《浙江省电力发展“十三五”规划》，网源

浙江省电力发展“十三五”规划

“十三五”时期是高水平全面建成小康社会、加快建设“两富”和“两美”浙江的关键时期，也是贯彻落实习近平总书记“四个革命、一个合作”能源发展战略思想和加快建设国家清洁能源示范省的关键时期。根据国家能源局《关于做好“十三五”电力发展规划编制工作的通知》(国能电力〔2014〕388 号)的总体部署，特编制本规划。本规划是指导我省“十三五”时期电力发展的重要依据。

一、发展基础

(一)发展成就

“十二五”时期，我省电力快速发展，供给保障能力显著增强，电力结构持续优化，顺利完成“十二五”电力规划确定的主要目标和任务。同时，电力供应实现紧缺到宽裕的转折，电力消费增长减速换档，2015 年全省全社会最高负荷和用电量分别达到6290万千瓦、3554 亿千瓦时左右，年均增速6.6%、4.7%左右，远低于“十一五”的12.4%、11.2%。电力保障能力显著增强。“十二五”期间，浙江电源建设迈上新台阶，相继投运秦山核电二期扩建工程、嘉兴电厂三期、苍南电厂、舟山六横电厂、方家山核电、台州第二电厂、浙能温州发电厂“上大压小”等一批重大电源项目，截至2015 年底，全省境内电力总装机达到8215 万千瓦，是2010 年装机规模的1.4 倍。浙江省2000—2015 年境内电力总装机见图1。其中，光伏发电、风电等可再生能源跨越式发展，分别达到220 万千瓦、104 万千瓦左右。外购电大幅增加，外购电力高达2110 万千瓦左右(含华东统调，下同)，占全社会用电最高负荷的34%左右。外购电量1050 亿千瓦时左右，占全社会用电量的30%左右。

电网建设获得快速发展。形成“两交一直”的特高压网架，基本建成以“六横两纵”500 千伏电网为骨干、以220 千伏电网为支撑、110 千伏电网为基础，供电能力充足、网架结构坚强、输配网协调、城农网统筹、调度运行灵活的智能、高效、可靠电网。截至2015 年底，全省110 千伏及以上变电容量(含换流容量)达到34700 万千伏安左右，线路长度48920 公里左右，分别是2010 年的1.6 和1.3 倍。

电力供应结构持续优化。截至2015 年底，全省电力装机结构(详见图2)不断优化，其中，清洁能源装机达到3313 万千瓦，约占全省电力总装机40.3%，比2010 年提高8.4 个百分点。积极推进煤电机组超低排放改造和节能升级改造，“十二五”期间新建和改造大型清洁燃煤机组35 台，共2377 万千瓦。关停小火电350 万千瓦左右。全省煤电平均供电标准煤耗逐年降低，由2010 年的312 克/千瓦时降到2015 年的298 克/千瓦时。

电力科技装备快速发展。清洁煤电技术取得重大突破，率先在全国建成超低排放燃煤机组，达到国际领先水平。世界首个五端柔性直流输电工程——舟山多端柔性直流输电工程投入试运行。常规电力及辅助装备、核电关联产业、光伏产业、风机制造、节能装备等专业化产业链初具规模。

电力政策法规不断完善。加大政策支持力度，设立可再生能源专项资金，出台了促进光伏发展等财政补贴政策。强化改革创新，进一步完善网上并联审批，向市县下放一批审批权限。相继出台《浙江省可再生能源开发利用促进条例》和《浙江省电网设施建设保护和供用电秩序维护条例》。浙江省“十二五”电力发展情况见表1。

表1 浙江省“十二五”电力发展情况

(二)存在问题

电力供应富余与需求减速矛盾加剧。受电力供应量持续增长、外购电规模不断扩大与省内电力消费增速放缓的双重挤压，电力供需矛盾转化为调峰矛盾和省内煤电机组发电利用小时数持续下降。

特高压和多元源荷接入对电网供电安全带来重大挑战。大规模特高压交直流进入浙江，可再生能源、分布式电源和电动汽车等多元电源和负荷的接入，逐步加大了电网运行控制难度和安全稳定运行风险，对电网的安全性、适应性、经济性和资源配置能力等提出了新的、更高的要求。

资源环境约束问题进一步突出。环境、土地、水资源等要素制约更加突出，环保、节能的要求日趋严格，尤其是煤炭减量替代等政策对煤电发展提出了更高的要求，电力发展面临环境承载能力不足的重大挑战。

