江苏徐州“十三五”能源发展规划：加快推进已获核准的火电项目建设(全文)

五、开展能源互补示范

发挥可再生能源资源分布广、利用形式多样、能源产品丰富的特点，加快分布式可再生能源应用，实现可再生能源就地消纳。支持采用多样化的新能源利用技术，推进太阳能、生物质能、地热能等新能源综合互补应用，满足城市电力、供热、制冷等能源需求，形成新能源利用的局部优势区域。支持县(市、区)和乡镇因地制宜建设中小型可再生能源设施，改善城镇和农村居民生产和生活用能条件。到2020年，建成1-2个可再生能源互补应用示范区。

专栏3：“清洁替代工程”重点计划

1、光伏领跑者计划。选择光伏发展条件较好的区域为载体，明确示范工程建设标准、技术进步及成本下降等目标，通过竞争性方式选择技术能力和投资经营实力较强的大企业集团为建设主体，推进光伏发电和新技术示范基地，以此带动全市光伏发电应用规模、技术的“双提升”和发电成本的大幅下降。

2、分布式可再生能源利用计划。通过将分布式光伏建设规模与地面光伏建设指标挂钩、财政专项补贴等，大力实施“阳光屋顶”工程，建设一批屋顶分布式光伏发电项目;围绕农村能源需求，建设一批大中型沼气池，推动区域沼气集中供应。

3、智能微网示范计划。选取条件较好的区域试点开展能源智能微网示范工程，实现太阳能、生物质能、风能、地热能等可再生能源与传统能源智能化、精细化互补利用，在保证能源安全供应的基础上，降低碳排放强度。

第三节 协调发展电源电网，构建现代电力体系

坚持“源网并重”，充分发挥交通和区位优势，输煤输电并举，加快电力结构调整，建设坚强智能电网，推进电力资源优化配置和合理布局，构建适度超前、区域平衡、输配协调、集约高效、智能便捷、安全环保的现代电力体系，建成重要的区域性绿色电力供给基地和区域电力互通互联通道。

一、推进电源结构优化调整

优化发展煤电行业。将清洁煤电作为省、市电力的核心保障，以沛县东北、主城周边、邳州中部三大电力生产中心为主，在煤炭产地、电网末端地区优化调整煤电结构。提高煤电机组准入标准，新建燃煤发电机组供电煤耗低于每千瓦时300克标准煤，污染物排放达到或超过燃气机组排放水平;加快推进已获核准的火电项目建设，规范有序地推进大容量、高参数“上大压小”火电项目列入省火电建设计划;鼓励煤电联营和煤电一体化发展，支持省内骨干煤炭企业、民营企业控股、参股建设大型燃煤发电项目、参与现有骨干电力企业经营;到2020年，电煤消费占全市煤炭消费总量达到65%以上。

加快推进热电联产。按照“以热为主、依热定电，规划先行、布局合理”的原则，大力发展热电联产。加大集中供热力度，完善管网布局，增加覆盖范围;加快推进“热电整合”，全面淘汰市区五家小热电企业和县(市、区)部分低效小热电企业;着力推进大型电厂进行集中供热改造，满足区域用热需求，替代供热区域内的小热电和燃煤、燃油锅炉;鼓励在热负荷较大的工业集中区发展背压热电联产机组，在服务业集聚区、医院、学校等热负荷强度较高的区域发展非煤热电联产，鼓励发展余热余压、废弃资源为主要燃料的小型热电联产。到2020年，供热机组占比达到80%以上，市区建成完善的热电联产体系。

大力发展分布式能源。综合用电负荷特性、燃煤电源布局及光伏、生物质、风电、资源综合利用发电等非煤能源发电发展情况，结合周边用电负荷、资源分布及生态环保因素，按照就近消纳、梯级利用的原则，有序推进一批小型、分布式能源站建设，加大信息互通力度，引导电力资源安全、有序、合理利用，推动电源和电网协调发展。优化绿色电力调度和能效电厂调峰机制，积极研究应用蓄能方式，促进省、市电力系统平稳、经济运行，提高对新能源发电发展的支撑能力。

