用。
（七）健全绿色制造和服务体系
以绿色制造和服务体系建设为重要抓手，培育建设绿色工厂、绿色工业园区，打造绿色供应链，创新发展绿色制造服务新业态，形成具有国际竞争力的绿色制造领军力量。
20.推动绿色工厂培育提质扩面。制定绿色工厂梯度培育管理办法，组织各地建立规模以上工业企业绿色工厂培育库，全面开展能源低碳化、资源高效化、生产洁净化、产品绿色化、用地集约化建设。突出节能降碳导向，加快制修订细分行业绿色工厂评价标准。强化现有绿色工厂动态管理，加大政策赋能，持续改造提升。
21.推动绿色工业园区发展提档升级。实施绿色工业园区梯度培育行动，推动以制造为主的省级以上园区纳入各省培育库，全面开展园区产业协同耦合、能源梯级利用、资源循环利用、基础设施共建共享、生态环境协同治理。鼓励现有绿色工业园区制定绿色改造升级计划，出台绿色工厂培育政策，提高园区内绿色工厂比重。
22.推动绿色供应链建设协同提效。组织大型企业集团实施绿色供应链提升行动，加强产品全生命周期绿色管理，发挥绿色采购导向作用，开展供应链金融等服务，引领带动上下游企业实施绿色低碳改造，实现全链条绿色化水平协同提升。鼓励企业制定供应链减碳目标，开展供应链碳足迹核算和管理。
23.推动绿色制造与现代服务业融合发展。面向工业绿色低碳转型需求，构建优质高效的绿色制造服务体系。发展绿色制造科技服务，搭建产学研用协同服务平台，加快绿色制造科技成果转化应用。强化绿色制造标准服务，提升检测计量、评价认证、标准宣贯等专业化水平，加快绿色低碳标准推广应用。深化绿色诊断服务，面向企业、园区推广一体化绿色改造方案。创新绿色金融服务，丰富绿色信贷、绿色债券、绿色保险、碳资产担保等产品。
三、加强组织实施
工业和信息化部统筹做好组织实施，加强重点目标任务实施成效监测评估。强化部门协同，加强产业政策与能源、科技、财政、金融等政策联动。引导行业协会发挥企业和政府间桥梁纽带作用，推进本行业领域绿色低碳发展。强化法规体系建设，研究制定废动力电池回收和综合利用相关行政法规，制修订工业节能降碳、节水、资源综合利用、电器电子产品有害物质限制使用等部门规章。制定工业和信息化绿色低碳标准体系建设指南，加快完善节能降碳、节水减污、资源综合利用、绿色制造等重点领域标准，加强标准预研、推广、实施，完成500项工业绿色低碳标准制修订。加强绿色融资对接，健全绿色消费激励机制，扩大政府绿色采购。鼓励有条件的高校增设绿色设计、绿色制造、氢能等相关学科专业，建设一批产教融合实训基地，探索开发绿色工厂管理等相关新职业，加快培育绿色低碳管理复合型人才。
“十五五”时期是实现碳达峰的关键期、攻坚期。为贯彻落实党中央、国务院决策部署，积极稳妥推进和实现碳达峰，加快经济社会发展全面绿色转型，根据生态环境法典和《碳达峰碳中和综合评价考核办法》等有关要求，制定本方案。
一、总体要求
坚持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和二十届历次全会精神，认真落实四中全会部署，完整准确全面贯彻新发展理念，发挥碳达峰碳中和战略牵引作用，更好统筹保障能源安全和经济社会发展，以能源绿色低碳转型为关键，深入推进产业绿色化、低碳化，更高水平、更高质量做好节能降碳工作，稳步实现煤炭和石油消费达峰，将绿色低碳导向融入国民经济循环各领域各环节，加快形成绿色生产生活方式，培育更多绿色经济增长点，厚植高质量发展绿色底色。
到2030年，我国单位国内生产总值二氧化碳排放比2025年降低17%，非化石能源消费占比达到25%，确保如期实现碳达峰目标，为实现2035年国家自主贡献目标、推进碳中和奠定坚实基础。
二、加快能源结构调整优化
（一）大力推进非化石能源开发。坚持风光水核等多能并举，更大力度发展新能源，统筹开发布局和消纳利用，扩大非化石能源有效供给。建设“三北”风电光伏、西南水风光一体化、沿海核电、海上风电等清洁能源基地，积极发展分布式光伏、分散式风电，推动光热发电、海洋能发电规模化发展，因地制宜利用生物质能、地热能，布局建设风光氢氨醇一体化基地。加快推进新增用电量由新增清洁能源电量覆盖。到2030年，风电和太阳能发电总装机容量达到28亿千瓦以上，常规水电装机容量达到4.1亿千瓦左右，核电运行装机容量达到1.1亿千瓦左右。
（二）加快提升电力系统新能源消纳能力。适应新能源发展趋势，强化电力系统对新能源的接纳、配置和调控能力。提升跨省跨区输电和互补互济能力，加快特高压外送通道建设，新增西电东送能力8000万千瓦以上，大力推进省间电力互济工程建设。支持新能源就地消纳，积极发展绿电直连、新能源就近接入增量配电网等绿电直供模式，推动源网荷储一体化发展。持续扩大电力系统调节资源规模，坚持生态优先、需求导向、优化布局，因地制宜加快建设抽水蓄能电站；推动新型储能规模化发展，大力发展长时储能；挖掘需求侧调节潜力，加快虚拟电厂发展，推动可调节负荷等各类分散资源参与系统调节。逐步明确重点用能行业可再生能源消费最低比重目标。到2030年，抽水蓄能装机容量达到1.6亿千瓦左右，新型储能装机容量力争达到3亿千瓦，全国虚拟电厂最大调节能力达到5000万千瓦以上，电力需求响应能力达到最大用电负荷的5%以上。
（三）深入推进煤炭消费清洁替代。合理控制煤电装机规模和发电量，推动煤电向支撑性调节性电源转型，支持煤电与新能源融合发展。开展煤电机组低碳化改造，在不影响供热前提下开展北方地区热电联产机组热电解耦改造，支持热电厂储热设施建设。加强高效节能煤电机组及其辅机研发攻关与推广应用。依法依规全面淘汰关停不符合环保、能耗、用煤、安全、年限等要求的煤电机组（含自备机组），大力推动自备机组参与电网调峰。推进煤化工低碳化改造，降低单位产品煤耗及碳排放，支持煤化工项目与绿电、绿氢耦合发展。大力推进燃煤锅炉、燃煤工业窑炉清洁替代，全面淘汰10蒸吨/小时及以下燃煤锅炉，分行业领域逐步替代中小燃煤锅炉。“一企一策”推动用煤企业开展控煤减煤。支持有条件的地方对新建非“两高”项目实施煤炭消费等量或减量替代。
（四）持续优化油气消费结构。积极推进绿色氢氨醇、生物柴油、可持续航空燃料等绿色燃料应用。有序推进化工用油替代，探索绿色氢氨醇在化工行业应用，稳妥推动工业领域动力、热力用油替代。引导天然气消费增长保持在合理区间，优先保障民生用气，合理引导重点行业企业用气，因地制宜建设天然气调峰电站。加强生产、消费等各环节油气资源节约工作，提高油气资源利用效率。
三、推进产业绿色化低碳化
（五）推动产业结构绿色低碳转型。稳妥有序推进重点行业化解结构性矛盾，依法依规淘汰落后低效产能和工艺设备。加强水泥产能规范管理。有力有效管控“两高”项目，强化源头把关，严格节能降碳审查评价，落实新（改、扩）建“两高”工业项目实施碳排放等量或减量置换要求。加快发展绿色能源、绿色制造、绿色服务等绿色低碳产业，持续增强新能源、新能源汽车、动力电池等产业竞争优势，培育氢能、绿色燃料等产业。支持碳管理服务业发展，推广合同能源管理等第三方治理模式，推进数智技术赋能绿色低碳发展。
（六）开展传统产业节能降碳改造。聚焦重点行业主要用能设备、装置、工序等，全面实施节能降碳改造，大力推广应用节能低碳技术和装备，强化低碳工艺革新和数字化转型，有效提升能源资源利用效率、降低碳排放水平。加强节能监察，健全重点领域能效诊断机制。“十五五”期间，规模以上工业单位增加值二氧化碳排放降低17%以上，规模以上工业单位增加值能耗降低10%以上，单位国内生产总值能耗降低10%左右，通过重点行业节能降碳改造实现节能量1.5亿吨标准煤以上。
（七）加快零碳园区和零碳工厂建设。高标准推进国家级零碳园区建设，出台零碳园区建设指南，支持地方因地制宜推进园区低碳零碳改造。引导新建项目优先向零碳园区集聚，加快形成“以绿制绿”产业集群，鼓励零碳园区存量负荷开展绿电直连，支持应用低碳零碳供热新技术新模式。大力推进零碳工厂建设，支持符合条件的工业企业开展绿电直连，协同推进工业绿色微电网、数字化能碳管理中心等建设应用，着力提升可再生能源就地消纳水平。“十五五”期间，建设100个左右国家级零碳园区和500个左右零碳工厂。
（八）推进算力设施绿色低碳转型。强化算力设施与可再生能源协同布局，支持开展绿电直供，合理配置储能、备用电源等配套设施，推动新建算力设施主要使用非化石能源电力。完善算力设施节能降碳标准，推动未达标算力设施开展节能降碳改造，有序淘汰落后低效技术和设备，提升算力设施能效水平。加快建设绿色算力设施，鼓励建设零碳算力设施。
（九）发挥循环经济助力降碳作用。大力推广资源循环型生产模式，强化废弃物综合利用、能量梯级利用、水资源循环使用，推进废水、废气、废液、废渣等资源化利用。加快完善废旧物资回收网络，推广“互联网+”回收模式，畅通“换新+回收”渠道。加强废弃电器电子产品、废旧动力电池、退役风电光伏设备、报废汽车、报废农机等再生资源规范化回收和精细化利用，拓宽粉煤灰、煤矸石、农作物秸秆、畜禽粪污等大宗固体废弃物综合利用渠道，加快再生材料推广应用，大力发展再制造产业，强化资源循环利用对资源安全的支撑保障作用。
四、深化重点领域绿色低碳转型
（十）推进建筑领域节能降碳。加强既有建筑节能降碳改造，强化建筑运行节能降碳管理。城镇新建建筑全面执行绿色建筑标准，推广绿色低碳建造方式，支持超低能耗建筑、装配式建筑规模化发展。积极推动建筑用能电气化和低碳化，推进建筑光伏一体化建设，提高建筑可再生能源消费比重。加快供热、制冷系统绿色低碳转型，强化清洁热力供给和用热需求匹配，开展集中供热管网升级改造，合理布局建设储热蓄冷设施。实施绿色照明行动。“十五五”期间，单位建筑面积直接碳排放降低3%。
（十一）加快交通运输领域低碳转型。深入推进交通运输用能低碳化，持续增加新能源汽车保有量，加快公共领域车辆电动化，积极推动工地、矿山、港口、机场、物流园区等作业车辆和非道路移动机械新能源化，淘汰老旧交通工具；支持新能源重卡规模化应用，完善充换电、绿色氢氨醇加注等补能设施，聚焦货运量大的国家高速公路和普通国道建设零碳公路运输通道，加快提升清洁运输水平；发展电动、液化天然气、生物柴油、绿色甲醇等动力船舶。加快调整优化交通运输结构，持续提高大宗货物铁路、水路运输比重和新能源汽车运输比重。深入实施城市公共交通优先发展战略，打造城市绿色出行体系。到2030年，新能源汽车保有量占比力争达到30%，新能源营运交通工具保有量占比达到25%。
（十二）推进公共机构节能降碳。加大节能降碳改造力度，引导公共机构优先利用可再生能源，推动能源资源消耗指标与相关预算衔接，探索推行公共机构能效和碳排放水平分级，逐步提升能碳管理数智化水平。全面推进节约型机关建设，高标准创建节约型公共机构示范单位，建设低碳公共机构。“十五五”期间，公共机构单位建筑面积能耗降低5%、碳排放降低8.5%。
（十三）巩固提升生态系统碳汇能力。优化国土空间布局，严守生态保护红线，全面推进以国家公园为主体的自然保护地体系建设，强化森林资源保护和可持续利用。坚持山水林田湖草沙一体化保护和系统治理，统筹推进重要生态系统保护和修复重大工程。科学开展大规模国土绿化行动，精准提升森林质量，巩固退耕还林还草成果。加强水土流失综合防治，增加森林碳汇，稳固草原、湿地、农田、海洋等生态系统碳汇能力。开展生态系统碳汇监测评估、计量核算，发布碳汇方法学，探索开展海洋碳汇核算。开展岩溶等地质碳汇本底调查和潜力分析。到2030年，全国森林蓄积量达到224亿立方米。
五、强化支撑保障
（十四）健全法律法规标准体系。推动构建有利于实现碳达峰碳中和、加快经济社会发展全面绿色转型的法律法规体系，推动修订节约能源法、可再生能源法、公共机构节能条例等法律法规，研究修订出台重点用能和碳排放单位管理办法、节能降碳监察办法、能效标识管理办法等。完善碳达峰碳中和标准体系，节能降碳主管部门会同标准化主管部门等方面加快制修订重点产品能耗限额、碳排放限额等标准，开展百项重点节能降碳标准建设行动，制定发布重点行业节能降碳水平评价指南，深入实施能效标识和能效、碳效“领跑者”制度。持续健全产品碳足迹核算标准，建立统一规范的产品碳标识认证制度。推进国家统一的企业可持续披露准则体系建设。
（十五）完善碳排放统计核算体系。健全国家及省级地区碳排放年报、快报制度，强化碳排放统计核算工作统筹协调，加强涉碳数据会商。着力提升地市级碳排放统计核算基础能力，推动地市级统计部门因地制宜编制能源平衡表。建立重要数据动态监测预警制度，建设国家碳排放数据综合管理系统，开展重点用能和碳排放单位煤炭消费摸底。逐年编制国家温室气体清单。建立健全科学规范的温室气体排放因子更新制度，加快建设国家温室气体排放因子数据库、碳足迹背景数据库。强化碳计量基础能力建设及应用。
（十六）强化科技支撑和人才培养。聚焦碳达峰碳中和关键领域，布局具有前瞻性、战略性的国家重大前沿科技项目，开展关键核心技术攻关和科学研究，深化相关领域基础研究国际交流合作。加强非二氧化碳温室气体监测评估。依托国家绿色技术交易中心，加快节能降碳科技创新成果转化和推广应用。强化绿色低碳领域知识产权保护。探索开展碳捕集利用与封存示范项目建设。加强碳达峰碳中和相关领域专业人才培养和教育培训，优化相关学科专业设置，完善核心知识体系，丰富教学资源，深化产教融合、科教融汇，扩大专业人才供给。
（十七）加强资金支持。积极促进碳达峰碳中和领域投资，统筹用好各类资金渠道支持符合条件的重点项目建设并强化跟踪调度，引导社会资本积极参与碳达峰碳中和相关项目投资、建设、运营。设立国家低碳转型基金。发挥税收调节作用，落实节能降碳领域税收优惠政策。优化政府绿色采购政策，扩大绿色产品采购范围。有效发挥金融机构绿色金融评估激励作用，加强高质量绿色金融和转型金融产品服务供给，完善绿色金融标准和信息披露要求，促进应对气候变化投融资，鼓励金融机构开展投融资碳核算，有序推动金融机构运营和资产组合绿色低碳转型。
（十八）完善价格政策。深化各类电源上网电价市场化改革，落实新能源可持续发展价格结算机制和新能源就近消纳价格机制。对以输送清洁能源电量或联网功能为主的工程探索实行两部制电价或单一容量电价，推动“沙戈荒”新能源基地作为整体参与市场交易。完善发电侧容量电价机制，有序建立发电侧可靠容量补偿机制。完善体现分时价值差异的零售市场价格机制，探索建立反映调节能力的需求响应价格机制，充分激发用户侧调节潜力。深入推进供热计量改革，加快供热计量改造，有序推行供热计量收费。
（十九）健全市场化机制。发挥碳市场支撑作用，加强全国碳排放权交易市场建设，逐步覆盖石化、化工等行业，对碳排放总量相对稳定的行业优先实施配额总量控制，加强碳排放配额总量与碳排放双控目标衔接，稳妥推行免费和有偿相结合的碳排放配额分配方式。积极发展全国温室气体自愿减排交易市场，推动核证自愿减排量应用。高质量建设绿证市场，拓展绿证应用场景，健全中长期绿证、绿电交易制度。加强碳市场、绿证、绿电等市场化机制衔接协同。探索建立体现核电和可再生能源非电利用低碳价值的制度。“十五五”期间，全国碳排放权交易市场覆盖行业的单位产品碳排放降低3%左右，重点排放单位碳排放配额清缴完成率稳定在较高水平。
六、凝聚各方合力
（二十）压实地方责任。按照《碳达峰碳中和综合评价考核办法》要求，科学有序开展综合评价考核，强化评价考核结果运用，完善激励约束机制。各省（自治区、直辖市）要制定省级“十五五”碳达峰行动方案，科学确定本地区目标任务。
（二十一）开展绿色低碳全民行动。加大节能降碳宣传力度，增强全民节约意识，健全绿色消费激励机制，丰富绿色产品供给，推动加快形成绿色低碳生活方式。引导企业履行社会责任，主动适应绿色低碳发展要求。重点用能和碳排放单位要落实节能降碳责任，龙头企业、链主企业、国有企业特别是中央企业要发挥示范引领作用，带动产业链供应链协同绿色转型。按规定完善中央企业落实碳达峰碳中和目标任务有关评价考核制度。
（二十二）深化绿色低碳国际合作。坚定维护真正的多边主义，坚持共同但有区别的责任原则，在《联合国气候变化框架公约》体系和世贸组织、二十国集团、金砖国家等框架下推动应对气候变化和绿色低碳发展相关议题讨论。加强绿色投资和贸易合作，鼓励绿色低碳产品和服务进出口，深化绿色丝绸之路合作。
七、加强组织实施
坚持把党的领导贯彻到推进碳达峰碳中和工作全过程各方面。国务院有关部门和地方人民政府要压紧压实责任，完善政策举措，强化部署推进，加强组织保障，推动各项任务落实落细，确保如期实现碳达峰目标。国家发展改革委要加强统筹协调，及时跟踪调度，根据实际情况优化任务举措。重大事项及时按程序向党中央、国务院请示报告。
煤炭是我国基础能源，攸关国计民生和国家能源安全，在能源供应体系中发挥着重要基础保障和系统调节作用。“十五五”时期是我国基本实现社会主义现代化夯实基础、全面发力的关键时期，是煤炭转型发展的重要变革期。本规划根据《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》和《新型能源体系建设“十五五”规划》编制，是指导煤炭工业高质量发展的行动指南。
坚持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和二十届历次全会精神，认真落实四中全会部署，完整准确全面贯彻新发展理念，加快构建新发展格局，坚持稳中求进工作总基调，更好统筹发展和安全，深入践行能源安全新战略，以推动高质量发展为主题，以科技创新为动力，以治理能力提升为保障，持续深化供给侧结构性改革，加强产供储销体系建设，全面提升行业能效碳效水平，促进行业转型升级，推动煤炭消费达峰，加快构建布局协同优化、供应安全稳定、开发绿色智能、利用清洁高效、治理科学规范的现代煤炭产业体系，为建设能源强国、构建新型能源体系提供坚强支撑。
规划坚持底线思维、安全为基，清洁高效、绿色低碳，创新驱动、产业升级，市场导向、提升效能，民生优先、融合发展的原则。到 2030 年，煤炭兜底保障能力进一步增强，生产开发布局持续优化，优质先进产能比重进一步提升，产供储销体系更加完善，全国大型现代化煤矿产能比重提升至 87%；安全绿色开发和清洁高效利用水平明显提高，全系统智能化建设深入推进，智能化煤矿产能比例提升至 75%；煤基多元化产业格局加快形成，煤炭消费实现达峰，供需动态平衡保障机制进一步健全，行业现代化治理能力显著提高，现代煤炭产业体系基本建成，煤炭高质量发展迈上新台阶。
统筹资源开发条件、市场需求、运输通道、环境约束等因素，有序推进煤炭资源开发。西部资源富集地区强化开发整体规划，完善上下游开发利用体系，提升跨区域协同保障能力。持续推进山西、蒙西、蒙东、陕北、新疆煤炭供应保障基地建设，高标准规划建设一批大型现代化煤矿，提升规模化集约化开发水平，2030 年，五大煤炭供应保障基地产量占全国比重超 80%。东中部地区统筹本地区用能需求，合理控制开发节奏，根据资源条件加强评估论证，适度建设接续煤矿。
持续推进煤炭资源勘查，强化资源综合评价，提升资源储量规模，保障煤炭接续开发。加强产能总量调控，统筹资源开发潜力、区域供需平衡等因素，合理安排接续产能规模，重点布局在五大供应保障基地内，优先支持上下游一体化产业发展和跨区域煤炭供应保障项目。“十五五”期间，新增产能必须纳入产能“一本账”后组织实施。各类型煤矿新增产能要严格执行产能置换政策。
坚持生态优先、绿色发展，推动重点区域煤炭高标准开发。黄河流域上游区域强化生态保护和水资源刚性约束，加强煤炭绿色开发；中游区域强化清洁生产和生态修复，推进矿井水和煤矸石综合利用；下游区域在保障能源稳定供应前提下，合理降低开发强度。长江经济带产煤地区积极推进采煤沉陷区综合治理，鼓励发展新能源与林草碳汇，促进煤炭与清洁能源融合发展。
持续优化“西煤东运”“北煤南运”运输体系，提升煤炭跨区调运能力。东南沿海地区国内供应以山西、蒙西、陕北基地为主，通过大秦、朔黄、瓦日等通道运至北方港口下水调入，合理利用进口煤保障供应。“两湖一江”（湖北、湖南、江西）地区重点通过浩吉、焦柳等通道及铁水联运网络，从蒙西、陕北、山西基地调入。东北地区主要依托蒙东基地供应，少量从蒙西、山西基地调入。西南地区立足本区域供应，部分通过西康、兰渝等通道从陕北、蒙西基地调入，稳步提升从新疆基地调入比例。
三、加快煤炭产业结构优化升级
