1、电力工业“十二五”规划滚动研究综述报告2011 年，我国经济持续平稳较快发展，国家颁布了国民经济与社会发展“十二五”规划纲要，印发了“十二五”节能减排综合性工作方案，出台了新的火电厂大气污染物排放标准。国家能源局编制提出了“十二五”能源发展规划、水电发展规划及新能源发展规划等专项规划（征求意见稿），并广泛征求意见。日本发生了福岛核电站泄露事故后，国际上对核电发展出现不同声音。在 2010 年编制提出电力工业“十二五”规划研究报告的基础上，为进一步推动电力规划研究成果纳入国家能源和电力“十二五”规划，促进电力行业科学发展，中电联 2011 年牵头开展了电力工业“十二五”规划滚动研究工作。滚动研究
2、按照我国国民经济与社会发展“十二五”规划纲要对电力的要求以及国家今年出台的涉及电力发展相关政策法规，参照国家能源、水电等“十二五”规划征求意见稿的相关成果，结合国家宏观形势变化及其年度经济运行状况，在电力规划年度执行情况和存在问题分析、重点大型电源基地及智能电网发展调研、未来电力供需状况分析预测等工作的基础上，开展深入研究，提出了电力工业“十二五”规划滚动研究报告。一、电力发展成就和存在问题在党中央、国务院的正确领导下，电力工业克服煤价大幅上涨、电价调整不到位、煤电行业大面积亏损等种种困难，不断提升发展质量、发展水平和发展效益，取得显著成果。“十一五”期间全国净增发电装机容量 4.5 亿千瓦，
3、创造了世界电力建设的新纪录，电力发展全面支撑了经济社会高速发展，为实现“十一五”期间国内生产总值年均增长 11.2作出了重大贡献。全面掌握特高压核心输电技术，建成投产 1000 千伏特高压交流试验示范工程和800 千伏特高压直流示范工程，实现了“中国创造”和“中国引领”。电源结构和布局逐步优化，电网优化配置资源能力明显提高，绿色发展能力进一步增强，电力技术装备水平和自主创新能力显著提高。体制和机制创新取得进展，管理水平不断提高，电力企业积极承担社会责任，国际合作取得积极成效。电力工业正从大机组、超高压、西电东送、全国联网的发展阶段，向绿色发电、特高压、智能电网的新阶段转变。电力工业发展还存在一
4、些深层次问题，电力工业统一规划亟待加强，科学合理的电价机制尚未形成，电力企业可持续发展能力弱，现有绿色发电比重与未来发展目标差距较大，电源基地和电网送出需要加快协调发展，科技创新能力有待提高，市场化改革需要进一步深化。二、未来电力需求预测综合考虑能源消费总量控制影响、2011 年全国经济运行与电力供需实际情况，滚动研究报告中“十二五”期间全国全社会用电量增长速度略有提高，“十三五”基本不变，适度调高了中西部地区用电量增速，调低东部地区增速。预计 2015 年全社会用电量将达到 6.026.61 万亿千瓦时，“十二五”期间年均增长 7.5%9.5%，推荐为 6.4 万亿千瓦时，年均增长 8.8%
5、；最大负荷达到 9.6610.64 亿千瓦、“十二五”期间年均增长7.9%10.0%，推荐为 10.26 亿千瓦，年均增长 9.2%。预计 2020 年全社会用电量将达到 88.81 万亿千瓦时，“十三五”期间年均增长 4.6%6.6%，推荐为 8.4 万亿千瓦时，年均增长 5.6%；最大负荷达到 13.0314.32 亿千瓦，“十三五”年均增速为4.9%6.9%，推荐为 13.66 亿千瓦，年均增长 5.9%。预计 2030 年全社会用电量将达到 11.312.67 万亿千瓦时，最大负荷达到 18.5420.82 亿千瓦。“十二五”期间电力弹性系数为 1 左右，“十三五”为 0.80，西部地
