云南省：到2025年，全省电源装机容量超过1.6亿千瓦

日期：2023-05-11 来源：云南省人民政府

国际新能源网

2023

05/11

09:07

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关键词：云南省绿色能源发展光伏新能源风光水火储

日前，云南省人民政府办公厅关于印发云南省绿色能源发展“十四五”规划的通知印发，通知提到，“十四五”期间重点任务包括：

绿色优先，多能互补，完善能源供给体系。（一）做足电源。分时序快节奏推进电源建设，强化电源保障，协调发展各类清洁能源。提前谋划，深入挖掘水电开发潜力；创新开发模式，加快布局风电、光伏等新能源，积极布局“风光水火储”多能互补基地建设；积极探索，研究发展燃气发电，有序推进其他类型电源。到2025年，全省电源装机容量超过1.6亿千瓦。

优化布局全面有序开发风电光伏新能源。按照“能开全开，能开尽开，依法依规，科学有序”的原则，全面有序放开新能源开发，推动新能源成为未来增量电源主体。加快新能源布局规划、研究等工作，推行规划+动态项目库管理，支持条件成熟的项目尽快启动建设，动态调整，滚动发展，宜开全开。统筹考虑生态保护、电力供需、要素保障、电网接入消纳等因素，加快推进适宜地区适度开发利用新能源项目建设。充分利用现有调节能力，打造“风光水火储”多能互补基地，重点布局金沙江下游、澜沧江中下游、红河流域、金沙江中游、澜沧江与金沙江上游“风光水储”和曲靖“风光火储”基地；加快推进集中式复合新能源项目，打造一批新能源+生态修复、新能源+乡村振兴以及农光、林光互补试点示范。以整县分布式光伏、产业园区分布式光伏和多场景应用分布式光伏为重点，积极发展分布式光伏。“十四五”新增装机规模5000万千瓦以上。

（三）开展新型电力系统创建。增强电源协调优化运行能力。提高风光发电功率预测水平，完善并网标准体系。实施煤电机组灵活性改造，因地制宜建设天然气调峰电站，推动气电、火电与风电、光伏发电融合发展、联合运行。

加快新型储能技术应用。推进电化学储能试点，并加强储能电站安全管理。加快电源侧储能示范和建设，“十四五”力争新建电化学储能200万千瓦，配套存量火电机组灵活性改造和新建具有深度调峰能力煤电机组等多元方式提升储能能力

大力提升电力负荷弹性。因地制宜发展分布式微电网。推进分布式光伏建设，在工业园区、经济开发区、增量配电网试点园区建设屋顶分布式光伏发电系统，大力发展户用光伏。

统筹谋划，融合发展，推动产业转型升级。做好绿色铝材产业链延伸用气保障，有力支撑打造“中国绿色铝谷”、“光伏之都”。促进储能产业与有色、硅电子等新材料协调发展，大力支持战略性新兴产业发展。

重点支撑补齐电池片环节短板，延伸下游组件产业，完善产业配套，推动光伏产业有序发展，推动形成贯穿硅光伏全产业链的绿色制造“闭环”，打造硅、光伏、精深加工产业基地，加强太阳能级多晶硅、单晶硅棒/片、电池片及组件等光伏制造产业引导，支持形成辐射中东部地区和南亚东南亚的硅光伏产业基地，开创“清洁能源制造清洁能源”新模式。

原文如下：

云南省人民政府办公厅关于印发云南省

绿色能源发展“十四五”规划的通知

各州、市人民政府，省直各委、办、厅、局：

《云南省绿色能源发展“十四五”规划》已经省人民政府同意，现印发给你们，请认真贯彻执行。

云南省人民政府办公厅

2022年12月30日

（本文有删减）

前言

能源产业是国民经济的重要战略性、基础性产业，关系国家安全，关系经济发展和社会稳定，关系人民幸福安康。

回望“十三五”，云南省委、省政府做强做优能源产业的科学决策为能源发展指明了方向，绿色成为云南能源的鲜明底色，绿色能源综合保障能力全面增强，协同发展格局总体形成，能源产业跃升为全省第一大支柱产业，显著增强了发展动能，坚定了发展共识。云南能源行业凝心聚力、蓄势待发。

展望“十四五”，站在全国和全省全面开启社会主义现代化建设的新征程、新起点，把握新发展阶段，贯彻新发展理念，构建新发展格局，持续践行“四个革命、一个合作”能源安全新战略，全力适应能源安全供应已经进入关键攻坚期，能源低碳转型进入重要窗口期，现代能源产业进入创新升级期，能源普遍服务进入巩固提升期的新形势，着力推动绿色能源乘势而上、促进绿色能源应势而动、支持绿色能源借势而为，化解阶段性电力短缺新矛盾，加快构建以绿色为核心竞争力的现代能源产业体系，坚持新时代能源高质量发展道路，推进能源治理体系和治理能力现代化，重塑云南能源新优势，更好服务国家战略和支撑全省经济社会发展，满足全省人民群众对美好生活的新期待。

根据《云南省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二○三五年远景目标纲要》，秉持“开门编规划”的理念，《云南省绿色能源发展“十四五”规划》（以下简称《规划》）与国家综合能源规划、分领域能源规划充分衔接，深入总结了“十三五”能源发展成就、存在问题，系统探讨了“十四五”云南能源发展形势，具体阐明了云南能源实现绿色高质量发展的指导思想、发展目标、重点任务、保障措施，分析衔接了环境影响、国土空间规划布局，是“十四五”时期云南能源绿色高质量发展的总体蓝图和行动指南。规划期为2021—2025年，远景目标展望到2035年。

第一章发展基础

一、资源禀赋

（一）能源资源丰富，开发潜力巨大

云南清洁能源资源丰富，在全国能源格局中占有重要地位。绿色电力可开发量超2亿千瓦，居全国前列。水能资源全国领先，技术可开发量居全国第3位，约占全国水能可开发量的1/5；风能、太阳能资源开发潜力巨大；煤炭、煤层气资源利用空间大，煤炭保有储量居全国第9位，预测煤层气资源量居全国第9位，仅少量开发；页岩气资源丰富，昭通地区被列入全国页岩气勘探五个重点建产区域之一；生物质能富集，生物质原料种质居全国之首；干热岩资源丰富。

（二）区位优势独特，合作空间广阔

云南区位优势显著，与周边能源合作空间巨大。云南“东连黔桂通沿海、北经川渝进中原，西接西藏连西北”，是“一带一路”倡议、长江经济带发展两大国家发展战略的重要交汇点，面向南亚东南亚和环印度洋地区开放的大通道和桥头堡，可实施云贵两省互济，可利用四川天然气资源，可从广西输入海气。

二、发展成就

云南能源行业深入践行“四个革命、一个合作”能源安全新战略，做强做优绿色能源产业，着力提升能源发展质量，厘清发展思路，实施一系列重大工程建设，推动一系列重大政策落地，尤其是2020年以来，全力以赴战疫情、保稳定、促发展，全面完成了“十三五”规划既定目标任务。

（一）能源成为第一支柱产业，绿色底色更加鲜明

“十三五”期间，能源工业累计完成投资3300亿元以上；2019年能源工业跃升为全省第一支柱产业，连续几年成为全省经济增长第一拉动力，拉动全省地区生产总值增速位居全国前列。全省水电、光伏、风电装机达8830万千瓦，占全省电力总装机的比重超85%，比全国平均水平高45个百分点左右；绿色能源发电量占比90%左右，比全国平均水平高60个百分点；绿色电力市场化交易占比97%；非化石能源占一次能源消费比重42.2%，位居全国前列；全国首家全面推广使用国Ⅵ（B）标准车用汽油。能源领域多项指标全国领先。

（二）能源保障能力显著增强，利用效能稳步提高

电力保障能力大幅提高，2020年全省电力总装机突破1亿千瓦大关，达10340万千瓦，居全国第7位，较2015年增长29.2%；全省发电量3675亿千瓦时，较2015年增长44%。省内电网网架迈上新台阶，500千伏电网形成了围绕滇中负荷中心的“一中心三支撑”格局；220千伏电网覆盖全省16个州、市；城乡配电网供电能力水平得到进一步提升。原煤产量达到5300万吨。油气管道总里程超过6000公里，累计生产成品油2879万吨，彻底改变云南能源生产缺油少气状况；昭通页岩气勘探开发取得突破，累计产量达到1.2亿立方米。2020年，全省能源生产总量13600万吨标准煤，较2015年增长22.6%。

2020年，全省能源消费总量12982万吨标准煤，单位GDP能耗由2015年的0.7吨标准煤/万元GDP下降至0.6吨标准煤/万元GDP；全社会用电量2026亿千瓦时，年均增速7.1%。“十三五”期间，云南结束了大规模“弃水”历史，弃水电量由最高315亿千瓦时大幅下降至25亿千瓦时。

