1月27日，天津發(fā)改委印發(fā)《天津市電力發(fā)展“十四五”規(guī)劃》，文件提出新增可再生能源發(fā)電裝機523.5萬千瓦，其中包括：風電115.5萬千瓦，光伏發(fā)電396.4萬千瓦，生物質發(fā)電11.6萬千瓦。到2025年底，非化石能源發(fā)電裝機達到805.5萬千瓦，其中包括：風電200萬千瓦，光伏發(fā)電560萬千瓦，生物質發(fā)電45萬千瓦，水電0.5萬千瓦。

天津市電力發(fā)展“十四五”規(guī)劃

天津市發(fā)展和改革委員會

2021年12月

本規(guī)劃依據《天津市國民經濟和社會發(fā)展第十四個五年規(guī)劃和二〇三五年遠景目標綱要》、《天津市能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃》編制，是天津“十四五”電力高質量發(fā)展的指導性文件。

一、發(fā)展基礎與面臨形勢

“十三五”期間，天津加強宏觀調控，統(tǒng)籌配置域內域外資源，加快構建清潔低碳、安全高效的現代電力體系，電力需求穩(wěn)步增長，電源結構持續(xù)優(yōu)化，電網規(guī)模不斷擴大，節(jié)能減排深入推進，體制改革取得顯著成效，主要目標任務全面完成，為天津經濟社會發(fā)展提供了有效的電力支撐。

（一）發(fā)展成果

電力需求穩(wěn)步增長，外受電能力不斷提高。最大用電負荷由2015年的1330萬千瓦增長到2020年的1616萬千瓦，年均增長4.0%；全社會用電量由800.6億千瓦時增長到874.6億千瓦時，年均增長1.8%。建成錫盟~天津南~山東、蒙西~天津南兩條特高壓交流受電通道及海河特高壓站，形成“兩通道一落點”特高壓電網格局。加強與新疆、山西、甘肅、寧夏、青海等資源富集省市的能源合作，簽訂送受電協(xié)議，通過市場化方式向山西、新疆、甘肅等地購電約50億千瓦時。

電源結構持續(xù)優(yōu)化，清潔能源比重大幅提升。全市發(fā)電裝機容量由2015年的1328.4萬千瓦增長到2020年的1916.8萬千瓦，其中煤電裝機由1074.7萬千瓦增長到1229.9萬千瓦，比重由80.9%下降到64.2%；清潔能源裝機由238.9萬千瓦增長到664.0萬千瓦，比重由18.0%提高到34.6%；余熱余壓余氣發(fā)電裝機由14.8萬千瓦增長到22.9萬千瓦，比重由1.1%提高到1.2%。

電網結構不斷增強，供電能力顯著提升。新增110千伏及以上變電容量3244萬千伏安，線路長度4023公里。500千伏基本建成多方向、多通道受電格局的雙環(huán)網，220千伏電網形成6個合理供電分區(qū)，110千伏鏈式聯絡線路占比提升至33.54%，10千伏形成電纜雙環(huán)網、單環(huán)網和架空線多分段適度聯絡的標準網架結構，線路聯絡率提升至100%。提前一年完成新一輪農村電網改造升級，農村地區(qū)戶均配變容量大幅提升。截至2020年底，天津電網供電可靠率達到99.932%，綜合電壓合格率達到99.989%。

節(jié)能減排深入推進，煤電機組清潔高效發(fā)展。有效防范化解煤電產能過剩風險，關停軍糧城電廠和靜海熱電廠共7臺86.2萬千瓦機組，全市不達標的30萬千瓦及以下煤電機組已全部淘汰。加大機組超低排放和節(jié)能改造力度，全部51臺煤電機組（含自備）均實現了超低排放；完成14臺次共528.9萬千瓦煤電機組節(jié)能改造，煤電機組平均供電煤耗由313.2克標準煤/千瓦時下降到295.4克標準煤/千瓦時。

