能源是经济社会发展的重要物质基础。我国既是能源消费大国，也是能源生产大国。随着现代化进程的不断推进，我国能源需求持续增加，能源供需矛盾日益突出，成为长期可持续发展的一大软肋。增强能源安全，为经济社会可持续发展提供坚强有力的能源保障，是一项十分重要而艰巨的战略任务，直接关系到我国现代化进程的顺利推进。中央提出能源消费革命、供给革命、技术革命、体制革命，需要在客观分析我国能源资源状况、供需形势、发展潜力、国际环境的前提下，进一步解放思想、理清思路，以前所未有的决心和更加有力的措施，创新体制机制、促进转型发展、优化供给结构、推进节能降耗，增强能源可持续发展能力和保障能力。有鉴于此，立足我国缺油富煤、水核光风电潜力巨大的能源资源国情和需求持续增长的能源消费实际，着眼解决能源供需格局严重错位、煤炭利用清洁化不高、一二次能源转换效率低、油气进口安全性差等问题，按照节约优先、立足国内、多元发展、保护环境的战略思路，特建议实施十大国家能源工程。藉此十大工程，加快能源革命，为国民经济和社会发展提供安全、可靠、经济、清洁的能源保障。
一、实施能源林工程，建造可再生绿色油田。我国石油资源匮乏，需求增长迅猛，进口依存度不断提高，受国际环境动荡不安的影响，我国石油供给安全受到严重威胁，增强我国石油保障能力的紧迫性日益突显。同时，我国也是山地资源非常丰富的国家，仅仅宜林荒山荒地就有32亿亩以上，利用这些荒山荒地种植油料能源林，具有不与人争粮、不与粮争地、对环境友好的特点，可大规模种植并生产生物柴油，形成"可再生的绿色油田"，增强油品供给能力，替代石油进口，保障石油安全。据调查，我国大规模实施能源林工程的条件已经具备，时机较为成熟，各方面效益均十分显著。一是工程技术可行。我国适合荒山荒地种植的油料植物有100多种，如麻风树、乌桕、桐子、文冠果、黄连木等，果实含油量在30%以上，榨油、炼油技术也已完全成熟，相应的混合柴油国家标准已经制定，国家已在四川、贵州、湖南、海南等地开展了试点，为大规模实施能源林工程积累了经验。二是经济效益可观。经调研保守估计，种植10亿亩油料能源林可年产生物柴油1亿吨左右，从植树造林到成林产籽出油大约需要5年时间，需建设成本1.2万亿元左右（其中造林大致需要1万亿元，建榨炼油厂等配套设施大致需要2千亿元），建成生产后年均运营成本大致要4千亿元，建成后能源林一般可持续产果炼油50年左右，按照目前柴油价格每吨8900元测算，即使没有国家政策支持10年内也可收回成本，经济效益非常可观。三是社会生态效益显著。荒山荒地主要分布在我国中西部贫困山区，能源林工程将成为这些贫困地区的特色产业，为当地农民提供就业机会、增加收入、脱贫致富，促进当地经济发展。同时，利用荒山荒地植树造林，也是加强水土保持、保护生态环境、增强碳汇能力的有效举措，有利于应对国际碳排放谈判。四是政策环境良好。国家已经对能源林建设实行了优惠政策，中央财政已经执行了按照每亩200元对种植能源林进行补助的政策。社会各界对投资建设能源林工程的积极性很高，小规模开发已成气候。
基于上述分析，建议尽快启动实施国家能源林工程，按照"政府主导、企业主体、统筹规划、市场导向"的原则，形成大型企业参与、产业化经营、规模化发展、集约化生产、产加销一体化的经营模式，开发利用荒山荒地，大规模种植油料能源林，形成永不枯竭的绿色油田。具体建议是：中央政府出资2000亿元作为引导资金（实际上相当于将每亩200元补助金集中捆绑使用），利用市场机制，实行生物质柴油保护价收购和降低市场准入门槛等政策，吸引广大企业和农户参与能源林种植，加快生物柴油加工能力建设，争取到2020年建成油料能源林10亿亩，形成生物柴油产能1亿吨/年，满足届时石油需求的15%左右，缓解油品供给压力，增强石油供给安全，以后视情况进一步加大能源林建设规模。
