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工程设计的一些标准是什么?

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匿名用户 发起了问题 • 1 人关注 • 0 个回复 • 1368 次浏览 • 2020-09-01 21:50 • 来自相关话题

求问热力除氧的除氧器温度最高可以到多少度?

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yuan 发起了问题 • 1 人关注 • 0 个回复 • 535 次浏览 • 2019-07-22 11:33 • 来自相关话题

发改委:加快退出长期停工停产的煤炭“僵尸企业”

septhui 发表了文章 • 0 个评论 • 266 次浏览 • 2017-03-24 14:32 • 来自相关话题

明确责任 狠抓落实 统筹推进煤炭去产能与稳供应工作 ——国家发展改革委召开煤炭行业去产能稳供应工作座谈会 3月22日,国家发展改革委召开煤炭行业去产能稳供应工作座谈会,发改委表示,有序实施建设煤矿减量置换、增减挂钩,鼓励煤电企业签订落实中长期合同,大力推进兼并重组转型升级;加快退出长期停工停产的煤炭“僵尸企业”。 原文如下: 为进一步学习贯彻习近平总书记在中央财经领导小组第十五次会议上关于深入推进供给侧结构性改革的重要讲话精神,落实李克强总理在《政府工作报告》中的部署要求,安排做好2017年煤炭去产能、稳供应工作,3月22日,国家发展改革委召开煤炭行业去产能稳供应工作座谈会,国家发展改革委副主任连维良主持会议并讲话,国家能源局副局长王晓林就2017年去产能工作做了安排,国家煤矿安监局副局长李万疆提出相关要求。 会议认为,通过推进供给侧结构性改革,减少无效供给、扩大有效供给,提高供给结构对需求结构的适应性,是适应和引领发展新常态,解决供需结构矛盾,促进经济平稳健康发展的必然选择。煤炭去产能一年多来的实践和取得的成效,充分说明党中央、国务院关于供给侧结构性改革的决策部署富有远见卓识,体现了以习近平同志为核心的党中央驾驭经济全局、应对风险挑战的高超能力。在党中央、国务院的正确领导下,2016年各地区、各有关部门、广大煤炭企业认真贯彻落实决策部署,统筹谋划、扎实推进煤炭去产能工作,取得了明显成效,超额完成年度目标任务,改善了行业效益和矿区民生,促进了结构优化和转型升级,优化了公平竞争的市场秩序,促进了经济社会风险防范和缓解,为全面完成“十三五”去产能目标任务打下了坚实基础。 会议指出,《政府工作报告》已经明确今年要退出煤炭产能1.5亿吨以上。当前去产能工作面临一些新情况新挑战,随着供需改善和价格回升,一些企业去产能的积极性有所下降;部分地区煤炭供需形势发生较大变化,来水、气温等不确定性因素较多,存在区域性、时段性煤炭供应紧张风险;职工安置工作难度明显增加,债务资产处置复杂需要高度重视。必须把困难估计得再充分一些,把工作措施制定得更扎实一些,确保完成任务,不能因有困难而不为、因有风险而躲避、因有阵痛而不前。 会议要求,2017年煤炭去产能工作要坚持稳中求进工作总基调,牢固树立和贯彻落实新发展理念,把工作一项一项地安排到位,并不折不扣地抓好落实。一是科学把握去产能力度和节奏,实现煤炭总量、区域、品种和需求基本平衡。二是更加严格按照标准去产能,加快退出长期停工停产的“僵尸企业”、安全保障程度低风险大、违法违规和不达标、落后产能的煤矿。三是有序实施建设煤矿减量置换、增减挂钩。四是统筹做好煤炭供应保障,加强清洁能源消纳利用,在确保安全的前提下增加煤矿生产供应,鼓励煤电企业签订落实中长期合同,提高生产、流通、使用各环节合理存煤水平,强化铁路运输保障支持。五是大力推进兼并重组转型升级。 会议强调,要深刻学习领会和认真贯彻落实习近平总书记讲话精神,要正确处理好四个关系,切实按照《政府工作报告》部署要求,以更加科学、更加精准的办法做好煤炭去产能工作。 一要正确处理好政府与市场的关系。坚持市场在资源配置中的决定性作用,更好地发挥政府的组织、协调和推进作用,强化市场化法治化去产能。坚持先进产能应保尽保、落后产能应退尽退、引导退出产能充分尊重市场规律和企业意愿;坚持以更加明确的标准和标准体系去产能;坚持从严执法、坚决杜绝新发生违法违规行为。 二要正确处理好短期与长期的关系。立足当前完成好目标任务;立足当前化解突出矛盾,做到“保供、稳价、安全、依法、稳定、有序”;着眼长远促进健康发展,重点做好“僵尸企业”出清、兼并重组、转型升级、优化布局工作;着眼长远建立长效机制,包括中长期合同、减量化生产、增减挂钩减量置换指标交易、最低库存和最高库存、防范价格异常波动、严格控制劣质煤生产流通和进口等。 三要正确处理好减法与加法的关系。既要去除无效低效产能,又要发挥好优质产能作用。随着去产能持续推进,在低效无效产能退出的同时适当增加优质产能供给能力,要把握好总产能只减不增的基本原则,确需增加产能的必须是安全、清洁、高效的产能,优先发展低成本产能;结合市场供需情况,严格按照减量置换原则统筹安排增减合理接续。 四要正确处理好供给与需求的关系。煤炭去产能要保障供给总量,优化供给结构,优化供给布局,提高供给质量。 会议强调,要更加紧密地团结在以习近平同志为核心的党中央周围,进一步增强“四个意识”,牢牢把握稳中求进的工作总基调,坚持供给侧结构性改革主线,勇于担当,攻坚克难,扎实推进,全面完成党中央、国务院交办的去产能任务,以优异成绩迎接党的十九大胜利召开。 有关省(自治区、直辖市)人民政府和新疆生产建设兵团联系煤炭去产能稳供应工作的副秘书长、发改委(能源局)、经信委(工信委、工信厅)、煤炭厅(局)、省级煤矿安监局,有关中央企业负责同志参加会议。财政部、人力资源社会保障部、国土资源部、环境保护部、交通运输部、水利部、国资委、银监会、能源局、煤矿安监局、铁路总公司、煤炭工业协会等部门和单位有关负责同志出席会议。 查看全部
明确责任 狠抓落实

统筹推进煤炭去产能与稳供应工作

——国家发展改革委召开煤炭行业去产能稳供应工作座谈会

3月22日,国家发展改革委召开煤炭行业去产能稳供应工作座谈会,发改委表示,有序实施建设煤矿减量置换、增减挂钩,鼓励煤电企业签订落实中长期合同,大力推进兼并重组转型升级;加快退出长期停工停产的煤炭“僵尸企业”。

原文如下:

为进一步学习贯彻习近平总书记在中央财经领导小组第十五次会议上关于深入推进供给侧结构性改革的重要讲话精神,落实李克强总理在《政府工作报告》中的部署要求,安排做好2017年煤炭去产能、稳供应工作,3月22日,国家发展改革委召开煤炭行业去产能稳供应工作座谈会,国家发展改革委副主任连维良主持会议并讲话,国家能源局副局长王晓林就2017年去产能工作做了安排,国家煤矿安监局副局长李万疆提出相关要求。

会议认为,通过推进供给侧结构性改革,减少无效供给、扩大有效供给,提高供给结构对需求结构的适应性,是适应和引领发展新常态,解决供需结构矛盾,促进经济平稳健康发展的必然选择。煤炭去产能一年多来的实践和取得的成效,充分说明党中央、国务院关于供给侧结构性改革的决策部署富有远见卓识,体现了以习近平同志为核心的党中央驾驭经济全局、应对风险挑战的高超能力。在党中央、国务院的正确领导下,2016年各地区、各有关部门、广大煤炭企业认真贯彻落实决策部署,统筹谋划、扎实推进煤炭去产能工作,取得了明显成效,超额完成年度目标任务,改善了行业效益和矿区民生,促进了结构优化和转型升级,优化了公平竞争的市场秩序,促进了经济社会风险防范和缓解,为全面完成“十三五”去产能目标任务打下了坚实基础。

会议指出,《政府工作报告》已经明确今年要退出煤炭产能1.5亿吨以上。当前去产能工作面临一些新情况新挑战,随着供需改善和价格回升,一些企业去产能的积极性有所下降;部分地区煤炭供需形势发生较大变化,来水、气温等不确定性因素较多,存在区域性、时段性煤炭供应紧张风险;职工安置工作难度明显增加,债务资产处置复杂需要高度重视。必须把困难估计得再充分一些,把工作措施制定得更扎实一些,确保完成任务,不能因有困难而不为、因有风险而躲避、因有阵痛而不前。

会议要求,2017年煤炭去产能工作要坚持稳中求进工作总基调,牢固树立和贯彻落实新发展理念,把工作一项一项地安排到位,并不折不扣地抓好落实。一是科学把握去产能力度和节奏,实现煤炭总量、区域、品种和需求基本平衡。二是更加严格按照标准去产能,加快退出长期停工停产的“僵尸企业”、安全保障程度低风险大、违法违规和不达标、落后产能的煤矿。三是有序实施建设煤矿减量置换、增减挂钩。四是统筹做好煤炭供应保障,加强清洁能源消纳利用,在确保安全的前提下增加煤矿生产供应,鼓励煤电企业签订落实中长期合同,提高生产、流通、使用各环节合理存煤水平,强化铁路运输保障支持。五是大力推进兼并重组转型升级。

会议强调,要深刻学习领会和认真贯彻落实习近平总书记讲话精神,要正确处理好四个关系,切实按照《政府工作报告》部署要求,以更加科学、更加精准的办法做好煤炭去产能工作。

一要正确处理好政府与市场的关系。坚持市场在资源配置中的决定性作用,更好地发挥政府的组织、协调和推进作用,强化市场化法治化去产能。坚持先进产能应保尽保、落后产能应退尽退、引导退出产能充分尊重市场规律和企业意愿;坚持以更加明确的标准和标准体系去产能;坚持从严执法、坚决杜绝新发生违法违规行为。

二要正确处理好短期与长期的关系。立足当前完成好目标任务;立足当前化解突出矛盾,做到“保供、稳价、安全、依法、稳定、有序”;着眼长远促进健康发展,重点做好“僵尸企业”出清、兼并重组、转型升级、优化布局工作;着眼长远建立长效机制,包括中长期合同、减量化生产、增减挂钩减量置换指标交易、最低库存和最高库存、防范价格异常波动、严格控制劣质煤生产流通和进口等。

三要正确处理好减法与加法的关系。既要去除无效低效产能,又要发挥好优质产能作用。随着去产能持续推进,在低效无效产能退出的同时适当增加优质产能供给能力,要把握好总产能只减不增的基本原则,确需增加产能的必须是安全、清洁、高效的产能,优先发展低成本产能;结合市场供需情况,严格按照减量置换原则统筹安排增减合理接续。

四要正确处理好供给与需求的关系。煤炭去产能要保障供给总量,优化供给结构,优化供给布局,提高供给质量。

会议强调,要更加紧密地团结在以习近平同志为核心的党中央周围,进一步增强“四个意识”,牢牢把握稳中求进的工作总基调,坚持供给侧结构性改革主线,勇于担当,攻坚克难,扎实推进,全面完成党中央、国务院交办的去产能任务,以优异成绩迎接党的十九大胜利召开。

有关省(自治区、直辖市)人民政府和新疆生产建设兵团联系煤炭去产能稳供应工作的副秘书长、发改委(能源局)、经信委(工信委、工信厅)、煤炭厅(局)、省级煤矿安监局,有关中央企业负责同志参加会议。财政部、人力资源社会保障部、国土资源部、环境保护部、交通运输部、水利部、国资委、银监会、能源局、煤矿安监局、铁路总公司、煤炭工业协会等部门和单位有关负责同志出席会议。

2016年我国海洋化工业稳步发展

septhui 发表了文章 • 0 个评论 • 198 次浏览 • 2017-03-17 13:14 • 来自相关话题

3月16日,国家海洋局对外发布《2016年中国海洋经济统计公报》。《公报》显示,我国海洋产业继续保持稳步增长,2016年全国海洋生产总值70507亿元,比上年增长6.8%,海洋生产总值占国内生产总值的9.5%。 据初步核算,2016年全国海洋生产总值70507亿元,比上年增长6.8%,海洋生产总值占国内生产总值的9.5%。其中,海洋产业增加值43283亿元,海洋相关产业增加值27224亿元。海洋第一产业增加值3566亿元,第二产业增加值28488亿元,第三产业增加值38453亿元,海洋第一、第二、第三产业增加值占海洋生产总值的比重分别为5.1%、40.4%和54.5%。据测算,2016年全国涉海就业人员3624万人。 2016年,我国海洋产业继续保持稳步增长。其中,海洋生物医药业较快增长;滨海旅游发展规模稳步扩大,新业态旅游成长步伐加快;海水利用业、海洋工程建筑业稳步发展,海水利用项目有序推进,多项重大海洋工程顺利完工;海洋电力业发展势头良好,海上风电场建设稳步推进;海洋渔业,海洋盐业稳步增长;海洋矿业、海洋化工业稳步发展;海洋交通运输业总体稳定,沿海港口生产总体平稳增长,航运市场逐渐复苏;海洋油气产量和增加值同比小幅下降;海洋船舶工业产品结构持续优化,但形势依然严峻。 在区域海洋经济发展情况方面,2016年环渤海地区海洋生产总值24323亿元,占全国海洋生产总值的比重为34.5%,比上年回落0.8个百分点;长江三角洲地区海洋生产总值19912亿元,占全国海洋生产总值的比重为28.2%,比上年回落了0.2个百分点;珠江三角洲地区海洋生产总值15895亿元,占全国海洋生产总值的比重22.5%,比上年提高了0.3个百分点。 查看全部
3月16日,国家海洋局对外发布《2016年中国海洋经济统计公报》。《公报》显示,我国海洋产业继续保持稳步增长,2016年全国海洋生产总值70507亿元,比上年增长6.8%,海洋生产总值占国内生产总值的9.5%。

