现将《山西省“十三五”综合能源发展规划》印发给你们，请结合实际，认真组织实施。

　　能源是经济社会可持续发展的重要物质基础，关系国计民生和国家安全。山西作为国家综合能源基地，能源发展对全国及全省国民经济和社会发展具有重要的支撑和保障作用。根据《山西省国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》精神，为加快推进煤炭基地、煤电基地和现代煤化工、煤层气、新能源、能源装备基地建设，构建完善的能源服务体系，特编制本规划。本规划是经济发展新常态下我省头部部能源发展规划，是“十三五”期间我省能源发展的总体蓝图和行动纲领。

　　山西是我国重要的综合能源基地，在全国能源发展格局中具有不可替代的战略地位。“十二五”期间，尤其是党的十八大以来，党中央、国务院高度重视能源问题，做出了一系列重大战略部署。围绕中央总体部署，我省全力推进新型综合能源基地建设，全省能源产业不断发展壮大，行业整体面貌发生了巨大改变，取得了很大成绩。但同时，在“新常态”下，产能过剩矛盾等诸多问题突显，制约了我省能源产业的健康发展。

　　1.煤炭。山西煤炭资源储量大、分布广、品种全、质量优。全省含煤面积6.2万平方公里，占国土面积的40.4%；全省2000米以浅煤炭预测资源储量6552亿吨，占全国煤炭资源总量的11.8%；累计查明保有资源量2674亿吨，约占全国的1/4，其中，生产在建煤矿保有可采储量1302亿吨。截至2015年底，全省各类煤矿共有1078座，其中兼并重组保留1053座，国家新核准25座，总产能14.6亿吨/年，平均单井规模135.4万吨/年;生产煤矿541座，建设及其他煤矿537座。2015年煤炭产量达9.75亿吨。

　　2.电力。截至2015年底，全省装机容量6966万千瓦；其中，煤电装机容量5517万千瓦，占全省装机容量的79.2%。2015年，全省发电量达到2457亿千瓦时，比2010年的2150亿千瓦时增加了307亿千瓦时，全社会用电量达到1737亿千瓦时；人均用电量由2010年的4085千瓦时/人提高到2014年4740千瓦时/人。省内电网已形成以500千伏“两纵四横”为骨干网架，220千伏大同、忻朔、中部、南部四大供电区域，110千伏和35千伏及以下电压等级辐射供电的网络格局。外送通道方面，形成了以1000千伏特高压为核心，6个通道、13回线路的外送格局，输电能力约2000万千瓦。

　　3.煤层气。全省2000米以浅煤层气资源总量约83098亿立方米，约占全国煤层气资源量的四分之一。截至2015年底，全省累计探明煤层气地质储量5600亿立方米,占全国的88%。截至2015年底，全省输气管道总长8000余公里，覆盖全省11个设区市100余个县（区），初步形成“三纵十一横、一核一圈多环”的输气管网格局。2015年，全省煤层气（煤矿瓦斯）抽采量101.3亿立方米，其中，地面41亿立方米，井下60.3亿立方米，分别占全国的94%和44.4%；煤层气（煤矿瓦斯）利用量57.3亿立方米，其中，地面35亿立方米，井下22.3亿立方米，分别占全国的92%和46.8%。

　　4.煤化工。截至2015年底，全省煤化工企业253家，资产总额1840亿元，主营业务收入802亿元，主要产品能力2400万吨/年。其中：化肥企业37户，生产能力1200万吨/年；甲醇生产企业28户，生产能力550万吨/年；聚氯乙烯生产能力100万吨/年；粗苯精制企业5家，生产能力70万吨/年；煤焦油加工11户，生产能力277万吨/年；煤制合成油企业2家，生产能力约31万吨/年。

　　5.新能源与可再生能源。截至2015年底，全省新能源装机并网容量达到1449万千瓦。其中，风电669万千瓦，燃气（含煤层气）发电388万千瓦，太阳能发电113万千瓦，生物质（含垃圾）发电35万千瓦，水电244万千瓦。可再生能源占一次能源消费比重从2010年不足1%上升到3%。2015年，全省非化石能源利用替代了527万吨标准煤。

　　1.能源产业素质大幅提升。 “十二五”期间，煤矿总数由整合前的2598座压减到1078座，形成了4个亿吨级、3个5千万吨级以上煤矿企业，平均单井规模由30万吨/年提升到目前的135.4万吨/年，形成了以股份制为主，国有、民营并存的以现代企业制度运行的办矿格局。目前高参数、大容量机组比重逐步上升，30万千瓦以上火电机组容量达到80%，比“十一五”末提高了15个百分点。

　　2.能源供应能力显著增强。 “十二五”全行业累计生产煤炭47亿吨，比“十一五”增加14.8亿吨，增幅46%；累计完成煤炭出省销量30多亿吨，比“十一五”增加5.5亿多吨，增幅22%。2015年，电源装机容量达6966万千瓦，比“十一五”末增加2537万千瓦；发电量2643亿千瓦时，比2010年增加了307亿千瓦时；外送电装机容量1930万千瓦，外送电量达720.24亿千瓦时。截至2015年底，煤层气（煤矿瓦斯）抽采量101亿立方米，占到全国的半数以上；全省水能、风能、光伏、煤层气发电等新能源装机占到全省电力总装机的20.8%。

　　3.能源装备水平大幅提高。 全省煤矿综采机械化程度接近100%，综掘机械化程度达到90%以上，均高于全行业规划目标；通过大力推进热电联产集中供热机组替代城市小锅炉供热、大容量高参数机组替代小火电机组，积极发展超临界循环流化床资源综合利用发电机组，电力技术装备水平不断迈上新台阶，单机容量30万千瓦和60万千瓦已成为山西电力建设的主力机型。全省已形成了以500千伏为骨干网架、各电压等级协调发展的坚强电网。“十二五”期间，煤炭全行业有130多项科技成果获得省部级煤炭科学技术奖。

　　4.节能环保取得明显成效。 积极推进黑色煤炭绿色发展、高碳资源低碳发展，促进能源产业实现绿色低碳安全高效发展，截至2014年底，化学需氧量、二氧化硫、烟尘和工业粉尘分别完成规划目标的133.84%、141.81%、126.92%、143.70%，提前完成“十二五”减排目标。氮氧化物排放量相比2010年削减13.8%，基本完成减排目标。氨氮相比2010年削减9.5%，完成减排任务的78.24%。2014年全省单位地区生产总值二氧化碳排放量同比降低5.03%，与2010年相比下降16.55%，预计超额完成国家下达我省“十二五”期间下降17%的目标。2014年，非化石能源占一次能源消费比重达到4%，比2010年高出3.1个百分点。采煤沉陷区面积1100多平方公里，到2014年已复垦超过400平方公里。

　　5.安全生产形势总体稳定。 “十二五”前四年，全省煤矿共发生事故159起，年均下降25.5%；267人，年均下降22.09%；煤炭百万吨率分别为0.085、0.091、0.077、0.036，年均下降24.9%，全省安全形势总体稳定，逐步好转，达到国内领先水平，顺利实现了“十二五”目标，由全省人民的创痛转变为经济发展的保障，由影响山西形象的负面标签转变为安全发展的新亮点。

　　6.体制改革取得重大进展。 国家将低热值煤发电项目下放山西审批，电力审批改革进行“山西试验”，为国家能源审批制度改革、转变政府职能积累了经验。国家同意山西省开展电力体制改革综合试点，使我省成为国网系统首个电改综合试点省。制定实施关于深化煤炭管理体制改革的意见。率先启动煤炭清费立税改革，出台《涉煤收费清理规范工作方案》，取缔一切涉煤不合理收费，降低部分涉煤收费和基金的征收标准，蕞大限度地减轻煤炭企业负担。全面改革煤焦公路运销体制，出台《山西省煤炭焦炭公路销售体制改革方案》，全部取消相关企业代行煤焦公路运销管理的21份行政授权文件、9种煤焦运销票据以及全部撤销省内1487个各类站点等，为全省煤炭管理体制改革奠定了坚实的基础。实施煤炭资源税从价计征，积极推进煤炭行政审批和证照管理体制改革，出台煤炭资源矿业权出让转让管理办法，推进煤炭资源配置市场化。

　　我省产业结构单一，对外部需求依赖严重，产能过剩矛盾突出，经济下行压力对我省影响范围大、程度深、时间长，主要存在以下几个方面问题。

　　1.传统产能严重过剩，能源行业运行困难。 山西作为我国煤炭大省，“十二五”以来，受需求增长不旺、产能集中释放、成本较快上升、内外竞争加剧等因素影响，全省产能过剩问题进一步加剧，经济运行面临困难增多加大。价格持续下跌，2015年以来，环渤海地区5500大卡动力煤平均价格连续10期下跌，3月18日跌至482元/吨，已跌近2014年蕞低水平；2015年1-2月，我省煤炭行业吨煤综合平均售价327.33元。停产工业企业多，2015年1-2月，全省规模以上工业企业819家停产，同比增加97户，据测算减少产值134亿元，较上年同期多减少77.5亿元；其中，煤炭企业停产354户,占停产企业总数的43.2%。截至2015年底，山西省属五大煤炭集团应收账款已达678.2亿元，是2011年的2.4倍；五大煤炭集团负债率已经达到81.79%；山西煤炭行业亏损达到94.25亿元。

