荆门核定征收政策

400-166-3656
首页税收优惠政策 › 浙江省“五个千亿”投资工程2019年度实施计划

省人民政府关于印发湖北省能源发展“十一五”规划的通知

鄂政发〔2007〕34号

各市、州、县人民政府,省政府各部门:现将《湖北省能源发展“十一五”规划》印发给你们,请结合实际,认真组织实施。

湖北省人民政府二○○七年五月八日

湖北省能源发展“十一五”规划

能源是经济社会发展的重要物质基础。湖北能源资源匮乏,已逐渐成为经济社会发展的制约因素。因此,必须坚持把能源作为全省经济发展的战略重点,以能源的可持续发展和有效利用支持全省经济社会可持续发展。一、“十五”全省能源发展状况(一)能源事业得到长足发展1、能源建设取得显著成绩。“十五”期间,全省能源建设共完成固定资产投资800亿元(不含三峡电站投资),供需总量大大增加,产品结构不断优化,各项主要指标圆满完成。煤炭:2005年原煤产量1093万吨,消费量7690万吨。实现“十五”预期目标。电力:2005年末全省发电装机达到2742万千瓦,超过“十五”预期目标123万千瓦,装机总量跃居全国第4位。其中水电1789万千瓦(含三峡已投产机组980万千瓦),占65.25%;火电953万千瓦,占34.75%。“十五”累计新增装机1249万千瓦,其中水电1082万千瓦,火电167万千瓦。2005年发电量1290亿千瓦时,其中水电814亿千瓦时,火电476亿千瓦时;全社会用电量788.21亿千瓦时,年均增长9.4%,高出“十五”预期目标3.4个百分点。2005年全省统调电厂装机容量2422万千瓦,其中水电1591万千瓦,火电831万千瓦,电网统调最大用电负荷1319万千瓦,年均增长11.4%。三峡电站2003年开始投产发电,左岸14台单机70万千瓦机组全部建成,发电装机980万千瓦,“十五”累计发电963亿千瓦时,我省消纳106亿千瓦时,占11%;清江水布垭电站建设进展顺利;白莲河抽水蓄能电站2005年开工建设;利用外资建设的黄石西塞山电厂、蒲圻电厂相继投产,湖北大别山电厂、阳逻电厂三期、荆门电厂三期、襄樊电厂二期开工建设,“十一五”期间可陆续投产发电。为加强电网网架、完善配电网络,对主网、城乡电网实施了全面建设与改造。实现了城乡用电同网同价,农村用电价格大幅下降,长期积累形成的城乡电网严重滞后的问题得到初步解决。2005年底,湖北电网拥有500千伏线路总长4629公里,220千伏线路总长7420公里,500千伏变电站(含开关站)11座,主变容量8068万千伏安;220千伏变电站88座,主变容量2030.1万千伏安。石油天然气:设计年输气能力30亿立方米的重庆忠县—武汉天然气管道在2004年底建成通气,开始向我省沿线城市供气,2005年供气25亿立方米。输油能力2100万吨,干线长达773公里的江苏仪征-湖南长岭输油管线2004年开工,将在“十一五”初期建成。节能:“十五”时期,全省万元国内生产总值能耗下降14.7%,由2000年的177吨标准煤下降到2005年的1.51吨标准煤,年节能率达到3.13%,节约和少用能源800多万吨标准煤。能源自给率:2005年全省能源消费总量9850万吨标煤,“十五”年均增长8%,一次能源生产总量1932万吨标煤(包括三峡电站发电总量,下同),能源自给率19.6%,比“十五”初期下降4.5个百分点。2、能源管理体制改革深入推进。煤炭工业企业改革取得历史突破,原省属矿务局下放属地管理,以建立现代企业制度为目标的公司制改革基本完成。煤价基本放开,煤炭生产、运输和销售全面进入市场。石油工业按国家体制实现了“南北”分设重组,零售业开始打破垄断,原油、成品油价格逐渐与国际市场接轨。