上海印发《上海市电力发展“十二五”规划》全文

6.全面启动智能电网建设

在各级电网协调发展的基础上，运用现代信息技术、控制技术、储能技术和输电技术改造传统电网，初步建成与上海经济社会发展水平相适应的智能电网框架。

建设网架坚强的城市输配电网。应用柔性交流技术，在500千伏变电站加装大容量动态无功装置。新设计变电站按照智能变电站标准建设，在中心区和其他核心区域开展配电自动化建设，在城市低碳发展实践区建设智能微网示范项目。全面推进输变电设备状态监测工作，开展电能质量试点治理，开展高温超导电缆的前期研究与试点应用。

实现各类电源便捷接入与调度。实现10万千瓦及以上机组涉网参数管理全覆盖。掌握柔性直流输电的核心技术，推广新能源发电的功率预测和运行控制技术，实现新能源及分布能源便捷接入与调度。结合新能源项目和变电站建设，实现兆瓦级储能系统的示范应用。

构筑友好互动智能用电体系。在全市范围推广智能电表，实现用电信息采集的“全覆盖、全采集、全费控”。在交通枢纽、办公楼宇、居住小区等开展智能楼宇和智能小区示范，促进电力削峰填谷和综合节能。加强规划整合，结合变电站、公共停车场、住宅小区等建设电动汽车充(换)电站、配送站和充电桩，初步构建智能充(换)电服务网络。扩大电力光纤到户覆盖面，优化用电故障报修流程，提升优质服务水平。

专栏：智能电网

集现代信息技术、控制技术、储能技术与输电技术“四位一体”的新型电网。与传统电网相比，更加安全、可靠，可快速有效应对电力系统各类故障;更为高效、环保，可充分接入各类分布式能源，提高能源使用效率;更为智能、互动，便于用户进行信息交换与互动，优化用电行为，实现经济用电、节约用电。

(三)电源建设重点

坚持“多元、清洁、安全、高效”的电源建设方针，以“结构调整，优化发展”为主线，形成5+2+X(外高桥、石洞口、吴泾-闵行、漕泾和临港5大市内发电基地，西南水电与华东电网皖浙来电2大市外电源基地，若干个市内调峰、热电联产电厂与其他市外来电等)电源布局。

1.加快市内燃机电厂建设

结合天然气气源、城市管网布局，在城市外围建设大型燃气发电基地，在加快在建临港大型天然气发电基地建设的同时，结合地区用电需要布置适当区域性气电支撑机组。

加快建设崇明燃机电厂，满足三岛快速增长的用电需要。根据天然气供应情况，推进吴泾-闵行电源基地由燃煤向燃气发展。调整位于黄浦江沿岸中心城区的闸北电厂等老旧燃油发电机组，在天然气接入条件较好的青浦“上大压小、以新代老”。

2.推进煤电布局与结构调整

煤电发展向市外拓展，从上规模转向调结构。重点是以皖沪能源合作为载体，支持上海电力企业在安徽建设煤电一体化基地，加快田集二期、淮北平山两个煤电联营坑口电站建设。继续推进市内电力工业上大压小，完成“十一五”时期结转的闵行、崇明等59.9万千瓦小火电机组关停任务;在燃煤总量基本不增、燃煤电厂排放削减的前提下，通过减少分散用煤、关停30万千瓦老机组等方式，研究论证建设新型高效燃煤发电示范项目的可行性，争取“十二五”期末投运2-3台百万千瓦机组。同时，根据国家能源政策与技术装备进步等情况，适时启动漕泾IGCC示范工程，推进煤炭清洁高效利用。

3.积极发展热电联产与分布式供能系统

结合上海经济社会发展与能源结构调整，在热用户集中的工业区或开发区发展大中型热电联供，进一步推进外高桥、石洞口等大电厂供热改造并向周边供热，提高能源利用效率。同时，在综合商务区、工业区等用能较集中区域，包括医院、宾馆、交通枢纽、大型商场、商务楼宇等领域，积极发展区域热电联产和分布式供能系统。争取到2015年，热电联产装机超过200万千瓦，新建50-60个分布式供能系统。

