鲁发改能源〔2017〕509号
各市发展改革委：
为贯彻落实能源发展“四个革命、一个合作”战略思想，促进电力行业健康发展，加快构建清洁低碳、安全高效现代能源体系，省发展改革委牵头编制了《山东省电力发展“十三五”规划》。现印发给你们，请认真遵照执行。
附件：山东省电力发展“十三五”规划
山东省发展和改革委员会
2017年5月3日
山东省电力发展“十三五”规划
第一章 发展基础
“十二五”时期，在省委、省政府坚强领导下，全省上下认真贯彻中央决策部署，牢牢把握发展大势，统筹推进稳增长、调结构、强区域、促改革、惠民生、建生态、防风险等各项任务，经济社会持续稳步健康发展。2015年，全省实现生产总值63002亿元，“十二五”期间年均增长9.4%。
作为经济社会发展的重要基础性行业，“十二五”期间全省电力行业继续保持了健康发展态势。电力消费保持稳步增长，供应保障能力持续增强；新能源得到快速发展，装机结构不断优化；“外电入鲁”实现重大突破，接纳省外来电水平明显提高；淘汰落后产能稳步推进，节能减排成效显着，为保障全省经济社会持续健康发展提供了坚强有力支撑。
（一）电力供需总体平衡，保障能力不断增强。
2015年，全省全社会用电量达到5117亿千瓦时，较“十一五”末增长1819亿千瓦时；“十二五”以来年均增长9.2%。2015年，一产、二产、三产及居民生活用电占全社会用电量比重分别为1.9%、80%、8.3%和9.8%，与“十一五”末基本持平。伴随着用电量增长，全省用电负荷持续创出新高。2015年，全省最高负荷达到7760万千瓦，较“十一五”末增长2550万千瓦；“十二五”以来年均增长8.3%。
“十二五”期间，全省累计新增发电装机3467万千瓦。至2015年，全省电力装机容量达到9715.7万千瓦，居全国三位，人均装机达到0.99千瓦，较2010年提高0.34千瓦。除投产项目外，海阳核电一期工程、国华寿光百万千瓦机组等电源项目进展顺利，在建及已核准项目装机容量2314万千瓦。此外，还有海阳核电二期、国核示范电站等7个、装机容量1138万千瓦电源列入了国家规划。通过采取加快机组建设，加强电力需求侧管理，开展有序用电、制定分级保电预案、加强发电机组运行管理等多种积极有效应对措施，全力保障了高峰时段全省电力供应安全，有力支撑了国民经济和社会的持续健康发展。
（二）电源结构持续优化，绿色转型不断加快
“十二五”期间，全省继续加大煤电结构调整力度，积极推进高效燃煤机组建设。至2015年底，全省已运行的最大发电机组容量为102万千瓦，百万千瓦级、60万千瓦级和30万千瓦级燃煤机组装机容量分别达到504万千瓦、1445万千瓦和3396万千瓦；60万千瓦级及以上、30万千瓦级及以上机组所占比重分别达到24%和64%，较“十一五”末分别提高2个和9个百分点。
新能源发电继续保持快速增长，装机容量达到1115.1万千瓦，占全省电力装机的11.5%，装机容量和比重较“十一五”末分别增长837万千瓦和提高7.1个百分点。其中，风电、太阳能、生物质发电装机容量分别达到721.5万千瓦、132.7万千瓦、153.1万千瓦，较“十一五”末增长583万千瓦、131万千瓦、123万千瓦。
（三）电网建设步伐加快，外电入鲁实现突破
“十二五”期间，全省不断加大电网投资力度，电网建设步伐加快，主电网网架持续完善，配电网结构明显加强。新增500千伏变电站8座、扩建变电站8座，新增变电容量2100万千伏安、线路长度1528公里。截至2015年底，全省电网拥有500千伏变电站37座（含胶东换流站），降压变压器80台，变电总容量6200万千伏安，线路94条，长度6930.8公里；500千伏/220千伏联络变压器3台，总容量150万千伏安。全省电网已形成最高交流电压等级为500千伏、直流电压等级为±660千伏，以500千伏为省域主网架、220千伏为市域主网架，发、输、配协调发展的超高压、大容量、高参数、高自动化的大型电网。
“十二五”期间，“外电入鲁”工作取得重大实质性突破。±660千伏宁东直流送电工程于2011年建成投运，接纳省外来电400万千瓦；内蒙古锡盟～山东、陕北榆横～山东1000千伏特高压交流输电通道和内蒙古上海庙～山东±800千伏特高压直流输电通道获得国家核准并开工建设。至2015年，全省电网高峰时段接纳省外来电能力提高到750万千瓦，累计接受省外电量2802亿千瓦时。
