河北省十三五能源发展规划Word格式.docx
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6．改善民生。
县城以上城区集中供热率达到90%以上，农村清洁取暖率达到70%，天然气管网覆盖率95%以上，配电网基本实现城乡一体化，居民生活人均用电量640千瓦时。
专栏1
“十三五”主要发展目标
类别
指标
单位
2015年
2020年
年均增长（%）
属性
生产
一次能源产量
万吨标煤
7096
6480
-1.8
预期性
煤炭产量
万吨
8215
5500
-7.7
原油产量
580
天然气产量
亿立方米
10.4
9
-2.9
一次电力
亿千瓦时
213
630
24.2
消费
能源消费总量
亿吨标煤
2.94
3.27
2.2
其中：
煤炭
亿吨
2.9
2.6
-2.2
约束性
非化石能源占消费总量比重
%
3.05
7
--
全社会用电量
3176
3900
4.2
单位GDP能耗下降（争取）
（19）
煤电供电煤耗
克/千瓦时
321
305
电网综合线损率
6.7
6.4
电力发展
电力装机容量
万千瓦
5836
9850
11
煤电
4115
5200
4.8
天然气发电
400
风电
1022
2080
15.3
光伏发电
280
1500
39.9
环保民生
电煤比重
35
40
单位GDP二氧化碳排放浓度下降
（20.5）
居民人均生活用电
千瓦时/人
500
640
5.1
县以上城镇集中供热率
80
90
农村清洁取暖率
70
注：
括号内为5年累计值
二、重点任务
（一）深化供给侧结构性改革，推进能源生产革命。
1．优化煤炭生产供应。
积极推进煤炭去产能。
强化政策引导，推动地质条件复杂、开采难度高、安全隐患大的煤矿退出市场，依法关闭长期亏损、运营困难和非机械化生产的落后煤矿，到2020年压减煤炭产能5100万吨。
结合煤炭资源、区域功能等情况优化布局，到2020年张家口、承德、秦皇岛、保定基本形成“无煤市”。
推进煤矿企业整合，推动生产集约化，到2020年煤炭开采企业控制在10家以内、煤矿数量60处左右。
合理确定煤矿产能，打击超能力开采行为，煤炭产能、产量分别保持7000万吨、6000万吨水平。
推动绿色安全开采。
大力实施矿井安全技术改造，安全生产整体达到国际先进水平。
实施矿井机械化改造，掘进机械化程度达到85%以上，采出机械化程度达到90%以上。
因地制宜推广充填开采、保水开采、煤与瓦斯共采等绿色开采技术。
继续推进采煤沉陷区综合治理，完善矿区生态环境恢复补偿机制，实现矿山生产开发与生态建设同步，建设生态文明矿区。
优化省外输入煤源。
发挥我省邻近资源省（区）、输送通道密集等优势，建设全国性煤炭集散中心，保障煤炭供应。
深化与周边煤炭资源大省合作，积极引进神木低硫煤、榆林兰炭等优质煤源，优化燃煤质量。
强化煤炭市场监管，坚决取缔外来煤洗选，严格控制劣质煤流入。
加强资源勘探储备。
深化煤田勘探程度，增加资源储量。
开展现有矿井深部和外围补充勘探，提高勘探级别。
论证地下气化技术，探索深部资源开发技术措施，强化开采技术储备。
2．强化油气安全保障。
加强油气资源开发。
做好华北油田、冀东油田资源接续，采用先进技术，创新开采方式，努力实现稳产、增产。
积极开展战略合作，勘探开发渤海湾油气资源，增强资源储备。
强化基础研究，推进地质条件勘查，做好页岩气、致密气等非常规油气资源开发利用工作。
提高资源输入能力。
协调配合、加快建设陕京四线等气源干线，推进LNG（液化天然气）接卸站建设，扩大接卸能力。
到2020年形成管道气源输入能力1800亿立方米、海上LNG接卸能力1300万吨，我省保障供应能力达到300亿立方米。
结合石化基地建设布局，建设原油码头，海上原油接卸能力达到6000万吨。
优化原油加工生产布局。
发挥消费中心区、“一带一路”能源合作节点区、沿海临港等优势，结合油品质量升级工程，推进石化基地建设。
