《黑龍江省能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》: 建設(shè)天然氣分布式能源示范項目

2018-01-09 17:45:00 來源:黑龍江省發(fā)改委　點擊量：評論 (0)

黑龍江發(fā)改委日前印發(fā)《黑龍江省能源發(fā)展十三五規(guī)劃》，對深化能源體制改革，落實國家能源體制改革總體部署，推進能源市場化改革和能源管理

黑龍江發(fā)改委日前印發(fā)《黑龍江省能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，對深化能源體制改革，落實國家能源體制改革總體部署，推進能源市場化改革和能源管理體制改革，包括加快電力體制改革、推進能源價格改革、深化能源市場化改革進行了規(guī)劃。

資源概況

煤炭：截止2015年前，全省煤炭累計探明資源儲量221億噸，保有資源儲量198億噸，其中90.8%集中在東部雞西、鶴崗、雙鴨山、七臺河四個國家規(guī)劃礦區(qū)。煤種齊全，以褐煤、氣煤、焦煤為主。

天然氣：截止2015年底，全省天然氣累計探明地質(zhì)儲量5135億立方米;剩余技術(shù)可采儲量1317億立方米，占全國剩余技術(shù)可采儲量的2.5%，主要分布在松遼盆地北部。

生物質(zhì)能：黑龍江省是農(nóng)業(yè)和林業(yè)大省，擁有耕地2.4億畝、林地近4億畝，正常年份農(nóng)業(yè)和林業(yè)生物質(zhì)可收集利用量約分別為9000萬噸和960萬噸。

存在問題

——煤炭短缺局面長期存在。黑龍江省煤炭自給能力不足，已成為煤炭凈調(diào)入省份，每年需從蒙東調(diào)入4000萬噸左右煤炭，還需要從俄羅斯進口煤炭。

——煤炭、石油資源接續(xù)緊張局面日益突出?，F(xiàn)有大中型煤礦大部分井田境界內(nèi)剩余資源儲量面臨枯竭，部分煤礦剩余服務(wù)年限已不足5年。

——能源結(jié)構(gòu)性矛盾仍然存在。2015年黑龍江省煤炭消費比重高達69.3%，非化石能源消費比重只有3.4%左右，與國家提出到2020年非化石能源消費比重達到15%的目標還有較大差距。

發(fā)展目標

——能源供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革取得積極進展。到2020年，一次能源生產(chǎn)總量達到1.06億噸標準煤;加大落后產(chǎn)能淘汰退出力度，煤炭產(chǎn)能保持在1.2億噸/年左右，產(chǎn)量達到7000噸;油氣生產(chǎn)當量保持在4000萬噸以上。電源結(jié)構(gòu)進一步優(yōu)化，非化石能源發(fā)電裝機比重達到40%左右。

——能源消費結(jié)構(gòu)得到優(yōu)化。到2020年，能源消費總量控制在1.4億噸標準煤左右。非化石能源消費比重達到6.5%，天然氣消費提高到8%左右。

——電力體制改革取得新突破。到2020年達到總發(fā)電量的20%。

主要任務(wù)

——穩(wěn)定油氣開發(fā)。大力實施精細勘探、效益勘探和戰(zhàn)略勘探，開展非常規(guī)資源勘探配套技術(shù)研究與應(yīng)用，努力提高規(guī)模效益儲量。實施原油精準開發(fā)，加大外圍油田難采儲量有效動用力度，減緩大慶油田產(chǎn)量下降速度。實施“以氣補油”戰(zhàn)略，加快深層氣勘探，推進天然氣增儲上產(chǎn)。

——加大農(nóng)網(wǎng)改造升級力度，著力滿足農(nóng)村生產(chǎn)生活日益增長的用電需求，提升供電質(zhì)量。適應(yīng)新能源、分布式電源和多元化負荷發(fā)展需要，提高電網(wǎng)智能化水平，提升能源利用率。推進分布式能源網(wǎng)絡(luò)、新能源微電網(wǎng)建設(shè)。在具備條件的地區(qū)，推動建設(shè)以用戶端自發(fā)自用為主的分布式能源網(wǎng)絡(luò)。在哈爾濱及其他新能源汽車應(yīng)用城市，建設(shè)充換電站、天然氣加注站及配套服務(wù)系統(tǒng)。

——加快天然氣推廣利用。加強天然氣氣源保障，完善管網(wǎng)、儲氣調(diào)峰設(shè)施，加快天然氣在城鎮(zhèn)燃氣、工業(yè)燃料、交通運輸、天然氣發(fā)電及天然氣分布式能源等領(lǐng)域的推廣利用。積極探索在哈爾濱、大慶等地區(qū)適度布局天然氣調(diào)峰發(fā)電或熱電聯(lián)產(chǎn)示范項目。在管道干支線覆蓋的哈爾濱、大慶、齊齊哈爾等經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)，鼓勵產(chǎn)業(yè)集聚區(qū)、產(chǎn)業(yè)園區(qū)、旅游集中服務(wù)區(qū)、生態(tài)園區(qū)和城市綜合體等企業(yè)，建設(shè)天然氣分布式能源示范項目。加強對俄羅斯天然氣的利用。

——加快電力體制改革。按“準許成本加合理收益”原則，核定輸配電價，實現(xiàn)輸配電價與發(fā)售電價分離。完善電價形成機制，逐步實現(xiàn)公益性以外的發(fā)售電價格由市場形成，努力降低企業(yè)用電成本。有序放開除公益性調(diào)節(jié)性以外的發(fā)用電計劃，擴大市場化可交易電量規(guī)模，力爭在2020年達到總發(fā)電量的20%。穩(wěn)步推進售電側(cè)改革，培育多元售電主體，通過試點示范，逐步向符合條件的市場主體放開增量配電業(yè)務(wù)，鼓勵以混合所有制方式發(fā)展增量配電業(yè)務(wù)。全面放開用戶側(cè)分布式電力市場，實現(xiàn)電網(wǎng)公平接入，促進分布式能源發(fā)展。認真落實可再生能源發(fā)電保障性收購制度，支持新能源、可再生能源、節(jié)能降耗和資源綜合利用機組上網(wǎng)。按照國家要求，“十三五”期間取消農(nóng)電代管體制。

——推進能源價格改革。按照國家統(tǒng)一部署，放開電力、石油、天然氣等領(lǐng)域競爭性環(huán)節(jié)價格，規(guī)范電力、油氣輸配環(huán)節(jié)政府定價，完善峰谷分時電價、兩部制電價，完善調(diào)峰、調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)價格制度。完善居民用電、用氣階梯價格制度，以及差別化電價和超限額能耗懲罰性電價制度。