來源:北極星電力網
根據《電力發展“十三五”規劃》，預計2020年全社會用電量6.8-7.2萬億千瓦時，年均增長3.6%到4.8%，全國發電裝機容量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，接近中等發達國家水平，電能占終端能源消費比重達到27%。
“十三五”期間，全國常規水電新增投產約4000萬千瓦，開工6000萬千瓦以上，其中小水電規模500萬千瓦左右。到2020年，常規水電裝機達到3.4億千瓦。
“十三五”期間，風電新增投產0.79億千瓦以上，太陽能發電新增投產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;太陽能發電裝機達到1.1億千萬以上，其中分布式光伏6000萬千瓦以上、光熱發電500萬千瓦。
依托電力外送通道，有序推進“三北”地區可再生能源跨省區消納4000萬千瓦，存量優先。
到2020年生物質發電裝機1500萬千瓦左右。
“十三五”期間全國核電投產約3000萬千瓦、開工3000萬千瓦以上，2020年裝機達到5800萬千瓦。堅持安全發展核電的原則，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。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，全國氣電新增投產5000萬千瓦，2020年達到1.1億千瓦以上，其中熱電冷多聯供1500萬千瓦。
加快煤電轉型升級，促進清潔有序發展。“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年全國煤電裝機規模力爭控制在11億千瓦以內。
“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，全國現役煤電平均供電煤耗降至310克標煤每千瓦時;具備條件的30萬千瓦級以上機組全部實現超低。
加強調峰能力建設，提升系統靈活性。“十三五”期間，抽蓄電站開工6000萬千瓦左右，新增投產1700百萬千瓦左右，2020年裝機達到4000萬千瓦左右。
“十三五”期間，三北地區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;其它地方純凝改造約450萬千瓦。改造后，增加調峰能力4600萬千瓦，其中三北地區增加4500萬千瓦。
籌劃外送通道，增強資源配置能力。“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。
實施電能替代，優化能源消費結構。2020年實現能源終端消費環節電能替代散煤、燃油消費總量約1.3億噸標煤。
加快充電設施建設，促進電動汽車發展。到2020年，新增集中式換電站超過1.2萬座，分布式充電樁超過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。
深化電力體制改革，完善電力市場體系。組建相對獨立和規范運行的電力交易機構，建立公平有序的電力市場規則，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企業準許總收入和輸配電價，逐步減少電價交叉補貼。加快建立規范明晰、水平合理、監督有力、科學透明的獨立輸配電價體系。建立健全電力市場體系。建立標準統一的電力市場交易技術支持系統，積極培育市場主體，完善交易機構，豐富交易品種。2016年啟動東北地區輔助服務市場試點，成熟后全面推廣。2018年底前，啟動現貨交易試點;2020年全部啟動現貨市場，研究風險對沖機制。2016年底前完成電力交易機構組建工作。有序放開發用電計劃。建立優先購電和優先發電制度，落實優先購電和優先發電的保障措施;切實保障電力電量平衡。逐年減少發電計劃，2020年前基本取消優先發電權以外的非調節性發電計劃，全面推進配售電側改革，支持售電主體創新商業模式和服務內容。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;鼓勵社會資本開展新增配電業務;明確增量配電網放開的具體辦法;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。
電力發展“十三五”規劃(2016-2020 年)文字版：
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業，電 力供應和安全事關國家安全戰略，事關經濟社會發展全局， 面臨重要的發展機遇和挑戰。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”能源發展戰略思想，以及“節約、清潔、安全” 的能源發展方針，為電力工業持續健康發展提供了根本遵循。
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《中華人民共和國國民經濟和社會發展 第十三個五年規劃綱要》、《能源發展“十三五”規劃》制訂 本規劃。
本規劃內容涵蓋水電、核電、煤電、氣電、風電、太陽能發電等各類電源和輸配電網，重點闡述“十三五”時期我 國電力發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”電力發展的行動綱領和編制相關專項規劃 的指導文件、布局重大電力項目的依據，規劃期為 2016-2020 年。規劃實施過程中，適時進行滾動調整。
一、發展基礎
(一)取得的成績
