规划新增风、光装机超——931GW！30省/市“十五五”{能源规}划一文全览（上）
（来源：风芒能源）
截至目前，在全国31个省（区、市）中，除河南外，均已公开发布“十五五”发展规划纲要。围绕其中的能源部署，「风芒能源」进行了系统梳理与盘点。
本次梳理分为上、下两篇：上篇聚焦以陆上风电规划为主的省份，下篇则呈现有海上风电发展规划的省份。
本文为上篇。透过各省规划原文中的目标规模、重点任务与产业布局，我们试图勾勒出未来五年能源发展的整体面貌与关键变量。
整体来看，“十五五”期间，各省新能源装机目标全面提档升级。据「风芒能源」统计，31个省（区、市）中，明确能源装机规模的省份达19个，规划新增新能源装机规模931.296GW。
上篇统计的19省，规划新增新能源装机规模达754.296。西北及内蒙古仍为装机主力，其中，内蒙古规划到十五五末，新能源装机达3.25亿千瓦，释放增量155GW；山西紧随其后，力争2030年可再生能源装机新增100GW。
具体分析各省能源发展重点，「风芒能源」发现，能源发展的底层逻辑正发生深刻变化，规模增长背后，决定能源发展未来的，是消纳、调节及模式创新。换言之，未来，谁在上述环节率先突破，谁就能在新一轮能源竞争中占据先机。
基于此，“十五五”我国能源发展大致呈现6大趋势：
能源发展从单一化走向多元协同，多能互补成趋势。水风光一体、风光火储等被多省提及，煤电向支撑调节性、兜底保障性电源转型。
消纳破题成重中之重，源网荷储一体化、绿电直连、虚拟电厂、零碳园区、高载能+新能源等新模式加速落地。
氢能上升为战略性产业，完善氢能“制一储一运一加一用”全产业链生态体系，推动绿色氢氨醇一体化发展屡被提及。
特高压通道与省间互济加速推进，配电网、智能电网建设如火如荼。
新型储能爆发式增长，技术路线多元并进。
算电协同成为新风口。
各省具体能源规划如下：
内蒙古
积极稳妥推进和实现碳达峰，加快推进重点领域绿色低碳转型。高质量建设零碳园区和工厂。深化零碳园区“绿色能源体系+绿色低碳产业体系+制度标准体系”建设模式，优先在脱碳需求迫切、脱碳难度较小的行业培育建设零碳工厂。
构建新型电力系统，促进源、网、荷、储协调发展，统筹就地消纳和外送，拓展新能源应用和消纳场景，努力将新能源资源优势转化为高质量发展优势。
推动新能源大规模开发建设。持续提高新能源供给比重，推动新增用电量主要由新增新能源发电满足。加快沙戈荒大型风电光伏基地建设。到“十五五”末，新能源装机规模达到3.25亿千瓦。
推动新能源高比例消纳利用。实施新能源消纳行动，完善引导重点用能行业企业使用绿电激励政策，拓展新能源非电利用，构建协同高效的多层次消纳利用体系。推广绿电直连、增量配电网等消纳新模式，积极承接先进绿色高载能产业转移，打造国家新能源与先进绿色高载能产业融合发展集聚区。
深化电力市场化改革，推动蒙东电力现货市场正式运行、蒙西电力现货市场稳定运行，完善新能源市场化交易机制，推进绿电、绿证、碳排放权交易衔接。推动“蒙电外送”扩容增绿，到“十五五”末，新能源本地消纳规模达到3200亿千瓦时、外送电量达到2000亿千瓦时。
做大做强氢能储能产业。加速构建绿氢“制储输用”全产业链，打造绿氢绿氨绿醇产业集群。扩大储能规模，梯次推进国家规划抽水蓄能项目开发建设，到“十五五”末，新型储能装机规模达到6000万千瓦，需求侧响应能力达到地区最大负荷的5%以上。
提升新能源装备制造产业能级。推进新能源产业关键材料、装备及零部件等全产业链发展，形成满足区内、供应周边、辐射全国的供给能力，建设国家级新能源装备制造基地。培育新能源运维服务等关联配套产业，提升智能运维水平，打造“蒙西+蒙东”两个运维服务总部+多个区域运维服务中心的产业发展格局，推动综合能源服务与新兴用能场景深度耦合。
推进特高压输电通道建设，研究推动区内自用特高压柔性直流输电工程，谋划构建区内电网500千伏主干网架，协同推进配电网建设改造。加快推进智能电网和微电网建设应用。推进跨省区氢氨醇长输管道项目，适度超前布局建设绿氢储运基础设施。
山西
坚持把能源转型作为坚定有序推进转型发展的首要任务。
建设国家电力外送基地。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。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。
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。
