2022年5月19日，省人民政府關于印發湖北省能源發展“十四五”規劃的通知。《湖北省能源發展“十四五”規劃》根據《“十四五”現代能源體系規劃》《湖北省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》編制，主要闡明“十四五”湖北省能源發展目標、路徑和舉措，是“十四五”推動全省能源高質量發展的總體藍圖和行動綱領。

一、現實基礎和發展環境

(一)“十三五”取得的主要成效。

“十三五”時期，全省認真貫徹習近平新時代中國特色社會主義思想，落實“四個革命、一個合作”能源安全新戰略，不斷提升能源供給能力、優化能源結構、增強創新動能、深化能源改革和對外合作,能源保障和服務水平進一步提升，較好滿足了經濟社會發展用能需求。

供應保障能力明顯增強。鄂州電廠三期、漢川電廠三期、江陵電廠、京能熱電、江坪河水電站等一批大型電源項目投產，新增發電裝機1862萬千瓦，發電總裝機達到8273萬千瓦(含三峽2240萬千瓦)。鄂渝柔性直流背靠背聯網工程建成投運，21項500千伏輸變電工程投產，新增變電容量1493萬千伏安，主網最大負荷由2745萬千瓦提升至4065萬千瓦，總體形成西電東送、南北互濟的供電樞紐格局。北煤南運通道浩吉鐵路投運，年新增運煤能力3000萬噸。華中最大的煤炭中轉平臺荊州煤炭鐵水聯運儲配基地一期工程建成，全省煤炭儲備能力達到1100萬噸。新疆煤制氣外輸通道一期、川氣東送增壓擴能、荊門-襄陽成品油管道等項目建成，油氣管道總里程達到7400公里。武漢安山儲氣庫擴建工程、宜昌力能儲氣庫建成，天然氣儲備能力達到3.82億立方米。與陜西、青海、新疆等能源資源大省建立了長期穩定的能源資源供應渠道。“十三五”前四年全省能源消費總量年均增長2.8%，2019年達到1.73億噸標準煤，2020年受疫情影響下降6.2%，為1.63億噸標準煤。2020年全社會用電量2144億千瓦時，“十三五”年均增長5.2%。

清潔低碳進程持續加快。2020年底全省可再生能源發電裝機達到5066萬千瓦，其中新能源裝機達到1309萬千瓦，是2015年的5.3倍，可再生能源、新能源消納電量占全社會用電量比重分別由37%、3.7%提升至43.2%、9.1%。關閉煤礦298處，淘汰落后產能2043萬噸。煤炭消費占一次能源消費比重53.5%，比2015年下降7.7個百分點。天然氣消費量61.4億立方米，年均增長7.6%，占一次能源消費比重由3.5%提升至5%。油品質量全面升級，全面供應國六標準車用汽柴油。全省20萬千瓦級以上56臺大型煤電機組全部實現超低排放，關停30臺總裝機70萬千瓦小火電機組，煤電機組平均供電煤耗下降至302克標準煤/千瓦時。電能替代電量達到256億千瓦時，電能占終端能源消費比重由17.2%提升至20.6%。全省單位地區生產總值能耗累計下降18%，單位地區生產總值二氧化碳排放量累計下降19.6%。

普遍服務水平不斷提升。提前一年完成國家新一輪農網改造升級任務，完成機井通電、貧困村通動力電，戶均配變容量達到2.15千伏安，比2015年提升76%，存量“低電壓”問題全部解決，農村生產生活用電質量大幅提升。建成5646個總裝機123萬千瓦的光伏扶貧項目，帶動3700個貧困村、26.75萬戶建檔立卡貧困戶脫貧。新能源汽車充電基礎設施建設加快，全省累計建成充換電站1658座、充電樁11.3萬個。天然氣實現“縣縣通”，通氣鄉鎮比例達到37%。用能營商環境不斷改善，用能報裝簡化優化，實行獲得電力“321服務”、獲得用氣“310服務”，高、低壓用戶平均接電時間由102.2天、4.1天分別壓減至34.16天、1.45天。用電成本持續降低，到戶均價降至0.6362元/千瓦時，累計下降11.5%，大工業電價、一般工商業電價累計降幅分別達到5.13%、29.52%。

改革創新深入推進。“放管服”改革扎實推進，“一網通辦”全面落實，強化事中事后監管，能源行業治理初步實現從以項目審批為主轉向規劃、政策、監管、服務并重。電力市場體系初步建成，電力市場主體達到4339戶，交易電量達到703.8億千瓦時。推進油氣體制改革落實，上游勘探開發加快，管網公平接入啟動。能源裝備創新發展，擁有國家能源海洋核動力平臺、新能源接入、煤燃燒國家能源技術研發中心3家，能源行業國家工程實驗室、國家地方聯合工程中心各1家，國家認定企業技術中心6家，省級工程研究中心和企業技術中心56家。海洋核動力技術取得重大突破，鄂西頁巖氣勘探開發取得積極進展。油氣鉆采、輸配電設備形成較強國內外競爭優勢。氫能“研發+制氫+儲運+應用”全鏈條發展格局初步形成，建成加氫站12座，推廣應用氫燃料電池車210輛。

(二)面臨的形勢。

從國際看，世界百年未有之大變局加速演變，國際環境日趨復雜，地緣政治沖突加劇，新冠肺炎疫情影響廣泛深遠，經濟全球化遭遇逆流。新一輪科技革命和產業變革深入發展，全球氣候治理呈現新局面，能源供需版圖深刻變革，能源低碳化、智能化轉型加速推進，能源體系和發展模式正在進入非化石能源主導的嶄新階段。

