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1、城市能源发展规划十四五为深入贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，促进“十四五”期间能源与经济、社会、生态的协调发展，依据省能源发展“十四五”规划，按照市委、市总体部署和市国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要精神，特制订本规划。本规划明确了能源发展的基础形势、指导思想、基本原则、发展目标和主要任务，是指导能源发展的总体蓝图和行动纲领。规划编制基准年为2020年，规划期限为2021-2025年。根据经济社会发展情况，适时进行调整和修编。第一章 发展基础和形势一、发展成效“十三五”以来，我城大力推进能源发展，大力提高能源保障能力，积极转变能源发展方式，在能源结构调整、能源
2、消费强度和总量控制、清洁化利用等方面取得了显著成效。能源生产消费结构逐步向清洁化转变，煤炭占能源消费比重和单位GDP能耗持续下降，能效水平不断提升。全市能源消费量由2015年的2424.8万吨标准煤，逐步增加至2020年的2675.4万吨标准煤。煤炭消费量由2015年的2565.2万吨降低至2020年的2030.4万吨，一次能源生产量约220万吨标准煤，占全省1.6%。能源结构优化调整明显加速。煤电发电量、清洁能源发电量、市外电量占全社会用电量的比重由2015年的58.5：5.5：36优化到48.3：12.5：39.2。煤品消费量占能源消费总量的比重、煤电装机占电力总装机比重实现“双80”到“
3、双50”的重大转变。煤炭煤电去产能成效明显，全市关闭退出煤矿5处，化解煤炭过剩产能86万吨，产能30万吨/年以下煤矿实现全部退出；关停淘汰小火电机组13台，装机14.5万千瓦，超额完成省下达的关停任务。新能源及可再生能源跨越发展。煤电、新能源和可再生能源、余热余能发电装机占比由85：11：4调整为56：41：3。新能源及可再生能源发电装机由2015年底的52.7万千瓦增至408.8万千瓦，增长617%，占全省可再生能源装机9%。建成风电场12个，装机99.98万千瓦；建成光伏电站87899个、装机257.1万千瓦，其中，分布式装机220万千瓦，居全省首位；建成农林生物质发电10个（含沼气发电）
4、、28万千瓦，建成垃圾焚烧发电9个、19.1万千瓦，装机均居全省首位；建成小水电站13个、4.59万千瓦。煤炭生产供应保持连续稳定。煤炭生产平稳，2020年2家煤矿产煤47.3万吨，销售渠道畅通，产销保持平衡。煤炭应急储备较为充足，22家在运煤电企业未出现断供情形，电力生产保持平稳。全市储备能力2万吨以上煤场19家，静态储备能力128.8万吨，年吞吐量1180万吨，其中，可调用煤场储备能力56.2万吨。散煤污染治理成效显著，散煤消费量逐年降低，2020-2021年供暖季推广清洁煤用户77.6万户、清洁煤49万吨、节能环保炉具51357台，全市425家备案散煤网点正常经营399家，存煤能够满足群
5、众日常用煤需求。电力电网保障能力显著增强。确保电力供给，力源热电等大型煤电机组建成投运，电力总装机989.7万千瓦，较2015年底增加94%，占全省电力装机6.22%。用电峰谷调节能力增强，电力系统运行安全稳定，120万千瓦抽水蓄能电站建设持续推进，累计完成投资42.7亿元，占总投资58%。市县一体全力建设“最好的电网”，建成投运35千伏及以上变电站（换流站）49座，变电（换流）容量和线路长度分别新增3008万千伏安、2884公里，总量达到2015年的2.1倍、1.4倍。特高压建设取得丰硕成果，“两交两直”工程提前建成投运，电网迈入特高压新时代，接受外电能力达到800万千瓦。主网架更加坚强可靠
6、，“两纵两横”500千伏网架初具雏形，建成投运500千伏站、站，结束仅有1座500千伏变电站供电的历史，各县区全部实现2座及以上220千伏变电站供电。配电网取得长足发展，110千伏、35千伏电网形成链式、双辐射为主的网架结构。10千伏线路联络率、N-1通过率分别达到85.7%、79.4%，较2015年分别提升41.67个、44.02个百分点。电网网架结构日益优化、供电安全水平显著提高，形成适应各类电源、用户灵活接入的坚强智能电网。油气供应保障水平逐步强化。强化油气输入供应，天然气管道建成，油气管道建设稳步推进，管道前期工作全面展开。全市建成备案管理保护长输油气管道3条，未竣工验收4条，在建和拟
