"十三五"电力工业发展

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俵弓
7 years ago
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1 电力发展十三五规划 ( 年 ) ( 发布稿 ) 国家发展改革委国家能源局

3 目录前言... 1 一发展基础 ( 一 ) 取得的成绩 ( 二 ) 机遇与挑战二指导思想原则和目标 ( 一 ) 指导思想 ( 二 ) 基本原则 ( 三 ) 发展目标三重点任务 ( 一 ) 积极发展水电, 统筹开发与外送 ( 二 ) 大力发展新能源, 优化调整开发布局 ( 三 ) 鼓励多元化能源利用, 因地制宜试点示范 ( 四 ) 安全发展核电, 推进沿海核电建设 ( 五 ) 有序发展天然气发电, 大力推进分布式气电建设 ( 六 ) 加快煤电转型升级, 促进清洁有序发展 ( 七 ) 加强调峰能力建设, 提升系统灵活性 ( 八 ) 筹划外送通道, 增强资源配置能力 ( 九 ) 优化电网结构, 提高系统安全水平 ( 十 ) 升级改造配电网, 推进智能电网建设

4 ( 十一 ) 实施电能替代, 优化能源消费结构 ( 十二 ) 加快充电设施建设, 促进电动汽车发展 ( 十三 ) 推进集中供热, 逐步替代燃煤小锅炉 ( 十四 ) 积极发展分布式发电, 鼓励能源就近高效利用 ( 十五 ) 开展电力精准扶贫, 切实保障民生用电 ( 十六 ) 加大攻关力度, 强化自主创新 ( 十七 ) 落实一带一路倡议, 加强电力国际合作 ( 十八 ) 深化电力体制改革, 完善电力市场体系四规划实施 ( 一 ) 加强组织领导 ( 二 ) 细化任务落实 ( 三 ) 做好评估调整 ( 四 ) 加强督促检查 ( 五 ) 健全法律法规和标准体系 ( 六 ) 建立协调机制 ( 七 ) 健全产业政策

5 前言十三五时期是我国全面建成小康社会的决胜期全面深化改革的攻坚期电力是关系国计民生的基础产业, 电力供应和安全事关国家安全战略, 事关经济社会发展全局, 面临重要的发展机遇和挑战面对新形势, 党中央国务院明确提出了推动消费供给技术体制革命, 全方位加强国际合作能源发展战略思想, 以及节约清洁安全的能源发展方针, 为电力工业持续健康发展提供了根本遵循为深入贯彻落实党的十八大和十八届三中四中五中六中全会精神, 根据中华人民共和国国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要能源发展十三五规划制订本规划本规划内容涵盖水电核电煤电气电风电太阳能发电等各类电源和输配电网, 重点阐述十三五时期我国电力发展的指导思想和基本原则, 明确主要目标和重点任务, 是十三五电力发展的行动纲领和编制相关专项规划的指导文件布局重大电力项目的依据, 规划期为年规划实施过程中, 适时进行滚动调整

6 一发展基础 ( 一 ) 取得的成绩电力工业发展规模迈上新台阶十二五期间, 我国电力建设步伐不断加快, 多项指标居世界首位截至 2015 年底, 全社会用电量达到 5.69 万亿千瓦时, 全国发电装机达 15.3 亿千瓦, 其中水电 3.2 亿千瓦 ( 含抽水蓄能 0.23 亿千瓦 ), 风电 1.31 亿千瓦, 太阳能发电 0.42 亿千瓦, 核电 0.27 亿千瓦, 火电 9.93 亿千瓦 ( 含煤电 9 亿千瓦, 气电 0.66 亿千瓦 ), 生物质能发电 0.13 亿千瓦 ; 西电东送规模达 1.4 亿千瓦 ;220 千伏及以上线路合计 60.9 万公里, 变电容量 33.7 亿千伏安截至 2015 年底, 我国人均装机约 1.11 千瓦, 人均用电量约 4142 千瓦时, 均超世界平均水平 ; 电力在终端能源消费中占比达 25.8% 华北华中华东东北西北南方六个区域各级电网网架不断完善, 配电网供电能力供电质量和装备水平显著提升, 智能化建设取得突破, 农村用电条件得到明显改善, 全面解决了无电人口用电问题结构调整取得新成就十二五时期, 我国非化石电源发展明显加快全国水电规模稳步增加, 新增投产超过 1 亿千瓦, 占全国发电装机比重达到 20.9%; 风电规模高速增 - 1 -

7 长, 占比由 2010 年的 3.1% 提高至 8.6%, 跃升为我国第三大电源 ; 光伏发电实现了跨越式发展, 累计新增约 4200 万千瓦 ; 核电在运装机规模居世界第四, 在建 3054 万千瓦, 居世界第一火电机组结构持续优化, 超临界超超临界机组比例明显提高, 单机 30 万千瓦及以上机组比重上升到 78.6%; 单机 60 万千瓦及以上机组比重明显提升, 达到 41% 非化石能源装机占比从 2010 年的 27% 提高到 2015 年的 35%; 非化石能源在一次能源消费中的比重从 2010 年的 9.4% 提高到 2015 年的 12%, 超额完成十二五规划目标节能减排达到新水平持续推进燃煤机组淘汰落后产能和节能改造升级, 累计关停小火电机组超过 2800 万千瓦, 实施节能改造约 4 亿千瓦, 实施超低排放改造约 1.6 亿千瓦全国火电机组平均供电煤耗降至 315 克标煤 / 千瓦时 ( 其中煤电平均供电煤耗约 318 克标煤 / 千瓦时 ), 达到世界先进水平, 煤电机组二氧化碳排放强度下降到约 890 克 / 千瓦时 ; 供电煤耗五年累计降低 18 克标煤 / 千瓦时, 年节约标煤 7000 万吨以上, 减排二氧化碳约 2 亿吨实施严格的燃煤机组大气污染物排放标准, 完善脱硫脱硝除尘超低排放等环保电价政策, 推动现役机组全面实现脱硫, 脱硝比例达到 92% 2015 年电力行业二氧化硫氮 - 2 -

8 氧化物等主要大气污染物排放总量较 2010 年分别减少 425 万吨 501 万吨, 二氧化硫氮氧化物减排量超额完成了十二五规划目标装备技术创新取得新突破燃煤发电技术不断创新, 达到世界领先水平百万千瓦级超超临界机组超低排放燃煤发电技术广泛应用 ;60 万千瓦级百万千瓦级超超临界二次再热机组和世界首台 60 万千瓦级超临界 CFB 机组投入商业运行 ;25 万千瓦 IGCC 10 万吨二氧化碳捕集装置示范项目建成, 世界首台百万千瓦级间接空冷机组开工建设水电工程建设技术和装备制造水平显著提高攻克了世界领先的 300 米级特高拱坝深埋长引水隧洞群等技术, 相继建成了世界最高混凝土双曲拱坝 ( 锦屏一级水电站 ), 深埋式长隧洞 ( 锦屏二级水电站 ) 及世界第三亚洲第一高的土心墙堆石坝 ( 糯扎渡水电站 ) 风电太阳能等新能源发电技术与国际先进水平的差距显著缩小我国已经形成了大容量风电机组整机设计体系和较完整的风电装备制造技术体系 ; 规模化光伏开发利用技术取得重要进展, 晶体硅太阳能电池产业技术具备较强的国际竞争力, 批量化单晶硅电池效率达到 19.5%, 多晶硅电池效率达到 18.5% 核电技术步入世界先进行列完成三代 AP1000 技术引 - 3 -

