煤炭资源生产消费工作计划.docx

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煤炭资源生产消费工作计划

煤炭资源生产消费工作计划

能源是国民经济发展的重要物质基础,对实现经济社会可持续发展和提高人民生活水平具有重要意义。

近年来,随着经济社会各项事业的快速发展,能源供需矛盾日益显现,能源安全问题已成为关系到全市经济和社会发展全局的战略问题。

根据国家、省有关规定和《*市国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》,现制订*市“*”能源发展规划。

一、能源生产消费现状

（一）能源基本概况。

*市属于典型的能源消费城市。

长期以来,形成了以煤炭、石油、电力为主的能源生产和消费结构格局。

2005年,全社会能源消费总量（含外输成品油）折标煤2411万吨,能源调入量2154万吨标煤,其中:

调入煤炭1540万吨,调入原油466.5万吨,调入电量63亿千瓦时。

1.煤炭。

全市煤炭探明资源约19亿吨,现有煤矿45处,其中:

地方国有41处,股份制2处,乡镇煤矿2处,核定生产能力391万吨/年。

在建煤矿一处,设计规模年产45万吨。

2005年,全市生产原煤361万吨,消费煤炭1901万吨,其中重点耗能行业电力和热力用煤550万吨,冶金用煤500万吨,建材用煤120万吨,化工用煤124万吨。

现有重点耗能用户65家,消费煤炭占总用煤量的90%左右。

2.电力。

*电网现有主供电源点为黄台电厂、章丘电厂、石横电厂、500千伏*变电站和长清变电站,以及地方热电厂、企业自备电厂等。

全市现有装机总容量达1736.7兆瓦,2005年发电量为90亿千瓦时,全市最高用电负荷2862兆瓦,全社会用电153亿千瓦时,其中:

工业用电101亿千瓦时,城乡居民生活用电24亿千瓦时。

2005年*电网外购电量占总售电量的41.2%。

3.热力。

集中供热主要供应中心城区,涵盖范围东至东巨野河、西至南大沙河、南至南部山体北缘、北至市区边界。

目前,城市集中供热采暖面积总计约4172.3万平方米,普及率43%。

中心城区现有集中供热热电厂5家（明湖热电厂、南郊热电厂、北郊热电厂、东新热电厂、黄台电厂）,锅炉总容量约5213t/h（蒸吨/小时）,装机总容量1113.5兆瓦。

集中供热主管网以蒸汽管网为主,高温热水管网为辅,蒸汽主管网铺设长度约220公里。

4.石油。

*市石油资源主要分布在济阳、商河两县,目前探明含油面积70平方公里,探明石油地质储量约1亿吨,可开采储量3000万吨。

市域内现有原油输送管线2条,长度100公里,年管输能力600万吨。

*地区原油年产量在100万吨左右。

原油加工企业3家,年综合加工能力550万吨,2005年实际加工原油466.5万吨,其中加工进口原油115万吨。

年产成品油360万吨,现有成品油库6座,汽柴油加油站624座,年销售汽油50万吨。

2005年成品油消售量150万吨,已成为成品油加工外输地区。

5.燃气。

*市拥有天然气、焦炉煤气、液化石油气三种气源,采用管道天然气、管道焦炉煤气、瓶装液化石油气等多种供气形式。

市区已铺设燃气中压干线管网337.8公里,加上支线、低压及庭院管网总长度已达上千公里,老城区道路管网已基本铺设完毕。

全市共建有液化石油气瓶组站约180座,另建有小型液化气灌装厂50座。

2005年市区管道燃气用户34.5万户,天然气用量达1.5亿立方米,其中:

生产用9500万立方米;管道煤气供应量4171万立方米,其中:

生活用气2542万立方米。

瓶装液化气用户45万户。

城市用气率达到97.5%,管道气化率达到41%。

6.可再生能源。

“*”以来,*市可再生能源和生物质能源利用取得了长足发展。

2005年,全市年产沼气8600万立方米。

全市现有太阳能光热光伏生产企业近100家,推广太阳能热水器53.91万平方米,全市累计利用太阳能热水器53.91万平方米,可节约煤炭8.1万吨标煤,*市在太阳能光热利用方面处于全国领先水平。

小型风力发电装机总容量为3.8千瓦,风力提水灌溉面积300公顷。

（二）“*”期间能源发展情况。

“*”期间,*市经济和社会各项事业保持了持续、快速、健康发展,能源生产和消费也保持了较高的发展速度,2005年全市能源消费量,比2000年增长75.3%,年均增长11.9%。

