面对“十四五”时期煤电油气保障供应的新形势，要坚持以习近平新时代中国特色社会主义经济思想为指导，深入贯彻落实习近平总书记关于煤电油气产供储销体系建设的重要论述，按照党中央、国务院决策部署，坚持以人民为中心，坚持系统思维，坚持底线思维，坚持问题导向，统筹能源安全和经济高质量发展，通过煤电油气产供储销体系建设以及交通运输协调保障、应急保供能力建设，着力增强能源供应保障能力，促进资源高效合理配置，提升能源系统调节水平，构建现代能源市场体系，满足经济社会发展需要。

一、指导思想

以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻落实党的十九大和十九届二中、三中、四中全会精神，按照党中央、国务院决策部署，紧紧围绕统筹推进“五位一体”总体布局和协调推进“四个全面”战略布局，坚持以人民为中心的发展思想，坚持稳中求进工作总基调，坚持以供给侧结构性改革为主线，落实总体国家安全观，践行“四个革命、一个合作”的能源新战略，统筹国内国际两个大局、两个市场和两种资源，统筹能源安全和经济高质量发展，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用，着力优化生产结构，着力补齐供应短板，着力增强储备能力，着力完善市场机制，通过产供储销体系建设不断增强能源持续稳定供应能力、合理需求调控能力、风险预警和应急保供能力，促进相关各行业高质量发展，努力打造与新时代新要求相适应的清洁低碳安全高效的煤电油气保障体系，为建设社会主义现代化强国提供安全可靠的能源保障。

二、基本原则

坚持服务大局、民生优先。统筹煤电油气产供储销体系建设与经济高质量发展关系，立足于我国能源供需现状，以保障平稳运行为目标，增强能源供应保障能力，降低全社会用能成本，努力满足人民日益增长的美好生活需要，为经济高质量发展提供持续稳定、价格合理、品质优良的能源动力支撑。

坚持提质增效、动态平衡。抓好供给侧、需求侧及供需之间的协同，推动能源优质优供，推动煤电油气行业高质量发展。把提高能源供给质量作为长期主攻方向，重点解决发展不平衡、不充分的问题，优化存量资源配置，扩大优质增量供给，增强供给的适应性和灵活性，实现供需动态平衡。

坚持统筹规划、远近结合。煤电油气产供储销体系建设既要立足当前实际需要，聚焦最迫切的问题，努力缓解供需矛盾；更要着眼长远，标本兼治，构建适应新时代新要求的现代能源体系。深化体制机制创新，加快重点领域和关键环节改革步伐，健全煤电油气生产、配送、交易管理市场化制度，促进市场公平竞争。

坚持清洁发展、优化结构。坚持节约、高效、清洁并重，大幅提升化石能源清洁利用水平，推进煤炭清洁高效开发利用和减量替代，大幅提升清洁能源市场化开发利用水平，显著提高清洁能源消费占比。因地制宜，充分利用多种能源，推进北方地区清洁取暖。加快形成能源节约型社会，提高能源利用效率，引导能源消费升级。

坚持底线思维、防控风险。增强危机意识，牢牢把握能源安全主动权，统筹好安全裕量与经济代价关系，加强煤炭、电力、石油、天然气等领域储备能力建设，建立健全需求侧管理和应急调峰机制，完善应急预案，强化应急协调保障，确保民生需求，守住安全底线。

坚持统筹协调、形成合力。加强供需之间、区域之间、能源品种之间的协调平衡，实现有效衔接。强化工作机制建设，实现多目标统筹、多部门协同，压实各方责任，形成各方合力，为保障煤电油气平稳运行提供全面支撑。

三、总体思路

（一）提高“产”的能力，着力增强资源供应保障

针对我国煤电油气供给实际，更好发挥常规能源的基础作用，积极开发利用非常规油气资源，稳步发展可再生能源，推动清洁能源成为能源增量主体。优化能源生产布局，综合考虑资源禀赋、水资源条件、生态环境承载力等因素，科学确定能源重点开发基地，统筹能源生产与输送。一是全面提高煤炭供给体系质量。进一步优化煤炭产业结构和布局，按照“先立后破”原则，加大淘汰落后产能力度，持续减少小型煤矿数量，大力破除低效无效供给。坚持“上大压小、增优汰劣”，加快优质产能释放，积极推进兼并重组，持续扩大优质增量供给。统筹煤炭就地转化与跨区域供应保障，保持产业链供应链协同稳定。二是积极推动国内油气稳产增产。坚定落实国内油气勘探开发的既定战略部署，坚持大力提升勘探开发力度，稳定并努力增加勘探开发投资和工作量。推动东部老油气田稳产，加大新区产能建设力度，做好未动用储量、新增探明储量开发评价和目标区优选建产工作。加快页岩油气、致密气、煤层气等非常规油气资源勘探开发，有序发展煤制油气产业。三是构建多元化电力生产格局。统筹优化电源规模布局，大力发展和消纳可再生能源，安全适度发展核电，充分发挥煤电调峰和兜底保供作用，推动煤电清洁高效发展，进一步完善优先发电制度。

