国能电力[2016]179号

　国家能源局关于推动东北地区

　　电力协调发展的实施意见

辽宁、吉林、黑龙江、内蒙古、河北、山东省（区）发展改革委（能源局、物价局），东北能源监管局，国家电网公司，华能、大唐、华电、国电、国电投集团，神华集团、华润集团、国投公司：

　　近年来，东北地区出现较严重的电力供大于求局面，电力消纳及系统调峰困难。去年入冬以来，受气候条件、燃煤供暖、秸秆燃烧等因素影响，还出现了持续性严重雾霾现象。这些问题如不及时解决，将对东北地区经济健康持续发展及人民群众生活质量提高产生不利影响。为贯彻落实中共中央、国务院《关于全面振兴东北地区等老工业基地的若干意见》（中发[2016]7号），加快解决东北地区电力消纳、系统调峰等问题，促进能源清洁发展，减少大气污染，现提出以下实施意见。

　　一、指导思想

　　牢固树立创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念，适应和把握经济发展新常态的趋势，结合东北地区电力产业发展及电力供需形势，大力推进电力供给侧和消费侧革命，优化电力结构，加快建设电力市场，加速实施技术创新，坚持规划引领，有序安排电力建设，从供需两侧加快推动解决东北地区“窝电”问题，促进东北地区电力行业协调、健康、持续发展。

　　二、基本原则

　　坚持整体谋划。以“三省一区”为一体，将东北地区电力发展与能源发展规划、电力发展规划、大气污染防治行动计划相结合，以规划为引领，全盘统筹，提出系统性发展思路。

　　坚持统筹推进。统筹考虑国家与地方、近期与远期、不同部门、各类措施之间的关系，将多种资源有机结合起来，加强协作，促进各项工作协调推进。

　　坚持多措并举。深入挖掘东北地区电力发展所面临的电力消纳、系统调峰、大气污染等各类问题及原因，采取多种有针对性的措施，共同发力，解决各类电力发展难题。

　　坚持分类指导。比较分析四省（区）面临问题的差异性，科学把握问题性质及程度，因地制宜，分类设计个性化的解决方案。

　　三、主要目标

　　力争到2020年，东北地区电力供需实现基本平衡，火电、风电利用小时数达到合理水平，弃风率显著下降。初步形成安全稳定、结构合理、调节灵活的电力系统，建立适应多种电源消纳的电力市场机制。减少散烧煤、生物质燃料直接燃烧，提高能源供应清洁化水平，降低大气污染排放。

　　四、重点任务

　　（一）加快电力外送通道建设

　　继续落实《国家能源局关于缓解东北地区电力供需矛盾的意见》（国能电力[2014]350号）确定的东北地区电力外送战略。在绥中电厂改接华北电网工程增加向华北送电200万千瓦的基础上，进一步加大外送通道工程建设力度：

　　一是今年开工建设扎鲁特至青州±800千伏直流工程，2017年建成投产，促进东北地区各类电源外送。

　　二是2019年力争实现赤峰地区（元宝山）电厂改接河北电网工程建成投产，增加清洁能源富集的赤峰地区向华北送电约200万千瓦。力争实现白音华2×60万千瓦项目改送江苏电网工程建成投产。

　　三是加快推进徐大堡核电外送华北通道前期论证工作，结合“十三五”电力规划编制，提出可行的徐大堡核电消纳方案，统筹研究新增东北向华北送电可能性。

　　（二）控制火电与风电建设节奏

　　一是严格控制煤电新增规模及建设节奏。根据《国家能源局关于建立煤电规划建设风险预警机制暨发布2019年煤电规划建设风险预警的通知》（国能电力[2016]42号），通过煤电规划建设风险预警机制，指导各地和发电企业有序规划建设煤电项目。按照《国家发展改革委 国家能源局关于促进我国煤电有序发展的通知》（发改能源[2016]565号）要求，在东北地区取消煤电项目190万千瓦，缓核煤电项目210万千瓦，缓建煤电项目357万千瓦，控制煤电集中投产势头。

　　二是科学控制风电新增规模及建设节奏。严格落实《国家能源局关于进一步完善风电年度开发方案管理工作的通知》（国能新能[2015]163号），弃风限电比例超过20%的地区不得安排新的建设项目，结合风电消纳情况，合理安排风电项目建设节奏，缓解弃风压力。

　　三是引导热电有序发展。落实《热电联产管理办法》（发改能源[2016]617号）要求。新增采暖需求优先通过建设背压热电机组解决，充分发挥背压热电机组供热能力强、机组容量小的优势。严格限制现役纯凝机组供热改造，确需供热改造满足采暖需求的，须同步安装蓄热装置，确保系统调峰安全。

　　四是加强项目建设监管。按照《国家发展改革委 国家能源局关于做好电力项目核准权限下放后规划建设有关工作的通知》（发改能源[2015]2236号）要求，加强电力项目建设事中、事后监管，严厉查处电力项目违规建设行为。

