沪府发〔2011〕85号

上海市人民政府关于印发上海市电力发展“十二五”规划的通知

各区、县人民政府，市政府各委、办、局：

现将《上海市电力发展“十二五”规划》印发给你们，请认真按照执行。

上海市人民政府

二○一一年十二月五日

上海市电力发展“十二五”规划

电力供应是保障国民经济发展、促进人民生活水平提高的重要基础。“十二五”时期是上海城市发展转型的关键时期，加快“四个中心”建设，以及城市产业结构调整和空间布局优化，都对电力供应提出了新的要求。为加强对电力建设、运行、管理、消费等的引导，进一步推动本市电力发展，特制定本规划。

一、“十一五”时期本市电力发展情况

“十一五”期间，围绕举办上海世博会，大力推进电力建设，不断提高电力供应能力，电力建设、结构调整以及电力装备与科技发展等都取得了较大成绩，电力供应基本保障了经济社会发展的需要。

（一）需求总量持续增长

2010年，全市用电量达到1296亿千瓦时，与2005年相比，年均增幅达到6.7%；最高用电负荷2621万千瓦，年均增长9.1%。按2300万常住人口计算，人均用电负荷接近1.14千瓦，略低于纽约2000年（人均1.3千瓦）的用电水平。

（二）能力建设明显增强

“十一五”时期是上海电力建设最快的五年，全市电力建设投资超过800亿元，比“十五”时期增长60%，电力建设为国民经济持续稳定快速发展提供了强有力的支撑。全市新投产发电装机近800万千瓦，市内装机容量达到2011万千瓦；建成500千伏南外半环、深入市中心的500千伏静安站和世博园智能电网综合示范工程等重大工程。同时，实现6回500千伏线路与华东主网相连，2回±500千伏直流线路和1回±800千伏直流特高压线路同华中电网相连。

（三）结构调整初见成效

与“十五”时期相比，虽然煤电占全市发电装机比重（77%）基本持平，但新增机组均为大容量、高参数、低排放机组，60万千瓦及以上煤机占全市煤电装机的比例从31.4%提高到60.6％。配合全市气源建设，漕泾、石洞口等高效燃气机组相继投产，在全市发电装机中的比重从2005年的9.9%上升到2010年的12.6%，建成国内首个10万千瓦大型海上风电示范项目。

（四）节能减排成效显著

重点实施了上大压小、燃机建设、煤机脱硫三大工程，全市关停178.55万千瓦小火电机组，平均供电煤耗从2005年的343克/千瓦时下降到2010年的316克/千瓦时，其中，外高桥三期2010年供电煤耗降至279.4克标准煤/千瓦时，达到国际最先进水平；电厂二氧化硫排放从2005年的30.4万吨下降到13.4万吨，削减近60%；电网线损率降至6.05%，下降幅度达到2.26%，达到国内先进水平。石洞口二期扩建项目建成年产10万吨二氧化碳捕集装置，这也是目前世界上规模最大、拥有自主知识产权的碳捕获示范项目。同时，通过增加市外来电供应、发展风电等措施，使环境质量不断得到改善。

（五）装备产业加快发展

按照“示范带动产业”的方针，电力装备与技术水平进步显著。上海电气集团9F燃机国产化率达95%，处于国内领先水平。核电、燃料电池、光伏发电等先进电力技术的科研、制造和应用等方面也取得了较大进展，华东理工大学大型煤气化技术已出口美国，上海电气集团成为国内首个IGCC示范电站装备主供货商。

尽管“十一五”时期上海电力发展取得显著成效，但仍然存在一些亟待解决的难题。一是局部地区电网建设滞后成为近年来最突出、最集中的矛盾，由于规划落地难、建设成本高，外来电“进得来、落不下”，杨行、南桥等地区高峰时段不得不采取限电措施。二是电力安全保障体系不完备，电网应急保障能力不足，大电网安全问题日益突出，电厂燃煤储备体系尚不完善，部分重要用户缺乏自保自救能力。三是城市电网缺乏有效调峰手段，2010年上海电网峰谷差达到1020万千瓦（2005年为690万千瓦），约占最高用电负荷的40%，大容量煤机参与调峰使发电煤耗大幅增加。四是崇明农村电网体制尚未理顺，农网改造升级工作亟待加强。此外，还存在电力价格形成机制有待进一步完善，环保治理措施需进一步加强等其他问题。

