国家能源局发布2022年一季度能源形势、可再生能源并网运行情况

4月29日，国家能源局召开二季度网上新闻发布会，发布2022年一季度能源形势、可再生能源并网运行情况以及煤层气开发情况，解读《电力可靠性管理办法（暂行）》，并回答记者提问。

（来源：国家能源局）

发展规划司副司长董万成：

2022年一季度能源生产能力稳步提升

能源行业深入贯彻落实党中央、国务院的各项决策部署，全面落实能源安全新战略，切实保障煤电油气稳定供应。据行业监测，一季度全国能源形势主要呈现以下特点：

一、能源消费增速前高后缓

1-2月，全社会用电量、天然气消费、煤炭消费分别同比增长5.8%、7.1%、1.9%。3月，能源消费增速有所回落，全社会用电量、天然气消费、煤炭消费分别同比增长3.5%、下降1.9%、下降3.5%。分产业看，一季度二产、三产用电量分别同比增长3%、6.2%，比全国用电量增速分别低2个、高1.2个百分点；城市燃气同比增长10.7%，比全国天然气消费增速高6.6个百分点。

二、区域能源消费增长不平衡

前3个月，华中、华东能源消费较快增长，用电量同比分别增长9.1%、7.3%，比全国用电量增速高4.1、2.3个百分点，发电用煤分别增长8.8%、7.4%，比全国煤炭消费增速高4.7、3.3个百分点，两区域用电量增量合计、电煤消费增量合计均占全国增量的60%左右。东北区域用电量、电煤消费同比分别增长3.6%、下降0.1%。

三、能源生产能力稳步提升

能源行业全力以赴增加生产供应，前3个月，原油产量同比增长4.4%；原煤产量在去年同期高基数增长16%的基础上，同比增速达到10.3%；天然气产量同比增长6.6%；水电、核电发电量分别同比增长12.7%、6.9%，比全国发电量同比增速高9.6、3.8个百分点。

四、绿色低碳转型相关产业政策持续完善

出台《推动能源绿色低碳转型 做好碳达峰工作的实施方案》《完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，加强能源转型政策保障。出台《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，激发市场活力，推动构建新型电力系统，支撑新能源消纳。出台《“十四五”新型储能发展实施方案》，引导新型储能规模化、产业化、市场化发展，目前累计装机已超过400万千瓦。出台《进一步提升电动汽车充电基础设施服务保障能力的实施意见》，突破充电基础设施发展瓶颈，支撑新能源汽车产业发展，前3个月全国新增充电基础设施49.2万台，是去年同期的4.6倍左右。

五、能源项目投资总体预期向好

今年能源重点项目计划投资额同比增长10.3%。首批沙漠戈壁荒漠地区大型风电光伏基地项目加快建设，带动太阳能发电、陆上风电计划投资额同比增长202.6%、13.3%。抽水蓄能、核电等投资持续向好，计划投资额同比分别增长31%、20.5%。油气储运设施计划投资额同比增长51.5%。电网主网架计划投资额与去年基本持平。

新能源和可再生能源司副司长王大鹏：

2022年一季度可再生能源发展开局良好

一、可再生能源整体发展情况

2022年一季度，国家能源局认真贯彻落实习近平生态文明思想和“四个革命、一个合作”能源安全新战略，锚定碳达峰碳中和目标任务，落实“十四五”可再生能源发展规划，加快推进大型风电光伏基地等重大项目建设，聚焦能源民生保障，努力推动可再生能源高质量跃升发展。

可再生能源装机规模稳步扩大。2022年一季度，我国可再生能源新增装机2541万千瓦，占全国新增发电装机的80%。其中，水电新增343万千瓦、风电新增790万千瓦、光伏发电新增1321万千瓦、生物质发电新增87万千瓦，分别占全国新增装机的10.8%、24.9%、41.6%和2.7%。截至2022年3月底，我国可再生能源发电装机达10.88亿千瓦。其中，水电装机3.94亿千瓦（其中抽水蓄能0.38亿千瓦）、风电装机3.37亿千瓦、光伏发电装机3.18亿千瓦、生物质发电装机3883万千瓦。

可再生能源发电量稳步增长。2022年一季度，全国可再生能源发电量达5336亿千瓦时。其中，水电2212亿千瓦时，同比增长12.7%；风电1833亿千瓦时，同比增长6.2%；光伏发电841亿千瓦时，同比增长22.2%；生物质发电450亿千瓦时，同比增长18.3%。

