第六章 推进煤炭清洁化生产利用
第一节 推进煤炭绿色开采
坚持“限小扶大、增优减劣” ,培育扶持先进优质煤矿产能,保 持合理有效产能规模。 推进煤矿现代化改造,因地制宜实施煤矿 智能化改造,示范引领带动煤炭绿色开采技术创新与装备推广应用,提升煤矿优质产能比重,稳定民生用能和煤炭兜底保障生产供 应水平。 到 2025 年,优质产能煤矿产量比重达到 50% 以上。
第二节 深化煤炭清洁利用
引导耗煤行业节能降耗和用能替代,合理控制煤炭消费总量。 加强节能高效实用技术及先进装备应用,强化废弃物资源化利用, 促进矿区循环经济发展。 推进洁净煤技术推广应用,积极发展高 效洗煤、配煤和型煤综合利用技术,探索煤炭地下气化清洁开发技 术推广应用。 加强煤炭清洁运输和流通环节清洁监管,在煤炭消 费重点地区开展煤炭清洁化利用试点示范。 到 2025 年,煤炭废弃 物资源化率达到 80% 以上,原煤入选率达到 85% 以上。
第三节 加大煤层气勘探开发
健全资源综合开发协调机制,优化筠连和古叙矿区资源开发 时序,提升煤层气产业化水平。 探索芙蓉等矿区关闭煤矿残存煤 层气资源开发,推进煤炭行业转型发展。 强化煤层气开发技术创 新平台建设,开展煤矿井上下立体化联合抽采瓦斯试验示范。 到 2025 年,煤层气( 煤矿瓦斯) 抽采量 5 亿立方米,利用量 4 亿立 方米。
专栏 6:煤炭生产利用重点建设项目
智能化改造。 完成华蓥山矿区龙滩煤矿、宝鼎矿区大宝顶煤矿、古叙矿区石屏 一矿和叙永煤矿、寿保矿区嘉阳煤矿、达竹矿区铁山南煤矿和金刚煤矿、筠连矿区新 维煤矿和鲁班山北矿等智能化改造。
煤层气开发。 建成川南筠连矿区、古叙矿区、芙蓉矿区煤层气(煤矿瓦斯)产能 1． 5 亿立方米/ 年以上。
第七章 加强能源安全储备和风险管控
第一节 增强油气储备能力
加强全省天然气应急储备和调峰能力建设,推进储气设施集 约化、规模化布局,建成以地下储气库为主、地面 LNG 储罐为辅的 天然气储气设施。 到 2025 年,全省建成储气能力 32 亿立方米(含 地方政府和下游企业应具备的储气能力 11 亿立方米) ,建成国家 西南天然气储备基地。 加强成品油储备能力建设,落实企业储备 主体责任。 规划布局国家航油储备基地。
第二节 健全煤炭储备体系
充分发挥市场机制和政策引导作用,逐步形成“以企业社会责 任储备为主体、政府储备为补充,产品储备与产能储备有机结合” 的煤炭储备体系。 推动煤炭跨省合作,稳定省外煤炭调入。 结合 煤炭产供需和运输通道等情况,推进煤炭储备基地建设,健全煤炭 储备动用及监测检测等制度。 到 2025 年,煤炭静态储备能力达到 450 万吨以上。
第三节 强化电力安全与应急保障
着力增强电力系统灵活性,建立调峰、调频等辅助服务市场, 形成年度最大用电负荷 3% 的需求侧响应能力。 优先在负荷中 心、新能源大规模开发基地规划建设抽水蓄能电站,提升电力系统 调节能力。 优化电力调度机制,逐步实现风光水互补联合调度及 流域梯级综合调度。 加强重点城市和用户电力供应保障,推动成 都市建设坚强局部电网。 建立应急会商机制,加强极端情形下电 力风险管控,强化电力系统网络安全,完善省级及各地区“ 黑启 动”方案,提高大面积停电事件应急处置和电力设施抵御地质灾 害、极端天气等突发事件冲击的能力。
第四节 完善能源风险管控体系