加强国内外战略合作，促进燕山石化等省外炼化企业迁入，整合省内地方炼厂，结合淘汰落后，建设曹妃甸石化基地。
依托海上原油进口通道，提升改造沧州地区炼油能力。
推进千万吨级炼油企业油品质量升级改造。
完善油气输配管网。
按照统一规划、互联互通、功能互补原则，完善省内天然气集输干线网，省内集输能力达到300亿立方米以上；
继续推进“县县通”工程，完善天然气输配支线网，基本实现县（市、区）全覆盖。
完善港口至内陆炼厂原油配送管线，改善炼厂原油输入条件；
谋划建设炼厂至消费集中区成品油输配管线，提高成品油输配水平。
专栏2
煤炭、油、气供应保障
煤矿建设和改造：
推进邢台矿西井、九龙矿产业升级改造等在建煤矿建设，形成先进接续产能。
争取国家资金支持，加快现有矿山安全生产改造、技术装备升级和生态恢复建设。
支持冀中能源集团、开滦集团、建投集团等企业在山西、内蒙古等地合作建设符合国家发展规划的煤电基地。
油气资源输入：
建设陕京四线、中俄天然气东线、蒙西煤制气管线、鄂安沧管线、天津LNG外输管线等气源干线，到2020年新增气源输入能力1300亿立方米；
加快曹妃甸、黄骅港原油码头建设，配套建设原油输入管线，海上原油接卸及输入能力分别达到6000万吨、2000万吨；
建设曹妃甸、黄骅港LNG接收站，配套储输设施，确保海上LNG输入能力达到1300万吨。
原油加工生产布局：
整合抚宁东奥石油炼化、河北炼化轻化工、河北大港石化、河北金锐石油化工等省内地方炼厂，淘汰原有落后产能，建设曹妃甸石化基地，力争形成3000万吨原油加工能力。
推进中捷石化、鑫海化工、浅海石油化工等企业升级改造，原油加工能力保持在2000万吨左右。
加快实施石炼、华北石化油品质量升级改造项目，建成千万吨级现代化炼油企业。
原油及成品油管线：
依托原油码头和输入干线，建设、完善至各炼厂的配送管线。
推进锦郑成品油管线建设，加强华北石化成品油外输能力，加快华北石化—北京新机场航空煤油管线项目建设。
谋划建设曹妃甸、沧州等地成品油外输管道，推进省内成品油配送管网建设。
天然气输配管网：
加快我省与天津的省际联络线港清三线建设，形成输气能力91亿立方米。
完善省内集输管线，重点建设京邯复线、邯渤管道、黄骅至武邑管道、迁安至承德管道、唐秦沿海管道、永清至涿州管道、安平至青县管道、安平至深泽管道、涉县至沙河煤层气管线、冀中十县管网（二期）、冀州至南和管线、小韩庄至留各庄管线、沧州-安平-丘头（化工园区）管线、石家庄-保定输气管线等14条管线，新增输气能力378亿立方米。
3．大力发展绿色电力。
安全发展核电。
加快海兴核电项目前期工作，争取尽早核准和开工建设。
积极做好陆上核电厂址保护、前期论证等工作。
积极推进核小堆建设，争取列入国家首批示范工程。
积极开发风电。
坚持基地建设与分散开发相结合，充分利用各类风能资源，合理优化布局，扩大装机规模。
加快建设张家口、承德千万千瓦级风电基地，有序推进唐山、沧州海上风电建设，积极布局发展低风速风电项目。
大力发展光电。
坚持集中式与分布式相结合，推广先进技术装备，创新开发利用模式，提升就地消纳能力，加快发展村级电站和居民屋顶、公共建筑等多能互补分布式光电，因地制宜发展农光、渔光、牧光等规模化集中电站，稳步推进光热发电示范工程。
合理发展热电。
结合提升清洁集中供热能力、保障民生用热需求，推动在建热电联产项目尽快建成投产，优化布局建设一批燃煤、燃气热电联产机组，鼓励发展背压机组、多联供燃气分布式电站。
加快优化火电。
大力实施淘汰落后、改造提升、置换替代、退城进郊等“四个一批”工程，关停淘汰落后机组400万千瓦以上，改造提升煤电机组1700万千瓦以上，等容量、减煤量、减排放替代建设超临界热电机组和超超临界大型支撑电源，高参数大容量机组装机占比达90%以上，支持发展生物质发电、垃圾发电和余热余压发电，构建布局合理、清洁高效、保障有力的火电系统。
专栏3
绿色电力生产系统
核电：
加快推进核电项目前期工作，力争海兴核电开工建设。
风电：
