安徽发布电力发展“十三五”规划 加快建设智能电网

本网获悉，5月26日，安徽省能源局发布安徽电力发展“十三五”规划，规划中提及八个重点任务：积极发展清洁能源、有序发展燃煤火电、加快建设智能电网、不断优化调峰能力、深入开展节能减排、大力实施民生工程、着力提升创新水平、持续推进体制改革。

持续推进体制改革任务中指出：根据国家和省电力体制改革总体部署，按照积极稳妥、有序推进，统筹规划、市场导向，保障民生、安全可靠，节能减排，科学监管的基本原则，稳妥推进全省电力体制改革。

加快推进电价改革，做好输配电价测算和监审工作，分步实现公益性以外的发售电价由市场形成；加强电力需求侧管理，提高电能利用效率；完善市场化交易规则和准入退出机制，建立市场主体信用评价制度，实现电力市场公平有效竞争；组建安徽电力市场管理委员会，对现有的电力交易中心进行股份制改造，实现交易机构进一步独立；有序放开发用电计划，建立优先购电和优先发电制度，实现除优先发电权以外的非调节性发电计划基本取消；稳步推进售电侧改革，通过试点示范，逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，调动电网企业和社会各类资本参与配电网建设的积极性，有序向社会资本放开配售电业务，实现配电售电多元化竞争。

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安徽省电力发展“十三五”规划

前 言

电力是关系国计民生的重要基础产业和公用事业，是人民生产生活不可缺少的基本要素。随着工业化和城市化的快速发展，电能在终端能源消费中的比重越来越大。电力的安全稳定供应，对确保经济社会又好又快发展，具有十分重要的意义。为促进我省电力可持续发展，依据国家《电力发展“十三五”规划》、《安徽省“十三五”能源发展规划》等，制定本规划。

本规划内容涵盖水电、煤电、风电、太阳能发电等各类电源和输配电网，重点阐述“十三五”时期我省电力发展的指导思想和基本原则，明确主要目标和重点任务，是“十三五”电力发展的行动纲领、编制相关专项规划的指导文件和布局重大电力项目的依据。

本规划基准年为 2015 年，规划期为 2016-2020 年，展望到2030 年。规划实施过程中，适时进行滚动修编调整。

一、发展基础

(一)取得成绩

电力建设步伐不断加快。 “十二五”期间， 全省电力工业发展规模迈上新台阶。截至 2015 年底，全省全社会用电量达到 1640亿千瓦时，发电装机达到 5153 万千瓦。 “皖电东送”规模达到 1288万千瓦;新能源实现较快发展，光伏、风电、生物质发电(含垃圾发电)装机分别达到 130、 135 和 84 万千瓦; 110 千伏及以上线路合计 4 万公里，变电容量 1.35 亿千伏安;人均装机达到 0.83千瓦，人均用电量达到 2669 千瓦时。

电力装机结构持续优化。 “十二五”以来，全省新增装机 2220万千瓦。煤电占总装机容量的比重由 2010 年的 94%下降到 2015年的 85%; 30 万千瓦及以上煤电机组比重由 2010 年的 89%提高至 94%， 60 万千瓦及以上煤电机组比重由 2010 年 60%提高至72%。首台百万千瓦级铜陵电厂 5 号机组、超低排放安庆电厂二期项目和首座百万千瓦级芜湖响水涧抽水蓄能电站建成投产。风电、光伏发电装机从无到有，包括常规水电、抽水蓄能以及风电、光伏等非化石能源发电装机容量所占比重由 2010 年的 6.3%提高到 12.4%。

电网配臵能力明显提高。 建成投运世界首个同塔双回特高压交流输电示范工程—“皖电东送” 淮南～浙北～上海特高压交流输电示范工程，建设淮南～南京～上海特高压交流输变电工程，加大 500 千伏、 220 千伏输变电工程建设力度，全省骨干网架全面实现了由 220 千伏向 500 千伏的跨越，基本形成了分层分区运行的电网体系。通过加快城乡电网建设和改造，全省户均配变容量由 2010 年的 1.2 千伏安提升至 2015 年的 2.0 千伏安。