二、实施海水西送开发煤炭工程，建设北方煤炭清洁化利用基地。我国是煤炭资源相对丰富的国家，能源以煤为主的格局将长期存在，但煤炭资源北多南少、分布不均，与经济布局正好错位。据初步调查，我国新疆、宁夏、内蒙古等北方地区煤炭储量占全国总量的70%以上，大规模开发北方煤炭势成必然。我国北方煤炭资源赋存条件优越，具有埋藏浅、煤层厚、结构稳定、开采条件好等特点，相当部分为可露天开采的整装大煤田，特别适合建设特大型煤电煤化工基地。从内蒙古经验来看，建设特大型煤电煤化工基地，就是集约化大规模开采煤炭并就地转化成电、油、气和化工产品，通过电网、管道等方式输送到能源需求地区，同时采取循环经济模式加强废弃物循环利用、污染集中整治，努力做到零污染排放，实现煤炭清洁化开发利用。从我国国情来看，建设特大型煤电煤化工基地是我国煤炭清洁化开发利用的必然要求，也是重大的能源战略。但是，煤电煤化工产业是高耗水行业，我国北方严重缺水，即使在目前煤炭开发强度不高的情况下，由于采煤过程抽取地下疏干水后没有有效补水，使内蒙古部分地区湖泊干涸、草原萎缩、生态环境恶化，部分煤电厂因当地缺水采取风冷方式，至大量燃煤粉尘进入空中，成为北京等地雾霾天气日趋严重的原因之一。可以说，解决缺水难题，是建设北方特大型煤电煤化工基地、实现煤炭清洁化开发利用的根本前提。
分析表明，解决北方缺水的渠道大致有三：一是取黄河水，二是南水北调，三是调渤海海水。由于黄河水资源有限，流域地区只能严格按照规定份额取水，满足当地必要的生产生活所需，即使置换一定的农业用水用于煤炭开发，也十分有限，不是长久之计；其次，受水源地水资源有限等因素限制，南水北调有限的调水量只能满足北方部分城市生产生活用水。因此，通过第一、第二途径解决北方大规模煤炭资源开发的用水问题是不现实的。而渤海海水取之不尽、用之不竭，实施海水西送开发煤炭工程，是永续性解决北方缺水问题、实现北方煤炭资源大规模开发的根本途径。经过深入调研表明，海水西送开发煤炭工程是一项技术可行、操作性强、效益显著的工程，工程涉及的提水输水、海水淡化、煤电煤化工等均是成熟技术，该工程在解决煤炭开发用水难题、实现煤炭清洁化利用、为内地提供清洁化能源的同时，还可以有效补给北方淡水资源，解决北方生态环境恶化、群众生产生活缺水以及土地资源开发利用等难题，经济、社会、生态效益十分明显，意义十分重大。
基于上述分析，建议实施国家海水西送开发煤炭工程，按照统筹规划、试点先行、由近及远、分步推进的思路，尽快加以实施。当务之急是抓紧推进试点工程建设，就是从辽宁葫芦岛调水到内蒙古锡林郭勒盟，开发胜利露天煤田。该项目已经论证多年，各项准备工作已经就绪，内蒙古自治区政府5年前就正式向国家发改委提出开展试点的请求，思路是从葫芦岛到锡林浩特建设615公里的海水提调输送通道，形成年调水4亿立方米的送水工程，送水到胜利煤田发展煤电煤化工，建成年产4亿吨露天煤矿，形成4000万千瓦电力装机、年产1000亿立方米燃气的煤电、煤化工生产基地，海水在作为煤化工和煤电冷却水的同时实现淡化，可年产3亿吨淡水，满足当地工业、人畜和沙地生态恢复、发展绿色农业等方面用水需求。建议在试点成功基础上推进更大范围、更大规模的海水西送开发煤炭工程。
鉴于北方煤炭资源开发与生态环境保护的矛盾异常尖锐，在海水西送开发煤炭工程没有大规模推进之前，建议内蒙、新疆、甘肃、陕西、宁夏等地煤炭资源开发实行严格的以水定产政策，确保在水资源充分保障的前提下开发煤炭、发展煤电煤化工，煤炭资源开发严禁随意无补充地抽取疏干水，严禁空冷方式发展煤电煤化工，避免造成大气污染和生态环境破坏。
