发改委官网正式公布：电力发展“十三五”规划(2016-2020年)

(八)筹划外送通道，增强资源配置能力

“十三五”期间电力外送统筹送受端需求、受端电源结构及调峰能力，合理确定受电比重和受电结构。跨区送电具有可持续性，满足送端地区长远需要，应参与受端电力市场竞争。输煤输电并举，避免潮流交叉迂回，促进可再生能源 消纳，确保电网安全。

在实施水电配套外送输电通道的基础上，重点实施大气 污染防治行动12条输电通道及酒泉至湖南、准东至安徽、金中至广西输电通道。建成东北(扎鲁特)送电华北(山东) 特高压直流输电通道，解决东北电力冗余问题。适时推进陕 北(神府、延安)电力外送通道建设。结合受端市场情况， 积极推进新疆、呼盟、蒙西(包头、阿拉善、乌兰察布)、 陇(东)彬(长)、青海等地区电力外送通道论证。

“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。

(九)优化电网结构，提高系统安全水平

坚持分层分区、结构清晰、安全可控、经济高效原则， 按照《电力系统安全稳定导则》的要求，充分论证全国同步电网格局，进一步调整完善区域电网主网架，提升各电压等级电网的协调性，探索大电网之间的柔性互联，加强区域内 省间电网互济能力，提高电网运行效率，确保电力系统安全稳定运行和电力可靠供应。

东北地区：“十三五”期间，西电东送、北电南送的格局随着外送通道建设改变。重点加快扎鲁特至山东青州特高压直流输电工程建设，2018年形成1000万千瓦电力外送能 力;适时启动赤峰(元宝山)至冀北输电通道建设;加强东北主网至高岭背靠背500千伏电网，确保300万千瓦的输电能力;加强蒙东与辽宁、吉林省间断面建设。2020 年东北地 区初步形成1700万千瓦外送能力，力争实现电力供需基本 平衡。

依托扎鲁特外送通道及其配套工程，进一步优化三省一 区内部电网结构，主要是蒙东电网围绕扎鲁特换流站建设， 逐步形成覆盖呼伦贝尔、兴安、通辽和赤峰500千伏网架; 黑龙江电网重点加强省内东西部网络联系，建设向扎鲁特电力汇集输电工程;吉林电网重点完善中部网架，配套建设水 电站、抽水蓄能电站送出工程;辽宁电网结合负荷增长需要 加强内部网架。

华北地区：“十三五”期间，西电东送格局基本不变， 京津冀鲁接受外来电力超过8000万千瓦。依托在建大气污染防治行动计划交流特高压输电工程，规划建设蒙西至晋中，胜利至锡盟，潍坊经临沂、枣庄至石家庄交流特高压输电工 程，初步形成两横两纵的1000千伏交流特高压网架。建设张北至北京柔性直流工程，增加张北地区风光电外送能力。研究实施蒙西电网与华北主网异步联网及北京西至石家庄交流特高压联络线工程。

结合交流特高压输变电及其配套工程，进一步优化华北地区各省(区、市)电网结构。主要是按照京津冀协同发展战略部署，京津冀地区加强500千伏电网建设和配电网升级改造，实现首都接受外来电能力2200万千瓦以上，满足“电 能替代”工程用电需求，确保首都供电安全;山东电网结合特高压交流和直流落点，优化500千伏网架，提高受电能力;山西电网重点满足规划内电源接入和送出，优化与京津冀电 网互联结构;蒙西电网结合外送和本地负荷发展，加强锡盟与蒙西之间的联络，形成完整、坚强的蒙西电网。

西北地区：“十三五”期间，重点加大电力外送和可再 生能源消纳能力。加快准东、宁东、酒泉和陕北特高压直流 外送通道建设;根据市场需求，积极推进新疆第三回、陇彬、青海外送通道研究论证。

