铅山县“十四五”能源发展规划

 

能源是经济社会发展的重要物质基础和动力。建设绿色低碳、安全高效、城乡一体的现代能源体系是现代化发展的核心功能、是满足人民美好生活需要的必然要求。“十四五”时期是铅山县开启全面建设社会主义现代化国家新征程、融入上饶主城区发展的关键期，也是高水平建成国家清洁能源示范县、落实碳达峰、碳中和要求的攻坚期。本规划依据《铅山县国民经济和社会发展第十四个五年规划纲要》《上饶市“十四五”能源发展规划》编制，主要阐明铅山县“十四五”能源发展的指导思想、基本原则、发展思路、发展目标、重点任务和保障措施，是“十四五”时期铅山县能源发展的总体蓝图和行动纲领。

第一章 发展基础

一、能源发展实现历史性跨越

“十三五”时期，铅山县聚焦绿色低碳转型，不断调整能源消费结构，既保持了量的合理增长，又实现了质的稳步提升，不断提升设施保障能力，节能降耗成效显著，能源运行安全平稳，清洁高效的能源替代明显，能源供需总体平稳增长，结构进一步优化，单位GDP能耗持续下降。为铅山经济社会高质量发展、城乡居民生活品质提升、空气质量持续改善提供了坚强保障，为开启全面建设社会主义现代化铅山篇章新征程奠定了坚实基础。

（一）、煤矿整体关停，煤炭消费平稳下降

“十三五”时期 ，铅山县实施煤矿整体关停行动，已关闭辖区内全部44家大小煤矿，去煤炭产能200万吨，矿址已全部实现生态修复。工业企业积极推进清洁能源消纳，规模以上工业企业用能整体稳定，从原来煤炭锅炉形态转变成电能、天然气用能形态，居民用能源从煤炭整体转向电能、天然气，城市能源布局更加注重基础设施建设，充电桩、变电站布局合理，辖区内小水电、光伏电力并入国家电网，能源消纳保障机制和监测预警平台进一步完善，储能调峰设施规划建设进一步加强，煤炭消费平稳下降，清洁能源消纳情况持续向好，保障了能源安全生产和有效供给，能源消费结构进一步优化。

（二）、扎实推进减排降耗行动

围绕大气污染防治攻坚任务，扎实推进减排降耗行动，加强节能技术攻关，努力提高能效水平，实现能源清洁高效利用，节能降耗取得新成效。在全国率先创设生态环保督察机制，在全省率先布局生物性资源发电，在全市领先使用西气东输的天然气，单位GDP能耗下降显著，初步核算，2020年，全县能源消费总量49.64万吨标准煤，单位GDP能耗0.3339吨标准煤。规模以上工业单位增加值能耗指标明显降低。

（三）、能源消费结构不断优化

不断推广清洁能源，创新用能模式，能源消费结构整体优化，大力实施电能替代工程，基本完成县城和集镇、典型行业电能替代示范项目建设，工业园区、农业园整体淘汰锅炉用煤，完成锅炉改造计划，加快推进“无烟”景区建设，提高电能占终端能源消费比重。积极推进电动汽车充电基础设施建设，形成布局合理、科学高效的充电基础设施体系。合理布局天然气销售网络和服务设施，以民用、交通、工业和发电等领域为重点，扩大天然气消费规模，促进广大农村可再生能源利用，实现秸秆资源再利用。截至2020年底，石油消费量达28860.09吨，天然气达10.46亿千瓦时，水电装机容量达60千瓦、光伏装机容量达227.98兆瓦。天然气、光伏、水电等清洁能源消费占能源消费总量显著提高。

（四）、积极引导全域科学用能

积极策应国家能源战略，建设全国生态文明示范县，贯彻落实《大气污染防治法》和《大气污染防治行动计划》，实施“标准化、精益化、实用化、智能化”的城镇配电网建设方案，积极创建美丽乡村示范点、绿色清洁能源示范县。提倡绿色生活方式，引导全域科学用能，推动城乡居民用能方式变革。加快发展可再生能源资源开发利用，以光电建筑一体化、渔光农光互补等综合利用电站为重点发展光伏发电，以高山风场为重点发展风电等，以垃圾回收利用发展生物性发电。目前已形成多元化能源供给结构，在县域拥有水电、光伏、风力发电、生物性发电等多种能源布局结构，所有电力均并入国家电网。完善政府与企业多级能源储备体系，强化综合协调与专项调度，提前制定迎峰度夏、迎峰度冬能源保障方案，强化能源运行监测、预测预警及应急保障，应对极端天气和突发事件能力显著增强。

（五）、能源改革不断深化

大幅取消、下放能源类行政审批事项，市场活力进一步激发。能源价格改革深入推进，全面实施居民用电、用气阶梯价格。制定出台一批加快清洁能源发展、促进节能减排的政策措施和地方标准。初步建立能源行业安全生产监管体系。加快电动汽车充电设施布点建设。

铅山能源发展依然存在一些短板：电网和外受电通道能力仍然不足，能源设施安全保障能力亟待提升；制约可再生能源发展的瓶颈仍然存在，储能等关键技术有待突破，能源运行保障体系、安全标准体系及应对极端天气的应急预案体系尚不完善，精细管理和应急保障水平仍需提高；电力、燃气等能源行业管理效能有待提升。

二、能源发展的形势

从国际看，“十四五”时期国际能源格局将发生重大调整，能源变革的国际竞争激烈。世界能源消费重心加速东移，发达国家能源消费基本趋于稳定，发展中国家能源消费继续保持较快增长，世界能源低碳化进程进一步加快，天然气和非化石能源成为世界能源发展的主要方向。能源科技创新加速推进，新一轮能源技术变革方兴未艾，以智能化为特征的能源生产消费新模式开始涌现。智能电网加快发展，分布式智能供能系统在工业园区、城镇社区、公用建筑和私人住宅开始应用，新能源汽车产业化进程加快。从国内看，“十四五”时期我国能源发展正在由主要依靠资源投入向创新驱动转变，科技、体制和发展模式创新将进一步推动能源清洁化、智能化发展，培育形成新产业和新业态。能源消费增长的主要来源逐步由传统高耗能产业转向第三产业和居民生活用能，现代制造业、大数据中心、新能源汽车等将成为新的用能增长点。

“碳达峰、碳中和”目标为中国经济社会高质量发展提供了方向指引，碳交易市场开设将倒逼中国经济社会发展全面低碳转型，既是推进疫后经济绿色复苏、形成绿色经济新动能的客观需要，也是缓解资源环境约束、建设生态文明和美丽中国的重要路径，更是助力发展方式深刻变革，促进能源结构、产业结构、经济结构转型升级的战略选择，对实现社会主义现代化强国目标和在未来的大国博弈中占据绿色低碳竞争优势具有重大意义。因此，面对国内外能源发展新趋势、新变化、新特征，铅山县“十四五”时期要把握能源变革的历史机遇，更要审慎应对能源发展的新挑战，积极做好应对“碳达峰、碳中和”的一切准备，主动接轨全国性和区域性碳交易市场，优化能源结构，提升能源发展水平。

