廣西壯族自治區人民政府辦公廳關于印發廣西能源發展“十四五”規劃的通知

桂政辦發〔2022〕59號

各市、縣人民政府，自治區人民政府各組成部門、各直屬機構：

《廣西能源發展“十四五”規劃》已經自治區人民政府同意，現印發給你們，請認真組織實施。

2022年8月19日

（此件公開發布）

廣西能源發展“十四五”規劃

能源是人類文明進步的重要物質基礎和動力，攸關國計民生和國家安全。黨中央、國務院高度重視能源發展和能源安全，創造性地提出“四個革命、一個合作”能源安全新戰略和“建設能源強國”新目標，作出了“實現碳達峰碳中和”等重大戰略決策及“能源的飯碗必須端在自己手里”、“正確認識和把握碳達峰碳中和”等重大論斷，為新時代我國能源高質量發展指明了方向、開辟了道路。“十四五”時期，是全面建成小康社會、實現第一個百年奮斗目標之后，乘勢而上開啟全面建設社會主義現代化國家新征程、向第二個百年奮斗目標進軍的第一個五年，也是凝心聚力建設新時代中國特色社會主義壯美廣西的關鍵時期。面對能源安全保障攻堅和能源加速綠色低碳轉型的新形勢，廣西要深入貫徹落實習近平總書記關于能源工作的重要論述和重要指示精神，按照黨中央、國務院對能源發展的部署要求，采取有力舉措全面構建現代能源體系，積極探索能源要素短缺地區能源保障解決方案，全力建設國家綜合能源基地，努力開創廣西能源低碳轉型和高質量發展新局面，為廣西經濟社會高質量發展提供堅實的能源保障。

本規劃堅持以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導，全面貫徹《中華人民共和國國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和2035年遠景目標綱要》、《廣西壯族自治區國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和2035年遠景目標綱要》，貫徹落實碳達峰碳中和及《“十四五”現代能源體系規劃》等系列文件精神，按照建設國家綜合能源基地的部署要求，結合廣西能源發展實際，主要闡明“十四五”時期廣西能源發展的指導思想、主要目標和任務舉措，是推動廣西能源高質量發展的總體藍圖和行動綱領。規劃期為2021—2025年，展望至2035年。

第一章發展基礎

一、“十三五”時期能源發展回顧

“十三五”時期，廣西全面貫徹落實“四個革命，一個合作”能源安全新戰略，堅持能源清潔低碳、安全高效發展，全區能源安全保障基礎持續增強，能源基礎設施日益完善，能源結構不斷優化，能源綠色轉型步伐明顯加快，能源體制改革成效顯著，能源服務水平全面提升，為服務廣西經濟社會高質量發展、打贏脫貧攻堅戰和全面建成小康社會提供了重要支撐。

（一）能源安全保障基礎持續增強。

能源供應能力有效提升?；拘纬擅禾俊⑹汀㈦娏?、核能、新能源和可再生能源多輪驅動的能源生產體系，能源品類齊全。2020年，全區能源綜合生產能力3280萬噸標準煤，電力總裝機5178萬千瓦，其中水電、火電、核電、風電、光伏發電裝機分別達到1759萬千瓦、2344萬千瓦、217萬千瓦、653萬千瓦、205萬千瓦。云南金沙江中游電站送電廣西直流輸電工程（以下簡稱金中直流）、烏東德電站送電廣東廣西特高壓多端柔性直流示范工程（以下簡稱昆柳龍直流）先后投產，為廣西提供有力的清潔電力支撐。

能源輸送能力逐步提高。2020年，全區建成天然氣長輸管道和省級主干支線管道2683公里，初步形成“一橫兩縱”干線管輸格局，12個設區市通達長輸管道天然氣，滿足49個縣天然氣利用需求。成品油管道總里程2029公里。220千伏及以上電網公用變電容量8624萬千伏安、線路長度29204公里，分別是2015年的1.3倍、1.2倍。500千伏主干電網依托“西電東送”通道，形成“四橫兩縱”的網架格局，實現500千伏變電站設區市全覆蓋，220千伏電網形成多環網結構。

煤炭油氣儲備體系初步建立。2020年，全區主要儲煤設施煤炭靜態儲備能力約686萬噸。原油、成品油庫容分別達到840萬立方米、280萬立方米，儲備能力分別達到161天、99天。各級人民政府和城鎮燃氣企業儲氣體系初步建立。建成沿海液化天然氣（LNG）接收站2座，儲氣能力4.38億立方米，LNG年接卸能力660萬噸，天然氣儲備基地初具規模。

（二）能源綠色轉型步伐明顯加快。

能源生產持續清潔化。清潔電源發展明顯加快，2020年，全區非化石能源、可再生能源、非水電可再生能源發電裝機比重分別達到58.7%、54.5%、20.6%。風電、光伏發電裝機較2015年分別增加613萬千瓦、193萬千瓦，是2015年的16.2倍、16.8倍。廣西首座核電站防城港紅沙核電一期1、2號機組全部投產，“華龍一號”示范項目防城港紅沙核電二期3、4號機組順利開工建設。供給側結構性改革取得積極成效，累計關停落后煤炭礦井58處，淘汰產能963萬噸，關停不達標煤電機組2臺共44萬千瓦。統調燃煤電廠全面實現超低排放，完成21臺煤電機組共1112萬千瓦超低排放和節能改造，6000千瓦及以上火電機組平均供電煤耗降至311克標準煤/千瓦時，較2015年下降8克標準煤/千瓦時。

能源消費結構進一步優化。2020年，全區能源消費總量約11806萬噸標準煤，年均增長3.8%，其中非化石能源消費比重達到26%，高于全國15.9%的平均水平。可再生能源電力總量消納責任權重達到43.3%，高于全國28.8%的平均水平。非水電可再生能源電力消納責任權重約8.9%，較2015年提高6.9個百分點。全社會用電量2029億千瓦時，年均增長8.7%。天然氣消費量31.9億立方米，是2015年的3.7倍，年均增長29.4%。新能源汽車充電網絡初步建成，建成公共充電基礎設施3.05萬個。車用乙醇汽油消費量65.1萬噸。

（三）能源體制機制改革成效顯著。

電力體制機制進一步理順，開創廣西主電網和地方電網融合新模式，全區電力“一張網”建設邁出關鍵一步。電力市場化改革快速發展，全區電力市場累計準入市場主體8534家，區內直接交易電量2451億千瓦時，累計釋放改革紅利236億元。增量配電業務改革穩步開展，獲批增量配電業務改革試點21個。油氣體制改革有序推進，天然氣管網運營機制改革完成頂層設計，廣西燃氣集團正式組建，天然氣市場化改革進程加快。

（四）能源服務水平實現全面提升。

全面完成農村電網改造升級建設任務，農村電網供電可靠率、綜合電壓合格率、戶均配變容量（以下統稱“兩率一戶”）提前一年達到國家要求，助推全區5379個貧困村全部出列、54個貧困縣全部摘帽。實施居民用氣階梯氣價政策，民生用氣成本普遍下降。持續優化電力營商環境，“獲得電力”全流程時間為32天，電力報裝環節、成本、時間達到國內先進水平。

專欄1　廣西能源發展“十三五”規劃主要指標完成情況
類別	指標	單位	屬性	2020年規劃目標	2020年實際完成
能源總量	能源消費總量	萬噸標準煤	預期性	11600	11806
能源總量	全社會用電量	億千瓦時	預期性	1740	2029
能源結構	非化石能源消費比重	%	約束性	21	26
	煤炭消費比重	%	預期性	47	48.2
	石油消費比重	%	預期性	20	12.7
	天然氣消費比重	%	預期性	7	3.6
	非水電可再生能源電力消納責任權重	%	預期性	5	8.9
類別	指標	單位	屬性	2020年規劃目標	2020年實際完成
能源效率	單位GDP能耗五年累計下降	%	約束性	14	以國家核定數為準
	單位GDP二氧化碳排放五年累計下降	%	約束性	17	以國家核定數為準
	火電機組平均供電煤耗	克標準煤/ 千瓦時	預期性	310	311
注：火電機組平均供電煤耗包括6000千瓦及以上電廠范圍，下同。

二、發展環境和形勢

當前世界百年未有之大變局加速演進，國際政治經濟形勢和全球能源供需格局深刻變化，全球能源綠色低碳轉型全面加速，新一輪科技革命和產業變革深入發展。我國積極應對全球氣候變化，作出了“力爭2030年前實現碳達峰，2060年前實現碳中和”的重大戰略決策，構建現代能源體系面臨新的機遇和挑戰。

（一）國內外能源格局深刻變革。

全球能源體系加快演變重構。能源供需多極化格局深入演變，供應不穩定性不確定性明顯增加，能源安全面臨更多挑戰。全球開啟應對氣候變化新征程，能源清潔低碳轉型之勢不可逆轉。能源系統形態加速變革，能源轉型技術路線和模式多元化發展，科技創新高度活躍，智能化升級持續加快。能源發展動力加速轉換，綠色產業成為重要投資領域，清潔低碳能源發展迎來新機遇。

我國能源轉型進入關鍵期。我國能源已轉向高質量發展階段，能源改革發展任務依然艱巨。能源需求持續增長，不可抗因素持續增加，對端牢能源飯碗、確保能源產業鏈供應鏈安全可靠提出更高要求。“十四五”時期是為力爭實現碳達峰、碳中和目標打好基礎的關鍵時期，國家明確了以經濟社會發展全面綠色轉型為引領，以能源綠色低碳發展為關鍵，堅定不移走生態優先、綠色低碳的高質量發展道路，能源體系和發展模式正在進入非化石能源主導的嶄新階段。

