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文山市“十三五”能源发展规划(2016-2020年)

 发布日期:2017年10月24日  作者:  点击数:869次   资料来源:文山市人民政府

前 言

能源是国民经济发展的基础性产业,是经济社会可持续发展的根本动力。进入新世纪以来,全球能源格局正发生深刻变化,能源结构加快调整,清洁能源发展迅速,多元化、清洁化、低碳化、可持续趋势明显。“十三五”将是国内外能源发展的重大变革期,国内外能源绿色低碳化发展的加速期,随着国家“一带一路”、长江经济带、孟中印缅经济走廊、云南面向南亚东南亚辐射中心、加快沿边开放、扶贫攻坚等一系列重大战略的实施,将极大地促进文山市清洁、高效、安全、可持续的现代能源体系建设,文山市面临千载难逢的能源发展机遇。为此,特制定《文山市“十三五”能源发展规划》。

《规划》依据:国家《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》、国家《配电网建设改造行动计划(2015—2020年》、《云南省“十三五”能源发展策略研究》、《云南省新能源资源评价》、《文山州“十三五”能源发展规划》等。本《规划》是文山市“十三五”期间能源发展的总体蓝图和行动纲领。

第一章 能源发展形势

一、能源发展现状

十二五”期间,文山市紧紧围绕省委、省政府关于能源产业发展的思路与部署,牢牢抓住加快发展这一主题,坚持国地联动、电矿结合、水火电并举的能源发展方式,加快能源建设步伐,充分发挥能源对国民经济的保障性作用,为全市经济社会快速发展奠定了坚实基础。

——能源生产能力得到有效提升。截止2015年,全市共有小水电企业14户,电力装机规模8.079万kw。2010年,全市能源产量8.68万标吨,2014年增加到11.13万标吨,2015年达到12.75万标吨,“十二五”年平均增长7.99%。能源生产相对于国民生产总值的生产弹性为0.56。其中,电力生产2010年5.95亿度,2014年8.62亿度,2015年达到9.89亿度,“十二五”年均增长10.69%,电力生产相对于国民生产总值的生产弹性为0.69。煤炭生产2010年1.36万吨,2014年0.75万吨,2015年为零(根据《云南省人民政府关于促进煤炭产业转型升级实现科学发展安全发展的意见》精神,煤矿关闭)。

——能源消费水平快速增长。随着经济社会不断发展,“矿电结合”发展战略的实施,能源消费需求快速增长。2010年,全市能源消费总量108.17万标吨,2014年144.58万标吨,2015年达到155.41万标吨,“十二五”年均增长7.52%,能源消费相对于国民生产总值的消费弹性为0.52。其中,电力消费2010年12.27亿度,2014年18.41亿度,2015年达到20.05亿度,“十二五”年平均增长10.32%,电力消费相对于国民生产总值的消费弹性为0.72。天然气2010年消费为零,2011年消费0.2万立方米,2014年52.0万立方米,2015年达到57.16万立方米,年均增长411.16%。成品油2010年无统计数,2011年消费44.47万吨,2014年60.88万吨,2015年达到65.05万吨,年均增长9.97%。原煤2010年消费1.9万吨,2014年1.02万吨,2015年达到1.11万吨,“十二五”年均递减10.19%。原煤消费大幅减少,电力、天然气、成品油增长迅速,消费结构得到进一步优化。

——基础设施配套进一步完善。截止2015年,全市拥有110KV变电站17座,35KV变电站14座,供电总容量达到835MVA,供电覆盖率96.4%%以上。拥有LNG气化站和L-CNG汽车加气站500M3,年供气规模34200Nm3/a,全市工业园区气化率达到10%,居民用户气化率30%,天然气汽车气化率20%。

——节能降耗成效显著。“十二五”期间,市委、市政府积极响应国家号召,对节能工作高度重视,相关职能部门监督管理职能不断加强,生产企业节能降耗措施不断完善,节能技术得到有效推广,节能意识深入人心,能源利用效率不断提高,全市节能降耗工作取得明显成效。 全市共淘汰6300kva以下铁合金矿热电炉3台,造纸生产线4条,硅冶炼电炉2台,锌冶炼赫氏炉4条,淘汰落后产能共节能6.7万标吨。年均万元GDP能耗下降2.5%以上。节能降耗工作对缓解能源供需矛盾,减少环境污染,保障国民经济持续、快速、健康发展发挥了重要作用。

——能源民生工程惠及全市人民。“十二五”积极实施能源民生工程,使民用能源条件得到较大改善。全市供电面积达到2927.09km2,供电人口47.75万人,供电覆盖率96.4%以上。农村电网改造率100%,农村能源结构正从传统能源向电能、液化气能、太阳能、各种生物质能等现代能源转变,为封山育林、绿化环境、生态修复开辟了新纪元。

综上所述,“十二五”文山市能源建设取得优良成绩,能源供给和能源保障能力不断提高,能源产业化发展不断进步,能源在国民经济体系中的基础性、保障性作用得到加强,这给全市“十三五”能源发展规划打下了良好基础。

二、存在问题

(一)能源生产严重滞后,结构性矛盾突出。文山市能源资源相对贫乏,多年来能源生产系统建设严重滞后,能源自给率不足10%,能源体系不够完整,能源品种单一,大部分清洁能源、化石能源生产还是空白,能源需求对大电网的依赖程度过高,能源自主保障能力弱。由于大电网调峰能力不足,丰枯结构性矛盾突出,限电时有发生,不仅影响企业正常生产,也给居民生活带来极大不便。

(二)基础设施老旧,技术参数落后。电网尚未全覆盖,设备老旧,技术落后,变电站主变容量不足,容量分布与负荷分布不匹配,智能电网尚未建成,无法做到电力资源优化配置,输变电质量不高。农村电网线路老化,裸导、小电杆等安全隐患依然存在。城市和工业园区天然气管道配套工程推进缓慢,推广利用难。成品油管道输送网络不健全,布点不合理,网点覆盖面小,储备设施不足。……等等这些,严重影响到能源输变储等供应的质和量,给生产和居民生活带来不便。

(三)资源匮乏,开发潜力不足。文山市能源资源相对匮乏,已探明煤炭储量不过1500万吨,热值3000大卡上下,基本无工业利用价值,现有产能3万吨,2015年根据《云南省煤矿整顿》精神予以关闭。文山市水能开发利用的主要河流是盘龙河和那么果河,径流面积2959平方公里,水资源总量13.02亿立方米,可利用8.09亿立方米,水能理论蕴藏量15.8万千瓦,可开发量9.51万千瓦,已开发8.08万千瓦,水电开发潜力所剩无几。天燃气、成品油全靠调入,传统能源发展面临资源枯竭局面。

(四)体制机制束缚,改革任务繁重。一方面,限于资源匮乏,开发潜力有限;另一方面,矿产资源丰富,“矿电结合”发展迅速,由此形成对大电网的强力依赖。但长期以来,由于受电力体制和电价形成机制约束,水电开发利益共享机制不完善,收益外部化与后续责任内部化矛盾十分突出,清洁能源、可再生能源替代传统能源的政策和激励机制还不完善,大用户直购试点推进受阻,形成云南水电快速发展与文山矿业发展相错位,产业优势未得到充分发挥。

第二章“十三五”能源发展环境

一、发展的机遇

(一)“一带一路”战略格局带来的机遇

随着国家“一带一路”建设、孟中印缅经济走廊建设、大湄公河次区域经济合作、沿边自由贸易试验区建设等国家战略的实施,以及云南在“一带一路”中面向南亚东南亚辐射中心地位的确立,必将加快云南发挥区位优势,推进与周边国家互联互通国际通道建设的进程。国家《推动共建丝绸之路经济带和21世纪海上丝绸之路愿景与行动》明确指出,要加强能源基础设施互联互通合作,共同维护输油、输气管道等运输通道安全,推进跨境电力与输电通道建设,积极开展区域电网升级改造合作,积极推动水电、核电、风电、太阳能等清洁、可再生能源合作,推进能源资源就地就近加工转化合作,形成能源资源合作上下游一体化产业链。依托“四合作、一体化”政策、以及“一带一路”重要前沿传导节点的区位优势,文山市将迎来骨干网架、智能电网和跨国、跨区域能源互联网建设的机遇期,为文山市承接电解铝转移,发展铝型材精深加工,做大做强铝产业奠定能源和通道的坚实基础。

(二)国家能源政策利好的机遇

2014年11月19日,国务院办公厅正式公布了中国《能源发展战略行动计划》(2014--2020年),《行动计划》确立了“四个革命”、“一个合作”的能源发展国策。明确提出重点实施“节能优先、绿色低碳、立足国内、创新驱动”四大战略,强调优化能源结构的产业方向是:①降低煤炭消费比重;②提高天然气消费比重;③安全发展核电;④大力发展可再生能源。在大力发展可再生能源中,一是要积极开发水电,二是大力发展风电,三是加快发展太阳能发电,四是积极发展地热能、生物质能和海洋能,提高可再生能源利用水平,科学安排调峰、调频、储能配套能力,切实解决弃风、弃水、弃光问题。能源战略格局的再调整,必将给文山市发展新能源、可再生能源带来难得的机遇。

(三)“十三五”全面小康建设带来的机遇

“十三五”是我国全面建成小康社会的决战期。习近平近期在贵州召集7省市“一把手”谈扶贫时强调:全面建成小康社会最艰巨最繁重的任务在农村,特别是在贫困地区。各级党委和政府要把握时间节点,努力补齐短板,科学谋划好“十三五”时期扶贫开发工作,确保贫困人口到2020年如期脱贫。文山市位列全省19个一类特困县市之列,又踞有相对良好的风能、光伏能等资源,又是典型的石漠化地区,发展光伏产业不占良田,由此带来争取能源项目精准扶贫的良好机遇。

(四)中缅油气管道开通带来的机遇

随着“能源外交”与“走出去”战略成为中国对外经济活动的新亮点,云南作为国家能源发展战略陆路通道的地位再次突显。现阶段,中国已和云南省周边的缅甸、老挝、越南等国在能源发展方面签署了一些专项协议,在石油输送管道建设、电力、煤炭、生物质能等能源领域开展合作,将使云南在保障国家能源安全中发挥更重要作用。中缅油气管道建设不仅为国家“破解马六甲海峡”困局提供了战略支点,而且为云南(包括文山)填补油气空白成为现实。