二、加快构建坚强智能电网

优化提升主干电网。加快推进国家已明确的交直流特高压项目建设。强化500千伏电网与特高压电网规划建设的有效衔接，形成以三堡、任庄、黄集等500千伏变电站为中心的多个环网结构;同时建设多条220千伏线路，加强分区内220千伏双环网结构，提高分区间220千伏变电站互倒互带能力，保证各分区可靠联络，加快推进线路局部优化和加强。到2020年，全面建成各层级协调的坚强网架。

专栏4：十三五拟建电网项目

1、主网项目。建设1000千伏锡盟~江苏、宁~徐~连~泰(江苏“小北环”)交流工程;±800千伏晋北~江苏、陕西陇彬~徐州直流工程;在沛县建设一座容量为3×300万千伏安的特高压变电站和一座容量为640万千伏安的特高压换流站;实施500千伏姚湖变主变扩建工程;实施500千伏任庄变超规模扩建2×1000MVA主变工程;实施220千伏黄集变升压工程，新建2×1000MVA主变。

2、配网项目。新建110千伏变电站71座，扩建17座，改造17座，新增增加主变161台，净增容量7197.5兆伏安，新建110kV线路222条，总长度为1411.56公里。35kV电网将在充分发挥现有资产效益的基础上逐步退役、改造、升压。提高10千伏线路“N-1”通过率及户均配变容量，10千伏配变达到5万余台，配变容量20557.52MVA，户均配变容量达到5千伏安。

3、电网智能化项目。采用先进的配电自动化、通信、信息技术，逐步提高配电自动化系统的覆盖范围。实施电动汽车互动服务平台的建设，充换电站建设。通过电网智能化，创新分布式电源新型增值服务。

4、电力通信网项目。重点开展汇聚层支环第二平面建设以及光缆路由的优化，按目标网络带宽对网络扩容升级。实施光缆改造和提升将结合电网电力线建设，完善光缆路由，提升光缆品质。

重点建设可靠配电网。加强高可靠性配电网建设，消除老旧居民小区配电网安全隐患，提高电力客户用电质量与供电可靠性。结合新型城镇化发展需要，适度超前建设配电网，紧密跟踪市区、县城、中心城镇和产业园区等新的经济增长点，及时增加变(配)电容量，统筹使用间隔及通道资源，控制专线用户接入，消除城镇用电瓶颈，满足供电需求。鼓励有条件的地区将配电网电力电缆纳入综合管廊建设，随城市综合管廊同步规划、同步设计、同步建设，推动城市地下空间资源的统筹规划和综合利用。有效加大配电网资金投入，结合三环高架、轨道交通、地下综合管廊等市政基础设施建设，重点推进10千伏架空线路入地改造工程，持续优化配电网结构，提高供电可靠性。到2020年，市区供电可靠率达到99.99%，用户年均停电时间不超过1小时，供电质量达到国际先进水平;城镇地区供电能力及供电安全水平显著提升，供电可靠率达到99.88%以上，用户年均停电时间不超过10小时。

加快实施农村电网改造。按照“保安全，消隐患、增能力”原则发展农村电网。对农村地区10千伏及以下老旧输电线路、变压器等设备进行改造，消除安全隐患，提高供电能力和质量，解决已改造地区出现的新的不适应问题;缩短中低压供电半径，加快解决“卡脖子”等突出问题，有效缓解春节、农忙等季节性负荷突增引起的供电问题，大幅改善居民生活用电条件;因地制宜对粮食主产区农田节水灌溉、农村经济作物和农副产品加工、畜禽水产养殖等供电设施进行改造，支撑农业现代化建设。

