山东省政府办公厅8月20日印发《山东省能源发展“十四五”规划》，提出：到2025年，山东能源消费总量控制在454亿吨标准煤以内，煤炭消费量控制在35亿吨左右。能源综合生产能力达到125亿吨标准煤。电力装机总量达到19亿千瓦左右，力争达到21亿千瓦左右。全社会用电量达到8600亿千瓦时左右。

能源结构调整：四增两减

根据规划，到2025年，山东煤电发电量、清洁能源发电量、省外电量占全社会用电量的比重由68:15:17优化到60:20:20。煤炭消费比重下降到60%以内，非化石能源消费比重提高到13%左右。可再生能源电量占比提高到19%左右。完成国家下达的单位地区生产总值能耗降低目标、生态目标。完成国家下达的单位地区生产总值二氧化碳排放降低目标。人均年生活用能达到500千克标准煤左右。

到2035年，清洁能源成为能源供应主体，化石能源基本实现清洁高效利用。能源生产消费模式得到根本性转变，碳排放达峰后稳中有降，全面建成清洁低碳、安全高效的现代能源体系。

山东将加快能源结构调整步伐。实施“四增两减”工程，聚焦可再生能源、核能、天然气、省外来电做加法,打造全国重要的核电基地、海上风电基地、沿海LNG接卸基地、跨区域电力消纳基地和鲁北风光储输一体化基地。

实施可再生能源倍增行动，以风电、光伏发电为重点,以生物质、地热能、海洋能等为补充,因地制宜推动可再生能源多元化、协同化发展。到2025年，可再生能源发电装机规模达到8000万千瓦以上，力争达到9000万千瓦左右。

将充分利用海上风电资源，打造千万千瓦级海上风电基地。推进海上风电与海洋牧场融合发展试点示范，适度有序推进陆上风电开发建设，重点打造鲁北盐碱滩涂地千万千瓦级风光储输一体化基地。到2025年，风电装机规模达到2500万千瓦。

重点打造鲁北盐碱滩涂地千万千瓦级风光储输一体化基地、鲁西南采煤沉陷区百万千瓦级 “光伏＋”基地。鼓励采用农光互补、渔光互补、盐光互补、生态治理等模式，因地制宜发展 “光伏＋”集中式电站。开展整县 (市、区)分布式光伏规模化开发试点，建成“百乡千村”低碳发展示范工程。到2025年，光伏发电装机规模达到5700万千瓦。

积极有序推进核电项目建设，加快核能综合利用示范推广。到2025年，在运在建核电装机规模达到1300万千瓦左右。围绕打造胶东半岛千万千瓦级核电基地，积极推进海阳、荣成、招远三大核电厂址开发，建成荣成高温气冷堆、国和一号示范工程，开工建设海阳核电二期等项目；加强后续核电厂址保护和研究论证，具备条件的适时启动规划建设。到2025年核电在运装机规模达到570万千瓦。

依托沿海核电项目,加快核能供热、海水淡化等综合利用。全面建成国家能源核能供热商用示范工程，实现海阳市450万平方米核能供热 “全覆盖”，打造全国首个“零碳”供暖城市；积极推进海阳核电向烟台市区、青岛即墨等地跨区域供热。开工设计能力30万吨/日的海阳核能海水淡化、10万吨/日的国和一号示范工程海水淡化项目，打造国家级海水淡化样板工程。

跟踪国内外陆上核能综合利用小堆、海上浮动堆技术研发和示范情况，开展先进成熟、经济可行的技术方案研究.结合煤炭消费减量替代和清洁供暖需要，在济南、淄博、潍坊、烟台、滨州等地稳妥开展核能小堆选址，适时启动示范工程建设。

加快沿海LNG接收站和天然气管网建设，补齐基础设施短板，提升天然气供应能力，到2025年，天然气综合保供能力达到400亿立方米以上。

实施天然气供应能力提升行动，加快沿海LNG接收站建设,打造全国重要的沿海千万吨级LNG接卸基地。优先推进重要港址项目建设，建成中国石化山东液化天然气 (LNG)接收站扩建、龙口南山 LNG 接收站一期、烟台西港区液化天然气 (LNG)、中国石化龙口液化天然气 (LNG)等工程,有序推进威海港、日照港、东营港等LNG 接收站项目，深化烟台西港、烟台栾家口港、潍坊中港等港区后续 LNG 接收站研究论证。到2025年，沿海LNG年接卸能力达到2500万吨/年左右。

持续提高省外来电规模，到2025年，接纳省外电量达到1500亿千瓦时以上,力争达到1700亿千瓦时左右；可再生能源电量占比达到30％左右。

实施煤炭煤电低质低效产能退出行动，到2025年，煤炭产量稳定在1亿吨左右，煤电装机容量控制在1亿千瓦左右。

壮大氢能、能源高端装备制造等新产业

经济导报记者注意到，在山东能源“十四五”规划中，提出将培育壮大新产业新业态新模式，培育储能、综合智慧能源等新业态新模式，壮大氢能、能源高端装备制造等新产业。

将围绕创建“国家氢能产业示范基地”，加快形成 “中国氢谷” “东方氢岛”两大高地，打造山东半岛 “氢动走廊”。实施 “氢进万家”科技示范工程，推动氢能创新链与产业链的融合发展。大力发展工业副产氢纯化技术，积极推进可再生能源制氢和低谷电力制氢试点示范，培育风光＋氢储能一体化应用模式。加快发展高压气态储氢和长管拖车运输，探索推进高效、智能氢气输送管网的建设和运营。合理配套、适度超前布局加氢站，重点推进城市公交、物流、环卫等专用加氢站建设，开展加油、加气、充电和加氢站合建模式试点。加大燃料电池关键材料、核心部件制造等技术突破与成果转化，推动燃料电池装备规模化生产。加快氢能多领域多场景应用，在通信基站、数据中心等场所推进氢能应急电源示范，在海岛、园区等特定区域开展以氢为核心的能源综合利用试点。到2025年,加氢站数量达到100座，实现产值规模1000亿元。

深化能源体制机制改革

在深化能源体制机制改革方面，将加快推动电力市场化改革。持续推动电力市场化交易,推动完善中长期、辅助服务、现货市场的建设工作。深化燃煤发电机组上网电价改革，加快电力市场建设。建立科学的输配电价体系，深化输配电价改革。推动配售电业务全面放开，推进增量配电业务改革试点。

加快油气市场化改革，按照 “一张网、一平台”思路,搭建省级天然气运营管理平台，推进省内天然气市场主体整合,积极以市场化方式融入国家管网，推动油气基础设施公平开放,实现油气资源统一高效集输。加快油气交易平台建设，培育发展油气交易市场；积极推动上合示范区油气全产业链开放，打造上合组织能源合作先导区。引导和鼓励社会资本参与油气基础设施建设，打破行政分割和市场壁垒。深化天然气直供制度，减少供气层级，降低用气成本。