六、能源供需两侧结构性改革的重点举措

能源供需两侧结构性矛盾突出,改革应短期与长期兼顾,市场调节与政府管理并举。能源供给侧重点抓化解煤炭、炼油过剩产能;分类优化利用煤电机组;积极稳妥抑制能源企业债务风险;从快降低企业用电、用气成本,全环节降低能源企业生产成本;弥补能源硬件和软件短板,提高灵活供应和能源服务水平。能源需求侧重点是“两转两推一减一增”,转变工业化发展模式和城镇化发展模式,推进系统节能和整合设计,削减煤炭终端消费,增加终端电气化率,从而抑制不合理能源需求,提高能源利用效率,优化终端用能结构,实现“控、提、优”。

(一)短期与长期兼顾、市场调节与政府举措并举,推进煤炭、炼油去产能

1. 短期优化煤炭去产能“276个工作日”政策,“十三五”推进市场化调控

(1)严格落实煤炭去产能政策,短期内坚持并优化“276个工作日”政策

严格落实《国务院关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》(国发〔2016〕7号)与8个专项配套政策,进一步优化落地难的政策规定。严格治理违法违规建设,未经核准的8亿吨违规产能一律停产、关闭,对达不到国家规定要求的煤矿一律停产并限期整改,整改后达不到要求的限期退出;严格控制新增产能,已停产3亿吨煤矿产能不能再行生产,对于确需新建的煤矿,一律实行减量置换。

针对已出台政策中突出存在的“一刀切”、扶持力度较弱等问题,进一步明确制定过剩产能具体标准,分类管理、有保有压;进一步细化专项奖补资金的管理与使用,出台相应的细则,并确保资金的及时到位,使“去产能”能够有序、有效推进。

短期内坚持并优化“276个工作日”政策,严格控制超能力生产。对于276个工作日确定产能、法定节假日和周日不安排生产的规定,建议仍然对全年作业时间实行一定限制以实现产能减量化,但允许地方根据实际情况进行适度调整;允许企业根据生产经营实际情况,在不突破作业工作日约束的前提下,自由安排生产计划,不强制要求节假日和周日不安排生产。

近两年,通过严格落实煤炭去产能政策实现关闭违规及停产煤矿产能11亿吨,通过优化“276个工作日”制度实现减量重组产能5亿吨,全国煤炭产能控制在39亿~41亿吨,促进市场基本达到供需平衡。

(2)“十三五”着力推进产业政策与市场机制结合调控产能的方式

“十三五”期间,要逐步退出类似“276个工作日”等行政性指令政策,更多采用产业政策与市场机制相结合的调控方式。“276个工作日”等政策短期效果直接而迅速,但是行政直接干预往往容易带来扭曲与无效率,干扰经济产业运行的自然秩序,为长期经济发展埋下隐患。应视市场供需平衡、煤矿工人保障情况、行业转型发展程度等,逐步退出“276个工作日”等相关行政政策,如可让先进产能优先增至300个或330个工作日,优先释放先进产能煤矿,给市场机制发挥作用留出空间。

应将行政性指令政策转为更市场化的调控方式,包括:提高行业标准,根据煤矿资源特点、安全生产情况、装备先进程度、矿井规模、区位条件等,严格制定先进产能标准,坚决关停不达标企业,配套建立健全设备注册制度、产能及利用率调查制度,完善产能监测体系;将淘汰落后产能与增加新产能捆绑,实行产能置换方案;打破刚性兑付,破除“大而不倒”预期,完善破产清算制度,健全市场退出机制;政府提供直接或间接补偿,鼓励企业去产能行为,鼓励企业兼并重组,包括给予融资支持(对主动退出的企业提供中转融资)、税收优惠(主动处理过剩设备的企业采取特别折旧制度)、专项基金(建立煤炭产业转型信用基金)等。

