主题：十三五四川水电建设规划

三、大力发展清洁能源

(一)稳步推进水电开发。

坚持以水电为主的能源开发方针,着力调整优化水电开发结构。 重点推进金沙江、雅砻江、大渡河“三江” 水电基地建设,优先建设龙头水库电站;严格控制中型水电项目核准,除具有季及以上调节能力的中型(单站装机容量 5 万千瓦及以上,30 万千瓦以下) 水库电站和以航运为主的航电项目外,其余中型水电项目暂停核准;全面停止小型水电项目开发,除具有航运等综合利用为主、兼顾发电的项目外,其余小型(单站装机容量 5 万千瓦以下) 水电项目全面停止核准建设。 “十三五”期间新开工水电 3056. 4 万千瓦, 投产水电 1362 万千瓦,到 2020 年底水电装机达到 8301 万千瓦,在建规模约 4010 万千瓦。

1. 推进金沙江、雅砻江、大渡河水电基地建设。

着力争取国家对“三江” 水电基地项目的支持,全面优化水电设计、施工、管理,切实有效降低水电开发成本,同时推进配套送出线路规划建设。 “十三五” 期间新开工 2658. 8 万千瓦,其中,金沙江基地“十三五” 期间开工建设 1408. 5 万千瓦,到 2020 年底建成 1349 万千瓦;雅砻江基地“十三五”期间开工建设 734. 5 万千瓦,到 2020 年底建成 1470 万千瓦;大渡河基地“十三五” 期间开工建设 515. 8 万千瓦,到 2020 年底建成 1737 万千瓦。

专栏 1 金沙江、雅砻江、大渡河水电基地重点项目

金沙江水电基地主要项目:建成投产乌东德 510 / 2 万千瓦、观音岩 60 / 2 万千瓦、金沙 14 万千瓦。 新开工白鹤滩 1600 / 2 万千瓦、叶巴滩 224 / 2 万千瓦、巴塘 75 / 2 万千瓦、拉哇 200 / 2 万千瓦、岗托 110 / 2 万千瓦、波罗 96 / 2 万千瓦、昌波 106 / 2 万千瓦、金沙 56 万千瓦、银江 36 万千瓦、旭龙 222 / 2 万千瓦。 加快建设乌东德 510 / 2 万千瓦、苏洼龙 120 / 2 万千瓦。

雅砻江水电基地重点项目:建成投产桐子林 15 万千瓦。 新开工牙根一级 27 万千瓦、牙根二级 108 万千瓦、楞古 257. 5 万千瓦、孟底沟 240 万千瓦、卡拉 102 万千瓦。 加快建设两河口 300 万千瓦、杨房沟 150 万千瓦。

大渡河水电基地重点项目:建成投产猴子岩 170 万千瓦、长河坝 260 万千瓦、沙坪二级 34. 8 万千瓦、黄金坪 5 万千瓦。 新开工硬梁包 111. 6 万千瓦、金川 86 万千瓦、丹巴 119. 6 万千瓦、老鹰岩一级 22 万千瓦、枕头坝二级 32. 6 万千瓦、沙坪一级 34 万千瓦、安宁 38 万千瓦、巴底 72 万千瓦。 加快建设双江口 200 万千瓦。

2. 着力优化水电结构。

鼓励发展具有季以上调节能力的水库电站,增强水电丰枯调节能力。 “十三五”期间,新开工具有季以上调节能力水电站110. 7 万千瓦,到 2020 年全省具有季以上调节能力水电站占水电装机比重提高到 38% 。

建设岷江中下游航电通道,建成投产犍为航电工程,新开工老木孔、东风岩、龙溪口航电工程。 “十三五”开工建设规模 115 万千瓦,2020 年底建成 57. 2 万千瓦。

专栏 2 优化水电结构重点项目

新开工季调节以上中型电站:铁笼堡、格拉基、松多、雄美、查马日东、确如多、东朗、新庙等。

3. 积极推进流域综合管理。 探索建立政府引导、各利益相关方共同参与的流域综合管理协调机制,探索建立流域统筹调度机制,充分发挥流域梯级综合效益。 建立流域安全监测系统、水情测报系统和生态环保信息系统,构建流域水电信息共享平台。 积极推进大渡河流域水电综合管理试点。

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(三)科学有序发展新能源。

1. 风电。 优化风电开发布局,总量控制,适度开发,依据国家已批准实施的凉山州风电基地规划,进一步优化建设时序,把握好开发节奏。 盆周山地等其他区域因地制宜、分散式适度开发风电。加强风电项目管理,深化、细化风能资源勘测,优化微观选址设计, 提升风电设备质量和运行维护水平,提高风能利用效率,促进风电成本下降,减少对环境的影响。 到 2020 年,全省风电建成并网规模达到 600 万千瓦,其中凉山州风电基地建成并网 453 万千瓦。

