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1、开展能源关键核心技术攻坚 全球能源格局正在深度调整，生产供应重心西移、多中心化，需求重心东倾。为应对新形势，国家正在积极构建以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局，支持我省依托中国（XX）自由贸易试验区（以下简称自贸试验区）更好利用两个市场、两种资源，做好煤炭、石油、天然气等能源进口、储运和交易，在全球范围配置能源资源。一、着力深化改革，逐步增强能源治理效能 （一）加快电力体制改革。1.加快完善电力市场。建立健全以电力“中长期+现货交易”为主体的省级电力市场体系。发挥电力中长期市场“压舱石”作用，进一步完善市场规则，培育市场主体，扩大市场规模。开展省内风光电、外来电和用户参与现
2、货市场试运行，实现现货市场持续运行。支持虚拟电厂、储能方参与市场交易，充分发挥其调峰、调频等辅助服务作用。通过市场机制、利用价格手段实施电力需求侧管理，引导用户主动错避峰。实现电力交易中心独立规范运行。2.持续深化电价改革。完善电网及增量配电网价格形成机制，逐步理顺输配电价结构。落实燃煤发电上网电价市场化改革，持续深化气电、水电、核电等上网电价市场化改革，完善海上风电价格形成机制，建立新型储能、分布式天然气价格机制。平稳推进销售电价改革,取消工商业目录销售电价，完善居民阶梯电价制度。强化差别电价、阶梯电价政策，确保价格政策与产业、环保政策协同发力。研究完善应急备用和调峰电源市场化运作机制，保障
3、合理收益。3.创新和完善辅助服务市场化机制。建立辅助服务共享分担新机制，丰富辅助服务交易品种。完善电力和天然气调峰、储能等系统调节服务电价形成机制与成本疏导机制。鼓励抽水蓄能电站参与辅助服务市场或建立辅助服务补偿机制。（二）深化油气体制改革。1.积极探索石油储备改革。积极争取国家支持开展自贸试验区油品储备改革创新试点。探索政府储备动用轮换机制改革和民营企业代储试点。开展山体地下洞库石油储备建设试点。推动向有条件的企业放宽原油进口、成品油出口资质和配额限制，促进石油贸易、储备、加工全产业发展。2.深化天然气体制改革。国家管网与省网实现合并重组后，推动建立上下游直接交易、管网独立、管输和销售分离的
4、运营模式。推进长输管线、LNG 接收站及储运设施等向市场主体公平开放。建立上游供应商与城市燃气企业及重点用气单位多元化交易体系，推进天然气发电企业通过招标等方式联合采购气源，应急状态下按照程序统一调度管网内资源和储备资源。全面落实各方保供责任。3.稳步推进天然气价格市场化改革。加大天然气销售价格监审力度，促进城市燃气企业扁平化、规模化改革，推进形成市场化价格机制。建立统一透明的天然气交易信息平台，以数字化方式匹配供需两端。（三）促进能源资源市场化配置水平。1.优化能源资源配置。深化用能权改革，建立基于能效技术标准的用能权有偿使用和交易体系，完善用能权确权、定价、结算管理等相关配套政策，提升能源
5、集约利用水平，保障重大产业用能需求。积极探索开展跨区域用能权交易。2促进能源市场主体活力。鼓励社会资本投资各类电源、储能及增量配电网项目，培育壮大综合能源服务、负荷集成、抽蓄、储能等新兴市场主体。发挥各类市场主体作用，促进调峰市场平稳有序运行。有序推进用能权存量交易，推进用能权交易提质扩面，加快落后和过剩产能退出。强化智慧能源监测平台建设，建立跨行业、跨部门数据共用共享机制。（四）创新可再生能源发展机制。1.加强政策协同。加快建立绿色电力交易机制，积极开展绿色电力积分试点。将风电、光伏发展和消纳情况列入设区市“十四五”能耗“双控”考核，新增风电、光伏等可再生能源消费量抵扣地方能源消费总量，提高
6、地方发展风电光伏的积极性。分解落实可再生能源电力消纳责任权重，制定陆地、海域使用权政策，保障“风光倍增”工程落地见效。2.完善可再生能源参与市场交易条件。促进海上风电、户用光伏实现平价上网。积极推动海上风电可持续发展，加快出台地方财政支持政策，通过竞争性方式配置新增项目。参照抽水蓄能电价政策，探索电化学储能价格疏导机制。（五）加强能源治理制度建设。1.健全法规标准。完善能源标准规范，推动修订XX 省实施中华人民共和国节约能源法办法 XX 省可再生能源开发利用促进条例，探索电力、用能权立法。积极开展氢能利用、储能、能效、电力需求侧管理等领域地方标准、行业标准制定工作。研究制定电、气、热等多种能源