（二）统筹“供”的途径，促进资源高效合理配置

适应能源供需格局变化，加快构建完善能源运输通道和输配网络，形成稳定可靠的输配保障体系。一是建立健全稳定可靠清洁的煤炭供给体系。结合煤炭供需区域变化、运输结构调整、特高压等电力输送通道建设布局和控制劣质煤进口等工作，着力提升铁路运能，推动港口布局优化，统筹用好国内国外资源，保持合理进口规模，形成以国内资源为主、进口为补充的稳定供应格局。优化煤炭运输结构，深入推进煤炭清洁运输。二是提升石油天然气进口供应保障水平和管输能力。坚持互利共赢开放战略，全面提升能源国际合作质量和水平，积极参与全球能源治理，构建广泛利益共同体，构筑多元化境外资源供应格局，实现开放格局下的能源安全。加快天然气管道互联互通重大工程建设，优化管输效率，加强区域间、企业间、气源间互供互保。三是统筹推进电网建设。统筹外送通道建设，提高远距离输电能力，优先保证清洁能源送出，不断增强电网互济和保供能力。优化电网结构，提高系统安全水平。升级改造配电网，推进智能电网建设。

（三）补齐“储”的短板，提升能源系统调节水平

坚持保障战略安全与促进平稳运行相结合，突出石油储备的战略安全保障功能，增强煤炭、天然气、电力等储备的运行调节功能，充分发挥储备在有效防范风险、促进经济发展、优化调整结构等方面的作用。处理好政府与市场的关系，坚持政府储备和企业储备并重，明确不同主体在储备体系中的责任，科学确定储备规模，坚持以较小投入获取更佳效能。一是持续增强煤炭储备能力。优化煤炭储备制度，更多发挥地方和企业作用，建立健全以企业社会责任储备为主体、地方政府储备为补充，产品储备与产能储备有机结合的煤炭储备体系。二是加强油气储备设施建设。支持石油储备项目建设，推动相关企业石油社会责任储备建设，有序增加储备规模。严格落实上游供气企业、管道企业、城镇燃气企业和地方政府储气责任，做好地下储气库、LNG储罐统筹规划布局，推进储气设施集约、规模建设。三是提升电力系统调节能力。加强调峰能力和调峰机制建设，提高电力系统灵活性和调节能力。大力推动储能项目建设和应用，围绕发电侧、电网侧、用户侧和社会化储能设施等需求，发展储能产业。

（四）破除“销”的障碍，构建现代能源市场体系

加快形成企业自主经营、消费者自由选择、商品和要素自由流动的煤电油气市场体系，健全煤炭、油气、电力等能源交易市场，确立公平开放透明统一的市场规则。深化需求侧管理，加快形成节约高效的消费模式。一是建立健全市场交易体系。加快全国煤炭交易中心建设，因地制宜推动区域煤炭交易中心建设，进一步提升市场配置资源效率。加快放开发用电计划，进一步完善电力市场交易政策。进一步完善国内成品油主体多元、公平竞争的市场格局，有序推进天然气基础设施公平开放。二是提高中长期合同签约履约水平。完善煤炭中长期合同制度，鼓励上游供气企业与各地全面签订供气合同，规范合同签订行为，明确监管标准，督促产运需各方按期按量履行中长期合同。三是深化需求侧管理。以电力市场化改革为契机，引导和激励电力用户挖掘调峰资源，参与系统调峰。动态调整天然气调峰用户清单，细化完善应急保供预案。

一、建立健全规模、优质、高效、绿色的煤炭生产体系

（一）着力巩固去产能成果

建立完善去产能工作台账，系统总结推广去产能工作经验和典型案例，坚决防止已经退出的产能死灰复燃。巩固淘汰落后产能、治理违法违规成果，进一步规范生产建设秩序。严格落实产能置换制度，形成新旧产能有序接替的长效机制。综合施策提高职工安置质量，推进资产债务处置，加快改革重组、结构调整、转型升级，推动行业企业高质量发展。

（二）着力优化产能结构

坚持结构性去产能、系统性优产能，严格安全、环保、能耗执法，分类处置30万吨/年以下煤矿、与环境敏感区重叠煤矿和长期停产停建的“僵尸企业”，加快退出达不到安全环保等要求的落后产能，为优质产能释放腾出环境容量和生产要素。坚持“上大压小、增优汰劣”，通过产能置换持续优化煤炭产能结构，扩大优质增量供给，促进供需动态平衡。主要煤炭调出地区科学规划煤炭和煤电、煤化工等下游产业发展，统筹煤炭就地转化与跨区域供应保障，保持产业链供应链协同稳定。

（三）着力优化生产开发布局

以大型煤炭基地建设为依托，系统优化煤炭生产开发布局。逐步降低生态环境脆弱、水资源短缺、开采条件复杂地区开发强度，退出不具备安全生产条件的高风险煤矿，加快陕北、神东、黄陇、新疆等大型煤炭基地建设，推动煤炭生产向资源条件好、竞争能力强、安全保障程度高的大型煤炭基地集中。深化煤炭领域“放管服”改革，加快煤矿手续办理，推动未核准煤矿加快核准、已核准煤矿加快开工建设、已建成煤矿加快投产。

（四）着力提升绿色智能开采水平

协同推动经济发展和环境保护，做好煤炭产业发展规划、矿区总体规划与环境影响评价规划的衔接。严格禁止在国家公园、自然保护区、风景名胜区、饮用水水源保护区规划布局新的煤矿项目，在煤矿设计、建设等环节严格执行环保标准，从源头上减少煤炭开发对生态环境的影响。严格限制高硫高灰煤项目开发，引导已核准的项目暂缓建设、正在建设的项目压缩规模、已投产的项目核减产能。因地制宜推广充填开采、保水开采、煤与瓦斯共采、矸石不升井、露天矿内排土等绿色开采技术，发展高精度洗选加工。加快煤矿机械化、自动化、信息化和智能化建设，突破智能钻探、无人开采、深井灾害防治、煤矿机器人运用等重大关键技术，进一步提高煤矿生产效率。加强对水、火、瓦斯、煤尘等重大灾害的监测、预警和防治，坚决遏制重特大事故，全面提升煤矿安全保障能力。