三、实施核电提速工程，尽快提升清洁能源比例。大力发展可再生能源和核能，争取到2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15％左右，是我国重要的能源战略。在非化石能源中，核电是唯一能够在能源负荷中心大规模替代煤电的二次能源，按照原国家核电规划，到2020年我国核电应达到装机8000万千瓦，占总装机容量的4%左右，应该说这一规划目标本身是偏于保守的，与世界核电占总装机比例15%相比，差距很大。2013年我国核电装机容量为1461万千瓦，仅占总装机容量的1.17%，2020年要实现8000万千瓦装机目标，必须新增6500万千瓦的装机容量。从目前核电发展情况看，完成2020年发展目标难度很大。一是三代核电技术定型滞缓。受不可预见性因素的影响，我国首个AP1000核电站（三门核电）要延迟到2015年底才能投入运行，而自主改进型CAP1400核电今年才刚刚开始建设，预计到2018年以后才能建成投运，尽管我国已经具备年产8台套AP1000核电装置生产能力，但考虑到投运风险因素，目前不能批量建设后续AP1000项目。二是内地核电建设受严格限制。考虑多种因素，我国目前核电站基本上布置在沿海地区，华中、西南等内地尽管煤炭资源奇缺，地方发展核电积极性很高，核电选址也已经准备多年，但国家还没有放开准入。三是对二代加核电发展严格限制。尽管我国二代加核电技术基本成熟，国产化率也较高，但因为安全性等方面的考虑，目前国家对新增核电装机原则上不考虑二代加。可以说，目前我国核电发展必须在以下两个选择中做出决策：其一是以核电安全性为首要目标的选择，意味着必须等三代核电AP1000定型后再大规模建设核电，代价是2020年核电建设目标肯定完不成；其二是以完成发展目标实现为首要的选择，在充分进行技术性、安全性评估基础上，在风险可控的前提下，按照2020年核电发展目标，尽快上一批AP1000后续项目，不足部分由二代加项目补上，同时适当开放部分内地核电建设项目。
综合考虑目前我国能源发展面临的严峻形势和发展清洁能源的紧迫性，并吸取国际核电发展经验，也考虑到我国核电装备制造、施工建设、运行管理和人才储备等方面的实际情况，建议实施国家核电提速工程，按照上述第二项选择方案，在确保安全和风险可控的前提下，围绕2020年核电规划目标，尽可能上一批AP1000后续项目，适当增加部分二代加核电项目，适时开放部分内地核电项目，确保到2020年核电运行规模达到8000万千瓦。同时，加快CAP1400自主三代核电项目科技研发和配套能力建设，加大试点项目建设力度，力争尽快实现批量化生产能力，为2020年后更大规模、更安全发展核电做好技术准备。
四、实施水电优先开发工程，尽快提高水能资源利用水平。水能是十分宝贵的可再生清洁能源，我国水能资源理论蕴藏量为6.89亿千瓦，经济可开发容量为3.95亿千瓦，截止2013年已开发水电2.8亿千瓦，占经济可开发容量的71%，仍有大量的水能资源没有得到开发，形成了浪费，其中不乏开发成本低、移民数量少、综合效益好的水电资源。加快水电开发，是能源发展的重大战略。为此，建议实施国家水电优先开发工程。
实施水电优先开发工程，就是要针对水电发展中存在的问题，采取有效措施，完善支持政策，切实有效地加大水电开发建设力度。据调研，目前水电开发中存在的问题主要有三点：一是水电定价机制不合理。水电上网电价没有按照全成本测算，导致水电上网电价低于火电上网电价，不符合优先发展可再生清洁能源政策导向，也忽视了生态保护、库区移民利益和当地经济发展，带来了一系列后遗症。二是水电枢纽开发对航运水利功能有所忽视。企业在水电枢纽开发建设和运行中，往往更多地考虑发电效益，对航运、水利等公益性功能考虑不够，不能较好地发挥水电枢纽的综合效益。三是水电上网没有优先权。导致大量弃水，形成很大浪费。