廣西現代能源體系建設任務艱巨。廣西能源資源稟賦不足，自給率低，煤炭、石油、天然氣對外依存度高，人均用能指標僅為全國平均水平的三分之二，經濟社會發展帶來的能源消費剛性增長與保障能源供應矛盾突出。在碳達峰、碳中和與能源綠色低碳轉型要求下，提高能源自主保障能力，合理控制能源消費與保障正常生產生活用能，將面臨水電已深度開發、新能源發展約束條件增加、能源轉型受產業結構調整影響較大等挑戰；實現可再生能源的大規模增長，將面臨系統安全、經濟運行、技術進步和政策協同等挑戰。同時，廣西用能成本長期偏高，與經濟社會發展水平不匹配；現有能源體制機制、政策體系、治理方式等難以適應新形勢下能源綠色低碳轉型的需要；創新能力不適應高質量發展要求，能源產業培育不充分；農村能源基礎設施歷史欠賬多，城鄉能源普遍服務水平差距明顯，現代能源體系建設任重道遠。

（二）廣西步入能源發展新階段。

今后一段時期，廣西能源發展處于重要戰略機遇期。廣西區位優勢獨特，是西部陸海新通道的重要樞紐，是國家“西電東送”、“南氣北輸”的重要通道；能源生產結構清潔化發展，是開發核電、海上風電、抽水蓄能、生物質能、陸上風電、光伏發電等清潔能源的有利地區；能源儲備優勢突出，江、海、鐵運輸通道便捷，部分地區地質條件較理想，為進一步擴大能源戰略儲備提供了有利條件；能源場址資源豐富，北部灣油氣田和內陸頁巖氣發展潛力巨大；北部灣能源安全戰略地位日益凸顯，有條件建設立足廣西、服務西南中南地區和粵港澳大灣區、面向共建“一帶一路”的綜合能源基地。國家能源安全保障進入關鍵攻堅期、能源綠色低碳轉型進入重要窗口期、現代能源產業進入創新升級期、能源普遍服務進入鞏固提升期，推動建設國家綜合能源基地，為廣西不斷夯實能源供應保障基礎，推動能源高質量發展，培育現代能源裝備產業集群，加快補齊能源基礎設施短板，提高能源安全保障和服務能力，促進能源惠民利民帶來重大機遇。

第二章指導思想和主要目標

一、指導思想

堅持以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導，全面貫徹黨的十九大和十九屆歷次全會精神，深入貫徹習近平生態文明思想，認真貫徹落實習近平總書記視察廣西“4·27”重要講話精神和對廣西工作系列重要指示要求，貫徹落實自治區第十二次黨代會精神，立足新發展階段，完整準確全面貫徹新發展理念，服務和融入新發展格局，以推動高質量發展為主題，以深化供給側結構性改革為主線，以改革創新為根本動力，以滿足經濟社會發展和人民日益增長的美好生活需要為根本目的，深入推動能源消費革命、供給革命、技術革命、體制革命和全方位開放合作，服務建設能源強國，推動落實碳達峰、碳中和目標。統籌發展和安全，圍繞建設國家綜合能源基地戰略部署，全力保障能源安全穩定，著力推進能源消費、供給綠色低碳轉型，提升能源產業科技創新能力，加大能源惠民利民力度，全面構建清潔低碳、安全高效的現代能源體系，積極探索能源要素短缺地區解決能源保障問題的高質量發展方案，為凝心聚力建設新時代中國特色社會主義壯美廣西提供堅實可靠的能源保障。

二、基本原則

堅持系統統籌，守牢安全底線。處理好發展和減排、整體和局部、長遠目標和短期目標、政府和市場的關系，注重統籌謀劃，合理布局。筑牢底線思維，立足廣西以煤炭消費為主的實際，堅持轉型升級以立為先，傳統能源逐步退出要建立在新能源安全可靠替代的基礎上。堅持需求導向，著力提高能源自給能力，預留充足安全保供裕度。積極融入區域能源合作，著力增強能源產業鏈供應鏈安全性穩定性。

堅持綠色發展，著力創新引領。堅持生態優先，能源開發與生態環境協調發展，加快調整能源結構，協同推進能源供給保障與綠色低碳轉型。堅持能源消費強度和總量雙控制度，持續推進能源清潔高效利用，培育能源生產消費新模式新業態。堅持創新驅動和技術進步引領，推動能源產業數字化智能化升級，推進能源產業鏈現代化。

堅持深化改革，激發市場活力。充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，構建公平開放、有效競爭的市場體系，更好發揮政府作用，破除制約能源高質量發展的體制機制障礙，加強政策引導，強化市場監管，營造良好的發展環境。

堅持民生優先，促進共享發展。堅持以人民為中心，持續提升能源普遍服務水平，強化民生領域能源需求保障，推動能源發展成果更多更好惠及廣大人民群眾，為滿足人民對美好生活的向往提供堅強能源保障。

三、發展目標

“十四五”期間，廣西建設國家綜合能源基地、構建現代能源體系的主要目標是：

——能源安全保障更加有力。到2025年，全區能源年綜合生產能力達到4400萬噸標準煤以上，發電裝機總規模達到9400萬千瓦以上。建設投產一批支撐性電源和應急備用調峰電源。高水平建成覆蓋全區的綠色智能電網，電網更加堅強。煤炭油氣產供儲銷體系持續完善，能源安全儲備能力進一步提高。能源應急保障和風險管控能力持續加強。

——能源低碳轉型成效顯著。擴大風電、光伏發電等可再生能源開發利用規模，到2025年，非化石能源消費比重達到30%以上，非化石能源發電量比重達到54%以上，可再生能源電力總量消納責任權重、非水電可再生能源電力消納責任權重確保達到國家下達廣西的最低目標，力爭完成激勵目標。單位GDP二氧化碳排放五年累計下降值達到國家要求。電氣化水平持續提升。

——能源系統效率穩步提高。單位GDP能耗五年累計下降值達到國家要求。電力協調運行能力不斷加強，新能源消納和存儲能力顯著提升，到2025年，電力需求側響應能力達到最大用電負荷的3%以上。

——能源創新能力有所突破。新型電力系統建設取得階段性進展，先進可再生能源發電及綜合利用技術、新型電力系統及其支撐技術、先進核能技術、能源系統數字化智能化技術、安全高效儲能和氫能技術、減污降碳技術、能源產業技術裝備加快應用推廣，建成一批新型儲能、源網荷儲一體化、多能互補等新業態示范項目。

——能源普遍服務水平持續提升。城鄉居民生產生活用能保障能力進一步增強，電、氣、冷、熱等多樣化清潔能源可獲得率顯著提升，人均生活用電量達到1000千瓦時以上，天然氣管網覆蓋范圍進一步擴大。城鄉供能基礎設施均衡發展，城鄉清潔能源供應能力不斷增強，城鄉供電質量差距明顯縮小，“兩率一戶”指標達到國家要求。

——體制機制改革持續深化。深化電力、油氣體制機制改革，深化能源領域“放管服”改革。努力實現全區城鄉用電“一張網”，基本建成油氣“一張網”。初步建立統一開放的區域能源市場，電力中長期市場、輔助服務市場和現貨市場有機銜接的電力市場體系更加健全，形成有序競爭、高效保供的天然氣市場體系。

——開放合作形成新局面。初步建成西部陸海新通道能源合作走廊和北部灣國際門戶港綜合能源基地，廣西與周邊區域能源互聯互通能力大幅提高，區域能源資源優化配置能力進一步增強。能源領域投資、產業、技術、人才合作等方面形成更大范圍、更寬領域、更深層次的全方位開放合作新局面。

到2030年，廣西建設國家綜合能源基地取得決定性進展，形成千萬噸級天然氣接收儲運基地、千萬噸級國家石油儲備基地、千萬噸級國家煤炭儲備基地、億千瓦級大型清潔電源基地、統一開放的區域能源交易市場平臺、中國—東盟能源國際合作示范區的“四個基地、一個平臺、一個示范區”國家綜合能源基地，建成廣西能源產供儲銷體系、提升廣西能源安全儲備水平、增強廣西能源自主保障能力，全面提升西南中南地區、粵港澳大灣區能源安全保障水平，走出能源要素短缺地區能源保障的新路子。天然氣接收能力達到2500萬噸/年，儲氣能力達到30億立方米，原油儲備能力達到3000萬噸以上，成品油儲備能力達到400萬噸以上，煤炭靜態儲備能力達到1800萬噸，力爭發電裝機總規模不低于1.46億千瓦、清潔電源總裝機規模不低于1.1億千瓦、消納區外清潔電力不低于3000萬千瓦。

展望2035年，基本建成清潔低碳、安全高效的現代能源體系。能源安全保障能力全面提升，能源綠色生產和消費模式廣泛形成，非化石能源發電成為主體電源，能源資源配置更加合理，能源利用效率大幅提高，新型電力系統建設取得實質性成效，人均用電量與全國平均水平同步增長，碳排放總量達峰后穩中有降。

專欄2　“十四五”時期能源發展主要指標
目標	指標	單位	2020年	2025年	年均增長/ 五年累計	屬性
能源安全保障	能源年綜合生產能力	萬噸標準煤	3280	4400	6.0%	約束性
	電力裝機總量	萬千瓦	5178	>9400	>12.7%	預期性
	全社會用電量	億千瓦時	2029	>2860	>7.1%	預期性
	人均生活用電量	千瓦時	812	>1000	>4.3%	預期性
能源低碳轉型	非化石能源消費比重	%	26	30	[4]	預期性
	非化石能源發電量比重	%	50	54	[4]	預期性
	單位GDP二氧化碳排放五年累計下降	%	以國家核定數為準	達到國家要求	—	約束性
能源效率提升	單位GDP能耗五年累計下降	%	以國家核定數為準	達到國家要求	—	約束性
能源效率提升	電力需求側響應能力	%	—	3	—	預期性
注：[　]內為5年累計數。