高度重视防范化解能源安全重大风险,建立全过程闭环监管 的能源安全风险管控机制,完善能源安全风险管控体系。 强化供 需预警预测,提高形势分析研判与指挥调度能力,提升能源安全风 险管控水平。 落实“管行业必须管安全” 原则,加强油气管网等能 源设施保护。 强化能源网络安全防护,推动关键信息基础设施网 络安全监测预警体系建设,提升关键信息基础设施应急响应和恢 复能力。
专栏 7:能源安全储备重点项目
天然气储备。 推进牟家坪、老翁场、中坝、沈公山、黄家场等地下储气库和遂宁 LNG 储气调峰项目建设。
煤炭储备。 建成川东、川南、川北煤炭储备基地,静态储备能力 450 万吨以上。 抽水蓄能。 推动大邑、道孚抽水蓄能电站建设,推进一批抽水蓄能项目前期 工作。
第八章 推进能源消费转型升级
第一节 持续推进节能降碳
围绕实现碳达峰碳中和目标,严格落实能源消费总量和强度 “双控”制度,抑制不合理能源消费,加快构建节约高效、清洁低碳 的用能模式。 鼓励工业领域采用先进节能工艺技术和设备,持续 推进建筑、交通运输等重点领域节能。 组织实施重点行业绿色升 级、城镇节能降碳示范、煤炭减量替代等重点工程。 实施重点用能 单位“百千万” 行动,强化重点用能单位节能目标责任,实行重点 用能单位分级管理。
实施全民节能行动和能效领跑者引领计划。 研究编制能源行业碳达峰工作方案,推进能源分行业分步达峰。 持续降低碳排放强度,支持有条件的重点行业、重点企业率先达到 碳排放峰值。 充分发挥市场机制作用,鼓励企业积极参与全国碳 排放权交易。 弘扬勤俭节约优良传统,引导形成简约适度、绿色低 碳的生产生活方式和社会风尚。
第二节 积极推进电能替代
进一步扩大电能替代范围,在工业生产、交通运输、农业生产、 供暖供冷、家居家电等领域因地制宜推进电能替代,不断提高电气 化水平。 持续扩大电能替代规模,重点在燃煤(油、柴) 锅炉窑炉、 港口岸电、电烤烟、电火锅、机场桥载、冰蓄冷、电驱钻井、电驱压裂 等领域实施一批电能替代工程。 全面优化充( 换) 电基础设施布局,建设全省充电基础设施服务平台。 到 2025 年,力争建成充电 桩 12 万个,总充电功率 220 万千瓦,满足电动汽车出行需求。
第三节 促进分布式能源推广应用
积极推动具备条件的建筑楼宇、产业园区充分利用分布式天 然气、分布式新能源,实现冷热电能源就地高效利用,提升能源综 合服务水平和综合能效水平。 稳步推进户用光伏发电建设,推动 分布式能源发展和乡村振兴有效衔接。 创新分布式能源发展机 制,完善分布式能源市场化交易政策,推进分布式能源公平接入, 鼓励多种市场主体探索分布式能源商业运作模式。
第九章 培育能源新技术新业态
第一节 推动传统能源装备技术升级
持续完善能源装备研发制造体系,着力提高传统能源装备技 术自主研发能力。 聚焦大容量冲击式水轮发电机组、新型高效低 成本光伏发电、超大功率风力发电机组、全球领先高效清洁燃煤发 电装备、重型燃气轮机、柔性直流输电技术、非常规油气勘探开发 设备、大型压缩 / 液化天然气(CNG/ LNG)成套设备等领域,围绕核 心材料、核心设备、关键零部件等开展技术攻关,不断提升能源装 备整体性能。
第二节 促进氢能及新型储能产业发展
以氢能、新型储能为重点,着力推动新兴能源技术装备发展, 围绕关键技术、核心材料、装备制造等短板弱项,建立技术研发平 台,加大核心技术攻关。 对接国家氢能规划,着眼抢占未来产业发 展先机,统筹氢能产业布局,推动氢能技术在制备、储运、加注、应 用等环节取得突破性进展。 支持成都、攀枝花、自贡等氢能示范项 目建设,探索氢燃料电池多场景应用。 推动大规模、大容量、高安 全性和经济性的化学储能技术发展,探索推进化学储能在电源侧、 电网侧、用户侧多场景商业化应用,不断提升化学储能电站全生命 周期安全管理水平。 开展飞轮储能装置技术研发应用。 加快阿坝 州、甘孜州锂资源开发利用,支持成都、遂宁、宜宾锂电产业基地 建设。