电力工业体制改革迈出实质步伐,在国家确立的“厂网分开、竞价上网、主辅分离、国家监管”改革目标指导下,完成了对原国家电力公司系统区域和省电网的分拆重组,电厂和电网已经分开,启动了煤电价格联动机制。宜昌大用户直购电试点得到国家有关部门支持。华中区域和省级电力市场正在建立。电力监管体系逐步形成并正在理顺关系。3、能源技术进步显著。“十五”期末,全省拥有30万千瓦级的火力发电机组共19台,总容量576万千瓦,占火电总容量的61%,一批5万千瓦以下的落后低效机组被淘汰取代。单位发电煤耗比“十五”初期下降34克。百万千瓦级的大型抽水蓄能电站开工建设,垃圾发电项目建设起步,风电项目建设实现零的突破,秸秆发电项目开始试点,以武汉冬暖夏凉工程为示范的冷热电联供项目启动。配合三峡外送的500千伏直流输电第二通道基本形成。煤矿瓦斯检测监控系统全面建设。4、能源产业逐步壮大。能源产业已经占有重要地位,产值超过全省地方生产总值的1/9。2005年,初步测算全省能源产业产值800亿元,实现利税40亿元。其中电力产业占85%,以电力为主的能源产业不断壮大,逐渐成为我省重要支柱产业之一。(二)能源发展存在的问题1、能源资源相对贫乏,对外依存度加大。“十五”期末,全省煤炭储量不足全国的1%,石油剩余可采储量仅占全国的0.8%,天然气地质储量仅占全国的12%。水电资源比较丰富,经济可开发量3766万千瓦,位居全国第3位,但目前在建和已建水电装机3326万千瓦,开发率达88.3%,开发程度全国第1位。据2003年全国水力资源复查及进一步调查的结果显示,全省剩余可开发装机440万千瓦左右,但优质电源点不多,开发潜力有限。2005年全省能源消费总量9850万吨标煤,煤炭占65%以上,且主要依靠外省供给。其中原煤消费量达到7690万吨以上,有6600万吨原煤需从省外调进,比2004年增加20%左右。湖北煤炭资源量缺、质差,截至2001年,探明保有储量53亿吨,分布在249处井田中,平均每处井田仅200万吨。现有生产能力为1500万吨。初步预测,2010年煤炭消耗近11300万吨,其中电煤4800万吨,绝大部分需从省外调入。2、能源消费量和能效较低。“十五”期末,全省人均能源消费量只有全国人均能源消费量八成左右,除煤炭人均消费量比全国略高外,电力为全国的72%、石油为全国的52%、天然气为全国的51%。重化工业比重较大是我省经济结构特点之一,重化工耗能较大,体现在能源费用占生产成本比重上,如钢铁行业超过25%、石化约40%、建材约50%、化肥约70%。企业增产扩能、提高竞争力,受到能源紧缺和价格上涨的双重制约。全省农村户用沼气池保有量115.8万口,年产沼气3.7亿立方米,在农村生活燃料构成中所占比例不足8%。3、电力供给和消费结构不合理。一是季节性电力短缺。水电比重大,且水电装机中约三分之二的机组基本无调节能力,受季节性来水不均影响,在夏季和冬季高峰负荷出现电力短缺。随着系统负荷峰谷差的加大,电网调峰困难。二是地区性电力不均。鄂西地区水电富集,电源发展较快,而用电负荷主要分布在东部,大规模西电东送,给电网建设和运行安全性、经济性带来挑战。三是电煤供应困难,湖北省发电用煤依赖于外省,电煤供应困扰电力生产。二、“十一五”能源供需平衡预测及发展目标(一)能源供需平衡预测“十一五”时期,按全省生产总值年均增长10%、万元生产总值能耗下降20%测算,2010年全省能源消费总量预计13500万吨标煤,年均增长6.5%。主要能源品种消费预测量为:煤炭11300万吨,折标煤8071万吨;原油1450万吨,折标煤2071万吨;天然气39亿立方米,折标煤519万吨;用电量1240亿千瓦时,折标煤1524万吨;其他能源,折标煤1315万吨。