4月1日，国家能源局网站发布了《2016年能源工作指导意见》。
《意见》明确，要着力提升电网调峰能力。鼓励发展天然气调峰电站，适度加快规划内抽水蓄能电站建设。推进西南地区流域龙头水电站建设，提升燃煤电厂调峰能力。稳步推进热电联产机组参与调峰，鼓励发展背压式热电联产。出台节能低碳发电调度办法，优先调度可再生能源发电，合理调整燃煤机组调峰秩序。研究出台政策措施，推动储能技术突破，促进规模化参与调峰应用。完善跨省跨区电力辅助服务补偿机制，进一步挖掘调峰潜力。
《意见》还指出，要积极发展分布式能源，积极发展智能电网。放开用户侧分布式电源建设，鼓励多元主体投资建设分布式能源。研究制订接入电网技术标准规范，推动分布式能源接入各电压等级配电网和终端用能系统。创新分布式能源运营模式，鼓励发展融合储能技术和信息技术的先进微电网。完善各类资源综合利用机组财政支持政策。研究建立适应基本国情的智能电网技术路线、发展模式和实现路径。示范应用微电网、储能及柔性直流输电工程。加强需求侧管理，推广应用供需互动用电系统。探索智能电网运营商业新模式，建立清洁、安全、便捷、有序的互动用电平台，适应分布式能源、电动汽车等多元化接入需求。
对于可再生能源消纳难题，《意见》提出要促进可再生能源就地消纳利用：建设配套调峰电站，提高电网接入消纳能力。开展风电供暖、制氢等示范工程建设。探索风电、光伏就地消纳利用商业新模式。统筹解决弃风、弃光、弃水等行业发展突出问题。探索试点可再生能源开发利用目标管理机制。
《以下是《意见全文》：
国家能源局关于印发2016年能源工作
指导意见的通知
各省(自治区、直辖市)、新疆生产建设兵团发展改革委(能源局)，各派出机构，有关企业：
为了做好2016年能源工作，进一步加快能源结构调整、推进发展动力转换，实现“十三五”能源发展起好步开好局，我局研究制订了《2016年能源工作指导意见》。现印发你们，请认真组织实施。
2016年是“十三五”规划的第一年，认识、适应和引领能源发展新常态，做好全年能源工作，进一步加快能源结构调整、推进发展动力转换，实现“十三五”能源发展起好步开好局，具有十分重要的意义。
一、指导思想和主要目标
深入贯彻党的十八大、十八届三中、四中、五中全会和习近平总书记系列重要讲话精神，落实中央经济工作会议总体部署，遵循“四个革命、一个合作”战略思想，坚持“创新、协调、绿色、开放、共享”发展理念，以提高发展质量和效益为中心，以推进供给侧结构性改革为主线，着力调整存量做优增量，着力培育能源生产消费新模式新业态，着力提高能源普遍服务水平，努力构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系，促进经济社会发展行稳致远。
(一)能源消费。2016年，能源消费总量43.4亿吨标准煤左右，非化石能源消费比重提高到13%左右，天然气消费比重提高到6.3%左右，煤炭消费比重下降到63%以下。
(二)能源供应。2016年，能源生产总量36亿吨标准煤左右，煤炭产量36.5亿吨左右，原油产量2亿吨左右，天然气产量1440亿立方米左右。
(三)能源效率。2016年，单位国内生产总值能耗同比下降3.4%以上，燃煤电厂每千瓦时供电煤耗314克标准煤，同比减少1克。
二、推进科技和体制创新，培育创新发展新动力
(四)推进能源科技创新
推广应用先进适用技术装备。实施能源装备制造创新2025行动计划，研究建立先进技术装备创新推广协作机制。示范应用超超临界机组二次再热、大容量超超临界循环流化床锅炉、柔性直流输电、煤矿智能化开采、大型管道电驱压缩机组、深海和非常规油气勘探开发等先进技术装备。
推进重点关键技术攻关。围绕能源安全供应保障、清洁能源发展和化石能源清洁高效利用三大重点领域，集中攻关核电关键设备、燃气轮机、智能电网、大容量储能、燃料电池、天然气长输管线燃驱压缩机组等装备及关键材料的自主研发应用。加快全钒液流储能电池、海上浮式核动力平台、光热发电、智慧矿山、煤层气、生物质能等领域技术定型。