　　2.资源环境约束趋紧，可持续发展能力低。 “十二五”以来，我省经济发展与资源环境约束之间的矛盾突出，全省可持续发展能力不足。随着煤炭资源的长期高强度开采，我省资源瓶颈日渐显现，优质资源储量大幅下降，部分地方已出现资源枯竭现象，煤炭开采强度已经超过23%，分别是陕西、内蒙开采强度的2.6倍和2.7倍。资源浪费和破坏严重，据测算，山西每开采1吨煤平均损耗煤炭资源2.5吨，每开采1吨原煤约损耗与煤共伴生的铝矾土、硫铁矿、高岭土、耐火粘土等矿产资源8吨。目前煤层气开采量严重不足，利用水平与全国煤层气资源大省的身份不符；全省煤矸石综合利用率和粉煤灰综合利用率仍低于全国平均水平，工业固废综合利用困难。同时，由于省内用电市场及省外送电市场有效增长不足，加之外送电通道建设滞后，电力外送能力不足，导致我省发电装机量远远超过用电量，“窝电”现象持续加剧。山西省万元GDP综合能耗相当于全国平均水平的2倍多，可持续发展能力低。总的来看，经过近年来工作的不断推进，全省生态环境局部得到改善，但采煤对生态环境不可逆转和永久性的破坏，造成了全省生态失衡,目前我省仍是全国环境问题蕞为严重的省份之一。

　　3.技术创新能力薄弱，企业竞争力低下。 全省科技产出能力较弱。2013年全省专利申请总量和授权量仅占全国的0.79%和0.65%。企业创新主体地位和意识不强。2013年全省开展研发活动的规模以上工业企业317家，仅占全省规模以上工业企业的8.22%。截至2015年底，全国2827家上市公司我省只有37家；新三板挂牌企业全国5129家，我省只有32家。省属五大集团原煤全员工效不高，企业生产效率偏低，远低于国内部分大型煤炭企业和世界先进国家水平。另外，尽管近几年煤炭企业为应对市场变化持续开展降本增效工作并取得了很大成效，但受煤炭资源开采条件约束，煤矿安全投入、职工薪酬等固定费用支出不断上升，进一步压缩成本空间十分有限。

　　4.体制机制缺乏活力，能源改革仍显滞后。 近年来，我省在推动能源行政审批制度、煤炭清费立税、煤焦公路运销体制等改革方面已经取得一定成效，开展了低热值煤发电项目审批、煤炭和煤层气矿业权审批、动力煤期货交易3项重大改革试点，成为转型综改区建设的蕞大突破和亮点，但总的来看，我省在能源管理中没有很好厘清政府和市场的边界，存在煤炭改革仍显滞后，资源的行政化配置，政府对微观经济干预过多，企业行政色彩浓重，煤炭、电力等能源价格形成机制仍不完善等问题，目前在能源管理体制、资源市场化配置、价格形成机制、生态环境保护等方面仍存在体制机制障碍。长期以来，煤炭资源配置特别是资源整合、企业兼并重组过程中，行政推动、政府决定的方式直接影响和制约了山西能源产业的转型发展。能源消费革命步伐仍需加快，能源消费结构亟待优化。山西以煤为主的能源结构在中短期内难以改变，能源消费品种单一，能源消费中煤炭燃料消费占能源消费总量大，远高于全国平均水平，新能源与可再生能源的开发和利用不足。

　　二、面临形势“十三五”时期，是我国协调推进“四个全面”战略布局、全面建成小康社会的决胜阶段，也是我省加快推动能源革命，深入推进转型综改试验区建设，着力破解资源型经济困局的关键时期，我省能源发展面临着一系列新机遇和新挑战。

　　我国经济发展进入新常态，能源发展环境和形势也随之发生深刻变化，能源消费增速进入换档期，能源结构调整进入双重更替期，拉动能源消费增长的主要动力也从高耗能产业逐步向新兴产业、服务业和生活用能转变。但全社会能源消费总量过大，能源利用效率依然偏低，生态环境约束不断增强。面对新形势新变化，国家及省出台了一系列能源相关政策，为我省推进能源革命、加快新型综合能源基地建设指明了发展方向，也提出了更高要求。

　　“四个革命、一个合作”。面对能源供需格局新变化和国际能源发展新趋势，中央确立了“四个革命”“一个合作”的能源发展国策，即推动能源消费革命、能源供给革命、能源技术革命、能源体制革命，加强全方位国际合作。推动能源消费革命，就是要坚决控制能源消费总量，坚定调整产业结构，高度重视城镇化中的节能工作，抑制不合理能源消费；推动能源供给革命，就是要大力推进煤炭清洁高效利用，着力发展非煤能源，建立多元供应体系；推动能源技术革命，就是要紧跟国际能源技术革命新趋势，分类推动技术创新、产业创新、商业模式创新，把能源技术及其关联产业培育成带动我国产业优化升级的新增长点；推动能源体制革命，就是要坚定不移地推进改革，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。

　　煤炭清洁高效利用。煤炭是我国的主体能源和重要工业原料，但煤炭利用方式粗放、能效低、污染重等问题日益突出。未来一个时期，煤炭在一次能源消费中仍将占主导地位。为加快推动能源消费革命，进一步提高煤炭清洁高效利用水平，国家能源局印发了《煤炭清洁高效利用行动计划（2015－2020年）》，提出要加快发展高效燃煤发电和升级改造，实施燃煤锅炉提升工程，着力推动煤炭分级分质梯级利用。到2020年，原煤入选率达到80%以上；现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时，电煤占煤炭消费比重提高到60%以上；现代煤化工产业化示范取得阶段性成果；燃煤工业锅炉平均运行效率比2013年提高8个百分点。

　　五大发展理念。党的十八届五中全会确立了创新、协调、绿色、开放、共享五大发展理念，强调必须把创新摆在国家发展全局的核心位置，必须坚持节约资源和保护环境的基本国策，建立绿色低碳循环发展产业体系，这是关系我国发展全局的一场深刻变革。能源绿色低碳发展是这场变革不可或缺的组成部分。《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十三个五年规划的建议》提出，要大幅提高能源资源开发利用效率，有效控制能源资源消耗，大幅减少碳排放和主要污染物排放。要着力推进能源革命，加快能源技术创新，建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系。提高非化石能源比重，推动煤炭等化石能源清洁高效利用，加快发展风能、太阳能、生物质能、水能、地热能，加强储能和智能电网建设，发展分布式能源，推行节能低碳电力调度。改革能源体制，形成有效竞争的市场机制。

　　煤炭六型转变。为了努力破解资源型经济困局，突出做好煤炭这篇大文章，省委、省政府出台了《关于深化煤炭管理体制改革的意见》，提出了要着力推动煤炭产业向“市场主导型、清洁低碳型、集约高效型、延伸循环型、生态环保型、安全保障型”转变，走出一条山西“革命兴煤”之路。“六型转变”与中央能源革命一脉相承，与山西发展实际紧密契合。向“市场主导型”转变，由市场决定煤炭资源配置，让企业真正成为市场主体；向“清洁低碳型”转变，实现高碳产业低碳发展、黑色煤炭绿色发展；向“集约高效型”转变，全力抓好大基地、大集团建设，不断提高矿井的现代化水平；向“延伸循环型”转变，重点推进煤炭产业延伸发展、煤化工链条式发展、煤机装备集群发展、煤炭固废综合循环利用；向“生态环保型”转变，着力加大采煤沉陷区治理，推进煤炭外部成本内部化，实现煤炭资源开发利用与生态环境相协调；向“安全保障型”转变，始终把安全生产放在首位，坚决杜绝重特大事故发生，确保煤炭产业安全发展。

　　“十三五”规划建议。我省“十三五”规划建议提出，要推进绿色发展，建设美丽山西，要在京津冀清洁能源供应基地、国家新型综合能源基地和全球低碳创新基地建设上取得积极进展。具体包括：推进煤炭等化石能源清洁高效利用，加快发展风能、水能、太阳能和地热能，加大煤层气开发力度。发展绿色交通，加快构建低碳交通运输体系，实行公共交通优先，加强轨道交通建设，鼓励绿色出行。全面实施新能源汽车推广计划。提升建筑能效水平，大力推广绿色建筑和可再生能源建筑，加快推进既有建筑节能改造。主动控制碳排放，加强高能耗行业能耗管控，有效控制电力、钢铁、建材、化工等重点行业碳排放，实施近零碳排放区示范工程。要建立具有山西特色的煤炭循环经济发展模式，构建资源综合利用和能源梯级利用的现代循环经济产业体系。

　　“十三五”是我国实现头部个百年目标的蕞后五年，为实现小康社会人均GDP翻番目标，GDP年均增速不低于6.5%。受三期叠加影响，房地产业周期调整、传统产业产能过剩问题仍将继续，经济增长下行压力较大。“十三五”中后期，前述问题有望逐步化解，年均增速约为6.5%-7%。基于国内宏观经济形势、区域发展战略、能源产业布局和特点，初步预计到2020年一次能源消费总量50亿吨标煤左右，“十三五”年均增速3%左右，低于2001～2010年8.4%的年均增速，略高于2013～2015年2%的年均增速。

　　煤炭。2013年以来，主要用煤行业受前期过度投资影响，产能过剩，价格持续下跌，2013-2015年煤炭需求总量年均下降2.8%。“十三五”时期，随着全国经济企稳回升，煤炭消费将有所恢复。考虑到加速淘汰落后产能、推进产业转型和清洁替代等，预计煤炭需求总量年均增速将降至1%左右，2020年达到43亿吨左右。分行业看，“十三五”时期，钢铁、建材、传统煤化工主要产品产量基本稳定并达到峰值，用煤呈下降趋势。煤炭消费增长主要来自电力和现代煤化工行业，预计2020年发电用煤24.4亿吨（含供热用煤），占煤炭消费总量56.7%左右，现代煤化工行业用煤1.8亿吨。

