三、重点任务
（一）建设安全多元能源供给体系。
全面推进能源供给革命，落实碳达峰目标要求，以非化石能源为重点，加强多元供应保障。超前研判能源需求走势，未雨绸缪、防患未然，围绕“内增”提升省内供应能力，围绕“外引”争取省外优质资源，合理规划发展节奏和布局。
1.大力发展非化石能源。
大规模发展光伏发电、风电。综合考虑资源禀赋、生态环境承载力、电网消纳特点，坚持集中式和分布式并举、多元发展和多能互补并行的发展模式。加快布局建设风光水火储一体化百万千瓦新能源基地，构建区域综合能源供应体系，提高能源供应效率和稳定性。大力推进“新能源+”项目建设，积极探索源网荷储一体化和风光水火互补开发模式。积极推进“光伏+”发展模式，大力支持分布式光伏发电应用。有序推进集中式风电项目建设，加快推进分散式风电项目开发。分别新增光伏发电、风电装机1500、500万千瓦，2025年光伏、风电发电总装机达到3200万千瓦，年发电量400亿千瓦时。
统筹推进水电保护性发展。坚持生态优先，水电开发与环境保护相协调，推进汉江、清江、溇水等流域水电项目建设，建成碾盘山、新集等水电项目。积极推进小水电绿色转型，促进流域生态恢复。新增常规水电装机50万千瓦，2025年水电装机达到3800万千瓦。
因地制宜开发利用生物质能。按照因地制宜、清洁高效、多元利用的原则，结合资源和环境条件，开发利用生物质能。在工业园区、开发区、产业园区等热负荷需求集中的地区，稳步推进生物质热电联产。综合考虑垃圾产量、运输距离、环境保护等因素，合理布局生活垃圾焚烧电厂。推广生物质多元化利用，支持生物天然气工程建设，积极发展生物质锅炉供热，鼓励开展生物质与燃煤耦合发电。新增生物质发电装机50万千瓦，2025年生物质发电装机达160万千瓦。
积极推进地热能开发利用。加强地热资源勘查，在江汉盆地、南襄盆地、武汉新洲、黄冈英山等地区开展地热能资源勘查、试验、评价。积极推进地热能多元融合发展，在武汉、襄阳、宜昌、十堰等地区，积极推广浅层地热能供暖和制冷应用。积极探索中深层地热能综合利用形式和市场运营模式。新增地热能供冷供热应用建筑面积1900万平方米，2025年达到5000万平方米。
2.强化煤炭电力安全托底保障。
加强煤炭供应合作。加强与陕西、山西、内蒙古等煤炭资源大省战略合作，强化与国家能源集团、陕煤集团、山东能源集团等产煤企业合作，组织企业积极参与国内煤炭市场交易，推进中长期合同履约，保障优质煤源供应。依托荆州煤炭铁水联运储配基地，建设武汉（华中）煤炭交易中心，打造面向“两湖一江”的煤炭中转、交易、配置和应急储备供应保障平台。
有序发展清洁火电。更好发挥煤电基础兜底作用，根据电力安全稳定供应需要，有序推进已纳入国家规划的大容量、高参数、超超临界燃煤机组项目建设，保持系统安全稳定运行必须的合理裕度。在有条件的工业园区、开发区，合理规划布局发展热电联产集中供热项目。在有条件的开发区、中心商务区、公共建筑或商业综合体发展天然气热电联产和分布式能源项目，重点发展冷热电多联供。支持高炉煤气、余热余压余气发电。
3.拓展油气供应渠道。
构建多元天然气供应格局。加强与中石油、中石化、中海油和国家管网集团合作，全面实行天然气购销合同管理，扩大对湖北省天然气资源供应规模。积极引进沿海LNG资源。鼓励燃气企业、储气设施经营企业通过天然气交易中心线上竞拍、LNG市场采购等方式获得天然气资源。统筹页岩气勘探开发与生态环境保护，推进鄂西页岩气勘探开发综合示范区建设，加快宜昌、恩施地区页岩气勘探开发，2025年页岩气产能达到20亿立方米/年。
积极推进炼油企业升级改造。落实长江大保护要求，按照“产能置换、减油增化”等原则，谋划推进武汉中韩石化炼油搬迁改造、荆门石化扩能改造、潜江金澳油品质量升级改造，打造炼化一体产业集群。
（二）建设集约高效能源输送储备体系。
适应新型电力系统发展需要，统筹高比例新能源发展和电力安全稳定供应，加快电网设施升级和智能调度运行水平提升，建成“送受并举、东西互济、智能高效”的坚强电网，打造全国电网联网枢纽。推进天然气主干管网互联互通，打造全国天然气管网枢纽。提升煤炭储配能力，打造“两湖一江”煤炭物流枢纽。形成基地（库）+地方政府、企业共建的“1+N”多维综合能源储备体系，提升能源运行调节和风险防范能力。
1.建设坚强智能电网。
建成交直流互备的特高压电网。建成陕北-湖北±800千伏特高压直流输电工程、金上-湖北±800千伏特高压直流输电工程，加快荆门-武汉等特高压交流环网、黄石1000千伏特高压交流输变电工程建设。到2025年，建成1000千伏特高压变电站3座、变电容量2100万千伏安，±800千伏特高压直流换流站2座、容量1600万千瓦。
