一、发展基础与形势

       （一）发展成果。

       “十二五”期间，面对错综复杂的国内外环境和经济下行压力大的形势，我市能源行业紧紧围绕实现城市定位和美丽天津建设，主动适应经济发展新常态，以较低的能源消耗支撑了较高的经济增长，在能源保障、节能减排、结构优化、区域合作等方面取得显著成就，“十二五”规划确定与国家下达的主要目标任务全面完成。

       能源设施日趋完善，保障水平显著提升。“十二五”期间，我市电力行业基础设施建设稳步推进，全市发电装机由1094万千瓦增长到1418万千瓦；500千伏主网形成“日”字形环网结构，连续8年未拉路限电；外部受电输电通道建设不断加快，通过北郊至安定等8回线与其它电网联络。天然气输配和供应能力持续增长，高压燃气管网的输配能力由30亿立方米提高至100亿立方米左右；建成陕津、津沽、塘沽、滨海、开发区共5座天然气储配站，调峰能力达85万立方米。民生设施保障水平提高，集中供热普及率由85.2%上升到91%。

       节能减排成效明显，能源消费有效控制。严格贯彻落实国家“一挂双控”要求，控制能源消费总量过快增长。能源消费总量、全社会用电量年均增速分别由“十一五”的10.4%、10.9%降至“十二五”的6.3%、5.7%；能源消费弹性系数、电力消费弹性系数分别由0.65、0.68下降到0.51、0.46。万元GDP能耗累计下降24.3%，超额完成国家下达的18%任务。加快淘汰电力行业落后产能，关停小火电机组12台113.5万千瓦。推进燃煤锅炉改燃并网，改燃关停供热锅炉494台、工业锅炉507台。实施煤电机组超低排放和节能升级改造，21台煤电机组基本达到燃气排放限值。加强散煤清洁化治理工作，年替代散煤量约116万吨。

       清洁能源比重提高，能源结构持续优化。“十二五”期间出台了《煤炭消费总量削减和清洁能源替代实施方案》，大力压减煤炭消费总量，持续优化能源消费，以煤炭为主的能源结构逐步和向多元化、清洁化方向转变。2015年煤炭消费量4539万吨，比2012年削减695万吨。煤炭占一次能源消费总量的比重由2010年的56%降至2015年的50%。清洁能源消费比重逐步提高，其中天然气比重由5%提高到12%以上，非化石能源比重由1%上升到3%；清洁能源装机由12.5万千瓦提高到329万千瓦，占总装机比重由1%提高到23%。

       区域合作稳步加强，能源安全稳定供应。结合“京津冀协同发展战略”和“一带一路”规划，深化与内蒙、山西等资源大省、央企合作，签订能源合作协议，共同开发当地的优质资源、建设能源通道，供应我市能源需求，实现多个省市的资源联动，使能源调配更为有效合理，有效保障了能源安全和稳定供应。积极建设跨省区能源合作重大项目，能源通道建设工程稳步推进，锡盟经天津至山东、蒙西至天津南两项特高压交流输电项目均开工建设；渤化内蒙能源化工综合基地前期工作取得实质性进展。

       （二）存在问题。

       近年来，我市能源发展建设成效显著，但由于受生态环境、产业结构、资源禀赋、运行特征等多重制约，能源发展存在能源需求刚性增长、结构调整缓慢、调峰能力不足等突出问题。

       产业结构约束，能耗控制压力大。我市仍属工业化城市，工业耗能约占总耗能的70%，近年来虽加大了产业结构调整力度，但由于我市工业城市的发展基础和定位，第三产业比重难以大幅提高，“十二五”时期由46%调整到52%，远低于北京、上海当前80%、68%的水平。同时，我市经济一直处于快速发展阶段，“十二五”时期GDP年均增速12.4%，高于同期全国平均增速4.6个百分点。要维持一定的经济发展水平，仍需依靠工业的强力支撑。因此，能源消费刚性需求较大，控制能源消费总量存在较大压力。

       生态环境约束，煤炭削减任务重。在经济发展新常态的大背景下，以大气环境容量为主的生态环境承载能力已经成为我市能源发展的重要制约因素。根据国家《大气污染防治行动计划》和京津冀及周边地区大气污染防治实施方案要求，全市2017年煤炭消费量要在2012年基础上净削减1000万吨，考虑在建、新建燃煤电厂与工业发展新增燃煤消费1400万吨，实际削减燃煤任务达2400万吨。在气价、电价未能有效疏导的情况下，实施煤改燃难度较大，煤炭削减任务时间紧、任务重。

       资源禀赋约束，清洁能源发展慢。近年来，全市大力发展绿色清洁能源，但受资源禀赋和成本等客观因素影响，煤炭始终占居能源消费的主导地位，消费占比保持在50%左右；天然气消费比重偏低，风电、光伏发电、水电等可再生能源开发利用规模普遍较小，特别是受可再生能源资源禀赋约束，以及清洁能源替代成本较高，建设用地、财政补贴等扶持政策力度不够的影响，清洁能源难以实现规模化、集中式、跨跃式发展，占比短期内难以大幅提高。

