构建我市多元化现代能源保障体系

南川区水江镇山水村一台台在山巅运行的风力发电车“靓”如画。 瞿明斌 摄

嘉陵江草街航电枢纽 赵琨 摄

涪陵区页岩气田钻井平台 涪陵区发展改革委供图

氢动力卡车在加氢站加气 九龙坡区政协供图

9月25日至26日，市政协召开六届九次常委会会议。会上，委员们围绕我市能源管理体制机制改革、电力保障、电网结构优化、多元储能体系构建、数字能源管理、页岩气开发利用、风电项目建设、氢能产业发展、先进装备企业培育、交易平台作用发挥、算电一体化建设等内容，为推动构建我市多元化现代能源保障体系共商良策。特摘取部分精彩发言刊登。

优化电网结构 加速推进电网骨干网架补强建设

市政协委员，国网重庆市电力公司党委委员、工会主席 何建军

习近平总书记赋予重庆“打造新时代西部大开发重要战略支点、内陆开放综合枢纽”的重大战略新定位，需要安全可靠的能源保障，坚强电网是保障能源安全的重要平台。

当前我市电网还存在电力入渝通道仍受限、区域互联还不足、市内网架还不强等短板，不能高质量承担电力保供的重任。在极端高温天气下，我市外电通道虽已满载运行，但仍有较大电力缺口，只能通过网内负荷调控以满足电网安全稳定运行，亟需加速推进电网骨干网架补强，缓解电力供需矛盾，促进能源绿色低碳转型，构建与直辖市定位相匹配的能源电力保障新格局。

为此，建议：

加强入渝电网建设。近期，全力推动澜上清洁能源入渝的特高压直流输电工程建设，力争在“十五五”末、“十六五”初建成投运，同步推动西北“沙戈荒”电源的特高压直流入渝输电工程建设，保障我市2030—2040年电力供应。远期，全力争取西藏YX清洁电源通过特高压直流输电工程入渝，以保障我市2040年以后电力供应。

推动“西电东送”在渝落点。我市地处西部电源基地和东部负荷中心的中间位置，是电力输送的最佳“中继站”。应充分发挥区位优势，积极争取后续“西电东送”落点重庆后接续外送，既可加强通道中部支撑作用，提升“西电东送”安全性、经济性和输送能力，同时促使我市电网结构从受端变枢纽，有助于电力资源的优化调配和高效利用。

强化省间互联互通。一是深化川渝电网一体化发展，力争“十五五”中期建成“川北—涪陵—铜梁”川渝特高压交流北环网，远期建成“涪陵—江津—川南”南环网并延伸至渝东北。推动特高压交流电网“由点及面”覆盖川渝负荷中心，为直流入渝提供坚强网架支撑。二是加强与周边电网互联，发挥位置优势，推动渝黔、渝陕、渝湘电网背靠背直流规划建设，补强渝鄂背靠背直流，进而强化与西北、华中、南方电网互联互通，提升我市电力资源配置调节能力。

优化各级电网协调发展。一是优化全市一张网，统筹全市电网一体规划建设，加强一体调度运营，实现全市电网统一调度、统一运维、统一保障，提升能源统调、资源互济的能力。二是持续建强主网架，依托特高压交直流电网，强化500千伏“双环两射”目标网架，科学规划建设环网间联络通道，超前谋划新建站址、廊道资源等，保障我市电网主网架稳定可靠。三是高质量建好配网，全力推进现代智慧配电网建设，强化标准网架，补强配网短板，满足分布式新能源和充电设施等大规模发展要求。全面打造国际先进城市配电网示范区，加快建设城市一流配网。深入实施农网巩固提升工程，服务巴渝和美乡村建设。

统筹内增外引 增强重庆电力保障

市政协常委、重庆三峡水利电力（集团）股份有限公司副总经理 杨世兴

中共二十届三中全会提出，要“加快规划建设新型能源体系”，“加快经济社会发展全面绿色转型”。统筹内发外购增加重庆电源供应，只是服务转型发展的第一步。在全面绿色转型的要求下，构建重庆多元化现代能源保障体系的挑战更大，尤其是保供压力大，用电成本高。调研发现存在以下问题。