(五)进一步完善能源体制机制改革的机遇

2009年云南省政府组建了云南省能源局,为能源工作进行全方位、一体化综合管理提供了制度保障。“十三五”能源体制改革将全面推进,全省“一张网全覆盖”基本形成,为云南打造境内外能源交换枢纽、承接国家载能工业转移、实现矿电结合发展提供了平台。同时给中央与地方、国企与民企等各方利益共享提供了改革的制度保障。

二、发展的条件

(一)资源条件

根据云南省相关水能资源、风能资源、光伏能资源等调查及评价报告,文山市能源资源状况如下:

——水力资源情况:文山市境内河流主要有盘龙河和那么果河。全市水能资源理论蕴藏量15.8万kw,可开发量为9.51万kw,占理论蕴藏量60.2%。至2013年底,已建成水电站14座,总装机8.079万千瓦。拟建电站还有7个,总装机1.9万千瓦。总体上,水能开发潜力已经不大,多年来区域用电主要靠大电网下电,自给率不足10%。

——风能资源情况:根据《云南省风能资源评价报告》,云南省风能资源总储量为122910MW,全省年平均风功率密度大于150W/m2的风能资源可开发区面积约4.52万km2,其可开发风能资源储量为28320MW。全省风能资源最佳开发区域有3个,即:1)楚雄州与大理州交界处的下关~祥云~姚安~大姚一带;2)玉溪南部至红河州中南部的泸西~通海~开远~蒙自~个旧~建水~红河~ 元江一带;3)曲靖东部的会泽~宣威~富源~沾益~马龙一带。 除此外, 云南省风能资源较佳开发区域有2个,即:1)位于昆明市与曲靖市相邻的地区,即寻甸~嵩明~宜良~石林~陆良~ 师宗等地;2)丽江至永胜一带。文山市属亚热带高原季风气候,兼有中亚热带、北亚热带、南亚热带和温带等立体气候特点,太阳日照时间长,年平均日照时数达2028小时以上,根据文山市气象站历年气象资料的统计,1971年~2010年的多年平均风速为2.5m/s,年平均风速最大为3.2m/s,最小为1.7m/s。文山市虽不在最佳开发区域和较佳开发区域,但属于可开发区域,仍具有较好的风能开发与利用条件。

——太阳能资源情况:云南地处低纬高原,北回归线贯穿于省内南部,各地海拔相对较高,全年可接受的太阳辐射能比较充裕,全年太阳高度角变化幅度不大,冬夏半年太阳可照时数差别较小,一年中太阳辐射能量差异不大,季节分配比较均匀,四季温暖,年气温差较小。云南全省国土均位于北纬30º 以南的区域,许多地区海拔都在2000m左右,分属热带山原或低纬高原。境内大部分地区地势较高,山地、高原占全省总面积的94%,地表上空大气层厚度较薄,空气密度小而大气透明度高,太阳辐射获取量比平原地区多。云南的太阳能资源仅次于西藏、青海等省区,是中国最丰富的省份之一。云南年理论可照时数约4400hr,南北纬度差造成的差异仅6hr左右。由于各地地形复杂,天气气候各异,造成各地实际日照时数相差十分悬殊。根据云南省各地气象资料分析,省内日照时数最大的地方在永仁县,为2698hr, 日照时数最小的地方在盐津县,为869hr;大部分地区则在2100~2500hr之间。在云南全省129个县中,有92个年太阳总辐射在5000~6000MJ/m2.a之间。全省太阳能资源总储量为2.14251×1015MJ/a,相当于每年获得标准煤731.53亿t/a。《云南省太阳能资源评价报告》将云南省太阳能资源开发区划分为四类区域:最佳开发区、较佳开发区、可开发区、一般地区,文山州西部丘北县与文山市为太阳能可开发区。其中,文山市多年平均日照时数1971.8小时,多年平均辐射量5064.8 MJ/m2。另外,文山市是中国石漠化综合治理的重点市,石漠化面积广,有较好的光伏电站选址条件,不存在与农用地、林地争地问题。抓住国家新能源发展替代战略机遇,“十三五”文山市有望实现太阳能光伏发电的零突破。

——生物质能资源情况:文山市种植业、养殖业规模逐步扩大,经调查全市农作物秸秆年产量大约16.3万吨,其中:玉米秸秆10.6万吨,其它秸秆5.7万吨,生物质能原料相对丰富。随着新农村建设、新型城镇化步伐的加快,农村能源替代技术日趋成熟,沼气利用、节能灶、节能炉、节能灯逐渐受青睐,农户薪碳意识不断加强。目前,昆明电研新能源科技开发有限公司拟在文山市建设3×5MW生物质能发电项目,该项目正在做前期论证工作。

——工厂余热资源调查。文山市水泥熟料厂日产规模接近5000吨,铁合金等冶金矿热电炉超过75000KVA,工厂余热规模大,窑体余热利用和节能改造空间可观。开展资源综合利用,改善环境、提高经济效益,实现可持续发展是国家长期的技术经济政策,利用工厂余热发电具有较可观的发展前景。

综上所述,文山市具有抓住国家大力鼓励并扶持新能源发展,争取绿色、低碳、清洁、可持续能源发展的大好机遇。

(二)技术条件

2014年11月APEC会议期间,在中美双方发布的联合声明中,中国首次提出计划到2030年非化石能源占一次能源消费比重提高到20%左右,二氧化碳排放达到峰值的承若。这一承若意味着需要有足够的清洁能源来替代煤炭消费,即意味着今后水电、核电、风能、太阳能等清洁能源将有大幅度发展。由于水电、核电受到种种约束和争议,因此可再生能源中的风能、太阳能潜能备受关注。在可再生能源发展的诸多制约因素中,成本是核心问题,而政策支持和技术创新则是降低成本的两条基本路径。国家《能源发展战略行动计划》明确提出了推动能源技术革命的具体路径:即要按照“三个一批”的路径,加快推进能源技术革命。要应用推广一批:推动相对成熟、有需求、有市场、成本低的技术尽快实现产业化,从而有效提高现有能源生产和应用技术水平;要示范试验一批:对有一定技术积累、但技术工艺路线尚不定型、经济性和市场可接受性有待检验、尚不具备大规模产业化的技术,进行试验,探索技术定型、大批量生产的路经;要集中攻关一批:主要是指那些前景广阔、但核心技术受制于人、亟待集中力量攻关的技术。经过近十年全球范围内的新能源加速发展,新能源开发应用技术已有重大突破,其关键技术已基本成熟,应用层面已大幅推开,某些可再生能源的成本已经可以与传统能源相比拟。科技进步作用的有力支撑,为新能源发展奠定了坚实的基础。

三、遇到的挑战

1、能源战略安全的挑战。人类社会不断进步、生产活动的不断扩张,已使二十一世纪能源危机更趋明显。能源争夺、能源问题已成为各国安全战略优先考虑的问题。我国虽已成为最大的能源生产国,但同时也是最大的能源消费国,供需矛盾日趋突出。近年来,我国石油对外依存度已接近60%,天然气对外依存度超过30%。受地缘政治等因素影响,能源进口、能源运输、能源供应等能源安全问题变数加大。文山市化石能源完全依赖进口,在当前国内外能源危机背景下,能源战略安全无可避免已受到严峻挑战。

2、后发竞争的不利挑战。进入新世纪以来,全球能源格局发生深刻变化,能源结构加快调整,清洁能源发展较快,多元化、清洁化和低碳化趋势明显。2009年,国家颁发对清洁能源的补贴政策,2014年,进一步加大新能源和可再生能源的价格补贴力度,随之而来,新能源产业出现重复建设、盲目上马倾向,2015年,随着清洁能源产业技术的发展以及新出现的问题,国家决定逐渐减少政府补贴,并严格了各地新开工的光伏电站的控制指标,只有进入规模以内的项目才具备享受国家可再生能源基金的补贴资格。文山市具有较好的光伏电、风电资源,但起步已晚,将被纳入国家控制范围,一定程度限制了光伏电、风电产业的开发与发展。

3、支撑保障压力的挑战。“十三五”期间,要实现2020年GDP比2010年翻一番的目标,文山有色金属、黑色金属、化工、水泥等高耗能产业将加速发展,这对能源供应体系提出更高要求。文山市能源结构单一,石油、天然气全靠调进,电力供应主要依靠南方电网,能源自决率不足10%,供需错位尤为突出。中石油、中石化、南方电网属于国营企业,“三巨头”垄断特征明显,目前价格协调机制不完善,企业价格承受能力有限,这给全市能源支撑与保障提出严峻挑战。

4、环境污染的挑战。文山市以煤、电、油为主要能源动力。粗放型能源利用,使煤烟污染、机动车尾气污染混杂成严重的混合型污染,对环境、尤其是城市空气造成严重破坏。“十三五”节能降耗减排任务十分繁重。

5、市场竞争的挑战。“十三五”各省(区、市)均把新能源作为发展的重点,国家将按能源资源区域布局安排条件好的地区优先发展新能源。同时加强协调能源区域间、省际间的流转平衡能力,这势必加大能源市场的竞争烈度,使文山市不可避免地遭受市场竞争的挤压。

第三章 能源需求预测

一、总量需求预测

能源需求受经济社会发展、技术进步等多种因素影响。为保证预测结果的科学性与可靠性,《规划》拟采用系统仿真的方法进行预测,(详见附件:《宏观经济仿真预测模型ME系统》的建模思路与建模技术)。“十三五”期间,根据各方面信息综合判断,国家规划目标大致在6.5—7.0%之间、云南则在8.0—8.5%区间选择。考虑到新常态增速放缓等因素,经宏观经济预测模型预测,文山市“十三五”经济发展目标大致在10.3%左右,为留有余地,建议10.0%为宜。据此,《模型》进一步给出了文山市“十三五”能源需求的具体目标。

