贯彻落实能源安全新战略 开启能源高质量发展新局面——2018年河南省能源发展分析与2019年展望——2018年河南省能源发展分析与2019年展望

2018年河南电煤价格整体呈现高位波动态势，全年均价为605元/吨，较2016年煤炭价格最低点上涨了将近1倍，比全国平均价格高74元/吨（见图6）。年初受极寒天气影响，居民采暖需求大幅增加，电煤价格上涨幅度较大，煤炭供应较为紧张，呈现紧平衡；采暖季结束后，煤炭消费需求下降，电煤价格逐步回落，供需趋于宽松；迎峰度夏期间，省内电厂普遍提前着手布局储煤，电煤价格出现小幅上涨后逐渐趋稳，加之年内鹤壁煤炭物流园区建成投运，电煤合同履约率良好，全年煤炭供需整体平稳有序。

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图6 2014～2018年全国、河南及主要周边省份电煤价格情况

2.油气供应保障能力进一步提升

（1）油气产量降幅收窄，消费保持较快增长

从油气生产看，省内原油、天然气产量进一步下降，但下降幅度明显收窄。根据国家统计局数据，2018年全省原油产量258.8万吨，同比下降8.5%，降幅较上年收窄1.9个百分点；天然气产量2.9亿立方米，同比下降2.7%，降幅收窄7.0个百分点。

从油气消费看，2018年，受年内整体油价较高、交通限行、新能源汽车蓬勃发展、绿色出行等因素影响，成品油消费量1827万吨，同比增长5.6%。天然气消费受宏观经济稳中向好、大气污染防治深度实施影响保持高速增长态势，全年消费量达到120亿立方米，同比增长14.3%。当前，全省油气消费主要依靠省外调入满足，2018年河南石油对外依存度约为88%，天然气对外依存度接近98%（见图7）。

图7 2015～2018年河南省分月度天然气消费情况

（2）油气项目建设加速推进，产供储销体系不断完善

2018年，河南各项油气项目建设进展顺利，完成投资58亿元，同比增长61.1%。其中，油品方面，洛炼1800万吨/年炼油扩能改造项目（一期）稳步推进，预计2020年可全面投产，其配套日照-濮阳-洛阳原油管道也全线开工。天然气方面，鄂尔多斯-安平-沧州输气管道濮阳支线开工建设，西气东输三线中段、潜江至中原储气库群管道等天然气外引通道建设积极推进，滨海-商丘、日照-洛阳、济南-濮阳输气管道纳入国家规划，天然气外引通道取得重大进展；中部规模最大的储气库濮阳文23储气库预计2019年一期工程建成投产，河南省天然气储运有限公司成立，6座区域LNG应急储备中心正式开工，天然气储气能力建设取得阶段性进展；灵宝-陕县、民权-商丘、洛阳-嵩县-栾川等县域支线建成，县城管道天然气覆盖率进一步提升，天然气长输管道总里程突破6000公里。总体来看，随着各项油气工程纳入规划、落地实施，河南省成品油保障能力建设、天然气产供储销体系建设不断推进完善。

（3）成品油价格先涨后跌，居民用气门站价格理顺

2018年，国内成品油价格经历了“先涨后跌”的过程。1～9月份，在国际油价高位震荡带动下，国内成品油价格波动上扬，河南汽柴油价格达到年内最高点9930元/吨、8870元/吨；此后，受贸易保护主义、原油需求下降等因素影响，国际原油价格暴跌，国内成品油价格也随之连续五次下调，2018年底全省汽柴油价格降至年内最低点。

近年来，国家持续推进天然气价格改革，液化气、煤层气、煤制气等已实现了市场定价，非居民管道天然气价格也基本理顺，但居民管道天然气价格机制仍面临不能反映成本及供求关系等问题。2018年，国家发改委印发《关于理顺居民用气门站价格的通知》后，河南采取了一系列措施积极理顺居民用气门站价格。一是河南居民用气由最高门站价格改为基准门站价格，且门站环节不再区分居民和非居民用气价格；二是自2019年6月起，供需双方可以基准门站价格为基础，在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格。河南将逐步形成灵敏反映供求变化的季节性差价体系，通过价格信号，引导居民科学合理用气。

