2025年最佳英雄联盟投注网站LoL投注网站深化碳市场机制建设,在碳市场行业覆盖、配额分配方式、市场调节机制、监管手段创新等领域先行探索,持续拓展碳普惠应用场景。完善本市碳市场平台建设,提升碳市场数据管理水平,优化碳排放相关数据获取方式,鼓励金融机构探索基于碳配额和核证自愿减排量创新贷款、债券、金融衍生品等绿色金融产品,培育碳核查、咨询、培训等综合性服务商,增强碳市场交易活力。高质量保障全国温室气体自愿减排交易市场平稳运行,研究探索跨境碳交易机制。

　　打造坚强韧性的能源安全保障格局。统筹煤、油、气、电等能源要素，强化多元供给保障，建设坚强骨干网络，健全应急储备体系，全面提升能源综合保障能力。扎实做好煤炭稳供保运，加强与晋陕蒙等煤炭主产区合作，落实电煤中长期合同机制，确保按需保量稳定供应。打造互联高效区域油气枢纽，加强渤海油田、大港油田勘探开发，发挥北方地区重要 LNG 接收区作用，巩固国产气与进口气相结合、陆上气、LNG 相补充的多源多向供气保障格局。完善上游“南北两横+C 型贯通”天然气主干网架，补强下游资源接收网络和配套储气设施，打造外通内畅、互保互济的管网输配体系。加快建设新型电力系统，坚持源网荷储协调发展，统筹电网安全运行边界和新增发电供热需求，“增容控量”发展煤电，稳慎布局调峰气电，“量率协同”扩大新能源装机，进一步提高外受电比重。打造主配微协同的新型电网平台，构建“三通道两落点”特高压交流输电网络，建设500千伏加强型双环网，优化220千伏电网分区，因地制宜建设新型配电系统和智能微电网。增强电力系统调节能力，统筹布局200万千瓦新型储能电站，深化电力需求侧管理，积极发展虚拟电厂，增强新能源及多元负荷配置能力。

　　构建绿色低碳的能源生产消费体系。协同推进能源供给方式和消费模式绿色低碳转型，生产端加大非化石能源供给，消费侧推进化石能源清洁高效利用和非化石能源安全有序替代，促进能源开发与利用协调发展。统筹推进非化石能源开发，坚持海陆并举、集散并重，有序新建一批风电、光伏发电项目，到2030年，非化石能源发电装机超过2000万千瓦，占全市电力装机比重超过50%。合理控制化石能源消费，严控煤炭消费总量，有序拓展天然气利用，推动石油消费进入峰值平台期。大力实施清洁能源替代，推动工业、交通、建筑等重点领域与新能源融合发展，支持绿电直连、综合智慧能源等新业态，扩大绿色电力消费，积极拓展新能源非电利用。落实可再生能源电力消纳责任权重目标，建立健全以绿证为核心的绿色能源消费促进机制，以市场化手段助力绿色低碳转型。

　　（二）电力项目。夯实本地电源支撑，完成国能盘山电厂升级改造，投运大港电厂超超临界燃煤机组，杨柳青电厂完成2台、启动 2 台容量替代。持续提升外受电能力，建成大同—天津南特高压输电工程，谋划新增特高压直流入津通道。建设坚强智能电网，新建雍阳、市区西等 500 千伏输变电工程，优化220千伏及配电网网架。提速布局调节性电源，加快蓟州龙潭沟180万千瓦、西大峪 100 万千瓦抽水蓄能电站项目建设，建设一批新型储能电站，构建“长时储能+短时快速响应”立体调节体系。

