关于印发贵州省燃气发展“十二五”规划的通知(黔发改能源[2012]104号)
贵州省“十二五”能源
发展专项规划
前言
能源工业是我省支柱产业。为实现我省经济社会发展的历史性跨越，提供长期、稳定、经济、安全的基础能源和原材料保障，实现由能源大省向能源强省转变，特编制《贵州省“十二五”能源发展专项规划》（以下简称《规划》）。
《规划》根据《中共贵州省委关于制定贵州省国民经济和社会发展第十二个五年规划的建议》和《贵州省国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》精神，通过总结我省“十一五”能源发展取得的主要成就，评价我省能源资源及其开发利用状况，分析能源发展所面临的形势，明确我省“十二五”能源发展的指导思想、总体要求和方针、规划目标、发展重点，制定能源发展的保障措施和有关政策建议，提出合理控制能源消费总量行动方案、主要举措和工作部署。通过《规划》的实施，增强我省能源工业在国民经济及行业中的地位，保持其快速持续的发展，建设成国家重要的能源基地。
一、能源发展现状及面临形势
（一）能源发展现状及“十一五”取得的主要成就
“十一五”是我省能源产业发展最快的时期，产业体系更加完善，安全保障能力明显提高，较好地满足了我省国民经济和社会发展需要，并有力地支持了周边省（区、市）国民经济发展。
1、电力产业方面
——“西电东送”推动电力产业快速发展。
从2000年正式启动“西电东送”工程以来，先后规划并建设了第一、二批“西电东送”电源项目共十水十二火22个项目，目前，除沙沱、马马崖一级两个水电站外已全部建成，共投产装机2215万千瓦，其中水电815万千瓦，火电1400万千瓦，实现了“十五”送广东规模达到400万千瓦、“十一五”送广东规模达到800万千瓦的目标。2010年，全省电力总装机达到3000万千瓦以上（其中统调电网装机容量2831.8万千瓦），比2005年的1320万千瓦增长128.5%。2010年全年发电量1385.64亿千瓦时，其中，水电416.58亿千瓦时，火电969.06亿千瓦时，调出省外550.40亿千瓦时。2010年全社会电力消费835.52亿千瓦时。
——电力工业结构得到调整。
首先，关停小火电机组取得进展。到2010年底，我省共关停小火电机组144.9万千瓦。
其次，节能减排取得成效。2010年我省电网大力推行节能发电调度，全网发电煤耗317克/千瓦时、供电煤耗342克/千瓦时，较2009年煤耗降低5.0克/千瓦时，相当于节约标准煤64.8万吨，减排二氧化碳204.89万吨，二氧化硫4.064万吨；2010年统调水电节能降耗折合标准煤115.51万吨，折合减少二氧化碳排放365.299万吨，减少二氧化硫排放7.24万吨。
——电网进一步完善。至2010年底贵州电网有500千伏变电站15座（含超高压公司2座），变电容量17000兆伏安；220千伏变电站67座，变压器116台，变电容量19500兆伏安；500千伏线路56条，总长度4641千米；220千伏线路215条，总长度7944千米。电网建设速度明显加快，“西电东送”达到800万千瓦，形成“五交两直”500千伏“西电东送”通道。农村电网完善工程、无电地区电力建设工程、城市电网建设和改造工程以及农村电网改造升级工程进展顺利，2007年实现了行政村通电率达到100%；2009年实现了电网覆盖范围内户户通电。
——新能源开发开始启动。风电资源开发方面，开展了风能资源普查及全省30多个点10米详查工作，编制了全省风电开发规划上报国家发改委纳入国家风电版图，并引进华能、大唐、国电、中广核等大型电力企业开发我省风电资源。其中，赫章韭菜坪风电场一期工程、盘县四格风电场一期工程等一批风电项目已核准建设并陆续建成投产，一批风电项目正在开展前期工作。生物质发电方面，编制了生物质发电规划，批准同意铜仁松桃、黔东南黎平、锦屏、天柱、从江等一批生物质直燃发电项目开展前期工作。
2、煤炭产业方面
——加大了煤炭资源勘查力度。“十一五”期间，开展的勘查项目总数超过150个，发现了一批新的大中型矿产地，提交查明煤炭资源量154.5亿吨（含新增煤炭资源量78.7亿吨）。2010年末，全省查明保有资源储量590.15亿吨。
——原煤产量稳步增长，保障了能源供应。2005年原煤产量10798万吨，2010年全省原煤产量15954万吨，顺利完成“十一五”规划目标。比2005年增加5156万吨，增长44.7%，年均增加1000万吨以上。“十一五”原煤总产量超过6.4亿吨，比“十五”原煤总量3.7亿吨增加2.7亿吨以上，增幅达70.3%。“十一五”调出省外煤炭1.9亿吨以上(不含焦炭)，有力地支持了周边省份国民经济发展。
——煤炭经营逐步规范。近年来，我省加强了统计和信息调度工作，制定了《贵州省煤炭经营企业布局规划》，合理设置煤炭经营企业，依法整顿煤炭经营市场秩序，努力维护煤炭市场供求基本平衡，确保了电煤供应。