6、区电力需求增速高于东部地区。三、电力工业发展思路与规划目标指导思想:高举中国特色社会主义伟大旗帜，以邓小平理论和“三个代表”重要思想为指导，深入贯彻落实科学发展观，以科学发展为主题，以加快转变电力发展方式为主线，以保障供应安全、优化能源结构、促进节能减排、实现和谐发展为重点，着力提高电力供应安全，着力推进电力结构优化，着力推进资源大范围优化配置，着力推进电力技术装备和产业升级，着力推进电力和谐发展，努力构建安全、经济、绿色、和谐的现代电力工业体系，满足经济社会科学发展的有效电力需求，为实现 2020 年我国非化石能源在一次能源消费中比重达到 15%左右和单位 GDP 二 氧化碳排放量比 200
7、5 年下降 40%45%的目标作出应有贡献。基本原则:坚持统筹协调、节约优先、结构优化、科技驱动、绿色和谐、市场导向的原则。基本方针:以转变电力发展方式为主线，以深化改革和科技创新为动力，坚持节约优先，优先开发水电，优化发展煤电，安全高效发展核电，积极推进新能源发电，适度发展天然气集中发电，因地制宜发展分布式发电，加快推进坚强智能电网建设，带动电力装备产业升级，促进绿色和谐发展。“十二五”规划目标：全国发电装机容量达到 14.63 亿千瓦左右。其中，水电 3.01 亿千瓦，抽水蓄能 4100 万千瓦，煤电 9.28 亿千瓦,核电 4300 万千瓦,气电 4000 万千瓦,风电 1 亿千瓦，太阳
8、能发电 500万千瓦，生物质能发电及其他 500 万千瓦。与 2010 版规划相比，滚动规划中 2015 年全国发电装机容量增加 2600 万千瓦，其中，水电增加 1700 万千瓦，煤电减少 500 万千瓦，气电增加 1000 万千瓦,太阳能发电增加 300 万千瓦，生物质能发电及其他增加 200 万千瓦。按照装机容量可能达到 15 亿千瓦左右来规划安排电源前期工作，根据实际市场需求滚动安排年度开工规模。非化石能源发电装机总规模将达到 4.95 亿千瓦，占总装机的比重为 33.8，比 2010 年提高 6.9 个百分点。非化石能源发电量 1.59 万亿千瓦时左右，占总发电量的比重为 24.9%
9、，比 2010 年提高 5 个百分点左右。非化石能源发电可替代化石能源 5.2 亿吨标煤，占一次能源消费的比重达到 12.4%左右，为全国非化石能源比重达到 11.4%的贡献率超过 100%。全国 110 千伏及以上线路达到 133 万千米，变电容量 56 亿千伏安。2020 年规划目标：全国发电装机容量达到 19.35 亿千瓦左右。其中，水电 3.6 亿千瓦，抽水蓄能6000 万千瓦，煤电 11.7 亿千瓦,核电 8000 万千瓦,气电 5000 万千瓦,风电 1.8 亿千瓦，太阳能发电 2500万千瓦，生物质、潮汐、地热等 1000 万千瓦。与 2010 版规划相比，滚动规划中 2020
10、年全国发电装机容量增加 5000 万千瓦，其中，水电增加 3000 万千瓦，煤电增加 1000 万千瓦,核电减少 1000 万千瓦,气电增加 1000 万千瓦,太阳能发电增加 500 万千瓦，生物质、潮汐、地热等增加 500 万千瓦。按照装机容量可能达到 20 亿千瓦来规划安排电源前期工作，根据实际市场需求滚动安排年度开工规模。非化石能源发电装机总规模将达到 7.15 亿千瓦，占总装机的比重为 37.0，比 2015 年提高 3.1 个百分点。非化石能源发电量 2.3 万亿千瓦时左右，占总发电量的比重为 27.3%，比 2015 年提高 2.4 个百分点左右。非化石能源发电可替代化石能源 7.