電力工業發展規模邁上新臺階。“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)，生物質能發電0.13億千瓦;“西電東送”規模達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、南方六個區域各級電 網網架不斷完善，配電網供電能力、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 源發展明顯加快。全國水電規模穩步增加，新增投產超過 1 億千瓦，占全國發電裝機比重達到20.9%;風電規模高速增長，占比由2010年的3.1%提高至8.6%，躍升為我國第三大電源;光伏發電實現了跨越式發展，累計新增約 4200萬千 瓦;核電在運裝機規模居世界第四，在建 3054萬千瓦，居 世界第一。
火電機組結構持續優化，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”規劃目標。
節能減排達到新水平。持續推進燃煤機組淘汰落后產能 和節能改造升級，累計關停小火電機組超過2800萬千瓦，實施節能改造約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、超低排放等環保電價政策，推動現役機組全面實 現脫硫，脫硝比例達到92%。2015年電力行業二氧化硫、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”規劃目標。
裝備技術創新取得新突破。燃煤發電技術不斷創新，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、太陽能等新能源發電技術與國際先進水平的差距 顯著縮小。我國已經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;規模化光伏開發利用技術取得重要進展，晶體硅太陽能電池產業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發電。
電網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。新能源發電并網、電網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個周邊國家和地區開展電力貿易，投資巴西、葡萄牙等國電網。
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[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、產業政策和行業標準。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“代管體制”，基本實現城鄉用電同網同價。
(二)機遇與挑戰
電力工業發展取得成績的同時，也暴露出很多問題。“十 二五”期間，電力供應由總體平衡、局部偏緊的狀態逐步轉向相對寬松、局部過剩。非化石電源快速發展的同時，部分地區棄風、棄光、棄水問題突出，“三北”地區風電消納困難，云南、四川兩省棄水嚴重。局部地區電網調峰能力嚴重不足，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，火電利用小時數持續下降， 輸電系統利用率偏低，綜合線損率有待進一步降低。區域電 網結構有待優化，輸電網穩定運行壓力大，安全風險增加。 城鎮配電網供電可靠性有待提高，農村電網供電能力不足。 電力市場在配置資源中發揮決定性作用的體制機制尚未建立，電力結構優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，也是電力工業加快轉型發展的重要機遇期。在 世界能源格局深刻調整、我國電力供需總體寬松、環境資源約束不斷加強的新時期，電力工業發展面臨一系列新形勢、新挑戰。
供應寬松常態化。“十三五”期間，隨著經濟發展進入 新常態，增長速度換擋，結構調整加快，發展動力轉換，節能意識增強，全社會用電增速明顯放緩。“十二五”期間開工建設的發電設備逐步投入運行，局部地區電力供過于求，設備利用小時數偏低，電力系統整體利用效率下降。我國電 力供應將進入持續寬松的新階段。
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，生態與環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利用和化石能源的清潔化利用已經成為必 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。
電力系統智能化。推進電力工業供給側改革，客觀上要 求改善供應方式，提高供給效率，增強系統運行靈活性和智 能化水平。風電、光伏發電大規模并網消納，核電安全運行對電力系統靈活性和調節能力提出了新的要求。為全面增強電源與用戶雙向互動，提升電網互濟能力，實現集中和分布式供應并舉，傳統能源和新能源發電協同，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成為必然選擇。
電力發展國際化。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，電力產業國際化將成為一種趨勢。電力企業國際化面臨積累國際競爭經驗，提高產品和服務多樣化水平，電力行業標準與國際標準銜接， 履行企業環境責任，完善金融保險配套服務等諸多挑戰。電 力國際化進程對我國與周邊國家的電力互聯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企業的功能定位和盈利模式，促進電網投資、建設和運營向著更加理性化的方向發展。市場主體逐漸成熟，發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。新興業態和商業模式創新不斷涌現，市場在資源配置中的決定性作用開始發揮，市場化正在成為引領電力工業發展的新方向。
