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| 发文机关 | 成文日期 | ||
| 标 题 | 河南省人民政府办公厅关于印发河南省“十二五”能源发展规划的通知 | ||
| 发文字号 | 豫政办〔2012〕36号 | 发布时间 | 2012年03月19日 |
河南省人民政府办公厅
关于印发河南省“十二五”能源发展规划的
通 知
豫政办〔2012〕36号 各省辖市人民政府,省人民政府各部门:
《河南省“十二五”能源发展规划》已经省政府同意,现印发给你们,请认真组织实施。
河南省人民政府办公厅
二○一二年三月十九日
河南省“十二五”能源发展规划
能源是经济社会发展的重要物质基础和基本保障,为促进全省能源可持续发展,加快构建安全、稳定、经济、清洁的能源体系,根据《河南省人民政府关于印发河南省国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要的通知》(豫政〔2011〕38号)、《河南省建设中原经济区纲要》和《国务院关于支持河南省加快建设中原经济区的指导意见》(国发〔2011〕32号)精神,特制定本规划。
一、现状与形势
(一)“十一五”能源发展成就
“十一五”期间,全省能源系统认真贯彻落实科学发展观,按照国家促进中部地区崛起的战略部署,以建设全国重要综合能源基地为目标,优化资源要素配置,努力推进大型煤炭基地、火电基地、电力联网枢纽和油气管网建设,大力实行节能降耗和能效管理,积极发展新能源和可再生能源,取得显著成就,能源对经济社会发展的支撑保障能力不断提高。
能源保障能力显著增强。全省城镇以上能源工业五年累计完成投资近3800亿元,比“十五”时期增长1.5倍。平顶山第二发电厂2×100万千瓦机组、晋东南至南阳至荆门1000千伏特高压电网示范工程、赵家寨年产300万吨煤矿、兰州至郑州至长沙成品油输油管道、西气东输二线工程等一批重大项目顺利实施,新投产发电装机容量3157万千瓦,新增大中型煤矿年产能规模3000万吨、油气长输管线3042公里,均创历史新高。扣除关停小火电容量后,发电装机容量达到5060万千瓦。五年累计完成电网投资543亿元,是“十五”时期的2.3倍,省级500千伏骨干网架基本确立,所有省辖市实现220千伏环网供电,所有县(市)实现110千伏双电源供电,河南电网与西北电网和华中南部电网的电力交换能力进一步增强。新增煤炭后备资源35亿吨,原煤产量突破并稳定在2亿吨以上。成品油“十字”干线管网和多气源供气网络初步形成,洛阳石化公司炼化能力达到1000万吨,全省成品油年销售量突破1100万吨,五年年均增长10%左右;管道燃气年供应量达到37亿立方米,比2005年增长1.5倍,城市居民燃气普及率达到74.7%左右,比2005年提高15个百分点左右。
能源结构调整成效明显。探索并在全国率先开展火电机组“上大压小”工作,五年累计关停小火电978万千瓦,单机30万千瓦及以上机组容量占全部火电机组容量的比重达到70%,比2005年提高34个百分点。单机13.5万千瓦及以上热电联产机组容量达到1080万千瓦,是2005年年底的4.2倍。各电压等级电网趋于协调,抽水蓄能和燃气机组装机容量新增246万千瓦,电网调峰能力显著增强。煤炭资源整合和企业兼并重组深入推进,小煤矿数量减少1027处,淘汰落后产能8000多万吨,平均单井生产规模提高到30万吨/年,五年提高1.5倍;骨干煤炭企业产量和控制的煤炭资源量占全省的比重均达到85%以上,河南煤化集团、中平能化集团重组后能源生产能力和企业竞争力大幅提升。油品、天然气使用量和供应量较快增加,天然气在能源消费中的比重不断上升。新能源和可再生能源发展明显加快,南阳、信阳等核电项目前期工作全面推进,南阳核电项目初步纳入国家规划;非水可再生能源发电装机容量超过40万千瓦,风电和光伏发电等可再生能源发电均实现零的突破;燃料乙醇和生物柴油产能达到70万吨以上,万吨级秸秆纤维乙醇产业化示范取得重大突破;农村家用沼气五年新增250万户以上。
| 专栏1 “十一五”时期能源发展成就 | ||||
| 指 标 | 单 位 | 2005年 | 2010年 | 累计增长(％） |
| 一次能源生产总量 | 亿吨标准煤 | 1﹒45 | 1﹒87 | 29﹒0 |
| 其中：煤 炭 | 万吨 | 18761 | 21349 | 13﹒8 |
| 石 油 | 万吨 | 507﹒1 | 497﹒9 | －1﹒8 |
| 天然气 | 亿立方米 | 20﹒1 | 6﹒75 | －66﹒4 |
| 非化石能源 | 万吨标准煤 | 278 | 810 | 191﹒4 |
| 一次能源消费总量 | 亿吨标准煤 | 1﹒46 | 2﹒14 | 46﹒6 |
| 电力装机规模 | 万千瓦 | 2881 | 5060 | 75﹒6 |