四、發展布局

以服務建設能源強國、構建現代能源體系、推進能源綠色低碳轉型、實現碳達峰碳中和國家戰略為目標，以西部陸海新通道為紐帶，以北部灣國際門戶港為支點，圍繞共建“一帶一路”，高水平推動能源領域全方位開放發展，統籌國家綜合能源基地建設，全面打造國家級天然氣、石油、煤炭戰略儲備基地和大型清潔電源基地，完善煤炭油氣集疏運體系，暢通能源互聯互通通道，深化能源體制機制改革，強化能源綠色合作。“十四五”期間，積極構建西部陸海新通道能源合作走廊、北部灣國際門戶港綜合能源基地和能源綠色低碳轉型三大示范區域的“一走廊一基地三區域”新格局，為建設國家綜合能源基地奠定堅實基礎。

（一）構建西部陸海新通道能源合作走廊。

全面建設陸海內外聯動、雙向互濟的能源合作通道，促進能源合理布局和轉型升級。建設綠色安全電力通道，打造“西電東送”重要通道和清潔能源消納重要受端，積極推動區外清潔能源基地“送電廣西”特高壓直流輸電通道建設。謀劃天然氣“南氣北輸”大通道，布局建設與周邊省份互聯互通的輸氣通道，完善沿海輸氣管道“一張網”，形成多氣源互?；ス└窬?。用好“兩種資源、兩個市場”，提升北部灣國際門戶港港口能源集疏運能力，有序擴大海上煤炭油氣登陸和“鐵海河”運輸規模。加快形成立足廣西、服務西南中南地區和粵港澳大灣區、融入共建“一帶一路”的能源合作走廊，為國家“西電東送”、“南氣北輸”等戰略實施提供支撐。

（二）建設北部灣國際門戶港綜合能源基地。

依托廣西北部灣國際門戶港的區位條件和綜合資源優勢，布局建設北部灣國家級煤炭儲備基地、以沿海大型LNG接收站為主的國家級天然氣儲備基地、以沿海三市為核心的國家級石油儲備基地及沿海清潔電源基地，建設南方重要的能源資源儲運基地，全面提升區域能源安全保障水平。壯大延伸產業鏈條，支撐北部灣石化產業等原料用能需求，增強能源產業鏈供應鏈安全性穩定性。強化能源戰略儲備，加強能源儲備設施運營管理，更好發揮保障支撐作用。

天然氣儲備基地。加快建設北海、防城港等沿海LNG接收站大型儲氣設施，規劃布局欽州等LNG接收站，發展LNG冷能綜合利用，因地制宜布局地下儲氣庫等儲氣設施集群，推動北部灣海上油氣田天然氣登陸聯網，謀劃南海天然氣水合物上岸登陸點，打造南方海上天然氣儲運樞紐。

石油儲備基地。在沿海地區、平陸運河沿線地區、石漠化地區等有序布局中石化北海成品油儲備基地等一批大型石油儲備設施，謀劃布局北部灣海岸海底原油儲備及沿海地面原油儲備項目，科學開展地下水封石油洞庫項目前期工作。

煤炭儲備基地。依托沿海大型煤電項目、專業化煤炭碼頭布局國能廣投北海能源基地煤炭儲運配送中心、防城港煤炭倉儲基地等百萬噸級煤炭儲運設施，打造北部灣港煤炭儲運樞紐，形成布局合理、流通便利的煤炭儲備基地。

沿海清潔電源基地。加強核電、抽水蓄能、清潔煤電、天然氣發電等保供能力較強的清潔電源布局，逐步建設千萬千瓦級海上風電集群，打造若干個百萬千瓦級山地風電光伏基地，科學合理配置各類電源和儲能設施，推動化石能源與新能源優化組合，形成新能源規模化開發利用示范。

區域能源市場。建設統一開放的區域能源市場，培育大宗能源商品交易市場，發展原油、煤炭、LNG等大宗能源物資集散交易和供應鏈服務，充分發揮市場儲備作用，融入南方區域統一電力市場建設，為綜合能源基地能源商品市場化交易提供支撐，服務能源、電力保供穩價。

（三）形成能源綠色低碳轉型三大示范區域。

根據資源稟賦及布局，重點形成桂北新能源開發示范區、桂西多能互補示范區和桂中桂東能源創新發展示范區。

桂北新能源開發示范區。在桂林、賀州、柳州等市，以風電等新能源資源集中區域為主，推進新能源規模化集約化開發和市場化消納，開展集中式儲能電站示范建設，推進先進可再生能源發電及綜合利用技術示范應用，引領全區新能源高質量發展。

桂西多能互補示范區。在河池、崇左、百色等可再生能源資源豐富區域，統籌水電、風電、光伏發電、火電等多種電源開展多能互補項目示范，加快形成可在全區推廣應用的新發展模式。

桂中桂東能源創新發展示范區。在南寧、柳州、來賓、貴港、玉林、梧州等市，加快推進增量配電業務改革試點和天然氣大用戶市場化交易。優先開展智能電網、園區級源網荷儲一體化、綜合供能服務站、充換電站、氫能等新業態創新示范，培育綜合能源服務和智慧用電模式。打造高可靠性供電示范區，加快南寧市堅強局部電網建設。

第三章主要任務

以構建清潔低碳、安全高效的現代能源體系為目標，圍繞推進建設國家綜合能源基地戰略部署和“一走廊一基地三區域”發展布局，提出能源安全保障、低碳轉型、科技創新、產業升級、開放合作、體制改革、服務提升等主要任務。

一、增強能源供應穩定性和安全性

立足自身、補齊短板、多元保障、強化儲備，完善產供儲銷體系，建設和儲備一批具備系統托底保供功能的大型可靠電源，全面提升煤炭油氣儲備能力和能源輸送能力，增強風險應對能力。

（一）著力夯實電力供應保障基礎。

發揮煤電支撐性和調節性作用。做好電力保供，根據發展需要合理建設先進清潔煤電，加快在建項目投產，確保“十四五”前期新建的5臺66萬千瓦支撐性煤電機組按期并網。加快推進煤電由主體性電源向提供可靠容量、調峰調頻等輔助服務的基礎保障性和系統調節性電源并重轉型。到2025年，確保公用煤電裝機規模達到2150萬千瓦以上。

安全穩妥發展先進核電。堅持安全為先，穩妥推進先進核電發展，力爭“投產一批、開工一批、儲備一批、保護一批”核電項目。推進防城港紅沙核電二期3、4號機組建成投產。力爭“十四五”前期推動防城港紅沙核電三期5、6號機組和白龍核電一期1、2號機組核準并開工建設。做好國家規劃內其他核電站點的廠址保護，適時啟動項目前期工作。穩步開展后續新的核電廠址勘探和普選，待條件成熟時推動納入國家規劃。推動核能在工業供熱、海水淡化等領域的綜合利用。

提前謀劃電力安全保供方案。提前謀劃全社會用電量超出預期的替代保供方案，規劃儲備一批保障電力、熱力供應的支撐性電源和促進新能源消納的調節性電源，結合國家電力供需平衡預警等級發布情況，適時核準、建設。提前謀劃廣西GDP總量達到5萬億元時支撐經濟社會發展的電力供應方案，加快規劃儲備一批核電、抽水蓄能、應急備用電源、新型儲能、調峰氣電等項目。

優化完善電網網架結構。加強500千伏主網架建設，推進新江等一批500千伏輸變電工程、網架優化完善工程、大型主力電源配套送出工程建設，新建東部500千伏縱向通道，形成更加堅強的“四橫兩縱”主網架格局。加強重點地區堅強局部電網建設。重點加強負荷密集區域網架結構，建設利華等一批220千伏輸變電工程，實現220千伏變電站縣域全覆蓋，各市基本形成以雙環網和雙鏈式結構為主的220千伏骨干網絡結構。加強城市配電網建設，建設全面滿足鄉村振興、新型城鎮化用電需求的城鄉配電網，持續擴大110千伏變電站覆蓋范圍，加快實現鄉鎮35千伏變電站全覆蓋，供電可靠性等相關指標基本達到國內一流水平。

專欄3　建設國家綜合能源基地——電力供應保障重點項目
支撐性電源	續建投產：桂東電力賀州燃煤發電項目（2×35萬千瓦），國能廣投北海電廠一期1、2號機組（2×100萬千瓦），欽州電廠三期1號機組（1×66萬千瓦）。新建投產：廣投北海電廠二期（2×66萬千瓦），崇左電廠一期（2×66萬千瓦），欽州電廠三期2號機組（1×66萬千瓦），欽州電廠三期3、4號機組，國能廣投北海電廠二期，崇左電廠二期等。前期工作：繼續開展一批后續支撐性電源項目前期工作，力爭“十四五”期末、“十五五”初建設。
核電	續建投產：防城港紅沙核電二期3、4號機組（2×118萬千瓦）。核準開工：防城港紅沙核電三期5、6號機組（2×120萬千瓦），白龍核電一期1、2號機組（2×125萬千瓦）。前期工作：力爭“十四五”期末、“十五五”初啟動白龍核電二期3、4號機組前期工作及核電新廠址開發建設。
電網網架	新建投產：新建新江、漓江、鳳凰、布山、白鷺、田林、玉林三（龍潭）等500千伏輸變電工程，擴建金陵、鳳凰、邕州、美林、福成、海港、桂林等500千伏變電站，新建500千伏金陵站接線完善工程、500千伏沿海西部通道加強工程及國能廣投北海電廠等500千伏電源送出工程。新建利華等一批220千伏輸變電工程。開工建設：防城港紅沙核電三期、白龍核電、南寧抽水蓄能電站等500千伏電源送出工程。前期工作：新建藤州、章田、崇左二等500千伏輸變電工程，擴建久隆等500千伏變電站。

