（一）新能源倍增工程。
积极推进“光伏+”发展模式，充分利用襄阳、宜昌、黄石、十堰、荆州、孝感、黄冈、随州等地区的一般农用地、鱼塘、水面、采矿废弃地等土地资源，建设一批光伏+农业（养殖、种植）、光伏+多能互补、光伏+储能、光伏+旅游项目。大力支持分布式光伏发电应用。积极推进整县（市、区）屋顶分布式光伏开发，支持在开发区、工业园区、大型商业区等建筑屋顶及附属场地，建设就地消纳的分布式光伏发电项目，鼓励居民利用自有建筑屋顶安装户用光伏发电系统。在襄阳、宜昌、荆门、孝感、黄冈、咸宁、随州、恩施等风能资源丰富区，有序推进集中式风电项目建设，支持已投运风电场扩容改造。加快推进分散式风电项目开发，在江汉平原、港口、开发区等区域，结合用电负荷需求和接入条件，建设以就地消纳为主的分散式风电项目、风光互补和风电+旅游等项目。鼓励创新发展模式，因地制宜开展“田园风电”“景观风电”项目建设。到2025年，光伏发电、风电装机分别达到2200、1000万千瓦。
（二）煤电绿色转型工程。
持续提升煤电发电效率和清洁化水平，推动煤电机组向保障电网运行安全、提供可靠电力和灵活调节能力的基础性电源转变，积极参与调峰、调频、调压、备用等辅助服务，提升电力系统新能源消纳能力。有序推进已纳入国家规划的大型清洁电源项目建设，按照国家应急调峰能力要求和全省中长期能源安全需求，规划一批应急调峰电源并合理安排建设时序，淘汰关停落后煤电机组，提高大容量、高参数、低排放煤电机组比重。推动煤电节能降耗改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，大力开展碳捕捉技术应用。到2025年全省煤电机组平均供电煤耗降低至297克标煤/千瓦时以下，全省53台30万千瓦及以上煤电机组完成灵活性改造，新增调峰容量500万千瓦。
（三）风光水火储、源网荷储一体化示范工程。
结合各地资源条件和能源特点，充分发挥常规电站调节性能，适度配置储能设施，调动需求侧灵活响应积极性，因地制宜开展风光水火储、源网荷储一体化示范工程建设。充分利用具备较高灵活调节能力的现役火电和已纳入国家规划的火电项目，适度配置储能设施，布局建设一批风光火储新能源百万千瓦基地。以存量大中型水电站、中型抽水蓄能和一定规模储能设施为基础，布局建设一批风光水储新能源百万千瓦基地，实现打捆上网，提高新能源电量比例。在武汉、襄阳、宜昌等重点区域，结合城市电网改造提升、自备应急电源配置、清洁取暖、清洁能源消纳开展源网荷储一体化示范工程建设。在城市商业区、综合体、工业园区、居民区，依托光伏发电、微电网和充电基础设施等开展园区级源网荷储一体化示范工程建设。
（四）能源储备调峰工程。
以应对资源区域性时段性短缺风险和保持全省能源供需动态平衡为目标，加强能源储备调峰能力建设，增强系统保障能力。落实“地方政府不低于保障行政区域3天日均消费量、城镇燃气企业不低于年用气量5%”储气能力建设目标。完成地方政府成品油储备和企业社会责任石油储备任务。健全以企业社会责任储备为主体，地方政府储备为补充的煤炭储备体系，严格落实最低库存制度，确保储煤基地、电厂存煤量保持在合理水平。按照需求侧有序用电最大负荷20%左右和发电侧最大发电负荷10%左右的目标，加强电力调峰和应急能力建设。推进先进储能技术应用。提高需求侧响应能力，充分挖掘需求侧调节资源。建立充分发挥市场主体作用的调峰运行管理机制，完善交易和价格形成机制，鼓励电力市场各类主体主动参与系统调峰。
（五）“两线一点一网”电网工程。
优化输送通道布局，建成陕北至湖北±800千伏特高压直流输电工程，同步协调推进陕西黄陵、富县等地配套电源项目建设，建设金沙江上游至湖北±800千伏特高压直流输电工程，加大清洁能源输入能力。提高三峡电留存湖北消纳比例，推进三峡近区电网改造及网架结构优化，三峡电消纳能力达到1000万千瓦。服务“一主引领、两翼驱动、全域协同”区域发展布局，加强中心城市和城市群电网建设，提高综合承载能力，推进武汉世界一流城市电网建设，实现湖北城市电网整体水平提档升级。“十四五”电网投资规模超过1000亿元，2025年城镇配电网供电可靠率达到99.985%，综合电压合格率达到99.999%。
