《国家能源局:支持四川省支撑性调节性煤电建设》

  • 来源专题:能源情报网监测服务平台
  • 编译者: 郭楷模
  • 发布时间:2025-09-29
  • 9月28日,国家能源局发布《关于推动煤电清洁高效综合利用提升战略腹地能源安全保障能力的提案》的答复,其中表示,“十四五”以来,我们根据电力供需发展形势,安排四川省一定自用煤电规模,支持四川省支撑性调节性煤电建设,目前相关煤电项目正有序推进。我们将督促四川进一步加大已纳入国家规划的煤电项目建设力度,按照“应开尽开、应投尽投、能早尽早”原则,在确保质量和安全的前提下抓紧推进,切实增强电力供应保障能力。

    四川省位于我国西南地区,具有极其重要的战略地位,有必要布局建设一批煤炭储备基地,提升本地和周边区域煤炭供应保障能力。下一步,我们将会同有关方面进一步完善煤炭产供储销体系建设,优化煤炭运输网络,增强煤炭跨区域调运能力,保障四川省等重点地区用煤需求。我们支持四川省结合实际认真谋划一批煤炭储备项目,加强要素保障,做好组织申报等工作,推动项目尽快落实落地。

    原文如下:

    关于政协第十四届全国委员会第三次会议第04032号(工交邮电类626号)提案的答复

    您提出的《关于推动煤电清洁高效综合利用 提升战略腹地能源安全保障能力的提案》收悉,经商国家发展改革委、生态环境部、交通运输部、国家铁路局,现答复如下。

    您的提案深入分析了成都市能源电力供应的现状、未来发展形势及面临的挑战,针对性地提出了建议:一是支持成都提速建设顶峰兜底电源;二是提前规划建设煤炭储备基地。您的建议对夯实成都市能源电力保供基础、提升成都市能源安全保障能力具有较强的借鉴意义和参考价值,我们高度关注。

    一、关于支持成都提速建设顶峰兜底电源

    煤电是重要的支撑性、调节性电源,在保障电力系统安全稳定运行、支撑新型能源体系建设中发挥着重要作用,国家发展改革委、国家能源局高度重视四川省电力保供和电源规划建设工作。“十四五”以来,我们根据电力供需发展形势,安排四川省一定自用煤电规模,支持四川省支撑性调节性煤电建设,目前相关煤电项目正有序推进。我们将督促四川进一步加大已纳入国家规划的煤电项目建设力度,按照“应开尽开、应投尽投、能早尽早”原则,在确保质量和安全的前提下抓紧推进,切实增强电力供应保障能力。

    国家发展改革委、生态环境部、国家能源局高度关注、持续推动煤电清洁高效综合利用。一是扎实推动煤电机组改造升级。印发《全国煤电机组改造升级实施方案》(发改运行〔2021〕1519号文附件),推动开展煤电机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”;在实施“三改联动”基础上,印发实施《新一代煤电升级专项行动实施方案(2025—2027年)》(发改能源〔2025〕363号),围绕深度调峰、负荷变化速率、启停调峰、宽负荷高效、安全可靠、清洁降碳、智能运行等方面深化拓展技术要求,推动煤电在新型电力系统中更好发挥兜底保障和支撑调节作用,以新一代煤电发展促进传统产业转型升级。二是持续支持能源电力等领域设备更新以及重点行业节能降碳和安全改造。支持符合“两新”等条件的煤电领域节能降碳改造建设项目。三是积极推进煤电二氧化碳捕集利用与封存技术(CCUS)应用和项目试点。将CCUS试点项目纳入气候投融资项目支持范围,配合中国人民银行设立的碳减排支持工具将CCUS作为碳减排技术重点领域,引导和促进金融机构为CCUS技术发展和项目试点提供更优惠的金融服务。

    目前,我们正组织包括四川省在内各省能源主管部门开展“十五五”电力发展规划前期研究与衔接工作,将结合“十五五”四川省电力供需发展形势、规划内煤电项目建设情况、规划衔接初步意见等,统筹研究支持四川省煤电规划建设规模事宜。根据“国家明确规模、地方优选项目”的工作程序,在国家明确的总量规模内,由地方开展具体项目优选,推进项目核准、建设。我们支持四川省按照工作程序,在规模内统筹研究考虑相关项目。