　　推进重点领域绿色低碳转型。推进能源绿色低碳转型，统筹优化能源生产和消费方式，持续提高清洁能源供给比重，加强化石能源清洁高效利用，提升终端用能电气化水平，推动能源消费绿色化低碳化。加快工业领域绿色低碳转型，推进石化、汽车、装备制造、轻工、冶金等传统产业转型升级，大力发展新能源、新材料、环保装备等绿色新兴产业，进一步完善绿色制造体系，市级及以上绿色制造单位达到700家以上，绿色工厂产值占比达到 30%以上。加快城乡建设发展绿色转型，在城乡规划、建设、治理各环节全面落实绿色转型要求，推进发展绿色建筑、装配式建筑、超低能耗建筑，城镇新建建筑中绿色建筑面积占比达到 100%。加快交通运输绿色转型，构建合理的绿色交通体系，在外环线及以内区域和相关区开展货运零排放区试点，中心城区绿色出行比例（含绿电）达到 77%左右，促进货运交通升级迭代与汽车产业新能源化转型协同发展。在运工商业制冷设备的高效节能产品占比逐步提升。

　　实施碳排放总量和强度双控制度。落实《天津市碳达峰实施方案》，全面实施碳排放总量和强度双控制度体系。加强各区和重点行业碳排放统计核算能力建设，推动落实行业碳管控、企业碳管理、项目碳评价、产品碳足迹等政策制度。深入实施能源、水、粮食、土地、矿产、原材料等资源全面节约，推进资源节约集约利用。深化节能体制机制改革，加快推进重点领域节能增效，加大节能监督管理力度，深入实施节能降碳改造，有力有效管控“两高”项目，对新（改、扩）建“两高”工业项目实施碳排放等量或减量置换。完善节能现代化治理体系，全市单位地区生产总值能耗持续下降，完成与国家衔接确定的任务目标。强化试点示范引领，高标准推进中新天津生态城建设国家绿色发展示范区升级版，推进天津经济技术开发区建设国家碳达峰试点、减污降碳协同创新试点，推动开展零碳园区、零碳工厂建设。

　　深化天津碳市场建设。全面融入和服务全国碳市场建设，有序扩大碳市场覆盖范围。建立完善碳质押、碳回购政策制度，提升碳市场活力。深化碳普惠工作，修订碳普惠管理办法，开展碳普惠方法学研究，开发地方特色碳普惠项目，推进碳普惠减排量应用，推动重点排放单位配额清缴、大型活动碳中和，促进生态产品价值转化。推进碳足迹管理体系建设，开展重点行业主要产品碳足迹核算工作，实施产品碳足迹标识认证试点，丰富拓展碳足迹应用场景。加强碳市场与绿电、绿证等市场化机制的政策协同、制度衔接。发展碳捕集、利用与封存技术。

　　保障国家煤炭供应安全。坚持产能优化、智能开采、绿色开发主攻方向，一体建设煤炭产供储销体系。依托动力煤、炼焦煤、无烟煤三大优势煤种，优化煤炭产业布局，进一步提高煤矿单井规模和产业集中度，到2030年煤炭产量根据国家保供需要保持在合理水平。允许有条件的高瓦斯煤矿依法依规通过改扩建适度提高产能，支持对采用充填开采的煤矿享受充填开采煤炭产量按照50%比例折算产能指标。保持全省煤炭产能滚动接续、合理充裕，实施煤炭产能储备。推进煤炭智能绿色安全开采，迭代提升煤矿智能化水平，因地制宜推广绿色开采技术，确保2027年符合条件的生产煤矿基本实现智能化。推动煤炭清洁运输，大力推动“散改集”，协同布局煤炭储备设施和铁路运输项目。

　　建设国家电力外送基地。巩固绿电外送第一方阵优势，统筹本地消纳和向外输送，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。新增一批高参数、大容量、低排放煤电机组，合理保障煤电装机弹性裕度。开展新一代煤电建设试点，改造和新建一批达到新一代煤电指标要求的煤电机组。加快存量煤电机组灵活性改造“应改尽改”。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。