2. 以“限制淘汰、整合升级、走出去竞争”方式从快推进炼油去产能

(1)抓住油品质量升级契机,限制新增、淘汰落后,整合做大、升级做强

一是改革成品油税制限制非法炼油产能增长,制订炼油落后产能标准强制淘汰。加快推进成品油税制改革,压缩非法炼厂利润空间,限制产能无序迅猛增长。成品油消费税征收环节后移至终端消费环节,由中央税改为中央与地方共享税,先行试点改革汽油消费税制并积累经验;加强税收征管制度与能力建设,加强税收监管与税收评价,以“互联网+”等技术手段有效治理税收流失。以推进油品质量升级为契机,强化环保、安全、质量要求,制定炼油行业落后产能淘汰标准。加强监督检查,对超标企业严禁启动生产,依法淘汰产品质量低劣、能耗高、资源利用不合理、安全隐患较大以及环保不能达标的炼油装置。完善成品油及可调油化工品质量标准体系和质量管控体系,建立产品可追溯管理制度,严格按照国家油品质量标准,不定期对炼油企业进行检查,杜绝非标油品流入市场,对已流入市场的非标油品进行追溯和罚款,严重者实行淘汰。

二是鼓励并扶持大型炼化基地建设,引导产业链向高端升级。严格控制新布点炼油项目建设,新增加的炼油能力尽可能通过原有炼油企业的技术改造实现,打造大型炼化基地。坚持新建炼油厂或新增原油一次加工能力的改扩建均需国家部门审核批准。禁止各级地方政府分拆审批、备案新建单套炼油装置建设项目。对于重点地区产能建设实行监察、问责制度,对于不符合政策要求的项目予以停工、停贷等行政、金融措施。与此同时,引导炼油结构调整,实现产业升级。按照“油头化尾”思路引导产业升级,延伸原油生产链条,提高产品附加值。可鼓励部分炼油企业由生产油品调整为生产化工原料,或转型为其他下游加工业,支持、引导炼油企业向深加工、清洁化、精细化方向发展。

(2)预防“大进大出,两头在外”发展模式,支持炼油企业技术、资金“走出去”

面对亚太地区成品油出口市场被挤压的预期,中国炼油工业的发展不宜走“大进大出,两头在外”的发展模式,成品油出口政策不宜放松。坚持原油加工主要是满足中国交通运输和化工发展需求的原则,少量进出口调节市场与需求结构的差异。支持企业技术、资金“走出去”,“一带一路”沿线有些国家的炼油业水平较低,几近空白,且需要进口成品油。中亚地区炼化工业基础薄弱,规模不大;俄罗斯炼油规模虽然较大,但设备、技术较为陈旧,亟须升级换代;中东地区为发展多元化经济,正继续发展炼油能力,需要国际先进技术支持。我国炼油工业已形成了从科研、设计、工程建造到生产炼制、储运销的完整体系,已具备较强实力,能够在“一带一路”原油加工带建设中发挥较大作用。

(二)分类优化利用煤电产能存量,强化国家电力规划引导约束作用

1. 分类优化利用煤电产能存量,提高煤电先进产能标准,淘汰落后

(1)以全局成本效益最优为标准,依靠电力市场改革促进已有发电机组充分利用

减少行政干预,研究和采取有效的市场机制手段,从系统最优角度出发,以成本效益最优为原则,充分利用好符合节能、环保、安全等标准的已有煤电机组,避免无效投资和系统性浪费。一方面要促进能效高的煤电机组充分发挥其发电成本优势,努力降低社会用电成本;另一方面充分发挥能效相对低的煤电机组的发电容量,挖掘其调峰潜力,加强煤电机组备用、调峰能力建设,实现向电力型机组转变,保障电力系统安全、灵活性,促进可再生能源发展。

(2)以高标准研究制订煤电先进产能标准,加快淘汰煤电行业落后产能

严格执行国家节能、环保、安全等政策,加大节能、环保等督查力度,确保能耗高、污染重、安全性差、服役年限长的煤电落后产能有效退出,大力压缩过剩产能。停止对老旧机组进行大幅投资改造,对不符合节能、环保标准的相应机组直接关停。加强对企业供热改造条件的评估和监督,防止企业在不具备供热改造条件下以供热名义继续保留机组。

2. 从严制订煤电调控目标抑制新增产能,强化国家电力规划约束作用

(1)从严制订煤电调控目标,严控新增项目

国家主管部门在科学规划、系统评估的基础上,综合地方经济发展、跨区资源配置、可再生能源发展,制定出煤电调控目标;根据电力供需变化趋势定期发布分省煤电规划建设风险预警提示,为国土、环保、水利、银行等金融机构提供决策依据。取消全部不具备核准条件的煤电项目,不搞例外。谨防政策限制范围外的缓核缓建省份、西部煤电基地西电东送配套煤电项目、满足民生热电项目,以各种目的不顾及市场供需状况抢占煤电市场空间,强化通过跨省区资源配置方式来满足资源不足地区电力需求增量。

