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年互联网+配送中心行业运营模式分析报告
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关键字：互联网+配送中心研究报告
出版日期：2015年8月 报告页码：180 图表：50
报告编码：ICI&
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报告导读 \ READING REPORT
《年互联网+配送中心行业运营模式分析报告》探讨了国内传统配送中心企业在新形势下面临的新机遇与挑战，带来互联网思维融合配送中心产业的新思考。报告主要分析内容包括：配送中心行业市场规模与电商未来空间预测；配送中心企业转型电子商务战略分析；配送中心行业电子商务运营模式分析；配送中心主流网络平台比较及企业入驻选择以及配送中心企业进入互联网领域投资策略分析。
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版权声明 \ SPECIAL STATEMENT
本报告所有内容受法律保护。国家统计局授予，中华人民共和国涉外调查许可证：。
本报告由中商产业研究院出品，报告版权归中商智业公司所有。本报告是中商产业研究院的研究与统计成果，报告为有偿提供给购买报告的客户使用。未获得中商智业公司书面授权，任何网站或媒体不得转载或引用，否则中商智业公司有权依法追究其法律责任。如需订阅研究报告，请直接联系本网站，以便获得全程优质完善服务。
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本报告目录与内容系中商产业研究院原创，未经本公司事先书面许可，拒绝任何方式复制、转载。
第一章 电子商务与“互联网+”
第一节 电子商务发展分析
一、电子商务基本定义
二、电子商务发展阶段
三、电子商务基本特征
四、电子商务支撑环境
五、电子商务基本模式
六、电子商务规模分析
第二节 “互联网+”的相关概述
一、“互联网+”的提出
二、“互联网+”的内涵
三、“互联网+”的发展
四、“互联网+”的评价
五、“互联网+”的趋势
第二章 互联网环境下配送中心行业的机会与挑战
第一节 2015年中国互联网环境分析
一、网民基本情况分析
（一）总体网民规模分析
（二）分省网民规模分析
（三）手机网民规模分析
（四）网民属性结构分析
二、网民互联网应用状况
（一）信息获取情况分析
（二）商务交易发展情况
（三）交流沟通现状分析
（四）网络娱乐应用分析
第二节 互联网环境下配送中心行业的机会与挑战
一、互联网时代行业大环境的变化
二、互联网直击传统行业消费痛点
三、互联网助力企业开拓市场
四、电商成为传统企业突破口
第三节 互联网配送中心行业的改造与重构
一、互联网重构行业的供应链格局
二、互联网改变生产厂商营销模式
三、互联网导致行业利益重新分配
四、互联网改变行业未来竞争格局
第四节 配送中心与互联网融合创新机会孕育
一、电商政策变化趋势分析
二、电子商务消费环境趋势分析
三、互联网技术对行业支撑作用
四、电商黄金发展期机遇分析
第三章 配送中心行业发展现状分析
第一节 配送中心行业发展现状分析
一、配送中心行业产业政策分析
二、配送中心行业发展现状分析
三、配送中心行业主要企业分析
四、配送中心行业市场规模分析
第二节 配送中心行业市场前景分析
一、配送中心行业发展机遇分析
二、配送中心行业市场规模预测
三、配送中心行业发展前景分析
第四章 配送中心行业市场规模与电商未来空间预测
第一节 配送中心电商市场规模与渗透率
一、配送中心电商总体开展情况
二、配送中心电商交易规模分析
三、配送中心电商渠道渗透率分析
第二节 配送中心电商行业盈利能力分析
一、配送中心电子商务发展有利因素
二、配送中心电子商务发展制约因素
三、配送中心电商行业经营成本分析
四、配送中心电商行业盈利模式分析
五、配送中心电商行业盈利水平分析
第三节 电商行业未来前景及趋势预测
一、配送中心电商行业市场空间测算
二、配送中心电商市场规模预测分析
三、配送中心电商发展趋势预测分析
第五章 配送中心企业互联网战略体系构建及平台选择
第一节 配送中心企业转型电商构建分析
一、配送中心电子商务关键环节分析
（一）产品采购与组织
（二）电商网站建设
（三）网站品牌建设及营销
（四）服务及物流配送体系
（五）网站增值服务
二、配送中心企业电子商务网站构建
（一）网站域名申请
（二）网站运行模式
（三）网站开发规划
（四）网站需求规划
第二节 配送中心企业转型电商发展途径
一、电商B2B发展模式
二、电商B2C发展模式
三、电商C2C发展模式
四、电商O2O发展模式
第三节 配送中心企业转型电商平台选择分析
一、配送中心企业电商建设模式
二、自建商城网店平台
（一）自建商城概况分析
（二）自建商城优势分析
三、借助第三方网购平台
（一）电商平台的优劣势
（二）电商平台盈利模式
四、电商服务外包模式分析
（一）电商服务外包的优势
（二）电商服务外包可行性
（三）电商服务外包前景
五、配送中心企业电商平台选择策略
第六章 配送中心行业电子商务运营模式分析
第一节 配送中心电子商务B2B模式分析
一、配送中心电子商务B2B市场概况
二、配送中心电子商务B2B盈利模式
三、配送中心电子商务B2B运营模式
四、配送中心电子商务B2B的供应链
第二节 配送中心电子商务B2C模式分析
一、配送中心电子商务B2C市场概况
二、配送中心电子商务B2C市场规模
三、配送中心电子商务B2C盈利模式
