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市政府关于印发徐州市“十三五”能源发展规划的通知
各县（市）、区人民政府，徐州经济技术开发区、新城区管委会，市各委、办、局（公司），市各直属单位：
《徐州市“十三五”能源发展规划》已经市政府常务会议审议通过，现印发给你们，请结合实际认真贯彻执行。
徐州市人民政府
2016年10月25日
目　录
徐州市“十三五”能源发展规划…………………………………3
徐州市“十三五”天然气利用专项规划…………………………43
徐州市区“十三五”热电联产规划………………………………61
徐州市“十三五”资源综合利用发电规划………………………103
徐州市“十三五”煤炭利用专项规划……………………………132
徐州市“十三五”新能源（可再生能源）发展专项规划………155
徐州市“十三五”能源发展规划
第一章　现状与形势
我市能源消费一直以煤炭、电力、天然气等为主。“十二五”以来，采取了一系列切实有效措施，在保障能源安全稳定供应的前提下，着力推进能源结构持续优化，能源利用效率持续提高，能源发展取得了显著成效。
第一节　发展成效
一、保障能力持续增强
“十二五”以来，我市稳定能源生产，强化基础设施建设，确保能源安全稳定供给。2015年，全市能源生产及转化能力3374万吨标煤，比2010年增长21.5%；能源生产及转化总量2866万吨标煤，比2010年增长11.7%，其中煤炭产量1917万吨、发电量540亿千瓦时，比2010年分别下降5%、增长35.1%。
煤炭储运能力加强。按照省有关要求，“十二五”期间共关停资源枯竭矿井4对，到2015年，正常生产矿井数量减至18对，煤炭产能由2010年的2500万吨下降至目前的2150万吨左右；徐州港成为全省唯一的首批国家级煤炭应急储备基地，达到百万吨级储备能力和5000万吨/年吞吐规模，形成公铁水联运的煤炭物流格局。
燃气保障快速提升。加快推进天然气基础设施建设，形成了“以西气东输为主、邳州为中心”的交叉气源网络，主城区天然气基本实现全覆盖，建成各类天然气储气设施10个，储气能力150万立方米，调峰能力95万立方米，切实保障了天然气供应安全。
电力供应安全可靠。2015年，全市电力装机1128.6万千瓦，比2010年提高47%，其中清洁能源发电装机容量占6.45%，达到72.9万千瓦；本市外送电力400万千瓦，山西阳城电力过境徐州300万千瓦，累计向苏南输出700万千瓦；建成500千伏变电站4座、220千伏变电站31座，35千伏及以上变电容量达到2228.4万千伏安，比2010年增长35%。
二、能源结构持续优化
2015年，全市能源消费总量3500万吨标煤，“十二五”期间年均增长5.35%，增速呈逐步放缓趋势，比“十一五”年均增幅下降近5个百分点。能源消费结构持续优化，煤炭和非煤能源呈现“一降一增”态势。
煤炭消费合理控制。加快实施燃煤设施资源整合和清洁能源改造，2015年，全市煤炭消费总量约为4200万吨，“十二五”期间年均增长1.1%，比“十一五”平均增幅快速回落近12个百分点，呈快速回落态势，消费总量连续两年大幅下降，占全市一次能源消费比重约85.7%，比2010年降低近10个百分点，总体呈现增幅、占比“双回落”趋势。
天然气利用规模扩大。天然气消费量逐年大幅提高，2015年，全市天然气消费3.1亿立方米，“十二五”期间年均增长18.27%，占全市一次能源消费比重为1%，比2010年提高0.5个百分点，天然气应用范围拓展到除炊事、采暖以外的交通、工业等领域，燃气用户从2010年的30.44万户提高至2015年的49.76万户，年均增长10.33%，天然气消费稳步发展，增速高于全国、全省平均水平。
可再生能源快速发展。“十二五”期间，我市依托创建国家新能源示范城市，加快推进可再生能源快速发展，到2015年，可再生能源消费总量约140万吨，占一次能源消费比重由2010年的1%左右提高至2015年的4%（其中市区占比7%左右），光伏发电装机35.5万千瓦，年均增长82.1%，占全省8%左右，装机容量居全省前列；生物质能利用由发电、沼气等领域逐步向成型燃料、生物乙醇等拓展，实现多元化利用，2015年，生物质能利用量突破100万吨标煤，年均增长37.3%，秸秆禁烧和综合利用全面加强，城镇垃圾集中收储率由2010年的60%左右提高到95%，建成垃圾焚烧发电厂2座，装机3.6万千瓦，贾汪区马庄村成为全国首家秸秆太阳能沼气集中供气工程示范村，先进模式及技术在全省推广；在全省率先推进以可再生能源利用为核心的绿色建筑推进体系，有效集热面积超500万平方米、地热利用面积超100万平米；风电实现零的突破。
三、利用效率加快提升
“十二五”期间，我市加快调整产业结构、推进节能减排、整合电力资源、实施集中供热，2015年，全市单位GDP能耗为0.696吨标煤/万元，比2010年下降23.5%左右，超额完成省节能任务。
节能减排积极推进。重点实施万家企业节能工程，完成节能技术改造项目422个，314家耗能3000吨标煤企业、396家年耗电1000万千瓦时以上企业完成节能改造，跻身国家节能减排财政政策综合示范市；关停淘汰焦化、印染、纺织、电镀等落后产能折标煤100余万吨，三环路以内重污染企业完成退城入园，主城区燃煤锅炉全部拆除，压缩钢铁、水泥等过剩产能，取缔小炼钢企业57家，转移全省唯一的电解铝产能；加快推进资源综合利用，充分利用焦化、钢铁、化工等企业余热、余压、余气建设发电项目，截止目前，全市资源综合利用发电装机45万千瓦，占省内同类装机的近四分之一，同时，加快推进低热值煤、化工废弃物等高效循环利用，3家省级工业园区完成循环化改造。
“十二五”期间，全市累计关停小火电机组128万千瓦，积极推进“上大压小”，加快大容量、高参数、低排放发电机组建设步伐，建成2台百万千瓦机组，华美二期、大屯热电、中能自备电厂等3个火电项目建设正按时间节点有序推进，到2015年，全市60万千瓦以上机组占比由于2010年的35.4%提高到50%，电煤占比由2010年的30%提升至50%。完成4家大型火电企业共310万千瓦机组国家煤电机组综合升级改造试点，是全省参与企业最多的地区，完成节能量18万吨/年；按照《江苏省燃煤机组节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》，组织实施煤电节能减排升级改造，2014-2015年，共完成50余台次机组节能改造，累计形成节能量约50万吨，电煤利用效率持续提升。
热电联产有序发展。科学规划热源和热网布局，加快实施“热电整合”工程，关停淘汰了市区3家小热电企业和百余台分散供热锅炉，近70万吨的煤炭消费得到清洁、高效利用。加快新热源点建设和大型机组供热改造，完善管网布局，推进热水管网改造，初步建成了市区供热环网架构。建成、改造背压机组13台，供热能力大幅提升。到2015年，全市供热机组占比达42%，基本形成“集中与分散相结合、燃煤与清洁能源相补充”的多元供热格局。
四、能源装备不断壮大
“十二五”期间，我市积极推行先进、高效、绿色、环保的能源技术创新，能源装备产业取得长足发展，装备技术水平、制造能力和自主化水平明显提升，能源装备产业不断壮大。
矿用装备持续壮大。依托中国矿业大学，大力推进产学研结合，提高自主创新能力，矿山机械技术水平持续提高，矿用装备产业持续壮大。依托徐州高新区安全科技产业园，在全国率先提出感知矿山概念，并在全国范围内推广应用，建设矿山物联网研发中心、率先组建产业联盟，构建了从孵化器、加速器到产业园的完整产业链条，集聚安全科技企业近百家、安全产业科技创新研发机构50余家，2015年实现安全科技产业产值近500亿元。
光伏装备跨越发展。我市光伏制造企业15家，年产值近500亿元，形成了开发区、沛县两大光伏制造基地，成为国家首批新能源示范城市和新能源特色产业基地，依托中能硅业、协鑫硅材料，建成了全球最大的硅材料生产基地，初步形成了从硅材料到光伏应用的系列化光伏产业。“十二五”以来，为应对欧美光伏双反，中能硅业自主研发了硅烷流化床法制备多晶硅技术，并实施改造工程，其生产成本下降到10美元/公斤左右，达到世界领先水平，填补了我国此项技术空白。
风电装备快速发展。依托罗特艾德、维斯塔斯等龙头企业，重点发展回转支承、齿轮箱、风力发电机机舱等风电核心零部件，部分零部件市场占有率行业领先。
节能环保装备初具规模。依托燃控科技等龙头企业，以发展生物质能利用、锅炉节能等为重点，带动生物质能利用多元化发展，生物质高效燃烧、秸秆气化和液化等关键技术取得新的进展，部分转化产品初步实现产业化，生物质能制燃料乙醇技术取得新突破，建成了年产10万吨生物乙醇示范工程，徐州燃控科技在节油节能环保型的各类点火及燃烧系统的开发生产上处于国内领先水平。
五、对外合作持续深化
以煤炭、天然气等为重点，加强多层次、多形式合作。各大煤企大力实施“走出去”战略，获得省外资源量超100亿吨，年产量超过2000万吨，对全省煤炭供给形成有益补充；协鑫集团加快推进非洲油气资源开发，大力实施天然气入徐工程；光伏产品在保障内需的基础上，积极开拓印度、日本、东南亚等海外市场；搭建政企平台，支持并协助协鑫集团、徐矿等大型能源集团主导或参与省内电力、油气等重要能源项目建设，推进永泰能源与徐矿集团合作建设大规模燃煤电站，逐步形成了多元化投资、协同共进的新格局。