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。
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。
推动风光水火储一体联动。深化煤电联营、煤电与新能源联营。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。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。
做强绿电园区建设新优势。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。建设一批国家级、省级零碳园区。
促进电碳算产一体发展。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。
深化能源领域市场化改革。探索绿色电力生产消费核算机制，按照相关政策要求推动带补贴类新能源项目参与绿电交易，拓展绿色电力消费核算应用场景。
加强国有经济在新能源、新材料、低空经济等战略性新兴产业的投入布局，支持省属企业超前布局绿色氢能等前沿领域。
新疆
推动新能源成为新增电力供应的主体。统筹就地消纳和外送，系统谋划北疆大型新能源基地建设，适度扩大风电比例，有序布局建设南疆“沙戈荒”新能源基地。加快建设“疆电外送”通道配套新能源基地，稳步提高外送电量新能源占比。
多渠道拓展新能源消纳。实施可再生能源电力强制消费机制，推动源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网、新能源接入增量配电网等新能源就近消纳新业态健康可持续发展。积极拓展新能源非电利用，推动从单一电力消纳向多能综合利用转变。支持分布式能源就地就近开发利用。到2030年，协同高效的多层次新能源消纳调控体系基本建立，持续保障新能源顺利接网、多元利用、高效运行。
全面提升电力系统综合调节能力。优化煤电项目布局，重点支持在大型风电光伏基地、负荷中心、电网薄弱等区域规划建设一批保障性、调节性煤电项目，论证布局支撑调节气电。加快抽水蓄能、新型储能等灵活调节电源建设，鼓励新型储能技术多元化发展，探索推进构网型储能、长时储能和中小型抽水蓄能示范应用。加强需求侧响应能力建设，推进虚拟电厂建设与运营管理。
建强内供外送的电力网。进一步优化电网主干网架结构，力争形成“内供十一环网”主网架格局。推动农村电网巩固提升工程建设，提升城乡配电网供电保障和综合承载能力。加快“疆电外送”通道建设，围绕塔克拉玛干沙漠、库木塔格沙漠等区域，新增一批“疆电外送”直流通道纳规建设，研究论证以天山北麓戈壁基地为起点的“疆电外送”直流通道。以哈萨克斯坦、吉尔吉斯斯坦、蒙古等周边国家为重点，探索建立面向周边国家的电力合作模式
前瞻布局未来产业。完善氢能“制一储一运一加一用”全产业链生态体系，支持开展规模化绿电制氢，推动绿色氢氨醇一体化发展，探索绿氢氨醇长距离储运设施(绿氢管道)布局建设，适度超前加快加氢站布局。
加快全国统一电力市场建设，健全电力中长期交易机制，完善辅助服务市场规则，推动电力现货市场正式运行。优化新能源等开发管理政策，平稳推进新能源上网电价市场化改革，健全绿电消纳促进机制，因地制宜开展新能源就近消纳，完善绿证市场发展政策体系，落实高载能项目绿电消费比例要求。
甘肃
建设大型风光电基地。接续打造库姆塔格、腾格里、巴丹吉林“沙戈荒”新能源基地，推动酒泉向特大型风光电基地迈进，推动张掖、武威、金昌、庆阳建成千万千瓦级基地，建设若干百万千瓦级基地。研究布局甘肃南部新能源基地。
推动光热资源规模化开发，不断拓展光热发电开发利用新场景。积极推进“千乡万村驭风行动”“千家万户沐光行动”。推广“光伏+”综合利用模式，推动生物质能、地热能等资源利用。到2030年，新能源装机达到1.6亿千瓦以上。
拓宽绿电消纳路径。推进实施“新能源+”行动，开发“绿电+”应用场景，积极引导现代高载能产业、战略性新兴产业和未来产业向资源富集地区有序转移，加强新能源大规模开发和本地高比例消纳协同，着力推动“西电西用”。
加强绿氢“制储输运用”一体化发展布局，在酒泉、张掖、庆阳等地建设一批新能源直供、离网运行、绿电交易等多种模式的绿电制氢项目，积极探索绿氢合成氨、绿色甲醇、氢储能、氢燃料电池等新型业态，打造河西“绿氢走廊”。大力推广“源网荷储”一体化、绿电直连、虚拟电厂、智能微电网等新型用能模式。建成庆阳“东数西算”绿电聚合项目。
