按照《國家能源局關于印發“十三五”能源規劃實施評估工作方案的通知》(國能發規劃〔2017〕72號)要求，安徽省能源局會同有關單位和研究機構對《安徽省能源發展“十三五”規劃》(以下簡稱《規劃》)實施情況進行了監測和評估，在此基礎上編制《安徽省能源發展“十三五”規劃實施監測和評估報告》。

一、《規劃》實施情況

(一)能源發展總體情況

“十三五”以來，全省能源系統深入學習貫徹習近平總書記“四個革命、一個合作”能源安全新戰略，認真貫徹落實黨中央國務院和省委省政府的決策部署，堅持穩中求進工作總基調，積極構建能源安全保障體系，大力推進能源供給側結構性改革，不斷提升能源發展質量和效率，《規劃》目標和重點任務完成情況良好。

1.能源供應保障能力增強。2016—2017年，累計新增電力裝機1308萬千瓦，截至2017年底，全省電力裝機6468萬千瓦、發電量2470億千瓦時，比2015年分別增長25.3%和19.8%;擁有煤炭生產礦井44對、核定產能1.43億噸/年，單井平均產能320萬噸/年，單井規模居全國前列。“一體化、網絡化”現代能源基礎設施體系日益完善，全省在運110千伏及以上變電站840座，變電容量1.6億千伏安、輸電線路長度4.4萬公里;現有天然氣長輸管道2605公里，原油管道690公里，成品油管道760公里，天然氣儲氣能力2888萬方，成品油庫容90萬方。

2.能源消費結構持續優化。2016—2017年累計新增可再生能源發電裝機894萬千瓦，截至2017年底，全省可再生能源發電裝機達到1534萬千瓦、2017年發電量229億千瓦時，分別是2015年的2.4倍、2倍。2017年，全省能源消費總量13051.9萬噸標準煤、能源消費年均增長2.9%，單位地區生產總值能耗降至0.497噸標準煤/萬元(地區生產總值按照2015年可比價格計算)，連續兩年完成國家下達的能源消費總量和強度“雙控”目標。煤炭消費占能源消費的比重降至72.5%，比2015年下降4.3個百分點;油品消費占17.37%、天然氣消費占4.48%，非化石能源消費占5.66%，比2015年分別提高1.17、0.68和2.16個百分點。

3.化石能源清潔高效利用水平提高。2017年，全省原煤入選率提高至95%、礦井水綜合利用率提高至70%，比2015年分別提高5個、7個百分點。煤矸石綜合利用率達到100%。電煤占煤炭消費的比重提高至55.2%，比2015年提高2.2個百分點。低熱值煤發電裝機達到265萬千瓦、年利用低熱值煤超過800萬噸，瓦斯發電裝機14萬千瓦、瓦斯抽采量6.8億立方米、利用量2.6億立方米。60萬千瓦級以上火電機組占全省火電裝機容量的80%，大幅高于全國平均水平。火電供電煤耗297克標煤/千瓦時，比全國平均水平低13克/千瓦時。燃煤火電機組全部安裝了環保設施，20萬千瓦及以上燃煤火電機組全部實現超低排放，提前一年完成國家目標任務。

4.能源惠民利民成效顯著。累計實施8批次216億元農網改造升級專項工程，截至2017年底，農村戶均配變容量由2015年的1.74千伏安提高到2.3千伏安、年均停電小時由26.1小時降至11.3小時。通過實施“兩年攻堅戰”，在全國率先實現村村通動力電，率先完成平原地區機井通電全覆蓋，中心村電網改造完成數量居全國首位。先行探索光伏扶貧這一精準扶貧、精準脫貧的有效方式并推向全國，截至2017年底，全省累計并網光伏扶貧裝機199.3萬千瓦，居全國首位，每年可為貧困戶增收約20億元。