9 进消化吸收, 形成自主品牌的 CAP1400 和华龙一号三代压水堆技术, 开工建设具有第四代特征的高温气冷堆示范工程, 建成实验快堆并成功并网发电电网技术装备和安全运行水平处于世界前列国际领先的特高压输电技术开始应用,±1100 千伏直流输电工程开工建设大电网调度运行能力不断提升, 供电安全可靠水平有效提高新能源发电并网电网灾害预防与治理等关键技术及成套装备取得突破, 多端柔性直流输电示范工程建成投运电力国际合作拓展新局面对外核电火电水电新能源发电及输变电合作不断加强, 投资形式日趋多样带动了我国标准技术装备金融走出去与 8 个周边国家和地区开展电力贸易, 投资巴西葡萄牙等国电网体制改革开启新篇章中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见 ( 中发 [2015]9 号 ) 及相关配套文件相继出台, 试点工作逐步开展, 价格机制逐步完善, 输配电价改革试点加快推进, 市场主体逐步培育, 电力市场建设取得新进展简政放权深入推进取消和下放电力审批事项 17 项, 全面清理规范性文件, 建立合法性审查制度, 颁布或修改一大批电力法律法规产业政策和行业标准组建中国电建中国能建两家特大型能源建设集团, 主 - 4 -

10 辅分离取得阶段性进展基本取消了县级供电企业代管体制, 基本实现城乡用电同网同价专栏 1 十二五电力工业发展情况类别指标 2010 年 2015 年年均增速用电量电源规模全社会用电量 ( 亿千瓦时 ) % 人均用电量 ( 千瓦时 ) % 总装机规模 ( 亿千瓦 ) % 人均装机 ( 千瓦 / 人 ) % 水电 ( 亿千瓦 ) % 核电 ( 亿千瓦 ) % 风电 ( 亿千瓦 ) % 光伏 ( 亿千瓦 ) % 火电 ( 亿千瓦 ) % 生物质能发电 ( 亿千瓦 ) 电网规模 220 千伏及以上线路 ( 万公里 ) % 变电容量 ( 亿千伏安 ) % 电力流西电东送规模 ( 亿千瓦 ) % 能耗主要大气污染物排放量火电机组平均供电煤耗 ( 克标煤 / 千瓦时 ) [-18] 线路损失率 6.53% 6.64% [0.11%] 二氧化硫 ( 万吨 ) 氮氧化物 ( 万吨 ) 注 :1. [ ] 为五年累计值年二氧化硫氮氧化物排放量以环境统计年鉴公布数据为准 ( 二 ) 机遇与挑战电力工业发展取得成绩的同时, 也暴露出很多问题十二五期间, 电力供应由总体平衡局部偏紧的状态逐步转向相对宽松局部过剩非化石电源快速发展的同时, 部分地区弃风弃光弃水问题突出, 三北地区风电消纳困难, - 5 -

11 云南四川两省弃水严重局部地区电网调峰能力严重不足, 尤其北方冬季采暖期调峰困难, 进一步加剧了非化石能源消纳矛盾电力设备利用效率不高, 火电利用小时数持续下降, 输电系统利用率偏低, 综合线损率有待进一步降低区域电网结构有待优化, 输电网稳定运行压力大, 安全风险增加城镇配电网供电可靠性有待提高, 农村电网供电能力不足电力市场在配置资源中发挥决定性作用的体制机制尚未建立, 电力结构优化及转型升级的调控政策亟待进一步加强十三五是我国全面建成小康社会的决胜期, 深化改革的攻坚期, 也是电力工业加快转型发展的重要机遇期在世界能源格局深刻调整我国电力供需总体宽松环境资源约束不断加强的新时期, 电力工业发展面临一系列新形势新挑战供应宽松常态化十三五期间, 随着经济发展进入新常态, 增长速度换挡, 结构调整加快, 发展动力转换, 节能意识增强, 全社会用电增速明显放缓十二五期间开工建设的发电设备逐步投入运行, 局部地区电力供过于求, 设备利用小时数偏低, 电力系统整体利用效率下降我国电力供应将进入持续宽松的新阶段电源结构清洁化大气污染防治力度加强, 气候变化形势日益严峻, 生态与环保刚性约束进一步趋紧我国已向国 - 6 -

12 际社会承诺 2020 年非化石能源消费比重达到 15% 左右, 加快清洁能源的开发利用和化石能源的清洁化利用已经成为必然趋势加快能源结构调整的步伐, 向清洁低碳安全高效转型升级迫在眉睫电力系统智能化推进电力工业供给侧改革, 客观上要求改善供应方式, 提高供给效率, 增强系统运行灵活性和智能化水平风电光伏发电大规模并网消纳, 核电安全运行对电力系统灵活性和调节能力提出了新的要求为全面增强电源与用户双向互动, 提升电网互济能力, 实现集中和分布式供应并举, 传统能源和新能源发电协同, 增强调峰能力建设, 提升负荷侧响应水平, 建设高效智能电力系统成为必然选择电力发展国际化随着一带一路建设的逐步推进, 全方位多领域的电力对外开放格局更加明晰, 电力产业国际化将成为一种趋势电力企业国际化面临积累国际竞争经验, 提高产品和服务多样化水平, 电力行业标准与国际标准衔接, 履行企业环境责任, 完善金融保险配套服务等诸多挑战电力国际化进程对我国与周边国家的电力互联互通和电力装备制造水平提出了新要求体制机制市场化新一轮电力体制改革将改变电网企业的功能定位和盈利模式, 促进电网投资建设和运营向着更 - 7 -

13 加理性化的方向发展市场主体逐渐成熟, 发电和售电侧引入市场竞争, 形成主体多元竞争有序的交易格局新兴业态和商业模式创新不断涌现, 市场在资源配置中的决定性作用开始发挥, 市场化正在成为引领电力工业发展的新方向二指导思想原则和目标 ( 一 ) 指导思想深入贯彻党的十八大和十八届三中四中五中六中全会精神, 落实四个革命一个合作发展战略, 牢固树立和贯彻落实创新协调绿色开放共享发展理念, 按照中华人民共和国国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要能源发展十三五规划相关部署, 加强统筹协调, 加强科技创新, 加强国际合作 ; 着力调整电力结构, 着力优化电源布局, 着力升级配电网, 着力增强系统调节能力, 着力提高电力系统效率, 着力推进体制改革和机制创新 ; 加快调整优化, 转型升级, 构建清洁低碳安全高效的现代电力工业体系, 惠及广大电力用户, 为全面建成小康社会提供坚实支撑和保障 ( 二 ) 基本原则统筹兼顾, 协调发展统筹各类电源建设, 逐步提高非化石能源消费比重降低全社会综合用电成本统筹电源基地开发外送通道建设和消纳市场, 促进网源荷储一体协同 - 8 -