制约电力发展的体制机制障碍仍然存在。电力体制市场化改革正待起步，反映资源稀缺性的电力价格形成机制尚未完全建立，促进抽水蓄能和可再生能源发展相关的配套政策仍需要进一步强化。

二、面临形势

(一)发展机遇

“十三五”时期，浙江省电力发展进入电力消费增长减速换挡、电力供需形势持续宽松、电力结构优化步伐加快、电力发展动力开始转换的新常态。

电力供需形势从紧缺转向宽裕，为浙江电力发展从扩张保供转到提质增效，统筹电源、电网、用户、储能协调发展，统筹集中式和分布式发展，提升电力系统整体利用效率提供了重要机遇。

创建国家清洁能源示范省，为浙江省电力发展从粗放发展转向绿色低碳，统筹非化石能源和传统化石能源清洁化发展，以更清洁、高效、可持续性发展的方式满足安全供应提供了重要机遇。

国家实施创新驱动发展战略，特别是实施“中国制造2025”、“互联网+”行动计划，积极推进多种技术广泛渗透融合的能源技术革命，为浙江省加快电力行业转型升级，实现电力智慧互联提供了重要机遇。国家实施“一带一路”战略，为浙江省开启电力技术、装备、工程走出去提供了重要机遇。

国家深化电力体制改革，为浙江省全面放开电力领域的竞争性环节价格，加快推进电价改革、电力交易体制改革、发用电计划改革、售电侧改革等提供了重要机遇。推进供给侧结构性改革，为化解煤电过剩产能，提高电力增量中非化石能源发电的比重，加强调峰电源建设和配电网的改造升级等提供了重要机遇。

(二)需求预测

1.预测依据

根据《浙江省国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》提出的“十三五”时期我省地区生产总值年均增速为7%以上，2020 年服务业增加值占地区生产总值比重达到53%以上，常住人口规模为5630 万人等指标，国家提出的2020 年浙江省能源强度在2015 年的基础上下降15%等要求，采用产值单耗法、弹性系数法、人均用电量法、时间序列法、负荷利用小时数法和用户报装法等多种方法对电力电量进行测算。

2.预测结果

2020 年，全省最高负荷、用电量分别为7300～8400 万千瓦、3920～4530 亿千瓦时，“十三五”期间年均增长分别为3.0%～6.0%、2.0%～5.0%。推荐方案详见图3。

(三)供需平衡

到2020 年，全省电力最高负荷为8030 万千瓦左右，负荷备用率为12%时，省内机组供电能力5850 万千瓦左右，华东统调机组分得电力1000 万千瓦左右，区外电力2240 万千瓦左右，全省电力基本平衡。若区外来电购电量占全社会用电量比重不高于20%，煤电利用小时数为4440 小时，全省电量基本平衡;若区外来电按原有计划供应，煤电利用小时数为4000 小时，全省电量基本平衡。浙江省“十三五”电力电量平衡情况见表2。

表2 浙江省“十三五”电力电量平衡表

三、总体思路

(一)指导思想

深入贯彻党的十八大、十八届三中、四中、五中全会和习近平总书记系列重要讲话精神，以“四个全面”战略布局为统领，以创新、协调、绿色、开放、共享五大发展理念为引领，以“八八战略”为总纲，全面落实“四个革命、一个合作”的能源发展战略思想，紧紧围绕国家清洁能源示范省建设，以“调结构、保安全、促协调、惠民生”为核心，加快推进电力供给侧结构性改革，大力发展非化石能源，着力提高电能利用效率，有效促进电力工业节能减排，着力推进电力体制改革，逐步建成有效竞争的电力市场体系，着力推进科技进步，不断壮大电力装备业及关联产业，构筑绿色低碳、安全高效、智慧经济的现代电力体系，为高水平全面建成小康社会奠定坚实的电力保障。

(二)发展理念

坚持创新发展。把创新贯穿电力发展全过程和全领域，大力推进科技创新和体制创新，重点打造互联网+智慧电力示范基地，稳步推进电力体制改革。

坚持协调发展。牢牢把握电力发展方向和总体布局，重点促进电力供给与电力需求协调发展，促进不同的电源品种增量的协调发展，省内电力生产与省外电力供应协调发展，电源与电网协调发展，各级电网协调发展。

