解读我国电力工业十二五规划Word格式.docx

解读我国电力工业十二五规划Word格式.docx

《解读我国电力工业十二五规划Word格式.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《解读我国电力工业十二五规划Word格式.docx（14页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

重视水电基地消纳市场研究，在满足本地区电力需求的基础上，合理地将水电输送到市场需求空间大、电价承受能力高的东中部地区消纳。

重视西南地区水电季节性电能消纳研究，依靠价格和市场机制，扩大消纳范围，最大限度减少弃水。

加强水电输电规划研究，加快输电通道建设，促进电源电网协调发展。

加强水电开发管理，合理开放水电投资市场，鼓励市场竞争，促进水电基地加快开发。

实施走出去战略，积极推动周边国家水电资源开发和向我国送电。

加快抽水蓄能电站发展。

把抽水蓄能电站纳入电力系统进行统筹优化和规划布局，研究制定促进抽水蓄能电站健康有序发展的投资模式和定价机制，加大抽水蓄能开发力度，提高电力系统运行的经济性和灵活性，促进可再生能源发电的合理消纳。

水电开发重点及目标是：

继续加快开发、尽早开发完毕开发程度较高的长江上游、乌江、南盘江红水河、黄河中上游及其北干流、湘西、闽浙赣和东北等7个水电基地，重点布局开发金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江、怒江、黄河上游干流等6个规划装机容量合计超过2亿千瓦、开发率仅为11%的水电基地。

在“十二五”期间，6个大型水电基地可投产大型干流电站主要有溪洛渡、向家坝、锦屏梯级、糯扎渡等，预计可投产容量5200万千瓦左右；

其他省区市以及四川、云南两省的非干流水电可投产容量3550万千瓦左右，全国水电投产规模8750万千瓦左右。

到2015年，全国常规水电装机预计达到2.84亿千瓦左右，水电开发程度达到71%左右（按经济可开发容量计算，下同），其中东部和中部水电基本开发完毕，西部水电开发程度在54%左右。

在“十三五”期间，6个大型水电基地可投产干流电站容量4000万千瓦左右，再加上其他省区市投产水电和四川、云南两省内非干流水电，全国水电投产规模达到4600万千瓦左右。

到2020年全国水电装机预计达到3.3亿千瓦左右，全国水电开发程度为82%，其中西部水电开发程度达到67%。

此外，要重视境外水电资源开发利用。

重点开发缅甸伊江上游水电基地，在“十二五”开工1460万千瓦，在“十三五”开工680万千瓦、投产1460万千瓦左右，全部送入国内，主要在南方电网消纳。

预计2030年全国水电装机容量4.5亿千瓦，超过经济可开发容量，除西藏外，全国水电基本开发完毕。

水电解读

目前水电项目核准缓慢，开工少，在建规模严重不足。

2006-2009年，四年核准容量不到4000万千瓦。

按照目前的在建规模，预计“十二五”期间，仅能投产装机8800万千瓦，要实现2020年水电装机3.3亿千瓦、2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15%的的目标将成为空谈。

水电是最具大规模开发条件的清洁可再生能源，必须优先加快发展。

规划提出加快水电流域规划和勘测设计，抓紧核准一批水电项目并尽快开工建设的目的是：

保证水电基地连续滚动开发，保证“十二五”期间水电新开工总规模达到5000千瓦以上。

为实现国家履行的承诺奠定可靠的基础。

移民与环保问题是目前水电开发过程中遇到的两个最主要的影响因素。

规划提出在国家层面设立移民管理机构，统筹全国水电移民管理协调工作，一方面可以将全国水电移民工作作为一盘棋通盘考虑，统一制定政策标准，使移民的生活和生产长期得到保障；

另一方面可以从国家层面整合各方面的力量形成合力。

水电开发对环境有一定影响，但更多的是正面的生态和环保效益。

针对人们对水电开发所带来的生态环境问题的担忧和认识误区，从尽可能减小水电开发对环境影响出发，规划提出了水电开发的全过程生态环境保护理念，即在河流规划、勘测设计、施工建设和投产运行全过程落实和强化生态环境保护，做到同步规划、同步建设和同步运行。