统筹全局能力不健全。全市电力管理职能条块分割，整体性、协同性不足，难以统筹全局实现系统性优化。

衡量工作标准不全面。电力发展不只是技术方案比选，既要算经济账，也要算生态环境账，更要算社会民生账和政治账。满足电力保供只是及格线，实际操作中，对经济性关注不够。

内增外引发展不协调。外电入渝规模集中冲击性大，既压缩了市内存量电源生存空间，也给新增投资带来不确定性，但外电又需要市内电源提供调峰和备用容量，内增外引的系统性矛盾突出。

两张网优势利用不充分。重庆一直有国网和地网两张电网，“1+1>2”的优势没有充分发挥。

为此，建议：

增强全局统筹优化能力。一是整合全市能源治理体系，将价格工作前移，优化政策顶层设计实现闭环。二是推进能源领域价格改革，优化居民阶梯电价制度，充分发挥价格信号先导作用。研究设立多约束条件多目标优化的系统性评价体系。

促进内增外引协调发展。一是完善全市电源发展战略，明确内增外引的定位和内涵。二是融入全国统一电力市场，多方向拓展外电入渝通道，增强交易能力，实现绿色优质电力资源跨区域灵活配置。三是合理规划市内电源结构和规模，强化调峰和备用功能定位，退役火电机组停而不关形成一批战略容量储备，彻底解决储能的生存困境。

优化降低电力成本。一是全市统筹天然气煤炭保障，建立财政补贴资金激励机制，提高存量电源利用率。二是鼓励发展综合能源服务、分布式光伏、天然气分布式能源、用户侧储能、虚拟电厂等，引导错峰用电削峰填谷，既优化系统成本又降低用户成本。

巩固电价洼地优势。一是出台市级指导意见，加强配套电源建设和燃料保障，支持地网做优做强，完善体制机制培育两江新区增量配网新洼地。二是推动市场设施高标准联通，加强地网与国网220千伏联网，既增强互济能力又提高地网安全保供能力。支持地网产业升级，因地制宜做好产业布局和招商引资。三是探索新型电力系统配网、源网荷储和数字能源等示范，助力科技创新和产业投资。

构建多元储能体系 合理配置电网调峰能力

市政协委员，华能重庆分公司党委委员、副总经理 周 刚

党的二十届三中全会提出，“深化能源管理体制改革”，“加快规划建设新型能源体系”，为能源高质量发展指明方向。储能作为新型能源体系的重要部分，在能源安全高效、绿色低碳转型中意义重大。目前，全市已投产一批储能电站，已然成为全市电力保供的“新力量”。但调研发现还存在以下问题。

季节调用频次不足，整体利用率不理想。迎峰度夏期间，储能发挥着巨大作用，但年平均调用频次仍较低。

盈利能力较为薄弱，长期存活问题堪忧。我市新能源规模小，容量租赁收益有限；容量电价仅限抽水蓄能；充放电价差收益因调用频次减少而减少。储能盈利模式单一，高度依赖电网调度，盈利可持续性差。

技术路线相对单一，政策体系仍需完善。我市储能建设起步晚，技术类型较少，新型储能全部为电化学储能。储能调度机制、盈利模式及相关配套政策尚待完善。

为此，建议：

完善市场机制，探索智能化调度控制，从根本上解决储能“用”的问题。一是在非高温时段，积极引导市场和电网企业合理调用储能，给予新型储能、燃机、抽蓄等公平市场地位，在保障电网安全稳定基础上，适当增加储能电站调用频次。二是大力推进数字化、智能化多元储能调度技术研究及应用，提升调度科学精准性和智能化水平。

加大宏观调控，强化政策培育和引导，从源头上奠定储能“活”的基础。一是进一步加大新能源配储的政策规划引导，鼓励新能源企业依托现有新型储能资源，以租赁方式配储，拓展共享储能市场空间。二是结合全市新型储能定位和国家政策导向，探索电网侧储能容量电价机制。三是逐步推进储能参与市场交易，并按照“谁收益、谁买单”原则参与辅助服务，提升其盈利和适应市场能力。

