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1、智能能源大平台建设内容强化底线思维，坚持立足国内、补齐短板、多元保障、强化储备.完善产供储销体 系，不断增强风险应对能力，保障产业链供应链稳定和经济平稳发展。1、强化战略安全保障增强油气供应能力。加大国内油气勘探开发，坚持常非并举、海陆并重，强 化重点盆地和海域油气基础地质调查和勘探，夯实资源接续基础。加快推进储量动用. 抓好已开发油田“控递减”和“提高采收率：推动老油气田稳产，加大新区产能建设力度， 保障持续稳产增产。积极扩大非常规资源勘探开发，加快页岩油、页岩气、煤层气开发力 度。石油产量稳中有升，力争2022年回升到2亿吨水平并较长时期稳产。天然气产量快 速增长，力争2025年达到230
2、0亿立方米以上。加强安全战略技术储备。做好煤制油气战略基地规划布局和管控，在统筹考虑环境 承载能力等前提下，稳妥推进已列入规划项目有序实施，建立产能和技术储备，研究 推进内蒙古鄂尔多斯、陕西榆林、山西晋北、新疆准东、新强哈密等煤制油气战略基地 建设。按照不与粮争地、不与人争粮的原则，提升燃料乙醇综合效益，大力发展纤维素 燃料乙醇、生物柴油、生物航空煤油等非粮生物燃料。2、提升运行安全水平加强煤炭安全托底保障。优化煤炭产能布局，建设山西、蒙西、蒙东、陕北、新疆 五大煤炭供应保障基地，完善煤炭跨区域运输通道和集疏运体系，增强煤炭跨区域供应 保障能力。持续优化煤炭生产结构，以发展先进产能为重点，布局
3、一批资源条件好、 竞争能力强、安全保障程度高的大型现代化煤矿，强化智能化和安全高效矿井建设， 禁止建设高危矿井，加快推动落后产能、无效产能和不具备安全生产条件的煤矿关闭 退出。建立健全以企业社会责任储备为主体、地方政府储备为补充、产品储备与产能储备 有机结合的煤炭储备体系。发挥煤电支撑性调节性作用。统筹电力保供和减污降碳，根据发展需要合理建设先 进煤电，保持系统安全稳定运行必需的合理裕度，加快推进煤电由主体性电源向提供可 靠容量、调峰调频等辅助服务的基础保障性和系统调节性电源转型，充分发挥现有煤电机 组应急调峰能力，有序推进支撑性、调节性电源建设。提升天然气储备和调节能力。统筹推进地下储气库、
4、液化天然气（LNG）接收站等 储气设施建设。构建供气企业、国家管网、城镇燃气企业和地方政府四方协同履约新 机制，推动各方落实储气责任。同步提高管存调节能力、地下储气库采气调节能力和LNG 方地区农村冬季清洁取暖，加大电、气、生物质锅炉等清洁供暖方式推广应用力度，在 分散供暖的农村地区，就地取材推广户用生物成型燃料炉具供暖。实施乡村减污降碳行动。积极推动农村生产生活方式绿色转型，推广农用节能技术 和产品，加快农业生产、农产品加工、生活取暖、炊事等领域用能的清洁替代。加强农 村生产生活垃圾、畜禽粪污的资源化利用，全面实施秸秆综合利用，改善农村人居环境 和生态空间。积极稳妥推进散煤治理，加强煤炭清洁
5、化利用。以县域为单位开展绿 色低碳发展示范区建设，探索建设“零碳村庄”等示范工程。加快能源领域关键核心技术和装备攻关，推动绿色低碳技术重大突破，加快能源全 产业链数字化智能化升级，统筹推进补短板和锻长板，加快构筑支撑能源转型变革的先发优 势。11、增强能源科技创新能力锻造能源创新优势长板。巩固非化石能源领域技术装备优势，持续提升风电、 太阳能发电、生物质能、地热能、海洋能等开发利用的技术水平和经济性，开展三代核 电技术优化研究，加强高比例可再生能源系统技术创新和应用。立足绿色低碳技术发展 基础和优势，加快推动新型电力系统、新一代先进核能等方面技术突破。提高化石能源 清洁高效利用技术水平，加强煤
6、炭智能绿色开采、灵活高效燃煤发电、现代煤化工和生 态环境保护技术研究，实施陆上常规油气高效勘探开发和炼化技术攻关。强化储能、氢能等前沿科技攻关。开展新型储能关键技术集中攻关，加快实现储能 核心技术自主化，推动储能成本持续下降和规模化应用，完善储能技术标准和管理体系， 提升安全运行水平。适度超前部署一批氢能项目，着力攻克可再生能源制氧和氢能储运、 应用及燃料电池等核心技术，力争氢能全产业链关键技术取得突破，推动氢能技术发 展和示范应用。加强前沿技术研究，加快推广应用减污降碳技术。实施科技创新示范工程。依托我国能源市场空间大、工程实践机会多等优势，加大 资金和政策扶持力度，重点在先进可再生能源发电
