三、重点任务
（一）积极发展水电，统筹开发与外送
坚持生态优先和移民妥善安置前提下，积极开发水电。 以重要流域龙头水电站建设为重点，科学开发西南水电资源。坚持干流开发优先、支流保护优先的原则，积极有序推进大 型水电基地建设，严格控制中小流域、中小水电开发。坚持开发与市场消纳相结合，统筹水电的开发与外送，完善市场 化消纳机制，基本解决四川、云南水电消纳问题。强化政策 措施，新建项目应提前落实市场空间，防止新弃水现象发生。
继续做好金沙江下游、大渡河、雅砻江等水电基地建设； 积极推进金沙江上游等水电基地开发，推动藏东南“西电东 送”接续能源基地建设；继续推进雅砻江两河口、大渡河双 江口等龙头水电站建设，加快金沙江中游龙头水电站研究论证，积极推动龙盘水电站建设；基本建成长江上游、黄河上游、乌江、南盘江红水河、雅砻江、大渡河六大水电基地。
重点依托西南水电基地开发，建成金沙江中游送电广西、滇西北至广东、四川水电外送、乌东德电站送电两广输电通道，开工建设白鹤滩电站外送工程，积极开展金沙江上游等 消纳方案研究。
“十三五”期间，全国常规水电新增投产约4000万千 瓦，开工6000万千瓦以上，其中小水电规模500万千瓦左右。到2020年，常规水电装机达到3.4亿千瓦。
（二）大力发展新能源，优化调整开发布局
按照集中开发与分散开发并举、就近消纳为主的原则优化风电布局，统筹开发与市场消纳，有序开发风光电。加快中东部及南方等消纳能力较强地区的风电开发力度，积极稳 妥推进海上风电开发。按照分散开发、就近消纳为主的原则 布局光伏电站，全面推进分布式光伏和“光伏+”综合利用 工程，积极支持光热发电。
调整“三北”风电消纳困难及弃水严重地区的风电建设节奏，提高风电就近消纳能力，解决弃风限电问题。加大消纳能力较强或负荷中心区风电开发力度，力争中东部及南方 区域风电占全国新增规模的一半。在江苏、广东、福建等地 因地制宜推进海上风电项目建设。
全面推进分布式光伏发电建设，重点发展屋顶分布式光 伏发电系统，实施光伏建筑一体化工程。在中东部地区结合采煤沉陷区治理以及农业、林业、渔业综合利用等适度建设 光伏电站项目。推进光热发电试点示范工程。
“十三五”期间，风电新增投产0.79亿千瓦以上，太阳 能发电新增投产0.68亿千瓦以上。2020年，全国风电装机 达到2.1亿千瓦以上，其中海上风电500万千瓦左右；太阳能发电装机达到1.1亿千瓦以上，其中分布式光伏6000万千瓦以上、光热发电500万千瓦。
依托电力外送通道，有序推进“三北”地区可再生能源 跨省区消纳4000万千瓦，存量优先。
（三）鼓励多元化能源利用，因地制宜试点示范在满足环保要求的条件下，合理建设城市生活垃圾焚烧 发电和垃圾填埋气发电项目。积极清洁利用生物质能源，推 动沼气发电、生物质发电和分布式生物质气化发电。到 2020 年，生物质发电装机1500万千瓦左右。
开展燃煤与生物质耦合发电、燃煤与光热耦合发电示范与应用。在东北等粮食主产区布局一批燃煤与农林废弃残余 物耦合发电示范项目，在京津冀、长三角、珠三角布局一批 燃煤与污泥耦合发电示范项目，在华北、西北布局一批燃煤与光热耦合发电示范项目。
推进“万千瓦级”高温地热发电项目建设。因地制宜发展中小型分布式中低温地热发电项目。开展深层高温干热岩 发电系统关键技术研究和项目示范。
开展海洋能等综合技术集成应用示范。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。积极开展示范性潮汐电站建设。
开展风光储输多元化技术综合应用示范。结合风电、光 伏等新能源开发，融合储能、微网应用，推动可再生能源电力与储能、智能输电、多元化应用新技术示范，推动多能互补、协同优化的新能源电力综合开发。“十三五”期间，继 续推动张家口等可再生能源示范区相关建设。
（四）安全发展核电，推进沿海核电建设
坚持安全发展核电的原则，加大自主核电示范工程建设力度，着力打造核心竞争力，加快推进沿海核电项目建设。建成三门、海阳AP1000自主化依托项目，建设福建福 清、广西防城港“华龙一号”示范工程。开工建设CAP1400 示范工程等一批新的沿海核电工程。深入开展内陆核电研究论证和前期准备工作。认真做好核电厂址资源保护工作。 “十三五”期间，全国核电投产约3000万千瓦、开工3000万千瓦以上，2020年装机达到5800万千瓦。
