安徽省电力发展“十四五”规划[文本]

一、发展基础与面临形势

（一）发展基础

电力供应保障能力稳步提升。“十三五”期间，全省电力工业发展迈上新台阶，电力供应保障能力持续增强。截至2020年底，全省全社会用电量、最大负荷和发电装机分别达到2428亿千瓦时、4780万千瓦和7816万千瓦。电网网架进一步优化，拥有110千伏及以上线路合计5.71万公里，变电容量2.46亿千伏安。配电网供电能力稳步提升，户均配变容量达到3.0千伏安，城、农网供电可靠率分别提升至99.96%、99.86%。

电力绿色低碳转型成效显著。“十三五”期间，电力结构持续优化，可再生能源装机、发电量占比进一步提升，装机占比和发电量占比分别提高至31.6%和13.1%。全省可再生和非水可再生能源电力消纳权重分别达到17.6%和13.6%，分别超过国家下达指标2.6和1.1个百分点。

电力资源配置能力持续增强。建成淮沪特高压环网工程、吉泉特高压直流工程，形成“两交一直”特高压网架，我省由单纯电力送出省转变为送受并举省。500千伏电网形成“四纵三横”结构，网架向“网格式、枢纽型”转变。500千伏变电站布点实现市域全覆盖，220千伏布点基本实现县域全覆盖。110千伏和35千伏电网形成以单链和双辐射为主的网架结构，供电能力大幅提升。

电力节能减排深入推进。截至2020年底，全省煤电机组全部完成超低排放改造，二氧化硫、氮氧化物和烟尘平均排放浓度降至16.1、29.8和2.4毫克/立方米，远低于国家规定的超低排放标准。电网综合线损率下降至6.2%，煤电机组平均供电煤耗降至298克标煤/千瓦时。“十三五”期间，累计淘汰关停落后煤电机组104.6万千瓦，实施电能替代项目1.1万个，替代电量263亿千瓦时，建成公共类充电桩3.4万个，居全国第七位。

电力服务民生取得实效。在全国率先开展光伏扶贫，累计并网装机242万千瓦，居全国前列。全面完成6个水电供区电网移交及改造，高标准完成沿淮行蓄洪区电网改造升级。在全国率先完成村村通动力电和机井通电，完成全国数量最多的中心村电网改造，农网户均配变容量提升至2.7千伏安，居中部首位。着力优化用电营商环境，全省低压小微企业、高压普通用户供电企业平均办电时间压缩至8个、23个工作日以内。

电力技术创新走在前列。世界上电压等级最高、输送容量最大、输电距离最远、技术水平最先进的特高压直流工程——±1100千伏吉泉直流落点安徽，并在古泉换流站率先实现“特高压+5G”，成功应用高清视频、机器人巡检等技术。世界首台单机容量1350兆瓦超超临界二次再热燃煤发电机组——安徽平山电厂二期工程基本建成。国网合肥始信路“七站融合”示范站建成投运，是国内首座“七站融合”示范项目。阳光电源研发出全球最大功率1500伏组串逆变器，高压逆变器获国家重点研发计划专项支持。

电力体制改革不断深化。电力市场规则体系持续完善，中长期市场交易规模增加到985亿千瓦时，占到全社会用电量的41%，市场主体数量超过1万家。交易机构改革稳步推进，完成交易中心第一轮股份制改造，组建安徽省电力市场管理委员会。输配电价改革持续深化，先后完成两个监管周期输配电价核定。积极推进增量配电业务改革，宁国、金寨等7个试点项目建成投产。 

（二）面临机遇和挑战

区域协调发展带来新机遇。长三角一体化、中部崛起等国家战略叠加，有力促进了能源电力跨区域灵活开放配置，为我省进一步发挥区位、资源比较优势，开展省际能源电力合作，加强安徽电网与省外电网互联互通，打造长三角特高压电力枢纽，实现多渠道、多来源电力供应保障创造了有利条件。

科技革新赋能电力加速演化。能源科技创新加速推进，风电和光伏发电成本持续下降，储能、氢能、虚拟电厂、柔性直流等技术快速迭代和产业化，“大云物移智链”等高新技术日益融入电力工业，加速传统电力业务数字化转型，催生电力行业新业态、新模式创新发展，为新型电力系统建设提供了更多解决路径。