7、和综合利用、小堆及核能综合利用、 陆上常规和非常规及海洋油气高效勘探开发、燃气轮机、煤炭清洁高效开发利用等关键 核心技术领域建设一批创新示范工程。瞄准新型电力系统、安全高效储能、氢能、新一 代核能体系、二氧化碳捕集利用与封存、天然气水合物等前沿领域，实施一批具有前瞻 性、战略性的国家重大科技示范项目。专栏5科技创新示范工程先进可再生能源发电及综合利用技术。深远海域海上风电开发、高效光伏电池、光伏建筑一体化 10(BIPV)先进生物质燃料、地热能、大型变速抽水蓄能及海水蓄能、海洋能规模化开发利用等技术 研发及示范应用，新能源生态环境保护技术。先进核能技术。三代核电关键技术优化升级示范应用，模块式
8、小型堆、(超)高温气冷堆、低温供 热堆、快堆、熔盐堆、海上浮动式核动力平台等技术攻关及示范应用。支持新燃料、新材料等新技术研 发应用。支持受控核聚变的前期研发，积极开展国际合作。新型电力系统技术。新能源发电并网及主动 支撑、大容量远海风电友好送出、柔性直流、直流配电网、煤电机组灵活性改造、V2G、虚拟电厂、微 电网等技术研发及示范应用。安全高效储能。电化学储能、梯级电站储能、飞轮储能、压缩空气储能和 蓄热蓄冷等技术攻关及规模化示范应用，新型储能安全防范技术攻关及示范应用。氢能。高效可再生能 源氢气制备、储运、应用和燃料电池等关键技术攻关及多元化示范应用。氢能在可再生能源消纳、电网 调峰等场景示
9、范应用。氢能、电能、热能等异质能源互联互通示范。油气勘探开发技术。深层页岩气、 页岩油、海洋深水油气、煤层气勘探开发及示范应用，提升陆上油气采收率。燃气轮机。燃气轮机设计、 试验、制造、运维检修等关键技术攻关及示范应用。煤炭清洁高效开发利用技术。煤炭绿色智能开采、 先进燃煤发电、超临界二氧化碳发电、老旧煤电机组延寿升级改造、煤制油、煤制气、先进煤化工等技 术研发及示范应用，在晋陕蒙新等地区建设二氧化碳捕集利用与封存示范工程。12、加快能源产业数字化智能化升级推动能源基础设施数字化。加快信息技术和能源产业融合发展，推动能源产业数 字化升级，加强新一代信息技术、人工智能、云计算、区块链、物联网、大
10、数据等新 技术在能源领域的推广应用。积极开展电厂、电网、油气田、油气管网、油气储备 库、煤矿、终端用能等领域设备设施、工艺流程的智能化升级，提高能源系统灵活感知 和高效生产运行能力。适应数字化、自动化、网络化能源基础设施发展要求，建设智能 调度体系，实现源网荷储互动、多能协同互补及用能需求智能调控。建设智慧能源平台和数据中心。面向能源供需衔接、生产服务等业务，支持各类市 场主体发展企业级平台，因地制宜推进园区级、城市级、行业级平台建设，强化共性技 术的平台化服务及商业模式创新，促进各级各类平台融合发展。鼓励建设各级各类能源 数据中心，制定数据资源确权、开放、流通、交易相关制度，完善数据产权保护
11、制 度，加强能源数据资源开放共享，发挥能源大数据在行业管理和社会治理中的服务支撑作用。实施智慧能源示范工程。以多能互补的清洁能源基地、源网荷储一体化项目、综合 能源服务、智能微网、虚拟电厂等新模式新业态为依托，开展智能调度、能效管理、负 荷智能调控等智慧能源系统技术示范。推广电力设备状态检修、厂站智能运行、作业机 器人替代、大数据辅助决策等技术应用，加快“智能风机“智能光伏”等产业创新 升级和行业特色应用，推进“智慧风电智慧光伏”建设，推进电站数字化与无人化 11 管理，开展新一代调度自动化系统示范。实施煤矿系统优化工程，因地制宜开展煤矿智 能化示范工程建设，建设一批少人、无人示范煤矿。加强油