（六）“五纵四横一通道”油气管网工程。
加强管道项目建设与国土空间、城乡发展、交通运输等规划衔接，推进国家干线油气管道和省内支线管道项目实施，打造由淮武线、西气东输二线、西气东输三线、兰郑长成品油管道、新疆煤制气外输通道湖北段五条南北管道，忠武线、川气东送线、川气东送二线、仪长原油管道四条东西管道和长江LNG水运通道组成的油气输送主干管网，加强管网互联互通工程建设，实施老旧管道隐患治理及迁改，石油、天然气管道里程分别达到1850、7050公里，全面提升油气资源供应保障能力。
（七）数字能源工程。
加快信息技术和能源产业融合发展，推动能源产业数字化转型。积极开展电网、油气管网、电厂、终端用能等领域设备设施智能化升级。推广电力设备状态检修、厂站智能运行、作业机器人替代、大数据辅助决策等技术应用，加快发展“智慧风电场”“智能风机”，推进光伏电站数字化与无人化管理，开展新一代调度自动化系统示范。以多能互补的清洁能源基地、源网荷储一体化项目、园区能源综合服务等新模式新业态为依托，开展智能调度、能效管理等智慧能源技术示范，推动随州广水市100%新能源新型电力系统示范工程、武汉光谷生态创新示范区能源互联网综合示范项目等建设。推动电动汽车、氢燃料电池、智慧节能建筑等能源与交通、建筑领域的跨界融合，探索推广V2G、商业储能、虚拟电厂、“光伏+”等新型商业模式。充分挖掘能源数据价值，完善电力消费、能耗指标等指标数据收集体系，建设全省能源大数据中心、数字化管理示范平台，探索能源数字经济新模式。
（八）能源惠企利民工程。
推动“获得电力”服务水平迈上新台阶，2022年底前全面实现居民用户和低压小微企业用电报装“三零”服务、高压用户用电报装“三省”服务，全面清理规范转供电收费，加快推进“转改直”，切实加强消费者用能合法权益保护。进一步提高城乡供电可靠性，推广不停电作业技术，提高电网故障抢修效率，减少停电时间和停电次数，为市场主体提供更好用电保障，2025年全省城镇、农村用户年均停电时间分别降至1.5、7.5小时以内。提升农村能源基础设施和公共服务水平，实施农村电网巩固提升工程，持续加强脱贫地区农村电网建设，推动农村用能电气化升级。有序推动供气服务向乡镇、农村延伸，满足更多群众天然气清洁能源需求。积极探索开展集中供暖（冷）、冷热联供。继续做好光伏扶贫电站运维管理，因地制宜加快农村清洁能源开发利用，推动形成新能源富民产业，助力乡村振兴。
五、保障措施
（一）加强组织领导。
加强党对能源工作的全面领导，把坚持“两个确立”、做到“两个维护”贯穿全省能源改革和发展工作全过程，全面贯彻落实党中央、国务院决策部署和省委、省政府工作要求，强化组织协调，推进落实落效。做好本规划与经济社会发展规划、国土空间规划、城乡建设规划等其他相关规划的有效衔接，加强能源领域各专项规划、市州能源规划与本规划的统筹协调。强化本规划对全省能源发展、重点项目布局、公共资源配置、社会资本投向的引导约束，全省重大能源项目实施应以能源规划为重要依据。
（二）明确责任分工。
省发改委、省能源局要牵头抓好本规划组织实施，根据本规划制定年度能源工作目标举措，及时研究解决规划实施中遇到的问题。各市州、省直有关部门要根据本地实际、职责分工细化任务举措，加大对能源发展的财政、税收、金融、土地等政策支持，加大财政资金对能源安全保障、能源科技创新等重点领域支持力度，发挥税收、价格对能源清洁低碳转型的激励和导向作用，优先保障能源重大项目用地需要。
（三）加强监测评估。
完善全省能源生产、流通、消费、库存等统计指标体系，建立健全能源统计监测预警和信息发布机制，组织做好煤电油气等能源运行情况监测分析，为规划实施和科学决策提供支撑。做好规划实施情况的监测分析、中期评估和总结评估，建立规划动态评估机制和重大情况报告制度，必要时对规划进行调整修订。