從國內看,當前和今后一個時期，我國發展仍然處于重要戰略機遇期。我國已轉向高質量發展階段，同時發展不平衡不充分問題仍然突出。保能源安全任務和碳達峰、碳中和目標對能源高質量發展提出了明確而緊迫的要求。我國步入構建現代能源體系的新階段，煤炭為主的化石能源清潔高效利用和安全托底保障能力進一步加強，新能源技術水平和經濟性大幅提升，新增可再生能源和原料用能不納入能源消費總量控制，將促進新能源大規模高質量發展，逐步對傳統能源實現安全可靠替代。

從我省看，經歷疫情嚴重沖擊之后的湖北，經濟長期向好的基本面沒有改變，多年積累的綜合優勢沒有改變，在國家和區域發展中的重要地位沒有改變，機遇大于挑戰，發展潛力巨大。湖北能源發展進入綠色轉型加速期、需求增長延續期、新生業態活躍期、安全風險凸顯期、體制改革攻堅期，特別是面臨用能需求剛性增長下能源安全保供的壓力、碳達峰目標下能源結構優化升級的壓力、系統復雜化趨勢下能源設施安全高效運行的壓力等困難挑戰，必須堅定發展信心，堅持底線思維和系統思維，準確識變、科學應變、主動求變，加快構建現代能源體系，全面提升能源保障能力。

二、發展目標

展望2035年，能源高質量發展取得決定性進展，以新能源為主體的新型電力系統建設取得實質性成效，基本建成清潔低碳、安全高效的現代能源系統，能源安全保障能力大幅提升。綠色能源生產和消費方式廣泛形成，可再生能源裝機占比達到70%以上，非化石能源消費比重在2030年達到25%的基礎上進一步大幅提升，新增能源需求全部通過清潔能源滿足，能源消費碳排放系數顯著降低，碳排放總量達峰后穩中有降。能源治理體系和治理能力現代化基本實現，支撐美麗湖北基本建成。

錨定2035年遠景目標，“十四五”全省能源發展主要目標是：

供應保障。省內能源綜合生產能力超過6000萬噸標準煤，發電裝機達到11400萬千瓦，特高壓外電輸入能力1300萬千瓦，油氣管道總里程達到8900公里，儲氣能力達到6.5億立方米，煤炭儲備能力達到1600萬噸。武漢城市電網達到世界一流水平。

綠色轉型。以新能源為主體的新型電力系統加快構建，清潔能源成為能源消費增量的主體，全省新增用電量的50%由新增可再生能源電量提供，非化石能源占能源消費比重提高到20%以上，煤炭占能源消費比重降低至51%左右，天然氣占能源消費比重達到7%左右，單位地區生產總值二氧化碳排放下降完成國家下達目標。

節能增效。單位地區生產總值能耗下降14%以上，煤電機組平均供電煤耗降至297克標準煤/千瓦時左右，電網線損率控制在5%以內。能源系統靈活性顯著增強，靈活調節電源占比達到25%左右，電力需求側響應能力達到最大用電負荷的5%左右。

普遍服務。城鄉人民生產生活能源供應保障能力和服務質量進一步提高，電力和天然氣季節性、時段性供需矛盾得到顯著緩解，人均生活用電量達到950千瓦時以上，城鄉能源基礎設施均衡發展，供電可靠率和電壓合格率進一步提升，天然氣覆蓋范圍進一步擴大，清潔能源開發利用成為鄉村振興的重要動力。

改革創新。能源關鍵技術和裝備取得重點突破，產業技術體系和規模邁上新臺階，智慧能源、數字能源發展取得重要進展。電力、油氣體制改革全面深化，電力市場體系進一步完善，電力現貨市場基本建成，油氣管網實現向第三方市場主體公平開放，市場決定性作用得到充分發揮。

三、重點任務

(一)建設安全多元能源供給體系。

全面推進能源供給革命，落實碳達峰目標要求，以非化石能源為重點，加強多元供應保障。超前研判能源需求走勢，未雨綢繆、防患未然，圍繞“內增”提升省內供應能力，圍繞“外引”爭取省外優質資源，合理規劃發展節奏和布局。

1.大力發展非化石能源。

大規模發展光伏發電、風電。綜合考慮資源稟賦、生態環境承載力、電網消納特點，堅持集中式和分布式并舉、多元發展和多能互補并行的發展模式。加快布局建設風光水火儲一體化百萬千瓦新能源基地，構建區域綜合能源供應體系，提高能源供應效率和穩定性。大力推進“新能源+”項目建設，積極探索源網荷儲一體化和風光水火互補開發模式。積極推進“光伏+”發展模式，大力支持分布式光伏發電應用。有序推進集中式風電項目建設，加快推進分散式風電項目開發。分別新增光伏發電、風電裝機1500、500萬千瓦，2025年光伏、風電發電總裝機達到3200萬千瓦，年發電量400億千瓦時。

統籌推進水電保護性發展。堅持生態優先，水電開發與環境保護相協調，推進漢江、清江、溇水等流域水電項目建設，建成碾盤山、新集等水電項目。積極推進小水電綠色轉型，促進流域生態恢復。新增常規水電裝機50萬千瓦，2025年水電裝機達到3800萬千瓦。

因地制宜開發利用生物質能。按照因地制宜、清潔高效、多元利用的原則，結合資源和環境條件，開發利用生物質能。在工業園區、開發區、產業園區等熱負荷需求集中的地區，穩步推進生物質熱電聯產。綜合考慮垃圾產量、運輸距離、環境保護等因素，合理布局生活垃圾焚燒電廠。推廣生物質多元化利用，支持生物天然氣工程建設，積極發展生物質鍋爐供熱，鼓勵開展生物質與燃煤耦合發電。新增生物質發電裝機50萬千瓦，2025年生物質發電裝機達160萬千瓦。