二、“十二五”时期本市电力发展面临形势

（一）国内形势

“十二五”时期，国内电力形势较为复杂，满足需求较快增长压力与实现节能减排目标要求并存，能源科技发展日新月异，对电力工业发展提出新的挑战。一方面，目前我国人均装机还低于世界平均水平，分别是美国、日本、韩国的18%、30%和43%，还有较大发展空间；另一方面，2020年我国一次能源消费中非化石能源比例要达到15%，单位国内生产总值二氧化碳排放要减少40%—45%，对电力发展提出了更高要求。

按照国家初步确定的电力工业发展方针，转变发展方式、控制能源消费过快增长，在结构调整中求发展将是“十二五”我国电力发展的重要任务。电力发展的政策导向是：加快水电、风电等可再生能源发展，在确保安全的基础上高效发展核电，优化发展火电，加快电网建设。

（二）本市面临的机遇和挑战

1.电力格局重大变化，电力保供应面临更大压力。一是市外通道落地与市外资源落实难度加大。国家规划加强电力大区联网，继续实施“西电东送”，推进“北电南送”，这有利于上海更多地使用清洁能源，但长距离、大规模受电占全市市外受电的比重逐步加大，必须从市内电网与电源结构布局调整等方面及早应对，确保安全；同时，其他省份的能源、电力需求增长较快，可能增加上海保障外来电的难度。二是市内电力布局调整可能对电网安全产生一定影响。上海电网是世界上电力负荷密度最高的电网之一，电力供应长期处于零备用状态，按照节能减排的要求，与小火电机组关停和天然气气源建设同步，市内电厂逐步从市中心的黄浦江沿岸调整到杭州湾地区，这对上海电网与市外受电通道布局、市内市外电力供应格局和电网安全都提出新的挑战。

2.电力结构面临大调整，电网调峰矛盾将更加突出。从用电结构看，“十二五”是一个关键调整期，三产、居民用电比重将有较大提升，预计五年将上升5个百分点以上，峰谷差占当年上海电网最高用电负荷比重将从40%提高到45%，“两高一低”（峰谷差高、季节差高、负荷率低）的国际大都市用电负荷特征更加明显。从市外受电结构看，实现2020年非化石能源达到一次能源消费总量的15%的目标，国家将主要靠水电与核电，而这些项目建设周期较长，需要提前做好接纳这些外来电的准备。由于目前市外水电、核电基本不调峰，市内机组的调峰能力也不足，电网调峰矛盾将十分突出。

3.资源环境约束强化，电力建设难度进一步加大。2020年非化石能源占一次能源比例和单位GDP能源消耗二氧化碳减排都是刚性目标，国家对上海电力结构调整提出了比其他地区更高的要求。同时，随着城市发展，土地资源、环境等硬约束将越加明显，电力设施尤其是电网建设的难度越来越大，解决电力建设面临的规划落地难、动拆迁难、建设成本高等问题，需要各部门、区县加强配合，也需要全社会的理解和支持。

4.电力科技日新月异，电力装备面临重大机遇。面对日益趋紧的资源与环境压力，西方各国都把能源技术突破作为应对危机、带动经济发展的引擎。国家在核电、可再生能源、智能电网、节能环保等方面的重大政策导向，也给上海加快发展能源装备产业提供了历史性机遇。上海聚集了一批能源企业和研发力量，核电、高效燃机、超超临界煤机等传统发电技术国内领先，应用通信、IT等技术改造传统电力设备也具备一定优势，在智能电网等电力新技术示范应用上具备较好的配套环境，新能源产业已成为产业发展的重要领域。

5.受成本等因素影响，电力价格上涨压力较大。国家推进煤炭价格市场化、逐步取消陆上天然气价格“双轨制”等政策加速了国内煤炭、天然气价格与国际接轨，直接影响发电成本。目前，我国燃煤电厂新增燃煤相当数量来自国外，煤电联动、气电联动与煤电一体化、煤炭生产经营等机制还有待进一步完善，电力价格的上涨压力进一步加大。

三、“十二五”时期发展目标

（一）指导思想

“十二五”时期是上海城市发展转型的关键时期。上海电力发展将以转变发展方式为主线，不断增强供应能力，优化电力工业结构，推动电力科技进步，提高能源利用效率，统筹好供应与需求、发展与节能、电源与电网、市内与市外、资源与环境等重大关系，实现电力与环境协调发展，为经济社会发展和人民生活水平提高提供安全可靠、稳定充足的电力供应。

