又5地方披露碳达峰重点任务！电力能源重点有哪些？
（一）能源绿色低碳转型行动。
坚持通盘谋划、安全降碳，在保障能源安全的前提下，大力推进低碳能源替代高碳能源，积极构建清洁低碳安全高效的能源体系。
1.推进煤炭消费替代和转型升级。继续发挥煤炭、煤电兜底保供作用，推动煤炭和新能源优化组合、接续转换，逐步降低煤炭在一次能源消费中的比重。优化煤炭产能布局，有序核准核增一批规划内的先进产能项目，淘汰落后煤炭产能，推动煤炭产业绿色转型，推进煤炭产供储销体系建设，保障煤炭供应安全。全面开展煤电机组改造升级，推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，继续有序淘汰落后煤电，整顿和规范企业自备电厂运行，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。持续推进陇东、河西电力外送通道建设，新建通道可再生能源电量比例原则上不低于50%。严控钢铁、建材、化工等主要耗煤行业耗煤量，严格执行行业能耗标准，新建项目实行产能等量或减量置换。大力推进煤炭清洁高效利用，持续压减散煤消费，严禁劣质煤使用，科学有序推进散煤替代。
2.大力发展新能源。坚持集中式和分布式并重、电力外送与就地消纳结合，采用多能互补开发模式，加快在沙漠、戈壁、荒漠等地区规划建设大型风电光伏基地，全面推进风电、太阳能发电大规模开发和高质量发展。持续推进酒泉千万千瓦级风电基地向特大型风光电基地迈进，打造金（昌）张（掖）武（威）千万千瓦级风光电基地。全面建成通渭、环县和武威松山滩风电基地，在兰州、白银、天水、平凉等地稳步推进分散式风电。持续扩大光伏发电规模，打造大型集中光伏发电基地，推动“光伏+”多元化发展。探索光热发电新模式，加大光热发电技术攻关，谋划实施“光热+风光电”一体化项目。科学推进生物质能利用，在生物质资源富集地区，积极推进生物天然气产业发展和生物质发电项目建设。深入推动地热能开发利用，加快推进兰州、天水、定西、张掖、陇南等地区中深层地热能和浅层地热能资源勘查开发利用。到2030年，力争全省新能源装机容量突破1.3亿千瓦。
3.稳步推进水能开发。充分发挥梯级水库调蓄能力，推进黄河上游既有水电站扩机改造工程，配合做好南水北调西线和黑山峡河段水电前期论证工作，谋划布局混合式抽水蓄能电站。加快列入国家抽水蓄能中长期规划的昌马、黄羊、黄龙、张掖、平川、东乡、宕昌等抽水蓄能电站建设，进一步提升全省电网系统调峰能力。统筹水电开发和生态保护，落实好国家水能资源开发生态保护补偿机制。到2030年，全省水电装机达到1000万千瓦左右，抽水蓄能电站装机容量达到500万千瓦左右。
4.合理调控油气消费。保持石油消费处于合理区间，逐步调整汽油消费规模，大力推进先进生物液体燃料、可持续航空燃料等替代传统燃油，提升终端燃油产品能效，科学推广电能、天然气等对燃油的清洁化替代。加大油气绿色开发和清洁高效利用，加快推进陇东油区非常规油气资源规模化开发，推进兰州石化、庆阳石化、玉门油田减油增化转型发展，保持原油、天然气产能稳定增长。有序引导天然气消费，优化利用结构，优先保障民生用气，合理引导工业用气和化工原料用气。加强天然油气储备能力建设，因地制宜建设天然气调峰电站，支持车船使用液化天然气作为燃料。推进天然气在工业、交通、发电等领域高效利用，大力推动天然气与多种能源融合发展。