體制改革有序推進，市場化體系逐步構建。成立天津市電力交易中心并完成股份制改造，為市場主體搭建了公開透明、功能完善的電力交易平臺。完善電力輔助服務交易機制，市場化交易電量累計達到281億千瓦時。有序放開發(fā)用電計劃，建立完善優(yōu)先發(fā)電、優(yōu)先購電制度。降低市場準入門檻，組織開展七個批次市場化用戶準入，全面放開10千伏以上電力用戶進入市場。加快推動增量配電業(yè)務改革試點，天津港保稅區(qū)（海港）和天津經濟技術開發(fā)區(qū)增量配電試點項目已順利獲得華北區(qū)域第一張、第二張電力業(yè)務許可證。

（二）存在問題

系統(tǒng)調峰能力不足。火電機組裝機比重大，且全部主力機組均為熱電聯產，調峰性能好的水電、抽水蓄能電站基本沒有。天津電網負荷峰谷差呈逐年增長趨勢，熱電聯產機組比例不斷加大，尤其冬季供熱期，受機組最小技術出力的限制，本地電源調峰能力存在不足。同時，隨著風電、光伏發(fā)電的大規(guī)模接入，對煤電靈活性、電網靈活運行、需求側管理、儲能發(fā)展等提出更高要求。

電源結構有待進一步完善。近年來，天津大力發(fā)展綠色清潔能源，清潔低碳轉型取得顯著成效，但煤電仍占主導地位，裝機比重高于60%；氣電受氣源、供需和設施等因素影響，成本高于用戶預期，裝機比重短期內難以大幅提高；風電、光伏發(fā)電、水電等可再生能源受資源稟賦、規(guī)劃用地和資源條件等瓶頸制約，不具備大規(guī)模開發(fā)利用條件。

外受電能力仍需提升。目前，天津通過兩條特高壓交流通道和9回500千伏線路與外網聯絡，部分500千伏線路仍為單回線路，電網主網架結構依然薄弱，難以滿足正常方式下大規(guī)模外來電力的消納以及故障方式下大規(guī)模潮流的轉移。綜合考慮天津電網負荷不斷增長、新增本地機組不足、煤電機組發(fā)電利用小時數下降等因素，需要進一步提高天津電網外受電能力。

（三）面臨形勢

能源電力發(fā)展進入碳達峰關鍵期。當前，全球能源綠色低碳轉型已勢在必行。習近平總書記在第七十五屆聯合國大會一般性辯論上明確提出，中國二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和。“十四五”是確保實現2030年前碳達峰、2060年前碳中和打好基礎的關鍵時期，客觀要求天津堅定不移走綠色低碳的高質量發(fā)展道路，持續(xù)提升非化石能源裝機規(guī)模，大力推進氫能、儲能、智慧能源等新業(yè)態(tài)創(chuàng)新發(fā)展。

電力需求增長與能源綠色低碳轉型的矛盾日益凸顯。“十四五”期間，天津將深入推進京津冀協(xié)同發(fā)展等重大國家戰(zhàn)略落地實施，主動服務北京非首都功能疏解，加快構建“1+3+4”現代產業(yè)體系，基本實現“一基地三區(qū)”功能定位。經濟持續(xù)健康發(fā)展、新型基礎設施加快建設、電能替代規(guī)模不斷加大都將帶動電力需求以較高速度增長。但受大氣污染防治、煤炭消費總量制約，本地火電機組建設受限，新增發(fā)電裝機主要為可再生能源和分布式氣電，電力需求將重點依靠外受電解決，電力供需矛盾突出。

電力行業(yè)數字化與智能化升級迫切。當前，數字化、智能化技術的廣泛應用正在對經濟社會產生深刻影響，能源革命與數字革命深度融合是大勢所趨。隨著5G、大數據、云計算、區(qū)塊鏈和人工智能等新技術的發(fā)展，帶動傳統(tǒng)基礎設施領域和新一代數字技術的融合，為能源電力系統(tǒng)的轉型發(fā)展提供了良好的契機。電網向能源互聯網升級，為挖掘電網設備和各類資源潛力、提升運行效率和服務水平、培育新業(yè)態(tài)新模式、引領推動行業(yè)生態(tài)進化，提供了重要機遇和動力。數字化與智能化轉型升級將成為電力高質量發(fā)展的必由之路。