    二、关于提前规划建设煤炭储备基地

    四川省是我国煤炭消费净调入区,保障区域煤炭稳定供应对促进地方经济高质量发展具有重要意义。近年来,国家发展改革委、国家能源局认真落实党中央关于能源保供稳价决策部署,支持四川深入挖掘资源潜力,有序发展煤炭先进产能,持续关注四川等重点地区电煤供应情况,会同交通运输部、国家铁路局等有关部门推进交通基础设施网与能源网融合发展,加大西南地区煤炭外运能力建设,完善骨干煤炭运输通道和煤炭基地集疏运体系,提升疆煤外运能力,增强川渝等地区煤炭运输保障。目前疆煤入川通过既有兰渝铁路实现货运供应,一定时期内可较好满足区域货运需求。

    四川省位于我国西南地区,具有极其重要的战略地位,有必要布局建设一批煤炭储备基地,提升本地和周边区域煤炭供应保障能力。下一步,我们将会同有关方面进一步完善煤炭产供储销体系建设,优化煤炭运输网络,增强煤炭跨区域调运能力,保障四川省等重点地区用煤需求。我们支持四川省结合实际认真谋划一批煤炭储备项目,加强要素保障,做好组织申报等工作,推动项目尽快落实落地。

    感谢您对国家能源工作的关心和理解,希望今后能得到您更多的支持和指导。

  • 原文来源:https://www.in-en.com/article/html/energy-2340486.shtml
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    • 来源专题:能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者:guokm
    • 发布时间:2023-09-04
    • 8月31日,国家能源局发布《关于加强电力可靠性数据治理 深化可靠性数据应用发展的通知》。《通知》提出:加快基于实时数据的电力可靠性管理体系建设。基于实时数据的电力可靠性管理体系建设目标。到2025年底,纳入可靠性统计口径且投产满半年及以上的新建机组(水电、火电、核电)、新能源场站(风电、光伏)全部实现主要设备可靠性数据实时采集上报;输变电主要设施实现可靠性停运事件实时采集,输变电回路、直流输电系统停复电信息及运行状态实时采集覆盖率不低于50%;除部分偏远地区外,供电系统实现基于实时数据的供电可靠性管理。到2028年底,全面建成基于实时数据的电力可靠性管理体系。 全文如下: 国家能源局关于加强电力可靠性数据治理 深化可靠性数据应用发展的通知 国能发安全〔2023〕58号 各省(自治区、直辖市)能源局,有关省(自治区、直辖市)及新疆生产建设兵团发展改革委、工业和信息化主管部门,北京市城市管理委,各派出机构,全国电力安委会企业成员单位,中国电力企业联合会,各有关单位: 数据是电力可靠性管理工作的基础,贯穿于可靠性管理全程。为深入贯彻落实《电力可靠性管理办法(暂行)》(国家发展和改革委令2022年第50号),革新电力可靠性管理理念和手段,进一步提高可靠性数据的准确性、及时性、完整性,深化可靠性数据应用,现就有关工作通知如下。 一、总体要求 深入贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略,落实党中央、国务院决策部署,进一步健全完善电力可靠性管理各项工作,以提升数据质量为前提,以优化评价体系为抓手,以深化数据应用为目标,着眼提升电力可靠性管理水平,支撑新型电力系统建设,保障能源电力安全可靠供应,更好服务新时代经济社会发展。 数字赋能、提质增效。充分应用电力系统运行数据和电力设备监测数据开展分析评估,推进基于实时数据的电力可靠性管理体系建设,在确保信息安全的前提下,实现可靠性数据自动化采集、智能化分析、可溯化管理、透明化监督,确保可靠性数据的准确性、及时性和完整性。 优化体系、科学引导。建立健全电力可靠性评价体系,形成科学合理、实用落地的评价指标和评价方法,准确衡量电力企业可靠性管理质效,客观展示可靠性发展水平和短板,引导电力行业安全健康可持续发展。 强化应用、激发价值。充分发挥可靠性数据在电力行业的评价导向、服务支撑作用,鼓励电力企业应用可靠性数据加强规划设计、设备选型、建设改造、运维检修、供电服务等工作。鼓励电力设备制造企业加强产品可靠性设计、试验检测及生产质量控制,推动可靠性数据全链条推广应用。 二、加快基于实时数据的电力可靠性管理体系建设 (一)基于实时数据的电力可靠性管理体系建设目标。到2025年底,纳入可靠性统计口径且投产满半年及以上的新建机组(水电、火电、核电)、新能源场站(风电、光伏)全部实现主要设备可靠性数据实时采集上报;输变电主要设施实现可靠性停运事件实时采集,输变电回路、直流输电系统停复电信息及运行状态实时采集覆盖率不低于50%;除部分偏远地区外,供电系统实现基于实时数据的供电可靠性管理。到2028年底,全面建成基于实时数据的电力可靠性管理体系。 (二)实施基于实时数据的发电可靠性管理。发电企业要通过提取分析发电设备实时运行数据,自动生成设备状态信息,统计并上报发电设备的非计划停运、非计划降低出力等可靠性信息。 (三)完善基于实时数据的输变电可靠性管理。