（七）加快調整產(chǎn)業(yè)結構
化解煤炭行業(yè)過剩產(chǎn)能。嚴格控制新增產(chǎn)能，從2016年起，3年內原則上停止審批新建煤礦項目、新增產(chǎn)能的技術改造項目和產(chǎn)能核增項目，確需新建煤礦的，一律實行減量置換。加快淘汰落后產(chǎn)能，繼續(xù)淘汰9萬噸/年及以下煤礦，支持有條件的地區(qū)淘汰30萬噸/年以下煤礦，逐步淘汰其他落后煤礦，全年力爭關閉落后煤礦1000處以上，合計產(chǎn)能6000萬噸。嚴格煤礦基本建設程序，嚴禁未批先建。嚴控現(xiàn)有產(chǎn)能產(chǎn)量，嚴禁超能力生產(chǎn)。鼓勵煤電化、煤電鋁一體化發(fā)展，支持企業(yè)兼并重組。完善煤礦關閉退出機制，研究設立相關專項基金。
控制煤電產(chǎn)能規(guī)模。合理引導投資建設預期，研究建立煤電建設風險預警機制，定期發(fā)布分省煤電規(guī)劃建設風險預警提示。嚴控煤電新增規(guī)模，在大氣污染防治重點地區(qū)和電力裝機明顯冗余地區(qū)，原則上不再安排新增煤電規(guī)劃建設規(guī)模，取消、緩核和緩建一批已納入規(guī)劃或核準（在建）煤電項目。加大淘汰落后機組力度。嚴厲查處違規(guī)建設行為。
加快煉油產(chǎn)業(yè)轉型升級。以成品油質量升級為抓手，實施新一輪煉油技術升級改造，形成一批先進產(chǎn)能，淘汰一批落后產(chǎn)能。鼓勵多元化發(fā)展，積極開展產(chǎn)品深加工和柔性加工，鼓勵有條件的企業(yè)從主要生產(chǎn)成品油調整為側重生產(chǎn)化工產(chǎn)品。推進煉油產(chǎn)能走出去，打造具有國際競爭能力的煉油企業(yè)集團。
提高油氣自主保障能力。推進國家油氣重大工程，實施大型油氣田及煤層氣開發(fā)重大專項，研究老油田穩(wěn)產(chǎn)、老油區(qū)穩(wěn)定以及致密氣、海洋油氣勘探開發(fā)扶持政策。支持非常規(guī)油氣產(chǎn)能建設和儲氣設施建設。加快煤層氣產(chǎn)業(yè)化基地和煤礦瓦斯規(guī)模化抽采利用礦區(qū)建設。完善國家石油儲備體系，加快石油儲備基地建設，完善動用輪換機制，提高國家石油儲備保障能力。
（八）合理優(yōu)化空間布局
實施區(qū)域差別化能源開發(fā)政策。在水資源可支撐和生態(tài)環(huán)境能承載的前提下，加大西部地區(qū)能源開發(fā)力度，穩(wěn)步增強跨區(qū)調出能力。合理控制中部地區(qū)能源開發(fā)強度和節(jié)奏，保持持續(xù)發(fā)展動力。壓減東部地區(qū)重點區(qū)域煤炭消費總量，重點發(fā)展核電、沿海風電、太陽能和海上油氣開發(fā)利用。
優(yōu)化跨區(qū)能源輸送通道建設。加快跨省區(qū)輸電工程特別是水電、風電外送通道建設，提高清潔能源利用比重。加快跨省區(qū)油氣長輸管道建設，促進主干管道互聯(lián)互通。加快重點地區(qū)和氣化率較低地區(qū)油氣管道建設。推進頁巖氣、煤層氣等非常規(guī)天然氣配套外輸管道建設。加強電力輸送通道與煤炭輸送通道的統(tǒng)籌協(xié)調。
促進能源與高耗能產(chǎn)業(yè)協(xié)調發(fā)展。落實《國務院關于中西部地區(qū)承接產(chǎn)業(yè)轉移的指導意見》，支持西部地區(qū)實施高耗能產(chǎn)業(yè)布局優(yōu)化工程，提高能源就地消納比例。支持東中部地區(qū)加快高耗能產(chǎn)業(yè)轉移，實施清潔能源提速工程，降低對遠距離能源輸送的依賴。
（九）加強系統(tǒng)集成優(yōu)化
著力提升電網(wǎng)調峰能力。鼓勵發(fā)展天然氣調峰電站，適度加快規(guī)劃內抽水蓄能電站建設。推進西南地區(qū)流域龍頭水電站建設，提升燃煤電廠調峰能力。穩(wěn)步推進熱電聯(lián)產(chǎn)機組參與調峰，鼓勵發(fā)展背壓式熱電聯(lián)產(chǎn)。出臺節(jié)能低碳發(fā)電調度辦法，優(yōu)先調度可再生能源發(fā)電，合理調整燃煤機組調峰秩序。研究出臺政策措施，推動儲能技術突破，促進規(guī)模化參與調峰應用。完善跨省跨區(qū)電力輔助服務補償機制，進一步挖掘調峰潛力。
積極發(fā)展分布式能源。放開用戶側分布式電源建設，鼓勵多元主體投資建設分布式能源。研究制訂接入電網(wǎng)技術標準規(guī)范，推動分布式能源接入各電壓等級配電網(wǎng)和終端用能系統(tǒng)。創(chuàng)新分布式能源運營模式，鼓勵發(fā)展融合儲能技術和信息技術的先進微電網(wǎng)。完善各類資源綜合利用機組財政支持政策。