積極推進地熱能開發利用。加強地熱資源勘查，在江漢盆地、南襄盆地、武漢新洲、黃岡英山等地區開展地熱能資源勘查、試驗、評價。積極推進地熱能多元融合發展，在武漢、襄陽、宜昌、十堰等地區，積極推廣淺層地熱能供暖和制冷應用。積極探索中深層地熱能綜合利用形式和市場運營模式。新增地熱能供冷供熱應用建筑面積1900萬平方米，2025年達到5000萬平方米。

2.強化煤炭電力安全托底保障。

加強煤炭供應合作。加強與陜西、山西、內蒙古等煤炭資源大省戰略合作，強化與國家能源集團、陜煤集團、山東能源集團等產煤企業合作，組織企業積極參與國內煤炭市場交易，推進中長期合同履約，保障優質煤源供應。依托荊州煤炭鐵水聯運儲配基地，建設武漢(華中)煤炭交易中心，打造面向“兩湖一江”的煤炭中轉、交易、配置和應急儲備供應保障平臺。

有序發展清潔火電。更好發揮煤電基礎兜底作用，根據電力安全穩定供應需要，有序推進已納入國家規劃的大容量、高參數、超超臨界燃煤機組項目建設，保持系統安全穩定運行必須的合理裕度。在有條件的工業園區、開發區，合理規劃布局發展熱電聯產集中供熱項目。在有條件的開發區、中心商務區、公共建筑或商業綜合體發展天然氣熱電聯產和分布式能源項目，重點發展冷熱電多聯供。支持高爐煤氣、余熱余壓余氣發電。

3.拓展油氣供應渠道。

構建多元天然氣供應格局。加強與中石油、中石化、中海油和國家管網集團合作，全面實行天然氣購銷合同管理，擴大對湖北省天然氣資源供應規模。積極引進沿海LNG資源。鼓勵燃氣企業、儲氣設施經營企業通過天然氣交易中心線上競拍、LNG市場采購等方式獲得天然氣資源。統籌頁巖氣勘探開發與生態環境保護，推進鄂西頁巖氣勘探開發綜合示范區建設，加快宜昌、恩施地區頁巖氣勘探開發，2025年頁巖氣產能達到20億立方米/年。

積極推進煉油企業升級改造。落實長江大保護要求，按照“產能置換、減油增化”等原則，謀劃推進武漢中韓石化煉油搬遷改造、荊門石化擴能改造、潛江金澳油品質量升級改造，打造煉化一體產業集群。

(二)建設集約高效能源輸送儲備體系。

適應新型電力系統發展需要，統籌高比例新能源發展和電力安全穩定供應，加快電網設施升級和智能調度運行水平提升，建成“送受并舉、東西互濟、智能高效”的堅強電網，打造全國電網聯網樞紐。推進天然氣主干管網互聯互通，打造全國天然氣管網樞紐。提升煤炭儲配能力，打造“兩湖一江”煤炭物流樞紐。形成基地(庫)+地方政府、企業共建的“1+N”多維綜合能源儲備體系，提升能源運行調節和風險防范能力。

1.建設堅強智能電網。

建成交直流互備的特高壓電網。建成陜北-湖北±800千伏特高壓直流輸電工程、金上-湖北±800千伏特高壓直流輸電工程，加快荊門-武漢等特高壓交流環網、黃石1000千伏特高壓交流輸變電工程建設。到2025年，建成1000千伏特高壓變電站3座、變電容量2100萬千伏安，±800千伏特高壓直流換流站2座、容量1600萬千瓦。

提升城市供電能力。圍繞外電疏散、三峽留存、電源接入、斷面卡口、網間聯絡，建設一批500千伏、220千伏主網工程，形成鄂東負荷中心(武漢、黃石、黃岡、孝感、咸寧)、鄂西北(襄陽、十堰、隨州、神農架)和鄂中西(宜昌、荊州、荊門、恩施、仙桃、潛江、天門)分區分片的保供體系，服務“一主引領、兩翼驅動、全域協同”區域發展布局。圍繞工業園區和重大項目用電需求、城市老舊小區改造、分布式電源廣泛接入、電動汽車和數據中心等新型負荷發展需求，推進城市配電網改造升級。武漢市建成世界一流城市電網，襄陽、宜昌城市電網達到國內同等城市先進水平，其他城市電網供電水平明顯提升。新增變電容量6000萬千伏安、各電壓等級線路7000公里以上。

鞏固提升農村電網。進一步優化農村配電網網架結構，提升配電自動化水平，實現配電通信網全覆蓋，加快老舊設備更新，全面解決“卡脖子”“低電壓”等突出問題，不斷提升農村生產生活供電服務質量，為農村新能源汽車、鄉村旅游、農產品加工、農村現代物流等新型農村產業和鄉村振興提供堅強電力保障。到2025年，全省農村配電網達到中部省份領先水平，供電可靠率達到99.915%，綜合電壓合格率達到99.85%，農村居民戶均配變容量達到2.8千伏安以上。

