3月11日，天津市發改委發布《天津市能源發展“十四五”規劃》。規劃指出，拓寬可再生能源消納途徑，鼓勵可再生能源電力就地制氫、制冷、供熱等，實現靈活轉化利用。

規劃要求，打造氫能產業發展高地。推動氫能全產業鏈發展，加強若干關鍵技術研究，匯聚優勢科技資源，開展氫能及氫燃料電池創新平臺建設，為產業發展培育可持續創新能力。打造京津冀氫能資源供給基地，有效利用工業副產氫資源，因地制宜發展可再生能源制氫，拓展多元化制氫方式，提升制氫產業輻射力、影響力和帶動力。加快加氫設施建設，為示范推廣提供保障。以天津港保稅區等區域為重點承接載體，建設氫能示范產業園。聚焦氫能產業鏈關鍵環節，吸引龍頭企業、優勢企業項目落地，形成涵蓋制-儲-運-加-用的全產業鏈。打造氫能應用示范中心，累計推廣物流車、叉車、公交車等氫燃料電池車輛900輛以上。到2025年，基本構建技術、產業、應用融合發展的氫能產業生態圈。

規劃還指出天津氫能項目發展要求，渤化集團加氫母站建成投產，濱海新區建設至少5座加氫站，在其他區域結合實際需求建設加氫站。濱海新區重點在天津港保稅區、天津港區域開展氫燃料電池重型卡車、物流車、叉車、港口機械等示范運營，全市累計推廣氫燃料電池汽車900輛以上；聚焦燃料電池電堆及系統集成、整車生產等核心裝備制造，引進培育國內外有影響力的氫能龍頭企業，提升氫能裝備水平；建設國家級氫燃料電池測試評價中心和行業標準平合，推動中汽中心新能源汽車檢驗中心項目建成投產。

原文如下：

天津市能源發展“十四五”規劃

“十四五”時期是天津全面建成高質量小康社會基礎上，開啟全面建設社會主義現代化大都市新征程的第一個五年，是推動高質量發展、構建新發展格局的關鍵時期。為深入踐行“四個革命、一個合作”能源安全新戰略，依據《天津市國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和二〇三五年遠景目標綱要》，制定本規劃。

一、發展基礎和面臨形勢

（一）發展成效

“十三五”期間，我市深入推進能源供給側結構性改革和消費轉型升級，積極應對各種風險挑戰，能源領域總體保持穩中向好發展態勢，供應保障、結構調整、設施建設、區域合作、體制改革取得顯著成效，主要目標任務全面完成，為實現天津城市定位和打贏藍天保衛戰提供了堅強保障，為“十四五”高質量發展奠定了良好基礎。

1.能源消費減速提效，轉型升級步伐加快。實施能源消費總量和強度“雙控”，能源消費保持減速換檔、強度下降、效率提高的良好態勢。2020年，全市能源消費總量8104萬噸標準煤，比2015年減少2.6%；全社會用電量875億千瓦時，比2015年增長9.2%；萬元地區生產總值能耗累計下降19.1%，超額完成國家下達的“十三五”能耗雙控目標。持續推進能源結構調整，實施煤炭消費總量削減，加快推進清潔能源替代，以煤炭為主的能源結構逐漸向多元化、清潔化方向轉變。2020年煤炭消費總量3745萬噸，比2015年減少794萬噸，占能源消費總量比重由40.8%下降到34.1%；天然氣占比由10.2%提高到19.6%；非化石能源占比由2.7%提高到7.7%。

2.能源供應保障增強，質量結構顯著優化。能源供給側結構性改革深入推進，穩內、強外、提質的供應格局基本形成，保障水平顯著提升。推動大港油田、渤海油田增儲上產，2020年油氣產量3599萬噸。北疆電廠二期、南疆熱電廠等項目建成投產，全市裝機容量由2015年的1328萬千瓦增長到1917萬千瓦，年發電量由601億千瓦時增長到699億千瓦時。凈外受電量176億千瓦時，占全社會用電量的20.1%。深化與上游供氣企業戰略合作，多方向多氣源供氣格局基本形成，LNG氣化外輸能力達到4400萬立方米/日。傳統能源清潔化和清潔能源開發利用步伐加快，淘汰關停軍糧城電廠和靜海熱電廠共7臺86.2萬千瓦燃煤小火電，全部煤電機組（含自備）實現了超低排放，煤電機組平均供電煤耗比2015年下降17.8克標準煤/千瓦時；清潔能源、非化石能源裝機占比分別比2015年提高16.9和10.9個百分點；國六油品升級置換，乙醇汽油推廣使用；123萬戶農村居民清潔取暖改造完成。

3.設施體系漸趨完善，協同優勢逐步形成。深入推進京津冀能源協同發展，能源輸配網絡和儲備調峰體系建設穩步推進，互聯互通互濟的能源設施集成優勢加速形成，為能源安全穩定供應保駕護航。特高壓電網形成“兩通道一落點”網架結構，500千伏輸電網絡形成不完全“目”字型雙環網結構，通過9條線路與北京電網、冀北電網、河北南網聯絡，220千伏電網形成六個分區的供電方式。燃氣主干管網形成南部國家管網港清線、港清復線、港清三線，北部中俄東線、永唐秦線，國家管網LNG外輸C型管線貫通西部的高壓管網架構，上游供氣企業在津供氣管線達813公里，中低壓管網基本實現全覆蓋。完成老舊供熱管網改造1219公里，供熱管網總長度達3.14萬公里，集中供熱面積5.14億平方米，集中供熱普及率達到99.9%。天然氣產供儲銷體系和電力調峰設施建設加快推進，國家管網天津港、中石化南港兩個LNG接收站一期投產運行。實施火電機組靈活性改造，機組調峰能力達到71.5萬千瓦。

4.改革創新深入推進，發展動力持續增強。加快電力體制改革。推動組建天津電力交易中心和股份制改革，參與直接交易的市場主體范圍和電量規模不斷擴大。截至2020年，已全面放開10千伏以上電力用戶進入市場，注冊電力用戶達1615家，售電公司166家，累計完成交易電量474.22億千瓦時，為用戶節省用電成本近19.58億元。有序放開發用電計劃，建立完善優先發電、優先購電制度。推進燃氣體制改革，研究提出城鎮燃氣高壓主干管網整合初步方案，建立健全天然氣產供儲銷體系。深化價格體制改革，完成天津電網2017-2019年、2020-2022年監管期分電壓等級的輸配電價核定，完善兩部制電價用戶基本電價的執行方式，五年連續13次降低工商業用電價格，降低實體經濟運行成本。制定天然氣管道運輸價格核定辦法和成本監審辦法、城市燃氣管網配氣價格管理辦法和成本監審辦法，核定獨立的城市燃氣管網配氣價格和市內短途管道運輸價格，落實民用氣門站價格并軌要求，建立民用氣上下游價格聯動機制，動態調整非居民用氣價格。