电力节能减排达到新水平。 “十二五”期间共关停小火电机组13.7 万千瓦。推进煤电节能减排升级改造， 2015 年全省煤电平均供电煤耗 301 克标煤/千瓦时，较 2010 年下降 21.4 克标煤/千瓦时，比全国平均水平低 14 克标煤/千瓦时;全省电网线损率 7.42%，比 2010 年下降了 1.72 个百分点。新增可再生能源发电量累计达到 68 亿千瓦时，等效节约 205 万吨标煤。 电动汽车充换电 272万次，充电电量 7631 万千瓦时，替代燃油 5450 万升。

电力技术水平不断提升。 “十二五”以来，我省发电技术取得了巨大进步，在机组容量、参数、效率、环保性能、节水等技术指标上不断突破和提高。超超临界机组加快推广应用，循环流化床、脱硫脱硝等先进技术全面推广。特高压技术在工程设计、施工调试等多项关键技术上取得重大突破并实际应用，淮南～上海1000 千伏特高压交流输电示范工程建成投运，处于世界领先水平。

阳光电源股份有限公司技术中心被认定为国家级企业技术中心，光伏逆变器、新型动力电池等研制居全国前列。

体制改革和对外合作取得新进展。 电力市场化改革稳步推进，积极推进电力直接交易，制定了全省电力用户与发电企业直接交易实施方案和交易规则，进一步降低了准入门槛，建立了国内首个正式投入运营的电力直接交易平台，“十二五”期间累计交易电量 294 亿千瓦时。稳步推进电煤市场化改革，煤电联营取得重大进展。支持企业采取独资、均股、参股等多种形式建设煤电一体化项目，四大矿业集团全资建设或参股电厂 30 余个，权益装机规模约 1400 万千瓦。加快建设“皖电东送”二期工程，新增装机 530 万千瓦，缓解了长三角地区电力供应紧张的局面。

注： [ ]为五年累计值。

我省电力工业发展取得成绩的同时，也暴露出一些问题。一是电力发展水平仍较低， 2015 年人均装机 0.83 千瓦，人均用电量 2669 千瓦时，分别仅相当于全国平均水平的 75%和 64%。二是夏季高峰负荷时仍存在一定的电力缺口，局部时段和地区电力供需紧张的局面仍然存在。三是电源装机以煤电为主，省内煤电机组占总装机容量 85%左右，水电、风电、 光伏等可再生能源装机比重较小，电源结构性矛盾依然突出。四是 500 千伏变电站对地区电网支撑能力不强，地区内部坚强环网尚未普遍形成，运行方式灵活性不足。五是电源与电网建设需要进一步协调，部分负荷中心缺少电源支撑，电源与需求分布的不协调影响了电力系统整体效益的发挥。

(二)面临形势

电力需求保持较快增长，产业发展空间较大。“十三五”期间，我省经济将延续“十二五”快速发展的态势，电力需求仍将保持较快增长势头。为满足经济社会发展和城乡居民生活用电的需要，电力建设必须适度超前发展。

环境政策约束趋紧，煤电建设空间受限。“十三五”期间，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;国家《电力发展“十三五”规划》(2016-2020 年)提出2020 年全国煤电装机控制在 11 亿千瓦以内，新增装机规模仅 1亿千瓦左右，全省煤电发展将受到一定制约。

电源结构有待优化，可再生能源亟待加快发展。“十二五”期间，全省光伏、风电等可再生能源实现跨越式发展，但由于基数小，占比仍然不高，装机依然以煤电为主，电源结构需进一步优化。为实现 2020 年非化石能源消费比重达到 5.5%的目标，进一步加快可再生能源发展迫在眉睫。

电网运行难度加大，智能电网建设需要加快。 随着光伏、风电等间歇性电源和电动汽车等多元化负荷的大规模接入，电网运行难度加大， 需全面提升电网智能化水平，提升电网的接纳能力和协调控制能力。

电力改革持续深入，体制机制有待创新。随着电力体制改革的深入推进，竞争环节电价将逐步放开，电力直接交易规模不断扩大，增量配电网等方面的改革将稳步实施，对电力行业管理体制和电力企业运营机制提出新的要求。

