蘇政辦發〔2017〕62號
各市、縣（市、區）人民政府，省各委辦廳局，省各直屬單位：
《江蘇省“十三五”能源發展規劃》已經省人民政府同意，現印發給你們，請認真貫徹實施。
江蘇省人民政府辦公廳
2017年4月28日
江蘇省“十三五”能源發展規劃
“十三五”時期，是江蘇全面貫徹落實黨的十八大和十八屆二中、三中、四中、五中、六中全會精神，深入貫徹落實習近平總書記系列重要講話特別是視察江蘇重要講話精神，推動聚力創新、聚焦富民取得重大進展的關鍵時期，也是高水平全面建成小康社會的決勝階段。根據國家《能源發展戰略行動計劃（2014-2020年）》《能源生產和消費革命戰略（2016-2030）》《能源發展“十三五”規劃》和《江蘇省國民經濟和社會發展第十三個五年規劃綱要》，編制本規劃。本規劃主要闡明“十三五”期間我省能源發展戰略、主要目標、基本原則、重點任務和保障措施，是未來5年我省能源發展的總體藍圖和行動綱領。
根據《江蘇省發展規劃條例》，在本規劃指導下，省能源主管部門編制和實施電力、電網、可再生能源、天然氣等發展規劃，作為本規劃的補充和細化。
本規劃以2015年為基期，規劃期為2016年－2020年。
一、基礎環境
（一）發展成效。
“十二五”時期，我省有效把握能源與經濟、資源、環境“三個關系”，堅持控制總量、調整結構、強化約束“三個導向”，聚焦發展能力、供給質量、利用效率“三個提升”，推進能源生產結構、消費結構、空間布局“三個優化”，為經濟社會持續健康發展提供了堅實基礎。
1．能源供給保障有力。開源節流并重，推進能源發展，全面提升保障能力。2015年末，省內累計建成各類發電裝機9529萬千瓦，形成“六縱五橫”500千伏主網架和25個220千伏分區網架，投運主干1800公里和支干560公里輸氣管道。2015年，實現5115億千瓦時電力、165億立方米天然氣和2076萬噸成品油供應規模。2015年，能源消費總量30235萬噸標準煤，“十二五”年均增長3.97%。以較低的能源消費，支撐了9.6%的經濟增長和社會發展。
2．能源結構漸趨優化。按照“供需并重、內外兼顧”的思路，著力推動生產結構、消費結構、區外受電結構同步優化。2015年，生產一次能源2737萬噸標準煤，其中非化石能源1087萬噸標準煤，占39.7%，可再生能源607萬噸標準煤，占22.2%，分別比2010年提高6個和7.2個百分點。一次能源消費總量中，煤炭占64.4%，比2010年下降4個百分點，天然氣占6.6%，比2010年提高3.1個百分點，天然氣利用量位居全國第一位，非化石能源占8.3%，比2010上升2.8個百分點，超過“十二五”末7%的規劃目標。出臺促進風能和分布式太陽能健康發展兩個指導意見，實施光伏發電地方補貼政策，推動風力發電跨越式發展、光伏發電指數式增長。2015年末，清潔發電裝機2127萬千瓦，年均增長19.1%，占22.3%，提高8.6個百分點；可再生能源裝機1059萬千瓦，年均增長26.8%，占11.1%，提高6.1個百分點；風電、光伏裝機分別達到412萬千瓦、422萬千瓦，位居東部沿海各省之首。煤電裝機比重由84.1%下降到75.6%。區外來電中，核電穩定，水電增加，煤電減少，煤電占比由2010年49.3%下降到31.3%。
3．能效水平不斷提升。省政府出臺控制能源消費總量和煤炭消費總量兩個實施方案，持續加大控能減煤工作力度。能源消費強度由2010年的0.601噸標準煤下降到0.462噸（2010年不變價），累計下降23.2%，超額完成國家下達的18%節能目標。能源彈性系數由“十五”時期1.15和“十一五”時期0.63，下降到“十二五”0.41。煤電機組供電煤耗由2010年322克標準煤下降到301克標準煤，比全國平均水平低14克。電網線損率由2010年6.01%下降到4.28%。
4．生態影響持續減輕。從淘汰落后和改造升級兩方面入手，扎實推進能源行業大氣污染防治行動。堅持“上大壓小”、淘汰落后產能，累計關停落后機組337萬千瓦。堅持示范先行、標桿引領，積極推進燃煤機組節能減排升級改造，50臺機組（2787萬千瓦）完成超低排放改造。2015年電力行業二氧化硫、氮氧化物排放量分別比2010年下降51.4%和51.0%，占全社會排放總量的比重分別降低20.8個和19.6個百分點。蘇北五市全面使用國Ⅴ車用乙醇汽油，其余地區全面使用國Ⅴ車用汽油；南京成為首個推廣使用國Ⅴ車用柴油的省會城市。
5．空間布局有效調整。根據沿海開發戰略、蘇南現代化示范區建設規劃和大氣污染防治行動要求，針對“南高北低、梯度演進”區域發展特點，因類施策，調整能源布局。在全省普遍推廣分布式光伏利用的同時，突出蘇中蘇北地區低風速分布式風能利用和沿海地區風電開發，蘇中蘇北及沿海地區風電、光伏發電裝機占全省80%以上。在從嚴控制新增規模的同時，逐步調整煤電布局，“十二五”時期蘇中蘇北新投燃煤機組占57%，蘇南新投燃氣調峰電站和熱電聯產機組占79.6%。注重全省統籌，初步形成多源供氣格局，全力推進油氣管網互聯互通，著力構筑網源協同運行體系。
6．能源合作繼續深化。在積極利用省外煤炭、油氣資源的同時，跨省送電持續增長，建成四川錦屏-蘇州特高壓直流送電工程，省外最大受電電力由2010年881萬千瓦，增加到2015年1559萬千瓦，占全省最大用電負荷的比重由13.8%上升到18.2%，省外凈受電量由2010年365億千瓦時，增加到2015年693億千瓦時，占全省用電量的比重由9.4%上升到13.5%。新疆廣匯LNG一期工程正在加快建設，徐礦集團參與錫盟外送電源項目、協鑫集團參股濱海LNG接收站項目等，均取得重要進展。
（二）存在問題。
我省經濟規模大，能源資源稟賦少，環境承載能力弱，人均用能基數高，面臨的挑戰非常嚴峻。概括起來，主要是“兩個依然存在，三個勢在必行”。一是經濟社會穩定發展，保供壓力依然存在。穩增長、調結構、促改革、惠民生、控風險各項措施逐步落實，全省經濟保持平穩較快發展，人民生活水平不斷提升，生活用能比重和品質要求明顯提高，保障供給仍然是能源改革發展的基本要求和首要任務。二是資源對外依存加劇，短缺風險依然存在。雖然風能、太陽能開發利用步伐加快，走在全國前列，但電量占比小，替代能力弱。92%以上的煤炭、94%以上的原油、99%以上的天然氣依靠外部，加之儲備能力較為薄弱，導致長期保供形勢嚴峻、任務艱巨。三是環境約束繼續凸顯，綠色發展勢在必行。大氣、水、土壤污染防治行動相繼實施，能源行業污染物排放標準不斷提高，要求我省大力發展非化石能源，逐步擴大天然氣利用，優化利用區外來電，提高煤炭清潔高效利用水平，加快能源綠色發展進程。四是產業結構依然偏重，提升效能勢在必行。雖然2015年形成“三二一”產業結構，但二產內部重工業比重大，能源消費強度達到一、三產業的5倍左右。雖然能耗強度位居全國第五，比全國平均水平低20%以上，但與發達國家相比還存在2-4倍的差距。倒逼產業轉型，持續提高能效，是確保我省能源安全的根本途徑。五是體制約束有待破解，深化改革勢在必行。能源行業行政壟斷、自然壟斷、競爭性壟斷和無序競爭現象并存，電價、氣價、熱價定價機制亟待完善。雖然當前國際油氣價格大幅下滑，但因改革相對滯后，導致天然氣利用受阻，供熱價格倒掛，制約熱電聯產發展，影響燃煤鍋爐整治。深化改革，發揮市場配置資源決定性作用，成為推進能源發展的必然路徑。
（三）面臨形勢。