可再生能源持续保持高利用率水平。2022年一季度，全国主要流域水能利用率约99.9%，较上年同期提高0.8个百分点；全国风电平均利用率96.8%，较上年同期提高0.8个百分点；全国光伏发电平均利用率97.2%，较上年同期降低0.3个百分点。

二、水电建设和运行情况

2022年一季度，全国新增水电发电装机容量343万千瓦，截至2022年3月底，全国水电装机容量约3.94亿千瓦（其中抽水蓄能0.38亿千瓦）。

重大水电工程建设进展。截至2022年3月底，两河口水电站6台机组全部投产发电。

2022年一季度，全国水电发电量2212亿千瓦时，同比增长12.7%。2022年一季度，全国水电平均利用小时数为636小时，同比增加36小时。全国主要流域水能利用率约99.9%，同比提高0.8个百分点；弃水电量约2亿千瓦时，较去年同期减少约11亿千瓦时。

三、风电建设和运行情况

2022年一季度，全国风电新增并网装机790万千瓦，其中陆上风电新增装机754万千瓦、海上风电新增装机36万千瓦。从新增装机分布看，“三北”地区占比约70%，中东部和南方地区占比约30%。截至2022年3月底，全国风电累计装机3.37亿千瓦，其中陆上风电累计装机3.1亿千瓦、海上风电累计装机2665万千瓦。

2022年一季度，全国风电发电量1833亿千瓦时，同比增长6.2%；利用小时数554小时，利用小时数较高的省区中，云南939小时、福建890小时、四川854小时。全国风电平均利用率96.8%，同比提升0.8个百分点，弃风电量约60亿千瓦时；青海、蒙西风电利用率同比显著提升，分别达到94.1%、89.2%，同比分别提升6.2、2.5个百分点。

四、光伏发电建设和运行情况

2022年一季度，全国光伏新增装机1321万千瓦，其中，光伏电站434万千瓦、分布式光伏887万千瓦。到2022年3月底，光伏发电累计装机3.18亿千瓦。从新增装机布局看，装机占比较高的区域为华北、华东和华中地区，分别占全国新增装机的28%、29%和20%。

2022年一季度，全国光伏发电量841亿千瓦时，同比增长22.2%；利用小时数262小时，同比减少3小时；利用小时数较高的地区为东北地区374小时，西北地区314小时，其中利用小时数较高的省份中，黑龙江400小时、吉林389小时。全国光伏发电平均利用率97.2%，同比降低0.3个百分点，弃光电量约24亿千瓦时。

五、生物质发电建设和运行情况

2022年一季度，生物质发电新增装机87万千瓦，累计装机达3883万千瓦，生物质发电量450亿千瓦时。累计装机排名前五位的省份是山东、广东、江苏、浙江和黑龙江，分别为401万千瓦、376万千瓦、295万千瓦、277万千瓦和244万千瓦；新增装机排名前五位的省份是黑龙江、辽宁、江西、贵州和广西，分别为21万千瓦、15万千瓦、11万千瓦、9万千瓦和7万千瓦；发电量排名前六位的省份是广东、山东、浙江、江苏、安徽和河南，分别为52亿千瓦时、46亿千瓦时、34亿千瓦时、33亿千瓦时、29亿千瓦时和26亿千瓦时。

煤炭司副司长刘涛：

煤层气开发规模快速增长

近年来，国家能源局以煤矿瓦斯防治部际协调机制为平台，发挥牵头协调作用，会同有关部门完善煤层气开发扶持政策措施，推动煤层气资源勘探开发、技术研发应用、管理制度改革等方面取得明显成效。

一是产业发展资源基础不断夯实。煤层气勘探在新领域新层系取得重要突破，鄂尔多斯盆地东缘大宁-吉县、石楼西、临兴等区块综合探明煤系地层多种气源，新疆准噶尔东南缘、内蒙古二连、海拉尔等新区勘探发现几处千亿立方米资源量的大型有利区带。经过多轮资源评价，全国煤层气预测资源量约26万亿立方米，其中，已累计探明地质储量8039亿立方米。

