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目錄
一、發(fā)展基礎
（一）取得的成績
（二）機遇與挑戰(zhàn)
二、指導思想、原則和目標
（一）指導思想
（二）基本原則
（三）發(fā)展目標
三、重點任務
（一）積極發(fā)展水電，統(tǒng)籌開發(fā)與外送
（二）大力發(fā)展新能源，優(yōu)化調整開發(fā)布局
（三）鼓勵多元化能源利用，因地制宜試點示范
（四）安全發(fā)展核電，推進沿海核電建設
（五）有序發(fā)展天然氣發(fā)電，大力推進分布式氣電建設
（六）加快煤電轉型升級，促進清潔有序發(fā)展
（七）加強調峰能力建設，提升系統(tǒng)靈活性
（八）籌劃外送通道，增強資源配置能力
（九）優(yōu)化電網(wǎng)結構，提高系統(tǒng)安全水平
（十）升級改造配電網(wǎng)，推進智能電網(wǎng)建設
（十一）實施電能替代，優(yōu)化能源消費結構
（十二）加快充電設施建設，促進電動汽車發(fā)展
（十三）推進集中供熱，逐步替代燃煤小鍋爐
（十四）積極發(fā)展分布式發(fā)電，鼓勵能源就近高效利用
（十五）開展電力精準扶貧，切實保障民生用電
（十六）加大攻關力度，強化自主創(chuàng)新
（十七）落實一帶一路倡議，加強電力國際合作
（十八）深化電力體制改革，完善電力市場體系
四、規(guī)劃實施
（一）加強組織領導
（二）細化任務落實
（三）做好評估調整
（四）加強督促檢查
（五）健全法律法規(guī)和標準體系-
（六）建立協(xié)調機制
（七）健全產(chǎn)業(yè)政策
前言
“十三五”時期是我國全面建成小康社會的決勝期、全面深化改革的攻堅期。電力是關系國計民生的基礎產(chǎn)業(yè)，電力供應和安全事關國家安全戰(zhàn)略，事關經(jīng)濟社會發(fā)展全局，面臨重要的發(fā)展機遇和挑戰(zhàn)。面對新形勢，黨中央、國務院明確提出了“推動消費、供給、技術、體制革命，全方位加強國際合作”能源發(fā)展戰(zhàn)略思想，以及“節(jié)約、清潔、安全”的能源發(fā)展方針，為電力工業(yè)持續(xù)健康發(fā)展提供了根本遵循。為深入貫徹落實黨的十八大和十八屆三中、四中、五中、六中全會精神，根據(jù)《中華人民共和國國民經(jīng)濟和社會發(fā)展第十三個五年規(guī)劃綱要》、《能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》制訂本規(guī)劃。
本規(guī)劃內容涵蓋水電、核電、煤電、氣電、風電、太陽能發(fā)電等各類電源和輸配電網(wǎng)，重點闡述“十三五”時期我國電力發(fā)展的指導思想和基本原則，明確主要目標和重點任務，是“十三五”電力發(fā)展的行動綱領和編制相關專項規(guī)劃的指導文件、布局重大電力項目的依據(jù)，規(guī)劃期為2016-2020年。規(guī)劃實施過程中，適時進行滾動調整。
一、發(fā)展基礎
（一）取得的成績
電力工業(yè)發(fā)展規(guī)模邁上新臺階。“十二五”期間，我國電力建設步伐不斷加快，多項指標居世界首位。截至2015年底，全社會用電量達到5.69 萬億千瓦時，全國發(fā)電裝機達15.3 億千瓦，其中水電3.2 億千瓦（含抽水蓄能0.23 億千瓦），風電1.31 億千瓦，太陽能發(fā)電0.42 億千瓦，核電0.27 億千瓦，火電9.93 億千瓦（含煤電9 億千瓦，氣電0.66億千瓦），生物質能發(fā)電0.13 億千瓦；“西電東送”規(guī)模達1.4 億千瓦；220 千伏及以上線路合計60.9 萬公里，變電容量33.7 億千伏安。
截至2015 年底，我國人均裝機約1.11 千瓦，人均用電量約4142 千瓦時，均超世界平均水平；電力在終端能源消費中占比達25.8%。
華北、華中、華東、東北、西北、南方六個區(qū)域各級電網(wǎng)網(wǎng)架不斷完善，配電網(wǎng)供電能力、供電質量和裝備水平顯著提升，智能化建設取得突破，農(nóng)村用電條件得到明顯改善，全面解決了無電人口用電問題。
結構調整取得新成就。“十二五”時期，我國非化石電源發(fā)展明顯加快。全國水電規(guī)模穩(wěn)步增加，新增投產(chǎn)超過1億千瓦，占全國發(fā)電裝機比重達到20.9%；風電規(guī)模高速增長，占比由2010 年的3.1%提高至8.6%，躍升為我國第三大電源；光伏發(fā)電實現(xiàn)了跨越式發(fā)展，累計新增約4200 萬千瓦；核電在運裝機規(guī)模居世界第四，在建3054 萬千瓦，居世界第一。
火電機組結構持續(xù)優(yōu)化，超臨界、超超臨界機組比例明顯提高，單機30 萬千瓦及以上機組比重上升到78.6%；單機60 萬千瓦及以上機組比重明顯提升，達到41%。
非化石能源裝機占比從2010 年的27%提高到2015 年的35%；非化石能源在一次能源消費中的比重從2010 年的9.4%提高到2015 年的12%，超額完成“十二五”規(guī)劃目標。
節(jié)能減排達到新水平。持續(xù)推進燃煤機組淘汰落后產(chǎn)能和節(jié)能改造升級，累計關停小火電機組超過2800 萬千瓦，實施節(jié)能改造約4 億千瓦，實施超低排放改造約1.6 億千瓦。全國火電機組平均供電煤耗降至315 克標煤/千瓦時（其中煤電平均供電煤耗約318 克標煤/千瓦時），達到世界先進水平，煤電機組二氧化碳排放強度下降到約890 克/千瓦時；供電煤耗五年累計降低18 克標煤/千瓦時，年節(jié)約標煤7000萬噸以上，減排二氧化碳約2 億噸。
實施嚴格的燃煤機組大氣污染物排放標準，完善脫硫脫硝、除塵、超低排放等環(huán)保電價政策，推動現(xiàn)役機組全面實現(xiàn)脫硫，脫硝比例達到92%。2015 年電力行業(yè)二氧化硫、氮氧化物等主要大氣污染物排放總量較2010 年分別減少425萬噸、501 萬噸，二氧化硫、氮氧化物減排量超額完成了“十二五”規(guī)劃目標。
裝備技術創(chuàng)新取得新突破。燃煤發(fā)電技術不斷創(chuàng)新，達到世界領先水平。百萬千瓦級超超臨界機組、超低排放燃煤發(fā)電技術廣泛應用；60 萬千瓦級、百萬千瓦級超超臨界二次再熱機組和世界首臺60 萬千瓦級超臨界CFB 機組投入商業(yè)運行；25 萬千瓦IGCC、10 萬噸二氧化碳捕集裝置示范項目建成，世界首臺百萬千瓦級間接空冷機組開工建設。
水電工程建設技術和裝備制造水平顯著提高。攻克了世界領先的300 米級特高拱壩、深埋長引水隧洞群等技術，相繼建成了世界最高混凝土雙曲拱壩（錦屏一級水電站），深埋式長隧洞（錦屏二級水電站）及世界第三、亞洲第一高的土心墻堆石壩（糯扎渡水電站）。
風電、太陽能等新能源發(fā)電技術與國際先進水平的差距顯著縮小。我國已經(jīng)形成了大容量風電機組整機設計體系和較完整的風電裝備制造技術體系；規(guī)模化光伏開發(fā)利用技術取得重要進展，晶體硅太陽能電池產(chǎn)業(yè)技術具備較強的國際競爭力，批量化單晶硅電池效率達到19.5%，多晶硅電池效率達到18.5%。
核電技術步入世界先進行列。完成三代AP1000 技術引進消化吸收，形成自主品牌的CAP1400 和華龍一號三代壓水堆技術，開工建設具有第四代特征的高溫氣冷堆示范工程，建成實驗快堆并成功并網(wǎng)發(fā)電。
電網(wǎng)技術裝備和安全運行水平處于世界前列。國際領先的特高壓輸電技術開始應用，±1100 千伏直流輸電工程開工建設。大電網(wǎng)調度運行能力不斷提升，供電安全可靠水平有效提高。新能源發(fā)電并網(wǎng)、電網(wǎng)災害預防與治理等關鍵技術及成套裝備取得突破，多端柔性直流輸電示范工程建成投運。電力國際合作拓展新局面。對外核電、火電、水電、新能源發(fā)電及輸變電合作不斷加強，投資形式日趨多樣。帶動了我國標準、技術、裝備、金融走出去。與8 個周邊國家和地區(qū)開展電力貿(mào)易，投資巴西、葡萄牙等國電網(wǎng)。
