3.强化能源需求侧管理。
完善电煤应急储备制度，做好电煤供需监测，电煤库存日常保持20天可用天数，迎峰度夏、冬前可用天数分别达到25天、30天。完善电力需求响应体系，科学编制有序用电方案和大规模停电应急预案，建立并动态调整电力需求侧管理清单，优先保障居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电，贯彻国家产业政策和节能环保政策，限制不合理用电。引导和激励电力用户挖掘调峰资源，形成最高负荷5%左右的需求响应能力，有序用电可调负荷达到最大用电负荷的20%以上。动态调整天然气调峰用户清单，细化完善应急保供预案，在用气高峰期根据资源供应情况分级启动实施。
（四）建设智慧融合能源科技创新体系。
加快推动能源技术革命，补短板、锻长板，持续提升能源创新能力和技术水平，构建以企业为主体、市场为导向、产学研用深度融合的能源科技创新体系，积极发展智慧能源、数字能源，培育能源新模式、新产业、新业态，推动能源装备产业发展迈上新台阶。
1.提升能源科技创新能力。
加强能源科技创新平台建设。把握能源技术变革方向，以公共创新平台和各类创新机构为引领支撑，建设产学研用相结合的创新机制，推动绿色低碳技术研发、成果转化和推广应用。支持煤炭清洁低碳发电、新能源接入、海洋核动力等国家能源技术研发中心发展。培育一批智能电网、微电网、能源互联网、储能技术等前沿科技创新机构，壮大一批发电技术、油气钻采与炼化技术、智能装备与智能制造技术等能源基础工业创新机构。依托国家和省级工程（技术）研究中心、实验室和武汉大学、华中科技大学、武汉理工大学、中国地质大学、长江大学等院校，提升研发和技术装备水平，引进培养一批科技领军人才和创新团队，加大能源科技人才培养和政策支持力度，激发各类主体技术创新活力。
加快重点领域科技攻关。推动新能源技术装备突破，研发高效新型太阳能电池、逆变器及系统集成设备，积极发展太阳能热发电、热利用装备。推动新型储能技术装备创新和示范应用，积极研制成套电池装备，支持全钒液流电池储能装备产业化发展和应用示范。开展压缩空气储能、飞轮储能等机械储能和其它化学储能技术攻关。支持智能电动汽车充电桩、充电站等技术装备发展。聚焦核能利用与检测装备、煤炭清洁高效综合利用、页岩气勘探开发、碳捕捉等重点领域，加大产业关键技术、共性技术和前沿性技术研发攻关，推动能源技术与新材料和先进制造技术深度融合，形成一批自主知识产权成果。
积极探索氢能开发利用。聚焦制氢、储运、加注、燃料电池等氢能产业链核心环节，推动基础前沿和共性关键技术和装备研发。鼓励质子交换膜燃料电池、固体氧化物燃料电池发电及分布式能源系统技术攻关，建设可再生能源绿电制氢、工业尾气制氢、大规模氢气提纯、储供氢关键设备等氢源供应及配套装备制造项目，加快氢能在交通运输、工业、储能调峰、分布式供能等领域应用，规划加氢站等配套氢能供应基础设施建设。
2.壮大能源装备产业。
围绕能源装备产业补链固链强链，通过头部企业引领、链条延伸、上下联动、集群共进，发挥优势、补强短板，加强配套产业发展，打造发电装备、智能电网及输配电装备、新能源装备、油气钻采与加工装备、节能环保装备、储能等六大产业链条。推动发电设备升级创新，支持效率提升、污染排放控制、高水头水电等电站配套技术装备发展。推动智能电网与输配电设备提质升级，发展特高压输电设备，柔性直流输电系统装备，智能变电站、配电网、微电网成套设备。强化油气钻采与加工装备优势，推动钻井、采油、油气集输工程装备自动化、智能化发展。加强首台（套）重大技术装备示范应用。在武汉、襄阳、宜昌、荆州等地区打造能源装备制造产业基地。到2025年，能源装备产业年主营收入达到2000亿元，年主营收入过50亿元、10亿元企业分别达到5、30家。