电网企业要综合生产、运行等多源信息,自动研判生成110(66)千伏及以上电压等级输变电回路、直流输电系统、主要设施停复电信息及运行状态,减少可靠性信息的人工干预。 (四)推广基于实时数据的供电可靠性管理。电网企业供电可靠性数据获取要逐步从停电事件人工填报模式过渡到基于实时数据的自主研判模式,鼓励应用区块链等技术,消除数据采集过程干扰,进一步完善供电可靠性信息溯源及校核机制。 (五)加强电力可靠性数据治理核查工作。国家能源局及其派出机构、地方政府能源管理部门和电力运行管理部门应重点对未按时实现基于实时数据可靠性管理体系建设的电力企业加大可靠性数据的核查力度。 三、优化电力可靠性评价体系 (六)建立电力系统可靠性评价体系。重点开展规划系统的可靠性预测、运行系统的可靠性评估及事件评价追溯,统一事件状态分类,明确指标计算方法、数据来源、报送机制,编制电力系统可靠性指标相关标准。加强电力系统可靠性评价与系统规划建设、运行方式安排等环节的衔接,提前预测电力系统电力电量供需硬缺口,补全电力系统网架结构短板,保障电力系统的充裕性和安全性。 (七)推动发电可靠性动态评价。发电企业要按照设备类型、生产厂家、产品型号、装机容量等细分归类,加强对非计划停运事件的技术分析,定期评估影响机组可靠性的风险因素,及时掌握设备状态、特性和运行规律,建立动态优化的设备运行、检修和缺陷管理评价体系。 (八)推动输变电可靠性评价体系改进。聚焦评价体系可用、易用、实用,完善输变电设施可靠性评价体系,增补输变电设施和回路的评价方法及内容,突出主要设施、回路(系统)非计划停运事件全寿命周期评价,引导电网企业加强规划设计、优化设备选型、强化运维检修,提升系统和设备可靠性管理水平。 (九)推动供电可靠性评价体系优化。科学评价供电可靠性管理水平,修订供电系统可靠性评价规程,优化供电可靠性指标发布口径,根据区域发展特点建立供电可靠性分组、分段评价机制,替代省级和地级行政区绝对值排名方式。探索基于实时数据的供电可靠性在线评估技术研究及应用,引导电网企业合理制定可靠性提升目标,实施符合其发展阶段的可靠性管理措施。 四、深化电力可靠性数据信息应用 (十)发挥电力系统可靠性管理效能。定期开展电力系统可靠性评价,针对供需缺口、网架结构、电网重大风险采取针对性防范措施;聚焦重大活动保电、迎峰度夏、迎峰度冬、极端自然灾害等关键时段开展专题评价,全力保障电力系统安全可靠。紧贴新型电力系统发展需要,推进源网荷储一体化和多能互补,发挥电力系统综合调节功能。 (十一)丰富电力可靠性信息应用场景。以电力企业与电力用户需求为牵引,加快人工智能、数字孪生、物联网等技术在电力可靠性领域的创新应用,推动可靠性信息跨环节、跨专业、全链条的共享,构建多元化应用场景,指导电力企业在规划建设、设备选型、运维检修、供电服务等领域提质增效,精准服务电力用户报修复电、选址接入、业扩增容、自有设备管理等需求,促进新型储能、新能源消纳、电动汽车V2G、虚拟电厂等新业态发展,支撑我国新型电力系统建设与发展。 (十二)搭建电力可靠性信息交流平台。加强全行业的可靠性管理经验交流和帮扶指导,推进政府监管部门、电力企业、电力设备制造企业、行业协会、科研单位及技术咨询机构等协同互动,构建多层级、跨领域可靠性信息共享平台,促进可靠性信息应用推广落地,倡导行业自律和信用建设,营造合作共赢的友好发展环境。 (十三)拓展可靠性定制化增值服务。综合考虑政府、企业、用户等主体的个性化需求,结合不同基础条件、当前发展水平,合理制定可靠性发展目标,基于可靠性信息定制化提供区域性电网布局、合理化运检策略、优质接入并网方案、可靠性在线评估等增值服务。 (十四)强化基于可靠性信息的设备全寿命周期管理。聚焦电力设备在设计制造、安装调试、生产运行、设备退役等全寿命周期各环节存在的问题和短板,打通电力设备运行维护端与设计制造端管理链条,破除电力设备可靠性信息壁垒,有力统筹设备安全性、可靠性以及全寿命周期管理的成本支出。 (十五)探索火电机组基于灵活性运行常态化的可靠性管理机制。聚焦新型电力系统建设对火电机组可靠性要求,可靠性数据以及事件分析应能够反映机组频繁快速深度调峰、频繁启停、长期备用以及调压调频等灵活性运行对设备可靠性的影响。加强灵活性调节运行煤电机组的测点和自动化装置部署,强化信息化管理,提升机组运行预测预警能力,重视运行情况和事件分析,及时向政府、行业提供灵活性调节运行煤电机组可靠性事件信息,关注机组运行状况,切实保障机组的安全可靠运行能力。 (十六)积极稳妥推进可靠性信息应用与推广。以电力可靠性多元化应用、差异化管理、实用化评价为导向,坚持试点先行、科学验证、以点带面、有序推广,聚焦行业需求,找准应用场景,积极推广以可靠性为中心的电力设备检修(RCM)模式,统筹考虑安全、可靠、经济等因素,提升检修质效,到2024年,RCM试点项目覆盖发电、输变电(含直流)、供电领域主要设备。探索新型电力系统可靠性、低压供电可靠性、用户可靠性等领域试点示范工作,实现电力可靠性管理向多元负荷用户和终端用户延伸,促进电力可靠性高质量发展。 国家能源局 2023年8月31日
  • 《风光50GW!四川省发布能源领域碳达峰实施方案》

