云南省人民政府办公厅关于印发云南省绿色能源发展“十四五”规划的通知

一、绿色优先，多能互补，完善能源供给体系

树牢绿水青山就是金山银山的理念，立足省内实际，以充分保障经济社会需求和产业发展为导向，积极壮大清洁能源产业，统筹水风光电综合开发，完善新能源供给消纳体系，持续优化煤炭生产结构，积极扩大非常规天然气资源勘探开发，持续服务“西电东送”战略，确保能源稳定生产可持续供给，全面保障经济社会发展对能源的需求，为实现碳达峰碳中和战略目标贡献云南力量。

（一）做足电源

分时序快节奏推进电源建设，强化电源保障，协调发展各类清洁能源。提前谋划，深入挖掘水电开发潜力；创新开发模式，加快布局风电、光伏等新能源，积极布局“风光水火储”多能互补基地建设；积极探索，研究发展燃气发电，有序推进其他类型电源。到2025年，全省电源装机容量超过1.6亿千瓦。

1.持续优先开发水电。积极推动金沙江、澜沧江国家大型水电基地建设，确保乌东德、白鹤滩、托巴水电站等续建电站全部建成投产。在做好环境保护、移民安置工作和统筹电力市场的基础上，加快推进金沙江旭龙、奔子栏及澜沧江古水电站开工，积极稳妥推进大江干流剩余水电资源开发深化论证，提高流域水电质量和开发效益。加快提高金沙江下游电源支撑能力，协调国家电网争取溪洛渡水电站右岸机组增发。巩固拓展脱贫攻坚成果同乡村振兴有效衔接，促进水资源综合利用，深入开展大江干流的其他水电项目前期论证。积极开展“西电东送”接续电源和电网互联相关研究。加强中小水电管理，坚持生态优先，严格落实生态环境保护要求，原则上不再新开发中小水电。“十四五”期间，全省新增水电装机1110万千瓦。

2.优化布局全面有序开发风电光伏新能源。按照“能开全开，能开尽开，依法依规，科学有序”的原则，全面有序放开新能源开发，推动新能源成为未来增量电源主体。加快新能源布局规划、研究等工作，推行规划+动态项目库管理，支持条件成熟的项目尽快启动建设，动态调整，滚动发展，宜开全开。统筹考虑生态保护、电力供需、要素保障、电网接入消纳等因素，加快推进适宜地区适度开发利用新能源项目建设。充分利用现有调节能力，打造“风光水火储”多能互补基地，重点布局金沙江下游、澜沧江中下游、红河流域、金沙江中游、澜沧江与金沙江上游“风光水储”和曲靖“风光火储”基地；加快推进集中式复合新能源项目，打造一批新能源+生态修复、新能源+乡村振兴以及农光、林光互补试点示范。以整县分布式光伏、产业园区分布式光伏和多场景应用分布式光伏为重点，积极发展分布式光伏。“十四五”新增装机规模5000万千瓦以上。

3.发挥煤电支撑性调节性作用。统筹电力保供和减污降碳，发挥煤电的基础保障性和系统性调节电源作用，加快实施煤电机组“三改联动”改造，积极推动煤电与煤炭、煤电与新能源联营，完善煤电可持续发展机制，加快红河州、昭通市、曲靖市480万千瓦煤电项目建设。深入研究论证再新增煤电项目可行性、建设时序和实现路径，加快项目前期工作，适时启动建设。

4.积极发展其他类型电源。因地制宜发展生物质能、地热能等其他新能源。适时启动一批生物质能热电联产等多元化利用试点示范项目；加快推进垃圾发电厂建设，确保项目按期完工，提升垃圾发电效率，增强经济性。

（二）做强电网

围绕产业发展布局，优化电力生产、输电通道建设布局，形成“四横四纵五环三中心”的骨干网架。保障重点产业发展，加强中东部南北向输电通道布局，研究推动跨区域互联互济。支撑大规模新能源接入，加强新能源富集地区送出通道建设。落实乡村振兴、边境小康村和新型城镇化建设要求，加强配网建设，消除电网薄弱环节，打造高可靠性的城市供电示范区。推进智能电网建设，提高电网调节性、灵活性，提高电网安全可靠稳定水平，促进能源就地消纳。持续巩固提升农村电网，提高农村电气化水平。