5.能源體制改革穩步推進。扎實推進能源行業供給側結構性改革。累計退出煤炭產能1689萬噸，提前完成煤炭去產能五年任務三年“大頭落地”目標;有效防范煤電產能過剩風險，淘汰落后煤電產能44.6萬千瓦，緩建煤電裝機96萬千瓦。電力體制改革全面推進。發用電計劃有序放開，市場化交易機制逐步完善，電力直接交易規模逐年大幅增加。2015—2017年，分別完成電力直接交易量178、394、550億千瓦時，占全社會用電量的比重為11%、23%和28.6%，累計降低企業用電成本73.4億元。油氣體制改革穩步推進。引進各類社會資本參與建設天然氣管道近400公里。鼓勵開展多種形式大用戶直供氣，直供氣用氣量已達到全省非居民用氣量的30%以上，年減少企業用氣支出2.5億元。推行工業用戶倒階梯氣價，2017年降低工業企業大用戶用氣支出4億元。

(二)能源發展形勢分析

黨的十九大提出，壯大節能環保產業、清潔能源產業，推進能源生產和消費革命，構建清潔低碳、安全高效的能源體系。我省加快建設五大發展美好安徽，著力構建現代基礎設施體系，能源發展宏觀環境總體有利。但我省能源發展改革也面臨結構調整任務艱巨、供應保障形勢偏緊、體制機制有待完善等突出問題。

有利因素方面：一是能源消費需求仍將保持穩步增長。2017年，我省人均用能2.08噸標準煤，僅為全國平均水平的64%。未來一個時期，我省仍處于工業化、城鎮化加速發展階段，工業用能穩步增長，交通、建筑用能快速增長，人均用能保持較快增長。隨著我省與全國同步全面建成小康社會，能源需求仍將保持剛性增長，為能源發展提供了較大的空間。二是能源產業發展條件較好。我省資源條件相對優勢明顯，煤、水資源兼備。區位條件優越，地處長江經濟帶承上啟下、承東啟西位置，隨著長三角更高質量一體化進程加快，與長三角兄弟省市能源互濟互保、基礎設施互通互聯進程加快。電網堅強智能，可再生能源消納能力較強。能源通道完善，水運、鐵路運輸通暢，超高壓、特高壓輸電通道齊備。三是能源改革釋放發展潛力。“十三五”以來，按照國家部署，我省堅持市場化改革方向，推進簡政放權，發揮市場在資源配置中的決定性作用，深入推進電力、石油天然氣等重點領域改革和能源市場建設，拓寬社會資本進入能源領域渠道，改革紅利進一步釋放。

不利因素方面：一是能源保供壓力增大。“十三五”以來，國家深入推進煤炭去產能，防范化解煤電產能過剩風險，我省煤炭、電力等行業發展受限，而能源需求剛性增長，加之我省可再生能源資源缺乏、天然氣資源供應緊張，預計“十三五”后期及今后一個時期，能源供應短缺風險加大。二是能源結構調整任務艱巨。受能源資源稟賦和產業結構等因素影響，我省對煤炭依賴度較高。2017年，煤炭占全省能源生產的91.6%，煤炭消費比重比全國約高12個百分點;非化石能源消費比重比全國低8.5個百分點。在打好污染防治攻堅戰的背景下，能源結構調整任務異常艱巨。三是體制機制有待完善。能源行業自然壟斷、競爭性壟斷和無序競爭現象仍然存在，能源價格、稅收、財政、環保等政策銜接不夠，市場體系有待完善，市場配置資源的作用沒有得到充分發揮。天然氣、電力調峰成本補償及相應價格機制亟待完善，科學靈活的價格調節機制尚未完全形成。