优化发展煤电

我国煤炭资源丰富，2000米以浅的预测煤炭资源量为5.6万亿吨，能源剩余可采总储量中原煤占58.8%，决定我国以煤炭为主的能源利用格局将长期存在。

截至2007年底，全国查明煤炭资源量1.2万亿吨。

我国煤炭分布不均衡，在煤炭探明保有储量中，华北和西北地区煤炭储量所占比例高，其中山西、内蒙古、陕西和新疆四省区集中了全国近76%的煤炭储量，开发潜力巨大。

东北、华东和中南地区煤炭储量所占比例低，经济最发达的十省市（北京、辽宁、天津、河北、山东、江苏、上海、浙江、福建、广东）保有储量仅占全国的5%，且资源探明率较高，煤炭产量极为有限。

截至2009年底，东北地区辽吉、华北地区京津冀鲁、华东地区沪苏浙闽、华中地区豫鄂湘赣渝、南方地区两广和海南等主要受端地区的煤电装机占全国燃煤机组总量的66%左右。

煤电基地跨区跨省送电容量5188万千瓦，占煤电装机总量的8.6%左右，其中内蒙古送出1960万千瓦，山西送出1298万千瓦，陕西送出360万千瓦，安徽送出720万千瓦，贵州送出850万千瓦，与输煤相比，输电比重偏低。

我国煤炭资源禀赋特征决定了煤电具有较好的供应安全性和经济性。

考虑大规模发展煤电带来生态环境影响等因素，必须坚持优化发展煤电的方针。

推行煤电一体化开发，加快建设大型煤电基地。

贯彻落实国家西部大开发战略，加快山西、陕西、内蒙古、宁夏、新疆等煤炭资源丰富地区的大型煤电基地建设，合理控制东部地区煤电装机规模，坚持输煤输电并举。

在煤电基地推广煤电一体化开发，在矿区因地制宜发展煤矸石综合利用项目。

鼓励发展热电联产。

统筹燃煤、燃气多种方式，结合城市热网、工业园区建设、小锅炉替代等，统一规划高参数、环保型机组、符合国家政策的热电联产项目。

企业自备电源建设应该与周边区域电源、热源和电网发展统筹规划。

推进煤电绿色开发。

大力推行洁净煤发电技术。

西部和北部地区主要布局建设大容量、空冷、超临界燃煤机组，东中部受端地区适量布局建设负荷支撑的大容量超超临界燃煤机组。

加快现有机组节能减排改造，因地制宜改造、关停淘汰煤耗高、污染重的小火电。

煤电开发重点和发展目标是：

以开发煤电基地为中心，重点建设16个大型煤电基地，包括：

山西（晋东南、晋中、晋北）、陕北、宁东、准格尔、鄂尔多斯、锡盟、呼盟、霍林河、宝清、哈密、准东、伊犁、淮南、彬长、陇东、贵州。

综合考虑煤炭和水资源等外部条件，上述煤电基地可开发总规模超过6亿千瓦，正在开展前期工作的装机规模4亿千瓦左右。

“十二五”期间，全国规划煤电开工规模3亿千瓦，其中煤电基地开工1.97亿千瓦，占66%；

投产规模2.9亿千瓦，其中煤电基地投产1.5亿千瓦，占52%，东中部受端地区投产8500万千瓦，占28%。

2015年我国煤电装机预计达到9.33亿千瓦。

“十三五”期间，全国煤电规划开工规模2.6亿千瓦，其中煤电基地开工1.63亿千瓦，占62.7%；

投产规模2.5亿千瓦，其中煤电基地投产1.36亿千瓦，占54.6%，东中部受端地区投产6200万千瓦，占24.6%。

2020年我国煤电装机预计达到11.6亿千瓦。

煤电解读：

由于我国东部和中部煤电布局过多，而我国煤炭生产又集中在西部，造成大量西煤东运。

按电煤输入口径计算，2009年华中豫鄂湘赣四省和华东地区的输煤输电比例分别为13:

1和48:

1，运煤占用铁路运力的比重已高达51.2%，公路交通也压力巨大。

随着煤电的发展，这种矛盾还将继续加剧。

客观上要求变目前过度依靠输煤为输电输煤并举，以实现东中部地区的电力平衡，减少全国的交通运输压力。

因此，规划提出推行煤电一体化开发，努力推进内蒙、新疆、宁夏等西部地区煤电基地开发进程，实施输煤输电并举战略，能有效控制东部和中部地区煤电布局，促进我国构建科学的综合能源运输体系。

2009年我国电煤消费量约为煤炭消费总量的46%，电力行业二氧化硫排放占到全国排放总量的42.8%，温室气体排放接近全国总量的50%，电力行业节能减排的压力很大。

但是，为了满足经济社会发展的需要和根据我国能源资源的禀赋，我国煤电机组必须发展且担当主力军。

因此解决问题的关键在于推进煤电绿色开发。

发展热电联产是国家鼓励的十大节能工程之一，以前对热电联产电源的规划、布局考虑不够，这次规划中提出了解决这方面问题的具体要求。

大力发展核电

截至2009年底，我国已建核电装机容量为908万千瓦，其中，江苏省212万千瓦，浙江省301万千瓦，广东省395万千瓦。

已核准在建容量超过3400万千瓦，其中2台机组采用EPR三代技术路线，4台机组采用AP1000三代技术路线，其余均采用二代改进型技术路线。

已开工建设和通过可研审查的厂址资源，已超过7000万千瓦。

考虑备选厂址后，我国现有厂址资源可支撑核电装机1.6亿千瓦以上。

通过进一步选址勘察，我国核电厂址资源可满足3～4亿千瓦的核电装机。

核电是经济性好、可规模化发展的重要绿色能源之一，在负荷中心规划建设核电机组，有利于减少环境污染，减轻煤炭运输压力，对满足地区电力需求增长、保障能源供应安全具有重要意义，必须坚持大力发展核电方针。

高度重视核电安全，强化核安全文化理念。

坚持在确保安全的基础上高效发展核电。

加快制定颁布核电安全技术标准，明确核电准入门槛，健全核电安全机制。

优先采用先进安全核电技术，在核电站设计、制造、建设、运行、退役的全过程中，建立高标准质保体系和核安全文化体系。

坚持以我为主，明晰技术发展路线。

坚持压水堆-快中子增殖堆/高温气冷堆-核聚变堆技术路线。

全面掌握第三代核电工程设计和设备制造技术，加快发展三代核电后续项目，尽快实现我国先进压水堆的自主设计、自主制造、自主建设和自主运行目标。

加快开工建设高温气冷堆示范工程，开工建设快中子增殖堆示范电站。

组织核聚变技术攻关，争取走在世界前列。

统一技术标准体系，加快实现核电设备制造国产化。

在消化吸收国外标准的基础上，结合国情，逐步建立、完善与国际接轨的我国核电技术标准体系。

抓住引进第三代核电技术建设自主化依托工程和第二代改进型机组批量发展的机遇，对技术难题进行定点联合攻关，实现设计、制造一体化的生产模式，提高核电成套设备制造技术和能力。

