我國《電力工業“十二五”規劃研究報告》解讀
中國經濟：增長放緩的轉型初期優先開發水電我國水力資源理論蘊藏年發電量為6.08萬億千瓦時，平均功率6.94億千瓦；技術可開發裝機容量5.42億千瓦，年發電量2.47萬億千瓦時；經濟可開發裝機容量4.02億千瓦，年發電量1.75萬億千瓦時。在地域分布上極不平衡，西部多，東部少，相對集中于西南。開發程度在地區間差異也很大，2009年底我國水電開發程度為45.7%，其中東部地區水電基本開發完畢，中部地區開發程度達到73%，而西部地區開發程度較低，僅為23%，特別是西南地區僅為17%。
水電是供應安全、成本經濟的可再生的綠色能源，替代燃煤發電的安全性、經濟性和靈活性都很高，需要放在優先開發的戰略位置。其基本發展思路是：
實行大中小開發相結合，推進水電流域梯級綜合開發。加快水電流域規劃和勘測設計，保證水電基地連續滾動開發。繼續加快開發十三個水電基地，重點開發四川、云南和青海境內的大型水電基地電站，積極開展西藏境內河流水電流域規劃、前期工作，適時開工建設。積極開發中小型水電站，促進能源供應結構優化，促進水電資源在更大范圍內優化配置。
促進綠色和諧開發。在河流規劃、勘探設計、施工建設和投產運行全過程落實和強化生態環境保護，做到同步規劃、同步建設和同步運行。結合區域、河流的生態環境和移民實際，進一步優化調整河流開發規劃方案，適度控制高壩大庫容水電站布局。成立國家級移民管理機構，統籌全國水電移民管理協調工作，負責裝機容量在1000萬千瓦以上的水電基地、100萬千瓦以上水電站以及跨省水電站移民的協調管理工作。逐步推廣移民先行政策，體現以人為本的發展理念，使地方經濟和人民群眾真正從水電開發中受益。
擴大資源配置范圍。重視水電基地消納市場研究，在滿足本地區電力需求的基礎上，合理地將水電輸送到市場需求空間大、電價承受能力高的東中部地區消納。重視西南地區水電季節性電能消納研究，依靠價格和市場機制，擴大消納范圍，最大限度減少棄水。加強水電輸電規劃研究，加快輸電通道建設，促進電源電網協調發展。加強水電開發管理，合理開放水電投資市場，鼓勵市場競爭，促進水電基地加快開發。實施走出去戰略，積極推動周邊國家水電資源開發和向我國送電。
加快抽水蓄能電站發展。把抽水蓄能電站納入電力系統進行統籌優化和規劃布局，研究制定促進抽水蓄能電站健康有序發展的投資模式和定價機制，加大抽水蓄能開發力度，提高電力系統運行的經濟性和靈活性，促進可再生能源發電的合理消納。
水電開發重點及目標是：
繼續加快開發、盡早開發完畢開發程度較高的長江上游、烏江、南盤江紅水河、黃河中上游及其北干流、湘西、閩浙贛和東北等7個水電基地，重點布局開發金沙江、雅礱江、大渡河、瀾滄江、怒江、黃河上游干流等6個規劃裝機容量合計超過2億千瓦、開發率僅為11%的水電基地。
在“十二五”期間，6個大型水電基地可投產大型干流電站主要有溪洛渡、向家壩、錦屏梯級、糯扎渡等，預計可投產容量5200萬千瓦左右；其他省區市以及四川、云南兩省的非干流水電可投產容量3550萬千瓦左右，全國水電投產規模8750萬千瓦左右。到2015年，全國常規水電裝機預計達到2.84億千瓦左右，水電開發程度達到71%左右（按經濟可開發容量計算，下同），其中東部和中部水電基本開發完畢，西部水電開發程度在54%左右。 <BR><BR> 在“十三五”期間，6個大型水電基地可投產干流電站容量4000萬千瓦左右，再加上其他省區市投產水電和四川、云南兩省內非干流水電，全國水電投產規模達到4600萬千瓦左右。到2020年全國水電裝機預計達到3.3億千瓦左右，全國水電開發程度為82%，其中西部水電開發程度達到67%。
此外，要重視境外水電資源開發利用。重點開發緬甸伊江上游水電基地，在“十二五”開工1460萬千瓦，在“十三五”開工680萬千瓦、投產1460萬千瓦左右，全部送入國內，主要在南方電網消納。 <BR><BR> 預計2030年全國水電裝機容量4.5億千瓦，超過經濟可開發容量，除西藏外，全國水電基本開發完畢。
水電解讀:
目前水電項目核準緩慢，開工少，在建規模嚴重不足。2006-2009年，四年核準容量不到4000萬千瓦。按照目前的在建規模，預計“十二五”期間，僅能投產裝機8800萬千瓦，要實現2020年水電裝機3.3億千瓦、2020年非化石能源占一次能源消費比重達到15%的的目標將成為空談。水電是最具大規模開發條件的清潔可再生能源，必須優先加快發展。規劃提出加快水電流域規劃和勘測設計，抓緊核準一批水電項目并盡快開工建設的目的是：保證水電基地連續滾動開發，保證“十二五”期間水電新開工總規模達到5000千瓦以上。為實現國家履行的承諾奠定可靠的基礎。
移民與環保問題是目前水電開發過程中遇到的兩個最主要的影響因素。規劃提出在國家層面設立移民管理機構，統籌全國水電移民管理協調工作，一方面可以將全國水電移民工作作為一盤棋通盤考慮，統一制定政策標準，使移民的生活和生產長期得到保障；另一方面可以從國家層面整合各方面的力量形成合力。水電開發對環境有一定影響，但更多的是正面的生態和環保效益。針對人們對水電開發所帶來的生態環境問題的擔憂和認識誤區，從盡可能減小水電開發對環境影響出發，規劃提出了水電開發的全過程生態環境保護理念，即在河流規劃、勘測設計、施工建設和投產運行全過程落實和強化生態環境保護，做到同步規劃、同步建設和同步運行。