(三)主要指標完成情況

《規劃》設定的能源總量、結構、效率、環保等4個方面、20項指標全面按序時進度完成規劃目標。

1.約束性指標完成情況。《規劃》設定約束性指標5項。截至2017年底，煤炭占能源消費比重降至72.5%，煤電供電煤耗降至297克標準煤/千瓦時，非化石能源消費占能源消費的比重提高至5.66%，上述3項指標提前并超額完成2020年規劃目標;全省能源消費總量13051.9萬噸標準煤，單位國內生產總值能耗較上年下降5.28%，上述2項指標按序時進度完成規劃目標。

2.預期性指標完成情況。《規劃》設定15項預期性指標。截至2017年底，石油消費量約1595萬噸，石油消費比重提高至17.37%，非化石能源裝機比重提高至23.7%，電網線損率下降至7.18%，煤電二氧化硫、氮氧化物、煙塵排放濃度分別降至28、43、6毫克/立方米。上述7項指標提前完成2020年規劃目標。能源生產總量9144萬噸標準煤，電力裝機規模6468萬千瓦，全社會用電量1921億千瓦時，非化石能源發電量占比達到9.2%，天然氣消費量44.17億立方米(含煤層氣)，天然氣消費占比4.48%，原煤入選率達到95%。上述7項預期性指標按序時進度完成規劃目標。

2017年，全省煤炭消費量16084.6萬噸，比規劃序時進度少412.2萬噸;煤炭消費年均增長1.3%，比規劃年均增速低1.3個百分點。主要原因是：“十三五”以來，我省大力推進能源消費總量控制，嚴格控制新增耗煤項目。同時，按照國家要求，啟動煤炭消費減量替代，煤炭消費增速回落。

(四)重點任務推進情況

“十三五”以來，全省能源系統認真推進《規劃》實施，《規劃》確定的重點任務完成情況較好。

1.煤炭產業轉型升級成效明顯。一是煤炭產能控制取得階段性成果。“十三五”以來，我省停止核準新增煤炭產能項目，并對在建礦井采取緩建措施。2016—2017年，全省僅投產礦井2對，新增產能445萬噸/年。認真貫徹國家化解煤炭過剩產能部署，累計關閉資源枯竭、災害嚴重、長期虧損礦井11對，退出產能1689萬噸/年;4對礦井實施減量生產，核減產能55萬噸/年。二是煤礦綠色安全高效生產水平進一步提高。加強生產礦井安全生產隱患排查整治，對存在重大安全隱患和不具備安全生產條件的礦井，依法依規停產整頓。2016—2017年，全省煤礦年均發生死亡事故7.5起、死亡7.5人，百萬噸死亡率降至0.062，比“十二五”分別下降61.9%、77.4%和74.5%。大力提高煤炭生產機械化、信息化、智能化水平，推行充填開采、保水開采、煤與瓦斯共采等綠色開采技術，加大安全系統改造和重大災害治理力度。截至2017年底，全省擁有安全高效礦井28對，核定產能10545萬噸/年，占全省產能的73.7%。生產礦井采煤機械化、掘進機械化程度提高至100%和98%，達到國內先進水平。三是企業轉型升級步伐加快。截至2017年底，全省重點煤炭企業電力權益裝機容量1226萬千瓦，煤炭物流設施周轉量10221萬噸/年，靜態儲量610萬噸，焦炭、甲醇和合成氨產能分別為440萬噸/年、40萬噸/年和50萬噸/年。省屬3家煤炭企業獲得內蒙古、山西、陜西等省區多對礦井的主體開發資格，規劃建設規模約4600萬噸/年。煤炭企業經營狀況大幅改善，2017年，煤炭行業實現利潤超過80億元，全行業虧損局面得到扭轉。