企业应严格执行决策程序,严格执行投资管理制度,严肃投资纪律,加强投资计划、资金和工程控制,严格签字背书,强化责任追究,坚决杜绝项目抢跑和超计划投资。

(2)强化国家电力发展规划的统筹性和权威性,建立规划实施评估、考核工作机制

国家加强对重大能源项目的研究和决策,完善电力发展规划的科学支撑体系,要充分发挥行业协会、电网企业、大型发电企业以及科研设计院所等规划研究力量,充分吸取专家、学者和社会公众意见。电力发展规划应站在国家角度、与长期发展方向一致,制定过程中要避免受到垄断企业和大利益集团的影响。

建立规划实施检查、监督、评估、考核工作机制,保障电力规划的有效执行。加强投资预算约束,加强对地方政府非市场化行为的监控、纠正,规范地方政府及国有企业投资行为。

审慎对待地方政府利用低地价、低环保标准、税费减免等方式扭曲资源要素价格。规范电力行业的行政审批,有效落实规划,明确审核条件和标准,规范简化审批程序,完善市场规划,保障电力发展战略、政策和标准有效落实。

(三)分类施策,积极稳妥抑制能源企业债务风险

随着能源供应出现过剩势头、能源价格走低,能源企业亏损面增加,债务大幅攀升,2015年煤炭行业企业平均负债率增至70%左右,行业亏损面达到80%以上,其中26家上市煤炭企业负债额接近10000亿元,煤炭行业不良贷款率也相应攀升。

当前及今后一段时期,必须积极稳妥抑制能源企业债务风险,重点是加快产能过剩领域能源企业去杠杆,降低既有能源企业负债水平与新增能源项目信贷风险并举,防止能源企业债务不断扩大至无力偿还,严格防范“企业债务增加—行业产能过剩—产品价格下跌”这一相互反馈的系统性金融风险,进而倒逼落后产能退出,抑制不合理能源投资,促进能源供需平衡。

1. 严控能源“僵尸企业”信贷,倒逼其产能退出

贯彻落实企业破产法律法规,坚决停止发放信贷,加快推动中小煤矿、小煤电、小炼油等产能过剩行业“僵尸企业”破产清算。完善破产企业债务偿付规则,优先成立煤炭等能源企业下岗分流人员再就业基金,对符合条件的煤炭企业分流人员进行金融信贷支持。

2. 严防亏损较为严重能源企业“借新贷还旧债”

对持续严重亏损、失去清偿能力和市场竞争力的能源企业,特别是连续六个季度出现亏损的能源企业,必须严格信贷控制,防止债务滚雪球般不断扩大。政府与市场相结合,搭建平台,帮助国有能源企业内部挖潜,盘活各类闲置资产,以出售、转让或租赁闲置资产补充企业现金流,同时鼓励企业加大主营业务资产整合力度,改善经营效益。

3. 积极稳妥推进不良资产率很高的能源企业债务重组

鼓励能源企业,特别是负债率持续上升且已超过80%的企业,根据自身负债情况积极与金融机构一起寻找解决办法,化解债务危机。积极探索债转股等方式,优化重组企业债务,在降低企业负债的同时,强化资本方对能源行业企业的约束。

鼓励传统能源领域成立资产管理公司,对行业领域内企业不良资产、高额信贷等进行统一管理,通过行业整合,寻找有效解决方式,消除不良资产,清偿各类债务。评估煤炭、煤电、炼油等产能过剩领域企业的主营业务发展方向与现行去产能政策是否符合,如果基本符合政策且有一定清偿能力,可以通过实施放宽贷款期限以及调整还款方式甚至实施优惠利率等措施,帮助企业渡过难关,化解债务危机。

4. 提高重大风险领域能源投资项目资本金比例

严控产能过剩领域投资项目信贷投放,重点提高煤炭、煤电、炼油领域新增投资项目资本金比例,力争提高到50%以上,遏制不良信贷资产蔓延。加强风险评估,对技术成熟度低、示范成本高的现代煤化工项目,要求企业信贷额度不超过总投资额的30%。强化绿色信贷准入标准,对有重大环境风险的能源投资项目,将项目的资本金比例提高至60%甚至更高水平,并适当提高贷款利率,谨慎发放信贷。