（五）有序发展天然气发电，大力推进分布式气电建设充分发挥现有天然气电站调峰能力，推进天然气调峰电站建设，在有条件的华北、华东、南方、西北等地区建设一批天然气调峰电站，新增规模达到500万千瓦以上。适度建设高参数燃气蒸汽循环热电联产项目，支持利用煤层气、煤制气、高炉煤气等发电。推广应用分布式气电，重点发展热 电冷多联供。“十三五”期间，全国气电新增投产5000万千 瓦，2020年达到1.1亿千瓦以上，其中热电冷多联供1500万千瓦。
（六）加快煤电转型升级，促进清洁有序发展
积极主动适应能源结构调整和电力市场发展，加快煤电结构优化和转型升级，鼓励煤电联营，促进煤电高效、清洁、 可持续发展。
严格控制煤电规划建设。坚持市场引导与政府调控并举的原则，通过建立风险预警机制和实施“取消一批、缓核一 批、缓建一批”，同时充分发挥电力系统联网效益，采取跨 省区电力互济、电量短时互补等措施，多措并举减少新增煤 电规模。“十三五”期间，取消和推迟煤电建设项目1.5亿 千瓦以上。到2020年，全国煤电装机规模力争控制在11亿 千瓦以内。
合理控制煤电基地建设。配合远距离输电通道规划建设，根据受端供需状况合理安排煤电基地开发规模和建设时序，减小受端省份接受外来电力的压力。
因地制宜规划建设热电联产和低热值煤发电项目。在充 分利用已有热源且最大限度地发挥其供热能力的基础上，按照“以热定电”的原则规划建设热电联产项目。优先发展背 压式热电联产机组，电力富裕地区严控抽凝式热电机组。适 当发展低热值煤综合利用发电项目。建设一定规模以煤矸石为主的综合利用发电项目。
积极促进煤电转型升级。加快新技术研发和推广应用，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，加大能耗高、污染重煤 电机组改造和淘汰力度。“十三五”期间，全国实施煤电超 低排放改造约4.2亿千瓦，实施节能改造约3.4亿千瓦，力 争淘汰落后煤电机组约2000万千瓦。到2020年，全国现役煤电机组平均供电煤耗降至310克标煤/千瓦时；具备条件 的30万千瓦级以上机组全部实现超低排放。
（七）加强调峰能力建设，提升系统灵活性
高度重视电力系统调节能力建设，从负荷侧、电源侧、 电网侧多措并举，充分挖掘现有系统调峰能力，加大调峰电源规划建设力度，着力增强系统灵活性、适应性，破解新能 源消纳难题。
加快抽水蓄能电站建设。统筹规划、合理布局，在有条 件的地区，抓紧建设一批抽水蓄能电站。加强抽水蓄能电站调度运行管理，切实发挥抽水蓄能电站提供备用、增强系统灵活性的作用。“十三五”期间，抽蓄电站开工6000万千瓦 左右，新增投产1700万千瓦左右，2020年装机达到4000万千瓦左右。
全面推动煤电机组灵活性改造。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相关经验，加快推动北 方地区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，“三北”地区热电机组灵活性改造约1.33亿千瓦，纯凝机组改造约8200万千瓦；其它地区纯凝机组改造约450万千瓦。改造完成后，增加调峰能力4600万千瓦，其中“三北”地区增加4500万千瓦。
优化电力调度运行。在确保电力系统安全稳定的前提下，以节能环保低碳为目标，制定科学可行的电力系统调度原则 和具体措施，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，根据中长期、日前交 易电量及负荷预测确定合理开机组合。推行节能低碳电力调度，加强对新能源发电的功率预测和考核，充分发挥电网联 络线调剂作用，努力消纳可再生能源，减少能源、资源消耗 和污染物排放。
大力提高电力需求侧响应能力。建立健全基于价格激励 的负荷侧响应措施，进一步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。完善推广电力需求侧管 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。引导用户错峰用电， 减小系统峰谷差。积极推进大容量和分布式储能技术的示范应用与推广。
（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。
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