第三节 推进智慧能源发展
纵深推进能源互联网产业发展,鼓励各地因地制宜构建智慧 能源体系。 加快电网基础设施智能化改造和智能电网建设,加强 源网荷储衔接,提高电力系统互补互济和智能调节能力。 发展能 源大数据服务应用,实现多领域能源大数据集成融合,开展面向能 源生产、流通、消费等环节的新业务应用与增值服务,建立基于能 源大数据的行业管理与监管体系。 开展智慧能源试点示范。
第四节 优化能源产业创新环境
不断完善能源技术创新体系和服务体系,推动能源科技领域 产学研用融合发展。 以重大项目为载体,促进能源领域首台(套) 重大技术装备示范应用和实证示范基地建设,促进先进能源技术 成果向商业化应用转化。 积极支持相关高等院校、能源企业在川 设立能源科研机构,鼓励通过细化落实知识产权、资金、税收、金融 相关配套政策等措施,引进一批具有带动作用的优势企业在川落 户,推动形成具有较强创新能力和市场竞争力的能源装备产业集 群。 充分发挥行业协会、产业联盟等社团组织的桥梁纽带作用,促 进相关能源企业以市场化方式推进项目合作,推动能源产业协同 发展。
专栏 8:能源科技关键技术攻关重点领域
风电机组。 研发超大功率陆上风电机组、大功率海上风电机组、漂浮式海上风 电机组、超高海拔(5000 米以上)风电机组。
燃气轮机。 研发掺氢/ 氢燃气轮机关键技术,推动自主重型燃气轮机示范应用。 多能互补运行控制和调度。 研究流域梯级风光水互补发电运行方式、送出模 式、核心机电设备等;研究直流输变电技术、高海拔特高压交流输变电技术;研究智 能电网与能源互联网、多能协同能源互联等技术应用。
油气勘探。 开展页岩气勘探开发瓶颈技术攻关,形成 3500 米—4500 米水平井 钻完井、压裂技术;开展抗高温旋导工具、连续油管设备等深层开发关键设备国产化 攻关;攻关和储备 4500 米以深相关勘探开发配套技术。 开展低渗煤层气水平井增 产措施等煤层气勘探开发技术攻关。
核电技术。 突破先进燃料组件工业化应用技术、“华龙一号”自主三代核电技 术,打造自主可控的核仪控系统核心设备。
氢能及新型储能。 推动氢能与燃料电池技术创新,车用储氢材料及储氢系统研 究,突破高功率氢燃料电池堆、大规模氢电耦合智能化控制等关键技术,研发全固态 锂电池关键材料、锂盐稳态结晶技术、储能电池材料回收技术、钠离子电池及钒钛液 电池储能技术;研发模块式中大型工商业储能系统、大型智慧化高安全锂电池储能 系统。
第十章 强化能源民生服务保障
第一节 增强城乡能源普遍服务能力
统筹推进城乡配电网智能化、安全性改造,逐步建成省会城 市、区域中心城市坚强配电网,巩固提升配电网络可靠性和供电质 量,提高配网供电智能化水平。 实施农村电网巩固提升工程,切实 消除薄弱环节,构建“可靠用电、安全用电、方便用电” 的农村地区 电力网络,强化民生供电保障能力。 持续优化用电营商环境,推动 “获得电力”服务水平不断提升,推进居民和低压用户用电报装零 审批、零上门、零投资服务,高压用户用电报装省事、省力、省钱服 务,推动我省用电营商环境进入全国先进行列。 实施好两项改革 “后半篇”文章涉改乡村农村电网改造升级。 增强独立光伏供电 地区供电能力。 坚持因地制宜、多措并举, “ 宜 管 则 管、宜 罐 则 罐” ,有序提升天然气终端覆盖水平。