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”發展戰略，牢固樹立和貫徹落實創新、協調、綠色、開放、共享發展理念，按照《中華人民共和國國民經濟和社會發展第十三個五年規劃 綱要》、《能源發展“十三五”規劃》相關部署，加強統籌協調，加強科技創新，加強國際合作;著力調整電力結構，著 力優化電源布局，著力升級配電網，著力增強系統調節能力，著力提高電力系統效率，著力推進體制改革和機制創新;加快調整優化，轉型升級，構建清潔低碳、安全高效的現代電 力工業體系，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
統籌兼顧，協調發展。統籌各類電源建設，逐步提高非化石能源消費比重。降低全社會綜合用電成本。統籌電源基 地開發、外送通道建設和消納市場，促進網源荷儲一體協同發展。
清潔低碳，綠色發展。堅持生態環境保護優先，堅持發 展非煤能源發電與煤電清潔高效有序利用并舉，堅持節能減 排。提高電能占終端能源消費比重，提高發電用煤占煤炭消費總量比重，提高天然氣利用比例。
優化布局，安全發展。堅持經濟合理，調整電源布局， 優化電網結構。堅守安全底線，科學推進遠距離、大容量電 力外送，構建規模合理、分層分區、安全可靠的電力系統， 提高電力抗災和應急保障能力。
智能高效，創新發展。加強發輸配用交互響應能力建設， 構建“互聯網+”智能電網。加強系統集成優化，改進調度 運行方式，提高電力系統效率。大力推進科技裝備創新，探 索管理運營新模式，促進轉型升級。
深化改革，開放發展。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，實現互利共贏。
保障民生，共享發展。圍繞城鎮化、農業現代化和美麗 鄉村建設，以解決電網薄弱問題為重點，提高城鄉供電質量， 提升人均用電和電力普遍服務水平。在革命老區、民族地區、邊疆地區、集中連片貧困地區實施電力精準扶貧。
(三)發展目標
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，接近中等發達國家水平。城鄉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電力短缺影響經濟社會發展的情 況和電力發展適度超前的原則，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 經濟社會可能出現加速發展的需要。
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、電網發展
合理布局能源富集地區外送，建設特高壓輸電和常規輸電技術的“西電東送”輸電通道，新增規模1.3億千瓦，達 到2.7億千瓦左右;電網主網架進一步優化，省間聯絡線進 一步加強，形成規模合理的同步電網。嚴格控制電網建設成 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。
基本建成城鄉統籌、安全可靠、經濟高效、技術先進、環境友好、與小康社會相適應的現代配電網。中心城市(區) 智能化建設和應用水平大幅提高，供電可靠率達到99.99%， 綜合電壓合格率達到99.97%;城鎮地區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%;鄉村地區全面解決電網薄弱問題，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，單循環調峰氣電新增規模 500萬千瓦。熱電聯產機 組和常規煤電靈活性改造規模分別達到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、節能減排
力爭淘汰火電落后產能2000萬千瓦以上。新建燃煤發電機組平均供電煤耗低于300克標煤/千瓦時，現役燃煤發 電機組經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100%。電網綜合線損率控制在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。 力爭實現北方大中型以上城市熱電聯產集中供熱率達到60%以上，逐步淘汰管網覆蓋范圍內的燃煤供熱小鍋爐。完成全國小城鎮和中心村農網改造升級、貧困村通動力 電，實現平原地區機井用電全覆蓋，東部地區基本實現城鄉供電服務均等化，中西部地區城鄉供電服務差距大幅縮小，貧困及偏遠少數民族地區農村電網基本滿足生產生活需要。
三、重點任務
(一)積極發展水電，統籌開發與外送
堅持生態優先和移民妥善安置前提下，積極開發水電。 以重要流域龍頭水電站建設為重點，科學開發西南水電資源。堅持干流開發優先、支流保護優先的原則，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。堅持開發與市場消納相結合，統籌水電的開發與外送,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，防止新棄水現象發生。
繼續做好金沙江下游、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，推動藏東南“西電東 送”接續能源基地建設;繼續推進雅礱江兩河口、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，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，全國常規水電新增投產約4000萬千 瓦，開工6000萬千瓦以上，其中小水電規模500萬千瓦左右。到2020年，常規水電裝機達到3.4億千瓦。
(二)大力發展新能源，優化調整開發布局