健全完善煤炭产业政策，严格产业准入要求，加强负面清单管理，原则上停止新建、改扩建以下煤矿：山西、内蒙古、陕西、新疆（除南疆外）产能低于 120 万吨/年的煤矿，宁夏产能低于 60 万吨/年的煤矿，其他地区产能低于 30 万吨/年的煤矿。停止新建产能低于 90 万吨/年的煤与瓦斯突出、冲击地压、水文地质类型极复杂的煤矿。停止新建第一水平开采深度超 1000 米和改扩建开采深度超 1200 米的煤矿，停止新建和改扩建开采深度超过 600 米的小型煤矿。禁止在生态保护红线、自然保护地、饮用水水源保护区等生态敏感区内规划新建煤矿。
持续深化供给侧结构性改革，以五大煤炭供应保障基地为重点，合理布局建设技术装备先进、安全保障可靠、环保标准更高的煤矿集群，提高先进产能比重。新建煤矿项目原则上一次规划、一次设计、一次建设到位，符合条件的应按智能化标准设计建设。新建、改扩建煤矿应配套建设相应规模选煤厂（选煤设施），新建选煤厂原则上按智能化标准建设。推动煤矿按照“一井一面”“一井两面”模式建设生产，优化生产开拓布局，实现减人提效。
坚持先立后破，统筹煤矿关闭退出与区域供应保障，按照市场化法治化原则，推动落后产能煤矿有序退出。西部地区优化生产结构，加快淘汰技术装备差、与生态敏感区重叠煤矿。东中部地区稳妥推进灾害严重不能有效治理、资源枯竭煤矿退出，妥善做好遗留问题处置和职工安置。西南、东北等地区因地制宜设置政策标准，合理引导资源条件差、安全保障程度低的中小煤矿退出，运用政策引导、市场手段等加快推动长期停产停建煤矿应退尽退。
开展深部煤炭资源调查与评价，优化资源勘查布局，合理控制矿井开采深度，分类做好深部资源开发。采深 600~1000 米煤矿加强精细勘查，严控工作面数量，强化灾害治理，推广充填开采、离层充填等深部减损开采技术。采深 1000~1200 米煤矿加强补充勘探，开展深部重大灾害治理研究，推进深部资源安全绿色开发。有序开展深部资源试点试验，深入论证项目技术经济合理性，开采深度原则上控制在 1200 米以浅，最深不超过 1500 米。
优化煤炭生产组织，科学安排采掘接续，有序释放先进产能。研究建立重点产煤省区协同生产机制，推动市场平稳运行。加强供需监测和生产调度，强化电煤保供中长期合同签订履约，高效开展区域互济、多能互补，提升迎峰度夏、迎峰度冬等重点时段顶峰保供能力。稳定“两湖一江”、东北、西南等重点地区煤炭供应，深化煤炭调入区与主产区供需衔接和战略合作，优化储煤基地建设布局，提高电厂存煤水平，突出保障民生用煤需求。
加强骨干煤炭铁路运输通道建设，完善“西煤东运”“北煤南运”多式联运系统，补强重点运输通道配套集疏运体系。加快“疆煤外运”通道能力建设，构建形成“一轴两翼多联”疆煤出区铁路通道体系。推进中长距离煤炭运输“公转铁”“公转水”，积极发展 “水水中转”、铁路“重去重回”运输组织模式，推广输煤廊道、新能源重卡等短途运输清洁替代，提升绿色运输比重。
完善煤炭储备体系，统筹加强产品、产能和产地储备，有序推进储备能力建设，提升应急保障水平。支持符合条件的企业建设煤炭产品储备。扎实推进产能储备制度实施，推动大型煤矿积极建设产能储备，持续扩大储备规模，加强储备煤矿调度监管，逐步形成规模适度、调控有效、保障有力的产能储备格局，到 2030 年建成煤炭产能储备 1 亿吨/年以上。统筹煤炭资源条件，有序开展矿产地储备。完善重点煤矿和用煤企业库存制度，提升流通环节煤炭调节能力。
建立健全煤炭供应安全风险评价体系和应急响应机制，强化风险监测预警，健全保障能源安全应急预案，保障应急状态下煤炭需求。加强产品储备与产能储备协调联动，强化产能储备启用管理和统一调度，适时开展储备煤矿弹性生产演练，提升“平急转换”能力。
聚焦煤矿智能采掘（剥）等主要生产环节，分类实施智能化升级改造和技术应用试点，强化技术创新集成应用，提升成套装备智能控制水平和系统自主运行能力。加快全系统智能化煤矿建设，强化多系统联动耦合与协同运行。统筹开展群矿智能化联合升级，依托重点企业产业集聚优势，推动形成矿区整体规划、梯次推进建设模式，加快推动智能化煤矿集群化高水平发展。
深入实施“人工智能+”行动，加强煤炭领域人工智能数据归集，推进人工智能在勘探设计、建设生产、运营维护、安全管理等重点场景系统化应用。加快研发推广煤炭领域专用大模型，重点突破智能感知、自主决策、智能控制等关键技术瓶颈，培育建设一批人工智能融合应用试点煤矿，促进煤矿安全生产水平提高。大力实施灾害严重矿井、发生较大及以上事故矿井智能化改造，推动危险繁重岗位机器人作业替代。
充分发掘智能化系统功能潜力，提升场景化应用和现场适应性，重点推动采煤自动截割与跟机移架、掘进远控截割、露天矿卡无人驾驶编组化运行等智能系统常态化可靠运行。鼓励煤矿企业设立智能化专业运维机构，强化智能化运维技能培训。研究制定智能化常态运行管理评价办法，提升运维质量和管理水平。研究建立煤矿智能化行业标准化技术委员会，加快完善煤矿智能化标准体系。
深入推进生态文明建设，健全煤炭绿色勘查、设计、建设、生产标准规范，完善绿色开发长效机制。因地制宜推广充填开采、离层充填、保水开采等绿色开采技术。严格落实取水许可管理要求，加强矿井水源头保护，推进分级处理和多元化利用。推广矿区循环经济发展模式，推进煤矸石减量化、资源化、无害化处置利用，提高煤系共伴生资源综合利用水平。
优化采区设计和系统布局，科学选择开采工艺，提高煤炭资源回收率。对标标杆水平和先进水平加快矿区重点用能设备更新，推广使用大负荷机电装备智能变频调速、能耗监控等先进适用节能技术，提升装备设施能效水平。加强矿区余热余压等综合利用，探索多热源联合供热。研究建立煤炭生产碳排放和碳足迹监测体系和计量方法，推动低碳零碳矿区建设。优化煤矿生产运输组织，减少运输转载、无效折返，鼓励矿区优先使用电动重卡等清洁运输方式，降低煤炭开采过程碳排放，提高绿色用能比重。
巩固拓展沁水盆地、鄂尔多斯盆地东部两大煤层气产业基地建设成效，实施重点区域煤层气增储上产工作方案，稳定浅层、中层成熟区块产量，推动深层煤层气区块快速上产。推广煤矿瓦斯井上下联合抽采，加大地面预抽力度，提高井下抽采瓦斯浓度和稳定性。加强瓦斯全浓度利用，因地制宜发展发电、供热等利用方式。稳步推进煤炭行业甲烷控排。
有效盘活矿区土地等要素资源，充分利用沉陷区、工业场地等推进光伏风电产业发展。推动矿区提高生产负荷调节能力，有序开展绿电直连，鼓励参与绿证绿电交易，努力扩大绿电使用比例。因地制宜建设“源网荷储”协同控制的矿区智能微电网，推动光伏风电、瓦斯发电、多元储能、智能管控系统等一体化开发运行。支持煤炭企业统筹煤电、新能源产业布局，提升协同融合发展效益。
以碳达峰碳中和为牵引，在保障能源安全供应前提下，推动煤炭消费顺利达峰。推进煤炭消费转型升级，重点保障国家重大战略、重大项目等用煤需要，有效满足电煤合理增量需求。加快推进重点用煤行业节能降耗，推动燃煤锅炉、工业窑炉关停整合或清洁能源替代，加快推广余热余压供暖，推广可再生能源供热供暖。提升煤炭集中化利用水平，压减散煤使用。推动原料燃料用煤替代减量，在钢铁、建材等行业推广电钢炉、电锅炉、电窑炉、电加热等技术，提升电力替代燃煤比例。
推进煤炭洗选能力增优汰劣，加快现有设施改造升级，强化清洁化标准化生产管理，提升洗选加工定制化水平和精深分选程度，稳步提高原煤入选水平。完善商品煤质量管理制度，健全商品煤质量标准体系，强化生产、流通、使用全过程质量跟踪检测和监督管理。
持续推进新一代煤电升级专项行动，积极有序推进现役及新建机组实施新一代煤电改造建设。大力推动煤电节能降碳改造，推广高效燃烧、余热利用、智能调控等技术，加快风机、热泵、锅炉、汽轮机、变压器等用能设备更新升级。推动现役煤电机组通过耦合新能源、掺烧生物质、建设储能（储热）设施等方式实施低碳化改造，降低煤电机组碳排放水平。鼓励煤电与新能源融合发展，实现新能源和煤电优势互补。
强化煤种分类管理，因地制宜推进炼焦煤、富油煤等分质利用，推动煤炭向燃料和原料并重转变。科学规划煤制油气产能和布局，有序推进内蒙古鄂尔多斯、陕西榆林、新疆准东、新疆哈密等煤制油气战略基地建设，加强煤制油气产能和技术储备。推进煤制芳烃、煤基生物可降解材料等实现产业化突破。
深入实施创新驱动发展战略，强化应用基础理论原创性探索，推动人工智能、通讯信息、材料科学等理论与煤炭应用场景有效衔接，攻克一批颠覆性引领性基础科学问题，增强原始创新能力。重点支持煤炭无人化开采、煤基固废及共伴生资源利用、煤基多能耦合等基础理论研究，提升煤炭基础研究水平。
高标准高质量实施煤炭领域国家科技重大专项。加强煤炭关键技术装备研发，加大煤岩巷快速掘进、特大型露天煤矿高效开采等技术装备攻关力度。加快煤机装备工业软件、关键零部件自主研发和国产化替代，推动能源领域首台（套）重大技术装备落地应用。鼓励支持开展二氧化碳大规模低能耗捕集、矿化转化利用、高效催化还原、可靠封存等绿色低碳前沿技术研发。
优化煤炭领域科研任务布局，完善科技成果奖励激励、知识产权保护与运用机制。强化创新人才培养，加强高等院校煤炭类学科建设，打造跨领域复合型人才梯队。强化企业科技创新主体地位，支持煤炭企业与科研单位联合打造原创技术“策源地”和现代产业链“链长”。完善多元化投入机制，引导金融机构支持服务煤炭科技创新，激发行业创新活力。
坚持人民至上、生命至上，推动煤矿安全治理模式向事前预防转变，有效防范重特大事故发生。严格落实煤矿企业主体责任，完善安全生产长效机制，加强安全生产教育培训，保障安全生产投入。严把安全生产准入关，强化安全设施设计审查，加强源头管控。健全完善安全风险分级管控和隐患排查治理双重预防机制，提升安全预防控制水平。落实“三管三必须”要求，强化安全生产监管监察，完善应急预案、实战化演练与物资储备，提升应急处置和救援能力。
强化煤矿隐蔽致灾因素动态普查，实施重大灾害专项设计、分区治理、超前管控，提高安全生产风险防范水平。深入推进重大灾害治理，加快淘汰高风险技术工艺和落后技术装备，推广应用智能化防控与先进治灾技术，加强露天煤矿边坡稳定性监测与滑坡防治，增强源头防控能力。开展煤矿冲击地压机理研究，健全完善冲击地压防治技术体系。推动多灾种协同治理，全面提升重大灾害防治能力。
完善煤矿职业病危害防治体系，围绕煤矿企业重点环节、重点岗位、重点人员，加强职业健康危害源头防控，全面落实职业健康监护制度。推动企业落实粉尘防治主体责任，改善煤矿作业环境，建立完善职工职业健康档案，保障职工工伤保险待遇，健全职业健康管理机构与制度体系，切实维护煤矿从业人员安全健康权益。
积极发展全国统一煤炭交易市场，完善基础制度和规则，健全信息共享机制，进一步发挥全国煤炭交易中心作用。完善电煤保供中长期合同制度，推进煤炭交易合同规范化标准化，加强合同签约履约监管。健全煤炭市场价格形成机制，结合市场形势和成本变化适时完善煤炭价格区间调控政策，规范价格指数行为。
积极推进煤炭法修订，完善煤炭行业标准（MT）体系。强化煤炭矿区总体规划管理，严格落实矿区总体规划确定的开发方案，提高资源集约高效开发水平。加强产能“一本账”管理，适时调整完善产能置换政策，强化产能登记公告管理，促进建设生产平稳有序。强化煤矿关闭退出计划管理，引导企业平稳转型，稳妥做好人员安置、债务处置、生态修复等工作。健全煤炭产供储销统计体系，强化能源、安监、税务等部门信息共享和协同监管，加强煤炭生产监督管理，严厉打击煤矿超产行为，规范煤炭市场秩序。研究出台规范煤炭产能管理长效机制。健全完善行业教育培训体系，加强专业技术人才培养，提升从业人员能力素质。
深化煤炭行业国资国企改革。支持煤炭企业发挥自身优势，与电力、新能源、化工等企业重组整合，培育战略性新兴产业和未来产业，建设一流综合能源生产服务商。支持民营企业公平参与煤炭资源开发，规范开展股权合作与资源整合。深入推进行业精神文明建设，打造特色文化品牌，丰富职工精神文化生活。
充分利用国际国内两个市场、两种资源，巩固完善进口通道格局。加强国际煤炭生产及贸易趋势研究。扩大技术咨询服务贸易。搭建国际合作交流平台，分享煤炭绿色低碳转型经验。
认真落实国家发展规划法要求，强化规划指导约束作用，加强统筹协同保障，国务院各有关部门按职责密切配合，制定完善相关政策措施，地方政府及有关部门细化分解规划目标和重点任务，保障规划顺利实施。引导金融机构按市场化法治化原则支持煤炭安全绿色低碳发展。加快行业信用体系建设，强化全过程监督管理。按规定开展环境影响评价，落实生态环境保护要求，采取降低煤炭资源开发环境影响对策措施，提升煤炭绿色发展水平。做好规划解读和宣传，完善规划实施监测和动态评估机制，做好中期评估和总结评估。
附件
煤层气（煤矿瓦斯）开发利用方案
开发利用煤层气（煤矿瓦斯）具有保障煤矿安全生产、增加清洁能源供应、减少温室气体排放等多重效益。“十五五”是能源绿色低碳转型加力推进期，是煤炭转型发展的重要变革期，煤层气（煤矿瓦斯）开发利用迎来新的重大发展机遇。为加快推进煤层气勘探开发、煤矿瓦斯抽采利用，制定本方案。
一、总体要求
坚持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和二十届历次全会精神，认真落实四中全会部署，更好统筹发展与安全，坚持战略思维，强化系统观念，统筹能源安全稳定供应和绿色低碳转型，大力推动煤层气产业基地增产提效，持续深化煤矿瓦斯治理方式创新，积极构建瓦斯利用与甲烷控排协同推进局面，为煤炭高质量发展提供有力支撑，助力新型能源体系建设和能源强国目标实现。
“十五五”期间，煤层气增储上产取得显著成效，煤矿瓦斯抽采利用率稳步提升。2030 年，煤层气产量 260 亿立方米，瓦斯利用量 65 亿立方米。
二、重点任务
（一）煤层气勘探开发
1. 推动沁水盆地煤层气产业基地稳产增产
实施晋城矿区、郑庄、潘庄等在产区块老区综合治理，开展滚动评价和纵向挖潜，加密布置新井，推进精细开发，稳定煤层气产量。加快沁南、马必东、马必合作、柿庄北等区块开发建设，推动煤层气产量较快提升。加大和顺横岭、法中、中峪、和顺马坊东等区块勘探力度，扩大增产空间。
2. 推进鄂尔多斯盆地东部煤层气产业基地快速上产
聚焦深层煤层气资源，加快大宁—吉县、米脂北、神府、石楼西、临兴中、大牛地、宜川、佳县、延川南等区块有利区资源动用，大力推进新增产能建设。积极开展三交北、临兴西、临兴东、安河—南河沟、石楼北、柳林石西、绥德等区块初步建产和试验试采，尽快形成有效产能。推动保德、三交—碛口、柳林、韩城等区块产量稳中有升。
3. 加快新疆煤层气产业化发展
创新央企与地方合作模式，坚持中浅层、深层统筹谋划，推动塔里木盆地库拜区域煤层气资源高效开发。扎实做好准噶尔盆地阜康等区块扩边勘探开发，力争取得新发现；加快准噶尔盆地沙湾—齐古、和什托洛盖—乌伦古、伊犁盆地尼勒克、三塘湖盆地淖毛湖等区域煤层气资源勘查，科学实施有利区资源评价和试验试采。
4. 积极拓展其他资源开发区域
加大黔西盆地、四川盆地试验开发，扩大勘探开发规模；推进南华北盆地、松辽盆地、海拉尔盆地、二连盆地、渤海湾盆地等区域煤层气资源勘查，争取获得新探明资源。
（二）煤矿瓦斯抽采利用
1. 深化煤炭与煤矿瓦斯共采
聚焦高瓦斯、煤与瓦斯突出矿井，推广瓦斯井上下联合抽采。加大瓦斯预抽力度，优先采取保护层开采抽采卸压瓦斯、地面井、顶底板穿层钻孔等预抽措施，提前降低煤矿生产区瓦斯含量。建立地面井预抽效果评价体系。规范瓦斯抽采钻孔作业，推广先进封孔工艺材料，提高封孔质量和抽采瓦斯稳定性。加强采空区、关闭矿井地质资料管理，支持具备条件的关闭矿井地面抽采瓦斯。鼓励煤炭企业组建地面抽采专业化队伍，拓宽井下工人就业岗位转移渠道。
2. 强化煤矿瓦斯全浓度利用
稳步开展浓度 30%以上瓦斯提纯利用，支持煤矿企业因地制宜通过管道、压缩天然气（CNG）等方式外送高浓度瓦斯。大力发展浓度 8%~30%瓦斯发电利用，支持优先自发自用、余电上网。鼓励采取蓄热氧化、催化氧化等方式开展浓度 8%以下瓦斯利用。积极探索掺混蓄热氧化等乏风瓦斯利用方式。支持煤矿企业结合瓦斯抽采实际建设分散式瓦斯利用装置，提高瓦斯利用灵活性。鼓励有条件的矿区建立瓦斯联网输配系统，通过集中式综合利用扩大瓦斯利用规模。
3. 稳步推进煤炭行业甲烷控排
建立健全煤炭行业甲烷控排协调推进机制，积极参与非二氧化碳温室气体减排。推动在产井工煤矿规范安装甲烷排放监测设备，提升精准监测能力。完善煤炭开采活动甲烷排放统计体系，鼓励煤炭企业集团建立甲烷排放统计分析平台。严格执行《煤层气（煤矿瓦斯）排放标准》，严控甲烷浓度高于或等于 8%且抽采纯量≥ 10m³/min 的低浓度瓦斯排放。推动瓦斯利用、甲烷控排情况纳入企业社会责任报告，宣传甲烷控排典型经验。开展甲烷控排国际交流合作，展现我国煤炭行业甲烷控排成效。
（三）产业科技创新
1. 加强煤层气勘探开发技术攻关
依托沁水盆地重点开展浅层、中层水平井高效钻完井和老井精细开发、储集层改造、补射新层等技术装备研究，提高储量控制程度和采收率。依托鄂尔多斯盆地东部区域重点开展深层煤层气资源分类评价、赋存特征、成藏机理、有利区优选、优快钻完井、高效生产等技术装备研究，夯实深层煤层气持续增储上产基础。依托新疆地区重点开展急倾斜厚煤层、低煤阶煤层储层评价、增产改造等技术装备研究，推动规模化开发。依托四川盆地、黔西盆地重点开展海陆过渡相叠置多薄层储层评价、复杂构造区高效开发等技术装备研究，推动区域煤层气增产。依托渤海湾盆地重点开展强改造型盆地低—中阶煤层气资源分类评价、薄煤层优快钻井及压裂等技术装备研究，实现勘探开发新突破。
2. 加快煤矿瓦斯抽采利用技术攻关
开展碎软高应力煤层矿区地面抽采、低渗煤层地面井卸压增透和井下安全高效增透、井下大排量高效加砂压裂、井下瓦斯抽采自动化钻机远程集控、井下瓦斯钻孔高效封孔、智能化瓦斯抽采系统等技术装备攻关，提高瓦斯抽采效果。开展采空区地面探测及抽采技术装备、关闭矿井煤层气资源可采性评价方法研究。加大浓度 8%以下煤矿瓦斯提纯、蓄热氧化、催化氧化等技术升级推广，加强高低浓度瓦斯自动掺配技术研究。强化适应浓度、纯量波动性大的内燃机发电设备研制应用，提高内燃机发电设备适用能力。
3. 完善科技创新协同推进机制
充分发挥国家科技重大专项作用，加强煤层气（煤矿瓦斯）开发利用关键技术研发。围绕重点技术攻关方向，开展新一轮煤层气勘探开发、煤矿瓦斯高效抽采利用技术推广项目建设。鼓励国家创新平台、高校与企业深度合作，加强装备研发与使用企业协作研发。举办多领域、多层次技术交流活动，推广先进技术工艺、管理经验。
（四）煤层气外输管网建设
落实天然气基础设施规划建设相关要求，衔接天然气“全国一张网”规划布局，统筹规划建设各区域煤层气输气管网，鼓励优先就近接入天然气干线或支线管网，保障煤层气输出和销售。实施运城—三门峡（煤层气）输气管道、苏皖豫干线（端氏支干线）等工程建设，支持沁水盆地煤层气外输；开展西一线与西二线联通工程、西气东输五线（靖边—端氏）前期工作，提升鄂尔多斯盆地煤层气外输能力。
三、保障措施
健全完善煤层气、煤矿瓦斯利用支持政策，强化矿业权、用地、用水等要素保障。坚持煤层气增储上产和煤矿瓦斯抽采利用目标管理，加强日常调度监测。有关地方和中央企业要研究制定落实举措，推动本方案落地实施。
大力发展海水淡化产业，是优化水资源供给结构、破解沿海城市与海岛地区缺水难题的有效举措，是培育新质生产力、建设海洋强国的重要方向，对节约保护淡水资源、提升沿海区域生态韧性、支撑经济社会可持续发展具有重要意义。为加快推进海水淡化产业高质量发展，制定本行动方案。
一、总体要求
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和二十届历次全会精神，完整准确全面贯彻新发展理念，加快构建新发展格局，聚焦水资源节约保护与海洋强国建设战略目标，坚持市场化推进原则，以拓展应用场景为主线，以强化科技创新为动力，以健全政策标准为保障，促进海水淡化科技与产业创新深度融合发展，推动海水淡化产业链全面提质升级，不断提升海水淡化水规模化利用水平。
到 2030 年，全国海水淡化工程总规模达到 450 万吨/日以上，新增海水淡化工程规模 150 万吨/日以上，其中沿海城市新增海水淡化工程规模 130 万吨/日、海岛新增海水淡化工程规模 20 万吨/日；城市应急供水、海岛民生用水保障能力进一步增强，沿海工业园区海水淡化水利用比例进一步提高；突破一批关键材料装备技术瓶颈，全产业链核心技术体系基本形成，产业发展智能化、绿色化水平显著提升，国际竞争力进一步增强。
二、重点任务
