《山西省“十三五”综合能源发展规划（修编版）环境影响报告书》（简本）

07规划方案综合论证和优化调整建议

7.1规划综合论证

7.1.1规划目标与定位的合理性论证

本次规划从国家能源发展战略、布局和出台的各级政策叠加角度出发，以能源供给结构转型为重点，以构建现代能源体系为目标，提出了从“煤老大”到“全国能源革命排头兵”的发展定位。结合山西自身的发展特点从能源生产、能源消费、节能降耗、碳减排、环境保护、安全生产改革开放、科技创新等方面确定了自身的发展目标，与国家和山西省“十三五”期间国民经济和社会发展纲要、各项产业规划、环境保护规划以及其他政策要求相符合，总体定位和目标是合理的。

7.1.2规划的环境合理性分析

本次规划实施的水能、风能、太阳能和生物质能等建设项目全部为消洁能源和可再生能源，除煤炭开采、煤电、煤化工等项目外，其他规划项目运营过程产生大气和水环境污染物较少。通过分析，规划实施以后，预计2020年能源相关行业大气污染物SO2、NOx、烟尘排放量，以及水污染物COD、氨氮排放量相比2015年均有所减少，能够实现“增产减污”。因此，规划实施将有助于我省将逐步实现能源结构转变，污染物排放总量的削减，可有效减轻我省大气、水环境压力，实现环境质量改善的目标。

7.1.3规划产业结构合理性分析

规划要求，煤炭在一次能源消费比例下降到80%，比2015年下降7个百分点，下降幅度领先全国，非化石能源占比达到5%以上。规划实施将有效改善我省煤炭产业一支独大的局面，促进能源产业向绿色低碳转变、向中高端转变、向创新驱动转变，有助于我省实现能源供给结构转型，推进资源型经济转型改革和发展，实现从“煤老大”到“全国能源革命排头兵”的历史性跨越。规划确定的产业结构是合理的。

7.2

优化调整建议

暂缓煤层气热电联产项目建设。《国务院关于印发打赢蓝天保卫战三年行动计划的通知》明确要求：“重点区域严禁新增钢铁、焦化、电解铝、铸造、水泥和平板玻璃等产能；有序发展天然气调峰电站等可中断用户，原则上不再新建天然气热电联产和天然气化工项目。” 因此，建议暂缓规划中太原市、西部如吕梁市离石区、东南部如阳泉市和晋城市的地面开采煤层气热电联产项目建设。

08“三线一单”

《全国生态保护“十三五”规划纲要》要求“以生态保护红线、环境质量底线、资源利用上线和环境准入负面清单为手段，强化空间、总量、准入环境管理。发挥战略环评和规划环评事前预防作用，减少开发建设活动对生态空间的挤占，合理避让生态环境敏感和脆弱区域”。充分发挥规划环评优化空间开发布局、推进区域环境质量改善以及推动产业转型升级的作用，加强空间管制、总量管控和环境准入，严守生态保护红线、环境质量底线和资源利用上线。

8.1

生态保护红线分析

山西省生态保护红线划定方案尚未公布，规划环评根据国家法律法规政策有关规定要求，将区域的自然保护区、森林公园、集中式饮用水源地、风景名胜区、世界文化自然遗产、地质公园、国家湿地公园、国家级水产种质资源保护区、国家级重点文物等作为生态保护红线范围。

本次规划涉及全省区域范围综合能源开发等相关项目，属大区域范围上的点状开发，环评要求规划实施中新建项目选址与区域生态保护红线范围不得重叠，规划实施不得对涉及区域范围的生产、生活空间布局产生不利影响。规划实施需确保规划选址不在敏感环境保护目标等生态保护红线范围进行开发建设，并在具体建设项目环境影响评价和建设阶段，严控对敏感环境保护目标的不利影响，严守生态保护红线。

