《电力发展“十三五”规划(2016-2020 年)》正式发布！(文字版)

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750千伏多环网结构，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。

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，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。

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。