體制改革開啟新篇章。《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)[2015]9 號）及相關配套文件相繼出臺，試點工作逐步開展，價格機制逐步完善，輸配電價改革試點加快推進，市場主體逐步培育，電力市場建設取得新進展。
簡政放權深入推進。取消和下放電力審批事項17 項，全面清理規(guī)范性文件，建立合法性審查制度，頒布或修改一大批電力法律、法規(guī)、產(chǎn)業(yè)政策和行業(yè)標準。
組建中國電建、中國能建兩家特大型能源建設集團，主輔分離取得階段性進展。基本取消了縣級供電企業(yè)“代管體制”，基本實現(xiàn)城鄉(xiāng)用電同網(wǎng)同價。
專欄1 “十二五”電力工業(yè)發(fā)展情況
（二）機遇與挑戰(zhàn)
電力工業(yè)發(fā)展取得成績的同時，也暴露出很多問題。“十二五”期間，電力供應由總體平衡、局部偏緊的狀態(tài)逐步轉向相對寬松、局部過剩。非化石電源快速發(fā)展的同時，部分地區(qū)棄風、棄光、棄水問題突出，“三北”地區(qū)風電消納困難，云南、四川兩省棄水嚴重。局部地區(qū)電網(wǎng)調峰能力嚴重不足，尤其北方冬季采暖期調峰困難，進一步加劇了非化石能源消納矛盾。電力設備利用效率不高，火電利用小時數(shù)持續(xù)下降，輸電系統(tǒng)利用率偏低，綜合線損率有待進一步降低。區(qū)域電網(wǎng)結構有待優(yōu)化，輸電網(wǎng)穩(wěn)定運行壓力大，安全風險增加。城鎮(zhèn)配電網(wǎng)供電可靠性有待提高，農(nóng)村電網(wǎng)供電能力不足。電力市場在配置資源中發(fā)揮決定性作用的體制機制尚未建立，電力結構優(yōu)化及轉型升級的調控政策亟待進一步加強。“十三五”是我國全面建成小康社會的決勝期，深化改革的攻堅期，也是電力工業(yè)加快轉型發(fā)展的重要機遇期。在世界能源格局深刻調整、我國電力供需總體寬松、環(huán)境資源約束不斷加強的新時期，電力工業(yè)發(fā)展面臨一系列新形勢、新挑戰(zhàn)。
供應寬松常態(tài)化。“十三五”期間，隨著經(jīng)濟發(fā)展進入新常態(tài)，增長速度換擋，結構調整加快，發(fā)展動力轉換，節(jié)能意識增強，全社會用電增速明顯放緩。“十二五”期間開工建設的發(fā)電設備逐步投入運行，局部地區(qū)電力供過于求，設備利用小時數(shù)偏低，電力系統(tǒng)整體利用效率下降。我國電力供應將進入持續(xù)寬松的新階段。
電源結構清潔化。大氣污染防治力度加強，氣候變化形勢日益嚴峻，生態(tài)與環(huán)保剛性約束進一步趨緊。我國已向國際社會承諾2020 年非化石能源消費比重達到15%左右，加快清潔能源的開發(fā)利用和化石能源的清潔化利用已經(jīng)成為必然趨勢。加快能源結構調整的步伐，向清潔低碳、安全高效轉型升級迫在眉睫。
電力系統(tǒng)智能化。推進電力工業(yè)供給側改革，客觀上要求改善供應方式，提高供給效率，增強系統(tǒng)運行靈活性和智能化水平。風電、光伏發(fā)電大規(guī)模并網(wǎng)消納，核電安全運行對電力系統(tǒng)靈活性和調節(jié)能力提出了新的要求。為全面增強電源與用戶雙向互動，提升電網(wǎng)互濟能力，實現(xiàn)集中和分布式供應并舉，傳統(tǒng)能源和新能源發(fā)電協(xié)同，增強調峰能力建設，提升負荷側響應水平，建設高效智能電力系統(tǒng)成為必然選擇。
電力發(fā)展國際化。隨著一帶一路建設的逐步推進，全方位、多領域的電力對外開放格局更加明晰，電力產(chǎn)業(yè)國際化將成為一種趨勢。電力企業(yè)國際化面臨積累國際競爭經(jīng)驗，提高產(chǎn)品和服務多樣化水平，電力行業(yè)標準與國際標準銜接，履行企業(yè)環(huán)境責任，完善金融保險配套服務等諸多挑戰(zhàn)。電力國際化進程對我國與周邊國家的電力互聯(lián)互通和電力裝備制造水平提出了新要求。
體制機制市場化。新一輪電力體制改革將改變電網(wǎng)企業(yè)的功能定位和盈利模式，促進電網(wǎng)投資、建設和運營向著更加理性化的方向發(fā)展。市場主體逐漸成熟，發(fā)電和售電側引入市場競爭，形成主體多元、競爭有序的交易格局。新興業(yè)態(tài)和商業(yè)模式創(chuàng)新不斷涌現(xiàn)，市場在資源配置中的決定性作用開始發(fā)揮，市場化正在成為引領電力工業(yè)發(fā)展的新方向。
二、指導思想、原則和目標
（一）指導思想
深入貫徹黨的十八大和十八屆三中、四中、五中、六中全會精神，落實“四個革命、一個合作”發(fā)展戰(zhàn)略，牢固樹立和貫徹落實創(chuàng)新、協(xié)調、綠色、開放、共享發(fā)展理念，按照《中華人民共和國國民經(jīng)濟和社會發(fā)展第十三個五年規(guī)劃綱要》、《能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》相關部署，加強統(tǒng)籌協(xié)調，加強科技創(chuàng)新，加強國際合作；著力調整電力結構，著力優(yōu)化電源布局，著力升級配電網(wǎng)，著力增強系統(tǒng)調節(jié)能力，著力提高電力系統(tǒng)效率，著力推進體制改革和機制創(chuàng)新；加快調整優(yōu)化，轉型升級，構建清潔低碳、安全高效的現(xiàn)代電力工業(yè)體系，惠及廣大電力用戶，為全面建成小康社會提供堅實支撐和保障。
（二）基本原則
統(tǒng)籌兼顧，協(xié)調發(fā)展。統(tǒng)籌各類電源建設，逐步提高非化石能源消費比重。降低全社會綜合用電成本。統(tǒng)籌電源基地開發(fā)、外送通道建設和消納市場，促進網(wǎng)源荷儲一體協(xié)同發(fā)展。
清潔低碳，綠色發(fā)展。堅持生態(tài)環(huán)境保護優(yōu)先，堅持發(fā)展非煤能源發(fā)電與煤電清潔高效有序利用并舉，堅持節(jié)能減排。提高電能占終端能源消費比重，提高發(fā)電用煤占煤炭消費總量比重，提高天然氣利用比例。
優(yōu)化布局，安全發(fā)展。堅持經(jīng)濟合理，調整電源布局，優(yōu)化電網(wǎng)結構。堅守安全底線，科學推進遠距離、大容量電力外送，構建規(guī)模合理、分層分區(qū)、安全可靠的電力系統(tǒng)，提高電力抗災和應急保障能力。
智能高效，創(chuàng)新發(fā)展。加強發(fā)輸配用交互響應能力建設，構建“互聯(lián)網(wǎng)+”智能電網(wǎng)。加強系統(tǒng)集成優(yōu)化，改進調度運行方式，提高電力系統(tǒng)效率。大力推進科技裝備創(chuàng)新，探索管理運營新模式，促進轉型升級。
深化改革，開放發(fā)展。堅持市場化改革方向，健全市場體系，培育市場主體，推進電價改革，提高運營效率，構建有效競爭、公平公正公開的電力市場。堅持開放包容、政府推動、市場主導，充分利用國內國外兩個市場、兩種資源，實現(xiàn)互利共贏。
保障民生，共享發(fā)展。圍繞城鎮(zhèn)化、農(nóng)業(yè)現(xiàn)代化和美麗鄉(xiāng)村建設，以解決電網(wǎng)薄弱問題為重點，提高城鄉(xiāng)供電質量，提升人均用電和電力普遍服務水平。在革命老區(qū)、民族地區(qū)、邊疆地區(qū)、集中連片貧困地區(qū)實施電力精準扶貧。
（三）發(fā)展目標
1、供應能力