    • 来源专题:能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者:guokm
    • 发布时间:2023-01-12
    • 1月11日,四川省发改委发布关于《四川省能源领域碳达峰实施方案》的通知,文件指出,到2025年,清洁低碳、安全高效的能源体系基本建成。水电、风电、太阳能发电总装机容量达到1.38亿千瓦以上,清洁能源装机占比89%左右,非化石能源消费比重提高到41.5%左右,天然气消费比重达到19%,煤炭消费比重持续降低,电能占终端用能比重达到30%,新型电力系统建设稳步推进,能源低碳消费新模式新业态加快发展,为实现碳达峰奠定坚实基础。 到2025年,全省风电、光伏发电装机容量分别达到1000万千瓦、2200万千瓦以上,生物质发电装机容量达到175万千瓦左右;到2030年,全省风电、光伏发电总装机容量达到5000万千瓦左右。 原文如下: 四川省发展和改革委员会 四川省能源局关于印发《四川省能源领域碳达峰实施方案》的通知 (川发改能源〔2023〕3号) 各市(州)人民政府,省级有关部门,有关单位: 现将《四川省能源领域碳达峰实施方案》印发给你们,请建立健全工作落实机制,认真组织实施,有关工作情况要报送省发展改革委、省能源局。 四川省发展和改革委员会 四川省能源局 2023年1月5日 四川省能源领域碳达峰实施方案 为深入贯彻落实党中央、国务院关于碳达峰、碳中和重大战略决策和省委、省政府部署要求,根据国家发展改革委、国家能源局推动能源绿色低碳转型做好碳达峰工作的实施方案和省委、省政府《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的实施意见》和《四川省碳达峰实施方案》,特制定本方案。 一、总体要求 (一)指导思想。 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,深入贯彻习近平生态文明思想和习近平总书记对四川工作系列重要指示精神,落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略,立足新发展阶段,贯彻新发展理念,服务新发展格局,按照省第十二次党代会对能源工作的决策部署,结合四川能源发展实际,统筹能源安全保障与绿色低碳,妥善处理好发展与减排、整体与局部、长期目标与短期目标、政府与市场的关系,推动能源生产和消费绿色低碳转型,加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系,科学有序推动我省如期实现碳达峰目标。 (二)基本原则。 坚持目标导向、稳妥推进。将碳达峰、碳中和目标任务落实到能源领域的全过程,制订能源领域碳达峰工作“路线图”“施工图”和时间表。统筹发展与安全,坚持“先立后破”,调动各方积极性,压实各方责任,有力有序推进实施。 坚持节约降碳、绿色转型。实施全面节约战略,持续降低能耗强度和碳排放强度,提高投入产出效率。强化能源科技创新能力,加快数字化与智能化升级,提高能源生产与消费互动能力,供需互促推进能源绿色低碳转型。 坚持双轮驱动、两手发力。充分发挥市场在资源配置中的决定性作用,构建公平开放、有效竞争的能源市场体系。更好发挥政府在规划引领、政策扶持和市场监督方面的作用,深化能源领域体制改革,完善能源绿色低碳发展的保障机制。 坚持民生优先、共享发展。坚持以人民为中心的发展思想,持续提升能源普遍服务水平,强化民生领域能源需求保障,推动能源发展成果更多更好惠及广大人民群众,增进民生福祉。 (三)总体目标。 锚定力争2060年前实现碳中和的远景目标,按照力争2030年前碳达峰进行部署安排。 到2025年,清洁低碳、安全高效的能源体系基本建成。水电、风电、太阳能发电总装机容量达到1.38亿千瓦以上,清洁能源装机占比89%左右,非化石能源消费比重提高到41.5%左右,天然气消费比重达到19%,煤炭消费比重持续降低,电能占终端用能比重达到30%,新型电力系统建设稳步推进,能源低碳消费新模式新业态加快发展,为实现碳达峰奠定坚实基础。 