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2022年3月11日，天津市发改委发布《天津市能源发展“十四五”规划》。规划指出，拓宽可再生能源消纳途径，鼓励可再生能源电力就地制氢、制冷、供热等，实现灵活转化利用。
规划要求，打造氢能产业发展高地。推动氢能全产业链发展，加强若干关键技术研究，汇聚优势科技资源，开展氢能及氢燃料电池创新平台建设，为产业发展培育可持续创新能力。打造京津冀氢能资源供给基地，有效利用工业副产氢资源，因地制宜发展可再生能源制氢，拓展多元化制氢方式，提升制氢产业辐射力、影响力和带动力。加快加氢设施建设，为示范推广提供保障。以天津港保税区等区域为重点承接载体，建设氢能示范产业园。聚焦氢能产业链关键环节，吸引龙头企业、优势企业项目落地，形成涵盖制-储-运-加-用的全产业链。打造氢能应用示范中心，累计推广物流车、叉车、公交车等氢燃料电池车辆900辆以上。到2025年，基本构建技术、产业、应用融合发展的氢能产业生态圈。
规划还指出天津氢能项目发展要求，渤化集团加氢母站建成投产，滨海新区建设至少5座加氢站，在其他区域结合实际需求建设加氢站。滨海新区重点在天津港保税区、天津港区域开展氢燃料电池重型卡车、物流车、叉车、港口机械等示范运营，全市累计推广氢燃料电池汽车900辆以上；聚焦燃料电池电堆及系统集成、整车生产等核心装备制造，引进培育国内外有影响力的氢能龙头企业，提升氢能装备水平；建设国家级氢燃料电池测试评价中心和行业标准平合，推动中汽中心新能源汽车检验中心项目建成投产。
原文如下：
天津市能源发展“十四五”规划
“十四五”时期是天津全面建成高质量小康社会基础上，开启全面建设社会主义现代化大都市新征程的第一个五年，是推动高质量发展、构建新发展格局的关键时期。为深入践行“四个革命、一个合作”能源安全新战略，依据《天津市国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》，制定本规划。
一、发展基础和面临形势
（一）发展成效
“十三五”期间，我市深入推进能源供给侧结构性改革和消费转型升级，积极应对各种风险挑战，能源领域总体保持稳中向好发展态势，供应保障、结构调整、设施建设、区域合作、体制改革取得显著成效，主要目标任务全面完成，为实现天津城市定位和打赢蓝天保卫战提供了坚强保障，为“十四五”高质量发展奠定了良好基础。
1.能源消费减速提效，转型升级步伐加快。实施能源消费总量和强度“双控”，能源消费保持减速换档、强度下降、效率提高的良好态势。2020年，全市能源消费总量8104万吨标准煤，比2015年减少2.6%；全社会用电量875亿千瓦时，比2015年增长9.2%；万元地区生产总值能耗累计下降19.1%，超额完成国家下达的“十三五”能耗双控目标。持续推进能源结构调整，实施煤炭消费总量削减，加快推进清洁能源替代，以煤炭为主的能源结构逐渐向多元化、清洁化方向转变。2020年煤炭消费总量3745万吨，比2015年减少794万吨，占能源消费总量比重由40.8%下降到34.1%；天然气占比由10.2%提高到19.6%；非化石能源占比由2.7%提高到7.7%。
2.能源供应保障增强，质量结构显著优化。能源供给侧结构性改革深入推进，稳内、强外、提质的供应格局基本形成，保障水平显著提升。推动大港油田、渤海油田增储上产，2020年油气产量3599万吨。北疆电厂二期、南疆热电厂等项目建成投产，全市装机容量由2015年的1328万千瓦增长到1917万千瓦，年发电量由601亿千瓦时增长到699亿千瓦时。净外受电量176亿千瓦时，占全社会用电量的20.1%。深化与上游供气企业战略合作，多方向多气源供气格局基本形成，LNG气化外输能力达到4400万立方米/日。传统能源清洁化和清洁能源开发利用步伐加快，淘汰关停军粮城电厂和静海热电厂共7台86.2万千瓦燃煤小火电，全部煤电机组（含自备）实现了超低排放，煤电机组平均供电煤耗比2015年下降17.8克标准煤/千瓦时；清洁能源、非化石能源装机占比分别比2015年提高16.9和10.9个百分点；国六油品升级置换，乙醇汽油推广使用；123万户农村居民清洁取暖改造完成。
3.设施体系渐趋完善，协同优势逐步形成。深入推进京津冀能源协同发展，能源输配网络和储备调峰体系建设稳步推进，互联互通互济的能源设施集成优势加速形成，为能源安全稳定供应保驾护航。特高压电网形成“两通道一落点”网架结构，500千伏输电网络形成不完全“目”字型双环网结构，通过9条线路与北京电网、冀北电网、河北南网联络，220千伏电网形成六个分区的供电方式。燃气主干管网形成南部国家管网港清线、港清复线、港清三线，北部中俄东线、永唐秦线，国家管网LNG外输C型管线贯通西部的高压管网架构，上游供气企业在津供气管线达813公里，中低压管网基本实现全覆盖。完成老旧供热管网改造1219公里，供热管网总长度达3.14万公里，集中供热面积5.14亿平方米，集中供热普及率达到99.9%。天然气产供储销体系和电力调峰设施建设加快推进，国家管网天津港、中石化南港两个LNG接收站一期投产运行。实施火电机组灵活性改造，机组调峰能力达到71.5万千瓦。