第二节　存在问题
近年来，我市积极调整能源生产及消费结构，成效显著，但“以煤为主”的用能格局与国家“清洁低碳、安全高效”现代化能源体系仍有较大差距，存在诸多问题亟待解决。
一、利用方式亟需优化
当前我市高度依赖煤炭的能源发展方式，不仅造成严重的环境污染，也导致了能源资源的大量浪费。从生产方面看，我市曾经是煤炭富集区，长期以来高强度开采导致了采煤塌陷地面积持续增大、恢复难度大、矿区周边水土流失严重、安全隐患大，严重影响周边地区生态环境。从消费方面看，工业窑炉作为我市能源消费的重要载体，由于其缺乏系统性改造，燃烧方式、自动化程度等还处于较低的水平，实际热效率仅为60%左右，与全省平均相比，仅2015年能源损耗高达500万吨，直接造成工业产值单耗高于全省平均约0.4吨标准煤/万元，单位GDP能耗高于全省约0.23吨标准煤/万元；此外，由于部分企业的盲目投资，导致了“短命建筑”、“短命工厂”、“短命电厂”出现；工业余能资源还不能做到全部高效综合利用；矿井低浓度瓦斯气、低热值煤利用效率及层次不高，浪费了大量能源资源。
二、用能水平亟待提高
长期以来，由于我市经济快速增长，拉动能源需求快速上升，煤炭作为“高碳”能源，因其价格低廉、就地消纳等优势，成为短时间能够快速增加供给的能源品种，占据了主导地位。但煤炭消费多集中在火电、炼焦等初级传化行业，燃煤技术相对落后、煤质难以保证，单位GDP煤耗高于全省50%，高于全省最发达地区近70%；另外，煤电、焦化、建材、冶金等主要耗煤产能未出现大幅压缩，即使受市场环境影响，采取“减产避险”，待市场行情好转，产能将迅速释放，煤炭消费仍呈现大幅上扬态势。随着环保要求的不断提高、大型高效环保机组不断投入使用，以及开展节能发电调度等措施的执行，我市用能产业转型发展面临更大压力，将直接影响经济发展。
三、清洁能源占比较小
随着国家能源资源形势愈加严峻，环保压力持续加大，煤电上网电价的隐性成本远远高出其发电成本，甚至比光伏、风电等低碳可再生能源发电上网电价还要高，但是，在传统认知中，仍然认为可再生能源要比化石能源发电成本高，这也导致了大型企业仍在煤炭、石油、火电等传统能源领域持续扩张。近年来，我市大力发展天然气、光伏、生物质等清洁能源，取得了显著成效，但煤炭依然占据了绝大部分能源发展空间，未来我市能源消费受总量和强度“双控”制约，大幅增长可能性不大，低碳、清洁能源发展空间受限，替代工程也受制于价格、垄断、投资等多种因素，推进难度较大。
第三节　面临形势
能源是经济社会发展的重要物质基础，“十三五”时期是我市工业化、城镇化快速增长、实现中等收入向高收入地区迈进的重要阶段，推进经济在新常态下稳健转型发展是这一时期的主旋律，而能源作为支撑和保障，面对宏观形势和要求，转型发展是其必然路径。
一、能源转型发展是“三步走”战略的必然选择
展望未来，国家到2050年实现经济社会发展“三步走”战略目标，人均GDP达到届时中等发达国家水平，针对我市而言，为实现该目标尚有5-6倍的经济增长空间，能源需求也将同步增加。若不切实改变当前的经济和能源发展方式，支撑该战略目标的化石能源年消费量将达到亿吨标煤，无法持续发展。我市只有加快推进能源转型发展，推动低碳、可再生能源为核心，以更优的能源开发利用方式、更少的能源消费需求、更新的高技术产业支撑，才能保障“三步走”战略目标实现。
二、能源转型发展是碳减排的必由之路
我国温室气体排放增长迅速，已成为世界上最大的二氧化碳排放国，其中超过80%由能源消费所致。在碳汇潜力有限、碳捕获技术难以取得较大突破的背景下，国家拟于2017年全面实施碳交易配额制管理，限制高碳的化石能源消费，高碳化石能源将不被允许或者不能廉价的利用，给我市长期“以煤为主”的消费模式带来严峻挑战，彻底堵塞以敞口式、低价格能源消费来实现经济中高速发展的机会，加快能源由“高碳”向“低碳”深入转型，成为我市能源发展的唯一途径。
三、世界能源变革为能源转型发展创造契机
世界能源格局正在发生深刻变化，国际金融危机以来，OECD（经济合作与发展组织）国家经济仍处于深度调整期，能源消费总量持续下滑，随着北美页岩气开发取得突破，世界油气价格将在较长时间内保持低位水平，中国等发展中大国成为拉动世界能源需求增长的主要力量，为保障市场份额，世界能源消费重心向发展中国家转移。我国积极应对世界能源变革，借助“一带一路”倡议，将能源国际合作作为能源转型发展的重点，我市依托区位优势，成为了国家“一带一路”倡议的重要节点城市，为争取国家能源布局、开辟能源大通道、促进产业和能源双转型、推进能源合作创造了良好的机遇。
四、经济新常态为能源转型发展提供了机遇
当前及今后一段时期，随着国家经济迈入新常态，经济增长速度将由高速转为中高速，经济结构持续优化升级，经济增长方式也将由要素、投资驱动转向创新驱动，能源需求也将放缓，能源保供压力不断减轻，过去依赖大规模煤炭开发来快速满足需求增长的状况将成为历史，生态环保、绿色节能、淘汰整合等成为新的发展理念，为低碳、可再生能源腾挪了大量发展空间，为我市加快能源结构调整和优化升级带来重要机遇。
五、智能制造为能源转型发展奠定坚实基础
能源科技装备是制造业的核心内容之一。《中国制造2025》明确实施制造业强国战略，我省也制定了《中国制造2025江苏行动计划》，将新能源和可再生能源装备、先进储能装置、智能电网及其配套设备等发展电力装备作为十大重点突破发展领域之一，不断提升能源电气化水平。能源装备制造业一直是我市发展的重点，在国家、省政策引导下，我市新能源、智能电网、节能环保、安全科技、能源服务等技术研发、产业化进程将快速推进，显著提升了能源转型发展动力。
第四节　需求预测
能源需求与资源利用状况、经济发展速度、技术进步水平和人口增长数量等近30个因素相关，依据《徐州市国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》GDP年均增长8.5%，万元地区生产总值能耗完成省定目标要求，在分析国内外能源发展趋势的基础上，综合考虑资源供给、结构调整、技术进步、城镇化、能源总量控制等因素，预计2020年全市能源总需求为4000万吨标煤，其中，煤炭消费量控制在4500万吨以内，占能源消费比重下降到76%左右，天然气消费量为7.5亿立方米，占比达到2%以上，可再生能源消费量为280万吨标煤左右，占比达到7%左右，油品及其他占比约15%。综合分析我市资源储备、生态环境、交通水利等要素支撑条件及外部因素，预计到2020年，能源生产能力约3400万吨标煤，其中，外送能源约1200万吨标煤，全市仍有1800万吨标煤左右需求缺口。对外依存度将达到50%以上，其中，化石能源将超过85%。
第二章　思路与目标
第一节　指导思想
全面贯彻和深入领会党的十八大和十八届五中全会及习近平总书记系列重要讲话精神，以“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”为核心，坚持经济发展是“底线”、生态环境是“红线”、低碳能源是“生命线”的“三线”发展理念，坚持供给侧改革和需求侧管理两端发力，加快发展低碳经济，着力加强能源供给，着力优化能源结构，着力提高能源利用效率，着力推动体制机制创新，持续推进能源基础设施建设，加快构建现代能源产业体系，为经济社会发展提供优质的能源保障。“十三五”时期，我市能源转型发展要实现五个转变：一是能源消费由“以煤为主”向“清洁多元”转变；二是能源增效由“结构节能”向“多向推进”转变；三是能源保障由“注重供给”向“供需调节”转变；四是能源发展由“注重规模”向“生态协调”转变；五是能源管理由“落后粗放”向“智能精细”转变。
第二节　基本原则
——立足多元，保障安全。把能源品种多元化、多渠道作为保证能源资源安全的重点，全面落实能源资源，在构建煤、电、油、气适度均衡的资源供应体系的同时，建设互备互用的支撑设施、布局安全可靠的输配管网，确保能源系统安全可靠。
——低碳环保，清洁高效。以提高能源利用效率为核心，以倡导绿色生产方式和消费模式为抓手，把降低能源消耗和控制温室气体排放强度作为新时期的新目标，强化能源节约和环境保护，全面推进煤炭的清洁化、集约化、高效化利用，不断提高天然气、可再生能源等清洁能源使用比重，逐步提升电力在终端能源消费中的比重。
——空间优化，支撑发展。超前谋划和高标准建设能源设施，进一步优化能源基础设施空间布局，在资源和设施能力上留有一定裕度，提高能源安全保障水平，不断增强城市竞争力，更好满足社会经济发展和人民生活水平提高的需要。
——创新驱动，智能管理。紧紧抓住世界能源大变革、大调整的有利时机，以增强能源技术和管理创新能力作为转变能源发展方式的重要手段，推进现代能源新技术、新产品、新模式的开发应用，不断提升能源设施建设和管理服务的信息化、自动化和智能化水平。
——加强统筹，服务民生。把不断提高城乡生产生活用能条件作为能源发展的根本出发点和落脚点，以新型城镇化建设为抓手，推动主城区、副中心、重点镇及农村地区的能源设施建设，提升供应保障能力。