優化發展煤電
我國煤炭資源豐富，2000米以淺的預測煤炭資源量為5.6萬億噸，能源剩余可采總儲量中原煤占58.8%，決定我國以煤炭為主的能源利用格局將長期存在。截至2007年底，全國查明煤炭資源量1.2萬億噸。我國煤炭分布不均衡，在煤炭探明保有儲量中，華北和西北地區煤炭儲量所占比例高，其中山西、內蒙古、陜西和新疆四省區集中了全國近76%的煤炭儲量，開發潛力巨大。東北、華東和中南地區煤炭儲量所占比例低，經濟最發達的十省市（北京、遼寧、天津、河北、山東、江蘇、上海、浙江、福建、廣東）保有儲量僅占全國的5%，且資源探明率較高，煤炭產量極為有限。 <BR><BR> 截至2009年底，東北地區遼吉、華北地區京津冀魯、華東地區滬蘇浙閩、華中地區豫鄂湘贛渝、南方地區兩廣和海南等主要受端地區的煤電裝機占全國燃煤機組總量的66%左右。煤電基地跨區跨省送電容量5188萬千瓦，占煤電裝機總量的8.6%左右，其中內蒙古送出1960萬千瓦，山西送出1298萬千瓦，陜西送出360萬千瓦，安徽送出720萬千瓦，貴州送出850萬千瓦，與輸煤相比，輸電比重偏低。
我國煤炭資源稟賦特征決定了煤電具有較好的供應安全性和經濟性。考慮大規模發展煤電帶來生態環境影響等因素，必須堅持優化發展煤電的方針。其基本發展思路是： <BR><BR> 推行煤電一體化開發，加快建設大型煤電基地。貫徹落實國家西部大開發戰略，加快山西、陜西、內蒙古、寧夏、新疆等煤炭資源豐富地區的大型煤電基地建設，合理控制東部地區煤電裝機規模，堅持輸煤輸電并舉。在煤電基地推廣煤電一體化開發，在礦區因地制宜發展煤矸石綜合利用項目。
鼓勵發展熱電聯產。統籌燃煤、燃氣多種方式，結合城市熱網、工業園區建設、小鍋爐替代等，統一規劃高參數、環保型機組、符合國家政策的熱電聯產項目。企業自備電源建設應該與周邊區域電源、熱源和電網發展統籌規劃。
推進煤電綠色開發。大力推行潔凈煤發電技術。西部和北部地區主要布局建設大容量、空冷、超臨界燃煤機組，東中部受端地區適量布局建設負荷支撐的大容量超超臨界燃煤機組。加快現有機組節能減排改造，因地制宜改造、關停淘汰煤耗高、污染重的小火電。
煤電開發重點和發展目標是：
以開發煤電基地為中心，重點建設16個大型煤電基地，包括：山西（晉東南、晉中、晉北）、陜北、寧東、準格爾、鄂爾多斯、錫盟、呼盟、霍林河、寶清、哈密、準東、伊犁、淮南、彬長、隴東、貴州。綜合考慮煤炭和水資源等外部條件，上述煤電基地可開發總規模超過6億千瓦，正在開展前期工作的裝機規模4億千瓦左右。
“十二五”期間，全國規劃煤電開工規模3億千瓦，其中煤電基地開工1.97億千瓦，占66%；投產規模2.9億千瓦，其中煤電基地投產1.5億千瓦，占52%，東中部受端地區投產8500萬千瓦，占28%。2015年我國煤電裝機預計達到9.33億千瓦。
“十三五”期間，全國煤電規劃開工規模2.6億千瓦，其中煤電基地開工1.63億千瓦，占62.7%；投產規模2.5億千瓦，其中煤電基地投產1.36億千瓦，占54.6%，東中部受端地區投產6200萬千瓦，占24.6%。2020年我國煤電裝機預計達到11.6億千瓦。
煤電解讀：
由于我國東部和中部煤電布局過多，而我國煤炭生產又集中在西部，造成大量西煤東運。按電煤輸入口徑計算，2009年華中豫鄂湘贛四省和華東地區的輸煤輸電比例分別為13:1和48:1，運煤占用鐵路運力的比重已高達51.2%，公路交通也壓力巨大。隨著煤電的發展，這種矛盾還將繼續加劇。客觀上要求變目前過度依靠輸煤為輸電輸煤并舉，以實現東中部地區的電力平衡，減少全國的交通運輸壓力。因此，規劃提出推行煤電一體化開發，努力推進內蒙、新疆、寧夏等西部地區煤電基地開發進程，實施輸煤輸電并舉戰略，能有效控制東部和中部地區煤電布局，促進我國構建科學的綜合能源運輸體系。
2009年我國電煤消費量約為煤炭消費總量的46%，電力行業二氧化硫排放占到全國排放總量的42.8%，溫室氣體排放接近全國總量的50%，電力行業節能減排的壓力很大。但是，為了滿足經濟社會發展的需要和根據我國能源資源的稟賦，我國煤電機組必須發展且擔當主力軍。因此解決問題的關鍵在于推進煤電綠色開發。
發展熱電聯產是國家鼓勵的十大節能工程之一，以前對熱電聯產電源的規劃、布局考慮不夠，這次規劃中提出了解決這方面問題的具體要求。
大力發展核電
截至2009年底，我國已建核電裝機容量為908萬千瓦，其中，江蘇省212萬千瓦，浙江省301萬千瓦，廣東省395萬千瓦。 <BR><BR> 已核準在建容量超過3400萬千瓦，其中2臺機組采用EPR三代技術路線，4臺機組采用AP1000三代技術路線，其余均采用二代改進型技術路線。已開工建設和通過可研審查的廠址資源，已超過7000萬千瓦。考慮備選廠址后，我國現有廠址資源可支撐核電裝機1.6億千瓦以上。通過進一步選址勘察，我國核電廠址資源可滿足3～4億千瓦的核電裝機。