能源体制改革稳步推进。能源行业管理机构得到整合加强。能源投资主体进一步多元化。能源价格改革按照国家统一部署稳步推进,煤炭价格实现市场化,煤电价格联动政策启动实施,成品油税费改革顺利推进,可再生能源发电上网电价形成机制逐步建立并完善。煤炭企业主辅分离、产权制度改革逐步深入,大型煤炭企业集团培育成效显著,煤炭产业集中度大幅提高。煤矿开发秩序逐步规范,矿区总体规划的指导作用得到强化。煤炭安全生产监管体制和问责制度进一步健全,全省煤矿安全生产形势总体稳步好转。电力资源优化配置机制进一步完善,节能发电调度试点工作顺利推进,全省地方电厂实现了省级统一调度,发电权交易等措施有效推行。电力企业厂网分开、主辅分离改革深入推进,发电侧从建设到经营基本形成多种投资主体有序竞争的局面,中央主要发电企业集团全部在豫设立了分支机构。电煤、天然气等能源供应预警和应急机制初步建立。
(二)面临的形势
“十二五”时期是我省全面建设中原经济区、加快中原崛起和河南振兴的关键时期,随着工业化、城镇化加速推进,我省能源需求将刚性增长,能源供需矛盾将更加凸显,能源发展将面临严峻挑战。
一是能源结构依然单一。煤炭资源消费量占我省能源消费总量的88%左右,高于全国平均水平18个百分点。我省水能资源基本开发殆尽,太阳能、风能、生物质能等可再生能源短期内难以形成有效替代能力,以煤为主的能源结构短期内难以根本改变。
二是资源约束日益加剧。我省煤炭可开发后备资源严重不足,煤炭产能增加潜力有限;煤炭、成品油、天然气调入量逐年增加,能源对外依存度持续攀升;在国家控制能源消费总量的情况下,靠传统方式提升能源保障能力的路子已走不通。
三是环保压力不断增大。国家在二氧化硫等主要污染物排放目标的基础上,将碳强度、氮氧化物等减排目标作为约束性指标纳入考核体系,能源发展将受到来自环境容量方面的多重限制。
四是能源利用效率有待提高。我省能源原材料等资源性产业占规模以上工业的70%左右,且多处于产业链的前端和价值链的低端,产业结构偏重、能源消费强度较高的问题依然突出。虽然“十一五”期间全省万元GDP(生产总值)能耗下降20.12%,但仍高于全国平均水平8%以上。
五是一些薄弱环节亟待改善。城市集中供热普及率比较低,热网建设相对滞后,局部电网仍存在有电送不出、落不下的现象,农村电网急需进行新一轮升级改造。煤炭安全生产有待进一步加强。新能源和可再生能源发展比较滞后,促进发展的政策体系还不健全。
同时也要看到,我省能源发展仍处在重要战略机遇期,面临难得的历史机遇。
一是在保障能源安全、保护生态环境和应对气候变化的共同挑战下,在今后较长一个时期内,世界能源发展将进一步呈现全球化、多元化、清洁化和高效化的趋势,我国和我省非常规能源的开发潜力很大,有利于我省推进能源清洁、高效、多元发展。
二是我国进一步明确了科学发展的主题和加快转变发展方式的主线,加之科技创新能力不断增强,体制机制改革逐步深化,有利于强力推动我省能源消费结构调整和消费方式转变。
三是我省毗邻我国西、北部能源资源富集地区,交通便利,区位条件优越,是全国北煤南运、西电东送、北油南运、西气东输多条骨干通道的必经之地,有利于我省扩大利用省外能源资源、增强能源保障能力。
四是我省能源生产结构和资源配置不断优化,重点企业的竞争力不断提升,实施“走出去”战略取得良好成效,支持能源产业发展的基础设施和配套服务体系不断完善,有利于能源产业持续健康发展。
五是我省核电厂址资源和生物质能等可再生能源比较丰富,核电项目前期工作取得重要进展,生物液体燃料、太阳能光伏等领域已形成一定产业基础,为我省逐步形成新能源产业发展优势创造了有利条件。
二、总体要求
(一)指导思想
深入贯彻落实科学发展观,积极适应转变发展方式新要求和能源供求格局新变化,继续围绕建设全国重要综合能源基地的目标,充分利用省内省外能源资源,着力优化能源结构和布局,加强能源体制机制改革和科技创新,推动能源生产和利用方式变革,促进能源节约和合理用能,加快构建安全、稳定、经济、清洁的能源体系,为建设中原经济区、加快中原崛起和河南振兴提供强劲动力和稳固支撑。
(二)基本原则
1.全力保障、多元供应。积极应对一次能源对省外依存度不断提高的压力,把不断提升省内能源安全保障能力作为能源发展的首要任务。同时,积极利用省外能源资源,加强煤炭、电力、油气等能源输送基础设施建设,建立多渠道共同保障、多元化互为补充的能源供应体系。
2.优化结构、多能并举。积极推进核电、风能、生物质能、太阳能等新能源和可再生能源发展。同时,在电力、煤炭、油气等传统能源领域大力发展清洁高效产能,加快淘汰落后产能,着力提高清洁高效能源和非化石能源在能源消费中的比重。优化能源资源配置,积极培育大型能源企业并注重发挥其骨干保障作用。
3.完善体系、服务民生。加强民生能源工程建设,优先保障居民生活用能需要。采取切实有效措施,使能源发展的薄弱环节全面得到改善。大力促进电网与电源协调发展。加快完善促进新能源和可再生能源发展的相关政策、机制。合理布局热电联产项目,提升天然气供应水平,提高居民集中供热和燃气普及率。加强农村能源建设,改善农村生产和生活用能条件。
