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能源發展“十三五”規劃
(公開發布稿)
前 言
能源是人類社會生存發展的重要物質基礎， 攸關國計民生和國家戰略競爭力。 當前， 世界能源格局深刻調整， 供求關系總體緩和， 應對氣候變化進入新階段， 新一輪能源革命蓬勃興起。 我國經濟發展步入新常態， 能源消費增速趨緩，發展質量和效率問題突出， 供給側結構性改革刻不容緩， 能源轉型變革任重道遠。 “ 十三五” 時期是全面建成小康社會的決勝階段， 也是推動能源革命的蓄力加速期， 牢固樹立和貫徹落實創新、 協調、 綠色、 開放、 共享的發展理念， 遵循能源發展“ 四個革命、 一個合作” 戰略思想， 深入推進能源革命， 著力推動能源生產利用方式變革， 建設清潔低碳、 安全高效的現代能源體系， 是能源發展改革的重大歷史使命。
本規劃根據《 中華人民共和國國民經濟和社會發展第十三個五年規劃綱要》 (以下簡稱“ 十三五” 規劃綱要)編制，主要闡明我國能源發展的指導思想、 基本原則、 發展目標、重點任務和政策措施， 是“ 十三五” 時期我國能源發展的總體藍圖和行動綱領。
第一章 發展基礎與形勢
一、 發展基礎
“ 十二五” 時期我國能源較快發展， 供給保障能力不斷增強， 發展質量逐步提高， 創新能力邁上新臺階， 新技術、新產業、 新業態和新模式開始涌現， 能源發展站到轉型變革的新起點。
能源供給保障有力。 能源生產總量、 電力裝機規模和發電量穩居世界第一， 長期以來的保供壓力基本緩解。 大型煤炭基地建設取得積極成效， 建成一批安全高效大型現代化煤礦。 油氣儲采比穩中有升， 能源儲運能力顯著增強， 油氣主干管道里程從 7.3 萬公里增長到 11.2 萬公里， 220 千伏及以上輸電線路長度突破 60 萬公里， 西電東送能力達到 1.4 億千瓦， 資源跨區優化配置能力大幅提升。結構調整步伐加快。
非化石能源和天然氣消費比重分別提高 2.6 和 1.9 個百分點， 煤炭消費比重下降 5.2 個百分點，清潔化步伐不斷加快。
水電、 風電、 光伏發電裝機規模和核電在建規模均居世界第一。 非化石能源發電裝機比例達到35%， 新增非化石能源發電裝機規模占世界的 40%左右。節能減排成效顯著。單位國內生產總值能耗下降 18.4%，二氧化碳排放強度下降 20%以上， 超額完成規劃目標。 大氣污染防治行動計劃逐步落實， 重點輸電通道全面開工， 成品油質量升級行動深入實施， 東部 11 個省(市) 提前供應國五標準車用汽柴油， 散煤治理步伐加快， 煤炭清潔高效利用水平穩步提升。 推動現役煤電機組全面實現脫硫， 脫硝機組比例達到 92%， 單位千瓦時供電煤耗下降 18 克標準煤， 煤電機組超低排放和節能改造工程全面啟動。
科技創新邁上新臺階。 千萬噸煤炭綜采、 智能無人采煤工作面、 三次采油和復雜區塊油氣開發、 單機 80 萬千瓦水輪機組、 百萬千瓦超超臨界燃煤機組、 特高壓輸電等技術裝備保持世界領先水平。 自主創新取得重大進展， 三代核電“ 華龍一號” 、 四代安全特征高溫氣冷堆示范工程開工建設， 深水油氣鉆探、 頁巖氣開采取得突破， 海上風電、 低風速風電進入商業化運營， 大規模儲能、 石墨烯材料等關鍵技術正在孕育突破， 能源發展進入創新驅動的新階段。
體制改革穩步推進。 大幅取消和下放行政審批事項， 行政審批制度改革成效明顯。 電力體制改革不斷深化， 電力市場建設、 交易機構組建、 發用電計劃放開、 售電側和輸配電價改革加快實施。 油氣體制改革穩步推進。 電煤價格雙軌制取消， 煤炭資源稅改革取得突破性進展， 能源投資進一步向民間資本開放。
國際合作不斷深化。 “ 一帶一路” 能源合作全面展開，中巴經濟走廊能源合作深入推進。 西北、 東北、 西南及海上四大油氣進口通道不斷完善。 電力、 油氣、 可再生能源和煤炭等領域技術、 裝備和服務合作成效顯著， 核電國際合作邁開新步伐。 雙多邊能源交流廣泛開展， 我國對國際能源事務的影響力逐步增強。
專欄 1 “ 十二五” 時期能源發展主要成就
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二、 發展趨勢
從國際看， “ 十三五” 時期世界經濟將在深度調整中曲折復蘇， 國際能源格局發生重大調整， 圍繞能源市場和創新變革的國際競爭仍然激烈， 主要呈現以下五個趨勢。
能源供需寬松化。 美國頁巖油氣革命， 推動全球油氣儲量、 產量大幅增加。 液化天然氣技術進一步成熟， 全球天然氣貿易規模持續增長， 并從區域化走向全球化。 非化石能源快速發展， 成為能源供應新的增長極。 世界主要發達經濟體和新興經濟體潛在增長率下降， 能源需求增速明顯放緩， 全球能源供應能力充足。
能源格局多極化。 世界能源消費重心加速東移， 發達國家能源消費基本趨于穩定， 發展中國家能源消費繼續保持較快增長， 亞太地區成為推動世界能源消費增長的主要力量。
美洲油氣產能持續增長， 成為國際油氣新增產量的主要供應地區， 西亞地區油氣供應一極獨大的優勢弱化， 逐步形成西亞、 中亞—俄羅斯、 非洲、 美洲多極發展新格局。
能源結構低碳化。 世界能源低碳化進程進一步加快， 天然氣和非化石能源成為世界能源發展的主要方向。 經濟合作與發展組織成員國天然氣消費比重已經超過 30%， 2030 年天然氣有望成為第一大能源品種。 歐盟可再生能源消費比重已經達到 15%， 預計 2030 年將超過 27%。 日本福島核事故影響了世界核電發展進程， 但在確保安全的前提下， 主要核電大國和一些新興國家仍將核電作為低碳能源發展的方向。