5.加快建设新型电力系统。推动能源技术与现代信息、新材料和先进制造技术深度融合，探索能源生产和消费新模式。积极构建以新能源为主体的新型电力系统，推动清洁电力资源大范围优化配置和高比例消纳。加快构建集发电、输配电、用电负荷、储能于一体的智慧能源体系，建设坚强高效智能电网，大力提升电力系统综合调节能力，加快灵活调节电源建设，支持自备电厂、传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、虚拟电厂等参与系统调节，提升电网系统灵活调节能力和安全保障水平。提升可再生能源消纳能力，落实完成国家下达的可再生能源电力消纳责任权重。大力发展新型储能设施，加快推进电源侧储能项目建设，积极推动电网侧储能合理化布局，鼓励支持用户侧储能多元化发展，开展源网荷储一体化和多能互补项目建设，支持分布式新能源合理配置储能系统，构建风光储输配一体的绿色能源体系。加快新型储能示范推广应用，开展重力压缩空气储能应用示范。深化电力体制改革，加快构建统一电力市场体系。到2025年，全省新型储能装机规模达到600万千瓦左右。到2030年，甘肃电网基本具备5%以上的尖峰负荷响应能力。
加快优化建筑用能结构。积极推进可再生能源在建筑领域的应用，大力推广光伏发电与建筑一体化发展，有序推动整县（市、区）屋顶分布式光伏试点。持续推进冬季清洁高效取暖及热电联产集中供暖，加快工业余热供暖规模化应用，因地制宜推行热泵、生物质能、地热能、太阳能等清洁低碳供暖。全面拓展城镇电力使用领域，完善电气化基础设施，推广终端用能清洁电能替代，大力推进城镇以电代煤、以电代油，鼓励利用可再生能源逐步实现建筑供冷、供热、炊事等。提高建筑终端电气化水平，推动集光伏发电、储能、直流配电、柔性用电于一体的“光储直柔”建筑试点。加快推动电气化与信息化融合发展，全面提升终端电能消费智能化水平，发展智慧能源城市。到2025年，全省城镇建筑可再生能源替代率达到8%，新建公共机构建筑、新建厂房屋顶光伏覆盖率力争达到50%。
聚焦化石能源绿色智能开发和清洁低碳利用、可再生能源大规模利用、新型电力系统、节能、氢能、储能、动力电池、二氧化碳捕集利用与封存等重点，深化应用基础研究。
开展大容量风电机组、高效光伏和光热发电、新一代智能电网、规模化储能、先进输配电、新能源装备回收处理、中深层地岩热供暖技术、低成本二氧化碳捕集利用与封存等技术创新。
广泛引进、推广适用于我省实际的先进绿色低碳技术，积极推动可再生能源替代、储能、能源互联网等技术迭代应用，推进零碳低碳工业工艺流程再造技术应用，建设一批绿色直供电示范工厂和示范园区，开展熔盐储能供热和发电、氢能规模化应用示范项目等高比例新能源示范。建设全流程、集成化、规模化二氧化碳捕集利用与封存示范项目。
2、《辽宁省碳达峰实施方案》
（一）推进能源绿色低碳转型
煤、油、气等化石能源是现阶段辽宁具有依赖性的基础能源，能源低碳转型是实现碳达峰、碳中和目标的主战场，要抓好煤炭清洁高效利用，增加新能源消纳能力，推动化石能源和新能源优化组合，在确保能源安全基础上，加快构建清洁低碳安全高效的能源体系。
1.推进煤炭消费替代和转型升级。加快煤炭减量步伐，“十四五”时期严格合理控制煤炭消费增长，“十五五”时期逐步减少。在确保电力供应安全及满足城市供热需求前提下，科学规划建设先进煤电机组，加快淘汰煤电落后产能，稳妥有序推进供电煤耗在300克标准煤/千瓦时以上的煤电机组改造工作。推进存量煤电机组节煤降耗改造、供热改造、灵活性改造“三改联动”，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。推动钢铁、建材等重点用煤行业减煤限煤，因地制宜推进冬季清洁取暖，充分释放发电机组、工业余热等供热能力，发展长输供热项目，淘汰管网覆盖范围内的燃煤锅炉和散煤。合理划定禁止煤炭散烧区域，积极有序推进散煤替代。在工业生产、交通运输等领域实施清洁能源替代，大力推进电能替代散煤，稳妥推进以气代煤，支持大型热泵、电采暖、电锅炉、双蓄电等以电代煤项目。
2.又好又快发展新能源。全力推进风电、光伏等清洁能源大规模开发和高质量发展。统筹电力、国土、气象、地质、生态等数据资源，深化光伏、风电资源调查，强化新能源用地、用海等要素保障。科学有序发展海上风电。探索在大连、抚顺、阜新等地开展渔光互补、光伏+矿区废弃地及采沉区治理、光伏治沙等“光伏+”产业发展。实施生物质能推广应用工程，在有条件的县（市）优先发展生物质发电、生物质能清洁供暖，推进农林废弃物清洁能源利用。促进抽水蓄能电站有序发展，推进清原、庄河、兴城、桓仁大雅河等抽水蓄能电站建设。落实可再生能源电力消纳保障机制，完成国家下达的可再生能源电力消纳责任权重。到2025年，风电、太阳能发电总装机容量达到3700万千瓦以上。