电力体制改革向纵深推进。在新型电力系统目标下，新能源装机比重持续增加，市场主体更加多元、交易方式日趋复杂、配置范围持续扩大，将倒逼加大创新改革，破除制约电力行业转型发展的体制机制障碍，发挥市场在资源配置中的决定性作用，充分激发各类市场主体的积极性。

电力供需矛盾突出。“十四五”是安徽实现新的更大发展的关键时期，电力需求仍将保持刚性增长，电能在终端能源消费中的比重仍将持续上升。但一次能源资源受政策、市场、环境等因素制约明显，仅依靠立足省内、发展化石能源电源解决电力缺口的传统方式将难以持续，电力安全保供任务艰巨。

电力绿色低碳转型任务艰巨。“十四五”时期是碳达峰的关键期、窗口期，客观要求安徽电力发展必须以“双碳”目标为遵循，全面推动电力产供储销各环节从高碳向低碳、从以化石能源为主逐步向以非化石能源为主转变，加快构建新型电力系统，走生态优先、绿色低碳的高质量发展道路。

二、总体要求

（一）指导思想

坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的十九大和十九届历次全会精神，认真落实习近平总书记考察安徽重要讲话指示精神，全面贯彻省第十一次党代会精神，以更高站位推进落实碳达峰、碳中和和“四个革命、一个合作”能源安全新战略，统筹发展和安全，发挥电力在能源转型中的突出作用，推动构建以新能源为主体的新型电力系统，为我省打造科技创新策源地、新兴产业聚集地、改革开放新高地、经济社会发展全面绿色转型区提供清洁低碳安全高效的电力支撑。

（二）基本原则

坚持安全可靠。坚持电力发展适度超前，保障供应留有余量，转型升级以立为先。筑牢底线思维，加强预测预警，按照省内资源开发和省外电力受进并举的发展思路，按需布局托底保供电源，多渠道拓展省外来电规模，持续提升电力安全供应保障能力。坚持以人为本，满足人民群众对美好生活的用电需要。

坚持绿色低碳。锚定碳达峰、碳中和目标，统筹电力安全供应和绿色低碳转型，坚持减污降碳协同增效，加快系统调节能力建设，推动煤电和可再生能源优化组合，助力可再生能源跃升发展，持续优化电源结构。推动化石能源清洁高效利用，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。

坚持节约高效。深入挖掘需求侧灵活调节资源，充分发挥省间互济等柔性调节方式，推动电力系统向源网荷储互动融合、智能高效转型升级，提高电力系统运行效率。大力发展综合能源服务，提升终端用能电气化水平，扩大节电技术应用。

坚持开放创新。积极贯彻长三角一体化等国家战略，充分发挥区位优势，加强与省外电力互联互通和互济互保，构建开放共赢的合作体系。加强储能、氢能、交直流配电网等新型电力系统技术攻关，持续提升电力行业发展质效。

坚持统筹协调。以构建新型电力系统为目标，统筹好各电源品类、各区域以及近远期目标之间的平衡。加强与国家电力发展规划的衔接；加强与国土空间规划的衔接，在规划的空间性指导和约束要求下做好电力项目建设，依法保障电力发展规划落地；做好电力与能源、生态环境保护、自然保护地等专项规划及政策间的协调。

（三）发展目标

安全保障。国家电力发展规划测算我省“十四五”年均用电增速为6%~6.6%。按照省第十一次党代会对全省未来五年发展的安排，为支撑全省经济社会发展，2025年全社会用电量达到3350~3530亿千瓦时，年均增长6.6%~7.8%，全社会最大负荷达到7200万千瓦，年均增长8.5%，人均用电量提高至5500千瓦时左右，达到全国平均水平的83%左右。考虑适度超前布局能源电力基础设施，2025年全社会发电装机达到1.1亿千瓦以上，人均装机超1.7千瓦。外来电力规模达到1000万千瓦以上。“十四五”期间，新增110千伏及以上交流线路1.6万公里，变电容量1.4亿千伏安。2025年全省农网户均配变容量达到3.5千伏安。