二、指導思想與原則

（一）指導思想

堅持以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導，深入貫徹黨的十九大和十九屆二中、三中、四中、五中、六中全會精神，踐行習近平生態(tài)文明思想和“四個革命、一個合作”能源安全新戰(zhàn)略，立足新發(fā)展階段，完整、準確、全面貫徹新發(fā)展理念，構建新發(fā)展格局，發(fā)揮電力在能源轉型中的突出作用，以推動高質量發(fā)展為主線，以保障電力供應安全為重點，以滿足經濟社會發(fā)展和人民群眾美好生活的用電需要為根本目的，加速綠色低碳發(fā)展，推進電力智慧高效運行，深化電力科技創(chuàng)新和體制改革，構建新能源占比逐漸提高的新型電力系統(tǒng)。

（二）基本原則

結構多元，保障供電安全。進一步優(yōu)化電源結構，穩(wěn)定煤電裝機規(guī)模，穩(wěn)步建設燃氣調峰機組，適度發(fā)展分布式氣電，大力發(fā)展可再生能源，加大“外電入津”，構筑多層次的電力供應體系，保障供電安全。

清潔低碳，推進綠色發(fā)展。推動煤電清潔高效利用與清潔能源發(fā)電并舉，進一步提高可再生能源裝機比重，提升可再生能源電力消納水平。持續(xù)推進交通、生活、工業(yè)等領域電能替代，提高電能占終端能源消費比重。

節(jié)能降耗，提高電力效率。推動現役煤電機組節(jié)能改造，提升供電能效。加強系統(tǒng)集成優(yōu)化，改進調度運行方式，強化需求側管理，提高電力系統(tǒng)效率。

改革創(chuàng)新，增強發(fā)展動力。深入實施創(chuàng)新驅動發(fā)展戰(zhàn)略，深化電力體制改革，完善能源市場體系，充分發(fā)揮市場配置資源的決定性作用。加大科技攻關，加速科技創(chuàng)新成果轉化應用，帶動產業(yè)快速發(fā)展。

三、發(fā)展目標

供應能力。到2025年，電力裝機達到2600萬千瓦左右；外受電能力力爭提高至1000萬千瓦以上；在保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定的前提下，力爭外受電比重超過三分之一；城鄉(xiāng)電氣化水平明顯提高，電能占終端能源消費比重達到38%。

電源結構。到2025年，煤電裝機穩(wěn)定在1250萬千瓦以內。非化石能源發(fā)電裝機超過800萬千瓦，占總裝機的比重達到30%左右，可再生能源電力消納量占全社會用電量的比重達到22%左右。

電網發(fā)展。完善主網架結構，建成500千伏擴大雙環(huán)網，220千伏電網形成7個合理供電分區(qū)。新增220千伏及以上變電容量4944萬千伏安，新增線路4056公里。建成堅強可靠、經濟高效的一流現代配電網，城市地區(qū)、農村地區(qū)供電可靠率分別提高至99.996%和99.955%，綜合電壓合格率分別達到99.999%和99.99%。

效率提升。2025年，全市煤電機組平均供電煤耗不高于292克標準煤/千瓦時。

表1 電力發(fā)展主要目標

四、規(guī)劃重點項目

（一）電源項目

“十四五”期間，新增電源裝機共計709.1萬千瓦，改燃關停燃煤自備機組共35.55萬千瓦。到2025年底，總裝機容量達到2600萬千瓦左右，其中包括：煤電1245.3萬千瓦、氣電516.6萬千瓦、非化石能源發(fā)電805.5萬千瓦等。此外，將繼續(xù)推動薊州抽水蓄能電站項目各項前期工作。

1.火電項目

煤電項目。推動實施國華盤山電廠機組延壽及創(chuàng)新升級改造項目和大港電廠減容量替代項目。

氣電項目。推動實施軍糧城電廠燃氣發(fā)電項目、華能臨港燃氣調峰發(fā)電項目、北郊燃氣電廠項目、軍糧城電廠七期項目。

燃氣分布式項目。新增燃氣分布式項目裝機24.6萬千瓦，分別為天津鋼管集團股份有限公司燃氣分布式能源項目、臨港糧油加工區(qū)燃氣分布式能源項目、開發(fā)區(qū)西區(qū)燃氣分布式能源項目、靜海子牙燃氣分布式能源項目、武清高村燃氣分布式能源項目、天津南站科技商務區(qū)燃氣分布式能源項目。

