四川省人民政府办公厅

关于印发四川省“十一五”及2020年

能源发展规划的通知

川办发［2007］14号　二○○七年一月十一日

（此文件已于2017年12月29日宣布失效）

《四川省“十一五”及2020年能源发展规划》已经省政府同意，现予印发，请认真组织实施。

四川省“十一五”及2020年能源发展规划

能源是人类社会赖以生存和发展的重要物质基础，是国民经济的基础产业和战略性资源，对保障和促进经济增长与社会发展具有重要作用。面对新世纪以及全面建设小康社会的新形势，我们在保障能源供需平衡、提高能源效率和有效节约能源、深化能源领域的改革和扩大开放、保障能源安全以及推动能源环保工作方面都面临着严峻挑战。保持能源、经济和环境的可持续发展是我们面临的一个重大战略问题。按照省委、省政府的部署，为满足我省经济社会发展对能源的需求，结合我省实际，以科学发展观为指导，编制四川省能源发展“十一五”规划及2020年远景目标。

本规划根据《四川省国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》编制，综合了煤炭、电力（火电、水电、电网）、石油天然气等行业规划的主要成果，明确了未来5年能源发展的指导思想、目标任务、发展重点和主要措施，是指导我省“十一五”能源发展的纲领性文件。规划目标展望到2020年。

一、能源发展现状

（一）能源发展“十五”回顾。“十五”以来，我省抓住国家扩大内需和“西部大开发”的历史机遇，坚持开发与节约并举的能源发展方针，在政策和投资等方面采取一系列有效措施加强能源基础设施建设。能源建设和投资规模显著增加，能源基础设施得到显著改善和提升，运行质量不断提高。特别是以电源工程、电网建设和改造为重点的电力投入进一步加大，火电建设有序推进，水电建设出现前所未有的喜人局面。核电前期工作全面启动。农村电网“两改一同价”顺利完成，县城电网改造逐步实施，“送电到乡”工程、缺电县电源建设工作有序开展。能源产量持续稳定增长。能源需求增加。水电、天然气等优质能源在能源消费中的比重进一步上升。“川电外送”获得重大突破。能源体制改革取得重大进展。能源建设和运行的宏观调控得到加强并明显改善。能源发展“十五”规划目标提前完成，能源供应基本满足我省国民经济和社会持续快速发展的需求。

1．能源建设成绩显著。

（1）电力建设保持较快发展。电源建设方面，开工建设了岷江紫坪铺、大渡河瀑布沟、雅砻江锦屏一级、金沙江溪洛渡、江油电厂燃煤扩建、广安电厂（二、三期）扩建、华蓥山电厂扩建等一批大中型电力项目，部分项目陆续建成投产。初步统计到2005年底，全省发电装机容量达到2245.56万千瓦（其中水电1496.96万千瓦，火电749.60万千瓦。表1）。“十五”期间新增装机容量535.76万千瓦（其中水电395.16万千瓦、火电140.60万千瓦）；2005年底在建规模1870万千瓦（其中水电1410万千瓦、火电460万千瓦，不含金沙江溪洛渡的1260/2，即630万千瓦）；电网建设方面，通过加强骨干电网建设和开展大规模城乡电网建设与改造，到2005年底全省建成35千伏以上电压等级的输变电工程5497万千伏安5.11万公里，其中500千伏等级600万千伏安2986公里、220千伏等级1398万千伏安8260公里、110千伏等级2495万千伏安1.59万公里、35千伏等级1004万千伏安2.39万公里、10千伏以下配电线路约15万公里。初步形成了以500千伏为主要支撑，220千伏为基本网架，110千伏分布较为合理的输变电网架；城乡低压配电网络明显改善。“两改一同价”成效显著。缺电县、无电乡用电问题逐步得到解决；“川电外送”方面，“十五”期间外送电量累计381.18亿千瓦时，外送能力达到264万千瓦，超过了“十五”预定目标。

表1：四川省2000—2005年发电装机容量和发电量（略）

（2）天然气勘探和建设步伐加快。“十五”期间，在川东飞仙关组鲕滩气藏，盆地须家河组、嘉陵江组气藏，川西侏罗系气藏，乐山—龙女寺下古生界气藏以及川中侏罗系油藏等领域取得了重大发现和重要进展；完成勘探开发井258口，总进尺72.99万米，新增天然气探明储量1640亿立方米，探明可采储量1011亿立方米；完成输配气管道建设和改造约1000公里，包括眉夹乐、达州、大竹、泸州等用户供气管道工程，以南干线改造为代表的系统扩能建设工程，北干线的中河、北河、嘉陵江、渠江的穿越复线建设，工自线、牛大线、秦蓝线、老付线、九阳线、付大线和付家庙、纳溪、南充、借田等大型集输站场的改造工程等。

（3）煤炭地质勘探、生产和建设取得重大进展。目前，全省已探明煤炭资源量135.3亿吨，保有资源量120.8亿吨，在全国各省（市、区）位居第13位，占全国总储量的1%，其中“十五”期间全省煤田探明储量7.9亿吨。国有重点煤炭企业和各市县新建矿井总数22对，设计建设规模864万吨/年；地方改扩建矿井92处，净增生产能力649万吨/年。全省共有各类煤矿2206对，分布在全省18个市（州）的75个县（市、区），年生产总能力9693万吨。全省在建（含改扩建）项目140处，设计生产能力1513万吨/年。煤炭加工与综合利用、煤矿安全生产、矿区生态环境治理取得明显成效。全省现有洗煤厂年入洗能力2210万吨。2004年入洗原煤1624万吨，产精煤796万吨。2005年入洗原煤1686万吨，产精煤1048万吨。有焦化厂11座，年生产能力254.5万吨。煤炭行业多元化发展成绩显著，全省煤炭企业拥有发电厂、水泥厂、矸砖厂126座。

（4）可再生能源建设步伐加快。面向民族地区257个无电乡镇的“送电到乡”工程进展顺利，建成光伏电站46座，装机约1600千瓦；水电项目109个，装机约17万千瓦。完成小水电代柴试点县7个，装机容量1.6万千瓦。

2．能源生产继续增长。2001—2005年，我省各年能源生产总量持续增长。一次能源生产总量由2000年的4686万吨标准煤（以热当量法计算，下同）增长为2005年的8301万吨标准煤，平均年增长率12.13%。其中煤炭从2000年的4385万吨增长为2005年的7905万吨，平均年增长率12.51%；天然气从2000年的81亿立方米增长为2005年的138亿立方米，平均年增长率11.22%；水电从2000年的369亿千瓦时增长为2005年的653亿千瓦时，平均年增长率11.82%。

表2：四川省2000—2005年能源生产量（略）

 “十五”期间，我省一次能源生产累计33392万吨标准煤，其中煤炭32371万吨（折标煤23122万吨），石油72万吨（折标煤103万吨），天然气521亿立方米（折标煤6934万吨），水电2631亿千瓦时（折标煤3233万吨），分别占总量的69.24%、0.31%、20.77%和9.68%。

2005年能源生产结构为煤炭68.02%，石油0.24%，天然气22.07%，水电9.67%（图1）。

图1：2005年能源生产结构图（略）

3．能源消费持续增加。“十五”期间，随着经济持续高速增长，工业化和城镇化进程加快以及产业结构和消费结构升级，我省能源消费逐年较快增长。能源消费总量从2000年的4986万吨标准煤增长到2005年的8493万吨标准煤，年均增长约10.64%。其中煤炭从2000年的4668万吨增长为2005年的7859万吨（包括焦炭66.60万吨），平均年增长率10.98%；天然气从2000年的53亿立方米增长为2005年的90亿立方米，平均年增长率11.07%；水电从2000年的333亿千瓦时增长为2005年的577亿千瓦时，平均年增长率11.57%。

“十五”期间，全省累计能源消费35324万吨标准煤，其中煤炭33544万吨（折标煤24022万吨），石油2648万吨（折标煤3803万吨），天然气353亿立方米（折标煤4689万吨），水电2287亿千瓦时（折标煤2911万吨），分别占消费总量的68.01%、10.76%、13.27%和7.96%。

表3：四川省2000—2005年能源消费表（略）

4．体制改革取得重大突破。  

（1）电力体制改革取得重大突破。按照《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（国发［2002］5号）批准的电力体制改革方案，电力企业基本完成“政企分开、厂网分开”改革，电源建设出现了“三多”（即投资主体多元化、投资方式多样化、投资来源多渠道化）的有序竞争格局，为进一步推行“竞价上网”电力改革奠定了基础（表4）。农村电力管理体制按照“两改一同价”工作的统一部署取得显著成果，全省乡镇电管站体制改革基本完成，实现“三公开”、“四到户”和“五统一”，推进城乡用电同价，切实减轻农民负担。从2001年开始放开发电用煤价格，2004年开始推行了煤电价格联动机制并对高耗能行业实行差别电价。组建了国家电力监管机构并在成都设立分支机构开展工作。组建了四川省水电投资经营集团公司，以国有地方电力为主体，进行了市县地方电力体制改革。

（2）煤炭企业改革取得重大进展。“十五”期间组建了由煤电集团等8家国有企业组成的四川省煤炭产业集团公司。以国有重点和国有地方为主的大中型煤矿进行了股份制改造，完善了法人治理结构。对部分企业实施了关闭破产。