（二）存在問題

受資源稟賦、產業結構、體制機制、環保約束等因素影響，我市能源發展仍然存在短板，長期積累的深層次矛盾依然突出。

1.能源保障有待加強。能源對外依賴度高，煤炭全部依靠外調滿足，天然氣資源地方難以統籌，電力入津通道有待暢通，應急儲備設施建設滯后，高性能電力調峰能力不足，對外部資源協調和掌控方面缺乏主動權。能源運行調度難度增加，天然氣和電力峰谷差不斷拉大，季節性、時段性供求矛盾突出，特別是燃煤供熱鍋爐改燃和農村“煤改氣”后，采暖季用氣用電需求增長較大，極端情況下波動劇烈，難以精準把控，保障壓力、風險成本增加。

2.結構調整制約加大。能源結構調整作為近年大氣污染防治主攻方向取得較大進展，但調整邊際效應遞減，總體上能源結構調整內在潛力不強，繼續減煤空間有限，熱電聯產機組承擔供熱面積持續增長，35蒸噸以下燃煤工業、供暖鍋爐和農村取暖散煤基本清零，占煤炭消費70%以上的發電和供熱用煤基本實現清潔高效利用，工業窯爐治理三年行動計劃已經收尾，鋼鐵行業先進產能釋放，工業用煤需求剛性增長，煤炭消費占比持續下降難度很大。清潔能源大規模開發利用面臨困難，天然氣利用受氣源、市場供需和管網覆蓋等因素制約，成本高于用戶預期，依靠財政補貼難以為繼，可再生能源受規劃用地、資源條件等瓶頸制約，不具備大規模開發條件。

3.能源轉型任重道遠。與京滬等地相比，工業結構偏重，能源消費強度偏高。產業結構對能耗水平和能源結構鎖定效應明顯，第二產業增加值占GDP比重34.1%，能源消費量占全市能源消費總量比重達67%，其中煤炭、石油、天然氣占比分別達99%、59%、73%，實現綠色低碳發展任重道遠。能源創新發展不足，先進發電和氫能、LNG冷能等領域起步晚，綜合能源、多能互補、梯級利用、儲能等先進用能模式發展不充分，能效更高、排放更少的先進技術研發和推廣應用平臺支撐不強，引領作用尚未有效發揮。

4.體制機制有待完善。電力體制深層次矛盾凸顯，市場化改革進程不快，省級電力市場有待完善，燃氣熱電聯產裝機占比較高，熱價電價疏導機制不完善，總體用電成本偏高。燃氣管網設施投資主體多，一級用戶數量多、規模小，難以做到有效整合、統籌協調、合理配置。現行能源產業政策與部分規劃土地、生態環保、財稅支持等相關政策不夠協調，靈活反映市場供需、資源稀缺、環保支出的價格形成機制尚未完善，市場有效配置資源作用尚未充分發揮，難以適應構建現代能源體系的需要。

（三）面臨形勢

我市能源領域總體保持穩中向好發展態勢，已形成多輪驅動的供應體系，具備加快轉型發展的基礎和優勢，但“碳達峰、碳中和”對能源結構調整提出了新標準，“津城”“濱城”雙城發展格局對能源設施補短板提出了新要求，能源高質量發展面臨新的機遇和挑戰。

1.能源潛在風險不斷增加，能源安全地位提升。全球格局發生深刻變化，地緣關系日趨復雜，主要能源生產國局勢動蕩，能源市場震蕩和價格波動加劇；中美貿易摩擦常態化、長期化，外部環境不確定性因素明顯增多，開放條件下的能源安全面臨新挑戰。疫情全球蔓延帶來產業布局重新調整，黨中央將“保糧食能源安全”作為“六保”任務，凸顯了能源安全作為經濟社會發展的生命線作用，對多元化供應保障策略提出迫切要求。

2.低碳轉型加速推進，戰略機遇尚需把握。在人類共同應對全球氣候變化背景下，部分國家已完成由“高碳”向“低碳”能源轉型，進一步向“零碳”能源轉型。我國積極兌現國際承諾，主動承擔碳減排大國責任，提出“碳達峰、碳中和”目標，為推動綠色低碳發展創造重要機遇。能源技術創新仍處于活躍期，能源利用新模式、新業態、新品種日益豐富，人類生產生活方式發生深刻變化，為能源轉型發展提供創新活力。可再生能源經歷規模化發展階段后，未來將成為最具成本優勢、最具競爭力的清潔能源，加快構建新型電力系統任務艱巨。

3.區域協同發展日益深化，能源樞紐優勢凸顯。我市既是“一帶一路”建設重要節點城市，又在京津冀協同發展中發揮著重要作用，“一基地三區”城市定位和世界一流智慧綠色港口建設、自由貿易試驗區、國家自主創新示范區等國家重大戰略布局為能源高水平發展搭建了重要平臺，提供了強大市場。京津冀能源協同發展深入推進，能源基礎設施互聯互通建設已形成顯著優勢，兩條特高壓通道、三座LNG接收站、十條天然氣主干管線在津交匯聚集，為打造能源樞紐創造了條件。

4.新發展格局加速形成，能源適配性需要調整。以國內大循環為主體，國內國際雙循環相互促進的新發展格局加快形成，經濟增長內需潛力將不斷釋放，帶動產業向更高水平發展。適應新階段新機遇新挑戰新要求，能源消費增速預期回升，加速向現代制造業、戰略性新興產業、服務業和居民生活轉移，并對清潔、經濟、靈活、可靠提出更高要求。能源供給側結構性改革繼續深化，新模式新業態不斷涌現，5G、人工智能、物聯網等信息化技術、先進儲能技術與能源行業深度融合，與需求牽引供給相適應，能源領域去產能、防風險、補短板面臨新的任務和壓力。

二、總體要求

（一）指導思想

堅持以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導，深入貫徹黨的十九大和十九屆歷次全會精神，統籌推進“五位一體”總體布局、協調推進“四個全面”戰略布局，以習近平總書記對天津工作“三個著力”重要要求為元為綱，完整、準確、全面貫徹新發展理念，將“碳達峰、碳中和”作為重大政治任務，圍繞推動實施國家重大戰略和加快形成新發展格局，以能源消費升級為牽引，以供給側結構性改革為主線，以改革創新為動力，統籌發展和安全，從供需兩側協同發力，著力保安全、謀協同，強基礎、補短板，調結構、優布局，促轉型、提效率，抓示范、建高地，加快構建清潔低碳、安全高效的現代能源體系，打造能源革命先鋒城市，推動能源高質量發展，為經濟社會發展提供堅強能源保障。