能源系統智能化。 能源科技創新加速推進， 新一輪能源技術變革方興未艾， 以智能化為特征的能源生產消費新模式開始涌現。 智能電網加快發展， 分布式智能供能系統在工業園區、 城鎮社區、 公用建筑和私人住宅開始應用， 新能源汽車產業化進程加快， 越來越多的用能主體參與能源生產和市場交易， 智慧能源新業態初現雛形。
國際競爭復雜化。 能源國際競爭焦點從傳統的資源掌控權、 戰略通道控制權向定價權、 貨幣結算權、 轉型變革主導權擴展。 能源生產消費國利益分化調整， 傳統與新興能源生產國之間角力加劇， 全球能源治理體系加速重構。
從國內看， “ 十三五” 時期是我國經濟社會發展非常重要的時期。 能源發展將呈現以下五個趨勢。能源消費增速明顯回落。 未來五年， 鋼鐵、 有色、 建材等主要耗能產品需求預計將達到峰值， 能源消費將穩中有降。 在經濟增速趨緩、 結構轉型升級加快等因素共同作用下，能源消費增速預計將從“ 十五” 以來的年均 9%下降到 2.5%左右。
能源結構雙重更替加快。 “ 十三五” 時期是我國實現非化石能源消費比重達到 15%目標的決勝期， 也是為 2030 年前后碳排放達到峰值奠定基礎的關鍵期。 煤炭消費比重將進一步降低， 非化石能源和天然氣消費比重將顯著提高， 我國主體能源由油氣替代煤炭、 非化石能源替代化石能源的雙重更替進程將加快推進。
能源發展動力加快轉換。 能源發展正在由主要依靠資源投入向創新驅動轉變， 科技、 體制和發展模式創新將進一步推動能源清潔化、 智能化發展， 培育形成新產業和新業態。
能源消費增長的主要來源逐步由傳統高耗能產業轉向第三產業和居民生活用能， 現代制造業、 大數據中心、 新能源汽車等將成為新的用能增長點。
能源供需形態深刻變化。 隨著智能電網、 分布式能源、低風速風電、 太陽能新材料等技術的突破和商業化應用， 能源供需方式和系統形態正在發生深刻變化。 “ 因地制宜、 就地取材” 的分布式供能系統將越來越多地滿足新增用能需求， 風能、 太陽能、 生物質能和地熱能在新城鎮、 新農村能源供應體系中的作用將更加凸顯。
能源國際合作邁向更高水平。 “ 一帶一路” 建設和國際產能合作的深入實施， 推動能源領域更大范圍、 更高水平和更深層次的開放交融， 有利于全方面加強能源國際合作， 形成開放條件下的能源安全新格局。
三、 主要問題和挑戰
“ 十三五” 時期， 我國能源消費增長換檔減速， 保供壓力明顯緩解， 供需相對寬松， 能源發展進入新階段。 在供求關系緩和的同時， 結構性、 體制機制性等深層次矛盾進一步凸顯， 成為制約能源可持續發展的重要因素。 面向未來， 我國能源發展既面臨厚植發展優勢、 調整優化結構、 加快轉型升級的戰略機遇期， 也面臨諸多矛盾交織、 風險隱患增多的嚴峻挑戰。
傳統能源產能結構性過剩問題突出。 煤炭產能過剩， 供求關系嚴重失衡。 煤電機組平均利用小時數明顯偏低， 并呈現進一步下降趨勢， 導致設備利用效率低下、 能耗和污染物排放水平大幅增加。 原油一次加工能力過剩， 產能利用率不到 70%， 但高品質清潔油品生產能力不足。
可再生能源發展面臨多重瓶頸。 可再生能源全額保障性收購政策尚未得到有效落實。 電力系統調峰能力不足， 調度運行和調峰成本補償機制不健全， 難以適應可再生能源大規模并網消納的要求， 部分地區棄風、 棄水、 棄光問題嚴重。
鼓勵風電和光伏發電依靠技術進步降低成本、 加快分布式發展的機制尚未建立， 可再生能源發展模式多樣化受到制約。
天然氣消費市場亟需開拓。 天然氣消費水平明顯偏低與供應能力階段性富余問題并存， 需要盡快拓展新的消費市場。 基礎設施不完善， 管網密度低， 儲氣調峰設施嚴重不足，
輸配成本偏高， 擴大天然氣消費面臨諸多障礙。 市場機制不健全， 國際市場低價天然氣難以適時進口， 天然氣價格水平總體偏高， 隨著煤炭、 石油價格下行， 氣價競爭力進一步削弱， 天然氣消費市場拓展受到制約。
能源清潔替代任務艱巨。 部分地區能源生產消費的環境承載能力接近上限， 大氣污染形勢嚴峻。 煤炭占終端能源消費比重高達 20%以上， 高出世界平均水平 10 個百分點。 “ 以氣代煤” 和“ 以電代煤” 等清潔替代成本高， 潔凈型煤推廣困難， 大量煤炭在小鍋爐、 小窯爐及家庭生活等領域散燒使用， 污染物排放嚴重。 高品質清潔油品利用率較低， 交通用油等亟需改造升級。
能源系統整體效率較低。 電力、 熱力、 燃氣等不同供能系統集成互補、 梯級利用程度不高。 電力、 天然氣峰谷差逐漸增大， 系統調峰能力嚴重不足， 需求側響應機制尚未充分建立， 供應能力大都按照滿足最大負荷需要設計， 造成系統設備利用率持續下降。 風電和太陽能發電主要集中在西北部地區， 長距離大規模外送需配套大量煤電用以調峰， 輸送清潔能源比例偏低， 系統利用效率不高。
跨省區能源資源配置矛盾凸顯。 能源資源富集地區大都仍延續大開發、 多外送的發展慣性， 而主要能源消費地區需求增長放緩， 市場空間萎縮， 更加注重能源獲取的經濟性與可控性， 對接受區外能源的積極性普遍降低。 能源送受地區之間利益矛盾日益加劇， 清潔能源在全國范圍內優化配置受阻， 部分跨省區能源輸送通道面臨低效運行甚至閑置的風險。
適應能源轉型變革的體制機制有待完善。 能源價格、 稅收、 財政、 環保等政策銜接協調不夠， 能源市場體系建設滯后， 市場配置資源的作用沒有得到充分發揮。 價格制度不完善， 天然氣、 電力調峰成本補償及相應價格機制較為缺乏，科學靈活的價格調節機制尚未完全形成， 不能適應能源革命的新要求。
第二章 指導方針和目標
一、 指導思想