7、建5条。协调上游气源保障，运营气源管线3条，多方拓展天然气供应，日供气量达510万立方米。天然气消费稳步增长，全市2020年天然气消费量达到16.6亿方米（不含液化天然气），其中，工业用气占比超过80%，民生用气供应保障持续保持稳定。扎实推进储气能力建设，超额完成储气年度目标。天然气管道实现“镇镇通”，提高了燃气管网在市域范围内的覆盖度。能源节约和科技水平稳步提升。加大全市能源领域先进技术、产品和设备推介力度，推广205项能源领域的新装备、新设备、新技术。征集103位专家人才，建立能源科技专家库，3项技术产品纳入省重点目录。建成启用市能源大数据中心，开展数据融合、共享共建，探索能源信息化、数字
8、化发展“路径”。推动智慧能源园区、高铁片区综合智慧能源项目、综合智慧能源项目、新型农业智慧能源示范园区等多个园区项目规划实施。指导建设能源节约示范项目147个，年可实现节能量7.5万吨标准煤，先后获得省资金支持6814万元。搭建政银企合作平台，征集绿色信贷项目16个，融资需求31亿元。跟踪加油站和成品油炼化企业油品升级，确保供应国VI标准车用汽柴油。氢能产业初见成效，建设2000辆氢燃料电池客车及10000套氢燃料电池模块项目正在推进，加氢站建设完成对接，依托智慧氢能物流产业园建设氢能物流示范基地，列为省氢能产业重大示范试点项目。能源惠民利民工程成效突出。深化“一次办好”改革，实施简化获得电力
9、专项行动，连续出台11项支持性政策文件，省内率先实现电子证照信息共享和房电联合过户，首批实现工程建设项目信息功能应用；优化电力外线工程行政许可审批流程，实行告知承诺备案制，提供全程代办服务；“网上国网”全面接入“网上办”平台，“网上办、零证办、一链办”成为新常态。发布提升“获得电力”十项措施，推行“阳光业扩”，提供项目制管理专班化服务，完成送电503.4万千伏安，10千伏办电环节、办理时长分别压降56%、67%，全面实施“三省”“三零”“三免”服务，累计节省企业投资6.1亿元，顺利完成6批工商业电价调整任务，累计为客户减负42.5亿元。联合16部门出台规范加强充电设施运营管理的实施意见，安排奖
10、补资金328万元，全市建成充电基础设施6809个、充电服务示范居民小区4个。积极推进清洁取暖，全市城市（县城）清洁取暖面积达到1.49亿平方米，农村地区完成清洁取暖33.27万户，其中，燃煤集中供暖12064万平方米，天然气1030万平方米（分户式8.5万户、950万平方米），电1258万平方米（分户式7.6万户、818万平方米），地热206万平方米、生物质580万平方米（分户式6.9万户、580万平方米），工业余热取暖1550万平方米。提前一年完成农网改造升级任务，投资13.19亿元，通电机井7252眼，通动力电280个村，完成894个省定贫困村和535个小城镇（中心村）电网改造升级，供电可
11、靠率由99.895%提升到99.9303%，综合电压合格率由99.867%提升到99.91%，居全省前列。统筹推进电能替代工程，推进40套大中型电烤烟设备建设项目，打造校园“直饮水”电能替代示范工程，推动建成新区空气源热泵供暖、水泥集团皮带廊等典型示范工程，完成“煤改电”相关配套电网新建改造任务，不断提高电能替代技术覆盖领域和应用范围。光伏发电助力脱贫致富。实施纳入国家补助目录光伏扶贫项目4批、1745个、32.7万千瓦，惠及贫困户9万余户，占全省近1/3，累计结算电费及补贴近12亿元，为老区留下了脱贫攻坚搬不走的“阳光银行”和撤不走的“蓝色工作队”。依托光伏扶贫设立治安、保洁等公益岗位，吸纳
12、4万余弱劳动能力贫困人口就业，让贫困户自食其力，获得感、幸福感显著增强。引导支持财金集团发挥资金技术等优势，坚持整体规划、科学布局、试点先行、适度推广的原则，构建项目实施“六个统一”模式（统一查勘选址、申请备案、招标实施、验收并网、补贴结算、运营维护），利用农户屋顶建设分布式光伏，累计投资9.15亿元，推动21.9万千瓦分布式光伏项目在8个县1218个村落地，年可发电3亿千瓦时，可带动村集体增收1902万元、农户增收1160万元，走出了一条光伏助力乡村振兴的新路子。能源行业安全生产持续平稳。严格落实部门行业监管、县区属地管理和企业主体责任，制定完善煤矿和电力、油气管道安全生产专委会工作规则，建