（四）装备水平不断提高，新技术得到推广应用
“十二五”期间，全省煤电超临界、超超临界机组发展迅速，发电机组容量、参数、效率、环保性能、节水等技术指标不断提高。大型先进压水堆技术装备自主化取得突破，第三代核电技术已在海阳核电站中开展示范。风电、太阳能等新能源发电技术水平不断提高，能源利用效率日益提升。直流输电技术投入工程应用，特高压输电技术日趋成熟，同塔双回（多回）线路、钢管塔、大截面耐热导线、GIS、HGIS、500千伏三相一体变压器等新技术、新设备得到推广和应用；变电站综合自动化系统得到普遍使用，新、扩建220千伏及以下变电站全部实现无人值班，建成覆盖全省的光纤主干网，变电站全部实现光纤通信，为智能电网发展奠定了基础。
“十二五”期间，全省煤电超临界、超超临界机组发展迅速，发电机组容量、参数、效率、环保性能、节水等技术指标不断提高。大型先进压水堆技术装备自主化取得突破，第三代核电技术已在海阳核电站中开展示范。风电、太阳能等新能源发电技术水平不断提高，能源利用效率日益提升。直流输电技术投入工程应用，特高压输电技术日趋成熟，同塔双回（多回）线路、钢管塔、大截面耐热导线、GIS、HGIS、500千伏三相一体变压器等新技术、新设备得到推广和应用；变电站综合自动化系统得到普遍使用，新、扩建220千伏及以下变电站全部实现无人值班，建成覆盖全省的光纤主干网，变电站全部实现光纤通信，为智能电网发展奠定了基础。
（五）火电能效不断提高，节能减排成效显着。
“十二五”期间，我省积极落实节能减排政策，一方面，逐步关停淘汰落后机组，小火电关停工作取得显着成效，累计关停淘汰落后小型煤电机组107台、容量322.5万千瓦。2015年全省煤电机组每千瓦时供电标准煤耗320克，较2010年下降23克。另一方面，实施大气污染减排重点工程，全部燃煤机组按照规定取消烟气旁路，实行电力行业主要污染物排放总量控制，加快了燃煤火电脱硫脱硝工程，对不能稳定达标排放的现役燃煤机组进行更新改造或淘汰。2015年，全省火电行业二氧化硫、氮氧化物排放量分别下降到55.9万吨和48.7万吨，较2010年分别减少20万吨和21.9万吨。
“十二五”期间，我省电力行业发展取得较大成绩，但仍存在以下几方面问题：一是，电源结构性矛盾仍较为突出。煤电在电力装机中比重高达85%，较全国平均约高19个百分点。单机30万千瓦以下机组约占煤电装机的36%，优化调整煤电结构任务依然艰巨。二是，电网调峰压力日益增加。电力系统灵活调节电源比例偏低，调度运行和调峰成本补偿机制不完善，调峰能力不足，难以适应可再生能源快速发展和大规模并网消费的要求。三是，配电网建设仍存在薄弱环节。局部地区、个别时段配电网供电能力依然薄弱，部分中压配变及线路仍有重载、过载现象，城乡间电力服务水平差距依然较大，农村电网智能化水平较低，部分老旧设备亟待升级。四是，违规建设煤电机组现象仍然存在。仍有个别企业在国家控制规划规模外自行违规建设煤电机组，扰乱了电力市场正常秩序，增加了安全生产风险隐患，给全省大气污染防治和总量控制工作造成了较大压力。五是，体制机制仍有待进一步改革完善。竞争性环节由市场决定电力价格的机制没有形成，市场配置电力资源的决定性作用难以有效发挥，现行管理体制还不能较好适应能源革命的新要求。
第二章 发展趋势
“十三五”是我国经济发展步入新常态的第一个五年规划期，也是我省实现全面建成小康社会“走在前列”、建设经济文化强省目标的决战期。电力发展既面临厚植发展优势、加快转型升级、调整优化结构的战略机遇，也面临诸多矛盾交织、风险隐患增多的严峻挑战。
（一）面临形势
