实现碳达峰、碳中和是以习近平同志为核心的党中央站在构建人类命运共同体的高度,着眼推进国家现代化建设与可持续发展,以前瞻思维、宽广视野作出的重大战略决策,是我们必须面对、必须解决好的重大战略问题。能源是人民群众美好生活的基本保障和现代经济发展的动力之源,也是碳排放的主要领域。加快构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系,是贯彻落实国家、省关于构建“十四五”现代能源体系和碳达峰碳中和规划,推动全市碳达峰、碳中和工作的内在要求和关键举措,对提高应对气候变化能力、支撑许昌市经济社会高质量发展全面绿色转型具有重要意义。
“十四五”时期是我市开启全面建设社会主义现代化许昌新征程,谱写新时代许昌更加出彩绚丽篇章的第一个五年,也是推进我市碳达峰、碳中和目标实现的第一个五年。本规划根据《许昌市国民经济和社会发展第十四个五年规划和二○三五年远景目标纲要》编制,阐明“十四五”时期我市构建现代能源体系、推动碳达峰碳中和工作、保障我市能源安全的总体思路、主要目标和任务举措,是今后五年乃至更长时期能源高质量发展的总体蓝图和行动纲领。
第一章 发展现状与形势
(一)发展基础
“十三五”时期,面对错综复杂的外部环境、艰巨繁重的能源保障供应和转型发展任务,全市深入践行习近平生态文明思想和“四个革命、一个合作”能源安全新战略,加快推动能源结构升级优化,着力构建统筹市域内外的能源供应保障体系,深入实施能源领域改革创新,助力打好“三大攻坚战”,以较低的能源消耗保障了全市经济健康发展和民生福祉改善,为全面建成小康社会、打造“智慧之都、宜居之城”提供了有力支撑。
1.能源基础能力建设取得明显成效。截至2020年年底,全市电力总装机容量达到372.3万千瓦,较2015年新增近100万千瓦,建成涂会500千伏变电站,全市110千伏及以上变电容量达到1499万千伏安,较2015年增加546万千伏安,许昌电网形成市域220千伏环网和县域110千伏双电源供电的格局,全市供电保障能力显著提升。全市煤炭核定年生产能力1821万吨/年,年产量1150万吨煤炭。市域内现有石油及天然气长输管道9条约300千米,初步形成双气源供气网络。
2.能源结构升级优化成绩斐然。新增热电联产集中供热能力600万平方米,完成清洁取暖“双替代”改造11.3万户,实现我市散煤取暖基本“清零”。新增可再生能源发电装机105万千瓦,年均增速超过90%,全市可再生能源发电装机占比超过33%,其中,光伏、风电装机从“十二五”末的2.01万千瓦、0千瓦分别跃增至63.70万千瓦、40.06万千瓦。提前完成汽柴油国六标准提质升级。煤炭行业化解过剩产能220万吨。全市一次能源消费总量中,煤炭占比降到42%,非化石能源占比达到9.6%,能源消费结构进一步向清洁低碳化转变。
3.能源助力脱贫攻坚交出满意答卷。充分发挥光伏扶贫脱贫带动作用,在襄城县和禹州市建成光伏扶贫电站2.788万千瓦,惠及4800户贫困群众,扶贫电站规模和带贫人口总数均居全省第四位。全面完成1200个行政村配电网改造任务。新一轮农网改造升级工程扎实推进,实现平原地区农村机井全部通电、全市自然村全部通动力电和中心村电网改造全覆盖,农网供电可靠率、综合电压合格率、户均配变容量均高于国家目标要求。
4.能源体制机制创新提质增速。我市三个增量配电改革试点有序推进。采取“租地下库容、引海气入豫、建成区域中心”天然气储气设施建设模式,实行“两部制”气价运营模式。支持纳入省天然气中长期规划的管道项目,统筹市级干线管道建设。许昌市能源大数据中心创新应用落地见效,绿色电力调度、充电桩信息顺利纳入中原智充互联平台。
5.能源技术装备水平实现创新跃升。全市首个0.45万千瓦风机并网发电,推动平原风电发展进入新阶段。全部煤电机组实现超低排放,60万千瓦以上机组占比达到65%,全市煤电机组平均供电煤耗降至300克标准煤/千瓦时,优于全国平均水平6克。全市采煤机械化程度超过95%,掘进装载机械化程度超过92%。平煤神马集团及神火集团在我市煤矿项目基本实现智慧化。
(二)面临形势
“十四五”时期是碳达峰的关键期、窗口期,是构建现代能源体系的重要阶段。