全面貫徹黨的十八大和十八屆三中、 四中、 五中、 六中全會精神， 更加緊密地團結在以習近平同志為核心的黨中央周圍， 認真落實黨中央、 國務院決策部署， 緊緊圍繞統籌推進“ 五位一體” 總體布局和協調推進“ 四個全面” 戰略布局，牢固樹立和貫徹落實創新、 協調、 綠色、 開放、 共享的發展理念， 主動適應、 把握和引領經濟發展新常態， 遵循能源發展“ 四個革命、 一個合作” 的戰略思想， 順應世界能源發展大勢， 堅持以推進供給側結構性改革為主線， 以滿足經濟社會發展和民生需求為立足點， 以提高能源發展質量和效益為中心， 著力優化能源系統， 著力補齊資源環境約束、 質量效益不高、 基礎設施薄弱、 關鍵技術缺乏等短板， 著力培育能源領域新技術新產業新業態新模式， 著力提升能源普遍服務水平， 全面推進能源生產和消費革命， 努力構建清潔低碳、安全高效的現代能源體系， 為全面建成小康社會提供堅實的能源保障。
二、 基本原則
——革命引領， 創新發展。 把能源革命作為能源發展的核心任務， 把創新作為引領能源發展的第一動力。 加快技術創新、 體制機制創新、 商業模式創新， 充分發揮市場配置資源的決定性作用， 增強發展活力， 促進能源持續健康發展。
——效能為本， 協調發展。 堅持節約資源的基本國策，把節能貫穿于經濟社會發展全過程， 推行國際先進能效標準和節能制度， 推動形成全社會節能型生產方式和消費模式。以智能高效為目標， 加強能源系統統籌協調和集成優化， 推動各類能源協同協調發展， 大幅提升系統效率。
——清潔低碳， 綠色發展。 把發展清潔低碳能源作為調整能源結構的主攻方向， 堅持發展非化石能源與清潔高效利用化石能源并舉。 逐步降低煤炭消費比重， 提高天然氣和非化石能源消費比重， 大幅降低二氧化碳排放強度和污染物排放水平， 優化能源生產布局和結構， 促進生態文明建設。
——立足國內， 開放發展。 加強能源資源勘探開發， 增強能源儲備應急能力， 構建多輪驅動的能源供應體系， 保持能源充足穩定供應。 積極實施“ 一帶一路” 戰略， 深化能源國際產能和裝備制造合作， 推進能源基礎設施互聯互通， 提升能源貿易質量， 積極參與全球能源治理。
——以人為本， 共享發展。 按照全面建成小康社會的要求， 加強能源基礎設施和公共服務能力建設， 提升產業支撐能力， 提高能源普遍服務水平， 切實保障和改善民生。 堅持能源發展和脫貧攻堅有機結合， 推進能源扶貧工程， 重大能源工程優先支持革命老區、 民族地區、 邊疆地區和集中連片貧困地區。
——筑牢底線， 安全發展。 樹立底線思維， 增強危機意識， 堅持國家總體安全觀， 牢牢把握能源安全主動權。 增強國內油氣供給保障能力， 推進重點領域石油減量替代， 加快發展石油替代產業， 加強煤制油氣等戰略技術儲備， 統籌利用“ 兩個市場， 兩種資源” ， 構建多元安全保障體系， 確保國家能源安全。
三、 政策取向
更加注重發展質量，調整存量、 做優增量， 積極化解過剩產能。 對存在產能過剩和潛在過剩的傳統能源行業， “ 十三五” 前期原則上不安排新增項目， 大力推進升級改造和淘汰落后產能。合理把握新能源發展節奏， 著力消化存量， 優化發展增量， 新建大型基地或項目應提前落實市場空間。盡快建立和完善煤電、風電、光伏發電設備利用率監測預警和調控約束機制，促進相關產業健康有序發展。
更加注重結構調整，加快雙重更替，推進能源綠色低碳發展。 抓住能源供需寬松的有利時機， 加快能源結構雙重更替步伐。 著力降低煤炭消費比重， 加快散煤綜合治理，大力推進煤炭分質梯級利用。 鼓勵天然氣勘探開發投資多元化，實現儲運接收設施公平接入， 加快價格改革， 降低利用成本，擴大天然氣消費。 超前謀劃水電、 核電發展， 適度加大開工規模， 穩步推進風電、太陽能等可再生能源發展， 為實現 2030年非化石能源發展目標奠定基礎。
更加注重系統優化，創新發展模式， 積極構建智慧能源系統。 把提升系統調峰能力作為補齊電力發展短板的重大舉措， 加快優質調峰電源建設， 積極發展儲能， 變革調度運行模式，加快突破電網平衡和自適應等運行控制技術，顯著提高電力系統調峰和消納可再生能源能力。強化電力和天然氣需求側管理，顯著提升用戶響應能力。 大力推廣熱、電、冷、氣一體化集成供能， 加快推進“ 互聯網+” 智慧能源建設。
更加注重市場規律， 強化市場自主調節， 積極變革能源供需模式。 適應跨省區能源配置需求減弱的新趨勢， 處理好能源就地平衡與跨區供應的關系， 慎重研究論證新增跨區輸送通道。 用市場機制協調電力送、 受雙方利益， 發揮比較優勢， 實現互利共贏。 堅持集中開發與分散利用并舉， 高度重視分布式能源發展， 大力推廣智能化供能和用能方式， 培育新的增長動能。
更加注重經濟效益， 遵循產業發展規律， 增強能源及相關產業競爭力。 以全社會綜合用能成本較低作為能源發展的重要目標和衡量標準， 更加突出經濟性， 著力打造低價能源優勢。 遵循產業發展趨勢和規律， 逐步降低風電、 光伏發電價格水平和補貼標準， 合理引導市場預期， 通過競爭促進技術進步和產業升級， 實現產業健康可持續發展。
更加注重機制創新， 充分發揮價格調節作用， 促進市場公平競爭。 放開電力、 天然氣競爭性環節價格， 逐步形成及時反映市場供求關系、 符合能源發展特性的價格機制， 引導市場主體合理調節能源生產和消費行為。 推動實施有利于提升清潔低碳能源競爭力的市場交易制度和綠色財稅機制。
四、 主要目標
按照“ 十三五” 規劃《 綱要》 總體要求， 綜合考慮安全、資源、 環境、 技術、 經濟等因素， 2020 年能源發展主要目標是：
——能源消費總量。 能源消費總量控制在 50 億噸標準煤以內， 煤炭消費總量控制在 41 億噸以內。 全社會用電量預期為 6.8~7.2 萬億千瓦時。
——能源安全保障。 能源自給率保持在 80%以上， 增強能源安全戰略保障能力， 提升能源利用效率， 提高能源清潔替代水平。
——能源供應能力。 保持能源供應穩步增長， 國內一次能源生產量約 40 億噸標準煤， 其中煤炭 39 億噸， 原油 2 億噸， 天然氣 2200 億立方米， 非化石能源 7.5 億噸標準煤。 發電裝機 20 億千瓦左右。