核電是經濟性好、可規模化發展的重要綠色能源之一，在負荷中心規劃建設核電機組，有利于減少環境污染，減輕煤炭運輸壓力，對滿足地區電力需求增長、保障能源供應安全具有重要意義，必須堅持大力發展核電方針。其基本發展思路是：
高度重視核電安全，強化核安全文化理念。堅持在確保安全的基礎上高效發展核電。加快制定頒布核電安全技術標準，明確核電準入門檻，健全核電安全機制。優先采用先進安全核電技術，在核電站設計、制造、建設、運行、退役的全過程中，建立高標準質保體系和核安全文化體系。
堅持以我為主，明晰技術發展路線。堅持壓水堆-快中子增殖堆/高溫氣冷堆-核聚變堆技術路線。全面掌握第三代核電工程設計和設備制造技術，加快發展三代核電后續項目，盡快實現我國先進壓水堆的自主設計、自主制造、自主建設和自主運行目標。加快開工建設高溫氣冷堆示范工程，開工建設快中子增殖堆示范電站。組織核聚變技術攻關，爭取走在世界前列。
統一技術標準體系，加快實現核電設備制造國產化。在消化吸收國外標準的基礎上，結合國情，逐步建立、完善與國際接軌的我國核電技術標準體系。抓住引進第三代核電技術建設自主化依托工程和第二代改進型機組批量發展的機遇，對技術難題進行定點聯合攻關，實現設計、制造一體化的生產模式，提高核電成套設備制造技術和能力。
理順核電發展體制，加快推進市場化、專業化進程。發揮市場機制，推行多業主、專業化，逐步增加核電建設控股業主數量。理順核電投資、建造和運營機制，大力推行核電設計、工程管理和運行維護的專業化發展。培育廣泛參與、公平競爭、健康有序的建設市場。做好核電人力資源規劃，加快核電人才隊伍建設。加強科技研發平臺建設，建立產學研用相結合的技術創新體系。
建立立足國內、面向國際的核燃料循環體系。成立國家級核燃料公司，加快構筑適應國內外兩種資源、兩個市場的核燃料循環體系。加大國內鈾資源勘探力度，增加資源儲備，加強與國外鈾資源勘查與開發的合作，完善鈾產品貿易體系，建立國內生產、海外開發、國際鈾貿易三渠道并舉的天然鈾資源保障系。加快乏燃料處理設施建設，盡快形成相適應的能力，完善核燃料循環工業體系。
核電發展重點和目標是：
在遼寧、山東、江蘇、浙江、福建、廣東、廣西、海南等沿海省區加快發展核電；積極推進江西、湖南、湖北、安徽、吉林、重慶、河南等中部省份內陸核電項目，形成“東中部核電帶”。
規劃2015年我國核電裝機4294萬千瓦，主要布局在沿海地區，2011年開工建設我國首個內陸核電，力爭2015年投產首臺機組。2020年規劃核電裝機規模達到9000萬千瓦、力爭達到1億千瓦。 <BR><BR> <B> </B><B>核電解讀：
目前我國核安全管理的法律法規和政策制度體系還不健全，核安全理念和意識有待提高。高度重視核電安全、強化核安全文化理念，是核電健康發展的基礎和“生命線”。
目前我國的AP1000三代核電技術還處于引進、消化、吸收過程中，在自主創新方面還需要加強攻關。要抓緊統籌各方面優勢力量，依托示范工程，消化和吸收第三代核電技術，全面自主掌握核心技術，加快再創新步伐，建立起符合中國國情的三代核電技術標準和規范體系，加快實現核電設備制造的國產化。
核電產業是需要大量投資的產業，目前我國僅三家企業可以投資控股建設核電，不利于核電加快發展。規劃提出逐步放開對核電投資的限制，使有投資能力的國家級發電集團都能參與核電投資。有利于加快我國核電的整體發展步伐。
核電產業目前設計、建造、運營相對集中，規劃提出將目前具有設計、建造以及運營核電資質的中央企業進行專業化、集約化重組，有利于形成安全、有序、高效的核電發展體系。
核電的開發建設需要經過較長時間才能培養出具備較強技術能力和豐富實踐經驗的高端人才，目前我國核電人才比較缺乏，不利于核電較快發展。規劃提出建立政產學研用相結合的技術創新體系。有利于充分挖掘與拓展全國高校和科研院所的核專業教育資源潛力，發揮各大核電基地的“人才搖籃”作用，進一步創新人才工作機制，拓寬人才成長渠道，加快核電人才隊伍建設。
我國已探明的國內鈾資源儲量有限，規劃建議成立國家級核燃料企業，統一負責核燃料的開發和經營管理，以提高核燃料的保障供應能力。我國乏燃料處理能力薄弱，規劃提出加快乏燃料處理設施建設，完善核燃料循環工業體系。有利于盡快形成與核電較快發展相適應的乏燃料處理能力。
積極發展風電等可再生能源發電
非水可再生能源開發要在充分考慮經濟社會的電價承受能力和保持國內經濟的國際競爭力的條件下積極推進。要積極推進技術較成熟、開發潛力大的風電、太陽能發電和生物質發電等可再生能源發展；加快分布式可再生能源發電建設，解決偏遠農村地區用電問題；促進可再生能源技術和產業發展，提高可再生能源技術研發能力和產業化水平，力爭2020年我國風電技術處于世界領先水平，2030年我國太陽能技術處于世界領先水平。
（1）積極發展風電
截至2009年底，我國風電裝機1760萬千瓦，其中“三北”地區風電裝機1418萬千瓦，沿海地區風電裝機315萬千瓦。