4.改革创新深入推进，发展动力持续增强。加快电力体制改革。推动组建天津电力交易中心和股份制改革，参与直接交易的市场主体范围和电量规模不断扩大。截至2020年，已全面放开10千伏以上电力用户进入市场，注册电力用户达1615家，售电公司166家，累计完成交易电量474.22亿千瓦时，为用户节省用电成本近19.58亿元。有序放开发用电计划，建立完善优先发电、优先购电制度。推进燃气体制改革，研究提出城镇燃气高压主干管网整合初步方案，建立健全天然气产供储销体系。深化价格体制改革，完成天津电网2017-2019年、2020-2022年监管期分电压等级的输配电价核定，完善两部制电价用户基本电价的执行方式，五年连续13次降低工商业用电价格，降低实体经济运行成本。制定天然气管道运输价格核定办法和成本监审办法、城市燃气管网配气价格管理办法和成本监审办法，核定独立的城市燃气管网配气价格和市内短途管道运输价格，落实民用气门站价格并轨要求，建立民用气上下游价格联动机制，动态调整非居民用气价格。
（二）存在问题
受资源禀赋、产业结构、体制机制、环保约束等因素影响，我市能源发展仍然存在短板，长期积累的深层次矛盾依然突出。
1.能源保障有待加强。能源对外依赖度高，煤炭全部依靠外调满足，天然气资源地方难以统筹，电力入津通道有待畅通，应急储备设施建设滞后，高性能电力调峰能力不足，对外部资源协调和掌控方面缺乏主动权。能源运行调度难度增加，天然气和电力峰谷差不断拉大，季节性、时段性供求矛盾突出，特别是燃煤供热锅炉改燃和农村“煤改气”后，采暖季用气用电需求增长较大，极端情况下波动剧烈，难以精准把控，保障压力、风险成本增加。
2.结构调整制约加大。能源结构调整作为近年大气污染防治主攻方向取得较大进展，但调整边际效应递减，总体上能源结构调整内在潜力不强，继续减煤空间有限，热电联产机组承担供热面积持续增长，35蒸吨以下燃煤工业、供暖锅炉和农村取暖散煤基本清零，占煤炭消费70%以上的发电和供热用煤基本实现清洁高效利用，工业窑炉治理三年行动计划已经收尾，钢铁行业先进产能释放，工业用煤需求刚性增长，煤炭消费占比持续下降难度很大。清洁能源大规模开发利用面临困难，天然气利用受气源、市场供需和管网覆盖等因素制约，成本高于用户预期，依靠财政补贴难以为继，可再生能源受规划用地、资源条件等瓶颈制约，不具备大规模开发条件。
3.能源转型任重道远。与京沪等地相比，工业结构偏重，能源消费强度偏高。产业结构对能耗水平和能源结构锁定效应明显，第二产业增加值占GDP比重34.1%，能源消费量占全市能源消费总量比重达67%，其中煤炭、石油、天然气占比分别达99%、59%、73%，实现绿色低碳发展任重道远。能源创新发展不足，先进发电和氢能、LNG冷能等领域起步晚，综合能源、多能互补、梯级利用、储能等先进用能模式发展不充分，能效更高、排放更少的先进技术研发和推广应用平台支撑不强，引领作用尚未有效发挥。
4.体制机制有待完善。电力体制深层次矛盾凸显，市场化改革进程不快，省级电力市场有待完善，燃气热电联产装机占比较高，热价电价疏导机制不完善，总体用电成本偏高。燃气管网设施投资主体多，一级用户数量多、规模小，难以做到有效整合、统筹协调、合理配置。现行能源产业政策与部分规划土地、生态环保、财税支持等相关政策不够协调，灵活反映市场供需、资源稀缺、环保支出的价格形成机制尚未完善，市场有效配置资源作用尚未充分发挥，难以适应构建现代能源体系的需要。
（三）面临形势
我市能源领域总体保持稳中向好发展态势，已形成多轮驱动的供应体系，具备加快转型发展的基础和优势，但“碳达峰、碳中和”对能源结构调整提出了新标准，“津城”“滨城”双城发展格局对能源设施补短板提出了新要求，能源高质量发展面临新的机遇和挑战。
1.能源潜在风险不断增加，能源安全地位提升。全球格局发生深刻变化，地缘关系日趋复杂，主要能源生产国局势动荡，能源市场震荡和价格波动加剧；中美贸易摩擦常态化、长期化，外部环境不确定性因素明显增多，开放条件下的能源安全面临新挑战。疫情全球蔓延带来产业布局重新调整，党中央将“保粮食能源安全”作为“六保”任务，凸显了能源安全作为经济社会发展的生命线作用，对多元化供应保障策略提出迫切要求。
2.低碳转型加速推进，战略机遇尚需把握。在人类共同应对全球气候变化背景下，部分国家已完成由“高碳”向“低碳”能源转型，进一步向“零碳”能源转型。我国积极兑现国际承诺，主动承担碳减排大国责任，提出“碳达峰、碳中和”目标，为推动绿色低碳发展创造重要机遇。能源技术创新仍处于活跃期，能源利用新模式、新业态、新品种日益丰富，人类生产生活方式发生深刻变化，为能源转型发展提供创新活力。可再生能源经历规模化发展阶段后，未来将成为最具成本优势、最具竞争力的清洁能源，加快构建新型电力系统任务艰巨。
3.区域协同发展日益深化，能源枢纽优势凸显。我市既是“一带一路”建设重要节点城市，又在京津冀协同发展中发挥着重要作用，“一基地三区”城市定位和世界一流智慧绿色港口建设、自由贸易试验区、国家自主创新示范区等国家重大战略布局为能源高水平发展搭建了重要平台，提供了强大市场。京津冀能源协同发展深入推进，能源基础设施互联互通建设已形成显著优势，两条特高压通道、三座LNG接收站、十条天然气主干管线在津交汇聚集，为打造能源枢纽创造了条件。
4.新发展格局加速形成，能源适配性需要调整。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加快形成，经济增长内需潜力将不断释放，带动产业向更高水平发展。适应新阶段新机遇新挑战新要求，能源消费增速预期回升，加速向现代制造业、战略性新兴产业、服务业和居民生活转移，并对清洁、经济、灵活、可靠提出更高要求。能源供给侧结构性改革继续深化，新模式新业态不断涌现，5G、人工智能、物联网等信息化技术、先进储能技术与能源行业深度融合，与需求牵引供给相适应，能源领域去产能、防风险、补短板面临新的任务和压力。
二、总体要求
（一）指导思想