14 发展清洁低碳, 绿色发展坚持生态环境保护优先, 坚持发展非煤能源发电与煤电清洁高效有序利用并举, 坚持节能减排提高电能占终端能源消费比重, 提高发电用煤占煤炭消费总量比重, 提高天然气利用比例优化布局, 安全发展坚持经济合理, 调整电源布局, 优化电网结构坚守安全底线, 科学推进远距离大容量电力外送, 构建规模合理分层分区安全可靠的电力系统, 提高电力抗灾和应急保障能力智能高效, 创新发展加强发输配用交互响应能力建设, 构建互联网 + 智能电网加强系统集成优化, 改进调度运行方式, 提高电力系统效率大力推进科技装备创新, 探索管理运营新模式, 促进转型升级深化改革, 开放发展坚持市场化改革方向, 健全市场体系, 培育市场主体, 推进电价改革, 提高运营效率, 构建有效竞争公平公正公开的电力市场坚持开放包容政府推动市场主导, 充分利用国内国外两个市场两种资源, 实现互利共赢保障民生, 共享发展围绕城镇化农业现代化和美丽乡村建设, 以解决电网薄弱问题为重点, 提高城乡供电质量, 提升人均用电和电力普遍服务水平在革命老区民族地区 - 9 -

15 边疆地区集中连片贫困地区实施电力精准扶贫 ( 三 ) 发展目标 1 供应能力为保障全面建成小康社会的电力电量需求, 预期 2020 年全社会用电量万亿千瓦时, 年均增长 %, 全国发电装机容量 20 亿千瓦, 年均增长 5.5% 人均装机突破 1.4 千瓦, 人均用电量 5000 千瓦时左右, 接近中等发达国家水平城乡电气化水平明显提高, 电能占终端能源消费比重达到 27% 考虑到为了避免出现电力短缺影响经济社会发展的情况和电力发展适度超前的原则, 在预期 2020 年全社会用电需求的基础上, 按照 2000 亿千瓦时预留电力储备, 以满足经济社会可能出现加速发展的需要 2 电源结构按照非化石能源消费比重达到 15% 的要求, 到 2020 年, 非化石能源发电装机达到 7.7 亿千瓦左右, 比 2015 年增加 2.5 亿千瓦左右, 占比约 39%, 提高 4 个百分点, 发电量占比提高到 31%; 气电装机增加 5000 万千瓦, 达到 1.1 亿千瓦以上, 占比超过 5%; 煤电装机力争控制在 11 亿千瓦以内, 占比降至约 55% 3 电网发展

16 合理布局能源富集地区外送, 建设特高压输电和常规输电技术的西电东送输电通道, 新增规模 1.3 亿千瓦, 达到 2.7 亿千瓦左右 ; 电网主网架进一步优化, 省间联络线进一步加强, 形成规模合理的同步电网严格控制电网建设成本全国新增 500 千伏及以上交流线路 9.2 万公里, 变电容量 9.2 亿千伏安基本建成城乡统筹安全可靠经济高效技术先进环境友好与小康社会相适应的现代配电网中心城市 ( 区 ) 智能化建设和应用水平大幅提高, 供电可靠率达到 99.99%, 综合电压合格率达到 99.97%; 城镇地区供电能力及供电安全水平显著提升, 供电可靠率达到 99.9%, 综合电压合格率达到 98.79%; 乡村地区全面解决电网薄弱问题, 基本消除低电压, 供电可靠率达到 99.72%, 综合电压合格率达到 97%, 户均配变容量不低于 2 千伏安为电采暖港口岸电充电基础设施等电能替代提供有力支撑 4 综合调节能力抽水蓄能电站装机新增约 1700 万千瓦, 达到 4000 万千瓦左右, 单循环调峰气电新增规模 500 万千瓦热电联产机组和常规煤电灵活性改造规模分别达到 1.33 亿千瓦和 8600 万千瓦左右落实全额保障性收购制度, 将弃风弃光率控制在合理水平

17 5 节能减排力争淘汰火电落后产能 2000 万千瓦以上新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于 300 克标煤 / 千瓦时, 现役燃煤发电机组经改造平均供电煤耗低于 310 克标煤 / 千瓦时火电机组二氧化硫和氮氧化物年排放总量均力争下降 50% 以上 30 万千瓦级以上具备条件的燃煤机组全部实现超低排放, 煤电机组二氧化碳排放强度下降到 865 克 / 千瓦时左右火电厂废水排放达标率实现 100% 电网综合线损率控制在 6.5% 以内 6 民生用电保障 2020 年, 电能替代新增用电量约 4500 亿千瓦时力争实现北方大中型以上城市热电联产集中供热率达到 60% 以上, 逐步淘汰管网覆盖范围内的燃煤供热小锅炉完成全国小城镇和中心村农网改造升级贫困村通动力电, 实现平原地区机井用电全覆盖, 东部地区基本实现城乡供电服务均等化, 中西部地区城乡供电服务差距大幅缩小, 贫困及偏远少数民族地区农村电网基本满足生产生活需要

18 专栏 2 十三五电力工业发展主要目标类别指标 2015 年 2020 年年均增速属性总装机 ( 亿千瓦 ) % 预期性电力总量西电东送 ( 亿千瓦 ) % 预期性全社会用电量 ( 万亿千瓦时 ) % 预期性电能占终端能源消费比重 25.8% 27% [1.2%] 预期性人均装机 ( 千瓦 / 人 ) % 预期性人均用电量 ( 千瓦时 / 人 ) % 预期性非化石能源消费比重 12% 15% [3%] 约束性非化石能源发电装机比重 35% 39% [4%] 预期性常规水电 ( 亿千瓦 ) % 预期性抽蓄装机 ( 万千瓦 ) % 预期性电力结构核电 ( 亿千瓦 ) % 预期性风电 ( 亿千瓦 ) % 预期性太阳能发电 ( 亿千瓦 ) % 预期性化石能源发电装机比重 65% 61% [-4%] 预期性煤电装机比重 59% 55% [-4%] 预期性煤电 ( 亿千瓦 ) 9 <11 4.1% 预期性气电 ( 亿千瓦 ) % 预期性节能减排新建煤电机组平均供电煤耗 ( 克标煤 / 千瓦时 ) 现役煤电机组平均供电煤耗 ( 克标煤 / 千瓦时 ) 300 约束性 318 <310 [-8] 约束性线路损失率 6.64% <6.50% 预期性民生保障充电设施建设满足 500 万辆电动车充电预期性电能替代用电量 ( 亿千瓦时 ) 4500 预期性注 :1. [ ] 为五年累计值年煤电平均供电煤耗根据中电联公布的火电平均供电煤耗估算

19 三重点任务 ( 一 ) 积极发展水电, 统筹开发与外送坚持生态优先和移民妥善安置前提下, 积极开发水电以重要流域龙头水电站建设为重点, 科学开发西南水电资源坚持干流开发优先支流保护优先的原则, 积极有序推进大型水电基地建设, 严格控制中小流域中小水电开发坚持开发与市场消纳相结合, 统筹水电的开发与外送, 完善市场化消纳机制, 基本解决四川云南水电消纳问题强化政策措施, 新建项目应提前落实市场空间, 防止新弃水现象发生继续做好金沙江下游大渡河雅砻江等水电基地建设 ; 积极推进金沙江上游等水电基地开发, 推动藏东南西电东送接续能源基地建设 ; 继续推进雅砻江两河口大渡河双江口等龙头水电站建设, 加快金沙江中游龙头水电站研究论证, 积极推动龙盘水电站建设 ; 基本建成长江上游黄河上游乌江南盘江红水河雅砻江大渡河六大水电基地重点依托西南水电基地开发, 建成金沙江中游送电广西滇西北至广东四川水电外送乌东德电站送电两广输电通道, 开工建设白鹤滩电站外送工程, 积极开展金沙江上游等消纳方案研究十三五期间, 全国常规水电新增投产约 4000 万千瓦, 开工 6000 万千瓦以上, 其中小水电规模 500 万千瓦左