从国内看,我国实现碳达峰、碳中和相比西方国家时间更紧、任务更重、力度更大,是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革,其中能源绿色低碳发展是关键。当前,我国能源低碳转型进入爬坡过坎的攻坚期,碳排放达峰和低碳化已成为能源发展的硬约束,能源结构和系统形态将面临巨大变革,化石能源消费增长空间受限,新能源大规模发展亟需能源系统加快适应和调整,绿色能源生产消费新模式亟待形成,战略性前沿性技术亟待加速突破。
从我市看,在工业、建筑业、能源、交通运输、服务业、农业、居民生活等领域中,能源行业碳排放占50%以上,是我市碳减排的关键领域。作为保障经济社会发展的基础行业,能源发展面临优化结构、保障供应、强化治理等多重目标统筹平衡的考验。一是能源低碳转型压力较大。我市产业结构偏重、能源结构偏煤问题较为突出,压减煤炭消费、降低碳排放需要供给侧、需求侧协同发力,共同克服用能成本上升、产业结构调整等困难。二是能源安全保障风险持续增大。我市能源资源以煤为主,无油气,水、风、太阳能等自然禀赋一般。预计“十四五”期间60%左右的能源需从市外引入,极端天气、时段性紧张局面等供应保障不确定因素增多,能源保供能力亟需强化。三是能源科技支撑能力薄弱。我市能源技术、装备创新能力不强,灵活高效燃煤发电和现代煤化工等技术研究亟需突破,新型储能、氢能开发利用、太阳能等前沿技术和相关产业有序发展,“源网荷储”一体化、多能互补等新模式新业态对新技术的要求越来越迫切,急需争创一批国家级、省级能源研究创新工程中心。四是市场决定性作用发挥仍需强化。以绿色能源为导向的价格和分布式电力交易机制尚不完善,市场主体参与能源领域的活力有待进一步激发,迫切需要构建与碳达峰、碳中和要求相适应的现代能源体系。
当前,我市经济发展进入新的历史阶段,面临着国家构建新发展格局战略机遇、新时代推动中部地区高质量发展政策机遇、黄河流域生态保护和高质量发展历史机遇,正在着力打造经济强市、创新强市、开放强市、文化强市、生态强市。能源作为现代化许昌建设的基础支撑,在一定时期内仍将持续增长,在碳达峰、碳中和目标牵引下,必须通过降低能耗强度、提高利用效率、加快外引清洁能源保障经济社会发展目标实现,这既对能源高质量发展提出了更高要求,也为能源发展拓展了更加广阔的空间。新一轮科技革命和产业变革快速发展,新业态新模式蓄积的发展动能持续壮大,也为促进我市能源绿色低碳转型提供了有力支撑。
在“十四五”乃至更长时期,能源发展必须完整、准确、全面贯彻新发展理念,坚持系统思维,统筹发展和安全,协同推进能源低碳转型和供给保障,加快构建现代能源体系,助力我市碳达峰、碳中和目标实现。
第二章 总体思路和主要目标
(一)指导思想
坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,全面贯彻党的二十大精神,深入贯彻习近平总书记视察河南重要讲话重要指示,以习近平生态文明思想和“四个革命、一个合作”能源安全新战略为根本遵循,立足新发展阶段,完整、准确、全面贯彻新发展理念,牢牢把握构建新发展格局战略机遇,聚焦碳达峰、碳中和目标要求,围绕“两个确保”,落细落实“十大战略”,积极推进城乡融合共同富裕先行区、郑许一体化、郑汴许“金三角”发展,统筹发展和安全,统筹抓好能源传统产业转型升级、新兴产业重点培育、未来产业谋篇布局,牢固树立“项目为王”鲜明导向,坚持节能优先、内源优化、外引多元、创新引领,着力推进能源绿色低碳发展,着力强化节能降碳增效,着力增强能源安全保障能力,着力深化能源领域改革创新,持续推动能源高质量发展,加快构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系,为谱写新时代许昌更加出彩绚丽篇章提供坚实可靠的能源保障。
(二)基本原则
1.坚持绿色低碳。把走好生态优先、绿色发展、环境宜居之路作为根本要求,先立后破,一体推进减煤炭、进油气、引电力、强新能,大力实施可再生能源替代,严格控制化石能源特别是非电行业煤炭消费总量,着力提高利用效能,加快构建以新能源为主体的新型电力系统,持续提高非化石能源消费比重,推进能源生产消费模式绿色低碳变革。
2.坚持安全保障。统筹发展和安全,把能源保障、能源安全放在首位,坚持系统观念、底线思维,拓展能源保障途径,完善能源产供储销体系,维护能源重要基础设施安全,提高碳达峰进程中的能源供应稳定性和安全性,构筑能源安全屏障。
