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第四节 稳步发展煤制燃料
推进煤制燃料升级示范。在现有煤制燃料示范项目的基础上,按照节水、环保、高效的原则,重点在水煤组合条件较好的地区,根据煤炭资源赋存、水资源和生态环境承载能力,按照项目前期工作和建设条件成熟程度,逐步推进煤制油、煤制气等煤制燃料产业高标准、高水平升级示范。“十三五”期间,力争新开工煤制油规模300万吨左右、煤制气规模120亿立方米左右。
积极发展煤基多联产。鼓励煤-化-电-热一体化发展,推进煤制燃料与发电、其他煤炭深加工等产业集成耦合发展,促进生产柔性化、产品多元化,提升煤炭深加工产业抵御市场风险能力。推进煤炭分质分级梯级利用,鼓励开展百万吨级原料煤中低温干馏制气、制油为主要产品路线的大规模煤炭分质利用,提升煤炭深加工技术水平和能源转化效率,逐步实现“分质分级、能化结合、集成联产”的新型煤炭深加工方式。
第五节 加大油气资源勘探开发
稳步推进油气开发基地建设。加快重点区域油气勘探开发进度,稳步提高油气产能和综合开发水平。重点加大鄂尔多斯地区苏里格气田、大牛地气田、东胜气田天然气勘探开发力度,加强巴彦浩特盆地、乌拉特中旗川井盆地、鄂尔多斯盆地等油田和页岩油的勘探开发,稳定海拉尔油田、二连油田、科尔沁油田产能,不断夯实资源基础,保障石油天然气实现稳产增产。
加强煤层气、页岩气勘探开发利用。加大非常规油气资源的勘探开发,重点在鄂尔多斯、乌海和阿拉善地区推进煤层气勘探开发试验示范,到2020年完成主要矿区煤层气地面勘探工作,新增煤层气勘探量250-300亿立方米,选择3-4个重点地区实现煤层气商业化,力争煤层气(含煤矿瓦斯)产量达到4亿立方米,瓦斯气发电装机达到3万千瓦。以鄂尔多斯盆地、二连盆地及其周缘为有利目标区,积极探索页岩气规模化商业生产模式。
第四章 绿色低碳 推进清洁高效能源系统建设
第一节 推进能源清洁高效综合利用
提高资源综合利用水平。加强煤炭高效转化和清洁利用,提高煤炭分质分级利用水平,力争到2020年煤炭就地转化率提高至45%以上。加大低热值煤、煤矿瓦斯、矿井水等资源化利用力度,力争到2020年煤矸石、煤泥基本实现综合利用,煤矿瓦斯抽采利用率达到60%以上,矿井水综合利用率达到90%以上。推进煤电用循环经济示范园区建设,促进煤电与化工、有色等特色优势产业融合循环发展,构建循环经济产业链。加强余热、余压以及工业副产品、生活垃圾等能源资源回收和综合利用。
积极推进节能减排降耗。实施能效“领跑者”制度,通过树立标杆、政策激励、提高标准,不断提升全区高耗能行业、公共机构、终端用能产品能效水平。推行能效标识和节能低碳产品认证,扩大实施能效标识和节能认证产品范围。推进煤电行业节能减排升级改造,力争到2020年新建机组和具备改造条件的机组实现超低排放,煤电平均供电标准煤耗降低到325克/千瓦时,其中现役机组改造后供电标准煤耗低于332克/千瓦时,新建机组供电标准煤耗低于315克/千瓦时。加强工业、建筑、交通等重点领域节能减排,倡导形成绿色低碳生活方式和社会风尚,推动绿色能源和清洁能源示范区建设。积极推行合同能源管理、综合节能服务等新型商业模式,建立碳排放权、节能量和排污权交易制度,通过市场化机制促进节能降耗。
第二节 推进智慧能源建设
推动能源互联网发展。加强互联网与能源产业深度融合,推动能源互联网基础设施建设,建设能源生产消费智能化体系。积极推进智能电站、矿山、油气田建设,支持开展智能家居、智能小区、智能工厂、智能城市建设。鼓励开展基于电动汽车、灵活性资源、智慧用能、绿色能源灵活交易、行业融合等能源互联网试点示范,在以含电、气、冷、热等多种能源需求的经济开发区或工业园区、城市等建设能源互联网综合示范区。
加强多能互补集成优化。加强终端供能系统统筹规划和一体化建设,因地制宜实施传统能源与新能源的协同开发利用,优化布局电力、燃气、热力、供冷等基础设施,积极推广天然气热电冷三联供、分布式可再生能源发电、地热能供暖制冷等供能模式,推进热、电、冷、气等多种能源生产耦合集成和互补利用。充分利用大型综合能源基地风能、太阳能、煤炭、天然气等资源组合优势,推进风光火储多能互补系统一体化运行示范。