3.电力供需形势出现整体趋紧态势

（1）电力需求快速增长，供需形势紧张局面出现

2018年，河南省全社会用电量3417.7亿千瓦时，同比增长7.9%，增速创7年来新高。电力需求增长表现优于经济增速，有着多方面的原因：一是工业用电快速增长，2018年全省工业用电量增速6.0%，较上年提高了1.4个百分点，黑色金属冶炼、金属制品、汽车制造、电气机械制造等行业用电量增速普遍在20%以上；二是第三产业、居民生活引领用电量增长，增速分别为9.0%、13.8%，对全社会用电增长的贡献率已提升至46.2%，与工业用电一道形成了二分天下的格局；三是能源转型、环境治理为电力需求发展带来新机遇，钢铁、水泥等重点行业减煤，地条钢出清，重点工业生产企业完成超低排放改造，且环保设备的大量投入使得重点行业用电增长呈现出不同以往的新特色；四是夏季持续高温进一步增加电力需求，全省降温电量达到220亿千瓦时，同比增加32亿千瓦时，带动全社会用电量增长了约1个百分点（见图8）。

图8 2016年以来河南省GDP和电力消费逐季累计增速

2018年，全省全社会最大负荷达到6750万千瓦，同比增长11.8%，增速创7年来新高。其中，高温因素对负荷增长贡献突出，2018年夏季连续12天超过35℃的高温闷热天气创1961年以来高温持续时间最长纪录，全省降温负荷达到2560万千瓦，同比增加330万千瓦，拉动全社会最大负荷增长5.5个百分点。快速增长的用电负荷和净增煤电机组较少，河南省整体电力供应相对充足的情况在2018年度夏期间出现拐点，供需形势由整体宽松向整体趋紧过渡，电力供应紧张区域从往年豫南扩大到豫中、豫南大部分区域。

（2）电源结构加速优化，系统运行效率显著提升

2018年，河南加快淘汰落后煤电产能，持续严控新建煤电项目，同时强化电网精益调度管理，电力清洁生产、高效运行水平不断提升。发电装机结构方面，截至2018年底全省电源总装机达到8680万千瓦，其中煤电装机占比74.3%，下降了5.2个百分点；火电装机单机60万千瓦及以上机组比重达到57%，同比提高1个百分点，全省电源装机结构不断优化。系统运行效率方面，各类型发电设备利用率全面提升，其中煤电机组利用小时数同比提高99小时；电力需求侧响应实现零的突破。2018年夏季，河南在郑州、驻马店、信阳和兰考开展电力需求侧响应试点，在全省首次开展了午高峰、晚高峰需求侧响应工作，累计参与153户次，共削减尖峰负荷32.05万千瓦。

（3）各级电网协调发展，电力助推全省绿色清洁转型

2018年，河南电网发展投入达到369.5亿元，保持了300亿元以上的高位投资态势。特高压电网工程加快推进，全国首条100%清洁能源特高压直流工程——青豫直流正式开工建设，驻马店-南阳1000千伏交流特高压输变电工程获得核准。主网架更加完善，2018年全省实现了所有地市500千伏变电站、所有县域220千伏变电站全覆盖。电网脱贫攻坚取得重大成效，2018年河南完成了13个贫困县、249个贫困村、1235个深度贫困村电网脱贫改造，切实履行了“贫困县、贫困村”电网脱贫“两提前”，有效支撑了贫困地区经济社会发展。

2018年，河南电力行业助推和服务了全省绿色清洁转型。电力生产侧，加强煤电机组排放实时监测，深化节能环保调度，实施了统调燃煤机组阶梯开机，优先安排大容量、低能耗、低排放机组发电，有效减少了燃煤机组污染物排放；积极扩大区外清洁电力引入规模，全年净吸纳区外电量444亿千瓦时，占全社会用电量的比重达到13%。电力消费侧，持续大力推进清洁供暖替代，出台电能替代打包交易支持居民清洁取暖的政策，全年完成“电代煤”108.8万户；加强基础设施建设服务绿色出行，全省各类集中式充换电站达到449座，充电桩达到2.7万个，有效保障了全省新能源汽车充电需求。

（4）电力体制改革深入推进，改革红利持续释放

2018年，河南省电力改革与市场化建设深入推进，各项改革措施惠及了用户企业。增量配电改革试点实现了省辖市全覆盖，三批试点项目达22个，数量位居全国第一；电力市场运行机制进一步完善，电力市场化交易规模不断扩大，全年直接交易电量达到1093亿千瓦时，连续三年实现翻番，减少用户电费支出55亿元；全面完成降低一般工商业电价10%的目标，通过降低销售电价、清退临时接电费、清理规范转供电环节加价行为等措施，累计下调一般工商业目录电价7.32分/千瓦时，减少全省工商业用户电费支出近40亿元；理顺了全省农电管理体制，南阳淅川县电业局划转工作已经上报国资委待批；电力营商环境不断优化，持续深化电力领域“放管服”工作，国务院办公厅发布的第五次大督查营商环境7项重要指标显示，在全国31个省份中，河南用电报装指标综合排名全国第二。

