浙江省能源结构情况调研报告

浙江是能源消耗大省、能源资源小省，一次能源对外依存度达90%以上。我省以煤为主的能源结构，污染物排放严重，雾霾已经严重危害人民群众的身心健康。为了进一步优化能源结构，促进浙江“两美”建设，我办开展了相关调研工作，形成以下报告。

一、2013年我省用能总体情况。

2013年，我省能源消费总量18820万吨标准煤，同比增长4.1%。其中，煤炭消费14591万吨，同比增长1.5%；石油及制品消费2814万吨，同比增长2.3%；天然气消费55.5亿立方米，同比增长17.6%。在全省一次能源消费中，煤炭、石油及制品、天然气、水核风电及其他能源品种分别占比56.8%、22.2%、3.6%、17.4%。

二、我省在优化能源结构方面的主要工作。

浙江省委省政府高度重视优化能源结构工作，面对我省用能量大、一次能源极为匮乏和环境污染严重等具体实际，积极主动采取一系列行之有效的节能降耗措施，大力推进可再生能源和清洁能源开发利用，取得了明显成效。

2014年1-8月，淘汰或替代燃煤锅炉1369台；天然气使用量为42.9乙方，同比增加18.3%；新增光伏发电并网容量（含金太阳等项目）为18万千瓦；净增加风电为12.6万千瓦；新增沼气并网发电为0.3万千瓦；淘汰黄标车及老旧车10.9万辆，新增清洁能源汽车863辆；统调电厂耗煤4874万吨，同比下降9.9%（主要是外来电增加）。9月份在杭州市区15座加油站提前销售国Ⅴ标准汽油和国Ⅳ标准车用柴油。 同时，在烟气排放防治方面，也加大了整治力度，雾霾天气有所缓和，全省11个设区城市PM2.5平均浓度为30-65微克/立方米，同比下降1.9%。

为了切实推进生态文明建设和能源机构调整，最近我省已着手开展创建国家清洁能源示范省准备工作，并制定创建工作方案。计划到2017年，清洁能源比重达到50%以上；基本建成甬台温、金丽温和杭金天然气干线、支线及城乡配网，在国内率先完成城乡居民管道天然气使用全覆盖；出租车、城市交通汽车气（电）化率分别达到80%、50%；关停全省3万余台分散燃煤锅炉，整治120余家地方小电厂及违规机组，自备机组实现煤改气；完成省内所有30万千瓦以上燃煤机组烟气排放升级改造，达到超低排放标准。由此可见浙江省委省政府对优化能源结构决心之大，部署之周密。

三、当前在优化能源结构方面还存在的问题。

（一）煤炭消费比率还是较高，以煤炭为主的能源结构仍未改变。分散锅炉用煤比例过高，近50%左右。目前全省燃煤锅炉仍有3万余台，燃油锅炉5千余台，主要分布在杭州、宁波、绍兴、嘉兴和湖州地区。

（二）天然气使用量偏低。2013年，天然气消费55.5亿立方米，在我省能源比例结构中仅3.6%，为江苏省用量的一半以下。一方面是由于省内天然气管网覆盖面还不够，另一方面工业用气价格较高，比江苏省每立方高一元左右，煤改气工作推进难度较大。

（三）可再生能源发展仍面临着许多困难和问题。一是水力资源可开发利用率已达90%以上，已接近饱和；二是陆上风力资源还没有系统检测、建立数据库，还没有编制规划，海上风电发展不畅（目前仍没有运行机组，而江苏海上风电装机30万千瓦，上海12万千瓦）；三是光伏发电进展缓慢，2013年我省下达计划331兆瓦、补充计划111兆瓦，要求在9月底建成，2014年计划1200兆瓦，要求到年底建成，而到9月底2013年的计划仅完成并网的总计63.8兆瓦，占计划的14.4%；2014的计划仅完成并网的总计4.7兆瓦，占计划的0.35%；四是生物质能，特别是对沼气等资源综合利用的项目支持力度不够。

（四）车船油改气工作推进不快。我省现有机动车达到1397.2万辆，其中汽车达到893.5万辆，保有量居全国第六位，而且增长迅猛。机动车尾气排放对城市空气污染十分严重，在PM2.5来源中占30%左右，是危害居民身体健康的主要环境问题之一。但是，目前浙江全省天然气汽车（LNG、CNG）数量较少，且大多数都为公交和出租车辆。杭州地区的部分出租车也进行了油改气改造，但是杭州市区目前仅有一处汽车天然气加气站，“加气难”的问题严重阻碍了车辆油改气工作的进展。

（五）电网负荷率逐年下，降导致单位电量煤耗增加。今年以来，我省用电量增长缓慢，特别是6月20日宾金直流输电工程投运后，旋转备用容量增大，燃煤机组承担了调峰压力，发电负荷率普遍偏低，7月份全网平均发电负荷率为65.96%，较去年同期下降19.13个百分点。部分60万机组7月份发电负荷率仅为46.33%，同比下降33.33个百分点，因机组发电负荷率长期过低，不仅导致机组煤耗大幅上升，而且导致了机组脱硝设备退出运行的情况。据统计，6月20日以来，因机组低于最小技术出力运行导致脱硝退出累计278台次，合计523.11小时。造成单位电量污染物排放量增加。

四、建议与意见

（一）严格控制煤炭消耗总量，降低煤炭在能源消费中的比重

1.提高新建耗煤项目准入门槛，加快淘汰非电燃煤锅炉。对新建燃煤机组，加大对项目的评估、优选力度，切实实现耗煤项目减量替代。对于非电燃煤锅炉要积极推进“煤改气”工作。建议出台收取非电锅炉用煤高额的环保污染附加费政策，将收取的附加费用于“煤改气”企业的用气补贴，用经济杠杆推进“煤改气”工作，降低非电分散锅炉用煤比率。