据初步核算,2016年全国海洋生产总值70507亿元,比上年增长6.8%,海洋生产总值占国内生产总值的9.5%。其中,海洋产业增加值43283亿元,海洋相关产业增加值27224亿元。海洋第一产业增加值3566亿元,第二产业增加值28488亿元,第三产业增加值38453亿元,海洋第一、第二、第三产业增加值占海洋生产总值的比重分别为5.1%、40.4%和54.5%。据测算,2016年全国涉海就业人员3624万人。

2016年,我国海洋产业继续保持稳步增长。其中,海洋生物医药业较快增长;滨海旅游发展规模稳步扩大,新业态旅游成长步伐加快;海水利用业、海洋工程建筑业稳步发展,海水利用项目有序推进,多项重大海洋工程顺利完工;海洋电力业发展势头良好,海上风电场建设稳步推进;海洋渔业,海洋盐业稳步增长;海洋矿业、海洋化工业稳步发展;海洋交通运输业总体稳定,沿海港口生产总体平稳增长,航运市场逐渐复苏;海洋油气产量和增加值同比小幅下降;海洋船舶工业产品结构持续优化,但形势依然严峻。

在区域海洋经济发展情况方面,2016年环渤海地区海洋生产总值24323亿元,占全国海洋生产总值的比重为34.5%,比上年回落0.8个百分点;长江三角洲地区海洋生产总值19912亿元,占全国海洋生产总值的比重为28.2%,比上年回落了0.2个百分点;珠江三角洲地区海洋生产总值15895亿元,占全国海洋生产总值的比重22.5%,比上年提高了0.3个百分点。