1.500千伏电网建设。“十四五”期间，积极争取一批500千伏输变电项目纳入国家规划和建设。“十四五”末期，形成“四横四纵五环三中心”的省内骨干网架。

2.大力提升配网建设。“十四五”期间，围绕“滇中崛起、沿边开放、滇东北开发、滇西一体化”的空间发展布局，与经济发展、生产力布局和重点产业布局相适应，进一步优化完善配电网结构、消除电网薄弱环节，基本解决城乡电网发展不平衡问题。推进配电设备智能化改造升级，提高配电网供电能力和供电可靠性、降低电网损耗；加强停电计划管理、强化日常运行维护、推广带电作业等措施，减少用户停电时间；推动云南电力新基建发展，加快布局充电基础设施，全力支持新能源汽车发展；统筹推进煤矿“双电源、双回路”供电配网建设，构建覆盖城乡的国内一流配电网，运行管理高效协同，客户服务全方位互动。

3.数字化绿色智能电网建设。以数字化、绿色化为引领，加快5G、人工智能、区块链等数字技术在电网的应用，推进智能电网示范区建设，提高电网调节性、灵活性，保障电力供给和电网安全稳定。重点推进昆明、玉溪、大理、中国（云南）自由贸易试验区等智能电网示范区以及维西、沧源、元阳乡村振兴现代化农村电网示范县建设。到2025年，基本建成具有云南特色的安全、可靠、绿色、高效、智能的现代化电网。

（三）开展新型电力系统创建

充分发挥云南绿色能源优势，充分适应高比例、大规模新能源接入需要，初步构建数字赋能、柔性开放、绿色高效的新型电力系统，大力实施“源网荷储一体化”建设，加快市场机制形成，推动电网智能化、数字化转型，助力高质量能源供给体系建设。

1.建设适应新型电力系统的智能调控体系。利用大数据、云计算等先进技术，依靠“互联网+”行动，建立“信息完备、预测精准、调整灵活”的新能源调控智能化系统，构建新能源、储能、可控负荷“可观、可测、可控”调控体系，建设功能齐全、覆盖全时间尺度的新能源电源出力预测技术支撑，研究高比例新能源并网情况下的省级异步电网频率特性及其对各种调频措施的要求，建立适应新形势的调频技术体系。

2.增强电源协调优化运行能力。提高风光发电功率预测水平，完善并网标准体系。实施煤电机组灵活性改造，因地制宜建设天然气调峰电站，推动气电、火电与风电、光伏发电融合发展、联合运行。科学制定抽水蓄能电站规划，积极推动条件成熟、环境可行的抽水蓄能电站开工建设。

3.加快新型储能技术应用。推进电化学储能试点，并加强储能电站安全管理。加快电源侧储能示范和建设，“十四五”力争新建电化学储能200万千瓦，配套存量火电机组灵活性改造和新建具有深度调峰能力煤电机组等多元方式提升储能能力。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。研究探索梯级电站储能、压缩空气储能、飞轮储能等技术多元化应用和推广。

4.大力提升电力负荷弹性。加强需求侧响应能力建设，制定电力需求侧响应工作方案，提升终端能源智能化，鼓励用户参与能源合同管理，高比例释放居民、一般工商业用电负荷弹性，引导大工业负荷参与辅助服务市场，力争至2025年电力需求侧响应能力达到省内最大用电负荷的3%以上。在工业负荷大、新能源条件好的区域，开展源网荷储一体化供电园区建设。因地制宜发展分布式微电网。推进分布式光伏建设，在工业园区、经济开发区、增量配电网试点园区建设屋顶分布式光伏发电系统，大力发展户用光伏。

（四）做优煤炭

坚持转型升级、绿色低碳，释放先进产能，淘汰落后产能，整合全省煤炭资源，优化产业布局，构建安全绿色开采、清洁高效利用的煤炭产业体系，建设绿色矿山，推进煤炭产业绿色发展。到2025年，全省煤炭结构明显优化，生产能力显著提高，煤炭产量达到9000万吨左右。

1.加快现代化智能化煤矿建设步伐。积极培育先进产能，淘汰落后生产工艺，加快煤矿机械化、自动化、信息化、智能化、标准化“五化”建设；以技术为驱动，积极引导煤矿优化井下布局、优化生产系统，推广“一矿（井）一面”、“一矿（井）两面”生产模式，提高装备信息化、智能化水平，提升综采综掘和机械化水平，采煤工作面机械化率达到100%，采煤工作面综采化率达到90%，掘进工作面机械化率达到75%，引导煤矿减人提效。