2.可再生能源發(fā)電項目

新增可再生能源發(fā)電裝機523.5萬千瓦，其中包括：風電115.5萬千瓦，光伏發(fā)電396.4萬千瓦，生物質發(fā)電11.6萬千瓦。到2025年底，非化石能源發(fā)電裝機達到805.5萬千瓦，其中包括：風電200萬千瓦，光伏發(fā)電560萬千瓦，生物質發(fā)電45萬千瓦，水電0.5萬千瓦。

（二）電網項目

繼續(xù)深化實施“外電入津”戰(zhàn)略，完善特高壓網架，建成500千伏擴大雙環(huán)網，優(yōu)化220千伏網架結構及分區(qū)方式，強化堅強智能配電網建設。

1.特高壓電網

持續(xù)構建堅強可靠特高壓電網，融入京津冀特高壓環(huán)網，提高電網外受電能力，實施天津南1000千伏特高壓變電站擴建工程和天津北特高壓輸變電工程，新增變電容量1800萬千伏安、線路長度470公里，特高壓電網投資約75億元。

2.500千伏電網

進一步優(yōu)化電網結構及其與周邊電網的聯絡，結合海港、津南站接入，建成500千伏擴大雙環(huán)網，有效提高電力供應保障能力和安全穩(wěn)定水平。新建大港、津南、海港3座500千伏站，擴建濱海、渠陽、蘆臺3座500千伏站，重建吳莊、北郊2座500千伏站，新建正德~北郊第二回500千伏等5項線路工程，新建海晶“鹽光互補”光伏發(fā)電項目三座500千伏升壓站及送出工程，共新增變電容量1694.7萬千伏安、線路664公里，500千伏電網投資約71.5億元，“十四五”期間投資約66.2億元。到2025年，天津電網共有500千伏公用變電站13座，500千伏公用變電容量達3480萬千伏安。

3.220千伏電網

新建220千伏變電站13座，重建220千伏變電站10座，擴建220千伏變電站9座，新增220千伏變電容量720萬千伏安、線路1103.84公里，220千伏電網投資約74.9億元。到2025年，天津220千伏公用變電站達到98座，總變電容量4662.6萬千伏安。220千伏電網形成相對獨立的七個供電分區(qū)，各分區(qū)間保留充足的負荷轉移能力，確保電網運行方式靈活，電網抵御嚴重故障風險的能力顯著提升。

4.配電網

加快110千伏電網目標網架建設，有序推動35千伏變電站升壓改造，強化10千伏線路聯絡，提高10千伏設備水平。配電網建設改造總投資約385億元，其中110千伏投資172.8億元，35千伏投資28.5億元，10千伏及以下投資178.7億元。

5.電網安全與服務項目

電網安全與服務基建投資41.42億元。其中，電網數字化項目8.27億元，包括基礎設施、企業(yè)中臺、業(yè)務應用、安全防護、運營支撐等方面；電力市場營銷項目33.15億元，包括計量采集、客戶服務、公共能效服務和智能用電等方面。

6.電網生產輔助設施項目

電網生產輔助設施建設投資30.32億元。其中，電網小型基建項目投資14.20億元；辦公及輔助設備等設備設施投資16.12億元。

7.電網技術改造項目

電網技術改造項目投資56.31億元。其中，輸變電設備改造項目投資35.31億元，包括輸電設備、變電設備、配電設備、調控運行及其他方面改造；電網安全與服務改造項目投資18.65億元，包括電網數字化改造和電力市場營銷改造；電網生產輔助設施改造項目投資2.35億元，用于生產輔助用房及設備設施消除安全隱患、恢復使用功能。

五、重點任務

（一）構建電力安全保障體系

提升電力供應水平。優(yōu)化本地電源結構，穩(wěn)定煤電裝機規(guī)模，著力擴大天然氣、可再生能源等清潔能源裝機。到2025年，煤電裝機容量穩(wěn)定在1250萬千瓦以內，清潔能源裝機超過1300萬千瓦。著力擴大外電供應，提升現有蒙西至天津南、錫盟經天津南至山東兩條特高壓通道輸送能力；打通更多“外電入津”通道，加快新增大同-懷來-天津北-天津南特高壓通道建設，力爭到2025年外受電能力達到1000萬千瓦。結合跨省跨區(qū)輸電通道能力，繼續(xù)實施電力援疆，深化與山西、內蒙古、甘肅等省份電力合作，在保障電網安全條件下，擴大外電規(guī)模，提高外受電比重。

