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《广西能源发展“十四五”规划》发布,计划改/建600座氢电油气综合供能站
添加时间：2022-9-7 录入：华道顾问 来源：广西人民政府网站
近日，《广西能源发展“十四五”规划》发布。该规划提出：积极培育氢能产业链。谋划氢能产业发展布局，积极培育绿色低碳氢能制取、储运、加注、应用、燃料电池等各环节产业链，加强核心零部件、关键装备的研发制造和产业化发展。结合新能源汽车产业技术升级，积极发展氢燃料电池系统、加氢站、供氢系统、储氢设施等关键产品，加快玉柴燃氢发动机技术创新成果转换和商业化应用，力争打造全国先进的氢能汽车产业链。
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广西能源发展“十四五”规划
能源是人类文明进步的重要物质基础和动力，攸关国计民生和国家安全。党中央、国务院高度重视能源发展和能源安全，创造性地提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略和“建设能源强国”新目标，作出了“实现碳达峰碳中和”等重大战略决策及“能源的饭碗必须端在自己手里”、“正确认识和把握碳达峰碳中和”等重大论断，为新时代我国能源高质量发展指明了方向、开辟了道路。“十四五”时期，是全面建成小康社会、实现第一个百年奋斗目标之后，乘势而上开启全面建设社会主义现代化国家新征程、向第二个百年奋斗目标进军的第一个五年，也是凝心聚力建设新时代中国特色社会主义壮美广西的关键时期。面对能源安全保障攻坚和能源加速绿色低碳转型的新形势，广西要深入贯彻落实习近平总书记关于能源工作的重要论述和重要指示精神，按照党中央、国务院对能源发展的部署要求，采取有力举措全面构建现代能源体系，积极探索能源要素短缺地区能源保障解决方案，全力建设国家综合能源基地，努力开创广西能源低碳转型和高质量发展新局面，为广西经济社会高质量发展提供坚实的能源保障。
本规划坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》、《广西壮族自治区国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》，贯彻落实碳达峰碳中和及《“十四五”现代能源体系规划》等系列文件精神，按照建设国家综合能源基地的部署要求，结合广西能源发展实际，主要阐明“十四五”时期广西能源发展的指导思想、主要目标和任务举措，是推动广西能源高质量发展的总体蓝图和行动纲领。规划期为2021—2025年，展望至2035年。
第一章发展基础
一、“十三五”时期能源发展回顾
“十三五”时期，广西全面贯彻落实“四个革命，一个合作”能源安全新战略，坚持能源清洁低碳、安全高效发展，全区能源安全保障基础持续增强，能源基础设施日益完善，能源结构不断优化，能源绿色转型步伐明显加快，能源体制改革成效显著，能源服务水平全面提升，为服务广西经济社会高质量发展、打赢脱贫攻坚战和全面建成小康社会提供了重要支撑。
（一）能源安全保障基础持续增强。
能源供应能力有效提升。基本形成煤炭、石油、电力、核能、新能源和可再生能源多轮驱动的能源生产体系，能源品类齐全。2020年，全区能源综合生产能力3280万吨标准煤，电力总装机5178万千瓦，其中水电、火电、核电、风电、光伏发电装机分别达到1759万千瓦、2344万千瓦、217万千瓦、653万千瓦、205万千瓦。云南金沙江中游电站送电广西直流输电工程（以下简称金中直流）、乌东德电站送电广东广西特高压多端柔性直流示范工程（以下简称昆柳龙直流）先后投产，为广西提供有力的清洁电力支撑。
能源输送能力逐步提高。2020年，全区建成天然气长输管道和省级主干支线管道2683公里，初步形成“一横两纵”干线管输格局，12个设区市通达长输管道天然气，满足49个县天然气利用需求。成品油管道总里程2029公里。220千伏及以上电网公用变电容量8624万千伏安、线路长度29204公里，分别是2015年的1.3倍、1.2倍。500千伏主干电网依托“西电东送”通道，形成“四横两纵”的网架格局，实现500千伏变电站设区市全覆盖，220千伏电网形成多环网结构。
煤炭油气储备体系初步建立。2020年，全区主要储煤设施煤炭静态储备能力约686万吨。原油、成品油库容分别达到840万立方米、280万立方米，储备能力分别达到161天、99天。各级人民政府和城镇燃气企业储气体系初步建立。建成沿海液化天然气（LNG）接收站2座，储气能力4.38亿立方米，LNG年接卸能力660万吨，天然气储备基地初具规模。
（二）能源绿色转型步伐明显加快。
能源生产持续清洁化。清洁电源发展明显加快，2020年，全区非化石能源、可再生能源、非水电可再生能源发电装机比重分别达到58.7%、54.5%、20.6%。风电、光伏发电装机较2015年分别增加613万千瓦、193万千瓦，是2015年的16.2倍、16.8倍。广西首座核电站防城港红沙核电一期1、2号机组全部投产，“华龙一号”示范项目防城港红沙核电二期3、4号机组顺利开工建设。供给侧结构性改革取得积极成效，累计关停落后煤炭矿井58处，淘汰产能963万吨，关停不达标煤电机组2台共44万千瓦。统调燃煤电厂全面实现超低排放，完成21台煤电机组共1112万千瓦超低排放和节能改造，6000千瓦及以上火电机组平均供电煤耗降至311克标准煤/千瓦时，较2015年下降8克标准煤/千瓦时。
能源消费结构进一步优化。2020年，全区能源消费总量约11806万吨标准煤，年均增长3.8%，其中非化石能源消费比重达到26%，高于全国15.9%的平均水平。可再生能源电力总量消纳责任权重达到43.3%，高于全国28.8%的平均水平。非水电可再生能源电力消纳责任权重约8.9%，较2015年提高6.9个百分点。全社会用电量2029亿千瓦时，年均增长8.7%。天然气消费量31.9亿立方米，是2015年的3.7倍，年均增长29.4%。新能源汽车充电网络初步建成，建成公共充电基础设施3.05万个。车用乙醇汽油消费量65.1万吨。
（三）能源体制机制改革成效显著。
电力体制机制进一步理顺，开创广西主电网和地方电网融合新模式，全区电力“一张网”建设迈出关键一步。电力市场化改革快速发展，全区电力市场累计准入市场主体8534家，区内直接交易电量2451亿千瓦时，累计释放改革红利236亿元。增量配电业务改革稳步开展，获批增量配电业务改革试点21个。油气体制改革有序推进，天然气管网运营机制改革完成顶层设计，广西燃气集团正式组建，天然气市场化改革进程加快。
（四）能源服务水平实现全面提升。
全面完成农村电网改造升级建设任务，农村电网供电可靠率、综合电压合格率、户均配变容量（以下统称“两率一户”）提前一年达到国家要求，助推全区5379个贫困村全部出列、54个贫困县全部摘帽。实施居民用气阶梯气价政策，民生用气成本普遍下降。持续优化电力营商环境，“获得电力”全流程时间为32天，电力报装环节、成本、时间达到国内先进水平。
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专栏1 广西能源发展“十三五”规划主要指标完成情况
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|
类别
|
指标
|
单位
|
属性
|
2020年
规划目标
|
2020年
实际完成
|
|
能源总量
|
能源消费总量
|
万吨标准煤
|
预期性
|
11600
|
11806
|
|
全社会用电量
|
亿千瓦时
|
预期性
|
1740
|
2029
|
|
|
能源结构
|
非化石能源消费比重
|
%
|
约束性
|
21
|
26
|
|
煤炭消费比重
|
%
|
预期性
|
47
|
48.2
|
|
|
石油消费比重
|
%
|
预期性
|
20
|
12.7
|
|
|
天然气消费比重
|
%
|
预期性
|
7
|
3.6
|
|
|
非水电可再生能源电力
消纳责任权重
|
%
|
预期性
|
5
|
8.9
|
|
|
类别
|
指标
|
单位
|
属性
|
2020年
规划目标
|
2020年
实际完成
|
|
能源效率
|
单位GDP能耗五年累计下降
|
%
|
约束性
|
14
|
以国家
核定数为准
|
|
单位GDP二氧化碳排放
五年累计下降
|
%
|
约束性
|
17
|
以国家
核定数为准
|
|
|
火电机组平均供电煤耗
|
克标准煤/
千瓦时
|
预期性
|
310
|
311
|
|
|
注：火电机组平均供电煤耗包括6000千瓦及以上电厂范围，下同。
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二、发展环境和形势
当前世界百年未有之大变局加速演进，国际政治经济形势和全球能源供需格局深刻变化，全球能源绿色低碳转型全面加速，新一轮科技革命和产业变革深入发展。我国积极应对全球气候变化，作出了“力争2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和”的重大战略决策，构建现代能源体系面临新的机遇和挑战。
（一）国内外能源格局深刻变革。
全球能源体系加快演变重构。能源供需多极化格局深入演变，供应不稳定性不确定性明显增加，能源安全面临更多挑战。全球开启应对气候变化新征程，能源清洁低碳转型之势不可逆转。能源系统形态加速变革，能源转型技术路线和模式多元化发展，科技创新高度活跃，智能化升级持续加快。能源发展动力加速转换，绿色产业成为重要投资领域，清洁低碳能源发展迎来新机遇。
