四川省“十二五”能源发展规划.doc

四川省“十二五”能源发展规划
前 言
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。“十二五”是我省深入实施西部大开发战略、继续推进“两个加快”、全面建设小康社会的关键时期，对深化能源改革、提高能源支撑保障能力、加快转变能源发展方式、推进能源结构调整、促进节能减排、满足能源消费升级和改善能源民生等方面都提出了新的更高要求。
本规划是《四川省国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》（以下称《纲要》）确定的重点专项规划，是总体规划的有力支撑。本规划按照国家和省总体要求，综合了我省煤炭、电力（火电、水电、电网）、石油、天然气、新能源和可再生能源等各专业领域的行业规划以及各专题研究的主要成果，明确了我省“十二五”能源发展的指导思想、主要原则、发展目标、主要任务、区域布局和重点项目、资源生态环境承载能力、政策措施、规划组织实施等，是未来5年引导我省能源资源配置、重点能源项目建设和能源发展改革的重要依据和行动指南。
一、现状和形势
（一）“十一五”能源发展主要成绩。
“十一五”是我省能源发展改革最好最快的时期，在保障能源供给、提高能源效率、优化能源结构、改善能源民生、深化能源改革等方面成绩突出，全面完成了规划目标和灾后恢复重建任务，基本满足国民经济和社会发展用能需求，为全省“两个加快”和经济社会又好又快发展提供了有力能源保障。
1.能源保障能力明显增强。能源生产能力、消费总量持续增长。能源消费弹性系数0.63，适应发展阶段实际。能源基础设施灾后恢复重建任务胜利完成，达到或超过震前水平。发电能力大幅度提高，电网跃升为枢纽大电网。天然气勘探取得重大突破，产能建设迈上新台阶。煤炭地质勘查步伐加快，煤炭生产持续稳定。
2.能源结构调整取得进展。非化石能源和优质化石能源占一次能源消费总量的比重高于全国平均水平。水电装机容量比重提高，有调节能力的水电装机容量增长较快。超额完成关停小火电机组任务，大容量高参数发电机组比重提高。煤炭行业生产结构逐步优化，采煤机械化率提高。新能源发展有序推进，太阳能发电、风能发电、秸秆发电前期工作加快，生物质能燃料示范工程取得突破。
3.能源行业节能减排成效显著。单位GDP能耗、单位GDP二氧化碳排放考核目标按计划完成。发供电效率提高。节能发电调度试点、火电厂污染物排放控制、煤炭综合利用以及能源建设环境保护和治理成效明显。
4.能源民生条件继续改善。完成西部农网完善工程，农村供电质量明显改善，城乡用电同网同价范围扩大。完成城市电网改造，负荷中心地区电网网架不断加强。推进无电地区电力建设，扩大电网覆盖面，有效解决无电人口用电问题。采煤沉陷区综合治理进一步加强，煤矿棚户区改造和重点煤矿安全改造切实推进。
5.能源管理逐步健全规范。完成能源管理机构改革。试行节能发电调度。创新水电开发建设管理，探索创新水电“流域、集群、统筹、综合”开发机制。适应电力体制改革和市场经济条件，建立健全水电资源优化配置机制。积极开展能源资源有偿使用和补偿机制试点。完善创新移民安置政策和后期扶持政策，探索创新农村移民安置模式，试点推广“先移民后建设”的水电移民新方针，探索符合民族地区水电移民工作特点的政策措施和办法。
表1：“十一五”能源发展主要情况
类别