能源局印发2017年能源工作指导意见

septhui 发表了文章 • 0 个评论 • 190 次浏览 • 2017-02-22 16:43 • 来自相关话题

国家能源局关于印发2017年能源工作指导意见的通知 国能规划[2017]46号 各省(自治区、直辖市)、新疆生产建设兵团发展改革委(能源局),各派出能源监管机构,有关企业: 为了做好2017年能源工作,进一步深化能源供给侧结构性改革,推进“十三五”规划全面实施,我局研究制订了《2017年能源工作指导意见》。现印发你们,请认真组织实施。 国家能源局 2017年2月10日 2017年能源工作指导意见 2017年是全面实施“十三五”规划的重要一年,是供给侧结构性改革的深化之年。要深入贯彻党的十八大和十八届三中、四中、五中、六中全会精神,牢固树立和落实“创新、协调、绿色、开放、共享”的新发展理念,遵循“四个革命、一个合作”的能源发展战略思想,落实中央经济工作会议战略部署,以推进能源供给侧结构性改革为主线,以提高供给质量和效益为中心,着力化解和防范过剩产能,着力推进能源清洁开发利用,着力补上能源发展短板,为经济社会发展提供坚强的能源保障,以优异成绩迎接党的十九大胜利召开。 一、主要发展目标 (一)能源消费 全国能源消费总量控制在44亿吨标准煤左右。非化石能源消费比重提高到14.3%左右,天然气消费比重提高到6.8%左右,煤炭消费比重下降到60%左右。 (二)能源供应 全国能源生产总量36.7亿吨标准煤左右。煤炭产量36.5亿吨左右,原油产量2.0亿吨左右,天然气产量1700亿立方米左右(含页岩气产量100亿立方米左右)。 (三)能源效率 单位国内生产总值能耗同比下降5.0%以上。燃煤电厂平均供电煤耗314克标准煤/千瓦时,同比减少1克。完成煤电节能改造规模6000万千瓦。 二、重点任务 (一)化解防范产能过剩 坚定不移落实去产能年度工作部署,加快淘汰落后产能,稳步发展先进产能,提高产能利用效率,促进生产能力与实际产出相匹配。 继续化解煤炭产能过剩。运用市场化、法治化手段化解产能过剩,科学合理确定去产能年度目标,严格落实公示公告、停产关闭、证照注销、检查验收等工作程序。进一步提高安全、环保、技术等标准,淘汰一批灾害严重、资源枯竭、技术装备落后、不具备安全生产条件、不符合煤炭产业政策的煤矿,全年力争关闭落后煤矿500处以上,退出产能5000万吨左右。按照减量置换原则,有序发展先进产能。规范煤矿生产建设秩序,加大未批先建、超能力生产等违规行为治理力度。完善煤矿产能登记公告制度,将公告范围从生产煤矿延伸至建设煤矿,实现全口径产能公告。 有效防范和化解煤电产能过剩风险。按照清理违规、严控增量、淘汰落后的原则,制订实施“稳、准、狠”的措施,到2020年煤电装机总规模控制在11亿千瓦以内。坚决清理违规项目,未核先建、违规核准等违规建设项目一律停止建设。继续实施煤电规划建设风险预警机制,严格落实缓核、缓建等调控措施。根据受端地区电力市场需求,有序推进跨区输电通道建设,按需同步配套建设煤电基地外送项目。积极推进放开发用电计划,合理引导投资建设预期。继续加大淘汰落后煤电机组力度,重点淘汰改造后仍不符合能效环保要求的机组,2017年预计淘汰规模400万千瓦以上。 推进油品质量升级。2017年1月1日起,全国全面供应国五标准车用汽油(含E10乙醇汽油)、车用柴油(含B5生物柴油)。2017年7月1日起,全国全面供应硫含量不大于50ppm的普通柴油。做好2018年1月1日起全国全面供应硫含量不大于10ppm的普通柴油准备工作。开展成品油质量升级专项监督检查,保障清洁油品市场供应。依据车用汽油、车用柴油国六标准,加快出台新版车用乙醇汽油和生物柴油标准,开展相关升级改造。适度扩大生物燃料乙醇生产规模和消费区域。 (二)推进非化石能源规模化发展 围绕实现“十三五”规划目标,着力解决弃风、弃光、弃水等突出问题,促进电源建设与消纳送出相协调,提高清洁低碳能源发展质量和效益。 积极发展水电。加快建设金沙江、雅砻江、大渡河等大型水电基地。加强西南水电外送华南、华中和华东等区域输电通道建设,统筹推进金中、滇西北、川电外送第三通道等工程项目。建立水能利用监测体系,及时分析预警水能利用和弃水情况。建立健全水电开发利益共享机制,制订实施《少数民族地区水电工程建设征地移民安置规划设计规定》。 稳步发展风电。优化风电建设开发布局,新增规模重心主要向中东部和南方地区倾斜。严格控制弃风限电严重地区新增并网项目,发布2017年度风电行业预警信息,对弃风率超过20%的省份暂停安排新建风电规模。有序推动京津冀周边、金沙江河谷和雅砻江河谷风光水互补等风电基地规划建设工作。加快海上风电开发利用。 安全发展核电。积极推进具备条件的核电项目建设,按程序组织核准开工。有序启动后续沿海核电项目核准和建设准备,推动核电厂址保护和论证工作。继续实施核电科技重大专项,推进高温气冷堆示范工程建设。稳妥推动小型堆示范项目前期工作,积极探索核能综合利用。 大力发展太阳能。继续实施光伏发电“领跑者”行动,充分发挥市场机制作用,推动发电成本下降。调整光伏电站发展布局,严格控制弃光严重地区新增规模,对弃光率超过5%的省份暂停安排新建光伏发电规模。稳步推进太阳能热发电首批示范项目。 积极开发利用生物质能和地热能。推进生物天然气产业化示范,抓好黑龙江垦区、新疆维吾尔自治区、新疆生产建设兵团等示范项目建设,积极发展能源、农业和环保“三位一体”生物天然气县域循环经济。加快相关标准体系建设,推进生物天然气和有机肥商品化产业化。制订出台关于推进农林生物质发电全面转向热电联产的产业政策,提高生物质资源利用效率。建立生物质发电项目布局规划监测体系,新建项目纳入省级规划管理。推广地热能供暖、制冷,发挥地热能替代散烧煤、促进大气污染防治的作用。 (三)推进化石能源清洁开发利用 推广先进适用技术,加快传统能源产业转型升级,着力创新能源生产消费模式,夯实化石能源发展基础,增强能源安全保障能力。 推进煤炭绿色高效开发利用。推广充填开采、保水开采、煤与瓦斯共采等绿色开采技术,推进采煤沉陷区综合治理。推广先进技术装备,提升煤矿机械化、信息化、智能化“三化”水平。实施粉尘综合治理,降低采煤粉尘排放。大力发展煤炭洗选加工,提升商品煤质量,原煤入选率提高到70%。实施煤电超低排放改造和节能改造,2017年底前东部地区具备条件的机组全部完成超低排放和节能改造。 提高油气保障能力。全面实施油气科技重大专项“十三五”计划,重点支持陆上深层、海洋深水和非常规油气勘探开发重大理论技术创新。加强用海协调,进一步推动海洋油气勘探开发。推进页岩气国家级示范区新产能建设,力争新建产能达到35亿立方米。加快天然气主干管道互联互通工程建设,提高天然气保供能力。推进煤层气勘探开发利用重大工程,加快沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘、贵州毕水兴等煤层气产业化基地建设。加快煤层气(煤矿瓦斯)输送利用设施建设,因地制宜发展煤层气压缩和液化,推广低浓度瓦斯发电。推进国家石油储备基地建设,有序开展国储原油收储工作,提升国家石油储备能力。 扩大天然气利用。制订实施《关于加快推进天然气利用的意见》,推进城镇燃气、燃气发电、工业燃料、交通燃料等重点领域的规模化利用。推动天然气与可再生能源融合发展,在四川、江苏、广东等地区实施天然气融合发展示范工程。推进京津冀大气污染防治重点地区气化工程。推动长三角地区船用燃料天然气替代,推进车船用天然气和江海联运试点。积极推动天然气大用户直供。大力推进天然气分布式能源发展。 (四)补强能源系统短板 针对调峰能力不足、运行效率不高、基础设施薄弱等瓶颈制约,着力优化能源系统,着力完善相关政策措施,增强系统协调性和灵活性,提高能源系统效率。 加强调峰能力建设。完成煤电机组灵活性改造试点,进一步扩大改造范围。研究实施煤电机组参与调峰激励机制,建立健全辅助服务(市场)补偿机制。扎实推进规划内抽水蓄能电站建设,研究调整抽水蓄能峰谷电价机制。调整部分省区抽水蓄能电站选点规划,优化发展布局。加快用电负荷集中、天然气供应充足地区的天然气调峰电站建设。大力推进天然气调峰储气库建设。制订实施《关于促进储能技术与产业健康发展的指导意见》,建立储能技术系统研发、综合测试和工程化验证平台,推进重点储能技术试验示范。 加强能源输送通道建设。根据受端市场需求,统筹考虑电源建设进度、电网调峰能力以及电力市场改革等有关因素,研究建设跨省跨区外送输电通道。推动中俄东线天然气管道、陕京四线、新疆煤制气外输管道建设,做好川气东送二线、蒙西煤制气外输管道等项目前期工作。加快重点地区和气化率较低地区油气管道建设。推进页岩气等非常规天然气配套外输管道建设。 推进智能电网建设。制订实施《关于推进高效智能电力系统建设的实施意见》,配套制订各省(区、市)具体工作方案。研究制订《智能电网2030战略》,推动建立智能电网发展战略体系。制订实施《微电网管理办法》,积极推进新能源微电网、城市微电网、边远地区及海岛微电网建设。 (五)加强生产建设安全管理 坚持“以人为本”的安全发展理念,坚持预防为主、管防结合的基本原则,健全完善“国家监察、地方监管、企业负责”的工作机制,牢牢守住安全生产这条红线。 加强电力安全监管。印发实施《关于推进电力安全领域改革发展的意见》,修订完善《电力安全生产监督管理办法》。开展重点区域、重点环节、关键部位隐患排查治理和重大危险源检测、评估和监控,守住人身、设备、大坝等基本安全底线,坚决遏制重特大事故发生。加强电网安全风险分析预警,强化重要输电通道、重要设备设施安全监管。加强并网安全监管,增强电网应对严重故障能力。加强网络信息安全工作,确保关键信息基础设施和重要信息系统安全可靠运行。加强电力建设工程施工安全和工程质量监管,修订完善《电力建设工程施工安全监督管理办法》。建立健全大面积停电事件应急预案体系,完善生产经营活动突发事件应急预案体系,开展大型城市电力综合应急演练。做好党的十九大期间等重要时期保电工作。完善电力安全监管工作机制,加强执法能力建设。 加强油气储运设施安全管理。加强国家石油储备基地安全管理。建立健全安全管理制度,完善安全风险防控体系。建立国储基地突发事件信息报告机制。强化国储基地建设项目安全管理,研究制订相关制度标准。推进油气输送管道保护。研究起草管道保护工作指导意见,研究制订油气管道完整性管理评价考核办法,推动建立长输油气管道保护工作机制。推动管道安全应急体系建设,扎实做好地质灾害周期性评价。 提升煤矿安全生产水平。安排中央预算内资金30亿元,专项支持煤矿安全改造、重大灾害治理示范工程建设。组织开展瓦斯灾害严重和事故多发地区专家“会诊”,研究提出治理工作方案。推进新疆煤田火区治理工作,加强乌鲁木齐大泉湖、托克逊乌尊布拉克和米泉三道坝等重点火区治理,保护火区内煤炭资源、巩固灭火工作成果。 确保核电建设运行安全。组织开展“核电安全管理提升年”活动,实施为期一年的核电安全专项整治行动,排查安全漏洞,消除安全隐患。加强核电站应急、消防和操纵人员考核管理,强化核电厂建设运行经验交流反馈,全面提升核事故应急管理和响应能力,确保在运在建机组安全可控。加强核电科普宣传。 (六)推进能源技术装备升级 加大科技创新政策支持力度,加强能源科技攻关和先进技术装备推广应用,推动取得重点突破,切实增强产业发展核心竞争力。 加强关键技术攻关。在核电、新能源、页岩气、煤层气、燃气轮机及高温材料、海洋油气勘探等领域,推动自主核心技术取得突破。在太阳能光热利用、分布式能源系统大容量储能等领域,推动应用技术产业化推广。围绕推进可再生能源、先进核电、关键材料及高端装备可持续发展,研究设立国家能源研发机构,建立健全相关管理机制。 深化能源装备创新发展。全面落实《中国制造2025—能源装备实施方案》,着力提升能源供应安全保障、非化石能源发展和化石能源清洁高效利用等重点领域装备制造水平。制订实施关于推动能源装备攻关和示范应用的支持政策。制订实施《关于依托能源工程推进燃气轮机创新发展的若干意见》。继续推动海洋平台用燃气轮机、特高压输电套管、超超临界火电机组关键设备、天然气长输管线压缩机组、核电关键泵阀和仪控、煤炭深加工大型空分等装备试验示范。编制能源装备自主创新推荐目录。 加强标准体系建设。组织修订普通柴油、车用乙醇汽油调合组分油和生物柴油标准。推动发布落实《“华龙一号”国家重大工程标准化示范项目实施方案》。制订实施《少数民族地区水电工程建设征地移民安置规划设计规定》有关标准。推动“互联网+”智慧能源、电动汽车充电设施、太阳能发电、天然气发电、储能以及能源安全生产等领域有关标准制(修)订工作。推动天然气计量方法与国际接轨。推进强制性节能、先进领跑等标准体系建设。推进能源领域深化标准化改革有关专项工作。 (七)加强能源行业管理 切实转变政府职能,加强能源法治建设,深化电力、油气等重点领域改革,进一步消除体制机制障碍、增加有效制度供给,努力营造良好发展环境。 推进能源法治建设。积极推动《能源法》《电力法(修订)》《核电管理条例》等送审稿修改完善工作。加快推进《国家石油储备条例》《能源监管条例》立法工作。做好《石油天然气法》《可再生能源法(修订)》和《煤炭法(修订)》立法研究工作。发挥行业协会和大型企业优势,推进能源行业普法和依法治企。 深化重点领域改革。组织实施《电力中长期交易基本规则(暂行)》,积极推进电力市场化交易,有序扩大直购电交易规模。推进区域电力市场建设和电力交易机构规范运行,做好京津冀电力市场试点等有关工作。有序开展增量配电业务试点,鼓励社会资本参与投资。完善电力辅助服务市场运营规则,继续推进东北、华东区域以及山西、福建等地电力辅助服务市场试点工作。制订出台《节能低碳电力调度办法》,加强跨省跨区优化调度。研究实施可再生能源电力配额制和绿色电力证书交易机制,探索建立绿色电力证书发放和交易体系。加快石油天然气体制改革,推动出台《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》。研究制订管道网运分离等配套文件和专项实施方案。推进上海、重庆等石油天然气交易中心建设。加快新疆能源综合改革试点,总结经验适时推广。 推进“放管服”改革。按照国务院统一部署,继续做好能源领域行政审批事项取消、下放工作,推动实施能源投资项目负面清单管理机制。研究推动能源投资项目行政审批机制创新,探索建立以竞争性方式确立项目业主的新机制。按照有关要求,发布试行《国家能源局权力和责任清单》。开展行政许可标准化建设,编制发布《国家能源局行政许可标准化工作指南》。持续推进“双随机、一公开”监管改革,实现检查事项全覆盖,大力推进阳光审批。稳定政策预期和市场预期,积极推动油气勘察开采、油气管网、配电网等领域向民间资本开放。 强化市场秩序监管。制订实施《电力市场监管实施办法(暂行)》。加强电力调度交易与市场秩序监管,促进节能低碳调度、电网公平开放、交易规范和信息公开。加强电力价格成本和典型电网工程投资成效监管,推动跨省输电价格定价成本监审和价格审核。做好供电监管,推动提升供电服务水平。加强油气管网设施公平开放监管,推动油气管网和液化天然气设施向第三方公平开放。完善市场监管行政执法工作机制。加强12398能源监管热线管理。研究修订《承装(修、试)电力设施许可证管理办法》,严把承装(修、试)电力设施市场准入关口。建立健全能源行业信用信息平台,落实联合激励与惩戒机制,推进能源行业信用体系建设。 (八)拓展能源国际合作 坚持“走出去”与“引进来”相结合,着力打造具有国际竞争力的能源装备品牌,着力增强开放条件下能源安全保障能力,着力加强基础设施互联互通,全方位拓展能源国际合作。 深入拓展国际油气合作。推进中亚—俄罗斯、中东、非洲、美洲和亚太五大油气合作区开发建设,加大与重点国家油气合作开发力度。完善西北、东北、西南和海上四大油气运输通道,加强安全风险防控,提升通道安全可靠运输能力。稳妥推进亚太、欧洲、北美油气运营中心建设,积极发展集贸易、加工、仓储和运输为一体的海外油气运营模式。 促进与周边国家电力互联互通。积极谋划西南联网,稳步探索东北联网。加强周边国家互联互通研究,深化与有关国家战略对接,制订大湄公河次区域国家及其他周边国家电力联网规划,合作开展区域电网升级改造,适时推进跨境联网工程建设。推进合作区域电力交易市场建设。 推动核电“走出去”。推进巴基斯坦卡拉奇项目建设,做好后续合作有关工作。推动英国核电项目实施,推进“华龙一号”英国通用设计评审。统筹协调做好我参与法国阿海珐重组工作。加强与俄罗斯、美国等国的核电技术合作。稳步推进阿根廷、土耳其、罗马尼亚等国核电项目合作。 拓宽国际能源合作领域。制订实施《关于推进能源装备国际产能合作指导意见》,完善政府间合作等工作机制。以“一带一路”国家和地区为重点,积极开拓非洲、南美洲和欧美发达国家市场,鼓励企业参与煤炭、煤电、水电、新能源、煤化工、输变电等国外项目建设,推动能源技术、装备、服务和标准“走出去”。推动建立海外装备研发、生产和维修服务体系。 积极参与全球能源治理。深化与重点国家的双边能源合作,积极参与多边框架下的能源合作。加强与国际能源署、国际能源论坛、国际可再生能源署、能源宪章等国际能源组织的合作,促进能源政策信息、人力资源等国际交流。推动实施中国—东盟清洁能源能力建设计划,推动成立中国—阿盟清洁能源培训中心和中国—中东欧(16+1)能源项目对话与合作中心。做好世贸组织《政府采购协议》谈判有关工作。 (九)着力提高能源民生福祉 围绕人民群众普遍关心的冬季供暖、大气污染、光伏扶贫等问题,加大政策支持和供应保障工作力度,加强重点用能领域基础设施建设,积极推广清洁便利的能源消费新模式,促进能源发展更好惠及社会民生。 大力推进北方地区冬季清洁取暖。按照企业为主、政府推动、居民可承受的方针,宜气则气、宜电则电,尽可能利用清洁能源,加快提高清洁供暖比重。编制实施《北方地区冬季清洁取暖规划(2017-2020年)》。加大气源供应保障力度,加强重点输气管线工程和储气工程建设,确保供暖期天然气供应保障安全。积极发展电能供热,推广电热膜、地暖和热泵供暖等新模式。继续发展背压热电等热电联产供热。加强供气管网、配电线路建设,加快构建范围更广、能力更强的终端管线网络,推动解决“最后一公里”等制约清洁供暖的突出问题。 深入推进电网改造升级。继续实施新一轮农网改造升级,完成小城镇中心村电网改造,实现平原地区机井通电全覆盖,贫困村基本通动力电。实施200个小康电示范县建设。启动实施藏区百个县城电网改造升级及电气化工程,实施藏区百所农村学校清洁供暖示范工程建设。加快实施百个边防部队电网建设,推进军营电气化。优化直辖市、省会城市和计划单列市城市配电网布局,推进高可靠性示范区与新城镇化示范区建设。 精准实施光伏扶贫工程。总结第一批光伏扶贫工程经验,组织实施第二批光伏扶贫工程。进一步优化光伏扶贫工程布局,优先支持村级扶贫电站建设,对于具备资金和电网接入条件的村级电站,装机规模不受限制。加强并网消纳、费用结算等统筹协调工作,确保项目建设运营落实到位。 做好大气污染防治能源保障工作。全部建成12条大气污染防治重点输电通道,增加重点地区外输电力供应。推进京津冀及周边地区、长三角等区域电能替代,进一步提高电能消费比重。增加重点地区天然气供应,积极推广“煤改气”“油改气”等替代工程。做好散煤治理有关工作。 扎实推进电能替代。推动完善峰谷电价机制,鼓励用户在低谷期使用电力储能蓄热。探索建立电力富余地区电能替代用户与风电等发电企业直接交易机制,扩大直接交易规模。支持港口岸电设施建设,研究建立岸电供售电机制。建立充电收益分配机制,增加居民小区供电容量,加快推进居民区充电桩建设。加快公用建筑和公共场所充电设施建设。完善京津冀、长三角、珠三角等重点区域城际高速公路快充网络。推进充电设施互联互通示范项目建设。升级公共充电设施新国标,2017年所有新建公共充电设施执行新国标。开展充电设施发展经验交流。 三、能源重大工程 (一)能源结构调整工程 水电。积极推进已开工水电项目建设,年内计划建成澜沧江苗尾、大渡河长河坝、猴子岩等水电站,新增装机规模1000万千瓦。扎实推进具备条件项目的核准建设,年内计划开工建设金沙江白鹤滩、巴塘、拉哇,澜沧江托巴等水电站,新开工规模力争达到3000万千瓦。 核电。积极推进已开工核电项目建设,年内计划建成三门1号机组、福清4号机组、阳江4号机组、海阳1号机组、台山1号机组等项目,新增装机规模641万千瓦。积极推进具备条件项目的核准建设,年内计划开工8台机组。扎实推进三门3、4号机组,宁德5、6号机组,漳州1、2号机组,惠州1、2号机组等项目前期工作,项目规模986万千瓦。 风电。稳步推进风电项目建设,年内计划安排新开工建设规模2500万千瓦,新增装机规模2000万千瓦。扎实推进部分地区风电项目前期工作,项目规模2500万千瓦。 太阳能发电。积极推进光伏、光热发电项目建设,年内计划安排新开工建设规模2000万千瓦,新增装机规模1800万千瓦。有序推进部分地区项目前期工作,项目规模2000万千瓦。 (二)煤炭清洁高效利用工程 煤电超低排放和节能改造。继续深入推进改造工作,年内计划完成超低排放改造规模8000万千瓦,完成节能改造规模6000万千瓦。 煤炭深加工。扎实推进已开工示范项目建设,年内计划全面建成神华宁煤煤炭间接液化(400万吨/年)、潞安矿业高硫煤一体化清洁利用一期工程(100万吨/年)等示范项目。有序推进具备条件项目的核准建设,年内计划开工建设苏新能源和丰煤制天然气、内蒙古伊泰煤炭间接液化等示范项目。做好伊泰伊犁煤炭间接液化、贵州渝富毕节(纳雍)煤炭间接液化等项目前期工作。 (三)能源系统补短板工程 煤电参与调峰改造。扩大煤电参与调峰改造试点范围,全年计划实施改造规模2000万千瓦以上,计划增加调峰能力400万千瓦。 调峰用天然气电站。在负荷集中和天然气气源有保障的地区,建设天然气调峰电站,年内计划新增装机规模100万千瓦。 抽水蓄能电站。积极推进已开工项目建设,年内计划建成投产江苏溧阳、广东深圳、海南琼中等抽水蓄能电站,新增装机规模200万千瓦。扎实推进具备条件项目的核准建设,年内计划开工建设浙江宁海、湖南平江、内蒙古芝瑞等抽水蓄能电站项目,新开工规模力争达到1000万千瓦。 储能。积极推进已开工项目建设,年内计划建成苏州辉腾、西藏尼玛、大连融科(部分)、比亚迪长沙园区、山西阳光、贵州毕节等储能项目。扎实推进南都电源镇江能源互联网、苏州高景科技、苏州锦祥、苏州工业园区、南都电源、阳光电源、阳光三星与天合光能、中天科技、大连融科(部分)等具备条件的项目。做好二连浩特、猛狮科技、协鑫集成等储能电站项目前期工作。 天然气调峰设施。积极推进金坛盐穴、双6、相国寺等已投运储气库扩容达容,推进中原文23等地下储气库建设,年内计划开工建设中原文23、华北及大港储气库扩容改造,全年新增工作气量3亿立方米以上。 跨省跨区输电通道。积极推进已开工项目建设,年内计划新增500千伏及以上变电容量(含换流容量)1.36亿千伏安,新增输电线路1.47万公里。扎实推进具备条件项目的核准建设。 油气管网。积极推进已开工项目建设,年内计划建成中俄原油管道二线、陕京四线。扎实推进具备条件项目的核准建设,年内计划开工建设中俄东线天然气管道(控制性工程已开工)、新疆煤制气外输管道潜江—韶关段。 (四)能源消费模式创新工程 电能替代。在燃煤锅炉、窑炉、港口岸电等重点替代领域,实施一批电能替代工程,全年计划完成替代电量900亿千瓦时。 天然气替代。在京津冀“禁煤区”和煤炭质量控制区,在落实气源的前提下,实施民用、工业“煤改气”工程。推广车船等交通工具领域“油改气”工程。 电动汽车充电设施。积极推进充电桩建设,年内计划建成充电桩90万个。其中,公共充电桩10万个,私人充电桩80万个。 (五)能源惠民利民工程 农村电网改造升级。年内计划开工建设项目1400个,投资规模410亿元,其中中央预算内投资90亿元。计划建成项目1900个,投资规模630亿元,其中中央预算内投资85亿元、专项建设基金49亿元。 光伏扶贫。年内计划安排光伏扶贫规模800万千瓦,惠及64万建档立卡贫困户。其中,村级电站200万千瓦,惠及40万建档立卡贫困户;集中式电站600万千瓦,惠及24万建档立卡贫困户。 各省(区、市)能源主管部门、各能源企业,要认真贯彻党中央、国务院关于能源工作的决策部署,围绕稳增长、促改革、调结构、惠民生、防风险等重点工作,积极主动作为,狠抓任务落实。国家能源局各部门,要细化制订工作实施方案,具体明确时间表和路线图,进一步加强统筹协调和监督检查,凝聚形成全行业工作合力,为做好全年能源工作营造良好的发展环境。 查看全部
国家能源局关于印发2017年能源工作指导意见的通知
国能规划[2017]46号