加强革命性技术研究论证。聚焦战略性前沿技术，进一步加大研究论证力度，推进能源互联网、先进核能、煤炭分质梯级利用、能源新材料等领域的技术革命。
强化科技创新基础。加强能源行业标准化工作,推进三代压水堆先进核电技术标准体系建设，加快页岩气、煤层气、电动汽车充电基础设施、油品质量、分布式能源、智能电网等行业标准制修订。研究组建太阳能发电等标准化技术委员会。培育具有国际影响力的能源技术研发中心、重点实验室等创新平台。
(五)加快能源体制创新
落实电力体制改革措施。推进输配电价改革，加强成本监审，有序扩大试点范围。推进南方、京津冀等区域电力市场和贵州、云南、山西等省电力市场建设综合改革试点。按照相对独立原则，组建京津冀、南方、贵州、云南、山西等电力交易机构。推进跨省跨区电能交易市场化改革，制订实施市场基本规则和监管办法。推进放开发用电计划，优先保障民生购电和清洁能源发电。推进放开售电业务和增量配电投资业务，在广东、重庆等地开展售电侧专项改革试点。加强和规范燃煤自备电厂监督管理。
深化石油天然气体制改革。推动出台《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，拟订配套措施，研究开展油气改革综合试点。有序放开石油勘查、开采、进口、加工准入。推动油气管道网运分开，促进油气管网设施公平开放。推动完善油气价格机制，促进天然气价格市场化。
深化审批制度改革。研究编制国家能源局权力、责任清单，完善权力监督、制约和协调机制。按照国务院统一部署，继续取消、下放审批事项，规范审批行为。改进服务方式，逐步推行网上审批。研究建立行政审批听证和项目决策后评估制度，完善责任追究机制。
加强能源法制建设。加快《电力法》修订和《能源法》《核电管理条例》《国家石油储备条例》立法。研究推进《石油天然气法》《能源监管条例》《海洋石油天然气管道保护条例》立法和《煤炭法》修订。完善电力监管法规、标准。
深化能源市场监管。针对重点地区、典型问题，着力加强重点专项监管和问题监管，促进能源市场健康持续发展。加强简政放权事中事后监管，促进审批事项有机下放承接。加强市场秩序监管，着力规范电力市场准入秩序、电力调度交易与市场秩序。加强电网、油气管网公平开放和成本监管，促进信息公开和公平接入。加强煤电规划建设和成品油质量升级监管，推进工作有序开展。抓好供电监管，提升人民群众用电满意度。加强能源领域行政执法，发挥12398能源监管热线作用，保障各类市场主体合法权益。加强能源行业信用体系建设。加强能源监管信息化建设。
加强电力安全监管。强化安全发展观念，落实以企业为主体的电力安全生产责任制。完善电力安全生产法规体系，创新安全生产监管执法机制。加强源头监管和治理，坚持完善重大隐患挂牌督办、电力事故(事件)警示通报和约谈访谈制度。做好电网、发电、工程施工、网络与信息安全、可靠性等专业安全监管。建立安全生产不良记录和“黑名单”机制。加强电力应急管理，推进电力企业应急能力建设。做好国家重要活动和重点时期保电工作。
三、提高能源系统效率，构建协调发展新格局
(六)切实加强战略规划引领
发布实施能源发展“十三五”规划。编制完成能源发展“十三五”规划，以及能源科技创新、电力、核电、煤炭、石油、天然气、可再生能源等专项规划。做好国家级与省级能源总体规划衔接，争取2016年6月底前，两级规划全部按程序报批发布实施。
研究编制区域中长期发展规划。落实国家区域发展战略，编制实施《京津冀能源协同发展专项规划》和《丝绸之路经济带能源发展规划》。促进区域能源协调发展，研究长江经济带能源发展思路和重点区域能源中长期发展规划。
研究能源长远发展战略。建立重大战略问题研究协商机制，组织开展战略性重大专题研究。研究分析能源发展战略需求，推进能源生产消费革命重大示范工程。
(七)加快调整产业结构
