重庆能源发展“十四五”规划：稳妥推进电力、天然气价格交叉补贴改革

稳定外煤入渝保供渠道。争取国家将重庆市纳入煤炭重点保供区域。按照多煤源（陕晋蒙、新甘宁等）、双通道（包西—西康—襄渝、兰新—兰渝）原则，利用煤矿关闭产能置换指标，采取入股或置换煤炭量等方式，稳定煤炭来源。争取推动达州运输枢纽等铁路运输瓶颈扩能改造，大力提升兰渝、襄渝、广元—达州等北煤入渝铁路运力；继续挖掘三峡航道运输潜力。到2025年，确保外煤入渝供应能力不低于5000万吨／年。

图1 北煤入渝通道示意图

强化电力供应保障。发挥煤电托底保供和辅助服务作用，建成重庆电厂环保迁建项目。统筹“调峰、保供”双重需求，有序推进天然气发电发展，研究指标落后、服役期满煤电机组转为燃气发电机组的可行性，新增气电装机容量500万千瓦。有序实施乌江、涪江等重要干流梯级开发，建设乌江白马航电枢纽、嘉陵江利泽水利枢纽、涪江双江航电枢纽等，研究论证井口航电枢纽。结合资源、环保、土地、并网等建设条件，科学开发风能、太阳能。到2025年全市电力装机容量达3650万千瓦。推进川渝特高压主网架建设，建成哈密至重庆±800千伏特高压直流输电工程和四川天府南至铜梁1000千伏特高压交流输变电工程，力争2025年外来电力输送能力达到1500万—1900万千瓦。

专栏3 市内电源建设项目

煤电项目：建成重庆电厂环保迁建项目。

天然气发电项目：建设两江燃机二期、永川港桥园区燃机热电联产项目，规划储备燃气发电项目超过600万千瓦。

水电项目：建设乌江白马航电枢纽、嘉陵江利泽水利枢纽、涪江双江航电枢纽。

风电、光伏项目：有序推进市内风电、光伏项目建设。

增强油气供应保障。挖潜五百梯、沙坪场、卧龙河等老气田，平稳释放磨溪、罗家寨等新区产能，常规天然气年产量保持在50亿立方米左右。稳定涪陵页岩气田产能，推进南川、武隆、彭水、永川、綦江、铜梁、忠县、梁平等页岩气新区开发，实现资源有序接替，到2025年，页岩气年产量达到135亿立方米。争取稳定成品油长江水运通道，确保长江中下游、海进江等油源稳定供应。拓展西南、华南、西北等新增油源供应渠道，形成水路、管道、铁路协同共保格局。到2025年，成品油输入能力达到1050万吨以上。

专栏4 油气勘探开发重点项目

常规天然气勘探项目：建设磨溪气田（潼南）震旦系—下古生界、建南气田勘探项目（石柱）。

页岩气勘探项目：推进丰都、彭水、万盛、江津等页岩气勘探项目，涪陵页岩气志留系、侏罗系等勘探项目。

常规天然气开发项目：建设中石油大庆油气田潼南、合川常规天然气，中石化兴隆气田产能项目；推进潼南—合川、开州罗家寨、磨溪气田（潼南）稳产增能项目，川东北高含硫气田产能调整项目；建设忠县、万州、梁平、垫江、大足、丰都等老气田补充产能工程。

页岩气开发项目：推进涪陵、南川页岩气稳产增能项目，复兴、梁平、彭水、永川—荣昌、铜梁—大足、武隆、綦江丁山核心区等区块页岩气商业化开发和产能建设项目。

其他非常规油气项目：开展煤层气资源调查评价。争创复兴区块国家级页岩油开发示范基地。

（二）完善能源基础设施网络。

打造坚强局部电网。以“两横三纵”网架为基础，建设永川、中梁山和新玉等500千伏输变电工程，建成重庆电厂环保迁建和蟠龙抽水蓄能电站500千伏配套送出工程，优化特高压与500千伏交流主网架衔接配套，基本建成以主城都市区为重点的坚强局部电网。建设渝东北地区与主网500千伏第二联络通道，保障清洁电力可靠送出；研究论证大足、秀山或酉阳500千伏输变电工程，构建500千伏“双环两射”主网架结构，不断提高电网应对严重故障的抗风险能力。围绕负荷分布和电源布局，增加220千伏变电站布点，有序推进渝东北、渝东南地区220千伏、110千伏电网建设。加强地方电网与国家电网互联互通，实现各供区均衡供电，潮流分布合理，电能质量稳定可靠。

