四、主要任务
综合考虑我省能源资源赋存、水资源分布、生态环境承载能力和区域经济发展等因素，合理规划全省能源发展布局。落实两淮大型煤炭基地化解过剩产能任务，加大煤矿安全改造和技术升级力度，推进重点煤炭企业实施煤电化运一体化发展和赴省外开发煤炭资源。提高煤炭集中高效发电比例，优先建设坑口电厂和低热值煤综合利用电厂。加强可再生能源资源勘查和建设规划，推进皖北平原和江淮丘陵地区风电开发利用，扩大皖北、皖中地区光伏发电应用规模，加快粮食主产区农林生物质电厂建设，有序推进皖南和大别山区抽水蓄能电站规划建设。推动特高压工程和皖中负荷中心、皖南交换中心电网建设，形成500千伏“五纵四横两平台”骨干网架。加快天然气干支线管道建设，初步形成“三纵四横一环”干线网架和多通道、多气源供应格局。
（一）推进煤炭产业转型发展。合理控制煤炭产能，提高煤炭安全生产水平，鼓励煤炭分级分质利用。进一步深化煤炭企业改革，支持煤电化运一体化发展，实现煤炭行业脱困发展和转型升级。
1．合理控制煤炭产能。从2016年起，3年内停止核准除产能置换项目外的新增煤炭产能项目。对资源枯竭、赋存条件差、长期停产、停建的煤矿，引导有序退出。适时启动信湖、杨村、板集等停缓建项目。到2020年，保有生产矿井37对，核定产能1.3亿吨/年左右。
2．推进煤矿绿色高效安全生产。加强安全生产隐患排查整治，科学设立停采区或缓采区，对存在重大安全隐患和不具备安全生产条件的矿井，依法依规停产整顿。提高煤炭生产机械化、信息化、智能化水平，推行充填开采、保水开采、煤与瓦斯共采等绿色开采技术，加大安全系统改造和重大灾害治理力度。到2020年，煤矿百万吨死亡率保持低于国家控制指标，职业病发病人数下降至200人/年以下。
3．提升煤炭综合利用水平。促进煤炭分级分质利用，提高两淮矿区原煤入选率，采用配煤、型煤等先进煤炭加工技术，提升煤炭产品质量和等级。统筹推进坑口电厂、低热值煤综合利用等项目建设，加强煤炭焦化、气化、液化、煤制天然气和烯烃等关键技术研发应用，实现煤炭由单一燃料向原料和燃料并重转变。
4．加快煤炭物流发展。鼓励我省重点煤炭企业剥离煤炭运销业务，发展大型现代化煤炭物流企业。完善两淮矿区专用铁路网，提高两淮煤炭基地外运能力。依托长江、淮河黄金水道和港口资源，完善芜湖煤炭物流园区功能，开展安庆、淮南煤炭储配基地等项目前期工作，增强皖南、皖中地区煤炭接卸、中转和储备能力，形成布局合理、功能完善的煤炭物流体系。
（二）促进燃煤火电有序发展。合理规划燃煤火电建设项目，提升煤炭就地转化率。合理选择火电机组，提高高效环保机组比重，新建燃煤火电项目采用66万千瓦及以上超超临界机组，低热值煤发电、热电联产采用35万千瓦及以上机组。
1．优先建设坑口电站。发挥两淮地区煤水资源组合优势，加强坑口电站建设，推进煤电一体化发展，巩固两淮大型煤电基地地位，为全省电力供应提供可靠保障。
2．合理布局低热值煤发电。根据不同矿区煤炭产能、煤质特点及洗选能力，结合各地低热值煤产量、消纳和小机组关停情况，合理布局低热值煤发电项目。
3．积极发展热电联产。科学编制热电联产规划，结合城市热网建设、工业园区发展、小锅炉替代等情况，统筹建设高参数、环保型、符合国家产业政策的热电联产项目，同步配套建设高效、快捷热力管网，提高产业集聚区、工业园区热电联产水平。企业自备热电项目应与周边区域热源、热用户和电网相衔接。
4．加快现役机组升级改造。积极推进现役煤电机组超低排放与节能改造，加快淘汰煤耗高、污染重的小火电，改善区域大气环境质量。到2020年，火电供电标准煤耗下降到300克/千瓦时，30万千瓦及以上现役燃煤火电机组实现超低排放。