建設堅強輸電網絡。加快天津南特高壓變電站擴建工程、天津北特高壓輸變電工程建設，形成“三通道兩落點”特高壓受電格局。推動濱海、渠陽、蘆臺變電站擴建，大港、津南、海港變電站新建等項目建設，建成500千伏擴大雙環(huán)網結構，優(yōu)化與唐山電網、北京電網及河北南網的聯絡，緩解東部通道重載矛盾。推動津霸路、南港東等220千伏輸變電工程，構建合理220千伏電網分區(qū)。

建設堅強局部電網。在全國范圍內率先建成堅強局部電網，形成“堅強統(tǒng)一電網聯絡支撐、本地保障電源分區(qū)平衡、應急自備電源承擔兜底、應急移動電源作為補充”的四級保障體系，提升在極端狀態(tài)下的電力供應保障能力。實施保障電源建設重點工程，推動軍糧城電廠、城南燃氣電廠和楊柳青電廠具備孤島運行能力。

防范化解電力安全保供風險。強化電力安全風險管控，進一步規(guī)范風險辨識、評估、預警、管控等環(huán)節(jié)，加強極端情形下電力安全保障分析測算和風險管控，組織開展隱患排查，推進應急體系建設，持續(xù)完善安全生產突發(fā)事件響應機制。強化電力系統(tǒng)網絡安全，加強電力行業(yè)關鍵信息基礎設施安全保護，深化網絡漏洞安全管理，推進攻防關鍵技術研究，增強態(tài)勢感知、預警及協(xié)同處理能力。

（二）加速電力綠色低碳轉型

推動新能源和可再生能源規(guī)模化發(fā)展。盤活低效閑置土地資源，大力開發(fā)太陽能；有效利用風資源，積極開發(fā)風電；因地制宜開發(fā)生物質能，有序推進垃圾焚燒發(fā)電項目。到2025年，全市可再生能源裝機超過800萬千瓦，占總裝機比重達到30%左右。保障本地可再生能源消納，嚴格落實國家可再生能源電力全額保障性收購政策，實行可再生能源發(fā)電優(yōu)先上網；完善可再生能源電力消納保障機制，到2025年，可再生能源電力消納量占全社會用電量的比重達到22%左右，完成國家要求的責任權重。

促進傳統(tǒng)能源清潔發(fā)展。推動煤電綠色低碳轉型，有序推進大沽化工、國華能源、中石化天津公司和渤化永利等燃煤自備機組改燃或關停；優(yōu)化本地電力電量平衡，嚴格管控電廠耗煤，在保障能源安全的前提下，合理減少公用燃煤機組發(fā)電小時數。鼓勵和支持企業(yè)開展碳捕捉等碳減排關鍵技術研發(fā)和創(chuàng)新，推動成果示范應用。適度發(fā)展分布式氣電，鼓勵大型建筑、工業(yè)園區(qū)、交通樞紐等冷（熱）負荷集中區(qū)域，建設冷熱電多聯供分布式能源系統(tǒng)，加快開展各類試點和示范。

提升電力系統(tǒng)調節(jié)能力。推進現役煤電機組實施節(jié)能升級和靈活性改造，力爭在非供熱期實現最小發(fā)電出力達到35%額定負荷的調峰能力，推動煤電機組逐步由主體電源向支撐性、調節(jié)性電源轉型，結合需求合理布局建設燃氣調峰電站，推進薊州抽水蓄能電站前期工作。深化需求側管理，加強虛擬電廠建設，推進電力需求響應試點，引導和激勵電力用戶挖掘調峰填谷資源，構建可調節(jié)負荷資源庫，形成占年度最大用電負荷5%左右的需求響應能力，根據供需形勢及時啟動需求響應。優(yōu)化靈活性負荷控制，探索電動汽車有序充放電管理，提高電力系統(tǒng)削峰填谷和平衡調節(jié)能力。健全峰谷電價、可中斷電價等價格制度，完善合同能源管理等市場化機制，鼓勵終端用戶主動采用需求側管理新技術參與調峰、錯峰。