（三）能源科技创新能力增强，体制改革成效显著

水电开发技术领先，乌东德、白鹤滩等大型水电站带动国内全产业链发展，创造多项全国及全世界第一，柔性电网交直流输电技术达到世界领先水平。积极壮大电力装备产业，形成了昆明、玉溪、大理等能源装备制造及新能源产业基地。电力体制改革先行先试，成为全国第一批电力体制改革综合试点省，全面放开一般工商业用户参与电力市场，年交易电量突破1200亿千瓦时，市场化程度全国领先。大力推进增量配电业务改革，列入国家试点项目29个。煤炭供给侧结构性改革成效显著，煤矿企业整治重组取得成效。推进石油天然气体制机制改革，全面实行天然气购销合同制度，天然气下游市场秩序不断规范。“放管服”水平进一步提高，主动简政放权144项，减少比例达90%；营商环境不断优化，有效降低企业用电成本。

（四）能源普遍服务不断深入，助力脱贫成效明显

群众用能水平全面提升，人均生活用能、用电与全国平均水平差距进一步缩小。提前1年完成新一轮农网改造升级任务，实现了农村用电由“用上电”向“用好电”的转变，农村用电量年均增加10%以上。全省天然气利用水平大幅提升，年均增长近30%。

全面完成“三区三州”、乌蒙山区等深度贫困地区、抵边村寨农村电网建设，确保易地扶贫搬迁配套电网项目“房成电通”，推进燃气下乡，补齐深度贫困地区能源基础设施短板。发挥地方能源企业、能源项目作用，大力开展光伏扶贫、产业扶贫，在深度贫困地区发展绿色制造产业，增强内生动力。持续加大就业扶贫力度，拓宽贫困户就业和增收渠道，多措并举巩固脱贫攻坚成果。

（五）绿色能源与绿色制造融合发展，“西电东送”保障有力

能源产业链不断延伸，绿色能源与绿色先进制造业融合发展成效明显，绿色能源支撑战略性新兴产业崛起，绿色能源与绿色制造协同发展格局总体形成。

建成金中、鲁西背靠背、滇西北、昆柳龙等直流工程和云贵互联工程，跨省区外送输电通道由2015年的“七交五直”提升为“十直一交”的10条直流和1条交流通道，通道能力由2500万千瓦提升至4540万千瓦。以可再生能源为主的“西电东送”累计送电超7000亿千瓦时，折算2.2亿吨标准煤，减少二氧化碳排放5.7亿吨以上，为东部地区经济社会发展和节能减排、打赢蓝天保卫战作出重大贡献。

（六）能源国际合作成果丰硕，辐射效应正在显现

推进与周边国家能源互联互通，中缅油气管道全面建成投运，13回电力互联互通通道建成。能源国际贸易不断提升，越南、老挝、缅甸的80余家购售电主体在昆明电力交易中心注册交易，“十三五”期间，我省电力进出口贸易年均增长7.5%。

（七）能源生产安全平稳有序，安全状况稳步好转

扎实做好“六稳”工作，全面落实“六保”任务。进一步健全电力安全监管体制机制，安全生产管控能力显著增强，全省未发生重大及以上电力生产安全事故。煤矿生产安全事故总数、死亡人数总体下降。持续开展油气输送管道隐患排查和治理，及时消除事故隐患，油气领域重大安全生产实现“零事故”。

三、困难问题

“十三五”期间，在云南能源发展取得了巨大成就的同时，也存在发展不平衡、不充分的矛盾与问题。一方面，电力的主要矛盾由解决“弃水”，转变为快速增长的用电需求与电量供给不足、用电负荷建设周期明显短于电源建设周期之间的矛盾，水电汛枯矛盾仍然突出，供应能力亟待加强；另一方面，能源资源开发制约因素增多，能源资源开发与生态环境、资源保护的统筹协调难度大、落地难，局部电网与生产力布局不相适应，煤电亏损严重，纾困面临巨大压力；此外，省内用电、“西电东送”需要进一步协同发展，对外合作不确定性增加，油气供应对外依存度较高，体制改革与营商环境仍有较大提升空间。

（一）保供任务较为艰巨，供应能力亟待加强

1.电力供需矛盾突出。自2018年以来，全省能源和电力需求均迎来新一轮增长。全省用电规模快速增长，刚刚解决了“弃水”问题，即由总体富余迅速逆转为“丰平枯紧”，统筹省内、省外及境外三个市场难度增大。

2.电源结构性矛盾突出。主要依靠大水电支撑，但水电调节能力不足，有调节能力的大水电少，火电装机占比仅为15%，汛枯矛盾仍然突出。新能源开发不足，项目建设与生态环境、资源保护的统筹协调难度大导致项目落地难；风电、光伏等新能源的随机性、间歇性、波动性等特性给电网安全稳定运行带来巨大挑战。煤电长期小方式运行，亏损严重，经营情况不佳，上网电价机制需要进一步完善，煤电纾困面临巨大压力。

3.系统协同互补不足。各类电源融合协同不足，辅助服务市场建设进展缓慢，需求侧引导作用未充分发挥。电网系统性风险突显，电网基础设施仍然较弱，局部电网与生产力布局不相适应，部分新增产业布局在现有电网盲端、末梢，电源支撑和变电容量不足，配网与主网协调发展不足。配网与农网存在短板，重过载、低电压、供电半径过长、停电时间长等问题突出，配电网环网率、绝缘率、可靠性、电压合格率、自动化水平、用户平均停电时间等关键指标较全国平均水平有较大差距。作为南网区域唯一异步运行的送端大电网，电网智能化发展、安全稳定可靠运行面临重大挑战。

4.煤炭保供任务艰巨。煤炭产业布局有待优化，煤矿机械化、规模化、智能化、综采综掘水平低，整合重组动能不足，投融资渠道不畅。生产煤矿数量仅占36%，省外煤采购困难，对外依存度40%以上。有效供给能力不足，电煤供应紧张，价格持续攀升，保供任务十分艰巨。

5.油气对外依存度高。原油完全依赖进口，天然气主要依托缅气；煤层气、页岩气等非常规天然气资源区块勘探难度较大，页岩气空白区块矿权申办难度大；油气管网基础设施建设滞后，管网密度低，覆盖面不够；天然气储备能力不足，油气市场机制不健全，推广利用不充分，居民用气水平偏低，工业用气面偏窄；天然气产供储销体系存在短板。

（二）消费结构还需升级，利用水平有待提高

能源消费结构亟待优化，消费低碳转型进程缓慢。云南仍然处于工业化的初、中期，产业结构偏重，重点耗能行业能耗占全社会能源消费总量比重与工业增加值贡献率不对等，省内高耗能行业主要能耗水平、用电比重、万元产值能耗、万元产值电耗等指标较全国平均水平有不小差距。能源消费总量和强度“双控”压力大，能源消费总量需求旺盛，强度下降压力大。重点耗能行业能耗占比高，产业结构需进一步优化调整。能源综合利用效率低、形式粗放，经济效益未能全面挖掘。能源产业链短、附加值不高，仍处于价值链低端，资源优势还没有充分转化为产业优势、发展优势。煤炭消费减量替代不足，消费转型亟待加强。

（三）科技创新驱动不足，能力建设投入不够

能源创新驱动力不足，关键技术亟待突破，科研成果转换应用不足，装备自给率有待提高；人才队伍建设需要加强；能源行业仍然存在信息、数据壁垒，信息化程度低，尚未形成上下联动的能源科技产业链与产业生态；前端研究领域投入不足，科研水平不高，技术创新能力薄弱。

（四）能源改革难度加大，营商环境仍需改善

能源体制改革进入攻坚期，利益分配机制不完善，权责利不对等，和谐共赢的能源生态圈尚未形成。跨省跨区电力市场建设、电价形成机制涉及各方核心利益，各方诉求难以平衡。能源财政、税收、价格、环保等政策缺乏有机衔接。绿色能源价值未得到充分体现，电力营商环境亟待进一步提升，资源更大范围配置和互济机制尚不完善。省内企业参与有矿权的页岩气区块勘探开发难度大，油气管网运营机制改革难度大。

（五）安全生产压力较大，监管工作有待加强

能源领域安全生产形势依然严峻，监管体系还需进一步完善。煤矿安全生产基础薄弱，防治重大灾害能力有待提高，防范化解煤矿重大灾害风险机制需进一步落实。油气管道距离长，沿线地质、地貌、地形情况复杂，地质灾害频发，管道保护工作难度增加。跨省跨区超高压输电工程、500千伏输变电工程安全运行风险高、压力大。大江干流高坝大库、中小水电地质灾害多发、频发，安全隐患大。

（六）国际环境错综复杂，枢纽建设面临挑战

受新冠肺炎疫情影响，经济发展放缓，影响加快推进能源产业国际合作。能源国际合作联系协调机制尚不完善，项目推进抓手不多。

第二章发展形势

一、形势分析

随着“四个革命、一个合作”能源安全新战略，以及打造绿色能源强省的深入实施，云南能源正逐步转向高质量发展阶段。同时，构建国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局以及碳达峰碳中和的重大战略决策部署对全省能源行业发展提出了更高要求。虽然约束性条件不断趋紧，惯性发展空间逐步收窄，但能源行业总体态势向好，全省能源发展正处于变革转型的重要战略窗口期和机遇期，新型消费模式和新业态的涌现将进一步促使能源产业转型升级，不断推进高质量发展。