8.2

资源利用上线分析

8.2.1水资源

2015年山西省水资源总量为93.9543亿m3，用水总量为73.5882亿m3，实际用水总量小于当年水资源总量，占比为78.3%，山西省水资源满足本省用水需求。但是由于各地市经济状况及自然环境等因素影响，水资源供需差异较大。其中，太原市和运城市用水总量大于当年水资源总量，当地水资源无法满足其用水量需求，而忻州市、吕梁市、长治市和晋城市水资源总量远大于其用水量，水资源较为丰富，其余各地市水资源基本满足用水需求。

根据国务院办公厅文件国办发[2013]2号《国务院办公厅关于印发实行最严格水资源管理制度考核办法的通知》和山西省人民政府办公厅晋政办发[2014]29号《山西省人民政府办公厅关于印发山西省实行最严格水资源管理制度工作方案和考核办法的通知》，山西省2020年用水总量控制（考核）目标为93.0亿m3。

规划实施一定程度会增加水资源需求，使得山西省水资源短缺情况加剧。规划实施需贯彻执行最严格水资源管理制度，“量水而行”确定项目布局与规模，根据《关于落实<水污染防治行动计划>实施区域差别化环境准入的指导意见》相关要求，对取用水总量已达到或超过控制指标的地区，暂停审批建设项目新增取水。强调根据区域水资源条件，合理确定建设布局和建设规模，实现经济社会发展与水资源可持续利用与保护的双赢。落实取用水总量控制、用水效率控制和水功能区纳污总量管理政策要求，不得突破区域水资源管理三条红线控制指标，通过提高水资源利用效率、水权转换等措施内部挖潜，解决项目建设所需水源。

8.2.2土地资源

山西省可利用土地资源相对丰富，人均耕地量高于全国均值。适宜于工业化和城镇化开发的面积约4.24 万平方公里，约占全省国土总面积的27.06%。耕地面积6000多万亩，超过全省面积的1/4，人均1.8 亩，高于全国平均水平。耕地质量一般，旱地比重大，坡地多，低产田多，抗灾性弱，总体质量不高。本次规划的能源基地建设对土地资源的影响主要表现在对耕地的占压、破坏或影响，造成耕地面积减少、土地生产力下降。在规划实施阶段，土地资源在一定程度上会制约能源基地建设规模和速度。

根据《山西省土地利用总体规划（2006～2020年）》相关要求，严格控制建设用地规模，发挥供地制约机制和土地市场机制的作用，促进土地资源优化配置和用地效率的提高。对于不符合国家产业政策和环境保护要求的建设项目不予供地。对生态环境产生不可逆的破坏性的工业项目不允许建设。工业土地使用应符合经批准的建设规划，应优先利用现有低效建设用地、闲置地和废弃地，避免无序扩张。

8.2.3矿产资源

（一）煤炭资源

山西省是煤炭资源大省，资源储量大、分布广、品种全、质量优、易开采。全省含煤面积6.2万平方公里，占国土面积的40.4%；全省2000米以浅煤炭预测资源储量6552亿吨，占全国煤炭资源总量的11.8%；累计查明保有资源量2674亿吨，约占全国的1/4，其中，生产在建煤矿保有可采储量1302亿吨。

根据《国务院关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》，山西省政府签订了《煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展目标责任书》，将按照规定严格控制煤炭产能。到2020年，山西省煤炭总产能控制在14亿吨/年左右，煤炭产量控制在9亿吨左右。

（二）煤层气资源

全省2000米以浅煤层气资源总量约83098亿立方米，约占全国煤层气资源量的四分之一。截至2015年底，全省累计探明煤层气地质储量5600亿立方米，占全国的88%。截至2015年底，全省输气管道总长8000余公里，覆盖全省11个设区市100余个县（区），初步形成“三纵十一横、一核一圈多环”的输气管网格局。2015年，全省煤层气（煤矿瓦斯）抽采量101.3亿立方米。其中，地面41亿立方米，井下60.3亿立方米，分别占全国的94%和44.4%。煤层气（煤矿瓦斯）利用量57.3亿立方米。其中，地面35亿立方米，井下22.3亿立方米，分别占全国的92%和46.8%。