13、立能源重点企业包保责任制，辖区监管电力生产、长输油气管道、煤矿企业全部实现安全生产。部署“安全生产月”、安全生产集中整治、拉网式大排查和三年专项整治等行动，开展暗查暗访和三方评估，强化隐患排查整治，按照“五落实”要求确保隐患问题清零见底，能源行业安全生产形势保持平稳向好。严格应急值守，修订完善行业应急预案，组织开展应急演练，落实重点时段24小时值班值守、领导带班和外出报告制度，重点时段行业安全生产日报告。安泰能源被评为一级安全生产标准化煤矿。二、发展形势（一）面临形势1. 能源供需总体宽松，安全保障要求高随着我国经济转向高质量发展阶段，单位GDP能耗逐渐降低，“十四五”期间我国能源消费总量年均
14、增长速度将低于“十三五”期间，预计年均增长2%左右，能源需求总体将进入增长饱和阶段；能源资源开发技术能力的稳步提升，可再生能源成本快速下降、利用水平加速增长，能源多元化供应体系逐步建立，能源市场总体供过于求，供需形势相对宽松。但当前全球能源供需格局发生深刻调整，主要发达国家能源需求增长趋缓，能源消费中心向亚洲新型经济体转移，同时，全球地缘政治关系以及煤油气等能源资源外部供应存在不确定性，特别是新冠疫情爆发后，能源战略博弈不断升级，能源供应外部环境更加复杂，能源安全保障上升至事关全局的战略高度。2. 节能减排压力巨大，低碳转型要求高2020年，提出“碳中和、碳达峰”目标，二氧化碳排放力争于203
15、0年前达到峰值，努力争取于2060年前实现碳中和。作为全球能源消费和碳排放的第一大国，能源供给结构和消费模式亟待转型，需竭力控制化石能源消费占比。省作为全国能源消费第一大省，提出积极推进能源生产和消费革命，坚决遏制“两高一资”项目盲目发展，实施可再生能源倍增工程，加快构建以新能源为主体的新型电力系统。随着华盛江泉235万千瓦煤电、精品钢基地等一批重大耗能项目投产，能耗“双控”、二氧化碳、污染物排放等压力增大，能源转型高质量发展面临新挑战。3. 能源创新催生动力，体制人才要求高当前，能源科技创新异常活跃，新兴能源技术日趋成熟，光伏等可再生能源发电成本逐步降低，氢能、大型储能、碳捕捉及封存等技术成
16、果明显。能源技术创新催生能源系统与信息技术、互联网深度融合，推动多种能源资源和各种生产、消费形式协同发展，能源大数据、综合智慧能源、合同能源管理、智能电网、增量配电试点、风光火储、光伏+制氢等新型能源应用场景频现，能源发展新技术、新产业、新业态、新模式日益丰富。这对能源人才技术、体制机制方面都提出了更高的要求，也为新能源技术创新、产业布局和开发利用也带来了前所未有的机遇。4. 区域政策叠加利好，能源合作要求高国家层面，随着新发展格局的构建，能源资源的跨区域调配、市场化配置将更加灵活开放。省级层面，要求在生产、分配、流通、消费更多依托国内市场，率先探索有利于全国构建新发展格局的有效路径；同时推进
17、与沿黄区域基础设施互联互通、产业协同发展，引领黄河流域生态保护和高质量发展。从来看，各种积极因素加速集聚，区域发展利好战略相互叠加，黄河流域生态保护和高质量发展、生态经济带、经济区、经济圈为高质量发展赋予难得机遇；新时代支持革命老区振兴发展、“一带一路”综合试验区、商贸服务型国家物流枢纽承载城市、普惠金融服务乡村振兴改革试验区、全国整县推进分布式光伏规模化开发试点、生物质应用重点县等政策集成优势明显；4条特高压建成稳定投运，东线、环网南干线、东干线等多条油气管道重大项目加快建设，市具备建设区域能源互联互通枢纽、打造区域能源中心的基础条件。同时，跨区域合作领域更为宽广、合作内容将更为深入、合作渠
18、道更为通畅，对区域间及企业层面的能源合作提出了更高的要求。（二）存在问题1. 能源安全保障面临挑战能源供给对外依存度高。全市能源综合生产能力仅为220万吨标准煤，煤炭、石油、天然气主要依靠外部调入。至2020年底，接纳外电能力达到800万千瓦，年接纳外电入临电量占全社会用电量近40%。本地2家煤矿产能仅65万吨，年实际产量不超过50万吨且以外销为主，“十四五”期间还将关停1家。随着“煤改气”“煤改电”的推进和钢铁基地建设，还将大幅拉高能源消费需求，加大能源供给对外依存度。天然气缺乏主力输气管线支撑，东线、环网等主力管线建设面临拆迁、改线等多重问题，推进较为缓慢，尚未形成输气能力，更对能源供给安