指标
单位
2005年
2010年规划目标
2010年实际
年均增长
备注
能源消费总量及结构
1
GDP
亿元
7385.1

17185
13.69%

2
一次能源消费总量
万吨标准煤
11816

17892
8.65%

3
煤炭消费量（原煤）
万吨
8665

12973
8.41%

煤炭消费比重
%
52.38

51.79
〔-0.59个百分点〕

4
油品消费量（成品油）
万吨
688

1526
17.27%

油品消费比重（成品油）
%
8.32

12.18
（+3.86个百分点〕

5
天然气消费量
亿立方米
90

175
14.23%

天然气消费比重
%
10.08

13.03
〔+2.95个百分点〕

6
非化石能源消费量
万吨标准煤
3908

4731
3.90%

非化石能源消费比重
%
33.07

26.44
（6.63 个百分点〕

7
全社会用电量
亿千瓦时
943
1540
1549
10.44%

电力发展

8
电力装机容量
万千瓦
2246
4300
4327
14.01%

水电
万千瓦
1496
3000
3070
15.46%

火电
万千瓦
750
1300
1257
10.88%

9
发电量
亿千瓦时
1019

1704
10.83%

其中：水电
亿千瓦时
653

1140
11.77%

火电
亿千瓦时
366

564
9.09%

10
5年关停小火电机组
万千瓦

〔153〕
（212）

11
与省外电网交换能力
万千瓦
220

1340

天然气
12
新增探明储量
亿立方米

11273

13
全盆地累计探明储量
亿立方米

20987

14
盆地天然气产量
亿立方米

234

其中：四川省境内
亿立方米

167

15
盆地输气管线
公里

19034

其中：四川省境内
公里

15034

煤炭
16
新增储量
亿吨

33

17
核定生产能力
万吨
9436

9993

18
矿井数
处
2252

1308

结构调整
19
水电装机容量的比重
%
66.62

70.94

20
有调节能力的水电比重
%
28.88

31.8

〔+2.92个百分点〕

有调节能力的水电比重（计算梯级补偿）
%
33.13

40.53
〔+7.40个百分点〕

21
火电最大单机容量
万千瓦
30

60

22
火电单机30万千瓦以上机组占火电装机容量的比重
%
28.8

64.92
〔+30个百分点〕

23
煤矿 30 万吨 / 年以 上产 能比重
%
16

22

煤矿 30 万吨 / 年以 上产 量比重
%
11

28

24
煤矿平均单井规模
万吨
4.2

7.6

煤矿企业平均规模
万吨
4.7

9.1

25
产量 100 万吨企业产量比重
%
13

38

26
采煤机械化率
%
＜10

25

27
秸秆气化能力
万立方米

400

28
沼气产量
亿立方米

18.4

29
大中型养殖沼气工程
处

1701

节能环保

30
单位GDP能源消耗
吨标准煤/万元
1.32

1.04
〔 -21.12% 〕

31
单位GDP二氧化碳排放
吨/万元
2.32

1.85

32
能源消费碳系数

1.78
> 〔 10% 〕

33
火电厂发电煤耗
克标准煤/千瓦时
400

330

火电厂供电煤耗
克标准煤/千瓦时
440

356

34
电网综合网损率
%
8

7.68

35
煤电二氧化硫排放系数
克/千瓦时

5.92

煤电氮氧化物排放系数
克 / 千瓦时

3.00

36
原煤入洗率
%
30

35
〔+5个百分点〕

37
矿井水回收率
%
25

30
〔+5个百分点〕

38
煤矸石利用率
%
25

50
〔+25个百分点〕

39
矿区土地复垦率
%
20

30
〔10个百分点〕

40
瓦斯抽采量
亿立方米

2.40

瓦斯利用量
亿立方米

1.10

瓦斯利用率
%
42

46
〔+4个百分点〕

41
居民人均生活用电量
千瓦时

271

42
新农村电气化县
个

12
21.68%

43
解决无电人口用电
万户

13.97

44
安置煤矿棚户区居民
万户

4.7

45
煤矿沉陷区治理受益居民煤矿
万户

1.4

46
百万吨死亡率

6.73

3.83
〔 -36% 〕

47
通管道天然气的县城
%

120

48
农网改造覆盖面
%
55

70
〔+15个百分点〕

注：（ 1 ）〔〕 内为 5 年累计数。 （ 2 ） GDP 以 2010 年不变价计算， 其他涉及价值计算同。 （ 3 ） 数据来源于省统计部门发布的统计数据。 行业统计 2010 年天然气消费量 116 亿立方米。 （ 4 ） 一次能源折标准煤， 水电按等价值法折算，其他按热当量法折算。 其中水电折标准煤系数为当年发电煤耗， 采用统计部门折算系数。