3.坚持智慧便捷。把数字化智能化作为能源高质量发展的重要手段,有序推进5G、人工智能、区块链、工业互联网等关键技术与能源深度融合,推动“源网荷储”横向纵向一体化发展,着力提升能源产业链供应链现代化水平,推动能源向更高形态演进。
4.坚持改革创新。激发改革创新活力、深化能源体制机制改革,通过要素配置、价格机制、排放标准等措施,充分调动市场主体的积极性、主动性、创造性,破解能源发展瓶颈约束,持续增强能源安全发展活力。
(三)总体布局
按照构建现代能源体系要求,综合考虑全市资源禀赋、产业结构、交通运输、环境承载能力和县(市、区)经济发展水平等因素,优化能源资源开发利用布局,建设“全域光伏+、两张网、一中心”,推动油气管网互联互通,形成区域优势互补、协调互动的能源发展格局。
1.推动全域“光伏+”建设。充分利用我市建筑屋顶,在依法自愿前提下,有序发展屋顶“光伏+”,推动光伏清洁能源供暖,强化分布式光伏电站远程运维监控服务,建设零碳绿色示范园区,因地制宜发展“综合智慧零碳电厂”、综合智慧零碳电厂示范村,加快低碳城市、低碳乡村建设;科学合理布局储能工程,有序实施“可再生能源+储能”示范项目。
2.加强输电网络智能化。加快建设外电入许新通道,强化市级500千伏主网架,推动市域220千伏支撑电网优化升级,推进电网智能改造和调度运行,加快建设国内一流的现代城市配电网和中部地区领先的农村电网,不断提高新能源消纳能力,形成各电压等级灵活调配、多元化负荷安全接入的坚强智能电网。
3.互联互通域内油气管网。落实河南省天然气中长期规划,积极拓展外气入许通道,加快推进省规划内的天然气管网(许昌段)等国家主干输气管道和省规划的“两纵三横”市内天然气干线建设,完善县域支线网络,打造禹州褚河镇元木村输气枢纽中心,基本形成市外引入多元、市内管网互联互通的天然气供应格局。推动天伦燃气元木-长葛、蓝天燃气许禹线、生物医药产业园专用线等输气管道尽快投运,积极谋划建设河南省天然气管网有限公司拟建的平顶山-许昌-周口天然气输气管道工程,加快市内天然气管道互联互通工程,进一步巩固提高全市天然气供应保障能力。
4.能源大数据中心。以提升能源系统综合效率为目标,实施能源大数据创新应用、“源网荷储”一体化示范工程,布局建设许昌市能源大数据中心、绿色低碳循环产业园区、智能电站、分布式能源站、储能示范项目,推进分布式试点交易、全环节智慧化发展。
(四)主要目标
到2025年,全市能源消费增量的50%以上由非化石能源满足,能源安全保障能力大幅提升,能源生产消费结构持续优化,能源体制机制更加完善,清洁低碳、安全高效的现代能源体系建设取得明显进展,为全市碳达峰和高质量发展奠定坚实基础。
1.能源低碳转型成效明显。煤炭消费占比降至40%以下,非化石能源消费占比提高到16%以上,光伏发电等新能源装机与燃煤发电装机协调发展,可再生能源电力消纳责任权重、非水电可再生能源电力消纳责任权重完成省下达目标任务。
2.能源安全保障坚强有力。全市能源综合生产能力达到1000万吨标准煤以上,电力装机达到470万千瓦,可再生能源发电装机达到210万千瓦以上,煤炭产能稳定在1500万吨/年,油气长输管道总里程达到450公里以上,能源储备和应急体系更加完善。
3.能源利用效率大幅提高。节能降碳成效明显,单位GDP(生产总值)能耗下降11%以上,煤电机组供电煤耗降至297克标准煤/千瓦时。能源系统灵活性显著增强,电力需求侧响应能力达到最高用电负荷的5%。能源系统信息化、智能化水平进一步提升。
4.能源服务民生持续提升。城乡能源服务均等化水平显著提高,农村电网主要技术指标达到全省领先水平,全市乡镇燃气管网基本实现全覆盖,能源领域营商环境持续优化,供电、供气、供暖行业用户报装时间进一步压缩,群众生产生活用能保障能力进一步增强。
第三章 积极推动能源绿色低碳转型
持续推进能源供给侧结构性改革,积极发展光伏发电、新型储能、氢能等新能源,着力提升煤炭、油气等传统能源清洁低碳开发利用水平,积极推动非化石能源替代化石能源、天然气等低碳化石能源替代煤炭等高碳化石能源,加快形成绿色低碳的能源供应格局。
(一)加快非化石能源发展