（二）基本原則

1.安全可靠。貫徹總體國家安全觀，把能源安全作為根本要求，把能源保障作為首要任務，堅持自我保障和深化合作相結合，夯實傳統能源基礎支撐，加強可再生能源方向引領，提升能源儲備和應急保障能力，建立多元安全的能源供應體系。

2.綠色低碳。遵循能源低碳轉型發展規律，深入落實我國應對氣候變化自主貢獻新目標要求，踐行“綠水青山就是金山銀山”理念，持續推進清潔能源替代和落后產能淘汰，加快推進傳統化石能源清潔高效利用，大力發展新能源和可再生能源，推動實現“碳達峰、碳中和”目標。

3.節約高效。堅持“節能第一”，引導全社會增強節能意識，推行國際先進能效標準，培育節能消費模式，推動形成結構節能、技術節能、管理節能的協同合力，提高能源利用效率，降低能源消費強度。

4.統籌推進。發揮京津冀協同發展和天津城市定位優勢，主動構建互聯互通、互濟共贏、包容開放的區域一體化能源體系，打造服務京津冀、輻射三北的能源樞紐。推動能源與新發展格局良性互動，在保障合理用能需求的同時，倒逼產業轉型發展。

5.民生為本。堅持以人民為中心發展理念，堅持問題導向、目標導向，把滿足人民美好生活用能需求作為出發點，著力解決能源發展中不平衡不充分矛盾，加快完善城鄉用能條件，補齊能源發展短板，提高能源惠民服務水平。

6.創新驅動。加強前瞻性研究，積極探索和推動能源領域技術創新、體制機制創新和模式創新，培育可持續發展的新動能，支持具有自主知識產權的領先技術開展試點示范，鼓勵能源領域與其他領域融合發展，著力打造能源革命先鋒城市。

（三）發展目標

1.總量控制。能源消費得到有效控制，確保完成國家下達的“十四五”任務目標；全社會用電量達到1100億千瓦時，年均增長4.69%。

2.安全保障。能源供需矛盾緩解、平衡有余，能源綜合生產能力達到6350萬噸標準煤；電力裝機達到2600萬千瓦左右；天然氣應急儲備能力達到國家要求。

3.結構優化。完成國家下達的減煤10%任務目標，煤炭占能源消費總量比重降至28%左右。新增用能主要由清潔能源滿足，天然氣占能源消費總量比重提高至21%左右；非化石能源比重力爭比2020年提高4個百分點以上；電能占終端用能比重提高至38%；在保障電力系統安全穩定的前提下，力爭外受電比重超過三分之一。

4.效率提升。能源消費強度下降，萬元地區生產總值能耗比2020年下降14.5%。電力系統效率提升，煤電機組單位供電煤耗力爭降至292克標準煤/千瓦時。

5.排放降低。能源消費排放強度下降，萬元地區生產總值二氧化碳排放濃度降幅完成國家下達任務目標，集中燃煤全部實現清潔高效利用。

6.民生改善。用能條件改善，城鄉差距縮小，建成區天然氣管網基本實現全覆蓋，集中供熱普及率保持在99.9%以上。

“十四五”能源發展主要指標

注：1.[ ]內為累計數。2.總量目標和結構目標中的煤炭包括原煤、洗精煤、其他洗煤、煤制品。

三、重點任務

貫徹新發展理念和能源安全新戰略，順應能源發展新形勢，推動實施多元安全保障、清潔低碳轉型、區域能源樞紐、高效智慧系統、培育新動能、提升用能服務、體制機制改革等重點工程，打造能源革命先鋒城市，實現能源高質量發展。

（一）構建多元安全保障體系

深化供給側結構性改革，推動補短板、強弱項，統籌域內域外資源，增強多品種、多渠道能源供給，提高能源供給質量和效率。

1.優化煤炭資源供應。大力拓展優質煤源，加強與山西、內蒙古等煤炭富集地區合作，拓展原煤供應渠道。提高煤電企業中長期合同簽約比例，鼓勵工業用煤企業與上游供煤企業加強戰略合作，確保煤炭持續穩定供應。積極暢通運煤通道，進一步挖掘鐵路輸煤潛力，完善鐵路集輸運體系，積極推動南疆鐵路擴容工程等一批專用線建設，不斷提升煤炭鐵路運能。積極擴大煤炭“公轉鐵”運量，提高鐵路運輸比例。著力提高煤炭質量，加強煤炭質量和流通環節管控，嚴格執行商品煤國家質量標準，提高洗精煤、低硫無煙煤等優質煤炭比重，嚴格禁止外來煤在津洗選和劣質煤流入，加大對違規使用燃煤行為的環境執法力度，定期對用煤單位爐前煤質量開展檢查。

2.強化油氣安全保障。擴大油氣資源勘探開發，結合大港油田、渤海油田儲量資源，加大勘探開發力度，保持產量穩中有增，到2025年，油氣勘探開發能力達到4000萬噸。穩定天然氣供應渠道，進一步深化與上游供氣企業戰略合作和溝通協調機制，充分發揮中石油管道氣主渠道作用，有效利用中石化、中海油、北京燃氣液化天然氣資源，鞏固多元化多渠道供氣格局，保障全市天然氣安全穩定供應。切實加強油氣管道保護，保障石油、天然氣輸送安全，維護國家能源安全和公共安全。

3.提升電力供應水平。優化本地電源結構，穩定煤電裝機規模，著力擴大天然氣、可再生能源等清潔能源裝機。到2025年，全市煤電裝機容量控制在1250萬千瓦以內，清潔能源裝機超過1300萬千瓦。著力擴大外電供應，提升現有蒙西至天津南、錫盟經天津南至山東兩條特高壓通道輸送能力；打通更多“外電入津”通道，加快新增大同-懷來-天津北-天津南特高壓通道建設，力爭到2025年外受電能力達到1000萬千瓦。結合跨省跨區輸電通道能力，繼續實施電力援疆，深化與山西、內蒙古、甘肅等地區電力合作，擴大外電規模，力爭外受電比重超過三分之一。