2.推进煤炭集约化绿色化发展。以老厂矿区、恩洪矿区、镇雄矿区、小龙潭矿区、跨竹矿区等国家规划矿区为重点，加快新建和改扩建项目建设，加快符合条件的煤矿核增产能，支持曲靖、昭通、红河等地建设一批中型以上煤矿项目。推动行业重组，整合全省煤炭资源，以发展先进产能为重点持续优化生产布局，以曲靖、昭通、红河3个州、市为重点，以丽江市华坪县，楚雄州楚雄市、南华县和文山州富宁县4个县、市为补充，昆明市和普洱市按照资源赋存条件、煤炭市场供求、环境承载能力等控制区域煤炭开发规模和开发强度，实现全省煤矿由“小型煤矿为主”逐步向“大型煤矿示范、中型煤矿为主、小型煤矿为辅”的产能结构转变，推进煤炭企业兼并重组，培育20—30家大中型煤炭企业集团。推进煤炭生产、加工和消费全过程绿色发展，促进煤化工行业高端化、多元化、低碳化发展，将生态环境约束转变为煤炭绿色持续发展的推动力，从煤炭开发、转化、利用各环节着手，推进煤炭安全绿色开发，促进清洁高效利用，加强矿区生态环境治理修复，创新矿区循环经济发展模式，最大限度减轻煤炭开发利用对生态环境的影响。

3.推进煤炭物流基地建设。以增储保供为目标，完善煤炭集疏运体系，构建多通道、多节点、多层次的煤炭物流布局，发展煤炭绿色物流，推进封闭运输，依托煤炭交易（储备）中心，在曲靖、红河、大理、昭通、文山等州、市规划建设煤炭储配基地，根据需求在云南省内设立相应的煤炭交接点，实现铁路和公路货运站无缝衔接，有效保障煤炭运输储备能力，稳定全省煤炭市场，平抑全省煤炭价格，有效调控全省煤炭供应。

4.推动建立煤炭供应保障机制。合理增加煤炭储备调运能力，加强供应保障机制建设，保证用煤产业稳定运行。加快煤矿产能释放，出台推动煤矿产能释放政策措施，推行并联审批，加快采矿权、环评等手续办理，优先支持电煤保供煤矿审批手续和证照办理。拓宽原煤采购渠道，制定积极稳妥的燃煤采购办法和库存策略，与煤炭企业、铁路有关部门加强沟通联系，争取相关优惠政策，调整入厂原煤单价，积极采购电煤。推动签订电煤中长期合同，促进电煤量、价基本稳定。搭建煤矿与火电企业沟通协调机制，努力推进实施产运需三方互保，保障长协合同兑现率。加强汛期存煤蓄水，通过市场化交易疏导、备用容量补贴、增加枯期发电补偿等措施，鼓励火电企业汛期多存煤，千方百计购煤增发，调动电煤保障各方积极性。鼓励重点用户参与储备能力建设，在重点用煤州、市布局建设煤炭储备基地。

5.推动煤层气综合利用。加强煤层气（煤矿瓦斯）勘查，以曲靖、昭通、红河3个州、市为重点，开展煤矿区（盆地）煤层气及煤系地层气、全省关闭煤矿剩余煤层气（煤矿瓦斯）资源调查评价，实施煤系地层“三气共探共采”综合勘探、关闭煤矿剩余煤层气（煤矿瓦斯）综合开发利用先导性试验，探索煤系地层气、关闭煤矿剩余瓦斯综合治理与开发利用技术，推动老厂、恩洪、新庄、镇雄等矿区煤层气（煤矿瓦斯）开发利用。加快推动煤层气产业化基地基础设施建设，以曲靖、昭通为重点，结合页岩气输气管道规划建设情况，统筹规划建设煤层气专线输气管道、煤层气（煤矿瓦斯）下游综合利用设施，促进煤层气（煤矿瓦斯）开发利用。

（五）做大油气

积极适应国际复杂形势变化，立足省内实际，挖掘油气自给潜能，加强源头保障和储备供应。完善油气基础设施建设，增强储备保障能力，提高油气供应安全，着力构建安全稳定、开放竞争、绿色高效、协调发展的现代油气供应体系。

