许昌最新规划：建设豫中南氢能保障基地支持绿色产业企业上市,
毕节国创氢能,东北氢储能,页岩气与氢能 4月12日消息，许昌市人民政府发布《许昌市“十四五”现代能源体系和碳达峰碳中和规划》，力争到2025年，全市能源消费增量的50%以上由非化石能源满足，为全市碳达峰和高质量发展奠定坚实基础。
持续推进能源供给侧结构性改革，积极发展光伏发电、新型储能、氢能等新能源，着力提升煤炭、油气等传统能源清洁低碳开发利用水平，积极推动非化石能源替代化石能源、天然气等低碳化石能源替代煤炭等高碳化石能源，加快形成绿色低碳的能源供应格局。
1.加快推进太阳能高效利用。在依法自愿前提下，加快屋顶光伏整县(市、区)推进，鼓励利用开发区、工业园区、标准厂房、医院、学校等符合安全要求的公共建筑屋顶发展分布式光伏发电，支持新建工业厂房设计荷载满足建光伏电站荷载要求，探索开展光伏建筑一体化示范。加快发展重卡换电、光储充一体化示范试点;安全有序发展绿色低碳产业园区、低碳村镇、低碳工业园区。结合采煤沉陷区、矿山废弃地治理等，建设高质量“光伏+”基地。探索光伏发电与5G、制氢、新能源汽车充电设施等新领域高效融合。持续推动襄城县打造光伏全产业链工作，积极申报光伏产业创新研究中心。推进太阳能烘干等工业化应用和热利用技术，以乡镇、学校、医院、新型农村社区为重点，建设一批太阳能供暖、供热水兼发电示范项目。到2025年，新增并网容量100万千瓦以上。
2.有序推动存量风能资源开发利用。按照最大保护、最低影响的原则，持续推动存量风电项目落地见效。支持风机主机生产商扩能提效，带动叶片、轴承、制动器、塔筒等风电配套产业集聚发展，推动风电装备产业链更加完备。加快风电与储能技术融合，提高风电基地消纳利用水平，提升风电稳定性和持续性能力。加大已并网项目技术升级改造力度，推进新建项目智慧化、数字化。到2025年，力争新增并网容量20万千瓦以上。
3.因地制宜开发地热能。加强地热资源调查评价，提高地热资源开发利用量，完善地热能开发利用方式。按照合理开发、有序推动、取能不取水的原则，因地制宜发展浅层地热供暖。积极推动浅层地热能、土壤源、地表水源热泵供暖制冷，利用污水处理厂中水发展水源热泵。扩大地热能在住宅小区、医院、学校、公共建筑等区域供暖制冷应用，跟踪应用地热能发电技术，加强地下水源回灌监测管理。
4.提升生物质能利用水平。按照因地制宜、综合利用、清洁高效的原则，建立健全资源收集、加工转化、就近利用的生产消费体系。在条件符合区域内，合理发展生物质锅炉供热，逐步完善清洁分布式供热体系。稳步发展非粮液体生物燃料、成型燃料，提高生物质能利用效率和效益。因地制宜发展多功能木本生物质能源树种、草本植物，利用荒山荒地大力营造生物质能源林，合理开发木质生物质能源材料。推动禹州市生物天然气开发利用，建设1-2个生物质天然气示范工程，新增生物质天然气产能400万立方米/年以上。
5.有序推进氢能发展。支持新能源集中区域有效整合富余风电、光伏发电、低谷电力，科学有序开展绿氢示范应用，支持襄城县沿工业长廊合理布局、科学发展制氢项目，建设豫中南氢能保障基地。加快推进加氢站建设，优先支持襄城县布局建设加氢站，鼓励建设氢电油气综合能源站，支持在现有具备条件的加油(气、电)站中增设加氢装置。
1.推动煤炭绿色高效发展。推进煤炭从总量性去产能向结构性优产能转变，加快绿色矿山建设，适度发展优势煤种先进产能，对煤炭企业实施优质煤种产能扩充，增加产能。持续淘汰无效低效产能，对30万吨/年以下矿井进行分类处置，确保煤炭产能稳定在1500万吨/年左右。开展高产能选煤厂建设项目，优化煤炭产品结构，持续提高煤炭入选率。提高煤炭焦化能力，促进骨干煤炭企业传统非煤产业转型升级。延伸煤基产业链，支持襄城县建设碳硅新材料生产基地，争取到2025年光伏轻质基板产能达到1亿平方米/年以上，高效太阳能电池板产能达到30G瓦/年以上。
