电力发展“十四五”规划.docx

《电力发展“十四五”规划.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《电力发展“十四五”规划.docx（21页珍藏版）》请在课桌文档上搜索。

1、电力发展“十四五”规划“十四五”期间是构建清洁低碳、安全高效的现代能源 体系，保障“十四五”经济社会高质量发展具有重要意义。电力行业是支撑经济和社会发展的基础产业，是能源行 业的重要组成部分，关系经济命脉和社会稳定，是构建和谐 社会的重要基础。电力发展“十四五”规划是能源规划在电 力行业的延伸和细化，根据经济发展及经济结构调整对电力 行业发展的要求，“十四五”期间电力行业发展的指导思想、 发展目标、主要任务及其保障措施，指导电力行业发展布局、 建设项目核准（审批）、具体投资计划安排等事项的重要依 据。第一章发展基础及背景第一节基本情况L能源资源情况能源资源种类较为齐全，传统化石能源储量不足，风

2、能、 生物质能、太阳能等清洁能源发展潜力较大。水电资源：主要抽水蓄能理论蕴藏量装机容量超过3500 万千瓦。可开发常规水电装机容量500万千瓦，目前已开发 400万千瓦。煤炭资源：到2020年底，煤炭保有资源储量约25亿吨， 可采资源储量约5亿吨。油气资源：到2020年底，原油探明储量累计15亿吨; 天然气探明储量累计2000亿立方米。风能资源:潜在开发量约2亿千瓦，可装机容量约为6500 万千瓦，占可装机容量70%以上。生物质能资源：农作物秸秆产出量约为4500万吨/年， 可收集量约为3500万吨/年，可能源化利用的资源总量约为 1200万吨/年。林业剩余物资源约为IOOO万吨,可能源化利

3、用量约为400万吨。太阳能资源：太阳能资源总体属于二类。西部地区太阳 能资源最为丰富，年日照时数为2800-3000小时。地面光伏 电站潜在开发容量为9600万千瓦，可装机容量约为4600万 千瓦。2 .电力需求情况2020年，全社会用电量805.4亿千瓦时，同比增长3.2%。 其中：第一产业用电量15.4亿千瓦时，同比增长24.9%,占 比1.9%；第二产业用电量479.5亿千瓦时，同比增长2%, 占比59.5%；第三产业用电量169.3亿千瓦时，同比降低0.4%, 占比21%；城乡居民生活用电量141.2亿千瓦时，同比增长 10.3%,占比17.6%。2020年，全社会最大负荷为1486.

4、5万 千瓦，同比增长4%,最大峰谷差430万千瓦。3 .电力供应情况2020年，电网发电量完成990亿千瓦时，同比增长7%。其中：水电（含抽水蓄能）发电量为95亿千瓦时，占比9%； 火电（含煤电、气电、生物质和垃圾发电）发电量为700亿 千瓦时，占比73%；风电发电量为129.6亿千瓦时，占比12%； 光伏发电量为45.2亿千瓦时，占比5%。2020年，电网机组 利用小时数为3100小时，较上一年增加75小时。其中：水 电机组利用小时数为1900小时，火电机组（含煤电、气电、 生物质和垃圾发电）利用小时数为3900小时，风电机组利 用小时数为2300小时，光伏机组利用小时数为1400小时。第二

5、节主要成绩L电力保障能力持续增强截至2020年底，电力装机容量3277.6万千瓦，年均增 4.6%o其中，煤电装机容量1771.8万千瓦；非化石能源 发电装机容量1504.6万千瓦（常规水电480.5万千瓦，抽水 蓄能30万千瓦,风电577.1万千瓦，光伏发电337.8万千瓦， 生物质发电79.2万千瓦），年均增长11.5%,占总装机容量 的45.9%,比2015年提高12.4个百分点。2020年非化石能 源发电量达到301.9亿千瓦时，年均增长17.2%,占总发电 量的30.5%,比2015年提高11.1个百分点，在能源结构调 整中发挥了重要作用。4 .电力设施建设有序推进电力保障和调节能力