2.燃煤火電項目建設放緩。“十三五”以來，國家推進供給側結構性改革，防范化解煤電產能過剩風險，我省燃煤火電建設放緩。2016—2017年，僅建成淮北平山電廠2號機、利辛板集電廠、皖能銅陵6號機等5臺“十二五”結轉燃煤火電機組，新增裝機331萬千瓦，完成規劃目標的24%;在建蚌埠電廠二期、錢營孜煤矸石、神皖廬江電廠、華電蕪湖3號機等7臺機組，裝機424萬千瓦;華能巢湖電廠二期、阜陽華潤電廠二期未能如期開工，大唐滁州電廠尚未核準，列入規劃的煤電儲備項目沒有開展實質性工作。燃煤火電節能減排成效顯著，累計淘汰關停小火電機組6臺、44.65萬千瓦，完成規劃目標的90%;完成3205萬千瓦的超低排放改造和1300萬千瓦節能改造任務，煙塵、二氧化硫和氮氧化物排放總量比2015年分別減少了63%、44%和29%，全省煤電平均供電煤耗297克標煤/千瓦時，電網線損率下降至7.18%，提前2020年規劃目標。

3.可再生能源開發利用高速增長。“十三五”以來，我省將發展可再生能源作為推進能源結構調整的重要抓手，創新發展方式、完善支持政策，可再生能源開發利用迎來爆發式發展。一是積極發展光伏發電。落實《國家發展改革委國家能源局關于完善光伏發電規模管理和實施競爭方式配置項目的指導意見》，采用招標方式配置光伏發電規模，積極探索“光伏+”模式建設農光互補、漁光互補等各類綜合應用光伏電站。探索將采煤沉陷區治理和發展水面光伏相結合的新路，積極推進兩淮采煤沉陷區國家光伏領跑基地建設。先行探索光伏扶貧這一精準扶貧、精準脫貧的有效方式并推向全國。積極在工業、公共建筑等各類屋頂推廣分布式光伏發電。截至2017年底，全省累計并網光伏發電裝機888萬千瓦，提前3年完成規劃目標。二是穩步推進風電發展。注重集中式風電場開發與環境保護協調發展，有序建設平原、低丘、灘涂地區低風速風電場。統籌風能資源、土地利用、生態保護、交通運輸等建設條件，因地制宜探索接入低壓配電網分散式風電項目建設。截至2017年底，全省累計并網風電裝機217萬千瓦。三是大力推進生物質發電。我省高度重視農作物秸稈綜合利用，省政府先后出臺《關于加快發展農作物秸稈發電的意見》《大力發展以農作物秸稈資源利用為基礎的現代環保產業的實施意見》，省發展改革委、省財政廳印發《關于對農作物秸稈發電實施財政獎補的意見》，構建起促進秸稈能源化利用的政策體系。截至2017年底，全省累計并網生物質發電裝機119萬千瓦，居全國第4位。四是有序推進水電開發。實施小水電增效擴容改造，新增并網裝機19萬千瓦。有序推進績溪、金寨抽水蓄能電站建設，累計完成投資34.5億元、15.1億元，占總投資的35%、21%，穩步推進桐城等抽水蓄能電站前期工作。截至2017年底，全省水電裝機310萬千瓦，其中抽水蓄能168萬千瓦、常規水電142萬千瓦。

4.電網建設全面加強。省委、省政府高度重視現代基礎設施體系建設，印發實施《安徽省電網發展規劃(2017—2021年)》，堅強智能電網建設全面提速。省級骨干電網方面，建成淮南—南京—上海(安徽段)特高壓工程，省際電力交換能力提高到1700萬千瓦;準東—皖南特高壓工程(安徽段)建設穩步推進。500千伏肥北、懷洪、福渡、廣德、涓橋等5座變電站建成投運，平山電廠送出、板集電廠送出、銅陵電廠二期送出、沙河擴建2號主變等工程按期建成，開工建設安慶三、阜三、金寨等17個500千伏輸變電工程。市級主干網架方面，建成合肥牌坊、滁州護橋等22個220千伏輸變電工程;完成阜陽薛橋、蚌埠蔣南等7個變電站擴建工程;建成蚌埠電廠二期等2個220千伏電源送出工程;建成文都—廬江線路等8個線路工程;開工建設合肥小廟、馬鞍山塔崗等39個220千伏輸變電工程。配電網建設改造方面，密切跟蹤市區、縣城、中心城鎮和產業園區等經濟增長熱點，不斷提升供電能力，消除城鎮用電瓶頸;加大農網改造升級力度，推進城鄉供電服務均等化進程。110、35千伏變電容載比分別為2.11、1.9，城網、農網戶均配變容量分別達到3.7千伏安/戶、2.3千伏安/戶。電網智能化發展方面，新建和改造智能變電站206座、配電自動化主站3座、配電終端2009個。