上海电力发展战略重点是实现“四个同步”：一是电力发展与经济社会发展同步，适度超前；二是市外受电通道、城市电网建设与电源布点同步，合理配置；三是市内电源建设与一次能源供应、排放总量控制同步，优化结构；四是供应侧建设和需求侧管理同步，提高效率。

（二）发展原则

1.内外并重、确保安全。电力建设内外并重，在确保安全的前提下增加长期、可靠、经济的市外电力供应。电力燃料多元化，燃煤电厂建设重在结构调整，燃气电厂建设重在提高调峰能力。一次能源品种来源多元化，利用好国际国内两种资源，保障电煤、天然气供应。

2.结构调整、优化发展。优化市内发电装机结构，重点发展燃气等清洁能源发电，继续以上大压小等方式建设清洁煤电机组；积极开展可再生能源发电和重点区域的热电联供与分布式发电，提高能源利用效率。增加来源可靠的水电、核电与安徽煤电在市外受电中的比例，保障长期受电安全。

3.厂网并举、均衡配置。按照国家规划确定的跨区送沪输电工程和上海规划确定的市内电源布局，统筹电源与电网规划，做好市内、市外电源与城市输电网、配电网建设的衔接，加快农村电网建设，促进城乡电网协调发展，满足经济社会发展和人民生活水平提高对电力日益增长的需求。

4.科技推动、效率为本。依靠科技进步、管理创新，加强电力生产、输送、消费各环节的节能管理，充分发挥电力市场配置资源的基础性作用，促进智能电网、高效燃机、分布式供能等节能新技术在电力系统的应用，引导电力用户科学合理用电，以能源的高效利用促进经济社会的可持续发展。

（三）发展目标

电力供应适度超前国民经济和社会发展需求，电源结构调整取得明显进展，电网布局与城市布局基本协调，电力科技与装备产业加快发展，按照国家合理控制用能总量与用电量的要求，进一步提高能源利用效率和效益，基本建立与现代化国际大都市相适应的电力供给和消费体系。

电力供应：全社会用电量控制在1700亿千瓦时以内（以国家下达指标为准），年均增速从6.7%下降至5.6%以内；最高用电负荷约3700万千瓦，年均增速从9.1%下降至7.1%左右。

电力保障：实现安全、稳定、高效供电。到2015年，电源备用率达到15%，供电可靠率达99.97%以上，供电综合电压合格率达99.8%，基本解决农村电网低电压问题。

电源结构：合理配置市内市外电源，2015年市外来电比重提高到40%左右；提高清洁能源发电的比例，燃机占市内装机比重提高到约30%，水电、核电占市外电源比重提高到60%左右。

“十一五”期末市内装机结构             “十二五”期末市内装机结构

电网建设：增强受电和输配电能力，2015年市外输电通道能力满足N-1输电要求，市内配电网容载比提高到2左右，基本形成网架坚强、结构合理、调度灵活的现代化城市电网。

智能电网：建设国内智能电网应用示范领先城市，2015年用电信息采集覆盖率100%，开展电动汽车和兆瓦级大型储能示范应用，实现新能源发电便捷接入。

节能减排：大幅提升电力行业节能减排水平，供电煤耗低于300克标煤/千瓦时，电网线损率下降到6%，在国内处于最优水平；电力行业氮氧化物排放量下降率和二氧化硫排放量下降率分别为17.5%、13.7%。

四、“十二五”时期主要任务

（一）电力平衡情况

1.电力需求预测及2020年电力需求展望

“十二五”是上海产业结构、用电结构转型的关键五年，与2010年相比，预计一产用电增长较慢，比重将从0.5%进一步下降到0.4%；二产用电增长平稳，比重将从61.6%下降到56%以下；三产和居民生活用电增幅较大，比重将从38%增加到44%以上。

表1：

2000年-2020年上海市电力电量需求预测表

（电力：万千瓦，电量：亿千瓦时，增长率：%）

		2005年	2010年	2015年	2020年
电量	年用电量	938	1296	1715	2180
	年增长率	10.5	6.67	5.76	4.92
电力	最高负荷	1698	2621	3700	4750
	年增长率	9.87	9.07	7.14	5.12