       能源运行特征约束，应急调峰能力弱。天津地区属于北温带大陆性季节性气候，能源运行呈现明显的冬夏峰谷差特征。目前，我市冬季天然气应急能力不足，冬夏季用气峰谷比偏高，储气调峰设施建设滞后；我市火电机组装机比重大（97％），热电机组比例高（72%），电力系统主要靠火电机组调峰，调峰性能好的水电、抽水蓄能电站基本没有。近年来，天津电网负荷峰谷差呈逐年增大的趋势，特别是进入冬季供热期后，由于受机组最小技术出力的限制，本地电源调峰能力不足。能源需求侧响应机制和能力建设亟待加强。

       （三）面临形势。

       “十三五”时期，是京津冀协同发展和我市全面建成小康社会的关键时期，也是能源发展转型的重要战略机遇期。伴随我市经济的持续快速增长，能源发展面临着消费增长减速换挡，结构优化步伐加快，区域合作全面深化，体制改革持续推进等新情况、新问题和新挑战。

       新常态下能源消费进入减速换挡期。新常态下，能源已步入消费总量减速换挡期，拉动能源消费增长的主要动力正在从高耗能产业向新兴产业、服务业和生活用能转变。与此同时，能源需求增速减缓，火电、炼油等传统行业面临产能过剩的压力。“十三五”天津市能源发展，既要科学把握能源发展新趋势，引导全社会控制能源消费总量、降低能源消费强度，又要充分考虑“十三五”全市GDP年均增速8.5%（高于全国2个百分点）的实际情况，保障合理用能需求，满足刚性需求，支撑经济社会发展。

       五大发展理念引领能源领域深刻变革。在“创新、协调、绿色、开放、共享”五大发展理念引领下，能源领域供给侧结构性改革深入推进，着力化解过剩产能，提高清洁能源比重和煤炭清洁利用水平，实现绿色低碳发展将成为主要目标；能源科技创新和成果转化步伐加快、发展动力增强，提高能源系统的智能化水平和运行效率等问题提上日程；区域合作全面深化，能源对外开放和普遍服务水平将明显提升。但同时能源行业发展的落后思维惯性和路径依赖依然存在，难以适应新理念、新要求，转型发展的压力较大。“十三五”全市能源行业需更新理念，发挥优势，补齐短板，争取主动。

       大气污染防治与能源结构调整进入攻坚期。大气污染防治行动计划是国务院部署的硬任务，为确保实现2017年治理目标，2013年以来市委、市政府推出了一系列政策措施并取得积极成效，为推动化石能源的清洁化利用、清洁能源的发展提供了有力支撑。但留给“十三五”的都是难啃的硬骨头，进一步突破的难度增加，生态环境仍是美丽天津建设的重要制约。如何遵循油气替代煤炭、非化石替代化石能源的“双重替代”规律，加快转变发展方式，改变以煤为主的能源结构，统筹能源消费刚性增长与生态环境容量下降矛盾，切实减轻燃煤污染，是迫切需要解决的重大课题。

       区域发展战略提升能源开放合作水平。京津冀协同发展、滨海新区开发开放、“一带一路”重大战略实施、自由贸易试验区和滨海国家自主创新示范区建设，五大机遇相互叠加，千载难逢。抓住这些机遇，在更高层次上提升能源开放水平，有利于充分利用国际、国内能源市场，统筹国内、市内能源资源，深化与资源富集地区、京津冀区域合作，加快建设完善互联互通的区域能源基础设施，为保障能源供应拓展更广阔空间。同时，倒逼我市加快提高自身能源安全和应急保障能力，以应对日益提高的对外依存度以及由此带来的不可控风险。

       能源体制改革促进有效竞争的市场机制加快形成。习近平同志在2014年中央财经领导小组第六次会议上提出，推动能源体制革命，打通能源发展快车道。要坚定不移推进改革，还原能源商品属性，构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制，转变政府对能源的监管方式，建立健全能源法治体系。目前国家正在积极推进电力体制改革、油气体制改革，实施能源供给侧改革，尽管天津市取得了一些成效，但还存在不适应问题。落实国家改革措施将对天津能源发展产生深远影响，有利于形成有效竞争的市场机制，激发市场活力，促进能源行业的持续健康发展。

       二、发展原则与主要目标

       （一）指导思想与基本原则。

       1．指导思想。

       全面贯彻党的十九大精神，深入贯彻习近平新时代中国特色社会主义思想，坚持以习近平总书记对天津工作提出的“三个着力”重要要求为元为纲，认真落实市第十一次党代会部署，围绕扎实推进“五位一体”总体布局、“四个全面”战略布局的天津实施，牢固树立和贯彻落实新发展理念，主动适应把握引领经济发展新常态，遵循能源发展“四个革命、一个合作”的战略思想，坚持“节约、清洁、安全”的战略方针，牢固树立安全底线、生态环保红线、节能提效主线的“三线”思维，深入实施“节能优先、立足多元、绿色低碳、合作共赢、创新驱动”五大战略，遵循“控制能源消费总量、削减煤炭消费量、保障天然气供应量、提高外电入津量、加快新能源开发量”的发展思路，努力构建清洁低碳、安全高效、可持续的现代能源体系，为全面建成高质量小康社会，初步建成全国先进制造研发基地、北方国际航运核心区、金融创新运营示范区、改革开放先行区提供坚实能源保障。

       2．基本原则。

       节能优先，提高能源效率。结合“一挂双控”的思路，遏制能源消费总量过快增长。加快实施重点领域节能工作，落实高能耗生产和消费部门的节能实践。提高电网调峰和可再生能源消纳能力，加快智慧能源系统建设。