按照集中開發與分散開發并舉、就近消納為主的原則優化風電布局，統籌開發與市場消納，有序開發風光電。加快中東部及南方等消納能力較強地區的風電開發力度，積極穩 妥推進海上風電開發。按照分散開發、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，積極支持光熱發電。
調整“三北”風電消納困難及棄水嚴重地區的風電建設節奏，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風電開發力度，力爭中東部及南方 區域風電占全國新增規模的一半。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電建設，重點發展屋頂分布式光 伏發電系統，實施光伏建筑一體化工程。在中東部地區結合采煤沉陷區治理以及農業、林業、漁業綜合利用等適度建設 光伏電站項目。推進光熱發電試點示范工程。
“十三五”期間，風電新增投產0.79億千瓦以上，太陽 能發電新增投產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、光熱發電500萬千瓦。
依托電力外送通道，有序推進“三北”地區可再生能源 跨省區消納4000萬千瓦，存量優先。
(三)鼓勵多元化能源利用，因地制宜試點示范
在滿足環保要求的條件下，合理建設城市生活垃圾焚燒 發電和垃圾填埋氣發電項目。積極清潔利用生物質能源，推 動沼氣發電、生物質發電和分布式生物質氣化發電。到 2020 年，生物質發電裝機1500萬千瓦左右。
開展燃煤與生物質耦合發電、燃煤與光熱耦合發電示范與應用。在東北等糧食主產區布局一批燃煤與農林廢棄殘余 物耦合發電示范項目，在京津冀、長三角、珠三角布局一批 燃煤與污泥耦合發電示范項目，在華北、西北布局一批燃煤與光熱耦合發電示范項目。
推進“萬千瓦級”高溫地熱發電項目建設。因地制宜發展中小型分布式中低溫地熱發電項目。開展深層高溫干熱巖 發電系統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，融合儲能、微網應用，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、協同優化的新能源電力綜合開發。“十三五”期間，繼 續推動張家口等可再生能源示范區相關建設。
(四)安全發展核電，推進沿海核電建設
堅持安全發展核電的原則，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)有序發展天然氣發電，大力推進分布式氣電建設
充分發揮現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、西北等地區建設一批天然氣調峰電站，新增規模達到500萬千瓦以上。適度建設高參數燃氣蒸汽循環熱電聯產項目，支持利用煤層氣、煤制氣、高爐煤氣等發電。推廣應用分布式氣電，重點發展熱 電冷多聯供。“十三五”期間，全國氣電新增投產5000萬千 瓦，2020年達到1.1億千瓦以上，其中熱電冷多聯供1500萬千瓦。
(六)加快煤電轉型升級，促進清潔有序發展
積極主動適應能源結構調整和電力市場發展，加快煤電結構優化和轉型升級，鼓勵煤電聯營，促進煤電高效、清潔、 可持續發展。
嚴格控制煤電規劃建設。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”，同時充分發揮電力系統聯網效益，采取跨 省區電力互濟、電量短時互補等措施，多措并舉減少新增煤 電規模。“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劃建設，根據受端供需狀況合理安排煤電基地開發規模和建設時序，減小受端省份接受外來電力的壓力。
因地制宜規劃建設熱電聯產和低熱值煤發電項目。在充 分利用已有熱源且最大限度地發揮其供熱能力的基礎上，按照“以熱定電”的原則規劃建設熱電聯產項目。優先發展背 壓式熱電聯產機組，電力富裕地區嚴控抽凝式熱電機組。適 當發展低熱值煤綜合利用發電項目。建設一定規模以煤矸石為主的綜合利用發電項目。
積極促進煤電轉型升級。加快新技術研發和推廣應用，提高煤電發電效率及節能環保水平。全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造“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超低排放。
(七)加強調峰能力建設，提升系統靈活性
高度重視電力系統調節能力建設，從負荷側、電源側、 電網側多措并舉，充分挖掘現有系統調峰能力，加大調峰電源規劃建設力度，著力增強系統靈活性、適應性，破解新能 源消納難題。
加快抽水蓄能電站建設。統籌規劃、合理布局，在有條 件的地區，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，切實發揮抽水蓄能電站提供備用、增強系統靈活性的作用。“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驗，加快推動北 方地區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”地區增加4500萬千瓦。
優化電力調度運行。在確保電力系統安全穩定的前提下，以節能環保低碳為目標，制定科學可行的電力系統調度原則 和具體措施，確定各類機組的發電優先序位、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。推行節能低碳電力調度，加強對新能源發電的功率預測和考核，充分發揮電網聯 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，進一步優化推廣發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，整合系統運行、市場交易和用戶用電數據，提高負荷側 大數據分析能力，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。跨區送電具有可持續性，滿足送端地區長遠需要，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)優化電網結構，提高系統安全水平