表4：在川主要发电公司及其建设规模（略）

5．宏观调控力度进一步加大。为适应能源建设新形势的需要，省委、省政府结合四川实际，进一步加大能源发展的宏观调控力度，及时调整和出台了一系列政策和措施，有力地保证了我省能源工业朝着健康、协调和可持续方向发展。一是及时调整完善能源发展“十五”规划，加强规划指导作用，确保能源有序健康发展。二是调整完善水库移民安置政策和后期扶持政策。三是颁布《四川省电源开发权管理暂行办法》（省政府令第182号），建立电源开发权管理制度，促进电源资源的市场化配置。四是鼓励水电流域开发投资主体多元化，探索水库效益补偿机制。五是推动实施“两分钱”农网还贷政策。六是采取切实有效措施促进我省煤炭工业健康发展，强化煤矿安全生产。

（二）存在的主要问题。“十五”期间我省能源长足发展，基本满足国民经济和社会发展的需要，但能源供给总量不足和结构性矛盾依然存在，能源发展发展中各种深层次问题尚未得到根本解决。

1．能源供需矛盾依然突出。四川能源供求关系长期以来一直处于紧张状态，仅在“九五”后期短暂实现低水平下的暂时基本平衡。从2002年底起，尽管能源生产大幅度增长，但由于需求增长更快，仍然出现了较大范围的能源短缺。煤炭价格上涨较大，煤炭运输压力增大。2004年由于煤炭总量不足等原因停机最高达195万千瓦，少发电量近15亿千瓦时。缺电和拉闸限电现象从2002年底重新出现且持续时间较长，2005年四川电网拉闸约6.4万条次，最大均拉限负荷58.3万千瓦。天然气供应不足，2004年缺口约9亿立方米，仅能满足主要用气企业需求的2/3。能源供需矛盾以及由此带来的一系列问题给我省未来能源发展增加了不确定性，也给今后的结构调整增加了困难。

2．能源产业基础仍较薄弱。主要表现在：煤炭工业产业集中度低，矿井多，规模小；煤炭资源勘探、开发相对滞后，资源有效供给不足；生产技术和装备水平低，设备设施简陋，开采方法落后，资源回收率低，资源浪费严重；煤矿自然条件差，各种灾害严重，安全生产形势严峻。电网建设明显滞后，发输配电结构不合理，网架结构薄弱，输电能力不足，电能损耗高，安全稳定水平差；电源结构不尽合理，水电装机中水库具有季以上调节能力的仅约1/3，丰枯矛盾突出，而火电大机组少，小机组数量比重大，稳定运行性差且煤耗高，能效低，煤炭洁净燃烧技术应用推广步伐缓慢。天然气干线管网、城市配气管网建设滞后。天然气下游产品市场开拓难度大，市场发育速度慢，竞争力弱。新能源和可再生能源在工程技术、政策体系、管理体系、投资力度等方面障碍众多，发展缓慢。

表5：四川省和全国人均能源消费量（略）

表6：2000-2005年四川和全国平均万元GDP（2000年不变价）能源消费量（略）

3．用能水平低，结构不尽合理。我省人均能源消费约为全国平均水平的60%左右和世界平均水平的27%，用能消费尚处于温饱阶段。具有资源优势的优质能源水电和天然气在终端能源消费中所占比例低，其中水能技术可开发量和经济可开发量均占全国的1/4以上，在我省常规能源资源中占67%左右，但水电发电量占能源生产总量的比重不足10%；天然气产量比重不到20%。煤炭储量占全省能源资源总量约30%，但产量却占全省能源生产总量的近70%。近年来煤炭消费比例虽有小幅下降，但仍然占据主导地位，特别是近年来出现的能源供求关系紧张状况致使煤炭比重有增加的趋势，增加了结构调整的困难。

4．能源利用效率低，能效提高难度大。按等价值法计算，四川省单位GDP能耗1.53吨标准煤/万元约比全国平均水平1.22吨标准煤/万元高25%（表6，按热当量计算比全国低，主要原因是四川省水电的比重比全国高很多，而水电等一次能源按热当量值折算标准煤后导致能源消费量下降），单位工业增加值能耗3.52吨标准煤/万元，约比全国平均水平2.59吨标准煤/万元高36%。由于产业结构和能源结构不够合理，技术装备水平落后，主要用能行业和主要工业产品能耗比全国平均高20%左右。一些高耗能企业主要依靠优惠电价维持生产经营。同时，我省正处于工业化初中期阶段，工艺技术、设备、规模及管理水平落后，能源效率短期内提高难度大。

专栏1：一次电力折算标煤的热值当量法和等价值法

指为便于统一统计口径，将一次电力（水电、核电）的能量换算成标准煤的两种计算方法。热值当量法，指一次电力按自身的热功当量换算成标准煤，折成标准煤的系数为1亿千瓦时水电=1.229万吨标准煤。等价值法，是假设按二次电力（如煤电、油电）的实物消耗量获得一次电力（水电、核电），我国一般将燃煤火电发电厂的当年平均电度煤耗（标准煤）作为换算标准，如2005年四川省发电煤耗为399.80克标准煤/千瓦时，则1亿千瓦时水电=3.998万吨标准煤。同样的一次电力发电量采用两种不同的方法计算，其结果存在较大的差距。按照有关规定，本规划统一采用热值当量法。

5．体制和机制性缺陷仍然存在。一是政府职能的界定不清晰，职能管理分散，管理效能不统一，无法协调各能源行业和企业，统筹制定和实施统一的能源发展战略，推进产业结构和能源结构的调整和优化。二是监管薄弱。监管职能错位，政监不分；监管责任主体不明，效率低下；监管无规可依，立法滞后，政策缺乏连续性，缺少透明度。三是能源价格体系不适应市场需要，价格形成机制改革任重道远。四是能源发展长效机制和开发高效、竞争有序的能源市场尚未建立，能源发展特别是电力建设未能完全摆脱周期性大起大落的“怪圈”。

二、能源发展面临的形势和需求预测

（一）国民经济和社会发展主要目标。未来15年我省经济社会发展的总体目标是：到2020力争全省人均生产总值达到3000美元，赶上当年全国平均水平，使全省经济更加发展，民主更加健全，科教更加进步，文化更加繁荣，社会更加和谐，人民生活更加殷实。根据省十届人大四次会议通过的《四川省国民经济和社会发展第十一个五年（2006—2010）规划纲要》，“十一五”期间的主要目标包括：经济快速健康发展，全省生产总值年均增长9%左右，2010年超过12000亿元（实际年均增长10.2%）；工业化水平进一步提高，二产业增加值比重达到44.5%（其中工业增加值比重达到39.0%），服务业增加值比重达到40.0%；城镇化进程明显加快，城镇化率达到38%以上；可持续发展能力增强，单位生产总值能源消耗比“十五”期末降低20%左右。

（二）能源发展面临的形势。

1．能源发展前景广阔，但面临严峻挑战。从长远看，社会经济活动的持续高速发展仍然是决定我省能源需求持续扩大的主要因素。一是“GDP翻两番”和“到2020年基本上实现工业化”的发展目标，意味着工业化进程加快，工业生产规模将长期持续扩大，基础设施建设、制造业将会继续高速发展，重化工业发展倾向还可能加重并持续较长历史时期。二是“全面建设小康社会”，城市化进程将大为加速，城市化率大幅度提高并推动城市功能、服务业、交通运输业等相关行业的加速发展，将推动能源消费特别是优质能源消费的增加，对拉动能源总需求增长起到重要作用。三是经济结构和产品结构的进一步优化以及居民消费结构的升级提高了对终端能源消费结构和一次能源供应结构优质化的要求。因此，未来15年经济和社会发展对能源需求和供应在数量、质量和结构等方面都提出了更高要求，既为能源发展提供了广阔空间，也带来严峻挑战，较长时间内将存在不同程度的能源供应特别是优质能源供应的缺口，全面完成能源供需基本平衡的任务仍然非常艰巨。

2．能源与资源、环境和社会发展的矛盾日益突出。我省能源资源品种较为齐全，但总量不足，人均拥有量少。水电、天然气资源相对较丰，但煤炭储量有限且品质较差，且空间分布不均衡，运输压力大。石油严重匮乏。能源资源的禀赋特点使能源供应面临重大挑战。同时，能源开发和消费过程中环境、生态等因素的制约作用显著增强。一是煤炭开采与环境保护矛盾加剧。二是以燃煤为主的能源消费结构加重了煤烟型大气污染压力，酸雨污染严重，温室气体减排压力大，可持续发展面临严重障碍。三是水电建设涉及的生态、环保、移民等方面影响日益引起关注。四是油气勘探征地难度越来越大，工程进度受到影响。天然气管道占压情况日趋严重，存在大量安全隐患。

专栏2：能源安全

指国家、企业和消费者在可预见的未来以合理的价格获得充分的能源资源并免受重大供应中断的严重风险。能源安全有4个层面：

一是稳定可靠的供应，即满足生存和发展的数量和质量方面的供应稳定性。根据有关经济安全评价模式对石油储备量指标的分析，石油储备量的天数安全等级应不小于110天，而我省目前的储备天数只有20天左右。

二是合理的价格。据测算，每桶原油每年上涨10美元，则中国经济增长指数平均下降1个百分点。

三是降低供应中断造成的损失。

四是在可持续发展约束下能应对与能源相关的环境挑战。在过去半个多世纪，能源消费的快速增长和供应结构的缓慢改善已经对人类生存和发展的环境本身构成严重威胁，因而备受关注。

3．进一步提高能源效率制约因素较多。由于偏重于追求经济增长速度和数量而忽视质量和经济效益，以高消耗、高投入、高排放、低效益为特征的粗放型增长方式长期以来未得到根本转变，加上缺乏有效机制和政策，产业结构和能源结构调整、技术进步等未能取得重大突破，因此节能的潜力和空间仍然较大。当前构建节能型社会的发展理念以及高油价的现实将有效刺激替代能源发展和节能技术进步。但根据当前出现并有可能持续较长时间的重化工业发展阶段、居民消费总量增长和结构升级等情况判断，加上节能观念仍较落后，政策引导和宏观管理还比较薄弱，因此在今后一段时间内大幅度提高能源效率困难较大。

