T/CET

ICS

團體標準

T/CETA12-2021

城市綜合智慧能源規劃導則

PlanningGuideofIntegratedSmartEnergyforCity

（征求意見稿）

XXXX－XX－XX發布XXXX－XX－XX實施

中國電力技術市場協會發布

1

城市綜合智慧能源規劃導則

1范圍

T/CETXXXX《城市綜合智慧能源規劃導則》的本部分規定了城市綜合智慧能源規劃的術語和定義、

基本規定、發展現狀、資源稟賦分析、能源現狀、能源需求預測、能源供應、供能網絡、碳排放分析、

社會及環境影響等內容。

本標準適用于城市綜合智慧能源規劃編制工作。

2規范性引用文件

下列文件對本文件的應用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，僅注日期的版本適用于本文件，

凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本文件。

GB50137城市用地分類與規劃建設用地標準

GB50189公共建筑節能設計標準

GB50072冷庫設計規范

GB50019工業建筑供暖通風與空氣調節設計規范

GB50028城鎮燃氣設計規范

GB50613城市配電網規劃設計規范

GB50736民用建筑供暖通風與空氣調節設計規范

GB50966電動汽車充電站設計規范

GB50016建筑設計防火規范

GB/T18710風電場風能資源評估方法

GB/T37526太陽能資源評估方法

GB/T51074城市供熱規劃規范

GB/T51161民用建筑能耗標準

GB/T51098城鎮燃氣規劃規范

GB/T50293城市電力規劃規范

GB/T51077電動汽車電池更換站設計規范

DL/T5729配電網規劃設計技術導則

DL/T5508燃氣分布式供能站設計規范

3術語和定義

下列術語和定義適用于本文件。

3.1

綜合智慧能源integratedsmartenergy

指針對特定區域內能源用戶，以用戶需求為導向，以安全低碳清潔為核心，以提高能效、降低綜合

用能成本、降低排放、提高靈活性為目標，以能源多品種、多環節一體化耦合集成和互補利用為特征，

以數字化、智慧化為支撐的能源發展新業態，主要包括供給側綜合智慧能源和消費側綜合智慧能源。

3.2

1

城市綜合智慧能源規劃integratedsmartenergyplanningofcity

在城市新區、老城區或縣城區域范圍內，對區域內的各種能源生產、供應、傳輸和消費進行科學的

研究和分析，對電力、化石能源、可再生能源等進行合理利用，通過科學合理的能源規劃提高區域內能

源的利用效率，實現節能減排。

3.3

綜合能源站integratedenergystation

為用戶提供電、熱、冷、氣、水等多種能源品種及配套公共服務的能源基礎設施。

3.4

能源負荷中心energyloadcenter

市區內人口密集區、工業新區、產業集中區等用能集中、能源需求和負荷密度大，對供電質量、供

能可靠性等有較高的要求的地區。

3.5

區域能源districtenergy

用于生產和生活的能源，在一個特定的區域內得到科學的、合理的、綜合的、集成的應用，完成能

源生產、供應、輸配、使用和排放的全過程。

3.6

區域集中供冷districtcentralcooling

在一個區域建筑群中設置集中的制冷站制備空調冷水，再通過輸送管道，向各建筑物供給冷量的能

源供應系統。

3.7

燃氣冷熱電聯供系統gas-firedcombinedcooling,heatingandpowersystem

布置在用戶附近，以燃氣為一次能源進行發電，并利用發電余熱制冷、供熱，同時向用戶輸出電能、

熱（冷）的分布式能源供應系統，簡稱“聯供系統”。

4基本規定

4.1一般規定

4.1.1城市綜合智慧能源規劃應貫徹落實國家法律法規、能源及環保相關政策，以科學發展為指導，建

設清潔低碳、安全高效的能源保障體系，滿足地區的社會經濟發展要求，并適當超前。

4.1.2城市綜合智慧能源規劃應與國民經濟和社會發展現狀、城鄉總體發展、土地利用、交通運輸等規

劃相協調，并應隨上述規劃的變化相應調整。

4.1.3根據行政區域的經濟和社會發展需要，依據全國及地方能源規劃編制地區級能源規劃，應當將能

源發展納入國民經濟和社會發展規劃、年度計劃。

4.1.4規劃的主要內容應包括：發展現狀、資源稟賦分析、能源現狀、能源需求預測、能源供應、供能

網絡、碳排放分析、社會及環境影響評價等，成果文件應包括規劃文本及圖紙。

4.1.5規劃除應符合本導則的規定外，還應符合其他國家地方現行的有關標準、規程、規范的規定。

4.1.6規劃編制基于收資的完整性和準確性，具體收資工作所需的收資內容詳見附錄A。

4.2編制原則

4.2.1綜合智慧能源系統應充分利用可再生能源，滿足清潔低碳、安全高效的要求，并應符合區域整體

規劃及能源規劃的要求。

4.2.2規劃應考慮能源負荷類型、負荷特性和負荷增長，滿足區域的能源需求。

4.2.3供能站的用地面積及規模應符合區域能源行業發展規劃，并結合當地市場供需現狀，同時兼顧未

2

來發展，做到遠近結合、適度超前，并留有發展余地。

4.2.4應根據所在城鎮的性質、規模、國民經濟、社會發展、地區能源資源分布、能源結構和電力供應

現狀等條件，結合所在地區能源發展規劃及其重大能源設施工程項目近期建設進度安排，由城市規劃、

能源管理部門通過協商進行規劃編制。

4.2.5應統籌安排電力、供（冷）熱、燃氣、道路交通、綠化、供水排水、通信等，做到空間共享，妥

善處理相互間影響和矛盾。

4.3編制范圍

4.3.1城市綜合智慧能源規劃應明確具體的規劃范圍，對地理區域、行政區劃、規劃面積等進行必要的

說明。

4.3.2規劃區域指城鎮行政區劃的全部地區，包括城市新區、老城區或縣城。

4.3.3計算城鎮負荷所對應的供能面積，可根據規劃期的不同，分建成區和規劃區。

4.3.4可根據城市布局、供能（電）企業供能（電）區域、地理條件、負荷密度和輸電網電壓的選擇，

將城網劃分為若干個分區供能網絡。

4.3.5對負荷集中且密度大的工業區（或開發區）可建設分區供能網絡，城網規劃的范圍應注意與供能

網絡規劃相區分和協調。

4.4規劃年限及目標

4.4.1城市型綜合智慧能源規劃從頂層設計出發，推進能源發展質量變革、效率變革、動力變革，能源

轉型升級取得明顯成效，助力地方形成供應安全、結構優化、效率提高、產業提升、體制創新的發展格

局。

4.4.2在調研、分析的基礎上科學預測能源消耗總量，提出近期、中期、遠期的能源消耗總量控制目標。

4.4.2.1能源規劃的期限近期宜為3~5年，中期宜為10年，遠期宜為15年及以上。規劃期限的各個階

段應與城市總體規劃、地區經濟社會發展規劃等相一致。

4.4.2.2近期應著重解決能源當前存在的主要問題，及滿足城鎮重點建設區域的用能增長需求：中期應

與近期相銜接，提出規劃水平年合理的能源供需平衡方案：遠期主要側重于對能源結構體系進行戰略性

的研究和展望，制定清潔、低碳、安全、高效的能源消費體系和長遠發展目標。

4.4.3宜預測城鎮煤炭、石油、天然氣、可再生能源等的消費總量或占比，提出近期、中期、遠期能源

結構目標。

4.4.4應根據地方資源稟賦情況，合理規劃本地區的能源供給，建立統籌協同、多能供應的保障體系。