堅持分層分區、結構清晰、安全可控、經濟高效原則， 按照《電力系統安全穩定導則》的要求，充分論證全國同步電網格局，進一步調整完善區域電網主網架，提升各電壓等級電網的協調性，探索大電網之間的柔性互聯，加強區域內 省間電網互濟能力，提高電網運行效率，確保電力系統安全穩定運行和電力可靠供應。
東北地區：“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;加強東北主網至高嶺背靠背500千伏電網，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 區初步形成1700萬千瓦外送能力，力爭實現電力供需基本 平衡。
依托扎魯特外送通道及其配套工程，進一步優化三省一 區內部電網結構，主要是蒙東電網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500千伏網架; 黑龍江電網重點加強省內東西部網絡聯系，建設向扎魯特電力匯集輸電工程;吉林電網重點完善中部網架，配套建設水 電站、抽水蓄能電站送出工程;遼寧電網結合負荷增長需要 加強內部網架。
華北地區：“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，規劃建設蒙西至晉中，勝利至錫盟，濰坊經臨沂、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架。建設張北至北京柔性直流工程，增加張北地區風光電外送能力。研究實施蒙西電網與華北主網異步聯網及北京西至石家莊交流特高壓聯絡線工程。
結合交流特高壓輸變電及其配套工程，進一步優化華北地區各省(區、市)電網結構。主要是按照京津冀協同發展戰略部署，京津冀地區加強500千伏電網建設和配電網升級改造，實現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;山東電網結合特高壓交流和直流落點，優化500千伏網架，提高受電能力;山西電網重點滿足規劃內電源接入和送出，優化與京津冀電 網互聯結構;蒙西電網結合外送和本地負荷發展，加強錫盟與蒙西之間的聯絡，形成完整、堅強的蒙西電網。
西北地區：“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。
繼續完善750千伏主網架，增加電力互濟能力。主要是 陜西電網建設陜北至關中第二通道，形成陜北“目”字形網架，提高陜北向關中送電能力，為陜北特高壓直流外送創造條件;甘肅電網啟動河西地區主網加強方案，提高向蘭白地區輸電能力;青海電網結合新能源建設，適當補強原有網架; 寧夏電網形成750千伏雙環網，優化調整330/220千伏電網， 滿足上海廟直流接入;新疆電網進一步向南疆延伸，形成750千伏多環網結構，適時啟動南疆與格爾木聯網工程。
華東地區：“十三五”期間，長三角地區新增外來電力3800萬千瓦。建成淮南經南京至上海 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，實現上海與蘇州電網互聯;研究實施適用技術，保證多回大容量直流安全穩定受入;開工建設閩粵聯網工程。
結合交直流特高壓輸變電及其配套工程，進一步優化華東地區各省(市)電網結構。主要是上海電網結合外來電及城市發展，利用已有走廊及站址，做好電網改擴建，同時有 效控制短路電流;江蘇電網、浙江電網、安徽電網著重完善500 千伏網架，提高負荷密集地區電網安全穩定運行水平并合理控制短路電流;福建電網加強山區500千伏網架，同時 論證推進福建北部向南部新增輸電通道。
華中地區：“十三五”期間，實現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，實現與川渝藏電網異步聯網，提 高四川水電外送能力及系統安全穩定水平;推進省間電網加強工程，滿足外來電增加需要;針對華北、華中聯網安全運行薄弱環節，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化調整。
湖北電網圍繞陜北(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，進一步優化500千伏網 架，控制關鍵節點短路電流水平;河南電網做好500千伏網 架優化，適時加強豫南電網;湖南電網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;江西電網重點優化并加強贛東、贛南電網。
“十三五”期間，川渝藏形成相對獨立的同步電網，建 成川渝第三條500千伏輸電通道，提高川渝間電網互濟能力。四川電網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，積極推進金上水電外送工程論證 和前期工作。研究論證川西電網目標網架，確保涉藏水電開發和消納。重慶電網進一步加強受端電網建設，滿足外來電 力增加需要。西藏電網結合電氣化鐵路規劃建設，重點建設藏中電網與昌都聯網、拉薩至靈芝鐵路供電工程，同時在立足優先保障自身電力供應的前提下，綜合技術、經濟、國防 等多方面因素，推進建設阿里電網與藏區主網互聯工程，實現主網覆蓋西藏各地區。
南方地區：“十三五”期間，穩步推進“西電東送”，形 成“八交十一直”輸電通道，送電規模達到4850萬千瓦;進一步加強和優化主網結構，實現云南電網與主網異步聯網，建成海南聯網II回工程，適時啟動廣東電網直流背靠背工程，形成以送、受端電網為主體，規模適中、結構清晰、定位明確的2~3個同步電網，提高電網安全穩定水平;提高向 香港、澳門地區供電能力。