　　建设非常规天然气基地。以沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘非常规天然气产业化基地建设为重点，加快煤层气增储上产，全面推动产供储销一体化建设。创新非常规天然气点状用地等弹性用地政策，按照生产周期合理供应土地。坚持“稳、控、上、增”，分区分策推动煤层气快速上产。建立完善管网统一调度机制，加快管网互联互通。加强储气调峰能力建设，建立涵盖地下储气库、大型LNG设施及气田、管网等多层次储气调峰体系。统筹布局非常规天然气全产业链，合理开发利用煤层气，推进煤矿瓦斯全浓度综合利用，提升全省用气规模。到2030年，非常规天然气产量力争达到300亿立方米，全产业链产值突破千亿元。

　　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。有序推进生物质能多元化发展，建设临汾、长治、运城等生物质能源综合利用项目试点。积极推进浅层地热能规模化利用，开展中深层地热能利用试点示范，推动城市供热热源地热清洁替代，在大同、忻州、太原、临汾、运城布局建设一批地热能开发利用项目。

　　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。在晋冀鲁豫大宗商品骨干流通走廊沿线合理规划加氢站分布，打造清洁能源运输专线。拓展氢能在燃料电池汽车、工业替代和能源领域应用，积极发展氢能重卡。推广甲醇重卡和甲醇燃料应用，布局绿色“氢氨醇”一体化项目。

　　建设煤炭绿色开发利用基地。统筹源头管控、节煤改造、替代管理，大力推进煤炭清洁高效利用，逐步减少煤炭消费。加快电力行业节煤改造，有序推动落后煤电机组关停淘汰，鼓励煤电项目开展绿氨、生物质掺烧试点，探索降碳燃烧和万吨级以上CCUS全流程示范，力争煤电机组平均发电煤耗降至290克标准煤/千瓦时以下。加快燃煤锅炉、工业窑炉清洁能源替代和节能环保综合改造，鼓励采用工业余热、热电联产等方式及地热、光热等清洁能源替代散煤。

　　建设煤基科技创新成果转化基地。搭建全过程成果转化服务平台，畅通科技成果转移转化链路。建立企业、高校院所与政府部门联动机制，体系化推进成果转化，力争每年转移转化能源科技成果100项以上。支持概念验证和中试，重点建设煤炭方向国家人工智能应用中试基地、晋北新型电力系统实证基地等，建设煤炭清洁高效利用中试集群。开展应用场景和实践路径试点，推动省属能源企业探索建立科研中试和工业示范联合基金，支撑重大科技成果转化。

　　推动风光水火储一体联动。充分利用各类电源互补互济特性，强化能源资源协同开发，构建多元绿色低碳供给结构。深化煤电联营、煤电与新能源联营，促进传统能源企业向新型综合能源服务供应商转型。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，促进多能互补、梯级利用。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。

　　加快建设数智化坚强电网。完善电网结构，打造分层承载、多级协同的一体化枢纽平台，实现主配微贯通协同。完善电网500千伏主网架，有序推进220千伏、110千伏等电网工程建设，开展老旧变电站、输变电设备和线路整体改造。提升配电网智能化水平，推进分布式新能源、微电网、新型储能、新能源汇集站、虚拟电厂、电动汽车等开发建设和友好接入。盘活增量配电改革政策，推动在绿电园区叠加增量配电改革试点。因地制宜建设智能微电网，稳步扩大虚拟电厂聚合规模，拓展充电车网、站网互动规模化应用。

　　优化用户侧负荷精细管理。用足做实可调节负荷资源，促进价格信号引导用户改变用能方式，夯实需求响应兜底作用，到2030年，力争具备5%以上的尖峰负荷响应能力，实现电网区域内需求侧资源共享互济。统筹区域冷、热、电、汽、气负荷需求，建设新型负荷管理系统，逐步建立园区间能源双向流动机制。鼓励供电企业提供电能监测、能效诊断、能效咨询等综合服务。推动需求侧资源参与市场交易，利用需求侧响应与虚拟电厂整合提供调峰、调频、备用等调节服务，实现资源聚合和调度优化。