2.加快火电结构优化升级。优化煤电项目布局，原则上不再建设除民生热电外的煤电机组，持续优化调整存量煤电，淘汰退出落后和布局不合理小煤电机组，有序关停整合30万千瓦以上热电联产机组供热合理半径范围内的落后燃煤小热电机组。在保障电力、热力可靠供应的前提下，积极推进城区电厂煤电机组“退城进郊(园)”。支持热源企业纯发电项目进行“三改联动”升级改造，统筹保障我市供热;推进煤电由主体性电源向提供可靠容量、调峰调频等辅助服务的基础性电源转型。实施煤电机组标杆引领行动，深化煤电行业节能降碳改造。
3.强化油气内增外引保障能力。在保证安全的前提下，持续推动我市外来油气输入，鼓励用能大户与上游企业签订能源供应合同，支持用能大户积极参与电力交易。推动煤矿瓦斯等非常规煤层气资源发电应用，支持襄城县加快煤层气勘探开发利用，争取到2023年年底形成5000万立方米/年的开采能力，并与河南省天然气公司(省级燃气销售企业)形成合作关系，将优质煤层气并入全省天然气销售网络。
1.加强电力灵活调节能力建设。全面推进火电机组灵活性改造。结合自然禀赋及地理条件，因地制宜谋划1-2个中小型抽水蓄能站点。合理规划布局远期调峰燃气发电机组，推动气电与新能源发电融合发展。推动新规划建设的光伏发电项目合理配置储能设施，提高新能源消纳存储能力。
2.推动电力系统适应高比例新能源并网运行。统筹高比例新能源系统发展和电力安全稳定供应，强化系统有功调节和动态无功支撑能力建设，增强电力系统清洁能源资源化配置能力，推动调度运行智能化、扁平化，提升新能源并网友好性和电力支撑能力。整合优化区域电源侧、电网侧、负荷侧资源，合理配置储能，以先进技术突破和体制机制创新为支撑，探索构建“源网荷储”高度融合的新型电力系统发展模式。
3.持续提升需求侧管理能力。扩大电力需求响应实施范围，突破工业用户作为单一主体参与模式，加强负荷聚合商培育，深入挖掘用户侧储能、电动汽车和综合智慧能源系统等灵活性调节资源，进一步释放居民、商业和一般工业负荷的用电弹性。加快电力需求响应与电力市场建设有效衔接，引导用户错峰用电、节能用电、有序用电和参与省电力市场化交易，鼓励大用户积极改造用电设施设备，采用综合能源管理，进一步深化需求响应大数据用能分析。
4.提升电网运行调度水平。推动建立多种能源联合调度体制，优化电网安稳控制系统配置，全面提升电网灵活控制和抗干扰能力。推进配电网改造升级，提高配电网承载力和灵活性，适应分布式电源广泛接入和多元化负荷发展需求，增强电网就近就地平衡能力。增强电网适应性，加大配电自动化改造力度，科学发展以消纳新能源为主的微电网、局域网、直流配电网，实现与大电网兼容互补。支持开展“源网荷储”一体化项目建设，力争实现新能源就地就近开发消纳。
持续实施节能降碳增效行动，把节能降碳贯穿全市经济社会发展各领域、全过程，提升节能降碳管理能力，提高能源利用效率，加快形成节能低碳的能源消费新模式。
1.推动化石能源绿色低碳开采。加强化石能源生产过程碳排放监控，加快应用绿色开采和智能化技术，加大余能、副产品回收利用力度，降低煤炭开采过程中碳排放。加大煤层气(煤矿瓦斯)采收利用力度。推广化石能源开采先进技术、装备，加快推进燃油、燃气、燃煤设备等电气化改造。
2.推进能源加工储运提效降碳。推行煤炭分质分梯级利用，推动煤炭转化向高固碳率产品发展。优化煤炭物流网络，提升铁路等运输比例，发展多式联运等绿色运输方式，支持企业推广智慧低碳仓储和物流。