1.加快推进太阳能高效利用。在依法自愿前提下,加快屋顶光伏整县(市、区)推进,鼓励利用开发区、工业园区、标准厂房、医院、学校等符合安全要求的公共建筑屋顶发展分布式光伏发电,支持新建工业厂房设计荷载满足建光伏电站荷载要求,探索开展光伏建筑一体化示范。加快发展重卡换电、光储充一体化示范试点;安全有序发展绿色低碳产业园区、低碳村镇、低碳工业园区。结合采煤沉陷区、矿山废弃地治理等,建设高质量“光伏+”基地。探索光伏发电与5G、制氢、新能源汽车充电设施等新领域高效融合。持续推动襄城县打造光伏全产业链工作,积极申报光伏产业创新研究中心。推进太阳能烘干等工业化应用和热利用技术,以乡镇、学校、医院、新型农村社区为重点,建设一批太阳能供暖、供热水兼发电示范项目。到2025年,新增并网容量100万千瓦以上。
2.有序推动存量风能资源开发利用。按照最大保护、最低影响的原则,持续推动存量风电项目落地见效。支持风机主机生产商扩能提效,带动叶片、轴承、制动器、塔筒等风电配套产业集聚发展,推动风电装备产业链更加完备。加快风电与储能技术融合,提高风电基地消纳利用水平,提升风电稳定性和持续性能力。加大已并网项目技术升级改造力度,推进新建项目智慧化、数字化。到2025年,力争新增并网容量20万千瓦以上。
3.因地制宜开发地热能。加强地热资源调查评价,提高地热资源开发利用量,完善地热能开发利用方式。按照合理开发、有序推动、取能不取水的原则,因地制宜发展浅层地热供暖。积极推动浅层地热能、土壤源、地表水源热泵供暖制冷,利用污水处理厂中水发展水源热泵。扩大地热能在住宅小区、医院、学校、公共建筑等区域供暖制冷应用,跟踪应用地热能发电技术,加强地下水源回灌监测管理。
4.提升生物质能利用水平。按照因地制宜、综合利用、清洁高效的原则,建立健全资源收集、加工转化、就近利用的生产消费体系。在条件符合区域内,合理发展生物质锅炉供热,逐步完善清洁分布式供热体系。稳步发展非粮液体生物燃料、成型燃料,提高生物质能利用效率和效益。因地制宜发展多功能木本生物质能源树种、草本植物,利用荒山荒地大力营造生物质能源林,合理开发木质生物质能源材料。推动禹州市生物天然气开发利用,建设1-2个生物质天然气示范工程,新增生物质天然气产能400万立方米/年以上。
5.有序推进氢能发展。支持新能源集中区域有效整合富余风电、光伏发电、低谷电力,科学有序开展绿氢示范应用,支持襄城县沿工业长廊合理布局、科学发展制氢项目,建设豫中南氢能保障基地。加快推进加氢站建设,优先支持襄城县布局建设加氢站,鼓励建设氢电油气综合能源站,支持在现有具备条件的加油(气、电)站中增设加氢装置。
(二)促进化石能源绿色转型
1.推动煤炭绿色高效发展。推进煤炭从总量性去产能向结构性优产能转变,加快绿色矿山建设,适度发展优势煤种先进产能,对煤炭企业实施优质煤种产能扩充,增加产能。持续淘汰无效低效产能,对30万吨/年以下矿井进行分类处置,确保煤炭产能稳定在1500万吨/年左右。开展高产能选煤厂建设项目,优化煤炭产品结构,持续提高煤炭入选率。提高煤炭焦化能力,促进骨干煤炭企业传统非煤产业转型升级。延伸煤基产业链,支持襄城县建设碳硅新材料生产基地,争取到2025年光伏轻质基板产能达到1亿平方米/年以上,高效太阳能电池板产能达到30G瓦/年以上。
2.加快火电结构优化升级。优化煤电项目布局,原则上不再建设除民生热电外的煤电机组,持续优化调整存量煤电,淘汰退出落后和布局不合理小煤电机组,有序关停整合30万千瓦以上热电联产机组供热合理半径范围内的落后燃煤小热电机组。在保障电力、热力可靠供应的前提下,积极推进城区电厂煤电机组“退城进郊(园)”。支持热源企业纯发电项目进行“三改联动”升级改造,统筹保障我市供热;推进煤电由主体性电源向提供可靠容量、调峰调频等辅助服务的基础性电源转型。实施煤电机组标杆引领行动,深化煤电行业节能降碳改造。
3.强化油气内增外引保障能力。在保证安全的前提下,持续推动我市外来油气输入,鼓励用能大户与上游企业签订能源供应合同,支持用能大户积极参与电力交易。推动煤矿瓦斯等非常规煤层气资源发电应用,支持襄城县加快煤层气勘探开发利用,争取到2023年年底形成5000万立方米/年的开采能力,并与河南省天然气公司(省级燃气销售企业)形成合作关系,将优质煤层气并入全省天然气销售网络。
| 专栏1 化石能源绿色转型重大工程 |
| 绿色煤电项目。按照等容量替代方式稳步推进城区电厂“退城进郊（园）”和长距离供热。 洗煤厂建设项目。禹州市年入选原煤120万吨洗煤厂项目。煤层气综合利用。加快推进襄城县煤层气勘探开发利用项目。 |