三、能源发展的瓶颈

（一）、能源发展不平衡不充分问题仍然突出

一方面，能源供应保障水平有待提升。随着我县能源对外依存度不断攀升、可再生能源大量接入，以及需求侧峰谷差、季节差逐年加大，部分时段的电力、天然气等供应保障压力较大，能源运行调节的结构性矛盾日益突出，极端天气、重大疫情等突发事件也暴露出能源系统的灵活性不足。另一方面，能源基础设施的短板和瓶颈仍然存在。县外受入电力通道不足，县内配电网多元负荷承载能力有待提升。天然气管网部分管段输送能力受限，新建管道选址困难。可再生能源发展受到补贴退坡、空间资源紧张等多重制约，城乡之间发展不平衡。现有能源设施水平和供应能力已不能充分满足人民群众日益增长的优质能源需求。

（二）、能源发展的体制机制制约亟待破解

一方面，在全国能源体制改革推进困难重重的大背景下，我县可腾挪空间较小，目前开展的各项能源改革试点困难较多，能源市场体系建设任重道远。另一方面，面对新技术、新模式、新业态的不断涌现，原有的体制机制未能及时打破和重建，导致储能、能源互联网等新技术、新产业推广和应用较慢，与人民群众对优质优价、智能便捷能源的需求存在差距。

（三）、能源与生态环境、经济协同发展水平有待提升

一方面，能源发展与生态环境、经济高质量发展的要求还不完全匹配，能源结构优化还有空间，能源要素配置方式有待完善，配置方向有待精准化，保障经济发展的托底作用还需要加强。另一方面，以能源“双控”和清洁低碳发展倒逼产业转型的效果不明显，产业发展对传统能源的路径依赖和思维惯性还很突出，主动消费清洁能源的意识还不强，全社会能源产出率和部分行业能效与国内先进水平仍有较大差距。

第二章 总体要求

一、指导思想

坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，贯彻新发展理念，融入新发展格局，迈进新发展阶段，主动适应能源革命新趋势，加快推进供给侧结构性改革，以确保能源安全为核心，完善设施体系及运行调节机制，着力提升能源安全保障水平；以节能减排为重点，加快能源结构调整，着力提升能源绿色低碳发展水平；以推广现代能源新技术应用为手段，促进多种能源融合协同发展，着力提升能源智能高效利用水平；以深化能源体制机制改革为动力，着力提升能源管理服务水平，加快构建绿色低碳、安全高效、城乡一体的现代能源发展新格局，为建设美丽新铅山提供扎实可靠的能源保障。

二、基本原则

清洁高效，突出重点。牢牢把握生态文明建设要求，遵循碳达峰、碳中和目标要求，积极构建资源节约型、环境友好型社会，推动全社会能效提升，实现增量需求主要依靠清洁能源，推动主要用能产业绿色发展，实现能源清洁低碳转型，提高能源生产率和经济社会综合效益。围绕重点能源品种、重点区域、重点时段，建管并重、适度超前、提升品质，加快构建多源、多向、多点的能源设施供应体系，完善智能、精细、高效的运行调度和应急响应机制，确保能源安全可靠。

安全发展，清洁替代。统筹发展与安全，加快完善多轮驱动能源供给体系，健全多元市场供应体系，打造韧性、安全的现代能源供给保障体系。适应新发展格局，加快落实生态文明建设及大气污染治理任务，以更大力度、超常规措施进一步加快能源结构调整，实施清洁能源替代，实现可再生能源利用规模和发展水平新跨越。

系统观念，集约节约。把握能源的整体性、系统性、路径锁定性等特点，统筹处理好局部和全局、当前和长远、重点和非重点的关系，掌握能源发展节奏和步骤。统筹能源规划布局，加强与上位规划、同级规划的衔接;统筹产供储销全领域全环节，强化能源产业全过程安全;统筹市场改革和保障供应的关系，满足人民对优质优价能源的需求，实现能源与经济社会协调发展。科学划定能源消费总量红线，改变粗放型能源消费方式，提高能源利用效率，加快形成能源节约型社会，降低用能成本。

智能高效、融合发展。充分运用现代能源新技术，强化多种能源融合发展，推进能源互联网示范应用，打造绿色智能能源示范区，推动能源绿色智能高效转型，推动电力、燃气、光伏、生物性发电等重点领域改革创新，吸引社会资本进入，培育多元竞争的能源市场主体。

民生为要，共享发展。以人民为中心，加快推进清洁能源惠民利民，扩大电力、天然气等清洁能源利用，加快充电基础设施、综合供能服务站等向城乡居民覆盖，快速提升能源普遍服务质量和水平，不断满足人民对美好生活的需要，以及对碧水蓝天和能源高品质服务的需求，补齐能源发展短板，提升设施保障能力和清洁用能水平，更好服务民生需求。

三、主要目标

按照“十四五”规划纲要总体要求，综合考虑安全、资源、环境、技术、经济等因素，到2025年，能源发展主要目标是：

——能源消费总量。能源消费总量控制在55万吨标准煤以内。全社会用电量预期为15亿千瓦时。

——能源供应能力。保持能源供应稳步增长，不断布局风能、光伏、生物性发电等清洁能源，石油消耗3.5万吨，天然气0.5亿立方米，能源自给率保持在60%以上，增强能源安全战略保障能力，提升能源利用效率，提高能源清洁替代水平。

——能源消费结构。非化石能源消费比重提高到15%以上，天然气消费比重力争达到10%，煤炭消费整体退出，水电、生物性发电、光伏等装机总容量达250兆瓦，清洁能源比重达80%以上。

——能源环保低碳。单位国内生产总值能耗比2020年下降10%，电网线损率控制在6.5%以内。单位国内生产总值二氧化碳排放比2020年下降15%。能源行业环保水平显著提高，工业锅炉全面改造，具备改造条件的煤电机组全部实现超低排放。

——能源普惠服务。能源公共服务水平显著提高，实现基本用能服务便利化，城乡居民人均生活用电水平差距显著缩小。

图1 铅山在江西及上饶的空间区位

第三章 优化城乡现代能源布局

围绕省市能源战略布局和新发展格局要求，以提升能源的战略地位为目标，加快能源高质量发展，优化城乡现代能源布局。

第一节 建成安全可靠电网

统筹电力资源，加快外受电通道建设，显著提高外受电能力，完善主网结构，提高配网可靠性，实现“主网、配网、农网”协调发展。以建设现代能源体系为目标，完善“多源、多向、多点”设施布局，强化外送通道和本地管网建设，提升应急调峰设施水平，全面增强设施保障能力。

拓展外购电渠道，推动跨区域电力通道建设，对接国家新电路改造和大型变电站建设，以安全可靠供电为底线，满足服务重大工程需求，做好工业平台、现代农业产业园、葛仙村文旅综合体等的供电配套。优化电网结构、统筹开展老旧电网设施改造。以保障民生用电为重点，持续建设新型城镇配电网，全面推进农村电网升级改造，实现城乡一体化发展。优化发展20千伏电压序列，合理调整供区范围，因地制宜差异化发展，提升供电能力和供电效率。加快提升电力系统灵活调节能力。建立和完善与华东电网的备用共享、风险共担机制，降低全网备用总量。进一步优化电网网架结构等，挖潜现有气电顶峰能力。增强高密度可再生能源接入消纳能力，加快多元融合高弹性电网建设建立和完善负备用共享机制，在汛期水电大送时段，通过低谷电力置换，维持调峰平衡。