表格 文山市“十三五”能源总量及产业需求预测

指标名称

单位

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2017

2020

能源消费总量

万吨标煤

108.17

120.66

120.71

116.94

126.93

136.45

155.52

188.81

一产业

万吨标煤

1.68

1.77

1.92

1.98

2.01

2.22

2.59

3.23

二产业

万吨标煤

86.29

93.46

88.81

102.43

96.57

102.60

113.06

133.03

其中:工业

万吨标煤

77.44

87.16

84.03

99.29

92.71

98.43

108.39

127.58

建筑业

万吨标煤

8.85

6.30

4.78

3.13

3.86

4.17

4.68

5.45

三产业

万吨标煤

13.28

15.88

18.71

18.59

16.60

18.26

21.99

29.33

居民生活消费

万吨标煤

6.92

9.55

11.27

11.41

11.75

13.37

17.87

23.22

表格 文山市“十三五”能源增长速度预测

指标名称

单位

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2017

2020

能源消费总量

%

16.95

11.54

0.05

-3.13

8.54

7.50

6.76

6.68

一产业

%

-36.55

5.47

8.54

3.01

1.48

10.55

7.92

7.66

二产业

%

34.43

8.31

-4.97

15.33

-5.72

6.25

4.97

5.57

其中:工业

%

24.75

12.54

-3.59

18.16

-6.63

6.17

4.93

5.58

建筑业

%

319.52

-28.78

-24.07

-34.47

23.15

8.01

5.90

5.27

三产业

%

-18.20

19.52

17.85

-0.62

-10.74

10.00

9.76

10.07

居民生活消费

%

-26.56

38.05

17.95

1.26

2.97

13.75

15.64

9.11

表格 文山市“十三五”分产业能源需求结构预测

指标名称

单位

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2017

2020

能源消费总量

万吨标煤

1

1

1

1

1

1

1

1

一产业

万吨标煤

0.0155

0.0147

0.0159

0.0169

0.0158

0.0163

0.0166

0.0171

二产业

万吨标煤

0.7977

0.7746

0.7357

0.8759

0.7608

0.7519

0.7270

0.7046

其中:工业

万吨标煤

0.7159

0.7223

0.6961

0.8491

0.7304

0.7214

0.6969

0.6757

建筑业

万吨标煤

0.0818

0.0522

0.0396

0.0268

0.0304

0.0306

0.0301

0.0289

三产业

万吨标煤

0.1228

0.1316

0.1550

0.1590

0.1308

0.1338

0.1414

0.1553

居民生活消费

万吨标煤

0.0640

0.0792

0.0934

0.0976

0.0926

0.0980

0.1149

0.1230

预测“十三五”期间,全市能源需求将年均增长6.7%左右,2020年能源绝对量需求将达到188.81万标准吨。其中,一产业3.23万标吨。二产业133.03万标吨,二产业中工业127.58万标吨,建筑业5.45万标吨。三产业29.33万标吨。居民生活消费23.22万标吨。一二三产业消费比重分别占1.71%、70.46%和15.53%,居民生活消费占12.3%。在二产业中,工业消费占67.57%。

二、能源品种结构预测

表格:文山市“十三五”能源分品种需求结构预测

实物量消费需求

指标名称

单位

2010

2011

2012

2013

2014年

2015年

2017年

2020年

能源消费总量

万标吨

108.17

120.66

120.71

116.94

126.93

136.45

155.52

188.81

1、电力消费

亿度

12.27

14.79

15.29

17.80

18.41

20.05

23.25

28.52

2、天燃气消费

万m3

0.00

0.20

4.00

30.00

33.00

34.99

41.48

51.02

3、成品油

万吨

44.47

50.77

56.97

61.45

66.27

79.81

104.10

4、原煤

万吨

1.9

0.82

0.95

0.87

0.86

0.93

1.04

1.18

折标量需求:

指标名称

单位

2010

2011

2012

2013

2014年

2015年

2017年

2020年

能源消费总量

万标吨

108.17

120.66

120.71

116.94

126.93

136.45

155.52

188.81

1、电力消费折标

万标吨

49.57

59.75

61.77

71.91

74.37

81.02

93.94

115.24

2、天然气折标煤

万标吨

0.00

0.10

2.06

15.43

16.97

18.00

21.34

26.24

3、成品油折标煤

万标吨

60.32

58.24

61.72

41.76

45.04

54.24

70.75

4、煤炭折标煤

万标吨

1.36

0.59

0.68

0.62

0.62

0.66

0.75

0.84

品种结构:

指标名称

单位

2010

2011

2012

2013

2014年

2015年

2017年

2020年

1、电力消费占比

%

65.91

62.39

53.36

55.62

55.98

55.17

54.08

2、天然气占比

%

0.11

2.08

13.16

12.69

12.44

12.53

12.32

3、成品油占比

%

0.00

33.34

34.85

33.02

31.23

31.12

31.86

33.20

4、煤炭占比

%

1.25

0.65

0.69

0.46

0.46

0.46

0.44

0.39

根据预测,到2020年,电力需求为28.52亿度,天然气需求51.1万M3,,成品油需求104.1万吨,煤炭需求1.18万吨。折标后,电力需求占能源总量的54.08%,天然气需求占12.32%,成品油需求占33.2%,煤炭需求占0.39%。

第四章能源规划总体思路

一、指导思想

高举中国特色社会主义伟大旗帜,以邓小平理论、“三个代表”重要思想、科学发展观为指导,深入贯彻落实习近平系列讲话精神;抓住国家能源产业战略性调整机遇,响应国家能源产业行动方向,推动能源消费革命、能源供给革命、能源技术革命和能源体制革命;充分发挥市场配置能源资源的决定性作用,转变能源消费方式,优化能源布局和结构,创新能源体制机制;大力实施能源“替代战略”,加快水电、风电、太阳能电、生物质能电等可再生能源发展;全面落实省委、省政府发展“大能源产业”的战略部署,强化电力、油气管网基础设施建设;充分发挥资源优势,地缘优势,突出重点和特色,培育新兴能源产业,基本建成全省生态能源示范基地、清洁载能产业基地、新能源利用示范区、跨区域电力交换枢纽;构建低碳、高效、可持续的现代能源体系,提高能源战略安全保障能力。

二、基本原则

(一)坚持可持续发展的原则。按照“规模适度、功能完善、分类实施、品位提升”的总原则,加快培育和发展新能源产业,推动动力体系向电动化转型,最大程度减少能源开发利用带来的环境污染和生态破坏,加大推广新能源汽车、LED等节能产品,走高起点规划、高品位建设、精细化管理的可持续发展之路。

(二)坚持市场配置资源的原则。强调政府引导与市场驱动相结合,突出规划引导和政策激励作用,充分发挥市场对配置资源的决定性作用,聚集科技和产业资源,鼓励新能源产品的开发生产,引导和拓展市场消费。

(三)坚持城乡统筹的原则。“十三五”是全面建成小康的关键时期,全面小康关键在农村,能源发展必须强化城乡统筹,加快能源民生工程建设,提高居民(尤其是农村居民)的电网覆盖、供电质量、太阳能普及、沼气普及、油气供应等供给能力和服务能力,切实解决农村能源问题。只有农村能源问题解决了,封山育林、保护生态才能变为现实。

(四)坚持绿色、低碳的原则。加快能源产业发展的技术进步与科技创新步伐,大力发展节能技术,引导社会科学用能,最大限度减少碳排放。以清洁能源为龙头,培育并带动电动汽车、电动摩托、节能电池、LED节能灯、充电器、节能器、储能设备等产业链发展,促进充电设施与智能电网、新能源产业协调发展,努力实现能源产业与生态环保协调发展。

三、发展思路

我国能源对外依存度已高达60%, 能源安全形势十分严峻。为此,一场不可再生的化石能源“替代革命”成了国家能源安全战略的重点。“十三五”期间,将按照国家“能源替代”战略的精神,遵循相关能源法规和政策导向,合理部署全市能源发展目标、任务和重大项目,开展能源生产、消费、科技、体制革命,提高能源安全自主保障能力;控制能源消费总量和消费强度,抑制不合理能源消费增长,坚决淘汰高消耗、高污染、低效率产能,努力降低能源消耗,走“高效、清洁、绿色、低碳”发展之路;坚持可再生能源与化石能源高效清洁利用并举,充分发挥太阳能、风能、生物质能资源丰富的优势,积极发展新能源;以大电网为依托,分散式可再生能源为补充,全面提升水电、风电、太阳能电、生物质能电等可再生能源的供给体系,把文山市建设成全州可再生能源发展的示范基地、全省清洁载能产业基地;以满足用电需求、提高可靠性、促进智能化为目标,坚持统一规划、统一标准,统筹城乡、协同推进,着力解决城乡配电网络发展薄弱问题,推动装备提升与科技创新,全面加快现代配电网建设;依托中缅油气管道,提高石油、天然气储存、运输、配给能力,在更大范围和更广领域实现能源平衡流转,拓展石油天然气利用领域和范围;坚持能源结构调整与产业转型升级相协调,完善能源科技服务和能源创新服务,以产业发展方式转变带动能源消费方式和能源生产方式变革,以制度创新激发能源发展,提升整体能源安全保障系数。

四、发展目标

通过“十三五”建设与发展,至2020年,全市能源生产能力再上新台阶,以水电、风电、光伏电、生物质能电为支撑的清洁能源体系基本建成;能源(油气电)输、储、配网络覆盖更加完备、供给布局进一步优化,基础设施智能化水平得到较快发展,能源流转、平衡水平进一步提升;“两基一区一枢纽”局面初步形成;节能减排进一步见成效,绿色、低碳、环保对生态促进作用明显;能源民生保障大大加强,无电地区人口全部用上电,能源基本公共服务水平显著提高;能源对经济社会发展的支撑作用大大加强,能源战略安全保障作用进一步加强。

——2020年,能源消费总量控制在195万标吨上下。能源消费结构进一步优化,电力消费比重上升至54.08%左右,天然气消费比重上升至12.32%左右,成品油消费比重上升至33.2%左右,煤炭消费比重下降至0.39%左右。清洁能源比重上升,油气消费得到推广,一次能源比重下降。能源利用效率进一步提高,万元GDP耗能下降到0.73标吨左右,五年下降12%,年均下降2.5%。

