一、我省能源发展现状及面临的形势

　　(一)“十五”期间能源发展成就。“十五”期间,我省坚持以科学发展观为指导,认真贯彻落实国家宏观调控政策,抢抓机遇,积极推进结构调整,着力缓解瓶颈制约,不断深化体制改革,能源发展取得了显著成就,支撑经济社会持续快速健康发展的能力进一步增强。

　　能源保障能力显著增强。能源供应能力大幅提高,国有大中型矿井煤炭年生产能力五年新增900万吨,创历史新高;全省发电装机容量达到2881万千瓦,五年新增1349万千瓦,是前十年新增装机的1.5倍。能源生产量大幅增加,2005年全省一次能源生产总量达到14500万吨标准煤,是2000年的2.3倍,年均增长17.6%。原煤产量、发电量比2000年翻一番以上,年均增长19.8%和15.4%,分别达到18761万吨、1420亿千瓦时。原油产量507万吨,天然气产量20.1亿立方米,基本保持稳定。电力净外送30亿千瓦时,实现了由电力净吸纳省向净送出省的历史性转变。我省作为全国大型煤炭基地和重要火电基地的作用初步显现,保障能力显著增强。

　　结构调整迈出实质性步伐。煤炭生产结构得到改善,资源整合效果明显,小煤矿数量累计减少2000多处,国有重点煤矿产能比重提高6个百分点,采煤机械化程度达到60%,国有煤矿原煤入选率提高10个百分点。电力结构调整取得较大进展,火电机组平均单机容量提高20%,单机30万千瓦及以上火电装机五年新增580万千瓦,占全省火电比重达到36%,较2000年提高10个百分点;热电机组比重提高到20%,大中型水电装机五年新增102万千瓦。能源消费结构不断优化,石油、天然气、电力等清洁能源在终端消费中的比重上升近20个百分点,发电用煤比重提高10个百分点。可再生能源利用取得新进展,农村户用沼气达到128万户,大中型沼气工程突破500处,太阳能热水器使用量大幅增加,生物乙醇汽油在全省推广使用。

　　能源重大项目建设进展顺利。全省城镇以上能源工业累计完成固定资产投资1532亿元,比“九五”期间翻一番以上,是改革开放以来投入最多的五年,一大批煤炭、电力、油气等重大能源项目开工建设并投产。重点煤矿建设进展顺利,永煤集团城郊矿240万吨燉年等8处大中型矿井建成投产,平煤集团首山一矿240万吨燉年等12处大中型矿井相继开工建设,五年新开工大中型矿井规模1890万吨燉年。电源建设明显加快,小浪底水电站全面建成投产,沁北电厂建成我国第一台国产化60万千瓦超临界燃煤机组,信阳华豫电厂等9个单机30万千瓦及以上骨干电厂建成投产,新乡宝泉抽水蓄能电站和郑州、驻马店燃气电站等大型电源项目开工建设,单机13.5万千瓦及以上机组五年新开工规模超过1900万千瓦。电网建设得到加强,鄂豫第二、三回500千伏线路建成投运,灵宝建成我国第一套330千伏超高压国产化直流换流设备,在全国联网中的地位进一步提升;主干电网建设加速,500千伏主网架初步形成,220千伏变电站突破100座,12个省辖市实现220千伏环网供电;城乡电网改造全面实施,城市电网“卡脖子”环节基本消除,县城电网基本实现110千伏双电源供电,95%的行政村电网得到改造,城乡电网供电可靠性和供电质量大大提高。油气工程建设成绩显著,“西气东输”河南段主干线和6条支线工程建成通气,新增天然气长输管线963千米,义马煤气化一期和南阳天冠生物乙醇工程建成投产。

　　能源节约和安全生产成效显著。国有重点煤矿节能状况得到改善,资源回收率提高5个百分点,达到55%。电力生产和运行节能效果明显,火电机组供电标煤耗达到390克燉千瓦时,五年降低25克燉千瓦时;省网线损率达到5.85%,比2000年降低1.3个百分点。能源安全生产和管理水平不断提高,煤矿安全改造投入加大,国有重点煤矿基本建立了瓦斯监测监控联网系统,防治水平提高,原煤百万吨死亡率达到1.17,较“十五”初期降低50%以上;电网安全性和可靠性不断改善,抗灾害能力明显提高,城市供电紧急预案和电网“黑启动”方案相继出台。