四、配送中心电子商务B2C物流模式
五、配送中心电商B2C物流模式选择
第三节 配送中心电子商务C2C模式分析
一、配送中心电子商务C2C市场概况
二、配送中心电子商务C2C盈利模式
三、配送中心电子商务C2C信用体系
四、配送中心电子商务C2C物流特征
五、重点C2C电商企业发展分析
第四节 配送中心电子商务O2O模式分析
一、配送中心电子商务O2O市场概况
二、配送中心电子商务O2O优势分析
三、配送中心电子商务O2O营销模式
四、配送中心电子商务O2O潜在风险
第七章 配送中心主流网站平台比较及企业入驻选择
第一节 网站A
一、网站发展基本概述
二、网站用户特征分析
三、网站覆盖人数分析
四、网站访问次数分析
五、网站发展策略分析
第二节 网站B
一、网站发展基本概述
二、网站用户特征分析
三、网站覆盖人数分析
四、网站访问次数分析
五、网站发展策略分析
第三节 网站C
一、网站发展基本概述
二、网站用户特征分析
三、网站覆盖人数分析
四、网站访问次数分析
五、网站发展策略分析
第四节 网站D
一、网站发展基本概述
二、网站用户特征分析
三、网站覆盖人数分析
四、网站访问次数分析
五、网站发展策略分析
第五节 网站E
一、网站发展基本概述
二、网站用户特征分析
三、网站覆盖人数分析
四、网站访问次数分析
五、网站发展策略分析
第八章 配送中心企业进入互联网领域投资策略分析
第一节 配送中心企业电子商务市场投资要素
一、企业自身发展阶段的认知分析
二、企业开展电子商务目标的确定
三、企业电子商务发展的认知确定
四、企业转型电子商务的困境分析
第二节 配送中心企业转型电商物流投资分析
一、配送中心企业电商自建物流分析
（一）电商自建物流的优势分析
（二）电商自建物流的负面影响
二、配送中心企业电商外包物流分析
（一）快递业务量完成情况
（二）快递业务的收入情况
（三）快递业竞争格局分析
第三节 配送中心企业电商市场策略分析
图表目录：
图表 &年我国网民规模及互联网普及率
图表 &年中国网民各类网络应用的使用率
图表 &年中国网民各类手机网络应用的使用率
图表 &年我国网络零售市场交易规模
图表 &年我国移动网民规模及增长速度
图表 &移动端网购增长仍处爆发阶段
图表 &移动端网购占比大幅提升
图表 &传统配送中心消费存在的“痛点”
图表 &配送中心电子商务重构供应链流程
图表 &中国电商相关政策汇总
图表 &年配送中心电商交易规模趋势图
图表 &年配送中心电商市场渗透率趋势图
图表 &年配送中心电商交易规模预测趋势图
图表 &年配送中心电商市场渗透率预测趋势图
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互联网+配送中心行业研究报告价值
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互联网+配送中心行业研究要点
互联网+配送中心行业有多大市场规模？竞争状况如何？投资价值在哪里？
市场细分和企业定位是否准确？主要客户群在哪里？营销模式有哪些？
您与竞争对手企业的差距在哪里？竞争对手的战略布署在哪里？
保持领先或者超越对手的战略和战术有哪些？会有哪些优劣势和挑战？
互联网+配送中心行业的最新变化趋势有哪些？市场有哪些新的发展机遇与投资机会？
互联网+配送中心行业发展大趋势是什么？您应该如何把握大趋势并从中获得商业利润？
互联网+配送中心行业内的成功关键要素、盈利模式、进入门槛、退出机制、成功案例……
权威数据： 国家统计局、工信部、发改委、商务部、海关总署、国家信息中心、国家税务总局、国家工商总局、国务院发展研究中心、国家图书馆、全国200多个行业协会、行业研究所、海内外上万种专业刊物。
中商自主研发数据库：、中商细分行业数据库、中商上市公司数据库、中商非上市企业数据库、宏观经济数据库、区域经济数据库、产品产销数据库、产品进出口数据库。中商是业内真正有自建数据库的研究咨询机构，欢迎实地考查见证。
国际知名研究机构或商用数据库： 如Euromonitor、IDC、Display、IBISWorld、ISI、TechNavio Analysis、Gartenr等。
一手数据：遍布全国31个省市及香港的专家顾问网络，涉及政府统计部门、统计机构、生产厂商、地方主管部门、行业协地等。在中国，中商顾问咨询服务集团拥有最大的数据搜集网络，在研究项目最多的一线城市设立了全资分公司或办事处，并在超过50多个城市建立了操作地，资料搜集的工作已覆盖全球220个地区。
步骤1:设立研究小组，确定研究内容
针对目标，设立由产业市场研究专家、行业资深专家、战略咨询师和相关产业协会协作专家组成项目研究小组，硕士以上学历研究员担任小组成员，共同确定该产业市场研究内容。
步骤2：市场调查，获取第一手资料
访问有关政府主管部门、相关行业协会、公司销售人员与技术人员等；
实地调查各大厂家、运营商、经销商与最终用户。
步骤3：中商产业研究院充分收集利用以下信息资源
报纸、杂志与期刊(中商产业研究院的期刊收集量达1800多种)；
国内、国际行业协会出版物；
各种会议资料；
中国及外国政府出版物(统计数字、年鉴、计划等)；
专业数据库(中商产业研究院建立了5000多个细分行业的数据库，规模最全)；
企业内部刊物与宣传资料。
步骤4：核实来自各种信息源的信息
各种信息源之间相互核实；
同相关产业专家与销售人员核实；
同有关政府主管部门核实。
步骤5：进行数据建模、市场分析并起草初步研究报告
步骤6：核实检查初步研究报告
与有关政府部门、行业协会专家及生产厂家的销售人员核实初步研究结果。专家访谈、企业家审阅并提出修改意见与建议。
