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11月3日， 广东省能源局印发《广东省能源领域节能降碳行动计划（2026—2028年）》提出，到2028年，广东省非化石能源消费比重达到约32%；达到现行能效标杆水平的煤电产能比例力争提高15个百分点；煤电、炼油等能源领域重点项目节能降碳改造实现节能量260万吨标准煤、降碳量900万吨；支持建设25家零碳园区和零碳工厂，重点行业节能降碳取得显著进展，绿色用能水平不断提升。 广东省能源领域节能降碳行动计划
（2026—2028年）
能源行业是节能降碳重点领域之一。按照《国家能源局关于印发<能源领域节能降碳行动计划（2026—2028年）>的通知》和《广东省“十五五”碳达峰行动方案》《广东省重点行业节能降碳改造攻坚三年行动方案》 等文件部署，制定本行动计划。 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，完整准确全面贯彻新发展理念，统筹发展和安全，坚持节约优先方针，立足我省资源禀赋，把节能降碳贯穿能源产供储销用各环节，扩大非化石能源替代化石能源规模，推动煤炭和石油消费达峰，坚决遏制能源消费总量不合理增长，为加快经济社会发展全面绿色转型提供重要支撑。 到2028年，我省非化石能源消费比重达到约32%；达到现行能效标杆水平的煤电产能比例力争提高15个百分点；煤电、炼油等能源领域重点项目节能降碳改造实现节能量260万吨标准煤、降碳量900万吨；支持建设25家零碳园区和零碳工厂，重点行业节能降碳取得显著进展，绿色用能水平不断提升。 二、强化电力系统节能降碳 （一）积极推进火电节能降碳。统筹考虑节能降碳、电力保供、热源替代和机组条件等因素，稳妥有序关停一批老旧30万千瓦级及以下煤电机组，具备条件的替代新建新一代煤电机组；推动实施一批60万千瓦级煤电机组超（超）临界跨代升级改造，加快实施煤电机组爬坡性能提升、宽负荷高效改造、通流改造涉及的主辅设备更新改造。支持对具备条件的火电机组实施生物质、绿氨等零碳低碳燃料掺烧和碳捕集利用与封存（CCUS）等低碳化改造，改造建设后度电碳排放水平应降低10%左右。推动9E及以上等级现役老旧燃气机组实施节能降碳改造，提升热电联产宽负荷适应性。探索开展9F及以上机组掺氢示范，提升天然气利用效率。支持火电与新能源通过储能等耦合调峰及顶峰、一体化汇集送出等方式，达到融合降碳效果。 （二）提升新能源消纳能力。扩大省外清洁电力送粤规模，促进清洁能源消纳。适度超前建设主配微协同的新型电网，加强配电网建设改造和智慧升级，提升配电网对分布式新能源等综合承载能力。有序推进抽水蓄能建设。积极发展新型储能，加大关键技术和装备研发，探索长时储能应用。积极发展光储充一体化、绿电直连、智能微电网、源网荷储一体化、新能源接入增量配电网等新能源就近消纳新业态，促进绿电应用。 （三）加强电力系统运行调控节能降碳能力。强化源网荷储柔性互动，大力发展虚拟电厂、车网互动等新技术新模式。推动可调节负荷等分散资源参与电力系统调节。优化电网调度运行，统筹安全、低碳、经济运行要求，合理确定煤电调度顺序和调峰深度，着力控制煤电发电量。持续提升输配变电设备能效水平，稳步降低电网综合线损率。 三、深化油气生产加工环节节能降碳 （四）推动油气生产加工过程节能降碳。提升油气勘探开发电气化率，探索建设低碳零碳油区。推广使用节能型压裂机、钻机和抽油机等设备，推进油气输送管道驱动设备“油改电”“气改电”。鼓励可再生能源制氢技术研发应用，支持建设绿氢炼化工程。坚持炼油产业产能减量置换，实现能效标杆产能占比稳步提升。推动油气勘探开发、炼油产业和新能源深度融合，大力推进原料、能源结构绿色低碳替代，鼓励相关项目开展绿电、绿氢规模化替代，逐步降低化石燃料制氢用量。推动电驱系统替代蒸汽透平驱动。推动1000万吨/年以下常减压、150万吨/年以下催化裂化、100万吨/年以下连续重整、150万吨/年以下加氢裂化、80万吨/年以下石脑油裂解制乙烯等装置升级改造。 （五）实施能量系统优化提质。深挖装置余热、余压、驰放气、高低压蒸汽回收利用潜力，实现热能梯级利用，提升低温废热回收利用水平。推动大型热电联产集中供热供汽、清洁能源等替代现有自备燃煤机组。推进可再生能源替代，鼓励大型石化化工园区探索利用核能供汽供热。 四、加快消费侧绿色低碳转型 （六）严格控制化石能源消费。原则上对新增“两高”工业项目化石能源消费实施等量或减量替代。