（一）国际形势复杂多变，能源变革不断加快

当今世界正经历百年未有之大变局，新冠肺炎疫情全球大流行带来能源产业链的快速演变，扩大了能源生产、运输、储存等环节的供应链风险；世界能源结构呈现供应和需求同时多极化、多元化转型变革的复杂挑战局面，增加了能源安全保障的不稳定、不确定因素。新一轮技术革命和产业变革深入发展，能源发展面临全球政治、经济、科技、社会和环境发展等诸多挑战。纵观全球能源发展趋势，绿色、清洁、低碳仍是主旋律，能源新技术与现代信息、材料和先进制造技术深度融合，太阳能、风能、新能源汽车技术不断成熟，大规模储能、氢燃料电池等技术不断突破，能源利用新模式、新业态、新产品日益丰富，能源技术创新进入活跃期。

（二）国内总体形势稳定向好，能源发展转型加速

能源发展转型，要求能源产业以深化供给侧结构性改革为主线，坚持系统观念，统筹发展和安全，更加注重依靠科技创新。我国能源区域协调发展与能源高质量发展预期不断增强，国内市场规模扩大，健全产业链、供应链将赋予能源产业发展新的使命，能源产业面临深刻的消费革命，充分适应能耗“双控”、碳排放“双控”要求，将对未来能源生产、分配、流通、消费带来巨大影响。

（三）省内优势突出机遇难得，能源发展前景广阔

在打造绿色能源强省，大力培育万亿级、千亿级产业背景下，我省能源具备向高质量发展转型的多方面优势和条件。绿色能源与绿色先进制造业深度融合，为能源技术革命带来突破机会。清洁低碳的能源结构和新业态、新技术、智慧能源等结合，将推动绿色能源高效发展，助力碳达峰碳中和目标实现。区域协调发展与能源高质量发展预期不断增强。推进能源治理体系和治理能力现代化为更深层次能源体制改革增强内在动力。绿色能源开放合作前景广阔。

（四）全省能源行业转型发展迎来历史性拐点

国内外环境、形势的变化，使我省能源行业发展面临艰巨挑战，同时也为全省能源革命带来前所未有的机遇，保障能源安全和坚强供应的要求更加迫切，能源行业转型迎来历史性拐点。

1.供需形势的拐点。随着绿色铝、硅等项目陆续投产，未来云南省内用电将大幅攀升，将由“供大于求”向电力供应阶段性困难转变。

2.资源开发的拐点。“十三五”期间基本建成国家大型水电基地后，后续大水电项目储备缺乏，“汛枯”结构性矛盾仍然存在，长周期电力供应短缺矛盾显现。新能源储备不足，开发要素保障困难，外部条件落实周期长。

3.环境容量的拐点。“十四五”期间，能源重大工程、重点项目开发与避让生态红线矛盾突出，非化石能源消费比重提高难，碳排放总量将上升，能耗总量和强度“双控”、碳排放总量和强度“双控”面临较大压力。

二、供需平衡

以能源实物量需求预测为基础，综合运用能源弹性系数法、能源消费强度法、线性回归法、投入产出法等测算方法进行验证分析，预计“十四五”能源供需平衡情况如下：

（一）电力供需平衡分析

“十四五”期间，按规划经济增速和产业结构调整测算，省内需求和外送规模较“十三五”增长较快，但大水电项目建设和投产有限，新增电源以光伏等新能源为主，主要发挥电量效益，电力支撑不足，且“十四五”前期投产较少，集中在中后期投产，局部时段存在一定电力电量缺口。在规划电源如期投产、科学规划匹配高载能产业发展规模及加强负荷侧需求管理基础上，至“十四五”末电力、电量供需基本平衡。但因以水电、新能源为主的电源结构和出力特性受气候变化、季节更替影响较大，全省电力供需形势依然严峻，呈现出“丰紧枯缺、总体偏紧、有一定缺口”的特征，电力供需紧平衡，存在一定风险和不确定性。

（二）煤炭供需平衡分析

2025年，煤炭缺口1000万吨，煤炭对外依存度约10%，可以通过外调（省外调入或进口）弥补以及煤炭减量替代予以保障。煤炭需求主要在煤电、冶金、化工、建材等行业。电煤需求占40%左右，是“十四五”煤炭需求增量的主要行业，受煤炭产业布局、煤矿投产时序，以及电煤价格等多重因素影响，电煤保障较为紧张；建材、化工、冶金等原煤需求基本稳定。

（三）成品油供需平衡分析

在全国炼油能力总体过剩的形势下，全省成品油供应有保障，可以满足需求。

（四）天然气供需平衡分析

在多气源保障、多渠道供应的情况下，全省天然气供应有保障，供需总体平衡。近年来，因需要保障北方冬季清洁取暖用气需求，供暖季等局部时段可能采取“压非保民”措施。

（五）全部能源供需平衡预测

1.能源需求总量折标预测

预计到2025年，按分品种实物量消费折标测算，全省能源消费总量约1.79亿吨标准煤，综合考虑“十四五”能耗强度下降的因素后，全省能源消费总量约合1.557亿吨标准煤，与全省规划纲要确立的2025年目标基本吻合匹配。

2.能源综合生产能力预测。预测到2025年，全省能源综合生产能力达到2亿吨标准煤左右。

3.能源供需平衡结果

“十四五”期间，从全省分品种能源实物量供需平衡分析来看，电量供需平衡压力较大，保供条件增多，保供风险增大，电力供应存在阶段性困难，部分时段或出现电力短缺局面，部分年度供需紧平衡，到2025年可以基本平衡；煤炭有缺口，逐年在减少，需要部分调入方可平衡；成品油、天然气供应有保障。从能源总量折标量供需平衡分析来看，“十四五”能源生产总量折标量略大于消费总量折标量，全省能源供需总量大体平衡。

国家下达我省“十四五”单位GDP能耗降低基本目标，在满足“新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制”的政策红利、超额完成可再生能源电力消纳责任权重激励指标等前提下，紧紧抓住能源消费强度控制的关键因素，强化工业、建筑、交通等重点领域节能降碳，大力引导耗能行业向低能耗低碳排放转型，有力引导新增需求发展规模、布局时序，力争完成能耗强度指标。同时，力争完成国家下达的能源消费总量控制目标任务。

第三章总体要求

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，全面贯彻党的二十大精神，深入贯彻习近平生态文明思想，深入贯彻落实习近平总书记考察云南重要讲话精神，全面落实碳达峰碳中和决策部署，全面落实省第十一次党代会、省委十一届三次全会和2022年省“两会”部署，立足新发展阶段，完整、准确、全面贯彻新发展理念，服务和融入新发展格局，以“四个革命、一个合作”能源安全新战略为遵循，坚持新时代能源高质量发展道路，全面建设以绿色为核心竞争力的现代能源产业体系，保障绿色能源安全稳定供给，推进绿色能源高质量协调消费，推进绿色能源和绿色制造深度融合，推进能源产业治理体系和治理能力现代化，打造绿色能源强省，更好服务“西电东送”等国家战略，为全省高质量跨越式发展提供坚实可靠的能源保障。

二、发展原则

“五个”坚持：坚持主动服务和融入国家发展战略，继续深入落实“一带一路”建设及“长江经济带”、“粤港澳大湾区发展”“西电东送”等战略；坚持区域发展布局总体要求，保障能源安全；坚持服务全省产业发展以及工业化、新型城镇化建设需要，推动绿色能源与绿色制造相互促进、融合发展；坚持智能化发展方向，发展能源新产业、新业态、新模式；坚持打造绿色能源强省，构建绿色、和谐、共赢的能源生态圈，系统谋划、统一规划、分步实施。

“五个”统筹：抓住关键、把握要害、破解难题，统筹全省能源供需平衡，缓解、化解用能项目建设周期短与能源项目建设周期长、快速增长的能源需求与供应相对不足的矛盾；统筹协调省内、省外、周边国家3个市场，充分满足省内产业布局、新型城镇化、民生用能、军民融合深度发展需求，持续实施“西电东送”，积极推进电力国际贸易，平衡市场需求；统筹化解汛期与枯期电力供需的矛盾，构建“源网荷储一体化”体系，优化“产供储销”体系；统筹处理能源布局与生态环境保护，坚持生态优先、绿色发展；统筹项目建设和各方权益的关系，共赢发展，共享能源改革发展成果。

三、发展思路

保供应。做足电源、做强电网、做优煤炭、做大油气，积极推进水电开发，加快布局“风光水火储”多能互补基地，加大煤田地质勘探力度，推进油气开发，丰富能源供应品种，推动多能互补协调发展，化解电力、电量“双缺”主要矛盾及系统风险，保障能源供需平衡，增强能源供应链产业链稳定安全。

调结构。扩大绿色能源优势，提高非化石能源消费比重，优化用能结构，引导用能领域节能提效，推动重点行业低碳改造，推广能源替代，提升能源利用效能，推动落实能源消费和碳排放“双控”，实现绿色、高效发展。

