河南商丘市“十四五”现代能源体系和碳达峰碳中和规划 （征求意见稿）：加快电力体制改革

（二）促进化石能源转型升级。

1.推动传统能源产业升级。加快智能煤矿建设，不断提升煤矿智能化水平。以数字赋能为抓手，融合绿色矿山建设标准，大力推广新技术，提升装备机械化程度，实现安全高效智能化开采。加大煤炭洗选加工投入，淘汰工艺落后、高能耗、低利用率选煤产能。构建安全生产标准化管理体系，保障高质量煤矿稳定生产。推进河南能源永煤城郊矿绿色矿山建设，建设永夏矿区李大庄等接续矿井，实现全市300万吨/年煤炭产能目标。因地制宜发展矿区循环经济，适当发展煤制燃料和化工原料。到2025年，力争大、中型煤矿采掘机械化程度达到90%，井下重点岗位实现机器人作业，露天煤矿实现智能连续作业和无人化运输。

2.加快火电结构优化升级。严控新增煤电项目。推进煤电由主体性电源向提供可靠容量、调峰调频等辅助服务的基础性电源转型，按照供电煤耗和超低排放国际先进的标准，合理推动支撑性基础性煤电项目规划建设，科学发展热电联产，以用电、用热需求引导煤电建设，原则上不再新建除热电联产以外的煤电机组，以减量替代方式发展煤电机组，以供热需求为基础，在大型热电联产机组无法满足用热要求前提下，合理推进背压机组建设。“十四五”期间，积极推进市区中电民生电厂热电联产机组扩建项目和永城、民权2×100万千瓦超超临界火电机组项目前期工作，发挥高峰电力平衡和应急保障作用，提供转动惯量，保障电力系统安全稳定运行。

3.推动煤电优化升级。推动煤电机组节能提效升级和清洁化利用，因厂制宜开展综合性、系统性节能改造。继续推进现有大型火电机组实施热电联产改造，释放供热能力，尽快形成以大中型热电和背压型供热机组为主体、多种热源相互补充的集中供热体系。适当鼓励扩大集中供热半径，充分发挥清洁高效的技术优势，将民权、永城大型清洁高效燃煤电厂热力引入热源不足区域，缓解周边产业集聚区、热负荷较大的工业园区供热不足局面。加强与中国电力既有热电项目合作，助力热电产业园、垃圾发电厂等供热建设，有效满足市民温暖过冬需求。推进煤电机组灵活升级改造，探索开展煤电机组污染“近零排放”改造。鼓励现役和新建煤电耦合可再生能源、储能、氢能等转型综合能源服务商，加快推进智慧电厂建设。

（三）构建新型电力系统。

1.加快电力结构布局优化。煤电在保障我市能源安全方面还将发挥基础和兜底作用，在一定时期内煤电的基础性地位仍将保持。推进支撑性基础性清洁煤电项目，并进一步提升现有煤电的清洁化、高效化水平，打造清洁煤电基地。支持重点开发区和相关企业建设高效清洁背压机组，推进夏邑县、柘城县开发区热电联产项目建设，持续淘汰煤电落后产能。推进燃气调峰电厂前期工作，增强商丘电力系统的灵活性、改善电网消纳新能源能力。积极建设天然气分布式能源站，建立“源网荷储一体化”基地，实现集能源供给、能源网络、能源负荷、能源储运、调度控制、智慧应用、商业模式于一体的绿色智慧综合能源系统，探索综合能源服务新模式，提升能源利用效率。依托黄河故道区位基础，积极推进平原风电项目开发建设，打造豫东黄河故道百万千瓦级风电基地。

2.推进各级电网协调发展。支持新能源优先就地就近并网消纳，优化送端配套电源结构，提高输送清洁能源比重。保障清洁能源及时同步并网，开辟风电、太阳能发电等新能源配套电网工程建设“绿色通道”，确保电网电源同步投产。

