能源发展规划实施中期评估报告

能源发展规划实施中期评估报告根据国家、省、市“十四五”能源规划中期评估工作的部署要求，及时总结“十四五”能源发展规划实施情况、发展成效和存在问题，客观评估规划确定的发展目标、重点任务和政策落实情况，并完善相关政策保障措施，顺利推动规划有效实施，现对《能源发展“十四五”规划》中期实施情况进行如下报告。一、规划总体实施情况（一）能源发展总体情况“十四五”以来，全面贯彻落实新发展理念，坚持稳中求进工作总基调，扎实推进国家能源战略有效落实，加快构建清洁低碳、安全高效能源体系，不断提升能源发展质量和效率，持续推进碳减排和能源生产消费重要内容。截至目前，主要目标和重点任务实施良好，达到了“时间过半、完成过半”的规划实施进度要求。1、能源供应保障能力增强。截至2023年，风电装机1375万千瓦，光伏装机985万千瓦，累计新增可再生能源发电装机2360万千瓦。油气勘探开发取得重大突破，新增天然气探明储量300亿立方米，石油探明储量5亿吨。一体化现代能源基础设施体系日益完善，在运110千伏及以上变电站800座，变电容量1.5亿千伏安、输电线路长度5万公里；现有天然气长输管道2000公里，天然气产量3.5亿立方米，原油长输管道1500公里，原油产量900万吨，实现原油产量稳步增长，天然气产量快速增加。2、能源消费结构持续优化。煤炭消费占一次能源生产总量比重逐年下降，非化石能源供给能力不断提升。截至2023年，能源消费总量12023万吨标准煤、能源消费年均增长3.6%，单位地区生产总值能耗降至0.475吨标准煤/万元，完成国家下达的能源消费总量和强度“双控”目标。煤炭产业结构进一步优化，产业集中度不断提高，转型升级取得实质性进展。煤炭占能源消费的比重降至70%，油品消费占17%、天然气消费占7%，非化石能源消费占6%。3、清洁能源高效利用水平提高。截至2023年，原煤入选率提高至97%、矿井水综合利用率提高至90%，电煤占煤炭消费的比重提高至50%。利用资源禀赋和产业基础优势，开展一系列新能源示范项目建设，低热值煤发电装机达到250万千瓦、年利用低热值煤超过800万吨，瓦斯发电装机10万千瓦、瓦斯抽采量5亿立方米、利用量2亿立方米。火电供电煤耗304克标煤/千瓦时，比全国平均水平低6克/千瓦时。煤炭清洁生产水平不断提高，建成选煤厂5处，洗选能力达到2023万吨/年，入洗率85%。4、能源惠民利民成效显著。累计实施5批次150亿元实施农村电网专项改造升级工程，加快补齐农村电网短板。截至2023年，农村户均配变容量由2020年的1.68千伏安提高到2.45千伏安。通过实施“两年攻坚战”，实现村村通动力电，完成平原地区机井通电全覆盖，深入实施光伏扶贫工程，建设光伏扶贫项目规模95万千瓦，惠及8.5万建档立卡贫困户，一大批贫困村村集体经济收入实现“零”的突破，为产业基础薄弱地区探索了一条脱贫发展的新路子。5、能源体制改革有序推进。扎实推进能源行业供给侧结构性改革。累计退出煤炭产能1500万吨，如期完成煤炭去产能五年任务三年“大头落地”目标；规范完善电力市场建设与运行，有序推进电力直接交易、跨省区交易、合同电量转让交易等中长期交易市场建设。有效防范煤电产能过剩风险，淘汰落后煤电产能45万千瓦，缓建煤电装机95万千瓦。电力体制改革全面推进。发用电计划有序放开，市场化交易机制逐步完善，电力直接交易规模逐年大幅增加。鼓励开展多种形式大用户直供气，直供气用气量已达到非居民用气量的45%以上，年减少企业用气支出2.7亿元。推行工业用户倒阶梯气价，支持民营企业参与天然气管道建设。（二）能源发展形势分析国家“碳达峰、碳中和”战略目标的实施，为壮大节能环保产业、清洁能源产业，推进能源生产和消费带来新机遇。着力构建现代基础设施体系，能源发展宏观环境总体有利。但能源发展也面临结构调整任务艰巨、供应保障形势偏紧、体制机制有待完善等突出问题。有利因素方面：一是能源消费需求仍将保持稳步增长。未来一个时期，仍处于工业化、城镇化加速发展阶段，工业用能稳步增长，交通、建筑用能快速增长，人均用能保持较快增长，能源需求仍将保持刚性增长，为能源发展提供了较大的空间。