1.大力提升油气勘探开发力度。增强气源保障，加快滇东北页岩气勘探开发，鼓励多元投入和自主勘探，实现“多气源保障、多渠道供应”。增强油气进口多元化和安全保障能力。加快推进非常规天然气勘探开发。鼓励多元投入页岩气勘探开发，推动全省页岩气资源勘查评价，加快省内页岩气勘探开发。重点布局盐津、威信、彝良、镇雄、大关、永善页岩气区块，积极推动楚雄盆地、陆良盆地、宁蒗等天然气资源勘探开发。到“十四五”末，昭通页岩气产能达到5亿立方米/年。因地制宜选择资源丰富、畜禽养殖集中便于收集的县、市、区布局生物天然气示范项目，推动生物天然气工程项目健康发展，对天然气供应起到一定的补充作用。

2.完善油气管网。推进油气管网运营机制改革，加快石油天然气管网建设，推动形成“全省一张网”。建设安全高效的成品油供应网络。加强内联外通，加快国家骨干成品油管线省内支线建设，形成以昆明为中心，连接全省主要消费区、联通省外的放射状成品油管道输送网络。“十四五”期间，建设建水—普洱—西双版纳成品油输送支线管道（建水—普洱段），推动昆明长水国际机场航煤专线前期工作。加强互联互通，统筹省内外各种气源，构建覆盖全省的“一横一环四纵”的天然气输送网络，基本形成“全省一张网”。加强省际间天然气干线管道互联互通，争取建成桂气（海气）入滇输送通道，开展“川气入滇”前期工作，争取形成昭通页岩气、中缅管道气、川气、桂气（海气）、曲靖和昭通等煤层气多渠道供应、多方向输送的局面。加快推进天然气管道建设，力争完成昭通支线（三期）、开远—蒙自支线、文山—砚山支线等建设。

3.增强油气储备保障。推进原油、成品油储备体系建设。加快石油和成品油储备能力建设，推动企业落实社会责任储备，形成政府储备、企业社会责任储备和生产经营库存有机结合、互为补充的储备体系，提高石油保障能力。加快天然气应急调峰储备体系建设。落实《全国储气能力建设实施方案》，围绕省内主要天然气消费区域，加大天然气应急和调峰储气设施建设力度，发挥政府储备引导作用，鼓励发展企业、商业储备，提高储气规模和应急调峰能力，构建安全稳定高效的省内天然气储气体系。城镇燃气企业按国家要求具备年消费量5%的储气能力，各州、市人民政府形成不低于保障本行政区域3天日均消费量的储气能力。鼓励大型企业用户建立自有储备设施，配合调峰。加快推进大型储气库项目。配套建设天然气管网、城市应急调峰储气设施、储气库互联互通设施。

二、优化结构，节能减排，提高绿色消费效能

坚决贯彻习近平生态文明思想和碳达峰碳中和重大战略决策，立足国家和全省经济社会发展用能需求，坚持节约优先，形成能源需求牵引生产转型、能源供给引导消费需求升级的动态平衡，注重能源需求侧改革，推进绿色低碳技术研发和推广应用，推动能源消费模式向绿色低碳高效变革，提升能源利用效能，增进经济效益、社会效益和生态效益，积极推动能源替代，能耗水平与全国平均水平的差距逐步缩小，当好全国生态文明建设排头兵。

（一）合理控制煤炭消费

推进煤炭消费替代和转型升级，严格控制钢铁、化工、建材等主要用煤行业煤炭消费，新建、改扩建项目实行用煤减量替代。大力推动煤电机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，新增煤电机组煤耗标准达到先进水平，在大方式运行的基础上，逐步实现煤电由基础性向系统性转型。

（二）加快天然气利用提质增效

1.提高工业天然气利用水平。开展工业燃煤、燃油锅炉、窑炉燃料改造，鼓励重点工业领域天然气替代和利用，稳步推进重点工业建设项目“煤改气”工程，扩大工业天然气利用规模。推进大工业天然气用户直供，推动工业园区用气管道、场站和配套液化天然气（LNG）或压缩天然气（CNG）建设。

2.扩大城镇天然气利用。重点推广城镇居民日常生活用气、公共服务设施用气，加快提高城镇居民气化水平。适度超前规划建设城市燃气管网。加强城中村、城乡结合部、棚户区天然气替代改造，加快推进燃气下乡。支持有条件的地区开展天然气分户式采暖试点。