3.加强电力灵活调节能力建设。全面推进火电机组灵活性改造，引导燃煤自备电厂调峰消纳可再生能源。合理规划布局调峰燃气发电机组，推动电气与新能源发电融合发展。积极发展各类储能设施，在新能源建设的基础上，探索发展各类型储能设施，发展“新能源+储能”，新能源发电项目应按照不低于“15%装机容量、2小时”规模配置储能设备，不断增强区域系统调节能力。不断拓展储能应用新场景，推动储能在电源侧、电网侧和用户侧应用新模式、新业态，通过共享储能和分布式储能并举，促进新能源发电就地就近消纳，保障电力系统供需平衡。积极探索在有条件的县（市、区）试点建设先进压缩空气储能、氢储能和蓄冷蓄热储能等新型储能项目，建成一批电化学储能示范项目。

4.提升电网运行调度水平，着力做好清洁能源并网消纳。加强电网统一调度，统筹送受端调峰资源，促进清洁能源消纳多级调度协同快速响应。加强跨县（市、区）风光火储联合运行，提升清洁能源功率预测精度，优先调度清洁能源，确保能发尽发、能用尽用。发挥市场作用扩展消纳空间，加快构建促进新能源消纳的市场机制，深化电力现货市场建设，采用灵活价格机制促进清洁能源参与现货交易。积极开展风光火打捆外送交易、发电权交易、新能源优先替代等多种交易方式。

5.推动全社会节能提效，提高终端消费电气化水平。拓展电能替代广度深度，推动电动汽车、公路和铁路电气化发展。推进电供冷热，实现绿色建筑电能替代。加快乡村电气化提升工程建设，推进清洁取暖“煤改电”。积极推动综合能源服务，以工业园区、大型公共建筑等为重点，拓展用能诊断、能效提升、多能供应等综合能源服务，助力提升全社会终端用能效率。推动智慧能源系统建设，挖掘用户侧资源参与需求侧响应的潜力。

6.加强节能减排措施，降低自身碳排放水平。全面实施电网节能管理，优化电网结构，推广节能导线和变压器，强化节能调度，提高电网节能水平。加强电网规划设计、建设运行、运维检修各环节绿色低碳技术研发，实现全过程节能、节水、节材、节地和环境保护。加强六氟化硫气体回收处理、循环再利用和电网废弃物环境无害化处置，保护生态环境。

7.完善分时电价机制。统筹考虑电力供需状况、系统用电负荷特性、新能源装机占比、系统调节能力等因素，将系统供需紧张、边际供电成本高的时段确定为高峰时段，引导用户节约用电、错峰避峰；将系统供需宽松、边际供电成本低的时段确定为低谷时段，促进新能源消纳、引导用户调整负荷。在保持销售电价总水平基本稳定的基础上，进一步完善目录分时电价机制，更好引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳，为构建以新能源为主体的新型电力系统、保障电力系统安全稳定运行提供支撑。

第四章 提高利用效率，推进节能降碳增效

持续实施节能降碳增效行动，把节能降碳贯穿经济社会发展各领域、全过程，提升节能降碳管理能力，提高能源利用效率，加快形成能源消费新模式。

（一）推动能源生产绿色化。

推动化石能源绿色低碳开采。加强化石能源生产过程碳排放监控，加快应用绿色开采和智能化技术，推广化石能源开采先进技术、装备，加快推进燃油、燃气、燃煤设备等电气化改造。全面构建安全生产标准化管理体系，着力推动达标煤矿提档升级，改进挖掘工艺、提升装备水平，持续推进安全高效矿井建设，实现煤炭安全和高效、绿色、智能开采。鼓励煤矸石、矿井水、煤矿瓦斯等煤炭资源综合利用，提升原煤入选率和资源回收率至90%以上，实现煤炭清洁综合利用。