4.4.5應通過合理的結構轉型和技術措施，滿足地方節能減排的工作需要，提高能源綜合利用效率，提

出能效目標。

4.2.6應不斷提高能源保障水平，滿足人民群眾不斷增長的能源消費需求，提高人民幸福指數，提出必

要的民生保障目標。

4.4.7能源發展主要指標包括能源消費、能源結構、能源供應、能源效率、民生保障等，具體指標目標

詳見附錄B。

4.5規劃內容

4.5.1規劃從調查研究本地區能源資源稟賦和能源生產、消費現狀入手，分析負荷增長規律，優化能源

結構，解決城市能源發展中遇到的問題，以提高能源供給保障水平，助力打造清潔低碳、安全高效的能

源保障體系。

4.5.2綜合智慧能源規劃的主要內容應包括：

3

a）現狀、問題和形式分析；

b）能源相關政策分析

c）規劃的目標和原則；

d）資源稟賦分析；

e）能源供給及消費現狀；

f）能源需求預測；

g）能源供應及網絡規劃；

h）重點任務及建設計劃；

i）實施效果。

具體規劃編制工作流程詳見附錄C。

4.5.3重點建設項目應歸納項目名稱、總投資、建設內容和規模等，重點建設項目清單詳見附錄D。

4.5.4經審批的城市綜合智慧能源規劃是編制能源類項目建設計劃、投資安排的重要依據，納入規劃的

項目可啟動項目建議書編制，開展可研設計工作。

5發展現狀

5.1區域概況

5.1.1應概述規劃編制范圍所在地的地理區位，明確所在區的發展定位，宜提供由政府部門正式發布的

行政區劃圖。

5.1.2應包含規劃區域的地形地貌、氣候和水文條件，對可能改變規劃布局的特殊地貌進行必要的說明。

5.2社會經濟

5.2.1能源是經濟社會發展的物質基礎，規劃統計本行政區劃的經濟社會發展情況，為本地區能源發展

趨勢和潛力提供必要的指導，經濟社會發展情況統計表詳見附錄E。

5.2.2根據城市第一產業、第二產業、第三產業發展現狀，為支撐產業提供綜合能源保障。

5.2.3規劃應系統梳理本地區政府的政策指導文件，對能源政策開展必要的分析，掌握本地區重點產業

布局情況，做到規劃的編制與地區產業政策統一協調。

5.3能源發展

5.3.1城市型綜合智慧能源規劃應分析本地區開展綜合智慧能源規劃面臨的形勢，包括國家層面和省級

層面的能源政策、區域發展定位、新能源技術帶來的產業驅動、能源體制改革現狀等方面。

5.3.2應歸納本地區的能源供應現狀，包括能源供應結構多元化程度、電力裝機及電量供應等，分品種

能源生產總量及構成統計表見附錄F。

5.3.3應歸納本地區的能源消費現狀，包括能源消費結構、化石能源消費比重、電能替代水平等，宜根

據附錄F統計本地區分品種能源消費總量及構成、分產業能源消費總量及構成。

5.3.4應歸納本地區的能源基礎設施建設情況，包括電源供應和供能網絡建設、能源儲運體系、綜合能

源站等。

5.3.4應分析本地區能源消費情況，引導能耗“雙控”轉向碳排放“雙控”轉變，對未來指標發展趨勢

進行必要的預測。

5.3.5宜梳理本地區能源領域取得的工作成效，包括節能目標任務、節能減排效果、電能替代、可再生

能源推廣等。

5.3.6宜總結本地區能源領域面臨的問題，包括能源消費結構、電源電網結構、電力保障水平、新能源

發展規?；?、化石能源供應、能源保障體制機制健全情況等。

4

6資源稟賦分析

6.1化石能源

6.1.1城市型綜合智慧能源規劃應統計本地區可利用的化石能源資源儲量、規模等，了解煤炭、石油、

天然氣的資源稟賦，對化石能源實行合理開發。

6.1.2應統計近年來本地化石能源的生產、開采及使用情況，了解重大能源項目的建設情況和建設計劃。

6.1.3在區域能源政策的引導下，對本地區化石能源的使用給予必要的引導，推動化石能源的清潔高效

利用和低碳化發展。

6.1.4應指導本地區改善能源開發利用條件，安全高效生產能源，科學合理使用能源，提高能源利用效

率。

6.1.5煤炭、石油和天然氣的開發與加工轉換應當遵循合理布局、優化結構、節約高效和清潔低碳的原

則，提高資源回采率和清潔高效開發利用水平。

6.2可再生能源

6.2.1風能資源

6.2.1.1應收集的氣象數據、測風數據等對范圍內的風能資源進行初步評估。

6.2.1.2對風能資源較好的地區，應提供本地風能資源的基本數據，包含風速分布、風功率密度分布、

年均等效發電小時數、經過測算的單位千瓦造價等。

6.2.1.3應根據風資源分布情況初步估算可能的裝機容量，作為評估本地區新增風電裝機規模的參考依

據。

6.2.1.4宜根據本地區的風資源分布情況、適宜的風電場項目開發情況等初步估算項目的經濟性，計算

相應的度電成本。

6.2.1.5風資源情況及評估方法應符合現行國家標準GB/T18710的規定。

6.2.2太陽能資源

6.2.2.1應收集的氣象數據、太陽能輻照數據等對范圍內的資源情況進行初步評級。

6.2.2.2對太陽能資源較好的地區，應提供本地太陽能資源的基本數據，包含年水平總輻射量、水平面

散射輻射量、年均等效發電小時數、經過測算的單位千瓦造價等。

6.2.2.3應根據太陽能資源情況、城市總體規劃、土地利用性質等資料初步估算理論裝機容量，作為評

估本地區新增光伏發電裝機規模的參考依據。

6.2.2.4應簡述本地區光伏發電場建設的相關政策，作為指導本地區光伏發電項目開發的依據。

6.2.2.5太陽能資源情況及評估方法應符合現行國家標準GB/T37526的規定。

6.2.3水資源

6.2.3.1根據地區的水資源綜合規劃、水資源公報以及水文局、水務局的統計數據，統計并分析當地供/

用水資源情況，分析可利用的水資源情況。

6.2.3.2根據區域河（江）水資源、地表徑流量、流速和地形情況等估算可開發的水電裝機容量。

6.2.3.3應統計并梳理區域污水資源以及污水處理廠處理能力，評估可用于區域集中供能的冷（熱）量。

6.2.4生物質資源

6.2.4.1規劃應結合城鎮總體發展規劃、經濟社會發展速度、人口發展規模等因素，通過指標分析法、

趨勢分析法等方法，預測近期、遠期的生活垃圾生產量，根據城鎮生活垃圾的熱值估算垃圾發電理論裝

機容量。

6.2.4.2對于周圍農村有豐富秸稈、漁業、牧業等生物質資源的區域，規劃應明確可為規劃區域提供的

5

用于生物質燃氣或生物質發電的資源量。

6.2.4.3根據當地沼氣數據統計，估算可用于沼氣發電的資源量。

6.2.5其他

6.2.5.1對于地熱能、海洋能等可再生能源豐富地區，宜調查可開發利用的資源量。

6.2.5.2規劃應因地制宜利用地熱能、海洋能，并考慮當前地熱能、海洋能等資源開采技術的可能性、

經濟的合理性以及開發利用的科學性。

6.2.5.3地熱能開發利用應基于溫度等級區劃及流體水化學特征區劃，并結合以往的開發利用情況、地

區經濟發展狀況，充分考慮梯級開發利用技術等確定其合理開發利用方向。主要包括：地熱發電、地熱

供暖、旅游療養、養殖、種植和工業利用等。

6.2.5.4海洋能開發利用應基于海洋通過各種物理過程儲存和散發能量的大小，并結合以往的開發利用

情況和開發利用的經濟性等確定其開發利用的方向。主要包括：海洋能發電、區域供冷和工業利用等。

6.3氫能源

6.3.1應落實本地區是否有氫能產業發展的相關政策，特別是電解水制氫優惠電價政策，以便根據政策

情況科學規劃氫能產業。

6.3.2宜調研規劃區內及周邊地區的涉氫企業，包含氫氣制備、氫氣儲運、氫燃料電池、研發與檢測企

業。