电力消费预测:2010年全省全社会用电量1240亿千瓦时,年均增长9.5%。从能源消费构成看,煤炭所占比重有所下降,天然气和水电比重有所提升,石油增加数量较多,但所占比重大体维持不变。从能源供应测算,2010年全省一次能源生产总量约为2600万吨标煤(含三峡发电),能满足需求总量的193%,与“十五”水平相当。主要一次能源品种生产预测量为:煤炭1000万吨,折标煤714万吨;原油80万吨,折标煤114万吨;天然气3亿立方米,折标煤40万吨;水电1263亿千瓦时,折标煤1552万吨;其他能源,折标煤180万吨。电力供应测算:预计2010年全省发电总量1980亿千瓦时,其中水电1263亿千瓦时(含三峡电站发电量853亿千瓦时,省内其他410亿千瓦时),火电699.6亿千瓦时,燃机电5.4亿千瓦时,其他可再生能源发电12亿千瓦时。根据趋势预测,“十一五”期间全省能源供应总体偏紧。(二)能源发展目标1、电力。发电装机:新增发电装机2168万千瓦,其中,三峡电站840万千瓦,三峡电源电站10万千瓦,省内其他水电498万千瓦,火电净增700万千瓦(剔除小火电机组退役50万千瓦),燃机90万千瓦,风电等新能源30万千瓦。到2010年,全省发电装机达到4910万千瓦(含三峡电站1820万千瓦、三峡电源电站10万千瓦),其中:水电3137万千瓦,占63.9%;火电1653万千瓦,占33.7%;新能源发电120万千瓦,占2.4%。电网建设:(1)500千伏电网。扩建、新建500千伏变电站(开关站)10座,主变容量1250万千伏安,线路总长度4900公里。到2010年,湖北电网500千伏变电站(开关站)达到20座(主变45台),变电总容量2233.8万千伏安,线路总长度9529公里。(2)220千伏电网。扩建220千伏变电站64座,主变容量1230万千伏安,线路总长度2480公里,新建投产220千伏变电站主变73台,容量1428万千伏安,线路2370公里。到2010年,220千伏变电站达到128座,主变219台,容量3461.1万千伏安,线路总长度9790公里。(3)城乡电网建设。巩固完善配电网络,基本解决供电卡口,消除安全隐患,实现户户通电。2、煤炭。“十一五”期间,实施矿井整合改造,淘汰年产3万吨及以下生产矿井,实现资源综合利用。到2010年,全省煤炭生产能力达到1500万吨左右,预测产量1000万吨左右。3、可再生能源。风力发电:开工建设九宫山风电二期、利川风电一期等项目,投产10万千瓦以上。秸秆发电:装机达到10万千瓦左右。垃圾焚烧发电:装机10万千瓦以上。太阳能:太阳能热水系统达到500万平米;太阳能光伏发电开始起步,容量超过5000千瓦。沼气综合利用:新增户用沼气池200万口,正常使用的户用沼气池达到300万口以上;新增大型沼气工程50处。年产沼气总量10亿立方米。燃料乙醇:2010年实现年产30万吨。生物柴油:2010年实现年产1万吨。2010年末,全省可再生能源(不含水电)占能源消费总量1%左右。4、能源战略储备。加快应城盐穴油气储备及其他综合利用项目前期工作,开展可行性研究,争取成为国家内陆石油战略储备基地之一。利用盐岩溶腔进行天然气储气等项目争取有所进展。5、节能。到2010年,全省万元生产总值能耗由2005年的1.51吨标煤降低到1.21吨标煤,五年节能20%左右,年均节能率4.3%左右;规模以上万元工业增加值电耗由2005年的1910千瓦时降低到1650千瓦时,年均节电率3%左右,基本达到全国平均水平。