【关注】电力发展“十三五”规划明确深化电改（附全文）

(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。

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，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。

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。

(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。