《电力发展“十三五”规划(2016-2020 年)》正式发布！(文字版)

根据《电力发展“十三五”规划》，预计2020年全社会用电量6.8-7.2万亿千瓦时，年均增长3.6%到4.8%，全国发电装机容量20亿千瓦，年均增长5.5%，人均装机突破1.4千瓦，人均用电量5000千瓦时左右，接近中等发达国家水平，电能占终端能源消费比重达到27%。

“十三五”期间，全国常规水电新增投产约4000万千瓦，开工6000万千瓦以上，其中小水电规模500万千瓦左右。到2020年，常规水电装机达到3.4亿千瓦。

“十三五”期间，风电新增投产0.79亿千瓦以上，太阳能发电新增投产0.68亿千瓦以上。2020年全国风电装机达到2.1亿千瓦以上，其中海上风电500万千瓦左右;太阳能发电装机达到1.1亿千万以上，其中分布式光伏6000万千瓦以上、光热发电500万千瓦。

依托电力外送通道，有序推进“三北”地区可再生能源跨省区消纳4000万千瓦，存量优先。

到2020年生物质发电装机1500万千瓦左右。

“十三五”期间全国核电投产约3000万千瓦、开工3000万千瓦以上，2020年装机达到5800万千瓦。坚持安全发展核电的原则，加大自主核电示范工程建设力度，着力打造核心竞争力，加快推进沿海核电项目建设。深入开展内陆核电研究论证和前期准备工作，认真做好核电厂址资源保护工作。

“十三五”期间，全国气电新增投产5000万千瓦，2020年达到1.1亿千瓦以上，其中热电冷多联供1500万千瓦。

加快煤电转型升级，促进清洁有序发展。“十三五”期间，取消和推迟煤电建设项目1.5亿千瓦以上，到2020年全国煤电装机规模力争控制在11亿千瓦以内。

“十三五”期间，全国实施煤电超低排放改造约4.2亿千瓦，实施节能改造约3.4亿千瓦，力争淘汰落后煤电机组约2000万千瓦。到2020年，全国现役煤电平均供电煤耗降至310克标煤每千瓦时;具备条件的30万千瓦级以上机组全部实现超低。

加强调峰能力建设，提升系统灵活性。“十三五”期间，抽蓄电站开工6000万千瓦左右，新增投产1700百万千瓦左右，2020年装机达到4000万千瓦左右。

“十三五”期间，三北地区热电机组灵活性改造约1.33亿千瓦，纯凝机组改造约8200万千瓦;其它地方纯凝改造约450万千瓦。改造后，增加调峰能力4600万千瓦，其中三北地区增加4500万千瓦。

筹划外送通道，增强资源配置能力。“十三五”期间新增“西电东送”输电能力1.3亿千瓦，2020年达到2.7亿千瓦。

实施电能替代，优化能源消费结构。2020年实现能源终端消费环节电能替代散煤、燃油消费总量约1.3亿吨标煤。

加快充电设施建设，促进电动汽车发展。到2020年，新增集中式换电站超过1.2万座，分布式充电桩超过480万个，基本建成适度超前、车桩相随、智能高效的充电基础设施体系，满足全国超过500万辆电动汽车的充电需求。

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。加快建立规范明晰、水平合理、监督有力、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，积极培育市场主体，完善交易机构，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年全部启动现货市场，研究风险对冲机制。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;鼓励社会资本开展新增配电业务;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。

电力发展“十三五”规划(2016-2020 年)文字版：

前 言

“十三五”时期是我国全面建成小康社会的决胜期、全面深化改革的攻坚期。电力是关系国计民生的基础产业，电 力供应和安全事关国家安全战略，事关经济社会发展全局， 面临重要的发展机遇和挑战。面对新形势，党中央、国务院明确提出了“推动消费、供给、技术、体制革命，全方位加 强国际合作”能源发展战略思想，以及“节约、清洁、安全” 的能源发展方针，为电力工业持续健康发展提供了根本遵循。

为深入贯彻落实党的十八大和十八届三中、四中、五中、 六中全会精神，根据《中华人民共和国国民经济和社会发展 第十三个五年规划纲要》、《能源发展“十三五”规划》制订 本规划。

本规划内容涵盖水电、核电、煤电、气电、风电、太阳能发电等各类电源和输配电网，重点阐述“十三五”时期我 国电力发展的指导思想和基本原则，明确主要目标和重点任务，是“十三五”电力发展的行动纲领和编制相关专项规划 的指导文件、布局重大电力项目的依据，规划期为 2016-2020 年。规划实施过程中，适时进行滚动调整。