针对上述问题，为了确保水电优先开发，建议采取以下政策措施：一是建立水电全成本补偿机制。建议水电价格按照不低于当地火电价格计提。同时将水电价格分为水电站开发成本电价与水电可持续发展补偿提价两部分。水电站开发成本电价，继续依据原定价机制，按照建设成本加合理利润原则核定，由水电站开发业主依法享有收益；水电可持续发展补偿金，按照水电电价扣除水电站开发成本电价后计提，由中央、省和库区所在地政府按照所承担的事权分别享有，专项用于库区移民补偿、经济发展、航道维护和生态保护等用途。二是高度重视水电枢纽航运水利功能开发。建议发展改革、交通运输和水利等部门对大江大河重大枢纽项目联合审批，确保水电枢纽发电、航运、水利、防洪等功能设施同步设计、同步建设、同步运行，发挥好水电枢纽的综合效益。三是对水电发电实行优先上网政策。建议电网企业认真执行国家节能调度政策，对水电发电实行优先上网政策，尽量避免弃水。
五、实施风光发电规模化开发工程，提升风光能利用水平。我国风能、太阳能等新能源资源十分丰富。风电资源10亿千瓦，陆地表接受的太阳辐射能相当于17000亿吨标准煤。近年来，国家通过特许开发、鼓励上网、优惠电价、设备补助等鼓励政策，切实加大了风电和太阳能发电开发和设备研发力度，风电和太阳能发电装机容量增长迅猛，2013年我国风电装机达到7548万千瓦，太阳能发电能力达到1479万千瓦，分别占总装机容量的6.05%和1.19%，但风电和太阳能发电的开发潜力还很大，目前我国风电装备技术和光伏发电技术日趋成熟，具备大规模开发条件。建议实施国家风光发电规模化开发工程，大规模发展风电和太阳能发电。为此，建议进一步完善有关政策：一是完善特许开发政策。要规范开发秩序，避免过度竞争，严禁一些企业和投资业主抢占资源、炒作牟利，鼓励大公司、大集团集约化、规模化开发。二是落实上网电价等优惠政策。鼓励风电和太阳能发电接入电网，并按照分布式能源政策对上网电价予以收购，同时要研究解决风光发电不确定性对电网安全影响等技术难题。三是支持自主研发光伏发电核心技术。解决大规模多晶硅和膜技术等太阳能发电技术难题，加快技术提档升级，促进太阳能利用上规模、上档次。同时，要下大力气研究推广储能技术，解决风能、太阳能发电稳定性差等问题。
六、实施特高压输电工程，为国家能源布局结构调整提供坚强保障。我国能源供给与需求布局严重错位，能源需求重心在中东部地区，而能源资源重心在西部和北方地区，传统的能源开发消费模式导致能源供给结构和能源传输方式不合理的问题十分突出，严重制约能源可持续发展。突出表现在：北方地区煤炭资源丰富，但火电开发不足；西部地区水能资源丰富，但水电开发不够；西部和北方地区风能、太阳能丰富，风电太阳能发电潜力巨大，但上网较难；东部缺煤，但过度发展火电，核电发展相对缓慢，导致北煤大量南运，交通运输压力大，中东部地区污染严重等一系列问题。调整我国能源布局和消费结构，就是要增加电力在终端用能比例，改变过度依赖交通运输的能源传输方式，途径就是在北方地区大力发展大型煤电，在西部金沙江等流域加快开发大型水电，在西部和北方地区大规模发展风电和太阳能发电，在东部沿海地区等负荷中心建设核电，通过输电方式实现大规模西电东送和北电南送，变过去跨区域能源传送以输煤为主为输电为主。在这样的能源布局格局中，由于输电距离较长，超过了超高压电压等级经济输电距离，必须采取特高压输电方式。因此，发展特高压输电，是促进我国能源布局结构调整、实现跨区域能源互补调剂的重要前提。目前，国家电网公司和南方电网公司经过自主研发，已经掌握了特高压输变电关键技术，交直流试点工程已经成功运行多年，具备了大规模推广发展的条件。因此，建议实施国家特高压输电工程，尽快形成全国特高压输电坚强电网，实现能源供需跨区域互补调剂，为国家能源结构优化调整提供保障。