6.3.3調研規劃區內制氫企業現狀，掌握化石能源、工業副產提純、電解水等制氫的規模和潛力。

7能源現狀

7.1基本要求

7.1.1調研本地區能源供應現狀，掌握電力、冷（熱）、天然氣、煤炭、石油、氫氣等能源的供應及消

費數據。

7.1.2對重大能源供應設施、供應管網，應掌握能源基礎設施的規模、數量、位置等信息。

7.1.3能源供給現狀的相關數據、資料應由政府部門權威發布或專業供能公司提供，保證數據的真實性、

有效性和準確性。

7.2能源供給

7.2.1供電

7.2.1.1應歸納規劃區內電源裝機情況，掌握電站類型、位置、裝機容量、建設年份、上網電壓等級。

7.2.1.2應歸納規劃區內電源類型和構成，了解煤電、氣電、風電、光伏發電、生物質發電、水電等各

類電源的裝機容量和占比。

7.2.1.3宜歸納規劃區內電源發電量，了解近年來各類電源的發電量和占比。

7.2.1.4應歸納規劃區內電網建設情況，掌握變電站的電壓等級、位置、容量、建設年份。

7.2.2供冷（熱）

7.2.2.1應歸納規劃區內集中供冷站的基本情況，掌握供冷站的類型、位置、供冷量、建設年份。

7.2.2.2應歸納規劃區內熱電聯產及供熱鍋爐的基本情況，掌握電站類型、位置、裝機容量、供熱規模、

供熱范圍等。

7.2.3供煤、天然氣、油

7.2.2.1應歸納規劃區內近幾年煤炭供應數量、供應來源。

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7.2.2.2應歸納規劃區近幾年天然氣供應數量、氣源情況、最大供應能力以及天然氣分輸站、門站的位

置、輸氣能力、供氣范圍、供氣線路、供氣壓力等。

7.2.2.3應歸納規劃區近幾年各類油品的供應數量、石油儲量。

7.2.2.4應歸納油氣基礎設施的建設情況，掌握在建及在運油氣管網、LNG站、儲油設施的建成年份、

建設計劃。

7.2.4供氫

7.2.4.1應歸納調研規劃區內及周邊地區的涉氫供應企業的生產技術、路徑、規模。

7.2.4.2應調研各制氫企業的氫氣對外供應量、制氫技術發展規劃、重點項目建設計劃等。

7.3能源消費

7.3.1電量消費

7.3.1.1應歸納規劃區內全社會用電量、最高電力負荷。

7.3.1.2應歸納規劃區內分產業電量消費情況。

7.3.2冷（熱）消費

7.3.2.1應歸納規劃區內集中供冷站的冷量消費情況。

7.3.2.2應歸納規劃區內熱電聯產及供熱鍋爐的供熱量，掌握重點用熱企業的蒸汽用量。

7.3.3煤、天然氣、油消費

7.3.3.1應歸納規劃區內近幾年煤炭消費數量，掌握重點煤炭消費企業的用煤量。

7.3.3.2應歸納規劃區近幾年天然氣消費量，掌握重點燃氣消費企業的用氣量。

7.3.3.3應歸納規劃區近幾年各類油品的消費數量，掌握重點交通運輸行業的用油量。

7.3.4氫氣消費

7.3.4.1應歸納規劃區氫氣的消費量，氫能交通的發展需求。

7.3.4.2對以煤化工、石油化工、鋼鐵冶金等產業為主的城市，應掌握用氫企業的用氫量。

8能源需求預測

8.1基本要求

8.1.1城市能源需求預測應符合地區能源系統、電力系統規劃總體要求，并應與城市總體規劃相協調。

8.1.2近期規劃應著重解決能源結構、能源網絡安全等主要問題，滿足城市重點建設區域的負荷增長需

求。

8.1.3中期規劃應與近期規劃相銜接，提出規劃水平年合理的能源供應方案、電網網架結構、供能管網

建設方案。

8.1.4遠期規劃主要側重于對能源供應系統進行戰略性的研究和展望，制定整體和長遠發展目標。

8.1.5負荷預測需收集的資料一般包括以下的內容：

a）城市總體規劃中有關人口、用地、能源、產值、投資、功能布局和發展規劃等。

b）與社會經濟發展、國民收入水平等有關的歷史數據和預測信息。

c）政府工作報告、文獻、政策，以及電力系統、燃氣系統、供熱（冷）系統發布的專項規劃。

d）規劃所在轄區的電負荷資料，包括分電壓等級、分用電性質的歷年用電量和歷年峰荷數據，典

型日負荷曲線以及當前電網潮流分布圖。

e）各電壓等級變電站、大用戶變電站及配電室的負荷記錄和典型負荷曲線、功率因數等。

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f）大用戶的歷年用能類型及數量、負荷、裝機容量、主要產品產量和用電等。

g）大用戶或其上級主管部門提供的發展規劃、用能種類及需求情況、投產時間等。

h）當電源、供電網、供蒸汽、供燃氣等能力不足時，根據有關資料估算出潛在負荷缺口的情況。

i）本地區資源稟賦（風、光、生物質、地熱、海洋能、化石能源等）相關的各類圖文資料。

j）能源產業及新能源技術對本地區能源規劃可能帶來的影響。

8.2電需求預測

8.2.1負荷分類

8.2.1.1城市用電負荷按城市建設用地性質分類，應與現行國家標準GB50137所規定的城市建設用地分

類相一致。城市用電負荷按產業和生活用電性質分類，可分為第一產業用電、第二產業用電、第三產業

用電、城鄉居民生活用電。

8.2.1.2城市用電負荷按城市負荷分布特點，可分為一般負荷（均布負荷）和點負荷兩類。

8.2.2負荷預測

8.2.2.1城市總體規劃階段的電力規劃負荷是城網規劃設計的基礎，預測宜包括下列內容：

a）規劃區域的電力需求；

b）規劃區域的電量需求；

c）重點城區規劃負荷密度。

8.2.2.2負荷預測工作應在長期調查分析的基礎上，收集和積累本地區用電量和負荷的歷史數據以及城

市建設和各行各業發展的信息，充分研究國民經濟和社會發展各種相關因素與電力需求的關系。

8.2.2.3城市電力負荷預測應確定一種主要的預測方法，并應用其他預測方法進行補充、校核。

8.2.2.4負荷同時率的大小，應根據各地區電網用電負荷特性確定。

8.2.2.5根據本區域歷史用電情況、負荷特性等對近中遠期全社會用電量、最大電力負荷進行預測，預

測方法的選擇宜符合下列規定：

a）城市總體規劃階段預測方法，宜選用人均用電指標法、橫向比較法、電力彈性系數法、回歸分

析法、自然增長率法+大用戶負荷法、單位建設用地負荷密度法、單耗法、最大負荷利用小時數法、經

濟發展指標法等。

b）重點區域的電力負荷預測，一般負荷（均布負荷）宜選用單位建筑面積負荷指標法等；點負荷

宜選用單耗法，或由有關專業部門、設計單位提供負荷、電量資料。

c)電負荷指標可參見附錄G。

8.3熱需求預測

8.3.1負荷分類

8.3.1.1城市用熱負荷按服務對象分類，可分為民用熱負荷和工業熱負荷。

8.3.1.2民用熱負荷主要包括采暖、通風、空調、生活熱水等的用熱，工業熱負荷包括工藝熱負荷和動

力熱負荷。

8.3.1.3工藝熱負荷是指企業在生產過程中用于工藝流程的用熱負荷（包括企業生產廠房的采暖、通風

及空調負荷），動力熱負荷專指用于驅動機械設備的用熱負荷。

8.3.2民用熱負荷預測

8.3.2.1建筑采暖負荷預測可采用設計院提供的工程計算值、現場調查、建筑采暖指標法進行估算。

1）對于現有建筑和近期建筑的采暖熱負荷，宜首先采用當地設計院或規劃院提供的工程計算值。

2）采用現場調查法時，需現場調查各類建筑物的熱負荷歷史記錄數據，分析建筑熱用能特點，得

出現場調查的數據。

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3）現場調查的數據，應根據相關設計規范及同地區同類型建筑的調研情況，分析近期新增建筑用

