日前，从四川政府网获悉，《四川省“十三五”能源发展规划》已经印发。规划提出，推动煤电高效清洁改造。按照国家有序发展煤电要求，控制煤电发展规模，到2020年，常规火电装机容量不超过1800万千瓦（含天然气、煤层气发电）。提高燃煤发电机组准入标准，新建燃煤发电机组煤耗控制在每千瓦时300克标准煤以下。在热负荷集中的工业园区，根据热负荷需求，适当发展热电联产项目。积极推进燃煤发电机组超低排放和节能改造，进一步提升煤电高效清洁发展水平。到2020年底，完成现役30万千瓦及以上燃煤发电机组超低排放和节能改造工作。鼓励30万千瓦以下的燃煤发电机组实施超低排放改造。淘汰落后燃煤发电机组115．3万千瓦。全文如下：
四川省“十三五”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，是国民经济的战略性资源和基础产业，是驱动生产力发展和文明进步的动力源泉。“十三五”时期，是四川决胜全面小康、建设经济强省的重要阶段，适应经济新常态，把握发展新趋势，制定未来五年能源发展规划，对于加快把四川建成全国优质清洁能源基地和国家清洁能源示范省，构建清洁低碳、安全高效现代能源体系具有重要意义。
本规划牢固树立并切实践行创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念，遵循能源发展“四个革命、一个合作”战略思想，根据《四川省国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》和国家《能源发展战略行动计划（2014—2020年）》编制，是未来五年指导全省能源改革发展和重点能源项目建设的重要依据和行动指南。
本规划以2015年为基期，规划期为2016—2020年。
一、发展基础
（一）“十二五”发展成就。
“十二五”时期，全省清洁能源生产能力快速增长，能源结构进一步优化，能源普遍服务水平大幅提升，能源科技创新和体制机制改革取得积极进展，能源供给保障能力显著增强，能源发展站到转型变革的新起点。
1．清洁能源生产能力显著增强。水电实现跨越式发展，2015年水电装机容量达到6939万千瓦，比2010年增长126％，年均增长17．7％；水电发电量2767亿千瓦时，比2010年增长143％，年均增长19．4％。天然气生产迈上新台阶，2015年四川盆地产量达到267亿立方米，比2010年增长72．3％，年均增长11．5％。页岩气勘探开发取得重大突破，“十二五”期间累计钻井196口，日生产能力突破800万立方米，累计产量近15亿立方米。新能源开发快速推进，发电装机（含垃圾发电）从2010年的5万千瓦增加到2015年的132万千瓦。
2．能源结构进一步优化。2015年，清洁能源占一次能源消费总量比重达到43．1％，比2010年提高11．1个百分点，其中非化石能源占一次能源消费比重达到31．7％，比2010年提高9．1个百分点。天然气消费比重达到11．4％，比2010年提高1．9个百分点。煤炭消费占一次能源消费比重下降到37．9％，比2010年降低18．3个百分点。非化石能源装机占电力总装机的80．9％，其中水电装机占79．5％，分别比2010年提高了10个百分点和8．6个百分点。季调节及以上水电（含外送电站）装机达到2359万千瓦，占全省水电装机总量的34％。全社会发电量中非化石能源发电量占86．1％，其中水电发电量占85．7％，分别比2010年提高了19．3个百分点和18．9个百分点。大容量、高参数火电机组比重不断提高，2015年火电单机容量60万千瓦机组达到660万千瓦，占火电总装机的40．6％，比2010年提高12个百分点，累计关停小火电138万千瓦。
3．能源输送网络不断完善。全省电网与外区电网形成“四交四直”的联网格局，额定外送容量达到2850万千瓦，比2010年增加1540万千瓦。“川电外送”“川藏联网”工程顺利实施，电网内外互济能力不断加强。天然气管网北接中卫—贵阳天然气联络线，南连中缅天然气管道，东接川气东送和忠武管道，形成了以“三纵三横”输气干线为主体，以各气源开发区为依托的环形输送管网以及高压输送、低压配送管网体系，年输配能力达到350亿立方米。
4．能源普遍服务水平大幅提高。紧紧围绕全面解决无电人口用电问题三年行动计划目标，实施无电地区电力建设工程、无电村通电民生工程，累计解决35．8万户148．7万无电人口用电问题，全面实现无电地区通电目标。加大城市配网建设和农村电网改造升级力度，提升电网供电可靠率和居民用户受端电压合格率。加快天然气输配管网和储气设施建设，确保居民生活等重点用气需求。攀枝花宝鼎、芙蓉、广旺、华蓥山和达竹等五大矿区棚户区改造加快推进。
5．节能降耗成效显著。全面推进工业、建筑、交通等重点领域节能，加快调整和优化产业结构、淘汰落后产能，提高综合能效。“十二五”单位地区生产总值（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。
（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。
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