4．省内外能源交换日趋扩大，能源和经济安全问题突出。随着西部大开发战略和“西电东送”战略的实施，加上我省能源资源的禀赋特点，我省水电参与区域性和全国性一次能源平衡以及能源资源优化配置的规模将逐步扩大。同时在1000万吨炼油厂投产前我省成品油消费仍高度依赖外部调入，省外国外石油市场的供求关系的变化和油价的异常波动将对我省油品和能源供给以及经济社会产生越来越大的影响，必须高度重视由此带来的能源安全和经济安全问题。

（三）能源需求预测。根据《四川省国民经济和社会发展第十一个五年总体规划纲要》，按照能源发展的基本规律，综合运用多种科学方法预测2010年和2020年全省能源需求。经初步测算：

2010年全省各种能源总需求折合标准煤12000万吨（按热当量值法计算，下同）。其中：煤炭9700万吨（折合标准煤6929万吨），天然气190亿立方米（折合标准煤2527万吨），成品油903万吨（折合标准煤1316万吨），电力1400亿千瓦时（其中水电1000亿千瓦时，折合标准煤1229万吨）。“十一五”期间能源需求年均增长7.00%，其中煤炭、天然气、成品油、电力需求的年均增长率分别为4.07%、16.259%、6.00%、8.22%。能源消费弹性系数0.78—0.69。

2020年全省各种能源总需求折合标准煤17044万吨。其中：煤炭13000万吨（折合标准煤9286万吨），天然气268亿立方米（折合标准煤3564万吨），成品油1360万吨（折合标准煤1981万吨），电力需求2400亿千瓦时（其中水电等一次电力1800亿千瓦时，折合标准煤2212万吨）。2011—2020年，能源总需求年均增长3.57%，其中煤炭、天然气、成品油、电力需求的年均增长率分别为2.97%、3.50%、4.18%、5.55%。能源消费弹性系数0.49。

表7：四川省“十一五”及2020年能源需求预测表（略）

专栏3：能源需求预测

是根据一些具体假设，再按照能源发展的基本规律，利用一定的方法和模型对未来能源发展的趋势进行预测。在预测中使用的模型，是对能源生产和消费活动、管理行为及生产者和消费者行为的抽象概括。预测工作很大程度上需要依赖一定的数据、分析方法、模型结构和具体假设。同时，由于存在一定的不确定因素，如能源市场构成重大影响的许多随机事件的发生，对未来的技术特性、人口状况和可利用资源的假定等等，不可能完全准确预定，因此预测结果仅提供能源发展的一个基准情景，而不能完全代表实际将发生的事情。本次预测方案的设计注重中长期发展的总体趋势，采用供给分析为主、结合需求分析的预测方式，定性分析与定量分析、模型计算与推理判断相结合，多种方案互相验证。

专栏4：能源发展的基本规律

人类消费能源的种类、数量、领域、方式、效率、强度和速率的变化趋势与各个社会发展阶段紧密相联并明显遵循某种规律。

一、消费总量。能源消费总量一般随GDP的增长基本上呈线性增长，历史上从未出现经济增长而能源消费总量零增长或负增长的现象。但从理论上讲，这种现象在后工业化阶段由于科学技术的重大突破和经济增长方式的根本转变有可能出现。

二、人均能源消费。人均GDP与人均能源消费之间呈明显线性关系。人均能源消费的最低基准是衡量一个国家和地区经济发展水平的标准之一。经济发展水平较高的国家和地区，其人均能源消费也较高。

三、能源消费强度。即单位GDP能耗。能源消费强度变化与工业化进程密切相关，工业化阶段将随着经济发展呈上升趋势，进入后工业化阶段则由于产业结构和经济增长方式发生重大变化而逐步下降，并且不同国家之间的能源消费强度将趋于一致。在完成工业化之前，短期内大幅度降低能源消费强度将十分困难。

四、能源消费速率。亦称能源消费弹性系数，一般呈现三阶段演变：一是前工业化阶段，一般小于0.5。二是工业化阶段，其中缓慢工业化时期一般为0.8—1.2；快速工业化（重化工业）时期，一般为1—1.5。三是后工业化阶段，一般小于0.8。

三、能源发展的指导思想、发展方针和主要目标

（一）指导思想。

以邓小平理论和“三个代表”重要思想为指导，贯彻党的十六届五中全会以及省委全委会精神，牢固树立和全面落实科学发展观，按照以人为本，全面、协调、可持续发展的要求，以满足市场需求为导向，以实现可持续发展为主题，以促进能源结构优化为主线，坚持开发和节约并重，节约优先；坚持以电力为中心，水电为重点，煤炭为基础，天然气稳步发展，核能、新能源和可再生能源有效补充，多种能源全面协调发展，确保能源供应安全；坚持重视环境效益，促进能源与经济、社会、生态环境的协调发展；坚持深化能源体制改革，努力构建与社会主义市场经济体制相适应的新型能源工业体系；坚持充分利用两种资源、两个市场，积极参与全国能源平衡和资源优化配置，把四川省建成全国最大的水电和清洁能源基地，为全面建设小康社会和构建社会主义和谐社会提供安全可靠、经济高效、优质清洁的可持续能源保障。

（二）发展方针。

1．总体方针。保障能源供给，提高能源效率，优化能源结构，深化能源体制改革，重视能源与环境协调发展，以能源的可持续发展和高效利用支持社会经济的可持续发展，力争到2020年以能源消耗翻一番支持GDP翻两番。

2．分行业发展方针。

（1）电力。电网建设和电源建设协调发展，加强电网建设，大力开发水电，优化发展煤电，适度发展天然气发电，积极发展核电，推进新能源和可再生能源发电。继续推进电力体制改革。

加强电网建设。适度超前规划建设电网，保持与电源建设协调发展，统筹规划大型电源基地输电系统，构建开放、畅通的输电平台，适应电力发展与改革的新形势。加强省内高电压等级电网支撑，加强500千伏骨干电网，巩固220千伏主干电网，完善优化110千伏网络，提高主网输电能力和安全可靠水平。结合大型水电电源建设，发展特高压电网，建立外送大通道，满足“川电外送”需要。加强与周边电网联网，实现在更大范围内优化配置资源。加强受端网架建设，继续做好城乡电网建设与改造。鼓励大小电网联网和电力交换。

大力开发水电。大力推进水电流域梯级协调综合开发，较大幅度提高水电开发率。加快大型水电流域开发，全面、统筹开发金沙江、雅砻江、大渡河等“三江”水电基地。优先开发调节性能好的大中型水库电站，因地制宜开发中小型水电站。

优化发展煤电。优化结构，节约资源，重视环保，提高技术水平和经济性。积极推动以大代小工作，加快关停能源利用效率低、污染严重的小火电机组。大电网覆盖范围内，新建燃煤机组单机容量一般要在60万千瓦及以上，鼓励建设超临界、超超临界大容量机组和循环流化床锅炉电站。积极开发煤电基地，依托煤炭基地建设坑口大容量机组。适当建设负荷中心电厂以及交通沿线电厂。

积极发展核电。做好核电厂址选择和保护工作，推进核电前期工作，在国家统一安排下启动核电建设工作。

适当发展天然气发电。结合天然气勘探开发、产能提高以及管道建设的情况，因地制宜建设适当规模的天然气发电厂。

积极推动新能源和可再生能源发电。加快新能源和可再生能源资源调查，重视边远地区人民群众生产生活的用能需要。

（2）煤炭。健全宏观调控体系，优化煤炭生产结构，推进资源综合利用，改善煤矿安全状况，强化矿区综合治理。

健全宏观调控体系。从煤炭资源开发监管、煤炭行业管理、市场准入、办矿审批、结构调整、煤炭生产和供给、安全生产、环境治理、法规政策等方面完善我省煤炭工业宏观调控体系，增强调控能力。

优化煤炭生产结构。坚持发展先进生产能力和淘汰落后生产能力相结合的原则，加快现代化大型煤炭基地建设，培育大型煤炭企业和企业集团，加快中小型煤矿的整顿、改造、联合和提高，提高我省煤炭生产整体水平。

推进资源综合利用。合理利用煤炭资源，大力发展循环经济。积极开展煤矸石、煤泥、煤层气（煤矿瓦斯）、矿井排放水以及与煤共伴生资源的综合开发与利用，推进清洁用煤、节约用煤和有效用煤，实现煤炭工业可持续健康发展。

改善煤矿安全状况。进一步理顺关系、强化职能、落实责任、加大投入，形成齐抓共管、功能互补、协调运行的煤矿安全生产监管机制，建立起煤炭企业自觉增加投入和安全生产自我约束长效机制，逐步提高我省煤矿安全生产水平。

强化矿区综合治理。加大矿区生态环境和水资源的保护、废弃物和采煤沉陷区治理。研究建立矿区生态环境恢复补偿机制，明确企业和政府治理责任，加大生态环境治理投入，强化监督管理，逐步使矿区环境治理步入良性循环。

（3）天然气。加强资源勘探，增加后备储备；加强产能建设，确保稳产高产；加快管网建设，加强调峰效应；优化天然气利用项目，优先保障省内用气需求。

加强资源勘探，增加后备储备。积极拓展勘探空间，努力扩大勘探领域；整体评价分层部署，保障资源有序接替；加强科技攻关和创新，加大综合研究力度；不断提高勘探成功率和采收率，努力实现储量和产量持续稳步增长。