——能源生产能力大大幅提高,清洁能源、可再生能源较快发展,“十三五”新增装机39.39万千瓦,届时总装机达到47.48万千瓦。其中:水电9.08万千瓦,风电17万千瓦,光伏电19万千瓦,生物质能电2.4万千瓦。清洁可再生能源占比100%。

——全市能源供求状况较大改善,能源自给率提高到17%以上。年发电量达到30.54亿度,“十三五”年均增长25.26%。

——建成500KV变电站1座,220KV变电站1座,拥有110KV公用变电站10座,35KV变电站10座,总变电容量达到1879MKV。电网覆盖达到100%,智能电网得到较快发展,城区供电可靠率达到99.9%以上,年均停电不超过1小时;乡镇供电可靠率达到99.8%以上,年均停电不超过10小时。

——中缅天然气管道蒙自-文山-砚山支线全线建成,文山市分输站1座,年输气量3.1亿标方以上。全市生产、生活用气得到保障,居民用天然气气化率60%以上。

——中缅油气管道玉溪-富宁段建成,将成品油公路运输变为管道输送。按照分布式战略储备原则,全市拥有成品油库10座,总库容16000立方米,新建加油站39个,一个网点布局合理、输送流畅、智能化服务的石油供应体系网络初步形成。

——新一轮农村电网改造全面展开,农网改造覆盖面达到100%。农村沼气建设快速推进,新建大中型沼气池4座,总规模3400立方米,新建养殖小区和联户沼气工程50个。太阳能应用技术得到普及,新建太阳能示范村15个,太阳能路灯、太阳能热水器快速推进,农村能源从传统型向现代型转变。

——能源节约和环境保护意识加强,单位GDP二氧化碳排放比进一步下降,二氧化硫排放和氮氧化物排放达到国家标准,主要污染物排放总量完成省、州下达的减排任务。

——能源产业完成投资63亿元以上,能源产业增加值占全市工业增加值的比重大幅提高,对全市经济社会发展的支撑作用进一步增强。

第五章能源发展战略重点

一、建立综合能源保障体系

以“创新驱动”为动力,把发展清洁低碳能源作为产能结构调整的“主攻方向”,科学合理挖掘中小水电潜能,加快发展风电、太阳能电和生物质能电等新能源,大幅提高可再生能源比重,强化资源与环境约束,积极扩大电力消费市场,强化能源保障能力建设,逐步建立安全、清洁、高效、可持续的现代能源体系。

一是积极开发水电。充分挖掘盘龙河、那么果河水能潜力,加快小水电开发力度,形成供水、灌溉、防洪、排涝、发电等水电产业体系。“十三五”重点开发建设月亮湖水电站,电力装机1万千瓦。鼓励小水电就地消纳,减少弃水窝电现象。进一步发挥水电开发对资源所在地的经济社会发展带动作用,坚持水电开发与当地群众致富、生态保护和地方经济社会协调发展。加强管理,提升水电开发技术和装备水平,加强电站技术改造,提高水资源经济技术开发量和实际出力,到2020年实现水能发电总装机9.08万千瓦。

专栏1:小水电开发建设项目

1、月亮湖水电站建设,总装机10000千瓦,设计水头80m,建设期2016-2017年,年平均发电量3300万kW.h,总投资76680万元。

二是协调发展清洁可再生能源。利用风能、太阳能优势资源,积极发展风电、光伏电,加快构建清洁、高效、安全、可持续的现代能源体系,“十三五”重点开发建设平坝风电场、古木纸厂场址光伏电站、红甸场址光伏电站、长塘子光伏电站。以高效利用农业剩余物质、保障民生、增加农村替代燃料、深度处理城市垃圾、减少环境污染为出发点,在重点乡镇发展小型、微型生物质发电,在城郊适度发展垃圾发电。推动大中型养殖场发展以沼气为纽带的循环农业、现代化生态农场、生态农庄,试点工业有机废水沼气工程,适度发展生物质热解气化工程,推行住宅楼面太阳能安装工程。到2020年,全市风电装机规模达17万千瓦,太阳能并网发电装机19万千瓦。

专栏2:新能源建设项目

1、平坝风电场:拟布置2.0MW风机85台,规划装机总规模 170MW,场址区面积约58.1 km2,总投资149114万元。

2、东山风电场:拟布置1.5MW风机86台,规划装机总规模 129MW,场址区面积约85km2,总投资109164万元。

3、古木纸厂光伏电站:规划利用面积约1.2km2(合1800亩),安装固定式晶体硅太阳电池方阵共50个,每个太阳电池方阵的容量均为1MWp,并配 1MW级的大型光伏并网逆变器,规划建设总容量为50MWp,对应占地指标为24m2/kW。

4、红甸子光伏电站:规划利用面积约2.1 km2(合3600亩),安装固定式晶体硅太阳电池方阵共100个,每个太阳电池方阵的容量均为1MWp,并配 1MW级的大型光伏并网逆变器,规划建设总容量为100MWp,对应占地指标为21 m2/kW。

5、长塘子坝光伏电站:规划利用面积约0.9km2(合1350亩),安装固定式晶体硅太阳电池方阵共40个,每个太阳电池方阵的容量均为1MWp,并配 1MW级的大型光伏并网逆变器,规划建设总容量为40MWp,对应占地指标为22.5m2/kW。

6、德厚场址光伏发电项目:规划装机规模10万千瓦,建设期2016-2018年,总投资102000万元。

7、文山市分布式光伏发电项目:规划分别在三七园区、乡镇移民搬迁、学校等屋顶分布式光伏发电项目,装机规模3.11万千瓦,建设期2017-2019年,总投资24100万元。

8、垃圾电站:厂址马塘工业园甲马石铝产业片区白革勒村,占地7.38公顷。项目日处理生活垃圾1000吨。分两期建成,一期垃圾处理能力600吨/日,二期扩建400吨/日,总投资5.1亿。其中,一期工程设备及安装包括1*600t/d焚烧炉,配1*12MW凝气式汽轮发动机组及其所属热力系统、垃圾运输贮存供料系统、除灰渣系统、化水系统、供排水系统、电气系统、热供控制系统、附属生产工程等8大系统。设计年利用小时8000h,年发电量7632万kw.h,年平均上网电量6182万kw.h。

9、沼气建设工程:拟在新平街道办、东山乡、红甸乡新建具有燃烧、照明、发电功能的大中型沼气池4座,规模:2000立方米1座,800立方米1座,300立方米2座;在规模养殖场新建养殖小区和联户沼气工程50个;在全市新建太阳能示范村15个。

 

三是提高天然气和成品油供给能力。抓住中缅天然气管道建设的重大历史机遇,加快油气管道建设,完善市内天然气管网和配套设施,形成布局合理、输导畅通、中石化、中石油为主渠道、个体私营为辅助的成品油市场流通体系。积极开拓天然气利用市场,推进天然气利用规模及利用领域,完善城市、汽车、工业等领域一体化、分布式设施建设。依托成品油输送管道,确保“十三五”全市成品油供应充裕。

四是积极推进能源体制改革。响应并落实《国家能源行动计划》,积极推进能源体制改革,完善现代能源市场体系,分离自然垄断和竞争性业务,放开竞争性领域和环节;推动能源投资主体多元化,鼓励和引导各类市场主体平等进入负面清单以外的领域;推进石油、天然气、电力等领域价格改革,以阶梯电价、区域差别电价等优惠政策调动企业积极性,通过市场化的经济补偿,形成利益共享机制;深化重点领域和关键环节改革,重点推进电网、油气管网建设运营体制改革,建立“多买多卖”的批发和零售市场,健全能源法律法规;进一步转变政府职能,健全能源监管体系,加强能源发展战略、规划、政策、标准等制定和实施,继续取消和下放行政审批事项。

二、加强能源基础设施建设

一是强化电网建设。以满足用电需求、提高可靠性、促进智能化为目标。坚持统一规划、统一标准,协调推进城市配电网络建设和农村电网升级改造。加快智能电网规划与实施,提高城乡供电质量和供电水平。促进永仁至富宁500千伏直流输变工程及500千伏受端配套工程建设;加快建成500千伏登高输变电、220千伏登高接入、220千伏开化二期等重大工程;加快城网建设与改造,强化规划衔接,实现配电网与市政规划相协调;推进新一轮农网升级改造,实行城乡配电网统一规划,统筹考虑电源、用户、土地、环境、站址、廊道等公共资源利用,促进配电网项目落实,2020年实现市、乡、镇、村全覆盖;加快智能电网建设,综合应用新技术,大幅提升配电网接纳新能源、分布式电源及多元化负荷的能力,推进配电网储能应用试点工程,增设新能源充电站、充电桩等保障系统的建设,实现多元化负荷与配电网协调有序发展。

专栏3:电网建设项目

1、文山市500千伏登高输变电,变电容量75万千伏安,建设期2019-2020年,总投资57100万元。

2、文山市220千伏开化二期变电工程,变电容量18万千伏安,建设期2016-2017年,总投资1900万元。

3、文山市登高变220千伏接入系统工程,建设内容220千伏线路39千米线路,建设期2019-2020年,总投资4876万元。

4、配电网建设,建设内容:扩容开化220kV变(容量为3×180MVA),升压园区35kV变为110kV(容量为1×40MVA),扩容土库房110kV变(容量为2×40MVA)、卧龙110kV变(容量为 2×40MVA),新建花桥变(容量为1×50MVA)、马塘工业园变(容量为2×63MVA)。电力线通道布局项目:近期,重点建设花桥110kV变电站、马塘工业园110kV变电站进线通道的建设。建设期2016-2020年,总投资24603万元。

5、文山市充电基础设施建设,建设内容:城南、城北公交车首末站集中式充换电站2座,装建充电桩24台,用电功率为1600kW;市区开化、卧龙、新平三个街道居民区、公共机构、企事业单位及路边停车位装建分散式充电桩222台,用电功率为1872kW。建设期2018-2020年,总投资1266万元。

 

二是加强油气输送和储备能力建设。围绕中缅天然气管道,逐步形成以中缅天然气管道支线为主轴,由近到远逐步覆盖全市大部分天然气分支管网,建成文山分输站,设置CGN气源母站,保证汽车加气子站及CNG减压站气源供应。合理规划布局天然气应急调峰储气设施和储气库建设,确保管网、接收站、储气库等设施互联互通,在优先保障民用燃气的前提下,扩大供应覆盖面,提高天然气利用水平。以城区为中心,加强成品油输送通道和网络体系项目建设,加快推进两大石油集团成品油应急设施建设,确保成品油供给基本稳定。