6、能源产业产值。预计到2010年全省能源产业产值达到1200亿元以上,年均增长10%左右,其中电力产业产值1000亿元以上。三、“十一五”全省能源发展方向及行业重点以突破能源资源制约,提供稳定可靠、廉价方便、清洁优质的能源为目标,坚持开发节约并举、节约优先的政策导向,优化能源结构,发展替代能源,加强供需两侧联动管理,提高利用效率。有序开发水电,优化发展火电,加快发展核电,稳步发展抽水蓄能和燃机调峰电厂,加强电网建设,提高电力系统安全可靠性。实现电力供需平衡并略有富余。整合改造中小煤矿,开发利用煤层气。建设油气管网。加强鄂西油气勘探。因地制宜开发风能、太阳能、生物质能等可再生能源。积极解决好农村能源问题。努力建立煤炭供应长效机制和能源储备机制。继续培养和壮大能源产业。能源开发与节约并举。以电力发展为中心,合理建设电源,配套完善电网,实现电源电网同步发展。电源建设优先开发可再生能源项目。对于一般的燃煤电厂项目,重点加强储备前期工作,优化布局,择优推进。以煤炭保障为关键,突出资源整合与能源替代,加大油气利用与可再生能源开发,着手考虑能源储备,注重能源环保。(一)电力1、有序开发水电。完善流域开发规划,合理利用水力资源。严格水资源、土地利用、环保、移民安置等前置程序。审慎移民,移民安置注重以人为本,严格执行移民补偿和后期扶持政策。有效控制和努力消除水电开发对水系、生态和人文环境带来的负面影响。切实加强对水电项目全过程监管。重点建成清江水布垭电站和白莲河、北山抽水蓄能电站,力争开工建设潘口、龙背湾、孤山、江坪河、淋溪河、老渡口等大中型水电项目,发展一批综合条件相对优越的小水电,限制开发径流式小水电站。开工建设汉江新集、碾盘山等南水北调补偿水利水电项目。2、优化发展火电。保持火电发展,改善电源结构,提高电网运行可靠性与经济性,改善电网调节性能。“十一五”期间,建成大别山电厂、阳逻电厂三期、荆门电厂三期、襄樊电厂二期等项目;本着“靠近负荷中心,就近分散接入系统,大容量高参数”原则,充分考虑电网安全稳定、三峡电站配套调节,在煤炭运输条件较好的铁路沿线建设路口电站,同时为满足电网安全、经济运行需要,在负荷中心地区建设大型火电支撑电源。开工建设鄂州电厂二期工程,备选开工黄冈电厂、黄石西塞山电厂二期、汉川电厂三期、蒲圻电厂二期等项目,适当开展鄂州电厂三期、大别山电厂二期、襄樊电厂三期等项目前期工作。根据市场需求和气源情况,改造武昌热电厂,建设史密斯燃气调峰电厂,增强系统调峰的灵活性和事故备用的可靠性。利用低热值煤资源发展阳新劣质煤、恩施州煤矸石综合利用等坑口电厂。在条件具备的大中城市和工业园区发展热电或冷热电联供,推进武汉青山、黄石、沙市等电厂“以大代小”改造热电,以及宜都东阳光、宜昌化工园区等热电联供项目。除热电联产外的10万千瓦及以下凝汽式机组全部关停。加强火电厂环保措施,基本完成现有大型火电厂脱硫改造,新建燃煤火电项目一律安装脱硫设施,规划容量较大的新建机组考虑脱硝,并采取其他环保控制措施。3、加快发展核电。大畈核电一期2×100万千瓦项目,争取纳入国家专项规划并通过核准,使湖北核电项目成为我国内陆核电第一个核准项目。统筹核电与火电建设,为核电发展提供市场空间。4、加强电网建设。进一步加强主网架,提高电网的西电东送和南北水火互济能力。建设鄂东受端网,建设500千伏双环网结构,满足鄂东地区用电负荷和大电源的接入需要。打通恩施、十堰水电外送通道,保证鄂西、鄂西北水电送出和提高供电可靠性。合理布置220千伏及以下电网,简化网络结构、提高供电可靠性。构建500千伏中部核心框架。为加强与周边省份电力互济及满足省内西电东送的要求,积极配合500千伏输电线路包括交流特高压试验示范工程的建设。