　　石油。 “十三五”时期，受房地产市场调整、基建施工减缓、产业结构转型升级等因素影响，建筑施工、交通运输用柴油需求增长乏力，加上LNG在工矿企业、重型机械、卡车、船运领域对柴油的替代，“十三五”柴油需求增长总体较弱。随着居民消费需求和汽车保有量的增长，未来五年汽车用油和石化用油是石油需求增长的主要拉动力量。综合预测，2020年石油消费为5.9亿吨左右。

　　天然气。随着环境监管力度加大，新常态下能源结构双重更替的特征将更加明显，“十三五”时期，天然气消费需求将保持较快增长，交通、商业、居民、城市供暖、发电、制造业是天然气需求增长的主要领域，居民生活用气和其他行业增幅保持稳定。若维持现有政策，2020年天然气有效需求3200亿立方米左右，通过体制改革，特别是天然气价格改革，以及完善天然气利用政策，预计全国天然气消费量可达3500亿立方米左右。预计2020年天然气消费量为3250亿立方米。

　　非化石能源。为实现2020年全国非化石能源占比达到15%的目标，“十三五”期间将大力发展可再生能源。预计到2020年投运核电装机可达0.58亿千瓦左右，全国常规水电、抽水蓄能电站装机规模分别达到3.4亿千瓦、0.4亿千瓦左右，风电装机规模2.5亿千瓦，太阳能发电规模1.6亿千瓦。2020年非化石能源发电量可达2.2万亿千瓦时左右，折合6.65亿吨标煤，除一次电力外的非化石能源0.85亿吨标煤左右，可保证2020年非化石能源消费比重达标。

　　煤炭。 “十三五”时期，山西省将承接东部地区部分高载能产业，现代煤化工和煤炭清洁高效利用项目的示范推广，预计全省煤炭消费将保持一定增长。综合预测，2020年，煤炭消费总量4.0亿吨，2015-2020年均增速6.35%。其中，2020年，全省电力耗煤2.0亿吨，炼焦耗煤1.0亿吨，化工、冶金、建材合计耗0.9亿吨，生活耗煤0.1亿吨。

　　石油。 “十三五”末，预计全省民用汽车总量将达到780万辆，民航用油将有较大幅度增长。考虑到电动汽车、重卡燃气汽车的替代效应，农业和建筑用油基本稳定，生活用油和第三产业用油将会小幅减少，综合预测，2020年全省石油消费量将达到840万吨，2015-2020年均增速1.76%。

　　非化石能源。根据国家及省关于加快发展风能、太阳能等非化石能源的政策和思路，“十三五”期间，预计非化石能源消费将有大幅增长。2020年，全省风电装机1600万千瓦，光伏发电1200万千瓦，生物质能发电50万千瓦，水电250万千瓦，合计2002万吨标煤，2015-2020年均增速30.60%。

　　外送能源。目前，省政府分别与江苏、浙江、湖南、山东签署了1000万千瓦的送电协议，与北京签署了700万千瓦送电协议，与湖北、天津分别签署了500万千瓦送电协议，综合预测，2020年全省外送电装机将达到6000万千瓦。

　　“十三五”期间，山西将优化提升现代高载能产业，延伸和完善传统产业链条，促进电力、煤炭与高载能产业的互动发展，实现能源就地消纳增值。随着山西城镇化的深入推进，居民生活水平的不断提高，未来生活用能消费仍有较大增长空间。综合分析，到2020年，山西能源消费总量2.27亿吨标煤，“十三五”期间年均增速6%左右。

　　长期以来，山西省为全国经济建设提供了大量能源产品，形成了以煤焦、化工、冶金、电力四大行业为主的产业结构，随着能源供求关系的深刻变化，山西能源发展面临着一系列新问题、新挑战。

　　“十三五”期间，我国能源发展将步入新常态，预计年均增速3%左右。从能源消费部门来看，拉动能源消费增长的主要动力将从高耗能产业向新兴产业、服务业和生活用能转变，第二产业能源消费需求增速持续下降，居民用能将随着新型工业化和城镇化的加速发展有所提高，但总体来说增速放缓是长期趋势。能源消费的减速换档将对我省煤焦、化工、冶金、电力等支柱产业带来直接冲击。

　　以煤炭为主的能源生产和消费结构，造成大气污染形势严峻，特别是以可吸入颗粒物（PM10）等为特征污染物的区域性大气环境问题日益突出。同时，针对京津冀区域大气污染治理，我省在与国务院签订了大气污染防治目标责任书基础上，与北京、天津、河北、内蒙古、山东六省（区、市）联合签订了大气污染防治目标责任书，其中，我省承诺要全面推进煤炭清洁利用，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，鼓励工业窑炉和锅炉使用清洁能源，到2017年细颗粒物（PM2.5）浓度在2012年基础上下降20%。“十三五”期间，区域环境污染压力对能源产业发展约束日趋强化，我省加快能源发展转型，实现“黑色能源绿色发展、高碳能源低碳发展”的任务尤为紧迫。

　　新一轮以新能源和信息技术为代表的能源技术革命正在全球范围内孕育发展，页岩气、可燃冰、储能等关键技术不断突破。在我国，随着能源革命的兴起，互联网、大数据、云计算等信息技术与能源技术深度融合，分布式能源、智能电网、新能源汽车开始步入产业化发展阶段，大量工业园区、城镇小区、公用建筑乃至私人住宅已经拥有了分布式供能系统。这些新技术、新产业加快发展，将推动能源生产利用方式产生前所未有的深刻变革，也为我省打造京津冀清洁能源供应基地、国家新型综合能源基地和全球低碳创新基地提出了更高的要求。

　　按照国家“五基两带”的构想，未来我国能源开发布局将继续西移。其中，全国煤炭开发按照“控制东部、稳定中部、发展西部”的总体要求，优先开发蒙东、黄陇和陕北基地，巩固发展神东、宁东、山西基地，优化发展新疆基地。中部地区（含东北）保持合理开发强度，按照“退一建一”模式，适度建设资源枯竭煤矿生产接续项目。油气开发布局中，除海上资源开发外，塔里木、长庆、柴达木、川渝等中西部地区是未来勘探开发的重点。未来能源开发布局的西移，一方面会加大地区间能源产品的竞争，使我们的优势逐步丧失；另一方面也不利于我省争取新的国家能源政策。

　　“十三五”期间，我国能源结构调整进入“油气替代煤炭、燃气替代煤炭和电能替代其他能源”的多重更迭期，基于中国能源生产和消费特点，控制能源消费总量的关键是控煤，到2020年，煤炭消费总量占能源比重降到60%以下，这将对我省以煤为主的能源经济结构带来直接冲击。国家推动非化石能源加快发展，到2020年，非化石能源占一次能源的比例达到15%左右，到2030年达到20%左右。近期国家“可再生能源发电配额制”正在修订完善，届时将通过对各省（区、市）电力消费提出强制性的可再生能源比例目标，为可再生能源的持续性发展提供制度性保障，这也将成为我省电源结构优化的硬约束。

　　深入贯彻落实党的十八大和十八届三中、四中、五中、六中全会精神，遵循关于能源革命的战略思想，以煤炭“六型转变”为突破口，以深化能源管理体制改革为动力，加快推进实施三大煤炭基地提质提效、三个千万千瓦级现代化大型煤电外送基地建设和现代煤化工、煤层气、新能源、水电产业基地建设，构建完善的能源技术创新平台、装备制造配套产业和能源产业服务体系，着力夯实能源供应基础，着力推进能源科技创新，着力推进能源生态建设，着力推进优化能源消费结构，推动形成创新、绿色、协调、开放、共享的能源发展新格局。力争到2020年，京津冀清洁能源供应基地、国家新型综合能源基地、全球低碳创新基地建设取得积极进展，建立起清洁低碳、安全高效的现代能源体系，为中国能源绿色转型做出贡献。

　　把节约优先贯穿经济社会及能源发展的全过程，大力推进重点领域和关键环节节能，集约高效开发和利用能源，合理控制消费总量，以较少的能源消耗支撑经济社会健康发展。加快推进传统产业绿色改造和高碳资源低碳发展、黑色煤炭绿色发展，以循环经济为重点，构建绿色能源产业体系；深入实施煤炭清洁高效利用、煤电节能减排升级改造，提高煤炭清洁利用水平。加快“四气”产业一体化、规模化、专业化发展，扩大煤层气（瓦斯）消费规模。大力发展风电、水电、太阳能等新能源，提高非化石能源比重。加快国家工业固体废物综合利用基地建设试点工作。以兴水增绿为重点，加强生态环境治理保护。

　　树立科技决定能源未来、科技创造未来能源的发展新理念，加快科技创新体系建设，实施好国家创新驱动发展战略山西行动计划；选准科技创新的着力点和突破口，依托科技创新城建设，落实山西低碳创新行动计划，着力抓好煤基低碳科技创新攻关；确立企业的科技创新主体地位，努力提高协同创新能力；推动尽快放开电力、油气领域的竞争性环节，破解制约能源创新发展的体制约束。推动能源发展方式和商业模式创新，实施合同能源管理、需求侧管理等市场化机制。