根據中國氣象局普查成果，全國陸地離地面10米高度的風能資源總儲量為43.5億千瓦，技術可開發量約為3億千瓦，海上可開發利用的風能約7.5億千瓦。我國風能資源豐富的地區主要分布在“三北”（華北北部、東北、西北）及東南沿海地區。其中，“三北”地區是我國最大的成片風能資源豐富帶，包括東北三省、河北、內蒙古、甘肅、寧夏、新疆等省區近200公里寬的地帶，具有建設大型風電基地的資源條件；東部沿海風能資源豐富帶主要包括山東、江蘇、上海、浙江、福建、廣東、廣西、海南等省（區、市）沿海近10公里寬的地帶；此外，在我國內陸如河南、湖北、湖南、重慶、江西、云南、貴州等省份的一些河谷、山區、湖區存在一些孤島式分布的風能資源豐富區域，適合建設零星小型風電場。
風電開發要實現大中小、分散與集中、陸地與海上開發相結合，通過風電開發和建設，促進風電技術進步和產業發展，實現風電設備制造自主化，盡快使風電具有市場競爭力。在“三北”(西北、華北北部和東北)地區發揮其資源優勢，建設大型和特大型風電場，要同步開展開發、外送、消納研究，統一規劃。
規劃2015年和2020年風電規劃容量分別為1億千瓦和1.8億千瓦。在2020年前，結合大規模開發，著力構建較為完善的風電產業化體系，全面掌握風力資源詳查與評估技術、風電整體設計技術、變流器及控制系統、葉片設計制造技術、風電并網技術、風電與其他發電方式互補技術、分布式開發利用技術等，力爭使風電產業真正處于世界先進水平，開發成本得到大幅度降低，為2020年后大發展創造良好基礎。到2030年風電規劃裝機容量達到3億千瓦以上。
風電解讀：
為充分利用風力資源，結合不同地區的風力特性和負荷特性以及我國風電發展的現狀，規劃提出了大中小、分散與集中、陸地與海上相結合的開發方式。
截至2009年底，我國已有86家風電整機生產企業，其中能批量生產整機的企業10余家，這10余家的產能已超過1500萬千瓦，僅華銳風電、金風科技和東方汽輪機三家企業的產能就已接近1000萬千瓦。風電設備制造業無序競爭，設備質量良莠不齊。規劃提出2020年要力爭使風電產業真正處于世界先進水平。為此當前要加強風機生產的行業管理，遏制風機設備制造投資過熱、重復引進和低水平重復建設的現象，促進風電制造國產化和新技術研發，提高風電設備質量。
在風能資源豐富的“三北”地區，電網對風電的輸送與市場消納能力是制約風電開發的主要問題，規劃提出了同步開展風電開發、消納市場和送電方案等研究，以確保風電能夠被電網盡可能消納。為增強風電大規模外送的技術可行性和經濟可行性，規劃提出風電和火電“打捆”外送。
（2）促進發展太陽能發電
我國幅員廣闊，太陽能資源十分豐富。從全國太陽年輻射總量的分布來看，西藏、青海、新疆、內蒙古中部和西部、甘肅、寧夏、四川西部、山西、陜西北部、河北、山東、遼寧、吉林西部、云南中部和西南部、廣東東南部、福建東南部、海南島東部和西部等廣大地區的太陽輻射總量大。截至2009年底，我國太陽能發電容量為30萬千瓦，主要分布在北京、上海、廣東、內蒙古等地區。
發揮太陽能光伏發電適宜分散供電的優勢，在偏遠地區推廣使用戶用光伏發電系統或建設小型光伏電站，解決無電人口的供電問題，重點地區是西藏、青海、內蒙古、新疆、寧夏、甘肅、云南等省(區、市)。在城市的建筑物和公共設施配套安裝太陽能光伏發電裝置，擴大城市可再生能源的利用量，并為太陽能光伏發電提供必要的市場規模，重點在北京、上海、江蘇、廣東、山東等地區開展城市建筑屋頂光伏發電。為促進我國太陽能發電技術的發展，做好太陽能技術的戰略儲備，在甘肅敦煌、青海柴達木盆地和西藏拉薩(或阿里)建設大型并網型太陽能光伏電站示范項目，在內蒙古、甘肅、青海、新疆等地選擇荒漠、戈壁、荒灘等空閑土地，建設太陽能熱發電示范項目。
太陽能發電具有出力不穩定和間歇性的特點，與風電類似，在發展中需要重視研究大型太陽能發電并網問題。
“十二五”期間，重點在經濟發達和西北太陽能資源豐富地區發展太陽能電站，2015年太陽能發電規劃容量達到200萬千瓦左右。2020年太陽能發電規劃容量達到2000萬千瓦左右。
太陽能解讀：
我國太陽能資源豐富，太陽能發電目前雖然成本太高，不具備市場競爭力，但卻是保障國家能源安全和供應的未來戰略能源、綠色能源，目前技術發展與成本降低都很快。規劃據此提出了促進發展太陽能發電的發展思路。出于對國家強有力的扶持和激勵政策，以及技術裝備水平提升的預期，提出大規模并網光伏發電系統、分布式建筑光伏發電系統、離網光伏發電系統并舉發展以及2015年實現裝機200萬千瓦、2020年實現裝機2000萬千瓦的發展目標。
太陽能出力不穩定，規劃建議重視并網問題，可參照風電，開展并網檢測、功率預測等相關工作。
（3）因地制宜發展生物質能及其它可再生能源發電
生物質發電包括農林生物質發電、垃圾發電和沼氣發電。我國每年農作物秸稈產量約7億噸，薪材年產量約2億噸，相當于5億噸標煤，據初步測算，約有1億多噸秸稈和薪材可用于生物質能發電。在糧食主產區建設以秸稈為燃料的生物質發電廠，或將已有燃煤小火電機組改造為燃用秸稈的生物質發電機組。在大中型農產品加工企業、部分林區和灌木集中分布區、木材加工廠，建設以稻殼、灌木林和木材加工剩余物為原料的生物質發電廠。在規模化畜禽養殖場、工業有機廢水處理和城市污水處理廠建設沼氣工程，合理配套安裝沼氣發電設施。2015年和2020年生物質發電規劃容量分別達到300萬千瓦和500萬千瓦。
