第一章 规划背景
第一节 发展基础
国家清洁能源基地建设成效明显。 “ 十三五” 以来, 金沙江、雅砻江、大渡河“ 三江” 水电基地加快建设,白鹤滩、叶巴滩等一批大型水电项目核准开工,猴子岩、长河坝等水电站建成投产。 2020 年,全省电力装机 10295 万千瓦、发电量 4140 亿千瓦时, 分别比2015 年增长 21． 6% 、34． 3% ,其中水电装机 8082 万千瓦,水电发电量 3514 亿千瓦时, 均居全国第 1 位; 风电、光伏并网装机分别为426 万千瓦、191 万千瓦。 新增天然气( 页岩气) 探明储量 2． 35 万亿立方米,2020 年天然气产量 432 亿立方米,其中页岩气产量 119亿立方米,跃升为全国最大的天然气( 页岩气) 生产基地。
能源转型发展明显加快。 2020 年,我省发电总装机中清洁能源装机占比为 85． 9% 、发电量占比为 88． 5% ,分别比 2015 年提高 5个、2． 4 个百分点。 “ 十三五” 时期,关停落后煤电机组 17 台,装机容量约 170 万千瓦;关闭煤矿 339 处,退出产能 4397 万吨/ 年。 清洁替代、电能替代加快推进, 累计实现替代电量 445 亿千瓦时。2020 年,清洁能源消费占能源消费总量比重为 54． 5% ,比 2015 年提高 10． 1 个百分点。 煤炭消费占能源消费总量比重完成规划目标。 能源利用效率不断提升, 单位地区生产总值能耗累计降低 17． 4% 。
能源基础设施加快建设。 四川电网形成以 500 千伏为骨干的主网架和“ 四直八交” 外送通道, 发展成为省级大电网、西部大枢纽。 “ 十三五” 期间, 建成± 800 千伏直流换流站 3 座、换流容量2160 万千瓦,±500 千伏直流换流站 1 座、换流容量 300 万千瓦,500千伏变电站 52 座、变电容量 8730 万千伏安,输配电线路 16294 公里,外送能力达 3060 万千瓦。 全省水电外送电量累计 6698 亿千瓦时,为我国东部地区节约超 2 亿吨标准煤,减少二氧化碳排放超 5 亿吨。 建成西南地区天然气( 页岩气) 输送枢纽,全面形成环形输送管网,年输配能力达到 450 亿立方米,五年累计外输天然气 544 亿立方米。 能源储备设施加快建设,川东北储气调峰项目( 一期) 竣工,成都市液化天然气( LNG) 应急调峰储备库项目( 一期) 基建成,广安高兴煤炭储备基地项目开工建设。
能源科技装备研发制造能力不断提升。 国内首台完全自主知识产权 F 级 50 兆瓦重型燃机完成满负荷运行试验,推动我国自主燃机产业实现新跨越。 代表全球最高水平的百万千瓦级水电机组研制成功并在白鹤滩水电站投用。 “ 华龙一号” 在核燃料自主化、关键材料工程化等方面取得重大进步,具备三代核电机组批量化建设能力。 页岩气勘探开发主体配套技术和 3500 米以浅页岩气开发工艺路径及技术体系基形成,部分关键工艺和装备实现国产化。 急倾斜、薄煤层综采及成套装备技术实现国内领先。
能源体制机制创新取得新突破。 输配电价改革稳步推进,市场化电价形成机制建立健全并取得实效,改革红利不断释放。 四川电力交易中心完成股份制改革并独立运行,售电市场政策体系和售电公司准入退出机制逐步完善,增量配电试点有序推进。 市场主体逐年增多,2020 年全省电力交易平台注册生效市场主体超1.2万家;市场交易规模逐步扩大,省内市场化交易电量 1061 亿千瓦时,占全社会用电量的 37% 。 电力市场和市场交易制度逐步完善。 电力现货市场试点有序推进,现货市场交易规则体系初步建立。 油气管网独立改革有序推进,省内管网资源整合和融入油气管道全国“ 一张网” 取得进展。 天然气开发利益共享机制落地落实,天然气( 页岩气) 开发模式持续创新, 全国第一家央地合资常规天然气开发公司成功组建,央地油气合资公司总数 160 家,覆盖天然气勘探开发、加工、输送和油气销售等领域。
能源普遍服务能力不断增强。 全省城乡电网持续加强,农村供电可靠率达 99． 8% 、电压合格率达 99． 6% 。 脱贫攻坚电力保障任务顺利完成,易地搬迁的 37． 9 万户 136 万人实现通电。 88 个贫
困县农村用电设施得到改善,电力网架基础较差的 19 个县电网得到较大提升,与主网联系薄弱的 15 个县域电网全面加强,阿坝州、甘孜州、凉山州实现供电全覆盖并达到国家农村电网供电标准。 建成光伏扶贫项目 48． 4 万千瓦,扶持建档立卡贫困户 2． 75 万户。建成输气管道约 1． 9 万公里,覆盖 129 个县( 市、区) ,居民用气普及率超过 90% 。 重点采煤沉陷区综合治理不断推进,矿区居民生产生活条件持续改善。
第二节 主要问题
能源发展不平衡不充分。 人均用能、用电量均低于全国平均水平。 能耗强度较高,能源效率还有较大提升空间。 具有季及以上调节能力的水库电站装机不足水电总装机的 40% ,调节能力不足,丰枯矛盾突出。 火电供电煤耗较高。 电网适应资源逆向分布的能力需进一步提升,源网发展需进一步协调,与构建以新能源为主体的新型电力系统尚有差距。 煤矿安全生产供应水平不高,煤炭储备调节能力弱。 储气调峰能力不足,地下储气库和专门用于储气调峰的地面大型 LNG 储备库尚未建成,迎峰度冬天然气供应存在阶段性短缺。
能源民生服务存在短板。 部分地方电网供区、高原地区、边远山区配网建设相对滞后,供电可靠性有待进一步提高。 部分乡镇“ 获得电力” 营商环境服务水平存在较大差距。 农村天然气普及率与城市存在较大差距,农村燃气配网建设需进一步加强。 适应美好生活需求和新模式新业态发展的能源普遍服务能力有待提升。
能源体制改革和机制创新亟待深化。 电力交易机制有待完善,需求响应机制还未完全建立;电力跨省跨区域输送利益协调机制缺失,配套辅助成
