四川省“十四五”能源发展规划：不再新核准建设煤电项目、鼓励煤电机组灵活性改造

日前，四川省人民政府发布关于印发《四川省“十四五”能源发展规划》，其中提到2025 年, 全省电力总装机1.5亿千瓦左右,其中水电装机容量1.05亿千瓦左右,火电装机2300万千瓦左右(包括煤电、气电、 生物质发电等)。

建成投产在建煤电项目,不再新核准建设煤电项目。推进煤电机组技术革新,降低供电煤耗。鼓励开展煤电机组灵活性改造,试点利用富氧燃烧技术提高火电机组调峰能力,规范燃煤自备电厂管理。

建成投产神华天明煤电项目,建设白马燃机示范项目、彭州燃机项目、资阳燃机项目、广元燃机项目，推进简阳、泸州、遂宁、达州、巴中、江油等燃机项目。 在 成都、泸州、乐山、宜宾等地新建和扩建一批生活垃圾焚烧发电项目。规划布局生物质发电项目。详情如下：

各市（州）人民政府，省政府各部门、各直属机构，有关单位：

现将《四川省“十四五”能源发展规划》印发给你们，请认真组织实施。

“十四五” 时期是我国开启全面建设社会主义现代化国家新 征程、向第二个百年奋斗目标进军的第一个五年,是推进碳达峰碳 中和目标实施的第一个五年,也是我省清洁能源产业培育壮大和 创新跨越的关键期。 为贯彻落实“四个革命、一个合作” 能源安全 新战略,加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系,深化国家清洁 能源示范省建设,根据《四川省国民经济和社会发展第十四个五年 规划和二〇三五年远景目标纲要》 和国家《 “十四五” 现代能源体 系规划》编制本规划。 本规划是未来五年指导全省能源发展改革 和重点能源项目建设的重要依据。 规划期为 2021—2025 年,展望 到 2035 年。

第一章 规划背景

第一节 发展基础

国家清洁能源基地建设成效明显。 “ 十三五” 以来,金沙江、 雅砻江、大渡河“三江” 水电基地加快建设,白鹤滩、叶巴滩等一批 大型水电项目核准开工,猴子岩、长河坝等水电站建成投产。 2020 年,全省电力装机10295 万千瓦、发电量 4140 亿千瓦时,分别比 2015 年增长 21. 6%、34.3% ,其中水电装机 8082 万千瓦,水电发电 量 3514 亿千瓦时,均居全国第 1 位;风电、光伏并网装机分别为 426 万千瓦、191 万千瓦。 新增天然气(页岩气) 探明储量 2.35 万 亿立方米,2020 年天然气产量 432 亿立方米,其中页岩气产量 119 亿立方米,跃升为全国最大的天然气(页岩气)生产基地。

能源转型发展明显加快。 2020 年,我省发电总装机中清洁能 源装机占比为 85.9% 、发电量占比为 88. 5% ,分别比2015年提高 5 个、2. 4个百分点。 “十三五”时期,关停落后煤电机组 17 台,装机 容量约 170 万千瓦;关闭煤矿 339 处,退出产能 4397 万吨 / 年。 清 洁替代、电能替代加快推进,累计实现替代电量 445 亿千瓦时。 2020 年,清洁能源消费占能源消费总量比重为 54. 5% ,比 2015 年 提高 10.1 个百分点。 煤炭消费占能源消费总量比重完成规划目 标。 能源利用效率不断提升, 单位地区生产总值能耗累计降低17.4% 。

能源基础设施加快建设。 四川电网形成以 500 千伏为骨干的 主网架和“四直八交” 外送通道,发展成为省级大电网、西部大枢 纽。 “十三五” 期间,建成 ± 800 千伏直流换流站 3 座、换流容量 2160 万千瓦,±500 千伏直流换流站 1 座、换流容量 300 万千瓦,500 千伏变电站 52 座、变电容量 8730 万千伏安,输配电线路 16294 公 里,外送能力达 3060 万千瓦。 全省水电外送电量累计 6698 亿千瓦 时,为我国东部地区节约超 2 亿吨标准煤,减少二氧化碳排放超 5 亿吨。 建成西南地区天然气(页岩气) 输送枢纽,全面形成环形输 送管网,年输配能力达到 450 亿立方米,五年累计外输天然气 544 亿立方米。 能源储备设施加快建设,川东北储气调峰项目(一期) 竣工,成都市液化天然气( LNG) 应急调峰储备库项目(一期) 基本 建成,广安高兴煤炭储备基地项目开工建设。