图2 重庆2025年重大电源和500千伏及以上电网示意图

专栏5 电网基础设施

对外通道：建设哈密至重庆±800千伏特高压直流输电工程、四川天府南至重庆铜梁1000千伏特高压交流输变电工程。

电源接入配套项目：建设重庆电厂环保迁建500千伏送出工程、綦江蟠龙抽水蓄能电站500千伏送出工程。

变电站新／扩建项目：新建永川、中梁山、新玉500千伏输变电工程，推动金山、九盘扩主变和石坪主变增容工程实施，续建渝北金山500千伏输变电工程。研究论证大足、秀山或酉阳等500千伏输变电工程。

电网优化、加强项目：实施500千伏安隆线和南隆线出串间隔调整工程，推动万县至五马500千伏线路工程和长寿—明月山—石坪线路增容工程。

完善天然气输气管网。按照国家部署，协同推进川气东送二线重庆段建设，形成“一纵三横多支线”跨省管网格局，增强川渝天然气资源服务全国能源保障能力。打造以川渝环网和渝西管网为骨架，铜锣峡、黄草峡储气库为节点，城镇燃气配网为触角的主城都市区产供储销体系。建设万源—城口、奉节—巫溪、云奉巫复线等管网，补齐渝东北供气短板；强化渝东南武陵山区城镇群管道运维，适时启动渝东南地区管网互联互通工程，增强天然气保障能力，形成国家干网、市级管网、储气调峰设施、城镇燃气配网互联互通，多方来气、气气竞争、就近利用，上中下游高效衔接的格局。

图3 重庆2025年天然气输气干线示意图

优化调整成品油管网。稳步提升遵义—重庆成品油管道管输负荷和规模，结合伏牛溪油库搬迁优化兰成渝成品油管道，建成长寿—江北国际机场航油管道，新建成品油管道300公里，新增成品油仓储设施库容20万立方米，形成以江北、长寿、永川为集散中心，涪陵、万州、黔江、秀山为重点区域仓储基地的成品油配送体系。

专栏6 油气管网项目

天然气管道：建设川气东送二线及配套输气支线等国家干网。进一步完善市域输气管网，建设永川—江津、江津—南川、云奉巫复线、奉节—巫溪、万源—城口、南川—两江新区、东胜—大有、江津来滩--—支坪、临江—港桥、巴南姜家—界石、足202—璧山虎溪、足208井试采地面工程项目、三合—双福、黄草峡—江南清管站、合川铜相线—银祥配气站、铜锣峡储气库—龙兴配气站、涪陵长南线—长江西阀室等天然气输气管道，适时推进渝西、永川—荣昌、武隆、梁平—忠县、綦江丁山等页岩气区块外输通道。积极完善渝东南、渝东北等地区天然气管网，论证渝东南管网互联互通工程。推动建万线、巴渝线、卧渝线等老旧管网及站场适应性改造工程，配套建设储气库、工业园区、燃机电厂供气主管道。

成品油管道：建成长寿—江北国际机场航油管道，推动兰成渝和江津—荣昌成品油管道互联互通。推动伏牛溪油库搬迁，建设配套成品油管道。

（三）提升能源运行安全水平。

提升能源储备调度能力。依托港口码头、铁路站点、用户货场，适时新建、改扩建一批储煤基地，力争全市储煤能力达到750万吨／年以上。加快推进抽水蓄能电站建设，建成綦江蟠龙抽水蓄能电站，启动丰都栗子湾等一批抽水蓄能电站建设。构建以地下储气库为主，气田调峰、CNG和LNG储备站为辅，可中断用户为补充的天然气综合性调峰系统。力争到2025年，全市储气调峰能力达到38.6亿立方米，完成3天日均消费量及城镇燃气企业年用气量5％的储气能力建设任务。推进伏牛溪油库等老旧“城中库”搬迁，建设中国航油西南战略储运基地、一品油库等具备铁路、水运、管道多种运输方式条件的集散库，持续完善市级成品油应急储备机制，提升成品油储备能力。

专栏7 能源储备及调峰项目

储煤设施：规划建设一批储煤基地。

抽水蓄能：建成綦江蟠龙抽水蓄能项目，开工建设丰都栗子湾抽水蓄能项目，适时启动一批已纳入国家抽水蓄能规划的项目建设。

天然气储备：建设相国寺储气库扩大工作压力区间工程，建成投用铜锣峡和黄草峡储气库，启动沙坪场、万顺场等储气库前期论证。规划建设九龙坡、万州、黔江、永川等区域性调峰设施。