第三章　重点任务
紧紧围绕“稳增长、促改革、调结构、重生态、惠民生、防风险”总体要求，统筹把握控制总量、调整结构、资源约束“三个导向”，深入实施节能优先、绿色低碳、创新驱动、全面开放“四大战略”，深入落实“十三五”能源发展重点任务。
第一节　优化发展化石能源，夯实安全保障基础
统筹利用市内、市外两种资源两个市场，努力开拓煤炭、天然气等化石能源，重点实施“气化徐州”工程，在保障能源长期安全可靠供应的同时，提升清洁能源利用比例。
一、推进煤炭清洁高效开发利用
化解煤炭过剩产能。贯彻落实国家、省关于化解煤炭产能过剩工作部署，统筹考虑职工安置、税费补缴、土地复垦、转型发展等问题，主动退出资源枯竭、开采条件差、长期亏损的矿井。到2020年，主动退出徐矿集团、大屯煤电（集团）、华润天能等14对矿井，化解煤炭产能800万吨左右。
稳定市内煤炭生产。大力推进煤矸石、煤泥、煤层气（瓦斯）、矿井排放水、煤伴生矿、粉煤灰等资源综合利用。加快现有矿井改造升级，提高开采效率、机械化水平和安全水平，稳定我市的煤炭产量。到2020年，矿井全部集中到丰沛矿区，年产量稳定在1000万吨左右。
积极开拓外部资源。依托国家“一带一路”倡议部署，结合徐矿、大屯等大型国有煤企“走出去”战略，鼓励到中西部和国外进行跨区域煤炭开采，继续扩大与陕西、山西、内蒙等省（区）的合作规模，积极拓展宁夏、甘肃、新疆等国内及大洋洲、非洲等境外新兴煤炭市场，支持跨地区联合开发、独资新建，持续推进异地大型煤炭基地建设。
推进清洁高效利用。推进配煤中心建设，积极推进煤炭分级分质梯级利用，通过洗煤、配煤、型煤、低阶煤提质等先进技术和设备改造现有选煤厂，提高煤炭洗选比例，减少煤炭运输和原煤直接利用。到2020年，原煤入洗率达到75%以上。按照煤种最佳用途，优先配置电煤使用，以延伸产业链为重点，有序发展现代煤化工，加快推进煤炭分质分级阶梯利用、煤制烯烃等煤炭深加工项目。到2020年，电煤消费占全市煤炭消费总量达到65%以上，建成1个煤炭分质分级阶梯利用示范项目。
提升中转储运能力。以电煤运输为重点，围绕“亿吨大港”、“徐连运河”建设，大力发展“海河联运、铁水联运”的综合运输体系，持续提高煤炭水路运输能力，优化陆路运输结构，加快煤炭物流专业化、信息化、绿色化建设，打造“网络配套、技术适用、绿色高效”的现代煤炭物流配送体系；强化煤炭进口源头监管，加快推进煤炭质量监测中心建设，严格限制高硫分、高灰分煤炭进入我市；扩大徐州港煤炭中转储备基地规模，鼓励优质、稀缺煤炭资源进口，加快现有燃煤电厂储煤能力建设，打造政府战略与企业应急相结合的煤炭储备机制。到2020年，徐州港中转储运能力和应急储备能力完成国家下达任务。
二、有序扩大天然气规模化利用
大力拓展气源渠道。坚持“多种气源，多条途径，因地制宜，海陆并举”气源开拓方针，以“西气东输”冀宁联络线气源为核心，着力打造与沿海管线、平泰线“互联互通、互补互济”的跨省、跨市环形气源保障通道；大力争取中石油永泰线、中石化青宁线、中俄管道东线等在我市设立分输站；积极促成协鑫海外LNG气源入徐，科学布局LNG项目，加快落实后备气源。到2020年，力争实现天然气供应能力10亿立方米/年。
大力实施镇镇通气。探索天然气运作新模式，实现气源干管与城乡各类管道之间的互联互通，同步建设大型储气设施，保障燃气安全稳定供应。结合我市“1530”新型城镇化建设，重点实施三大工程，提升管网覆盖率。加快实施“镇镇通气”工程，通过管道网状敷设、改造提升既有管道、燃气“卫星站”过度等措施，到2020年，建成市区绕城天然气高压环网，完成城区老旧气网改造，实现各县区气源全覆盖，基本实现天然气“镇镇通”。
加快培育天然气市场。认真落实国家、省天然气利用政策，优先发展居民、公共服务用户，鼓励发展可中断的工业燃料、高效工业用户，示范发展天然气分布式能源用户。以环保约束为重点，结合非居民用气价格大幅下降，积极推进煤改气、油改气和替代液化石油气，对城市建成区的燃煤锅炉进行改造和燃料置换，推进各种燃气资源科学合理利用，切实提高利用效率。到2020年，全市天然气利用量达到7.5亿立方米以上。
强化储备应急能力。完善天然气储备制度，妥善处理天然气管网与储气设施建设的匹配问题，鼓励发展企业商业储备，支持天然气生产企业参与调峰，完善应急调峰预案，提高储气规模和应急调峰能力，逐步形成输气主干管道及商业储气设施为主，城镇燃气经营企业管网及其所属储气设施为辅的天然气应急体系。推进市、县（市、区）两级应急体系的互联互通和相互接济。到2020年，全市天然气储备能力达到1000万立方米左右，满足居民7天的应急供气保障。
专栏2：“‘镇镇通气’工程”重点计划
1.气源开拓计划。积极争取“沿海管线”、“平泰线”气源，增加管道天然气供应量；完善焦炉气制LNG项目布局管理，示范推进秸秆制LNG项目建设，通过大企业、大项目争取海外LNG气源和其他管道气源。
2.模式优化计划。组建市级天然气管道公司，加快气网联通，逐步形成全市“一张网”，推进政府性天然气储备设施建设，实现“同城同价、同网同价”，构建“X+1+X”天然气供应新模式；完善区域特许经营模式，引入竞争机制，探索镇级特许经营权属分配等问题。
3.管网覆盖计划。加快推进沛县—丰县—铜山—睢宁西部气源环网和睢宁—邳州、开发区—沛县北部气源环网建设，实现县区气源管网全覆盖，全市管道气源互联互通，加快推进管道“蛛网式”敷设和老旧管网改造，最终实现“镇镇通气”。
第二节　大力发展可再生能源，促进能源结构优化
围绕提高可再生能源在能源消费中的比重，加强光伏、风能、生物质能、地热等可再生能源开发和互补利用，规模化实施“清洁替代工程”，增强可再生能源对传统能源的替代能力。
一、重点推进光伏发电
以“国家新能源示范城市”为依托，大力推进“阳光屋顶”工程，推广与建筑相结合的分布式光伏发电系统，加快推进有条件的产业集聚区、开发区、生态农业园区等安装屋顶光伏发电系统，按照“自发自用、余电上网”原则，实现同用电负荷更好匹配。有序推进大型光伏地面电站建设，大力实施“光伏领跑者”计划，示范带动光伏发电成本持续降低。到2020年，光伏发电装机容量超过160万千瓦（含“光伏领跑者”），其中，分布式光伏装机占比超过20%。
二、大力实施光热利用
严格落实绿色建筑实施方案，全面推动太阳能光热系统建筑一体化应用，推进太阳能在工业生产中的高效集中利用，鼓励太阳能光热与其他新能源相结合的综合应用，重点实施城市太阳能光能热水、农村新民居太阳能采暖、阳光浴室等工程。到2020年，全市太阳能光热利用面积超过1500万平方米。
三、推进生物质能利用
积极推进城市生活垃圾的能源资源化利用，建设清洁高效的垃圾焚烧和填埋气发电工程，在大中型养殖场实施沼气发电和集中供气工程，在农林废弃物集中的区域示范建设生物质热电联供工程，逐步扩大生物质发电装机容量，不断提升生物质能利用水平和应用品位。到2020年，生物质发电新增装机容量力争达到15万千瓦。按照“不与民争粮、不与粮争地、不破坏环境”的原则，合理开发利用非电生物质能，以试点示范为先导，有序发展生物质燃料，示范建设生物质固化成型燃料和液体燃料项目；坚持“以农惠农、以林养林”，在资源和应用条件较好的地区，重点选择有代表性的重点镇、重点村及苗圃等设施农业推进沼气集中供气示范项目建设。到2020年，新增生物质燃料利用量80万吨标煤。
四、合理开发其他能源
结合我市实际情况，适度发展风电、地源热泵等可再生能源。风电建设坚持耕地保护、生态保护和开发强度“三根红线”，强化风电和环境有机融合，适度发展低风速风力发电，尽量减少对生态环境及自然风貌等可能造成的负面影响。地源热泵技术要加强前期地址勘察和技术论证，在确保不污染地下水的前提下，适度在有条件的宾馆、行政办公楼、高档住宅小区、医院等具有冷热需求的新建建筑上应用，避免土壤、水质及生态系统的破坏和恶化。
五、开展能源互补示范
发挥可再生能源资源分布广、利用形式多样、能源产品丰富的特点，加快分布式可再生能源应用，实现可再生能源就地消纳。支持采用多样化的新能源利用技术，推进太阳能、生物质能、地热能等新能源综合互补应用，满足城市电力、供热、制冷等能源需求，形成新能源利用的局部优势区域。支持县（市、区）和乡镇因地制宜建设中小型可再生能源设施，改善城镇和农村居民生产和生活用能条件。到2020年，建成1-2个可再生能源互补应用示范区。
专栏3：“清洁替代工程”重点计划
1.光伏领跑者计划。选择光伏发展条件较好的区域为载体，明确示范工程建设标准、技术进步及成本下降等目标，通过竞争性方式选择技术能力和投资经营实力较强的大企业集团为建设主体，推进光伏发电和新技术示范基地，以此带动全市光伏发电应用规模、技术的“双提升”和发电成本的大幅下降。
2.分布式可再生能源利用计划。通过将分布式光伏建设规模与地面光伏建设指标挂钩、财政专项补贴等，大力实施“阳光屋顶”工程，建设一批屋顶分布式光伏发电项目；围绕农村能源需求，建设一批大中型沼气池，推动区域沼气集中供应。
3.智能微网示范计划。选取条件较好的区域试点开展能源智能微网示范工程，实现太阳能、生物质能、风能、地热能等可再生能源与传统能源智能化、精细化互补利用，在保证能源安全供应的基础上，降低碳排放强度。
第三节　协调发展电源电网，构建现代电力体系