19、全提出了挑战。油库搬迁推进相对缓慢，综合供能服务站建设步伐和传统站点转型升级步伐有待提速。现有能源基础设施水平和供应保障能力不能充分满足人民群众日益增长的充足优质能源需求。能源消纳调节能力差。天然气储气调峰设施建设严重滞后，只能靠租赁方式完成储气能力目标任务。电网500千伏“两纵两横”骨干网架尚未完全成型，抽蓄尚未完全投产，局部区域电网供电能力有待进一步提升。随着可再生能源大量接入，以及需求侧峰谷差、季节差加大，部分区域、部分时段电力、电煤、天然气等供应保障压力较大，能源运行调节结构性矛盾愈加突出，极端天气、重大疫情等突发事件也暴露出能源系统灵活性调节不足。能源安全生产压力大。煤矿、电力、油气
20、管道行业安全生产专业性强，外加承接充电基础设施、储能电站等新领域安全生产监管，专业人员相对缺乏，基层安全监管执法力量不足；煤矿井型较小，安全基础相对薄弱，人才引进困难；电力安全监管存在有事无权、有责无权的问题；管道领域存在第三方施工不规范的问题。2. 能源结构调整任务艰巨以煤为主的能源格局仍将长期存在，能源消费需求旺盛，能耗指标相对紧张，非化石能源占比偏低。2020年，全市煤品消费占比59.2%，石油消费占比7.9%，非化石能源消费占比仅为5.8%。煤电装机比重达55.5%，发电比重达79.4%。30万千瓦以下燃煤机组关停整合压力大，按照计划，“十四五”期间，需全面关停整合30万千瓦以下煤电机
21、组，煤电整合压减与民生供热、工业供汽需求存在较为突出的矛盾。高耗能行业占比高，加大对能源的依赖程度。2020年，规上工业中六大高耗能行业能源消费量占规上工业的比重达75.3%，高耗能行业工业增加值能耗水平约为工业平均水平的两倍。经测算，高耗能行业能耗每增长1个百分点，可以拉动规上工业能耗增长约0.76个百分点，而其增加值增长1个百分点，只拉动规上工业增加值增长约0.4个百分点。“十三五”治理成果显著，“十四五”节能较大压力。“十三五”以来，市深入推进大气污染防治，严格落实省下达的焦化去产能等任务，积极破解“工业围城”困局，中心城区钢铁、焦化、化工、铸造、电解铝、水泥等重污染企业全面依法关停、转
22、产或者搬迁。至2020年底，纳入规上统计的关停、搬迁企业能耗总量比“十三五”初期约减少500万吨，2020年能耗总量基数偏低。初步统计，“十四五”拟投产的18个重点项目，合计年耗能达391.3万吨标煤，年耗煤458万吨，投产后将拉动能耗总量和煤炭消费大幅增长。另外，“碳达峰、碳中和”战略目标给能源消费“双控”目标任务和煤炭消费总量控制带来巨大压力。3. 能源改革创新任重道远能源价格和市场化改革有待深化，天然气、电力仍然采用资源计划配置、定价为主、管网统一管理的模式，既能保障能源供应安全又能灵活反映市场供需变化、资源稀缺程度、环境保护支出的价格机制和管理体制尚未形成。能源绿色清洁替代任务艰巨，能
23、源消费的环境承载能力接近上限，散煤治理面广量大，农村清洁取暖推进压力大。运输结构汽运为主，柴油物流车较多，燃油私家车逐年增多，新能源汽车全面加速推广应用需要破题；炼化企业油品运输均为汽运，管道建设滞后。能源行业科技装备水平有待提升，在能源新技术、新模式、新业态应用上相对不足，与发达地区和改革创新要求仍有差距，新技术应用与产业融合发展不够，氢能、储能、新能源汽车等新业态的推广应用场景较少，相关配套设施建设相对滞后。行业整体实力不强，发电等应用类项目多，装备制造、技术研发类项目少，缺乏龙头企业，专业人才、核心技术、创新能力和研发平台不足，综合能源服务水平不高，高集中度、布局合理和功能完善的能源产业
24、园区、集群尚未形成。能源数字信息化存在短板，已建设的能源大数据中心及相关管理平台系统仍需进一步完善，节能管理精准精细数字化程度有待提升。能源管理体制亟需改革完善。管理体制存在与能源发展新形势不适应的情形，能源智慧化治理水平不够，能源管理统筹协调机制有待健全，基层能源管理机构和力量有待实化强化，能源统计监测体系仍需完善。第二章 总体要求和目标一、指导思想立足新发展阶段，全面贯彻新发展理念，主动融入新发展格局，紧紧围绕“四个革命、一个合作”的能源安全新战略和“碳达峰、碳中和”目标要求，深入贯彻落实省委“六个一”发展思路、“六个更加注重”策略方法和“十二个着力”重点任务，聚焦深化“由大到强、由美到富
25、、由新到精”转变和实施现代化强市“八大战略”，以推动能源高质量发展为主题，以深化能源供给侧结构性改革为主线，以科技创新和体制改革为根本动力，以满足人民日益增长的美好生活需要为根本目的，统筹发展和安全，推进能源质量、效率、动力“三个变革”，加快构建清洁低碳、安全高效、智慧创新的现代能源体系，为推动实现“走在前、进位次、提水平”提供坚强可靠的能源支撑。二、基本原则1. 结构调优，绿色发展。落实绿色发展理念，调整优化能源结构和产业布局，严控煤电发展，规范风电发展，不断壮大光伏、生物质、地热等清洁能源产业，提高天然气消费利用水平，推进电能等清洁能源替代，提高非化石能源消费比重，推动绿色能源生产生活消费