從全球看，世界經濟深度調整、增長乏力、復蘇曲折，國際能源格局發生重大調整，圍繞能源市場、創新變革的國際競爭仍然激烈，“五化”趨勢明顯。一是市場供求寬松化。非化石能源、非傳統能源快速發展，成為能源供應新的增長極。世界主要發達經濟體和新興經濟體潛在增長率下降，能源需求增速放緩，全球能源供應能力充足，價格將較長時間低位運行。二是能源格局多極化。發達國家能源消費趨于穩定，世界能源消費重心繼續東移，亞太地區仍為推動能源消費增長的主要力量。非常規油氣開發成本進一步降低，中東地區“一極獨大”的優勢趨于弱化，中東、中亞、俄羅斯、非洲、美洲多極發展新格局逐步形成。三是能源結構低碳化。應對氣候變化的《巴黎協定》簽署生效，進一步加快了世界能源低碳化進程，天然氣和非化石能源逐漸成為世界能源發展主要方向。2030年，天然氣有望成為經合組織國家第一大能源，歐盟可再生能源占比有望超過27%。除少數國家逐步棄核外，主要核電大國和無核國家仍將核電作為重要發展方向。四是能源系統智能化。能源科技創新加速推進，以智能化為主要特征的能源生產消費新模式不斷涌現。智能電網和“互聯網+”智慧能源加快發展，分布式供能和智能化管控加速應用，越來越多的用能主體參與市場交易，“人人消費能源、人人生產能源”的市場關系新形態正在形成。五是國際競爭復雜化。全球供求持續寬松，導致國際競爭焦點從重要資源掌控權、戰略通道控制權，向資源定價權、貨幣結算權、技術標準主導權拓展。能源之爭將更加持久、廣泛地表現為國際政治、軍事、貨幣之爭，此消彼長、相互輪回將更加頻繁。
從全國看，“十三五”時期是我國經濟發展邁入新常態的第一個五年規劃期，經濟增長由高速轉向中高速，經濟結構由中低端邁向中高端，發展方式由規模速度型轉向質量效益型，發展動力由要素驅動轉向創新驅動，要求能源行業在保障有效供給的同時，深化兩項改革，推進兩個轉換，加快雙重更替。一是加快能源結構雙重更替。“十三五”時期，是2030年左右實現全國碳排放達峰目標的關鍵奠基期，也是全國煤炭消費的峰值平臺管控期。國家將加快非化石能源發展、天然氣開發利用和煤炭消費減量替代步伐，推動油氣替代煤炭、非化石能源替代化石能源“雙重更替”進程。二是推進能源發展動力轉換。傳統能源資源耗費多，環境影響大。新常態下，傳統耗能產業尤其是高耗能產業增長乏力，新能源汽車、大數據中心、現代制造業等新產業、新業態以及新城鎮、新農村成為用能新需求，綠色低碳、智能高效成為能源供給品質新要求。科技、體制、模式創新不僅推動能源清潔化、智能化，也將催生能源新產業、新業態。三是推進能源系統形態轉換。隨著智能電網、分布式能源、中低速風能、高轉化率太陽能技術、設備、材料的突破和商業化應用，電力、油氣改革的不斷深化，長期形成的集中開發、遠距離輸送的布局特征和系統形態正在發生變化。電力、油氣等主要能源系統將由單純宏大轉向宏觀與微觀并存。新增用能將更多地依靠“因地制宜、就地取材”的分布式供能系統來滿足。四是深化能源領域兩項改革。能源布局、結構不合理，價格關系未理順，發展機制、交易機制不健全，監管方式不科學、手段不完備、效果不到位，成為制約能源發展的重要因素。以電力、油氣為重點，深化改革、破除阻礙，將成為加快能源變革，建設“有法可依、政企分開、主體規范、交易公平、價格合理、監管有效”新體制的主要推動力。
從全省看，要在準確把握國際國內能源發展大趨勢、大方向的基礎上，針對省情特征和突出矛盾，緊扣能源變革主線，堅守生態保護紅線，確保安全供給底線。一是統籌能源供給和消費。既把保障供給作為能源改革發展的基本任務，努力保障經濟社會穩定發展對能源提出的剛性合理需求，也要把堅決控制能源消費作為能源改革發展的首要任務，加強需求管理，推動能效突破，逐步建立需求引導供給、供需雙向互動的自適應平衡機制。二是統籌省內資源和省外來源。針對“資源小省”實際，既把安全穩定、清潔高效利用煤炭和加速發展非化石能源作為能源發展的工作重心，也要把積極穩妥利用國際油氣資源和省外電力資源作為調整結構保障供應的重大舉措，利用好兩個市場、兩種資源，實現全方位深度開放之下的安全發展。三是統籌合理布局和發展時序。貫徹區域協調發展、新型城鎮化和城鄉發展一體化戰略，結合用電負荷與環境容量逆向分布特點，既調整增量布局，更優化存量結構，因地制宜，加快發展非化石能源，集成應用分布式能源。四是統籌能源發展和環境改善。把能源發展與大氣、土壤、水污染防治有機結合起來，堅持安全生產底線，堅守生態保護和耕地保護紅線，積極推進能源科技進步，持續開展煤電節能減排改造，努力開創綠色低碳發展新路。
二、總體要求
（一）指導思想。
全面貫徹黨的十八大和十八屆二中、三中、四中、五中、六中全會精神，以習近平總書記“四個革命、一個合作”能源發展戰略思想為引領，自覺踐行創新、協調、綠色、開放、共享發展理念，牢固堅持能源變革主線、生態環保紅線、能源安全底線，著力推動體制機制改革、能源結構優化、能源效率提高、發展模式創新，努力構建清潔低碳安全高效的現代能源體系，為建設“強富美高”新江蘇提供有力的能源保障。
（二）基本原則。
1．改革引領，創新發展。把能源變革作為能源發展的核心任務，把創新作為促進能源發展的第一動力。以電力、油氣等行業領域為重點，以投資體制、定價機制、市場建設等為重要環節，不斷深化能源體制機制改革，促進技術創新、體制機制創新、商業模式創新，充分發揮市場配置資源的決定性作用，增強發展活力，激發發展潛力。
2．效率為本，協調發展。把節能優先作為能源變革發展的首要戰略，貫穿于能源生產和消費全過程。積極推行國際先進能效標準和節能制度，推動形成節能型生產方式和消費模式。以智慧高效為目標，加強能源系統統籌協調和集成優化，推動各類能源協同發展，實現集約高效開發、科學高效利用。
3．清潔低碳，綠色發展。把發展清潔低碳能源作為調整能源結構的主攻方向，堅持發展非化石能源與清潔高效利用化石能源并舉，降低煤炭消費總量，優化煤炭消費結構，提高天然氣和非化石能源消費比重，持續降低碳排放強度和主要污染物排放總量，積極推進污染物深度治理，促進生態文明建設。
4．互利共贏，開放發展。把開放作為推動能源發展的重要途徑，堅持政府引導與企業自主相結合，內部挖潛與外部開拓相并重，加快構建和完善以煤炭、電力、天然氣為主，內外并舉、品種多樣的生產供應基地，主體多元、多層互補的應急儲備體系，統一開放、競爭有序的能源市場體系，實現深度開放條件下的能源安全。
5．民生優先，共享發展。把改善人民群眾用能條件作為能源發展的根本出發點和落腳點，按照高水平全面建成小康社會要求，統籌城鄉和區域，加強城鄉用能基礎設施建設，顯著提高能源普遍服務水平。深化能源投融資體制改革，加大能源扶貧力度，使人民群眾更加直接地參與能源發展，更加充分地分享發展成果。
（三）發展目標。
1．供給能力顯著增強。按“十三五”時期經濟增長7.5%左右和能耗累計下降17%的要求測算，2020年全省能源總需求3.60億噸標準煤左右。2020年，各類能源資源供給能力達到3.8億噸標準煤左右。省內外各類電力裝機1.6億千瓦左右（其中，煤電8315萬千瓦、天然氣發電2000萬千瓦、核電425萬千瓦、抽水蓄能260萬千瓦、風電1000萬千瓦、光伏發電800萬千瓦、生物質發電150萬千瓦，區外來電3300萬千瓦左右），保障全省6500億千瓦時用電量（年均增長4.9%，彈性系數0.65）的需求。煤炭中轉儲備能力1.5億噸左右，省內一次原油煉制能力4000萬噸左右，天然氣（包括沿海LNG接收站）供應能力力爭達到360億立方米。
2．能源消費顯著控制。2020年，能源消費總量確保控制在3.4億噸標準煤以下（年均增長2.4%，彈性系數0.32），力爭控制在3.37億噸標準煤（年均增長2.2%，彈性系數0.29），為2025年左右能源消費總量達峰和2030年左右碳排放總量達峰創造條件。確保完成17%的節能目標，力爭下降22%左右。能耗強度由0.46噸標準煤下降到0.38噸標準煤以下，力爭接近0.36噸標準煤，繼續保持全國領先地位。