绿色低碳。2025年可再生能源发电装机达到4500万千瓦左右，占比提高至40%左右。其中，水电（含抽水蓄能）装机628万千瓦，风电装机800万千瓦，光伏发电装机2800万千瓦，生物质和垃圾发电装机270万千瓦。可再生能源电力总量消纳权重提高至25%左右，非水可再生能源电力消纳权重提高至19%左右。

灵活高效。推动构建新型电力系统，系统调节能力显著提升，推动煤电灵活性制造改造，抽水蓄能电站装机达到468万千瓦，新型储能装机达到300万千瓦。积极推动电力需求响应机制建设，力争形成占全社会最大负荷5%的需求响应能力。建成一批源网荷储一体化和多能互补试点示范项目，系统运行效率和智能化水平显著提升。

民生保障。电能替代持续深入推进，“十四五”新增替代电量力争达到300亿千瓦时。电动汽车充换电基础设施布局不断优化，至2025年累计建成公共充电设施7万个以上。电力普遍服务水平显著提升，全省城、农网供电可靠率分别提升至99.97%、99.89%，居民人均生活用电量达到975千瓦时左右。用电营商环境持续优化，推动合肥等城市“获得电力”指标进入全国标杆城市行列或达到同等水平。

体制机制。遵循电力市场运行规律和市场经济规律，立足安徽电网实际和电力市场情况，加快推动电力市场体系建设，完善电力中长期交易和辅助服务市场机制，推动电力现货市场长周期运行。电力交易机构实现独立规范运营，进一步深化配售电业务改革。

三、重点任务

（一）夯实电力供应保障基础

加强托底保供能力建设。充分发挥资源禀赋优势和国家能源基地优势，科学确定并优化调整托底保供电源布局，坚持优先扩能改造升级的原则，合理安排保障电力供应安全的支撑性电源和促进新能源消纳的调节性电源建设，提升电力供应能力。充分发挥可再生能源保供能力，促进煤电发电量占比逐步下降。通过容量替代等方式鼓励即将服役到期煤电机组转为应急备用电源。

积极扩大外来电力规模。加强与西部能源富集省份的能源电力合作，全力打造长三角特高压电力枢纽。协调加快吉泉直流工程送端电源建设，提高既有通道利用水平。加快推进陕北—安徽特高压直流工程前期工作并尽快开工建设，配套可再生能源电量比例不低于50%。积极推动安徽第三条特高压直流研究论证工作。到2025年，外来电力规模达到1000万千瓦以上。

（二）加快推动电力绿色低碳转型

大力发展光伏发电。充分利用荒山荒坡、闲置水面等未利用土地，采煤沉陷区、湖泊、水库、养殖鱼塘等水面，因地制宜建设集中式光伏电站。充分利用商场、学校、医院、高速公路服务区、加油站等建筑屋顶，扩大工商业分布式光伏应用。结合实施乡村振兴战略，有序开展户用光伏整县、整乡（镇）推进试点工作。到2025年，全省光伏发电装机达到2800万千瓦。

积极推进风力发电。有序推进集中式风电建设，继续支持滁州百万千瓦风电基地和亳州、宿州、安庆等集中连片风电场高质量发展。持续推进分散式风电建设，结合工业园区、经济开发区发展和乡村振兴战略等需求，探索建设就近接入、就地消纳的分散式风电项目。到2025年，全省风电装机达到800万千瓦。

多元推进生物质转型升级利用。因地制宜加快农林生物质热电联产项目，推动生物质机组超低排放改造。稳步发展城镇生活垃圾焚烧发电项目。到2025年，全省农林生物质发电装机达到160万千瓦左右，垃圾焚烧发电装机达到110万千瓦左右。