3.大力发展能源低碳循环经济。创新矿区循环经济发展模式，探索开展采煤沉陷区治理、煤矸石综合利用，积极推动共伴生矿产资源和尾矿综合利用，避免污染空气和地下水。利用采煤沉陷区、关停高污染矿区发展光伏或农林生物质产业。探索开发已枯竭或无开采价值煤炭采空区的二氧化碳地质封存能力。支持许继集团等相关企业大力发展绿色低碳产业项目，推动长葛市大周发展能源低碳循环经济，提升综合能源服务能力，助力节能降碳。
1.推动重点行业绿色低碳用能。加强工业领域节能，加快绿色制造体系建设，推广节能低碳工艺、技术、装备，建立以碳排放、化石能源消费控制为约束的减排机制，引导工业企业和园区高效开发利用分布式可再生能源。坚决遏制“两高”项目盲目发展，加快淘汰低效产能，通过改造升级挖掘节能减排潜力。推动提高建筑节能和绿色建筑标准，大力发展节能低碳建筑，推进城镇既有居住建筑和公共建筑节能改造，降低建筑运行能耗，加强建筑能耗计量、监测、统计，深入推进新建建筑规模化应用太阳能、地热能等可再生能源。构建绿色低碳交通体系，大力发展多式联运，促进大宗货物中长距离运输“公转铁”，鼓励渣土车、清扫车、短途运煤车、矿石车、商砼车等领域车辆电动化替代，合理有序推进我市重卡换电站建设布局。实施公共机构能效提升工程，开展照明、供热等基础设施节能升级改造。推进新型基础设施领域节能，提高数据中心、5G通信基站等能效标准，加快现代信息技术与传统市政基础设施融合，提高运行效率和节能水平。
2.促进生活领域用能方式绿色转型。持续推进清洁取暖，科学布局清洁取暖项目，推进河南能信等容量替代民生热电联产机组建设。科学有序发展生物质能等新能源供暖，扩大集中供热覆盖区域，增加中心城区和具备集中供热条件的县城城区集中供热面积。实施我市10.6万户清洁取暖提质工程和5个空气源热泵项目。推广商用电炊具、智能家电等产品，提高餐饮服务业、居民生活等领域电气化水平。大力提倡绿色生活方式，引导居民科学合理用能。
3.加快农村生产生活电气化。推进大型农业生产机械电能替代，培育和发展电气化农机服务站点，因地制宜实施农村合作社、家庭农场、现代农业园区电气化改造，推广电气化育苗、种植、畜牧水产养殖技术、电烤烟等。优化电网企业办电流程，大力推广高能效用电技术。加快迭代升级农业电气化新技术、新产品，助力乡村特色农产品出村进城。推进家居生活领域电能替代，倡导使用节能高效空调、电冰箱、电厨炊等家用电器，提升电能在农村终端能源消费中的比重，引领乡村绿色用能新风尚。
1.完善能耗强度和总量双控制度。严控能耗强度，以化石能源为重点合理控制能源消费总量。加强节能监察，强化节能审查事中事后监管，形成“区域能评+分类管理+能效标准”的节能管理模式。以用能权有偿使用和交易为重点，加快制度突破、机制创新、模式探索，激发市场主体活力，推动能源要素向优质企业、项目流动和集聚。推行综合能源服务模式，实施能源消费集成化、智能化、能效管理可视化改造和重点用能单位节能降碳改造。
2.持续推进煤炭消费替代。科学控制煤炭消费总量，严格落实煤炭消费等量或减量替代要求。加强重点行业煤炭消费监测预警管控，着力压减高耗能、高排放和过剩低效产能煤炭消费总量。大力推进工业余热余压、电厂热力、清洁能源等替代煤炭消费，加快推进燃料类煤气发生炉、加热炉、热处理炉、干燥炉(窑)、建材行业煤炭替代。
坚持底线思维，加快引入电力、天然气等清洁能源，持续完善我市能源产供储销体系，全面提高能源供应稳定性和安全性，保障碳达峰、碳中和推进过程中的能源安全。
1.扩大外电入许规模。积极挖掘现有外电入许通道送电能力，推进许昌南500千伏变电站工程建设，加快城乡配电网改造，提升许昌市接纳外电能力。2.拓展外气入许通道。多元引入天然气资源，构建多方向气源、多途径引入的通道格局，提升天然气储气调峰能力，落实“地方政府形成不低于日均3天用气量，城燃企业形成不低于其年用气量5%的应急调峰储气能力”的民生用气保障责任。