為保障全面建成小康社會的電力電量需求，預期2020年全社會用電量6.8-7.2 萬億千瓦時，年均增長3.6-4.8%，全國發(fā)電裝機容量20 億千瓦，年均增長5.5%。人均裝機突破1.4 千瓦，人均用電量5000 千瓦時左右，接近中等發(fā)達國家水平。城鄉(xiāng)電氣化水平明顯提高，電能占終端能源消費比重達到27%。
考慮到為了避免出現(xiàn)電力短缺影響經(jīng)濟社會發(fā)展的情況和電力發(fā)展適度超前的原則，在預期2020 年全社會用電需求的基礎上，按照2000 億千瓦時預留電力儲備，以滿足經(jīng)濟社會可能出現(xiàn)加速發(fā)展的需要。
2、電源結構
按照非化石能源消費比重達到15%的要求，到2020 年，非化石能源發(fā)電裝機達到7.7 億千瓦左右，比2015 年增加2.5 億千瓦左右，占比約39%，提高4 個百分點，發(fā)電量占比提高到31%；氣電裝機增加5000 萬千瓦，達到1.1 億千瓦以上，占比超過5%；煤電裝機力爭控制在11 億千瓦以內，占比降至約55%。
3、電網(wǎng)發(fā)展
合理布局能源富集地區(qū)外送，建設特高壓輸電和常規(guī)輸電技術的“西電東送”輸電通道，新增規(guī)模1.3 億千瓦，達到2.7 億千瓦左右；電網(wǎng)主網(wǎng)架進一步優(yōu)化，省間聯(lián)絡線進一步加強，形成規(guī)模合理的同步電網(wǎng)。嚴格控制電網(wǎng)建設成本。全國新增500 千伏及以上交流線路9.2 萬公里，變電容量9.2 億千伏安。
基本建成城鄉(xiāng)統(tǒng)籌、安全可靠、經(jīng)濟高效、技術先進、環(huán)境友好、與小康社會相適應的現(xiàn)代配電網(wǎng)。中心城市（區(qū)）智能化建設和應用水平大幅提高，供電可靠率達到99.99%，合電壓合格率達到99.97%；城鎮(zhèn)地區(qū)供電能力及供電安全水平顯著提升，供電可靠率達到99.9%，綜合電壓合格率達到98.79%；鄉(xiāng)村地區(qū)全面解決電網(wǎng)薄弱問題，基本消除“低電壓”，供電可靠率達到99.72%，綜合電壓合格率達到97%，戶均配變容量不低于2 千伏安。為電采暖、港口岸電、充電基礎設施等電能替代提供有力支撐。
4、綜合調節(jié)能力
抽水蓄能電站裝機新增約1700 萬千瓦，達到4000 萬千瓦左右，單循環(huán)調峰氣電新增規(guī)模500 萬千瓦。熱電聯(lián)產(chǎn)機組和常規(guī)煤電靈活性改造規(guī)模分別達到1.33 億千瓦和8600萬千瓦左右。落實全額保障性收購制度，將棄風、棄光率控制在合理水平。
5、節(jié)能減排
力爭淘汰火電落后產(chǎn)能2000 萬千瓦以上。新建燃煤發(fā)電機組平均供電煤耗低于300 克標煤/千瓦時，現(xiàn)役燃煤發(fā)電機組經(jīng)改造平均供電煤耗低于310 克標煤/千瓦時。火電機組二氧化硫和氮氧化物年排放總量均力爭下降50%以上。30 萬千瓦級以上具備條件的燃煤機組全部實現(xiàn)超低排放，煤電機組二氧化碳排放強度下降到865 克/千瓦時左右。火電廠廢水排放達標率實現(xiàn)100%。電網(wǎng)綜合線損率控制在6.5%以內。
6、民生用電保障
2020 年，電能替代新增用電量約4500 億千瓦時。力爭實現(xiàn)北方大中型以上城市熱電聯(lián)產(chǎn)集中供熱率達到60%以上，逐步淘汰管網(wǎng)覆蓋范圍內的燃煤供熱小鍋爐。完成全國小城鎮(zhèn)和中心村農(nóng)網(wǎng)改造升級、貧困村通動力電，實現(xiàn)平原地區(qū)機井用電全覆蓋，東部地區(qū)基本實現(xiàn)城鄉(xiāng)供電服務均等化，中西部地區(qū)城鄉(xiāng)供電服務差距大幅縮小，貧困及偏遠少數(shù)民族地區(qū)農(nóng)村電網(wǎng)基本滿足生產(chǎn)生活需要。
專欄2 “十三五”電力工業(yè)發(fā)展主要目標
三、重點任務
（一）積極發(fā)展水電，統(tǒng)籌開發(fā)與外送
堅持生態(tài)優(yōu)先和移民妥善安置前提下，積極開發(fā)水電。以重要流域龍頭水電站建設為重點，科學開發(fā)西南水電資源。堅持干流開發(fā)優(yōu)先、支流保護優(yōu)先的原則，積極有序推進大型水電基地建設，嚴格控制中小流域、中小水電開發(fā)。堅持開發(fā)與市場消納相結合，統(tǒng)籌水電的開發(fā)與外送,完善市場化消納機制，基本解決四川、云南水電消納問題。強化政策措施，新建項目應提前落實市場空間，防止新棄水現(xiàn)象發(fā)生。繼續(xù)做好金沙江下游、大渡河、雅礱江等水電基地建設；積極推進金沙江上游等水電基地開發(fā)，推動藏東南“西電東送”接續(xù)能源基地建設；繼續(xù)推進雅礱江兩河口、大渡河雙江口等龍頭水電站建設，加快金沙江中游龍頭水電站研究論證，積極推動龍盤水電站建設；基本建成長江上游、黃河上游、烏江、南盤江紅水河、雅礱江、大渡河六大水電基地。重點依托西南水電基地開發(fā)，建成金沙江中游送電廣西、滇西北至廣東、四川水電外送、烏東德電站送電兩廣輸電通道，開工建設白鶴灘電站外送工程，積極開展金沙江上游等消納方案研究。
“十三五”期間，全國常規(guī)水電新增投產(chǎn)約4000 萬千瓦，開工6000 萬千瓦以上，其中小水電規(guī)模500 萬千瓦左右。到2020 年，常規(guī)水電裝機達到3.4 億千瓦。
（二）大力發(fā)展新能源，優(yōu)化調整開發(fā)布局
按照集中開發(fā)與分散開發(fā)并舉、就近消納為主的原則優(yōu)化風電布局，統(tǒng)籌開發(fā)與市場消納，有序開發(fā)風光電。加快中東部及南方等消納能力較強地區(qū)的風電開發(fā)力度，積極穩(wěn)妥推進海上風電開發(fā)。按照分散開發(fā)、就近消納為主的原則布局光伏電站，全面推進分布式光伏和“光伏+”綜合利用工程，積極支持光熱發(fā)電。
調整“三北”風電消納困難及棄水嚴重地區(qū)的風電建設節(jié)奏，提高風電就近消納能力，解決棄風限電問題。加大消納能力較強或負荷中心區(qū)風電開發(fā)力度，力爭中東部及南方區(qū)域風電占全國新增規(guī)模的一半。在江蘇、廣東、福建等地因地制宜推進海上風電項目建設。
全面推進分布式光伏發(fā)電建設，重點發(fā)展屋頂分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)，實施光伏建筑一體化工程。在中東部地區(qū)結合采煤沉陷區(qū)治理以及農(nóng)業(yè)、林業(yè)、漁業(yè)綜合利用等適度建設光伏電站項目。推進光熱發(fā)電試點示范工程。
“十三五”期間，風電新增投產(chǎn)0.79 億千瓦以上，太陽能發(fā)電新增投產(chǎn)0.68 億千瓦以上。2020 年，全國風電裝機達到2.1 億千瓦以上，其中海上風電500 萬千瓦左右；太陽能發(fā)電裝機達到1.1 億千瓦以上，其中分布式光伏6000 萬千瓦以上、光熱發(fā)電500 萬千瓦。依托電力外送通道，有序推進“三北”地區(qū)可再生能源跨省區(qū)消納4000 萬千瓦，存量優(yōu)先。
（三）鼓勵多元化能源利用，因地制宜試點示范
在滿足環(huán)保要求的條件下，合理建設城市生活垃圾焚燒發(fā)電和垃圾填埋氣發(fā)電項目。積極清潔利用生物質能源，推動沼氣發(fā)電、生物質發(fā)電和分布式生物質氣化發(fā)電。到2020年，生物質發(fā)電裝機1500 萬千瓦左右。
開展燃煤與生物質耦合發(fā)電、燃煤與光熱耦合發(fā)電示范與應用。在東北等糧食主產(chǎn)區(qū)布局一批燃煤與農(nóng)林廢棄殘余物耦合發(fā)電示范項目，在京津冀、長三角、珠三角布局一批燃煤與污泥耦合發(fā)電示范項目，在華北、西北布局一批燃煤與光熱耦合發(fā)電示范項目。