26、方式转变，提升能源清洁低碳利用和行业环保水平。开展“光伏”“绿色村镇”“零碳”等绿色发展试点示范建设，引领带动绿色清洁低碳能源发展。2.多元互补，高效发展。坚持节能优先、协调发展理念，完善能源消费总量和强度“双控”机制，强化重点领域和关键环节节能，坚决淘汰落后产能，加快节能环保技术研发和先进节能技术装备推广应用，推动生产生活节能方式变革和能源节约高效利用。统筹煤电油气和新能源可再生能源协调发展，推广综合智慧能源服务，提高能源综合利用效率和智慧信息化水平，实现能源多元互补、协同高效。3.供需保障，安全发展。围绕区域能源平衡布局，坚持从供需两侧发力，加强抽水蓄能、骨干电网、长输油气管道等重大能源基
27、础设施规划建设，构建多元能源供应渠道，健全完善煤电油气等能源产供储销体系，强化能源应急体系和能力建设，加强能源行业安全监管，持续提升能源供应保障、综合生产、新能源消纳和本质安全水平，筑牢坚强能源安全保供底线。4. 改革驱动，创新发展。深化能源重点领域体制改革，持续优化能源发展营商环境，强化企业创新主体地位，加快能源技术业态模式创新研发和推广应用。破解能源高质量发展瓶颈壁垒，优化能源要素市场化配置，推动理顺能源价格机制，调动市场主体积极性，提高能源公共服务便利化水平。坚持数字赋能，推动能源与大数据等技术融合发展，提升能源数字化智慧化水平。做优能源大数据中心品质，探索能源研究院和能源集团组建事宜，
28、建立与高质量发展匹配的能源治理机制，推进能源治理体系和治理能力现代化。三、发展目标1. 总量目标。规划至2025年，预计能源消费总量控制在3000万吨标煤左右，年均增长约2.3%，煤炭消费总量完成省下达的压减目标任务；能源综合生产能力达到220万吨标煤以上；全社会用电量控制在715亿千瓦时左右，年均增长7.4%；电力装机总量达到1400万千瓦左右，年均增长7.2%，其中，新能源及可再生能源装机（含抽水蓄能）达到820万千瓦。2. 结构目标。煤炭消费量占能源消费总量的比重完成省下达的目标任务；非化石能源消费占比提升到13%左右；可再生能源发电量占比提高到30%左右；煤电、清洁能源、市外电量占全社
29、会用电量的比重由48.3：12.5：39.2优化到45：20：35。完成国家和省下达的非水可再生能源消纳权重任务。3. 效率目标。完成国家和省下达的单位地区生产总值能耗降低目标。4. 生态目标。完成国家和省下达的单位地区生产总值二氧化碳排放降低目标。5. 民生目标。煤电油气运供应保障水平显著提升，能源公共服务水平显著提高，实现基本用能服务便利化，城乡居民人均生活用电水平差距显著缩小，清洁取暖取得明显成效，人均年生活用能达到500千克标煤左右。四、远景展望展望到2035年，能源结构深度优化调整，能源供应保障能力显著增强，能源生产消费方式根本性转变，清洁能源成为能源供应主体，非化石能源占能源消费比
30、重比力争达到30%左右。基本建成以新能源为主的新型电力系统，新能源及可再生能源等清洁能源发电占全社会用电比重超过1/3，煤电发电占全社会用电比重降到1/3以下。化石能源实现清洁高效利用，能源行业清洁低碳水平、综合利用效率、智慧治理能力、科技创新体系、本质安全建设达到国内先进水平，碳排放达峰后稳中有降，能源发展与生态环境保护和谐共生，基本建成清洁低碳、安全高效、智慧综合的现代能源体系，为在革命老区中率先实现现代化强市建设任务提供坚强可靠能源保障。第三章 主要任务和重点工程一、强化能源结构优化调整大力实施“三增两减”工程，聚焦可再生能源、外电入临和天然气消费做加法，推动实施可再生能源倍增行动，突出
31、煤炭、煤电两大行业做减法，坚决淘汰违规低质落后产能，实现能源消费增量主要由清洁能源供给、电力消费增量主要由清洁电力供应。（一）开展新能源及可再生能源倍增行动大力推广光伏发电应用，规范有序推进风电和生物质热电联产项目，科学开发地热资源，因地制宜推动可再生能源多元协同发展，不断提升可再生能源装机比重，到2025年，新能源及可再生能源（含抽蓄电站）发电装机达到820万千瓦。1. 光伏发电。坚持集散并举、融合发展，大力发展光伏发电。开展全市光伏重点县区、乡镇、园区建设，加强正面引导，促进分布式光伏与建筑设施融合发展，推动光伏全面走进园区企业、走进公共机构、走进万家屋顶，重点推进工商业屋顶光伏建设，优先