（三）提升電力服務民生水平

推動終端用能電氣化。因地制宜推進鋼鐵、冶金、化工等高耗能企業(yè)工業(yè)燃煤鍋爐、窯爐電代煤，引導企業(yè)加快設備改造、提升能效。完善電動汽車充電設施，推廣電動汽車智能有序充電，倡導電氣化公共交通出行；推進碼頭岸電設施、船舶受電設施建設改造，新建碼頭（油氣化工碼頭除外）同步配套建設岸電；推動非道路移動機械、天津港港作機械電氣化替代。鼓勵引導靠港船舶使用岸電，提高船舶岸電使用率；繼續(xù)推動機場運行車輛設備實施“油改電”，完善充電設施，著力提升APU替代設施使用率，充分發(fā)揮基礎設施效能。因地制宜發(fā)展電采暖，充分利用電網低谷電容量，在園區(qū)、公建推廣電蓄熱供暖技術；結合智慧城市建設和5G技術應用，推廣普及智能家居技術，提高家庭電氣化水平。到2025年，電能占終端用能比重力爭達到38%。

加快新型基礎設施建設。結合國家新基建要求及新能源汽車推廣應用，統(tǒng)籌全市既有建筑、居民小區(qū)、停車廠和公路沿線等空間資源，積極推進充換電基礎設施建設，提升充電網絡技術創(chuàng)新水平和服務體驗，形成“適度超前、快充為主、慢充為輔”的公共充換電網絡。推廣智能有序、慢充為主的居民區(qū)充電服務模式，繼續(xù)加快老舊小區(qū)公共充電樁建設。開展車網互動（V2G）應用，促進新能源汽車與電網能量高效互動。推動“電動汽車、充電樁、電網”數據的互聯互通，應用“車、樁”數據優(yōu)化全市充電網絡布局，構建以充電服務為紐帶的新能源汽車生態(tài)圈。積極服務北京非首都功能疏解，持續(xù)優(yōu)化周邊地區(qū)網架結構，提高負荷互帶能力，滿足重大基礎設施項目高可靠性供電需要。推動新型基礎設施建設項目配套電網工程建設，持續(xù)做好供電保障。

推進城鄉(xiāng)用電精細化管理。全面推廣智能電能表應用，針對功能老舊智能電能表進行更換改造，提升運行智能電能表可靠性。加速開展低壓通信信道改造提升，實現低壓數據采集交互能力提升，優(yōu)化客戶購電體驗。推動園區(qū)10千伏用戶和重點扶持企業(yè)供電到用戶“紅線”，切實降低企業(yè)辦電成本。精簡優(yōu)化辦電流程，深化“三零”“三省”服務，全面提升“獲得電力”服務水平，持續(xù)優(yōu)化用電營商環(huán)境。

（四）推進電力智慧高效運行

加強配電網智能化改造。優(yōu)化配電網網架結構，進一步提高110千伏電網鏈式結構比例；有序推動中心城區(qū)35千伏變電站升壓改造；提高10千伏電網標準化結構比例；持續(xù)加強各級變電站間中低壓負荷轉移通道和站間聯絡通道建設，強化站間負荷轉移和支援能力，確保各級電網安全穩(wěn)定運行。加快清潔能源接入配套送出工程建設進度，推動送出工程與發(fā)電項目同步建設、同步投運，滿足清潔能源接網需求。結合城市配電網建設升級和變電站智能化改造，推廣微網、智能電網等新技術，建設適合新能源接入的智能電網，提高配電網對清潔可再生能源接納能力。

建設綜合智慧能源。推動“大云物移智鏈”、5G等信息通信技術與電網深度融合，推進電網智慧化示范項目在天津落地。深化人工智能技術在電網領域應用，加快人工智能在變電站巡檢、智能營業(yè)廳、智慧工地等電力生產經營場所應用。利用電網基礎設施建設“多站融合”智慧能源站，探索智慧桿塔、智慧路燈等典型應用。擴大中新天津生態(tài)城（惠風溪）生態(tài)宜居型智慧能源小鎮(zhèn)和北辰（大張莊）產城集約型智慧能源小鎮(zhèn)建設成果，加快濱海能源互聯網綜合示范區(qū)建設，發(fā)展多能互補的分布式綜合能源系統(tǒng)。

