各州、市人民政府，滇中产业新区管委会，省直有关部门：
大气环境保护事关人民群众根本利益和经济持续健康发展，党中央、国务院高度重视，人民群众普遍关注。当前，我省环境空气质量总体优良，但局部地区已呈下降趋势，个别区域大气污染问题已经显现。近年来，全省水电、风电、太阳能等清洁能源发展迅速，但天然气利用率依然较低，煤炭占一次能源消费总量的比重依然较高，控制能源消费总量的压力巨大。为贯彻落实《国务院关于印发大气污染防治行动计划的通知》（国发〔2013〕37号）、《云南省人民政府关于印发云南省大气污染防治行动实施方案的通知》（云政发〔2014〕9号）和《国家发展改革委国家能源局环境保护部关于印发能源行业加强大气污染防治工作方案的通知》（发改能源〔2014〕506号）精神，促进全省能源行业与生态环境协调可持续发展，改善大气环境质量，结合我省实际，经省人民政府同意，现提出以下意见：
一、指导思想
贯彻落实党的十八大和十八届三中、四中全会精神，以邓小平理论、“三个代表”重要思想、科学发展观为指导，深入贯彻习近平总书记系列重要讲话精神，加快重点污染源治理，加强能源消费总量控制，着力保障清洁能源供应，推动转变能源发展方式，显著降低能源生产和使用对大气环境的负面影响，促进能源行业与生态环境的协调可持续发展，为建设美丽云南，争当我国生态文明建设排头兵而努力。
二、工作目标
总体目标：能源消费结构调整和总量控制取得明显成效，能源生产和利用方式转变不断深入，以健康的能源发展支撑全省全面建成小康社会，使能源开发利用与生态环境保护的矛盾得到有效缓解，形成清洁、高效、多元的能源供应体系，实现绿色、低碳、可持续发展。
近期目标：到2015年底，非化石能源消费量占全省能源消费总量比重超过34%；全省原煤消费总量控制在1.12亿吨以下，原煤入选率达到50%，洗矸及洗中煤利用率达到80%，煤炭消费比重占全省能源消费总量的49.5%左右；天然气消费总量占全省能源消费总量比重达到3.5%左右；全省范围内供应国V标准汽、柴油。
中期目标：到2017年底，非化石能源消费量占全省能源消费总量比重超过35%；全省原煤消费总量控制在1.12亿吨以下，原煤入选率达到60%，洗矸及洗中煤利用率达到90%，煤炭消费比重占全省能源消费总量的48%左右；天然气消费总量占全省能源消费总量比重达到4.5%左右。
三、具体措施
（一）加大火电和燃煤锅炉污染治理力度
燃煤电厂全部安装脱硫、脱硝设施，现有燃煤机组进行除尘升级改造，按照国家有关规定执行脱硫、脱硝、除尘电价。每小时20蒸吨及以上的燃煤锅炉要实施脱硫，燃煤锅炉现有除尘设施实施升级改造。继续实施燃煤电厂综合升级改造。火电企业和燃煤锅炉要加强环保设施运行维护，确保环保设施正常运行。排放不达标的火电机组要进行限期整改，整改后仍不达标的，电网企业不得调度其发电。
（二）加大石化污染治理力度
加强污染治理设施建设与改造。石化企业催化裂化装置安装脱硫设施，全面推行1DAR（泄漏检测与修复）技术改造，加强生产、储存和输送过程挥发性有机物泄漏的监测和监管。加强环保设施运行维护，确保环保设施正常运行，提高石化行业清洁生产水平。2017年完成加油站、储油库、油罐车油气回收治理。中石油云南炼油项目有机废气设施综合治理2015年实现同步投运。
（三）控制能源消费总量过快增长
按照“控制总量、强化责任、夯实基础、实现转型”的要求，建立健全能源消费总量和强度“双控”机制，提高用能水平、调整用能结构，集约节约用能。深化我省开展能源需求侧管理的主要措施，加强重点领域、重点行业、重点企业的用能监管，切实提高能源利用效率。
加快推进发展方式转变和经济结构调整，严格执行国家《控制能源消费总量工作方案》及《云南省能源消费总量控制工作方案》要求，落实各州、市（滇中产业新区）能源消费总量目标分解工作，制定云南省控制能源消费总量考核办法，明确考核原则，设置考核指标，分解部门责任，确定考核时间、方法，按照国家部署开展年度考核。
（四）调整能源消费结构