加快电网一体化建设，增强多方向外受电通道能力。结合国家特高压输电通道建设，配套建设500千伏下送通道；新增周边地区绿色电力直送通道，研究推动可再生能源柔性直流输电工程建设，研究推进新能源基地向城乡送电工程建设。优化10千伏网架结构，合理安排开闭站、配电室布局，推进配网“网格化”发展。提升配网自动化水平，依托地下综合管廊，加快实施架空线入地工程，完成老旧小区配电设施改造及老旧电力管线消隐改造。加快配网智能化配套设施建设，光纤覆盖率达到100%。以农村“煤改电”为抓手，实施新一轮农网升级改造。加快网架结构优化、低电压治理、装备水平提升和智能化建设。到2025年，农村地区供电可靠性达到99.99%，户均停电时间降至1小时左右，户均变电容量达到7千伏安，农村产业和生活用电环境显著改善。

专栏1 城乡电网建设、各电压等级建设重点工程

城乡电网建设重点工程。提高用户功率因数，合理配置无功补偿，优化无功潮流。做到无功分层、分区平衡。采用合理的供电半径，对于负荷变化、线径偏小、线路迂回的地方实行整改、更换。对负荷密度即将达到C类供电区的地区增加联络，确保供电可靠性。 各电压等级建设重点。110kV电网。2021年开展鹅湖变、朱山变扩建工程，2025年开展虞家变升压工程，以满足主变N-1及周边负荷增长需求。通过对110kV网架结构的强化，加强主网支撑。35kV电网。为了满足负荷的发展和解决单线或单变问题，对单线或单变的变电站加强建设，使其满足“N-1”原则。10kV电网。重点解决因10KV线路导致的卡脖子、低电压情况，因台区容量不足、低压台区供电半径问题造成的低电压问题进行改造，提升铅山供电区域居民生活生产用电提供有力保障。解决线路重载问题，逐年新增10kV线路以满足负荷增长，增加配变布点，转移重载、过载配变负荷。进一步提高10kV线路联络率，强化网架结构；强化变电站站间联络，提高站间转移负荷能力。

第二节 完善燃气设施体系

按照“保总量、保高峰、保储备”的原则，加快外部输入通道建设，完善本地输配管网，提升季节调峰能力，确保天然气供应平稳安全。

强化多源多向气源供应体系。积极发挥西气东输在铅山段运营主体作用，争取更多气源在铅山互通共享，加快推进新线在铅山贯通对接，预留液化天然气（LNG）输气通道。到2025年形成“多气源、多通道、多阀门”的多源多向气源供应体系，实现多个气源间衔接和综合调度，更多满足工业用能、居民用能。

完善城镇输配系统。加快建设天然气管线工程，建成城镇配气平台，保障城乡用气安全。新建接收门站及分输站，实现日接收能力3.5亿立方米。推进输配管网建设，建成高压A调压站、高压B调压站及配套管线工程，提高天然气配送能力及天然气管网输配能力，形成城镇输配系统。

扩大天然气管网覆盖。以杨梅岭LNG接收站集中区域外输通道建设为核心，加快推进西气东输在铅山段输气干线规划建设，尽快消除管网传输瓶颈。以国家管网新线建设为契机，加快与国家管网对接。进一步完善县内输配管网布局，扩大管网覆盖区域，优化管网工况，提高传输能力和安全保障。积极推动融入上饶主城管网设施一体化发展，形成县际管道互联互通、资源互供互保的储运一体化，提升供应安全。按照多元保障原则，稳步提升现有管道气供应能力，积极扩大上游气源供应。妥善应对市场形势变化，保持天然气产供储销衔接有序、供应稳定。创新油气管网第三方运营机制，扎实推动油气管网公平开放。以LNG接收站设施储气能力为主，相邻县市区集约化、规模化建设储气设施为辅，自建本地化储气设施为基础保障的储气体系。压实各主体储气责任，加快储气库及储气设施重点项目建设。加快建设天然气管网工程，探索推进天然气发电项目，推动社区、重点乡镇等天然气利用，提高天然气使用率。加快天然气管网向周边农村延伸，实现有条件的农村连通管道天然气。在燃气设施相对薄弱地区，加快天然气（LNG/CNG）储运设施建设，提高农村天然气使用率。

专栏2 天然气站、输配工程（铅山深圳燃气公司）

天然气站工程：建设CNG加气标准站一座，规模3万Nm3/天；LNG气化站一期，含2座150m3储罐和2台4000Nm3/h空温式汽化器，储气规模18万Nm3，设计规模4000Nm3/h。LNG气化站二期，储气规模达36万Nm3，设计规模达12000Nm3/h；建设工业园区次高压-中压调压站，规模11000Nm3/h。 燃气输配工程：两年内，采用中压一级系统，中压设计压力0.4MPa；五年内，采用次高压-中压两级系统，次高压设计压力1.6MPa，中压设计压力0.4MPa。次高压管道从天然气门站沿外环路敷设至工业园区次高-中压调压站，管径DN400，管长5.23km，形成双气源供气。

第三节 提高石油供应保障能力

加快推进油品储运项目建设，提高石油供应保障能力，打造国家级、省级油气储备基地。开展石油储备创新改革试点，探索政府储备与企业储备相结合的石油储备模式，创新商业储备与国家储备转换机制，探索建立健全石油收储轮换动用机制。

按照存储与保障相结合、升级与减量替代相结合的思路，优化油品清洁保障体系，稳定总量、优化存量，加快油品设施资源整合，保障清洁油品供应。实施环保升级改造，实现资源高效利用，进一步降低污染物排放。加快设施升级改造，优化产品结构，增强清洁油品供应能力。加快电动汽车、天然气汽车、新能源农用车推广应用，实现油品减量替代。

第四节 推广生态友好型清洁能源

实施“风光倍增工程”。持续推进分布式光伏发电应用，积极发展建筑一体化光伏发电系统，高质量推广生态友好型“光伏+农渔业”开发模式，到2025年,力争光伏装机容量达到250兆千瓦。重点推进武夷山风电发展，打造华东第一高峰（黄岗山）风电应用基地，积极探索高山风能、陆地太阳能、峡谷河流水能综合开发利用，打造一批陆上“风光水储”一体化基地。

专栏3 光伏、风电开发建设重点

光伏发电:“十四五”期间新增光伏发电80兆千瓦，继续扩大丰产水库渔光互补光伏装机容量，积极开发应用建筑一体化光伏发电系统。 风力发电:“十四五”期间新增风力发电，建成天柱山风力发电项目，形成100万千瓦风力电能。

合理有序开发水能。统筹考虑城乡电力系统调峰填谷、调频、调相、安全稳定运行需求，积极与国家发改委对接，将抽水蓄能电站建设纳入国家重点项目库。加快推动一批符合环保要求的新水电项目建设，优化水电资源开发利用，加强对水电站生态流量管理，持续推进老旧水电站更新和技术改造。

专栏4 国家级抽水蓄能电站建设重大工程

高桥抽水蓄能电站站是国家级重点工程，电站动态投资约100亿元，电站选址位于铅山县境内，上库位于天柱山乡，下库位于武夷山镇，上下落差510米。国家能源局规划一期电站装机容量为120万千瓦，项目建成投产后，年发电量12亿千瓦时，碳减排14万吨，可实现利税1亿元以上。抽水蓄能是目前最为成熟的大规模储能方式，抽水蓄能发电具有调峰、调频、调相、储能、系统备用和黑启动等六大功能，以及超大容量、系统友好、经济可靠、生态环保等优势。