（三）积极发展可再生能源。坚持集中开发与分布式利用并举，大力发展光伏发电。落实生态环保措施，稳妥推进风电建设。加快生物质电厂建设，提高农作物秸秆使用量。有序推进抽水蓄能电站建设，统筹优化站址布局。推广热泵系统、冷热联供等技术应用，扩大地热能和空气能利用。继续做好现有核电站址保护工作。
1．加快光伏发电建设。推进两淮采煤沉陷区等国家光伏领跑者基地和金寨高比例可再生能源示范县建设。积极组织实施光伏扶贫工程。鼓励采用农光互补、渔光互补等“光伏+”模式建设光伏电站。大力推广厂房、公共建筑等屋顶分布式光伏发电。2020年，全省光伏发电装机规模达到800万千瓦。
2．稳妥推进风电开发。按照生态友好、环境优美的要求，支持平原、低丘、滩涂地区采用先进技术有序建设低风速风电场，控制山区风电项目建设，实施风电场生态环境整治修复工程，提升绿色风电建设水平，实现风电开发与生态环境有机融合。2020年，全省风电装机规模达到260万千瓦。
3．加大生物质能利用。加强农作物秸秆能源化利用，加快建设秸秆电厂，探索开展高效清洁煤电耦合生物质发电技术研究和试点示范，鼓励发展固体成型燃料、生物天然气、纤维素燃料乙醇等生物质燃料。适应新型城镇化发展需要，合理规划生活垃圾焚烧发电厂建设。2020年，全省秸秆电厂装机规模达到150万千瓦左右，垃圾焚烧发电装机规模达到50万千瓦左右。
4．有序发展抽水蓄能。稳步建设绩溪、金寨抽水蓄能电站等续建项目，力争开工建设桐城、宁国抽水蓄能电站。积极开展抽水蓄能电站选点规划调整论证工作，争取岳西、霍山、石台等抽水蓄能站址纳入国家新一轮选点规划。2020年，全省抽水蓄能电站装机规模达到378万千瓦。
（四）加强输配电网建设。完善全省骨干电网，加快电力输送通道和变电设施建设，着力提高电网利用效率。加强配电网建设改造，满足城乡居民用电快速增长和可再生能源大规模发展需要。
1．完善省级骨干电网。建设淮南—南京—上海、准东—皖南等安徽段特高压工程。加快阜阳三、肥北、安庆三等500千伏输变电工程建设，构建“五纵四横两平台”网架。2020年，拥有特高压变电站2座、换流站1座，变电容量2400万千伏安；拥有500千伏变电站37座，变电容量6335万千伏安，线路7220公里，每个设区市拥有1座及以上500千伏变电站。
2．优化市级主干网架。依托500千伏变电站，加快亳州乐土、六安崔庄、马鞍山塔岗等220千伏输变电工程建设，推进各市主干网架结构升级，构建220千伏环网结构。2020年，拥有220千伏变电站275座、变电容量8754万千伏安、线路20000公里，每个县拥有1座及以上220千伏变电站。
3．推进城市配电网建设改造。实施城市配电网建设改造行动计划，优化网架结构，加快标准化、智能化建设，建设宿州丁湖、滁州沃公、池州陵阳等110千伏输变电工程，形成结构合理、技术先进、灵活可靠、经济高效、环境友好的新型城市配电网。2020年，中心城区用户年均停电时间不超过1小时。
4．加强农村电网改造升级。实施新一轮农村电网改造升级工程，加大贫困地区农村电网改造力度，统筹推进光伏扶贫配套电网、小城镇（中心村）电网改造、村村通动力电和皖北平原机井通电等建设，基本解决农村电网低电压和“卡脖子”问题。2020年，农网户均容量达到2.8千伏安。
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