（二）完善煤炭油氣產供儲銷體系。

加強煤炭安全托底保障。建立健全以企業社會責任儲備為主體、以各級人民政府儲備為補充的煤炭儲備機制，鼓勵依托大型燃煤火電項目，或在煤炭主要運輸通道、主要接卸港口區、重要物流節點、主要消費地區、廢棄煤礦場址等重點區域建設煤炭儲備項目。完善煤炭運輸通道和集疏運體系。加快在防城港、北海、欽州等市建設一批百萬噸級煤炭儲備基地，到2025年，力爭北部灣煤炭儲備基地靜態儲備能力達到1000萬噸。建設內陸地區煤炭集散中心，形成沿海與內陸互補、集疏運暢通的煤炭儲運體系。持續優化煤炭生產結構，新建崇左紅嶺煤礦，推進百色、來賓等市具備條件煤礦升級改造或核增產能，增加供給彈性。

提高天然氣儲備和調節能力。優先依托沿海LNG接收站儲氣能力履行各方儲氣責任，加快建設北海、防城港等市的沿海大型儲氣設施，積極推動欽州LNG接收站等的前期工作，到2025年，力爭北部灣LNG儲氣能力達到15億立方米。推動實施北部灣海上油氣田天然氣上岸聯網，重點推進潿洲油田伴生天然氣等從北部灣港登陸。在內陸臨近消費區域和主干輸氣管線地區因地制宜開展地下儲氣庫先導性試驗，適時啟動選址前期工作，在平陸運河、西江等具備條件的內河港口開展集約型儲氣設施建設。完善天然氣合同保供機制，保障市場供需平衡，新增天然氣量優先保障居民生活需要。有序提高管存調節能力和LNG氣化外輸調節能力，提升天然氣管網保供季調峰水平。支持頁巖氣等非常規天然氣開采利用，推進桂北等頁巖氣區塊試采。

提高石油儲備水平。優先依托廣西北部灣港口建設大型原油碼頭、大型儲油庫，在輸油管道干線地區及重要邊境城市，有序布局一批10萬立方米及以上石油儲備項目。在北部灣沿海、石漠化地區等具有獨特地質條件的地區，布局建設地下水封石油洞庫，積極開展前期工作，做好場址保護。推動企業落實石油儲備的社會責任，穩定區內原油供應，提高石油戰略儲備和商業儲備能力。

擴大油氣管網覆蓋范圍。完善油氣主干管網、支線管網和互聯互通工程，構建布局合理、覆蓋廣泛、外通內暢、安全高效的現代油氣管網。加快推進天然氣管網建設，力爭全區新建天然氣管道里程2600公里，天然氣“縣縣通”覆蓋率達到70%。支持“南氣北輸”通道建設，加快推進廣西LNG外輸管道桂林支線（柳州—桂林）等輸氣干線投產。提高油品輸送能力和管庫聯通能力，推進北昆線南寧聯通工程等成品油管道工程建設，到2025年，全區成品油管道總里程達到2200公里左右。

專欄4　建設國家綜合能源基地——煤炭油氣產供儲銷體系重點項目

煤炭儲備

續建投產：國能廣投北海能源基地煤炭儲運配送中心（173萬噸。數據為靜態儲備能力，下同）、賀州燃煤電廠儲煤場（11萬噸）、廣西雙首能源科技有限公司煤炭儲備項目（60萬噸）、防城港鋼鐵基地原料場系統工程煤場項目（35萬噸）等。

新建投產：國投欽州電廠三期煤炭儲備項目（55萬噸）、北海電廠二期煤炭儲備項目（19.2萬噸）、崇左電廠煤炭儲備項目（28.4萬噸）、南寧六景電廠儲煤場擴建工程（55萬噸）、來賓電廠儲煤場擴建工程（20萬噸）、防城港漁澫港區煤炭倉儲基地項目（100萬噸）、河池市煤炭儲備基地項目（50萬噸）等。

前期工作：國能廣投北海能源基地煤炭儲運配送中心擴建工程（100萬噸）、防城港漁澫港區煤炭倉儲基地項目（后續300萬噸）、百色百礦物流有限公司煤炭儲備項目（50萬噸）等。

煤炭生產

新開工建設：寧明縣海淵礦區煤田紅嶺煤礦（45萬噸/年）等。

擴能技術改造項目：躍進煤礦（擴能至45萬噸/年）、州景煤礦（擴能至90萬噸/年）等。

核增產能項目：東懷煤礦一號井（核增至180萬噸/年）、三礦石村二號井（核增至120萬噸/年）等。

關閉退出：關閉退出煤礦5處，化解過剩產能65萬噸/年。

天然氣

儲備

續建投產：廣西液化天然氣（LNG）項目二期工程（2×20萬立方米。數據為儲氣罐規模，下同）。

新建投產：廣西液化天然氣（LNG）三期擴建項目（4×22萬立方米）、防城港LNG接收站二期工程（2×22萬立方米）。

前期工作：力爭“十四五”期末、“十五五”初北海LNG接收站工程（4×22萬立方米）、欽州LNG接收站工程（2×20萬立方米）開工建設，開展柳州等西江干流沿岸集約型儲氣設施試點，開展柳州、北海、百色和十萬大山等地下儲氣庫等前期工作，力爭“十五五”開工建設。

石油儲備

新建投產：中石化北海成品油儲備基地項目（40萬立方米。數據為儲備能力，下同）、欽州樞紐庫（10萬立方米）、中石化南寧屯里油庫成品油儲備基地項目（14.2萬立方米）等。

前期工作：開展一批具備條件的地下水封石油洞庫場址前期工作，力爭“十四五”期末開工建設；開展桂林、百色、崇左地面成品油樞紐庫等項目前期工作，力爭“十五五”末開工建設。

天然氣

管道

續建投產：廣西LNG外輸管道桂林支線（柳州—桂林）等輸氣干線，興業天然氣支線管道等輸氣支線。

開工建設：廣西LNG外輸管道復線等輸氣干線，來賓支線（來賓—武宣—象州）等輸氣支線。

新建投產：北海LNG外輸管道中線（北海—貴港）等輸氣干線，平南支線、防城港支線（東興段）等輸氣支線。

前期工作：開展欽州LNG外輸管道等輸氣干線及崇左支線（崇左—寧明—憑祥段、寧明—龍州段）、河池支線（大化段、都安段、環江段）等一批輸氣支線項目前期工作，力爭“十四五”期末、“十五五”初開工建設。

石油管道

新建投產：北昆線南寧聯通工程等互聯互通工程，欽州中石油至南寧機場航煤管道、崇左成品油支線管道等支線。

前期工作：開展茂昆線柳州聯通工程，湘桂聯絡線廣西段，一批油庫支線等項目前期工作，力爭“十四五”期末、“十五五”初開工建設。

（三）全面增強能源安全運行韌性。

加強能源供需監測分析。加強對煤電油氣運供需形勢的跟蹤監測，密切關注市場需求變化及氣溫、來水情況，強化產運需銜接和保供穩價措施，做好應對極端天氣、尖峰負荷等情況的能源保供預案。保障極端情況下最低用能，以及平時經濟社會平穩運行、群眾日常生活必需等剛性需求。建立健全能源安全供應監測預警機制，建立涵蓋能源、應急、氣象、水利、地質等部門的極端天氣聯合應對機制，提高預測預判和災害防御能力。

維護能源基礎設施安全。加強重要能源設施安全防護和保護，完善聯防聯控機制，重點確保重大電源、樞紐變電站、重要換流站、重要輸電通道、大型能源儲備項目等設施安全。加強油氣管道安全保護，履行管道保護監管職責，盯緊油氣管道隱患排查和治理，堅決遏制重大事故災害發生，健全油氣管道保護監測預警體系。全面加強核電安全管理，實行最嚴格的安全標準和最嚴格的監管，確保萬無一失。加大煤礦安全改造力度，提升煤礦安全保障能力。督促相關企業落實主體責任，強化風險意識，加強風險管控，抓好安全宣傳和培訓。

強化重點區域電力安全保障。按照“重點保障、局部堅韌、快速恢復”的原則，以首府南寧等中心城市為重點，提升電力應急供應和事故恢復能力，建成南寧市堅強局部電網。合理提高核心區域和重要用戶的相關線路、變電站建設標準，優化電網結構，加強事故狀態下的電網互濟支撐能力。推進應急保障電源建設，鼓勵具備條件的重要用戶發展分布式電源和微電網，完善用戶應急自備電源配置，統籌安排城市黑啟動電源和公用應急移動電源建設。

加強安全風險管控和應急管控。持續開展安全運行風險動態評估，加強新能源、新型儲能、氫能等重要設施和重點環節維護，加強安全隱患排查，強化各環節安全責任落實。健全油氣管道安全、電力安全應急預案和快速響應機制，提高對極端自然災害、突發事件等安全風險的預防預警、防災減災和應急處置能力。推進電力應急體系建設，建立電力安全指揮平臺，完善應急設施，健全應急隊伍，保障應急經費，開展大面積停電應急演練。強化電力等能源網絡安全，加強網絡漏洞安全管理，增強關鍵信息基礎設施安全保護能力。

二、積極推動能源綠色低碳轉型

堅持生態優先、綠色發展，實施可再生能源替代行動，促進非化石能源高質量躍升發展，加快建設新型電力系統。加大節能降碳力度，持續擴大清潔能源消費，構建清潔高效能源消費體系。

