对十三届全国人大五次会议第0110号建议的答复 国能建电力〔2022〕60号

对十三届全国人大五次会议第0110号建议的答复

　　国能建电力〔2022〕60号

　　您提出的关于深化双碳时代下煤电与新能源互补发展的建议收悉，现答复如下：

　　您深刻阐述了煤电与新能源互补发展的重要意义，分析了煤电行业发展面临的主要问题，针对性提出了加大对燃煤机组低碳改造的支持力度、支持燃煤机组与新能源发电耦合发展、加强对煤炭市场宏观调控力度、进一步衔接煤炭市场和电力市场等4项建议，对推动煤电绿色低碳转型、煤电与新能源互补发展、促进实现碳达峰碳中和目标和保障能源安全等具有较强的借鉴意义和参考价值，我们积极支持。

　　我们高度重视碳达峰、碳中和目标下的能源绿色转型和安全发展，立足我国以煤为主的基本国情，积极推动煤炭和新能源优化组合，加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系，进一步夯实煤电保障电力安全稳定供应“压舱石”作用。

　　一、关于加大对燃煤机组低碳改造的支持力度

　　党中央、国务院高度重视煤电节能降碳工作。我们认真贯彻落实，积极推动相关工作。一是围绕大型风光电基地，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型，合理规划建设清洁高效先进节能的支撑性煤电，积极推广应用先进煤电技术，优先采用超超临界先进发电机组，实现煤炭清洁高效利用并与新能源优化组合。二是与国家发展改革委联合印发《全国煤电机组改造升级实施方案》，推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，要求各地、各有关发电企业创造条件加快对供电煤耗在300克/千瓦时以上的煤电机组实施节能降碳改造，对无法改造的机组逐步淘汰关停，“十四五”期间完成节能降碳改造规模不低于3.5亿千瓦。三是举办全国煤电“三改联动”典型案例和技术推介会，向全行业大力推广煤电机组改造升级成熟适用技术，最大限度挖掘煤电潜力，促进煤电清洁低碳发展的同时，提升清洁能源消纳能力。

　　截至目前，我国已累计实施煤电节能降碳改造超9亿千瓦，淘汰关停煤电落后产能超1亿千瓦，煤电平均供电煤耗已大幅降至约304克标准煤/千瓦时，处于世界领先水平，为助力实现碳达峰、碳中和目标奠定坚实基础。

　　下一步，我们将继续大力实施煤电“三改联动”，聚焦大型风电光伏基地周边煤电机组，加大改造升级力度，通过中央预算内投资积极支持符合要求的煤电项目实施“三改联动”，积极提升煤电机组清洁高效水平，促进风电光伏大规模开发利用，实现与新能源互补发展。

　　二、关于支持燃煤机组与新能源发电耦合发展

　　推动煤电与新能源协同发展对实现能源安全可靠供应、电力清洁低碳转型和促进新能源开发消纳至关重要。中央经济工作会议提出，要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合。我局对此高度重视，积极构建煤电与新能源的协同发展机制，支持将煤电调节能力作为新能源竞争性配置的一项要素，引导地方因地制宜推动煤电与新能源发电耦合发展。一是先后印发《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》《关于推进2021年度电力源网荷储一体化和多能互补发展工作的通知》，指导各地有序推动“两个一体化”项目规划实施，2021年以来已陆续推动甘肃陇东、新疆哈密等风光火储一体化综合能源基地建设，目前正积极开展宁夏、蒙西等综合能源基地规划建设。二是在《2022年能源工作指导意见》《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》及有关文件中，明确大力发展风电光伏，加大力度构建新能源供给消纳体系，提出建立保障性并网和市场化并网多元保障机制，其中市场化并网条件包括火电调峰等多种灵活调节能力，对电力保供有力、成效突出的企业，同等条件下优先配置保障性新能源消纳规模。三是会同有关部门积极推动技术研发和产业化发展，部署高效光伏、大容量风电、煤电清洁高效利用等领域的先进技术和关键装备研发示范，推动安全高效低成本的新能源技术研发和产业化。同时，结合张家口可再生能源示范区建设等工作，积极支持多能互补、智慧风电等清洁能源技术创新示范，开展风电光伏规模化开发和多元化应用，探索建立绿色电力市场消纳新机制，发展“光伏+”、源网荷储一体化、“互联网+”智慧能源等新模式，促进绿色电力在农业农村、工商业、居民生活、公共服务等领域广泛应用以及规模化跨区输送消纳，支撑新能源规模化开发和高比例发展，助力实现碳达峰、碳中和目标。