（五）着力推动兼并重组和转型升级

大力推动跨区域、跨所有制兼并重组和上下游融合发展，引导有效产能向优势企业和地区集中，培育一批具有较强国际竞争力的大型企业集团，增强抵御市场风险的能力。支持中央专业煤炭企业重组其他涉煤中央企业所属煤矿，鼓励主要产煤地区整合重组地方煤炭企业，鼓励矿区内大型煤炭企业整合中小煤炭企业，进一步提高产业集中度和生产技术水平。以产业延伸、更新和多元化发展为路径，因地制宜实施转产转型，逐步建立现代产业体系，加快新旧发展动能有序转换。

二、建立健全稳定、可靠、清洁、自主的供给体系

（一）充分挖掘现有铁路通道煤运能力

启动大秦线、唐呼线、瓦日线等一批扩能改造和能力补强项目，加快提升集疏运系统配套能力。研究启动衔接瓦日线的京广、京沪、京九线运输能力适应性改造，适度扩大瓦日线到站范围。

（二）打通重点产区和南下重点销区煤运瓶颈

加快提升浩吉铁路集疏运系统配套能力，2025年前逐步达到2亿吨设计运能。实施陕煤外运、疆煤外运、南方地区煤炭输入等重点煤运通道能力建设和提升工程。提高陕煤和疆煤外运量，南方重点地区铁路煤炭运输增量需求得到较好满足。

（三）提升港口中转能力

积极推动入港铁路专用线及支线扩能改造，加大铁路运力调配，系统提升港口的铁路集疏运能力和堆存能力，提高南方煤炭接卸集约化专业化水平。鼓励从事煤炭运输的通用散货泊位专业化改造，加大环保设施投入。大力推进码头岸电设施、船舶受电设施建设改造，鼓励对使用岸电的船舶实施优先靠泊优先通行等措施，着力提升岸电使用率，推进港口绿色发展。

（四）优化煤炭运输结构，深入推进煤炭清洁运输

完善铁路与港口的高效衔接设施，提升全国重点港口铁水联运比例和效率。进一步优化调整煤炭运输结构，积极推进铁路专用线建设，减少公路运输特别是中长距离运输量。鼓励发展煤炭集装箱运输，积极推进煤炭集运站、储煤场所的环保改造，努力减少环境污染，大力推进煤炭清洁储运配送能力建设。

三、建立多元、合理、灵活、互补的储备体系

（一）落实和完善最低最高库存制度

煤炭生产、经营、消费企业要落实不同时段最低最高库存要求，保持合理库存，其中，煤炭调入地区燃煤电厂常态存煤水平逐步达到20天以上。已建成燃煤电厂存煤能力达不到要求的，要对现有设施进行改造；不具备改造条件的，需与有关煤炭生产经营企业或邻近电厂签订代储、互保协议，满足存煤要求。

（二）增加储备能力

指导地区和企业结合实际，通过多种方式增加储备，增加煤炭供给弹性，保障电力、民生等重点领域用煤。一是建立健全煤炭可调节库存制度，逐步实现煤炭库存动态调节。二是引导推动企业履行社会责任，鼓励有条件的企业在煤炭生产地、消费地、铁路交通枢纽、主要中转港口建立煤炭产品储备，按照合理辐射半径，培育建设一批储煤基地。三是综合考虑煤炭资源禀赋、开采布局、运输条件等因素，在核定生产能力范围内，通过政策引导等措施，确定一部分煤矿作为调峰储备产能，根据市场供需变化和应急调节需要，适当调整生产规模，提升煤炭供给弹性。

（三）积极推进产地储备

以优质动力煤、特殊稀缺煤种为重点，综合考虑国内煤炭布局，通过深入调查评估遴选，储备一批煤炭矿产地，实现煤炭资源长期稳定供应和可持续利用。

四、建立健全公正、规范、有序、开放的销售体系

（一）深入推进煤炭交易市场体系建设

探索煤炭交易市场体系新模式、新业态，完善煤炭现货市场，发展期货市场，推动与电子商务、现代物流、供应链金融和信息服务融合发展。充分发挥全国煤炭交易中心作用，逐步形成以全国煤炭交易中心为核心、区域煤炭市场为补充的功能齐全、层次分明、优势互补、信息共享、协同发展的现代煤炭交易市场体系。

（二）完善煤炭价格指数体系

进一步完善现有指数的形成和发布机制，引导多方参与监督，促进市场竞争，实现价格指数的优胜劣汰。搭建专业化煤炭价格指数发布平台，建立健全分区域、分煤种煤炭价格指数，形成全面系统、科学规范、具有标杆性的煤炭价格指数体系，不断提升我国在国际煤炭贸易定价中的话语权和影响力。

（三）大力推进煤电联营

“十四五”期间新上煤电、煤炭项目优先考虑煤电联营。在煤炭资源富集地区，重点推广坑口煤电一体化模式，推动煤矿和电厂由同一个法人控股和经营，暂不具备条件的，鼓励采用煤电双方大比例交叉持股模式；在电煤调入地区，结合北煤南运格局，支持煤炭、电力企业采取出资购买、控股参股等方式发展跨区域煤电联营。力争到2025年前，培育多家大型煤电一体化产业集团。

（四）完善煤炭中长期合同制度

进一步完善“基准价+浮动价”定价机制，推行标准化合同示范文本，规范合同签订，提高合同履约率。鼓励供需双方多签3年及以上量价齐全的中长期合同，鼓励供需双方多签直购直销合同，多签产运需三方合同。加强合同履行事中事后监管，健全监管办法，建立履约信用记录，实施守信联合激励和失信联合惩戒，促进中长期合同严格兑现。