2010年前全省电网形成“荆门斗笠-孝感-汉阳玉贤-武昌凤凰山-咸宁-潜江兴隆-荆州江陵-荆门斗笠”的500千伏中部框架。建设500千伏鄂东受端环网。鄂东地区是我省主要负荷中心,为满足鄂东地区特别是武汉城市圈消纳负荷的需要,2007年底建成孝感-汉阳玉贤-武昌凤凰山-黄石磁湖-黄冈-汉口-孝感的鄂东受端双环网。鄂东500千伏环网工程已于2005年底开工建设。打通500千伏鄂西、鄂西北水电送出通道。随着水布垭水电站的建设和恩施、十堰水电的开发,2010年前建设500千伏恩施、十堰输变电工程,改造兴隆、江陵500千伏变电站,以满足电力外送。抓住重点城市电网建设的机遇,加快电网布局,提高供电能力。根据各地区负荷增长需要和电网安全经济运行方式的要求,合理确定各电压等级的布点和网络布局,实现各电压等级电压协调发展。特别是中心城区合理布置220千伏变电站,提高城网设备技术水平,提高供电可靠性和供电能力。积极采用先进、实用输变电技术,提升电网装备水平。为了减少输电走廊,研究推广多回路同杆并架和紧凑型线路技术。积极采用串联电容补偿技术,提高线路的输电能力和系统稳定水平。积极采用损耗小、小型化、免维护的变电技术,减少占地,节约能源。积极采用先进的大电网控制技术,提高电网安全水平。(二)煤炭认真执行国家有关煤炭行业管理的法律法规,提高矿井技术装备和管理水平,加强安全监督,实现安全生产,逐步实施洁净煤战略,推进企业节能降耗,保护矿区生态环境,促进煤炭工业稳定健康发展。充分利用全省有限的煤炭资源,健康稳定地发展煤炭生产。抓紧对生产矿井调整和改造,关闭资源枯竭或不具备开采条件的矿井,淘汰年产规模3万吨以下的矿井,提高单井规模,科学开采资源,实现集约化经营与综合利用。新建和改造一批骨干矿井,满足坑口电厂用煤需要,弥补资源不足。抓好劣质煤、煤矸石的综合利用。对黄石、荆门、松宜、蒲圻、巴东、建始等重点矿区和规模以上骨干矿井进行以瓦斯治理为主的安全改造,逐步建立区域集中在线监测监控系统。进一步做好鄂西煤炭勘探。鼓励有实力的企业到省外合作开发利用煤炭资源。(三)油气积极开展鄂西、江汉平原石油天然气勘探。完善忠县-武汉天然气管网,建设与“西气东输”主管道的连接线,以及第二条“川气东送”等其他过境的天然气线路。支持建设、管理好仪征-长岭等原油、成品油输油管线。(四)其他可再生能源贯彻实施《可再生能源法》,落实相关优惠政策,全面开发可再生能源。鼓励和支持发展风电、生物质能、太阳能等可再生能源,推广节约和替代石油的技术及产品。推进秸秆、垃圾、工业余热及可燃放散气综合利用发电等。1、风力发电。全省已经发现和测度的可利用风能资源,预计可装机50万千瓦以上。“十一五”期间,对全省已有的黄冈龙感湖、随州大风口、钟祥华山观、大悟仙居顶、利川齐岳山等5个测风点进行总体规划,筹措资金适当拓展测风范围。在已有测风数据收集和整理的基础上,编制完善全省风能发展规划。优化风电场项目建设时序,完善风电场建设管理,采用特许权招标方式选择业主、建设运营。加快通山九宫山一、二期和利川齐岳山等风电场项目前期进程。充分发挥全省高校和科研优势,建立从人员培训、风电场设计、运营到风机维修的风电技术服务体系,形成高起点的设备制造产业。2、太阳能光热利用。我省除鄂西南地区外,大部分地区均具有较好的太阳能光能资源,尤其是以鄂东北、鄂北岗地条件最好,如麻城,年平均日照时数大于2180小时,年总辐射量达114千卡/平方厘米。全省年接受太阳辐射能相当于2645×1010吨标煤,开发利用潜力大,前景广阔。做好太阳能利用新技术的研究及跟踪,继续推广太阳能热水器,鼓励研发太阳能采暖、空调等与建筑一体化技术。