贵州省电力行业供给侧改革实施意见：超低排放任重道远

近日，北极星节能环保网从贵州省政府获悉，关于出台推动电力行业供给侧结构性改革促进产业转型升级的实施意见，涉及燃煤电厂超低排放改造、节能改造余热回收等，全文如下：

贵州省出台推动电力行业供给侧结构性改革促进产业转型升级的实施意见

为认真贯彻落实《中共贵州省委贵州省人民政府关于推进供给侧结构性改革提高经济发展质量和效益的意见》精神，推动我省电力产业清洁高效健康有序发展，经省人民政府同意，省政府办公厅近日印发《贵州省推动电力行业供给侧结构性改革促进产业转型升级的实施意见》，要求各地各部门认真贯彻执行。意见主要内容如下：

一、加快电力体制改革，实现产业转型升级

(一)主要目标。高效安全的电力体系基本形成，市场配置电力资源的机制初步建立，政府监管体系和监测预警机制进一步完善，电力对国民经济的支撑作用进一步增强。“十三五”期间，完成792万千瓦机组超低排放改造和1650万千瓦机组节能升级改造任务，关闭淘汰煤电产能114万千瓦;新增新能源和可再生能源装机600万千瓦以上。到2020年，电力总装机达到6900万千瓦，其中煤电装机控制在3800万千瓦，全社会用电量力争达到1700亿千瓦时，全省外送电量力争达到1000亿千瓦时。

二、加快煤电结构调整，推进煤电转型升级

(二)实施超低排放改造。落实《煤电机组超低排放和节能改造实施方案》，进一步明确企业主体责任和部门监管责任。2016年至2019年，对现役16台非W型火焰锅炉和非循环流化床锅炉煤电机组(装机总容量792万千瓦)进行超低排放改造。到2020年，实现在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50毫克/立方米。

(三)实施节能改造。采用汽轮机通流部分改造、锅炉烟气余热回收利用、电机变频、供热改造等成熟节能改造技术，重点对30万千瓦级和60万千瓦级机组实施综合性节能升级改造。

(四)淘汰落后产能。2020年前，关闭淘汰20万千瓦以下纯凝机组114万千瓦;对改造后供电煤耗仍达不到国家能耗标准和污染物排放达不到国家环保要求且不实施节能减排改造的煤电机组实施关停。

(五)合理调控煤电投产时序。对煤电项目进行分类指导。对续建项目，业主单位要保障工程建设资金按期足额到位，保证工程建设质量，按时投产;对在建项目，控制投产节奏，适应市场需求;已核准尚未开工建设的项目，合理安排开工时间。原则上“十三五”前三年不核准煤电项目，后两年根据电力市场需求适时启动核准程序。

(六)优化煤电装机结构。新建煤电项目必须符合国家新的排放标准和节能要求。积极支持有条件的煤电企业通过“上大压小”，在我省建设60万千瓦级乃至100万千瓦级超超临界示范机组。到2020年，全省60万千瓦级机组在煤电装机的占比由目前的54%提高到68%以上。

(七)加强自备电厂管理。根据能源资源和市场需求，严格新建机组能效、环保准入门槛、水资源管理“三条红线”控制指标，科学规划建设自备电厂。执行统一的产业政策和市场规则，推动自备电厂成为合格市场主体，公平参与市场交易，并按规定缴纳政府性基金和政策性交叉补贴费用。构建“规划、政策、规则、监管”协调一致的监管体系，强化对自备电厂的监督管理，提升自备电厂运行水平，维护电力系统安全稳定运行。

三、大力发展新能源和可再生能源，进一步优化电力结构

(八)优化水电开发。加快续建的水电项目建设，积极发展农村小水电，对具备条件的水电项目实施扩机增容，力争到2020年装机达到2200万千瓦。优化水电梯级调度，实现发电、城乡生活生产用水、生态环境和谐发展。

(九)加快发展风电。加大风电项目建设力度，促进风电与观光旅游综合开发，实现我省风能资源充分合理开发利用，力争到2020年装机达到600万千瓦。

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(十)积极发展光伏发电。在光伏资源条件较好的西部县区，利用荒山、荒坡、废弃矿山等建设光伏电站。结合农业生产、生态保护和观光旅游，推进农光互补等综合开发，因地制宜推进光伏扶贫，力争到2020年装机达到200万千瓦。