（五）积极促进煤炭清洁高效利用

积极推进散煤清洁化治理，研究通过市场化手段，推动实施煤炭消费减量替代和清洁高效利用。提高原煤入选比例，推进燃煤电厂超低排放和节能改造。加快清洁高效技术研发和推广，推进分质分级利用，实施一批重大煤炭清洁高效利用技术示范工程。推进煤炭由燃料向燃料与原料并重转变，重点支持煤制油气产业发展，支持企业结合资源、运输条件、环境容纳能力布局煤制油气项目。

一、统筹优化电源规模布局，有序推动清洁发展

（一）推进风光水火储一体化发展

一是统筹电源规划建设。因地制宜采取风电、太阳能发电、水电、煤电、气电、储能等互相补充多品种开发，强化灵活性电源调节作用，优化各类电源规模配比，保持能源基地送电可持续性。二是建设风光水火储一体化基地。在“三北”资源富集地区规划建设风光水火储发电基地，鼓励优先利用近区新能源，优化配套煤电和储能设施调节能力，降低综合发电和输电成本，实现综合开发。三是优化发展布局。严格控制单一能源基地开发，科学有序开发大型水电，建成一批具有良好调节能力的大型水电工程。优化新能源布局，集中开发和分散式开发并举。四是推动实现无补贴发展。鼓励新建风电、光伏发电项目平价上网，通过市场化竞争方式发展优势项目，降低可再生能源发电成本。

（二）安全适度发展核电

一是坚持安全第一、安全为先。坚持底线思维，加强核电安全相关制度建设，在完善制度保障的基础上强化执行监督、执法检查，对工程建设质量和安全管理造假的企业和个人实行一次造假终身禁入。二是适度发展。在确保安全的前提下，综合考虑各地厂址条件、电力需求等因素，合理布局核电项目，同时做好厂址保护。三是完善配套政策。把确保安全可靠的原则贯穿核电发展全过程，统筹推进核电全产业链均衡协调发展。完善核电相关法律法规标准系统和协调机制，加快推进相关法律法规立法，健全规划审批、建设运行等制度和标准。四是坚持核电技术装备自主创新。加强技术装备攻关，深入研究前沿核电技术与数字技术、生命科学技术等融合发展问题，推进核电堆型研制、装备制造、建设运营等，加快实现智能化、信息化、数字化转型。

（三）充分发挥煤电调峰和兜底保供作用

一是加强重点项目和基地布局。结合受端地区电力供需情况，在西部综合能源基地适当布局合理规模煤电项目，“两湖一江”地区依托浩吉铁路煤运通道布局路口电源，东部地区主要依靠区外来电，确有必要的，适当布局支撑性煤电。二是推动清洁高效发展。灵活性制造和灵活性改造并重，制造煤电机组时的参数设计必须考虑深度调峰的要求，对现有煤电机组实施灵活性改造。积极推进热电联产，在北方地区推行清洁取暖行动，积极替代燃煤小锅炉，规划建设以背压热电为主的热电联产项目。开展风光水火储一体化试点和优化布局，充分发挥煤电调峰能力，促进清洁能源多发满发。三是促进煤电行业健康发展。大力推进煤电联营，在新规划建设煤矿和煤电项目时，优先推进煤电联营。推动煤电企业扭亏脱困，推动煤电企业债转股项目落地。推进煤炭、电力中长期合同的规范签订和严格履约，实现煤电企业与上下游行业协同共赢发展。

（四）促进可再生能源消纳利用

实施可再生能源电力消纳保障机制。开展可再生能源就近消纳试点，在直接交易等方面予以倾斜。参考水火互济模式，完善风光水火储调峰补偿政策，提高调峰积极性。鼓励通过多种方式就近消纳生物质资源。继续推动可再生能源规模化外送。

二、统筹发展增量和优化存量，增强资源配置能力

（一）统筹外送通道建设，提高远距离输电能力

科学布局增量，有序安排跨省区送电通道建设，优先清洁能源送出。进一步加强西电东送通道对资源配置的能力，区域内各级电网协调均衡发展，建成适应区域特点的清晰网架结构。加强电网与火电、可再生能源等规划统筹衔接，强化电力项目在各环节的统筹和协调，合理安排通道投产时序。

（二）优化电网结构，提高系统安全水平

一是调整完善区域电网主网架。论证全国同步电网格局，提升各电压等级电网的协调性。东北区域优化500千伏省间联网；华北区域完善1 000千伏网架建设，推进蒙西电网与华北主网异步联网；西北区域进一步加强750千伏主网架结构；华中区域实现东四省电网与川渝藏电网异步联网；华东区域1 000千伏电网按需适时延伸，500千伏电网网架结构进一步加强；南方区域依托广东构建新外环的目标网架方案，理顺受端交直流混联电网形态结构。二是稳妥发展特高压。按照“直流送电、交流支撑”的原则稳妥发展特高压。特高压直流原则上用于跨区送电，稳步提升西电东送能力。特高压交流原则上用于构建受端区域主网，支撑跨区直流安全稳定运行。三是提升电网运行效率。探索大电网之间的柔性互联，加强区域内省间电网互济能力，确保电力系统安全稳定运行和电力可靠供应。坚持分层分区原则，加强各电压等级电网协调运行，与分布式、综合能源快速发展相适应。