熱特點，并結合工程實際情況進行修正后得出。

8.3.2.2規劃熱指標應包括建筑采暖綜合熱指標、建筑采暖熱指標、生活熱水熱指標、通風熱指標、空

調熱指標。

8.3.3.3民用熱負荷宜采用經核實的建筑物設計熱負荷，當無建筑物設計熱負荷資料時，可按本標準所

列的指標進行計算。

8.3.2.4民用熱負荷指標預測見附錄H。

8.3.2.10節能指標的相關要求尚需滿足GB50189、GB/T51161等有關標準的規定。

8.3.3工業熱負荷預測

8.3.3.1工業熱荷預測可采用疊加法、同時使用系數法、相關分析法和指標法等進行計算。

1）對于現有的工藝用戶，應采用調查實際值，優先采用全面熱負荷曲線疊加法確定工藝蒸汽負荷

值。

2）無法得出不同負荷不同季節典型日負荷曲線和全年熱負荷曲線時，可采用同時使用系數法確定

工藝蒸汽負荷。

3）無法提供準確值的工藝用戶，可參考同類型同等生產條件、規模的項目實際值進行相關分析。

4）對于規劃中的工業熱負荷，可采用指標法進行估算。

8.3.3.2生產工藝熱負荷的最大、最小、平均熱負荷和凝結水回收率應采用生產工藝系統的實際數據，

并應收集生產工藝系統不同季節的典型日（周）負荷曲線圖。

8.3.3.3對于工業蒸汽負荷，經統計的工業蒸汽熱負荷值（最大、最小、平均），需要考慮同時使用系

數0.5~0.9。

8.3.3.4對于現狀負荷，曲線疊加前不考慮折減系數；對于新增負荷，曲線疊加前應充分考慮用戶性質、

負荷是否穩定、連續等特點，考慮是否需要乘以0.7~0.9的折減系數。

8.3.2.5工業熱負荷預測見附錄H。

8.3.3.6工業建筑的采暖、通風、空調熱負荷，可根據本標準8.3.2條的相關規定計算。

8.4冷需求預測

8.4.1負荷分類

8.4.1.1城市用冷負荷按服務對象分類，可分為民用冷負荷和工業冷負荷。

8.4.1.2本標準冷負荷主要指建筑空調供冷、數據中心冷負荷、冷間設備負荷和機械負荷。

注：由于數據中心用能的特殊性，為滿足電子信息系統安全、穩定、可靠等方面的較高要求，本標準對數據中心用

能單獨分類。

8.4.1.3冷間是指通過制冷系統制冷降溫的具有保冷功能的建筑，包括冷庫、冷間、冷藏間、冰庫等。

8.4.2民用冷負荷預測

8.4.2.1民用冷負荷預測可采用設計院提供的工程計算值、現場調查、建筑空調指標法進行估算。

1）對于現有建筑和近期建筑的空調冷負荷，宜首先采用當地設計院或規劃院提供的工程計算值。

2）采用現場調查法時，需現場調查各類建筑物的冷負荷歷史記錄數據，分析建筑熱用能特點，得

出現場調查的數據。

3）現場調查的數據，應根據相關設計規范及同地區同類型建筑的調研情況，分析近期新增建筑用

冷特點，并結合工程實際情況進行修正后得出。

8.4.2.2規劃冷指標應包括空調冷指標、數據中心冷指標。

8.4.2.2民用冷負荷指標見附錄I。

9

8.4.3工業冷負荷預測

8.4.3.1工業冷荷預測可采用疊加法、相關分析法等進行計算。

1）對于現有的工藝用戶，應采用調查實際值，優先采用全面冷負荷曲線疊加法確定負荷值。

2）無法提供準確值的工藝用戶，可參考同類型同等生產條件、規模的項目實際值進行相關分析。

8.4.3.2冷間的設計溫度和相對濕度應根據各類食品的冷藏工藝要求確定，也可按GB50072中的規定選

用。

8.4.3.3冷間設備負荷和機械負荷的計算可參照GB50072中的相關規定執行。

8.5天然氣需求預測

8.5.1負荷分類

8.5.1.1城鎮燃氣用氣負荷按用戶類型，可分為居民生活用氣負荷、商業用氣負荷、工業生產用氣負荷、

采暖通風及空調用氣負荷、燃氣汽車及船舶用氣負荷、燃氣冷熱電聯供系統用氣負荷、燃氣發電用氣負

荷、其他用氣負荷及不可預見用氣負荷等。

8.5.1.2城鎮燃氣用氣負荷按負荷分布特點，可分為集中負荷和分散負荷。

8.5.1.3城鎮燃氣用氣負荷按用戶用氣特點，可分為可中斷用戶和不可中斷用戶。

8.5.2負荷預測

8.5.2.1負荷預測應結合氣源狀況、管網布置、能源政策、碳排放要求、社會經濟發展狀況及城鎮發展

規劃等確定。

8.5.2.2負荷預測應滿足下列要求：

1）優先保證居民生活用氣，同時兼顧其他用氣；

2）根據政策需要，合理發展新增燃氣替代負荷，如氣代煤、氣代油；

3）根據氣源條件及調峰能力，合理確定高峰用氣負荷，包括采暖用氣、電廠用氣；

4）鼓勵發展非高峰期用戶，減小季節負荷差，優化年負荷曲線；

5）不宜發展非節能建筑采暖用氣。

8.5.2.3燃氣負荷預測宜包括用氣量和用氣結構、負荷增長率、負荷曲線、應急儲備量等內容。

8.5.2.4燃氣負荷預測可采用人均用氣指標法、分類指標預測法、橫向比較法、彈性系數法、回歸分析

法、增長率法等。

8.5.3規劃指標

8.5.3.1城鎮總體規劃階段，當采用人均用氣指標法或橫向比較法預測總用氣量時，規劃人均綜合用氣

量指標應符合表11的規定。

表11人均綜合用氣量指標推薦值

人均綜合用氣量（MJ/人/a）

城鎮用氣水平

現狀規劃

較高≥1050135001~52500

中上7001~1050021001~35000

中等3501~7000l0501~21000

較低≤35005250~10500

注：1.用氣量指標尚應結合城鎮發展定位、能源結構、氣源供應條件、資源稟賦、政策環境、人口規模、地理位置、產

業結構、經濟社會發展水平、國內生產總值等因素綜合考量。

2.城鎮燃氣規劃用氣指標應按節能減排要求，在調查各類用戶用能水平、分析用氣發展趨勢的基礎上綜合確定。

10

8.5.3.2居民生活用氣指標，應根據氣候條件、居民生活水平及生活習慣、燃氣用途等綜合分析比較后

確定。

8.5.3.3商業用氣指標，應根據不同類型用戶的實際燃料消耗量折算，或按其占城鎮居民生活用氣的適

當比例確定。

8.5.3.4工業用氣負荷應按企業可被燃氣替代的現用燃料量經過轉換計算，或按生產規模及用氣指標進

行預測。對于遠期規劃負荷，可按同行業單位產能（或產量）或單位建筑面積（或用地面積）用氣指標

估算。

8.5.3.5采暖通風及空調用氣量應根據不同類型建筑的建筑面積、建筑能耗指標分別測算用氣量。用氣

指標按國家現行標準GB50019、CJJ34等確定。

8.5.3.6燃氣汽車、船舶用氣量，應根據各類汽車、船舶的用氣指標、車輛數量和行駛里程確定用氣量。

8.5.3.7燃氣冷熱電聯供系統及燃氣電廠用氣量應根據裝機容量、運行規律、余熱利用狀況及相關政策

等因素預測

8.5.3.8不可預見用氣及其他用氣量可按總用氣量的3%~5%估算。

8.6煤炭需求預測

8.6.1應用分類

8.6.1.1城鎮煤炭應用根據使用目的分為動力煤、煉焦煤、煤化工用煤。

8.6.1.2動力煤的主要應用領域包括發電用煤、蒸汽機車用煤、建材用煤、工業鍋爐用煤、生活用煤、

冶金用動力煤等。

8.6.2需求預測

8.6.2.1應結合國家及地區煤炭發展政策，考慮現有煤電機組改建、燃煤鍋爐淘汰等對煤炭需求的減少

量。

8.6.2.2應考慮現有在建燃煤電廠并網發電后新增的燃煤需求。

8.6.2.3對于煤化工產業區應考慮新建、擴建或改建工藝，對燃煤需求帶來的影響。

8.6.2.4城鎮煤炭需求應符合國家碳達峰、碳中和的政策要求，除以煤化工為主的產業外，應減少煤炭

等化石能源的消耗。

8.7成品油需求預測

8.7.1應用分類

8.7.1.1城鎮石油應用主要包括交通運輸用油、工業用油和石油化工用油等。

8.7.1.2交通運輸用油主要包括陸上、水上交通用汽柴油以及航空領域用燃料油，其中以陸上交通用油

為主。

8.7.2需求預測

8.7.2.1應結合國家交通運輸領域電代油、氣代油、氫代油等發展政策，考慮交通運輸領域成品油需求

的減少量。

8.7.2.2應考慮區域新增重大工業項目、港口和機場建設帶來的新增的成品油需求。

8.7.2.3應考慮電能替代、港口岸電的推廣，對區域現有成品油需求的減少量。

8.7.2.4城鎮石油需求應符合國家碳達峰、碳中和的政策要求，除以石油化工和石油制品為主的產業外，

應減少石油等化石能源的消耗。

8.8氫氣需求預測

8.8.1應用分類

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8.8.1.1氫氣產業鏈包含上游制氫、中游儲運和下游加氫及終端應用。