6、不断增强，水电站新建6台机组全 面投入运行，热电厂等项目建成投运，抽水蓄能电站稳步推 进，抽水蓄能电站开工建设。电网供电能力和网架结构进一 步加强，500千伏主网架初步形成，220千伏电网覆盖9个 市（州），各市（州）均形成多层66千伏环网。至2020年, 共有500千伏变电站17座，变电容量2686万千伏安，线路 长度5740公里；220千伏变电站97座，变电容量2586万千 伏安，线路长度12965公里；66千优变电站928座，变电容 量2584万千伏安，线路长度20044公里。5 .加快煤电产能提质增效积极推进煤电落后产能淘汰工作，相继关停热电、电厂 等机组，累计容量110万千瓦，超额完

7、成“十三五”期间火 电组关停任务。按照相关要求，推进燃煤电厂超低排放改造, 累计完成超低排放改造机组1353万千瓦，超额完成国家下 达的目标任务。6 .有效推进电能清洁供暖“十三五”期间，积极落实国家及省政府关于北方地区 冬季清洁取暖的重要精神，积极推广清洁采暖技术。在电采 暖领域，出台了关于推进电能清洁供暖的实施意见，印 发了电能清洁取暖奖补资金管理办法，通过市场化方式， 引导企业和社会加大投入。2020年电能清洁供暖面积累计达 到3534万平方米，占总供暖面积3.93%,每年可消纳电力 28亿千瓦时。7 .电力体制改革持续深化完善电力市场交易规则，出台售电公司准入与退出管 理实施细则、电力

8、中长期交易规则、售电侧市场化 交易实施细则、电力市场交易售电公司履约保函管理办 法等规则及制度；加快放开发用电计划，提高市场化电量 交易规模，省内经营性用户全面放开。第三节存在问题1 .化石能源短缺，对外依存度逐年加大传统化石能源总量小，能源工业起步早，资源开采时间 长，经济开采储量少，扩产空间有限，产量逐年减少。2020 年煤炭产量954.6万吨，煤炭自给率严重不足，对外依存度 逐年加大。近几年供暖期，均面临明显的缺煤状况，煤电机 组受电煤供应、煤质及供热受阻等多重因素影响，运行压力 和调峰压力均显著增强。2 .清洁能源开发受限，亟需寻求有效消纳途径电力负荷基数相对较小，2020年煤电装机为

9、最大负荷的 L2倍，为典型的电力送出省份，省内用电市场不能有效满 足清洁能源消纳需要。目前，清洁能源已开发容量约占可开 发量的10%,清洁能源开发受限，亟需寻求多条有效消纳途 径，促进清洁能源产业健康可持续发展。3 .调峰电源单一，系统调峰能力不足受现有电源结构影响，主力调峰电源仍为煤电，调峰依 赖性较强，灵活性调峰电源比例低，亟需新增抽水蓄能、储 能等灵活性调峰电源。受地理位置和气候等因素影响，供热 期较长，冬季供热期供热机组调峰能力明显不足。供暖期与 风电大发期高度重合，进一步加剧供热与清洁能源消纳矛盾。4 .主干网架仍需加强，省外输电能力不足主干电网仅在中部地区形成500千伏单环网结构，

10、辐射 东西方向的电网结构较弱。随着东部蓄能电站等电源相继投 运，中部断面输电能力需求明显增强。第四节面临形势“十四五”时期，是能源转型变革的关键时期，能源发 展面临着老问题新情况不断交织集聚、叠加演化的局面。能 源需求发生新变化，“高质量”和“低碳”发展要求更加突 出；能源安全面临新挑战，新旧风险交织并存；绿色转型出 现新形势，未来任务更加艰巨；创新发展进入新阶段，科技 和体制创新重要性更加凸显。第二章电力需求预测第一节经济发展预测“十四五”期间，重大项目储备较为充裕，特别是作为 经济支柱产业的汽车行业和农产品加工行业发展势头较好, 其他产业如新材料、高端装备、生物医药、新能源、有机食 品及旅