各省(自治区、直辖市)、新疆生产建设兵团发展改革委(能源局),各派出能源监管机构,有关企业:

为了做好2017年能源工作,进一步深化能源供给侧结构性改革,推进“十三五”规划全面实施,我局研究制订了《2017年能源工作指导意见》。现印发你们,请认真组织实施。

国家能源局
2017年2月10日

2017年能源工作指导意见

2017年是全面实施“十三五”规划的重要一年,是供给侧结构性改革的深化之年。要深入贯彻党的十八大和十八届三中、四中、五中、六中全会精神,牢固树立和落实“创新、协调、绿色、开放、共享”的新发展理念,遵循“四个革命、一个合作”的能源发展战略思想,落实中央经济工作会议战略部署,以推进能源供给侧结构性改革为主线,以提高供给质量和效益为中心,着力化解和防范过剩产能,着力推进能源清洁开发利用,着力补上能源发展短板,为经济社会发展提供坚强的能源保障,以优异成绩迎接党的十九大胜利召开。

一、主要发展目标

(一)能源消费

全国能源消费总量控制在44亿吨标准煤左右。非化石能源消费比重提高到14.3%左右,天然气消费比重提高到6.8%左右,煤炭消费比重下降到60%左右。

(二)能源供应

全国能源生产总量36.7亿吨标准煤左右。煤炭产量36.5亿吨左右,原油产量2.0亿吨左右,天然气产量1700亿立方米左右(含页岩气产量100亿立方米左右)。

(三)能源效率

单位国内生产总值能耗同比下降5.0%以上。燃煤电厂平均供电煤耗314克标准煤/千瓦时,同比减少1克。完成煤电节能改造规模6000万千瓦。

二、重点任务

(一)化解防范产能过剩

坚定不移落实去产能年度工作部署,加快淘汰落后产能,稳步发展先进产能,提高产能利用效率,促进生产能力与实际产出相匹配。

继续化解煤炭产能过剩。运用市场化、法治化手段化解产能过剩,科学合理确定去产能年度目标,严格落实公示公告、停产关闭、证照注销、检查验收等工作程序。进一步提高安全、环保、技术等标准,淘汰一批灾害严重、资源枯竭、技术装备落后、不具备安全生产条件、不符合煤炭产业政策的煤矿,全年力争关闭落后煤矿500处以上,退出产能5000万吨左右。按照减量置换原则,有序发展先进产能。规范煤矿生产建设秩序,加大未批先建、超能力生产等违规行为治理力度。完善煤矿产能登记公告制度,将公告范围从生产煤矿延伸至建设煤矿,实现全口径产能公告。

有效防范和化解煤电产能过剩风险。按照清理违规、严控增量、淘汰落后的原则,制订实施“稳、准、狠”的措施,到2020年煤电装机总规模控制在11亿千瓦以内。坚决清理违规项目,未核先建、违规核准等违规建设项目一律停止建设。继续实施煤电规划建设风险预警机制,严格落实缓核、缓建等调控措施。根据受端地区电力市场需求,有序推进跨区输电通道建设,按需同步配套建设煤电基地外送项目。积极推进放开发用电计划,合理引导投资建设预期。继续加大淘汰落后煤电机组力度,重点淘汰改造后仍不符合能效环保要求的机组,2017年预计淘汰规模400万千瓦以上。

推进油品质量升级。2017年1月1日起,全国全面供应国五标准车用汽油(含E10乙醇汽油)、车用柴油(含B5生物柴油)。2017年7月1日起,全国全面供应硫含量不大于50ppm的普通柴油。做好2018年1月1日起全国全面供应硫含量不大于10ppm的普通柴油准备工作。开展成品油质量升级专项监督检查,保障清洁油品市场供应。依据车用汽油、车用柴油国六标准,加快出台新版车用乙醇汽油和生物柴油标准,开展相关升级改造。适度扩大生物燃料乙醇生产规模和消费区域。

(二)推进非化石能源规模化发展

围绕实现“十三五”规划目标,着力解决弃风、弃光、弃水等突出问题,促进电源建设与消纳送出相协调,提高清洁低碳能源发展质量和效益。

积极发展水电。加快建设金沙江、雅砻江、大渡河等大型水电基地。加强西南水电外送华南、华中和华东等区域输电通道建设,统筹推进金中、滇西北、川电外送第三通道等工程项目。建立水能利用监测体系,及时分析预警水能利用和弃水情况。建立健全水电开发利益共享机制,制订实施《少数民族地区水电工程建设征地移民安置规划设计规定》。

稳步发展风电。优化风电建设开发布局,新增规模重心主要向中东部和南方地区倾斜。严格控制弃风限电严重地区新增并网项目,发布2017年度风电行业预警信息,对弃风率超过20%的省份暂停安排新建风电规模。有序推动京津冀周边、金沙江河谷和雅砻江河谷风光水互补等风电基地规划建设工作。加快海上风电开发利用。

安全发展核电。积极推进具备条件的核电项目建设,按程序组织核准开工。有序启动后续沿海核电项目核准和建设准备,推动核电厂址保护和论证工作。继续实施核电科技重大专项,推进高温气冷堆示范工程建设。稳妥推动小型堆示范项目前期工作,积极探索核能综合利用。

大力发展太阳能。继续实施光伏发电“领跑者”行动,充分发挥市场机制作用,推动发电成本下降。调整光伏电站发展布局,严格控制弃光严重地区新增规模,对弃光率超过5%的省份暂停安排新建光伏发电规模。稳步推进太阳能热发电首批示范项目。

积极开发利用生物质能和地热能。推进生物天然气产业化示范,抓好黑龙江垦区、新疆维吾尔自治区、新疆生产建设兵团等示范项目建设,积极发展能源、农业和环保“三位一体”生物天然气县域循环经济。加快相关标准体系建设,推进生物天然气和有机肥商品化产业化。制订出台关于推进农林生物质发电全面转向热电联产的产业政策,提高生物质资源利用效率。建立生物质发电项目布局规划监测体系,新建项目纳入省级规划管理。推广地热能供暖、制冷,发挥地热能替代散烧煤、促进大气污染防治的作用。

(三)推进化石能源清洁开发利用

推广先进适用技术,加快传统能源产业转型升级,着力创新能源生产消费模式,夯实化石能源发展基础,增强能源安全保障能力。

推进煤炭绿色高效开发利用。推广充填开采、保水开采、煤与瓦斯共采等绿色开采技术,推进采煤沉陷区综合治理。推广先进技术装备,提升煤矿机械化、信息化、智能化“三化”水平。实施粉尘综合治理,降低采煤粉尘排放。大力发展煤炭洗选加工,提升商品煤质量,原煤入选率提高到70%。实施煤电超低排放改造和节能改造,2017年底前东部地区具备条件的机组全部完成超低排放和节能改造。

提高油气保障能力。全面实施油气科技重大专项“十三五”计划,重点支持陆上深层、海洋深水和非常规油气勘探开发重大理论技术创新。加强用海协调,进一步推动海洋油气勘探开发。推进页岩气国家级示范区新产能建设,力争新建产能达到35亿立方米。加快天然气主干管道互联互通工程建设,提高天然气保供能力。推进煤层气勘探开发利用重大工程,加快沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘、贵州毕水兴等煤层气产业化基地建设。加快煤层气(煤矿瓦斯)输送利用设施建设,因地制宜发展煤层气压缩和液化,推广低浓度瓦斯发电。推进国家石油储备基地建设,有序开展国储原油收储工作,提升国家石油储备能力。

扩大天然气利用。制订实施《关于加快推进天然气利用的意见》,推进城镇燃气、燃气发电、工业燃料、交通燃料等重点领域的规模化利用。推动天然气与可再生能源融合发展,在四川、江苏、广东等地区实施天然气融合发展示范工程。推进京津冀大气污染防治重点地区气化工程。推动长三角地区船用燃料天然气替代,推进车船用天然气和江海联运试点。积极推动天然气大用户直供。大力推进天然气分布式能源发展。

(四)补强能源系统短板

针对调峰能力不足、运行效率不高、基础设施薄弱等瓶颈制约,着力优化能源系统,着力完善相关政策措施,增强系统协调性和灵活性,提高能源系统效率。

加强调峰能力建设。完成煤电机组灵活性改造试点,进一步扩大改造范围。研究实施煤电机组参与调峰激励机制,建立健全辅助服务(市场)补偿机制。扎实推进规划内抽水蓄能电站建设,研究调整抽水蓄能峰谷电价机制。调整部分省区抽水蓄能电站选点规划,优化发展布局。加快用电负荷集中、天然气供应充足地区的天然气调峰电站建设。大力推进天然气调峰储气库建设。制订实施《关于促进储能技术与产业健康发展的指导意见》,建立储能技术系统研发、综合测试和工程化验证平台,推进重点储能技术试验示范。

加强能源输送通道建设。根据受端市场需求,统筹考虑电源建设进度、电网调峰能力以及电力市场改革等有关因素,研究建设跨省跨区外送输电通道。推动中俄东线天然气管道、陕京四线、新疆煤制气外输管道建设,做好川气东送二线、蒙西煤制气外输管道等项目前期工作。加快重点地区和气化率较低地区油气管道建设。推进页岩气等非常规天然气配套外输管道建设。

推进智能电网建设。制订实施《关于推进高效智能电力系统建设的实施意见》,配套制订各省(区、市)具体工作方案。研究制订《智能电网2030战略》,推动建立智能电网发展战略体系。制订实施《微电网管理办法》,积极推进新能源微电网、城市微电网、边远地区及海岛微电网建设。