20 右到 2020 年, 常规水电装机达到 3.4 亿千瓦 ( 二 ) 大力发展新能源, 优化调整开发布局按照集中开发与分散开发并举就近消纳为主的原则优化风电布局, 统筹开发与市场消纳, 有序开发风光电加快中东部及南方等消纳能力较强地区的风电开发力度, 积极稳妥推进海上风电开发按照分散开发就近消纳为主的原则布局光伏电站, 全面推进分布式光伏和光伏 + 综合利用工程, 积极支持光热发电调整三北风电消纳困难及弃水严重地区的风电建设节奏, 提高风电就近消纳能力, 解决弃风限电问题加大消纳能力较强或负荷中心区风电开发力度, 力争中东部及南方区域风电占全国新增规模的一半在江苏广东福建等地因地制宜推进海上风电项目建设全面推进分布式光伏发电建设, 重点发展屋顶分布式光伏发电系统, 实施光伏建筑一体化工程在中东部地区结合采煤沉陷区治理以及农业林业渔业综合利用等适度建设光伏电站项目推进光热发电试点示范工程十三五期间, 风电新增投产 0.79 亿千瓦以上, 太阳能发电新增投产 0.68 亿千瓦以上 2020 年, 全国风电装机达到 2.1 亿千瓦以上, 其中海上风电 500 万千瓦左右 ; 太阳能发电装机达到 1.1 亿千瓦以上, 其中分布式光伏 6000 万

21 千瓦以上光热发电 500 万千瓦依托电力外送通道, 有序推进三北地区可再生能源跨省区消纳 4000 万千瓦, 存量优先 ( 三 ) 鼓励多元化能源利用, 因地制宜试点示范在满足环保要求的条件下, 合理建设城市生活垃圾焚烧发电和垃圾填埋气发电项目积极清洁利用生物质能源, 推动沼气发电生物质发电和分布式生物质气化发电到 2020 年, 生物质发电装机 1500 万千瓦左右开展燃煤与生物质耦合发电燃煤与光热耦合发电示范与应用在东北等粮食主产区布局一批燃煤与农林废弃残余物耦合发电示范项目, 在京津冀长三角珠三角布局一批燃煤与污泥耦合发电示范项目, 在华北西北布局一批燃煤与光热耦合发电示范项目推进万千瓦级高温地热发电项目建设因地制宜发展中小型分布式中低温地热发电项目开展深层高温干热岩发电系统关键技术研究和项目示范开展海洋能等综合技术集成应用示范在有条件的沿海地区建设海洋能与风电太阳能等可再生能源互补的海岛微电网示范项目积极开展示范性潮汐电站建设开展风光储输多元化技术综合应用示范结合风电光伏等新能源开发, 融合储能微网应用, 推动可再生能源电

22 力与储能智能输电多元化应用新技术示范, 推动多能互补协同优化的新能源电力综合开发十三五期间, 继续推动张家口等可再生能源示范区相关建设 ( 四 ) 安全发展核电, 推进沿海核电建设坚持安全发展核电的原则, 加大自主核电示范工程建设力度, 着力打造核心竞争力, 加快推进沿海核电项目建设建成三门海阳 AP1000 自主化依托项目, 建设福建福清广西防城港华龙一号示范工程开工建设 CAP1400 示范工程等一批新的沿海核电工程深入开展内陆核电研究论证和前期准备工作认真做好核电厂址资源保护工作十三五期间, 全国核电投产约 3000 万千瓦开工 3000 万千瓦以上,2020 年装机达到 5800 万千瓦 ( 五 ) 有序发展天然气发电, 大力推进分布式气电建设充分发挥现有天然气电站调峰能力, 推进天然气调峰电站建设, 在有条件的华北华东南方西北等地区建设一批天然气调峰电站, 新增规模达到 500 万千瓦以上适度建设高参数燃气蒸汽循环热电联产项目, 支持利用煤层气煤制气高炉煤气等发电推广应用分布式气电, 重点发展热电冷多联供十三五期间, 全国气电新增投产 5000 万千瓦,2020 年达到 1.1 亿千瓦以上, 其中热电冷多联供 1500 万千瓦

23 ( 六 ) 加快煤电转型升级, 促进清洁有序发展积极主动适应能源结构调整和电力市场发展, 加快煤电结构优化和转型升级, 鼓励煤电联营, 促进煤电高效清洁可持续发展严格控制煤电规划建设坚持市场引导与政府调控并举的原则, 通过建立风险预警机制和实施取消一批缓核一批缓建一批, 同时充分发挥电力系统联网效益, 采取跨省区电力互济电量短时互补等措施, 多措并举减少新增煤电规模十三五期间, 取消和推迟煤电建设项目 1.5 亿千瓦以上到 2020 年, 全国煤电装机规模力争控制在 11 亿千瓦以内合理控制煤电基地建设配合远距离输电通道规划建设, 根据受端供需状况合理安排煤电基地开发规模和建设时序, 减小受端省份接受外来电力的压力因地制宜规划建设热电联产和低热值煤发电项目在充分利用已有热源且最大限度地发挥其供热能力的基础上, 按照以热定电的原则规划建设热电联产项目优先发展背压式热电联产机组, 电力富裕地区严控抽凝式热电机组适当发展低热值煤综合利用发电项目建设一定规模以煤矸石为主的综合利用发电项目积极促进煤电转型升级加快新技术研发和推广应用,

24 提高煤电发电效率及节能环保水平全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造提速扩围工程, 加大能耗高污染重煤电机组改造和淘汰力度十三五期间, 全国实施煤电超低排放改造约 4.2 亿千瓦, 实施节能改造约 3.4 亿千瓦, 力争淘汰落后煤电机组约 2000 万千瓦到 2020 年, 全国现役煤电机组平均供电煤耗降至 310 克标煤 / 千瓦时 ; 具备条件的 30 万千瓦级以上机组全部实现超低排放 ( 七 ) 加强调峰能力建设, 提升系统灵活性高度重视电力系统调节能力建设, 从负荷侧电源侧电网侧多措并举, 充分挖掘现有系统调峰能力, 加大调峰电源规划建设力度, 着力增强系统灵活性适应性, 破解新能源消纳难题加快抽水蓄能电站建设统筹规划合理布局, 在有条件的地区, 抓紧建设一批抽水蓄能电站加强抽水蓄能电站调度运行管理, 切实发挥抽水蓄能电站提供备用增强系统灵活性的作用十三五期间, 抽蓄电站开工 6000 万千瓦左右, 新增投产 1700 万千瓦左右,2020 年装机达到 4000 万千瓦左右全面推动煤电机组灵活性改造实施煤电机组调峰能力提升工程, 充分借鉴国际火电灵活性相关经验, 加快推动北方地区热电机组储热改造和纯凝机组灵活性改造试点示范