预计到2015年，上海人均用电水平将达到1.49千瓦/人，相当于2001年东京用电水平。

2.电力平衡分析

按照电源备用率15％、市内市外电源比例6∶4配置，2015年市内需2500万千瓦供电能力，市外来电需1750万千瓦；2020年市内需3250万千瓦供电能力，市外来电需2200万千瓦。

市内电源建设方案。2015年前，市内需建设约500万千瓦。综合考虑国家的火电发展政策、一次能源供应条件等情况，除在建项目外，市内需再新增320万千瓦燃机；通过削减分散燃煤、上大压小等措施，力争再投产3台百万千瓦超超临界高效清洁燃煤机组。2016-2020年，市内需再建设约750万千瓦。

表2：

“十二五”时期市内电源建设方案

（万千瓦）

项目	规模	市内可开发厂址规模
新建燃机（不含在建项目）	320
新建清洁煤发电	360
关停小火电机组（含闸电燃机）	251.3
2015年市内煤电装机	1763.8	约2150
2015年市内燃机装机	737.8	约1400
2015市内总装机（含可再生能源）	2715
2015市内煤电装机占市内总装机比例（%）	65%

市外电源消纳方案。2015年前，需新增约900-1000万千瓦；2015-2020年需再新增约400-500万千瓦。“十二五”期间，市外资源主要包括西南水电基地和安徽火电基地。积极消纳西南水电，需再新增落实约760万千瓦容量。安徽火电基地重点是田集二期、淮北平山电厂两个煤电一体化项目；同时接纳秦山核电二期扩建、安徽响水涧抽水蓄能电站等电力。

表3：

“十二五”时期新增市外电源方案

（万千瓦）

序号	增量项目			2015年
1	华东电网外	西南水电	金沙江等水电	760
2	华东电网内	浙皖核电	秦山核电二、三期	32
3			芜湖核电	0
4		浙皖抽蓄	浙江仙居	19
5			安徽响水涧	50
6	需新增（田集二期、平山电厂等）			300
新增合计				1161
市外来电净新增（扣除输电损耗）				1004
2015年市外水电总规模				1289
2015年市外核电总规模				101
2015年市外煤电总规模				540
2015年市外来电总规模				1930
2015年市外来电净规模（扣除输电损耗）				1773

按现有规划，2012年，因市内只有临港2台燃机投运，市外来电没有增量，全市用电缺口100-200万千瓦。2013年以后，随着西南水电送沪规模增加，缺电矛盾可逐步得到缓解。由于“十二五”全市规划新增电力供应2/3来自市外电力，因此确保供电安全的关键是落实市外电力资源。同时，由于新增外来电中西南水电占2/3，而西南水电丰、枯差异大，如市内规划电源不能按期投运，冬高峰用电仍将较为紧张。为此，必须及早做好预案，有序加快市内电源建设，除在建临港燃机外，“十二五”初期再新开工建设约160万千瓦机组，同时根据市外电源落实情况及时调整确定市内电源建设规模。

（二）电网建设重点

按照“网架坚强、均衡配置、智能互动、运行灵活”的电网建设要求，以电网智能化改造为契机，以形成“双环”（500千伏双环网）“九射”（5交4直9个受电通道）“十五片”（15个500千伏分区）的城市电网布局为目标，完善受端电网结构。

1.加快实施大容量市外受电通道工程

为进一步实现多方向、多通道、分散化受电，提高上海电网的供电能力与供电可靠性，“十二五”计划重点建设2条市外受电通道，同时根据国家电力布局做好南京-上海等后续受电通道规划等工作：

浙北-沪西输电线路，新建沪西站（2×3000兆瓦），力争“十二五”初期投运，为更大规模接收皖电（含安徽核电）做好准备。

500千伏三峡-枫泾直流输电线路，新建500千伏枫泾直流换流站（3000兆瓦），“十二五”初期投运，受电能力300万千瓦，增强三峡等西南水电接收能力。

2.形成坚强灵活的500千伏电网网架

按照“完善环网、深入中心”的原则，建设完善500千伏电网网架，为大规模接纳市外来电以及市内漕泾、临港等城市外围大型发电基地接入提供支撑。

建成500千伏新余站，进一步完善扩大南半环的500千伏双环网（徐行站-杨行站-外高桥二厂-顾路站-远东站-亭卫站-练塘站-泗泾站-黄渡站-徐行站）。

建设深入市中心的500千伏虹杨站，简化中心区域电网结构，为闸北电厂关停创造条件。

建设500千伏崇明站，完善三岛电网网架。

控制500千伏短路电流，建设杨行-外高桥500千伏线路加装串抗工程。

在黄渡站、新余站、练塘站加装大规模动态无功装置，适应大容量直流接入后的电网安全需要。

3.优化220千伏电网网络布局

220千伏电网将以500千伏变电站和接入220千伏的地区大容量发电厂为中心，应用同塔多（双）回路、HGIS变电站、串抗、耐热铝合金导线及大截面导线等电网新技术，不断优化布局、完善结构、提高输送能力。