我国能源转型进入关键期。我国能源已转向高质量发展阶段，能源改革发展任务依然艰巨。能源需求持续增长，不可抗因素持续增加，对端牢能源饭碗、确保能源产业链供应链安全可靠提出更高要求。“十四五”时期是为力争实现碳达峰、碳中和目标打好基础的关键时期，国家明确了以经济社会发展全面绿色转型为引领，以能源绿色低碳发展为关键，坚定不移走生态优先、绿色低碳的高质量发展道路，能源体系和发展模式正在进入非化石能源主导的崭新阶段。
广西现代能源体系建设任务艰巨。广西能源资源禀赋不足，自给率低，煤炭、石油、天然气对外依存度高，人均用能指标仅为全国平均水平的三分之二，经济社会发展带来的能源消费刚性增长与保障能源供应矛盾突出。在碳达峰、碳中和与能源绿色低碳转型要求下，提高能源自主保障能力，合理控制能源消费与保障正常生产生活用能，将面临水电已深度开发、新能源发展约束条件增加、能源转型受产业结构调整影响较大等挑战；实现可再生能源的大规模增长，将面临系统安全、经济运行、技术进步和政策协同等挑战。同时，广西用能成本长期偏高，与经济社会发展水平不匹配；现有能源体制机制、政策体系、治理方式等难以适应新形势下能源绿色低碳转型的需要；创新能力不适应高质量发展要求，能源产业培育不充分；农村能源基础设施历史欠账多，城乡能源普遍服务水平差距明显，现代能源体系建设任重道远。
（二）广西步入能源发展新阶段。
今后一段时期，广西能源发展处于重要战略机遇期。广西区位优势独特，是西部陆海新通道的重要枢纽，是国家“西电东送”、“南气北输”的重要通道；能源生产结构清洁化发展，是开发核电、海上风电、抽水蓄能、生物质能、陆上风电、光伏发电等清洁能源的有利地区；能源储备优势突出，江、海、铁运输通道便捷，部分地区地质条件较理想，为进一步扩大能源战略储备提供了有利条件；能源场址资源丰富，北部湾油气田和内陆页岩气发展潜力巨大；北部湾能源安全战略地位日益凸显，有条件建设立足广西、服务西南中南地区和粤港澳大湾区、面向共建“一带一路”的综合能源基地。国家能源安全保障进入关键攻坚期、能源绿色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，推动建设国家综合能源基地，为广西不断夯实能源供应保障基础，推动能源高质量发展，培育现代能源装备产业集群，加快补齐能源基础设施短板，提高能源安全保障和服务能力，促进能源惠民利民带来重大机遇。
第二章 指导思想和主要目标
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，全面贯彻党的十九大和十九届历次全会精神，深入贯彻习近平生态文明思想，认真贯彻落实习近平总书记视察广西“4·27”重要讲话精神和对广西工作系列重要指示要求，贯彻落实自治区第十二次党代会精神，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，以推动高质量发展为主题，以深化供给侧结构性改革为主线，以改革创新为根本动力，以满足经济社会发展和人民日益增长的美好生活需要为根本目的，深入推动能源消费革命、供给革命、技术革命、体制革命和全方位开放合作，服务建设能源强国，推动落实碳达峰、碳中和目标。统筹发展和安全，围绕建设国家综合能源基地战略部署，全力保障能源安全稳定，着力推进能源消费、供给绿色低碳转型，提升能源产业科技创新能力，加大能源惠民利民力度，全面构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系，积极探索能源要素短缺地区解决能源保障问题的高质量发展方案，为凝心聚力建设新时代中国特色社会主义壮美广西提供坚实可靠的能源保障。
二、基本原则
坚持系统统筹，守牢安全底线。处理好发展和减排、整体和局部、长远目标和短期目标、政府和市场的关系，注重统筹谋划，合理布局。筑牢底线思维，立足广西以煤炭消费为主的实际，坚持转型升级以立为先，传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠替代的基础上。坚持需求导向，着力提高能源自给能力，预留充足安全保供裕度。积极融入区域能源合作，着力增强能源产业链供应链安全性稳定性。
坚持绿色发展，着力创新引领。坚持生态优先，能源开发与生态环境协调发展，加快调整能源结构，协同推进能源供给保障与绿色低碳转型。坚持能源消费强度和总量双控制度，持续推进能源清洁高效利用，培育能源生产消费新模式新业态。坚持创新驱动和技术进步引领，推动能源产业数字化智能化升级，推进能源产业链现代化。
坚持深化改革，激发市场活力。充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，构建公平开放、有效竞争的市场体系，更好发挥政府作用，破除制约能源高质量发展的体制机制障碍，加强政策引导，强化市场监管，营造良好的发展环境。
坚持民生优先，促进共享发展。坚持以人民为中心，持续提升能源普遍服务水平，强化民生领域能源需求保障，推动能源发展成果更多更好惠及广大人民群众，为满足人民对美好生活的向往提供坚强能源保障。
三、发展目标
“十四五”期间，广西建设国家综合能源基地、构建现代能源体系的主要目标是：
——能源安全保障更加有力。到2025年，全区能源年综合生产能力达到4400万吨标准煤以上，发电装机总规模达到9400万千瓦以上。建设投产一批支撑性电源和应急备用调峰电源。高水平建成覆盖全区的绿色智能电网，电网更加坚强。煤炭油气产供储销体系持续完善，能源安全储备能力进一步提高。能源应急保障和风险管控能力持续加强。
——能源低碳转型成效显著。扩大风电、光伏发电等可再生能源开发利用规模，到2025年，非化石能源消费比重达到30%以上，非化石能源发电量比重达到54%以上，可再生能源电力总量消纳责任权重、非水电可再生能源电力消纳责任权重确保达到国家下达广西的最低目标，力争完成激励目标。单位GDP二氧化碳排放五年累计下降值达到国家要求。电气化水平持续提升。
——能源系统效率稳步提高。单位GDP能耗五年累计下降值达到国家要求。电力协调运行能力不断加强，新能源消纳和存储能力显著提升，到2025年，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%以上。
——能源创新能力有所突破。新型电力系统建设取得阶段性进展，先进可再生能源发电及综合利用技术、新型电力系统及其支撑技术、先进核能技术、能源系统数字化智能化技术、安全高效储能和氢能技术、减污降碳技术、能源产业技术装备加快应用推广，建成一批新型储能、源网荷储一体化、多能互补等新业态示范项目。
——能源普遍服务水平持续提升。城乡居民生产生活用能保障能力进一步增强，电、气、冷、热等多样化清洁能源可获得率显著提升，人均生活用电量达到1000千瓦时以上，天然气管网覆盖范围进一步扩大。城乡供能基础设施均衡发展，城乡清洁能源供应能力不断增强，城乡供电质量差距明显缩小，“两率一户”指标达到国家要求。
——体制机制改革持续深化。深化电力、油气体制机制改革，深化能源领域“放管服”改革。努力实现全区城乡用电“一张网”，基本建成油气“一张网”。初步建立统一开放的区域能源市场，电力中长期市场、辅助服务市场和现货市场有机衔接的电力市场体系更加健全，形成有序竞争、高效保供的天然气市场体系。
——开放合作形成新局面。初步建成西部陆海新通道能源合作走廊和北部湾国际门户港综合能源基地，广西与周边区域能源互联互通能力大幅提高，区域能源资源优化配置能力进一步增强。能源领域投资、产业、技术、人才合作等方面形成更大范围、更宽领域、更深层次的全方位开放合作新局面。
到2030年，广西建设国家综合能源基地取得决定性进展，形成千万吨级天然气接收储运基地、千万吨级国家石油储备基地、千万吨级国家煤炭储备基地、亿千瓦级大型清洁电源基地、统一开放的区域能源交易市场平台、中国—东盟能源国际合作示范区的“四个基地、一个平台、一个示范区”国家综合能源基地，建成广西能源产供储销体系、提升广西能源安全储备水平、增强广西能源自主保障能力，全面提升西南中南地区、粤港澳大湾区能源安全保障水平，走出能源要素短缺地区能源保障的新路子。天然气接收能力达到2500万吨/年，储气能力达到30亿立方米，原油储备能力达到3000万吨以上，成品油储备能力达到400万吨以上，煤炭静态储备能力达到1800万吨，力争发电装机总规模不低于1.46亿千瓦、清洁电源总装机规模不低于1.1亿千瓦、消纳区外清洁电力不低于3000万千瓦。
展望2035年，基本建成清洁低碳、安全高效的现代能源体系。能源安全保障能力全面提升，能源绿色生产和消费模式广泛形成，非化石能源发电成为主体电源，能源资源配置更加合理，能源利用效率大幅提高，新型电力系统建设取得实质性成效，人均用电量与全国平均水平同步增长，碳排放总量达峰后稳中有降。
|
专栏2 “十四五”时期能源发展主要指标
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目标
|
指标
|
单位
|
2020年
|
2025年
|
年均增长/
五年累计
|
属性
|
|
能源安全保障
|
能源年综合生产能力
|
万吨标准煤
|
3280
|
4400
|
6.0%
|
约束性
|
|
电力装机总量
|
万千瓦
|
5178
|
>9400
|
>12.7%
|
预期性
|
|
|
全社会用电量
|
亿千瓦时
|
2029
|
>2860
|
>7.1%
|
预期性
|
|
|
人均生活用电量