1.煤炭。

原煤产量361万吨,比2000年增长189%,年均增长23.6%;煤炭消费量1901万吨,年均增长27.5%。

2.电力。

2005年全市用电量153亿千瓦时,比“九五”末增长67.4%,年均增长10.9%。

2005年最高负荷达268.2万千瓦,比“九五”末增长67.4%,年均增长10.9%。

3.原油。

消耗原油量466.5万吨,比2000年增长68.4%,年均增长11%。

年产成品油360万吨,比2000年增长77.5%,年均增长12.2%。

成品油消费量150万吨,比2000年增长150%,年均增长20.1%。

4.燃气。

年产焦炉煤气110886万立方米,液化石油气24万吨。

年均分别增长16.9%和15.1%。

全市天然气消费量1.5亿立方米,液化石油气用量5.5万吨。

年均分别增长15.4%,16.2%。

焦炉煤气以工业用为主,民用消费4750万立方米。

能源利用效率显着提高。

2005年全市每万元GDP综合能耗1.28吨标煤。

主要产品单位能耗:

2005年与“九五”末相比,火电供电煤耗由每千瓦时415克标煤下降到385克标煤;吨钢可比综合能耗由736千克下降到680千克标煤;大型旋窑水泥综合能耗由每吨115千克下降到114千克标煤;集中供热系统单位面积年采暖耗煤量由35.5千克标煤/米2下降到32.5千克标煤/米2。

（三）存在的问题。

1.消费结构不合理,传统能源比重过高。

在一次能源消费结构中,原煤和原油所占比例近92%,其中:

煤炭比重高达61.7%,发电用燃料主要为煤炭,天然气等其他清洁能源消费量所占比重过低。

2.煤炭供应缺口大,交通运输成本高。

近年来,全市煤炭消费量与生产量缺口一直在1500万吨左右并逐年增加,外供煤炭需从山西、内蒙及省内调入。

目前,*煤炭调入的主要铁路通道为邯济、京沪、胶济铁路。

由于铁路通道运力已基本饱和,铁路货运提请率不足35%,公路运输承担了大部分煤炭运输任务,公路运输价格为铁路运输价格的3-4倍,导致煤炭供应安全可靠性低,运输费用居高不下。

3.电网建设滞后,时段调峰能力不足。

目前,*电网500千伏系统网架薄弱,220千伏系统备用容量不足,110千伏系统变电站布点偏少,中、低压配电网不能满足新增用户需求和供电可靠性要求,部分区域过负荷现象严重。

4.热力建设滞后,体制约束亟待解决。

*市现有集中供热热源以小型热电厂和燃煤锅炉房为主,供热主管网以蒸汽管网为主。

在热源方面,存在热源厂容量小、参数低、布局不合理等问题,造成能源利用效率低、大气污染严重;在管网方面存在热损失与凝结水损失严重、安全性差、使用寿命短等问题;在管理体制方面,存在供热公司小而散等问题,导致地区供热成本过高。

5.消费方式落后,综合利用率不高。

全市经发电等途径进行转换的原煤比重仅占原煤消费总量的50%左右,大量原煤被直接燃烧作为终端消费。

由于能源综合利用率低,对大气环境产生严重影响。

2005年,全市二氧化硫和烟尘排放量分别占全市总排放量的98.3%和98.9%。

6.再生能源利用水平低,节能技术有待推广。

*市可再生能源利用工作起步较早,涉及领域广泛,但可再生能源开发力度不够。

太阳能发电产业已经起步,但规模尚小,上游原料配套市场有待开发。

地热资源未有实质性开发利用。

以沼气为主的可再生能源使用量仅占全市农村能源消费总量的2.5%左右。

节能技术的研究、应用、推广工作急待加强。

二、能源发展环境分析和总体要求

“*”期间,*经济社会各项事业将继续保持快速发展,能源需求量将进一步增长,能源工业面临加快发展的战略机遇和严峻挑战。

（一）发展的有利条件。

1.发展步伐加快,需求带动强劲。

“*”期间,按照建设现代化省会城市和区域中心城市的要求,*将处于经济实力、整体素质、城市地位跃升的发展新阶段,全市经济有望保持较长时间的高速增长,工业化、城镇化速度加快,消费结构加速升级,人民生活明显改善,固定资产投资力度进一步加大,能源需求较为旺盛有利于发展。