3.推动智慧能源发展。
加快推进能源全领域、全环节智慧化发展，实施能源生产和利用设施智能化改造，推进能源监测、调度和管理智能化。推广新能源云应用，加快智能电网发展，积极推进智能变电站、智能调度系统建设，扩大智能电表、智能气表等智能计量设施、智能信息系统、智能用能设施应用范围，提高电网与发电侧、需求侧交互响应能力。推进能源产业与5G、大数据、云计算、物联网、人工智能等现代信息技术深度融合，加快能源基础设施数字化、智能化建设。统筹铁路、公路、水运、管道基础设施协同发展，加强能源运输保障。推动电网、燃气网、热力网与交通网的柔性互动和配合调控，促进基础设施协同优化运行和多种能源融合发展，构建能源生产、输送、使用和多种能源、储能体系协调互补的智慧能源系统。鼓励在产业园区、大型企业、大型公用设施和商务区等建设多能互补、高效存储、智能协调的综合能源服务站，发展新能源数字化运营系统、绿色数据中心等能源互联网和智慧用能新模式，打造主体多元化、领域多样化、服务专业化的综合能源服务新业态。
（五）建设现代高效能源治理体系。
深入推进能源体制革命，推进能源治理体系和治理能力现代化。深化电力体制改革，加快推进油气体制改革，形成统一开放、竞争有序的能源市场体系。更好发挥政府作用，强化服务职能，健全能源监管体系，加快建立以法律法规、战略规划、政策标准和监管服务为主的现代能源治理框架。
1.推动落实能源领域碳达峰碳中和目标任务。
贯彻落实碳达峰、碳中和工作部署要求，坚持“系统谋划、供需发力、先立后破、安全替代”，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，在保障能源安全供应基础上，着力优化能源结构，减少能源产业碳足迹，加快转变用能方式，科学有序推进能源生产和消费绿色低碳转型。统筹考虑全省能源资源禀赋、空间布局、发展状况、用能需求、排放情况等，明确推动能源绿色低碳转型、支持做好碳达峰工作的分步骤路线图、时间表，因地制宜、分类施策推进目标任务完成。坚持市场主导，发挥政府在规划引导、政策支持、市场监管方面的作用，建立健全激励约束机制，将碳达峰、碳中和工作要求全面落实到能源各行业、各环节。
2.推进能源市场化改革。
深化放管服改革。按照国家统一部署，进一步放宽能源市场准入，支持各类市场主体依法平等进入负面清单以外的能源领域。进一步简化能源项目审批程序，完善“一网通办”，提升政务服务效能。推进能源竞争性环节市场化改革，实现上下游、产供销有效衔接，促进相关产业门类关系协调。支持能源新产业、新模式、新业态创新发展，依法破除市场准入、投资运营、参与市场交易等体制机制壁垒，营造有利于商业模式创新的市场环境，培育壮大综合能源服务、储能、充电桩、氢能源企业等新兴市场主体。
深化电力体制改革。持续深化上网电价市场化改革，完善风电、光伏发电、抽水蓄能等价格形成机制，建立新型储能价格机制。完善居民阶梯电价制度。建立健全负荷侧激励响应措施，优化峰谷分时电价机制，探索实行可中断负荷电价。加快电力市场建设，优化电力交易机构的独立规范运行机制，建立以日前电能量市场和实时平衡市场为主的全电量集中优化的现货交易机制，建立调频、备用辅助服务市场，鼓励电力市场各类主体主动参与系统调峰，形成中长期交易为主、现货交易和辅助服务交易有机衔接的电力市场交易体系。
推进油气体制改革。放宽勘查开采市场准入，促进油气勘探开发环节竞争，推动形成上游油气资源多主体多渠道供应市场格局。引导推动省级管网以市场化方式融入国家管网，建立完善管网上下游衔接保障机制。强化油气管网运营调度和公平开放监管。推动储气调峰辅助服务市场建设，完善储气设施商业化运营机制。加强天然气输配价格监管。支持各地加强城镇燃气企业整合重组，优化资源配置，提高供气服务质量和安全水平。