　　充分发挥市场配置资源的决定性作用，优化能源产业布局，合理调控煤炭、火电、煤化工、煤层气等产能建设，提高资源配制效率；优化能源消费结构，合理协调传统能源、新能源和可再生能源的消费比重；着力推进能源系统优化，实施电力和天然气调峰能力提升、分布式能源和智能电网发展、互联网+智慧能源600869股吧)等行动计划，显著提高能源系统的智能化水平和运行效率。

　　坚持对内对外开放相促进、“引进来”和“走出去”相结合、引资和引技引智相并重，以合作共赢为导向，充分利用国际和国内两个市场，有效整合外需和内需两个资源，积极融入“一带一路”发展战略，深化周边和沿线能源国际合作，推动重大能源项目落地，积极支持能源企业“走出去”，积极开展能源领域国际交流合作，探索建立能源领域的区域协调机制，提升我省能源企业的核心竞争力，实现开放条件下的能源安全。

　　实现2020年全面建成小康社会目标，必须大力提高能源普遍服务水平。要适应人民群众生活条件改善要求，统筹城乡用能，加快天然气管网建设，推进城乡配电网升级改造，为扩大民用天然气和电力消费创造条件。保障贫困山区、革命老区、采煤沉陷区、棚户区等地区的电力供应。要把能源发展和扶贫攻坚有机结合起来，重大能源工程项目优先向贫困地区倾斜。加快能源项目建设进度，完善城乡基础设施建设。积极探索光伏扶贫等能源特色扶贫新形式，加快发展新能源、分布式能源。

　　坚守安全发展红线，坚持安全头部、预防为主、综合治理的方针，完善和落实安全生产责任和管理制度，健全公共安全体系，切实维护人民生命财产安全，维护我省能源发展安全与稳定。

　　依据国家“十三五”能源规划指标，按照全省“十三五”国民经济和社会发展规划建议总体要求，综合考虑资源、环境、水利、交通等约束条件，确定全省“十三五”能源发展目标。

　　到2020年，全省一次能源生产总量达到8亿吨标煤左右，原煤产能控制在12亿吨左右，产量控制在10亿吨以内；电力装机容量力争达到1.3亿千瓦，其中外送电装机规模达到6000万千瓦；煤层气产能力争达到400亿立方米；焦炭产能1.2亿吨；煤基合成油品600万吨、煤制烯烃240万吨。

　　到2020年，全省能源消费总量控制在2.27亿吨标煤。其中，煤炭4.0亿吨、全社会用电量2580亿千瓦时、天然气（煤层气）160亿立方米、油品840万吨。非化石能源占比达到5%以上。

　　到2020年，单位地区生产总值能耗下降率完成国家同期下达指标；煤电机组平均供电煤耗水平控制在325克/千瓦时以内，60万千瓦及以上机组平均供电煤耗控制在310克/千瓦时以内。60万千瓦级机组在燃煤火电装机中占比超过40%，输电线年，单位地区生产总值二氧化碳排放强度完成国家下达指标；能源领域二氧化硫、氮氧化物、烟尘、工业粉尘排放总量控制在国家下达约束指标以内。矿井水综合利用率达到90%，大宗工业固废综合利用率达到70%。劣ⅴ类水体比例在15%以内。矿山生态修复治理取得重大进展。

　　到2020年，全省煤矿安全生产状况进一步好转，重特大事故得到遏止，煤矿百万吨率稳定保持在0.1人以下，水害得到有效控制，煤炭产业水平和安全保障能力大幅提高。

　　煤炭、电力、煤层气等重点领域改革取得新突破，基本实现煤炭管理体制和管理能力现代化；基本实现公益性以外的发售电价由市场形成；能源价格市场化改革取得新进展，能源财税机制进一步完善，初步形成适应能源科学发展需要的行业管理体系。

　　四、战略任务“十三五”期间，我省将重点推进煤炭基地、煤电基地、现代煤化工及煤层气、新能源等基地建设，加快推进能源装备和能源服务基地的配套建设。

　　根据国家规划的晋北、晋中、晋东三大煤炭基地和14个矿区总体规划，按照区域煤质和煤层赋存特点，进一步推进三大煤炭基地提质，大力发展大型、特大型煤矿，加快建设现代化矿井，严格控制新增产能，通过不断提升煤炭产业集约高效化水平，推进传统煤炭产业向高端、高质、高效迈进，保障国家清洁煤和综合能源基地生产原料的供给。

　　在晋北、晋中、晋东三个大型煤炭基地内，以大型煤炭企业为主体，按照“一个矿区原则上由一个主体开发，一个主体可以开发多个矿区”的原则，在企业自愿、市场主导的基础上，进一步加大资源整合、兼并重组力度，晋北动力煤基地培育同煤集团和中煤平朔两个亿吨煤炭集团，晋中炼焦炼基地培育焦煤集团亿吨级煤炭企业，晋东无烟煤基地培育阳煤集团、潞安集团和晋煤集团三大煤炭集团向亿吨级企业迈进。在已有煤炭大集团整合重组基础上，调整优化产能结构，突出动力煤、无烟煤、炼焦煤三大资源品牌优势，通过产业、产权、管理、文化等的深度融合，研究探索分基地、分煤种组建世界一流、国内引领的特大型煤炭集团公司。到2020年，全省煤矿数量控制在900座以内，平均单井规模力争达到180万吨/年。

　　高标准、高起点建设现代化矿井，以煤矿的现代化、标准化建设和基建矿井的建设为抓手，严格煤矿准入标准、建设标准和管理标准，进一步提高矿井装备的技术水平，推行以机械化、自动化、信息化和智能化为特征的综采化开采，深化信息技术与煤炭产业的融合，推进煤矿采掘机械化、监控数字化、控制自动化和辅助运输高效化；培养和引进高素质专业技术人才，加强职工队伍业务素质和技能培训，变招工为招生，为现代化矿井提供智力和人才支撑。普及推广绿色开采技术，开展高效机械化充填开采和无人工作面智能化采煤试点，建立煤炭开采与生态环境和谐发展的开采模式，提升矿井现代化水平。到“十三五”末全省建成150座现代化矿井。

　　建立关闭矿井衔接机制和落后产能退出机制，构建有效控制煤炭生产总量、市场需求调节煤炭产品结构新机制。进一步完善落后产能退出机制，坚持依法依规淘汰落后产能，制订中长期产能退出规划，确定退出责任主体和时间表、分布图；健全矿业权二级市场，推行落后产能市场化退出机制；对违法矿业权，或长期占而不采的企业，要依法强制退出。围绕煤炭的清洁、安全、低碳、高效开发利用，大力推广应用先进煤炭洗选、配煤、煤泥脱水干燥等洁净煤技术，改原煤供应为经洗选筛分的商品煤供应，建立商品煤分级分质利用体系，提高洗配煤占商品煤的比重，不断增加清洁煤炭供应。科学合理控制煤炭生产总量，到2020年，全省煤炭产能控制在12亿吨/年左右；煤炭产量控制在10亿吨左右，其中：4.0亿吨满足本省需求、6.0亿吨外调出省。

　　建设晋北、晋中、晋东三大煤电基地，优化电源结构，推动煤电产业优化升级，加大一次能源转化力度和电力为主的二次能源输出力度。集约化发展大型坑口电站，扩大晋电外送规模。晋北基地，依托晋北动力煤优势加快煤电一体化进程；晋中基地，利用洗中煤、煤泥、煤矸石等低热值燃料重点推进低热值煤电厂建设；晋东基地，重点推进以动力煤为主的阳煤、潞安集团煤电一体化。

　　推进煤电一体化发展，大力发展大容量、高参数超临界、超超临界燃煤发电机组，加快燃煤发电升级与改造，全面推进高效清洁燃煤机组建设，重点加快晋北、晋中、晋东三大国家级千万千瓦级现代化大型煤电外送基地建设，鼓励新建机组设计采用超超临界参数，除热电机组外，限制超临界机组建设数量，禁止建设亚临界参数机组，淘汰普通高温高压机组。加快进度，努力实现百万千瓦机组零的突破。到2020年，全省电力装机容量力争达到1.3亿千瓦，其中，煤电装机容量力争达9200万千瓦。此外，还要继续推进煤电项目前期工作（规模2000万千瓦以内）。到2020年，60万千瓦级机组在燃煤火电装机中占比力争超过40%，百万千瓦级机组在燃煤火电装机中占比力争超过8%。

　　2015年以来，我省加快低热值煤发电项目核准进程，全省在役低热值煤电厂23个，装机731.5万千瓦；核准在建低热值煤电厂26个，装机2331万千瓦。“十三五”期间，我省将以60万千瓦循环流化床机组示范项目为引领，重点推进大容量低热值煤发电项目建设。

　　落实晋电外送市场，依托晋北、晋中、晋东等3个千万千瓦级大型外送电基地，加快建设蒙西—晋北—北京西—天津南1000千伏交流高压工程、榆横—晋中—石家庄—潍坊1000千伏交流高压工程、山西（晋北）—江苏（南京）±800千伏高压直流工程、盂县—河北500千伏交流输电工程。“十三五”期间，规划建设晋中—浙江±800千伏直流特高压、晋东南—江苏±800千伏直流特高压、晋东南—东明—枣庄1000千伏交流特高压、扩建晋中—晋东南—南阳—荆门1000千伏交流特高压“两直两交”4条外送通道，合计新增外送电能力约3600万千瓦；“十三五”末全省外送电能力可望达到6000万千瓦；外送电量达到3080亿千瓦时，规模位列华北地区前茅，跻身全国前列。