根据《山西省煤层气资源勘查开发规划（2016—2020 年）》加快发展煤层气战略性新兴产业和建设国家综合能源基地，保障“气化山西”战略实施。根据规划，2020年全省煤层气总产量力争达到200亿立方米，外输量达到60亿立方米。

8.3

环境质量底线

规划实施过程要以环境质量为底线，积极落实《山西省 “十三五”环境保护规划》、《山西省打赢蓝天保卫战三年行动计划》、《山西省水污染防治工作方案》、《山西省土壤污染防治工作方案》等相关要求，大力实施污染防治相关工作。加快配套的环境基础设施建设，提高污水收集处理效率、垃圾收运处置效率以及清洁能源利用比例，加强入园企业环境监督管理，确保园区及周边环境质量状况不恶化并逐步改善。

8.3.1大气环境质量底线

根据《山西省打赢蓝天保卫战三年行动计划》及《山西省 “十三五”环境保护规划》，山西省2020年大气环境的质量底线见下表。

8.3.2水环境质量底线

根据《山西省水污染防治工作方案》，按照水环境质量“只能更好、不能变坏”的原则，加强组织领导，采取有效措施，确保实现以下目标：到2020年，黄河、海河流域水质优良（达到或优于Ⅲ类）比例分别达到48.48%和64.00%以上，完成国家规定的城市建成区黑臭水体治理目标，地级城市集中式饮用水水源水质达到或优于Ⅲ类比例高于91.7%，地下水质量考核点位水质级别保持稳定。

8.3.3土壤环境质量底线

根据《山西省土壤污染防治工作方案》，到2020年，全省土壤环境质量总体保持稳定，农用地和建设用地土壤环境安全得到基本保障，土壤环境风险得到基本管控。受污染耕地安全利用率达到90%以上，污染地块安全利用率达到90%以上。

8.4

环境准入负面清单

根据《山西省“十三五”煤炭工业发展规划》、《山西省“十三五”环境保护规划》、《山西省打赢蓝天保卫战三年行动计划》、《山西省水污染防治工作方案》、《山西省土壤污染防治工作方案》等相关要求，制定了环境准入负面清单，见表8-3。

环境影响减缓措施

9.1大气环境影响减缓措施

9.1.1煤电行业大气影响减缓措施

（一）提高准入

1、新建常规燃煤和低热值煤发电机组全部执行《燃煤电厂大气污染物排放标准》（DB14/T 1703-2018）

新建常规燃煤和低热值煤发电机组全部执行《燃煤电厂大气污染物排放标准》（DB14/T 1703-2018），其中常规燃煤机组NOx50mg/Nm3,SO235mg/Nm3,烟尘5mg/Nm3；低热值煤发电机组NOx50mg/Nm3,SO235mg/Nm3,烟尘10mg/Nm3。

2、65蒸吨及以上燃煤锅炉完成超低排放改造

按照《关于印发山西省打赢蓝天保卫战三年行动计划的通知》（晋政发〔2018〕30号）要求的要求，2019年10月1日前完成全省每小时65蒸吨及以上燃煤锅炉完成超低排放改造。

（二）加强环保监管

1、强化对超低排放的监管

执行超低排放标准的机组，应同步配套建设合适的在线监测设备。政府相关部门应研究制定超低排放监测和监管方案，加强监测比对，严格质量管理，确保升级改造实效。

2、加强电厂无组织面源控制

所用燃料优先采用运煤皮带或铁路专用线运输。粉煤灰必须采用全封闭方式运输。汽车运输燃料、炉渣、脱硫石膏等须采取严密的防止抛洒的措施。为有效控制无组织排放，电厂须建设全封闭煤场。