11、游业等，亦将为经济较好发展注入新鲜活力。根据经 济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要， 结合国内外经济形势总体判断，综合考虑潜在经济增速、改 革实施成效和引导社会预期等因素，预计“十四五”期间， 经济将实现振兴率先突破，预计年均增速6.5%。“十四五”期间，消费需求将进一步扩大，投资规模适 度增长。考虑到近几年各产业比重实际情况，随着产业结构 调整的进一步深化，预测到2025年三次产业比重将调整为10:41:49 o第二节 全社会用电量及最大负荷预测随着经济形势的企稳回升，以及“三个五”战略、长图 战略、中东西“三大板块”建设在“十四五”期间的持续推 进，全社会用电量仍将保持平

12、稳增长，预测2025年全社会 用电量达到960亿千瓦时，年均增长3.6%； 2025年全社会 最大负荷达到1850万千瓦，年均增长4.5%。专栏1 “十四五”用电需求预测表年份实际值预测值2015 年2020 年2025 年全社会用电量（亿千瓦时）650800960其中：第一产业101013第二产业420479587第三产业113169193居民生活107141167全社会最大负荷（万千瓦）111614871850其中：统调最大负荷86312861600尖峰负荷控制比例（）000第三章指导思想与发展目标第一节指导思想坚持稳中求进工作总基调，以深化供给侧结构性改革为 主线，推动电力高质量发展，遵

13、循“四个革命，一个合作” 能源安全新战略，加快推进生态强省建设，聚焦碳排放 30 60目标，加快电源结构调整，着力发展清洁能源， 全力打造国家级清洁能源保障基地，积极谋划西部、东部“蓄 能”项目，优化电网结构和布局，构筑安全、可靠、经济、 环保的电力保障体系和坚强智能的现代化电网，实现电网与 电源协调发展，为加快全面振兴、全方位振兴做出贡献。第二节基本原则坚持以电力市场需求为导向。深入开展电力市场调查， 加强宏观经济分析，着重研究新的经济技术因素对电力需求 的影响分析，重视分地区、分行业预测和负荷特性的分析， 科学预测电力市场需求。坚持电源绿色发展。调整电源结构，优化电源布局，积 极推动清洁能

14、源的科学有序发展，大力发展风能、太阳能等 清洁能源，提高化石能源清洁高效利用水平，促进电力行业 持续、稳定、健康发展。坚持电源与电网统一规划，协调发展。科学安排电源布 局，适度超前建设电网，促进电网与电源发展相协调，主干 电网与配电网发展相协调，城乡电网发展相协调，加快电网 智能化建设步伐，努力把电网建设成结构合理、运行可靠、 经济灵活的现代化电网。坚持开发利用与节能减排相结合。在科学开发利用能源 资源的同时，大力推进能源节约，努力提高能源利用效率。 进一步减少二氧化硫、二氧化碳等有害气体和固体废弃物排 放，开展能源资源综合利用，发展循环经济，促进资源节约 型和环境友好型社会建设，提升生态系统

15、质量和稳定性。坚持资源优化配置与节能并举。从更大范围考虑能源资 源的优化配置问题，提高能源利用效率，实现电源结构和布 局的优化；从需求侧、发电侧、电网侧三个方面明确节能目 标和措施；保证电力行业发展与环境保护协调一致，实现电 力行业的可持续发展战略。坚持科学发展与节约集约用地相结合。在电源项目及电 网项目建设过程中，严格执行各类土地使用标准，控制使用 各种保护用地，加强建设用地管理，优化建设用地结构，做 好与空间规划衔接，切实做到科学、合理、节约集约用地。第三节发展目标1 .电源发展目标持续布局抽水蓄能电站，大力发展清洁能源发电项目， 配套建设“电南送” IOOO万千瓦级清洁能源装机；加快现有

16、 发电机组升级改造，有序开展老旧煤电机组等容量替代，合 理推进支撑性、调节性电源建设；从网、源、荷三侧发力， 推动新能源占比逐渐提高的新型电力系统建设取得阶段性 进展。预计2025年，装机容量将达到6187万千瓦。其中： 非化石能源发电装机达3814万千瓦，约为2020年的2.5倍， 占比61.7%,提高15.7个百分点。2 .电网发展目标推动“城电南送”高比例新能源基地开发外送特高压直 流工程建设，力争建成“两横三纵” 500千伏双环网的骨干 网架，增强省内“东西互济”能力，优化电网资源配置，提 高电网承载能力；完善地区220千伏电网结构，解开500千 伏与220千伏电磁环网，优化分区运行结