12、气智能完井工艺攻关，加快 智能地震解释、智能地质建模与油藏模拟等关键场景核心技术开发与应用示范。建 设能源大数据、数字化管理示范平台。专栏6智慧能源示范工程智慧能源新模式新业态。区域（省）级、市（县）级、园区（居民区）级 源网荷储一体化示范，多能互补建设风光储、风光水（储1风光火（储）一体化示范，智慧城市、智 慧园区、美丽乡村等智慧用能示范。 12智慧能源平台和数据中心。多能互补集成与智能优化、用能需求智能调控、智慧能源生产 服务、智慧能源系统数字挛生等平台和数据中心示范。智慧风电。风电智能化运维、故障预警、 精细化控制、场群控制等示范应用。智慧光伏。光伏电站数字化、无人化管理，设备间互联互感
13、、 协同优化，光伏电站智能化调度、运维等示范应用。智慧水电。水电智能化建造、多目标运行管 理、智能监测和巡查、流域水电综合智慧管理等示范应用。智慧电厂。数字化三维协同设计、智 能施工管控、数字化移交、先进控制策略、大数据、云计算、物联网、人工智能、5G通信等示 范应用。智能电网。新一代调度自动化系统、配电网改造和智能化升级等示范应用。智能油气管 网。油气管网全数字化移交、全智能化运营、全生命周期管理等示范应用。智慧油气田。勘探开 发一体化智能云网平台、地上地下一体化智能生产管控平台、油气田地面绿色工艺与智能建设 优化平台等技术装备及示范应用。智能化煤矿。煤矿智能化高效开采、智能化选煤、矿山物联
14、 网、危险岗位机器人替代等示范应用。13、完善能源科技和产业创新体系整合优化科技资源配置。以国家战略性需求为导向推进创新体系优化组合， 加强能源技术创新平台建设，加快构建能源领域国家实验室，重组国家重点实验 室，优化国家能源研发创新平台建设管理。推进科研院所、高等院校和企业科研 力量优化配置和资源共享，深化军民科技协同创新。充分发挥社会主义市场经济 条件下的新型举国体制优势，深入落实攻关任务“揭榜挂帅”等机制。提升能源 核心关键技术产品产业化能力，完善技术要素市场，加强创新链和产业链对接， 完善重大自主可控核心技术成果推广应用机制，推动首台（套）重大技术装备示 范和推广，促进能源新技术产业化规
15、模化应用。激发企业和人才创新活力。完善能源技术创新市场导向机制，强化企 业创新主体地位，发挥大企业引领支撑作用，构建以企业为主体、市场为导向、 产学研用深度融合的技术创新体系。健全知识产权保护运用体制，实施严格的知 识产权保护制度。健全能源领域科技人才评价体系，完善充分体现创新要素价值 的收益分配机制，全方位为科研人员松绑，优化能源创新创业生态，激发能源行业 创新活力。气化外输调节能力，提升天然气管网保供季调峰水平。全面实行天然气购销合同管理，坚持 合同化保供，加强供需市场调节，强化居民用气保障力度，优化天然气使用方向，新增 天然气量优先保障居民生活需要和北方地区冬季清洁取暖。到2025年，全
16、国集约布局的储气 能力达到550亿 600亿立方米，占天然气消费量的比重约13%。维护能源基础设施安全。加强重要能源设施安全防护和保护，完善联防联 控机制，重点确保核电站、水电站、枢纽变电站、重要换流站、重要输电通道、 大型能源化工项目等设施安全，加强油气管道保护。全面加强核电安全管理，实行最 严格的安全标准和最严格的监管，始终把“安全第一、质量第一”的方针贯穿于核电建设、运 行、退役的各个环节，将全链条安全责任落实到人，持续提升在运在建机组安全水平， 确保万无一失。继续通过中央预算内投资专项支持煤矿安全改造，提升煤矿安全保障能 力。3、加强应急安全管控强化重点区域电力安全保障。按照“重点保障
17、、局部坚韧、快速恢复”的原则，以直辖 市、省会城市、计划单列市为重点，提升电力应急供应和事故恢复能力。统筹本地电网结 构优化和互联输电通道建设，合理提高核心区域和重要用户的相关线路、变电站建设标 准，加强事故状态下的电网互济支撑。推进本地应急保障电源建设，鼓励具备条件的重 要用户发展分布式电源和微电网，完善用户应急自备电源配置，统筹安排城市黑启动电 源和公用应急移动电源建设。“十四五”期间，在重点城市布局一批坚强局部电网。提升能源网络安全管控水平。完善电力监控系统安全防控体系，加强电力、油气行 业关键信息基础设施安全保护能力建设。推进北斗全球卫星导航系统等在能源行业的应 用。加强网络安全关键技