       立足多元，保障供应安全。统筹区内区外两个大局，积极应对能源供需格局新变化和发展新趋势，加大外来清洁能源输入，建设全国重要的清洁能源进口基地，增强多元化能源保障能力。推动能源储备项目建设，提高应急保障能力，保障能源供应安全。

       绿色发展，优化能源结构。从产业结构和体制结构两个层面，着力优化能源结构。全面淘汰落后产能，同时把发展低碳清洁能源作为主攻方向。加快能源结构低碳化、清洁化进程，最大限度减少能源消耗对大气环境的影响。

       创新趋动，增强发展动力。将技术创新作为能源体制革命的驱动力量。改善创新科研体制机制，加强科技人才培养，鼓励企业科技创新，加快科技成果向现实生产力转化，着力推动“互联网+”智慧能源等相关产业的发展。

       积极稳妥，促进改革发展。根据国家电力体制改革、油气体制改革、碳排放权交易市场建设的总体部署，实时稳步有效的推动改革进程，力争在电力交易市场、全国性碳排放权交易市场建设方面取得突破。

       协同发展，实现互利共赢。加强京津冀三地能源系统集中谋划，统筹能源储运设施建设。创新能源合作模式，打破市场壁垒，推动要素自由流动，构建多层次、宽领域的能源融合发展机制，实现优势互补、互利共赢。

       （二）主要目标。

       总量有效控制。到2020年，能源消费总量控制在9300万吨标准煤以内，年均增长率控制在2.4%左右；煤炭消费总量控制在国家要求以内；全社会用电量控制在970亿千瓦时。

       结构持续优化。煤炭占一次能源消费比重控制在45%以下；天然气消费比重提高到15%以上，非化石能源比重超过4%；外受电比重提高到1/3；非水可再生能源电力消纳量比重提高到10%。

       供应显著增强。2020年，电力装机达到2000万千瓦左右；外受电能力提高至800万千瓦左右；高压燃气管网的输配能力达到200亿立方米。

       效率明显提高。到2020年，争取全市万元GDP能耗比2015年下降17%；单位供电煤耗降至305克标准煤；单位供热能耗降至16千克标准煤/平方米；电网综合线损率下降到5.4%。

       减排成效突出。到2020年，单位GDP二氧化碳排放强度比2015年下降20.5%以上，煤电机组排放基本达到燃气机组排放限值。

       三、重点任务

       “十三五”时期，深入贯彻“四个革命、一个合作”战略思想，全面落实五大发展理念，大力推动我市能源消费方式转变，重点落实控制能源消费总量、提升能源保障能力、加强化石能源清洁发展、开发绿色低碳能源、提高能源普遍服务水平、增强科技创新、加快体制改革等任务，为着力打造全国先进制造研发基地、北方国际航运核心区、金融创新运营示范区、改革开放先行区提供清洁能源保障。

       （一）构建高效能源利用体系。

       严格按照国家“一挂双控”的要求，实施能源消费总量和单位国内生产总值能耗双控制。在保障经济社会发展合理用能需求的前提下，严格用能管理，强化能源煤炭消费总量控制，深入挖掘能源系统能效提升潜力，加强重点领域节能，逐步淘汰落后产能，防范化解煤电产能过剩风险，进一步推动我市能源消费革命。

       控制能源消费总量。加强考核评价管理，完善目标分解机制，充分考虑各区经济发展水平、产业结构、节能潜力等因素，对各区进行综合评定，将国家下达的能源消费总量控制目标分解至各区。       深化重点行业领域和重点耗能企业用能管理，对高耗能产业和产能过剩行业实行能源消费总量控制强约束，倒逼钢铁等过剩、落后产能退出。提高节能环保准入门槛，把固定资产投资节能评估审查作为控制能源消费总量的重要手段。

       切实削减煤炭消费。全面落实《天津市人民政府关于划定高污染燃料禁燃区的通告》和《天津市煤炭消费总量削减和清洁能源替代实施调整方案（2015—2017年）》的计划安排，严格控制新建燃煤项目，耗煤项目要实行煤炭减量替代，禁止配套建设自备燃煤电站；大力推进燃煤设施改燃并网或关停，加快淘汰落后小火电，进一步削减煤炭消费总量。到2017年底，中心城区全部燃煤锅炉、滨海新区和环城四区全部35蒸吨及以下燃煤锅炉、其他地区全部10蒸吨及以下的燃煤锅炉完成改燃并网或关停；淘汰军粮城电厂和静海热电厂共计7台86.2万千瓦小火电机组。力争到2020年底，通过改燃并网或关停，全部淘汰全市范围内35蒸吨以下燃煤锅炉，并对未纳入削煤任务的35蒸吨及以上燃煤锅炉全面实施清洁化改造。

       推进重点领域节能。工业领域，以锅炉、电动机、内燃机、照明灯关键用能设备为重点，强化用能管理，加快淘汰低效设备，加大节能技术产品推广应用。完成546万千瓦煤电机组节能改造任务，全市平均供电煤耗降至305克标准煤/千瓦时。建筑领域，加强新建工程节能监督管理，严格执行建筑节能标准；对既有建筑进行节能改造，力争到2020年，完成居住建筑绿色节能改造2000万平方米，公共建筑绿色节能改造300万平方米。交通领域，推行公共交通优先发展战略，大力发展轨道交通和大容量交通系统，在城市公交系统中推广LNG、CNG及电动汽车等新能源汽车的应用。公共服务领域，大力推进公共机构既有建筑供热计量以及热源、供热管网和温控装置改造。加大在公共机构推广太阳能、地热能力度。推动公共机构新建建筑100%执行工程建设节能强制性标准和绿色建筑标准，鼓励建设超低能耗建筑。