4.可再生能源进入由量向质发展阶段

（1）利用规模不断扩大，可再生清洁供暖发力

2018年，河南省可再生能源利用量达到1864万吨标准煤，同比增长18%，占一次能源消费比重的8%以上，同比提升超过1个百分点。可再生能源发电方面，2018年底全省可再生能源装机达到1923万千瓦，同比增长38.2%，在来水、来风、光照条件良好等因素带动下，可再生能源发电设备利用率均有不同程度提高，全年可再生能源发电量达到316亿千瓦时，同比增长58.6%，占全省发电量的比重首次突破10%，达到10.6%，提高了3.2个百分点。可再生能源清洁采暖方面，2018年河南启动了地热能清洁供暖规模化利用试点和生物质热电联产县域清洁供暖示范建设，全年新增地热、生物质集中供热能力突破2000万平方米，为全省可再生能源发展、清洁供暖体系建设注入新活力。

（2）分布式光伏装机实现翻番，分散式风电起步

2018年，河南分布式光伏继续保持快速增长态势，达到391万千瓦，同比增长125.4%，占全省光伏总装机的39.5%。从增量上看，全年分布式光伏新增装机占全部光伏装机增量的比重达到76%。从月度来看，新增装机主要集中于上半年，自5.31新政后逐月新增装机容量呈逐步减少的态势。2018年，全省光伏扶贫电站总规模达到254万千瓦，覆盖107个县（市、区），实现了有条件地区光伏扶贫电站全覆盖，惠及近40万户贫困群众。2018年，河南分散式风电开发从无到有，全年共有4.8万千瓦分散式风电实现并网，根据2017底省发改委印发的《河南省“十三五”分散式风电开发方案》，近期全省将有124个、共计210.7万千瓦分散式风电项目陆续实施。

（3）新能源政策不断优化，平价上网步伐加快

近年来国家出台了一系列政策，着力推进风电、光伏平价上网，提升新能源发电产业竞争力，促进新能源消纳。2018年，在“5.31”新政的带动下，新能源平价上网的步伐进一步加快。2018年5月31日，国家发改委、财政部、能源局联合印发了《关于2018年光伏发电有关事项的通知》（发改能源〔2018〕823号），明确提出进一步下调光伏电站标杆上网电价，除村级光伏扶贫项目外，自“5.31”后新投运项目的上网电价统一降低0.05元。2018年，国家同步调整了新能源上网电价机制和配套管理模式，一是提出集中式陆上风电、普通光伏发电站均须通过竞争方式配置和确定上网电价；二是支持平价上网和无补贴风电、光伏发电项目的建设，对此类项目国家能源局不再实施年度规模管理；三是明确自2019年起正式实行可再生能源电力配额制管理考核，进一步促进可再生能源消纳。一系列新能源政策的推出将有力推动新能源发电行业的提质发展，加速平价上网时代的到来（见图9、图10）。

图9 风电标杆上网电价变化（河南为IV类地区）

图10 光伏电站标杆上网电价变化（河南为III类地区）

与此同时，全省能源发展仍存在不少困难和问题，主要表现在：一是煤炭企业扭亏但仍未脱困，当前省内煤炭企业收入实现增加，但由于开采环境日益复杂、安全投入大，煤企利润却不断下降，资金状况较为严峻，转型发展压力大；二是天然气冬季供应保障压力持续增大，河南省天然气消费全年两头高中间低“U”字形特征明显，受省内资源匮乏、全国整体供应紧张、气源受限、调峰储备设施建设相对滞后等因素影响，全省天然气区域性、时段性供需紧张依然存在；三是电力供需整体明显趋紧，河南工业化和城镇化的推进、电能替代的实施使得用电需求快速释放，加之新增煤电装机较少，导致局部地区电力供应紧张；四是局部地区可再生能源消纳风险逐步显现，随着全省可再生能源发电装机持续增长，全省电力系统灵活调节能力不足问题日益凸显，豫西、豫北等新能源项目集中区域，电力调峰、消纳难度持续增大。全省能源系统安全稳定运行和能源产业持续健康发展的任务仍很艰巨。