第四章 全面推进节能减排降耗

坚持节约优先的发展理念，深入践行能源消费革命，严格控制能源消费总量，持续推进重点领域节能，大力倡导绿色低碳生产生活方式，逐步实现经济社会绿色化、集约化发展。

第一节 严格实施能源集约使用

加强节能目标责任考核。按照上下衔接、条块结合的原则，把全市“十四五”能源消费总量和能耗强度控制目标分解到各乡镇、各行业和重点用能单位。严格执行“三级双控”节能目标责任制，强化年度目标责任考核。

实施区域差异化用能管控。实施更加严格的节能管控措施和能效准入标准，尽早实现能源消费总量达到峰值。平原地区实施适度从紧的节能管控政策，严控新上高耗能项目。全县全面整体退出高耗能、高污染行业，加快实施低碳能源替代，实现能源消费低速增长。

第二节 加强重点领域节能降耗

强化建筑节能。在建筑领域推广节能省地型建筑、绿色建筑和低能耗建筑，加强新建建筑执行建筑节能标准全过程的监督管理，推进可再生能源在建筑中的广泛应用。高新建城镇居住建筑节能设计标准，节能率达到80%，新建政府投资的公益性项目和大型公共建筑达到二星级及以上绿色建筑标准。推进既有居住建筑围护结构改造和公共建筑节能改造，基本完成具有改造潜力的老旧小区节能综合改造。全面强化建筑运行能耗管理。

深化交通节能。在交通运输领域，优先发展城市公共交通，大力推广节能环保型汽车和新能源汽车。不断改善城区步行和自行车交通条件，倡导绿色出行。完善汽车充电设施布局，推广使用新能源和清洁能源汽车。推进物流运输绿色转型。

加强工业节能。在工业领域实施重点耗能企业“双千节能行动”，突出抓好有色金属、家居、化工医药、新材料等重点耗能行业节能工作。深入推进工业企业节能改造，加快淘汰能效不达标的电机、内燃机、锅炉等用能设备，优化重点工业企业生产工艺，强化企业能源运行动态监控。

推进商业和民用节能。引导超市、商场、饭店等生活服务业树立节约意识，积极开展用电、用水、用气等节能降耗改造；鼓励公用设施、宾馆商厦、写字楼、居民住宅中推广采用高效节

能办公设备、家用电器。大力推广使用高效节能灯及其照明系统。

积极开展创建“节能型商贸企业”和“节能型家庭”活动。

推进农村节能。着力实施清洁能源进万家工程，大力推进农村生活污水净化沼气工程和规模化养殖场大中型沼气工程，积极推广风能、太阳能等新能源利用。加快淘汰和更新耗能落后农业机械和渔船装备，加快农业提水排灌机电设施更新改造。

推动能源系统节能。推行合同能源管理，促进节能服务产业化，为企业实施节能改造提供诊断、设计、融资、改造、运行、管理一条龙服务。进一步充实节能管理和节能监察机构人员力量，建立健全节能管理、监察、服务“三位一体”的节能工作体系。推行燃气电厂节能发电调度，严格机组能效对标与考核。全面推广余热余压利用，试点开展天然气高压调压站压差发电及冷能回收，加快推进气候补偿和烟气冷凝热回收技术改造，加强供热管网水力平衡调节，提高锅炉房和热网能源利用效率。全面消除城乡电网高损耗供电设备，推行合同能源管理，促进节能服务产业化，为企业实施节能改造提供诊断、设计、融资、改造、运行、管理一条龙服务。进一步充实节能管理和节能监察机构人员力量，建立健全节能管理、监察、服务“三位一体”的节能工作体系。加强能耗监测、统计工作，及时分析能耗变动情况，定期发布节能情况晴雨表和反馈节能形势，为必要时启动预警调控提供准确数据。

第三节 加快县城充电设施布局

全面贯彻落实国家加快充电设施建设的决策部署，结合江西省电动汽车推广应用实际，将充电设施建设放在更加重要的位置。紧扣电动汽车推广应用需求，加快形成以自用、专用停车位配建充电设施为主体，以公共停车位配建充电设施为辅助，以充电站、换电站为补充的，数量适度超前、布局合理的充电设施服务体系。着力创新技术及运营模式，推动“互联网+充电设施”深度融合；着力政策创新，充分激发市场活力，引导各方主体全面参与；积极推进住宅小区按照桩随车走的原则建设自用充电设施。对于新建地块，原则上新建住宅充电泊位应按照总停车位的100%建设或者预留充电设施建设安装条件，包括预留充电设施、管线桥架、配电设施、电表箱安装位臵及用地。对于已建地块，鼓励物业联合充电设施建设运营商根据实际需求建设充电设施；对于小区内可能出现的一桩多车情况，鼓励通过充电泊位分时共享等方式，满足多辆新能源乘用车的充电需求；停车位选址应满足充电设施安装的空间要求，并尽可能减少其他工程的施工难度；对于有自有产权车位或长期租赁车位的用户，优先考虑结合停车位建设充电桩；对部分实施条件较为困难的居住区，宜积极在地块周边1公里范围内发展公用充电设施，满足居民的充电需求。

根据充电设施规划配置的原则，按照600辆电动汽车配套建设一座公共充电站。主要服务各类乘用车及其社会大客车的充电需求。公共充电站应包括3台及以上电动汽车直流快充设备，以及相关供电、监控等配套设备。构建覆盖中心城区的充电设施服务网络与充电设施服务走廊，满足各类地区电动汽车发展与使用的基本需求，到2025年，电动汽车充电桩规模达到1680个。

图2 中心城区充电设施规划分布图

第四节 实行能效标准准入

发挥标准约束和倒逼引领作用，实行能效标准准入与产业目录引导联动机制。针对产品能效、能耗限额等，衔接现行国家标准和行业标准，提出合理的标准要求。在项目建设、产业准入环节，突出总量控制，提升用能准入要求，重点提升建筑系统、用能设备和产品的能效指标。在发电、供热、交通、大型公共建筑、教育、医疗、商场超市、宾馆饭店、党政机关等重点行业（领域），建立能效 “领跑者”制度。每年在重点行业开展“领跑者”征集、评选、争优、奖励活动，在重点行业、重点领域打造一批“领跑者”标杆单位。指导落后企业开展对标行动，淘汰落后用能工艺设备。淘汰落后产能，严把项目准入门槛，严格控制高耗能、高污染和产能过剩行业新上项。

加大传统产业改造提升力度，加快发展云计算及信息服务、生物医药、先进装备制造等战略性新兴产业，加快推进工业设计、电子商务、物流和供应链、节能环保产业等发展生产性服务业发展，构建现代产业体系。探索建立产业结构调整负面清单，实行能源消费总量控制，加强固定资产投资项目节能评估和审查，提高招商引资的节能门槛。

第五节 坚决淘汰退出落后产能

严把产业准入门槛。在全县范围内加快淘汰能耗较高、污染较大的行业和生产工艺。严格执行新增产业的禁止和限制目录，严控新增不符合城市功能定位的产业，坚决控制高耗能、高排放项目新建和改扩建。积极推进煤炭行业“去产能”，实现煤矿产能全部关停退出。加强“两高一资”和产能过剩项目的监控，加大落后产能和设备淘汰力度，严肃查处使用国家明令淘汰用能设备或生产工艺等行为。

培育电能服务市场发展。力争能效电厂建设布点，实现规模节电效益。推进天然气需求侧管理，按照“控公建、保居民”的原则，完善有序用气方案，优化热电气联调联供机制，降低燃气电厂发电用气量。充分运用价格调节机制，实施阶梯性、差别化价格政策，控制季节性峰谷差，引导用户合理用电用气。

