日前，北極星節能環保網獲悉，《四川省“十三五”能源發展規劃》已經印發。規劃提出，推動煤電高效清潔改造。按照國家有序發展煤電要求,控制煤電發展規模,到2020年,常規火電裝機容量不超過1800萬千瓦(含天然氣、煤層氣發電)。提高燃煤發電機組準入標準,新建燃煤發電機組煤耗控制在每千瓦時300克標準煤以下。在熱負荷集中的工業園區,根據熱負荷需求,適當發展熱電聯產項目。積極推進燃煤發電機組超低排放和節能改造,進一步提升煤電高效清潔發展水平。到2020年底,完成現役30萬千瓦及以上燃煤發電機組超低排放和節能改造工作。鼓勵30萬千瓦以下的燃煤發電機組實施超低排放改造。淘汰落后燃煤發電機組115.3萬千瓦。全文如下：

　　四川省“十三五”能源發展規劃

　　能源是人類社會賴以生存和發展的重要物質基礎,是國民經濟的戰略性資源和基礎產業,是驅動生產力發展和文明進步的動力源泉。“十三五”時期,是四川決勝全面小康、建設經濟強省的重要階段,適應經濟新常態,把握發展新趨勢,制定未來五年能源發展規劃,對于加快把四川建成全國優質清潔能源基地和國家清潔能源示范省,構建清潔低碳、安全高效現代能源體系具有重要意義。

　　本規劃牢固樹立并切實踐行創新、協調、綠色、開放、共享的發展理念,遵循能源發展“四個革命、一個合作”戰略思想,根據《四川省國民經濟和社會發展第十三個五年規劃綱要》和國家《能源發展戰略行動計劃(2014—2020年)》編制,是未來五年指導全省能源改革發展和重點能源項目建設的重要依據和行動指南。

　　本規劃以2015年為基期,規劃期為2016—2020年。

　　一、發展基礎

　　(一)“十二五”發展成就。

　　“十二五”時期,全省清潔能源生產能力快速增長,能源結構進一步優化,能源普遍服務水平大幅提升,能源科技創新和體制機制改革取得積極進展,能源供給保障能力顯著增強,能源發展站到轉型變革的新起點。

　　1.清潔能源生產能力顯著增強。水電實現跨越式發展,2015年水電裝機容量達到6939萬千瓦,比2010年增長126%,年均增長17.7%;水電發電量2767億千瓦時,比2010年增長143%,年均增長19.4%。天然氣生產邁上新臺階,2015年四川盆地產量達到267億立方米,比2010年增長72.3%,年均增長11.5%。頁巖氣勘探開發取得重大突破,“十二五”期間累計鉆井196口,日生產能力突破800萬立方米,累計產量近15億立方米。新能源開發快速推進,發電裝機(含垃圾發電)從2010年的5萬千瓦增加到2015年的132萬千瓦。

　　2.能源結構進一步優化。2015年,清潔能源占一次能源消費總量比重達到43.1%,比2010年提高11.1個百分點,其中非化石能源占一次能源消費比重達到31.7%,比2010年提高9.1個百分點。天然氣消費比重達到11.4%,比2010年提高1.9個百分點。煤炭消費占一次能源消費比重下降到37.9%,比2010年降低18.3個百分點。非化石能源裝機占電力總裝機的80.9%,其中水電裝機占79.5%,分別比2010年提高了10個百分點和8.6個百分點。季調節及以上水電(含外送電站)裝機達到2359萬千瓦,占全省水電裝機總量的34%。全社會發電量中非化石能源發電量占86.1%,其中水電發電量占85.7%,分別比2010年提高了19.3個百分點和18.9個百分點。大容量、高參數火電機組比重不斷提高,2015年火電單機容量60萬千瓦機組達到660萬千瓦,占火電總裝機的40.6%,比2010年提高12個百分點,累計關停小火電138萬千瓦。

　　3.能源輸送網絡不斷完善。全省電網與外區電網形成“四交四直”的聯網格局,額定外送容量達到2850萬千瓦,比2010年增加1540萬千瓦。“川電外送”“川藏聯網”工程順利實施,電網內外互濟能力不斷加強。天然氣管網北接中衛—貴陽天然氣聯絡線,南連中緬天然氣管道,東接川氣東送和忠武管道,形成了以“三縱三橫”輸氣干線為主體,以各氣源開發區為依托的環形輸送管網以及高壓輸送、低壓配送管網體系,年輸配能力達到350億立方米。

　　4.能源普遍服務水平大幅提高。緊緊圍繞全面解決無電人口用電問題三年行動計劃目標,實施無電地區電力建設工程、無電村通電民生工程,累計解決35.8萬戶148.7萬無電人口用電問題,全面實現無電地區通電目標。加大城市配網建設和農村電網改造升級力度,提升電網供電可靠率和居民用戶受端電壓合格率。加快天然氣輸配管網和儲氣設施建設,確保居民生活等重點用氣需求。攀枝花寶鼎、芙蓉、廣旺、華鎣山和達竹等五大礦區棚戶區改造加快推進。

　　5.節能降耗成效顯著。全面推進工業、建筑、交通等重點領域節能,加快調整和優化產業結構、淘汰落后產能,提高綜合能效。“十二五”單位地區生產總值(GDP)能耗累計下降25.2%,單位地區生產總值二氧化碳排放量累計下降43.8%,超額完成國家下達目標。大氣污染防治行動計劃重點輸電通道全面開工,成品油質量升級行動計劃深入實施,煤炭清潔高效利用水平穩步提升,散煤清潔化治理步伐加快,煤電機組超低排放升級改造工程全面啟動。

　　6.能源體制改革和能源合作不斷深入。能源行政審批制度改革步伐加快,110千伏電網項目、分布式光伏項目核準等行政審批事項下放地方。制定出臺水電分類標桿上網電價政策,進一步降低省級電網大工業用電價格和躉售電價,擴大大用戶直購電、豐水期富余電量消納實施范圍。實施非居民用增量氣與存量氣價格并軌,放開直供用戶用氣價格,進一步擴大天然氣直供范圍。積極推進頁巖氣開發體制創新,成功組建頁巖氣開發央地合資公司。創新水電建設投融資機制,推行雙江口龍頭水電站混合所有制建設模式。大力推進能源合作,清華四川能源互聯網研究院落戶天府新區,啟動了中美“2+2”清潔能源合作。