能源科技装备研发制造能力不断提升。 国内首台完全自主知 识产权 F 级 50 兆瓦重型燃机完成满负荷运行试验,推动我国自主 燃机产业实现新跨越。 代表全球最高水平的百万千瓦级水电机组 研制成功并在白鹤滩水电站投用。 “华龙一号” 在核燃料自主化、 关键材料工程化等方面取得重大进步,具备三代核电机组批量化 建设能力。 页岩气勘探开发主体配套技术和 3500 米以浅页岩气 开发工艺路径及技术体系基本形成,部分关键工艺和装备实现国 产化。 急倾斜、薄煤层综采及成套装备技术实现国内领先。

能源体制机制创新取得新突破。 输配电价改革稳步推进,市 场化电价形成机制建立健全并取得实效,改革红利不断释放。 四 川电力交易中心完成股份制改革并独立运行,售电市场政策体系 和售电公司准入退出机制逐步完善,增量配电试点有序推进。 市 场主体逐年增多,2020 年全省电力交易平台注册生效市场主体超 1. 2 万家;市场交易规模逐步扩大,省内市场化交易电量 1061 亿千 瓦时,占全社会用电量的 37% 。 电力市场和市场交易制度逐步完 善。 电力现货市场试点有序推进,现货市场交易规则体系初步建 立。 油气管网独立改革有序推进,省内管网资源整合和融入油气 管道全国“一张网” 取得进展。 天然气开发利益共享机制落地落 实,天然气(页岩气) 开发模式持续创新,全国第一家央地合资常规天然气开发公司成功组建,央地油气合资公司总数 160 家,覆盖 天然气勘探开发、加工、输送和油气销售等领域。

能源普遍服务能力不断增强。 全省城乡电网持续加强,农村供电可靠率达 99.8% 、电压合格率达 99.6% 。 脱贫攻坚电力保障 任务顺利完成,易地搬迁的 37.9 万户 136 万人实现通电。 88 个贫 困县农村用电设施得到改善,电力网架基础较差的 19 个县电网得 到较大提升,与主网联系薄弱的 15 个县域电网全面加强,阿坝州、 甘孜州、凉山州实现供电全覆盖并达到国家农村电网供电标准。 建成光伏扶贫项目 48.4 万千瓦,扶持建档立卡贫困户 2.75 万户。 建成输气管道约 1.9 万公里,覆盖 129 个县(市、区) ,居民用气普 及率超过 90% 。 重点采煤沉陷区综合治理不断推进,矿区居民生 产生活条件持续改善。

第二节 主要问题

能源发展不平衡不充分。 人均用能、用电量均低于全国平均 水平。 能耗强度较高,能源效率还有较大提升空间。 具有季及以 上调节能力的水库电站装机不足水电总装机的 40% ,调节能力不 足,丰枯矛盾突出。 火电供电煤耗较高。 电网适应资源逆向分布 的能力需进一步提升,源网发展需进一步协调,与构建以新能源为 主体的新型电力系统尚有差距。 煤矿安全生产供应水平不高,煤 炭储备调节能力弱。 储气调峰能力不足,地下储气库和专门用于 储气调峰的地面大型 LNG 储备库尚未建成,迎峰度冬天然气供应 存在阶段性短缺。

能源民生服务存在短板。 部分地方电网供区、高原地区、边远 山区配网建设相对滞后,供电可靠性有待进一步提高。 部分乡镇“获得电力”营商环境服务水平存在较大差距。 农村天然气普及 率与城市存在较大差距,农村燃气配网建设需进一步加强。 适应 美好生活需求和新模式新业态发展的能源普遍服务能力有待 提升。

能源体制改革和机制创新亟待深化。 电力交易机制有待完 善,需求响应机制还未完全建立;电力跨省跨区域输送利益协调机 制缺失,配套辅助成本尚未得到合理补偿。 上网电价形成机制和 销售电价改革需进一步深化和完善,适应油气体制改革的天然气 价格形成机制改革需加快推进,价格引导能源资源配置的作用有 待进一步发挥。 能源管理体制滞后,职责分散,信息化水平不高。