完善促进可再生能源发展机制。加强可再生能源发展与土地、环保、林业等政策的衔接协调。完善可再生能源并网消纳支持政策，建立健全可再生能源消纳保障机制，落实国家下达的可再生能源电力消纳责任权重，完善省内可再生能源、非水可再生能源电力消纳目标责任机制。实施可再生能源替代行动，推动可再生能源参与电力市场化交易，推进绿色电力证书交易，建立健全可再生能源发展监测评价体系。
3.优化用能营商环境。
对标国际国内一流营商环境，推广低压用户用电报装“零上门、零审批、零投资”服务、高压用户用电报装“省力、省时、省钱”服务，统一标准流程、共享平台、评价体系、督查考核，优化办电流程、压减办电时间、降低办电用电成本、提升服务能力，推动我省获得电力便利化水平进入全国前列。精简用气报装材料，压缩办理环节，优化审批流程，实现“不见面”报装服务。
4.加强能源监管。
推进“互联网+监管”“双随机一公开”监管，强化和规范事中事后监管，提高监管效率和效力。加强能源规划、政策、标准落实情况和简政放权承接落实情况监管，推进能源项目依法依规建设、财政资金依法依规使用。健全能源市场监管机制，加大能源市场秩序、可再生能源消纳、安全生产、普遍服务、电力市场交易、管网设施公平开放、电力营商环境、价格成本等方面监管力度。研究探索信用监管，加快建立守信激励和失信惩戒机制。
5.加强安全生产和应急管控。
强化能源安全生产。落实“党政同责、一岗双责、齐抓共管、失职追责”安全生产责任制，落实“管行业必须管安全、管业务必须管安全、管生产经营必须管安全”要求，压实属地管理责任、部门监管责任、企业主体责任。在能源规划、项目审批、建设运行等环节强化安全风险防控。持续推进煤矿标准化建设，落实年度煤矿分类处置工作方案。督促电力企业落实安全生产分级管控制度，预防电网生产安全事故。切实加强炼油安全生产和油气管道保护，推进油气管道完整性管理，提高管道安全技防水平，加强管道高后果区管控，严防第三方施工风险。深入开展煤炭电力、油气长输管线安全生产专项整治三年行动，加强隐患排查治理，重大隐患实施挂牌督办，坚决防范遏制重特大生产安全事故发生。
维护能源基础设施安全。加强重要能源基础设施巡检维护和安全保卫，重点确保水电站、枢纽变电站、油气管网等设施安全，强化风险普查、预报预警，提高能源基础设施抵御地质灾害、气象灾害等自然灾害能力。加强储能电站安全管理，加强组件和系统运行状态在线监测，有效提升安全运行水平，强化消防安全管理。加强能源网络安全管控，增强态势感知、预警及协同处理能力，提升电力系统等能源基础设施网络与信息安全防护水平。
提升突发事件应对能力。加强能源供需形势监测分析和预测预警，完善能源供应保障应急预案体系，及时协调解决能源保障中出现的问题。完善大面积停电事件防范应对举措，加强电网分区运行能力、负荷中心电源支撑能力建设，到2025年全省电网黑启动电源数量8个以上、总容量40万千瓦以上，重要用户应急电源配置规范率达到80%以上。完善应急处置方案，加强应急救援队伍和专家库建设，强化装备、物资配备，持续开展安全风险教育培训和应急演练，提高快速响应和处置能力。
四、重点工程
（一）新能源倍增工程。
积极推进“光伏+”发展模式，充分利用襄阳、宜昌、黄石、十堰、荆州、孝感、黄冈、随州等地区的一般农用地、鱼塘、水面、采矿废弃地等土地资源，建设一批光伏+农业（养殖、种植）、光伏+多能互补、光伏+储能、光伏+旅游项目。大力支持分布式光伏发电应用。积极推进整县（市、区）屋顶分布式光伏开发，支持在开发区、工业园区、大型商业区等建筑屋顶及附属场地，建设就地消纳的分布式光伏发电项目，鼓励居民利用自有建筑屋顶安装户用光伏发电系统。在襄阳、宜昌、荆门、孝感、黄冈、咸宁、随州、恩施等风能资源丰富区，有序推进集中式风电项目建设，支持已投运风电场扩容改造。加快推进分散式风电项目开发，在江汉平原、港口、开发区等区域，结合用电负荷需求和接入条件，建设以就地消纳为主的分散式风电项目、风光互补和风电+旅游等项目。鼓励创新发展模式，因地制宜开展“田园风电”“景观风电”项目建设。到2025年，光伏发电、风电装机分别达到2200、1000万千瓦。