　　能源体制改革取得一定进展。能源领域投资体制改革顺利推进,基本实现了投资主体多元化。煤炭企业主辅分离取得进展,产权制度改革逐步深入,国有煤矿政策性破产工作稳步推进。能源价格体制逐步理顺,电煤指导价取消,煤炭价格实现市场化;电价改革逐步深入,城乡居民生活用电实现了同网同价,“标杆电价”、“煤电联动”等政策相继实施。电力体制改革有序推进,厂网分开基本完成,发电侧从建设到经营基本形成多种投资主体有序竞争的局面。

　　(二)当前存在的主要问题。资源和环境制约日益加大。能源发展面临的资源制约越来越大,资源接续能力不强。我省煤炭资源地质勘查滞后,勘查程度不高,保有储量仅占全国的2.4%,可供建井的后备精查储量不足,储采比低于全国平均水平,煤炭后继生产面临较大压力。受资源限制,天然气和石油产量下降,供需矛盾突出。水能资源有限,经济可利用的水电资源基本开发殆尽,风能资源不够丰富,太阳能发电成本仍然较高。以煤炭为主的能源生产和消费结构受环境制约不断增大,煤炭生产引起的地表沉陷、矸石堆积、瓦斯和粉尘排放等对环境影响日趋严重,大量抽放矿井地下水造成地下水位明显下降,燃煤造成的二氧化硫和温室气体排放量逐年增加,改善生态环境的难度和压力增大。

　　结构性矛盾依然突出。能源供需结构性矛盾亟待缓解,煤炭供需平衡受价格影响时常波动,电力供应相对富裕,天然气供应日趋紧张。煤炭生产结构相对松散,小煤矿数量较多,产业集中度低,平均单个矿井规模较小。电源结构不合理,燃煤火电机组占全省装机90%以上,平均单机规模不到6万千瓦,5万千瓦及以下火电机组比重较高。电网建设相对滞后,部分地区存在有电送不出、有电用不上的现象,5%的行政村未实施农网改造,部分偏远深山区还有无电住户。能源消费结构需要进一步优化,煤炭在一次能源消费中仍占主体地位,石油、天然气和水电等清洁能源比重偏小。可再生能源发展相对缓慢,风电、生物质能和太阳能发电没有实质性进展,农村沼气普及率比较低,丰富的秸秆等可再生能源还未得到有效利用。

　　节能任务还很艰巨。我省能源生产方式比较粗放,利用效率低,损失浪费量较大,单位生产总值能耗高于东部先进省份。相当一部分煤矿生产仍是机械化、半机械化和手工作业并存,矿井技术装备水平低下,煤炭洗选设备陈旧,工艺落后,资源回收率和煤炭洗选效率较低。煤炭开采中采富弃贫现象普遍存在,小煤窑私挖滥采屡禁不止,造成了严重的资源破坏。全省火电机组供电标煤耗仍高于全国平均水平,农村电网低压线损率远高于省网,电力行业节能降耗任务很重。城市集中供热普及率较低,仍存在大量分散供热的低效率燃煤小锅炉。

　　能源体制改革仍需深化。煤炭资源开发、管理和安全生产的监管机制不够健全,大部分国有煤炭企业社会负担重、人才匮乏、竞争力差,自我积累、自我发展的能力不足。电力体制改革进程较慢,区域电力市场没有建立,主辅分离和输配分开尚未实现,促进电网快速健康发展的长效机制还没有形成。农村电力体制需要进一步规范。一次能源价格上涨过快,行业间协调发展的机制尚未形成。电价形成机制需要进一步理顺。