专栏：分布式供能系统

是指在用户端或靠近用户现场独立输出电、热(冷)能的系统，该系统既能发电，又能利用余热制冷、供暖、供应热水，使用的能源包括天然气、沼气及可再生能源等清洁能源。近年来，分布式供能系统迅速发展，不少发达国家积极推动，主要用于工业园区、公共设施和住宅等领域。我国积极鼓励这种供能方式，上海自2004年起开始推动发展，主要针对以天然气、沼气等为燃料的小型供能系统(单机1万千瓦以下)，出台了支持政策。

4.大力发展可再生能源发电

以风电、太阳能、生物质能发电为重点，2015年全市可再生能源发电超过100万千瓦。风电重点建设东海大桥二期、临港、奉贤等海上风电场，以及崇明北沿等陆上风电场。太阳能利用主要是结合建筑物一体化建设，优先在大型公共建筑、城市标志性建筑上安装光伏发电系统。生物质能利用主要是结合城市废弃物处理，在崇明、浦东等地建设沼气回收发电示范工程。

同时，将崇明岛和老港地区分别建设成为国家级绿色能源示范县、立体式新能源示范基地，开展风电、太阳能、沼气综合开发利用和储能电站应用示范。

5.实施煤机脱硝与除尘改造

除计划关停机组外，全市燃煤电厂全面推行低氮燃烧技术，单机20万千瓦以上燃煤发电机组全部安装高效SCR脱硝装置，确保全市电力行业氮氧化物排放总量削减17.5%。同时，根据机组除尘设施状况，采用静电或布袋方式对燃煤机组实施高效除尘改造。

此外，结合石洞口二期扩建项目建成的年产10万吨二氧化碳捕集装置积累燃煤电厂脱碳经验，进一步开展电厂烟气脱碳回收方案研究和技术攻关，做好技术储备工作。

6.进一步增强电网调峰能力

重点要以市内燃机大规模建设为契机，合理配置市内、市外各种电源调峰能力。

天然气电厂作为主要调峰容量，单循环燃机调峰能力达到100%，联合循环燃机(不供热)调峰能力达到70-75%，新建联合循环燃机(不供热)应具备单循环运行能力。同时，煤电机组调峰能力应达到60%。

市外电源(除核电外)尽可能参与调峰。市外煤电调峰能力原则上不低于市内同类机组。为提高供电可靠性，华东网内水电(抽蓄除外)调峰能力在50%以上。

五、政策与保障措施

(一)创新电力体制机制，营造电力建设良好政策环境

1.加强组织领导。形成市、区(县)两级政府和电力企业共同推进电力建设的格局。区(县)政府要加强电力建设用地、动迁等方面的协调。

2.强化规划引导。凡未列入电力规划的项目，原则上不支持核准或审批;同时，加强电力规划与城市规划、土地利用规划的衔接，确保电力重大项目规划落地。

3.创新建设机制。加强电力建设与土地、环保等相关政策的结合，在变电站与非居结合、架空线路下宅基地置换等领域探索符合国家相关政策、适应上海实际的电力建设新路。

4.深化体制改革。稳步推进电力输配分开，探索实施发电企业和大用户的自由交易。完善市场交易机制，对参与深度调峰、调频、调压的电源给予合理补偿。推进实施崇明电力体制改革，实现厂网分开，建设好崇明的电力基础设施，解决农村电网低电压问题。

(二)深化电力战略合作，争取长期稳定可靠的市外资源

按照优势互补、资源共享、合作多赢的原则，鼓励上海电力企业和机构走出去，进一步加强电力领域的战略合作。

1.支持上海电力企业向上游拓展业务。以国家推进煤电一体化为契机，继续推进皖沪能源合作，建设淮南田集、淮北平山两个大型煤电一体化基地，参与华东核电与西南水电建设，探索在我国西北地区和海外建设大型煤炭基地。

2.支持在上海建设电力资源要素市场。整合上海在金融、资金、信息、要素市场建设等方面的优势，在推进电力市场建设的同时，争取设立全国性的天然气、煤炭交易市场，运用市场手段利用好国际、国内两种资源。