加快研发高效光伏电池,鼓励太阳能光伏发电系统的研发和设备制造,推广太阳光伏发电系统。3、生物质能高效利用。加强秸秆综合利用试点,如秸秆制造成型炭、秸秆气化或直燃发电等。抓好秸秆直燃、气化发电试点;大力发展农村户用沼气,条件具备的发展大中型沼气工程;鼓励建设垃圾焚烧发电厂,实现垃圾无害化、减量化、资源化处理;全面推广乙醇汽油,鼓励发展生物质柴油。(五)能源战略储备及保障供给1、能源战略储备。建立全省能源储备机制,特别是建立煤炭供应长效、天然气稳定供应机制。利用长江、汉江航运优势,减轻热线铁路运输压力,节约运输成本,按照企业主导、长期合同的机制,采购云南、贵州、四川、陕西煤炭,建设武汉、宜昌、襄樊3个千万吨以上的煤炭配送中心,做好配煤储煤,稳定供应省内用煤大户。充分利用江汉平原、云应盐矿区域形成的盐岩溶腔,配合国家油气储备战略,加快江汉油田和应城盐穴油气储备前期工作,为内陆油气储备及安全备用基地的建立创造条件,争取成为国家重要的能源储备基地之一。2、能源保障供给。发挥铁路、水运优势,建设煤炭配送中心。“十一五”期间,规划建设武汉、宜昌、襄樊3个煤炭配(储)运中心,配煤能力为3000万吨。配运中心服务范围覆盖全省南部、公路网络及水陆联运通达区域,以及湖南、江西北部城市,包括武汉、黄石、荆州、荆门、岳阳、九江等城市,涵盖鄂东火电群、武钢等重要耗煤大户。发挥江海联运优势,建设油气储运基地。充分发挥长江黄金水道运力,提高油气供应能力。“十一五”期间,规划加大江海联运力度,扩建枝江万吨油气库,使其成为集成品油、石油液化气(PLG)、液化天然气(LNG)为一体的大型储运基地,储运能力达到20万吨以上,力争成为国家内陆成品油储备基地之一。发挥三峡电站建在湖北的优势,就地消纳三峡电能。“十一五”期间,充分考虑减少长距离输送电能损耗,以及全省电力结构和用电快速增长的实际,积极争取国家增加我省消纳三峡电站电能的份额。(六)节能与农村能源运用高新技术、先进管理和结构优化等手段,实现煤、电、油、气等能源的全面节约。通过“上大压小”、有条件的纯凝汽机组进行综合利用或热电联产改造等方式,逐步淘汰大电网覆盖范围内、服役期满的单机容量10万千瓦以下的常规燃煤凌汽火电机组、单机容量5万千瓦及以下的常规小火电机组,使全省电力节能工作符合国家电力产业结构调整政策。对武汉、黄石等重点工业区域,冶金、建材、化工等重点行业,武钢、神龙汽车等重点企业,城乡居民生活等重点领域,开展重点节能。加快实施重点节能措施,包括发展冷热电联供、火电机组“以大代小”、减少长距离电力输送、加强电网安全保障、加强能源尤其是电力的需求侧管理,不断提高能源利用效率,确保实现“十一五”期间万元生产总值能耗下降20%的目标。在完善农村配电网络的同时,加快改善农户传统的直接燃用秸秆、薪材的生活用能方式。进一步发展沼气,“十一五”末全省沼气用户达到300万户,农村普及率达到30%。推行省柴灶,在有条件的地区推广“以电代燃”、应用蜂窝煤、液化石油气,适当发展太阳能光热利用、小型风电等,研究推广秸秆气化利用等新技术。开展农村能源资源综合利用和绿色能源示范县(市、区)建设,发展生物质成型颗粒燃料等新能源。逐步实现农村能源多元化、清洁化,以及资源节约和综合利用。四、“十一五”全省能源建设投资“十一五”全省能源建设共需投资约1180亿元(不含三峡电站投资),比“十五”增加约380亿元,增长47.5%。投资结构为:传统电源681亿元,占57.7%;电网425亿元,占36%;煤炭12亿元,占1%;新能源和可再生能源(含核电)50亿元,占4.3%;节能及能源储备12亿元,占1%。