4.节能降耗、转型发展。加快能源技术进步和科技创新,不断提高能源开发、加工和转换效率。大力促进能源节约,积极引导全社会科学合理用能,推动发展方式加快转变。积极发展低碳能源和清洁能源技术,最大限度减少能源开发利用造成的环境污染和生态破坏,最大限度减少碳排放,努力实现能源与环境协调发展。
(三)主要发展目标
根据预测,2015年我省一次能源消费总量将达到2.9-3.03亿吨标准煤,综合考虑能源适度超前发展的需要和合理控制能源消费总量的要求,“十二五”时期能源发展的主要目标是:
| 专栏2 “十二五”时期能源发展主要目标 | |||||
| 类别 | 指 标 | 单 位 | 2010年 | 2015年 | 年均增长 |
| 能源 消费 | 一次能源消费总量 | 亿吨标准煤 | 2﹒14 | 2﹒9 | 6﹒3％ |
| 非化石能源消费比重 | ％ | 3﹒7 | 5﹒5 | ［1﹒8］ | |
| 全社会用电量 | 亿千瓦时 | 2354 | 3850 | 10﹒3％ | |
| 能源 供应 | 一次能源供应能力 | 亿吨标准煤 | 2﹒14 | 3﹒03 | 7﹒2％ |
| 省内一次能源生产能力 | 亿吨标准煤 | 1﹒87 | 1﹒8 | －0﹒8％ | |
| 非化石能源利用量 | 万吨标准煤 | 793 | 1600 | 15﹒1％ | |
| 电力 发展 | 电力装机容量 | 万千瓦 | 5060 | 7200以上 | 7﹒3％ |
| 其中：煤电 | 万千瓦 | 4505 | 6400以上 | 7﹒3％ | |
| 节能 环保 | 单位GDP能耗下降 | ［－16％］ | |||
| 单位GDP二氧化碳排放下降 | ［－17％］ | ||||
| 火电供电标准煤耗 | 克／千瓦时 | 328 | 320 | －0﹒5％ | |
| 民生 改善 | 居民人均生活用电量 | 千瓦时 | 270 | 540 | 14﹒9％ |
| 绿色能源示范县 | 个 | 7 | 12 | ||
| 省辖市、县(市）城区燃气普及率 | ％ | 57 | 95 | ［38］ | |
| 注：1﹒［］内为五年累计数；2﹒非化石能源利用量包括户用沼气等非商品可再生能源利用量；3﹒单位GDP能耗下降和单位GDP二氧化碳排放下降按照与国家衔接初步确定的目标设定。 |
———到2015年,全省能源消费总量不突破2.9亿吨标准煤,其中煤炭、石油、天然气、非化石能源所占比重分别为77.5%、10%、7%和5.5%。
———全省一次能源供应能力达到3.03亿吨标准煤左右,省内生产能力稳定在1.8亿吨标准煤以上,自给率为59.4%,其中煤炭生产能力稳定在2.2亿吨以上。
———全省全社会用电量约为3850亿千瓦时,发电装机容量达到7200万千瓦以上,其中煤电装机容量达到6400万千瓦以上,火电机组平均供电标准煤耗下降到320克/千瓦时。
———非化石能源利用量达到1600万吨标准煤,其中可再生能源发电量达到150亿千瓦时;力争建成绿色能源示范县12个。
三、重点任务
(一)持续增强电力保障能力
立足本省保障、兼顾省间调剂,坚持适度超前、区域平衡、集约高效、安全环保的原则,加快电力结构调整和布局优化,重点建设热电联产和大型坑口、路口等骨干电源,稳步推进核电项目,规划建设外电入豫通道,巩固省级和区域主网架,提升改造城乡电网,加快建设智能电网,促进电网与电源协调发展,优化电力资源配置,建成清洁、高效的电力生产供应体系和智能化输配电网络。
1.继续优化发展火电。继续以南太行、豫南煤炭矿区及陇海线原有“两点一线”电源布局为主,同时在宁西、晋豫鲁等新建重要输煤铁路通道沿线,以现有电源扩建为主重点发展60万千瓦以上超超临界机组路口、坑口电源,积极发展煤矸石等低热值煤发电。鼓励煤电联营和煤电一体化发展,积极支持省内外骨干煤炭企业建设大型燃煤发电项目和煤矸石等低热值煤发电项目。在确保全省电力安全可靠供应的前提下,稳步推进单机20万千瓦及以下小火电机组关停工作。
2.积极合理发展热电联产。以优化布局为重点,积极发展热电联产集中供热,努力满足城镇和产业集聚区用热需求,尽快形成以大中型热电和背压式供热机组为主体、多种热源相互补充的集中供热体系。坚持以热定电,重点支持省辖市及经济较发达的县级中心城市建设大型热电联产机组,鼓励对现役30万千瓦机组实施热电联产改造。到2015年,所有省辖市和10个以上重点县(市)城区实现热电联产集中供热。结合产业集聚区发展,支持工业热负荷稳定的企业、园区和城镇因地制宜建设背压式供热机组。支持具备条件的地方建设燃气热电机组。在以采暖供热需求为主且热负荷较小的城镇,支持建设大型燃气或燃煤锅炉房实现集中供热,待条件具备后再发展热电联产集中供热。加快城镇供热管网建设,推进供热管网与热源同步建设、协调发展。
