《新能源倍增行动实施方案》

《新能源倍增行动实施方案》一、总体要求（一）指导思想深入贯彻落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，锚定2030年前碳达峰、2060年前碳中和目标，以新能源大规模高质量发展为核心，通过实施供给、消纳、产业、利用、政策五大倍增行动，推动新能源装机规模、利用水平、产业竞争力、应用规模、支撑能力实现全方位倍增，加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系，保障能源安全稳定供应，推动经济社会绿色低碳转型。（二）基本原则1.安全优先，稳增保供。把保障能源安全放在首位，坚持新能源发展与系统调节能力建设同步推进，实现增规模与保安全相统一，有序推动新能源增量替代化石能源存量，保障电力系统安全稳定运行。2.市场主导，政府引导。充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府规划引导、政策支持作用，破除体制机制障碍，激发各类市场主体投资活力。3.因地制宜，统筹布局。立足不同地区资源禀赋，宜集中则集中、宜分散则分散，优先开发利用优质资源，推动新能源与生态保护、农业生产、城乡建设融合发展，避免一哄而上、无序开发。4.创新驱动，提质增效。以技术创新和体制机制创新为动力，推动新能源产业高端化、智能化、绿色化升级，提升发展质量和效率，降低全产业链成本，增强核心竞争力。（三）发展目标以2022年全国新能源发电装机8亿千瓦（含风电、太阳能发电、生物质发电）为基数，到2027年实现以下发展目标：1.规模总量倍增：累计发电装机达到16亿千瓦以上，其中风电5.5亿千瓦（海上风电1亿千瓦）、太阳能发电9亿千瓦（分布式光伏4.5亿千瓦）、生物质发电0.7亿千瓦，新能源制氢、地热利用等非电新能源利用规模较2022年实现倍增。2.消纳利用达标：全国新能源发电平均利用率稳定在95%以上，“三北”重点开发区域新能源利用率不低于92%，分布式新能源接入受限比例控制在5%以内，配电网对分布式新能源的承载能力实现倍增。3.贡献占比提升：新能源年发电量达到3.2万亿千瓦时，占全社会用电量比重提升至26%以上，每年替代化石能源约10亿吨标准煤，减少二氧化碳排放约26亿吨，对碳达峰碳中和的支撑作用显著增强。4.产业能级跃升：新能源全产业链产值达到15万亿元以上，较2022年实现倍增，核心技术水平达到世界领先，国内关键原材料保障能力提升一倍，产业链供应链韧性和竞争力显著增强。二、重点任务（一）实施供给开发倍增行动，推动新能源装机规模稳步增长坚持集中式与分布式并举、陆上与海上统筹，扩大新能源开发规模，优化开发布局。1.规模化推进大型风电光伏基地建设。接续推进沙漠、戈壁、荒漠地区大型风光基地建设，“十四五”中后期到“十五五”前期，分三批规划建设总规模10亿千瓦的大型风光基地，优先纳入国家能源发展规划，实行清单管理、滚动实施，到2027年建成投产基地项目7亿千瓦以上。加快基地配套接网工程建设，实现基地项目与外送通道同步开工、同步投产。鼓励基地项目按不低于10%的比例配套建设调节性电源，提升基地外送电能稳定性。2.市场化推进分布式新能源开发。深入总结整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点经验，全面推开具备条件县域的屋顶光伏开发，到2027年全国党政机关、公共建筑屋顶光伏覆盖率达到100%，工商业屋顶覆盖率达到70%，农村居民屋顶覆盖率达到30%，全国分布式光伏装机达到4.5亿千瓦，较2022年增长125%。有序推进分散式风电开发，鼓励在工业园区、矿区、公路铁路沿线布局分散式风电，到2027年分布式风电装机达到0.8亿千瓦。推行“自发自用、余电上网”模式，完善分布式新能源电价机制，鼓励用户主动投资建设分布式新能源。3.加快推进海上风电规模化开发。优化近海海上风电布局，重点推进广东、江苏、福建、浙江、山东等沿海省份近海风电规模化开发，依托骨干企业打造专业化海上风电产业集群。有序推进深远海风电示范开发，布局建设10个百万千瓦级深远海风电示范基地，突破大容量漂浮式风电基础、柔性直流输电等核心技术，到2027年全国海上风电累计装机达到1亿千瓦，较2022年增长230%，如期实现规模倍增目标。4.因地制宜推进其他新能源开发。稳步发展农林生物质发电和垃圾焚烧发电，有序开发生物天然气，鼓励发展生物质供热，到2027年生物质发电装机达到0.7亿千瓦，供热面积达到10亿平方米。