二、加强增量规划引导

（一） 重点发展坑口煤电一体化。统筹推进大型煤电基地规划建设，综合电力外送通道、消纳市场、本地环境和水资源支撑能力等因素，合理规划布局坑口煤电一体化项目。鼓励煤炭净调出省（区、市）内新建燃煤发电项目采用煤电一体化模式，或煤电相亙参股比例达到30%以上。项目设计建设中，应统筹燃料运输、煤矿疏干水复用、低热值煤就地消纳、锅炉灰渣回填复垦和井下充填、电站余热利用等，发挥产业协同优势，提高资源配置效率。

（二） 优化推进中东部省份煤电联营。在符合煤电规划建设风险预警等级及相关文件要求的情况下，中部省份新规划建设煤电项目应优先在本省大型煤炭基地内布局，争取实现煤电联营；东部省份新规划建设煤电项目应优先考虑煤电联营。鼓励按照等容量替代原则，推进电力行业淘汰落后产能、发展先进产能，各地在安排项目核准、开工建设和投产时，同等条件下优先支持煤电联营发电项目。

（三） 支持北方地区清洁取暖项目实施煤电联营。鼓励煤矿项目和北方地区冬季清洁取暖背压热电联产项目开展煤电联营，对煤矿在新建项目核准、申请核增产能方面予以优先支持，各地在安排北方地区冬季清洁取暖背压热电联产项目核准和开工建设时，同等条件下优先支持煤电联营项目。重点支持煤矿、冬季清洁取暖背压热电项目、集中供暖热网三方开展长期稳定的联营。

（四） 鼓励发展低热值煤综合利用。发挥煤电联营优势，降低发电成本，促进煤炭矿区循环经济发展。电力企业应积极利用矿区中煤、煤泥以及具有一定发热量的煤矸石等低热值燃料资源，充分发挥运距短、储存成本低、发电成本低等优势，统筹考虑建厂条件、电力市场、供暖供热、本地环境和水资源支撑能力等诸多有利因素，优先安排低热值煤综合利用电厂。

三、 优化存量资源配置

（一） 支持异地煤电交叉持股。提高煤炭调入地区电煤保障水平，鼓励煤炭净调入省（区、市）燃煤发电项目与其他地区煤 矿通过交叉持股实施煤电联营。各地应结合电煤运输格局，通过市场化手段，引导具有长期稳定电煤供销关系的煤炭、电力企业开展跨区域联营。

（二） 鼓励通过合并重组实施煤电联营。支持在运燃煤电厂和煤矿突破区域、行业、所有制界限，通过资产重组、股权交易等途径实施煤电一体化、煤电交叉持股。