继续完善750千伏主网架，增加电力互济能力。主要是 陕西电网建设陕北至关中第二通道，形成陕北“目”字形网架，提高陕北向关中送电能力，为陕北特高压直流外送创造条件;甘肃电网启动河西地区主网加强方案，提高向兰白地区输电能力;青海电网结合新能源建设，适当补强原有网架; 宁夏电网形成750千伏双环网，优化调整330/220千伏电网， 满足上海庙直流接入;新疆电网进一步向南疆延伸，形成750千伏多环网结构，适时启动南疆与格尔木联网工程。

华东地区：“十三五”期间，长三角地区新增外来电力3800万千瓦。建成淮南经南京至上海 1000千伏特高压交流 输电工程，初步形成受端交流特高压网架;建设苏州特高压站至新余、江苏东洲至崇明 500千伏输变电工程，实现上海与苏州电网互联;研究实施适用技术，保证多回大容量直流安全稳定受入;开工建设闽粤联网工程。

结合交直流特高压输变电及其配套工程，进一步优化华东地区各省(市)电网结构。主要是上海电网结合外来电及城市发展，利用已有走廊及站址，做好电网改扩建，同时有 效控制短路电流;江苏电网、浙江电网、安徽电网着重完善500 千伏网架，提高负荷密集地区电网安全稳定运行水平并合理控制短路电流;福建电网加强山区500千伏网架，同时 论证推进福建北部向南部新增输电通道。

华中地区：“十三五”期间，实现电力外送到电力受入 转变，湖南、湖北、江西新增接受外电达到 1600万千瓦。 实施渝鄂直流背靠背工程，实现与川渝藏电网异步联网，提 高四川水电外送能力及系统安全稳定水平;推进省间电网加强工程，满足外来电增加需要;针对华北、华中联网安全运行薄弱环节，研究采取必要的安全措施;积极研究论证三峡电力留存及外送方案优化调整。

湖北电网围绕陕北(神府、延安)直流、渝鄂背靠背工程，做好相关配套工程论证及建设，进一步优化500千伏网 架，控制关键节点短路电流水平;河南电网做好500千伏网 架优化，适时加强豫南电网;湖南电网研究论证酒湖直流电 力消纳，做好配套工程建设，论证黔东电厂改接贵州可行性;江西电网重点优化并加强赣东、赣南电网。

“十三五”期间，川渝藏形成相对独立的同步电网，建 成川渝第三条500千伏输电通道，提高川渝间电网互济能力。四川电网结合第四回特高压直流外送工程加强水电汇集通道建设，同时完善西部水电基地至负荷中心500千伏输电通道。结合金沙江上游开发，积极推进金上水电外送工程论证 和前期工作。研究论证川西电网目标网架，确保涉藏水电开发和消纳。重庆电网进一步加强受端电网建设，满足外来电 力增加需要。西藏电网结合电气化铁路规划建设，重点建设藏中电网与昌都联网、拉萨至灵芝铁路供电工程，同时在立足优先保障自身电力供应的前提下，综合技术、经济、国防 等多方面因素，推进建设阿里电网与藏区主网互联工程，实现主网覆盖西藏各地区。

南方地区：“十三五”期间，稳步推进“西电东送”，形 成“八交十一直”输电通道，送电规模达到4850万千瓦;进一步加强和优化主网结构，实现云南电网与主网异步联网，建成海南联网II回工程，适时启动广东电网直流背靠背工程，形成以送、受端电网为主体，规模适中、结构清晰、定位明确的2~3个同步电网，提高电网安全稳定水平;提高向 香港、澳门地区供电能力。

广东电网重点解决多直流连锁故障及短路电流超标问题，推动电网实现东西分区运行;广西电网重点结合云电送 桂逐步实现由通道型电网向受端电网转变;云南电网重点加强滇西北、滇西南、滇东北送电通道建设，同时结合乌东德 电站接入进一步优化滇中电网结构，增强云南电网运行的灵活性;贵州电网重点加强黔西南、黔西送电通道建设，优化 贵阳负荷中心电网结构并进一步增强黔东电网与主网的联 络;海南电网重点结合昌江核电及联网II回的建设，进一步优化现有220千伏电网结构，提高电网抗灾能力。