一、发展基础

(一)取得的成绩

电力工业发展规模迈上新台阶。“十二五”期间，我国电力建设步伐不断加快，多项指标居世界首位。截至 2015 年底，全社会用电量达到5.69万亿千瓦时，全国发电装机达15.3亿千瓦，其中水电3.2亿千瓦(含抽水蓄能0.23亿 千瓦)，风电1.31亿千瓦，太阳能发电0.42亿千瓦，核电0.27亿千瓦，火电9.93亿千瓦(含煤电9亿千瓦，气电0.66 亿千瓦)，生物质能发电0.13亿千瓦;“西电东送”规模达1.4亿千瓦;220千伏及以上线路合计60.9万公里，变电容 量33.7亿千伏安。

截至2015年底，我国人均装机约1.11千瓦，人均用电 量约4142千瓦时，均超世界平均水平;电力在终端能源消 费中占比达25.8%。

华北、华中、华东、东北、西北、南方六个区域各级电 网网架不断完善，配电网供电能力、供电质量和装备水平显著提升，智能化建设取得突破，农村用电条件得到明显改善，全面解决了无电人口用电问题。

结构调整取得新成就。“十二五”时期，我国非化石电 源发展明显加快。全国水电规模稳步增加，新增投产超过 1 亿千瓦，占全国发电装机比重达到20.9%;风电规模高速增长，占比由2010年的3.1%提高至8.6%，跃升为我国第三大电源;光伏发电实现了跨越式发展，累计新增约 4200万千 瓦;核电在运装机规模居世界第四，在建 3054万千瓦，居 世界第一。

火电机组结构持续优化，超临界、超超临界机组比例明 显提高，单机30万千瓦及以上机组比重上升到78.6%;单机60万千瓦及以上机组比重明显提升，达到41%。 非化石能源装机占比从2010年的27%提高到2015年的35%;非化石能源在一次能源消费中的比重从2010年的9.4% 提高到2015年的12%，超额完成“十二五”规划目标。

节能减排达到新水平。持续推进燃煤机组淘汰落后产能 和节能改造升级，累计关停小火电机组超过2800万千瓦，实施节能改造约4亿千瓦，实施超低排放改造约1.6亿千瓦。全国火电机组平均供电煤耗降至315克标煤/千瓦时(其中 煤电平均供电煤耗约318克标煤/千瓦时)，达到世界先进水平，煤电机组二氧化碳排放强度下降到约890克/千瓦时; 供电煤耗五年累计降低18克标煤/千瓦时，年节约标煤7000 万吨以上，减排二氧化碳约2亿吨。

实施严格的燃煤机组大气污染物排放标准，完善脱硫脱 硝、除尘、超低排放等环保电价政策，推动现役机组全面实 现脱硫，脱硝比例达到92%。2015年电力行业二氧化硫、氮氧化物等主要大气污染物排放总量较2010年分别减少425万吨、501万吨，二氧化硫、氮氧化物减排量超额完成了“十 二五”规划目标。

装备技术创新取得新突破。燃煤发电技术不断创新，达 到世界领先水平。百万千瓦级超超临界机组、超低排放燃煤 发电技术广泛应用;60 万千瓦级、百万千瓦级超超临界二次再热机组和世界首台60万千瓦级超临界CFB机组投入商业运行;25万千瓦IGCC、10万吨二氧化碳捕集装置示范项目建成，世界首台百万千瓦级间接空冷机组开工建设。

水电工程建设技术和装备制造水平显著提高。攻克了世界领先的300米级特高拱坝、深埋长引水隧洞群等技术，相 继建成了世界最高混凝土双曲拱坝(锦屏一级水电站)，深埋式长隧洞(锦屏二级水电站)及世界第三、亚洲第一高的 土心墙堆石坝(糯扎渡水电站)。

风电、太阳能等新能源发电技术与国际先进水平的差距 显著缩小。我国已经形成了大容量风电机组整机设计体系和较完整的风电装备制造技术体系;规模化光伏开发利用技术取得重要进展，晶体硅太阳能电池产业技术具备较强的国际 竞争力，批量化单晶硅电池效率达到 19.5%，多晶硅电池效 率达到18.5%。

核电技术步入世界先进行列。完成三代AP1000技术引进消化吸收，形成自主品牌的CAP1400和华龙一号三代压水堆技术，开工建设具有第四代特征的高温气冷堆示范工程， 建成实验快堆并成功并网发电。