18、术研究，推动建立能源行业、企业网络安全态势感知和监测预警 平台，提高风险分析研判和预警能力。加强风险隐患治理和应急管控。开展重要设施、重点环节隐患排查治理，强化设备 监测和巡视维护，提高对地震地质灾害、极端天气、火灾等安全风险的预测预警和防御 应对能力。推进电力应急体系建设，强化地方政府、企业的主体责任，建立电力安全应急 指挥平台、培训演练基地、抢险救援队伍和专家库。完善应急预案体系，编制紧急情况 下应急处置方案，开展实战型应急演练，提高快速响应能力。建立健全电化学储能、氢 能等建设标准，强化重点监管，提升产品本质安全水平和应急处置能力。合理提升能源 领域安全防御标准，健全电力设施保护、安全防
19、护和反恐怖防范等制度标准。专栏2成商全保障重点工程油气勘探开发。立足四川盆地、塔里木盆地、鄂尔多斯盆地、准喝尔盆地、松辽盆 地、渤海湾盆地、柴达木盆地等重点盆地，加强中西部地区和海域风险勘探，强化 东部老区精细勘探。推动准喝尔盆地玛湖、吉木萨尔页岩油，鄂尔多斯盆地页 LUe 4 八4、1.1 U -4-+ + 4 H up I a rm III 4 展 LiU 111.上 + I，攵 111 士 H U_i | 甘第四章加快推动能源绿色低碳转型坚持生态优先、绿色发展，壮大清洁能源产业，实施可再生能源替代行动，推动构 建新型电力系统，促进新能源占比逐渐提高，推动煤炭和新能源优化组合。坚持全国一
20、盘棋，科学有序推进实现碳达峰、碳中和目标，不断提升绿色发展能力。4、大力发展非化石能源加快发展风电、太阳能发电,全面推进风电和太阳能发电大规模开发和高质量发展， 优先就地就近开发利用，加快负荷中心及周边地区分散式风电和分布式光伏建设，推广 应用低风速风电技术。在风能和太阳能资源禀赋较好、建设条件优越、具备持续整装开 发条件、符合区域生态环境保护等要求的地区，有序推进风电和光伏发电集中式开发， 加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目建设，积极推进 黄河上游、新疆、冀北等多能互补清洁能源基地建设。积极推动工业园区、经济开发 区等屋顶光伏开发利用，推广光伏发电与建筑一体化应用。开
21、展风电、光伏发电制 氢示范。鼓励建设海上风电基地，推进海上风电向深水远岸区域布局。积极发展太阳能热发 电。因地制宜开发水电。坚持生态优先、统筹考虑、适度开发、确保底线，积极推进水 电基地建设，推动金沙江上游、雅碧江中游、黄河上游等河段水电项目开工建设。实施 雅鲁藏布江下游水电开发等重大工程。实施小水电清理整改，推进绿色改造和现代化提 升。推动西南地区水电与风电、太阳能发电协同互补。到2025年，常规水电装机容 量达到3.8亿千瓦左右。积极安全有序发展核电。在确保安全的前提下，积极有序推动沿海核电项目建设， 保持平稳建设节奏，合理布局新增沿海核电项目。开展核能综合利用示范，积极推动高 温气冷堆、
22、快堆、模块化小型堆、海上浮动堆等先进堆型示范工程，推动核能在清洁供 暖、工业供热、海水淡化等领域的综合利用。切实做好核电厂址资源保护。到2025年， 核电运行装机容量达到7000万千瓦左右。因地制宜发展其他可再生能源。推进生物质能多元化利用，稳步发展城镇生活垃圾 焚烧发电，有序发展农林生物质发电和沼气发电，因地制宜发展生物质能清洁供暖，在 粮食主产区和畜禽养殖集中区统筹规划建设生物天然气工程，促进先进生物液体燃料产 业化发展。积极推进地热能供热制冷，在具备高温地热资源条件的地区有序开展地热 能发电示范。因地制宜开发利用海洋能，推动海洋能发电在近海岛屿供电、深远海开 发、海上能源补给等领域应用。