坚持绿色发展。坚持节约资源和保护环境的基本国策，深入推进电力行业节能减排，坚持清洁能源装机建设和煤电清洁化利用两手抓，构筑绿色电网，不断推进电力供应结构优化。

坚持开放发展。顺应电力发展走向全球的趋势，鼓励浙江电力投资、技术、装备等企业更加主动融入国家全方位对外开放总布局，坚持更高水平引进来和更大步伐走出去并重，引资和引技引智并举。

坚持共享发展。把保障和改善城乡居民生产生活用电放在首要位置，加快实施配电网和农村电网建设改造、电动汽车充电基础设施、光伏小康等电力惠民工程，让人民群众更好地享受到优质、高效、便捷的供电服务。

(三)发展目标

到2020 年，打造可再生能源综合利用、沿海核电、互联网+智慧电力和电力科技装备产业四大基地，构筑一张智能电网，基本形成电力供应满足国民经济和社会发展需求，电源结构优化取得明显进展，电力科技与装备产业加快发展，电力资源利用效率和节能减排全国领先，电力市场初步构建的发展新局面。

——电力保障跨上新台阶。全省电力需求保持稳步增长，到2020 年，最高负荷、用电量分别达到8030 万千瓦、4220 亿千瓦时，年均增长5%、3.5%。电力保障能力显著增强，境内电力装机容量达到9400 万千瓦左右，区外来电2240 万千瓦左右。全省220 千伏及以上变电容量(换流容量)达到33640 万千伏安左右，线路长度34410 公里左右。

——结构优化实现新突破。清洁能源装机比重从2015 年的40.3%逐步提高到2020 年的49.6%左右，其中非化石能源装机比重从2015 年的25.4%逐步提高到2020 年的36.3%左右。煤电装机比重从2015 年的56.1%持续下降到2020 年的49.3%左右。非化石能源装机发电量占全社会用电量的24%左右。非水可再生能源发电量(含外购非水可再生电量)占全社会用电量的7%左右。

——协同发展获得新进展。积极推进电源、电网、用户、储能协调发展，实现电力与环境协调发展。全面完成煤电机组超低排放改造和节能升级改造，全省煤电平均供电煤耗控制在295 克标煤/千瓦时以内，电力领域的二氧化硫、氮氧化物、粉尘等主要污染物排放比2015 年削减50%以上。电网综合线损率降到4.2%左右。

——民生保障实现新提升。实施配电网建设改造工程，实现城乡用电服务均等化，全省用户供电可靠率达到99.966%以上，城乡供电安全水平显著提升。实施电动汽车充电基础设施建设，构建全省电动汽车智能充电服务网络，满足23 万辆电动汽车的需求。

浙江省“十三五”电力发展目标见表3。

四、主要任务

(一)构建清洁、多元的电源保障体系

切实落实电力供给侧结构性改革，新增电源以非化石能源装机为主，构建清洁、高效、多元的电力保障体系。“十三五”期间，新建装机1520 万千瓦左右，其中新建非化石能源装机1330 万千瓦左右，占新建总装机的88%左右。到2020 年，我省境内电力装机容量达到9400 万千瓦左右，其中，核电装机907 万千瓦、占总容量的9.7%，气电装机1250 万千瓦、占总容量的13.3%，抽水蓄能装机493 万千瓦、占总容量的5.2%，常规水电装机704万千瓦、占总容量的7.5%，煤电装机4635 万千瓦、占总容量的49.3%，风电等非水可再生能源发电装机1310 万千瓦、占总容量的13.9%，余热余压发电装机100 万千瓦、占总容量的1.1%。

1.积极推进煤电超低排放和节能改造

不再上新建煤电项目，调整煤电机组内部结构，全面关停30 万千瓦以下燃煤纯凝机组，充分发挥现有超低排放燃煤机组利用率水平。积极推进清洁煤电建设，到2017 年底，全面完成全省30 万千瓦以上共4100 万千瓦左右的燃煤机组超低排放改造和节能升级改造。

实施地方燃煤热电联产行业综合改造升级行动。到2017 年底，全省燃煤热电联产机组实现超低排放改造，淘汰全部中温中压及以下参数机组，高温高压及以上背压机组比重超过50%，实现生产运行及烟气污染物排放情况全流程集中监控和远程实时在线监测。强化热电联产规划管理，各市、县(市)应抓紧编制或修订完善本地区热电联产规划或工业园区热电联产规划，禁止规划新增企业自备燃煤热源点。集中供热区域内所有分散燃煤锅炉，应在2017 年底前全部淘汰关停。