形成以500千伏变电站为核心相对独立的15个供电分区，分层分区运行限制短路电流；加强分区间联系，各分区要有一定的负荷转移能力，提高供电可靠性。

结合500千伏电源进入市中心，新建220千伏输变电设施，提高供电可靠性。在新城建设中，高标准超前规划新城220千伏电网网架。

通过体制机制创新，推广“小型化、紧凑型、大容量”技术，在经济可行的情况下，采用半地下、全地下、结合大楼建设等多种形式，建设中环线内220千伏变电站。

4.合理安排配置输配电容量

按照发、输、配电设施均衡配置的原则，加快推进各电压等级变电站建设。

500千伏：新建3座、扩建4座500千伏变电站，新增13台主变，较“十一五”期末新增13900兆瓦变电容量。至2015年，上海电网500千伏变电站达到15座，总变电容量达到40400兆瓦，电网容载比提高到1.69。

220千伏：新建变电站43座，新增变电容量约21540兆瓦。至2015年，上海电网220千伏变电站达到140座，总变电容量达到64360兆瓦，电网容载比提高到1.93。

110/35千伏：新建、扩建139座110千伏变电站、144座35千伏变电站。至2015年，110（35）千伏电网10千伏降压总容量将达到51327兆瓦，电网容载比提高到 2.05。

5.加强崇明三岛电网建设

按照国家新农村、新电力、新服务的工作要求，在适时建设崇明与江苏500千伏电力联网等重大工程的同时，进一步加快崇明三岛电网建设，促进城乡均衡发展。

提高三岛电网安全稳定水平。配合新投运的崇明-市区220千伏电力联网工程和“十二五”三岛新电网建设，完善三岛220千伏电网结构，改造继电保护等二次控制设备，提高负荷转供能力与电网电压无功控制能力。

加快三岛高压配电网建设。高压配电网建设以35千伏为重点，新建1回110kV线路与7座35千伏变电站，扩建7座35kV变电站，合计新增变电容量483兆瓦，缩短配网供电半径，提高配网线路联络比例、分段比例。

全面改造三岛农村配电网。完成7座35千伏变电站改造，加强中低压配电网改造，同时完成剩余近50个村的电气化建设，全面实现三岛新农村电气化目标。

建设陈家镇智能电网示范区。建设具有配电网监控、馈线故障定位、故障隔离、自动恢复供电和负荷控制等功能的配电自动化系统；实现光伏发电、小风电和储能系统平稳并网、有效监控和联合运行的分布式及可再生能源接入系统；以用电信息采集、电力光纤、智能楼宇/家居系统、电动汽车充放电系统和充换电服务网络、电能质量监测等为特征的智能用电系统。通过应用智能电网技术，使该区域可再生能源消耗占用能总量的比例提高到20%以上，配电网供电可靠性和供电质量达到国际先进水平。

6.全面启动智能电网建设

在各级电网协调发展的基础上，运用现代信息技术、控制技术、储能技术和输电技术改造传统电网，初步建成与上海经济社会发展水平相适应的智能电网框架。

建设网架坚强的城市输配电网。应用柔性交流技术，在500千伏变电站加装大容量动态无功装置。新设计变电站按照智能变电站标准建设，在中心区和其他核心区域开展配电自动化建设，在城市低碳发展实践区建设智能微网示范项目。全面推进输变电设备状态监测工作，开展电能质量试点治理，开展高温超导电缆的前期研究与试点应用。

实现各类电源便捷接入与调度。实现10万千瓦及以上机组涉网参数管理全覆盖。掌握柔性直流输电的核心技术，推广新能源发电的功率预测和运行控制技术，实现新能源及分布能源便捷接入与调度。结合新能源项目和变电站建设，实现兆瓦级储能系统的示范应用。