3.稳步推进核电项目规划建设。依托专业核电开发公司,加快推进南阳、信阳、洛阳、平顶山等核电项目前期工作。密切跟踪国家内陆核电开发政策,积极争取建设条件较好的核电项目纳入国家规划并做好核电厂址保护工作,力争南阳核电项目列入国家第一批开工的内陆核电项目并尽早开工建设。积极推进南阳天池等与核电项目配套的抽水蓄能电站规划建设。
| 专栏3 “十二五”时期电源建设重点任务 |
| 核电：争取开工建设南阳百万千瓦级核电一期工程，加快信阳、洛阳、平顶山等核电项目前期工作。 火电：以现有电源扩建为主，建设一批大型坑口、路口燃煤火电和煤矸石等低热值煤发电项目。 热电：以省辖市和经济较发达的县级中心城市为重点，建设一批大型燃煤或燃气热电机组。以产业集聚区为重点，建设一批背压式供热机组。 |
4.加快建设稳固输电网络。按照国家规划,在确保经济合理的前提下加快推进新疆哈密至郑州直流特高压输电工程建设,积极推进南阳1000千伏交流特高压扩建等其他跨区输电工程建设,提高河南电网吸纳省外电力能力。进一步优化500千伏网络结构,着力提高电力输送和灵活调配能力,建成以1000千伏特高压电网为支撑、省内各区域间电力输送通畅、充分满足省内电力资源配置的“两纵四横”500千伏坚强骨干网架,确保省内电源送得出、外区电力落得下、电力输送不卡口。推进220千伏电网变电扩容、解环、环网三大工程,着力保障500千伏电力落得下和发电负荷就地消纳,尽快形成以省级500千伏骨干网架为联络、解环为16片运行的市级220千伏双环网供电网架。加强并规范电源接入系统管理,坚持电源分级接入原则,根据当地电力负荷特性和网络状况,合理确定新建电源接入电网的电压等级,鼓励现有接入500千伏电网的60万千瓦机组改接入220千伏电网。
| 专栏4 “十二五”时期电网建设任务 |
| 实施千亿元电网建设工程，五年新增110千伏以上电网线路14500公里、变电容量12100万千伏安。 跨区输电：建成1000千伏交流特高压南阳变电站、新疆哈密至郑州直流特高压输电工程，按照国家规划积极推进豫北、豫南等1000千伏交流特高压输变电工程建设。 骨干网架：新投用500千伏变电站18座，扩建5座，新增变电容量2770万千伏安、输电线路1803公里；新投用220千伏变电站93座，改扩建35座，新增变电容量2754万千伏安、输电线路5794公里。 城乡配电网：新建110千伏变电站470座，扩建196座，新增变电容量3791万千伏安、输电线路7290公里。 智能电网：稳步推进常规机组能耗水平、污染物排放水平及主要运行参数在线监测系统，输变电设备状态监测系统，智能变电站，微网及储能装置应用，智能配电网运维管理集约化，一体化智能电网调度技术支持系统等方面工程建设。 |
5.提升改造城乡配电网。加快110千伏及以下城乡配电网建设,提高终端客户供电质量和可靠性,优化各级电网供电半径,保持电网“微循环”通畅,实现县县多电源供电和各电压等级协调匹配。以市域产业集聚区和城市新区配套电网、老城区电网为重点推进城市电网改造,保障城市化快速发展的电力需求;大力推进标准化、集约化发展,支持有条件的城市实施城区电网入地工程。全面实施新一轮农村电网升级改造,重点推进县域产业集聚区配套电网建设、农村生产相关电力设施改造及干旱缺水地区农田机井通电工程、农村电网改造升级示范县及新农村电气化县建设。
6.积极发展智能电网。围绕提高电网智能化水平和灵活性,保证可再生能源发电便捷接入和全额消纳,推进智能电网建设。坚持电网二次系统与一次系统协调发展,加快骨干通信网建设,稳步推进中低压通信网建设,促进各级输配电网络与信息化融合。推进常规机组能耗水平、污染物排放水平及主要运行参数在线监测系统建设,积极推广风能、太阳能等新能源发电功率预测和运行控制技术。建成输变电设备状态监测系统,全面推广建设智能变电站、输电线路全寿命周期管理及状态评估和状态检修关键技术,实现智能设备一次应用和变电站整体状态检测,基本实现220千伏及以上线路智能运维巡检。健全管理体系,形成“大集控”运行模式。积极开展分布式电源、微网及储能装置应用、智能配电网运维管理集约化和配电网电能质量监测系统等工程建设和示范。全面开展智能小区和电动汽车充(换)电站建设。积极推进一体化智能电网调度技术支持系统建设,初步实现智能电网调度。
(二)集约利用煤炭资源
加强煤炭资源勘查和大中型矿井建设,优化配置煤炭资源,培育壮大骨干煤炭企业,大力开展煤层气和煤矿瓦斯抽采利用,提高煤矿安全水平,稳定提升煤炭产能,增强煤炭供应保障能力。
1.大力推进煤炭资源勘查。加大对焦作、平顶山、义马等老矿区深部及外围资源的勘查力度,增强现有生产矿井的资源接续能力。加快省内已设立勘探区块资源勘查,提高勘探级别,争取尽早具备建井条件,五年新增精查储量50亿吨,增强建设大型煤炭基地的资源保障能力。逐步将勘探范围扩展到豫中东和豫东南区域,增加煤炭资源后备储量。