（三）合理规划布局，实现区域削减

适宜的供热距离范围内，发电项目须向附近县城集中供热，应尽可能兼顾周边工业企业和居民集中供热需要，采用热电联产或具备一定供热能力的机组，以集中供热替代分散小锅炉供热，削减污染物排放量。

在水资源得到保障的前提下，煤电项目尽量与煤化工项目配套建设，利用电厂锅炉提供煤化工生产中需要的大量蒸汽，减少煤化工项目自备锅炉的建设。

9.1.2煤化工行业大气影响减缓措施

（一）焦化行业分步实施特别排放限值改造，2018年10月1日前40%的焦化企业完成改造，2019年10月1日前现有焦化企业全部完成改造。

（二）新型煤化工行业废气排放满足国家及地方排放标准。在新型煤化工行业污染物排放标准出台前，加热炉烟气、酸性气回收装置尾气以及无组织废气等污染控制暂按《石油炼制工业污染物排放标准》（GB 31570）和《石油化学工业污染物排放标准》（GB 31571）等相关要求进行控制。

9.1.3煤层气行业大气影响减缓措施

（一）有效控制扬尘污染

利用围墙或围挡将工地与外界分隔开，土堆料堆设置围挡、苫盖等遮挡措施，施工现场建立洒水清扫制度，工地出入口尽量设于远离环境敏感目标，渣土运输车辆严格执行运输过程中的扬尘污染控制措施。围挡外侧与道路衔接处要采用绿化或者硬化铺装措施。土方施工尽量避开风速大、湿度小的气象条件。

（二）减少燃烧排放的污染物

使用高效节能环保型柴油动力机组和优质燃油，定期对发动机设备进行维护，燃烧烟气排气筒设置满足环保要求，增加水平烟气通道，使得污染物尽快落入地面，减少空气中污染物的浓度。

集气站、倒班点锅炉燃烧、集气中心站脱水装置燃料全部使用自产煤层气，确保污染物排放达到《锅炉大气污染物排放标准》（GB 13271-2014）中燃气标准。

（三）防止煤层气直接排放

煤层气传输管路和井场抽排装置设置甲烷传感器等防止煤层气泄漏。煤层气放空均需进入火炬系统，禁止就地直接放空排入大气。钻井中发现地层有可燃气体产出，立即采取有效措施防止气涌井喷，并将气体引入燃烧装置燃烧后排放。在集输系统检修或事故放空时，对少量放空的煤层气，引入装置区外的高压火炬系统进行焚烧处理，采用自动电子点火方式，减少对环境的危害。

9.1.4垃圾焚烧发电大气影响减缓措施

垃圾焚烧发电厂采用选择性非催化还原法和袋式除尘等措施对NOx和烟尘进行控制，同时850℃以上高温烟气在炉膛内停留时间2秒，确保二噁英分解。

9.2

水环境影响减缓措施

9.2.1煤炭采选行业水环境影响减缓措施

（一）地表水环境影响控制及减缓措施

对于地表沉陷所产生的地裂缝,建议在煤炭开采过程中，对非稳定塌陷区和稳定塌陷区,及时加强地表裂缝治理的土地复垦措施。

对于采煤沉陷所产生导水裂缝带导通造成的地表水渗漏，建议对各水系防洪范围内的地方小煤矿及重点大中型煤矿煤炭开采提出限采或禁采措施，确保导水裂缝带不会沟通地表水。

煤炭采选工程建设项目应配套建设矿井（坑）水、生活污水、生产废水处理设施，处理后的废水应回收利用，生活污水、生产废水等原则上不得外排。选煤厂煤泥水应实现闭路循环，工业场地初期雨水应收集处理。无法全部综合利用的废水，经处理后达到地表水环境质量Ⅲ类标准后排放。