二 2019年河南能源发展形势与展望

2019年，河南省经济下行的压力明显加大，能源发展的外部环境更加错综复杂，要把握形与势、危与机、供与需、稳与进“四个关系”，河南能源既处于推动高质量发展的重要战略期，基本面长期向好，又处于压力叠加、负重前行的关键期，能源发展的老问题、新情况不断交织，总体来看，发展机遇大于挑战。

（一）能源发展面临的形势

1.能源转型快速推进期，协调发展复杂性日益加剧

在习近平生态文明思想指导下，全省绿色发展理念逐步明晰，污染防治力度逐步加大，全省能源业转型发展的步伐显著加快。能源是环境治理攻坚的重要战场，为满足全省经济高质量发展需求和人民对优美生态环境的期望，河南省聚焦煤炭、煤电、电网、新能源、清洁取暖、农村能源等生态环境、能源发展的突出问题，坚决打赢蓝天保卫战、打好结构调整攻坚战，一些问题正被逐步解决。

同时，推动全省能源转型与保障经济健康运行、落实生态文明建设要求、满足人民美好生活需求之间的复杂性明显增强。一是能源结构调整需与产业结构升级协同发展，产业结构优化是推动用能方式转变、优化能源结构的根本途径，当前河南产业结构仍然偏重，实现经济和能源结构“双优化”任重道远；二是能源清洁转型需与保障人民用能需求可持续发展，天然气、电力等清洁采暖经济成本明显高于传统燃煤方式，需进一步探索经济、可持续的清洁替代长效机制；三是能源管理工作面临更高要求，既要简政放权，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，又要放管结合、科学调控监管，管理难度不断增加。

2.煤炭消费利用进入加速减量期，行业平稳运行仍需关注

煤炭行业近年来在供给侧“去产能”、消费侧“减量替代”方面取得了突出的成效。随着“煤改电”“煤改气”清洁替代等一系列减煤措施的实施，全省煤炭消费正处于加速减量期。根据《河南省2019年煤炭消费减量工作方案》，2019年河南计划削减煤炭消费总量1000万吨，其中重点削减非电力行业用煤1500万吨，全省煤炭消费总量同比下降5%左右。2019年全省煤炭减量规模、降幅目标均创“十三五”以来新高。

同时，资源禀赋决定了河南以煤为主的能源特征，未来较长一段时间内，煤炭仍将是全省能源供应和消费的主力，在能源转型及减煤过程中，需降低替代用能的成本，强化煤控成果。当前全省煤炭价格整体处于高位，未来随着全国煤炭主要调出地区进一步西移，运输成本走高，河南煤炭价格有可能持续上升，需进一步完善煤炭市场长效机制，促进煤炭价格平稳运行。

3.油气行业进入设施和制度补强完善期，保障体系建设仍需进一步加快

当前，全省天然气利用量增长迅速，油气行业发展进入新一轮增长期。近年来，国家相继印发了《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》《油气管网设施公平开放监管办法》，河南省也发布了《河南省城镇管道天然气配气价格管理办法（试行）》《河南省天然气储气设施建设规划（2018～2020）》等一系列政策文件，对油气行业上、中、下游建设、管理和价格机制做出了全面系统的改革安排，明确了油气管网建设运营制度，初步理顺了天然气价格机制，促进了行业的健康发展。

同时，油气行业高效可持续发展面临着保障压力加大的问题。一是随着省内管道互联互通、县城管道天气覆盖率提升、天然气入村不断推进，全省油气管道运维、安全保障、稳定供应的压力也持续上升；二是天然气产供储销体系建设仍不完善，供应侧与需求侧发展不平衡问题日益突出。

4.电力进入消费、供给、体制深层次变革期，行业发展面临新的挑战

消费方面，电力对化石能源尤其是煤炭的深度替代成为近期电力需求快速增长的重要因素之一，需解决好电能替代所面临的经济性问题。由于“煤改电”成本较大、配套电网工程投入大，对补贴依赖性强；同时，电能替代多种技术路线并存，需根据具体情况择优实施，以电力清洁取暖为例，电锅炉、电热膜、蓄热电暖器、各类电驱动热泵等成本价格、用电特性、运行维护各有不同，需结合乡村振兴战略、区域供暖需求特点、用户价格敏感度妥善实施。