坚持“源网并重”，充分发挥交通和区位优势，输煤输电并举，加快电力结构调整，建设坚强智能电网，推进电力资源优化配置和合理布局，构建适度超前、区域平衡、输配协调、集约高效、智能便捷、安全环保的现代电力体系，建成重要的区域性绿色电力供给基地和区域电力互通互联通道。
一、推进电源结构优化调整
优化发展煤电行业。将清洁煤电作为省、市电力的核心保障，以沛县东北、主城周边、邳州中部三大电力生产中心为主，在煤炭产地、电网末端地区优化调整煤电结构。提高煤电机组准入标准，新建燃煤发电机组供电煤耗低于每千瓦时300克标准煤，污染物排放达到或超过燃气机组排放水平；加快推进已获核准的火电项目建设，规范有序地推进大容量、高参数“上大压小”火电项目列入省火电建设计划；鼓励煤电联营和煤电一体化发展，支持省内骨干煤炭企业、民营企业控股、参股建设大型燃煤发电项目、参与现有骨干电力企业经营；到2020年，电煤消费占全市煤炭消费总量达到65%以上。
加快推进热电联产。按照“以热为主、依热定电，规划先行、布局合理”的原则，大力发展热电联产。加大集中供热力度，完善管网布局，增加覆盖范围；加快推进“热电整合”，全面淘汰市区五家小热电企业和县（市、区）部分低效小热电企业；着力推进大型电厂进行集中供热改造，满足区域用热需求，替代供热区域内的小热电和燃煤、燃油锅炉；鼓励在热负荷较大的工业集中区发展背压热电联产机组，在服务业集聚区、医院、学校等热负荷强度较高的区域发展非煤热电联产，鼓励发展余热余压、废弃资源为主要燃料的小型热电联产。到2020年，供热机组占比达到80%以上，市区建成完善的热电联产体系。
大力发展分布式能源。综合用电负荷特性、燃煤电源布局及光伏、生物质、风电、资源综合利用发电等非煤能源发电发展情况，结合周边用电负荷、资源分布及生态环保因素，按照就近消纳、梯级利用的原则，有序推进一批小型、分布式能源站建设，加大信息互通力度，引导电力资源安全、有序、合理利用，推动电源和电网协调发展。优化绿色电力调度和能效电厂调峰机制，积极研究应用蓄能方式，促进省、市电力系统平稳、经济运行，提高对新能源发电发展的支撑能力。
二、加快构建坚强智能电网
优化提升主干电网。加快推进国家已明确的交直流特高压项目建设。强化500千伏电网与特高压电网规划建设的有效衔接，形成以三堡、任庄、黄集等500千伏变电站为中心的多个环网结构；同时建设多条220千伏线路，加强分区内220千伏双环网结构，提高分区间220千伏变电站互倒互带能力，保证各分区可靠联络，加快推进线路局部优化和加强。到2020年，全面建成各层级协调的坚强网架。
专栏4：十三五拟建电网项目
1.主网项目。建设1000千伏锡盟~江苏、宁~徐~连~泰（江苏“小北环”）交流工程；±800千伏晋北~江苏、陕西陇彬~徐州直流工程；在沛县建设一座容量为3×300万千伏安的特高压变电站和一座容量为640万千伏安的特高压换流站；实施500千伏姚湖变主变扩建工程；实施500千伏任庄变超规模扩建2×1000MVA主变工程；实施220千伏黄集变升压工程，新建2×1000MVA主变。
2.配网项目。新建110千伏变电站71座，扩建17座，改造17座，新增增加主变161台，净增容量7197.5兆伏安，新建110kV线路222条，总长度为1411.56公里。35kV电网将在充分发挥现有资产效益的基础上逐步退役、改造、升压。提高10千伏线路“N-1”通过率及户均配变容量，10千伏配变达到5万余台，配变容量20557.52MVA，户均配变容量达到5千伏安。
3.电网智能化项目。采用先进的配电自动化、通信、信息技术，逐步提高配电自动化系统的覆盖范围。实施电动汽车互动服务平台的建设，充换电站建设。通过电网智能化，创新分布式电源新型增值服务。
4.电力通信网项目。重点开展汇聚层支环第二平面建设以及光缆路由的优化，按目标网络带宽对网络扩容升级。实施光缆改造和提升将结合电网电力线建设，完善光缆路由，提升光缆品质。
重点建设可靠配电网。加强高可靠性配电网建设，消除老旧居民小区配电网安全隐患，提高电力客户用电质量与供电可靠性。结合新型城镇化发展需要，适度超前建设配电网，紧密跟踪市区、县城、中心城镇和产业园区等新的经济增长点，及时增加变（配）电容量，统筹使用间隔及通道资源，控制专线用户接入，消除城镇用电瓶颈，满足供电需求。鼓励有条件的地区将配电网电力电缆纳入综合管廊建设，随城市综合管廊同步规划、同步设计、同步建设，推动城市地下空间资源的统筹规划和综合利用。有效加大配电网资金投入，结合三环高架、轨道交通、地下综合管廊等市政基础设施建设，重点推进10千伏架空线路入地改造工程，持续优化配电网结构，提高供电可靠性。到2020年，市区供电可靠率达到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，供电可靠率达到99.88%以上，用户年均停电时间不超过10小时。
加快实施农村电网改造。按照“保安全，消隐患、增能力”原则发展农村电网。对农村地区10千伏及以下老旧输电线路、变压器等设备进行改造，消除安全隐患，提高供电能力和质量，解决已改造地区出现的新的不适应问题；缩短中低压供电半径，加快解决“卡脖子”等突出问题，有效缓解春节、农忙等季节性负荷突增引起的供电问题，大幅改善居民生活用电条件；因地制宜对粮食主产区农田节水灌溉、农村经济作物和农副产品加工、畜禽水产养殖等供电设施进行改造，支撑农业现代化建设。
加快智能电网建设。结合“智慧徐州”建设，按照“成熟可靠、技术先进、节能环保”的原则，全面提升电网装备水平。采取先进物联网、现代传感和信息通信等技术，以加快电力骨干和中低压通信网建设为基础，全面建设智能变电站、输变电设备状态监测和220千伏及以上线路智能运行维护巡检系统，变“被动报修”为“主动监控”，缩短故障恢复时间，提升服务水平。城镇地区合理配置智能配电终端，缩短故障停电时间，实现网络自愈重构，农村地区推广建议配电自动化，提高故障定位能力，切实提高实用化水平。到2020年，力争全面建成统一的智能电网，技术和装备全面达到全国先进水平。
专栏5：智能电网
智能电网是采用先进的数字和通信技术对传统电网的各个环节进行升级改造，使之更加安全、可靠、环保、经济、高效，电网能灵活地接纳更多的可再生能源，并可与用户之间进行电能、信息的双向流动。通过智能电网的建设，能够实现相关设备、装置、系统、用户、员工等环节的互动，以及对用户侧和需求侧的随需访问和智能分析。根据国家电网公司提出的工作安排，2009年到2010年重点开展智能电网发展规划工作，研究技术和管理标准；2011年至2015年则为全面建设阶段，初步形成智能电网运行控制和互动服务体系。2016年到2020年为引领提升阶段，全面建成统一的智能电网，技术和装备全面达到国际先进水平。
加强能源互联互补。以徐州沛县光伏“领跑者”示范工程、微山湖低速风电等项目为契机，加快多种能源优化协调运行、源-网-荷感知及协调控制、能源与信息基础设施一体化设备等关键技术研发，探索构建多种能源优化互补的综合能源供应体系，实现能源、信息双向流动，逐步构建以电力流为核心的能源公共服务平台。在城市工业园区（商业园区）等区域，开展能源综合利用工程示范，以光伏发电系统为基础，应用储能、太阳能一体化建筑、地源热泵等技术，构建多种能源综合利用体系。
三、打造智能互动服务体系
积极打造服务平台。开展互动服务信息体系顶层设计与建设，鼓励应用光纤等高效通信方式，实现能源信息在供给和需求端的双向流动，适应能源生产与消费变革。建立全社会充电设施信息服务平台，整合充电服务信息资源，提升设施运营效率和用户体验。以智能电表为载体，建设智能计量系统，打造智能服务平台，全面支撑用户信息互动、分布式电源接入、电动汽车充放电、港口岸电、电采暖等业务，鼓励用户参与电网削峰平谷，实现与电网协调互动。推进电、水、气（热）一体化采集应用，探索建立信息资源共享机制，提升社会公用事业服务水平。
大力推进智能微电网。以“互联网+”发展为支撑，综合应用云计算、网格计算、大数据挖掘等技术，实现海量数据深层次利用，全面推进智能小区、智能楼宇和智慧城市建设；规范完善可再生能源、分布式电源并网标准，有序建设智能微电网，鼓励应用分布式多能源互补、发电功率预测等方式，提高分布式电源与电网协调能力；推进配电自动化和智能用电信息采集系统建设，实现配电网可观可控，满足分布式电源、可再生能源、电动汽车等多元化负荷发展需求。积极建设以智能电网、物联网和储能技术为支撑的微电网示范工程，通过电网调剂和储能设施解决新能源相对集中区域的供用电问题。到2020年，示范建立3-5个智能微电网工程和电网储能应用试点工程。
优化绿色电力调度。随着可再生能源发电规模不断扩大，将逐步成为我市电网重要组成部分。优化运行常规能源发电，积极推进能耗水平、排污水平及主要运行参数在线监测系统建设，建立绿色电力调度制度。强化可再生能源发电功率预测及运行控制技术应用，协调太阳能、生物质、风电与主力电源、电网的布局和运行，建设技术先进的电力调度平台，整合与功率预测预报、实时调度运行和变电设备集控密切相关的工作，实现对可再生能源发电调度的全过程优化和多专业协调。因地制宜推动可再生能源发电互补运行和调峰。