——能源消費結構。 非化石能源消費比重提高到 15%以上，天然氣消費比重力爭達到 10%，煤炭消費比重降低到 58%以下。 發電用煤占煤炭消費比重提高到 55%以上。
——能源系統效率。 單位國內生產總值能耗比 2015 年下降 15%， 煤電平均供電煤耗下降到每千瓦時 310 克標準煤以下， 電網線損率控制在 6.5%以內。
——能源環保低碳。 單位國內生產總值二氧化碳排放比2015 年下降 18%。 能源行業環保水平顯著提高， 燃煤電廠污染物排放顯著降低， 具備改造條件的煤電機組全部實現超低排放。
——能源普遍服務。 能源公共服務水平顯著提高， 實現基本用能服務便利化， 城鄉居民人均生活用電水平差距顯著縮小。
專欄 2 “ 十三五” 時期能源發展主要指標
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第三章 主要任務
一、 高效智能， 著力優化能源系統
以提升能源系統綜合效率為目標， 優化能源開發布局，加強電力系統調峰能力建設， 實施需求側響應能力提升工程， 推動能源生產供應集成優化， 構建多能互補、 供需協調的智慧能源系統。
優化能源開發布局。 根據國家發展戰略， 結合全國主體功能區規劃和大氣污染防治要求， 充分考慮產業轉移與升級、 資源環境約束和能源流轉成本， 全面系統優化能源開發布局。 能源資源富集地區合理控制大型能源基地開發規模和建設時序， 創新開發利用模式， 提高就地消納比例， 根據目標市場落實情況推進外送通道建設。 能源消費地區因地制宜
發展分布式能源， 降低對外來能源調入的依賴。 充分發揮市場配置資源的決定性作用和更好發揮政府作用， 以供需雙方自主銜接為基礎， 合理優化配置能源資源， 處理好清潔能源充分納戰略與區域間利益平衡的關系， 有效化解棄風、 棄光、 棄水和部分輸電通道閑置等資源浪費問題， 全面提升能源系統效率。
加強電力系統調峰能力建設。 加快大型抽水蓄能電站、龍頭水電站、 天然氣調峰電站等優質調峰電源建設， 加大既有熱電聯產機組、 燃煤發電機組調峰靈活性改造力度， 改善電力系統調峰性能， 減少冗余裝機和運行成本， 提高可再生能源消納能力。 積極開展儲能示范工程建設， 推動儲能系統與新能源、 電力系統協調優化運行。 推進電力系統運行模式變革， 實施節能低碳調度機制， 加快電力現貨市場及電力輔助服務市場建設， 合理補償電力調峰成本。
實施能源需求響應能力提升工程。 堅持需求側與供給側并重， 完善市場機制及技術支撐體系， 實施“ 能效電廠” 、“ 能效儲氣庫” 建設工程， 逐步完善價格機制， 引導電力、天然氣用戶自主參與調峰、 錯峰， 增強需求響應能力。 以智能電網、 能源微網、 電動汽車和儲能等技術為支撐， 大力發展分布式能源網絡， 增強用戶參與能源供應和平衡調節的靈活性和適應能力。 積極推行合同能源管理、 綜合節能服務等市場化機制和新型商業模式。
實施多能互補集成優化工程。 加強終端供能系統統籌規劃和一體化建設， 在新城鎮、 新工業園區、 新建大型公用設施(機場、 車站、 醫院、 學校等) 、 商務區和海島地區等新增用能區域， 實施終端一體化集成供能工程， 因地制宜推廣天然氣熱電冷三聯供、 分布式再生能源發電、 地熱能供暖制冷等供能模式， 加強熱、 電、 冷、 氣等能源生產耦合集成和
互補利用。 在既有工業園區等用能區域， 推進能源綜合梯級利用改造， 推廣應用上述供能模式， 加強余熱余壓、 工業副產品、 生活垃圾等能源資源回收及綜合利用。 利用大型綜合能源基地風能、 太陽能、 水能、 煤炭、 天然氣等資源組合優勢， 推進風光水火儲多能互補工程建設運行。
專欄 3 能源系統優化重點工程
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積極推動“互聯網+” 智慧能源發展。
加快推進能源全領域、 全環節智慧化發展， 實施能源生產和利用設施智能化改造， 推進能源監測、 能量計量、 調度運行和管理智能化體系建設， 提高能源發展可持續自適應能力。 加快智能電網發展， 積極推進智能變電站、 智能調度系統建設， 擴大智能電表等智能計量設施、 智能信息系統、 智能用能設施應用范圍，提高電網與發電側、 需求側交互響應能力。 推進能源與信息、材料、 生物等領域新技術深度融合， 統籌能源與通信、 交通等基礎設施建設， 構建能源生產、 輸送、 使用和儲能體系協調發展、 集成互補的能源互聯網。
二、 節約低碳， 推動能源消費革命
堅持節約優先， 強化引導和約束機制， 抑制不合理能源消費， 提升能源消費清潔化水平， 逐步構建節約高效、 清潔低碳的社會用能模式。
實施能源消費總量和強度“雙控” 。 把能源消費總量和能源消費強度作為經濟社會發展重要約束性指標， 建立指標分解落實機制。 調整產業結構， 綜合運用經濟、 法律等手段，切實推進工業、 建筑、 交通等重點領域節能減排， 通過淘汰落后產能、 加快傳統產業升級改造和培育新動能， 提高能源效率。 加強重點行業能效管理， 推動重點企業能源管理體系建設， 提高用能設備能效水平， 嚴格鋼鐵、 電解鋁、 水泥等高耗能行業產品能耗標準。
開展煤炭消費減量行動。 嚴控煤炭消費總量， 京津冀魯、長三角和珠三角等區域實施減煤量替代， 其他重點區域實施等煤量替代。 提升能效環保標準， 積極推進鋼鐵、 建材、 化工等高耗煤行業節能減排改造。 全面實施散煤綜合治理， 逐步推行天然氣、 電力、 潔凈型煤及可再生能源等清潔能源替代民用散煤， 實施工業燃煤鍋爐和窯爐改造提升工程， 散煤治理取得明顯進展。