17、构，降低系统短路 电流，提高供电可靠性；初步建成坚强智能的一流现代配电 网，供电保障能力和信息化水平显著提升，高效服务能源互 联网建设。3 .创新发展目标加快实施“3 （园区）+1 （工程）电力创新发展目标。 大力推进、和地区3个“绿电”产业园区，有效降低电价, 吸引高端产业入及高端人才回流；加快推动“氢动”之“风 光消纳规模制氢工程”，依托可再生能源资源优势和先进电 解水制氢技术，逐步实现可再生能源制氢替代和产业链价值 链延伸，促进风光等新能源与氢能互补协同发展。第四节发展思路立足风、光、水、地热等新能源和可再生能源优势，积 极推动电力系统向适应大规模高比例新能源方向演进，以建 设“坚强化、

18、智能化、柔性化”电网为基础，推广应用新技 术、新设备、新机制，以深化火电灵活性改造、推动清洁高 效先进节能的煤电及气电为助力，以推动“城电南送”高比 例新能源基地开发外送特高压直流工程及深入挖掘省内自 身消纳能力为驱动，鼓励省内开发新能源采取自带消纳方式, 从源、网、荷三侧发力，加快新能源占比逐渐提高的新型电 力系统建成，促进电力行业高质量发展。第四章重点任务第一节构建多元电力供应体系适度发展背压式热电联产项目，试点建设燃气调峰项目, 合理推进支撑性、调节性煤电建设。科学开发水电，持续布 局抽水蓄能电站，加快抽水蓄能电站的前期论证和项目储备, 推动千万千瓦抽水蓄能基地建设。加快绿色低碳转型，大

19、力 发展清洁能源发电项目，结合储能、制氢等新技术和新业态， 积极发展风电、光伏、生物质等清洁能源项目，打造国家级 清洁能源生产基地。预计到2025年，装机将达到6187万千 瓦。其中水电654万千瓦，煤电1959万千瓦，燃气413万 千瓦，风电2200万千瓦，生物质160万千瓦和光伏800万 千瓦。1 .燃煤发电合理发展煤电项目，统筹区域热力电力供应保障需求， 有序推进背压机组建设；推进老旧机组”等容量替代”项目 建设；推动二热“退城进郊”搬迁升级改造项目前期工作。 兼顾电力供应保障需求和新能源发展需求，谋划建设支撑性、 调节性先进煤电，加快推动电厂三期扩建工程（2X100万千 瓦）前期工作。

20、预计到2025年，煤电装机达到1959万千瓦。2 .燃气发电“十四五”期间，加快推进、等地区气电项目建设，力 争建设投产华能燃气调峰电站（96万千瓦）、电股份调峰电 站（96万千瓦）、大唐燃气调峰电站（96万千瓦）、燃气 调峰电站（96万千瓦）、天燃气调峰电站（18万千瓦）和 天然气分布式能源站（10万千瓦）。预计2025年气电装机 将达到413万千瓦。3 .水电（抽水蓄能）“十四五”期间，加快抽水蓄能电站建设，推动抽水蓄 能电站前期进展，力争于“十四五”期间开工，“十五五” 期间投产。预计到2025年，水电装机达到654万千瓦。其 中：抽水蓄能170万千瓦，常规水电484万千瓦。4 .风力发

21、电“十四五”期间，稳步推进地区特高压直流配套风电基 地建设，扩大风电规模。在中东部地因地制宜开展分散式风 电项目建设。积极推动风电就地制氢、分级消纳，实现风电 制氢规模化发展，推动风电就地消纳。预计到2025年，风 电装机达到2200万千瓦。5 .光伏发电“十四五”期间，扩大百万千瓦级“光伏领跑者”基地 规模。以西部、地区为重点，开展风光储、光伏农业、光伏 牧业等“光伏+”地面光伏并网发电项目建设。中部、等地 区推广光伏建筑一体化分布式光伏发电项目。预计到2025 年，光伏发电装机达到800万千瓦。6 .生物质发电“十四五”期间，因地制宜重点建设生物质热电联产项 目；有序发展垃圾发电，推进城市