11、3 亿吨标煤左右，占一次能源消费的比重达到 14.5%左右，为全国非化石能源比重达到 15%的贡献率达到 96.7%。全国 110 千伏及以上线路达到 176 万千米，变电容量 79 亿千伏安。四、优化电源结构与布局按照安全经济、绿色和谐的规划原则，电源发展要重点解决好电源结构和电源布局问题。着眼未来十年和长远发展战略，统筹兼顾能源资源禀赋特点、降低发电成本、保护生态环境，促进节能减排等要求，电源发展要坚持优先开发水电、优化发展煤电、安全高效发展核电、积极推进新能源发电、适度发展天然气集中发电、因地制宜发展分布式发电的方针。（一）优先开发水电实行大中小开发相结合，推进水电流域梯级综合开发；促进
12、绿色和谐开发，充分体现以人为本的发展理念，使地方经济和人民群众真正从水电开发中受益；扩大资源配置范围，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，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。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 个大型水电基地。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。到 2015 年，全国常规水电装机预计达到 3.0 亿千瓦左右，水电开发程度达到 58%左右（按技
13、术可开发容量计算，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 48%左右。到 2020 年全国水电装机预计达到 3.6 亿千瓦左右，全国水电开发程度为 69%，其中西部水电开发程度达到 63%。抽水蓄能电站 2015 年规划装机 4100 万千瓦左右，2020 年达到 6000 万千瓦左右。 与 2010 版规划研究报告相比，西南金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江、怒江等五江干流水电基地电源的开发进度提前，2015年规划目标增加约 1500 万千瓦，投产容量增加较多的流域是金沙江中游；2020 年规划目标增加约 3000万千瓦，“十三五”期间投产容量增加较多的流域是大渡河与澜沧江上
14、游。(二)优化发展煤电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；鼓励发展热电联产，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；推进煤电绿色开发，大力推行洁净煤发电技术。以开发煤电基地为中心，重点建设山西（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 16 个大型煤电基地。2015 年我国煤电装机达到 9.28 亿千瓦。“十二五”期间开工 3 亿千瓦，其中煤电基地机组占 66%；投产 2.85 亿千瓦，其中煤电基
15、地机组占 53%。2020 年我国煤电装机达到 11.7 亿千瓦。“十三五”期间开工 2.6 亿千瓦，其中煤电基地机组占 62.7%；投产 2.65 亿千瓦，其中煤电基地机组占 55%。（三）安全高效发展核电本次滚动规划中，将电力发展方针中的“大力发展核电”调整为“安全高效发展核电”。高度重视核电安全，强化核安全文化理念；坚持以我为主，明晰技术发展路线；统一技术标准体系，加快实现核电设备制造国产化；理顺核电发展体制，加快推进市场化、专业化进程；建立立足国内、面向国际的核燃料循环体系。规划 2015 年我国核电装机 4294 万千瓦，主要布局在沿海地区。2020 年规划核电装机规模达到 8000
16、万千瓦。2011 年 3 月份，日本发生了福岛核电事故，对我国乃至世界核电发展都产生了一定的影响。鉴于国家核电安全规划尚未出台，核电项目一律暂停审批的实际情况，2020 年核电发展目标减少 1000 万千瓦，主要是调减内陆核电，适量调减沿海核电。（四）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电价承受能力和保持国际竞争力的条件下积极推进。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，力争 2020 年我国风电技术达到世界领先水平。在“三北”(西北、华北北部和东北)等风资源