（二）主要问题
我省能源供需总量平衡仍较脆弱，能源供需的结构性、时段性、区域性矛盾仍然存在，各种深层次问题未根本解决。
1.能源消费需求持续旺盛，保障供给压力持续增大。我省工业化、城镇化持续加快，重化工发展阶段特征明显，能源需求旺盛、消费总量持续扩大，保供压力持续增大。电力峰谷丰枯矛盾突出，煤炭供需由“自给自足”转为“调煤入川”，天然气供应缺口逐年扩大，成品油在数量、品种、区域、时段尚不能完全及时满足需求。能源需求持续快速增长虽为能源发展提供广阔空间，但也有透支资源环境容量、过早消耗发展潜力、影响经济社会可持续发展的可能。
2.人均用能水平低，用能效率较低。人均用能水平仅为全国平均的 80% ，农村地区、民族地区和边远山区的用能条件还很差，还有112万无电人口，能源发展不平衡非常突出，能源普遍服务水平还较低。而我省单位 GDP能耗、主要工业产品单位能耗高于全国平均水平，建筑物、交通领域用能效率低于全国平均水平，短期内大幅度提高能源效率难度较大。
3.能源产业基础仍较薄弱，市场竞争能力有待增强。煤炭勘探滞后，资源保障和有效供给不足；矿井多、单井规模小，产业集中度低。电网自动化、信息化、智能化程度不高；农村电网投入欠账多，部分城市负荷中心高峰时段用电可靠性还不够高；电源送出通道和省际联网通道有待拓宽加强。水电丰枯矛盾突出，水电工程造价高、负债高；火电煤耗高，“市场煤计划电”问题严重。天然气输配管网滞后，下游产品技术含量低、竞争能力弱。成品油管输不能满足社会需要。新能源发展还不够快、不够好，技术装备水平亟待提高，政策体系、管理体系、投资力度等有待突破。
4.体制机制性缺陷仍然存在，能源政策体系有待完善。能源立法、行业管理、能源统计还不能完全适应新形势需要。国有能源企业改革有待深化，法人治理结构有待健全，企业经营机制有待转换。电力体制改革停滞不前，“主辅分离”进展缓慢、“输配分开”尚未启动，农电体制改革和县级供电企业建立现代企业制度进程滞后。煤炭管理职能分散，煤炭人才流失严重。能源行业市场开放程度低，各类投资者参与国有能源企业股份制改造渠道不畅。反映能源价值、资源稀缺程度和供求关系的能源价格机制尚未形成。能源财税政策有待完善，资源税计征办法改进实施缓慢；能源资源有偿使用和补偿机制试点尚未启动。
（三）面临的新形势。
“十二五”是我省深入实施西部大开发战略、继续推进“两个加快”、全面建设小康社会的关键时期，是深化改革开放、加快转变经济发展方式的攻坚时期。《纲要》规定了我省未来5年发展目标，明确了非化石能源占一次能源消费比重提高3个百分点以上、单位 GDP能源消耗比 2010年降低 16% 以上、单位 GDP二氧化碳排放降低17.5% 的要求。我省将面临日益突出的能源发展瓶颈以及对未来能源产业发展产生重大影响的严峻挑战。
1.能源资源约束与供需矛盾将长期存在。我省能源资源品种虽较齐，但总量不足、人均资源少。煤炭资源仅约占全国的1% ，且产量受诸多制约难以满足需求，省外调入量逐年增加。石油资源极度匮乏，几乎全部依赖外调。天然气储量较丰，但产量远低于省内需求。水电资源得天独厚，但移民安置容量和生态环境约束越来越强。可再生能源资源有一定潜力，但大规模商业化开发制约因素多，短期内对传统能源替代作用有限。我省是能源消费大省，今后一段时期内能源需求持续快速增长，能源供需缺口将不断扩大，部分能源品种供需矛盾可能比较突出，对外依存程度上升。中长期看能源供需矛盾紧张可能常态化。如何科学引导能源合理消费、合理开发省内资源、充分利用省外资源，保障省内能源长期稳定清洁有效供应，保持能源供需长期基本平衡，是未来我省能源发展面临的重大挑战。