专栏4:城区燃气站点建设项目

1、文山市城区天然气管道输系统工程(二期),建设内容:市政中压、庭院中压管线长50公里,建设期2016-2020年,总投资2500万元。

2、文山三七产业园区天然气供气工程项目,建设内容及规模:15×104立方米/天配气及CNG加气合建站一座,天然气主管道10.5千米,建设期2016-2017年,总投资3542万元。

3、文山市配气站及CNG加气母站工程,建设内容:建设气源管网3公里,工业园区管网30公里,文山市配气站及CNG加气母站合建1座,总建筑面积2012平方米,建设期2015-2017年,总投资12329万元。

4、文山市灰土寨加气站项目,建设规模:建设LNG汽车加气站一座,加气能力为25000标立方/天,建设期2016-2017年,总投资1800万元。

5、文山市城南L-CNG加气站项目,建设规模:L-CNG加气站一座,加气能力为20000标立方/天,建设期2016-2017年,总投资1200万元。

6、文山市城北L-CNG加气站项目,建设规模:L-CNG加气站一座,加气能力为20000标立方/天,建设期2017-2018年,总投资1200万元。

7、文山市城南LNG加气站项目,建设规模:LNG加气站一座,加气能力为20000标立方/天,建设期2019-2020年,总投资1200万元。

8、中缅天然气管道蒙自—文山—砚山天然气支线(文山市段48千米),建设内容:设砚山、文山2座分输站,设计压力为6.3兆帕,管径为DN400,管道全长约140千米。设计输气量3.1亿标方/年。(文山市设1座分输站,建设管道全长约48千米),建设期2016-2018年,总投资13200万元。

9、中石油云南炼化基地二期蒙自-文山成品油管道项目,建设内容:管道长度135公里,建设期2016-2020年,总体48000万元。

10、文山市加油站建设项目,建设内容及规模:新建42个加油站,总库容5340立方米,建设期2016-2020年,总投资56710万元。

11、农村能源建设项目,建设具有燃烧、照明、发电功能的大中型沼气4座,建设容量3100立方米,建设期2016-2020年,总投资3996万元。

三是加强能源应急能力建设。文山干旱、汛涝、泥石流时有发生,必须加强电力、成品油、天然气在内的综合能源应急基础设施建设,健全能源安全应急保障体系,确保电网系统、油气管道设施等能源生产和供应安全。高度重视能源生产,流通安全,强化安监手段,建立公安、能源主管部门、途径地方政府和相关部门的油气管网安全管理制度,建立安全检测、预警、事故应急预案体系,消除事故隐患。

三、积极拓展能源消费市场

一是大力拓展电力消费市场。以电力为支撑,以园区为重点,以载能产业的转型升级为突破口,大力提升氧化铝、电解铝、电解锰、铁合金四大产业的能源消费水平和规模。建立较为完整的铝加工产业体系,把文山建成全省铝工业中心、清洁载能产业基地、新能源利用示范区,到2020年,实现氧化铝产能200万吨,电解铝产能100万吨,铝型材产能50万吨,新增用电量100亿千瓦时以上;加快电解锰产业发展,推动铝、锰工业组合,积极发展铝锰合金;巩固提高铁合金产业,以资源、资产、品牌和市场为纽带,推进铁合金企业的整合重组,促进铁合金产业提质增效,到2020年,把文山建设成全省重要的铁合金生产基地;加快稀贵金属加工业发展,延伸稀贵金属加工产业链,加强技术改造,推进钨、铟、金、钛等矿产的深加工,推进华联锌铟公司10万吨锌、60万吨铟冶炼项目建设,开发生产铟粉、铟靶材、仲钨酸铵、钛白粉等精深加工产品,力争2020年,将文山建设成为全省铟材料加工基地和钨系列产品加工基地,新增用电量20亿千瓦时以上。

二是提升天然气、成品油利用水平。依托中缅油气资源,扩大油气利用规模。优先推进城市燃气利用,鼓励居民生活和公共服务设施用气;积极推广公共交通和居民出行天然气交通工具使用,推进使用压缩天然气和液化天然气的汽车、摩托等交通工具;与产业承接转移相结合,发展以天然气为能源的清洁载能产业,以天然气为工业原料的化工产业,有序推进天然气工业发展;加快天然气替代传统工业燃料进程,大力发展天然气分布式能源,积极进行天然气热电联产试点。到2020年,成品油年消费量达到104万吨以上,天然气年消费量达到51万立方米以上。

四、提高能源综合利用水平

一是大力推广现代能源技术。优化能源加工转换行业的产业结构,推进石油节约使用、高效使用、清洁利用,鼓励油—气、油—电混合动力加油站发展,方便混合动力交通工具能源补充;扩大可再生能源利用规模,配合“智慧城市”、“数字乡村”建设,重点推进太阳能热水系统、分布式光伏发电与建筑结合工程;农村推广户用型太阳能热水器,有序发展太阳能干燥项目。在产业发展中推广太阳能供热、制冷、采暖一体化应用,降低运行成本,服务生态旅游;推广应用高效节能技术,提高资源回收率,全面实施节能发电调度,保证可再生能源优先发电;优化输配电网结构,加强输变电线损和综合能源管理,促进电网集约节约布局,提高输配电效率。

二是稳定生物质能的开发利用。以颗粒燃料、农林废弃物、生活垃圾等为原料,发展生物质颗粒燃料产业。支持大中型畜禽养殖场建设沼气工程,加快推进生物质成型燃料规模化生产和使用,鼓励建设生物质集中供气工程,积极推广生物质炊具使用,推广各类高效节能灶,稳定农村已建沼气使用户,积极发展联户沼气及其小型沼气发电项目。在农业为主的坝区发展秸秆发电,城区发展城市垃圾发电。

三是加快推进能源替代工程。在工业领域实施能源替代,推进以气代煤、以气代炭,以气代油、以气代电进程。鼓励以生物质能源替代化石能源、以低质煤替代高品位煤,促进用能向清洁化方向转变。以冶金行业为节能重点领域,推进金属冶炼及压延加工业节能技术改造,推广矿热炉功率补偿技术、智能电极把持技术和余热利用技术。

五、大胆探索能源体制改革

一是探索电力体制改革加快建立现代电力市场体系,稳步开展输配分开试点,组建独立电力交易机构,在区域及省级电网范围内建立市场交易平台,分批放开大用户、独立配售电企业与发电企业直接交易,兼顾电力市场化改革方向,统筹推进农村电力体制改革。大力推行市场引导、政府监管的电力独立调度、独立交易方式,打破电网现有盈利模式,重点推进大用户与发电企业直接交易的市场化改革。推动水电企业汛期竞价上网,以降低上网电价,使电力企业充分享受水电优势。

二是深化能源价格改革。积极推进输配分开,以准许成本加合理收益原则,分电压等级核定输、配电企业服务价格。推进发售电协商、竞价等市场化改革,通过建立水电特别收益金调节机制,促进发电企业的公平竞争。探索建立载能产业上下游产品电价联动机制,积极推进水电价格形成机制改革。推进清洁能源企业与电力用户直接购电试点,建立正常直购交易机制。研究民生用气、用油补贴以及生物质液体燃料价格机制等政策,合理确定天然气、成品油价格,及时制定市场调整机制。

三是探索建立能源投融资体制。充分发挥市场配置资源的决定性作用,鼓励民间资本参与能源资源勘探、开发、天然气管网及存储、电网等基础设施建设。全面落实国家可再生能源发展的价格、补贴、投资、信贷、税收等激励政策,制定可再生能源开发利用的配套政策,鼓励多种资本进入可再生能源产业领域、能源深加工产业领域。建立政府与金融机构沟通协调机制,搭建银企对接合作平台,促进金融机构加大信贷支持力度。

四是建立健全民生用能保障机制。着力改善农村、边疆、贫困和少数民族地区用能条件,提高能源基本服务均等化水平。加强农村能源建设,推进农村电网建设和改造,改善农村生产生活用电条件,建设安全可靠、节能环保、技术先进、管理规范的新型农村电网营运模式。大力发展农村可再生能源,因地制宜开展绿色能源示范工程,推广应用太阳能热水器、太阳灶和太阳房。对农村特别是对贫困的偏远农村的农民生产、生活实行差别电价,使农民用得了电、用得起电;对城镇低保用户燃料价格和电价进行保护或补贴,切实增强全面建成小康社会的能源保障。

六、大力培育新能源产业

一是全力推进能源技术创新。突出能源资源优势和能源产业特点,选择对能源发展影响重大的可再生能源、煤炭清洁利用、油气加工转化、规模储能、智能电网为方向,重点强化水电、风电、生物质能等可再生能源开发利用。着力开发新的资源潜力,开展生物质能资源的产业化培育及其低成本利用创新,积极跟进能源技术发展和应用。高效安全开发利用各种混合型能源利用水平,提升产业化应用、清洁化利用新工艺、新技术,引进和发展智能电网和规模储能技术。

二是加快能源科技创新体系建设。建立和完善能源科研开发体系,鼓励骨干企业建立研发机构,开展国际标准制定和推广应用。完善能源技术创新主体,组建自主能源研究龙头机构,集研究、推广、试点实施为一体的综合性研究智库,鼓励企业与国际国内有实力的企业合作,建立以企业为主体的高新技术创新体系,引导高新技术企业加大能源科技创新和研发力度。

第六章能源建设重点工程

一、水电开发工程

文山市境内河流主要有盘龙河和那么果河。全市水能资源理论蕴藏量15.8万kw,可开发量为9.51万kw。至2015年底,建成水电站14座,总装机8.079万kw,占可开发量的84.9%。剩余可开发水能零星分散,规模小,开发价值不大,(见下表)。“十三五”期间将重点开发建设月亮湾电站,总装机1万千瓦,总投资76680万元。

表格 文山市待开发小水电资源及规划实施表

序号

电站名称

所在河流

开发方式

装机容量(万kw)

设计水头(m)

预计年平均发电量

(万kW.h)