22、垃圾发电项目建设。预计 到2025年，生物质发电装机达到160万千瓦。第二节强化电网枢纽平台作用紧扣新发展理念、紧扣高质量发展要求，围绕“高、低、 充、联”，充分发挥电网资源优化配置的枢纽平台作用，充 分发挥电网资源优化配置的枢纽平台作用，统筹推进源-网 荷-储高质量发展，注重电网效率效益，构建各级电网相互支 撑，协调发展的目标网架。提高鲁固直流电力汇集能力，推 动“电南送”高比例新能源基地开发外送特高压直流工程, 完善500千伏电网主网架，优化220千伏电网结构，初步建 成坚强智能的一流现代配电网，供电保障能力和信息化水平 显著提升，高效服务能源互联网建设。1 .特高压电网建设风能、太阳能等

23、清洁能源资源丰富，风能可装机容量约 为6900万千瓦，光伏可装机容量约为4600万千瓦，2020年 开发率不足10%,开发程度偏低。目前，制约新能源发展的 主要问题是外送能力不足。为有效解决新能源发展需求与外 送能力不足的突出矛盾，“十四五”期间，拟规划建设“电 南送”高比例新能源基地开发外送特高压直流工程，将西部 地区丰富的风光资源送往区外负荷中心。工程建成后，将有 利于加快清洁能源开发利用，切实解决清洁能源发展需求与 消纳能力不足的现实矛盾，有效缓解我国中东部用电需求增 长和环境容量短缺的矛盾，实现送、受两端能源和低碳双赢 格局，优化全国能源布局。“电南送”高比例新能源基地开 发外送特高压

24、直流工程暂考虑采用800千伏特高压常规输 电技术，输电功率800万千瓦，输电距离约为950公里-1250 公里，起点在西部，落点考虑周边等，新能源规模约1000 万千瓦。2 . 500千伏电网建设“十四五”期间，力争建成“两横三纵”主网架结构， 推进坚强电网结构；增加输电通道，提高直流电力汇集能力； 加强输电通道，优化东部电网结构。“十四五”期间，规划 建设500千伏输变电工程11项,新建500千优变电站4座， 扩建500千伏变电站5座，新增500千伏变电容量1550万 千伏安，新建线路长度1792公里。预计“十四五”期间， 省内500千伏电网投资约为69.4亿元。为满足新能源及气电接入及送出

25、需要，拟考虑将5项500 千伏工程作为“十四五”新能源及燃气电站配套电网储备项 目。3 . 220千伏电网建设加快实施220千伏电网建设项目，推进220千伏电网实 施分区分片供电，形成分区或联合供电模式。“十四五”期 间，规划220千伏电网项目71项，新建220千伏变电站13 座，扩建220千伏变电站12座，新增220千伏变电容量468 万千伏安，新建线路长度2613.3公里。预计“十四五”期间， 220千伏电网投资约为50.6亿元。4 .配电网建设紧密跟踪经济增长热点地区负荷发展，适当超前布局， 抢占增量市场；充分发挥存量，进一步优化负荷分配，解决 设备重过载问题；结合220千伏变电站布点，

26、加强66千伏 联络线建设，提高对220千伏电网的支撑能力。改造供电能 力受限的小型化变电站，适当增加乡镇变电站布点；提升双 电源变电站比例，减少66千伏线路“T”接变电站数量，解 决多座变电站串供问题；改造运行年限过长、存在安全隐患 的66千伏变电站和线路；全面完善变电站综合自动化系统。 加强联络线建设,进一步提高线路有效联络率和N-I通过率； 合理优化供电分区，平衡运行效率和负荷转移能力。加大供 电受限的小容量配变增容改造力度，改造小截面导线，解决 局部“卡脖子”问题；优化缩短10千伏供电半径，解决线 路末端电压低的问题。“十四五”期间，新扩建和改造66千伏变电站242座， 新增变电容量63

27、1.4万千伏安，新建和改造66千伏线路 3091.5公里；新建和改造10千伏配变11054台，新增配变 容量131.4万千伏安，新建和改造10千伏及以下线路31042.1 公里。预计“十四五”期间，配电网总投资154亿元。其中： 66千伏电网投资61.8亿元，10千伏及以下电网投资86.4亿 元，独立二次项目投资5.8亿元。到2025年，基本解决网架 结构薄弱、转供能力不强、可靠性不高等问题，市配电网达 到世界一流水平，其他地区配电网达到国际平均水平；配电 网供电可靠率指标达到99.9%,综合电压合格率指标达到 99.9%；66千伏主变N-I通过率和线路N-I通过率均达到75%； 10千伏线路