——煤炭大基地建设步伐加快。我省是国家十三个大型煤炭基地之一，盘江、水城、六枝、普兴、织纳、黔北六大矿区均为云贵基地的重要组成部分。“十一五”期间在推进煤炭资源整合的同时，加快一批大中型矿井建设，弥补了一部分淘汰小煤矿生产能力。2010年，全省在建煤矿233处，建设规模9968万吨/年；“十一五”期间建成投产矿井36处，新增生产能力1863万吨/年；结转到“十二五”197处，生产能力8105万吨/年。现已经完成了17个矿区总体规划的编制，并经评估取得相关的批复。其中，国家规划矿区11个，省规划矿区6个。17个矿区规划中30万吨/年及以上矿井开发建设总规模为1.55亿吨/年。《盘江矿区总体规划》正在按照评估意见进行修改，规划总规模5500万吨/年。
——积极培育大型煤炭企业。“十五”以来，通过引进省外优强企业，形成了以国有大中型骨干煤矿企业和具有实力的其它所有制企业联合开发的格局，实现了煤炭行业投资主体多元化。盘江集团公司2009～2010年原煤产量保持在1300万吨左右，2010年工业总产值达到68.13亿元，进一步巩固了中国煤炭工业百强企业和贵州省十大企业之一的地位。水城矿业2009～2010年原煤产量均在1000万吨以上，2010年工业总产值达到52.12亿元，跻身于全国千万吨级大型煤炭企业行列。省外来黔的一些大型煤炭企业也得到了迅速的发展。
——结构调整成效显著。“十一五”期间，我省坚持“整合为主、新建为辅”的原则，大力推进了
煤炭资源整合。整合前（2005年）全省煤矿总数2149处，总核定生产能力10592万吨/年，平均单个矿井4.9万吨/年，规模以上（≥30万吨/年，以下同）的20处，占矿井总数的0.93%。2010年，全省煤矿总数（生产和在建）1738处，总规模29347万吨/年，平均单个矿井生产能力16.9万吨/年，规模以上的矿井数234处，占矿井总数的13.5%，生产能力11798万吨/年，占总规模的40.2%。
——煤炭洗选、加工转化和综合利用步伐加快。据统计，2009、2010年全省原煤入洗量分别为2206.3万吨、2765.8万吨，生产精煤分别为1323.8万吨、1659.5万吨。“十一五”期间，加大了对煤矿瓦斯和煤矸石等煤炭开发共伴生资源的有效利用及加工转化的力度，水城和盘江矿区等一批瓦斯发电、煤矸石发电等综合利用项目正在陆续建成投产；毕节、水城老鹰山等煤基气化替代燃料项目等一批新型煤化工基地陆续投产。煤矿开采过程中的共伴生资源（煤矿瓦斯、煤矸石、煤泥、矿井水等）规模化利用和就地转化的步伐加快，全省煤炭工业综合效益逐步显现。
——煤矿技术面貌发生较大变化。“十一五”以来，我省各大煤炭企业煤矿技术面貌发生了较大的变化。大中型煤矿采煤机械化程度平均达到70.1%，比“十五”初期提高22.6%；采区回采率平均达到74.9%，比“十五”初期提高22.9%，其中国有重点煤矿平均达到85%以上。盘江集团公司2009年全公司6处生产矿井的综采机械化程度达到100%，掘进机械化（含机械装载）达60.7%，煤炭资源回收率达87.5%。
——煤矿安全生产稳步好转。“十一五”以来，通过多渠道筹措资金，逐步加大煤矿安全投入，对全省特别是国有重点煤矿进行安全改造，煤矿井下装备和安全生产系统，建成了一批标准化、现代化矿井，安全保障能力明显加强。通过对小煤矿的资源整合和技术改造，淘汰落后的生产技术和工艺，不断提高采掘机械化程度，增强矿井安全保障能力。2009、2010年全省煤矿百万吨死亡率由2005年的7.75分别降至3.17和2.41，煤矿安全生产形势稳步好转，基本保持稳定。
——矿区生态环境治理力度加大。“十一五”期间，随着国家对环境保护的日渐重视，政府出台了一系列环保法规和政策，重点煤炭企业都加大了对所在矿区的环境保护投入力度，确保了对各种污染源的有效治理和达标排放。
3、城市燃气方面
——城市燃气初步形成一定的规模。我省城市燃气气源结构主要以焦炉煤气、液化石油气和天然气三种形式为主。2010年全省城市燃气供应量为：焦炉煤气2.696亿立方米/年，天然气（不含赤天化）3546.49万立方米/年，赤天化为4.5亿立方米/年，液化石油气9.52万吨/年。全省用气人口共计377.65万人。全省已建成燃气管网3207.5公里，其中焦炉煤气管道2829.7公里，天然气管道195.07公里，液化石油气管道182.72公里。建成液化天然气接收供应站罐容5250立方米，焦炉煤气储配站罐容50万立方米，液化石油气储配站罐容1万立方米。
——积极培育和拓展天然气市场。“十一五”期间，省发改改革委组织编制了《贵州省中长期城市燃气发展专项规划》，明确我省主气源为天然气，并进行了统筹规划。各主要城市均在积极培育和拓展天然气市场，贵阳市和遵义市的天然气供应已有一定基础，主要供应一些工业用户、公交车、出租车等。各城市的天然气气源以液化天然气（LNG）为主，压缩天然气（CNG）为辅。
（二）存在的主要问题
1、电力产业方面
——“十一五”期间电源实际投产进度比规划滞后。在“十一五”后三年规划电源中，原规划在“十一五”末期投产的清镇“以大代小”（2×60万千瓦）、都匀“以大代小”（2×60万千瓦）、桐梓电厂（2×60万千瓦）均推迟至2010年以后投产。
——500千伏电网存在多座变电站单台主变运行，电网可靠性相对较低。其中施秉、黎平、金州和新建的松桃变均为单台主变运行，一旦主变发生故障退出运行，地区电网须大量转移负荷，严重时还将损失部分负荷，存在一定安全隐患。