|
千瓦时
|
812
|
>1000
|
>4.3%
|
预期性
|
|
|
能源低碳转型
|
非化石能源消费比重
|
%
|
26
|
30
|
[4]
|
预期性
|
|
非化石能源发电量比重
|
%
|
50
|
54
|
[4]
|
预期性
|
|
|
单位GDP二氧化碳
排放五年累计下降
|
%
|
以国家核定数为准
|
达到国家要求
|
—
|
约束性
|
|
|
能源效率提升
|
单位GDP能耗五年
累计下降
|
%
|
以国家核定数为准
|
达到国家要求
|
—
|
约束性
|
|
电力需求侧响应能力
|
%
|
—
|
3
|
—
|
预期性
|
|
|
注：[ ]内为5年累计数。
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四、发展布局
以服务建设能源强国、构建现代能源体系、推进能源绿色低碳转型、实现碳达峰碳中和国家战略为目标，以西部陆海新通道为纽带，以北部湾国际门户港为支点，围绕共建“一带一路”，高水平推动能源领域全方位开放发展，统筹国家综合能源基地建设，全面打造国家级天然气、石油、煤炭战略储备基地和大型清洁电源基地，完善煤炭油气集疏运体系，畅通能源互联互通通道，深化能源体制机制改革，强化能源绿色合作。“十四五”期间，积极构建西部陆海新通道能源合作走廊、北部湾国际门户港综合能源基地和能源绿色低碳转型三大示范区域的“一走廊一基地三区域”新格局，为建设国家综合能源基地奠定坚实基础。
（一）构建西部陆海新通道能源合作走廊。
全面建设陆海内外联动、双向互济的能源合作通道，促进能源合理布局和转型升级。建设绿色安全电力通道，打造“西电东送”重要通道和清洁能源消纳重要受端，积极推动区外清洁能源基地“送电广西”特高压直流输电通道建设。谋划天然气“南气北输”大通道，布局建设与周边省份互联互通的输气通道，完善沿海输气管道“一张网”，形成多气源互保互供格局。用好“两种资源、两个市场”，提升北部湾国际门户港港口能源集疏运能力，有序扩大海上煤炭油气登陆和“铁海河”运输规模。加快形成立足广西、服务西南中南地区和粤港澳大湾区、融入共建“一带一路”的能源合作走廊，为国家“西电东送”、“南气北输”等战略实施提供支撑。
（二）建设北部湾国际门户港综合能源基地。
依托广西北部湾国际门户港的区位条件和综合资源优势，布局建设北部湾国家级煤炭储备基地、以沿海大型LNG接收站为主的国家级天然气储备基地、以沿海三市为核心的国家级石油储备基地及沿海清洁电源基地，建设南方重要的能源资源储运基地，全面提升区域能源安全保障水平。壮大延伸产业链条，支撑北部湾石化产业等原料用能需求，增强能源产业链供应链安全性稳定性。强化能源战略储备，加强能源储备设施运营管理，更好发挥保障支撑作用。
天然气储备基地。加快建设北海、防城港等沿海LNG接收站大型储气设施，规划布局钦州等LNG接收站，发展LNG冷能综合利用，因地制宜布局地下储气库等储气设施集群，推动北部湾海上油气田天然气登陆联网，谋划南海天然气水合物上岸登陆点，打造南方海上天然气储运枢纽。
石油储备基地。在沿海地区、平陆运河沿线地区、石漠化地区等有序布局中石化北海成品油储备基地等一批大型石油储备设施，谋划布局北部湾海岸海底原油储备及沿海地面原油储备项目，科学开展地下水封石油洞库项目前期工作。
煤炭储备基地。依托沿海大型煤电项目、专业化煤炭码头布局国能广投北海能源基地煤炭储运配送中心、防城港煤炭仓储基地等百万吨级煤炭储运设施，打造北部湾港煤炭储运枢纽，形成布局合理、流通便利的煤炭储备基地。
沿海清洁电源基地。加强核电、抽水蓄能、清洁煤电、天然气发电等保供能力较强的清洁电源布局，逐步建设千万千瓦级海上风电集群，打造若干个百万千瓦级山地风电光伏基地，科学合理配置各类电源和储能设施，推动化石能源与新能源优化组合，形成新能源规模化开发利用示范。
区域能源市场。建设统一开放的区域能源市场，培育大宗能源商品交易市场，发展原油、煤炭、LNG等大宗能源物资集散交易和供应链服务，充分发挥市场储备作用，融入南方区域统一电力市场建设，为综合能源基地能源商品市场化交易提供支撑，服务能源、电力保供稳价。
（三）形成能源绿色低碳转型三大示范区域。
根据资源禀赋及布局，重点形成桂北新能源开发示范区、桂西多能互补示范区和桂中桂东能源创新发展示范区。
桂北新能源开发示范区。在桂林、贺州、柳州等市，以风电等新能源资源集中区域为主，推进新能源规模化集约化开发和市场化消纳，开展集中式储能电站示范建设，推进先进可再生能源发电及综合利用技术示范应用，引领全区新能源高质量发展。
桂西多能互补示范区。在河池、崇左、百色等可再生能源资源丰富区域，统筹水电、风电、光伏发电、火电等多种电源开展多能互补项目示范，加快形成可在全区推广应用的新发展模式。
桂中桂东能源创新发展示范区。在南宁、柳州、来宾、贵港、玉林、梧州等市，加快推进增量配电业务改革试点和天然气大用户市场化交易。优先开展智能电网、园区级源网荷储一体化、综合供能服务站、充换电站、氢能等新业态创新示范，培育综合能源服务和智慧用电模式。打造高可靠性供电示范区，加快南宁市坚强局部电网建设。
第三章 主要任务
以构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系为目标，围绕推进建设国家综合能源基地战略部署和“一走廊一基地三区域”发展布局，提出能源安全保障、低碳转型、科技创新、产业升级、开放合作、体制改革、服务提升等主要任务。
一、增强能源供应稳定性和安全性
立足自身、补齐短板、多元保障、强化储备，完善产供储销体系，建设和储备一批具备系统托底保供功能的大型可靠电源，全面提升煤炭油气储备能力和能源输送能力，增强风险应对能力。
（一）着力夯实电力供应保障基础。
发挥煤电支撑性和调节性作用。做好电力保供，根据发展需要合理建设先进清洁煤电，加快在建项目投产，确保“十四五”前期新建的5台66万千瓦支撑性煤电机组按期并网。加快推进煤电由主体性电源向提供可靠容量、调峰调频等辅助服务的基础保障性和系统调节性电源并重转型。到2025年，确保公用煤电装机规模达到2150万千瓦以上。
安全稳妥发展先进核电。坚持安全为先，稳妥推进先进核电发展，力争“投产一批、开工一批、储备一批、保护一批”核电项目。推进防城港红沙核电二期3、4号机组建成投产。力争“十四五”前期推动防城港红沙核电三期5、6号机组和白龙核电一期1、2号机组核准并开工建设。做好国家规划内其他核电站点的厂址保护，适时启动项目前期工作。稳步开展后续新的核电厂址勘探和普选，待条件成熟时推动纳入国家规划。推动核能在工业供热、海水淡化等领域的综合利用。
提前谋划电力安全保供方案。提前谋划全社会用电量超出预期的替代保供方案，规划储备一批保障电力、热力供应的支撑性电源和促进新能源消纳的调节性电源，结合国家电力供需平衡预警等级发布情况，适时核准、建设。提前谋划广西GDP总量达到5万亿元时支撑经济社会发展的电力供应方案，加快规划储备一批核电、抽水蓄能、应急备用电源、新型储能、调峰气电等项目。
优化完善电网网架结构。加强500千伏主网架建设，推进新江等一批500千伏输变电工程、网架优化完善工程、大型主力电源配套送出工程建设，新建东部500千伏纵向通道，形成更加坚强的“四横两纵”主网架格局。加强重点地区坚强局部电网建设。重点加强负荷密集区域网架结构，建设利华等一批220千伏输变电工程，实现220千伏变电站县域全覆盖，各市基本形成以双环网和双链式结构为主的220千伏骨干网络结构。加强城市配电网建设，建设全面满足乡村振兴、新型城镇化用电需求的城乡配电网，持续扩大110千伏变电站覆盖范围，加快实现乡镇35千伏变电站全覆盖，供电可靠性等相关指标基本达到国内一流水平。
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专栏3 建设国家综合能源基地——电力供应保障重点项目
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支撑性电源
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续建投产：桂东电力贺州燃煤发电项目（2×35万千瓦），国能广投北海电厂一期1、2号机组（2×100万千瓦），钦州电厂三期1号机组（1×66万千瓦）。
新建投产：广投北海电厂二期（2×66万千瓦），崇左电厂一期（2×66万千瓦），钦州电厂三期2号机组（1×66万千瓦），钦州电厂三期3、4号机组，国能广投北海电厂二期，崇左电厂二期等。
前期工作：继续开展一批后续支撑性电源项目前期工作，力争“十四五”期末、“十五五”初建设。
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核电
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续建投产：防城港红沙核电二期3、4号机组（2×118万千瓦）。
核准开工：防城港红沙核电三期5、6号机组（2×120万千瓦），白龙核电一期1、2号机组（2×125万千瓦）。
前期工作：力争“十四五”期末、“十五五”初启动白龙核电二期3、4号机组前期工作及核电新厂址开发建设。
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电网网架