稳妥推进核电前期工作。继续做好现有核电站址保护工作，密切跟踪国家内陆核电政策，适时推动我省核电项目前期工作。

（三）加快坚强智能新型电网建设

着力优化完善电网主网架。围绕长三角特高压电力枢纽定位，加快建设陕北—安徽特高压直流及其配套工程，形成“两交两直”的特高压网架。积极推动外电入皖第三通道及长三角新增直流落点安徽的研究论证，超前谋划省内特高压交流网架，促进特高压交直流协调发展，提升区外来电承接和转送能力。推动建设安庆四—涓桥第四过江通道和潘集—孔店等过淮河通道，提升过江和两淮等重要输电通道能力，实现省内电力资源调配优化。推动合肥中心、阜阳阜四等500千伏变电站建设，构建皖中、阜亳等地区主干环网，加强重点城市和负荷中心供电能力。加强地区电网建设，形成“分区合理、强简有序”的220千伏网架。在合肥等重点城市建成“结构清晰、局部坚韧、快速恢复”的坚强局部电网，重要负荷中心电力供应保障能力大幅提升。按照电源电网同步规划、同步设计、同步投产原则，加强新能源资源富集地区新能源与配套送出工程的统一规划建设，满足新能源并网需求。

推进城乡配电网换代升级。优化完善配电网结构，推进省内高品质城市配电网建设，建成合肥、芜湖、马鞍山等智慧城市配网示范区，打造合肥滨湖智慧一流配电网试点。开展乡村振兴战略下农村电网提档升级标准化建设改造，实施“美丽乡村、电力先行”示范村镇电网建设，打造肥东包公青春社区等8个村镇电网典型样板工程。持续加强水电供区等基础差、抗灾能力弱地区农村电网建设，实施农村电网巩固提升工程。

加快实现电网智慧赋能。以坚强智能电网为枢纽平台，源网荷储和多能互补为支撑，推动建立多种能源联合调度机制，提高调度智能化、自动化水平。加快人工智能、大数据等智能化技术在电力系统的应用，建成新一代调度技术支持系统，建设适应高比例新能源接入、高比例电力电子装置的新型电力调度体系。加快配电网智能终端和通信网络建设部署，打造全景智慧感知平台，提高配电自动化、实用化水平。落实“数字江淮”战略，打造电网数字化平台，推进能源电力大数据中心建设。

（四）全面提升系统调节能力

科学有序发展调峰气电。科学统筹全省天然气供应能力，优先在气源有保障、气价可承受、调峰需求大的电力负荷中心布局调峰气电项目。研究制定调峰气电电价疏导政策。支持天然气供应企业建设调峰气电以均衡全年用气量，实现电、气双向调峰。到2025年，建成淮河能源滁州燃气调峰电厂和皖能合肥燃气调峰电厂等调峰气电项目，新增装机270万千瓦。

加快推进抽水蓄能电站建设。积极打造长三角千万千瓦级绿色储能基地，全面建成绩溪、金寨抽水蓄能电站，有序推进桐城、宁国等抽水蓄能电站项目建设，加快推进已纳入国家规划的抽水蓄能电站项目前期工作。到2025年，抽水蓄能电站装机达到468万千瓦。

加快实施煤电灵活性制造改造。按照最小发电出力达到30%及以下额定负荷的一般要求，推进现役机组灵活性改造应改尽改，新建机组全部实现灵活性制造。支持煤电企业按照“一厂一策、一机一策”的原则，选择成熟适用、经济可行的技术路线开展灵活性改造。完善煤电深度调峰支持政策，做好机组运行维护和寿命管理，加强关键部件检验检测，适当预留调峰安全裕度，确保机组安全运行。

积极推动新型储能建设。统筹规划建设新型储能，推动储能设施向电力系统发输配用各环节提供服务。结合全省新能源项目布局，推动“可再生能源+储能”模式发展。鼓励在合肥、滁州等负荷中心，统筹规划储能布局，缓解局部地区供电压力。稳步推进电网侧储能建设，提高系统调节能力和安全稳定水平。积极开展新能源制氢制氨、压缩空气等新型储能技术研究和应用，推动不同技术路线的电化学储能建设，进一步探索共享储能等新模式、新业态。加强储能电站安全管理，提升储能电站本质安全水平。研究制定新型储能支持政策和价格机制。到2025年，新型储能装机达到300万千瓦。

大力强化需求响应能力建设。按照“需求响应优先、有序用电保底”的原则，深入挖掘需求响应潜力，出台适应电力需求侧管理长效发展的政策机制，通过市场化手段引导和激励电力用户主动参与电力需求侧管理。建立健全电力需求响应交易平台，激发各类市场主体参与电力需求响应活力。到2025年，形成全社会最大负荷5%左右的需求响应能力。