——电网抗灾能力需进一步加强。
2、煤炭产业方面
——煤炭资源勘探程度尚不足。需要进一步加大勘探投入，加快补充勘查工作。
——生产结构仍不尽合理。第一，煤炭产业集中度依然不高，难以保障煤炭的稳定供给；第二，众多的小煤矿采掘等技术装备水平较低，安全条件差，事故率高，环境保护工作滞后；第三，省内各大煤炭集团还远未形成煤电、煤电化、煤焦化一体化的产业集群和规模效应。
——安全生产面临新的压力和挑战。全省煤矿安全生产水平与建设本质安全型企业的要求相比，仍有较大差距；安全事故仍然偏多，2010年全省煤炭生产百万吨死亡率2.41，为同期全国平均水平（0.749）的3.2倍以上；安全生产的基础尚不稳固，煤矿安全管理仍较薄弱，安全生产长效机制还需进一步强化。
——煤矿生产力发展整体水平还比较落后。发展水平不均衡，既有接近国内先进水准的现代化大型煤矿，也有为数众多、条件较差的小型煤矿，主要技术经济指标与全国平均水平比较，还存在一定的差距。
——项目前期与基本建设管理工作亟待加强。煤矿建设手续多、核准难度大，影响了大中型规划矿井建设进度；项目建设过程中存在诸多困难，协调难度大；建设项目管理有待加强。
——小型煤矿的整顿关闭、资源整合（技改）工作涉及面宽，影响到全省煤炭产量的稳定供给。
——政策性增支集中出台，煤炭税费负担沉重，成本面临急剧上升压力。
——煤炭运输通道仍为制约煤炭发展的瓶颈。
——老矿区环境保护与治理历史欠帐多，治理任务重，资金缺口大；多数地方和乡镇小煤矿在矿区生态和环境保护方面还相当欠缺。
3、城市燃气
——气源严重不足，现有资源不能满足城市发展需要。贵州省由于没有长输管道天然气进入，煤层气等非常规天然气开发规模小，全省城镇燃气气化率为54.65%，低于全国平均水平。
——发展不均衡，管道燃气普及率低。除贵阳、六盘水等焦炉煤气利用较早的城市，管道燃气普及率较高外，其余城市（如铜仁、兴义、贵定等）管道燃气工程建设基本停滞。近年来，遵义、仁怀、安顺、都匀等城市，管道天然气虽已投产运行，但用户对天然气认知度不够，多数持观望态度。
——输配系统安全供应体系还需完善。部分城市燃气管网多采用灰口铸铁管，管道多已老化、腐蚀，管道已处于高危阶段，泄漏事故频繁发生，气源的安全保障问题突出。
——现有气源不能满足终端使用和调峰需求。各城市采暖用气量所占比例过大，冬夏两季用气量峰谷之差悬殊，无法完全保障冬季安全、稳定供气。
——管理和服务水平有待提高。
（三）能源工业发展面临的形势
——“十二五”将成为我省经济社会发展最好最快的时期。以“加速发展、加快转型、推动跨越”为主基调，重点实施工业强省战略和城镇化带动战略，为实现经济社会发展历史性跨越、与全国同步全面建设小康社会打下具有决定性意义的基础。“十二五”时期经济社会将取得又好又快、更好更快发展，成为改革开放以来发展最好最快的时期。
——经济的快速发展需要可靠的能源保障。工业化、城镇化的发展，能源需求增加，需要可靠的能源保证，周边省（区、市）也需要我省增加能源调出，同时，我省对平衡区域煤炭需求具有不可替代的作用。因此，“十二五”及未来一定时期我省能源发展仍将处于一个较快增长的阶段。
——我省具备优越的能源资源条件。煤炭资源丰富，分布集中，开发潜力巨大、前景广阔；水资源总量丰富，总体上不存在资源性缺水问题；水能资源丰富，开发条件优越；具有发展核电的条件；风力资源具有一定开发价值；煤层气、页岩气资源丰富；生物质能极具开发价值。但是，“缺油少气”的资源禀赋特点也决定了在未来相当长时期内以煤炭为主的能源结构不会有根本的改变。
——西部大开发战略的深入实施，为我省能源工业大发展提供了良好机遇。国家把西部大开发放在全国区域协调发展总体战略的优先地位，有利于我们争取中央的支持和借助外省力量加速发展。今后10年西部大开发的总体目标是把我省建成国家重要的能源基地、资源深加工基地、装备制造业基地和特色轻工业基地。
——节能减排和应对气候变化的压力日益增大，国家《“十二五”规划纲要》提出“合理控制能源消费总量”的要求，以及低碳经济时代的到来使我省能源发展面临新的机遇和挑战。
——环境承载能力是我省传统能源工业发展的重要制约因素，城镇化、工业化的发展要求加快解决清洁能源的问题。
——发展循环经济将是能源工业可持续发展的必然选择。
二、能源需求预测及结构分析
（一）能源需求量预测
1、我省经济增长及发展预期
——近年来生产总值增长。2010年，我省地区生产总值4602.16亿元，比上一年增长12.8%，“十一五”期间年均增速12.6%。“十一五”规划确定的主要目标任务顺利完成。
——国民经济发展规划及经济发展预期。省“十二五”规划《纲要》提出，“十二五”全省生产总值确保实现8000亿元，力争翻一番突破10000亿元，人均生产总值接近3000美元。生产总值年均增长12%以上。
按2010年不变价计算，当“十三五”时期年平均增长10%时，2020年国内生产总值达到13530亿元。
2、能源消耗情况
3、能源需求总量预测
国家初步确定我省2015年能源消费量总量控制指标为[11700]万吨标煤，“十二五”年均增长[7.4%]（注[ ]中数据为国家初步确定的我省控制指标，最终数以国家下达的为准，以下同）。