完善提升煤炭储运网络及接卸能力。提高煤炭消费大户特别是企业铁路专用线接入比例，完善煤炭铁路、公路运输网络系统，提高煤炭储运场所智慧化、清洁化水平。

推进工业余热回收利用。积极推进工业余热、余压、余能应用，加大余能、副产品回收利用力度，降低煤炭、油气开采过程中碳排放。开展储热、储冷示范工程，推进用能系统优化，通过跨企业、跨行业、跨地区余能资源整合，建立工业用能高效智能、经济便捷、利益共享、多能互补的能源利用新模式。

（二）促进用能方式低碳化。

1.实施重点用能单位节能改造行动。对标行业能效先进水平，对全市21家重点用能单位进行改造，实现能效应提尽提。通过优化工艺技术路线、高耗能设备改造、能量系统优化、余热余压回收利用、智慧管理建设等完成节能改造，通过煤炭消费减量、清洁能源替代等技术完成绿色降碳生产，利用原料清洁替代、生产过程“三废”无害化处置、废物资源化利用等措施提升减污协同能力，提升能效利用水平。力争到2023年，重点用能单位绿色转型发展取得明显成效，节能降碳管理制度更加完善，能耗强度下降18%以上。统筹考虑经济发展和能耗双控目标、环境质量要求，实施重点用能单位节能降碳改造三年行动计划，分年度有序组织实施节能降碳改造。通过节能降碳改造改善能耗强度、碳排放强度，为推动全市按期实现碳达峰、碳中和目标作出贡献。

2.推进重点用能设备节能增效。以电机、风机、泵、压缩机、变压器、换热器、工业锅炉等设备为重点，全面提升能效标准。建立以能效为导向的激励约束机制，推广先进高效产品设备，加快淘汰落后低效设备。加强重点用能设备节能审查和日常监管，强化生产、经营、销售、使用、报废全链条管理，严厉打击违法违规行为，确保能效标准和节能要求全面落实。

3.加强新型基础设施节能降碳。优化新型基础设施空间布局，统筹谋划、科学配置数据中心等新型基础设施，避免低水平重复建设。优化新型基础设施用能结构，采用直流供电、分布式储能、“光伏+储能”等模式，探索多样化能源供应，提高非化石能源消费比重。对标国际先进水平，加快完善通信、运算、存储、传输等设备能效标准，提升准入门槛，淘汰落后设备和技术。加强新型基础设施用能管理，开展能源计量审查。推动既有设施绿色升级改造，积极推广使用高效制冷、先进通风、余热利用、智能化用能控制等技术，提高设施能效水平。

4.积极推动城乡建设低碳行动。推动超低能耗建筑、低碳建筑规模化发展。加快推进居住建筑和公共建筑节能改造，持续推动老旧供热管网等市政基础设施节能降碳改造。提升城镇建筑和基础设施运行管理智能化水平，加快推广供热计量收费和合同能源管理。深化可再生能源建筑应用，推广光伏发电与建筑一体化应用。积极推动清洁取暖，推进热电联产集中供暖，加快工业余热供暖规模化应用，因地制宜推行热泵、生物质能、地热能、太阳能等清洁低碳供暖。提高建筑终端电气化水平，建设集光伏发电、储能、直流配电、柔性用电于一体的“光储直柔”建筑。

推进绿色农房建设，加快农房节能改造。持续推进农村清洁取暖，因地制宜选择适宜取暖方式。发展节能低碳农业大棚。推广节能环保灶具、电动农用车辆、节能环保农机和渔船。加快生物质能、太阳能等可再生能源在农业生产和农村生活中的应用。

5.扩大清洁能源消费。积极推进居民生活、交通、工业等领域“电能替代”，进一步提高电气化水平。加快电动汽车推广使用，推进城市物流、环卫、工程领域车辆新能源化，公交、公务用车带头使用新能源汽车，加快燃油（气）出租车置换更新。加快氢能应用，探索发展氢燃料电池发电装备，推动氢燃料电池热电联供系统在用户侧的应用，推动氢燃料电池汽车在城市公交、环卫、物流等领域应用，到2025年推广氢燃料电池汽车200辆以上。大力提倡绿色生活方式，引导居民科学合理用能。积极扩大天然气利用，进一步提高城乡居民管道天然气气化率。