二、指导思想、原则和目标

(一)指导思想

全面贯彻党的十八大和十八届三中、四中、五中、六中全会精神，按照省委省政府相关部署，紧紧围绕“坚定不移闯出新路、决战决胜全面小康、加快建设创新协调绿色开放共享的美好安徽”的总目标，以加快转变电力发展方式为主线，以保障安全、优化结构、节能减排、协调发展为重点，以技术创新为支撑，努力构建清洁低碳、安全高效的现代电力工业体系和竞争有序的电力市场， 服务全省经济社会持续健康发展，为全面建成小康社会和美好安徽提供坚实保障。

(二)基本原则

坚持统筹协调。 牢牢把握电力发展方向和总体布局， 统筹落实保障电力安全可靠供应和推进生态文明建设的双重任务，重点促进电力供给与电力需求协调发展，不同电源品种协调发展，省内电力生产和省外电力供应协调发展，电源与电网协调发展。坚持优化结构。 有序推进清洁高效煤电机组建设，加快淘汰煤电落后产能，积极发展清洁能源发电，提高非化石能源消费比重。 优化电网结构， 加快建设以特高压和 500 千伏为骨干网架，各级电网协调发展的坚强智能电网。

坚持清洁利用。 加快推进重点行业节能降耗，提高电能在终端能源消耗中的比重，降低单位产值能耗。加快推广高效节能环保技术应用， 深入推进煤电节能减排升级改造，进一步降低发电煤耗和烟气排放。

坚持开放共享。 发挥能源资源以及区位优势， 加强华东能源基地建设。 加强省际合作，建立多样化的电力输送渠道，统筹考虑送电华东与接受区外来电， 实现电力资源更大范围的优化配臵。

坚持深化改革。 把推进改革作为实现电力工业科学发展的内生动力，充分发挥市场配臵电力资源的基础性作用，构建有效竞争的电力市场结构和市场体系，加快推进电力体制改革，提高电力资源配臵效率和效益。

(三)发展目标

1.供应能力

预计全省 2020 年全社会用电量 2240—2400 亿千瓦时，年均增长 6.4%—7.9%; 2020 年全社会最大负荷 4300—4610 万千瓦，年均增长 6.4%—7.9%。全省发电装机容量 7760 万千瓦，年均增长 8.5%。人均装机突破 1.2 千瓦，由 2015 年全国平均水平的 75%提升至 2020 年的 86%;人均用电量 3800 千瓦时左右，由 2015年全国平均水平的 64%提升至 2020 年的 76%。

2.电源结构

2020 年全省发电装机容量达到 7760 万千瓦，其中：火电 6000万千瓦，占 77.3%; 非化石能源发电装机达到 1760 万千瓦，占比约 22.7%， 比 2015 年提升 10.2 个百分点。 非化石能源发电装机中， 水电(含抽水蓄能) 500 万千瓦，风电 260 万千瓦， 光伏发电 800 万千瓦，生物质和垃圾发电 200 万千瓦。 预计 2020 年非化石能源发电量 260 亿千瓦时，占全社会用电量比重达到 11.8%，比 2015 年提高 6.1 个百分点左右。

3.电网发展

加快建设特高压电网，增强特高压输电通道转送能力。在现有 500 千伏通道式网架结构基础上增强通道间横向联系， “纵向式、外送型”网架发展为“网格式、枢纽型”网架。全面推进地区网架结构升级，地区 220 千伏电网基本围绕枢纽电源点形成双端环网或单侧花瓣式电网结构。

中心城市(区)电网智能化建设和应用水平大幅提高，城镇地区供电能力及供电安全水平显著提升，城市供电可靠率达到99.99%，户均容量达到 4.5 千伏安;乡村地区全面解决电网薄弱问题，基本消除“低电压”，农网供电可靠率达到 99.89%，户均配变容量达到 2.8 千伏安，农村用户年均停电时间不超过 9.6 小时。