8.8.1.2氫能應用主要包括交通運輸用氫、工業用氫等。

8.8.2需求預測

8.8.2.1應結合國家及地方氫能交通發展政策及趨勢，考慮交通運輸領域的氫氣需求。

8.8.2.2對以煤化工、石油化工、鋼鐵冶金等產業為主的城市，應根據綠氫耦合發展的需求，考慮在建

及規劃重大項目的氫氣需求潛力。

9能源供應

9.1規劃原則

9.1.1綜合能源供應

9.1.1.1城市綜合能源規劃應打造多能互補綜合能源系統，通過多種能源形式耦合、協同優化和互補來

提高能源的利用率，并實現能源梯級利用，提高能源的綜合利用水平。

9.1.1.2規劃應利于提高能源供需協調能力，推動能源清潔生產和就近消納，減少棄風、棄光、棄水限

電，促進可再生能源消納。

9.1.1.3能源供給方式，應著重實現用能區電、熱、冷、氣、水等多能源的協同生產、協同配送、協同銷

售、協同消費和源、網、荷、儲、用的協同運營。

9.1.2智慧化管控

9.1.2.1城市綜合能源系統應建立綜合智慧能源管理平臺，實現能源監測信息化、能源管控智能化。

9.1.2.2平臺具有電、熱、冷、氣、水、氫等多品種能源的管控能力，具有智慧結算及節能診斷模塊。

9.1.3綜合能源站

9.1.3.1綜合能源站的規劃應貫徹國家節能政策，合理利用土地，合理利用能源，且應符合DL/T5508

的規定。

9.1.3.2綜合能源站規劃應包含站址數量、分級分類、選址要求、平面布置、功能配置等，選址應有方

便的電源、水源、熱源及通信線路并與現有城市規劃配套設施與需求統一協調。

9.1.3.3綜合能源站的電網建設應符合城市中低壓配電網規劃的要求。

9.1.3.4綜合能源站功能配置應符合當地能源行業發展規劃，并結合當地市場供需現狀，同時兼顧未來

發展，做到遠近結合、適度超前。

9.1.3.5綜合能源站內設備與站外建（構）筑物應保持合適距離的安全間距，并應符合GB50966、GB

50016及地方標準的規定。

9.2電力供應

9.2.1基本要求

9.2.1.1城鎮供電電源的選擇，應綜合研究所在地區的能源資源狀況、環境條件和可開發利用條件，進

行統籌規劃，經濟合理地確定城市供電電源。

9.2.1.2城鎮供電電源包括高壓輸電網中的220kV（或330kV）變電站和接入城市配電網中的各類電廠

及分布式電源。

9.2.1.3城鎮供電電源的選擇應貫徹國家能源政策，堅持節能、環保、節約用地的原則，積極發展水電、

風電、太陽能、燃氣電廠等清潔能源。

9.2.1.4城市供電電源的選擇，應綜合研究所在地區的能源資源狀況、環境條件和可開發利用條件，進

行統籌規劃，經濟合理地確定城市供電電源。

12

9.2.1.5規劃應結合地方電力發展政策、現狀和資源稟賦，制定適宜的電力發展路徑和原則，根據需求

提出煤電替代方案和退出機制。

9.2.2電源布局

9.2.2.1電源布置應根據所在城市的性質、人口規模和用地布局，合理確定城市電源點的數量和布局，

大、中城市應組成多電源供電系統，并應符合現行國家標準GB50137的有關要求。

9.2.2.2電源布局應充分依托太陽能、風、生物質、燃氣等資源情況合理配置城市電源點，協調好電源

布點與城市港口、機場、國防設施和其他工程設施之間的關系。

9.2.2.3燃煤（氣）電廠的布局應統籌考慮煤炭、燃氣輸送、環境影響、用地布局、電力系統需求等因

素。

9.2.2.4可再生能源電廠應依據資源條件布局并應與城市規劃建設相協調。

9.2.2.5燃煤電廠應與國家和地方的政策相協調，對于限制發展地區應做好燃煤電站替代方案；燃氣電

廠應有穩定的燃氣資源，并應規劃設計相應的輸氣管道。

9.2.1.6供冷（熱）電廠宜靠近冷（熱）負荷中心，并與城市熱力網設計相匹配。

9.2.3電源建設

9.2.3.1規劃應根據重點項目建設計劃及地區電力需求情況，編制電源建設規劃。

9.2.3.2規劃應根據政府需求，考慮能耗高、污染大、調峰能力差的機組的關停計劃。

9.2.3.3宜充分利用、保護好退役電源的廠址及線行資源，安排廠址改建及需配輸變電項目的建設工作。

9.2.3.4電源點（包括變電站站點）和有關線路以及相應配套工程的建設年限規模及進度。

9.2.3.5規劃宜編制電源建設規劃表，明確電源項目建設計劃、電壓等級、電源類型等情況。

9.2.4電力（電量）平衡

9.2.4.1電力平衡應根據城市總體規劃和地區電力系統中長期規劃，在負荷預測的基礎上，考慮合理的

備用容量，提出地區電力系統需要提供該城市的電力總容量，并應協調地區電力規劃。

9.2.4.2城網規劃以電力平衡為主。對于受電電源不確定因素較多的城區，既要進行電力平衡計算，也

要進行電量平衡計算。

9.2.4.3城網規劃宜根據預測的負荷水平（電力需求預測）和分布情況，與電力系統規劃安排的電源容

量和主變容量進行電力平衡。

9.2.4.4電力平衡應根據大型電源建設進度和電力需求發展情況，確定每年關停機組的總量；根據輸變

電工程建設進度，確定具體的關停項目。

9.2.4.5電力平衡應按目標年分階段分區進行，為電力系統供給的電源容量和變電容量考慮必要的備用

容量。

9.2.4.6水電能源的比例較高時，電力平衡應根據各類電源在不同季節的構成比例，分豐期、枯期進行

平衡。

9.2.4.7應根據電源規劃編制電力平衡表，電力（電量）供需表見附錄J。

9.3熱能供應

9.3.1基本要求

9.3.1.1規劃應結合供熱方式、供熱分區及熱負荷分布，綜合考慮能源供給、存儲條件及供熱系統安全

性等因素，合理確定城市集中供熱熱源的規模、數量、布局及其供熱范圍，并應提出供熱設施用地的控

制要求。

9.3.1.2根據用熱需求合理選擇熱源位置和供熱方式，確定供熱熱源的規模、數量、位置及供熱范圍。

9.3.1.3規劃應根據本地區的需求預測數據配置并布局供熱設施，做到遠近結合、適度超前，并留有發

展余地。

13

9.3.2熱源選擇

9.3.2.1在有穩定熱源點或電源點的地區，宜優先采用工業余熱或區域供熱。

9.3.2.2有工藝冷卻水可利用，且經技術經濟比較合理時，可采用熱泵機組進行熱回收供熱。

9.3.2.3有足夠穩定的冷、熱負荷的城市，規劃宜與電源規劃相結合，建設適當容量的冷、熱、電聯產