　　(三)能源发展面临的形势。“十一五”时期是我省全面建设小康社会、奋力实现中原崛起的关键时期,能源发展将进入一个新的发展阶段,既面临难得的机遇,也存在严峻的挑战。

　　我省具备保持能源快速健康发展的有利条件。国家实施促进中部地区崛起战略,明确支持河南等省份建设全国重要的能源原材料基地,加快钢铁、化工、有色、建材等优势产业发展,为我省能源发展提供了广阔的市场空间,为做大做强能源产业提供了战略机遇。我省煤炭资源相对丰富,产量居全国前列,是国家规划建设的13个全国大型煤炭基地之一,又紧邻山西、陕西煤炭大省,交通便利,煤炭输入输出通道畅通,担负向中南、华东地区供煤的任务;我省水资源较为丰富,一大批污水处理厂的建设,将为河南火电发展提供更充足的用水保证;河南电网处于全国联网中心位置,电力外送通达,在国家电力规划布局中是华中乃至全国重要的火电基地,担负华中电网南北水火电调剂运行的火电补偿任务,良好的资源和区位优势为加快能源基地建设提供了得天独厚的条件。同时,“西气东输”、“川气入豫”等工程为改善我省能源供应结构提供了条件;《中华人民共和国可再生能源法》的颁布实施将为加快可再生能源发展提供法律支持,配合社会主义新农村建设需要,我省丰富的生物质能资源优势将得到充分发挥,成为“十一五”时期能源发展的亮点。

　　我省“十一五”时期能源发展也存在不少困难,面临较大挑战。随着工业化、城镇化步伐加快和人民生活水平提高,全省能源需求增长持续强劲,预计全省一次能源消费量年均增长5%以上,全社会用电量年均增长9%左右,对能源发展提出了新的更高的要求。以煤炭为主的能源生产和消费结构越来越受到资源和环境的制约,节能和环保工作更加紧迫。能源供应的结构性矛盾突出,原油、天然气等优质能源供应日趋紧张,调入量不断增加,从长期看,我省将逐步转变为一次能源净调入省,对外依存度不断提高;随着全国电力供需形势发生较大变化,电力市场开拓难度加大,火电竞争能力亟待提高。能源安全生产特别是煤矿安全生产状况有待进一步改善。能源管理体制和运行机制深层次矛盾尚未解决,不能完全适应社会主义市场经济发展要求,改革任务仍十分艰巨。

　　二、能源发展的指导思想与目标

　　(一)指导思想。“十一五”期间,我省能源发展的指导思想是:坚持科学发展观,紧紧围绕中原崛起和全面建设小康社会目标,充分发挥资源和区位优势,加快大型煤炭基地和火电基地建设,大力发展清洁能源和可再生能源,优化生产和消费结构,提高能源利用效率,进一步做大做强能源产业,构筑稳定、经济、清洁、安全的能源供应体系,以能源的可持续发展和有效利用保障全省经济持续快速健康发展和社会全面进步。

　　(二)基本原则。节能优先,开发并重。把节能增效作为首要战略,彻底改变粗放型发展模式,大力推广先进适用技术和管理经验,促进能源合理开发和节约使用,加快建设资源节约型社会。按照国家促进中部地区崛起的战略决策,抢抓机遇,加强能源勘查和开发,继续推进大型煤炭基地和火电基地建设,不断巩固和提高我省能源基地的地位和作用。

　　煤为基础,电为中心。以煤炭为基础,充分发挥资源和区位优势,优化发展煤炭产业,拉长产业链条,提高煤炭利用效率和清洁性。以电力为中心,积极发展环保高效燃煤机组,不断提高发电用煤在煤炭消费中的比重,继续加强电网建设,努力建成全国重要的火电基地。

　　优化结构,多能互补。改善一次能源供给结构,积极开发利用石油、天然气、煤层气资源和油气替代燃料,大力发展新能源和可再生能源,逐步形成多能互补的能源供应体系。优化二次能源生产结构,加快发展清洁高效电力,不断提高电力等清洁能源在终端消费中的比重;大力发展集中供热,提高城市集中供热普及率。

　　立足省内,开拓省外。在依托省内资源、保障省内需求的基础上,积极利用省外煤炭、原油及成品油、天然气和煤层气等多种资源,拓宽我省能源供给来源,提高保障能力。发挥我省火电优势,提高综合竞争力,大力开拓省外电力市场。实施企业走出去战略,做大做强我省能源产业。