　　做强绿电园区建设新优势。坚持差异布局、融合产业、分批实施，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，加强绿电使用刚性约束。建设一批国家级、省级零碳园区。

　　建设现代煤化工示范基地。加强煤化工产能调控，淘汰低效产能，推动现代煤化工产业高端化、多元化、低碳化发展。稳步推进煤炭分质分级利用、新型煤焦化工及下游材料开发，支持煤炭液（气）化、芳烃提取、碳基材料等技术研发和工业化利用，推动焦化副产物深加工、煤层气合成高端化工产品，深化论证中煤平朔煤基烯烃新材料及下游深加工一体化项目。推动煤化工与绿电、绿氢、生物质、CCUS等耦合发展。提升焦化全产业链效能，推动焦化副产品向碳基新材料、精细化工产品延伸。

　　促进电碳算产一体发展。以拓展“人工智能+”能源应用场景为重点，提升能源领域人工智能创新应用水平，推动智能算力与绿电协同发展。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，强化人工智能技术赋能节能和碳排放管理，促进人工智能与能源产业深度融合。

　　全面实施碳排放双控新机制。加强碳排放指标分配管理。稳步实施地方碳考核、行业碳管控、企业碳管理、项目碳评价、产品碳足迹等政策制度。按照国家重点行业领域碳排放管理要求，协同推进产能治理和碳排放双控。落实固定资产投资项目节能审查和碳排放评价制度，对新建和改扩建高能耗高排放工业项目实施碳排放等量或减量置换。探索开展近零碳排放示范项目，鼓励煤电企业开展CCUS全流程示范。建设山西省碳计量中心，加强碳计量基础能力建设，强化重点排放企业计量器具监管校准，保障碳排放数据真实可溯。做强绿色认证认可，推广碳标识、节能低碳产品认证，严打虚假认证行为，规范涉碳认证市场秩序。推进国家碳达峰试点城市、试点园区、长治第二轮国家生态产品价值实现机制试点和国家级零碳园区建设。

　　推动重点领域节能降碳。持续提高非化石能源占能源消费总量比重，推动实现煤炭和石油消费达峰，力争“十五五”末年度新增清洁能源电量覆盖全社会新增用电量。有力有效管控高耗能高排放项目，加快落后产能淘汰和绿色低碳技术装备创新应用。围绕煤电、钢铁、化工、水泥、有色冶金等重点行业，开展节能减碳技术攻关示范。夯实创新平台基础，攻关关键核心技术，加大绿色技术推广应用力度。加强既有建筑和市政设施节能降碳改造，推动超低能耗和装配式建筑规模化发展。促进热力系统绿色低碳改造，推动供热计量改造和按热量收费。在交通领域推动营运货车等电能、氢能替代，在重点物流区域、通道建设零排放货运廊道，因地制宜推进“公转铁”。实施能效标识和能效“领跑者”制度，加快节能降碳标准更新升级。

　　主动融入全国碳市场建设。健全数据管理与履约机制，全面贯彻《碳排放权交易管理暂行条例》，有序扩大覆盖行业范围和温室气体种类，稳妥推行免费和有偿相结合的配额分配方式。逐步扩展碳市场参与主体，丰富交易产品。加强碳排放权交易、温室气体自愿减排项目监督管理，保障碳排放数据质量。规范开展与碳市场有关的金融活动，支持碳金融产品和衍生工具发展。强化碳市场基础设施建设，有效减少和控制重点行业碳排放。探索制定碳普惠、公益性碳交易等激励政策。落实全国碳市场与绿电、绿证等市场化机制的政策协同、制度衔接。支持温室气体自愿减排项目开发交易及减排量应用。