优运行。优化运行调度，提高调节能力，增强系统的灵活性和安全性。强化需求侧管理，加快智慧能源建设，统筹能源“产供储销”各环节资源配置，加快“源网荷储一体化”建设，构建新型电力系统。

增动力。加快新技术研究开发和成果转化，依托重大工程推进技术创新，提升能源装备水平，以科技创新驱动能源产业转型升级，提高能源产业链现代化水平。

建机制。深化能源体制改革，完善价格机制，放宽市场准入，优化市场监管，建立资源、环境补偿机制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，优化营商环境，改进能源行业服务水平，推进治理体系和治理能力现代化，构建和谐共赢的能源生态圈。

强合作。发挥区位优势，统筹省内、国内、国外资源和市场，实现开放条件下的互联互通、产能合作、能源贸易，加强省际联动，推进国际合作，打造能源合作的利益共同体和命运共同体。

促融合。推动产业结构调整与能源结构优化互驱共进，充分发挥绿色能源优势，持续推进绿色能源与绿色制造深度融合，推动产业体系优化升级，借助产业带动优势，强化绿色制造业对绿色能源发展的支撑作用，形成相互促进的良性循环。

四、发展目标

着力打造绿色能源强省、“一基地三示范一枢纽”，即：建设国家清洁能源基地、创建新型电力系统先行示范、绿色能源和绿色制造融合发展示范、绿色能源试点示范，打造国际区域性绿色能源枢纽。到“十四五”末，加快规划建设新型能源体系取得显著成效，重塑全省绿色能源新优势，千亿级能源优势产业效应发挥更加明显，完成构建高质量现代能源产业体系框架，绿色能源基地建设步入快车道，基本建成国家清洁能源基地，新型电力系统初具雏形，统筹近期、中期与远期关系，打出“扩绿、建新、降碳、减量、转型、节能、升级、改革、合作”组合拳，完成能源碳达峰阶段性目标，形成较为完整的绿色制造产业链、高端绿色制造产业集群和云南跨境电力交换的骨干网络，推进国际能源合作，绿色能源成为云南标志性品牌，主要指标全国领先，云南能源在全国和全省的地位作用进一步巩固提升，人民群众从能源普遍服务中获得更多实惠，助力加快建设能源强国，为全省经济社会高质量发展提供重要支撑和保障。

到2025年，全省能源产业销售收入力争达到5200亿元，绿色能源工业增加值占全省GDP的比重达到6%左右，绿色能源投资力争达到4500亿元，全省能源综合生产能力达到2亿吨标准煤左右。电力总装机1.6亿千瓦以上，发电能力达到5000亿千瓦时以上，非化石能源消费比重比2020年提高4个百分点以上，二氧化碳排放强度明显下降，原煤产量达到9000万吨/年，天然气管道里程累计达到5000千米，力争16个州、市重点城市用上管道气。能源消费总量及强度“双控”控制在国家下达目标内，完成碳排放总量和强度“双控”阶段性目标任务。

展望2035年，绿色能源优势进一步发挥，基本建成新型能源体系，绿色成为云南能源最靓丽名片，形成以非化石能源为主导的清洁低碳安全高效能源供应体系，全面建成源网荷储协同、多能互补融合的新型电力系统，非化石能源消费比重达到60%。能源行业治理能力达到世界一流水平，产业链更加完备，科技创新显著增强，全面带动全省经济社会发展，充分满足人民对美好生活的用能需求。

第四章重点任务

一、绿色优先，多能互补，完善能源供给体系

树牢绿水青山就是金山银山的理念，立足省内实际，以充分保障经济社会需求和产业发展为导向，积极壮大清洁能源产业，统筹水风光电综合开发，完善新能源供给消纳体系，持续优化煤炭生产结构，积极扩大非常规天然气资源勘探开发，持续服务“西电东送”战略，确保能源稳定生产可持续供给，全面保障经济社会发展对能源的需求，为实现碳达峰碳中和战略目标贡献云南力量。

（一）做足电源

分时序快节奏推进电源建设，强化电源保障，协调发展各类清洁能源。提前谋划，深入挖掘水电开发潜力；创新开发模式，加快布局风电、光伏等新能源，积极布局“风光水火储”多能互补基地建设；积极探索，研究发展燃气发电，有序推进其他类型电源。到2025年，全省电源装机容量超过1.6亿千瓦。

1.持续优先开发水电。积极推动金沙江、澜沧江国家大型水电基地建设，确保乌东德、白鹤滩、托巴水电站等续建电站全部建成投产。在做好环境保护、移民安置工作和统筹电力市场的基础上，加快推进金沙江旭龙、奔子栏及澜沧江古水电站开工，积极稳妥推进大江干流剩余水电资源开发深化论证，提高流域水电质量和开发效益。加快提高金沙江下游电源支撑能力，协调国家电网争取溪洛渡水电站右岸机组增发。巩固拓展脱贫攻坚成果同乡村振兴有效衔接，促进水资源综合利用，深入开展大江干流的其他水电项目前期论证。积极开展“西电东送”接续电源和电网互联相关研究。加强中小水电管理，坚持生态优先，严格落实生态环境保护要求，原则上不再新开发中小水电。“十四五”期间，全省新增水电装机1110万千瓦。

2.优化布局全面有序开发风电光伏新能源。按照“能开全开，能开尽开，依法依规，科学有序”的原则，全面有序放开新能源开发，推动新能源成为未来增量电源主体。加快新能源布局规划、研究等工作，推行规划+动态项目库管理，支持条件成熟的项目尽快启动建设，动态调整，滚动发展，宜开全开。统筹考虑生态保护、电力供需、要素保障、电网接入消纳等因素，加快推进适宜地区适度开发利用新能源项目建设。充分利用现有调节能力，打造“风光水火储”多能互补基地，重点布局金沙江下游、澜沧江中下游、红河流域、金沙江中游、澜沧江与金沙江上游“风光水储”和曲靖“风光火储”基地；加快推进集中式复合新能源项目，打造一批新能源+生态修复、新能源+乡村振兴以及农光、林光互补试点示范。以整县分布式光伏、产业园区分布式光伏和多场景应用分布式光伏为重点，积极发展分布式光伏。“十四五”新增装机规模5000万千瓦以上。

3.发挥煤电支撑性调节性作用。统筹电力保供和减污降碳，发挥煤电的基础保障性和系统性调节电源作用，加快实施煤电机组“三改联动”改造，积极推动煤电与煤炭、煤电与新能源联营，完善煤电可持续发展机制，加快红河州、昭通市、曲靖市480万千瓦煤电项目建设。深入研究论证再新增煤电项目可行性、建设时序和实现路径，加快项目前期工作，适时启动建设。

4.积极发展其他类型电源。因地制宜发展生物质能、地热能等其他新能源。适时启动一批生物质能热电联产等多元化利用试点示范项目；加快推进垃圾发电厂建设，确保项目按期完工，提升垃圾发电效率，增强经济性。

（二）做强电网

围绕产业发展布局，优化电力生产、输电通道建设布局，形成“四横四纵五环三中心”的骨干网架。保障重点产业发展，加强中东部南北向输电通道布局，研究推动跨区域互联互济。支撑大规模新能源接入，加强新能源富集地区送出通道建设。落实乡村振兴、边境小康村和新型城镇化建设要求，加强配网建设，消除电网薄弱环节，打造高可靠性的城市供电示范区。推进智能电网建设，提高电网调节性、灵活性，提高电网安全可靠稳定水平，促进能源就地消纳。持续巩固提升农村电网，提高农村电气化水平。

1.500千伏电网建设。“十四五”期间，积极争取一批500千伏输变电项目纳入国家规划和建设。“十四五”末期，形成“四横四纵五环三中心”的省内骨干网架。

2.大力提升配网建设。“十四五”期间，围绕“滇中崛起、沿边开放、滇东北开发、滇西一体化”的空间发展布局，与经济发展、生产力布局和重点产业布局相适应，进一步优化完善配电网结构、消除电网薄弱环节，基本解决城乡电网发展不平衡问题。推进配电设备智能化改造升级，提高配电网供电能力和供电可靠性、降低电网损耗；加强停电计划管理、强化日常运行维护、推广带电作业等措施，减少用户停电时间；推动云南电力新基建发展，加快布局充电基础设施，全力支持新能源汽车发展；统筹推进煤矿“双电源、双回路”供电配网建设，构建覆盖城乡的国内一流配电网，运行管理高效协同，客户服务全方位互动。

3.数字化绿色智能电网建设。以数字化、绿色化为引领，加快5G、人工智能、区块链等数字技术在电网的应用，推进智能电网示范区建设，提高电网调节性、灵活性，保障电力供给和电网安全稳定。重点推进昆明、玉溪、大理、中国（云南）自由贸易试验区等智能电网示范区以及维西、沧源、元阳乡村振兴现代化农村电网示范县建设。到2025年，基本建成具有云南特色的安全、可靠、绿色、高效、智能的现代化电网。