化解煤炭行业过剩产能。严格控制新增产能，从2016年起，3年内原则上停止审批新建煤矿项目、新增产能的技术改造项目和产能核增项目，确需新建煤矿的，一律实行减量置换。加快淘汰落后产能，继续淘汰9万吨/年及以下煤矿，支持有条件的地区淘汰30万吨/年以下煤矿，逐步淘汰其他落后煤矿，全年力争关闭落后煤矿1000处以上，合计产能6000万吨。严格煤矿基本建设程序，严禁未批先建。严控现有产能产量，严禁超能力生产。鼓励煤电化、煤电铝一体化发展，支持企业兼并重组。完善煤矿关闭退出机制，研究设立相关专项基金。
控制煤电产能规模。合理引导投资建设预期，研究建立煤电建设风险预警机制，定期发布分省煤电规划建设风险预警提示。严控煤电新增规模，在大气污染防治重点地区和电力装机明显冗余地区，原则上不再安排新增煤电规划建设规模，取消、缓核和缓建一批已纳入规划或核准(在建)煤电项目。加大淘汰落后机组力度。严厉查处违规建设行为。
加快炼油产业转型升级。以成品油质量升级为抓手，实施新一轮炼油技术升级改造，形成一批先进产能，淘汰一批落后产能。鼓励多元化发展，积极开展产品深加工和柔性加工，鼓励有条件的企业从主要生产成品油调整为侧重生产化工产品。推进炼油产能走出去，打造具有国际竞争能力的炼油企业集团。
提高油气自主保障能力。推进国家油气重大工程，实施大型油气田及煤层气开发重大专项，研究老油田稳产、老油区稳定以及致密气、海洋油气勘探开发扶持政策。支持非常规油气产能建设和储气设施建设。加快煤层气产业化基地和煤矿瓦斯规模化抽采利用矿区建设。完善国家石油储备体系，加快石油储备基地建设，完善动用轮换机制，提高国家石油储备保障能力。
(八)合理优化空间布局
实施区域差别化能源开发政策。在水资源可支撑和生态环境能承载的前提下，加大西部地区能源开发力度，稳步增强跨区调出能力。合理控制中部地区能源开发强度和节奏，保持持续发展动力。压减东部地区重点区域煤炭消费总量，重点发展核电、沿海风电、太阳能和海上油气开发利用。
优化跨区能源输送通道建设。加快跨省区输电工程特别是水电、风电外送通道建设，提高清洁能源利用比重。加快跨省区油气长输管道建设，促进主干管道互联互通。加快重点地区和气化率较低地区油气管道建设。推进页岩气、煤层气等非常规天然气配套外输管道建设。加强电力输送通道与煤炭输送通道的统筹协调。
促进能源与高耗能产业协调发展。落实《国务院关于中西部地区承接产业转移的指导意见》，支持西部地区实施高耗能产业布局优化工程，提高能源就地消纳比例。支持东中部地区加快高耗能产业转移，实施清洁能源提速工程，降低对远距离能源输送的依赖。
(九)加强系统集成优化
着力提升电网调峰能力。鼓励发展天然气调峰电站，适度加快规划内抽水蓄能电站建设。推进西南地区流域龙头水电站建设，提升燃煤电厂调峰能力。稳步推进热电联产机组参与调峰，鼓励发展背压式热电联产。出台节能低碳发电调度办法，优先调度可再生能源发电，合理调整燃煤机组调峰秩序。研究出台政策措施，推动储能技术突破，促进规模化参与调峰应用。完善跨省跨区电力辅助服务补偿机制，进一步挖掘调峰潜力。
积极发展分布式能源。放开用户侧分布式电源建设，鼓励多元主体投资建设分布式能源。研究制订接入电网技术标准规范，推动分布式能源接入各电压等级配电网和终端用能系统。创新分布式能源运营模式，鼓励发展融合储能技术和信息技术的先进微电网。完善各类资源综合利用机组财政支持政策。
积极发展智能电网。研究建立适应基本国情的智能电网技术路线、发展模式和实现路径。示范应用微电网、储能及柔性直流输电工程。加强需求侧管理，推广应用供需互动用电系统。探索智能电网运营商业新模式，建立清洁、安全、便捷、有序的互动用电平台，适应分布式能源、电动汽车等多元化接入需求。
促进可再生能源就地消纳利用。建设配套调峰电站，提高电网接入消纳能力。开展风电供暖、制氢等示范工程建设。探索风电、光伏就地消纳利用商业新模式。统筹解决弃风、弃光、弃水等行业发展突出问题。探索试点可再生能源开发利用目标管理机制。
四、加快清洁化低碳化进程，建设绿色发展新生态
(十)大力发展非化石能源