　　提升应对气候变化能力。坚持减缓与适应并重，有效控制温室气体排放，积极应对气候变化不利影响和风险。健全温室气体统计核算能力，夯实温室气体监测基础。提升碳足迹管理能力，加快气候投融资发展。提升应对气候变化特别是极端天气能力，强化气候变化风险评估预警及响应能力，提高人工影响天气能力。加强非二氧化碳温室气体管控，实施煤炭行业甲烷限排强制标准。高质量办好太原能源低碳发展论坛，积极参与全球气候治理，深化气候变化合作。

　　科学谋划煤炭开发布局和产能稳定接续，扩大先进产能比例，建强国家煤炭供应保障基地。优先布局建设大型现代化煤矿，合理高效盘活煤矿边角资源。加强煤炭安全绿色智能化开采和清洁高效集约化利用，稳步提升原料用煤比例，延伸煤炭行业链条。完善多层次煤炭储备体系，在煤炭产销地谋划建设煤炭产能储备基地和实物储备基地。“十五五”期间，在产煤矿产能稳定在13亿吨/年左右。注重发挥煤电在能源安全中的保障作用，加快推进国家规划内煤电建设，合理储备一批先进煤电项目，推动煤电由主体性电源向基础保障性和系统调节性电源转变。开展新一代煤电升级专项行动。

　　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，优化提升外送新能源电量规模和配比。持续推动绿电出口。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。

　　打造保障国家绿能供给、支撑地区高质量发展的电力输送骨干通道，增强“蒙电外送”和区内自用能源保障能力。推进特高压输电通道建设，提升跨省区输电通道输送能力和新能源外送规模，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，提升电网对清洁能源的接纳、配置和调控能力。加快推进智能电网和微电网建设应用。优化油气管网布局，支持国家干支线建设，加快旗县（市、区）、工业园区供气支线建设，到“十五五”末，天然气管网里程突破8000公里。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。

　　构建全域协同发展格局。积极构建 “一核引领、两带支撑、多极联动”的发展格局。长春氢能创新核心区聚焦研发设计、装备制造、检验检测,推动绿氢技术研发和成果转化;西部风光制氢产业带 (白城、松原、四平地区)依托风光资源布局大型绿氢制取项目,建设规模化绿氢生产基地;中部工业规模应用带 (长春、吉林、辽源地区)利用丰富的应用场景开展多领域绿氢替代应用。西部建设绿色液体燃料供应区,中部建设清洁供能区,东部建设氢赋能碳中和综合应用区。到2030年,绿氢产能力争达到80万吨/年,展望100万吨/年。

　　完善氢能 “制储输用”产业链条。实施风光耦合制氢,加快核心技术和关键设备迭代升级,降低可再生能源制氢成本。验证多元路径储氢,以高压气态储氢为主,推进液态储氢及固态储氢的工业化、规模化应用。便捷灵活高效输氢,利用现有公路、铁路条件,做好绿氢及下游衍生品的运输能力建设,同步开展纯氢、掺氢管道及绿色合成氨、绿色甲醇等绿色液体燃料输送管道研究,谋划外送管道建设。多场景规模化用氢,在冶金、炼化等传统高耗能高排放产业实施绿氢应用替代,探索燃机掺氢、燃煤机组掺氨、氢电耦合锅炉、氢能调峰电站和氢能供暖,推广应用氢燃料电池汽车,支持全省老旧铁路和旅游专线氢能化改造和建设,稳步推动氢能列车试点运行。建设国内领先的氢能装备创新研发制造中心,逐步实现电解槽、高压氢气瓶、液氢储氢供给系统等关键设备装备本地化生产。

