陕西在国家能源安全、能源化工转型升级中具有重要战略地位，原油、天然气产量居全国第一，原煤产量居全国第三，煤制甲醇、煤制烯烃、煤制油、煤焦油深加工等领域处于全国领先地位，太阳能、风能、氢能等新能源产业发展前景广阔。但从新时代推进能源产业高质量发展和构建现代化能源产业体系的要求来看，特别是在我国对世界做出碳达峰、碳中和承诺的新形势下，还存在一些较为突出的困难和制约，几个关键领域亟待政策突破和机制创新。

问题一：煤炭、天然气矿权重叠影响开发利用问题

鄂尔多斯盆地是我国石油、天然气、煤炭、煤层气等能源资源富集地区，煤炭和天然气资源在矿区平面上高度叠合分布，叠合总面积约3万多平方公里，主要分布在延安和榆林。重叠性矿产资源开发中出现的安全、管理、资源利用等问题，成为影响陕西煤、气资源开发利用的重要因素。

症结

一是以往主要重于解决生产安全问题，而对于技术进步、管理制度等约束问题没有明显突破和较好措施，所以综合效果达不到；二是过去主要是从协商、协议的层面上解决问题，而没有从根本上解决矿业权设置的问题，从权责利结合上难以达到理想效果；三是全省长期以来没有一个统一、整体的解决“矿权重叠”的政策性文件，榆林市文件只限于在榆林地区适用，难以形成覆盖全省相关地区的统一协调的解决成效；四是矿权设置权不统一，油气权在国家，煤矿权在省上，发证主体不一致导致协调难度大。

对策建议

建议研究出台《陕西省矿权叠合区资源开采实施办法》，明确权责划分，同时争取国家层面统筹规划，重点解决以下问题：

一是对无法协同开采的重叠矿区，探索利用时间差先采气、后采煤。以煤、气地质资料共享为基础，在开采天然气时，注重对煤炭资源的保护，以降低对后期煤炭开采的不利影响。

二是对于煤与天然气可同步开采的矿权叠合区，探索煤炭与天然气企业通过矿权出资合作、重组整合等方式，使采煤采气一体化，统筹两种资源开发，有效解决成本提高、资源浪费、环境破坏等问题，杜绝安全隐患。

三是对于煤与天然气可同步开采、但难以整合矿权的叠合区，要合理布局煤炭采矿区与天然气井位，满足资源共采需求。同时积极协调天然气与煤矿企业签署避让、安全协议，确保两种资源最大限度采出。

四是从资源勘查勘探开始解决矿权分置问题。鼓励技术、管理、开发能力较强的企业，通过多种探矿手段，综合勘查重叠矿产资源，并获得同矿区煤炭、天然气开采权。通过一家综合实力强的企业统筹部署矿区不同资源开发时序，以达到保护多种资源、提高综合开发效益的目的。

五是加强叠合区同步开采技术攻关。加强对煤炭采空区开采天然气、天然气井弃置区开采煤炭，特别是煤气叠合共采技术的研究，加强开发弃置后的天然气井对煤层开采带来的影响、煤炭采空区给天然气开采造成的影响、2000米以深的深层煤气开发等等相关技术难题的攻关。可由参与陕北能源资源开发的具有实力的企业承担，也可委托国内外研究机构进行专题课题研究。

问题二：石油企业应对市场价格变动风险问题

2020年，国际原油期货价格（WTI）大幅下跌，造成石油企业大幅亏损，其中延长集团预计亏损上百亿元，长庆油田分公司预计亏损近200亿元，长庆石化分公司销售收入预计降低14%左右。解决好石油企业应对市场价格变动风险问题，对于增强企业生存能力、缓解地方财政压力、承担好国家石油安全战略，具有重大意义。

症结

一是开采难度大、技术性强、环保要求高是陕北原油开采成本高、面向低价格市场无法盈利的基本原因；二是煤制油、煤油共炼等项目投资大、成本高、油品税费高，企业盈利比较困难；三是外省低质低价油品对我省油品市场冲击严重；四是企业技术、管理创新不够使采油成本难以下降；五是产品单一同质化，缺乏市场竞争力。