合理利用地熱資源，在具有高溫地熱資源的地區發展地熱發電，研究開發深層地熱發電技術。積極推進海洋能的開發利用。2015年和2020年地熱和海洋能發電規劃容量分別達到1萬千瓦和5萬千瓦。
生物質能及其它可再生能源發電競爭力較低，需要國家給予投資及稅收方面的補貼。
生物質能解讀：
為充分利用資源，發展循環經濟，規劃提出因地制宜發展生物質能及其它可再生能源發電符合我國能源發展的實際。由于生物質能發電和垃圾發電等的扶持政策不夠完善，導致建成的部分生物質能發電和垃圾發電企業虧損。為鼓勵生物質能發電等發展，規劃提出國家給予投資及稅收方面的補貼。
規劃提出國家要支持研究深層地熱和潮汐能發電等新技術，由國家出資建立科研型實驗電站，對這些新能源發展將起到積極的推動作用。 </DIV>
適度發展天然氣集中發電
我國天然氣資源有限。天然氣探明儲量2.46萬億立方米（2008年數據），主要分布在塔里木、四川、鄂爾多斯、柴達木、松遼、東海、瓊東南、鶯歌海和渤海灣九大盆地，其中塔里木、四川、鄂爾多斯三大盆地天然氣資源豐富，超過總資源量的50%。截至2009年底，我國天然氣發電裝機容量約為2400萬千瓦，主要分布在京津唐、長三角和珠三角地區。
天然氣是清潔的化石能源，未來主要依靠進口增加供應，同時天然氣價格較高，發電成本遠高于水電、核電和燃煤發電。綜合分析，天然氣應主要滿足民用、交通、工業用氣等城鄉居民生活和非電行業的快速增長的需要，可供發電用氣量較為有限。天然氣發電機組運行靈活，啟動快且啟停方便，在電網中主要承擔調峰任務。
天然氣（包括煤層氣等）發電要實行大中小相結合；結合引進國外管道天然氣和液化天然氣在受端地區規劃建設大型燃氣機組，主要解決核電、風電、水電季節性電能對電網的調峰壓力。在氣源地規劃建設燃氣機組解決當地用電問題。 2015年和2020年大型天然氣發電規劃容量分別為3000萬千瓦和4000萬千瓦。天然氣發電規模取決于天然氣價格的競爭力，按照目前氣價水平，需要國家出臺相應支持政策，才能夠規劃布局更大規模的大中型天然氣發電機組。 天然氣發電
解讀：
我國天然氣發電存在的制約因素，一是國內天然氣供應有限，對外依存度高，預計2015年、2020年我國對國外天然氣的依存度將達到35%、42％；二是供發電的天然氣供應不穩定，在燃氣緊張的情況下，有關部門必然首先保證居民用氣和化工等重點行業和重點企業的用氣；三是天然氣發電成本過高，影響其競爭力。同時，天然氣發電具有運行靈活、啟動快且啟停方便的特點。因此，需要在充分考慮氣源、氣價、地域、輸送管道等限制條件的基礎上，適度集中發展。
因地制宜發展分布式發電
結合城鄉天然氣管道布局規劃建設分布式冷熱電多聯供機組，提高能源利用效率。2015年和2020年天然氣分布式發電規劃容量分別達到100萬千瓦左右和300萬千瓦左右。
在電網延伸供電不經濟的地區，發揮當地資源優勢，在小水電資源豐富地區，優先開發建設小水電站，根據風、光和地熱資源發展小型風力發電、太陽能發電和地熱發電等，解決廣大農村居民生活用能問題，改善農村生產和生活條件。 <BR><BR> 推動分布式發電和儲能設施結合的分布式能源供應系統發展。
分布式發電解讀：
分布式能源具有高效、節能、環保、安全的特點，已成為當今國際上改善能源結構、提高能源效率、保障能源安全的重要方向，但分布式能源只能是集中供能的有益補充，不可能成為主力電源和基荷電源，規劃據此提出了因地制宜發展的思路，可充分發揮其分散就近供應的優勢。
建設大型電源基地外送通道 構建堅強網架建設大型水電基地外送通道
“十二五”期間，為滿足持續增長的能源電力需求，我國將重點建設西部、北部大型煤電基地，西南水電基地，酒泉、蒙西、張北等大型風電基地，并向負荷中心送電，跨區跨省輸電容量較“十一五”大幅增長。規劃到2015年，大型水電基地送出容量達到6690萬千瓦，“十二五”期間增加4490萬千瓦；大型煤電基地跨區跨省送電容量為17050萬千瓦，“十二五”期間增加11400萬千瓦；風電跨省跨區輸送規模約3000萬千瓦。
“十一五”期間特高壓交、直流試驗示范工程的成功投運，標志著特高壓輸電技術已經成熟，為“十二五”及以后堅強網架的發展奠定了堅實基礎。為保證大型能源基地電力送出和消納，提高受端電網安全穩定性，要求大力推廣應用特高壓交直流等先進輸電技術，加快建設大型電源送出通道，構建堅強網架。
“十二五”期間，重點建設溪洛渡～浙西±800千伏直流和溪洛渡～廣東±500千伏同塔雙回直流，將金沙江下游電站的電能送到華中、華東和南方地區，建設梨園阿海電站～廣西±500 千伏直流輸電工程，將金沙江中游部分電站的電能送到廣西，建設錦屏～蘇南±800千伏特高壓直流，將雅礱江錦屏一二級和官地水電站的部分電能送到華東，建設雅安～樂山～重慶～長壽～萬縣～荊門特高壓交流通道，將大渡河等四川富裕水電東送，建設糯扎渡～廣東±800千伏直流，將瀾滄江中下游梯級電站的部分電能送到廣東。