2.产业结构提升,增长方式转变。

全市经济增长方式由粗放型向集约型转变,产业结构升级步伐加快,能源综合利用水平进一步提高,有利于调整能源生产和消费结构。

3.具备区域优势,交通条件良好。

*市距离晋、冀、陕、蒙等能源基地较近,省内能源资源相对丰富,煤炭、石油、天然气等资源有一定赋存,开发利用仍有潜力。

同时,交通运输网络较为完善,有利于能源调入。

4.政府高度重视,节能意识提高。

国家高度重视能源节约和综合利用工作,各级党委、政府十分重视能源安全问题,节能型经济和节能型社会的意识不断提高,为节能和能源综合利用工作创造了有利条件。

（二）面临的困难与挑战。

“*”期间,*市将面临发展模式、体制机制、社会结构的全面转型,能源工业发展与国际国内和全省形势的变化密切相关,能源发展和能源安全存在着不容忽视的制约因素,面临着严峻的竞争和挑战。

1.世界能源格局变化加剧,资源争夺形势严峻。

国际油价剧烈震荡,全球石油资源的争夺斗争将更加激烈,*国人均能源资源占有量远低于世界平均水平,原有石油基地急待接续,今后新增石油需求主要依赖进口解决。

*国经济正进入新的增长平台,工业步入重化工阶段,能源安全形势更加复杂、严峻,不可避免地对*市能源安全产生影响。

2.资源供应自给率低,能源平衡难度加大。

随着能源生产资源地区的自*保护意识逐步增强,资源配置竞争压力进一步加剧,价格不断攀升,能源资源供应紧张的状况将继续持续。

土地、水资源、空间布局、交通运输、建设资金等资源要素短缺的矛盾日益尖锐,重大能源项目建设难度增加,能源工业发展投资巨大,依靠现行投融资体制难以满足发展需求。

3.忧患意识薄弱,节能工作存在差距。

对创建节能型社会认识仍不到位,节能技术创新速度缓慢,高消耗、高污染、低效率的经济增长方式并没有得到根本扭转。

建筑节能问题依然突出,配套标准和政策的出台相对滞后。

三、能源发展指导思想和任务目标

（一）指导思想。

根据国家能源发展战略,按照*市国民经济和社会发展的总体要求,树立和落实科学发展观,科学安排经济社会和能源发展。

调整能源发展工作重心,把结构调整、体制改革和创建节约型社会作为“*”能源建设工作的主线,积极推进重大能源项目建设,优化能源结构,保障能源安全,深化能源管理体制改革,提高能源综合利用效率和效益,为全市国民经济和社会发展提供安全、可靠、经济、高效的能源保障。

（二）任务目标。

“*”期间,*市能源发展的主要任务目标是:

在能源供应总量基本满足国民经济和社会发展需求的前提下,能源结构调整取得明显成效,能源效率不断提高,实现全市能源工业的可持续发展。

“*”末,每万元GDP能耗按可比口径比“*”末降低22%以上。

单位产品能耗与“*”末相比,火电供电煤耗由每千瓦385克标煤下降到323克标煤;吨钢可比综合能耗由680千克下降到613.1千克标煤;旋窑水泥综合能耗由每吨114千克下降到112千克标煤;集中供热系统单位面积年采暖耗煤量由目前的32.5千克标煤/米2降到18千克标煤/米2。

全市综合能源供应总量控制在3500万吨标煤以下。

煤炭在全市能源供应总量中的比重适当下降,消费总量控制在2700万吨左右。

原油需求量预期增加500万吨,原油加工能力争取达到1000万吨,积极规划建设黄河北炼油加工基地,新增成品油生产能力500万吨。

电网新增装机容量90.5万千瓦左右,装机总量达到275.35万千瓦时,比2005年增长68.5%。

建设500千伏环网,500千伏系统满足N-1准则;增加城市中心220千伏变电站布点,提高220千伏输送能力和供电可靠性;增加110千伏变电站布点,缩短10千伏供电半径;整合电网调度自动化、配网自动化、营销自动化,建成生产、营销一体的数字化电网。