6.培育综合能源消费试点。在开发区、工业园区等集中用能区域开展综合能源服务试点，鼓励综合开发利用风能、太阳能、农林生物质等可再生能源。鼓励近零碳排放园区试点示范，加快推进能源全领域、全过程、智慧化发展。打造主体多元化、领域多样化、服务专业化的综合能源服务新业态。依托医院、学校、酒店、商业综合体等城市街区和未来社区，开展“电厂+”、“电网+”、“光伏+”等不同类型的综合能源服务系统建设，到2025年，力争建成2-3个工业园区、公共建筑、数据中心、未来社区综合能源服务系统试点项目。

7.培养全民节约能源新风尚。围绕倡导节能、实施节能、实现节能，推进一系列工作，带动全社会形成尊重能源、节约能源新风尚。从源头上做好节能设计规划，加强行政办公机构示范引领工程创建，持续开展学校、医院等新建、改（扩）建工程节能评审，加强公共机构新建建筑节能审查。建立节能激励导向机制，树立传统产业节能典型，建立一批重点节能项目、实施一批节能重点工程，加强重点用能企业节能管理。通过开展工业节能诊断服务，节能进企业、校园、社区、乡村等活动，举行节能减排技术和产品展示、线上线下节能知识普及，形成强大宣传声势，有效提高民众主动节能意识。

（三）加强节能降碳管理。

1.完善能耗强度和总量双控制度。严控能耗强度，以化石能源为重点合理控制能源消费总量。建立用能预算管理体系，实施能源消费总量预算管理，探索实施区域能评制度。协调处理好商丘现阶段工业快速增长、城市迅速扩张形势下，能源消费需求刚性增长与完成碳减排目标的矛盾。按照能源消费总量和强度“双控”要求，大力压减非电行业用煤，稳定石油消费比重，提高天然气利用率；优化新上企业结构，实现高新技术和战略性新兴产业比重持续增长，对国家限制的六大高耗能行业严格控制，对生产工艺落后、高耗能企业实行禁入和淘汰。建立智慧节能综合服务平台体系，有效提升节能管理水平。推行综合能源服务模式，实施能源消费集成化、智能化改造。

2.优化能耗双控指标分解落实。以能源产出率为依据，综合各县（市、区）经济社会发展水平、发展定位、产业结构和布局、能源消费现状、节能潜力、能源资源禀赋、环境质量状况、能源基础设施建设和规划布局、“十三五”规划目标完成情况等因素，合理确定各县（市、区）能耗强度降低和能源消费总量目标。能源消费总量目标分解中，对能源利用效率较高、发展较快的县（市、区）适度倾斜。

3.持续推进煤炭消费替代。科学控制煤炭消费总量，严格落实煤炭消费等量或减量替代要求。加强重点行业煤炭消费监测预警管控，着力压减高耗能、高排放和过剩落后产能煤炭消费总量。大力推进工业余热余压、电厂热力、清洁能源等替代煤炭消费，加快推进燃料类煤气发生炉、燃煤热风炉、加热炉、热处理炉、干燥炉（窑）、建材行业煤炭替代，大力削减民用散煤及农业用煤。

第五章 提升能源安全保障，完善产供储销体系

坚持安全底线，加快品种多元、渠道多元的能源基础设施建设，着力构建完善的能源产供储销体系，全面提高能源供应稳定性和安全性，切实保障碳达峰、碳中和推进过程中的能源安全。

（一）扩大开放合作，拓展能源多元支撑。

1.多渠道拓展区外来电。争取更多清洁外来电力入商，合理控制外购电比重；推动跨区域电力通道建设，建成500千伏“三站三廊”的“T”字型网架供电结构；积极推进青豫特高压和河南第三直流特高压入商进度，加快推进驻马店特高压直流站—豫东交流特高压变电站至商丘的500千伏输电线路建设，持续提升电网抵御事故能力和运行可靠性，保障电网安全水平。