電廠。

9.3.2.4以燃氣為主的城市，宜根據熱力負荷分布規劃建設熱電聯產的燃氣電廠、燃氣鍋爐等供熱，同

時與城市供熱管網規劃相協調。

9.3.2.5以煤為主的城市，宜將煤炭清潔利用與供熱統籌規劃，同時與城市熱網規劃相協調。

9.3.2.6當采用冬季熱電聯供、夏季冷電聯供或全年冷熱電三聯供能取得較好的能源利用效率及經濟效

益時，可采用冷熱電聯供系統。

9.3.2.7全年進行空氣調節，且各房間或區域負荷特性相差較大，需長時間向建筑物同時供熱和供冷時，

經技術經濟比較后，可采用水環熱泵空氣調節系統供冷、供熱。

9.3.2.8在執行分時電價、峰谷電價差較大的地區，空氣調節系統采用低谷電價時段蓄冷（熱）能明顯

節電及節省投資時，可采用蓄冷（熱）系統供冷（熱）。

9.3.2.9對可再生能源資源條件較好的地區，宜優先使用可再生能源供熱。

9.3.3熱源規劃

9.3.3.1有條件的地區應積極實施源網荷儲一體化和多能互補示范工程，滿足區域冷熱電等能源需求。

9.3.3.2對“以熱定電”的燃煤或燃氣電廠，應合理選取熱化系數，并應符合以下規定：

1）以工業熱負荷為主的系統，季節熱負荷的峰谷差別及日熱負荷峰谷差別不大的，熱化系數宜取

0.8~0.9；

2）以供暖熱負荷為主的系統，熱化系數宜取0.5~0.7；

3）既有工業熱負荷又有采暖熱負荷的系統，熱化系數宜取0.6~0.8。

9.3.3.3單臺機組發電容量400MW及以上規模的燃氣熱電廠規劃應具有接入高壓天然氣管道的條件，

廠址應便于熱網出線和電力上網。

9.3.3.4燃氣集中鍋爐房規劃應便于熱網出線和天然氣管道接入，且應靠近負荷中心。

9.3.3.5核能供熱應在確保安全的情況下，開展區域級核能綜合利用。

9.3.3.6熱力站合理供熱規模應通過技術經濟比較確定，供熱面積不宜大于30萬m2。

9.4冷能供應

9.4.1基本要求

9.4.1.1規劃應結合供冷方式、供冷分區及冷負荷分布，綜合考慮氣候條件、能源政策及能源價格等因

素，合理確定城市供冷站的規模、數量、布局及其供冷范圍，并應提出供冷設施用地的控制要求。

9.4.1.2根據用冷需求合理選擇冷源位置和供冷方式，確定供冷站的規模、數量、位置及其供冷范圍。

9.4.1.3規劃應根據本地區的需求預測數據配置并布局供冷設施，做到遠近結合、適度超前，并留有發

展余地。

9.4.2冷源選擇

9.4.1.1有供冷需求且技術經濟上可行時，宜采用工業余熱驅動吸收式冷水機組供冷；無工業余熱的地

區，可采用電動壓縮式冷水機組供冷。

9.4.1.2有條件時，可采用江水湖水、地下水或室外新風作為天然冷源。具有多種能源的地區可采用復

合式能源供冷。

9.4.1.3有天然地表水或有淺層地下水等資源可供利用，且保證地下水100%回灌時，可采用水源熱泵冷

熱水機組供冷供熱。

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9.4.1.4燃氣供應充足的地區，可采用燃氣吸收式冷（溫）水機組供冷。

9.4.1.5可再生能源供冷應依據資源條件布局并應與城市規劃建設相協調。

9.4.3冷站規劃

9.4.3.1工商業建筑群同時具備下列條件且技術經濟比較合理時，可設集中的供冷站：

1）區域供冷點相對集中，總冷負荷大時；

2）集中供冷能減少人員崗位設置，方便運行管理時；

3）集中供冷能滿足冷媒參數需求，且能適應冷負荷調節需求。

9.4.3.2清潔能源分散供冷設施應結合用地規劃、建筑布局、規劃建設實施時序等因素確定位置。

9.4.3.3對“以冷定電”燃氣分布式能源站，可根據9.2.3.2條合理選取熱化系數。

9.4.3.4燃氣吸收式冷（溫）水機組供冷規劃應便于熱網出線和天然氣管道接入，且應靠近負荷中心。

9.5燃氣供應

9.5.1基本要求

9.5.1.1城鎮燃氣供應應根據區域資源稟賦及發展需求，科學合理選擇各類氣源，以滿足經濟社會發展

需求、保障供需平衡。

9.5.1.2城鎮燃氣供應應與城鎮的總體規劃、詳細規劃相銜接，規劃范圍及期限的劃分應與城市規劃相

一致。

9.5.1.3城鎮燃氣供應應與城鎮道路交通、水系、給水、排水、電力、電信、熱力及其他專業規劃相協

調。

9.5.1.4城鎮燃氣供應應近、遠期相結合，統籌近期建設和遠期發展的關系，且應適應城市遠景發展的

需要。

9.5.1.5根據氣源條件、輸送距離、輸送量、用戶的特點和要求等，經綜合分析和技術經濟對比后統籌

規劃燃氣供應。

9.5.1.6以國家和地方節能減排、大氣污染防治、天然氣利用政策為指導，開展鍋爐淘汰、煤改氣、油

改氣的方案，鼓勵發展天然氣高效利用項目。

9.5.1.7應深入分析研究，合理預測城市燃氣需求量，科學規劃城市燃氣站場和輸配系統，指導燃氣利

用工程的建設實施。

9.5.1.8以地方天然氣利用相關規劃為依據，合理組織天然氣氣源，保證天然氣資源的有效供給和供氣

安全。

9.5.1.9應根據負荷分布、站內工藝、管網布置、氣源條件，合理配置廠站數量和用地規模布置燃氣廠

站。

9.5.2燃氣開發利用

9.5.2.1燃氣氣源主要包括天然氣、液化石油氣和人工煤氣。

9.5.2.2燃氣氣源選擇應遵循國家能源政策，堅持降低能耗、高效利用的原則，滿足資源節約、環境友

好、安全可靠的要求。

9.5.2.3燃氣氣源宜優先選擇天然氣、液化石油氣和其他清潔燃料。

9.5.2.4燃氣氣源供氣壓力和高峰日供氣量，應能滿足燃氣管網的輸配要求。

9.5.2.5氣源點的布局、規模、數量等應根據上游來氣方向、交接點位置、交接壓力高峰日供氣量、季

節調峰措施等因素，經技術經濟比較確定。門站負荷率宜取50%~80%。

9.5.2.6燃氣氣源選擇應考慮本地區重大燃氣基礎設施建設情況。

9.5.3調峰與應急

9.5.3.1燃氣調峰量應根據城鎮用氣負荷曲線和上游供氣曲線確定。

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9.5.3.2城鎮燃氣調峰方式選擇應根據當地地質條件和資源狀況，經技術經濟分析等綜合比較確定，并