电网技术装备和安全运行水平处于世界前列。国际领先的特高压输电技术开始应用，±1100千伏直流输电工程开工 建设。大电网调度运行能力不断提升，供电安全可靠水平有 效提高。新能源发电并网、电网灾害预防与治理等关键技术 及成套装备取得突破，多端柔性直流输电示范工程建成投运。

电力国际合作拓展新局面。对外核电、火电、水电、新 能源发电及输变电合作不断加强，投资形式日趋多样。带动 了我国标准、技术、装备、金融走出去。与8个周边国家和地区开展电力贸易，投资巴西、葡萄牙等国电网。

体制改革开启新篇章。《中共中央国务院关于进一步深 化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号)及相关配套文件相继出台，试点工作逐步开展，价格机制逐步完善，输配电价改革试点加快推进，市场主体逐步培育，电力市场建设取得新进展。

简政放权深入推进。取消和下放电力审批事项 17项， 全面清理规范性文件，建立合法性审查制度，颁布或修改一 大批电力法律、法规、产业政策和行业标准。组建中国电建、中国能建两家特大型能源建设集团，主辅分离取得阶段性进展。基本取消了县级供电企业“代管体制”，基本实现城乡用电同网同价。

(二)机遇与挑战

电力工业发展取得成绩的同时，也暴露出很多问题。“十 二五”期间，电力供应由总体平衡、局部偏紧的状态逐步转向相对宽松、局部过剩。非化石电源快速发展的同时，部分地区弃风、弃光、弃水问题突出，“三北”地区风电消纳困难，云南、四川两省弃水严重。局部地区电网调峰能力严重不足，尤其北方冬季采暖期调峰困难，进一步加剧了非化石能源消纳矛盾。电力设备利用效率不高，火电利用小时数持续下降， 输电系统利用率偏低，综合线损率有待进一步降低。区域电 网结构有待优化，输电网稳定运行压力大，安全风险增加。 城镇配电网供电可靠性有待提高，农村电网供电能力不足。 电力市场在配置资源中发挥决定性作用的体制机制尚未建立，电力结构优化及转型升级的调控政策亟待进一步加强。

“十三五”是我国全面建成小康社会的决胜期，深化改革的攻坚期，也是电力工业加快转型发展的重要机遇期。在 世界能源格局深刻调整、我国电力供需总体宽松、环境资源约束不断加强的新时期，电力工业发展面临一系列新形势、新挑战。

供应宽松常态化。“十三五”期间，随着经济发展进入 新常态，增长速度换挡，结构调整加快，发展动力转换，节能意识增强，全社会用电增速明显放缓。“十二五”期间开工建设的发电设备逐步投入运行，局部地区电力供过于求，设备利用小时数偏低，电力系统整体利用效率下降。我国电 力供应将进入持续宽松的新阶段。

电源结构清洁化。大气污染防治力度加强，气候变化形 势日益严峻，生态与环保刚性约束进一步趋紧。我国已向国际社会承诺2020年非化石能源消费比重达到15%左右，加快清洁能源的开发利用和化石能源的清洁化利用已经成为必 然趋势。加快能源结构调整的步伐，向清洁低碳、安全高效转型升级迫在眉睫。

电力系统智能化。推进电力工业供给侧改革，客观上要 求改善供应方式，提高供给效率，增强系统运行灵活性和智 能化水平。风电、光伏发电大规模并网消纳，核电安全运行对电力系统灵活性和调节能力提出了新的要求。为全面增强电源与用户双向互动，提升电网互济能力，实现集中和分布式供应并举，传统能源和新能源发电协同，增强调峰能力建设，提升负荷侧响应水平，建设高效智能电力系统成为必然选择。

电力发展国际化。随着一带一路建设的逐步推进，全方 位、多领域的电力对外开放格局更加明晰，电力产业国际化将成为一种趋势。电力企业国际化面临积累国际竞争经验，提高产品和服务多样化水平，电力行业标准与国际标准衔接， 履行企业环境责任，完善金融保险配套服务等诸多挑战。电 力国际化进程对我国与周边国家的电力互联互通和电力装备制造水平提出了新要求。

体制机制市场化。新一轮电力体制改革将改变电网企业的功能定位和盈利模式，促进电网投资、建设和运营向着更加理性化的方向发展。市场主体逐渐成熟，发电和售电侧引入市场竞争，形成主体多元、竞争有序的交易格局。新兴业态和商业模式创新不断涌现，市场在资源配置中的决定性作用开始发挥，市场化正在成为引领电力工业发展的新方向。