（一）实施城市水安全强韧性行动。将海水淡化水作为沿海城市补充水源和海岛重要水源，提升供水能力，并应对咸潮入侵、极端天气、水污染等突发事件。在沿海超大特大城市适度超前谋划建设大型“平急两用”海水淡化工程，合理推动输配管网与市政供水系统有效衔接。将海水淡化水纳入区域水资源统一配置，积极探索海水淡化水跨区域调度与配置利用创新机制。
（二）实施海岛及船舶供水提能级行动。加强对海岛海水淡化工程的规划布局，推动重点海岛海水淡化供水保障工程全覆盖。在传统水资源供水管网短期无法覆盖的海岛布局建设一批海水淡化集中供水工程，支持在人口较多、供水管网设施成熟的海岛建设规模不小于 1000 吨/日的海水淡化工程。鼓励以海岛县为单位对已建海水淡化工程或装置提标改造并加强统一运维，助力和美海岛建设。鼓励远洋渔船、海上平台加装海水淡化装置并逐步提升国产化水平，强化海上作业保障能力。
（三）实施工业利用扩规模行动。因地制宜、多措并举，稳步提升沿海工业园区海水淡化水配置利用量占用水量的比例，确保生活与基本生态用水安全。优化沿海地区石化、钢铁、火电、核电等高耗水产业布局，鼓励采取园区集中共建、企业自建等方式建设大型海水淡化工程，并针对企业不同需求分质供水。沿海或海岛淡水资源短缺地区新建、改建、扩建工业企业项目优先使用海水淡化水等非常规水，将海水淡化水合理纳入用水计划管理，依法严控具备条件但未充分利用海水淡化水的高耗水项目和工业园区新增取水许可。
（四）实施科技创新补短板行动。加快高性能反渗透膜、纳滤膜及新型分离膜重点研发，提升水通量、抗污染性与使用寿命等关键指标性能，提高国产化替代率。全力攻克大型海水淡化高压泵、万吨级能量回收装置等关键装备制造技术，推动其性能指标达到国际先进水平。因地制宜推动浓盐水综合利用，开展浓盐水制盐、提溴、提钾等技术攻关与示范，构建“淡化—资源化”循环经济模式。支持盐差能、光热耦合、双膜法短流程等新型海水淡化技术攻关，鼓励开展海水中锂、铀等战略性矿产资源的海水提取技术研究与示范，推动突破适应核电需求的超大型海水循环冷却集成技术与示 范。
（五）实施产业链协同增效能行动。推动创新链与产业链深度融合，构建全链条协同发展格局。支持有条件的地区将海水淡化作为海洋新兴特色优势产业。大力发展海水淡化与综合利用及相关装备制造，推进技术研发、装备制造、工程应用全链条发展。培育一批具有国际竞争力的海水淡化关键材料装备制造、工程建设和设施运维管理龙头企业，带动产业链协同发展。积极推动海水淡化与盐化工产业深度融合，因地制宜布局海水提钾、提溴等产业化工程。鼓励将海水淡化技术应用于矿山生态修复、盐碱地土壤改良、水生态修复等领域。
（六）实施绿色低碳促转型行动。加快余热利用、可再生能源耦合、海水淡化药剂、绿色预处理等绿色低碳技术的推广应用，持续提高风能、海洋能、太阳能等清洁能源在海水淡化领域的应用比重。鼓励已建海水淡化工程中能耗物耗较高、不符合现行标准的老旧装备设施更新改造。加强海水淡化工程常态化运行监测，切实做好能耗、产水水质及浓盐水排放生态环境影响等数据监测，健全完善企业监测、地方监管、部门监督的监管体系。
（七）实施国际合作助共赢行动。鼓励与国际先进科研机构、企业等开展务实合作，在技术研发、装备制造以及人才队伍建设等多层次多领域开展交流合作。支持在共建“一带一路”国家建设接地气、惠民生、见效快的“小而美”海水淡化项目。鼓励国内优势企业“组团”出海，积极拓展国际市场，“捆绑打包”承揽海外海水淡化与综合利用项目，推动自主技术工艺包、装备产品和运维管理经验“走出去”，提升国际竞争力。
三、保障措施
（一）加大支持力度。鼓励沿海省市对符合条件的海水淡化工程落实新能源就近消纳等支持政策，细化配套措施，支持项目健康发展。利用现有资金渠道对海水淡化与综合利用科技创新、工程建设等予以支持，并引导社会参与。鼓励金融机构将海水淡化纳入“节水贷”等绿色金融重点支持范围。落实好首台（套）重大技术装备政策，支持先进海水淡化与综合利用装备推广应用。沿海地方统筹考虑保障海水淡化用地用海用岛需求，市政供水的海水淡化工程用地可依法以划拨方式取得。
（二）健全标准体系。从工程设计、施工建设、运营管理等各个环节，建立完善海水淡化产业标准体系。推动海水淡化产业与能源、供水、生态环境等相关标准的融合，重点开展海水淡化领域节能、智慧控制、新技术和新材料应用、浓盐水排海生态影响评价，以及核电海水循环冷却等标准的制修订。鼓励海水淡化企业和相关研究机构参与海水淡化与综合利用国际标准编制，推动国内国际标准衔接互认，提升国际标准制定话语权。
（三）强化组织实施。充分发挥海水淡化产业发展部际协调机制作用，推动解决产业发展相关重大问题。沿海地区可因地制宜组织制定实施方案，细化政策措施，狠抓督促落实。各有关部门按照职责分工，强化海水淡化产业政策支持和机制保障，加强协调推进、进度跟踪和成效评价，加大工作宣传力度，推动形成海水淡化产业高质量发展的良好氛围。
“十五五”时期是美丽中国建设承前启后、扩面提质，实现生态环境根本好转的关键阶段。为全面推进“十五五”时期美丽中国建设，根据《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》，制定本规划。
一、总体要求
坚持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和二十届历次全会精神，认真落实四中全会部署，全面贯彻习近平生态文明思想，牢固树立和践行绿水青山就是金山银山的理念，全面落实精准科学依法治污，以碳达峰碳中和为牵引，以健全生态文明制度体系为保障，统筹产业结构调整、污染治理、生态保护、应对气候变化，协同推进降碳、减污、扩绿、增长，持续深入推进污染防治攻坚和生态系统优化，加快经济社会发展全面绿色转型，提供更多优质生态产品以满足人民日益增长的美好生活需要，筑牢中华民族伟大复兴的生态根基。
到2030年，生态环境质量全面改善，美丽中国建设取得新的重大进展。绿色生产生活方式基本形成，碳达峰目标如期实现，主要污染物排放总量持续减少，固体废物综合治理能力和水平显著提升，城乡人居环境显著改善，生态系统多样性稳定性持续性不断提升，核与辐射安全水平持续提高，国家生态安全得到有效保障，适应美丽中国建设要求的生态环境治理体系不断健全，建成一批美丽中国建设示范样板，人民群众生态环境获得感、幸福感、安全感不断增强。到2035年，生态环境根本好转，美丽中国目标基本实现。全国细颗粒物（PM2.5）浓度下降到25微克/立方米以下，全经济范围温室气体净排放量比峰值下降7%—10%、力争做得更好，绿色生产生活方式广泛形成，生态系统多样性稳定性持续性显著提升，国家生态安全屏障更加稳固，生态环境治理体系和治理能力现代化基本实现。
工作中要把党的领导贯穿美丽中国建设各方面全过程，坚持环保为民，以高水平保护支撑高质量发展，以改革为动力提升生态环境治理整体效能，持续激发美丽中国建设内生动力和创新活力，加快形成美丽中国建设总体布局。
二、深入打好蓝天碧水净土保卫战
（一）推动空气质量持续改善。优化国家大气污染防治分区。加强城市空气质量达标管理。深入推进水泥、焦化等重点行业超低排放改造，鼓励垃圾焚烧企业超低排放改造。研究制修订重点产品VOCs含量限值强制性国家标准，推动VOCs源头替代和全流程治理。开展传统涉气产业集群整治提升。实施低效失效大气污染治理设施排查整治。深化大气环境绩效分级管理，开展绩效等级提升行动。完善清洁取暖运行保障长效机制。持续推进区域联防联控，有效应对长时间大范围污染过程。加强长江中游、成渝等区域大气污染防治。严厉打击非法生产、销售、使用消耗臭氧层物质行为。加强秸秆焚烧分区管控和综合利用，严防秸秆集中焚烧引发重污染天气。加强规模化畜禽养殖场大气氨排放全过程管理，推动京津冀及周边地区大气氨排放总量下降。探索恶臭、餐饮油烟污染分级分类管控。深化城市扬尘污染综合治理。建立噪声问题综合治理清单，推进宁静小区等建设。
（二）强化水生态环境保护。统筹水资源、水环境、水生态治理，按规定压实河湖长管理责任。加强流域水生态环境质量目标管理，优化调整水功能区划及管理制度。加快城镇污水收集处理设施建设改造，持续巩固入河排污口排查整治成果，基本完成重点流域入河排污口排查整治。巩固城市黑臭水体治理成效，基本消除县乡黑臭水体，加强群众身边水体保护治理。强化船舶水污染物转移处置联合监管。推进农业面源污染突出区域系统治理。完善河湖生态流量目标管理体系，强化水资源统一调度和水工程生态流量泄放管控，重点河湖生态流量达标率保持在90%以上。开展水生态环境状况调查评估，科学实施水生态保护修复。推动构建重要流域上下游贯通一体的生态环境治理体系，推进沿海省份及周边主要河流总氮源头防控。以解决全流域和跨省界突出问题为重点，加强重要江河湖库系统治理和生态保护，提升湖库富营养化防治水平和应急处置能力，积极应对蓝藻水华。推进江河湖库清漂。
（三）深化海洋生态环境保护。健全陆海统筹、近远海协调联动的海洋生态环境保护格局。划定国家生态环境治理重点海域及其控制区域、省级重点海域范围，实施综合治理攻坚。深化陆源污染治理与管控，加强海洋垃圾清理和资源化利用，基本完成重点海域入海排污口排查整治。强化海水养殖环境整治与监管，提升海水浴场等亲海区域环境品质。加强海上风电、油气等开发建设活动监管。有序推进海洋生态环境综合调查，开展典型海洋生态系统保护修复及成效评估，加强重要海洋物种及其栖息地保护与监管。推进潮白河—渤海湾、九龙江—厦门湾等从山顶到海洋保护治理机制创新。
（四）加强土壤、地下水和农村生态环境保护。深入实施土壤污染源头防控行动，对土壤污染重点监管单位实行管控和修复，推动绿色化改造。强化建设用地土壤污染风险管控和修复名录管理，加强农药原药制造、焦化等企业腾退地块土壤污染管控。基本完成重点县农用地土壤重金属污染源整治，受污染耕地安全利用率达到95%以上。加强黑土地保护和酸化耕地治理，促进土壤健康和永续利用。加强地下水污染防治重点区环境管理，实施化工园区地下水污染整治行动。开展全国土壤污染状况普查和地下水污染调查评价。完成8万个行政村环境整治，在有条件的地方协同推进农村改厕与生活污水治理，排查整治较大面积劣Ⅴ类水体。健全农村生活垃圾收运处置常态化运行保障机制。建立农村生态环境监测评价制度。加强畜禽粪污收集处理利用，畜禽粪污综合利用率达到85%以上。推进化肥农药精准施用增效、地膜科学使用回收。
三、全面实施固体废物和新污染物治理行动
（五）实施固体废物综合治理。强化工业固体废物全链条管控和规模化消纳利用，推动重点行业固体废物产生量与综合消纳量逐步实现动态平衡。扎实推进非法倾倒处置固体废物、溶洞垃圾污染等专项整治。实施堆（渣）场、危险废物填埋场、磷石膏库等环境风险隐患排查整治，完成60%以上的历史遗留固体废物堆存场所治理，危险废物填埋处置量占比控制在10%以内。优化尾矿库分类分级环境监管制度，开展污染动态评估和监控预警。优化危险废物利用处置结构，推进设施提标改造。健全小微企业危险废物收集体系。推进全国危险废物产生单位“五即”（即产生、即包装、即称重、即打码、即入库）规范化建设，强化危险废物“一码贯通”全过程监管。
（六）强化重金属污染防治。推进重金属环境安全隐患排查与风险评估，“一企一策”、“一地一策”系统治理风险隐患问题。减少使用高铊、高镉、高砷等矿石原料。推动重点行业企业开展重金属污染物排放自动监测，健全重金属污染长效防控机制。
（七）深化新污染物治理。强化电器电子、汽车等重点产品有害物质源头减量和替代。完善新化学物质环境管理登记制度。持续开展化学物质环境信息统计调查。制定高关注新污染物清单，梯次推进环境风险评估。动态更新重点管控新污染物清单及其禁、限、治等措施，实施污染隐患排查整治，完善环境风险监测预警体系。建立持久性有机污染物、内分泌干扰物、抗生素、微塑料等协同治理和风险管控体系。建立新污染物信息报告和传递制度。完善国家和地方新污染物治理协调推进工作机制。
四、统筹推进生态系统优化
（八）巩固国家生态屏障。统筹推进重要生态系统保护和修复重大工程，持续巩固以青藏高原生态屏障区、黄河重点生态区、长江重点生态区、东北森林带、北方防沙带、南方丘陵山地带、海岸带等“三区四带”为骨架的国家生态安全屏障体系，推进重要生态廊道保护建设。实施自然保护地整合优化，落实分级管理和分区管控，建立健全以国家公园为主体的自然保护地体系，自然保护地面积占陆域国土面积比例不低于18%。有序设立新的国家公园，提升自然保护区、自然公园生态服务功能。建设国家植物园体系。
（九）实施生态保护与修复。科学开展大规模国土绿化行动，推进森林质量精准提升和国家储备林建设，森林蓄积量达到224亿立方米。统筹草原生态修复与合理利用，加强湿地保护修复。推进超引地表水和超采地下水治理，开展历史遗留废弃矿山生态修复。打好“三北”工程攻坚战。加强重点区域水土流失治理和石漠化治理，建设生态清洁小流域，水土保持率达到74%以上。实施生态系统碳汇能力巩固提升行动。
（十）加强生物多样性保护。充分发挥生物多样性保护工作协调机制统筹协调作用。实施生物多样性保护重大工程。开展全国保护鸟类活动和打击非法捕猎贩卖鸟类专项行动。严格实施休禁渔制度。科学规范实施增殖放流。加强种质资源保护与利用，建立生物遗传资源获取与惠益分享管理制度。加强森林草原防灭火、有害生物防治，强化外来入侵物种监测管控。建立生物多样性体验地。
（十一）强化生态保护与修复监管。加强生态保护与修复监管制度建设，强化统一监管。优化升级国家生态保护红线监管平台，严格落实生态保护红线管理制度。持续推进“绿盾”重要生态空间生态环境问题排查。完善生态破坏事件跨部门会商机制，做好生态破坏事件判定。深化全国生态质量评价，持续推进全国及重点区域生态状况调查评估，开展生态保护修复成效评估。
五、积极应对气候变化
（十二）积极稳妥推进和实现碳达峰。实施积极应对气候变化国家战略，落实国家自主贡献目标，扎实推进碳达峰行动，全面实施碳排放总量和强度双控制度。坚持风光水核等多能并举，深入开展节能降碳改造和控煤减煤，合理控制煤电装机规模和发电量，全面提升可再生能源电力消费比重，加快推进新增用电量由新增清洁能源电量覆盖。实施应对气候变化一揽子重大工程，推动碳捕集利用与封存技术发展和示范项目建设。
（十三）主动适应气候变化。完善适应气候变化工作体系，推动建设气候适应型社会。健全气候变化观测网络，加强气候变化监测预警，强化气候变化对关键脆弱领域区域风险影响评估，提升应对气候变化特别是极端天气能力，强化综合防灾减灾。深化气候适应型城市建设，推动韧性基础设施建设，提高农业、能源、交通、旅游、金融等领域气候韧性。全面推进气候变化健康适应行动。
（十四）加快发展全国碳市场。充分发挥全国碳排放权交易市场对实现碳排放总量和强度双控目标的重要支撑作用。有序扩大全国碳排放权交易市场覆盖行业范围、扩展参与主体，对碳排放总量相对稳定的行业优先实施配额总量控制，稳妥推行免费和有偿相结合的配额分配方式。完善以全国碳排放权交易市场为主体的碳定价机制。积极发展全国温室气体自愿减排交易市场，持续扩大支持领域，建立科学完备的方法学体系，推动核证自愿减排量应用，规范各类自愿减排交易活动，提升碳市场国际影响力。
（十五）提升应对气候变化基础能力。完善碳排放统计核算体系和动态监测预警机制，强化部门间数据共享衔接。完善重点行业领域碳排放核算机制，健全企业碳排放核算方法，构建项目碳排放和碳减排核算体系，研究将绿证纳入碳排放核算的可行路径。常态化编制国家温室气体清单。建设完善国家温室气体排放因子数据库。健全产品碳足迹管理体系，完善标识认证、分级管理、信息披露等制度，推动产品碳足迹规则国际互认。加强甲烷、氧化亚氮、含氟气体等非二氧化碳温室气体管控，提升非二氧化碳温室气体控排监测、核算、报告、核查能力，推广回收利用技术。
六、加快形成绿色生产生活方式
（十六）发挥生态环境优化支撑作用。深入推进生态环境分区管控，加强同国土空间规划衔接，协同优化产业布局。更新调整生态环境分区管控方案，逐步将地下水、声、重金属、减污降碳协同等纳入分区管控体系。加强生态环境影响评价保障，强化重大生态影响类项目全过程监管，加强重点行业建设项目节能降碳审查评价，有效管控高耗能高排放项目。加快落实以排污许可制为核心的固定污染源监管制度，逐步实现污染物排放量精准许可、监测和执法。探索生态环境分区管控、生态环境影响评价、排污许可全链条制度改革。优化重点污染物排放总量控制制度，扩大重点减排工程范围，完善建设项目污染物排放总量指标管理。深化总量控制、生态环境影响评价、排污权交易、环境统计等与排污许可制衔接。开展第三次全国污染源普查。
（十七）提升重点行业领域绿色低碳水平。推进重点用能行业绿色化清洁化发展，逐步明确可再生能源消费最低比重目标，建设一批绿色工厂。推进西部地区可再生能源就近利用，有序推动符合要求的高载能产业向可再生能源资源富集区域转移。修订产业结构调整指导目录，将低效、高耗能、高排放工艺和装备纳入淘汰类目录。推进机场运行电动化和港口岸电应用尽用，发展可持续航空燃料。提高大宗货物铁路、水路运输比重和新能源汽车运输比重，推进新能源运输工具规模化应用，加快配套补能设施建设，构建“外集内配”货物运输模式，鼓励开展货运零排放试点，推进零碳运输走廊建设，重点行业清洁运输比例达到75%、大气污染防治重点区域重点行业清洁运输比例达到85%。加强既有建筑和市政设施节能降碳改造，发展城乡绿色建筑。制定重点行业和生态环境基础设施减污降碳协同治理技术指南，构建协同度指数，深化城市和产业园区减污降碳协同创新试点。
（十八）加强资源节约集约利用。强化水、土地、矿产等资源全过程管理和全链条节约，提高能源利用效率和终端用能电气化水平。提升废弃电器电子产品、退役新能源设备综合利用水平。健全快递包装循环利用体系，加强建筑垃圾资源化利用，推动生物质资源高值化利用。提高垃圾分类和资源化利用水平。
（十九）推广绿色低碳生活方式。完善绿色产品认证与标识体系。开展新能源汽车、绿色智能家电、绿色建材下乡活动，推广新能源车充绿电、居民绿电零售套餐。健全绿色消费激励机制，拓展政府采购绿色产品范围和规模。繁荣发展生态文化，持续开展全国生态日、世界环境日等活动，加强生态文明宣传教育。持续开展“美丽中国，我是行动者”系列活动，引导公众节约用水用电，推广“光盘行动”，减少一次性用品使用，抵制过度包装。健全城市公共交通、慢行交通系统和绿道网络，发展绿色出行。
七、守牢美丽中国建设安全底线
（二十）确保核与辐射安全。把核安全摆在最高优先级，构建严密的核安全责任体系，建设现代化核安全监管体系。推动核设施高标准设计、高质量建设、高水平运行，深化首堆新堆安全监管，确保不发生核事故以及危害公众健康和环境安全的核事件。加强老旧设施退役治理和放射性废物处置，强化核技术利用、铀（钍）矿伴生矿、电磁辐射、放射性物品运输监管。强化核安全科技支撑、数智赋能、科学认知，提升审评验证、监测预警、事故应急、监督管理能力。
（二十一）健全生态安全防护体系。深化生态安全战略和政策研究。健全生态安全风险监测预警体系，积极应对冰川消融、冻土退化、冰湖扩张、海水倒灌等风险，加强三江源、祁连山、高黎贡山等敏感区域生态安全风险监测预警。统筹推进生态安全保障能力建设。强化气候变化、资源开发等引发生态安全风险传导机理研究。健全生态环境健康风险评估技术体系，开展重点区域生态环境健康风险评估。
（二十二）加强生态环境应急管理。完善突发生态环境事件应急预案管理体系，健全重大敏感突发生态环境事件省统筹应对、市牵头落实、县先期处置的响应机制。深化实施生态环境应急“一河（园、路、库）一策一图”。完善跨区域、跨部门联动的突发生态环境事件应急响应体系。提升饮用水水源地生态环境风险防范和应急应对能力，保障南水北调等重大调水工程水质安全。健全生态环境应急物资装备储备体系，提升资源调度和智能辅助决策水平。
八、健全美丽中国建设保障体系
（二十三）完善生态环境法治体系。实施生态环境法典，做好立改废释相关工作，推进应对气候变化和碳达峰碳中和、新污染物治理等法律法规研究制定，推动加快修改节约能源法。稳步推进美丽中国建设重点领域标准规范制修订，更新污染物排放和环境质量标准，建设国家生态环境基准体系。强化跨部门执法司法协同联动，推动加强检察公益诉讼，持续优化生态环境专业化审判机制，促进刑事追诉、民事赔偿、行政履职依法衔接。完善生态环境损害赔偿制度，鼓励建设生态环境损害赔偿综合性替代修复区域。