2.加快现代化大中型矿井建设。优化煤炭开发布局,进一步强化矿区总体规划指导作用,完成六大矿区总体规划编制审批工作。重点开发郑州、平顶山矿区,稳步开发焦作、鹤壁、义马、永城矿区。依托骨干煤炭企业,加快建设一批现代化大中型矿井,五年新增煤炭产能4000万吨。
3.着力培育大型煤炭企业集团。深入推进煤炭资源整合和企业兼并重组,合理配置后备资源,优先配置给骨干煤炭企业,培育形成若干个在全国具有较强竞争力、1-2个拥有亿吨级产能的大型煤炭企业集团。鼓励省骨干煤炭企业到省外开采煤炭并发展下游产业。到2015年,省骨干煤炭企业控制的煤炭资源量占全省总量的95%以上,产能占全省的90%以上。
| 专栏5 “十二五”时期煤炭建设重点任务 |
| 资源勘查：实施百亿吨煤炭资源勘查工程，新增精查储量50亿吨以上。 煤矿建设：新建及改扩建煤矿39处，新开工规模4000万吨；建成大中型矿井23处，投产4000万吨。 安全改造：以矿井安全避险系统建设、区域瓦斯治理等为重点，实施一批煤矿安全改造项目，大幅提高煤矿安全生产水平。 煤层气开发：实施煤层气资源勘查工程，新增探明储量300亿立方米；重点建设平顶山、焦作、安阳-鹤壁、义马、郑州等5个煤层气(煤矿瓦斯)规模化抽采矿区，推进平顶山等矿区煤层气地面开发试验工程。 |
4.加强煤矿安全和产业升级改造。强化煤矿安全管理,加大安全投入,突出抓好煤与瓦斯突出矿井、高瓦斯矿井、水害严重矿井及兼并重组矿井的安全改造工作,加快矿井安全避险“六大系统”(监测监控系统、人员定位系统、紧急避险系统、压风自救系统、供水施救系统、通信联络系统)建设,提高矿井灾害监控和预防水平,建设本质安全型矿井,争取全省煤炭百万吨死亡率控制在0.8以下,其中骨干煤炭企业控制在0.5以下。积极推进煤炭产业升级,推广使用先进技术和装备,淘汰落后工艺和设备,提升煤矿机械化和自动化水平。全面推进兼并重组小煤矿升级改造。
5.强力推进煤层气和煤矿瓦斯抽采利用。加强煤层气资源勘查,重点依托省煤层气公司和骨干煤炭企业,加快焦作、安阳-鹤壁、平顶山等高瓦斯、高地压矿区煤矿瓦斯(煤层气)地面抽采和利用工作,积极推进示范工程建设,鼓励建设瓦斯发电、民用燃气等项目。加强煤层气和煤矿瓦斯抽采技术研发推广,着力提高抽采利用效率。到2015年,全省煤层气和煤矿瓦斯抽采量达到10亿立方米,利用量达到7亿立方米。
(三)加强油气供应保障体系建设
依托国家油气骨干管道,统筹完善省内油气管网和储配设施,大力实施“气化河南”工程,优化配置燃气资源,增强油气保障能力,建成多种资源互通互补的油气供应网络。
1.增强油品保障能力。加大中原油田、河南油田勘探开发力度,提高开发效率,努力稳定石油产量。积极开展页岩油等资源评价和工业化试采。进一步扩大原油加工能力,开工建设洛阳石化公司1800万吨/年扩能改造工程,争取商丘千万吨炼化项目列入国家规划并尽早开工建设,积极推进河南油田精蜡厂炼能提升和中原油田炼厂产品质量升级,加快配套原油管道及省内成品油管道和油品储备库建设,构建以郑州为枢纽的油品输送网络。
2.实施“气化河南”工程。优先发展管道燃气,积极利用煤层气及液化天然气、压缩天然气等气源。积极推进中石油集团西气东输三线、四线和中石化集团新粤浙线、新鲁线等国家主干线河南段建设。依托国家西气东输骨干管道,加快构建省级燃气干网,配套完善各地支线管网和城市储气设施,建设中原油田和叶县地下储气库,新增天然气年供气量80亿立方米以上,95%以上县(市)城区及部分乡镇用上管道燃气。加强城镇燃气管网建设,提高城镇居民燃气普及率。
| 专栏6 “十二五”时期油气建设重点任务 |
| 油品：开工建设洛阳石化公司1800万吨／年扩能改造工程，同步建设配套原油输送管道。继续推进商丘千万吨炼化项目前期工作。完善省内成品油输配管网及配套设施。新增油品长输管道1000公里以上。 天然气：实施“气化河南”工程，建设中原油田和叶县地下储气库，西气东输三线、四线(河南段)及省内配套支线项目，五年新增天然气长输管道4000公里以上。 |
3.加强燃气资源配置管理。根据资源条件和国家天然气利用政策,引导合理利用天然气,优先发展城市居民生活、公共福利、燃气汽车用气,以郑州、洛阳等省辖市为重点,因地制宜建设天然气分布式能源和城市燃气供热设施。合理布局、有序建设车用燃气加注站。规范燃气基础设施建设和市场经营行为,完善运营管理体制,促进燃气市场健康发展。
(四)加快新能源和可再生能源发展
因地制宜、统筹推进生物质能、太阳能、风能、地热能等可再生能源开发利用,努力提高非化石能源在能源消费中的比重,积极建设新能源汽车供能设施。
1.加快发展风电。统筹风电资源勘测开发管理,深入开展风能资源详查与评估,以豫西沿黄山地、伏牛山东部丘陵山地、大别山区和太行山东部等风能资源相对丰富地区为重点,支持有实力、有经验的企业开展风能资源勘测开发,加快一批风电场项目建设,争取五年新增风电装机容量190万千瓦。
| 专栏7 “十二五”时期新能源和可再生能源重点工程 |