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新建投产：新建新江、漓江、凤凰、布山、白鹭、田林、玉林三（龙潭）等500千伏输变电工程，扩建金陵、凤凰、邕州、美林、福成、海港、桂林等500千伏变电站，新建500千伏金陵站接线完善工程、500千伏沿海西部通道加强工程及国能广投北海电厂等500千伏电源送出工程。新建利华等一批220千伏输变电工程。
开工建设：防城港红沙核电三期、白龙核电、南宁抽水蓄能电站等500千伏电源送出工程。
前期工作：新建藤州、章田、崇左二等500千伏输变电工程，扩建久隆等500千伏变电站。
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（二）完善煤炭油气产供储销体系。
加强煤炭安全托底保障。建立健全以企业社会责任储备为主体、以各级人民政府储备为补充的煤炭储备机制，鼓励依托大型燃煤火电项目，或在煤炭主要运输通道、主要接卸港口区、重要物流节点、主要消费地区、废弃煤矿场址等重点区域建设煤炭储备项目。完善煤炭运输通道和集疏运体系。加快在防城港、北海、钦州等市建设一批百万吨级煤炭储备基地，到2025年，力争北部湾煤炭储备基地静态储备能力达到1000万吨。建设内陆地区煤炭集散中心，形成沿海与内陆互补、集疏运畅通的煤炭储运体系。持续优化煤炭生产结构，新建崇左红岭煤矿，推进百色、来宾等市具备条件煤矿升级改造或核增产能，增加供给弹性。
提高天然气储备和调节能力。优先依托沿海LNG接收站储气能力履行各方储气责任，加快建设北海、防城港等市的沿海大型储气设施，积极推动钦州LNG接收站等的前期工作，到2025年，力争北部湾LNG储气能力达到15亿立方米。推动实施北部湾海上油气田天然气上岸联网，重点推进涠洲油田伴生天然气等从北部湾港登陆。在内陆临近消费区域和主干输气管线地区因地制宜开展地下储气库先导性试验，适时启动选址前期工作，在平陆运河、西江等具备条件的内河港口开展集约型储气设施建设。完善天然气合同保供机制，保障市场供需平衡，新增天然气量优先保障居民生活需要。有序提高管存调节能力和LNG气化外输调节能力，提升天然气管网保供季调峰水平。支持页岩气等非常规天然气开采利用，推进桂北等页岩气区块试采。
提高石油储备水平。优先依托广西北部湾港口建设大型原油码头、大型储油库，在输油管道干线地区及重要边境城市，有序布局一批10万立方米及以上石油储备项目。在北部湾沿海、石漠化地区等具有独特地质条件的地区，布局建设地下水封石油洞库，积极开展前期工作，做好场址保护。推动企业落实石油储备的社会责任，稳定区内原油供应，提高石油战略储备和商业储备能力。
扩大油气管网覆盖范围。完善油气主干管网、支线管网和互联互通工程，构建布局合理、覆盖广泛、外通内畅、安全高效的现代油气管网。加快推进天然气管网建设，力争全区新建天然气管道里程2600公里，天然气“县县通”覆盖率达到70%。支持“南气北输”通道建设，加快推进广西LNG外输管道桂林支线（柳州—桂林）等输气干线投产。提高油品输送能力和管库联通能力，推进北昆线南宁联通工程等成品油管道工程建设，到2025年，全区成品油管道总里程达到2200公里左右。
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专栏4 建设国家综合能源基地——煤炭油气产供储销体系重点项目
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煤炭储备
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续建投产：国能广投北海能源基地煤炭储运配送中心（173万吨。数据为静态储备能力，下同）、贺州燃煤电厂储煤场（11万吨）、广西双首能源科技有限公司煤炭储备项目（60万吨）、防城港钢铁基地原料场系统工程煤场项目（35万吨）等。
新建投产：国投钦州电厂三期煤炭储备项目（55万吨）、北海电厂二期煤炭储备项目（19.2万吨）、崇左电厂煤炭储备项目（28.4万吨）、南宁六景电厂储煤场扩建工程（55万吨）、来宾电厂储煤场扩建工程（20万吨）、防城港渔澫港区煤炭仓储基地项目（100万吨）、河池市煤炭储备基地项目（50万吨）等。
前期工作：国能广投北海能源基地煤炭储运配送中心扩建工程（100万吨）、防城港渔澫港区煤炭仓储基地项目（后续300万吨）、百色百矿物流有限公司煤炭储备项目（50万吨）等。
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煤炭生产
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新开工建设：宁明县海渊矿区煤田红岭煤矿（45万吨/年）等。
扩能技术改造项目：跃进煤矿（扩能至45万吨/年）、州景煤矿（扩能至90万吨/年）等。
核增产能项目：东怀煤矿一号井（核增至180万吨/年）、三矿石村二号井（核增至120万吨/年）等。
关闭退出：关闭退出煤矿5处，化解过剩产能65万吨/年。
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天然气
储备
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续建投产：广西液化天然气（LNG）项目二期工程（2×20万立方米。数据为储气罐规模，下同）。
新建投产：广西液化天然气（LNG）三期扩建项目（4×22万立方米）、防城港LNG接收站二期工程（2×22万立方米）。
前期工作：力争“十四五”期末、“十五五”初北海LNG接收站工程（4×22万立方米）、钦州LNG接收站工程（2×20万立方米）开工建设，开展柳州等西江干流沿岸集约型储气设施试点，开展柳州、北海、百色和十万大山等地下储气库等前期工作，力争“十五五”开工建设。
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石油储备
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新建投产：中石化北海成品油储备基地项目（40万立方米。数据为储备能力，下同）、钦州枢纽库（10万立方米）、中石化南宁屯里油库成品油储备基地项目（14.2万立方米）等。
前期工作：开展一批具备条件的地下水封石油洞库场址前期工作，力争“十四五”期末开工建设；开展桂林、百色、崇左地面成品油枢纽库等项目前期工作，力争“十五五”末开工建设。
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天然气
管道
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续建投产：广西LNG外输管道桂林支线（柳州—桂林）等输气干线，兴业天然气支线管道等输气支线。
开工建设：广西LNG外输管道复线等输气干线，来宾支线（来宾—武宣—象州）等输气支线。
新建投产：北海LNG外输管道中线（北海—贵港）等输气干线，平南支线、防城港支线（东兴段）等输气支线。
前期工作：开展钦州LNG外输管道等输气干线及崇左支线（崇左—宁明—凭祥段、宁明—龙州段）、河池支线（大化段、都安段、环江段）等一批输气支线项目前期工作，力争“十四五”期末、“十五五”初开工建设。
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石油管道
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新建投产：北昆线南宁联通工程等互联互通工程，钦州中石油至南宁机场航煤管道、崇左成品油支线管道等支线。
前期工作：开展茂昆线柳州联通工程，湘桂联络线广西段，一批油库支线等项目前期工作，力争“十四五”期末、“十五五”初开工建设。
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（三）全面增强能源安全运行韧性。
加强能源供需监测分析。加强对煤电油气运供需形势的跟踪监测，密切关注市场需求变化及气温、来水情况，强化产运需衔接和保供稳价措施，做好应对极端天气、尖峰负荷等情况的能源保供预案。保障极端情况下最低用能，以及平时经济社会平稳运行、群众日常生活必需等刚性需求。建立健全能源安全供应监测预警机制，建立涵盖能源、应急、气象、水利、地质等部门的极端天气联合应对机制，提高预测预判和灾害防御能力。
维护能源基础设施安全。加强重要能源设施安全防护和保护，完善联防联控机制，重点确保重大电源、枢纽变电站、重要换流站、重要输电通道、大型能源储备项目等设施安全。加强油气管道安全保护，履行管道保护监管职责，盯紧油气管道隐患排查和治理，坚决遏制重大事故灾害发生，健全油气管道保护监测预警体系。全面加强核电安全管理，实行最严格的安全标准和最严格的监管，确保万无一失。加大煤矿安全改造力度，提升煤矿安全保障能力。督促相关企业落实主体责任，强化风险意识，加强风险管控，抓好安全宣传和培训。
强化重点区域电力安全保障。按照“重点保障、局部坚韧、快速恢复”的原则，以首府南宁等中心城市为重点，提升电力应急供应和事故恢复能力，建成南宁市坚强局部电网。合理提高核心区域和重要用户的相关线路、变电站建设标准，优化电网结构，加强事故状态下的电网互济支撑能力。推进应急保障电源建设，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，统筹安排城市黑启动电源和公用应急移动电源建设。