　　(三)主要发展目标。在保障经济社会持续快速健康发展的前提下,能源结构调整取得明显进展,能源利用效率和行业效益显著提高,建成全国大型煤炭基地和重要火电基地。

　　“十一五”末能源发展的主要目标为:全省一次能源生产总量15400万吨标准煤,其中,煤炭占92.5%,石油占4.2%,天然气占1.3%,水电等其他能源占2%。全省煤炭年生产能力稳定在1.5亿吨左右,原煤入选率和资源回收率均达到50%以上。全省发电装机达到4500万千瓦以上,单机30万千瓦及以上火电机组比重提高到55%,火电机组平均供电标煤耗下降到370克燉千瓦时以下。石油、天然气产量分别稳定在450万吨和15亿立方米。风电和秸秆等可再生能源发电装机达到50万千瓦,形成100万吨以上生物液体燃料和5万吨生物质颗粒燃料生产能力,农村户用沼气普及率达到20%以上。

　　(四)具体发展思路。煤炭:建设全国大型煤炭基地。加快煤炭资源勘查,提高后续保障能力。培育发展骨干煤炭企业,加快大型矿区建设,继续整合煤炭资源,向优势骨干企业聚集。推广应用高效采煤装备设施,提高资源回收率。推进煤炭精深加工,拉长产业链条。积极推进清洁生产,发展煤炭循环经济和洁净煤技术,加强矿区生态环境防治。依法强制关闭非法和布局不合理小煤矿,加大安全投入,完善安全设施,提高煤矿安全生产水平。积极利用晋、陕煤炭资源,加快输煤通道建设。电力:建设全国火电基地。着力推进结构调整,重点发展高参数、大容量、高效率火电机组,加快关停煤耗高、污染重的小火电机组,提高火电竞争力;积极发展热电联产集中供热,合理规划城市、县城和乡镇热电机组;加快推进风电、秸秆发电和核电发展,适度发展抽水蓄能电站和燃气电站,提高清洁高效电力比重和调峰能力。加强电网建设,形成500千伏骨干网架和对外输电通道,增强电力输送及与华中电网“水火调剂”能力;继续推进城乡电网改造,促进输、配、用三级电网协调发展,形成安全可靠的现代化输配电网络。积极开拓省内外电力市场,加强电力调度和市场监管,优化电力资源配置。深化电力体制改革,积极推进竞价上网,加快市场化进程,完善电价形成机制。

　　石油天然气:积极开发利用石油、天然气、煤层气资源。加强资源勘查,提高开发效率,稳定油气产量。加快油气基础设施建设,完善油气输配网络系统。努力引进省外油气资源,发展油气替代燃料,提高供给能力。调整用气结构,有效提高城市居民燃气普及率,合理安排工业项目用气。

　　可再生能源:大力开发利用太阳能、生物质能、小水电和风能等可再生能源,提高可再生能源在能源结构中的比重。充分发挥我省丰富的生物质能资源优势,加快推广农村户用及大中型沼气工程,积极发展秸秆、沼气、垃圾等可再生能源发电,鼓励开发利用生物液体燃料和固体成型燃料。因地制宜开发风电、小水电、太阳能发电。建立与社会主义新农村相适应的农村绿色能源体系。

　　三、能源发展的主要任务

　　(一)继续推进全国大型煤炭基地建设。加强煤炭资源勘探,提高资源保障能力。加大投入,拓宽融资渠道,建立有效投入机制,加强资源勘查。加快勘探义马、鹤壁、焦作等老矿区的深部及外围资源,五年新增煤炭精查储量20亿吨。加快薄壁、石林、五头、茴村等预测区资源勘查,寻找新的后备资源。

　　优化开发布局,建设大中型矿井。强化煤炭资源的规划管理,抢抓国家支持大型煤炭基地建设的机遇,加快鹤壁、焦作、义马、郑州、平顶山、永夏6个大型矿区建设。稳定豫北和豫西等老矿区生产能力,加快开发矿井深部资源;扩大豫中和豫东矿区生产规模,重点开发禹州、汝州、登封、新安等资源相对富集地区。发挥骨干企业在技术、管理和融资等方面优势,建设一批现代化大中型矿井,加快首山一矿240万吨燉年、白坪煤矿180万吨燉年等在建项目建设,新开工建设李粮店煤矿240万吨燉年、赵固二矿180万吨燉年等矿井项目,五年新增煤炭年生产能力3000万吨以上。