专栏6：“电力保障工程”重点计划
1.清洁电力供给计划。合理有序布局大型火电项目，推进已获核准项目建设，兼顾电网末端非煤分布式电源，逐步建成区域性清洁电力供给基地，强化在华东电网中的调剂能力，提升在全国特高压建设运行中的支撑作用。
2.坚强电网建设计划。强化国家“西电东送、北电南送”枢纽交叉点定位，稳步推进特高压徐州段项目建设，建成以徐州为核心、通达苏鲁豫皖的国家特高压环网，建成与特高压紧密衔接的500千伏骨干网架，加快推进配电网建设，统筹优化输配网络，强化与分布式、小型电源点接入衔接，示范推进智能微电网，逐步形成“安全可靠、区域互济、上下灵活、接入便捷”的坚强电网。
第四节　推进需求供给协调，提高能源利用效率
以提高能源利用效率为主线，严格控制能源消费过快增长，实行能源消费总量和强度“双控”，大力倡导“节能优先”，转变能源消费理念，加快推进能源需求侧管理和供给侧改革，切实扭转粗放用能方式，强力实施“能效提升工程”，构建资源节约环境友好型的能源生产体系、消费体系和管理体系。
一、严格控制能源消费总量
强化消费源头管控。严格实施固定资产投资项目节能评估审查制度。进一步推动产业结构优化升级，促进经济发展由传统工业推动为主向三次产业协调推动转变，由物质资源消耗型向创新驱动型转变，构建节能型现代产业体系。坚持走新型工业化道路，按照高端、高质、高效的方向，优化产业结构和产品结构，大力发展市场空间大、增长速度快、区域差异明显的装备制造、食品、轻工等高成长性产业，加快应用高新技术和先进适用技术改造提升焦化、钢铁、水泥等传统优势产业，积极培育新能源、节能环保、新能源汽车等战略性新兴产业，积极培育“节能医生”、节能量审核、碳排放核查等第三方机构，鼓励通过合同能源管理方式为用能单位提供节能服务。到2020年，力争能源消费增量不超过500万吨标煤。
加强能源需求侧管理。严格执行国家产业政策，加快淘汰落后产能，逐步化解过剩产能，进一步提高市场准入标准，严格控制“两高”和产能过剩行业新增项目，制定能源消费减量替代实施细则，坚决抑制高耗能产业过快发展；加强煤炭需求侧管理，将“退城入园”逐步向县域推广，扩大城市高污染燃料禁燃区范围，压缩煤炭消费区域，严格执行煤炭消费等（减）量替代，强化能评、环评审批，严禁新增煤炭消费。到2020年，力争实现煤炭消费总量负增长。改进电力需求侧管理，制定和完善重点用电行业能效标准，严格执行差别电价和惩罚性电价制度，提高绿色电力调度能力，引导重点用电单位错峰避峰用电，减少不合理用电需求。
全面推广碳排放和交易。依托国家能源体制机制改革，加快推进限制高碳能源使用的引导机制，研究确定“十三五”能源领域污染物和二氧化碳减排目标与路径，实施“高碳”能源消费总量控制行动计划，建立运行碳排放总量控制和交易体系，进一步拓宽排放权有偿发放范围，逐步加强碳排放约束。到2020年，力争形成较为完善的碳排放和交易制度。
二、着力提升能源利用效率
提升电煤利用效率。按照省、市燃煤机组节能减排升级与改造行动计划要求，加快推进煤电机组节能减排升级改造，全市除拟淘汰火电机组外，燃煤机组全部实施节能减排改造，到2020年，现役火电机组供电煤耗降至每千瓦时300克标准煤左右，并按期实现10万千瓦及以上机组达到超低排放，10万千瓦以下机组达到重点控制区域特别限值排放；推进电力资源整合，大力实施“上大压小”，推进落后小火电机组淘汰。到2020年，全市淘汰落后小火电机组50万千瓦左右。
推进工业能效提升。把推进节能减排刚性调控作为推动工业存量优化调整的重要抓手，深入开展万家企业节能低碳行动，抓好火电、钢铁、建材、化工、纺织等重点行业及年耗能3000吨标煤以上用能单位节能工作，制定实施年度节能计划，对耗煤企业下达年度节煤指标，加大考核力度；实施工业领域需求侧管理，发展高效锅炉和高效电机，推进终端用能产品能效提升和重点用能行业能效水平达标，支持“电能替代、节能服务”等项目建设；加快淘汰建材、钢铁、有色、化工、造纸等“两高”行业落后产能，对能耗高、污染重、技术落后的工艺、设备及产品实行强制性淘汰制度。到2020年，单位工业增加值能耗比“十二五”末下降18%左右。
实施燃煤锅炉治理。制定全市燃煤锅炉大气污染整治工作方案，结合城市高污染燃料禁燃区建设，落实锅炉整治年度计划，全面淘汰10蒸吨／小时及以下燃煤锅炉，城市建成区一律不得新上除热电联产以外的燃煤锅炉。以经济发展较好、天然气管网覆盖地区为重点，推进重点用煤领域“改气”、“改电”。到2020年，累计淘汰分散燃煤锅炉1500台左右。
推进资源循环利用。以创建国家循环经济示范城市为统领，依托我市园区循环化改造，大力开发和利用煤矸石、煤泥、煤层气等伴生资源，大力推广余热、余压、余气等综合利用发电，在综合资源集中，且单个资源较少的区域，大力推广螺杆膨胀机组等低热值资源发电技术，示范推进多资源综合利用发电项目。到2020年，全市新增资源综合利用发电项目50万千瓦，示范建成1-2个多资源综合利用发电项目。在兼顾环保、生态等因素基础上，有序推广化工废弃物处理、再生铅回收、焦炉气制LNG、废酸循环化利用等技术应用。到2020年，全市省级以上园区全部完成循环化改造。
三、推进社会用能方式变革
全面推行绿色建筑。加快推进绿色建筑实施方案，加强建筑用能规划，推行75%居住建筑节能设计标准，加快绿色建筑建设和既有建筑改造，实施公共建筑能耗限额和绿色建筑评级与标识制度，大力推广节能电器和绿色照明，发展低碳生态城市和绿色生态城区，到2020年，城镇绿色建筑占新建建筑的比例达到60%。
打造绿色交通体系。实行绿色交通实施方案。完善综合交通运输体系规划，加快推进综合交通运输体系建设。不断推进铁路、水运为重点的大宗货物物流体系，在有条件的地区发展港口岸电，实现靠港船舶零排放，打造绿色低碳示范港口；推进徐连、徐郑、徐宿盐淮等高铁线路建设，推进邳州、新沂、睢宁高铁站点建设，打造市内高铁网络；加快发展轨道交通、公交车、出租车、租赁自行车相辅相成的城市绿色公共交通体系；积极推广天然气、电力等清洁能源汽车和船舶使用，合理布局加气站点，适度超前布局新能源汽车充电桩（站），推进新能源汽车由公共领域向物流、公务、执法、民用等领域拓展。依托徐州新能源汽车产业园，加快开发新能源汽车，完善制造工艺，加速发展新能源汽车配套产品，打造新能源汽车产业特色基地。鼓励企业研发新能源汽车技术，开发生产新能源汽车及关键零部件，鼓励新能源汽车上下游企业集聚集群发展。到2020年，新增汽车加气站80个以上、新能源汽车充电桩20000个，推广新能源汽车20000辆。
加快城乡用能变革。按照国家“新城镇、新能源、新生活行动计划”有关要求，围绕全市生产力布局指导意见，切实优化城镇空间布局、产业布局和用能方式布局，加快信息化、低碳化与城镇化的深度融合，加快推进管网覆盖、“高碳”能源设施改造和燃料置换，建设低碳智能城镇、园区，大力实施光电建筑一体化，示范开展“热电冷”三联供，提高能源利用效率；推进绿色能源县、乡、村建设，大力发展农村太阳能光热利用，全面推进农村秸秆、林木废弃物、沼气等生物质利用，推广低碳、节能炉灶，加快替代薪柴、分散燃煤；结合精准扶贫和新农村示范区建设，探索连片打包承建模式，推广分布式光伏发电。
第五节　加快发展能源装备，促进能源转型发展
贯彻落实《中国制造2025》及其相关政策措施，充分依托我市制造业基础雄厚的有利条件，以“研发促进应用，应用带动产业，产业反哺研发”，增强能源核心技术和产品创新，大力发展能源装备制造产业。
一、突出培育重点发展领域
依托我市产业发展现状，将光伏发电装备、风力发电装备、安全科技三大领域作为“十三五”重点发展领域。光伏发电装备产业方面，巩固龙头地位和市场占有率，优化产业布局，进一步补强硅材料到发电应用的链条体系；风电装备产业方面，依托现有基础和优势，以打造我省“千万千瓦风电基地”为契机，带动风电装备制造发展，不断提高市场占有率；安全科技产业方面，依托我市煤炭产地优势，着力提升安全科技产业规模，打造全国知名的安全科技集聚地。到2020年，三大重点发展领域产业产值超千亿。
结合国家能源转型发展总体要求，将智能电网、新能源汽车、节能环保三大产业作为重点培育产业。智能电网产业方面，依托新一轮配电网升级改造，持续推进输变电、配电、用电、调度自动化等设备研发制造，加快培育龙头企业；新能源汽车产业方面，紧紧抓住新能源汽车加快发展和应用的有利时机，突出车用能源部件、材料及控制系统研发，增加技术积累，增强配套能力；节能环保产业方面，加快推进洁净燃烧系统、高危垃圾处理、节能锅炉等核心技术创新研发，逐步实现产业化发展。到2020年，三大重点培育产业产值超500亿元。
二、持续增强研发创新能力
完善创新平台，积极支持和鼓励骨干企业采取独立建设、联合建设等方式，形成一批国家级能源研发中心。制定专门办法推动省级能源研发中心建设，形成企业为主体、多层次的自主创新平台体系。持续推进能源领域高技术创新，加大创新人才引进和培养工作力度，及时提出引进、培养人才计划，组织企业与高等院校建立专门人才培养机制。
三、打造能源特色产业基地
