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根据电力安全供应需要合理规划新建煤电,优先建设大容量、高参数、超低排放燃煤机组,积极推进66万千瓦高硫无烟煤示范机组建设,并形成示范带动效应;鼓励建设100万千瓦级高效超超临界机组。推动以原址扩能升级改造及多能互补方式建设清洁高效燃煤机组。新建煤电机组煤耗标准达到国内先进水平。推动现役煤电机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”,重点对省内现役30万千瓦级、60万千瓦级煤电机组实施综合节能改造,鼓励现役亚临界煤电机组开展升参数改造,大幅提升热力系统效率,切实降低煤电机组供电煤耗。有序淘汰落后煤电机组,具备条件的转为应急备用电源,加强企业自备电厂调度运行管理。到 2025年,全省火电机组平均供电煤耗力争达到 305克标准煤/千瓦时;到2030年,火电机组供电煤耗进一步降低。
(十二)推动能源产业全面节能降碳
加强电网老旧设备改造、用户表计轮换和接户线改造,深化同期线损管理。推动煤化工产业转型升级,进一步发挥煤炭的现代工业原料功能。加强煤层气、页岩气绿色开采技术工艺及装备应用。加快能源产业链数字化升级,推动实现能源系统实时监测、智能调控和优化运行,提高能源系统整体效率,降低能源消耗和碳排放量。到 2025年,全省电网综合线损率降至4.65%左右;到2030年,电网综合线损率进一步降低。
(十三)加强能源开发与生态环境协同治理
积极推动清洁能源+生态环境协同治理,加快利用采煤沉陷区、关闭退出煤矿、露天矿排土场及周边地区开展新能源建设,鼓励“新能源+荒漠绿化、土壤改良、地灾治理” 等协同开发,建设一批风电、光伏发电、储能、植物碳汇相结合的新能源项目。探索利用退役煤电场址和输变电设施建设储能或风光设施,强化风电、光伏发电、抽水蓄能电站、小水电建设和生态环境保护协调发展。加强煤炭和非常规天然气资源开发项目环境影响评价管理,强化建设项目环评审批服务。
(十四)加强能源领域碳排放计量监测
积极开展能源行业产业链碳足迹核算,探索建立我省能源领域重点碳排放企业碳账户,核算企业碳排放信息数据;支持行业、企业依据自身特点开展碳排放方法研究,规范后争取纳入国家碳排放统计核算体系。健全区域和重点行业碳排放计量体系,建立健全能源企业碳排放核算、报告、核查体系,开展碳排放信息监测和评价管理,建立碳排放台账;积极推进碳排放在线监测系统建设。加强能源项目规划、设计、建设、运行、退役的全过程碳管理。倡导开展同行业碳排放强度对标,鼓励重点能源企业制定碳减排路线图。
专栏3:能源产业链碳减排重点行动
煤矿绿色高效转型。因地制宜推广保水开采、先采气后采煤、矸石不升井等绿色开采技术应用。提高煤矿瓦斯抽采利用水平,推进黔西南、遵义等煤矿瓦斯规模化抽采利用。推广节水、节材和节能设备。结合煤矿塌陷区等脆弱区域的生态修复、光伏覆盖等实现矿区减碳增汇。
煤炭清洁高效利用。推进中石化织金50万吨/年聚乙醇酸、黔希煤化工40万吨/年聚碳酸酯、兴仁60万吨/年煤制烯烃、盘州500万吨/年煤焦化一体化和兴义宜化、兴化搬迁入园及六盘水煤焦化一体化产业集聚区等项目,加快盘南工业园区煤制氢示范项目实施。
煤电机组节能降耗。严格控制新增煤电项目的煤耗标准,新建煤电机组平均供电煤耗不高于285克标准煤/千瓦时。全面梳理存量煤电机组供电煤耗水平,因地制宜对供电煤耗高、具备条件的机组分类制定改造实施方案。
企业燃煤自备电厂减污降碳。研究制定企业燃煤自备电厂碳排放标准评价规则,开展能耗、排放等在线监测,严格执行大气污染物排放标准,依法依规推动不符合环保要求的企业燃煤自备电厂限期整改或淘汰。推动企业燃煤自备电厂参与系统调峰,扩大清洁能源消纳空间。
能源产业链智慧化减碳。加快数字化技术应用,推动能源全产业链数字化智能化升级,实现能源开发、生产、加工、储运、销售等全过程用能和碳排放监测。鼓励智能光伏等产业技术创新升级和多行业特色应用。鼓励建设智慧能源管理系统。
六、推动用能方式绿色转型升级
(十五)优化化石能源消费结构
完善能耗“双控”制度,强化能耗强度降低约束性指标管理,有效增强能源消费总量管理弹性,新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制,创造条件推动能耗“双控”向碳排放总量和碳排放强度“双控”转变。在确保能源安全保障供应的基础上,合理控制煤炭消费总量。充分消纳新能源发电量、减少电煤使用量,积极引导建材、冶金和化工等重点行业减煤降碳、节能增效。因地制宜推动“煤改电”,进一步扩大散煤禁燃区域,减少煤炭散烧。合理调控油气消费。持续推进天然气基础设施建设,完善输气管网和储气调峰设施布局,开拓工业消费市场,扩大居民商服用户市场,稳步提升天然气消费量;推动油品消费清洁替代和能效提升,合理控制油品在能源消费中的比重。