理顺核电发展体制，加快推进市场化、专业化进程。

发挥市场机制，推行多业主、专业化，逐步增加核电建设控股业主数量。

理顺核电投资、建造和运营机制，大力推行核电设计、工程管理和运行维护的专业化发展。

培育广泛参与、公平竞争、健康有序的建设市场。

做好核电人力资源规划，加快核电人才队伍建设。

加强科技研发平台建设，建立产学研用相结合的技术创新体系。

建立立足国内、面向国际的核燃料循环体系。

成立国家级核燃料公司，加快构筑适应国内外两种资源、两个市场的核燃料循环体系。

加大国内铀资源勘探力度，增加资源储备，加强与国外铀资源勘查与开发的合作，完善铀产品贸易体系，建立国内生产、海外开发、国际铀贸易三渠道并举的天然铀资源保障系。

加快乏燃料处理设施建设，尽快形成相适应的能力，完善核燃料循环工业体系。

核电发展重点和目标是：

在辽宁、山东、江苏、浙江、福建、广东、广西、海南等沿海省区加快发展核电；

积极推进江西、湖南、湖北、安徽、吉林、重庆、河南等中部省份内陆核电项目，形成“东中部核电带”。

规划2015年我国核电装机4294万千瓦，主要布局在沿海地区，2011年开工建设我国首个内陆核电，力争2015年投产首台机组。

2020年规划核电装机规模达到9000万千瓦、力争达到1亿千瓦。

核电解读：

目前我国核安全管理的法律法规和政策制度体系还不健全，核安全理念和意识有待提高。

高度重视核电安全、强化核安全文化理念，是核电健康发展的基础和“生命线”。

目前我国的AP1000三代核电技术还处于引进、消化、吸收过程中，在自主创新方面还需要加强攻关。

要抓紧统筹各方面优势力量，依托示范工程，消化和吸收第三代核电技术，全面自主掌握核心技术，加快再创新步伐，建立起符合中国国情的三代核电技术标准和规范体系，加快实现核电设备制造的国产化。

核电产业是需要大量投资的产业，目前我国仅三家企业可以投资控股建设核电，不利于核电加快发展。

规划提出逐步放开对核电投资的限制，使有投资能力的国家级发电集团都能参与核电投资。

有利于加快我国核电的整体发展步伐。

核电产业目前设计、建造、运营相对集中，规划提出将目前具有设计、建造以及运营核电资质的中央企业进行专业化、集约化重组，有利于形成安全、有序、高效的核电发展体系。

核电的开发建设需要经过较长时间才能培养出具备较强技术能力和丰富实践经验的高端人才，目前我国核电人才比较缺乏，不利于核电较快发展。

规划提出建立政产学研用相结合的技术创新体系。

有利于充分挖掘与拓展全国高校和科研院所的核专业教育资源潜力，发挥各大核电基地的“人才摇篮”作用，进一步创新人才工作机制，拓宽人才成长渠道，加快核电人才队伍建设。

我国已探明的国内铀资源储量有限，规划建议成立国家级核燃料企业，统一负责核燃料的开发和经营管理，以提高核燃料的保障供应能力。

我国乏燃料处理能力薄弱，规划提出加快乏燃料处理设施建设，完善核燃料循环工业体系。

有利于尽快形成与核电较快发展相适应的乏燃料处理能力。

积极发展风电等可再生能源发电

非水可再生能源开发要在充分考虑经济社会的电价承受能力和保持国内经济的国际竞争力的条件下积极推进。

要积极推进技术较成熟、开发潜力大的风电、太阳能发电和生物质发电等可再生能源发展；

加快分布式可再生能源发电建设，解决偏远农村地区用电问题；

促进可再生能源技术和产业发展，提高可再生能源技术研发能力和产业化水平，力争2020年我国风电技术处于世界领先水平，2030年我国太阳能技术处于世界领先水平。

（1）积极发展风电

截至2009年底，我国风电装机1760万千瓦，其中“三北”地区风电装机1418万千瓦，沿海地区风电装机315万千瓦。

根据中国气象局普查成果，全国陆地离地面10米高度的风能资源总储量为43.5亿千瓦，技术可开发量约为3亿千瓦，海上可开发利用的风能约7.5亿千瓦。

我国风能资源丰富的地区主要分布在“三北”（华北北部、东北、西北）及东南沿海地区。

其中，“三北”地区是我国最大的成片风能资源丰富带，包括东北三省、河北、内蒙古、甘肃、宁夏、新疆等省区近200公里宽的地带，具有建设大型风电基地的资源条件；

东部沿海风能资源丰富带主要包括山东、江苏、上海、浙江、福建、广东、广西、海南等省（区、市）沿海近10公里宽的地带；

此外，在我国内陆如河南、湖北、湖南、重庆、江西、云南、贵州等省份的一些河谷、山区、湖区存在一些孤岛式分布的风能资源丰富区域，适合建设零星小型风电场。

风电开发要实现大中小、分散与集中、陆地与海上开发相结合，通过风电开发和建设，促进风电技术进步和产业发展，实现风电设备制造自主化，尽快使风电具有市场竞争力。

在“三北”（西北、华北北部和东北）地区发挥其资源优势，建设大型和特大型风电场，要同步开展开发、外送、消纳研究，统一规划。

规划2015年和2020年风电规划容量分别为1亿千瓦和1.8亿千瓦。

在2020年前，结合大规模开发，着力构建较为完善的风电产业化体系，全面掌握风力资源详查与评估技术、风电整体设计技术、变流器及控制系统、叶片设计制造技术、风电并网技术、风电与其他发电方式互补技术、分布式开发利用技术等，力争使风电产业真正处于世界先进水平，开发成本得到大幅度降低，为2020年后大发展创造良好基础。