3．能源結構顯著改善。2020年，省內非化石能源生產量突破2100萬噸標準煤，占一次能源生產量的比重提高到73%左右，其中可再生能源生產量突破1200萬噸標準煤，占比達到41%左右。包括區外來電在內，全省非化石能源消費量突破3700萬噸標準煤，占比達到11%。持續控煤減煤，省內直接轉化利用的煤炭由27209萬噸（實物量）下降到2.4億噸左右，占能源消費總量的比重由64.4%下降到50.9%，持續保持“負增長”。天然氣消費量達到350億立方米左右，占能源消費比重由6.6%提高到12.6%。
4．綠色低碳顯著提升。到2017年底，在役燃煤機組全面完成節能減排升級改造，10萬千瓦及以上機組達到燃機排放標準（即在基準含氧量6%的條件下，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于10、35、50毫克/立方米，下同），10萬千瓦以下機組達到重點地區特別排放限值。到2020年，省內在役發電裝機中，清潔發電裝機達到4600萬千瓦左右，可再生能源發電裝機達到2200萬千瓦左右，占比分別提高到35%和17%左右，天然氣發電裝機超過2000萬千瓦，占比提高到15%左右，煤電裝機占比下降至63%。電煤占煤炭消費比重提高到65%以上，煤電機組供電煤耗下降5克/千瓦時，熱電聯產機組熱電比穩步提高。
5．普遍服務顯著強化。到2020年，新增天然氣主干管網1600公里，實現所有縣區全覆蓋，蘇南、蘇中等城鎮化水平較高的地區基本實現城鄉一體化。在形成500千伏“六縱七橫”電網主干網架的同時，基本實現大中城市配電網智能化，全面完成新一輪農村電網升級改造，實現各類電源公平接入。加氣站、充電站等新型終端服務設施基本實現大中城市全覆蓋、高速公路和高等級航道全覆蓋。
6．治理體系顯著完善。持續推進能源投融資體制機制改革，提升“放管服”水平。以電力、油氣領域為重點，以能源資源配置市場化為取向，深化能源體制機制改革，統一開放、競爭有序的能源市場體系建設取得新突破。以油氣管道保護、可再生能源發展為重點，加強法規、標準、政策制定，科學完備、高效便捷的能源治理體系建設取得新進展。
三、重點任務
緊緊圍繞推動能源變革總體要求，緊扣安全、結構、高效、創新、改革“五個關鍵詞”，扎實推進“八大任務”，努力實現能源消費從粗放低效向集約高效轉變，能源生產從環境影響型向綠色低碳型轉變，能源資源從高碳為主向低碳取向轉變，能源布局從偏重集中向集散并重轉變，能源系統從供方主導向雙向互動轉變。
（一）增強安全保障能力。
堅持內外并舉、量質并重，以煤炭、石油、天然氣、電力為重點，開展多渠道、多形式、深層次國際國內合作，形成來源廣、品質好、物流暢、價格優的能源資源供應體系。
1．煤炭。推進供給側結構性改革，加快煤炭行業“去產能”，加強保留煤礦管理，提高科學產能比重，推動徐州等傳統煤炭工業基地綠色轉型發展，到2020年省內煤炭穩產700萬噸左右。開展“煤電聯營”，深化與山西、內蒙古、陜西、安徽等傳統煤炭基地的合作，開展煤礦共建，建立長期穩定供煤關系，穩定電煤來源。落實“一帶一路”倡議，促進優勢產能“走出去”，優質資源“引進來”。到2020年，形成國內為主、國外為輔的煤炭資源布局。
2．石油。實施油田改造項目，穩定省內200萬噸/年原油產能。積極引進山東等省外陸上原油資源，推進連云港港30萬噸級碼頭及配套管道建設，促進海上原油接卸、轉運。落實國家原油進口資質條件放開政策，確保金陵石化、揚子石化和盛虹集團、新海石化等中央和地方現代化煉廠資源供應，爭取到2020年全省原油供應能力達到3500萬噸以上。加大國Ⅴ清潔汽柴油和普通柴油保障能力，積極協調金陵石化、揚子石化清潔油品穩產和資源就近供應，大力引進中石油、中海油和中化石油省外煉廠資源供應，促進中石化蘇南、江北成品油管道安全穩定輸送。到2020年，力爭全省成品油供應能力達到2600萬噸以上。
3．天然氣。加快沿海千萬噸級LNG接收基地建設，增建大型儲罐，擴大海外氣源接收存貯能力。在改造完善西氣東輸和川氣東送系統，加強配套地下儲氣庫建設的同時，加快中俄東線管道建設，增強接收、儲存中亞和俄羅斯等境外陸上氣源的能力。繼續穩定江蘇油田常規天然氣產量，開展下揚子地區非常規天然氣資源勘查工作，提高自給能力。鼓勵各類資本進入我省供氣市場，開展輸儲設施建設和貿易合作，通過管道、車載LNG等運輸方式，增加氣源供應，擴大市場范圍，活躍供氣市場。到2020年，全省天然氣供應能力力爭達到360億立方米。
4．電力。穩步推進省內電源建設，逐步擴大清潔能源裝機占比，至2020年，省內裝機達到1.3億千瓦左右。貫徹國家電力布局，加強省際電力合作，擴大利用區外來電。建成淮南-南京-上海特高壓交流工程和錫盟-泰州、晉北-南京特高壓直流工程，新增輸電能力2000萬千瓦左右。支持徐礦集團、國信集團等企業積極參與送端配套電源建設。優化區外來電結構，積極利用西部水電和內蒙古、山西等地可再生能源，擴大利用新疆、青海可再生能源。鼓勵省內企業參與華東地區抽水蓄能電站建設，提高華東地區網內調峰互濟保供能力。保障電網運行安全，積極應對特高壓外來電大幅增加帶來的安全風險，嚴防電網大面積停電事故，提前化解耦合風險，妥善處理特高壓輸電對油氣管道的影響。到2020年，區外來電規模達到3300萬千瓦左右。
（二）構建現代輸儲網絡。
堅持輸儲統籌、供需平衡，協同推進煤電油氣多種能源輸送方式發展，同步加強能源儲備和調峰設施建設，率先構建多能互補、安全高效的現代能源輸儲網絡。
1．煤炭物流體系。貫徹落實國家煤炭物流發展規劃，根據消費布局和交通區位，兼顧生產基地和應急儲備，持續完善以鐵路、水路為集疏通道，以港口、園區為儲配中樞的立體化煤炭物流網絡，建設經濟高效、綠色先進的現代煤炭物流體系。按照樞紐輻射、就近儲備的原則，實施煤炭中轉儲運基地完善工程，在沿海、沿江、沿河港口等區域布局建設覆蓋范圍廣、環境影響小、應急能力強、運輸距離短、儲備成本低的6大煤炭應急儲備基地，加強燃煤電廠儲煤能力建設，提高煤炭應急保障能力。到2020年，形成煤炭中轉儲備能力1.5億噸。
2．石油輸儲體系。加快優化蘇中蘇北特別是沿海地區管道布局，全面推進互聯互通，持續加大隱患整治力度，實現安全運維水平、管道輸送比例、應急儲備能力同步提升。
加快重點管網建設。按照就近配置資源、服務煉化布局的要求，立足南北互通、東西相連、陸海對接，完善原油、成品油管網。重點建設日照-儀征復線連云港支線原油輸送管道，累計形成原油管道1500公里。全面建成中石化江北成品油管道及配套油庫，規劃建設連云港-徐州-商丘成品油管道，累計形成成品油管道1500公里。
擴大應急保障能力。督促原油加工企業落實國家商業原油儲備標準，加快中石化儀征、中石化連云港原油商業儲備基地建設。積極推進泰興國家成品油儲備庫建設。鼓勵和引導成品油經營企業構建地區中心庫、區域配送庫、縣級分銷庫等多級儲備體系。
3．天然氣輸儲體系。統籌海上與陸上兩類通道，接卸、運輸、儲備三個環節，以市場為導向，以江北為重點，科學規劃管網布局，加快建設接收基地，不斷提升輸儲能力。
加強LNG接收站建設。落實“一帶一路”和沿海開發戰略，充分利用沿海區位優勢和港航條件，適應長三角地區發展需求，加快實施千萬噸級LNG接收站建設工程，形成南通、鹽城、連云港“一線三點”沿海LNG接收基地，確立海外天然氣與陸上管道氣互補格局，構建國家進口天然氣海上通道重要支點群。到2020年，形成1000萬噸以上海外天然氣接收能力。
加強干支管網建設。按照“蘇南適當加密、蘇北形成網絡”的思路，配合西氣東輸、川氣東送、俄氣南下、海上LNG四大氣源通道，建設“五橫八縱”干線輸氣網絡。強化干線支撐，重點建設中俄東線江蘇段、青島-南京等輸氣管道，加快推進南通（海門）-蘇州（太倉）過江管道建設。強化跨省聯絡，重點建設江蘇沿海管道及其輻射安徽、河南的橫向支干線等，發揮沿海LNG接收基地立足江蘇、服務長三角、輻射中部省份的作用。同步推進寧蕪復線、啟通管道，川氣東送配套高淳-溧水、江陰-武進、吳江-昆山、武進-馬山支線以及天然氣電廠專用支線等支線管網建設，實現天然氣管網縣區全覆蓋。到2020年，累計形成全省天然氣主干管網3400公里。