供给方面，煤电生产清洁高效水平显著提升，煤电落后低效产能正在加速淘汰，有力促进了电力领域节能低碳发展。当前全省落后煤电机组关停加速推进，新能源装机快速增长但支撑能力有限，全省已无新增煤电机组开展前期工作，随着电力需求的快速增长，全省电力供应紧张问题已经凸显。同时，当前煤炭市场的高煤价与较低的上网电价之间的矛盾，使得煤电企业降本增效、稳定生产的压力持续上升。

体制机制方面，当前电力市场化交易规模不断扩大，交易机构独立规范运行稳步推进，增量配电试点进一步向县域延伸，改革红利持续释放。但随着电力体制改革不断深入，电力现货市场、电力辅助服务市场将逐步实现，增量配电试点规范落地进一步加快。

5.可再生能源进入平价上网关键期，行业发展向提质增效转变

2018年，风电竞价的出台、光伏补贴的大幅下调预示着行业发展进入平价上网最后一公里，对全产业链的降本增效提出了更高要求，将促使风电、光伏等新能源行业逐步从拼规模、拼速度的粗放式发展模式向拼质量、拼技术、拼效益的精细化发展模式转变。

风电方面，分散式风电开发迎来机遇期，有利于将河南分散而又丰富的风资源利用起来，实现对风电产业可持续发展的补充。政策的调整推动了风电整机招投标报价快速下降，把“竞价”作为标杆电价和平价之间的过渡，有利于风电产业以更安全的方式渡过缓冲期，促使风电在各类型新能源中率先实现平价上网。

光伏方面，过去10年我国光伏技术和生产成本快速下降了约90%，但土地、融资、税费等非技术成本却下降相对缓慢，已经成为制约光伏平价上网的因素之一，亟须技术成本与非技术成本同步下降。“5.31”新政将推动光伏行业发展逐步由靠政策补贴驱动向靠技术和市场驱动转变，光伏行业降本增效步伐仍需加快。

（二）2019年河南能源发展态势总体预判

1.能源供需保持平稳有序，整体投资维持较高水平

能源供需方面，“十三五”以来全省能源消费总量和强度“双控”成效显著。从中长期看，当前河南发展阶段仍处于工业化中期，人均能源消费量仅为全国的80%左右，全省能源消费增长的刚性较强。从近期看，在河南大力推进减煤去煤、实施高耗能行业环保减量替代等措施带动下，预计2019年河南能源消费总量在2.3亿吨标准煤左右，基本保持稳定。能源生产总量预计保持在1.0亿吨标准煤左右，全省能源供需总体平稳有序。

能源投资方面，2019年，全省煤炭项目建设将以煤矿安全改造、高效煤矿改扩建和煤炭物流园区建设为主。油气方面，洛炼一期、文23储气库等项目快速推进。电力投资呈现“一落、一涨、一平稳”的新趋势，即大型电源投资和新能源投资回落，清洁取暖、运输“公改铁”、充电设施等清洁电力项目投资快速增长，电网投资保持平稳。总体来看，2019年全省能源将保持高位投资态势，整体达到800亿元以上，与上年基本持平。

2.煤炭消费进一步下降，价格保持相对平稳

需求方面，当前，河南已印发煤炭消费减量行动计划，2019年煤炭消费减量工作方案，推进工业结构调整打赢污染防治攻坚战工作方案，钢铁、铝、传统煤化工、水泥等四个行业转型发展行动方案，直指能源消费偏煤、产业结构偏重的现状，煤炭消费减量的力度继续加大。预计通过削减非电行业煤炭消费、深化电力行业节能降耗、提升非煤能源占比等措施，2019年全省煤炭消费总量将控制在2.1亿吨左右，同比下降5%左右，其中非电行业用煤削减约1500万吨。

供应方面，从省内来看，由于煤炭企业开采成本高企、行业仍未脱困，预计2019年全省煤炭产量1.10亿吨，同比下降3.2%。从全国来看，2019年行业将继续强调“结构性去产能、系统性优产能”，煤炭优质增量供给将扩大；同时，国家发改委《关于做好2019年煤炭中长期合同签订履行有关工作的通知》强调要抓住当前有利时机，早签、多签、签实中长期合同，履约率应不低于90%，定价上继续参照“基准价+浮动价”定价机制协商，预计2019年全国、河南煤炭产运需三方运行平稳，价格将保持相对稳定。