步骤7：撰写完成最终研究报告
该研究小组将来自各方的意见、建议及评价加以总结与提炼，分析师系统分析并撰写最终报告（对行业盈利点、增长点、机会点、预警点等进行系统分析并完成报告）。
步骤8：提供完善的售后服务
对用户提出有关该报告的各种问题给予明确解答，并为用户就有关该行业的各种专题进行深入调查和项目咨询。
中商影响力
中商顾问咨询集团是中国拥有研究人员数量最多，规模最大，综合实力最强的咨询研究机构之一。中商始终坚持研究的独立性和公正性，其研究结论、调研数据及分析观点广泛被电视媒体、报刊杂志及企业采用。同时，中商的研究结论、调研数据及分析观点也大量被国家政府部门及商业门户网站转载，如中央电视台、凤凰卫视、深圳卫视、新浪财经、中国经济信息网、商务部、发改委、国务院发展研究中心(国研网)等。
如需了解更多内容，请访问市场调研及产业规划专题：
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可研报告\商业计划书： 400-788-9700
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市场调研： 400-666-1917
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沃尔玛配送中心运营模式及对我国的借鉴
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沃尔玛配送中心运营模式及对我国的借鉴
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当前位置：一文看懂中国31个省市“十三五”能源重点工作(三)
二十一、海南省
电源点结构建设。构建以清洁煤电、核电为主力电源，燃气和抽水蓄能为调峰电源，以可再生能源为重要组成部分的电源结构。适度超前发展高参数高能效清洁煤电，开展“能效电厂”建设示范工程，对现役机组实施节能环保改造升级;对新建电厂采用清洁煤电技术，严格执行能效和环保准入标准，有效提高能源利用效率，主要污染物排放指标达到或高于气电标准。重点推进海口电厂五期2台66万千瓦超超临界燃煤机组建设，推进洋浦热电联产工程2台35万千瓦机组建设。安全推进核电项目规划建设，开工建设昌江核电二期2台机组，加强安全通道建设。确保琼中抽水蓄能电站3台20万千瓦机组按期投产，开工建设三亚羊林抽水蓄能电站。适时建设琼东和三亚燃气调峰电厂。积极利用屋顶、废弃矿区建设太阳能发电项目。推进生活垃圾焚烧发电、沼气发电、生物质发电和余热余压发电等项目。稳妥推进海上风电开发。
建设海南智能电网系统。大幅提升电网智能化水平，适应新能源、分布式电源和储能设备接入要求，强化配电网架结构，推进自动化和信息化建设。提升电网系统抗灾能力建设，提供区域间事故支持和备用功能，提高配电网智能化水平。完善智能计量体系建设，构建覆盖全业务流程的智能用电系统和双向互动的营销技术支持平台，提高客户服务水平。
继续加强海南电网220kV主网架结构建设。加快建设跨海联网二回工程，形成环绕沿海各个负荷中心的220kV双环网和核电至海口、儋州至琼海、东方至陵水三条220kV双回路输电通道，实现全省“双回路跨海联网、双环网沿海覆盖、三通道东西贯通”的电力主网架格局。
加快建设覆盖全岛的电动汽车充电站(桩)。建立政府、企业、电力等多部门协调推进机制，推进全省电动汽车充电站(桩)建设，通过企业自建或多方合作方式建设以快充为主的城际充换电基础设施，实现全岛高速公路城际充换电站全覆盖，到“十三五”末建成覆盖全省的电动汽车充换电服务网络。以海口、三亚为电动汽车试点应用核心示范城市，在住宅小区、大型公共建筑物、社会公用停车场、具备条件的政府机关和企事业单位停车场等地建设电动汽车充电桩，辐射带动周边地区乃至全岛。在现有海口龙华电动汽车充换电站运营管理系统平台的基础上，大力推进“互联网+电动汽车”建设，创建全省电动汽车与充换电设施信息管理平台，促进电动汽车快速有序发展。
实施“气化海岛”工程。2017年底前完成文昌—琼海—万宁—陵水—三亚的天然气干线管道建设，形成全省天然气环岛主干网。到2020年，建成“田字形”供气管道，大幅提高全岛天然气普及率，市县全部纳入全省天然气管网，实现县县通管道气，全省城镇燃气气化率达到98%以上，其中天然气气化率达到57%左右。探索建立天然气基础设施建设与运营的市场化机制，鼓励社会资本参与天然气管网和配套加气站点投资建设与运营。适时建设琼粤天然气管线和海南LNG仓储转运中心。加强储气调峰设施和LNG接收、存储设施建设，鼓励发展企业商业储备，支持天然气生产企业参与调峰，提高储气规模和应急调峰能力。
二十二、吉林省
推动能源革命，调整优化能源结构，加强能源通道建设，构建安全、稳定、高效、多元、清洁的现代能源保障体系。
发展清洁能源。推进国家级清洁能源基地建设，实施清洁能源综合利用工程，有效开发利用新能源和可再生能源。加快发展风电，有序发展太阳能发电，建设国家千万千瓦级风电基地和百万千瓦级光伏发电基地。因地制宜发展生物质热电联产、热电气联产、垃圾发电和生物质成型燃料等。选择条件适宜地区开展小型供热堆示范项目，推广和应用分布式能源系统。到2020年，全省风电、光伏、生物质发电装机分别力争达到1000万千瓦、240万千瓦、100万千瓦。
清洁能源重点工程（项目）
