关于进一步促进煤电企业优化升级高质量发展的指导意见

　　为促进全省煤电行业转型升级、结构优化，不断提升煤电行业清洁高效高质量发展水平，提高煤电企业核心竞争力，推进煤电企业成为环境友好型绿色煤电企业，为建设"美丽江苏"作出积极贡献，现提出以下意见。

　　一、基本原则

　　（一）加强协调，合力推进。各级能源管理部门要超前谋划、科学施策、积极推动，煤电企业要转变观念、主动作为、落实责任,全面做好煤电项目规划布局、在役机组转型发展和落后煤电产能淘汰等相关工作,合力推进煤电行业优化升级、绿色发展。

　　(二)适应形势,调整定位。燃煤发电是实现煤炭清洁高效利用的主要方式,煤电在我省电力安全供应中发挥着不可替代的支撑保障作用。随着省内清洁能源装机和区外来电的快速增长,煤电逐步由传统提供电力电量的主体性电源向提供灵活调节和兜底保供的基础性电源转变,煤电企业要适应新形势新要求,在发挥好保证电力系统安全稳定运行压舱石作用的同时,积极参与调峰、调频、调压、备用等辅助服务,提升电力系统消纳新能源能力。

　　（三）优化结构，控制增量。强化规划引领约束作用，完善风险预测预警机制，控制煤电新增规模，杜绝违法违规建设等行为。根据全省电力平衡需要，合理规划布局煤电支撑电源，推动大型煤电机组由沿江和腹地向沿海转移，促进全省煤电结构和布局的双重优化。

　　（四）转型升级，做精存量。注重煤电绿色发展、高效发展，持续淘汰落后煤电产能，加快推进煤电机组节能减排升级改造和灵活性改造，降低机组发电煤耗和厂用电率，提高机组深度调峰能力，促进新能源消纳。鼓励煤电企业由单纯发电业务向“发电+”的综合能源服务型企业转变。实施节能低碳发电调度，开展机组能效对标，提升机组发电效率。

　　二、重点任务

　　（一）科学规划布局新增煤电项目

　　统筹兼顾用电负荷与环境容量，加快推进煤电规划布局结构调整。从紧从严规划布局建设大型燃煤发电机组，实施容量和煤量相应替代。新建大型燃煤发电机组原则上布局在沿海地区。热电联产项目在符合地方热电联产规划并落实煤炭替代相关要求的情况下，因地制宜发展燃煤背压型等热电联产项目。

　　（二）构建新型绿色煤电企业

　　鼓励有条件的煤电企业在对外供热的同时，拓展供冷、供压缩空气、供除盐水和中水回用等方式，为周边工业企业提供用能诊断、设备运维等综合能源服务。鼓励煤电企业利用厂内闲置地面和建筑物屋顶，采用"厂用电接入、平价上网"模式建设光伏发电项目。鼓励煤电企业依托高效发电系统和污染物集中治理设施，实施燃煤耦合生物质（秸杆、污泥）发电技术改造，为环境治理履行社会责任。鼓励煤电企业利用厂内闲置场地建设电源侧储能示范项目。

　　（三）持续淘汰煤电落后产能

　　深入贯彻落实国家发展改革委、国家能源局《关于深入推进供给侧结构性改革 进一步淘汰煤电落后产能 促进煤电行业优化升级的意见》（发改能源〔2019〕431号）精神，严格执行环保、能耗、安全、技术等法律法规标准和产业政策要求。符合以下条件之一的煤电机组应实施淘汰关停：一是10万千瓦及以下纯凝发电机组，二是设计寿命期满的10万千瓦及以下煤电机组，三是设计寿命期满且未获得相关部门延寿许可的10万千瓦以上煤电机组，四是未实施改造或改造后能耗仍达不到《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》（GB21258-2017）、《热电联产单位产品能源消耗限额》（GB35574-2017）要求的煤电机组，五是未实施改造或改造后污染物排放不符合国家及我省环保要求的煤电机组。

　　（四）鼓励应用清洁高效发电技术

　　在常规的大气污染物控制的基础上，进一步提升电厂废水零排技术、固体废弃物的处理和综合利用技术。加强与现有超低排放技术的协同控制，着重提高脱除效率、降低运行成本。对于60 万千瓦及以上大容量机组，新建机组鼓励采用先进高效超超临界发电技术，存量机组鼓励因地制宜开展汽轮机通流改造、系统集成优化，应用低温省煤器、烟气余热深度利用等技术，持续降低发电煤耗。

　　（五）进一步强化燃煤自备电厂管理

　　推进燃煤自备电厂按照公用电厂管理要求，提升能效、环保和运行管理水平。不布局不发展新的燃煤自备电厂，严禁改建扩建现有燃煤自备电厂，禁止燃煤公用电厂转为企业燃煤自备电厂。燃煤自备电厂必须安装脱硫、脱硝、除尘等环保设施，实现超低排放，确保满足大气污染物排放标准和总量控制要求。

　　三、政策措施

　　关停机组给予电量补偿一对于燃煤公用机组，服役期未满且未通过新建燃机或资源综合利用发电项目替代、提前实施关停的燃煤自备机组，机组关停后给予三年补偿电量，通过发电权交易获得一定经济补偿。享受关停补偿电量的机组不可作为新建大型燃煤发电项目的替代容量。

　　（二）燃煤自备机组享受过渡电价政策

　　自通知下发后，符合条件的燃煤自备机组关停或转为公用机组，该企业参加电力市场交易的"政策过渡期电量"的输配电价格，第一至第六年（每年按12个月计算）分别按公布标准的40%、50%、60%、70%、80%、90%执行，第七年执行正常输配电价。“政策过渡期电量”指燃煤自备机组转公用或关停所在年份前三年对应的最大自用电量。企业实际用电量高于"政策过渡期电量"的，超出部分执行正常输配电价；"政策过渡期电量"高于企业实际用电量的，超出部分次年不结转、不得转让或交易给其他企业使用。燃煤自备机组在关停或转公用之日起到设计寿命期不足六年的，以其剩余生命周期为政策享受期，按照上述输配电价优惠从高到低逐年执行。

　　（三）鼓励热电联产集中供热

　　科学编制“十四五”热电联产规划，充分发挥规划的统筹引领作用。按照经济合理、提高效率的原则，合理划分供热片区。现有供热机组15公里范围内，原则上不再新布局燃煤背压型热电联产项目。新建燃煤背压型热电联产项目需符合热电联产规划并落实煤炭替代相关要求。促进供热资源优化整合，鼓励大型煤电机组扩大供热范围，整合关停供热范围内落后燃煤小热电机组。供热机组根据热电比确定"以热定电"优先发电电量，在市场交易中按照“定量竞价”原则予以保障。

　　（四）完善辅助服务补偿激励政策

　　进一步完善和深化电力辅助服务补偿（市场）机制，按照“补偿成本、合理收益"的原则合理确定补偿力度，充分调动煤电企业提供电力辅助服务的积极性。鼓励自备电厂通过购买低谷可再生能源的方式提供辅助服务。鼓励大型煤电企业参与深度调峰以及建设电源侧储能示范项目，通过市场化手段获得相应补偿费用。

　　（五）落实煤电企业建设光伏发电项目支持政策

　　对于煤电企业利用厂区内闲置地面和建筑物屋顶就地建设的平价上网光伏发电项目，可直接接入电厂厂用电系统，项目应安装关口表单独计量，所发电量按照全额上网模式由电网收购。