(四)从快降低企业用电、用气成本,全环节降低能源企业生产成本

1. 加快推进输配电价改革,扩大电力直接交易,降低企业涉电费用及企业用电成本

加快实施输配电价改革,对试点地区电网公司交叉开展成本监审,进一步扩大试点范围,加快向社会资本开放售电业务和配电业务,力争在试点省区第一个监管周期形成的80亿元降价空间基础上进一步降低输配价格。逐步放开除输配电外的电力各领域、各环节,率先放开公益性和调节性以外的发用电计划、竞争性环节电价。

积极开展电力直接交易,在完善北京和广州电力交易中心基础上,进一步普及建立省级电力交易机构,不断扩大参与直接交易的市场主体范围和电量规模,逐步建立市场化的跨省跨区电力交易机制,形成“多买—多卖”的电力市场竞争格局;实现市场化交易量占比40%,通过直接交易平均降低用户购电价格每千瓦时5.1分以上。

继续实施好煤电价格联动机制,严格实行电煤价格指数公开、明确依据、明确计算价格公式、明确周期、明确执行时间、电煤的波动区间30~150元的“一个公开、四个明确、一个区间”调整机制,及时调整燃煤机组上网电价、一般工商业电价。简化企业用户电力增容、减容、暂停、变更等办理手续,缩短办理时限。放宽基本电费变更周期,按容量计费的,由一年一申请调整到一季一申请;按最大需量计费的,由按季申请调整到按月变更;将一年内规定暂停两次修改为不做暂停次数限制。

完善光伏、风电等新能源发电并网机制,进一步通过改善电力运行调节机制、贯彻落实可再生能源发电全额保障性收购管理办法等措施,重点解决弃风、弃光、弃水等问题。

2. 促进天然气进口主体多元化,从快落实管道运输价格改革相关办法,扩大直供规模,降低企业用气成本

明确满足技术经济条件的企业可以从事天然气进出口业务,促进天然气进口主体进一步多元化,通过有效市场竞争带动降低我国天然气进口价格。

从快落实《天然气管道运输价格管理办法(试行)》和《天然气管道运输定价成本监审办法(试行)》,尽快推进跨省输气管道实现财务独立核算与业务独立,严格执行8%的准许收益率和30年折旧年限规定,剥离储气库投资和费用;从严落实按至少75%的管道负荷率确定管道运价率,要求管道企业公开收入、成本以及管道运输价格具体测算办法,促使长输管道运输费整体下调。

省管网应尽快参照《试行办法》出台管输费计价规定,避免改革红利不能惠及终端用户现象。进一步扩大跨省管道直供用户数量和供气规模,允许现有省管网及城市燃气专营权区内满足规定技术经济条件的企业自由购气,促进长输管道或LNG接收站与大用户间建设直供管线,使管输费下降惠及更多大规模工商业用户。

3. 多层次、全环节降低能源企业生产成本,为进一步降低能源供给成本打好基础

(1)清理不合理税费负担,降低能源企业税负水平

资源类税费根据资源禀赋状况建立差别化税率调整机制,在对低品位资源实行低税率政策,促进低品位资源开发的同时,降低能源企业整体资源类税费负担;一般性税费应考虑能源行业基础性作用,在增值税、所得税等方面对能源生产类企业采取精准降税措施,加大减税力度;针对部分环节存在的不合理收费,需进一步清理并采取制度化管理举措。针对能源企业需进一步加大科技创新投入的现实情况,应着力落实企业研发费用税前加计扣除等税收优惠政策。

(2)着力解决企业办社会负担

从社会保障、职能移交、职业培训、生态环境整治等方面出台一些扶持政策,切实降低能源企业人力和后勤成本。

(3)拓宽融资渠道,降低绿色低碳产业融资成本

着力解决融资渠道单一化问题,建立多元化的融资体系。未来在整个融资体系建设中,可探索多元化的融资主体和灵活多样的组合融资模式,加大政策性银行的支持力度,保险和担保机构贯穿始终,商业银行、租赁公司、基金、债券、信托等金融机构都可以作为信贷接盘方参与其中,同时依托金融创新探索绿色债券、互联网金融、资产证券化等多种模式促进融资模式进一步升级。