（三）开展新型电力系统创建

充分发挥云南绿色能源优势，充分适应高比例、大规模新能源接入需要，初步构建数字赋能、柔性开放、绿色高效的新型电力系统，大力实施“源网荷储一体化”建设，加快市场机制形成，推动电网智能化、数字化转型，助力高质量能源供给体系建设。

1.建设适应新型电力系统的智能调控体系。利用大数据、云计算等先进技术，依靠“互联网+”行动，建立“信息完备、预测精准、调整灵活”的新能源调控智能化系统，构建新能源、储能、可控负荷“可观、可测、可控”调控体系，建设功能齐全、覆盖全时间尺度的新能源电源出力预测技术支撑，研究高比例新能源并网情况下的省级异步电网频率特性及其对各种调频措施的要求，建立适应新形势的调频技术体系。

2.增强电源协调优化运行能力。提高风光发电功率预测水平，完善并网标准体系。实施煤电机组灵活性改造，因地制宜建设天然气调峰电站，推动气电、火电与风电、光伏发电融合发展、联合运行。科学制定抽水蓄能电站规划，积极推动条件成熟、环境可行的抽水蓄能电站开工建设。

3.加快新型储能技术应用。推进电化学储能试点，并加强储能电站安全管理。加快电源侧储能示范和建设，“十四五”力争新建电化学储能200万千瓦，配套存量火电机组灵活性改造和新建具有深度调峰能力煤电机组等多元方式提升储能能力。发挥储能消纳新能源、削峰填谷、增强电网稳定性和应急供电等多重作用。研究探索梯级电站储能、压缩空气储能、飞轮储能等技术多元化应用和推广。

4.大力提升电力负荷弹性。加强需求侧响应能力建设，制定电力需求侧响应工作方案，提升终端能源智能化，鼓励用户参与能源合同管理，高比例释放居民、一般工商业用电负荷弹性，引导大工业负荷参与辅助服务市场，力争至2025年电力需求侧响应能力达到省内最大用电负荷的3%以上。在工业负荷大、新能源条件好的区域，开展源网荷储一体化供电园区建设。因地制宜发展分布式微电网。推进分布式光伏建设，在工业园区、经济开发区、增量配电网试点园区建设屋顶分布式光伏发电系统，大力发展户用光伏。

（四）做优煤炭

坚持转型升级、绿色低碳，释放先进产能，淘汰落后产能，整合全省煤炭资源，优化产业布局，构建安全绿色开采、清洁高效利用的煤炭产业体系，建设绿色矿山，推进煤炭产业绿色发展。到2025年，全省煤炭结构明显优化，生产能力显著提高，煤炭产量达到9000万吨左右。

1.加快现代化智能化煤矿建设步伐。积极培育先进产能，淘汰落后生产工艺，加快煤矿机械化、自动化、信息化、智能化、标准化“五化”建设；以技术为驱动，积极引导煤矿优化井下布局、优化生产系统，推广“一矿（井）一面”、“一矿（井）两面”生产模式，提高装备信息化、智能化水平，提升综采综掘和机械化水平，采煤工作面机械化率达到100%，采煤工作面综采化率达到90%，掘进工作面机械化率达到75%，引导煤矿减人提效。

2.推进煤炭集约化绿色化发展。以老厂矿区、恩洪矿区、镇雄矿区、小龙潭矿区、跨竹矿区等国家规划矿区为重点，加快新建和改扩建项目建设，加快符合条件的煤矿核增产能，支持曲靖、昭通、红河等地建设一批中型以上煤矿项目。推动行业重组，整合全省煤炭资源，以发展先进产能为重点持续优化生产布局，以曲靖、昭通、红河3个州、市为重点，以丽江市华坪县，楚雄州楚雄市、南华县和文山州富宁县4个县、市为补充，昆明市和普洱市按照资源赋存条件、煤炭市场供求、环境承载能力等控制区域煤炭开发规模和开发强度，实现全省煤矿由“小型煤矿为主”逐步向“大型煤矿示范、中型煤矿为主、小型煤矿为辅”的产能结构转变，推进煤炭企业兼并重组，培育20—30家大中型煤炭企业集团。推进煤炭生产、加工和消费全过程绿色发展，促进煤化工行业高端化、多元化、低碳化发展，将生态环境约束转变为煤炭绿色持续发展的推动力，从煤炭开发、转化、利用各环节着手，推进煤炭安全绿色开发，促进清洁高效利用，加强矿区生态环境治理修复，创新矿区循环经济发展模式，最大限度减轻煤炭开发利用对生态环境的影响。

3.推进煤炭物流基地建设。以增储保供为目标，完善煤炭集疏运体系，构建多通道、多节点、多层次的煤炭物流布局，发展煤炭绿色物流，推进封闭运输，依托煤炭交易（储备）中心，在曲靖、红河、大理、昭通、文山等州、市规划建设煤炭储配基地，根据需求在云南省内设立相应的煤炭交接点，实现铁路和公路货运站无缝衔接，有效保障煤炭运输储备能力，稳定全省煤炭市场，平抑全省煤炭价格，有效调控全省煤炭供应。

4.推动建立煤炭供应保障机制。合理增加煤炭储备调运能力，加强供应保障机制建设，保证用煤产业稳定运行。加快煤矿产能释放，出台推动煤矿产能释放政策措施，推行并联审批，加快采矿权、环评等手续办理，优先支持电煤保供煤矿审批手续和证照办理。拓宽原煤采购渠道，制定积极稳妥的燃煤采购办法和库存策略，与煤炭企业、铁路有关部门加强沟通联系，争取相关优惠政策，调整入厂原煤单价，积极采购电煤。推动签订电煤中长期合同，促进电煤量、价基本稳定。搭建煤矿与火电企业沟通协调机制，努力推进实施产运需三方互保，保障长协合同兑现率。加强汛期存煤蓄水，通过市场化交易疏导、备用容量补贴、增加枯期发电补偿等措施，鼓励火电企业汛期多存煤，千方百计购煤增发，调动电煤保障各方积极性。鼓励重点用户参与储备能力建设，在重点用煤州、市布局建设煤炭储备基地。

5.推动煤层气综合利用。加强煤层气（煤矿瓦斯）勘查，以曲靖、昭通、红河3个州、市为重点，开展煤矿区（盆地）煤层气及煤系地层气、全省关闭煤矿剩余煤层气（煤矿瓦斯）资源调查评价，实施煤系地层“三气共探共采”综合勘探、关闭煤矿剩余煤层气（煤矿瓦斯）综合开发利用先导性试验，探索煤系地层气、关闭煤矿剩余瓦斯综合治理与开发利用技术，推动老厂、恩洪、新庄、镇雄等矿区煤层气（煤矿瓦斯）开发利用。加快推动煤层气产业化基地基础设施建设，以曲靖、昭通为重点，结合页岩气输气管道规划建设情况，统筹规划建设煤层气专线输气管道、煤层气（煤矿瓦斯）下游综合利用设施，促进煤层气（煤矿瓦斯）开发利用。

（五）做大油气

积极适应国际复杂形势变化，立足省内实际，挖掘油气自给潜能，加强源头保障和储备供应。完善油气基础设施建设，增强储备保障能力，提高油气供应安全，着力构建安全稳定、开放竞争、绿色高效、协调发展的现代油气供应体系。

1.大力提升油气勘探开发力度。增强气源保障，加快滇东北页岩气勘探开发，鼓励多元投入和自主勘探，实现“多气源保障、多渠道供应”。增强油气进口多元化和安全保障能力。加快推进非常规天然气勘探开发。鼓励多元投入页岩气勘探开发，推动全省页岩气资源勘查评价，加快省内页岩气勘探开发。重点布局盐津、威信、彝良、镇雄、大关、永善页岩气区块，积极推动楚雄盆地、陆良盆地、宁蒗等天然气资源勘探开发。到“十四五”末，昭通页岩气产能达到5亿立方米/年。因地制宜选择资源丰富、畜禽养殖集中便于收集的县、市、区布局生物天然气示范项目，推动生物天然气工程项目健康发展，对天然气供应起到一定的补充作用。

2.完善油气管网。推进油气管网运营机制改革，加快石油天然气管网建设，推动形成“全省一张网”。建设安全高效的成品油供应网络。加强内联外通，加快国家骨干成品油管线省内支线建设，形成以昆明为中心，连接全省主要消费区、联通省外的放射状成品油管道输送网络。“十四五”期间，建设建水—普洱—西双版纳成品油输送支线管道（建水—普洱段），推动昆明长水国际机场航煤专线前期工作。加强互联互通，统筹省内外各种气源，构建覆盖全省的“一横一环四纵”的天然气输送网络，基本形成“全省一张网”。加强省际间天然气干线管道互联互通，争取建成桂气（海气）入滇输送通道，开展“川气入滇”前期工作，争取形成昭通页岩气、中缅管道气、川气、桂气（海气）、曲靖和昭通等煤层气多渠道供应、多方向输送的局面。加快推进天然气管道建设，力争完成昭通支线（三期）、开远—蒙自支线、文山—砚山支线等建设。