　　整合煤炭资源,培育大型煤炭企业。着力培育大型煤炭企业和企业集团,发挥市场机制作用,引导资源、资金等要素向骨干企业集中。鼓励有优势的煤炭企业实施煤焦、煤化工、煤电或煤电铝一体化经营,提高产业集中度和市场竞争力。调整改造重组中小煤矿,依法关闭不具备安全生产条件、破坏资源和环境的煤矿,坚决关闭国有煤矿井田范围内的各类小煤矿。到2010年,全省7个大型煤炭骨干企业控制全省煤炭资源90%以上,产量占全省80%以上,小煤矿减少到500个以内。

　　加快煤矿产业升级和安全技改,促进高效、安全生产。积极推进煤炭产业优化升级,对重点煤矿采掘、运输、洗选等设备进行技术改造,淘汰落后的设备和开采工艺,提升煤矿生产机械化和自动化水平。加大煤矿安全投入和技改力度,推广应用先进技术设备和管理经验,建立煤矿安全投入长效机制。突出抓好瓦斯综合治理和水害防治工作,采用先进监测监控设备,提高矿井灾害监控和预防水平,不断增强抵御各种灾害的综合能力。加强煤矿瓦斯抽采利用,促进煤矿瓦斯产业化发展。

　　积极利用省外煤炭资源,保证全省煤炭供应。充分发挥区位优势,加强与山西、陕西、内蒙古等煤炭资源丰富省份的合作,积极与铁路部门沟通,加快推进长治至泰安等铁路建设及侯月线、太焦线、宁西线、新荷线等铁路扩能和电气化改造,适时建设新的输煤通道,缓解煤炭运输瓶颈制约,努力提高晋煤、陕煤输豫能力,逐步加大煤炭调入量。鼓励我省优势企业走出去,开发利用省外煤炭资源。

　　(二)努力建设全国重要火电基地。优化电源布局,建设火电集群。按照规模化、基地化的原则,综合平衡煤炭、水资源、交通、环境、电网等条件,以60万千瓦、100万千瓦大容量、高参数火电机组为建设重点,统筹规划,合理布局,五年新增发电装机2000万千瓦以上,建成全国重要的火电基地。电源布局以现有电厂扩建为主,原则上不再新布电源点,重点围绕豫北、豫南和沿陇海线3大火电集群规划建设火电项目。豫北火电集群以沁北电厂为中心,发挥区位优势,利用当地及山西煤炭资源建设大型坑口、路口电站,积极推进焦作、济源、新乡、鹤壁、安阳等电源点建设。豫南火电集群以姚孟电厂为中心,利用当地煤炭资源和宁西铁路运煤通道,建设大型坑口和路口电站,积极推进平顶山、南阳、许昌、驻马店、信阳等电源点建设。沿陇海线火电集群发挥沿线煤炭资源优势并利用陕西煤炭资源,建设大型坑口、路口电站,积极推进三门峡、洛阳、郑州、开封、商丘等大型电源点建设。

　　加快电力结构调整,促进可持续发展。进一步加强小火电机组关停工作,通过经济、法律、行政等手段,加快关停5万千瓦及以下不符合国家产业政策的小火电机组。大力发展热电联产集中供热,坚持以热定电,省辖市热电联产原则以单机30万千瓦机组为主;县级城市应结合资源条件,积极发展秸秆等生物质能热电联产和煤矸石综合利用热电联产;经济较发达的乡镇可结合工业热负荷发展,建设小容量背压机组。鼓励发展大型循环流化床电站和整体煤气化燃气-蒸汽联合循环电站等洁净煤发电,加快发展风能、生物质能、太阳能等可再生能源发电,提高清洁高效电力比重。加快建设新乡宝泉等抽水蓄能电站和郑州、驻马店等燃气电站,提高电网调峰能力。积极推进核电项目前期工作,争取列入国家核电发展规划。