开发建设期

1

路梯电站

盘龙河

坝后式

0.180

9.2

703.0

2

侬人河电站

盘龙河

坝后式

0.100

5.0

402.5

3

新寨电站

盘龙河

坝后式

0.126

6.0

494.7

4

月亮湾电站

盘龙河

坝后式

0.800

80.0

3300.0

2016-2017

5

龙潭寨电站

盘龙河

坝后式

0.200

7.5

776.9

6

二河沟一级电站

那么果河

引水式

0.250

374.0

904.0

7

倮朵柯电站

小街河

引水式

0.200

170.0

9673.0

8

德厚水库电站

盘龙河

坝后式

0.200

34.2

860.0

合计

2.056

17114.1

二、风电开发工程

“十三五”拟开发风电站两个,其中平坝风电场已纳入文山州“十三五”能源规划盘子。

(一)平坝风电场

1) 选址概况

平坝风电场位于文山州文山市平坝镇西侧与新街乡、小街镇交界处,以及德厚镇西南侧的山脊顶部,地理坐标介于东经103°42′~104°05′, 北纬23°13′~23°32′之间,场址东北部距文山市开化镇直线距离约23km。 规划场址为两条近似西南-东北走向的山脊构城,位于朵白库村、白石岩村、寻麻箐、大麻地、所得克、三道箐、响水与小平坝村之间。项目拟用山脊全长约40km,海拔高度在1500~2170m之间。区域内土地利用类型以林地和草地为主,分布有部分旱地,不涉及园林地。风电场建设对当地经济的不利影响较小。根据现场踏勘的初步调查,平坝风电场规划场址区内不涉及自然保护区和风景名胜区,场区内未发现开采矿产及古文化遗址分布,不存在敏感环境因素,不存在风电场建设的重要制约因素。规划场址内无村庄,拟用布机山脊距最近的村庄在500m以上。

2) 风能资源情况

平坝风电场规划场址两侧为宽广低矮的小街镇与平坝镇坝区,海拔抬升约500m,场址周围10km范围内无遮挡,具有较好的抬升风的成风条件。

3) 工程建设条件

(1)工程地质条件:平坝风电场工程区处于小江深大断裂东侧,距小江深大断裂直线距离约65km。工程区内构造线主要呈NE向及NNE向。对工程区有影响的断裂有小江断裂带、富宁—蒙自大断裂。 地势较开阔,地段属抗震一般地段,单薄山脊地段属抗震不利地段。根据1:4000000《中国地震动参数区划图》(GB18306-2001),地震动峰值加速度0.05g,对应地震基本烈度为Ⅵ度。

(2)接入系统条件:平坝风电场规划装机170MW,风电场附近的接入点有110kV东山变、110kV西山变以及220kV文山变,场址具有较好的接入系统条件。

(3)交通运输条件:平坝风电场位于文山州砚山县西部山区,根据现场踏勘,本工程对外交通运输主要采用公路运输,初步确定的交通路线为:①昆明~半截河,公路里程为79km, 昆石高速公路;②半截河~弥勒~锁龙寺,公路里程约114km,二级公路;③锁龙寺~平远街~文山市,公路里程约1 26km, 平锁、砚平高速公路;④文山市~平坝镇, 公路里程约32km, 为县级道路;⑤平坝镇~场址,公路里程约7km,部分路段需自建;总之, 平坝风电场的对外交通、 场内交通初步可行,在施工安装及接入系统方面不存在制约条件。

(4) 规划装机容量:平坝风电场规划场址内拟利用山脊全长约40km,海拔高程在1500~2170m之间。根据上述地形条件,拟考虑场址沿山脊单列布置风机,山脊宽阔处考虑多列布置,局部海拔起伏较大、地形较为凌乱的地区不布置风机。经初步布置,平坝风电场可布置2.0MW风机85台,规划装机总规模170MW,规划场址区面积约58.1 km2,总投资149114万元。

(二)东山风电场

1) 选址概况:

东山风电场位于文山州文山市东山乡西北与东南侧的山脊顶部,地理坐标介于东经104°5'14.25"~104°21'40.53", 北纬23°19'18.05"~23°37'31.17"之间,场址南部距文山市开化镇直线距离约1 km。规划场址为一条近似西北-东南走向的山脊构城,位于凉水井、 三塘、者五社、上毛腊烛、滑石板村之间。项目拟用山脊全长约38km,海拔高度在1 700~1400m之间。区域内土地利用类型以林地和草地为主,分布有部分旱地,不涉及园林地。风电场建设对当地经济的不利影响较小。根据现场踏勘初步调查, 东山风电场规划场址区内不涉及自然保护区和风景名胜区,场区内未发现开采矿产及古文化遗址分布,不存在敏感环境因素,不存在风电场建设的重要制约因素。规划场址内无村庄,拟用布机山脊距最近的村庄在500m以上。

2) 风能资源情况

东山风电场规划场址两侧为宽广低矮的文山市坝区,海拔抬升约300m,场址周围10km范围内无遮挡,具有较好的抬升风的成风条件。

3) 工程建设条件

(1)工程地质条件:东山风电场工程区处于小江深大断裂东侧。工程区内构造线主要呈NE向及NNE向。对工程区有影响的断裂有小江断裂带、富宁—蒙自大断裂。 地势较开阔地段属抗震一般地段,单薄山脊地段属抗震不利地段。根据1:4000000《中国地震动参数区划图》(GB18306-2001),地震动峰值加速度0.05g,对应地震基本烈度为Ⅵ度。

(2)接入系统条件:东山风电场规划装机99MW,风电场附近的接入点有110kV东山变、110kV西山变以及220kV文山变,场址具有较好的接入系统条件。

(3)交通运输条件:东山风电场位于文山州砚山县西部山区,根据现场踏勘,本工程对外交通运输主要采用公路运输,初步确定的交通路线为:①昆明~半截河,公路里程为79km, 昆石高速公路;②半截河~弥勒~锁龙寺,公路里程约114km,二级公路;③锁龙寺~平远街~文山市,公路里程约126km, 平锁、砚平高速公路;④文山市~东山乡 ,公路里程约4.61 km,为县级道路。总之, 东山风电场的对外交通、场内交通初步可行,在施工安装及接入系统方面不存在制约条件。

(4) 规划装机容量:东山风电场规划场址内拟利用山脊全长约38km,海拔高程在1 400~1700m之间。根据上述地形条件,拟考虑场址沿山脊单列布置风机,山脊宽阔处考虑多列布置,局部海拔起伏较大、地形较为凌乱的地区不布置风机。经初步布置,东山风电场可布置1.5MW风机86台,规划装机总规模129MW,规划场址区面积约85km2,总投资109164万元。

以上两个风电站估算总投资149114+109165=258279万元。

三、光伏电开发工程

“十三五”拟开发光伏发电工程四个,均已纳入文山州“十三五”能源规划盘子。

(一)古木纸厂光伏电站

1)场址概述:

纸厂光伏电站规划场址位于文山州文山市古木镇镇政府所在地以北2km纸厂村西侧的一平地上,规划场址为一片地势北高南低的石漠化土地,海拔在1380m~1400m之间。规划场址地理坐标介于东经104°14'44"~104°16'5"、 北纬23°16'33"~23°17'28"之间,场址处海拔高程为1380~1550m, 距场址南侧的古木镇直线距离约2km,距北侧的文山市直线距离约10km。规划场址内整体平坦开阔,局部出现耸立的小山包,太阳能电池方针拟布置在平坦的地面以及坡度较小的向阳坡上。规划场址南北宽约1.4km, 东西长约2km,目前可以开发利用面积1.2km2。规划场址内植被覆盖率低,为石漠化土地,由于土质较差,生产产量较低,对于太阳能开发不构成制约性的因素。

2建设条件

(1)工程地质:规划场址区域系石漠化地表,其物质组成主要为红粘土、碎石质粘土、粉土等,残积层中普遍夹有含量不等的碎石、砾石,间有少量灌木丛。规划区大地构造单元属华南褶皱带之滇东南褶皱带,工程区处于富宁-蒙自断裂带南侧。区内地层发育齐全,除震旦系、志留系、侏罗系地层缺失外,其他均有出露。根据1:4000000《中国地震动参数区划图》(GB18306-2001),工程场地地震动峰值加速度0.10g,地震动反应谱特征周期均为0.45s,所对应的地震基本烈度均为VII度。

(2)交通运输条件:工程场址位于文山州文山市古木镇北侧。 场址距离古木镇直线距离约2km,从文山城至古木镇为省道S206。古木镇至场址为县级道路,约2km,稍加改造即可作为对外运输道路,交通运输较为方便。

(3)接入系统条件:根据纸厂规划场址位置,结合周边文山电网的情况,距离规划场址较近的接入点有110kV东山变、110kV西山变以及220kV文山变,直线距离分别约为14km、9km与10km。光伏电站应本着就近上网、节约投资的原则,同时考虑升压站容量,本项目场址的并网条件可考虑以2回110kV线路接入220kV文山变,其供电范围为文山州电网,具体接入系统方案将在可行性研究阶段进行论证和审定。

3)规划装机:舍得场址规划利用面积约1.2km2(合1800亩),拟规划安装固定式晶体硅太阳电池方阵共50个,每个太阳电池方阵的容量均为1MWp,并配1MW级的大型光伏并网逆变器,规划建设总容量为50MWp,对应占地指标为24m2/kW。

(二)红甸子光伏电站

1)场址概况:

红甸子场址位于文山市红甸乡政府东北面2km处,为红甸回族乡至秉烈彝族乡的县级道路北侧一石漠化的缓坡山脊地带。规划场址地理坐标介于东经103°59'15"~104°1'44"、 北纬23°38'29"~23°39'15"之间, 场址处海拔高程为1410~1530m, 距场址西南侧的红甸乡直线距离约2km,距东南侧的文山市直线距离约40km。规划场址内为一缓坡地带,地形凌乱,地势起伏变化较为显著,海拔高度在在1410m~1511m之间,太阳能电池方针拟布置在平坦的山脊顶部以及坡度较小的向阳坡上,坡度约为8°左右。规划场址南北宽约0.7km,东西长约4km,目前可以开发利用面积2.1 km2。规划场址内植被覆盖率低,为石漠化土地,由于土质较差,生产产量较低,对于太阳能开发不构成制约性因素。