廣東電網重點解決多直流連鎖故障及短路電流超標問題，推動電網實現東西分區運行;廣西電網重點結合云電送 桂逐步實現由通道型電網向受端電網轉變;云南電網重點加強滇西北、滇西南、滇東北送電通道建設，同時結合烏東德 電站接入進一步優化滇中電網結構，增強云南電網運行的靈活性;貴州電網重點加強黔西南、黔西送電通道建設，優化 貴陽負荷中心電網結構并進一步增強黔東電網與主網的聯 絡;海南電網重點結合昌江核電及聯網II回的建設，進一步優化現有220千伏電網結構，提高電網抗災能力。
(十)升級改造配電網，推進智能電網建設
滿足用電需求，提高供電質量，著力解決配電網薄弱問題，促進智能互聯，提高新能源消納能力，推動裝備提升與 科技創新，加快構建現代配電網。有序放開增量配電網業務， 鼓勵社會資本有序投資、運營增量配電網，促進配電網建設平穩健康發展。
加強城鎮配電網建設。強化配電網統一規劃，健全標準體系。全面推行模塊化設計、規范化選型、標準化建設。中心城市(區)圍繞發展定位和高可靠用電需求，高起點、高標準建設配電網，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;城鎮地區結 合國家新型城鎮化進程及發展需要，適度超前建設配電網， 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“絲綢之路經濟帶”等重點 區域發展需要。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。做好與城鄉發展、土地 利用的有效銜接，將管廊專項規劃確定入廊的電力管線建設規模、時序納入配電網規劃。
實施新一輪農網改造升級工程。加快新型小鄉鎮、中心村電網和農業生產供電設施改造升級。結合“農光互補”、“光伏扶貧”等分布式能源發展模式，建設可再生能源就地消納 的農村配網示范工程。開展西藏、新疆和四川、云南、甘肅、青海四省藏區農村電網建設攻堅。加快西部及貧困地區農村電網改造升級，特別是國家扶貧開發工作重點縣、集中連片特困地區以及革命老區的農村電網改造升級，實現貧困地區 通動力電。推進東中部地區城鄉供電服務均等化進程，逐步提高農村電網信息化、自動化、智能化水平，進一步優化電力供給結構。
推進“互聯網+”智能電網建設。全面提升電力系統的智能化水平，提高電網接納和優化配置多種能源的能力，滿足多元用戶供需互動。實現能源生產和消費的綜合調配，充分發揮智能電網在現代能源體系中的作用。
提升電源側智能化水平，加強傳統能源和新能源發電的廠站級智能化建設，促進多種能源優化互補。全面建設智能變電站，推廣應用在線監測、狀態診斷、智能巡檢系統，建立電網對山火、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，根據供電區域類型差異化配置，整體覆蓋率達90%，實現配電網可觀可控。提升輸配電網絡的柔 性控制能力，示范應用配電側儲能系統及柔性直流輸電工程。
構建“互聯網+”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，實現用電信息采集系統全覆蓋。全面推廣智能調度控制系統，應用大數據、云計算、物聯網、移動互聯網技術，提升信息平臺承載能力和業務應用水平。調動電力企業、裝備制造企業、用戶等市場主體的積極性，開展智能電網支撐智慧城市創新示范區，合力推動智能電網發展。
(十一)實施電能替代，優化能源消費結構
立足能源清潔化發展和大氣污染防治，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。綜合考慮地區潛力空間、節能環保效益、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，著力形成節能環保、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、工業電鍋爐(窯爐)、農業電排灌、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，積極創新，實施一批試點示范項目。
2020 年，實現能源終端消費環節電能替代散燒煤、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，促進電動汽車發展
按照“因地制宜、快慢互濟、經濟合理”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互動，改善系統調峰能力。
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，健康有序發展以集中供熱為前提的熱電聯產，不斷提高我國北方城市集中 供熱普及率，解決我國北方地區冬季供暖期大氣污染嚴重、 區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園區用熱需求。
綜合考慮地區電力、熱力需求和當地氣候、資源、環境條件，統籌協調城市或工業園區的總體規劃、供熱規劃、環 境治理規劃和電力規劃等，按照“統一規劃、以熱定電、立足存量、結構優化、提高能效、環保優先”的基本原則，在優先利用已有熱源且最大限度地發揮其供熱能力的基礎上，通過配套支持政策重點鼓勵發展能效高、污染少的背壓式熱電聯產機組。同時，發展熱電聯產集中供熱與環境保護協調 聯動，與關停小鍋爐和減少用煤量掛鉤，提高熱電聯產供熱范圍內小鍋爐的環保排放標準，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，因地制宜發展 風電供暖、太陽能光熱電聯供、生物質熱電聯產等新能源供 熱應用。
到2020年，實現北方大中型以上城市熱電聯產集中供熱率達到60%以上，形成規劃科學、布局合理、利用高效、供熱安全的熱電聯產產業健康發展格局。