当前，经济发展步入新常态，能源格局和供求关系发展深刻变化，供需持续宽松，结构低碳化、生产利用智能化以及供需格局多元化趋势明显。从省内情况看，2015年全省用电量增长2.8%，为“十五”以来最低，消费增长减速换档明显；但考虑到未来全省新型工业化、城镇化、信息化、农业现代化进程加快以及电能在终端用能中替代作用不断增强，“十三五”期间全省用电需求仍将持续增长。结构方面，风电、光伏发电、核电等清洁能源电力具备快速发展的基础和条件，未来非化石能源电力将继续较快增长；压减煤炭消费总量、优化调整煤电结构的要求更加迫切，形势严峻、任务艰巨。与此同时，电力体制改革深入推进、新一轮能源技术革命进程加快为电力行业及其相关产业快速发展注入的新的强劲动力。电力行业正由依靠资源、资本等要素积累的传统发展模式，向通过科技进步、体制改革和模式创新的新型驱动发展转变。
（二）需求预测
综合考虑全省经济增长、产业结构调整、城镇化进程加快、电气化水平提高等因素，预计未来一段时间，全省用电需求仍将保持稳定增长。综合运用弹性系数法、产值单耗法、人均用电量法等多种方法测算，预计到2020年全省全社会用电量将达到6210～6900亿千瓦时，比2015年增长约1090～1780亿千瓦时，“十三五”期间年均增长4～6%。为了避免出现电力短缺影响经济社会发展的情况，并考虑电力发展适度超前的原则，在预期2020年全社会用电需求的基础上，预留300亿千瓦时的电力储备。
（三）平衡分析
截至2015年底，全省已列入国家规划并结转“十三五”的在建及规划电力项目30项。其中，煤电项目20个，装机容量2282万千瓦；核电项目4个，装机容量800万千瓦；抽水蓄能电站项目2个，装机容量300万千瓦；“外电入鲁”输电工程3项。
受国家电力行业产业政策调整影响，“十二五”期间全省电源建设步伐放缓，加之海阳核电一期工程投产延后，“外电入鲁”规划项目未能如期建设等原因，全省电力供需形势趋于紧张，供应出现缺口，2013年、2014年最大缺口分别达到244万千瓦和360万千瓦。未来随着结转电源项目逐步建成投产以及“外电入鲁”工程的顺利建成送电，全省电力供应保障能力将得到显着增强，“十三五”期间电力供需基本平衡。但考虑到大气污染防治以及优化调整电源结构需要，“十三五”期间仍需规划一定规模的热电联产项目和“上大压小”电源项目，以满足地方热力增长需求，加快淘汰电力行业落后产能工作，以及保障“十四五”初期电力供应安全。
第三章 总体思路
（一）指导思想
坚持以邓小平理论、“三个代表”重要思想和科学发展观为指导，认真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，紧紧围绕“四个革命、一个合作”的能源工作总要求，加快工作指导重大转变，加大改革创新力度，着力优化调整电源结构布局，着力完善电网网架，着力提高电力系统效率和调节能力，着力推进体制改革和机制创新，积极推动电力发展转方式调结构，构建清洁低碳、安全高效的现代电力体系，为全面建成小康社会、加快经济文化强省建设提供有力支撑和保障。
（二）基本原则
坚持适度超前。以满足电力市场需求为目标，保持电力发展适度超前，建立充分竞争的电力市场，健全应急保障体系，提升安全保障水平，形成规模合理、安全可靠、结构优化、竞争有序的电力系统，满足国民经济和建设资源节约型、环境友好型社会的需要。
坚持统筹协调。加快结构优化调整，建立传统能源与新兴能源电力互补融合、省内电力供应与“外电入鲁”共同发展的新型电力供应格局。统筹电网与电源、输电网与配电网之间协调发展，实现电源布局、电网建设与资源环境、区域发展战略协同促进。
坚持绿色低碳。落实“节能优先”战略，提高电力生产、输配、使用环节效率。牢固树立绿色、低碳发展理念，大力发展非化石能源发电，清洁高效发展化石能源电力，积极淘汰煤电落后产能，打造坚强智能电网，显着提升电网资源优化配置能力，推动电力发展走环境友好和可持续发展道路。
坚持市场导向。发挥市场配置资源的决定性作用，坚持以市场需求为导向，统筹实现电力供应与需求协调发展。建立公正、公平、开放、透明的市场规则，鼓励各类市场主体公平竞争、优胜劣汰。
坚持改革创新。加快能源体制机制创新，深化电力体制改革，加快培育健康的电力市场。积极推动科技创新，加快实现创新成果向现实效益转化，提升电力工业技术水平和竞争力，增强行业发展活力和动力。
（三）发展目标
1、规模目标
全省电力供应保障能力力争达到1.72亿千瓦左右；其中省内装机、省外来电能力分别达到1.37亿千瓦、3500万千瓦左右。
2、结构目标