       加强先进技术节能。加快传统工业转型升级，利用新能源和节能环保新技术改造提升传统工业企业。加强互联网、物联网技术与传统节能环保技术的融合，充分利用“互联网＋”模式，提升节能的信息化、智能化水平。推动余热回收利用技术在热电厂的应用；改善电网运行方式，平抑电网峰谷差，改造老旧线路及设备，降低网损率，提升电网能效水平；强化电力需求侧管理，利用数控技术加强电力负荷管理，鼓励蓄冷和蓄热项目建设；对燃气锅炉房加强余热回收利用，提高锅炉能效；对热源、管网和热力站开展节能技术改造；推广使用节能高效的民用燃气热水器和灶具。

       防范化解煤电产能过剩风险。贯彻落实国家《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》（发改能源〔2017〕1404号），积极推动煤电行业供给侧结构性改革，实现我市煤电高效清洁有序发展。严格控制新增煤电规模，不再审批（核准）新建燃煤发电机组（含自备电厂）。严格执行环保、能耗、安全、技术等法律法规和产业政策要求，依法依规淘汰关停不符合要求的30万千瓦以下煤电机组（含燃煤自备机组）。按照相关法律法规要求，全面排查煤电项目的规划建设情况，对未核先建、批建不符、开工手续不全等违规煤电项目一律停工、停产，并根据实际情况依法依规分类处理整顿。加快燃煤电厂超低排放改造，积极实施煤电机组节能改造和灵活性改造。规范自备电厂管理，禁止新建燃煤自备电厂，现役燃煤自备电厂要严格执行国家节能和环保排放标准，公平承担社会责任，履行相应的调峰义务。保障电力安全供应，加强电力预测预警分析，及时做好电力供需动态平衡，合理安排电网运行方式，确保电力可靠供应和系统安全稳定运行。

       （二）提升能源安全保障能力。

       作为能源输入型城市，能源保障能力事关我市经济社会可持续发展和稳定大局。深化多渠道、深层次区域能源合作，不断提升天然气、石油、电力等重要能源自主供应能力，加强能源基础设施以及调峰设施建设，全方位实现我市能源安全稳定供应。

       提升多元供给能力。统筹电源项目建设，新建燃煤机组291万千瓦（其中燃煤背压机组56万千瓦，“十二五”结转项目200万千瓦），燃气机组287万千瓦，可再生能源装机158万千瓦，2020年底天津电网总装机容量达到2000万千瓦左右。加快油气资源勘探开发，推动中俄合资炼化一体化、澄星重油综合利用等项目，预计“十三五”末总炼油能力增加2000万吨左右。进一步深化与中石油、中石化、中海油的全面战略合作，建立协调机制加强沟通对接，确保年度用气需求的落实和保障。继续争取中石油陆上气资源，2020年向我市供气能力达到100亿立方米；充分发挥中海油、中石化LNG调峰保障能力，不断拓展应用范围和领域。合理引进利用西部煤制天然气、煤层气和海外天然气资源，实现多气源多方向供气保障格局。

       完善基础设施建设。积极推进锡盟经天津至山东、蒙西至天津南等“外电入津”送电通道建设，提高我市外受电能力。推动双青、宝北等6项500千伏输变电工程建设，完善自身主干网架结构，提高地区电网的供电能力和供电可靠性，保证外部电力能够“进的来、落得下、供得上”。加快中石油陕京四线、中俄东线、唐山LNG外输管道复线、中石化天津LNG、中海油蒙西煤制天然气管道等跨区域高压天然气管网天津段建设。新建、迁建门站4座，新建天然气管网4600公里，提升气源连通和接收能力。建设40座可再生能源供热综合能源站，可再生能源供热面积达到4364万平方米。

       加强调峰应急储备。加快推动桃花寺抽水蓄能电站等调峰机组各项前期工作，提高电网调峰和可再生能源消纳能力。适时开展热电联产机组调峰灵活性改造示范工程，提高供热期调峰能力。协调发挥大港地下储气库调峰能力，协助华北油田地下储气库开展前期工作，建设4座区域调峰应急储备站，同时充分发挥中石化LNG、中海油储罐的定向调峰能力。着力推广应用现代网络和信息技术，加强对煤、电、油、气、热等的智能监测和调度，完善能源与经济运行监测体系的综合功能和覆盖范围。强化事前监测预警和风险管理体系建设，完善能源应急设施，及时高效应对处置各类突发事件。

       深化区域能源合作。统筹京津冀三地电网、油气管网等能源基础设施一体化规划与建设，优化能源储备调峰设施，提高能源供应的安全性、稳定性和协调性。加强与西部资源富集省市的能源合作，积极落实合作协议。鼓励本地能源企业在内蒙古、山西和宁夏等地建设电源项目，建成后优先通过配套外送电通道向天津地区送电，以提高我市外购电比例。加快推动天津渤化集团内蒙能源化工综合基地项目前期工作，尽快具备核准条件。落实“一带一路”战略，开展外蒙锡伯敖包～天津±800千伏直流特高压输电工程前期研究论证工作，落实外部条件。