拓展天然氣消費市場。 積極推進天然氣價格改革， 推動天然氣市場建設， 探索建立合理氣、 電價格聯動機制， 降低天然氣綜合使用成本， 擴大天然氣消費規模。 穩步推進天然氣接收和儲運設施公平開放， 鼓勵大用戶直供。 合理布局天然氣銷售網絡和服務設施， 以民用、 發電、 交通和工業等領域為著力點， 實施天然氣消費提升行動。 以京津冀及周邊地區、 長三角、 珠三角、 東北地區為重點， 推進重點城市“ 煤改氣” 工程。 加快建設天然氣分布式能源項目和天然氣調峰電站。 2020 年氣電裝機規模達到 1.1 億千瓦。
實施電能替代工程。 積極推進居民生活、 工業與農業生產、 交通運輸等領域電能替代。 推廣電鍋爐、 電窯爐、 電采暖等新型用能方式， 以京津冀及周邊地區為重點， 加快推進農村采暖電能替代， 在新能源富集地區利用低谷富余電實施儲能供暖。 提高鐵路電氣化率， 適度超前建設電動汽車充電設施， 大力發展港口岸電、 機場橋電系統， 促進交通運輸“ 以電代油” 。 到 2020 年電能在終端能源消費中的比重提高到27%以上。
開展成品油質量升級專項行動。 2017 年起全面使用國五標準車用汽柴油， 抓緊制定發布國六標準車用汽柴油標準，力爭 2019 年全面實施。 加快推進普通柴油、 船用燃料油質量升級， 推廣使用生物質燃料等清潔油品， 提高煤制燃料戰略儲備能力。 加強車船尾氣排放與凈化設施改造監管， 確保油機協同升級。
創新生產生活用能模式。 實施工業節能、 綠色建筑、 綠色交通等清潔節能行動。 健全節能標準體系， 大力開發、 推廣節能高效技術和產品， 實現重點用能行業、 設備節能標準全覆蓋。 推行重點用能行業能效“ 領跑者” 制度和對標達標考核制度。 積極創建清潔能源示范省(區、 市) 、 綠色能源示范市(縣) 、 智慧能源示范鎮(村、 島) 和綠色園區(工廠) ， 引導居民科學合理用能， 推動形成注重節能的生活方式和社會風尚。
專欄 4 能源消費革命重點工程
三、 多元發展， 推動能源供給革命
推動能源供給側結構性改革， 以五大國家綜合能源基地為重點優化存量， 把推動煤炭等化石能源清潔高效開發利用作為能源轉型發展的首要任務， 同時大力拓展增量， 積極發展非化石能源， 加強能源輸配網絡和儲備應急設施建設， 加快形成多輪驅動的能源供應體系， 著力提高能源供應體系的質量和效率。
著力化解和防范產能過剩。 堅持轉型升級和淘汰落后相結合， 綜合運用市場和必要的行政手段， 提升存量產能利用效率， 從嚴控制新增產能， 支持企業開展產能國際合作， 推動市場出清， 多措并舉促進市場供需平衡。 加強市場監測預警， 強化政策引導， 主動防范風險， 促進產業有序健康發展。
——煤炭。 嚴格控制審批新建煤礦項目、 新增產能技術改造項目和生產能力核增項目， 確需新建煤礦的， 實行減量置換。 運用市場化手段以及安全、 環保、 技術、 質量等標準，加快淘汰落后產能和不符合產業政策的產能， 積極引導安全無保障、 資源枯竭、 賦存條件差、 環境污染重、 長期虧損的煤礦產能有序退出， 推進企業兼并重組， 鼓勵煤、 電、 化等上下游產業一體化經營。 實行煤炭產能登記公告制度， 嚴格治理違法違規煤礦項目建設， 控制超能力生產。 “ 十三五”期間， 停緩建一批在建煤礦項目， 14 個大型煤炭基地生產能力達到全國的 95%以上。
專欄 5 煤炭發展重點
——煤電。 優化規劃建設時序， 加快淘汰落后產能， 促進煤電清潔高效發展。 建立煤電規劃建設風險預警機制， 加強煤電利用小時數監測和考核， 與新上項目規模掛鉤， 合理調控建設節奏。 “ 十三五” 前兩年暫緩核準電力盈余省份中除民生熱電和扶貧項目之外的新建自用煤電項目， 采取有力措施提高存量機組利用率， 使全國煤電機組平均利用小時數達到合理水平; 后三年根據供需形勢， 按照國家總量控制要求， 合理確定新增煤電規模， 有序安排項目開工和投產時序。民生熱電聯產項目以背壓式機組為主。 提高煤電能耗、 環保等準入標準， 加快淘汰落后產能， 力爭關停 2000 萬千瓦。2020 年煤電裝機規模力爭控制在 11 億千瓦以內。
全面實施燃煤機組超低排放與節能改造， 推廣應用清潔高效煤電技術， 嚴格執行能效環保標準， 強化發電廠污染物排放監測。 2020 年煤電機組平均供電煤耗控制在每千瓦時310 克以下， 其中新建機組控制在 300 克以下， 二氧化硫、氮氧化物和煙塵排放濃度分別不高于每立方米 35 毫克、 50毫克、 10 毫克。
專欄 6 煤電發展重點
——煤炭深加工。 按照國家能源戰略技術儲備和產能儲備示范工程的定位， 合理控制發展節奏， 強化技術創新和市場風險評估， 嚴格落實環保準入條件， 有序發展煤炭深加工，穩妥推進煤制燃料、 煤制烯烴等升級示范， 增強項目競爭力和抗風險能力。 嚴格執行能效、 環保、 節水和裝備自主化等標準， 積極探索煤炭深加工與煉油、 石化、 電力等產業有機融合的創新發展模式， 力爭實現長期穩定高水平運行。 “ 十三五” 期間， 煤制油、 煤制天然氣生產能力達到 1300 萬噸和 170 億立方米左右。
鼓勵煤矸石、 礦井水、 煤礦瓦斯等煤炭資源綜合利用，提升煤炭資源附加值和綜合利用效率。 采用先進煤化工技術， 推進低階煤中低溫熱解、 高鋁粉煤灰提取氧化鋁等煤炭分質梯級利用示范項目建設。 積極推廣應用清潔煤技術， 大力發展煤炭洗選加工， 2020 年原煤入選率達到 75%以上。
專欄 7 煤炭深加工建設重點
——煉油。 加強煉油能力總量控制， 淘汰能耗高、 污染重的落后產能， 適度推進先進產能建設。 嚴格項目準入標準，防止以重油深加工等名義變相增加煉油能力。 積極開展試點示范， 推進城市煉廠綜合治理， 加快產業改造升級， 延長煉油加工產業鏈， 增加供應適銷對路、 附加值高的下游產品，提高產業智能制造和清潔高效水平。
推進非化石能源可持續發展。 統籌資源、 環境和市場條件， 超前布局、 積極穩妥推進建設周期長、 配套要求高的水電和核電項目， 實現接續滾動發展。 堅持集中開發與分散利用并舉， 調整優化開發布局， 全面協調推進風電開發， 推動太陽能多元化利用， 因地制宜發展生物質能、 地熱能、 海洋能等新能源， 提高可再生能源發展質量和在全社會總發電量中的比重。