4、分品种能源需求预测
（1）电力需求预测
国家初步确定我省2015年全社会用电量控制指标为[1433]亿千瓦时，“十二五”年均增速[ 11.4%]。
南方电网对我省“十二五”黔电送粤的安排为：在“十一五”黔电送粤800万千瓦基础上增送300万千瓦，“十二五”黔电送粤规模达到1100万千瓦。黔电送粤累计电量为2430亿千瓦时。
（2）煤炭需求预测
按照国家初步确定我省2015年能源消费量总量控制指标测算，2015年省内煤炭消费量1.465亿吨，2020年达到1.708亿吨。省外调出量按4000～5000万吨控制。
（3）成品油需求预测
根据预测，我省2015年成品油消费量600万吨，2020年成品油消费量1000万吨。
（4）天然气需求预测
根据预测，我省2015年天然气消费量57.5亿立方米，2020年87.43亿立方米。
（二）结构分析
2010年、2015年，能源消费总量分别为8175.43万吨、[11700]万吨标准煤，其中煤炭消费所占比重分别为89.8%、87.9%，水电所占比重分别为9.8%、9.0%。同期，非化石能源分别为800万吨、[1355.45]万吨，分别占总量的9.8%、[11.59%]。能源结构在逐步优化。
三、指导思想、总体要求与基本原则
（一）指导思想
以邓小平理论和“三个代表”重要思想为指导，深入贯彻落实科学发展观，加快转变经济发展方式。根据国家“十二五”《规划纲要》部署和我省“十二五”《规划纲要》的安排，继续抓住和用好重要战略机遇期，努力开创科学发展新局面。进一步优化电源结构和布局，着力提高煤炭产业整体水平，加快新能源及可再生能源的发展步伐，积极改善城市燃气供应，合理控制能源消费总量，实施能源结构的战略性调整。重点突出保增长、保稳定、促发展，为实现我省经济社会发展的历史性跨越提供长期稳定、经济、安全、清洁的能源保障，努力将我省建成国家重要的综合能源基地。
（二）总体要求
——进一步优化电源结构和布局。针对我省能源资源的禀赋条件及能源发展现状，在深度开发水电的同时，继续加强煤电基地建设，加大燃煤电厂建设力度，继续实施“西电东送”，促进煤电基地发展；借助先进的技术引领，选择洁净、高效的先进技术路线，并加大推广力度，发展先进生产能力和淘汰落后生产能力相结合，加快大容量高参数燃煤发电机组的建设，推进小火电关停的进程；推广以提高效率、减少污染为宗旨的洁净燃煤技术，提高燃煤效率，保护和改善环境；进一步完善和扩展电网，电网建设适度超前，增强电网的抗灾能力，提高电网的供电可靠性，构建“结构坚强、安全稳定、技术先进、适度超前”的现代化电网。
——着力提高煤炭产业整体水平。以煤炭资源合理利用为中心，大力发展循环经济，逐步形成煤炭工业节约发展、清洁发展体系，积极开展煤矸石、煤泥、煤层气（煤矿瓦斯）、矿井排水、与煤共伴生资源以及采煤沉陷区等资源的综合开发与利用；大力推进煤炭资源深度加工，不断扩大原煤洗选比率，推进清洁用煤、节约用煤和高效用煤，以煤炭资源和水资源为基础，适度加大煤炭就地转化的比例，相关多元发展，提高煤炭利用效率、保护环境、改变终端能源消费结构；加快煤炭工业发展方式的转变，推进大型煤炭基地建设，加快煤炭企业兼并重组，培育大型煤炭企业和企业集团，加快安全高效矿井建设，发展集约化生产；加快推进并深化煤炭资源整合和小煤矿升级改造，从工艺、技术、装备、安全、环保等方面实质性地改变小煤炭的生产状况，提升小煤矿的生产能力，提高装备水平；改善安全和环保条件，提高资源回收率，最大限度地开发出已动用的资源，提高我省煤炭产业集中度和整体水平。
——加快新能源及可再生能源的发展步伐。在进一步发挥本省水电资源的相对优势的同时，积极发展煤层气、风电、太阳能、核电、生物质能技术，适度发展煤基醇醚替代燃料，改变我省清洁能源技术落后的局面。跟踪世界高科技水平，了解世界能源发展动向和趋势，积极引进和利用外国先进技术，改造新能源产业，为实现国家的温室气体排放控制目标作出贡献。
——积极改善城市燃气供应。加快天然气的引进与开发，加快城市LNG/CNG供应站及管网建设。开发省内燃气资源，积极开发煤层气，推广利用非常规天然气、煤基醇醚燃料，因地制宜形成多元化气源结构，满足全省经济社会发展对燃气的需求。
——合理控制能源消费总量。首先，大力节约能源，确保全省单位生产总值能源消耗降低达到国家要求；其次，以提高资源产出效率为目标，推进生产、流通、消费各环节循环经济发展，壮大循环经济规模；第三，健全法律法规和标准体系，加强监察监测能力建设；第四，逐步构建以企业为主体、政府为主导、全社会共同参与的合理用能、科学用能、节约用能的长效机制，实施全民节能行动方案。
（三）基本原则
——坚持加快结构调整，提高能源保障的原则。加快大容量高参数燃煤发电机组和大型现代化安全高效煤矿的建设进度，优化各能源产业布局和生产结构。
——坚持以人为本，重视民生工程的原则。切实抓紧抓好安全生产工作，不断改善职工劳动条件和生活条件，把保护生命贯穿于生产的全过程。
——坚持“大煤保大电”、“西电东送”的原则。加快煤电联营和煤电一体化步伐，促进煤电路协调发展，实现“大矿为主，中小矿为辅”的电煤供应格局；合理优化“西电东送”曲线，在更大范围内实现资源优化配置。