加大水电、风电、太阳能发电等可再生能源消费比重，鼓励利用电力、天然气，能源供应从煤炭为主向煤炭、电力为主转变，增加天然气、可再生液体燃料供应量。努力提高煤炭开采水平，提高煤炭资源回收利用率，统筹开发煤炭伴生资源，加大煤层气资源开发，大力推广煤矿业循环经济。继续推进电力工业节能降耗，加快煤电机组升级换代，降低火电发电煤耗、供电煤耗。
（五）大力推广天然气利用
增加天然气在一次能源消费总量中的比重，降低煤炭、燃油消费比重。有序推进“煤改气”“油改气”项目，逐步推广天然气替代油、煤作为燃料。具备天然气供应和使用条件的城市，由当地政府划定相应的燃煤禁止使用区域。在划定区域仍沿用燃煤、燃油锅炉的，其产权单位和个人应当限期实施天然气替代改造。天然气通达的州、市（滇中产业新区）区域内的禁煤区，有序推进燃煤锅炉、民用灶具等设备的淘汰、替换和改造工作。
（六）提高燃煤污染物排放标准
鼓励发展高效清洁煤燃烧技术、褐煤煤化工技术。支持煤炭、火电企业开展减排二氧化硫、二氧化碳、氮氧化物技术研发及应用，煤炭清洁化利用。全面整治无污染物治理设施和不能实现达标排放的燃煤锅炉、窑炉。逐步推进集中供热，加快推广应用高效节能环保型锅炉。在化工、造纸、印染、制革、制药等产业聚集区，通过集中建设热电联产和分布式能源逐步淘汰分散燃煤锅炉。到2017年，除必要保留的以外，州、市人民政府所在地城市建成区基本淘汰每小时10蒸吨及以下的燃煤锅炉，禁止新建每小时20蒸吨以下的燃煤锅炉；其他地区原则上不再新建每小时10蒸吨以下的燃煤锅炉。在条件适合的地区，要逐步用燃气锅炉代替燃煤锅炉。
（七）加强煤炭产品管理
发展现代煤炭物流，推进煤炭物流标准化建设，保障我省“自给为主，品种调剂”的煤炭供需格局需要。完善铁路、公路、内河等通道建设。拓展主要功能、开发运作模式、明确服务对象及合理选址，建设区域性煤炭交易中心。规划实施一批物流园区、储配基地和配送中心等煤炭物流节点的重点工程。整合煤炭物流资源、培育一批大型专业煤炭物流企业。推动发展煤炭国际物流。
（八）扩大电力输送规模
省内所有电源应先接入云南电网，纳入省内平衡后，再以“网对网”方式送电。按照有利于促进节能减排的原则，确保可再生能源发电的全额保障性收购，在更大范围内消化可再生能源。完善调峰调频备用补偿政策，推进大用户直供电，鼓励就地消纳清洁能源，缓解弃水突出矛盾，提高可再生能源利用效率。建设跨区域电力交换枢纽，在满足省内需求的前提下，适时扩大云电送粤规模，开拓广西及华东电力市场。继续贯彻落实国家“西电东送”战略，稳定广东、上海电力市场，在协议送电量的基础上，争取2省市多消纳我省汛期季节性水电。加强省内骨干电网及通道建设，支持建设特高压、超高压西电东送骨干线路，形成送电广东、广西、华中及华东电力合作通道向外送电。建立水电跨省交易的市场化机制，以利于更多消纳水电。
（九）推进油品质量升级
制定出台成品油质量升级计划，确保按照国家要求分阶段完成油品质量升级工作。2015年底全面供应国V标准汽、柴油。炼油企业必须符合行业准入条件，符合国家质量、安全、环保等有关政策要求，取得安全生产许可证。理顺成品油价格，加强有关部门间的配合，对成品油产能建设、生产运行、市场流通进行全过程监管，规范成品油市场秩序，严厉打击非法生产、销售不合格油品行为。做好成品油质量跟踪调查研究，确保各类有害物质含量符合标准要求。
拓展新的成品油来源。落实云南省生物柴油、非粮燃料乙醇产业发展规划，推进小桐子、橡胶籽生物柴油发展。推进地沟油制生物柴油推广应用。推进玉溪中船集团15万吨燃料乙醇项目，适时开展河口、西双版纳燃料乙醇项目前期工作；有序发展煤制油项目，为我省拓展新的成品油来源。
（十）加强天然气气源建设
以中缅管道天然气为主要气源，积极争取中贵、川渝、西气东输管道工程向我省输送天然气。鼓励企业积极开发利用省内煤层气资源。到2017年底，力争建成2-3个煤层气地面抽采利用示范项目。推进煤制气产业科学发展，加强液化天然气（LNG）资源开拓。加强页岩气勘探开发关键技术研发力度，发展页岩气开采及综合利用技术，推进页岩气勘探开发利用，加快页岩气产业化。