深入贯彻党的十九大和十九届历次全会精神，统筹推进“五位一体”总体布局、协调推进“四个全面”战略布局，以习近平总书记对天津工作“三个着力”重要要求为元为纲，完整、准确、全面贯彻新发展理念，将“碳达峰、碳中和”作为重大政治任务，围绕推动实施国家重大战略和加快形成新发展格局，以能源消费升级为牵引，以供给侧结构性改革为主线，以改革创新为动力，统筹发展和安全，从供需两侧协同发力，着力保安全、谋协同，强基础、补短板，调结构、优布局，促转型、提效率，抓示范、建高地，加快构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系，打造能源革命先锋城市，推动能源高质量发展，为经济社会发展提供坚强能源保障。
（二）基本原则
1.安全可靠。贯彻总体国家安全观，把能源安全作为根本要求，把能源保障作为首要任务，坚持自我保障和深化合作相结合，夯实传统能源基础支撑，加强可再生能源方向引领，提升能源储备和应急保障能力，建立多元安全的能源供应体系。
2.绿色低碳。遵循能源低碳转型发展规律，深入落实我国应对气候变化自主贡献新目标要求，践行“绿水青山就是金山银山”理念，持续推进清洁能源替代和落后产能淘汰，加快推进传统化石能源清洁高效利用，大力发展新能源和可再生能源，推动实现“碳达峰、碳中和”目标。
3.节约高效。坚持“节能第一”，引导全社会增强节能意识，推行国际先进能效标准，培育节能消费模式，推动形成结构节能、技术节能、管理节能的协同合力，提高能源利用效率，降低能源消费强度。
4.统筹推进。发挥京津冀协同发展和天津城市定位优势，主动构建互联互通、互济共赢、包容开放的区域一体化能源体系，打造服务京津冀、辐射三北的能源枢纽。推动能源与新发展格局良性互动，在保障合理用能需求的同时，倒逼产业转型发展。
5.民生为本。坚持以人民为中心发展理念，坚持问题导向、目标导向，把满足人民美好生活用能需求作为出发点，着力解决能源发展中不平衡不充分矛盾，加快完善城乡用能条件，补齐能源发展短板，提高能源惠民服务水平。
6.创新驱动。加强前瞻性研究，积极探索和推动能源领域技术创新、体制机制创新和模式创新，培育可持续发展的新动能，支持具有自主知识产权的领先技术开展试点示范，鼓励能源领域与其他领域融合发展，着力打造能源革命先锋城市。
（三）发展目标
1.总量控制。能源消费得到有效控制，确保完成国家下达的“十四五”任务目标；全社会用电量达到1100亿千瓦时，年均增长4.69%。
2.安全保障。能源供需矛盾缓解、平衡有余，能源综合生产能力达到6350万吨标准煤；电力装机达到2600万千瓦左右；天然气应急储备能力达到国家要求。
3.结构优化。完成国家下达的减煤10%任务目标，煤炭占能源消费总量比重降至28%左右。新增用能主要由清洁能源满足，天然气占能源消费总量比重提高至21%左右；非化石能源比重力争比2020年提高4个百分点以上；电能占终端用能比重提高至38%；在保障电力系统安全稳定的前提下，力争外受电比重超过三分之一。
4.效率提升。能源消费强度下降，万元地区生产总值能耗比2020年下降14.5%。电力系统效率提升，煤电机组单位供电煤耗力争降至292克标准煤/千瓦时。
5.排放降低。能源消费排放强度下降，万元地区生产总值二氧化碳排放浓度降幅完成国家下达任务目标，集中燃煤全部实现清洁高效利用。
6.民生改善。用能条件改善，城乡差距缩小，建成区天然气管网基本实现全覆盖，集中供热普及率保持在99.9%以上。
“十四五”能源发展主要指标
 
注：1.[ ]内为累计数。2.总量目标和结构目标中的煤炭包括原煤、洗精煤、其他洗煤、煤制品。
三、重点任务
贯彻新发展理念和能源安全新战略，顺应能源发展新形势，推动实施多元安全保障、清洁低碳转型、区域能源枢纽、高效智慧系统、培育新动能、提升用能服务、体制机制改革等重点工程，打造能源革命先锋城市，实现能源高质量发展。
（一）构建多元安全保障体系
深化供给侧结构性改革，推动补短板、强弱项，统筹域内域外资源，增强多品种、多渠道能源供给，提高能源供给质量和效率。
1.优化煤炭资源供应。大力拓展优质煤源，加强与山西、内蒙古等煤炭富集地区合作，拓展原煤供应渠道。提高煤电企业中长期合同签约比例，鼓励工业用煤企业与上游供煤企业加强战略合作，确保煤炭持续稳定供应。积极畅通运煤通道，进一步挖掘铁路输煤潜力，完善铁路集输运体系，积极推动南疆铁路扩容工程等一批专用线建设，不断提升煤炭铁路运能。积极扩大煤炭“公转铁”运量，提高铁路运输比例。着力提高煤炭质量，加强煤炭质量和流通环节管控，严格执行商品煤国家质量标准，提高洗精煤、低硫无烟煤等优质煤炭比重，严格禁止外来煤在津洗选和劣质煤流入，加大对违规使用燃煤行为的环境执法力度，定期对用煤单位炉前煤质量开展检查。
2.强化油气安全保障。扩大油气资源勘探开发，结合大港油田、渤海油田储量资源，加大勘探开发力度，保持产量稳中有增，到2025年，油气勘探开发能力达到4000万吨。稳定天然气供应渠道，进一步深化与上游供气企业战略合作和沟通协调机制，充分发挥中石油管道气主渠道作用，有效利用中石化、中海油、北京燃气液化天然气资源，巩固多元化多渠道供气格局，保障全市天然气安全稳定供应。切实加强油气管道保护，保障石油、天然气输送安全，维护国家能源安全和公共安全。
3.提升电力供应水平。优化本地电源结构，稳定煤电装机规模，着力扩大天然气、可再生能源等清洁能源装机。到2025年，全市煤电装机容量控制在1250万千瓦以内，清洁能源装机超过1300万千瓦。着力扩大外电供应，提升现有蒙西至天津南、锡盟经天津南至山东两条特高压通道输送能力；打通更多“外电入津”通道，加快新增大同-怀来-天津北-天津南特高压通道建设，力争到2025年外受电能力达到1000万千瓦。结合跨省跨区输电通道能力，继续实施电力援疆，深化与山西、内蒙古、甘肃等地区电力合作，扩大外电规模，力争外受电比重超过三分之一。