(十一)大力发展瓦斯和生物质能发电。采取综合措施提高煤矿瓦斯、垃圾、农林废弃物综合利用率，力争到2020年装机达到100万千瓦。

(十二)积极推进核电、抽水蓄能电站项目前期工作。争取将我省核电项目纳入国家“十三五”规划，核电厂址纳入国家保护目录。争取将抽水蓄能电站项目纳入国家选址规划和建设规划，争取首个项目在2020年前开工建设。

四、加强电力基础设施建设，提升电力普遍服务水平

(十三)实施新一轮农村电网改造升级工程。力争2018年前完成我省新一轮农村电网改造升级任务，农村电网供电可靠率不低于99.8%，综合电压合格率不低于97.9%，户均配变容量不低于2千伏安，建成结构合理、技术先进、安全可靠、智能高效的现代农村电网。

(十四)加快实施城市配电网建设改造工程。在中心城市(区)内选取核心区域建设高可靠性示范区，到2020年供电可靠率不低于99.99%。建设10个新型城镇化配电网示范区，实现与城镇规划建设协同推进，与水、路、气等其他基础设施协同发展。将住宅小区供电工程纳入配电网统一规划，建立统一标准，规范建设。

(十五)加强通道能力建设。加快金(金州变)天(天生桥二级电站)线和兴(兴义电厂)金(金州变)线在金州变电站站内配串方案的前期工作。争取国家电网支持，加快推进毕节华润煤电送重庆专用输电通道建设。加快建设威宁变至奢香变、奢香变至鸭溪变、诗乡变至碧江变、兴仁换至独山变等500千伏线路工程。

五、深化电力体制改革，增强电力市场竞争力

(十六)扩大并规范直接交易范围。逐步减少发用电计划，逐年提高市场化交易比例，到2020年市场化交易电量比例达到60%以上，大工业用电全部实行直接交易，统调煤电企业必须参与电力市场化交易，鼓励符合条件的自备电厂参与市场化交易。探索水电和新能源发电参与市场化交易机制。

(十七)拉动省内用电有效增长。建立电量和电价挂钩机制，鼓励大用户通过直接交易等方式降低电价，增加产能，扩大用电量。进一步落实大数据、大旅游、大生态等新兴产业电价优惠政策，利用电价优势加大招商引资力度，加快新兴产业发展和产业结构优化。调整居民阶梯电价政策，鼓励居民用电。增加城乡电力消费，为发电企业提供发展空间。

(十八)促进外送电量稳定增长。进一步加强与广东等省(区、市)的电力合作，建立“计划+市场”的西电东送新机制，在计划电量的基础上努力扩大市场直接交易电量。从2016年起实施“黔电送深”对口帮扶毕节专项计划，2016年向深圳送出电量30亿千瓦时，争取逐年增加。探索与周边省(区、市)开展市场化直接交易模式，鼓励发电企业和售电公司“走出去”开拓省外市场，每年市场化交易电量力争达到50亿千瓦时以上。

(十九)推进售电侧改革。鼓励电力企业单独组建或与园区合作组建配售电公司，建设园区新增配电网，实现发配售电一体化发展，激发电力企业培育市场的积极性和主动性。鼓励电力企业依托自身优势成立售电公司为用户提供综合能源服务。

(二十)强化科技创新。建立企业主体、政府支持、社会参与的科技创新体系，完善市场倒逼机制和科技创新激励机制，推动电力企业加快科技进步步伐，提高综合管理水平和市场竞争力。在贵州电力规划研究中心的基础上加快建设煤电科技创新平台。加强与科研机构、设备制造企业合作，针对我省无烟煤的煤质条件，开展煤电机组高效清洁发展方向研究。开展山地抗凝冻低风速启动风力发电机组的技术研究和应用，研发高效率转换光伏组件。