推进张家口风电基地三期、承德风电基地二期和三期、唐山沿海风电建设，到2020年全省风电装机达到2080万千瓦，张承风电基地风电装机容量争取达到1800万千瓦，沿海风电装机容量争取达到80万千瓦。
鼓励省内东南部地区开展低风速风电开发建设；
支持分散式风电发展。
光伏发电：
加快张家口市可再生能源示范区、京张奥运光伏廊道、采煤沉降区和尾矿综合利用光伏发电领跑技术基地建设，大力发展分布式光伏发电，建设光伏扶贫村级电站，开展光热发电试点示范，力争到2020年全省光伏发电装机总量达到1500万千瓦。
燃气热电：
建设石家庄热电九期等燃气热电，预计投产400万千瓦。
燃煤热电：
按照超低排放标准，加快建成涿州热电、保定西北郊热电、廊坊热电、唐山北郊热电、邢台热电、承德上板城热电、沧州运东热电、遵化热电、邯郸东郊热电、秦皇岛开发区热电、保定热电九期、三河电厂三期等在建项目；
推进曹妃甸百万千瓦机组、蔚县电厂早日投产。
生物质发电：
在农林作物富集、收贮便利等条件好的区域，推广生物质（垃圾）发电，到2020年农林生物质发电装机达到50万千瓦，垃圾发电装机达到25万千瓦，沼气发电3.1万千瓦。
4.建设坚强智能电网。
改造城乡电网。
围绕提高供电能力、改善供电质量、消除薄弱环节，突出电力扶贫、保障电代煤、促进可再生能源消纳三个重点，继续加大城乡电网改造力度。
完善输电主网架。
围绕消除瓶颈、优化布局、改造老旧线路，强化全省220千伏及以上变电站和输电线路，构建冀南电网“目”字形和冀北电网“田”字形500千伏环网，增强南北电网联络互通能力；
完善220千伏地市级供电网，争取每县（市、区）拥有2座以上220千伏变电站。
推进输电通道建设。
融入国家西电东送、北电南输电力输配大格局，争取蒙西-天津南、锡盟-山东、榆横-潍坊等特高压通道电力在我省更多落地；
加快建设张北±
500千伏柔性直流示范工程，积极推进张北-北京西特高压通道尽早开工建设，促进张承地区可再生能源输送消纳；
谋划建设内蒙和陕西煤电、金沙江上游水电至冀南电网送电通道，增强全省电力保障能力。
支持省内重点企业参与省外能源基地和输电通道建设。
专栏4
绿色电力供应系统
配电网：
新建、改造一次和二次配电设备，增强城乡配网供电可靠性，提高供电质量。
新增（改造）110千伏、35千伏、10千伏变电容量约0.6亿千伏安、线路约9万公里。
户均配变容量不低于2千伏安，完成户表改造约30万户。
电网主网架：
新建承德东500千伏变电站及相关500千伏线路，形成北网东部纵向通道；
新建邢西-彭村-石家庄-武邑500千伏输电通道，完善南网中部横向通道，分别建成北网“田”字型、南网“目”字型500千伏网架结构，配套建设大型电源并网、特高压落点送出等500千伏送变电工程。
新（扩）建500千伏变电站23座，增加变电容量3635万千伏安，线路3615千米。
结合可再生能源电力汇集、在建热电联产机组接入、负荷及网架优化需求，新（扩）建220千伏变电站112座，增加变电容量3654万千伏安，线路6400千米。
输电通道：
推进蒙西-天津南、锡盟-山东、榆横-潍坊、北京西-石家庄特高压通道建设，建设绥中-冀北、盂县-邢西等点对网电源通道，完善忻都-石北等500千伏电力输送通道。
省外输入电源：
新增辽宁绥中电厂、山西盂县电厂、陕北神木府谷电厂等点对网受电电源640万千瓦，推进省建投寿阳、武乡二期电源项目200万千瓦，确保点对网受电电源接入规模达1670万千瓦，力争达到1870万千瓦；
新增北京西、石家庄、北京东交流特高压受电落点，增加特高压电力390万千瓦（能力900万千瓦）。
（二）提高清洁高效利用水平，推进能源消费革命。
1．推进煤炭清洁高效利用。
大力压减煤炭消费总量。
结合产业结构转型升级和大气污染防治，落实“工程减煤、技改节煤、政策限煤、清洁代煤”措施，严格控制增量，积极减少存量，到2020年消费量控制在2.6亿吨以内。
对新增燃煤建设项目，严格落实煤炭减量替代政策，严控消费增量。