推進“萬千瓦級”高溫地熱發(fā)電項目建設。因地制宜發(fā)展中小型分布式中低溫地熱發(fā)電項目。開展深層高溫干熱巖發(fā)電系統(tǒng)關鍵技術研究和項目示范。
開展海洋能等綜合技術集成應用示范。在有條件的沿海地區(qū)建設海洋能與風電、太陽能等可再生能源互補的海島微電網(wǎng)示范項目。積極開展示范性潮汐電站建設。
開展風光儲輸多元化技術綜合應用示范。結合風電、光伏等新能源開發(fā)，融合儲能、微網(wǎng)應用，推動可再生能源電力與儲能、智能輸電、多元化應用新技術示范，推動多能互補、協(xié)同優(yōu)化的新能源電力綜合開發(fā)。“十三五”期間，繼續(xù)推動張家口等可再生能源示范區(qū)相關建設。
（四）安全發(fā)展核電，推進沿海核電建設
堅持安全發(fā)展核電的原則，加大自主核電示范工程建設力度，著力打造核心競爭力，加快推進沿海核電項目建設。建成三門、海陽AP1000 自主化依托項目，建設福建福清、廣西防城港“華龍一號”示范工程。開工建設CAP1400示范工程等一批新的沿海核電工程。深入開展內陸核電研究論證和前期準備工作。認真做好核電廠址資源保護工作。“十三五”期間，全國核電投產(chǎn)約3000 萬千瓦、開工3000 萬千瓦以上，2020 年裝機達到5800 萬千瓦。
（五）有序發(fā)展天然氣發(fā)電，大力推進分布式氣電建設
充分發(fā)揮現(xiàn)有天然氣電站調峰能力，推進天然氣調峰電站建設，在有條件的華北、華東、南方、西北等地區(qū)建設一批天然氣調峰電站，新增規(guī)模達到500 萬千瓦以上。適度建設高參數(shù)燃氣蒸汽循環(huán)熱電聯(lián)產(chǎn)項目，支持利用煤層氣、煤制氣、高爐煤氣等發(fā)電。推廣應用分布式氣電，重點發(fā)展熱電冷多聯(lián)供。“十三五”期間，全國氣電新增投產(chǎn)5000 萬千瓦，2020 年達到1.1 億千瓦以上，其中熱電冷多聯(lián)供1500萬千瓦。
（六）加快煤電轉型升級，促進清潔有序發(fā)展
積極主動適應能源結構調整和電力市場發(fā)展，加快煤電結構優(yōu)化和轉型升級，鼓勵煤電聯(lián)營，促進煤電高效、清潔、可持續(xù)發(fā)展。
嚴格控制煤電規(guī)劃建設。堅持市場引導與政府調控并舉的原則，通過建立風險預警機制和實施“取消一批、緩核一批、緩建一批”，同時充分發(fā)揮電力系統(tǒng)聯(lián)網(wǎng)效益，采取跨省區(qū)電力互濟、電量短時互補等措施，多措并舉減少新增煤電規(guī)模。“十三五”期間，取消和推遲煤電建設項目1.5 億千瓦以上。到2020 年，全國煤電裝機規(guī)模力爭控制在11 億千瓦以內。
合理控制煤電基地建設。配合遠距離輸電通道規(guī)劃建設，根據(jù)受端供需狀況合理安排煤電基地開發(fā)規(guī)模和建設時序，減小受端省份接受外來電力的壓力。
因地制宜規(guī)劃建設熱電聯(lián)產(chǎn)和低熱值煤發(fā)電項目。在充分利用已有熱源且最大限度地發(fā)揮其供熱能力的基礎上，按照“以熱定電”的原則規(guī)劃建設熱電聯(lián)產(chǎn)項目。優(yōu)先發(fā)展背壓式熱電聯(lián)產(chǎn)機組，電力富裕地區(qū)嚴控抽凝式熱電機組。適當發(fā)展低熱值煤綜合利用發(fā)電項目。建設一定規(guī)模以煤矸石為主的綜合利用發(fā)電項目。
積極促進煤電轉型升級。加快新技術研發(fā)和推廣應用，提高煤電發(fā)電效率及節(jié)能環(huán)保水平。全面實施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造“提速擴圍”工程，加大能耗高、污染重煤電機組改造和淘汰力度。“十三五”期間，全國實施煤電超低排放改造約4.2 億千瓦，實施節(jié)能改造約3.4 億千瓦，力爭淘汰落后煤電機組約2000 萬千瓦。到2020 年，全國現(xiàn)役煤電機組平均供電煤耗降至310 克標煤/千瓦時；具備條件的30 萬千瓦級以上機組全部實現(xiàn)超低排放。
（七）加強調峰能力建設，提升系統(tǒng)靈活性
高度重視電力系統(tǒng)調節(jié)能力建設，從負荷側、電源側、電網(wǎng)側多措并舉，充分挖掘現(xiàn)有系統(tǒng)調峰能力，加大調峰電源規(guī)劃建設力度，著力增強系統(tǒng)靈活性、適應性，破解新能源消納難題。
加快抽水蓄能電站建設。統(tǒng)籌規(guī)劃、合理布局，在有條件的地區(qū)，抓緊建設一批抽水蓄能電站。加強抽水蓄能電站調度運行管理，切實發(fā)揮抽水蓄能電站提供備用、增強系統(tǒng)靈活性的作用。“十三五”期間，抽蓄電站開工6000 萬千瓦左右，新增投產(chǎn)1700 萬千瓦左右，2020 年裝機達到4000 萬千瓦左右。
全面推動煤電機組靈活性改造。實施煤電機組調峰能力提升工程，充分借鑒國際火電靈活性相關經(jīng)驗，加快推動北方地區(qū)熱電機組儲熱改造和純凝機組靈活性改造試點示范及推廣應用。“十三五”期間，“三北”地區(qū)熱電機組靈活性改造約1.33 億千瓦，純凝機組改造約8200 萬千瓦；其它地區(qū)純凝機組改造約450 萬千瓦。改造完成后，增加調峰能力4600 萬千瓦，其中“三北”地區(qū)增加4500 萬千瓦。
優(yōu)化電力調度運行。在確保電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定的前提下，以節(jié)能環(huán)保低碳為目標，制定科學可行的電力系統(tǒng)調度原則和具體措施，確定各類機組的發(fā)電優(yōu)先序位、用戶側的有序用電序位以及機組的調峰、輪停序位，根據(jù)中長期、日前交易電量及負荷預測確定合理開機組合。推行節(jié)能低碳電力調度，加強對新能源發(fā)電的功率預測和考核，充分發(fā)揮電網(wǎng)聯(lián)絡線調劑作用，努力消納可再生能源，減少能源、資源消耗和污染物排放。
大力提高電力需求側響應能力。建立健全基于價格激勵的負荷側響應措施，進一步優(yōu)化推廣發(fā)電側和用戶側峰谷電價機制，探索實行可中斷負荷電價。完善推廣電力需求側管理，整合系統(tǒng)運行、市場交易和用戶用電數(shù)據(jù)，提高負荷側大數(shù)據(jù)分析能力，增強負荷側響應能力。引導用戶錯峰用電，減小系統(tǒng)峰谷差。積極推進大容量和分布式儲能技術的示范應用與推廣。
（八）籌劃外送通道，增強資源配置能力
“十三五”期間電力外送統(tǒng)籌送受端需求、受端電源結構及調峰能力，合理確定受電比重和受電結構。跨區(qū)送電具有可持續(xù)性，滿足送端地區(qū)長遠需要，應參與受端電力市場競爭。輸煤輸電并舉，避免潮流交叉迂回，促進可再生能源消納，確保電網(wǎng)安全。
在實施水電配套外送輸電通道的基礎上，重點實施大氣污染防治行動12 條輸電通道及酒泉至湖南、準東至安徽、金中至廣西輸電通道。建成東北（扎魯特）送電華北（山東）特高壓直流輸電通道，解決東北電力冗余問題。適時推進陜北（神府、延安）電力外送通道建設。結合受端市場情況，積極推進新疆、呼盟、蒙西（包頭、阿拉善、烏蘭察布）、隴（東）彬（長）、青海等地區(qū)電力外送通道論證。
“十三五”期間，新增“西電東送”輸電能力1.3 億千瓦，2020 年達到2.7 億千瓦。
（九）優(yōu)化電網(wǎng)結構，提高系統(tǒng)安全水平
堅持分層分區(qū)、結構清晰、安全可控、經(jīng)濟高效原則，按照《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導則》的要求，充分論證全國同步電網(wǎng)格局，進一步調整完善區(qū)域電網(wǎng)主網(wǎng)架，提升各電壓等級電網(wǎng)的協(xié)調性，探索大電網(wǎng)之間的柔性互聯(lián)，加強區(qū)域內省間電網(wǎng)互濟能力，提高電網(wǎng)運行效率，確保電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行和電力可靠供應。