新能源和可再生能源电力装机容量3010万千瓦左右，约占省内电力装机的22%；省外来电占全社会用电量的比重提高到22%；非水可再生能源发电量占全社会用电量比重提高到10%。
3、效率目标
燃煤发电机组平均供电煤耗低于310克标准煤/千瓦时；30万千瓦及以上机组占煤电装机的比重提高到75%左右。电网综合线损率下降到5.9%。
4、环保目标
到2017年年底，全省现役10万千瓦及以上燃煤发电机组以及其他有条件的燃煤发电机组，大气污染物排放浓度要达到燃气轮机组的排放限值（即在基准氧含量6%的条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于5、35、50毫克/立方米）。
5、民生目标
人均电力装机达到1.35千瓦，人均年生活用电量达到850千瓦时；户均年停电时间缩短至2小时以内，乡村户均配变容量达到2.52千伏安。
第四章 发展重点
（一）加快煤电转型升级
有序推进大型高效煤电项目建设，加快现役机组节能环保改造，积极关停淘汰煤电落后产能，促进煤电高效、清洁、可持续发展。
有序建设大型煤电项目。优化煤电布局，重点在产业聚集、资源富集、路（港）口等区域，依托电网条件，布局大型、高效煤电机组；发挥烟台、潍坊、东营、滨州等港口和煤炭铁路运输通道优势，在外煤入鲁的“路口”和通道沿线地区，合理布局高效煤电项目；统筹省内煤炭开发布局，合理有序推进鲁西南煤电一体化项目开发建设。认真落实国家煤电有序建设和“三个一批”要求，合理控制煤电项目建设、投产节奏，防范煤电产能潜在过剩风险。
因地制宜发展热电联产。围绕大气污染防治和提高能源利用效率，健康有序发展以集中供热为前提的热电联产项目。在充分利用已有热源且最大限度发挥其供热能力基础上，按照“以热定电、优化整合”的原则，规划建设采暖型热电联产型项目和产业园区热电联产项目。优先发展背压式热电联产机组。
加快现役机组节能环保改造。积极推广应用煤电机组节能环保新技术，提高煤电发电效率及节能环保水平。全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造“提速扩围”工程，2017年底前完成现役10万千瓦及以上燃煤发电机组超低排放改造，鼓励具备改造条件的10万千瓦以下燃煤发电机组积极实施超低排放改造；重点对30万千瓦和60万千瓦等级亚临界、超临界机组实施综合性、系统性改造，改造后供电煤耗达到同类型机组先进水平。力争到“十三五”末，全省煤电机组平均供电标准煤耗低于310克标准煤/千瓦时。
积极淘汰煤电落后产能。严格执行环保、能耗、安全法律法规或产业政策，对不达标且不进行相应改造或经改造仍达不到标准要求的要依法依策予以关停淘汰。“十三五”期间重点淘汰：大气污染物排放浓度不能稳定达到国家及地方相应时段大气污染物排放标准限值要求的机组；平均供电煤耗达不到国家标准要求的煤电机组；设计服役期满且未进行安全评估不能继续稳定运行的机组；20万千瓦以下纯凝机组；“先建后关”替代机组。同时，建立“僵尸”煤电机组统计信息库，制定针对性处置方案，鼓励连续停运多年的发电机组退出电力市场；进一步完善配套配套措施，引导和鼓励有较多小机组的企业和地方，通过新建背压发电机组或容量替代途径整合现有分散小机组，主动关停淘汰煤电落后产能。
（二）大力发展清洁电力
坚持安全高效发展核电，按照集中与分散并举、就近消纳为主的原则积极促进可再生能源开发，优化调整电源结构，不断提高清洁电力供应水平。
核电。建成海阳核电一期、荣成高温气冷堆示范项目；启动荣成大型先进压水堆示范工程、商业化压水堆和海阳核电二期、三期等项目建设；加强潜在核电厂址资源的勘探和保护，启动第三核电厂址前期工作。到2020年，建成核电装机270万千瓦。
风电。加强风电布局与主体功能区规划、产业发展、旅游资源开发的衔接协调，推进风电规模化发展。陆上以青岛、烟台、潍坊、东营、滨州等市沿海陆域和淄博、泰安、济宁、临沂等市丘陵地带为重点，建成陆上千万千瓦级风电基地。适时启动鲁北、莱州湾、长岛等潮间带及近海风电场建设。到2020年，建成风电装机1400万千瓦。