4.推动非化石能源规模化发展。坚持集中式和分布式并重，加快绿色能源发展。大力开发太阳能，推进光伏建筑一体化应用，促进光伏发电与城市建筑、基础设施等要素融合发展；盘活低效闲置土地资源，支持利用坑塘水面、农业设施、盐场等发展复合型光伏，推动滨海新区“盐光互补”等百万千瓦级基地建设。有效利用风资源，优化海陆风电布局，加快发展陆上风电，协调突破政策瓶颈，稳妥推进远海、防波堤等海上风电。有序开发中深层水热型地热能，坚持“以灌定采、采灌平衡”，统筹做好资源保护，加快浅层地热能推广应用。因地制宜开发生物质能，支持生物质成型燃料、生物天然气、生物液体燃料等多种形式的生物质能利用。到2025年，全市非化石能源装机超过800万千瓦，占总装机比重达到30%左右。
5.加强储备和调峰能力建设。增强煤炭储备能力，推动燃煤发电企业通过新建或扩建全密闭储煤场地、改造现有设施等措施，实现燃煤电厂常态存煤水平达到15天以上目标。扩大油气储备规模，落实国家能源储备战略，加快原油储备基地建设。推动大型LNG储罐及区域调峰应急储配站建设，形成合作开发与自建相结合的储气调峰模式，到2025年，实现地方政府3天日均消费量、城镇燃气企业年用气量5%的储气能力目标。加强电力应急调峰能力建设，按照国家部署要求，实施火电机组灵活性改造，推动煤电向基础保障型和系统调节性电源并重转型，有序建设燃气调峰电站，推进蓟州抽水蓄能电站前期工作，鼓励发电企业参与深度调峰，提升电力系统调节能力。
6.强化应急安全管控。建设坚强局部电网，在全国范围内率先建成坚强局部电网，形成“坚强统一电网联络支撑、本地保障电源分区平衡、应急自备电源承担兜底、应急移动电源作为补充”的四级保障体系，提升在极端状态下的电力供应保障能力。加强电力安全风险管控，进一步规范风险辨识、评估、预警、管控等环节，组织开展隐患排查，推进应急体系建设，持续完善安全生产突发事件响应机制。强化电力系统网络安全，加强电力行业关键信息基础设施安全保护，深化网络漏洞安全管理，推进攻防关键技术研究，增强态势感知、预警及协同处理能力。
专栏一 能源供应保障重点项目
城镇燃气项目。津晋高压（蓟汕联络线-塘沽西外环段）天然气工程。新建DN1000、4.0MPa管道40公里，总投资约10.4亿元。外环线东北部调整线天然气工程。新建DN800、2.5MPa管道27公里；DN400-DN700、2.5MPa管道3公里，总投资约6.23亿元。112线高压西段（九园高压-宝静大高压）天然气输气管网工程。建设DN1000、4.0MPa管道11公里，总投资约2.4亿元。中石油昆仑燃气宁河支线管道项目。建设DN600、4.0MPa支线管道100公里，总投资约6亿元。
渤海、大港油田增储上产。渤海油田充分发挥北方能源基地作用，通过“稳定老油田、加快新油田、突破低边稠”，持续稳产上产。大港油田夯实稳产资源基础，重点发展煤系源岩含油气系统勘探，以“新井提产量”和提高采收率为目标，按照“五重一化”新理念，开展老井修复利用工程。力争到2025年，原油、天然气产量分别达到3883万吨、44亿立方米。
非化石能源项目。推进滨海新区大苏庄、小王庄，宁河区东棘坨等一批可再生能源项目建设，推动海上风电项目前期工作，建设滨海新区“盐光互补”百万千瓦级基地。
坚强局部电网项目。保障电源建设项目。针对本地保障电源不具备孤岛运行能力问题，实施保障电源建设重点工程，确保军粮城电厂、城南燃气电厂、杨柳青电厂具备孤岛运行能力。自备应急电源建设工程。针对部分目标重要用户未配置应急自备电源或配置容量不达标问题，实施用户侧自备应急电源建设项目12项。目标重要用户电源线优化工程。实施天津广播电视电影集团技术中心10千伏电源线优化工程和中国电信集团公司天津市电信分公司10千伏电源线优化工程，满足纳入坚强局部电网保障的重要电力用户应至少具备两路独立电源供电，其中一路电源为“生命线”通道的要求。
电力应急体系建设。智慧应急预案平台应用。利用信息化手段提升应急预案管理效率，2021年开展平台试运行，2023-2025年推广应用并持续完善平台功能。应急协同机制建设。根据抗震救灾、抗冰抢险等工作需要，完善应急联动机制，常态化开展互训互练和联合应急演练。应急响应效率提升。2024年底前，完成3个应急抢修中心的应急指挥中心功能提升改造。
调峰电源。华能临港燃气调峰发电项目。新建1套45万千瓦级燃气-蒸汽联合循环“一拖一”发电机组，总投资约11亿元，预计2023年投产。蓟州抽水蓄能项目。“十四五”期间继续开展前期工作，站址拟定在蓟州区杨庄、龙潭沟。北郊燃气电厂项目。新建2套45万千瓦级燃气-蒸汽联合循环“一拖一”发电机组，总投资约27亿元，争取“十四五”期间开工。
（二）加快清洁低碳转型发展
按照清洁低碳发展方向和“控煤、扩气、增电、纳新”发展路径，实施能源领域“碳达峰、碳中和”一揽子行动。“十四五”期间，新增能源需求主要由清洁能源满足，能源消费结构进一步优化，能源转型发展取得新突破。
1.加强煤炭消费控制。禁止新建燃煤自备机组和燃煤锅炉，严控新上耗煤项目，对确需建设的耗煤项目，严格实行煤炭减量替代。优化电力电量平衡，科学调控本地煤电机组运行负荷，严格管控煤电机组耗煤。有序推动燃煤自备机组改燃和关停。推进煤炭清洁高效利用，加快现役机组节能升级和灵活性改造，降低供电煤耗。严格控制工业用煤，加强钢铁、焦化、化工等重点耗煤行业管理，落实国家控制钢铁产能和产量政策，推动工业终端减煤限煤。加大燃煤锅炉改燃关停力度，减少煤炭分散利用，提高煤炭集约利用水平。到2025年，在保障能源安全的前提下，完成国家下达的减煤10%任务目标。
2.扩大天然气利用。有序拓展用气领域，推动城镇燃气、工业燃料、公共服务等领域的高效科学利用，鼓励因地制宜发展燃气分布式能源。强化民生用气保障，持续扩大天然气供应，优化天然气利用结构和方式，确保供气稳定可控，保障清洁取暖“煤改气”等民生用气需求。加强用气需求侧管理，强化合同约束，细化完善燃气锅炉房等重点民生用户用气需求，科学制定用气计划，严格落实供气合同。