成品油储备：建成中国航油西南战略储运基地，推进大渡口伏牛溪油化品仓储基地、万州驸马油库搬迁工作，规划建设长寿、永川、巴南、万州、合川、潼南等集散油库。

提升能源应急保障能力。制定和完善煤炭、电力、成品油、天然气等供给保障应急预案，明确应急启动条件、责任主体和保障措施，把握民生用能底线，梳理紧急情况压减用能单位清单，建立和完善应急指挥系统和保障队伍。建立能源安全预警体系，加强能源月度、季度监测，动态监控能源供应保障风险。督促能源企业落实安全供应主体责任和安全供应措施，确保各类能源生产、输送、调度、消费安全。强化重要能源基础设施、设备检测和巡视维护，提高抵御地质灾害、极端天气等突发事件冲击的能力。做好电力安全风险管控工作，编制大面积停电事件应急预案，进一步加强应急备用和调峰电源能力建设，提高电网黑启动电源数量和高安全等级保障电源规模。重视电力应急机构、队伍、装备建设，逐渐补齐短板，构建稳定性和灵活性兼顾的电力供应安全与应急保障体系，提升电力应急供应和事故恢复能力，有效应对恶劣天气等极端情形下电力供应问题。

强化能源安全生产。坚持管行业必须管安全，进一步健全能源领域安全生产监督管理体制。完善油气长输管道保护责任清单，推动全市油气长输管道保护工作进入法治化、规范化轨道。加强油气长输管道高后果区风险管控，严防第三方施工破坏，推动安全生产和安全事故防范工作规范化、常态化。提升电力安全核心芯片自主可控水平，加强通信等网络漏洞安全管理，提高网络安全自主可控水平，增强态势感知、预警及协同处理能力。推动建立“企业负责、行业自律、政府监管、社会监督”的电化学储能电站安全管理机制。

（四）夯实能源惠民利民保障。

完善城市居民用能基础设施。提升110千伏和10千伏城市配电网供电能力，促进新能源、分布式能源、电动汽车充换电设施等多元化负荷与配电网协调有序发展，打造适应山地高楼、密集负荷的高自愈、高可靠城市配电网。继续实施城镇居民供电设施改造，全面提升居民小区供电安全保障水平。提高边远区县供气能力，完成城口、巫溪等区县天然气管道建设。加快城镇燃气配套设施建设，扩大管网覆盖范围，完善区域供气网络，提升城镇天然气利用水平。加快推进城镇燃气老旧管道改造，消除安全隐患，增强天然气分户式采暖和集中采暖保障能力。

建设多元清洁供能体系助力乡村振兴。实施乡村清洁能源建设工程，加强煤炭清洁化利用。按照“宜管则管”“宜罐则罐”原则，积极稳妥推进燃气下乡，建设安全可靠的乡村储气罐站和微管网供气系统。依托乡村网格化规划，建设经济耐用、灵活可靠的农村配电网，实现从“用上电”到“用好电”。推动农村分布式光伏项目，做到“同步接网、全额消纳、及时结算”，切实提升农户收入。就近利用农作物秸秆、畜禽粪便、林业剩余物等生物质资源，因地制宜发展农村可再生能源，积极稳妥推进散煤替代，推进用能形态转型。

四、推动能源结构绿色低碳转型

实施能源领域碳达峰碳中和行动，科学有序推动能源生产消费方式绿色低碳变革。实施可再生能源替代，减少化石能源消费。加强产业布局和能耗“双控”政策衔接，促进重点用能领域用能结构优化和能效提升。

（一）降低煤炭在能源供给和消费结构中的占比。

持续提高清洁能源供给占比。启动一批以实现碳中和为目标的可再生能源项目试点示范。开展风电场技改扩能“退旧换新”大容量高效率机组，提高风电发电效率。有序推进整县屋顶光伏建设，加快工业园区、经济开发区、公共建筑等屋顶分布式光伏推广利用。因地制宜推动生物质发电，稳步发展城镇生活垃圾焚烧发电，有序发展农林生物质发电和沼气发电。到2025年，全市清洁能源装机占比达到50％。

加快推动燃煤替代。控制非电行业燃煤消费量，提高煤炭用于发电的比例。严格控制钢铁、化工、水泥等用煤行业煤炭消费，有序推进“煤改电”“煤改气”工程。严控新增耗煤项目，新、改、扩建钢铁、化工、水泥等项目实施煤炭减量替代，推进城乡以电代煤、以气代煤。到2025年，实现电力占终端能源消费比重达到25％以上，替代电量70亿千瓦时。