光伏。充分利用塌陷地、荒地、盐碱地，发展集中式光伏发电，重点打造鲁西南塌陷地光伏发电基地和黄河三角洲盐碱滩涂地光伏发电基地。结合高效农业区、产业园区规划，积极推进分布式光伏发电，建设一批分布式光伏发电规模化应用示范区和风光、农光、渔光等综合利用示范区。到2020年，光伏发电装机容量达到1000万千瓦。
生物质发电。坚持因地制宜、梯级利用、多元发展，推动生物质能资源规模化和市场化开发，提高综合利用水平和效益。在农作物秸秆比较集中的地区及大中型农产品加工企业、木材加工企业等生物质资源丰富的地区，合理规划布局和规划生物质发电项目建设，鼓励发展生物质热电联产。根据城市垃圾处理需要，发展垃圾无害化处理技术，规范建设垃圾发电厂。在大中型畜禽养殖场、城市生活污水处理厂以及造纸、酿酒、印染、皮革等工业有机废水厂周边，建设配套的大中型沼气发电工程。到2020年，各类生物质能发电装机达到230万千瓦。
分布式电源。积极发展分布式发电，鼓励能源就近高效利用。放开用户侧分布式电源建设，推广“自发自用、余量上网、电网调节”运营模式。鼓励企业、机构、社区和家庭根据自身条件，投资建设屋顶式太阳能、风能等各类分布式电源。鼓励在有条件的产业聚集区、工业园区、商业中心、交通枢纽及公用机构等推广建设分布式能源项目。因地制宜发展中小型分布式中低温地热发电、沼气发电和生物质气化发电等项目。支持企业利用余热、余压、余气等余能建设发电项目。在有条件的沿海地区建设海洋能与风电、太阳能等可再生能源互补的海岛微电网示范项目。
（三）加强调峰能力建设
重视电力系统调节能力建设，坚持电源侧、电网侧、负荷侧多措并举，充分挖掘现有系统调峰能力，加快调峰电源规划建设，着力增强系统灵活性、适应性，破解新能源消纳瓶颈，提高电力系统运行效率。
抽水蓄能。综合考虑地形地质、水文气象等条件以及电网需求，合理布局抽水蓄能电站。在胶东负荷中心布局抽水蓄能电站，增强区域电网调峰能力，提高东部沿海核电基地电力送出和风电等可再生能源发电消纳水平；在“外电入鲁”通道落点集中的鲁中、鲁南地区布局抽水蓄能电站，保障电网以及特高压电网安全稳定运行。“十三五”期间，加快文登、沂蒙抽水蓄能电站建设，开工建设泰安二期、潍坊、枣庄等项目，适时启动沂蒙二期项目前期工作。
天然气调峰电站。适度发展集中式天然气发电，积极发展分布式天然气发电，提高天然气发电调峰能力。优先发展燃气蒸汽联合循环热电联产机组，在济南、淄博、潍坊、青岛等经济发达、气源保障条件较好的城市率先规划建设集中式天然气发电。根据电网调峰需要和天然气供需情况，适时在沿海城市和重要用电负荷中心建设调峰与联合循环发电兼顾的天然气调峰机组，启动天然气调峰示范电站建设。在大气污染重点控制区域城市负荷中心，积极发展基于天然气发电的冷、热、电三联供分布式能源，实现能源梯级利用。规划到2020年，全省天然气发电装机规模达到400万千瓦。
推进煤电灵活性改造。实施煤电机组调峰能力提升工程，充分借鉴国际火电灵活性改造相关经验，加快推动热电机组储热改造和纯凝机组灵活性改造试点示范及推广应用。“十三五”期间，全省力争改造热电联产机组430万千瓦左右，改造纯凝机组510万千瓦左右。
优化调度运行。以节能环保低碳为目标，进一步优化电力系统调度原则和具体措施，合理确定各类机组的发电优先序位、用户侧的有序用电序位以及机组的调峰、轮停序位，结合中长期、日前交易电量及负荷预测安排开机组合。推行节能低碳电力调度，完善电力调峰成本合理补偿机制。加强对新能源发电的功率预测和考核，努力消纳可再生能源电力。
提高需求侧响应能力。建立健全基于价格激励的负荷侧响应措施，优化推广发电侧和用户侧峰谷电价机制，探索实行可中断负荷电价。进一步完善电力需求侧管理，整合系统运行、市场交易和用户用电数据，提高负荷侧大数据分析能力，增强负荷侧响应能力。多途径引导用户错峰用电，努力降低系统峰谷差率。试点开展储能示范工程建设，积极推进大容量和分布式储能技术示范应用与推广。
（四）优化电网网架结构
优化发展输电网，侧重发展配电网，加快智能电网建设，形成结构清晰、技术先进、运行灵活、安全可靠、经济高效、各级电网协调发展的坚强智能电网。
特高压电网。“十三五”期间，规划建设“两交两直一环”特高压工程，投运济南、潍坊、临沂、枣庄4座特高压交流变电站，以及临沂、青州特高压直流换流站。到2020年，形成“两交两直一环”特高压电网，全省接纳省外来电能力达到3500万千瓦左右。