壮大新能源装备产业。引育大兆瓦发电机、变流器等风电装备核心产业，推动风机全产业链本地化自主生产。布局老旧风电光伏设备、废旧电池回收利用产业，实现废弃物循环再利用。到2030年，新能源及装备制造产值超2000亿元。
持续提升电力外送能力。立足西北电网“总枢纽”、西电东送“主通道”定位，坚持大型基地、支撑煤电、特高压通道“三位一体”发展。持续提升酒湖直流、陇电入鲁输送能力，建成陇电入浙、陇电入川外送工程。围绕库姆塔格、巴丹吉林等沙漠基地谋划新增外送通道，力争在运特高压直流外送通道达到6条。实施一批连接陕西、青海、宁夏等周边省份的电力互济工程，促进新能源省间消纳。
打造坚强骨干电网。规划建设一批750千伏输变电工程，形成布局合理、运行可靠的骨干电网，满足各类电源和新增负荷发展需求。河西电网建成玉门—金塔—张掖西—红沙—靖远—兰州750千伏北通道工程，增强河西新能源富集区至兰白地区负荷中心的输电能力。中部电网规划红古750千伏等输变电工程，加快推进陇东南通道等750千伏输变电工程前期工作，不断优化能源电力配置布局，为大规模、高比例新能源外送提供可靠支撑。
青海
《青海省国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》主要目标提出，清洁能源装机总量达到1.5亿千瓦。
推进新型能源基地建设。坚持风光水火气氢储多元化协调发展，统筹就地消纳和外送，巩固新能源装机和发电量占比“双主体”地位。科学开发光伏、风电等新能源，推进柴达木沙漠基地（格尔木东）和海南清洁能源基地建设。推进光热发电技术运用，打造光热产业集群。推动黄河上游水风光一体化发展，开工建设茨哈峡、尔多水电站，适时推进龙羊峡、公伯峡等水电站增容扩机。优化提升电源质量，建设新型储能等调节性电源，完善储能调峰体系。到2030年，全省电源装机容量达1.65亿千瓦，清洁能源发电量占总发电量的80%以上。
加快建设新型电力系统。统筹源网荷储协调发展，构建柔性立体主干网架，提升电网对清洁能源的接纳、配置、调控能力。增强绿电外送能力，推动青豫直流满功率运行，建成青桂直流、青粤直流，谋划新增一条纳规外送通道，构建青海至华中、川渝和南方地区绿色送电走廊。强化省际网架结构，实施若羌—羚羊750千伏输变电工程和西北电网南部互济通道等省际联网工程。优化省内东部“日”字形、中西部“8”字形主网架，谋划涉藏地区750千伏输变电项目，优化330千伏及以下电网网架。建强城乡、园区配电网，加快智能电网和微电网建设，全面提升电力系统互补互济和安全韧性水平。
打造新型储能多元化发展实践地。因地制宜发展电化学储能、热储能、机械储能，引导企业灵活配置新型储能。推动电网关键节点及末端优化布局电网侧储能，鼓励建设独立新型储能电站。围绕算力设施、工业园区、通信基站、充换电站等终端用户，创新源网荷储一体化、智能电网、车网互动等应用模式，推动虚拟电厂规模化发展，合理配置用户侧储能。
深入推动绿色算电融合发展。高质高效建设西宁绿电智算融合示范园、海东零碳算力产业园，打造国家级绿色算力基地，支持海西、海南发挥清洁能源优势，分层次、分规模推进算力基础设施建设，推动绿色算力产业集群集聚发展。积极融入全国一体化算力网，建立“青甘宁”绿色算电一体化协同发展机制。深化“东数西算”合作模式，探索发展算力“飞地”。
前瞻布局未来产业。贯通制氢、储运、消纳氢能全产业链，推动风光制氢氨醇产业发展，促进盐湖、石油等产业副产氢气，打造规模化绿氢生产基地。
积极稳妥推进和实现碳达峰。深入实施重点领域节能降碳改造和设备更新，加快推进化工、冶金、建材等重点行业清洁能源电量覆盖。
陕西
建设新型能源体系。坚持火新互济、建调结合、集分并举，完善以煤电为支撑的转换利用体系，持续提高新能源供给比重。推进能源结构调整和电源战略北移。因地制宜发展风能、地热能、生物质能，加快建设陕北黄土高原光伏发电基地，推进关中地区低风速风电开发和渭北可再生能源基地建设，支持陕南发展林光互补、茶光互补等“光伏+”模式。
以榆林、西安等为重点加快布局形成氢能相关产业集群，打造氢能“制储输加用”全产业链条，降低制氢成本，拓展氢能应用场景。有序发展抽水蓄能和锂电池、全钒液流、压缩空气等新型储能，推动“新能源+储能”协同发展。到2030年可再生能源装机规模达到1.2亿千瓦，省内自用非化石能源装机占比达到60%左右。