——常規水電。 堅持生態優先、 統籌規劃、 梯級開發，有序推進流域大型水電基地建設， 加快建設龍頭水電站， 控制中小水電開發。 在深入開展環境影響評價、 確保環境可行的前提下， 科學安排金沙江、 雅礱江、 大渡河等大型水電基地建設時序， 合理開發黃河上游等水電基地， 深入論證西南水電接續基地建設。 創新水電開發運營模式， 探索建立水電開發收益共享長效機制， 保障庫區移民合法權益。 2020 年常規水電規模達到 3.4 億千瓦， “ 十三五” 新開工規模 6000 萬千瓦以上。
發揮現有水電調節能力和水電外送通道、 周邊聯網通道輸電潛力， 優化調度運行， 促進季節性水電合理消納。 加強四川、 云南等棄水問題突出地區水電外送通道建設， 擴大水電消納范圍。
——核電。 安全高效發展核電， 在采用我國和國際最新核安全標準、 確保萬無一失的前提下， 在沿海地區開工建設一批先進三代壓水堆核電項目。 加快堆型整合步伐， 穩妥解決堆型多、 堆型雜的問題， 逐步向自主三代主力堆型集中。
積極開展內陸核電項目前期論證工作， 加強廠址保護。 深入實施核電重大科技專項， 開工建設 CAP1400 示范工程， 建成高溫氣冷堆示范工程。 加快論證并推動大型商用乏燃料后處理廠建設。 適時啟動智能小型堆、 商業快堆、 60 萬千瓦級高溫氣冷堆等自主創新示范項目， 推進核能綜合利用。 實施核電專業人才隊伍建設行動， 加強核安全監督、 核電操作人員及設計、 建造、 工程管理等關鍵崗位人才培養， 完善專業人才梯隊建設， 建立多元化人才培養渠道。 2020 年運行核電裝機力爭達到 5800 萬千瓦， 在建核電裝機達到 3000 萬千瓦以上。
——風電。 堅持統籌規劃、 集散并舉、 陸海齊進、 有效利用。 調整優化風電開發布局， 逐步由“ 三北” 地區為主轉向中東部地區為主， 大力發展分散式風電， 穩步建設風電基地， 積極開發海上風電。 加大中東部地區和南方地區資源勘探開發， 優先發展分散式風電， 實現低壓側并網就近消納。
穩步推進“ 三北” 地區風電基地建設， 統籌本地市場消納和跨區輸送能力， 控制開發節奏， 將棄風率控制在合理水平。
加快完善風電產業服務體系， 切實提高產業發展質量和市場競爭力。 2020 年風電裝機規模達到 2.1 億千瓦以上， 風電與煤電上網電價基本相當。
——太陽能。 堅持技術進步、 降低成本、 擴大市場、 完善體系。 優化太陽能開發布局， 優先發展分布式光伏發電，擴大“ 光伏+” 多元化利用， 促進光伏規模化發展。 穩步推
進“ 三北” 地區光伏電站建設， 積極推動光熱發電產業化發展。 建立棄光率預警考核機制， 有效降低光伏電站棄光率。2020 年， 太陽能發電規模達到 1.1 億千瓦以上， 其中分布式光伏 6000 萬千瓦、 光伏電站 4500 萬千瓦、 光熱發電 500 萬千瓦， 光伏發電力爭實現用戶側平價上網。
專欄 8 風能和太陽能資源開發重點
——生物質能及其他。 積極發展生物質液體燃料、 氣體燃料、 固體成型燃料。 推動沼氣發電、 生物質氣化發電， 合理布局垃圾發電。 有序發展生物質直燃發電、 生物質耦合發電， 因地制宜發展生物質熱電聯產。 加快地熱能、 海洋能綜合開發利用。 2020 年生物質能發電裝機規模達到 1500 萬千瓦左右， 地熱能利用規模達到 7000 萬噸標煤以上。夯實油氣資源供應基礎。 繼續加強國內常規油氣資源勘探開發， 加大頁巖氣、 頁巖油、 煤層氣等非常規油氣資源調查評價， 積極擴大規模化開發利用， 立足國內保障油氣戰略資源供應安全。
——石油。 加強國內勘探開發， 促進石油增儲穩產。 深化精細勘探開發， 延緩東部石油基地產量衰減， 實現西部鄂爾多斯、 塔里木、 準噶爾三大石油基地增儲穩產。 加強海上石油基地開發， 積極穩妥推進深水石油勘探開發。 支持鄂爾多斯、 松遼、 渤海灣等地區超低滲油、 稠油、 致密油等低品位資源和頁巖油、 油砂等非常規資源勘探開發和綜合利用。“ 十三五” 期間， 石油新增探明儲量 50 億噸左右， 年產量 2億噸左右。
——天然氣。 堅持海陸并進， 常非并舉。 推進鄂爾多斯、四川、 塔里木氣區持續增產， 加大海上氣區勘探開發力度。以四川盆地及周緣為重點， 加強南方海相頁巖氣勘探開發，積極推進重慶涪陵、 四川長寧—威遠、 云南昭通、 陜西延安等國家級頁巖氣示范區建設， 推動其他潛力區塊勘探開發。建設沁水盆地、 鄂爾多斯盆地東緣和貴州畢水興等煤層氣產業化基地， 加快西北煤層氣資源勘查， 推進煤礦區瓦斯規模化抽采利用。 積極開展天然氣水合物勘探， 優選一批勘探遠景目標區。 2020 年常規天然氣產量達到 1700 億立方米， 頁巖氣產量達到 300 億立方米， 煤層氣(煤礦瓦斯) 利用量達到 160 億立方米。
補齊能源基礎設施短板。 按照系統安全、 流向合理、 優化存量、 彌補短板的原則， 穩步有序推進跨省區電力輸送通道建設， 完善區域和省級骨干電網， 加強配電網建設改造，著力提高電網利用效率。 科學規劃、 整體布局， 統籌推進油氣管網建設， 增強區域間協調互濟供給能力和終端覆蓋能力。 加強能源儲備應急體系建設。
——電網。 堅持分層分區、 結構清晰、 安全可控、 經濟高效的發展原則， 充分論證全國同步電網格局， 進一步調整完善電網主網架。 根據目標市場落實情況， 穩步推進跨省區電力輸送通道建設， 合理確定通道送電規模。 有序建設大氣污染防治重點輸電通道， 積極推進大型水電基地外送通道建設， 優先解決云南、 四川棄水和東北地區窩電問題。 探索建立靈活可調節的跨區輸電價格形成機制， 優化電力資源配置。 進一步優化完善區域和省級電網主網架， 充分挖掘既有電網輸送潛力， 示范應用柔性直流輸電， 加快突破電網平衡和自適應等運行控制技術， 著力提升電網利用效率。 加大投資力度， 全面實施城鄉配電網建設改造行動， 打造現代配電網， 鼓勵具備條件地區開展多能互補集成優化的微電網示范應用。 “ 十三五” 期間新增跨省區輸電能力 1.3 億千瓦左右。