5.天然氣利用規模進一步擴大。印發實施《安徽省油氣管網基礎設施建設規劃(2017—2021年)》，加快天然氣基礎設施建設。2016—2017年新增省級干支線管道525公里，管道總里程達到1659公里，其中省級干線280公里，支線1379公里。開工建設宣城—黃山、蕪湖—江北集中區、合肥—六安、亳州—太和、巢湖—無為、阜陽—太和干線，蚌埠—合肥、池州—青陽、蚌埠—鳳陽支線等10條省級管道，總長度600公里。建成LNG儲罐8座，其中大型LNG儲備站1座，新增儲氣能力1500萬方，全省天然氣儲備能力達到2888萬方。蕪湖LNG內河接收站(一期接收能力100萬噸/年)前期工作有序推進。2017年，全省天然氣消費量44.17億立方米，天然氣占能源消費的比重由2015年的3.8%提高至4.48%。全省16個省轄市、61個縣(市)用上天然氣，其中，15個省轄市、37個縣(市)接通長輸管道天然氣，比2015年新增13個縣(市)。24個未通長輸管道的縣(市)通過槽車、點供站等形式用上LNG或CNG。

6.能源消費革命穩步推進。嚴格推進能源消費總量和強度“雙控”。“十三五”以來，累計新增能源消費752萬噸標準煤，單位生產總值能耗持續下降，連續兩年完成國家下達的能源消費總量和強度控制目標。深入推進煤炭清潔高效利用，啟動散煤使用治理，加強商品煤質量管理，限制劣質煤銷售、使用，提高電煤消費比重。2017年，全省煤炭消費16084.6萬噸，其中電煤消費8883.8萬噸，占55.2%，比2015年提高2.2個百分點。重點推進居民生活、生產制造、交通運輸等重點領域電能替代，電能替代累計新增用電量約75億千瓦時，完成規劃目標的63%。大力推進煤泥矸石、煤礦瓦斯等能源資源綜合利用。至2017年底，全省煤矸石電廠裝機達到265萬千瓦、余熱余壓余氣發電裝機達到163千瓦，比2015年增長9%、20.7%。累計抽采煤礦瓦斯15.3億立方米，瓦斯利用率達到37.5%。

7.能源體制改革全面深化。持續推進電力體制改革，先后出臺《關于進一步深化電力體制改革的實施意見》《安徽省電力體制綜合改革方案》《安徽省交易機構組建方案和章程》《安徽省電力直接交易規則》《安徽省電力市場交易主體準入退出實施細則》《安徽省電力市場管理委員會組建方案》、《發電計劃管理辦法》等規范性文件。明確了各電壓等級輸配電價標準。組建了相對獨立的電力交易機構和電力市場管理委員會，已注冊電力用戶3928家、售電公司138家、發電企業25家。2017年，全省直接交易電量達到550億千瓦時，比2016年增長40%，占全年全社會用電量的30%，降低企業用電成本約36億元。寧國經濟技術開發區河瀝園區等增量配電改革項目列入國家試點。天然氣管道建設向各類社會資本開放。鼓勵開展多種形式大用戶直供氣，推行工業用戶倒階梯氣價。