28、N-I通过率达到55%；配电自动化覆盖率达到 100% o5 .电网安全运行能力建设建立安全风险管控体系，提升电网安全运行能力。结合 气候特点和设备实际情况，差异化开展设备运维管理，强化 重要通道和设备的巡视检测。推动建立高寒高纬度地区电力 设施防覆冰、防舞动、防震减灾中心，加强防灾减灾数字化、 信息化建设，构建覆冰预测预警系统服务，修订冰区、舞区 分布图，探索融冰新技术。加强电网企业与气象、水利、地 震等政府专业部门的信息沟通和共享，提高预警和处置的科 学性，并建立地方政府、社会机构、发电企业、电网企业、 电力用户应急沟通与协调机制，及时预警，适时启动应急响 应。进一步完善电网企业应对各类极

29、端天气、自然灾害的工 作制度和工作程序，不断完善应急预案体系，持续提高应急 反应能力。第三节推动电力消费转型发展1 .稳步提升电采暖比重优先在热力管网未覆盖的区域和公共建筑、商业综合体 等非连续供热的非居民用户，推广电采暖，利用电采暖逐步 取代燃煤锅炉供暖和柴薪供暖，对配电网加大投资进行建设 改造，解决制约电采暖瓶颈问题。在风电富裕地区合理推广 采用蓄热式电锅炉的电采暖方式，提高对弃风电力的消纳能 力，缓解电网调峰和供热矛盾，促进风电及其相关产业健康 发展。尽快出台电供暖配套电网地方补助资金支持、相关企 业税率优惠、市场交易等有关政策，推动清洁取暖可持续发 展。2 .积极推动电动汽车发展汽车工

30、业基础好，新能源汽车试点城市，发展电动汽车 符合地方产业政策，具有较好的实施条件。积极推动电动汽 车发展，为电动汽车大规模市场应用提供充电基础设施保障, 合理推进充换电站建设，加强相关政策和知识宣传以调动汽 车市场的积极性。同时，积极推进更换电池与智能电网结合 技术，使充电可控化，最大程度改善负荷特性。3 .积极探索需求侧管理切实加强需求侧管理，建立电力需求侧响应管理平台， 配置可调节负荷资源库管理和需求响应全过程管理功能。按 照不低于最大负荷3%的标准，逐步建立和不断滚动调整可 调节负荷资源库。研究出台需求响应补偿价格标准，利用电 力需求侧管理专项资金、季节性电价和尖峰电价增收资金、 跨区跨

31、省富余清洁能源电力现货交易购电差价盈余资金、发 电企业超发电量结算差额资金等渠道，拓展激励资金来源。 加快制定需求响应实施方案，推动电力需求侧管理平台建设, 为需求侧管理工作推进创造条件。第四节加快电力系统创新发展1 .大力推进“绿电”产业园区建设在、建设3个“绿电”产业示范园区，结合示范成效 及电网调节能力建设情况，适时在、可调节性负荷比重较高 的园区推广应用。园区建设采用源-网-荷模式或源-网-荷-储 模式，鼓励全产业链开发风光资源，产生产业链虹吸效应； 发挥园区低电价优势，吸引用电大户企业落户园区，引进大 数据中心、储能、动力电池等高载能产业，增加园区用电量， 提升新能源消纳水平，形成发

32、电、供电、用电相互促进的良 性循环。2 .风光消纳规模制氢工程加快推动“氢动”六大工程之一的“风光消纳规模制氢 工程”。依托可再生能源资源优势和先进电解水制氢技术， 逐步实现可再生能源制氢替代和产业链价值链延伸，促进风 光等新能源与氢能互补协同发展。加快推进可再生能源制氢 项目建设，提高氢源保障。加快推进可再生能源电解水制氢 项目建设，保障重点示范项目氢气需求。鼓励大型能源企业 布局风光氢储一体化示范项目，推动一批基地项目开工。支 持用氢企业和供氢企业签订中长期交易协议，到2025年初 步形成区域氢能供应能力。推进新型电解水制氢项目试点示 范，提升耦合能力。积极推动质子交换膜(PEM),阴离子