4.推動非化石能源規模化發展。堅持集中式和分布式并重，加快綠色能源發展。大力開發太陽能，推進光伏建筑一體化應用，促進光伏發電與城市建筑、基礎設施等要素融合發展；盤活低效閑置土地資源，支持利用坑塘水面、農業設施、鹽場等發展復合型光伏，推動濱海新區“鹽光互補”等百萬千瓦級基地建設。有效利用風資源，優化海陸風電布局，加快發展陸上風電，協調突破政策瓶頸，穩妥推進遠海、防波堤等海上風電。有序開發中深層水熱型地熱能，堅持“以灌定采、采灌平衡”，統籌做好資源保護，加快淺層地熱能推廣應用。因地制宜開發生物質能，支持生物質成型燃料、生物天然氣、生物液體燃料等多種形式的生物質能利用。到2025年，全市非化石能源裝機超過800萬千瓦，占總裝機比重達到30%左右。

5.加強儲備和調峰能力建設。增強煤炭儲備能力，推動燃煤發電企業通過新建或擴建全密閉儲煤場地、改造現有設施等措施，實現燃煤電廠常態存煤水平達到15天以上目標。擴大油氣儲備規模，落實國家能源儲備戰略，加快原油儲備基地建設。推動大型LNG儲罐及區域調峰應急儲配站建設，形成合作開發與自建相結合的儲氣調峰模式，到2025年，實現地方政府3天日均消費量、城鎮燃氣企業年用氣量5%的儲氣能力目標。加強電力應急調峰能力建設，按照國家部署要求，實施火電機組靈活性改造，推動煤電向基礎保障型和系統調節性電源并重轉型，有序建設燃氣調峰電站，推進薊州抽水蓄能電站前期工作，鼓勵發電企業參與深度調峰，提升電力系統調節能力。

6.強化應急安全管控。建設堅強局部電網，在全國范圍內率先建成堅強局部電網，形成“堅強統一電網聯絡支撐、本地保障電源分區平衡、應急自備電源承擔兜底、應急移動電源作為補充”的四級保障體系，提升在極端狀態下的電力供應保障能力。加強電力安全風險管控，進一步規范風險辨識、評估、預警、管控等環節，組織開展隱患排查，推進應急體系建設，持續完善安全生產突發事件響應機制。強化電力系統網絡安全，加強電力行業關鍵信息基礎設施安全保護，深化網絡漏洞安全管理，推進攻防關鍵技術研究，增強態勢感知、預警及協同處理能力。

專欄一 能源供應保障重點項目

城鎮燃氣項目。津晉高壓（薊汕聯絡線-塘沽西外環段）天然氣工程。新建DN1000、4.0MPa管道40公里，總投資約10.4億元。外環線東北部調整線天然氣工程。新建DN800、2.5MPa管道27公里；DN400-DN700、2.5MPa管道3公里，總投資約6.23億元。112線高壓西段（九園高壓-寶靜大高壓）天然氣輸氣管網工程。建設DN1000、4.0MPa管道11公里，總投資約2.4億元。中石油昆侖燃氣寧河支線管道項目。建設DN600、4.0MPa支線管道100公里，總投資約6億元。

渤海、大港油田增儲上產。渤海油田充分發揮北方能源基地作用，通過“穩定老油田、加快新油田、突破低邊稠”，持續穩產上產。大港油田夯實穩產資源基礎，重點發展煤系源巖含油氣系統勘探，以“新井提產量”和提高采收率為目標，按照“五重一化”新理念，開展老井修復利用工程。力爭到2025年，原油、天然氣產量分別達到3883萬噸、44億立方米。

非化石能源項目。推進濱海新區大蘇莊、小王莊，寧河區東棘坨等一批可再生能源項目建設，推動海上風電項目前期工作，建設濱海新區“鹽光互補”百萬千瓦級基地。

堅強局部電網項目。保障電源建設項目。針對本地保障電源不具備孤島運行能力問題，實施保障電源建設重點工程，確保軍糧城電廠、城南燃氣電廠、楊柳青電廠具備孤島運行能力。自備應急電源建設工程。針對部分目標重要用戶未配置應急自備電源或配置容量不達標問題，實施用戶側自備應急電源建設項目12項。目標重要用戶電源線優化工程。實施天津廣播電視電影集團技術中心10千伏電源線優化工程和中國電信集團公司天津市電信分公司10千伏電源線優化工程，滿足納入堅強局部電網保障的重要電力用戶應至少具備兩路獨立電源供電，其中一路電源為“生命線”通道的要求。

電力應急體系建設。智慧應急預案平臺應用。利用信息化手段提升應急預案管理效率，2021年開展平臺試運行，2023-2025年推廣應用并持續完善平臺功能。應急協同機制建設。根據抗震救災、抗冰搶險等工作需要，完善應急聯動機制，常態化開展互訓互練和聯合應急演練。應急響應效率提升。2024年底前，完成3個應急搶修中心的應急指揮中心功能提升改造。

調峰電源。華能臨港燃氣調峰發電項目。新建1套45萬千瓦級燃氣-蒸汽聯合循環“一拖一”發電機組，總投資約11億元，預計2023年投產。薊州抽水蓄能項目。“十四五”期間繼續開展前期工作，站址擬定在薊州區楊莊、龍潭溝。北郊燃氣電廠項目。新建2套45萬千瓦級燃氣-蒸汽聯合循環“一拖一”發電機組，總投資約27億元，爭取“十四五”期間開工。

（二）加快清潔低碳轉型發展

按照清潔低碳發展方向和“控煤、擴氣、增電、納新”發展路徑，實施能源領域“碳達峰、碳中和”一攬子行動。“十四五”期間，新增能源需求主要由清潔能源滿足，能源消費結構進一步優化，能源轉型發展取得新突破。

1.加強煤炭消費控制。禁止新建燃煤自備機組和燃煤鍋爐，嚴控新上耗煤項目，對確需建設的耗煤項目，嚴格實行煤炭減量替代。優化電力電量平衡，科學調控本地煤電機組運行負荷，嚴格管控煤電機組耗煤。有序推動燃煤自備機組改燃和關停。推進煤炭清潔高效利用，加快現役機組節能升級和靈活性改造，降低供電煤耗。嚴格控制工業用煤，加強鋼鐵、焦化、化工等重點耗煤行業管理，落實國家控制鋼鐵產能和產量政策，推動工業終端減煤限煤。加大燃煤鍋爐改燃關停力度，減少煤炭分散利用，提高煤炭集約利用水平。到2025年，在保障能源安全的前提下，完成國家下達的減煤10%任務目標。

2.擴大天然氣利用。有序拓展用氣領域，推動城鎮燃氣、工業燃料、公共服務等領域的高效科學利用，鼓勵因地制宜發展燃氣分布式能源。強化民生用氣保障，持續擴大天然氣供應，優化天然氣利用結構和方式，確保供氣穩定可控，保障清潔取暖“煤改氣”等民生用氣需求。加強用氣需求側管理，強化合同約束，細化完善燃氣鍋爐房等重點民生用戶用氣需求，科學制定用氣計劃，嚴格落實供氣合同。