（二十四）提升监测现代化水平。加强固体废物、新污染物、重金属、温室气体、生物多样性等监测能力建设。推进生态环境监测网络数智化转型，建设全域感知、智慧高效的新一代监测网络，提升天空地海一体化监测预警能力。加强新型监测感知技术装备研发应用，提升监测仪器与装备设备自主可控水平和计量溯源性管理能力。加强对自行监测和技术服务机构的监督管理，建设完善监测管理服务平台。
（二十五）健全监督管理机制。按规定深入推进生态环境保护督察。持续推动省以下生态环境机构监测监察执法垂直管理制度改革。充分发挥区域督察局、核安全监督站、流域（海域）生态环境监督管理局作用，强化分区域分流域分海域监督管理。加强对新污染物排放、碳排放权交易及碳排放数据质量的监督管理。深化生态环境分级分类执法监管，构建智慧执法体系，强化非现场执法监管。推进环境信息依法披露，统一规范开展环境信用评价，构建环境信用监管体系。完善公众生态环境监督和举报反馈机制，及时解决群众急难愁盼问题。
（二十六）强化科技创新和人才支撑。系统布局国家科技重大项目，强化基础科学研究和关键核心技术攻关。加强重点区域流域海域生态环境问题与机理研究，推动京津冀环境综合治理国家科技重大专项标志性成果产出。加快生态环境科技成果转化应用，健全生态环境科普体系。推进生态环境相关学科专业发展，培育国家级科技创新平台，建设美丽中国高端智库。加强生态环境科技创新人才和高层次人才培育。强化基层监测、执法、应急等人才队伍和能力建设，升级实训体系，开展执法大练兵。拓展数智技术应用场景，实施生态环境信息化工程，深化人工智能等新技术应用，建设绿色智慧的数字生态文明。
（二十七）健全经济激励政策。强化财政对美丽中国建设的支持，优化财政资源配置，确保投入规模同建设任务相匹配。开展征收VOCs环境保护税试点，完善固体废物环境保护税的政策执行口径。健全促进绿色低碳发展的价格机制。建立企业生态环保费用提取使用制度。鼓励建立金融支持美丽中国建设项目库，完善政银融资协调与项目推介机制。丰富绿色金融产品和服务，积极推动气候投融资，有序推进碳金融产品和衍生工具创新。探索区域性环保建设项目金融支持模式，支持“美丽系列”建设。深入开展流域横向生态保护补偿，完善多元化生态保护补偿机制，因地制宜拓展生态产品价值实现渠道。
（二十八）深化国际合作。深化应对气候变化、持久性有机污染物治理、保护臭氧层、生物多样性保护、荒漠化防治、核安全、海洋污染治理、塑料污染治理等领域国际合作，积极参与、引领全球环境和气候治理。深耕双多边和区域环境合作，加强南南合作及同周边国家合作。推进绿色丝绸之路建设，深化与共建“一带一路”国家合作。加强绿色产业链供应链国际合作，强化规则、计量、标准等国际互认。
九、组织实施
完善中央统筹、省负总责、市县抓落实的工作机制，按规定实施好美丽中国建设成效考核。地方各级人民政府要对照本规划细化落实目标任务，有关部门要按照职责分工协同推进，工作中要抓好重点攻坚，力戒形式主义，杜绝层层加码。健全美丽中国建设重大工程实施机制，细化项目清单，做好资金和要素保障。开展美丽中国建设进程评估，推广美丽中国建设经验做法和标志性成果。生态环境部要会同有关部门对本规划实施进展情况进行动态监测、中期评估和总结评估。重大事项及时按程序向党中央、国务院请示报告。
“十五五”时期，我国能源发展进入安全风险叠加演变期、低碳转型加力推进期、能源创新加速突破期、体制改革深度攻坚期、国际合作调整重塑期。为科学引领能源高质量发展，加快建设新型能源体系，根据《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》，制定本规划。
一、总体要求
坚持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和二十届历次全会精神，认真落实四中全会部署，坚持稳中求进工作总基调，完整准确全面贯彻新发展理念，以能源高质量发展为主题，以碳达峰碳中和为牵引，聚焦建设能源强国战略目标，深入践行“四个革命、一个合作”能源安全新战略，更好统筹发展和安全，以安全充裕为前提、经济可行为基础、科技创新为引领、体制改革为动力，加快建设清洁低碳安全高效的新型能源体系，确保能源的饭碗牢牢端在自己手里。
主要目标是：2030 年初步建成清洁低碳安全高效的新型能源体系。能源综合生产能力达到 58 亿吨标准煤，电力系统互补互济和安全韧性水平全面提升，能源进口多元可控；煤炭和石油消费达峰，非化石能源消费比重达到 25%，风电和太阳能发电装机比重超过50%、成为电力装机主体，非化石能源发电量比重达到 50%、成为电量主体；坚强韧性、绿色低碳、集成融合、智能高效的新型能源基础设施体系加快建设，新型电力系统初步建成；能源产业链关键技术装备实现总体自主可控，迈入世界能源科技创新国家前列；适应新型能源体系的市场和价格机制加快健全，全国统一电力市场体系基本建成。
空间布局是：坚持“全国一盘棋”，统筹能源和经济、总量和结构、全国和区域、国内和国际，推动非化石能源供应形成五大增长板块，巩固优化化石能源生产基地，加强能源开发与用能产业布局协同，统筹优化能源骨干通道布局，不断拓展多元化进口通道。
二、构建先进适配的新型能源基础设施体系
（一）持续扩大非化石能源供给规模
推动新能源集成融合发展。坚持集中式与分布式、发电与非电并举，加强新能源多品种互补开发、空间集约复合利用、一体化聚合运营，推进陆上风电、光伏发电大规模平稳发展，海上风电向深远海发展，光热发电、海洋能规模化发展。推进“风光+生物质”一体化项目建设。提升新能源涉网性能，建设一批系统友好型新能源电站。积极推进地热能、氢能和绿色燃料发展，新能源非电利用规模实现倍增。建立完善新能源消纳综合评价指标体系，2030年新能源发电量占比达到30%。
以水风光一体化为重点推进水电开发建设。高质量建设雅鲁藏布江下游水电工程，有序推进茨哈峡、龙盘、岗托等重大工程，研究论证怒江流域水电规划。加快推动主要流域水风光一体化基地规划建设。统筹推进主要流域水电规划调整，推动水电扩机和机组增容改造。组织实施长江流域水电高质量发展方案。实施小水电绿色改造提升。2030年常规水电装机达到4.1亿千瓦左右。
积极安全有序发展核电。以三代压水堆技术为主，保持核电平稳建设节奏。积极稳妥推进先进堆型研发和示范工程建设。因地制宜推进核能综合利用。2030年在运核电装机达到1.1亿千瓦左右。
（二）构建适配高比例新能源的新型电力系统
加快新型电网建设。推动清洁能源基地外送输电通道建设，优化送端电源结构，提升通道输送能力、利用效率和清洁电量占比。加强华中—南方、华中—华东、华北—华东、华中—西北等地区间
电网互济，提升互补互济能力4000万千瓦左右。巩固完善以区域同步电网为基础、区域间异步互联的全国电网主网架格局。推动配电网向源网荷储资源高效配置平台转变，2030年力争具备承载9亿千瓦分布式新能源接入能力。加快建设智能电网，建设智能化调度体系，提高新能源消纳水平。因地制宜发展智能微电网和绿电直连。
推动火电转向支撑调节性电源。优化火电布局，合理控制煤电装机规模和发电量。实施新一代煤电改造升级，提升深度调峰、快速爬坡等高效调节能力，鼓励采用零碳低碳燃料掺烧、碳捕集利用与封存（CCUS）等技术实现清洁降碳。持续推动煤电机组关停和延寿工作。合理规划建设天然气电站，加大国产化燃机示范及推广应用。
优化储能建设和调用。合理布局、积极有序开发建设抽水蓄能电站。大力发展新型储能，加力发展长时储能，鼓励多种储能技术路线发展，拓展新型储能在电源协同运行、电网稳定支撑及微电网、虚拟电厂等领域应用。推动新型储能调控方式创新，合理提升利用水平。2030年抽水蓄能装机达到1.6亿千瓦左右，新型储能装机达到 3亿千瓦。
构建灵活弹性的电力负荷生态。充分挖掘用户侧调节潜力，依托新型电力负荷管理系统，提高电力需求响应比例。充分利用电动汽车储能资源，开展车、桩、站、网融合互动探索，全面推广智能有序充电，扩大车网互动规模化应用范围，2030年车网互动聚合可调充电规模达到5000万千瓦左右。加快推进虚拟电厂规模化发展， 2030年虚拟电厂调节能力达到5000万千瓦以上。
（三）推动化石能源生产供应转型升级
打造现代化煤炭供应链产业链。因地制宜推广煤炭绿色开采，分类分级开展智能化煤矿建设。加强煤炭洗选加工，健全商品煤质量标准体系。深化煤炭与煤矿瓦斯共采，推动矸石、矿井水等资源化生态化利用，稳步推进煤炭行业甲烷控排。加快煤炭与新能源融合发展，充分利用采煤沉陷区等场地开发风电和光伏发电。加强煤炭生产储运设施更新改造。加强煤炭清洁高效利用，推进富油煤分质利用，鼓励发展煤基特种燃料、煤基新材料等创新产品。
推动油气田和炼化产业转型。规模化开展陆上油气田与新能源融合发展，探索海洋油气田和海上风电协同开发，推动 CCUS 区域产业集群建设，提高油气田生产电气化率，打造低碳零碳油气田。坚持“减量置换”原则，严格控制炼油产能规模，引导大型企业、重点区域炼油能力优化重组。加快炼油行业节能降碳改造，稳步提升石化行业绿电绿氢使用比例，推进核电与石化行业耦合发展试点。提高化工用油、特种油品、高端新材料等收率。
三、构建坚强韧性的能源安全保障体系
（四）筑牢极端情形下的能源战略安全底线
加大油气增储上产力度。大力推进油气勘探开发，加大投入强度，加强传统大型油气田和页岩油气等新型资源勘探开发。围绕深地、深海、非常规、老油气田四大领域，促进“稳油增气”，推动海域、非常规领域成为原油稳产主力。实现原油年产量稳定在2亿吨水平，天然气产量稳步增长。
健全完善油气储备体系。持续优化储备布局，形成更加灵活的储备管理机制，健全政府储备和企业社会责任储备有机结合、互为补充的石油储备体系。坚持“大库大站、集约布局”，打造若干个地下储气库群，有序推动既有沿海液化天然气（LNG）接收站扩建。
持续完善油气“全国一张网”。加强干线管道及互联互通工程建设，2030年天然气管网一次管输能力达到5000亿立方米/年。依托国家干线管网因地制宜、优化布局建设省级管网，有序扩大管网覆盖面。统筹炼化基地与港口布局、海陆外运和内陆输送，优化原油、成品油管道布局与流向。加强与沿海港口相连的原油管网互联互通。统筹考虑煤制油气及煤层气产能布局，配套建设外输管道。
大力推进石油消费替代。加强多种替代燃料战略布局。加强煤制油气产能和技术储备，推进内蒙古鄂尔多斯、陕西榆林、新疆准东、新疆哈密等煤制油气战略基地建设。因地制宜布局非粮生物燃料乙醇、生物柴油、生物天然气、可持续航空燃料、绿氨绿醇等绿色燃料产能。推进新能源重卡和船舶等规模化应用。
（五）夯实能源转型安全基础
加强新能源关键矿产资源供给。深入实施新一轮找矿突破战略行动，加强新能源产业链上游关键矿产资源勘探开发。构建规模适度的战略性矿产资源储备，科学制定储备品种、规模与建设时序。
推进退役风电机组、光伏组件、锂电池等废旧资源循环利用。强化煤炭兜底保障作用。持续加强煤炭资源勘探和战略接续，科学安排煤炭产能建设，重点建设五大煤炭供应保障基地，2030 年产量占全国比重达到 80%以上。稳慎有序推进深部煤炭资源安全开发。完善煤炭产品储备布局，加强储备运行管理，推动政府储备与企业储备互补联动。完善煤炭产能储备政策，扩大产能储备规模， 2030 年形成 1 亿吨/年以上的产能储备。完善煤炭集疏运体系，推动有条件的地区建设煤炭等能源大宗商品资源配置枢纽。
（六）提升能源安全风险管控能力
强化监测预警和应急管控。健全能源安全风险监测预警体系。加强灾害监测研判和防范应对，提升能源系统防灾抗灾能力。深化电力安全风险分级管控，加强大电网安全指标、风险、隐患、事故一体化管理。完善能源应急管理体制，加快推进国家、省、市、县四级电力应急力量建设。完善分层级分领域应急预案。
加强能源基础设施安全防范。强化能源领域重要目标防护。加强源网荷储各环节安全风险管控，强化重要输电通道安全管理。加强石油、天然气管道保护。加强煤炭运输骨干铁路通道、重点港口等安全运行保障。强化重大能源基础设施数据安全防护、关键信息基础设施安全防护，推动国家级电力网络安全仿真验证环境建设。强化城市能源基础设施保护与安全管理。
四、构建绿色低碳的能源消费体系
（七）更大力度推进节能降碳
强化重点领域节能和清洁替代。加强工业领域节能高效生产工艺和技术应用，优化能源清洁替代路径，稳步压减燃煤自备电厂规模。加强建筑能效管理，推动超低能耗建筑、低碳建筑规模化发展，促进建筑可再生能源集成应用，推动光伏建筑一体化发展。积极发展多式联运，建设低碳零碳运输走廊，加强铁路、公路、港口、航道、枢纽场站等清洁能源开发利用。加强算力等新型高载能产业节能提效。深化公共机构节能降碳改造。加快推进新增用电量由新增清洁能源电量覆盖。提高终端用能电气化水平。
加强节能降碳管理。全面实施碳排放双控制度，严格节能降碳审查评价，强化重点用能项目规划布局和产能调控。加快推进全国碳市场建设，对碳排放总量相对稳定的行业优先实施配额总量控制。稳妥有序推动能源领域自愿减排项目开发。建立健全能源行业碳排放核算机制和基础能源产品碳足迹管理政策，推动非化石能源电力消费核算认定。大气污染防治重点区域持续实施煤炭消费总量控制，新建、改建、扩建用煤项目实行煤炭等量或减量替代。
（八）提升绿色能源消费水平
推动热力系统绿色低碳转型。积极发展非化石能源供热，加大余热回收利用力度，因地制宜加大热泵推广应用。推动建设面向城市、园区的区域热力系统，加强非化石能源热源与既有热力系统有机融合，加快热网改造升级，积极推进“智慧供热”应用。提升热负荷柔性调节能力。合理布局建设多尺度储热储冷设施。推动偏远地区积极发展分布式绿色低碳供热。支持热电厂热电协同改造，推动热力系统与电力、燃气系统联合优化调度。深入推进散煤替代。
加强民生清洁用能服务保障。统筹规划城镇电力、热力、燃气等能源基础设施，推进城镇燃气管道、供热管道、非电网直供小区更新改造。提高民生用能电气化水平，2030 年人均年生活用电量达到 1500 千瓦时。完善快慢互补、智能开放的充电基础设施，2030年充电基础设施达到 4000 万个、实现倍增发展。推进北方地区多元化清洁供暖。加强城市燃气供应保障。深入推进农村能源革命，创新农村清洁能源开发利用方式。
培育能源消费新场景新业态。推动多能融合互补发展，引导传统能源企业向综合能源生产服务商转型，建设一批电、气、热、氢等综合能源站。因地制宜发展适应新能源特性的用能产业，培育能源产消融合新模式，促进源网荷储深度融合。鼓励分布式光伏、分散式风电、生物质能、地热能等多场景多元化利用。推动零碳工厂和园区建设。利用市场机制聚合电动汽车、空调负荷等用户侧资源，引导虚拟电厂、智能微电网等新型经营主体创新发展。
五、构建自立自强的能源科技创新体系
（九）加强能源技术装备和产业创新
推动全产业链技术自主可控。加强重点领域技术攻关和装备研发，增强能源产业基础支撑能力。前瞻布局未来能源技术，适度超前开展前沿性、颠覆性技术研究，推动突破一批标志性技术，推进工程化应用，抢占发展制高点。
巩固拓展新能源等产业竞争优势。加强风电光伏技术装备创新，强化标准引领和知识产权保护，打造全球新能源产业创新高地。统筹优化新能源产业链布局，促进产业链供需平衡，形成良性竞争格局。推动新型储能、氢能制造业提质升级，巩固关键技术、应用生态等优势，减少低水平重复建设。培育核电等高端装备产业集群。深入实施“人工智能+”能源行动，统筹能源资源配置与算力设施建设，推动算电协同一体化发展。
加快氢能与绿色燃料产业发展。统筹氢能制储输用全链条发展。因地制宜发展绿电直连制氢、可再生能源离网制氢等模式，2030年可再生能源制氢规模达到 200 万吨。加强工业副产氢的提纯与高效利用。合理布局绿色氢氨醇生产基地和基础设施，加强输氢管网布局引导，探索负荷率不足的存量油气管网规模化输送绿色甲醇。推动氢氨醇在发电、交通运输、化工冶金、规模储能等领域应用。统筹布局氢能实证实验平台，开展绿色燃料技术攻关和产业化试点，建立绿色燃料可持续性认证体系。
（十）健全能源科技创新协同机制
筑牢能源科技创新基础能力。完善能源科技创新投入机制，激励企业加大能源科技研发投入。强化创新资源统筹和力量组织，加强能源领域国家实验室、国家科研机构、高水平研究型大学、科技领军企业统筹布局。高质量实施智能电网、煤炭、油气等能源领域国家科技重大专项。加强能源领域全国重点实验室、国家技术创新中心、研发创新平台等建设。推进能源领域教育科技人才一体发展。
推动科技创新与产业创新深度融合。按照前沿引领、关键共性、工程验证等分类推进重点技术研发应用，重点围绕新能源、新型储能、先进核电、智能电网、车网互动等领域，推动建立一批中试验证平台，加强重大科研成果试点示范应用。完善首台（套）、首批次、首版次应用政策，鼓励自主创新产品规模化应用，引导产业赛马争先。
六、构建协同高效的现代化能源治理体系
（十一）深化能源市场化改革
构建全国统一能源市场体系。构建现货、中长期、辅助服务和容量市场有机衔接的全国统一电力市场体系，推动跨省跨区和省内电力交易衔接，合理扩大省间市场化送电规模。深化油气勘查开采体制改革，加强矿业权出让管理。持续推进省级管网以市场化方式融入国家管网，压缩管输及配气层级。推广天然气多年期合同制度。统一煤炭市场基础制度规则，健全电煤保供中长期合同制度。优化能源价格形成和传导机制，深化竞争性环节价格市场化改革，强化自然垄断环节价格监管。
优化能源基础设施投资和运行机制。完善民营企业参与能源重大项目建设长效机制，鼓励多元主体参与清洁能源基地、能源输配网络、油气储备设施等投资建设。完善基于市场交易结果的电力调度机制。建立健全公共电网与新模式新业态协调发展机制。优化油气管网调度运行机制，鼓励上游供气企业与城镇燃气企业、大用户开展直购直销。探索电力与天然气协同调度运行机制。
（十二）完善能源治理制度
加强能源治理基础建设。推动出台能源法配套法规政策，推进电力法、可再生能源法、节约能源法和电力调度管理条例、天然气管理条例等制修订，健全新型电力系统安全法规。建立健全绿色能源消费促进机制，完善可再生能源电力消纳责任权重制度，实施可再生能源消费最低比重目标制度。建立可再生能源非电利用统计和考核体系。健全能源标准体系，推动政府主导标准与市场自主标准协同发展，深化标准国际合作。
健全科学高效的能源监管体系。完善能源自然垄断环节监管体制机制，健全基础设施接入和使用机制，加强电网、油气管网公平开放监管，推动省级管网运销分离。全面推广过程监管、数字化监管、穿透式监管、跨部门协同监管。建立电力市场评价体系和信用制度。持续整治地方政府不当干预电力市场行为。持续提升全国“获得电力”服务水平，全面打造现代化用电营商环境，开展供电质量提升专项行动。强化电力建设运行安全生产管理。
七、构建立体多元的能源国际合作体系
（十三）强化开放条件下的能源安全
增强能源多元进口和安全保障能力，坚持能源进口多元化，加强海外主要油气产区合作。顺应国内煤炭供需形势变化，充分发挥进口煤对国内市场的补充调剂作用。积极稳妥参与全球能源勘探开发与投资运营。
（十四）参与引领全球能源治理变革
积极拓展绿色合作和对外投资空间。有序推进新能源产业链国际合作，加强技术和标准体系国际对接，推动产品、技术、标准、服务等一体化“走出去”。高质量打造能源重大标志性工程。优先开展“小而美”项目合作，围绕风电、光伏、氢能、储能等重点领域，推动建成一批经济效益好、示范效应强的绿色能源最佳实践项目。
提升能源治理话语权和影响力。高质量开展能源主场外交，建设运营好“一带一路”能源合作伙伴关系和全球清洁能源合作伙伴关系等合作平台。加强区域能源合作平台建设，发挥中国与上海合作组织、阿盟、东盟、非盟、中东欧及亚太经合组织可持续能源中心等区域平台作用。深度参与多边框架下的能源合作，加强与相关国际组织交流合作。开展可再生能源领域南南合作。推动在华建立核电领域非政府国际组织。
八、保障措施
坚持党中央集中统一领导，在国家能源委员会统筹指导下，各有关方面要结合实际抓好本规划贯彻落实。国家发展改革委、国家能源局要加强规划组织实施，确定年度目标并做好年度综合平衡。各地区、各有关部门要密切协调配合，共同推动落地见效。加强规划实施用地用草用林用海等要素保障，做好能源矿区规划、项目建设水资源论证和环境影响评价，落实促进能源绿色低碳发展的财税、金融、投资、价格、科技、环保等政策。
为扎实做好安全生产、防灾减灾救灾等工作，根据《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》，制定本规划。