二、《規劃》實施面臨的主要問題

“十三五”以來，我省《規劃》實施情況總體較好，但也面臨一些新情況和新問題，主要是：

(一)煤炭、天然氣、電力供應短缺風險顯現。受化解煤炭過剩產能、減量化生產等措施影響，省內煤炭產量持續下降，煤炭凈調入量大幅增長。預計到2020年，我省煤炭凈調入量將達到5300萬噸，約占全省煤炭消費量的30%以上。受全國供需形勢、煤炭運力等因素影響，未來部分地區、部分時段煤炭供應緊張問題不容忽視。由于全國范圍內天然氣消費快速增長，特別是冬季北方采暖用氣大幅增加，加之我省天然氣全部依賴外部輸入，消費峰谷差大、冬季需求量大幅高于平時，局部地區、時段天然氣保供壓力加大。2016年以來，一方面我省電力負荷增長較快，高于預期2—4個百分點，另一方面國家嚴控新增煤電規模，我省未再獲得煤電建設規模，規劃內煤電項目建設進度放緩，電力供應偏緊。預計2018—2020年全省最大電力缺口達600萬千瓦(未考慮華東區域省間電力互濟)。

(二)煤炭消費減量替代任務艱巨。按照中共中央國務院印發的《關于全面加強生態環境保護堅決打好污染防治攻堅戰的意見》和國務院印發的《“十三五”生態環境保護規劃》要求，至2020年，我省煤炭消費量要比2015年下降5%，控制在14888萬噸以內。近年來，雖然我省大力推進煤炭消費減量替代，但受資源稟賦和能源供應結構制約，以及能源消費剛性需求，煤炭消費仍保持增長態勢。根據“十三五”后三年煤電機組及煤化工等耗煤項目建設投產情況，預計煤炭消費需求仍然維持增長。鑒于“十三五”后三年我省能源消費穩步增長，加之可再生能源開發利用難以維持高速增長、天然氣利用放緩、省外來電具有較大不確定性，完成煤炭減量替代任務極其艱巨。

(三)可再生能源發展受限。一是光伏發電增長減速。“十三五”以來，社會資本大量涌入光伏行業，我省光伏發電裝機呈爆發式增長。電網接入和電力消納壓力對光伏發電增長的制約已經顯現，加之國家光伏發電政策調整，光伏發電發展減速已成定局。二是風電項目開工率偏低。由于我省地形復雜、林地較多，且風電場開發建設不同程度存在水土流失、植被破壞等問題，加之后續生態修復不及時、大規模發展下的電力消納問題等原因，造成風電場開工率偏低，截至2017年底，核準項目開工率不足50%。三是地熱能利用推廣難度大。由于國家取消可再生能源建筑應用示范城市項目申報和資金支持，我省沒有中央財政支持及地方財政配套，地方政府和市場主體缺乏繼續推動淺層地熱能建筑應用的積極性，淺層地熱能利用推廣應用難度大。

(四)能源基礎設施短板依然存在。一是天然氣基礎設施短板突出。全省尚未形成互聯互通的網絡化干線管網架構，多數省轄市僅由單一氣源供應。在氣源供應緊張的情況下，部分地區不能通過資源串換進行跨區域調劑。我省目前平均儲氣能力僅為2.6天用氣量，大多數市、縣政府未達到3天需求量的應急保供標準。多數城鎮燃氣企業儲氣能力與至少形成不低于其年用氣量5%的儲備要求差距較大，少數燃氣企業甚至未建儲氣設施。此外，我省無燃氣調峰電廠，調峰能力不足。二是電網、油氣管網建設困難較多。管網建設點多、線長、面廣，涉及的利益主體多，利益關系錯綜復雜，特別是居民對電磁環境、管道安全日益敏感，管道沿線無稅收分享機制，管道保護屬地責任等影響地方管道建設積極性，管網建設難度加大。