构筑友好互动智能用电体系。在全市范围推广智能电表，实现用电信息采集的“全覆盖、全采集、全费控”。在交通枢纽、办公楼宇、居住小区等开展智能楼宇和智能小区示范，促进电力削峰填谷和综合节能。加强规划整合，结合变电站、公共停车场、住宅小区等建设电动汽车充（换）电站、配送站和充电桩，初步构建智能充（换）电服务网络。扩大电力光纤到户覆盖面，优化用电故障报修流程，提升优质服务水平。

专栏：智能电网

集现代信息技术、控制技术、储能技术与输电技术“四位一体”的新型电网。与传统电网相比，更加安全、可靠，可快速有效应对电力系统各类故障；更为高效、环保，可充分接入各类分布式能源，提高能源使用效率；更为智能、互动，便于用户进行信息交换与互动，优化用电行为，实现经济用电、节约用电。

（三）电源建设重点

坚持“多元、清洁、安全、高效”的电源建设方针，以“结构调整，优化发展”为主线，形成5+2+X（外高桥、石洞口、吴泾-闵行、漕泾和临港5大市内发电基地，西南水电与华东电网皖浙来电2大市外电源基地，若干个市内调峰、热电联产电厂与其他市外来电等）电源布局。

1.加快市内燃机电厂建设

结合天然气气源、城市管网布局，在城市外围建设大型燃气发电基地，在加快在建临港大型天然气发电基地建设的同时，结合地区用电需要布置适当区域性气电支撑机组。

加快建设崇明燃机电厂，满足三岛快速增长的用电需要。根据天然气供应情况，推进吴泾-闵行电源基地由燃煤向燃气发展。调整位于黄浦江沿岸中心城区的闸北电厂等老旧燃油发电机组，在天然气接入条件较好的青浦“上大压小、以新代老”。

2.推进煤电布局与结构调整

煤电发展向市外拓展，从上规模转向调结构。重点是以皖沪能源合作为载体，支持上海电力企业在安徽建设煤电一体化基地，加快田集二期、淮北平山两个煤电联营坑口电站建设。继续推进市内电力工业上大压小，完成“十一五”时期结转的闵行、崇明等59.9万千瓦小火电机组关停任务；在燃煤总量基本不增、燃煤电厂排放削减的前提下，通过减少分散用煤、关停30万千瓦老机组等方式，研究论证建设新型高效燃煤发电示范项目的可行性，争取“十二五”期末投运2-3台百万千瓦机组。同时，根据国家能源政策与技术装备进步等情况，适时启动漕泾IGCC示范工程，推进煤炭清洁高效利用。

3.积极发展热电联产与分布式供能系统

结合上海经济社会发展与能源结构调整，在热用户集中的工业区或开发区发展大中型热电联供，进一步推进外高桥、石洞口等大电厂供热改造并向周边供热，提高能源利用效率。同时，在综合商务区、工业区等用能较集中区域，包括医院、宾馆、交通枢纽、大型商场、商务楼宇等领域，积极发展区域热电联产和分布式供能系统。争取到2015年，热电联产装机超过200万千瓦，新建50-60个分布式供能系统。

专栏：分布式供能系统

是指在用户端或靠近用户现场独立输出电、热(冷)能的系统，该系统既能发电，又能利用余热制冷、供暖、供应热水，使用的能源包括天然气、沼气及可再生能源等清洁能源。近年来，分布式供能系统迅速发展，不少发达国家积极推动，主要用于工业园区、公共设施和住宅等领域。我国积极鼓励这种供能方式，上海自2004年起开始推动发展，主要针对以天然气、沼气等为燃料的小型供能系统（单机1万千瓦以下），出台了支持政策。

4.大力发展可再生能源发电

以风电、太阳能、生物质能发电为重点，2015年全市可再生能源发电超过100万千瓦。风电重点建设东海大桥二期、临港、奉贤等海上风电场，以及崇明北沿等陆上风电场。太阳能利用主要是结合建筑物一体化建设，优先在大型公共建筑、城市标志性建筑上安装光伏发电系统。生物质能利用主要是结合城市废弃物处理，在崇明、浦东等地建设沼气回收发电示范工程。