加強電網運行調度和新能源消納能力建設。按照分層分區、安全高效原則，推進主網架向“合理分區、柔性互聯、安全可控、開放互濟”的形態轉變，配電網向交直流混合柔性電網+智能微電網等多種形式協同發展。全面推動新型電力技術應用和運行模式創新，優化電網安穩控制系統配置，提升電壓、頻率調節支撐能力，發展柔性直流輸電，全面提升電網開放接入、靈活控制和抗擾動能力。統籌一次網架、設備和通信網，提升電網資源配置能力和智能化水平，提升新能源并網友好性，推動調度運行智能化扁平化。推動電網更好適應大規模高比例新能源發展，增強電網就地平衡能力，大力發展以消納新能源為主的微電網、局域網，實現與大電網兼容互補。

2.完善油氣輸送通道。

推進天然氣管網建設與互聯互通。加快建設西氣東輸三線中段、川氣東送二線湖北段等國家主干天然氣管道，推進內河LNG船舶運輸和LNG罐箱多式聯運，構建“四縱三橫一通道”天然氣輸送體系，匯集西氣東輸、川氣東送、南氣北調、海氣進江資源，形成四方來氣的供應格局。推進省內支線、聯絡線和儲氣設施接入城市管網管道建設。加快管網向偏遠地區、鄉鎮延伸。新增天然氣管網里程1300公里。推動天然氣管網等基礎設施向第三方市場主體公平開放。壓減供氣輸配環節，取消沒有實質性管道投入的“背靠背”接收站。

加快輸油管道建設。推進三峽翻壩運輸成品油管道建設，緩解三峽水運壓力。加快監利—潛江輸油管道建設，推進魏荊原油管道升級改造工程實施，提高油品供應保障能力。新增輸油管道里程200公里。

3.增強能源儲備調節能力。

提升電力系統靈活調節能力。對全省大型煤電機組全面實施靈活性改造，挖掘潛力參與深度調峰，原則上新建煤電機組全部具備靈活調節能力。在氣源有保障、氣價可承受、調峰需求大的負荷中心，適度布局天然氣調峰機組，積極探索氣電與新能源發電融合發展。有序推進規劃內抽水蓄能電站建設，開工建設羅田平坦原、通山大幕山等5個以上抽水蓄能電站，利用現有梯級水電站規劃布局一批抽水蓄能電站。在落實生態保護要求基礎上，建立抽水蓄能電站站址資源目錄，做好站址保護。結合風電和光伏發電出力特性、電網接入和消納條件，推進一批風光水火儲一體化、源網荷儲一體化項目。推動儲能技術應用，建設一批集中式儲能電站，引導電源側、電網側和用戶側儲能建設，鼓勵社會資本投資儲能設施。

加快油氣儲備能力建設。堅持規模化、集約化建設運營原則，鼓勵各類主體投資建設儲氣設施，加快構建以地下鹽穴儲氣庫、沿江LNG儲運站和大中型LNG儲罐為主，地方小型應急儲氣設施為輔，管網互聯互通為支撐的儲氣體系。制定落實儲氣能力建設實施方案，重點推進潛江地下鹽穴儲氣庫，武漢白滸山和黃岡等地LNG儲氣庫建設，形成潛江、武漢、黃岡三大儲氣基地。組織各地及城鎮燃氣企業加強與省內外重點儲氣設施合作，優先依托屬地及周邊“大庫大站”履行儲氣責任，支持不具備建設條件的地方和城鎮燃氣企業以租賃、購買方式完成儲氣能力建設目標任務，到2025年全省儲氣能力達到6.5億立方米。按照國家要求，落實地方政府成品油儲備和企業社會責任石油儲備。

加快煤炭儲備能力建設。推進“浩吉鐵路+長江水運”煤炭輸送體系建設，建設以荊州江陵為重點的集交易、存儲、混配、物流等功能于一體的大型煤炭儲配基地，打造輻射“兩湖一江”的煤炭物流樞紐。支持重點用煤企業改擴建現有儲煤場地，支持有條件的企業參與社會責任儲備，到2025年煤炭儲備能力達到1600萬噸，政府可調度社會責任儲備能力基本滿足應急需求。

(三)建設節約低碳能源消費體系。

大力推進能源消費革命，落實能耗“雙控”和碳排放控制要求，堅持節約優先，把節能貫穿于經濟社會發展全過程和各領域。推進能源清潔替代，積極創新能源消費模式，加快形成綠色發展的生產和生活方式，建設能源節約型社會，降低能源消費過程中二氧化碳排放。

1.加強節能和提高能效。

科學開展能耗“雙控”。嚴格控制能耗強度，以化石能源為重點，合理控制能源消費總量，充分考慮區域和產業發展，增強能源消費總量控制目標彈性，新增可再生能源和原料用能不納入能源消費總量控制，鼓勵各市州超額完成能耗強度降低目標。創造條件盡早實現能耗“雙控”向碳排放總量和強度“雙控”轉變。推進用能權、碳排放權市場化交易。嚴格實施節能評估和審查制度，堅決遏制高耗能高排放低水平項目盲目發展，提高項目能效水平，保障全省重大項目合理用能需求。

推進重點領域能源節能提效。加快優化產業結構，推進工業、建筑、交通、公共機構、數字基礎設施等重點領域和重點用能單位能效提升。推進工業企業節能改造和能源管控中心建設，鼓勵工業企業和園區高效開發利用分布式可再生能源。提高綠色建筑建設標準，推進既有建筑節能改造，推進利用太陽能、淺層地熱能、工業余熱等解決建筑用電供暖需求。大力發展多式聯運和公共交通，大力推廣節能環保汽車和新能源汽車，提高交通運輸工具能效水平。深入開展節約型機關、綠色公共機構創建行動，加大政府綠色采購力度，優先或強制采購節能產品。提高數據中心、5G通信基站等數字基礎設施節能水平。持續實施全民節能行動計劃，推廣節能家電、高效照明產品等，倡導綠色出行。壯大節能環保產業，促進節能環保關鍵材料、重要設備和產品廣泛應用。