(二十一)推进电力信息化建设。依托大数据、互联网建设电力生产、输配、调度、交易等智能化平台，运用我省首创的电力交易指数，加强电力交易市场的监管。按照“集中调控、分布自治、远程协作”要求，加快推进智能电网建设，实现电网快速响应与精确控制。集成电网、车企、交通、气象、安全等各种数据，建设基于电网、储能、分布式用电等元素的新能源汽车运营云平台，实现充电网、车联网、互联网“三网融合”。加强与科研机构合作，研究建设我省流域梯级水电安全与应急信息管理平台。

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六、推进电力上中下游产业融合发展，加快电能替代步伐

(二十二)推动煤电联营。鼓励煤炭企业、煤电企业通过资本注入、股权置换、兼并重组、股权划拨等方式推进煤炭和煤电实现联营，发展混合所有制。优先规划建设煤电联营项目，简化核准程序，实现电厂和配套煤矿同步规划、同步核准、同步建设。将煤电一体化项目用电纳入配套电厂用电范围，在同等排放和能耗条件下发电优先上网，支持煤电一体化项目参与跨省(区、市)电力市场化交易。

(二十三)延伸电力产业链条。依托已建或在建煤电项目，规划建设一批煤电循环经济工业园区，有针对性开展招商引资，引进市场销路好、科技含量高、与煤电产业能互动互补发展的加工企业进入园区，切实降低园区企业用能成本，实现能源资源高效综合利用，促进产业循环发展。探索建立“煤炭-电力-用户”联动机制，实现煤炭+煤电+下游企业共赢发展。鼓励煤电企业参股或控股大数据、大健康、大旅游等新兴产业和铝工业、化工、建材、冶金等高载能企业，形成利益共同体，促进煤电与下游产业联动发展。

(二十四)推进电能替代。鼓励居民使用蓄热式电锅炉、蓄热式电暖器、电热膜等多种电采暖设施替代分散燃煤设施。在工农业生产中，结合产业特点，推广使用电锅炉、电烤房、电窑炉、电灌溉等。加快充电基础设施建设，推广使用电动汽车。七、加大统筹协调力度，保障电力行业健康发展

(二十五)强化责任分工。在省推进供给侧结构性改革领导小组领导下，由省发展改革委(省能源局)牵头，负责电力行业供给侧结构性改革的总体设计、统筹协调和督促落实，研究解决改革中的困难和问题;省经济和信息化委、省环境保护厅、省国土资源厅、省财政厅、省科技厅、省国资委、国家能源局贵州监管办等部门和单位要按照职能职责和本意见要求，细化任务和工作措施。各地要加强政策宣传和舆论引导，做好节能减排、煤电联营、淘汰落后产能、深化电力体制改革等政策解读，确保改革顺利推进。

(二十六)强化规划引领。加强“十三五”电力发展规划与全省经济社会发展规划和全国电力发展规划的有效衔接，优化电源布局，做到电源建设与市场消纳相平衡、电源建设与电网发展相协调，推动煤电有序健康发展。强化规划约束，控制煤电规模，凡是未进入“十三五”国家和省级电力发展规划的项目一律不得开工建设。

(二十七)强化政策支撑。对达到超低排放水平的燃煤发电机组，按照国家关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策的有关要求，给予电价补贴。适当增加超低排放机组发电利用小时数，原则上奖励300小时左右。对污染物排放浓度低于国家或省规定的污染物排放限值50%以上的，落实减半征收排污费政策。支持符合条件的燃煤电力企业发行企业债券直接融资，募集资金用于超低排放和节能改造。对能效和环保指标先进的新建燃煤发电项目优先纳入全省年度火电建设计划。按照《国家能源局关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》(国能新能〔2016〕54号)等文件精神，落实国家关于可再生能源发电全额保障性收购管理办法有关规定，确保可再生能源优先发电和全额收购。

(二十八)强化精准调度。对各项改革任务进行分解，明确部门和企业职责，细化措施，制定时间表，落实责任人，建立调度机制，实施精准调度，及时解决推进中的困难和问题，确保完成任务。建立督查考核办法和情况通报制度，开展定期督查和绩效评估，对完成不力的单位进行问责，确保改革取得实效。

意见还对各项工作任务的牵头单位、责任单位作了明确。

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