加強儲備體系完善。利用鹽穴等地下空間、LNG接收站配套貯罐、天然氣管道加壓儲氣、城市配建應急儲備設施等，構建多載體、多形式天然氣儲備體系，建成長三角應急儲氣調峰中心。加快建設金壇儲氣庫群，盡快建成20億立方米儲氣能力。規劃建設淮安趙集、淮安楚州、鹽城朱家墩、丹徒榮炳等地下儲氣庫，新增設計儲氣能力約70億立方米。依托沿海LNG接收基地，在連云港、濱海、如東和啟東新增約200萬立方米大型LNG儲罐。鼓勵建設城市調峰設施，形成5200萬立方米儲存能力。
4．電力輸儲體系。堅持電網與電源統一規劃、協同發展，優化電網布局和電力潮流，強化調峰能力和民生保障，加快建設安全可靠、開放兼容、清潔環保、經濟高效的智能電網。
完善主干電網。適應錫盟-泰州、晉北-南京等跨省特高壓輸電工程建成投運的新情況，對外銜接華東電網，對內協調支撐電源，加快蘇北及沿海地區負荷發展熱點地區500千伏變電站布局和降壓能力建設，加強蘇中地區銜接特高壓500千伏電網配套工程建設，優化蘇南500千伏電網結構。到2020年，形成“六縱七橫”500千伏網格結構。
優化分區電網。按照合理規劃潮流方向、有效控制短路電流、努力實現均衡供電的要求，優化分層分區運行，強化區間互濟備用，構建220千伏環網結構，提高重要電源及時接入、區間事故即時支援和用電負荷即時轉供能力。到2020年，全省28個220千伏電網片區實現互聯分布、協同運行。
強化配電網。立足供電可靠性、配電智能化、服務均等化，加快實施配電網特別是中心城區和農村電網改造，同步提升標準、技術、裝備，加快形成強簡有序、標準統一、智能高效的配電網。開展中心城市核心區高可靠性示范建設，提高故障自動檢測、隔離和網絡重構自愈恢復能力。加快新一輪農網改造，建設金壇等美麗鄉村配電網示范區，全面解決“低電壓”、“卡脖子”、戶均供電容量低、安全隱患多等歷史問題，到2020年，農村地區供電可靠性達到99.93%以上，年均停電時間下降到6.13小時以下。
增強調峰能力。把調峰、儲能放到更加重要的位置，在增加利用區外水電的同時，堅持抽水蓄能、燃機調峰和非水儲能裝置相結合，多式并舉，增強電網運行協調性、穩定性。按期建成溧陽抽水蓄能電站（150萬千瓦），加快句容（135萬千瓦）抽水蓄能電站建設，加快推進連云港（120萬千瓦）抽水蓄能項目前期工作并開工建設。結合鹽穴空間資源和地區電網調峰需求，開展地下鹽穴壓縮空氣調峰儲能試點。統籌兼顧片網調峰和控減煤炭需要，重點在峰谷差大、煤炭消費基數高、氣源有保障的地區有序適度建設天然氣調峰電站。完善電價政策，鼓勵電動汽車低谷充電。實施煤電靈活性改造與運行工程，提高30萬千瓦級煤電機組深度調峰能力。結合車用電池退役再利用，努力構建以抽水蓄能為主、電池蓄能為輔的多模式電能儲備體系。
（三）嚴控煤炭消費總量。
堅持節約優先，強化政策引導和制度約束，積極控減能源和煤炭載荷，保障合理用能，激勵節約用能，淘汰落后用能，提高清潔用能，加快推進社會用能方式變革，持續提高能源行業生態貢獻。深入實施《“兩減六治三提升”專項行動方案》，加快實施煤炭消費等量減量替代，加大散煤整治力度，持續壓減非電行業用煤，逐步提高電煤占比，到2020年，全省煤炭消費量減少3200萬噸，電力行業煤炭消費占煤炭消費總量比重提高到65%以上。
1．同步實施能源消費總量和強度“雙控”制度。
建立分解落實機制。把能源消費總量和能源消費強度作為重要考核指標，建立分解落實機制，強化監督檢查。統籌兼顧經濟發展階段、能源消費總量、單位能源產出效率、單位面積能耗強度和產業轉型升級、生態環境建設要求，按照“共同但有區別”的原則，分解下達各地區能源消費總量和年度控制要求。將能源和煤炭消費總量控制指標執行情況，納入生態文明建設和大氣污染防治行動考核。
積極加強源頭管控。著力調整產業結構，強力推進鋼鐵等產能過剩行業“去產能”。到2020年，壓減粗鋼產能1750萬噸、水泥產能600萬噸、平板玻璃產能800萬重量箱。嚴格執行高耗能和產能過剩行業產品能耗強制標準，扎實推行節能評估審查機制。不斷加強重點行業能效管理和重點企業節能監察，提高用能設備能效水平。通過綜合采取經濟、行政、法律和技術手段，從源頭上積極削減和有效管控能源需求，確保能源消費總量控制在3.4億噸標準煤以下，力爭控制在3.37億噸標準煤左右。
2．大力實施煤炭消費減量替代行動。
建立目標分解考核制度。制定實施《“兩減六治三提升”專項行動削減煤炭消費總量專項實施方案》，把控制煤炭消費、實現持續削減作為控制能源消費、調整能源結構的“重中之重”，納入生態文明建設和大氣防治行動考核，將減量控制目標分解至各設區市，同步開展年度考核和預測預警。
逐步提高減量標準。按照《江蘇省煤炭消費減量替代工作方案》，制定實施電力行業和非電行業煤炭等量、減量替代管理辦法。嚴格控制煤炭消費增量，對所有新建、改建、擴建耗煤項目一律實行減量替代或等量替代。對非電行業新增煤耗，一律實施1.5倍減量替代（其中鋼鐵、水泥行業2倍減量替代），上一年度全省空氣質量排序較差的前4個市，實行2倍減量替代；電力行業在等量替代的基礎上，逐步實行減量替代。將煤炭減量替代或等量替代作為能評的重要內容，不符合標準的，不予出具能評報告，不得開工建設。
3．持續實施煤電節能改造行動。
全面落實《江蘇省煤電機組節能減排與改造行動計劃（2014-2020年）》和《江蘇省煤電節能減排升級與改造實施方案（2016-2017年）》，持續強化煤電行業節能改造行動。強化年度改造計劃制定，分解落實具體地區、企業、機組，明確改造內容、時限。加強改前改后測試，嚴格改造節能量評估認定。以發電煤耗為主、供電煤耗為輔，開展同類機組單耗評價，總結標桿企業、先進機組節能改造經驗，推動“對標找差”持續改造。鼓勵發電機組因地制宜開展供熱改造，降低綜合煤耗。到2020年，全省在役燃煤機組平均供電煤耗比2015年下降5克標準煤/千瓦時。
4．積極淘汰落后耗煤產能。
有序實施煤電“去產能”。落實國家煤電發展“三個一批”政策要求，調整優化、合理控制在建項目和國家規劃規模內擬建項目建設時序，逐步降低煤電機組比重。加強煤電機組利用小時數監測分析，完善煤電規劃建設風險預警機制。30萬千瓦及以下燃煤發電機組服役期滿后一律實施關停淘汰。結合實施煤電機組節能減排與改造行動計劃，繼續實行高能耗、高排放小型燃煤機組關停淘汰政策，逐年制定關停計劃，逐項組織關停核查。“十三五”期間，累計關停淘汰250萬千瓦。
分類整治燃煤鍋爐。堅持提升存量和嚴控增量同步推進、提標改造和關停替代一體實施，加強新增鍋爐管控和存量鍋爐整治。實施大氣污染防治重點工程，逐步擴大禁煤區，由城市建成區向近郊擴展。嚴格管控新增鍋爐，全省城市建成區和其他禁煤區，禁止除熱電聯產以外的燃煤鍋爐。2019年底前，35蒸噸及以下的燃煤鍋爐全部淘汰或實施清潔能源替代，65蒸噸及以上的燃煤鍋爐全部實現超低排放，其他燃煤鍋爐全部達到特別排放限值要求。制定、修編熱電聯產規劃，擴大熱電聯產覆蓋范圍，推動熱電聯產區域內熱源點整合。
5．深化重點領域節能。
重推工業節能。嚴格固定資產投資項目節能評估審查，積極開展節能監察，推廣運用高新技術和先進適用技術改造提升傳統產業，推動鋼鐵、建材、石化、化工、紡織等重點行業以及其他行業重點用能單位深化節能工作。繼續實施燃煤鍋爐節能環保綜合提升和焦化、煤化工、工業窯爐煤炭清潔高效利用改造工程。
重推建筑節能。貫徹落實《江蘇省綠色建筑條例》，推行綠色評級與標志制度，推動新增建筑達到節能強制標準，加快既有建筑節能改造，大力推廣可再生能源集成應用。
重推合同能源管理。積極培育和發展壯大合同能源管理機構，努力創新合同能源管理模式，推動用能管理市場化、專業化、精細化。
（四）推動綠色低碳發展。