　　加强电网建设,提高输配电能力。按照统一规划、协调发展、远近结合、适度超前的原则,重点发展500千伏、220千伏骨干网架,做到电源电网同步建设,各级电压电网、城乡电网协调发展。加快建设500千伏电网,重点建设安阳、洛阳南、南阳西、平顶山、信阳、驻马店、商丘、新乡东、三门峡等500千伏输变电工程,实现500千伏电网覆盖到省辖市;积极推进与华中、华东电网的电力外送通道建设,建成鄂豫第四回输电线路,适时建设河南至华东电网输电通道,尽快开辟新的电力外送通道。优化发展220千伏电网,建成省辖市内220千伏主干电网,实现220千伏电网覆盖到县。进一步加强城乡电网建设与改造,完善110千伏及以下电网,提高供电可靠性,建设现代化输配电网络。坚持二次系统与一次系统协调发展,加快计算机、自动化和信息技术的推广应用,提高电网自动化水平。

　　(三)积极利用省内外油气资源。稳定油气产量,积极利用省外及替代油气资源。加大油气资源勘查力度,扩大勘查范围,加快新区勘探,增加后备储量。应用先进开采技术和装备,提高油气资源开发效率,稳定油气产量。加强与中石油集团、中石化集团等企业的战略合作,积极争取西气东输天然气量,努力促使中石油集团、中石化集团增加供我省油气量,力争多利用省外及国外油气资源,改善我省能源消费结构。积极发展油气替代能源,鼓励发展煤炭气化,尽快建成义马煤气二期工程,加快发展生物质制气和生物乙醇、生物柴油等生物液体燃料,开发利用煤层气资源。

　　加快油气管网建设,完善输配网络。加大原油和成品油管道建设力度,发挥区位优势,重点建设洛阳至驻马店、兰州至郑州至长沙等成品油管道及郑州大型油品储备中心和输配枢纽,逐步形成以郑州为中心的区域性输油管网,满足西油东运、北油南运和进口国外石油需要。合理规划天然气管网,完善“西气东输”工程各项配套设施,加快建设陕西榆林至濮阳天然气管线、“川气入豫”主干线及支线工程,争取建设山西晋城至焦作煤层气管线,规划预留“西气东输”二线工程通道,初步形成以郑州为中心向全省各地辐射的供气网络。

　　加强供需监测,有序扩大天然气消费市场。完善天然气供需监测制度,适当控制用户发展速度,优化用气结构。重点培育城市天然气市场,充分利用各种气源,配套建设城市配气管网,逐步提高城市居民燃气普及率。稳步推进天然气化工及工业燃料项目建设,促进工业产品升级和结构调整,提高经济效益。

　　(四)加快发展可再生能源。大力开发利用生物质能。充分发挥农业大省的资源优势,合理布局,积极发展秸秆等生物质能发电,将具备条件的燃煤小火电机组改造为秸秆发电机组,加快鹿邑县、浚县等秸秆发电机组建设,争取建成秸秆发电装机30万千瓦以上。在大中型畜禽养殖场、工业有机废水排放重点企业和城市污水处理厂建设大中型沼气工程,并配套安装沼气发电设施。加快培育能源植物新品种,扩大燃料乙醇生产能力和使用量,开发并推广使用生物柴油等其他生物液体燃料。

　　加快开发风电能源。重点开发西北部太行山区、西南部秦岭大别山区等区域的风能资源,加快三门峡、南阳和信阳等风电场建设步伐,争取2010年发电量达到20万千瓦。

　　积极开发利用太阳能。在道路、公园、车站等公共设施及公益性建筑物照明中推广使用太阳能光伏电源,鼓励建设与建筑物一体化的屋顶太阳能并网光伏发电设施,在光照条件较好的地区建设太阳能发电示范电站。在大中城市推广普及太阳能一体化建筑、太阳能集中供热水工程,建设太阳能采暖和制冷示范工程。

　　(五)加强农村能源建设。加快农村电力建设。建立农村电网长效发展机制,加大农村电网建设与改造投入,完善农村配电网络,解决局部地区“窝电”、“卡脖子”现象及基础网架薄弱等问题,提高农村供电可靠性,降低低压综合线损。通过电网延伸及发展小型风电、小水电、太阳能光伏发电等多种措施,加快解决无电村、户用电问题,实现全省户户通电。