(三)构建新型电力系统
1.加强电力灵活调节能力建设。全面推进火电机组灵活性改造。结合自然禀赋及地理条件,因地制宜谋划1-2个中小型抽水蓄能站点。合理规划布局远期调峰燃气发电机组,推动气电与新能源发电融合发展。推动新规划建设的光伏发电项目合理配置储能设施,提高新能源消纳存储能力。2.推动电力系统适应高比例新能源并网运行。统筹高比例新能源系统发展和电力安全稳定供应,强化系统有功调节和动态无功支撑能力建设,增强电力系统清洁能源资源化配置能力,推动调度运行智能化、扁平化,提升新能源并网友好性和电力支撑能力。整合优化区域电源侧、电网侧、负荷侧资源,合理配置储能,以先进技术突破和体制机制创新为支撑,探索构建“源网荷储”高度融合的新型电力系统发展模式。
3.持续提升需求侧管理能力。扩大电力需求响应实施范围,突破工业用户作为单一主体参与模式,加强负荷聚合商培育,深入挖掘用户侧储能、电动汽车和综合智慧能源系统等灵活性调节资源,进一步释放居民、商业和一般工业负荷的用电弹性。加快电力需求响应与电力市场建设有效衔接,引导用户错峰用电、节能用电、有序用电和参与省电力市场化交易,鼓励大用户积极改造用电设施设备,采用综合能源管理,进一步深化需求响应大数据用能分析。
4.提升电网运行调度水平。推动建立多种能源联合调度体制,优化电网安稳控制系统配置,全面提升电网灵活控制和抗干扰能力。推进配电网改造升级,提高配电网承载力和灵活性,适应分布式电源广泛接入和多元化负荷发展需求,增强电网就近就地平衡能力。增强电网适应性,加大配电自动化改造力度,科学发展以消纳新能源为主的微电网、局域网、直流配电网,实现与大电网兼容互补。支持开展“源网荷储”一体化项目建设,力争实现新能源就地就近开发消纳。
| 专栏2 新型电力系统重大工程 |
| 煤电灵活性改造工程。实施禹州市发电企业2×66万千瓦机组灵活性改造。通过锅炉燃烧器分级改造、宽负荷脱硝改造实现机组在30%额定负荷下运行。项目共投资约4174万元。 “源网荷储”一体化示范工程。推进城乡一体化示范区增量配电业务试点、禹州市绿色铸造陶瓷示范区产业园增量配电业务试点、经济技术开发区增量配电业务试点开展光伏等新能源项目接入。 新型储能示范工程。推动鄢陵县450MW/600MWh新型储能项目，华润电力魏都区100MW/200MWh储能电站项目，河南豫能新能源襄城县100MW/200MWh储能电站项目，襄城县平煤隆基100MW/200MWh一体化储能项目。 魏都区PACK生产线及储能项目。建设电池PACK生产线及电池管理系统、电池箱、预装式储能电站、电池维护设备等储能模块。项目总投资15亿元。 电力装备重大项目。积极推进城乡一体化示范区建设许昌智能开关产业园。 光伏发电工程。大力推进建设一批整县（市、区）屋顶分布式光伏试点，推动分布式光伏项目等落地建设。 |
第四章 大力推进节能降碳增效
持续实施节能降碳增效行动,把节能降碳贯穿全市经济社会发展各领域、全过程,提升节能降碳管理能力,提高能源利用效率,加快形成节能低碳的能源消费新模式。
(一)推动能源生产绿色化
1.推动化石能源绿色低碳开采。加强化石能源生产过程碳排放监控,加快应用绿色开采和智能化技术,加大余能、副产品回收利用力度,降低煤炭开采过程中碳排放。加大煤层气(煤矿瓦斯)采收利用力度。推广化石能源开采先进技术、装备,加快推进燃油、燃气、燃煤设备等电气化改造。
2.推进能源加工储运提效降碳。推行煤炭分质分梯级利用,推动煤炭转化向高固碳率产品发展。优化煤炭物流网络,提升铁路等运输比例,发展多式联运等绿色运输方式,支持企业推广智慧低碳仓储和物流。
3.大力发展能源低碳循环经济。创新矿区循环经济发展模式,探索开展采煤沉陷区治理、煤矸石综合利用,积极推动共伴生矿产资源和尾矿综合利用,避免污染空气和地下水。利用采煤沉陷区、关停高污染矿区发展光伏或农林生物质产业。探索开发已枯竭或无开采价值煤炭采空区的二氧化碳地质封存能力。支持许继集
团等相关企业大力发展绿色低碳产业项目,推动长葛市大周发展能源低碳循环经济,提升综合能源服务能力,助力节能降碳。
(二)促进用能方式低碳化