（一）大力發展非化石能源。

加快陸上風電和光伏發電規模化發展。在風能和太陽能資源稟賦較好、建設條件優越、具備規模化開發條件的地區，全面推進陸上風電和光伏發電集中開發。加快推進列入國家規劃的大型風電、光伏發電基地建設，積極建設“水風光”、“風光儲”等多能互補工程，探索開展“風光火（儲）”模式。加快負荷中心及周邊地區分散式風電、分布式光伏發電開發，加快實施“千鄉萬村馭風行動”、“千家萬戶沐光行動”。積極推動工業園區等屋頂光伏開發利用，開展整縣（市、區）屋頂分布式光伏開發試點。推廣“光伏＋”多元利用，推進光伏發電與農業、交通、建筑、信息產業、環境治理等融合發展。“十四五”期間，全區新增陸上風電并網裝機不低于1500萬千瓦，新增光伏發電并網裝機不低于1300萬千瓦。

打造北部灣海上風電基地。規?；⒓s化發展海上風電，按照“成熟一批、開發一批”的原則，重點推進北部灣近海海上風電項目開發建設，積極推動深遠海海上風電項目示范化開發，統籌規劃外送輸電通道建設。推動海上風電項目開發與海洋牧場建設、海水制氫、能源島建設、觀光旅游等結合，探索海上風電高質量發展和多元化開發利用新模式。“十四五”期間，全區核準開工海上風電裝機750萬千瓦，其中力爭新增并網裝機300萬千瓦。

深度開發水電。積極推進大藤峽等在建大中型水利水電項目建設投產，推進紅水河干流水電及其他主要河流水電梯級擴機工程，加快開工建設龍灘水電站8、9號機組和八渡水電站等。引導小水電規范發展和合理退出，推進綠色改造和現代化升級。“十四五”期間，確保全區新增水電并網裝機110萬千瓦，力爭達到200萬千瓦。

有序推進生物質能多元化利用。因地制宜推進農林生物質熱電聯產項目建設，鼓勵生物質發電向熱電聯產轉型升級。加快構建以發電為主的生活垃圾無害化處理體系，推動生活垃圾日處理需求大于300噸的縣域建設集中式生活垃圾焚燒發電項目，探索小規模垃圾熱解氣化發電試點應用。在農作物種植和畜禽養殖集中區、人口聚集區等區域推動生物天然氣示范建設，穩步推進生物液體燃料應用，因地制宜發展農村沼氣。“十四五”期間，全區新增生物質發電并網裝機100萬千瓦。

探索氫能等新型能源開發利用。統籌推進氫能基礎設施建設，積極探索氫能開發利用。在丙烷脫氫、氯堿、焦化等行業聚集地區發展工業副產氫，優化氫氣提純技術，鼓勵就近消納，降低工業副產氫供給成本。在可再生能源資源條件好、發電成本低、氫能儲輸用條件較好地區，探索開展可再生能源富余電力制氫。積極推動氫能在工業、交通、儲能、分布式發電等領域的多元化應用。因地制宜開發利用地熱能，開發合浦盆地大山角塊段等淺層地熱資源，探索干熱巖開發利用。探索海洋能等新型能源開發利用和創新應用。

專欄5　建設國家綜合能源基地——清潔低碳能源重點項目
水電	續建投產：大藤峽水利樞紐電站（5×20萬千瓦）。新建投產：廣西柳城洛古（大埔擴機）水電站工程（2×2萬千瓦）、貴港江南（仙依灘擴機）水電站工程（1×3萬千瓦）。開工建設：龍灘水電站8、9號機組（2×70萬千瓦）、八渡水電站（34萬千瓦）、桂林長塘水庫電站（2.8萬千瓦）、洋溪水利樞紐電站（10萬千瓦）、梅林航電樞紐電站（4.2萬千瓦）。
海上風電	核準開工裝機750萬千瓦，其中力爭新增并網裝機300萬千瓦。積極推動深遠海風電前期工作，爭取“十四五”期末、“十五五”初開工建設。
陸上風電	新增陸上風電并網裝機不低于1500萬千瓦。
光伏發電	新增光伏發電并網裝機不低于1300萬千瓦。
多能互補	紅水河水風光項目、南寧橫州風光儲項目、崇左風光儲項目，象州、桂林、覃塘、藤縣、環江、上思、田陽等風光儲項目。
生物質發電	新增生物質發電并網裝機100萬千瓦。
氫能	發揮沿海石油化工產業優勢培育工業副產氫，開展欽州石化產業園等工業副產氫開發利用示范。在南寧、梧州等多能互補項目探索開展可再生能源富余電力制氫，探索北部灣海上風電富余電力制氫、核能制氫。在南寧、柳州等市建設一批加氫站。

（二）積極構建新型電力系統。

推動電力系統形態演進。加快電力系統數字化智能化升級，全面推動新型電力技術應用，開展運行模式和機制創新。推動新能源向集中式與分布式并重轉型，電力系統由大基地大網絡為主的形態逐步向與智能微電網協調發展轉變，電網主動適應大規模集中式新能源和量大面廣的分布式能源發展。積極發展分布式智能電網，推動分布式能源與智能電網、智能微電網等多形式融合發展。以用戶為中心，加強供需雙向互動，推動源網荷儲有效銜接。在負荷密集、新能源開發條件較好的工業園區、開發區和增量配電園區，建設一批園區級源網荷儲一體化項目，探索電力、熱力、天然氣等多種能源聯合調度機制。

提升電網支撐承載能力。持續完善主干網架結構，增強電網對新能源大規模送出、高可靠接入和大范圍配置能力，提升電網動態穩定水平。加快配電網改造升級，持續開展配電網互聯互通、智能配電網、主動配電網建設，提高配電網接納新能源和多元化負荷的承載力和靈活性，促進新能源就地就近開發利用。建設以新能源消納為主的增量配電網、微電網，實現與主電網兼容互濟。建立新型電力調度體系，提升智能調度運行水平，發揮大電網協同互濟作用，在確保安全的條件下進一步深化節能調度。

增強電源靈活調節能力。加強新能源發電并網及主動支撐技術應用，提升新能源功率預測能力和控制性能。推進煤電機組靈活性改造“應改盡改”，力爭改造后最小發電出力達到額定出力的30%及以下，鼓勵供熱機組實現全部或部分熱電解耦，引導燃煤自備電廠主動調峰。在氣源保障能力強、氣價可承受、管網建設條件較好、負荷集中區域，因地制宜建設大容量高效天然氣調峰發電項目。加快推進已納入國家規劃的20個抽水蓄能電站項目建設，優先滿足負荷中心和新能源大規模開發地區調峰需求。完善梯級水電站聯合調度機制。“十四五”期間，全區新增天然氣調峰發電并網裝機80萬千瓦以上，力爭開工建設抽水蓄能電站裝機840萬千瓦，推進南寧抽水蓄能電站首臺機組投產。

加快新型儲能技術推廣應用。積極發展電源側新型儲能，推進新能源項目合理配套儲能，改善新能源場站出力特性。優化布局電網側儲能，發揮儲能消納新能源、削峰填谷、增強電網穩定性和應急供電等多重作用。積極支持用戶側儲能多元化發展，鼓勵用戶側儲能參與系統調峰調頻。拓寬儲能應用場景，探索儲能聚合利用、共享利用等新模式，在新能源裝機比例較高地區開展集中式儲能示范應用。支持各類社會資本投資儲能建設。“十四五”期間，全區新增集中式新型儲能并網裝機200萬千瓦以上。

提升電力需求側響應能力。整合分散需求響應資源，引導用戶優化儲用電模式，有效釋放居民、一般工商業用電負荷的彈性。引導大工業負荷參與系統調節，鼓勵電解鋁、鐵合金、多晶硅等電價敏感型高載能負荷改善生產工藝和流程，發揮可中斷負荷、可控負荷等功能。探索工業可調節負荷、用戶側儲能、電動汽車有序充放電等各類資源聚合的虛擬電廠示范。到2025年，電力需求側響應能力達到最大用電負荷的3%以上。

專欄6　建設國家綜合能源基地——新型電力系統重點項目
煤電機組靈活性改造	廣投來賓電廠、華潤富川電廠、國能六景電廠等具備條件的煤電機組靈活性改造。
調峰氣電	新建投產北海等沿海高效天然氣調峰發電項目。
抽水蓄能	爭取開工建設抽水蓄能電站裝機840萬千瓦，推進南寧抽水蓄能電站（4×30萬千瓦）首臺機組投產。積極推動再開工投產一批項目。
新型儲能	新建投產集中式新型儲能裝機規模200萬千瓦以上。

（三）著力加大節能降碳力度。

完善能耗雙控與碳排放控制制度。堅持節能優先，強化能耗強度約束性指標管理，有效增強能源消費總量管理彈性，新增可再生能源電力消費量不納入能源消費總量控制，原料用能不納入能耗雙控考核。科學有序實行用能預算管理，優化雙控要素合理配置，切實發揮能效標準指揮棒作用。加強產業布局與能耗雙控政策銜接，堅決遏制“兩高”項目盲目發展，優先保障居民生活、現代服務業、高技術產業和先進制造業等用能需求。推動能耗雙控向碳排放總量和強度雙控轉變。

大力推動煤炭清潔高效利用。發揮好煤炭在能源供應保障中的基礎作用，嚴格控制鋼鐵、化工、水泥等主要用煤行業煤炭消費，減少非發電用煤比例。推動煤炭集中使用、清潔利用，積極開展散煤綜合治理和燃煤小鍋爐整治，加快淘汰35蒸噸/小時以下燃煤鍋爐，推廣熱電聯產改造和工業余熱余壓綜合利用。