2.全面打通油气外引通道。坚持加快区域输油输气管网工程建设步伐，推进油气管网与周边省市互联互通。谋划建设东部沿海至商丘油气管网工程，重点推进连云港至商丘、商丘至阜阳、民权至商丘、太康至商丘等油气管道建设，提升油气供应保障能力，推动区域合作发展。

3.加强能源领域合作。积极探索外省优质能源资源，提高“外电入商”“外气入商”比例，促进电力盈余地区消纳，共同推进区域发展。加强与中央大型能源企业产能项目合作，鼓励市内能源企业积极参与“一带一路”，拓展在石油天然气长输管道、能源装备、能源技术服务等方面的深入合作，形成定点、定量稳定供应模式，保障能源安全协同发展。

（二）夯实供应基础，完善能源输运网络。

1.构建网架坚强的骨干电网。加快宁陵沙盟500千伏变电站建设，打通500千伏“第三通道”线路工程，形成500千伏“三站三廊”的“T”字型网架供电结构，强化500千伏主网架输电能力，提升市外来电的吸纳能力。优化220千伏电网，重点实施市区方平扩、虞城郑集、夏邑冯楼、民权子休等一批220千伏变电站新建（扩建）工程，不断提升电网的可靠性和安全性。适应城市化、工业化快速发展要求，重点推进开发区和城市新区110千伏以下配套电网建设以及老城区电网改造。实施新一轮农村电网升级改造工程，增强小城镇和农村电网供电能力。积极采用新技术、新设备，对电网进行数字化、信息化、智能化改造，提高各级电网自动化水平，建设具有自愈能力的智能电网。

2.提升油气供应保障能力。加快区域输油输气管网工程建设步伐，完善互联互通管道和县域支线网络，实施天然气管道入镇进村工程，形成通连市县、延伸城乡、互通互补、协调有序的天然气供应网络。加快推进天然气储气及主干管网设施建设。充分利用豫东LNG应急储备中心，建设本地化储气设施，解决区域内天然气应急调峰需求。

3.推进安全可靠的供热管网建设。加快配套热网工程建设，有序开展老旧管网改造工程，推进供热管网互联互通，提升管网运行安全性和供应稳定性。适当鼓励扩大集中供热半径，充分发挥清洁高效的技术优势。

4.适度超前建设充电网络。加大充电基础设施建设力度，重点推进居民区、单位内部停车场、工业园区、景区及公共服务领域充电设施建设，加快干线公路沿线服务区快速充电设施布局，推进充电基础设施向农村地区延伸，支持开展光、储、充、换相结合的新型充换电场站建设，构建布局合理、车桩相随的充电网络。到2025年建成综合供能服务站30座以上，集中式充换电站100座以上、各类充电桩6000个以上；城市核心区公共充换电设施服务半径小于2公里，公共充电桩与新能源汽车比例达到1：8。

5.能源基础设施融合发展。推进能源设施多能互补。积极推进风、光、储多能互补模式发展。推动储能电站、虚拟电厂等示范工程建设，加强多种电源与储热、储气设施集成互补，构建面向高比例可再生能源的基础设施协调支撑体系。依托农村能源革命试点建设，建成1至2个县（区）级、园区级智慧能源服务示范工程，实现横向“电热冷”、纵向“源网荷储”的多元能源形态协同转化。推进各类基础设施融合复用。以多功能性促进各类设施融合，探索区域城乡综合基础设施一体化建设。探索污水处理与余热供暖集成示范，提升水利设施防洪、发电、调峰一体化水平，发展光、储、柔性直流新型能源系统。统筹推进城镇生活污水、生活垃圾、危险处理设施与配套发电供热基础设施一体化设计、集约化管理。