打造坚强电网，加快750千伏陕北至关中第四输电通道和陕南环网工程建设，构建“四纵双环”骨干网架，持续推进西安、榆林等电网攻坚补强，优化330千伏电网结构，加强110千伏及以下配电网改造升级。加强电力外送通道建设，谋划陕北绿电引入工程，推进陕南与川渝联网，打造西北电网跨区电力输送枢纽，到2030年力争电力外送能力达到4000万千瓦。建立便捷高效加氢网络，新建、改扩建一批加氢站。
加快产业园区实施循环化改造，建设一批国家级和省级零碳园区。推进榆林、西咸新区国家碳达峰试点建设。
四川
深化多能互补电源建设。推动金沙江上游、雅砻江、大渡河流域水风光一体化清洁能源基地规划建设，优先建设具有年调节或多年调节以上调节能力水电站，统筹推进中型水电站和抽水蓄能电站建设。引导风光资源富集地区规模化、基地化、集约化发展，重点推动“三州”风电和光伏基地建设，因地制宜发展分布式光伏和分散式风电，新增新能源装机5000万千瓦以上。科学布局建设支撑性煤电，适度布局气电，加快建设新型储能电站。
“三江”流域水风光一体化清洁能源基地工程。加快金沙江上游流域水风光一体化清洁能源基地建设，新增装机规模约500万千瓦。推进雅砻江流域水风光一体化清洁能源基地建设，新增装机规模约1500万千瓦。规划建设大渡河流域水风光一体化清洁能源基地，新增装机规模约1200万千瓦。
详细来看：“三江”流域水风光一体化清洁能源基地工程。加快金沙江上游流域水风光一体化清洁能源基地建设，新增装机规模约500万千瓦。推进雅砻江流域水风光一体化清洁能源基地建设，新增装机规模约1500万千瓦。规划建设大渡河流域水风光一体化清洁能源基地，新增装机规模约1200万千瓦。
同时，要提升互联互济电网水平。完善省内甘孜至天府南、阿坝至川北、攀西至川南“三送三受”骨干网架，推动特高压交流网架进一步延伸至新能源富集地区，在负荷中心构建成都、川南“立体双环网”和川东北“日字型环网”，提升受端电网电源承载和电力供应能力。拓展外电入川通道，推动陇电入川、疆电入川，衔接藏电入川，研究规划建设省间灵活互济通道。
发展能源新业态新模式。加快可再生能源非电利用，探究氢能制储输用发展路径，探索氢氨醇一体化发展。构建虚拟电厂管理服务体系，推动虚拟电厂市场化、规模化发展。稳步推进绿电直连。促进人工智能专业大模型在电网、发电、煤炭、油气等行业深度应用。建成投产1000万千瓦装机规模的新型储能项目，开工建设攀西能源领域氢能区域试点项目，推进实施“三州”地区氢能多联供系统项目。
黑龙江
落实非化石能源十年倍增行动，大规模发展风力发电、光伏发电，力争新能源装机总规模突破8000万千瓦。利用好新能源资源普查成果，打造哈大齐绥新能源产业带、东部新能源产业集群、黑河绿电消纳区。科学引导分散式风电、分布式光伏健康有序发展，实施“乡村驭风行动”，利用公共机构和工商业厂房等建筑物建设分布式光伏。积极建设抽水蓄能电站，布局建设一批独立新型储能电站。
统筹氢能“制储输用”全链条发展，开展制氢、储氢、运氢、氢能应用、燃料电池、新能源多能互补技术以及氢能装备研发。开拓氢基可持续燃料等非电利用场景，规划建设氢基可持续燃料管道。
促进新能源高质量开发消纳。坚持风光水生多能并举，统筹就地消纳和外送，全力打造东、西、南三条外送输电通道，实现电力外送能力由540万千瓦提升至1700万千瓦以上。
加快推进电网高质量发展。加快推动配电网升级改造，全面提升配电网对新型电力主体的综合承载能力。在新能源资源条件较好地区建设一批源网荷储协同的智能微电网。
实施园区节能降碳工程，加快建设七台河江河融合绿色智造产业园区、绥化安达经济开发区精细化工产业园等国家级零碳园区，打造一批省级零碳园区，培育数字化能碳管理中心，通过绿电直连、新能源接入增量配电网等形式探索绿色能源制造绿色产品的“以绿制绿”模式。
推动黑河市、哈尔滨经开区国家碳达峰试点建设。到“十五五”末，力争年度新增清洁能源覆盖全社会新增用电量，单位GDP能耗累计下降10%左右。
加快发展零碳热力，推进供热系统绿色转型，扩大电力、氢能、甲醇等清洁能源在交通运输领域应用，力争城市新能源公交车占比达到80%。
宁夏
推动新能源跃升发展。推广草光、林光、农光互补等立体化开发模式，建设盐池、灵武、沙坡头3个千万千瓦级新能源基地。深化老旧风电场 “以大代小”，到2030年，力争新能源装机规模突破1亿千瓦。
推动新能源可靠替代。坚持电与非电并重，推动新能源从单一电力消纳向多能综合利用转变。加快绿电园区建设，提升现代煤化工、硅基、铝锰、大数据算力、钢铁、水泥等重点产业绿电占比。拓展新能源非电利用途径，推动新能源制氢规模化发展，促进绿氢向绿氨、绿色甲醇延伸，因地制宜发展生物质能、地热能等新能源供热。