专栏 4 凉山州风电基地建设重点项目

建成投产会东鲁北、绿荫塘、雪山、堵格一期;会理干海子、马店、尖山、黎溪;喜德鲁基、则约、博洛拉达、红莫、西河、玛果梁子、东河、北山;宁南绿荫塘、果木一期;昭觉龙恩一期、果则、瓦库; 普格海口、甘天地一期、甘天地二期、乌科梁子;盐源凉风坳、银头山、观塔坡、牦牛山、小高山、长坪子;美姑井叶特西、黄茅埂、沙马乃托一期;德昌茨达、铁炉;雷波啦咪北、啦咪南;布拖补尔、乐安、乌科;西昌黄联关、佑军;冕宁铁厂乡;木里卡拉;越西四甘保祖;甘洛坪坝;金阳热柯觉等。

开工建设会东小街;会理小箐村;昭觉龙恩二期;盐源白乌;布拖拖觉、海博;金阳依达、高峰; 普格采乃乡等。

2. 太阳能发电。 以“三州一市” (甘孜州、阿坝州、凉山州、攀枝花市)为主,结合新能源项目送出条件,科学有序开发利用太阳能资源,优先发展分布式光伏发电,重点支持技术先进、综合利用的光伏发电项目和光伏扶贫项目。 到 2020 年,太阳能发电建成并网规模达到 250 万千瓦。

3. 风光水多能互补开发。 充分发挥风、光、水清洁能源资源优势,利用出力互补特性,依托流域梯级水电的调节能力和送出通道,积极推进雅砻江等流域风光水多能互补开发示范,探索新能源开发与水电开发协调发展、打捆外送的有效路径。

4. 生物质能利用。 积极推广生物质燃气、生物质液体及成型燃料运用,推动生物质能发电行业发展。 推进已核准的秸秆发电和垃圾发电项目建设,到 2020 年,生物质发电规模约 62 万千瓦, 其中秸秆发电 12 万千瓦,垃圾发电 50 万千瓦。

(二)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。

专栏 6 火电重点项目

建成投产神华天明电厂 200 万千瓦。

规划研究燃气发电项目、低热值煤发电项目、背压式热电联产项目。

关停攀钢燃煤自备电厂 30 万千瓦、内江发电厂 42 万千瓦、黄桷桩电厂 40 万千瓦。

五、加强能源输送通道和网络建设

(一)加快电力输送通道和骨干网络建设。

构建安全可靠、智能经济的输配电网,保障电力资源的合理调度。 结合“三江”水电基地外送和省内用电需求,抓紧建设省际间电力外送新通道,促进四川清洁能源参与全国一次能源平衡。 进一步巩固和完善省内电源富集地区和负荷中心电网 500 千伏、220 千伏骨干网架,加大水电资源在省内消纳力度,保障新能源有序接入。 完善 110 千伏及以下城乡输配电网络,增强用电保障能力。

为更好满足“十三五” 及以后四川新增大型梯级水电电源送出需要,新建四川资阳—重庆铜梁 500 千伏输变电工程。 新建以盐源为起点的四川水电外送第四回特高压直流输电工程,增加直流外送输电容量 1000 万千瓦。 配合水电和新能源汇集送出,新建马尔康、盐源、会东、布拖等 4 座 500 千伏变电站以及配套 500 千伏线路。

为满足省内用电需求,新建江油、宣汉、南部、泸州东等 8 座 500 千伏降压变电站以及配套 500 千伏线路。

图 1 四川“十三五”500 千伏及以上电网规划图



专栏 7 电网重点项目

省际联网工程及配套 500 千伏送出项目:

新建川渝 500 千伏第三通道工程(四川段)、以盐源为起点的四川水电外送第四回特高压直流工程及换流站 500 千伏配套工程。 开展金沙江上游电站外送工程和金沙江下游乌东德、白鹤滩电站外送工程前期工作。

省内 500 千伏输变电工程:

新建江油、绵阳南、宣汉、南部、温郫、十陵、籍田、泸州东、会东、布拖、马尔康、盐源等 500 千伏变电站和雅安 500 千伏开关站,以及配套 500 千伏线路。 新建昭化—巴中等 500 千伏线路工程,新建雅安—蜀州等 500 千伏线路改接工程。 新建猴子岩、长河坝、沙坪二级、杨房沟、卡拉、巴拉、乌东德、双江口、两河口等电站和神华天明电厂 500 千伏送出工程。 共计 38 个 500 千伏输变电项目。

省内 220 千伏项目:

新建 21 市(州)配网以及电铁供电工程共计 123 个 220 千伏输变电项目。

新能源送出项目:

新建盐源、会东、布拖 500 千伏输变电工程及 220 千伏配套工程,普格至宁南 220 千伏第二回线路输变电工程,普格至西昌南 220 千伏第二回线路输变电工程,阿坝红原 220 千伏输变电工程。

(二) 深化区域合作。 充分利用省内省外两种资源、两个市场,扩大和深化区域能源资源勘探开发、能源技术、能源运输等方面合作。 继续深化与重庆、浙江、江苏、上海等能源需求中心的战略合作,积极推动落实“西电东送” “川气东送” 战略,促进四川清洁能源省外消纳。 进一步加强与宁夏、甘肃、陕西、山西、内蒙古、新疆等省(区)合作,确保在役火电机组的优质煤源。

(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。

四川省“十三五”能源发展规划：常规火电装机不超过1800万千瓦(全文)
http://news.bjx.com.cn/html/20170302/811542.shtml