(五)能源轉型發展支持政策有待完善。一是煤炭去產能企業資產債務處置政策有待完善。國家尚未出臺去產能企業資產債務處置專項政策，去產能企業資產負債率上升，影響企業后續融資。二是煤層氣(煤礦瓦斯)開發利用、電力輔助服務市場建立、抽水蓄能電站建設運營成本全網分攤等方面政策有待進一步完善。三是由于缺乏支持政策，多能互補、“互聯網+”智慧能源等能源生產消費新業態、新模式推進緩慢。

三、推進《規劃》實施的工作計劃

(一)加強規劃引領。一是對《規劃》進行評估調整。結合《規劃》實施情況，在與全省經濟社會發展規劃綱要和國土、環保等專項規劃銜接的基礎上，對《規劃》目標和重點任務進行調整，確保《規劃》符合實際，具有可執行性。二是強化《規劃》約束力。未納入《規劃》的重大項目，原則上不予辦理項目核準、備案手續，不予安排年度建設規模，切實發揮《規劃》對能源發展改革的引領作用。

(二)壓實工作責任。進一步明確省級和地市，政府部門和企業在推進《規劃》實施中的責任。政府部門承擔《規劃》實施的組織、服務、保障和監管責任，按照職責分工進一步優化項目審批流程、提高審批效率，加強土地、水資源、環保容量等要素保障，確保項目順利實施;企業承擔《規劃》內項目實施的主體責任，按照國家相關法律、法規要求，辦理項目核準和備案手續，按計劃推進項目建設。

(三)健全監督考核。加大《規劃》實施的監督、考核力度，《規劃》主要指標、主要任務分解到年度，列入省政府年度重點工作，并納入省委對省直單位和省轄市年度綜合考核范圍。貫徹落實省政府重大項目“四督四保”制度，依托安徽省重點項目信息管理系統，對《規劃》內項目實行按月調度、季度通報，確保項目順利推進。

(四)完善支持政策。營造公平競爭的市場環境，無歧視支持各類社會資本參與項目建設運營。落實國家資源稅費、煤炭稅費、成品油消費稅改革措施，促進節能減排，降低企業稅費負擔。積極爭取中央預算內資金和專項基金，加強農網、城市配網升級改造、煤礦安全改造、電網調峰能力提升、石油和天然氣儲備設施建設、能源戰略性新興產業和重大能源科技裝備發展。

四、《規劃》目標調整

根據《規劃》實施情況和國家相關政策對《規劃》以下目標進行調整。

(一)調整煤炭消費量及比重目標。一是根據最新統計數據，將2015年煤炭消費量由15800萬噸調整為15671.3萬噸、煤炭消費比重由78%調整為76.8%。二是根據《中共中央國務院關于全面加強生態環境保護堅決打好污染防治攻堅戰的意見》《國務院關于印發“十三五”生態環境保護規劃的通知》及《安徽省煤炭消費減量替代工作方案(2018—2020年)》相關要求，將2020年煤炭消費量由18000萬噸下調為14887.75萬噸，煤炭消費比重由75%調整為71%左右。

(二)調整可再生能源發展目標。為進一步促進我省可再生能源發展，將2020年光伏發電裝機目標由800萬千瓦上調至1100萬千瓦，風力發電裝機目標由260萬千瓦上調至300萬千瓦，非化石能源消費比重目標由5.5%上調至6%以上，非化石能源裝機比重由23%上調至27%。

(三)調整石油消費目標。2017年，我省石油消費量1595萬噸，年均增長6.5%。鑒于石油消費量已超過2020年規劃目標，且石油消費仍穩步增長，擴大石油消費是煤炭消費減量替代的重要途徑，將2020年石油消費量由1470萬噸上調至1800萬噸，石油消費年均增速由1.7%上調至5%，石油消費占比由13.6%上調至18%。根據最新統計數據，將2015年石油消費量由1350萬噸調整為1405萬噸。

(四)調整用電量目標。將2020年全社會用電量目標由2400億千瓦時上調至2450億千瓦時，電力消費年均增速由7.9%調整為8%。