2.创造条件有序推进核电安全发展

按照国家建设沿海核电基地的总体部署，采取国际最高安全标准、确保安全，选用国际先进的第三代核电技术建设核电站，并为全国提供先进核电技术示范。加快建成三门核电一期，积极推进三门核电二期、三期，三澳核电一期的开工建设，创造条件有序推进象山核电、三澳核电二期前期工作，保护龙游核电厂址。深化海岛核电研究，适时启动第四代核电(高温气冷堆)厂址适应性研究。探索我国沿海地区核电与地区融合发展的新方式。到2020 年，建成三门核电一期250 万千瓦，全省核电装机达到907万千瓦。

3.合理配置抽水蓄能等调峰电源

充分利用站址资源丰富的优势，推动抽水蓄能等调峰电源与区外来电、核电和可再生能源等协调优化运行。按照国家批准的“推五备四”规划，加快推进抽水蓄能电站建设，探索开展抽水蓄能开发权招投标试点。“十三五”期间，建成仙居抽水蓄能电站150 万千瓦，力争建成长龙山抽水蓄能电站首台机组35 万千瓦。到2020 年，全省抽水蓄能发电装机达到493 万千瓦左右。力争开工宁海、缙云等抽水蓄能电站。

4.大力推进可再生能源健康发展

提高可再生能源发展质量和规模，大力推进可再生能源综合利用基地建设，新增可再生能源装机900 万千瓦左右，占新增总装机的59%左右。到2020 年，可再生能源装机达到2010 万千瓦左右，占电力装机比重21%左右。其中，水电700 万千瓦左右，风电400 万千瓦左右，光伏发电800 万千瓦左右，生物质发电110 万千瓦左右。

——着力实施水电增效扩容更新改造，坚持经济效益与社会效益、环境效益的统一。

——积极发展光伏发电。“十三五”期间，新增光伏发电600万千瓦左右。落实国家“光伏领跑者”计划，推进分布式光伏发电应用示范区建设，加大光伏扶贫力度，重点实施装机规模300 万千瓦左右的百万家庭屋顶光伏工程，其中光伏小康工程装机规模120 万千瓦左右。因地制宜发展互补型光伏电站，推广太阳能、农业(渔业)、旅游业、科普等资源综合开发利用发展新模式。

——重点发展海上风电。按照“统筹规划、分类指导、有序建设”的原则，“十三五”期间，新增风电300 万千瓦左右。重点建成普陀6#、嘉兴1#、嘉兴2#等海上风电。

——因地制宜发展生物质能。在农作物主产区和资源丰富的地方有序建设生物质发电项目10 万千瓦左右，鼓励生物质成型燃料供热项目的应用，推进生物质和沼气集中供气。

——加快海洋能技术创新示范。建成林东模块化大型海洋潮流能发电机组等2 个以上海洋能示范项目。

5.适度推进天然气发电和分布式发展

充分发挥现有天然气发电机组的调峰作用，适时建立调峰成本合理补偿机制。提高天然气热电联产机组的利用率，淘汰关停其供热区域内所有分散锅炉。积极推广新增用能区域和用户实施热、电、冷、气等能源生产耦合集成和互补利用，因地制宜推广应用天然气分布式热电冷三联供。到2020 年，气电装机达到1250万千瓦左右。

6.建立协商机制合理接纳区外来电

“十三五”时期，新增宁夏灵州—浙江绍兴±800 千伏特高压直流。统筹协调外购电和省内电源，完善跨省跨区电力交易机制，协商确定区外来电的年度电量、电力、电价执行方案，探索建立区外来电峰谷电价机制及辅助服务补偿机制。区外来电电价不高于省内煤电标杆上网电价，区外火电发电利用小时不高于省内煤电机组发电利用小时，区外来电购电量占全社会用电量比重不高于20%。到2020 年，外购电力规模达到3240 万千瓦左右，占全社会最高负荷比重达40%左右，其中区外来电2240 万千瓦左右，占比28%左右;外购电量规模达到1450 亿千瓦时左右，占全社会用电量比重达34%左右，其中区外来电840 亿千瓦时左右，占比20%左右。