（二）地下水环境影响控制与减缓措施

1、煤炭开采对浅部松散岩类含水层影响控制和减缓措施

对于大、中型煤矿，建议在具体的采煤开拓设计中，应根据下一步或已有的环评报告中的导水裂缝带计算结果，对浅部煤层提出禁采或限采措施，确保导水裂缝带不对浅部含水层造成导通疏干影响。

2、矿区开发对碎屑岩类含水层影响控制与减缓措施

煤炭开采将导通疏干碎屑岩类含水层，最终以矿井水的形式排出矿井。对于煤矿规划区煤层埋深相对较大的区域，应注重矿井水的综合利用，以最大程度减少煤炭开采对地下水资源损失的影响；对于煤层埋深相对较浅的煤矿规划区域，在煤炭开发过程中应设点进行跟踪观察和监测，一旦发现浅层地下水受到间接影响过大，应对相应煤矿提出限采措施，或者征收地下水生态补偿费，用于区内浅层地下水的生态恢复及居民饮用水源的解决。

3、矿区开发对碳酸盐岩含水层影响控制与减缓措施

建议煤矿规划区内的煤矿在今后的开发过程中，在构造破碎带采煤时，加强在构造断裂破碎带的防探水工作，严格遵循“有疑必探、先探后掘”的原则，尽量减小煤炭开采沟通碳酸盐岩含水层可能。

4、矿区内地下水超采区保护措施

（1）地下水严重超采区内禁止任何单位和个人新建、改建、扩建地下水取水工程，并依法查处未经市水行政主管部门许可任意在城市辖区凿井取用地下水的单位和个人。

（2）关闭水质不符合标准的水源井，已达到报废的水源井自然报废，并进行封闭，不再审批新水源井。

（3）地下水超采区附近煤矿，加强节约用水，提高用水效率。加快污水处理回用工程建设，提高矿井水和生活污水回用率；积极推行计划用水，节约用水，对节水效果显著的用水户给予表彰和奖励。

（4）建立和完善地下水动态监测网络，加强地下水动态监测工作。认真组织开展地下水资源的水量和水质监测，准确掌握地下水量、水质的变化，及时预警和采取措施，控制地下水超采区范围扩大，并防止新的超采区形成。

9.2.2煤电行业水环境影响减缓措施

严格执《关于燃煤电站项目规划和建设有关要求》相关要求，煤电项目厂区排水采取清污分流方式。雨水通过雨水管网排入电厂外，煤场雨水通过煤场两侧的雨水沟道汇集至煤场雨水沉淀池沉淀后回用于煤场喷洒降尘。电厂产生的废污水主要有各种工业冷却排水、脱硫废水、生活污水、煤场及输煤系统冲洗排水等。项目均坚持一水多用和废水复用的原则，生活污水经处理后回用，主要用于道路喷洒和绿化等，工业废水送工业处理站集中处理后回用，主要用于调试灰、煤场喷洒和输煤系统加湿用水等，脱硫废水达标处理后用于除渣系统补充水。

（一）工程措施

规划实施产生的含油工业废水处理后用于补充辅机冷却水系统；化学废水处理后用于干灰调湿、灰场喷洒及脱硫系统补水；生活污水处理后，用于电厂绿化及厂区洒水等，规划生产废水、生活污水全部综合利用，不外排。

工业场地排水设计采用雨污分流，厂区污废水处理站基、酸碱池、油库等进行防渗处理。灰场、渣场应严格按照《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》（GB18599-2001）选址，并采取防渗、防尘、渗滤液收集和治理等措施防止污染地下水。

（二）现有水冷机组进行空冷改造

对全省现有水冷机组进行空冷改造，特别是用水指标紧缺的地区应率先进行改造，尽可能做到电力行业增电不增用水，甚至增电减水。

9.2.3煤化工行业水环境影响减缓措施

（一）严格执行《关于落实<水污染防治行动计划>实施区域差别化环境准入的指导意见》和《现代煤化工建设项目环境准入条件》的相关要求，在保护生态的前提下，科学布局煤化工产业。