（二）煤电绿色转型工程。
持续提升煤电发电效率和清洁化水平，推动煤电机组向保障电网运行安全、提供可靠电力和灵活调节能力的基础性电源转变，积极参与调峰、调频、调压、备用等辅助服务，提升电力系统新能源消纳能力。有序推进已纳入国家规划的大型清洁电源项目建设，按照国家应急调峰能力要求和全省中长期能源安全需求，规划一批应急调峰电源并合理安排建设时序，淘汰关停落后煤电机组，提高大容量、高参数、低排放煤电机组比重。推动煤电节能降耗改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，大力开展碳捕捉技术应用。到2025年全省煤电机组平均供电煤耗降低至297克标煤/千瓦时以下，全省53台30万千瓦及以上煤电机组完成灵活性改造，新增调峰容量500万千瓦。
（三）风光水火储、源网荷储一体化示范工程。
结合各地资源条件和能源特点，充分发挥常规电站调节性能，适度配置储能设施，调动需求侧灵活响应积极性，因地制宜开展风光水火储、源网荷储一体化示范工程建设。充分利用具备较高灵活调节能力的现役火电和已纳入国家规划的火电项目，适度配置储能设施，布局建设一批风光火储新能源百万千瓦基地。以存量大中型水电站、中型抽水蓄能和一定规模储能设施为基础，布局建设一批风光水储新能源百万千瓦基地，实现打捆上网，提高新能源电量比例。在武汉、襄阳、宜昌等重点区域，结合城市电网改造提升、自备应急电源配置、清洁取暖、清洁能源消纳开展源网荷储一体化示范工程建设。在城市商业区、综合体、工业园区、居民区，依托光伏发电、微电网和充电基础设施等开展园区级源网荷储一体化示范工程建设。
（四）能源储备调峰工程。
以应对资源区域性时段性短缺风险和保持全省能源供需动态平衡为目标，加强能源储备调峰能力建设，增强系统保障能力。落实“地方政府不低于保障行政区域3天日均消费量、城镇燃气企业不低于年用气量5%”储气能力建设目标。完成地方政府成品油储备和企业社会责任石油储备任务。健全以企业社会责任储备为主体，地方政府储备为补充的煤炭储备体系，严格落实最低库存制度，确保储煤基地、电厂存煤量保持在合理水平。按照需求侧有序用电最大负荷20%左右和发电侧最大发电负荷10%左右的目标，加强电力调峰和应急能力建设。推进先进储能技术应用。提高需求侧响应能力，充分挖掘需求侧调节资源。建立充分发挥市场主体作用的调峰运行管理机制，完善交易和价格形成机制，鼓励电力市场各类主体主动参与系统调峰。
（五）“两线一点一网”电网工程。
优化输送通道布局，建成陕北至湖北±800千伏特高压直流输电工程，同步协调推进陕西黄陵、富县等地配套电源项目建设，建设金沙江上游至湖北±800千伏特高压直流输电工程，加大清洁能源输入能力。提高三峡电留存湖北消纳比例，推进三峡近区电网改造及网架结构优化，三峡电消纳能力达到1000万千瓦。服务“一主引领、两翼驱动、全域协同”区域发展布局，加强中心城市和城市群电网建设，提高综合承载能力，推进武汉世界一流城市电网建设，实现湖北城市电网整体水平提档升级。“十四五”电网投资规模超过1000亿元，2025年城镇配电网供电可靠率达到99.985%，综合电压合格率达到99.999%。
（六）“五纵四横一通道”油气管网工程。