积极推进地热能开发利用，到2027年地热能供暖制冷面积达到10亿平方米，实现规模倍增。稳步推进抽水蓄能开发，加快新型储能规模化应用，为新能源发展提供充足调节支撑。（二）实施消纳保障倍增行动，提升新能源并网消纳能力坚持开发与消纳同步，加快电力系统调节能力建设，升级完善电网体系，健全市场机制，保障新能源“发得出、送得出、消得了”。1.提升电力系统调节能力。加快推进煤电灵活性改造，重点对“三北”地区存量煤电机组实施改造，到2027年累计完成煤电灵活性改造3亿千瓦，新增系统调节能力1.2亿千瓦，调节能力较2022年增长一倍。加快抽水蓄能电站建设，推动具备条件的常规水电站改造扩容，到2027年全国抽水蓄能累计装机达到1.2亿千瓦，较2022年增长120%。推动新型储能规模化发展，鼓励配置共享储能，到2027年全国新型储能累计装机达到6000万千瓦，较2022年增长150%，实现调节能力倍增。积极挖掘需求侧响应潜力，到2027年全国需求侧响应能力达到最大用电负荷的5%以上，大幅提升系统灵活调节能力。2.升级完善电网输配网络。加快构建以特高压为骨干网架的坚强智能电网，重点建设“三北”、西南清洁能源基地向中东部负荷中心送电的特高压通道，到2027年新增特高压输电能力2.5亿千瓦，满足7亿千瓦跨区新能源输送需求，输电能力较2022年增长一倍。加快配电网升级改造，提升配电网对分布式新能源的接入承载能力，推广应用智能配电网、主动配电网技术，完善分布式新能源并网标准，到2027年全国配电网可开放容量较2022年倍增，分布式新能源接入受限比例控制在5%以内，实现所有具备条件的分布式新能源“即插即用”。3.健全新能源消纳市场机制。落实新能源消纳责任权重制度，将消纳责任分解到各省级行政区域和各类市场主体，建立消纳完成情况与新能源开发规模挂钩机制，对超额完成消纳任务的地区，增加下一年度新能源建设规模指标，对未完成消纳任务的地区，暂停新的集中式新能源项目审批。完善电力辅助服务市场，扩大辅助服务覆盖范围，推动新能源、储能、需求侧资源参与辅助服务市场，建立调峰、调频、备用价格动态调整机制，激励调节性资源投资。加快推进新能源全面参与电力市场交易，到2027年新能源市场化交易电量占比达到80%以上，通过市场机制引导新能源合理开发利用。（三）实施产业升级倍增行动，增强新能源产业链供应链竞争力依托我国新能源产业规模优势，补短板、锻长板，提升全产业链竞争力，实现产业规模和质量双倍增。1.提升上游原材料保障能力。加快国内锂、硅、镍、钴等新能源关键矿产资源勘查开发，优化开发布局，推动资源规模化绿色开发，到2027年国内锂盐产能达到180万吨LCE（碳酸锂当量），工业硅产能达到500万吨，多晶硅产能达到160万吨，关键矿产国内自给率提升至40%以上，国内供给能力较2022年增长一倍。完善新能源资源回收利用体系，建立退役动力电池、光伏组件、风电叶片回收利用网络，培育龙头回收企业，推广先进回收技术，到2027年退役动力电池回收率达到90%以上，光伏组件、风电叶片回收率达到85%以上，再生锂资源占国内锂供给比例达到25%，再生资源供给能力实现倍增。2.提升核心技术创新能力。建立国家新能源技术创新中心，统筹推进关键核心技术研发攻关，推动产学研用深度融合。推动光伏技术升级，加快TOPCon、HJT、IBC等高效N型电池产业化，推进钙钛矿、叠层电池等下一代技术研发示范，到2027年量产光伏电池平均转换效率提升至26%以上，较2022年提升2个百分点，单位组件功率提升15%。推动风电技术升级，加快大容量海上风电机组研发，到2027年近海量产单机容量达到18兆瓦，深远海示范单机容量达到20兆瓦，叶片长度突破150米，单位千瓦发电效率提升10%。推动储能技术升级，加快高安全长循环锂离子电池、液流电池、压缩空气储能等技术规模化应用，新型储能循环寿命提升50%以上，度电成本下降30%。推动绿氢技术升级，突破碱性电解槽、质子交换膜电解槽核心技术，到2027年电解槽制氢能耗下降到4.2千瓦时/标方以下，绿氢生产成本下降40%。3.提升产业链现代化水平。推动新能源装备制造业升级，培育一批具有全球竞争力的龙头企业，支持企业开展技术改造，提升高端装备智能制造水平，推动新能源装备产业向中西部地区转移，优化区域产业布局，到2027年中西部地区新能源装备本地配套率提升至60%以上，较2022年提升25个百分点。规范行业发展秩序，打击低价恶性竞争、囤积资源等行为，推动产业链上下游建立长期稳定合作机制，保障产业链供应链稳定。扩大新能源产品出口，支持企业开拓全球市场，提升我国新能源装备的全球市场份额，保持全球领先地位。