　　壮大绿氢产业集群。聚焦多元融合发展,推动上下游产业配套建设,靶向引进绿电制氢、储运装备、燃料电池及核心零部件等领域头部企业,培育 “专精特新”中小企业,实现绿氢产业拓链、延链、强链,聚力打造特色鲜明、链条完整的产业集群。加快推进氢基绿能项目落位,建设绿色液体燃料供应基地,推动绿氢与传统产业融合发展,助力高耗能产业绿色低碳转型。合理布局建设制加氢一体站、撬装式加氢站、油氢 (电氢)合建站等加氢设施,构建覆盖全省主要城市和重点区域的加氢网络。鼓励社会资本参与加氢设施建设,提升加氢网络运营效率与服务水平。加强国际技术交流与产业合作,拓展国际市场。

　　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.有序推进农林生物质热电联产项目按需建设。到2030年,风光开发建设规模达到7000万千瓦。

　　完善油气管网设施.建强 “两横三纵一中心”油气供应格局,提高县级以上城市长输管道覆盖率,推进天然气管道建设,扫除 “用气盲区、供气断点”,增强油气管网互联互通和资源调配能力.加快补齐储气能力短板,推动长岭—松南、长春、孤东等地下储气库开展前期工作,建立以地下储气库为主、液化天然气储罐为辅、管网互联互通为支撑的多层次储备体系,推动储气设施智慧化运营.到2030年,全省油气长输管道总里程达到6431公里.

　　全面实施碳排放双控新机制.实施碳排放总量和强度双控制度.科学测算各领域碳排放峰值,加强产业发展政策引导,精准评估重大项目碳排放增量空间.稳步实施地方碳达峰碳中和综合评价考核制度,合理分解碳排放双控目标任务,压实各地党委和政府责任.推进长春市、松原市国家级碳达峰试点城市建设.建立行业碳排放管控机制,协同推进产能治理和碳排放控制.健全重点用能单位和碳排放单位管理制度.实施固定资产投资项目节能审查和碳排放评价.有力有效管控 “两高”项目,对新 (改、扩)建 “两高”工业项目实施碳排放等量或减量置换.建立健全产品碳足迹认证、分级管理和信息披露制度.完善碳排放统计核算体系.加强碳市场建设,逐步扩大碳排放权交易市场覆盖范围.确保2030年前实现碳达峰.

　　加快能源绿色低碳转型.严格控制新增非电用煤,持续推进工业窑炉清洁能源替代和散煤治理,实施煤炭消费安全可靠有序替代.推动实现煤炭和石油消费达峰.开展零碳园区建设,推动绿电直连、新能源就近接入增量配电网等绿电直供模式落地.推广 “以绿制绿”模式,实施可再生能源制氢氨醇等规模化非电利用,培育绿色氢氨醇产业链,增强绿电就地消纳能力.到2030年,全省煤炭消费量控制在9500万吨以内,煤炭消费占比控制在58％左右.

　　推动重点领域节能降碳.合理控制钢铁、建材、石化、化工等传统高耗能行业产能规模,严格落实产能置换政策,加快化解过剩产能,腾挪碳排放空间.加强既有建筑和市政设施节能降碳改造,推动超低能耗建筑和装配式建筑规模化发展,大力推广高品质绿色建筑,提升星级绿色建筑占比.加快城市公交车电动化替代、动力电池更新、老旧营运货车淘汰更新.大力提升信息通信领域用能效率.到2030年,新增汽车中新能源汽车占比提升至50％以上,城市公交新能源车辆占公交车总数的85％以上.“十五五”期间,单位GDP能耗累计下降率完成经国家审核衔接后确定的目标.

　　有效提升应对气候变化能力.坚持减缓与适应并重,全面控制温室气体排放,有效控制非二氧化碳温室气体排放.主动适应气候变化,不断完善适应气候变化工作体系.构建 “空天地一体化”气候监测网络,建立多部门联动的风险评估机制.完善防洪工程体系、雨水情监测预报体系和水旱灾害防御工作体系.开展适应气候变化 “十大行动”,推进长春市、延边州等国家深化气候适应型城市试点建设,提升基础设施与重大工程气候韧性,有效应对气候变化不利影响和风险.