山东省电力发展十三五规划文档格式.docx
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亿千瓦时
年
图12005年～2015年用电量及增速
万千瓦
图22005年～2015年最大负荷及增速
“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。
专栏12015年底电源装机构成
序号
项目
单位
装机容量
占全省装机比例
合计
9715.7
100%
一
煤电
8289.9
85.3%
100万千瓦级
504
5.2%
60万千瓦级
1445
14.8%
30万千瓦级
3396
35.0%
30万千瓦级以下
2944.9
30.3%
二
可再生能源
1115.1
11.5%
水电（含抽水蓄能）
107.8
1.1%
风电
721.5
7.4%
太阳能
132.7
1.4%
生物质能
153.1
1.6%
三
余热余压
310.7
3.2%
图3煤电装机构成图4可再生能源装机构成
（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。
（五）火电能效不断提高，节能减排成效显著。
“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著成效，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。
专栏2主要结转电源项目
华能莱芜电厂扩建、寿光电厂一期、十里泉电厂扩建、大唐临清热电、枣庄八一、烟台八角电厂、华润东明热电、华能济宁热电、华电莱州项目二期、大唐东营电厂、国电博兴项目、日照精品钢电厂、莒南力源电厂、胜利电厂扩建第二台、里彦电厂、华盛江泉热电、百年电力电厂扩建、华能董家口热电、华能祥光热电、中兴蓬莱电厂
核电
海阳核电一期、二期工程，石岛湾高温气冷堆示范核电、国核示范工程
抽水蓄能
文登抽蓄、沂蒙抽蓄
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著增强，“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，显著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。
专栏3主要发展指标表
类别
指标
2015年
2020年
规模
目标
省内装机
亿千瓦
0.97
1.37
省外来电
750
3500
结构
新能源和可再生能源装机
1115
3010
新能源和可再生能源占比
11.5
22
省外来电比重
9.7
非水可再生电量占比
4.7
10
效率
火电机组供电标准煤耗
克/千瓦时
314
<
310
30万千瓦及以上机组
占煤电装机的比重
55
75
电网综合线损率
6.68
5.9
环保
烟尘排放浓度
毫克/立方米
--
≤5
二氧化碳排放浓度
≤35
氮氧化物排放浓度
≤50
民生
人均装机
千瓦
0.99
1.35
人均生活用电量
千瓦时
513
850
户均年停电时间
小时
4.96
＜2
乡村户均配变容量
千伏安
1.3
2.52
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。
专栏4煤电储备项目
国华寿光二期、国电费县、华电定陶、大唐郓城、华润菏泽二期、大唐莒南、华电齐河、泰安东平、国电新泰、华能沾化、国华无棣、华润微山湖、百年电力、国电高密、国电菏泽、八一热电、田陈富源、菏泽赵楼、莒县浩宇、郯化热电等。
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。
专栏5核电基地
海阳
核电基地
规划建设AP1000机组6台，装机总规模750万千瓦，总投资超过千亿元，分三期实施。
一期工程建设AP1000机组2台，装机规模250万千瓦，估算投资450亿元，2009年开工建设，计划2017年前后并网发电。
二期工程建设AP1000机组2台，装机规模250万千瓦，估算投资400亿元，2009年获得国家批准开展前期工作，2014年3月项目申请报告上报国家能源局。
荣成石岛湾核电基地
规划建设高温气冷堆机组1台、CAP1400机组3台和CAP1000机组3台，装机总规模815万千瓦，总投资超过千亿元。
高温气冷堆示范工程装机规模20万千瓦，估算投资80亿元，2012年12月开工建设，计划2017年并网发电。
大型先进压水堆示范工程建设CAP1400核电机组3台，建设规模420万千瓦，估算投资770亿元；
商业化压水堆工程建设CAP1000核电机组3台，建设规模375万千瓦，估算投资约590亿元。
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。
专栏6风电建设重点
陆上
重点推进烟台、青岛、潍坊、东营、滨州等市沿海陆域，淄博、泰安、济宁、临沂、枣庄等市山区，以及德州、菏泽等市平原地区风电场开发。
海上
规划鲁北、莱州湾、渤中、长岛、半岛北、半岛南等六个百万千瓦级海上风电场，总装机规模1275万千瓦。
其中，鲁北海上风电基地位于山东省北部近海，海域范围主要涉及滨州和东营海域范围，场区海域总面积为367平方公里，规划装机规模135万千瓦；
莱州湾海上风电基地位于山东省莱州湾海域内，涉及东营市、潍坊市和烟台市的部分海域，场区海域总面积为722平方公里，规划装机规模280万千瓦;
长岛基地位于山东省长岛县附近海域，场区海域总面积为363平方公里，规划装机规模175万千瓦。
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。
专栏7光伏发电示范工程
塌陷地
光伏发电工程
重点推进济宁、泰安市新泰采煤沉陷区光伏领跑示范基地建设，逐步推进枣庄蒋庄矿区、柴里矿区以及菏泽巨野矿区等地区塌陷地光伏发电工程建设。
黄河三角洲
盐碱滩涂地
重点推进东营河口、利津，滨州无棣、沾化，潍坊寿光、昌邑、滨海等盐碱滩涂地光伏项目建设。
高效生态农业光伏发电工程
重点在青岛、潍坊、威海、枣庄、东营、德州、聊城、莱芜等现代农业示范区建设区域，打造高效生态农业光伏发电示范工程。
“千万屋顶”
分布式光伏
发电工程
重点在工业企业、商业企业、公共建筑、居住建筑等建筑物屋顶，发展分布式光伏发电。
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
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