2.推进区域集中供热。通过集中供热区建设，对各类工业园区采用大电厂就近供热、燃煤背压机组或燃气机组集中供热的方式，替代分散燃煤锅炉，妥善解决生产、生活用热，同时有效降低发电、供热煤耗，并实现污染物排放的有效脱除和控制。

3.加强热电联产机组改造。坚决淘汰关停抽凝中温中压及以下、能耗指标及排放超限的各类燃煤热电机组，改造成高压高温参数背压机组，真正实现热电联产机组“以热定电”的运行方式，提高能源利用效率。

（二）努力提大天然气等清洁能源利用水平

1.不断扩大天然气覆盖面。加强天然气利用重大基础设施项目建设，建成、强化省级天然气主干环网，加快甬台温、金丽温、杭金天然气干线、支线及城乡配网建设，完成各地市天然气全覆盖及城乡居民管道天然气使用全覆盖。

2.实现天然气管网公平开放，多渠道增加供气。应按照国家能源局《油气管网公平开放监管暂行办法》的要求，打破管网垄断，实现大用户用气直供，增大我省天然气气源。同时，多渠道增加天然气供应，在沿海区域多点建设LNG接收站，确保我省天然气供应。

3.加大推进“煤（油）改气”力度。加大对非集中供热区域的小型锅炉开展“煤改气”、“油改气”改造力度，实现以清洁能源替代煤炭，大幅降低气体污染物排放。但是目前企业普遍反映气价偏高，“煤改气”后其生产成本大幅上升，燃料成本增长一倍左右。应当采用市场化手段，在加大对“煤改气”项目资金补助力度的同时，在用气方面给予补贴，有效推进我省“煤改气”工作。在目前燃气管网尚未覆盖的区域，也应鼓励应用LNG供气替代煤（油）能源。

（三）优先发展清洁能源

1.大力发展可再生能源。政府主导，努力破解当前分布式光伏发电发展中“屋顶落实难、电费收取难、补贴申领难、电力并网难”的问题，推进分布式光伏发电发展。掌握高效、可靠、低成本的风力发电技术，加快陆上风电的规划和建设，适当发展海上风电。加强太阳能热、地源热泵、潮汐能、生物质能、洋流能开发，构建安全、高效、经济、清洁的可再生能源体系。

2.安全高效发展核电。在加快现有沿海核电建设及新建核电选址的同时，继续深化离岸海岛核电开发研究和厂址必选论证，逐步提高核电占比。

3.加快发展抽水蓄能。随着核电机组及外来电力的增多，发展抽水蓄能调峰机组势在必行。我省抽水蓄能资源十分丰富，装机容量在30万千瓦以上的站址达37处，应充分加以利用。鉴于抽水蓄能电站前期工作慢、建设周期长的特点，应对抽水蓄能项目提前规划，大力推进，确保抽水蓄能调峰机组与电网调峰需求相匹配，避免煤电机组长期调峰。

4.高度重视沼气发电。浙江沼气资源丰富，据省农能办统计与计算，我省仅畜禽养殖所产生的排泄物年产沼气潜能为18.5亿立方，按每立方发电2千瓦时电计算，年发电量约37亿千瓦时，如再加上餐厨垃圾、垃圾填埋场、农业与生活有机废弃物、污泥和生活污水等沼气的利用，据保守测算年可增加沼气约10亿立方，按每立方发电1.8千瓦时计算，年发电量为18亿千瓦时。以上两项相加，年发电量达55亿千瓦时，且沼气发电年利用小时在8000左右，电能质量稳定，具有一定的调峰能力。但是目前沼气发展存在并网难及上网电价低等问题，直接影响沼气的产业化与市场化的运用，从而导致我省沼气发电开发比例很低，目前并网发电的沼气发电项目仅4处，总容量9320千瓦。建议政府出台鼓励沼气发电政策，统一沼气发电上网电价。

（四）加快车船清洁化用能工作。

1.加快推进车船油改气工作。目前，已进行了油改气的汽车基本仅为比率较低的城市公交车和出租车，燃气汽车使用还不广泛，主要问题是加气站太少。各级政府应高度重视加气站建设工作，统筹高速公路、主要道路和城市道路以及主要河道加气站布点建设规划，在确保安全的前提下对现有加油站进行改造，增设加气间隔，增加天然气加气装置的覆盖面，确保天然气车辆享受到快捷、便利的加气服务。

2.加快推进成品油升级。目前，我省只有杭州市区开始销售供应国Ⅴ标准的车用汽油，应在全省范围内加快推进。加快镇海炼化的油品升级改造进度，确保我省在成品油升级改造期间油品需求得到满足。加大科技研发力度，推广生物柴油、乙醇汽油等新型油品的研发，保障生物油品生产企业的供销渠道，降低因油品燃烧产生的污染物排放。

（五）进一步加强需求侧管理、优化电网运行方式，努力提高全网负荷率

发电负荷率降低导致供电煤耗增加和污染物排放量增加，建议政府相关部门和电力调度机构多措并举提高火电企业的发电负荷率。政府相关部门应进一步加强需求侧管理，完善峰谷电价政策，促进削峰填谷，提高电网负荷率；电力调度机构应在电网负荷较低的情况下有序调停发电机组，在保证电网安全稳定的前提下合理降低旋转备用容量。同时开展分厂调度研究，探索将机组开停的管理权限下放到发电企业的调度方式。