3.推动终端用能电气化。加大工业、交通、生活等领域电能替代力度，进一步提高电气化水平。推进工业领域电能替代，因地制宜推进钢铁、冶金、化工等高耗能企业工业燃煤锅炉、窑炉电代煤，引导企业加快设备改造、提升能效。促进交通运输电代油，完善电动汽车充电设施，推广电动汽车智能有序充电，倡导电气化公共交通出行；推进码头岸电设施、船舶受电设施建设改造，新建码头（油气化工码头除外）同步配套建设岸电；推动大型场站内新增、更换非道路移动机械优先使用新能源。鼓励引导靠港船舶使用岸电，提高船舶岸电使用率；继续推动机场运行车辆设备实施“油改电”，完善充电设施，着力提升APU替代设施使用率，充分发挥基础设施效能。推进居民生活电气化，因地制宜发展电采暖，充分利用电网低谷电容量，在园区、公建推广电蓄热供暖技术，结合智慧城市建设和5G技术应用，推广普及智能家居技术，提高家庭电气化水平。力争到2025年，电能占终端用能比重达到38%。
4.提高可再生能源消纳水平。保障本地可再生能源消纳，严格落实国家可再生能源电力全额保障性收购政策，实行可再生能源发电优先上网。完善可再生能源电力消纳保障机制，到2025年，可再生能源电力消纳量占全社会用电量的比重达到22%左右。推动域外可再生能源入津，鼓励新能源企业参与外电入津输电通道送端新能源基地项目建设，深化与清洁能源富集省份送受电合作，结合国家清洁能源基地布局，充分利用特高压及500千伏联络输电通道，加大省间绿色电力交易，支持绿电优先入津，到2025年，力争外受电中绿电比重达到三分之一。拓宽可再生能源消纳途径，鼓励可再生能源电力就地制氢、制冷、供热等，实现灵活转化利用。结合园区、工业企业用能需求，推广以消纳可再生能源为主的微电网、局域网、能源互联网等新模式，促进可再生能源灵活消纳。
专栏二 能源清洁低碳利用项目
改燃关停燃煤锅炉。完成30万千瓦及以上热电联产电厂15公里范围内燃煤锅炉关停整合工作。
有序关停燃煤自备机组。关停大沽化工、国华能源、中石化天津公司和渤化永利燃煤自备机组。
燃气分布式项目。加快建设临港粮油加工区、开发区西区等燃气分布式能源项目。
机场电能替代。结合天津机场三期改扩建工程，在T3航站楼35个近机位以及43个新建远机位配置APU替代设施，其中近机位APU替代设施为固定式，远机位APU替代设施为移动式。
津门湖城市综合充电服务中心。以津门湖充换电站为基地，构建天津市新能源汽车产业生态，建成国内首座“数字化、网联化、智能化”、集“政府监管、品牌运营、产品体验、技术研发、多站融合”等多功能场景为一体的城市新能源汽车综合充电服务中心。
（三）打造坚强区域能源枢纽
全面融入京津冀协同发展大局，以石油、天然气、电力为重点，打造具有较强辐射力的区域能源枢纽，加强能源产供储销体系建设，推动基础设施互联互通、共建共享，畅通资源渠道，打通供应断点，强化区域协同，为承接北京非首都功能疏解、服务国家战略实施提供坚强能源保障。
1.打造区域油气枢纽。建设以天津为枢纽的区域油气输送网络。加强京津冀油气管网设施互联互通互济，强化天然气主干管线建设，加快推动中石化天津LNG外输管道复线、蒙西管道项目一期工程、唐山LNG外输管线等国家天然气基础设施互联互通重点工程。打造北方地区重要的LNG接收区，发挥沿海资源优势，加快发展油气接收储备设施，推进国家管网天津LNG、中石化天津LNG扩建工程和北京燃气天津南港LNG应急储备项目建设。到2025年，全市LNG接卸能力达到2300万吨以上。
2.建设坚强输电网络。构建坚强特高压电网，融入京津冀特高压环网，加快天津南特高压变电站扩建工程、天津北特高压输变电工程建设，形成“三通道两落点”受电格局。打造结构坚强、方式灵活的主干网架，推动滨海、渠阳、芦台变电站扩建，大港、津南、海港变电站新建等项目建设，建成500千伏扩大双环网结构，优化与唐山电网、北京电网及河北南网的联络，缓解东部通道重载矛盾，推动津霸路、南港东等220千伏输变电工程，构建合理220千伏电网分区。
3.提升港口辐射能力。发挥天津港口区位优势，优化煤炭、原油、LNG等大宗散货运输布局，推动天津港集团与大型央企在干散货一体化和原油一体化等方面的合作。推动入港铁路专用线及支线扩能改造，系统提升港口的集疏运能力和堆存能力。着力建设世界一流绿色港口，港作船舶低硫燃油使用率达到100%，鼓励LNG动力船舶、电动船舶建造和改造，提高清洁能源应用。
专栏三 能源设施重点建设项目
天然气管道项目。天津LNG外输管道复线工程。全长约140公里（天津段约37公里），管道设计压力10MPa，设计输气量40亿立方米/年，总投资25.4亿元，其中干线（接收站-黄骅段）长度80公里，管径D1219；沧州支线（黄骅-沧州段）长度60公里，管径D1016。国家管网蒙西煤制天然气外输管道项目一期工程。全长约352公里（天津段118公里），管径D1016/D914，设计压力10Mpa，设计输量66亿立方米/年，总投资约86亿元。管道全线新建站场7座，改建站场1座（天津LNG临港分输站），新建阀室17座。唐山LNG外输管道项目。曹宝段天津境内建设DN1422、10MPa管道71.2公里，设计输量224亿立方米/年，总投资约64亿元；宝永段建设DN1422、10MPa管道56.5公里，设计输量224亿立方米/年，总投资约30亿元。
储气调峰项目。国家管网天津LNG二期项目。新建6座22万立方米储罐及配套外输管线，总接收能力达到725万吨/年，投资约87亿元。中石化天津LNG二期项目。建设1座LNG接卸码头，新建5座22万立方米LNG储罐及配套设施，总接收能力达到1080万吨/年，投资约57亿元。北京燃气集团天津南港LNG应急储备项目。建设1座LNG接卸码头，10座20万立方米LNG储罐及配套外输管线，总接收能力达到500万吨/年，投资约201亿元。