(十六)推动重点行业绿色低碳用能
扩大新能源在交通运输、数据中心等领域的应用,提高钢铁、建材、有色、化工等重点高耗能行业中可再生能源利用规模,加快工业绿色微电网建设,推进源网荷储一体化和多能互补发展;提升能源利用效率,持续实施节能技改升级,推广节能低碳工艺技术装备,推动重点园区、企业能源系统优化和梯级利用,全面开展能效对标,打造一批能效“领跑者”。深入开展既有建筑节能绿色化改造,重点推动大型公共建筑空调、供配电、照明和动力设备等系统改造,加快太阳能、地热能等可再生能源应用;提高新建建筑能效水平,推动超低能耗建筑、近零能耗建筑规模化发展;推广屋顶光伏、光伏幕墙等光伏建筑一体化建设,推广低碳建材。到2025年,城镇建筑可再生能源替代率达到8%。鼓励应用多式联运,加快发展新能源和清洁能源车船,鼓励重卡、船舶使用LNG替代燃油,加快乌江等流域有用电需求的主要港口岸电覆盖,倡导低碳出行方式。
(十七)大力推进终端用能电气化
拓展电能替代的广度和深度,提升重点用能领域电气化水平。大力推进工业领域电气化,推广电窑炉、电锅炉、电加热等技术,提高工业终端用能设备电气化率。深入推进交通领域电气化,推进城市公共交通工具电气化,大力发展家用新能源汽车,加快电动汽车充电桩等基础设施建设,提升港口岸、空港陆电覆盖率和使用率。因地制宜在部分地区布局分散电采暖、电热锅炉采暖、热泵采暖等居民采暖电能替代;在城市大型商场、办公楼、酒店、机场航站楼等建筑推广应用热泵、电蓄冷空调、蓄热电锅炉等。积极推进农业农村领域电气化,落实乡村振兴战略,持续提升乡村电气化水平,因地制宜推广电气化引提水、灌溉;在农业副产品加工领域巩固电烤烟、电制茶,推广电酿酒。“十四五”期间,全省力争完成替代电量200亿千瓦时以上,2025年电能占终端能源消费比重达到30%左右;2030年电能占终端能源消费比重进一步提高到35%左右。
(十八)大力发展优先消纳新能源的新型负荷
加强电力需求侧响应能力建设,大力发展需求可调控、能量可交互的新型负荷,促进新能源消纳利用。采用数字化技术和先进控制技术,充分调动建筑楼宇、工业可控负荷灵活响应能力参与系统调峰。加强新能源与智能电网、储能、充电桩信息交互,大力推广用户侧储能、大数据中心负荷、电动汽车智能充电、新能源汽车与电网(V2G)能量互动等新模式,实现新能源电力优先储存和高效消纳。发挥资源聚合管理效能,开展综合能源管理,探索建设虚拟电厂。力争到2025年,全省电力需求侧响应能力达到最大用电负荷3%以上;2030年进一步提高到5%以上。
(十九)开展低碳零碳试点示范
积极开展综合能源大受端高比例清洁能源消纳试点示范。充分发挥区域大型煤电、流域梯级电站、储能调节能力,开展多能互补一体化试点;在工业负荷大、新能源资源禀赋相对较优的园区,开展源网荷储一体化绿色供电园区建设试点;支持发展智能微电网、主动配电网,研究推广直流配电网,建设一批园区级能源互联网试点项目,促进清洁能源就近就地消纳;开展清洁能源跨产业跨行业融合试点,推动清洁能源与绿色先进制造、绿色交通、绿色建筑等领域融合发展;发挥电氢耦合长时储能和深度调峰作用,探索氢电一体化综合能源试点。
专栏4:用能方式绿色转型重点行动
控制散烧煤使用。推动重点用煤行业减煤限煤,合理划定禁止散烧区域,制定民用燃煤锅炉限用标准,积极有序推进煤改气、煤改电,逐步减少直至禁止煤炭散烧。鼓励利用生物质能、地热能、风能、太阳能等可再生能源集中供暖制冷。到“十四五”末,民用散烧煤大幅减少。
开展充换电基础设施建设。继续推进“六进一上”工作,“十四五”期间力争建设充电基础设施约2.5万个,进一步提升群众使用充电设施的便利性。建设形成以快速充电为主的高速充电网络和覆盖市、县、乡三级的公共充电网络。2025年全省充电基础设施达到4.8万个。
推动“油气醇电氢”综合能源销售站建设示范。在确保安全的前提下,在贵阳、遵义、安顺、六盘水等重点城市,研究利用现有加油站、加气站、加醇站推动充电、换电、储氢加氢设施建设。因地制宜建设分布式光伏和储能设施。到2025年建成综合能源销售站15座。
推广建筑可再生能源利用。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,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%,既有公共建筑应用比例达到15%,力争到2030年新建交通枢纽场站安装面积不低于60%。