——坚持节约能源资源，保护生态环境的原则。走资源利用率高、安全有保障、经济效益好、环境污染少和可持续的能源工业发展道路。
——坚持依靠科技进步，增强发展后劲的原则。加快发展先进的能源技术，着力提高我省能源产业的整体技术水平。
——坚持合理控制能源消费总量与促进发展并举的原则。调整产业结构、产品结构和能源消费结构，淘汰耗能高、污染重、浪费大的落后技术、设备和工艺，用高新技术和先进适用技术改造传统产业，促进产业结构优化和升级，提高产业的整体技术装备水平，促进经济结构调整、经济发展方式转变。
四、发展目标
（一）总体目标
“十二五”期间，加大能源产业的结构调整力度，初步形成规模型、效益型、生态型的多元化的能源产业体系，基本建成全国重要的综合能源基地。能源项目估算总投资约4650亿元，其中，电力产业（含新能源）2400亿元左右，煤炭产业（含煤炭转化及综合利用）2000亿元左右，城市燃气约250亿元。
（二）能源供应目标
——能源消费总量。2015年，省内一次能源消费总量为[11700]万吨标煤，包含煤炭调出量在内的一次能源消费总量为15615万吨标准煤。
——2015年，省内一次能源生产量19382万吨标准煤。
——节能降耗。按2005年不变价计算，2010年全省万元GDP能源消耗量为2.2480吨标准煤；国家对贵州省下达的“十二五”单位GDP能耗降低率为[15%]，2015年达到1.9108吨标准煤/万元。
（三）电力发展目标
——市场目标。2015年全省装机达到4500万千瓦以上。其中，外送新增400万千瓦，总规模达到1400万千瓦（“西电东送”新增300万千瓦，达到1100万千瓦；外送周边省（区、市）新增100万千瓦，达到300万千瓦）。
——结构调整。在“十一五”关停小火电144.9万千瓦的基础上，“十二五”关停小火电机组190万千瓦，建设相应替代容量的大型高效环保火电机组。
（四）煤炭发展目标
——煤炭生产。力争到“十二五”末全省煤炭产量达到2.5亿吨。其中规模以上矿井产量2.13亿吨，占总产量的85%；矿井采区回采率达到80％以上。原煤入选比例达到70％，其中炼焦煤全部入洗，
精煤产量达到1.0亿吨左右。全省大、中型煤矿产量所占比例达到65%以上；总产值达到1500亿元。
2020年（展望），原煤产量2.7亿吨以上，其中规模以上矿井产量达到总产量的90%以上。原煤入选比例达到80％。进一步提高煤炭资源回收率。大、中型煤矿产量占比进一步提高。
——煤矿安全。全省煤炭生产百万吨死亡率逐年下降，2015年力争降至1.0左右，安全水平明显提升。
——采掘技术进步。2015年，全省煤矿采煤机械化程度达到80%以上，其中大型矿井100%（综采85%）；中型矿井80%（综采60%）、小型矿井50%。掘进机械化程度达到85%（含机械装载，下同），其中大型矿井100%（综掘75%）；中型矿井80%（综掘55%）、小型矿井60%。2020年，全省煤矿采、掘机械化程度均达到100%，其中大中小型矿井的综采程度分别为95%、80%、50%，综掘分别占90%、80%、55%。
——环境保护
2015年，矿井水达标排放率100%；矿井水利用率60%，其中，规模以上煤矿70%，小煤矿40%；洗煤水闭路循环率90%，其中规模以上选煤厂100%，小型选煤厂80%，煤泥回收利用率90%；矿区工业固体废弃物安全处置率达100%；煤矸石综合利用率达60%以上，其中规模以上煤矿70%以上，小煤矿40%以上；全省煤矿土地复垦率达30%，其中规模以上煤矿40%，小煤矿20%。2020年，全省矿井水利用率70%，其中规模以上煤矿80%，小煤矿50%；洗煤水闭路循环率达100%；煤矸石综合利用率70%以上；土地复垦率达35%，其中规模以上煤矿50%，小煤矿25%。
（五）新能源及可再生能源产业发展目标
——煤制醇醚燃料与煤炭间接液化（或煤制天然气）。2015年，形成精甲醇160万吨/年和燃料级二甲醚170万吨/年的生产能力；适时启动煤炭间接液化工程，建成煤炭低温间接液化合成油（煤制油）第一期公称生产能力500万吨/年装置，或煤制天然气规模40亿立方米/年。
——核电。2015年前完成规划和选址，争取2020年前建成投产250万千瓦装机容量核电站。
——风电。2015年风电总装容量达到400万千瓦。
——生物质能。到2015年，建成生物质发电电厂装机120万千瓦，建成年产5万吨生物柴油加工示范厂，2020年，生物液体燃料产量达30万吨。
——太阳能发电。2015年太阳能发电装机5万千瓦。
（六）城市燃气发展目标
——2015年燃气普及率达到70%，2020年达到85%。
——2015年全省城市燃气管网覆盖率达到70%，敷设各类管道4847公里。其中，城际输气干线1475公里，输气支线1642公里，城市高压环网450公里，城市中压管道1160公里，城市管网改造120公里。省内燃气管网联网成片，实现全省调度、全省调峰，提高供气保障。
——建设天然气门站15座，母站10座，高中压调压站56座，汽车加气站303座，天然气接收供应站46座，煤气储配站1座，二甲醚储配站3座，天然气液化站9座，分布式能源站8座。