特高压项目。天津南特高压变电站扩建工程。新建2台主变，新增变电容量600万千伏安，总投资约6亿元，预计2024年投产。天津北特高压输变电站工程。新建大同-怀来-天津北-天津南双回特高压交流通道和天津北特高压变电站，变电容量1200万千伏安，天津境内线路长度470公里，总投资约69亿元，预计2024年投产。
500千伏电网项目。新建大港、津南、海港3座500千伏站，扩建滨海、渠阳、芦台3座500千伏站，重建吴庄、北郊2座500千伏站，新建正德-北郊第二回500千伏等5项线路工程，新建海晶“盐光互补”光伏发电项目3座500千伏升压站及送出工程，共新增变电容量1694.7万千伏安、线路664公里，500千伏电网投资约71.5亿元。
220千伏电网项目。新建220千伏变电站13座，重建220千伏变电站10座，扩建220千伏变电站9座，新增220千伏变电容量720万千伏安、线路1103.84公里，220千伏电网投资约74.9亿元。
（四）促进高效智慧能源发展
以智慧高效为引领，扎实推进节能减排，强化需求侧响应，着力提高能源系统经济性和运行效率，构建系统优化、模式创新的能源体系。
1.推动能源效率变革。严控能源消费总量和强度，强化用能管理，优先保障合理用能，坚决限制低效用能，有效调控新增用能。深化节能审批制度改革，全面推行区域能评，确保新建项目单位能耗达到国际先进水平。强化节能目标责任评价考核，加强节能监察。开展宣传培训，推动全民节能行动。大力推进节能增效行动，以工业、建筑、交通等领域为重点，深化技术节能和管理节能。推进工业节能降耗，加快绿色制造体系建设，推进绿色数据中心建设。加快公共建筑节能改造，推广装配式建筑，持续降低单位建筑面积供热能耗。优化调整运输结构，推广智能交通技术，加快大容量公共交通设施建设。强化产业节能支撑，推动产业绿色发展，壮大战略新兴产业，鼓励高耗能企业实施节能改造，依法依规淘汰落后产能、化解过剩产能。组织实施重点节能项目，推广节能先进技术产品，推行合同能源管理模式。实施园区循环化改造，推进园区绿色循环发展。
2.建设综合智慧能源。发展智慧能源系统，推动5G、大数据、物联网、“互联网+”、云计算等先进信息技术与传统能源深度融合，发展信息广泛感知、服务广泛覆盖、用户广泛参与的智慧能源新模式。推广智慧能源小镇技术，建设滨海能源互联网综合示范区。建设中新生态城不动产登记服务中心零能耗建筑，扩大示范效应，鼓励工厂、园区、房地产地块引入“零碳小屋”理念，打造绿色厂区、绿色园区、绿色社区。支持大型建筑、工业园区、交通枢纽等冷（热）负荷集中区域，建设冷热电多联供分布式能源系统。推广综合能源服务，以终端用能需求为导向，优化能源供给，从单一品类向综合能源发展，满足终端用户多元能源消费需求。依托公共配电网、热力网、燃气配网等设施，集成空气能、地热能、太阳能、风能等多种清洁能源，构建多能互补、多需联供、灵活可靠、供需一体的“能源局域网”。
3.提升能源系统灵活调节能力。深化电力需求侧管理，加快推进虚拟电厂建设，聚合工商业、建筑楼宇、电动汽车、储能等响应资源，提高数字化、智能化水平，纵深推进电力需求响应试点，引导和激励电力用户参与系统削峰填谷，形成占年度最大用电负荷5%左右的需求响应能力，根据供需形势及时启动需求响应。完善天然气应急调峰机制，动态调整天然气调峰用户清单，形成不低于高峰日用气量15%的用户调峰能力。加强天然气需求侧调峰能力建设，建立健全调峰用户分级制度，引导用户合理有序用气。
专栏四 智慧能源项目
智慧能源小镇。在中新生态城智能电网建设基础上，建设多业态绿色能源公建和能源数据服务平台，打造“生态宜居”型惠风溪智慧能源小镇。以智慧工厂、智慧建筑、直流楼宇、分布式能源站（相变蓄热）构建智慧小镇基本单元，建设完善北辰产城融合示范区（大张庄）智慧能源小镇。
智慧能源项目。省级智慧能源服务平台。建成具备“社会用能全面检测、能源使用智慧高效、柔性负荷可调可控、源网荷储协调互动、客户服务智能便捷、架构柔性敏捷迭代”六大特征的智慧能源服务平台，促进社会能效提升、用能结构优化、新能源全额消纳、电网供需互动、源网荷储协同和设备高效利用。经济技术开发区节能管理信息平台。以园区能耗科学管理和服务园区企业为目的，建成经开区能源管理系统，实现节能主管部门与区内重点用能企业能耗管理实时对接；推动西青区赛达新城先导区、赛达五期、南站科技商务区以及宝坻区华润九园等智慧能源项目建设。
杨柳青热电厂智慧运行建设。通过控制系统一体化、全厂生产集中监控、现场总线、智能设备接入和机组自启停控制功能，降低运行操作的工作量。实现岸边泵房、循环水泵房、氢站、油区等设备无人值守；实现机组制粉系统一键启停、冬季机组一键切缸操作功能；实现智慧安防等功能。
滨海能源互联网综合示范区。聚焦生活宜居智慧能源服务、智慧港口绿色能源供应、园区高可靠能源保障、多产业高效能源利用四大方面，开展能源互联网基础能力提升，打造能源发展典型业态。
中新生态城不动产登记服务中心零能耗建筑。充分利用建筑物本体及周边设施建设可再生能源，通过电力智能微网功能实现常规能源和可再生能源的智慧调度和分配，融合能源路由与楼宇优化控制、系统调节等先进技术，打造天津市首个具备实际使用功能的零能耗智慧能源建筑。
（五）培育可持续发展新动能
强化能源领域创新发展，探索能源革命新路径，引领能源高质量发展。按照示范应用带动产业发展的思路，以技术突破和产业培育为核心，以资源和市场吸引优势企业集聚，加强首台（套）重大技术装备和新型电力系统示范应用，推进氢能、冷能、储能及相关技术研究和产业化发展。