(五)加强生产建设安全管理

坚持“以人为本”的安全发展理念,坚持预防为主、管防结合的基本原则,健全完善“国家监察、地方监管、企业负责”的工作机制,牢牢守住安全生产这条红线。

加强电力安全监管。印发实施《关于推进电力安全领域改革发展的意见》,修订完善《电力安全生产监督管理办法》。开展重点区域、重点环节、关键部位隐患排查治理和重大危险源检测、评估和监控,守住人身、设备、大坝等基本安全底线,坚决遏制重特大事故发生。加强电网安全风险分析预警,强化重要输电通道、重要设备设施安全监管。加强并网安全监管,增强电网应对严重故障能力。加强网络信息安全工作,确保关键信息基础设施和重要信息系统安全可靠运行。加强电力建设工程施工安全和工程质量监管,修订完善《电力建设工程施工安全监督管理办法》。建立健全大面积停电事件应急预案体系,完善生产经营活动突发事件应急预案体系,开展大型城市电力综合应急演练。做好党的十九大期间等重要时期保电工作。完善电力安全监管工作机制,加强执法能力建设。

加强油气储运设施安全管理。加强国家石油储备基地安全管理。建立健全安全管理制度,完善安全风险防控体系。建立国储基地突发事件信息报告机制。强化国储基地建设项目安全管理,研究制订相关制度标准。推进油气输送管道保护。研究起草管道保护工作指导意见,研究制订油气管道完整性管理评价考核办法,推动建立长输油气管道保护工作机制。推动管道安全应急体系建设,扎实做好地质灾害周期性评价。

提升煤矿安全生产水平。安排中央预算内资金30亿元,专项支持煤矿安全改造、重大灾害治理示范工程建设。组织开展瓦斯灾害严重和事故多发地区专家“会诊”,研究提出治理工作方案。推进新疆煤田火区治理工作,加强乌鲁木齐大泉湖、托克逊乌尊布拉克和米泉三道坝等重点火区治理,保护火区内煤炭资源、巩固灭火工作成果。

确保核电建设运行安全。组织开展“核电安全管理提升年”活动,实施为期一年的核电安全专项整治行动,排查安全漏洞,消除安全隐患。加强核电站应急、消防和操纵人员考核管理,强化核电厂建设运行经验交流反馈,全面提升核事故应急管理和响应能力,确保在运在建机组安全可控。加强核电科普宣传。

(六)推进能源技术装备升级

加大科技创新政策支持力度,加强能源科技攻关和先进技术装备推广应用,推动取得重点突破,切实增强产业发展核心竞争力。

加强关键技术攻关。在核电、新能源、页岩气、煤层气、燃气轮机及高温材料、海洋油气勘探等领域,推动自主核心技术取得突破。在太阳能光热利用、分布式能源系统大容量储能等领域,推动应用技术产业化推广。围绕推进可再生能源、先进核电、关键材料及高端装备可持续发展,研究设立国家能源研发机构,建立健全相关管理机制。

深化能源装备创新发展。全面落实《中国制造2025—能源装备实施方案》,着力提升能源供应安全保障、非化石能源发展和化石能源清洁高效利用等重点领域装备制造水平。制订实施关于推动能源装备攻关和示范应用的支持政策。制订实施《关于依托能源工程推进燃气轮机创新发展的若干意见》。继续推动海洋平台用燃气轮机、特高压输电套管、超超临界火电机组关键设备、天然气长输管线压缩机组、核电关键泵阀和仪控、煤炭深加工大型空分等装备试验示范。编制能源装备自主创新推荐目录。

加强标准体系建设。组织修订普通柴油、车用乙醇汽油调合组分油和生物柴油标准。推动发布落实《“华龙一号”国家重大工程标准化示范项目实施方案》。制订实施《少数民族地区水电工程建设征地移民安置规划设计规定》有关标准。推动“互联网+”智慧能源、电动汽车充电设施、太阳能发电、天然气发电、储能以及能源安全生产等领域有关标准制(修)订工作。推动天然气计量方法与国际接轨。推进强制性节能、先进领跑等标准体系建设。推进能源领域深化标准化改革有关专项工作。

(七)加强能源行业管理

切实转变政府职能,加强能源法治建设,深化电力、油气等重点领域改革,进一步消除体制机制障碍、增加有效制度供给,努力营造良好发展环境。

推进能源法治建设。积极推动《能源法》《电力法(修订)》《核电管理条例》等送审稿修改完善工作。加快推进《国家石油储备条例》《能源监管条例》立法工作。做好《石油天然气法》《可再生能源法(修订)》和《煤炭法(修订)》立法研究工作。发挥行业协会和大型企业优势,推进能源行业普法和依法治企。

深化重点领域改革。组织实施《电力中长期交易基本规则(暂行)》,积极推进电力市场化交易,有序扩大直购电交易规模。推进区域电力市场建设和电力交易机构规范运行,做好京津冀电力市场试点等有关工作。有序开展增量配电业务试点,鼓励社会资本参与投资。完善电力辅助服务市场运营规则,继续推进东北、华东区域以及山西、福建等地电力辅助服务市场试点工作。制订出台《节能低碳电力调度办法》,加强跨省跨区优化调度。研究实施可再生能源电力配额制和绿色电力证书交易机制,探索建立绿色电力证书发放和交易体系。加快石油天然气体制改革,推动出台《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》。研究制订管道网运分离等配套文件和专项实施方案。推进上海、重庆等石油天然气交易中心建设。加快新疆能源综合改革试点,总结经验适时推广。

推进“放管服”改革。按照国务院统一部署,继续做好能源领域行政审批事项取消、下放工作,推动实施能源投资项目负面清单管理机制。研究推动能源投资项目行政审批机制创新,探索建立以竞争性方式确立项目业主的新机制。按照有关要求,发布试行《国家能源局权力和责任清单》。开展行政许可标准化建设,编制发布《国家能源局行政许可标准化工作指南》。持续推进“双随机、一公开”监管改革,实现检查事项全覆盖,大力推进阳光审批。稳定政策预期和市场预期,积极推动油气勘察开采、油气管网、配电网等领域向民间资本开放。

强化市场秩序监管。制订实施《电力市场监管实施办法(暂行)》。加强电力调度交易与市场秩序监管,促进节能低碳调度、电网公平开放、交易规范和信息公开。加强电力价格成本和典型电网工程投资成效监管,推动跨省输电价格定价成本监审和价格审核。做好供电监管,推动提升供电服务水平。加强油气管网设施公平开放监管,推动油气管网和液化天然气设施向第三方公平开放。完善市场监管行政执法工作机制。加强12398能源监管热线管理。研究修订《承装(修、试)电力设施许可证管理办法》,严把承装(修、试)电力设施市场准入关口。建立健全能源行业信用信息平台,落实联合激励与惩戒机制,推进能源行业信用体系建设。

(八)拓展能源国际合作

坚持“走出去”与“引进来”相结合,着力打造具有国际竞争力的能源装备品牌,着力增强开放条件下能源安全保障能力,着力加强基础设施互联互通,全方位拓展能源国际合作。

深入拓展国际油气合作。推进中亚—俄罗斯、中东、非洲、美洲和亚太五大油气合作区开发建设,加大与重点国家油气合作开发力度。完善西北、东北、西南和海上四大油气运输通道,加强安全风险防控,提升通道安全可靠运输能力。稳妥推进亚太、欧洲、北美油气运营中心建设,积极发展集贸易、加工、仓储和运输为一体的海外油气运营模式。

促进与周边国家电力互联互通。积极谋划西南联网,稳步探索东北联网。加强周边国家互联互通研究,深化与有关国家战略对接,制订大湄公河次区域国家及其他周边国家电力联网规划,合作开展区域电网升级改造,适时推进跨境联网工程建设。推进合作区域电力交易市场建设。

推动核电“走出去”。推进巴基斯坦卡拉奇项目建设,做好后续合作有关工作。推动英国核电项目实施,推进“华龙一号”英国通用设计评审。统筹协调做好我参与法国阿海珐重组工作。加强与俄罗斯、美国等国的核电技术合作。稳步推进阿根廷、土耳其、罗马尼亚等国核电项目合作。

拓宽国际能源合作领域。制订实施《关于推进能源装备国际产能合作指导意见》,完善政府间合作等工作机制。以“一带一路”国家和地区为重点,积极开拓非洲、南美洲和欧美发达国家市场,鼓励企业参与煤炭、煤电、水电、新能源、煤化工、输变电等国外项目建设,推动能源技术、装备、服务和标准“走出去”。推动建立海外装备研发、生产和维修服务体系。

积极参与全球能源治理。深化与重点国家的双边能源合作,积极参与多边框架下的能源合作。加强与国际能源署、国际能源论坛、国际可再生能源署、能源宪章等国际能源组织的合作,促进能源政策信息、人力资源等国际交流。推动实施中国—东盟清洁能源能力建设计划,推动成立中国—阿盟清洁能源培训中心和中国—中东欧(16+1)能源项目对话与合作中心。做好世贸组织《政府采购协议》谈判有关工作。

(九)着力提高能源民生福祉

围绕人民群众普遍关心的冬季供暖、大气污染、光伏扶贫等问题,加大政策支持和供应保障工作力度,加强重点用能领域基础设施建设,积极推广清洁便利的能源消费新模式,促进能源发展更好惠及社会民生。

大力推进北方地区冬季清洁取暖。按照企业为主、政府推动、居民可承受的方针,宜气则气、宜电则电,尽可能利用清洁能源,加快提高清洁供暖比重。编制实施《北方地区冬季清洁取暖规划(2017-2020年)》。加大气源供应保障力度,加强重点输气管线工程和储气工程建设,确保供暖期天然气供应保障安全。积极发展电能供热,推广电热膜、地暖和热泵供暖等新模式。继续发展背压热电等热电联产供热。加强供气管网、配电线路建设,加快构建范围更广、能力更强的终端管线网络,推动解决“最后一公里”等制约清洁供暖的突出问题。

深入推进电网改造升级。继续实施新一轮农网改造升级,完成小城镇中心村电网改造,实现平原地区机井通电全覆盖,贫困村基本通动力电。实施200个小康电示范县建设。启动实施藏区百个县城电网改造升级及电气化工程,实施藏区百所农村学校清洁供暖示范工程建设。加快实施百个边防部队电网建设,推进军营电气化。优化直辖市、省会城市和计划单列市城市配电网布局,推进高可靠性示范区与新城镇化示范区建设。

精准实施光伏扶贫工程。总结第一批光伏扶贫工程经验,组织实施第二批光伏扶贫工程。进一步优化光伏扶贫工程布局,优先支持村级扶贫电站建设,对于具备资金和电网接入条件的村级电站,装机规模不受限制。加强并网消纳、费用结算等统筹协调工作,确保项目建设运营落实到位。

做好大气污染防治能源保障工作。全部建成12条大气污染防治重点输电通道,增加重点地区外输电力供应。推进京津冀及周边地区、长三角等区域电能替代,进一步提高电能消费比重。增加重点地区天然气供应,积极推广“煤改气”“油改气”等替代工程。做好散煤治理有关工作。

扎实推进电能替代。推动完善峰谷电价机制,鼓励用户在低谷期使用电力储能蓄热。探索建立电力富余地区电能替代用户与风电等发电企业直接交易机制,扩大直接交易规模。支持港口岸电设施建设,研究建立岸电供售电机制。建立充电收益分配机制,增加居民小区供电容量,加快推进居民区充电桩建设。加快公用建筑和公共场所充电设施建设。完善京津冀、长三角、珠三角等重点区域城际高速公路快充网络。推进充电设施互联互通示范项目建设。升级公共充电设施新国标,2017年所有新建公共充电设施执行新国标。开展充电设施发展经验交流。

三、能源重大工程

(一)能源结构调整工程

水电。积极推进已开工水电项目建设,年内计划建成澜沧江苗尾、大渡河长河坝、猴子岩等水电站,新增装机规模1000万千瓦。扎实推进具备条件项目的核准建设,年内计划开工建设金沙江白鹤滩、巴塘、拉哇,澜沧江托巴等水电站,新开工规模力争达到3000万千瓦。

核电。积极推进已开工核电项目建设,年内计划建成三门1号机组、福清4号机组、阳江4号机组、海阳1号机组、台山1号机组等项目,新增装机规模641万千瓦。积极推进具备条件项目的核准建设,年内计划开工8台机组。扎实推进三门3、4号机组,宁德5、6号机组,漳州1、2号机组,惠州1、2号机组等项目前期工作,项目规模986万千瓦。

风电。稳步推进风电项目建设,年内计划安排新开工建设规模2500万千瓦,新增装机规模2000万千瓦。扎实推进部分地区风电项目前期工作,项目规模2500万千瓦。

太阳能发电。积极推进光伏、光热发电项目建设,年内计划安排新开工建设规模2000万千瓦,新增装机规模1800万千瓦。有序推进部分地区项目前期工作,项目规模2000万千瓦。