500千伏主网架。重点围绕满足特高压电网送出、核电等大型电源建设以及负荷增长需求，进一步增加变电站布点，完善网架结构，加强输电通道间沟通，强化供电区域互供能力建设，完善末端局部环网，提高电网受电能力、输送能力和供电能力。
升级改造配电网。围绕中心城市（区）发展定位和高可靠用电需求，统筹配置空间资源，保障变电站站址和电力廊道落地，高起点、高标准建设配电网，着力提升供电保障能力。按照“远近结合、分步实施”的原则，合理确定网架过渡方式。采用成熟、可靠、技术先进、节能环保的设备设施，逐步更换运行状况差、高损耗设备，有序推进电缆通道建设。以信息网络技术和智能控制技术为支撑，推进配电自动化、通信网、用电信息采集的“全覆盖”，构建智能服务平台，实现配电网的灵活调控、优化运行。
推动“互联网+”智能电网建设。全面提升电力系统的智能化水平，提高电网接纳和优化配置多种能源的能力，满足多元用户供需互动。在电源侧，重点加强传统能源与新能源发电的厂站级智能化建设，促进多种能源优化互补。在用户侧，加快构建“互联网+”电力运营模式，推广双向互动智能计量技术应用。全面推广智能调度控制系统，提升信息平台承载能力和业务水平，开展智能电网支撑智慧城市创新示范，推动智能电网发展。
（五）积极实施电能替代
立足能源清洁化发展和大气污染防治，以电能替代散烧煤、燃油为抓手，不断提高电能占终端能源消费比重、可再生能源占电力消费比重及电煤占煤炭消费比重。综合考虑节能环保效益、财政支持能力、地区潜力空间、电力体制改革和电力市场交易等因素，结合替代方式的技术经济特点，聚焦供暖供冷、工业生产、交通运输、农业生产、家居家电等五大领域，因地制宜推进热泵供暖供冷、电蓄能供暖供冷、分散采暖“煤改电”、工业锅炉“煤改电”、工业窑炉“煤改电”、油田钻机“油改电”、皮带传输“油改电”、电动汽车推广、轨道交通建设、港口岸电推广、空港陆电推广、农产品生产“煤改电”、农业排灌“油改电”、厨房电气化推广以及洁卫电气化推广15项电能替代工程。开展差别化试点探索，实施一批试点示范项目。
按照“桩站先行、适度超前”原则，以用户居住地停车位、单位停车场、公交及出租车场站等配建的专用充电设施为主体，以公共建筑物停车场、社会公共停车场、临时停车位等配建的公共充电设施为辅助，以独立占地的城市快充站、换电站和调整公路服务区配建的城际快充站为补充，推动电动汽车充电基础设施体系加快建设。加大停车场与充电基础设施一体化建设支持力度。探索电动汽车充放电与电力系统互动，改善系统调峰能力。到2020年，建成充电站920座、充电桩35万个。
（六）开展电力精准扶贫
充分发挥电力建设在脱贫攻坚战略中的基础性作用，以满足用电需求、提高供电质量、促进智能化为目标，着力解决农村地区供电薄弱问题，支持经济发展，服务社会民生。
积极开展光伏扶贫。坚持“省级统筹、县负总责，统一规划、分步实施，政策扶持、合力推进”的总体思路，建立健全政府补助、社会帮扶、金融支持、帮扶单位和用户出资等多种途径相结合的资金筹措机制，因地制宜推进集中式、分布式光伏发电项目建设。到2018年，力争惠及10万个贫困户，让贫困群众获得长期稳定的收益。
加快农村电网改造。实施贫困村农网改造“全覆盖”、农村机井电力“井井通”以及自然村动力电“村村通”工程。全面系统推进配变台区、老旧线路和低压户表建设和改造，有效缩短供电半径，提高户均配变容量，全面解决“低电压”、“卡脖子”问题，不断提升贫困地区供电可靠性和电力服务水平。结合高标准农田建设和推广农业节水灌溉等，统筹推进平原、丘陵、山区机井通电设施建设，加强和规范机井通电设施管理和维护，提升农业排灌电力服务水平。2016至2017年，建设改造42万口机井电力设施，惠及农田4200万亩以上。解决294个自然村未通动力电问题，全面实现自然村动力电“村村通”。
（七）深化电力体制改革
遵循“三放开、一独立、三强化”的改革路径，加快构建“有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效”的市场体制，形成具有竞争活力、健全完善的现代电力市场体系。
