安徽省能源“十三五”规划监测评估报告：燃煤火电项目建设放缓

4.电网建设全面加强。省委、省政府高度重视现代基础设施体系建设，印发实施《安徽省电网发展规划(2017—2021年)》，坚强智能电网建设全面提速。省级骨干电网方面，建成淮南—南京—上海(安徽段)特高压工程，省际电力交换能力提高到1700万千瓦;准东—皖南特高压工程(安徽段)建设稳步推进。500千伏肥北、怀洪、福渡、广德、涓桥等5座变电站建成投运，平山电厂送出、板集电厂送出、铜陵电厂二期送出、沙河扩建2号主变等工程按期建成，开工建设安庆三、阜三、金寨等17个500千伏输变电工程。市级主干网架方面，建成合肥牌坊、滁州护桥等22个220千伏输变电工程;完成阜阳薛桥、蚌埠蒋南等7个变电站扩建工程;建成蚌埠电厂二期等2个220千伏电源送出工程;建成文都—庐江线路等8个线路工程;开工建设合肥小庙、马鞍山塔岗等39个220千伏输变电工程。配电网建设改造方面，密切跟踪市区、县城、中心城镇和产业园区等经济增长热点，不断提升供电能力，消除城镇用电瓶颈;加大农网改造升级力度，推进城乡供电服务均等化进程。110、35千伏变电容载比分别为2.11、1.9，城网、农网户均配变容量分别达到3.7千伏安/户、2.3千伏安/户。电网智能化发展方面，新建和改造智能变电站206座、配电自动化主站3座、配电终端2009个。

5.天然气利用规模进一步扩大。印发实施《安徽省油气管网基础设施建设规划(2017—2021年)》，加快天然气基础设施建设。2016—2017年新增省级干支线管道525公里，管道总里程达到1659公里，其中省级干线280公里，支线1379公里。开工建设宣城—黄山、芜湖—江北集中区、合肥—六安、亳州—太和、巢湖—无为、阜阳—太和干线，蚌埠—合肥、池州—青阳、蚌埠—凤阳支线等10条省级管道，总长度600公里。建成LNG储罐8座，其中大型LNG储备站1座，新增储气能力1500万方，全省天然气储备能力达到2888万方。芜湖LNG内河接收站(一期接收能力100万吨/年)前期工作有序推进。2017年，全省天然气消费量44.17亿立方米，天然气占能源消费的比重由2015年的3.8%提高至4.48%。全省16个省辖市、61个县(市)用上天然气，其中，15个省辖市、37个县(市)接通长输管道天然气，比2015年新增13个县(市)。24个未通长输管道的县(市)通过槽车、点供站等形式用上LNG或CNG。

6.能源消费革命稳步推进。严格推进能源消费总量和强度“双控”。“十三五”以来，累计新增能源消费752万吨标准煤，单位生产总值能耗持续下降，连续两年完成国家下达的能源消费总量和强度控制目标。深入推进煤炭清洁高效利用，启动散煤使用治理，加强商品煤质量管理，限制劣质煤销售、使用，提高电煤消费比重。2017年，全省煤炭消费16084.6万吨，其中电煤消费8883.8万吨，占55.2%，比2015年提高2.2个百分点。重点推进居民生活、生产制造、交通运输等重点领域电能替代，电能替代累计新增用电量约75亿千瓦时，完成规划目标的63%。大力推进煤泥矸石、煤矿瓦斯等能源资源综合利用。至2017年底，全省煤矸石电厂装机达到265万千瓦、余热余压余气发电装机达到163千瓦，比2015年增长9%、20.7%。累计抽采煤矿瓦斯15.3亿立方米，瓦斯利用率达到37.5%。