推进传统能源多元发展。以大型骨干企业为主体，推进煤矿机械化、标准化、自动化、信息化、智能化建设，加快推进资源枯竭矿井的退出，淘汰煤炭落后产能，规范省内煤炭资源开发秩序，推动域外和境外煤炭资源合作开发。加大煤炭、石油、天然气资源勘探力度和技术创新，努力实现油气增储上产，推进煤层气、页岩气等非常规油气资源开发利用。到2020年，全省煤炭、原油、天然气年产量分别稳定在2500万吨、394万吨和25亿立方米。优先发展背压机组热电联产，严格控制新建、扩建大型常规燃煤火电，加快建设中东部地区抽水蓄能电站，有效提高电网调峰能力。
传统能源重点工程（项目）
加快能源通道建设。结合东北区域电网整体情况，推挤电力外送通道建设，向华北等地区送电，有效解决“窝电”问题。建成省内“两横两纵”500千伏主干网架结构，推进农村电网改造升级，促进各电压等级协调发展。推进油气管道建设，构筑东北天然气战略通道，建设中俄东线天然气干线管道，完善省内支线管道布局。继续实施“气化吉林”工程，到2020年，实现县及县级以上城市天然气输气管网全覆盖、城镇管道覆盖率达到80%、天然气气化率达到80%。
能源输送通道
二十三、宁夏回族自治区
调整优化煤炭生产结构。压缩无烟煤、炼焦煤产量，适度扩大电力化工用煤产能。探索推广充填开采、保水开采等绿色采煤技术，建成一批智能化、现代化矿井。推进宁东现有煤矿产业技术升级，推广运用数字化矿山信息技术，实现采掘、洗选智能化管理。关闭一批与自然保护区范围重叠的小煤矿，引导退出一批长期亏损、安全条件差的老矿井，关停一批煤质差、暂无市场需求的大中型矿井。支持发电、化工企业通过收购、参股等方式参与煤矿建设生产，推动煤电、煤化联营。到2020年，形成宁东亿吨级现代化煤炭生产能力。
推动煤电清洁高效发展。围绕扩大电力外送规模，建成宁东至浙江特高压直流输电工程，配套建设6个大型现代化厂，把宁东建成千万千瓦级的“西电东送”火电基地;建成5个城市热电和4个大型燃煤火电厂，满足区内用电、用热需求;新建机组严格执行能效和环保准入标准，采用超临界、超超临界和高效脱硫、脱硝、除尘、空冷、超低排放等先进技术。实施燃煤电厂节能减排升级改造行动计划，对现役机组全部进行升级改造，提高发电效率，降低污染物排放。到2020年，全区煤电装机达到3600万千瓦。
全面开展燃煤电厂超低排放改造工程，淘汰地级市建成区20吨/时及以下燃煤锅炉，淘汰所辖县市10吨/时及以下燃煤锅炉;开展20吨/时以上燃煤锅炉除尘、脱硫、脱销改造;全力推进城市热电联产及集中供热，银川市完成燃煤企业余(废)气集中供热改造;完成全区铁合金、电石矿热炉污染综合治理工程等。
实行能源消耗总量和强度双控行动，强化节能目标责任考核，深入推进工业、建筑、交通、公共机构等领域节能，健全节能标准体系，加大节能监察力度，严格执行产品能耗限额等强制性节能标准，强化固定资产投资项目节能评估和审查。加强节能能力建设，建设智慧能源管理平台。实施全民节能行动计划，实施重点用能行业效能提升行动计划，落实绿色建筑行动方案，推进“新城镇、新能源、新生活”行动计划，实施川区城市燃煤供热锅炉代替工程、山区城镇天然气联通工程，推动全社会用能方式变革，力争能源消费总量控制在国家下达指标内。
二十四、内蒙古自治区
巩固提升能源产业发展水平
坚持“节约、清洁、高效、安全”的战略方针，推进能源生产和消费革命。科学规划煤炭开发布局，运用市场化机制推动煤炭及其上下游企业联合重组，促进煤炭企业转型升级，提升发展水平。控制煤炭产能过快增长，保障煤电及煤化工基地用煤需求，大力推进煤炭清洁转化、高效利用，实现煤炭转化率超过50%。按照基地化、规模化、集约化的要求，发展清洁高效、大容量燃煤机组，有序推进呼伦贝尔、锡林郭勒、鄂尔多斯三大煤电基地大型坑口燃煤电站群建设，在城市、工业园区等负荷集中地区统筹规划、合理布局热电联产机组及自备电厂等综合利用电站，到2020年全区火电装机达到1.4亿千瓦，新建机组严格执行先进的能效、水耗、排放标准，60万千瓦及以上机组占比提高到50%。实施燃煤电厂超低排放和节能改造，进一步提升全区煤电高效清洁发展水平，加强石油、天然气(煤层气)开发利用，提高天然气(煤制气)消费比重。积极推动实施电采暖、工业电锅炉、电动汽车等电能替代工程，提高电能占终端能源消费比重。
加快发展新能源产业
坚持“集中式与分布式并举、区内消纳与外送相结合”，统筹规划、有序开发，支持在荒漠戈壁区域、矿山废弃地发展新能源产业，建设阿拉善(乌海)、包头北(巴彦淖尔)、鄂尔多斯(巴彦淖尔、乌海、阿拉善)、乌兰察布(呼和浩特)、锡林郭勒、赤峰、通辽、呼伦贝尔(兴安)等新能源基地，建立健全新能源保障性收购长效机制，依托电力通道打捆外送;积极开展风电信息接入与利用、风电运行特征研究、风电运行气象保障体系、风电功率预测技术及系统开发、风电安全稳定运行管理、太阳能发电、储热等方面的关键技术研究与攻关，发展风电供热和分布式光伏电站，合理布局抽水蓄能项目，推动储能技术突破和规模化应用，开展新能源微电网示范项目研究，提高可再生能源消纳能力。积极培育纤维素制燃料乙醇等基于非粮原料的下一代生物能源产业，在蒙东地区以赤峰为中心推动生物天然气示范区建设。依托包头现有重水堆、压水堆、AP1000、高温制冷堆等核燃料元件生产线，以及正在研发的拥有自主知识产权的第三代核燃料技术，在包头建设国家核燃料生产基地。依托内蒙古的铀资源，加快铀矿深加工纯化转化一体化，实现铀矿就地转化，建设国家级铀纯化转化基地。到2020年新能源装机达到8000万千瓦，占总装机的36%，其中利用锡盟至山东、锡盟至江苏、蒙西至天津南、上海庙至山东4条电力输送通道外送3300万千瓦，自治区消纳约4700万千瓦。
加快电力通道建设