着力推进钢铁、火电、焦化、水泥等去产能，加快实施工业窑炉、燃煤锅炉等集中供热替代和燃料置换，减少和优化消费存量。
加快治理散烧。
以集中供热、煤改气、煤改电等为主要方式，加快替代居民生活、服务业、农业等领域分散燃煤。
严格按照燃煤锅炉治理要求，分区域、分年度逐次淘汰35蒸吨以下燃煤锅炉，对保留的燃煤锅炉实施清洁高效燃煤技术改造。
严格执行燃煤质量标准，杜绝劣质煤流入。
2017年保定、廊坊禁煤区实现电煤、集中供热和原料用煤外燃煤“清零”，到2020年平原农村采暖散煤基本清零、山坝等边远地区采暖散煤控制在800万吨以内。
深入开展燃煤减排提效。
统筹使用燃煤减量替代指标，加快燃煤向规模化集中利用转变，优先支持发展燃煤热电，到2020年电煤占煤炭消费的比重提高到40%以上。
突出钢铁、建材、化工等燃煤大户，突出窑炉、锅炉等主要燃煤方式，深入实施工艺技术和环保改造，挖掘潜力、提高能效、减轻排放，达到国际先进能效标准，达到排放限值（或特别排放限值）要求。
推进煤品加工及转化利用。
依托省内煤矿，配套原煤洗选设施，改造提高洗选技术水平，到2020年省内原煤入选率达到90%以上。
合理布局、有序发展煤制气，建设武安煤制天然气、沙河煤制气项目，谋划沿海大型煤气化工程。
推动建设矸石、煤泥电厂，促进资源综合利用。
2．积极扩大天然气利用规模。
扩大居民生活用气。
结合清洁取暖，扩大取暖燃气规模。
完善燃气管网，建设LNG、液化石油气、煤气配送设施，增强储气调峰能力，按照“宜管则管、宜罐则罐”原则，推进燃气入户，形成管道气为主、多渠道补充的燃气配送体系，努力实现城乡居民生活燃气全覆盖。
拓展产业用气。
完善工艺技术，降低燃气成本，鼓励工业窑炉煤改气。
深入实施锅炉治理工程，鼓励工业锅炉煤改气。
强化政策措施，在餐饮、住宿、商业、旅游等第三产业以及机关事业单位、学校、医院等公共服务领域，加快实施燃料气化。
推进交通燃气。
扩大天然气公共交通车辆覆盖率，推动货运车、乘用车、运输船舶油改气，配套建设加气设施。
发展燃气热电。
紧密结合热力、电力、城镇化等规划，在负荷集中区有序发展燃气热电，大力推进热电冷多联供和燃气分布式能源建设。
3．大力推广利用非化石能源。
完善体制机制。
结合电力体制改革，实施可再生能源配额制及竞争性配置机制，落实可再生电力全额保障性收购制度，创新和完善绿色能源优先上网、优先使用政策，鼓励可再生电力参与市场直接交易。
建设示范工程。
以规模化开发、大规模储能应用、智能化输电、多元化应用示范工程为重点，加快建设张家口市可再生能源示范区。
实施崇礼零碳奥运专区、奥运光伏廊道、风光储输一体化等示范工程，建设低碳城镇和绿色能源县、乡、村，建立不同特色的非化石能源利用区。
提高消纳能力。
加快建设张家口、承德市可再生能源电力就地消纳和面向京津冀外送通道，有效避免弃风、弃光率过快增长。
加快智能电网建设，提升电网调峰能力，增强电网对不稳定电源适应性，促进可再生电力就地消纳。
拓宽利用途径。
鼓励发展风电供热、风电制氢等利用工程，积极推进发展太阳能集热，推广民用太阳能热水、农业太阳能大棚等，建设一批太阳能集热供汽工业园，支持建设农村生物质能供热、供汽和燃料工程。
4．积极推进电能替代。
突出重点领域，完善鼓励措施，积极实施电能替代工程，提高电能终端消费比重。
到2020年全社会用电量达到3900亿千瓦时，人均用电量达到5000千瓦时。
结合传统工业改造提升，扩大电窑炉技术在钢铁、建材、化工等领域的应用。
结合工业燃煤锅炉治理，加快推广蓄热式和直热式工业电锅炉。
鼓励新建工业项目优先使用电能，支持既有工业企业实施电代煤、电代油。
结合绿色交通体系建设，加快发展船舶岸电系统和电驱动装卸技术，支持公共交通车辆油改电，适度超前建设充电设施、支持电动汽车发展。
对热力管网覆盖范围外的医院、学校、商场、办公楼等公共建筑，推广蓄热式电锅炉、热泵和电蓄冷技术，鼓励建设空气源、地源、水源热泵供热（制冷）系统。
紧密结合清洁取暖，鼓励有条件的区域实施电代煤，推广高效电暖、热泵、电辅助太阳能热水器等适用技术，示范推广蓄热电锅炉等新型供暖工程。