2.能源生产消费的生态环境制约将日益凸现。我省煤炭含硫量高，盆地地形条件以及以煤炭直接燃用为主的能源消费结构加重了煤烟型大气污染的压力，酸雨污染严重且尚有扩大趋势。煤炭开采与生态环境矛盾加剧，矿山生态破坏等已经成为制约煤炭维持生产和可持续发展的主要因素。水电是经济清洁的可再生能源，但是水电开发的生态环境问题日益引起社会舆论关注，如何兴利除弊、合理可持续开发水电，实现水电开发和环境保护“共赢”，成为当前和未来水电建设的重大课题。此外未来家用小汽车、家庭用能需求高速增长对省内能源供应保障可靠性、节能减排和城市环境也将带来巨大压力。
3.转变发展方式和节能减排压力将日益增大。《纲要》提出2015年非化石能源占一次能源消费比重比 2010年提高 3个百分点、单位 GDP 能源消耗降低 16% 以上、单位 GDP 碳排放降低17.5% 。未来应对气候变化国际压力将不断增加，而我省所处的经济社会发展阶段决定了短时期内能源效率难以大幅度提高、碳排放难以大幅度降低。加快转变发展方式、调整能源结构是能源工业面临的紧迫问题。
4.能源管理改革创新将日益迫切。原有能源管理体制和模式已很难适应新形势需要，迫切需要进一步整合能源管理职能、创新能源管理模式，在能源的供应保障、开发利用、结构调整、消费升级、节能环保等方面，制定统一的能源发展战略和规划，统筹协调资源配置、开发利用、重大政策等各方面工作，推动能源发展改革，促进能源增长方式和消费方式转变。
二、能源消费预测
（一）2015年能源消费预测及总量控制目标。
根据《纲要》确定的最大可能GDP增长目标、单位GDP能耗下降目标，测算 2015年全省一次能源消费总量28636万吨标准煤。为落实“合理控制能源消费总量”要求，以28636万吨标准煤为能源消费总量控制上限，测算各主要能源品种消费量复核能源消费总量，并将此作为规划目标。
“控制能源消费总量”以控制高排放的煤炭消费为重点，“十二五”控制煤炭消费量年均增长率3% ，预计 2015年煤炭消费量10742万吨标准煤，电力、天然气、石油仍采用正常方法预测。根据预测成果，2015年全省能源消费总量规划目标26401万吨标准煤，比控制上限减少 8% 。“十二五”年均增长 8.09% ，能源消费弹性系数0.59，低于“十一五”的 0.63（能源消费总量完成国家正式分解下达的控制目标）。
（二）主要能源品种消费预测。
根据国民经济和社会发展用能需求及供应安排，分别预测电力、天然气、成品油、煤炭的消费。非水电新能源和可再生能源生产总量较小且不确定因素较多，测算时非化石能源仅将水电纳入规划总量平衡。
1.电力。2015年全省全社会用电量2800亿千瓦时，最大负荷5300万千瓦。根据电力电量平衡，2015年全省水电消费量2200亿千瓦时，折合8690万吨标准煤，约占能源消费总量26401万吨标准煤的32.92% ，比2010年提高 6.48个百分点左右（用电量完成国家正式分解下达的控制目标）。
2.天然气。“十二五”天然气需求仍主要受供给能力而“以产定销”。根据天然气可供能力和管网建设，2015年全省天然气消费量 260亿立方米，折合 3458 万吨标准煤，占能源消费总量约13.10% ，比2010年提高1个百分点左右。
3.成品油。根据人口增长、石油利用效率、交通运输模式、汽车保有量及行车里程等，“十二五”成品油消费年均增长10% ，2015年全省成品油消费2458万吨，折合 3511万吨标准煤，占能源消费总量约12.30% ，比2010年提高1.12个百分点。
表2：四川省2015年能源消费总量及主要品种消费预测表
序号
品种及分类
单位
2010 年（实际消费）
2015年
年均增长率
实物量
折标煤
百分比
实物量
折标煤
百分比