　　下一步，我局将重点围绕以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电光伏基地开发建设，合理建设清洁高效先进节能的配套调峰煤电，大力实施煤电机组灵活性改造，增加系统调峰能力，提升新能源开发利用水平，推动煤电和新能源协同发展，助力实现碳达峰、碳中和目标。

　　三、关于加强对煤炭市场宏观调控力度

　　“十三五”以来，我们深入贯彻落实能源安全新战略，扎实推动煤炭高质量发展，煤炭开发布局持续优化，先进产能有序释放，先进产能比重大幅提高，煤矿绿色智能化水平大幅提升，煤炭供给保障能力明显增强。截至目前，全国120万吨/年及以上大型煤矿产能占80%左右，已建成超过600个智能化采掘工作面，形成了“无人值守、有人巡视”的智能开采新模式，煤矿充填开采、边采边复等绿色开采技术逐步应用，绿色发展质量和效益显著提升。2021年，全国煤炭产量达到41.3亿吨，同比增长5.7%，创历史新高，为保障新能源等多种能源互补发展奠定坚实基础。

　　针对煤炭价格大幅波动情况，配合国家发展改革委印发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，发布《关于明确煤炭领域经营者哄抬价格行为的公告》，明确煤炭价格合理区间，健全煤炭价格调控机制，积极维护煤炭市场秩序，引导煤炭价格在合理区间运行。

　　下一步，我们将认真贯彻落实党中央、国务院关于煤炭保供稳价的决策部署，以大型煤炭基地为重点，结合煤炭供需和区域布局，在资源条件好、开发潜力大的区域，按照智能化煤矿建设标准，有序布局建设先进产能，引导煤炭价格合理运行，加快构建供应安全稳定、利用清洁高效、开发绿色智能的煤炭发展新格局，为确保国家能源安全和能源绿色低碳转型提供坚实可靠保障。

　　四、关于进一步衔接煤炭市场和电力市场

　　我们积极支持构建煤炭市场和电力市场有效衔接的能源市场。一是稳步推动电力现货市场建设，形成“有涨有跌”的现货分时价格，更好反映供需形势和一次能源价格变化，激发发电企业保供积极性。二是与国家发展改革委联合印发《电力中长期交易基本规则》，鼓励燃煤发电等各类发电企业参与市场，通过集中竞价、双边协商等市场化方式确定电能量交易价格。三是配合国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》，明确放开全部煤电电量上网电价，将市场交易电价上下浮动幅度扩大至原则上不超过20%，高耗能企业上浮不限，取消工商业目录销售电价，推动工商业用户全部进入市场，建立电网企业代理购电机制，进一步理顺煤、电价格关系，促进煤、电价格在合理区间通过市场化方式有效传导，推动煤、电行业协同高质量发展。四是多次组织开展燃煤发电市场化改革情况监测，严格跟踪监测各地政策执行情况。通过上述一系列举措，基本构建起煤价、上网电价、用户电价通过市场化方式“三价联动”的政策管理体系。

　　据统计，2022年第一季度，燃煤发电机组直接参与市场交易电量共6687亿千瓦时，占燃煤发电机组全部交易电量比重的62.8%，平均交易价格较基准价上浮约17.84%，燃煤发电市场化改革稳步推进、持续向好。

　　下一步，我们将进一步完善燃煤发电上网价格有关政策，不断加强燃煤发电市场化改革政策执行情况监管，指导督促地方严格落实国家相关政策，持续深化电力市场化改革，深入推进电力中长期市场建设，推动各类发电企业直接参与市场，充分发挥市场机制作用，推动煤电与新能源优化组合。

　　感谢您对国家能源工作的关心和理解，希望今后能得到您更多的支持和指导。

　　国家能源局

　　2022年7月4日