32、发展“自发自用、余电上网”分布式光伏，打造一批具有特色的分布式光伏应用样板。大力推广光伏建筑一体化应用，支持新建厂房同步设计安装分布式光伏发电系统；鼓励由市内国有平台建设一批同步安装光伏的标准化厂房，采取平台+园区+企业厂房等模式，推动区域连片规模化开发。指导县区加快推动整县规模化开发试点工作，尽快形成可复制、可推广的“开发模式”。鼓励支持农光互补、渔光互补、光伏+等综合利用项目建设，创新利用农村集体未利用地作价入股、利益共享机制。到2025年，光伏发电装机达到520万千瓦。顺应太阳能光热应用规模大、温度高、热源多、功能全、领域广的发展趋势，培育多层次、多维度、多元化市场需求，推动太阳能光热利
33、用由生活热水向供热制冷扩展、由单机销售向工程服务扩展、由民用建筑向工业、农林牧渔业和服务业扩展、由低温应用向中高温应用扩展。加快推进太阳能供热制冷技术应用发展，扩大太阳能光热技术在生产领域应用规模，促进太阳能与其他能源互补应用、融合发展。2. 风电。按照“科学论证，合理布局，因地制宜”的开发原则，坚持风电发展与生态环境保护有机统一，坚守生态和环保两条底线，统筹考虑全市风力资源、交通运输、基本农田、自然保护区、电网接入等影响因素，在落实好环境保护、水土保持和植被恢复等措施的基础上，积极稳妥推进存量风电项目开发建设。到2025年，风力发电装机力争达到120万千瓦左右。3. 生物质能应用。因地制宜推
34、动生物质产业发展，统筹全市木业、农业、畜牧业、垃圾等生物质资源禀赋，在确保安全可靠、先进环保、省地节能、经济适用的前提下，科学布局生活垃圾焚烧发电项目，有序推进生物质热电联产项目建设，适当建设污泥掺烧耦合发电项目，鼓励现有农林生物质直燃电厂实施供热、供冷改造，推进大型燃煤机组耦合生物质项目建设，合理解决城乡生活垃圾和农林废弃物处置问题。积极推进生物质非电利用，科学规划布局生物质成型燃料收集、加工和销售基地，鼓励发展生物质锅炉供热模式，推进生物质应用重点县发展。推广生物质成型燃料+环保炉具清洁取暖模式，支持生物质天然气示范建设，加快生物质天然气产业化发展。到2025年，全市生物质发电装机达到55
35、万千瓦左右，生物质天然气日产量5万立方米以上。4. 地热能开发。科学有序开发利用地热资源，采取引导、市场运作方式，以“资源清楚、利用高效、管理到位、环境优美、传承文化、持续利用”为标准，统筹发展布局，坚持开发与保护并重，加大地热资源勘查评价力度，破解地热能开发利用瓶颈制约，积极稳妥、规范有序推进地热能持续开发利用，提高浅层地温能资源在能源消费结构中的比例，不断提升“温泉之城”建设水平，持续在“温泉之乡（城、都）”建设中保持前列。支持鼓励在大型公共建筑、商业综合体等有冷、热需求的场所发展浅层地热能取暖制冷；在地热资源相对丰富的地区，积极推动水热型地热能综合梯级利用，建设示范带动工程。到2025年
36、，全市地热能供暖面积达到300万平方米。5. 核能应用。积极探索核能开发利用，秉承“严慎细实”核安全理念，结合国家核能发展产业政策，积极稳妥谋划推进核电项目前期有关工作。跟踪国外内陆上核能综合利用小堆等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。结合煤炭消费压减和清洁供暖需要，稳妥开展核能小堆论证、选址等前期工作，适时推动示范项目落地实施。6. 抽水蓄能及小水电。按照生态环保要求，合理有序开发水能，强化水电站生态流量管理，持续推进老旧水电站更新和技术改造，严格规范控制小水电发展。加快推动120万千瓦抽水蓄能电站建设，力争2022年底前全部机组建成投运。启动抽水蓄能电站选点规划，科
37、学研究论证县华皮岭、大田庄、平邑县蒙山等抽水蓄能资源站点项目选址，因地制宜实施以安全、环保为目标的抽水蓄能电站建设，力争1个项目纳入国家重大规划布局盘子，并启动项目前期工作。科学研究论证沂河及沭河分布式抽水蓄能项目。到2025年，全市抽水蓄能及小水电保持在124万千瓦左右。（二）稳步提升天然气消费比重扩展完善城市燃气管网，完善城镇燃气公共服务体系，扩大终端用户范围，加快推进居民和公共服务设施使用天然气，优先保障居民生活用气，不断提高工福用气比重。统筹气源供应、热负荷需求及环境容量等，有序布局天然气热电联产项目。在产业园区、旅游区、商业设施、公共机构等场所，因地制宜推广应用冷、热、电天然气分布式