17、富集地区，建设大型和特大型风电场，同步开展电力外送和市场消纳研究。发展海上风电坚持海洋规划先行，避免无序发展。坚持统一规划，加快制定相关政策措施，促进低风速地区资源开发，因地制宜地建设 中小型风电场，采用低速风机，就近上网本地消纳。在偏远地区，因地制宜发展离网风电。规划 2015 年和 2020 年风电装机分别为 1 亿千瓦和1.8 亿千瓦。促进发展太阳能发电，规划发电装机 2015 年达到 500 万千瓦左右，2020 年达到 2500 万千瓦左右，确保 2030 年我国太阳能发电技术达到世界领先水平。因地制宜发展生物质能及其他可再生能源发电，2015 年和 2020 年生物质发电装机分别达
18、到 500 万千瓦和 1000 万千瓦。2015 年和 2020 年地热和海洋能发电装机分别达到 1 万千瓦和 5 万千瓦。滚动规划中，进一步贯彻风电集中分散开发并举思路，在风电发展总量目标保持不变的前提下，合理增加分散布局的风电规模。受国家太阳能光伏发电上网电价政策的激励，太阳能光伏发电发展速度将进一步加快，2015 年太阳能发电规划目标增加 300 万千瓦，2020 年规划目标增加 500 万千瓦。2015 年生物质、垃圾、潮汐、地热等规划目标增加 200 万千瓦，2020 年规划目标增加 500 万千瓦。（五）适度发展天然气集中发电天然气（包括煤层气等）发电要实行大中小相结合；结合引进国
19、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 4000 万千瓦和 5000 万千瓦。与 2010 版规划研究报告相比，由于气源的增加，2015 年气电发展目标增加 1000 万千瓦，2020 年气电发展目标增加 1000 万千瓦。（六）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。2015年和 2020 年天然气分布式发电装机分别达到 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，
20、发挥当地资源优势，建设分布式发电系统。推动分布式发电和储能设施结合的分布式能源供应系统发展。（七）促进更大范围资源优化配置我国华北京津冀鲁、东北辽宁、华东沪苏浙闽、华中豫鄂湘赣渝、南方两广等 16 个省（市、区）受端地区，2015 年外电送入合计约 2.45 亿千瓦左右，约占受端地区最大负荷的 31%，“十二五”期间增加外电送入 1.6 亿千瓦；2020 年外电送入合计约 3.66 亿千瓦，约占受端地区最大负荷的 38%，“十三五”期间增加外电送入 1.21 亿千瓦。2015 年大型煤电基地跨区跨省送电规模 17050 万千瓦，“十二五”期间增加 11400 万千瓦。2020 年为 27050
21、 万千瓦，“十三五”期间增加约 1 亿千瓦。2015 年大型水电基地跨区跨省送电规模 6690 万千瓦，“十二五”期间增加 4490 万千瓦；2020 年为7990 万千瓦，“十 三五”期间增加 1300 万千瓦。2015 年风电跨区跨省输送规模约 3000 万千瓦，2020 年约 5000 万千瓦。五、加快建设坚强智能电网（一）建设大型电源基地外送通道，构建坚强网架“十二五”期间，在特高压交流试验示范工程的基础上，结合西部、北部大型煤电基地，西南水电基地，酒泉、蒙西、张北等大型风电基地以及未来大核电基地的接入系统，重点加快华北、华东、华中特高压交流同步电网建设。2015 年华北、华东、华中特
22、高压电网形成“三纵三横”主网架，锡盟、蒙西、张北、陕北能源基地通过三个纵向特高压交流通道向华北、华东、华中地区送电，北部煤电、西南水电通过三个横向特高压交流通道向华北、华中和长三角特高压环网送电。配合西南水电、西北、华北煤电和风电基地开发，建设锦屏江苏、溪洛渡浙江、哈密河南、宁东浙江、宝清唐山、呼盟山东、酒泉湖南、锡盟江苏、哈密重庆、彬长山东、蒙西湖北、陇东江西等直流输电工程。2011 年已建成投运青藏联网工程，满足西藏供电，实现西藏电网与西北主网联网。经模拟计算分析，“十二五”规划特高压骨干网架满足电网安全稳定导则要求，能够保证电网可靠运行。2020 年，将建成以华北、华东、华中特高压同步电
