山东加快构建“三链两体系”能源保障网

加快推动清洁能源成为电力增量主体。加快风光“四基地、两示范”建设。坚持海陆并进、集散并举，大力发展风电、光伏发电。海上风电基地。以渤中、半岛南、半岛北三大片区为重点，加快启动省管海域海上风电项目建设，逐步推动海上风电向深远海发展，打造千万千瓦级海上风电基地。到2025年，海上风电开工1200万千瓦，建成800万千瓦。海上光伏基地。按照“由近及远、由易到难、示范先行、分步实施”思路，统筹推进桩基固定式、漂浮式项目建设。到2025年，海上光伏开工1500万千瓦，建成1200万千瓦左右。鲁北盐碱滩涂地风光储输一体化基地。充分利用潍坊、滨州、东营等市的盐碱滩涂地和菏泽等地的黄河滩涂地，推进风电、光伏、储能等一体化设计、建设和运营。到2025年，建成1000万千瓦以上。鲁西南采煤沉陷区“光伏+”基地。以济宁、泰安、枣庄、菏泽等市采煤沉陷区为重点，采用渔光互补、农光互补、生态治理等融合发展模式，推进光伏发电基地建设。到2025年，发电装机达到300万千瓦。整县分布式光伏规模化开发示范。全面启动沂水、诸城、嘉祥等70个国家试点县建设工作，推动党政机关、公共建筑、工商业厂房和农村居民屋顶等分布式光伏开发建设。到2025年，50%以上试点县达到国家标准，开发规模达到2000万千瓦以上。“百乡千村”绿色能源发展示范。统筹推进乡村太阳能、生物质能、地热能等可再生能源多元化综合开发利用，打造农村地区用电、取暖、炊事等一体化清洁用能新模式。到2025年，建成100个左右“标杆乡镇”和1000个左右“标杆村”。

打造胶东半岛核电基地。在确保安全的前提下，全力推进核电开发建设。大力发展“国和”系列技术，打造先进三代核能基地。积极安全推进高温气冷堆示范推广。到2025年，核电装机达到570万千瓦。稳妥推进核能综合利用。推动胶东半岛具备条件的地区逐步实现核能供热。推进核能海水淡化项目建设，探索核能小堆供暖技术研究和示范应用。到2025年，核能供暖面积力争达到3000万平方米。

开展地热能开发利用。加快地热资源勘查评价，开展浅层地热能调查评价和水热型地热资源勘查，加快推进浅层地热能在城市规划新区、城乡接合部、重点城镇和新型农村社区的供暖、制冷等应用。科学划定中深层地热能开采区，大力推广“取热不耗水、完全等量同层回灌”“密封式、无干扰井下换热”等技术，有序推进中深层地热能开发利用。

推进生物质综合利用。因地制宜发展生物质能清洁供暖，有序推进生物质热电联产项目建设，鼓励现有农林生物质直燃电厂实施供热改造；科学布局分布式生物质成型燃料收集、加工和销售基地，鼓励发展生物质锅炉供热模式。大力发展纤维素燃料乙醇、生物柴油、生物航煤等非粮生物燃料生产。支持生物质天然气试点建设。到2025年，生物质发电装机达到400万千瓦，生物质能供暖面积达到3500万平方米以上。

发挥煤电兜底保供作用。优化煤电装机结构。严格执行“五个减量替代”要求，采取“上大压小”“上新压旧”“上高压低”方式，适度布局建设大型燃煤热电机组。鼓励具备条件的机组转为应急备用电源。到2025年，煤电装机控制在1亿千瓦左右，形成400万千瓦左右应急备用能力。

推动煤电节能降碳改造。指导企业科学编制节能降碳改造方案，持续降低能耗水平和碳排放水平。优化煤电机组运行管理，提高煤电机组生产效率和清洁高效发展水平。到2025年，完成煤电机组节能改造1000万千瓦以上，煤电机组平均供电煤耗控制在295克标准煤/千瓦时左右。

实施煤电供热改造。加大30万千瓦及以上煤电机组供热改造力度，推进大型机组中远距离供热，推动供热覆盖范围内落后小煤电机组退出。到2025年，在保证电力热力稳定接续前提下，基本完成30万千瓦及以上热电联产电厂30公里供热半径范围内低效小热电机组（含自备电厂）关停整合，供热改造容量1000万千瓦以上。