万吨
%

万吨
%
%

能源消费总量

17892
100.00

26401
100.00
8.09
一
化石能源

13777
77.00

17711
67.09
5.15
1
煤炭
万吨
12974
9266
51.79
15039
10742
40.69
3.00
2
天然气
亿立方米
175
2331
13.03
260
3458
13.10
8.25
3
石油
万吨
1526
2180
12.18
2458
3511
13.30
10.00
二
非化石能源

4731
26.44

8690
32.92
14.05
4
水电
亿千瓦时
1140
4731
26.44
2200
8690
32.92
14.05

电力
亿千瓦时
1549

0.00
2800

三
电力平衡
万吨

-617
-3.46

注：表中2015年能源消费总量预测，系根据各行业规划需求预测，综合考虑《纲要》规划目标、国家控制能源消费总量要求，结合统计部门各主要能源品种实物量折算标准煤办法和系数，经综合研究后确定。
4.煤炭。为控制能源消费总量、促进能源结构调整，“十二五”将优先使用水电、石油、天然气等，控制煤炭消费年均增长3% ，2015年全省煤炭消费量 10742万吨标准煤（折合原煤 15039万吨），占能源消费总量约 40.69% ，比2010年下降约10个百分点左右。
三、指导思想、主要原则和各行业发展方针
（一）指导思想。
以邓小平理论和“三个代表”重要思想为指导，深入贯彻落实科学发展观，按照省委九届八次全会精神的要求，紧紧围绕全省“十二五”《纲要》目标，坚持节能优先和民生为本，科学引导能源合理消费，不断提高能源保障能力，加快转变能源发展方式，大力推进能源结构调整，加强能源体制改革和科技创新，构建多种能源全面协调科学发展、安全稳定经济清洁的现代新型能源产业体系，为建成西部经济发展高地和全面小康社会、促进经济社会可持续发展提供强有力的能源保障。
（二）主要原则。
1.坚持保障供给和节约消费并重、节能优先。突出能源基础性、保障性、先导性地位，适度超前超量安排能源生产和保障能力。同时厉行节能优先各项政策措施，科学引导调控能源合理需求和消费，削减并延缓能源消费总量峰值，逐步降低能源强度和弹性系数；建立有利于节能的制度和体制机制，继续推行单位 GDP能耗下降的约束性指标，适时引进能源消费总量控制指标并建立分解机制。
2.坚持加快能源发展方式转变。由偏重保障供给，转变为科学引导能源合理消费、合理调控能源需求总量；由严重依赖单一资源，转变为“绿色多元”发展；由侧重于省内自给自足，转变为立足省内、充分利用省外资源和市场；由生态环境保护滞后于能源发展，转变为生态环境保护和能源协调发展；由资源依赖型发展模式，转变为科技创新导向型发展模式；由各能源品种分散发展，转变为多能互补和系统融合发展。
3.坚持推进能源结构调整优化。以保障安全稳定供应为前提，以经济可承受性为原则，统筹省内外两种资源和两个市场，多种优质能源并举，市场调节和政策引导相结合，满足能源消费结构升级和能源服务质量提高要求。进一步提高非化石能源的消费比重，大力优先发展水电、加快发展新能源发电。优化化石能源结构，鼓励能源消费终端利用天然气和电力；提高煤炭利用效率，推进煤炭清洁高效利用。
4.坚持能源与资源环境协调发展。加大淘汰落后产能和工艺设备。对电力行业实施大气主要污染物排放总量控制，建立新建项目与污染减排、淘汰落后产能相衔接的审批机制。持续推进电力行业污染减排，新建燃煤机组全部配套建设脱硫脱硝设施，加强脱硫脱硝设施运行监督管理。加强能源开发利用的环境管理，严格执行项目环境影响评价与“三同时”的环境管理制度，确保资源、人口和生态环境三者平衡。进一步完善水电移民政策，搞好移民工作。