（三）升级改造配电网，推进智能电网建设

加强城镇配电网建设，实施新一轮农网改造升级工程。推进“互联网+”智能电网建设，通过打造电力供应网络，建设高效实用、具有可持续发展能力的全覆盖智能配电网。建设分层分布式控制体系，试点区域性控制保护技术；提升数据融合分析应用能力，提高配电网的自愈能力和供电可靠性；提升城市配电网不停电作业能力，加强配电网抢修管理；加强农村配电网电压治理，提高配电网无功电压控制能力；推进配电网装备标准化、序列化、简约化，提高配电网抵御自然灾害能力，推进配电网设备生命周期管理。

三、同步发展灵活性机组和储能项目，提升系统调峰能力

（一）加快推动储能示范应用

“十四五”期间围绕发电侧、电网侧、需求侧和社会化储能设施等需求，大力推进技术设备研发和项目示范，发展储能产业。一是加强顶层设计，明确储能在能源系统的定位，研究制定储能发展战略，确定电力系统中储能规划建设原则和项目投资回收机制。二是不断健全完善储能商业化应用的市场机制，在发电侧、电网侧和需求侧推进应用。三是开展攻关，研究并突破大容量、高安全、低成本、高效率、长寿命的储能技术。四是建立健全储能管理体制机制，跟踪储能技术和应用发展情况，适时完善健全储能标准体系。

（二）加强调峰能力和调峰机制建设

建立健全投资回收机制，推动抽水蓄能电站、龙头水电站等具备调峰能力电源的建设。稳步建立燃煤自备电厂参与调峰的市场模式。按照煤电应急调峰储备电源和应急备用电源管理要求，发挥应急电源作用，增强电力应急保障能力。建立促进煤电灵活性制造改造的长效政策体系。参考水火互济模式，完善风光水火储电力调峰辅助服务市场化机制，提高调峰积极性。引导用户可中断负荷参与调峰调频，逐步建立跨省跨区电力辅助服务市场机制。

（三）促进氢能加速发展

一是加快规划制定，明确氢能定位，纳入能源管理，加快建立和完善技术规范、建设标准等管理体系。统筹谋划战略布局，明确发展目标和实施路线，系统构建政策实施体系，针对存在的技术短板，组织实施关键技术装备攻关。二是围绕产业发展全链条，建设一批基础研发和产业创新平台，形成创新体系。三是有序推进氢能示范应用试点，防止各地重复建设。

四、优化电力消费结构，提升用电服务质量

（一）促进源网荷储一体化融合发展

创新电力生产消费模式，优化整合电源侧、电网侧和需求侧资源，构建源网荷储高度融合的新一代电力系统。利用云计算、大数据、人工智能、物联网等技术，加强源网荷储互动，建立新型电力调度运行体系，构建虚拟电厂，发挥市场机制作用，引导源网荷储主动作为、自发组合、优化匹配、灵活调节、一体化发展，为电力系统提供支撑。

（二）创新推广需求侧响应

一是实施需求侧可中断负荷动态调整机制。研究确定可中断负荷调控目标，编制可中断负荷方案，加强宣传，组织演练并精细化实施。将居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电纳入优先购电计划，优先予以保障。贯彻国家产业政策和节能环保政策，原则上重点限制违法违规和不合理用电。二是健全基于价格激励的需求响应措施。完善电力需求响应政策，引导和激励各类电力市场主体挖掘调峰资源，逐步形成市场化导向的需求侧调峰能力。三是实施电能替代。以电能替代为抓手，不断提高电能占终端能源消费比重。重点推广或试点电采暖、地能热泵、工业电锅炉（窑炉）、农业电排灌、船舶岸电、机场桥载设备、电蓄能调峰等。四是提升用电侧智能化水平。构建“互联网+”电力运营模式，加快电能服务管理平台建设，全面推广智能调度控制系统，提升信息平台承载能力和业务应用水平，建设智能电网支撑智慧城市创新示范区。五是提升充电设施技术水平。加强充电基础设施配套电网建设与改造，推进电动汽车充放电行为的有序管理，拓展车联网等信息服务新领域，优化充电基础设施发展环境和产业格局。

（三）全面提升电气化水平

一是助力升级能源消费结构。推动产业结构调整与能源结构优化互驱共进，推动传统产业转型升级和高质量发展，限制高能耗、高污染产业发展及煤炭等化石能源消费。鼓励专业化综合能源服务市场主体发展，创新组织模式，构建业务生态，开展综合供能、综合用能、供用协同、能源技术、能源管理、能源金融等多种能源服务。二是大幅提高城镇终端电气化水平。实施终端用能清洁电能替代，提高城镇产业电气化水平，提高铁路电气化率，逐步普及太阳能发电与建筑一体化。三是加速推动电气化与信息化深度融合。保障各类新型合理用电，发展智慧能源城市，发展智能交通、智能物流，发展能源分享经济。

（四）形成多买多卖购售电格局

推进配售电改革，全面放开发电企业与用户自由交易，推动制定全国统一的电力交易基本规则。支持售电主体创新商业模式和服务内容，鼓励社会资本开展增量配电业务，明确增量配电网放开的具体办法，建立市场主体准入退出机制，完善市场主体信用体系。推进电力中长期合同规范签订和履约。研究制定电力中长期交易合同示范文本并推广执行，建立电力中长期合同监测指导机制，提高签约比例，加强执行刚性。

五、深化电力体制改革，增强电力发展活力

（一）推进电力体制改革举措落实到位

实现电力交易机构独立和规范运行，继续完善电网企业主辅分离，完成电网企业装备制造等辅业剥离；在深化电力中长期交易基础上，全面推进电力辅助服务市场建设，稳步推进电力现货市场建设；加快放开经营性用户发用电计划，建立完善优先发电、优先购电制度，科学编制、规范管理优先发电、优先购电计划；放开配售电业务，推动增量配电改革试点项目全面落地；建立相对成熟的监管机制，保障市场规则有效执行，市场环境公平健康。