3.推動終端用能電氣化。加大工業、交通、生活等領域電能替代力度，進一步提高電氣化水平。推進工業領域電能替代，因地制宜推進鋼鐵、冶金、化工等高耗能企業工業燃煤鍋爐、窯爐電代煤，引導企業加快設備改造、提升能效。促進交通運輸電代油，完善電動汽車充電設施，推廣電動汽車智能有序充電，倡導電氣化公共交通出行；推進碼頭岸電設施、船舶受電設施建設改造，新建碼頭（油氣化工碼頭除外）同步配套建設岸電；推動大型場站內新增、更換非道路移動機械優先使用新能源。鼓勵引導靠港船舶使用岸電，提高船舶岸電使用率；繼續推動機場運行車輛設備實施“油改電”，完善充電設施，著力提升APU替代設施使用率，充分發揮基礎設施效能。推進居民生活電氣化，因地制宜發展電采暖，充分利用電網低谷電容量，在園區、公建推廣電蓄熱供暖技術，結合智慧城市建設和5G技術應用，推廣普及智能家居技術，提高家庭電氣化水平。力爭到2025年，電能占終端用能比重達到38%。

4.提高可再生能源消納水平。保障本地可再生能源消納，嚴格落實國家可再生能源電力全額保障性收購政策，實行可再生能源發電優先上網。完善可再生能源電力消納保障機制，到2025年，可再生能源電力消納量占全社會用電量的比重達到22%左右。推動域外可再生能源入津，鼓勵新能源企業參與外電入津輸電通道送端新能源基地項目建設，深化與清潔能源富集省份送受電合作，結合國家清潔能源基地布局，充分利用特高壓及500千伏聯絡輸電通道，加大省間綠色電力交易，支持綠電優先入津，到2025年，力爭外受電中綠電比重達到三分之一。拓寬可再生能源消納途徑，鼓勵可再生能源電力就地制氫、制冷、供熱等，實現靈活轉化利用。結合園區、工業企業用能需求，推廣以消納可再生能源為主的微電網、局域網、能源互聯網等新模式，促進可再生能源靈活消納。

專欄二 能源清潔低碳利用項目

改燃關停燃煤鍋爐。完成30萬千瓦及以上熱電聯產電廠15公里范圍內燃煤鍋爐關停整合工作。

有序關停燃煤自備機組。關停大沽化工、國華能源、中石化天津公司和渤化永利燃煤自備機組。

燃氣分布式項目。加快建設臨港糧油加工區、開發區西區等燃氣分布式能源項目。

機場電能替代。結合天津機場三期改擴建工程，在T3航站樓35個近機位以及43個新建遠機位配置APU替代設施，其中近機位APU替代設施為固定式，遠機位APU替代設施為移動式。

津門湖城市綜合充電服務中心。以津門湖充換電站為基地，構建天津市新能源汽車產業生態，建成國內首座“數字化、網聯化、智能化”、集“政府監管、品牌運營、產品體驗、技術研發、多站融合”等多功能場景為一體的城市新能源汽車綜合充電服務中心。

（三）打造堅強區域能源樞紐

全面融入京津冀協同發展大局，以石油、天然氣、電力為重點，打造具有較強輻射力的區域能源樞紐，加強能源產供儲銷體系建設，推動基礎設施互聯互通、共建共享，暢通資源渠道，打通供應斷點，強化區域協同，為承接北京非首都功能疏解、服務國家戰略實施提供堅強能源保障。

1.打造區域油氣樞紐。建設以天津為樞紐的區域油氣輸送網絡。加強京津冀油氣管網設施互聯互通互濟，強化天然氣主干管線建設，加快推動中石化天津LNG外輸管道復線、蒙西管道項目一期工程、唐山LNG外輸管線等國家天然氣基礎設施互聯互通重點工程。打造北方地區重要的LNG接收區，發揮沿海資源優勢，加快發展油氣接收儲備設施，推進國家管網天津LNG、中石化天津LNG擴建工程和北京燃氣天津南港LNG應急儲備項目建設。到2025年，全市LNG接卸能力達到2300萬噸以上。

2.建設堅強輸電網絡。構建堅強特高壓電網，融入京津冀特高壓環網，加快天津南特高壓變電站擴建工程、天津北特高壓輸變電工程建設，形成“三通道兩落點”受電格局。打造結構堅強、方式靈活的主干網架，推動濱海、渠陽、蘆臺變電站擴建，大港、津南、海港變電站新建等項目建設，建成500千伏擴大雙環網結構，優化與唐山電網、北京電網及河北南網的聯絡，緩解東部通道重載矛盾，推動津霸路、南港東等220千伏輸變電工程，構建合理220千伏電網分區。

3.提升港口輻射能力。發揮天津港口區位優勢，優化煤炭、原油、LNG等大宗散貨運輸布局，推動天津港集團與大型央企在干散貨一體化和原油一體化等方面的合作。推動入港鐵路專用線及支線擴能改造，系統提升港口的集疏運能力和堆存能力。著力建設世界一流綠色港口，港作船舶低硫燃油使用率達到100%，鼓勵LNG動力船舶、電動船舶建造和改造，提高清潔能源應用。

專欄三 能源設施重點建設項目

天然氣管道項目。天津LNG外輸管道復線工程。全長約140公里（天津段約37公里），管道設計壓力10MPa，設計輸氣量40億立方米/年，總投資25.4億元，其中干線（接收站-黃驊段）長度80公里，管徑D1219；滄州支線（黃驊-滄州段）長度60公里，管徑D1016。國家管網蒙西煤制天然氣外輸管道項目一期工程。全長約352公里（天津段118公里），管徑D1016/D914，設計壓力10Mpa，設計輸量66億立方米/年，總投資約86億元。管道全線新建站場7座，改建站場1座（天津LNG臨港分輸站），新建閥室17座。唐山LNG外輸管道項目。曹寶段天津境內建設DN1422、10MPa管道71.2公里，設計輸量224億立方米/年，總投資約64億元；寶永段建設DN1422、10MPa管道56.5公里，設計輸量224億立方米/年，總投資約30億元。