同时，将崇明岛和老港地区分别建设成为国家级绿色能源示范县、立体式新能源示范基地，开展风电、太阳能、沼气综合开发利用和储能电站应用示范。

5.实施煤机脱硝与除尘改造

除计划关停机组外，全市燃煤电厂全面推行低氮燃烧技术，单机20万千瓦以上燃煤发电机组全部安装高效SCR脱硝装置，确保全市电力行业氮氧化物排放总量削减17.5%。同时，根据机组除尘设施状况，采用静电或布袋方式对燃煤机组实施高效除尘改造。

此外，结合石洞口二期扩建项目建成的年产10万吨二氧化碳捕集装置积累燃煤电厂脱碳经验，进一步开展电厂烟气脱碳回收方案研究和技术攻关，做好技术储备工作。

6.进一步增强电网调峰能力

重点要以市内燃机大规模建设为契机，合理配置市内、市外各种电源调峰能力。

天然气电厂作为主要调峰容量，单循环燃机调峰能力达到100％，联合循环燃机（不供热）调峰能力达到70－75％，新建联合循环燃机（不供热）应具备单循环运行能力。同时，煤电机组调峰能力应达到60％。

市外电源（除核电外）尽可能参与调峰。市外煤电调峰能力原则上不低于市内同类机组。为提高供电可靠性，华东网内水电（抽蓄除外）调峰能力在50％以上。

五、政策与保障措施

（一）创新电力体制机制，营造电力建设良好政策环境

1.加强组织领导。形成市、区（县）两级政府和电力企业共同推进电力建设的格局。区（县）政府要加强电力建设用地、动迁等方面的协调。

2.强化规划引导。凡未列入电力规划的项目，原则上不支持核准或审批；同时，加强电力规划与城市规划、土地利用规划的衔接，确保电力重大项目规划落地。

3.创新建设机制。加强电力建设与土地、环保等相关政策的结合，在变电站与非居结合、架空线路下宅基地置换等领域探索符合国家相关政策、适应上海实际的电力建设新路。

4.深化体制改革。稳步推进电力输配分开，探索实施发电企业和大用户的自由交易。完善市场交易机制，对参与深度调峰、调频、调压的电源给予合理补偿。推进实施崇明电力体制改革，实现厂网分开，建设好崇明的电力基础设施，解决农村电网低电压问题。

（二）深化电力战略合作，争取长期稳定可靠的市外资源

按照优势互补、资源共享、合作多赢的原则，鼓励上海电力企业和机构走出去，进一步加强电力领域的战略合作。

1.支持上海电力企业向上游拓展业务。以国家推进煤电一体化为契机，继续推进皖沪能源合作，建设淮南田集、淮北平山两个大型煤电一体化基地，参与华东核电与西南水电建设，探索在我国西北地区和海外建设大型煤炭基地。

2.支持在上海建设电力资源要素市场。整合上海在金融、资金、信息、要素市场建设等方面的优势，在推进电力市场建设的同时，争取设立全国性的天然气、煤炭交易市场，运用市场手段利用好国际、国内两种资源。

3.加强电力装备与科技的跨地区合作。以资金、市场、技术等为纽带，支持上海电力企业和科研机构走出去提供电力装备与技术服务。同时，欢迎国内外知名电力企业来沪发展，设立总部、研发基地与先进制造基地。

（三）加强安全体系建设，提升电力安全的能力与水平

按照“管建并重、点面结合”的原则，加强电力安全体系建设，提升电力应急能力，为城市运行安全提供坚强支撑。

1.加强电力设施保护。将电力设施安全纳入全市综合治理平安工程建设的考评机制，依托区县政府，加强电力设施属地管理，建立区域联防机制，发挥公安、电力主管部门、电力企业等多方力量，加强对偷盗电力设施犯罪行为的联合打击力度。将电力设施保护纳入文明施工考核。规划部门进一步完善管线资料报备和发布，安监、道监等部门进一步加强安全施工管理，减少野蛮施工对电力设施的损毁。同时，加大舆论宣传力度，营造人人爱护电力设施的良好氛围。

2.保障重要用户用电。研究出台《重要电力用户管理办法》，明确电力企业、重要用户在用电安全方面的责任与义务。进一步加强重要场所和设施备用电源建设，重点是提高电厂和重要用户自保自救能力。结合燃气电厂与分布式电源建设，进一步完善全市电厂黑启动方案，加强医疗、媒体、通信、金融机构以及机场、港口、铁路、越江隧道等重要设施应急、保安电源建设。