3.增强油气储备保障。推进原油、成品油储备体系建设。加快石油和成品油储备能力建设，推动企业落实社会责任储备，形成政府储备、企业社会责任储备和生产经营库存有机结合、互为补充的储备体系，提高石油保障能力。加快天然气应急调峰储备体系建设。落实《全国储气能力建设实施方案》，围绕省内主要天然气消费区域，加大天然气应急和调峰储气设施建设力度，发挥政府储备引导作用，鼓励发展企业、商业储备，提高储气规模和应急调峰能力，构建安全稳定高效的省内天然气储气体系。城镇燃气企业按国家要求具备年消费量5%的储气能力，各州、市人民政府形成不低于保障本行政区域3天日均消费量的储气能力。鼓励大型企业用户建立自有储备设施，配合调峰。加快推进大型储气库项目。配套建设天然气管网、城市应急调峰储气设施、储气库互联互通设施。

二、优化结构，节能减排，提高绿色消费效能

坚决贯彻习近平生态文明思想和碳达峰碳中和重大战略决策，立足国家和全省经济社会发展用能需求，坚持节约优先，形成能源需求牵引生产转型、能源供给引导消费需求升级的动态平衡，注重能源需求侧改革，推进绿色低碳技术研发和推广应用，推动能源消费模式向绿色低碳高效变革，提升能源利用效能，增进经济效益、社会效益和生态效益，积极推动能源替代，能耗水平与全国平均水平的差距逐步缩小，当好全国生态文明建设排头兵。

（一）合理控制煤炭消费

推进煤炭消费替代和转型升级，严格控制钢铁、化工、建材等主要用煤行业煤炭消费，新建、改扩建项目实行用煤减量替代。大力推动煤电机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，新增煤电机组煤耗标准达到先进水平，在大方式运行的基础上，逐步实现煤电由基础性向系统性转型。

（二）加快天然气利用提质增效

1.提高工业天然气利用水平。开展工业燃煤、燃油锅炉、窑炉燃料改造，鼓励重点工业领域天然气替代和利用，稳步推进重点工业建设项目“煤改气”工程，扩大工业天然气利用规模。推进大工业天然气用户直供，推动工业园区用气管道、场站和配套液化天然气（LNG）或压缩天然气（CNG）建设。

2.扩大城镇天然气利用。重点推广城镇居民日常生活用气、公共服务设施用气，加快提高城镇居民气化水平。适度超前规划建设城市燃气管网。加强城中村、城乡结合部、棚户区天然气替代改造，加快推进燃气下乡。支持有条件的地区开展天然气分户式采暖试点。

3.推进交通领域天然气利用。重点发展物流配送、重卡以及作业和摆渡等以天然气为燃料的运输车辆，支持具备场地等条件的加油站增加加气站功能，鼓励有条件的交通运输企业建设自备加气站。

4.推进天然气多元利用。鼓励城市工业园区、旅游集中服务区等区域建设天然气冷热电联产的分布式能源项目，适时开展集中式天然气发电前期工作，充分发挥热电联产、燃气电厂发电、供热、供冷、调峰的作用。积极推广页岩气就地转化利用，探索布局页岩气发电等项目。

（三）推动用能领域节能降碳

围绕2030年前二氧化碳排放达到峰值的目标，有序引导主要领域、重点行业的达峰目标并组织实施，推动能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。落实用能预算管理制度，严格实施节能评估和审查制度，研究建立与能耗强度、增加值贡献等挂钩的用能权新机制，推进能效管理，精准、有序、高效用能。促进钢铁、有色金属、建材、石化、化工等行业碳达峰，采取政策、经济、技术、能耗指标等多重措施，坚决遏制“两高”项目盲目发展。推动“上大关小、上新关旧、扶优扶强、淘汰落后”，引导高耗能行业推广新技术应用，实施节能降碳改造，提升能源利用效能。支持配合推广绿色交通运输和绿色建筑，促进可再生能源在交通和建筑领域的应用。实施绿色低碳全民行动，坚决遏制不合理能源消费。到2025年，二氧化碳排放强度明显下降，为实现碳达峰打好基础。

（四）提升终端用能低碳化电气化水平

加快推进建筑、交通、乡村电气化等重点领域电能替代，采用多种电能替代技术，推动开展电能替代新技术示范、项目示范、区域示范、产业园区示范。推行燃煤替代，以气代煤、以电代煤。以重点煤耗行业为突破口，大力实施煤炭消费减量替代行动，倒逼落后产能转型升级和退出，鼓励燃煤锅炉升级改造，缓解煤炭资源相对短缺形势。推动可再生能源与常规能源体系融合，统筹热力和电力等能源系统，建立可再生能源与传统能源协同互补、梯级利用的综合热能供应体系。

（五）促进能源惠民服务

1.加快完善农村和边远地区能源基础设施。推进农村电网巩固提升工程，着力建设现代化农村配电网，补齐农网短板，消除重过载和电压质量问题，全面解决“一线多T或多串”、10千伏超长线路频繁停电和低电压问题。更换和改造安全隐患设备，提高设备水平，满足电网安全供电要求。

2.加快推进燃气下乡工程。将农村气化列为重点工作之一，在气源有保障、经济可承受的情况下，有序推动供气设施向农村延伸。结合乡村振兴引导农村居民因地制宜使用天然气，加强农村供气设施建设，完善天然气“最后一公里”。按照“宜管则管、宜罐则罐”的原则，采用管道气、液化天然气（LNG）等多种形式，提高偏远和农村地区天然气通达能力。

3.加强乡村清洁能源保障。实施千家万户沐光行动，充分发挥能源产业投资规模大、上下游拉动作用强等特点，探索、建立、完善能源开发利益共享机制，依托能源产业巩固脱贫攻坚成果，完善易返贫地区优先倾斜支持政策。推动农村生产生活方式绿色转型，以县为单位开展绿色低碳发展示范区建设。

三、创新驱动，智能引领，提高技术装备水平

以创新驱动为引领，牢牢把握能源科技前沿趋势，以绿色低碳和智慧能源为主攻方向，着力推动能源科技创新和技术进步，大力推进能源领域科技创新体系建设，发挥信息技术支撑和引领作用，建立研发、应用、产业化紧密结合、具备能源发展特色的创新链条。

（一）推进提升能源技术创新能力

发展高效与环境友好的可再生能源技术，推进水电产业和新能源发电产业发展与技术创新，探索高效协同融合的综合能源技术。推进绿色能源装备产业和清洁载能产业科技创新发展，实施先进电网技术与装备创新，加快高海拔及特殊环境区域能源技术应用、复杂大电网安全稳定技术研究应用，推进高比例可再生能源并网与传输技术研究应用；探索主动灵活的储能调峰调频技术和储能相关材料制造技术，推动车载、液储等储氢装备技术应用研发及储氢材料研究，推进氢能储能产业技术创新与应用，支持丽江等有条件的地区开展氢能产业试点；推进前瞻性能源技术研究，推广应用减污降碳技术，加快先进充换电技术研发与应用，探索超导输电技术研发与示范。加速煤炭资源勘探与无害化开采技术创新，促进煤炭清洁高效利用和加工转化；加快页岩气开发利用技术和天然气高效清洁利用技术研发应用。加大财政对能源领域科技创新支持力度，围绕能源关键核心技术攻关，符合条件的项目按科技揭榜制组织实施。

（二）推动创新平台建设及发展先进装备

激发市场主体技术创新内在动力，鼓励企业牵头建立能源产业发展创新联合体，推进制约能源产业高质量发展的核心技术攻关、人才引培和创新平台建设；探索成立“新能源+储能”研究平台；以资源开发合作带动装备制造、咨询设计、施工建设、运维服务发展。

（三）推进能源产业数字化智能化升级

建设绿色能源大数据中心，推进新一代信息技术、物联网、云计算、大数据、人工智能和区块链等技术在能源领域的推广应用，构建科学完善的智慧能源体系，提升能源行业智能化水平，进一步提高能源服务质量。按照国家和省级有关政策法规做好能源领域网络和数据安全、管理、保护等有关工作。

四、深化改革，完善机制，激发能源发展动能

深化能源体制改革和“放管服”改革，重点构建适应可再生能源发展的市场机制和消纳保障机制，加快推动形成天然气勘探开发竞争机制，继续推进煤炭供给侧结构性改革，提升能源行业治理能力，实现能源治理体系和治理能力现代化。

（一）深化电力体制改革

融入国家统一电力市场体系，积极参与融入南方区域电力市场建设；完善中长期交易市场，推动现货、辅助服务市场建设；加强能源资源市场化配置，健全项目开发管理机制，探索抽水蓄能电站投资主体多元化；持续推进增量配电业务改革；落实分布式电源发展机制和管理办法，创新电力“源网荷储一体化”和多能互补项目规划建设管理机制；研究建立适宜可再生能源消纳的市场交易机制、保障性消纳机制、价格形成和补偿机制；引导支持储能设施、需求侧资源参与市场；探索建立适应送受两端供需形势变化的动态优化调整机制和免责对冲机制；推动构建源网荷储全生态链协调发展的价格机制，落实国家输配电价等相关政策；推动落实电网企业代理购电机制，完善分时电价政策，建立火电、新能源发电成本多方疏导机制，建立完善电力调峰、储能系统调节服务成本补偿机制，健全推动用户主动参与负荷侧调节的市场化机制，更好引导用户削峰填谷，改善电力供需状况；统筹电力市场、碳排放市场、可再生能源配额消纳等，推广“绿色用电凭证”、“绿色电力证书”，积极参与绿色电力试点交易和碳汇交易。