对策建议

一是针对国际油价变化，建立灵活的阶梯税价机制。当国际油价上升到50元/桶以上时，按照正常税率收取税费；下降到50元/桶以下时，在税收政策上酌情适当予以补助扶持。

二是加大市场监管力度，重点对成品油市场进行整顿。加大对外来成品油的检查力度，重点检查税票、磅单、化验报告、承运资质等合法手续，以及社会民营站点油源、纳税、价格、质量、安全、环保等，坚决抵制非法、低质地炼油进入。同时加大对黑油窝点、流动加油车打击惩处力度，营造健康的成品油市场。

三是对资源勘探开发给予扶持。对致密油气、页岩油气的勘探开采和开发，给予适当的政策支持。对进行非常规资源开采项目的企业，给予低息、贴息等贷款支持。煤制油、煤油共炼等煤制油，实行与原油炼制油品差异化税收政策。目前，国家发改委已从保障极端情况下能源安全的角度考虑，拟定了《煤制油气产业战略规划布局方案》并上报国务院待批，拟从减免消费税、工程贷款等方面全方位扶持煤制油产业，应积极对接落实。

四是鼓励企业加大改革创新力度。加大对企业技术创新、工序改造、管理改革的资金、人才支持力度，加强对创造创新降本增效典型矿区的挖掘总结和推广学习，支持煤制油企业开拓发展有利于资源综合利用和各种降本增效的下游高附加值精细有机化学品、专用化学品和化工新材料，在陕西形成石化产业创新驱动、高质量发展、适应国际化竞争的新形势新气象。

问题三：加强对光伏产业发展的政策支持

我国碳达峰、碳中和的世界承诺对光伏产业发展带来难得历史机遇。近十年来，我省光伏产业成长较快，技术进步显著突破，生产成本持续下降，为优化能源结构、促进经济发展做出了贡献。

症结

一是光伏发电受光照变化具有不稳定性，而相应可用以调剂稳定输供电的储能技术、设备还跟不上，加之要维护火电等主导电力上网供应的稳定可靠性，给予光伏发电的上网接纳指标较少，是制约光伏产业发展的首要问题。二是如城镇土地使用税、一般耕地占用税、产业用电费等税费较重。三是陕西原有国土规划，在早期固化了耕地、草地、林地、水面、未利用地等空间关系之后，适应土地供需关系新变化的土地优化调整没有跟上。

对策建议

一是积极协调解决光伏发电上网难问题。建议全面贯彻落实国家关于全额保障收购、领跑者计划、竞价平价项目等管理政策，尽快放开上网容配比（即光伏逆变器所连接的光伏组件的功率之和与逆变器的额定容量比），取消收购小时数的上限限制，保证光伏系统先发、满发，支持光伏发电上网消纳。

二是积极优化调整税费政策。在没有国家法律、政策框架下，最大限度地实行土地使用税、一般耕地占用税、产业用电费等税费等优惠政策，建议对城市屋顶分布式光伏发电及微网、用户自主操作储能、光伏储能水电站、BIPV（光伏建筑一体化）、光伏制造产业链创新及关键核心部件研制等实施专项资金补助、贴息等政策。

三是深入优化国土空间规划。深化多规合一，解决光伏发电需要的土地问题，调整不合理的土地设定，做到林地、耕地、生态保护及优化利用与光伏发展相协调。建议在保障农用地的前提下，尽快研究提出本地区光伏复合项目建设要求（含光伏方阵架设高度）、认定标准，明确监管服务措施，强化土地优化利用对光伏产业的支持力度。

四是支持龙头企业做大做强。鼓励和支持以隆基绿能为代表的著名光伏能源企业、建筑外立面智慧光伏能源系统建设运营等高新技术企业，发挥龙头企业带动效应。进一步扩大光伏发电产能、探索降低发电成本，支持开展光伏+储能、光伏+农业、光伏+生态治理、建筑光伏能源等创新试点示范，支持在发电并网与电网侧应用的系统集成技术、装备及智能化管理研发上取得突破。