除纳入国家规划总量控制的煤电项目外，涉及煤炭消费的新增“两高”项目实行煤炭消费等量或减量替代。深入推进减煤控煤控油，大力压减非发电用煤，降低终端消费煤炭比重。统筹推进产能整合和节能降碳改造，聚焦陶瓷、造纸、纺织等行业淘汰35蒸吨/小时及以下燃煤锅炉。推进燃煤锅炉和工业窑炉清洁能源替代，推动用煤企业“一企一策”开展控煤减煤。引导天然气消费合理增长，鼓励重点行业企业合理用气。严控新增石油消费，推动石油消费用电能、氢基能源替代。 （七）优化工业领域用能模式。推动重点用能设备系统节能改造升级，推广可控热管式节能热处理炉、磁悬浮离心风机、大型高效联合循环热电联产系统、低温余热发电与回收利用系统、高效热泵精馏系统等创新用能模式的新型节能设备。推动燃煤锅炉和工业窑炉清洁能源替代。推进国家和省级零碳园区、零碳工厂建设，支持发展绿电直供、工业绿色微电网等模式，多能互补高效利用等。深化工业园区供热、制冷等基础设施共建共享，加强企业间能量交换与梯级利用，推进园区能源系统整体优化。 （八）推动交通运输领域用能清洁化。推动电能、绿色氢基能源、可持续航空燃料等替代石油消费，加快交通基础设施清洁用能改造和清洁低碳运输装备推广应用。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，依托高速公路重点路段和水运通道重点航段，因地制宜建设一批零碳运输走廊路段（航段）、零碳（近零碳）枢纽场站、服务区。建设快充为主、慢充为辅、大功率充电为有益补充的城市公共充电网络。 （九）有效降低建筑领域能耗。新建建筑全面执行绿色建筑标准，推广绿色低碳建造方式和装配式建筑，发展岭南超低能耗、近零能耗和零碳建筑。优化建筑用能结构，推广应用建筑光伏一体化、智能微电网、蓄冷蓄热、光储直柔、虚拟电厂等技术模式，鼓励参与电力需求侧响应。实施绿色照明行动，合理布局一批“光储照”一体化系统。推广清洁能源设备在建筑领域应用。 （十）发挥公共机构节能降碳示范作用。全面推进节约型机关建设，持续开展公共机构重点用能部位和设施设备节能降碳改造。加大公共机构分布式光伏建设，提高清洁能源就地消纳比重。加强公共机构重点用能和碳排放单位管理，常态化实施能效碳效诊断，建立节能降碳改造项目台账并分阶段推动落实。深入实施合同能源管理等市场化节能降碳机制，开展整县域、整系统能源费用托管试点工作。 （十一）提升算力基础设施能效水平。鼓励建设零碳算力设施，支持开展绿电直供，合理配置储能、蓄冷、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，推广应用高效制冷、先进通风、余热余冷利用、智能控制等技术，提升算力设施制冷系统能效，支持低密度机柜整合为高密度机柜，有序淘汰落后低效技术和设备，提升算力设施总体能效水平。深入挖掘算力负荷时空可调节潜力，促进算电协同运行。 五、强化节能降碳技术创新应用 （十二）加强技术装备研发推广。加强节能型能源装备研发，支持具有显著节能降碳效益的技术装备应用推广。加快突破超临界二氧化碳发电、固态变压器、钙钛矿电池等前沿光伏电池、生物质制取绿色燃料等领域等关键技术。加强先进可再生能源发电及综合利用技术、绿色高效化石能源开发利用技术等前沿技术装备攻关。优化实施光伏、锂电等行业规范条件、综合标准体系。 （十三）着力推进数智赋能。鼓励能源领域人工智能模型创新，探索能源领域数智化节能降碳解决方案，挖掘人工智能在节能降碳过程中的高价值场景。支持重点用能单位建设数字化能碳管理平台，推动能耗精准计量、实时采集和智能分析，实现能耗与碳排放在线监测、核算与灵活调控。 六、健全节能降碳保障措施 （十四）强化数据统计核算。围绕油气勘探开发、输送及存储，电力生产输配及存储，炼油等领域和环节，开展能源消费和碳排放统计核算，逐步形成定期统计核算机制。常态化跟踪监测电力、煤炭、油气、炼油等行业碳排放，并开展碳排放形势分析预测。健全省能源管理中心平台数智化管理与监测预警功能，完善节能降碳目标管理、监测运行模块管理，对节能降碳改造情况实行月监测、季预警、年核算，实现数据归集、智能分析。 （十五）发挥绿色能源消费促进机制作用。落实可再生能源消费最低比重目标制度，压实重点用能行业可再生能源消费责任和各方消纳责任。推进分布式发电市场化交易，促进分布式电源高效开发与电力就近消纳。拓宽“新能源+储能”项目成本回收渠道，创新商业模式。完善虚拟电厂、新型储能等新型主体及核电、气电参与电力市场交易机制。加强碳市场、绿证、绿电等市场化机制衔接协同。 |