2)建设条件:

(1)工程地质:规划场址区域系石漠化地表,其物质组成主要为红粘土、碎石质粘土、粉土等,残积层中普遍夹有含量不等的碎石、砾石,间有少量灌木丛。规划区大地构造单元属华南褶皱带之滇东南褶皱带,工程区处于富宁- -蒙自断裂带南侧,拟建场地附近2km范围内无断裂通过,根据《火力发电厂岩土工程勘测技术规定》(DL/T5074-2006),场地距活动断裂有足够的安全距离,场地处于相对稳定地段,适于工程的建设。根据1:4000000《中国地震动参数区划图》(GB18306-2001),工程场地地震动峰值加速度0.10g,地震动反应谱特征周期均为0.45s,所对应的地震基本烈度均为VII度。

(2)交通运输条件:工程场址位于文山州文山市红甸乡东北侧。场址距离红甸乡直线距离约2km,从文山市至德厚镇为省道S210;德厚镇至红甸乡为县级道路;红甸乡至秉烈乡的道路可直达场址,约2km,稍加改造即可作为对外运输道路,交通运输较为方便。

(3)接入系统条件:根据红甸子规划场址位置,结合周边文山电网的情况,距离规划场址较近的接入点有110kV德厚变、110kV马塘变以及11 0kV砚山平远街变,直线距离分别约为16km、18km与26km。光伏电站应本着就近上网、节约投资的原则,同时考虑升压站容量,本项目场址的并网条件可考虑以2回110kV线路接入11 0kV德厚变,其供电范围为文山州电网,具体接入系统方案将在可行性研究阶段进行论证和审定。

3)规划装机:

红甸子场址规划利用面积约2.1 km2(合3600亩),拟规划安装固定式晶体硅太阳电池方阵共100个,每个太阳电池方阵的容量均为1MWp,并配1MW级的大型光伏并网逆变器,规划建设总容量为100MWp,对应占地指标为21 m2/kW。

(三)长塘子坝场址

1)场址概况:

长塘子坝场址位于文山市秉烈乡老安寨北部一山脊上,山脚下为一水塘,场址北部与砚山县搭界,北侧2km处为砚山县海子边海水库。规划场址地理坐标介于东经104°3'12"~104°4'10"、 北纬23°42'5"~23°42'47"之间。 场址海拔高程为1490~1610m, 距场址南侧的秉烈乡直线距离约10km,距东南侧的文山市直线距离约41km。规划场址内为一山脊,山脊顶部平坦开阔,地势起伏变化较小;向阳坡较为平缓,坡度约为10°左右,海拔高度在1517m~1600m之间,太阳能电池方针拟布置在平坦的山脊顶部以及坡度较小的向阳坡上。规划场址南北宽约0.8km,东西长约1.4km,目前可以开发利用面积0.9km2。规划场址内植被覆盖率低,为石漠化土地,由于土质较差,生产产量较低,对于太阳能开发不构成制约性因素。

2)建设条件

(1)工程地质:规划场址区域系石漠化地表,其物质组成主要为红粘土、碎石质粘土、粉土等,残积层中普遍夹有含量不等的碎石、砾石,间有少量灌木丛。规划区大地构造单元属华南褶皱带之滇东南褶皱带,工程区处于富宁-蒙自断裂带南侧,拟建场地附近2km范围内无断裂通过,根据《火力发电厂岩土工程勘测技术规定》(DL/T5074-2006),场地距活动断裂有足够的安全距离,场地处于相对稳定地段,适于工程的建设。根据1:4000000《中国地震动参数区划图》(GB18306-2001),工程场地地震动峰值加速度0.10g,地震动反应谱特征周期均为0.45s,所对应的地震基本烈度均为VII度。

(2)交通运输条件:工程场址位于文山州文山市秉烈乡,与砚山县搭界。 经现场踏勘可知,场址北部2km处为砚平高速公路,可作为规划场址对外运输道路。总体而言,交通运输较为方便。

(3)接入系统条件:根据长塘子坝规划场址位置,结合周边文山电网的情况,距离规划场址较近的接入点有110kV德厚变、110kV马塘变、11 0kV砚山平远街变以及220kV砚山变,直线距离分别约为24km、23km、31km与30km。光伏电站应本着就近上网、节约投资的原则,同时考虑升压站容量,本项目场址的并网条件可考虑以2回110kV线路接 入11 0kV马塘变,其供电范围为文山州电网,具体接入系统方案将在可行性研究阶段进行论证和审定。

3)规划装机

长塘子坝场址规划利用面积约0.9km2(合1350亩),拟规划安装固定式晶体硅太阳电池方阵共40个,每个太阳电池方阵的容量均为1MWp,并配1MW级的大型光伏并网逆变器,规划建设总容量为40MWp,对应占地指标为22.5m2/kW。

以上三个光伏电站总投资预算:51000+94400+42300=187700万元。

(四)德厚场址光伏发电项目

设计装机规模10万千瓦,建设期2016-2018年,总投资102000万元。

四、垃圾电站开发工程

“十三五”拟建生活垃圾发电厂一座,厂址:马塘工业园甲马石铝产业片区白革勒村,占地7.38公顷。项目日处理生活垃圾1000吨。分两期建成,一期垃圾处理能力600吨/日,二期扩建400吨/日,总投资5.1亿。其中,一期工程设备及安装包括1*600t/d焚烧炉,配1*12MW凝气式汽轮发动机组及其所属热力系统、垃圾运输贮存供料系统、除灰渣系统、化水系统、供排水系统、电气系统、热供控制系统、附属生产工程等8大系统。设计年利用小时8000h,年发电量7632万kw.h,年平均上网电量6182万kw.h。

五、电网建设工程

1、500kv登高输变电工程。永仁—富宁±500kv输变大通道是云南500千伏骨干电网“两纵两横一中心”的主要组成部分。500kv登高输变电工程作为配套工程,输变容量为75万千伏安,投资5.71亿元。

2、220千伏开化二期变电工程。开化二期变电工程,变电容量18万千伏,投资1900万元。

3、220千伏登高接入系统工程。该工程线路总长39千米,投资4876万元。

4、文山市配电网新建及改造工程。“十三五”期间共新建110kv变电站1座,容量771MVA,新建35kv变电站1座,容量10MVA,增容35kv变电站3座,扩容24MVA。总投资2.46亿元。

六、石油天然气建设工程

1、中缅天然气管道蒙自-文山-砚山支线工程。共设砚山、文山2座分输站,设计压力6.3兆帕,管颈400毫米,全长140千米,设计输气量3.1亿立方/年,总投资3.85亿元。

2、文山三七产业园区天然气供气工程。设15*104立方米/天 配气及CNG加气合建站1座,天然气主管道长10.5千米,投资3542万元。

3、文山市灰土寨加气站项目工程。建设LNG汽车加气站1座,加气能力25000标立方/天,投资1800万元。

4、文山市城南L-CNG加气站项目工程。建L-CNG加气站1座,加气能力20000标立方/天,投资1200万元。

5、文山市城北L-CNG加气站项目工程。建L-CNG加气站1座,加气能力20000标立方/天,投资1200万元。

6、文山市城南CNG加气站项目工程。建CNG加气站1座,加气能力20000标立方/天,投资1200万元。

7、文山市城区天然气输送系统二期工程。建市政中压站、庭院中压站个一座,管线总长50千米,投资2500万元。

8、文山市加油站工程。共建加油站10座,总库容16000立方米。总投资1.3亿元。

以上重点工程总投资共约81.21亿元。

第七章 规划保障措施

一、建立工作协调机制

设立由市政府分管领导牵头,市发展改革局、国土局、工信局、财政局、环保局、住建局等部门参加的能源发展联席会议制度,加强规划协调管理,明确责任,统筹协调,形成工作合力。加强对能源项目的协调、督导、服务,建立健全能源项目建设进度定期报告、综合考评、现场督导督办、建设环境监督登记和效能监察等制度,为能源项目建设创造良好环境,保障能源项目顺利实施。能源主管部门要发挥职能作用,强化问题导向,细化任务分工,简化项目审批办理流程,分析研究能源发展中出现的矛盾和问题,及时修订能源产业发展政策,协调解决能源产业规划、建设、运营、管理中的重大问题,增强规划宏观性和管控力。各级各部门要推行目标管理责任制,明确牵头部门的工作责任,制定能源发展考核办法,设置相关考核指标,分解任务分工,将落实本规划列入本部门、本地区、本企业的重要议事日程,提高规划的执行力。

二、加强规划统筹衔接

做好能源项目与城乡规划、土地利用等规划的衔接工作,形成以国民经济和社会发展规划为主线,以功能区规划为导向,确保总体要求一致,空间配置、时序安排协调有序,各项规划定位清晰、功能互补、统筹衔接的规划体系。积极适应能源发展的新形势、新要求,组织编制实施电网、石油、燃气、新能源和可再生能源专项规划、年度实施计划,发挥规划对能源发展的引导调控作用。能源专职部门应加强对规划的指导服务,根据实施中出现的新情况、新问题,适时组织制定相关配套政策和实施细则,做到分类指导、有序推进,严格责任主体,避免扯皮推诿,延误建设。把干部考评、奖励、问责、任免与项目推进挂钩,大力营造项目建设的良好激励氛围。

三、提供政策配套支持

全面落实国家现有或即将出台的农村电网改造升级、新能源装备、科技创新平台建设、太阳能光电建筑应用、金太阳示范工程、农村户用沼气及大型沼气工程、煤层气矿使用费减免和补贴、关税先征后退、可再生能源电价调整等政策,积极争取国家专项资金支持,争取国家重大能源产业示范项目落户文山。

认真贯彻落实《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》中发【2015】9号和《国家发改委关于贯彻中发【2015】9号文件精神 加快推进输配电价改革的通知》精神,抓住国家把云南列入先期输配电价改革试点省份的机遇,结合即将实施的《云南省电网输配电价改革试点方案》,加快研究建立能反映文山能源紧缺、供求矛盾突出和有利于节能降耗的价格机制。争取国家层面对电价支付基金中的可再生能源附加(0.015元/千瓦时)和农网还贷基金(0.02元/千瓦时)给予减免,争取升级层面优先保障文山用电负荷需求并实施优惠电价,争取对电价政府性基金中的价格调节基金(0.005元/千瓦时)给予减免。

