煤电机组改造

超低排放改造，其中，国家能源集团已于2019年全部完成改造任务，另外四家发电集团还有4%～10%左右的煤电机组尚需改造。在新建煤电机组方面，发电集团重视特高压配套项目建设。发展煤电的过程中，扩大供热成为

的灵活性改造进展缓慢，现有机组调节性能差，最低负荷能力仅能达到50%;个别省区新能源装机比例高，调节能力不足。 对于火电机组由基荷电力向调节电力的转变，还缺乏相应的电价体系和鼓励机制; 国内对于

可持续发展。主要有以下应对措施： 其一，补强电力系统调峰短板。一方面可加快优质调峰机组建设和改造，对既有煤电机组进行灵活性改造，规划建设若干抽水蓄能电站，在具备条件的地区适度布局天然气调峰电站，加快

和汾渭平原城市的30万千瓦及以下落后煤电机组，开展煤电节能升级改造，力争全省煤电平均供电煤耗降到300克/千瓦时。有序引导退出30万吨/年以下煤矿落后产能，加快优质高效煤矿建设，煤炭产量稳定在1.1

电源结构性矛盾突出，缺少抽水蓄能等灵活调节电源与可再生能源匹配，特别是在冬季供暖期，煤电机组热电联产与可再生能源电力消纳矛盾更加突出。如吉林装机容量是用电负荷的2.65.8倍，省内电源持续富余，特别是在冬季
上网电价高于煤电标杆电价的部分通过可再生能源发展基金补偿。2019年将上网标杆电价调整为指导价，新增项目上网电价通过竞争方式确定。同时电价附加征收标准逐步提高，由初期每度电0.1分调整为2016年每度电

矛盾较为突出。同时，我国电源结构性矛盾突出，缺少抽水蓄能等灵活调节电源与可再生能源匹配，特别是在冬季供暖期，煤电机组热电联产与可再生能源电力消纳矛盾更加突出。如吉林装机容量是用电负荷的2.65.8倍
基于固定电价下的补贴政策，明确上网电价高于煤电标杆电价的部分通过可再生能源发展基金补偿。2019年将上网标杆电价调整为指导价，新增项目上网电价通过竞争方式确定。同时电价附加征收标准逐步提高，由初期每

电源结构性矛盾突出，缺少抽水蓄能等灵活调节电源与可再生能源匹配，特别是在冬季供暖期，煤电机组热电联产与可再生能源电力消纳矛盾更加突出。如吉林装机容量是用电负荷的2.65.8倍，省内电源持续富余，特别是在冬季
上网电价高于煤电标杆电价的部分通过可再生能源发展基金补偿。2019年将上网标杆电价调整为指导价，新增项目上网电价通过竞争方式确定。同时电价附加征收标准逐步提高，由初期每度电0.1分调整为2016年每

产能，组织实施年产30万吨以下煤矿分类处置，关闭退出落后煤矿450处以上，淘汰关停2000万千瓦煤电机组的十三五去产能任务超额完成;有序发展优质先进产能，积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网，首个核电
供暖项目投入商运，持续推进煤电超低排放和节能改造，按需有序推进煤电规划建设。截至目前，水、风、光、核等非化石能源装机容量已达7.99亿千瓦。 一升一降，推动质量效益稳步提升 这一年，清洁能源

过剩产能，淘汰关停2000万千瓦煤电机组的十三五去产能任务超额完成;有序发展优质先进产能，积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网，首个核电供暖项目投入商运，持续推进煤电超低排放和节能改造，按需有序推进煤电规划

过剩产能，淘汰关停2000万千瓦煤电机组的十三五去产能任务超额完成;有序发展优质先进产能，积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网，首个核电供暖项目投入商运，持续推进煤电超低排放和节能改造，按需有序推进煤电规划