(二)构建安全、智能的现代电网系统

不断加强电网建设，建成以中西部特高压站和东部火电、核电电源基地为支撑，交直流互备、水火核电互济、东西互供、南北贯通的500 千伏骨干网，完善以目标网架为导向、分区清晰的220 千伏主干网，建设城乡统筹、安全可靠、经济高效、技术先进、环境友好的现代配电网，构建安全、智能的现代电网系统，实现电动汽车等多元化负荷全接入和光伏发电等清洁能源全消纳。

1.完善交直流互备的特高压电网

建成宁夏灵州—浙江绍兴±800 千伏特高压直流换流站，形成“两交两直”特高压网架。到2020 年，浙江省建成1000 千伏特高压变电站3 座、变电容量2400 万千伏安，特高压交流输电线路1185 公里，±800 千伏特高压直流换流站2 座、容量1600 万千瓦，特高压直流输电线路527 公里。

2.构筑网源协调的500 千伏电网

加强500 千伏骨干网架建设，形成以特高压站和沿海电源群为支撑，脉络清晰的浙北、浙中、浙南三个区域电网。“十三五”期间，新建500 千伏变电站13 座、扩建500 千伏主变25 台，新增500 千伏变电容量4155 万千伏安，新建及改造线路长度2057公里。到2020 年，浙江省将拥有500 千伏变电站52 座，变电总容量12660 万千伏安，线路长度10141 公里。

3.优化安全灵活的220 千伏电网

加快220 千伏主干网建设。“十三五”期间，新建220 千伏变电站84 座，扩建43 座，整体改造变电站12 座，退役1 座，新增变电容量5016 万千伏安，新增线路长度6411 公里。到2020年，浙江省220 千伏变电站375 座，变电总容量16980 万千伏安，线路长度22553 公里。

4.全面实施配电网建设改造

进一步加大配电网建设改造力度，到2020 年，完成配电网投资800 亿元以上。110 千伏新建变电站383 座，新增变电容量4513 万千瓦，新增及改造线路长度7285 公里;35 千伏新、扩建变电站47 座，新增变电容量139 万千瓦，新增及改造线路长度1633 公里;10(20)千伏新增配变99928 台，新增配变容量3275万千瓦，新增及改造线路长度57995 公里;0.38 千伏新增及改造线路长度28411 公里。中心城市(区)智能化建设和应用水平大幅提高，供电可靠率达到99.991%，用户年均停电时间不超过0.8小时，供电质量达到国际先进水平;城镇地区供电能力及供电安全水平显著提升，供电可靠率达到99.957%以上，用户年均停电时间不超过3.8 小时，保障地区经济社会快速发展;全面解决乡村及偏远地区电网薄弱问题，户均配变容量不低于2.5 千伏安，有效保障民生用电。

(三)构建高效、低碳的电力消费格局

以全面提升电力系统效率为目标，实施电力需求侧响应示范工程和电能替代工程，实现供给侧和需求侧高度融合发展，逐步构建高效、低碳的电力消费体系。

1.鼓励实施电力需求侧响应示范工程

构筑电源、电网、用户、储能协调发展的电力供给和消费体系，大力发展分布式能源，提高电网调峰能力和电力配置效率。探索推进电力需求侧响应示范工程，推广智能用电小区、智能用电楼宇、智能用电园区以及能效电厂等示范项目。探索灵活多样的市场化交易模式，建立健全需求响应工作机制和交易规则。努力实现削峰填谷，力争到2020 年形成占全社会最高负荷2%左右的需求侧机动调峰能力。

2.加快实施电能替代工程

提升能源利用清洁化水平，实施电能替代工程。加快推进工业、交通、商业和城乡居民生活等各领域的电能替代，大力推广电动汽车、港口岸电、电锅(窑)炉、冰蓄冷、电采暖、家庭电气化及厨炊等电能替代，力争增供负荷300 万千瓦左右，增供电量120 亿千瓦时以上，占2020 年全社会用电量的2.8%以上。

3.全力推进电动汽车充电基础设施建设

按照“桩站先行、适度超前”的总要求，分类有序推进电动汽车充电基础设施发展，努力构建满足需求、布局合理、功能完善、使用便捷的充电基础设施体系。到2020 年，新建集中式充换电站800 座以上、分散式充电桩21 万个以上，具备满足23 万辆以上电动汽车充电需求的能力。其中，新建公共服务领域专用充换电站400 座以上;新建用户自用充电桩19.8 万个以上，以满足基本充电需求;新建各类公用充换电站240 座以上、公用充电桩1.2 万个以上，以满足补充充电需求;实现全省高速公路服务区电动汽车快充站全覆盖，新增超过160 座城际快充站，以满足城际出行需求。