5.坚持推进能源普遍服务和改善能源民生。明确职责、制定政策、建立机制，加强政府主导和监管，努力推进能源普遍服务，以可承受的合理价格水平向包括农村地区、边远地区在内的所有地区的所有用户（包括低收入者）提供有质量保证的能源服务。统筹城乡和区域能源协调发展，加强城乡用能基础设施和能源普遍服务体系建设，推进能源基本公共服务均等化，缩小和消除能源供应的城乡差距、区域差距、贫富差距。
（三）各行业发展方针。
1.电力。电源和电网协调发展，电网适度超前。实施“大枢纽、大电网、大平台”战略，加快建设坚强智能电网。大力优先加快水电科学发展，建成全国重要水电基地。优化发展煤电，提高煤电技术环保水平和经济性；鼓励煤电联营和煤电一体化。适度发展天然气集中发电，有序推进天然气分布式发电，增强电网调峰能力。因地制宜发展新能源发电和分布式发电，提高技术研发能力和产业化水平。积极有序推进核电前期工作，按照国家要求适时启动建设。
2.煤炭。加大煤炭资源勘查工作力度，加强煤炭资源保障。淘汰煤炭落后产能，建设大型煤炭基地。推进煤矿企业兼并重组，培育大型煤炭企业集团。推广先进适用技术，加快安全高效煤矿建设。强化煤矿安全生产管理，健全安全生产长效机制。提高煤炭资源回收率，推进洁净煤技术和循环经济发展。
3.天然气。加强勘探开发，提高各类天然气勘探效率和开发采收率，保障资源有序接替并增加后备储备。加强产能建设，加快发展川东北地区，稳定发展川西、川南地区；尽快形成页岩气产能。加快管网建设，配套完善地面工程和集输系统，加强入川和省内长输管线建设，在用好用足省内资源基础上全面参与全国天然气平衡，增加省内供应能力。加强储气调峰设施建设，确保平稳安全供气。优先保障省内用气，严格执行天然气利用政策。
4.石油。提高能源资源掌控能力；健全储运设施网络；完善供应网络；强化应急保障体系；积极推进替代行业发展；稳步推进成品油质量升级。
5.新能源和可再生能源。完善资源调查和评价，完善开发利用规划。加快推进风能规模化利用，不断提升太阳能发电经济性，因地制宜推动生物质能源多元化利用，提高城乡可再生能源利用普及程度。
6.能源行业节能减排。重点搞好煤炭、电力行业。按照“依靠科技进步、发展循环经济、转变增长方式、健全规章制度、加强监督管理”基本思路，遵循“优化设计与强化管理相结合，应用先进技术与淘汰落后工艺相结合，清洁生产与资源综合利用相结合，突出重点与全面推进相结合”原则，促进煤炭工业节约清洁安全和可持续发展。电力行业在需求侧推广高效用电设备和节电型生产工艺，调整优化客户用电方式；在发电侧积极推进节能发电调度，淘汰小机组、建设高效机组，降低发电能耗和厂用电率；在电网侧优化输供电系统网络结构，促进区域间联网，提高电网运行的经济性。
四、发展目标
（一）总体目标。
基本建成全国重要的优质清洁能源基地，能源供需总量基本平衡；能源结构调整取得重大进展，能源效率进一步提高，单位GDP能耗和二氧化碳排放大幅下降；能源普遍服务能力显著提高，城乡居民用能条件明显改善；能源改革不断深化，能源市场和能源建设规范有序；能源各行业协调发展，为构建可持续的现代新型能源产业体系打下坚实基础。
（二）结构调整目标。
———非化石能源占能源消费总量比重提高到32% 左右，煤炭占能源消费总量比重下降到41% 左右。
———有调节能力的水电站占水电装机容量的比重提高到60% ，60万千瓦及以上煤电机组占煤电装机容量的比重提高到50% 。
———小煤矿数量减少 20% 以上，煤矿总数控制在 1100对左右；形成2—3个1000万吨以上、10个 100万吨以上生产规模的大企业集团，产量占全省的50% 以上。
（三）节能减排目标。
———单位 GDP 能耗比 2010 年下降幅度大于16% ，下降到0.874吨标准煤/万元；单位 GDP 二氧化碳排放比2010 年下降17.5% 以上。
———污染物排放控制。新建、现役燃煤机组全部配套建设脱硫设施，脱硫效率分别达到 95% 以上、90% 以上，脱硝效率分别达到80% 以上、70% 以上。火电厂二氧化硫、氮氧化物排放增量控制在5.7万吨、3.5万吨以内。5年累计二氧化硫减排22.58万吨、氮氧化物减排8.51万吨。