　　(二)主要問題和挑戰。

　　“十二五”期間,我省能源快速發展,但能源形勢發生深刻變化,面臨諸多問題和挑戰。

　　能源供給由整體短缺轉向相對過剩。傳統能源產能過剩,煤炭供求嚴重失衡導致煤炭產銷大幅下降,煤電裝機平均利用小時數持續下降,煤炭、火電企業經營普遍困難;天然氣供過于求的矛盾初顯,產能利用率下滑。水電大量集中投產,風電、光伏規模快速擴大,電力供應由長期“豐余枯缺”轉為“豐裕枯余”,全社會用電量年均增長率從“十一五”的10.4%下降至“十二五”的5.4%,2015年首次出現負增長。隨著在建水電站陸續并網投產,棄水電量將逐年增大,水電消納矛盾日益突出。

　　可再生能源發展面臨多重瓶頸。省內局部網架薄弱,電網通道建設不能滿足可再生能源外送需求。隨著水電開發向偏遠民族地區延伸,移民安置、生態保護壓力增大,水電開發成本不斷推高,受端市場消納困難。新能源資源分布遠離負荷中心,風電分散接入、分布式光伏發電等清潔能源就地消納利用難度大。電力開發結構性矛盾亟需解決。有調節能力的龍頭水庫電站建設相對滯后,占水電裝機規模僅為34%。小煤礦數量多,落后產能比重大,20萬千瓦級及以下煤電裝機還有230萬千瓦,淘汰任務艱巨。電能替代進展緩慢。部分城鄉配網基礎薄弱,電網承載能力較低,系統接線與布局亟需優化,線路和配變“卡脖子”現象仍然存在。

　　能源系統整體效率不高。能源粗放式利用未得到根本轉變,能源加工轉換、儲運和終端利用綜合效率較低,電力、熱力、燃氣等不同供能系統集成互補、梯級利用程度不高,需求側節能和用戶響應機制尚未建立。電力統籌調度整體效率不高,電力運行峰谷差較大,電網所需備用容量較高,水電送出線路距離長、線損高、利用小時數低。天然氣儲氣調峰設施不足,用氣高峰、低谷時段不均衡,調峰壓力較大。

　　能源發展體制機制亟待完善。有效競爭的能源市場體系不健全,市場化的能源投融資機制尚未形成。資源地能源價格偏高,能源財政、稅收、價格、環保等政策缺乏有機銜接,煤電、氣電價格聯動機制不完善。水電在全國范圍內全額保障消納機制尚未建立。油氣礦業權流轉和退出機制不完善,不同程度存在“占而不勘”“占而不采”等問題。

　　(三)面臨的形勢。

　　國際能源格局發生重大調整。“十三五”時期,世界經濟在深度調整中曲折復雜、增長乏力,圍繞能源市場和創新變革的國際競爭仍然激烈。一是能源供應寬松化,美國頁巖油氣革命成功,液化天然氣技術進一步成熟,非化石能源快速發展,推動全球能源供應持續增加。世界主要發達經濟體和新興經濟體經濟潛在增長率下降,能源需求增速明顯放緩。二是能源結構低碳化,《巴黎協定》的實施加快世界能源低碳化進程,天然氣和非化石能源將成為世界能源發展的主要方向。三是能源系統智能化,新能源汽車產業化進程加快,智能電網和“互聯網+”智慧能源加快發展,分布式供能系統大量應用,越來越多的用能主體參與能源市場交易,“人人消費能源、人人生產能源”的供能用能新形態正在形成。四是國際競爭復雜化,全球能源供求關系持續寬松,能源國際競爭焦點從傳統的資源掌控權、戰略通道控制權向定價權、貨幣結算權、轉型變革主導權擴展。

　　我國能源發展呈現新趨勢。我國經濟發展進入新常態,經濟增長從高速轉向中高速,能源發展處于重要的戰略轉型期,正在經歷一場深刻的生產消費革命。一是能源消費增速明顯回落,未來五年我國經濟增長將從高速轉向中高速,在經濟增速趨緩、結構轉型升級加快等因素的共同作用下,能源消費將穩中有降,預計將從

　　“十五”以來的年均增長9%下降到3%左右,能源供過于求的矛盾將更加突出,能源供應持續寬松的態勢還將持續。二是能源結構雙重更替加快,在落實綠色低碳發展理念、加快供給側結構性改革的要求下,煤炭消費比重將進一步降低,非化石能源和天然氣消費比重將顯著提高,油氣替代煤炭、非化石能源替代化石能源的雙重更替進程將加快推進。三是能源發展動力轉換提速,能源發展將從主要依靠要素驅動的發展模式向更多依靠創新驅動轉變。能源領域的核心關鍵裝備制造、儲能和新材料、“互聯網+”智慧能源、新能源汽車、電能替代等一大批能源創新成果將加快提升能源發展的質量和效益,新城鎮、新農村成為用能主要增長點,綠色低碳和高效智能將成為全社會對能源供給品質的新要求。四是能源系統形態深刻變化,新增用能將更多依靠“因地制宜、就地取材”的分布式供能系統,風能、太陽能、生物質能和地熱能在新城鎮、新農村能源供應體系中的作用將更加突出。五是能源國際合作邁向更高水平,能源合作戰略著眼點和著力點將從以能源資源開發為主擴展到基礎設施互聯互通、技術裝備和服務“走出去”,從以油氣合作為主擴展到煤炭、電力和可再生能源等更廣泛領域,能源國際產能合作空間不斷拓展。

　　(四)需求預測。

　　1.2020年能源消費總量預測。根據《四川省國民經濟與社會發展第十三個五年規劃綱要》確定的“十三五”地區生產總值增長率7%以上、單位地區生產總值能耗下降16%以上等目標,預計2020年一次能源消費總量2.29億噸標準煤,年均增長約2.9%。水電、天然氣、新能源等清潔能源消費比重預計達到54%,比2015年提高10.9個百分點。

　　2.主要能源品種消費預測。

　　———電力。2020年全社會用電量2500億千瓦時,最大負荷4720萬千瓦。用電量年均增速4.4%,比“十二五”低1個百分點。

　　———天然氣。根據人均用氣量增長、天然氣普及率測算,2020年天然氣消費量280億立方米,占一次能源消費總量的約16.2%,比2015年提高4.8個百分點。

　　———成品油。根據人口增長、石油利用效率、交通運輸模式、汽車保有量及行車里程等,預計“十三五”成品油消費年均增長5.2%,2020年成品油消費3900萬噸,占一次能源消費總量的25%,比2015年提高3.1個百分點。