23、35、推动构建新型电力系统推动电力系统向适应大规模高比例新能源方向演进。统筹高比例新能源发展和电力 安全稳定运行，加快电力系统数字化升级和新型电力系统建设迭代发展，全面推动新型 电力技术应用和运行模式创新，深化电力体制改革。以电网为基础平台，增强电力系统 资源优化配置能力，提升电网智能化水平，推动电网主动适应大规模集中式新能源和量 大面广的分布式能源发展。加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁 高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给 消纳体系。建设智能高效的调度运行体系，探索电力、热力、天然气等多种能源联合调 度机制，促进协调运行。以用户为中
24、心，加强供需双向互动，积极推动源网荷储一体化发展。创新电网结构形态和运行模式。加快配电网改造升级，推动智能配电网、主动配电 网建设，提高配电网接纳新能源和多元化负荷的承载力和灵活性，促进新能源优先就地 就近开发利用。积极发展以消纳新能源为主的智能微电网，实现与大电网兼容互 补。完善区域电网主网架结构，推动电网之间柔性可控互联，构建规模合理、分层分区、 安全可靠的电力系统，提升电网适应新能源的动态稳定水平。科学推进新能源电力跨省 跨区输送，稳步推广柔性直流输电，优化输电曲线和价格机制，加强送受端电网协同调 峰运行，提高全网消纳新能源能力。增强电源协调优化运行能力。提高风电和光伏发电功率预测水平，
25、完善并网标准体 系，建设系统友好型新能源场站。全面实施煤电机组灵活性改造，优先提升30万千瓦级煤 电机组深度调峰能力，推进企业燃煤自备电厂参与系统调峰。因地制宜建设天然气调峰 电站和发展储热型太阳能热发电，推动气电、太阳能热发电与风电、光伏发电融合发展、 联合运行。加快推进抽水蓄能电站建设，实施全国新一轮抽水蓄能中长期发展规划，推 动已纳入规划、条件成熟的大型抽水蓄能电站开工建设。优化电源侧多能互补调度运行 方式，充分挖掘电源调峰潜力。力争到2025年，煤电机组灵活性改造规模累计超过2亿千 瓦，抽水蓄能装机容量达到6200万千瓦以上、在建装机容量达到6000万千瓦左右。加快新型储能技术规模化应
26、用。大力推进电源侧储能发展，合理配置储能规模，改 善新能源场站出力特性，支持分布式新能源合理配置储能系统。优化布局电网侧储能， 发挥储能消纳新能源、削峰填谷、增强电网稳定性和应急供电等多重作用。积极支持用 户侧储能多元化发展，提高用户供电可靠性，鼓励电动汽车、不间断电源等用户侧 储能参与系统调峰调频。拓宽储能应用场景，推动电化学储能、梯级电站储能、压缩空 气储能、飞轮储能等技术多元化应用，探索储能聚合利用、共享利用等新模式新业态。大力提升电力负荷弹性。加强电力需求侧响应能力建设，整合分散需求响应资源， 引导用户优化储用电模式，高比例释放居民、一般工商业用电负荷的弹性。引导大工业 负荷参与辅助服
27、务市场，鼓励电解铝、铁合金、多晶硅等电价敏感型高载能负荷改善生 产工艺和流程，发挥可中断负荷、可控负荷等功能。开展工业可调节负荷、楼宇空调负 荷、大数据中心负荷、用户侧储能、新能源汽车与电网（V2G）能量互动等各类资源聚 合的虚拟电厂示范。力争到2025年，电力需求侧响应能力达到最大负荷的3驰5%,其中华 东、华中、南方等地区达到最大负荷的5%左右。专栏3能源绿色低碳转型工程水电。建成投产金沙江乌东德（已建成投产）、白鹤滩（部分机组已建成投产），雅碧江两河口（部分 机组已建成投产）等水电站。推进金沙江拉哇、大渡河双江口等水电站建设。力争开工金沙江岗托、旭 龙，雅碧江牙根二级、孟底沟（已核准开工
28、），大渡河丹巴，黄河羊曲（已核准开工）等水电站。深入 开展奔子栏、龙盘、古学等水电站前期论证。实施雅鲁藏布江下游水电开发等重大工程。核电。建成投产辽宁红沿河5、6号（5号已建成投产）；山东石岛湾高温气冷堆、“国和一号”示范 项目；江苏田湾6号（已建成投产）；福建福清5、6号（5号已建成投产），漳州一期1、2号；广东 太平岭一期1、2号；广西防城港3、4号等核电机组。风电和光伏发电。积极推进东部和中部等地区分散式风电和分布式光伏建设，优化推进新疆、青海、甘 肃、内蒙古、宁夏、陕北、晋北、冀北、辽宁、吉林、黑龙江等地区陆上风电和光伏发电基地化开发， 重点建设广东、福建、浙江、江苏、山东等海上风电基