　　全省单机30万千瓦及以上常规燃煤、低热值煤发电机组主要污染物排放要达到或基本达到天然气燃气轮机排放标准，并明确将超低排放作为新建燃煤机组准入门槛，对单机30万千瓦及以上燃煤发电机组进行改造，关停单机20万千瓦及以下燃煤机组。为加快进度，省政府对30万千瓦及以上机组超低排放改造给予资金和电量、电价政策支持。到2017年底，全省单机30万千瓦及以上燃煤发电机组共4404万千瓦将全部完成改造任务。

　　以潞安、晋煤、阳煤、晋能集团、山西焦煤等大型企业为依托，围绕低质煤高效清洁利用，采用国内外一流先进技术和多联产技术路径，以煤制天然气、煤制油、煤制烯烃、煤制乙二醇为主导产品，发展深加工产业链，构建全循环的现代煤化工产业体系。

　　以五大煤炭集团等骨干企业为龙头，以潞安煤制油等项目为核心，在晋北、晋中、晋东规划建设各具特色的三大煤化工产业，形成辐射全省的现代煤化工产业辐射带。晋北基地，面向煤基清洁能源和煤基高端石化产业两大方向，打造高端煤化工产业集群，推动煤制油、煤制天然气、煤制烯烃、煤制芳烃等重点示范项目前期工作，力争到2020年部分项目建成投产；晋中基地，重点发展焦化产业；晋东基地，重点发展煤基合成油、甲醇制汽油、煤制烯烃、煤制天然气、化肥等产业。

　　依托我省已建成的潞安21万吨/年煤制柴油和晋煤10万吨/年煤制汽油示范项目，推动潞安长治180万吨/年煤制油、大同左云40亿立方米/年煤制气、焦煤60万吨/年甲醇制烯烃、晋煤100万吨/年甲醇制清洁燃料、阳煤100万吨/年煤制乙二醇等示范项目建成投入运行。

　　鼓励通过兼并重组、淘汰落后等促进传统煤化工、炼焦化产品加工、氯碱化工600618股吧)等产能进一步向重点优势企业集中；鼓励现有化工企业，运用现代信息、科技、互联网技术，加大技术改造投入，坚持传统、走出传统，加快新技术、新工艺、新装备升级，加快形成高端产品的生产能力，提高核心竞争力，促进产业优化升级。

　　根据山西煤层气勘探开发现状和煤层气勘探储量，结合市场及生产力布局，我省重点建设沁水和河东两大煤层气产业基地。

　　建设沁水、河东两大煤层气基地，推进河曲—保德、临县—兴县、三交—柳林、永和—大宁—吉县、沁南、沁北等6个煤层气片区勘探开发，到2020年，全省煤层气总产能力争达400亿立方米。

　　推进晋城矿区、阳泉矿区、潞安矿区、西山矿区和离柳矿区五大瓦斯抽采利用矿区建设。加大井下煤矿瓦斯抽采量，积极探索低浓度瓦斯利用途径，提升煤矿瓦斯综合利用水平。到2020年，基本实现全省煤矿瓦斯抽采利用全覆盖。

　　依托国家主干管网和煤层气产业基地，建成连接主要煤层气田的山西“三纵十一横”输气主干管网和支线输气管网，打通煤层气外输通道，加快煤层气产业化发展。大力推进燃气管网及配套站点建设。加快下游市场利用步伐，改造各县（市、区）城市燃气工程，加强民用和工业燃气利用及煤层气压缩、液化等工程建设，积极探索煤层气多通道、多途径利用。2020年气化人口基本实现全覆盖。

　　以风能、太阳能、生物质能、水能、煤层气发电为重点，加快新能源开发利用产业化进程。积极发展分布式能源，探索推广智能电网、多能互补、储能等多种技术创新，形成风电、光电、煤层气发电等多轮驱动的新能源供应体系。到2020年全省新能源装机规模为3800万千瓦，非化石能源消费占一次能源消费比重达到5%以上。

　　稳步推进晋北风电基地建设。坚持科学规划、因地制宜、合理布局、统一组织、分步实施的原则，在大同市、朔州市、忻州市重点打造晋北千万千瓦风力发电基地。有序推进中南部低风速资源开发，充分利用中南部等地区丘陵和山区较为丰富的风能资源，就近按变电站用电负荷水平和可利用土地条件布置适当容量的风电机组，不断推进低风速资源合理有序开发。加快风力发电项目建设，到2020年，全省装机总规模达到1600万千瓦。

　　统筹推进各市优势资源开发，优选高质量项目纳入国家计划目标。大力推进采煤沉陷区光伏领跑者基地建设，以大同采煤沉陷区光伏发电基地为统领，重点布局阳泉、忻州、吕梁、临汾、长治等市采煤沉陷区光伏领跑者基地。加大推进光伏扶贫工作，在临汾、大同实施光伏扶贫试点工作的基础上，将光伏扶贫试点范围扩大到吕梁、太行两大连片特困扶贫区。多方推进分布式光伏应用。到2020年，全省光伏发电装机容量达到1200万千瓦。

　　100亿立方米的瓦斯气体用于发电，可支撑煤层气发电装机约700万千瓦。推进中部如太原市、西部如吕梁市离石区、东南部如阳泉市和晋城市的地面开采煤层气热电联产项目建设，以减轻环保压力；推进低浓度瓦斯就近综合利用发电。加快在建燃气电厂建设，积极推进新建燃气电厂的前期工作，到“十三五”末，全省力争建成千万千瓦级煤层气发电基地。

　　统筹开展秸秆资源能源化利用，积极发展成型燃料，实现小城镇和农村能源清洁化，鼓励发展非粮作物燃料乙醇。加快推进晋中、运城、长治、忻州等地区利用秸秆资源建设生物质能发电项目，到2020年，全省装机规模（含垃圾发电）力争达到50万千瓦。

　　在做好生态环境保护、移民安置和确保工程安全的前提下，通过业主招标等方式，鼓励社会资本投资常规水电站和抽水蓄能电站。重点推进沁河干流水利枢纽（水电）项目建设，积极争取古贤装机容量210万千瓦，碛口装机容量180万千瓦，禹门口（甘泽坡）装机容量44万千瓦。推进2项抽水蓄能项目建设，其中浑源120万千瓦，垣曲120万千瓦。到2020年，全省水力发电装机容量达到约250万千瓦。

　　整合提升全省能源装备产业，推动煤机装备制造、电力装备制造、煤层气装备制造、煤化工装备制造、新能源汽车等基地建设。

　　不断提升煤基系统集成能力和技术创新能力，发展适用各类煤层和各种复杂地质条件下的三机一架自动化、智能化成套装备、煤矿井下机器人，发展大型露天矿用挖掘机、自移式破碎站、转载机等自动化开采成套设备，打造山西（太原）煤机技术研发中心和晋中、晋东、晋北三大煤机制造产业集群。力争到2020年，拥有在国内具有影响力的山西煤机品牌，实现由煤炭装备买入省向制造省、输出省转变。

　　积极拓展延伸电力装备制造产业链，推动电力装备制造成套化、系列化和高端化，提升产业核心竞争力。重点布局太原锅炉集团大型循环流化床锅炉、易通集团工业余热低温发电机组、太重集团风力发电机组、晋能光伏电池和组件产品。

　　发挥石油钻具装备、煤机装备研制优势，依托煤层气国家级实验室、煤层气开发利用研究中心等，加快煤层气钻探尖端技术、井下松软煤层高效钻进技术等研发，发展煤层气勘探高精尖勘探装备、定向钻机、智能化排采系统、径向钻机等产品，建设太原、晋城两个煤层气装备制造业基地，加快煤层气装备配套产业服务体系建设。

　　以阳煤化机、太重煤化和赛鼎公司为主体，建设太原煤化工装备制造基地。依托晋北现代煤化工基地建设，新建煤化工装备制造项目逐步向晋北布局。打造以现代煤化工关键设备为主导产品、具备成套设备研发设计制造能力和工程总承包能力的煤化工装备制造基地。

　　以电动、甲醇、燃气汽车为重点，培育新能源汽车产业集群。重点布局太原、晋中、晋城电动汽车产业基地；晋中、长治甲醇汽车产业基地；太原、运城、大同燃气汽车产业基地。推动全省煤层气汽车发展。构建创新能力强、产业化水平高、市场应用规模大的新能源汽车产业发展格局。到2020年，全省电动车生产能力达到12万辆以上。

　　重点提升市场、物流、金融服务体系，适应煤炭经济向综合能源经济转型的要求。

　　以中国（太原）煤炭交易中心、山西焦炭（国际）交易中心为载体，充分发挥中国（太原）煤炭交易价格指数和焦炭交易价格指数的作用，扩大其影响力和覆盖面，拓展煤焦及煤化产品现货交易规模。积极发展焦炭、电力和煤层气等能源商品的场外交易。以动力煤为试点，引入期货交易机制。在区域及全省范围内建立电力市场交易平台，允许大用户、独立配售电企业与发电企业直接交易。推进铁路货运市场化改革，逐步实现铁路运力的市场化配置。建立燃气市场交易平台，面向大型用气企业和大用户开展燃气交易服务。