“十三五”期間，重點建設瀾滄江上游至廣東的直流（或交流）輸電通道，通過500千伏交流和直流將怒江梯級電站的部分電能送到廣東、廣西負荷中心，建設烏東德～華東、白鶴灘～華中特高壓直流及烏（東德）白（鶴灘）向南方電網送電工程，啟動藏電外送工程。
建設大型煤電基地外送通道
“十二五”期間，建設晉北～石家莊～濟南～濰坊、晉中～晉東南～南陽～荊門～長沙、晉中～豫北～徐州三個特高壓交流外送通道，滿足山西煤電基地外送需要，并通過陜北～晉中、蒙西～晉北、蒙西～晉中特高壓交流通道兼顧陜北和蒙西煤電基地電力外送；建設寧東～浙江紹興±800千伏直流工程，滿足寧東基地電力外送；建設蒙西～江蘇溧陽±800千伏特高壓直流通道，滿足準格爾基地電力外送；建設錫盟～北京東～濟南～徐州～南京特高壓交流通道和錫盟～蘇南±800千伏直流通道，滿足錫盟基地電力外送；建設呼盟～山東±800千伏特高壓直流通道，滿足呼倫貝爾電力外送；建設寶清～唐山±800千伏直流，滿足寶清基地電力外送；建設淮南～皖南～浙北～上海特高壓交流通道向上海、浙江送電；建設哈密～河南±1100千伏直流工程，將哈密煤電和風電打捆外送；建設準東～重慶±1100千伏直流，彬長～山東±660千伏直流，隴東～江西±800千伏直流，滿足煤電基地電力外送。
建設大型風電基地外送通道
“十二五”期間，建設酒泉～長沙±800千伏特高壓直流，將甘肅酒泉基地風電風火打捆送電華中負荷中心；建設哈密～河南±1100千伏特高壓直流，將新疆哈密基地風電風火打捆送電華中負荷中心送電；建設張北～北京西～石家莊～武漢～南昌、烏蘭察布～北京西特高壓交流通道，使張北、蒙西基地風電通過特高壓交流在更大范圍消納。吉林風電除通過500千伏交流接入東北主網消納外，部分電站接入220千伏及以下電壓等級就地消納。蒙東風電主要通過500千伏交流接入東北主網在東北負荷中心消納。江蘇風電主要集中在鹽城地區及如東、啟東的潮間帶地區，就近接入江蘇電網消納。
建設跨國輸電通道
“十二五”期間，重點建設蒙古～天津±660千伏直流輸電工程、中俄直流背靠背工程以及中緬送電工程，將蒙古、俄羅斯和緬甸電力送至國內。
構建堅強特高壓網架
“十二五”期間，在特高壓交流試驗示范工程的基礎上，結合大水電、大煤電、大風電基地外送工程以及未來大核電基地的接入系統，重點加快華北、華東、華中特高壓交流同步電網建設。2015年華北、華東、華中特高壓電網形成“三縱三橫”主網架，錫盟、蒙西、張北、陜北能源基地通過三個縱向特高壓交流通道向華北、華東、華中地區送電，北部煤電、西南水電通過三個橫向特高壓交流通道向華北、華中和長三角特高壓環網送電。 <BR><BR> 2020年，建成以華北、華東、華中特高壓同步電網為中心，東北特高壓電網、西北750千伏電網為送端，聯結各大煤電基地、大水電基地、大核電基地、大可再生能源基地，各級電網協調發展的堅強智能電網。華北、華東、華中特高壓同步電網形成“五縱六橫”主網架。
完善西北750千伏電網
西北電網作為重要的送端電網，通過多方向、多通道、多落點的直流實現與華北、華東、華中特高壓電網緊密相聯。“十二五”期間，西北電網在已有的750千伏電網結構基礎上，合理加強省區間聯系，提高電網交換能力和抵御嚴重故障能力，保障大型能源基地電力外送和風電等可再生能源的接入與消納。
加強省級500（750/330）千伏電網建設
目前，我國東部地區電網的500千伏網架已經形成，未來重點是結合特高壓交流、直流送電工程落點及本地新增電源，配套建設500千伏接入工程，優化完善網架結構，提高安全穩定水平，合理控制短路電流，同時，結合大都市負荷增長，建設深入負荷中心的500千伏終端站。中西部特別是西部地區，500（750/330）千伏網架仍不健全，需要結合大型電源基地開發、用電需求增長和負荷布局等，以科學規劃為指導，加快建設和發展。
華北地區——
“十二五”期間，京津唐電網規劃建設中部房山～南蔡～津北～寶坻換流站～寶北～蘆臺雙回500千伏輸電通道，形成“三橫三縱”、“中心立交”的田字形主干網架。河北南網將建成“三橫兩縱”500千伏主干網架。山西電網將結合新增500千伏變電站布點進一步加強完善500千伏主干網架。山東電網在2010年“五橫兩縱”的500千伏網架基礎上，以2個特高壓交流落點為重要支撐，3個直流深入負荷中心，進一步加強完善500千伏主干網架。蒙西電網一方面繼續加強完善“三橫四縱”網絡結構，增加各地區斷面之間的聯絡線路，并向北部及南部地區延伸500千伏電網供電區域。
華東地區——
到2015年，上海500千伏電網將形成擴大雙環網結構，靜安、虹楊500千伏變電站伸入中心城區，建設江蘇～上海崇明島500千伏送電工程。江蘇電網適時升壓任莊～岱山～旗杰～泰北線路南北通道至500千伏，并建設500千伏蘇北沿海通道。浙江電網在現有500千伏網架基礎上優化調整網架結構，進一步加強完善中東部地區梯形500千伏電網結構，適時建設500千伏西通道。安徽電網適時在長江北建設濉溪～淝河～孔店～肥東～肥南～福渡500千伏輸電通道，形成皖北至皖中的東、西兩組北電南送500千伏輸電通道。福建電網建成與浙江之間特高壓交流雙回聯網線路，形成沿海500千伏雙通道。