（七）农村能源发展目标
——“十二五”新增农村沼气40万口以上，新增太阳能热水器200万平方米。
（八）成品油发展目标
——成品油和加油站。到2015年，新增成品油仓储库容65万立方米（29座），新增加油站950座，总数达到2320座。
——成品油输送管道。新建成品油输送管道720公里，新建管输能力300万吨/年。
五、主要建设任务
（一）重点矿区开发布局及功能定位
——盘江矿区。矿区发展方向为“煤—焦化—火电—煤化工”，即以开发炼焦用煤、发展焦化（及延伸的下游化工产品）为主体，炼焦煤的洗混煤供盘县电厂燃用；南部的贫煤和无烟煤供“西电东送”的火电项目盘南电厂燃用，发展煤化工。矿区的开发主体为盘江投资控股（集团）公司，力争“十二五”建成5000万吨级大型煤炭企业（包括外矿区的生产能力）。
——水城矿区。矿区分为水城老矿区和发耳矿区两部分，发展方向为“煤—焦化—电”，适度发展煤化工。矿区的开发主体是水城矿业集团，力争“十二五”建成3000万吨级大型煤炭企业（包括外矿区的生产能力）。
——六枝矿区。矿区分为六枝老矿区和新规划的黑塘矿区两部分。发展方向为“煤—电”基地。矿区的开发主体为六枝工矿集团（已并入盘江集团）。
——普兴矿区。矿区包括普安县大部、晴隆县南部和兴仁县的西部，发展方向为“煤—电—化”一体化基地。永贵能源已在本矿区获多处矿权，并积极参与矿区煤炭资源整合和煤炭企业兼并重组，确立其矿区开发主体的地位。力争“十二五”期间建成3000万吨级煤炭企业。
——织纳矿区。属于织纳煤田，发展方向为建设“煤—电—化”一体化基地。目前有多家大型煤炭企业集团参与开发，下一步应加大重组与整合力度。
——黔北矿区。矿区属于黔北煤田，分为毕节、大方、黔西、金沙、桐梓、习水二郎六片区，发展方向为“煤—电—化”基地。目前有多家大型煤炭企业集团参与开发，下一步应加大重组与整合力度。
（二）产业结构调整
——建大关小，促进煤炭产业结构的调整。在加快大中型现代化煤矿建设的同时，继续加大资源整合的力度。对具备资源整合条件的小煤矿，就近整合煤炭资源，重组煤炭企业，并进行切实的技改扩能；对不具备资源整合条件，但有一定发展潜力的小煤矿，通过技术改造，提升矿井生产能
力、改进采煤方法，提高资源回收率；对达不到安全生产基本条件的小煤矿，要通过法律、经济、行政等手段，坚决依法淘汰关闭。
——积极推进煤矿企业重组，提高产业集中度。“十二五”期间建成1个年产量5000万吨和2个年产量3000万吨以上的大型煤炭企业集团，全省煤炭企业控制在200个以内；规模以上煤炭企业控制的煤炭资源量占全省利用煤炭资源量的80%以上，产量占全省总产量70%以上。依托大型煤炭基地，建设一批大型煤电基地。
——火电机组“以大代小”。首先关停能耗高、污染大、调峰能力差的机组；其次根据大电源建设进度和负荷发展情况，确定每年关停机组的容量；最后根据输变电工程建设进度，确定具体的关停项目。在“十一五”关停144.9万千瓦基础上，“十二五”关停190万千瓦小火电机组（清镇电厂2×20万千瓦、贵阳电厂2×20万千瓦，盘县电厂3×20万千瓦、金沙电厂4×12.5万千瓦）。
（三）新能源和可再生能源
1、风电
建设赫章韭菜坪，盘县四格，威宁乌江源百草坪、海柱、大法、祖安山，威宁马摆大山、西凉山，台江红阳等风电场，“十二五”投产风电400万千瓦。
2、核电
积极开展我省核电项目规划选址等工作，力争我省核电项目早日进入国家核电建设规划。2020年前争取建成2台百万千瓦级核电机组。
3、抽水蓄能电站
做好乌江流域、珠江流域我省境内抽水蓄能电站规划选址工作，积极开展乌江大树子抽水蓄能电站（90万千瓦）、北盘江万家寨抽水蓄能电站（180万千瓦）等抽水蓄能电站的前期工作。
4、生物质能
——生物液体燃料。根据《贵州省小油桐种植基地建设及产业化发展规划》，我省将在15年内形成年产200万吨生物柴油的产业规模。2015年，建设生物柴油能源示范林10万公顷，建成年产5万吨生物柴油加工示范厂；2020年，规划建设液体燃料能源林60万公顷，生物液体燃料产量达30万吨。
——生物质热电厂。建设项目在全省生物质资源丰富的县开展，规划建设总规模120万千瓦生物质直燃发电厂；配套建设有机肥厂100万吨/年；建设或合作经营能源林原料基地2000万亩。
——切实解决好农村能源问题。推进沼气建设和节柴灶应用；清洁利用有机废弃物，将其转换为电力、燃气或固体成型燃料等清洁能源。
（四）煤炭转化与资源综合利用
1、推进洁净煤技术的产业化
着力开发选煤、配煤、水煤浆等洁净煤技术，进一步提高煤炭入选比例，工业锅炉和窑炉采用先进的燃煤和环保技术，提高煤炭利用效率，减少污染物排放；把煤矸石、煤泥、煤层气及煤炭伴生矿产等资源综合利用方案，作为项目核准条件之一；通过对项目核准、技术改造、装备投入、建
设用地等实行差别性政策，完善煤层气抽采利用激励机制；稳步实施新型煤化工项目，并努力将其建设成煤电化一体化的循环经济示范项目。
2、发展新型煤化工