　　———煤炭。預計“十三五”煤炭消費量年均下降3.7%,2020年原煤消費量7700萬噸,占一次能源消費總量的23.9%,比2015年下降14個百分點。

　　二、總體要求

　　(一)指導思想。

　　全面貫徹黨的十八大和十八屆三中、四中、五中、六中全會及省委十屆八次、九次全會精神,牢固樹立創新、協調、綠色、開放、共享的發展理念,切實遵循能源發展“四個革命、一個合作”戰略思想,順應能源發展大勢,主動適應、把握和引領經濟發展新常態,以推動能源生產和消費革命為主線,以科技創新和體制機制革命為動力,著力推進能源供給側結構性改革,著力加強能源需求側管理,著力培育能源生產和消費新模式新業態,著力提升能源普遍服務水平,加快構建清潔低碳、安全高效的現代能源體系,努力把四川建設成為國家優質清潔能源基地和國家清潔能源示范省。

　　(二)基本原則。

　　1.清潔低碳,綠色發展。把發展清潔低碳能源作為調整能源結構的主攻方向,堅持發展非化石能源與清潔高效利用化石能源并舉,增強清潔能源供應保障能力。大幅降低煤炭消費比重,提高天然氣和非化石能源消費比重,降低二氧化碳排放強度和污染物排放水平,促進生態文明建設。

　　2.效率為本,創新發展。把創新作為引領能源發展的第一動力,加快技術創新、體制機制創新、商業模式創新,培育和推廣電動汽車、智能微網、“互聯網+”智慧能源等新型用能方式,大力發展能源新產業和新業態,增強發展活力,充分發揮市場配置資源的決定性作用,促進能源持續健康發展。

　　3.著眼全局,協調發展。以智能高效為目標,加強能源系統統籌協調和集成優化,推動各類能源協同發展,提升系統效率。大力推進能源生產與能源消費相銜接,電源點建設與電網發展相匹配,電力、油氣、煤炭等多種用能方式因地制宜、協調發展。

　　4.合作共贏,開放發展。統籌省內、省外資源和市場,加強能源輸送網絡和通道建設,積極參與全國一次能源平衡。深入實施“一帶一路”等區域合作戰略,加強能源產能和技術的國際國內合作,實現開放格局中清潔能源產業的更大發展。

5.　　惠民利民,共享發展。按照全面建成小康社會目標,加強能源基礎設施和公共服務保障能力建設,顯著提高能源普遍服務能力和水平。堅持能源發展和脫貧攻堅相結合,推進能源扶貧工程建設。

　　(三)發展目標。

　　1.能源效率提升。2020年一次能源消費總量2.29億噸標準煤。單位地區生產總值能耗累計下降16%,降低火電供電煤耗和電網綜合網損率,能源利用更加高效。

　　2.能源結構優化。能源生產消費更加清潔低碳,2020年非化石能源消費比重達到37.8%,比2015年提高6.2個百分點;天然氣消費比重達到16.2%,比2015年提高4.8個百分點;煤炭消費比重23.9%,比2015年下降14個百分點。非化石能源發電裝機比重提高到83.5%,水電裝機達到8301萬千瓦,新能源裝機達到912萬千瓦,其中風電裝機600萬千瓦,太陽能發電裝機250萬千瓦,生物質發電(含垃圾發電)裝機62萬千瓦。常規火電(含天然氣、煤層氣發電)裝機不超過1800萬千瓦。

　　3.能源保障有力。能源供應和服務能力不斷增強,能源民生用能質量和水平不斷提高。電網穩定安全,2020年電力總裝機達到1.1億千瓦左右。進一步提高全省用氣普及率。

　　4.能源科技創新取得新突破。能源科技創新體系基本建立,科技創新能力顯著增強,能源關鍵技術裝備研發取得突破性進展。科技創新示范工程取得顯著成效,裝備制造國產化水平進一步提高,能源技術合作取得新突破,加快形成立足四川、輻射全國的能源技術裝備研發中心。

　　5.能源重點領域改革深入推進。適應和引領能源發展新常態的體制機制基本完善,能源價格市場化改革、能源市場體系建設等取得顯著成效。

　　三、大力發展清潔能源

　　(一)穩步推進水電開發。

　　堅持以水電為主的能源開發方針,著力調整優化水電開發結構。重點推進金沙江、雅礱江、大渡河“三江”水電基地建設,優先建設龍頭水庫電站;嚴格控制中型水電項目核準,除具有季及以上調節能力的中型(單站裝機容量5萬千瓦及以上,30萬千瓦以下)水庫電站和以航運為主的航電項目外,其余中型水電項目暫停核準;全面停止小型水電項目開發,除具有航運等綜合利用為主、兼顧發電的項目外,其余小型(單站裝機容量5萬千瓦以下)水電項目全面停止核準建設。“十三五”期間新開工水電3056.4萬千瓦,投產水電1362萬千瓦,到2020年底水電裝機達到8301萬千瓦,在建規模約4010萬千瓦。

　　1.推進金沙江、雅礱江、大渡河水電基地建設。

　　著力爭取國家對“三江”水電基地項目的支持,全面優化水電設計、施工、管理,切實有效降低水電開發成本,同時推進配套送出線路規劃建設。“十三五”期間新開工2658.8萬千瓦,其中,金沙江基地“十三五”期間開工建設1408.5萬千瓦,到2020年底建成1349萬千瓦;雅礱江基地“十三五”期間開工建設734.5萬千瓦,到2020年底建成1470萬千瓦;大渡河基地“十三五”期間開工建設515.8萬千瓦,到2020年底建成1737萬千瓦。

　　專欄1金沙江、雅礱江、大渡河水電基地重點項目

　　金沙江水電基地主要項目:建成投產烏東德510/2萬千瓦、觀音巖60/2萬千瓦、金沙14萬千瓦。新開工白鶴灘1600/2萬千瓦、葉巴灘224/2萬千瓦、巴塘75/2萬千瓦、拉哇200/2萬千瓦、崗托110/2萬千瓦、波羅96/2萬千瓦、昌波106/2萬千瓦、金沙56萬千瓦、銀江36萬千瓦、旭龍222/2萬千瓦。加快建設烏東德510/2萬千瓦、蘇洼龍120/2萬千瓦。

　　雅礱江水電基地重點項目:建成投產桐子林15萬千瓦。新開工牙根一級27萬千瓦、牙根二級108萬千瓦、楞古257.5萬千瓦、孟底溝240萬千瓦、卡拉102萬千瓦。加快建設兩河口300萬千瓦、楊房溝150萬千瓦。

　　大渡河水電基地重點項目:建成投產猴子巖170萬千瓦、長河壩260萬千瓦、沙坪二級34.8萬千瓦、黃金坪5萬千瓦。新開工硬梁包111.6萬千瓦、金川86萬千瓦、丹巴119.6萬千瓦、老鷹巖一級22萬千瓦、枕頭壩二級32.6萬千瓦、沙坪一級34萬千瓦、安寧38萬千瓦、巴底72萬千瓦。加快建設雙江口200萬千瓦。