加强产能建设，确保稳产高产。加快发展东中西部，稳定发展南部；加快川东高含硫气田、川西致密碎屑岩气田和川东北碳酸盐岩气田的整体开发及产能建设；开展油气藏精细描述，延缓老油气田递减。

加快管网建设，加强调峰效应。根据气田开发方案，配套建设地面工程；完善川西老区集输系统，建设川东地区长输管线；完善安全运行体系，提高生产技术和管理水平；重视大中城市和重点用户储气调峰设施建设，确保平稳安全供气。

优化天然气利用项目，优先保障省内用气需求。扩大天然气利用规模，加大天然气资源转化；大力推动城市用气发展，积极开拓农村用气市场；优化天然气化工项目，提高天然气使用效益；积极推动工业燃料用气，提高产品质量和竞争力；适度发展天然气发电，改善电源结构和提高调峰能力。加大资源就地转化力度，支持天然气产地规划和发展天然气利用事业；优先保障省内用气需求，在满足省内用气需求的前提下按照国家要求适当规划外输。

（4）新能源和可再生能源。抓好资源调查评估，科学制订开发规划，积极推动试点示范，发展农村清洁能源。

抓好资源调查评估。在已有风能资源评价的基础上加强风电场工程测风；进一步开展全省适宜种植能源作物和油料植物的土地资源调查，科学评价可利用的生物质能资源。

科学制订开发规划。按照因地制宜、统筹兼顾、突出重点的原则，根据资源状况、技术特点和市场需求等条件明确发展目标，制订开发利用规划，实现合理有序开发。

积极推动试点示范。在进行充分技术论证和经济分析的基础上利用现有资源和技术优势通过试点示范促进技术进步，完善管理体制和技术服务体系。

发展农村清洁能源。利用农业废弃物资源发展可再生能源，抓好太阳能热水器、农村小光电开发、沼气发电的推广应用，推行太阳能安装与建筑一体化，提高农村清洁能源应用水平，改善农村能源结构。

（5）能源行业节能。重点抓好电力节能，主要在需求侧、发电侧、电网侧等方面做好节能工作。

需求侧节能。提高电力利用率，推广高效用电设备，采用节电型生产工艺，提高设备运行水平；实行分时电价，调整客户用电方式，开发低谷电力市场，发展夜间蓄能技术。

发电侧节能。提高水电等可再生能源占发电能源的比重；火电选用大容量、高参数、高效率机组，及时淘汰拆除高能耗、低效率机组；加大老电厂技术改造力度；加强科学管理，降低发电厂发电能耗和厂用电率。

电网侧节能。优化输供电系统网络结构，简化电压等级，缩短供电距离，合理配置无功补偿装置；推广节能型输变电设备，提高电网技术装备的科技含量；促进区域间联网，提高电网运行的经济性；实施经济调度，提高电网自动化水平和调控手段。

（三）主要发展目标。总体目标是：2010年能源供应总量基本满足国民经济和社会发展需求，能源结构调整和优化取得明显进展，能源市场和能源建设规范有序，能源效率和效益进一步提高，单位GDP能源消耗比“十五”期末降低20%左右；在2020年前后建成全国优质清洁能源（水电、天然气）生产基地，形成以优质清洁能源为主体，煤炭生产和燃烧清洁化，核电有效补充，新能源和可再生能源长足发展，油品消费充分保障，能源各行业协调发展、结构合理的符合可持续发展战略的新型能源工业体系。

1．结构调整。到2010年，终端能源消费总量中煤炭比重由2005年的66.31%下降到60%左右，水电比重由8.29%增加到10%左右，天然气比重由13.91%增加到20%左右，成品油基本维持目前比重。2020年，煤炭比重进一步下降到55%左右，水电比重达到13%左右，天然气比重达到20%左右，成品油比重为基本维持目前比重。

2．电力。

（1）电源：“十一五”期间新增发电装机容量力争超过2000万千瓦（其中水电1400万千瓦，火电600万千瓦），同时将关停小火电机组约200万千瓦，实际净增发电装机容量约1800万千瓦（其中水电1400万千瓦，火电400万千瓦）。到2010年底，全省发电装机容量突破4000万千瓦，力争达到4100万千瓦（其中水电2900万千瓦，火电1200万千瓦）。川电外送规模600万千瓦。2010年全省用电量1400亿千瓦时，川电外送288亿千瓦时。到2020年底，全省发电装机容量比2010年翻一番以上，力争达到8600万千瓦（其中水电6600万千瓦，火电1800万千瓦，核电200万千瓦）。川电外送能力达到2400万千瓦左右（不含金沙江界河电站外送容量）。

（2）电网：“十一五”期间新增220千伏及以上输电线路9227公里，变电容量4297万千伏安。到2010年，全省220千伏及以上输电线路约2万公里，变电容量6295万千伏安。到2020年，建立南北两个特高压1000千伏交流输电大通道；500千伏电网形成贯穿四川中部经济发达地区的结构紧密、南北互通的梯格形网架结构，满足可靠供电要求并能适应大中型电源的接入和送出，同时与周边电网密切联网，为实现水火互补和获取联网效益创造条件。

3．煤炭。“十一五”期间，全省建设煤矿26对，设计生产能力1389万吨/年，总投资约66亿元；同时加快整顿改造小煤矿和煤炭资源整合，到2010年，全省煤炭产量达到9500万吨；原煤入洗率达到40%；煤炭资源回收率明显提高，薄煤层、中厚煤层、厚煤层的矿井采区回采率分别不低于85%、80%、75%；全省煤矿采煤机械化程度达到20%，掘进机械化程度达到25%；煤矿安全生产百万吨死亡率控制在3以下，煤矿尘肺病发病率控制在1.0%以下；矿井水回收复用率达到30%，矿区土地复垦率达到30%，煤矸石与煤泥综合利用率达到50%；煤矿瓦斯抽采纯量达到1亿立方米/年，利用率达到75%。

到2020年，建立规范的煤炭资源开发秩序；形成以煤电、煤化、煤冶联营为主的多元化产业格局；煤矿安全基础条件较大改善，煤矿瓦斯得到有效治理；建立煤炭循环经济体系，矿区综合开发建设具备较大的生产规模和较强的生产能力，省内煤炭有效供给和产需实现基本平衡；全省煤炭产量达到1.1亿吨左右；原煤入洗率达到50%。

4．天然气。“十一五”期间，新增探明储量3500亿立方米以上，新增产能300亿立方米/年以上，新建和改造各类管网2500公里以上。到2010年，探明储量达15840亿立方米以上，产量达到340亿立方米/年（中石油180亿立方米/年，中石化160亿立方米/年），天然气利用规模190亿立方米。

2011—2020年，通过加强勘探和开发不断增储上产，进一步扩大天然气利用规模。到2020年天然气利用规模250亿立方米以上。

5．新能源和可再生能源。到2010年，全省风能发电装机10万千瓦，太阳能发电厂40座，生物质发电5万千瓦。生物液体燃料生产能力20万吨/年（其中燃料乙醇10万吨/年，生物柴油10万吨/年）并进一步根据资源、市场情况逐步提高。农村户用沼气池达到500万户。

到2020年，全省风能发电装机50万千瓦，太阳能发电厂100座，生物质能发电20万千瓦。生物质能生产能力100万吨/年（其中燃料乙醇700万吨/年，生物柴油30万吨/年）并进一步根据资源、市场情况逐步提高。新增农村户用沼气池200万户。

6．能源行业节能。全社会节能目标是：到2010年每万元GDP（2005年不变价）能耗由2005年的1.16吨标准煤力争下降到0.928吨标准煤左右，下降幅度20%左右，“十一五”期间年均节能率约为4.36%。与2005年能耗水平相比，2010年实际能源消费将比预测减少864万吨标准煤。

能源行业节能目标是：关闭拆除小火电机组150万千瓦以上，水火置换约50亿千瓦时，输变电综合损耗在规划基础上下降1个百分点。电力行业节能200万吨标准煤以上。

四、能源发展的主要任务和重点

预计全省能源行业“十一五”期间共完成投资2320亿元，其中电力2000亿元（其中电源1500亿元，电网500亿元），天然气200亿元，煤炭110亿元，新能源和可再生能源10亿元。

（一）电力。

1．电源建设。全面启动建设“三江”（金沙江、雅砻江、大渡河）水电能源基地，发挥资源优势加快大中型河流水电开发，积极推进“川电外送”战略；在煤炭主产区依托大中型煤矿建设大型火电站；积极规划并启动核电建设；支持“送电到乡”、“送电到村”等工程扶持民族地区和边远山区电力建设。

（1）加快建设“十五”新开工并结转“十一五”及以后投产（即2005年底在建）电力项目1870万千瓦（其中水电1410万千瓦、火电460万千瓦，不含金沙江溪洛渡的1260/2，即630万千瓦，下同）。其中：

水电1410万千瓦，包括金沙江支流的美姑河的柳洪、坪头，西溪河联补，横江张窝，雅砻江干流锦屏一级，九龙河五一桥、偏桥、沙坪，安宁河双沟；大渡河干流的瀑布沟、沙湾，支流的金汤河金康、金元，瓦斯河小天都，田湾河仁宗海、大发，松林河湾一、洪一、大金坪，南桠河栗子坪，官料河巴溪、玉林桥；岷江干流的紫坪铺、吉鱼，支流的黑水河竹格多、柳坪、色尔古，杂谷脑河狮子坪、薛城、古城、桑坪、绿叶，马边河舟坝；青衣江干流的龟都府、百花滩等，宝兴河的硗碛、宝兴，周公河瓦屋山，天全河脚基坪、干溪坡等；嘉陵江干流的金银台、新政、小龙门、金溪场、沙溪、凤仪场等，支流的白龙江紫兰坝，白水江黑河塘，涪江武都、吴家渡、过军渡，火溪河水牛家、木座等；渠江流域的双滩、罗江口等大中型水电项目以及一批中小型水电（约100万千瓦）。