五是加快健全光伏产业体系。建议陕西“十四五”全面推动光伏发电、装备制造、服务管理、光伏+等综合配套体系发展。积极配合国家能源局正在组织实施的“源网荷储一体化”和“风光水火储一体化”示范项目，支持积极发展光伏蓄能水电站、城市分布式太阳能发电，支持城市建设推广应用太阳能光伏涂料、太阳能光伏墙体建筑材料、碲化镉发电玻璃、建筑外立面智慧能源系统等光伏建筑一体化技术产品。

问题四：碳汇、碳排放权交易机制创新问题

根据我国碳达峰、碳中和时间表，陕西是能源大省，面临碳达峰、碳中和的巨大压力，直接影响全省能源产业高质量发展。

症结

一是陕西是2010年国家确定的第一批全国低碳试点之一，但2011年后国家在北京、上海、广东等八个省市启动了碳交易试点，陕西未被列入，失去了率先试点发展的机会。二是当前碳交易的所有权、使用权、收益权主体不明确，碳排放产权的界定和法律地位不清。碳汇结算的方法体系不健全，碳汇交易主体单一，以控排单位为主，较少有其他机构和个人参与。三是碳汇交易途径少、交易机制建设跟不上。碳汇主要通过抵消机制参与碳市场交易，八个碳排放交易试点省市均对抵消机制占比提出了5%-10%的上限要求。

对策建议

一是在向国家积极争取建立西北碳排放权交易中心的同时，建议设立黄河流域区域性排污权交易试点。抓住“十四五”国家能源战略规划建设机遇，根据国家生态文明建设指标体系中鼓励的多层次环境权益交易指导目录，探索将用能权、排污权放入碳排放市场同步交易，有效保障我省能源产业发展指标额度。

二是重点在碳汇交易市场建设上取得率先突破。建议出台《陕西省碳汇市场交易实施指导意见》，明确碳汇交易是碳排放交易的重要内容。积极探索碳排放权配额与碳汇量之间的关系和比例，逐步构建“以汇定额”的交易市场配额核定机制。加紧研究建设陕西省碳普惠市场机制，制定碳普惠的工作方案。

三是积极参加全国碳排放权交易市场建设，做好重点产业碳配额分配和交易工作。按照国家碳交易市场总体建设和方案要求，积极开展我省碳交易市场建设的准备工作，确定第一批交易的电力行业企业名单。组织对近五年碳排放量核算、核查，上报国家确定和争取更多碳配额。

四是加大高耗能、高碳排放企业节能减排技术改造力度。支持和鼓励电力企业积极实施CCUS（碳捕集利用和存储）项目、煤矿采掘企业抽采利用煤矿瓦斯、油田公司捕集利用油田伴生气等碳减排工程项目，化工企业积极构建多层次、循环式有效拓展碳利用的系列深加工产品体系和产业链群基地。支持我省能源化工等重碳排放企业优先取得新能源开发权，按照能源化工投资强度给与一定新能源配额，支持更多市场主体投入生态碳汇能力建设项目。

问题五：加强氢能产业发展的政策支持问题

氢能产业是应对碳达峰、碳中和的重要战略方向。陕西氢资源优势非常明显，仅灰氢（指化工副产氢）资源每年就有数百万吨之多，有利于建设规模化纯化工厂获得低成本燃料氢。

结症

一是在氢能产业总体发展重点、路径、布局不明确，没有相应的省级扶持引导政策。二是对比全国其他省份，陕西氢能产业起步较晚，还没有在相互关联方面形成系列配套氢能产业示范项目，特别如在氢能制备多路径推进、氢能储运补给设施建设、氢能利用产业示范推广等关键环节上，还没有规划布局典型示范引领项目。三是虽然具有相当的氢能及其关联研发实力，但结合实际围绕制氢、储氢、用氢等环节的科技研发组织、部署和形成可供产业化的成果还不够，不能跟上发展需要。四是受政策、标准、规范、渠道等各方面影响，相关项目申报难度较大。