二是能源产业发展条件较好。资源条件相对优势明显，煤、水资源兼备。区位条件优越，随着高质量一体化进程加快，实现能源互济互保、基础设施互通互联进程加快。电网坚强智能，可再生能源消纳能力较强。能源通道完善，水运、铁路运输通畅，超高压、特高压输电通道齐备。三是能源改革释放发展潜力。“十四五”以来，按照坚持市场化改革方向，推进简政放权，发挥市场在资源配置中的决定性作用，深入推进电力、石油天然气等重点领域改革和能源市场建设，拓宽社会资本进入能源领域渠道。不利因素方面：一是能源保供压力增大。“十四五”以来，国家深入推进煤炭去产能，防范化解煤电产能过剩风险，煤炭、电力等行业发展受限，而能源需求刚性增长，加之可再生能源资源缺乏、天然气资源供应短缺风险加大。二是发展不平衡不充分。在能源消费增速由高速向中低速转变的过程中，受内外部市场消费水平降低等因素的影响，实现能源稳定发展的不确定因素增多；风电和光伏发电固有的间歇性和波动性给电力系统稳定运行带来挑战，调峰能力短板突出，电力系统灵活性亟待提升；大规模新能源开发与电网安全、输送消纳之间的关系还需要进一步协调，电网的输配电能力和智能化水平还有待提高。三是体制机制有待完善。能源行业自然垄断、竞争性垄断和无序竞争现象仍然存在，能源价格、税收、财政、环保等政策衔接不够，市场体系有待完善，市场配置资源的作用没有得到充分发挥。天然气、电力调峰成本补偿及相应价格机制亟待完善，科学灵活的价格调节机制尚未完全形成。（三）主要指标完成情况规划设定的主要能源总量、结构、效率、环保等方面、各项指标实施良好，全面按序时进度完成。1、约束性指标完成情况。设定约束性指标，截至2023年，煤炭占能源消费比重降至70%，煤电供电煤耗降至304克标准煤/千瓦时，非化石能源消费占能源消费的比重提高至6%，能源消费总量12023万吨标准煤，单位生产总值能耗较上年下降6.5%，上述指标按序时进度完成规划目标。2、预期性指标完成情况。设定预期性指标，截至2023年，能源生产总量12500万吨标准煤，电力装机规模6500万千瓦，社会用电量1800亿千瓦时，非化石能源发电量占比达到9.5%，天然气消费量35亿立方米（含煤层气），天然气消费占比7%，原煤入选率达到97%。石油消费量约900万吨，石油消费比重提高至17%，非化石能源装机比重提高至20%，电网线损率下降至6%，煤电二氧化硫、氮氧化物、烟尘排放浓度分别降至26、40、7毫克/立方米。上述指标按序时进度完成规划目标。（四）重点任务推进情况“十四五”以来，认真推进规划设定重点任务的实施，总体任务完成情况较好。1、煤炭产业转型升级成效明显。深入推动煤炭产业绿色化、智能化发展，加快生产煤矿智能化建设，加强安全生产，强化安全监管职责。深入推进煤电联营、转型升级等工作，着力提升绿色高效开采水平，持续释放优质先进产能。一是煤炭产能控制取得阶段性成果。“十四五”以来，停止核准新增煤炭产能项目，对在建矿井采取缓建措施。认真贯彻国家化解煤炭过剩产能部署，累计关闭资源枯竭、灾害严重、长期亏损矿井，退出产能1500万吨/年。二是煤矿绿色安全高效生产水平进一步提高。加强生产矿井安全生产隐患排查整治，对存在重大安全隐患和不具备安全生产条件的矿井，依法依规停产整顿。大力提高煤炭生产机械化、信息化、智能化水平，推行充填开采、保水开采、煤与瓦斯共采等绿色开采技术，加大安全系统改造和重大灾害治理力度。截至2023年，生产矿井采煤机械化、掘进机械化程度提高至100%和99%。三是企业转型升级步伐加快。截至2023年，重点煤炭企业电力权益装机容量1100万千瓦，煤炭物流设施周转量10000万吨/年，静态储量650万吨。煤炭企业经营状况大幅改善，全行业实现盈利。2、煤电气电稳妥适度发展。根据发展需要合理建设先进煤电，统筹电力保供和减污降碳，推动煤电由传统提供电力电量的主体性电源向提供可靠容量、顶尖调峰调频等辅助服务的基础保障性和系统调节性电源转型，将更多电力市场让渡给清洁能源。加强应急备用和调峰能力建设，对符合安全、环保、能效要求和相关标准的合规煤电机组支持延寿改造后转为应急备用电源。