到2030年,清洁低碳、安全高效的能源体系进一步巩固。水电、风电、太阳能发电总装机容量达到1.68亿千瓦,非化石能源消费比重达到43.5%左右,天然气消费比重达到21%,煤炭消费比重进一步降低,电能占终端用能比重达到35%,新型电力系统建设取得重要进展,能源领域二氧化碳排放实现达峰。 二、持续推进能源结构调整优化 (四)全面开发水电。统筹水电开发与生态保护,强化规划引导和科学论证,重点推进金沙江、雅砻江、大渡河“三江”水电基地建设,有序推进其他流域大中型水电建设。加快推进金沙江叶巴滩、雅砻江卡拉、大渡河双江口等水电站建设,核准开工金沙江旭龙、雅砻江牙根二级、大渡河丹巴等水电站,配套推进送出线路规划建设。“十四五”“十五五”期间分别新增水电装机容量2500万千瓦、1300万千瓦左右。着力优化水电结构,优先建设季以上调节能力水库电站,到2025年和2030年,全省具有季及以上调节能力的水电装机分别达到4760万千瓦、4900万千瓦,以水电为主的可再生能源体系更加巩固。(省发展改革委、省能源局牵头,自然资源厅、生态环境厅、水利厅、省国资委、四川能源监管办、国网四川省电力公司等按职责分工负责) (五)大力发展新能源。坚持集中式与分布式并举,在保护生态环境的前提下,大力推进风电、光伏发电开发。重点推动凉山州风电基地和“三州一市”光伏发电基地建设,支持基地规划范围外具备条件的县(市、区)有序发展屋顶分布式光伏和分散式风电。加快打造金沙江上游、金沙江下游、雅砻江、大渡河中上游4个水风光一体化可再生能源综合开发基地,同步推进其他流域水风光多能互补开发。加快智能光伏产业创新升级和特色应用,创新“光伏+”模式,推进光伏发电多元布局。因地制宜推动生物质能综合利用,稳步发展城镇生活垃圾发电。加快推进地热资源勘探开发,探索开展地热发电试点。支持发展可再生能源制氢和工业副产氢,建设成渝“氢走廊”,打造成都“绿氢之都”、攀枝花氢能产业示范城市。到2025年,全省风电、光伏发电装机容量分别达到1000万千瓦、2200万千瓦以上,生物质发电装机容量达到175万千瓦左右;到2030年,全省风电、光伏发电总装机容量达到5000万千瓦左右。(省发展改革委、省能源局牵头,经济和信息化厅、自然资源厅、生态环境厅、住房城乡建设厅、交通运输厅、水利厅、农业农村厅、省国资委、四川能源监管办、国网四川省电力公司等按职责分工负责) (六)推进非化石能源非电利用。因地制宜推进地热能、空气热能等可再生能源供暖制冷等规模化应用,到2025年,力争累计新增地热能、空气热能应用面积2000万平方米。探索非粮生物天然气和液体燃料替代化石能源路径。(经济和信息化厅、科技厅、自然资源厅、住房城乡建设厅、省能源局等按职责分工负责) (七)加快建设新型电力系统。适度超前规划建设电网通道,加快推进川渝特高压交流目标网架建设。以水风光一体化可再生能源综合开发基地为重点,推动水风光一体化送出工程建设应用。全面推进四川电网500千伏主网架优化,构建相对独立、互联互济的“立体双环网”主网结构。加强城市电网建设,提高城网负荷转供水平和防灾抗灾能力。巩固农村电网建设,提升乡村电气化水平。鼓励建设以消纳新能源为主的智能微电网,解决偏远地区用电问题。推动交通网与能源网融合发展,探索交通领域源网荷储协同技术。加快电网智能化改造,满足分布式电源、储能系统、电动汽车等多元化主体大规模接入需求。加快天然气应急调峰备用电源建设,到2025年,新增气电装机容量约850万千瓦。结合调峰需求、新能源开发和水利工程水资源再利用,在负荷中心和新能源集中送出地等科学布局抽水蓄能和新型储能项目。落实需求侧管理政策措施,完善市场机制,到2025年省级电网形成年度最大用电负荷3%的需求侧响应能力,到2030年基本具备5%以上的尖峰负荷响应能力。(省发展改革委、省能源局牵头,经济和信息化厅、科技厅、自然资源厅、交通运输厅、水利厅、四川能源监管办、国网四川省电力公司等按职责分工负责) 三、强化能源绿色低碳转型关键技术创新 (八)加强科技攻关。