推行用地计划点供办法,能源部门应积极配合国土部门落实《文山州建设用地指标》指示精神,按照重大能源项目优先、新兴能源产业优先、节约集约用地优先的原则,对符合国家产业政策和点供计划条件的能源项目,予以优先安排项目用地,切实保障重大建设项目用地合理需求。

加强用地预审和环评审批,国土部门、环保部门要加快能源项目、特别是重点能源项目的用地预审,环评审批进度,提高服务效率,畅通能源项目前期环节。

四、拓展资金筹措渠道

发挥政府投资的杠杆作用,促进银政、银企、政企合作,引导金融机构加大对重大项目、重点企业的支持力度。要有效运用政府组织征信降低信贷风险,积极探索新能源领域股权、债券融资模式,利用金融产品及其衍生工具,多方筹措能源发展资金。按照政府引导、市场运作、管理规范、支持创新的原则,支持设立能源发展投资基金,积极引进国有大型企业、民间资本参与能源建设,降低民间投资进入门槛,支持能源企业通过证券市场融资等,筹措能源建设和发展资金。采取投资补助、贷款贴息、上网电价补贴等多种方式,鼓励多元化资本投资新能源项目和能源装备产业研发。鼓励现有能源企业采取兼并、联合、重组等多种方式,壮大企业实力,尽快向集团化方向发展。

五、推进能源科技创新

积极推动能源骨干企业建立技术研发(实验)中心,加快构建以企业为主体的技术创新体系,鼓励企业加强与高校、科研单位以及省内外优势企业的合作与联合,提高科技创新能力。统筹运用省重点科技攻关计划、自主创新和高新技术产业化等专项基金,支持新能源发展,支持传统能源高效清洁利用的关键技术、关键设备和前沿技术的科技攻关,及时开展产业化示范应用与推广,尽快形成规模化产业基地。

牢固树立人才第一的思想,建立多层次的人才培养体系,强化职能职责,统筹协调,着力培养技术研究、产品开发、经营管理、知识产权和技术应用等方面的专业人才队伍。加大实用人才引进工作,鼓励企业、高校和科研机构从国内外、省内外引进专业人才,建立人才保障机制,力争引得进人、留得住人,人人都有用武之地,有计划、分步聚地全面提升企业人才素质,努力打造一支政治素质高、业务能力强、职业素养好、富有创新精神的人才队伍。

六、完善监督评估机制

把规划提出的发展目标和重点任务分解落实到相关部门和政府年度计划中,对重要约束性指标设置年度目标,建立完善行政责任追究制度和监督制约机制,依据法律、法规和上级政府批准的规划,加强督导,及时发现、制止规划实施中的违法违规行为,增加同级部门之间、部门内部之间的纪检监察和审计部门的监督力度,及时纠正规划执行过程中的失误。根据规划实施和国家政策调整,定期开展规划实施分期评估,对重点领域中突出问题及时进行专项研究,努力促进规划有效实施。制定并完善绩效考核评价体系和具体办法,强调综合评价考核,考核结果要作为各级政府和规划实施部门奖励惩戒的重要依据。

七、简化政府审批核准职能

加强政策法规引导,用足用好现有能源政策法规,挖掘政策潜力,增强工作的创新性,不断提高决策科学化民主化水平。加快以简政放权为重点的政府职能转变,消除项目审批互为前置障碍,推行并联并行审批,简化审批核准流程,除国家、省禁止和限制类外,州级核准和备案权限下放至县市和工业园区。加大对重点企业、重大项目的跟踪服务,妥善解决制约项目落地难、环评难、融资难等问题,逐步建立健全事中、事后监管机制。加强能源需求管理,推行合同能源管理,培育节能服务机构和能源服务公司,实施能源审计制度。

本规划是文山市“十三五”能源发展和项目建设的主要依据。按照“规划一批、储备一批、建设一批”的工作思路,建立全市能源项目储备库,实现项目滚动开发。政府在规划实施中,既要简政放权,又要严格遵循国家和省有关核准权限,结合本市能源开发建设实际,强化项目前期工作研究论证,鼓励开发具有综合利用和循环经济特点的能源项目。加大核准许可行政执法监察力度,禁止越权核准或变相越权核准项目。凡未列入规划的能源项目不再进行审批、核准、备案、转报等工作;凡进入规划的能源项目,必须以公开招标的方式选择项目业主;凡已授予开发权建设的项目,未按规划要求开发的及时收回开发权。

附件:文山市“十三五”能源规划项目表

文山市“十三五”能源规划项目表

单位:万元

序号

名称

建设内容及规模

项目性质

建设地点

建设起止年限

总投资(万元)

十三五计划投资

责任部门

备注

合计

争取上级补助

自筹

银行贷款

能源建设

19

974830

15000

776845

182985

978430

A

水电站

1

76680

0

15336

61344

76680

1

文山市月亮湖水电站

总装机规模10000千瓦

新建

文山市

2016-2017

76680

15336

61344

76680

文山市水务局

B

电网

5

90979

0

18195

72784

90979

1

文山市500千伏登高输变电

变电容量75万千伏安

新建

文山市

2019-2020

57100

11420

45680

57100

文山市工信商务局

2

文山市220千伏开化二期变电工程

变电容量18万千伏安

新建

文山市

2016-2017

1900

380

1520

1900

文山市工信商务局

3

文山市登高变220千伏接入系统工程

220千伏线路39千米线路

新建

文山市

2019-2020

4876

975

3901

4876

文山市工信商务局

4

文山市配电网建设

配电网新建和改造

新建

文山市

2016-2020

24603

4920

19683

24603

文山市工信商务局

5

文山市新能源汽车充电基础设施建设

新建2个新能源汽车独立式充电站及600个充电桩

新建

文山市

2017-2020

2500

500

2000

2500

文山市发改局

C

新能源

4

757200

15000

722920

19280

757200

1

文山市风电场建设

新建文山市平坝、东山风电场发电项目,装机规模29.9万千瓦

新建

文山市

2016-2020

271000

271000

271000

文山市发改局

2

文山市太阳能光伏发电建设

新建文山市古木场址、德厚场址、红甸场址、长塘子场址光伏发电项目,装机规模41万千瓦

新建

文山市

2016-2020

412100

412100

412100

文山市发改局

3

文山市分布式光伏发电项目

三七园区、乡镇移民搬迁、学校等屋顶分布式光伏发电项目装机规模3.11万千瓦

新建

文山市

2017-2019

24100

4820

19280

24100

文山市发改局

4

文山市生活垃圾焚烧发电厂

日处理垃圾1000吨,装机2.4万千瓦

新建

文山市

2016-2017

50000

15000

35000

50000

D

石油天然气

9

49971

0

20394

29577

53571

1

文山市加油站建设

新建10个加油站

新建

文山市

2016-2020

13000

13000

13000

文山市工信商务局

2

文山市城区天然气管道输系统工程(二期)

市政中压、庭院中压管线长50公里。

新建

文山市

2016-2020

2500

500

2000

6100

文山市市政局

3

中缅天然气管道蒙自—文山—砚山天然气支线(文山段)

设砚山、文山2座分输站,设计压力为6.3兆帕,管径为DN400,管道全长约140千米。设计输气量3.1亿标方/年。(文山市设1座分输站,建设管道全长约48千米)

新建

文山市

2016-2018

13200

2640

10560

13200

文山市发改局

4

文山三七产业园区天然气供气工程项目

15×104立方米/天配气及CNG加气合建站一座,天然气主管道10.5千米。

新建

文山市

2016-2017

3542

708

2834

3542

三七产业园区管委会

5

文山市配气站及CNG加气母站工程(马塘园区)

建设气源管网3公里,工业园区管网30公里,文山市配气站及CNG加气母站合建1座,总建筑面积2012平方米。文山配气站规模85×104m3/d,CNG母站规模15×104m3/d,常规站规模2×104m3/d,文山市配气站前气源管道输送规模85×104m3/d。

续建

文山市

2015-2017

12329

2466

9863

12329

文山马塘园区管委会

6

文山市灰土寨加气站项目

建设LNG汽车加气站一座,加气能力为25000标立方/天;

新建

文山市

2016-2017

1800

360

1440

1800

文山市市政局

7

文山市城南L-CNG加气站项目

L-CNG加气站一座,加气能力为20000标立方/天。

新建

文山市

2016-2017

1200

240

960

1200

文山市市政局

8

文山市城北L-CNG加气站项目

L-CNG加气站一座,加气能力为20000标立方/天。

新建

文山市

2017-2018

1200

240

960

1200

文山市市政局

9

文山市城南LNG加气站项目

LNG加气站一座,加气能力为20000标立方/天。

新建

文山市

2019-2020

1200

240

960

1200

文山市市政局

E

其他

1

文山市小水电代燃料项目

新建3个水电代燃料项目

新建

文山市

2016-2020

7380

3975

3027

378

7380

文山市水务局

2

农业循环经济

秸秆资源综合利用,畜禽粪便综合利用。在新平街道办、东山乡、红甸乡建具有燃烧、照明、发电功能的大中型沼气4座,建设规模为2000立方米1座,800立方米1座,300立方米2座.在规模养殖场建养殖小区和联户沼气工程50个。在全市建太阳能示范村15个。

新建

文山市

2016-2020

5596

4432

1164

5596

文山市农科局

3

文山市农村能源建设

建太阳能热水器5000户(1万平方米)、节能改灶5000户、太阳能路灯500套、沼气池病旧池改造500户。

新建

文山市

2016-2020

2700

950

1750

2700

文山市林业局

4

文山市大中型沼气工程

新建大中型沼气4座

新建

文山市

2015-2020

1766

702

1064

1766

文山市农科局

5

龙潭寨电站(前期工作)

装机容量2000KW

文山市

2020

1640

1640

6

文山市大凹煤业有限责任公司大凹子煤矿机械化改造扩建项目(前期工作)

硫铁矿和高岭土按采选能力60万吨/年设计,配套硫酸厂20万吨/年,建筑陶瓷生产线3条。

文山市

2017

45000

45000

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