为贯彻落实《国家发展和改革委员会 环境保护部 国家能源局关于印发煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)的通知》(发改能源〔2014〕2093 号)、《国家能源局综合司关于分解落实煤电节能减排升级改造目标任务的通知》(国能综电力〔2014〕767 号)要求，结合全省实际情况，制订本行动计划。
一、指导思想和行动目标
(一)指导思想。全面落实“节约、清洁、安全”的国家能源战略方针，推行更严格能效环保标准，加快全省燃煤发电升级与改造，努力实现供电煤耗、污染排放、煤炭占能源消费比
重“三降低”和安全运行质量、技术装备水平、电煤占煤炭消费比重“三提高”，促进全省能源有效利用、提高经济效益、削减大气污染物排放总量、改善全省大气环境质量。
(二)行动目标。全省新建燃煤发电机组平均煤耗低于300克标准煤/千瓦时(以下简称“克/千瓦时”);大气污染物排放浓度原则上接近或达到燃气轮机排放限值(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)。
到2020 年，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于305 克/千瓦时，其中现役60 万千瓦及以上机组改造后平均供电煤耗低于300 克/千瓦时。
二、加强新建机组准入控制
(三)严格能效准入门槛。新建燃煤发电项目(含已纳入国家火电建设规划)除热电联产和低热值煤发电项目外，原则上采用60 万千瓦及以上超超临界机组，100 万千瓦级机组设计供电煤耗不高于282 克/千瓦时，60 万千瓦级机组不高于285 克/千瓦时。
30 万千瓦及以上供热机组和30 万千瓦及以上循环流化床低热值煤发电机组原则上采用超临界参数。对循环流化床低热值煤发电机组，30 万千瓦级机组设计供电煤耗不高于310 克/千瓦时。
(四)严控大气污染物排放。新建燃煤发电项目(含已纳入国家火电建设规划)应同步建设先进高效脱硫、脱硝和除尘设施，不得设置烟气旁路通道。原则上接近或达到燃气轮机组排放限值。鼓励同步开展大气污染物联合协同脱除，减少三氧化硫、汞、砷等污染物排放。
(五)合理优化全省煤电布局。综合考虑能效、环保标准布局安排新建燃煤发电项目，落实节能、节水和环保措施。
(六)科学制定热电联产规划。坚持“以热定电”，严格落实热负荷，科学制定热电联产规划，建设高效燃煤热电机组，同步完善配套供热管网。对集中供热范围内的分散燃煤小锅炉实施替代和限期淘汰。逐步提高燃煤热电机组装机容量占全省煤电总装机容量比重。
(七)有序发展低热值煤发电。落实产业政策，重点在两淮煤炭矿区规划建设30 万千瓦及以上超临界循环流化床低热值煤发电机组。用于发电的煤矸石热值不低于1200 千卡/千克、不高于3500 千卡/千克，禁止以低热值煤发电名义建设常规燃煤发电项目。尽可能兼顾周边工业企业和居民集中用热需求。
三、加快现役机组升级改造
(八)加快淘汰落后产能。加快淘汰以下小火电机组：单机容量5 万千瓦及以下的常规小火电机组;大电网覆盖范围内，单机容量10 万千瓦及以下的常规燃煤小火电机组、单机容量20万千瓦及以下设计寿命期满和不实施供热改造的常规火电机组;供电煤耗高出2010 年本省(区、市)平均水平10%或全国平均水平15%的各类燃煤机组;烟尘、二氧化硫或氮氧化物排放不达标的小火电机组。
(九)实施综合节能改造。重点对现役30 万千瓦和60 万千瓦等级实施节能改造。现役燃煤发电机组因厂制宜采用汽轮机通流部分改造、锅炉烟气余热回收利用、电机变频等成熟节能改造技术，使供电煤耗接近或达到同类机型先进水平。
(十)推进环保设施改造。重点推进现役燃煤发电机组大气污染物达标排放环保改造，燃煤发电机组必须安装高效脱硫、脱硝和除尘设施，未达标排放的要加快实施环保设施改造升级。鼓励现役60 万及以上燃煤发电机组大气污染物排放浓度接近或达到燃气轮机排放改造。鼓励烟气污染物联合协同脱除，控制汞、砷、气溶胶等污染物排放。
四、优化机组运行方式
(十一)加强电煤质量和计量控制。发电企业要加强燃煤采购管理，鼓励通过煤电一体化、签订长期合同等方式固定主要煤源，保障煤质与设计煤种相符，鼓励采用低硫分低灰分优质燃煤，加强入炉煤计量和检质，严格控制采制化偏差，保证煤耗指标真实可信。限制高硫分高灰分煤炭的开采和使用，禁止进口劣质煤炭用于发电。