7.能源体制改革全面深化。持续推进电力体制改革，先后出台《关于进一步深化电力体制改革的实施意见》《安徽省电力体制综合改革方案》《安徽省交易机构组建方案和章程》《安徽省电力直接交易规则》《安徽省电力市场交易主体准入退出实施细则》《安徽省电力市场管理委员会组建方案》、《发电计划管理办法》等规范性文件。明确了各电压等级输配电价标准。组建了相对独立的电力交易机构和电力市场管理委员会，已注册电力用户3928家、售电公司138家、发电企业25家。2017年，全省直接交易电量达到550亿千瓦时，比2016年增长40%，占全年全社会用电量的30%，降低企业用电成本约36亿元。宁国经济技术开发区河沥园区等增量配电改革项目列入国家试点。天然气管道建设向各类社会资本开放。鼓励开展多种形式大用户直供气，推行工业用户倒阶梯气价。

二、《规划》实施面临的主要问题

“十三五”以来，我省《规划》实施情况总体较好，但也面临一些新情况和新问题，主要是：

(一)煤炭、天然气、电力供应短缺风险显现。受化解煤炭过剩产能、减量化生产等措施影响，省内煤炭产量持续下降，煤炭净调入量大幅增长。预计到2020年，我省煤炭净调入量将达到5300万吨，约占全省煤炭消费量的30%以上。受全国供需形势、煤炭运力等因素影响，未来部分地区、部分时段煤炭供应紧张问题不容忽视。由于全国范围内天然气消费快速增长，特别是冬季北方采暖用气大幅增加，加之我省天然气全部依赖外部输入，消费峰谷差大、冬季需求量大幅高于平时，局部地区、时段天然气保供压力加大。2016年以来，一方面我省电力负荷增长较快，高于预期2—4个百分点，另一方面国家严控新增煤电规模，我省未再获得煤电建设规模，规划内煤电项目建设进度放缓，电力供应偏紧。预计2018—2020年全省最大电力缺口达600万千瓦(未考虑华东区域省间电力互济)。

(二)煤炭消费减量替代任务艰巨。按照中共中央国务院印发的《关于全面加强生态环境保护坚决打好污染防治攻坚战的意见》和国务院印发的《“十三五”生态环境保护规划》要求，至2020年，我省煤炭消费量要比2015年下降5%，控制在14888万吨以内。近年来，虽然我省大力推进煤炭消费减量替代，但受资源禀赋和能源供应结构制约，以及能源消费刚性需求，煤炭消费仍保持增长态势。根据“十三五”后三年煤电机组及煤化工等耗煤项目建设投产情况，预计煤炭消费需求仍然维持增长。鉴于“十三五”后三年我省能源消费稳步增长，加之可再生能源开发利用难以维持高速增长、天然气利用放缓、省外来电具有较大不确定性，完成煤炭减量替代任务极其艰巨。

(三)可再生能源发展受限。一是光伏发电增长减速。“十三五”以来，社会资本大量涌入光伏行业，我省光伏发电装机呈爆发式增长。电网接入和电力消纳压力对光伏发电增长的制约已经显现，加之国家光伏发电政策调整，光伏发电发展减速已成定局。二是风电项目开工率偏低。由于我省地形复杂、林地较多，且风电场开发建设不同程度存在水土流失、植被破坏等问题，加之后续生态修复不及时、大规模发展下的电力消纳问题等原因，造成风电场开工率偏低，截至2017年底，核准项目开工率不足50%。三是地热能利用推广难度大。由于国家取消可再生能源建筑应用示范城市项目申报和资金支持，我省没有中央财政支持及地方财政配套，地方政府和市场主体缺乏继续推动浅层地热能建筑应用的积极性，浅层地热能利用推广应用难度大。

(四)能源基础设施短板依然存在。一是天然气基础设施短板突出。全省尚未形成互联互通的网络化干线管网架构，多数省辖市仅由单一气源供应。在气源供应紧张的情况下，部分地区不能通过资源串换进行跨区域调剂。我省目前平均储气能力仅为2.6天用气量，大多数市、县政府未达到3天需求量的应急保供标准。多数城镇燃气企业储气能力与至少形成不低于其年用气量5%的储备要求差距较大，少数燃气企业甚至未建储气设施。此外，我省无燃气调峰电厂，调峰能力不足。二是电网、油气管网建设困难较多。管网建设点多、线长、面广，涉及的利益主体多，利益关系错综复杂，特别是居民对电磁环境、管道安全日益敏感，管道沿线无税收分享机制，管道保护属地责任等影响地方管道建设积极性，管网建设难度加大。