一、总体要求
坚持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和二十届历次全会精神，认真落实四中全会部署，坚持人民至上、生命至上，坚持总体国家安全观，坚持统筹发展和安全，以高水平安全保障高质量发展为主题，以推动治理模式向事前预防转型为主线，以改革创新为根本动力，一体提升减灾预防、抗灾设防、救灾保障能力，“一件事”全链条推动重点行业领域安全整治，坚决遏制重特大事故，有效防范重大涉险和较大事故，最大限度降低自然灾害损失，坚决维护人民群众生命财产安全和社会大局稳定。
到2030年，我国应急管理体系和能力现代化建设取得明显进展，以事前预防为主的治理模式有效建立，集中统一、高效权威的中国特色应急管理体制更加完善，大安全大应急框架下应急指挥机制更加健全，重特大突发事件处置保障能力和基层应急能力显著增强，应急管理法治化、科学化、智能化水平大幅提高，安全生产、防灾减灾救灾形势持续稳定。到2035年，建成与基本实现现代化相适应的中国特色大国应急体系，全面实现依法应急、科学应急、智慧应急，高质量发展和高水平安全实现良性互动。
二、深化应急管理改革创新，推动构建大安全大应急格局
（一）完善协同应对机制
强化各级安全生产和防灾减灾救灾议事协调机构防范应对灾害事故的统筹指导、协调和监督职能，细化相关部门任务分工，健全联合指挥、会商研判、监测预警、灾情通报、跨域救援等协同机制。实施防消联勤，依法落实全域消防安全监管。严格开展中央安全生产考核巡查，提高考核巡查人员专业能力，加强考核巡查结果运用，严格落实安全生产党政同责、“三管三必须”要求。认真抓好防灾减灾救灾责任落实，完善风险隐患排查、调查评估制度。对造成重大社会影响的灾害事故，强化提级调查评估或挂牌督办。深化重点区域、流域应急合作，提升区域联防联控能力。
（二）提高应急指挥质效
完善大安全大应急框架下应急指挥机制，健全应急指挥和责任体系。提升国家应急指挥总部和地方各级应急指挥部运行效能，加强重特大灾害应对、防火防汛紧要期各专项指挥部成员单位的联合会商，实现上下贯通、一体应对。健全灾害事故救援现场指挥部统一指挥和专业指挥制度机制。全面推行省级及以下应急管理和消防部门常态化联合值守，健全灾害事故信息获取、研判、核报、复盘等机制。积极探索人工智能、云计算等新技术应用，强化会商研判、应急指挥辅助决策支撑。推动全国突发事件应急指挥综合业务系统向有条件的乡镇（街道）延伸。提高应急通信托底保障和快速抢修抢通能力，确保“三断”（断路、断网、断电）等极端条件下的通信畅通。
（三）夯实法律法规标准基础
加快推动国家消防救援人员法、防震减灾法、自然灾害防治法、消防法、矿山安全法、应急救援队伍管理法、防洪法、生产安全事故隐患排查治理条例、生产安全事故报告和调查处理条例、气象灾害防御条例等法律法规制修订工作。加强新兴行业领域安全风险防控问题研究。支持各地开展应急管理领域“小快灵”立法，推动完善区域协同立法机制。加快应急物资装备、救援处置、力量建设、监测预警等急需标准制修订。加强新产业新业态安全生产标准研制，稳步提升防灾减灾救灾领域强制性国家标准比重。积极参与国际标准化工作，推动重点标准转化为国际标准。
深化应急管理综合行政执法改革，持续加强执法能力建设。依法采取“一案双罚”（查处同一违法案件或生产安全事故时，既处罚违法生产经营单位，又处罚负有责任的个人）、联合惩戒、行刑衔接等措施，加大重点行业领域安全生产执法力度。严格规范开展涉企行政检查，科学制定和执行年度检查计划，建立执法检查重点事项清单，在涉企检查和执法中推广全流程使用“互联网+执法”系统。健全安全生产分类分级执法和多层级协调联动执法检查机制，完善执法正面清单制度以及失信行为认定、惩戒和信用修复等制度。
（四）优化应急预案体系
落实《国家突发事件总体应急预案》，开展新一轮国家层面应急预案制修订，强化基层应急预案编制与实施。加强应急预案标准化建设，完善制修订及评估论证程序，规范风险评估、资源调查、案例分析及专家论证、备案管理。强化重点行业领域和超大特大城市巨灾情景构建研究，因地制宜完善巨灾应急措施。完善极端天气避险转移预案。综合运用应急演练、突发事件复盘分析等方式检验预案效果，及时修订完善预案。
三、突出风险源头管控，加快治理模式向事前预防转型
（一）健全源头管控机制
加强自然灾害综合风险和减灾能力评估，深化综合风险普查数据成果更新应用。完善自然灾害综合风险空间管控制度，将安全韧性要求贯穿国土空间规划及各类建设规划之中，加强自然灾害风险图、防治区划图等与国土空间规划的衔接，完善重大项目风险评估论证和部门联审联查程序，在产业转移、重大项目立项、重大工程建设等方面实施风险避让和灾害设防。加强气候可行性论证。修编流域防洪规划。开展极端海平面事件预测、大震危险源探查，加强超大城市、特大城市、重大基础设施地震活动断层探测，发布新一代地震动参数区划图。严格高危行业领域建设项目“三同时”（安全设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用）和安全生产许可审查。动态更新危险化学品、烟花爆竹、矿山、工贸等“禁限控”目录。深化化工园区安全整治提升，推动非煤矿山整合重组和升级改造。
（二）加强监测预报预警
加强城市安全风险和重点行业领域安全风险监测预警，系统梳理、精准识别各类灾害风险，健全分级监测机制。推进矿山、化工和危险化学品、烟花爆竹、工贸等企业在线监测系统联网。升级全国自然灾害综合风险监测预警平台，加强气象、水文、地质、海洋等灾害监测预警信息共享。完善自然灾害风险监测预警指标标准体系和模型，加快构建卫星遥感、航空、地面瞭望、视频监控相结合的立体监测体系，提高监测预报预警能力，强化预警信息及时、准确接收和传播。制定突发事件预警信息接收播发和紧急处置标准，推动预警信息接收处置与应急预案、避险疏散、应急响应有效衔接。健全重大活动风险提示告知制度和重大灾害性天气停课停业停工停产停运制度。
（三）提升本质安全水平
持续提高隐患排查质效，完善行业领域重大事故隐患判定标准，增强风险隐患排查专业性和穿透力，有效管控风险、消除隐患，推动重大涉险事故起数持续下降。依法依规深化危险化学品、燃气、电动自行车、新能源汽车充电基础设施、人员密集场所动火作业、建筑保温材料、消防产品质量安全、充电宝等“一件事”全链条专项整治。强力推进畅通消防“生命通道”、提高煤炭深部开采水平、推动化工老旧装置淘汰退出和更新改造、加强民航飞行安全等重点任务。规范科学开展事故调查，查清查透事故原因和责任，通过事故调查、问题整改、验收销号、追责问责形成闭环；同时注重发现质量和标准缺失问题，推动标准查漏补缺和提质升级，带动提升本质安全水平。
督促企业规范提取和使用安全生产费用，激励企业开展安全生产标准化管理体系建设，定期评定标准化达标企业。健全安全生产举报和生产经营单位事故隐患内部报告奖励机制。加强高危行业领域生产经营单位主要负责人和从业人员安全生产培训，探索建立从业人员安全准入和退出机制，严格特种作业人员“考培分离”。定期发布应急管理先进适用技术装备推广和安全生产落后技术装备淘汰目录，大力发展风险感知、监测预警、异常工况处置等新技术新装备，推进设备换新、机器换人、生产换线。
开展房屋市政工程安全生产提升行动，严格限制超高层建筑，加强与超高层建筑消防救援需求相匹配的消防救援能力建设，在中心城市及城区配备举高消防车、大流量供水等装备，提升高层建筑火灾防范和救援能力。加强养老机构消防安全管理。落实落细防范遏制矿山领域重大生产安全事故各项措施。强化危险化学品登记和化学品物理危险性鉴定分类管理。全面排查整治重点区域流域固体废物非法贮存、倾倒和填埋。加强涉客船舶、漂流项目等安全监管和溺水涉险重点区域部位管控。依法依规深入开展烟花爆竹“打非治违”专项行动，严格安全生产和质量标准，加快烟花爆竹转型升级集中区建设，有序引导定点定时燃放，强化生产、经营、运输、燃放及产品质量各环节、全链条安全管控。
（四）打造安全韧性城乡
强化工程治理，合理提高重要城市和灾害多发地区关键基础设施设防标准，完善极端灾害条件下重大基础设施韧性标准规范。制定灾害风险隐患分类分级评估判定标准，持续推进基础设施涉灾风险隐患排查。严格规范开展自然灾害调查评估，通过灾害调查评估、问题整改、追责问责形成闭环，并针对灾害暴露出的行业管理、本质安全等方面问题，举一反三抓好整改。推进城市“平急两用”公共基础设施建设和标准研制。强化城市桥梁、高速公路、隧道等设施安全运行监测。完善城市防洪布局，健全城区与周边江河湖海、水库等应急洪涝联排联调机制，提高重点设施排水防涝能力。
综合考虑华北、东北、西北等不同区域洪水形成机制和灾害特点，有效开展工程治理，加紧补齐北方地区防洪排涝抗灾基础设施短板。依法开展森林草原火灾重大隐患动态清零和查处违规用火行为专项行动，系统推进大兴安岭、小兴安岭、长白山、横断山脉、武夷山等重点林区火险综合治理。以青藏高原及周边地区为重点，加强冰川冰湖科学考察、资源调查和灾害风险监测防治。
完善农村房屋防灾抗灾设防标准。深入实施农村防止返贫致贫对象等群体危房改造和农房抗震加固。科学做好受灾地区因灾倒损住房恢复重建。加强农村削坡建房管理，管控自建房边坡风险。精准圈定地质灾害避险范围，有序推进“空心村”因灾搬迁撤并。强化气象为农服务，完善“平急两用”区域农业应急救灾设施。
四、优化应急力量布局，提升大灾巨灾应对处置能力
（一）强化应急力量准备
进一步优化国家综合性消防救援队伍力量结构布局，规范队伍设置，聚焦高层建筑、大型商业综合体、城市地下轨道交通、石油化工企业、电化学储能、森林草原等难控火灾，统筹加强特勤队伍、航空力量、攻坚班组、专业编队建设，加大系留无人机等新型消防救援装备配备，提升地空一体防灭火救援能力。推进政府和企业专职消防队建设，全面纳入119指挥调度体系。督促重点行业企业严格履行安全生产法定义务，规范建设专兼职应急救援队伍。统筹开展专业应急力量统计，完善专业队伍管理体制，健全常态化运行保障机制及突发事件应急状态调用机制。持续创新“应急使命”演习。规范和加强社会应急力量建设，全面推进社会应急力量分类分级测评，分地区编制重点社会应急力量名录。鼓励社会应急力量和企业应急力量有序参与救援行动。
（二）打造尖刀拳头队伍
加快构建以国家区域应急救援中心为枢纽的国家区域应急力量网络，推动形成跨区域应急救援力量。加强国家区域应急救援中心核心救援能力建设，发挥实战实训平台基地作用，强化区域综合救援、训练演练、物资储运、航空保障等功能。依托国家综合性消防救援队伍，分级分类建强陆地搜救、水域等专业应急救援队伍。围绕服务国家重大战略实施、重点区域安全发展、重大工程项目建设和重要能源资源开发，依托相关企事业单位，加强重点行业领域安全生产、工程抢险等专业应急救援力量。加强中国救援队和中国国际救援队建设，提升国内紧急救援和跨国救援任务执行能力。鼓励专业应急救援队伍“一专多能”转型。
（三）提高技术装备水平
坚持需求牵引，强化顶层设计，完善应急管理装备创新发展体系，加强重特大灾害事故应对处置关键急需装备研发攻关。开展新型救援装备实战测试验证，推广应用无人机、无人艇、救援机器人等先进装备。分类分级完善应急救援队伍能力建设标准，推动队伍装备升级。强化高原高寒、深水深海、长大隧道、“三断”和高强度森林草原火灾等极端场景救援装备准备。推进应急救援通用主战装备统型，加强装备全生命周期管理。
围绕构建1小时到达灾害事故易发多发区域的航空救援网络，加快完善航空救援基地、场站等基础设施，健全航空救援空域保障机制。坚持租购并举，合理配备应急航空器数量，拓展“低空+应急救援”、“低空+应急侦测”等场景应用，提升火灾扑救、空中调运等救援能力。创新航空救援技术和战术战法，强化空天地配合和实战训练演练。
（四）完善队伍职业保障
建立国家综合性消防救援队伍“院校教育、训练实践、职业培训”人才培养机制，推行指挥员能力考评。健全国家综合性消防救援队伍和地方政府专职消防队伍保障政策，完善符合消防工作特点的职业荣誉体系。加强消防员和应急救援员职业资格管理。健全国家综合性消防救援队伍和各类应急救援力量共建共训共练、救援合作等机制。按规定落实救援人员奖惩激励、伤残保障和牺牲人员烈士评定等政策，维护救援人员权益。
五、强化全要素支撑，健全重特大突发事件处置保障体系
（一）深入开展智慧应急行动
加强应急管理科技发展趋势研究和技术预测，研究制定关键急需及可能引发颠覆性创新的重大科技任务清单，组织实施国家重点研发计划等项目。优化应急管理技术支撑基地布局，培育建设一批中试验证平台和检验检测公共服务平台。发挥企业科技创新主体作用，鼓励成立应急管理装备创新联合体，加快“高精特专”、“小快轻智”装备研发。用好学会、协会和其他各类科技资源，强化业务技术支撑。
以场景化应用需求为牵引，促进人工智能与应急管理深度融合。制定应急管理领域数据资源采集目录，强化各类数据汇聚、标注、共享。坚持集约高效原则，强化应急管理通用算力、智能算力一体化建设，统筹推进“久安”系列大模型底座建设，支持各地开发统一服务接口的应用场景。推动人工智能在企业端应用，加强高危环节异常行为风险感知及预警。加强应急管理领域数据安全治理，提高网络安全防护能力。
（二）强化综合应急物资保障
健全中央和地方应急物资储备协同联动机制，完善实物储备、协议储备、产能储备模式，优化应急物资储备库布局，推动前置储备，提高配置效率，确保自然灾害发生8小时之内受灾人员基本生活得到有效救助。升级应急物资管理平台，推动乡村物资纳入平台管理。完善定期点验、维护保养、到期处置、补充更新、回收利用制度及标准，推广使用统一标识。引导支持社区、家庭储备必要应急物资。鼓励关键行业和重点产业链企业建立应急物资储备和紧急生产调度机制。发挥交通物流保通保畅工作机制作用，统筹各类运力资源，完善综合立体化物资运输网络。优化应急救援期间物资装备征用补偿机制，规范引导社会组织捐赠。
（三）扩大应急专业人才供给
加强应急管理专门人才培养，积极打造应急管理领军人才、骨干人才、青年人才梯队和创新团队。深化全国应急管理干部实战大练兵，加强领导指挥、预防准备、处置救援及技术支撑人才培养，定期开展地方党政负责同志应急管理专题培训。办好应急管理大学和4所消防救援学院，发展特色优势学科专业集群，设立并建强应急指挥相关专业。支持应急管理特色高校和职业大学发展，加强高校、科研院所应急管理相关学科专业建设，搭建多层次、多元化学科交叉融合平台，探索应急管理部门与高校合作培养机制。分层分类建立国家、省、市级应急管理专家库。
（四）壮大安全应急装备产业
支持安全应急领域产业链协同创新和首台（套）重大技术装备推广应用。鼓励国有企业加大关键环节投入，培育龙头企业、链主企业，带动社会资源加大投入。完善应急管理装备需求动态征集评估机制，加强先进和急需装备产研、供需对接。发展安全应急装备产业园区和产业集群，布局建设一批安全应急装备国家制造业创新中心、产业技术基础公共服务平台。提升安全生产检验检测认证机构专业能力。引导政府性融资担保机构为符合条件的安全应急装备企业提供担保。完善安全生产责任保险实施配套制度，扩大高危行业领域覆盖范围，建立重大事故快速理赔和预赔付机制。
六、夯实基层应急基础，提高全社会防灾避险能力
（一）完善基层应急组织体系
推动应急管理与基层治理、乡村振兴等一体谋划、一体部署、一体推进。完善基层应急消防工作机制，指导各地明确专门工作力量，统筹强化应急管理及消防工作。鼓励引导高校毕业生到基层应急管理一线就业。编制乡镇（街道）和村（社区）综合减灾能力建设指引，加强专兼职力量建设，提高基层应消一体综合救援能力，探索推广最小应急响应圈。加强城乡土地资源有效综合利用，推动现有公共设施应急避难场所改造和新增公共设施平急转化利用。
（二）提升基层快速响应能力
完善乡镇（街道）综合应急预案、专项预案和简明实用的村（社区）应急预案，做好人员转移避险，明确安置路线、安置点。加强基层灾害信息员、群测群防员队伍建设和基本保障，构建人防与技防双线并行防控网络，鼓励群众发现报告风险隐患并按照规定给予奖励。推行“街乡吹哨、部门报到”做法，完善发现问题、流转交办等机制。乡镇（街道）、村（社区）在相关部门指导下建立风险隐患“一张图”，强化突发事件预警信息应用和预警响应联动。综合运用各类发布渠道，加强偏远农村、牧区、山区、海区等区域的预警信息传播和接收能力建设。强化“第一响应人”培训。
（三）高效开展灾后救助恢复
健全自然灾害救助机制，增强灾情预判、统计核查、损失评估等能力，优化灾害损失评估标准、流程。加强灾害发生后的医疗救助、卫生防疫和心理援助，强化对老弱病残孕等重点群体及基本生活出现困难群众的救助和关爱。做好受灾人员救助和临时救助等相关社会救助政策的有序衔接。健全因灾返贫致贫风险快速识别响应机制，将符合条件的受灾群众纳入低保等社会救助范围。加强防止返贫致贫对象和继续帮扶脱贫人口灾后救助，加大产业就业帮扶。鼓励红十字会等各类慈善力量依法有序开展慈善捐赠和救助帮扶活动。稳步实施巨灾保险，鼓励有条件的地区探索开展“灾害救助+金融保险”试点。
（四）加强全民安全宣传教育
制定进一步推动全民安全宣传教育工作的意见，将安全素质教育纳入公民安全教育体系，编写适应不同社会群体的安全知识教材、读物，打造一批宣传教育精品，加大主流媒体投放力度。以“人人讲安全、个个会应急”为主题，办好全民安全公开课等特色活动和安全生产月、防灾减灾日、消防宣传月等主题活动。发挥科协、红十字会等群团组织和学校作用，加强“一老一小”等重点人群安全宣传教育。培育弘扬安全文化，选树宣传先进典型，讲好中国应急管理故事。
七、实施保障
坚持党政同责、一岗双责、齐抓共管、失职追责，抓好规划贯彻落实，推动各项目标任务落地。国务院有关部门根据职责分工，加强对地方的指导支持。构建多元化投入保障格局，加强资源要素保障。健全“一带一路”自然灾害防治和应急管理国际合作机制，加强与联合国机构、有关国际组织和区域组织等合作，完善国际重大灾害救援快速响应机制，积极参加国际人道主义紧急救援行动。应急管理部组织开展规划实施中期评估和总结评估，分析实施效果，推动解决问题，重大事项及时按程序向党中央、国务院请示报告。
（2026年2月26日中共中央政治局常委会会议审议批准 2026年4月12日中共中央办公厅、国务院办公厅发布）
第一章 总则
第一条 为了发挥碳达峰碳中和的战略牵引作用，加快构建碳排放总量和强度双控制度体系，推动地方党委和政府树立和践行正确政绩观、坚决扛起碳达峰碳中和责任，根据《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》、《中共中央、国务院关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》和有关规定，制定本办法。
第二条 本办法适用于自2026年度起对各省（自治区、直辖市）党委和政府落实碳达峰碳中和目标任务，加快经济社会发展全面绿色转型进展情况的评价考核。
第三条 在党中央集中统一领导下，评价考核工作由中央组织部统筹指导，由国家发展改革委会同有关部门实施。
第四条 评价考核实行党政同责、一岗双责，坚持统筹兼顾、客观公正、科学规范、注重实效的工作原则。
第二章 评价考核内容
第五条 评价考核紧紧围绕贯彻落实党中央、国务院关于碳达峰碳中和的决策部署以及应对气候变化国家自主贡献目标开展，推动各省（自治区、直辖市）落实碳排放总量和强度双控目标。
第六条 评价考核设置控制指标、支撑指标。
控制指标包括碳排放总量、碳排放强度降低、煤炭消费总量、石油消费总量、非化石能源消费占比等指标。
支撑指标包括节能、工业、城乡建设、交通运输、公共机构、碳排放权交易等领域具有代表性且对碳达峰碳中和具有支撑作用的指标。
第七条 “十五五”时期，国家发展改革委应当会同有关部门围绕如期实现2030年前碳达峰目标，制定“十五五”碳达峰行动方案，确保实现2030年碳排放强度比2005年降低65%以上、2030年非化石能源消费占比达到25%等目标，实现煤炭消费总量和石油消费总量达峰，合理控制煤电装机规模和发电量，力争年度新增清洁能源电量逐步覆盖全社会新增用电量。
第八条 “十五五”时期，各省（自治区、直辖市）党委和政府应当制定省级碳达峰行动方案，按照国家层面目标确定本地区各项指标的五年目标和分年度目标，并提出相应任务举措。