加快智能电网建设。结合“智慧徐州”建设，按照“成熟可靠、技术先进、节能环保”的原则，全面提升电网装备水平。采取先进物联网、现代传感和信息通信等技术，以加快电力骨干和中低压通信网建设为基础，全面建设智能变电站、输变电设备状态监测和220千伏及以上线路智能运行维护巡检系统，变“被动报修”为“主动监控”，缩短故障恢复时间，提升服务水平。城镇地区合理配置智能配电终端，缩短故障停电时间，实现网络自愈重构，农村地区推广建议配电自动化，提高故障定位能力，切实提高实用化水平。到2020年，力争全面建成统一的智能电网，技术和装备全面达到全国先进水平。

专栏5：智能电网

智能电网是采用先进的数字和通信技术对传统电网的各个环节进行升级改造，使之更加安全、可靠、环保、经济、高效，电网能灵活地接纳更多的可再生能源，并可与用户之间进行电能、信息的双向流动。通过智能电网的建设，能够实现相关设备、装置、系统、用户、员工等环节的互动，以及对用户侧和需求侧的随需访问和智能分析。根据国家电网公司提出的工作安排，2009年到2010年重点开展智能电网发展规划工作，研究技术和管理标准;2011年至2015年则为全面建设阶段，初步形成智能电网运行控制和互动服务体系。2016年到2020年为引领提升阶段，全面建成统一的智能电网，技术和装备全面达到国际先进水平。

加强能源互联互补。以徐州沛县光伏“领跑者”示范工程、微山湖低速风电等项目为契机，加快多种能源优化协调运行、源-网-荷感知及协调控制、能源与信息基础设施一体化设备等关键技术研发，探索构建多种能源优化互补的综合能源供应体系，实现能源、信息双向流动，逐步构建以电力流为核心的能源公共服务平台。在城市工业园区(商业园区)等区域，开展能源综合利用工程示范，以光伏发电系统为基础，应用储能、太阳能一体化建筑、地源热泵等技术，构建多种能源综合利用体系。

三、打造智能互动服务体系

积极打造服务平台。开展互动服务信息体系顶层设计与建设，鼓励应用光纤等高效通信方式，实现能源信息在供给和需求端的双向流动，适应能源生产与消费变革。建立全社会充电设施信息服务平台，整合充电服务信息资源，提升设施运营效率和用户体验。以智能电表为载体，建设智能计量系统，打造智能服务平台，全面支撑用户信息互动、分布式电源接入、电动汽车充放电、港口岸电、电采暖等业务，鼓励用户参与电网削峰平谷，实现与电网协调互动。推进电、水、气(热)一体化采集应用，探索建立信息资源共享机制，提升社会公用事业服务水平。

大力推进智能微电网。以“互联网+”发展为支撑，综合应用云计算、网格计算、大数据挖掘等技术，实现海量数据深层次利用，全面推进智能小区、智能楼宇和智慧城市建设;规范完善可再生能源、分布式电源并网标准，有序建设智能微电网，鼓励应用分布式多能源互补、发电功率预测等方式，提高分布式电源与电网协调能力;推进配电自动化和智能用电信息采集系统建设，实现配电网可观可控，满足分布式电源、可再生能源、电动汽车等多元化负荷发展需求。积极建设以智能电网、物联网和储能技术为支撑的微电网示范工程，通过电网调剂和储能设施解决新能源相对集中区域的供用电问题。到2020年，示范建立3-5个智能微电网工程和电网储能应用试点工程。

优化绿色电力调度。随着可再生能源发电规模不断扩大，将逐步成为我市电网重要组成部分。优化运行常规能源发电，积极推进能耗水平、排污水平及主要运行参数在线监测系统建设，建立绿色电力调度制度。强化可再生能源发电功率预测及运行控制技术应用，协调太阳能、生物质、风电与主力电源、电网的布局和运行，建设技术先进的电力调度平台，整合与功率预测预报、实时调度运行和变电设备集控密切相关的工作，实现对可再生能源发电调度的全过程优化和多专业协调。因地制宜推动可再生能源发电互补运行和调峰。

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