大力推动我省绿色和化石能源协调发展，促进“两型”城镇化建设
民建湖南省委
我省能源供应呈现出缺煤、少气、无油，自给供应能力严重不足的局面。能源短缺、供需矛盾日益突出，环境污染严重，表现在以下四个方面：
一、能源自给供应能力不足，污染严重，可持续发展困难
我省一次能源匮乏，属于能源输入省份。2012年我省能源自给率仅为40%左右。预计到“十二五”末，我省能源自给率将降到35%。同时，我省化石能源占一次能源消费总量的91%，其中煤炭占比最大，为71.7%。目前，我省万元GDP能耗为0.84吨标准煤，比全国平均水平高9%。随着新型城镇化步伐的不断推进，我省能源供需矛盾突显。化石能源在较长时期内仍将占据能源消费的主导地位，“资源节约型、环境友好型(两型)”社会建设任务艰巨，节能减排压力大。
二、绿色能源增长较快，但并网发电困难，结构性窝电与缺电并存
我省电力负荷中心在东南部地区，而电源主要集中在西北部地区，电力生产区与主要消费区呈逆向分布，出现大规模“西电东送、北电南送”的跨区长距离功率输送格局，电网损耗大，绿色能源与电网、负荷发展失衡。湘西北水电装机占全网水电总装机的66%，而负荷占全省负荷的23%。由于电网建设滞后于电源建设，湘西南外送网络薄弱，湘西北水电无法送出，弃水严重。同时，湘东南电网缺乏电源支撑，季节性缺电严重，枯水期最大缺口达500万千瓦，负荷只能拉闸限电。我省结构性窝电与缺电并存。
三、能源定价机制不合理，无法引导绿色和化石能源协调发展
一是化石能源价格处于高位，加大供应短缺风险。我省处于全国能源输送末端，距离远、通道不顺，能源价格高。2011年，我省电煤价格高达1169元/吨标煤，比2003年上涨247%；2012年，电煤价格仍维持在840元/吨标煤，位居全国第一。工业天然气价格接近3元/立方米，处于国内前列。能源价格处于高位，直接增加企业经济运行成本，加大了能源供应短缺风险。二是电价机制无法有效引导水火电协调运行。由于水电受来水波动影响，汛期水电大发，承担系统基荷，大量火电机组作为系统备用，处于调峰运行方式。面对频繁的系统调峰，火电运行成本高、发电量少。参与系统调峰的电厂没有给予经济补偿，水火电协调运行困难。2011年我省电力系统调峰缺口高达260万千瓦，占全省最大负荷的14.2%。在电力供应短缺的形势下，负荷拉闸限电，严重阻碍了经济社会的健康发展。
四、绿色能源开发利用有待加强,需切实推动“两型”城镇化建设
我省城镇化工作在取得进展的同时,存在城镇空气质量差、废气、污水和垃圾处理等设施建设严重滞后、运行不规范等系列问题。尤其2013年12月以来，我省大部分地区持续出现雾霾天气，长株潭重度污染超10天，空气污染严重。此外，废气、污水和垃圾处理存在选址难、收集处理难、过程监督难、获取合理回报难等现象。在新型城镇化建设过程中，需将城镇化、绿色能源开发利用和环境保护有机结合，统筹规划，进一步推动“资源节约型、环境友好型”的城镇化建设。
随着我省国民经济持续快速发展和新型城镇化建设的逐步推进，能源需求增长强劲，能源消耗总量保持较高增长水平。为实现“资源节约型、环境友好型”的城镇化建设目标，需围绕能源发展布局，认真制定推动我省绿色和化石能源协调发展的对策。为此，我们建议：
一、积极推进绿色能源的开发利用，优化绿色与化石能源比例
大力推动页岩气、风能、太阳能等绿色能源的开发，加大绿色能源项目的财政、税收、投资、价格及信贷等政策的支持力度。建立页岩气勘探开发机制，将页岩气资源作为招商引资项目，通过提供贷款（担保）、鼓励和引导民间资本进入等方式，提供投融资优惠，推动相关大型能源企业的参与，实现投资主体的多元化。加快推进5个中标页岩气区块勘探开发，“十二五”达到商业开发条件、“十三五”实现商业开发，并新增湘西和湘中2个勘探区块。加强绿色能源建设项目的审批力度，积极促进水电、风电、太阳能、生物质能发展，增大绿色能源在能源供应中的比例。