華中地區——
“十二五”期間，湖北500千伏網架結構為送端電源+中部框架+鄂東受端電網。湖南重點加強湘東～湘南輸電通道，至2015年500千伏電網形成“三縱四橫”主網架結構。河南電網保持現有“兩縱四橫”主網架格局，并進一步擴大500千伏電網覆蓋范圍。江西電網形成中部臥“日”字雙環網；根據西部地區電源發展，適時建設到西部的第三回500千伏線路。配套川西水電開發，四川電網逐步建成自西向東接入四川主網的多回500千伏線路，圍繞各負荷中心基本形成貫穿南北的梯格型電網結構。重慶500千伏電網形成“目”字形主網架，并向渝西地區延伸。
東北地區——
“十二五”期間，遼寧電網建設蒲河～新民～遼中～鶴鄉～西海～渤海～程家～撫順～蒲河500千伏雙回線路，形成遼寧中部內、外雙環網結構。吉林電網加強東部輸電通道，建設平安～吉林東～包家500千伏第二回線路。黑龍江電網建設馮屯～齊南～慶南～五家雙回500千伏線路，建設群林～集賢～寶清換流站～慶云第二回、慶云～雞西～林海單回500千伏線路，形成東部“日”字型環網。
<B>西北地區——
“十二五”期間，陜北電網與關中電網形成雙回750千伏線路聯絡，陜西330千伏電網形成5個供電區域分片運行。甘肅重點建設蘭州東～天水～寶雞、哈密南～敦煌～魚卡、安西～敦煌等750千伏通道，330千伏電網形成5個供電區域分片運行。青海電網建成日月山～烏蘭～格爾木雙回750千伏線路，配合龍羊峽上游水電站群的送出，建設電源送出工程，330千伏與750千伏維持電磁環網運行。到2015年，寧夏東部寧東（太陽山）地區形成以750千伏銀川東、黃河變為核心的多回路放射狀330千伏電網結構，南部吳忠、中衛地區以330千伏雙環網結構為主覆蓋，北部銀川、石嘴山地區220千伏電網形成網格狀結構。到2015年，新疆750千伏電網在烏昌負荷中心形成環網，并向周邊延伸， 220千伏電網進一步加強，覆蓋范圍繼續擴大。
西藏電網——
“十二五”期間，配合青藏聯網工程，建設以拉薩220千伏環網為核心、延伸到日喀則地區的西藏中部電網220千伏主網架，藏中110千伏電網形成7個供電區域分片運行。
南方地區——
“十二五”期間，廣東電網在粵東次負荷中心地區建設500千伏雙回路環網及3個通道共6回線路的粵東電力外送通道。2015 年廣東將形成珠江三角洲雙回路內外環網，加強外環網樞紐點與粵東、粵西、粵北500千伏網架相聯，適應東西兩翼500千伏電源接入系統需要。廣西電網立足已建成的500千伏主網架，形成類“井”字型網架結構，從目前南方電網“西電東送”的支撐和電源補充基地，逐步轉變成為南方統一主網架中另一個重要的受端電網。至2015年，云南省內電網形成“兩橫兩縱一中心”的500千伏供送電網絡。貴州省內500kV電網形成網格型電網。海南電網繼續發展220千伏主網架，在已形成的雙環網結構基礎上，西部、南部加強為三回，北部形成以海口為中心的多環網結構，北部與東部通過3回220千伏線路，西部與東部通過核電送電通道實現有效支援。
促進城鄉電網協調發展
城鄉配電網是城鄉地區重要的基礎設施。經過“十五”、“十一五”較大力度的建設與改造之后，我國城鄉配電網結構有所增強，設備狀況不斷改善，供電質量和供電可靠性明顯提高。但從整體上看，受資金、體制等影響，我國很多地區配電網特別是農村電網建設仍滯后于經濟發展，存在技術水平低、薄弱環節多、設備落后等問題，不能滿足地區發展和人民生活水平提高要求，需要在“十二五”期間，進一步加大投入，加快建設。
發展目標——
“十二五”期間，進一步加強各電壓等級配電網建設，做到網架結構合理，運行靈活，電壓層次簡化，供電安全可靠。大部分城市形成220（或110）千伏雙環網架，500（或330）千伏變電站深入城市負荷中心并形成500（或330）千伏環網結構，實現500/220（或330/110）千伏間電磁環網解環運行，中低壓配電網絡具備“手拉手”環路供電或雙電源供電。初步建成220千伏電壓等級為中心樞紐，110千伏（66/35千伏）電壓等級為主網架的堅強農村配電網，縣城中壓配電網實現環網供電，電網整體供電能力、技術裝備水平和可靠性進一步提高，滿足農村地區經濟社會發展和新農村建設用電需要。城鄉配電網容載比滿足導則要求，推廣小型化、無油化、絕緣化、少（免）維護、節能型、智能型設備，配電網智能化水平顯著提高。
到2015年，全國城市用戶供電可靠率達到99.935％以上，農村用戶供電可靠率達到99.765%以上。2020年城市用戶供電可靠率達到99.955％以上，農網用戶供電可靠率達到99.810%以上。
發展重點——
加強重點城市電網的建設。加強各級電網建設，做到網架結構合理，運行靈活，安全可靠。提高供電可靠性，特別要提高中心城區的供電可靠性。加強與市政規劃的銜接與溝通，確保輸變電工程的順利建設。
認真做好新一輪農網改造升級工程建設。堅持城鄉電網一體化規劃，推進城鄉電網一體化發展。按照國家統一部署，全面啟動新一輪農網改造升級工程。加大農村配電網投入，確保在2012年前，使沒有改造過的農村電網基本改造到位，解決新的農村電網供電能力不足問題，使農村居民生活用電得到較好保護，農業生產設施用電問題基本得到解決，全面實現戶戶通電，消除無電地區和無電人口。