火电460万千瓦，包括白马30万千瓦循环流化床锅炉电站，华蓥山电厂扩建，江油电厂扩建（60万千瓦，结转30万千瓦），达源电厂迁建，广安电厂三期，岷江电厂技改（27万千瓦，结转13.5万千瓦），攀煤电厂技改，宜宾技改，广元劣质煤电厂，泸州电厂一期，泸县电厂技改等。

上述水火电项目中，除大渡河瀑布沟（330万千瓦，结转“十二五”投产110万千瓦）、雅砻江锦屏一级（360万千瓦）等共计470万千瓦不能投产外，“十一五”期间共计投产1400万千瓦（其中水电940万千瓦、火电460万千瓦）。

（2）新开工并建成一批水电项目（384万千瓦）和列入国家3年规划的火电项目（300万千瓦）；加快一批火电项目的前期工作并争取在“十一五”中后期开工建设400万千瓦（其中建成投产160万千瓦）。

水电384万千瓦，包括大渡河干流的龙头石，支流的革什扎河、东谷河梯级；金沙江支流的西溪河梯级电站，雅砻江支流的木里河、安宁河梯级电站和九龙河江边，青衣江、嘉陵江、白水江等大中型水电梯级以及其他一批中小型水电项目（约100万千瓦）。

列入国家3年规划的火电300万千瓦，包括江油燃机、金堂电厂、福溪电厂等。加快前期工作的火电项目包括黄桷庄二期、珙县电厂、达源扩建、广元劣质煤电厂、泸州二期、川东燃机、攀枝花电厂、白马60万千瓦循环流化床锅炉电站、资中电厂以及综合利用项目等，其中力争列入“十一五”中后期国家“3年规划”并开工建设400万千瓦，争取在“十一五”中后期建成投产120万千瓦。

上述水火电项目中，“十一五”期间共计投产804万千瓦（其中水电384万千瓦、火电420万千瓦）。

根据以上安排，“十一五”期间新增发电装机容量2204万千瓦（其中水电1324万千瓦、火电880万千瓦）。如考虑到目前的小火电机组约250万千瓦将在2010年前全部退役，则净增发电装机容量1954万千瓦（其中水电1324万千瓦、火电630万千瓦）。到2010年底，全省发电装机容量4200万千瓦（其中水电2820万千瓦、火电1380万千瓦），2006—2010年年均增长率13.34%。

（3）加快建设“十一五”开工并结转到2011年以后投产的项目约2860万千瓦（其中水电2380万千瓦、火电280万千瓦、核电200万千瓦，不含金沙江向家坝的600/2，即300万千瓦，下同）。其中：

水电2380万千瓦，包括雅砻江干流的锦屏二级、官地、桐子林、两河口等1050万千瓦，大渡河干流的深溪沟、大岗山电站、猴子岩、金川、双江口电站、丹巴、长河坝、黄金坪、泸定等约1104万千瓦，岷江干流42万千瓦，嘉陵江亭子口80万千瓦等大型水电项目共计2580万千瓦以及一批中小型水电项目约100万千瓦。

火电项目280万千瓦，主要是“十一五”中后期开工并结转到“十二五”的一批项目，包括燃机电厂、燃煤电厂、综合利用电厂等。

根据以上安排，如不计入金沙江干流的溪洛渡、向家坝等（共计930万千瓦，下同），我省“十一五”期间电力建设规模5530万千瓦（其中水电4170万千瓦、火电1160万千瓦、核电200万千瓦）；2010年底在建规模3330万千瓦（其中水电2850万千瓦、火电280万千瓦、核电200万千瓦）；预计共完成电源建设总投资约1500亿元。

表8：2006—2010年历年及2020年规划发电装机容量

（4）2020年远景目标。

①“十五”、“十一五”开工并结转到2011年以后投产的项目共计3330万千瓦（其中水电2850万千瓦、火电280万千瓦、核电200万千瓦，不含金沙江下游4个梯级和观音岩装机规模的一半，即2075万千瓦，下同），将在2011—2020年建成投产。

②2011—2020年开工建设并在2020年前投产的项目1540万千瓦（其中水电1060万千瓦、火电项目480万千瓦）。

水电项目1060万千瓦，包括雅砻江干流的杨房沟、卡拉等，大渡河干流部分项目以及其他中型河流的水电项目等。

火电项目480万千瓦，包括燃煤电厂、燃机电厂和综合利用电厂等。

③2011—2020年期间退役火电机组120万千瓦。

根据以上安排，2011—2020年将新增发电装机容量4870万千瓦（其中水电3910万千瓦、火电760万千瓦、核电200万千瓦）。考虑火电机组将退役120万千瓦，2011—2020年实际净增发电装机容量4750万千瓦（其中水电3910万千瓦、火电640万千瓦、核电200万千瓦）。到2020年底，全省发电装机容量8950万千瓦（其中水电6730万千瓦、火电2020万千瓦、核电200万千瓦），2011—2020年年均增长7.86%。

预计2011—2020年电源建设完成总投资超过2000亿元。

图4：四川省能源重点项目示意图（略）

2．电网建设。

（1）2006—2010年。

①加快骨干网架建设。抓好二滩送出加强工程以及华阳、思蒙输变电工程等500千伏在建项目。建设石雅崇和茂县、乐山、泸州、广安、宜宾、绵阳、达州、广元等500千伏输变电工程以及大成都500千伏环网工程。

②抓好重大电源送出配套网架建设。包括500千伏工程泸州电厂—洪沟、瀑布沟—思蒙，金堂—龙王，华蓥山电厂—南充等。同时抓紧在凉山、甘孜、阿坝等水电富集但大电网薄弱地区规划建设超高压和特高压输电走廊和平台，集中送出包括：马尔康—汶川—茂县—绵德，巴底—丹巴—小金—映秀—彭州，丹巴—章谷—崇州，巴塘—雅江—康定—泸定—雅安，甘南—木里—盐源—西昌等。“十一五”期间共计建设24座500千伏变电站（其中新建19座、扩建5座），新增500千伏变电容量2425万千伏安，新建、改建500千伏线路4884公里。到2010年，500千伏网架基本覆盖省内负荷中心，在中部自北向南形成“梯格”形的500千伏网架并形成大成都地区500千伏环网，输电能力大大提高。

③加强“川电外送”网架建设。加强与重庆和华中联网规模，开辟川电东送新通道，即建设广安—万县的第二回，自贡—重庆永川、泸州—重庆綦江500千伏交流线路。加强四川电网与西北电网联网，建设德阳换流站和德阳—西北电网一回100千伏直流线路。开工建设锦屏至华东，溪洛渡和向家坝至华东、华中的100千伏特高压直流输电工程，力争在2010年以前建成一回?00千伏特高压直流输电线路。积极推进，争取早日开工四川至华中的特高压交流输变电工程。

图5：“十一五”四川主网架规划图（略）

④加快城乡电网建设和改造。以成都等中心城市为重点，进一步加快城市电网建设。完善成都电网规划，加大投入尽快实现容载比达到2.0的目标；加强攀西、达州、广安、乐山、宜宾等城市与主网的联系，逐步做到220千伏变电站进中心城市，提高负荷中心的供电能力，消除“卡脖子”状况。加快县城电网的建设改造，进一步完善农村电网。

“十一五”期间，预计共完成电网建设总投资500亿元。

（2）2011—2020年远景目标。到2020年，四川电网将围绕中部经济发达的条形负荷中心带，形成贯穿南北、坚强紧密的“梯格”形网架结构，分别以双回线经川南电网的泸州、洪沟、资阳、龙泉、绵阳至川西北电网的江油以及经宜宾、沐川、乐山、思蒙、华阳、崇州、彭州、绵竹至茂县并分别围绕成都、川西北、川南、乐眉等负荷中心构成双环网，结构紧密、输送能力大，以满足枯期南电北送并能适应四川西部大中型水电的接入和送出。外送通道方面，四川电网经重庆至湖北建成4回1000千伏交流特高压线路，与重庆实现6—8回500千伏线路相连，与西北电网实现1回??00千伏直流线路联接，西昌—华东间建成1回??00千伏直流特高压电网工程，满足四川电网外送2400万千瓦的需要。同时随着“三江”流域特大型水电站的建成投产，将建设7回??00千伏直流特高压工程送电华东和华中。

（二）天然气。

1．加大勘探力度，增加后备储量。“十一五”期间新增天然气探明地质储量3740亿立方米。其中：中石油西南油气田分公司2550亿立方米，包括川东北项目1000亿立方米；川西北项目750亿立方米，川中项目800亿立方米；中石化西南分公司1190亿立方米，包括川西项目640亿立方米（其中孝泉—新场—合兴场项目230亿立方米，温江—中江项目220亿立方米，彭州—大邑勘探项目140亿立方米，绵竹—绵阳勘探项目50亿立方米），川中项目50亿立方米（阆中—南部、井研—犍为项目），南江—西乡—宁强勘探项目提交探明储量500亿立方米。