2.推動能源低碳清潔利用。

提高煤炭石油清潔利用水平。嚴控煤炭消費增長，強化武漢、襄陽、宜昌等重點城市煤炭消費總量控制，新建耗煤項目實行煤炭減量替代，有序發展煤炭深加工。加大散煤綜合治理力度，加快推進農村地區生物質成型燃料、沼氣、太陽能等清潔能源替代散煤。加快淘汰工業中小燃煤鍋爐，推動工業企業開展鍋爐煤改氣、煤改電。持續推進煤電機組超低排放和節能改造，進一步降低供電煤耗，規劃新增煤電機組全部按照超低排放標準建設，加大落后煤電機組淘汰力度。加快綠色煉廠建設，支持煉化產業延伸產業鏈，提升高附加值產品比重。嚴格落實2023年執行國六B標準車用汽油，推進油品質量升級，穩妥推進車用乙醇汽油推廣使用。加強成品油市場監管，維護成品油市場秩序。

培育拓展天然氣消費市場。以民生、發電、交通和工業領域為重點，有序擴大全省天然氣覆蓋范圍和利用規模。加快城鎮燃氣管網建設改造，完善城市燃氣網絡和服務設施，提高城鎮居民天然氣氣化率。推動天然氣對燃油、散煤清潔替代。積極支持發展重卡、環衛、公交等LNG汽車。實施“氣化長江”工程，推動船舶燃油LNG替代。實施“氣化鄉鎮”工程，擴大鄉鎮天然氣覆蓋范圍，通氣鄉鎮比例達到50%以上。推動天然氣與多種能源融合發展，鼓勵發展天然氣分布式能源，穩步推進天然氣熱電聯產。到2025年，天然氣消費量達到100億立方米以上，占能源消費總量比重達到7%左右。

加快終端用能電氣化。在居民生活、工業制造、農業生產、交通運輸等領域因地制宜、全面拓展電能替代。加大港口岸電、空港陸電改造，完成95個港口碼頭264套岸電樁及配套設施建設，實現長江沿線主要碼頭岸電全覆蓋。大力發展電動汽車，擴大電動汽車在公共交通、公務出行等方面應用。適度超前推進充電基礎設施建設，打造統一智能充電服務平臺，開展光儲充換相結合的新型充換電場站試點示范，形成車樁相隨、智慧高效的充電基礎設施網絡，到2025年全省充電樁達到50萬個以上。加快取暖、炊事用能等方面電能替代，推廣新型電采暖、商用電炊具、智能家電等設施，提升全社會電氣化水平。“十四五”期間新增電能替代量300億千瓦時，電能占終端能源消費比例達到25%。

3.強化能源需求側管理。

完善電煤應急儲備制度，做好電煤供需監測，電煤庫存日常保持20天可用天數，迎峰度夏、冬前可用天數分別達到25天、30天。完善電力需求響應體系，科學編制有序用電方案和大規模停電應急預案，建立并動態調整電力需求側管理清單，優先保障居民、農業、重要公用事業和公益性服務用電，貫徹國家產業政策和節能環保政策，限制不合理用電。引導和激勵電力用戶挖掘調峰資源，形成最高負荷5%左右的需求響應能力，有序用電可調負荷達到最大用電負荷的20%以上。動態調整天然氣調峰用戶清單，細化完善應急保供預案，在用氣高峰期根據資源供應情況分級啟動實施。

(四)建設智慧融合能源科技創新體系。

加快推動能源技術革命，補短板、鍛長板，持續提升能源創新能力和技術水平，構建以企業為主體、市場為導向、產學研用深度融合的能源科技創新體系，積極發展智慧能源、數字能源，培育能源新模式、新產業、新業態，推動能源裝備產業發展邁上新臺階。

1.提升能源科技創新能力。

加強能源科技創新平臺建設。把握能源技術變革方向，以公共創新平臺和各類創新機構為引領支撐，建設產學研用相結合的創新機制，推動綠色低碳技術研發、成果轉化和推廣應用。支持煤炭清潔低碳發電、新能源接入、海洋核動力等國家能源技術研發中心發展。培育一批智能電網、微電網、能源互聯網、儲能技術等前沿科技創新機構，壯大一批發電技術、油氣鉆采與煉化技術、智能裝備與智能制造技術等能源基礎工業創新機構。依托國家和省級工程(技術)研究中心、實驗室和武漢大學、華中科技大學、武漢理工大學、中國地質大學、長江大學等院校，提升研發和技術裝備水平，引進培養一批科技領軍人才和創新團隊，加大能源科技人才培養和政策支持力度，激發各類主體技術創新活力。

加快重點領域科技攻關。推動新能源技術裝備突破，研發高效新型太陽能電池、逆變器及系統集成設備，積極發展太陽能熱發電、熱利用裝備。推動新型儲能技術裝備創新和示范應用，積極研制成套電池裝備，支持全釩液流電池儲能裝備產業化發展和應用示范。開展壓縮空氣儲能、飛輪儲能等機械儲能和其它化學儲能技術攻關。支持智能電動汽車充電樁、充電站等技術裝備發展。聚焦核能利用與檢測裝備、煤炭清潔高效綜合利用、頁巖氣勘探開發、碳捕捉等重點領域，加大產業關鍵技術、共性技術和前沿性技術研發攻關，推動能源技術與新材料和先進制造技術深度融合，形成一批自主知識產權成果。