　　（三）加大淘汰落后产能力度

　　按照《国家发展改革委 国家能源局关于进一步做好煤电行业淘汰落后产能工作的通知》（发改能源[2016]855号）要求，进一步淘汰污染物排放不符合国家环保要求且不实施环保改造的煤电机组，特别是单机30万千瓦以下，运行满20年的纯凝机组和运行满25年的抽凝热电机组。鼓励通过新建背压热电机组或实施背压改造，加速替代现役落后火电机组。“十三五”期间，东北地区力争再淘汰落后火电机组350万千瓦。

　　（四）加速推进煤电机组超低排放和节能改造

　　按照国务院统一部署，在原有改造计划的基础上进一步提速扩围，力争2018年前东北三省30万千瓦及以上燃煤机组（约2800万千瓦）全部完成超低排放改造，具备条件的煤电机组要在2018年前完成节能改造，大幅降低大气污染物排放，提升能效水平。辽宁省力争2017年完成超低排放和节能改造任务。

　　（五）大力推进电能替代

　　按照国家发展改革委、国家能源局等联合印发的《关于推进电能替代的指导意见》（发改能源[2016]1054号），在配电网建设改造、电网接入、峰谷电价、直接交易、辅助服务市场等方面给予电能替代支持政策，鼓励东北地区在居民采暖、生产制造领域，推广或试点电采暖、工业电锅炉（窑炉）等。支持电能替代用户参与电力市场竞争，与风电等各类发电企业开展电力直接交易，利用低谷风电资源降低电能替代用电成本。

　　2016年，在东北地区选择若干城市开展电能替代试点示范，鼓励先行先试，编制实施方案，在供暖、工农业生产等领域，实施以电代煤、以电代油。

　　（六）提高系统调节能力

　　一是加快规划内抽水蓄能、燃气调峰等调峰电源建设进度。加快建设辽宁清原、兴城、庄河，吉林敦化、桦甸、蛟河，黑龙江荒沟、五常、尚志抽水蓄能电站，尽快发挥调峰作用。根据天然气供需形势，规划建设燃气调峰电源项目。

　　二是实施燃煤电厂灵活性提升改造工程。2016年，在东北地区选取第一批10家燃煤电厂进行灵活性提升改造试点，提高调峰能力，在技术上缓解东北地区冬季调峰问题。2017年以后，系统推进燃煤电厂灵活性改造。

　　三是推进节能低碳电力调度。国家能源局会同相关部门，在修订《节能发电调度办法（试行）》（国办发[2007]53号）的基础上，制定《节能低碳电力调度办法》，结合电力市场建设，进一步优先调度非化石能源发电资源和高效清洁煤电。

　　四是加快储能、燃料电池技术研究与应用。开展全钒液流电池等多种储能技术示范工程，促进可再生能源消纳。成立燃料电池发电技术创新协作平台，促进多方合作，推进燃料电池技术进步与应用。

　　（七）加快电力市场建设

　　按照国家电力体制改革工作统一部署，加快推进电力市场建设，形成促进电力消纳的市场机制。

　　一是有序放开输配以外的竞争性环节电价，分步实现公益性以外的发、用电侧价格由市场形成。在电力市场建成前，进一步完善发、用电侧峰谷分时电价制度，继续执行煤电价格联动机制，逐步扩大直接交易、竞价等市场形成价格范围，充分发挥价格信号引导电力消费、促进移峰填谷的作用。

　　二是建立和完善辅助服务市场，开展东北区域电力辅助服务市场专项改革试点，鼓励各类发电企业或用户参与调峰服务，并按规定获得合理补偿收益。

　　三是根据国家发展改革委《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》（发改能源[2016]625号），由国家能源局会同相关部门制定东北各省（区）风电、光伏发电保障性收购利用小时数，东北各省（区）要严格执行，确保可再生能源优先发电。

　　四是东北各省（区）要积极落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9号）及其配套文件，加快推动电力体制改革相关工作，抓紧制定电改实施方案。

　　（八）丰富能源生产方式

　　一是推进燃煤生物质耦合发电。结合秸秆禁燃要求，在东北地区选择有条件的燃煤电厂进行秸秆、污泥掺烧改造试点，促进生物质燃料消纳，降低电厂煤耗，减少生物质直接焚烧污染。

　　二是落实中央城镇化会议精神，建立新型城市多种能源综合协同、绿色低碳、智慧互动的供能模式，选择大连庄河等若干城市开展智慧能源城市示范和海岛（镇）微网试点。

　　三是鼓励在酒店、宾馆试点实施热电冷水汽五联供，提升能源利用效率。

　　四是借鉴河北雄县模式，因地制宜，积极利用地热资源，实施清洁供暖。

　　五是积极推动徐大堡核电前期工作，争取尽早开工建设。

　　五、组织保障

　　国家能源局负责指导及协调，制定出台促进电力消纳、大气污染防治的政策措施。东北各省（区）发展改革委（能源局）会同相关地方政府部门、国家能源局派出机构等单位，细化工作方案，并制定本地区支持政策，共同解决东北地区电力发展难题。东北各省（区）物价局要提前开展电网输配环节成本调查和测算，做好成本监审前期准备工作，为将来科学、准确核定成本，测算输配电价，推进输配电价改革打好基础。国家能源局东北监管局要做好东北区域电力辅助服务市场专项改革试点工作，加强东北地区电力建设秩序、市场运行和行业发展监管，及时发现问题，提出建议。

国家能源局

2016年6月21日