3.安全有序发展核电。做好核电厂址规划和保护工作。积极推进徐大堡核电二期顺利建设，努力争取徐大堡核电一期等项目尽快核准并开工建设，谋划研究徐大堡核电三期等项目。开展核能综合利用示范，积极探索推进制氢、海水淡化等项目。加大核电安全投入，持续提升核安全监管能力。对在运核电站、工程建造现场和核级设备制造厂等一线实行最严格的安全标准和最严格的监管。
4.合理调控油气消费。有序引导天然气消费，积极扩大上游气源供应，优先保障民生用气。推动天然气与可再生能源融合发展，在天然气输送管网沿线有序布局天然气调峰机组。省内原油年产量稳定在1000万吨左右，保持石油消费处于合理区间，提升终端燃油产品能效。
5.加快构建新型电力系统。推动清洁电力资源大范围优化配置，优化电力输送通道，推进“巴林—奈曼—阜新”等跨省区输变电项目建设，提升东北区域内部电力互济能力，新增跨省跨区通道可再生能源电量比例原则上不低于50%。引导自备电厂、传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、虚拟电厂等参与系统调节。到2030年，省级电网基本具备5%以上的尖峰负荷响应能力。积极发展“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补。推进发电侧、电网侧和用户侧新型储能设施建设，参与电力市场交易。到2025年，新型储能装机容量达到100万千瓦以上，非化石能源装机占比超过50%。到2030年，抽水蓄能电站装机容量达到800万千瓦左右，非化石能源发电量占比超过50%。
3、《河北省碳达峰实施方案》
（一）能源绿色低碳转型行动。
1.大力削减煤炭消费。严控新增煤电项目，有序淘汰煤电落后产能，等容量置换建设大容量、高参数机组，推进煤电节能升级、灵活性和供热改造，推动煤电逐步向基础保障性和系统调节性电源转变。谋划建设新的输电通道，大幅提升可再生能源调入比例，新建通道可再生能源电量比例原则上不低于50%。推动重点行业通过工艺优化、技术改造等方式减少煤炭消费。实施工业、采暖等领域电能和天然气替代，置换锅炉和工业窑炉燃煤。有序推进散煤替代，逐步减少直至禁止煤炭散烧，合理划定高污染燃料禁燃区。严格落实煤炭减（等）量替代政策，严控新增产能的新改扩建耗煤项目。
2.加快发展可再生能源。坚持集中式与分布式开发并举，全面推进风电、太阳能发电大规模开发利用和高质量发展。打造张家口、承德、唐山、沧州及太行山沿线等百万千瓦级光伏发电基地，探索农光、林光、牧光互补和矿山修复等特色光伏开发模式，大力发展农村分布式光伏发电，加快发展城市屋顶分布式光伏发电。推进张家口、承德千万千瓦级风电基地建设。鼓励建设太阳能光热发电示范项目。在粮食主产区和林业发达地区有序推动生物质热电联产项目建设。因地制宜发展地热能。完善可再生能源消纳保障机制，创新支持政策，推进可再生能源在大数据、制氢等产业和清洁供暖、公共交通领域应用，提高可再生能源就地消纳能力，完成国家下达的可再生能源电力消纳责任权重任务。到2030年，风电、光伏发电装机容量达到1.35亿千瓦以上。
3.积极发展氢能。统筹推进氢能“制储输用”全链条发展，占据氢能发展新高地。加快推进坝上地区氢能基地列入国家氢能产业发展规划，推进河北氢燃料电池汽车推广应用示范城市群建设。加快发展电解水制氢、工业副产气纯化制氢，扩大氢气供给能力。加快氢燃料电池汽车推广应用，鼓励加氢站与加油站、加气站和充电站多站合一布局，逐步扩展氢能在大型应急电源、通信基站、分布式发电、户用热电联供等领域的应用，支持长距离、大规模储运技术研究，开展氢能多领域应用示范。建立健全氢能安全监管制度与标准规范。到2030年，氢能产业产值达到1200亿元以上，利用量达到10%。