4.节能减排

“十三五” 期间， 全省关停小机组 49.65 万千瓦，完成 3257万千瓦的超低排放改造和 1748 万千瓦节能改造任务。到 2020 年，全省煤电平均供电煤耗小于 300 克标煤/千瓦时， 烟尘、 二氧化硫和氮氧化物排放总量与 2015 年相比分别减少 53%、 6.1%和 17%左右。到 2020 年， 电网线损率下降到 7.2%， 电能替代累计新增用电量约 120 亿千瓦时。

5.民生用电

完成小城镇和中心村农网改造升级、贫困村通动力电，实现平原地区机井用电全覆盖，基本实现城乡供电服务均等化。加快电动汽车充电基础设施建设，到 2020 年，新增集中式充换电站500 座， 建成电动汽车充电桩 18 万个以上。

6. 2030 年目标展望

到 2030 年，全省全社会用电量 3330—3900 亿千瓦时，2020—2030 年均增长 4.0%—5.0%; 2030 年全社会最大负荷6430—7550 万千瓦， 2020—2030 年均增长 4.1%—5.1%。全省发电装机容量达到 1.1 亿千瓦， 受进区外电力规模 2000 万千瓦。人均装机达到 1.57 千瓦，人均用电量 5300 千瓦时左右。500 千伏及以上骨干网形成“三区六片”供电格局。 220 千伏电网向配电网功能转变，市域形成独立的环网结构。 110 千伏及以下电网实现传统配电网向现代配电网转型升级。全面建成绿色高效坚强智能电网，形成集电能传输、资源配臵、市场交易、智能互动于一体的综合服务平台。

三、重点任务

(一)积极发展清洁能源

大力发展光伏发电。 继续推进金寨高比例可再生能源示范县建设。利用采煤塌陷区建设水面光伏电站，积极推进两淮采煤沉陷区国家光伏领跑者基地建设。利用废弃土地、荒山荒坡、农业大棚、滩涂、鱼塘等资源建设光伏电站，鼓励农光互补、渔光互补等“光伏+”模式。在工业园区建设分布式光伏发电，大力推广厂房、公共建筑等屋顶分布式光伏。重点开展户用和村级光伏扶贫电站建设，全面实施光伏扶贫。 2020 年，全省光伏发电装机规模达到 800 万千瓦左右。

稳妥推进风电开发。 加强全省风能资源勘查评价和风电项目建设管理， 对有条件集中开发建设的区域，同步推进风电场和配套电网建设，形成 2-3 个集中连片风电场。 结合电网布局和电力负荷分布特点， 按照“因地制宜、就近接入”的原则，积极探索发展分散式风电。 2020 年，全省风电装机规模达到 260 万千瓦左右。

加大生物质能利用。 加快推进秸秆电厂建设，鼓励固体成型燃料利用。按新型城镇化发展要求，积极建设生活垃圾焚烧发电。

积极利用燃料乙醇、生物柴油等生物质燃料。 2020 年，全省秸秆电厂装机规模达到 150 万千瓦左右，垃圾焚烧发电装机规模达到50 万千瓦左右。探索开展高效清洁煤电耦合生物质发电技术研究和试点示范。

扩大地热能、空气能开发利用。 加大地热能资源勘查评估，在资源条件优越和建筑用能需求旺盛的地区推广地热能供暖制冷，探索开展中深层地热能高效梯级利用。 2020 年，浅层地热能供暖制冷面积达到 4800 万平方米，替代标煤 120 万吨，减排二氧化碳 310 万吨。结合建筑节能和提升居住舒适度需要，扩大空气源热泵工程应用规模。

适时推进天然气发电。 推进天然气与电力、新能源可再生能源融合发展，推广多能互补的能源利用方式，鼓励风电、光伏发电等发电端配套建设燃气调峰电厂。推广燃气空调和天然气分户式采暖，发展城市新区、主要负荷中心、工业园区等天然气集中供热和天然气分布式能源，在合肥、芜湖、滁州等市有序发展天然气热电联产。