倡导绿色低碳用能方式。充分运用传统媒体和新媒体传播手段，开展全方位、多渠道的节能宣传培训。实施节能低碳和循环经济全民行动计划，积极创建低碳社区、节约型机关、绿色学校、绿色宾馆等，树立节能绿色典范。行政机关、国有企事业单位要发挥示范作用，大力推广网络视频会议等绿色办公方式。编制市民绿色生活指南，大力倡导文明节约的消费模式和生活习惯，减少机动车使用强度，营造绿色低碳的社会氛围。

专栏5 能源消费升级重点工程

天然气消费提升行动：扩大城乡高污染燃料禁燃区范围，提高天然气发电利用比重，鼓励发展天然气分布式多联供项目。扩大交通领域天然气利用，推广天然气公交车、出租车、物流配送车、环卫车、重型卡车。 充电基础设施建设工程：建设电动汽车快速充电网络，新增一批集中式充换电站、分散式充电桩，满足全县新能源汽车充换电需求。 节能行动：大力推广应用高效节能产品和设备，发展高效锅炉、高效电机和高效变压器，推进高耗能通用设备改造，推广节能电器和绿色照明，不断提高重点用能设备能效。实施工业园区节能改造工程，加强园区能源梯级利用。大力发展城市公共交通，提高绿色出行比例。 清洁能源示范县建设工程：着眼于提高非化石能源和天然气消费比重，提高清洁化用能水平，发挥资源综合比较优势，推进绿色能源示范县建设，建设一批智慧能源示范点（乡镇、园区、楼宇）。

第五章 全面实现清洁能源替代

创新发展模式，突破技术制约，大力实施绿色电力调入和绿色能源行动计划，将可再生能源融入城乡能源供应体系，大幅提升可再生能源利用规模。

第一节 跨区域调入绿色电力

实施绿色电力调入计划，支持城乡可再生能源基地建设，推动建立绿色电力区域市场。

扩大绿色电力消费。研究建立可再生能源目标引导及考核制度，探索建立绿色电力交易机制，逐步形成绿色电力市场。倡导绿色低碳消费理念，政府及公共机构率先使用绿色电力，研究开展绿色电力自愿认购制度，鼓励企业及个人更多消费绿色电力。

支持可再生能源输出基地建设。完善可再生能源协同发展机制，建设可再生能源输出基地，综合开发风能、太阳能，就地配套电力调峰储能设施，推动绿色电力输送通道建设，扩大外调绿色电力规模。

第二节 优化可再生能源配置

实施绿色能源行动计划，充分开发太阳能和地热能，有序开发风能和生物质能。重点支持上饶宁能生物质发电有限公司在铅山建设生物质气化热电联产项目，推进分布式光伏、热泵系统在既有建筑的应用，新建建筑优先使用可再生能源，新增电源建设以可再生能源为主。

专栏6 生物质气化热电联产项目（上饶宁能生物质发电有限公司）

项目投资6亿元人民币，建设10台产汽量10t/h的气化炉+2台35t/h，高温高压燃气锅炉4台B6-8.83/0.98型背压式汽轮发电机组。项目建成后，每年可减少农林生物质浪费16.305×104t，相当于替代标煤约5.75×104tce。本项目燃料为毛竹、秸秆等生物质材料，年耗量16.305万吨，年产蒸汽量为37.5万吨左右，除发电产热外，还可年产生固体生物质炭约2.45万吨，生物质炭可向外出售。

实施“五大阳光”工程。加快分布式光伏在各领域应用，实施“阳光校园、阳光商业、阳光园区、阳光农业、阳光基础设施”五大阳光工程，鼓励居民家庭应用分布式光伏发电系统，推动全社会参与太阳能开发利用。积极探索利用关停矿区建设大型光伏地面电站。进一步扩大太阳能热水系统在城市建筑中的推广应用，鼓励农村地区太阳能综合应用。实施风电场、风互补发电工程项目，推动生物质发电项目建设。

专栏7 五大阳光工程

阳光校园：普及绿色低碳教育理念，传播新能源和可再生能源相关知识，在中小学、职业学校等建设分布式光伏发电系统。 阳光商业：倡导绿色低碳消费方式，在大型购物中心、商场、超市、写字楼等建筑发展分布式光伏发电系统。 阳光工业：贯彻绿色低碳生产理念，重点在经济开发区、信江产业新城等园区，结合工业厂房及配套设施建设分布式光伏发电系统。 阳光农业：促进生态农业发展，结合设施农业建设农光互补分布式光伏发电系统，加快推进山地农光互补项目建设。 阳光基础设施：在汽车站、高速出口、大型停车场、污水处理厂等基础设施建设分布式光伏发电系统，结合新能源汽车充电基础设施建设光伏汽车充电站。

做特可再生能源产业。扶持本地能源投资企业发展，鼓励其参与周边地区资源合作开发。结合新能源微电网示范项目建设，培育可再生能源综合运营商。建立可再生能源融资服务平台，健全可再生能源行业绿色信用体系，积极推动绿色金融产业发展。加大第三方认证服务支持力度，建立可再生能源研究基地和系统测试平台，加强认证服务标准化体系建设。

促进新能源产品推广应用。大力推进充电基础设施建设，促进新能源汽车推广应用及规模化发展；积极推进抽水储能电站项目建设；开展智能电网试点建设；积极扩大太阳能光伏和光热系统应用规模；推动能源互联网技术在用电需求侧管理和智能电网等领域的示范应用。

因地制宜发展农村新能源。完善农村新能源技术服务体系，推广利用规模化沼气，在有条件的地区建设规模化沼气工程，支持大型畜禽养殖场、城市污水处理厂、有机废弃物排放量大的企业建设沼气发电工程。在农村推广使用太阳灶、生物质能炉具等清洁能源设施。扶持山区种植生物质能源作物，推进生物质液体燃料加工产业化发展。

第三节 提高能源综合利用率

优化能源开发利用格局，推进太阳能、生物性资源等新能源和可再生能源开发利用，大力发展新能源产业。加强重点领域节能，开发和推广应用先进高效的能源节约和替代技术、综合利用技术及新能源和可再生能源利用技术。实施绿色建筑示范工程，推进行政、办公、商业等大型公共建筑节能改造，提高新增建筑中绿色建筑比例。大力发展绿色交通，推广节能和新能源交通工具，提高新能源汽车比例，积极推进电动汽车充电基础设施建设。科学高效利用各类资源。围绕接替资源、优势资源、新兴资源“三种资源”，深入实施找矿突破战略行动，推进矿产资源优势转化。大力发展循环经济。加快发展绿色供应链、节能和环境服务业，推广合同能源管理、合同节水管理、环境污染第三方治理等模式。全面推行循环经济理念，开展园区产业废物交换利用、能量梯极利用、水循环利用和污染物集中处理，构建企业内、企业间、园区内、社会间物质能源大循环产业链。加快循环型农业建设，探索种养结合、生态养殖、废弃物资源化利用等生态循环农业模式。推进再生资源回收体系试点建设，加快完善再生资源回收网络。