加快推動新型儲能建設。結合系統(tǒng)實際需求，逐步加大“可再生能源+儲能”模式推廣力度，通過儲能協(xié)同優(yōu)化運行保障新能源高效消納利用，為電力系統(tǒng)提供容量支撐及一定調峰能力，力爭新型儲能裝機規(guī)模達到50萬千瓦。加大儲能關鍵技術和裝備研發(fā)，降低儲能成本，為可再生能源靈活消納創(chuàng)造有利條件。開展儲能項目示范，推動儲能技術寬范圍、多場景應用，支持建設集中式共享儲能，鼓勵儲能設施參與調峰調頻等輔助服務。增強安全管理能力，落實儲能產業(yè)鏈各環(huán)節(jié)安全主體責任，進一步規(guī)范儲能電站并網運行，有效提升安全運行水平。研究氫能在可再生能源消納、電網調峰等領域的應用，探索氫能與電力系統(tǒng)融合發(fā)展。

（五）加快電力體制機制改革

深化電力體制改革。推動完善電力市場建設，促進電網公平開放。擴大電力交易，推動售電側改革，培育多元市場主體；推進分布式發(fā)電市場化交易，探索分布式電站向區(qū)域用戶直接售電模式；探索開展電力現貨交易，擴大電力峰谷分時交易價差，鼓勵更多輔助服務參與電力交易。探索推動本地機組發(fā)電權域外替代。推動增量配電業(yè)務改革，鼓勵創(chuàng)新服務、試點核算，保障有序安全運行。積極推動可再生能源參與電力交易，逐步擴大交易規(guī)模。

推進輸配電價改革。科學核定電網企業(yè)準許收入和分電壓等級輸配電價，有序放開上網電價和工商業(yè)銷售電價；建立抽水蓄能機組、燃氣電站等優(yōu)質調峰機組的價格補償機制，探索實行用戶可中斷電價，鼓勵用戶參與需求側響應，完善由用戶和發(fā)電企業(yè)參與的輔助服務補償機制。

六、保障措施

加強規(guī)劃組織實施。有序推動規(guī)劃實施，強化電力規(guī)劃對電力建設的指導作用，規(guī)范開展重點電力項目建設。各電力企業(yè)要充分發(fā)揮市場主體作用，積極有序推進規(guī)劃項目前期論證，合理安排各年度電力建設計劃，保障規(guī)劃順利實施。科學把握規(guī)劃執(zhí)行進度，做好中期和終期評估，適時提出調整建議。

健全市場體制機制。建立靈活反映市場供需的電、熱、氣價格機制。強化供熱成本監(jiān)審，理順燃氣熱電聯產電、熱成本分攤機制。適應新型電力系統(tǒng)建設，建立電力應急調峰補償機制。探索碳排放交易試點建設，有效發(fā)揮市場機制在控制溫室氣體排放、實現“碳達峰、碳中和”目標中的作用。

強化電力行業(yè)監(jiān)管。全面貫徹執(zhí)行國家電力政策法律法規(guī)和電力行業(yè)規(guī)章、標準，建立健全信息監(jiān)控、應急管理制度，重點強化規(guī)劃監(jiān)管、項目備案監(jiān)管、行政許可監(jiān)管。加強形勢研判，增強對不確定因素的可預見性。加強電力預測分析和預警，規(guī)范電力信息報告和發(fā)布制度，及早發(fā)現風險隱患，保障能源安全。

深化電力交流合作。進一步加強與內蒙、山西、陜西等省的戰(zhàn)略合作，通過簽訂省間電力交易協(xié)議，擴大省間跨區(qū)域電力交易規(guī)模。鼓勵能源生產和裝備制造企業(yè)參與域外能源項目的開發(fā)建設，建成后向天津送電。繼續(xù)加強與中央企業(yè)的戰(zhàn)略合作，利用大型國有企業(yè)技術、資金優(yōu)勢，推動特高壓電網、新能源、綜合能源等電力項目建設，帶動相關產業(yè)快速發(fā)展。