围绕低碳零碳负碳等领域,实施一批前瞻性、战略性前沿科技项目。重点推进化石能源绿色开发和清洁利用、二氧化碳捕集利用与封存(CCUS)、新型电力系统、氢能、储能、高效光伏、大容量风电、先进核电、可控核聚变、生物质燃料替代、零碳供能等基础前沿技术攻关。持续完善能源装备研发制造体系,提高清洁能源装备自主研制能力。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/液化天然气成套设备等领域,开展核心材料、核心设备、关键零部件等“卡脖子”工程技术攻关。加强重点领域节能技术创新,开展低功耗存储设备和软件开发、数据中心绿色运营等领域技术攻关。(科技厅牵头,省发展改革委、经济和信息化厅、教育厅、省能源局等按职责分工负责) (九)推进试点示范。实施节能降碳技术改造示范工程,支持取得突破的关键技术开展产业化应用。加快氢能“制储输用”产业链建设,探索在钢铁、化工、交通运输、建筑等领域规模化应用。研究直流配电网在分布式能源消纳、新能源汽车充电等领域的应用。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。开展智慧能源试点示范。加强信息技术、CCUS技术与能源融合发展。(科技厅牵头,经济和信息化厅、住房城乡建设厅、交通运输厅、省能源局、国网四川省电力公司、省大数据中心等按职责分工负责) (十)完善创新体系。加快建设天府永兴实验室、四川省碳中和技术创新中心,培育创建一批重点实验室、工程(技术)研究中心,支持高等院校、能源企业在川设立能源科研机构。鼓励龙头企业联合高校院所整合行业资源牵头组建联合创新体。落实知识产权、金融、税收等相关配套政策,引进优势企业,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。采取“揭榜挂帅”“赛马”等机制支持企业参与财政资金支持、市场导向明确的绿色技术创新项目。强化企业创新主体地位,鼓励产业链优势企业、高校、科研院所加强合作,加快形成创新型、应用型、技能型的低碳技术人才梯队。不断完善能源技术创新服务体系,推动能源科技领域产学研用融合发展。(科技厅牵头,省委组织部、省发展改革委、经济和信息化厅、教育厅、财政厅、人力资源社会保障厅、省市场监管局、省国资委、省能源局、四川省税务局等按职责分工负责) 四、大力推进能源产业链碳减排 (十一)加强能源企业碳足迹监测。依据国家能源分行业产业链碳足迹核算标准和碳排放计量体系,开展能源企业碳排放总量和强度监测评价管理,建立碳排放台账。做好已纳入国家甲烷排放监测的油气田试点工作,推动一批燃煤电厂纳入国家碳监测评估试点。加强能源项目规划、设计、建设、运行、退役的全过程碳管理。探索开展同行业企业碳排放强度对标试点,推进燃煤燃气发电、油气生产与加工、电网等重点能源企业制定碳减排路线图。(省发展改革委、经济和信息化厅、生态环境厅、省国资委、省市场监管局、省统计局、省能源局、国网四川省电力公司等按职责分工负责) (十二)推动重点产业领域节能降碳。优化能源生产工艺流程,推广应用安全节能技术和设备。稳妥有序淘汰煤电落后产能,整治和规范企业自备电厂运行。推进煤电机组技术革新,开展节能降碳改造、供热改造、灵活性改造“三改联动”。支持炼化企业实施绿色、低碳、清洁化技术改造。推动炼化产业由“燃料型”向“燃料化工型”转变和精细化发展。支持油气勘探开发企业通过清洁替代、技术设备升级、零散气回收、CCUS等方式减少生产过程碳排放。加快能源产业链数字化升级,提高能源系统整体效率,力争到2025年,四川电网综合线损率控制在7%以内。油气生产、输送和加工转换环节二氧化碳排放在2030年前实现达峰。(经济和信息化厅、省能源局牵头,科技厅、应急厅、国网四川省电力公司等按职责分工负责) (十三)提升资源综合利用水平。强化煤炭矿区废弃物资源化利用,推广洁净煤技术应用,积极发展高效洗煤、配煤和型煤综合利用技术。到2025年,煤炭废弃物资源化率、原煤入选率分别达到80%和85%以上;到2030年,煤炭废弃物资源化率、原煤入选率均达到90%以上。