29、地。生物质能和地热能。稳步发展城镇生活垃圾焚烧发电，有序发展农林生物质发电和沼气发电，建设千万 立方米级生物天然气工程。在京津冀、山西、陕西、河南、湖北等区域大力推进中深层地热能供暖制冷， 在西藏、川西、青海等高温地热资源丰富地区建设一批地热能发电示范项目。灵活调节电源。推进桐城、磐安、泰安二期、浑源等抽水蓄能电站建设，开工大雅河、尚志、滦平、徐 水、灵寿、美岱、乌海、泰顺（已核准开工）、天台（已核准开工）、建德、桐庐、宁国、岳西、石台、 霍山、连云港、洪屏二期、大幕山、平坦原（已核准开工）、紫云山、安化、栗子湾（已核准开工）、 哇让、牛首山（已核准开工）、贵阳（石厂坝）、南宁（已核准开工）、
30、黔南（黄丝）、羊林等抽水蓄 能电站。开展黄河上游梯级电站大型储能项目研究。在青海、新遇、甘肃、内蒙古等地区推动太阳能热 发电与风电、光伏发电配套发展。重点对30万千瓦及以下煤电机组进行灵活性改造，对于调峰困难地区研究推动60万千瓦亚临界煤电机组灵活性 改造。6、减少能源产业碳足迹推进化石能源开发生产环节碳减排。推动化石能源绿色低碳开采，强化煤炭绿色开 采和洗选加工，加大油气田甲烷采收利用力度，加快二氧化碳驱油技术推广应用。到20255年，煤矿瓦斯利用量达到60亿立方米，原煤入选率达到80%。推广能源开采先进技术装备， 加快对燃油、燃气、燃煤设备的电气化改造，提高海上油气平台供能中的电力占比。促
31、进能源加工储运环节提效降碳。推进炼化产业转型升级，严控新增炼油产能， 有序推动落后和低效产能退出，延伸产业链，增加高附加值产品比重，提升资源综 合利用水平，加快绿色炼厂、智能炼厂建设。推进煤炭分质分级梯级利用。有序淘汰煤 电落后产能，“十四五”期间淘汰（含到期退役机组）3000万千瓦。新建煤矿项目优先 采用铁路、水运等清洁化煤炭运输方式。加强能源加工储运设施节能及余能回收利 用，推广余热余压、LNG冷能等余能综合利用技术。推动能源产业和生态治理协同发展。加强矿区生态环境治理修复，开展煤砰石综合 利用。创新矿区循环经济发展模式，探索利用采煤沉陷区、露天矿排土场、废弃露天矿 坑、关停高污染矿区发展
32、风电、光伏发电、生态碳汇等产业。因地制宜发展“光伏+”综 合利用模式，推动光伏治沙、林光互补、农光互补、牧光互补、渔光互补，实现太阳能发电 与生态修复、农林牧渔业等协同发展。7、更大力度强化节能降碳完善能耗“双控”与碳排放控制制度。严格控制能耗强度，能耗强度目标在“十 四五”规划期内统筹考核，并留有适当弹性，新增可再生能源和原料用能不纳入能 源消费总量控制。加强产业布局和能耗“双控”政策衔接，推动地方落实用能预算管理 制度，严格实施节能评估和审查制度，坚决遏制高耗能高排放低水平项目盲目发展，优 先保障居民生活、现代服务业、高技术产业和先进制造业等用能需求。加快全国碳排放 权交易市场建设，推动能
33、耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。大力推动煤炭清洁高效利用。“十四五”时期严格合理控制煤炭消费增长。严格控制钢 铁、化工、水泥等主要用煤行业煤炭消费。大力推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、 供热改造“三改联动;“十四五”期间节能改造规模不低于3.5亿千瓦。新增煤电机组全部按 照超低排放标准建设、煤耗标准达到国际先进水平。持续推进北方地区冬季清洁取暖， 推广热电联产改造和工业余热余压综合利用，逐步淘汰供热管网覆盖范围内的燃煤小锅 炉和散煤，鼓励公共机构、居民使用非燃煤高效供暖产品。力争到2025年，大气污染防治 重点区域散煤基本清零，基本淘汰35蒸吨/小时以下燃煤锅炉。实施重点行业领域节