以重点发展领域产业为重点，以专业园区、科技园区、开发区为依托，着力打造一批产业特色鲜明、主导产品竞争力强、市场化机制健全、龙头企业带动作用明显、产业链条较为完整、创新能力较强、地区差异化发展显现的市级能源特色产业基地。鼓励和支持相关地区根据自身特点，招引能源制造骨干企业，形成企业支撑、科技创新和产业链条带动的新型基地。到2020年，新增3-5个产值500亿左右的能源特色产业基地。
四、加快培育能源骨干企业
加快发展一批具有自主知识产权的骨干企业，培育一批具有国际竞争力的大型能源装备企业集团。以光伏和风力发电设备领域为重点，推动优势企业实施“强强联合”、跨地区兼并重组、境外并购和合资合作，提高产业集中度；以节能环保、安全科技领域为重点，依托技术优势，加强与风险投资、创业投资的合作，加快形成具有较大规模的行业龙头企业；以智能电网、新能源汽车等领域为重点，鼓励和引导企业与整车制造企业以及科研院所加强合作，努力培育一批重要部件和重要配套材料为一体的骨干企业；围绕服务外包、“互联网+能源”、合同能源管理等方式，加快招引培育一批能源领域生产性服务业，增强能源高效利用水平。
第四章　保障措施
进一步强化能源行业管理，推进体制机制改革，健全能源“双控”机制，完善政策措施，实现能源与经济社会协调发展。
一、加强能源行业管理
加强规划衔接。适应能源发展的新形势、新要求，组织编制实施煤炭、天然气、可再生能源、电网、供热、资源综合利用发电、热电联产等专项规划，加强与本规划之间的衔接，做到电源与电网，气源、气网和用气工程同步规划，同步实施，发挥规划对能源发展的引导调控作用。对上加强同省级能源规划的充分衔接，对下加强对县域能源建设发展的指导服务，结合能源发展中出现的新情况、新问题，适时组织制订相关配套政策和措施。
优化能源调度。推进煤炭、电力、天然气跨省能源调度协调，依托国网徐州供电公司开展跨市电网联合调度协调，加快基于特高压的主干电网建设，提高电力输送能力；依托徐州港和各煤炭企业，加快“亿吨大港”建设，保障煤炭供给需求；加快成立市、县（市、区）级天然气管网公司，配合重点供气企业气源输送调度，提高天然气利用量。
实施标准化管理。积极跟踪天然气、光伏、充电设施等国家及省能源标准制修订情况，完善地方能源标准体系。把建设标准化管理深入到能源项目前期、建设及运营管理的各个阶段、各个环节，提高能源项目建设运营水平，加强事中事后监管，形成合理有效的监管制度。
强化安全保障。加大对能源安全保障的资金支持力度，强化能源安全常态管理，完善油气管道、电网等安全保护工作制度，建立应急预案，健全应急处理指挥体系；密切跟踪成品油、煤炭、天然气等主要能源品种的市场情况，动态调整安排能源的仓储和运输。完善能源储备应急预案，健全统计预警体系，明确重点企业的储备责任。
二、深化能源体制改革
加快简政放权。深化能源领域行政审批制度改革，着力推进能源项目审批“接、减、转、放”，强化权力运行制约监督，构建全过程闭环监管的工作机制，加快形成权界清晰、分工合理、权责一致、运转高效、法治保障的机构职能体系。
实施电力体制改革。按照“市场准入有管理、市场行为有规范、市场公平有监管、市场推出有平台、市场供应有保障、普遍服务有落实、价格形成有机制、反制垄断有措施”的思路，加强同省级层面电力体制改革有效衔接，积极探索构建公正、公平、透明、规范的电力交易平台，重点推动电能直接交易和售电侧改革，协调推进价格联动机制，提高供电安全可靠性。
搭建市场化平台。制定完善节煤量交易、节能量交易、碳排放交易方案和细则，搭建“企业主体、第三方认证、政府审核”的市场化平台，推进区域间、重点用能单位之间开展市场化交易。加快研究制定节能减排配套政策，鼓励区县、企业发展低能耗、高附加值产业，压缩总量基数，提高增量利用效率。大力推广合同能源管理机制，完善地方支持合同能源管理发展的综合配套政策，积极培育节能服务市场。
专栏7：“平台搭建工程”
1.煤炭总量控制监测服务平台。实现煤炭消费统计、替代指标信息及交易、煤炭品质监测三大功能，进一步细化企业煤炭消费总量用途耗煤设施参数，预测全市真实煤耗，统计节煤量，服务大型耗煤项目建设，同时按批次、时间等对进入企业煤炭质量进行不定期监测，堵塞劣质煤入徐途径，通过平台建设最终实现煤炭消费负增长和高效清洁利用。
2.金融服务平台。建立政府、企业和金融机构三方协调机制，充分发挥政府引导作用，为企业与金融机构搭建沟通衔接桥梁，为中小企业提供便利、高效的金融服务，推进能源，尤其是可再生能源发展。
3.公共技术平台。将可再生能源、智能微网等纳入其中，重点推进光伏、安全科技、新能源汽车、节能环保、智能电网等核心关键技术研发、示范和推广应用。
创新能源投资模式。重点在热电联产、配售电、油气管网基础设施等领域，推广能源领域政府（城投等）和社会资本合作模式，切实鼓励或引导社会资本投资能源公共服务领域，促进能源领域混合所有制改革和有效拉动能源投资。
完善居民用能机制。逐步完善居民阶梯气价机制，以用气类别和规模为分类基础，研究构建多元化的气价体系；在保持电价水平基本稳定的前提下，进一步落实完善峰谷电价和阶梯电价机制，充分利用价格杠杆，合理配置电力资源。
强化能源行业管理。积极开展能源发展和改革重大问题研究，结合发展形势，适时修订能源产业政策措施。增强规划管理力度，严格按规划实施开发建设，加大对列入规划的项目的支持力度。建立和完善能源信息统计体系，及时掌握行业动态，为能源发展决策提供服务。
三、健全能源“双控”机制
科学分解目标。在深化万元GDP能耗强度下降指标约束要求的同时，把全市“十三五”能源消费总量和煤炭消费总量（增量）目标分解落实到区县、重点行业和重点用能单位。各区县、各部门要把能耗和煤耗总量目标纳入本地区、本部门规划和年度计划。各重点用能单位要将节能工作作为日常管理重要内容，明确节能要求和任务。
完善考核评价。进一步完善节能考核实施办法，健全考核指标体系，把能源消费总量和煤炭消费总量目标作为区县节能目标考核和部门工作评价的重要内容。制定完善目标考核评价和行政问责制度，将目标完成情况作为区县和部门领导干部政绩评价的重要依据。建立能源消费总量和煤炭消费总量预测预警机制，及时有效控制能耗和煤耗的不合理增长。
健全节能激励。建筑节能方面鼓励既有机关办公建筑和大型公共建筑节能改造，建立建筑节能和绿色建筑推广激励机制；工业节能方面利用税收和财政政策，鼓励重点耗能企业在能效领域特别是提高设备能效和生产流程节能方面加大投入。
四、完善能源政策配套
财税政策。全面贯彻落实国家和省有关节能减排、能源资源价格改革、清洁能源利用、可再生能源推广等各项政策措施，积极争取国家和省各类财政补助资金和税收优惠政策。继续放宽能源领域的投资限制，鼓励多种形式、多种所有制参与投资，改善投资环境；大力实施节能、环保效果显著的资源综合利用、循环经济项目，建立生态恢复和环境保护的经济补偿机制。
金融政策。加强信贷政策和能源产业政策的衔接配合。创新金融产品和服务，为能源投资多元化提供便利。拓宽企业投融资渠道，提高能源企业直接融资比例。
价格政策。落实完善电价形成机制，稳步推进电价改革，逐步完善居民阶梯电价和峰谷电价政策，积极探索尖峰电价和可中断电价政策，贯彻执行可再生能源上网电价与燃煤电厂脱硫脱硝电价政策。加快研究建立符合我市实际的天然气发电上网电价形成机制、疏导机制和分担机制，贯彻执行天然气发电（分布式能源）上网电价。
徐州市“十三五”天然气利用专项规划
第一章　发展现状
第一节　发展成效
“十二五”期间，我市坚持以科学发展观为指导，加快能源行业转型升级，加快天然气基础设施建设步伐，供应保障能力明显增强，安全管理水平明显提高，消费总量持续快速增长，用气结构不断优化，应用领域不断拓展，为我市能源结构调整和节能减排做出了贡献。
一、消费总量持续快速增长
“十二五”以来，我市天然气消费总量快速增长，由2010年的1.3亿立方米增长至2015年的3.1亿立方米，年均增长18.26%，增速高于全国、全省平均增幅，天然气占一次能源消费比重为1.0%，较2010年提高0.5个百分点，呈现消费区域集中、领域均衡的特点。
消费区域比较集中。西气东输冀宁联络线2条支线途经的主城区、邳州市和新沂市利用情况较好，其中主城区用气量约1.9亿立方米，占总用气量的61.34%，居民天然气基本实现全面普及。铜山区由于毗邻主城区，辖区供气管网逐步与主城区港华燃气公司供气管网连通，气源保障较好。而气源管道未覆盖的睢宁县、贾汪区和丰县等地区用气量明显偏少。
消费领域相对均衡。天然气消费主要有居民、公共服务设施、交通以及工业四大领域，用气量年均增长率分别为16.64%、26.13%、19.65%、12.96%。到2015年，全市居民用户496364户，用气量为7670万立方米，城镇气化人口120万人，城镇人口气化率19.5%；公共服务用户1127户，用气7067万立方米；工业用户103户，用气8948万立方米；交通用气7363万立方米，占比分别为24.71%、22.76%、28.81%、23.72%，形成了相对均衡的用气格局。
二、气源供应基本满足需求
我市天然气供应主要有管道气和CNG/LNG两种形式，管道气源由“西气东输”冀宁联络线邳州-徐州、邳州-连云港2条支线供应，气源干管180公里，相继建成了徐州金山桥、邳州赵墩和新沂龙河3个分输站，协议气量3亿立方米/年，承担全市90%以上天然气需求。其余少量气源主要通过撬车从山东、河南、江苏淮安、宿迁等地购入CNG/LNG解决，基本保证全市天然气需求。