3.加强电力装备与科技的跨地区合作。以资金、市场、技术等为纽带，支持上海电力企业和科研机构走出去提供电力装备与技术服务。同时，欢迎国内外知名电力企业来沪发展，设立总部、研发基地与先进制造基地。

(三)加强安全体系建设，提升电力安全的能力与水平

按照“管建并重、点面结合”的原则，加强电力安全体系建设，提升电力应急能力，为城市运行安全提供坚强支撑。

1.加强电力设施保护。将电力设施安全纳入全市综合治理平安工程建设的考评机制，依托区县政府，加强电力设施属地管理，建立区域联防机制，发挥公安、电力主管部门、电力企业等多方力量，加强对偷盗电力设施犯罪行为的联合打击力度。将电力设施保护纳入文明施工考核。规划部门进一步完善管线资料报备和发布，安监、道监等部门进一步加强安全施工管理，减少野蛮施工对电力设施的损毁。同时，加大舆论宣传力度，营造人人爱护电力设施的良好氛围。

2.保障重要用户用电。研究出台《重要电力用户管理办法》，明确电力企业、重要用户在用电安全方面的责任与义务。进一步加强重要场所和设施备用电源建设，重点是提高电厂和重要用户自保自救能力。结合燃气电厂与分布式电源建设，进一步完善全市电厂黑启动方案，加强医疗、媒体、通信、金融机构以及机场、港口、铁路、越江隧道等重要设施应急、保安电源建设。

3.提升电力应急能力。加强电力企业应急体系建设，将电力企业应急体系纳入城市应急体系，实现电力企业与公安、气象、地震、防汛防台等部门的信息共享和紧密合作。进一步完善电力应急预案，将电力应急预案有效纳入城市应急预案体系，针对特高压电网投运情况，进一步明确电力安全职责、重特大事故处理和电网灾变下恢复应急处理流程。组织开展重点区域停电演习、演练，在实战中检验社会公共应急系统与电力应急系统的相互配合与衔接。

(四)合理控制用电总量，提高能源利用的效率与效益

坚持开发与节约并举的方针，应用节能新技术、新工艺、新设备与新材料，减少发、输、配、用各环节的能源消耗，建设一定规模的能效电厂。

专栏：能效电厂

能效电厂是虚拟电厂，是指通过在需求侧提高能效降低用户电力需求，达到与在供应侧新建传统电厂提高供应能力同样的功效。具体地说，是指通过设计合理可行的电价和投融资机制，鼓励实施一揽子节电计划，并使投资节能与投资新建电厂能取得同样的投资收益。

1.以控制用电量目标为抓手加强电力需求侧管理。以能源消费总量指标考核为主、用电量指标为参考，加强对重点用能、用电单位的节能管理。综合应用价格、技术、行政、法律等手段，以降低和转移空调负荷、优化大企业用电方式为重点，引导电力用户优化用能方式，鼓励绿色照明、高效电机、分布式供能、蓄冷蓄热等节能新技术的推广应用。结合智能电网建设，尽快推出新的实时负荷管理方式，配套建设用电负荷管理系统，合理提高电网负荷率。

2.促进节能新技术在发、输、配各环节的应用。电网侧重点是加强布局规划，推进智能化等节能改造，合理控制和调整潮流流向，降低线路综合损耗;电源侧重点是应用超超临界、高效燃机等新技术，在加快新建电源结构调整的同时，对现役30万千瓦、60万千瓦机组开展节能诊断与对标分析，应用综合提效技术推进老机组节能改造，形成100万千瓦能效电厂能力。

3.加强电力运行节能。按照“年度优化、月度实施、日前跟踪”的原则，积极开展节能发电调度试点，通过科学编制节能调度排序表，优化市内发电与市外来电、天然气供应与电力生产的联合调度，确保可再生能源全额上网，高效机组多发电，降低整个电力系统煤耗。同时，强化厂用电率、线损等节能指标的综合考核，提高电力生产效率。