二是技术攻关取得阶段性成果。依托煤层气相关科技计划，实施了一批研究项目和示范工程，煤层气成藏规律、渗流机理等基础理论研究不断深化，山西沁南高煤阶煤层气开发技术趋于成熟，鄂东煤系地层多气共采模式成功实践。直井跨层压裂、水平井分段压裂、碎软低渗煤层高效钻进、超低浓度瓦斯利用等技术创新取得重要进展，以企业为主导，产学研用结合的技术创新体系不断完善。

三是政策体系持续完善，改革创新纵深推进。清洁能源发展专项资金持续加大煤层气开发利用支持力度，煤层气适用资源税低税率优惠政策，煤层气开发项目列入煤炭清洁高效利用专项再贷款支持范围。连续3年安排煤矿安全改造中央预算内投资支持煤矿区煤层气地面预抽和关闭煤矿残存煤层气抽采。取消煤层气对外合作项目总体开发方案审批，煤层气开发项目均实行告知性备案在线办理。煤层气矿业权登记权限下放省级部门，全面实施竞争性出让和探采合一制度，退出约束机制不断完善。山西省出台首部煤层气地方性规章《山西省煤层气勘查开采管理办法》，能源革命综合改革试点扎实推进。

四是开发利用规模实现快速增长，成为补充天然气供应的区域性气源。全国累计施工各类煤层气井2万余口，建成沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘2个煤层气产业基地，资源勘查和开发试验拓展到川南黔西、新疆准南、安徽两淮等地区。2022年一季度，全国煤层气产量达到23亿立方米，同比增长约20.8%，约占天然气国内供应的4.1%。自2021年10月下旬以来，国家能源局建立煤层气生产供应日调度机制，指导重点煤层气企业科学排采管控、优化增产工艺，增加取暖季煤层气供应。2021-2022取暖季，煤层气日均供应量达到2360万立方米，山西煤层气已成为该省主要气源，并外输河北、河南等地。

在谋划“十四五”能源发展中，国家能源局统筹煤层气开发和煤矿瓦斯综合治理，组织有关地区和重点企业研究编制了《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用方案》，提出2025年全国煤层气开发利用量达到100亿立方米的发展目标，明确了“十四五”期间煤层气产业规划布局和重点任务。目前，该方案已印发实施。下一步，我们将积极会同有关部门健全完善规划实施措施，强力推动规划目标任务落地落实，努力将煤层气打造成为增强天然气自主保障能力的重要气源，充分发挥煤层气在能源绿色低碳转型和供应保障中的重要作用。

电力安全监管司司长童光毅：

《电力可靠性管理办法（暂行）》解读

4月16日颁布的《电力可靠性管理办法（暂行）》（以下简称《办法》）有关情况如下。

一、《办法》出台背景

电力可靠性管理是我国电力行业一项传统安全管理手段，于上世纪80年代引入我国，原水利电力部、原能源部、原电力工业部和原国家经贸委分别在不同时期出台了电力可靠性管理工作的若干规定和办法。2007年4月，原国家电力监管委员会颁布实施《电力可靠性监督管理办法》（国家电力监管委员会令第24号），并沿用至今。几十年来，我国电力可靠性管理工作取得了显著成效，形成了一整套符合中国电力工业特点的电力可靠性管理组织和技术体系，电力可靠性成果得到一定程度应用，设备隐患和缺陷得到有效管控，有效促进了电力行业安全、快速发展。“十三五”期间，我国常规发电机组的等效可用系数保持在91%以上，变压器、断路器、架空送电线路等输变电设备等效可用系数长期保持99%以上，直流输电系统运行总体稳定，电网主网运行可靠性维持较高水平，用户供电可靠性提升明显。

但我们也要看到，随着经济社会的发展，特别是党中央提出建设能源强国和“碳达峰、碳中和”目标，能源转型和构建新型电力系统深入推进，电力行业发生深刻变化，《电力可靠性监督管理办法》已不能满足电力高质量发展需求，急需修订完善。

一是贯彻落实党中央、国务院有关要求的需要。党中央、国务院高度重视能源安全保障工作，习近平总书记多次作出重要指示批示，指出“能源的饭碗必须端在自己手里”“能源安全是关系国家经济社会发展的全局性、战略性问题，对国家繁荣发展、人民生活改善、社会长治久安至关重要”“ 供电供热事关经济发展全局和社会稳定大局，是关系民生的大事”。近年来，在我国经济发展与能源转型过程中，能源保供、乡村振兴、民生保障、优化营商环境等也对电力可靠性提出了更多、更高的要求，电力可靠性管理需要及时根据形势变化和最新要求做出优化调整。