加强管道项目建设与国土空间、城乡发展、交通运输等规划衔接，推进国家干线油气管道和省内支线管道项目实施，打造由淮武线、西气东输二线、西气东输三线、兰郑长成品油管道、新疆煤制气外输通道湖北段五条南北管道，忠武线、川气东送线、川气东送二线、仪长原油管道四条东西管道和长江LNG水运通道组成的油气输送主干管网，加强管网互联互通工程建设，实施老旧管道隐患治理及迁改，石油、天然气管道里程分别达到1850、7050公里，全面提升油气资源供应保障能力。
（七）数字能源工程。
加快信息技术和能源产业融合发展，推动能源产业数字化转型。积极开展电网、油气管网、电厂、终端用能等领域设备设施智能化升级。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，加快发展“智慧风电场”“智能风机”，推进光伏电站数字化与无人化管理，开展新一代调度自动化系统示范。以多能互补的清洁能源基地、源网荷储一体化项目、园区能源综合服务等新模式新业态为依托，开展智能调度、能效管理等智慧能源技术示范，推动随州广水市100%新能源新型电力系统示范工程、武汉光谷生态创新示范区能源互联网综合示范项目等建设。推动电动汽车、氢燃料电池、智慧节能建筑等能源与交通、建筑领域的跨界融合，探索推广V2G、商业储能、虚拟电厂、“光伏+”等新型商业模式。充分挖掘能源数据价值，完善电力消费、能耗指标等指标数据收集体系，建设全省能源大数据中心、数字化管理示范平台，探索能源数字经济新模式。
（八）能源惠企利民工程。
推动“获得电力”服务水平迈上新台阶，2022年底前全面实现居民用户和低压小微企业用电报装“三零”服务、高压用户用电报装“三省”服务，全面清理规范转供电收费，加快推进“转改直”，切实加强消费者用能合法权益保护。进一步提高城乡供电可靠性，推广不停电作业技术，提高电网故障抢修效率，减少停电时间和停电次数，为市场主体提供更好用电保障，2025年全省城镇、农村用户年均停电时间分别降至1.5、7.5小时以内。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，持续加强脱贫地区农村电网建设，推动农村用能电气化升级。有序推动供气服务向乡镇、农村延伸，满足更多群众天然气清洁能源需求。积极探索开展集中供暖（冷）、冷热联供。继续做好光伏扶贫电站运维管理，因地制宜加快农村清洁能源开发利用，推动形成新能源富民产业，助力乡村振兴。
五、保障措施
（一）加强组织领导。
加强党对能源工作的全面领导，把坚持“两个确立”、做到“两个维护”贯穿全省能源改革和发展工作全过程，全面贯彻落实党中央、国务院决策部署和省委、省政府工作要求，强化组织协调，推进落实落效。做好本规划与经济社会发展规划、国土空间规划、城乡建设规划等其他相关规划的有效衔接，加强能源领域各专项规划、市州能源规划与本规划的统筹协调。强化本规划对全省能源发展、重点项目布局、公共资源配置、社会资本投向的引导约束，全省重大能源项目实施应以能源规划为重要依据。
（二）明确责任分工。
省发改委、省能源局要牵头抓好本规划组织实施，根据本规划制定年度能源工作目标举措，及时研究解决规划实施中遇到的问题。各市州、省直有关部门要根据本地实际、职责分工细化任务举措，加大对能源发展的财政、税收、金融、土地等政策支持，加大财政资金对能源安全保障、能源科技创新等重点领域支持力度，发挥税收、价格对能源清洁低碳转型的激励和导向作用，优先保障能源重大项目用地需要。
（三）加强监测评估。
完善全省能源生产、流通、消费、库存等统计指标体系，建立健全能源统计监测预警和信息发布机制，组织做好煤电油气等能源运行情况监测分析，为规划实施和科学决策提供支撑。做好规划实施情况的监测分析、中期评估和总结评估，建立规划动态评估机制和重大情况报告制度，必要时对规划进行调整修订。