33、 膜、固体氧化物电解水耦合制氢技术研发和产业化进程，提 高各类技术匹配集成水平，同步开展试点示范，提高制氢效 率和强化可再生能源消纳能力，推动电解水制氢技术加快迭 代和降本。第五节 完善健全电力交易市场加快电力交易平台的技术升级，丰富交易品种，将现有 电力交易市场主体扩大到分布式电源、电动汽车、储能等； 健全电力中长期交易市场、辅助服务市场，推动现货交易市 场建设，制定电力现货建设方案和交易规则，特别是建立与 新能源特性相适应的交易机制，构建主要由市场形成新能源 价格的电价机制；推动形成全电量“中长期+现货”风火打 捆交易与分布式光伏就近直接交易协同模式，打造电价洼地, 实现新能源的绿色、低电

34、价特性与新增用电负荷的消纳属性 相得益彰，助力具有特色的“绿电”产业园区发展。第五章环境影响评价依据相关法律法规，坚持绿水青山就是金山银山理念， 坚持着力推进绿色发展、低碳发展，推进清洁生产，发展环 保产业，减少电力发展对生态环境的影响，促进经济社会发 展全面绿色转型，建设人与自然和谐共生的现代化。第一节环境影响“十四五”期间，严格控制大型煤电项目，积极开发抽 水蓄能以及风电、光伏、生物质等清洁能源项目，煤电装机 容量占电源装机的比重持续减少。由于发电企业提高对除尘 设施改造的重视程度，火电厂除尘效率明显提高，单位发电 量烟尘排放减少。此外，背压机组的建设减少了污染物的排 放，对改善的环境质量

35、起到积极作用。预计到2025年，电源装机容量将达6187万千瓦，煤电 装机占比31.7%。随着风电、抽水蓄能、太阳能发电等清洁 能源开发力度的加大，煤电装机容量占电源装机的比重越来 越少，二氧化硫、氮氧化物、烟尘等主要污染物的排放量将 得到进一步的有效控制。对于改善的生态环境、推动绿色低 碳发展起到积极作用。第二节环保措施优化电源结构布局，合理配置能源资源，科学探索“源 -网-荷”协调的发展模式，加强清洁能源项目建设与电网规 划的衔接，促进清洁能源发展与电网建设发展间相互协调, 积极推进在役机组超低排放改造，实施可持续发展战略，发 展坚强智能电网，全面提高资源利用效率，推进资源总量管 理、科学

36、配置、全面节约、循环利用，实现资源节约型以及 环境友好型社会的要求。第六章保障措施第一节加强组织领导按照“五化”工作法要求，加快建立健全由能源主管部 门统筹推进、省直相关部门密切配合的工作责任机制、会商 机制、对接机制，明确职责分工，细化工作责任，加强工作 统筹，深化部门、地区之间协同联动，及时协调解决新能源 基地开发、“电南送”外送通道建设、“绿电”产业示范园 区建设等重大问题。分解目标任务，明确责任主体，确保各 项任务措施落实落细。第二节强化政策支持优化营商环境，实行统一的市场准入制度，鼓励和引导 各类市场主体依法平等进入电力行业，推进电力投资主体多 元化，创造良好的电力行业发展环境。发挥各级财政资金引 导作用，综合运用贴息、政府和社会资本合作、现有政府性 投资基金等方式，吸引社会资本加大投入。建设和完善政企 协同办电信息共享平台，提高办电效率，推进电力服务水平 持续提升。第三节注重监督落实进一步健全和完善督查工作机制，强化督导落实，加强和 规范事中事后监管，健全依法依规、全面覆盖、透明高效、 执纪严格的监管督导体系。强化电力行业重大项目、重点工 作的督促检查，对照目标要求，及时跟踪问效，分析存在问 题，推进目标任务顺利完成。实施横向互联、纵向互通的全 过程协同监管，提高监管效率，形成推动“十四五”电力高 质量发展的合力。