持续提高瓦斯抽采利用水平,到2025年,煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用率达到60%;到2030年,煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用率达到70%。加强煤炭和油气开发、转运、储运等环节的余热、余压、冷能等资源回收利用。推进退役动力电池、光伏组件、风电机组叶片等新兴产业废弃物循环利用。探索利用退役火电机组的既有厂址与输变电设施建设储能或风光储设施。(省发展改革委、经济和信息化厅、科技厅、 自然资源厅、生态环境厅、应急厅、省能源局、国网四川省电力公司等按职责分工负责) (十四)开展煤炭矿区和油气田生态环境治理。合理利用采煤沉陷区、关闭退出煤矿、露天矿排土场等发展光伏等清洁能源产业,促进资源枯竭型地区转型发展。积极提升煤矿开采区、油气田林业碳汇能力,促进采区有机融合当地生态文明建设。加强煤炭和油气资源开发项目环境影响评价管理。(自然资源厅、生态环境厅、省能源局等按职责分工负责) 五、推动用能方式绿色转型升级 (十五)合理控制煤炭消费。对供电煤耗300克标准煤/千瓦时以上具备条件的机组分类实施改造。引导耗煤行业节能降碳和用能替代,严控钢铁、建材、有色金属等行业耗煤总量和强度。加强煤炭集中使用,逐步减少直至禁止煤炭散烧。到2025年、2030年原煤消费量分别不超过7000万吨和6500万吨。(省发展改革委、经济和信息化厅、省国资委、省能源局、国网四川省电力公司等按职责分工负责) (十六)有序引导油气消费。合理控制石油消费增速,力争石油消费“十五五”时期进入峰值平台期。引导交通运输多式联运发展,推动大宗货物“公转铁、公转水”。加大新能源和清洁能源车船装备应用,推广氢燃料电池汽车、LNG重卡、新能源船舶等,引导汽油、柴油消费逐步收缩,力争在2030年左右进入平台期。优化天然气消费结构,优先保障民生用气,鼓励发展天然气分布式能源,合理引导工业用气和化工原料用气。(经济和信息化厅、住房城乡建设厅、交通运输厅、省国资委、省能源局、四川能源监管办等按职责分工负责) (十七)大力推广终端用能电气化。推动用能设施电气化改造,提升电能占终端能源消费比重。推广电锅炉、电窑炉、电烤烟、电制茶替代燃煤(油、气)锅炉、窑炉、烤烟、制茶,推进电驱钻井、电驱压裂替代柴油钻井、柴油压裂。力争到2025年,年度替代电量突破190亿千瓦时。实施“电动四川”行动计划,加快公共交通、环卫、旅游景区、工程作业、家庭用车等领域电动化进程,优化充(换)电基础设施布局。到2025年,建成充电桩12万个;到2030年,公(专)用充电设施数量达到6万台以上。(省发展改革委、经济和信息化厅、交通运输厅、省国资委、省能源局、四川能源监管办、国网四川省电力公司等按职责分工负责) (十八)拓展新能源消纳场景。推广综合能源服务、用户侧储能、电动汽车智能充电,探索新能源汽车与电网(V2G)能量互动等新模式。鼓励光伏资源与交通基础设施联合开发,推动交通分布式能源自洽。探索建筑群体参与电力需求响应试点,实现建筑用能与电力供给智慧响应。支持新建建筑和社区建设低碳智慧用能系统,鼓励使用太阳能、地热能、生物质能等可再生能源。力争到2025年,具备条件地区的学校、医院、政府机关等公共机构新建建筑屋顶光伏安装率达到50%,鼓励既有公共建筑安装光伏和太阳能热利用设施;力争到2030年,具备条件地区的新建交通枢纽场站安装面积不低于60%。(经济和信息化厅、住房城乡建设厅、交通运输厅、省国资委、省机关事务管理局、省能源局、四川能源监管办、国网四川省电力公司等按职责分工负责) (十九)开展近零碳城市和园区试点。遴选一批有基础、有条件的园区开展近零碳排放园区试点,建设一批园区级能源互联网项目。到2025年,力争建成20个左右近零碳排放园区。开展可再生能源村、零碳镇试点,选择一批拥有特色产业的乡村,引导实施农业生产、乡村产业和生活用能设施全电化改造,优先使用可再生能源电力。巩固国家低碳试点城市创建成果,探索开展碳达峰试点城市建设。