2．保持产能稳步增长，搞好产能配套建设。到2010年，新增产能272亿立方米/年。其中：中石油西南油气田分公司新增产能99亿立方米/年，包括：川东北地区飞仙关高含硫气田项目80亿立方米/年以及罗家寨、铁山坡、渡口河等3座净化厂（净化能力2400万立方米/日）；中低含硫气田开发项目新增产能约19亿立方米/年，其中川中地区6.63亿立方米/年；川西南部地区（邛西、张家坪、油榨沱—南山、莲花山、老君山、灌口、汉王场、茶烟头等8个须家河组气藏）7.99亿立方米/年，蜀南地区（同福场—铁厂沟嘉陵江、威远寒武系2个气藏）2.97亿立方米/年，须家河组低渗砂岩气藏开发先导试验项目约1亿立方米/年。中石化西南分公司新增产能约173亿立方米/年，包括：川西地区9.31亿立方米/年（其中新区新建产能4亿立方米/年，新场、洛带等老区分别新增产能2.19、1.15亿立方米/年共计5.31亿立方米/年）；川东北地区164亿立方米/年（其中通南巴地区44亿立方米/年、普光气田120亿立方米/年）。

3．加强管网基础设施建设和改造。坚持勘探—开发—管网—利用整体协调发展，按照“统一规划，远近结合，分步实施”的原则加强管网建设和改造，依据开发方案配套建设采气管线、集气站、集输管线、净化厂、长输管线等地面工程，提高天然气地面工程工艺水平和集输效率，同时进一步加快改造老旧集输系统，保证天然气的顺利输送和集输系统的安全高效运行。“十一五”期间新建和改造输气管网2758公里（其中新建1710公里，改造1048公里）。其中：

（1）中石油西南油气田分公司新建和改造输气管道2108公里（新建1060公里、改造1048公里）。新建管网项目主要包括：北内环线输气管道（13，373公里），罗家寨、渡口河净化气集输管道工程（南坝—屏锦段13，四川省境内82公里；南坝—万州—忠县段108，四川省境内77公里），铁山坡净化气外输管道工程（?10，75公里），张家坪、莲花山外输管道工程（??23.9，90公里），平落坝—籍田输气管道复线工程（??06.4，80公里），北外环输气管道（??016，450公里）等。管网改造工程主要包括：南干线南段（纳溪—越溪—成都）复线工程（??11—813，337公里）及局部改线（40公里），成德输气管道改造工程（??19—711，79公里），中青线安全性改造工程（??08，112公里），付安线改造工程（136公里）等。

（2）中石化西南分公司新建输气管道650公里。主要包括：川西集输管网工程（229公里，新场—齐福—马井三界173.1，38公里；三邑—斑竹园173.1，15公里；袁家—塔水173.1，21公里；新场—青白江155.6，50公里；彭州大邑—彭州155.6，30公里；温江—郫县??73，15公里；中江—黄金??73，30公里；井研犍为—乐山??59，30公里），新场、洛带、马井气田增压开采工程等。

4．天然气利用。坚持以市场为导向，以效益为中心，依托技术创新和体制创新扩大天然气利用领域，提高天然气利用的综合效益。

（1）优先发展城市用气。一是配合城市建设和城镇化进程完善城市管网、配气站和加气站等基础设施。二是坚持“气化全川”的目标大力推进城镇居民用气，在全省除三州外所有城市、县城及近郊乡镇普及使用天然气。三是大力发展CNG汽车，继续普及公共汽车和出租车燃用天然气，积极发展私用车和长途客货运天然气汽车，继续保持CNG汽车较高的保有量和普及率。

（2）优化发展天然气化工。重点发展产业链长、经济效益和产业带动力强、产品附加值高的化工项目。一是天然气—乙炔产业链，包括有机硅（氟）—PVC、1，4—丁二醇及下游产品等。二是天然气—甲醇及下游产品产业链。三是天然气—氢氰酸产业链，形成四川天然气化工具有核心竞争力的特色产业。四是天然气—合成氨产业链。

（3）大力发展工业燃料用气。发挥天然气作为工业燃料优势，发展建材、冶金、电子、机械等支柱产业燃料用气。一是继续加大天然气在建材、石化、冶金等行业的利用，提高天然气利用效率，提高产品质量，减少环境污染。如四川80万吨乙烯项目、浮法玻璃生产线等。二是大力采用先进节能技术和装备，推进工业炉窑“煤改气”工程，解决烟尘污染的治理。

（4）适度发展天然气发电。利用丰富的天然气资源规划建设一定容量的燃气蒸汽联合循环发电机组，对于改善电源结构和增强电网调峰能力具有积极作用。“十一五”期间力争建成巴蜀江油燃机电厂，积极研究推动川东达州天然气发电项目。

预计“十一五”期间天然气工业完成投资约300亿元。

（三）煤炭。

1．资源勘探。以古叙、筠连矿区为主，全省共规划32个煤炭井田勘探项目（古叙矿区13个、筠连矿区11个、华蓥山矿区3个、攀枝花和达州矿区各2个、芙蓉矿区1个），预计勘探面积965平方公里，可获煤炭资源量30亿吨。

2．煤矿建设。重点加快已纳入国家规划矿区古叙、筠连等大型煤炭基地开发，建设矿井18对，设计能力1206万吨/年，总投资约60亿元。其中筠连矿区“十五”结转矿井1对（设计能力75万吨/年），新开工5对矿井（设计能力480万吨/年）；古叙矿区“十五”结转矿井2对（设计能力150万吨/年），新开工7对（设计能力426万吨/年）；华蓥山中段矿区“十五”结转矿井2对（设计能力15万吨/年），新开工1对（设计能力60万吨/年）。

3．小煤矿联合改造。大力推动小煤矿的整顿、改造、联合、提高，使全省煤矿数量在现有基础上减少500处左右。

4．煤炭加工转化及综合利用。芙蓉和华蓥山、筠连矿区分别建设储气量为1万、1万和3万立方米的瓦斯利用（民用）工程，芙蓉和华蓥山矿区建设瓦斯发电厂3—5座，新建地面永久瓦斯抽采与利用工程10套。煤层气（煤矿瓦斯）地面开发能力和产量达0.2亿立方米。新建和扩建选煤厂22处，入选能力1365万吨/年。新建煤矸石、粉煤灰综合利用的水泥厂3处，年生产能力30万吨。新建矸石（灰渣）砖厂13处，年生产能力56830万块。鼓励具备资源、市场、环保等条件的煤矸石和低热值煤发电厂的建设。

（四）成品油。

1．大力发展公共交通，引导家用轿车用油消费。组织实施公交优先战略，大力发展以公共汽车、地铁、轻轨为主的城市公共交通。大力提倡节能降耗，大量压减尾气排放。积极推进技术创新和技术改造，促使各种节能型、环保型轿车进入居民家庭。

2．增加成品油供应能力和储备。战略石油储备方面，力争参与国家建立的石油储备体系，特别是积极推动成品油消费中心区域国家战略能源储备建设，确保中心城市能源安全。一是适当增加省辖内的战略储备。二是有计划地加快储备基础设施建设，加强现有基础设施维护，扶持油库建设，积极推动战备油库建设。正常商业储备方面，采用政策、税收等调控手段鼓励石油营销企业增加储备。三是开工建设1000万吨炼油项目。

3．发展替代能源。一是以气代油。推进以天然气生产甲醇和二甲醚项目，加快泸天化集团年产40万吨甲醇、10万吨二甲醚项目建设。增加加气站布点，进一步推广CNG汽车。二是以煤代油，积极推动煤液化技术研究。三是以电代油，鼓励以电力发动机代替燃油发动机，包括发展各种以电为能源的交通工具，如电气化干线铁路和城市铁路以及电动汽车等。

（五）新能源和可再生能源。

1．新能源方面。一是建设德昌发电10万千瓦。二是结合“送电到乡”工程、无电地区电力建设工程积极推动在甘孜、阿坝、凉山和攀枝花等太阳能资源较为丰富地区的太阳能发电。

2．生物质能源方面。一是根据甘薯资源分布情况和建设条件，按照科学合理均衡布局和兼顾市场需求的原则建设一批规模为5万吨/年的燃料乙醇项目，生产能力达10万吨/年。二是建设生产能力10万吨/年生物柴油项目，包括以麻疯树为原料的生物柴油项目、以植物油下脚料和餐饮废油为原料的10万吨/年生物柴油项目。进一步根据资源、市场情况逐步扩大生产能力。

预计“十一五”期间新能源和可再生能源完成投资约10亿元。

（六）能源行业节能。按照需求预测，2010年全省地区生产总值1.2万亿元（2005年不变价），能源消耗总量12000万吨标准煤，每万元GDP（2005年不变价）能耗下降到1.00吨标准煤，与2005年每万元GDP（2005年不变价）能耗1.16吨标准煤比较，下降幅度为13.79%。以上情况与“十一五”节能目标存在差距。要完成目标，2010年全省能源消耗总量必须由12000万吨标准煤下降到11136万吨标准煤，减少消耗864万吨标准煤，每万元GDP（2005年不变价）能耗才能比2005年下降幅度20%，下降为0.928吨标准煤。

专栏5：能源行业的节能降耗

通过以下措施，能源行业可减耗299万吨标准煤。一是通过水火电置换多发水电，少发火电，力争水火电置换达到50亿千瓦时。少发50亿千瓦时火电、多发50亿千瓦时水电可减少煤炭消耗138万吨。二是通过淘汰拆除高能耗、低效率火电机组等办法力争发电煤耗由2005年的4.405万吨标准煤/亿千瓦时下降到2010年的4.000万吨标准煤/亿千瓦时。350亿千瓦时火电提高效率可减少煤炭消耗142万吨。三是通过进一步加强电网建设和改造优化输供电系统网络结构，简化电压等级，缩短低压供电距离等措施，2010年供电线损率比原规划再下降1个百分点，可减少能源消耗约19万吨标准煤。