第二节 提高农村能源清洁利用水平
强化乡村振兴能源保障,实施乡村清洁能源建设行动。 实施 农村可再生能源替代行动。 因地制宜推进农作物秸秆综合利用, 稳步推进农村沼气发展,支持农村地区分布式能源建设,促进农村 能源供应方式多元化。 积极推进我省黄河流域农牧区开发利用清 洁能源。 探索开展低碳零碳村镇试点示范与推广,促进农村形成 绿色低碳生产生活方式。
第三节 推进采煤沉陷区综合治理
强化企业责任,严控新生沉陷。 重点解决历史遗留的采煤沉 陷区存量问题,持续改善矿区民生。 推进沉陷区居民避险安置,完 善安置区配套道路、管网等基础设施,合理布局建设教育医疗、社 会服务、文化体育等公共服务设施。 完善供水、供电、供气、通信、 垃圾污水处理等设施。 支持具备条件的地区依法合理利用沉陷区 土地建设接续替代产业平台,促进资源型地区转型发展。
第十一章 推进能源合作
第一节 推动川渝能源一体化发展
协调推动成渝地区双城经济圈能源一体化高质量发展,在能 源规划、科技研发、装备制造、产业融合等方面不断深化合作。 根 据川渝两地电力源网荷储特性、主网架构建、电力流向优化等情 况,加强川渝省( 市) 间电力互济和电力市场建设,加快推进川渝 电力一体化发展。 有序推进川渝地区天然气( 页岩气) 资源勘探 开发,积极发挥长宁—威远、涪陵国家级页岩气示范区建设的引领 作用、安岳气田等常规天然气主产区建设支撑作用,打造川渝天然 气生产基地。 着力建设川渝一体化煤炭保供体系,建立煤炭储备 应急保障机制。
第二节 持续加强区域合作
扩大和深化区域能源资源勘探开发、能源技术、能源运输等方 面合作,与浙江、江苏、上海等能源需求中心加强战略合作,与相关 受端地区签订体现可再生能源“减碳价值” 的送电协议,建立利益 共享的战略性送电机制。 推动与西藏、云南、贵州、陕西、甘肃等周 边省(区) 能源合作。 加强与西北煤炭供区合作。 积极对接京津 冀、长三角、粤港澳等国内能源高端产业聚集区,围绕建链、补链、 强链、延链,开展清洁能源产业精准招商与产业合作。
第三节 积极开展国际合作
深度参与“一带一路” 建设,加强与欧洲、东亚、东盟等的能源 科技和产业合作,支持省内能源企业“引进来”与“走出去” 。 鼓励 在川能源开发企业、能源装备制造企业和相关研究机构稳步推进 国际化进程,消纳吸收国际先进技术,提升能源装备国产化水平。 支持能源企业在“一带一路” 沿线重点国家和地区积极布局,开展 双边多边合作,对接国际资本,拓展能源市场。
第十二章 建立健全现代能源治理体系
第一节 深化电力体制改革
坚持市场主导与政府引导相结合,持续深化电力市场建设,加 快建立中长期交易为主、现货交易为补充的电力市场格局。 推动 交易机构独立规范运行。 继续培育售电侧主体,巩固并扩大全省 增量配电业务改革成果。 推进辅助服务市场建设,完善电力辅助 服务补偿(市场)机制,支持第三方参与提供电力辅助服务。 优化 中长期交易组织,建立中长期交易和现货交易价格衔接机制,抓好 电力现货市场建设试点。 有序放开竞争性环节电价,深化输配电 价改革,完善分时电价机制。 研究建立燃煤火电容量市场化补偿 机制,保障电力系统安全稳定运行。 研究碳达峰碳中和目标下水 电上网电价形成机制,探索龙头水库电站两部制电价机制,保障水 电可持续发展。 落实抽水蓄能项目两部制电价政策,研究天然气 调峰发电项目两部制电价。 有序推进县级农网体制改革和独立供 区、小水电供区移交划转。