23、网为中心，东北特高压电网、西北 750 千伏电网为送端，联结各大煤电基地、大水电基地、大核电基地、大可再生能源基地，各级电网协调发展的坚强智能电网。华北、华东、华中特高压同步电网形成“五纵六横”主网架。晋陕蒙宁煤电和四川水电通过特高压交流通道向华北、华东、华中电网送电；新疆、呼盟、锡盟、蒙西、宁东、彬长、陇东煤电基地电力和金沙江、锦屏、西藏水电通过特高压直流向华北、华中、华东送电；俄罗斯、蒙古、哈萨克斯坦电力通过特高压直流分别送入东北、华北、华中电网。西北电网作为重要的送端电网，“十二五”期间，在已有的 750 千伏电网结构基础上，合理加强省区间联系，提高电网交换能力和抵御严重故障能力，保障风
24、电等可再生能源大规模接入和消纳，并通过多方向、多通道、多落点的直流工程，实现与华北、华东、华中特高压电网的异步紧密联系。“十二五”期间，南方电网规划建设糯扎渡电站送电广东800 千伏特高压直流工程、溪洛渡电站送电广东同塔双回500 千伏直流工程和金沙江中游梨园、阿海电站送电广西直流工程。2015 年西电东送主网架在 2010 年 “五直八交”的基础上形成“九直八交”送电通道，各省（区）形成坚强的 500 千伏骨干网架。配合海南核电，建设海南与广东联网二期工程，实现海南与南方主网 500 千伏双回路联网。加强与港澳特区联网,保 障港澳电力可靠供应。加强省级 500(330)千伏电网建设，建设坚强
25、协调的省网主网架。（二）促进城乡电网协调发展进一步加强各电压等级配电网建设，做到网架结构合理，运行方式灵活，电压层次简化，供电安全可靠。大部分城市形成 220（或 110）千伏双环网架，500（或 330）千伏变电站深入城市负荷中心并形成 500（或 330）千伏环网结构，实现 500/220（或 330/110）千伏间电磁环网解环运行，中低压配电网络具备“手拉手”环路供电或双电源供电。初步建成 220 千伏电压等级为中心枢纽，110 千伏(66/35 千伏)电压等级为主网架的坚强农村配电网，县城中压配电网实现环网供电，电网整体供电能力、技术装备水平和可靠性进一步提高，满足农村地区经济社会发展
26、和新农村建设用电需要。城乡配电网容载比满足导则要求，推广小型化、无油化、绝缘化、少（免）维护、节能型、智能型设备，配电网智能化水平显著提高。到 2015 年，全国城市用户供电可靠率达到 99.943以上，农村用户供电可靠率达到 99.765%以上。2020 年城市用户供电可靠率达到 99.955以上，农网用户供电可靠率达到 99.810%以上。（三）推进电网智能化我国电网智能化发展将以坚强网架为基础，以通讯信息平台为支撑，以智能调控为手段，包含电力系统的发电、输电、变电、配电、用电和调度六大环节，覆盖所有电压等级，实现“电力流、信息流、业务流”的高度一体化。“十二五”期间，重点加强技术创新和试
27、点应用，在系统总结和评价智能电网试点工程的基础上，加快修订完善相关标准，全面推进智能电网工程建设。到“十二五”末，我国智能电网技术和关键设备实现重大突破，智能化标准体系基本完善，电网智能化达到较高水平。“十三五”期间，我国智能电网技术和设备性能进一步提升，力争主要技术指标位居世界前列，智能化水平国际领先。六、电力科技创新坚持自主开发与引进消化吸收相结合，完善产学研用机制，注重具有自主知识产权技术的开发及产业化，实现电力产业的技术提升和跨越式发展。到 2015 年，使我国发电技术整体接近和部分达到世界先进水平，前沿技术的研究与发达国家同步；特高压、大电网和自动化等电网技术保持国际领先水平，占领世
28、界新能源发电及接入技术制高点，引领世界智能电网技术发展方向。到 2020 年，使我国发电技术整体位于世界先进水平，部分技术领域处于国际领先水平；继续保持电网技术整体引领世界发展。七、促进绿色和谐发展通过发展非化石能源、降低供电煤耗和线损等途径，与 2010 年相比，2015 年电力工业年节约标煤2.70 亿吨，减排二氧化碳 6.69 亿吨，减排二氧化硫 578 万吨，减排氮氧化物 254 万吨；与 2015 年相比，2020 年电力工业年节约标煤 2.35 亿吨，减排二氧化碳 5.84 亿吨，减排二氧化硫 504 万吨，减排氮氧化物 221 万吨。与 2010 年相比，在燃煤装机增加 41.7