新型煤化工产业，近期以煤基醇醚燃料为突破口，先满足民用燃料和部分车用燃料的需求，然后根据技术发展、市场需求和国家的产业政策，延长产品链，发展煤经甲醇制烯烃及其下游产品，适时启动煤制油（间接液化）工程。“十二五”煤制醇醚燃料（以中间产品甲醇计）规模达到452万吨/年，煤制烯烃产品60万吨/年；“十三五”煤制烯烃产品规模达到160万吨/年，形成煤制油（间接液化）规模500万吨/年，或煤制天然气40亿立方米/年。规划期内陆续建成毕节、织金、老鹰山、普兴、盘南等煤电化一体化基地。
3、煤矸石综合利用
利用矿井的煤矸石、电厂的炉渣和粉煤灰、气化废渣等固体废弃物为原料发展建材产业，或用于筑路、井下回填、复垦等以及从粉煤灰中提取氧化铝和化工原料；选煤厂产出的煤泥及具有一定热值的煤矸石用作综合利用电厂的燃料。
4、煤层气开发利用
——逐步扩大瓦斯电厂的发电规模及其它方面的利用；在矿区内建设瓦斯储配站，满足居民用气；利用瓦斯的脱氧提纯技术，生产LNG、CNG，解决城市燃气或就地转化发展煤化工。
——2015年，煤层气抽采总量40.5亿立方米（地面4.8亿立方米，井下35.7亿立方米），利用总量24.3亿立方米，利用率60%，瓦斯发电装机50万千瓦。2020年，煤层气抽采总量59.6亿立方米（地面9.3亿立方米，井下50.3亿立方米），利用总量53.6亿立方米，利用率90%，瓦斯发电装机165.7万千瓦。
（五）科技创新能力建设
1、科技创新体系建设
——密切关注国家宏观政策走势、产业政策以及能源前沿技术发展，积极改进现有科技研发基础和条件，培育自主创新能力，广泛开展多层次的技术交流与合作，搭建技术开发和应用平台，形成以企业为主体、以市场为导向、产学研相结合的科技创新体系。逐步形成“基础研究、应用研发、重大装备、工程示范”四位一体的能源科技装备创新体系。2015年建成2～3个国家级技术研发中心。
——加大科技投入。大型能源企业初步建成创新型企业，2010～2015年科技投入占销售收入比例达到3%左右，科技进步对经济增长的贡献率达到40～50%；
2、煤炭科技创新
——加快先进实用技术的研发应用。在提高资源勘探精度、防治煤与瓦斯突出技术、瓦斯抽采和利用技术、薄煤层开采技术、“三下”采煤技术、防治水技术、井下防灭火技术、煤尘防治技术、软岩支护技术、洁净煤技术、煤炭转化及综合利用技术等领域取得重大发展和突破，形成一批达国内外先进或领先水平的自主知识产权；数字化矿山信息技术得到全面运用，逐步实现采掘、洗选自动化和智能化管理。
——加强科技人才培养。培养在国内外煤炭科技领域具有重大影响的科技领军人物，涌现出一
批具有国内外行业影响力的科技工作者、专家队伍和研发团队。
3、电力科技创新
——提高电网装备水平、自动化水平和信息化水平。
——构建坚强电网，具备接纳和优化配置大型火电、水电、核电和可再生能源基地电力的能力。
——开展电力汽车充电站的研究和试点工作。
——加快柔性输电技术的应用，提高电网使用效率。
——在有条件的地方开展分布式能源、储能技术的试点应用。
4、新能源及可再生能源科技创新
——本省条件下发展核电的技术研究；发展风能、太阳能、生物质能等可再生能源技术研究。
——跟踪世界高科技水平，了解世界能源发展动向和趋势，积极引进和利用外国先进技术，改造新能源产业。
（六）环境保护与节能减排
1、制约我省煤炭开采和煤电开发的主要环境因素及对策
制约我省煤炭开采的主要环境因素是土地资源、生态环境承载力、COD环境容量等；制约煤电开发的主要环境因素是二氧化硫环境容量。
——在严格执行矿山土地复垦措施、地质灾害治理、水土保持措施等生态综合整治的前提下，土地资源对煤电开发的制约较小，生态承载力可以满足煤炭开采的需求。
——“十一五”期间全省污水处理率达到规划要求，其削减出来的COD排放总量指标可以满足煤电开发所需的COD总量排放指标要求。
——进一步提高脱硫效率和节能减排的力度，即进一步降低燃煤的含硫率，降低发电煤耗，提高脱硫效率等，以支撑火电规模进一步扩大。
2、依法开展环境影响评价
环保设施和主体工程严格实行“三同时”制度；按照“谁开发、谁保护，谁污染、谁治理，谁破坏、谁恢复”的原则，加强矿区生态环境和水资源保护、废弃物和开采沉陷区治理；加大生态环境治理的投入，除中央给与的资金支持之外，地方各级政府和煤炭企业按规定安排配套资金。
3、促进能源生产开发和消费环节的环境保护与节能减排工作
——加强煤炭资源集约化开发力度，加快产业升级和技术改造；推进先进工艺和节能技术；提高发电的能源转换效率。减少污染物排放，降低对土地、水资源、生态环境质量影响。
——严格各类新建用能项目的节能审批，优化高耗能产业布局，加强重点工业和领域的节能工作。
4、积极开展环境恢复和污染治理
——促进煤炭绿色开采。以煤矸石、矿井水、煤层气治理和资源化利用为重点，推动煤炭绿色开采。矿区环境从被动治理转向主动防治，重点做好沉陷区综合治理和土地复垦工作。
——加大燃煤电厂污染防治力度。新建火电机组同步安装运行高效防尘、脱硫设施，有条件应同步安装脱销设施。加快现役电厂烟气除尘和脱硫设施改造，提高运行效率。鼓励发电和煤制燃料
企业使用低硫燃料，减少二氧化硫排放。创造条件开展二氧化碳捕获、封存和综合利用试点，促进低碳技术发展。确保单位生产总值二氧化碳排放降低和主要污染物（化学需氧量、二氧化硫、氨氮、氮氧化物等）排放减少，控制在国家下达控制指标范围内。