二是适应电力系统转型发展的需要。新发展阶段，我国电力工业发生了巨大变化，电力体制改革全面提速，新能源和分布式能源快速发展，为有效应对新形势下电力系统安全稳定运行面临的挑战与要求，为实现“双碳”目标和构建新型电力系统保驾护航，需要进一步发挥电力可靠性管理的作用，完善电力可靠性管理体系和工作手段，系统落实电力可靠性管理措施要求，保障电力系统安全稳定运行和高质量发展。

三是保障电力安全可靠供应的需要。随着我国工业化、城镇化深入推进，电力需求将持续保持稳步增长。去年以来，国际市场能源价格持续高位运行，全国电力负荷需求快速增长，电力供需持续偏紧，保障电力供应成为电力工作的重中之重。电力可靠性管理作为电力生产运行的重要管理手段，需进一步延伸工作范围，扩充工作手段，明确各方职责，为保障电力供应提供系统性手段。

二、《办法》主要内容和特点

《办法》修订过程中，我们坚持总体国家安全观和能源安全新战略，围绕保障能源和电力安全要求，立足电力供应安全、优化电力营商环境、保障和改善民生等方面，突出针对性措施、过程管理、职责落实等内容，对原管理办法做了大范围修订和拓展，适应新形势下电力可靠性管理工作需求。

《办法》全文共分为十一章、六十四条。其中第一部分（第一章）为总则，阐述立法目的和依据、概念意义、原则要求；第二部分（第二至第七章）为系统、发电、输变电、供电、用户、网络安全方面电力可靠性管理的措施和职责；第三部分（第八章）为信息报送、信息系统建设、信息使用、指标发布的相关规定；第四部分（第九章）为电力可靠性监督管理及检查、投诉举报的相关规定；第五部分（第十、十一章）为鼓励机制、行政处罚、诚信体系建设和实施日期等。与原《电力可靠性监督管理办法》相比，主要有以下变化。

（一）系统性完善电力可靠性管理体系。根据当前电力行业管理机制，《办法》进一步明确了各级能源管理部门、监管机构以及电力企业可靠性工作职责，对电力生产、供应各环节均提出了明确工作要求，构建覆盖各部门、各层级的电力可靠性管理体系。进一步规范发、输、供环节电力可靠性管理内容，明确各环节可靠性管理要求和措施，以及可靠性指标在设备选型、运行维护、缺陷管理、电网规划、城乡配网建设等方面的应用。完善可靠性数据管理要求，进一步细化工作分工、质量要求、报送内容、时限要求、数据管理等方面内容。引导社会力量广泛参与可靠性管理工作，鼓励电力设备制造企业、行业协会、科研单位开展电力可靠性研究和应用。

（二）革命性重塑电力可靠性管理内容。根据电力发展需要，《办法》对电力可靠性管理的内容进行了拓展：一是参照国际成熟经验，立足保障电力供应，在传统设备可靠性管理基础上，增加了电力系统可靠性管理等内容，实现了可靠性从微观设备管理向宏观供应安全管理的转变；二是贯彻促进民生改善和优化营商环境要求，增加了用户可靠性相关内容，对用户工程运行维护、设备消缺、安全保护以及重要电力用户电源配置等提出了明确要求，实现了电力可靠性管理向负荷侧延伸的转变；三是根据电力行业信息化、自动化技术发展情况，增加了网络安全相关内容，实现了电力可靠性管理与电力行业网络安全、电力监控系统安全防护等工作的有机结合。

（三）全方位突破电力可靠性管理理念。《办法》按照规范电力可靠性全过程管理理念，在目前电力可靠性管理信息统计、分析、发布的基础上，新增了电力规划、燃料保障和电力供应、电力设施保护、用户管理、优化营商环境、网络安全等相关内容，使电力可靠性管理成为电力行业管理的重要内容。同时，《办法》还进一步明确了地方政府能源管理部门和电力运行管理部门的可靠性管理职责。通过以上措施，电力可靠性实现了从现有的被动监督管理转向主动动态管理，从传统的信息管理、结果管理向过程管理的转变和突破。