34、能降碳行动。加强工业领域节能和能效提升，深入实施节能监 察、节能诊断，推广节能低碳工艺技术装备，推动重点行业节能改造，加快工业节能与 绿色制造标准制修订，开展能效对标达标和能效“领跑者”行动，推进绿色制造。持续 提高新建建筑节能标准，加快推进超低能耗、近零能耗、低碳建筑规模化发展，大力推 进城镇既有建筑和市政基础设施节能改造。加快推进建筑用能电气化和低碳化，推 进太阳能、地热能、空气能、生物质能等可再生能源应用。构建绿色低碳交通运输体系， 优化调整运输结构，大力发展多式联运，推动大宗货物中长距离运输“公转铁厂公转水： 鼓励重载卡车、船舶领域使用LNG等清洁燃料替代，加强交通运输行业清洁能源供应
35、保障。 实施公共机构能效提升工程。推进数据中心、5G通信基站等新型基础设施领域节能和能效 提升，推动绿色数据中心建设。积极推进南方地区集中供冷、长江流域冷热联供。避免 “一刀切”限电限产或运动式减碳提升终端用能低碳化电气化水平。全面深入拓展电能替代，推动工业生产领域扩大 电锅炉、电窑炉、电动力等应用，加强与落后产能置换的衔接。积极发展电力排灌、农 产品加工、养殖等农业生产加工方式。因地制宜推广空气源热泵、水源热泵、蓄热电锅 炉等新型电采暖设备。推广商用电炊具、智能家电等设施，提高餐饮服务业、居民生活 等终端用能领域电气化水平。实施港口岸电、空港陆电改造。积极推动新能源汽车在城 市公交等领域应用
36、，到2025年，新能源汽车新车销量占比达到20%左右。优化充电基础设 施布局，全面推动车桩协同发展，推进电动汽车与智能电网间的能量和信息双向互动， 开展光、储、充、换相结合的新型充换电场站试点示范。实施绿色低碳全民行动。在全社会倡导节约用能，增强全民节约意识、环保意识、 生态意识，引导形成简约适度、绿色低碳的生活方式，坚决遏制不合理能源消费。深入 开展绿色低碳社会行动示范创建，营造绿色低碳生活新时尚。大力倡导自行车、公共交 通工具等绿色出行方式。大力发展绿色消费，推广绿色低碳产品，完善节能低碳产品认 证与标识制度。完善节能家电、高效照明产品等推广机制，以京津冀、长三角、粤 港澳等区域为重点，鼓
37、励建立家庭用能智慧化管理系统。第五章优化能源发展布局统筹生态保护和高质量发展，加强区域能源供需衔接，优化能源开发利用布局， 提高资源配置效率，推动农村能源转型变革，促进乡村振兴。8、合理配置能源资源完善能源生产供应格局。发挥能源富集地区战略安全支撑作用，加强能源资源综合 开发利用基地建设，提升国内能源供给保障水平。加大能源就近开发利用力度，积极发 展分布式能源，鼓励风电和太阳能发电优先本地消纳。优化能源输送格局，减少能源流 向交叉和迂回，提高输送通道利用率。有序推进大型清洁能源基地电力外送，提高存量7 通道输送可再生能源电量比例，新建通道输送可再生能源电量比例原则上不低于50%, 优先规划输送
38、可再生能源电量比例更高的通道。加强重点区域能源供给保障和互济能力 建设，着力解决东北和“两湖一江”（湖北、湖南、江西）等地区煤炭、电力时段性供需 紧张问题。加强电力和油气跨省跨区输送通道建设。稳步推进资源富集区电力外送，加快已建 通道的配套电源投产，重点建设金沙江上下游、雅碧江流域、黄河上游和“几”字弯、 新疆、河西走廊等清洁能源基地输电通道，完善送受端电网结构，提高交流电网对直流 输电通道的支撑。“十四五”期间，存量通道输电能力提升4000万千瓦以上，新增 开工建设跨省跨区输电通道6000万千瓦以上，跨省跨区直流输电通道平均利用小时数力争 达到4500小时以上。完善原油和成品油长输管道建设，
39、优化东部沿海地区炼厂原油供应， 完善成品油管道布局，提高成品油管输比例。加快天然气长输管道及区域天然气管网 建设，推进管网互联互通，完善LNG储运体系。到2025年，全国油气管网规模达到21 万公里左右。9、统筹提升区域能源发展水平推进西部清洁能源基地绿色高效开发。推动黄河流域和新疆等资源富集区煤炭、油 气绿色开采和清洁高效利用，合理控制黄河流域煤炭开发强度与规模。以长江经济带上 游四川、云南和西藏等地区为重点，坚持生态优先，优化大型水电开发布局，推进西电 东送接续水电项目建设。积极推进多能互补的清洁能源基地建设，科学优化电源规模配 比，优先利用存量常规电源实施“风光水（储风光火（储）等多能互