(五)能源转型发展支持政策有待完善。一是煤炭去产能企业资产债务处置政策有待完善。国家尚未出台去产能企业资产债务处置专项政策，去产能企业资产负债率上升，影响企业后续融资。二是煤层气(煤矿瓦斯)开发利用、电力辅助服务市场建立、抽水蓄能电站建设运营成本全网分摊等方面政策有待进一步完善。三是由于缺乏支持政策，多能互补、“互联网+”智慧能源等能源生产消费新业态、新模式推进缓慢。

三、推进《规划》实施的工作计划

(一)加强规划引领。一是对《规划》进行评估调整。结合《规划》实施情况，在与全省经济社会发展规划纲要和国土、环保等专项规划衔接的基础上，对《规划》目标和重点任务进行调整，确保《规划》符合实际，具有可执行性。二是强化《规划》约束力。未纳入《规划》的重大项目，原则上不予办理项目核准、备案手续，不予安排年度建设规模，切实发挥《规划》对能源发展改革的引领作用。

(二)压实工作责任。进一步明确省级和地市，政府部门和企业在推进《规划》实施中的责任。政府部门承担《规划》实施的组织、服务、保障和监管责任，按照职责分工进一步优化项目审批流程、提高审批效率，加强土地、水资源、环保容量等要素保障，确保项目顺利实施;企业承担《规划》内项目实施的主体责任，按照国家相关法律、法规要求，办理项目核准和备案手续，按计划推进项目建设。

(三)健全监督考核。加大《规划》实施的监督、考核力度，《规划》主要指标、主要任务分解到年度，列入省政府年度重点工作，并纳入省委对省直单位和省辖市年度综合考核范围。贯彻落实省政府重大项目“四督四保”制度，依托安徽省重点项目信息管理系统，对《规划》内项目实行按月调度、季度通报，确保项目顺利推进。

(四)完善支持政策。营造公平竞争的市场环境，无歧视支持各类社会资本参与项目建设运营。落实国家资源税费、煤炭税费、成品油消费税改革措施，促进节能减排，降低企业税费负担。积极争取中央预算内资金和专项基金，加强农网、城市配网升级改造、煤矿安全改造、电网调峰能力提升、石油和天然气储备设施建设、能源战略性新兴产业和重大能源科技装备发展。

四、《规划》目标调整

根据《规划》实施情况和国家相关政策对《规划》以下目标进行调整。

(一)调整煤炭消费量及比重目标。一是根据最新统计数据，将2015年煤炭消费量由15800万吨调整为15671.3万吨、煤炭消费比重由78%调整为76.8%。二是根据《中共中央国务院关于全面加强生态环境保护坚决打好污染防治攻坚战的意见》《国务院关于印发“十三五”生态环境保护规划的通知》及《安徽省煤炭消费减量替代工作方案(2018—2020年)》相关要求，将2020年煤炭消费量由18000万吨下调为14887.75万吨，煤炭消费比重由75%调整为71%左右。

(二)调整可再生能源发展目标。为进一步促进我省可再生能源发展，将2020年光伏发电装机目标由800万千瓦上调至1100万千瓦，风力发电装机目标由260万千瓦上调至300万千瓦，非化石能源消费比重目标由5.5%上调至6%以上，非化石能源装机比重由23%上调至27%。

(三)调整石油消费目标。2017年，我省石油消费量1595万吨，年均增长6.5%。鉴于石油消费量已超过2020年规划目标，且石油消费仍稳步增长，扩大石油消费是煤炭消费减量替代的重要途径，将2020年石油消费量由1470万吨上调至1800万吨，石油消费年均增速由1.7%上调至5%，石油消费占比由13.6%上调至18%。根据最新统计数据，将2015年石油消费量由1350万吨调整为1405万吨。

(四)调整用电量目标。将2020年全社会用电量目标由2400亿千瓦时上调至2450亿千瓦时，电力消费年均增速由7.9%调整为8%。