東北地區(qū)：“十三五”期間，西電東送、北電南送的格局隨著外送通道建設改變。重點加快扎魯特至山東青州特高壓直流輸電工程建設，2018 年形成1000 萬千瓦電力外送能力；適時啟動赤峰（元寶山）至冀北輸電通道建設；加強東北主網(wǎng)至高嶺背靠背500 千伏電網(wǎng)，確保300 萬千瓦的輸電能力；加強蒙東與遼寧、吉林省間斷面建設。2020 年東北地區(qū)初步形成1700 萬千瓦外送能力，力爭實現(xiàn)電力供需基本平衡。
依托扎魯特外送通道及其配套工程，進一步優(yōu)化三省一區(qū)內部電網(wǎng)結構，主要是蒙東電網(wǎng)圍繞扎魯特換流站建設，逐步形成覆蓋呼倫貝爾、興安、通遼和赤峰500 千伏網(wǎng)架；黑龍江電網(wǎng)重點加強省內東西部網(wǎng)絡聯(lián)系，建設向扎魯特電力匯集輸電工程；吉林電網(wǎng)重點完善中部網(wǎng)架，配套建設水電站、抽水蓄能電站送出工程；遼寧電網(wǎng)結合負荷增長需要加強內部網(wǎng)架。
華北地區(qū)：“十三五”期間，西電東送格局基本不變，京津冀魯接受外來電力超過8000 萬千瓦。依托在建大氣污染防治行動計劃交流特高壓輸電工程，規(guī)劃建設蒙西至晉中，勝利至錫盟，濰坊經(jīng)臨沂、棗莊至石家莊交流特高壓輸電工程，初步形成兩橫兩縱的1000 千伏交流特高壓網(wǎng)架。建設張北至北京柔性直流工程，增加張北地區(qū)風光電外送能力。研究實施蒙西電網(wǎng)與華北主網(wǎng)異步聯(lián)網(wǎng)及北京西至石家莊交流特高壓聯(lián)絡線工程。
結合交流特高壓輸變電及其配套工程，進一步優(yōu)化華北地區(qū)各省（區(qū)、市）電網(wǎng)結構。主要是按照京津冀協(xié)同發(fā)展戰(zhàn)略部署，京津冀地區(qū)加強500 千伏電網(wǎng)建設和配電網(wǎng)升級改造，實現(xiàn)首都接受外來電能力2200 萬千瓦以上，滿足“電能替代”工程用電需求，確保首都供電安全；山東電網(wǎng)結合特高壓交流和直流落點，優(yōu)化500 千伏網(wǎng)架，提高受電能力；山西電網(wǎng)重點滿足規(guī)劃內電源接入和送出，優(yōu)化與京津冀電網(wǎng)互聯(lián)結構；蒙西電網(wǎng)結合外送和本地負荷發(fā)展，加強錫盟與蒙西之間的聯(lián)絡，形成完整、堅強的蒙西電網(wǎng)。
西北地區(qū)：“十三五”期間，重點加大電力外送和可再生能源消納能力。加快準東、寧東、酒泉和陜北特高壓直流外送通道建設；根據(jù)市場需求，積極推進新疆第三回、隴彬、青海外送通道研究論證。
繼續(xù)完善750 千伏主網(wǎng)架，增加電力互濟能力。主要是陜西電網(wǎng)建設陜北至關中第二通道，形成陜北“目”字形網(wǎng)架，提高陜北向關中送電能力，為陜北特高壓直流外送創(chuàng)造條件；甘肅電網(wǎng)啟動河西地區(qū)主網(wǎng)加強方案，提高向蘭白地區(qū)輸電能力；青海電網(wǎng)結合新能源建設，適當補強原有網(wǎng)架；寧夏電網(wǎng)形成750 千伏雙環(huán)網(wǎng)，優(yōu)化調整330/220 千伏電網(wǎng)，滿足上海廟直流接入；新疆電網(wǎng)進一步向南疆延伸，形成750千伏多環(huán)網(wǎng)結構，適時啟動南疆與格爾木聯(lián)網(wǎng)工程。
華東地區(qū)：“十三五”期間，長三角地區(qū)新增外來電力3800 萬千瓦。建成淮南經(jīng)南京至上海1000 千伏特高壓交流輸電工程，初步形成受端交流特高壓網(wǎng)架；建設蘇州特高壓站至新余、江蘇東洲至崇明500 千伏輸變電工程，實現(xiàn)上海與蘇州電網(wǎng)互聯(lián)；研究實施適用技術，保證多回大容量直流安全穩(wěn)定受入；開工建設閩粵聯(lián)網(wǎng)工程。
結合交直流特高壓輸變電及其配套工程，進一步優(yōu)化華東地區(qū)各省（市）電網(wǎng)結構。主要是上海電網(wǎng)結合外來電及城市發(fā)展，利用已有走廊及站址，做好電網(wǎng)改擴建，同時有效控制短路電流；江蘇電網(wǎng)、浙江電網(wǎng)、安徽電網(wǎng)著重完善500 千伏網(wǎng)架，提高負荷密集地區(qū)電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行水平并合理控制短路電流；福建電網(wǎng)加強山區(qū)500 千伏網(wǎng)架，同時論證推進福建北部向南部新增輸電通道。
華中地區(qū)：“十三五”期間，實現(xiàn)電力外送到電力受入轉變，湖南、湖北、江西新增接受外電達到1600 萬千瓦。實施渝鄂直流背靠背工程，實現(xiàn)與川渝藏電網(wǎng)異步聯(lián)網(wǎng)，提高四川水電外送能力及系統(tǒng)安全穩(wěn)定水平；推進省間電網(wǎng)加強工程，滿足外來電增加需要；針對華北、華中聯(lián)網(wǎng)安全運行薄弱環(huán)節(jié)，研究采取必要的安全措施；積極研究論證三峽電力留存及外送方案優(yōu)化調整。
湖北電網(wǎng)圍繞陜北（神府、延安）直流、渝鄂背靠背工程，做好相關配套工程論證及建設，進一步優(yōu)化500 千伏網(wǎng)架，控制關鍵節(jié)點短路電流水平；河南電網(wǎng)做好500 千伏網(wǎng)架優(yōu)化，適時加強豫南電網(wǎng)；湖南電網(wǎng)研究論證酒湖直流電力消納，做好配套工程建設，論證黔東電廠改接貴州可行性；江西電網(wǎng)重點優(yōu)化并加強贛東、贛南電網(wǎng)。
“十三五”期間，川渝藏形成相對獨立的同步電網(wǎng)，建成川渝第三條500 千伏輸電通道，提高川渝間電網(wǎng)互濟能力。四川電網(wǎng)結合第四回特高壓直流外送工程加強水電匯集通道建設，同時完善西部水電基地至負荷中心500 千伏輸電通道。結合金沙江上游開發(fā)，積極推進金上水電外送工程論證和前期工作。研究論證川西電網(wǎng)目標網(wǎng)架，確保涉藏水電開發(fā)和消納。重慶電網(wǎng)進一步加強受端電網(wǎng)建設，滿足外來電力增加需要。西藏電網(wǎng)結合電氣化鐵路規(guī)劃建設，重點建設藏中電網(wǎng)與昌都聯(lián)網(wǎng)、拉薩至靈芝鐵路供電工程，同時在立足優(yōu)先保障自身電力供應的前提下，綜合技術、經(jīng)濟、國防等多方面因素，推進建設阿里電網(wǎng)與藏區(qū)主網(wǎng)互聯(lián)工程，實現(xiàn)主網(wǎng)覆蓋西藏各地區(qū)。
南方地區(qū)：“十三五”期間，穩(wěn)步推進“西電東送”，形成“八交十一直”輸電通道，送電規(guī)模達到4850 萬千瓦；進一步加強和優(yōu)化主網(wǎng)結構，實現(xiàn)云南電網(wǎng)與主網(wǎng)異步聯(lián)網(wǎng)，
建成海南聯(lián)網(wǎng)II 回工程，適時啟動廣東電網(wǎng)直流背靠背工程，形成以送、受端電網(wǎng)為主體，規(guī)模適中、結構清晰、定位明確的2~3 個同步電網(wǎng)，提高電網(wǎng)安全穩(wěn)定水平；提高向香港、澳門地區(qū)供電能力。