1.打造氢能产业发展高地。推动氢能全产业链发展，加强若干关键技术研究，汇聚优势科技资源，开展氢能及氢燃料电池创新平台建设，为产业发展培育可持续创新能力。打造京津冀氢能资源供给基地，有效利用工业副产氢资源，因地制宜发展可再生能源制氢，拓展多元化制氢方式，提升制氢产业辐射力、影响力和带动力。加快加氢设施建设，为示范推广提供保障。以天津港保税区等区域为重点承接载体，建设氢能示范产业园。聚焦氢能产业链关键环节，吸引龙头企业、优势企业项目落地，形成涵盖制-储-运-加-用的全产业链。打造氢能应用示范中心，累计推广物流车、叉车、公交车等氢燃料电池车辆900辆以上。到2025年，基本构建技术、产业、应用融合发展的氢能产业生态圈。
2.大力推动LNG冷能综合利用。统筹国家管网、中石化和北京燃气在津LNG接收站近远期副产冷资源，依托滨海新区上下游产业规划布局，积极探索LNG冷能利用新模式、新路径、新技术，围绕服务工业配套等产业需求，拓展LNG冷能应用场景，用足用好副产冷资源。有序推进一批效率高、效益好、效果优的LNG冷能项目，实现LNG冷能梯级开发和要素循环利用，LNG冷能综合利用达到国内先进水平。
3.加快储能技术推广应用。结合电网消纳和调峰需求，逐步推广“可再生能源+储能”模式。搭建储能技术合作平台，统筹可再生能源发电、新能源微电网等项目开发建设与储能技术应用。开展储能项目示范，推动储能技术宽范围、多场景应用，支持建设集中式共享储能，鼓励储能设施参与调峰调频等辅助服务，探索建立储能参与的辅助服务共享分摊新机制，形成“谁收益谁付费”的市场交易模式。推动源网荷储一体化建设，依托现代信息通讯、大数据、人工智能、储能等新技术以及光伏发电、并网型微电网和充电基础设施等，运用“互联网+”新模式，开展源网荷储一体化示范项目建设，促进可再生能源就近消纳利用。增强安全管理能力，落实储能产业链各环节安全主体责任，进一步规范储能电站并网运行，有效提升安全运行水平。
专栏五 能源创新发展项目
氢能。渤化集团加氢母站建成投产，滨海新区建设至少5座加氢站，在其他区域结合实际需求建设加氢站。滨海新区重点在天津港保税区、天津港区域开展氢燃料电池重型卡车、物流车、叉车、港口机械等示范运营，全市累计推广氢燃料电池汽车900辆以上；聚焦燃料电池电堆及系统集成、整车生产等核心装备制造，引进培育国内外有影响力的氢能龙头企业，提升氢能装备水平；建设国家级氢燃料电池测试评价中心和行业标准平合，推动中汽中心新能源汽车检验中心项目建成投产。
冷能。建设LNG冷能综合利用示范项目，到2025年，相继建成冷能空分、冷热互供（大乙烯等）、冷能发电、分布式能源站、蓄冷设施等一批工程。
储能。因地制宜推动储能调峰电站建设，依托北辰国家产城融合示范区、中新生态城等区域开展1-2个集中式储能电站项目试点。研究制定可再生能源融合储能发展机制，组织达到一定条件的新增可再生能源发电项目配建相应比例的储能设施。到2025年，储能产业体系基本完善，储能在削峰填谷、调压调频、微电网建设、可再生能源消纳等方面发挥的作用进一步凸显。
（六）提升能源普遍服务水平
加快完善农村能源基础设施，推进城乡能源公共服务均等化，强化气、电、热等多样化能源保障，提升优质能源获得率，满足人民群众日益增长的美好生活用能需求。
1.加快能源基础设施一体化。推动城乡电网一体化发展，加强农村电网信息化、自动化、智能化建设，淘汰落后供电设施。提升装备标准化和电网智能化水平，消除电网结构缺陷，构建网架结构合理、资源配置能力强大的坚强智能配电网，增强对可再生能源、储能、电动汽车等接入适应能力，提高稳定供电水平。完善燃气配网建设。优化各区4.0MPa高压支线管网布局，逐步建设高压环网，根据用户负荷特点规划2.5-0.8MPa管网，满足用气需求。开展老旧管网改造工程，补足基础设施短板，保证安全稳定供气。加快供热管网建设，结合热电厂的建设和改造情况，合理确定热电厂供热能力，统筹分配调配负荷，因地制宜配套建设燃气调峰锅炉房，实施热网互联互济改造和老旧管网改造，保障供热安全稳定。统筹既有建筑、居民小区、停车厂和公路沿线等空间资源，积极推进充换电基础设施建设，提升充电网络技术创新水平和服务体验，形成“适度超前、快充为主、慢充为辅”的公共充换电网络。推广智能有序、慢充为主的居民区充电服务模式，继续加快老旧小区公共充电桩建设。开展车网互动（V2G）应用，促进新能源汽车与电网能量高效互动。
2.推进城乡用能精细化管理。统筹城乡供热行业管理，将农村供热公用设施逐步纳入全市供热管理体系，进一步促进城乡供热管理一体化。全面推广智能电能表应用，针对功能老旧智能电能表进行更换改造，提升智能电能表可靠性，加速开展低压通信信道改造提升，实现低压数据采集交互能力提升，优化客户购电体验，“十四五”期间实现天津地区智能电表全覆盖。普及物联网智能气表，大力推广新技术，提升服务水平，建立完善的燃气智能服务设施，推广智能物联网燃气表。提升用能服务水平，推动园区10千伏用户和重点扶持企业供电到用户“红线”，切实降低企业办电成本。精简优化办电流程，深化“三零”“三省”服务，全面提升“获得电力”服务水平，持续改善用电营商环境。推动用气报装智能化，出台用气报装标准，大力推进“网上办”、“掌上办”，提升“用气报装”服务质量。
专栏六 能源普遍服务水平提升项目
配电网建设改造。110千伏电网新建变电站102座，重建10座，扩建22座，新增变电容量1050万千伏安，新增线路1756公里；35千伏电网新建变电站8座，重建2座，扩建15座，增容3座，退运30座，变电容量减少80万千伏安，新增线路760公里；10千伏及以下电网新建公用配变3910台，改造3580台，新增容量263万千伏安，新建线路15491公里。