25 及推广应用十三五期间, 三北地区热电机组灵活性改造约 1.33 亿千瓦, 纯凝机组改造约 8200 万千瓦 ; 其它地区纯凝机组改造约 450 万千瓦改造完成后, 增加调峰能力 4600 万千瓦, 其中三北地区增加 4500 万千瓦优化电力调度运行在确保电力系统安全稳定的前提下, 以节能环保低碳为目标, 制定科学可行的电力系统调度原则和具体措施, 确定各类机组的发电优先序位用户侧的有序用电序位以及机组的调峰轮停序位, 根据中长期日前交易电量及负荷预测确定合理开机组合推行节能低碳电力调度, 加强对新能源发电的功率预测和考核, 充分发挥电网联络线调剂作用, 努力消纳可再生能源, 减少能源资源消耗和污染物排放大力提高电力需求侧响应能力建立健全基于价格激励的负荷侧响应措施, 进一步优化推广发电侧和用户侧峰谷电价机制, 探索实行可中断负荷电价完善推广电力需求侧管理, 整合系统运行市场交易和用户用电数据, 提高负荷侧大数据分析能力, 增强负荷侧响应能力引导用户错峰用电, 减小系统峰谷差积极推进大容量和分布式储能技术的示范应用与推广 ( 八 ) 筹划外送通道, 增强资源配置能力十三五期间电力外送统筹送受端需求受端电源结

26 构及调峰能力, 合理确定受电比重和受电结构跨区送电具有可持续性, 满足送端地区长远需要, 应参与受端电力市场竞争输煤输电并举, 避免潮流交叉迂回, 促进可再生能源消纳, 确保电网安全在实施水电配套外送输电通道的基础上, 重点实施大气污染防治行动 12 条输电通道及酒泉至湖南准东至安徽金中至广西输电通道建成东北 ( 扎鲁特 ) 送电华北 ( 山东 ) 特高压直流输电通道, 解决东北电力冗余问题适时推进陕北 ( 神府延安 ) 电力外送通道建设结合受端市场情况, 积极推进新疆呼盟蒙西 ( 包头阿拉善乌兰察布 ) 陇 ( 东 ) 彬 ( 长 ) 青海等地区电力外送通道论证十三五期间, 新增西电东送输电能力 1.3 亿千瓦,2020 年达到 2.7 亿千瓦 ( 九 ) 优化电网结构, 提高系统安全水平坚持分层分区结构清晰安全可控经济高效原则, 按照电力系统安全稳定导则的要求, 充分论证全国同步电网格局, 进一步调整完善区域电网主网架, 提升各电压等级电网的协调性, 探索大电网之间的柔性互联, 加强区域内省间电网互济能力, 提高电网运行效率, 确保电力系统安全稳定运行和电力可靠供应东北地区 : 十三五期间, 西电东送北电南送的格

27 局随着外送通道建设改变重点加快扎鲁特至山东青州特高压直流输电工程建设,2018 年形成 1000 万千瓦电力外送能力 ; 适时启动赤峰 ( 元宝山 ) 至冀北输电通道建设 ; 加强东北主网至高岭背靠背 500 千伏电网, 确保 300 万千瓦的输电能力 ; 加强蒙东与辽宁吉林省间断面建设 2020 年东北地区初步形成 1700 万千瓦外送能力, 力争实现电力供需基本平衡依托扎鲁特外送通道及其配套工程, 进一步优化三省一区内部电网结构, 主要是蒙东电网围绕扎鲁特换流站建设, 逐步形成覆盖呼伦贝尔兴安通辽和赤峰 500 千伏网架 ; 黑龙江电网重点加强省内东西部网络联系, 建设向扎鲁特电力汇集输电工程 ; 吉林电网重点完善中部网架, 配套建设水电站抽水蓄能电站送出工程 ; 辽宁电网结合负荷增长需要加强内部网架华北地区 : 十三五期间, 西电东送格局基本不变, 京津冀鲁接受外来电力超过 8000 万千瓦依托在建大气污染防治行动计划交流特高压输电工程, 规划建设蒙西至晋中, 胜利至锡盟, 潍坊经临沂枣庄至石家庄交流特高压输电工程, 初步形成两横两纵的 1000 千伏交流特高压网架建设张北至北京柔性直流工程, 增加张北地区风光电外送能力研究实施蒙西电网与华北主网异步联网及北京西至石家庄

28 交流特高压联络线工程结合交流特高压输变电及其配套工程, 进一步优化华北地区各省 ( 区市 ) 电网结构主要是按照京津冀协同发展战略部署, 京津冀地区加强 500 千伏电网建设和配电网升级改造, 实现首都接受外来电能力 2200 万千瓦以上, 满足电能替代工程用电需求, 确保首都供电安全 ; 山东电网结合特高压交流和直流落点, 优化 500 千伏网架, 提高受电能力 ; 山西电网重点满足规划内电源接入和送出, 优化与京津冀电网互联结构 ; 蒙西电网结合外送和本地负荷发展, 加强锡盟与蒙西之间的联络, 形成完整坚强的蒙西电网西北地区 : 十三五期间, 重点加大电力外送和可再生能源消纳能力加快准东宁东酒泉和陕北特高压直流外送通道建设 ; 根据市场需求, 积极推进新疆第三回陇彬青海外送通道研究论证继续完善 750 千伏主网架, 增加电力互济能力主要是陕西电网建设陕北至关中第二通道, 形成陕北目字形网架, 提高陕北向关中送电能力, 为陕北特高压直流外送创造条件 ; 甘肃电网启动河西地区主网加强方案, 提高向兰白地区输电能力 ; 青海电网结合新能源建设, 适当补强原有网架 ; 宁夏电网形成 750 千伏双环网, 优化调整 330/220 千伏电网, 满足上海庙直流接入 ; 新疆电网进一步向南疆延伸, 形成

29 千伏多环网结构, 适时启动南疆与格尔木联网工程华东地区 : 十三五期间, 长三角地区新增外来电力 3800 万千瓦建成淮南经南京至上海 1000 千伏特高压交流输电工程, 初步形成受端交流特高压网架 ; 建设苏州特高压站至新余江苏东洲至崇明 500 千伏输变电工程, 实现上海与苏州电网互联 ; 研究实施适用技术, 保证多回大容量直流安全稳定受入 ; 开工建设闽粤联网工程结合交直流特高压输变电及其配套工程, 进一步优化华东地区各省 ( 市 ) 电网结构主要是上海电网结合外来电及城市发展, 利用已有走廊及站址, 做好电网改扩建, 同时有效控制短路电流 ; 江苏电网浙江电网安徽电网着重完善 500 千伏网架, 提高负荷密集地区电网安全稳定运行水平并合理控制短路电流 ; 福建电网加强山区 500 千伏网架, 同时论证推进福建北部向南部新增输电通道华中地区 : 十三五期间, 实现电力外送到电力受入转变, 湖南湖北江西新增接受外电达到 1600 万千瓦实施渝鄂直流背靠背工程, 实现与川渝藏电网异步联网, 提高四川水电外送能力及系统安全稳定水平 ; 推进省间电网加强工程, 满足外来电增加需要 ; 针对华北华中联网安全运行薄弱环节, 研究采取必要的安全措施 ; 积极研究论证三峡电力留存及外送方案优化调整