3.推进交通领域天然气利用。重点发展物流配送、重卡以及作业和摆渡等以天然气为燃料的运输车辆，支持具备场地等条件的加油站增加加气站功能，鼓励有条件的交通运输企业建设自备加气站。

4.推进天然气多元利用。鼓励城市工业园区、旅游集中服务区等区域建设天然气冷热电联产的分布式能源项目，适时开展集中式天然气发电前期工作，充分发挥热电联产、燃气电厂发电、供热、供冷、调峰的作用。积极推广页岩气就地转化利用，探索布局页岩气发电等项目。

（三）推动用能领域节能降碳

围绕2030年前二氧化碳排放达到峰值的目标，有序引导主要领域、重点行业的达峰目标并组织实施，推动能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。落实用能预算管理制度，严格实施节能评估和审查制度，研究建立与能耗强度、增加值贡献等挂钩的用能权新机制，推进能效管理，精准、有序、高效用能。促进钢铁、有色金属、建材、石化、化工等行业碳达峰，采取政策、经济、技术、能耗指标等多重措施，坚决遏制“两高”项目盲目发展。推动“上大关小、上新关旧、扶优扶强、淘汰落后”，引导高耗能行业推广新技术应用，实施节能降碳改造，提升能源利用效能。支持配合推广绿色交通运输和绿色建筑，促进可再生能源在交通和建筑领域的应用。实施绿色低碳全民行动，坚决遏制不合理能源消费。到2025年，二氧化碳排放强度明显下降，为实现碳达峰打好基础。

（四）提升终端用能低碳化电气化水平

加快推进建筑、交通、乡村电气化等重点领域电能替代，采用多种电能替代技术，推动开展电能替代新技术示范、项目示范、区域示范、产业园区示范。推行燃煤替代，以气代煤、以电代煤。以重点煤耗行业为突破口，大力实施煤炭消费减量替代行动，倒逼落后产能转型升级和退出，鼓励燃煤锅炉升级改造，缓解煤炭资源相对短缺形势。推动可再生能源与常规能源体系融合，统筹热力和电力等能源系统，建立可再生能源与传统能源协同互补、梯级利用的综合热能供应体系。

（五）促进能源惠民服务

1.加快完善农村和边远地区能源基础设施。推进农村电网巩固提升工程，着力建设现代化农村配电网，补齐农网短板，消除重过载和电压质量问题，全面解决“一线多T或多串”、10千伏超长线路频繁停电和低电压问题。更换和改造安全隐患设备，提高设备水平，满足电网安全供电要求。

2.加快推进燃气下乡工程。将农村气化列为重点工作之一，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。结合乡村振兴引导农村居民因地制宜使用天然气，加强农村供气设施建设，完善天然气“最后一公里”。按照“宜管则管、宜罐则罐”的原则，采用管道气、液化天然气（LNG）等多种形式，提高偏远和农村地区天然气通达能力。

3.加强乡村清洁能源保障。实施千家万户沐光行动，充分发挥能源产业投资规模大、上下游拉动作用强等特点，探索、建立、完善能源开发利益共享机制，依托能源产业巩固脱贫攻坚成果，完善易返贫地区优先倾斜支持政策。推动农村生产生活方式绿色转型，以县为单位开展绿色低碳发展示范区建设。

三、创新驱动，智能引领，提高技术装备水平

以创新驱动为引领，牢牢把握能源科技前沿趋势，以绿色低碳和智慧能源为主攻方向，着力推动能源科技创新和技术进步，大力推进能源领域科技创新体系建设，发挥信息技术支撑和引领作用，建立研发、应用、产业化紧密结合、具备能源发展特色的创新链条。

（一）推进提升能源技术创新能力

发展高效与环境友好的可再生能源技术，推进水电产业和新能源发电产业发展与技术创新，探索高效协同融合的综合能源技术。推进绿色能源装备产业和清洁载能产业科技创新发展，实施先进电网技术与装备创新，加快高海拔及特殊环境区域能源技术应用、复杂大电网安全稳定技术研究应用，推进高比例可再生能源并网与传输技术研究应用；探索主动灵活的储能调峰调频技术和储能相关材料制造技术，推动车载、液储等储氢装备技术应用研发及储氢材料研究，推进氢能储能产业技术创新与应用，支持丽江等有条件的地区开展氢能产业试点；推进前瞻性能源技术研究，推广应用减污降碳技术，加快先进充换电技术研发与应用，探索超导输电技术研发与示范。加速煤炭资源勘探与无害化开采技术创新，促进煤炭清洁高效利用和加工转化；加快页岩气开发利用技术和天然气高效清洁利用技术研发应用。加大财政对能源领域科技创新支持力度，围绕能源关键核心技术攻关，符合条件的项目按科技揭榜制组织实施。