积极发展水电。加快推进西南水电基地重大项目建设，推动白鹤滩、叶巴滩、卡拉等重点水电项目核准开工，积极推进怒江水电开发。做好雅鲁藏布江下游水电开发前期研究论证与规划。
稳步发展风电。推动“三北”地区风电健康发展，鼓励东中部和南部地区风电加快发展。推进准东、锡盟、晋北、张家口三期新能源发电基地规划建设，提高新能源发电外送电量比重。研究解决制约海上风电发展的技术瓶颈和体制障碍，促进海上风电健康持续发展。
安全发展核电。继续推进AP1000依托项目建设，抓紧开工大型先进压水堆CAP1400示范工程，适时启动后续沿海AP1000新项目建设。加快推进小堆示范工程。协调各方力量，确保高温气冷堆、华龙一号等示范工程顺利建设。保护和论证一批条件优越的核电厂址，稳妥推进新项目前期工作。加强核电安全质量管理，确保在运在建机组安全可控。
大力发展太阳能。扩大光伏发电“领跑者”基地建设规模。继续推进太阳能热发电示范项目建设，探索太阳能热发电新技术和新模式。统筹做好太阳能发电项目与配套电网建设衔接。
积极开发利用生物质能、地热能等新能源。加快生物天然气开发利用，推进50个生物天然气示范县建设。推动建立燃料乙醇扶持政策动态调整机制，扩大燃料乙醇生产消费。推动地热能规模化开发利用。在京津冀等北方城镇地区推广中深层地热能集中供暖。在长江中下游地区推广地源热泵供暖制冷应用。推进西藏高温地热发电项目建设和中低温地热发电试验。
推动区域能源转型示范。在浙江、四川、宁夏、青海和内蒙古等地区，建设清洁能源战略转型示范省(区)。推进新能源示范城市、绿色能源示范县和新能源示范园区建设，探索建立一批基本依靠清洁能源供能的示范区。推进可再生能源与新城镇、新农村建设融合发展。
(十一)积极推进天然气高效利用
研究修订《天然气利用政策》。完善交通领域天然气利用技术标准，加强加注站规划建设，积极发展以天然气为燃料的交通工具。鼓励发展天然气调峰发电和冷电热三联供。扩大天然气利用替代，在京津冀、长三角、珠三角等区域，因地制宜替代散烧煤炭，有序发展天然气工业锅炉(窑炉)。推进液化天然气冷能资源综合利用，适度发展天然气工业供热。促进天然气发电与新能源发电融合发展。
(十二)继续实施专项升级改造
实施煤电超低排放和节能改造。“十三五”期间，全国计划实施超低排放改造约4.2亿千瓦，节能改造约3.4亿千瓦，预计总投资约1500亿元。2016年，启动一批超低排放改造示范项目和节能改造示范项目。修订煤电机组能效标准和最低限值标准。开展煤电节能改造示范项目评估，推广应用先进成熟技术。
加快成品油质量升级改造。2016年，东部11省(市)全面供应国五标准车用汽、柴油。扎实做好2017年全国全面供应国五标准车用汽、柴油准备工作。推进普通柴油升级项目。编制出台车用汽、柴油国六标准。
(十三)鼓励发展新型消费业态
全面推进电动汽车充电设施建设。按照“桩站先行、适度超前”原则，用好财政支持政策，积极完善相关配套措施，保障工程建设顺利进行。加强与建筑、市政等公共设施的统筹衔接，研究编制充电设施工程技术标准规范。鼓励大众创业、万众创新，积极发展充电设施分享经济。2016年，计划建设充电站2000多座、分散式公共充电桩10万个，私人专用充电桩86万个，各类充电设施总投资300亿元。
启动实施“互联网+”智慧能源行动。促进能源和信息深度融合，探索推广新技术、新模式和新业态，推动建设智慧城市和智慧小镇，助力提升城乡居民生活品质。推动建设智能化生产消费基础设施。加强多能协同综合能源网络建设。推动能源与通信基础设施深度融合。营造开放共享的能源互联网生态体系。发展储能和电动汽车应用新模式。发展智慧用能新模式。培育绿色能源灵活交易市场模式。发展能源大数据服务应用。推动能源互联网关键技术攻关。建设国际领先的能源互联网标准体系。
推广实施电能替代。在居民采暖、工农业生产、交通运输等领域，因地制宜发展电采暖、电锅炉(窑炉)、电蓄能调峰等项目，有序替代散烧煤炭和燃油。研究建立电能替代示范区。到2020年，计划替代散烧煤炭和燃油消费折合标准煤约1.3亿吨。