(二)煤炭清洁高效利用工程

煤电超低排放和节能改造。继续深入推进改造工作,年内计划完成超低排放改造规模8000万千瓦,完成节能改造规模6000万千瓦。

煤炭深加工。扎实推进已开工示范项目建设,年内计划全面建成神华宁煤煤炭间接液化(400万吨/年)、潞安矿业高硫煤一体化清洁利用一期工程(100万吨/年)等示范项目。有序推进具备条件项目的核准建设,年内计划开工建设苏新能源和丰煤制天然气、内蒙古伊泰煤炭间接液化等示范项目。做好伊泰伊犁煤炭间接液化、贵州渝富毕节(纳雍)煤炭间接液化等项目前期工作。

(三)能源系统补短板工程

煤电参与调峰改造。扩大煤电参与调峰改造试点范围,全年计划实施改造规模2000万千瓦以上,计划增加调峰能力400万千瓦。

调峰用天然气电站。在负荷集中和天然气气源有保障的地区,建设天然气调峰电站,年内计划新增装机规模100万千瓦。

抽水蓄能电站。积极推进已开工项目建设,年内计划建成投产江苏溧阳、广东深圳、海南琼中等抽水蓄能电站,新增装机规模200万千瓦。扎实推进具备条件项目的核准建设,年内计划开工建设浙江宁海、湖南平江、内蒙古芝瑞等抽水蓄能电站项目,新开工规模力争达到1000万千瓦。

储能。积极推进已开工项目建设,年内计划建成苏州辉腾、西藏尼玛、大连融科(部分)、比亚迪长沙园区、山西阳光、贵州毕节等储能项目。扎实推进南都电源镇江能源互联网、苏州高景科技、苏州锦祥、苏州工业园区、南都电源、阳光电源、阳光三星与天合光能、中天科技、大连融科(部分)等具备条件的项目。做好二连浩特、猛狮科技、协鑫集成等储能电站项目前期工作。

天然气调峰设施。积极推进金坛盐穴、双6、相国寺等已投运储气库扩容达容,推进中原文23等地下储气库建设,年内计划开工建设中原文23、华北及大港储气库扩容改造,全年新增工作气量3亿立方米以上。

跨省跨区输电通道。积极推进已开工项目建设,年内计划新增500千伏及以上变电容量(含换流容量)1.36亿千伏安,新增输电线路1.47万公里。扎实推进具备条件项目的核准建设。

油气管网。积极推进已开工项目建设,年内计划建成中俄原油管道二线、陕京四线。扎实推进具备条件项目的核准建设,年内计划开工建设中俄东线天然气管道(控制性工程已开工)、新疆煤制气外输管道潜江—韶关段。

(四)能源消费模式创新工程

电能替代。在燃煤锅炉、窑炉、港口岸电等重点替代领域,实施一批电能替代工程,全年计划完成替代电量900亿千瓦时。

天然气替代。在京津冀“禁煤区”和煤炭质量控制区,在落实气源的前提下,实施民用、工业“煤改气”工程。推广车船等交通工具领域“油改气”工程。

电动汽车充电设施。积极推进充电桩建设,年内计划建成充电桩90万个。其中,公共充电桩10万个,私人充电桩80万个。

(五)能源惠民利民工程

农村电网改造升级。年内计划开工建设项目1400个,投资规模410亿元,其中中央预算内投资90亿元。计划建成项目1900个,投资规模630亿元,其中中央预算内投资85亿元、专项建设基金49亿元。

光伏扶贫。年内计划安排光伏扶贫规模800万千瓦,惠及64万建档立卡贫困户。其中,村级电站200万千瓦,惠及40万建档立卡贫困户;集中式电站600万千瓦,惠及24万建档立卡贫困户。

各省(区、市)能源主管部门、各能源企业,要认真贯彻党中央、国务院关于能源工作的决策部署,围绕稳增长、促改革、调结构、惠民生、防风险等重点工作,积极主动作为,狠抓任务落实。国家能源局各部门,要细化制订工作实施方案,具体明确时间表和路线图,进一步加强统筹协调和监督检查,凝聚形成全行业工作合力,为做好全年能源工作营造良好的发展环境。

美媒:特朗普重振制造业 化肥工业率先崛起

septhui 发表了文章 • 0 个评论 • 246 次浏览 • 2017-02-15 11:16 • 来自相关话题

在美国总统特朗普誓言要振兴步履维艰的美国工业、夺回被中国等竞争对手抢走的地盘的时候,欣欣向荣的美国化肥工业已经开始重振旗鼓了。 据华尔街日报网站消息,去年,受艾奥瓦州、路易斯安那州等地新增和扩大的种植面积提振,美国尿素产量飙升了10%左右,总产能提高了24%。与此同时,作为全球第一大肥料生产国的中国2016年尿素产量减少了7%,出口减少逾三分之一。 这种“风水轮流转”的局面并不是美国政府抬高进口关税或鼓励“购买美国货”等干预行动所致,很大程度上是全球能源市场趋势使然。 蓄势已久的页岩革命帮了美国化肥生产商的忙。水力压裂和水平钻孔技术的结合很大程度上提高了天然气产量,降低了天然气成本。而在美国,天然气是尿素、氨等氮肥的关键原材料。 与此同时,美国化肥生产商的中国竞争对手受到煤炭价格急剧上涨的打击,因中国政府在去年决定限制煤炭生产,影响了通常充足的煤炭供应。中国约四分之三的尿素都是产自煤改气。 IHS Global Insight亚太首席经济学家Rajiv Biswas称,美国低成本页岩气已改变了一些行业的竞争力,能源在这些行业的投入成本中占较高份额;最大的赢家之一是美国化学品行业。 美国化肥产量大幅上升的势头在今年可能持续,因为一些长期规划的新工厂将开始生产——这些工厂常常需要四年左右的时间建成。法国兴业银行农业研究主管Rajesh Singla估计,今年美国氨产能可能大增200万吨,至1,140万吨左右。 据市场信息供应商安迅思(ICIS),今年美国尿素产能也可能会上升410万吨,至少有五家大型新工厂或扩建的工厂将投产,令美国到2020年的产能有望比2015年增加50%。 随着更多的化肥生产转向美国,2016年该国尿素进口下滑34%。大宗商品咨询机构CRU Group的数据显示,虽然中国仍是全球第一大出口国,但2016年其在全球尿素生产中的占比已经从上年的43%降至39%。 美国的成本优势至关重要。CRU估计,在美国使用天然气生产一吨尿素的平均成本为130美元。而在中国使用无烟煤生产相同数量的尿素成本在180-210美元之间。生产商OCI Americas Inc.表示,天然气在尿素生产成本中的占比约为60%-80%,这取决于工厂的效率以及天然气的价格。 CRU驻北京高级顾问鞠昊(Gavin Ju)称,中国许多效率低下的工厂已经退出了这个行业,2013年至2016年底已有1,260万吨尿素产能关闭。 在中国出口减少之际,尿素价格上涨是化肥行业的另一个利好因素。 当然,售价上涨再加上煤炭价格下跌以及人民币贬值,可能会推动中国对全球市场的氮肥出口再度增加。 不过花旗分析人士表示,与其他地方的大部分竞争对手相比,美国化肥生产商应会继续拥有优势,维持这个行业的繁荣局面,并促使美国在未来几年大幅减少相关产品的进口。 查看全部
在美国总统特朗普誓言要振兴步履维艰的美国工业、夺回被中国等竞争对手抢走的地盘的时候,欣欣向荣的美国化肥工业已经开始重振旗鼓了。

据华尔街日报网站消息,去年,受艾奥瓦州、路易斯安那州等地新增和扩大的种植面积提振,美国尿素产量飙升了10%左右,总产能提高了24%。与此同时,作为全球第一大肥料生产国的中国2016年尿素产量减少了7%,出口减少逾三分之一。

这种“风水轮流转”的局面并不是美国政府抬高进口关税或鼓励“购买美国货”等干预行动所致,很大程度上是全球能源市场趋势使然。

蓄势已久的页岩革命帮了美国化肥生产商的忙。水力压裂和水平钻孔技术的结合很大程度上提高了天然气产量,降低了天然气成本。而在美国,天然气是尿素、氨等氮肥的关键原材料。

与此同时,美国化肥生产商的中国竞争对手受到煤炭价格急剧上涨的打击,因中国政府在去年决定限制煤炭生产,影响了通常充足的煤炭供应。中国约四分之三的尿素都是产自煤改气。

IHS Global Insight亚太首席经济学家Rajiv Biswas称,美国低成本页岩气已改变了一些行业的竞争力,能源在这些行业的投入成本中占较高份额;最大的赢家之一是美国化学品行业。

美国化肥产量大幅上升的势头在今年可能持续,因为一些长期规划的新工厂将开始生产——这些工厂常常需要四年左右的时间建成。法国兴业银行农业研究主管Rajesh Singla估计,今年美国氨产能可能大增200万吨,至1,140万吨左右。

据市场信息供应商安迅思(ICIS),今年美国尿素产能也可能会上升410万吨,至少有五家大型新工厂或扩建的工厂将投产,令美国到2020年的产能有望比2015年增加50%。

随着更多的化肥生产转向美国,2016年该国尿素进口下滑34%。大宗商品咨询机构CRU Group的数据显示,虽然中国仍是全球第一大出口国,但2016年其在全球尿素生产中的占比已经从上年的43%降至39%。

美国的成本优势至关重要。CRU估计,在美国使用天然气生产一吨尿素的平均成本为130美元。而在中国使用无烟煤生产相同数量的尿素成本在180-210美元之间。生产商OCI Americas Inc.表示,天然气在尿素生产成本中的占比约为60%-80%,这取决于工厂的效率以及天然气的价格。

CRU驻北京高级顾问鞠昊(Gavin Ju)称,中国许多效率低下的工厂已经退出了这个行业,2013年至2016年底已有1,260万吨尿素产能关闭。

在中国出口减少之际,尿素价格上涨是化肥行业的另一个利好因素。

当然,售价上涨再加上煤炭价格下跌以及人民币贬值,可能会推动中国对全球市场的氮肥出口再度增加。

不过花旗分析人士表示,与其他地方的大部分竞争对手相比,美国化肥生产商应会继续拥有优势,维持这个行业的繁荣局面,并促使美国在未来几年大幅减少相关产品的进口。

能源局:2016年光伏发电累计装机容量7742万千瓦

septhui 发表了文章 • 0 个评论 • 210 次浏览 • 2017-02-07 14:33 • 来自相关话题

2016年光伏发电统计信息 截至2016年底,我国光伏发电新增装机容量3454万千瓦,累计装机容量7742万千瓦,新增和累计装机容量均为全球第一。其中,光伏电站累计装机容量6710万千瓦,分布式累计装机容量1032万千瓦。全年发电量662亿千瓦时,占我国全年总发电量的1%。 光伏发电向中东部转移。全国新增光伏发电装机中,西北地区为974万千瓦,占全国的28%;西北以外地区为2480万千瓦,占全国的72%;中东部地区新增装机容量超过100万千瓦的省份达9个,分别是山东322万千瓦、河南244万千瓦、安徽225万千瓦、河北203万千瓦、江西185万千瓦、山西183万千瓦、浙江175万千瓦、湖北138万千瓦、江苏123万千瓦。 分布式光伏发电装机容量发展提速,2016年新增装机容量424万千瓦,比2015年新增装机容量增长200%。中东部地区分布式光伏有较大增长,新增装机排名前5位的省份是浙江(86万千瓦)、山东(75万千瓦)、江苏(53万千瓦)和安徽(46万千瓦)和江西(31万千瓦)。 附表:2016年光伏发电统计信息表 省(区、市) 累计装机容量(万千瓦) 新增装机容量(万千瓦) 其中:光伏电站   其中:光伏电站 总计 7742 6710   3454   3031 北京 24  5 8 3 天津 60 48 47 44 河北 443 404 203 192 山西 297 284 183 172 内蒙古 637 637 148* 166 辽宁 52 36 36 29 吉林 56 51 49 45 黑龙江 17 12 15 11 上海 35 2 14 0 江苏 546 373 123 70 浙江 338 131 175 88 安徽 345 267 225 178 福建 27 11 12 8 江西 228 171 185   154   山东 455 336 322   247 河南 284 248 244 234 湖北 187 167 138 124 湖南 30 0 1 0 广东 156 68 92 61 广西 18 9 6 4 海南 34 24 10 5 重庆 0.5 0 0 0 四川 96 90 60 57 贵州 46 46 43 43 云南 208 208 144 145 西藏 33 33 16   16 陕西 334 322 217 210 甘肃 686 680 76 74 青海 682 682 119 118 宁夏 526 505 217 199 新疆 862  862  329* 333  *注:2015年内蒙古、新疆的分布式发电统计数据存在误差,分别为18万和4万千瓦,在本表数据中进行了相应核减,故两省新增装机容量小于其光伏电站装机容量。 (中国能源网) 查看全部
2016年光伏发电统计信息