優化配電網無功配置。合理配置無功補償容量，合理安排無功設備的運行，改善配電網電壓質量，保證電網安全穩定運行，減少電能損失。
推廣應用節能技術。優先采用標準化、小型化、少維護和免維護設備；采用大截面耐熱導線和同塔多回路設計，減少線路走廊占地面積；采用標準化、緊湊型和大容量變電站設計，節省變電站占地。
研究應用微電網技術。配合分布式能源發展，研究開發儲能裝置、能量變換裝置、相關負荷和監控、保護裝置等關鍵設備和微電網控制、保護和管理技術。加快分布式供能和微電網試點應用，滿足熱電冷三聯供、屋頂光伏、小型風電、沼氣發電、生物質能發電、綜合利用等分布式電源接入，提高能源利用效率和供電安全可靠性。
推進電網智能化
智能電網具備強大的資源優化配置能力和良好的安全穩定運行水平，能有效緩解我國能源資源和生產力分布不平衡的矛盾，顯著提高用戶供電可靠率；能夠實現大規模集中與分散開發模式并存的清潔能源大規模開發利用，促進資源節約與環境保護；能夠實現高度智能化的電網調度和電網管理信息化、精益化，實現電力用戶與電網之間的便捷互動，為用戶提供個性化智能用電管理服務，滿足電動汽車等新型電力用戶的電力服務要求；實現基于電力網、電力通信與信息網、電信網、有線電視網等的多網融合，拓展及提升電力系統基礎設施增值服務的范圍和能力；能夠帶動相關產業發展，提升民族裝備業技術水平和國際競爭力。
智能電網作為世界電網發展的基本方向，也將成為我國“十二五”及以后電網建設的重點。
智能電網內涵和發展目標
智能電網是將現代先進的傳感測量技術、通信技術、信息技術和控制技術等深度應用于電網，形成先進技術與物理電網高度集成的現代化電網，實現電力行業的大變革。
我國智能電網發展將以堅強網架為基礎，以通訊信息平臺為支撐，以智能調控為手段，包含電力系統的發電、輸電、變電、配電、用電和調度六大環節，覆蓋所有電壓等級，實現“電力流、信息流、業務流”的高度一體化。
“十二五”期間，重點加強智能電網技術創新和試點應用，在系統總結和評價智能電網試點工程的基礎上，加快修訂完善相關標準，各環節的協調有序快速推進。“十三五”期間，智能電網技術和設備性能進一步提升，力爭主要技術指標位居世界前列，智能化水平國際領先。
智能電網發展重點
發電智能化。研究先進的發電廠控制、監測、狀態診斷和優化運行控制技術，強化廠網協調和機網協調，提高電力系統安全經濟運行水平，開展“數字化電廠”技術研究與示范，加快專家管理系統應用，全面提升發電廠的運行管理水平。加快清潔能源發電及其并網運行控制技術研究，開展風光儲輸聯合示范工程，為清潔能源大規模并網運行提供技術保障；推動大容量儲能技術研究，適應間歇性電源快速發展需要。
輸電智能化。在各級電網協調發展的堅強電網基礎上，逐步實現輸電環節勘測數字化、設計模塊化、運行狀態化、信息標準化和應用網絡化，全面實施輸電線路狀態檢修和全壽命周期管理，建設輸電設備狀態監測系統，廣泛采用柔性交流輸電技術。
變電智能化。變電環節逐步實現全站信息數字化、通信平臺網絡化、信息共享標準化、高級應用互動化，電網運行數據全面采集和實時共享，支撐電網實時控制、智能調節和各類高級應用，貫徹全壽命周期管理理念，加快對樞紐及中心變電站進行智能化改造。
配電智能化。采用先進的計算機技術、電力電子技術、數字系統控制技術、靈活高效的通信技術和傳感器技術，實現配電網電力流、信息流、業務流的雙向運作與高度整合，構建具備集成、互動、自愈、兼容、優化等特征的智能配電系統，提高配電網靈活重構、潮流優化和接納可再生能源的能力。加快微網技術示范推廣，滿足分布式發電接入要求，提高配電網可靠性。
用電智能化。構建智能用電服務體系，實現營銷管理的現代化運行和營銷業務的智能化應用；開展基于分時電價等的雙向互動用電服務，實現電網與用戶的雙向互動，提升用戶服務質量，滿足用戶多元化需求。推動智能家電、智能用電小區和電動汽車等領域的技術創新和應用，改善終端用戶用能模式，提升用電效率，提高電能在終端能源消費中的比重。到2015年，全國建成電動汽車充換電站1000座以上，充電樁50萬個以上。
調度智能化。適應智能電力系統運行安全可靠、靈活協調、優質高效、經濟環保的要求，構建涵蓋電網年月方式分析、日前計劃校核、實時調度運行等三大環節的調度安全防線，實現數據傳輸網絡化、運行監視全景化、安全評估動態化、調度決策精細化、運行控制自動化、網廠協調最優化，研發建設具有國際領先水平、自主創新的一體化智能調度技術支持系統，形成一體化的智能調度體系。
信息通信支撐平臺
建設以光纖化、網絡化、智能化為特征，安全可靠、結構合理、覆蓋面全的大容量、高速通信網絡；優化網絡結構、加大資源整合力度，建設和完善骨干光傳輸網絡；加快配電和用電環節通信網建設，實現電力光纖到戶，建立用戶與智能電網之間實時、互動、開放、靈活的通信網絡，滿足智能電力系統對通信信息平臺的要求。“十二五”期間，力爭城區新增居民用戶100%光纖到戶，覆蓋用戶超過2800萬戶。