　　大力发展农村绿色能源。坚持“因地制宜、多能互补、综合利用、讲求实效”的原则,积极发展适合农村特点的清洁能源,开展绿色能源示范县建设。大力发展农村户用沼气,以沼气建设带动农村改圈、改厕、改厨,扶持规模化畜禽养殖场和养殖小区建设大中型沼气工程。鼓励生产使用生物质固体成型燃料,积极推广新型省柴节煤炉灶。加快开发小水电资源,积极推进农村水电电气化县建设,在有条件的地方尽快实施小水电代燃料生态工程。鼓励开发利用太阳能,大力推广太阳能热水器、太阳灶和太阳房等。充分利用宜农宜林荒地、荒坡等土地资源,鼓励种植甜高粱、速生林等能源植物。

　　(六)促进能源节约和环境保护。积极推进能源节约。改善一次能源供应结构,努力提高水电、天然气和可再生能源等优质能源在能源消费中的比例。健全资源有偿使用制度,严格煤矿开采管理,积极应用先进高效的采煤技术和设备,严禁小煤窑私挖滥采,提高煤矿资源回收率。整合优化城市能源系统,改善用能方式,采用循环流化床、固硫型煤、水煤浆燃烧、煤气化等清洁高效燃烧技术改造或替代现有中小燃煤锅炉(窑炉),将分散式供热小锅炉改造为集中供热,提高城市集中供热普及率。加大老电厂技术改造力度,提高机组可靠性和技术经济水平,制定严格的煤耗标准,对单机12.5万千瓦以下燃煤火电机组实行限制性淘汰。优化电力资源配置,优先安排高效大机组发电。加强电力需求侧管理,推广高效节能用电设备,优化输、配电网络结构,提高输配电效率。

　　加强资源综合利用和环境保护。积极推广循环经济模式,充分利用煤矸石、煤泥、煤层气、矿井排放水、煤伴生矿、粉煤灰等资源,按照国家产业政策,鼓励发展煤层气发电以及与煤矸石、煤泥等资源总量相匹配的低热值燃料发电,鼓励利用工业窑炉余热余气、城市生活垃圾发电,鼓励利用粉煤灰、矸石等生产新型墙体材料,鼓励矿井排放水回收再利用,提高资源综合利用效率。积极推进清洁生产,大力开发和应用煤炭洗选、高效洁净燃烧、烟气脱硫等洁净煤技术,严格控制高硫煤的开采和使用。加强燃煤电厂除尘脱硫管理,新建机组必须同步建设并投运高效除尘和脱硫设施,加快现有12.5万千瓦及以上燃煤机组除尘和脱硫设施改造,淘汰全部低效设备,实现环保排放。加强矿区综合治理和生态修复,减少废物排放和生态破坏,改善矿区生产生活条件。

　　四、能源发展的政策措施

　　(一)提高能源利用效率,推进资源节约型社会建设。大力宣传和贯彻《中华人民共和国节约能源法》和《河南省节约能源条例》,制定具体实施细则,促进全社会节能降耗,努力实现2010年全省单位生产总值能耗比2005年降低20%左右的目标。建立健全终端耗能设备能效标准和管理体系,抓紧制定各类能效标准和节能激励政策,综合运用价格、税收等各种手段,鼓励节能项目建设以及节能产品的生产和使用。依靠科技进步,积极支持节能技术开发、示范和推广,实施重大节能示范工程,加快淘汰高耗能、低效率的落后工艺、设备和产品。加强能源需求侧管理,鼓励引导用户改变终端用能方式,提高能源利用效率。加强能源统计考核,把节能降耗纳入经济社会发展的统计、评价体系,逐步建立能源信息发布制度。

　　(二)制定能源环保政策,推进环境友好型社会建设。在能源领域,严格执行国家环保法律法规,认真执行环境影响评价制度、土地复垦制度和排污收费制度,加大对环境污染的监督治理和查处力度,加快建立谁开发谁保护、谁受益谁补偿的生态环境补偿机制。重点对煤炭开采与使用造成的生态破坏和环境污染进行综合治理。对电力行业二氧化硫等污染物排放实行总量控制,推行电厂环境信息公告制度,加快建立火电厂废物排放在线连续监测系统。制定税收、电价、上网电量、排污费征收等方面的奖惩政策,对脱硫、洁净煤发电、天然气发电、可再生能源发电等清洁发电项目给予奖励,对不能达标排放的企业给予惩罚。