——油氣管網。 統籌油田開發、 原油進口和煉廠建設布局， 以長江經濟帶和沿海地區為重點， 加強區域管道互聯互通， 完善沿海大型原油接卸碼頭和陸上接轉通道， 加快完善東北、 西北、 西南陸上進口通道， 提高管輸原油供應能力。
按照“ 北油南下、 西油東運、 就近供應、 區域互聯” 的原則，優化成品油管輸流向， 鼓勵企業間通過油品資源串換等方式， 提高管輸效率。 按照“ 西氣東輸、 北氣南下、 海氣登陸、就近供應” 的原則， 統籌規劃天然氣管網， 加快主干管網建設， 優化區域性支線管網建設， 打通天然氣利用“ 最后一公里” ， 實現全國主干管網及區域管網互聯互通。 優化沿海液化天然氣(LNG) 接收站布局， 在環渤海、 長三角、 東南沿海地區，優先擴大已建 LNG 接收站儲轉能力，適度新建 LNG接收站。 加強油氣管網運行維護， 提高安全環保水平。 2020年， 原油、 成品油管道總里程分別達到 3.2 萬和 3.3 萬公里，年輸油能力分別達到 6.5 億和 3 億噸; 天然氣管道總里程達到 10 萬公里， 干線年輸氣能力超過 4000 億立方米。
——儲備應急設施。 加快石油儲備體系建設， 全面建成國家石油儲備二期工程， 啟動后續項目前期工作， 鼓勵商業儲備， 合理提高石油儲備規模。 加大儲氣庫建設力度， 加快建設沿海 LNG 和城市儲氣調峰設施。 推進大型煤炭儲配基地和煤炭物流園區建設， 完善煤炭應急儲備體系。
專欄 9 能源基礎設施建設重點
四、 創新驅動， 推動能源技術革命
深入實施創新驅動發展戰略， 推動大眾創業、 萬眾創新，加快推進能源重大技術研發、 重大裝備制造與重大示范工程建設， 超前部署重點領域核心技術集中攻關， 加快推進能源技術革命， 實現我國從能源生產消費大國向能源科技裝備強國轉變。
加強科技創新能力建設。 加強能源科技創新體系頂層設計， 完善科技創新激勵機制， 統籌推進基礎性、 綜合性、 戰略性能源科技研發， 提升能源科技整體競爭力， 培育更多能源技術優勢并加快轉化為經濟優勢。 深入推進能源領域國家重大專項工程。 整合現有科研力量， 建設一批能源創新中心和實驗室。 進一步激發能源企業、 高校及研究機構的創新潛能， 推動大眾創業、 萬眾創新， 鼓勵加強合作， 建立一批技術創新聯盟， 推進技術集成創新。
強化企業創新主體地位，健全市場導向機制， 加快技術產業化應用， 打造若干具有國際競爭力的科技創新型能源企業。依托現有人才計劃， 強化人才梯隊建設， 培育一批能源科技領軍人才與團隊。推進重點技術與裝備研發。 堅持戰略導向， 以增強自主創新能力為著力點， 圍繞油氣資源勘探開發、 化石能源清潔高效轉化、 可再生能源高效開發利用、 核能安全利用、 智慧能源、 先進高效節能等領域， 應用推廣一批技術成熟、 市場有需求、 經濟合理的技術， 示范試驗一批有一定技術積累但工藝和市場有待驗證的技術， 集中攻關一批前景廣闊的技術， 加速科技創新成果轉化應用。
加強重點領域能源裝備自主創新， 重點突破能源裝備制造關鍵技術、 材料和零部件等瓶頸， 加快形成重大裝備自主成套能力， 推動可再生能源上游制造業加快智能制造升級， 提升全產業鏈發展質量和效益。實施科技創新示范工程。 發揮我國能源市場空間大、 工程實踐機會多的優勢， 加大資金、 政策扶持力度， 重點在油氣勘探開發、 煤炭加工轉化、 高效清潔發電、 新能源開發利用、 智能電網、 先進核電、 大規模儲能、 柔性直流輸電、 制氫等領域， 建設一批創新示范工程， 推動先進產能建設， 提高能源科技自主創新能力和裝備制造國產化水平。
專欄 10 能源科技創新重點任務
五、 公平效能， 推動能源體制革命
堅持市場化改革方向， 理順價格體系， 還原能源商品屬性， 充分發揮市場配置資源的決定性作用和更好發揮政府作用， 深入推進能源重點領域和關鍵環節改革， 著力破除體制機制障礙， 構建公平競爭的能源市場體系， 為提高能源效率、推進能源健康可持續發展營造良好制度環境。
完善現代能源市場。 加快形成統一開放、 競爭有序的現代能源市場體系。 放開競爭性領域和環節， 實行統一市場準入制度， 推動能源投資多元化， 積極支持民營經濟進入能源領域。 健全市場退出機制。 加快電力市場建設， 培育電力輔助服務市場， 建立可再生能源配額制及綠色電力證書交易制度。 推進天然氣交易中心建設。 培育能源期貨市場。 開展用能權交易試點， 推動建設全國統一的碳排放交易市場。 健全能源市場監管機制， 強化自然壟斷業務監管， 規范競爭性業務市場秩序。
推進能源價格改革。 按照“ 管住中間、 放開兩頭” 的總體思路， 推進能源價格改革， 建立合理反映能源資源稀缺程度、 市場供求關系、 生態環境價值和代際補償成本的能源價格機制， 妥善處理和逐步減少交叉補貼， 充分發揮價格杠桿調節作用。 放開電力、 油氣等領域競爭性環節價格， 嚴格監管和規范電力、 油氣輸配環節政府定價， 研究建立有效約束電網和油氣管網單位投資和成本的輸配價格機制， 實施峰谷分時價格、 季節價格、 可中斷負荷價格、 兩部制價格等科學價格制度， 完善調峰、 調頻、 備用等輔助服務價格制度， 推廣落實氣、 電價格聯動機制。 研究建立有利于激勵降低成本的財政補貼和電價機制， 逐步實現風電、 光伏發電上網電價市場化。