优化加强电网主网架，提高输电通道新能源电量占比，新建清洁能源基地电力外送通道。实施电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，推动主网、配网、微电网多级协同发展。
推动新能源集成发展。坚持多维度一体开发、上下游协同发展，培育新能源生产消费新模式新业态。鼓励新能源与新型储能一体化调用，建设系统友好型新能源电站。促进新能源与传统能源融合发展，在大型煤矿、气田周边布局新能源。拓展算电协同、交能融合、光伏建筑一体化等绿电消纳场景。推进新材料、高端装备、节能环保等新兴产业与新能源协同布局、集群发展，形成 “以绿制绿”产业新生态。
提升电力系统调节能力。大力提升电力系统运行灵活性，满足高比例新能源接入需求。推动煤电向支撑调节性电源转型，加快新型储能多元化技术应用，推进关键电网节点构网型储能和园区公共储能电站建设。建设一批抽水蓄能电站，稳步提升长时储能规模。
促进源网荷储多元互动。挖掘需求侧可调节资源潜力，引导自备电厂、高载能负荷、可中断负荷、新型储能等经营主体参与需求响应，加快推进虚拟电厂规模化发展，构建灵活弹性的电力负荷。发展源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网等新模式，促进新能源就地就近消纳。建设智能化电力调度体系，提升电网对高比例新能源的灵活调度能力。
健全能源市场机制。完善绿色能源消费促进机制，将可再生能源电力消纳责任分解下达重点行业、重点企业。完善能源价格机制。
加快构建绿色制造体系，培育一批绿色工厂、绿色园区，鼓励有条件的企业建立绿色供应链。支持建设国家级零碳园区，建设一批零碳工厂和零碳园区。
推进绿氢制取、储存、运输等环节技术研发，推动氢能在交通、工业、能源、建筑、医疗等领域创新应用。
吉林
推动新能源产业跨越式发展。坚持超常规、大规模、跨越式发展思路，聚焦高质量开发、高水平消纳、高价值转化，加快新能源产业集成式发展、集群化布局，持续壮大新能源装备制造产业链，重点实施 “电源绿色转型升级、 ‘绿氢＋’产业培育、特高压外送通道、储能提升和绿能园区建设提速”五大工程，实现“投资、产值、装机、全社会用电量、非化石能源消费”五大跃升，奋力打造全国重要的绿色能源产业基地。
加强电力稳定供应。保障全省电力供应安全，大力推进煤电、气电等支撑性调节性电源项目建设。深化“绿电＋消纳”模式创新，推进 “新能源＋”产业耦合发展，推动新能源开发向多场景应用融合发展。扩大西部白城市、松原市、双辽市等地省内消纳新能源规模。
在中东部地区因地制宜开展分散式风电及分布式太阳能项目建设。加快推进 “吉电入京”配套新能源基地建设。到2030年，风光开发建设规模达到7000万千瓦。
建设新型坚强电网。加快构建“四横四纵”500千伏骨干网架，统筹推进主网架加强、供电能力提升、新能源汇集、电源送出、特高直流配套等项目建设，提升省内 “东西互济”、省间“南北互济”能力。完善220千伏网架结构，优化分区供电方案和电源接网方式。提升配电网供电可靠性，增强防灾减灾能力。
拓展能源外送通道。全力推动“吉电入京”特高压外送通道建设，加快建设省内配套火电及新能源项目，实现高比例新能源外送，提升我省新能源在全国范围内优化配置能力。探索研究绿氨、绿色甲醇跨区输送，利用 “陆运＋海运” “管道＋海运”方式拓展国内沿海城市和东亚、欧盟市场，推动受端能源结构优化调整，进一步带动我省新能源资源消纳，持续促进我省 “绿氢＋”产业发展。
深化“绿电＋消纳”模式。科学研究制定绿电直连相关方案，迭代完善氢能“1+N”政策体系，推动新能源开发向以氢基绿能为主的非电利用、产业耦合转变。拓宽新能源直供模式适用范围，重点支持绿氢化工、钢铁冶金、算力设施等领域新增负荷，推动建成松原、辽源、四平3个国家级零碳园区，实现新能源规模化开发、就地转化和产业互促相协同。
健全电力市场体系。
加速发展氢能及新型储能产业。按照“一区、两轴、四基地”的氢能产业中长期发展整体规划布局，聚合全域优势资源，创新挖掘拓展应用场景，稳步推动绿氢在工业、能源、交通等领域替代应用，培育氢能行业领军企业，形成初具规模的产业集群。围绕促进新能源消纳型储能、电力保障型储能和电网支撑型储能等方面，着力构建规模化、多元化的新型储能高质量发展体系。