对策建议

一是加快出台全省氢能产业规划。从顶层设计上明确氢能开发制备、氢能利用产业发展的突破重点和空间布局，加快推进氢能核心技术创新和应用推广，支持发展相关装备制造产业。在氢能获取、制备上，近期应以开发和利用化工副产氢为重点，与延伸能源化工产业链、提升产业附加值紧密结合；在氢能应用上，坚持紧抓氢燃料和氢原料两条路线，在发展氢燃料产业的同时注重氢原料应用产业培育，走出陕西特色氢能产业发展路线。

二是加快全省氢能示范项目建设。发挥全产业链集群效应和化工产业富氢优势，加快推动氢制备、储存和利用示范项目，加快推进榆林“中国示范氢谷”建设；依托榆林、延安、渭南、韩城、彬长等地建立工业副产氢制备基地；靠近氢制备基地策划上马若干氢燃料电池、氢能整车及零部件、氢原料甲醇、氢堆产业化，以及氢能炼钢、炼化和机械加工应用等项目；启动实施城市生活及公共区域热电联供、天然气管道加氢示范、氢燃料电池公交车项目；依托西安、宝鸡、咸阳等装备制造基地布局若干氢产业装备制造、材料制造项目。

三是推动全省氢能基础设施建设。围绕推动氢能、氢原料在相关领域的示范应用，尽快出台氢储存设施、氢输送管网、天然气管网混合输氢、城市及高速公路沿线加氢站建设审批、运营管理等相关规定规范，畅通企业投资审批通道。

四是促进氢能技术创新与产业化推广应用。鼓励支持省内龙头企业加强氢能技术研发投入，积极实施若干关键核心技术跨省跨国联合攻关项目，推动形成以西安研发为主体，其他相关城市制造的协同发展模式。支持相关市县围绕氢能产业发展制定招商引资计划，并加大“双招双引”力度。

五是构建支持氢能产业发展政策体系。包括完善创新发展环境，制定和完善氢能产业准入条件，制定技术标准体系。持续加大氢能产业相关技术研发投入，成立我省氢能科技专项基金。鼓励重点企业牵头（如可由延长等牵头）实行多元主体联合，成立氢能产业创投和产投基金。

问题六：电力市场关键环节深化改革创新问题

陕西是电力输出大省，也是拥有地方电力公司的极少省份之一，榆林被国家确定为电力体制改革试点地区，依托组建和运营电力交易中心推进电力现货市场建设也取得了进展。新一轮电改方向是建立绿色低碳、节能减排和更加安全可靠、实现综合资源优化配置的新型电力体系，需要陕西在电力市场发展的关键环节上，加大改革深度和政策创新力度。

结症

一是在推进区域增量配网建设、加强电力多元化供给、“源网荷储一体化”发展、“风光火储一体化”发展等方面的统筹规划和推进力度不够，在推进输配电价改革、增量配电和售电侧改革以及有效发挥地方电力作用等方面的机制和政策创新支持不够。二是电力投资建设、供给、销售、使用协调机制不完善，发电侧和售电侧竞争环节引入多元化社会资本和市场化电价形成机制不够。三是政府引导、服务、考核、管理企业的方式方法仍需继续改革完善，电力企业现代化管理制度建设、国资民资融合投资建设，以及发展混合所有制的探索还远远不够，一定程度上影响电力企业综合发展和市场竞争力。

对策建议

一是深化市场化改革，加快推进电力现货市场建设。积极落实国家“三放开”改革要求，推进有序放开公益性和调节性以外的发电侧发电计划和用户端用电计划，有序放开输配以外的竞争性环节电价（包括发电侧的上网电价和售电侧的终端用户电价），有序向社会资本放开售电业务，允许社会资本在一定条件下进入新增配网和售电业务，促进形成多买多卖的双边交易市场和电价形成机制，发挥市场优化资源配置的决定性作用。