廣東電網(wǎng)重點解決多直流連鎖故障及短路電流超標問題，推動電網(wǎng)實現(xiàn)東西分區(qū)運行；廣西電網(wǎng)重點結合云電送桂逐步實現(xiàn)由通道型電網(wǎng)向受端電網(wǎng)轉變；云南電網(wǎng)重點加強滇西北、滇西南、滇東北送電通道建設，同時結合烏東德電站接入進一步優(yōu)化滇中電網(wǎng)結構，增強云南電網(wǎng)運行的靈活性；貴州電網(wǎng)重點加強黔西南、黔西送電通道建設，優(yōu)化貴陽負荷中心電網(wǎng)結構并進一步增強黔東電網(wǎng)與主網(wǎng)的聯(lián)絡；海南電網(wǎng)重點結合昌江核電及聯(lián)網(wǎng)II 回的建設，進一步優(yōu)化現(xiàn)有220 千伏電網(wǎng)結構，提高電網(wǎng)抗災能力。
（十）升級改造配電網(wǎng)，推進智能電網(wǎng)建設
滿足用電需求，提高供電質量，著力解決配電網(wǎng)薄弱問題，促進智能互聯(lián)，提高新能源消納能力，推動裝備提升與科技創(chuàng)新，加快構建現(xiàn)代配電網(wǎng)。有序放開增量配電網(wǎng)業(yè)務，鼓勵社會資本有序投資、運營增量配電網(wǎng)，促進配電網(wǎng)建設平穩(wěn)健康發(fā)展。
加強城鎮(zhèn)配電網(wǎng)建設。強化配電網(wǎng)統(tǒng)一規(guī)劃，健全標準體系。全面推行模塊化設計、規(guī)范化選型、標準化建設。中心城市（區(qū)）圍繞發(fā)展定位和高可靠用電需求，高起點、高標準建設配電網(wǎng)，供電質量達到國際先進水平，北京、上海、廣州、深圳等超大型城市建成世界一流配電網(wǎng)；城鎮(zhèn)地區(qū)結合國家新型城鎮(zhèn)化進程及發(fā)展需要，適度超前建設配電網(wǎng)，滿足快速增長的用電需求，全面支撐“京津冀”、“長江中游”、“中原”、“成渝”等城市群以及“絲綢之路經(jīng)濟帶”等重點區(qū)域發(fā)展需要。積極服務新能源、分布式電源、電動汽車充電基礎設施等多元化負荷接入需求。做好與城鄉(xiāng)發(fā)展、土地利用的有效銜接，將管廊專項規(guī)劃確定入廊的電力管線建設規(guī)模、時序納入配電網(wǎng)規(guī)劃。
實施新一輪農(nóng)網(wǎng)改造升級工程。加快新型小鄉(xiāng)鎮(zhèn)、中心村電網(wǎng)和農(nóng)業(yè)生產(chǎn)供電設施改造升級。結合“農(nóng)光互補”、“光伏扶貧”等分布式能源發(fā)展模式，建設可再生能源就地消納的農(nóng)村配網(wǎng)示范工程。開展西藏、新疆和四川、云南、甘肅、青海四省藏區(qū)農(nóng)村電網(wǎng)建設攻堅。加快西部及貧困地區(qū)農(nóng)村電網(wǎng)改造升級，特別是國家扶貧開發(fā)工作重點縣、集中連片特困地區(qū)以及革命老區(qū)的農(nóng)村電網(wǎng)改造升級，實現(xiàn)貧困地區(qū)
通動力電。推進東中部地區(qū)城鄉(xiāng)供電服務均等化進程，逐步提高農(nóng)村電網(wǎng)信息化、自動化、智能化水平，進一步優(yōu)化電力供給結構。
推進“互聯(lián)網(wǎng)+”智能電網(wǎng)建設。全面提升電力系統(tǒng)的智能化水平，提高電網(wǎng)接納和優(yōu)化配置多種能源的能力，滿足多元用戶供需互動。實現(xiàn)能源生產(chǎn)和消費的綜合調配，充分發(fā)揮智能電網(wǎng)在現(xiàn)代能源體系中的作用。
提升電源側智能化水平，加強傳統(tǒng)能源和新能源發(fā)電的廠站級智能化建設，促進多種能源優(yōu)化互補。全面建設智能變電站，推廣應用在線監(jiān)測、狀態(tài)診斷、智能巡檢系統(tǒng)，建立電網(wǎng)對山火、冰災、臺風等各類自然災害的安全預警體系。
推進配電自動化建設，根據(jù)供電區(qū)域類型差異化配置，整體覆蓋率達90%，實現(xiàn)配電網(wǎng)可觀可控。提升輸配電網(wǎng)絡的柔性控制能力，示范應用配電側儲能系統(tǒng)及柔性直流輸電工程。構建“互聯(lián)網(wǎng)+”電力運營模式，推廣雙向互動智能計量技術應用。加快電能服務管理平臺建設，實現(xiàn)用電信息采集系統(tǒng)全覆蓋。全面推廣智能調度控制系統(tǒng)，應用大數(shù)據(jù)、云計算、物聯(lián)網(wǎng)、移動互聯(lián)網(wǎng)技術，提升信息平臺承載能力和業(yè)務應用水平。調動電力企業(yè)、裝備制造企業(yè)、用戶等市場主體的積極性，開展智能電網(wǎng)支撐智慧城市創(chuàng)新示范區(qū)，合力推動智能電網(wǎng)發(fā)展。
（十一）實施電能替代，優(yōu)化能源消費結構
立足能源清潔化發(fā)展和大氣污染防治，以電能替代散燒煤、燃油為抓手，不斷提高電能占終端能源消費比重、可再生能源占電力消費比重及電煤占煤炭消費比重。綜合考慮地區(qū)潛力空間、節(jié)能環(huán)保效益、財政支持能力、電力體制改革和電力市場交易等因素，因地制宜，分步實施，逐步擴大電能替代范圍，著力形成節(jié)能環(huán)保、便捷高效、技術可行、廣泛應用的新型電力消費市場。重點在居民采暖、生產(chǎn)制造、交通運輸、電力供應與消費四個領域，推廣或試點電采暖、地能熱泵、工業(yè)電鍋爐（窯爐）、農(nóng)業(yè)電排灌、船舶岸電、機場橋載設備、電蓄能調峰等。開展差別化試點探索，積極創(chuàng)新，實施一批試點示范項目。
2020 年，實現(xiàn)能源終端消費環(huán)節(jié)電能替代散燒煤、燃油消費總量約1.3 億噸標煤，提高電能占終端能源消費比重。
（十二）加快充電設施建設，促進電動汽車發(fā)展
按照“因地制宜、快慢互濟、經(jīng)濟合理”的原則，以用戶居住地停車位、單位停車場、公交及出租車場站等配建的專用充電設施為主體，以公共建筑物停車場、社會公共停車場、臨時停車位等配建的公共充電設施為輔助，以獨立占地的城市快充站、換電站和高速公路服務區(qū)配建的城際快充站為補充，推動電動汽車充電基礎設施體系加快建設。加大停車場與充電基礎設施一體化建設支持力度。探索電動汽車充放電與電力系統(tǒng)互動，改善系統(tǒng)調峰能力。
到2020 年，新增集中式充換電站超過1.2 萬座，分散式充電樁超過480 萬個，基本建成適度超前、車樁相隨、智能高效的充電基礎設施體系，滿足全國超過500 萬輛電動汽車的充電需求。
（十三）推進集中供熱，逐步替代燃煤小鍋爐
圍繞大氣污染防治和提高能源利用效率，健康有序發(fā)展以集中供熱為前提的熱電聯(lián)產(chǎn)，不斷提高我國北方城市集中供熱普及率，解決我國北方地區(qū)冬季供暖期大氣污染嚴重、區(qū)域熱電供需矛盾突出、熱源結構不合理等問題，保障城市居民和工業(yè)園區(qū)用熱需求。
綜合考慮地區(qū)電力、熱力需求和當?shù)貧夂颉①Y源、環(huán)境條件，統(tǒng)籌協(xié)調城市或工業(yè)園區(qū)的總體規(guī)劃、供熱規(guī)劃、環(huán)境治理規(guī)劃和電力規(guī)劃等，按照“統(tǒng)一規(guī)劃、以熱定電、立足存量、結構優(yōu)化、提高能效、環(huán)保優(yōu)先”的基本原則，在優(yōu)先利用已有熱源且最大限度地發(fā)揮其供熱能力的基礎上，通過配套支持政策重點鼓勵發(fā)展能效高、污染少的背壓式熱電聯(lián)產(chǎn)機組。同時，發(fā)展熱電聯(lián)產(chǎn)集中供熱與環(huán)境保護協(xié)調聯(lián)動，與關停小鍋爐和減少用煤量掛鉤，提高熱電聯(lián)產(chǎn)供熱范圍內小鍋爐的環(huán)保排放標準，加快小鍋爐關停。在風能、太陽能、生物質能等可再生能源資源富集區(qū)，因地制宜發(fā)展風電供暖、太陽能光熱電聯(lián)供、生物質熱電聯(lián)產(chǎn)等新能源供熱應用。
到2020 年，實現(xiàn)北方大中型以上城市熱電聯(lián)產(chǎn)集中供熱率達到60%以上，形成規(guī)劃科學、布局合理、利用高效、供熱安全的熱電聯(lián)產(chǎn)產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展格局。