儲氣調峰項目。國家管網天津LNG二期項目。新建6座22萬立方米儲罐及配套外輸管線，總接收能力達到725萬噸/年，投資約87億元。中石化天津LNG二期項目。建設1座LNG接卸碼頭，新建5座22萬立方米LNG儲罐及配套設施，總接收能力達到1080萬噸/年，投資約57億元。北京燃氣集團天津南港LNG應急儲備項目。建設1座LNG接卸碼頭，10座20萬立方米LNG儲罐及配套外輸管線，總接收能力達到500萬噸/年，投資約201億元。

特高壓項目。天津南特高壓變電站擴建工程。新建2臺主變，新增變電容量600萬千伏安，總投資約6億元，預計2024年投產。天津北特高壓輸變電站工程。新建大同-懷來-天津北-天津南雙回特高壓交流通道和天津北特高壓變電站，變電容量1200萬千伏安，天津境內線路長度470公里，總投資約69億元，預計2024年投產。

500千伏電網項目。新建大港、津南、海港3座500千伏站，擴建濱海、渠陽、蘆臺3座500千伏站，重建吳莊、北郊2座500千伏站，新建正德-北郊第二回500千伏等5項線路工程，新建海晶“鹽光互補”光伏發電項目3座500千伏升壓站及送出工程，共新增變電容量1694.7萬千伏安、線路664公里，500千伏電網投資約71.5億元。

220千伏電網項目。新建220千伏變電站13座，重建220千伏變電站10座，擴建220千伏變電站9座，新增220千伏變電容量720萬千伏安、線路1103.84公里，220千伏電網投資約74.9億元。

（四）促進高效智慧能源發展

以智慧高效為引領，扎實推進節能減排，強化需求側響應，著力提高能源系統經濟性和運行效率，構建系統優化、模式創新的能源體系。

1.推動能源效率變革。嚴控能源消費總量和強度，強化用能管理，優先保障合理用能，堅決限制低效用能，有效調控新增用能。深化節能審批制度改革，全面推行區域能評，確保新建項目單位能耗達到國際先進水平。強化節能目標責任評價考核，加強節能監察。開展宣傳培訓，推動全民節能行動。大力推進節能增效行動，以工業、建筑、交通等領域為重點，深化技術節能和管理節能。推進工業節能降耗，加快綠色制造體系建設，推進綠色數據中心建設。加快公共建筑節能改造，推廣裝配式建筑，持續降低單位建筑面積供熱能耗。優化調整運輸結構，推廣智能交通技術，加快大容量公共交通設施建設。強化產業節能支撐，推動產業綠色發展，壯大戰略新興產業，鼓勵高耗能企業實施節能改造，依法依規淘汰落后產能、化解過剩產能。組織實施重點節能項目，推廣節能先進技術產品，推行合同能源管理模式。實施園區循環化改造，推進園區綠色循環發展。

2.建設綜合智慧能源。發展智慧能源系統，推動5G、大數據、物聯網、“互聯網+”、云計算等先進信息技術與傳統能源深度融合，發展信息廣泛感知、服務廣泛覆蓋、用戶廣泛參與的智慧能源新模式。推廣智慧能源小鎮技術，建設濱海能源互聯網綜合示范區。建設中新生態城不動產登記服務中心零能耗建筑，擴大示范效應，鼓勵工廠、園區、房地產地塊引入“零碳小屋”理念，打造綠色廠區、綠色園區、綠色社區。支持大型建筑、工業園區、交通樞紐等冷（熱）負荷集中區域，建設冷熱電多聯供分布式能源系統。推廣綜合能源服務，以終端用能需求為導向，優化能源供給，從單一品類向綜合能源發展，滿足終端用戶多元能源消費需求。依托公共配電網、熱力網、燃氣配網等設施，集成空氣能、地熱能、太陽能、風能等多種清潔能源，構建多能互補、多需聯供、靈活可靠、供需一體的“能源局域網”。

3.提升能源系統靈活調節能力。深化電力需求側管理，加快推進虛擬電廠建設，聚合工商業、建筑樓宇、電動汽車、儲能等響應資源，提高數字化、智能化水平，縱深推進電力需求響應試點，引導和激勵電力用戶參與系統削峰填谷，形成占年度最大用電負荷5%左右的需求響應能力，根據供需形勢及時啟動需求響應。完善天然氣應急調峰機制，動態調整天然氣調峰用戶清單，形成不低于高峰日用氣量15%的用戶調峰能力。加強天然氣需求側調峰能力建設，建立健全調峰用戶分級制度，引導用戶合理有序用氣。

專欄四 智慧能源項目

智慧能源小鎮。在中新生態城智能電網建設基礎上，建設多業態綠色能源公建和能源數據服務平臺，打造“生態宜居”型惠風溪智慧能源小鎮。以智慧工廠、智慧建筑、直流樓宇、分布式能源站（相變蓄熱）構建智慧小鎮基本單元，建設完善北辰產城融合示范區（大張莊）智慧能源小鎮。

智慧能源項目。省級智慧能源服務平臺。建成具備“社會用能全面檢測、能源使用智慧高效、柔性負荷可調可控、源網荷儲協調互動、客戶服務智能便捷、架構柔性敏捷迭代”六大特征的智慧能源服務平臺，促進社會能效提升、用能結構優化、新能源全額消納、電網供需互動、源網荷儲協同和設備高效利用。經濟技術開發區節能管理信息平臺。以園區能耗科學管理和服務園區企業為目的，建成經開區能源管理系統，實現節能主管部門與區內重點用能企業能耗管理實時對接；推動西青區賽達新城先導區、賽達五期、南站科技商務區以及寶坻區華潤九園等智慧能源項目建設。

楊柳青熱電廠智慧運行建設。通過控制系統一體化、全廠生產集中監控、現場總線、智能設備接入和機組自啟停控制功能，降低運行操作的工作量。實現岸邊泵房、循環水泵房、氫站、油區等設備無人值守；實現機組制粉系統一鍵啟停、冬季機組一鍵切缸操作功能；實現智慧安防等功能。

濱海能源互聯網綜合示范區。聚焦生活宜居智慧能源服務、智慧港口綠色能源供應、園區高可靠能源保障、多產業高效能源利用四大方面，開展能源互聯網基礎能力提升，打造能源發展典型業態。

中新生態城不動產登記服務中心零能耗建筑。充分利用建筑物本體及周邊設施建設可再生能源，通過電力智能微網功能實現常規能源和可再生能源的智慧調度和分配，融合能源路由與樓宇優化控制、系統調節等先進技術，打造天津市首個具備實際使用功能的零能耗智慧能源建筑。

（五）培育可持續發展新動能

強化能源領域創新發展，探索能源革命新路徑，引領能源高質量發展。按照示范應用帶動產業發展的思路，以技術突破和產業培育為核心，以資源和市場吸引優勢企業集聚，加強首臺（套）重大技術裝備和新型電力系統示范應用，推進氫能、冷能、儲能及相關技術研究和產業化發展。