第二节 开展油气体制综合改革
进一步完善页岩气开发利益共享机制并加快在页岩气主产区 推广,积极拓展到致密砂岩气等领域。 推进油气行业混合所有制 改革,推动央地建立合资企业,在资源地就地注册。 组建省级天然 气管道合资公司,推进油气管网独立规范运营,探索省级管网以市 场化方式融入国家管网公司。 探索储气设施投融资和运营模式新 机制,推动央企与地方企业合资建设地下储气库。 建立健全天然 气上下游价格联动机制和储气调峰等辅助服务价格机制。
第三节 加强能源行业管理
创新能源宏观调控机制,推动规范有序开发和项目投资建设。 加强能源行业制度建设,加快推进能源行业简政放权、放管结合、 优化服务改革进程,提高行业管理效率。 强化资源、环境、安全等 技术标准,运用市场、信用、法治等手段,加强对能源市场主体行为 的持续性动态监管,防范安全风险。 提高能源领域法治意识,推动 能源行业依法行政。 加快能源行业信用体系建设,建立守信激励 和失信惩戒机制,持续营造良好营商环境。
第十三章 保障措施
第一节 加强组织领导
省政府能源主管部门负责本规划实施的统筹协调,省直有关 部门(单位) 各司其职,加强政务服务和监督管理,及时协调解决 规划实施中出现的问题,围绕规划提出的重要指标、重大项目、重 大改革和政策等,按照部门职能职责推进相关工作。 各市(州) 政 府和能源企业要结合实际,细化落实本规划提出的主要目标和重 点任务,确保规划落地实施。
第二节 强化规划引领
加强规划对能源发展的引导和约束,能源产业布局、重大能源 项目建设、项目审批等应以本规划为重要依据。 落实约束性指标 目标责任,确保全面完成。 加强与国土空间规划和环境保护、交通 运输等专项规划的衔接,制定实施电力、煤炭、石油天然气、可再生 能源等能源行业专项规划或方案,在发展目标、项目布局、重大政 策、重大工程、风险防控等方面有效衔接。
第三节 加强政策支持
加强试点示范和政策统筹,完善能源发展相关财政、投资、金 融等政策,落实有关税费支持政策,推动能源安全储备、能源转型 等重点任务实施。 完善用地政策,加强能源重大项目实施保障。 按照“三线一单” 管控要求,加强空间管控,统筹处理好自然保护 地、生态保护红线与能源开发的关系。 坚决落实环境影响评估措 施和环境保护“三同时”制度,加强能源开发建设中的生态环境保 护。 制定油基岩屑危险废物处置标准,加强资源化利用。
第四节 强化安全生产
以安全生产清单制管理为抓手,全面落实能源行业主管部门 监管责任和能源企业主体责任。 编制完善能源行业防汛抗旱、暴 雨洪涝巨灾抢险处突、地震灾害等应急预案。 抓好能源项目安全 和质量监督管理,强化项目事中事后监管。 做好新型储能项目安 全管理工作,提升储能电站本质安全水平。 健全完善隐患排查和 风险分级管控“双重预防” 机制,防范化解重大安全风险。 推进大数据、人工智能等新技术在安全领域的应用,提升科技对安全生产 的支撑水平。
第五节 完善实施机制
加强规划实施情况的跟踪分析和监测评估,建立能源规划实 施监管体系,重点监管规划发展目标、重点任务和重大工程落实情 况,及时协调解决突出问题,实施闭环管理,确保规划落实到位。 建立规划实施常态化监测机制,加强短期政策与长期政策的衔接, 根据本规划统筹制定年度实施方案,确定年度工作重点。 发挥舆 论监督作用,引导公众参与,提高科学管理、民主决策水平。
京公网安备 11011502004515号