第三节 面临形势

能源清洁低碳转型发展成为大势。 我国郑重承诺二氧化碳排 放力争于 2030 年前达峰、2060 年前实现碳中和的目标,这是一场 广泛而深刻的经济社会系统性变革,已纳入生态文明建设整体布 局。 这必将推动我国出台更有约束力的应对气候变化政策,强化 能耗“双控” ,促进能源结构转型升级,统筹推进化石能源压减和 非化石能源发展,倒逼清洁能源成为能源消费增长的主导力量,为 我省深化国家清洁能源示范省和全国优质清洁能源基地建设提供 了新的机遇。

能源安全保障压力凸显。 国际能源供需格局深刻调整,全球 能源博弈更趋激烈,对我国能源安全保障带来更多不确定性。 “一带一路”建设加快推进,长江经济带发展、新时代推进西部大开发 形成新格局、黄河流域生态保护和高质量发展等国家重大战略深 入实施,成渝地区双城经济圈建设全面提速,对我省能源安全保障 提出了新的更高要求。 随着我省工业化和城镇化快速推进,能源 需求较快增长,重点领域、区域和季节性煤电油气保障还面临较大 压力。 同时,大规模新能源集中并网,极端天气、自然灾害情况下 的电力应急备用和调峰能力不足等问题,都对我省电网平稳安全 运行提出了新的挑战。

能源技术变革加快。 能源发展从主要依靠要素驱动向更多依 靠创新驱动转变,发展动能转换提速。 前沿领域技术加快突破并 相互交叉融合,催生新经济新业态新模式不断涌现。 新材料、新能 源、储能、电动汽车、高效用电设备等绿色低碳产业加快发展,能源 系统形态深刻变化,信息化、数字化、智能化进程加快。 但能源领 域关键核心技术瓶颈制约依然突出,先进储能、氢能、综合能源服 务等领域的商业化路径还有待深入探索实践,新产业新业态新模 式的经济性、安全性、发展有序性等问题有待解决。 市场化改革步入“深水区” 。 电力体制改革深入推进,电价市 场化改革、发用电计划放开、增量配电改革、电力现货市场建设等 方面有待突破。 能源领域国企战略重组、整合并购、换股、交叉持 股等力度加大,油气管网分离进入实质性运作阶段,区域市场衔接 和政策机制协同还需进一步优化。

第二章 总体要求

第一节 指导思想

以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,全面贯彻党 的十九大和十九届历次全会精神,深入践行习近平生态文明思想, 遵循“四个革命、一个合作” 能源安全新战略,全面落实省委省政 府决策部署,落实碳达峰碳中和目标任务,坚持稳中求进工作总基 调,立足新发展阶段,完整、准确、全面贯彻新发展理念,积极融入 和服务新发展格局,以推动能源高质量发展为主题,以供给侧结构 性改革为主线,以绿色低碳发展为基本取向,以改革创新和开放合 作为动力,以满足经济社会发展和人民日益增长的清洁可靠用能 需求为根本目的,统筹发展和安全,积极壮大清洁能源产业,完善 产供储销体系,着力增强能源持续稳定供应和风险管控能力,加快 构建清洁低碳、安全高效的能源体系,高质量打造国家清洁能源示 范省和全国优质清洁能源基地,为推动成渝地区双城经济圈建设 和治蜀兴川再上新台阶提供坚强能源保障。

第二节 基本原则

———清洁低碳、绿色发展。 坚持生态优先,调整优化产业结 构、能源结构,确保清洁能源成为能源消费增量的主体。 推动清洁 替代,推进能源资源综合利用,改变粗放能源消费方式,有序有力 有效推动碳达峰碳中和,促进生态文明建设。

———以人为本、惠民利民。 坚持以人民为中心的发展思想,有 效提升能源普遍服务水平,补强民生供能短板,加大对多样化能源 需求的保障力度,着力满足人民对美好生活的用能需要。

———改革创新、协同高效。 充分发挥市场配置资源的决定性 作用,着力破除制约能源高质量发展的体制机制障碍,释放发展活 力。 增强能源科技创新能力,加快能源产业数字化和智能化升级, 提升系统运行和资源配置效率。 坚持系统观念,推动源网荷储一 体化和多能互补发展。

———筑牢底线、保障安全。 树立底线思维,增强危机意识,发 挥能源基础性、先导性、保障性作用,适度超前发展,切实增强能源 安全保障能力。 补齐能源战略储备和应急调峰短板,不断提高风 险应对能力。