30 湖北电网围绕陕北 ( 神府延安 ) 直流渝鄂背靠背工程, 做好相关配套工程论证及建设, 进一步优化 500 千伏网架, 控制关键节点短路电流水平 ; 河南电网做好 500 千伏网架优化, 适时加强豫南电网 ; 湖南电网研究论证酒湖直流电力消纳, 做好配套工程建设, 论证黔东电厂改接贵州可行性 ; 江西电网重点优化并加强赣东赣南电网十三五期间, 川渝藏形成相对独立的同步电网, 建成川渝第三条 500 千伏输电通道, 提高川渝间电网互济能力四川电网结合第四回特高压直流外送工程加强水电汇集通道建设, 同时完善西部水电基地至负荷中心 500 千伏输电通道结合金沙江上游开发, 积极推进金上水电外送工程论证和前期工作研究论证川西电网目标网架, 确保涉藏水电开发和消纳重庆电网进一步加强受端电网建设, 满足外来电力增加需要西藏电网结合电气化铁路规划建设, 重点建设藏中电网与昌都联网拉萨至灵芝铁路供电工程, 同时在立足优先保障自身电力供应的前提下, 综合技术经济国防等多方面因素, 推进建设阿里电网与藏区主网互联工程, 实现主网覆盖西藏各地区南方地区 : 十三五期间, 稳步推进西电东送, 形成八交十一直输电通道, 送电规模达到 4850 万千瓦 ; 进一步加强和优化主网结构, 实现云南电网与主网异步联网,

31 建成海南联网 II 回工程, 适时启动广东电网直流背靠背工程, 形成以送受端电网为主体, 规模适中结构清晰定位明确的 2~3 个同步电网, 提高电网安全稳定水平 ; 提高向香港澳门地区供电能力广东电网重点解决多直流连锁故障及短路电流超标问题, 推动电网实现东西分区运行 ; 广西电网重点结合云电送桂逐步实现由通道型电网向受端电网转变 ; 云南电网重点加强滇西北滇西南滇东北送电通道建设, 同时结合乌东德电站接入进一步优化滇中电网结构, 增强云南电网运行的灵活性 ; 贵州电网重点加强黔西南黔西送电通道建设, 优化贵阳负荷中心电网结构并进一步增强黔东电网与主网的联络 ; 海南电网重点结合昌江核电及联网 II 回的建设, 进一步优化现有 220 千伏电网结构, 提高电网抗灾能力 ( 十 ) 升级改造配电网, 推进智能电网建设满足用电需求, 提高供电质量, 着力解决配电网薄弱问题, 促进智能互联, 提高新能源消纳能力, 推动装备提升与科技创新, 加快构建现代配电网有序放开增量配电网业务, 鼓励社会资本有序投资运营增量配电网, 促进配电网建设平稳健康发展加强城镇配电网建设强化配电网统一规划, 健全标准体系全面推行模块化设计规范化选型标准化建设中

32 心城市 ( 区 ) 围绕发展定位和高可靠用电需求, 高起点高标准建设配电网, 供电质量达到国际先进水平, 北京上海广州深圳等超大型城市建成世界一流配电网 ; 城镇地区结合国家新型城镇化进程及发展需要, 适度超前建设配电网, 满足快速增长的用电需求, 全面支撑京津冀长江中游中原成渝等城市群以及丝绸之路经济带等重点区域发展需要积极服务新能源分布式电源电动汽车充电基础设施等多元化负荷接入需求做好与城乡发展土地利用的有效衔接, 将管廊专项规划确定入廊的电力管线建设规模时序纳入配电网规划实施新一轮农网改造升级工程加快新型小乡镇中心村电网和农业生产供电设施改造升级结合农光互补光伏扶贫等分布式能源发展模式, 建设可再生能源就地消纳的农村配网示范工程开展西藏新疆和四川云南甘肃青海四省藏区农村电网建设攻坚加快西部及贫困地区农村电网改造升级, 特别是国家扶贫开发工作重点县集中连片特困地区以及革命老区的农村电网改造升级, 实现贫困地区通动力电推进东中部地区城乡供电服务均等化进程, 逐步提高农村电网信息化自动化智能化水平, 进一步优化电力供给结构推进互联网 + 智能电网建设全面提升电力系统的

33 智能化水平, 提高电网接纳和优化配置多种能源的能力, 满足多元用户供需互动实现能源生产和消费的综合调配, 充分发挥智能电网在现代能源体系中的作用提升电源侧智能化水平, 加强传统能源和新能源发电的厂站级智能化建设, 促进多种能源优化互补全面建设智能变电站, 推广应用在线监测状态诊断智能巡检系统, 建立电网对山火冰灾台风等各类自然灾害的安全预警体系推进配电自动化建设, 根据供电区域类型差异化配置, 整体覆盖率达 90%, 实现配电网可观可控提升输配电网络的柔性控制能力, 示范应用配电侧储能系统及柔性直流输电工程构建互联网 + 电力运营模式, 推广双向互动智能计量技术应用加快电能服务管理平台建设, 实现用电信息采集系统全覆盖全面推广智能调度控制系统, 应用大数据云计算物联网移动互联网技术, 提升信息平台承载能力和业务应用水平调动电力企业装备制造企业用户等市场主体的积极性, 开展智能电网支撑智慧城市创新示范区, 合力推动智能电网发展 ( 十一 ) 实施电能替代, 优化能源消费结构立足能源清洁化发展和大气污染防治, 以电能替代散烧煤燃油为抓手, 不断提高电能占终端能源消费比重可再生能源占电力消费比重及电煤占煤炭消费比重综合考虑地

34 区潜力空间节能环保效益财政支持能力电力体制改革和电力市场交易等因素, 因地制宜, 分步实施, 逐步扩大电能替代范围, 着力形成节能环保便捷高效技术可行广泛应用的新型电力消费市场重点在居民采暖生产制造交通运输电力供应与消费四个领域, 推广或试点电采暖地能热泵工业电锅炉 ( 窑炉 ) 农业电排灌船舶岸电机场桥载设备电蓄能调峰等开展差别化试点探索, 积极创新, 实施一批试点示范项目 2020 年, 实现能源终端消费环节电能替代散烧煤燃油消费总量约 1.3 亿吨标煤, 提高电能占终端能源消费比重 ( 十二 ) 加快充电设施建设, 促进电动汽车发展按照因地制宜快慢互济经济合理的原则, 以用户居住地停车位单位停车场公交及出租车场站等配建的专用充电设施为主体, 以公共建筑物停车场社会公共停车场临时停车位等配建的公共充电设施为辅助, 以独立占地的城市快充站换电站和高速公路服务区配建的城际快充站为补充, 推动电动汽车充电基础设施体系加快建设加大停车场与充电基础设施一体化建设支持力度探索电动汽车充放电与电力系统互动, 改善系统调峰能力到 2020 年, 新增集中式充换电站超过 1.2 万座, 分散式充电桩超过 480 万个, 基本建成适度超前车桩相随智