推動煤電高效清潔轉型。推動煤電行業實施節能降碳改造、靈活性改造和供熱改造“三改聯動”。有序淘汰煤電落后產能，分類處置符合淘汰關停條件和服役期滿的煤電機組。新增煤電機組煤耗標準達到國際先進水平，持續推動供電煤耗在300克標準煤/千瓦時以上具備條件的煤電機組開展超低排放和節能升級改造。嚴格規范燃煤自備電廠運行管理，除國家政策允許的領域外，禁止新（擴）建燃煤自備電廠，引導自備電廠與清潔能源開展替代發電。

推進園區集中供熱能力建設。在熱負荷集中園區規劃建設高效清潔供熱熱源，加強供熱管網等配套基礎設施建設，逐步替代分散小熱電機組和燃煤供熱鍋爐，擴大集中供熱規模，積極引導用熱企業向有集中供熱條件的區域發展。規劃建設一批背壓式熱電聯產機組，對具備條件的燃煤純凝發電機組開展供熱改造，推動核電機組向工業園區供熱，支持新建天然氣集中供熱設施，鼓勵燃煤鍋爐改建為燃氣鍋爐，積極開展生物質集中供熱。

提升油氣清潔高效利用水平。推進煉化產業轉型升級，提升石油化工煉化一體化水平，加快綠色煉廠、智能煉廠建設。提高海上油氣平臺供能中電力和新能源利用水平，加強潿洲油田伴生天然氣綜合利用。推廣LNG冷能等余能綜合利用技術。實施嚴格的燃油標準，持續提升終端燃油產品能效。在滿足安全和質量標準等前提下，鼓勵生物燃料乙醇、生物柴油、生物天然氣等清潔燃料多元化利用。

（四）持續擴大清潔能源消費。

提升終端用能低碳化電氣化水平。加強工業領域清潔能源替代，在冶金、陶瓷、玻璃、水泥等行業推廣電鍋爐、電窯爐使用，鼓勵高效利用可再生能源，穩妥拓展工業“煤改電”、“煤改氣”。加快推廣電動、氫能、天然氣和車用乙醇汽油等清潔能源交通工具，鼓勵重載卡車、船舶等使用LNG等清潔燃料。完善充換電、加氫、加氣站點布局，開展光、儲、充、換相結合的新型充換電場站試點示范，新建充電基礎設施8萬個，在南寧、柳州等市開展換電站應用試點，鼓勵傳統加油站、加氣站建設油氣電氫一體化綜合供能服務站，力爭新建和改造綜合供能服務站600座。完善港口岸電、機場空港陸電等基礎設施。持續提升鐵路電氣化率，有序發展重點城市軌道交通系統。推進和支持既有建筑節能改造，鼓勵光伏建筑一體化應用。推進數據中心、第五代移動通信（5G）基站等新型基礎設施領域節能和能效提升，推動綠色數據中心建設。

廣泛形成綠色生活方式。開展創建節能型機關、綠色家庭、綠色學校、綠色社區和綠色出行等行動。加快推進節能設備應用，推廣節能家電、高效照明產品，加強日常節電管理和節能改造。加大清潔能源消費宣傳力度，倡導簡約適度、綠色低碳生活方式和消費模式，堅決遏制不合理能源消費，推動形成綠色低碳生活的社會風尚。

三、提升能源科技創新應用水平

加快能源領域關鍵技術、綠色低碳技術應用，著力推進能源基礎設施數字化智能化升級，高水平建成綠色智能電網，推進能源領域科技創新補短板。

（一）加快能源系統數字化智能化升級。

推進傳統能源基礎設施智能化發展。加快信息技術和能源產業融合發展，加強新一代信息技術、人工智能、云計算、區塊鏈、物聯網、大數據等新技術在能源領域的推廣應用。積極開展電廠、電網、油氣管網、油氣儲備庫、煤礦、終端用能等領域設備設施的智能化升級，提高能源系統靈活感知和高效生產運行能力。加快建設綠色智能電網，推動電網數字化智能化轉型，持續增強新型電力系統萬物互聯和全面感知能力，提升電網信息傳輸承載能力，推進新一代調度自動化系統、配電自動化系統和一體化通信網絡建設，支撐一體化大電網監控預警和分析決策。

推進數字能源平臺建設。推動電、油、氣等各類能源信息上云，推動能源大數據應用。建設完善廣西能源安全預警大數據中心、廣西電網應急備用調度數據中心、廣西海上風電大數據中心、省級充電服務與監督平臺等能源大數據平臺。建設以電力為核心的智慧能源平臺，整合電力生產、輸送、消費大數據，提供應用場景和接口，發展相關智能應用。以能源供需銜接和生產服務為重點，鼓勵統一規劃建設企業級、園區級、城市級平臺。

建設綜合能源系統。推進多種能源設施系統集成，加強全產業鏈和工業園區整體能源利用規劃與節能設計，建設集供電、供熱（冷）、供氣于一體的能源梯級利用系統。積極開展節能型智慧樓宇、智慧城市建設。在能源消費服務領域推行合同能源管理等增值服務模式，積極發展綜合能源服務市場主體，鼓勵建設綜合能源管理平臺，通過大數據技術輔助用戶挖掘節能潛力。

（二）開展智慧能源創新示范。

建成高可靠性智能電網示范區。加快智能變電站、智能配電房等智能電網技術應用，力爭新建110千伏智能化變電站180座，重點建設南寧、柳州、桂林等城市智能電網標桿。推進農村現代智能電網建設，重點打造橫州、東興市等國家縣城新型城鎮化建設示范縣農村智能電網示范樣板，建成東蘭縣農村智能電網標桿。加快中國（廣西）自由貿易試驗區智能電網建設。

實施智慧能源示范工程。以先進技術突破和體制機制創新為支撐，以多能互補的清潔能源基地、源網荷儲一體化項目、綜合能源服務、智能微電網、虛擬電廠等新模式新業態為依托，開展智能調度、能效管理、負荷智能調控等技術示范。鼓勵發電企業建設智慧電廠，推進“智慧風電”、“智慧光伏”建設。推廣電力設備狀態檢修、廠站智能運行、作業機器人替代、大數據輔助決策等技術應用，實現電站數字化與無人化管理。推進百色市東懷煤礦等建成智能化示范煤礦，開展北部灣煤炭儲備基地儲運裝系統智能化示范。

（三）加強先進技術創新應用。

加快先進清潔能源技術應用。加快大型風電機組、深遠海域海上風電、新型高效光伏電池等先進清潔發電技術應用。開展海上風電集群大規模送出、柔性電網裝備、直流配電網、微電網等先進輸電技術應用。開展電網防災抗損、網絡安全、智能監測預警、高危作業替代等新型電力安全技術應用。鼓勵壓縮空氣、液流電池等長時儲能技術應用，探索飛輪儲能、超級電容儲能、鈉離子電池等其他儲能技術應用。探索小型堆、高溫氣冷堆等核電技術應用。適度超前部署一批氫能項目，開展氫能“制儲輸用”全產業鏈關鍵技術應用。

推進先進節能降碳技術應用。全面推廣先進適用節能減排技術和節能環保標準，加強能源產供儲運各環節節能降耗，提升設備能效。提高化石能源清潔高效利用技術水平，加強煤炭智能綠色開采、生態環境保護等技術應用，探索二氧化碳捕集利用與封存、天然氣水合物（可燃冰）等化石能源低碳技術創新應用。

開展科技創新示范應用。圍繞能源領域關鍵零部件、軟件系統、新材料、新工藝等關鍵技術開展創新研究和示范應用。依托重大能源工程，加強首臺（套）重大技術裝備等示范應用，重點在先進可再生能源發電和綜合利用、核能綜合利用、靈活高效燃煤發電、燃氣輪機等關鍵技術領域開展示范應用。加快推進一批新型儲能示范應用。探索發展氫能在可再生能源消納、工業領域氫能替代，以及氫燃料電池在重型車輛、分布式發電中的示范應用。支持開展以5G技術為基礎的新一代電力物聯網關鍵技術及成套設備示范應用。

加強能源科技協同創新能力。建立產學研有機結合、技術與應用相互促進、上下游協同推進的技術創新機制。鼓勵駐桂企業聯合高等院校、科研院所和行業上下游企業共建研發創新平臺，支持引進或建設國家海上風力發電工程技術研究中心（廣西分中心）等能源創新平臺。

四、培育壯大能源裝備產業集群

以發展風電、智能電網、光伏發電、新型儲能、氫能等新能源裝備制造產業鏈為重點，提升產業鏈核心價值，在全區培育差異布局的能源產業集群。到2025年，力爭新能源裝備產業產值達到500億元以上。

（一）打造風電裝備核心產業基地。

加快構建集風電裝備研發設計、關鍵裝備制造、裝備配套、總裝集成和海上安裝施工及全壽命周期運維等全核心要素于一體的產業鏈，初步形成風電高端裝備制造產業集群。在沿海城市和百色市等產業條件較好區域，引進一批大型風電葉片、發電機、齒輪箱、控制系統等關鍵零部件生產企業，重點建成北部灣海上風電產業園等。支持南寧等高新技術企業聚集區建設風電大數據中心和風電咨詢設計研究平臺，重點發展風電大數據、咨詢、技術研發等服務產業。

（二）打造智能電網裝備產業基地。

以智能制造為基礎，圍繞全區智能電網升級改造、智能微電網建設、軌道交通電氣化、新能源接入消納等需求，著力發展智能電網裝備、智能運維等產業。加快打造產業集聚明顯、龍頭企業集中的智能電網產業園，重點推進柳州等智能電網產業基地建設。加快推進智能電網產業與新能源技術、信息技術、儲能技術深度融合，推動智能輸變電設備和智能配電產業向成套化、高端化、智能化方向發展，提升智能電網建設所需設備本地化供給能力。