（二）推动油气体制改革

持续推进油气管网公平开放，油气管网设施向第三方市场主体平等开放，提供输送、储存、液化和压缩等服务。探索推动煤层气区块竞争设置出让制度，积极争取大关—永善页岩气矿权配置。

（三）加快煤炭市场交易体系建设

按照国家统一部署，有序建设统一开放、层次分明、功能齐全、竞争有序的现代煤炭市场体系。研究加快推进煤炭产能释放的政策措施。健全煤炭中长期合同制度。积极引导各类市场主体参与煤炭交易市场建设；研究煤炭期货交易，创新煤炭金融服务，优化煤炭资源配置；推动煤炭交易平台信息共享，形成跨区域和行业的智能物流信息服务平台。

（四）加强能源治理体系建设

构建覆盖能源投资、规划、审批、建设、运行、监管全过程清晰、高效、规范的能源管理机制。推进修订《云南省供用电条例》等地方性法规；深入推进行政执法“三项制度”和能源项目审批建设管理法制化建设；消除能源全产业链廉政建设风险点。精简整合能源项目投资建设审批流程，加强项目立项与用地、规划等建设条件衔接。大力优化营商环境，全面提升“获得电力”服务水平，提升供电质量，规范新能源、分布式能源、新型储能、微电网和增量配电网等并网服务；维护公平竞争的市场秩序，重视市场主体合理诉求，严格规范公正文明执法。完善能源监管体系，健全监管规则，创新和加强事中事后监管；全面实施“双随机、一公开”监管，健全完善信用监管；推行“互联网+监管”，加强能源监管领域数据汇集；积极探索提高协同监管能力，建立跨部门综合监管机制。

五、统筹谋划，融合发展，推动产业转型升级

坚持产业带动，以绿色能源优势支撑绿色先进制造业发展，以绿色先进制造业促进绿色能源发展，推动绿色能源和绿色制造产业链深度融合和高端跃升，将绿色能源优势转化为产业发展优势，推进绿色能源多元化、融合化发展。引导产业合理布局，做好用电、用气、配套基础设施等支持，协同绿色铝硅项目与电力保障工程协同投产，加快配套供电工程建设，做好供电保障及电力服务；做好绿色铝材产业链延伸用气保障，有力支撑打造“中国绿色铝谷”、“光伏之都”。促进储能产业与有色、硅电子等新材料协调发展，大力支持战略性新兴产业发展。

（一）支撑打造“中国绿色铝谷”

推动原材料向新材料提升、由材料向装备进军，为打造绿色铝先进制造业集群提供坚实用能保障。着力构建价值链配套合理、上下游衔接有序、加工能力突出、产业集聚度高、绿色制造特征明显的绿色铝精深加工产业链。遵循发展规律，为布局绿色铝提供能源保障，促进同步布局精深加工产业链，围绕工业、建筑结构、交通领域等精深加工及终端产品等，同步布局精深加工全产业链，打造绿色铝先进制造业集群。

（二）支撑打造“光伏之都”

（三）支持战略性新兴产业发展

充分发挥云南丰富的清洁能源优势，加快开展“新能源+绿氢”试点示范，探索推进氢能产业发展。以新能源产业发展为依托，加强对构建现代产业体系的用能保障，全力支持发展数字经济、智能制造、新材料等新兴产业、未来产业，着力培育发展新动能。

1.优化完善储能产业链条。积极引导产业布局，充分发挥全省资源优势，推动做强正极材料产业，稳步提升负极材料、隔膜等配套供应能力，以储能项目建设需求为基础，统筹上下游产业布局，延伸储能电池产业链、提升产业附加值，促进积极引进整装电池龙头企业和配套原辅料生产项目落地，打造曲靖、玉溪等电池整装产业和新材料基地，满足新型电力系统建设需求。

2.支持氢能产业试点示范。支持适宜地区、具备自主创新、市场推广及经济基础的各类开发区先行先试，支持有条件的地区打造“新能源+绿氢”产业示范区和氢能综合应用试点。鼓励电力企业在保障电力供应的前提下，整合资源，采用合适的技术路线制氢；推进包括氢能的综合加能站建设；有序推进氢燃料电池景区公交车、物流车等示范运营，探索氢燃料电池在应急保供、应急调峰等领域的示范应用，为新装备、新技术提供实证场所。

3.支持探索发展高端硅电子产业。支持引进芯片制造企业，打通硅电子、集成电路产业链，同步培育发展硅化工等产业集群。

（四）谋划推进石油炼化一体化

紧密衔接国家部委，与炼油企业加强沟通，培育完善下游产业链，依据市场需求，按照“产能置换、减油增化”等原则，谋划推进炼化一体化，延伸石油炼化产业链，促进产业结构调整，提升对地方经济的贡献率，发展西南地区特色石化产业。

（五）推进煤炭综合利用

加强煤炭洗选加工，实现深度提质和分质分级利用。提高煤矸石、粉煤灰、煤系共生伴生矿产资源、劣质煤和煤炭副产品综合利用水平。延伸煤炭产业循环经济链，鼓励“煤－化－电－热”一体化发展，推进煤化工与发电、油气化工、钢铁、建材等产业间的耦合发展，降低资源消耗和污染排放。

六、加强合作，共赢发展，建设国际能源枢纽

全面贯彻落实习近平总书记访缅成果和“一带一路”见签项目，充分发挥云南区位优势，主动服务“一带一路”高质量发展，坚持共商共建、合作共赢原则，着力推进能源高水平对外开放合作，打造国际区域性绿色能源枢纽，推动构建能源利益共同体，在以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局中为开放条件下的能源安全作出新贡献。

（一）加快互联互通建设

以跨境电力联网为重点，推进电、油、气综合输送网络建设，全力打造国际区域性绿色能源枢纽。

（二）深化国际产能合作

统筹推进境外电源合作开发，积极支持省内能源企业“走出去”，参与周边国家太阳能、风能等清洁能源合作开发和其他能源基础设施规划、设计、建设、运营。

（三）打造跨境电力合作交易平台

积极争取国家支持，以企业为主体，深化国际电力合作。逐步完善交易机制和市场规则，不断扩大交易范围和交易规模，研究建立面向南亚东南亚的跨境电力合作交易平台。

七、加强监管，健全体系，保障能源安全生产

统筹好发展和安全，切实增强政治敏锐性和政治责任感，坚持人民至上、生命至上，牢固树立“安全生产重于泰山”的理念，坚守“发展绝不能以牺牲人的生命为代价”的红线，强化能源安全生产的红线意识，规范能源安全监管机制，健全安全管理制度，促进提升州、市能源安全监管业务能力，构建上下通达的能源安全监管体系，扎实开展安全生产专项整治三年行动，建立健全“三管三必须”监管体系，着力加强能源产业安全督导管理，切实提高能源安全保障能力和风险管控应对能力。

（一）提升安全生产水平

健全安全生产责任制，明确所有管理人员安全职责与权限，细化操作规程和手法。加强优化安全生产环境，提高安全设备设施、技术装备、施工环境安全水平，加强现场安全检查，规范现场作业管理，落实现场安全措施。

积极争取中央相关专项资金，引导淘汰落后生产设备，推广先进安全生产技术装备和生产工艺。夯实人才基础，完善政府宏观管理、市场有效配置、单位自主用人、人才自主择业的能源安全生产人才管理体制，健全以品德、能力和业绩为导向的能源安全生产人才考核评价体系。

（二）加强安全生产监管

全面落实《中华人民共和国安全生产法》，坚持管行业必须管安全、管业务必须管安全、管生产经营必须管安全，强化和落实生产经营单位主体责任与政府监管责任，建立生产经营单位负责、职工参与、政府监管、行业自律和社会监督的机制。

完善煤矿安全生产体系，配齐与煤矿安全监管任务相适应的煤矿安全监管机构和人员，加强安全监管执法能力建设，建立煤矿重大灾害防治体系。做好油气管道管理，充分发挥多部门协调联动作用，加强油气管道保护，加快人防、物防、技防、信息防能力建设，突出重点管段、重要场所、重要时段的安全保护。加强电力工程安全管理，加强在建工程安全管理，做好水电防洪度汛，强化水电大坝、火电灰坝安全管控，加强发输变电设备管理运维和电网网络安全，保障电力系统有序、可靠、安全运行。充分发挥能源安全监测中心全省煤矿安全风险监测预警系统平台作用，超前预判煤矿重大安全风险，做到“早发现、早预警、早处置、早报告”，有效防范遏制煤矿重特大生产安全事故发生。