到2030年风电规划装机容量达到3亿千瓦以上。

风电解读：

为充分利用风力资源，结合不同地区的风力特性和负荷特性以及我国风电发展的现状，规划提出了大中小、分散与集中、陆地与海上相结合的开发方式。

截至2009年底，我国已有86家风电整机生产企业，其中能批量生产整机的企业10余家，这10余家的产能已超过1500万千瓦，仅华锐风电、金风科技和东方汽轮机三家企业的产能就已接近1000万千瓦。

风电设备制造业无序竞争，设备质量良莠不齐。

规划提出2020年要力争使风电产业真正处于世界先进水平。

为此当前要加强风机生产的行业管理，遏制风机设备制造投资过热、重复引进和低水平重复建设的现象，促进风电制造国产化和新技术研发，提高风电设备质量。

在风能资源丰富的“三北”地区，电网对风电的输送与市场消纳能力是制约风电开发的主要问题，规划提出了同步开展风电开发、消纳市场和送电方案等研究，以确保风电能够被电网尽可能消纳。

为增强风电大规模外送的技术可行性和经济可行性，规划提出风电和火电“打捆”外送。

（2）促进发展太阳能发电

我国幅员广阔，太阳能资源十分丰富。

从全国太阳年辐射总量的分布来看，西藏、青海、新疆、内蒙古中部和西部、甘肃、宁夏、四川西部、山西、陕西北部、河北、山东、辽宁、吉林西部、云南中部和西南部、广东东南部、福建东南部、海南岛东部和西部等广大地区的太阳辐射总量大。

截至2009年底，我国太阳能发电容量为30万千瓦，主要分布在北京、上海、广东、内蒙古等地区。

发挥太阳能光伏发电适宜分散供电的优势，在偏远地区推广使用户用光伏发电系统或建设小型光伏电站，解决无电人口的供电问题，重点地区是西藏、青海、内蒙古、新疆、宁夏、甘肃、云南等省（区、市）。

在城市的建筑物和公共设施配套安装太阳能光伏发电装置，扩大城市可再生能源的利用量，并为太阳能光伏发电提供必要的市场规模，重点在北京、上海、江苏、广东、山东等地区开展城市建筑屋顶光伏发电。

为促进我国太阳能发电技术的发展，做好太阳能技术的战略储备，在甘肃敦煌、青海柴达木盆地和西藏拉萨（或阿里）建设大型并网型太阳能光伏电站示范项目，在内蒙古、甘肃、青海、新疆等地选择荒漠、戈壁、荒滩等空闲土地，建设太阳能热发电示范项目。

太阳能发电具有出力不稳定和间歇性的特点，与风电类似，在发展中需要重视研究大型太阳能发电并网问题。

“十二五”期间，重点在经济发达和西北太阳能资源丰富地区发展太阳能电站，2015年太阳能发电规划容量达到200万千瓦左右。

2020年太阳能发电规划容量达到2000万千瓦左右。

太阳能解读：

我国太阳能资源丰富，太阳能发电目前虽然成本太高，不具备市场竞争力，但却是保障国家能源安全和供应的未来战略能源、绿色能源，目前技术发展与成本降低都很快。

规划据此提出了促进发展太阳能发电的发展思路。

出于对国家强有力的扶持和激励政策，以及技术装备水平提升的预期，提出大规模并网光伏发电系统、分布式建筑光伏发电系统、离网光伏发电系统并举发展以及2015年实现装机200万千瓦、2020年实现装机2000万千瓦的发展目标。