省级行动方案应当按时制定完成，经国家发展改革委会同有关部门衔接审核后，报党中央、国务院审定，并作为后续对各省（自治区、直辖市）开展评价考核的依据。
国家发展改革委会同有关部门衔接审核省级行动方案时，应当围绕实现国家层面目标，督促地方落实新（改、扩）建“两高”工业项目实施碳排放等量或者减量置换等要求，并综合考虑不同类型地区的主体功能定位、产业和能源结构、自然资源禀赋等因素，统筹好刚性约束和弹性调控，体现差异化要求。
第九条 “十六五”时期起，每个五年规划期的第一年，国家发展改革委应当会同有关部门按照党中央、国务院确定的阶段性目标制定全国碳排放控制行动方案，各省（自治区、直辖市）应当制定省级碳排放控制行动方案，推动逐步实现碳中和。
第十条 国家发展改革委应当会同有关部门及时制定评价考核年度实施方案，细化工作举措，明确各项指标的评价考核细则，并可以根据形势和工作需要适时调整完善指标体系。
第三章 评价考核程序
第十一条 评价考核工作按照年度开展，于评价考核年度次年具体实施。
第十二条 各省（自治区、直辖市）党委和政府对本地区年度碳达峰碳中和工作开展自评，并按时将自评报告报党中央、国务院，抄送国家发展改革委等评价考核负责部门。
第十三条 各有关部门对所负责指标全国年度进展情况进行评估，对各省（自治区、直辖市）年度进展情况进行评价。对各省（自治区、直辖市）单一指标的评价结果分为达标、不达标。评价结果为“不达标”的，有关指标评价考核负责部门应当剖析该省（自治区、直辖市）工作中存在的问题、原因并提出改进建议，形成书面意见。各有关部门应当按时将评价结果以及书面意见送国家发展改革委。
第十四条 国家发展改革委会同有关部门采取实地抽查、委托第三方核查等方式，对有关省（自治区、直辖市）工作进展、任务落实、目标完成以及数据真实性等情况进行实地核验。
第十五条 国家发展改革委结合地方自评、部门评价、实地核验等情况，按照优秀、合格、不合格3个等次提出各省（自治区、直辖市）年度碳达峰碳中和综合评价考核结果建议，商中央组织部后按照程序报党中央、国务院。
控制指标和支撑指标全部达标的省（自治区、直辖市），评价考核结果为“优秀”；1项及以上控制指标不达标或者3项及以上支撑指标不达标的省（自治区、直辖市），评价考核结果为“不合格”；其余为“合格”。
第四章 评价考核结果运用
第十六条 评价考核结果经党中央、国务院审定后，由中央组织部、国家发展改革委按照程序向各省（自治区、直辖市）党委和政府反馈，并送中央纪委国家监委。
第十七条 根据评价考核结果对有关省（自治区、直辖市）进行约谈、通报提醒、通报表扬。
评价考核结果为“不合格”的，由中央组织部、国家发展改革委督促有关省（自治区、直辖市）党委和政府在接到结果反馈后30个工作日内，向党中央、国务院作出书面报告，提出整改措施，明确完成时限。逾期整改不到位的，视情由中央组织部、国家发展改革委会同有关部门约谈该省（自治区、直辖市）党委和政府。
评价考核结果为“合格”但部分指标不达标的，由有关指标评价考核负责部门在一定范围内进行通报提醒。
评价考核结果为“优秀”或者单项指标表现突出的，由国家发展改革委会同有关部门进行通报表扬，并及时总结宣传，推广好经验、好做法。
第十八条 评价考核结果作为省（自治区、直辖市）党委和政府领导班子和有关领导干部综合考核评价、选拔任用、监督管理的重要参考。
评价考核中发现或者整改中出现重大失职失责情况的，由国家发展改革委会同有关部门提出追究责任建议，按照程序和规定将有关问题和事实材料等移交中央纪委国家监委、中央组织部，依规依纪依法对有关单位和个人予以责任追究。
对评价考核中表现突出的单位和个人，有关省（自治区、直辖市）和部门可以按照规定给予表彰奖励。
第十九条 评价考核应当实事求是、公平公正。对存在徇私舞弊、谎报瞒报、篡改数据、伪造资料等行为，造成评价考核结果严重失真失实的，有关省（自治区、直辖市）评价考核结果直接确定为“不合格”，并按照有关规定严肃追究相关单位和人员责任。
第五章 评价考核实施
第二十条 评价考核主要依据国家统计数据，统计数据缺失或者时效性暂不能满足评价考核需要的，可以采用全国碳市场数据和有关部门统计、调查、监测、核算数据。国家统计局以及其他掌握数据的部门应当及时向有关指标评价考核负责部门提供评价考核所需数据。
第二十一条 国家发展改革委、生态环境部、国家统计局应当持续完善碳排放统计核算制度，会同其他评价考核负责部门持续提升数据统计、调查、监测、核算能力，加强对评价考核工作的数据支撑。
国家发展改革委、国家统计局、国家能源局应当建立重要数据动态监测预警制度，定期监测全国以及各省（自治区、直辖市）碳排放量、煤炭消费量、石油消费量、新增用电量、新增清洁能源电力消费量等指标，视情对有关省（自治区、直辖市）进行提醒预警。
第二十二条 各省（自治区、直辖市）应当结合评价考核工作，统筹碳达峰碳中和、经济社会发展和能源安全保供，科学合理分解并压实减排责任，确保能耗双控向碳排放双控全面转型平稳接续，稳妥有序降低传统行业碳排放，坚决遏制“两高”项目盲目上马。坚持有效市场和有为政府相结合，积极发挥碳市场等各类市场化减排机制的作用。
有关省（自治区、直辖市）评价考核结果受重大自然灾害、突发事件等非人为因素影响的，由国家发展改革委会同有关部门进行综合判定，据实提出评价考核结果建议，并在报党中央、国务院的报告中予以单独说明。
第六章 附则
第二十三条 国务院国资委应当参照本办法，制定中央企业落实碳达峰碳中和目标任务有关评价考核制度。
第二十四条 本办法由国家发展改革委负责解释。
第二十五条 本办法自发布之日起施行。
附件：碳达峰碳中和综合评价考核指标体系
为深入贯彻党中央、国务院关于人工智能发展的重大决策部署，认真落实《国务院关于深入实施“人工智能+”行动的意见》（国发〔2025〕11号）有关要求，强化能源对人工智能发展的基础支撑作用，发挥人工智能对能源转型的叠加倍增作用，促进人工智能与能源发展双向赋能，加快构建协同高效、安全可靠、绿色低碳、开放融合的“人工智能+”能源发展新格局，特制定本行动方案。
一、总体要求
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和二十届历次全会精神，认真落实四中全会部署，充分发挥我国能源产业体系完备、数据资源富集、应用场景广阔等优势，促进能源、算力、场景、数据、模型等要素高效协同，助力抢占人工智能产业应用制高点，有力支撑能源高质量发展。
到2027年，支撑人工智能创新发展的安全、绿色、经济的能源保障体系初步构建，清洁能源与算力设施互动能力显著提升。能源领域高价值场景逐步开放应用，能源高质量数据集共建共享长效管理机制初步建立，能源企业算力资源利用效率持续优化、稳步提升。到2030年，人工智能算力设施的清洁能源供给保障能力、能源领域人工智能专用技术研发和应用达到世界领先水平，人工智能与能源双向赋能取得明显成效。
二、保障算力设施安全可靠的能源供给
统筹能源资源配置与算力设施建设，强化能源供给对算力发展的支撑作用，保障算力设施安全稳定运行，筑牢能源安全与数字安全屏障。
（一）统筹优化能源资源与算力布局。统筹大型新能源基地与国家算力枢纽规划布局，推动算力设施、互联网骨干直联点在新能源富集地区有序合理汇集，促进新能源就近就地消纳。结合地区能源、水资源等承载力，探索百万千瓦级人工智能算力设施与配套能源系统协同建设，选择具备条件的地区开展试点，推动算电协同一体化发展。
（二）提高算力设施多元电力供给能力。根据算力设施接入系统规模、电网电压等级、电网新能源渗透率、电能质量要求、算力设施业务类型等实际情况，建立健全算力设施能源供给规划建设标准。探索核电、氢能等能源以直连方式为算力设施供能。鼓励算力设施配置构网型储能，增强供电稳定性和对电力系统的主动支撑能力。
（三）提升算力设施能源供给质量。开展供电质量提升专项行动，构建政府、电网、用户三方协同治理体系，引导算力设施合理配置供电可靠性和电能质量提升装置，确保算力设施电能质量。强化算力设施用能全过程监测与风险预警，提升相关用户极端情况的防范应对能力。
三、推动算力设施绿色低碳转型
扎实推进算力设施绿电消费占比统计以及碳排放核算工作，加强绿电直连政策指引，持续提升算力设施能效碳效，构建绿电供给、高效用能、碳排放管控协同的全链条绿色低碳发展体系。
（四）持续提升算力设施绿电占比。加强算力设施项目布局规划指导，将绿电使用占比作为重要参考指标，增强绿色算力供给水平。支持算力设施通过参与绿证绿电交易提升绿电消费比例。推动算力设施备用电源绿色低碳转型，鼓励备用电源加快使用清洁能源替代传统燃油发电机。
（五）持续提升算力设施能效水平。推动算力设施高效冷却、高性能服务器、高性能供电架构、先进存储、余热资源回收利用等技术研发与应用。加强算力设施用能管理智能化水平，完善算力设施能耗监测评估体系，鼓励企业开展算力性能和能效碳效水平评估。探索开展类脑、量子、光子等变革性低功耗计算芯片及系统解决方案研究与试点应用。
（六）加强算力设施节能降碳管理。落实碳排放总量和强度双控要求，将新建及改扩建算力设施可再生能源利用方案、电能利用效率、绿电消费比例、余热资源回收利用等作为项目节能降碳审查评价重要内容。对依托零碳园区进行布局的算力设施，探索实施项目节能降碳审查评价备案制。加强电力、算力、碳排放协同计量，鼓励开展碳足迹核算与认证服务，引导算力设施绿色低碳发展。
（七）完善算力设施绿电直连政策。依据算力任务类型，对算力设施实施分类管理，鼓励具备灵活调节能力的算力设施开展绿电直连。研究通过价格政策激励算力设施采用绿电直连等方式更高比例消纳新能源，持续提升算力设施绿色发展水平。
四、促进算力电力高效经济协同
充分发挥算电协同规模效应，挖掘算力设施灵活调节潜力，通过电力市场化交易促进算力设施综合运营效益与全社会能源配置水平提升。
（八）加强算力与电力协同运行。推动建立算力与电力互动机制，以电力市场价格信号引导算力设施优化能量管理和跨网跨区等多形式算力调度，提升算力设施经济效益。鼓励算力设施作为负荷侧灵活可调节资源参与电网运行，提升电力系统调节能力，实现算力设施与电力系统的双向提效。
（九）强化算电协同市场机制建设。鼓励新建算力设施与可再生能源发电企业签订多年期绿色电力交易合同，提升绿电消费比例与供应稳定性，构建算力设施经济高效绿色供能体系。支持算力设施以多种形式参与电能量、辅助服务、需求响应等市场交易。推动绿色算力交易体系建设，推动绿电消纳与算力资源配置协同优化。
五、开放能源领域人工智能高价值应用场景
以场景需求牵引人工智能技术创新，加速人工智能技术与能源产供储销全链条深度融合和规模化发展，形成技术创新与产业应用的良性循环。
（十）挖掘能源高价值场景。构建需求牵引、动态迭代的场景供给体系，形成覆盖主要业务领域、兼具行业引领性与国际竞争力的能源人工智能场景图谱。聚焦应用价值明确、数据基础完备、规模化应用潜力大等关键要素，加强人工智能赋能能源场景价值评估，建立高价值场景遴选及清单发布机制，为能源领域人工智能技术应用提供实践指引。
（十一）推动能源高价值场景开放。搭建能源领域场景开放共享平台，建立能源场景开放标准规范及评价体系，鼓励能源企业开放标杆场景，以点带面牵引全产业链协同创新。在切实保障国家能源安全、网络安全和商业秘密的前提下，促进技术、数据与软硬件基础设施等要素的开放与流通。
（十二）构建能源高价值场景闭环管理机制。构建能源开放场景测试验证平台，推动人工智能技术适配验证、场景应用性能评测，持续规范人工智能技术在能源领域应用的准入条件。建立覆盖场景发布、研发攻关、测试验证、工程实施、成效评估等全生命周期闭环管理机制，确保人工智能技术在能源领域落地可验证、可追溯、可迭代、可规模推广。
（十三）推动能源高价值场景规模化应用。组织开展能源领域人工智能应用融合试点，持续遴选人工智能和能源产业需求深度融合的高价值场景应用标杆，加速推动人工智能在能源规划设计、勘探开发、生产运行、设备运维、运营和安全管理等全链条场景的落地应用，加快提升能源系统清洁低碳、安全高效和灵活智能水平。
六、挖掘能源领域数据价值
建立治理、安全、流通三位一体的高质量能源数据发展模式，充分发挥数据要素价值，推动能源数据从资源向资产转化。
（十四）推动能源领域高质量数据集建设。制定能源领域高质量数据集建设标准，规范数据需求、数据架构、数据采集、数据预处理、数据标注、质量验证等全生命周期管理和技术要求。以业务场景为牵引，加速推进能源核心场景高质量数据集建设。利用可信数据空间等数据基础设施，构建高质量数据集共享平台，建立动态更新和长效运营机制，促进能源领域高质量数据价值释放。
（十五）筑牢能源数据安全与隐私保护屏障。制定能源行业数据分类分级标准规范，加强能源关键信息基础设施与数据保护。构建覆盖数据全生命周期的安全防护体系，定期开展安全审核与风险评估。推动隐私计算、密态计算等前沿安全技术与能源业务场景深度融合，加快可信流通技术研发和应用推广。
（十六）激活能源数据要素市场活力。建立健全适配能源行业需求的数据价值评估、收益分配等市场化规则机制及标准规范，打通数据流通路径。深化能源领域可信数据空间试点建设与互联互通，促进数据资源共享和高效对接。鼓励依托国家数据基础设施，探索培育能源数据运营主体，创新数据运营模式。
七、强化能源领域人工智能模型创新
强化专业模型攻关创新，深化自主可控硬件在能源领域的深度应用，实现人工智能技术与能源产业的深度耦合，筑牢能源领域人工智能创新根基。
（十七）加快能源专业模型技术攻关。聚焦电网、发电、煤炭、油气、综合能源等领域，提升能源大模型的泛化迁移、多智能体框架、大小模型协同、多模态理解生成、长序推理等基础能力。鼓励能源专业模型优先在国家级人工智能开源社区中开放共享，加速模型应用成果转化落地。推动五个以上专业大模型在电网、发电、煤炭、油气等行业深度应用，推进行业数据向专业大模型汇聚整合。
（十八）加强人工智能前沿技术在能源领域的研发和应用。推进适配能源领域的智能终端、智能体、具身智能、人工智能原生架构等技术研发。完善能源领域人工智能应用测试基础设施，推动智能装备、智能体的验证和中试。加快能源领域人工智能技术普惠应用及产业智能化升级，促进全行业的规模化推广与价值释放。鼓励基于云计算等方式发展模型即服务新业态，支持培育一批优质人工智能技术服务商。
（十九）推动人工智能自主可控软硬件在能源领域深度应用。加快自主智算芯片与国产深度学习框架的适配优化，推动多框架协同运行，推动能源领域大模型高效迁移技术在典型场景中的应用。持续推动能源领域人工智能软硬件技术迭代升级，提升能源领域基础设施智能化水平。
八、构建人工智能与能源协同发展生态
基于能源领域人工智能技术研发应用全流程需求，优化各类要素配置，构建人工智能与能源发展双向赋能、深度融合的良性生态。
（二十）开展“人工智能+”能源标准化提升行动。加强“人工智能+”能源标准化顶层设计，建立健全人工智能与能源双向赋能标准体系。完善标准化管理机制，按照急用先行原则，抓紧研制能源领域人工智能应用能力测评、算力设施绿色低碳水平测评、算力电力协同技术要求、大负荷算力设施规划建设等关键技术标准。大力推进“人工智能+”能源标准国际化，进一步推进技术标准交流合作和中外标准互认。
（二十一）探索建立“人工智能+”能源安全治理体系。开展人工智能安全治理顶层设计，探索建立能源领域人工智能研发与应用基本安全原则。推动制定能源领域人工智能应用安全责任划分标准，构建涵盖数据、模型、应用的安全治理闭环管控机制和风险隔离措施。
（二十二）促进多元融合国际交流合作。积极参与全球人工智能与能源融合发展治理规则体系建设，支撑构建公平、公正、普惠、包容的国际人工智能与能源融合发展格局。充分发挥政府间双边、多边能源合作机制作用，深化与有关国家、能源国际组织和专业机构交流合作，用好用活民间科技交流平台和国际科技组织，推动人工智能在能源领域的技术交流和信息共享。充分发挥我国在能源与算力设施建设方面的经验，推动人工智能与能源项目协同出海，引导国内企业先进经验和技术装备“走出去”，助力全球能源产业链供应链智能化转型升级。
（二十三）构建复合人才培养体系。加强人工智能与能源融合学科建设，依托高水平大学、科技领军企业等打造产教融合学科集群，培育一批复合型、创新型、实战型人才。鼓励企业、高校、研究机构等创新主体建立人才培训和交流互动机制。鼓励建立能源领域人工智能开源社区，引导更多既懂人工智能，又懂能源的开发者，通过开源共享形式高效解决能源企业创新发展难题。
九、政策保障
结合“人工智能+”能源发展特点，建立健全政策保障机制，增强上下游协同发展动能。
（二十四）强化科技创新。依托能源、人工智能等领域国家科技重大项目，加大对人工智能与能源融合领域基础研究热点、产业技术痛点和未来发展重点的投入力度。鼓励企业联合科研机构、高校、社会服务机构等单位构建产学研用创新联合体，开展攻关协作和资源共享，促进创新链和产业链深度融合。
（二十五）促进成果转化。推动能源领域人工智能应用相关技术装备优先纳入能源领域首台（套）重大技术装备支持范围，营造允许试错、宽容失败的能源领域人工智能应用创新环境。建立健全人工智能在能源领域应用价值量化和评估机制，将技术成熟度、场景适配性、经济效益、社会影响、安全可控水平、用户评价等纳入评价指标体系，引导应用效果显著的人工智能技术在能源领域规模化落地。
（二十六）加强资金支持。鼓励算力设施申报基础设施领域不动产投资信托基金（REITs）。鼓励金融机构对符合《绿色金融支持项目目录（2025年版）》要求的算力基础设施项目提供资金支持，支持符合条件的企业发行绿色债券。探索通过“两重”“两新”等资金渠道，对符合条件的人工智能与能源融合项目予以支持。引导企业加大人工智能与能源融合项目投入，吸引各类社会资本投资人工智能与能源融合发展领域。支持金融机构推出适合人工智能与能源融合领域特点的金融产品，在依法合规、风险可控和商业可持续的前提下，加大资金支持力度。
十、组织实施
强化统筹协调，压实各方责任，确保行动方案各项任务落地见效。
（二十七）加强组织实施。建立健全国家能源委员会统筹协调，国家发展改革委指导、国家能源局牵头相关部门组织实施，各省级政府和重点企业细化落实的协调推进工作机制，形成上下联动、层层落实、安全发展的工作格局。各地区做好人工智能与能源双向赋能工作各项要素保障，统筹推进人工智能与能源融合发展。能源和人工智能相关企业作为本行动方案的实施主体，要切实发挥创新主体作用，加快推进技术研发、示范试验、建设应用等各项工作，并定期做好经验总结。
（二十八）建立常态化监测评估机制。开展行动方案实施情况动态监测，对人工智能与能源融合发展整体情况开展持续的数据信息收集和分析工作，把监测结果作为优化资源配置的重要依据。在监测评估的基础上，根据国内外形势变化，及时动态调整行动方案目标和重点任务。
（二十九）强化宣传引导。加强政策解读，强化舆论引导，广泛凝聚社会共识，营造鼓励创新、深化应用、规范有序的人工智能与能源双向赋能发展氛围。鼓励各地方各企业积极探索创新，遴选典型案例在全行业宣传推广。
信用是企业重要的无形资产。为建立企业信用状况综合评价体系，提高评价水平，推动企业诚信守法经营，营造良好市场环境，制定本实施方案。
一、建立企业信用状况综合评价体系制度框架。企业信用状况综合评价主要包括公共信用评价和市场化信用评价。公共信用评价由政府部门遵循公益性原则组织开展，反映企业遵守法律法规和相关管理规定情况，主要服务政府管理。市场化信用评价由征信机构、信用评级机构、行业协会商会等第三方机构依法依规开展，反映企业参与市场活动的违约风险，主要服务融资授信、商业往来等市场活动。更好发挥公共信用评价结果在企业信用状况综合评价中的基础性作用，推动公共信用评价和市场化信用评价相互融合，逐步形成统一的企业信用状况综合评价体系。
二、完善公共信用评价体系。公共信用评价主要包括公共信用综合评价和行业信用评价。国家发展改革委建立健全公共信用综合评价制度，开展公共信用综合评价工作，反映企业公共信用总体状况。行业主管部门（含行业管理部门和业务主管单位，下同）在公共信用综合评价的基础上，建立健全本领域的行业信用评价制度，反映企业在某一领域的公共信用状况。以公共信用综合评价为基础，推动不同行业信用评价协同，构建评价规则统一、评价过程规范、评价结果互知、应用场景广泛的公共信用评价体系。