减少能源产业碳排放。加强化石能源开发生产碳减排。推动能源加工储运提效降碳，加快燃煤发电机组清洁高效利用、超低排放改造和降低煤耗改造，常规火电机组规模保持稳定，新增煤电机组全部用于安全调峰保底供应并按照超低排放标准建设。加强能源加工储运设施节能及余能回收利用，推广余热余压、LNG冷能等余能综合利用技术。注重能源产业和生态治理协同发展，推动采煤沉陷区和关闭煤矿生态环境治理修复，因地制宜推动林光互补、农光互补，开发枯竭气藏、关闭煤矿的二氧化碳地质封存潜力。

推动天然气与太阳能、地热源、水源等可再生能源融合发展。开展氢能利用研究，以先行先试带动推广应用，加快“油气电氢”综合能源站建设，车用综合能源站达到100座。完善LNG加气站点网络化布局，增加LNG加气站加注功能，形成覆盖全市的LNG加气站网络体系。推进船用燃油领域天然气替代，鼓励发展LNG动力船舶，加快推进涪陵、万州、丰都LNG加注码头建设，支持船用LNG移动加注。

专栏8 能源结构低碳转型项目

碳中和示范项目：探索开展合川双槐发电零碳示范项目等试点项目。

生物质发电：结合《重庆市生活垃圾焚烧发电中长期专项规划（2021—2035年）》，建成铜梁、秀山、武隆、綦江、合川、垫江、黔江生活垃圾焚烧发电项目，推动璧山、荣昌、潼南、丰都、奉节、梁平、巫山、大足、云阳、涪陵—长寿、万州、酉阳、綦江（二期）等生活垃圾焚烧发电项目实施。在潼南、綦江、江津等地利用废弃物、污泥、沼气等建设生物质发电项目。

燃煤减量替代：加强停产关闭矿井管控，淘汰落后燃煤机组，推进“煤改电”“煤改气”工程。

氢能利用示范：建设成渝氢走廊，开展氢能在交通领域示范应用，推广应用氢燃料电池汽车，到2025年规模达到1500辆，建设多种类型加氢站30座。

（二）促进重点行业能源消费结构调整。

强化重点领域节能提效。优化产业布局，加强工业、建筑、交通运输、新基建、公共机构等重点领域节能。强化工业能效提升，对标国际先进水平，构建绿色制造体系。围绕企业能源效率及能源管理全面开展节能诊断，充分挖掘企业节能技术改造潜力、能源转化效率提升潜力。完善绿色建筑标准及认证体系，推广应用装配式建筑、钢结构建筑和新型建材，推进既有建筑节能和绿色化改造，降低建筑运行能耗。积极构建绿色低碳交通运输网络，依托长江黄金水道和国际多式联运枢纽体系，大力发展江海直达、干支直达运输，促进大宗货物运输“公转铁”“公转水”。发展城市公交和绿色运输装备，引导居民绿色低碳出行。推进数据中心、5G通信基站等新型基础设施节能，促进现代信息技术与传统基础设施融合，提高运行效率和节能水平。围绕节约型机关建设，强化公共机构节能管理。

实施重点节能工程。以重点行业能效提升为抓手，构建覆盖全产业链和产品全生命周期的绿色制造体系。加强产业园区能源梯级利用，创建一批具有示范带动效应的绿色园区和绿色工厂。开展绿色建筑创建行动，积极培育条件适宜的超低能耗和近零能耗示范项目，鼓励有条件的地区开展绿色建筑集中连片示范工程建设，拓展可再生能源在建筑领域的应用形式，扩大可再生能源建筑应用规模，建设一批引领性、标志性绿色建筑。开展氢燃料电池汽车应用示范工程，完善港口岸电、APU（飞机辅助动力装置）替代、油气回收等基础设施，持续提升道路等级，开展以节能照明、拌合楼油改气等节能环保技术为代表的绿色公路建设，推动绿色普通国省道干线公路样板工程建设。