（二）煤化工项目应根据“清污分流、污污分治、深度处理、分质回用”的原则设计废水处理处置方案，选用经工业化应用或中试成熟、经济可行的技术。

（三）加强煤化工项目环境风险管理。根据相关标准设置事故水池，对事故废水进行有效收集和妥善处理，禁止直接外排，防止事故状态下废水不能正常回用对当地地表水体造成不利影响。制定突发事故应急预案及单位自身突发环境事故（尤其是水环境事故）应急管理预案，从技术与管理上同时抓，杜绝水污染事故的发生。

（四）灰渣场严格按照《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》（GB 18599-2001）的要求建设和防渗，其他工业场地硬化。设置地下水监测井，建立完善的地下水监测制度，加强灰渣场周边地下水水质监控，严防地下水环境污染。

9.2.4煤层气开发行业水环境影响减缓措施

（一）严格污水处理

井场要设立污水回收及处理装置，对于收集压裂废液等部分含有有毒有害污染物的废水存放装置要进行防渗处理，井场的各类废水要排入相应的污水收集池，严格禁止外排。经处理满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）相应功能区标准要求，方可向周边地表水排放。也可用于站场绿化、道路洒水等。可安装废水在线监测系统，定期监测废水处置状况。

（二）做好河流穿越段的环境保护工作

管道穿越段设计和施工应严格遵守《中华人民共和国防洪法》和《原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规划-穿越工程》（SW/T 0015.1-98）的有关规定，施工前须经水利主管部门同意，定期巡检，预防管道破损等可能对河流产生污染的情况发生。工程开挖要尽量避开灌溉季节，并在非汛期进行，并截留两端水源。对于离河道较近的井场，要做好护坡工程，加固泥浆池，避免洪水等自然灾害造成河流污染。材料堆放处周围应有属水沟系，防止雨水引起物料流失。

（三）做好地下水资源保护工作

钻井过程中，应采用多层套管，封隔各含水层，并做好全孔简易水文地质观测工作，掌握井漏、井涌层位及井内液面变化。钻井下部如进入奥陶系地层并可能导通下伏岩溶水时，应及时停止钻井，并立即采用水泥或黏土回填。对于采气井，应建立完善的动态监测体系，对与地下水关系密切的产水量、动液面深度等参数进行长期监测。钻井泥浆应采用全混凝土浇筑，并进行防渗处理，防止池内污水从池底渗漏污染浅层地下水。压裂液的使用要限量，优化井场施工条件，减少漏失量，反排回地面的压裂液要处理达标后重复利用，避免压裂废水中污染物对地下水造成污染。

9.2.5新能源与可再生能源行业水环境影响减缓措施

（一）严格执行《关于落实<水污染防治行动计划>实施区域差别化环境准入的指导意见》的相关要求，涉及水生珍惜特有物种重要生境等河段严格水电环境准入。

（二）水电项目存在外来物种入侵或扩散、相关河段水体可能受到污染或产生富营养化等环境风险，项目环评阶段应提出针对性风险防范措施和环境应急预案编制要求。

（三）风、光电项目厂区均要求设置地理式一体化污水处理设施处理生活污水，处理达标后用于周边的绿化。电站运行期间主要为生产管理人员产生的生活污水。根据工程设计，各规划电站运行期间常驻工作人员较少，生活管理区配备一体化污水处理设备处理生活污水，处理后污水用于厂区绿化或道路降尘。水库库区应按照《水电工程水库库底清理设计规范》的规定和要求进行库底清理工作。加强水库周边区域的水土保持治理及森林管护，严禁毁林开荒。控制氮、磷入库量，避免库区局部水域出现富营养化。减水河段水量由区间来谁和闸（坝）下泄生态流量组成，水量和水环境容量将减小，当地环保主管部门应当严格监测和管理减水河段内污染物排放，严禁生活污水直接排入河流。