以上目标的完成需要全社会共同努力。能源行业通过采取水火置换、降低发电煤耗、降低线变损等综合措施可减少能源消耗299万吨标准煤，其余565万吨标准煤的减耗任务通过其他领域和行业完成。全社会节能规划另行制订。

五、资源环境条件和能源可持续发展

（一）常规能源资源条件。

1．煤炭资源。我省已发现预查以上资源总量135.3亿吨，保有资源储量120.8亿吨（其中炼焦煤约占10%），约占全国总储量的1%。四川省煤炭资源相对不足，属贫煤省；结构上以无烟煤为主，烟煤较为贫缺；空间分布上主要集中在宜宾、泸州等川南地区（占约65%）。

由于地质工作程度严重不足等原因，我省煤炭资源有效保障能力总体较弱。但是“十一五”期间考虑到开采技术进步和资源管理工作的加强，资源利用率将由目前的30%—40%提高到约50%，预计煤炭资源有效保障年限仍有约50年。此外，随着交通条件的改善和运输能力的提高，也具备适当增加外省煤入川的基本条件。因此，今后随着煤炭地质勘查工作和资源管理工作的进一步加强，煤炭资源总量的增加，产能还有增加的空间，有效保障程度还将得到提高，可以基本满足“十一五”能源发展对煤炭的需求。

2．水能资源。根据最近复查成果，全省水力资源理论蕴藏量10MW及以上河流共781条，水力资源理论蕴藏量14352万千瓦，年发电量12572亿千瓦时；技术可开发量12004万千瓦，年发电量6122亿千瓦时；经济可开发量103271万千瓦，年发电量5233亿千瓦时。技术可开发装机容量、经济可开发装机容量均约占全国总量的1/4。

由于四川省具有独特的自然地理条件，总体上水力资源开发利用条件较优。一是境内河流控制流域面积大，径流丰沛。二是落差大而集中，技术经济指标优越。三是淹没损失相对较小，单位电能需安置移民及淹没耕地均不到全国平均水平的20%。四是大中小水电站类型齐全，特别是大型规模优势突出。五是多数河流具备规划建设龙头水库的资源条件，梯级整体调节性能较好。六是开发程度低，已建和在建水电装机容量尚不到技术可开发量的30%，开发潜力巨大，具备大规模开发的资源条件。同时水电大规模开发面临的主要问题是移民安置和电力大容量长距离输送问题。

   3．石油天然气资源。四川石油资源贫乏，但天然气资源比较丰富。据全国第二次油气资源评价结果，四川盆地天然气总资源量为71851亿立方米。截至2005年底，全省盆地已发现的天然气三级储量总计24566亿立方米，其中探明储量12340亿立方米，控制储量和预测储量合计12226亿立方米。

“十一五”期间天然气勘探将面临重大挑战。一是可供钻探的优质储备圈闭准备不足。二是飞仙关组的接替层系尚未明朗。三是大批特殊气藏的开发对新技术依存度越来越高。川东北高含硫气田的安全开发的技术难题需切实解决，低渗砂岩气藏的勘探开发技术面临挑战，深层高温石炭系出水气藏的排水采气工艺技术需深入研究。但四川盆地天然气勘探形势呈现持续稳定发展的良好态势。一是探明储量继续保持增长，仍具有继续保持快速发展的资源条件。二是储量资源序列呈塔式结构，资源序列比较为合理，具备增储上产的良好条件。三是资源发现率及探明率较低，仍然具有较大勘探潜力。因此，“十一五”天然气开发总体上具备资源条件。

（二）主要外部约束条件。

1．交通及运力。

（1）煤炭运输。由于铁路路网密度低且布局不合理，目前进出川通道能力紧张，宝成北段、襄渝线、川黔线和成昆线仍为单线铁路。“十一五”期间我省将建设达成铁路扩能改造、襄渝铁路增建二线、纳叙铁路等项目，开工建设兰渝铁路、遂渝铁路增建二线、乐坝—巴中、叙永—古蔺以及川滇、川黔和省内铁路通道，铁路运输能力有较大提高。同时在煤炭主产区就地规划建设大型煤电基地，实现煤炭就地转化和煤电一体化发展，将有效减轻煤炭运输压力。

（2）电力输送。为解决水电富集区送出问题，规划了10个超高压和特高压输电通道集中送出。目前超高压技术成熟，特高压已有试验示范工程。规划部分输电走廊和站址资源紧张，但通过统筹安排可以取得相互协调；部分线段交通困难，地质地形条件差，但均可在当前技术范围内解决；极个别规划的走廊和线段与风景名胜区、自然保护区等有所冲突，但通过调整优化线路走向等办法取得协调。因此，只要规划的输电走廊和站址资源得到有效保护，电力输送主要通道的建设是有保障的。

（3）天然气管输。我省用气需求主要集中于川西，而主力气源集中于川东和川东北地区，呈现东气南送西调的基本格局。“十一五”期间通过管网建设可以满足川东和川东北地区天然气南送西调的需要。

（4）油品入川。目前成品油入川主要依靠铁路运输和输油管道输送。“十一五”期间随着铁路建设的加快，铁路运输能力尤其是入川运输能力有较大提高，可以增加成品油入川运力。兰成渝输油管道输送能力500万吨/年，目前输送能力虽已基本饱和，但1000万吨/年炼油厂及其配套输油管道正抓紧开展前期工作并将开工建设。随着铁路运输能力提高以及大型炼油厂及其配套输油管道的建成投产，只要国际和国内原油供给不出现剧烈动荡，四川省成品油消费是有保障的。

2．建设征地。主要指水电工程水库淹没耕地。预计“十一五”期间在建和新开工的水电工程将征用耕地约15万亩，占全省耕地总量不到0.3%。我省水电项目大部分淹没河谷坡地单位电能和容量占用耕地相对较少，水电规划已尽量避免和尽可能少淹没耕地，同时通过占补平衡以及造地复耕等措施尽量减少水电工程建设对耕地的占用。此外，在农村移民安置规划中坚持有土安置为主。对库区因集中淹没确实不具备有土安置的移民将安排外迁到土地资源较多、生产条件较好的地区妥善安置。目前在建工程正按照审批的移民安置规划组织实施，拟建工程将按照国家和省的有关规定严格编审移民安置规划。总体上土地资源可以满足工程建设需要。

3．水库移民及其安置。到2010年全省水电工程累计涉及移民约80万人（其中农村移民约70万人）。根据审批的移民安置规划，除瀑布沟水电站需外迁安置移民外，其余水电项目所在地土地资源和移民安置容量尚可保障内安，而资源贫乏库区的部分贫困移民通过妥善安置将有助于其实现脱贫致富。已经施行的新水库移民条例（国务院令第471号）和后期扶持政策提高移民补偿补助标准，妥善安置移民生产生活，拓展就业门路，保障长远生计，保证了移民工作有法可依和逐步规范。同时通过加大对口支援力度加快解决遗留问题，可以确保“十一五”水电工程移民的安置以及移民发展需要。

4．水电建设与生态环境。以雅砻江二滩水电站为代表的大型调节水库和以岷江上游干流梯级水电站为代表的引水式电站为例，研究水电建设对生态环境的影响。对水环境影响方面，根据早期监测资料和现状选择典型断面监测分析。到目前为止，水电站建设对所在河流的水环境质量相关监测指标的影响未呈明显趋势性变化或规律性变化，即影响尚不明显。对生物及生态环境影响方面，水电开发建设期间造成了一定程度的影响而且在短时期内无法完全消除，但影响范围和程度并非想象中的那么严重。必须指出的是，经过细致的科学考察分析以及谨慎评估，与建设初期比较，二滩库区沿岸生态环境已在逐步恢复，且由于水库蓄水使得原来干热河谷变得湿润，出现大量以前无法在干热河谷生长的草木。因此，只要切实贯彻落实“在保护生态环境基础上有序开发水电”的发展战略，水电建设对生态环境的影响是可控的，经过努力是可以恢复并逐步走上良性循环轨道的。

5．二氧化硫排放和大气环境。主要指煤炭燃烧排放的二氧化硫对大气环境的污染。我省大气环境污染以煤烟型为主，二氧化硫和烟尘是主要污染物，排入大气中超过85%的二氧化硫来自煤炭的燃烧。根据环境保护规划目标，全省2010年二氧化硫排放总量在2005年基础上削减12%，控制在114万吨以内，其中火电行业不超过40万吨。我省2010年消费原煤约9700万吨，如不采取措施，原煤燃烧排放的二氧化硫将超过控制目标，达到152万吨。因此必须采取严厉措施控制和减少二氧化硫排放。一是关停拆除现役燃煤小火电机组，其他电厂2010年全部完建运行脱硫装置。可减少二氧化硫排放约20—30万吨。二是新建燃煤火电厂必须根据排放标准同步安装脱硫装置，30万千瓦以下机组必须采用循环流化床锅炉。可减少二氧化硫排放约15—20万吨。三是增大洗精煤比例。如原煤入洗率达到40%，可实现脱硫约18万吨。四是严禁在酸雨污染重和二氧化硫浓度不达标的地区布局建设燃煤火电项目和其他燃煤工业项目。通过以上措施可以实现二氧化硫减排目标。

（三）总体评价。根据以上分析，“十一五”能源发展具备能源资源条件，交通运输能力、土地资源、移民安置容量等外部条件落实，在采取措施的前提下具备实现大气环境保护治理目标。总体上看，2010年规划的能源发展方案基本满足可持续发展要求。