4.合理调控油气消费。持续控制交通领域成品油消费，加快推动交通领域燃料替代，实施以电代油、以氢代油，提升终端燃油产品效能。推进页岩气等非常规天然气资源有序开发，强化高炉制气、生物天然气等工业制气，推动天然气管网互联互通，加强天然气储备基础设施建设。有序引导天然气消费，优先保障民生用气，合理引导工业用气和化工原料用气，在LNG接收站、电力负荷中心等区域合理布局、适度发展天然气调峰电站，支持发展天然气分布式能源系统，提高系统调峰能力和能源利用效率。到2030年，油气消费占比控制在20%左右。
5.加快建设新型电力系统。构建适应高比例新能源接入的坚强智能电网，推动清洁电力资源全省范围优化配置。构建河北南网“四横两纵”、冀北东部“三横四纵”环网结构，加快可再生能源基地电力送出通道建设，推进城乡电网建设改造，构建结构合理、安全可靠、运行高效的网架结构。加快灵活调节电源建设，引导自备电厂传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、虚拟电厂等参与系统调节，提升电网数字化和智能调度水平，加快完善智能化电力调度管理系统，探索多种能源联合调度机制。积极发展“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补，支持分布式新能源合理配置储能系统。谋划实施一批抽水蓄能重大工程，加快化学储能、压缩空气储能等规模化应用。深入推进电力市场化和电网体制改革。到2025年，新型储能装机容量达到400万千瓦以上。到2030年，抽水蓄能电站装机容量达到867万千瓦，省级电网基本具备5%以上的尖峰负荷响应能力。
加快优化建筑用能结构。鼓励可再生能源与绿色建筑融合创新发展，推广光伏发电与建筑一体化，开展整县屋顶分布式光伏开发试点。推进热电联产集中供暖，加快工业余热供暖规模化应用，因地制宜推行热泵、生物质能、地热能、太阳能等清洁低碳供暖。加快建筑领域电气化进程，建设集光伏发电、储能、直流配电、柔性用电于一体的“光储直柔”建筑。到2025年，城镇建筑可再生能源替代率达到8%以上，新建公共机构建筑、新建厂房屋顶光伏覆盖率力争达到50%。
推进农村建设和用能低碳转型。深入开展农村住房建设试点，推广农村住房建筑导则，推进既有农村住房节能改造，引导建设绿色环保宜居型农村住房。持续推进农村地区清洁取暖，因地制宜选择适宜取暖方式，建立健全农村冬季清洁取暖常态化管理机制。发展节能低碳农业大棚。推广节能环保灶具、电动农用车辆、节能环保农机和渔船。优化农村用能结构，提升农村清洁能源占比，加快推广生物质能资源化利用，鼓励采用太阳能、空气源热能、浅层地热能等清洁能源满足农业农村用能需求。加快农村电网、天然气管网、热力管网等建设改造。
4、《陕西省碳达峰实施方案》
（一）加快建立清洁低碳安全高效能源体系。
1.推进化石能源清洁高效利用和转型升级。推进煤炭安全高效、绿色智能开采，加大原煤入洗比例。严格合理控制煤炭消费增长。严格控制新增煤电项目，新建机组煤耗标准达到国内先进水平，统筹推进煤电上大压小、节能升级、灵活性改造、供热改造、依法依规淘汰落后产能等工作，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。严控陕电送豫、陕电送皖电力通道配套煤电规模，可再生能源电量比例原则上不低于50%。推进煤炭分级分质梯级利用、煤油气盐资源综合利用、煤油共炼等新技术、新工艺，加强各系统耦合集成，逐步实现“分质分级、能化结合、集成联产”的煤炭原料功能新型利用方式，提高煤炭资源综合利用效率。保持石油消费处于合理区间，逐步调整汽油消费规模，提升终端燃油产品能效。加快推进页岩气、煤层气、致密油（气）等非常规油气资源规模化开发。优化天然气利用结构，优先保障民生用气，因地制宜建设天然气调峰电站。