宜選擇地下儲氣庫、高壓管道、液化天然氣或壓縮天然氣進行調峰。

9.5.3.3調峰設施應根據季節、日、時調峰量合理選擇，并按實際調峰需求，統一規劃，分期建設。

9.5.3.4城鎮燃氣應急儲備設施的儲備量應按3d~10d城鎮不可中斷用戶的年均日用氣量計算。

9.5.3.5應急儲備設施布局應結合城鎮燃氣負荷分布、輸配管網結構，經技術經濟比較確定。

9.5.4燃氣廠站

9.5.4.1天然氣廠站應符合下列規定：

1）門站站址應根據長輸管道走向、負荷分布、城鎮布局等因素確定，宜設在規劃城市或鎮建設用

地邊緣。

2）儲配站站址應根據負荷分布、管網布局、調峰需求等因素確定，宜設在城鎮主干管網附近。

3）門站和儲配站用地應符合GB50028的要求。

4）規劃有2個及以上門站時，宜均衡布置，儲配站宣與門站合建；但當城鎮只有1個門站時，儲

配站宜根據輸配系統具體情況與門站均衡布置。

5）調壓站（箱）的規模應根據負荷分布、壓力級制、環境影響、水文地質等因素，經技術經濟比

較后確定。調壓站（箱）的負荷率宜控制在50%~75%。

6）高中壓調壓站不宜設置在居住區和商業區內；居住區及商業區內的中低壓調壓設施，宜采用調

壓箱。

9.5.4.2液化石油氣廠站應符合下列規定：

1）液化石油氣廠站的供應和儲存規模，應根據氣源情況、用戶類型、用氣負荷、運輸方式和運輸

距離，經技術經濟比較確定。

2）液化石油氣供應站的站址選擇應選擇在全年最小頻率風向的上風側，且應選擇在地勢平坦、開

闊，不易積存液化石油氣的地段。

3）液化石油氣氣化、混氣、瓶裝站的選址，應結合供應方式和供應半徑確定，且宜靠近負荷中心。

9.5.4.3燃氣廠站的用地面積指標可按GB/T51098的規定執行。

9.6煤炭供應

9.6.1基本要求

9.6.1.1應根據區域資源稟賦、產業結構、政策導向、節能要求等，合理規劃煤炭供應，以滿足經濟社

會發展需求。

9.6.1.2城鎮煤炭供應符合國家能源發展政策，并與城鎮電力、化工、熱力等發展統籌考慮。

9.6.1.3以國家和地方節能減排、大氣污染防治、煤炭清潔化利用政策為指導，開展減煤降碳行動，降

低煤炭消耗。

9.6.2煤炭開發利用

9.6.2.1煤炭開發利用堅持統一規劃、整體勘察、有序開發、清潔高效利用。

9.6.2.2優化煤炭應用布局和生產結構，推進煤炭安全綠色開采，鼓勵發展礦區循環經濟，促進煤炭清

潔高效利用，適當發展煤制燃料和化工原料。

9.6.2.3發展清潔、安全、高效火力發電以及相關技術，提高能效，降低污染物排放，優化火力發電結

構，因地制宜發展熱電聯產、熱電冷聯產和熱電煤氣多聯供等。

9.7成品油供應

9.7.1基本要求

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9.7.1.1城鎮成品油供應應根據區域產業結構、政策導向、節能要求等，合理規劃油品供應，以滿足經