———电力行业节能。主力火电机组发电煤耗、供电煤耗分别由330、356克标准煤/千瓦时下降到 325、345克标准煤/千瓦时。厂用电率由 7.27% 下降到 7.00% 。主网综合网损率由7.68% 下降到6.68% 。
———煤炭行业节能。原煤入洗率由 35% 提高到 50% 。煤矸石综合利用率由 50% 提高到 60% ，矿井水利用率由30% 提高到60% ，矿区土地复垦率 50% ，煤矿企业主要污染物达标排放率80% 以上。抽采瓦斯 5.3亿立方米，利用 3.7亿立方米，利用率70% 。瓦斯发电装机15万千瓦。
（四）各行业发展目标。
1.电力。
———全省全社会用电量2800亿千瓦时。
———电源。2015年底水火电发电装机容量力争达到8800万千瓦（其中水电约7000万千瓦，火电约1800万千瓦）。
———电网。对内建成以500千伏电网为骨架，220千伏电网为支撑，110千伏及以下网络为基础，布局优化、结构合理、联系紧密、城乡协调、安全可靠、覆盖全省的输配电体系；对外构筑坚强智能的跨省区跨流域的水火互济、购送灵活、交换方便的全国电力资源配置大平台，逐步形成“东接三华、西纳新藏、北联西北、南通云贵”的全国电力交换大枢纽。
2.天然气。
———新增探明储量 1万亿立方米，累计探明储量超过3万亿立方米。
———产能建设和供气量。四川盆地产能 400亿立方米/年以上，省内供气量260亿立方米。
———管网。新增长输管道 2744公里，新增输送能力 160亿立方米。管道总长达约1.7万公里，总输气能力达540亿立方米。
———用气普及率。城市及近郊乡镇居民生活用气普及率达到90% 以上。
3.煤炭。
———资源勘查和产能建设。普查面积1400平方公里，煤炭生产能力1亿吨/年左右，产能发挥90% 左右。
———整合改造。煤矿总数控制在1000对以内，单井产能提高到15万吨/年以上。
———煤矿安全和安全高效矿井建设。百万吨死亡率下降30%以上。建成安全高效矿井，采掘机械化程度大型煤矿95% 以上、中型煤矿85% 、小型煤矿机械化半机械化程度45% 以上。
4.石油。
———建立以国有大集团为主体、多种所有制企业为补充的多元化油品供应体系，成品油供应能力约2500万吨。
———新增炼油能力1000万吨/年，新增石油管道1939公里，新增石油输送量 2300万吨，管输比例 50% 以上，成品油管网覆盖主要大中城市，围绕成品油管道、铁路配套设置油库。
———成品油供应网络更加完善，应急保障体系更加健全。
5.新能源和可再生能源。
———风能。风电装机规模100万千瓦。
———太阳能。太阳能发电装机规模30万千瓦；太阳能热水器总集热面积700万平方米，太阳房面积 10万平方米，太阳灶 8万台。
———生物质能。生物质能发电装机规模71万千瓦；大中型畜禽养殖场沼气工程 8000处，农村户用沼气 600万户；液体燃料生产能力10万吨/年。
———绿色能源示范县建设。建成11个绿色能源示范县，启动新能源城市、示范园区和示范村建设。
表3：四川省“十二五”能源发展主要指标表
类别
指标
单位
2005年
2010年
2015年
年均增长
属性
能源消费总量及构
一次能源消费总量
万吨标准煤
11816
17892
26401
8.09%
按国家规定确定属性
煤炭消费量（原煤）
万吨
8665
12974
15039
3.00%
预期性
煤炭消费比重
%
52.38
51.79
40.69
(-11.10 个百分点〕
预期性
油品消费量（成品油）
万吨
688
1526
2458
10.00%
预期性
油品消费比重（成品油）
%
8.32
12.18
13.30
〔+1.12个百分点〕
预期性
天然气消费量
亿立方米
90
175
260
8.25%
预期性
天然气消费比重
%
10.08
13.03
13.30
〔+0.27个百分点〕
预期性