　　2.著力優化水電結構。

　　鼓勵發展具有季以上調節能力的水庫電站,增強水電豐枯調節能力。“十三五”期間,新開工具有季以上調節能力水電站110.7萬千瓦,到2020年全省具有季以上調節能力水電站占水電裝機比重提高到38%。

　　建設岷江中下游航電通道,建成投產犍為航電工程,新開工老木孔、東風巖、龍溪口航電工程。“十三五”開工建設規模115萬千瓦,2020年底建成57.2萬千瓦。

　　專欄2優化水電結構重點項目

　　新開工季調節以上中型電站:鐵籠堡、格拉基、松多、雄美、查馬日東、確如多、東朗、新廟等。

3.　　積極推進流域綜合管理。探索建立政府引導、各利益相關方共同參與的流域綜合管理協調機制,探索建立流域統籌調度機制,充分發揮流域梯級綜合效益。建立流域安全監測系統、水情測報系統和生態環保信息系統,構建流域水電信息共享平臺。積極推進大渡河流域水電綜合管理試點。

　　(二)統籌推進常規天然氣和頁巖氣勘探開發。

　　加快推動川中、川西和川東北常規天然氣勘探開發,川南頁巖氣資源調查和勘探開發。到2020年,新增常規天然氣探明儲量6500億立方米,天然氣產量達到450億立方米(其中頁巖氣100億立方米)。

　　專欄3天然氣重點項目

　　天然氣勘探項目:

　　川中下古生界—震旦系勘探項目:新增探明儲量2000億立方米。

　　川西—川中下二疊統勘探項目:新增探明儲量1000億立方米。

　　川西天然氣勘探項目:新增探明儲量1400億立方米。

　　川西南天然氣勘探項目:新增探明儲量100億立方米。

　　其他勘探項目:新增探明儲量1000億立方米。

　　常規天然氣開發項目:

　　建成投產川中龍王廟組氣藏項目、高石梯—磨溪區塊震旦系氣藏產能建設項目。

　　加快建設川東北高含硫氣田項目、川西彭州氣田產能建設項目、川西中淺層天然氣產能建設項目。

　　頁巖氣勘探開發項目:

　　建成投產長寧區塊頁巖氣產能建設項目、威遠區塊頁巖氣產能建設項目、富順—永川區塊頁巖氣產能建設項目、黃金壩—紫金壩—大寨頁巖氣產能建設項目。

　　加快建設井研—犍為頁巖氣勘探開發項目、威遠—榮縣頁巖氣勘探開發項目。加快內江—大足頁巖氣勘探項目、天宮堂頁巖氣勘探項目前期工作。

　　(三)科學有序發展新能源。

　　1.風電。優化風電開發布局,總量控制,適度開發,依據國家已批準實施的涼山州風電基地規劃,進一步優化建設時序,把握好開發節奏。盆周山地等其他區域因地制宜、分散式適度開發風電。加強風電項目管理,深化、細化風能資源勘測,優化微觀選址設計,提升風電設備質量和運行維護水平,提高風能利用效率,促進風電成本下降,減少對環境的影響。到2020年,全省風電建成并網規模達到600萬千瓦,其中涼山州風電基地建成并網453萬千瓦。

　　專欄4涼山州風電基地建設重點項目

　　建成投產會東魯北、綠蔭塘、雪山、堵格一期;會理干海子、馬店、尖山、黎溪;喜德魯基、則約、博洛拉達、紅莫、西河、瑪果梁子、東河、北山;寧南綠蔭塘、果木一期;昭覺龍恩一期、果則、瓦庫;普格海口、甘天地一期、甘天地二期、烏科梁子;鹽源涼風坳、銀頭山、觀塔坡、牦牛山、小高山、長坪子;美姑井葉特西、黃茅埂、沙馬乃托一期;德昌茨達、鐵爐;雷波啦咪北、啦咪南;布拖補爾、樂安、烏科;西昌黃聯關、佑軍;冕寧鐵廠鄉;木里卡拉;越西四甘保祖;甘洛坪壩;金陽熱柯覺等。

　　開工建設會東小街;會理小箐村;昭覺龍恩二期;鹽源白烏;布拖拖覺、海博;金陽依達、高峰;普格采乃鄉等。

　　2.太陽能發電。

　　以“三州一市”(甘孜州、阿壩州、涼山州、攀枝花市)為主,結合新能源項目送出條件,科學有序開發利用太陽能資源,優先發展分布式光伏發電,重點支持技術先進、綜合利用的光伏發電項目和光伏扶貧項目。到2020年,太陽能發電建成并網規模達到250萬千瓦。

　　3.風光水多能互補開發。充分發揮風、光、水清潔能源資源優勢,利用出力互補特性,依托流域梯級水電的調節能力和送出通道,積極推進雅礱江等流域風光水多能互補開發示范,探索新能源開發與水電開發協調發展、打捆外送的有效路徑。

　　4.生物質能利用。積極推廣生物質燃氣、生物質液體及成型燃料運用,推動生物質能發電行業發展。推進已核準的秸稈發電和垃圾發電項目建設,到2020年,生物質發電規模約62萬千瓦,其中秸稈發電12萬千瓦,垃圾發電50萬千瓦。

　　四、促進化石能源高效清潔生產利用

　　(一)推動煤炭清潔生產利用。

　　1.安全綠色開采煤炭。堅持優化布局,引導煤炭企業淘汰落后產能,實施減量開發。重點開發古敘、筠連等大型礦區,推動礦區提檔升級;提升寶鼎、達竹礦區焦煤等特殊稀缺煤種生產水平,保持適度開發規模;引導龍門山、雅滎等礦區逐步退出煤炭生產領域。建立煤礦清潔生產標準,逐步關閉災害重、環境污染重、開采成本高的落后煤礦;推廣應用煤炭清潔安全生產技術與裝備,加強煤礦信息化技術裝備研發,因地制宜采用煤與瓦斯共采等綠色開采技術,推進采煤沉陷區綜合治理。到2020年,全省生產原煤4500萬噸;淘汰關閉煤礦30%以上,采煤沉陷區治理率達到40%,土地復墾率達到60%。