（十四）積極發(fā)展分布式發(fā)電，鼓勵能源就近高效利用加快分布式電源建設。放開用戶側分布式電源建設，推廣“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)、電網(wǎng)調節(jié)”的運營模式，鼓勵企業(yè)、機構、社區(qū)和家庭根據(jù)自身條件，投資建設屋頂式太陽能、風能等各類分布式電源。鼓勵在有條件的產(chǎn)業(yè)聚集區(qū)、工業(yè)園區(qū)、商業(yè)中心、機場、交通樞紐及數(shù)據(jù)存儲中心和醫(yī)院等推廣建設分布式能源項目，因地制宜發(fā)展中小型分布式中低溫地熱發(fā)電、沼氣發(fā)電和生物質氣化發(fā)電等項目。支持工業(yè)企業(yè)加快建設余熱、余壓、余氣、瓦斯發(fā)電項目。
（十五）開展電力精準扶貧，切實保障民生用電
圍繞新型工業(yè)化、城鎮(zhèn)化、農(nóng)業(yè)現(xiàn)代化和美麗鄉(xiāng)村建設，以滿足用電需求、提高供電質量、促進智能化為目標，著力解決鄉(xiāng)村及偏遠地區(qū)供電薄弱問題，加大電力精準扶貧力度，加快建設現(xiàn)代配電服務體系，推進村莊公共照明設施建設，支持經(jīng)濟發(fā)展，服務社會民生。
加強老少邊窮地區(qū)電力供應保障。全面解決農(nóng)村電網(wǎng)戶均供電容量低、安全隱患多、“卡脖子”、“低電壓”等問題，加大國家級貧困縣、集中連片特殊困難地區(qū)以及偏遠少數(shù)民族地區(qū)、革命老區(qū)配電網(wǎng)建設與改造力度。
加大電力扶貧力度。堅持因地制宜、整體推進、政府主導、社會支持的原則，充分結合當?shù)刭Y源特點，鼓勵電力企業(yè)履行社會責任，在貧困地區(qū)建設電力項目。支持貧困地區(qū)水電開發(fā)，適當發(fā)展綠色小水電，貧困地區(qū)的電力項目優(yōu)先納入電力規(guī)劃。鼓勵水電項目留存部分電力電量保障當?shù)赜秒娦枰＝㈤L期可靠的項目運營管理機制和扶貧收益分配管理制度。確保電力扶貧項目與貧困人口精準對應，切實實現(xiàn)“精準扶貧、有效扶貧”。
（十六）加大攻關力度，強化自主創(chuàng)新
應用推廣一批相對成熟、有市場需求的新技術，盡快實現(xiàn)產(chǎn)業(yè)化。試驗示范一批有一定積累，但尚未實現(xiàn)規(guī)模化生產(chǎn)的適用技術，進一步驗證技術路線和經(jīng)濟性。集中攻關一批前景廣闊但核心技術受限的關鍵技術。鼓勵企業(yè)增加研發(fā)投入，積極參與自主創(chuàng)新。
清潔高效發(fā)電技術。全面掌握擁有自主知識產(chǎn)權的超超臨界機組設計、制造技術；以高溫材料為重點，加快攻關700℃超超臨界發(fā)電技術；研究開展中間參數(shù)等級示范，實現(xiàn)發(fā)電效率突破50%。推進自主產(chǎn)權的60 萬千瓦級超超臨界CFB 發(fā)電技術示范。加快整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)（IGCC）自主化設計制造攻關，在深入評估論證基礎上推進大容量IGCC國產(chǎn)化示范應用，推進煤基梯級利用發(fā)電技術應用。加快燃煤與生物質耦合發(fā)電關鍵技術研發(fā)與應用。實踐世界最先進的燃煤發(fā)電除塵、脫硫、脫硝和節(jié)能、節(jié)水、節(jié)地等技術；研究碳捕捉與封存（CCS）和資源化利用技術，適時開展應用示范。發(fā)展智能發(fā)電技術，開展發(fā)電過程智能化檢測、控制技術研究與智能儀表控制系統(tǒng)裝備研發(fā)，攻關高效燃煤發(fā)電機組、大型風力發(fā)電機組、重型燃氣機組、核電機組等領域先進運行控制技術與示范應用。
先進電網(wǎng)技術與儲能技術。開展大容量機電儲能、熔鹽蓄熱儲能、高效化學電池儲能等多種儲能示范應用，大幅降低單位千瓦建設成本，力爭接近抽水蓄能電站水平，加快推廣應用。繼續(xù)推進特高壓輸電、大容量斷路器、直流斷路器、大容量柔性輸電等先進電網(wǎng)技術的研發(fā)與應用。推進微電網(wǎng)關鍵技術研究及示范建設。推進高溫超導等前沿技術領域的研究。開展電網(wǎng)防災減災技術研究。
電力行業(yè)網(wǎng)絡與信息安全。建立健全信息技術產(chǎn)品選型安全審查機制，加強供應鏈安全管理。推進核心芯片、操作系統(tǒng)、數(shù)據(jù)庫、應用軟件等基礎軟硬件產(chǎn)品的安全可控能力建設。強化密碼技術在電力行業(yè)網(wǎng)絡安全工作中的支撐作用。加強聯(lián)動協(xié)作與信息共享，持續(xù)提升電力行業(yè)網(wǎng)絡安全綜合檢測預警及感知能力。
“互聯(lián)網(wǎng)+”智慧能源。將發(fā)電、輸配電、負荷、儲能融入智能電網(wǎng)體系中，加快研發(fā)和應用智能電網(wǎng)、各類能源互聯(lián)網(wǎng)關鍵技術裝備，實現(xiàn)智能化能源生產(chǎn)消費基礎設施、多能協(xié)同綜合能源網(wǎng)絡建設、能源與信息通信基礎設施深度融合，建立綠色能源靈活交易機制，形成新型城鎮(zhèn)多種能源綜合協(xié)同、綠色低碳、智慧互動的供能模式。
電力領域其他重點自主創(chuàng)新。積極發(fā)展新型煤基發(fā)電技術，突破常規(guī)煤電效率瓶頸，推進燃料電池發(fā)電技術研發(fā)應用，研發(fā)固體氧化物、熔融碳酸鹽燃料電池堆和發(fā)電系統(tǒng)集成技術。突破熱端部件設計制造技術，掌握高性能復合材料大規(guī)模制備技術，建成微型、小型和中型燃氣輪機整機試驗平臺、重型燃氣輪機整機發(fā)電試驗電站。探索機電型電熱冷三聯(lián)供示范系統(tǒng)運用。提高大型先進壓水堆核電技術自主化程度，推動高溫氣冷堆技術優(yōu)化升級，開展小型智能堆、商用快堆、熔鹽堆等先進核能技術研發(fā)。加強百萬千瓦級水輪發(fā)電機組、大容量高水頭抽水蓄能機組等重大技術攻關。加快高效太陽能發(fā)電技術、大容量風電技術等可再生能源發(fā)電技術研發(fā)和應用。
（十七）落實一帶一路倡議，加強電力國際合作
堅持開放包容、分類施策、合作共贏原則，充分利用國際國內兩個市場、兩種資源，積極推進電力裝備、技術、標準和工程服務國際合作，根據(jù)需要推動跨境電網(wǎng)互聯(lián)互通，鼓勵電力企業(yè)參與境外電力項目建設經(jīng)營。探討構建全球能源互聯(lián)網(wǎng)，推動以清潔和綠色方式滿足全球電力需求。
積極開展對外業(yè)務。拓展電力裝備出口，積極推進高效清潔火電、水電、核電、輸變電等大型成套設備出口。積極推動對外電力服務，開展電力升級改造合作，帶動電力設計、標準等技術服務國際合作。在控制財務風險的基礎上，穩(wěn)妥推進對外電力投資。
（十八）深化電力體制改革，完善電力市場體系
組建相對獨立和規(guī)范運行的電力交易機構，建立公平有序的電力市場規(guī)則，初步形成功能完善的電力市場。深入推進簡政放權。