万吨标准煤
3908
4731
8580
14.05%
预期性

非化石能源消费比重
%
33.07
26.44
32.92
〔+6.48个百分点〕
约束性
全社会用电量
亿千瓦时
943
1549
2800
12.57%
按国家规定确定属性
电力发展
电力装机容量
万千瓦
2246
4327
8800
15.26%
预期性
其中：水电
万千瓦
1496
3070
7000
17.92%
预期性
火电
万千瓦
750
1257
1800
7.45%
预期性
发电量
亿千瓦时
1019
1704
3600
16.14%
预期性
其中： 水电
亿千瓦时
653
1140
2880
20.37%
预期性
火电
亿千瓦时
366
564
720
5.01%
预期性
新能源发电装机容量

220

预期性
其中 ：风电
万千瓦

100

预期性
太阳能发电
万千瓦

30

预期性
生物质能发电
万千瓦

71

预期性

单位 GDP 能源消耗
吨标准煤 / 万元
1.32
1.04
0.82 >
＞〔16% 〕
约束性
单位 GDP 二氧化碳排放
吨 / 万元

1.86
1.29
>〔-17.5% 〕
约束性
能源消费碳系数

1.86
1.58
> 〔-10% 〕
约束性
节能环保

主力火电厂发电煤耗
克标准煤 / 千瓦时

330
325
〔-5〕
预期性
主力火电厂供电煤耗
克标准煤 / 千瓦时

356
345
〔-11〕
预期性
电网综合网损率
%

7.68
6.68
〔-1 个百分点〕
预期性
煤电二氧化硫排放系数
克 / 千瓦时

5.92
完成国家
下达目 标

约束性
煤电氮氧化物排放系数
克 / 千瓦时

3.00
完成国家下达目 标

约束性
民生改善
居民人均生活用电量
千瓦时

271
548
15.13%
预期性
绿色能源示范县
个

6
16
21.68%
预期性
通管道天然气的县城
个

120
140
〔+20〕
预期性
农网改造面
%

70
>95
>〔+25个百分点〕
预期性
注：（1）〔〕内为5年累计数；（2）GDP以2010年不变价计算，其他涉及价值计算同；（3）新能源发电装机和发电量不参与平衡。（4）本表格式和内容按国家能源局国能规划〔2011〕115号要求编制。
五、主要任务、区域布局和重点项目
围绕提高能源保障能力、转变能源发展方式、加快能源结构调整的总任务，重点完成八项主要任务，规划以“三江”流域为核心的水电基地、以川南为核心的煤炭基地、以川东北为核心的天然气基地、以三州一市为重点的新能源发电基地的能源生产总体布局，以及连接能源生产基地和消费中心的主要能源产品输送总体布局。
规划“十二五”能源重点项目完成投资 6205亿元，其中电力4600亿元（其中电源3400亿元、电网1200亿元），石油天然气1200亿元，煤炭134亿元，新能源和可再生能源271亿元（不含发电项目）。
（一）加强电源建设，发电能力翻一番。
规划电源建设“十二五”完成投资 3400亿元（其中水电 3000亿元、火电400亿元）。
1.大力优先发展水电，加快建设水电基地。
加快建设 2010年底在建结转到“十二五”续建的水电工程3420万千瓦，新增装机容量3020万千瓦。创造条件新开工水电工程3500万千瓦，新增装机容量 910万千瓦以上。继续加快未开工的重大水电项目前期工作。以上水电建设规模7920万千瓦，投资规模约 7000亿元。新增水电装机容量3930万千瓦，力争 2015年底水电装机容量7000万千瓦以上。在建规模约 4000万千瓦结转“十三五”续建。规划“十二五”完成投资约3000亿元。
在金沙江、雅砻江、大渡河干流规划布局“三江”水电基地；在大中型河流水能资源比较集中的一定区域规划布局阿坝北部、阿坝东部、绵阳、甘孜中东部、甘孜南部、凉山、雅安等 7个水电集群；在嘉陵江、岷江中下游、长江上游干流（以下简称“长上干”）规划布局3个航电通道，形成“三江七片三线”水电基地基本格局。
———金沙江水电基地。规划“十二五”建设规模 2450万千瓦（其中2010年底在建 930万千瓦结转“十二五”续建，新开工 1520万千瓦）。新增装机容量 923万千瓦，到 2015年底建成 923万千瓦。2015年底在建1527万千瓦结转到“十三五”续建。
专栏1：金沙江水电基地主要项目
（一）2010年底无建成项目。
（二）“十二五”期间建设规模2450万千瓦，其中：
1.2010年底在建结转“十二五”930万千瓦，其中溪洛渡1260/2万千瓦、向家坝600/2万千瓦；
2.2011—2015年新开工1520万千瓦，其中观音岩300/2万千瓦、叶巴滩198/2万千瓦、拉哇168/2万千瓦、金沙52万千瓦，乌东德870/2万千瓦，白鹤滩1400/2万千瓦。
（三）“十二五”新增投产装机容量950万千瓦，其中观音岩240/2万千瓦、金沙13万千瓦、溪洛渡980/2万千瓦、向家坝600/2万千瓦。
（四）2015年底在建1527万千瓦结转到“十三五”续建。
———雅砻江水电基地。规划“十二五”建设规模 1992万千瓦（其中2010年底在建 1140万千瓦结转“十二五”续建，新开工 852万千瓦）。新增装机容量1140万千瓦，到2015年底建成 1470万千瓦。2015年底在建852万千瓦结转到“十三五”续建。
专栏2：雅砻江水电基地主要项目
（一）2010年底建成二滩330万千瓦。
（二）“十二五”期间建设规模19924