(十四)切实加强煤炭清洁绿色开发利用
限制开发高硫、高灰、高砷、高氟煤炭资源。推广充填开采、保水开采、煤与瓦斯共采等绿色开采技术。加强煤矿粉尘综合治理。完善矿区生态环境补偿机制。提高原煤洗选加工比重。在钢铁、建筑等领域推广高效清洁燃煤锅炉(窑炉)技术。适度发展煤制燃料和低阶煤分级分质加工转化利用。加强煤矸石、矿井水、煤矿瓦斯等资源综合利用。
(十五)持续抓好大气污染防治相关能源保障工作
深入落实国务院大气污染防治行动计划，尽快建成12条跨区输电通道，保障重点地区清洁能源供应。积极参与京津冀及周边地区、长三角等区域大气污染防治协作机制。继续加大京津冀地区散煤清洁化治理工作力度，确保完成年度考核任务。鼓励其他民用劣质燃煤地区结合本地实际，借鉴实施京津冀散煤清洁化治理模式，切实降低散煤燃烧污染。
五、加强能源国际合作，拓展开放发展新空间
(十六)加快推动重大能源装备“走出去”
深入实施“一带一路”能源合作和中巴经济走廊能源合作，进一步完善能源装备出口服务机制，依托工程建设推动能源装备出口。积极推进核电“走出去”，扩大火电机组、水电机组等常规大型成套设备出口，拓展风电、光伏发电等新能源装备出口，鼓励炼化装备、运营、设计企业“抱团出海”。稳妥投资海外输配电项目。鼓励以企业为主体，发展电力装备服务出口。
(十七)积极拓展海外油气合作
巩固重点国家和资源地区油气产能合作，积极参与国际油气基础设施建设，促进与“一带一路”沿线国家油气管网互联互通。推进中俄东线天然气管道建设，确保按计划建成。务实推动中俄西线天然气合作项目。稳妥推进天然气进口。加强与资源国炼化合作，多元保障石油资源进口。
(十八)积极参与国际能源治理
加快建设上海国际能源交易中心。加强东北亚、上海合作组织能源合作，推动建立区域能源市场。推动核电等中国能源标准国际化。办好G20峰会能源系列会议，确保取得预期成果和实效。加强与国际能源署、国际可再生能源署、国际能源宪章等国际能源组织合作，提高中国参与国际能源治理的话语权和影响力。
六、实施能源民生工程，增进共享发展新福祉
(十九)全方位支持贫困地区能源资源开发利用
围绕全面建成小康社会总目标，贯彻落实中央扶贫开发工作会议精神，坚持精准扶贫、精准脱贫，采取非常规举措，着力加快贫困地区能源开发建设，着力提高当地能源普遍服务水平，促进贫困地区经济发展和民生改善，为打赢脱贫攻坚战、确保贫困地区与全国同步建成小康社会提供坚强的能源保障。
(二十)着力加强贫困地区能源开发建设
落实《国家能源局关于加快贫困地区能源开发建设推进脱贫攻坚的实施意见》，加大贫困地区能源项目支持和资金投入力度，新建能源开发项目和输送通道，优先向革命老区、民族地区、边疆地区和连片特困地区布局。扎实推进农村贫困地区农网改造升级、农村动力电全覆盖、光伏扶贫三大能源扶贫工程。统筹出台扶贫开发优惠产业政策，调整完善水电利益共享等能源资源开发收益分配政策，研究建立特殊地区电力普遍服务补偿机制，让更多的贫困地区和贫困群众从能源资源开发中受益。
(二十一)启动实施新一轮农村电网改造升级
组织编制三年滚动实施计划，建立项目储备库，预计总投资约3000亿元。尽快启动第一批升级改造项目，预计投资约420亿元，其中中央预算内投资85亿元。两年内实现农村稳定可靠供电服务。组织编制小城镇、中心村农网改造升级和机井通电实施方案(2016-2017年)，预计投资约1500亿元，到2017年中心村全部完成农网改造，平原地区机井通电全覆盖。
(二十二)全面实施城镇配电网建设改造
计划用五年左右时间，全面加快城镇配电网建设改造，促进经济发展和民生改善。到2020年，中心城市(区)智能化建设和应用水平大幅提高，供电可靠率达到99.99%，用户年均停电时间不超过1小时，供电质量达到国际先进水平;城镇地区供电能力及供电安全水平显著提升，供电可靠率接近99.9%，用户年均停电时间不超过10小时，保障地区经济社会快速发展。