| 可再生能源发电：实施一批光伏、风能、沼气等可再生能源发电项目，五年新增可再生能源发电装机容量275万千瓦，其中新增风电装机容量190万千瓦，新增沼气等生物质能发电装机容量50万千瓦，新增光伏发电装机容量30万千瓦，新增小水电装机容量5万千瓦。 生物液体燃料：开展纤维乙醇产业化示范项目建设，推进以工业、餐饮废弃油脂和含油林木为原料的生物柴油生产示范，五年新增生物液体燃料产能100万吨。 新能源汽车供能设施：实施电动汽车标准化充(换)电站、充电桩等基础设施建设工程，到2015年，建成电动汽车充(换)电站220座、充电桩77800个。 |
2.合理开发利用生物质能。以非粮替代和综合利用为重点加快燃料乙醇发展,优先在南阳等区域开展纤维乙醇产业化示范、规模化生产和集约化经营,新增燃料乙醇产能70万吨。推进现有生物柴油生产企业整合,优先在郑州、洛阳、南阳、商丘等地开展以工业、餐饮废弃油脂和含油林木为原料的生物柴油生产示范。巩固E10乙醇汽油推广成果,适时开展B5生物柴油推广使用试点。积极发展沼气和沼气发电,支持畜禽养殖场以及发酵、造纸、化工、食品等高浓度有机废水排放企业和城市污水处理厂建设大中型沼气工程,并配套建设沼气发电设施,新增沼气发电装机30万千瓦。以解决环境污染问题为目的,统筹推进城市生活垃圾等资源化利用。以生物液体燃料、大中型沼气工程和沼气发电等为重点,加快建设南阳国家生物质能示范区。
3.稳步发展太阳能发电。结合太阳能光伏产业及配套生产体系发展情况,优先支持太阳能资源较好、光伏产业集聚地及经济发展水平较高的地方,以机关、学校、医院、宾馆等公共建筑以及产业聚集区、高新技术开发区、工业园区内的标准厂房屋顶为重点,建设一批屋顶光伏电站和光伏发电示范小区。鼓励在城市道路、公园、车站等公共设施及公益性建筑物照明中推广使用光伏电源。争取到2015年,全省光伏发电装机达到30万千瓦以上。
4.积极推进太阳能、地热能开发利用。大力推广使用太阳能热水器,在城镇所有新建、改建、扩建的12层及以下住宅和设置热水系统的公共建筑,统一设计和安装太阳能热水系统。加快全省浅层地热能调查评价和重点城市勘察评价,合理布局地热能资源开发项目,积极发展与建筑结合的地热利用和地源热泵供暖制冷技术,杜绝地热能资源破坏性开发和浪费,提高低温地热能利用水平。
5.推进新能源汽车供能设施建设。配合充电式混合动力、纯电动、天然气(CNG/LNG)等新能源汽车的发展,配套建立快速充电站、天然气加注站等服务网络,为新能源汽车提供专业化供能服务。制定电动汽车应用服务设施建设规划及管理规范,积极推动在城市路网、居民区、公共停车场、高速公路服务区、重要公路沿线等地建设统一标准的可满足各类电动汽车需要的充(换)电设施,完善充电站网络布局,提供快捷便利的充电条件。到2015年,在中原城市群初步建成完善普及的充(换)电设施网络。
(五)积极构建农村绿色能源体系
加强农村能源建设,结合农村资源条件和用能习惯,推广普及经济适用的可再生能源技术,构建农村绿色能源体系,加快改善农村生产和生活用能条件。
1.因地制宜推进农村能源综合利用。大力实施太阳能热水器下乡工程,支持建设小型风电、太阳能户用电源和风光互补电源。支持大中型畜禽养殖场建设沼气工程并对周边农户实施集中供气。加快推进生物质成型燃料规模化生产和使用,鼓励建设生物质集中供气工程,积极推广生物质炊具。合理开发农村小水电资源,在有条件的地方实施小水电代燃料工程。全面推进绿色能源示范县建设。
2.全面提升农村电气化水平。加快实施新一轮农村电网改造升级工程,完善农村电网结构,逐步解决农村电网低电压、“卡脖子”和县域电网与主网联系薄弱等问题,提高终端供电能力和供电质量,建成与上一级电网相衔接、结构合理、技术适用、安全可靠、运行灵活的较为坚强的新型农村电网。继续推进新农村电气化县建设,全面提高农村电气化水平。
| 专栏8 “十二五”时期农村能源发展重点任务 |
| 农村电力：加快新一轮农村电网改造升级，重点推进县域产业集聚区配套电网建设、农村生产相关电力设施改造及干旱缺水地区农田机井通电工程、农村电网改造升级示范县及新农村电气化县建设。 绿色能源示范：在可再生能源资源丰富地方，开展绿色能源示范县(市)、示范乡镇和示范村建设，鼓励合理开发利用农村废弃生物质能、小水电和太阳能，建设分布式能源系统。推进太阳能热水器下乡，实施农村集中供气示范、生物质成型燃料规模化生产使用试点等工程。 |
3.统筹城乡能源发展。以能源公共服务均等化为导向,结合城镇化进程和新农村建设,加快现代能源供应网络、技术和服务体系向农村延伸,推动城乡能源一体化建设。加强农村液化气供应站、加油站、型煤加工点以及生物质燃气站和管网等能源基础设施建设,建立各类能源设施维修和技术服务站,培育农村能源专业化服务业企业和人才,加快提高向农户供应常规能源和提供能源普遍服务的能力。
(六)加强能源行业节能减排工作
推动能源技术进步和产业升级,加强能源资源节约开发和综合利用,着力提高能源转换利用效率,推进能源行业清洁生产和环境保护,尽可能减少能源生产转换造成的环境污染和生态破坏。