理顺价格形成机制。开展输配电价成本调查、监审、各电压等级输配电价水平测算，输配电价逐步过渡到按“准许成本加合理收益”原则和分电压等级核定。放开竞争性环节电力价格，分步推进发售电价格市场化。结合电价改革进程，逐步减少工商业内部交叉补贴，妥善处理居民、农业用户交叉补贴。
推进交易体制改革。按照“一注册、一承诺、一公示、三备案”的程序，改革市场主体准入制度，规范市场主体准入标准。建立相对稳定的中长期电力市场交易机制，组建相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台。在推进中长期交易基础上，开展电力市场现货交易机制研究，根据山东电源布局、负荷特性、电网结构等因素和市场成熟条件，适时开展现货交易试点。适应电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务新要求，完善并网发电企业辅助服务考核新机制和补偿机制，建立用户参与的辅助服务分担共享机制。
有序放开计划管理。根据市场发育程度，在确保电网稳定运行和可再生能源电力消纳的前提下，有序放开除公益性、调节性电量以外的其他电量计划。坚持节能减排和清洁能源优先上网的原则，确保规划内的风能、太阳能、水能、生物质能等清洁能源发电和常规机组调峰调频电量按照政府定价优先上网，促进清洁能源多发满发。稳步推进售电侧改革，多途径培育售电主体，有序向社会资本放开配售电业务。
规划自备电厂监管。新（扩）建燃煤自备电厂项目（除背压机组外）要统筹纳入国家依据总量控制制定的火电建设规划。进一步完善对自备电厂应承担的各类基金、交叉补贴和系统备用费用征缴措施。加强自备电厂在线监测，推动自备电厂与环保、监管等部门和电网企业联网。积极探索促进现有“孤网”机组规范运行并健康发展的有效途径和方式，推动自备电厂转型升级。
第五章 环境影响
对规划实施后可能造成的环境影响进行分析、预测和评估，提出预防或减轻不良环境影响的对策和措施，并给出环境影响评价的结论。
（一）环境影响分析
规划实施后，对自然环境的影响主要包含以下几个方面。一是，土地资源占用，电力规划的实施不可避免地将占用少量土地资源，有可能限制附近土地利用方式和功能；二是，空气环境影响，电源、电网项目建设过程中产生的二次扬尘以及火电项目运行过程中排放的烟尘、氮氧化物和硫化物对空气环境有一定的影响；三是，生态环境影响，电源、电网项目的建设将有可能改变其原有的土地使用功能，在生态敏感区域，有可能影响生态环境；四是，噪声环境影响，电源、电网项目建设过程中的噪音以及电气设备和输电线路产生的电磁噪声对声环境可能造成某些影响；五是，电磁环境影响，电气设备运行过程中会产生一定强度的工频电场、工频磁场和无线电干扰等电磁影响；六是，水体环境影响，电源、电网项目建设及运行过程中产生的生活污水、生产废水若不经处理，则可能对地面水环境以及周围其它环境要素产生不良影响；七是，固体废物处置，电源、电网项目建设过程中产生的建筑垃圾、生活垃圾，电源项目运行过程中产生的锅炉灰渣、核废料，以及电网项目运行过程中产生的变压器冷却油废弃沉积物，若不经处理，其排放会对环境造成一定的累积影响。
（二）环境保护措施
优化调整电源结构。控制煤电机组总量、加快淘汰分散燃煤小锅炉，大力推动绿色电力生产，促进新能源和可再生能源发展。扩大风电、光伏、核电等装机规模，提高“外电入鲁”中可再生能源电量比重；稳步推进燃气蒸汽联合循环热电联产机组和天然气冷、热、电三联供分布式能源的发展。
科学布局项目站址。根据自然资源禀赋和负荷空间分布进行电源、变电站布点，正确处理项目站址与农业、其它工业、国防设施和人民生活等方面的关系，使项目布局与城市规划相协调。项目位置需满足其进出线的条件，注意节约用地，少拆迁房屋，减少人口迁移，减少土石方量。确保项目工频电场、工频磁场、噪声等对周边环境的影响符合环保的标准要求。