堅持把綠色低碳作為調整能源生產和消費結構的主攻方向，推進化石能源清潔化利用、非化石能源規模化發展，提高天然氣等清潔能源和非化石能源消費比重，降低能源行業環境影響程度和溫室氣體排放強度，推動清潔高效、低碳優質能源逐步成為增量能源的供應主體。
1．著力發展非化石能源。堅持集中開發與分散利用并舉，調整優化開發布局，著力發展核能、風能、太陽能、生物質能等非化石能源。到2020年，非化石能源發電裝機力爭達到2600萬千瓦，占省內電力裝機的20%左右；非化石能源占一次能源消費比重達到11%。
安全發展核電。嚴格遵循國家核電發展戰略，堅持把安全放在首位，嚴格操作規程，確保在役機組安全運行，嚴格建設標準，推動在建項目穩步建設。按期建成田灣核電二期工程（2×112.6萬千瓦），加快推進三期工程建設（2×111.8萬千瓦），積極爭取四期工程和第二廠址納入國家規劃。適時啟動第二核電廠址優選和保護工作。加強同中核集團、中廣核集團等核電企業及相關科研機構合作，開展高溫氣冷堆、軟地基場址前期研究。推進核循環、核醫療等產業協同發展。
加快發展風電。按照《江蘇省海上風電場工程規劃》，貫徹實施《關于促進風電健康有序發展的意見》《江蘇省風力發電發展規劃（2006-2020年）》，堅持海陸并舉、以海為主，打造千萬千瓦風電基地。到2020年，累計并網1000萬千瓦。
——推進海上風電規模化開發。加強風能資源勘查，提高微觀選址水平，推動連云港、鹽城、南通海域海上風電開發。加大綜合協調力度，著力推動《全國海上風電開發建設方案（2014-2016）》確定的18個項目前期工作和建設進度。推進射陽、濱海、大豐、響水、東臺、如東、灌云等項目建設。依托示范項目建設，提升海上風電機組設計、施工、安裝和運行管理水平，促進標準化、規模化發展。到2020年，海上風電累計并網350萬千瓦，保持全國領先水平。
——推進陸上風電協調化開發。加強測風和場內風機布局優化設計，推廣應用適應中低風速資源的風電裝備和運維技術，推動沿海陸上風電和內陸低風速風電協調發展。組織開展分散式風能應用示范，推動接入低壓配電網分散式風電建設。開展風電制氫、風電海水淡化等試點示范。到2020年，陸上風電累計并網650萬千瓦。
科學利用太陽能。堅持光伏和光熱相并重、分布式與集中式相結合，大力推進太陽能多形式、大范圍、高效率轉化應用，到2020年，光伏發電累計裝機確保800萬千瓦，力爭1000萬千瓦，力爭實現用戶側平價上網。
——全面推進分布式光伏系統。把分布式作為光伏發電的主要方式，重點利用工業園區、經濟開發區、公共設施、居民住宅以及路燈燈桿、廣告塔架、高架橋梁等各類資源，廣泛發展“自用為主、余電上網”的分布式光伏發電。鼓勵各類園區統一規劃、布局建設分布式光伏發電系統。結合建筑節能推進光伏建筑一體化建設。把分布式光伏發電作為新能源試點示范的重要考核指標，引導和激勵試點地區重點發展分布式光伏。到2020年，分布式光伏累計裝機確保400萬千瓦，力爭500萬千瓦。
——有序發展集中式光伏電站。在不影響生態功能、不改變用地性質、不影響生產功效的基礎上，因地制宜地綜合利用沿海灘涂、魚塘水面、煤礦塌陷地、風電場等空間資源，建設風光互補、漁光互補、風光儲多能互補，以及與農業設施相結合，不同方式和形態的光伏電站，積極實施光伏“領跑者”計劃，開展阜寧、沛縣、寶應等光伏“領跑者”示范基地建設，打造3-5個50萬千瓦以上的光伏電站基地。
——積極促進光熱多形式利用。組織開展光熱發電示范工程建設，推進光熱發電、儲能材料協同發展，培育形成自主化技術體系和產業化發展能力。全面實施《江蘇省綠色建筑發展條例》，推動新建住宅、賓館、醫院等公共建筑統一設計、安裝太陽能熱水系統，新建大型公共建筑普遍采用光熱利用技術。鼓勵光伏、光熱系統集成化設計、模塊化裝配、嵌入式應用。到2020年，光熱利用力爭達到160萬噸標準煤。
擴大利用生物質能。按照因地制宜、綜合利用，政府扶持、市場驅動的思路，突出農村秸稈、城鄉生活垃圾、工業有機廢水和城鄉生活污水處理，積極推進生物質能規模化、專業化、產業化、多元化發展，努力形成具有較大規模、較高水平的新型產業。到2020年，生物質發電裝機達到150萬千瓦。
——推動生物質能多種方式利用。鼓勵生物質發電、制氣、液化、造粒利用。在農作物主產區和農林生物質資源豐富的地區，有序布局建設裝機規模與資源總量相匹配的生物質發電項目。在滿足環保條件的前提下，結合城鄉生活垃圾集中處置，合理建設垃圾焚燒發電和垃圾填埋氣發電。在畜禽規模化養殖地區，全面推進畜禽糞便氣化發電。加強技術指導和專業化服務，發揮戶用沼氣設施作用。支持村級集體經濟組織、家庭農場等，結合村莊整治、新農村建設，發展規模適度的集中式秸稈氣化工程，支持小規模分散型生物質氣化發電及多聯產綜合利用項目，符合天然氣標準的，支持納入城鄉天然氣管網。支持發展秸稈成型燃料，推廣符合排放標準的生物質成型燃料鍋爐，替代燃煤鍋爐。
——推動生物質能梯級綜合利用。按照技術先進、經濟合理、環境友好的思路，推動生物質能循環利用，延長產業鏈。結合制定、修編區域熱電聯產規劃，支持建設生物質熱電聯產，加快發展公共熱源。在繼續發展生物質直燃發電、生物質成型燃料直燃供熱的同時，鼓勵以秸稈等農林剩余物為原料，采用熱化學工藝制備纖維素乙醇等液體燃料。開展生物質梯級綜合利用試點，推動生物質能源化利用從單一原料和單一產品，向原料多元化、產品多樣化方向轉變。
2．著力實施終端用能清潔替代。在著力發展省內、加力利用省外可再生能源的同時，聚焦天然氣和電能替代，持續提高天然氣占能源消費的比重和電能占終端能源消費的比重。
積極擴大天然氣利用。優化交通用能結構，實施車船“油改氣”工程，建立完善加氣設施布局，推動公路客貨車輛和內河、長江船舶使用LNG燃料。優化工業用能結構，鼓勵工業企業以天然氣替代煤炭、柴油、燃料油，推進工業燃煤鍋爐改為燃氣鍋爐或燃氣熱電聯產集中供熱，鼓勵發展天然氣分布式供能系統。優化居民用能結構，繼續加大居民和公共服務等民生領域用氣保障力度，全面消除民用散煤。到2020年，全省天然氣利用量力爭達到350億立方米左右。
積極推動電能替代。以提高電能占終端能源消費比重、提高電煤占煤炭消費比重、提高可再生能源占電力消費比重、降低大氣污染物排放為目標，結合不同電能替代方式技術經濟特點，制定電能替代實施方案，因地制宜、突出重點，逐步擴大電能替代范圍，形成清潔、安全、智能的新型能源消費方式。工業領域，以金屬冶煉、玻璃制造、服裝印染、木材加工等用熱行業為重點，加快推廣蓄熱式和直熱式工業電鍋爐、電驅式皮帶運輸和電驅動吊機，推進“以電代煤”“以電代油”，直接壓減煤炭和燃油需求。交通領域，打造綠色交通體系，加快發展船舶岸電系統和推廣電驅動、氣驅動裝卸技術應用，建設空港陸電和場內車輛“油改電”示范工程，大力實施電動汽車充電設施建設行動。建筑領域，對熱力管網覆蓋范圍之外的醫院、學校、商場、辦公樓等公共建筑，加快推廣蓄熱式電鍋爐、熱泵和電蓄冷技術，鼓勵建設地源（水源、污水源）熱泵供熱（制冷）等可再生能源建筑應用系統。農業領域，重點推廣糧食電烘干、農業溫室大棚熱泵和電熱膜、禽類繁殖電暖孵化、電制茶等技術。居民生活領域，重點推廣碳晶采暖等高效電采暖技術和熱泵熱水器、熱泵輔助加熱、電輔助太陽能熱水器適用技術；在城市居民小區試點蓄熱電鍋爐、熱泵技術，推進新型集中供熱，推廣燃氣分戶采暖應用。到2020年，電力消費（按供電標煤計算）占全社會能源消費總量55%左右。
3．著力推動化石能源品質提升。堅持“源頭控制、全程監管，突出重點、分步推進”，以嚴格標準為關鍵，以技術創新為引領，加快實施煤炭清潔利用和成品油質量升級行動，提高化石能源清潔高效利用水平。