截至2016年底,我国光伏发电新增装机容量3454万千瓦,累计装机容量7742万千瓦,新增和累计装机容量均为全球第一。其中,光伏电站累计装机容量6710万千瓦,分布式累计装机容量1032万千瓦。全年发电量662亿千瓦时,占我国全年总发电量的1%。

光伏发电向中东部转移。全国新增光伏发电装机中,西北地区为974万千瓦,占全国的28%;西北以外地区为2480万千瓦,占全国的72%;中东部地区新增装机容量超过100万千瓦的省份达9个,分别是山东322万千瓦、河南244万千瓦、安徽225万千瓦、河北203万千瓦、江西185万千瓦、山西183万千瓦、浙江175万千瓦、湖北138万千瓦、江苏123万千瓦。

分布式光伏发电装机容量发展提速,2016年新增装机容量424万千瓦,比2015年新增装机容量增长200%。中东部地区分布式光伏有较大增长,新增装机排名前5位的省份是浙江(86万千瓦)、山东(75万千瓦)、江苏(53万千瓦)和安徽(46万千瓦)和江西(31万千瓦)。

附表:2016年光伏发电统计信息表

省(区、市) 累计装机容量(万千瓦) 新增装机容量(万千瓦)
其中:光伏电站   其中:光伏电站
总计 7742 6710   3454   3031
北京 24  5 8 3
天津 60 48 47 44
河北 443 404 203 192
山西 297 284 183 172
内蒙古 637 637 148* 166
辽宁 52 36 36 29
吉林 56 51 49 45
黑龙江 17 12 15 11
上海 35 2 14 0
江苏 546 373 123 70
浙江 338 131 175 88
安徽 345 267 225 178
福建 27 11 12 8
江西 228 171 185   154  
山东 455 336 322   247
河南 284 248 244 234
湖北 187 167 138 124
湖南 30 0 1 0
广东 156 68 92 61
广西 18 9 6 4
海南 34 24 10 5
重庆 0.5 0 0 0
四川 96 90 60 57
贵州 46 46 43 43
云南 208 208 144 145
西藏 33 33 16   16
陕西 334 322 217 210
甘肃 686 680 76 74
青海 682 682 119 118
宁夏 526 505 217 199
新疆 862  862  329* 333 

*注:2015年内蒙古、新疆的分布式发电统计数据存在误差,分别为18万和4万千瓦,在本表数据中进行了相应核减,故两省新增装机容量小于其光伏电站装机容量。
(中国能源网)

油气体制改革不能局限于某一环节 应上中下游“三箭齐发”

septhui 发表了文章 • 0 个评论 • 220 次浏览 • 2017-02-06 11:23 • 来自相关话题

按油气行业全产业链放开准入的改革思路,油气体制改革不能仅局限于某一环节,而应上中下游改革“三箭齐发”;不能仅局限于价格改革等某一方面“单兵突进”,而应从价格、市场主体、准入、税费等方面综合推进。据此,对油气勘探开采,规划提出实行勘查区块竞争出让制度和更严格的区块退出机制,具体路径包括鼓励改革试点和模式创新,鼓励多元投资主体进入,在资源开发和基础设施建设运营领域积极有序发展混合所有制经济。 继《能源发展“十三五”规划》(“能源总规划”)后,国家发展改革委又发布《石油发展“十三五”规划》(“石油规划”)和《天然气发展“十三五”规划》(“天然气规划”)。作为能源总规划中两个重要的子规划,石油和天然气规划科学客观分析和评价了当前我国油气行业发展形势及面临的问题,确立了未来5年的行业关键目标、重点任务和改革路径。两个规划也都对此前提出的一些目标作了调整。比如,之前的能源总规划提出到2020年天然气占一次能源消费比例超过10%,而天然气规划调整为8.3至10%。说明主管部门对当前天然气发展所面临的一些困境已有足够估计。所以,未来提高天然气在一次能源消费结构中的比例存在较大不确定性。 舆论更关注的,当然是三个规划透露出的油气体制改革信息。例如,能源总规划提出:“出台油气体制改革方案,逐步扩大改革试点范围。推进油气勘探开发制度改革,有序放开油气勘探开发、进出口及下游环节竞争性业务,研究推动网运分离。实现管网、接收站等基础设施公平开放接入。” 石油领域,常规油气勘探开发体制改革已率先在新疆启动试点,勘探开发和基础设施建设领域混合所有制试点在稳步推进,投资主体进一步多元化;初步组建起了行业监管队伍,基础设施第三方公平开放开始实施;原油进口权逐步放开,期货市场建设加快推进,成品油价格形成机制进一步完善。天然气领域,常规天然气上游领域改革也率先在新疆试点。初步组建起行业监管队伍,基础设施向第三方公平开放开始实施,混合所有制改革力度不断加大,数条跨省主干管道引入多种投资主体。天然气价格改革步伐明显加快,实现了存量气与增量气价格并轨,理顺了非居民用气价格。 但油气领域勘探开发主体较少,区块退出和流转机制不健全,竞争性不够,竞争力不足,第三方市场主体难以公平接入。加之不同地区地质认识和资源禀赋的差异,各公司勘探主要集中在资源丰度高地区,风险勘探积极性不高,部分地区勘探投入不足。一些国内企业通过“走出去”已获得国外区块,积累了技术和管理经验,但国内准入仍存在诸多限制,制约了多元化资本投入。 相比石油,天然气产业结构性矛盾更为突出,部分原有政策已不适应新形势,储气能力严重滞后,行业行政垄断和区域分割比较严重,输配环节过多,费用过高。市场化体制机制不健全,竞争性环节竞争不够充分,价格变化难以完全真实反映供求关系。进口高价合同气难以消纳,企业背负经营压力,天然气供应风险加大。法律法规体系不健全不完善,行业监管越位和缺位现象同时并存。 按油气行业全产业链放开准入的改革思路,油气体制改革不能仅局限于某一环节,而应上中下游改革“三箭齐发”;不能仅局限于价格改革等某一方面“单兵突进”,而应从价格、市场主体、准入、税费等方面综合推进。据此,对油气勘探开采,两个规划均提出实行勘查区块竞争出让制度和更严格的区块退出机制,公开公平向符合条件的各类市场主体出让相关矿业权,允许油气企业之间以市场化方式转让矿业权,逐步形成以大型国有油气公司为主导,多种经济成分共同参与的勘查开采体系。具体路径包括鼓励改革试点和模式创新。此外,持续推进新疆油气勘查开采改革试点,总结和发展新疆、川渝、鄂尔多斯盆地等地区常规油气、页岩气、致密气勘探开发企地合作、合资混改、引入竞争等创新模式。支持有条件的省(区、市)开展天然气体制改革综合试点或专项试点。加大页岩气矿业权出让,鼓励多元投资主体进入,在资源开发和基础设施建设运营领域积极有序发展混合所有制经济。 综合各方因素,笔者认为油气行业上游勘探开采环节的改革,应建立健全七大机制,市场招标:探矿权由登记制改为招标制;市场退出机制:实行探矿权有效退出机制;信息公开:建立勘探开发信息公开机制;产权流动:建立采矿权市场交易中心;主辅分离:推进油服行业市场化改革;增资开源:建立油气勘探开采投资基金或者叫国家油气财富基金;合理分享:建立中央、地方、企业合理分享的财税体制。 对油气进出口,两个规划都提倡放开限制,只侧重因行业特点各异而有所不同。石油规划坚持放宽限制与加强监管并重,要求完善石油进口管理体制,调整成品油出口管理方式。天然气规划提出依据市场化原则允许符合条件的企业参与天然气进口。一是放开投资和市场准入,鼓励多种资本参与石油储备、储气等基础设施建设和投资运营。例如,积极利用符合规定的企业库容代储国家储备原油,鼓励社会资本参与商业仓储设施投资运营,建立企业义务储备,推动建立完善政府储备、企业义务储备和企业生产经营库存有机结合、互为补充的储备体系。二是在管网环节,加强互联互通,推动管网运输和销售分离,基础设施向第三方市场主体开放。天然气规划还特别提出,新建LNG接收站优先考虑投资主体多元化、第三方准入条件落实、承担应急调峰任务、装备本地化的项目。 论及深化下游竞争性环节改革尤其是价格改革,石油规划提出坚持放宽限制与加强监管并重,发挥价格机制对优化能源结构、节约能源资源和促进环境保护的引导作用,完善成品油价格形成机制。天然气规划对气价改革提出了放开非居民用气价格,完善居民用气定价机制;加强管输价格和成本监审,有效降低输配气成本;建立完善上中下游天然气价格联动机制,供气企业合理承担普遍服务义务,形成终端市场的竞争环境等思路。 再一个亮点是,两个专项规划都提到了油气企业自身及税费的改革方向。比如完善国有油气企业法人治理结构,规范投资管理、强化风险控制,提高项目决策和运营管理水平;鼓励具备条件的油气企业发展股权多元化和多种形式的混合所有制;推进“主辅分离”,为企业瘦身健体、降本增效。同时,推进国有油气企业工程技术、工程建设和装备制造等业务的专业化重组,作为独立的市场主体参与竞争。在统筹研究相关税费改革的基础上,研究建立矿产资源国家权益金制度,探索管道等基础设施建设运营如何惠及地方机制,这都是非常值得期待的。(生意社) 查看全部
按油气行业全产业链放开准入的改革思路,油气体制改革不能仅局限于某一环节,而应上中下游改革“三箭齐发”;不能仅局限于价格改革等某一方面“单兵突进”,而应从价格、市场主体、准入、税费等方面综合推进。据此,对油气勘探开采,规划提出实行勘查区块竞争出让制度和更严格的区块退出机制,具体路径包括鼓励改革试点和模式创新,鼓励多元投资主体进入,在资源开发和基础设施建设运营领域积极有序发展混合所有制经济。

继《能源发展“十三五”规划》(“能源总规划”)后,国家发展改革委又发布《石油发展“十三五”规划》(“石油规划”)和《天然气发展“十三五”规划》(“天然气规划”)。作为能源总规划中两个重要的子规划,石油和天然气规划科学客观分析和评价了当前我国油气行业发展形势及面临的问题,确立了未来5年的行业关键目标、重点任务和改革路径。两个规划也都对此前提出的一些目标作了调整。比如,之前的能源总规划提出到2020年天然气占一次能源消费比例超过10%,而天然气规划调整为8.3至10%。说明主管部门对当前天然气发展所面临的一些困境已有足够估计。所以,未来提高天然气在一次能源消费结构中的比例存在较大不确定性。

舆论更关注的,当然是三个规划透露出的油气体制改革信息。例如,能源总规划提出:“出台油气体制改革方案,逐步扩大改革试点范围。推进油气勘探开发制度改革,有序放开油气勘探开发、进出口及下游环节竞争性业务,研究推动网运分离。实现管网、接收站等基础设施公平开放接入。”

石油领域,常规油气勘探开发体制改革已率先在新疆启动试点,勘探开发和基础设施建设领域混合所有制试点在稳步推进,投资主体进一步多元化;初步组建起了行业监管队伍,基础设施第三方公平开放开始实施;原油进口权逐步放开,期货市场建设加快推进,成品油价格形成机制进一步完善。天然气领域,常规天然气上游领域改革也率先在新疆试点。初步组建起行业监管队伍,基础设施向第三方公平开放开始实施,混合所有制改革力度不断加大,数条跨省主干管道引入多种投资主体。天然气价格改革步伐明显加快,实现了存量气与增量气价格并轨,理顺了非居民用气价格。

但油气领域勘探开发主体较少,区块退出和流转机制不健全,竞争性不够,竞争力不足,第三方市场主体难以公平接入。加之不同地区地质认识和资源禀赋的差异,各公司勘探主要集中在资源丰度高地区,风险勘探积极性不高,部分地区勘探投入不足。一些国内企业通过“走出去”已获得国外区块,积累了技术和管理经验,但国内准入仍存在诸多限制,制约了多元化资本投入。

相比石油,天然气产业结构性矛盾更为突出,部分原有政策已不适应新形势,储气能力严重滞后,行业行政垄断和区域分割比较严重,输配环节过多,费用过高。市场化体制机制不健全,竞争性环节竞争不够充分,价格变化难以完全真实反映供求关系。进口高价合同气难以消纳,企业背负经营压力,天然气供应风险加大。法律法规体系不健全不完善,行业监管越位和缺位现象同时并存。

按油气行业全产业链放开准入的改革思路,油气体制改革不能仅局限于某一环节,而应上中下游改革“三箭齐发”;不能仅局限于价格改革等某一方面“单兵突进”,而应从价格、市场主体、准入、税费等方面综合推进。据此,对油气勘探开采,两个规划均提出实行勘查区块竞争出让制度和更严格的区块退出机制,公开公平向符合条件的各类市场主体出让相关矿业权,允许油气企业之间以市场化方式转让矿业权,逐步形成以大型国有油气公司为主导,多种经济成分共同参与的勘查开采体系。具体路径包括鼓励改革试点和模式创新。此外,持续推进新疆油气勘查开采改革试点,总结和发展新疆、川渝、鄂尔多斯盆地等地区常规油气、页岩气、致密气勘探开发企地合作、合资混改、引入竞争等创新模式。支持有条件的省(区、市)开展天然气体制改革综合试点或专项试点。加大页岩气矿业权出让,鼓励多元投资主体进入,在资源开发和基础设施建设运营领域积极有序发展混合所有制经济。