增加天然气供应量,所占比重力争从2005年的0.85%提高到2.6%左右。

中心城总采暖供热面积达到1.1亿平米左右,其中集中供热面积达到0.7亿平米,城市集中供热热化率达到60%;大型区域供热面积达到1亿平米,占总采暖面积的55%。

工业蒸汽用热总负荷达到362t/h（蒸吨/小时）。

中心城以大型多热源环状热水管网代替目前分散的蒸汽管网,管网（一次网）损失由目前的25%降低到10%左右。

四、能源需求预测

“*”期间,全市国民经济将保持较快发展,至2010年,全市生产总值将达到3500亿元,产业结构进一步优化,预期全社会能源消耗总量折标煤3500万吨,年均递增7.7%。

工业能源消费总量折标煤3210万吨,年均递增10.5%。

“*”末主要能源供求预测:

———煤炭。

全市煤炭消费量可达2700万吨,比2005年新增用煤量800万吨,需从市外调入煤炭总量达2200万吨,其中:

新增煤炭调入运输量660万吨。

规划新增原煤生产能力140万吨,本埠原煤产量达到500万吨。

———电力。

全市用电量年均增长14%,2010年达到292亿千瓦时;全市最高用电负荷年均增长15%,2010年可达到545万千瓦。

全市新增装机容量145.5万千瓦。

新上大型热电联产机组180万千瓦,综合利用热电联产机组197.4万千瓦,关停退役机组34.5万千瓦。

2010年全市可用装机容量达到456.35万千瓦,发电最高负荷407.1万千瓦。

新建扩建500千伏变电站,新增变电容量3500兆伏安。

2010年全市可用发电最高负荷及通过500千伏变电站统调输入发电容量达到682.1万千瓦,在未考虑备用容量的情况下,电力平衡盈余137.1万千瓦。

按照总体电力电量平衡结果和对各电压等级变电容载比的规划要求,“*”期间,需新增220千伏变电容量3497—4845兆伏安,110千伏变电容量2808.5—3798.5兆伏安;安排新增220千伏变电容量5370兆伏安,110千伏变电容量4400兆伏安。

电网供需基本平衡。

———热力。

全市建筑总面积将达到1亿平方米左右,集中供热率达到50%以上;以现状和近期工业热负荷为基础,集中供应的工业热负荷将达到362t/h（蒸吨/小时）左右,增长20%。

通过加快实施供热规划确定的热源点和供热管网项目建设,可满足全市供热负荷的增长需求。

———石油。

全市原油消费预期量为1000万吨,新增500万吨,年均递增14.9%;成品油需求量可达400万吨,新增250万吨,年均递增21.7%。

“*”期间,随着石化产业链的不断延伸,*炼油厂原油综合加工量达到500万吨,30万吨PX和50万吨PTA等重点项目建成投产,*市原油消费量将有较大幅度增长。

积极争取在黄河北规划建设千万吨级原油储备基地项目,以增强*市应对原油市场的抗波动能力,为建设黄河北石油化工加工基地奠定基础。

———燃气。

全市市区燃气气化率由95%提高至97.5%,管道气化率由41%提高到60%。

天然气消费量增加到7亿立方米,新增5.5亿立方米,年均递增36%。

焦炉煤气需求量维持8000万立方米左右。

液化石油气年需求量保持在10万吨水平。

到2010年,*市西部将获得中石化、中石油两大天然气气源,新建长清归德和历城孙村等门站,设计年供气能力分别为7亿和1.5亿立方米,届时天然气供应紧张的状况将得到缓解。

五、工作重点

根据”*”期间能源需求,为确保能源工作总体任务目标的实现,应重点做好以下几方面工作:

（一）加强能源建设,确保一次能源供应。

提高煤炭供应的自给率。

除充分利用现有资源外,还要加快建设长清煤矿和黄河北煤田的开发,启动高王煤田开发,力争新增150万吨/年生产能力,做好煤炭资源的勘探接续工作,重点开展章丘柳沟井田北的勘探。

在体制整合的基础上,重点做好资源整合、小煤矿联合,改进煤炭开采技术与装备水平,开展安全技术改造。

依托济北煤田,发展煤炭化工产业。

打通运煤通道瓶颈。

全力支持胶济四线项目工程建设,确保2007年前建成投运,为既有胶济铁路线腾出5000万吨货物运输能力。

争取开工建设黄河北铁路及聊城—泰安铁路,在聊城与邯济线连接,于泰安连接京沪铁路,连通京九、京沪两大干线,缓解*铁路枢纽压力,打通新的运煤通道,形成年运输3000万吨的能力。