有序推進電力體制改革。核定輸配電價。2017 年底前，完成分電壓等級核定電網(wǎng)企業(yè)準許總收入和輸配電價，逐步減少電價交叉補貼。加快建立規(guī)則明晰、水平合理、監(jiān)管有力、科學透明的獨立輸配電價體系。建立健全電力市場體系。建立標準統(tǒng)一的電力市場交易技術支持系統(tǒng)，積極培育合格市場主體，完善交易機制，豐富交易品種。2016 年啟動東北地區(qū)輔助服務市場試點，成熟后全面推廣。2018 年底前，啟動現(xiàn)貨交易試點；2020 年全面啟動現(xiàn)貨市場，研究風險對沖機制。組建相對獨立和規(guī)范運行的電力交易機構。建立完善的治理結構、完備的市場規(guī)則和健全的制度體系；充分發(fā)揮各類市場主體和第三方機構在促進交易機構規(guī)范運行中的作用。積極推進交易機構股份制改造和相對獨立規(guī)范運行，2016 年底前完成電力交易機構組建工作。有序放開發(fā)用電計劃。建立優(yōu)先購電和優(yōu)先發(fā)電制度，落實優(yōu)先購電和優(yōu)先發(fā)電的保障措施；切實保障電力電量平衡。逐年減少發(fā)電計劃，2020 年前基本取消優(yōu)先發(fā)電權以外的非調節(jié)性發(fā)電計劃。全面推進配售電側改革。支持售電主體創(chuàng)新商業(yè)模式和服務內容，2018 年底前完成售電側市場競爭主體培育工作，基本形成充分競爭的售電側市場主體；鼓勵社會資本開展增量配電業(yè)務；明確增量配電網(wǎng)放開的具體辦法；建立市場主體準入退出機制；完善市場主體信用體系；在試點基礎上全面推開配售電改革。
深入推進簡政放權。總結電力項目核準權限下放后的承接情況、存在問題和實施效果，結合電力體制改革精神，進一步探索創(chuàng)新市場化的電力項目開發(fā)和投資管理機制。加強簡政放權后續(xù)監(jiān)管，組織開展電力項目簡政放權專項監(jiān)管，重點對核準權限下放后的項目優(yōu)選、項目核準、項目依法依規(guī)建設以及并網(wǎng)運行等工作進行監(jiān)管，督促國家產(chǎn)業(yè)政策和和技術標準落實，維護電力項目規(guī)劃建設秩序。
四、規(guī)劃實施
（一）加強組織領導
在發(fā)展改革委的統(tǒng)籌指導下，國家能源局作為全國電力規(guī)劃的責任部門，建立健全以國家能源局組織協(xié)調、相關職能部門積極配合、各省級政府和重點電力企業(yè)細化落實的電力規(guī)劃實施工作機制，加強對電力重大戰(zhàn)略問題的研究和審議，推動規(guī)劃實施。省級能源主管部門是省級電力規(guī)劃的責任部門，各省級能源主管部門要切實履行職責，組織協(xié)調實施。
（二）細化任務落實
各省（區(qū)、市）要將本規(guī)劃確定的約束性指標、主要任務和重大工程列入本地區(qū)能源發(fā)展規(guī)劃和電力發(fā)展專項規(guī)劃，分解落實目標任務，明確進度安排協(xié)調和目標考核機制，精心組織實施。各重點電力企業(yè)要充分發(fā)揮市場主體作用，積極有序推進規(guī)劃項目前期論證，保障規(guī)劃順利實施。
（三）做好評估調整
規(guī)劃實施年度中每年對規(guī)劃執(zhí)行情況進行回顧、梳理、評估，結合實施情況對規(guī)劃項目進行微調。堅持規(guī)劃中期評估制度，嚴格評估程序，委托第三方機構開展評估工作，對規(guī)劃滾動實施提出建議，及時總結經(jīng)驗、分析問題、制訂對策。規(guī)劃確需調整的，由國家能源局按程序修訂后公布。
（四）加強督促檢查
國家能源局及其派出監(jiān)管機構要完善電力規(guī)劃實施情況監(jiān)管組織體系，創(chuàng)新監(jiān)管措施和手段，有效開展監(jiān)管工作。各派出機構要會同省級能源主管部門，密切跟蹤工作進展，掌握目標任務完成情況，定期組織開展監(jiān)督檢查和考核評價，編制并發(fā)布規(guī)劃實施情況監(jiān)管報告，提出滾動調整建議。建立重大情況報告制度，探索建立規(guī)劃審計制度，及時發(fā)現(xiàn)并糾正實施中存在的問題。國家能源局派出機構與地方能源管理部門要進一步加強溝通協(xié)調，實現(xiàn)信息共享。
（五）健全法律法規(guī)和標準體系
修訂頒布《電力法》，完善《電網(wǎng)調度管理條例》、《電力供應與使用條例》、《電力設施保護條例》等及其配套管理辦法，出臺《核電管理條例》，建立規(guī)范政府行為和市場行為的電力法制體系。
加強行業(yè)管理，強化電力規(guī)劃管理辦法的貫徹實施，研究制定電網(wǎng)無歧視公平接入、跨區(qū)送受電、微電網(wǎng)、熱電聯(lián)產(chǎn)、燃氣發(fā)電、煤電聯(lián)營、電網(wǎng)備用容量管理、節(jié)能低碳調度、高效智能電力系統(tǒng)建設、技術監(jiān)督等政策。按照市場化改革要求，繼續(xù)出臺電力體制改革配套文件及指導意見。抓緊修訂一批電力行業(yè)國家標準、定額和規(guī)程。落實國家大面積停電事件應急預案，提高電力系統(tǒng)抗災和應急響應恢復能力。探索建立電力領域法律法規(guī)和標準及時更新機制，充分發(fā)揮法制對電力改革和發(fā)展的引導、推動、規(guī)范和保障作用。
（六）建立協(xié)調機制
建立規(guī)劃統(tǒng)籌協(xié)調機制，銜接國家規(guī)劃與地方規(guī)劃，協(xié)商重大電力項目布局、規(guī)模和時序，協(xié)調電網(wǎng)與電源項目。建立規(guī)劃年度對接制度，開展地方電力規(guī)劃咨詢評估，依法開展規(guī)劃環(huán)境影響評價。探索改進電源項目前期管理。加大財政資金支持，建設電力項目信息管理系統(tǒng)，提高項目儲備、規(guī)劃、核準、建設、運營、退役全過程信息化管理能力。加強信息公開，增強信息透明度。
完善運行調控機制，開展風電、光伏投資監(jiān)測預警，建立棄風（光）率預警考核機制。2017 年起，全面開展適應大規(guī)模清潔能源發(fā)電開發(fā)利用的電力節(jié)能低碳調度。建立跨省（區(qū)）送電中長期協(xié)議制度。整合各渠道電力信息數(shù)據(jù)，加強電力預測分析和預警，規(guī)范電力信息報告和發(fā)布制度。依托國家電力規(guī)劃中心等中介機構，加快監(jiān)測體系建設，為政府決策提供信息支持。建立健全電力行業(yè)信用支撐體系，實行黑名單制度。
（七）健全產(chǎn)業(yè)政策
研究制訂覆蓋規(guī)劃建設、投資運營、信貸金融、裝備制造的電力全產(chǎn)業(yè)鏈預警機制。研究燃煤與光熱、生物質耦合，風光抽蓄耦合等可再生能源利用方式補助方法。結合電力體制改革進程，有序放開上網(wǎng)電價和公益性以外的用電價格。在放開上網(wǎng)電價之前，研究完善燃煤、天然氣、水力、核電等上網(wǎng)電價機制，增強彈性，更好反映市場供求關系。完善輸配電成本監(jiān)審和核算制度。探索風（光）電專用電力外送通道運營模式。
支持抽水蓄能電站投資主體多元化。建立龍頭電站梯級水庫補償機制，促進水電流域梯級電站聯(lián)合優(yōu)化運行。完善新能源發(fā)電電價補貼機制，探索市場化交易模式，推動技術進步和成本下降。支持煤電機組靈活性改造。鼓勵實施電能替代。建立調峰、調頻、調壓等輔助服務市場，完善電力調峰成本補償和價格機制。建立可再生能源全額保障性收購的電力運行監(jiān)測評估制度。研究促進可再生能源就近消納和儲能發(fā)展的價格政策。
采取多種方式，繼續(xù)安排資金支持城鎮(zhèn)配電網(wǎng)、農(nóng)村電網(wǎng)建設改造和電動汽車充電設施建設。鼓勵社會資本參與跨省區(qū)輸電工程、配電網(wǎng)工程、分布式電源并網(wǎng)工程、儲能裝置和電動汽車充電基礎設施投資和建設。鼓勵電力企業(yè)參與碳排放權交易。完善電力行業(yè)落后產(chǎn)能退出政策。
搭建電力產(chǎn)業(yè)新業(yè)態(tài)融資平臺。鼓勵風險投資、產(chǎn)業(yè)基金以多種形式參與電力產(chǎn)業(yè)創(chuàng)新。積極引導社會資本投資。鼓勵通過發(fā)行專項債券、股權交易、眾籌、PPP 等方式，加快示范項目建設。加強電力市場化改革領域人才培養(yǎng)。
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