(十四)積極發展分布式發電，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“自發自用、余量上網、電網調節”的運營模式，鼓勵企業、機構、社區和家庭根據自身條件，投資建設屋頂式太陽能、風能等各類分布式電源。鼓勵在有條件的產業聚集區、工業園區、商業中心、機場、交通樞紐及數據存儲中心和醫 院等推廣建設分布式能源項目，因地制宜發展中小型分布式中低溫地熱發電、沼氣發電和生物質氣化發電等項目。支持工業企業加快建設余熱、余壓、余氣、瓦斯發電項目。
(十五)開展電力精準扶貧，切實保障民生用電
圍繞新型工業化、城鎮化、農業現代化和美麗鄉村建設， 以滿足用電需求、提高供電質量、促進智能化為目標，著力解決鄉村及偏遠地區供電薄弱問題，加大電力精準扶貧力度， 加快建設現代配電服務體系，推進村莊公共照明設施建設， 支持經濟發展，服務社會民生。
加強老少邊窮地區電力供應保障。全面解決農村電網戶均供電容量低、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以及偏遠少數民族地區、革命老區配電網建設與改造力度。
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，充分結合當地資源特點，鼓勵電力企 業履行社會責任，在貧困地區建設電力項目。支持貧困地區 水電開發，適當發展綠色小水電，貧困地區的電力項目優先納入電力規劃。鼓勵水電項目留存部分電力電量保障當地用 電需要。建立長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“精準扶貧、有效扶貧”。
(十六)加大攻關力度，強化自主創新
應用推廣一批相對成熟、有市場需求的新技術，盡快實 現產業化。試驗示范一批有一定積累，但尚未實現規模化生 產的適用技術，進一步驗證技術路線和經濟性。集中攻關一 批前景廣闊但核心技術受限的關鍵技術。鼓勵企業增加研發 投入，積極參與自主創新。
清潔高效發電技術。全面掌握擁有自主知識產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℃超超臨界發電技術;研究開展中間參數等級示范，實 現發電效率突破50%。推進自主產權的60萬千瓦級超超臨界CFB 發電技術示范。加快整體煤氣化聯合循環(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 國產化示范應用，推進煤基梯級利用發電技術應用。加快燃煤與生物質耦合發電關鍵技術研發與應用。實踐世界最先進的燃煤發電除塵、脫硫、脫硝和節能、節水、節地等技術;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。發展智能發電技術，開展發電過程智能化檢測、控 制技術研究與智能儀表控制系統裝備研發，攻關高效燃煤發電機組、大型風力發電機組、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技術的研發與應用。推進微電網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。開展電網防災減災技術研究。
電力行業網絡與信息安全。建立健全信息技術產品選型 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、數據庫、應用軟件等基礎軟硬件產品的安全可控能力 建設。強化密碼技術在電力行業網絡安全工作中的支撐作用。加強聯動協作與信息共享，持續提升電力行業網絡安全綜合檢測預警及感知能力。
“互聯網+”智慧能源。將發電、輸配電、負荷、儲能融入智能電網體系中，加快研發和應用智能電網、各類能源互聯網關鍵技術裝備，實現智能化能源生產消費基礎設施、多能協同綜合能源網絡建設、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，形成新型城鎮多種能源綜 合協同、綠色低碳、智慧互動的供能模式。
電力領域其他重點自主創新。積極發展新型煤基發電技 術，突破常規煤電效率瓶頸，推進燃料電池發電技術研發應用，研發固體氧化物、熔融碳酸鹽燃料電池堆和發電系統集 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電試驗電站。探索機電型電熱冷 三聯供示范系統運用。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。加強百萬千瓦級水輪發電機組、大容量高水頭抽水蓄能機組等重大技術攻關。加快高效太陽能發電技術、大容量風電技術等可再生能源發電 技術研發和應用。
(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，根據需要推動跨境電網互聯互通，鼓勵電力企業參與境外電力項目建設經營。探討構建全球能源互聯網，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