太阳能出力不稳定，规划建议重视并网问题，可参照风电，开展并网检测、功率预测等相关工作。

（3）因地制宜发展生物质能及其它可再生能源发电

生物质发电包括农林生物质发电、垃圾发电和沼气发电。

我国每年农作物秸秆产量约7亿吨，薪材年产量约2亿吨，相当于5亿吨标煤，据初步测算，约有1亿多吨秸秆和薪材可用于生物质能发电。

在粮食主产区建设以秸秆为燃料的生物质发电厂，或将已有燃煤小火电机组改造为燃用秸秆的生物质发电机组。

在大中型农产品加工企业、部分林区和灌木集中分布区、木材加工厂，建设以稻壳、灌木林和木材加工剩余物为原料的生物质发电厂。

在规模化畜禽养殖场、工业有机废水处理和城市污水处理厂建设沼气工程，合理配套安装沼气发电设施。

2015年和2020年生物质发电规划容量分别达到300万千瓦和500万千瓦。

合理利用地热资源，在具有高温地热资源的地区发展地热发电，研究开发深层地热发电技术。

积极推进海洋能的开发利用。

2015年和2020年地热和海洋能发电规划容量分别达到1万千瓦和5万千瓦。

生物质能及其它可再生能源发电竞争力较低，需要国家给予投资及税收方面的补贴。

生物质能解读：

为充分利用资源，发展循环经济，规划提出因地制宜发展生物质能及其它可再生能源发电符合我国能源发展的实际。

由于生物质能发电和垃圾发电等的扶持政策不够完善，导致建成的部分生物质能发电和垃圾发电企业亏损。

为鼓励生物质能发电等发展，规划提出国家给予投资及税收方面的补贴。

规划提出国家要支持研究深层地热和潮汐能发电等新技术，由国家出资建立科研型实验电站，对这些新能源发展将起到积极的推动作用。

适度发展天然气集中发电

我国天然气资源有限。

天然气探明储量2.46万亿立方米（2008年数据），主要分布在塔里木、四川、鄂尔多斯、柴达木、松辽、东海、琼东南、莺歌海和渤海湾九大盆地，其中塔里木、四川、鄂尔多斯三大盆地天然气资源丰富，超过总资源量的50%。

截至2009年底，我国天然气发电装机容量约为2400万千瓦，主要分布在京津唐、长三角和珠三角地区。

天然气是清洁的化石能源，未来主要依靠进口增加供应，同时天然气价格较高，发电成本远高于水电、核电和燃煤发电。

综合分析，天然气应主要满足民用、交通、工业用气等城乡居民生活和非电行业的快速增长的需要，可供发电用气量较为有限。

天然气发电机组运行灵活，启动快且启停方便，在电网中主要承担调峰任务。

天然气（包括煤层气等）发电要实行大中小相结合；

结合引进国外管道天然气和液化天然气在受端地区规划建设大型燃气机组，主要解决核电、风电、水电季节性电能对电网的调峰压力。

在气源地规划建设燃气机组解决当地用电问题。

2015年和2020年大型天然气发电规划容量分别为3000万千瓦和4000万千瓦。

天然气发电规模取决于天然气价格的竞争力，按照目前气价水平，需要国家出台相应支持政策，才能够规划布局更大规模的大中型天然气发电机组。

天然气发电解读：

我国天然气发电存在的制约因素，一是国内天然气供应有限，对外依存度高，预计2015年、2020年我国对国外天然气的依存度将达到35%、42％；

二是供发电的天然气供应不稳定，在燃气紧张的情况下，有关部门必然首先保证居民用气和化工等重点行业和重点企业的用气；

三是天然气发电成本过高，影响其竞争力。

同时，天然气发电具有运行灵活、启动快且启停方便的特点。

因此，需要在充分考虑气源、气价、地域、输送管道等限制条件的基础上，适度集中发展。

因地制宜发展分布式发电

结合城乡天然气管道布局规划建设分布式冷热电多联供机组，提高能源利用

效率。

2015年和2020年天然气分布式发电规划容量分别达到100万千瓦左右和300万千瓦左右。

在电网延伸供电不经济的地区，发挥当地资源优势，在小水电资源丰富地区，优先开发建设小水电站，根据风、光和地热资源发