3.油气消费保持“油平气涨”，天然气供需矛盾仍存

需求方面，随着全国、河南宏观经济下行压力加大、燃油汽车销量下滑，以及国家运输结构调整大力推动大宗货物运输“公转铁、公转水”，预计2019年河南成品油消费呈现“汽油趋缓、柴油下降”态势，成品油整体消费量1850万吨，同比增长1.3%。天然气需求在大气污染防治强力推进、产供储销体系加快建设带动下，仍将保持快速增长态势，预计2019年河南天然气消费量135亿立方米，同比增长12.5%。

供应方面，预计2019年河南原油产量继续呈下降态势，达到244.3万吨，同比下降5.6%，考虑到近年来我国炼油能力增长较快、成品油市场供大于求的整体形势，预计2019年河南成品油供需总体较为宽松。天然气方面，省内天然气产量将延续下降态势，达到2.75亿立方米，同比下降5.2%，其余约98%的天然气需求将依靠外省管道天然气、LNG和CNG调入来解决。随着河南省天然气应急保障机制逐步健全、理顺居民用气价格使得市场信号得以发挥，天然气冬季供应偏紧情况将得到缓解，但受全省天然气储气设施少、国家整体供应资源有限等因素影响，预计2019年河南天然气结构性、局部性供需紧张局面仍将存在。

4.电力需求持续向好，供需形势更趋紧张

需求方面，全省终端用能结构的“减煤化”和“电气化”加快了电力需求增长，加之第三产业蓬勃发展，居民生活品质升级使得电能利用的广度和深度不断拓展，河南省电力消费增长潜力巨大。整体来看，预计2019年全省全社会用电量有望达到3690亿千瓦左右时，同比增长8%左右。同时，考虑到2018年下半年河南电解铝行业部分企业关停、转移产能62万吨，以及2019年继续关停和转移的产能33万吨，预计2019年全省用电量受此影响约90亿千瓦时，达到3600亿千瓦时，同比增长5%左右。全社会最大负荷7300万千瓦，同比增长约8%左右。

供应方面，预计2019年省网统调最大负荷将达到7100万千瓦，考虑新投运煤电机组及淘汰的落后煤电机组，新能源装机低速增长，度夏期间省网统调装机预计将达到8558万千瓦，考虑发电机组临修、水情、燃气等限制因素和吸收外电740万千瓦后，电网度夏期间将出现早高峰备用不足、晚高峰存在缺口的情况，缺口约300万千瓦，主要分布在豫中、豫东南地区，电力供需紧张形势严峻。利用小时数方面，考虑到2019年河南净吸纳区外来电500亿千瓦时，省内发电量将达到3100亿千瓦时，同比增长4.2%，发电机组平均利用小时数预计将达到3500小时，与上年基本持平，其中火电机组平均利用小时数4030小时，同比提高约140小时。

5.可再生发电装机增速放缓，生产利用规模持续扩大

发电装机方面，预计2019年河南风电开发将以低风速平原风电、分散式风电为主，新增风电装机约130万千瓦。预计河南新增光伏装机将以产业集聚区、工业园区屋顶分布式发电为主，新增光伏装机约30万千瓦。在生物质热电联产县域清洁供热示范项目建设推动下，预计生物质发电新增装机约20万千瓦。总体来看，预计2019年河南可再生能源发电新增装机约180万千瓦，总容量达到2100万千瓦，同比增长9.4%，增速较上年下降28.8个百分点。

生产和利用方面，预计2019年全省可再生能源发电量344亿千瓦时，同比增长8.9%。计及燃料乙醇、生物制气、地热供暖、太阳能光热等其他可再生能源利用形式，预计2019年全省可再生能源生产总量约1168万吨标准煤，同比增长7.9%。考虑吸纳区外清洁可再生电力，预计2019年全省可再生能源利用量可达2029万吨标准煤，同比增长8.9%。

综合前述分析，2019年河南能源供需保持整体平稳。其中，预计能源生产总量1.0亿吨标准煤左右，与上年基本持平；能源消费总量2.29亿吨标准煤左右，基本保持稳定。一次能源消费结构中，煤炭消费占比将降至70%以内，“煤炭快速下降、石油基本平稳、天然气和可再生能源快速提升”的结构调整态势将继续保持（见表1）。