(十二)推进机组运行优化。依托安徽省发电行业节能减排技术中心，加强燃煤发电机组综合诊断和优化试验，扎实做好燃煤发电机组设备和环保设施运行维护，保障全省机组安全健康经济运行。
(十三)优化网厂协调发展。加快推进全省输电通道建设，强化主干电网，加强省间电网互联，提升跨省区电力输送和互济能力。完善电网结构，实现各电压等级电网协调匹配，保证各类机组发电可靠上网和送出。积极推进电网智能化发展。
(十四)强化调度运行控制。统筹全省发电机组节能减排改造计划，协调输变电设备检修安排，确保节能减排改造工作按期完成。依托烟气排放在线监测结果，进行发电计划的科学排序，鼓励排放高的机组电量向排放低的机组替代。充分发挥水电、抽水蓄能机组的调峰作用，合理配置旋转备用容量，在确保电网供电安全的前提下努力提高火电机组发电负荷率。
(十五)优化电力运行调度。完善调度规程规范，加强调峰调频管理，合理确定燃煤发电机组调峰顺序和深度，积极推行轮停调峰。深化系统负荷预测和风电、光伏发电功率预测工作，优化安排电网运行方式和机组运行方式，留足新能源消纳空间;在新能源集中接入地区组织开展地区电网运行适应性分析，排查并消除电网消纳能力不足隐患，确保风电电力、电量全额消纳。
五、完善配套政策措施
(十六)促进节能环保发电。制定全省火电行业节能减排环保鼓励政策，对大气污染物排放浓度接近或达到燃气机组排放限值的机组，适度增加其年度计划发电小时数;优先支持煤电能效和环保指标先进企业的新建项目。
(十七)完善关停机组政策。纳入我省小火电关停计划并按期关停的机组在三年内可享受发电量指标补偿，可以通过转让给大机组代发获得一定经济补偿。
(十七)实行煤电节能减排与新建项目挂钩。能效和环保指标先进的新建燃煤发电项目优先纳入年度火电建设方案。现役燃煤发电机组按照接近或达到燃气轮机组排放限值实施环保改造后，腾出的大气污染物排放总量指标优先用于本企业的新建燃煤发电项目。
(十八)推进技术集成应用。加强企业技术创新体系建设，推动产学研联合，支持电力企业与高校、科研机构开展煤电节能减排先进技术创新。大力发展全省煤炭清洁高效利用技术，积极推进煤电节能减排先进技术集成应用示范项目，开展先进技术经验交流，实现技术共享。
六、强化考核和任务落实
(十九)加强组织领导。我省成立由省能源局牵头，省发展改革委、环保厅等部门参加的全省煤电节能减排升级与改造行动计划协调小组。负责制定年度工作计划，完善配套政策措施，督促电力企业细化制定具体改造方案，严格实施监测评估，加强目标任务考核，有序推进全省煤电节能减排升级与改造行动。
(二十)强化企业主体责任。各发电企业是本企业煤电节能减排升级与改造工作的责任主体，要做好所属燃煤电厂的计划管理、技术指导、资金投入、过程控制，确保完成预期目标任务，力争提前完成。电厂要细化制定具体改造方案，明确时间节点，因厂制宜采用成熟、先进、适用节能减排技术，保障机组改造后能效水平达到同类机组先进水平、大气污染物排放符合有关规定。
电网企业要切实做好优化电力调度、完善电网结构等工作，按照煤电节能减排升级改造年度实施计划，合理安排系统运行方式和机组检修计划，落实配套政策，积极创造条件，保障煤电节能减排升级改造工作顺利实施。加快非统调燃煤机组烟气排放在线监测系统建设。非统调燃煤机组原则上要在2016年前完成烟气排放在线监测系统建设，并接入省节能发电调度技术支持系统，实现烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放的在线监测。
(二十一)实行严格检测评估。在现役燃煤机组实施节能环保改造后，由工作协调小组按照国家有关要求组织开展机组性能验收和现场评估等工作，相关验收材料及时抄送国家能源局和相关部门。
(二十二)严格目标任务考核。各燃煤电厂要按时上传现役机组装机容量、煤耗及污染物排放信息，及时总结年度煤电节能减排升级改造实施情况，每年12 月10 日前将相关报告报送省能源局，作为省能源局和相关部门实施考核的重要参考。对于上传煤电节能减排信息平台数据，省能源局会同有关部门组织专项核查。
(二十三)积极推进信息公开。各燃煤电厂需确保本企业接入省节能发电调度技术支持系统的各项参数通讯的稳定、畅通及受监测参数的真实、可靠，省能源局定期在能源局网站公布主要监测参数和机组运行情况，接受社会监督。