29、%的情况下，2015 年电力工业二氧化碳排放总量增加 30.6%，排放强度降低 12.5%；二氧化硫排放总量降低 13.6%，排放强度下降 40.7%；氮氧化物排放总量降低21.1%，排放强度下降 46.4%；与 2015 年相比，在燃煤装机增加 26%的情况下，2020 年电力工业二氧化碳排放总量增加 27.1%，排放强度降低 4.2%；二氧化硫、氮氧化物排放总量与 2015 年基本持平。与 2010 年比，2015 年电力工业单位 GDP 能耗降低 0.061 吨标煤/万元，对实现 2015 年单位国内生产总值能耗下降 16%目标的贡献率达到 37.03%；碳减排量对实现单位国内生产总值碳
30、 排放下降 17%目标的贡献率达到 36.51%。电力工业在“十二五”期间将带动社会总产出年均增加 3.2 万亿元左右，每年提供就业岗位 310 万个左右。“十三五”期间将带动社会总产出年均增加 3.67 万亿元左右，每年提供就业岗位 360 万个左右。滚动规划依据即将出台的国家“十二五”节能减排规划的要求，对有关环保指标进行了测算，与2010 年版规划研究报告相比，污染物排放总量及排放强度均略有下降。八、电力工业规划经济性按照滚动规划基准方案，“十二五”期间，全国电力工业投资达到 6.1 万亿元，比“十一五”增长88.3%，其中电源投资 3.2 万亿元、占全部投资的 52%，电网投资 2.9
31、 万亿元、占 48%。“十三五”期间，全国电力工业投资达到 7.1 万亿元，比“十二五”增长 16.4%，其中电源投资 3.6 万亿元、占全部投资的51%，电网投资 3.5 万亿元、占 49%。在考虑煤价上涨、弥补历史欠账和电力企业净资产收益率 8%的条件下，2015 年合理的平均销售电价为 728.7 元/千千瓦时，比 2010 年上涨 157.5 元/ 千千瓦时，增长 27.6%、年均增长 5.0%；2020 年销售电价为 831.7 元/千千瓦时，比 2015 年增加 103.0 元/千千瓦时，增长 14.1%、年均增长 2.7%。根据滚动规划电源方案，假设 2015、2020 年火电、
32、风电、生物质、太阳能价格按照目前的标杆电价水平不变，在仅考虑发电补贴，不考虑电力系统补贴的情况下，可再生能源补贴额 2015 年为 486 亿元，需要征收可再生能源电价附加 8.62 元/千千瓦时，年均增长 16.6%。其中风电补贴额 385 亿元，需要征收附加 6.82 元/千千瓦时，占总可再生能源电价附加约 80%。2020 年补贴额 1081 亿元，需要征收可再生能源电价附加 14.68 元/千千瓦时，年均增长 11%。其中风电补贴额 728 亿元，需要征收附加 9.89 元/千千瓦时，占总可再生能源电价附加约 67%。与 2010 版规划研究报告相比，新能源装机比重提高、煤电环保设备投
33、资增加等因素使电力工业投资有所增加，上网、销售电价水平相应提高。九、保障措施和政策建议（一）强化电力工业统一规划，建立科学的电力规划管理机制。建立健全政府电力规划管理体系，建立规划依法上 报、审批和公布制度。完善电力规划研究协作体系和滚动调整机制。（二）改革与完善电力项目前期管理机制。规范前期工作程序，推行项目业主市场招标制和项目备案制。（三）优化电源结构布局，促进绿色电源发展和生态环境改善。重视水电移民和环保工作，促进一批大中型水电项目尽快开工；统一核电技术路线，开放核电投资市场;加强风电统一规划，促进风电消纳;扶持推进风电、太阳能等可再生能源发电产业化，提高技术装备水平；优化煤电布局，积极推进煤电一体化。（四）把智能电网正式纳入国家发展战略并给以政策和资金扶持，加快制定完善新能源、特高压电网、智能电网等技术标准，推进电力系统智能化建设。（五）适当提高电价水平，用经济调节手段促进节能减排。制定严格的节能减排标准，培育节能减排商业模式，促进节能减排技术创新和推广。（六）加强技术创新能力建设，促进电力装备和产业技术升级。注重行业科技资源整合和有效利用。出台重大装备示范工程（首台套）鼓励政策。高度重视并积极扶持电力装备基础研究。（七）深化电力体制改革，加强电力市场体系建设，完善法律法规体系。