第六章 加快能源绿色智能化转型

顺应能源生产和消费革命新趋势，以改革创新为动力，以“互联网+”为手段，加快推进能源新技术、先进信息技术与能源系统的深度融合，推动能源绿色智能高效转型。

第一节 转变能源发展方式

推动多能融合发展。以智能微电网为纽带，推进多种能源融合发展，加快构建现代城乡能源体系。加强并网控制、智能调度等关键技术攻关和推广应用，促进光伏、风能、热泵、燃气热电冷三联供系统与常规能源体系融合，推动多种能源系统高效耦合应用，实现可再生能源与常规能源融合发展，分布式能源系统与城市热网、电网融合发展。

推动能源智慧发展。加快大数据、云计算、互联网等现代信息技术在能源领域的推广应用，逐步实现光伏、热泵等新能源技术与智能控制技术高度融合。以智能微电网和能源互联网示范为抓手，加快智慧能源系统建设，推动能源发展向智慧化转变。

第二节 实施互联网+新能源

推进能源互联网基础设施建设。加强能源互联网基础设施建设，开展区域能源互联网试点示范。整合可再生能源在线监测系统、电力需求侧管理系统、节能在线监测系统，建设基于互联网的智慧运行云平台，发展智能光伏、智慧储能设施，建设计量、交易、结算等接入设施与支持系统。以新能源微电网为基础，推进用户侧热力、天然气等多种能源形式互联互通，发展多种能源协同转化的区域能源网络。

鼓励储能运营新模式。建设基于电网、储能、分布式电源、充电设施等元素的电动汽车运营云平台，促进电动汽车与智能电网间能量和信息的双向互动，发展车电分离、电池配送、智能导引运营新模式。逐步推广储热、储冷、储电等分布式储能设备应用，利用充电设施和不间断电源（UPS）冗余能力，拓展分布式储能设施规模，建立储能设施数据库，通过互联网与服务平台实现运行管控。

开展能源互联网试点示范。加快城乡电网智能化建设，基本实现可再生能源、分布式电源就地消纳和并网运行。推进经济技术开发区、科技园等新能源微电网示范项目建设，探索完善新能源微电网技术、管理和运行模式，实现可再生能源发电、供热、制冷、储能联动的综合运行调配。积极探索“互联网+新能源”创新发展模式。

第三节 推动绿色智能高端场景应用

坚持高起点规划、高标准建设、高水平服务，综合运用新模式、新技术，深入推进光伏应用示范点建设，在既有工业厂房、公共建筑实施分布式光伏系统项目，不断扩大新建建筑分布式光伏应用规模，优化局域电网调配和消纳管理技术，提升分布式光伏智能化应用水平。推进智能电网。鼓励新能源发电并网与智能调度、大容量储能调峰、电动汽车智能充电等技术的开发应用；全面提升电网信息化、自动化、互动化水平。

专栏8 智能电网工程

以坚强网架为基础，以通信信息平台为支撑，以智能控制为手段，包含电力系统的发电、输电、变电、配电、用电和调度六大环节，覆盖所有电压等级，实现“电力流、信息流、业务流”的高度一体化融合的电网。建设智能电网有利于全面优化电力系统，实现全社会用电效率最高、消耗最少、成本最低。

第四节 促进能源设施融合发展

推进能源设施多能互补。积极推进风、光、水、储多能互补能源模式发展发挥执、气、水等设施灵活高效优势，探索新一代电力系统建设。推动储能电站、虚拟电厂等示范工程建设，加强多种电源与储水、储热、储气设施集成互补，构建可再生能源的基础设施协调支撑体系。建成一批智慧能源服务示范工程，实现横向“电热冷气水”、纵向“源网荷储调”的多元能源形态协同转化。

加快能源系统智能升级。充分发挥新一代信息技术的牵引作用，统筹传统能源和新能源发展，以跨界融合促进能源系统智能升级。提升天然气、石油管网智能化建设运营水平，推动天然气与氢能基础设施融合发展。推动新能源与“新基建”协同发展，推进停车场与充电基础设施一体化建设，通过车联网等平台实现“车-桩-网”运行优化一体化。

专栏9 实施可再生能源智能化升级行动

建设可再生能源智能信息系统。整合新能源和可再生能源在线监测系统、电力需求侧管理系统、节能在线监测系统等平台资源，建设基于互联网的智慧运行云平台，提升新能源和可再生能源电站和消费端智能化水平，加强能源供应链不同环节的信息对接,实现新能源和可再生能源的优先配置。 推动可再生能源智能消纳。在商业楼宇、住宅公寓、公共机构、产业园区等领域，鼓励发展用户水蓄热蓄冷、相变储能等成熟储能技术应用，鼓励热泵、分布式光伏等与储能系统融合发展。推动建设电、冷、热、气等多种能源形态灵活转化、高效存储、智能协同的智慧储能系统。 建设可再生能源云平台。建设基于新能源和可再生能源、电网、充电桩等的新能源汽车运营云平台，促进新能源汽车与绿色电力间能量和信息的双向互动。大力发展分布式光伏充电站建设，结合车电分离、电池配送、新能源汽车智能导引的运营新模式，积极开展新能源汽车绿色智能充放电业务。

推进各类基础设施融合复用。以多功能性促进各类设施融合，探索区域城乡综合基础设施一体化建设。探索污水处理与余热供暖集成示范，提升水利设施防洪、发电、调峰一体化水平，发展光、储、柔性直流新型能源系统。统筹推进城镇生活污水、生活垃圾、危险处理设施与配套发电供热基础设施一体化设计、集约化管理。

第七章 推动能源市场化

全面落实国家能源体制改革的总体部署，突出重点、试点先行，积极稳妥推动电力、燃气等重点领域改革，完善能源价格机制，强化政府监管服务，为能源转型发展提供动力保障，推动能源市场化。

第一节 培育多元市场主体

对接碳排放交易市场。对接长三角电力市场一体化建设，对接国家和区域性碳交易市场，探索建设能源一体化市场，实施更加灵活的调度规则，试点用能权、排污权、碳交易等要素配置一体化。在LNG接收站、能耗、煤电指标等资源分配上，争取国家和省市对铅山县能源的支持和碳补贴。

完善市场准入制度。放开竞争性领域和环节，实行统一市场准入制度，探索制定负面清单，破除体制机制障碍，完善鼓励政策，引导各类市场主体平等进入负面清单以外的领域，推动能源投资主体多元化，积极支持民营经济进入能源领域。

加快投融资体制改革。鼓励社会资本投资能源设施，大力推广政府和社会资本合作（PPP）模式。支持央企和地方国有企业参与建设铅山县气管网主干线、液化天然气（LNG）接收站、地下储气库和城市储气设施。结合新能源微电网建设，有序向社会资本放开区域配电网建设运营。

培育竞争性能源市场。组建规范透明、功能完善的电力交易平台，鼓励大用户、售电商直接参与电力交易。有序向社会资本放开电力增量业务，开展售电侧改革试点，形成多元电力市场。引导社会资本参与本市燃气经营，推动燃气终端市场多元化发展。健全市场退出机制。健全能源市场监管机制，强化自然垄断业务监管，规范竞争性业务市场秩序。

第二节 逐步理顺价格机制

适应国家电力价格新改革。加快适应能源领域价格改革市场化步伐，按照国家电力、天然气价格改革的总体要求和时序安排，放开竞争性领域价格，逐步理顺能源价格形成机制。按照“准许成本加合理收益”原则，合理核定各电压等级输配电价，用户或售电主体按照其接入的电网电压等级所对应的输配电价支付费用。