积极推进黄河北铁路建设,在桑梓店车站与晋煤东运主通道邯济线连接,形成年2500万吨的运输能力。

通过新建铁路为*市新增2000万吨以上的煤炭调入能力。

（二）加强电力建设,满足经济增长需求。

电源点建设。

章丘电厂扩建新上2×300兆瓦机组;黄台电厂新建2×300兆瓦机组,#1-6老机组退运;*炼油厂新上油焦代油自备电厂;争取开工建设济阳电厂。

围绕提高资源综合利用效率,进一步推动利用工业废气、废渣、油焦等进行发电及余热余压发电,重点抓好济钢集团燃气—蒸汽联合发电、炼油厂油焦代油热电联产、明水化肥厂动力结构调整、山水集团余热发电等项目。

电网建设。

建设500千伏环网,尽快实现分区供电,降低电网事故造成大面积停电的可能性,新建扩建500千伏变电站。

为提高供电可靠性,对*、长清变电站实施扩建,其中*变电站建设容量1×750兆伏安,长清变电站建设容量1×750兆伏安;在济阳县境内建设新的500千伏变电站。

全市形成500千伏变电站3座,总容量达到4750兆伏安,供电负荷2000兆瓦。

规划新建、扩建220千伏变电站29座,新增变电容量5370兆伏安;提高电网输送能力,满足西电东送的输电要求,重点做好220千伏石长Ⅲ、Ⅳ线、长饮线的建设,同时配合新建变电项目优化电网结构,为城区电网东、西部开环运行创造条件。

全市形成220千伏变电站25座,总容量达到10050兆伏安,容载比为1.99。

其中城区220千伏变电站19座,总容量为8970兆伏安,容载比为2.0。

规划新建、扩建110千伏变电站48座,新增变电容量4400兆伏安,全市110千伏变电站达到92座,总容量为8414兆伏安,容载比2.2。

其中城区110千伏变电站达到74座,总容量达到7114.5兆伏安,容载比为2.2。

城区35千伏电压等级不再扩大规模,原有系统将结合城市电网发展逐步退出运行,对现运行35千伏设备进行改造更新。

大规模建设和改造中、低压电网,城区中低压配电网建设、重点建设与改造,新出10千伏线路工程、新建低压公用区工程、10千伏线路改造工程、低压公用区改造工程、电缆管网建设改造工程、10千伏线路电缆化改造工程。

（三）加快热源点建设,优化供热运管模式。

建设以燃煤集中供热为主其它能源为辅的供热体系。

目前,*市煤炭、天然气、电力以及其它能源在供热能源消费总量中分别占90%、6%、3%、1%。

到2010年,中心城区年度采暖能耗结构调整为:

燃煤122万吨标煤,天然气1.8亿立方米;电力8.6亿千瓦时;其它能源140万GJ（吉焦）,通过优化供热耗能,使煤炭、天然气、电力以及其它能源在供热能源消费总量中的比重分别达到71%、14%、9%、6%的合理结构。

建立大供热格局体系。

主城区及东部城区的大集中供热系统由章丘电厂、黄台电厂、北郊热电厂和西部热电厂联网形成。

南部供热区域由南郊热电厂负责;长清区和大学园区为西部独立供热区域,两区近期以燃气和燃煤锅炉房联合供热为主,远期考虑建设热电厂;新建孙村、浆水泉、力诺集团周边和西部城区等调峰锅炉房;对大热网不能或不易到达且供热面积又相对较大的区域,建设10t/h（蒸吨/小时）以上的燃煤锅炉房。

对地理位置偏远、符合密度低和难以集中供热的老城区,采用分散的燃气采暖或电动热泵采暖。

重点加快黄台电厂以大代小城市供热工程建设,尽快启动西部热电厂（2×300兆瓦）,抓紧建设调峰锅炉房,逐步拆除10t/h（蒸吨/小时）以下燃煤锅炉房,北郊热电厂维持现有规模不变,南郊热电厂不增加发电装机容量,黄台电厂以大代小城市供热工程实施后,明湖热电厂与东新热电有限公司逐步退出城市供热。

多渠道解决工业用热。

结合工业用蒸汽热负荷布局分散、用户对用热性质要求（热介质类型、参数及用热量等）差异的特征,一是对现有蒸汽管网覆盖范围内,承担工业蒸汽总量超过20t/h（蒸吨/小时）的,保留相应蒸汽网并专供工业负荷。