　　2.清潔高效利用煤炭。建立商品煤質量標準體系及配套政策,大力推進煤炭洗選和提質加工,完善煤炭洗選設施,提高原煤入選比重和煤炭質量。加快現代煤炭物流和商品煤交易體系建設,推動煤炭儲配設施建設和煤炭精細化加工配送,提高煤炭利用效率。鼓勵建設煤炭分級分質梯級利用示范項目,提高煤炭利用附加值。強化煤礦廢棄物資源化開發,提高煤矸石、礦井水等資源綜合利用率。到2020年,煤炭廢棄物資源化率達到50%以上。

　　3.積極開發煤層氣。堅持煤層氣(煤礦瓦斯)井下與地面抽采利用并舉,推進煤層氣工程中心等技術平臺建設和技術創新,加強煤層氣開發經濟技術評價和關鍵技術研發,開展低濃度瓦斯抽采利用,重點實施芙蓉、華鎣山等礦區井下瓦斯抽采利用規模化建設。到2020年,瓦斯發電裝機容量達到15萬千瓦。大力推進古敘、筠連等礦區地面煤層氣勘探開發,探索形成適合川南煤層氣開發的技術路線,健全資源協調開發機制,促進煤層氣產業化發展。到2020年,新增煤層氣探明地質儲量150億立方米,建設煤層氣產能3億立方米。

　　專欄5煤層氣勘探開發重點項目

　　完成古敘礦區大村和筠連礦區沐愛區塊煤層氣資源勘查項目,勘探面積250平方公里,新增探明煤層氣地質儲量150億立方米。

　　加快古敘礦區大村井田和筠連礦區煤層氣勘探開發工程項目,建設煤層氣產能3億立方米,配套完善建設煤層氣輸送管網和利用設施。

　　開展古敘礦區觀文、石寶礦段和筠連礦區洛表、沐園井田煤層氣勘探開發工程前期工作。

　　(二)推動煤電高效清潔改造。

　　按照國家有序發展煤電要求,控制煤電發展規模,到2020年,常規火電裝機容量不超過1800萬千瓦(含天然氣、煤層氣發電)。提高燃煤發電機組準入標準,新建燃煤發電機組煤耗控制在每千瓦時300克標準煤以下。在熱負荷集中的工業園區,根據熱負荷需求,適當發展熱電聯產項目。積極推進燃煤發電機組超低排放和節能改造,進一步提升煤電高效清潔發展水平。到2020年底,完成現役30萬千瓦及以上燃煤發電機組超低排放和節能改造工作。鼓勵30萬千瓦以下的燃煤發電機組實施超低排放改造。淘汰落后燃煤發電機組115.3萬千瓦。

　　專欄6火電重點項目

　　建成投產神華天明電廠200萬千瓦。

　　規劃研究燃氣發電項目、低熱值煤發電項目、背壓式熱電聯產項目。

　　關停攀鋼燃煤自備電廠30萬千瓦、內江發電廠42萬千瓦、黃桷樁電廠40萬千瓦。

　　(三)推動油品質量升級。

　　加快煉油裝置升級改造,保障清潔油品供應,按國家統一部署,全面供應符合國家第五階段標準的車用汽、柴油。加強成品油市場的監督管理,科學引導市場主體的投資經營行為,進一步規范成品油市場秩序,依法處理質量違法行為。

　　五、加強能源輸送通道和網絡建設

　　(一)加快電力輸送通道和骨干網絡建設。

　　構建安全可靠、智能經濟的輸配電網,保障電力資源的合理調度。結合“三江”水電基地外送和省內用電需求,抓緊建設省際間電力外送新通道,促進四川清潔能源參與全國一次能源平衡。進一步鞏固和完善省內電源富集地區和負荷中心電網500千伏、220千伏骨干網架,加大水電資源在省內消納力度,保障新能源有序接入。完善110千伏及以下城鄉輸配電網絡,增強用電保障能力。

　　為更好滿足“十三五”及以后四川新增大型梯級水電電源送出需要,新建四川資陽—重慶銅梁500千伏輸變電工程。新建以鹽源為起點的四川水電外送第四回特高壓直流輸電工程,增加直流外送輸電容量1000萬千瓦。配合水電和新能源匯集送出,新建馬爾康、鹽源、會東、布拖等4座500千伏變電站以及配套500千伏線路。

　　為滿足省內用電需求,新建江油、宣漢、南部、瀘州東等8座500千伏降壓變電站以及配套500千伏線路。

　　圖1四川“十三五”500千伏及以上電網規劃圖

　　專欄7電網重點項目

　　省際聯網工程及配套500千伏送出項目:

　　新建川渝500千伏第三通道工程(四川段)、以鹽源為起點的四川水電外送第四回特高壓直流工程及換流站500千伏配套工程。開展金沙江上游電站外送工程和金沙江下游烏東德、白鶴灘電站外送工程前期工作。

　　省內500千伏輸變電工程:

　　新建江油、綿陽南、宣漢、南部、溫郫、十陵、籍田、瀘州東、會東、布拖、馬爾康、鹽源等500千伏變電站和雅安500千伏開關站,以及配套500千伏線路。新建昭化—巴中等500千伏線路工程,新建雅安—蜀州等500千伏線路改接工程。新建猴子巖、長河壩、沙坪二級、楊房溝、卡拉、巴拉、烏東德、雙江口、兩河口等電站和神華天明電廠500千伏送出工程。共計38個500千伏輸變電項目。

　　省內220千伏項目:

　　新建21市(州)配網以及電鐵供電工程共計123個220千伏輸變電項目。

　　新能源送出項目:

　　新建鹽源、會東、布拖500千伏輸變電工程及220千伏配套工程,普格至寧南220千伏第二回線路輸變電工程,普格至西昌南220千伏第二回線路輸變電工程,阿壩紅原220千伏輸變電工程。

　　(二)完善油氣輸配管網設施。

　　加快省內天然氣輸送管網建設。重點建設高石梯—磨溪地區天然氣外輸管道、長寧地區頁巖氣外輸管道、鐵山坡凈化氣集輸管道、自貢—隆昌—榮昌—永川—江津集輸氣管道、川西—川東北聯絡線西段(元壩—德陽)輸氣管道、攀枝花—涼山天然氣管道等工程。在加快省內天然氣主干管網建設的同時,延伸和完善天然氣支線網絡建設,提高天然氣輸送能力。擴大天然氣供應范圍,通過天然氣管網延伸、天然氣液化儲存及長途運輸等方式及建設壓縮天然氣(CNG)母子站、液化天然氣(LNG)/液化-壓縮天然氣(L-CNG)加氣站等措施,解決省內尚未使用天然氣地區的天然氣利用問題。到2020年新增輸氣管道2143公里,輸氣管道總長度達到1.9萬公里。建成內江—簡陽等成品油管道,增強成品油輸送能力。