七、实施能源体制机制改革工程，为能源可持续发展提供坚强的体制机制保障。我国能源体制不顺、机制扭曲是长期存在的问题，尽管经过多年改革探索，情况有所缓解，但问题仍然十分严重。能源体制不顺主要表现在：一是能源监管职能缺失。这一次政府机构改革，将国家电力监管委员会与国家能源局合并，尽管理顺了能源行业管理与电力市场监管的关系，但政府能源监管的职能被进一步弱化，对规范能源生产和消费秩序极为不利，长期存在的煤炭掺煤矸石、油品以次充优、损坏能源设施等能源领域不法行为难以得到有效遏制。二是政府对能源建设项目管得过细、审批过于集中。火电、水电、电网等一般性能源建设项目均需走国家集中审批程序，不仅延误建设时机，还容易滋生腐败行为；对一些投资风险自担、投资来源社会化、符合国家产业政策和长远发展战略的重大项目卡得太死，严重制约了能源行业创新发展。能源机制扭曲主要表现在：一是电价机制扭曲。火电、水电上网电价实行一厂一价，终端电价国家严格管制，调价机制僵化。在目前的电价机制下，终端销售电价没有有效反映能源稀缺程度和市场供求关系，在煤炭价格基本实现市场化的背景下，火电企业效益像过山车大起大落，曾一度因为电力短缺、煤价暴涨出现火电全行业亏损。同时，水电电价较低，没有兼顾当地生态保护和经济发展，导致一系列不和谐问题发生。二是油气价格机制仍待进一步完善。我国积极推进成品油价格市场化改革，实行了与国际油价接轨的联动调价机制，同步推行了将道路运输各项收费变为征收燃油税政策，同时针对国内自产油在国际油价较高情况下出现暴利的情况，中央财政实行了征收石油溢价金政策，并按照费改税要求，正在推进油气资源税试点，变征收溢价金为征收资源税。目前需要完善的是，天然气价格需要借鉴成品油价格机制建立反映市场供需状况的调价机制，油气资源税改革应当在试点基础上尽快推广。三是没有实行鼓励生物柴油进入成品油市场的政策。种植能源林发展生物柴油，是国家的重大战略，尽管国家制定了生物柴油与化石柴油20%混合的M20标准，但目前国家没有制定鼓励生物柴油进入油品供应市场的政策，严重制约了企业发展生物柴油的积极性。
针对目前能源体制不顺、机制扭曲的问题，应当按照勇于创新、敢于革命的精神，采取有力措施加以解决。为此，建议实施国家能源体制机制改革工程，尽快建立适应能源长期可持续发展的新型能源体制机制。具体建议如下：
（一）设立国家能源监督管理局。鉴于全国煤炭安全监督系统机构健全、体系完整，安全监管职责单一的情况，建议依托全国煤炭安全监督系统，扩充职能，充实人员，形成能源行业监督管理机构，建立能源行政执法队伍，负责煤、电、油、气等能源行业生产运行的监督管理，维护能源行业生产安全、财产安全和市场正常秩序。
（二）加快推进能源建设项目审批和管理制度改革。一是对安全要求高的核电项目、风险比较大的国际能源合作项目等，国家继续实行严格的核准审批制度。二是对常规能源项目如油气、火电、水电、电网项目，建议国家以控制总规模为主，下放审批权限，国家主要对省和中央国有企业审批规划和建设计划，具体项目由省级政府和中央国有企业自主实施。三是对涉及国家长远战略的重大能源项目，如海水西送开发煤炭试点项目、种植能源林发展生物柴油项目等，应当积极支持，尽快核准实施，鼓励社会资金自担风险参与投资建设，国家在能源产品市场准入方面予以支持。四是对处于成长期的风电、太阳能发电等，继续实行特许经营权审批制度，引进竞争机制，促进规模化发展，逐步降低建设成本和上网电价。