35 能高效的充电基础设施体系, 满足全国超过 500 万辆电动汽车的充电需求 ( 十三 ) 推进集中供热, 逐步替代燃煤小锅炉围绕大气污染防治和提高能源利用效率, 健康有序发展以集中供热为前提的热电联产, 不断提高我国北方城市集中供热普及率, 解决我国北方地区冬季供暖期大气污染严重区域热电供需矛盾突出热源结构不合理等问题, 保障城市居民和工业园区用热需求综合考虑地区电力热力需求和当地气候资源环境条件, 统筹协调城市或工业园区的总体规划供热规划环境治理规划和电力规划等, 按照统一规划以热定电立足存量结构优化提高能效环保优先的基本原则, 在优先利用已有热源且最大限度地发挥其供热能力的基础上, 通过配套支持政策重点鼓励发展能效高污染少的背压式热电联产机组同时, 发展热电联产集中供热与环境保护协调联动, 与关停小锅炉和减少用煤量挂钩, 提高热电联产供热范围内小锅炉的环保排放标准, 加快小锅炉关停在风能太阳能生物质能等可再生能源资源富集区, 因地制宜发展风电供暖太阳能光热电联供生物质热电联产等新能源供热应用到 2020 年, 实现北方大中型以上城市热电联产集中供

36 热率达到 60% 以上, 形成规划科学布局合理利用高效供热安全的热电联产产业健康发展格局 ( 十四 ) 积极发展分布式发电, 鼓励能源就近高效利用加快分布式电源建设放开用户侧分布式电源建设, 推广自发自用余量上网电网调节的运营模式, 鼓励企业机构社区和家庭根据自身条件, 投资建设屋顶式太阳能风能等各类分布式电源鼓励在有条件的产业聚集区工业园区商业中心机场交通枢纽及数据存储中心和医院等推广建设分布式能源项目, 因地制宜发展中小型分布式中低温地热发电沼气发电和生物质气化发电等项目支持工业企业加快建设余热余压余气瓦斯发电项目 ( 十五 ) 开展电力精准扶贫, 切实保障民生用电围绕新型工业化城镇化农业现代化和美丽乡村建设, 以满足用电需求提高供电质量促进智能化为目标, 着力解决乡村及偏远地区供电薄弱问题, 加大电力精准扶贫力度, 加快建设现代配电服务体系, 推进村庄公共照明设施建设, 支持经济发展, 服务社会民生加强老少边穷地区电力供应保障全面解决农村电网户均供电容量低安全隐患多卡脖子低电压等问题, 加大国家级贫困县集中连片特殊困难地区以及偏远少数民族地区革命老区配电网建设与改造力度

37 加大电力扶贫力度坚持因地制宜整体推进政府主导社会支持的原则, 充分结合当地资源特点, 鼓励电力企业履行社会责任, 在贫困地区建设电力项目支持贫困地区水电开发, 适当发展绿色小水电, 贫困地区的电力项目优先纳入电力规划鼓励水电项目留存部分电力电量保障当地用电需要建立长期可靠的项目运营管理机制和扶贫收益分配管理制度确保电力扶贫项目与贫困人口精准对应, 切实实现精准扶贫有效扶贫 ( 十六 ) 加大攻关力度, 强化自主创新应用推广一批相对成熟有市场需求的新技术, 尽快实现产业化试验示范一批有一定积累, 但尚未实现规模化生产的适用技术, 进一步验证技术路线和经济性集中攻关一批前景广阔但核心技术受限的关键技术鼓励企业增加研发投入, 积极参与自主创新清洁高效发电技术全面掌握拥有自主知识产权的超超临界机组设计制造技术 ; 以高温材料为重点, 加快攻关 700 超超临界发电技术 ; 研究开展中间参数等级示范, 实现发电效率突破 50% 推进自主产权的 60 万千瓦级超超临界 CFB 发电技术示范加快整体煤气化联合循环 (IGCC) 自主化设计制造攻关, 在深入评估论证基础上推进大容量 IGCC 国产化示范应用, 推进煤基梯级利用发电技术应用加快燃

38 煤与生物质耦合发电关键技术研发与应用实践世界最先进的燃煤发电除尘脱硫脱硝和节能节水节地等技术 ; 研究碳捕捉与封存 (CCS) 和资源化利用技术, 适时开展应用示范发展智能发电技术, 开展发电过程智能化检测控制技术研究与智能仪表控制系统装备研发, 攻关高效燃煤发电机组大型风力发电机组重型燃气机组核电机组等领域先进运行控制技术与示范应用先进电网技术与储能技术开展大容量机电储能熔盐蓄热储能高效化学电池储能等多种储能示范应用, 大幅降低单位千瓦建设成本, 力争接近抽水蓄能电站水平, 加快推广应用继续推进特高压输电大容量断路器直流断路器大容量柔性输电等先进电网技术的研发与应用推进微电网关键技术研究及示范建设推进高温超导等前沿技术领域的研究开展电网防灾减灾技术研究电力行业网络与信息安全建立健全信息技术产品选型安全审查机制, 加强供应链安全管理推进核心芯片操作系统数据库应用软件等基础软硬件产品的安全可控能力建设强化密码技术在电力行业网络安全工作中的支撑作用加强联动协作与信息共享, 持续提升电力行业网络安全综合检测预警及感知能力互联网 + 智慧能源将发电输配电负荷储能融

39 入智能电网体系中, 加快研发和应用智能电网各类能源互联网关键技术装备, 实现智能化能源生产消费基础设施多能协同综合能源网络建设能源与信息通信基础设施深度融合, 建立绿色能源灵活交易机制, 形成新型城镇多种能源综合协同绿色低碳智慧互动的供能模式电力领域其他重点自主创新积极发展新型煤基发电技术, 突破常规煤电效率瓶颈, 推进燃料电池发电技术研发应用, 研发固体氧化物熔融碳酸盐燃料电池堆和发电系统集成技术突破热端部件设计制造技术, 掌握高性能复合材料大规模制备技术, 建成微型小型和中型燃气轮机整机试验平台重型燃气轮机整机发电试验电站探索机电型电热冷三联供示范系统运用提高大型先进压水堆核电技术自主化程度, 推动高温气冷堆技术优化升级, 开展小型智能堆商用快堆熔盐堆等先进核能技术研发加强百万千瓦级水轮发电机组大容量高水头抽水蓄能机组等重大技术攻关加快高效太阳能发电技术大容量风电技术等可再生能源发电技术研发和应用 ( 十七 ) 落实一带一路倡议, 加强电力国际合作坚持开放包容分类施策合作共赢原则, 充分利用国际国内两个市场两种资源, 积极推进电力装备技术标准和工程服务国际合作, 根据需要推动跨境电网互联互通,