第三节 发展目标

能源保障能力稳步增强。 2025 年,能源综合生产能力约 2.57 亿吨标准煤。 全省电力总装机 1.5 亿千瓦左右,其中水电装机容 量 1. 05 亿千瓦左右,火电装机 2300 万千瓦左右(包括煤电、气电、 生物质发电等) ,风电、光伏发电装机容量分别达到 1000 万千瓦、 1200 万千瓦。 天然气产能产量稳步提升。

清洁低碳转型持续推进。 清洁能源装机占比 88% 左右。 非化 石能源消费比重 42% 左右,天然气消费比重 19% 左右,完成国家 下达的可再生能源电力消纳责任权重目标任务,电能占终端能源消费比重进一步提高。 煤炭消费比重进一步降低,煤炭消费量率 先达峰。

能源利用更加安全高效。 能源消费总量得到合理控制,单位 地区生产总值(GDP) 能耗降低达到国家要求,能源系统效率进一 步提升。 能源储备保持合理规模,生产和运行安全水平持续提高, 系统可靠性和应急能力进一步增强。

改革创新取得新突破。 电力和油气体制改革全面深化,能源 价格市场化改革、市场体系建设等取得明显成效,科技创新能力显 著增强。

民生用能品质不断提升。 能源保障和服务能力进一步提升, 人均生活用电量与全国平均水平的差距缩小。“ 获得电力” 服务 水平整体提升,农村能源供应质量和清洁化水平不断提高。

展望 2035 年,能源高质量发展取得决定性进展,能源清洁低 碳转型深入推进,绿色生产方式得到广泛推行,基本建成现代能源 体系。 能源科技创新能力显著增强,能源基础设施智能化水平不断提升,能源系统更加灵活高效,现代能源市场体系更加成熟完 善。 终端电气化水平大幅提升,清洁能源消费比重进一步提高,碳 排放总量达峰后稳中有降, 为2060年前实现碳中和奠定坚实基础。

第三章 统筹推进电源建设

第一节 科学有序开发水电

在加强生态环境保护和做好移民安置的前提下,重点推进金 沙江、雅砻江、大渡河“三江” 水电基地建设。 着力优化水电结构, 优先建设季以上调节能力水库电站,统筹推进流域综合管理,发挥水电站在防洪、蓄水保供、水生态保护等方面综合作用,深化大渡 河流域水电综合管理试点。 建成白鹤滩、苏洼龙、两河口、杨房沟、 双江口、硬梁包等水电站,继续推进叶巴滩、拉哇、卡拉等电站建 设,开工建设旭龙、岗托、奔子栏、孟底沟、牙根二级、丹巴等水电 站。 “十四五”期间核准建设规模 1200 万千瓦以上,新增投产水电 装机规模 2400 万千瓦左右。

第二节 加快发展新能源

坚持集中式与分布式并举,加快发展风电和太阳能发电。 重 点推进凉山州风电基地和“三州一市” 光伏发电基地建设,规划建 设金沙江上游、金沙江下游、雅砻江、大渡河中上游水风光一体化 可再生能源综合开发基地,推进分布式光伏发电和盆周山区风电 开发。 开展实证实验光伏发电基地、光伏储能试点项目建设,推进 整县(市、区) 屋顶分布式光伏开发。 因地制宜发展生物质能、地 热能等新能源,在川西等高温地热资源丰富地区规划建设地热能 利用示范项目。 统筹规划建设生活垃圾焚烧发电处理设施。 按照 国家规划安排做好核电厂址保护工作。 支持乐山、成都、眉山晶硅 光伏产业发展。 “十四五” 期间新增风电 600 万千瓦左右、太阳能 发电 1000 万千瓦以上。

第三节 持续推进火电结构优化

结合全省气源分布和负荷增长情况,布局新建一批燃机电站 项目,支持工业园区燃气热电联产项目规划建设。 建成投产在建 煤电项目,不再新核准建设煤电项目。 推进煤电机组技术革新,降 低供电煤耗。 鼓励开展煤电机组灵活性改造,试点利用富氧燃烧 技术提高火电机组调峰能力,规范燃煤自备电厂管理。