加强前瞻规划，构建储能多元发展新格局，从中长期谋划储能“好”的未来。中短期而言，一是以电化学储能为主方向，有序推进新型储能集群化布局发展。二是高度重视我市新能源汽车保有量高速增长带来的负荷冲击和新能源汽车动力电池作为移动储能潜在的电力调峰能力，探索布局车、网一体化互动发展的V2G充放电场景应用，超前谋划“车、桩、站、网”融合互动发展新模式，并配套出台新能源汽车与电网融合互动发展、新能源汽车参与电网削峰填谷的支持政策。长期而言，一是以抽水蓄能为重要战略支撑，结合调峰需求及电价承受能力，稳妥实施已纳规抽水蓄能项目建设。二是以氢能“制储输用”为重点研发攻关方向，利用“川渝氢走廊”产业发展契机，前瞻性布局氢能项目，稳妥推进“氢储能”。三是以重庆地域特点、工商业业态特性和新技术应用为切口，因地制宜布局重力储能、压缩空气储能和飞轮储能等其他示范项目。

加大重庆页岩气资源统筹开发利用力度

市政协常委、农工党重庆市委会专职副主委 张昌红

重庆是全国重要的页岩气产供基地。优化页岩气管网运行调度机制，合理利用重庆页岩气资源，对促进建设关键产业备份具有重要的战略意义和现实意义。调研发现，我市页岩气开发利用还存在以下问题。

页岩气就地利用不均衡。重庆页岩气产区因开采主体不同、产量不同，地方留存气量差别较大，部分区域未落实留存气量。有的地区留存气量不能满足需求，有的地区又有富余，利用不均衡，且区域之间存在用气信息差，缺乏灵活调剂的机制和能力。

管网一体化运行效率不高。重庆页岩气集输、外输管道投资主体较多，管网一体化运行效率不高。用气企业分段签署管输协议，用气难度增加。

利用综合调配机制不活。重庆区域燃机电厂、大型用气户等需直接面对气源单位，当有增产需求时易受制于气源单位而无法满足增量需求，当有减产需求时易受相关条款约束造成损失。

为此，建议：

统筹各区域留存气量指标。一是扩大页岩气留存气量比例。协调中石油、中石化等开采单位，尽可能新增部分留存气量指标，扩大本地消纳气量的“大盘”。二是统筹分配页岩气留存气量指标。从全市整体出发，建立全市统筹调配页岩气留存气量资源机制，由市一级平衡页岩气留存气量供应。三是加强零散页岩气产出资源整合。对零散气井，市级指导相关区县结合CNG、LNG生产站点和利用站点布局，收集、整合并最大化利用零散燃气资源。

逐步提升管网一体化运行效率。一是研究成立市级管网公司。依托上游勘探开采企业和市内主要下游城燃企业，研究设立市级管网公司，统筹建设、运营，促进“重庆一张网”市级主干管道联接。二是优化整合城燃公司。以区县为单位，推动现有下游城燃公司整合，助推区县一级管网一体化。三是加强与市级储气库的互联互通。强化铜锣峡、黄草峡储气库向渝西延伸的输气主干管道建设，并与中石化、国家管网公司、重燃在渝东北及渝东南主干管网的联接，提升储气调峰骨干管网联络基础。

强化综合利用调配机制。一是加大利用调配协调力度。在市级层面高位统筹协调西油司、中石化、储运公司及主要城燃企业之间的相互配合，强化年度用气需求预测准确性和用气余缺调剂。二是逐步强化储气能力目标考核机制。逐步强化对城燃企业储气能力规划、建设、应急储气、保民生用气执行情况的监督考核。三是健全储气库商业化运作机制。建立积极灵活的储气调节机制，市级储气库平衡各方购气量，减少各企业合同计划量与实际用气量的偏差。

深化我市能源管理体制机制改革 不断提升能源治理效能

市政协常委、致公党重庆市委会副主委、南岸区政协副主席 任其亮

我市通过规范售电侧改革、推进跨省区绿电交易、支持重庆石油天然气交易中心天然气交易增量扩面，稳步推进能源管理体制机制改革，着力构建多元化现代能源保障体系，取得了突出成效。但调研发现，仍面临一些问题。

我市能源保障与国家战略定位有差距。重庆作为我国西部地区唯一能源净输入省份、唯一未纳入国家能源优先保障的直辖市，重庆能源保障体系与承担的国家战略不相匹配，落实“两大定位”“发挥三个作用”战略目标能源支撑不足。