38、能源系统。加快城中村、棚户区天然气设施建设改造，实现中心城区管道天然气全覆盖。加快推动天然气管道向农村地区延伸，科学有序推动“煤改气”有关工作。鼓励使用CNG、LNG等方式实现管道无法通达区域的天然气供应。积极支持因地制宜使用天然气或沼气、生物天然气等清洁能源替代散煤。到2025年，力争落地大型天然气热电联产项目1个。（三）持续压减煤炭煤电产能坚决落实省委、省“三个坚决”部署要求，实施煤炭煤电低质低效产能退出行动计划，严格执行综合标准，依法依规退出煤炭煤电低质落后产能，持续优化产能结构。到2025年，煤炭产能控制在35万吨，煤电装机控制在500万千瓦以内。煤炭去产能。有序退出产能30万吨/年临
39、矿集团株柏煤矿，优化煤炭资源开发格局。到2025年，至多保留煤矿1家，产能35万吨。煤电去产能。优化煤电装机结构，坚持“上大压小、减量替代、以热定电、环保优先”，在确保电力、热力接续稳定供应的前提下，大力推进单机容量30万千瓦以下煤电机组关停整合，30万千瓦及以上热电联产电厂供热半径15公里范围内的燃煤小热电机组（含自备电厂）基本完成关停整合；全面淘汰中温中压及以下参数或未达到供电煤耗标准、超低排放标准的低效煤电机组，确因热力无法接续无法关停的机组实施技术改造。二、强化能源生产供应保障主动融入新发展格局，充分利用市内市外两个市场、两种资源，稳定市内能源生产，拓展引入市外煤电油气热等资源，完善能
40、源设施布局和输送网络，优化多元能源供应格局，持续增强能源产供储销能力，加快构建安全稳定可靠的现代化能源供应保障体系。（一）稳定煤炭供应保障优化市内生产布局。加强规划引导，有序安全推动株柏煤矿关闭退出，适时研究煤矿全部退出事宜。持续优化煤矿生产，推动机械化智能化改造，保持煤炭产量稳定。“十四五”末，全市煤炭年产量保持在25万吨左右。加强煤炭对外合作。加强地区煤炭交流合作，巩固强化原有渠道，积极拓展新渠道，多方合力保障煤炭供应。鼓励有资质的企业拓宽进口渠道，开辟新增煤源，加大进口煤采购力度，为煤炭供应提供有效补充。加强煤炭运输能力，依托近海和交通枢纽优势，优化和完善现有煤炭储运设施，深挖铁路、公路
41、等中转和调运系统效率潜力，推进“铁路+”多式联运体系建设，畅通煤炭供应渠道，提升“外煤入临”通道能力。提高煤炭储备能力。依托铁路通道，按照省级统一部署，适时谋划推进煤炭应急储备基地建设。鼓励企业建设区域性煤炭物流园区，支持打造省市级煤炭交易中心。严格落实煤炭生产企业、煤炭经营企业、主要耗煤企业最低库存制度，构建以企业储备为主、物流库存为辅、储备为补充的煤炭储备体系。落实电煤保供主体责任，支持煤电企业通过签订中长期合同、建立储备基地、实施煤电联营等方式，与大型煤矿企业建立煤炭储备合作机制，形成互利共赢、长期稳定的供需合作关系。加强日常调度督导，强化部门协同联动，做好电煤运输、储存等保障工作，多措
42、并举帮助煤电企业拓展货源、增加运力，千方百计保障电厂用煤需求。（二）增强油气供应保障完善油气传输网络。加快天然气长输管线、支线、联络线建设，构建干线互联互通输气格局，提升天然气供应能力。完成东线、环网天然气南干线、东干线、石油等天然气输油管道段工程建设，提升管道油气供应保障能力。改造提升中原输气管道、皖成品油等老旧管道，增强管道安全传输能力和智能化工作水平。积极推动南经济圈油气设施一体化发展，形成市际管道互联互通、资源互供互保的储运一体化，保障供应安全。科学布局分输站和阀室，合理增加天然气入口，建设重点用气项目专用支线，形成多气源供气网络。进一步完善区域输配管网，推动建立市级天然气运营管理平台
43、，提高互联互通和资源调配能力。到2025年，天然气长输管道达到600公里、油品管道达到500公里，石化实现管道运输。加快油气储备建设。统筹燃气管网、应急调峰储气设施、储气库建设并实现互联互通，提高应急保障能力。建设开发区LNG天然气储备基地，合理布局城投富海等LNG储配站，优先在管网未覆盖的区域建设LNG供气设施。构建以储气基地为主、城燃企业LNG为辅，其他储备方式为补充的天然气储备体系。进一步优化加油站规划布局，保障城乡居民生产生活用油配送供给。加强成品油领域安全监管，开展成品油市场综合整治。压实各主体储气责任，以集中建设为主，结合购买、租赁储气设施或购买储气服务等方式履行储气责任，完成和城