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，适时启动我省核电项目建设。

(二)有序发展燃煤火电

提升煤炭就地转化率，提高电煤消费比重。合理规划燃煤火电建设，提高高效环保机组比重。

优化燃煤火电布局。 发挥两淮地区资源禀赋优势，提升煤炭就地转化率，积极发展煤电一体化和煤电联营坑口电站项目，将燃煤火电作为两淮地区主要产业加以发展，为全省电力供应提供可靠保障。皖中地区考虑在两淮运煤主干道附近有序谋划路口电厂，实现电力自给率达到 70%以上，以形成对地区供电安全的有力支持。皖南地区以满足当地用电需要为主，依托沿江黄金水道优势，适度建设大型清洁高效燃煤机组。推进电力行业科技进步，建设平山二期 135 万千瓦高低位布臵发电示范工程。

积极发展热电联产。 科学编制热电联产规划，结合城市热网建设、工业园区发展、小锅炉替代等，统筹建设高参数、环保型、符合国家产业政策的热电联产项目，企业自备热电项目应与周边热源、热用户和电网相衔接。

合理发展低热值煤发电。 依托大型洗煤厂或洗煤厂群，以资源综合利用和改善生态环境为前提，根据不同矿区煤炭产能、煤质特点及洗选能力，科学分析各地低热值煤产量及消纳情况，结合矿区现有小机组关停改造， 建设低热值煤发电项目。

(三)加快建设智能电网

完善全省骨干电网，加快电力输送通道和变电设施建设，确保电力系统安全稳定运行和电力可靠供应。加强配电网建设改造，满足城乡居民用电快速增长和可再生能源大规模发展需要。

完善省级骨干电网。 建设淮南—南京—上海、准东—皖南等安徽段特高压工程。加快阜阳三、肥北、安庆三等 500 千伏输变电工程建设，构建“五纵四横两平台”网架。 2020 年，拥有特高压变电站 2 座、换流站 1 座，变电容量 2400 万千伏安;拥有 500千伏变电站 36 座，变电容量 6435 万千伏安，线路 7078 公里，每个市拥有 1 座及以上 500 千伏变电站。

优化市级主干网架。 依托 500 千伏变电站，加快亳州乐土、六安崔庄、马鞍山塔岗等 220 千伏输变电工程建设，推进各市主干网架结构升级，构建 220 千伏环网结构。 2020 年，拥有 220 千伏变电站 275 座、变电容量 8754 万千伏安、线路 20000 公里，每个县拥有 1 座及以上 220 千伏变电站。

推进配电网建设改造。 认真实施省配电网建设改造规划，以供电可靠性、配电智能化、服务均等化为目标，推动标准、技术、装备同步提升，科学构建强简有序、标准统一的配电网结构，积极提升配电网装备水平，适度超前建设配电网，全面解决城乡配电网薄弱环节。到 2020 年，全省 110 千伏及以下配电网变电容量达 1.78 亿千伏安，线路长度达到 25.3 万公里。

提高电网智能化水平。 研究推广新能源发电功率预测及调度运行控制技术，提高电网接纳和优化配臵多种能源的能力。新建和改造智能变电站 450 座、配电自动化主站 16 座、配电终端 12000个。 积极推广智能电能表，探索“多表合一”应用和居住区电动汽车整体智能充电管理模式。建立适应交直流混联电网、高比例清洁能源、源网荷协调互动的智能调度及安全防御体系。推进智慧能源重点项目建设， 充分发挥智能电网在现代能源体系中的作用。

(四)不断优化调峰能力

从电源侧、电网侧、负荷侧多措并举，充分挖掘现有系统调峰能力，加大调峰电源规划建设力度，提升系统灵活性、适应性。

加快抽水蓄能电站建设。 建成投产绩溪、金寨抽水蓄能电站，合计 210 万千瓦。开工建设桐城、宁国抽水蓄能电站，合计 240万千瓦。争取岳西、霍山、石台等抽水蓄能站址纳入国家选点滚动规划， 推进滁州琅琊山抽水蓄能电站国内首台首套可変速抽水蓄能机组示范项目的前期工作。

积极发展储能系统。 加强风电、光伏发电配套的储能设施建设，提高区域配电网调峰能力，促进风光等新能源消纳。推广用户侧储电、储热、储冷等技术应用，引导用户低谷充电。加快推进六安市金寨县分布式电源和多元化负荷高效接纳综合示范工程。