深化燃煤電廠環保升級改造。按照“擴面提速再提速”總體要求，全面落實《江蘇省煤電機組節能減排與改造行動計劃（2014-2020年）》和《江蘇省煤電節能減排升級與改造實施方案（2016-2017年）》，持續強化責任落實、政策落實，持續開展聯合督查、定期通報，深入推進煤電環保升級改造。到2016年底，百萬千瓦級煤電機組全部達到燃機排放標準；到2017年底，10萬千瓦及以上煤電機組全部達到燃機排放標準，10萬千瓦以下機組全部達到重點地區特別排放限值。積極采取特殊措施，支持鼓勵10萬千瓦以下煤電機組實施燃機排放標準環保改造。
提高煤炭品質。提高電煤質量和利用標準，限制銷售和使用灰分大于16%、硫份大于1%的燃燒用煤。制定更嚴格的民用煤炭產品質量標準，推進建立優質、低排放煤炭產品替代劣質散煤機制，全面禁止劣質散煤銷售。推動煤炭分級分質梯級利用，進一步提高電煤在煤炭消費總量中的比重，實現煤炭清潔高效利用。到2020年，電煤占煤炭消費總量的比重達到65%以上。
升級油品質量。鞏固我省油品升級工作全國領先地位，積極做好清潔油品資源保供工作，確保我省國Ⅴ車用汽柴油（含乙醇汽油）平穩供應。協調落實第四階段標準普通柴油升級保供工作。加大連云港煉化一體化項目前期工作和建設推進力度，推進淮安清江石化、新海石化等地方煉油企業升級改造工作。
（五）提升系統綜合效能。
以提高自適應和可持續為目標，堅持供能與用能、集中與分布、系統與負荷統籌謀劃，推動能源高效生產、科學配置、梯次利用、智慧互聯，到2020年，力爭率先實現人人利用能源、參與發展、分享紅利。
1．構建智慧能源系統。以智能電網為中樞，推進能源網和互聯網深度融合、電力流與數據流實時交互，建設“源-網-荷-儲”設備智能、供需分散、協調發展、集成互補的能源互聯網。
提高電網智能水平。堅持安全可靠，著力優化220千伏供電分區，重點提升110千伏及以下配電網可靠性、靈活性，南京、蘇州等城市高可靠性示范區達到國家先進水平。堅持公平開放，加速推廣適應分布式能源發展、多元化用戶需求的電網結構，提升電網接入友好性，實現可再生能源全額上網、及時結算。堅持供需互動，提升需求側管理水平，促進電動汽車、儲能系統、智能家居等新業態發展，支持蘇州等市開展電力需求側管理綜合試點。到2020年，率先建成省級現代智能電網。
推行節能低碳調度。完善電力交易市場，建立節能低碳調度機制，不斷提升“綠色裝機”利用效率和“綠色電力”統調比重。實行煤電節能減排升級改造獎勵政策，對達到超低排放標準的機組，在一定期限內增加發電利用小時，在同類機組中優先調度發電，對采用先進技術，深度消減煙氣多污染物的機組，給予適當的經濟補償并增加利用小時。完善電力輔助服務補償機制，對承擔調峰任務的機組，通過電價補償、調度補償等多種手段提升系統效率。實行可再生能源裝機保障性收購制度，同步推廣可再生能源發電功率預測及調度運行控制技術。
2．提升熱電聯產效率。堅持按需定供、以熱定電，強化區域熱電聯產規劃和實施，優化區域熱源布局和結構，提高熱電聯產覆蓋范圍和綜合效率。到2020年，燃煤熱電聯產和兼顧供熱裝機容量占煤電總裝機容量比重達到70%以上。
完善區域熱電聯產規劃。實施《江蘇省熱電聯產項目管理暫行辦法》，提高區域熱電聯產規劃水平。堅持公用熱源為主、自備熱源為輔的原則，優先布局和發展以天然氣、生物質、余氣余壓余熱為初始燃料的公用熱電聯產項目，不布局、不發展燃煤自備熱電聯產項目。堅持控制增量、盤活存量的原則，優先實施現役燃煤機組和生物質、資源綜合利用發電機組供熱改造，鼓勵各類自備熱電聯產機組轉變為公用熱電聯產機組。
科學建設熱電聯產機組。在區域熱電聯產規劃的基礎上，按照以大代小、提效減排的原則，在熱電企業密集的地區開展整合替代，逐步減少熱電企業數量；在熱負荷集中的工業園區，適當建設背壓式熱電機組；在天然氣資源有保障、天然氣和蒸汽、熱水價格可承受的前提下，采用競爭性優選方式，有序發展天然氣熱電聯產。沿江地區設區市除以大代小、淘汰燃煤鍋爐實現煤炭減量替代、彌補熱源缺口外，不再新建燃煤熱電項目；蘇北地區逐步擴大供熱范圍，控制新增燃煤熱電項目。新建燃煤背壓熱電聯產項目實施煤炭等量替代，新建天然氣熱電聯產與實施集中供熱、關停落后煤電等掛鉤，并同步建設高效、可靠的環保設施。嚴格執行熱電聯產項目技術標準和規范，切實加強機組“熱電比”考核評價。
3．發展分布式能源系統。遵循自用為主、余電上網、因地制宜、有序推進原則，積極發展天然氣、光伏、風能等分布式能源，實現分散布局、就近消納、梯級利用。
推廣天然氣分布式系統。以滿足多元用能需求、實現資源高效利用為出發點和落腳點，積極發展天然氣“熱電冷三聯供”系統。重點在城市工業園區、旅游集中服務區、生態園區等建設區域型天然氣分布式能源系統，重點在重要公共設施、醫療機構、大型商業設施建設樓宇型天然氣分布式能源系統。
開展新能源微電網示范。以風能、太陽能、潮汐能、天然氣等新能源分布式系統為基礎，同步配置高效儲能調峰裝置，因地制宜，積極開展新能源微電網示范應用。優先在分布式可再生能源發展潛力大、滲透率高，具備多能互補條件的地區，開展聯網型微電網試點。優先在海島等電網未覆蓋地區，開展獨立型微電網試點。支持可再生能源發展空間大的農林場圃以及占地面積大的獨立工礦企業，積極開發新能源，構建微電網。“十三五”期間，建設50個微電網示范工程。
（六）促進科技成果轉化。
深入實施創新驅動發展戰略，完善制度環境，夯實基礎研究，加強技術創新，提升裝備水平，形成創新要素充分流動、平臺資源充分共享、知識產權充分保護、創新成果充分轉化的能源科技創新體系，初步建成能源科技強省。
1．完善科技創新體系。
加強載體建設，充分利用國家、省能源科技專項資金和各類社會資本，加強國家能源研發（實驗）中心等研發機構建設，充分發揮創新平臺作用，提高科研成果轉化效率。加強制度創新，鼓勵組建創新聯盟，著力構建企業為主體、市場為導向，產學研用相結合的技術創新體系。加強智力支撐，加快能源人才隊伍建設，建設“人才高地”和“能源智庫”。
2．推動重大技術攻關。
結合實施《中國制造2025》，加快江蘇智造步伐，以重點項目和示范項目為依托，圍繞綠色、低碳、智能戰略方向，找準共性技術，確定突破方向，積極“推廣應用一批、示范試驗一批、集中攻關一批”，推動能源創新發展、高效發展。加快燃氣輪機設計技術與關鍵材料突破，提高燃氣發電效率。支持省內修造企業提升燃機自主檢修維護能力，降低燃氣發電企業成本。加快智能電網研究應用，提高電網運行效率。加快高效光伏組件與光熱利用研究，提高太陽能發電效率。加快大功率和低風速風機技術的研發并取得突破，提高風能利用效率。加快研發海上大功率風機技術，探索海上浮式風電技術，研究推進海上升壓站集中控制等技術。加快規模化儲能與微電網示范應用，提高系統綜合效率。加快環保新技術研發，實現資源化利用。積極支持低能耗CO2轉化利用技術的工程應用。探索應用新興能源模式，積極推進清潔能源與互聯網、物聯網融合發展。支持蘇州開展國際能源變革發展典范城市建設試點。
3．提升重大裝備水平。
堅持依托企業開展創新研發，依托市場加快技術應用，依托工程推動裝備提升，不斷促進我省能源裝備制造產業化、高端化、國際化。依托非常規油氣及深海油氣勘探開發，推動陸上及海洋深層鉆井平臺技術突破并示范應用。依托在省內建設國家燃煤機組示范項目和燃煤發電升級改造行動，推動超超臨界燃煤機組等重大裝備國產化。依托田灣核電站項目，推進核島壓力容器、蒸發器、管閥等關鍵部件制造技術自主化率提升。依托海上風電基地，推進風機核心配套裝備基地建設。依托綠色能源示范點，推進光伏、生物質等可再生能源發電技術創新。依托特高壓交直流和智能電網項目，推進智能電網產業基地集群發展。到2020年，形成具有國際競爭力的能源裝備工業體系。
（七）深化關鍵環節改革。
以市場化、均等化為目標方向，堅持頂層設計與分層對接相結合、總體推進與重點突破相統一，協同推進電力、油氣體制改革和能源民生工程，加快形成統一開放、競爭有序、公平均等的市場體系和發展格局。