40、补工程，大力发 展风电、太阳能发电等新能源，最大化利用可再生能源。“十四五”期间，西部清洁能源基地 年综合生产能力增加3.5亿吨标准煤以上。提升东部和中部地区能源清洁低碳发展水平。以京津冀及周边地区、长三角、粤港 澳大湾区等为重点，充分发挥区域比较优势，加快调整能源结构，开展能源生产消费绿 色转型示范。安全有序推动沿海地区核电项目建设，统筹推动海上风电规模化开 发，积极发展风能、太阳能、生物质能、地热能等新能源。大力发展源网荷储一体化。 加强电力、天然气等清洁能源供应保障，稳步扩大区外输入规模。严格控制大气污染防 治重点区域煤炭消费，在严控炼油产能规模基础上优化产能结构。“十四五”期间，东部和
41、中 部地区新增非化石能源年生产能力L5亿吨标准煤以上。专栏4区域能源发展重点及基础设施工程大型清洁能源基地。统筹推进云贵川藏、青海水风光综合开发，重点建设金沙江上下游、雅碧江流域、黄河上游等清洁8 能源基地，实施雅鲁藏布江下游水电开发等重大工程。依托存量和新增跨省跨区输电通道、火电“点对 网”外送通道，推动风光水火储多能互补开发，重点建设黄河“几”字弯、河西走廊、新疆等清洁 能源基地。以就地消纳为主，推进松辽、冀北清洁能源基地建设。积极推进东南部沿海地区海上风电集 群化开发。能源低碳转型引领区。京津冀及周边地区，大力发展分布式光伏，推动地热能资源绿色开发 利用，增加由蒙西、山西等地区送入的清洁
42、电力规模，完善环渤海地区LNG储运体系，推进低碳 冬奥示范区、雄安智慧能源城市等绿色低碳发展试点示范。长三角地区，稳步推进田湾、三澳等核电 建设，大力开发陆上分散式风电和分布式光伏发电，积极发展海上风电，推进沿海LNG接收站扩大规 模，加强浙沪、浙苏、苏皖等天然气管道联通。粤港澳大湾区及周边地区，稳步推进惠州核电建 设，积极开发海上风电，探索开发海洋能，加快阳江、梅州等抽蓄电站建设，鼓励增加天然气发电规模， 完善LNG储运和天然气管网体系，积极推动储能电池应用示范。其他地区，推动中部地区加大可再生 能源开发力度和外部引入规模，开展小水电清理整改，推进绿色小水电改造，因地制宜发展分布式光伏 发电
43、，建设黄河中下游绿色能源廊道，支持各地区因地制宜开展绿色低碳转型示范。能源供应保障重点区域。“两湖一江”地区，优先发展本地可再生能源，有序扩大能源调入规模, 建设陕北至湖北（已建成投产）雅中至江西（已建成投产）金沙江上游至湖北等输电通道，依托浩吉铁 路及其疏运系统合理布局路口煤电，增强能源安全储备能力，建设一批煤炭储备基地。东北地区，积极 推进非化石能源开发和多元化利用，完善中俄东线配套支线管网，减缓东北三省煤炭产量下降速度，建 设蒙东煤炭供应保障基地，提高滨洲线、集通线运煤能力，结合电力、热力需求有序安排煤电项目建设， 加强冬季用煤用电保障。其他地区，加强能源供需衔接，有效解决区域性、时段性
44、供需紧张等问题。输 电通道。结合清洁能源基地开发和中东部地区电力供需形势，建成投产一批、开工建设一批、研究论证 一批多能互补输电通道。电网主网架。完善华北、华东、华中区域内特高压交流网架结构，为特高压直 流送入电力提供支撑，建设川渝特高压主网架，完善南方电网主网架。天然气管网。建设中俄东线管道 南段、川气东送二线、西气东输三线中段、西气东输四线、山东龙口一中原文23储气库管道等工程。10、积极推动乡村能源变革加快完善农村和边远地区能源基础设施。提升农村能源基础设施和公共服务水平， 实施农村电网巩固提升工程，持续加强脱贫地区农村电网建设，提高农村电力保障水平， 推动农村用能电气化升级。提升向边远地区输配电能力，在具备条件的农村地区、 边远地区探索建设高可靠性可再生能源微电网。在气源有保障、经济可承受的情况下， 有序推动供气设施向农村延伸。支持革命老区重大能源基础设施项目具备条件后按 程序尽快启动建设。加强乡村清洁能源保障。提高农村绿电供应能力，实施千家万户沐光行动、千乡万 村驭风行动，积极推动屋顶光伏、农光互补、渔光互补等分布式光伏和分散式风电建设， 因地制宜开发利用生物质能和地热能，推动形成新能源富民产业。坚持因地制宜推进北9