建成已列入国家大气污染防治行动计划重点输电通道方案的锡盟至山东、锡盟至江苏、蒙西至天津南、上海庙至山东4条特高压外送电通道，争取国家启动建设扎鲁特至山东、赤峰至华北、呼伦贝尔(兴安)至华北、包头北(巴彦淖尔)至江西、鄂尔多斯至江苏、蒙西至晋中、蒙西至湘南(武汉)、阿拉善(乌海)至华中、乌兰察布(呼和浩特)至华北、锡林郭勒至张北等输电通道，到2020年全区外送电能力超过7000万千瓦。加强区内500千伏主干网架建设，蒙西地区形成“四横五纵”的500千伏主网架，蒙东地区建成呼伦贝尔、兴安、通辽、赤峰一体化的主网架。不断提高地区电网供电能力，全区各旗县实现220千伏变电站全覆盖;加快实施新一轮城镇配电网和农村电网建设改造，满足城镇化和新农村新牧区建设的用电需求;提高电网智能化水平，建设智能配电网，鼓励分布式电源建设，在通辽、鄂尔多斯等地区开展区域微型电网试点;加快电动汽车充电基础设施示范推广，推动充电基础设施体系建设。
二十五、广西壮族自治区
构建现代能源体系
以节能优先、绿色低碳为导向，推动能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系。
1 推进能源多元清洁发展
合理规划布局，加快结构调整，大幅提高清洁能源比重，创建国家清洁能源示范省区。稳妥加快发展核电，加快在建项目建设，推动列入国家规划的项目前期工作。优化提升发展火电，根据负荷情况开工建设一批高效燃煤火电项目。深度开发水电，加快建设大型水电站，规划建设抽水蓄能电站。大力发展可再生能源，推进资源富集、消纳条件好的地区风电开发，发展分布式光伏发电，鼓励农光互补、渔光互补等光伏发电，开发生物质发电、生物燃气、生物制油和大中型沼气，探索地热能、海洋能等开发利用。推进沿海液化天然气(LNG)项目建设。加快中心城区天然气管网及市县支线管道建设，建成覆盖城乡的天然气输送网络，实现县县通天然气。加强城乡配电网改造，建设智能电网和分布式能源。推进北部湾大型原油储备库、煤炭储配基地和防城港、北海、钦州煤炭物流园区建设。加快新能源示范城市、绿色能源示范县建设。深化电力体制改革，形成有效竞争的市场机制。2020年电源装机容量达到4700万千瓦，其中非水可再生能源装机500万千瓦左右。
2 促进能源节约利用
推进能源消费与经济增长挂钩，实施能源消费总量控制、高耗能行业能源消费约束控制、其他行业按平均先进能效标准约束控制。实施煤电节能减排改造升级行动计划，淘汰分散燃煤小锅炉，推进煤电高效清洁利用。鼓励发展热电联产，有条件地区发展热电冷三联供。开展电力需求侧管理城市综合试点，推广能效电厂示范。实施新城镇、新能源、新生活行动计划，提高建筑节能标准，倡导绿色出行，推动全社会用能方式变革。2020年能源消费总量控制在1.3亿吨标煤左右。
3 加强能源合作
拓展能源区域合作，建成“一带一路”国际能源资源合作基地。积极引进云南水电，参与大湄公河次区域电力联网建设，扩大从东盟、澳大利亚、拉美的煤炭、油气、生物质资源进口，加快推进沿海核电、煤炭储运基地和配送中心、油气接收及加工转化、煤电一体化等项目建设。支持大型能源企业走出去，开发境外能源基地和园区。
能源建设工程
核电：建设红沙核电二期，推进防城港白龙、平南等核电项目前期工作。
水电：建设大藤峡、瓦村水电站，改造乐滩水电站。
火电：建成神华北海电厂一期，防城港、钦州电厂二期，鹿寨热电等热电联产和一批高效燃煤火电项目。
风电：推进风能资源富集地区的风电项目建设，新增风电装机250万千瓦。
电网：建成北海、桂南(如画)输变电工程。建设南宁金陵、防城港南等输变电工程，推进配电网和农村电网升级改造。
天然气：建成北海、防城港LNG项目，建设天然气加气母站和子站。
新能源和绿色能源示范市县：建设南宁、梧州、来宾等国家级新能源示范城市，灌阳、融安、恭城、武鸣等绿色能源示范县。
二十六、西藏自治区
提高能源保障能力
完善能源生产供给体系。加快雅鲁藏布江中游等河流电源项目和藏中燃气电站建设，规划建设大型并网光伏、光热电站，鼓励发展分布式光伏发电系统，积极开发利用风能、地热能，满足区内需求的电力装机容量达460万千瓦。推进青藏联网工程，实现昌都电网与藏中电网联网，推进阿里电网与藏中电网联网，力争建成覆盖全区的统一电网。研究推进阿里电网与新疆电网联网。加快主电网延伸，实施农牧区电网延伸扩面工程，建设小康电示范县，完善城镇配电网。升级改造七地(市)城市电网。推进进藏输气、输油管线建设，完善油气运输和储备设施，提升一次能源保障能力。
能源领域重点任务
建成加查、大古水电站和藏中燃气电站，开工建设街需、康工、林芝、阿青、冷达、仲达、巴玉、忠玉、侧格、约龙水电站。拉萨、山南、日喀则、昌都建设大型光伏、光热电站，阿里建设分布式太阳能光伏电站。那曲、山南、日喀则布局风电场。拉萨、阿里开发地热发电资源。
中部电网与昌都电网联网工程、中部电网与阿里电网联网、电网网架完善工程、拉林铁路电气化供电工程、青藏铁路电气化供电工程、电源接入工程、城市电网建设与改造。
适时建设格尔木至拉萨输气管线，开展拉萨至日喀则和拉萨至山南输气管道前期工作。格尔木至拉萨输油管线扩能。实施980油库至725油库管线搬迁工程。
第三节 优化能源结构
发展清洁低碳与安全高效能源作为调整能源结构的主攻方向，改善能源供应和消费结构。积极发展水电，加大区外优质能源输入，大力推广太阳能、天然气利用，提高电力消费比重，控制煤炭、石油消费，加快城乡居民传统生物质能消费替代，清洁低碳能源消费比重超过55%。
深化电力体制改革
接轨国家电力体制改革总体方向，加快“政企分开、厂网分离”，建立发供电现代企业管理体制。推进农村电力管理体制改革，积极支持国家电网企业和发电企业承担农村电力建设和管理，逐步由代管向直供直管的农电管理模式转变，建立和完善农牧区电力设施运行维护管理和电力普遍服务补偿机制。充分发挥中央投资主渠道作用，完善能源保障补偿机制，引导社会资本投资能源设施建设与运营，研究设立推动西藏水电持续发展的基金。规范和理顺电价形成机制，有序调整上网标杆电价，促进资源优化配置和电力行业健康有序发展。