（三）理顺电价机制。一是改革终端销售电价定价机制。建议以省级区域为单位，在综合核算电力发输配成本基础上，确定该地区基年终端综合销售电价，以后根据物价上涨幅度和各种成本涨跌因素一年一调，国家发改委制定调价规则，电网企业具体实施。在终端综合销售电价明确的基础上，鼓励实行分类、分时、分用途的销售电价政策，如阶梯电价、峰谷电价、分时电价、工商农医电价等，引导节约用电，保障重要用户用电。二是改革火电上网电价定价机制。变过去一厂一价为一省（或一大区）一标杆电价，以当地平均煤价和高技术、低能耗发电机煤耗为准，核定火电标杆上网电价，一年一调，逐步淘汰落后火电机组。三是改革水电上网电价定价机制。建议按照全成本的思路，改革水电定价机制，提高水电上网电价，新机制下的水电电价不低于同网火电上网电价，新定水电电价在传统定价增加的部分收益主要用于当地移民安置、生态补偿和经济发展。四是继续执行风光发电优惠上网电价政策。对风光发电资源继续实行特许经营权管理，通过招标方式寻求投资者，明确上网电价，并逐步降低上网电价，提升技术水平。五是鼓励各类发电企业竞价上网、实行大用户直供等市场化定价机制。电网调度机构要按照保电网运行安全稳定优先、竞价优先、能效优先、直供优先等顺序，制定发电调度规则。鼓励水电、风电和太阳能发电企业参与竞价上网，尽量减少弃水、弃风和弃光，竞价调度、能效优先调度和定额调度的上网电量按照不同的电价核算发电收益。六是合理核定电网公司的利润水平。建议借鉴国际经验，国家定期（每半年或一年）委托第三方机构对电网企业生产运营财务状况进行独立核算，核定出电网企业盈亏状况，按照成本加合理利润（利润率按5%-10%考虑）原则，确定中央财政收缴或补贴资金额度，也可以将电网企业盈亏情况作为年度电价调整的依据，通过顺价方式使电网企业保持合理利润水平和发展能力。
（四）进一步理顺油气价格机制。一是继续完善成品油价格联动机制及其配套改革。建议对燃油税支出结构进行适当调整，针对目前道路交通安全事故多发、人员伤亡众多的情况，燃油税除了用于道路建管养支出以外，建议中央财政明确将一定比例燃油税专项用于交通安全保障工作，如农村公路安保工程建设、危桥改造、安全监管信息化工程等，增强道路交通安全保障能力。二是对天然气价格形成机制进行改革。在试点基础上，逐步推进天然气市场化定价机制改革。三是积极推进油气资源税改革。在总结油气资源税改革试点基础上，加快推广资源税改革，制定合理的资源税中央和地方分享比例，适当增加资源地的分享比例。在资源税改革全面推广之前，建议适当增加石油溢价金地方分享比例，用于支持资源地经济发展和人民群众脱贫致富。四是实行鼓励生物柴油进入成品油市场的政策。进一步完善生物柴油支持政策，降低市场准入门槛，鼓励生物柴油进入油品消费系统。
八、实施能源科技创新工程，加快能源技术进步。搞好能源合理开发利用，促进能源可持续发展，关键是要依靠技术进步。近年来我国能源科技创新工作成绩明显：超临界煤炭发电技术、交直流特高压输电技术、大型风力发电技术、多晶硅以及膜太阳能发电技术、AP1000三代核电技术、智能电网技术、海水淡化技术等全球领先能源相关技术相继在我国成功开发和应用，相应的重大装备、关键装置均实现了国产化和产业化，引领我国能源技术进入世界先进国家行列。但是，我国与世界一流能源技术发达国家相比差距还较大，还不能满足我国能源发展对技术升级的要求。为此，建议实施国家能源科技创新工程，加大政策支持力度，集中必要的财力和科技研发力量，重点突破一批制约我国能源未来发展的关键核心技术，加快引进和推广成熟能源技术，为能源环保、安全、高效、清洁发展提供技术支撑。实施能源科技创新工程，重点要在以下领域尽快取得突破：一是加强前沿重大能源技术的研究开发。加快研究氢能利用技术、CAP1400等先进核能及核燃料循环技术、低排放化石能源开发利用技术、可再生能源利用技术。要高度重视减少燃煤二氧化碳排放的关键技术，如碳捕获及封存技术等，应当在具备条件的企业搞好试点，取得经验后加以推广。