总体而言，《办法》的出台是电力可靠性管理工作的重大改革，将对保障我国电力安全可靠供应和建设能源强国起到积极促进作用。下一步，国家能源局将积极做好政策宣贯、制度衔接等后续工作，推动《办法》各项规定落实到位，全面提升我国电力可靠工作水平。

答记者问环节

《电力可靠性管理办法（暂行）》对未来进一步提升我国电力可靠性水平有何考虑，都有哪些主要措施？

电力安全监管司司长童光毅：

为有效提升我国电力可靠性水平，《办法》针对当前电力运行和供应中的重点领域和薄弱环节，对系统、发、输、供、用五大环节分别提出了针对性措施，对电网、发电、供电和能源管理部门、监管部门提出不同工作要求，系统提升我国电力可靠性水平。

比如，为防范和应对大面积停电，《办法》明确了负荷备用容量、事故备用容量标准，要求区外来电、新能源发电、不可中断用户占比较高的地区要适当提高标准，合理划分电网黑启动区域及配置相应发电机组，提升电网运行安全裕度和应急处置能力；为推进新能源建设和消纳，《办法》提出新能源发电企业要加强发电功率预测管理，建立新型储能建设需求发布机制，积极稳妥推动发电侧储能建设，推进源网荷储一体化和多能互补；为提升用户用电质量，维护电力系统稳定运行，《办法》提出电力用户应配置必要的供电电源和自备应急电源，加强自身系统和设备管理，保障供电可靠性的同时防止对公共电网运行造成安全影响；为保障新形势下电力行业网络安全，《办法》进一步明确了地方各级人民政府有关部门的辖区监督管理职责，提出了电力网络安全工作的方针、原则和主要措施，并要求电力企业在并网协议中明确网络安全相关要求并监督落实。

自全面推进提升获得电力服务水平以来，小微企业平均办电投资费用大幅降低，请问总共为全国电力用户节省了多少办电投资成本？

综合司司长、新闻发言人梁昌新：

《关于全面提升“获得电力”服务水平 持续优化用电营商环境的意见》（发改能源规〔2020〕1479号）印发以来，国家能源局会同地方政府相关部门、供电企业持续推动各项目标任务有效落地落实。目前，全国范围已基本实现居民和低压小微企业用电报装“三零”（零上门、零审批、零投资）服务全覆盖，高压用户用电报装“三省”（省力、省时、省钱）服务相关任务举措正在有序推动。各地普遍实现了线上报装服务，多个省份还实现了居民用户“刷脸办电”、企业用户“一证办电”，办电便利度显著提升。小微企业办电环节由6个压缩至2个，办电时间由过去的3—4个月大幅压减至15个工作日以内，平均办电投资费用从20万左右降低到0。截至2021年底，通过全面推行“三零”“三省”服务已累计为电力用户节省办电投资1314亿元。

煤层气产业进一步做大规模面临的问题或困难是什么，下一步有什么具体举措？

煤炭司副司长刘涛：

煤层气资源赋存条件复杂，开发技术难度大，项目经济效益不佳，这是煤层气产业发展面临的主要困难和问题。煤层气属于吸附气，勘探开发工艺技术复杂，钻井压裂后需要半年左右的排水降压、解吸扩散才能产气。不同地质条件下煤层气开发技术通用性差，部分地区成功应用的技术难以广泛推广。已施工完成的煤层气井中相当一部分日产气量不足500立方米，煤层气开发项目普遍处于微利甚至亏损状态，企业扩大投资意愿不强。全国煤层气产量主要分布在山西沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东缘地区，资源量占比更大的低煤阶和深部煤层气开采技术尚未突破，亟待相关理论和技术创新支撑。

虽然煤层气开发面临技术要求高、初期投入大、见效慢等短板，但也具有稳产期长、综合效益好等优势，“十四五”期间，我们将以“四个革命、一个合作”能源安全新战略为指引，算好煤层气开发利用的安全、经济、生态综合账，直面问题、攻坚克难，积极会同有关部门从加强科技攻关、创新发展模式、完善扶持政策等方面进一步加大力度，努力推动煤层气高效勘探开发。

一是加强勘探开发技术攻关。“十四五”时期，将煤层气等非常规天然气技术创新攻关纳入国家科技计划总体布局中统筹考虑，加强对煤层气理论研究和技术攻关的支持。按照“特定条件+适应性关键技术”的攻关思路，依托骨干企业和重点区块，加强深部和低煤阶煤层气富集成藏、渗流机理、生产特征和配套工程技术研究攻关，发展适应性低成本高效勘探开发技术，提升煤层气单井产量和开发效率。