(4)创新技术研发机制,降低研发成本

建设国家级的能源研发机构和平台,加快常规天然气、非常规天然气、可再生能源等领域能源重大科技攻关;建议国务院能源主管部门统一领导能源技术的研究与开发工作,保证能源技术研发的前瞻性和战略性;建立社会化的能源技术研发机构,鼓励多方力量参与到低碳能源技术的研发中,逐步建立起一种科研机构、大型企业与社会资本优势互补、利益均沾的能源低碳化、清洁化的技术研发和创新制度体系。

(五)弥补能源硬件和软件短板,提高灵活供应和能源服务水平

能源领域“补短板”重点是增强绿色低碳能源有效供给能力,提高能源需求管理水平。一方面,在能源供给侧,加强绿色低碳能源的有效供给能力,提高全社会能源普遍服务和个性化服务水平,增强能源产业的创新能力和可持续发展能力。另一方面,提升能源需求的管理水平,在能源需求侧合理引导和释放有效的能源需求。

1. 通过弥补能源基础设施短板,提高能源系统储备调峰能力和灵活性供应水平

一是提高天然气供应系统的调节能力和灵活度。鼓励社会资本参与天然气储气库、输配气管网、气化设施等基础设施建设,增强“硬件”水平。通过对天然气调峰气源实行市场化定价,提高上中下游企业为用气高峰组织气源的积极性,同时推行天然气输气管网、LNG接收站等基础设施的第三方公平准入等配套机制,从而大幅提高天然气调峰能力和有效供给水平。

二是提升电力系统运行灵活性和系统协调性。统筹协调各品种电源发展,提高抽水蓄能、燃气发电等灵活电源装机比重,加快优质调峰机组建设,在规划设计阶段提高新增煤电机组的调峰能力技术标准,提高电力系统调节能力。规划时合理考虑新能源参与电力电量平衡,控制不必要的新增煤电机组建设,推动可再生能源供热规划替代部分新增热电联产燃煤机组,为可再生能源电力消纳留足空间。

2. 通过弥补能源服务短板,提高全社会能源普遍服务和个性化服务水平

一是加大民生能源设施建设力度及智慧能源体系建设力度。加强不发达地区的基础设施建设,包括边远地区、农村地区、城乡接合部、“城中村”等。大规模实施以上地区的电网和配电网升级改造工程,加快天然气输气配气管网和储气设施建设,全面解决无电人口用电和无气人口用气问题,提高终端的清洁能源普及率。此外,研究探索新型城镇化地区的电热气一体化建设模式,加强智慧能源体系建设。

二是落实中央精准扶贫、精准脱贫的要求,积极开展能源扶贫工作,推进定点扶贫和对口支援。重点是深入开展光伏扶贫,结合农业、林业开展多种“光伏+”应用,因地制宜选择光伏扶贫的建设模式和建设场址,采用资产收益扶贫的制度安排,保障贫困户获得稳定收益。

三是支持能源服务型公司的发展,提高能源个性化服务水平。通过能源大数据挖掘、合同能源管理、碳排放管理等模式,提高能源服务多元化和能源管理智能化水平,满足多层次用户的各类能源服务需求,促进能源服务从保障供应到“量、价、质”综合服务的转变。

3. 通过弥补技术创新短板,引领能源产业的可持续发展能力跃升

通过新技术和新工艺应用和革新带来的效率提升,加快成熟技术产业化,增强关键装备和技术的核心竞争力,推动绿色低碳能源成本大幅下降,培育壮大能源领域战略性新兴产业。

一是建设国家级的能源研发机构和平台,加快能源重大科技攻关,促进我国低碳能源技术实现重大突破,赶超全球能源技术革命步伐。

二是建议国务院能源主管部门统一领导能源技术的研究与开发工作,保证能源技术研发的前瞻性和战略性。

三是建立社会化的能源技术研发机构,鼓励多方力量参与到低碳能源技术的研发中,逐步建立起一种科研机构、大型企业与社会资本优势互补、收益共享的能源低碳化、清洁化的技术研发和创新体系。

四是推动适应高比例、大规模绿色低碳能源应用配套技术的研发创新,重点加大储热、储电、储氢、新材料等新技术和新工艺的研发和示范。

五是加强非常规天然气勘探开发技术体系建设,以致密气、煤层气、页岩气为重点,加强基础理论研究和创新,重点突破通用性和关键性技术,建立我国非常规天然气的适用性技术体系,加强核心装备制造等配套体系建设,构建非常规天然气的生态友好型低成本技术体系。