（五）大力提升民生保障水平

深入开展“获得电力”提升行动。围绕持续优化用电营商环境，加快推广“零上门、零审批、零投资，省力、省时、省钱 ”的“三零三省”办电服务，居民用户、低压非居民用户全过程办电时间分别压减至3个和8个工作日以内。在政务服务网和“皖事通”APP上线用电报装功能，积极推广用电报装业务线上办理，不断提高线上业务办理率。深化政企信息共享应用，全面实现居民用户“刷脸办电”，企业用户“一证办电”，提升电力用户的便利性、满意度和获得感。

推动城乡供电服务均等化。结合新型城镇化和乡村振兴战略，加快城市配电网提档升级，实施农村电网巩固提升，提升城乡供电均等化水平。优化城区配电网布局，提高建设运营标准，开展交直流配电网、新能源微电网等建设，实施配电网数字化、智能化改造，满足分布式电源、多元负荷接入需求。推动农村用能方式转变，以电为中心，建设与现代化农业、美丽宜居乡村、农村产业融合相适应的新型农村电网。

加快推进充换电基础设施建设。按照“适度超前、充电为主、换电为辅、快慢互济”的原则，优化城乡公共充换电基础设施布局，推动高速公路充换电网络有效覆盖。鼓励推广智能有序充电，完善充电设施建设推进机制,进一步加快居民社区充电设施建设。开展合肥等换电试点示范项目建设，推广应用典型场景换电模式。加快省级充换电基础设施信息平台改造升级，推动省市平台融合衔接，形成全省“一张网”。鼓励开展车网互动应用，推广双向互动智能充电设施，加快“光储充放”新型充换电场站技术创新与应用。

（六）深入推进电力节能减排

加快淘汰煤电落后产能。加大淘汰煤电落产能工作力度，倒逼煤电产业结构优化调整。严格执行能效、环保、安全等政策和标准要求，淘汰关停的煤电机组“关而不拆”，原则上全部创造条件转为应急备用和调峰电源，促进煤电结构进一步优化调整。鼓励煤电企业向“发电+”、综合能源服务转型升级。严禁新（扩）建燃煤自备电厂，严禁将公用电厂转为自备电厂，鼓励优先采用多能互补方式满足用能需求。推动燃煤自备机组公平承担社会责任。鼓励燃煤自备电厂在符合条件、公平履行义务的前提下转为公用电厂。

持续推进节能降耗。继续推动煤电机组节能提效升级和清洁化利用，因厂制宜开展综合性、系统性节能改造，在落实热负荷需求的前提下开展煤电机组供热改造。新建燃煤发电机组同步建设先进高效的脱硫、脱硝和除尘设施，确保满足最低技术出力以上全负荷范围达到超低排放要求。推广应用高效节能电力设备，优先采用节能金具、主变和高导电率钢芯铝绞线，全面完成老旧配变、高损配变升级改造。加强系统无功规划和运行管理，实现各电压层级无功就地平衡。

积极有序实施电能替代。进一步拓展电能替代的广度和深度，提高终端用能电气化水平，鼓励开展“电能替代+综合能源服务”，系统提升能源利用效率，提升清洁电利用比例。聚焦交通运输、工业生产、商业餐饮、绿色校园、乡村电气化、居民生活电气化等领域，大力实施清洁替代。不断完善电能替代支持政策。“十四五”期间，完成电能替代电量300亿千瓦时。

（七）深入推进电力市场化改革

不断完善电力中长期市场。统筹中长期与现货市场衔接，完善“基准价+上下浮动”的市场化价格形成机制及配套政策，持续提高中长期交易开市频次，实现月内多次开市、连续开市。全面推广中长期合同分时段签约，允许市场主体分日、分时段调整合同电力电量，科学划分峰谷时段、拉大季峰谷差价。加强电力市场与可再生能源电力消纳责任权重、绿电交易、碳排放等市场化改革举措的有机衔接。逐步推动新型储能、电动汽车、虚拟电厂等新型电力市场主体参与交易。