开展煤电灵活性改造。深度挖掘煤电调峰资源，推进现役机组全面开展灵活性改造，新建机组实行灵活性制造，引导燃煤自备电厂参与调峰。到2025年，煤电机组实施灵活性改造1000万千瓦以上。

加快推动燃气发电项目建设。结合天然气管网和LNG接收站建设，充分考虑地区电力热力需求、气源保障等，优先在负荷中心城市和燃气管道沿线城市重点布局重型燃机项目。在重点工业园区、产业集聚区等区域，结合小煤电机组更新改造，合理布局建设分布式燃机项目。在鲁北盐碱滩涂地等可再生能源开发基地，积极发展“风光燃储一体化”项目。到2025年，天然气发电装机达到800万千瓦。

强化“外电入鲁”有力补充。打造“五交五直”受电格局。在现有“五交三直”外电入鲁输电通道基础上，加快陇东至山东特高压直流输电通道建设，适时启动第五条直流通道建设。到2025年，接纳省外电量达到1500亿千瓦时以上。

强化“外电入鲁”通道电源支撑。重点加快既有直流通道配套电源基地建设，持续提高通道送电能力和可再生能源电量比例。深化与甘肃、宁夏、青海、内蒙古等送端省份能源战略合作，确保外电稳定送入。到2025年，既有直流通道利用小时数提高到4500小时以上。

增强电网支撑保障能力。围绕大型清洁能源基地、省外来电等送出，完善电力主干网架。加快推进配电网改造升级，实现光伏等可再生能源项目能接尽接。建设智能微电网，促进新能源就近就地消纳。因地制宜开展新能源电力专线供电。提高电网智能调度运行水平，加强全网协同，最大限度保障新能源消纳。

构建内外协同 煤炭供应链

优化省内开发布局，加大省外资源开发，调优煤炭运输结构，稳定煤炭供应。

稳定省内煤炭产量。以济宁、枣庄、菏泽、泰安等市为重点，巩固省内产能规模。储备黄河北矿区煤炭资源。加大煤矿“增优汰劣”力度，发展优质高效产能，持续增加有效供给。“十四五”期间，煤炭产量稳定在9500万吨左右。

强化省外支撑能力。聚焦煤炭富集区域，重点打造陕甘蒙煤炭开发基地。围绕保障“外电入鲁”配套电源用煤，加快推进大型煤矿建设。引导省内重点用煤企业与省外开发煤矿签订中长期合同。“十四五”期间，煤炭调入能力保持在2.7亿吨左右。

提高铁路运量占比。以推进“公转铁”为主攻方向，加快“铁路+”多式联运体系建设。充分利用主要通道运力，稳定省外煤炭调入规模。发挥山东沿海港口优势，加快疏港铁路建设，提高海运接卸能力。大力推进铁路专用线建设。到2025年，煤炭铁路运量占调入总量的比重达到40%。

提升煤炭清洁高效利用水平。加快选煤厂智能化、无人化改造升级，加大煤炭洗选加工力度，提升煤炭供给质量。应用型煤、高效煤粉等先进加工技术，实现煤炭分质分级利用。到2025年，原煤入选率达到85%以上。

构建海陆兼备 油气供应链

加大省内资源勘探开发力度，加强省外资源调入，补齐油气基础设施短板，增强油气供应能力。

——形成“常非并举”勘探开发格局。加强油气勘探，稳定常规资源储备；建设页岩油勘探先导试验区，增加非常规资源储备，到2025年，新增探明石油地质储量1.55亿吨。提高胜利油田老区采收率，推动渤海油气在山东登陆，加大海上油气藏开发，探索建立页岩油勘探开发示范区。“十四五”期间，原油、天然气产量分别稳定在2100万吨、4亿立方米。

——布局“4+3+4”沿海LNG接卸基地。围绕打造千万吨级沿海LNG接卸基地，加快青岛港、烟台港等沿海LNG接收站建设。到2025年，沿海LNG年接卸能力达到2500万吨以上，新增沿海LNG供应能力240亿立方米。

