四、强化源网荷储协同互动，加快构建新型电力系统

（一）全面建设新型电网

强化高效互联省际网络。协调推进金永直流配套水电、陕武直流配套新能源建设，加快实施外电入鄂第三直流工程，持续扩大绿电入鄂规模。积极发挥华中“日字型”特高压交流环网作用，建成皖鄂背靠背联网工程、荆门特高压交流主变扩建工程，拓展优化省间线路联络。支持国家明确的跨省区输电通道过境项目建设。

优化分区分级主网结构。推动鄂东主干网架强化升级，依托特高压站点构建江北东、江北西、江南三个500千伏环网，逐步完善220千伏供电分区，有效支撑武汉都市圈产业转型升级和重大项目建设。构建鄂西北高比例新能源500千伏环网，加快新能源和支撑性调节性电源送出工程建设，统筹提升绿电东送和就地消纳能力。提升鄂西南“三峡－葛洲坝”双层网架承载能力，控制三峡系统短路电流水平，强化葛洲坝系统供电功能，畅通水电及抽水蓄能送出通道。

加快打造新型配电系统。统筹分布式新能源、新型储能、算力设施、充电设施等新要素发展需求，加快配网建设改造和智慧升级，打造广泛灵活适配、多元主体协同、分层自治平衡的新型配电平台，提升配网综合承载能力和源网荷储融合互动水平。强化芯片制造、生物医药、精密加工等新质生产力集中区域配网建设，优化居民区、商业区、工业园区、高速公路服务区、高标准农田等重点区域配网布局，消除110千伏单线站问题和县域电网联系薄弱问题。

多场景建设智能微电网。按照“自平衡、自调节、自安全”目标，在新能源资源富集区、产业园区、算电协同发展区、大电网末端等场景建设一批智能微电网。支持智能微电网建设运营企业拓展电热冷气氢等综合能源服务、能碳管理、电力市场交易等增值业务，鼓励各类用户自主投资建设自发自用型智能微电网。增强微电网内部源网荷储各要素智能化调控水平和运行匹配度，逐步提升新能源自发自用比例。支持具备条件的智能微电网在并网和孤岛模式间灵活切换、安全高效运行。

（二）加快调节性资源建设

加快抽水蓄能项目建设。推动竹山潘口、罗田平坦原等抽水蓄能项目建设。完善抽水蓄能站点储备和管理机制，优选一批条件成熟的项目适时开工建设。到2030年建成抽水蓄能装机900万千瓦。

推进新型储能多元应用。强化电源侧储能协同配置，支持新能源场站按需配置锂电池、钠电池、氢储能等，支持火电合理配置飞轮、熔盐、超级电容等新型储能。优化电网侧储能节点布局，在新能源富集区和电力负荷中心等关键节点，建设锂电池、液流电池、压缩空气等长时储能及构网型储能。引导大数据中心、通信基站、工业园区等终端用户，依托源网荷储一体化模式，合理配置用户侧新型储能。支持功率型储能与能量型储能集成建设、协同运行。到2030年建成新型储能装机800万千瓦，其中新增可承担顶峰保供作用的电网侧独立新型储能规模力争达到200万千瓦。

构建灵活弹性电力负荷生态。大力培育虚拟电厂主体，积极引导工业园区、智能楼宇、电动汽车等可调节负荷资源参与电力运行调节，持续扩大需求侧灵活调节资源库。健全需求响应管理机制，持续提升负荷管理精细化能力。引导各类市场主体积极参与虚拟电厂建设运营以及应用场景拓展，充分激发社会分散资源灵活调节潜力。到2030年虚拟电厂调节能力达到500万千瓦。

（三）建设电力智慧调度体系

打造新一代智慧调度平台。以新一代电力调度控制系统为核心，集成气象、水文及源网荷储全环节实时运行数据，依托“云上智能分析”与“边缘实时监控”动态交互，建设具备全环节、全链条、全要素灵敏感知和精准控制的智能调控平台。加强主要流域水电站与风光互补运行、联合调度，新能源利用率保持90％以上。

构建主配微网协同调度机制。构建适应多种电网形态、多元调度对象、多种业态模式的调度机制，推动电网调控模式由以主干电网为主向主配微网协同转变。探索风光水火储、电力新业态等协同运行控制，形成“广泛接入、智能聚合、协同响应”的电力系统运行新生态。

加强调度运行与市场协同。积极推进分布式新能源、新型储能、虚拟电厂等新型并网主体调控能力建设，通过价格信号引导灵活性资源参与系统调节。强化跨省跨区电网协同调度与优化互济机制，动态调整送受电计划，充分释放电网在时间、空间上的资源配置与互补潜力。

五、推动能源消费绿色化低碳化，支撑碳达峰目标顺利实现

（一）推进全社会节能降碳

加强节能降碳管理。全面实施碳排放双控制度，强化固定资产投资项目节能审查和碳排放评价。健全重点领域能效诊断机制，强化高耗能高排放项目部门联审会商，对工业领域新（改、扩）建高耗能项目实施碳排放等量减量置换。完善能源行业碳排放核算机制，加强产品碳足迹管理，推动“电－碳－证”协同机制建设，严格控制单位发电量碳排放。实施全民节能行动，积极推行简约适度、绿色低碳、文明健康的生活方式和消费模式。开展节约型机关创建，推进绿色学校、绿色商场、绿色社区等建设。

加快重点领域绿色低碳转型。加大钢铁、水泥等重点行业节能降碳和超低排放改造力度，推进燃煤锅炉和工业窑炉清洁化替代，加快电炉钢等绿色低碳技术装备应用。发展超低能耗建筑、低碳建筑和装配式建筑，推进既有建筑节能降碳改造。加快货运、公共领域电动化和绿色燃料车船规模化应用，建设一批低碳零碳运输走廊，加快长江航运绿色动力转型。加强新型高载能产业规划引导，提升算力等新兴领域用能效率。

（二）提升绿色能源消费水平

稳步扩大清洁电力热力消费。大力推进工业等领域清洁电能替代，积极落实可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度，推动非化石能源电力消费核算认定，引导通过自发自用、绿电直连等方式扩大绿电消费。优化供热系统运行效率，推进余热利用与节能降耗，加快地热等资源开发，因地制宜发展分布式可再生能源供热，推动多能互补耦合供热、热电气联合优化调度。

完善城乡充电基础设施布局。加快建设快充为主、慢充为辅、大功率充电为有益补充的城市公共充电网络，积极布局公交、物流等专用充换电设施，强化跨区域充电服务有效衔接。建设有效覆盖的农村地区充电网络，实现所有行政村具备快充桩按需接入能力。建立大功率充电场站与配电网高效互动机制，因地制宜配建光伏发电和储能设施，探索加强车网互动双向灵活调节能力。

深入推进农村能源革命。探索农村能源“共建共享”收益分配机制，规范发展渔（农）光互补等模式，推动新能源与农业生产深度融合。创新抽水蓄能项目开发运营模式，充分挖掘文化旅游、科普教育等多重效益。加强新能源接入受阻、自然灾害频发及供电能力不足等地区农网建设改造，补强县域电网网架结构，丰富拓宽智慧农电应用场景。探索构建自平衡微能网。

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