1.推动重点行业绿色低碳用能。加强工业领域节能,加快绿色制造体系建设,推广节能低碳工艺、技术、装备,建立以碳排放、化石能源消费控制为约束的减排机制,引导工业企业和园区高效开发利用分布式可再生能源。坚决遏制“两高”项目盲目发展,加快淘汰低效产能,通过改造升级挖掘节能减排潜力。推动提高建筑节能和绿色建筑标准,大力发展节能低碳建筑,推进城镇既有居住建筑和公共建筑节能改造,降低建筑运行能耗,加强建筑能耗计量、监测、统计,深入推进新建建筑规模化应用太阳能、地热能等可再生能源。构建绿色低碳交通体系,大力发展多式联运,促进大宗货物中长距离运输“公转铁”,鼓励渣土车、清扫车、短途运煤车、矿石车、商砼车等领域车辆电动化替代,合理有序推进我市重卡换电站建设布局。实施公共机构能效提升工程,开展照明、供热等基础设施节能升级改造。推进新型基础设施领域节能,提高数据中心、5G通信基站等能效标准,加快现代信息技术与传统市政基础设施融合,提高运行效率和节能水平。
2.促进生活领域用能方式绿色转型。持续推进清洁取暖,科学布局清洁取暖项目,推进河南能信等容量替代民生热电联产机组建设。科学有序发展生物质能等新能源供暖,扩大集中供热覆盖区域,增加中心城区和具备集中供热条件的县城城区集中供热面积。实施我市10.6万户清洁取暖提质工程和5个空气源热泵项目。推广商用电炊具、智能家电等产品,提高餐饮服务业、居民生活等领域电气化水平。大力提倡绿色生活方式,引导居民科学合理用能。
3.加快农村生产生活电气化。推进大型农业生产机械电能替代,培育和发展电气化农机服务站点,因地制宜实施农村合作社、家庭农场、现代农业园区电气化改造,推广电气化育苗、种植、畜牧水产养殖技术、电烤烟等。优化电网企业办电流程,大力推广高能效用电技术。加快迭代升级农业电气化新技术、新产品,助力乡村特色农产品出村进城。推进家居生活领域电能替代,倡导使用节能高效空调、电冰箱、电厨炊等家用电器,提升电能在农村终端能源消费中的比重,引领乡村绿色用能新风尚。
(三)提升节能降碳管理能力
1.完善能耗强度和总量双控制度。严控能耗强度,以化石能源为重点合理控制能源消费总量。加强节能监察,强化节能审查事中事后监管,形成“区域能评+分类管理+能效标准”的节能管理模式。以用能权有偿使用和交易为重点,加快制度突破、机制创新、模式探索,激发市场主体活力,推动能源要素向优质企业、项目流动和集聚。推行综合能源服务模式,实施能源消费集成化、智能化、能效管理可视化改造和重点用能单位节能降碳改造。
2.持续推进煤炭消费替代。科学控制煤炭消费总量,严格落实煤炭消费等量或减量替代要求。加强重点行业煤炭消费监测预警管控,着力压减高耗能、高排放和过剩低效产能煤炭消费总量。大力推进工业余热余压、电厂热力、清洁能源等替代煤炭消费,加快推进燃料类煤气发生炉、加热炉、热处理炉、干燥炉(窑)、建材行业煤炭替代。
第五章 着力增强能源安全保障能力
坚持底线思维,加快引入电力、天然气等清洁能源,持续完善我市能源产供储销体系,全面提高能源供应稳定性和安全性,保障碳达峰、碳中和推进过程中的能源安全。
(一)构建多渠道全方位能源外引格局
1.扩大外电入许规模。积极挖掘现有外电入许通道送电能力,推进许昌南500千伏变电站工程建设,加快城乡配电网改造,提升许昌市接纳外电能力。2.拓展外气入许通道。多元引入天然气资源,构建多方向气源、多途径引入的通道格局,提升天然气储气调峰能力,落实“地方政府形成不低于日均3天用气量,城燃企业形成不低于其年用气量5%的应急调峰储气能力”的民生用气保障责任。
3.提升优质煤炭外引能力。鼓励市内企业与晋陕蒙等高品质煤源地建立战略合作共赢发展机制,形成稳定的市外煤炭供应保障格局。优化调整煤炭运输结构,积极推进铁路专用线建设,减少公路运输量特别是中长距离运输量,推动运煤专线与矿区、电厂、用户等无缝衔接。
(二)完善能源输运网络
1.打造坚强智能电网。推动市内骨干网架优化升级,加快建设城市配电网和农村电网,形成各电压等级灵活调配、多元化负荷安全接入的坚强智能电网。持续强化我市500千伏主网架,推动市域220千伏支撑电网优化升级,加快市区、工业园区及末端地区变电站建设,强化220千伏环网结构。加强城镇配电网建设,开展供电高可靠性示范,实施城镇老旧小区配套电网改造,提高城镇配电网供电能力和防洪抗灾能力。巩固提升农网改造升级成果,加强高标准农田、现代农业产业园区、农产品加工区电网设施配套建设,全面提升乡村电气化水平;持续完善农村电网架构,缩小供电服务半径,提高户均配变容量,逐步缩小城乡供电服务差距,实现农村电网供电能力和服务水平显著提升。