       （三）推动化石能源清洁发展。

       考虑我市能源消费结构仍以化石能源为主现状，推动化石能源清洁发展、减少污染物排放是落实“美丽天津”建设的重要任务。在发电、供热、交通等领域扩大天然气应用，实现天然气利用跨越式发展；推进燃煤机组节能环保改造，稳步发展清洁煤电；大力推进油品转型升级，实现提质增效。

       促进天然气资源合理应用。强化天然气使用政策引导，优先保障城镇居民炊事、生活热水、重要公共服务设施、集中供热等民生领域用气。加强天然气需求侧管理，引导用户合理、高效用气。合理支持发展天然气汽车和船舶，推进车用LNG、CNG加气站建设。扩大气化领域，推广天然气在工业生产中的应用。鼓励在我市开发区、工业园区等热（冷）负荷集中的区域发展天然气冷热电分布式能源项目，积极扶持可中断工业用户，推进天然气的高效利用，从严控制以天然气为主要原料的高耗能和产能过剩项目。

       稳步发展煤炭清洁化利用。统筹供热和供电需求，在满足大气污染物排放浓度基本达到燃气机组排放限值、完成削煤任务的前提下，推动北疆电厂二期扩建工程、军粮城4台20万千瓦煤电机组替代工程等燃煤热电机组和南港燃煤抽背热电项目建设。鼓励煤炭高效集约清洁化使用，将煤炭更多地用于燃烧效率高且污染治理措施到位的燃煤电厂；到2020年，电煤比重达到60%以上。加快对现役煤电机组实施超低排放环保改造升级，争取全市燃煤发电机组和禁燃区外35蒸吨以上且未列入我市改燃关停计划的燃煤供热锅炉全部实现煤炭清洁化改造，污染物排放浓度基本达到燃气机组排放限值。

       大力推进油品转型升级。继续推进车用汽柴油升级置换工作，同步开展普通柴油、船用油品质量升级。优化炼油产业布局，全面推进炼油厂油品升级改造，加快中石油中俄炼油项目建设，提高成品油供给能力。加强炼油企业生产、储运和输送过程中的清洁化管理。拓展清洁油品来源，鼓励新技术的产业化利用，形成多元化清洁油品供应体系。

       （四）加快开发低碳绿色能源。

       坚持“因地制宜、绿色发展”的总体发展思路，立足转变能源发展方式，扩大可再生能源开发利用规模。依托本地资源优势，重点发展风电和太阳能光伏发电，有序推进地热能和生物质能开发利用，加快可再生能源示范项目建设。到2020年，非化石能源装机比重提高到10%。

       大力发展风力发电。坚持陆上和海上并举，优化发展陆上风电，稳妥推进海上风电；鼓励对低风速资源的开发利用，发展分布式小型风电。根据我市风能资源分布特点，在滨海新区、静海、宁河、蓟州等区域，加快推进一批陆上风电和海上风电工程建设，力争到2020年，全市风电装机达到116万千瓦。

       加快发展光伏发电。继续坚持分布式和集中式并重，充分利用各类建筑屋顶及其附属设施发展分布式光伏，支持结合土地资源和环境条件，因地制宜利用低效闲置土地和难以开发的荒滩、荒坡、草地等未利用地建设地面电站，促进光伏发电在新农村建设中发挥积极作用。力争到2020年，全市光伏装机超过80万千瓦。

       有序推进地热资源开发利用。加强地热能管理，推进地热资源保护和集约利用，完善监测网点建设，提升地热开发水平。统筹规划、有序开发地热资源，实现资源梯级利用。在有条件的地区推广利用浅层地热能，因地制宜发展地源热泵系统，不断增加地热供暖面积。

       积极推动生物质能利用。鼓励开展多种形式的生物质能利用，促进能源的就地转化和消纳。有序建设垃圾焚烧电厂，因地制宜发展秸秆发电，加大农村沼气利用。结合城镇化建设，积极推动生物质气化和成型燃料供热替代燃煤。

       （五）提高能源民生服务水平。

       坚持把民生放在首位，以保障居民用电、供热为重点，扩大能源发展成果共享范围，加快推进城乡能源公共服务均等化，早日告别“用能不洁、用电不安”的担忧。加快城市配电网、农网建设改造，消除城乡居民用电安全隐患。调整城乡供热热源结构，逐步提升清洁能源供热、电供热比重。进一步推动散煤清洁化治理，堵住劣质散煤污染的源头。

       加快城市配电网建设改造。以提高供电可靠性为主要任务，坚持建设和改造并举，全面加强配电网建设，不断增强供电能力，优化完善网架结构，提升装备标准化和电网智能化水平。以城市核心区作为高可靠性示范区，以点带面高起点、高标准建设配电网。紧密跟踪市区、中心城镇和产业园区等经济增长热点，及时增加变（配）电容量，统筹使用间隔及通道资源，控制专线用户接入，消除用电瓶颈。住宅小区供电设施纳入城市配电网规划，切实保证用户安全稳定用电。2020年，全面建成安全可靠、经济高效、灵活先进、绿色低碳、环境友好的智能配电网。