到2027年新能源全产业链产值达到15万亿元以上，较2022年实现倍增。（四）实施多元利用倍增行动，扩大新能源应用场景推动新能源从单一发电向多领域替代延伸，扩大新能源利用规模，提升替代比例。1.扩大交通领域新能源替代。加快充换电基础设施建设，构建覆盖全国城乡的充电网络，推进高速公路服务区、公共停车场、居民小区充电设施建设，到2027年全国累计建成充电桩超过3000万个，其中公共充电桩达到800万个，满足超过8000万辆新能源汽车充电需求，充换电设施规模较2022年实现倍增。加快港口岸电建设，实现全国沿海和内河主要港口岸电全覆盖，靠港船舶岸电使用率达到80%以上。推进绿氢在交通领域的示范应用，在矿区、港口布局绿氢重卡项目，到2027年累计建成1000座加氢站，绿氢交通示范车辆达到1万辆以上。2.扩大工业领域新能源替代。推进高耗能行业绿电替代，鼓励钢铁、化工、建材、有色金属等行业企业直接投资建设新能源项目，参与绿电交易，提升绿电消费比例，到2027年规模以上高耗能企业绿电消费占比达到15%以上，绿电替代规模达到1万亿千瓦时/年，较2022年实现倍增。推进绿氢替代化石原料，在西北、华北等新能源富集地区布局建设大型绿氢示范项目，重点替代化工、钢铁行业化石原料，到2027年累计建成绿氢产能达到100万吨/年，实现规模化替代突破。3.扩大建筑城乡领域新能源替代。推进新建建筑光伏一体化建设，要求新建厂房、公共建筑全部安装太阳能光伏，鼓励新建居民小区安装屋顶光伏，到2027年新建建筑光伏一体化应用比例达到70%以上，每年新增光伏一体化装机超过5000万千瓦。推广新能源供暖，鼓励在北方清洁取暖地区推广太阳能供暖、地源热泵供暖、生物质供暖，到2027年全国新能源供暖面积达到50亿平方米，较2022年实现倍增，替代散煤超过1亿吨标准煤。推动乡村新能源全覆盖，实施乡村新能源振兴行动，到2027年基本实现乡村生产生活新能源替代，乡村清洁电力普及率达到100%。（五）实施支撑政策倍增行动，完善新能源发展政策体系创新完善政策体系，提升政策支撑能力，为新能源倍增发展提供保障。1.完善用地用海政策。创新新能源项目用地管理，明确沙漠、戈壁、荒漠地区大型风光基地项目实行点状供地，不改变原土地用途，不占用建设用地指标，允许新能源项目开展复合利用，推行“风光+农业”“风光+牧业”“风光+生态修复”模式，不影响原生产活动的，不收取土地有偿使用费，降低项目用地成本。简化新能源项目用海审批，优化海上风电用海分级分类管理，开辟用海审批绿色通道，减少审批层级，压缩审批时间，鼓励海上风电与养殖、旅游等产业融合用海，提高海域利用效率。2.完善金融支持政策。设立国家新能源倍增发展专项基金，总规模1000亿元，重点支持大型风光基地建设、核心技术研发、示范项目建设。鼓励金融机构加大对新能源项目的信贷支持，创新绿色信贷产品，推行项目融资、融资租赁，降低新能源项目融资成本，引导新能源项目贷款利率较2022年下降0.5-1个百分点。支持新能源项目通过绿色债券、绿色REITs等方式融资，拓宽直接融资渠道，到2027年新能源领域累计直接融资规模达到10万亿元，较2022年增长一倍。完善碳市场交易机制，允许新能源项目产生的减排量进入碳市场交易，获得额外收益，提升项目盈利能力。3.完善价格补贴政策。延续新能源标杆电价政策，对大型风光基地项目实行保障性收购，合理确定电价水平，保障项目合理收益。对分布式新能源实行自发自用余电上网电价政策，鼓励电网企业全额收购余电，按时结算电费。完善新型储能价格政策，建立新型储能容量电价机制，允许储能参与辅助服务市场获得收益，提升储能项目盈利能力。三、保障措施（一）加强统筹协调。成立国家新能源倍增行动专项工作领导小组，由国家能源主管部门牵头，发展改革、工业和信息化、自然资源、生态环境、金融监管等部门参与，统筹协调解决新能源倍增行动中的重大问题，定期调度项目进展，推动任务落实。各省（区、市）要成立相应的工作机构，结合本地区实际编制本地新能源倍增行动实施细则，分解目标任务，落实工作责任，确保各项任务落地实施。（二）简化审批流程。推行新能源项目审批制度改革，实行并联审批、承诺制审批，简化项目核准（备案）流程，压缩审批时限，将新能源项目全流程审批时间压缩至30个工作日以内。对纳入国家规划的大型风光基地项目，实行即报即审，开通绿色通道，加快项目审批进度。下放审批权限，将集中式新能源项目审批权限下放至市级，分布式项目实行线上备案制，即报即备。（三）强化监督考核。将新能源倍增行动目标完成情况纳入地方政府绩效考核体系，纳入碳达峰碳中和工作考核，考核权重不低于5%。建立年度评估通报制度，每年对各地区