2.大力发展非化石能源。坚持集中式与分布式并举，全面推动风电和光伏发电大规模开发利用，持续推进陕北地区风光发电基地化建设，大力推动关中负荷中心地区风光资源规模化开发建设，稳步扩大陕南地区风光发电规模，重点推进神木府谷外送、陕武直流、渭南3个大型风光发电基地项目和26个屋顶分布式光伏试点县项目建设。推动现有水电项目建设，争取旬阳、黄金峡等水电站尽快建成投产，积极推进黄河北干流古贤、禹门口水利枢纽工程项目建设。统筹推进生活垃圾发电、农林生物质发电项目建设，稳妥推进生物质原料制天然气、成型燃料、生物液体燃料等，积极发展生物质能清洁供暖。积极推进地热资源高效、循环、综合利用，探索中深层地热能供暖规模化发展路径。推进氢能“制运储用”全链条发展，塑造我省氢能产业核心竞争力。到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到8000万千瓦以上。
3.推进多元储能系统建设与应用。加快多元化储能技术及装备的研发、示范和产业化应用。积极推进抽水蓄能电站项目的规划和建设，到2025年，开工建设的抽水蓄能装机达到300万千瓦左右。加快陕北风光储氢多能融合示范基地建设。加快压缩空气储能示范推广应用。鼓励企业、园区推进“多能互补”和“源网荷储”一体化示范项目建设，示范引领省内相关产业发展。积极推动电化学储能发展。加强储能电站安全管理。
4.加快建设新型电力系统。优化完善电力基础设施，围绕负荷中心、新能源开发重点地区、新增电力外送通道起点，构建清晰合理的主网架结构。完善750千伏电网，形成“三纵-双环网-两延伸”主网架结构，增强陕北向关中、陕南送电能力。鼓励建设以消纳新能源为主的局域网、微电网、增量配电网，构建“源网荷储”协同消纳体系。建设智能化电力调度运行体系，加快电力调峰、调频和调压等能力建设，提高电力系统安全稳定运行水平和效率。深化电力体制改革，研究制定推动“源网荷储”一体化发展的政策措施，探索储能系统与机组联合或作为独立主体参与电力辅助服务交易。
5、《上海市碳达峰实施方案》
（一）能源绿色低碳转型行动
加快构建与超大城市相适应的清洁低碳安全高效的现代能源体系和新型电力系统，确保能源供应安全底线、支撑经济社会高质量发展。
1.大力发展非化石能源。坚持市内、市外并举，落实完成国家下达的可再生能源电力消纳责任权重，推动可再生能源项目有序开发建设。到2025年，可再生能源占全社会用电量比重力争达到36%。大力推进光伏大规模开发和高质量发展，坚持集中式与分布式并重，充分利用农业、园区、市政设施、公共机构、住宅等土地和场址资源，实施一批“光伏+”工程。到2025年，光伏装机容量力争达到400万千瓦；到2030年，力争达到700万千瓦。加快推进奉贤、南汇和金山三大海域风电开发，探索实施深远海风电示范试点，因地制宜推进陆上风电及分散式风电开发。到2025年，风电装机容量力争达到260万千瓦；到2030年，力争达到500万千瓦。结合宝山、浦东生活垃圾焚烧设施新建一批生物质发电项目，加大农作物秸秆、园林废弃物等生物质能利用力度，到2030年，生物质发电装机容量达到84万千瓦。加快探索潮流能、波浪能、温差能等海洋新能源开发利用。大力争取新增外来清洁能源供应，进一步加大市外非化石能源电力的引入力度。加强与非化石能源资源丰富的地区合作，建设大型非化石能源基地，合理布局新增和扩建市外清洁能源通道（可再生能源电量比例原则上不低于50%）,力争“十五五”期间基本建成并投入运行。（责任单位：市发展改革委、市经济信息化委、市规划资源局、市住房城乡建设管理委、市机管局、市交通委、市农业农村委、市生态环境局、市绿化市容局）