——构建“一网双环”天然气管网。加快山东天然气环网、泰青威、济青双线联络线建设，形成输气内外环。加快中俄东线山东段、LNG外输管道等建设，推动与输气双环互联互通，形成全省“一张网”。到2025年，“一网双环”输气格局基本形成，天然气管道里程达到9000公里，新增管道气供应能力55亿立方米。

——打造“港炼直通”原油输送网。加快日照港、烟台港等原油码头建设，提升原油接卸能力。加快大型原油码头疏港管道和炼厂支线建设，大型原油码头全部实现管道疏港，主要炼厂全部实现管道连接。到2025年，原油管道里程达到6600公里，原油调入能力保持在1.3亿吨左右。

构建安全可靠 能源储备体系

加强煤炭、油气储备设施建设，增强电力系统调节能力，提高风险应对水平，强化能源应急保障。

构建政府和社会并重的煤炭储备格局。按照“不混淆、不增地、不增线、不增人、不亏损”原则，重点依托省内骨干能源企业，新建或改扩建政府可调度煤炭储备项目。鼓励引导社会资本建设煤炭储备设施，增强社会储备能力。到2025年，政府可调度煤炭储备能力确保达到2000万吨，社会储备能力确保达到3600万吨、力争达到4000万吨。

完善多层次油气储备体系。加快构建以沿海LNG和地下储气库储备为主、内陆集中储备为辅、其他储备方式为补充的天然气储备格局。到2025年，全省储气设施规模达到30亿立方米以上，政府储气能力达到2.8亿立方米。

打造多元协同电力调节系统。推进新型储能规模化发展。适时启动新一轮示范推广行动。加大压缩空气储能示范应用，重点培育泰安等地区新型储能基地。支持建设独立储能设施，推动新能源场站合理配置储能设施。鼓励电力大用户、工业园区等布局新型储能，支持家庭储能示范应用。到2025年，新型储能设施规模达到500万千瓦。

加快抽水蓄能电站建设。加快推进文登、潍坊、泰安二期等在建项目建设，启动枣庄庄里、莱芜船厂、青州朱崖、五莲街头、蒙阴华皮岭等项目建设，推动储备站点滚动纳规。开展中小型抽水蓄能电站站点资源普查，适时启动开发建设。到2025年，抽水蓄能电站装机达到400万千瓦。

提升需求侧响应能力。引导大工业负荷参与辅助服务市场，提供可中断负荷、可控负荷等辅助服务。整合居民、工商业、虚拟电厂、储能设施等各类响应资源，培育灵活负荷聚合商。开展智慧楼宇、电动汽车灵活充电及V2G、大数据中心智能调度等需求侧响应示范。到2025年，需求侧响应能力达到400万千瓦左右。

构建管控有力安全生产体系

持续开展能源生产领域安全专项整治，守牢能源保障安全底线。

加强煤矿安全生产。坚持质疑保守、纵深防御，严格落实联系包保、驻矿监管、安全总监和安全巡查等工作机制，加大“四不两直”执法检查力度。全面开展隐蔽致灾因素普查治理，加快推进煤矿“电子封条”建设。强化煤矿安全标准化动态达标，加快煤矿智能化建设，提升煤矿本质安全生产水平。到2025年，煤矿生产状态和安全在线监管实现“全覆盖”，一、二级标准化矿井占比达到90%。

加强油气管道保护。全面推进管道保护智能化建设，对新建管道开展前期智能化设计、施工期数据同步采集，实现数字化移交；对在役管道分类实施数字化恢复和智能化升级改造；对老旧管道实施全线提升改造，推进隐患整治、智能巡护、运营调度等功能优化。持续开展管道保护“一法一条例”宣贯，强化社会安全自觉。到2025年，管道高后果区实现24小时动态监控“全覆盖”。

加强电力安全运行。完善煤电机组在线监测平台建设，强化电力运行监测分析和预警调控。逐年制订电力电量平衡方案，滚动修订完善有序用电方案和用户轮停方案。持续开展电力设施和电能保护工作，加强设备隐患排查和风险辨识，统筹推进电力设备检修，提升设备健康运行水平。完善各类预案，深化以大面积停电为主要内容的应急处置能力建设，保障大电网安全运行和民生可靠用电。到2025年，供电可靠率达到99.959%。