（二）推动创新平台建设及发展先进装备

激发市场主体技术创新内在动力，鼓励企业牵头建立能源产业发展创新联合体，推进制约能源产业高质量发展的核心技术攻关、人才引培和创新平台建设；探索成立“新能源+储能”研究平台；以资源开发合作带动装备制造、咨询设计、施工建设、运维服务发展。

（三）推进能源产业数字化智能化升级

建设绿色能源大数据中心，推进新一代信息技术、物联网、云计算、大数据、人工智能和区块链等技术在能源领域的推广应用，构建科学完善的智慧能源体系，提升能源行业智能化水平，进一步提高能源服务质量。按照国家和省级有关政策法规做好能源领域网络和数据安全、管理、保护等有关工作。

四、深化改革，完善机制，激发能源发展动能

深化能源体制改革和“放管服”改革，重点构建适应可再生能源发展的市场机制和消纳保障机制，加快推动形成天然气勘探开发竞争机制，继续推进煤炭供给侧结构性改革，提升能源行业治理能力，实现能源治理体系和治理能力现代化。

（一）深化电力体制改革

融入国家统一电力市场体系，积极参与融入南方区域电力市场建设；完善中长期交易市场，推动现货、辅助服务市场建设；加强能源资源市场化配置，健全项目开发管理机制，探索抽水蓄能电站投资主体多元化；持续推进增量配电业务改革；落实分布式电源发展机制和管理办法，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；研究建立适宜可再生能源消纳的市场交易机制、保障性消纳机制、价格形成和补偿机制；引导支持储能设施、需求侧资源参与市场；探索建立适应送受两端供需形势变化的动态优化调整机制和免责对冲机制；推动构建源网荷储全生态链协调发展的价格机制，落实国家输配电价等相关政策；推动落实电网企业代理购电机制，完善分时电价政策，建立火电、新能源发电成本多方疏导机制，建立完善电力调峰、储能系统调节服务成本补偿机制，健全推动用户主动参与负荷侧调节的市场化机制，更好引导用户削峰填谷，改善电力供需状况；统筹电力市场、碳排放市场、可再生能源配额消纳等，推广“绿色用电凭证”、“绿色电力证书”，积极参与绿色电力试点交易和碳汇交易。

（二）推动油气体制改革

持续推进油气管网公平开放，油气管网设施向第三方市场主体平等开放，提供输送、储存、液化和压缩等服务。探索推动煤层气区块竞争设置出让制度，积极争取大关—永善页岩气矿权配置。

（三）加快煤炭市场交易体系建设

按照国家统一部署，有序建设统一开放、层次分明、功能齐全、竞争有序的现代煤炭市场体系。研究加快推进煤炭产能释放的政策措施。健全煤炭中长期合同制度。积极引导各类市场主体参与煤炭交易市场建设；研究煤炭期货交易，创新煤炭金融服务，优化煤炭资源配置；推动煤炭交易平台信息共享，形成跨区域和行业的智能物流信息服务平台。

（四）加强能源治理体系建设

构建覆盖能源投资、规划、审批、建设、运行、监管全过程清晰、高效、规范的能源管理机制。推进修订《云南省供用电条例》等地方性法规；深入推进行政执法“三项制度”和能源项目审批建设管理法制化建设；消除能源全产业链廉政建设风险点。精简整合能源项目投资建设审批流程，加强项目立项与用地、规划等建设条件衔接。大力优化营商环境，全面提升“获得电力”服务水平，提升供电质量，规范新能源、分布式能源、新型储能、微电网和增量配电网等并网服务；维护公平竞争的市场秩序，重视市场主体合理诉求，严格规范公正文明执法。完善能源监管体系，健全监管规则，创新和加强事中事后监管；全面实施“双随机、一公开”监管，健全完善信用监管；推行“互联网+监管”，加强能源监管领域数据汇集；积极探索提高协同监管能力，建立跨部门综合监管机制。