（三）建設光伏發電裝備產業集群。

依托柳州、桂林、玉林、百色等市裝備制造業聚集優勢，積極布局光伏電池組件、光伏逆變器、智能管控運維等產業鏈環節。依托北部灣沿海港口物流優勢和硅產業優勢，積極引導光伏產業鏈各環節配套裝備制造企業與北部灣沿海光伏玻璃等生產企業開展合作，健全產業鏈條。加快形成以上游硅料—光伏玻璃生產，中游電池和輔材加工，下游組件—逆變器—儲能設備配套為核心的全產業鏈，建設先進光伏高端裝備制造基地，打造特色鮮明、布局合理、立足廣西、面向東盟的光伏產業集群。

（四）建設新型儲能裝備產業集群。

在南寧、柳州、玉林等市布局新型儲能裝備產業園區，以新型儲能系統成套裝備為重點，大力引入國內儲能系統設備制造龍頭企業，帶動高效電池組、電池管理系統、儲能變流器和能量管理系統全產業鏈發展。探索高能量密度電化學儲能、壓縮空氣儲能、超級電容電能質量調節系統等裝備制造產業發展。

（五）積極培育氫能產業鏈。

謀劃氫能產業發展布局，積極培育綠色低碳氫能制取、儲運、加注、應用、燃料電池等各環節產業鏈，加強核心零部件、關鍵裝備的研發制造和產業化發展。結合新能源汽車產業技術升級，積極發展氫燃料電池系統、加氫站、供氫系統、儲氫設施等關鍵產品，加快玉柴燃氫發動機技術創新成果轉換和商業化應用，力爭打造全國先進的氫能汽車產業鏈。

五、積極融入能源開放共贏新格局

堅持本地開發和能源調入并舉保障能源安全穩定供應，深化電力、天然氣、煤炭合作，力爭打造海上天然氣樞紐，推進廣西與周邊省份能源基礎設施互聯互通。促進能源投資貿易、技術標準、人才等全方位開放合作。

（一）打造海上天然氣樞紐。

規劃新建LNG專用泊位，建設完善深水航道和接卸碼頭等基礎設施，建成北部灣海上天然氣登陸點，推進潿洲油田伴生天然氣等從北部灣港登陸，形成海氣資源、LNG資源與陸上管道氣資源“多氣互保”格局。積極參與南海油氣和天然氣水合物試采，遠期建成南海天然氣水合物登陸接收基地。到2025年，力爭北部灣LNG年周轉能力達到1500萬噸。

（二）構建能源合作輸送大通道。

建設綠色安全電力通道。發揮好“西電東送”直流輸電通道作用，持續推進金中直流、昆柳龍直流輸電送桂，提高特高壓輸電通道利用率。加強與青海、甘肅等西北清潔能源資源富集省份電力合作，力爭推動青海、甘肅等西北清潔能源基地送電廣西輸電通道相關工程納入國家規劃。積極引入藏東南清潔能源，力爭推動藏東南清潔能源送電粵港澳大灣區輸電通道增加廣西落點，實現部分清潔電力輸送廣西。加強與越南等東盟國家電力基礎設施互聯互通。

建設海上天然氣外輸通道。統籌沿海LNG接收站配套外輸管道建設，推動沿海LNG接收站與已建干線管網互聯互通。完善與云南、貴州、湖南、廣東等周邊省份聯絡線布局，重點加快新疆煤制氣外輸管道廣西支干線等天然氣管道干線建成投產；以百色市為樞紐，加快推進廣西LNG外輸管道與云南等省際互聯互通管道建設；積極開展與湖南、廣東等省際互聯互通管道前期工作。推進與西南中南地區管網深度融合，形成“南氣北輸”新格局。

（三）建設區域性能源交易中心。

培育發展能源商品交易平臺，為廣西綜合能源基地多種能源商品市場化交易提供支撐。在大宗煤炭油氣交易等領域積極培育形成運營規范、具有較大影響力的交易平臺，加快形成集貿易、調度、投融資等于一體的綜合性能源商品交易市場。加快推進天然氣市場化建設，適時推進廣西煤炭交易中心建設。搭建電力市場化平臺，加強區域電力資源優化配置。

（四）拓寬能源合作深度廣度。

開展能源項目投資貿易合作。用好《區域全面經濟伙伴關系協定》（RCEP），推進能源領域貿易投資自由化和便利化。鼓勵區內有實力的能源企業及中央駐桂企業，以產能合作和能源工程為重點，積極參與資源富集省份、共建“一帶一路”國家新能源、智能電網開發投資和建設運營合作。

深化能源產業鏈合作。充分發揮“中國—東盟電力合作與發展論壇”等高層次國際電力交流合作和對話平臺作用，深入開展能源領域技術標準、管理標準、技術培訓等全方位合作，推動能源、裝備、港口、物流聯動，推動產業鏈高度協同，強化與粵港澳大灣區、長江經濟帶等產業鏈上下游深度對接和分工協作。不斷深化可再生能源領域國際合作，推動建立清潔能源合作中心。

推動能源人才交流合作。鼓勵能源企業積極與區內外高校、科研機構等開展高層次人才交流合作，依托中國—東盟人才資源開發與合作廣西基地和南方電網等中央企業國際合作平臺，加強區域能源人才培訓和交流。

專欄7　建設國家綜合能源基地——能源合作走廊重點項目
海上天然氣樞紐	北部灣LNG年周轉能力達到1500萬噸，建設北部灣海上天然氣登陸點。
電力合作	續建投產：烏東德水電站送電廣西（300萬千瓦）。前期工作：青海、甘肅等西北清潔能源基地及藏東南清潔能源送電廣西特高壓直流輸電項目。
天然氣管網互聯互通	新建投產：新疆煤制氣外輸管道廣西支干線（衡陽—桂林）等。前期工作：開展與貴州、湖南、廣東等省際互聯互通管道前期工作，力爭“十四五”期末、“十五五”初開工建設。

六、深化能源關鍵領域改革

深化電力、油氣體制機制改革，加快現代能源市場建設，持續深化能源領域“放管服”改革，更多依靠市場機制促進能源綠色低碳轉型和提升能源普遍服務水平。

（一）大力推進油氣體制改革。

深化油氣管網運營機制改革，按照國家“管住中間、放開兩頭”的總體改革要求，構建油氣“一張網”發展新格局，推動形成上游多渠道供應、中游統一集輸、下游銷售充分競爭的油氣市場體系。推進油氣管網設施向第三方市場主體公平開放，提高油氣集約輸送和公平服務能力，壓實各方保供責任。在保障安全穩定的基礎上，完善城鎮燃氣管理制度，鼓勵城鎮燃氣企業為已有明確天然氣來源的下游用戶提供配氣服務。加快形成市場化價格機制，減少配氣層級，形成主體多元、競爭適度、價格合理、統一開放的天然氣交易市場。加快發展儲氣容量交易市場，研究制定儲氣容量交易方式、管理模式。有序放開油氣開采開發市場，多渠道引入社會資本勘探開發。

（二）持續深化電力體制改革。

深入推進統一電力市場建設。加快構建和完善中長期、現貨和輔助服務市場相銜接的電力市場體系，推動構建全區統一電力市場。完善電力中長期交易機制，開展電力現貨市場運行，健全調峰、調頻、備用等電力輔助服務市場化機制，完善電力輔助服務成本分攤和收益共享機制。全面放開經營性電力用戶發用電計劃，按照國家部署完善電網企業代理購電機制，有序推動工商業用戶直接參與電力市場交易。完善適應電力現貨市場的優先發電、優先購電機制。推動熱電聯產、天然氣發電、新能源等發電主體及微電網、儲能、負荷聚合商等新興主體參與市場。推動綠色電力交易與綠色電力證書交易、碳排放權交易的良好銜接。

完善新能源市場化消納機制。完善以可再生能源電力總量消納責任權重為導向、多方參與落實的可再生能源電力消納長效機制。創新有利于非化石能源發電消納的電力調度和交易機制，推動非化石能源發電有序參與市場交易，以市場化方式拓展消納空間，試點開展區內及省間綠色電力交易。明確儲能獨立市場主體地位，建立健全儲能支持政策，引導可再生能源通過建設儲能和調峰能力多渠道增加并網規模。

持續完善電力價格機制。進一步理順輸配電價結構，完善增量配電網價格形成機制。持續推進上網電價改革，落實燃煤發電、天然氣發電、核電等上網電價市場化改革政策，以及風電、光伏發電、抽水蓄能和新型儲能價格機制。從有利于節能的角度深化電價改革，完善峰谷分時電價政策，引導用戶錯峰用電、削峰填谷，落實階梯電價等綠色電價政策。

持續推進電網體制機制改革。推進地方電網與主電網多形式融合發展，加強電網互聯，統一規劃、統一規范管理、統一技術標準、統一市場機制，推動地方電網參與全區電力市場化交易，努力實現全區城鄉用電“一張網”。推動獨立供電區域體制改革。規范電力交易調度機構運營。持續深化電網企業主輔分離、廠網分離改革，支持多元化社會資本投資抽水蓄能電站建設。穩步開展增量配電網建設，深化配售電改革，進一步向社會資本放開售電和增量配電業務，激發存量供電企業活力。