1.打造氫能產業發展高地。推動氫能全產業鏈發展，加強若干關鍵技術研究，匯聚優勢科技資源，開展氫能及氫燃料電池創新平臺建設，為產業發展培育可持續創新能力。打造京津冀氫能資源供給基地，有效利用工業副產氫資源，因地制宜發展可再生能源制氫，拓展多元化制氫方式，提升制氫產業輻射力、影響力和帶動力。加快加氫設施建設，為示范推廣提供保障。以天津港保稅區等區域為重點承接載體，建設氫能示范產業園。聚焦氫能產業鏈關鍵環節，吸引龍頭企業、優勢企業項目落地，形成涵蓋制-儲-運-加-用的全產業鏈。打造氫能應用示范中心，累計推廣物流車、叉車、公交車等氫燃料電池車輛900輛以上。到2025年，基本構建技術、產業、應用融合發展的氫能產業生態圈。

2.大力推動LNG冷能綜合利用。統籌國家管網、中石化和北京燃氣在津LNG接收站近遠期副產冷資源，依托濱海新區上下游產業規劃布局，積極探索LNG冷能利用新模式、新路徑、新技術，圍繞服務工業配套等產業需求，拓展LNG冷能應用場景，用足用好副產冷資源。有序推進一批效率高、效益好、效果優的LNG冷能項目，實現LNG冷能梯級開發和要素循環利用，LNG冷能綜合利用達到國內先進水平。

3.加快儲能技術推廣應用。結合電網消納和調峰需求，逐步推廣“可再生能源+儲能”模式。搭建儲能技術合作平臺，統籌可再生能源發電、新能源微電網等項目開發建設與儲能技術應用。開展儲能項目示范，推動儲能技術寬范圍、多場景應用，支持建設集中式共享儲能，鼓勵儲能設施參與調峰調頻等輔助服務，探索建立儲能參與的輔助服務共享分攤新機制，形成“誰收益誰付費”的市場交易模式。推動源網荷儲一體化建設，依托現代信息通訊、大數據、人工智能、儲能等新技術以及光伏發電、并網型微電網和充電基礎設施等，運用“互聯網+”新模式，開展源網荷儲一體化示范項目建設，促進可再生能源就近消納利用。增強安全管理能力，落實儲能產業鏈各環節安全主體責任，進一步規范儲能電站并網運行，有效提升安全運行水平。

專欄五 能源創新發展項目

氫能。渤化集團加氫母站建成投產，濱海新區建設至少5座加氫站，在其他區域結合實際需求建設加氫站。濱海新區重點在天津港保稅區、天津港區域開展氫燃料電池重型卡車、物流車、叉車、港口機械等示范運營，全市累計推廣氫燃料電池汽車900輛以上；聚焦燃料電池電堆及系統集成、整車生產等核心裝備制造，引進培育國內外有影響力的氫能龍頭企業，提升氫能裝備水平；建設國家級氫燃料電池測試評價中心和行業標準平合，推動中汽中心新能源汽車檢驗中心項目建成投產。

冷能。建設LNG冷能綜合利用示范項目，到2025年，相繼建成冷能空分、冷熱互供（大乙烯等）、冷能發電、分布式能源站、蓄冷設施等一批工程。

儲能。因地制宜推動儲能調峰電站建設，依托北辰國家產城融合示范區、中新生態城等區域開展1-2個集中式儲能電站項目試點。研究制定可再生能源融合儲能發展機制，組織達到一定條件的新增可再生能源發電項目配建相應比例的儲能設施。到2025年，儲能產業體系基本完善，儲能在削峰填谷、調壓調頻、微電網建設、可再生能源消納等方面發揮的作用進一步凸顯。

（六）提升能源普遍服務水平

加快完善農村能源基礎設施，推進城鄉能源公共服務均等化，強化氣、電、熱等多樣化能源保障，提升優質能源獲得率，滿足人民群眾日益增長的美好生活用能需求。

1.加快能源基礎設施一體化。推動城鄉電網一體化發展，加強農村電網信息化、自動化、智能化建設，淘汰落后供電設施。提升裝備標準化和電網智能化水平，消除電網結構缺陷，構建網架結構合理、資源配置能力強大的堅強智能配電網，增強對可再生能源、儲能、電動汽車等接入適應能力，提高穩定供電水平。完善燃氣配網建設。優化各區4.0MPa高壓支線管網布局，逐步建設高壓環網，根據用戶負荷特點規劃2.5-0.8MPa管網，滿足用氣需求。開展老舊管網改造工程，補足基礎設施短板，保證安全穩定供氣。加快供熱管網建設，結合熱電廠的建設和改造情況，合理確定熱電廠供熱能力，統籌分配調配負荷，因地制宜配套建設燃氣調峰鍋爐房，實施熱網互聯互濟改造和老舊管網改造，保障供熱安全穩定。統籌既有建筑、居民小區、停車廠和公路沿線等空間資源，積極推進充換電基礎設施建設，提升充電網絡技術創新水平和服務體驗，形成“適度超前、快充為主、慢充為輔”的公共充換電網絡。推廣智能有序、慢充為主的居民區充電服務模式，繼續加快老舊小區公共充電樁建設。開展車網互動（V2G）應用，促進新能源汽車與電網能量高效互動。

2.推進城鄉用能精細化管理。統籌城鄉供熱行業管理，將農村供熱公用設施逐步納入全市供熱管理體系，進一步促進城鄉供熱管理一體化。全面推廣智能電能表應用，針對功能老舊智能電能表進行更換改造，提升智能電能表可靠性，加速開展低壓通信信道改造提升，實現低壓數據采集交互能力提升，優化客戶購電體驗，“十四五”期間實現天津地區智能電表全覆蓋。普及物聯網智能氣表，大力推廣新技術，提升服務水平，建立完善的燃氣智能服務設施，推廣智能物聯網燃氣表。提升用能服務水平，推動園區10千伏用戶和重點扶持企業供電到用戶“紅線”，切實降低企業辦電成本。精簡優化辦電流程，深化“三零”“三省”服務，全面提升“獲得電力”服務水平，持續改善用電營商環境。推動用氣報裝智能化，出臺用氣報裝標準，大力推進“網上辦”、“掌上辦”，提升“用氣報裝”服務質量。