(四)构建创新、融合的电力科技体系

依托重大科技专项、重大工程，扎实抓好电力工业领域的科技创新，打造电力科技装备产业基地，培育一批电力领域产业基地和装备企业，建设互联网+智慧电力示范工程，构建创新、融合的电力科技体系。

1.大力推进重大技术自主创新

以大衢洋海上风电等重大工程和重大科技专项为依托，带动自主创新，加快科技成果转化。“十三五”期间，重点突破低风速风电、大容量海上风电、潮汐发电、潮流能和波浪能发电、新一代生物燃料、先进储能材料、高效太阳能电池、智能电网、分布式能源、煤炭分级分质转化等技术。以浙江大学等具有国内国际影响力的科研院校为依托，加快建设电力领域的国家级、省级重点实验室、国家能源研发(实验)中心、企业技术中心、试验和成果转化等技术研发平台。

2.加快推进电力装备及关联产业发展

加快提升我省重大技术装备和高技术装备的设计、制造和系统成套水平及自主化能力，加快推进电力装备及关联产业发展。依托沿海核电基地建设，打造以核电成套设备、关联设备制造为主体，兼具核电服务的产业集群;依托风电产业基础和海上风电工程建设，提升大功率风机整机制造能力;依托可再生能源综合利用基地建设，重点发展高效晶体硅太阳能电池、薄膜太阳能电池及其核心设备，推动生物质能、地热能、潮汐能等可再生能源产业发展;依托清洁煤电技术研发，做强清洁煤电装备及电力成套装备产业。带动节能环保、高端装备和智能制造、新能源、新材料、新能源汽车、新型储能设备、终端用能智能设备等关联产业发展。到2020 年，打造海盐中国核电城、嘉兴光伏产业高新技术园区等10 个以上的产业特色比较鲜明、主导产品竞争力较强、市场化机制较为健全、龙头企业带动作用明显、产业链条较为完整、创新能力较强的电力领域省级特色产业基地。培育浙富集团等20 个以上的具有自主知识产权和国内国际竞争力的大型电力装备企业集团。

3.积极推进互联网+智慧电力基地建设

以建设互联网+智慧电力基地为依托，积极推动电力与互联网、云计算、大数据、物联网相结合，建设贯穿电力生产、供应、消费、储能全过程的智慧管理平台，试点新能源+微电网，新能源+电动汽车+储能、多能互补的分布式能源等示范项目，实现广泛互联、智能互动的电力服务体系。

(五)构建规范、有序的电力市场体制

进一步深化国家电力体制改革总体安排部署，制定切实可行的省级电力体制改革实施方案，有序建立“有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效”的市场体制。

1.稳步推进电力体制市场化改革

贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9 号)文件精神，按照管住中间、放开两头的体制架构，有序推进输配电价改革，逐步实现公益性以外的发售电价格由市场形成，妥善处理电价交叉补贴，理顺电价形成机制;推进电力交易体制改革，规范市场主体准入标准，引导市场主体开展多方直接交易，推进辅助服务市场化改革，建立辅助服务分担共享新机制;建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台;推进发用电计划改革，有序缩减发用电计划，完善政府公益性调节服务功能;稳步推进售电侧改革，培育多元售电主体，有序向社会资本放开增量配电投资和售电业务;放开电网公平接入，建立分布式电源发展新机制;加强电力统筹规划和科学监管，提高电力安全可靠水平。

2.加快抽水蓄能建设运行体制改革

加快抽水蓄能电站建设运营管理体制机制创新研究和改革试点工作。实施抽水蓄能与核电、省外特高压来电配套建设机制，明确各抽水蓄能电站的主要服务对象。实施抽水蓄能与核电、省外特高压来电、可再生能源的联合运行机制，制定调度运行规程。选择较成熟的场址探索开展抽水蓄能开发权招投标试点。探索以发电预期收益权或项目整体资产进行抵(质)押贷款，开展股权、债券融资，扩宽融资渠道。建立抽水蓄能电站费用回收机制，探索建立电网、用户、发电侧共同按比例分摊承担机制，逐步形成调峰、填谷、调频、调相、备用和黑启动等辅助服务价格市场化形成机制。

五、环境影响评价

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