（十一）加快天然气支线管网建设
到2015年底，省内主干支线、沿主干分布的支线网架基本形成，配套分输配气设施和其他重要工程投入使用。到2020年底，依托中缅天然气管道，全省建成26条主要天然气支线管道，形成以中缅天然气管道为主轴，由近到远逐步覆盖全省16个州、市的天然气支线管网，全省干支线网架形成互联互通，天然气管道总长达到4500千米。
（十二）加快天然气城市管网建设
配套支线管网建设，在干支线经过的沿线地区建设完善城市管网系统。到2015年底，实现县级以上行政中心城市燃气设施全覆盖，管道气化率超过20%。到2020年底，实现县级以上行政中心城市管道气化率超过50%。
（十三）加强天然气配套设施建设
结合中缅天然气管道干支线和全省天然气主要支线的走向及门站的位置，到2015年底，建设安宁等9座压缩天然气母站，供气能力2.37亿立方米/年，建设城区加气站及高速公路加气站199座；建设液化天然气卫星站50座，液化天然气加气站101座。“十三五”期间，建设昭通等4座压缩天然气母站，供气能力5.9亿立方米/年；建设液化天然气卫星站50座，液化天然气加气站252座。
（十四）加强天然气储备能力建设
天然气基础设施运营企业要按照满足季节调峰和安全供应的要求建立天然气储备设施。城市燃气管网运营企业要按照满足区域日、小时调峰和应急需要建立天然气储备设施。鼓励大型企业用户建立自有储备设施，配合调峰。到2015年底，昆明、曲靖、玉溪等重点城市天然气应急调峰和储气设施达到1亿立方米。到2020年底，建成中缅天然气管道配套14.29亿立方米地下储气库。
（十五）加强天然气需求侧管理
引导用户合理、高效用气。优先发展城市天然气利用，有序推进“煤改气”项目建设，优先加快实施保民生、保重点的民用煤改气项目。加快推广天然气汽车利用项目，合理布局建设加气母站、加气站等设施，在交运、客运、货运等领域大力推广使用天然气汽车。鼓励发展天然气分布式能源等高效利用项目，在气源落实的情况下，循序渐进推进替代分散燃煤。适度发展调峰天然气发电、煤层气发电及天然气热冷电联产项目。
（十六）大力发展可再生能源
引导能源密集型工业向水电资源丰富的区域布局。保障合理用能、鼓励节约用能、限制过度用能，以尽可能少的能源消费支撑经济社会科学和谐跨越发展。坚持水电开发与移民致富、生态保护与区域经济发展相协调的原则，积极推进三江干流水电开发，加快推进金沙江中下游、澜沧江中下游水电开发，开工建设澜沧江上游水电站，启动金沙江上游、怒江水电开发。积极推动调节性能优越的龙头水库开发。坚持科学、规范、有序的原则，严格按照规划环评和项目环评的要求，统筹协调中小水电开发。科学处理好风电开发与环境保护的关系，禁止在鸟类迁徙通道和生物多样性保护敏感区建设风电场，科学合理确定风电开发规模和布局。利用石漠化土地发展地面光伏并网发电项目，兼顾发展光伏建筑、光伏建筑一体化用户侧光伏发电项目，在丽江市中部和东部、大理州东部、楚雄州北部、文山州等区域利用石漠化土地建设太阳能并网光伏发电。重点鼓励在12个太阳能资源最佳利用县、市、区建设地面并网发电项目。
在农作物相对集中地区和重点林区发展生物质发电，在畜牧业规划发展区域发展沼气发电。鼓励发展分布式发电项目，提高可再生能源开发利用效率。积极推广绿色交通，发展公共交通，鼓励生物柴油、燃料乙醇等替代燃料的使用。
加强农村新能源推广和利用。从保障农村用能角度出发，鼓励发展小型、微型生物质能、水能、分布式风能、太阳能发电和生物质固体成型燃料，大力支持在乡镇实施“小水电代燃料”工程。
（十七）促进可再生能源就地消纳
推进电力体制改革，利用云南丰富的水电资源，承接东中部载能产业转移，发展水电铝等清洁载能产业，就地消纳水电，提高资源利用率。在符合主体功能定位的前提下，实施差别化的能源、价格和产业政策，在能源资源地形成成本洼地，科学有序承接电解铝、多晶硅、钢铁、冶金、建筑陶瓷等能源密集型、资源加工型产业转移。严格落实产能过剩行业宏观调控政策，防止落后产能异地迁建，促进可再生能源就地消纳并转化为经济优势。