能源管理机制尚待健全。能源管理职能较为分散，能源数字化水平相对滞后。

电力供给侧结构性改革仍需深化。我市电力供需矛盾突出，电价明显高于周边省份，不利于“33618” 现代制造业集群体系的打造和新质生产力的高质量发展。

新型储能市场机制亟待优化。缺乏新型储能相关政策保障，且新型储能企业建设积极性不高。

为此，建议：

积极争取国家支持。一是谋划建设电力、石油、天然气、氢能、核能等综合性能源储备保障基地，作为战略先行重大项目，统筹纳入顶层设计和调度配置。二是推动建立能源央企与重庆协作共建能源保障储备基地，协调国家相关部委布局重庆为电力枢纽中心，增强能源安全保障能力。三是积极争取我市在长江经济带沿线省市绿电分配中获得优先保障权。

理顺能源监管职责，健全现代能源监管体系。理顺市内综合能源管理体制机制，整合能源行业管理、能源运行调度等职能。在此基础上，建立综合能源调度保障“一张网”数字化平台，既便于争取国家层面资源支持无缝衔接，又提高我市综合能源管理水平，加强能源保障统筹调控和调度能力。

深化电力供给侧改革，提高能源保障能力。一是扩大电力交易规模，降低购电成本。加快建立完善与湖北、四川、新疆、西藏等地电价联动机制，推进构建统一开放的电力市场先行区。二是推动成渝地区双城经济圈在能源基础设施建设保障上“一盘棋”、一体化，重点推动成渝十大毗邻地区电网互联互通互济。

制定完善能源政策，加快推进新型储能全面发展。一是制定新型储能配套政策。参考湖北等地补贴政策，出台重庆市支持独立储能发展先行先试电价政策的意见，采取“先建先补，后建少补”的竞争式补贴方式，激励重庆市企业参与储能端项目发展建设。二是推动独立储能企业参与辅助服务市场。围绕电力辅助服务、峰谷电价、需求侧响应等方面，积极引导储能产业向市场化、规模化方向发展，以市场化手段引导独立储能企业开拓盈利竞争场域。

加快构建完善数字能源管理体系

市政协委员、市经济信息委电力处处长、农工党重庆市委会常委 孙红光

推动信息技术和能源的深度融合，加快发展数字能源，是构建新型能源体系、提高能源利用效率的重要举措之一。目前，我市正在围绕加快构建用户侧多能互补、多能联供的用能体系，大力推进能源数字化、智能化管理，打造数字能源示范场景，持续提升用户侧数字能源管理水平，提高能源利用效率，取得了一定成效。但调研发现还存在以下问题。

顶层制度缺乏统一规划。近两年，由于分布式能源、充换电设施等发展迅猛，部门之间在接网服务、价格政策等方面协同不足，用户侧能源多元化与配电网发展统筹不足，配电网无法完全支撑多能源要素群调群控、源网荷储协同等需求。同时，能源数据资源分散、碎片化，难以建成统一的数字能源管理平台。

配套政策体系有待完善。目前，用户侧能源与公共能源体系互动不足，用户侧能源参与市场交易渠道较少，节约的碳排放等能源指标也无法通过市场化交易获得足够收益。同时，部分能源政策制约数字能源市场化运行，市场容量较小难以吸引充足的市场投资。

能源资源禀赋不足导致应用场景偏少。我市风光水等自然资源条件较差，发展用户侧能源的基础条件不足，分布式燃机用气存在电价、气价倒挂，推广难度大，虚拟电厂刚起步，可供接入的负荷调节资源不足。

为此，建议：

加强数字能源发展顶层规划。一是拓展用户侧能源参与能源市场交易渠道和盈利模式，支持用户侧能源参与电力市场交易，支持节约的碳排放等能源指标参与市场化交易，将分布式可再生能源纳入绿电绿证核发范围。二是鼓励企业深化能源管控系统建设，探索制定企业能源数据开放标准，强化能源信息采集监控、智能分析和精细管理，提升数字能源管理水平。

持续完善支持数字能源发展政策体系。一是持续完善分时电价、分布式能源上网电价等能源配套政策，发挥价格信号作用，激发企业发展数字能源的积极性。二是加快数字能源配套基础设施建设，为光伏、储能、便捷超充等能源要素群调群控、源网荷储协同发展提供坚强的支撑。三是优化数字能源项目审批服务机制，加快推行“一站式”审批服务、精简审批环节、创新审批方式，提升审批服务效率。