3.提升优质煤炭外引能力。鼓励市内企业与晋陕蒙等高品质煤源地建立战略合作共赢发展机制，形成稳定的市外煤炭供应保障格局。优化调整煤炭运输结构，积极推进铁路专用线建设，减少公路运输量特别是中长距离运输量，推动运煤专线与矿区、电厂、用户等无缝衔接。
1.打造坚强智能电网。推动市内骨干网架优化升级，加快建设城市配电网和农村电网，形成各电压等级灵活调配、多元化负荷安全接入的坚强智能电网。持续强化我市500千伏主网架，推动市域220千伏支撑电网优化升级，加快市区、工业园区及末端地区变电站建设，强化220千伏环网结构。加强城镇配电网建设，开展供电高可靠性示范，实施城镇老旧小区配套电网改造，提高城镇配电网供电能力和防洪抗灾能力。巩固提升农网改造升级成果，加强高标准农田、现代农业产业园区、农产品加工区电网设施配套建设，全面提升乡村电气化水平;持续完善农村电网架构，缩小供电服务半径，提高户均配变容量，逐步缩小城乡供电服务差距，实现农村电网供电能力和服务水平显著提升。
2.完善油气输送网络。按照市级统筹、多主体参与的原则，加快推进省规划内市级天然气主干管网建设，强化气源统筹调配能力。支持省级天然气管网系统拟建的平顶山-许昌-周口天然气输气管道工程。持续推动国家天然气干线配套支线、县域支线管道就近接入管网，补齐跨市县调配短板，提升管网互联互通水平，实施天然气管道入镇进村工程，形成区域成网、广泛接入、运行灵活、安全可靠的油气输配管网系统。
3.适度超前建设充电网络。加大充电基础设施建设力度，重点推进居民区、单位内部停车场、产业园区、景区及公共服务领域充电设施建设，推进充电基础设施向农村地区延伸;支持开展光、储、充、换相结合的新型充换电场站建设，构建布局合理、车桩相随的充电网络。积极开展县(市、区)示范性充电站建设，大力支持重卡换电项目落地。推进“互联网+充电基础设施”发展，推动新建充电站(桩)接入省充电平台，强化与省新能源汽车平台互联互通，形成“车桩互联”的智能充电网络，为无人驾驶、无感支付奠定基础，为用户提供更加便捷、高效的充电服务。
1.提高电力应急处置和抗灾能力。强化电网运行能力，推进220千伏电网建设，进一步提升电网互通互济能力、上下级电网协调水平。推进坚强局部电网建设，实施供电“生命线”工程，优化电网项目选址布局和设备选型，全链条强化防洪抗灾能力，确保严重自然灾害情况下坚强局部电网恢复重要用户供电时间不超过2小时。谋划建设许昌南500千伏输变电工程，合理有序发展燃气发电小型机组建设。推进重要用户自备应急电源配置，落实《重要电力用户供电电源及自备应急电源配置技术规范》要求，开展重要用户应急能力建设情况排查，督促重要用户配足柴油发电机、UPS(不间断电源)等自备应急电源，确保应急发电设备“应配尽配、配而能用”。鼓励煤矿等电能大用户在落实“双电源”情况下，积极发展第三电源，确保安全电力保供。加强应急发电车、应急照明装置等防汛抢险保供电应急装备配备，适当配置卫星电话或远距离应急对讲机，采购涉水能力较强车辆或为车辆加装涉水配件。开展大面积停电演练、结合实际做好电力迎峰度夏、迎峰度冬演练，提高电力应急处突能力。
2.强化电力系统网络及储能电站安全。落实《关键信息基础设施安全保护条例》，完成关键信息基础设施认定和保护。加大安全接入平台、隔离装置等自主可控产品应用力度，建立网络安全常态监督和通报机制，完善网络安全技防体系，健全全域网络安全技术监管体系。加强电化学储能电站安全管理，坚持“安全第一、预防为主、综合治理”方针，建立“企业负责、行业自律、政府监管、社会监督”管理机制，督促储能电站建设单位建立安全风险分级管控制度和事故隐患排查治理制度，加强设计、施工、运行、拆除等环节全过程安全管控与监督。