三、统一公共信用评价规则。公共信用评价指标数据原则上应当来源于公共信用信息，可以视情将有关部门在履职过程中产生或获取的其他能够反映企业信用状况的信息纳入指标数据范围。评价结果由高至低原则上划分为“A”、“B”、“C”、“D”四级；评价结果采取分数制的，应明确四级对应的分数段。针对同一主体的两次评价间隔最长不超过一年，有条件的部门可以根据实际情况提高评价频次。公共信用评价相关规则应当向社会公开。各地区各部门不得假借公共信用评价之名，违规设置准入门槛、实行地方保护或干涉经营主体自主交易，不得减损经营主体依法应获得的公共服务，不得妨碍全国统一大市场建设。
四、统一行业信用评价管理。开展行业信用评价的行业主管部门，应当制定本行业全国统一的评价规则，包括评价指标、评价方法、评价流程、等级分类、结果应用等。行业主管部门应当依据行业信用评价结果，对监管对象实施差异化监管，并在评先评优、提供绿色通道等惠企服务、给予财政资金奖补等工作中参考行业信用评价结果。行业主管部门如未制定统一的信用评价规则，各地方原则上不得自行开展行业信用评价，确需开展的，相关评价规则须报经行业主管部门同意。
五、统一公共信用评价结果公示渠道。有关部门可以主动向社会公开或依申请公开公共信用评价结果。全国信用信息共享平台归集公共信用评价结果，经数据来源单位同意按需求向有关部门共享。公共信用评价结果通过“信用中国”网站和行业主管部门网站公示，企业可以查询自身评价结果，也可以授权其他主体查询。
六、健全行业信用评价协同机制。行业主管部门将公共信用综合评价结果纳入行业信用评价指标体系，具体权重根据实际情况确定。公共信用综合评价为“D”级的，行业信用评价不得评为“A”级。相关部门和单位应当对照公共信用综合评价数据目录，按照职责及时将相关数据以物理归集方式共享至全国信用信息共享平台。国家发展改革委及时将公共信用综合评价结果推送至各地方各有关部门。
七、规范发展市场化信用评价。征信机构、信用评级机构依法采集企业的公共信用信息、金融信用信息、商业信用信息，对企业在市场活动中的信用状况作出评价，有偿提供给有合法需求的使用者，评价主要服务于融资等经济金融活动。征信机构可以采集政府公开信息、人民法院依法公布的判决裁定信息，也可以通过信息主体、企业交易对方、行业协会等依法依规采集企业信用信息。行业协会商会可以在行业主管部门的指导下对行业内企业开展信用评价，主要服务于行业自律管理，评价不以盈利为目的，不区别对待会员企业与非会员企业。支持符合条件的第三方机构参与公共数据授权运营，提高数据加工能力。第三方机构应依法合规处理企业信用信息，采取有效措施提升信用评价透明度和准确性，持续提升市场化信用评价水平。
八、加快推进公共信用评价与市场化信用评价融合应用。经营主体按照自愿原则统筹使用各类信用评价结果，并对评价结果的应用负责。鼓励经营主体在招标投标、商业往来等市场活动中，为信用状况良好的企业提供优惠或便利措施。支持征信机构、信用评级机构将公共信用评价结果纳入市场化信用评价指标体系。鼓励有关部门对行业信用评级为“A”级的企业提供优惠或便利措施。鼓励行业协会商会结合公共信用评价结果，对会员企业开展自律性管理。鼓励平台企业参考公共信用评价结果完善信用管理制度，对守信企业予以流量支持，建立平台间失信联合约束制度，提升平台内企业信用水平。
九、更好发挥信用评价对中小微企业融资的支持作用。鼓励金融机构依托全国一体化融资信用服务平台网络，合理使用公共信用评价结果，完善授信、风险评价和息费定价模型。鼓励对信用评价等级较高的企业降低抵质押担保要求，逐步扩大信用贷款覆盖面、提升信用贷款比重。支持符合条件的征信机构参与融资信用服务平台运营，客观、准确、全面反映中小微企业信用状况。充分发挥中国人民银行信贷市场服务平台作用，提升对中小微企业的信用评价水平。
十、完善信用修复后的评价更新调整机制。最短公示期满后，企业可以通过“信用中国”网站对包括行政处罚、严重失信主体名单、异常名录等在内的失信信息提出信用修复申请。“信用中国”网站收到信用修复申请后，按照“谁认定、谁修复”原则，及时推送给有关行业主管部门办理。符合修复条件的，相关部门应当及时更新信息，并根据更新后的信息开展公共信用评价。“信用中国”网站与第三方机构建立信用修复结果共享机制，第三方机构应当同步更新企业信用信息，并依据更新后的信息对企业进行信用评价。具体修复工作依照国务院办公厅印发的《关于进一步完善信用修复制度的实施方案》（国办发〔2025〕22号）等执行。
十一、畅通异议申诉处理渠道。企业对公共信用评价结果有异议的，可以向作出评价的部门提出异议申诉。有关部门应当及时处理异议申诉申请，经核实符合申诉条件的，及时更正有关内容。企业认为第三方机构采集信息存在错误、遗漏，或对评价结果有异议的，可以向作出评价的机构提出异议或申请复评。第三方机构不得以更正或更新信息为由，向企业额外收取费用。
十二、落实信用评价管理职责。国家发展改革委加强统筹协调，牵头建立健全企业信用状况综合评价体系。行业主管部门加强对各地方开展行业信用评价工作的指导与管理，对地方未按行业统一信用评价规则擅自开展企业信用评价情况进行全面排查清理，并于2026年底前完成清理工作。中国人民银行加强对征信机构、信用评级机构的监督管理，行业主管部门强化对行业协会商会的指导，持续提升市场化信用评价的客观性、准确性。对不按标准和程序开展信用评价，非法泄露、窃取、出售、篡改企业信息，擅自篡改评价结果，违规收取费用等行为，依法依规追究相关单位和人员责任。
各地方各有关部门要抓好本方案的贯彻落实，强化数据共享支撑，优化信用评价流程，规范信用评价应用，提高信用评价的精准性和权威性。推动建立健全企业信用评价相关法律法规制度体系，做好立改废释工作。加强宣传解读，提高企业对信用评价的认知度和参与度，营造公平竞争市场环境，助力全国统一大市场建设。
附件：公共信用综合评价数据目录
附 件
公共信用综合评价数据目录
近日，应急管理部发布公告，公布3项行业标准，将于2026年9月30日正式实施。其中包括《化工和危险化学品生产经营企业重大生产安全事故隐患判定准则》（AQ 3067—2026）。
《化工和危险化学品生产经营企业重大生产安全事故隐患判定准则》（AQ 3067—2026）规定了化工和危险化学品生产经营企业重大生产安全事故隐患的判定情形，适用于危险化学品生产、经营（有储存）企业、化工（含医药）企业。
规定明确了七个方面（重点从业人员、设计与规划、工艺技术、设备设施、生产运行、作业安全、安全管理）53条内容，将被判定为重大事故隐患。
节能装备是指在生产、使用能源的各个环节中，采用先进技术设计和制造，可提高能源利用效率，减少能源消耗和损失的产品、设备。加快节能装备高质量发展，是促进工业能源利用效率提升、实现碳达峰碳中和目标的重要举措，是培育绿色发展新动能、锻造产业竞争新优势的重要方向，是支撑全社会能源消费增长需求、保障国家能源安全的重要基础。为贯彻落实《国务院办公厅关于印发〈制造业绿色低碳发展行动方案（2025—2027 年）〉的通知》，持续提升通用性强、用能量大、发展前景突出的节能装备能效水平，加强节能装备供给与应用，制定本方案。
一、总体要求
坚持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和二十届历次全会精神，全面贯彻习近平生态文明思想，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，以推动重点行业领域节能降碳为目标，以用能系统优化提升为主攻方向，以先进技术装备研发和应用为主要抓手，以绿色设计制造、设备更新改造、人工智能赋能为路径，推进科技创新和产业创新深度融合，打造绿色低碳供应链，加快节能装备智能化、绿色化、融合化发展，为更高水平更高质量做好节能降碳工作，加快推进新型工业化、实现碳达峰碳中和目标提供关键装备支撑。
到 2028 年，节能装备关键材料、零部件取得突破，重点行业领域用能系统匹配性、实际运行效率持续提升，电机、变压器等节能装备能效水平达到国际领先。节能装备市场占有率进一步提高。推广一批先进适用节能装备更新改造系统解决方案，打造一批人工智能赋能节能装备应用场景，培育一批具有国际竞争力的节能装备骨干企业和产业集群。
二、加快先进节能装备研发推广
（一）电机和风机、泵、压缩机等负载设备。推动超 1 级能效、宽域高效电机所需基础材料及核心零部件研发升级，加快高效节能异步电机、宽域永磁电机、直驱电机、磁悬浮电机以及高精度工业伺服电机等推广应用。针对超低速、超高速、频繁变负载、高响应速度、低速大转矩、大惯量负载起动等特定工况，开发适用性强、匹配性高的节能电机。持续加强节能风机、泵、压缩机等负载设备叶轮气动设计和流道优化，提高负载设备气动效率、减少内流损失。推广磁悬浮、空气悬浮压缩机和风机，以及无油永磁直驱泵、磁悬浮真空泵等。到 2028 年，新增节能电机、风机、泵、压缩机占比均达到 35%，在役节能电机、风机、泵、压缩机占比均超过 15%。
（二）变压器。推动超 1 级能效变压器所需硅钢片、非晶合金带材、高导电材料、高性能绝缘材料等关键材料及核心零部件研发升级，加快高效硅钢立体卷铁心变压器、大容量高效非晶合金立体卷铁心变压器、环保型绝缘油变压器、大容量固态变压器、柔性直流变压器等推广应用。提高风电、光伏、氢能、新型储能等新能源领域变压器能效和系统适配性。鼓励电网企业、新能源企业开展在役变压器节能降碳诊断。到 2028 年，新增节能变压器占比超过 75%，在役节能变压器占比达到 15%。
（三）工业热泵。提升工业领域大功率、高效、高温热泵供给水平，通过工艺创新、部件集成、智能生产等提升热泵产品性能及能效。加快跨临界二氧化碳（CO2）热泵、大功率高温热泵、工业蒸汽热泵、冷热同源热泵等研发，推动新型低全球变暖潜势（GWP）制冷剂、基于自然工质的高温压缩机、高温大温升高效水蒸气压缩机、低成本高效膨胀装置、新型高效换热器等关键技术攻关。鼓励有条件的工业企业、园区根据用热需求、余热回收可行性、工艺替代性等，应用工业热泵回收利用工业废水、废气等余热资源制备高温热风、热水或蒸汽。到 2028 年，热泵产品能效水平较 2025 年提升 10%以上。
（四）工业制冷（热）和加热设备。提升宽域高效工业制冷（热）设备供给水平，加快无油冷水机组、大功率高效变频制冷机组、直流变速多联式机组、冷凝热回收机组等推广应用。加快大功率电热储能设备、真空热处理设备、激光热处理设备、超导感应加热装置、绝缘栅双极型晶体管（IGBT）感应电炉、直流电弧炉、直流等离子加热装置、热泵干燥、真空干燥等加热设备推广应用。到 2028 年，新增节能工业制冷（热）、加热设备占比达到 45%，在役节能工业制冷（热）、加热设备占比达到 25%。
（五）水电解制氢装备。鼓励企业研发高效率、低成本、高性能的水电解制氢装备。推动电极与隔膜等基础材料升级，开发新型电极基体材料与结构，提升电化学活性面积及传质效率，突破长寿命抗腐蚀电极制备工艺，持续攻关低成本、高传导、高稳定性膜材料。优化电解槽内部流场、热场、电场、压力场设计，提高设备均一性，开发先进耐久密封结构与材料。持续提升碱性、质子交换膜电解槽的电解效率，开发应用高响应、宽负荷、非贵金属催化的阴离子交换膜电解槽。到 2028 年，实现量产水电解制氢装备额定工况下直流电耗低于 4.2kWh/Nm³。
（六）信息通信设备。推动芯片架构向异构多核协同方向发展，提升多任务并行处理能效水平。鼓励研发部署高密度服务器、液冷服务器、液冷交换机，提升电源和散热系统使用效率。加快推广应用高效功率放大器、高压直流供电、高效不间断电源系统（UPS）、高效安全电池等技术产品，以及高效变频空调、自然冷源空调、干湿复合空调、多梯度冷却空调等冷却设备。鼓励企业在建设规划环节，依据能效测试验证开展产品选型，优先选择高性能低功耗设备。到 2028 年，信息通信领域新增服务器中达到能效 2 级及以上的设备占比超过 80%。
三、扩大节能装备绿色低碳供给
（七）加强产品绿色低碳设计和制造。推广绿色低碳设计理念，推动节能装备全生命周期绿色低碳设计。加强轻量化设计，优先使用可回收材料，提高绿色低碳物料使用率，从源头减少原生材料使用，降低产品碳足迹。面向铸造、机加工、焊接、涂装、热处理、电镀等环节，推广精密铸造、增材制造、近净成形、激光表面改性、干式切削、低温等离子清洗、纳米复合电刷镀、热喷涂、微弧氧化等绿色工艺技术，提升绿色制造水平。
（八）加强废旧装备回收处置。强化废旧节能装备回收处置供需对接，引导行业骨干企业应用 5G、物联网、区块链等技术探索建设退役废旧设备信息溯源系统。鼓励装备使用企业规范退役处置流程，明确报废标准，及时开展退役设备报废筛查，提升退役资产处置效率。鼓励对IT 设备、通信设备及其备件进行检测、翻新、拆解、维修。
四、强化节能装备系统耦合匹配
（九）强化装备与装备间耦合匹配。探索建立节能装备在实际变负荷运行工况下的宽域高效性能评价体系，推动实现节能装备与其负载设备、运行工况、用能系统（含辅机设备等）的精准匹配，减少驱动与负载之间的容量、结构、接口冗余，避免“大马拉小车”等情况。提升电机与其变速、传动、负载等设备的匹配水平，鼓励风机、泵、压缩机和工业热泵采用变频调速等技术开展匹配性改造升级。鼓励算力设施、通信基站引入一体化、模块化供电系统部署和集中散热架构，推动主设备与辅助设备采用统一接口标准实现系统集成，实现网络设备和终端设备节能特性协同，构建端网协同、双向赋能的绿色网络。
（十）强化装备与场景间耦合匹配。面向重点用能行业、新兴产业的发展需求，开发场景适配的关键节能装备和一体化系统解决方案。针对可再生能源发电、新能源汽车、大规模氢气制取和储运、航空航天、生物医药、二氧化碳捕集与封存等新兴应用场景，开发专用节能装备。针对自然冷源、风光资源丰富地区，鼓励建设自然冷却系统、可再生能源发电等，提升信息通信基础设施绿色发展水平。针对热力系统低碳、零碳需求，突破长距离低成本输热、跨季节大规模储热和热电协同等技术，支撑电力系统削峰填谷和绿电消纳。
五、推进节能装备数字化提升
（十一）构建装备节能降碳大模型。鼓励通过物联网（IoT）传感器等，实时采集电流/电压、转速、温湿度、压力、流量等各类节能装备实时运行参数。结合网络拓扑技术，打通设备、网络、能耗、负载、工艺参数等数据壁垒，推动建设多模态、高精度的高质量数据集。基于数据集特点进行模型基础架构选择与模型训练调优，测试模型能力后进行生产环境部署与持续更新迭代，构建具备节能装备多模态数据提取分析、节能策略智能问答、节能装备知识持续学习、人机交互便捷等能力的大模型。
（十二）创新发展高效节能智能设备。加快应用仿真模拟软件、虚拟现实、数字孪生等先进技术，提升节能装备设计制造智能化水平。推广智能电机、智能变压器、智能天线、智慧电源柜等智能化设备，通过配置智能传感器、智能控制器、智能算法等，实现装备运行数据的实时采集与处理。推动边缘计算能力与高效智能装备的深度融合，应用适宜的算法模型与网络技术，在边缘节点侧实现能耗数据实时分析、支持实时通信协议。探索应用具身智能技术，赋予节能装备感知、运行和交互能力，提升节能装备对环境变化的适应和理解能力。
（十三）推进人工智能赋能节能装备应用。推动节能装备与智能平台一体化协同，以数字化能碳管理中心、大数据平台等为基础，实现硬件提供感知与执行载体、软件优化节能策略的联动。融合人工智能、5G、工业互联网等技术，推进节能装备关联系统联合调优，促进一体化智能运维管理。聚焦大模型训练等新型高能耗应用场景，应用多目标寻优等算法，实现基于业务场景的最佳节能策略动态匹配。推动能源消耗和碳排放数据的精准化计量、精细化管控、智能化决策。推广基于标识解析的节能装备信息化与节能统计平台，实现装备运行情况智能化统计监测。
六、构建产业健康发展环境
（十四）加快节能装备更新改造。统筹利用现有资金渠道以及“揭榜挂帅”等方式，支持开展节能装备关键共性技术攻关及产业化应用。推动企业对投运 10 年以上的主要用能设备开展节能降碳诊断，全面评估能效水平，依据诊断结果制定更新改造计划。鼓励优先选用国家工业和信息化领域节能降碳技术装备推荐目录等技术装备。落实节能节水专用产品设备和项目企业所得税优惠等税收政策，积极引导金融机构加大信贷支持，支持企业实施节能装备更新改造。
（十五）完善节能装备标准体系。严格执行电机、变压器、风机、泵、压缩机等重点用能设备能效强制性国家标准，制修订工业热泵、加热设备、水电解制氢装备、通信基站、算力设施等产品能效强制性国家标准，持续提高能效指标要求。健全节能装备绿色低碳设计、制造、检测、运行维护等全产业链条标准体系，推进节能装备碳足迹核算规则标准制定。依据能效强制性国家标准等，持续组织对重点用能设备开展专项节能监察。
（十六）加强产业发展统筹协调。鼓励有条件的地区出台配套支持政策，引导推动节能装备高质量发展。充分发挥相关高校、科研机构、专业智库作用，开展节能装备相关前瞻性、战略性重大问题研究。鼓励相关行业组织发挥桥梁纽带作用，加强节能装备政策宣贯、产品推广、供需对接、技术交流、决策支撑和企业服务等。探索建立节能装备用户评价机制，鼓励用户企业在采购中综合考量性能、能耗、寿命、运维等指标，引导优质优价采购。
目 录
一、安全应急装备产业分类与特征 1
二、总体要求 2
三、建设思路 3
（一）安全应急装备标准体系结构 3
（二）安全应急装备标准体系框架 4
四、建设内容 6
（一）基础共性标准 6
（二）装备产品标准 7
（三）赋能技术标准 9
（四）系统协同标准 10
（五）产业服务标准 11
（六）行业应用标准 12
五、组织实施 12
附件 安全应急装备重点标准预研清单（2026─2028 年） 14
发展安全应急装备产业是深入贯彻落实党中央、国务院决策部署的有力举措，是支撑平安中国、制造强国建设的重要基础，是进一步扩大需求和优化供给、推动新型工业化发展成果广泛共享的重要抓手。近年来，我国安全应急装备产业快速发展，产业规模、产品质量、应用深度和广度显著拓展，关键领域实现创新突破，新技术、新产品、新场景不断涌现，对标准化工作提出了新的要求，亟需建立系统、科学、适用的标准体系，为安全应急装备技术创新、产品质量提升和产业协同发展奠定基础。
按照《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和 2035 年远景目标纲要》《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》《国家标准化发展纲要》以及《安全应急装备重点领域发展行动计划（2023—2025 年）》要求，工业和信息化部组织编制了《安全应急装备标准体系建设指南（2026 版）》，统筹推进安全应急装备行业标准化工作，明确标准制定的方向和重点，以标准化引领产业创新发展。
安全应急装备产业是为提升重点行业领域本质安全水平、保障各类突发事件需要，专业从事安全防范和应急处置装备制造、系统集成及相关服务的产业。参考《安全应急装备产业分类指导目录（2025 版）》，安全应急装备产业分为安全防范装备、应急处置装备和安全应急服务等 3 大类。其中，安全防范装备主要包括监测预警装备、安全生产专用装备、个体防护装备等；应急处置装备主要包括抢险救灾处置装备、消防灭火装备、应急保障装备、紧急生命救护装备等；安全应急服务主要包括与装备研发、应用和运维等活动配套的各类服务。
根据安全应急装备的概念与分类，其标准化需求具有以下突出特征。一是应用导向，以行业应用场景及需求作为产品功能和性能的出发点和落脚点，场景环境特殊、复杂度高，对产品可靠性、稳定性及环境适应性要求高；二是技术融合，综合应用机械、电子、材料、通信等多学科技术，特别是人工智能、数字孪生、5G/6G 等数字技术赋能装备数字化智能化演进；三是系统协同，为满足场景需要，一般需要集成多个模块或多类装备，协同实现系统功能，对互联、互通、互操作性要求高。
坚持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和二十届历次全会精神，加快推进新型工业化，增加标准有效供给，充分发挥标准对促进我国安全应急装备产业创新发展的引领、规范和支撑作用。强化统筹，