专栏 1:电源建设重点项目

“三江”水电基地。 建成投产金沙江白鹤滩、苏洼龙、巴塘、金沙、银江,雅砻江 两河口、杨房沟,大渡河双江口、金川、硬梁包、巴拉,绰斯甲河绰斯甲等电站。 加快 推进金沙江叶巴滩、拉哇,雅砻江卡拉,大渡河枕头坝二级、沙坪一级等电站建设。 核准建设金沙江旭龙、昌波、岗托、波罗、奔子栏,雅砻江孟底沟、牙根一级、牙根二 级,大渡河丹巴、安宁、巴底、老鹰岩一级、老鹰岩二级,脚木足河达维、卜寺沟等 电站。

中型水电。 建成投产天全河锅浪跷、硕曲河古瓦等电站。 加快推进庆大河格拉 基等电站建设。 核准建设金顶、观音桥等中型电站。

航电。 建成投产岷江龙溪口航电枢纽工程,开工建设岷江老木孔、东风岩航电 枢纽工程。

风电。 建成西昌牦牛山、盐源大坝、会东淌塘、宁南果木、普格则洛日、德昌腊巴 山、布拖海博、昭觉补约、雷波阿合哈洛、美姑沙马乃拖、广元剑阁、昭化白果等风电 项目。

光伏发电。 推进攀枝花市洼落、新九、仁和、米易 4 个片区,阿坝州北部、中部、 西北部、西南部 4 个基地,甘孜州北部、中部、南部 3 个基地,凉山州西部、南部、西北 部、东部 4 个基地等“三州一市”大型光伏发电基地建设。

火电。 建成投产神华天明煤电项目,建设白马燃机示范项目、彭州燃机项目、资 阳燃机项目、广元燃机项目,推进简阳、泸州、遂宁、达州、巴中、江油等燃机项目。 在 成都、泸州、乐山、宜宾等地新建和扩建一批生活垃圾焚烧发电项目。 规划布局生物 质发电项目。

第四章 推动电网提档升级

第一节 统筹外送特高压直流通道建设

结合水电和多种能源外送需求,统筹建设特高压直流外送通 道。 建成雅砻江中游至江西、白鹤滩至江苏、白鹤滩至浙江等±800 千伏特高压直流工程,开工建设金沙江上游至湖北多能互补外送 特高压直流工程。 研究规划与西北电网联接第二通道,研究布局 藏东南和雅鲁藏布江下游水电入川接续转送特高压工程。 优化提 升向家坝至上海、锦屏至江苏、溪洛渡至浙江±800 千伏特高压直 流输电通道利用率。

第二节 加快推进特高压交流目标网架建设

加快川渝电力一体化发展,重点推进川渝电网特高压交流目 标网架建设,为成渝地区双城经济圈建设提供坚强电力保障。 增 强甘孜、阿坝特高压交流站电力汇集能力,缓解川西水电送至成都 等负荷中心通道瓶颈制约。 根据攀西地区水电和新能源大规模投 产进度,规划攀西电网至省内负荷中心 1000 千伏特高压交流输变 电工程。

专栏 2:特高压电网工程

建成雅中—江西、白鹤滩—江苏、白鹤滩—浙江等±800 千伏特高压直流工程。

建成甘孜—天府南—成都东、阿坝—成都东、天府南—重庆铜梁 1000 千伏特高压交 流输变电工程。

开工建设金沙江上游川藏段至湖北±800 千伏特高压直流工程。

规 划德宝第二回直流工程、攀西至天府南特高压交流工程。

第三节 优化省内主网架结构

结合特高压交流布点,完善四川电网 500 千伏主网架,构建相 对独立、互联互济的“ 立体双环网” 主网结构,整体提高四川电网 对以新能源为主体的新型电力系统的适应性和供电保障能力。 实 施白鹤滩送出加强 500 千伏工程,化解系统性风险,提高送电能 力。 实施攀西电网加强改造工程。 优化布局甘孜州、阿坝州、凉山 州、攀枝花市送出通道,实施 500 千伏输变电加强工程,满足川西 新能源加快发展需要。 建设成都、资阳、内江、川东北等燃机调峰 电站接入系统工程。 配合川藏铁路等重点铁路工程建设,推进电 气化铁路牵引站建设。 推动成都都市圈、成都东部新区、宜宾三江 新区、南充临江新区、绵阳科技城新区电网建设。 加强 220 千伏、 110 千伏网架和联网工程建设,推动 220 千伏电压等级电网接入公 平开放,促进省属电网和国网四川电网融合发展。