二十七、新疆维吾尔自治区
建设国家大型煤炭煤电煤化工基地
煤炭方面。坚持安全、绿色、集约、高效发展的原则，以推进煤炭清洁高效利用为主攻方向，以调整产业结构和转变发展方式为重点，依托准噶尔、吐哈、伊犁、库拜四大煤田，建设国家第十四个大型煤炭基地。准噶尔煤田以发展“疆电外送”、煤炭深加工项目为主，参与“疆煤外运”，配套开发五彩湾、大井、西黑山、将军庙、塔城白杨河等矿区;吐哈煤田以“疆煤外运”和“疆电外送”为主，适度发展煤炭分质利用项目，重点开发大南湖、三塘湖、淖毛湖、三道岭、克(布)尔碱等矿区;伊犁煤田以发展煤化工示范项目、适度发展煤电，实施煤炭就地加工转化，重点开发伊宁矿区;库拜煤田主要满足南疆四地州生产、生活用煤为主，适度发展煤电和现代煤化工，重点开发阿艾、拜城矿区。结合“疆电外送”、“西气东输”、“疆煤外运”等重大工程项目，优先开发建设大型特大型现代化煤矿，积极推进开发大型绿色矿山示范项目。大力改造现有中小型煤矿，坚决关停一批技术水平低、存在安全隐患的小煤矿，严禁在水源涵养区、饮用水源保护区、风景名胜区等生态敏感区域开发煤矿项目。
煤电方面。结合疆内能源密集型产业发展需求，重点建设大容量、高参数、节能、节水、环保、煤电一体化机组。实施煤电节能减排升级改造行动计划，逐步关停不符合产业政策、高污染、高耗能的小火电机组，提升煤电发展水平。根据居民供热和工业热负荷需求，因地制宜布局一批中心城市、人口密集城市及工业园区热电联产机组项目，重点加快伊宁、哈密、吐鲁番、塔城、沙湾、吉木萨尔、奇台、库尔勒、阿克苏、乌恰等热电厂建设。在满足疆内用电需求的同时，大力实施“疆电外送”工程，建设准东、哈密千万千瓦级煤电基地。
煤化工方面。在生态环境、水资源条件允许的前提下，坚持示范先行，适度发展、量水而行、清洁高效转化，按照“基地化、大型化、集约化、一体化”发展要求，科学发展煤制天然气、煤炭分级分质综合利用项目，有序推进煤制油、煤制烯烃等煤化工项目，全力推进高能效、低煤耗、低水耗以及实现液态废物近零排放和技术装备自主化的现代煤化工项目，构建以煤炭深加工为核心的循环经济产业链，重点建设准东、准北国家级煤炭深加工产业示范区。
煤炭煤电煤化工建设项目
煤炭：加快推进准东、哈密煤电基地以及准东、伊犁煤化工示范工程配套的新疆天池能源准东大井矿区南露天煤矿(3000万吨/年)、神华准东五彩湾矿区三号露天煤矿(1000万吨/年)、国投大南湖矿区西区七号矿井(1200万吨/年)等煤矿项目建设。
煤电：加快推进准东-华东(皖南)±1100千伏特高压直流输电工程及配套7个1320万千瓦电源项目建设;启动阿克苏纺织工业城热电厂(2&35万千瓦)、库尔勒纺织工业城热电厂(2&35万千瓦)、乌恰热电厂(2&66万千瓦)等疆内自用电源项目。
煤化工：加快推进国务院批准同意开展前期工作的准东年产300亿立方米煤制气示范项目建设;推进美克化工煤基精细化工产业一体化项目和美克化工与BASF新材料项目建设。
建设国家大型油气生产加工和储备基地
按照“稳步推进、重点突破、互利共赢、惠及民生”的原则，全面推进新疆油气资源开发利用。在资源勘探开发利用转化过程中提高地方参与程度，加大石油天然气资源在新疆加工转化力度。推进中央驻疆油气开发企业的就地注册，加快与新疆本地企业合资合作，支持在新疆注册成立公司的企业参与新疆油气区块竞争出让，鼓励和支持各类企业参与石油和非常规油气资源勘探开发。围绕塔里木、准噶尔和吐哈三大油气资源，重点建设独山子、乌鲁木齐、克拉玛依、南疆塔河石化等千万吨级大型炼化一体化基地。支持在沿边重点地区优先布局进口能源资源加工转化利用项目和进口资源落地加工项目，发展外向型产业集群。支持企业“走出去”参加与周边国家油气资源开发合作，不断提升进口资源在疆加工比重。支持油气技术服务企业承揽境外工程，鼓励企业在中亚国家建立油气服务和技术装备基地。完善能源安全储备制度，进一步加强国家级油气储备基地建设，鼓励社会资本投资油气商业储备设施。加大煤层气、页岩油、油砂等非常规油气资源勘探开发力度。以准南、库拜煤田为重点，进一步加大煤层气资源的开发利用。
油气资源开发利用建设项目
1、油气开发。重点建设西北石油局油气勘探开发项目、新疆油田勘探开发项目、吐哈油田勘探开发项目、塔中西部油气勘探项目、塔里木油田油气勘探开发项目。
2、石油炼化。中国石油克拉玛依石化有限责任公司超稠油加工技术改造及油品质量升级项目(900万吨/年)、宝塔石化800万吨炼油项目、新疆中泰昆玉公司年产120万吨PTA项目、联合股份公司石化下游项目(10万吨/年苯乙烯、15万吨/年烷基化等)、乌苏华泰石油润滑油项目(年产60万吨润滑油、基础油)、荣盛集团40万吨/年乙二醇项目、鄯善县美汇特240万吨活性沥青项目、巴州乙烷制乙烯一阶段C3+混烃等项目。
3、非常规油气勘探开发。哈密巴里坤太姥页岩油项目、成大宝明(阜康)页岩油项目、克拉玛依油砂矿项目、庆华集团非常规资源利用项目、科林思德煤层气项目、阜康煤层气综合利用示范工程、吐哈盆地页岩气和准噶尔盆地南缘页岩气综合利用示范工程等项目。专栏5
建设国家大型新能源基地
充分发挥新疆风光资源、水能资源等优势，依靠科技创新推动风电、太阳能发电等新兴能源产业降低成本，加大开发力度，逐步提高清洁能源在整个能源结构中的比例，促进节能减排和能源结构调整。