二、统一规划电力输送结构，提高绿色能源并网容量
统筹考虑绿色能源、环境以及用电需求等因素，实现电网与电源、主干电网与地方电网之间的协调发展。加强我省“西电东送”、“北电南送”的输送能力，鼓励发电企业在电源缺乏的湘东南地区，建设绿色能源发电项目。通过实施地区电网间的协调调度，开展流域梯级水电联合优化，以及核准风电并网技术细则，提升电力系统消纳间歇性绿色能源的能力，有效解决我省结构性缺电和窝电问题。继续加强省级电网之间的协调，加快特高压输电线路的建设，积极推进1000千伏蒙西-长沙（荆门—长沙）特高压交流、甘肃-湖南±800千伏特高压直流线路的建设，解决绿色能源的接入问题，提升并网容量。
三、加快油气输送管网建设，实现“气化湖南”目标
围绕页岩气、煤层气等省内天然气资源，以及省外引入资源，统筹规划天然气管网、成品油管道建设，逐步建成覆盖全省的一体化油气管网和油气储备体系。新建59条天然气干线和支干线管网5230公里及配套调峰、储备设施，建设改造城镇管网，全面实现“县县通、全覆盖”的“气化湖南”总体目标。结合大型炼化项目和国家原油储备基地建设，完善成品油和加油站布局。加强油气与电力供应的协调规划和调度，统筹调配区域内电源、油源、气源，提高我省能源的应急供应能力。
四、调整发电上网电价机制，引导绿色与化石能源互补协调供应
制定调峰电源经济补偿机制，鼓励在负荷集中地区，设置调峰电厂，加强燃气机组、抽水蓄能的调峰电源建设。出台调峰电价，解决在丰水期火电厂作为备用但得不到经济补偿、不愿承担调峰电源的现状。完善绿色能源上网电价机制，依据火电、水电、风电的合理比价，充分考虑还本付息、投资合理回报等因素，缩小大、小容量、新老电站及省网、县网的价格差距，逐步实现一网一价、同网同质同价的格局。尽快形成合理的抽水蓄能电价，促进抽水蓄能电站的良性建设和运营。
五、稳妥开展发电企业的大用户直供方式，实现电力供需的直接响应
通过发电企业向大用户直接供应电、热（冷）能，逐步放开大用户和发电企业的选择权，增大市场竞争力度。目前，国家已经批复了我省的输配电价，省内大用户直供试点方案也已编制完成，正待稳妥开展和逐步深化。通过电力供需的直接响应机制，实现资源优化配置。在直供大用户的选择上，应符合国家限制高耗能企业准入门槛，鼓励选择新兴产业、高附加值产业，并与国家经济结构战略性调整和节能减排政策挂钩。
六、完善能源销售价格机制，形成绿色消费方式
在保持价格总水平基本不变的前提下，合理设定峰、谷时段能源价差，鼓励用户合理安排用电、用油、用气。对于分布式绿色能源发电，根据不同类型能源的发电特点，确定用户侧回馈电能的标杆电价核定标准。同时，可率先在我省经济发达、负荷集中的地区，开展尖峰电价和可中断负荷电价试点，引导和鼓励用户合理避峰让电。积极推行绿色证书和碳排放交易机制，设定绿色证书配额标准、碳排放配额标准、企业绿色证书购买或出售机制、碳排放许可权交易机制和交易平台，以市场手段引导绿色能源企业发展，形成绿色能源消费方式。
七、加快培育分布式供能系统，推动新型城镇化建设过程中的绿色能源开发利用和环境保护
各地区根据当地资源条件，注重优势互补，在大力发展小型风力发电、光伏发电的同时，加快城镇废气、污水和垃圾处理等设施建设，积极开展秸秆、垃圾和沼气的规模化利用，实施生物质发电。推广分布式供能系统建设，优先鼓励在用户集中区，如城市商业中心、工业园区建立示范点，鼓励城镇发展微网，实施冷、热、电三联供。利用电动汽车等分布式储能，提高能源利用效率。建设新能源汽车示范城市，在公共场所设立充电站和充电桩，公交、环卫、邮政、政府用车率先实现电气化，并逐步推广至出租车和私家车等领域。通过建设综合性示范项目，加快分布式可再生能源利用，逐步提高绿色能源在当地能源消费中的比重，实现“两型”城镇化建设。
主办：省发改委
会办：省环保厅、省住房和城乡建设厅