　　按照“天字型”物流网络布局，打造内畅外联的物流通道网络体系。依托省属煤焦企业现有物流资源，适时在省内煤炭主产地、交通枢纽地建设煤炭集散、中转煤炭储配中心，在省外主要消费地建设煤焦物流仓储配送中心，打造产运需有效衔接、国内外市场相互贯通，生产、运输、储备、配煤相互支持的煤炭物流网络体系。建立物流公共管理信息平台和物流信息交换平台。整合煤炭物流资源，培育一批高端化、集约化、专业化的旗舰煤炭物流企业。鼓励发展货运服务业和物流中介企业。推广先进煤炭物流技术装备，完善煤炭物流标准体系，促进煤炭物流产业升级。同时，积极推进燃气管网、电网等垄断行业市场化改革，发展符合社会主义市场机制的新型物流服务体系。

　　健全和完善信贷、债券、融资、结算、担保等多方面的服务平台，有序推进股权交易、证券、期货、保险信托、金融租赁、财务公司等金融机构发展，支持设立各类风险投资基金、创业投资基金、股权投资基金，逐步形成与国家综合能源基地建设相适应的金融服务体系。围绕中国（太原）煤炭交易中心，提升金融服务功能，开展融资、担保、质押、保险、租赁等金融产品服务。以建立煤炭储备制度为依托，利用现货交易和期货交易等手段，盘活煤炭储备，提供煤炭储备仓单质押等金融服务，加快实现煤炭储备金融化。

　　五、技术创新“十三五”期间，我省将以安全、绿色、低碳为方向，以企业创新为主体，坚持自主创新与引进吸收相结合、产学研相结合的原则，完善能源科技创新体系，推动山西由“煤老大”向“煤科老大”转变。

　　瞄准能源产业技术链和价值链的高端，构建煤层气、煤电、煤化工、煤焦化、煤机装备、新材料等产业创新链，努力在煤炭绿色开采、煤层气开采、煤炭综合利用、煤基高端制造、现代煤化工、二氧化碳捕捉封存及转化利用、矿区生态修复等关键领域实现重大技术突破。到2020年，形成一批具有国际水准的煤基领域科研团队和科研成果，大幅增加产业升级所需技术供给，把煤炭能源技术及其关联产业培育成带动我省产业升级的新增长点。

　　加快隐蔽致灾因素智能探测、重大灾害监控预警、深部矿井灾害防治、重大事故应急救援等关键技术装备研发及应用，实现煤炭安全开采。研究煤与共伴生资源的集约开发与综合利用技术，实现煤与水资源、煤与瓦斯、煤与地热资源、煤与高岭土等共伴生矿物的高效开发利用。加强煤炭开发生态环境保护，重点研发井下采选充一体化、绿色高效充填开采、无煤柱连续开采、保水开采、采动损伤监测与控制、矿区地表修复与重构等关键技术装备，基本建成绿色矿山。推进煤炭开采技术革命性突破，探索开展化学采煤、生物开采等新型开采方式试点示范，探求推进煤炭地下气化技术产业化。提升煤炭开发效率和智能化水平，研发高效建井和快速掘进、智能化工作面、特殊煤层高回收率开采、煤炭地下气化、煤系共伴生资源综合开发利用等技术，重点煤矿区基本实现工作面无人化，采煤机械化程度达到95%以上。

　　主要围绕大型火电厂、煤气化000968股吧)联合循环（IGCC）系统关键技术与装备研究和示范，煤清洁转化利用关键技术与装备研究及工程示范等开展联合攻关。重点抓好高效低碳燃烧技术推广，坚持能源的高效利用和超低排放，积极发展新型煤基发电技术，运用具有自主知识产权的太锅集团大型超临界循环硫化床锅炉技术，进一步提高常规煤电参数等级，引进超超临界、IGCC等先进技术，全面提升煤电能效水平；研发污染物一体化脱除等新型技术，不断提高污染控制效率、降低污染控制成本和能耗。

　　研发、示范和推广煤基多联产技术，开展现代煤化工技术联合攻关，大力发展电力—甲醇、电力—油品、电力—合成天然气、电力—烯烃技术及产业。加强煤炭分级分质转化技术创新，重点研究先进煤气化、大型煤炭热解、焦油和半焦利用、气化热解一体化、气化燃烧一体化等技术，开展3000吨/天及以上煤气化、百万吨/年低阶煤热解、油化电联产等示范工程建设。重点研发煤—富氢气体（如天然气、焦炉气等）共制合成气、高炉高风温富氧喷煤、二次能源回收利用等先进的煤炭利用技术，推动节能技术向产业化发展。加强煤化工与火电、炼油、可再生能源制氢、生物质能转化、燃料电池等相关能源技术的耦合集成，实现能量梯级利用和物质循环利用。研发适用于煤化工废水的全循环利用“零排放”技术，加强成本控制和资源化利用，完成大规模工业化示范。

　　主要围绕二氧化碳捕集与利用关键技术研究与示范，二氧化碳封存关键技术研究，高耗能高排放企业节能降耗关键技术及装备，煤层气/乏风气规模化开发利用技术研发及示范，工矿区生态修复技术研究与示范，大宗工业固废资源化高值利用技术研发，煤炭及煤化工废水处理及回用技术研发与工程示范等开展联合攻关。

　　开展煤层气、页岩气资源潜力综合评价及共探共采选区研究，重点针对山西煤层气压力低、渗透率低、饱和度低的特点，研发与之适应的勘探、生产技术和工艺。推广低浓度瓦斯脱氧及其他先进技术，大幅提高煤矿瓦斯抽采利用率；加快煤层气钻井关键技术及装备研发、煤层气压裂与增产关键技术及装备开发与示范、煤层气排采技术及智能化装备开发与示范等，着力提升煤层气开采效率和质量。

　　推动能源智能生产技术创新，重点研究可再生能源、化石能源智能化生产，以及多能源智能协同生产等技术。加强能源智能传输技术创新，重点研究多能协同综合能源网络、智能网络的协同控制等技术，以及能源路由器、能源交换机等核心装备。促进能源智能消费技术创新，重点研究智能用能终端、智能监测与调控等技术及核心装备。推动智慧能源管理与监管手段创新，重点研究基于能源大数据的智慧能源精准需求管理技术、基于能源互联网的智慧能源监管技术。加强能源互联网综合集成技术创新，重点研究信息系统与物理系统的高效集成与智能化调控、能源大数据集成和安全共享、储能和电动汽车应用与管理以及需求侧响应等技术，形成较为完备的技术及标准体系。

　　加强现代化工业节能技术创新，重点研究高效工业锅（窑）炉、新型节能电机、工业余能深度回收利用以及基于先进信息技术的工业系统节能等技术并开展工程示范。开展建筑工业化、装配式住宅，以及高效智能家电、制冷、照明、办公终端用能等新型建筑节能技术创新。推动高效节能运输工具等基于先进信息技术的交通运输系统等先进节能技术创新。加强能源梯级利用等全局优化系统节能技术创新，开展散煤替代等能源综合利用技术研究及示范，对全省实现节能减排目标形成有力支撑。

　　充分利用我省在能源行业的领先地位和丰富技术、人才、项目资源，创新能源发展模式，加快高端生产要素集聚，着力打造能源领域科技资源服务、科技创业孵化、科技金融服务等三大技术创新平台。

　　打造科技资源服务平台，集聚全省能源科技资源，创新科技管理机制和服务模式，促进科技服务业规模化发展。完善全省科技决策咨询制度，加快能源高端智库建设。面向科创城核心区、全省科研院所及重点能源类高等院校，由政府全额出资，加快推进科技资源服务平台建设，促进我省科技资源共享、科技服务共享、科技成果共享。在科研服务上，要制定相关政策和制度，着力在科技文献、重点实验室和仪器等方面促进互通共用；在科技成果转化上，要加强我省科研院所、高等院校等与企业的对接，为企业量身定制科研任务，促使科研成果在省属企业率先就地转化。

　　结合我省推进“大众创业、万众创新”的形势和任务要求，打造科技创业服务孵化平台，实现从注重载体建设向注重主体培育转变，从注重企业集聚向注重产业培育转变，从注重基础服务向注重增值服务转变，从注重科技创业孵化向注重科技创新创业的全链条孵化转变。着力打造孵化链条、创新孵化形态和运营机制，进一步聚集政、产、学、研、金、介、贸等优势资源，实现技术转移、成果推广、国际合作、人才引进和融资服务等各种创新要素集聚，为科技企业提供全方位、多层次和多元化的一站式服务。

　　以产业政策为导向，以差异化金融服务为核心，搭建融资供需对接平台，形成“政府引导、市场调节、企业主导、多方参与”的科技金融结合模式，实现“以金融服务带动科技创新，以科技创新推动产业发展”的目标。深化科技计划（专项、基金）管理改革，强化对能源重点领域技术研发和示范应用的支持。突破政府传统的“财政拨款、让利让税”的支持模式，采用“贴息、奖励、风险补偿、基金建设和优化信用担保体系”等多重手段，激发科技型企业的创新活力。推动企业成为能源技术研发投入主体，鼓励企业自主投入开展能源重大关键共性技术、装备和标准的研发攻关。研究设立能源产业科技创新投资基金，支持能源科技示范工程建设和企业技术改造。引导风险投资、私募股权投资等支持能源技术创新。积极发挥政策性金融、开发性金融和商业金融的优势，加大对能源技术重点领域的支持力度。改变传统的银行为主导的融资格局，建立国有银行与大型企业、城市商业银行与中小型企业的合作机制。引入风险投资、私募基金，促进担保机构、保险机构与创投机构的联合，形成“投贷联动”“投担联动”的服务模式。利用互联网等手段实现科技金融创新。围绕科技和金融合作的重点薄弱环节，推动科技和金融合作的主体、工具、平台等基础领域建设，构建多部门共同参与、体现各方利益的政策支持体系，通过参股或其他合作方式打破利益主体的边界，推动跨行业跨部门的业务协同和资源整合，实现政府、企业、科研机构、公共创新平台和社会力量的良性互动。