　　圖2油氣輸配管網設施規劃圖

　　專欄8油氣管道重點建設項目

　　建成投產高石梯—磨溪地區天然氣外輸管道、長寧地區頁巖氣外輸管道。富順—永川地區頁巖氣外輸管道、鐵山坡凈化氣集輸管道、川西—川東北聯絡線西段(元壩—德陽)輸氣管道、青白江—龍泉—天府新區末站輸氣管道、新場—三邑—天府新區天然氣管道、楚雄—攀枝花天然氣管道、攀枝花—涼山天然氣管道、元壩—閬中—南充天然氣管道、通南巴龍王廟—草池首站集輸管道、中江—龍泉輸氣管道、內江—簡陽成品油管道等。

　　加快建設自貢—隆昌—榮昌—永川—江津集輸氣管道、威遠—眉山—新津輸氣管道、天府新區—犍為輸氣管道、彭州—郫縣配氣站集輸管道、元壩—廣元輸氣管道、普光—萬源輸氣管道、龍泉—簡陽—資陽輸氣管道、古敘礦區煤層氣集輸管網、筠連礦區煤層氣集輸管網等。

　　(三)大力推動電動汽車充換電設施網絡建設。

　　逐步形成以住宅小區、辦公場所自(專)用充電設施為主體,以公共停車位、道路停車位、獨立充電站等公用充電設施補充的充電服務網絡,在城際間及對外通道上形成高速公路服務區和加油(氣)站為主要軸線的公用充電設施服務走廊。在住宅小區建設以慢充為主的自(專)用、公用充電設施。在辦公場所、公交及出租專用場站建設快慢結合的專用充電設施。在商業、公共服務設施、公共停車場、高速公路服務區、加油(氣)站以及具備停車條件的道路旁建設以快充為主、慢充為輔的公用充電設施,鼓勵已有建筑改建充電設施。到2020年,力爭建成充電樁27萬個,集中式充換電站604座,其中公交充換電站140座,出租車充換電站91座,專用車充電站89座,城市公用充電站88座,城際高速公路服務區充電站196個。

　　六、積極推進能源消費清潔高效

　　(一)積極推動電能替代和天然氣替代。大力實施和推廣以電代煤、以電代油工程,重點在城市交通、工商業等領域實施以電代油、以電代煤。工業領域積極推進燃煤鍋爐“煤改電”,開展電蓄冷蓄熱,逐步擴大工業電能替代范圍,穩步提高電能占終端能源消費比重。改善城鎮與農村用能方式,在城鎮、鄉村等散煤消耗區域鼓勵“煤改電”,積極推進民用和工業“煤改氣”工程。以長途客貨運、城市公交、出租車及環衛工程車等車輛為重點,推廣使用以液化天然氣(LNG)、壓縮天然氣(CNG)為燃料的清潔能源汽車。

　　(二)有序發展分布式能源。因地制宜在工業園區、大型樓宇等推進天然氣分布式能源發展,在可再生資源富集、大電網未覆蓋的偏遠地區建設分布式可再生能源項目。在農業和養殖業發達地區建設冷、熱、電三聯供分布式生物質發電示范項目。鼓勵具有地熱資源和穩定負荷需求的地區建設分布式地熱能供暖(制冷)項目。

　　(三)加強節能管理。嚴格能效管理,實施能源消費總量和強度“雙控”制度,加快推動用能權交易試點,對重點用能單位和耗能項目加強監督管理。全面開展能效對標達標活動,強化主要產品(工序)和重點用能設備能效標準限額管理。加強電機、鍋爐等重點用能設備節能改造。實施工業綠色發展專項行動,建設循環經濟產業園區和低碳工業試點示范園區。積極推行合同能源管理,推動重點用能單位能源管理體系建設。

　　七、加強能源科技創新

　　(一)加強能源科技創新能力建設。強化能源企業科技創新主體地位,整合技術、資本、人才、市場等多種要素,依托省內現有的能源科研力量,鼓勵能源企業、高校及研究機構加強合作,創新能源科技政策設計,加快形成完整的能源科技創新體系,統籌推進基礎性、綜合性、戰略性能源科技研發,新增一批國家級能源科技創新中心。重點加快頁巖氣勘探開發關鍵技術國產化攻關,形成適用四川地質條件的頁巖氣水平井鉆完井技術和壓裂技術;鼓勵工業園區應用天然氣冷熱電三聯供、熱泵、工業余熱余壓利用等綜合能源利用技術;在具備條件的城鎮地區實施以智能電網為基礎,與天然氣管網、電動交通網絡等互聯互通,冷、熱、電、儲氣、氫能等多種能源形態協同轉化的能源技術創新;加快水風光互補協調運行技術、充換電技術、集中式和分布式儲能電池技術的集成創新,推動大數據在能源產業全流程各環節的應用,充分發掘數據資源支撐能源創新的潛力,建立安全可信的能源大數據技術體系與應用示范。推進能源區塊鏈技術研發,探索電力市場、能源互聯網交易市場和碳交易市場關鍵技術。建立一批技術創新聯盟,以市場為導向加快技術產業化應用,開展一批示范工程建設,提高可再生能源利用效率,培育壯大具有全國競爭力的科技創新型能源企業,建立一批能源科技領軍人才團隊。

　　專欄9能源科技創新重點示范工程

　　天府新區分布式智慧能源“互聯網+”管控與交易示范項目。在天府新區建設面向用戶側能源終端的“互聯網+”交易、管控與大數據平臺,構建多邊開放、對等共享的能量交易與服務平臺,廣泛接入包括儲能、新能源汽車、冷熱電三聯供、數據中心、制氫設施等智慧化用能終端。

　　攀西戰略資源創新開發試驗區全釩液流電池示范工程。在攀西地區推動全釩液流電池關鍵材料(膜、電解液)工業制備,加快研發全釩液流電池電堆設計、裝配工藝與工裝設備,開展電池系統集成及監控設備研究開發等示范工程建設,探索建設將全釩液流電池技術應用于大規模儲能系統的能源互聯網示范工程。

　　富余水電制氫與氫能利用產業示范工程。利用四川的水電優勢和豐富天然氣資源,通過建設水電解制氫系統、天然氣—氫氣—體化燃料加注站、加氫天然氣交通工具與燃料電池交通工具等制氫、儲氫、用氫設施,進行氫能綜合利用的低碳交通示范運營,推動支撐電、冷、熱、氣、氫等多種能源智能協同的能源互聯網基礎設施建設。