协同推进。加强顶层设计，推动产学研用各方共同推进标准研究，有序推动标准体系建设。注重与现行标准的协调配套。需求牵引，急用先行。面向重点行业和典型场景装备发展需要，优先推进基础共性和急需方向的行业标准制修订，逐步迭代和持续更新。创新驱动，融合赋能。加强产业科技创新与标准化联动，推动新一代信息技术的融合赋能，发挥标准在技术融合中的引领和规范作用。立足国情，开放合作。立足产业发展实际，制定原创性、高质量标准。鼓励企事业单位积极参与国际标准化活动，带动中国方案“走出去”。
到 2028 年，基本形成适应安全应急装备产业创新发展需要的标准体系，累计制修订 38 项以上国家层面标准，提升安全应急装备标准公共服务能力，促进产业高质量发展。
安全应急装备标准体系结构包括“A 基础共性”“B 装备产品”“C 赋能技术”“D 系统协同”“E 产业服务”“F 行业应用”等 6 个部分，主要反映标准体系各部分的组成关系。安全应急装备标准体系结构图如图 1 所示。
图 1 安全应急装备标准体系结构图
具体而言，A 基础共性标准包括术语定义、分类分级、通用要求等，位于安全应急装备标准体系的最底层，是其他标准的基础支撑。B 装备产品标准包括监测预警装备、安全生产专用装备、个体防护装备、抢险救援处置装备、消防灭火装备、应急保障装备、紧急生命救护装备等。C 赋能技术标准包括人工智能、数字孪生、通信技术等，为装备产品、产业服务和行业应用提供技术支撑。D 系统协同标准包括互联要求、互通要求、互操作要求等，为行业应用和产业服务提供互联互通支撑。E 产业服务标准包括管理、评估等，为装备产品和行业应用提供服务支撑。F 行业应用标准位于安全应急装备标准体系结构图的最顶层，面向行业具体场景需求，对A-E 标准进行细化和落地。
（二）安全应急装备标准体系框架安全应急装备标准体系框架由安全应急装备标准体系结构细化而成，包含了安全应急装备标准体系的若干基本组成单元，如图 2 所示。
图 2 安全应急装备标准体系框架图
备注：1.框架中涉及的安全、通信接口等内容优先复用已发布标准，若极端环境的指标要求高于现行标准，则以单个指标的形式予以补充。
2.框架中涉及的监测预警、安全生产、个体防护、抢险救援处置、消防灭火、应急保障、紧急生命救护等装备产品将统筹考虑已有标委会研制标准情况，重点聚焦新技术应用、智能装备、互联互通等新兴领域、空白领域开展标准化工作。
主要包括术语定义、分类分级、通用要求等 3 个部分，
如图 3 所示。主要用于统一安全应急装备相关概念，解决安全应急装备基础共性关键问题。
图 3 基础共性标准子体系
主要包括用于统一安全应急装备相关概念的术语、词汇、符号、代号等标准。
主要包括对安全应急装备的分类、编码、分级等标准。
主要包括用于帮助各方认识和理解安全应急装备产品的对象、边界、各部分的层级关系和内在联系的参考模型、系统架构等标准。
主要包括监测预警类装备、安全生产专用装备、个体防护装备、抢险救援处置装备、消防灭火装备、应急保障类装备、紧急生命救护装备、其他等 8 个部分，如图 4 所示。
图 4 装备产品标准子体系
主要包括地震地质灾害等自然灾害、生产安全、城市公共安全、交通安全、家庭社区等场景监测预警类装备本体、平台、模块/部件的功能、性能、安全等标准。
主要包括智能安全侦检、安全智能防护及智能管理、智能安全作业、安全生产无人驾驶、专用安全生产、交通专用安全生产、城市基础设施等安全生产专用类装备本体、平台、模块/部件的功能、性能、安全等标准。
涵盖工业防护、家庭防护、应急救援防护等，主要包括眼部、头部、听力、呼吸、躯干、手部、足部、坠落防护等个体防护类装备本体、平台、模块/部件的功能、性能、安全等标准。
主要包括工程抢险、排水、排烟、救生等抢险救援处置类装备本体、平台、模块/部件的功能、性能、安全等标准。
主要包括航空消防装备、消防机器人等消防灭火类装备本体、平台、模块/部件的功能、性能、安全等标准。
主要包括现场信息快速采集、应急通信与指挥、应急定位导航授时、应急交通运输、应急动力能源、应急环境处置、应急后勤保障等应急保障类装备本体、平台、模块/部件的功能、性能、安全等标准。
主要包括生命探索探测、紧急医疗救护等紧急生命救护类装备本体、平台、模块/部件的功能、性能、安全等标准。
主要包括其他装备（如家庭社区安全应急装备、部分平急两用装备）本体、平台、模块/部件的功能、性能、安全等标准。
主要包括人工智能、数字孪生、通信技术、其他等 4 个
部分，如图 5 所示。主要用于指导新技术向安全应急装备领域融合应用，提升安全应急装备高端化、智能化水平。
图 5 赋能技术标准子体系
主要包括面向安全应急领域的大模型、机器学习、知识图谱的参考架构、系统要求、性能要求、安全要求、测试方法、数据训练及生成内容评价等通用要求标准；面向安全应急领域重点行业及典型场景的模型、算法、知识及系统的集成、部署、应用、管理和运维等服务应用标准。
主要包括安全应急领域数字孪生参考架构、功能和安全等通用要求标准，数字实体构建与运行管理、数据分类与表达、数据存储与处理等数字实体标准，测量感知、反馈控制等孪生互动标准，面向行业及典型场景的预测仿真、优化控制、可视化交互等服务应用标准。
主要包括安全应急领域通信技术（如移动通信、短距离通信、卫星通信）的体系架构、通信能力、安全要求等标准。
4. 其他
主要包括安全应急领域新材料、新能源技术等其他新技术赋能应用标准。
主要包括互联要求、互通要求、互操作要求等 3 个部分，如图 6 所示。
图 6 系统协同标准子体系
主要包括安全应急装备本体、平台的物理接口、软件接口等标准。
主要包括安全应急装备通信相关标准，用于规范安全应急装备通信的要求。
3. 互操作要求标准
主要包括安全应急装备跨装备、跨系统、跨场景的协作标准。
主要包括管理、评估等 2 个部分，如图 7 所示。主要用于规范产业服务行为、保障服务质量，为安全应急产业服务的开展提供统一依据。
图 7 产业服务标准子体系
1. 管理标准
主要包括安全应急装备的全生命周期管理，包括设计、研发、生产、采购、使用、维护、修理、报废等各环节管理要求。
2. 评估标准
主要包括技术成熟度、企业服务、产业发展等 3 个部分。技术成熟度标准主要包括规范安全应急装备相关技术评估原则、等级要求等标准。企业服务标准主要包括企业服务能力框架、评价要求、咨询服务、金融服务等标准。产业发展标准主要包括安全应急装备产业园区发展成熟度评价等标准。
主要包括工业制造、应急管理、交通运输、城市治理、卫生健康、能源电力、其他等 7 个部分，如图 8 所示。行业应用可进一步细化为应用场景，如重点行业安全生产、城市特殊场景火灾、地震地质灾害、洪水灾害、森林草原火灾、家庭社区自救互救等场景。结合行业和场景特点，重点制定应用规范、规程和指南等。
图 8 应用标准子体系
充分发挥工业和信息化部安全应急装备标准化工作组及相关技术组织作用，聚焦新技术应用，强化跨行业、跨领域之间的标准化工作协同，共同构建先进适用的安全应急装备标准体系。强化宣贯实施，完善标准测试评价与认证体系，鼓励第三方机构提升标准符合性测试、产品认证与评价服务能力，培育一批标准实践标杆，通过实践案例等方式促进标准推广实施。构建多层次标准人才体系，加强标准研制、应用实施、国际标准化等专业人才的培养与培训，鼓励产学研用单位深度参与标准化工作，为标准体系建设提供坚实人才保障。加快国际标准转化，提升国际国内标准关键指标的一致化程度。积极参与国际标准化活动，共同研究制定国际标准，提高国际话语权和影响力。
各省、自治区、直辖市生态环境厅（局），新疆生产建设兵团生态环境局：
为贯彻落实《消耗臭氧层物质管理条例》，进一步加强消耗臭氧层物质和氢氟碳化物（列入《中国受控消耗臭氧层物质清单》的化学品，以下简称管控物质）全链条监管，现就有关事项通知如下。
一、强化生产配额许可管理
（一）对生产（含生产过程中附带产生，即副产，以下同）受控用途（含豁免受控用途）管控物质的单位、生产原料用途管控物质并对外销售的单位，依法实施生产配额许可管理。
受控用途是指作为制冷剂、发泡剂、灭火剂、溶剂、清洗剂、加工助剂、杀虫剂、气雾剂、膨胀剂等用途。豁免受控用途是指管控物质在完成受控用途淘汰后，在特定领域如实验室分析、检验检疫（甲基溴）、加工助剂（四氯化碳）等用途被允许使用。原料用途是指作为原辅材料并通过化学反应最终转化为其他化学品的用途。
（二）生产单位应于每年10月31日前向生态环境部申请下一年度生产配额。首次申请应提供年度配额申请表、营业执照、环境影响评价批复文件、环保竣工验收报告、管控物质生产经营管理制度文件，以及生产场所、设施、设备、专业技术人员情况说明和生产业绩。非首次申请提供年度配额申请表和发生变更的材料。
（三）需要进行生产配额调整的生产单位，按有关规定提交当年度生产配额调整申请表。调整后配额减少的单位还需提供年度生产情况说明；通过调整首次获得生产配额的单位应当按照首次申请提交申请材料。
新建成管控物质原料用途生产装置且对外销售的生产单位，应于每年10月31日前申请下一年度生产配额，或按有关规定申请当年度生产配额，并按照首次申请提交申请材料。
二、严格销售备案管理
（四）对管控物质（包括含管控物质的组合聚醚、混合制冷剂等）销售单位依法实施备案管理。
销售单位不得向个人销售管控物质及其混合物。生产单位销售自产的管控物质及其混合物，无需进行销售备案。生产单位生产的仅用于企业内下游化工产品专用原料用途的管控物质，不得对外销售。
（五）销售单位应向所在地设区的市级生态环境主管部门申请备案。首次申请备案，应提供备案申请表、营业执照、相关经营情况说明等材料。非首次申请应于每年12月1日至次年1月31日申请备案，并提供备案申请表和发生变更的材料。
销售单位应当向销售对象提供销售的管控物质品种、数量、用途、规格等准确信息，并应在原始资料中进行完整、准确记录。
组合聚醚销售单位应在其产品上标明涉及的管控物质品种、含量、日期，以及上游的生产或销售单位等信息，并保证在产品的整个生命周期内清晰可读。
三、加强使用配额许可或备案管理
（六）对管控物质使用单位依法实施配额许可或备案管理。
（七）对含氢氯氟烃（HCFCs）受控用途年使用量在100吨（含）以上且核定有基线年（2009—2010年）使用记录的单位，四氯化碳（CTC）实验室分析试剂提纯单位和CTC加工助剂使用单位依法实施配额许可管理。
使用配额申请和配额调整申请的时间、材料等，与生产配额许可管理一致。
（八）对以下使用单位依法实施备案管理：
1.管控物质原料用途使用单位；
2.使用管控物质及其混合物的制冷空调设备或制冷空调系统的制造、建设或安装服务单位（实施使用配额许可管理的除外）；
3.使用含管控物质的组合聚醚的聚氨酯泡沫（含喷涂施工）企业；
4.使用管控物质的灭火系统产品制造单位；
5.管控物质溶剂（除尘剂）复配单位；
6.管控物质实验室分析试剂（不包括CTC）和电子特气提纯单位；
7.使用甲基溴的进出境动植物检疫除害处理单位；
8.其他不需要实施使用配额许可管理的管控物质受控用途使用单位。
使用单位应向所在地设区的市级生态环境主管部门申请备案。首次申请备案，应提供备案申请表、营业执照、相关经营情况说明、相关设施设备说明等材料。使用甲基溴的进出境动植物检疫除害处理单位还需提供《进出境动植物检疫除害处理单位核准证书》。非首次申请应于每年12月1日至次年1月31日申请备案，并提供备案申请表和发生变更的材料。
使用含管控物质及其混合物的复配后溶剂（除尘剂）、已提纯实验室分析试剂和电子特气的单位，无需备案。
（九）使用管控物质及其混合物从事泡沫喷涂施工，或制冷空调设备、制冷空调系统的建设或安装服务的单位，应当向用户提供使用的管控物质及其混合物品种、用量、上游生产或销售单位等信息，并应在原始资料中进行完整、准确记录。
四、完善维修、报废处理、回收、再生利用、销毁备案管理
（十）对从事含管控物质的制冷空调设备、制冷空调系统或者灭火系统等维修、报废处理，以及从事管控物质回收、再生利用、销毁等经营活动的单位依法实施备案管理。
（十一）维修、报废处理单位应向所在地设区的市级生态环境主管部门申请备案，回收、再生利用、销毁单位应向所在地省（自治区、直辖市）生态环境主管部门申请备案，并提供备案申请表、营业执照、相关经营情况说明、相关设施设备说明等材料。
维修、报废处理、回收、再生利用、销毁单位的名称、注册地址、经营场所、法定代表人等信息发生变化的，应及时变更相关信息。不再从事相关经营活动的，应及时注销。
五、规范副产管控物质管理
（十二）副产CTC的甲烷氯化物生产单位和CTC原料用途年使用量（指装置设计使用量）超过1500吨的单位，应当安装自动监测设备，与生态环境主管部门联网，并保证监测设备正常运行，确保监测数据的真实性和准确性。
（十三）副产三氟甲烷（HFC-23）的单位除将HFC-23作为原料用途和受控用途使用外，需采用规定的销毁技术销毁处置，不得直接排放。应按照《一氯二氟甲烷生产设施副产三氟甲烷排放核算方法与报告技术规范》要求，制定HFC-23监测计划，建立质量管理制度，进行规范化监测和计量，定期报送相关数据。同时，应全面排查HFC-23副产设施动静密封点，开展泄漏检测与修复（LDAR），针对压缩机、取样口、灌装口等HFC-23泄漏风险较高的点位应采取必要措施减少HFC-23无组织排放。
六、建立健全资料保存和数据报送制度
（十四）生产、销售、使用、维修、报废处理、回收、再生利用、销毁单位，应加强管控物质管理，建立健全生产经营管理制度，在“消耗臭氧层物质信息管理系统”申请配额或备案并查询相关信息，完整保存有关生产经营活动的原始资料（清单见附件）至少3年。
（十五）生产、销售、使用单位应在每季度结束后15个工作日内，维修、报废处理、回收、再生利用、销毁单位应在每年度结束后30个工作日内，在“消耗臭氧层物质信息管理系统”按要求报送管控物质数据。
七、严格监督执法
（十六）各级生态环境主管部门应强化与发展改革、工业和信息化、应急管理和市场监管等主管部门的信息沟通，聚焦氟化工、销售、制冷空调和泡沫等重点领域，加强园区和行业企业摸排，对管控物质生产、销售、使用等活动强化日常监管。充分运用自动监测、多部门信息筛查、大数据分析、现场核查等手段，增强问题线索发现和识别能力，提高监督执法的精准性、有效性。
（十七）各级生态环境主管部门应严格管控物质监督检查，依法依规重点查处：
1.无生产配额许可证或超出生产配额许可证规定生产或销售管控物质的行为；
2.向不符合规定的单位销售或者购买管控物质的行为；
3.将已淘汰的管控物质用于受控用途，无使用配额许可证或超出使用配额许可证规定使用管控物质的行为；
4.应备案而未备案、未完整保存有关生产经营活动的原始资料、未按时报送数据或谎报、瞒报有关经营活动的数据资料的行为；
5.未安装自动监测设备并与生态环境主管部门的监控设备联网，或者未保证监测设备正常运行导致监测数据不真实、不准确的行为等。
发现违法行为涉嫌犯罪的，应当及时将案件移送司法机关，对重大疑难复杂案件，应就案件定性、追诉标准、证据固定等问题与公安机关、人民检察院开展会商，积极推动案件办理。
八、加强组织实施
（十八）各级生态环境主管部门要高度重视管控物质管理，认真谋划部署，完善工作机制，健全管理制度，提高监测能力，加强监督，推动绿色替代，强化宣传培训，切实加强全链条监管。
（十九）省级生态环境主管部门要统筹推动本行政区域管控物质削减、淘汰和替代工作，完善政策措施和监管机制。对管控物质回收、再生利用、销毁单位实施备案管理，组织开展数据统计和报送。加强管控物质监管能力和大气在线监测、园区监测、检测实验室建设，提高预警和溯源水平。积极引导和鼓励研发、应用管控物质的替代品与替代技术，推动制冷空调、泡沫行业绿色低碳转型。加强管控物质相关政策法规宣贯，确保各项要求落到实处。
市级生态环境主管部门要贯彻落实好相关政策法规要求，严格管控物质生产和使用建设项目审批，对管控物质销售、使用、维修、报废处理单位实施备案管理，组织开展数据统计和报送。加强便携式管控物质检测设备配备和检测实验室建设，提高执法效能。依法依规对管控物质生产、销售、使用等活动加强监督，对发现的违法行为和处理情况及时上报。加大宣传力度，增强群众辨识能力和举报意识，营造良好氛围。
（二十）本通知自2026年3月1日起实施。《关于加强含氢氯氟烃生产、销售和使用管理的通知》（环函〔2013〕179号）、《关于实施四氯化碳生产配额许可证、使用配额许可证及销售登记管理的通知》（环函〔2005〕289号）同时废止。
生态环境部
2026年2月9日
第一条 为推动落实水资源刚性约束制度，强化水资源节约集约安全利用，改善河湖生态环境，把水资源开发利用控制在承载能力范围内，使有限的水资源有效支撑和保障高质量发展，根据实行水资源刚性约束制度的要求和有关规定，制定本办法。
第二条 本办法适用于对各省（自治区、直辖市）人民政府落实水资源刚性约束制度情况的考核。
第三条 考核工作应坚持目标导向、问题导向，科学设置考核指标；坚持依法依规、精简高效，简化优化考核内容；坚持以考促干、注重实效，强化考核结果运用。
第四条 水利部会同国家发展改革委、工业和信息化部、财政部、自然资源部、生态环境部、住房城乡建设部、农业农村部、市场监管总局、国家统计局、国管局等部门组成考核工作组，负责具体组织实施。
第五条 考核内容为水资源刚性约束制度目标完成情况，推动经济社会发展量水而行、水资源节约集约利用、水资源保护和超载治理、水资源监管等任务措施落实情况，以及责任落实和改革创新情况。考核内容及一级考核指标见附件。
第六条 考核评定采用评分法，满分为100分。考核结果划分为优秀、良好、合格、不合格四个等级。考核得分90分以上为优秀，80分以上90分以下为良好，60分以上80分以下为合格，60分以下为不合格。（以上包括本数，以下不包括本数）
落实水资源刚性约束制度不力导致水资源状况恶化的省（自治区、直辖市），年度考核结果不得评为良好及以上等级。
第七条 考核每年开展一次，水利部会同考核工作组其他成员单位制定年度考核方案及指标评分细则。
第八条 各省（自治区、直辖市）人民政府按照年度考核方案开展自评，按时将本地区上年度的自评报告报国务院，并抄送考核工作组各成员单位。
第九条 考核工作组各成员单位按照年度考核方案和工作职责对各省（自治区、直辖市）进行核查评分，并充分运用信息化手段和日常监管掌握的情况，提升考核效能，切实减轻基层负担。进行实地核验的，严格按照有关规定执行。
第十条 水利部结合地方自评，根据考核工作组各成员单位的核查评分进行综合评价，提出考核等级建议，形成年度考核结果，并会同有关部门于每年6月底前将上一年度考核结果报国务院审定。
第十一条 年度考核结果经国务院审定后，由水利部向各省（自治区、直辖市）人民政府反馈，并向社会公告。
第十二条 经国务院审定的年度考核结果，交由干部主管部门作为对各省（自治区、直辖市）人民政府主要负责人和领导班子综合考核评价的重要参考。同时，水利部将考核结果作为安排有关中央资金的重要参考依据。
第十三条 对在落实水资源刚性约束制度工作中取得显著成绩的单位和个人，按照国家有关规定在有关表彰奖励中给予考虑。考核结果为不合格的省（自治区、直辖市）人民政府，要在考核结果公告后一个月内，提出限期整改措施，向国务院作出书面报告，并抄送考核工作组各成员单位。考核中发现或整改中出现重大失职失责情况的，依规依纪依法对有关单位和个人予以问责追责。
第十四条 对考核发现的具体问题，考核工作组各成员单位按照工作职责，督促相关省（自治区、直辖市）限期整改。对整改不力的，采取函告、通报、约谈等措施加强督促整改。问题整改情况纳入下一年度考核。
第十五条 在考核工作中存在徇私舞弊、谎报瞒报、篡改数据、伪造资料等行为，造成考核结果严重失真失实的，有关省（自治区、直辖市）考核结果直接确定为不合格，并按照有关规定严肃追究相关单位和人员责任。
第十六条 考核工作严格落实党中央关于整治形式主义为基层减负的有关要求。考核工作人员严格执行中央八项规定及其实施细则精神，遵守考核工作纪律，严禁滥用职权、以权谋私。对违反纪律的，依规依纪依法问责追责。
第十七条 本办法由水利部负责解释。
第十八条 本办法自印发之日起施行。2013年1月2日经国务院同意、由国务院办公厅印发的《实行最严格水资源管理制度考核办法》（国办发〔2013〕2号）同时废止。
附件：落实水资源刚性约束制度考核内容与指标
落实水资源刚性约束制度考核内容与指标