五、构建创新引领的能源产业体系

深入实施创新驱动发展战略，推动关键能源装备的技术攻关、试验示范和推广应用，培育和提高能源装备自主创新能力，积极构建智慧能源系统，推动能源产业数字化智能化升级。

（一）积极发展能源装备产业。

依靠科技创新，统筹推进能源装备产业原创性突破、国产化替代、应用性转化和规模化量产。做大风电产业集群发展，做长产业链，稳定供应链，提高本地配套率。积极提升变压器、电力电缆和开关柜等现有产品智能化水平，发展特高压输变电成套装备、GIS（气体绝缘金属封闭开关设备）等先进产品。巩固烟气脱硫脱硝、垃圾高效清洁焚烧发电等现有节能装备优势地位，引进二氧化碳捕捉、PM2.5（细颗粒物）脱除等大型成套节能环保设备。积极布局先进油气装备制造项目，加快页岩气井口装置、仪器仪表、钻井辅助设备等配套装备开发，引进勘探、钻井、完井、压裂和站场集输等环节成套装备企业。围绕中国西部（重庆）氢谷、成渝氢走廊建设，稳步提升制氢能力，并探索优化储运方式，适度超前建设加氢基础设施网络。以两江新区、九龙坡区、西部科学城重庆高新区为龙头，积极打造氢燃料电池及核心零部件产业集群，推动氢气制备、储运、终端供应全产业链发展。大力发展动力电池单体及电池系统、正负极材料、驱动电机及控制器、整车控制系统等新能源汽车技术。依托太阳能薄膜项目和航空发动机项目，力争在光伏发电设备、燃气轮机等领域有所突破。

专栏9 重大能源装备

电力：推动特高压直流变压器、重庆海装海上大兆瓦风电机组，垃圾发电、生物质垃圾沼气发电装备制造；结合抽水蓄能电站建设，推动加快抽水蓄能电站大容量水轮机组产品开发。

节能：引进烟气脱硫脱硝、垃圾高效清洁焚烧发电、二氧化碳捕捉、PM2.5脱除等成套节能环保设备。

油气：发展超大功率油气压裂装备等成套装备，井口测试、仪器仪表等配套装备，套管、压裂液等配套材料。

氢能：培育发展工业副氢提纯利用、氢能储存、氢气压缩机、液氢泵、加氢机及核心阀门等氢能制造、储存、运输装备。

（二）着力发展智慧能源产业。

推动大数据、云计算、5G等信息技术在能源领域应用，构建智慧能源体系。集成信息系统与能源系统，实现对系统运行状态的精准监测和实时管理。依托现代信息通讯及智能化技术，加强全网统一调度，建设“源网荷储”协调发展、集成互补的能源互联网。鼓励风电、太阳能发电等可再生能源的智能化生产，依托新能源、储能、柔性网络和微网等技术，实现分布式能源的高效灵活接入。推动新型电力设施、关键装备技术、信息通信技术研发示范，拓展人工智能在设备运维、电网调度、安全管控等领域应用。支持智慧电厂、新能源集控平台建设，促进多种类型能源网络互联互通、多种能源形态协同转化。实施城市配电网供电可靠性提升行动和配电网网架优化行动，提高各级电网智能化水平。依靠能源技术，在开发区、产业园区、旅游景区积极推广开展“互联网＋”智慧能源试点示范。推动多种能源的智能定制，合理引导电力需求，支持虚拟电厂、负荷集成商等新型需求侧管理模式发展，培育智慧用能新模式。

（三）加快推动能源数字化转型。

强化数字经济技术在能源系统中的应用，培育能源数字经济新优势。鼓励用户端智能化用能，实现能源自由交易和灵活补贴结算。整合气源、管网、客户端等供应链数据，推进物联网在燃气网络中的应用。推动能源与交通、金融等行业的跨界融合，实现能源信息整合增值和商业模式创新。推进新型能源基础设施及相关服务平台发展，依托5G技术提供充电桩、光伏、路灯、加油站、园区等领域的能效管理、智能运维、需求响应、多能协同，推动综合能源业务拓展，构建数字能源生态圈。建设好重庆能源大数据中心，搭建覆盖能源供需各环节信息的国家级能源大数据平台，发挥大数据在能源行业宏观调控、产业发展、公共服务等领域的作用。