       全面提升农村电网水平。按照“安全可靠、技术适用、减少维护、节能环保”的原则，加快推进农村电网建设与改造，全面提升农网供电能力和供电质量，重点解决农村低电压、设备老化、过负荷、变电站不足、线径过细等问题，提高城乡电力一体化进程。实施新建、扩建变电站、线路等工程，解决设备重载过载问题，适应农村快速增长的用电需求。对存在安全隐患的设备进行更换，提高运行安全水平。改善网架结构，加强变电站间联络，提升站间负荷互带能力，提高农网供电可靠性。扎实有序推进农网智能化建设工作，鼓励农业光伏等可再生能源配套电网建设，满足分布式电源并网接入的要求。

       大力推进冬季清洁取暖。坚持因地制宜、统筹兼顾、有序推进、多元互补，全面推进冬季清洁取暖。优先考虑集中供热在城区周边范围内延伸，不具备集中供热条件的，“宜气则气、宜电则电”，鼓励利用地热、太阳能、生物质等多种可再生能源，加快分散取暖清洁能源替代，全市除蓟州山区外具备条件的全部实现清洁取暖。在不具备清洁能源替代条件的地区，确保使用无烟型煤。推动大唐盘电2台纯凝煤电机组2017年底完成供热改造，全部煤电机组实现对外供热。实施杨柳青热电厂、北疆热电厂一期、大港热电厂、国华盘山热电厂等现役机组供热增容改造，进一步扩大热电联产供热面积。实施热电管网联网工程，统筹热电联产机组及其配套管网建设，加快建设供热“一张网”，推广计量供热。到2020年我市集中供热普及率达到95%，热电联产供热比例高于50%（含调峰锅炉）。

       提高终端电力消费比重。推广“以电代煤”、“以电代油”等电能替代工程，提高终端电力消费比重。在城市集中供暖、工商业等领域推广大型以电代煤（气）项目，开展电采暖替代燃煤锅炉的示范工程，选取武清区开展电采暖替代燃煤锅炉的示范工程，2017年底前完成363个村、10.9万户电能替代改造。在供热管网、天然气管网未到达的城市老旧住宅区、城镇、乡村、城中村等散煤消耗区域，鼓励“煤改电”工程，在住宅建筑中鼓励采用电采暖类供热设备。在电动汽车、混合动力车技术性能满足需要的前提下，提高新能源汽车应用，增加电力替代油品的能力。加强电动汽车充电站建设，既有建筑、居民小区、停车场、路边停车位及绿化带加装充电设施改造，新建筑物配建一定比例的充电设施，加快电动汽车有序充电，推动电能替代工作再上新台阶。全面推动建设港口岸电工程，推进岸电工程延伸至内河流域。

       推动散煤清洁化治理。按照清洁能源替代和清洁化治理并重原则，通过政府引导和市场化运作，优先鼓励天然气、新能源、电力等清洁能源替代，促使分散燃煤加快退出市场；对不具备替代条件的分散燃煤，全部实施洁净煤替代。农村生活散煤治理以清洁无烟型煤替代为重点，配套推广专用的先进民用炉具，提高燃煤质量和燃烧效率，减少污染排放。城镇地区加快实施集中供热替代，因地制宜利用热电联产、燃气、地热、生物质、分布式能源等多种方式替代散煤，减少散煤使用。积极开展以电代煤试点，利用河北、内蒙古等周边省区弃风弃电，开展风电供热试点示范。

       （六）增强能源科技创新能力。

       科技创新是产业变革的先导，能源是目前科技创新最活跃的领域之一。聚焦推动能源重大变革的技术，深入实施科技创新驱动发展战略，引进高端项目、技术、人才等战略资源，积聚优势力量，提高自主创新能力。依托重大科技示范工程，加快先进成熟技术的产业化推广应用。

       积极推进智慧能源建设。探索推进“互联网+”智慧能源建设。研究可再生能源、化石能源智能化生产，以及多能源智能协同生产技术。着力推进能源信息化建设，大规模建设和改造骨干通信网光缆，光传输设备，打造全市能源需求与供应情况的一体化信息集成平台。研究利用既有的信息采集系统，促进水、气、热、电的远程自动集采集抄，推动我市能源与信息通信基础设施深度结合。实施能源自动化系统新建及改造。建设在线监测装置，建设各电压等级智能变电站。改造智慧能源调度控制系统、多类型能源优化互补调度系统。推动能源互动化建设，推广应用双向互动新能源技术，建设智慧能源创新示范区。鼓励企业将国产密码应用于重要控制系统，实现国产密码在数据采集和监控、过程控制系统等领域中的应用。

       提升能源产业创新能力。利用滨海新区先行先试的国家优惠政策，建设能源产业新技术示范基地，重点发展我市太阳能光伏、风电、电力储能关联产业集群。加大技术攻关，组织科研单位、企业开展液态金属电池研制及产业化工作，研究长寿命、高可靠性、低成本的新型储能技术。加强5兆瓦及以上风电整机产品的研发与制造能力，积极开展海上风机、分布式小型风机和光电互补风机技术研发，在大型和小型风电整机领域形成国内领先优势。探索试点示范光热发电、绿色煤电、碳捕获等有一定技术积累但技术工艺路线尚不成熟的技术。推进冷热电联产项目建设，提高能源综合化利用水平。