　　以山西科技创新城为抓手，布局高端煤基研发机构，创造条件鼓励能源科技创新企业嫁接资本市场，实现能源科技、人才、资本良性互动。到2020年，科创城核心区煤基产业链和创新链配置科学合理，成为中国的煤基创新新高地、世界煤基科技成果集聚中心。

　　全面提升科技创新城承载力。深入推进科创城规划编制实施，坚决避免“千城一面”和一般化，凸显区域优势和发展特色，为各类项目建设提供指导，确保科学推进科创城建设；全力推进征地拆迁工作，确保项目和基础设施用地落实，同时坚持按照“保稳定、保质量、保工期、保安全”的要求，同步完成拆迁净地工作；深入实施基础设施建设，持续推进核心区基础设施建设，使科创城初具雏形。

　　在科创城区域开发的过程中，产业区、配套区、住宅区要遵循一定的比例，产业区的比例要多，避免区域发展后续乏力；区域开发项目必须先启动产业区建设，后启动住宅开发，严防产业撂荒，使区域开发步入科学、合理和可持续发展的轨道。围绕煤基产业清洁、安全、低碳、高效发展以及新能源、新材料、装备制造等重点领域，按照突破性、替代性、先进性、配套性原则，制定科创城高新技术产业目录和限制性产业目录。对符合目录要求的研发及产业项目优先核准立项、优先配置生产要素。对企业通过技术改造实现的要素节约绩效实施奖励。

　　抓住培养、吸引和用好人才三个重要环节，坚持把发现、培育、使用、凝聚优秀科技人才作为科技发展的重要任务，进一步落实“人才强城”战略，建立健全科学合理的人才资源管理与开发体制以及客观公正的评价体系、激励机制和科技人才分配机制，不断完善人才引进、培养、使用的有效机制，对具有世界一流水平的创新创业团队，加大创业资金扶持力度。获国家科技进步奖或认定为国家级研发机构的单位，给予专项经费资助。国有企事业单位职务发明成果所得收益向主持研发的科技人员及其团队倾斜。科技领军型人才创办企业时，知识产权可按高比例折算股份。高层次人才买房、租房可享受补贴，就医享受相关政策待遇，配偶工作、子女就学可优先解决。加大科技要素在分配中的比重，增加股权收益，切实提高科技人员尤其是业绩突出的高层次骨干人才的可支配收入水平和福利待遇。设立自主创新贡献奖，体现自主创新以人为本的特点，彰显自主创新人才在科技创新中的地位和作用，以良好的机制、政策和公平竞争的创业环境与生活环境，吸引从事自主创新的国内外各类人才。

　　六、生态建设“十三五”期间，我省将以“生态文明”发展理念为指导，开展能源产业发展生态建设，进一步加大力度，强化措施，大幅提高能源资源使用效率，有效控制污染物排放，加强资源综合利用，促进资源循环高效利用，加强生态环境修复，实现资源效益的蕞大化和环境影响的蕞小化。

　　通过加大落后产能淘汰力度、降低单位地区生产总值能耗强度、实行能源消费总量控制等措施，有效推进能源资源节约。

　　进一步提高环保、能效、安全、质量等标准，根据各部门职责，依法推动淘汰落后产能；建立以节能环保标准促进“两高”行业过剩产能退出的倒逼机制；通过跨地区、跨所有制企业兼并重组，依靠市场推动过剩产能压缩。

　　大力推进节能降耗，全面实施国家强制性节能标准，工业企业执行单位产品能耗限额标准。严格固定资产投资项目节能评估和审查制度，控制新增能耗。加快发展低能耗高附加值产业，大力发展战略性新兴产业。加大对冶金、电力等高耗能行业能源消耗的总量控制。到2020年单位GDP能源消耗下降率完成同期国家下达指标。

　　将能源消费与经济增长挂钩，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，对其他产业按先进能效标准实行能耗强度约束。

　　通过推广减排新技术、实施超低排放、划定生态保护红线等严格的环境保护措施，有效控制污染物排放，“十三五”期间单位GDP温室气体排放强度较“十二五”末下降25%，主要污染物减排完成国家下达任务。

　　严格执行煤炭等矿产资源的全过程污染物排放控制标准，推进重点行业污染物减排。全面实行污染物排放总量控制制度，做到增产不增污或增产减污。设区城市建成区、规划区不规划建设热电联产以外的煤电项目，推动已有煤电项目在没有足够供热负荷情况下迁出城市规划区。

　　构建以生态功能红线、环境质量红线和资源利用红线为核心的生态保护红线体系。能源产业布局要严格按照生态功能区划定的界限展开，针对重要生态功能区、生态脆弱区（敏感区）和生物多样性保育区进行严格管理和保护，严格界定红线范围，在全社会树立红线意识，防止生态遭到进一步破坏。

　　坚持“减量化、再利用、资源化、减量化优先”原则，多途径开发利用煤层气、煤矸石、矿井水等煤系共伴生矿产资源，提高综合利用水平，实现经济效益和环境效益的协调发展。建立具有山西特色的煤炭循环经济发展模式，构建资源综合利用和能源梯级利用的现代循环经济产业体系。

　　积极探索大型矿区园区化集中高效管理模式，鼓励因地制宜建设矿区循环经济园区，优化园区内产业结构和布局，提高集约化生产利用水平。建设一批煤炭安全绿色开发示范矿区，努力实现矿产开发经济、生态、社会效益蕞大化。

　　提高煤矸石、粉煤灰等大宗工业固体废弃物无害化、资源化利用水平。以煤矸石直燃发电、沉陷区和裂缝区治理、煤矸石建材及制品开发以及复垦回填等大宗利用为重点，研发推广煤矸石制备化工产品、生产复合肥料等高科技含量、高附加值的煤矸石综合利用技术和产品。推广粉煤灰分选和粉磨等精细加工，提高粉煤灰资源化利用能力及附加值。加大煤矸石用于采空区回填、土地复垦、沉陷区治理力度。鼓励引导大型矿业集团研发适合不同地质条件和矿井开拓方式的井下充填置换煤技术并推广应用。

　　强化政府环境保护监管和企业生态恢复治理主体责任。新建煤矿项目必须实行严格、高标准的环境保护制度，对已造成环境生态破坏的，要按照“谁破坏、谁治理”的原则，由政府监督相关责任人实施环境修复治理，并依法追究法律责任。探索建立政府、企业、社会联动的环境污染第三方治理模式，引入市场化治理手段，开展第三方专业化治理。

　　七、能源消费“十三五”期间，我省以提质增效为核心，转变能源消费方式和消费理念，建立健全能源消费强度和消费总量“双控”机制，推动能源消费结构优化。到2020年，省内能源消费总量控制在2.3亿吨标煤左右（以国家下达指标为准），非化石能源占比5%以上。

　　以发展清洁低碳能源为主要方向，同步推进非化石能源加快发展与化石能源高效清洁利用，推动能源利用升级，逐步减低煤炭消费比重，提高天然气、可再生能源等清洁能源消费比重，加快产业结构转型升级，实现能源结构和产业结构优化升级。

　　加快煤层气等清洁能源供应，到2020年，煤炭消费占一次能源消费比重下降至73%。完成高污染燃料禁燃区的划定和调整工作，并逐步扩大高污染燃料禁燃区范围；通过集中供热和清洁能源替代，全面淘汰燃煤小锅炉。2016年底前，太原市彻底取缔建成区范围内城中村的民用燃煤设施；2020年，其他设区市逐步取缔建成区范围内城中村的居民燃煤设施。

　　加快建设通达大中城市、重点工业企业和园区、重点矿区、重点城镇的支线管网，加大煤制天然气、过境天然气、煤层气、焦炉煤气等“四气”推广力度，不断提高清洁能源在民用、汽车交通运输、分布式能源、工业等领域的推广应用。到2020年，城市燃气普及率达到95%。

　　大力发展太阳能、风能、生物质能、地热能等可再生能源利用，逐步扩大民用太阳能、地热能设备的使用范围，推广户用太阳能热水，开展农村沼气利用和地热能取暖。鼓励发展分布式光伏发电。提高可再生能源使用率，到2020年，非化石能源占一次能源消费比重达到5%以上。

　　围绕重点节能工程，在冶金、电力、煤炭、焦化、化工、建材等六大主要耗能行业深入开展“万家企业节能低碳行动”，不断提升能效水平。制定高耗能行业能效对标方案，在重点用能企业开展能效达标对标活动。优化提升现代高载能产业。延伸和完善传统产业链条，促进电力、煤炭与高载能产业互动发展，实现能源的就地消纳增值。

　　推进建筑领域节能，严格执行建筑节能标准，制定并实施绿色低碳建筑行动方案。大力推广新型建筑节能保温材料，促进新型低碳建材的生产和使用。推广居住建筑节能改造技术，开展公共建筑节能改造。推动新能源建筑应用，开展分布式能源建筑示范。在全省城镇开展绿色建筑集中示范区建设，在22个设市城市启动示范区的划定，7个城市启动示范区绿色建筑专项规划编制工作。鼓励引导高星级绿色建筑建设，到2020年，城镇绿色建筑占新建建筑比例达到50%。

　　大力实施城市公交优先发展战略，加快城市公交专用道、首末站、枢纽站、候车站亭等公交基础设施建设和公交运能增长，鼓励发展快速公共交通系统（BRT）和公共自行车慢行交通系统，支持太原市创建国家“公交都市”。支持城市客运、公路运输行业和旅游景区推广使用清洁能源、新能源汽车。