積極探索氫能開發利用。聚焦制氫、儲運、加注、燃料電池等氫能產業鏈核心環節，推動基礎前沿和共性關鍵技術和裝備研發。鼓勵質子交換膜燃料電池、固體氧化物燃料電池發電及分布式能源系統技術攻關，建設可再生能源綠電制氫、工業尾氣制氫、大規模氫氣提純、儲供氫關鍵設備等氫源供應及配套裝備制造項目，加快氫能在交通運輸、工業、儲能調峰、分布式供能等領域應用，規劃加氫站等配套氫能供應基礎設施建設。

2.壯大能源裝備產業。

圍繞能源裝備產業補鏈固鏈強鏈，通過頭部企業引領、鏈條延伸、上下聯動、集群共進，發揮優勢、補強短板，加強配套產業發展，打造發電裝備、智能電網及輸配電裝備、新能源裝備、油氣鉆采與加工裝備、節能環保裝備、儲能等六大產業鏈條。推動發電設備升級創新，支持效率提升、污染排放控制、高水頭水電等電站配套技術裝備發展。推動智能電網與輸配電設備提質升級，發展特高壓輸電設備，柔性直流輸電系統裝備，智能變電站、配電網、微電網成套設備。強化油氣鉆采與加工裝備優勢，推動鉆井、采油、油氣集輸工程裝備自動化、智能化發展。加強首臺(套)重大技術裝備示范應用。在武漢、襄陽、宜昌、荊州等地區打造能源裝備制造產業基地。到2025年，能源裝備產業年主營收入達到2000億元，年主營收入過50億元、10億元企業分別達到5、30家。

3.推動智慧能源發展。

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、調度和管理智能化。推廣新能源云應用，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、智能氣表等智能計量設施、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。推進能源產業與5G、大數據、云計算、物聯網、人工智能等現代信息技術深度融合，加快能源基礎設施數字化、智能化建設。統籌鐵路、公路、水運、管道基礎設施協同發展，加強能源運輸保障。推動電網、燃氣網、熱力網與交通網的柔性互動和配合調控，促進基礎設施協同優化運行和多種能源融合發展，構建能源生產、輸送、使用和多種能源、儲能體系協調互補的智慧能源系統。鼓勵在產業園區、大型企業、大型公用設施和商務區等建設多能互補、高效存儲、智能協調的綜合能源服務站，發展新能源數字化運營系統、綠色數據中心等能源互聯網和智慧用能新模式，打造主體多元化、領域多樣化、服務專業化的綜合能源服務新業態。

(五)建設現代高效能源治理體系。

深入推進能源體制革命，推進能源治理體系和治理能力現代化。深化電力體制改革，加快推進油氣體制改革，形成統一開放、競爭有序的能源市場體系。更好發揮政府作用，強化服務職能，健全能源監管體系，加快建立以法律法規、戰略規劃、政策標準和監管服務為主的現代能源治理框架。

1.推動落實能源領域碳達峰碳中和目標任務。

貫徹落實碳達峰、碳中和工作部署要求，堅持“系統謀劃、供需發力、先立后破、安全替代”，處理好發展和減排、整體和局部、長遠目標和短期目標、政府和市場的關系，在保障能源安全供應基礎上，著力優化能源結構，減少能源產業碳足跡，加快轉變用能方式，科學有序推進能源生產和消費綠色低碳轉型。統籌考慮全省能源資源稟賦、空間布局、發展狀況、用能需求、排放情況等，明確推動能源綠色低碳轉型、支持做好碳達峰工作的分步驟路線圖、時間表，因地制宜、分類施策推進目標任務完成。堅持市場主導，發揮政府在規劃引導、政策支持、市場監管方面的作用，建立健全激勵約束機制，將碳達峰、碳中和工作要求全面落實到能源各行業、各環節。

2.推進能源市場化改革。

深化放管服改革。按照國家統一部署，進一步放寬能源市場準入，支持各類市場主體依法平等進入負面清單以外的能源領域。進一步簡化能源項目審批程序，完善“一網通辦”，提升政務服務效能。推進能源競爭性環節市場化改革，實現上下游、產供銷有效銜接，促進相關產業門類關系協調。支持能源新產業、新模式、新業態創新發展，依法破除市場準入、投資運營、參與市場交易等體制機制壁壘，營造有利于商業模式創新的市場環境，培育壯大綜合能源服務、儲能、充電樁、氫能源企業等新興市場主體。

深化電力體制改革。持續深化上網電價市場化改革，完善風電、光伏發電、抽水蓄能等價格形成機制，建立新型儲能價格機制。完善居民階梯電價制度。建立健全負荷側激勵響應措施，優化峰谷分時電價機制，探索實行可中斷負荷電價。加快電力市場建設，優化電力交易機構的獨立規范運行機制，建立以日前電能量市場和實時平衡市場為主的全電量集中優化的現貨交易機制，建立調頻、備用輔助服務市場，鼓勵電力市場各類主體主動參與系統調峰，形成中長期交易為主、現貨交易和輔助服務交易有機銜接的電力市場交易體系。

推進油氣體制改革。放寬勘查開采市場準入，促進油氣勘探開發環節競爭，推動形成上游油氣資源多主體多渠道供應市場格局。引導推動省級管網以市場化方式融入國家管網，建立完善管網上下游銜接保障機制。強化油氣管網運營調度和公平開放監管。推動儲氣調峰輔助服務市場建設，完善儲氣設施商業化運營機制。加強天然氣輸配價格監管。支持各地加強城鎮燃氣企業整合重組，優化資源配置，提高供氣服務質量和安全水平。