加强安全风险管控和应急管控。持续开展安全运行风险动态评估，加强新能源、新型储能、氢能等重要设施和重点环节维护，加强安全隐患排查，强化各环节安全责任落实。健全油气管道安全、电力安全应急预案和快速响应机制，提高对极端自然灾害、突发事件等安全风险的预防预警、防灾减灾和应急处置能力。推进电力应急体系建设，建立电力安全指挥平台，完善应急设施，健全应急队伍，保障应急经费，开展大面积停电应急演练。强化电力等能源网络安全，加强网络漏洞安全管理，增强关键信息基础设施安全保护能力。
二、积极推动能源绿色低碳转型
坚持生态优先、绿色发展，实施可再生能源替代行动，促进非化石能源高质量跃升发展，加快建设新型电力系统。加大节能降碳力度，持续扩大清洁能源消费，构建清洁高效能源消费体系。
（一）大力发展非化石能源。
加快陆上风电和光伏发电规模化发展。在风能和太阳能资源禀赋较好、建设条件优越、具备规模化开发条件的地区，全面推进陆上风电和光伏发电集中开发。加快推进列入国家规划的大型风电、光伏发电基地建设，积极建设“水风光”、“风光储”等多能互补工程，探索开展“风光火（储）”模式。加快负荷中心及周边地区分散式风电、分布式光伏发电开发，加快实施“千乡万村驭风行动”、“千家万户沐光行动”。积极推动工业园区等屋顶光伏开发利用，开展整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点。推广“光伏＋”多元利用，推进光伏发电与农业、交通、建筑、信息产业、环境治理等融合发展。“十四五”期间，全区新增陆上风电并网装机不低于1500万千瓦，新增光伏发电并网装机不低于1300万千瓦。
打造北部湾海上风电基地。规模化、集约化发展海上风电，按照“成熟一批、开发一批”的原则，重点推进北部湾近海海上风电项目开发建设，积极推动深远海海上风电项目示范化开发，统筹规划外送输电通道建设。推动海上风电项目开发与海洋牧场建设、海水制氢、能源岛建设、观光旅游等结合，探索海上风电高质量发展和多元化开发利用新模式。“十四五”期间，全区核准开工海上风电装机750万千瓦，其中力争新增并网装机300万千瓦。
深度开发水电。积极推进大藤峡等在建大中型水利水电项目建设投产，推进红水河干流水电及其他主要河流水电梯级扩机工程，加快开工建设龙滩水电站8、9号机组和八渡水电站等。引导小水电规范发展和合理退出，推进绿色改造和现代化升级。“十四五”期间，确保全区新增水电并网装机110万千瓦，力争达到200万千瓦。
有序推进生物质能多元化利用。因地制宜推进农林生物质热电联产项目建设，鼓励生物质发电向热电联产转型升级。加快构建以发电为主的生活垃圾无害化处理体系，推动生活垃圾日处理需求大于300吨的县域建设集中式生活垃圾焚烧发电项目，探索小规模垃圾热解气化发电试点应用。在农作物种植和畜禽养殖集中区、人口聚集区等区域推动生物天然气示范建设，稳步推进生物液体燃料应用，因地制宜发展农村沼气。“十四五”期间，全区新增生物质发电并网装机100万千瓦。
探索氢能等新型能源开发利用。统筹推进氢能基础设施建设，积极探索氢能开发利用。在丙烷脱氢、氯碱、焦化等行业聚集地区发展工业副产氢，优化氢气提纯技术，鼓励就近消纳，降低工业副产氢供给成本。在可再生能源资源条件好、发电成本低、氢能储输用条件较好地区，探索开展可再生能源富余电力制氢。积极推动氢能在工业、交通、储能、分布式发电等领域的多元化应用。因地制宜开发利用地热能，开发合浦盆地大山角块段等浅层地热资源，探索干热岩开发利用。探索海洋能等新型能源开发利用和创新应用。
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专栏5 建设国家综合能源基地——清洁低碳能源重点项目
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水电
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续建投产：大藤峡水利枢纽电站（5×20万千瓦）。
新建投产：广西柳城洛古（大埔扩机）水电站工程（2×2万千瓦）、贵港江南（仙依滩扩机）水电站工程（1×3万千瓦）。
开工建设：龙滩水电站8、9号机组（2×70万千瓦）、八渡水电站（34万千瓦）、桂林长塘水库电站（2.8万千瓦）、洋溪水利枢纽电站（10万千瓦）、梅林航电枢纽电站（4.2万千瓦）。
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海上风电
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核准开工装机750万千瓦，其中力争新增并网装机300万千瓦。积极推动深远海风电前期工作，争取“十四五”期末、“十五五”初开工建设。
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陆上风电
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新增陆上风电并网装机不低于1500万千瓦。
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光伏发电
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新增光伏发电并网装机不低于1300万千瓦。
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多能互补
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红水河水风光项目、南宁横州风光储项目、崇左风光储项目，象州、桂林、覃塘、藤县、环江、上思、田阳等风光储项目。
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生物质发电
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新增生物质发电并网装机100万千瓦。
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氢能
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发挥沿海石油化工产业优势培育工业副产氢，开展钦州石化产业园等工业副产氢开发利用示范。在南宁、梧州等多能互补项目探索开展可再生能源富余电力制氢，探索北部湾海上风电富余电力制氢、核能制氢。在南宁、柳州等市建设一批加氢站。
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（二）积极构建新型电力系统。
推动电力系统形态演进。加快电力系统数字化智能化升级，全面推动新型电力技术应用，开展运行模式和机制创新。推动新能源向集中式与分布式并重转型，电力系统由大基地大网络为主的形态逐步向与智能微电网协调发展转变，电网主动适应大规模集中式新能源和量大面广的分布式能源发展。积极发展分布式智能电网，推动分布式能源与智能电网、智能微电网等多形式融合发展。以用户为中心，加强供需双向互动，推动源网荷储有效衔接。在负荷密集、新能源开发条件较好的工业园区、开发区和增量配电园区，建设一批园区级源网荷储一体化项目，探索电力、热力、天然气等多种能源联合调度机制。
提升电网支撑承载能力。持续完善主干网架结构，增强电网对新能源大规模送出、高可靠接入和大范围配置能力，提升电网动态稳定水平。加快配电网改造升级，持续开展配电网互联互通、智能配电网、主动配电网建设，提高配电网接纳新能源和多元化负荷的承载力和灵活性，促进新能源就地就近开发利用。建设以新能源消纳为主的增量配电网、微电网，实现与主电网兼容互济。建立新型电力调度体系，提升智能调度运行水平，发挥大电网协同互济作用，在确保安全的条件下进一步深化节能调度。
增强电源灵活调节能力。加强新能源发电并网及主动支撑技术应用，提升新能源功率预测能力和控制性能。推进煤电机组灵活性改造“应改尽改”，力争改造后最小发电出力达到额定出力的30%及以下，鼓励供热机组实现全部或部分热电解耦，引导燃煤自备电厂主动调峰。在气源保障能力强、气价可承受、管网建设条件较好、负荷集中区域，因地制宜建设大容量高效天然气调峰发电项目。加快推进已纳入国家规划的20个抽水蓄能电站项目建设，优先满足负荷中心和新能源大规模开发地区调峰需求。完善梯级水电站联合调度机制。“十四五”期间，全区新增天然气调峰发电并网装机80万千瓦以上，力争开工建设抽水蓄能电站装机840万千瓦，推进南宁抽水蓄能电站首台机组投产。
加快新型储能技术推广应用。积极发展电源侧新型储能，推进新能源项目合理配套储能，改善新能源场站出力特性。优化布局电网侧储能，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。积极支持用户侧储能多元化发展，鼓励用户侧储能参与系统调峰调频。拓宽储能应用场景，探索储能聚合利用、共享利用等新模式，在新能源装机比例较高地区开展集中式储能示范应用。支持各类社会资本投资储能建设。“十四五”期间，全区新增集中式新型储能并网装机200万千瓦以上。
提升电力需求侧响应能力。整合分散需求响应资源，引导用户优化储用电模式，有效释放居民、一般工商业用电负荷的弹性。引导大工业负荷参与系统调节，鼓励电解铝、铁合金、多晶硅等电价敏感型高载能负荷改善生产工艺和流程，发挥可中断负荷、可控负荷等功能。探索工业可调节负荷、用户侧储能、电动汽车有序充放电等各类资源聚合的虚拟电厂示范。到2025年，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%以上。