表1 2019年河南省能源发展预测

三 贯彻落实能源安全新战略，推动河南能源高质量发展的对策建议

2019年是新中国成立70周年，是完成“十三五”规划目标任务、决胜全面建成小康社会的关键之年，也是习近平总书记提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略第五年的重要节点。河南应把握当前能源发展面临的机遇，聚焦主要矛盾，不断把学习贯彻党的十九大精神和落实能源安全新战略引向深入，贯彻“巩固、增强、提升、畅通”方针，处理好煤炭、油气、电力、可再生能源等行业发展所面临的现实问题，夯实能源高质量发展的基础支撑，推动能源行业朝着更高质量、更有效率、更加公平、更可持续的方向发展，在构建清洁低碳、安全高效的能源体系上取得新成效，以优异成绩迎接新中国70岁华诞。

（一）促进煤炭安全清洁高效发展

持续推进煤炭保障能力建设，实现集约安全生产供应。一是在全面完成化解煤炭过剩产能的同时，有序推进煤矿改扩建等大型项目建设，建成神火集团大磨岭煤矿，增强优质高效产能保障能力。二是增强外来煤炭保障能力，加快储配中心建设，建成蒙西-华中输煤铁路，充分利用蒙华和瓦日铁路运输通道，加强省外煤炭调入量；依托国家“九纵六横”煤炭铁路运输通道，完善储运体系和区域性配送网络，建成南阳煤炭物流园区，新增煤炭储备能力50万吨。三是持续加大煤矿安全投入力度，提升矿井安全生产保障水平，增强煤炭安全稳定供应能力。

持续推进煤炭消费减量替代，提升清洁高效利用水平。一是在保障企业经营稳定的基础上，扩大实施水泥、玻璃等高载能非电行业“超低排放”改造，加快煤电企业“公改铁”、煤仓全封闭改造和管廊、皮带廊道输煤，不断提升煤炭清洁利用水平；二是树立节能优先理念，在保障用户用能经济性的基础上，大力实施钢铁、水泥、电解铝、玻璃等行业“超高能效”改造，在淘汰相关落后产能的同时，通过工艺改进、电能替代等路径，降低产品能耗和煤炭消费总量，不断提升煤炭高效利用水平。

持续建立健全煤电合作机制，促进煤炭市场平稳运行。一是引导煤电双方建立健全电煤长协“基础价+浮动价”的价格联动机制，切实提高电煤长协签约比例和合同履约率；二是推进省属煤炭企业、发电企业实施联营一体化发展，重点推进永煤集团煤电一体化项目，构建产业协同发展新优势；三是完善电煤供应应急机制，做好电煤供应应急预案，及时协调解决电煤供应中的突出问题。

（二）完善油气基础设施和产业体系

加快推进省内油气基础设施建设，同步做好油气管道保护工作。一是加快推进洛阳石化1800万吨/年炼油扩能改造项目一期工程，以及配套的日照-濮阳-洛阳原油管道建设，争取早日开工洛阳-新郑机场航煤管道；二是继续推动天然气基础设施建设，开工建设漯河-周口等省内互联互通管道，建成社旗-镇平、镇平-西峡、商丘-柘城、濮阳-范县-台前等县域支线工程，基本实现县域管道天然气全覆盖，并向产业集聚区、重点乡镇、农村新型社区延伸；三是认真做好油气管道保护工作，持续开展隐患排查整治，健全管道完整性管理体系，加强管道保护培训宣传。

加快推进天然气产供储销体系建设，促进全省天然气持续健康发展。一是增强天然气资源供应保障，在扩大兰-郑-长、西气东输、榆济线等油气资源供应和稳定省内产量的同时，建成鄂尔多斯-安平-沧州输气管道濮阳支线，争取西气东输三线中段、潜江至中原储气库群管道早日开工，推动滨海-商丘、日照-洛阳、济南-濮阳输气管道前期工作，着力扩大引气能力；二是加快储气能力建设，建成濮阳文23储气库一期工程，开工建设平顶山盐穴储气库，加快郑州、洛阳、南阳、焦作、周口、驻马店6个LNG应急储备中心主体工程建设，开工建设滨海大型LNG储气罐，新增储气能力4亿立方米以上；三是加强天然气需求侧管理，建立健全天然气分级调峰用户制度，稳步推进用户调峰市场建设，抓住理顺居民用气门站价格的有利时机，形成居民用气季节性差价体系，引导用户旺季少用气、淡季多用气，加强天然气应急管理，进一步保障民生用气。