值得一提的是，吉林在“十五五”能源规划纲要中大篇幅、高频次部署氢能发展，强调聚焦吉林“绿氢＋”等产业优势，推动绿氢 “制储输用”全链条发展，按照 “西部供能、中部消纳、东部调节”联动布局，打造国家绿色能源产业高地。到2030年，初步建成具有 “三新一强”特征的新型能源体系。绿氢产能力争达到80万吨/年，展望100万吨/年。
贵州
合理规划新能源发展布局，推进新能源规模化集成创新，推动风光水火储多能互补一体化发展。加快推进大型风电、光伏新能源项目建设，加强分布式能源就地开发利用，积极探索低风速发电，推动“人工智能+新能源”典型场景应用。
有序推进抽水蓄能、新型储能、绿电直连项目建设。因地制宜布局发展氢能，加强氢能“制储运加用”全链条发展。坚持“源网荷储”一体化，推动虚拟电厂发展，深入挖掘负荷侧调节资源。
到2030年，电力装机规模达1.4亿千瓦，新能源装机规模突破6500万千瓦、占发电总装机容量比重达45%以上。
建成六盘水市水城区“煤—焦—化—电”循环经济基地，推进建设毕节、黔西南、黔南、安顺4个千万千瓦级综合能源基地项目，建成盘州市、黔西市、威宁县、金沙县、织金县、普安县、安龙县、播州区、普定县共18个露天煤矿开采、煤矿技改扩能、煤矿瓦斯抽采治理等项目。建成一批风力发电、光伏发电项目。规划建设贵安新区绿电直连等项目。
完善电力中长期和现货市场交易，推动区域辅助服务市场建设。深入推进各类电源上网电价市场化改革，完善新能源就近消纳价格政策，优化增量配电网价格机制。
云南
推动“风光水火储”等多能互补和“源网荷储”一体化发展，基本建成清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统。优化电源结构，打造金沙江流域、澜沧江流域、红河流域等“风光水储”一体化基地。
协调推进新能源开发和消纳，提升新能源场站友好性能。建设坚强可靠智能电网，打造“四翼组团、核心双环”主网架，加强配电网建设，提高可靠性和抗灾能力，提升对分布式新能源、电动汽车等承载能力，因地制宜推动智能微电网建设。
协同建设新型储能、抽水蓄能、调峰气电等项目，提升调储能力。提升电力需求侧响应能力，发展虚拟电厂、车网互动、柔性用电负荷。深化电力体制改革，完善市场体系。建立完善新型电力系统智能管理平台，推动数字化转型，实现调控决策智能化升级，协同推进新型电力系统建设。到2030年，全省电力装机超过2亿千瓦，力争新增用电需求以清洁电量为主。
加强能源节约和能效提升，完善可再生能源消纳责任机制，实施清洁能源替代工程，调整能源消费结构。推动“绿电+先进制造业”、“绿电+智算”融合发展，提升绿色产品竞争力。培育绿证交易市场，实施“源网荷储”和绿电直连项目。
要完善区域能源合作机制，推动建设“电力互通、油气联动、绿电主导、数字赋能”能源大通道。积极参与周边国家清洁能源合作开发，加强中老电力通道研究论证，稳步推进老挝北部清洁能源基地开发建设。
湖南
优化布局能源基础设施，打造承西启东、连南接北的区域能源交换枢纽，提升湖南在全国能源体系中的地位和能级。
推动外电入湘基础设施建设，谋划新增直流交流入湘通道。加强数智化坚强电网和微电网建设，推动电网协调发展，打造区域电力交换枢纽。
推动能源绿色低碳高效开发利用，坚持集中式与分布式并举发展新能源，加强农光、林光、渔光互补项目集约化利用，推进风电、光伏升级改造，积极推动绿电直连发展。拓宽氢能应用场景。
提高能源系统安全运行和应急储备能力，推动建立稳定可靠的能源安全保障体系。加强电力系统调节能力，统筹建设抽水蓄能电站，大力发展新型储能。
加快能源市场建设，完善电力中长期、现货、辅助服务市场有机衔接机制，推动新能源全量入市，积极培育负荷聚合商、虚拟电厂运营商等新型经营主体，建立健全容量交易和绿电绿证交易机制。完善适应新型能源体系的价格机制，推进能源价格市场化改革，
加强与西北、西南等能源资源富集省份合作，完善能源合作机制。鼓励省内能源企业积极参与省外境外能源开发，推动能源装备、技术、服务“引进来”和“走出去”。
江西
积极有序发展可再生能源。持续提高新能源供给比重，提升可再生能源可靠替代能力。坚持集中式和分布式并举，因地制宜开发风能、太阳能、生物质能等新能源。科学布局发展抽水蓄能，大力发展锂离子电池储能等新型储能，到2030年，储能规模达到500万千瓦以上。
有序推动绿电直连、虚拟电厂发展，因地制宜推动智能电网建设，提升电网对清洁能源的接纳、配置、调控能力。加快健全适应新型能源体系的市场和价格机制。到2030年，新能源发电装机规模达到5500万千瓦以上。
完善能源输送网络。优化能源通道布局，提高能源输送的可靠性和灵活性。积