　　宜賓高捷工業園區能源互聯網示范工程。以天然氣分布式能源項目為支撐,構建“分布式能源站+綜合能源微網”,在園區構建多能流互補、能源智能控制和調度的體系,建立用戶需求側響應機制,為園區企業整體提供電力、蒸汽、冷水等能源服務,以實現能源的集中、高效、環保利用,并為能源互聯網技術的大規模推廣積累技術和運營經驗。

　　(二)加強能源裝備研發制造。發揮四川能源科技裝備研發優勢,堅持增強自主創新能力,以非常規油氣勘探開發、第三代第四代核電技術、新型高效低成本光伏發電、燃氣輪機、高效電機、超超臨界燃煤高效發電機組、節能/超低排放型超臨界循環流化床鍋爐、大型壓縮/液化天然氣(CNG/LNG)成套設備、低速高海拔風電機組、特高壓輸變電、柔性輸變電、大規模儲能電池、智能電網、能源互聯網等裝備研發制造領域為重點,突破關鍵技術、材料和零部件瓶頸,加快培育重點裝備自主成套生產能力,在能源工程和示范項目中鼓勵使用自主研制的重點裝備,完善能源裝備研發制造激勵機制,大力推進清潔能源裝備產業發展,培育形成具有較強創新能力和市場競爭力的能源裝備產業體系。

　　(三)完善能源科技創新服務體系。建立完善節能環保標準和規范體系。加強建筑、工業、能源等重點領域標準規范體系建設,促進節能環保技術和裝備產品的推廣運用。推動第三方認證機構開展節能環保裝備產品認證,提升產品質量和標準化水平。鼓勵發展以工程建設、技術咨詢、運行服務、檢測認定、知識產權保護、風險投資、教育培訓為主的清潔能源產業服務體系。依托水電、天然氣和頁巖氣、新能源汽車、核電、節能環保設備等重大項目,促進設計實驗、工程服務、設備維護、監測認定、安全審查及標準制定等高端技術服務業發展。推進合同能源管理,發展專業化節能服務公司,逐步形成政府引導、市場調節的合同能源管理模式。

　　八、努力保障和改善民生

　　(一)完善居民用能基礎設施。加強配電網統籌規劃,優化電源與電網布局,促進新能源、分布式能源、電動汽車充換電設施等多元化負荷與配電網協調有序發展。實施城市配電網供電可靠性提升行動和配電網網架優化行動,優化城鄉網絡,擴大電網覆蓋范圍,提高供電可靠性和智能化水平,消除城鄉用電瓶頸。加快推進農村電網升級改造,全面解決縣域電網與主網聯系薄弱問題,基本實現縣城和重要供電區域110千伏變電站直供電。到2020年,力爭農村電網供電可靠率提高到99.8%,綜合電壓合格率提高到99.5%,綜合線損率降低到10%以下,建成滿足全面建成小康社會供電需求的農村輸配電系統。加快天然氣輸配氣管網建設,擴大管網覆蓋范圍,延伸城市輸氣管道至重點鄉(鎮)、村,進一步提高用氣普及率,推進城鄉天然氣利用,逐步實現氣化全川目標。加快完善城市燃氣管網,加強城鎮供氣儲氣調峰及應急設施建設,提高儲氣規模和應急調峰能力,到2020年百萬人口城市儲氣調峰設施擁有率達到50%以上,優先保障民生用氣,確保城鎮燃氣用氣需求。科學規劃布局加油加氣設施,在高速公路服務區、物流(工業)園區、城鎮主干道等合理布局加氣站,鼓勵加油加氣站合建,構建天然氣汽車加氣網絡體系。

　　(二)精準實施能源扶貧工程。以阿壩、涼山、甘孜三州光照條件較好、具備建設和接網條件、外部環境較好的31個光伏扶貧重點縣為重點,以建檔立卡無勞動能力貧困戶(包括殘疾人)為扶貧對象,因地制宜實施光伏發電扶貧工程,建設一批光伏扶貧電站,實現扶貧對象穩定增收和可持續發展。

　　(三)大力發展農村清潔能源。采取有力措施推進農村地區太陽能、農林廢棄物、養殖場廢棄物等可再生資源開發利用,促進農村清潔用能。因地制宜發展沼氣和生物質天然氣工程,鼓勵分布式光伏發電和農業設施相結合。鼓勵農村能源供應方式多元化。

　　九、深化能源體制機制改革

　　(一)推進電力體制改革。積極推動開展電力體制改革綜合試點,協調推進售電側改革、電價改革、交易市場建設及交易機構組建、發用電計劃改革。開展輸配電價測算,扎實做好輸配電價成本監審。積極推進輸配電價改革,分類推進交叉補貼改革,逐步減少工商業內部交叉補貼,妥善處理居民、農業用戶交叉補貼。加快推進電力市場建設,有序放開競爭性環節電價,不斷擴大參與交易的市場主體范圍和電量規模。有序向社會資本放開配售電業務,有序放開公益性和調節性以外的發用電計劃,切實保障電力電量平衡。組建股份制電力交易機構,依法依規提供規范、可靠、高效、優質的電力交易服務,形成公平公正、有效競爭的市場格局。積極培育售電側市場主體,向符合條件的市場主體放開增量配電投資業務。加強和規范燃煤自備電廠監督管理。

　　(二)推動油氣體制改革。堅持政企分開、政資分開、網運分開、主輔分離的原則,按照國家統一部署,穩步有序放開油氣勘探開發、進出口及下游環節競爭性業務;加快推進油氣管道網運分開;全面放開競爭性環節政府定價;加強油氣行業配套改革。探索有序放開勘探開發市場準入限制,完善并嚴格執行油氣區塊退出機制、礦權交易機制和礦權投資管理體制;配合推進油氣管網獨立,完善油氣基礎設施公平接入機制,探索油氣基礎設施投融資和運營模式新機制;擇機推動放開天然氣氣源和部分銷售價格,加強管道運輸成本和價格監管,加快天然氣網上交易平臺建設。放開石油天然氣下游環節競爭性業務,完善油氣加工環節準入和淘汰機制,有序放開成品油批發主體限制,促進天然氣配售環節公平競爭。

　　(三)完善能源價格機制。按照“管住中間,放開兩頭”的總體思路和“準許成本加合理收益”原則,推進電力、天然氣等能源價格改革,合理制定電網、天然氣管網輸配價格,促進市場主體多元化競爭。有序放開競爭性環節電價,建立主要由市場決定的電價機制。進一步完善需求側不同行業的差別電價政策,鼓勵消納富余水電。加快建立結構清晰、比價合理、簡單明了的電價分類結構體系。建立完善反映天然氣供求和稀缺程度、與可替代能源價格掛鉤的天然氣價格動態調整機制。逐步放開除網絡型自然壟斷環節的管網輸配價格、居民生活用氣價格以外的天然氣價格。研究制定城鎮燃氣經營企業配氣價格管理辦法,強化成本和利潤控制。加強省內天然氣短距離管道運輸價格管理,制定省內天然氣管道運輸價格定價成本監審辦法。