2.完善油气输送网络。按照市级统筹、多主体参与的原则,加快推进省规划内市级天然气主干管网建设,强化气源统筹调配能力。支持省级天然气管网系统拟建的平顶山-许昌-周口天然气输气管道工程。持续推动国家天然气干线配套支线、县域支线管道就近接入管网,补齐跨市县调配短板,提升管网互联互通水平,实施天然气管道入镇进村工程,形成区域成网、广泛接入、运行灵活、安全可靠的油气输配管网系统。
3.适度超前建设充电网络。加大充电基础设施建设力度,重点推进居民区、单位内部停车场、产业园区、景区及公共服务领域充电设施建设,推进充电基础设施向农村地区延伸;支持开展光、储、充、换相结合的新型充换电场站建设,构建布局合理、车桩相随的充电网络。积极开展县(市、区)示范性充电站建设,大力支持重卡换电项目落地。推进“互联网+充电基础设施”发展,推动新建充电站(桩)接入省充电平台,强化与省新能源汽车平台互联互通,形成“车桩互联”的智能充电网络,为无人驾驶、无感支付奠定基础,为用户提供更加便捷、高效的充电服务。
| 专栏3 能源输运网络重大工程 |
| 坚强智能电网。新建许昌南500千伏变电站，新增变电容量100万千伏安，新（扩）建树海变、洗砚池变、电气谷变等220千伏变电站11座，新增变电容量204万千伏安，新（扩）建110千伏变电站34座，新增变电容量172万千伏安。实现市区配电自动化主干线路重要节点全覆盖，智能融合终端全覆盖。 充（换）电基础设施工程。推进重卡换电项目，在建安区等地建成74座示范性重卡换电项目。2025年前，襄城县、禹州市、长葛市、鄢陵县分别建设一座示范性充电站。 油气管网工程。建设许昌生物医药产业园分布式能源站专用线、平顶山-许昌-周口等天然气输气管道工程项目，全市长输油气管道总里程突破450公里；谋划建设许昌-平顶山-南阳、许昌-开封-商丘等成品油管道工程项目。 |
(三)增强能源风险管控能力
1.提高电力应急处置和抗灾能力。强化电网运行能力,推进220千伏电网建设,进一步提升电网互通互济能力、上下级电网协调水平。推进坚强局部电网建设,实施供电“生命线”工程,优化电网项目选址布局和设备选型,全链条强化防洪抗灾能力,确保严重自然灾害情况下坚强局部电网恢复重要用户供电时间不超过2小时。谋划建设许昌南500千伏输变电工程,合理有序发展燃气发电小型机组建设。推进重要用户自备应急电源配置,落实《重要电力用户供电电源及自备应急电源配置技术规范》要求,开展重要用户应急能力建设情况排查,督促重要用户配足柴油发电机、UPS(不间断电源)等自备应急电源,确保应急发电设备“应配尽配、配而能用”。鼓励煤矿等电能大用户在落实“双电源”情况下,积极发展第三电源,确保安全电力保供。加强应急发电车、应急照明装置等防汛抢险保供电应急装备配备,适当配置卫星电话或远距离应急对讲机,采购涉水能力较强车辆或为车辆加装涉水配件。开展大面积停电演练、结合实际做好电力迎峰度夏、迎峰度冬演练,提高电力应急处突能力。
2.强化电力系统网络及储能电站安全。落实《关键信息基础设施安全保护条例》,完成关键信息基础设施认定和保护。加大安全接入平台、隔离装置等自主可控产品应用力度,建立网络安全常态监督和通报机制,完善网络安全技防体系,健全全域网络安全技术监管体系。加强电化学储能电站安全管理,坚持“安全第一、预防为主、综合治理”方针,建立“企业负责、行业自律、政府监管、社会监督”管理机制,督促储能电站建设单位建立安全风险分级管控制度和事故隐患排查治理制度,加强设计、施工、运行、拆除等环节全过程安全管控与监督。
3.提升油气储备保障能力。推动天然气管道互联互通,加强与省内中石油、中石化联络,与储气库企业签订合作协议,增强非极端天气、非传统安全条件下天然气保供能力,形成与全市天然气消费水平相适应的储备能力。完善储气调峰运行机制,培育储气调峰市场。
4.提高煤炭安全保障能力。鼓励襄城县、禹州市煤炭生产、流通、消费等企业利用现有基础设施新建、改扩建储煤设施,建设智慧化煤矿,提高煤炭安全保障能力。利用输煤通道在煤炭生产地、消费地建立联动机制。鼓励用煤企业与煤矿企业签订电煤长协,确保电煤履约能力在100%。到2025年,大型煤矿和灾害严重煤矿基本实现智能化,实现方案设计、地质保障、采掘(剥)、运输、通风、洗选物流等系统的智能化决策和自动化协同运行,井下重点岗位实现机器人作业。