（二）以市场为手段推进各项电改政策释放红利

推进电力市场跨省跨区融合，建立健全辅助服务市场；全面实现非公益性、非调节性电量市场化，完善可再生能源配额制和绿证制度，引导新能源参与市场竞争；积极推动市场化方式落实优先发电、优先购电计划。配售电业务全面放开，社会资本广泛投资增量配电业务，形成多元发展的配售电市场主体，实现配售电充分竞争。

（三）逐步建立全国统一电力市场体系

电力市场放开至所有电源和用户，电力资源统一优化配置，市场体系趋于完善，市场决定价格，价格信号反映供需关系，容量市场逐步建立，需求侧响应机制逐步建立。

一、努力提高国内油气生产能力

（一）大力提升国内油气勘探开发力度

一是加大风险勘查力度。深化东（中）部、发展西部、加快南方主要含油气盆地地质勘查。深化成熟区块精细勘查，加强老油区新领域深度挖潜；坚持新地区、新领域、新深度、新层位油气地质调查，形成一批后备资源。二是提高国内油气田采收率。深化精细油藏描述和剩余油研究，做好精细注采和加密调整，加强特低渗、致密油藏地质研究，加快智能分层注水、二元驱等技术攻关与试验，提高油藏采收率。三是加强非常规油气勘探开发。积极推动致密油气、页岩油气产业发展，作为国内油气稳产增产的重要接替资源，加快页岩油气国家级示范区建设。探索海陆过渡相和陆相页岩油气勘探开发潜力，寻找新的核心区。

（二）推动炼油行业转型升级

推进炼油行业供给侧结构性改革，支持石化企业优化产品结构，加快淘汰工艺技术落后、安全隐患大、环境污染严重的落后产能，推动石化产业提质增效、转型升级和健康发展。推动炼油行业绿色发展，不断降低化学需氧量、氨氮、二氧化硫、氮氧化物、挥发性有机物等污染物排放，有效控制温室气体排放。综合考虑资源供给、环境容量、安全保障、产业基础等因素，完善石化产业布局，推进炼厂基地化、园区化、区域化建设，有序推进沿海七大石化产业基地建设，提高炼化一体化水平。

二、增强石油天然气供应保障能力

（一）拓宽油气进口渠道

加强与重点油气出口国多双边合作，加快推进重点项目合作，提升海外油气资源组织能力，保障进口资源稳定供应。做好国际市场油气供需形势分析，加强风险研判，建立健全应对机制，系统性提升我国油气综合保障能力。加快推进天然气进口国别（地区）、运输方式、进口通道、合同模式以及参与主体多元化，坚持长约、现货两手抓，在依靠长约保障天然气长期稳定供应的同时，充分发挥现货资源的调节作用。

（二）加快推进油气管网等基础设施建设

加快天然气管道互联互通重大工程建设，加快推进中俄东线、青宁输气管道等重点项目建设，完善国内干线管道布局，有效提升天然气管输能力和供应保障水平。立足“全国一张网”，提高管输效率，加强区域间、企业间、气源间互供互保。推进重点油品管道建设，保障炼厂原油供应和消费地成品油消费，逐步解决油品资源不平衡和运输瓶颈问题。加强管道保护和安全隐患治理。提高管道装备制造和工程技术水平，加快实现管道系统智能化、网络化。结合国内天然气供需形势，优化沿海地区LNG接收站布局，鼓励多元主体参与建设。推动LNG接收站与天然气干线管道之间连接。

三、大力提升油气储备能力

（一）大力推进储气设施建设

落实上游供气企业、管道企业、城镇燃气企业、县级以上地方人民政府储气能力的目标任务，逐步建立以地下储气库和沿海液化天然气接收站为主、重点地区内陆集约化规模化LNG储罐为辅、管网互联互通为支撑的多层次储气系统。

本着统筹规划、集约建设的原则，各省（区、市）编制发布省级储气设施建设专项规划，做好地下储气库、LNG储罐统筹规划布局，突出规模效应，推进储气设施集约、规模建设，避免储气设施小型化、分散化，从源头上消除安全隐患。地方政府和有关企业通过异地合作、参股合资等方式集中建设储气设施，共担共享投资建设成本和收益。鼓励现有LNG接收站扩大储罐规模，鼓励城市群合建共用储气设施，形成区域性储气调峰中心。

（二）大力推进储油设施建设

加快推进储油设施建设，完善石油储备体系，提高供应保障能力。支持企业储油设施建设，在用地、用海以及安评、环评等手续办理上予以支持。推动相关企业建立社会责任储备，提高石油储备能力。

四、营造良好发展环境

（一）营造良好的成品油市场环境

发挥市场在资源配置中的决定性作用，引导社会资本、外资公平进入，推动市场主体多元化，激发市场活力。强化对炼油、成品油销售、油品调和企业的监管，严厉打击非法生产调和成品油，以及黑加油站、黑加油车等非法销售行为，从严查处掺杂使假、以次充好等违法行为，严禁偷税漏税，营造公平竞争市场环境。

（二）促进天然气有序利用

各地和有关企业根据资源落实情况，有序发展工业用气项目。优先发展可中断、可压减的工业用气项目，签订可中断供气合同，制定错峰生产计划，确保高峰时有序用气。有序发展天然气调峰电站。推进天然气与可再生能源在电力、交通等领域的融合发展。