濟社會發展需求。

9.7.1.2城鎮油品供應與城鎮交通運輸、電力、工業等發展統籌考慮。

9.7.2石油開發利用

9.7.2.1鼓勵規模、先進和集約的石油加工轉換方式，優化石油加工轉換產業布局和結構。

9.8氫氣供應

9.8.1基本要求

9.8.1.1城鎮氫氣應根據區域政策導向、節能要求等，合理規劃氫氣供應，以滿足氫能產業發展需求。

9.8.1.2城鎮氫氣供應與城鎮交通運輸、電力、工業、醫療等發展統籌考慮。

9.8.1.3氫能制備、生產、儲運、應用等各環節，應符合國家及地方相關標準的規定。

9.8.2氫源選擇

9.8.2.1規劃應根據本地區涉氫企業現狀，合理規劃近中遠期氫能制備路徑和規模。

9.8.2.2氫氣制取宜根據地方產業結構和資源稟賦，近中期用氫可以工業副產氫提純結合化石能源重整

制氫為主。

9.8.2.3在有電解水制氫優惠政策的地區，鼓勵開展電解水制氫。中遠期宜發展可再生能源電解水制氫

模式。

9.8.3供氫基礎設施

9.8.3.1根據區域氫能政策提出氫能及相關產業發展的原則、目標和重點工作。

9.8.3.2提出地區氫能交通發展路徑并提出制氫站、加氫站的建設規模、數量、位置等。

9.8.3.3鼓勵利用現有的加油站建設綜合供能站。

10供能網絡

10.1規劃原則

10.1.1綜合管廊

10.1.1.1城市綜合智慧能源規劃應考慮供能網絡的系統性建設，綜合考慮城市發展規劃、交通規劃、市

政設施規劃等各方面因素，確保管廊系統與城市整體發展相協調。

10.1.1.2綜合管廊規劃應考慮資源利用效率、環境保護和社會經濟效益，以實現可持續發展。

10.1.1.3綜合管廊規劃應合理布局，最大程度地利用地下空間，與地上空間相協調，避免重復建設和資

源浪費。

10.1.1.4綜合管廊規劃應具備一定的靈活性和可調整性，以適應城市發展和技術進步的變化。

10.2電網規劃

10.2.1基本要求

10.2.1.1城市電網規劃應根據城市國民經濟和社會發展規劃、地區電網規劃和相關的國家、行業標準編

制。

10.2.1.2規劃應考慮城市的功能定位、社會經濟發展情況、城網的布局以及負荷分布的現狀，應與地方

的電網發展總體規劃相協調。

10.2.1.3規劃應符合地方電網發展現狀，做到供電可靠、運行靈活、節能環保、遠近結合、適度超前、

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標準統一。

10.2.1.4規劃應提高城網供電能力和電能質量，滿足國民經濟增長和城市社會發展對負荷增長的需求。

10.2.1.5合理配置電源，提高配電網的適應性和抵御事故及自然災害的能力。

10.2.1.6規劃應采用成熟可靠的新技術、新設備、新材料，促進配電技術創新，服務電力市場，取得社

會效益。

10.2.2規劃內容

10.2.2.1電網規劃宜按高壓配電網和中低壓配電網分別進行，兩者之間應相互銜接。高壓配電網應編制

近期和中期規劃，必要時應編制遠期規劃；中低壓配電網可只編制近期規劃。

10.2.2.2供電能力（包括外部來電和當地電源）能否滿足現有負荷的需要，能否適應負荷的增長。

10.2.2.3現有電網的供電可靠性能否滿足用戶的要求（主要考慮N-1準則的供電可靠性，故障條件下轉

供負荷的能力），社會經濟發展是否對電網提出了更高的可靠性要求。

10.2.2.4應明確規劃目標和技術原則，確定規劃各分期的目標、電網結構的原則、供電設施的標準，及

技術原則。

10.2.2.5規劃應提出新建變電站的站點數量、電站的容量、位置和布局、線路路徑方案，確定分期建設

的項目及規模、分期末及各規劃水平年的目標網架。

10.2.2.6中期規劃應在近期電網規劃的基礎上將基準年和中期規劃目標年的預測負荷分配到變電站上

進行分析。從遠期電網的初步布局中選取初定的項目，確定必要的電網改進方案。

10.2.2.7遠期規劃以中期規劃的電網布局為基礎，依據遠期預測負荷，經各項計算后編制遠期規劃。

10.2.2.8城市電網規劃應吸收國內外先進經驗、采納先進的電力新技術，規劃內容和深度應滿足現行國

家標準GB50613、GB/T50293、DL/T5729的有關規定。

10.2.3主要指標

10.2.3.1容載比的選取宜考慮網架結構、負荷分散系數、平均功率因數、變壓器負載率、儲備系數、負

荷增長速度等因素。各電壓等級電網容載應符合表12的規定。

表12各電壓等級電網容載比選擇范圍

負荷增長情況較低增長中等增長較高增長

年負荷平均增長率（建議值）小于7%7%~12%大于12%

500kV1.5~1.81.6~1.91.7~2.0

220kV（330kV）1.6~1.91.7~2.01.8~2.1

35~110kV1.8~2.01.9~2.12.0~2.2

10.2.3.2對于區域較大、負荷發展水平極度不平衡、分區最大負荷出現在不同季節的地區，可分區計算

容載比。

10.2.3.3對于高可靠性供電需求地區，可適當提高容載比的取值。

10.2.3.4對接入中壓配網的分布式電源應結合所在地區配網情況綜合考慮規劃接入容量與接入方式。

表13分布式電源并網電壓等級

電源容量并網電壓等級電源容量并網電壓等級

8kW及以下220V400kW~6MW10kV

8kW~400kW380V6MW~50MW35kV、66kV、110kV

10.2.4變電站規劃

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10.2.4.1變電站的位置應根據城市規劃布局、負荷分布及變電站的建設條件合理確定。

10.2.4.2在負荷密集的中心城區，變電站應盡量深入能源負荷中心。

10.2.4.3變電站應至少有兩路電源接入。

10.2.44變電站的設計應盡量節約用地，變電站用地面積應根據變電站容量、接線和設備的選型確定，

可采用占地面積較少的戶外型和半戶外型布置。

10.2.4.5市中心區的變電站可考慮采用占空間較小的全戶內型或緊湊型變電站，并考慮與其他建設物混

合建設，或建設半地下、地下變電站。

10.2.4.6變電站建設應符合GB/T50293的相關規定。

10.3供冷管網規劃

10.3.1基本要求

10.3.1.1供冷管網規劃應考慮城市區域發展功能定位，與現有城網的布局、負荷分布的現狀、城市總體

規劃相協調。

10.3.1.2規劃旨在提高城鎮區域集中供冷水平，做到技術先進、經濟合理、安全適用。

10.3.1.3能源站盡量設置在負荷中心，減少冷水管網的供能半徑，降低能源站的供能泵耗和能量損失。

10.3.1.4能源站規劃響應新城土地集約化發展方針，盡量少占用建設用地指標。

10.3.1.5能源站的供能半徑滿足GB50736的相關要求。

10.3.2管網布置

10.3.2.1供冷管網的布置應在城鎮規劃的指導下，根據冷負荷分布、冷源位置、其他管線及構筑物、園

林綠地、水文、地質條件等因素，經技術經濟比較確定。

10.3.2.2由于供冷管網一般為枝狀敷設，因此一般在布置供冷管網時，近站區域的管網，管徑酌情減?。?/p>

遠離能源站區域的管徑考慮放大，以此來實現供冷系統各分支的總體平衡，保證最不利末端的流量輸送

穩定充足。

10.3.2.3規劃的供冷管道壽命不應低于25年，管道應較好的保溫性能、可靠的防水性能、良好的耐腐

蝕性能。

10.3.2.4管網應根據冷負荷的設計資料進行布置；對規劃的供冷管網，可按不同行業項目估算指標中典

型生產規模進行估算，也可按同類型、同地區企業的設計資料或實際耗冷定額計算。

10.4供熱管網規劃

10.4.1基本要求

10.4.1.1供熱管網規劃應充分考慮區域用熱需求，與現有城網的布局、負荷分布的現狀、城市總體規劃

相協調。

10.4.1.2熱力網支線及用戶熱力站規劃時，采暖、通風、空調及生活熱水熱負荷，宜采用經核實的建筑

物設計熱負荷。

10.4.1.3工業熱負荷應包括生產工藝熱負荷、生活熱負荷和工業建筑的采暖、通風、空調熱負荷。生產

工藝熱負荷的最大、最小、平均熱負荷和凝結水回收率應采用生產工藝系統的實際數據，并應收集生產

工藝系統不同季節的典型日（周）負荷曲線圖。

10.4.1.4當無工業建筑采暖、通風、空調、生活及生產工藝熱負荷的設計資料時，對現有企業，應采用

生產建筑和生產工藝的實際耗熱數據，并考慮今后可能的變化；對規劃建設的工業企業，可按不同行業

項目估算指標中典型生產規模進行估算，也可按同類型、同地區企業的設計資料或實際耗熱定額計算。

10.4.1.5熱力網最大生產工藝熱負荷應取經核實后的各熱用戶最大熱負荷之和乘以同時使用系數。同時

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使用系數可按0.6～0.9取值。

10.4.2管網布置

10.4.2.1供熱管網的布置應在城鎮規劃的指導下，結合城市近、遠期建設的需要，綜合熱負荷分布、熱

源位置、道路條件、其他管線及構筑物等多種因素，經技術經濟比較后確定。

10.4.2.2由于供熱管網一般為枝狀敷設，因此一般在布置供熱管網時，近站區域的管網，管徑酌情減小；

遠離能源站區域的管徑考慮放大，以此來實現供熱系統各分支的總體平衡，保證最不利末端的流量輸送

穩定充足。

10.4.2.3供熱面積大于1000萬m2的熱水供熱系統采用多熱源供熱時，各熱源熱網干線應連通，在技術

經濟合理時，熱網干線宜連接成環狀管網。

10.4.2.4熱網應采用地下敷設方式，工業園區的蒸汽管網在環境景觀、安全條件允許時可采用地上架空

敷設方式。

10.4.2.5規劃的供熱管道壽命不應低于25年，管道應較好的保溫性能、可靠的防水性能、良好的耐腐

蝕性能。

10.5供天然氣管網規劃

10.5.1基本要求

10.5.1.1天然氣管網規劃應符合地方國民經濟和社會發展的總體要求，與城市總體規劃和其他相關專題

規劃相銜接。

10.5.1.2規劃應符合國家能源政策及相關產業政策，積極落實燃氣可供資源，合理配置和利用燃氣資源，

調整和優化能源生產和消費結構。

10.5.1.3應根據氣源條件、輸送距離、輸送量、用戶的特點和要求，結合已建管網的布局對管道進行系

統優化。

10.5.1.4管道輸氣能力應與輸氣站設計輸氣能力匹配。

10.5.1.5燃氣管網系統宜結合城鎮遠期規劃，優先選擇較高壓力級管網，提高供氣壓力。

10.5.2線路選擇

10.5.2.1線路走向應根據工程建設目的和氣源、市場分布，結合沿線城鎮、交通水利、礦產資源和環境

敏感區的現狀與規劃，以及沿途地區的地形、地質、水文氣象、地震等自然條件，通過綜合分析和多方

案技術經濟比較，確定線路總體走向。

10.5.2.2線路宜避開環境敏感區，當路由受限需要通過環境敏感區時，應征得其主管部門同意并采取保

護措施。

10.5.2.3大中型穿（跨）越工程和壓氣站位置的選擇，應符合線路總體走向。局部線路走向應根據大中

型穿（跨）越工程和壓力