五、统筹谋划，融合发展，推动产业转型升级

坚持产业带动，以绿色能源优势支撑绿色先进制造业发展，以绿色先进制造业促进绿色能源发展，推动绿色能源和绿色制造产业链深度融合和高端跃升，将绿色能源优势转化为产业发展优势，推进绿色能源多元化、融合化发展。引导产业合理布局，做好用电、用气、配套基础设施等支持，协同绿色铝硅项目与电力保障工程协同投产，加快配套供电工程建设，做好供电保障及电力服务；做好绿色铝材产业链延伸用气保障，有力支撑打造“中国绿色铝谷”、“光伏之都”。促进储能产业与有色、硅电子等新材料协调发展，大力支持战略性新兴产业发展。

（一）支撑打造“中国绿色铝谷”

推动原材料向新材料提升、由材料向装备进军，为打造绿色铝先进制造业集群提供坚实用能保障。着力构建价值链配套合理、上下游衔接有序、加工能力突出、产业集聚度高、绿色制造特征明显的绿色铝精深加工产业链。遵循发展规律，为布局绿色铝提供能源保障，促进同步布局精深加工产业链，围绕工业、建筑结构、交通领域等精深加工及终端产品等，同步布局精深加工全产业链，打造绿色铝先进制造业集群。

（二）支撑打造“光伏之都”

重点支撑补齐电池片环节短板，延伸下游组件产业，完善产业配套，推动光伏产业有序发展，推动形成贯穿硅光伏全产业链的绿色制造“闭环”，打造硅、光伏、精深加工产业基地，加强太阳能级多晶硅、单晶硅棒/片、电池片及组件等光伏制造产业引导，支持形成辐射中东部地区和南亚东南亚的硅光伏产业基地，开创“清洁能源制造清洁能源”新模式。

（三）支持战略性新兴产业发展

充分发挥云南丰富的清洁能源优势，加快开展“新能源+绿氢”试点示范，探索推进氢能产业发展。以新能源产业发展为依托，加强对构建现代产业体系的用能保障，全力支持发展数字经济、智能制造、新材料等新兴产业、未来产业，着力培育发展新动能。

1.优化完善储能产业链条。积极引导产业布局，充分发挥全省资源优势，推动做强正极材料产业，稳步提升负极材料、隔膜等配套供应能力，以储能项目建设需求为基础，统筹上下游产业布局，延伸储能电池产业链、提升产业附加值，促进积极引进整装电池龙头企业和配套原辅料生产项目落地，打造曲靖、玉溪等电池整装产业和新材料基地，满足新型电力系统建设需求。

2.支持氢能产业试点示范。支持适宜地区、具备自主创新、市场推广及经济基础的各类开发区先行先试，支持有条件的地区打造“新能源+绿氢”产业示范区和氢能综合应用试点。鼓励电力企业在保障电力供应的前提下，整合资源，采用合适的技术路线制氢；推进包括氢能的综合加能站建设；有序推进氢燃料电池景区公交车、物流车等示范运营，探索氢燃料电池在应急保供、应急调峰等领域的示范应用，为新装备、新技术提供实证场所。

3.支持探索发展高端硅电子产业。支持引进芯片制造企业，打通硅电子、集成电路产业链，同步培育发展硅化工等产业集群。

（四）谋划推进石油炼化一体化

紧密衔接国家部委，与炼油企业加强沟通，培育完善下游产业链，依据市场需求，按照“产能置换、减油增化”等原则，谋划推进炼化一体化，延伸石油炼化产业链，促进产业结构调整，提升对地方经济的贡献率，发展西南地区特色石化产业。

（五）推进煤炭综合利用

加强煤炭洗选加工，实现深度提质和分质分级利用。提高煤矸石、粉煤灰、煤系共生伴生矿产资源、劣质煤和煤炭副产品综合利用水平。延伸煤炭产业循环经济链，鼓励“煤－化－电－热”一体化发展，推进煤化工与发电、油气化工、钢铁、建材等产业间的耦合发展，降低资源消耗和污染排放。

六、加强合作，共赢发展，建设国际能源枢纽

全面贯彻落实习近平总书记访缅成果和“一带一路”见签项目，充分发挥云南区位优势，主动服务“一带一路”高质量发展，坚持共商共建、合作共赢原则，着力推进能源高水平对外开放合作，打造国际区域性绿色能源枢纽，推动构建能源利益共同体，在以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局中为开放条件下的能源安全作出新贡献。