(省发展改革委、经济和信息化厅、生态环境厅、住房城乡建设厅、交通运输厅、农业农村厅、省能源局等按职责分工负责) 六、深化体制改革和机制创新 (二十)构建新能源加快发展的市场服务机制。优化低碳项目审批(备案)流程,创新开发运营模式,推进电力源网荷储一体化和多能互补项目同步规划、审批、建设和投运。深化电力体制改革,积极推进绿色电力溯源认证和绿色电力交易。加大市场主体培育,明确储能电站、以消纳可再生能源为主的增量配电网、微电网和分布式电源的市场主体地位。深化电力现货市场建设,逐步形成长期稳定运行的四川电力现货市场。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。建立健全电力中长期、现货和辅助服务交易有机衔接机制。(省发展改革委、经济和信息化厅、省能源局、四川能源监管办、国网四川省电力公司等按职责分工负责) (二十一)健全清洁能源开发利用的价格机制。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,落实国家抽水蓄能项目两部制电价政策,建立天然气调峰发电两部制电价政策。探索并逐步推行分布式发电市场化交易。(省发展改革委、经济和信息化厅、省能源局、国网四川省电力公司等按职责分工负责) (二十二)创新能源绿色低碳转型的财政金融保障机制。加大财税支持做好碳达峰、碳中和工作力度,构建落实有利于绿色低碳发展的财税政策体系。加大对低碳能源项目、能源保供项目的投融资支持力度,引导银行等金融机构为清洁低碳能源项目以市场化方式提供优惠利率贷款支持。推动清洁能源基础设施项目开展市场化投融资。发挥税收政策的引导作用,落实好固定资产加速折旧、企业研发费用加计扣除等税收优惠政策。鼓励市(州)出台绿色金融配套支持政策,支持符合条件的绿色低碳企业上市融资和再融资。(财政厅、四川省税务局牵头,省发展改革委、省地方金融监管局、人行成都分行、四川银保监局、四川证监局等按职责分工负责) (二十三)完善保障能源安全的风险管控机制。强化煤炭煤电保障作用,加快推进优质先进产能建设。建立健全煤炭储备体系,加快广安高兴、达州河市、达州万源等煤炭储备基地建设。加大天然气(页岩气)勘探开发力度,推进川中安岳和川中致密气、川东北高含硫气、川西致密气和高含硫气、川南页岩气等气田滚动开发。增强天然气储备调峰能力,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,支持城镇燃气企业建设储气调峰设施,补齐储气调峰能力短板。科学优化电力生产调度,加强需求侧精准管理,提升电网负荷侧预测和管理调度水平。完善能源预警机制和应急预案,提升对极端天气、突发情况的应急处置与事后快速恢复能力。完善能源保供机制,在做好迎峰度夏、迎峰度冬以及民生用能供应保障基础上,科学有序推动能源绿色低碳转型,确保能源领域安全降碳。(经济和信息化厅、住房城乡建设厅、省能源局牵头,自然资源厅、应急厅、省国资委、国网四川省电力公司等按职责分工负责) 七、组织实施 (二十四)加强统筹协调。省发展改革委、省能源局统筹开展能源绿色低碳转型工作,建立健全相关部门参与的工作协调机制,形成合力,共同推动本方案有效实施。省级相关部门要加大财政、金融、人才培养、标准制定等方面的支持力度。(省发展改革委、省能源局牵头,各有关部门、各地方人民政府按职责分工负责) (二十五)压实地方主体责任。各市(州)要切实扛起能源领域碳达峰的主体责任,结合实际制定具体实施方案,确保政策到位、举措有力、各项任务落细落实,避免“一刀切”限电限产或“运动式”减碳。各能源相关企业,要发挥碳达峰、碳中和主力军作用,对标政策要求和目标任务,勇于担当、主动作为,合力推动能源绿色低碳转型。(各地方人民政府负责) (二十六)严格监督考核。各级发展改革和能源主管部门要加强能源绿色低碳转型目标任务落实情况监管,定期组织开展重点任务的监督检查和考核评价,督促各地、各能源相关企业加大工作力度,增添工作措施,确保各项任务有效落实。(省发展改革委、省能源局牵头,各有关部门、各地方人民政府按职责分工负责)