在引进消化吸收基础上，加快页岩气勘探开采技术研究和推广，为我国大规模页岩气开发做好技术准备。二是推进先进适用能源技术的开发应用。加快热电联产、燃气蒸汽联合循环发电、三次采油、煤炭先进开采、能源综合利用等技术的开发应用。大力推广煤矸石发电、小水电、沼气、秸杆气化、太阳能供热等常规成熟技术，以及风电、光伏发电、燃料电池等具有潜力的新能源技术。三是提高重大能源技术装备开发能力。依托国家重点建设工程，坚持技术引进与消化吸收相结合，围绕关键核心技术组织研究开发，在新一代核电、特高压输变电、机械化综采、循环流化床等领域，提高重大技术装备自主研制和集成创新能力。
九、实施节能减排工程，实现能源与经济社会和谐发展。缓解能源供需矛盾和环境压力，从根本上说要靠大力节约和合理使用能源，提高能源利用效率，减少污染排放。国家把节能减排作为国家战略来抓，把单位GDP能耗下降目标作为经济社会发展的约束性指标，近年来采取行政、法律、经济和政策手段，大力推进节能减排工作，取得了很好效果。但我国能源利用能效低、浪费大、污染严重仍然是一大问题，必须按照能源消费革命的要求，进一步加大节能减排工作力度。为此，建议实施国家节能减排工程，按照中央一系列决策部署，切实加大节能减排工作力度。重点抓好以下工作：实行有利于节能的经济政策；进一步落实节能目标责任制和评价考核制度，逐步实行能源定额消费制度；积极调整和优化产业结构，加快发展能源消耗少的服务业和高新技术产业，严格控制高耗能产业发展，进一步淘汰落后生产能力；加大十大重点节能工程实施力度，抓好重点企业和钢铁、有色、建材、化工、电力等高耗能行业节能。严格控制商品房过度开发，有计划地降低城市商品房空置率。加快节能新技术、新产品、新设备推广应用。大力发展循环经济，积极开展清洁生产。全面推进管理节能，大力推广合同能源管理等节能市场机制，发展能效电厂，促进节能产业化发展。实施国家绿色消费战略，广泛开展全民节能活动，倡导节约文化，形成健康文明、节约能源的消费模式，实行严格的浪费能源处罚机制。
十、实施能源进口多元化工程，增强能源进口安全可靠性。随着经济社会持续快速发展和汽车时代的到来，我国油气需求迅猛增加，石油对外依存度不断提高，目前达到60%左右。同时，目前我国能源进口品种单一、进口渠道单一、交易方式单一等问题十分突出，国际局势动荡对我国能源供给安全性和可靠性带来的压力前所未有，保障进口能源安全的重要性日益凸显。为此，建议实施国家能源进口多元化工程，切实增强进口能源可靠性和安全性，尽可能规避国际局势波动对我国能源安全带来的影响。具体建议如下：一是实行进口能源多元化战略。改变目前过多进口石油的状况，充分利用市场优势、经济优势和外交优势，鼓励大公司、大集团全面参与世界石油、天然气、煤炭、核燃料、生物质能等多种能源资源的合作开发，增加多种能源进口。二是实施电力进口战略。鼓励电力企业走出国门，与俄罗斯、蒙古等周边国家加强电力开发合作，利用当地煤炭、油气等一次能源发电，以特高压方式送回国，达到进口无污染能源的目的。三是实行石油贸易模式多元化战略。积极推进油气贸易长期合作，对主要的石油贸易合作伙伴，贸易方式从现货交易为主变为以期货交易为主，规避交易风险。四是实行油气进口渠道多元化战略。多渠道开拓原油、天然气进口供给源，避免石油进口对中东地区的过分依赖，建立多条国外进口石油、天然气的通道，加大从俄罗斯和中亚各国的石油、天然气进口，欢迎富油国企业到我国独资或合资兴办以进口原油为原料的石化企业和燃油发电厂等。四是实行油气替代多元化战略。加快实施能源林工程，建设绿色油田，大力开发生物柴油；在试点成功基础上，加快煤转油、煤转气工程发展，增加煤炭制油气国内供给能力；加大甲醇汽油推广力度；加快电动汽车产业化推广，尽快提高机动车电代油比例。
(2015年）