积极推进天然气发电，推广天然气分布式能源系统建设，在天然气输送管网沿线和建有LNG接收站的城市布局天然气调峰机组，提高系统调峰能力。3、可再生能源快速跃升发展。“十四五”以来，以发展可再生能源作为能源结构调整的重要抓手，创新发展方式、完善支持政策，可再生能源开发利用迎来爆发式发展。一是积极发展光伏发电。落实《国家关于完善光伏发电规模管理和实施竞争方式配置项目的指导意见》，按照集中与分散并举、打捆送出与就地消纳相结合的原则，采用招标方式配置光伏发电规模，积极探索“光伏+”模式建设农光互补、渔光互补等各类综合应用光伏电站。积极在工业、公共建筑等各类屋顶推广分布式光伏发电。截至2023年底，累计并网光伏发电装机650万千瓦，按期完成规划目标。二是稳步推进风电发展。注重集中式风电场开发与环境保护协调发展，在消纳条件较好、接入条件较优地区，高标准建设生态环境友好型风电场，稳步推进分散式风电项目开发。加快推进清洁能源基地建设，积极对接落实受端市场，视新能源消纳形势，推动地区向特大型风电基地迈进。截至2023年，累计并网风电装机200万千瓦。三是大力推进生物质和地热能高质量发展。在农作物秸秆、畜禽粪污、餐厨垃圾等生物质资源富集的地区，布局建设生物质发电和生物天然气项目。补齐天然气供需短板，优化区域天然气供给结构，提升农村用能水平。大力推进中深层地热能供暖，积极开展浅层地热能开发利用，提高地热资源利用率。截至2023年，累计并网生物质发电装机100万千瓦。四是有序推进水电开发。充分发挥梯级水库调蓄能力，推进既有水电站扩机改造工程，新增并网装机25万千瓦，进一步提升电网系统调峰能力。截至2023年，水电装机350万千瓦，其中抽水蓄能150万千瓦、常规水电200万千瓦。4、加强电网配套设施建设。充分考虑新能源发展对电力系统安全稳定运行及可靠供电的影响，及时调整电网规划建设以适应风电、光伏发电项目的发展需求，优化电网投资计划安排，做到电源、送出工程与电网建设进度匹配，电网、电源同步建成投产。对分散式风电实施“能接尽接、就近接入”原则，确保项目并网消纳。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；加大农村电网巩固提升工程投资力度，持续改善农村用能结构，进一步提高农村用能效率。电网智能化发展方面，新建和改造智能变电站200座、配电自动化主站5座、配电终端1500个。5、扩大天然气利用消费。加快天然气基础设施建设，提高城镇居民天然气气化率。坚持“以气定改”，有序推进冬季清洁取暖“煤改气”工程。推进工业领域燃煤替代，科学合理发展工业燃料用气。支持交通领域天然气消费，加快发展车用天然气。新增干支线管道500公里，管道总里程达到1500公。建成LNG储罐5座，新增储气能力1000万方。截至2023年，天然气消费量35亿立方米，天然气占能源消费的比重提高至7%。6、稳步推进消费新能源。“十四五”以来，进一步完善绿色能源消费认证、标识体系和公示制度。全面推广国家绿色电力证书制度，做好与可再生能源消纳责任权重管理的衔接。以绿证作为可再生能源电力消费量认定的基本凭证，推进能源消费总量和强度“双控”。加快建立以绿色电力证书为标识的绿色能源消费计量标准，修订重点行业企业碳排放核算指南，不将绿色电力消费计入碳排放量核算。积极开展绿色电力交易，为市场主体提供功能健全、友好易用的绿色电力交易服务。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。鼓励各地出台促进各类电力用户购买新能源电力及绿色电力制造产品的激励措施，推动新能源绿色电力在分行业、分领域应用，全面提升全社会用能清洁化水平，支持企业将绿色电力消费情况纳入企业社会责任报告。截止2023年，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完成规划目标的65%。7、新能源领域改革全面深化。进一步深化投资审批制度改革，各地建立风电、光伏项目集中审批绿色通道，优化新建建筑光伏备案并网流程，制定项目准入负面清单和企业承诺事项清单。