加强数字能源管理试点示范。一是围绕用户侧多能耦合供能强化数字能源示范试点，打造“光储充”一体化发展等典型应用场景，夯实用户侧数字能源管理基础，力争到2026年底分布式光伏装机超过200万千瓦，用户侧储能超过50万千瓦/100万千瓦时。二是加强园区、商业综合体、小区等能源综合管理平台建设，积极支持将分布式能源、可调节负荷、电动汽车V2G等资源聚合纳入虚拟电厂，为大规模实施用户侧能源数字化管理奠定基础。

充分发挥好石油天然气交易中心平台作用 构建能源保障新生态

市政协联络委副主任，南岸区政协党组书记、主席 梅泽波

重庆石油天然气交易中心（下称“交易中心”）由国家发展改革委、国家能源局和重庆市政府共同建设营运，是全国仅有的两家（重庆、上海）国家级油气现货交易平台。调研中发现，在实际运行中还存在以下问题。

平台缺乏顶层设计。平台顶层设计缺位，定位不清晰，功能不明确，交易体系不完整，牌照资源红利未能释放。交易资源供应方单一，资源配置作用和服务国家战略能力不强。

平台业务结构单一。交易中心业务品类单一；储运系统与交易平台尚未建立有效的业务对接、信息共享机制，未能形成融价格撮合、交收、结算为一体的全链条交易市场。

平台生态建设缺位。发现市场价格、反映市场供需的能力不足，供应链金融业务场景不足，卖方市场、买方市场、金融链、信息链、创新链、人才链配套不足，业务品类、交易规模和市场影响力亟需提升。

为此，建议：

统筹顶层设计，充分发挥交易中心在服务国家战略中的重要作用。一是市政府牵头，争取国家层面支持，增强金融属性，拓展油气“现货+期货”的功能功效，做好顶层设计。二是市级层面设立专门的议事机构，统筹平台打造和交易体系建设。三是成立交易中心建设智库，整合高校力量，开展油气交易和能源市场体制机制战略性研究。四是发挥重庆页岩气资源优势和能源买方市场优势，集聚能源产业链企业集群落户重庆，持续扩大交易和供给规模。

深化交易体制改革，创新拓展平台业务交易模式。一是探索创新现货交易模式，依托市内储气库群和发达管网体系，构建国际国内贸易+储气库+交易中心“三合一”市场化资源保障新机制。加快探索尝试“现货+期货”交易模式，实现资源精准对接，提升本地结算水平。二是突出金融属性，深化“交易链+金融链”机制创新，提升金融全链条综合配套服务，吸引国际国内能源资源要素聚集。三是支持交易中心做大成品油交易，将涉及危化品许可证等报批、油气衍生品交易纳入平台业务范畴。

强化数字赋能，构建油气交易中心生态体系。一是国家、市、区各级加大支持力度，进一步提升交易中心核心技术、创新体系、人才队伍建设水平，推动其在交易品种拓展、交易机制创新、交易规则制定、交易标准完善等方面实现可持续发展。二是构建央地能源龙头企业和相关金融机构参与的交易中心共建联动机制，吸引更多交易量、结算量、资金量、税收贡献量落地重庆。三是抢抓数字重庆建设机遇，围绕国家能源安全战略，构建油气交易原始数据、数据资源、数据产品、数据资产的综合体系。同时，推动国家层面对能源数据产权进行认定，探索开展能源数据要素及其衍生产品交易，形成能源数据交易市场。

统筹规划布局 加快我市风电光伏项目建设

市政协副秘书长、民革重庆市委会副主委 乔 宏

新形势下，扩大重庆风电、光伏装机量，对缓解我市能源资源供应压力及经济绿色低碳发展十分重要。“十四五”以来，我市启动了“风光倍增计划”，新能源开发建设持续加速。但调研发现，我市风电、光伏项目建设还存在以下问题。

缺乏系统的发展规划。未系统排查全市风光资源情况，底数不清，产能规划设计相对滞后，大大制约了我市风光资源的全面开发利用。

风光资源开发受限。我市风光资源主要集中在渝东南和渝东北，但因自身消纳能力有限，外送通道受阻，受“三区三线”以及林地保护限制较多，风电、光伏项目规模化发展受限。

资源利用率不及预期。近年来，我市风电、光伏项目建设持续加速，但企业规模参差不齐、区县不合理竞争等现象有所呈现，资源转化率远低于预期。

产业发展政策支持不足。在促进我市风电和光伏产业发展、招引产业龙头来渝投资方面，针对性支持政策不足，产业聚集发展缺乏比较优势。

为此，建议：

摸清资源底数，做好发展规划。依据国土空间规划“一张图”和全市能源电力发展专项规划，全面开展资源普查，摸清全市风光资源“家底”，制定专项发展规划，努力构建“风光项目开发+共享储能建设+上下游产业链完善+消纳项目配套”的产业发展体系，推动我市新能源高质量发展。