2.严格控制煤炭消费。继续实施重点企业煤炭消费总量控制制度，“十四五”期间本市煤炭消费总量下降5%左右，煤炭消费占一次能源消费比重下降到30%以下。“十四五”期间加快推进外高桥、吴泾、石洞口等地区落后燃煤机组等容量替代，并预留碳捕集设施接口和场地，同步推进其他现役燃煤机组节能升级和灵活性改造。加快自备电厂清洁化改造，按照不超过原规模2/3保留煤机，重点推进吴泾八期、宝钢自备电厂机组等实施高温亚临界改造。在保障电力供应安全的前提下，“十四五”期间合理控制发电用煤，“十五五”期间进一步削减发电用煤。“十四五”期间推动宝武集团上海基地钢铁生产工艺加快从长流程向短流程转变，加大天然气喷吹替代的应用力度。推动实施吴泾、高桥地区整体转型，进一步压减石化化工行业煤炭消费。（责任单位：市发展改革委、市经济信息化委、市生态环境局）
3.合理调控油气消费。保持石油消费处于合理区间，逐步调整汽油消费规模，大力推进低碳燃料替代传统燃油，提升终端燃油产品能效。加快推进机动车和内河船舶等交通工具的电气化、低碳化替代。合理控制航空、航运油品消费增长速度，大力推进可持续航空燃料、先进生物液体燃料等替代传统燃油。提升天然气供应保障能力，有序引导天然气消费。加快建设天然气产供储销体系，推进上海液化天然气站线扩建等项目，完善天然气主干管网布局，提升气源储备能力。加快布局燃气调峰电源，建设约160万千瓦燃机，推广用户侧分布式供能建设。到2025年，天然气年供应能力达到137亿立方米左右，储备能力达到20天；到2030年，天然气年供应能力达到165亿立方米左右，储备能力不低于20天。（责任单位：市发展改革委、市经济信息化委、市住房城乡建设管理委、市交通委）
4.加快建设新型电力系统。构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统，基本建成满足国际大都市需求，适应可再生能源大比例接入需要，结构坚强、智能互动、运行灵活的城市电网。大力提升电力系统综合调节能力，推进燃气调峰机组等灵活调节电源建设和高效燃煤机组灵活性改造，引导提升外来电的调节能力。打造国际领先的城市配电网，综合运用新一代信息技术，提高智能化水平，在中心城区、临港新片区等区域推广应用“钻石型”配电网。完善用电需求响应机制，开展虚拟电厂建设，引导工业用电大户和工商业可中断用户积极参与负荷需求侧响应，充分发挥全市大型公共建筑能耗监测平台作用，深入推进黄浦建筑楼宇电力需求侧管理试点示范，并逐步在其他区域和行业推广应用。到2025年，需求侧尖峰负荷响应能力不低于5%。积极推进源网荷储一体化和多能互补发展，推广以分布式“新能源+储能”为主体的微电网和电动汽车有序充电，积极探索应用新型储能技术，大力发展低成本、高安全和长寿命的储能技术。深化电力体制改革，构建公平开放、竞争有序、安全低碳导向的电力市场体系。加快扩大新型储能装机规模。（责任单位：市发展改革委、市经济信息化委、市科委）
加快优化建筑用能结构。持续推动可再生能源在建筑领域的应用，加快建立新建建筑可再生能源综合利用量核算标准和全周期管理体系，2022年起新建公共建筑、居住建筑和工业厂房至少使用一种可再生能源。到2025年，城镇建筑可再生能源替代率达到10%；到2030年，进一步提升到15%。推进适宜的新建建筑安装光伏，2022年起新建政府机关、学校、工业厂房等建筑屋顶安装光伏的面积比例不低于50%，其他类型公共建筑屋顶安装光伏的面积比例不低于30%。推动既有建筑安装光伏，到2025年，公共机构、工业厂房建筑屋顶光伏覆盖率达到50%以上；到2030年，实现应装尽装。推广太阳能光热、光伏与建筑装配一体化，推进浅层地热能、氢能、工业余热等多元化能源应用。提高建筑终端电气化水平，引导建筑供暖、生活热水等向电气化发展，推动新建公共建筑逐步全面电气化。推动建设集光伏发电、储能、直流配电、柔性用电为一体的“光储直柔”建筑。探索建筑设备智能群控和电力需求侧响应，合理调配用电负荷，推动电力少增容、不增容。
北极星电力网2023-05-12
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