稳步推进水电项目建设。综合考虑各流域实际情况，有序开发叶尔羌河、开都河、和田河、阿克苏河等9大流域水能资源，建设一批有调节能力的梯级水电站，积极推进阜康、哈密、阿克陶抽水蓄能电站建设，启动赛里木湖抽水蓄能水电站前期论证工作。
加快国家大型风电基地建设。结合电网条件及电力市场需求，加快哈密东南部、三塘湖-淖毛湖等九大风区风电开发，重点建设准东、达坂城、吐鲁番-哈密百里风区等百万千瓦级风电基地和哈密千万千瓦级风电基地，根据区内电力消纳情况，适时建设阿勒泰千万千瓦级风电基地。稳步推进达坂城、阿勒泰、塔城等地风电供暖试点。
建设百万千瓦级光伏发电基地。加快哈密、吐鲁番、巴州、博州、南疆四地州等区域太阳能资源开发，积极落实电力消纳，形成光伏发电“四大集群、两大基地”，积极推进光热电项目试点，有序发展分布式发电项目。
可再生能源项目
1、水电开发项目。重点托什干河亚曼苏(24.4万千瓦)、克孜河夏特水电站(24.8万千瓦)、开都河哈尔嘎廷郭勒水电站(21.9万千瓦)、开都河霍尔古图水电站(42.3万千瓦)、叶尔羌河錾高水电站(19.6万千瓦)、恰木萨水电站(20万千瓦)、布尔津河乔巴特水电站(67万千瓦)、库玛拉克河大石峡(78万千瓦)、阜康抽水蓄能电站(120万千瓦)、阿克陶抽水蓄能电站(60万千瓦)等水电站。
2、风光电开发项目。重点建设哈密千万千瓦级风电基地，达坂城、吐鲁番、昌吉、博州、塔城、巴州等百万千瓦级风电基地。加快哈密、吐鲁番、巴州、博州、塔城、南疆四地州等百万千瓦级光伏发电基地建设。
建设国家能源资源陆上大通道
加快油气管道建设，重点建设新疆煤制气外输管道工程、西气东输四线、西气东输五线、中俄西线喀纳斯-中卫段等4个输气管道项目(年输气能力1200亿立方米)。继续加大工作力度，积极争取国家支持，努力推进“疆电外送”工程建设，千方百计扩大“疆电外送”规模，提高内地市场接纳份额。力争到2020年疆电外送规模达到3000万千瓦左右。建成准东-华东(皖南)±1100千伏特高压直流输电线路工程、哈密北-河南信阳±800千伏特高压直流输电线路工程，启动准东-湖北武汉±1100千伏特高压直流输电线路工程及中巴联网工程前期工作和项目建设。通过兰新二线、将军庙-哈密-额济纳、库尔勒-格尔木、准东-阿勒泰-吉木乃口岸等铁路项目建设，提高新疆能源资源外运能力。
二十八、北京市
提供绿色低碳能源
坚持清洁低碳发展方向，加快推动京津冀一体化清洁能源建设，保供与保洁并重，构建绿色低碳、安全高效、覆盖城乡的现代能源体系。
建成安全高可靠电网。加快电网一体化建设，依托国家特高压电网、华北电网，增强京津唐多方向外受电通道能力，推动扩大东北、山西、内蒙古等能源基地向京津冀输电规模。加快建成蒙西-天津南、锡盟-北京等特高压输电通道，形成东南西北四个方向500千伏主力送电通道，外受电能力达到3200万千瓦。建成以四大热电中心为主、区域能源中心为辅、新能源和可再生能源电站为补充的多元本地电源支撑体系，清洁能源发电装机比重达到100%。优化主网结构，规划建设通北、商务中心区、丽泽等500千伏变电站，建设高碑店、梨园等44项220千伏输变电工程。全面实施配网升级改造，重点推进架空线入地、老旧小区电网配电设施改造、配网结构优化、装备水平提升等工程，供电可靠性提高到99.995%。实施新一轮农村电网改造，农村地区供电可靠性达到99.99%，户均变电容量达到7千伏安，实现城市与农村供电保障能力无差别。农村电采暖用户户均变电容量达到9千伏安。积极推进能源互联网建设，基本实现新能源、分布式电源就地消纳接入和并网运行。
完善燃气设施体系。推动加强京津冀天然气输配系统网络化建设，促进华北、大港地下储气库，以及曹妃甸液化天然气接收码头资源统筹、区域内联络通道完善、调峰储气设施合理布局，提高区域天然气互济调峰和应急保障能力。建成陕京四线“一干三支”管线，实现北京外围10兆帕供气管线成环，加快推进中俄东线建设，形成多源多向燃气供应体系。新建平谷、延庆等接收门站及分输站，门站及分输站总数达到13座，接收能力达到3.5亿立方米/日。2020年建成覆盖中心城和全部新城、部分乡镇、工业园区和周边有条件的农村地区的燃气管网。完善农村液化石油气供应服务体系。有序发展中小型天然气分布式能源系统。
发展城乡清洁供热。扩大与津冀等周边地区清洁供热合作，扩大三河热电厂向通州供热能力，实现京能涿州热电厂向房山地区供热，推进天津盘山电厂、河北下花园电厂为平谷、延庆供热。继续推进“1+4+N+X”供热体系建设。优化供热结构，全市清洁能源供热面积比例达到95%以上。稳定城市热网供热规模，基本完成老旧热网更新改造，完成新城和镇区燃煤锅炉房清洁能源改造，建设一批应急备用热源。
二十九、上海市
强化源头防控和末端治理，实施最严格的标准执法和过程监管，到2020年，环境空气质量优良率达到80%左右，PM2.5年平均浓度降低至42微克/立方米左右，臭氧污染恶化趋势得到有效控制。全面实施分散燃煤、集中供热锅炉和自备电厂小燃煤机组的清洁能源替代，压减化工和钢铁行业用煤，合理控制发电用煤。完成燃煤机组节能减排升级改造和燃气电厂低氮燃烧及脱硝改造。
全面实行能源消费、二氧化碳排放的总量和强度双控制度，到2020年，全市能源消费总量控制在1.25亿吨标准煤、二氧化碳排放总量控制在2.5亿吨以内，单位生产总值能源消耗、单位生产总值二氧化碳排放量降低率、主要污染物排放削减率确保完成国家下达目标。减缓和适应并重，进一步加大应对气候变化力度，努力尽早实现碳排放峰值。加大力度优化能源结构，大力发展天然气、光伏和风电等低碳清洁能源，严格实施重点单位煤炭消费总量控制制度，确保煤炭消费总量明显下降。
三十、天津市