五、深化油气体制改革

（一）勘探开发体制改革

持续推进上游油气勘探开发主体多元化，吸引更多社会资本进入。建立已探明未动用储量加快动用机制，综合利用区块企业内部流转、参照产品分成等模式与各类主体合资合作开发、矿业权企业间流转和竞争性出让等手段，盘活储量存量。加强勘探开发领域市场竞争，严格油气勘查区块退出机制，实行区块竞争性出让。创新非常规油气勘探开发体制机制，推动页岩气勘探开发综合试点。

（二）油气管网体制改革

持续提升油气管网集约输送和公平服务能力，加快推进管道等基础设施向第三方公平开放，推动形成上游资源多主体多渠道供应、中间统一管网高效集输、下游销售市场充分竞争的“X+1+X”油气市场体系，营造公平竞争的市场环境，激发市场活力，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，促进国内供应主体多元化，提升油气供应保障能力。推动油气交易中心建设，发挥交易中心在市场化价格形成中的重要作用。

一、全力做好重点物资和重要时段运输保障

适应未来货运需求增长逐步放缓的趋势，把握运输供需主要矛盾从“运得了”向“运得好”的转变，引导运输需求在时间、空间和方式结构上更加有序，更好实现供给和需求之间的平衡匹配，促进运输和经济发展、资源环境之间的协调。

（一）准确把握重点物资运输供需形势

密切跟踪煤炭、石油、天然气等大宗货物生产消费现状，充分认识当前运输组织格局及存在的瓶颈问题。结合本地区实际，深入分析在全社会货运需求增速下降的大趋势下，大宗货物运输需求的增长速度、分布格局和通道能力变化，把握铁路、公路、水路运输的技术经济性，找准运输保障工作的主要矛盾。

（二）构建顺畅高效的运输保障协调机制

发挥煤电油气运保障工作部际协调机制以及各层级重点物资运输保障机制作用，加强各方统筹，密切关注重要时段电煤运输等关系国民经济平稳运行的重大事项，提前分析供需变化，制定方案，及时协调“货物争嘴”、需求激增等突出问题和结构性矛盾，综合发挥多种运输方式组合优势，确保满足正常生产生活需要。

（三）采取综合措施提升运输保障能力

加快补齐重点物资运输短板，提高铁路既有线路运输能力，完善铁路、港口集疏运体系，强化设备配置升级，提高场站作业能力。增加面向大型厂矿的铁路直达货运列车，提高协议制运输比例，扩大大宗物资运量运能互保协议范围，减少供需波动，降低企业和社会物流成本。充分发挥市场机制作用，利用市场调节实现行业需求、市场经济效益与运输能力等多种要素的平衡。更好发挥政府作用，结合社会现有运输及仓储需求和供给能力，做好运力及仓储资源的储备，保证重点物资运输需要。

（四）强化大宗物资国际运输保障

以维护国家经济和战略安全为目标，提升重要战略物资海运可控能力。完善境外港口节点布局，拓展国际航线，采取陆路运输、公铁联运、陆海联运等方式开辟国际运输新通道。进一步发挥中欧班列战略通道作用，提高辐射能力。

（五）推进大宗物资绿色高效运输

研究制定煤炭等重点物资清洁化运输的标准规范，为有效监管提供依据。稳妥推进大宗物资铁路运输“散改集”，提高运输效率，减少环境污染。持续推进运输结构调整，深入挖掘“公转铁”潜力，推动理顺公铁水运费合理的比价关系。提升煤炭等运输抑尘技术装备水平，更好满足抑尘效果和运输装卸要求。

二、持续提高货运效率推进现代物流发展

加快解决货运物流发展不平衡不充分的问题，推动行业发展方式转变、结构优化和动力转换，实现高质量发展，支撑降低实体经济特别是制造企业物流成本，提升经济运行效率，促进形成强大国内市场，构建现代化经济体系。

（一）推进运输结构调整

提升主要物流通道干线铁路运输能力，加快大型工矿企业和物流园区铁路专用线建设，优化铁路运输组织模式，提升铁路货运服务水平。优化升级水运系统，完善内河水运网络，推进集疏港铁路建设，大力发展江海直达和江海联运，推动大宗货物集疏港运输向铁路、水路转移。

（二）加快多式联运发展

加大对公铁、铁水、空陆等不同运输方式的转运场站和“不落地”装卸设施等的投入力度，打通公铁水联运衔接“最后一公里”。鼓励跨运输方式企业的混合所有制改革，培育具有跨运输方式货运组织能力并承担全程责任的多式联运经营人。鼓励开展组织模式创新，发展江海中转、江海直达等联运新模式。鼓励骨干龙头企业在运输装备研发、多式联运单证统一、数据信息交换共享等方面先行先试，充分发挥引领示范作用。

（三）促进物流高质量发展

完善物流设施网络，推动国家物流枢纽网络建设，加强联运转运设施短板建设，完善城乡消费物流体系。促进物流业与制造业深度融合，积极推动物流装备制造业发展，提升物流服务实体经济能力。增强物流内生动力，发展物流服务新模式，实施物流智能化改造行动，促进物流供应链创新发展，加快国际物流、绿色物流发展，促进标准化单元化物流设施设备应用。完善政策环境，深化物流领域“放管服”改革，推进铁路货运服务提质增效，提升城市物流管理水平。

三、做好突发事件应急物流保障

聚焦突发事件物资保障需要，充分利用现有各类物流资源，以健全机制为主、硬件建设为辅，将新冠肺炎疫情应对中一些行之有效的做法上升为制度，加快构建政府统筹、企业运营、全社会共同参与的应急物流体系，为突发事件应对提供有力支撑。