1.推进能源资源节约开发和综合利用。在煤炭、石油和天然气采选业积极推广应用高效节能技术设备,提高资源回收率。严格开发主体准入管理,新建矿井均须综合机械化开采,加快现有矿井改造升级,进一步淘汰技术落后、安全无保障、浪费资源、污染严重的小煤矿。大力推进煤矸石、煤泥、煤层气(瓦斯)、矿井排放水、煤伴生矿、粉煤灰等资源综合利用,发展煤炭循环经济。稳步提高油气采收率,减缓油气田产能递减速度,加强油田伴生气开发利用。
2.加强煤炭清洁高效利用。建立健全煤炭分级利用体系,增加煤炭洗选加工比例,减少煤炭运输和原煤直接利用,控制将炼焦用煤、优质无烟煤、优质化工用煤作为动力煤燃烧。大力推进高效洁净燃煤发电,积极发展超超临界、大型循环流化床(CFB)等先进发电技术。加快发展热电(冷)联产,逐步淘汰分散供热的燃煤小锅炉。统筹推进煤基多联产技术应用和产业发展,适时开展煤制燃料示范工程建设。
3.提高能源转换利用效率。继续推进电力行业节能降耗,加强供电煤耗、线损和综合能耗管理,加大老电厂技术改造力度,继续关停小火电和老旧机组。全面实施节能发电调度,保证可再生能源和高效、清洁大机组优先发电。优化输配电网络结构,促进电网集约节约布局,积极推广使用高效节能输配电技术和设备,提高输配电效率。加大对现有炼厂的节能技术改造,优化能源配置系统,降低炼化能耗水平。
4.强化能源行业环境保护。认真开展能源项目开发环保审查,制定切实可行的环境保护和污染治理措施。深入推进煤炭矿区环境保护和生态综合治理,采取有效治理措施解决煤炭地下水渗透、地表沉陷、水土流失等问题。加强煤炭生产运输环节管理,减少煤尘污染。严格执行《火电厂大气污染物排放标准》,加大燃煤电厂污染物排放控制和在线监测力度,新建燃煤机组必须同步安装脱硫、脱硝、除尘设施,现役单机容量30万千瓦及以上燃煤机组全部加装脱硝设施。
(七)合理控制能源消费总量
把合理控制能源消费总量作为加快转变经济发展方式的重要抓手,坚持与促进科学发展相协调、与推进节能减排相衔接,实行能源消费总量和用电量同时控制,建立控制目标分解落实机制,完善能源统计监测体系,大力调整产业结构,着力强化用能管理,全面推进节能降耗,以尽可能少的能源消费支撑经济社会又好又快发展。
1.大力调整产业结构。进一步推动产业结构优化升级,促进经济发展由传统工业推动为主向三次产业协调推动转变,由物质资源消耗型向创新驱动型转变,由粗放型向集约型转变,构建节能型现代产业体系。坚持走新型工业化道路,按照高端、高质、高效的方向,优化产业结构和产品结构,大力发展市场空间大、增长速度快、转移趋势明显的汽车、电子信息、装备制造、食品、轻工、建材等高成长性产业,加快应用高新技术和先进适用技术改造提升化工、钢铁、有色、纺织等传统优势产业,积极培育新能源汽车、生物、新能源、新材料和节能环保等先导产业。强力推进我省具有比较优势和高成长性的服务业发展,努力提高服务业增加值在生产总值中的比重。
2.加强能源需求侧管理。严格执行国家产业政策,进一步提高市场准入标准,严格控制“两高”(高耗能、高污染)和产能过剩行业新上项目,坚决抑制高耗能产业过快发展。制定实施能耗限额和能效标准,严格执行固定资产投资项目节能评估制度。加强煤炭需求侧管理,逐步降低煤炭消费强度,在电力、冶金、建材和化工四大耗煤行业实施单位产品能耗定额管理。改进电力需求侧管理,制定和完善重点用电行业能效标准,严格执行差别电价和惩罚性电价制度,对电解铝、铁合金、钢铁、电石、烧碱、水泥、黄磷、锌冶炼等高耗能行业实行差别电价政策,对超能耗(电耗)限额标准的企业实行惩罚性电价政策,减少不合理用电需求。制定有序用电和应急保障预案,实施用电侧峰谷分时电价制度,开展能效电厂和季节电价、高可靠性电价、可中断负荷电价等试点,引导重点用电单位错峰避峰用电。加强天然气用气市场规划,合理确定天然气利用重点和时序。积极推进居民用电、用水、用气阶梯价格改革。
3.全面推进节能降耗。突出抓好重点和关键领域节能,深入实施工业节能综合改造、建筑节能、低碳交通、公共机构节能、重大节能技术装备产业化示范、节能产品惠民、节能服务体系建设、节能能力建设等八大重点节能工程。积极推广循环经济典型模式,加快建设工农业复合型循环经济示范省。依法加强年耗能万吨标准煤以上用能单位节能管理,开展千家企业节能低碳行动,落实责任,实行能源审计制度,开展能效水平对标活动,加快节能技术改造。加快淘汰电力、煤炭、建材、钢铁、有色、化工、造纸、发酵等“两高”行业落后产能,对能耗高、污染重、技术落后的工艺、设备及产品实行强制性淘汰制度。加快实行合同能源管理、能效标识管理和节能产品认证管理,积极推广先进节能技术、设备和产品。健全节能统计监测考核体系,强化节能目标责任考核。