　　(三)继续深化能源体制改革,破除体制性障碍。积极稳妥地推进能源体制改革,健全与社会主义市场经济体制相适应的能源管理体制,推进能源产业市场化建设。进一步深化国有煤炭企业改革,依靠市场作用和政府推动,打破地域、行业和所有制界限,加快推进大型煤炭企业集团建设,优化组织结构,提高煤炭产业集中度和综合竞争力。按照国家整体部署,继续深化电力体制改革,巩固厂网分开成果,加快主辅分离步伐,稳步推进输配分开和区域电力市场建设。积极推进农村电力体制改革,加快改革趸售电价机制,逐步实现城乡用电全面同价。理顺各类发电企业电价关系和结算体制,进一步改善发电市场环境,制定有利于热电联产、综合利用、洁净煤发电、可再生能源发电发展的税收、上网电量、电价等政策。结合开拓电力市场和关停小火电机组,积极推进大用户直供试点,把我省能源资源优势体现到工业企业竞争力上。进一步改革能源价格形成机制,建立有助于实现能源结构调整和可持续发展的价格体系。放宽能源市场准入限制,鼓励引导民营资本和外资等多种资金进入能源勘探开发、电源和电网建设及新能源等领域,进一步促进投资主体多元化。

　　(四)拉长产业链条,提高能源产业竞争力。通过多种措施,提高我省煤炭资源就地转化能力,提高煤炭产业附加值。按照谁勘探谁优先获得矿业权的原则,鼓励省内煤炭骨干企业及电力等相关企业投入资金勘探煤炭资源,鼓励大型煤炭企业和电力企业实施煤电联营。根据煤炭资源特点,结合铝矾土等资源分布,积极鼓励煤炭与冶金、炼焦、化工和建材等产业实现产业联营和一体化发展,支持建设大型煤、电、铝及铝加工一体化基地,支持发展优质煤化工产业。积极引进省外及国外原油资源,鼓励发展成品油炼制和石油化工产业。扶持省内多晶硅企业,积极支持其发展太阳能光伏电池及发电配套产品。

　　(五)采取有效措施,促进可再生能源发展。认真宣传贯彻《中华人民共和国可再生能源法》,研究制定地方配套法规,提高各级政府部门和全社会对可再生能源及其战略地位的认识,鼓励社会各界自愿开发利用可再生能源。积极利用国家促进可再生能源发展的价格、补贴、投资、信贷、税收等激励政策,研究制定我省配套政策,鼓励和支持我省可再生能源的开发利用。认真落实国家对农村小水电的税收优惠政策,逐步解决我省小水电电价偏低的问题,实现小水电全额上网和同网同价。拓宽可再生能源投融资渠道,鼓励多种资本进入我省可再生能源产业。研究建立市场机制和政府指导相结合的农作物秸秆等生物质能资源收购、贮运体系和价格形成机制,促进我省生物质能产业快速发展。

　　(六)积极开发应用能源先进技术,提高创新能力。把技术创新作为提升产业综合竞争力的重要手段,积极提升我省能源产业的整体技术水平。推动大中型能源骨干企业建立企业技术中心,促进企业与高校、科研单位的合作与联合,加快建立以企业为主体、产学研相结合的技术创新体系,提高技术创新能力。整合能源产业现有研发、制造、教育资源,加快人才培养,完善技术和产业服务体系。积极开发并推广应用煤炭气化及多联产和高效清洁燃烧发电等洁净煤技术、复杂地质油气资源勘探开发利用、可再生能源低成本规模化开发利用、超大规模输配电和电网安全保障等先进技术,提升能源产业技术水平。

　　(七)构建安全生产和应急机制,确保能源安全。进一步完善由政府部门、能源企业分工负责的安全责任体系。政府部门制定安全规章制度,负责监督检查,能源企业各负其责,构建我省能源安全生产的长效机制。推广应用安全生产方面最新科技成果,不断创新安全管理手段,加大投入,提高技术装备水平。煤炭行业要突出抓好瓦斯和水害防治工作。电力系统应坚持统一规划、统一调度、分级管理和分区分层运行的原则,统筹安排电网运行方式、设备备用容量、检修计划、紧急事故处理以及事故后恢复等工作。建立成品油、天然气市场预警机制和应急体系,保证我省油气供应安全。