综合各方因素,笔者认为油气行业上游勘探开采环节的改革,应建立健全七大机制,市场招标:探矿权由登记制改为招标制;市场退出机制:实行探矿权有效退出机制;信息公开:建立勘探开发信息公开机制;产权流动:建立采矿权市场交易中心;主辅分离:推进油服行业市场化改革;增资开源:建立油气勘探开采投资基金或者叫国家油气财富基金;合理分享:建立中央、地方、企业合理分享的财税体制。

对油气进出口,两个规划都提倡放开限制,只侧重因行业特点各异而有所不同。石油规划坚持放宽限制与加强监管并重,要求完善石油进口管理体制,调整成品油出口管理方式。天然气规划提出依据市场化原则允许符合条件的企业参与天然气进口。一是放开投资和市场准入,鼓励多种资本参与石油储备、储气等基础设施建设和投资运营。例如,积极利用符合规定的企业库容代储国家储备原油,鼓励社会资本参与商业仓储设施投资运营,建立企业义务储备,推动建立完善政府储备、企业义务储备和企业生产经营库存有机结合、互为补充的储备体系。二是在管网环节,加强互联互通,推动管网运输和销售分离,基础设施向第三方市场主体开放。天然气规划还特别提出,新建LNG接收站优先考虑投资主体多元化、第三方准入条件落实、承担应急调峰任务、装备本地化的项目。

论及深化下游竞争性环节改革尤其是价格改革,石油规划提出坚持放宽限制与加强监管并重,发挥价格机制对优化能源结构、节约能源资源和促进环境保护的引导作用,完善成品油价格形成机制。天然气规划对气价改革提出了放开非居民用气价格,完善居民用气定价机制;加强管输价格和成本监审,有效降低输配气成本;建立完善上中下游天然气价格联动机制,供气企业合理承担普遍服务义务,形成终端市场的竞争环境等思路。

再一个亮点是,两个专项规划都提到了油气企业自身及税费的改革方向。比如完善国有油气企业法人治理结构,规范投资管理、强化风险控制,提高项目决策和运营管理水平;鼓励具备条件的油气企业发展股权多元化和多种形式的混合所有制;推进“主辅分离”,为企业瘦身健体、降本增效。同时,推进国有油气企业工程技术、工程建设和装备制造等业务的专业化重组,作为独立的市场主体参与竞争。在统筹研究相关税费改革的基础上,研究建立矿产资源国家权益金制度,探索管道等基础设施建设运营如何惠及地方机制,这都是非常值得期待的。(生意社)
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煤炭业基本面未改 多数企业仍亏损

septhui 发表了文章 • 0 个评论 • 216 次浏览 • 2017-01-24 11:05 • 来自相关话题

1月23日,从中国煤炭工业协会(下称“中煤协”)获悉,2016年,在国家化解过剩产能政策指导下,全国煤炭行业退出产能超额完成目标任务,下半年煤价回升,但大多数煤矿仍处于累计亏损状态,特别是企业资金链紧张状况没有得到根本好转。当前煤炭需求基本面并未发生明显改变,煤炭经济平稳运行尚缺乏坚实基础,化解煤炭产能过剩,促进煤炭供需平衡依然是今后几年的重点任务。 当天中煤协发布的《中国煤炭工业改革发展年度报告》(2016年度)显示,2016年全年,全国规模以上煤炭企业原煤产量33.64亿吨,同比下降9.4%。预计2016年全国煤炭产量在34.5亿吨左右。煤炭结构调整步伐加快,大型煤炭基地成为煤炭供应主体。2016年十四个大型煤炭生产基地产量占全国的92.7%。全国煤矿数量由2005年的2.48万处,减少至目前的9000处左右,平均单井规模由不足10万吨/年,提高到50万吨/年以上。 而从消费端看,2016年全国煤炭消费在连续两年下降的基础上同比继续下降1.3%。电力、钢铁等主要行业耗煤同比仍然下降。但9月份以来,由于水电出力减少,火电增速加快,日均耗煤大幅增加。 在生产和消费同比均呈下降趋势的背景下,煤炭产量下降与偶发性因素叠加,推动了煤炭价格在2016年7月份之后出现阶段性的快速回升。随着国家9月份之后不断释放先进产能,增加煤炭供给,煤炭价格在2016年11月份后出现快速回落,目前价格处于合理水平。 数据显示,2016年前11个月,全国规模以上煤炭企业主营业务收入2.06万亿元,同比下降4%。利润总额850亿元,同比增长156.9%。姜智敏说,自2012年开始的持续4年多的经济下行,煤炭企业经营困难的状况不断加剧,虽然2016年下半年煤价回升、企业效益增加,但回升的时间较短,大多数煤矿仍处于累计亏损状态,弥补前几年的巨大亏损还需要时间。特别是企业资金链紧张的状况并没有得到根本好转;还有相当多的煤矿欠发职工工资、养老保险金的问题没有得到解决。 查看全部
1月23日,从中国煤炭工业协会(下称“中煤协”)获悉,2016年,在国家化解过剩产能政策指导下,全国煤炭行业退出产能超额完成目标任务,下半年煤价回升,但大多数煤矿仍处于累计亏损状态,特别是企业资金链紧张状况没有得到根本好转。当前煤炭需求基本面并未发生明显改变,煤炭经济平稳运行尚缺乏坚实基础,化解煤炭产能过剩,促进煤炭供需平衡依然是今后几年的重点任务。

当天中煤协发布的《中国煤炭工业改革发展年度报告》(2016年度)显示,2016年全年,全国规模以上煤炭企业原煤产量33.64亿吨,同比下降9.4%。预计2016年全国煤炭产量在34.5亿吨左右。煤炭结构调整步伐加快,大型煤炭基地成为煤炭供应主体。2016年十四个大型煤炭生产基地产量占全国的92.7%。全国煤矿数量由2005年的2.48万处,减少至目前的9000处左右,平均单井规模由不足10万吨/年,提高到50万吨/年以上。

而从消费端看,2016年全国煤炭消费在连续两年下降的基础上同比继续下降1.3%。电力、钢铁等主要行业耗煤同比仍然下降。但9月份以来,由于水电出力减少,火电增速加快,日均耗煤大幅增加。

在生产和消费同比均呈下降趋势的背景下,煤炭产量下降与偶发性因素叠加,推动了煤炭价格在2016年7月份之后出现阶段性的快速回升。随着国家9月份之后不断释放先进产能,增加煤炭供给,煤炭价格在2016年11月份后出现快速回落,目前价格处于合理水平。

数据显示,2016年前11个月,全国规模以上煤炭企业主营业务收入2.06万亿元,同比下降4%。利润总额850亿元,同比增长156.9%。姜智敏说,自2012年开始的持续4年多的经济下行,煤炭企业经营困难的状况不断加剧,虽然2016年下半年煤价回升、企业效益增加,但回升的时间较短,大多数煤矿仍处于累计亏损状态,弥补前几年的巨大亏损还需要时间。特别是企业资金链紧张的状况并没有得到根本好转;还有相当多的煤矿欠发职工工资、养老保险金的问题没有得到解决。

南京开展臭氧专项整治行动 将关停一批化工企业

septhui 发表了文章 • 0 个评论 • 248 次浏览 • 2017-01-17 08:22 • 来自相关话题

政府工作报告中,南京市今年的大气污染防治“小目标”被确定:PM2.5浓度比2013年下降20%以上,空气质量达到二级标准以上的天数力争达到70%。优良天数达到七成,这个目标如何实现,记者昨天采访了市环保局相关专家,今年南京要在大气污染治理中继续做减法,通过控制本地排放总量来增加好空气的天数。 2016年,南京市空气环境质量明显改善,空气质量优良天数为236天,比去年增加5天,优良天数比例为65.6%,同比增加1.6个百分点。空气质量达到优秀的天数为53天,同比增加21天,全年重污染天数为3天,同比减少6天。 环保部门介绍,之所以PM2.5浓度下降的对照年是2013年,是因为国务院是在2013年发布《大气污染防治行动计划》,即“大气十条”。近几年来,南京每年的PM2.5下降幅度都很明显,2015年和2016年连续两年下降幅度居全省第一,去年PM2.5年均浓度比2013年已经下降了37.5%。“这得益于本地污染物排放明显减少。”市环保局专家说,去年,南京市完成了南钢、梅钢、南化、金陵石化等15个提标升级改造项目,全市30万千瓦以上的燃煤机组完成超低排放改造,完成化工园区30家企业的挥发性有机物泄漏检测与修复改造,对南京大众、长安马自达、南京依维柯等重点汽车制造企业开展密闭化改造和挥发性有机物治理。观察去年第四季度的几次区域性雾霾污染过程,在周边城市出现重度污染时,南京的污染程度在全省都是较轻的,第四季度没有产生一天重度污染天,在区域大气条件相似的情况下污染较轻,原因就是本地污染排放比其他城市少。 今年优良天数比例要达到70%,即优良天数要达到256天,比去年要多出20天。环保部门计划,通过开展臭氧污染专项整治来增加优良天数。数据显示,2016年我市因臭氧超标造成的污染天为56天。环保部门将通过控制挥发性有机物排放来将臭氧污染天天数减少,提升优良天数。目前《南京市关于有效缓解臭氧污染提升环境质量的实施方案》已开始实施,方案中确定了十项行动计划,比如对汽车喷涂、汽修行业的整治,船舶航运行业的整治,化工行业的整治等。 除了针对臭氧的治理,今年的减排任务还将通过控煤和控制工业污染来实现。按照政府工作报告要求,今年全市的燃煤消耗总量要控制在2980万吨以内,这是我市首次将煤耗控制在3000万吨以内,是一个重大突破。同时,我市“两减六治三提升”行动已经启动,以此为突破口,南京将开展化工企业的专项整治,除了关停一批化工企业外,还将加快对现有化工、钢铁、电力、水泥等产业的升级改造,完成一批重点工业企业污染治理和清洁生产提标。环保部门表示,通过这样一系列减法行动,南京优良天数做加法有信心完成。 查看全部
政府工作报告中,南京市今年的大气污染防治“小目标”被确定:PM2.5浓度比2013年下降20%以上,空气质量达到二级标准以上的天数力争达到70%。优良天数达到七成,这个目标如何实现,记者昨天采访了市环保局相关专家,今年南京要在大气污染治理中继续做减法,通过控制本地排放总量来增加好空气的天数。

2016年,南京市空气环境质量明显改善,空气质量优良天数为236天,比去年增加5天,优良天数比例为65.6%,同比增加1.6个百分点。空气质量达到优秀的天数为53天,同比增加21天,全年重污染天数为3天,同比减少6天。

环保部门介绍,之所以PM2.5浓度下降的对照年是2013年,是因为国务院是在2013年发布《大气污染防治行动计划》,即“大气十条”。近几年来,南京每年的PM2.5下降幅度都很明显,2015年和2016年连续两年下降幅度居全省第一,去年PM2.5年均浓度比2013年已经下降了37.5%。“这得益于本地污染物排放明显减少。”市环保局专家说,去年,南京市完成了南钢、梅钢、南化、金陵石化等15个提标升级改造项目,全市30万千瓦以上的燃煤机组完成超低排放改造,完成化工园区30家企业的挥发性有机物泄漏检测与修复改造,对南京大众、长安马自达、南京依维柯等重点汽车制造企业开展密闭化改造和挥发性有机物治理。观察去年第四季度的几次区域性雾霾污染过程,在周边城市出现重度污染时,南京的污染程度在全省都是较轻的,第四季度没有产生一天重度污染天,在区域大气条件相似的情况下污染较轻,原因就是本地污染排放比其他城市少。

今年优良天数比例要达到70%,即优良天数要达到256天,比去年要多出20天。环保部门计划,通过开展臭氧污染专项整治来增加优良天数。数据显示,2016年我市因臭氧超标造成的污染天为56天。环保部门将通过控制挥发性有机物排放来将臭氧污染天天数减少,提升优良天数。目前《南京市关于有效缓解臭氧污染提升环境质量的实施方案》已开始实施,方案中确定了十项行动计划,比如对汽车喷涂、汽修行业的整治,船舶航运行业的整治,化工行业的整治等。

除了针对臭氧的治理,今年的减排任务还将通过控煤和控制工业污染来实现。按照政府工作报告要求,今年全市的燃煤消耗总量要控制在2980万吨以内,这是我市首次将煤耗控制在3000万吨以内,是一个重大突破。同时,我市“两减六治三提升”行动已经启动,以此为突破口,南京将开展化工企业的专项整治,除了关停一批化工企业外,还将加快对现有化工、钢铁、电力、水泥等产业的升级改造,完成一批重点工业企业污染治理和清洁生产提标。环保部门表示,通过这样一系列减法行动,南京优良天数做加法有信心完成。
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