按照国家有关规定,能源建设项目资本金不低于总投资的20%,考虑国家对新能源和可再生能源的鼓励以及国际组织援助等因素,全省“十一五”能源建设项目总投资的资金来源为:业主自筹资本金20%,约为236亿元,政府和其他组织适当扶持或资助约为6亿元,其余近80%的资金主要通过融资解决。五、“十一五”全省能源发展的对策措施(一)多管齐下,努力克服资源制约充分利用省内外两种资源、两个市场,立足于省内能源的勘探、开发、建设与利用,特别是尽可能多地利用三峡和葛洲坝电站电力资源,争取国家增加三峡电站电能留在湖北的份额,更好地实现电能就地转化,减少外送,降低损耗。配合国家能源发展方略,根据电力市场形势,适当吸纳金沙江水电等省外优质电能,在适度范围内实现资源优化配置。积极参与区外能源资源的合作与开发。调整和优化能源生产结构,优先发展调节性能优越的水电、可再生能源,积极争取发展核电,优化布局火电且坚持发展大容量机组。搞好能源供应多元化,配合国家开展石油、天然气的战略储备建设,适当发展调节性能优越的能源站点,提高能源供应的适应性和可靠保障性。兼顾经济较为发达且能源负荷集中的鄂东地区和经济欠发达的鄂西地区,以及城市和农村经济社会发展的需要,综合考虑能源生产、运输和消费合理配置,效率兼顾公平,提高人均消费优质能源的水平,优化能源消费结构,促进能源需求、供应与交通运输协调发展。建立全面严格的节约能源制度,完善指标体系,提高能源利用效率。加强能源需求侧管理,落实差别电价,用经济杠杆促进节能降耗。将主要能耗指标纳入各地目标考核体系。建立节能的市场机制,开辟如合同能源管理、绿色电力交易等市场领域。广泛采用先进技术,淘汰落后设备、技术和工艺,强化科学管理。特别是在新能源和可再生能源领域,搞好试点和示范项目建设。通过规划、政策和资金引导,推动建立以企业为主体、大专院校、科研单位产学研联合的技术创新体系,开发具有自主知识产权的新技术和新产品,加速科研成果的转化及产业化。组织重点技术示范,提高技术水平和装备制造能力。(二)认真贯彻落实能源相关法律法规认真贯彻能源相关法律法规,积极落实有关鼓励优惠政策。充分发挥市场机制作用,深化以电力为主的能源体制改革,配合搞好主业和辅业分离、新的电价机制建立等。在风电等能源资源领域实行项目法人特许权招标。对节能环保、资源综合利用、高效能源建设、新能源开发项目,按国家要求落实相关优惠政策。(三)加强能源环保安全及国际交流与合作充分考虑资源约束和环境的承载力,努力减轻能源生产和消费对环境的影响。特别是对燃煤电厂造成的煤烟型污染、水电站造成的生态破坏,都必须按照国家环保规范严格控制。其中,国家天然林保护区域禁止开发水电。限制开发引水式电站。健全能源安全预警应急体系,尤其是做好电能、电煤和民用燃气供应的应急预案与保障工作。科学利用水文气象,建立电力负荷、电网安全专业气象预测及保障系统,完善和改进水电生产与防洪调度气象服务系统,为传统能源资源潜能的发挥提供气象保障。建立风能和太阳能发电预测气象服务系统,为新能源的开发利用提供科学依据。进一步完善核电站前期工作,力争早日核准开工建设,提高对核电安全生产的预警、预报和服务保障能力。积极争取国家支持,利用全球环境基金、世界银行、联合国开发计划署和亚洲开发银行等国际组织和有关国家政府的资金和技术,加快可再生能源产业化发展。积极争取清洁发展机制(CDM)的碳交易资金。附件:1湖北省“十一五”能源供需预测表2湖北省“十一五”电量供需平衡表3湖北省“十一五”电源分类装机及利用小时数表4湖北省“十一五”重大电源项目表5湖北省“十一五”500千伏电网建设项目表6湖北省“十一五”发电装机结构变化表