极引入优质区外绿色电力，加快形成“一联二直三交四站”（闽赣背靠背联网工程，雅中直流、内蒙古腾格里沙漠送电江西工程，南昌—长沙、南昌—武汉、赣江—赣南1000千伏特高压交流工程，鄱阳湖换流站、赣州换流站、赣江特高压站、赣州特高压站)电网骨干网架，提升电力系统互补互济和安全韧性水平。推进省内电网优化升级，建成一批输变电工程。实施农村电网巩固提升工程，提升配电智能化水平。
提升传统能源兜底保障能力。更好发挥煤电在能源安全中的支撑保障作用。统筹推进到役煤电优化发展，有序推进煤电机组延寿改造、腾退替代。完善天然气供应体系。到2030年，能源综合生产能力达到2500万吨标准煤左右。
深入开展节能降碳和控煤减煤，力争“十五五”末全社会年度新增用电量主要由新增清洁能源电量覆盖，推动实现煤炭和石油消费达峰，单位地区生产总值能耗持续下降，完成经国家审核衔接后确定的目标。深化碳达峰试点城市和园区建设，支持有条件的地方建设零碳工厂和零碳园区。
加强生物质制氢、氢燃料电池、固态储氢等关键技术攻关，开展交通、工业、电力等领域推广应用，促进氢能产业“制储输用”全链条发展，打造“赣鄱氢走廊”。推动算力设施与新能源协同规划布局，优化数据中心绿色电力供给。
湖北
提升风光水火多元可靠供给能力。健全多能互补供给格局，确保能源电力安全可靠供应。实施新能源倍增行动，加快风光水火储一体化新能源基地建设，以就地就近消纳为主推动风光发电资源高效利用，有序发展分布式光伏、分散式风电，新能源装机规模达到8000万千瓦。
加强氢能“制储输用”全链条发展布局，积极发展绿电制氢、绿色氢氨醇，协同推进武汉、黄石、潜江国家氢能区域试点，打造全国重要的氢能枢纽基地。可再生能源装机占比达到70%。
打造源网荷储协同互动电力系统。建设坚强智能柔性电网枢纽平台，争取绿电入鄂第三直流通道建设，发挥华中“日字型”环网作用，提高省间互济能力。优化升级“四环九通道”主干网架，提升配电网承载力和灵活性，加快微电网建设，强化主配微各级电网协同，支持武汉建设世界一流城市电网。推动电网数智化改造升级，加快构网型技术应用，建设智慧化调度体系。
加快电力调节性资源建设，在电网关键节点、新能源富集地区、重要负荷区域布局建设一批抽水蓄能、新型储能电站，鼓励用户侧储能建设，储能装机达到1700万千瓦。加快推进虚拟电厂规模化发展，常态化参与电力系统调节。构建灵活弹性的电力负荷，挖掘需求侧资源潜力，推动多元用户资源参与需求响应。积极推进交能融合、电算协同、车网互动，支持光储充一体化、绿电直连等新业态发展。
加快经济社会发展全面绿色转型，推动重点领域节能降碳。建设一批零碳工厂和园区。
推动交通动力清洁低碳替代，加快货运、公共领域电动化和绿色燃料车船应用，促进新能源重卡等装备规模化应用，推进电化、气化、氢化长江，打造一批低碳零碳运输走廊。
安徽
持续提高新能源供给比重。统筹布局风电和光伏发电等新能源项目，鼓励生物质能、地热能等多元化利用，支持绿色氢氨醇和生物航煤发展。协同完善新能源资源开发与调节能力及配套电网，有序推进已纳规抽水蓄能电站建设，推动新型储能规模化发展，鼓励发展虚拟电厂，加快构建坚强智能骨干电网。力争“十五五”末实现年度新增清洁能源电量覆盖绝大部分全社会新增用电量。
推进皖北、沿江区域风电资源开发，在无法复垦的采煤沉陷区谋划实施集中式光伏项目。有序发展分布式光伏。因地制宜布局生物天然气、绿色氢氨醇等可再生能源非电化利用项目。
推动能源供给消费结构优化。加快工业、建筑、交通、农业等领域用能模式转型，提升终端用能电气化水平。推动源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网等就近消纳新业态健康可持续发展。推广“新能源+灵活可调节负荷”等供用能协同发展新模式。
加强支撑新能源发电大规模高比例接入、新型电力系统规划建设、化石能源清洁高效开发利用等关键技术装备研发。在新能源友好并网及就近就地消纳、绿色氢氨醇、先进核能等领域遴选实施一批样板工程。
推进煤炭产业和燃煤火电结构改造、技术改造、绿色改造、智能改造，提升煤矿智能化水平，推动煤炭与新能源融合，促进煤炭和煤电、煤电和可再生能源联营。
深化新能源上网电价市场化改革，推动新能源上网电量全部参与市场交易。做好绿电交易方案与新能源上网电价市场化改革衔接。
北京
全力扩大绿电进京规模。深化与内蒙古、吉林等地区能源合作，建设东北松辽清洁能源进京项目，投产西合营-房山等500千伏下送通道工程，外调绿电规模力争达到650亿千瓦时，力争到“十五五”末年度新增清洁能源电量覆盖全社会新增用电量。