对以风电、光伏为主体的多能互补、源网荷储、微电网等综合能源项目，可作为整体进行统一备案。推动平价风电和光伏发电参与绿电交易，鼓励非平价的风电和光伏发电企业综合补贴和绿电交易价格等因素，供需双方自主协商参与绿电交易。积极支持在工业园区、大型生产企业和大数据中心等周边地区因地制宜开展新能源电力专线供电试点。做好与燃煤发电上网电价市场化改革的衔接工作，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。8、以数字化改革推动降本增效。建设可再生能源项目全周期管理服务、绿色电力证书两大应用场景，统筹电力、空间、气象、地质、生态等数据资源，建立风电光伏可开发资源数据库，形成网格化、立体式新能源资源详查评估服务体系。构建可再生能源数字化治理体系，开展光伏等新能源项目发电效能监测分析，协助项目业主开展效能分析和运行维护，为风电、光伏可再生能源高质量发展提供高水平支撑和全过程服务。引导海上风电建设单位加大安全监管技术投入，建立多维度运行监控平台，提升风电场水域感知能力和管控能力。9、推动新能源企业梯队成长。“十四五”以来，聚焦产业补链强链延链需求，支持推动各地招引落地一批新能源领域重大制造业项目。深入推进“雄鹰行动”，支持重点新能源企业加快并购重组，深度融入全球产业链、价值链，成长为全球行业标杆。引导企业走“专精特新”发展之路，在产业链协同创新、技术改造、首台（套）、要素保障等方面加大政策支持力度，支持中小企业主攻细分行业，与行业龙头企业协同制造，打造一批细分行业的“隐形冠军”“单项冠军”。截止2023年，培育形成产值超百亿元新能源企业4家。10、增强电力安全风险管控能力。构建全方位立体式安全风险防范工作机制，建立并持续更新了安全风险档案，开展安全风险识别、评估、预警、控制、检查、改进全过程管控，消除不确定因素，实现电网安全风险纵深防御、关口前移和源头治理。着力提高电网驾驭能力，优化系统结构，完善控制策略，强化“三道防线”，深化电网设备全寿命周期管理，落实设备运维保障要求，加强主设备运行状态监控，确保直流换流站和重要变电站安全可靠运行，构建大电网安全立体防御体系。持续提高电网保障水平，完善客以户为中心的现代服务体系，认真做好供暖保障、节日保电、供电抢修服务等工作，全力保障民生用电需求。大力培育需求侧响应市场，积极引导用户避峰、科学用电，多措并举保障电力可靠供应。做好输电通道负荷预测分析，加强统一调度，加大资源优化配置，提升通道利用水平；充分调用跨区备用资源，提升互济能力。加快构建发挥应急备用和调峰电源重要作用的长效机制，落实国家大面积停电事件应急预案，提高电力系统应急响应恢复能力。二、实施过程面临的主要问题“十四五”以来，能源产业发展较快，规划总体实施情况较好，但也面临一些新情况和新问题，主要是：（一）煤炭消费减量替代任务艰巨。按照国家《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》和省《“十四五”生态环境保护规划》要求，至2025年，煤炭消费量要比2020年下降10%。近年来，虽然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，煤炭消费减量替代进度缓慢，全面完成煤炭减量替代任务极其艰巨。（二）生物质能源综合利用程度待提升。发展生物质能源，一方面可以保护环境，缓和气候变化；另一方面还能促进农业、林业的经济可持续发展。但由于“十三五“期间城市宣传力度不够，很多人在发展生物质能方面的认知还很欠缺。普遍存在在农作物收获后就地将秸秆进行焚烧或粉碎入地，林业生物质多为传统的薪柴燃烧利用，在生物质能源方面综合利用效率较低。（三）生物质原料收集机械装备待提升。城市在林间集材、打捆、转运等方面，先进的林业机械装备配置欠缺，机械化程度较低，促使劳动作业强度和工作效率偏低，为目前发展生物质能源的主要短板。（四）商业化专业化市场化程度待提升。生物天然气和生物质成型燃料仍处于发展期，受限于农村市场，专业化程度不高，原料的收集、运输、储存配套体系尚不完善，造成成本较高；沼气生产和运行成本