提升电力系统运行效率。科学实施煤电灵活性提升工程,优先提升30万千瓦级煤电机组深度调峰能力,通过实施热电机组“热电解耦”运行、提高纯凝机组调峰能力等,提升部分机组运行灵活性。积极发展智能电网,推进微电网、大容量储能等工程示范应用,适度发展抽水蓄能电站,提高风电、光伏发电等间歇性可再生能源的消纳能力。加强电力需求侧管理,适应分布式能源、电动汽车等多元化接入需求,推动电力供需互动用电系统建设。
第三节 合理优化用能方式
提高清洁低碳能源消费比重。合理控制能源消费总量和煤炭消费,实施煤炭消费替代工程,有序推进煤改气、煤改电等,进一步降低煤炭消费比重。加快气化内蒙古步伐,优化天然气使用方式,新增天然气消费优先用于居民生活、天然气汽车和替代燃煤。积极发展分布式可再生能源,加强非化石能源就地消纳利用,进一步提高非化石能源消费比重。
实施电能替代工程。重点在居民采暖、生产制造、交通运输、电力供应与消费等领域,以分布式应用为主,大力推广热泵、电采暖、电锅炉(窑炉)、电驱动皮带传输、电动汽车、油机改电等电能替代。支持电能替代用户与各类发电企业开展电力直接交易,降低电能替代用电成本。
推进成品油质量升级。加快清洁油品生产供应,2017年1月1日起,全区全面供应符合国五标准的车用汽油(含E10乙醇汽油)、车用柴油(含B5生物柴油),同时停止销售低于国五标准车用汽、柴油;2017年7月1日起,全区全面供应国四标准普通柴油,同时停止销售低于国四标准普通柴油;2018年1月1日起,全区供应与国五标准车用柴油相同硫含量的普通柴油,停止销售低于国五标准普通柴油。加强炼厂成品油质量升级改造,深入开展成品油质量升级专项监管。
科学引导能源消费。完善能源价格形成机制,推进电、气等能源价格联动,推进实施分时电价政策和差别化电(气)价政策。鼓励电力、天然气用户错峰、避峰用能,引导供应侧和需求侧积极参与电力、天然气调峰,提升需求侧节能和用户响应能力。推进输配电价改革,扩大自治区电力资源和电价成本优势。
第五章 明确定位 加强能源基础设施建设
第一节 推进电力外送通道建设
结合全国电力供需整体形势、电源基地开发进度等因素,坚持适度超前的原则,采用大容量、远距离、高效率的特高压先进输电技术,加快电力外送通道及配套接网工程建设,进一步提高电力外送规模。“十三五”期间,建成锡盟-山东、锡盟-江苏、上海庙-山东、蒙西-天津南、扎鲁特-山东青州等特高压外送电通道。争取开工建设蒙西-晋中、胜利-锡盟、赤峰(元宝山)等外送输电工程。结合受端市场情况,积极推进呼伦贝尔、蒙西(乌兰察布、包头、阿拉善等)、赤峰-京津冀等电力外送通道论证。力争到2020年电力外送形成“两交三直”特高压、多条超高压外送通道格局。
第二节 加强区内主网架建设
蒙西地区尽快形成完整坚强的“四横五纵” 500千伏主网架,500千伏变电站布点覆盖大中城市和重点工业园区,各供电区之间形成东西、南北方向多回路强联系。结合外送和本地负荷发展需要,充分发挥蒙西电网500千伏网架的输电能力,积极推进蒙西电网与华北主网异步联网。计划新建500千伏变电站23座,新增变电容量5115万千伏安,新增500千伏线路3340公里。
蒙东地区尽快通过一个贯穿南北的交流输电通道,将呼伦贝尔、兴安、通辽和赤峰主网架连成一体。围绕扎鲁特换流站建设,逐步形成覆盖蒙东4盟市较为坚强可靠500千伏主网架。计划新建500千伏变电站9座,新增变电容量1305万千伏安,新增500千伏线路8960公里。
全区220千伏电网实现合理分区,逐步解开电磁环网,按照双环网、双链式等简单、标准的接线方式对分区内网架结构进行优化。重点城市形成220千伏环网供电,重要变电站满足“N-1-1”要求,工业园区基本实现由220千伏变电站供电,边远地区逐步由220千伏电网覆盖,实现自治区全部旗县均由220千伏变电站供电。全区计划新建220千伏变电站127座,新增变电容量5079万千伏安,新增220千伏线路17526公里。
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