(十)升级改造配电网，推进智能电网建设

满足用电需求，提高供电质量，着力解决配电网薄弱问题，促进智能互联，提高新能源消纳能力，推动装备提升与 科技创新，加快构建现代配电网。有序放开增量配电网业务， 鼓励社会资本有序投资、运营增量配电网，促进配电网建设平稳健康发展。

加强城镇配电网建设。强化配电网统一规划，健全标准体系。全面推行模块化设计、规范化选型、标准化建设。中心城市(区)围绕发展定位和高可靠用电需求，高起点、高标准建设配电网，供电质量达到国际先进水平，北京、上海、广州、深圳等超大型城市建成世界一流配电网;城镇地区结 合国家新型城镇化进程及发展需要，适度超前建设配电网， 满足快速增长的用电需求，全面支撑“京津冀”、“长江中游”、 “中原”、“成渝”等城市群以及“丝绸之路经济带”等重点 区域发展需要。积极服务新能源、分布式电源、电动汽车充电基础设施等多元化负荷接入需求。做好与城乡发展、土地 利用的有效衔接，将管廊专项规划确定入廊的电力管线建设规模、时序纳入配电网规划。

实施新一轮农网改造升级工程。加快新型小乡镇、中心村电网和农业生产供电设施改造升级。结合“农光互补”、“光伏扶贫”等分布式能源发展模式，建设可再生能源就地消纳 的农村配网示范工程。开展西藏、新疆和四川、云南、甘肃、青海四省藏区农村电网建设攻坚。加快西部及贫困地区农村电网改造升级，特别是国家扶贫开发工作重点县、集中连片特困地区以及革命老区的农村电网改造升级，实现贫困地区 通动力电。推进东中部地区城乡供电服务均等化进程，逐步提高农村电网信息化、自动化、智能化水平，进一步优化电力供给结构。

推进“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。实现能源生产和消费的综合调配，充分发挥智能电网在现代能源体系中的作用。

提升电源侧智能化水平，加强传统能源和新能源发电的厂站级智能化建设，促进多种能源优化互补。全面建设智能变电站，推广应用在线监测、状态诊断、智能巡检系统，建立电网对山火、冰灾、台风等各类自然灾害的安全预警体系。推进配电自动化建设，根据供电区域类型差异化配置，整体覆盖率达90%，实现配电网可观可控。提升输配电网络的柔 性控制能力，示范应用配电侧储能系统及柔性直流输电工程。

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。加快电能服务管理平台建设，实现用电信息采集系统全覆盖。全面推广智能调度控制系统，应用大数据、云计算、物联网、移动互联网技术，提升信息平台承载能力和业务应用水平。调动电力企业、装备制造企业、用户等市场主体的积极性，开展智能电网支撑智慧城市创新示范区，合力推动智能电网发展。

(十一)实施电能替代，优化能源消费结构

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。综合考虑地区潜力空间、节能环保效益、财政支持能力、电力体制改革

和电力市场交易等因素，因地制宜，分步实施，逐步扩大电 能替代范围，着力形成节能环保、便捷高效、技术可行、广 泛应用的新型电力消费市场。重点在居民采暖、生产制造、 交通运输、电力供应与消费四个领域，推广或试点电采暖、 地能热泵、工业电锅炉(窑炉)、农业电排灌、船舶岸电、 机场桥载设备、电蓄能调峰等。开展差别化试点探索，积极创新，实施一批试点示范项目。

2020 年，实现能源终端消费环节电能替代散烧煤、燃油消费总量约1.3亿吨标煤，提高电能占终端能源消费比重。

(十二)加快充电设施建设，促进电动汽车发展

按照“因地制宜、快慢互济、经济合理”的原则，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、换电站和高速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，新增集中式充换电站超过1.2万座，分散 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。