（三）推动电力行业转型升级

着力优化煤电结构，促进煤电行业转型发展。一是加快推进淘汰煤电落后产能，全年关停改造煤电落后机组和布局不合理机组约150万千瓦；二是严格控制新增煤电产能，合理安排核准在建项目投产时序。建议对确定退运的煤电机组在度夏大负荷后再实施退运，将符合条件的未投产煤电机组加入应急调峰储备电源以增加供电能力，对部分调节能力强、排放达标的30万千瓦级煤电机组“关而不拆”，作为应急备用电源，加大煤电机组灵活性改造力度，使其承担可再生能源接入下的灵活调峰服务任务。

着力保障电力供应，协调发展各级电网。一是提升外电入豫能力，加快青豫直流及驻马店特高压交流工程建设，构建华中“日”字形环网，形成“二交二直”落点，超前谋划第三回特高压入豫直流通道，尽快确定外引路径；二是提升主网供电能力，依托特高压交直流落点，建设贯穿商丘、周口、驻马店和信阳4个地区的500千伏东通道，建成“鼎”字形目标网架，加快消除220千伏骨干电网薄弱环节，提升末端电网供电能力；三是提升城乡配网保障能力，实施城市配电网高可靠性示范区建设，实施农村电网改造提升三年行动计划，着力解决农村电网发展不平衡问题。

着力提升终端电气化水平，打造电力清洁取暖技术路线。一是以工业、交通、建筑等领域为重点大力实施电能替代，通过财政补贴、电价优惠等措施推动大气污染防治从工业尾气治理向生产工艺改造、从固定源治理向移动源治理转变；二是以京津冀大气污染传输通道城市和汾渭平原城市为重点加快推进冬季清洁取暖，积极推进热电联产项目建设和现役机组供热改造，结合乡村振兴战略、区域供暖需求特点因地制宜地采取电力清洁取暖技术路线。

着力培育壮大以电为中心的能源发展新模式，打造能源电力发展新动能。一是加快建设能源大数据应用中心，完成河南省能源监测预警和规划管理等多个场景研发建设，基本实现全省能源运行监测分析、能源预测预警；二是大力推进农村能源革命，推动兰考县农村能源生产、消费、技术、体制革命和城乡废弃物能源化利用；三是加快能源互联网建设，打造河南坚强智能电网和泛在电力物联网，适应集中式新能源、分布式能源、储能、交互式用能设施并网接入需要，满足人民群众日益多样的能源服务需求。

着力深化电力体制改革，推进市场化建设。一是加快推进电力交易机构股份制改造，规范电力市场交易行为。参考试点省份电力现货市场建设方案和运行情况，研究推动河南省电力现货市场建设；二是加快增量配电业务试点项目规范落地，尽快推动试点取得实质性进展；三是进一步加强自备电厂规范管理，推动电力辅助服务市场建设。

（四）进一步扩大可再生能源利用规模

持续拓展各类可再生能源开发，扩大可再生能源利用规模。一是持续稳妥发展风电和光伏发电，风电方面，推进建设平原风电和一批分散式风电，着力解决好项目的光影、噪声污染问题，探索应用“会思考的风机”和无人风场，运用数字化技术提高风电运营效率与质量；光伏发电方面，有序推进产业集聚区、工业园区屋顶分布式光伏建设，依据国家光伏平价上网项目管理办法，适时启动光伏平价示范项目建设。二是积极推动生物质热电联产清洁供暖示范项目建设，提高城乡生活和农村农林废弃物资源化利用量和效率。三是积极稳妥地推进地热供暖，加快郑州、濮阳、周口等11个地市热清洁供暖规模化利用试点市（县）建设。四是大力发展其他可再生能源利用形式，如“太阳能+”供暖、燃料乙醇、生物制气、固体燃料等，实现对可再生能源利用的良好补充。

持续加强电网消纳能力建设，提升可再生能源利用水平。一是提高电力系统调峰能力，加快南阳天池、洛阳洛宁抽水蓄能电站建设，开工建设信阳五岳抽水蓄能电站，推动平顶山花园沟抽水蓄能电站工程早日核准开工，对有条件的煤电机组实施灵活性改造；二是加强豫西、豫北输电通道规划和建设，加强可再生能源项目建设与送出工程建设统筹，满足新能源集中地区外送需求；三是持续优化新能源开发布局，鼓励用户开发分布式新能源，推进多能互补、可再生能源综合应用、微电网和储能的试点示范，实现就地平衡、就地消纳，提升系统运行效率。