深入推进电力需求侧管理。 加快电力需求侧管理系统建设，完善配套政策和激励机制，提高电能利用效率和智能用电水平。

完善电力需求侧管理公共平台建设，整合系统大数据资源，提高电力需求响应能力;完善峰谷电价激励机制，引导用户错峰用电，

减少系统峰谷差;完善有序用电方案，保障电力供应平稳有序，提升应急响应水平。

(五)深入开展节能减排

淘汰煤电落后产能，促进煤电行业结构优化。加快现役机组升级改造，有效降低火电供电标准煤耗。应用节能降损技术，加强规划和运行管理，推进电网节能降耗。在生产制造领域、交通运输领域、电力供应与消费领域大力推进电能替代，提高电能占终端能源消费比重。

淘汰落后产能。 计划关停煤电机组落后产能 49.65 万千瓦。重点淘汰单机 30 万千瓦以下，达到或超过设计寿命，不具备供热改造条件的纯凝煤电机组;供电煤耗未能达到《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》规定的煤电机组;污染物排放不符合国家和省级环保要求且不实施环保改造的煤电机组。

加快现役机组升级改造。 按照《安徽省煤电节能减排升级与改造行动计划(2015-2020 年)》要求，积极推进现役煤电机组升级改造， 完成 1748 万千瓦节能升级改造和 3257 万千瓦超低排放改造， 有效降低煤耗和污染物排放， 30 万千瓦及以上现役燃煤火电机组实现超低排放。

推进电网节能降耗。 应用节能降损技术，优先采用节能金具、节能主变和高导电率钢芯铝绞线，科学匹配导线截面和主变规格，减少电能损失。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，减少传输损耗，推广应用高效节能电力设备，全面完成老旧配变、高损配变升级改造，进一步提高电网运行效率。

大力实施电能替代。 加快实施“以电代煤”、 “以电代油”，扩大电力消费，提升我省电气化水平，提高电能在终端能源消费中的比重。在居民生活、生产制造领域“以电代煤”，大力推广热泵、电采暖、电锅炉、电制茶、电烤烟，以及电磁炉、电饭煲等电炊具应用。在交通运输领域“以电代油”，推广靠港船舶使用岸电和电驱动货物装载，推进空港陆电、机场运行车辆和装备“油改电”工程建设，加快推进新能源汽车推广应用，建设城市及城际快充网络，合肥、芜湖做好国家新能源汽车推广应用示范城市工作。

到 2020 年，实现能源终端消费环节电能替代散烧煤、燃油消费总量约 200 万吨标准煤，电能占终端能源消费比重提高 2 个百分点。

(六)大力实施民生工程

围绕农业现代化和美丽乡村建设，着力解决乡村及偏远地区供电薄弱问题，加大电力精准扶贫力度，为全省农村经济社会快速发展、加快贫困地区和贫困群众脱贫致富提供坚强电力保障。

加快推进电动汽车充电基础设施建设，为公众提供方便快捷的充电服务。

加强农村电力供应保障。 实施新一轮农村电网升级改造工程。加强组织协调，统筹推进农村电网改造升级工作。组织编制省、县农村电网改造升级五年规划，建立三年项目库。结合美丽乡村建设、农村人居环境整治，加大配电线路、配电台区和低压进户线改造，全面解决户均供电容量低、安全隐患多等问题。完成小城镇(中心村)电网改造、皖北平原机井通电、贫困村通动力电等建设任务。 完成水电供区厂网分开改革，实施水电供区农网改造升级。 做好易地扶贫搬迁供电和光伏扶贫电站并网工作。

加快推进充电基础设施建设。 制定实施《安徽省电动汽车充电基础设施“十三五”专项规划》，优先建设公交、出租及环卫、物流等公共服务领域充电基础设施，积极推进居民区与单位停车位充电桩配建工作，鼓励有条件的专用充电桩对社会公众开放，合理布局社会停车场所公共充电基础设施。结合骨干高速公路网，形成省内高速服务区城际快充网络，将我省打造成为竞争力强、布局合理、网络健全、应用领先的电动汽车充电基础设施快速发展地区。