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专栏6 建设国家综合能源基地——新型电力系统重点项目
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煤电机组
灵活性改造
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广投来宾电厂、华润富川电厂、国能六景电厂等具备条件的煤电机组灵活性改造。
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调峰气电
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新建投产北海等沿海高效天然气调峰发电项目。
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抽水蓄能
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争取开工建设抽水蓄能电站装机840万千瓦，推进南宁抽水蓄能电站（4×30万千瓦）首台机组投产。积极推动再开工投产一批项目。
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新型储能
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新建投产集中式新型储能装机规模200万千瓦以上。
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（三）着力加大节能降碳力度。
完善能耗双控与碳排放控制制度。坚持节能优先，强化能耗强度约束性指标管理，有效增强能源消费总量管理弹性，新增可再生能源电力消费量不纳入能源消费总量控制，原料用能不纳入能耗双控考核。科学有序实行用能预算管理，优化双控要素合理配置，切实发挥能效标准指挥棒作用。加强产业布局与能耗双控政策衔接，坚决遏制“两高”项目盲目发展，优先保障居民生活、现代服务业、高技术产业和先进制造业等用能需求。推动能耗双控向碳排放总量和强度双控转变。
大力推动煤炭清洁高效利用。发挥好煤炭在能源供应保障中的基础作用，严格控制钢铁、化工、水泥等主要用煤行业煤炭消费，减少非发电用煤比例。推动煤炭集中使用、清洁利用，积极开展散煤综合治理和燃煤小锅炉整治，加快淘汰35蒸吨/小时以下燃煤锅炉，推广热电联产改造和工业余热余压综合利用。
推动煤电高效清洁转型。推动煤电行业实施节能降碳改造、灵活性改造和供热改造“三改联动”。有序淘汰煤电落后产能，分类处置符合淘汰关停条件和服役期满的煤电机组。新增煤电机组煤耗标准达到国际先进水平，持续推动供电煤耗在300克标准煤/千瓦时以上具备条件的煤电机组开展超低排放和节能升级改造。严格规范燃煤自备电厂运行管理，除国家政策允许的领域外，禁止新（扩）建燃煤自备电厂，引导自备电厂与清洁能源开展替代发电。
推进园区集中供热能力建设。在热负荷集中园区规划建设高效清洁供热热源，加强供热管网等配套基础设施建设，逐步替代分散小热电机组和燃煤供热锅炉，扩大集中供热规模，积极引导用热企业向有集中供热条件的区域发展。规划建设一批背压式热电联产机组，对具备条件的燃煤纯凝发电机组开展供热改造，推动核电机组向工业园区供热，支持新建天然气集中供热设施，鼓励燃煤锅炉改建为燃气锅炉，积极开展生物质集中供热。
提升油气清洁高效利用水平。推进炼化产业转型升级，提升石油化工炼化一体化水平，加快绿色炼厂、智能炼厂建设。提高海上油气平台供能中电力和新能源利用水平，加强涠洲油田伴生天然气综合利用。推广LNG冷能等余能综合利用技术。实施严格的燃油标准，持续提升终端燃油产品能效。在满足安全和质量标准等前提下，鼓励生物燃料乙醇、生物柴油、生物天然气等清洁燃料多元化利用。
（四）持续扩大清洁能源消费。
提升终端用能低碳化电气化水平。加强工业领域清洁能源替代，在冶金、陶瓷、玻璃、水泥等行业推广电锅炉、电窑炉使用，鼓励高效利用可再生能源，稳妥拓展工业“煤改电”、“煤改气”。加快推广电动、氢能、天然气和车用乙醇汽油等清洁能源交通工具，鼓励重载卡车、船舶等使用LNG等清洁燃料。完善充换电、加氢、加气站点布局，开展光、储、充、换相结合的新型充换电场站试点示范，新建充电基础设施8万个，在南宁、柳州等市开展换电站应用试点，鼓励传统加油站、加气站建设油气电氢一体化综合供能服务站，力争新建和改造综合供能服务站600座。完善港口岸电、机场空港陆电等基础设施。持续提升铁路电气化率，有序发展重点城市轨道交通系统。推进和支持既有建筑节能改造，鼓励光伏建筑一体化应用。推进数据中心、第五代移动通信（5G）基站等新型基础设施领域节能和能效提升，推动绿色数据中心建设。
广泛形成绿色生活方式。开展创建节能型机关、绿色家庭、绿色学校、绿色社区和绿色出行等行动。加快推进节能设备应用，推广节能家电、高效照明产品，加强日常节电管理和节能改造。加大清洁能源消费宣传力度，倡导简约适度、绿色低碳生活方式和消费模式，坚决遏制不合理能源消费，推动形成绿色低碳生活的社会风尚。
三、提升能源科技创新应用水平
加快能源领域关键技术、绿色低碳技术应用，着力推进能源基础设施数字化智能化升级，高水平建成绿色智能电网，推进能源领域科技创新补短板。
（一）加快能源系统数字化智能化升级。
推进传统能源基础设施智能化发展。加快信息技术和能源产业融合发展，加强新一代信息技术、人工智能、云计算、区块链、物联网、大数据等新技术在能源领域的推广应用。积极开展电厂、电网、油气管网、油气储备库、煤矿、终端用能等领域设备设施的智能化升级，提高能源系统灵活感知和高效生产运行能力。加快建设绿色智能电网，推动电网数字化智能化转型，持续增强新型电力系统万物互联和全面感知能力，提升电网信息传输承载能力，推进新一代调度自动化系统、配电自动化系统和一体化通信网络建设，支撑一体化大电网监控预警和分析决策。
推进数字能源平台建设。推动电、油、气等各类能源信息上云，推动能源大数据应用。建设完善广西能源安全预警大数据中心、广西电网应急备用调度数据中心、广西海上风电大数据中心、省级充电服务与监督平台等能源大数据平台。建设以电力为核心的智慧能源平台，整合电力生产、输送、消费大数据，提供应用场景和接口，发展相关智能应用。以能源供需衔接和生产服务为重点，鼓励统一规划建设企业级、园区级、城市级平台。
建设综合能源系统。推进多种能源设施系统集成，加强全产业链和工业园区整体能源利用规划与节能设计，建设集供电、供热（冷）、供气于一体的能源梯级利用系统。积极开展节能型智慧楼宇、智慧城市建设。在能源消费服务领域推行合同能源管理等增值服务模式，积极发展综合能源服务市场主体，鼓励建设综合能源管理平台，通过大数据技术辅助用户挖掘节能潜力。
（二）开展智慧能源创新示范。
建成高可靠性智能电网示范区。加快智能变电站、智能配电房等智能电网技术应用，力争新建110千伏智能化变电站180座，重点建设南宁、柳州、桂林等城市智能电网标杆。推进农村现代智能电网建设，重点打造横州、东兴市等国家县城新型城镇化建设示范县农村智能电网示范样板，建成东兰县农村智能电网标杆。加快中国（广西）自由贸易试验区智能电网建设。
实施智慧能源示范工程。以先进技术突破和体制机制创新为支撑，以多能互补的清洁能源基地、源网荷储一体化项目、综合能源服务、智能微电网、虚拟电厂等新模式新业态为依托，开展智能调度、能效管理、负荷智能调控等技术示范。鼓励发电企业建设智慧电厂，推进“智慧风电”、“智慧光伏”建设。推广电力设备状态检修、厂站智能运行、作业机器人替代、大数据辅助决策等技术应用，实现电站数字化与无人化管理。推进百色市东怀煤矿等建成智能化示范煤矿，开展北部湾煤炭储备基地储运装系统智能化示范。
（三）加强先进技术创新应用。
加快先进清洁能源技术应用。加快大型风电机组、深远海域海上风电、新型高效光伏电池等先进清洁发电技术应用。开展海上风电集群大规模送出、柔性电网装备、直流配电网、微电网等先进输电技术应用。开展电网防灾抗损、网络安全、智能监测预警、高危作业替代等新型电力安全技术应用。鼓励压缩空气、液流电池等长时储能技术应用，探索飞轮储能、超级电容储能、钠离子电池等其他储能技术应用。探索小型堆、高温气冷堆等核电技术应用。适度超前部署一批氢能项目，开展氢能“制储输用”全产业链关键技术应用。
推进先进节能降碳技术应用。全面推广先进适用节能减排技术和节能环保标准，加强能源产供储运各环节节能降耗，提升设备能效。提高化石能源清洁高效利用技术水平，加强煤炭智能绿色开采、生态环境保护等技术应用，探索二氧化碳捕集利用与封存、天然气水合物（可燃冰）等化石能源低碳技术创新应用。
开展科技创新示范应用。围绕能源领域关键零部件、软件系统、新材料、新工艺等关键技术开展创新研究和示范应用。依托重大能源工程，加强首台（套）重大技术装备等示范应用，重点在先进可再生能源发电和综合利用、核能综合利用、灵活高效燃煤发电、燃气轮机等关键技术领域开展示范应用。加快推进一批新型储能示范应用。探索发展氢能在可再生能源消纳、工业领域氢能替代，以及氢燃料电池在重型车辆、分布式发电中的示范应用。支持开展以5G技术为基础的新一代电力物联网关键技术及成套设备示范应用。
加强能源科技协同创新能力。建立产学研有机结合、技术与应用相互促进、上下游协同推进的技术创新机制。鼓励驻桂企业联合高等院校、科研院所和行业上下游企业共建研发创新平台，支持引进或建设国家海上风力发电工程技术研究中心（广西分中心）等能源创新平台。