完善促進可再生能源發展機制。加強可再生能源發展與土地、環保、林業等政策的銜接協調。完善可再生能源并網消納支持政策，建立健全可再生能源消納保障機制，落實國家下達的可再生能源電力消納責任權重，完善省內可再生能源、非水可再生能源電力消納目標責任機制。實施可再生能源替代行動，推動可再生能源參與電力市場化交易，推進綠色電力證書交易，建立健全可再生能源發展監測評價體系。

3.優化用能營商環境。

對標國際國內一流營商環境，推廣低壓用戶用電報裝“零上門、零審批、零投資”服務、高壓用戶用電報裝“省力、省時、省錢”服務，統一標準流程、共享平臺、評價體系、督查考核，優化辦電流程、壓減辦電時間、降低辦電用電成本、提升服務能力，推動我省獲得電力便利化水平進入全國前列。精簡用氣報裝材料，壓縮辦理環節，優化審批流程，實現“不見面”報裝服務。

4.加強能源監管。

推進“互聯網+監管”“雙隨機一公開”監管，強化和規范事中事后監管，提高監管效率和效力。加強能源規劃、政策、標準落實情況和簡政放權承接落實情況監管，推進能源項目依法依規建設、財政資金依法依規使用。健全能源市場監管機制，加大能源市場秩序、可再生能源消納、安全生產、普遍服務、電力市場交易、管網設施公平開放、電力營商環境、價格成本等方面監管力度。研究探索信用監管，加快建立守信激勵和失信懲戒機制。

5.加強安全生產和應急管控。

強化能源安全生產。落實“黨政同責、一崗雙責、齊抓共管、失職追責”安全生產責任制，落實“管行業必須管安全、管業務必須管安全、管生產經營必須管安全”要求，壓實屬地管理責任、部門監管責任、企業主體責任。在能源規劃、項目審批、建設運行等環節強化安全風險防控。持續推進煤礦標準化建設，落實年度煤礦分類處置工作方案。督促電力企業落實安全生產分級管控制度，預防電網生產安全事故。切實加強煉油安全生產和油氣管道保護，推進油氣管道完整性管理，提高管道安全技防水平，加強管道高后果區管控，嚴防第三方施工風險。深入開展煤炭電力、油氣長輸管線安全生產專項整治三年行動，加強隱患排查治理，重大隱患實施掛牌督辦，堅決防范遏制重特大生產安全事故發生。

維護能源基礎設施安全。加強重要能源基礎設施巡檢維護和安全保衛，重點確保水電站、樞紐變電站、油氣管網等設施安全，強化風險普查、預報預警，提高能源基礎設施抵御地質災害、氣象災害等自然災害能力。加強儲能電站安全管理，加強組件和系統運行狀態在線監測，有效提升安全運行水平，強化消防安全管理。加強能源網絡安全管控，增強態勢感知、預警及協同處理能力，提升電力系統等能源基礎設施網絡與信息安全防護水平。

提升突發事件應對能力。加強能源供需形勢監測分析和預測預警，完善能源供應保障應急預案體系，及時協調解決能源保障中出現的問題。完善大面積停電事件防范應對舉措，加強電網分區運行能力、負荷中心電源支撐能力建設，到2025年全省電網黑啟動電源數量8個以上、總容量40萬千瓦以上，重要用戶應急電源配置規范率達到80%以上。完善應急處置方案，加強應急救援隊伍和專家庫建設，強化裝備、物資配備，持續開展安全風險教育培訓和應急演練，提高快速響應和處置能力。

四、重點工程

(一)新能源倍增工程。

積極推進“光伏+”發展模式，充分利用襄陽、宜昌、黃石、十堰、荊州、孝感、黃岡、隨州等地區的一般農用地、魚塘、水面、采礦廢棄地等土地資源，建設一批光伏+農業(養殖、種植)、光伏+多能互補、光伏+儲能、光伏+旅游項目。大力支持分布式光伏發電應用。積極推進整縣(市、區)屋頂分布式光伏開發，支持在開發區、工業園區、大型商業區等建筑屋頂及附屬場地，建設就地消納的分布式光伏發電項目，鼓勵居民利用自有建筑屋頂安裝戶用光伏發電系統。在襄陽、宜昌、荊門、孝感、黃岡、咸寧、隨州、恩施等風能資源豐富區，有序推進集中式風電項目建設，支持已投運風電場擴容改造。加快推進分散式風電項目開發，在江漢平原、港口、開發區等區域，結合用電負荷需求和接入條件，建設以就地消納為主的分散式風電項目、風光互補和風電+旅游等項目。鼓勵創新發展模式，因地制宜開展“田園風電”“景觀風電”項目建設。到2025年，光伏發電、風電裝機分別達到2200、1000萬千瓦。

(二)煤電綠色轉型工程。

持續提升煤電發電效率和清潔化水平，推動煤電機組向保障電網運行安全、提供可靠電力和靈活調節能力的基礎性電源轉變，積極參與調峰、調頻、調壓、備用等輔助服務，提升電力系統新能源消納能力。有序推進已納入國家規劃的大型清潔電源項目建設，按照國家應急調峰能力要求和全省中長期能源安全需求，規劃一批應急調峰電源并合理安排建設時序，淘汰關停落后煤電機組，提高大容量、高參數、低排放煤電機組比重。推動煤電節能降耗改造、靈活性改造、供熱改造“三改聯動”，大力開展碳捕捉技術應用。到2025年全省煤電機組平均供電煤耗降低至297克標煤/千瓦時以下，全省53臺30萬千瓦及以上煤電機組完成靈活性改造，新增調峰容量500萬千瓦。

