浙江发布电力“十三五”规划稳步推进售电侧改革-第5页-北极星售电网

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四、主要任务

(一)构建清洁、多元的电源保障体系

切实落实电力供给侧结构性改革，新增电源以非化石能源装机为主，构建清洁、高效、多元的电力保障体系。“十三五”期间，新建装机1520万千瓦左右，其中新建非化石能源装机1330万千瓦左右，占新建总装机的88%左右。到2020年，我省境内电力装机容量达到9400万千瓦左右，其中，核电装机907万千瓦、占总容量的9.7%，气电装机1250万千瓦、占总容量的13.3%，抽水蓄能装机493万千瓦、占总容量的5.2%，常规水电装机704万千瓦、占总容量的7.5%，煤电装机4635万千瓦、占总容量的49.3%，风电等非水可再生能源发电装机1310万千瓦、占总容量的13.9%，余热余压发电装机100万千瓦、占总容量的1.1%。

1.积极推进煤电超低排放和节能改造

不再上新建煤电项目，调整煤电机组内部结构，全面关停30万千瓦以下燃煤纯凝机组，充分发挥现有超低排放燃煤机组利用率水平。积极推进清洁煤电建设，到2017 年底，全面完成全省30 万千瓦以上共4100万千瓦左右的燃煤机组超低排放改造和节能升级改造。

实施地方燃煤热电联产行业综合改造升级行动。到2017年底，全省燃煤热电联产机组实现超低排放改造，淘汰全部中温中压及以下参数机组，高温高压及以上背压机组比重超过50%，实现生产运行及烟气污染物排放情况全流程集中监控和远程实时在线监测。强化热电联产规划管理，各市、县(市)应抓紧编制或修订完善本地区热电联产规划或工业园区热电联产规划，禁止规划新增企业自备燃煤热源点。集中供热区域内所有分散燃煤锅炉，应在2017年底前全部淘汰关停。

2.创造条件有序推进核电安全发展

按照国家建设沿海核电基地的总体部署，采取国际最高安全标准、确保安全，选用国际先进的第三代核电技术建设核电站，并为全国提供先进核电技术示范。加快建成三门核电一期，积极推进三门核电二期、三期，三澳核电一期的开工建设，创造条件有序推进象山核电、三澳核电二期前期工作，保护龙游核电厂址。深化海岛核电研究，适时启动第四代核电(高温气冷堆)厂址适应性研究。探索我国沿海地区核电与地区融合发展的新方式。到2020年，建成三门核电一期250万千瓦，全省核电装机达到907万千瓦。

3.合理配置抽水蓄能等调峰电源

充分利用站址资源丰富的优势，推动抽水蓄能等调峰电源与区外来电、核电和可再生能源等协调优化运行。按照国家批准的“推五备四”规划，加快推进抽水蓄能电站建设，探索开展抽水蓄能开发权招投标试点。“十三五”期间，建成仙居抽水蓄能电站150万千瓦，力争建成长龙山抽水蓄能电站首台机组35万千瓦。到2020年，全省抽水蓄能发电装机达到493万千瓦左右。力争开工宁海、缙云等抽水蓄能电站。

4.大力推进可再生能源健康发展

提高可再生能源发展质量和规模，大力推进可再生能源综合利用基地建设，新增可再生能源装机900万千瓦左右，占新增总装机的59%左右。到2020年，可再生能源装机达到2010万千瓦左右，占电力装机比重21%左右。其中，水电700万千瓦左右，风电400万千瓦左右，光伏发电800万千瓦左右，生物质发电110万千瓦左右。

——着力实施水电增效扩容更新改造，坚持经济效益与社会效益、环境效益的统一。

——积极发展光伏发电。“十三五”期间，新增光伏发电600万千瓦左右。落实国家“光伏领跑者”计划，推进分布式光伏发电应用示范区建设，加大光伏扶贫力度，重点实施装机规模300万千瓦左右的百万家庭屋顶光伏工程，其中光伏小康工程装机规模120万千瓦左右。因地制宜发展互补型光伏电站，推广太阳能、农业(渔业)、旅游业、科普等资源综合开发利用发展新模式。

——重点发展海上风电。按照“统筹规划、分类指导、有序建设”的原则，“十三五”期间，新增风电300万千瓦左右。重点建成普陀6#、嘉兴1#、嘉兴2#等海上风电。

——因地制宜发展生物质能。在农作物主产区和资源丰富的地方有序建设生物质发电项目10万千瓦左右，鼓励生物质成型燃料供热项目的应用，推进生物质和沼气集中供气。

——加快海洋能技术创新示范。建成林东模块化大型海洋潮流能发电机组等2 个以上海洋能示范项目。

5.适度推进天然气发电和分布式发展

充分发挥现有天然气发电机组的调峰作用，适时建立调峰成本合理补偿机制。提高天然气热电联产机组的利用率，淘汰关停其供热区域内所有分散锅炉。积极推广新增用能区域和用户实施热、电、冷、气等能源生产耦合集成和互补利用，因地制宜推广应用天然气分布式热电冷三联供。到2020年，气电装机达到1250万千瓦左右。

6.建立协商机制合理接纳区外来电

“十三五”时期，新增宁夏灵州—浙江绍兴±800千伏特高压直流。统筹协调外购电和省内电源，完善跨省跨区电力交易机制，协商确定区外来电的年度电量、电力、电价执行方案，探索建立区外来电峰谷电价机制及辅助服务补偿机制。区外来电电价不高于省内煤电标杆上网电价，区外火电发电利用小时不高于省内煤电机组发电利用小时，区外来电购电量占全社会用电量比重不高于20%。到2020年，外购电力规模达到3240万千瓦左右，占全社会最高负荷比重达40%左右，其中区外来电2240万千瓦左右，占比28%左右;外购电量规模达到1450亿千瓦时左右，占全社会用电量比重达34%左右，其中区外来电840亿千瓦时左右，占比20%左右。

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