四、培育壮大能源装备产业集群
以发展风电、智能电网、光伏发电、新型储能、氢能等新能源装备制造产业链为重点，提升产业链核心价值，在全区培育差异布局的能源产业集群。到2025年，力争新能源装备产业产值达到500亿元以上。
（一）打造风电装备核心产业基地。
加快构建集风电装备研发设计、关键装备制造、装备配套、总装集成和海上安装施工及全寿命周期运维等全核心要素于一体的产业链，初步形成风电高端装备制造产业集群。在沿海城市和百色市等产业条件较好区域，引进一批大型风电叶片、发电机、齿轮箱、控制系统等关键零部件生产企业，重点建成北部湾海上风电产业园等。支持南宁等高新技术企业聚集区建设风电大数据中心和风电咨询设计研究平台，重点发展风电大数据、咨询、技术研发等服务产业。
（二）打造智能电网装备产业基地。
以智能制造为基础，围绕全区智能电网升级改造、智能微电网建设、轨道交通电气化、新能源接入消纳等需求，着力发展智能电网装备、智能运维等产业。加快打造产业集聚明显、龙头企业集中的智能电网产业园，重点推进柳州等智能电网产业基地建设。加快推进智能电网产业与新能源技术、信息技术、储能技术深度融合，推动智能输变电设备和智能配电产业向成套化、高端化、智能化方向发展，提升智能电网建设所需设备本地化供给能力。
（三）建设光伏发电装备产业集群。
依托柳州、桂林、玉林、百色等市装备制造业聚集优势，积极布局光伏电池组件、光伏逆变器、智能管控运维等产业链环节。依托北部湾沿海港口物流优势和硅产业优势，积极引导光伏产业链各环节配套装备制造企业与北部湾沿海光伏玻璃等生产企业开展合作，健全产业链条。加快形成以上游硅料—光伏玻璃生产，中游电池和辅材加工，下游组件—逆变器—储能设备配套为核心的全产业链，建设先进光伏高端装备制造基地，打造特色鲜明、布局合理、立足广西、面向东盟的光伏产业集群。
（四）建设新型储能装备产业集群。
在南宁、柳州、玉林等市布局新型储能装备产业园区，以新型储能系统成套装备为重点，大力引入国内储能系统设备制造龙头企业，带动高效电池组、电池管理系统、储能变流器和能量管理系统全产业链发展。探索高能量密度电化学储能、压缩空气储能、超级电容电能质量调节系统等装备制造产业发展。
（五）积极培育氢能产业链。
谋划氢能产业发展布局，积极培育绿色低碳氢能制取、储运、加注、应用、燃料电池等各环节产业链，加强核心零部件、关键装备的研发制造和产业化发展。结合新能源汽车产业技术升级，积极发展氢燃料电池系统、加氢站、供氢系统、储氢设施等关键产品，加快玉柴燃氢发动机技术创新成果转换和商业化应用，力争打造全国先进的氢能汽车产业链。
五、积极融入能源开放共赢新格局
坚持本地开发和能源调入并举保障能源安全稳定供应，深化电力、天然气、煤炭合作，力争打造海上天然气枢纽，推进广西与周边省份能源基础设施互联互通。促进能源投资贸易、技术标准、人才等全方位开放合作。
（一）打造海上天然气枢纽。
规划新建LNG专用泊位，建设完善深水航道和接卸码头等基础设施，建成北部湾海上天然气登陆点，推进涠洲油田伴生天然气等从北部湾港登陆，形成海气资源、LNG资源与陆上管道气资源“多气互保”格局。积极参与南海油气和天然气水合物试采，远期建成南海天然气水合物登陆接收基地。到2025年，力争北部湾LNG年周转能力达到1500万吨。
（二）构建能源合作输送大通道。
建设绿色安全电力通道。发挥好“西电东送”直流输电通道作用，持续推进金中直流、昆柳龙直流输电送桂，提高特高压输电通道利用率。加强与青海、甘肃等西北清洁能源资源富集省份电力合作，力争推动青海、甘肃等西北清洁能源基地送电广西输电通道相关工程纳入国家规划。积极引入藏东南清洁能源，力争推动藏东南清洁能源送电粤港澳大湾区输电通道增加广西落点，实现部分清洁电力输送广西。加强与越南等东盟国家电力基础设施互联互通。
建设海上天然气外输通道。统筹沿海LNG接收站配套外输管道建设，推动沿海LNG接收站与已建干线管网互联互通。完善与云南、贵州、湖南、广东等周边省份联络线布局，重点加快新疆煤制气外输管道广西支干线等天然气管道干线建成投产；以百色市为枢纽，加快推进广西LNG外输管道与云南等省际互联互通管道建设；积极开展与湖南、广东等省际互联互通管道前期工作。推进与西南中南地区管网深度融合，形成“南气北输”新格局。
（三）建设区域性能源交易中心。
培育发展能源商品交易平台，为广西综合能源基地多种能源商品市场化交易提供支撑。在大宗煤炭油气交易等领域积极培育形成运营规范、具有较大影响力的交易平台，加快形成集贸易、调度、投融资等于一体的综合性能源商品交易市场。加快推进天然气市场化建设，适时推进广西煤炭交易中心建设。搭建电力市场化平台，加强区域电力资源优化配置。
（四）拓宽能源合作深度广度。
开展能源项目投资贸易合作。用好《区域全面经济伙伴关系协定》（RCEP），推进能源领域贸易投资自由化和便利化。鼓励区内有实力的能源企业及中央驻桂企业，以产能合作和能源工程为重点，积极参与资源富集省份、共建“一带一路”国家新能源、智能电网开发投资和建设运营合作。
深化能源产业链合作。充分发挥“中国—东盟电力合作与发展论坛”等高层次国际电力交流合作和对话平台作用，深入开展能源领域技术标准、管理标准、技术培训等全方位合作，推动能源、装备、港口、物流联动，推动产业链高度协同，强化与粤港澳大湾区、长江经济带等产业链上下游深度对接和分工协作。不断深化可再生能源领域国际合作，推动建立清洁能源合作中心。
推动能源人才交流合作。鼓励能源企业积极与区内外高校、科研机构等开展高层次人才交流合作，依托中国—东盟人才资源开发与合作广西基地和南方电网等中央企业国际合作平台，加强区域能源人才培训和交流。
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专栏7 建设国家综合能源基地——能源合作走廊重点项目
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海上天然气枢纽
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北部湾LNG年周转能力达到1500万吨，建设北部湾海上天然气登陆点。
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电力合作
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续建投产：乌东德水电站送电广西（300万千瓦）。
前期工作：青海、甘肃等西北清洁能源基地及藏东南清洁能源送电广西特高压直流输电项目。
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天然气管网
互联互通
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新建投产：新疆煤制气外输管道广西支干线（衡阳—桂林）等。
前期工作：开展与贵州、湖南、广东等省际互联互通管道前期工作，力争“十四五”期末、“十五五”初开工建设。
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六、深化能源关键领域改革
深化电力、油气体制机制改革，加快现代能源市场建设，持续深化能源领域“放管服”改革，更多依靠市场机制促进能源绿色低碳转型和提升能源普遍服务水平。
（一）大力推进油气体制改革。
深化油气管网运营机制改革，按照国家“管住中间、放开两头”的总体改革要求，构建油气“一张网”发展新格局，推动形成上游多渠道供应、中游统一集输、下游销售充分竞争的油气市场体系。推进油气管网设施向第三方市场主体公平开放，提高油气集约输送和公平服务能力，压实各方保供责任。在保障安全稳定的基础上，完善城镇燃气管理制度，鼓励城镇燃气企业为已有明确天然气来源的下游用户提供配气服务。加快形成市场化价格机制，减少配气层级，形成主体多元、竞争适度、价格合理、统一开放的天然气交易市场。加快发展储气容量交易市场，研究制定储气容量交易方式、管理模式。有序放开油气开采开发市场，多渠道引入社会资本勘探开发。
（二）持续深化电力体制改革。
深入推进统一电力市场建设。加快构建和完善中长期、现货和辅助服务市场相衔接的电力市场体系，推动构建全区统一电力市场。完善电力中长期交易机制，开展电力现货市场运行，健全调峰、调频、备用等电力辅助服务市场化机制，完善电力辅助服务成本分摊和收益共享机制。全面放开经营性电力用户发用电计划，按照国家部署完善电网企业代理购电机制，有序推动工商业用户直接参与电力市场交易。完善适应电力现货市场的优先发电、优先购电机制。推动热电联产、天然气发电、新能源等发电主体及微电网、储能、负荷聚合商等新兴主体参与市场。推动绿色电力交易与绿色电力证书交易、碳排放权交易的良好衔接。
完善新能源市场化消纳机制。完善以可再生能源电力总量消纳责任权重为导向、多方参与落实的可再生能源电力消纳长效机制。创新有利于非化石能源发电消纳的电力调度和交易机制，推动非化石能源发电有序参与市场交易，以市场化方式拓展消纳空间，试点开展区内及省间绿色电力交易。明确储能独立市场主体地位，建立健全储能支持政策，引导可再生能源通过建设储能和调峰能力多渠道增加并网规模。
持续完善电力价格机制。进一步理顺输配电价结构，完善增量配电网价格形成机制。持续推进上网电价改革，落实燃煤发电、天然气发电、核电等上网电价市场化改革政策，以及风电、光伏发电、抽水蓄能和新型储能价格机制。从有利于节能的角度深化电价改革，完善峰谷分时电价政策，引导用户错峰用电、削峰填谷，落实阶梯电价等绿色电价政策。