加快能源结构调整。严格控制能源消费总量，煤炭占一次能源消费总量比重降到50%以下。多渠道增加天然气供应，加大燃气管道、应急储配等设施建设力度，不断提高清洁能源比重。加强区域能源合作，实施渤化内蒙古能源化工综合基地等项目，推进特高压输电通道建设，外购电比例达到三分之一以上。鼓励发展分布式能源，加强太阳能、地热能、风能、生物质能开发利用，非化石能源比重超过4%。
全力推进大气污染防治。继续实施清新空气行动，落实"五四三"治理措施，逐渐减少重污染天气。削减煤炭消费总量，大力推进燃煤锅炉改燃并网，中心城区、滨海新区核心区实现无燃煤化。推广清洁煤燃烧技术，主力电厂燃煤机组达到超低排放水平，35蒸吨以上供热及工业燃煤锅炉达到国家新建燃气锅炉排放标准。继续推进农村散煤治理。严格控制施工工地、堆场等各类扬尘污染。全面禁止秸秆焚烧。强化工业污染治理，控制挥发性有机物、氮氧化物等污染物排放。防治机动车污染，巩固车用汽柴油标准提升成果，建设公共充电设施，大力推广应用新能源汽车。推进非道路移动机械和船舶的污染控制。到2020年，PM2.5年均浓度值下降25%。
三十一、重庆市
健全能源保障体系
构建绿色低碳的能源利用体系。统筹全市电力结构调整，提高能效，降低排放，合理确定水火比、内外比，新增电力装机容量900万千瓦。推进长江、乌江、嘉陵江等干流和大溪河、大宁河、郁江等流域水电资源梯级开发利用，因地制宜发展水电、风电、太阳能、生物质能等清洁能源。加快建设綦江蟠龙抽水蓄能电站，积极发展分布式能源，有序推动热电联产项目，提高电网调峰和可再生能源消纳能力。合理布局全市垃圾焚烧发电厂，科学引导农林生物质能健康发展。稳步推进重庆核电和重庆炼油项目前期工作。优化煤炭产能，推动燃煤消费替代，实现市内减量开发，市外输煤输电并举，推动区域煤炭资源合作，构建近期以陕西、贵州、甘肃为主，远期以新疆为主的“3+1”煤炭输入格局，区域调入能力达到6000万吨/年以上。加快常规天然气和页岩气勘探开发和利用，力争实现产量280亿立方米/年(其中页岩气产量200亿立方米/年)。加快LNG(液化天然气)、煤层气等清洁能源推广应用。
完善高效安全的能源输配体系。构建与周边省市互联互通的能源战略通道，推动能源输入输出多元化、多极化，优化能源供给应急储备机制，实现开放格局下的能源安全。合理布局外区送电通道，建设川渝第三输电通道、毕节电厂点对网输电线路，构建坚强的外区送受电骨干枢纽网架。构建大都市区“1+4”500千伏环网，渝东北生态涵养发展区、渝东南生态保护发展区以万州万县变电站、彭水张家坝500千伏输变电站为中心构建骨干网架。统筹建设电力、燃气、热力、供冷等基础设施，实施新建工业园区、新建城镇供能设施一体化规划，实现能源梯级互补利用。加快发展智能电网和智慧能源系统，加快完善电动汽车充电服务体系。完善天然气、页岩气集输管网与跨省市国家骨干天然气管道联接线，构建“四环二射”市域内输气主管网，确保市内消纳与余量外输通道高效畅通。推进渝湘、渝黔页岩气外输通道、中缅原油管道及LNG加气站点和流通网络建设。科学布局石油仓储设施，完善成品油分销体系和终端销售网络，优化市级成品油供给应急储备机制。
深化市场导向的能源体制改革。构建统一开放、竞争有序的现代能源市场体系。区分自然垄断业务和竞争性业务，放开竞争性领域和环节，推动能源投资主体多元化。深化电力、石油、天然气等重点领域改革，有序向社会资本开放配售电业务，培育配售电市场主体，完善电力市场化交易机制。稳步推进石油天然气管道网运分离，组建投资主体多元化的市级天然气管道公司，完善基础设施第三方公平接入制度。研究筹建重庆天然气交易中心。加强电网、管道输配成本和价格监审，促进运营企业有序竞争。
能源保障重点建设项目
电源项目。火电：建成奉节电厂、安稳电厂二期、重庆电厂环保迁建、南桐低热值煤发电、习水二郎电厂二期和贵州毕节电厂项目，建设永川港桥工业园等热电联产项目，开展华能江津电厂、万州电厂二期等项目论证工作。水电：建成浩口、罗洲坝等水电站，加快建设綦江蟠龙抽水蓄能电站，开展丰都栗子湾抽水蓄能电站前期工作，稳妥推进白马等电航枢纽工程。再生能源：建成万州蒲叶林、奉节金凤山、巫山红椿、巫溪猫儿背、武隆大梁子、石柱千野草场、酉阳龙头山风电场，开工彭水辽竹顶等一批风电场，建成涪陵―长寿垃圾焚烧发电厂、第三垃圾焚烧发电厂等一批生物质发电项目。清洁高效能源：实施主城、涪陵、潼南等100个分布式能源示范项目，启动浅层地源热泵等地热资源综合利用示范工程。核电：开展重庆核电前期论证，做好涪陵、丰都、忠县厂址保护。
管网项目。建设川渝第三输电通道和铜梁、金山、中梁山、忠县500千伏输变电工程，扩建板桥、圣泉、巴南等500千伏输变电工程，按照国家要求推进川渝特高压输电通道建设前期工作。新扩建220千伏变电站36座，有序推进城市配网和农村电网改造。建成江津―荣昌成品油管道、渝湘黔天然气管道重庆段、万州—云阳天然气管道、云阳—奉节—巫山—巫溪天然气管道、自贡—隆昌—荣昌—永川—江津天然气管道、磨溪―高石梯等天然气管道。开展渝黔桂页岩气外输通道前期工作。
煤炭项目。实施矿井安全标准化建设。实施矿井四化建设和瓦斯治理示范矿井全覆盖。
油气项目。续建磨溪气田、罗家寨常规天然气开发项目，建成涪陵页岩气二期，启动宣汉―巫溪、忠县—丰都、彭水、丁山核心区、荣昌—永川、渝西、酉阳、黔江、城口、秀山等页岩气田开发项目。继续推进昆明―重庆―成都原油管道前期工作。建设国家物资储备局四三五油库、航空煤油库。建成涪陵、潼南、忠县、丰都、铜梁LNG液化工厂。加快推进车(船)用LNG加气站建设，力争建成80个LNG加气站。推进潼南天然气脱硫厂项目前期工作。
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