4. 通过弥补能源需求侧管理短板,实现合理引导和释放有效的能源需求

充分利用价格杠杆合理引导和释放有效的能源需求,增强终端用户响应,推进用能方式变革,鼓励新型能源消费业态。

运用峰谷电价、分时电价、季节电价等电价机制鼓励用户错峰用电,移峰填谷,调整和优化电力负荷特性。在夜间负荷低谷、风电大发时段,通过价格手段激励需求侧进行调整,鼓励电动汽车充电、智能家电运行、电热锅炉启动等。

运用调峰气价、阶梯气价和上下游价格联动等价格机制提高边际用气成本,鼓励用户节约用气,引导天然气需求合理释放。

利用可中断电价降低高峰时段的用电需求,利用可中断气价引导非居民用户的天然气需求,促进电力系统和天然气系统的需求侧响应能力,提升能源需求侧的管理水平。

(六)转变工业化和城镇化发展模式,抑制不合理能源需求

抑制不合理能源需求,首先要继续坚定不移地调整产业结构,着力发展战略性新兴产业和服务业,为未来经济增长培育新增长点,打造新优势。其次要加快转变工业化和城镇化发展模式,加强科学决策,着力减少工业生产和城乡建设中存在的各种能源资源浪费。最后要培育节约的生活方式和消费模式,通过广泛传播绿色发展思想,推动节约成为社会主流价值取向,倡导全民合理用能、适度消费。

当前阶段,抑制不合理能源需求,要突出做好化解高耗能行业过剩产能和科学开展城乡建设规划两件事。

1. 积极化解高耗能行业的过剩产能

针对产能严重过剩的钢铁、水泥等行业,要严禁以任何形式新增产能。通过严格执行环保、能效、质量、安全、技术等法律法规和产业政策,促进不达标产能依法依规退出,并设立专项奖补资金,配合产能退出企业做好职工安置工作。完善税收、金融等政策,激励企业通过兼并重组、转产改造、国际产能合作等途径压减产能。合理规划布局工业基础产业和重点行业,避免低水平重复建设和产能过剩。调整工业内部结构和产品结构,大力发展高附加值产业,结合国内外市场需求变化,增加高端优质工业产品和消费品供给,并严格控制高耗能、高排放产品出口。

2. 科学开展城乡建设规划

走新型城镇化道路,推动城镇化由外延扩张式向内涵提升式转变。以综合交通网络和信息网络为依托,科学规划建设城市群,推动大中小城市和小城镇协调发展。

实施建筑面积总量控制,科学设定城镇建筑面积发展目标,合理控制城镇开发边界。强化房屋建设和拆除审批,严格控制房地产过度开发,把去库存作为当前房地产工作的重点,降低房屋空置率。

倡导密度较高、功能混用和公交导向的紧凑型城市内部开发模式,加快地下综合管廊建设,提高国土空间利用率。转变建造方式,大力发展装配式建筑,节约能源资源,减少施工污染,提高建筑质量。

遵循自然规律和农村特点,科学规划农村未来发展形态,合理设计能源供应体系,加快普及能源服务,促进城乡协调发展。推进城市规划法制化进程,维护规划权威性、严肃性和连续性,确保依规划开发建设,杜绝大拆大建。

(七)强化系统节能和整合设计,提高能源利用效率

提高能源利用效率,需要从全盘着眼加强全社会系统节能,也要通过整合设计,深度挖掘工业、建筑、交通等重点用能领域的节能潜力。

在工业部门实施工业能效提升计划,以全球最佳实践为标杆,在重点行业全面推行能效对标,大力推进节能技术改造,大范围、大规模普及成熟节能技术。

在建筑部门依托节能标准体系加强新建建筑节能,逐步将建筑实际用能指标作为节能评价指标,进一步扩大标准覆盖面和强制执行范围,研究制定标准提升路线图和时间表,并将标准更新纳入法制体系;加快推进既有建筑节能改造;推行建筑用能设备能效“领跑者”制度,提升建筑节能运行水平。

在交通部门着力调整运输结构,通过完善铁路运输网络,增加铁路货运占比,构建以高铁为骨架的城间客运运输体系和以公共交通为骨架的城市交通运输体系,加强城市慢行基础设施建设;推进信息通信技术与交通运输系统融合,提高物流组织效率;加强技术创新,持续提高车辆燃油经济性。