稳步推进电力现货市场建设。按照国家现货试点工作要求，加强电力现货市场与中长期电力市场的衔接，逐步推动现货电能量交易市场连续运行，稳妥推进区外来电和新能源参与现货市场。根据现货电能量市场建设情况，适时建立调频、备用辅助服务市场，基本建成以现货电能量市场为主体，多种辅助服务市场相互配合的现货市场体系，通过市场化方式发挥灵活性电源对电力平衡的支撑性和调节性作用。

持续推进交易机构改革。完成电力交易机构第二轮股份制改造，加快推进电力交易机构独立规范运行，进一步厘清交易机构与调度机构、电网企业以及政府部门的业务界面。健全信息披露体系，建立完整的交易机构规范运行的规章制度体系，全面建成公开透明的电力市场交易平台。

深入开展配售电改革。根据市场需求有序扩大售电市场份额，充分发挥售电企业在电力现货市场中的风险缓冲作用，逐步提高用户侧电力市场意识。规范电力零售市场秩序，健全售电主体注册和退出淘汰机制。探索建立适应可再生能源微电网、增量配电网与大电网开展交易的体制机制，鼓励增量配电网投资与运营模式创新，激发社会资本参与的积极性。支持长丰县开展能源综合改革创新试点县建设。

（八）积极提升电力技术创新能力

大力推动电力技术创新。借助安徽打造科技创新策源地的有利条件，针对安徽构建新型电力系统重大技术需求，围绕源、网、荷等多环节，从技术、政策、市场机制等方面，系统开展基础理论、核心技术和关键装备等研究，统筹加快技术标准布局和新技术推广应用，支撑新型电力系统构建。

推动创新技术示范应用。分区域、分类型开展一批技术先进、推广性强的新型电力系统建设试点示范。在高比例清洁能源接入的金寨县、高密集负荷接入的合肥滨湖新区、能源绿色转型的两淮地区、皖江城市带承接产业转移示范区等不同特征的地区开展综合能源、智慧配电网、智慧调控等试点示范工程。以合肥、六安、铜陵等地区氢能产业布局为基础，探索试点可再生能源制氢，配套储氢装置和燃料电池发电系统。探索开展煤电机组掺氨燃烧试验。

积极推进源网荷储一体化和多能互补发展。按照“试点先行、逐步推广”的思路，科学有序评估纳规，分步实施。立足本地资源禀赋，有序建设安庆市高新区源网荷储一体化、阜阳市颍东区园区级源网荷储一体化、淮南市凤台县风光储一体化等一批源网荷储一体化和多能互补示范项目。制定一体化项目管理办法，建立健全相关技术标准规范，培育具有市场竞争力的商业模式，发挥示范项目在提升能源清洁利用水平和电力系统运行效率方面的引领作用。

（九）保障电力系统安全稳定运行

提高电力安全运行水平。加强电力设施和电能保护监督管理，强化电力安全生产管理，不断提升电力运行调控水平。建立联防联控机制，加强密集输电通道等电网重要环节的风险管控、运行维护，强化电力系统网络安全。配合电力安全监管部门，进一步加强电力运行安全管理，按年度编制全省电力迎峰度夏（冬）预案、有序用电方案及拉限电序位表，做好重要时段专项电力保障和极端情形下电力安全保障风险管控。

加强应急体系能力建设。完善电力应急预案体系，组织推进大面积停电联合演练，提高应急处置和抗灾能力。加强应急预案管理，形成政府职能部门、电力企业、重要电力用户、各类救援队伍以及新闻媒体、社会公众之间的应急协调联动机制，提高协同应对联合处置能力。加强与应急管理部门的协作，建立健全应急资源共享、信息通报和处置联动机制，提高应对大面积停电事件应急保障能力。

做好电力建设安全工作。加强电力项目事中事后监管，督促指导电力企业强化安全风险管控和隐患排查治理，督促企业严格落实有关法律、法规和标准要求，切实履行安全生产主体责任，做好施工安全管理和工程质量管控等各项工作，有效防范安全生产和质量事故的发生。加大监督检查力度，严格审查工程建设手续、施工现场安全管理等，对未履行安全管理和质量管控等的电力企业予以惩戒。

四、组织保障