积极推动可再生能源扩量提质。制定可再生能源开发利用规划指引，完善目标引导机制和可再生能源电力消纳责任权重考核机制。全面推广第五立面光伏发电，优化风电开发布局，力争新增光伏、风电发电装机200万千瓦。推动实施乌兰察布绿氢进京项目，建设一批制加氢一体站，加快氢能发电、供热等场景示范落地。
促进新型电力系统灵活高效。提升电网可再生能源承载能力。加强智能电网建设，推动配电网增容和智能化升级改造，推进新能源友好接入。积极创新绿电直连，支持绿色微电网和源网荷储一体化建设，基本建成适应高比例可再生能源消纳的新型电力系统。
全力提升重点领域能效碳效水平。开展工业领域绿色低碳转型行动。强化产品全生命周期绿色管理，到2027年，在京有生产制造能力的规上企业基本实现绿色化达标。推动存量数据中心电源使用效率(PUE)值达到1.35以下，新建算力中心100%使用绿电。大力发展循环经济，促进清洁生产，建成一批零碳工厂和园区。
挖掘负荷侧资源调节潜力。加快建设电力中长期市场,运行京津冀统一电力现货市场，持续完善电力辅助服务市场，提升电力资源灵活配置能力。健全虚拟电厂发展长效机制，鼓励电动汽车、新型储能、分布式电源、空调负荷等主体参与需求响应，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的5%。
推进新型储能发展。因地制宜布局一批新型储能设施,开工延庆白河、门头沟樱桃泉抽水蓄能电站,在条件具备的区域推进压缩空气储能示范。适时推动五环外工业园区、商业综合体等用户侧储能高效应用,研究光储充一体化发展实施路径。
西藏
以林芝为中心建设国家重要的清洁能源基地。
加快清洁能源资源开发利用，有序推动金沙江上游、澜沧江上游、藏东南（玉察）水风光一体化基地建设，积极落实“西电东送”战略，建成藏东南至粤港澳大湾区±800千伏特高压直流输电工程，推进澜沧江水风光一体化基地电力外送通道建设，建设国家清洁能源基地。
有力有序有效推进雅下水电工程项目建设，配套推进近区新能源资源开发，布局发展上下游产业。建设那曲河江达水电站。依托重大水电工程和水风光一体化基地，培育水电、风电、光热、储能以及输变电等装备制造业和后端服务产业，推进零碳园区建设。
积极探索“清洁能源+特色产业”融合发展新模式，引导清洁能源与制氢制氧、绿色算力、绿色矿业等清洁载能产业协同布局，促进能源资源就地转化利用。到2030年，建成清洁能源电力装机6000万千瓦左右，力争年度新增清洁能源电量覆盖全社会新增用电量。
加快内需支撑性水电项目建设，统筹布局光伏、光热、风电、地热等新能源资源开发，加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术推广应用，优化电源结构，建立清洁能源基地电力留存机制，提升电力保供和清洁能源消纳能力。
持续推动电网建设，加强与周边省区电网互通，推进500千伏主网架加强延伸，优化220千伏电网网架，继续实施城网改造和农网巩固提升工程，加快补齐大电网未覆盖村镇供电保障短板，提升电力互补互济能力及边远地区供电能力。
有序发展绿色低碳、稳定安全的氢氧产业，拓展氢氧产业应用场景，支持绿氢绿醇绿氨等技术攻关应用。追踪新型储能技术发展，促进清洁能源与新型储能一体化布局。
重庆
大力发展清洁能源。深入开展控煤减煤工作，力争全社会新增用电量主要由新增清洁能源电量覆盖，实现煤炭和成品油消费达峰，单位地区生产总值能源消耗降低完成经国家审核衔接后确定的目标。推进“千乡万村驭风行动”和分布式光伏建设，推动地热能、氢能等多能互补融合发展，新能源装机达到1100万千瓦。
健全促进可持续发展的公用事业价格机制，深化适应新型能源体系的价格改革
巩固提升齿轮、关键传动零部件产业优势，做大做强合金材料、新能源产业集群。
打造“西电东送”能源资源配置枢纽，加快建设疆电（南疆）送电川渝和电网互济工程，构建“特高压直流+特高压交流+毗邻省份联网互济”的电网格局，外电入渝能力达到2600万千瓦。
聚焦新能源与新型储能、绿色制造、再生资源利用、生态保护与修复等重点领域，依托特种化学电源全国重点实验室、输变电装备技术全国重点实验室、中国科学院重庆绿色智能技术研究院、国家内河航道整治工程技术研究中心等，重点突破分布式能源、氢能、智能建造、碳汇与利用、再生资源利用等技术。
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