六、主要政策措施

（一）高度重视能源工作，突出能源工作的战略位置。

1．用科学发展观统领能源工作。能源问题是关系我国经济社会发展全局的一个重大战略问题。我省要从树立和落实科学发展观、实现全面建设小康社会宏伟目标的战略高度充分认识能源工作的重要性和紧迫性，统筹经济社会与能源发展，统筹能源开发与节约，统筹能源发展与改革，统筹省内开发与省外合作，加强组织领导，加大工作力度，明确目标，制订规划，落实政策，完善制度，力求不断取得新的成效。

2．加强和改善政府对能源工作的领导。建立适应新形势发展需要的政府能源管理体制。在条件具备时组建省政府能源主管机构，综合规划能源战略和制定能源政策，统筹能源各产业的发展和利益协调，切实做好能源领域的前瞻性、综合性、战略性研究工作，着力解决能源发展和改革中的突出矛盾，为国民经济和社会发展提供长期、稳定、经济、安全的能源保障。

专栏6：胡锦涛强调能源工作

2005年6月27日，中共中央总书记胡锦涛主持中共中央政治局第23次集体学习。他强调，能源问题是关系我国经济社会发展全局的一个重大战略问题。要从推动我国经济社会持续发展和人民生活水平不断提高的全局出发，全面分析能源形势，深入研究能源问题，全面做好能源工作，促进形成可持续的生产方式和消费模式，建立节约型国民经济体系和节约型社会，为实现全面建设小康社会的宏伟目标和我国的长远发展提供可靠的能源保证。

胡锦涛指出，各级党委和政府要从树立和落实科学发展观、实现全面建设小康社会宏伟目标和中华民族伟大复兴的战略高度，充分认识做好能源工作的重要性和紧迫性，加强组织领导，加大工作力度，明确目标，制订规划，落实政策，完善制度，力求不断取得新的成效。

（二）实施全方位厉行节能战略，构建节能型社会。

1．完善节能机制。加强政府节能管理体系，建立节能管理制度，建立重点行业能耗目标考核指标体系，实行节能经济激励政策，创造使节能与开发平等竞争的市场环境，促使节能在竞争中发挥其自身的优势。认真贯彻《节能法》，加强执法能力建设和执法监督。

2．落实节能措施。开展循环经济试点，探索发展循环经济的有效模式。调整工业结构，合理布局工业，大规模开展企业技术改造、设备更新和工艺改革。改善企业的能源管理，加快高耗能设备技术改造，推广重大节能技术，强制淘汰不符合要求的高耗能设备和产品。制订和发布重点用能产品强制性能耗标准，推行强制性产品能效标识管理。建立智能交通系统，促进交通节能。优先发展公共交通系统，鼓励节油型汽车发展，控制高耗油汽车的发展。发展节能型住宅和公共建筑，在新建建筑中严格执行建筑节能设计标准，推动现有建筑节能改造，推广采用高效照明节能产品。大力推行电力系统需求侧管理，制定节约用电的激励政策和措施。

3．深入开展节能宣传。开展多种形式的节能宣传活动，加强学校节能教育，组织好节能宣传周活动，进一步增强全社会节能意识，积极推广节能经验和做法。

（三）统筹能源和环境的协调发展，加强能源环境安全。

1．统筹能源资源的开发和保护。按照重点开发区、限制开发区和禁止开发区划分功能区，在保护生态环境的基础上完善小水电开发规划，促进小水电的有序开发。加强输电通道和变电站址资源的保护。

2．促进能源活动的环境保护工作。完善现行环境法规，加大执法力度，提高法律制度实施的有效性。严格执行二氧化硫排污收费制度。开展排污权交易试点，实施电力环保折价标准，实施严格的电力行业排放标准，引入发电排放绩效管理机制，推行电厂环境信息公告制度，加强监督管理能力建设。

3．加强煤炭清洁化生产和利用。加快开发利用煤层气，继续搞好煤矸石、煤泥、矿井水等资源的综合开发利用，进一步抓好煤炭液化、煤炭地下气化等示范工程建设。发展清洁煤技术和设备，提高煤炭洗选和深加工比重。积极采用先进开采工艺，减少对生态环境的影响。继续做好矿区“三废”和地表沉陷治理。

4．统筹能源开发与环境保护、安全生产的关系。在能源开发中要切实保护生态环境，注重安全保障，建立与生态环境友好的能源安全建设体系。加强能源建设项目的环境影响评价和安全论证，建立完善的能源建设环境效应披露机制，加强环境影响的跟踪监测和安全监督。通过生态环境保护、安全生产促进能源健康发展，实现能源开发与生态环境协调发展。

（四）推进能源领域市场化改革，建立统一、开放、竞争、有序的能源市场。

1．深化能源企业改革。健全公司法人治理机构，推进企业经营机制转换，培育和发展一批具有竞争力强的大型能源企业集团。电力工业要通过调整市场结构打破垄断，进一步引入竞争机制改善市场行为，深化“厂网分开、竞价上网”改革，积极推进“输供分离、竞争供电”，逐步提高市场绩效。鼓励大型能源企业向下游产业延伸并与钢铁、化工、建材、交通运输等产业发展长期稳定的战略合作关系。鼓励优势大中型能源企业有效整合小型能源企业，引导和支持中小能源企业整顿、改造和提高。

2．加快能源领域开放。加快进行能源各产业所有制结构的调整，优化产业组织结构，实行多种经济成分共同发展，建立统一、开放、竞争、有序的能源市场。鼓励各类投资者参与国有煤矿企业股份制改造和大型煤炭基地建设。进一步理顺水电开发管理体制，在统一规划、优化调度的前提下积极推进水电开发投资多元化，促进水能资源的合理、有序开发利用。完善水电流域开发梯级调节效益补偿机制。抓紧制订和完善石油天然气勘探开发、管道建设、产品油批发等市场准入标准，健全管理办法，逐步建立统一开放、竞争有序的现代油气市场体系。进一步扩大油气领域的对外开放。

3．深化能源价格改革。改革现行不适应市场经济规律的能源价格形成机制和价格管制方式，推进能源价格市场化以及政府价格调控的科学化，形成有利于能源结构调整与实现可持续发展目标的能源价格结构和比价关系。对形成有效竞争或竞争较充分的能源产品采取市场定价的价格形成机制，真实、灵敏反映能源市场的供求关系；对具有自然垄断特征的环节实行有效的价格监管。进一步推进煤炭、电力、油气价格改革，逐步形成反映资源稀缺程度的价格形成机制。对边远地区及无电地区的用能，建立相应的政府、企业扶持机制。落实煤电价格联动机制，及时疏导煤电价格矛盾。建立输配电价格形成机制，开展输配电价格改革试点。对国家淘汰类和限制类项目及高耗能企业继续实行差别电价，扩大差别电价实施范围，加大差别电价差别幅度和实施力度。积极搞好电力竞价上网工作。抓紧研究理顺天然气价格和天然气管网定价规则，完善产品油价格调整机制。研究制订可再生能源电力并网、燃料销售、价格和费用分摊的管理办法。

4．推进资源市场化改革。进行资源市场化改革试点，在适当的时机对煤炭、水电等稀缺能源资源引入公开拍卖或招标制度，逐步建立竞争的资源分配新机制。实现风电建设的竞标制度。

（五）完善能源发展的相关政策。

1．落实能源投资项目核准制度。放松经济性管制，加强社会性管制，加强政府对维护能源安全、公众利益和环境保护等的管制职能。

2．完善能源税费政策。一是研究改进能源相关产品资源税计征办法，建立能源开发的补偿机制。二是研究节能投资项目、生产节能新产品的税收减免或优惠办法。三是按照国家统一部署择机实行燃油税改革。四是研究建立煤炭产业积累煤矿衰老期转产资金制度，逐步解决矿区资源接续问题。五是研究建立煤矿安全风险保证金制度。六是研究提出鼓励煤矿瓦斯抽采利用的财税政策。七是完善限制高耗能产品生产、使用和出口的政策。八是加快水电增值税转型改革，研究制定水库电站投资（费用）分摊和涉及公益事业（如有防洪、灌溉等综合利用效益）的政府补贴政策。九是研究统筹处理水电建设地和税收征管地之间税收分配办法。十是研究建立煤矿开发生态保护基金制度。

3．完善水电工程征地和水库移民政策。调整和完善水电开发涉及的土地征用以及补偿补助等移民政策，认真贯彻落实《国务院关于完善大中型水库移民后期扶持政策的意见》（国发［2006］17号）以及《大中型水利水电工程建设征地补偿和移民安置条例》（国务院令第471号），帮助移民脱贫致富，推动地方经济发展。

4．完善促进节能和可再生能源发展的相关政策。研究设立可再生能源发展专项资金。研究制定鼓励生产、使用节能产品和发展节能型住宅、公共建筑的经济激励政策。

（六）加强能源运行调节，搞好能源安全应急。

1．强化能源信息工作。建立健全覆盖能源全行业的、完整有效的能源统计指标体系。全面整合包括政府部门、能源行业协会、能源企业以及钢铁、化工等相关行业在内的现有能源信息渠道，实现信息资源共享。采集分析省内外能源相关信息，客观反映能源行业动态。加强能源运行的预测预警。

2．搞好煤电油运综合协调。在确保安全的前提下合理组织煤炭生产和供应，努力保证居民生活和电力、冶金、化肥等重点企业的用煤需要及煤炭质量。继续加强电力需求侧管理，加强移峰填谷，积极优化用电结构，促进供需有效衔接，确保有序用电。做好煤炭、石油的运输组织协调工作。加强成品油资源调配。

3．完善能源安全应急预案。制订和完善煤炭、电力、油气、运输等应急预案，细化工作措施，确保电力、城市管网以及油气场站、管网的安全，切实保证特殊情况下的能源稳定供给。