四、提升機組負荷率和運行質量

　　（十二）優化電力運行調度方式。完善調度規程規范，加強調峰調頻管理，優先采用有調節能力的水電調峰，充分發揮抽水蓄能電站、天然氣發電等調峰電源作用，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，提高高效環保燃煤發電機組負荷率。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電機組適當給予補償。

　　完善電網備用容量管理辦法，在區域電網內統籌安排系統備用容量，充分發揮電力跨省區互濟、電量短時互補能力。合理安排各類發電機組開機方式，在確保電網安全的前提下，最大限度降低電網旋轉備用容量。支持有條件的地區試點實行由“分機組調度”調整為“分廠調度”。

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

　　（十四）加強電煤質量和計量控制。發電企業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電。煤炭企業要積極實施動力煤優質化工程，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）促進網源協調發展。加快推進“西電東送”輸電通道建設，強化區域主干電網，加強區域電網內省間電網互聯，提升跨省區電力輸送和互濟能力。完善電網結構，實現各電壓等級電網協調匹配，保證各類機組發電可靠上網和送出。積極推進電網智能化發展。

　　（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，減少電網調峰需求。引導電力用戶積極采用節電技術產品，優化用電方式，提高電能利用效率。

　　五、推進技術創新和集成應用

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

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