1. 大力推进系统节能

在工业企业内部,应用整合设计和系统集成理念,通盘考虑各工艺流程和技术措施,推进跨工艺的系统节能改造,建立节约集约型工业生产体系。

在工业部门内部,根据产业、企业能源资源消耗和产品特点,采用整合设计方式,推进企业间、行业间共生耦合,构建循环经济产业链,建立复合型工厂,实现能源梯级利用、水资源循环利用、废物交换利用。

在工业园区、经济开发区等区域布局时,要按照循环经济理念,科学规划布局入园企业。在全社会层面,打破产业与城市发展边界,进一步发掘工业企业的社会价值,构建产城融合发展格局,建立工业化与城镇化协调发展模式。

政府要提供跨部门、跨行业、跨企业的协商服务,通过各主体间能量资源供需信息共享,实现区域内能源资源充分整合和循环利用,提高全系统综合能源利用效率。

2. 加快发展超低能耗建筑

普及“一体化”设计理念和被动式设计方法,研究开发适用于不同气候区、不同功能类型的超低能耗建筑技术体系,出台超低能耗建筑标准图集、施工工法和最佳实践案例集,因地制宜推广超低能耗建筑。

加快开展超低能耗建筑试点,适时出台国家层面超低能耗建筑标准并逐步强制实施,制定国家超低能耗建筑推广路线图。采用适宜技术路线,加快推进各气候区既有居住建筑和公共建筑深度节能改造,开展超低能耗改造试点。

加强超低能耗建筑部品开发和产业化,推动关键技术部件研发攻关并实现国产化,发展符合超低能耗建筑技术要求的系统化建筑部品。强化建材行业监管,严厉打击制假造假,大幅提高产品质量。

加强相关学科建设和职业技术培训,提高超低能耗建筑设计、检测、评估、审查人员,特别是施工人员的专业技术水平。研究制定促进超低能耗建筑发展的财政、税收、金融、土地出让、规划许可、容积率优惠等激励政策。

(八)增加清洁低碳能源需求,优化终端用能结构

优化终端用能结构,首先要大幅减少煤炭消费,特别是散煤消费。其次要显著提升电气化水平,加快推进工业自动化和智能制造,在条件适宜地区推广高效热泵采暖和制备生活热水,创新发展新型家用电器和智能家居,大力发展城市轨道交通,推广电动汽车。再次要积极扩大天然气需求,加快发展天然气调峰电源和调峰热源,因地制宜开展天然气分布式利用,鼓励在适宜地区推广分户燃气采暖和天然气汽车。最后要结合当地实际加快可再生能源终端利用,包括推广太阳能热水系统、建筑光伏发电系统和农村生物质清洁高效利用技术。现阶段,应以削减煤炭消费和发展电动汽车为主要抓手。

1. 大力削减煤炭终端消费

实施煤炭消费总量控制,率先在大气污染联防联控重点区域、经济发达地区和大中城市加快淘汰分散燃煤小锅炉,推动重点地区和城市实现煤炭消费负增长,加强农村散煤治理。有序推进重点用煤领域“煤改气”“煤改电”工程。

通过提高行业环保和能效准入门槛,促进燃煤电厂和燃煤锅炉节能改造。按照《余热暖民工程实施方案》要求,抓紧开展余热资源调研,统一进行余热供热规划,科学建立余热回收利用体系,完善创新城市供热运营体制机制,加快推进低品位工业余热供暖规模化发展,大幅减少北方城镇采暖燃煤需求。

引导长江流域居民采用空气源热泵等高效分散采暖方式,避免大规模燃煤集中供热。

2. 加快发展电动汽车

强化电动汽车科技攻关,突破高性能动力电池、电机、车身结构和材料轻量化等关键零部件和材料核心技术。研究制定电动汽车电池、电机、充电桩等标准,推进关键零部件标准化。

实施民用电动汽车推广工程,逐步扩大私人购买电动汽车补贴试点城市范围和规模,对电动汽车给予更加宽松的限购政策,加大公共服务领域电动汽车示范推广力度。

适度超前建设充电桩网络,选择试点地区,在政府机关、公共汽车场站、高速公路服务区、市内大型停车场等地加快建设大型充电站,在小区和商业化楼宇建设慢速/快速充电桩,并同步实施配电线路改造。

探索新型商业化运行模式,健全完善电动汽车租赁、使用、维修等服务体系。