40 鼓励电力企业参与境外电力项目建设经营探讨构建全球能源互联网, 推动以清洁和绿色方式满足全球电力需求积极开展对外业务拓展电力装备出口, 积极推进高效清洁火电水电核电输变电等大型成套设备出口积极推动对外电力服务, 开展电力升级改造合作, 带动电力设计标准等技术服务国际合作在控制财务风险的基础上, 稳妥推进对外电力投资 ( 十八 ) 深化电力体制改革, 完善电力市场体系组建相对独立和规范运行的电力交易机构, 建立公平有序的电力市场规则, 初步形成功能完善的电力市场深入推进简政放权有序推进电力体制改革核定输配电价 2017 年底前, 完成分电压等级核定电网企业准许总收入和输配电价, 逐步减少电价交叉补贴加快建立规则明晰水平合理监管有力科学透明的独立输配电价体系建立健全电力市场体系建立标准统一的电力市场交易技术支持系统, 积极培育合格市场主体, 完善交易机制, 丰富交易品种 2016 年启动东北地区辅助服务市场试点, 成熟后全面推广 2018 年底前, 启动现货交易试点 ;2020 年全面启动现货市场, 研究风险对冲机制组建相对独立和规范运行的电力交易机构建立完善的治理结构完备的市场规则和健全的制度体系 ; 充分发挥

41 各类市场主体和第三方机构在促进交易机构规范运行中的作用积极推进交易机构股份制改造和相对独立规范运行, 2016 年底前完成电力交易机构组建工作有序放开发用电计划建立优先购电和优先发电制度, 落实优先购电和优先发电的保障措施 ; 切实保障电力电量平衡逐年减少发电计划, 2020 年前基本取消优先发电权以外的非调节性发电计划全面推进配售电侧改革支持售电主体创新商业模式和服务内容,2018 年底前完成售电侧市场竞争主体培育工作, 基本形成充分竞争的售电侧市场主体 ; 鼓励社会资本开展增量配电业务 ; 明确增量配电网放开的具体办法 ; 建立市场主体准入退出机制 ; 完善市场主体信用体系 ; 在试点基础上全面推开配售电改革深入推进简政放权总结电力项目核准权限下放后的承接情况存在问题和实施效果, 结合电力体制改革精神, 进一步探索创新市场化的电力项目开发和投资管理机制加强简政放权后续监管, 组织开展电力项目简政放权专项监管, 重点对核准权限下放后的项目优选项目核准项目依法依规建设以及并网运行等工作进行监管, 督促国家产业政策和和技术标准落实, 维护电力项目规划建设秩序

42 四规划实施 ( 一 ) 加强组织领导在发展改革委的统筹指导下, 国家能源局作为全国电力规划的责任部门, 建立健全以国家能源局组织协调相关职能部门积极配合各省级政府和重点电力企业细化落实的电力规划实施工作机制, 加强对电力重大战略问题的研究和审议, 推动规划实施省级能源主管部门是省级电力规划的责任部门, 各省级能源主管部门要切实履行职责, 组织协调实施 ( 二 ) 细化任务落实各省 ( 区市 ) 要将本规划确定的约束性指标主要任务和重大工程列入本地区能源发展规划和电力发展专项规划, 分解落实目标任务, 明确进度安排协调和目标考核机制, 精心组织实施各重点电力企业要充分发挥市场主体作用, 积极有序推进规划项目前期论证, 保障规划顺利实施 ( 三 ) 做好评估调整规划实施年度中每年对规划执行情况进行回顾梳理评估, 结合实施情况对规划项目进行微调坚持规划中期评估制度, 严格评估程序, 委托第三方机构开展评估工作, 对规划滚动实施提出建议, 及时总结经验分析问题制订对策规划确需调整的, 由国家能源局按程序修订后公布

43 ( 四 ) 加强督促检查国家能源局及其派出监管机构要完善电力规划实施情况监管组织体系, 创新监管措施和手段, 有效开展监管工作各派出机构要会同省级能源主管部门, 密切跟踪工作进展, 掌握目标任务完成情况, 定期组织开展监督检查和考核评价, 编制并发布规划实施情况监管报告, 提出滚动调整建议建立重大情况报告制度, 探索建立规划审计制度, 及时发现并纠正实施中存在的问题国家能源局派出机构与地方能源管理部门要进一步加强沟通协调, 实现信息共享 ( 五 ) 健全法律法规和标准体系修订颁布电力法, 完善电网调度管理条例电力供应与使用条例电力设施保护条例等及其配套管理办法, 出台核电管理条例, 建立规范政府行为和市场行为的电力法制体系加强行业管理, 强化电力规划管理办法的贯彻实施, 研究制定电网无歧视公平接入跨区送受电微电网热电联产燃气发电煤电联营电网备用容量管理节能低碳调度高效智能电力系统建设技术监督等政策按照市场化改革要求, 继续出台电力体制改革配套文件及指导意见抓紧修订一批电力行业国家标准定额和规程落实国家大面积停电事件应急预案, 提高电力系统抗灾和应急响应恢复能

44 力探索建立电力领域法律法规和标准及时更新机制, 充分发挥法制对电力改革和发展的引导推动规范和保障作用 ( 六 ) 建立协调机制建立规划统筹协调机制, 衔接国家规划与地方规划, 协商重大电力项目布局规模和时序, 协调电网与电源项目建立规划年度对接制度, 开展地方电力规划咨询评估, 依法开展规划环境影响评价探索改进电源项目前期管理加大财政资金支持, 建设电力项目信息管理系统, 提高项目储备规划核准建设运营退役全过程信息化管理能力加强信息公开, 增强信息透明度完善运行调控机制, 开展风电光伏投资监测预警, 建立弃风 ( 光 ) 率预警考核机制 2017 年起, 全面开展适应大规模清洁能源发电开发利用的电力节能低碳调度建立跨省 ( 区 ) 送电中长期协议制度整合各渠道电力信息数据, 加强电力预测分析和预警, 规范电力信息报告和发布制度依托国家电力规划中心等中介机构, 加快监测体系建设, 为政府决策提供信息支持建立健全电力行业信用支撑体系, 实行黑名单制度 ( 七 ) 健全产业政策研究制订覆盖规划建设投资运营信贷金融装备制

45 造的电力全产业链预警机制研究燃煤与光热生物质耦合, 风光抽蓄耦合等可再生能源利用方式补助方法结合电力体制改革进程, 有序放开上网电价和公益性以外的用电价格在放开上网电价之前, 研究完善燃煤天然气水力核电等上网电价机制, 增强弹性, 更好反映市场供求关系完善输配电成本监审和核算制度探索风 ( 光 ) 电专用电力外送通道运营模式支持抽水蓄能电站投资主体多元化建立龙头电站梯级水库补偿机制, 促进水电流域梯级电站联合优化运行完善新能源发电电价补贴机制, 探索市场化交易模式, 推动技术进步和成本下降支持煤电机组灵活性改造鼓励实施电能替代建立调峰调频调压等辅助服务市场, 完善电力调峰成本补偿和价格机制建立可再生能源全额保障性收购的电力运行监测评估制度研究促进可再生能源就近消纳和储能发展的价格政策采取多种方式, 继续安排资金支持城镇配电网农村电网建设改造和电动汽车充电设施建设鼓励社会资本参与跨省区输电工程配电网工程分布式电源并网工程储能装置和电动汽车充电基础设施投资和建设鼓励电力企业参与碳排放权交易完善电力行业落后产能退出政策搭建电力产业新业态融资平台鼓励风险投资产业基

46 金以多种形式参与电力产业创新积极引导社会资本投资鼓励通过发行专项债券股权交易众筹 PPP 等方式, 加快示范项目建设加强电力市场化改革领域人才培养

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