四、提升機組負荷率和運行質量

　　（十二）優(yōu)化電力運行調度方式。完善調度規(guī)程規(guī)范，加強調峰調頻管理，優(yōu)先采用有調節(jié)能力的水電調峰，充分發(fā)揮抽水蓄能電站、天然氣發(fā)電等調峰電源作用，探索應用儲能調峰等技術。

　　合理確定燃煤發(fā)電機組調峰順序和深度，積極推行輪停調峰，探索應用啟停調峰方式，提高高效環(huán)保燃煤發(fā)電機組負荷率。完善調峰調頻輔助服務補償機制，探索開展輔助服務市場交易，對承擔調峰任務的燃煤發(fā)電機組適當給予補償。

　　完善電網(wǎng)備用容量管理辦法，在區(qū)域電網(wǎng)內(nèi)統(tǒng)籌安排系統(tǒng)備用容量，充分發(fā)揮電力跨省區(qū)互濟、電量短時互補能力。合理安排各類發(fā)電機組開機方式，在確保電網(wǎng)安全的前提下，最大限度降低電網(wǎng)旋轉備用容量。支持有條件的地區(qū)試點實行由“分機組調度”調整為“分廠調度”。

　　（十三）推進機組運行優(yōu)化。加強燃煤發(fā)電機組綜合診斷，積極開展運行優(yōu)化試驗，科學制定優(yōu)化運行方案，合理確定運行方式和參數(shù)，使機組在各種負荷范圍內(nèi)保持最佳運行狀態(tài)。扎實做好燃煤發(fā)電機組設備和環(huán)保設施運行維護，提高機組安全健康水平和設備可用率，確保環(huán)保設施正常運行。

　　（十四）加強電煤質量和計量控制。發(fā)電企業(yè)要加強燃煤采購管理，鼓勵通過“煤電一體化”、簽訂長期合同等方式固定主要煤源，保障煤質與設計煤種相符，鼓勵采用低硫分低灰分優(yōu)質燃煤；加強入爐煤計量和檢質，嚴格控制采制化偏差，保證煤耗指標真實可信。

　　限制高硫分高灰分煤炭的開采和異地利用，禁止進口劣質煤炭用于發(fā)電。煤炭企業(yè)要積極實施動力煤優(yōu)質化工程，按要求加快建設煤炭洗選設施，積極采用篩分、配煤等措施，著力提升動力煤供應質量。

　　（十五）促進網(wǎng)源協(xié)調發(fā)展。加快推進“西電東送”輸電通道建設，強化區(qū)域主干電網(wǎng)，加強區(qū)域電網(wǎng)內(nèi)省間電網(wǎng)互聯(lián)，提升跨省區(qū)電力輸送和互濟能力。完善電網(wǎng)結構，實現(xiàn)各電壓等級電網(wǎng)協(xié)調匹配，保證各類機組發(fā)電可靠上網(wǎng)和送出。積極推進電網(wǎng)智能化發(fā)展。

　　（十六）加強電力需求側管理。健全電力需求側管理體制機制，完善峰谷電價政策，鼓勵電力用戶利用低谷電力。積極采用移峰、錯峰等措施，減少電網(wǎng)調峰需求。引導電力用戶積極采用節(jié)電技術產(chǎn)品，優(yōu)化用電方式，提高電能利用效率。

　　五、推進技術創(chuàng)新和集成應用

　　（十七）提升技術裝備水平。進一步加大對煤電節(jié)能減排重大關鍵技術和設備研發(fā)支持力度，通過引進與自主開發(fā)相結合，掌握最先進的燃煤發(fā)電除塵、脫硫、脫硝和節(jié)能、節(jié)水、節(jié)地等技術。

　　以高溫材料為重點，全面掌握擁有自主知識產(chǎn)權的600℃超超臨界機組設計、制造技術，加快研發(fā)700℃超超臨界發(fā)電技術。推進二次再熱超超臨界發(fā)電技術示范工程建設。擴大整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)（IGCC）技術示范應用，提高國產(chǎn)化水平和經(jīng)濟性。適時開展超超臨界循環(huán)流化床機組技術研究。推進亞臨界機組改造為超（超）臨界機組的技術研發(fā)。進一步提高電站輔機制造水平，推進關鍵配套設備國產(chǎn)化。深入研究碳捕集與封存（CCS）技術，適時開展應用示范。