　　大力推进城镇用能结构与方式改革，统筹推进城乡用能，加快推进农村用能方式改革，树立全民节能新意识与新理念。

　　大力推进晋城国家低碳城市试点工作，全面开展省级低碳市县、园区、社区、企业等试点工作。在城镇规划、设计、建设和管理全过程，从产业发展、能源利用、交通模式、住宅建设、公用建筑、社区管理等方面，探索低碳智能城镇建设模式与管理经验。

　　以“一核一圈三群”的城镇发展建设和新农村建设为重点，按照城乡发展一体化和新型城镇化的总体要求,坚持集中与分散功能相结合,重点建设以节能低碳为特征的气、电、热等能源供应设施，将有条件的城中村和城乡结合部纳入城市燃气管网、集中供热管网覆盖范围。

　　加快农业生产生活节能技术的推广应用，积极推进农业机械节能和耕作制度节能。加大畜禽养殖业节能技术推广力度，积极在规模化养殖场和养殖小区推广高效沼气工程、农作物秸秆气化等农村集中供气系统，因地制宜在边远山区按照农民意愿建设户用沼气，替代和减少农村居民炊事和取暖使用的化石燃料。鼓励利用太阳能和地热资源。在农村及偏远地区合理布局离网式与蓄能相结合的风电、光伏发电、小水电等分布式能源供应系统。扎实推进绿色能源县、乡、村建设。

　　实施全民节能行动计划，加强宣传教育，普及节能知识，倡导文明、节约、绿色、低碳的消费模式和生活习惯。大力提倡使用节能、节水、节材等绿色家居用品，全面实施阶梯电价和阶梯水价。提倡不使用一次性筷子、纸杯、签字笔等。限制商品过度包装和超薄塑料购物袋生产销售，提倡重拎布袋子、菜篮子，重复使用节能环保购物袋。

　　八、体制改革“十三五”能源发展，要充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用，在能源管理体制、能源国有企业改革、能源资源市场化配置机制、能源价格形成机制等重点领域和关键环节改革创新。

　　坚持简政放权与加强监管同步，坚持规划(计划)、政策(规定)、规则、监管“四位一体”，创新能源管理机制。深入推进行政审批制度改革，减少政府对市场的直接干预。依法合规对现有行政审批事项进行清理、精简，对自行设定的类似行政审批、申报备案、登记、认证以及前置审批事项等坚决废止取消。坚持效率优先、权责统一，进一步简化审批和验收程序。优化审批流程，推进技术审查与行政审批相分离。建立并联审批，大力推进同类事项及同一部门负责的事项归并办理。继续下放和调整审批权限，强化地方和企业自主决策。

　　深化产权制度改革，建立现代企业制度。建立职业经理人制度，深化企业内部管理人员能上能下、员工能进能出、收入能增能减的制度改革。探索推进国有能源企业财务预算等重大信息公开。合理增加市场化选聘比例，合理确定并严格规范国有能源企业管理人员薪酬水平、职务待遇、职务消费、业务消费，推行信息公开，提升国企透明程度。

　　围绕“三放开、一独立、三强化”重点任务，着力推进电价改革，理顺电价形成机制；着力推进电力市场建设，完善市场化交易机制；着力培育多元市场主体，促进公平竞争；着力强化科学监管，保障电力安全、清洁、高效、可持续发展，形成具有竞争活力、较为完善的现代电力市场体系。一是理顺电价机制。按照“准许成本加合理收益”原则核定电网企业准许总收入和分电压等级输配电价；有序放开输配以外的竞争性环节电价，分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成；妥善解决电价交叉补贴，配套改革不同种类电价之间的交叉补贴。二是拓展两大市场。省内，进一步激活用电市场，提高电力消纳能力,在现有大用户直接交易的基础上，不断扩大参与电力直接交易的市场主体范围和电量规模；省外，向国家争取外送通道建设和电量配额政策，同时，进一步加强省际间沟通交流与合作，建立和完善跨省区大用户直接交易机制，不断扩大晋电外送规模。三是规范交易机构的运营、规范市场化售电业务和规范自备电厂管理。

　　继续完善现行煤炭成本核算体系，努力实现煤炭开采外部成本内部化。规范、清理或合并功能性重复的成本项目。探索推进目前煤炭企业尚未发生的、未计入成本的外部成本项目，以税费形式统一调节。完善煤炭价格监测制度，探索建立煤炭价格预警和快速反应机制。整顿煤炭流通秩序，清理妨碍煤炭自由流通的乱收费、乱加价行为。构建煤层气上中下游价格联动机制。研究出台鼓励燃气企业建设调峰设施的价格政策，探索制定发展天然气发电的鼓励配套政策。构建相关利益者调解联动机制。探索对居民用气实行阶梯式气价政策。理顺热力价格形成机制。积极稳妥下放城市供热价格管理权限，逐步完善供热价格形成机制。综合采取价格、财政、税收等措施，积极稳妥地推进热价改革，逐步理顺供热价格。加大力度推进供热计量改革，积极稳妥实施按用热量计价收费工作。建立完善科学的能源价格信息监测系统和指标体系及成本预算体系，合理核定电价气价，与煤电气价格相衔接。推动形成能源价格联动机制，理顺煤炭、煤层气价格变动对电力、热力的关系，促进煤炭、煤层气、电力、热力等行业协调发展。

　　健全能源产业政策。深入落实国家相关法律法规，制定出台全省能源、电力、煤炭、煤层气等实施条例。积极推进油气管网保护、能源储备等条例的制定和修订工作。探索制定区域差别性能源税费和产业政策。完善能源节约机制。实行差别化能源价格政策。加强能源需求侧管理，推行合同能源管理，培育节能服务机构和能源服务公司，实施能源审计制度。健全固定资产投资项目节能评估审查制度，落实能效“领跑者”制度。清理能源领域投资准入限制。进一步放宽能源投融资准入限制，充分发挥上市公司在能源投资中的拉动作用，鼓励民间资本进入法律法规未明确禁入的能源领域，鼓励境外资本依照法律法规和外商投资产业政策参与能源领域投资，推进电网、油气管网等基础设施投资多元化。组建能源产业投资基金。鼓励非公有制企业参与能源开发。推进油气管网设施运营企业实施公平开放改革。对油气管网实施运营企业进行改革，促使其向第三方市场主体平等开放油气管道干线和支线（含省内承担运输功能的油气管网），以及与管道配套的相关设施，按签订合同的先后次序向新增用户公平、无歧视地提供输送、储存、气化、液化和压缩等服务。

　　强化山西省综合能源基地建设领导小组的领导，充分发挥省综合能源基地建设领导小组综合办公室、煤炭开发办公室、能源科技创新办公室、低热值煤发电办公室、新能源办公室、煤层气发展办公室、现代煤化工办公室、黄河水电开发办公室的统筹协调作用，加强对能源重大战略问题的研究和审议，指导推动本规划贯彻落实。各地要结合实际，参照本规划制定本行政区的能源发展“十三五”规划。省直各相关部门要根据本规划，精心组织，细化任务，明确进度。重点能源企业要将贯彻落实本规划列入企业重要议事日程。省综合能源基地建设领导小组综合办公室要协调其他专业办公室密切跟踪工作进展，掌握目标任务的完成情况，督促各项措施落到实处、见到实效。在实施过程中，要定期组织开展评估检查和考核评价，重大情况及时向省综合能源基地建设领导小组报告。

　　1.提高监管效能。加强能源监管体制机制建设，健全能源监管组织体系和市场价管体系，为能源产业健康发展创造良好环境。加强监管能力建设，重点做好能源市场化改革及能源监管重大问题研究。加强监管业务培训，提升监管部门业务水平。

　　2.创新监管方式。突出抓好重点专项监管和问题监管，提高监管的针对性和有效性。选择重点地区和企业开展驻点及重点监管，集中时间和人员力量，深入查找问题，依法依规开展专项监管工作。针对部分行政区出现的典型性、倾向性问题，下达监管任务书，组织派出机构开展专项监管。坚持问题导向，针对本地区能源领域出现的新情况、新问题，及时组织开展问题监管，有效解决实际问题，切实抓好整改落实工作。

　　3.强化监管实施。加强重要领域和关键环节监管，特别是加强对安全生产、环境保护、生态修复、民生保障、天然气（煤层气）管网运行、电力领域的监管。加强电力市场准入、厂网界面监管，加强电网公平开放和调度交易监管，加强供电、电力垄断环节价格与成本监管。加强油气管网设施公平开放监管，保障天然气、煤层气稳定供应。强化对自然垄断环节价格和公平服务以及竞争性领域市场秩序的监管，维护公平公正的市场秩序和消费者合法权益。

　　1.健全和落实规划实施责任制。严格执行能源发展规划，促进本行政区域内能源产业发展。将能源资源开发利用、布局与结构调整、节能减排、环境保护、生态修复、民生保障等重大规划目标纳入目标管理体系进行考核，并将规划执行情况作为主要领导业绩考核的重要依据。各有关部门相关企业、单位要自觉履行法定义务，遵守能源发展规划，支持和配合规划实施工作。

　　2.完善和严格实行规划审查制度。完善规划审查制度，规范审批前置的规划方案编制、规划论证等规划服务。对能源开发利用、环境保护、生态修复与民生保障项目实行严格的规划审查。不符合能源发展规划的项目，建议不批准立。

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