专栏1：我市天然气气源管道
1.、邳州—徐州支线，管道东起邳州赵墩分输站，终于徐州金山桥分输站，沿线设徐州分输站和2座阀室，途径邳州市、铜山区、贾汪区、金山桥，全长55.1千米，设计压力6.3兆帕，设计输气量11.79亿立方米/年。
2.邳州—连云港支线，管道西起邳州赵墩分输站，终于连云港分输站，沿线设新沂龙河分输站、连云港分输站2座场站和5座阀室，途径邳州市、新沂市、新浦区、东海县，全长142千米，设计压力6.3兆帕，设计输气量4.4亿立方米/年。
三、基础设施建设步伐加快
管网敷设稳步拓展。全市城市供气管网建设稳步推进，至2015年，建成城市供气管网2907.8公里，其中高压管线40.8公里，中压管道466.5公里及低压管道约2400公里，主城区燃气管网基本实现全覆盖。
加气站点快速增长。天然气在交通领域应用快速增长，推动加气站建设步伐加快。到2015年，全市建成CNG加气母站2座，形成35万立方米/日的CNG外输能力。建成CNG汽车加气子站24座，加气能力为39.2万立方米/日，满足全市天然气公交车和出租车的用气。
四、安全保障能力稳步提高
储备能力不断加强。全市天然气应急调峰储气设施建设逐步展开，主要有储气（配）站、高压管道、LNG储罐等，到2015年，建成储气设施10个，储气能力150万立方米，调峰能力95万立方米，基本满足全市3天的天然气应急使用，具备一定的储备应急能力。
管道保护成效显著。按照国家、省有关部署，建立全市油气管道保护新机制，成立以分管副市长为组长的油气管道保护领导小组，制定落实《关于进一步加强石油天然气管道保护提升安全发展水平的意见》、《徐州市2015年油气管道保护工作要点（草案）》等，取得显著成效。
第二节　问题与挑战
我市天然气利用取得了显著成效，为加快能源结构调整、改善空气环境质量、提高人民生活水平，促进经济社会持续健康发展发挥了重要作用。但全市天然气行业由于气源供应不足、城市配网滞后、应急储备薄弱、体制机制不完善等问题，制约了天然气持续快速增长。
一、管道气源单一成为天然气快速发展瓶颈
我市天然气的气源主要由“西气东输”冀宁联络线支线供应，与苏南地区形成的“西气东输、川气东送、海陆并举”多气源格局相比，供应途径单一，气源供应可靠性较低。同时，现有气源管道协议供气量仅为3亿立方米/年，供应量较少，仅可满足全市目前天然气利用量，随着国家节能减排和能源转型发展力度加大，现状气源供应量难以满足我市天然气利用量的持续快速增长需求，势必产生行业“除法效应”，成为我市天然气快速发展的主要障碍和瓶颈。
二、城市配网滞后导致区域气化水平差距大
从目前我市天然气利用水平看，市区、邳州、新沂有主干管网敷设的地区，其利用量较大，占全市天然气利用总量的77.76%，应急保障能力较强；睢宁、丰县、沛县尚无主干管网，仅靠车辆运输，因气源难以保障，用气设施无法规模化发展，导致该区域气化水平偏低，仅占全市天然气利用总量的9.51%。此外，城市配网仅主城区范围内基本实现全覆盖，其余各地仅覆盖城区少部分区域，除主城区外，其他地区城市配网覆盖较少，也阻碍了我市整体气化水平的提高。
三、应急储备薄弱影响天然气应急供应安全
随着天然气的普及，其消费量将大幅增加，城镇用气不均衡的特点及冬季采暖用气量的大幅攀升，调峰压力也将随之增长，一旦上游气源供气出现事故，供气量大幅减少或中断，如无备用气源补充或应急储备能力薄弱，城市用气将受到较大影响。目前，我市应急储备设施薄弱，仅能满足全市3天的应急使用，严重影响供应安全。
四、体制机制问题阻碍天然气终端用户开发
城市管道燃气是重要的市政公用基础设施，实行特许经营制度，具有显著的基础性、先导性、公用性和自然垄断性。特许经营企业气源供应不足，无力开发拓展新区域和新用户，而又不允许新的运营方式进入，势必阻碍天然气的消费增长。同时，目前天然气的定价，仍沿袭原有的分段管理、成本加成的模式，即上游城市门站价由国家发改委制定，下游终端销售价格由地方政府价格主管部门制定，实行属地化管理，制定价格的依据基本上是企业成本，特许经营在某种程度上对气价起到调控作用，形成“垄断高价”利润。行业的特许经营、供气成本等因素，造成终端用户“同城不同价”，主城区居民用气为2.45元/立方米，部分区域用气价格高达4.5元/立方米，价格差异较大，与燃煤、燃油相比不具备成本优势，抑制了用户的需求和终端新用户的开发，一定程度上制约了我市能源结构调整。
五、供需双方矛盾成为天然气发展重大挑战
随着政策发酵和价格优势显现，我市天然气利用项目，尤其是工业、商用、交通等非居民领域的天然气利用项目将大幅增加，其用气量大、用气时间长，将快速拉动全市天然气利用量大幅增长，与此同时，我市气源供应不足、气源干管单一、拓展难度较大，管网覆盖较少、建设周期长，备用气源不足、应急能力较弱等突出问题与需求阶梯式增长之间的矛盾将逐步显现，短期内供需双方无法相互匹配，成为我市天然气大规模利用最严峻的挑战。此外，燃气安全事关人民群众生命财产安全，事关经济社会稳定，加强燃气管道的安全运行显得越发重要。
第三节　形势与机遇
从当前能源发展形势看，大力发展天然气，提高天然气消费比重，对于保障全市能源供应、优化能源结构、保护生态环境具有重要的现实意义，现阶段大力发展天然气面临较好形势和良好外部机遇。
一、国际能源变革促使天然气供应能力激增
随着北美页岩气开发取得突破，世界油气供应格局发展重大调整，美国已由油气进口国向自给自足甚至出口国转变，国际油气市场呈现OPEC、俄罗斯、北美三足鼎立的态势。受此影响，世界油气价格较本世纪前十年出现大幅度下滑，而且很可能将在较长时期保持相对低位水平。为保障市场份额，OPEC、俄罗斯等主要油气生产国将不得不调整油气产品出口方向，依托“一带一路”开辟的安全便捷的战略能源大通道，加强与中国的能源合作意愿、深度和力度。此外，“十三五”期间，我国将形成国产常规气、非常规气、煤制气、进口LNG、进口管道气等多元化的气源和“西气东输、北气南下、海气登陆、就近供应”的供气格局，预计供应规模为3750亿～4300亿立方米，消费规模为3000亿～3300亿立方米，由卖方市场转变成买方市场，为我国天然气大规模利用提供了大量、稳定的气源保障。
二、能源转型发展促使天然气体制改革加快
随着经济发展进入新常态，加快能源转型发展，打造清洁低碳、安全高效的现代能源体系其重要保障，天然气作为清洁、低碳的化石能源，大规模利用是保护大气环境、有效防治雾霾、控制温室气体排放的现实选择，大力发展天然气、大幅提高天然气供应能力和消费比重，是推动能源结构转型的重要方向。党的十八届三中全会做出了关于全面深化改革若干重大问题的决定中，积极推动石油天然气体制改革，总体思路涉及市场准入和价格放开，包括拆除各种隐性的政策准入壁垒和管制壁垒，允许各种不同性质的资本和企业进入，转变企业经营机制，推进定价机制市场化改革，继续取消和下放行政审批事项，加强后续监管，优化审批程序，创新项目管理方式，切实提高项目管理效率和透明度。天然气行业的体制机制改革加快为我市深化管理体制改革、破解体制机制障碍，推进天然气快速发展，促进能源转型发展创造了良好外部环境保障。
三、政策环境利好促使天然气利用水平提高
2012年《天然气利用政策》将LNG汽车用户增加为优先类，并将原属于允许类的集中式采暖和燃气空调用户调整为优先类用户，天然气优先进入城市燃气领域的宗旨更为突出；此后面对日益加剧的环保约束，国家先后出台了能源发展战略行动计划、大气污染防治计划、保障天然气稳定供应长效机制的意见等一批政策措施，旨在引导能源行业转型发展，提高天然气利用水平，尤其是近期下发的《关于理顺非居民用天然气价格的通知》、《关于降低非居民用天然气门站价格并进一步推进价格市场化改革的通知》，实施价格并轨，天然气利用成本成为仅次于煤炭的能源品种，价格红利有力促进非居民天然气的快速增长。
第二章　发展思路
第一节　指导思想
以科学发展观为指导，全面贯彻党的十八大和十八届五中全会精神，深入领会习近平总书记系列重要讲话精神，落实国家天然气发展战略和省委省政府“气化江苏”战略，紧紧围绕推进生态文明建设为中心，大力发展清洁、高效、低碳的天然气能源，保障气源供给，提高消费比重，优化能源结构，促进节能减排。
第二节　发展目标
以促进能源转型发展为主线，以提高供应保障能力为核心，以经济合理配置天然气资源为重点，提升天然气利用水平，实现天然气大规模替代煤炭的发展格局。
1.气源保障。着力构建“多种气源、互补互通”的供应体系，保障发展需求。到2020年，力争形成以“西气东输”冀宁线、省沿海、平泰线管线为主要气源供给的区域性环形气源供应体系，形成10亿立方米/年的管道天然气供给能力。
2.管网建设。着力构建“布局合理、功能明晰”的区域输气网络，完善输配系统。到2020年，基本建成“市区环网、多个气源、镇域覆盖”的天然气管网输配和储运体系。
3.应急储备。着力构建“多形式、多功能”的应急调峰机制，保障供气安全。到2020年，全市应急调峰储气能力达到1000万立方米，满足7天的应急供气保障。