旧管网改造。根据供热和燃气管道的使用年限、腐蚀程度等情况，结合道路建设、轨道交通项目建设、老旧小区改造及历史文化街区更新等工程，有计划、有步骤地实施旧管网及旧楼区居民户内管道改造工程。将重点区、重点供热站、重点小区列入改造计划，优先实施，每年改造供热和燃气旧管网共100公里。
精简优化办电流程。低压用户办电环节减至2个，平均办理时间压缩至3个工作日；高压用户办电环节不超过4个，除电力工程建设外，平均办理时间压缩至20个工作日。优化升级“网上国网”APP线上办电功能，主动推送进度查询、典型设计、电量电费等信息，提供报装用电全流程服务。
优化用气报装流程。优化外线施工行政审批，提高办事效率。按照“能并则并、能简则简、容缺受理”的原则，涉及燃气外网规划、施工、交管等部门实现“一窗进件、信息互联、整体并联”的审批模式。在具备实施条件情况下用气接入整体时间缩减至10个工作日。
（七）推动体制机制改革创新
坚持市场化改革方向，推动能源领域重要改革，优化提升营商环境，充分发挥市场在资源配置上的决定性作用，加快构建有效竞争、充满活力的市场体系。
1.深化电力体制改革。推动完善电力市场建设，促进电网公平开放。扩大电力交易，推动售电侧改革，培育多元市场主体；推进分布式发电市场化交易，探索分布式电站向区域用户直接售电模式；探索开展电力现货交易，扩大电力峰谷分时交易价差，鼓励更多辅助服务参与电力交易。探索推动本地机组发电权域外替代。推动增量配电业务改革，鼓励创新服务、试点核算，保障有序安全运行。
2.推进油气体制改革。积极引导和推进市级管网以市场化方式融入国家管网，实现管网互联互通和公平开放，减少供气层级，明确管输价格，降低企业用气成本。鼓励油气管网及接收、储备设施投资多元化，推动油气管网业务、天然气接收和储运设施独立运营及公平开放，完善油气管网运营调度机制，提高管网设施利用效率。合理布局天然气网络和服务设施，梳理上游、中游（市域高压）及下游市场，构建全市高压管网“一张网”。完善储气调峰辅助市场服务机制，支持储气设施富余容量上市交易，以市场化手段推动储气设施独立商业运作，增强可持续发展能力。
3.推动能源价格改革。稳步推进电价改革，科学核定电网企业准许收入和分电压等级输配电价，有序放开上网电价和工商业销售电价。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，提高电力系统的灵活性。研究建立抽水蓄能机组、燃气电站、储能等优质调峰机组的价格补偿机制，探索实行用户可中断电价。完善天然气价格机制，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。强化城市燃气管网配气成本监管，合理制定天然气管网输配价格，逐步放开非居民天然气价格。完善供热价格形成机制，逐步理顺供热价格矛盾，积极推动供热成本合理分摊，适时提高燃气热电出厂热价水平，合理调整燃气发电价格。完善供热收费体制，稳步推进供热计量收费政策。
四、保障措施
（一）加强组织实施
1.加强统筹指导。坚持“三个统筹”，即统筹天津与全国及京津冀能源协同发展，统筹能源发展与国民经济和社会发展，统筹新能源与传统能源发展。在多规合一总体框架下，加强能源规划和各相关规划的衔接，实现同向引领、协调推进。
2.强化规划约束。坚持上下联动，部门联动，形成合力。完善规划约束引导机制，将规划确定的主要目标任务分解落实到各区、各部门，确保完成规划目标任务。完善规划与能源项目的衔接机制，提高规划对项目的指导作用。
3.科学监测评估。建立规划实施常态化监测机制，重点监测规划发展目标、改革措施和重大项目落实情况等，保障规划落实到位。开展中期和总结评估，密切跟踪规划执行情况，科学把握规划执行进度，保障规划顺利实施。严格执行规划调整工作程序，必要时提出调整建议。
（二）完善政策保障
1.加大财政支持。发挥政府财政资金的杠杆作用，带动企业与社会资金投入，扩大投资规模。发挥政府财政资金的引导作用，降低重点领域用能成本，优化营商环境，形成支持能源发展的长效机制。积极争取国家节能减排等资金，支持能源示范项目建设。
2.加强金融服务。创新融资体制机制，鼓励和引导民间资本进一步扩大能源领域投资，加强银企合作，拓宽融资渠道，积极引入社会资本。充分利用资产证券化等金融工具和手段，撬动各类资本投入能源领域。建立健全市场主导的成果转化投融资机制，常态化开展银企对接，引导银行和企业“双向选择、择优合作”，鼓励金融机构、风险投资机构参与能源科技成果转化。
3.强化要素保障。顺应能源发展新形势，加强部门合作，在能源领域重大项目建设用地用海指标等要素保障方面给予支持。鼓励在符合规划、用地用海、生态环保等政策的前提下，充分利用低效闲置资源，发展清洁低碳能源项目。
（三）推动机制创新
1.创新能源监管方式。强化能源监管，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落实、能源消费强度控制、煤炭消费总量控制、新能源发展等方面的监管和考核，提高监管效能。
2.健全能源市场机制。建立灵活反映市场供需的电、热、气价格机制。强化供热成本监审，理顺燃气热电联产电、热成本分摊机制。适应新能源占比逐渐提高的新型电力系统建设，建立电力应急调峰补偿机制。探索碳排放交易试点建设，有效发挥市场机制在控制温室气体排放、实现“碳达峰、碳中和”目标中的作用。
3.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，提高能源供应系统的应急预防与处理能力。
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