专栏 3:主网架建设重点电网项目 500 千伏重点工程。 (1)特高压配套工程:核准建设甘孜、阿坝、天府南、成都东 等特高压交流配套,雅中、白鹤滩、金上等特高压直流配套,白鹤滩送出加强、沐溪— 叙府断面加强等工程,攀西电网加强改造工程。 (2)输变电线路及变电站工程:加 快推进昭化—巴中、甘谷地—蜀州线路改接、马尔康、绵阳南、南部、泸州东等在建工 程,核准建设遂宁加强、大林、新津、成都西(温郫)、德阳南等输变电工程,推动邛 崃、德阳南—什邡、十陵、淮州、空港、甘南、乐山南、内江(自贡)II、宜宾北、眉山西等 新建工程规划建设。 (3)输变电扩建工程:核准开工水洛扩、盐源扩、尖山—彭祖串 抗、沐溪扩、东坡扩、姜城扩、叙府扩、广都扩等工程,推动昭化扩、复龙换—宜宾换串 抗、巴中扩、内江扩等工程规划建设。 (4)电源送出工程:核准建设白鹤滩、两河口、 天明、苏洼龙、杨房沟等水电站送出工程,推动双江口、巴拉、巴塘、叶巴滩、卡拉、枕 头坝二级、沙坪一级、硬梁包、金川等水电站送出工程规划建设。

220 千伏重点工程。 在全省负荷增长较快地区核准建设一批 220 千伏输配电 工程,完善县域电网 220 千伏网架支撑。

铁路配套电网工程。 配套新建川南城际、成昆铁路扩能、成自高铁、成渝中线、 渝昆高铁、汉巴南铁路、西成铁路、成达万高铁等电气化铁路牵引站。 规划建设川藏 铁路四川境内配套电网输变电工程;建设巴塘—澜沧江线路工程(四川侧)。

第五章 加快天然气勘探开发利用

第一节 建设千亿立方米级产能基地

大力推进天然气(页岩气) 勘探开发,实施国家天然气( 页岩 气)千亿立方米级产能基地建设行动方案,建成全国最大的现代化 天然气(页岩气) 生产基地。 加大德阳—安岳古裂陷周缘、川中下 古生界—震旦系、下二叠统、川西雷口坡组、川南五峰组—龙马溪 组层系勘探力度。 加快川中下古生界—震旦系气藏、川西和川中 致密气藏、川东北高含硫气田、川西致密气田以及长宁、威远、泸州 等区块产能建设,稳定主产区产量,开发接续区块。 到 2025 年,天 然气(页岩气)年产量达到 630 亿立方米。

专栏 4:天然气开发重点项目

常规天然气开发项目。 川中安岳气田、川中太和气区项目、川东北普光和元坝 气田、川西下二叠统项目、川西高含硫气田、川西和川中致密气气田。

页岩气开发项目。 长宁区块、威远区块、泸州区块、黄金坝—紫金坝—大寨区 块、威荣区块。

第二节 大力推进油气基础设施建设

按照适度超前的原则,加快省内油气输送管网建设,围绕主要 产气区、消费区和薄弱区,统筹优化管网布局,构建供应稳定、运行 高效、安全可靠的输配系统。 推进川气东送二线(四川段) 、威远 和泸州区块页岩气集输干线工程、攀枝花—凉山等天然气管道建 设,进一步完善达州、雅安、乐山、泸州、巴中等末端区域供气管网, 布局南向管道并适时建设。 规划新增成品油入川管道。 到 2025 年,形成输气能力 700 亿立方米 / 年。

专栏 5:油气管网设施建设重点项目

天然气管道重点项目。 威远和泸州区块页岩气集输干线工程,威远—乐山输气 管道、攀枝花—凉山输气管道、中江—简阳集输气管道、元坝—德阳输气管道、川气 东送二线(四川段)。

成品油管道重点项目。 研究论证滇油入川干线管道(曲靖—昭通—宜宾段)、 楚雄—攀枝花—凉山管道。

第三节 扩大天然气利用

提升城乡燃气普及率,发展燃气采暖。 积极调整工业燃料结 构,鼓励玻璃、陶瓷、建材、机电、轻纺等重点工业领域实施天然气燃料替代。 科学布局 LNG 加注站、压缩天然气( CNG) 加气站,推 进长途重卡等交通领域燃料气化改造。 统筹规划涉电用气,促进 天然气综合利用。 优化发展天然气化工产业,加快向精细化、高端 化转型,提升资源转化水平和产品附加值。