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值(GDP)能耗累计下降25.2%,单位地区生产总值二氧化碳排放量累计下降43.8%,超额完成国家下达目标。大气污染防治行动计划重点输电通道全面开工,成品油质量升级行动计划深入实施,煤炭清洁高效利用水平稳步提升,散煤清洁化治理步伐加快,煤电机组超低排放升级改造工程全面启动。
6.能源体制改革和能源合作不断深入。能源行政审批制度改革步伐加快,110千伏电网项目、分布式光伏项目核准等行政审批事项下放地方。制定出台水电分类标杆上网电价政策,进一步降低省级电网大工业用电价格和趸售电价,扩大大用户直购电、丰水期富余电量消纳实施范围。实施非居民用增量气与存量气价格并轨,放开直供用户用气价格,进一步扩大天然气直供范围。积极推进页岩气开发体制创新,成功组建页岩气开发央地合资公司。创新水电建设投融资机制,推行双江口龙头水电站混合所有制建设模式。大力推进能源合作,清华四川能源互联网研究院落户天府新区,启动了中美“2+2”清洁能源合作。
表1 四川省“十二五”能源发展情况表
(二)主要问题和挑战。
“十二五”期间,我省能源快速发展,但能源形势发生深刻变化,面临诸多问题和挑战。
能源供给由整体短缺转向相对过剩。传统能源产能过剩,煤炭供求严重失衡导致煤炭产销大幅下降,煤电装机平均利用小时数持续下降,煤炭、火电企业经营普遍困难;天然气供过于求的矛盾初显,产能利用率下滑。水电大量集中投产,风电、光伏规模快速扩大,电力供应由长期“丰余枯缺”转为“丰裕枯余”,全社会用电量年均增长率从“十一五”的10.4%下降至“十二五”的5.4%,2015年首次出现负增长。随着在建水电站陆续并网投产,弃水电量将逐年增大,水电消纳矛盾日益突出。
可再生能源发展面临多重瓶颈。省内局部网架薄弱,电网通道建设不能满足可再生能源外送需求。随着水电开发向偏远民族地区延伸,移民安置、生态保护压力增大,水电开发成本不断推高,受端市场消纳困难。新能源资源分布远离负荷中心,风电分散接入、分布式光伏发电等清洁能源就地消纳利用难度大。
电力开发结构性矛盾亟需解决。有调节能力的龙头水库电站建设相对滞后,占水电装机规模仅为34%。小煤矿数量多,落后产能比重大,20万千瓦级及以下煤电装机还有230万千瓦,淘汰任务艰巨。电能替代进展缓慢。部分城乡配网基础薄弱,电网承载能力较低,系统接线与布局亟需优化,线路和配变“卡脖子”现象仍然存在。
能源系统整体效率不高。能源粗放式利用未得到根本转变,能源加工转换、储运和终端利用综合效率较低,电力、热力、燃气等不同供能系统集成互补、梯级利用程度不高,需求侧节能和用户响应机制尚未建立。电力统筹调度整体效率不高,电力运行峰谷差较大,电网所需备用容量较高,水电送出线路距离长、线损高、利用小时数低。天然气储气调峰设施不足,用气高峰、低谷时段不均衡,调峰压力较大。
能源发展体制机制亟待完善。有效竞争的能源市场体系不健全,市场化的能源投融资机制尚未形成。资源地能源价格偏高,能源财政、税收、价格、环保等政策缺乏有机衔接,煤电、气电价格联动机制不完善。水电在全国范围内全额保障消纳机制尚未建立。油气矿业权流转和退出机制不完善,不同程度存在“占而不勘”“占而不采”等问题。
(三)面临的形势。
国际能源格局发生重大调整。“十三五”时期,世界经济在深度调整中曲折复杂、增长乏力,围绕能源市场和创新变革的国际竞争仍然激烈。一是能源供应宽松化,美国页岩油气革命成功,液化天然气技术进一步成熟,非化石能源快速发展,推动全球能源供应持续增加。世界主要发达经济体和新兴经济体经济潜在增长率下降,能源需求增速明显放缓。二是能源结构低碳化,《巴黎协定》的实施加快世界能源低碳化进程,天然气和非化石能源将成为世界能源发展的主要方向。三是能源系统智能化,新能源汽车产业化进程加快,智能电网和“互联网+”智慧能源加快发展,分布式供能系统大量应用,越来越多的用能主体参与能源市场交易,“人人消费能源、人人生产能源”的供能用能新形态正在形成。四是国际竞争复杂化,全球能源供求关系持续宽松,能源国际竞争焦点从传统的资源掌控权、战略通道控制权向定价权、货币结算权、转型变革主导权扩展。