第六章 创新完善能源碳达峰、碳中和体制机制
坚持破解瓶颈和增强活力相结合,持续深化能源领域竞争性环节市场化改革,加快体制机制和商业模式创新,为能源高质量发展和如期实现碳达峰、碳中和提供有力的体制机制保障。
(一)深化能源领域体制改革
1.持续推进电力体制改革。按照国家、省统筹推进电力中长期和电力现货市场建设的部署,鼓励符合条件的用户积极参与电力打包交易,扩大市场交易主体范围,推动新能源发电及跨市区电量有序参与省电力市场交易。加快推进增量配电业务改革,开展“源网荷储”一体化建设,提升配电网内清洁能源利用效率和运行效率。推进禹州市分布式交易试点建设。
2.有序推动油气体制改革。按照国家、省政策,完善市内天然气管网建设机制,借助省天然气管网系统统筹作用,鼓励多元投资主体共同参与。推进天然气价格市场化改革,扩大市场化定价范围,完善管道天然气输配气价格体系。推动油气管网设施向第三方市场主体公平开放,提高油气集约输送和公平服务能力。
(二)拓展农村能源革命试点示范
围绕巩固拓展脱贫攻坚成果同乡村振兴有效衔接,以县域、开发区、村镇为单位,采取多能互补、智能园区、产业融合等模式,建设试点示范区,推动农村能源基础设施提档升级,促进农村可再生能源充分开发和就地消纳,推动试点示范区逐步形成以清洁能源为主的能源供应消费体系。鼓励有条件的县(市)结合能源资源禀赋和产业发展特点,积极探索城乡融合清洁能源发展新路径,构建城乡统筹、多能互补的农村能源开发利用新模式。
(三)强化政策保障和能源监管
1.加强能源低碳转型政策保障。支持能源企业加强与电力市场、碳市场衔接。推动健全绿色金融政策体系,引导和激励金融机构以市场化的方式支持新能源、储能、氢能等绿色低碳技术应用。鼓励商业银行通过优惠利率、专项再贷款等绿色信贷方式,对低碳项目建设提供长周期低息贷款。支持企业、金融机构发行绿色专项债券,为低碳技术推广、高碳产业及高碳项目低碳化转型提供资金。支持符合条件的绿色产业企业上市融资和再融资。支持政府引导基金带动社会资本发起设立能源领域新兴产业投资基金或绿色发展基金,支持新兴技术研发和低碳产业发展。支持符合条件的能源基础设施项目开展不动产投资信托基金试点,盘活存量资产,形成能源投资良性循环。
2.优化能源监管模式。加强上下联动、横向协同、相互配合,确保国家、省和全市能源重大规划、政策、标准和项目有效落地。加强能源领域信用管理,强化能源市场作用,营造公平竞争的良好环境。健全能源监测预警应急机制,强化能源生产、运行、环境等领域事故应急能力建设,制定应急预案,完善演练制度和应急调度机制,有效减少能源中断损失。依法依规履行能源安全监管责任,加强油气管道保护、电力安全管理等重点领域安全生产监管,加强指导协调和监督检查,督促企业完善和落实安全生产责任、管理制度和考核机制,加大安全生产投入,坚决遏制能源领域重特大安全事故发生。
第七章 加强规划组织实施
(一)加强组织领导
市碳达峰碳中和工作领导小组统一领导全市现代能源体系建设和能源碳达峰、碳中和工作,指导推进规划实施。各县(市、区)要结合实际,细化本规划明确的主要目标和重点任务,推动各项举措落实落地。建立健全评估考核机制,对工作推进不力的责令限期整改,对工作成效显著的按照省和我市有关规定予以通报表扬。建立健全督导服务机制,根据规划明确的各项目标任务,对各地实施情况定期开展督促指导,跟踪分析进展情况,扎实推进各项任务落实。
(二)明确责任分工
市发展改革委要发挥规划实施牵头作用,建立健全与相关部门协同联动的规划实施工作机制,统筹协调、组织推进相关工作,及时协调解决规划实施过程中的重大问题。自然资源和规划、生态环境、工业和信息化、交通运输、农业农村、住房和城乡建设、科技、应急、市场监管等相关部门按照责任分工研究制定细化配套措施,建立任务台账,加强联动配合,形成工作合力,协同做好相关工作。
(三)强化评估总结
完善规划实施评估和适时滚动修编制度,定期评估各地实施情况和工作成效,组织开展规划实施情况年度监测分析、中期评估和总结评估。建立规划动态评估机制和重大情况报告制度,严格评估程序,委托第三方机构开展评估工作,对规划滚动实施提出建议,及时总结经验、分析问题、制定对策。