二是打通多元供给通道，构建电力多元供给体系。积极构建区域电网连接通道，鼓励跨省跨区网对网、网对点的直接交易。大力发展风光水氢生物等新能源电力，建议由省能源局牵头，出台《陕西省鼓励和支持“源网荷储”一体化发展实施细则》，鼓励直供电、地方电力、分布式能源发展，形成电力多元供给局面。

三是加速新能源电力上网消纳。不断完善对新能源发电和储能企业的激励机制，提升以市场手段消纳新能源电力比例，特别是要通过提高新能源上网比率，激励电力供给、储能企业和大用户参与电力市场化的积极性。加快推进“风光水火储”、“源网荷储”相互促进、互动发展，确保大规模清洁能源的高效消纳。

四是加快电力基础设施建设。加快建设以清洁低碳、安全高效为特征的新型电网基础设施，积极推动特高压外送通道建设，提升陕西外送电力的竞争力，有效解决消纳问题。

五是加大对电力市场的监管力度。深入研究监管方式方法，发挥市场仲裁职能，提升电力企业运营规范化程度。逐步形成由政府、市场委员会、监管机构共同制定规则，调度、交易机构执行规则，电网企业、发电企业、售电公司、电力用户等遵循规则，监管机构监督规则的执行和处理违反规则行为的市场格局。

六是进一步发挥地方电力、电网发展的作用。进一步发挥陕西地电在贯彻落实地方政府决策力度大、服务地方经济社会发展热情高的优势，支持其参与电网、电源建设和电力市场化改革，强化其对全省电力资源统筹配置的作用。

问题七：对地热能开发利用的政策支持问题

地热是用之不竭的绿色能源资源，对于应对碳达峰、碳中和具有重要意义。陕西水源型地热利用历史悠久，建国特别是改革开放以来，地热开发利用逐步加快。

结症

一是按照《矿产资源法实施细则》附录，地热属于能源矿产资源，具有区别于普通固体矿产资源的特殊性，而现行的法律法规偏重于固体矿产资源的管理，完全按照固体矿产资源模式对流体矿产进行管理，实践上还存在诸多难题，导致地热资源勘查、开发管理权属不统一，开发秩序较乱。二是目前陕西中深层水源型地热资源仅在关中开展了部分面积的调查，陕南、陕北尚未开展。由于没有可控制的开采总量、清晰的地热分布和标准的地热共伴生矿含量分析，致使开发利用缺乏科学依据。非水源型干热岩地热资源的勘探与开发还是空白。三是一些地方和部门没有充分认识到地热这一清洁能源在节能减排、治污降霾、提升城市品位方面的巨大作用，推动开发利用的意识不强、积极性主动性不高。

对策建议

一是加强地热资源统一管理。制定《陕西省地热资源管理条例》，明确地热能开发监督管理职能部门，加强对地热能开发的有序管理。编制地热开发利用规划，注重地热开发中的环境保护。把地热资源开发列入重点新能源支持，纳入碳达峰和碳中和计划。

二是推进先进技术研发利用。陕西最新研究成果——无干扰中深层地热供暖技术，能做到只取热不取水，是当前对环境影响最小的地热能利用技术，建议积极考虑支持。同时加强技术研发，着力在地质保护、科学获集热能、热能储存、伴生矿物质利用、排放水处理再利用等关键技术上取得突破，进一步促进地热资源的环保高效利用。

三是积极策划地热利用项目。以项目建设带动地热资源多技术研发、多方式开发、多途径利用，促进供热取暖、生产用能、地热发电等地热能源产业化发展。在关中、渭北、秦岭北麓建设地热能源城、健康小镇等，促进地热开发与康养理疗、旅游休闲相互依托发展。

四是积极培育地热龙头企业和配套产业链。支持培育具有知识产权和研发实力的地热开发企业成为龙头。大力支持地热装备技术研发和生产制造，培育形成制造产业链。

五是积极开展地热资源勘查调查评价。尽快完成我省水源型地热能全面调查评价，为开发利用浅层地热能提供基础资料。同时开展中深层地热勘查工作，建立全省三大区域主要城市和城镇水源型地热分布及非水源型地热开发利用数据模型，为不同类型地热开发利用提供科学依据。

来源：学习强国