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三、大力发展新能源和可再生能源,进一步优化电力结构
(八)优化水电开发。加快续建的水电项目建设,积极发展农村小水电,对具备条件的水电项目实施扩机增容,力争到2020年装机达到2200万千瓦。优化水电梯级调度,实现发电、城乡生活生产用水、生态环境和谐发展。(牵头单位:省发展改革委,责任单位:省水利厅、省经济和信息化委、省环境保护厅、省国土资源厅、省能源局)
(九)加快发展风电。加大风电项目建设力度,促进风电与观光旅游综合开发,实现我省风能资源充分合理开发利用,力争到2020年装机达到600万千瓦。(牵头单位:省能源局,责任单位:省发展改革委、省经济和信息化委、省环境保护厅、省国土资源厅)
(十)积极发展光伏发电。在光伏资源条件较好的西部县区,利用荒山、荒坡、废弃矿山等建设光伏电站。结合农业生产、生态保护和观光旅游,推进农光互补等综合开发,因地制宜推进光伏扶贫,力争到2020年装机达到200万千瓦。(牵头单位:省能源局,责任单位:省发展改革委、省扶贫办、省农委、省旅游发展委、省经济和信息化委、省环境保护厅、省国土资源厅)
(十一)大力发展瓦斯和生物质能发电。采取综合措施提高煤矿瓦斯、垃圾、农林废弃物综合利用率,力争到2020年装机达到100万千瓦。(牵头单位:省能源局,责任单位:省发展改革委、省经济和信息化委、省环境保护厅、省国土资源厅)
(十二)积极推进核电、抽水蓄能电站项目前期工作。争取将我省核电项目纳入国家“十三五”规划,核电厂址纳入国家保护目录。争取将抽水蓄能电站项目纳入国家选址规划和建设规划,争取首个项目在2020年前开工建设。(牵头单位:省发展改革委、省能源局,责任单位:省环境保护厅、省国土资源厅、省住房城乡建设厅)
四、加强电力基础设施建设,提升电力普遍服务水平
(十三)实施新一轮农村电网改造升级工程。力争2018年前完成我省新一轮农村电网改造升级任务,农村电网供电可靠率不低于998%,综合电压合格率不低于979%,户均配变容量不低于2千伏安,建成结构合理、技术先进、安全可靠、智能高效的现代农村电网。(牵头单位:省发展改革委,责任单位:省能源局、省经济和信息化委、省国土资源厅、贵州电网公司)
(十四)加快实施城市配电网建设改造工程。在中心城市(区)内选取核心区域建设高可靠性示范区,到2020年供电可靠率不低于9999%。建设10个新型城镇化配电网示范区,实现与城镇规划建设协同推进,与水、路、气等其他基础设施协同发展。将住宅小区供电工程纳入配电网统一规划,建立统一标准,规范建设。(牵头单位:省发展改革委,责任单位:省能源局、省国土资源厅、省住房城乡建设厅、贵州电网公司)
(十五)加强通道能力建设。加快金(金州变)天(天生桥二级电站)线和兴(兴义电厂)金(金州变)线在金州变电站站内配串方案的前期工作。争取国家电网支持,加快推进毕节华润煤电送重庆专用输电通道建设。加快建设威宁变至奢香变、奢香变至鸭溪变、诗乡变至碧江变、兴仁换至独山变等500千伏线路工程。(牵头单位:省发展改革委,责任单位:省能源局、省国土资源厅、贵州电网公司)
五、深化电力体制改革,增强电力市场竞争力
(十六)扩大并规范直接交易范围。逐步减少发用电计划,逐年提高市场化交易比例,到2020年市场化交易电量比例达到60%以上,大工业用电全部实行直接交易,统调煤电企业必须参与电力市场化交易,鼓励符合条件的自备电厂参与市场化交易。探索水电和新能源发电参与市场化交易机制。(牵头单位:省经济和信息化委,责任单位:省发展改革委、省能源局、国家能源局贵州监管办、贵州电网公司)
(十七)拉动省内用电有效增长。建立电量和电价挂钩机制,鼓励大用户通过直接交易等方式降低电价,增加产能,扩大用电量。进一步落实大数据、大旅游、大生态等新兴产业电价优惠政策,利用电价优势加大招商引资力度,加快新兴产业发展和产业结构优化。调整居民阶梯电价政策,鼓励居民用电。增加城乡电力消费,为发电企业提供发展空间。(牵头单位:省发展改革委,责任单位:省经济和信息化委、省能源局、国家能源局贵州监管办、贵州电网公司)
(十八)促进外送电量稳定增长。进一步加强与广东等省(区、市)的电力合作,建立“计划+市场”的西电东送新机制,在计划电量的基础上努力扩大市场直接交易电量。从2016年起实施“黔电送深”对口帮扶毕节专项计划,2016年向深圳送出电量30亿千瓦时,争取逐年增加。探索与周边省(区、市)开展市场化直接交易模式,鼓励发电企业和售电公司“走出去”开拓省外市场,每年市场化交易电量力争达到50亿千瓦时以上。(牵头单位:省发展改革委,责任单位:省经济和信息化委、省能源局、国家能源局贵州监管办、贵州电网公司)
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