适应国家燃气价格新改革。按照国家天然气管网输配价格新机制，逐步建立反映市场供求和资源稀缺程度的价格动态调整机制。

落实区域性、差别化价格政策。推进实施企事业单位用电、用气价格政策。积极落实差别电价政策，研究制定差别气价政策，引导用户合理用能。

第三节 提升政府监管水平

完善能源法规、政策和标准体系，强化战略规划、政策法规和行业标准的引导作用，提升政府对能源市场的监控水平。进一步转变政府职能，深化行政审批制度改革，全面清理非行政许可事项，简化审批流程，提高审批效率，加强事中事后监管。强化行业安全监管，逐级严格落实安全生产主体责任，全面提高安全管理水平。创新政府服务方式，提升能源领域智能化服务水平，为市民提供高效便捷公共服务。

第八章 健全能源运行管理机制

以确保能源运行安全为核心，健全资源保障和运行调节长效机制，充分应用现代信息技术，完善监控调度网络，全面提升能源运行管理精细化、智能化水平。

第一节 保障能源供需平衡

强化供需平衡衔接。进一步完善铅山与国家部委、资源产地、能源企业的沟通协调机制，落实天然气、电力、成品油等资源供应，确保满足总量平衡和高峰需求。推动资源来源向县城、经济开发区转移，努力增加清洁能源供应。充分发挥市场作用，拓宽能源供应渠道，提高资源保障能力。

深化能源区域合作。深化铅山县周边地区的能源合作，加强区域能源发展规划衔接，完善与国家级经开区平台对接，形成信江产业新城能源重大项目建设协调机制。支持本地能源企业参与周边地区清洁能源基地建设。

第二节 完善综合协调机制

把握能源运行特点，积极应对季节性需求高峰等突出矛盾，突出重点时段、重大活动能源保障，强化需求侧管理，完善智能监控网络，精准调控能源运行。

统筹考虑能源生产、输送、消费，逐步打造可包容多种能源资源输入、并具有多种产出功能和输运形式的“区域能源互联网”系统。营造开放共享的能源互联网生态体系。紧跟电力体制改革步伐，积极培育购售电主体，完善市场化交易机制，放开电网公平接入，建立分布式电源发展新机制。油气管网及接收储备设施投资多元化，鼓励社会资本参与天然气管网和配套加气站点投资建设与运营。积极培育节能市场，研究试点能源消费总量指标、节能指标的交易制度。落实电价改革试点，建立健全合理的电价形成机制，推进大用户直购电。

明晰责任分工主体。强化能源与经济运行调节领导机构统筹协调作用，建立责任明确、协调有力、管理规范、运转高效的能源运行管理体系。研究制定能源运行管理办法，切实落实“统筹协调、分口负责、企业主责、属地保障”的责任分工体系，推动运行管理制度化、规范化、标准化。

建设智能调度平台。整合政府职能部门和企业信息资源，建设城市能源综合管理数据库和智能调度平台。强化全县能源与经济运行监测，构建用户侧与能源供应侧双向互动体系，科学调配燃气资源，优化电网运行方式，实现电气联合优化调度。

健全专项调度系统。持续推动主要能源品种运行调节信息化发展，高标准建设天然气全网数字化监控和运行调度系统，科学调配调峰储气资源。完善城市电网智能运行监控平台，合理安排电网运行方式，提升电力生产供应各环节智能化水平。加强城市气网监控和调度管理，增强重点地区和薄弱地区供气保障能力。

第三节 提升监测水平

完善能源运行监测管理系统。整合政府部门和企业信息资源，分级分层逐步建立能源运行监测体系，完善能源与经济运行监测体系的综合功能和覆盖范围，提升决策服务水平。

建设企业专项监测调度系统。推动主要能源品种运行调节信息化发展，高标准建设天然气全网数字化监控和运行调度系统，科学调配调峰储气资源。建设城市电网智能运行监控平台，合理安排电网运行方式，提升电网生产供应各环节智能化水平。

提升地下管网信息管理水平。开展地下管网信息普查，扩大监控覆盖面，建立和完善全县综合性的地下管线信息系统，实现对地下管网信息的全面掌控和部门共享。

第四节 提高应急保障能力

强化风险预警与应急管理，完善应急储备和设施体系，加快构建制度化、规范化、专业化的应急响应和处置机制，有效防范和应对各类风险。

建立健全能源储备体系。坚持政府主导与市场运作、域内储备与域外储备相结合的原则，建立规模适度、结构合理、管理科学、运行高效的能源储备体系。落实天然气应急储备，满足3天以上应急用气需求。完善成品油和液化石油气储备，满足公交、环卫等公共领域应急需求。研究能源储备管理办法，明确储备责任、运营管理和应急调度程序。

加快应急保障设施建设。系统研究应急保障设施配置标准，建成液化天然气（LNG）储罐工程，推进应急储备设施建设，实施液化天然气（LNG）等应急储备工程。完成全县老旧管网消隐改造。加快完善燃气、电力应急抢修设施体系。

增强电力抗巨灾能力。配合国家能源主管部门建立电力抗巨灾应急决策指挥体系，完善应对决策和应急联动调度机制。完善电网“黑启动”电厂电源，建立多条“黑启动”恢复路径，制定“黑启动”应急预案和实施方案。推动重要电力用户实施外电源及内部自备电源改造。

加强能源应急管理。创新技术手段，借助大数据支撑和智能监控，完善运行风险发现机制和处理模型，提升运行风险监测能力和控制能力。强化事前监测预警和风险管理体系建设，将自然灾害预报预警纳入能源日常运行管理，强化部门信息共享与高效协作。建立动态管理制度，完善各重点行业专项应急预案，探索制定能源综合应急预案，提高应急处置综合能力。加强能源应急机制和专业应急保障队伍建设，强化培训和应急演练，高效应对各类突发事件。

推进微电网工程建设。按照“因地制宜、多能互补、技术先进、创新机制”的原则，推进以可再生能源为主、分布式电源多元互补的新能源微电网应用工程建设，以满足多元需求。

专栏10 微电网应用工程

——联网型微电网。在需求较大和资源条件好的地区，建设可再生能源为主、天然气等互补的联网型微电网，实现区域内冷热电负荷的动态平衡及与大电网的灵活互动。 ——独立型微电网。在偏远山区或电网薄弱地区建立风、光、水为主，储能、天然气、柴油备用的独立型微电网。

第九章 扎实推进能源惠民服务

全面推进能源惠民工程建设，着力完善用能基础设施，精准实施能源乡村振兴项目，切实提高能源普惠服务水平，实现能源福利共享。

第一节 提升能源普惠水平

稳步推进农村绿色能源，提高能源普惠水平。积极推进农村可再生能源综合利用示范工程建设，推进种植业、养殖业和农村能源的综合利用。抓好太阳能热水器、农村小光电开发推广应用，推行太阳能安装与建筑一体化，提高太阳能热水器、太阳灶、生物质能炉具等应用普及率，提高沼气综合利用水平。实施农村电网改造升级工程，加强农村液化气供应站、加油站以及生物质燃气站和管网等基础设施建设，建立各类能源设施维修和技术服务站，培育农村能源专业化经营服务企业和人才，增强能源基本公共服务能力。

第二节 实现能源发展和乡村振兴有效结合

探索能源发展和脱贫攻坚结合试点新路，注重全民共享。利用农村荒山荒坡、农业大棚或设施农业等建设光伏电站。建立精确到户的光伏发电实施方式。供电部门应为光伏乡村振兴相关项目接网和并网运行提供技术保障，确保项目优先上网和电量全额收购。加快天然气管网建设，推进城乡配电网升级改造，为扩大村民用天然气和电力消费创造条件，把能源发展和乡村振兴有机结合起来。