44、燃企业天然气储气任务（达到平均3天用气量、城镇燃气企业达到不低于年用气量5%的储气能力）。建立健全天然气供需预测和监测预警机制，及时对可能出现的供需不平衡问题作出判断，科学组织天然气供应，制订天然气供应应急保障预案，坚决落实民生用气保供责任。加快推动油库搬迁及管网改造，不断提升成品油供应保障能力。加强油气对外合作。加强上游企业战略合作，扩大上游油气调入规模，重点保障供暖季天然气用气需求。妥善应对市场形势变化，保持天然气产供储销衔接有序、供应稳定。创新油气管网第三方运营机制，扎实推动油气管网公平开放。整合提升城镇燃气企业，积极参与国际油气合作，加大海外LNG资源引进，加强与上海石油天然气交易中心
45、合作，保障本地LNG资源供应。到2025年，新增管道气供应10亿立方米。（三）强化电力供应保障强化煤电托底保障。有序推动续建项目建设，科学确定投产时序。严格按照热电联产规划，坚持减容量、减煤量替代原则，严格控制煤电新上项目。推动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性调节性电源转变。严格执行煤电煤耗、能耗、安全和环保排放等标准，推进煤电机组升级改造和灵活性改造，扩大30万千瓦及以上热电机组供热范围，推进长远距离供暖供汽工程，不断提升煤电机组电网调峰能力。加强电力对外合作。深化与“外电入”送端省份及周边地市电力战略合作，推动签订跨区域长期购售电协议。坚持高效利用存量和高质量发展
46、增量相结合，持续提高外电入省外来电电量，提升既有通道送电能力，推进过境特高压交流工程建设。到2025年，接纳外电入临中省外来电电量达到100亿千瓦时以上，可再生能源发电量占全市发电量比例达到30%，既有通道利用小时数提高到4500小时以上，接纳外电能力达到1500万千瓦。完善电力输配网络。优化变电站布局，完善负荷中心环网，加强通道间衔接，满足电源送出和负荷增量需求。重点围绕500kV电网布局和区域发展，合理增加220kV变电站布点，进一步优化220kV网架结构，持续提升区域供电能力。规划新建500千伏变电站2座，扩建3座，新增变电总容量7000兆伏安，建成“两横两纵”500千伏目标网架，新建2
47、20千伏变电站20座，改扩建8座，新建110千伏变电站83座。到2025年，电网建成500千伏变电站5座，总容量15000兆伏安，220千伏变电站59座，变电总容量突破20000兆伏安，110千伏变电站240座，变电总容量超过24000兆伏安，各县区基本实现3座及以上220千伏变电站供电，配电网供电能力大幅提升，网架结构更加合理，建成“五片区多环网”坚强网架，220kV电网实现适度超前发展、均衡发展。电能质量和供电可靠性进一步提高，城乡供电服务差距进一步缩小，实现高、中、低各电压层级间协调配合，基本建成适应各类电源、分布式能源及用能设施灵活接入的配电网。提升电力调节能力。推动构建以新能源为主体
48、的新型电力系统，加快抽水蓄能电站建设。全面实施煤电机组灵活性改造，适度发展天然气调峰电站，鼓励电网侧、电源侧和用户侧的储能推广应用，提升需求侧响应能力，建立源网荷储灵活高效、协调互动的电力运行体系。增强高密度可再生能源接入消纳能力，加快多元融合高弹性电网建设。建立和完善负备用共享机制，在外电大送时段，通过低谷电力置换，维持调峰平衡。（四）强化热力供应保障按照清洁取暖“拆、扩、引、联、换、耦、提、改、替、调”十字方针，构建清洁高效供热系统。城区优先发展集中供热，依托现有热源、热力设施，开展热电企业挖潜改造，完善改造城镇供热管网，突破行政区划，规划布局长距离供热，推动构建多热源联网联供，提高集中供
49、热普及率和城市供热安全可靠性。在城区未集中供暖的重点区域和新划定的高污染燃料禁燃区，有序推进分布式煤改气改电等示范项目。积极推进工业余热、余压、余能应用，建立工业领域高效智能、经济便捷、利益共享、多能互补的能源利用新模式。充分利用城市污水处理厂污水资源，发展污水源热泵供暖。推进燃煤机组及锅炉清洁改造，发展燃机热电联产项目，扩大清洁供热范围。积极推进主城区及县城集中供热向周边辐射，扩大集中供热面积。在集中供暖不能覆盖的城中村、城乡结合部，实施煤改电、煤改气、煤改生物质等分散取暖。按照“因地制宜、多元发展、稳步推进”的原则，稳步实施农村清洁取暖工程，因地制宜开展煤改气、煤改电、煤改生物质、煤改太阳能等清洁能源替代散煤取暖。加快推动供热市场化开放，鼓励社会资本参与。到2025年，集中供热面积达到1.5亿平方米以上，集中