二是推动产业发展模式创新。“多气合采”“煤气共采”可有效提升煤层气开发项目经济性水平，已成为煤层气开发利用新的增长点。下一步，继续加大煤层气勘查区块竞争性出让，鼓励社会资本进入煤层气领域，通过综合勘查、合资合作等方式加快推进煤系地层多气综合勘探开发；推广煤矿区煤层气地面预抽和“三区联动”井上下联合抽采，完善矿区瓦斯输送利用设施，拓展瓦斯利用途径，建设更高水平的瓦斯抽采规模化矿区。

三是健全完善开发扶持政策。持续加大煤层气开发财政政策支持力度，对符合条件的煤矿区煤层气项目安排中央预算内投资支持。引导金融机构积极运用支持煤炭清洁高效利用再贷款工具，加大煤层气项目融资支持。加强油气管网公平开放监管，落实好煤层气市场定价机制。督促有关地方和电网企业落实完善瓦斯发电价格政策，发展煤层气分布式利用和消费替代。指导协调地方各级有关部门为煤层气项目用地用林、环评、争议协调等提供良好服务。

去年我国部分地区出现电力供应紧张局势，请问《电力可靠性管理办法（暂行）》对此有什么举措？

电力安全监管司司长童光毅：

党中央、国务院高度重视能源电力供应保障工作，多次就能源供应保障、能源安全、能源产供储销体系建设等相关工作提出明确要求。为贯彻落实党中央、国务院部署，《办法》围绕电力供应保障做出了相应规定，除电力生产运行要求外，重点突出了以下几项内容：一是落实地方政府电力供应保障职责。要求地方政府对电力系统的充裕性进行监测协调和监督管理，保障电力供应；做好电力需求侧管理，严格审核事故及超计划用电的限电序位表，严禁发生非不可抗力拉闸限电，保障民生和企业正常生产经营用电。要求国家能源局派出机构会同地方政府建立电力可靠性联席协调机制，定期分析、通报电力供需和电网运行情况，协调解决电力供应和电力系统稳定运行面临的问题。

二是落实电网企业电力供应保障职责。要求电网企业对电力供应及安全风险进行预测，对运行数据开展监测分析并评估电力系统满足电力电量需求的能力。

三是落实发电企业电力供应保障职责。要求发电企业和配置自备发电机组的其他企业根据政府有关部门和电力调度机构要求做好电力供应保障工作，提高设备运行可靠性，不得无故停运或隐瞒真实原因申请停运。同时要求做好涉网安全管理，加强机组燃料、蓄水管控，制定重要时期的燃料计划与预案，制定水库调度运行计划，对发现的风险和隐患及时报电力调度机构。对新能源发电企业，则要加强发电功率预测管理。

四是落实供电企业电力供应保障职责。要求供电企业强化设备监测和分析，加强巡视和维护，及时消除设备缺陷和隐患，开展综合停电和配电网故障快速抢修复电管理，推广不停电作业和配电自动化等技术，减少停电时间、次数和影响范围。

近年来，国家能源局在油气增储上产管网设施建设方面取得了哪些成绩？

综合司司长、新闻发言人梁昌新：

谢谢记者提问。国家能源局坚定不移贯彻落实党中央国务院关于加快天然气产供储销体系建设和大力提升油气勘探开发力度有关决策部署，组织有关企业全力以赴，推动油气增储上产，加快管网设施等重大工程建设。

油气生产方面。在各方共同努力下，一季度国内石油天然气保持良好增产势头，叠加去年同期基数相对较低等因素，原油产量同比增速4.4%，天然气产量同比增速6.6%。在国际天然气价格高企的背景下，国产气持续发挥“压舱石”作用，有力保障了国内市场稳定。

油气管网设施建设方面。4月21日，国家能源局召开全国油气管道规划建设和保护工作会议，落实油气“十四五”发展规划，持续加强油气管网等基础设施建设，统筹管道保护工作。

储气能力建设方面。坚持“工程建设”和“储气注气”两手抓。供暖季结束后，储气设施工程施工已全面铺开。3月底以来，在运储气设施逐步由采转注，为下一供暖季保供调峰打下扎实基础。