1．實施電力體制改革。貫徹落實《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）和相關配套文件，制定改革方案，開展試點示范，科學推進我省電力體制改革。
有序推進總體改革。成立省電力體制改革領導小組，統籌全省電力體制改革工作。按照“管住中間、放開兩頭”的體制架構和“三放開、一獨立、三強化”的實施路徑，制定省深化電力體制改革實施意見，建立健全有法可依、政企分開、主體規范、交易公平、價格合理、監管有效的市場機制。到2020年，初步形成有效競爭的電力市場結構和電力市場體系。
加快推進專項改革。有序推進輸配電價改革，逐步放開輸配以外的競爭性環節電價，轉變政府對電網的監管方式，健全對電網的約束和激勵機制，形成保障電網安全運行、滿足電力市場建設需要、促進電力用戶公平合理負擔的輸配電價機制。積極推進電力市場建設，完善市場化交易規則和機制，推動電力市場市場化改革。規范組建電力交易機構，成立市場管理委員會，推動交易機構從內設平臺向相對獨立轉變。有序放開發用電計劃，逐步放開公益性和調節性以外的發用電計劃，推動發電用電從計劃管理向市場條件轉變。穩步推進售電側改革，制定實施《售電側改革試點方案》，有序向社會資本放開配售電業務，推動配電售電從獨家經營向多元競爭轉變。加強和規范燃煤自備電廠監督管理，推動具備條件的并網自備電廠成為合格的發電市場主體。
2．實施石油天然氣體制改革。按照國家石油天然氣體制改革總體部署，著力破解基礎設施共用等難題，推動進口LNG經營主體和天然氣基礎設施使用主體“兩個多元”。
推進油氣基礎設施公平開放。實施《江蘇省LNG接收站公平開放監管實施辦法》，規范LNG接收站公平開放市場行為，開展LNG接收站對第三方市場主體公平準入試點示范。推動中石油、中石化、中海油等企業在蘇輸氣管網互聯互通，重要過江通道共建共用。立足優化全省輸氣干線布局，填補沿海地區干線空白，加快實現管道氣“縣縣通”，以構建沿海輸氣系統為重點，組建沿海天然氣管道公司，推動國有資本與民營資本、中央企業與地方企業、資源方與用戶方共同參與，形成多方共建、各方共用的投資建設運營管理新模式。
推進油氣市場化改革。進一步落實大用戶直供交易，推進非居民用氣市場化交易，加快成品油市場化改革步伐。引進多元市場主體，鼓勵大用戶實現雙氣源供應，創造終端市場競爭條件。加強油氣管道運輸定價成本監審，改革管道運輸價格管理模式。加強和完善天然氣管道運輸成本監審核價格監管，加強對管道運輸價格和城鎮燃氣特許經營監督管理，在部分地區率先試行定價動態監管，加快形成公平有序的市場環境。
（八）實施能源民生工程。
堅持科學規劃、協力推進、突出重點、扶貧優先，加快農網改造、充電基礎設施等民生工程建設，推進能源公共服務均等化。
1．實施新一輪農村電網升級改造工程。認真貫徹《省政府辦公廳轉發省發展改革委關于“十三五”期間實施新一輪農村電網改造升級工程意見的通知》（蘇政辦發〔2016〕74號），加強組織領導，加強政策落實。編制實施省、市、縣農村電網改造升級5年規劃，建立3年項目儲備庫，突出抓好35千伏以上項目和已經確定的小城鎮、中心村項目，突出抓好省定幫扶縣和6大片區的項目，建設“小康示范電”，服務“特色小鎮”建設。到2017年底，完成800個小城鎮和中心村農網改造升級，涉及農村居民約244萬人，小城鎮和中心村農網供電可靠率達到99.943%以上，綜合電壓合格率99.926%，戶均配電容量4.2千伏安。
2．實施電動汽車充電設施專項建設行動。按照適度超前、科學布局、開放通用、市場主導的原則，制定實施電動汽車充電設施專項規劃。注重車樁匹配、樁站先行、快慢互濟、智能互聯，同步構建以工作地、居住地、目的地為重點的城市充電服務體系，以高速公路、高等級公路為重點的公路充電服務體系。加強組織協調，簡化行政審批，落實獎補政策，促進投資建設、運營管理模式創新，實現充電網與車聯網、物聯網、智慧城市融合發展。到2020年，累計建成充換電站約1600座，充電樁約17萬個，力爭建成20萬個，車樁比基本達到1∶1，力爭年充電量達到30億千瓦時。
3．實施城鄉配電網改造行動計劃。根據城鄉配電網特點和用電要求，深入實施配電網改造行動計劃，完善配電網架構，合理應用經濟適用型電纜和緊湊型設備，建設經濟、可靠、智慧的配電網系統，實現配電與輸電、配電與用電協調發展。到2020年，5年累計新增110千伏及以下電壓等級變電容量9270萬千伏安、線路6.3萬公里。
四、保障措施
健全能源法規政策標準體系，完善能源財稅金融價格政策，強化能源規劃計劃實施機制，確保“十三五”能源發展規劃目標任務落到實處，實現能源發展更有效率、更高質量、更可持續。
（一）健全法規政策標準體系。
建立健全能源法規政策標準體系，發揮法律法規、政策、標準對能源行業發展改革的保障和促進作用，實現能源發展有法可依、依法行政。
1．推動地方法規制定。根據《中華人民共和國石油天然氣管道保護法》《中華人民共和國可再生能源法》《中華人民共和國煤炭法》《中華人民共和國電力法》等重要能源法律修訂進展，結合我省實際，加強立法調研，著力推動《江蘇省石油天然氣管道建設和保護辦法》《江蘇省〈可再生能源法〉實施辦法》的制定。
2．完善能源投資政策。深化簡政放權、放管結合、優化服務改革，根據國家和省部署，制定能源投資“負面清單”，制定促進民間資本投資能源領域意見，出臺可再生能源開發利用目標引導制度實施細則等，促進投資多元化，加速新能源發展。
3．完善能源標準規范。在引導企業強化標準意識、自覺執行強制標準的同時，支持和鼓勵行業領軍企業積極參與標準制定。結合省情實際，依托重點企業、科研機構和行業技術專家，積極開展新能源、新裝備和管道保護領域地方標準制定工作。
（二）完善財稅金融價格政策。
完善能源發展相關財稅、金融、價格政策，強化政策引導、扶持和政策協同，促進能源產業可持續發展。
1．健全綠色財稅政策。堅持綠色導向，采取稅收優惠、投資獎補、專項建設債券、專項資金等方式，支持可再生能源發展和清潔能源利用，促進新能源汽車充電基礎設施建設、污染物深度控制新技術、農村電網改造升級和能源裝備科技創新。
2．完善綠色金融政策。創新融資方式，在清潔能源等領域積極推廣PPP，引入眾籌、互聯網金融等新模式，促進能源與金融融合發展。鼓勵企業通過發行股票、債券等方式籌集發展資金。鼓勵企業發起設立清潔能源產業基金，政府通過認購基金份額等方式給予支持。
3．完善價格形成機制。推進能源產品價格改革，形成體現資源稀缺程度、市場供求關系、環境補償成本、代際公平可持續的能源價格形成機制。加快推進電力改革，完善輸配電定價機制，賦予發用電雙方自主選擇權和自主定價權，合理控制和降低社會用電成本。實施天然氣發電上網電價與天然氣門站價格聯動機制。進一步完善綠色環保電價政策，繼續實施脫硫、脫硝和除塵電價政策。完善新能源電價形成機制和補貼辦法，探索建立可再生能源配額交易制度。深化油氣價格改革，按照“準許成本加合理收益”定價原則，強化天然氣管道建設和經營成本的監審，重新核定已建成的天然氣管道運輸價格，根據國家部署，擇機放開非居民天然氣銷售價格和成品油價格。鼓勵利用海外天然氣、煤炭等低價優質能源資源。
（三）強化規劃實施推進機制。
建立權責對等、分級負責、監督評估的能源規劃實施機制，保障能源發展規劃有效實施。
1．健全規劃體系。省發展改革委根據本規劃編制實施電力、煤炭、天然氣、可再生能源等專項規劃，細化落實本規劃確定的主要目標和重點任務。加強能源發展規劃與土地利用、海洋利用、環境保護、城鄉建設、交通運輸、沿海發展等規劃的銜接，促進能源項目協調布局，順利落地。通過規劃、政策相互銜接和部門之間相互配合，促進用地集約、環境改善、能源發展。