       完善科技创新体系。依托高等院校、科研机构和重点企业建立能源装备制造研发中心，积极推动可再生能源开发技术、智能电网、能源监测系统的发展，加快科研成果转化。依托国家和省能源科技专项资金，加强已有国家能源（实验）中心建设，充分发挥国家和省级科研创新平台作用。推进京津冀地区国内能源领域的科技合作，建设能源系统创新中心和产学联盟。加快人才队伍建设，培育领军式能源人才，提升科技创新水平。

       推动重点示范工程建设。以推动能源技术装备成果转化为目的，重点开展光热发电、智能电网、碳捕获和风光火储互补一体化示范工程建设。依托中新天津生态城微电网等示范项目，加快可再生能源微电网建设，将各类分布式能源、储电蓄热（冷）及高效用能技术相结合，形成以可再生能源为主的多能互补区域微网，提高能源综合利用率，实现能源资源优化配置。规划建设大型储能中心，研究发展多能互补集成优化示范工程，引领当地政策导向及产业发展升级。

       （七）加快能源体制机制改革。

       以贯彻落实中发9号文件为重点，推进能源改革迈出新步伐。深化重点领域和关键环节改革，落实电力体制改革指导意见，探索出台油气体制改革方案，研究可再生能源鼓励政策，完善价格形成机制，完善能源管理市场化调节机制，提高能源配置效率，更好的促进实体经济发展。

       有序推进电力体制改革。出台天津市电力体制改革综合实施方案，开展输配电价核定，妥善处理电价交叉补贴；积极推进大工业企业、独立售电主体等大用户直接向发电企业购电；完善电力市场建设，促进电网公平开放。稳步推动售电侧改革，培育多元的市场竞争主体，探索社会资本参与增量配电投资的有效途径。配合国家组建京津冀电力交易平台，鼓励电力用户和售电企业直接参与电力交易。示范探索分布式发电区域电力直接交易试点，允许分布式电站向就近区域用户直接售电。着力建设适应新能源电力接入的智能电网，提高电网主动吸纳新能源的能力。

       积极推进油气体制改革。按照国家要求推动油气管网业务独立运营和公平开放，鼓励油气管网及接收、储备设施投资多元化，推进天然气接收和储运设施公平开放。利用京津冀一体化发展的契机，发挥天津、河北等地多气源汇集优势，探索建立区域性天然气交易中心，鼓励天然气供应企业与用气大户开展现货交易，推进天然气交易市场化发展。合理布局天然气网络和服务设施，鼓励大用户直供。

       积极响应能源价格改革。发挥价格对资源配置的基础性作用，逐步理顺各种可替代能源之间的比价关系。加快核定输配电价，完善抽水蓄能、燃气电站、燃煤电站等调峰机组的辅助服务机制，采用容量电价补贴、提高出厂热价、替代发电等方式进一步疏导燃气热电联产企业亏损，提高我市电力系统的灵活性，促进可再生能源消纳利用。建立反应市场供需的灵活价格机制，鼓励用户参与需求侧响应，完善用户和发电企业共同参与的辅助服务补偿机制。推进天然气价格改革，降低管输气价，逐步放开生产、销售气价，利用天然气和电力需求的季节性调峰互补性，实行季节性差别价格，扩大峰谷价差，建立灵活的气、电价格联动机制。

       创新可再生能源激励机制。实施可再生能源配额制及市场交易机制，促进风电、太阳能光伏发电、生物质发电发展。鼓励我市合理利用财政提高可再生能源电价附加补贴标准，扩大新能源利用规模。研究建立可再生能源引导发展基金，推广新型投融资模式。探索采用招投标等市场竞争方式确定可再生能源发电价格和项目业主。

       四、环境评价

       （一）规划实施的环境分析。

       在能源发展中，煤炭、石油、天然气等化石能源消费是影响大气环境的主要因素，而风能、太阳能、地热能开发利用以及增加接受外电输入，对改善我市环境有积极的作用。规划实施后，预计相对于“十二五”末期，2020年我市一次能源消费（仅考虑煤炭、石油和天然气）对主要污染物排放的影响如下：二氧化硫年排放量减少4.14万吨，氮氧化物年排放量减少6.9万吨，二氧化碳年排放量增加1018万吨。

       1．煤炭。以2020年煤炭消费量4130万吨测算（2020年煤炭消费量以最终完成国家下达任务为准），相对于“十二五”末期，2020年煤炭消费产生的二氧化硫排放量预计减少4.21万吨，氮氧化物年排放量减少7.62万吨，二氧化碳年排放量减少1202万吨。从减量因素看，一是通过关停淘汰落后小火电和其他落后产能，压减钢铁等过剩产能，以及实施燃煤锅炉改燃并网、“煤改电”等，累计削减燃煤550万吨，相应削减二氧化硫排放量3.3万吨，氮氧化物排放量4.1万吨，二氧化碳排放量1650万吨；二是通过现役煤电机组、燃煤锅炉环保改造升级，高能耗行业节能改造，散煤清洁化治理等措施实现提效减排，削减二氧化硫排放量1万吨，氮氧化物排放量3.7万吨，二氧化碳排放量150万吨。从增量因素看，将建成投产煤电机组291万千瓦，新增燃煤200万吨，相应新增二氧化硫排放量0.09万吨，氮氧化物排放量0.18万吨，二氧化碳排放量598万吨。