附件1:湖北省“十一五”能源供需预测表序号类别单位2005年2010年生产消费自给率(%)生产消费自给率(%)合计万吨标煤19329850196260013500193一煤炭万吨1093769014210001130088二原油万吨788980880145055三天然气亿立方米17644433977四电力亿千瓦时12907881637198012401597其中:水电亿千瓦时814——1263——五其他万吨标煤1519351801315

备注:①合计栏为实物量折标煤;②能源消费合计中包括二次转换部分,“十一五”年均增长65%;③能源生产合计全部为一次能源,不包括二次转换部分;④自给率的计算未剔除三峡等发电量送外省部分。

附件2:湖北省“十一五”电量供需平衡表单位:亿千瓦时序号类别2005年2010年2020年一全社会需用电量78812402118二本省发电量129019801水电8141263其中:三峡491853省内其他3234102火电47669963燃机电544其他可再生能源发电012三湖北自供电量7371049四购三峡电量51191五净输出电量502740

备注:

①“十一五”全社会用电量年均增长9.5%;②2011-2020年全社会用电量年均增长5.5%;③净输出电量系总输出电量减去总输入电量;④火电外送与接受省外电力基本持平。

附表3:湖北省“十一五”电源分类装机及利用小时数表序号类别2005年2010年装机容量(万千瓦)发电量(亿千瓦时)利用小时数(小时)装机容量(万千瓦)发电量(亿千瓦时)利用小时数(小时)总计274212904705491019804033一水电17898144550313712634026三峡电站980491501018208474654三峡电源电站1066000省内其他809323399313074103137二火电9534764995165369964232三燃机电9054600四风电等00030124000

附表4:湖北省“十一五”重大电源项目表序号项目名称装机规模(万千瓦)总投资(亿元)项目法人(控股方)备注一投产项目92439421清江水布垭4×46126清江开发公司2002年开工2白莲河蓄能电站4×303533华中电网公司2005年核准并开工3北山蓄能电站2×10579中铁十八局2004年开工4阳逻电厂三期2×604284华能集团2005年开工5大别山电厂2×60496中电投集团2004年开工6荆门电厂三期2×604766国电集团2005年核准并开工7襄樊电厂二期2×604698中国华电集团2005年核准并开工8鄂州电厂二期2×6040鄂能集团2007年开工二申请开工项目42025519黄冈电厂2×60614中电投集团立项已批、可研已评审10黄石西塞山电厂二期2×60497中国华电集团可研已评审11汉川电厂三期2×9080国电集团初可已评审12蒲圻电厂二期2×9064华润电力公司初可已评审三核电项目20023313湖北大畈核电站一期2×100233中电投集团项目建议书已报备注:①鄂州电厂二期已列入国家2005-2007年开工计划。本规划按2007年开工安排;②中小水电、燃机调峰、热电、劣质煤坑口电厂、自备电厂、风电、秸秆发电、垃圾发电等不在此列,未计入规模;③“十一五”备选、“十二五”储备的其他大型电厂项目,以及国家三峡电站工程项目,本表未予体现。

附表5:湖北省“十一五”500千伏电网建设项目表序号项目名称建设规模变电容量(万千伏安)线路长度(公里)总投资(亿元)备注一鄂东500千伏环网工程35046017在建1黄冈咸宁输变电工程1502新洲开关站3汉口输变电工程2002006年底投产4玉贤变电站扩建工程1002006年已投产二恩施水电外送工程150153439在建1恩施500千伏输变电工程1502水布垭开关站三十堰水电外送工程752607四武东输变电工程200606五宜昌南输变电工程75605六兴隆磁湖孝感江陵扩建工程3005七电厂上网工程36061阳逻电厂三期上网工程602006年已投产2荆门电厂三期上网工程72在建3襄樊二期上网工程58在建4大别山电厂上网工程1205白莲河抽水蓄能上网工程50备注:上述工程不含:①三峡配套送出工程;②荆门1000千伏试验示范工程及其500千伏配套;③葛沪直流综合改造工程。

附表6:湖北省“十一五”发电装机结构变化表单位:万千瓦序号类别2000年2005年总装机结构“十一五”新增装机2010年总装机结构总计15112742100%21684910100%一水电70717896525%13483137639%三峡电站9808401820三峡电源电站1010葛洲坝电站271527153993114水布垭电站184184白莲河抽水蓄能120120北山抽水蓄能2020其他4355537513416716二火电7869533475%7001653337%大别山电厂120120阳逻电厂三期120120荆门电厂三期120120襄樊电厂二期120120鄂州电厂二期120120其他火电7869531501103小火电退役-50-50三新能源发电12012024%燃机电9090风电1010秸秆发电1010垃圾发电1010备注:火电中“其他火电”“十一五”新增150万千瓦,包括宜都东阳光、沙市等热电,阳新等劣质煤发电;退役小火电-50万千瓦表示关停10万千瓦及以下纯发电燃煤小火电机组。

电话咨询

400-166-3656

客服咨询

  • 灵活用工解决方案
  • 税收洼地优惠政策
  • 核定征收节税方案
  • 个人代报税咨询
  • 财税社群

    微信公众号

    微信税筹群

    关闭

    提交成功

    扫码加入谷川联行财税群

    上万财税总监结伴而行

    获得税筹方案·结交财税好友·领取财税服务