深化電力體制改革。 按照“ 準許成本加合理收益” 的原則， 嚴格成本監管， 合理制定輸配電價。 加快建立相對獨立、運行規范的電力交易機構， 改革電網企業運營模式。 有序放開除公益性調節性以外的發用電計劃和配電增量業務， 鼓勵以混合所有制方式發展配電業務， 嚴格規范和多途徑培育售電市場主體。 全面放開用戶側分布式電力市場， 實現電網公平接入， 完善鼓勵分布式能源、 智能電網和能源微網發展的機制和政策， 促進分布式能源發展。 積極引導和規范電力市場建設， 有效防范干預電力市場競爭、 隨意壓價等不規范行為。
推進油氣體制改革。 出臺油氣體制改革方案， 逐步擴大改革試點范圍。 推進油氣勘探開發制度改革， 有序放開油氣勘探開發、 進出口及下游環節競爭性業務， 研究推動網運分離。 實現管網、 接收站等基礎設施公平開放接入。
加強能源治理能力建設。 進一步轉變政府職能， 深入推進簡政放權、 放管結合、 優化服務改革， 加強規劃政策引導，健全行業監管體系。 適應項目審批權限下放新要求， 創新項目管理機制， 推動能源建設項目前期工作由政府主導、 統一實施， 建設項目經充分論證后納入能源規劃， 通過招投標等市場機制選擇投資主體。
深入推進政企分開， 逐步剝離由能源企業行使的管網規劃、 系統接入、 運行調度、 標準制定等公共管理職能， 由政府部門或委托第三方機構承擔。 強化能源戰略規劃研究， 組織開展能源發展重大戰略問題研究， 提升國家能源戰略決策能力。
健全能源標準、 統計和計量體系， 修訂和完善能源行業標準， 構建國家能源大數據研究平臺， 綜合運用互聯網、 大數據、 云計算等先進手段， 加強能源經濟形勢分析研判和預測預警， 顯著提高能源數據統計分析和決策支持能力。
六、 互利共贏， 加強能源國際合作
統籌國內國際兩個大局， 充分利用兩個市場、 兩種資源，全方位實施能源對外開放與合作戰略， 抓住“ 一帶一路” 建設重大機遇， 推動能源基礎設施互聯互通， 加大國際產能合作， 積極參與全球能源治理。
推進能源基礎設施互聯互通。 加快推進能源合作項目建設， 促進“ 一帶一路” 沿線國家和地區能源基礎設施互聯互通。 研究推進跨境輸電通道建設， 積極開展電網升級改造合作。
加大國際技術裝備和產能合作。 加強能源技術、 裝備與工程服務國際合作， 深化合作水平， 促進重點技術消化、 吸收再創新。 鼓勵以多種方式參與境外重大電力項目， 因地制宜參與有關新能源項目投資和建設， 有序開展境外電網項目投資、 建設和運營。
積極參與全球能源治理。 務實參與二十國集團、 亞太經合組織、 國際能源署、 國際可再生能源署、 能源憲章等國際平臺和機構的重大能源事務及規則制訂。 加強與東南亞國家聯盟、 阿拉伯國家聯盟、 上海合作組織等區域機構的合作，通過基礎設施互聯互通、 市場融合和貿易便利化措施， 協同保障區域能源安全。 探討構建全球能源互聯網。
七、 惠民利民， 實現能源共享發展
全面推進能源惠民工程建設， 著力完善用能基礎設施，精準實施能源扶貧工程， 切實提高能源普遍服務水平， 實現全民共享能源福利。完善居民用能基礎設施。 推進新一輪農村電網改造升級
工程， 實施城市配電網建設改造行動， 強化統一規劃， 健全技術標準， 適度超前建設， 促進城鄉網源協調發展。 統籌電網升級改造與電能替代， 滿足居民采暖領域電能替代。 積極推進棚戶區改造配套熱電聯產機組建設。 加快天然氣支線管網建設， 擴大管網覆蓋范圍。 在天然氣管網未覆蓋地區推進液化天然氣、 壓縮天然氣、 液化石油氣直供， 保障民生用氣。推動水電氣熱計量器具智能化升級改造， 加強能源資源精細化管理。 積極推進城市地下綜合管廊建設， 鼓勵能源管網與通信、 供水等管線統一規劃、 設計和施工， 促進城市空間集約化利用。
精準實施能源扶貧工程。 在革命老區、 民族地區、 邊疆地區、 集中連片貧困地區， 加強能源規劃布局， 加快推進能源扶貧項目建設。 調整完善能源開發收益分配機制， 增強貧困地區自我發展“ 造血功能” 。 繼續強化定點扶貧， 加大政府、 企業對口支援力度， 重點實施光伏、 水電、 天然氣開發利用等扶貧工程。
提高能源普遍服務水平。 完善能源設施維修和技術服務站， 培育能源專業化服務企業， 健全能源資源公平調配和應急響應機制， 保障城鄉居民基本用能需求， 降低居民用能成本， 促進能源軍民深度融合發展， 增強普遍服務能力。
提高天然氣供給普及率， 全面釋放天然氣民用需求， 2020 年城鎮氣化率達到 57%， 用氣人口達到 4.7 億。
支持居民以屋頂光伏發電等多種形式參與清潔能源生產， 增加居民收入， 共享能源發展成果。大力發展農村清潔能源。采取有效措施推進農村地區太陽能、 風能、 小水電、 農林廢棄物、 養殖場廢棄物、 地熱能等可再生能源開發利用， 促進農村清潔用能， 加快推進農村采暖電能替代。鼓勵分布式光伏發電與設施農業發展相結合， 大力推廣應用太陽能熱水器、 小風電等小型能源設施，實現農村能源供應方式多元化， 推進綠色能源鄉村建設。
第四章 保障措施
一、 健全能源法律法規體系
建立健全完整配套的能源法律法規體系， 推動相關法律制定和修訂， 完善配套法規體系， 發揮法律、 法規、 規章對能源行業發展和改革的引導和約束作用， 實現能源發展有法可依。
二、 完善能源財稅投資政策
完善能源發展相關財政、 稅收、 投資、 金融等政策， 強化政策引導和扶持， 促進能源產業可持續發展。
加大財政資金支持。 繼續安排中央預算內投資， 支持農村電網改造升級、 石油天然氣儲備基地建設、 煤礦安全改造等。 繼續支持科技重大專項實施。 支持煤炭企業化解產能過剩， 妥善分流安置員工。 支持已關閉煤礦的環境恢復治理。完善能源稅費政策。 全面推進資源稅費改革， 合理調節資源開發收益。 加快推進環境保護費改稅。 完善脫硫、 脫硝、除塵和超低排放環保電價政策， 加強運行監管， 實施價、 稅、財聯動改革， 促進節能減排。
完善能源投資政策。 制定能源市場準入“ 負面清單”，鼓勵和引導各類市場主體依法進入“ 負面清單” 以外的領域。