持续推进电网体制机制改革。推进地方电网与主电网多形式融合发展，加强电网互联，统一规划、统一规范管理、统一技术标准、统一市场机制，推动地方电网参与全区电力市场化交易，努力实现全区城乡用电“一张网”。推动独立供电区域体制改革。规范电力交易调度机构运营。持续深化电网企业主辅分离、厂网分离改革，支持多元化社会资本投资抽水蓄能电站建设。稳步开展增量配电网建设，深化配售电改革，进一步向社会资本放开售电和增量配电业务，激发存量供电企业活力。
（三）不断提升能源服务水平。
激发能源市场主体活力。放宽能源市场准入，支持各类市场主体依法平等进入负面清单以外的领域。健全分布式电源发展新机制，推动电网公平接入。培育壮大综合能源服务商、电储能企业、负荷集成商等新兴市场主体，破除能源新模式新业态在市场准入、投资运营、参与市场交易等方面存在的体制机制壁垒。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，推动项目规划建设实施、运行调节和管理一体化。
加强能源治理和监管。深入推进“放管服”改革，以市场化手段和竞争机制有效防范廉政风险。优化能源市场监管，加大行政执法力度，维护市场主体合法权益，促进市场竞争公平、交易规范和信息公开。强化能源行业监管，保障能源规划、政策和项目有效落地。健全电力安全监管体系，推进理顺监管体制，加强能源项目建设施工和运行安全监管。加强能源行业自然垄断环节监管，强化公平开放、运行调度、服务价格、社会责任等方面的监管。严格落实能源安全责任，督促能源企业落实安全主体责任和安全措施。
持续优化用能营商环境。以公用供能企业为重点，持续优化报装审批流程，精简报装材料，压缩办理时间，推行全程代办、水电气业务报装“一站式服务”、“一网通办”，提高能源服务水平。进一步提升“获得电力”指数，持续压减办电时间、简化办电流程、降低办电成本，大力推进供电“转改直”，稳步减少存量转供电。
七、积极推动乡村能源变革
加快完善农村和边远地区用能基础设施，加强乡村清洁能源保障，开展农村减污降碳行动，满足广大农村地区经济社会发展清洁用能需要，全力支撑乡村振兴战略实施。
（一）完善乡村用能基础设施。
提升农村能源基础设施和公共服务水平，实施农村电网巩固提升工程，持续加强脱贫地区、边远地区等电网薄弱地区电网建设，建设农村现代智能电网，提高农村电力保障水平，全面达到“两率一户”等指标要求。全面推进独立供电区域改革，重点提高工矿厂区、农林区、小水电等自供区电网供电质量。在具备条件的农村地区、边远地区探索建设高可靠性可再生能源微电网。稳妥推进涠洲岛电网跨海联网工程，开展海岛型源网荷储一体化建设。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。支持革命老区重大能源基础设施项目建设。
（二）加强乡村清洁能源保障。
提升农村绿电供应能力，积极推广“农业农村＋”可再生能源模式。推动屋顶光伏、农光互补、渔光互补等分布式光伏建设，在光伏资源较好地区开展屋顶分布式光伏整村、整乡、整县推进示范工程，有序发展分散式风电，形成新能源富民产业。开展农村生产生活垃圾、禽畜粪污、农作物秸秆能源化利用，建设农村大型沼气和生物天然气等燃料清洁化工程，进一步提升农村家用小型沼气工程利用水平，实现种养、燃料、有机肥一体化的农村生态循环经济。
（三）开展乡村减污降碳行动。
大幅提高电能在农村能源消费中的比重，加强生物燃气利用。推动农村用能电气化升级，推广农村绿色节能建筑和农用节能技术产品，加快淘汰老旧农业机械，推广农用电动车辆、节能环保农机、节油渔船，发展节能农业大棚，推广使用节能环保灶具。以县域为单位开展绿色低碳发展示范区建设，探索建设“零碳”示范村庄。
第四章 环境影响评价
根据《中华人民共和国环境影响评价法》对本规划实施进行环境影响评价，切实减少能源发展对生态环境的影响。
一、规划实施环境影响分析
水电、风电、光伏发电、核电等非化石能源在生产过程中不排放污染物和温室气体。本规划围绕优化能源结构目标，明确提出大力发展非化石能源、构建新型电力系统、着力节能降碳、扩大清洁能源消费等任务，提高清洁能源消费比重和能源利用效率，有效减少碳排放。到2025年，全区非化石能源消费比重达到30%以上，高于全国2030年非化石能源消费比重目标（25%）5个百分点以上，单位GDP能耗五年累计下降值达到国家要求，相当于减少能源消费2100万吨标准煤左右、减排二氧化碳约3300万吨，有效减少二氧化硫、氮氧化物、粉尘等污染物排放，切实降低对生态环境的影响，提高能源领域适应气候变化能力。
二、预防和减轻环境影响对策
加强环境保护制度约束。坚持能源发展与环境保护并重，严格遵守《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国环境影响评价法》、《中华人民共和国节约能源法》、《中华人民共和国森林法》、《中华人民共和国湿地保护法》、《中华人民共和国自然保护区条例》、《风景名胜区条例》等法律法规，加强与“三线一单”（生态保护红线、环境质量底线、资源利用上线，环境准入负面清单）衔接。严格执行能源消费强度和总量双控制度，严格执行能源项目节能评估审查制度和环境影响评价制度，从源头上把好能源生产项目准入关。
加强能源项目建设环节环境保护。在国土空间规划中科学布局能源项目，减少耕地、林地占用，避免占用永久基本农田，避让生态保护红线，节约用地、用海。在项目规划选址、选线时必须依法避让自然保护地、重要湿地、红树林地等生态敏感区域，确实无法避让的，依法依规科学论证后办理相关审核审批手续。强化企业环保主体责任，企业要严格执行环境保护和污染治理的相关规定，加强项目建设和生产运行过程中的环境监测和事故防范。推进各类能源绿色勘探开发利用，协同推进项目建设与环境治理、生态保护修复，降低对大气、土壤和水环境的不良影响。优化施工方式，合理安排防护，做到环境保护设施与主体工程“三同时”（同时设计、同时施工、同时投产使用），投运过程要做到环保设施全负荷、全时段稳定运行。
加强能源储运和项目运行环节环境保护。防止油气管道发生泄漏，严格制定油气储备设施消防、绿化、防渗、防溢、防泄等措施。煤炭运输优先采用铁路、水运、铁海联运等方式，减少中途过驳产生的环境影响，煤炭存储重点加强防尘集尘、截污治污、预防自燃等措施。加强对火电项目运行产生的二氧化硫、氮氧化物及其他废气、废水、废固等环境污染物的治理。加强核电厂周围辐射环境和流出物监测，加强核废物处置，提升核电厂事故应急能力。加强风电项目建设过程中的水土保持和环境保护修复。采取措施降低风电、变电设备运行噪音和电网电磁辐射等区域性环境影响。
三、环境保护预期效果
通过采取以上措施，规划期内全区能源生产消费对环境的影响将得到较好控制，节能减排效果明显，能源发展更加清洁低碳，与生态环境发展更加平衡协调。
第五章 加强规划实施保障
一、加强组织领导
坚持和加强党的全面领导，深刻领悟“两个确立”的决定性意义，增强“四个意识”、坚定“四个自信”、做到“两个维护”，全面贯彻落实党中央、国务院及自治区决策部署，强化督导落实、工作统筹和协同联动。建立健全在自治区人民政府统筹领导下，自治区发展改革委组织落实、有关部门协同推动、各市人民政府和能源企业细化落实的规划实施工作机制。
二、强化规划引领
加强能源规划与经济社会发展规划及其他规划的衔接，以国土空间规划为依据，加强能源开发布局与生态环境保护等专项规划的衔接，统筹利用好海域空间资源。切实发挥自治区能源规划对全区能源发展、重大项目布局、公共资源配置、社会资本投向的战略导向作用，完善规划引导约束机制。
三、落实实施责任
自治区发展改革委牵头落实规划重要目标、重点任务、重大工程项目、重大改革措施，明确责任主体和进度要求，加强与国家有关部门沟通衔接，加强统筹协调。自治区有关部门要切实履行职责，密切配合，形成合力，确保规划有力推进、有效实施。各市人民政府要根据规划要求，细化任务举措、工作措施，精心组织实施，着力抓好各项任务落实，及时研究解决实施中遇到的困难和问题。各能源企业要充分发挥市场主体作用，积极有序推进规划各项工作。
四、强化政策协同
立足推动能源绿色低碳发展、安全保障、科技创新等重点任务实施，健全政策制定和实施机制，完善和落实财税、金融等支持政策，加强能源电力安全保供财政支持。落实相关税收政策，加大对可再生能源和节能减碳、创新技术研发应用等支持力度。构建完善能源绿色金融激励机制，加大对节能环保、新能源、二氧化碳捕集利用与封存等支持力度。加强能源生态环境保护政策引领，依法开展环境影响评价。完善用地、用海政策，严格落实区域“三线一单”生态环境分区管控要求，按照节约集约用地和高质量发展要求，在国土空间规划中统筹保障重大电源、新能源、输电通道、油气管道走廊、能源储备设施等开发建设的合理用地空间。研究制定可再生能源增量激励政策，推广绿色电力证书交易。支持将符合条件的能源重大项目列入自治区层面统筹推进重大项目。大力争取国家对广西农村电网巩固提升、新能源发展、煤矿安全改造、煤炭储备等能源项目的资金支持。
五、加强监测评估
自治区发展改革委牵头组织开展规划实施情况的监测分析、中期评估和总结评估，及时总结经验、分析问题、制定对策，滚动调整能源项目库。监督指导各级各有关部门和能源企业贯彻落实规划主要任务和能源体制改革各项决策部署，跟踪监测规划指标、改革任务和重点项目的执行情况。建立重大情况报告制度，重大事项及时向国家有关部门和自治区人民政府请示报告。
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