（一）加快互联互通建设

以跨境电力联网为重点，推进电、油、气综合输送网络建设，全力打造国际区域性绿色能源枢纽。

（二）深化国际产能合作

统筹推进境外电源合作开发，积极支持省内能源企业“走出去”，参与周边国家太阳能、风能等清洁能源合作开发和其他能源基础设施规划、设计、建设、运营。

（三）打造跨境电力合作交易平台

积极争取国家支持，以企业为主体，深化国际电力合作。逐步完善交易机制和市场规则，不断扩大交易范围和交易规模，研究建立面向南亚东南亚的跨境电力合作交易平台。

七、加强监管，健全体系，保障能源安全生产

统筹好发展和安全，切实增强政治敏锐性和政治责任感，坚持人民至上、生命至上，牢固树立“安全生产重于泰山”的理念，坚守“发展绝不能以牺牲人的生命为代价”的红线，强化能源安全生产的红线意识，规范能源安全监管机制，健全安全管理制度，促进提升州、市能源安全监管业务能力，构建上下通达的能源安全监管体系，扎实开展安全生产专项整治三年行动，建立健全“三管三必须”监管体系，着力加强能源产业安全督导管理，切实提高能源安全保障能力和风险管控应对能力。

（一）提升安全生产水平

健全安全生产责任制，明确所有管理人员安全职责与权限，细化操作规程和手法。加强优化安全生产环境，提高安全设备设施、技术装备、施工环境安全水平，加强现场安全检查，规范现场作业管理，落实现场安全措施。

积极争取中央相关专项资金，引导淘汰落后生产设备，推广先进安全生产技术装备和生产工艺。夯实人才基础，完善政府宏观管理、市场有效配置、单位自主用人、人才自主择业的能源安全生产人才管理体制，健全以品德、能力和业绩为导向的能源安全生产人才考核评价体系。

（二）加强安全生产监管

全面落实《中华人民共和国安全生产法》，坚持管行业必须管安全、管业务必须管安全、管生产经营必须管安全，强化和落实生产经营单位主体责任与政府监管责任，建立生产经营单位负责、职工参与、政府监管、行业自律和社会监督的机制。

完善煤矿安全生产体系，配齐与煤矿安全监管任务相适应的煤矿安全监管机构和人员，加强安全监管执法能力建设，建立煤矿重大灾害防治体系。做好油气管道管理，充分发挥多部门协调联动作用，加强油气管道保护，加快人防、物防、技防、信息防能力建设，突出重点管段、重要场所、重要时段的安全保护。加强电力工程安全管理，加强在建工程安全管理，做好水电防洪度汛，强化水电大坝、火电灰坝安全管控，加强发输变电设备管理运维和电网网络安全，保障电力系统有序、可靠、安全运行。充分发挥能源安全监测中心全省煤矿安全风险监测预警系统平台作用，超前预判煤矿重大安全风险，做到“早发现、早预警、早处置、早报告”，有效防范遏制煤矿重特大生产安全事故发生。

（三）优化应急处置机制

制定应急预案。健全应急预案体系，注重预案情景构建，突出风险分析和应急资源能力评估，提高预案针对性和可操作性；推动应急演练常态化，创新演练模式，逐步实现桌面推演与实战演练、专项演练与综合演练、常态化演练与示范性演练相结合。制定应对极端天气等情况的应急保供预案，制定大面积停电事件应急预案，明确各部门职责，每年选取1—2个重点州、市开展大面积停电事件应急演练；配合落实《电力安全风险管控专项行动计划》，加强电力安全风险管控，做好应对极端天气等情况能源应急保供预案。

提高应急处置和抗灾能力。做好资金保障，积极支持应急能力建设、隐患排查治理等相关工作。建设应急救援设施、打造应急保障专业化队伍、提升极端情况下应急处置能力；提高电网黑启动能力，提升电网安全运行能力；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；强化电力系统网络安全，提高电力系统信息安全系数；进一步加强大面积停电事件应急能力建设，加强极端情形下电力风险管控，强化电力系统网络安全，提高电力突发事件应急处置能力；强化储能电站设备管网运维保障，严格落实防山火、防雷击、防汛等反事故措施，重视消防安全。