3.提升油气储备保障能力。推动天然气管道互联互通，加强与省内中石油、中石化联络，与储气库企业签订合作协议，增强非极端天气、非传统安全条件下天然气保供能力，形成与全市天然气消费水平相适应的储备能力。完善储气调峰运行机制，培育储气调峰市场。
4.提高煤炭安全保障能力。鼓励襄城县、禹州市煤炭生产、流通、消费等企业利用现有基础设施新建、改扩建储煤设施，建设智慧化煤矿，提高煤炭安全保障能力。利用输煤通道在煤炭生产地、消费地建立联动机制。鼓励用煤企业与煤矿企业签订电煤长协，确保电煤履约能力在100%。到2025年，大型煤矿和灾害严重煤矿基本实现智能化，实现方案设计、地质保障、采掘(剥)、运输、通风、洗选物流等系统的智能化决策和自动化协同运行，井下重点岗位实现机器人作业。
坚持破解瓶颈和增强活力相结合，持续深化能源领域竞争性环节市场化改革，加快体制机制和商业模式创新，为能源高质量发展和如期实现碳达峰、碳中和提供有力的体制机制保障。
1.持续推进电力体制改革。按照国家、省统筹推进电力中长期和电力现货市场建设的部署，鼓励符合条件的用户积极参与电力打包交易，扩大市场交易主体范围，推动新能源发电及跨市区电量有序参与省电力市场交易。加快推进增量配电业务改革，开展“源网荷储”一体化建设，提升配电网内清洁能源利用效率和运行效率。推进禹州市分布式交易试点建设。
2.有序推动油气体制改革。按照国家、省政策，完善市内天然气管网建设机制，借助省天然气管网系统统筹作用，鼓励多元投资主体共同参与。推进天然气价格市场化改革，扩大市场化定价范围，完善管道天然气输配气价格体系。推动油气管网设施向第三方市场主体公平开放，提高油气集约输送和公平服务能力。
围绕巩固拓展脱贫攻坚成果同乡村振兴有效衔接，以县域、开发区、村镇为单位，采取多能互补、智能园区、产业融合等模式，建设试点示范区，推动农村能源基础设施提档升级，促进农村可再生能源充分开发和就地消纳，推动试点示范区逐步形成以清洁能源为主的能源供应消费体系。鼓励有条件的县(市)结合能源资源禀赋和产业发展特点，积极探索城乡融合清洁能源发展新路径，构建城乡统筹、多能互补的农村能源开发利用新模式。
1.加强能源低碳转型政策保障。支持能源企业加强与电力市场、碳市场衔接。推动健全绿色金融政策体系，引导和激励金融机构以市场化的方式支持新能源、储能、氢能等绿色低碳技术应用。鼓励商业银行通过优惠利率、专项再贷款等绿色信贷方式，对低碳项目建设提供长周期低息贷款。支持企业、金融机构发行绿色专项债券，为低碳技术推广、高碳产业及高碳项目低碳化转型提供资金。支持符合条件的绿色产业企业上市融资和再融资。支持政府引导基金带动社会资本发起设立能源领域新兴产业投资基金或绿色发展基金，支持新兴技术研发和低碳产业发展。支持符合条件的能源基础设施项目开展不动产投资信托基金试点，盘活存量资产，形成能源投资良性循环。
2.优化能源监管模式。加强上下联动、横向协同、相互配合，确保国家、省和全市能源重大规划、政策、标准和项目有效落地。加强能源领域信用管理，强化能源市场作用，营造公平竞争的良好环境。健全能源监测预警应急机制，强化能源生产、运行、环境等领域事故应急能力建设，制定应急预案，完善演练制度和应急调度机制，有效减少能源中断损失。依法依规履行能源安全监管责任，加强油气管道保护、电力安全管理等重点领域安全生产监管，加强指导协调和监督检查，督促企业完善和落实安全生产责任、管理制度和考核机制，加大安全生产投入，坚决遏制能源领域重特大安全事故发生。