專欄六 能源普遍服務水平提升項目

配電網建設改造。110千伏電網新建變電站102座，重建10座，擴建22座，新增變電容量1050萬千伏安，新增線路1756公里；35千伏電網新建變電站8座，重建2座，擴建15座，增容3座，退運30座，變電容量減少80萬千伏安，新增線路760公里；10千伏及以下電網新建公用配變3910臺，改造3580臺，新增容量263萬千伏安，新建線路15491公里。

舊管網改造。根據供熱和燃氣管道的使用年限、腐蝕程度等情況，結合道路建設、軌道交通項目建設、老舊小區改造及歷史文化街區更新等工程，有計劃、有步驟地實施舊管網及舊樓區居民戶內管道改造工程。將重點區、重點供熱站、重點小區列入改造計劃，優先實施，每年改造供熱和燃氣舊管網共100公里。

精簡優化辦電流程。低壓用戶辦電環節減至2個，平均辦理時間壓縮至3個工作日；高壓用戶辦電環節不超過4個，除電力工程建設外，平均辦理時間壓縮至20個工作日。優化升級“網上國網”APP線上辦電功能，主動推送進度查詢、典型設計、電量電費等信息，提供報裝用電全流程服務。

優化用氣報裝流程。優化外線施工行政審批，提高辦事效率。按照“能并則并、能簡則簡、容缺受理”的原則，涉及燃氣外網規劃、施工、交管等部門實現“一窗進件、信息互聯、整體并聯”的審批模式。在具備實施條件情況下用氣接入整體時間縮減至10個工作日。

（七）推動體制機制改革創新

堅持市場化改革方向，推動能源領域重要改革，優化提升營商環境，充分發揮市場在資源配置上的決定性作用，加快構建有效競爭、充滿活力的市場體系。

1.深化電力體制改革。推動完善電力市場建設，促進電網公平開放。擴大電力交易，推動售電側改革，培育多元市場主體；推進分布式發電市場化交易，探索分布式電站向區域用戶直接售電模式；探索開展電力現貨交易，擴大電力峰谷分時交易價差，鼓勵更多輔助服務參與電力交易。探索推動本地機組發電權域外替代。推動增量配電業務改革，鼓勵創新服務、試點核算，保障有序安全運行。

2.推進油氣體制改革。積極引導和推進市級管網以市場化方式融入國家管網，實現管網互聯互通和公平開放，減少供氣層級，明確管輸價格，降低企業用氣成本。鼓勵油氣管網及接收、儲備設施投資多元化，推動油氣管網業務、天然氣接收和儲運設施獨立運營及公平開放，完善油氣管網運營調度機制，提高管網設施利用效率。合理布局天然氣網絡和服務設施，梳理上游、中游（市域高壓）及下游市場，構建全市高壓管網“一張網”。完善儲氣調峰輔助市場服務機制，支持儲氣設施富余容量上市交易，以市場化手段推動儲氣設施獨立商業運作，增強可持續發展能力。

3.推動能源價格改革。穩步推進電價改革，科學核定電網企業準許收入和分電壓等級輸配電價，有序放開上網電價和工商業銷售電價。鼓勵用戶參與需求側響應，完善用戶和發電企業共同參與的輔助服務補償機制，提高電力系統的靈活性。研究建立抽水蓄能機組、燃氣電站、儲能等優質調峰機組的價格補償機制，探索實行用戶可中斷電價。完善天然氣價格機制，利用天然氣和電力需求的季節性調峰互補性，實行季節性差別價格。強化城市燃氣管網配氣成本監管，合理制定天然氣管網輸配價格，逐步放開非居民天然氣價格。完善供熱價格形成機制，逐步理順供熱價格矛盾，積極推動供熱成本合理分攤，適時提高燃氣熱電出廠熱價水平，合理調整燃氣發電價格。完善供熱收費體制，穩步推進供熱計量收費政策。

四、保障措施

（一）加強組織實施

1.加強統籌指導。堅持“三個統籌”，即統籌天津與全國及京津冀能源協同發展，統籌能源發展與國民經濟和社會發展，統籌新能源與傳統能源發展。在多規合一總體框架下，加強能源規劃和各相關規劃的銜接，實現同向引領、協調推進。

2.強化規劃約束。堅持上下聯動，部門聯動，形成合力。完善規劃約束引導機制，將規劃確定的主要目標任務分解落實到各區、各部門，確保完成規劃目標任務。完善規劃與能源項目的銜接機制，提高規劃對項目的指導作用。

3.科學監測評估。建立規劃實施常態化監測機制，重點監測規劃發展目標、改革措施和重大項目落實情況等，保障規劃落實到位。開展中期和總結評估，密切跟蹤規劃執行情況，科學把握規劃執行進度，保障規劃順利實施。嚴格執行規劃調整工作程序，必要時提出調整建議。

（二）完善政策保障

1.加大財政支持。發揮政府財政資金的杠桿作用，帶動企業與社會資金投入，擴大投資規模。發揮政府財政資金的引導作用，降低重點領域用能成本，優化營商環境，形成支持能源發展的長效機制。積極爭取國家節能減排等資金，支持能源示范項目建設。

2.加強金融服務。創新融資體制機制，鼓勵和引導民間資本進一步擴大能源領域投資，加強銀企合作，拓寬融資渠道，積極引入社會資本。充分利用資產證券化等金融工具和手段，撬動各類資本投入能源領域。建立健全市場主導的成果轉化投融資機制，常態化開展銀企對接，引導銀行和企業“雙向選擇、擇優合作”，鼓勵金融機構、風險投資機構參與能源科技成果轉化。

3.強化要素保障。順應能源發展新形勢，加強部門合作，在能源領域重大項目建設用地用海指標等要素保障方面給予支持。鼓勵在符合規劃、用地用海、生態環保等政策的前提下，充分利用低效閑置資源，發展清潔低碳能源項目。

（三）推動機制創新

1.創新能源監管方式。強化能源監管，創新監管方式，重點加強對壟斷環節、壟斷行為的監管，加大對能源戰略規劃和政策落實、能源消費強度控制、煤炭消費總量控制、新能源發展等方面的監管和考核，提高監管效能。

2.健全能源市場機制。建立靈活反映市場供需的電、熱、氣價格機制。強化供熱成本監審，理順燃氣熱電聯產電、熱成本分攤機制。適應新能源占比逐漸提高的新型電力系統建設，建立電力應急調峰補償機制。探索碳排放交易試點建設，有效發揮市場機制在控制溫室氣體排放、實現“碳達峰、碳中和”目標中的作用。

3.加強能源監測預警。建立健全能源信息監控、應急管理制度。加強基于能源安全、能源利用效率等因素的能源預測預警機制建設，及早發現風險隱患，降低能源安全成本。研究能源預警信息發布機制，提高能源供應系統的應急預防與處理能力。