（一）建立以企业为主体的应急物流队伍

充分发挥铁路、公路、民航、水运、邮政快递、物流园区、港口等各领域骨干企业作用，保障突发情况下的物流需要，提前做好运输、仓储、配送等物流能力储备。支持引导社会各方有序参与突发事件应急物流保障。

（二）提升物流设施应急保障能力

保障大中城市关键物流设施持续运行，为突发事件发生后维护生产生活秩序和应急物资供应提供支撑。充分依托国家物流枢纽、示范物流园区、骨干冷链物流基地、邮政快递核心枢纽和国家储备基础设施资源等，强化专用仓储、隔离区、快速中转换装等功能，打造一批平时服务、急时应急的物流基地。

（三）提高应急物流技术装备水平

探索航空运输能力社会化储备机制，发展快速通达技术装备，加强交通应急抢通能力建设。进一步推广集装箱、托盘等标准化装载单元，加强不同运输方式间衔接，提高多式联运效率。加快智能化仓储设施设备、投递设施发展。

（四）健全应急物流运转保障机制

健全应急状态下通行保障机制，加强城乡末端通行管理。引入第三方物流企业负责仓储、分拣、质量控制等现场应急物资管理作业，建立扁平化的应急物资调配机制。加快补齐国际航空货运、寄递物流国际网络等短板，健全国际物流保障机制。

煤电油气的应急保供是一项多层次、多主体参与的活动，涉及政府、能源生产、能源运输、能源储备、能源消费等主体，各主体协同应对非常重要。政府层面，需要明确相关主体的职责，建立应急协同机制；生产企业层面，需要加强与相关主管部门的沟通，在能源短缺时配合主管部门通过加大生产力度，保障市场供应；销售企业层面，要建立足够规模的应急储备，在能源短缺时配合主管部门有序释放储备，不扰乱市场秩序；运输企业层面，要保持运输通畅，确保调运系统安全；消费使用层面，在出现能源供应紧张时，要积极响应国家政策，通过需求侧管理、改变燃料种类等方式渡过紧张时期，促进市场恢复。另外，还应建立能源应急供应的区域协同机制、区域间能源应急资源的共享机制，提高区域应急预警和反应灵活性。

一、完善应急调度机制，落实保供责任

加快能源领域应急保供制度建设，规范各利益主体的应急行为，明确和落实政府部门、煤电油气供应链相关企业在应急预警、应急储备、应急决策、应急响应等环节中承担的责任和功能，形成应急主体间的合理分工与有效协作。健全完善能源应急协调联动机制，明确能源应急调度的调控范围、优先顺序、工作路径，完善释放商业储备或动用国家战略储备、动员生产企业紧急动用剩余产能的条件和程序，为能源应急提供保障。

二、健全能源应急组织，强化能源应急协同

进一步完善煤电油气运保障工作部际协调机制，优化能源应急的决策、执行、协调程序。加强顶层设计功能，对煤电油气应急重大问题进行决策。发挥部际协调机制作用，做好能源应急体系建设规划、监督、检查等日常工作，组织煤电油气应急预案编制，开展应急演练和国际合作，及时发布煤电油气应急信息和报告，指导相关协会等做好能源预测预警、能源储备等工作。各地区可根据辖区情况，比照上一级政府建立相应的协调机制，采取有效措施，加强能源应急相关设施和管理体系的建设，提高应急能力，有效应对和处理辖区内能源供应突发事件，并接受上一级机构的领导和指挥，必要时可请求其指导和支持。重点用能、供能单位，应在内部设立应急管理机构，处置自身突发事件，并接受国家或所在区域能源应急管理部门的指挥和协调，强化应急响应，加强应急能力建设，做好能源储备与能源应急调运工作。

三、完善能源应急预案，加强能源应急演练

应急预案是能源供应应急响应的基本依据，能够确保能源短缺应急响应工作科学、有序地进行。需要尽快在原有的各类应急预案基础上，制定和完善煤炭、电力、石油、天然气供应应急专项预案，并建立国家、省、市、县四级能源供应保障应急预案，对现有的相对分散的应急预案加以整合和升级，形成完备的应急预案体系。在能源供应保障应急预案中，要对能源供应应急的组织指挥体系、应急监测与预警机制、分级响应机制及优先供应顺序、应急资源保障、应急处置及善后等工作做出基本安排。同时建立应急演练体系，以全面提升煤电油气应急能力，确保煤电油气出现短缺时做出快速响应。

四、建立能源预警机制，加强应急信息发布

能源监测预警可以对能源供应的关键节点和关键环节进行全方位监控，通过对能源生产、消费、中转、运输、进出口数据的收集和处理，监测能源市场运行情况，设定能源供应预警的警戒线，一旦发现异常情况，及时向决策部门反馈，以确保应急响应的科学性、及时性和针对性。充分利用大数据技术，提升能源应急监测预警的信息化、智能化水平。建立以各类煤电油气市场供应主体为基础，各类社会专业机构广泛参与的机制，畅通专业机构预测预警信息和成果的及时、准确上报渠道。通过应急监测预警的信息发布，消除市场恐慌，稳定社会预期，保障能源市场的正常进行和价格稳定。

五、提高基础设施韧性，强化抗风险能力建设

我国具有较大规模的能源基础设施，包括生产、运输、中转、消费环节的设施设备和港口、铁路、公路、海运等基础设施。为了保障能源安全，减少因能源基础设施损坏或破坏造成的能源短缺，需要提升能源基础设施可靠性，补齐能源基础设施短板，促进能源基础设施互联互通，进行能源基础设施韧性评估。尤其是在石油储备基础设施、天然气产运储销基础设施、煤炭运输通道、高比例可再生能源电网、相关信息网络等方面，要切实提高能源基础设施韧性。