——加强水电开发生态和环境保护工作，统筹流域综合开发。
5、完善能源需求侧管理
加强需求侧管理，开展节能服务，节约用能，营造低碳生产、生活氛围。
——加强煤炭需求侧管理。加强对电力、冶金、建材、化工等耗煤产业检测，实行单位产品能耗定额管理。鼓励对煤炭品种、用途合理分级利用，控制炼焦用煤、优质无烟煤等作为动力煤直接燃烧。
——改进电力需求侧管理。加强电力需求预测，引导重点用电单位错峰避峰用电，调动发电企业削峰填谷，快速反应，确保安全运行。
——完善天然气利用政策。加强天然气利用规划，积极培育天然气利用市场，扩大天然气利用规模。大力发展城市燃气，合理引导工业燃料用气，重点保障居民生活用气。
（七）安全保障体系建设
1、加强煤矿安全体系建设
——推进小煤矿安全技术改造。具备发展潜力的小煤矿在提高产能的同时，技术改造的重点是提高其技术装备水平和开采工艺的改革，淘汰落后工艺和装备，提高管理水平，完善与产能相匹配的安全、环保及其他相关设施，促进其产业升级。对于不符合准入要求且未参加兼并重组的小煤矿，须按照规定程序退出煤炭开采领域。
——加强老矿井的安全技术改造。充分用好国债安全技改专项资金，保证专款专用；提足用好维简费和安全专项费用，相关安全技措工程做到保质、保量、保工期；不断提高矿井装备和技术水平，增强防灾抗灾能力。
——健全安全生产责任体系。把安全责任落实到企业决策、执行、监督、考核、奖惩等各个层面；主要负责人要落实安全生产第一责任人职责，职能部门要落实业务保安职责，安监人员要落实监督监察职责，岗位员工要落实岗位安全职责；建立完善以安全生产责任制为核心的安全管理制度，强化奖惩机制，落实安全生产“一票否决”制，严格依法、依规进行事故责任追究。
——继续加大安全投入。进一步优化现有矿井生产系统和生产工艺，做到系统简单、设备可靠；新建矿井要坚持高标准，按照安全高效原则，使矿井投产之日就接近本质安全；严格按照规定标准提取安全基金，加大国债资金的争取力度，保证资金投入。
——强化培训，努力提高职工素质。逐步完善变招工为招生体系，实现职工队伍专业化；对外委施工队伍要统一纳入企业培训体系和计划，未经培训的不得上岗作业。
——推动安全质量标准化建设。把安全质量标准化贯穿到工程设计、施工和生产现场管理的各个环节，覆盖到工程质量、工作质量和管理质量的各个方面，实现安全生产工作标准化、流程化，新建项目在设计、施工时必须符合标准化要求，在达产的同时必须达标。
——加强煤矿建设项目安全管理。认真贯彻国家发改委等四部门《关于进一步加强煤矿建设项
目安全管理的通知》（发改能源[2010]709号）精神，严格落实煤矿建设项目安全责任，进一步加强煤矿建设项目管理，遏制煤矿建设重特大事故发生。
2、保障煤炭供給安全
——建立煤炭资源储备和调节应急储备。统筹煤炭资源开发进度，建立煤炭资源保护性开采机制，做好炼焦用煤、优质无烟煤等稀缺资源战略储备；通过煤炭物流建设，结合电源、煤化工建设，科学布局煤炭储备基地，提高应对重大自然灾害和突发事件状态下煤炭供应保障能力。
——抓紧实施《贵州省电煤综合运输规划方案》。通过优化电煤运输系统，完善省内矿区的铁路网系统，以扩大电煤跨区运输的范围，使电煤供应具有更大的灵活性，提高我省电煤综合运输能力、运输安全可靠性和抗灾能力。
3、提高电网抗灾能力
——电源布局。“十二五”期间在电源缺乏的黔东电网新增都匀、清江两座220千伏电厂，在黔北电网新增桐梓、织金、大方等220千伏电厂，在黔西电网新增安顺三期、兴义电厂、盘北煤矸石等220千伏电厂，在黔中电网新增塘寨等220千伏电厂，确保在每一个地区都有220千伏主力电源，使电网供电可靠性、电能质量和抗灾保障能力都得到提高。
——电源黑启动。对以220千伏电压等级接入电网的9个火电厂进行了黑启动电源规划研究，确保电网在严重灾害情况下，火电厂能够正常进行黑启动。
——电网结构。2015年我省各区域220千伏电网将形成以区域内的500千伏变电站为中心的220千伏电网，各500千伏变电站之间的220千伏联系较2008年更为紧密，互供互倒能力得到加强，各220千伏变电站均实现双回路及以上线路供电，电网结构有双环网、不完全双环网、双链式、双辐射等网络结构，电网以环网供电为主，220千伏变电站全部满足N-1，局部地区满足N-1-1，具有较高的供电可靠性和抗灾能力。
4、加强城市燃气安全体系建设
——加大城市燃气安全投入，建立健全城市燃气企业安全管理制度和应急机制。
——做好天然气置换焦炉煤气、液化石油气的安全保障工作。政府在政策、资金、组织保障等方面给予支持。企业组织强有力班子，并在技术、安全、设施等方面有效实施。
——完善省内气源战略储备的建设。建立省级燃气输配调度中心，对全省的燃气供应进行合理调配。
——加快老化腐蚀燃气管道的更换建设。
（八）省际间能源供需平衡衔接
1、能源调出
——煤炭调出。2015年、2020年煤炭调出量每年5000万吨，主要调往两广、两湖和川渝等地区。
——外送电力。“十二五”外送电力达到1400万千瓦，外送电量超过3000亿千瓦时。其中，送广东1100万千瓦，电量2430亿千瓦时；送广西、湖南等周边省（区、市）300万千瓦，总电量588亿千瓦时。