2．強化責任落實。省發展改革委根據本規劃對設區市政府和省有關部門分解目標任務，重點明確能源消費總量、煤炭消費總量等重要指標的控制性、約束性要求，明確責任主體和分階段任務。建立規劃實施與項目建設聯動機制，通過規劃引領項目，通過項目支撐規劃。
3．強化組織協調。調整充實省能源工作領導小組，發揮議事決策、組織協調作用。省能源主管部門要建立重大任務協同推進機制、重大政策協同研究機制、重大項目協同服務機制，發揮行政管理、政務服務整體效能。
4．創新監管方式。堅持放管結合，強化事中、事后監管。省能源主管部門協同國家能源局江蘇監管辦等部門，重點監管規劃指標、產業政策、改革舉措和重大項目（包括示范項目）落實情況，提高監管效能。建設全省能源項目網上監管服務平臺，實現橫向互聯、縱向互通的全過程協同監管。
5．強化實施評估。省能源主管部門要切實加強規劃實施的跟蹤分析，全面掌握實施進展，及時化解重大共性問題。要認真組織中期、期末規劃評估，提出調整或修訂方案，經專家論證或征求意見，報省政府批準實施。
五、環境影響評價
（一）規劃實施環境影響分析。
本規劃按照創新、協調、綠色、開放、共享發展理念，遵循能源發展“四個革命、一個合作”戰略思想，結合省“十三五”規劃綱要和省第十三次黨代會決策部署，合理設定能源生產目標，積極控制能源和煤炭消費，持續推動傳統能源清潔利用和非化石能源特別是可再生能源加快發展，通過聚力供給側結構性改革，促進能源結構調整、能源效率提升和生態環境改善。
1．控制能源消費，推動能源行業減排。本規劃將控制能源消費總量作為“十三五”能源發展八大任務之一，提出建立分解落實、源頭管控、考核評價制度，明確2020年確保控制在3.4億噸標準煤以下（年均增長2.4%），力爭控制在3.37億噸標準煤左右（年均增長2.2%），能源強度將由2015年0.46噸標準煤下降到0.37噸標準煤以下，力爭接近0.36噸標準煤，繼續保持全國領先地位。
2．削減煤炭消費，推動能源行業減排。本規劃把削減煤炭消費和優化煤炭消費結構作為重點任務，擺在突出位置，提出大力實施煤炭減量替代行動，持續實施煤電節能改造行動，并提出通過持續關停小型煤電機組（250萬千瓦）、持續整治分散燃煤鍋爐，積極淘汰落后耗煤產能。按照《江蘇省煤炭消費減量替代工作方案》和電力行業、非電行業煤炭等量減量替代管理辦法，強力實施《“兩減六治三提升”專項行動方案》后，預期2020年省內煤炭消費量2.4億噸，將比2015年減少3200萬噸。
3．優化能源結構，推動能源行業減排。本規劃把綠色低碳轉型發展作為重大任務，從能源生產和消費兩個角度明確了結構優化目標要求。提出安全發展核電、加快發展風電、科學利用太陽能、擴大利用生物質能，力促一次能源生產“一升一降”，即省內非化石能源占比由39.7%提升到72.9%，煤炭產量由1919萬噸降低到700萬噸左右；提出聚焦天然氣和電能替代，力促一次能源消費“三增三減”，即天然氣利用由165億立方米增加到350億立方米，省內可再生能源由607萬噸標準煤增加到1200萬噸標準煤，區外來電凈受電量由649億千瓦時增加到1590億千瓦時，省內工業用煤、供熱用煤和省外購入焦炭逐步減少。
4．提高能源效率，推動能源行業減排。本規劃除提出降低供電煤耗（由2015年300克標準煤/千瓦時降至295克標準煤/千瓦時）外，專門將著力提升能源系統綜合效率，作為八大重點任務之一，明確提出提高智能電網水平，推行節能低碳調度，構建智慧能源系統；提出完善區域熱電聯產規劃，科學建設熱電聯產機組，提升熱電聯產效率；提出推廣天然氣分布式能源系統，開展新能源微電網示范，因地制宜發展多能互補梯級利用分布式能源系統。
5．提升化石能源品質，推動能源行業減排。針對化石能源仍為主體能源的現實省情，本規劃按照“源頭控制、全程監管，突出重點、分步推進”的思路，提出深化煤電環保升級改造、提高煤炭品質、升級油品質量，促進化石能源品質提升。
在當前和“十三五”時期預期技術經濟條件下，化石能源生產和消費仍將產生二氧化硫等污染物排放，對環境帶來一定程度的影響。基于本規劃提出的目標、任務、措施，只要節能減排工程到位、設備設施運轉正常、在線監控全面規范、依規查處嚴格到位，初步測算，全省能源行業二氧化硫、氮氧化物、煙（粉）塵等主要污染物排放均可持續削減，其中，二氧化硫預計不超過20萬噸，氮氧化物預計不超過30萬噸，比2015年分別削減30%左右。
（二）預防和減輕環境影響對策。
堅持節約資源、保護環境基本國策，把建設生態文明融入能源生產、轉化、利用、消費全過程，積極采取經濟、法律、行政和技術措施，努力預防和減輕能源對環境的影響，為加強生態保護和環境治理，實現生態環境質量根本性好轉作出貢獻。
1．加強能源生產和轉化環節的環境保護。發揮專項規劃的引領作用。根據《江蘇省發展規劃條例》和本規劃，制定電力、電網、可再生能源、天然氣發展等專項子規劃，通過規劃引導項目布局和實施。發揮環保審批的控制作用。自覺遵守《中華人民共和國環境保護法》《中華人民共和國環境影響評價法》《中華人民共和國節約能源法》等法律法規，認真執行環境影響評價制度，加強能源項目節能評估審查，做到未通過環境影響評價、未通過節能評估審查的項目，不核準、不備案、不審批，不開工建設。建設項目做到環保措施與主體工程“三同時”，投運項目做到環保設施全負荷、全時段穩定運行。發揮先進技術的支撐作用。新建燃煤項目均按達到燃機排放標準設計配建先進高效脫硫、脫硝和除塵設施。積極采用廢棄資源綜合利用技術，加強煤渣（灰）和脫硫脫硝副產物的利用處置，減少對土壤、水體的影響。推動能源企業積極利用中水，實現循環節約利用。改革污染物排放許可制度，推動落實電力企業等排污主體的環境責任，增強自主減排動力。
2．加強能源運輸和存儲環節的環境保護。繼續優化運輸方式。加強油氣管道布局，加快油氣管道建設，力爭到2020年，100%的原油、90%以上的成品油、95%以上的天然氣實現管道化運輸，最大限度避免公路和水路運輸突發事故對環境的影響。加強油氣管道保護，加大隱患整治力度，提高管道安全運行水平，防止發生泄漏、爆炸、火災等事故對環境的影響。煤炭運輸更多采取水運和點對點直達運輸，減少過駁產生的損失浪費和環境影響。繼續完善存儲設施。對液態能源產品存儲設施，嚴格按照安全、衛生防護距離進行選址，嚴格按照工藝、材料和安全標準設計建造，嚴格設置消防、綠化、防滲、防溢、防泄等防護措施。對固態能源產品存儲設施，重點加強防塵集塵、截污治污、預防自燃措施。
３．加強能源消費和利用環節的環境保護。深化節能節水。依照節能法規，綜合采取財稅、價格、標準等措施，推動重點領域、行業、企業節能，推動電力企業節水。深化綜合利用。積極利用煤矸石、煤層氣和油田伴生氣等伴生資源，加強加油站油氣回收利用。結合區域集中供熱，推動鋼鐵、水泥、造紙等行業余熱余氣余壓和廢渣資源全額利用。到2020年，回收能源規模保持在1500萬噸標準煤以上。
4．有效開展環境恢復和污染治理。煤炭行業，重點解決地下水滲透、地表塌陷和積存尾礦等問題，做好土地復墾、塌陷地整治利用和水土流失工作。電力行業，嚴格新建機組環保準入和環保設施運行監督，完成在役機組超低排放改造，積極開展碳捕捉示范，加快推進碳排放權市場化交易試點。完善核電安全運行措施。通過改進機組設計、優化廠址微觀布局、合理安排防護距離等措施，降低風機運行噪音和電網電磁輻射等環境影響。油氣行業，推進技術改造，采用清潔生產工藝，促進廢水循環利用。優化油氣管網布局，推進管道共建、廊道共享和委托代輸，推廣頂管作業等先進技術，減少土地占用和建筑物拆遷，及時組織復墾，保護地形地貌。
（三）環境保護目標成效。
通過采取以上措施，預期2020年，全省能源行業對環境的影響可以得到更好的控制，能源行業節能減排、保護環境的目標可以實現。
附件：1．2020年江蘇電網500千伏及以上電網地理接線圖
2．全省天然氣基礎設施現狀及規劃圖