       2．石油。预计相对于“十二五”末期，2020年石油消费产生的二氧化硫排放量预计增加0.07万吨，氮氧化物年排放量增加0.66万吨，二氧化碳年排放量增加950万吨。从增量因素看，“十三五”期间，新增石油消费量248万吨，相应新增二氧化硫排放量0.2万吨，氮氧化物排放量0.7万吨，二氧化碳排放量950万吨。其中成品油消费量比“十二五”末增加150万吨左右，相应新增氮氧化物排放量0.69万吨，二氧化碳排放量491万吨。从石化行业总体看，通过优化炼油工艺等方式，严控石化行业环保水平，二氧化硫回收率达到99.99%，实现气体排放无害化，基本不增加污染物排放，石化行业二氧化硫、氮氧化物排放量分别比“十二五”末期减少0.13万吨和0.04万吨。

       3．天然气。预计相对于“十二五”末期，2020年天然气消费量增加64亿立方米，相应氮氧化物排放量增加0.06万吨，二氧化碳排放量增加1270万吨。

       （二）减轻能源环境影响的措施。

       加强能源规划，规范环保审批。发挥能源规划的引导和规范作用，督促相关部门完善环保管理制度，强调能源项目的环保要求，落实环保审查与监督的实践，突出建设“美丽天津”的重要性。加强能源项目节能、环保审查力度，发挥审批环节的环保约束力，保障能源的清洁合理利用。

       创新开发模式，落实生产监管。切实执行“创新驱动”战略，推动能源行业的技术创新，加大对滨海新区环保及新能源产业的支持力度，加强政府能源、环保主管部门与能源企业的沟通，提升企业环保意识；促进环保与节能技术的应用，尽可能减少污染物排放；降低能源生产和转化对土地、水资源、生态环境的不良影响。

       更新运输方式，完善存储设施。一是积极优化能源产品运输方式，加大油气管网建设力度，尽量减少污染性传输方式的使用；推进全市能源互联网建设，加大分布式、共享式能源的发展。二是积极完善能源产品存储设施，按照工艺、材料和安全标准科学选址和设计建造，重点加强防尘集尘、截污治污、预防自燃等措施。

       严守生态红线，完善治理政策。严守生态红线，明确各类永久保护生态区域范围及边界。落实城市生态空间管控要求，开展永久性保护生态区域考核，严禁建设用地占用生态空间。

       五、保障措施

       强化规划实施管理。强化能源规划的约束与引导，分解落实约束性指标，加强目标责任管理，确保规划的有效实施。切实按照本规划实施和审批新建能源项目，“十三五”期间将建立并完善规划实施跟踪评价和定期评估制度，加强对本规划实施中重大问题的后评估。管理部门要发挥主体作用，深入开展研究论证，做好与国家能源规划的衔接协调，完成工作机制，推动规划任务的具体落实。

       改善组织协调机制。制定能源行动计划，全面落实机构改革方案，改革机构设置，加强能源工作顶层设计，强化组织领导，明确责任人，形成分工合理、运行协调的组织协调机制。积极探索创新能源管理方式，以规划、政策、标准、项目管理和运行管理等为重点，加强对能源行业的宏观指导和服务，不断改善行业管理体制，提高行业发展水平。不断深化主管部门与行业协会的联系，指导和促进行业协会更好地发挥桥梁、纽带作用。

       建立能源标准体系。制定严格的煤炭生产使用及流通质量、民用先进炉具、燃气锅炉排放限制、煤电机组排放限值等标准。严格执行煤电机组环保改造排放标准、散煤清洁替代标准，切实减低煤炭使用的污染物排放。制定并执行更高水平的成品油质量标准及机动车尾气排放标准，减少交通领域的污染物排放。加强智能电网、分布式电源并网、电动汽车充电基础设施标准制修订，推动电力系统智能清洁化发展。

       健全价格财税机制。完善上网电价峰谷价差制度，实行季节性差别价格，适当扩大峰谷价差范围，建立气、电价格联动机制，探索采用容量电价补贴、替代发电、提高出厂热价、两部制电价等方式，合理疏解天然气供求矛盾。建立抽水蓄能机组、燃气电站等优质调峰机组的成本补偿机制，探索实行用户可中断电价，推动建立由用户和发电企业参与的辅助服务补偿机制。研究制定可再生能源电价附加补贴标准，扩大补贴范围，提高新能源利用规模。

       创新融资体制机制。加强银企合作，拓宽融资渠道，鼓励企业通过贷款、发行债券、上市、融资租赁等形式获得运营资金。创新政府和能源企业的合作，在能源项目建设中积极引入社会资本，尝试油气企业参股电厂，推广PPP模式。鼓励各类社会主体参与新建油气管网建设，由独立管道公司运营。对纳入规划的项目探索通过招投标的方式选择投资主体，打破行业垄断。

       完善能源监管体系。强化能源监管，健全监管组织体系和法律法规体系，完善监管规则，创新监管方式，重点加强对垄断环节、垄断行为的监管，加大对能源战略规划和政策标准落实，能源安全生产、环保、能源消费总量控制、煤炭消费减量替代等方面的监管和考核，提高监管效能。

       加强能源监测预警。建立健全能源信息监控、应急管理制度。加强基于能源安全、能源利用效率等因素的能源预测预警机制建设，及早发现风险隐患，降低能源安全成本。研究能源预警信息发布机制，针对不同的预警级别，制订不同的应对方案，包括长期政策方向制订、短期应对策略、以及突发事件应急措施，提高我市能源供应系统的应急预防与处理能力，保障能源终端需求。