（三）优化应急处置机制

制定应急预案。健全应急预案体系，注重预案情景构建，突出风险分析和应急资源能力评估，提高预案针对性和可操作性；推动应急演练常态化，创新演练模式，逐步实现桌面推演与实战演练、专项演练与综合演练、常态化演练与示范性演练相结合。制定应对极端天气等情况的应急保供预案，制定大面积停电事件应急预案，明确各部门职责，每年选取1—2个重点州、市开展大面积停电事件应急演练；配合落实《电力安全风险管控专项行动计划》，加强电力安全风险管控，做好应对极端天气等情况能源应急保供预案。

提高应急处置和抗灾能力。做好资金保障，积极支持应急能力建设、隐患排查治理等相关工作。建设应急救援设施、打造应急保障专业化队伍、提升极端情况下应急处置能力；提高电网黑启动能力，提升电网安全运行能力；鼓励具备条件的重要用户发展分布式电源和微电网，完善用户应急自备电源配置；强化电力系统网络安全，提高电力系统信息安全系数；进一步加强大面积停电事件应急能力建设，加强极端情形下电力风险管控，强化电力系统网络安全，提高电力突发事件应急处置能力；强化储能电站设备管网运维保障，严格落实防山火、防雷击、防汛等反事故措施，重视消防安全。

第五章组织实施

一、加强组织领导

全面贯彻落实党中央、国务院决策部署和省委、省政府工作要求，强化督导落实、工作统筹和协同联动。推动建立省能源委员会。建立健全省能源委员会统筹协调、有关部门协同推动、州市政府和重点能源企业细化落实的规划实施工作机制。建立健全省级绿色能源发展工作协调机制，协调能源规划、建设、运行、管理中的困难问题，研究推动各项支持政策落地生效。加强能源规划与经济社会发展及其他规划衔接，统筹自然保护地、生态保护红线与能源开发布局，发挥能源规划对重大项目布局的引导作用，完善规划引导约束机制。

二、健全责任分工

建立能源产业政企沟通会商机制，每季度共商供需形势、支持政策等事项。制定规划年度目标并加强年度综合平衡。各地根据规划确定的重要目标、重点任务、重大工程、重点项目，制定具体工作方案，细化时间表、路线图、优先序，编制年度实施计划，及时研究解决实施中遇到的问题。

三、强化要素保障

加强规划引领，统筹生态文明建设与绿色能源发展，各有关部门要根据职责分工细化任务举措，加强资金、用地等对重大能源项目支持保障力度，充分衔接国土空间规划、“三区三线”划定成果，保障绿色能源发展空间。各要素保障部门研究落实支持能源高质量发展的具体举措，研究出台支持能源发展特别是新能源项目用地、用林、资源配置等政策，协调推进电源与电网建设时序相匹配。建立绿色能源项目高效审批机制，进一步优化审批程序，开辟绿色通道，推行煤矿建设、电网接入等并联并行审批和“容缺、承诺”审批服务机制，全方位推进审批提质增效。

四、加强监督考核

配套出台《规划》实施方案，加强能源发展战略规划、政策法规、规范标准等实施情况监管，开展《规划》实施情况年度监测分析、中期评估和总结评估。对于《规划》提出的重点任务和重点项目，提出分年度工作计划，加强前期规划、核准报批、实施建设和后期验收的全周期全过程管控，严格履行基本建设程序，全面加强《规划》的严肃性和权威性。建立《规划》动态评估机制和重大情况报告制度，根据《规划》实施情况对《规划》进行滚动调整和修编。根据《规划》分年度、分部门任务分解，考核目标任务落实情况。完善实施《规划》的公众参与和民主监督机制，拓展公众参与渠道，做好有关信息公开。建立中长期能源保障发展协作机制，进一步加强负荷发展和能源保障之间的匹配度和协调性。

五、落实政策支持

加大资金支持，积极争取中央预算内资金并向能源领域倾斜支持，省财政统筹相关专项资金重点支持新能源等清洁低碳能源开发、构建新型电力系统、探索政府储气项目等领域，引导鼓励各州、市、县、区出台相应财政支持政策，落实地方财政配套资金。落实税收政策，强化政策引导和扶持，促进能源产业可持续发展。拓宽融资渠道，创新投融资模式，建立绿色能源融资服务“白名单”机制，支持民间和外来资本以多种方式进入和参与能源基础设施建设。做好人才保障，加强能源发展智库建设，有针对性地开展能源人才引进培养，充分利用社会资源，提供人才保障和智力支持。

六、加大招商引资

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，建立以市场化为主的运营模式。持续加大招商引资力度，积极引进多元化市场主体，充分利用我省绿色能源资源、价格、供给保障能力等方面优势，鼓励、吸引国内外有实力、有影响、技术领先、管理先进、生态环境保护意识强的企业集团投资我省能源建设项目、技术装备制造、科技研发等，提振投资预期和信心。

第六章环境影响分析与国土空间规划衔接性评价

根据《中华人民共和国环境影响评价法》、《规划环境影响评价条例》及相关法律法规和《规划环境影响评价技术导则总纲》等技术导则，开展《规划》环境影响分析。本《规划》属于指导性的行业发展战略规划，仅编制环境影响篇章。《规划》实施过程中，所有建设项目均要根据有关法律法规要求编制环境影响评价文件，并充分衔接国土空间规划“三区三线”。

一、《规划》协调性分析评价

结合云南资源、生态和环境承载力，本《规划》形成的相关能源发展布局、重点任务和重大工程符合法律法规、政策要求，与国家和云南省国民经济与社会发展规划纲要、国家能源专项规划等上位规划保持一致，与生态文明、国土空间、乡村振兴、工业产业等规划，以及生态修复、节能减排、生态环境保护、战略性新兴产业等专项规划相衔接，与生态保护红线和重大政策战略相适应。

从生态环境保护的角度看，本《规划》强调能源发展和环境保护并重，加强对大气、水环境、土壤的保护，与建设生态文明建设排头兵方向一致。从节能减排的角度看，本《规划》以节能减排、优化结构、保障安全为重点，聚焦能源清洁低碳方向。

二、《规划》实施环境影响分析评价

“十四五”时期，《规划》项目开发建设对环境的主要影响有：火电建设运行会产生烟尘、二氧化硫、氮氧化物、二氧化碳等大气污染物，可能对生态环境产生负面影响。油气管道建设及石油炼化项目，发生管道和设备破坏等事故将使油气大量外泄，对周围土壤、植被、水体等造成污染和损害，引发火灾、爆炸和泄露等环境风险。水电、新能源项目开发和送出工程，可能对环境敏感区产生影响，可能带来上下游水文泥沙情势变化，可能对水生生物及陆生生物造成一定影响。总体来看，在能源重大项目具体推进过程中采取相应的预防措施和生态环境保护策略基本可以避免实施《规划》产生的环境负面影响。同时，《规划》实施可推动云南能源资源有效利用和清洁低碳发展，促进经济发展与生态环境更加平衡协调。按照《规划环境影响评价技术导则总纲》的有关要求，根据规划的环境影响分析结果，拟采取以下对策措施：

（一）发挥《规划》的指导约束作用

发挥能源规划及规划环评的指导约束作用，合理规划项目布局，避让自然保护区、风景名胜区等各类自然保护地和集中居民区等环境敏感区，采取工程和生态保护措施，减少树木采伐，及时进行生态修复，降低生态影响。

（二）严格各类能源开发生产的过程控制

做好项目建设涉及的自然生态环境保护工作，注意避让生态环境敏感区和脆弱区。加强施工准备、筹建和施工过程中的环境保护。提高电网运行安全稳定水平，降低电磁环境影响。制定矿区生态综合整治目标，严格控制施工占地。加强油气管网运营与环境保护。

（三）严格落实能源消费总量和强度“双控”机制

继续贯彻落实国家能源消费总量和强度“双控”要求，调整能源需求结构，加强节能和需求侧管理，推进生产、流通、消费各环节循环经济发展。健全法律法规和标准体系，加强监测能力建设。实施全面节能行动方案，逐步构建以企业为主体、政府引导、全社会共同参与的合理用能、科学用能、节约用能的长效机制。

（四）加强能源发展的环境管理

建立覆盖全社会的能源环境监管体制，明确各部门监管职责，完善监管标准、监管规则和监管程序，形成规范有序、公开透明的监管体系。开展项目环境保护工作阶段性检查和验收工作，适时开展环境影响回顾性评价和后评价，注重主要环境影响复核和环境保护措施效果分析，及时调整补充相应环保措施。

三、国土空间规划衔接性评价

根据《中共中央国务院关于统一规划体系更好发挥国家发展规划战略导向作用的意见》、《中共中央国务院关于建立国土空间规划体系并监督实施的若干意见》及相关法律法规要求，本《规划》与国土空间规划“三区三线”进行了初步衔接，部分项目受前期工作深度影响需在具体工作中进一步加强衔接，科学谋划项目选址。

本《规划》有关建设项目在推动中均须与各级国土空间规划衔接，严格落实国土空间规划管控要求，尽量避让生态保护红线、耕地和永久基本农田，部分项目符合国家规定且确需占用的，严格按照国家和云南有关规定办理。

附件