二是规划热源厂周围经济供热半径以内的工业蒸汽用户,首先使用热源厂蒸汽,若蒸汽参数特殊,或距热源厂较远,可单独解决。

改造优化现有供热管网。

建设高温热水主管网,逐步对老城区现有蒸汽管网进行改造,建设ф200mm-ф1200mm高温热水主管网1100公里,配套建设水—水换热站。

以大型多热源环状热水管网代替目前分散蒸汽采暖供热管网,将一次管网损失由目前的25%左右降低到5%左右,坚决禁止建设任何用于采暖方式的蒸汽管网。

对经十路已敷设的蒸汽管线适当改造作为热水管线使用,既有两条管线分别作为供水管和会水管,由黄台电厂沿大辛河敷设主热水管网（管径ф900mm以上）至经十路接入热源。

为保证供热质量,该管线西段供热面积控制在150万平方米以内,东段供热面积控制在70万平方米以内,主供经十路沿线、林家片区和浆水泉片区等南部区域,并优先保障近期热用户的供应。

（四）调整能源结构,扩大天然气利用。

以调整能源消费结构和改善市区大气环境为目的,扩大天然气利用。

结合“西气东输”工程的实施,争取省电力燃气调峰机组的布点,配套建设输气主干管网,大力发展管道天然气用户,缩小焦炉煤气和瓶装液化气的供气范围及用户,建设重点气源接收门站和调压站点,市区管网布局仍以现状分区实施,各区域内合理连网形成网络,重点建设东部产业带和西部片区管网。

积极发展燃气汽车和配套建设汽车加气站,加快建设天然气加气母站,配套建设加气子站,年用气量达到8000万立方米,减少汽车尾气排放污染,改善城市大气环境质量建设生态城市。

（五）开发利用新能源,扶持相关产业发展。

鼓励开发利用以太阳能为代表的可再生能源和新能源,支持太阳能发电关键技术研究和开发,包括大型并网光伏发电系统关键技术、塔式太阳能热发电系统关键技术、新型太阳光伏电池产业化技术、可再生能源太阳能电池配套新材料等。

鼓励太阳能技术的应用和产业化。

利用现有产业基础优势,支持利诺集团加快太阳能产业发展,走高科技、外向型、产学研一条龙式的发展模式,力争成为国内光热利用行业的排头兵。

深化太阳能—建筑一体化研究,将太阳能利用系统设计与主体工程设计同步进行、同步施工,实现集热器与建筑物的有机结合与协调美观。

进一步完善太阳能电池及热水供应技术,满足全天候使用要求。

制定相关政策,逐步改造既有建筑。

结合实际,因地制宜在农村地区推广沼气、风能、水力发电、太阳能等可再生能源的利用,力争到“*”末,农村地区可再生能源替代率达到20%。

（六）提高能源利用效率,大力发展循环经济。

坚持走“资源—产品—再生资源—产品”的循环经济发展模式,从资源开采、生产消耗、废弃物利用和社会消费等环节,加快推进资源综合利用和循环利用。

在全市范围内大力推广济钢集团在循环经济方面的经验和做法,建设一批资源节约型示范企业、清洁生产型示范项目、循环经济型工业园区,充分发挥产业集聚和生态效应,合理布局上下游资源加工生产企业,实现对资源循环利用的产业链和企业间的代谢平衡。

鼓励和扶持利用废气、废水、废物及余热、余压、余气等综合利用项目。

六、能源发展对策和措施

（一）加强组织领导,建立完善管理体系。

参照国家、省能源管理组织体系,建立*市能源管理组织体系。

指导全市能源发展和供应保障安全工作,制定能源发展战略规划,贯彻落实国家和省制定的各项能源政策,推进重大能源项目建设,加强对能源开发与节约、能源安全与资源平衡、能源对外合作等工作的领导。

（二）拓宽投融资渠道,发展利用可再生能源。

研究制定相应鼓励政策,扶持节能和可再生能源事业稳步发展。

一是在国家颁布的《可再生能源法》基础上,出台*市具体实施细则。

设立可再生能源发展基金,统筹用于扶持可再生能源和新能源研究开发,加大投入力度,支持市场前景好先进适用技术实现产业化。

二是对经批准建设的太阳能1.6兆瓦光伏发电工程和可再生能源发电项目,积极向国家、省争取优惠政策和资金支持,同时策划、研究、储备新的可再生能源项目。

三是对重大示范项目给予低息或贴息贷款,对重点推广项目给予财政、价格等方面的优惠和扶持。

四是拓宽投融资渠道,鼓励民间投资