提升城市供电能力。围绕外电疏散、三峡留存、电源接入、断面卡口、网间联络，建设一批500千伏、220千伏主网工程，形成鄂东负荷中心（武汉、黄石、黄冈、孝感、咸宁）、鄂西北（襄阳、十堰、随州、神农架）和鄂中西（宜昌、荆州、荆门、恩施、仙桃、潜江、天门）分区分片的保供体系，服务“一主引领、两翼驱动、全域协同”区域发展布局。围绕工业园区和重大项目用电需求、城市老旧小区改造、分布式电源广泛接入、电动汽车和数据中心等新型负荷发展需求，推进城市配电网改造升级。武汉市建成世界一流城市电网，襄阳、宜昌城市电网达到国内同等城市先进水平，其他城市电网供电水平明显提升。新增变电容量6000万千伏安、各电压等级线路7000公里以上。
巩固提升农村电网。进一步优化农村配电网网架结构，提升配电自动化水平，实现配电通信网全覆盖，加快老旧设备更新，全面解决“卡脖子”“低电压”等突出问题，不断提升农村生产生活供电服务质量，为农村新能源汽车、乡村旅游、农产品加工、农村现代物流等新型农村产业和乡村振兴提供坚强电力保障。到2025年，全省农村配电网达到中部省份领先水平，供电可靠率达到99.915%，综合电压合格率达到99.85%，农村居民户均配变容量达到2.8千伏安以上。
加强电网运行调度和新能源消纳能力建设。按照分层分区、安全高效原则，推进主网架向“合理分区、柔性互联、安全可控、开放互济”的形态转变，配电网向交直流混合柔性电网+智能微电网等多种形式协同发展。全面推动新型电力技术应用和运行模式创新，优化电网安稳控制系统配置，提升电压、频率调节支撑能力，发展柔性直流输电，全面提升电网开放接入、灵活控制和抗扰动能力。统筹一次网架、设备和通信网，提升电网资源配置能力和智能化水平，提升新能源并网友好性，推动调度运行智能化扁平化。推动电网更好适应大规模高比例新能源发展，增强电网就地平衡能力，大力发展以消纳新能源为主的微电网、局域网，实现与大电网兼容互补。
2.完善油气输送通道。
推进天然气管网建设与互联互通。加快建设西气东输三线中段、川气东送二线湖北段等国家主干天然气管道，推进内河LNG船舶运输和LNG罐箱多式联运，构建“四纵三横一通道”天然气输送体系，汇集西气东输、川气东送、南气北调、海气进江资源，形成四方来气的供应格局。推进省内支线、联络线和储气设施接入城市管网管道建设。加快管网向偏远地区、乡镇延伸。新增天然气管网里程1300公里。推动天然气管网等基础设施向第三方市场主体公平开放。压减供气输配环节，取消没有实质性管道投入的“背靠背”接收站。
加快输油管道建设。推进三峡翻坝运输成品油管道建设，缓解三峡水运压力。加快监利—潜江输油管道建设，推进魏荆原油管道升级改造工程实施，提高油品供应保障能力。新增输油管道里程200公里。
3.增强能源储备调节能力。
提升电力系统灵活调节能力。对全省大型煤电机组全面实施灵活性改造，挖掘潜力参与深度调峰，原则上新建煤电机组全部具备灵活调节能力。在气源有保障、气价可承受、调峰需求大的负荷中心，适度布局天然气调峰机组，积极探索气电与新能源发电融合发展。有序推进规划内抽水蓄能电站建设，开工建设罗田平坦原、通山大幕山等5个以上抽水蓄能电站，利用现有梯级水电站规划布局一批抽水蓄能电站。在落实生态保护要求基础上，建立抽水蓄能电站站址资源目录，做好站址保护。结合风电和光伏发电出力特性、电网接入和消纳条件，推进一批风光水火储一体化、源网荷储一体化项目。推动储能技术应用，建设一批集中式储能电站，引导电源侧、电网侧和用户侧储能建设，鼓励社会资本投资储能设施。
加快油气储备能力建设。坚持规模化、集约化建设运营原则，鼓励各类主体投资建设储气设施，加快构建以地下盐穴储气库、沿江LNG储运站和大中型LNG储罐为主，地方小型应急储气设施为辅，管网互联互通为支撑的储气体系。制定落实储气能力建设实施方案，重点推进潜江地下盐穴储气库，武汉白浒山和黄冈等地LNG储气库建设，形成潜江、武汉、黄冈三大储气基地。组织各地及城镇燃气企业加强与省内外重点储气设施合作，优先依托属地及周边“大库大站”履行储气责任，支持不具备建设条件的地方和城镇燃气企业以租赁、购买方式完成储气能力建设目标任务，到2025年全省储气能力达到6.5亿立方米。按照国家要求，落实地方政府成品油储备和企业社会责任石油储备。
加快煤炭储备能力建设。推进“浩吉铁路+长江水运”煤炭输送体系建设，建设以荆州江陵为重点的集交易、存储、混配、物流等功能于一体的大型煤炭储配基地，打造辐射“两湖一江”的煤炭物流枢纽。支持重点用煤企业改扩建现有储煤场地，支持有条件的企业参与社会责任储备，到2025年煤炭储备能力达到1600万吨，政府可调度社会责任储备能力基本满足应急需求。