专栏10 智慧能源重点项目

源：推进涪陵页岩气等“智慧气田”建设，重庆东站片区智慧供能项目、珞璜“智慧”电厂建设。

网：推进川气东送二线等新建管道智能化建设，老旧油气长输管道智能化改造；35千伏以上光纤网架和通信带宽提升。

储：建设相国寺储气库智能储气库示范工程，高标准打造铜锣峡、黄草峡储气库智慧管理体系。

多能互补和智慧能源：建设西部科学城重庆高新区智慧能源项目、广阳岛清洁能源综合利用项目等智慧能源项目。

大数据：建设重庆能源大数据中心。

（四）培育发展能源科技创新平台。

加强能源科研能力建设，建立健全产学研用协同创新机制。聚焦页岩气、可再生能源、智慧能源、氢能等前沿领域技术研发，大力引进国内外知名能源研究机构落地重庆，支持企业、高校、科研院所联合组建院士工作站、重点实验室、科技研发中心、产业技术创新战略联盟等一体研发平台。加大油气、电力、氢能等重大技术攻关，攻关海相深层、常压页岩气和陆相页岩油气富集评价技术，开展二氧化碳捕集、封存与利用技术研究，力争形成一批国家和省部级能源科技进步成果。加快科技成果转移转化，推进能源领域首台（套）重大技术装备示范应用。

专栏11 重大科技及重点研究平台

重点实验室：做强输配电装备及系统安全与新技术、煤矿灾害动力学与控制等国家重点实验室，争创非常规油气等国家重点实验室。培育壮大输变电安全科学与电工新技术、复杂油气田勘探开发、绿色航空能源动力等市级重点实验室。

重点研究机构：争创国家页岩气技术创新中心，引进和加快页岩气勘探开发、海上风力发电、氢能动力等研究机构建设。

重大技术攻关：力争突破侏罗系陆相页岩油气开发，页岩气立体开发技术，深层、长水平段优快钻井技术，储气库跨层系扩容建设技术；开展海上大兆瓦风电机组装备研发；开展二氧化碳捕集、封存与利用技术攻关；开展氢燃料电池动力系统、电堆、关键材料和关键零部件攻关。

六、推动重点领域能源体制改革

深化重点领域和关键环节市场化改革，破除妨碍发展的体制机制障碍，提高能源配置效率和公平性，为推进能源高质量发展提供制度保障。

（一）推动电力体制改革。

深化配售电改革，完善售电主体准入和退出机制，向社会资本放开售电和增量配电业务，有序推进增量配电业务试点项目，加快存量试点项目供区划分。建立市场化电力电量平衡机制，放开发用电计划。推进电力辅助服务市场化，推动储能、调峰作为独立主体参与电力辅助服务市场。建立可再生能源电力消纳保障制度，健全分布式电源发电新机制，推动电网公平接入。推进新能源“隔墙售电”就近交易，积极探索分布式发电市场化交易，逐步规范交易流程，扩大交易规模。健全调峰补偿机制，探索容量电价，合理疏导应急备用及调峰电源建设成本。

（二）推动油气体制改革。

鼓励引导各类资本进入上游勘探开发市场，支持页岩气矿权流转，全面实施区块竞争性出让，激发页岩气勘查开采的市场活力。完善天然气（页岩气）利益共享机制，推动与央企合资合作。规范天然气管网建设和运营，整治和清理违法项目和“背靠背”不合理加价行为。全面落实油气管道等基础设施向第三方公平开放，研究天然气管网设施托运商制度，探索建立管网运行统一调度机制，推动“多气源”供气。推动储气设施独立运行，建立储气库气量和储气服务市场化交易机制。

（三）深化能源价格改革。

按照“管住中间、放开两头”改革总体思路，推进电力、天然气等能源价格改革。稳妥推进电力、天然气价格交叉补贴改革。深化输配电价改革，有序放开竞争性环节电价，加强对市场价格的事中事后监管，规范价格行为。优化峰谷电价政策，引导电力需求侧管理，争取到2025年需求侧响应能力达到最大用电负荷的3％以上。按照“准许成本加合理收益”原则，合理制定天然气管网输配价格。完成天然气管网输配价格管理和成本监审，合理制定天然气管道运输价格。建立健全天然气上下游价格传导机制，推进非居民用气价格市场化。

（四）推动能源要素市场建设。

扩大天然气市场交易规模。充分发挥重庆石油天然气交易中心作用，推动逐步形成反映全国市场供需、具有国际影响力的天然气价格基准。支持开展天然气、成品油及其他化工品等产品交易，完善交易功能，创新交易模式，扩大交易规模。开展本地页岩气、储气服务、调峰气上线交易，率先在全国建立储气库价格基准。

推进电力交易市场发展。有序推进电力交易中心独立规范运行，扎实做好股权优化调整。扩大参与电力市场用户范围，推进各类市场主体公平参与市场交易。推进电力现货市场建设研究，统筹协调电力辅助服务市场与现货市场。深化电力中长期交易机制，修订交易规则，增加市场主体，丰富交易品种，优化交易流程，提高交易频次。