4.建立能源总量控制分解落实机制。综合考虑经济社会发展、产业结构、资源禀赋、生态环境容量、重大项目规划布局等因素,科学制定能源消费总量控制目标分解方法,将控制目标逐级分解落实到各地政府。实行合理控制能源消费总量目标责任管理,结合节能目标考核,研究建立合理控制能源消费总量评价考核机制,并纳入各地经济社会发展综合评价考核体系,加大考核和监督力度,实行合理控制能源消费总量目标落实情况与各地新上能源生产项目和高用能项目挂钩制度。研究实行区域用能预算管理,建立新上固定资产投资项目的用能总量和用电量平衡审核制度,探索开展新增用能量以及现有用能存量有偿转让和交易试点。进一步加强能源生产、流通、消费统计,完善能源统计核算体系。建立能源消费总量预测预警机制,跟踪监测各省辖市、省直管试点县(市)能源消费总量和高耗能行业用电量等指标,对能源消费总量和用电量增长过快的地方及时预警调控。
四、政策措施
(一)积极利用省外能源
充分发挥区位优势,积极开拓省外能源供应渠道。加快推进长治至兖州、运城至三门峡、晋豫鲁等铁路建设及侯月线、太焦线、宁西线、新荷线等铁路扩能和电气化改造,加强新输煤通道规划建设,积极争取运力资源,增加省外煤炭调入量。加强与山西、陕西、内蒙古、新疆等煤炭资源丰富省份的合作,鼓励省内优势企业走出去,开发省外煤炭资源并供应我省。坚持输煤输电并举,积极吸纳省外电力,合理规划建设跨区输电工程。支持省骨干煤炭企业与骨干电力企业合作,到周边省份开采煤矿、建设大型坑口电厂并定向送我省。依托国家途经我省的油气管道,配套完善省内油气管网及储备设施,大力引进省外、国外油气资源,增强油气保障能力。
(二)强化能源规划建设管理
完善规划编制程序,进一步发挥规划对能源发展的调控、引导作用。科学规划布局能源项目,促进能源集约、高效发展,强化能源规划与相关规划的衔接和协调,对不符合规划的能源项目不予办理相关手续。加强能源行业准入管理,规范开发建设秩序,优先支持优势骨干企业和勇于承担社会责任的企业发展。完善能源项目推进机制,加强对全省能源项目的协调、督导、服务,建立健全能源项目建设进度定期报告、综合考评、现场督导督办、建设环境监督登记和效能监察等制度,为能源项目建设创造良好环境,保障能源重大项目顺利实施。
(三)加强能源储备和安全保障
加强煤炭、页岩、煤层气等资源勘查,增强资源接续能力。研究核电厂址资源保护措施,对已确定的核电厂址实施有效保护。适当提高省骨干电厂和新建电厂的设计存煤规模,鼓励实施煤电联营或一体化发展。依托大型矿区和主要铁路运煤通道,积极推进大型煤炭储配基地建设。加快大型储气库和城市储气调峰设施建设,提高天然气应急调峰能力。切实加强能源安全生产,强化企业的安全生产主体责任,积极推广应用安全生产新技术和先进管理经验。持续推进煤矿安全改造。宣传贯彻《中华人民共和国石油天然气管道保护法》,加大石油天然气管道保护力度。科学合理确定设防标准,提高能源基础设施抗灾能力。建立健全电煤稳定供应与调节机制、煤炭储运应急机制以及成品油、天然气市场预警机制和应急体系,增强能源应急保障能力。
(四)完善能源政策体系
发挥政府的扶持引导作用,研究利用投资补助、财政贴息、税收优惠、价格补贴等多种手段,加大对节能、新能源和可再生能源发展、能源科技创新、能源安全生产、能源普遍服务等方面的支持力度。研究制定我省《中华人民共和国可再生能源法》配套法规,积极落实国家促进新能源和可再生能源发展的价格、投资、信贷、税收、入网等激励政策,制定实施税收优惠、临时补贴电价等配套政策,鼓励引导社会各界自愿开发利用可再生能源。拓宽投融资渠道,建立竞争有序、公开公平的能源投资机制,合理引导并支持社会资本进入新能源开发等能源建设领域。
(五)推进能源科技创新
积极推动骨干能源企业建立技术研发(实验)中心,加快构建以企业为主体的技术创新体系,鼓励企业加强与高校、科研单位以及省外优势企业的合作与联合,提高科技创新能力。积极争取国家专项资金支持,统筹运用省重点科技攻关计划、自主创新和高新技术产业化等专项资金,支持新能源发展和传统能源高效清洁利用关键技术、关键设备和前沿技术的科研攻关,及时开展产业化示范应用与推广,尽快形成规模化产业基地。完善能源技术和产业服务体系,加快人才培养,积极引进国内外高层次技术人才和经营管理人才,为我省现代能源发展提供智力保障。
(六)深化能源体制改革
支持中央在豫企业快速发展。加快大型能源企业集团建设,继续推动省骨干煤炭企业实施跨行业、跨区域、跨所有制联合重组。鼓励民营资本进入能源产业。积极推进能源价格形成机制改革,建立有助于实现结构调整和可持续发展的能源价格体系。继续深化电力体制改革,积极推行大用户直供电,稳步推进竞价上网和输配分开。全面理顺农村电网供电体制,取消县级供电企业代管体制和县域趸售电价机制,实现城乡各类用电同网同价。推动建立农村电网发展长效机制,争取将农村电网还贷基金转为农村电网建设专项基金,统筹用于农村电网建设。完善城市供气、供热管理体制,促进城市燃气和集中供热健康发展。规范燃气管道建设和运营管理,提高燃气资源优化配置能力。推动建立现代煤炭交易市场。鼓励能源企业剥离社会化服务功能,成立专业化服务公司。