(七)着力提升创新水平

坚持政府引导、市场推动、社会参与，培育新的增长点， 不断发展壮大全省电力产业。

推进“互联网+”智慧能源发展。 将发电、输配电、负荷、储能融入智能电网体系中，加快研发和应用智能电网、各类能源互联网关键技术装备，实现智能化能源生产消费基础设施、多能协同综合能源网络建设、能源与信息通信基础设施深度融合，形成新型城镇多种能源综合协同、绿色低碳、智慧互动的供能模式。加快先进电网技术与储能技术研究。 推进特高压输电、大容量柔性输电等先进电网技术的研发与应用。推进微电网关键技术研究及示范建设。开展电网防灾减灾技术研究。 推进合肥物质研究院熔盐储能、阳光电源储能系统项目建设。

打造新能源产业创新基地。 发挥省内企业在光伏产业上的生产制造优势，支持合肥市打造全国一流、技术先进的光伏制造产业集群，重点发展兆瓦级以上光伏系统集成装备、太阳能电池及组件、逆变器和储能系统等产品。 加强光伏等新能源领域标准化研究，完善检测公共服务平台建设，提升产品认证和服务运营水平。

(八)持续推进体制改革

根据国家和省电力体制改革总体部署，按照积极稳妥、有序推进，统筹规划、市场导向，保障民生、安全可靠，节能减排，科学监管的基本原则，稳妥推进全省电力体制改革。加快推进电价改革，做好输配电价测算和监审工作，分步实现公益性以外的发售电价由市场形成;加强电力需求侧管理，提高电能利用效率;完善市场化交易规则和准入退出机制，建立市场主体信用评价制度，实现电力市场公平有效竞争;组建安徽电力市场管理委员会，对现有的电力交易中心进行股份制改造，实现交易机构进一步独立;有序放开发用电计划，建立优先购电和优先发电制度，实现除优先发电权以外的非调节性发电计划基本取消;稳步推进售电侧改革， 通过试点示范，逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，调动电网企业和社会各类资本参与配电网建设的积极性， 有序向社会资本放开配售电业务，实现配电售电多元化竞争;加强自备电厂监督管理，完善清洁能源和分布能源政策措施，实现全省电力产业健康有序发展。

四、保障措施

(一)加强组织领导

建立以省能源局牵头，相关职能部门积极配合，市、县政府和电力企业细化落实的电力规划实施推进工作机制。整合企业、单位的优势资源，加强对电力重大战略问题的研究和审议，推动规划实施。发挥规划引领作用，提高规划的约束性，发挥电力规划在指导和促进常规能源、可再生能源、电力项目建设、电力产业发展、电力结构优化、电力体制改革等方面的作用。将规划作为能源项目核准和建设的基本依据，未纳入电力规划的重大项目不予核准。

(二)落实工作责任

省能源局负责本规划的组织实施，做好电网与电源项目建设的协调工作。省直有关部门依照职责分工，落实各项配套支持政策，为电力项目建设营造高效顺畅的发展环境。各市、县政府、能源主管部门要做好电力发展规划与各级土地利用总体规划、城市总体规划和城镇体系规划、交通规划等方面的衔接，加强对电力建设的协调，保障电力项目厂址、站址、走廊通道资源和项目用地等外部条件。业主单位根据建设任务，有序推进项目前期工作，明确时间节点，确保项目如期开工和竣工达产。通过落实省级部门的服务责任、地方政府的保障责任、项目业主单位的主体责任，保障电力建设项目和规划顺利实施。

(三)强化实施管理

转变管理理念，创新管理方式，加强电力规划建设全过程管控，实施建设项目目标管理责任制，完善重点项目定期报送制度。

加大规划实施监管力度，重点监管规划指标、产业政策、改革措施和项目落实情况，完善事中事后监管工作体系和工作机制，促进电力规划落实到位。在规划实施过程中，加强规划对接，适时组织开展评估，及时总结经验、分析问题、制定对策。规划确需调整的，由省能源局按程序修订后公布。

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