优化电网线路路径。高压线路走廊布局要结合地方城市规划建设及交通设施发展情况、自然保护区及文物保护情况、军事设施及通信设施的布置情况、林业情况、矿产情况、水文及地质情况、交通及沿线污秽情况，统筹兼顾，相互协调。高压线路在确保电网安全可靠前提下，尽可能采用同塔双回、同塔四回架设，以减轻对土地利用的影响。线路走廊尽量避开景观阈值低的敏感区域，包括森林公园、游览区等。城市线路走廊尽量沿城市规划生态廊道、城市规划道路绿化带布设，远离居民区，使规划输电线路走廊的建设对城市景观的影响最小化。在居民相对密集区线路应根据周围环境特点，将输电线路杆塔美化，以引导观景者认同并接受输电线路杆塔的存在，不致引起不愉悦、不舒适感。
提升装备环保水平。火电项目重点发展600MW、1000MW级超临界、超超临界高效、大容量发电机组以及300MW级以上高效热电联产机组，加装除尘、脱硫脱销、废水处理、隔声消声等装置，降低对周边环境的影响。变电站建筑的型式尽量保证与周围景观协调，设备选型标准可适当提高，以节省材料、降低损耗。变电站内安装变压器用油排蓄、污水处理等系统，减少环境的污染。电力线路建设标准可适度提高，以降低输电线路电磁环境影响，降低电能损耗。
加强环境风险管控。工程施工过程中应按照相关法律法规的要求，施工工序要安排科学、合理，土建施工一次到位，避免重复开挖；施工期应尽量避开雨季，最大程度地减少雨季水力侵蚀，如无法完全避开雨季，则采取临时挡护和覆盖的措施；临时堆土点也应避开水源保护区、远离水体，施工废水和废渣应禁止向水源保护区水体直接排放；施工结束后及时清理施工遗弃物，集中外运妥善处置，并进行植被恢复。
（三）环境评价结论
山东电力“十三五”发展规划的实施，将综合考虑项目建设对地区环境的影响，从宏观角度，控制煤电项目总量发展，促进新能源和可再生能源发展，降低项目对环境的影响，从微观角度，采取有利于地区环境保护的相应措施，提升设备环保水平，实现电力规划与地区总体规划协调发展，将明显改善空气质量，对大气污染防治具有重要意义。
第六章 保障措施
（一）强化规划引导
加强规划体系建设，实现电力规划与能源规划之间、省级规划与全国规划之间有效衔接，提高规划权威性、约束性和执行力，突出规划对电力行业发展的指导作用。建立规划动态调整机制，及时对规划进行必要调整，确保规划紧密契合发展要求。完善规划实施机制，构建有效管用、简便易行的检查、监督、评估、考核机制，充分发挥规划导向、评价、激励、约束作用，开展规划后评估，保障电力规划有效执行。
（二）完善法规政策
落实中央9号文件要求，制定出台电力体制改革实施方案及配套政策办法，积极推动电力体制改革。健全财税政策，积极争取各级资金用于支持贫困地区农村电网改造、光伏扶贫等重点领域和薄弱环节电力基础设施建设。改进价格体系，形成有利于推动煤电结构调整、鼓励新能源发展、促进电网调峰设施建设运营的科学、灵活价格机制。
（三）推动对外合作
深化与西部能源省份间战略合作，推进外电入鲁工程建设，积极接纳省外来电。支持鼓励省内能源生产和装备制造企业走出去，积极融入国家“一带一路”战略，参与省外能源资源开发与项目建设，为做大做强省内企业提供有利条件。继续加强同国家电网公司等中央电力企业战略合作，利用大型国有企业技术、资金优势，推动特高压电网、核电等重大电力项目建设，提升带动电力及相关产业快速发展。
（四）拓宽融资渠道。
鼓励和吸引民间资本进入电力领域，依照国家要求参与电力项目建设，形成多层次、多元化、多渠道的投融资格局。鼓励各类金融机构创新和灵活运用多种金融工具，加大对电力领域的融资支持。继续支持符合条件的电力企业通过股票、债券市场进行融资，通过促进股权投资基金和创业投资基金规范发展，保护投资者权益。统筹运用各级财政资金，继续对沂蒙革命老区、中原经济区等欠发达地区电力建设给予重点支持，巩固电力基础设施薄弱环节，助力新型城镇化建设。
（五）规范项目管理。
积极争取外电入鲁、核电、大型电源等重大项目进入国家规划，完善项目前期工作，落实项目实施条件，加强项目储备管理。严格按照发展规划和年度计划有序组织各种电源项目建设和电网布局，严格规范项目开工建设程序，防止出现电力项目违规建设、盲目投资，避免造成电力供应过剩或供应紧张。加强项目动态管理。建立规划、核准项目动态管理和跟踪调度机制，及时了解项目进度，确保规划项目按期建成，保障电力供应；建立规划项目调整退出机制，对因建设条件发生变更无法及时实施的规划项目，及时作出调整，保障规划顺利实施。