積極發(fā)展智能電網(wǎng)。研究建立適應基本國情的智能電網(wǎng)技術路線、發(fā)展模式和實現(xiàn)路徑。示范應用微電網(wǎng)、儲能及柔性直流輸電工程。加強需求側管理，推廣應用供需互動用電系統(tǒng)。探索智能電網(wǎng)運營商業(yè)新模式，建立清潔、安全、便捷、有序的互動用電平臺，適應分布式能源、電動汽車等多元化接入需求。
促進可再生能源就地消納利用。建設配套調峰電站，提高電網(wǎng)接入消納能力。開展風電供暖、制氫等示范工程建設。探索風電、光伏就地消納利用商業(yè)新模式。統(tǒng)籌解決棄風、棄光、棄水等行業(yè)發(fā)展突出問題。探索試點可再生能源開發(fā)利用目標管理機制。
四、加快清潔化低碳化進程，建設綠色發(fā)展新生態(tài)
（十）大力發(fā)展非化石能源
積極發(fā)展水電。加快推進西南水電基地重大項目建設，推動白鶴灘、葉巴灘、卡拉等重點水電項目核準開工，積極推進怒江水電開發(fā)。做好雅魯藏布江下游水電開發(fā)前期研究論證與規(guī)劃。
穩(wěn)步發(fā)展風電。推動“三北”地區(qū)風電健康發(fā)展，鼓勵東中部和南部地區(qū)風電加快發(fā)展。推進準東、錫盟、晉北、張家口三期新能源發(fā)電基地規(guī)劃建設，提高新能源發(fā)電外送電量比重。研究解決制約海上風電發(fā)展的技術瓶頸和體制障礙，促進海上風電健康持續(xù)發(fā)展。
安全發(fā)展核電。繼續(xù)推進AP1000依托項目建設，抓緊開工大型先進壓水堆CAP1400示范工程，適時啟動后續(xù)沿海AP1000新項目建設。加快推進小堆示范工程。協(xié)調各方力量，確保高溫氣冷堆、華龍一號等示范工程順利建設。保護和論證一批條件優(yōu)越的核電廠址，穩(wěn)妥推進新項目前期工作。加強核電安全質量管理，確保在運在建機組安全可控。
大力發(fā)展太陽能。擴大光伏發(fā)電“領跑者”基地建設規(guī)模。繼續(xù)推進太陽能熱發(fā)電示范項目建設，探索太陽能熱發(fā)電新技術和新模式。統(tǒng)籌做好太陽能發(fā)電項目與配套電網(wǎng)建設銜接。
積極開發(fā)利用生物質能、地熱能等新能源。加快生物天然氣開發(fā)利用，推進50個生物天然氣示范縣建設。推動建立燃料乙醇扶持政策動態(tài)調整機制，擴大燃料乙醇生產(chǎn)消費。推動地熱能規(guī)模化開發(fā)利用。在京津冀等北方城鎮(zhèn)地區(qū)推廣中深層地熱能集中供暖。在長江中下游地區(qū)推廣地源熱泵供暖制冷應用。推進西藏高溫地熱發(fā)電項目建設和中低溫地熱發(fā)電試驗。
推動區(qū)域能源轉型示范。在浙江、四川、寧夏、青海和內蒙古等地區(qū)，建設清潔能源戰(zhàn)略轉型示范省（區(qū)）。推進新能源示范城市、綠色能源示范縣和新能源示范園區(qū)建設，探索建立一批基本依靠清潔能源供能的示范區(qū)。推進可再生能源與新城鎮(zhèn)、新農村建設融合發(fā)展。
（十一）積極推進天然氣高效利用
研究修訂《天然氣利用政策》。完善交通領域天然氣利用技術標準，加強加注站規(guī)劃建設，積極發(fā)展以天然氣為燃料的交通工具。鼓勵發(fā)展天然氣調峰發(fā)電和冷電熱三聯(lián)供。擴大天然氣利用替代，在京津冀、長三角、珠三角等區(qū)域，因地制宜替代散燒煤炭，有序發(fā)展天然氣工業(yè)鍋爐（窯爐）。推進液化天然氣冷能資源綜合利用，適度發(fā)展天然氣工業(yè)供熱。促進天然氣發(fā)電與新能源發(fā)電融合發(fā)展。
（十二）繼續(xù)實施專項升級改造
實施煤電超低排放和節(jié)能改造。“十三五”期間，全國計劃實施超低排放改造約4.2億千瓦，節(jié)能改造約3.4億千瓦，預計總投資約1500億元。2016年，啟動一批超低排放改造示范項目和節(jié)能改造示范項目。修訂煤電機組能效標準和最低限值標準。開展煤電節(jié)能改造示范項目評估，推廣應用先進成熟技術。
加快成品油質量升級改造。2016年，東部11省（市）全面供應國五標準車用汽、柴油。扎實做好2017年全國全面供應國五標準車用汽、柴油準備工作。推進普通柴油升級項目。編制出臺車用汽、柴油國六標準。
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