第三节 加强能源安全保障

牢固树立能源安全意识，建立能源行业贯穿属地管理责任、行业监管责任、企业主体责任的全生命周期监管机制。强化安全红线意识，进一步完善各类能源供应协调机制，保障能源生产、输送、调度、消费安全。完善能源信息发布制度，加强能源预测、预警加强对煤炭、油气等重要能源产品供应情况的动态跟踪监控及时发现问题，及时协调解决。持续开展石油天然气管道安全大排查、大整治专项行动，强化能源领域危化品运输安全监管推动系统识别隐患、预警风险、联动处置，强化执法监管。加强技术支撑，科学运用视频智能分析、精密监测和大数据分析等手段，开展能源重大设施运行数据实时采集，辨识违法违规行为，实现预警监测监控。建立完善应急预案，健全能源安全风险管控体系，落实能源安全生产属地监管责任和企业主体责任。

第十章 实施能源发展八大工程

“十四五”期间要加快实施能源发展八大工程，高水平建成清洁能源示范县，为全省全市能源转型发展提供示范，为全国实现碳排放达峰目标与碳中和愿景贡献铅山力量。

能效创新示范工程。加强重大平台重点行业能效治理，建立主导产业能效技术标准，纳入能源“双控”考核内容，单位工业增加值能耗持续下降，修订实施《铅山县产业结构调整能效指南》，坚决遏制新上高耗能产业项目，实行新上项目产能置换和能耗等量减量替代。深化用能权交易改革，建立以能效技术标准为核心的用能权交易体系。开展重点用能单位能效“领跑者”行动，能效治理制度化、市场化、精细化和智慧化水平显著提升。

油气管网联通工程。加快实施西气东输铅山段天然气管道、上饶铅山段成品油管道油气互联互通管道建设，畅通库区资源外送通道，规划布局对接福建、浙江等省际天然气联络线工程，推动县级管网以市场化方式融入国家管网，不断推动管网与国家主干网互联互通，提升资源互供互保能力。加快推进天然气管网独立、管销分离、城镇燃气企业扁平化、规模化改革，逐步推动管网公平开放。

电力需求侧管理工程。提升电力需求侧管理水平，挖掘需求响应资源与发电侧项目建设并重，充分发挥需求侧响应资源在提升电力系统可靠性促进可再生能源消纳方面的作用，引导节约、有序、合理用电。通过强化政策保障、探索市场机制、建设示范工程、构建数字平台、创新技术应用，进一步将参与需求响应企业从第二产业拓展到第三产业，从高压用户扩大至高低压用户，最大范围动员、唤醒“沉睡”的资源，推进终端用能领域以电代煤、以电代油，推广新能源汽车、农用机械、热泵、电窑炉等新型用能方式。重点推动全电园区(小区、景区)项目建设。

“源网荷储”一体化工程。积极推进“源网荷储”集成优化和一体化协同发展，加快“大云物移智链”与能源电力技术的深度融合发展，建设智能互联的能源电力基础设施，实现电力系统“分散+集中”有效互补和“源网荷储调”智慧协同，支持电力各环节各场景储能应用，着力推进“可再生能源+储能”创新发展，建立集能源供给能源网络、能源负荷、能源储运、调度控制、智慧应用、商业模式于一体的绿色智慧综合能源系统，探索综合能源服务新模式，推动能效提升和新能源消纳。

智慧电网建设工程。推动多元融合高弹性智慧电网建设。对接网源协调的特高压、500千伏坚强主干网，配套建设安全可靠、智慧高效的输配电网，进一步提升农村电网水平。持续优化外来电输入的比重和结构。到2025年，用户年平均停电时间小于3.6小时，城网供电可靠率达到99.995%，农网供电可靠率达到99.943%。

风光倍增工程。“十四五”全县光伏、风电装机再翻一番。全面推广“光伏+”模式，在特色小镇、工业园区和现代农业产业园区以及商场、学校、医院等建筑屋顶继续推进分布式光伏应用;在新建厂房和商业建筑等，积极开发建筑一体化光伏发电系统。利用滩涂和养殖鱼塘等，提升丰产水库渔光互补光伏电站装机容量;在重点乡镇的荒山荒坡、设施农业用地，标准化建设农光互补电站。

零碳排放试点工程。围绕清洁能源推广利用，在风电光伏基地、水电基地等，结合天然气分布式等，谋划开展能源领域“零碳”示范体系创建工作，打造一批“零碳”镇(乡)、村(社区)，以及“零碳”企业、园区、建筑、交通等示范试点，成为全省碳达峰碳中和的标志性工程，重点探索打造“零碳”未来社区、“零碳”特色小镇、“零碳”能源企业等。

数字能源建设工程。抓住新基建机遇，加快能源数字化基础设施和标准化建设，实施风电、光伏、水电、生物质电等可再生能源集中智慧调控改造，开展楼宇、社区、园区等不同类型数字能源服务示范。深挖能源+经济、能源+生态、能源+社会治理等应用场景。

第十一章 能源规划实施保障

加强党的领导。发挥党委统领规划的核心作用，强化组织保障，营造良好的政策环境，抓好项目对接与落地服务，强化统筹协调和监督评估，建立保障规划实施的长效机制。加强党对能源发展的全面领导，坚持和完善党委（组）领导能源发展的体制机制，把发展规划作为党领导能源优化的基本方式，将党的领导始终贯穿“十四五”能源发展规划实施全过程，织密建强上下贯通、执行有力的组织体系，打造政治过硬、具有领导能源发展能力的干部队伍，为顺利实现“十四五”能源发展规划目标任务提供坚强保证，最大限度凝聚能源发展的全社会共识和力量，共同推动规划实施。

动员广泛参与。利用电视、广播、网络、报刊等多种方式，围绕压减燃煤、清洁能源设施建设、可再生能源发展等重点领域，广泛深入开展规划理念、目标任务及相关知识的宣传解读，凝聚各方面力量参与规划实施。加强规划信息公开，完善规划实施社会监督机制。

推进规划落实。加强与国家部委及省市等地区沟通衔接，完善跨区域规划联动机制，推动一批重大改革举措、重大工程项目落地实施。能源管理部门要切实履行行业管理、安全监管和属地保障责任。落实企业社会责任，不断提高电力、燃气、油品等服务水平。加强能源综合规划约束性指标、重大项目和重点任务与电力、燃气、新能源和可再生能源等专项能源规划的衔接。做好能源规划与各部门、各区年度工作计划的统筹衔接，根据规划确定的目标和重点任务，及时组织制定年度计划、专项行动计划和工作实施方案，明确牵头单位和工作分工，强化监督考核，保障规划实施。

健全评估体系。健全重大能源项目规划储备制度，做到规划一批、储备一批、实施一批。强化项目实施管理，健全政府投资项目后评价制度。完善重大项目多层次协调推进工作机制，及时解决项目建设实施中存在的问题，确保项目顺利实施、按期投运。全面落实本规划确定的各项目标、任务，完善规划的监督考核机制。发挥社会专业机构作用，加强规划实施第三方评估。在本规划执行期间，如国际环境和国内形势出现重大变化，根据内外部环境变化情况，依照相关程序，可适当调整本规划的预期目标和重大任务。