突破瓶颈，完善产业布局。一是提升消纳能力。依托现有产业基础，通过央企合作、嫁接市场资源、产学研融合发展等，吸引装备头部企业落户，培育建立退役风电机组、光伏组件回收处理新产业链。推动我市风电、光伏与其他清洁能源形成乡村多能互补综合能源系统，对效果显著项目适时纳入村镇新能源微能网等可再生能源发展试点示范。二是强化通道建设。强化渝东北三峡库区、渝东南武陵山区至主城都市区电网通道建设。以车联网示范项目建设为切入点，开展电网基础设施智能化改造和“光充储”等智能微网建设试点。三是加大政策指引。积极争取国家发展改革委、生态环境部等相关部委在风光指标、土地利用、异地配储、园建企用、电网通道建设等方面的政策倾斜。加大创新技术运用，降低项目建设成本和开发难度。

强化统一调配，优化使用资源。梳理全市风电、光伏建设指标转化情况，加大市级统筹调配力度，优化资源竞标要求，建立储能电站参与电力现货市场机制，确保风光资源高效利用和市场公平。

加强产业扶持，激发企业创新。研究制定我市风电、光伏项目及相关产业链从“目标牵引—配套支持―落地实施”的多层次立体政策框架，引导相关企业申报产业引导、产业振兴、科技计划等项目，争取中央资金支持，促进我市风电、光伏产业聚集和规模化发展。

部门回应

市发展改革委

持续以构建能源资源配置枢纽为契机，打造坚强电力供应链；加快建成川渝特高压交流、疆电入渝工程，尽快实施疆电（南疆）送电川渝等工程，超前谋划新增入渝输电通道，加快构建“多条直流+特高压交流环网+毗邻省份联网互济”格局；科学规划建设市内电源，加快建设“双环两射”主网架；持续推进安全稳定能源储备体系建设，全面提升能源供给韧性；加快电力应急备用和调峰电源体系建设，推进云阳建全等抽水蓄能电站建设，按需建设电化学储能，探索布局空气储能等项目。

市经济信息委

正牵头筹备成立全市数字能源发展联盟，筹备举办“2024年中国（重庆）数字能源产业创新发展大会”；加快打造一批分布式电源、数字能源管理等方面的典型应用场景和重点项目，推进传统能源与数字化智能化技术深度融合发展。积极争取低价优质外购电，优化调度电网调峰资源，最大限度降低电网综合运行成本。坚持因地制宜、扬长避短，精心选择“赛道”、高效推进能源装备产业发展。

市规划自然资源局

规划实施两江燃机二期、双槐电厂三期等重点电源项目，在万州、渝北等地规划11处天然气发电或热电联产项目；统筹布局藏电、陕电等9条特高压外电入渝通道，构建我市中长期“双环两射”500千伏主网架；合理布局风电和光伏发电项目，建设以抽水蓄能电站为主、新型储能电站为辅的储能体系；编制《重庆市市政基础设施空间统筹规划》，开展重大市政基础设施项目空间协同论证技术指南编制工作，提升空间治理能力和行政审批效率。

市生态环境局

出台了《重庆市2023年度碳排放配额分配实施方案》；建立重点输变电项目管家式服务机制，梳理全市重点输变电项目清单；对于生态环境部审批的外电入渝等项目，主动对接、协调生态环境部及相关部门，助力项目尽快通过审批。

市大数据发展局

抓紧出台推动算力高质量发展相关文件；加快渝哈算力通道项目建设，设立算力飞地园区，重点推动数算融合、算电协同；升级西部算力调度平台，提升通用算力、智能算力、超级算力等服务能力，打造“重庆算力”品牌；选用V2V视联网等国产自主可控通信协议提升网络安全性，搭建异构组网架构增强网络稳健性、集约性，形成全域自主可控安全网络底座；积极争取“全国一体化算力网”试点，深度融入“东数西算”工程，促进东中西部算力资源高效协同联动。