专栏5
推广应用清洁能源
天然气利用：
依托“县县通”工程，普及城镇居民生活燃气，拓展农村居民生活燃气，推进实施气代煤清洁取暖。
依托石太、京张、保阜、京石等高速公路及晋冀、蒙冀公路运输通道，布局建设LNG加气站，支持重载汽车油改气。
电动汽车充电设施：
按照“同步推进、适度超前”原则，以高速公路服务区、京津冀城际连接通道、省内城际公路等为重点，因地制宜推进城区充电设施建设，逐步形成快速充电服务网络；
到2020年基本建成车桩相随、智能高效的充电设施体系，形成20万辆电动汽车充电服务能力。
可再生能源就地消纳：
结合张家口市可再生能源示范区建设，实施冬奥场馆绿色供能，建设风电供暖、风电制氢项目，推进张北大数据中心可再生能源供电。
着眼就地消纳，在张家口、承德等市开展风电供暖试点。
支持易县英利科技生态小镇等可再生能源特色小镇建设。
地热利用：
以保定、承德、廊坊等地热资源条件优越的市为重点，打造1-2个北方地热温室示范基地。
以环京津地区等区位优势明显的城市为重点，推进石家庄平山、张家口赤城、秦皇岛北戴河、承德避暑山庄、保定白洋淀、邯郸古城、唐山菩提岛等区域的地热旅游资源开发。
在保定博野等地规划建成若干地热梯级综合利用示范工程。
到2020年全省实现地热种植30000亩，地热养殖3200亩，接待地热旅游等6000万人次/年。
5．全面深化节能。
强化消费调控政策。
完善能源消费总量、消费强度考核制度，强化调控措施，确保完成“双控”目标。
发挥能源结构优化倒逼作用，大力优化产业结构，严格限制高耗能产业规模，实行高耗能企业能耗天花板制度，不断优化能源消费存量。
对新增用能项目，严格节能审查制度，强化节能标准、能耗限额、总量目标等消费约束，有效调控能源消费增量。
完善消费约束机制。
配合产业政策，完善峰谷电价、阶梯气价等价格制度，进一步扩大差别电价实施范围，加大惩罚性电价实施力度，积极推进非居民用气季节性差价、可中断气价政策，限制不合理能源消费，引导全社会科学合理使用能源。
探索建立用能权初始分配制度，创新用能权有偿使用，培育和发展交易市场，促进能源消费向更高效领域流动。
完善能源消费统计体系，实施重点用能单位能耗在线监测，建立高效的能源消费监测预警系统。
突出重点领域节能。
抓住工业、建筑、交通等重点行业，加快推广节能技术和产品，夯实能效提升基础。
制定并实施工业能效提升行动计划，推广应用先进工艺技术和装备，推行能效对标达标考核制度，严格工艺系统能效标准或限值，建设工业企业能源管控中心，推动工业节能不断深入，力争钢铁、水泥、平板玻璃等高耗能产品单位综合能耗达到国内或国际先进水平。
加强建筑用能规划，深入开展绿色建筑行动，执行75%居住建筑节能设计标准，推行公共建筑能耗限额和绿色建筑评级标识制度，加快既有建筑节能改造，推进建筑供热计量，推广被动房等新型用能模式，推广建筑节能新产品。
大力发展城市公交、轨道交通，完善公共交通体系，鼓励公交出行和非机动车出行；
在全国率先提高汽车燃油经济性标准，提高车用燃油效率。
（三）大力提升创新驱动能力，推进能源技术革命。
1．打造科技创新平台，夯实科技创新基础。
打造京津冀联合创新平台。
依托我省完善的能源产业链，借助京津等地人才、技术优势，强化企业、高等学校、研究机构合作，着力构建企业为主体、市场为导向的能源协同创新中心和产学研联盟。
加强现有创新平台建设。
多渠道增加资金投入，引进和培育能源科技人才，培育建设一批国际或国内领先的能源技术中心和重点实验室。
积极融入国家科技创新体系，承担重大科技创新项目，不断增强省内能源技术中心实力。
完善鼓励创新政策机制。
支持能源企业培育“人才高地”和“能源智库”，完善能源科技创新激励政策，健全能源科技创新资金投入制度，畅通科技成果转化通道，形成市场主导、多方合力、融合互动的能源科技创新运行体系。
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