(三)風光水火儲、源網荷儲一體化示范工程。

結合各地資源條件和能源特點，充分發揮常規電站調節性能，適度配置儲能設施，調動需求側靈活響應積極性，因地制宜開展風光水火儲、源網荷儲一體化示范工程建設。充分利用具備較高靈活調節能力的現役火電和已納入國家規劃的火電項目，適度配置儲能設施，布局建設一批風光火儲新能源百萬千瓦基地。以存量大中型水電站、中型抽水蓄能和一定規模儲能設施為基礎，布局建設一批風光水儲新能源百萬千瓦基地，實現打捆上網，提高新能源電量比例。在武漢、襄陽、宜昌等重點區域，結合城市電網改造提升、自備應急電源配置、清潔取暖、清潔能源消納開展源網荷儲一體化示范工程建設。在城市商業區、綜合體、工業園區、居民區，依托光伏發電、微電網和充電基礎設施等開展園區級源網荷儲一體化示范工程建設。

(四)能源儲備調峰工程。

以應對資源區域性時段性短缺風險和保持全省能源供需動態平衡為目標，加強能源儲備調峰能力建設，增強系統保障能力。落實“地方政府不低于保障行政區域3天日均消費量、城鎮燃氣企業不低于年用氣量5%”儲氣能力建設目標。完成地方政府成品油儲備和企業社會責任石油儲備任務。健全以企業社會責任儲備為主體，地方政府儲備為補充的煤炭儲備體系，嚴格落實最低庫存制度，確保儲煤基地、電廠存煤量保持在合理水平。按照需求側有序用電最大負荷20%左右和發電側最大發電負荷10%左右的目標，加強電力調峰和應急能力建設。推進先進儲能技術應用。提高需求側響應能力，充分挖掘需求側調節資源。建立充分發揮市場主體作用的調峰運行管理機制，完善交易和價格形成機制，鼓勵電力市場各類主體主動參與系統調峰。

(五)“兩線一點一網”電網工程。

優化輸送通道布局，建成陜北至湖北±800千伏特高壓直流輸電工程，同步協調推進陜西黃陵、富縣等地配套電源項目建設，建設金沙江上游至湖北±800千伏特高壓直流輸電工程，加大清潔能源輸入能力。提高三峽電留存湖北消納比例，推進三峽近區電網改造及網架結構優化，三峽電消納能力達到1000萬千瓦。服務“一主引領、兩翼驅動、全域協同”區域發展布局，加強中心城市和城市群電網建設，提高綜合承載能力，推進武漢世界一流城市電網建設，實現湖北城市電網整體水平提檔升級。“十四五”電網投資規模超過1000億元，2025年城鎮配電網供電可靠率達到99.985%，綜合電壓合格率達到99.999%。

(六)“五縱四橫一通道”油氣管網工程。

加強管道項目建設與國土空間、城鄉發展、交通運輸等規劃銜接，推進國家干線油氣管道和省內支線管道項目實施，打造由淮武線、西氣東輸二線、西氣東輸三線、蘭鄭長成品油管道、新疆煤制氣外輸通道湖北段五條南北管道，忠武線、川氣東送線、川氣東送二線、儀長原油管道四條東西管道和長江LNG水運通道組成的油氣輸送主干管網，加強管網互聯互通工程建設，實施老舊管道隱患治理及遷改，石油、天然氣管道里程分別達到1850、7050公里，全面提升油氣資源供應保障能力。

(七)數字能源工程。

加快信息技術和能源產業融合發展，推動能源產業數字化轉型。積極開展電網、油氣管網、電廠、終端用能等領域設備設施智能化升級。推廣電力設備狀態檢修、廠站智能運行、作業機器人替代、大數據輔助決策等技術應用，加快發展“智慧風電場”“智能風機”，推進光伏電站數字化與無人化管理，開展新一代調度自動化系統示范。以多能互補的清潔能源基地、源網荷儲一體化項目、園區能源綜合服務等新模式新業態為依托，開展智能調度、能效管理等智慧能源技術示范，推動隨州廣水市100%新能源新型電力系統示范工程、武漢光谷生態創新示范區能源互聯網綜合示范項目等建設。推動電動汽車、氫燃料電池、智慧節能建筑等能源與交通、建筑領域的跨界融合，探索推廣V2G、商業儲能、虛擬電廠、“光伏+”等新型商業模式。充分挖掘能源數據價值，完善電力消費、能耗指標等指標數據收集體系，建設全省能源大數據中心、數字化管理示范平臺，探索能源數字經濟新模式。

(八)能源惠企利民工程。

推動“獲得電力”服務水平邁上新臺階，2022年底前全面實現居民用戶和低壓小微企業用電報裝“三零”服務、高壓用戶用電報裝“三省”服務，全面清理規范轉供電收費，加快推進“轉改直”，切實加強消費者用能合法權益保護。進一步提高城鄉供電可靠性，推廣不停電作業技術，提高電網故障搶修效率，減少停電時間和停電次數，為市場主體提供更好用電保障，2025年全省城鎮、農村用戶年均停電時間分別降至1.5、7.5小時以內。提升農村能源基礎設施和公共服務水平，實施農村電網鞏固提升工程，持續加強脫貧地區農村電網建設，推動農村用能電氣化升級。有序推動供氣服務向鄉鎮、農村延伸，滿足更多群眾天然氣清潔能源需求。積極探索開展集中供暖(冷)、冷熱聯供。繼續做好光伏扶貧電站運維管理，因地制宜加快農村清潔能源開發利用，推動形成新能源富民產業，助力鄉村振興。