組建相對獨立和規范運行的電力交易機構，建立公平有 序的電力市場規則，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企業準許總收入和輸配電價，逐步 減少電價交叉補貼。加快建立規則明晰、水平合理、監管有 力、科學透明的獨立輸配電價體系。建立健全電力市場體系。建立標準統一的電力市場交易技術支持系統，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 地區輔助服務市場試點，成熟后全面推廣。2018年底前，啟動現貨交易試點;2020年全面啟動現貨市場，研究風險對沖 機制。組建相對獨立和規范運行的電力交易機構。建立完善的治理結構、完備的市場規則和健全的制度體系;充分發揮各類市場主體和第三方機構在促進交易機構規范運行中的作用。積極推進交易機構股份制改造和相對獨立規范運行，2016 年底前完成電力交易機構組建工作。有序放開發用電計 劃。建立優先購電和優先發電制度，落實優先購電和優先發電的保障措施;切實保障電力電量平衡。逐年減少發電計劃，2020 年前基本取消優先發電權以外的非調節性發電計劃。全 面推進配售電側改革。支持售電主體創新商業模式和服務內容，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 業務;明確增量配電網放開的具體辦法;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，進一步探索創新市場化的電力項目開發和投資管理機制。加強簡政放權后續監管，組織開展電力項目簡政放權專項監管，重點對核準權限下放后的項目優選、項目核準、項目依法依 規建設以及并網運行等工作進行監管，督促國家產業政策和和技術標準落實，維護電力項目規劃建設秩序。
四、規劃實施
(一)加強組織領導
在發展改革委的統籌指導下，國家能源局作為全國電力 規劃的責任部門，建立健全以國家能源局組織協調、相關職 能部門積極配合、各省級政府和重點電力企業細化落實的電力規劃實施工作機制，加強對電力重大戰略問題的研究和審 議，推動規劃實施。省級能源主管部門是省級電力規劃的責 任部門，各省級能源主管部門要切實履行職責，組織協調實 施。
(二)細化任務落實
各省(區、市)要將本規劃確定的約束性指標、主要任務和重大工程列入本地區能源發展規劃和電力發展專項規 劃，分解落實目標任務，明確進度安排協調和目標考核機制， 精心組織實施。各重點電力企業要充分發揮市場主體作用， 積極有序推進規劃項目前期論證，保障規劃順利實施。
(三)做好評估調整
規劃實施年度中每年對規劃執行情況進行回顧、梳理、 評估，結合實施情況對規劃項目進行微調。堅持規劃中期評估制度，嚴格評估程序，委托第三方機構開展評估工作，對規劃滾動實施提出建議，及時總結經驗、分析問題、制訂對策。規劃確需調整的，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管機構要完善電力規劃實施情 況監管組織體系，創新監管措施和手段，有效開展監管工作。 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，定期組織開展監督檢查和考核評價，編制并發布規劃實施情況監管報告，提出滾動調整建議。建立重大情況報告制度，探索建立規劃審計制度，及時發現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調，實現信息共享。
(五)健全法律法規和標準體系
修訂頒布《電力法》，完善《電網調度管理條例》、《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》，建立規范政府行為和市場行 為的電力法制體系。
加強行業管理，強化電力規劃管理辦法的貫徹實施，研 究制定電網無歧視公平接入、跨區送受電、微電網、熱電聯產、燃氣發電、煤電聯營、電網備用容量管理、節能低碳調度、高效智能電力系統建設、技術監督等政策。按照市場化 改革要求，繼續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國家標準、定額和規程。落實國家大面 積停電事件應急預案，提高電力系統抗災和應急響應恢復能力。
探索建立電力領域法律法規和標準及時更新機制，充分發揮法制對電力改革和發展的引導、推動、規范和保障作用。
(六)建立協調機制
建立規劃統籌協調機制，銜接國家規劃與地方規劃，協商重大電力項目布局、規模和時序，協調電網與電源項目。建立規劃年度對接制度，開展地方電力規劃咨詢評估，依法 開展規劃環境影響評價。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，提高項目儲備、規劃、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 規模清潔能源發電開發利用的電力節能低碳調度。建立跨省(區)送電中長期協議制度。整合各渠道電力信息數據，加強電力預測分析和預警，規范電力信息報告和發布制度。依托國家電力規劃中心等中介機構，加快監測體系建設，為政府決策提供信息支持。建立健全電力行業信用支撐體系，實 行黑名單制度。
(七)健全產業政策
研究制訂覆蓋規劃建設、投資運營、信貸金融、裝備制造的電力全產業鏈預警機制。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，有序放開上網電價和公益性以外的用電價格。在放開上網電價之前，研究完善燃煤、天然氣、水力、核電 等上網電價機制，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合優化運行。完善 新能源發電電價補貼機制，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 電力運行監測評估制度。研究促進可再生能源就近消納和儲能發展的價格政策。
采取多種方式，繼續安排資金支持城鎮配電網、農村電 網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輸電工程、配電網工程、分布式電源并網工程、儲能裝置和電動汽車充電基礎設施投資和建設。鼓勵電力企業參與碳排放權交易。完善電力行業落后產能退出政策。
搭建電力產業新業態融資平臺。鼓勵風險投資、產業基金以多種形式參與電力產業創新。積極引導社會資本投資。鼓勵通過發行專項債券、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。