4.消费规模。着力构建“市场主导、多元利用”的用气格局，优化能源结构。到2020年，全市天然气消费量力争达到7.5亿立方米，实现供需基本平衡。天然气在一次能源消费结构中的比例提高至2%以上，城镇人口天然气气化率达到65%以上。
5.管理体系。着力构建“诚信有序、监管规范”的新型市场体系，规范市场秩序，强化政府引导监管，实现供气安全稳定。到2020年，建成特许经营制度完备、市场供气价格公平、市场准入竞争规范的管理体系，建立市级燃气管网公司。
6.管道保护。着力构建“职责清晰、响应快速”的安全保障制度，保障安全运行。到2020年，推进老旧管网更新改造，制定完善油气管道保护应急预案，保障管网安全营运。
第三章　重点任务
“十三五”期间，加快提升天然气利用水平，强力实施“气源开拓”、“基础保障”、“规模化利用”、“规范管理”四大工程，推进能源转型发展。
一、大力拓展气源渠道
（一）扩大西气东输气量。立足现有西气东输一线气源，在与中石油公司已签订天然气供应协议气量的基础上，依托大企业、大项目，积极争取增加天然气供应量，到2020年力争再落实西气东输供应协议气量达4亿立方米/年。
（二）新建燃气入徐管道。以省规划建设的沿海管线输气管道项目建设为契机，积极争取沿海管线气源，到2020年，力争落实供气量5亿立方米/年；积极争取中石油“西气东输”平泰线气源，推动平泰线气源入徐工程，到2020年，力争落实供气量1亿立方米/年，尽快实现我市多条管道气源供应局面。
专栏2：规划管道气源
1.沿海管线入徐工程。我省拟将省内三座LNG接收站相互连接，规划建设沿海天然气管网，年输气能力160亿立方米，旨在形成省内气源，重点保障苏北、苏中用气需求，保障全省供应安全稳定。规划宿迁到睢宁管线，由宿迁分输站供应，依托市级管网公司徐州国投新奥接入徐州气源管网。
2.平泰线入徐工程。平泰线系西气东输一线和二线的联络线，依托徐州国投新奥沛县北—沛县城区、丰县港华丰县北—丰县城区管道天然气项目，由济宁分输站供应，从山东老砦接入徐州气源管网。
（三）积极拓展备用气源。充分发挥我市产业优势，科学布局LNG制造项目，到2020年，建成焦炉气制LNG项目5个，示范推进秸秆制LNG，形成1.5亿立方米/年的备用气源。加快推进协鑫集团海上LNG项目建设，对我市形成有益补充。
二、提高燃气消费比重
（一）积极开拓居民用户。组织实施城镇居民用能清洁化计划，加快实施老城区和老住宅小区燃气管网改造工程，提高市区居民管道气化率；天然气管道通达的县域，开展液化石油气、分散燃煤置换工程，加快调整居民用能结构；新建居民区同步规划、设计、建设天然气覆盖工程，居住小区交付后即可通上天然气；在管道尚未通达的区域，鼓励采用CNG、LNG等过度气源。
（二）鼓励发展工业用气。在实现管道天然气通达区域，主要发展建材、机电、轻纺、石化、冶金等工业领域中以天然气代油、液化石油气项目，环境效益和经济效益较好的以天然气代煤气项目和可中断用户；对新建、改建和扩建耗煤项目制定替代方案，优先选择使用天然气等清洁能源。
（三）全面发展商业用气。市区范围内新建商业设施同步配套建设天然气利用设备；在管道天然气通达县域，所有商业机构耗煤设施全部关停，加快发展公共服务设施使用天然气；在管道天然气未通达区域，强化引导，有序淘汰商业、公共服务机构耗煤设施。
（四）科学发展交通用气。根据汽车、船舶等交通工具运营特点，结合气源供给能力，重点推广城际客车、重型卡车、物流车辆、内河船舶等“油改气”工程，加快发展以城市公交、出租车为主的公共交通车辆使用天然气。加强城乡天燃气供应站点统一规划布局，依托分输站、高中压调压站等适度建设加气母站；结合管网建设，建设一批与供气管网相互连接的加气标准站；按照各地“油改气”推进情况，建设一批加气子站，鼓励在航道、城际公路等服务区建设加气站，论证油、气、电一体化补充站点建设可行性，强化示范引导。到2020年，规划新增加气母站6座，加气子站75座。
（五）示范推广分布式能源。天然气分布式能源是天然气高效利用方式。在我市市区冷热需求总量大，负荷稳定、增长快、品质差异小的学校、医院、机场、成片住宅区、数据中心、开发区、工业园区、交通枢纽、集中办公商业区等，示范建设分布式能源楼项目，到2020年，力争建成5个以上分布式能源项目，形成示范带动效应。
专栏3：天然气分布式能源（系统）
1.分布式能源，一般是指以天然气为初始能源，经过能源转化设备转化，可以向特定临近用户提供热、冷、电等能源产品，具有分散布局、梯级利用特征的能源供应系统。
2.分布式能源，一般采用两种系统流程。除通过“燃气轮机——发电机”提供电力负荷外，一是通过“燃气轮机——余热型溴化锂机组”，提供制冷负荷、供热负荷、热水负荷；二是通过“燃气轮机——余热锅炉——蒸汽轮机——蒸汽型溴化锂机组”，提供制冷负荷、供热负荷、热水负荷。
3.分布式能源，因其服务范围不同，一般分为两类。一是为独栋楼宇客户提供服务的楼宇分布式能源系统（BCHP）。二是为同一区域多栋建筑用户提供服务的区域分布式能源系统（CCHP）。
三、强化基础能力建设
（一）组建市级管网公司。依托市国投集团，加快组建徐州市天然气管网公司，整合现有支线管道资源，统一规划建设与主干管道相互连接的支线管网，实现与跨区天然气管网互联互补，避免重复建设，优化整体管网布局，加快建立全市“一张网”输配气格局，统一承接上游气源，将多种气源进入一张管网，有效降低平均运输成本及到岸价格，实现“同市同价、同网同价”，有效发挥在政府引导下的储存、调峰能力，保障天然气供应安全，维护天然气市场稳定。到2020年，依托徐州市天然气管网公司，形成X+1+X的输配储模式。
专栏4：组建徐州市天然气管网公司的设想
1、按照“多气源供应、全市一张网、分类气价、政府引导”的原则，由市国投集团牵头组建市级天然气管网公司，负责协调天然气行业和政府监管部门以及与上游天然气供应方的关系，统一规划全市天然气供气管网，尽快完善区域管网体系，形成完整的供气系统，平衡资源，为全市一张网增强供给保障。
2、X+1+X模式：第一个“X”代表天然气上游市场主体多样化和天然气气源的多样化；“1”代表多家中游管网输送企业联合形成的有利于整合管网资源的市级天然气管网公司；第二个“X”代表天然气下游市场配售主体多样化和终端客户多样化。
（二）扩大管网覆盖范围。结合我市1530新型城镇化建设，重点实施三大工程，提升管网覆盖率。加快推进“市区管网优化工程”，到2020年，基本建成徐州市区绕城天然气高压环网，完成城区老旧管网改造；强力实施“县域气源覆盖工程”，到2020年，实现各区域气源全覆盖；统筹促进“镇镇通工程”，围绕乡镇及用能负荷较大的产业园区，加快推进天然气支管的敷设，管网短期内无法铺设的偏远区域，加快天然气“卫星站”建设，待管网通达后进行接驳。到2020年，基本实现天然气“镇镇通”。
（三）提升应急保障能力。在发展天然气产业的过程中妥善处理天然气管网与调峰、储气设施建设的匹配问题，通过鼓励、强制两手抓的形式，加快推进全市储气设施建设。支持城市、开发区（园区）以及终端服务商建成储气站、LNG储罐等多种形式的应急储气设施，强化应急储气调峰功能。鼓励天然气经营企业管网互联、应急代供，在建设高压输气管道同时，配套相应比例的储气设施，使天然气供应体系更加完善，提高储备调峰能力，确保用气安全，实现全市天然气利用良性循环。到2020年，全市天然气储备能力1000万立方米，满足7天的应急供气保障。
四、规范燃气运行管理
（一）健全行业监管体系。健全规划与建设、资源与管理、安全与服务、运行与调度、价格与成本等全方位的行业监管体系。完善区域特许经营评估、竞争机制，引入有气源、实力强的天然气企业对于区域天然气发展进行有效补充，积极探索镇级燃气特许经营权属问题，加大监管力度，维护公平公正的市场秩序，为行业健康发展创造良好环境。
（二）加强燃气供需平衡。按照气源总量，科学制定天然气调配计划，积极沟通运营企业，促使其加强天然气供应和需求侧的调控管理，做好供需平衡，保障市场供应。对企业进行正确引导，鼓励天然气企业引进外部气源，使其根据市场需求组织资源，推动资源、市场有序协调发展。
（三）规范市场价格机制。建立健全天然气价格监管机制，以成立市级天然气公司为契机，努力推动天然气价格“同市同价、同网同价”。设置合理的成本边界，形成科学合理的输配服务价格体系，建立“政府引导、回归市场”的天然气定价机制，最终实现以价格杠杆调节天然气供需矛盾。完善天然气季节性差价、峰谷差价、阶梯差价和可中断气价等差别气价政策，引导用户合理消费，提高天然气利用效率，将有限的天然气资源发挥更大的效益。
（四）推动燃气技术创新。结合我市“智慧城市”建设，研究开展互联网+燃气行业的信息化试点工作，推进调压、调度、收费、安全报警和天然气高压管线预警系统信息集成应用，建立全面覆盖的智能监控体系，通过现代化的网络信息技术，提高应对处理突发事故的能力。
第四章　保障措施
一、强化统筹协调
建立健全统一、协调、高效的行业监管体制，推进依法行政过程，提高行政管理效能，着力推进天然气利用水平提升四大工程，建立与天然气经营企业、基础设施运营企业和城镇燃气经营企业的资源和信息等协调沟通机制，确保城镇居民、公共服务设施、工业企业等用户安全稳定的供气。加强项目管理，着力推进输气管网、储气设施、利用设施等项目建设，加强项目全过程管理，避免重复建设，