(四)　　健全能源運行機制。加強能源市場宏觀調控,強化政府對能源市場的監測預警、總量平衡和運行調節。建立能源市場應急響應機制,保障能源供應安全和市場穩定。深入挖掘能源系統效率提升空間,加強電網運行調度,從技術上實現加大富余水電消納力度和支持可再生能源接入,保障電力系統安全穩定運行。引導設計、生產、貿易、運輸及消費等各個用能環節控制能源消費總規模,通過推廣節能模式提高能源利用效率,調整優化能源供應和消費的運行方式。開展用能權有償使用和交易制度試點,積極穩妥推進初始用能權確權、有償使用和交易工作。

　　十、大力推動能源合作

　　(一)加強國際合作。深入貫徹國家“一帶一路”和長江經濟帶發展戰略,加快中緬天然氣管道楚雄—攀枝花支線建設。積極推進與國際大公司、大企業合作,引進國際資本、學習先進的開發管理理念和消化吸收國外先進的作業技術參與四川頁巖氣、太陽能等資源開發利用。利用國外油田服務公司的先進經驗和設備,加快頁巖氣勘探開發。大力支持能源開發企業、能源裝備制造企業參與國際競爭。在中美“氣候智慧型/低碳城市”框架下,在清潔低碳領域積極推進四川省參與的中美“2+2”合作。

　　(二)深化區域合作。充分利用省內省外兩種資源、兩個市場,擴大和深化區域能源資源勘探開發、能源技術、能源運輸等方面合作。繼續深化與重慶、浙江、江蘇、上海等能源需求中心的戰略合作,積極推動落實“西電東送”“川氣東送”戰略,促進四川清潔能源省外消納。進一步加強與寧夏、甘肅、陜西、山西、內蒙古、新疆等省(區)合作,確保在役火電機組的優質煤源。

　　(三)加強與高校、企業合作。加強與在低碳能源領域有較強科研實力的國內外知名院校的戰略合作,加快能源產業強省建設,加大對能源產業鏈發展的政策扶持和要素支撐力度,鼓勵高校與企業合作在四川試點推廣能源新模式、新業態。加強低碳能源創新創業人才培養,推進能源領域成熟科研技術成果在四川先行轉化,完善產學研結合激勵機制。務實推進各類型能源企業與地方政府簽署的能源戰略合作協議落實,在可再生能源、天然氣、頁巖氣開發利用等投資開發領域,進一步深化政府和社會資本合作(PPP)。

　　十一、加強能源行業管理

　　(一)推進系統能力建設。適時推進水電、天然氣、新能源等領域地方性法規修訂和政策出臺。加強能源行業技術、裝備、能效等標準體系建設,建立健全可再生能源和分布式能源發電并網標準。推進能源行業統計、監測、預測預警能力建設,建立信息共享平臺,構建有利于宏觀調控和行業管理的能源行業統計體系。加強能源領域信用體系建設。

　　(二)加強能源市場監管。建立覆蓋全社會的能源監管體制,加強政府對市場準入、交易行為、壟斷環節、價格成本等重點環節的監管。根據能源行業上中下游特點,明確各部門監管職責,完善監管標準、監管規則和監管程序,形成規范有序、公開透明的監管體系。加強重點專項監管和問題監管,促進能源市場健康持續發展。重點加強電力市場準入、電網公平開放和調度交易、供電、電力壟斷環節價格與成本、油氣管網設施公平開放、天然氣穩定供應、新能源和可再生能源消納等監管,推進電力市場建設,健全電力用戶與發電企業直接交易等電力市場化交易機制。完善煤炭市—31—場交易體系,加強煤炭質量監管,規范市場交易行為。

　　(三)加強能源項目質量安全管理。加強能源工程項目建設質量管理,落實安全生產監督管理職責,突出抓好安全生產風險管控,加強能源項目前期、建設和運行全過程的安全管理。抓好油氣管道保護工作,深入開展安全隱患排查和專項整治。充分發揮安全技術保障作用,制定完善安全生產標準規范。嚴格安全生產事故責任追究,防范和遏制能源行業重特大安全事故。

　　十二、保障措施

　　(一)加強組織領導。省能源主管部門全面負責本規劃實施的統籌協調,省直相關部門各司其職,及時幫助協調解決本規劃實施中出現的問題,確保規劃順利實施。圍繞規劃提出的重要指標、重大項目、重大改革和政策等,按照部門職能職責推進相關工作。

　　(二)做好規劃銜接。強化能源發展規劃的引領約束作用,落實國家“十三五”能源發展規劃和四川省國民經濟和社會發展“十三五”規劃《綱要》的要求,做好本規劃與科技創新、產業發展、水利、環境保護、土地利用、城鎮化等領域專項規劃的銜接。制訂和實施煤炭、電力、石油天然氣、新能源和可再生能源等各專業規劃,明確各行業的發展目標、重點任務和政策措施。各地能源主管部門要在本規劃的指導下,立足實際,編制和實施本地的能源發展規劃,加強規劃銜接,做到總體要求一致、空間布局協調、安排科學有序。

　　(三)強化政策支撐。建立資源有償使用和補償機制。建立和完善水電可持續發展政策,探索建立水電消納保障機制,積極爭取國家支持,探索清潔能源在更大范圍內的消納機制。探索建立大中型水電庫區移民后續發展基金,依法依規開展移民工作,確保工程建設和移民工作協同有序推進。放寬市場準入,以頁巖氣礦業權合法流轉制度為核心推進頁巖氣開發機制創新。鼓勵民間資本進入法律法規未明確禁入的能源領域,鼓勵境外資本依照法律法規和外商投資產業政策參與能源領域投資,推進電網、油氣管網等基礎設施投資多元化。進一步簡政放權,深化行政審批制度改革和投融資制度改革,積極推行能源投資管理權力清單、責任清單和負面清單制度,推動能源領域投資多元化。

　　(四)建立完善規劃實施機制。省能源主管部門依據能源規劃制定年度計劃,按照權責一致原則,落實約束性指標目標責任,確保全面完成。加強規劃對能源發展的引導和約束,強化能源規劃對能源產業布局和重大項目的管理。加強規劃實施情況的跟蹤分析,適時組織開展規劃評估,必要時對本規劃進行調整完善,由省能源主管部門提出調整方案,報省政府和國家能源局批準。