（十八）推广分布式供能方式
以城市、工业园区等能源消费中心为重点，加快天然气分布式能源和分布式光伏发电建设，开展新能源微电网示范，以自主运行为主的方式解决特定区域用电需求。贯彻落实国家分布式发电及余热余压余气发电并网政策，允许分布式能源企业作为独立电力（热力）供应商向区域内供电（热、冷），鼓励各类投资者建设分布式能源项目。2017年底前，全省建成昆明长水机场、昆明市七甸工业园区、昆明博欣时代人才广场、五华科技产业园区等一批天然气分布式能源示范项目。鼓励按照“自发自用、多余上网、电网平衡”的原则，发展分布式光伏发电，积极开拓接入低压配电网、就地利用的分散式风电，完善调峰、调频、备用等系统辅助服务补偿机制，完善可再生能源分布式发电补贴政策。
（十九）积极支持电动汽车推广利用及充换电设施建设深入贯彻国家新能源战略，积极落实节能减排政策，按照推动绿色发展的要求，大力支持财政部、科技部、工业和信息化部、国家发展改革委批复的《昆明+3城市群新能源汽车推广应用总体实施方案》，2013-2015年在昆明市、玉溪市、丽江市、大理市完成推广应用新能源汽车5000辆的任务。尽快制定充电设施建设规划及实施方案，科学合理布点，逐步实现充换电设施便利化和网络化，制定用地、税收、电价、配套资金补贴等政策，确保充电设施建设与新能源汽车推广应用同步运行。
（二十）推进重点领域改革
以实施电力用户与发电企业直接交易和售电侧改革为突破口，稳步推进调度交易机制和电价形成机制改革，保障可再生能源和分布式能源优先并网。探索建立可再生能源电力配额及交易制度。推进天然气管网体制改革，促进管网公平接入和公平开放。完善煤炭与煤层气协调开发机制。推进页岩气投资主体多元化。
（二十一）积极推动电力市场化改革
支持符合国家产业条件的电力用户与发电企业按照国家发展改革委批复的输配电价标准开展直购电试点。配合推进电力体制改革，采取发电企业与大用户直接交易、企业自备电厂等供电模式，减少中间购电环节，降低企业用电成本，培育用电市场。
（二十二）积极推动电力价格机制改革
调整完善丰枯分时电价政策。在上网侧实施丰枯电价政策并扩大销售侧浮动幅度，根据电力供需变化情况，适时对政策实施情况进行评估完善，着力促进丰水期电量消纳，缓解火电经营困难。
落实电解铝阶梯电价政策。按照国家有关要求，结合我省实际，制定出台电解铝阶梯电价政策，向社会公布电解铝企业电价执行标准。研究制定电石、钢铁、水泥等行业阶梯电价政策，发挥价格杠杆在化解过剩产能、加快转型升级方面的积极作用，推动产业结构调整和转型升级。
完善水电价格形成机制。在上网电价最终由市场竞争形成之前的过渡时期，水电价格仍由政府制定。对新建水电站，按照市场规律要求，尽量模拟电力市场定价，以合理引导企业投资，优化资源配置；现役水电站上网电价逐步调整。跨省送电的水电站，原则上按照受电地区平均购电价格扣减输电费用和线损制定上网电价。当地消纳的新建水电站，以当地电力市场平均上网电价为基础，按照调节性能实行分类水电标杆电价。在成本监审基础上，合理确定中小水电价格，并建立水电价格动态调整机制。落实煤电价格联动机制。深化电煤市场化改革，放开电煤价格，由依法生产经营的煤炭企业和电力企业协商确定。按照国家统一部署，根据电煤价格变化情况，调整燃煤机组上网电价。
（二十三）推进石油天然气价格改革
继续做好成品油价格调整工作。在完成我省柴油质量升级置换并达到国V标准后，出台柴油质量升级加价政策。按照全省统一管输费标准和“一线一测”相结合的思路，对天然气支线管道核准可研投资和平均运营成本进行审核，核定统一管输价格，研究制定不同管线投资者的利益调整机制，支持边远地区支线管道建设和天然气的推广运用，从严核定城市配气价格。建立天然气上下游价格联动机制，推行居民生活用气阶梯价格制度，确保燃气供应稳定、价格合理，促进燃气行业可持续发展。
（二十四）探索建立新增水电跨省交易机制
为进一步发挥市场配置资源的决定性作用，打破电网统购统销的垄断格局，结合我省实际，适时推动竞争性双边交易，探索建立新增水电