开展低碳零碳乡村建设。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,优先用于可再生能源电力,推动生物质能、地热能、太阳能等清洁供能,促进乡村能源高质量发展。
七、深化能源绿色低碳转型相关体制机制改革
(二十)构建加快新能源发展的市场机制
健全电力市场体系,规范中长期市场交易,加强辅助服务市场建设,丰富创新辅助服务交易品种,稳妥推进电力现货市场建设。稳步推进南方区域电力市场建设,研究探索“黔电外送”参与省内辅助服务市场,有序推进新能源参与电力市场交易。积极组织参与全国绿电市场交易,试点推进省内绿电交易,做好绿电交易与绿证交易、碳排放权交易的衔接。充分发挥市场机制作用,探索建立容量市场,在确保健康可持续发展前提下,推进煤电向基础性、调节性电源并重转型。
(二十一)健全促进可再生能源发展的价格机制
落实风电、光伏发电、水电价格政策。研究建立抽水蓄能与新型储能价格形成机制。探索建立市场化的容量电价保障长效机制,充分调动调节性电源建设积极性。完善分时电价政策,合理划分峰谷时段和设置峰谷价差,根据贵州电网“双高峰”特点,实施季节性尖峰电价,引导各类用电负荷削峰填谷。完善燃煤发电交易价格机制,有效疏导煤电企业经营压力,保障电力稳定供应和新能源消纳水平。深化输配电价改革,优化输配电价结构,科学评估新型储能输变电设施投资替代效益,探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。
(二十二)完善支持能源低碳转型的财税金融政策
加大各级财政资金对能源领域碳达峰重点行动、重点工程的支持力度。落实好固定资产投资加速折旧、企业研发费用加计扣除等税收优惠政策。健全绿色金融体系,大力发展绿色信贷,用好央行碳减排支持工具和支持煤炭清洁高效利用专项再贷款,探索建立绿色贷款财政贴息、奖补、风险补偿、信用担保等配套支持政策。加快绿色债券发展,支持金融机构、非金融企业发行碳中和债券、可持续发展挂钩债券等绿色债券,鼓励保险、理财、绿色或低碳发展基金投资能源领域低碳技术推广和低碳转型项目。支持符合条件的绿色能源企业上市融资和再融资。
(二十三)健全保障能源安全的风险管控机制
统筹能源绿色低碳转型和安全保供,提高适应经济社会发展以及各种极端情况的能源供应保障能力,落实好煤电油气运供应保障协调机制。强化煤炭煤电兜底保障作用,提高煤炭运输保障能力,合理增加煤炭储备能力,加快打造西南地区煤炭保供中心;合理布局建设大容量高参数煤电,推动以原址扩能升级改造及多能互补方式建设清洁高效燃煤机组。充分发挥电网企业和大型发电企业作用,提升电网负荷预测和管理调度水平,增加电力供应安全和应急保障能力。加强极端情形下电力风险管控,做好应对极端天气、尖峰负荷等情况的能源应急保供预案,提高应急处置和抗灾能力。加快天然气储备能力建设,提升油气供应保障能力。完善能源预警机制和应急处置与事后快速恢复能力。加强重要能源设施、能源网络安全防护,构建新型电力系统网络安全防护体系。合理规划能源重点项目投产时序,加强能源规划实施监测评估。
八、组织实施
(二十四)加强组织领导
在省碳达峰碳中和工作领导小组指导下,建立部门、市州联动协调工作机制,统筹推进全省能源领域碳达峰工作。充分发挥省碳达峰碳中和专家库作用,开展碳达峰碳中和重大政策研究和咨询。召开协调会议,解决碳达峰推进过程中存在的问题,推动本实施方案有效落实。
(二十五)强化责任落实
各市(州)要落实主体责任,结合地区发展实际,按照本实施方案确定的工作目标和重点任务,明确责任分解和落实机制,制定具体实施方案,分阶段、分年度形成任务清单,着力抓好各项任务落实。各能源企业要积极发挥市场主体作用,落实企业社会责任,主动作为,推动全省能源低碳转型。
(二十六)强化监督考核
能源主管部门要强化能源碳达峰目标任务跟踪落实,会同有关部门形成监管合力,重点监测能源消费、碳排放总量和强度指标,评估能源绿色低碳转型机制、政策执行情况和实际效果,创新监督管理措施和手段,组织开展监督核查和考核评价,确保各项重点工作任务有效落实到位。
(二十七)加强宣传引导
充分利用网络、报纸、广播、电视等多种形式和手段,全方位、多层次宣传能源绿色低碳发展理念,强化碳达峰碳中和政策宣传引导。积极利用高等院校、科研院所和各种社会力量,开展能源碳达峰碳中和技术培训、知识培训和科普教育活动,促进全社会能源绿色低碳发展。
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