7、消费信息的集中自动采集和跨行业数据共享标准体系。2.深化能源市场监管。深入推进自然垄断业务监管体制改革，加大电力调度、市场交易、价格成本、油气管网设施公平开放等监管力度。加强市县能源管理力量建设，构建省市县联动的能源监督管理体系。加强节能领域信用建设，推进节能领域信用信息共享，实施跨部门联合惩戒和激励。二、保障措施（一）加强组织领导。充分发挥省煤电油气运工作领导小组、省节能减排与应对气候变化工作联席会议作用，统筹协调、指导推进规划实施工作。省发展改革委（省能源局）要充分发挥牵头作用，分解落实工作和任务，制定专项规划实施计划；各相关部门要切实履行职责，强化协同联动，制定和完善相关配套政策措施。各
8、市县要切实发挥主体作用，建立工作协调推进机制，推动各项指标和任务落实。同时，积极争取国家政策支持，建立上下联动和信息共享机制。（二）加强规划引领。健全以 XX 省能源发展“十四五”规划为统领，电力、煤炭石油天然气、可再生能源、节能降耗和能源要素配置等专项规划为支撑的能源规划体系。各设区市要根据省级能源规划制定地方能源规划和有关专项规划。建立能源规划与项目一体化管理机制，以能源规划为依据进行能源项目核准和备案。建立健全能源项目推进机制，强化土地、海域、资金等要素保障。（三）强化监督管理。完善长期监测、滚动调整和动态评估机制,对规划落实情况进行监测分析和中期评估，按程序适时进行中期调整,开展总结评
9、估。创新监管方式，提高监管效能，建立高效透明的能源规划实施监管体系。重点监管规划发展目标、重点任务和重大工程落实情况，及时协调解决突出问题，实施闭环管理，确保规划落实至 1J 位。发挥舆论监督作用，完善公众参与机制，引导公众参与规划贯彻落实的全过程，提高规划推进、独立监督、科学管理、民主决策的水平。（四）加强宣传引导。充分利用全国节能宣传周、全国低碳日等,开展形式多样的宣传教育，推广光伏、天然气等清洁能源入户，倡导节约低碳的消费方式和生活习惯。加强舆论引导，回应社会关切，针对重大项目邻避效应等开展系列科普宣贯，共同把能源高质量发展推向深入。三、发展目标 到 2025 年，现代能源体系建设取得明
10、显进展，能源供应保障安全有力，为全省实现碳达峰奠定坚实基础。全省能源综合生产能力达到 4377 万吨标准煤左右（均为非化石能源），能源自给率提高到 15%左右。全省境内电力装机容量达到 1.37 亿千瓦左右，天然气消费量达到 315 亿立方米左右。全省能源储备体系更加优化，煤炭石油天然气储存能力达到 1.2 亿吨标准煤，能源应急储备能力满足高质量供应需求。电力高峰负荷削峰能力达到最高用电负荷 12430 万千瓦的 5%以上。1.能源绿色转型成效显著。全省非化石能源（含省外调入部分）占一次能源消费比重达到 24.0%o非化石能源装机比重逐步提高到 45%左右。可再生能源电力消纳责任权重达到国家要
11、求。煤炭消费量较 2020 年下降 5 虬减少二氧化碳排放 4000 万吨以上，二氧化硫、氮氧化物、粉尘等主要污染物排放量持续下降，单位能源消费碳排放持续下降。2.能源利用效率持续提高。单位能源消耗降低达到国家激励目标要求。工业项目能效准入标准由“十三五”时期的 0.60 吨标准煤/万元调整至 0.52 吨标准煤/万元。全省 6000 千瓦以上火电平均发电煤耗控制在 280克标准煤/千瓦时以下，电网综合线损率保持先进水平。3.能源创新能力显著增强。重点突破新能源等领域关键核心技术 10项左右，新增能源科技创新平台 2 个以上，新能源装备产业不断壮大。能源基础设施智能化改造基本完成，能源领域数字
12、化改革成效显著。4.能源普惠水平不断提升。电气化水平持续提升，电能占终端用能比重达到 40%左右。人均装机 2.O 千瓦左右，居民人均生活用电 1300 千瓦时以上。城乡居民天然气气化率达到 40%以上，基本实现城乡用能服务均等化。四、开展关键核心技术攻坚 1.突破一批关键核心技术。在可再生能源开发、氢能、储能、节能减排等领域，重点突破光伏组件、燃气轮机、深远海风电、氢能制储运、电化学储能、二氧化碳捕集封存利用等关键核心技术。依托国家绿色技术交易中心，推动转化应用。2.打造重点能源研发平台。鼓励重点能源企业、科研院所和高校开展协同创新，整合省内优势力量组建 2 个以上高能级创新平台，打造省能源实验室。