（三）不斷提升能源服務水平。

激發能源市場主體活力。放寬能源市場準入，支持各類市場主體依法平等進入負面清單以外的領域。健全分布式電源發展新機制，推動電網公平接入。培育壯大綜合能源服務商、電儲能企業、負荷集成商等新興市場主體，破除能源新模式新業態在市場準入、投資運營、參與市場交易等方面存在的體制機制壁壘。創新電力源網荷儲一體化和多能互補項目規劃建設管理機制，推動項目規劃建設實施、運行調節和管理一體化。

加強能源治理和監管。深入推進“放管服”改革，以市場化手段和競爭機制有效防范廉政風險。優化能源市場監管，加大行政執法力度，維護市場主體合法權益，促進市場競爭公平、交易規范和信息公開。強化能源行業監管，保障能源規劃、政策和項目有效落地。健全電力安全監管體系，推進理順監管體制，加強能源項目建設施工和運行安全監管。加強能源行業自然壟斷環節監管，強化公平開放、運行調度、服務價格、社會責任等方面的監管。嚴格落實能源安全責任，督促能源企業落實安全主體責任和安全措施。

持續優化用能營商環境。以公用供能企業為重點，持續優化報裝審批流程，精簡報裝材料，壓縮辦理時間，推行全程代辦、水電氣業務報裝“一站式服務”、“一網通辦”，提高能源服務水平。進一步提升“獲得電力”指數，持續壓減辦電時間、簡化辦電流程、降低辦電成本，大力推進供電“轉改直”，穩步減少存量轉供電。

七、積極推動鄉村能源變革

加快完善農村和邊遠地區用能基礎設施，加強鄉村清潔能源保障，開展農村減污降碳行動，滿足廣大農村地區經濟社會發展清潔用能需要，全力支撐鄉村振興戰略實施。

（一）完善鄉村用能基礎設施。

提升農村能源基礎設施和公共服務水平，實施農村電網鞏固提升工程，持續加強脫貧地區、邊遠地區等電網薄弱地區電網建設，建設農村現代智能電網，提高農村電力保障水平，全面達到“兩率一戶”等指標要求。全面推進獨立供電區域改革，重點提高工礦廠區、農林區、小水電等自供區電網供電質量。在具備條件的農村地區、邊遠地區探索建設高可靠性可再生能源微電網。穩妥推進潿洲島電網跨海聯網工程，開展海島型源網荷儲一體化建設。在氣源有保障、經濟可承受的情況下，有序推動供氣設施向農村延伸。支持革命老區重大能源基礎設施項目建設。

（二）加強鄉村清潔能源保障。

提升農村綠電供應能力，積極推廣“農業農村＋”可再生能源模式。推動屋頂光伏、農光互補、漁光互補等分布式光伏建設，在光伏資源較好地區開展屋頂分布式光伏整村、整鄉、整縣推進示范工程，有序發展分散式風電，形成新能源富民產業。開展農村生產生活垃圾、禽畜糞污、農作物秸稈能源化利用，建設農村大型沼氣和生物天然氣等燃料清潔化工程，進一步提升農村家用小型沼氣工程利用水平，實現種養、燃料、有機肥一體化的農村生態循環經濟。

（三）開展鄉村減污降碳行動。

大幅提高電能在農村能源消費中的比重，加強生物燃氣利用。推動農村用能電氣化升級，推廣農村綠色節能建筑和農用節能技術產品，加快淘汰老舊農業機械，推廣農用電動車輛、節能環保農機、節油漁船，發展節能農業大棚，推廣使用節能環保灶具。以縣域為單位開展綠色低碳發展示范區建設，探索建設“零碳”示范村莊。

第四章環境影響評價

根據《中華人民共和國環境影響評價法》對本規劃實施進行環境影響評價，切實減少能源發展對生態環境的影響。

一、規劃實施環境影響分析

水電、風電、光伏發電、核電等非化石能源在生產過程中不排放污染物和溫室氣體。本規劃圍繞優化能源結構目標，明確提出大力發展非化石能源、構建新型電力系統、著力節能降碳、擴大清潔能源消費等任務，提高清潔能源消費比重和能源利用效率，有效減少碳排放。到2025年，全區非化石能源消費比重達到30%以上，高于全國2030年非化石能源消費比重目標（25%）5個百分點以上，單位GDP能耗五年累計下降值達到國家要求，相當于減少能源消費2100萬噸標準煤左右、減排二氧化碳約3300萬噸，有效減少二氧化硫、氮氧化物、粉塵等污染物排放，切實降低對生態環境的影響，提高能源領域適應氣候變化能力。

二、預防和減輕環境影響對策

加強環境保護制度約束。堅持能源發展與環境保護并重，嚴格遵守《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》、《中華人民共和國森林法》、《中華人民共和國濕地保護法》、《中華人民共和國自然保護區條例》、《風景名勝區條例》等法律法規，加強與“三線一單”（生態保護紅線、環境質量底線、資源利用上線，環境準入負面清單）銜接。嚴格執行能源消費強度和總量雙控制度，嚴格執行能源項目節能評估審查制度和環境影響評價制度，從源頭上把好能源生產項目準入關。

加強能源項目建設環節環境保護。在國土空間規劃中科學布局能源項目，減少耕地、林地占用，避免占用永久基本農田，避讓生態保護紅線，節約用地、用海。在項目規劃選址、選線時必須依法避讓自然保護地、重要濕地、紅樹林地等生態敏感區域，確實無法避讓的，依法依規科學論證后辦理相關審核審批手續。強化企業環保主體責任，企業要嚴格執行環境保護和污染治理的相關規定，加強項目建設和生產運行過程中的環境監測和事故防范。推進各類能源綠色勘探開發利用，協同推進項目建設與環境治理、生態保護修復，降低對大氣、土壤和水環境的不良影響。優化施工方式，合理安排防護，做到環境保護設施與主體工程“三同時”（同時設計、同時施工、同時投產使用），投運過程要做到環保設施全負荷、全時段穩定運行。

加強能源儲運和項目運行環節環境保護。防止油氣管道發生泄漏，嚴格制定油氣儲備設施消防、綠化、防滲、防溢、防泄等措施。煤炭運輸優先采用鐵路、水運、鐵海聯運等方式，減少中途過駁產生的環境影響，煤炭存儲重點加強防塵集塵、截污治污、預防自燃等措施。加強對火電項目運行產生的二氧化硫、氮氧化物及其他廢氣、廢水、廢固等環境污染物的治理。加強核電廠周圍輻射環境和流出物監測，加強核廢物處置，提升核電廠事故應急能力。加強風電項目建設過程中的水土保持和環境保護修復。采取措施降低風電、變電設備運行噪音和電網電磁輻射等區域性環境影響。

三、環境保護預期效果

通過采取以上措施，規劃期內全區能源生產消費對環境的影響將得到較好控制，節能減排效果明顯，能源發展更加清潔低碳，與生態環境發展更加平衡協調。

第五章加強規劃實施保障

一、加強組織領導

堅持和加強黨的全面領導，深刻領悟“兩個確立”的決定性意義，增強“四個意識”、堅定“四個自信”、做到“兩個維護”，全面貫徹落實黨中央、國務院及自治區決策部署，強化督導落實、工作統籌和協同聯動。建立健全在自治區人民政府統籌領導下，自治區發展改革委組織落實、有關部門協同推動、各市人民政府和能源企業細化落實的規劃實施工作機制。

二、強化規劃引領

加強能源規劃與經濟社會發展規劃及其他規劃的銜接，以國土空間規劃為依據，加強能源開發布局與生態環境保護等專項規劃的銜接，統籌利用好海域空間資源。切實發揮自治區能源規劃對全區能源發展、重大項目布局、公共資源配置、社會資本投向的戰略導向作用，完善規劃引導約束機制。

三、落實實施責任

自治區發展改革委牽頭落實規劃重要目標、重點任務、重大工程項目、重大改革措施，明確責任主體和進度要求，加強與國家有關部門溝通銜接，加強統籌協調。自治區有關部門要切實履行職責，密切配合，形成合力，確保規劃有力推進、有效實施。各市人民政府要根據規劃要求，細化任務舉措、工作措施，精心組織實施，著力抓好各項任務落實，及時研究解決實施中遇到的困難和問題。各能源企業要充分發揮市場主體作用，積極有序推進規劃各項工作。

四、強化政策協同

立足推動能源綠色低碳發展、安全保障、科技創新等重點任務實施，健全政策制定和實施機制，完善和落實財稅、金融等支持政策，加強能源電力安全保供財政支持。落實相關稅收政策，加大對可再生能源和節能減碳、創新技術研發應用等支持力度。構建完善能源綠色金融激勵機制，加大對節能環保、新能源、二氧化碳捕集利用與封存等支持力度。加強能源生態環境保護政策引領，依法開展環境影響評價。完善用地、用海政策，嚴格落實區域“三線一單”生態環境分區管控要求，按照節約集約用地和高質量發展要求，在國土空間規劃中統籌保障重大電源、新能源、輸電通道、油氣管道走廊、能源儲備設施等開發建設的合理用地空間。研究制定可再生能源增量激勵政策，推廣綠色電力證書交易。支持將符合條件的能源重大項目列入自治區層面統籌推進重大項目。大力爭取國家對廣西農村電網鞏固提升、新能源發展、煤礦安全改造、煤炭儲備等能源項目的資金支持。

五、加強監測評估

自治區發展改革委牽頭組織開展規劃實施情況的監測分析、中期評估和總結評估，及時總結經驗、分析問題、制定對策，滾動調整能源項目庫。監督指導各級各有關部門和能源企業貫徹落實規劃主要任務和能源體制改革各項決策部署，跟蹤監測規劃指標、改革任務和重點項目的執行情況。建立重大情況報告制度，重大事項及時向國家有關部門和自治區人民政府請示報告。