3.提升电力应急能力。加强电力企业应急体系建设，将电力企业应急体系纳入城市应急体系，实现电力企业与公安、气象、地震、防汛防台等部门的信息共享和紧密合作。进一步完善电力应急预案，将电力应急预案有效纳入城市应急预案体系，针对特高压电网投运情况，进一步明确电力安全职责、重特大事故处理和电网灾变下恢复应急处理流程。组织开展重点区域停电演习、演练，在实战中检验社会公共应急系统与电力应急系统的相互配合与衔接。

（四）合理控制用电总量，提高能源利用的效率与效益

坚持开发与节约并举的方针，应用节能新技术、新工艺、新设备与新材料，减少发、输、配、用各环节的能源消耗，建设一定规模的能效电厂。

专栏：能效电厂

能效电厂是虚拟电厂，是指通过在需求侧提高能效降低用户电力需求，达到与在供应侧新建传统电厂提高供应能力同样的功效。具体地说，是指通过设计合理可行的电价和投融资机制，鼓励实施一揽子节电计划，并使投资节能与投资新建电厂能取得同样的投资收益。

1.以控制用电量目标为抓手加强电力需求侧管理。以能源消费总量指标考核为主、用电量指标为参考，加强对重点用能、用电单位的节能管理。综合应用价格、技术、行政、法律等手段，以降低和转移空调负荷、优化大企业用电方式为重点，引导电力用户优化用能方式，鼓励绿色照明、高效电机、分布式供能、蓄冷蓄热等节能新技术的推广应用。结合智能电网建设，尽快推出新的实时负荷管理方式，配套建设用电负荷管理系统，合理提高电网负荷率。

2.促进节能新技术在发、输、配各环节的应用。电网侧重点是加强布局规划，推进智能化等节能改造，合理控制和调整潮流流向，降低线路综合损耗；电源侧重点是应用超超临界、高效燃机等新技术，在加快新建电源结构调整的同时，对现役30万千瓦、60万千瓦机组开展节能诊断与对标分析，应用综合提效技术推进老机组节能改造，形成100万千瓦能效电厂能力。

3.加强电力运行节能。按照“年度优化、月度实施、日前跟踪”的原则，积极开展节能发电调度试点，通过科学编制节能调度排序表，优化市内发电与市外来电、天然气供应与电力生产的联合调度，确保可再生能源全额上网，高效机组多发电，降低整个电力系统煤耗。同时，强化厂用电率、线损等节能指标的综合考核，提高电力生产效率。

（五）改革电价形成机制，促进电力工业结构加快调整

积极探索灵活多样的电价模式，争取国家的政策支持。

1.逐步建立备用等辅助服务定价机制。完善与燃机调峰定位相匹配的上网电价机制，用市场手段支撑电源结构调整，为市内、市外电力创造公平的市场环境。

2.逐步建立规范的输配电价机制。促进电网企业进一步加强管理、降低成本，支持上海有关企业在国内率先开展智能电网示范与改造。

3.推进销售电价改革。重点针对峰谷差大的问题，探索实施季节性电价或尖峰电价机制，扩大峰谷电价覆盖范围，引导用户削峰填谷。进一步完善差别电价与阶梯式电价机制，配合智能电网建设完善分时电价与可中断电价、高可靠性电价机制，促进节能减排。

（六）强化电力行业监管，促进电力企业提高服务水平

政府电力主管部门和电力监管部门密切配合，按照国际大都市对电力等公共服务的要求，进一步加强对电力企业的监督和管理，促进电力企业树立用户至上的理念，以服务需求为导向，按照市场需求，加快各方面改革。

1.加强业务监管。应用信息化手段，加强对电力企业安全生产、供电服务、市场行为、关联业务等重大事项的动态监管，规范发、输、供电业务的准入与退出，维护电力市场公开、公平与公正，建立良好的市场秩序和竞争氛围。

2.加强成本监管。重点加强自然垄断环节的成本监管，逐步建立并完善成本与信息披露制度，强化企业成本信息披露真实性的法律责任，推进电网等电力企业输、配电等环节成本的规范核算与信息公开。

3.加强社会性监管。建立企业社会责任考核机制，发挥好用户、媒体等对企业的监督作用，促进电力企业加强管理创新，降低成本、提高效率、拓展领域，为社会提供更加安全、经济、清洁、便捷的电力服务。

附件：1.“十二五”时期本市电力规划主要指标

2.“十二五”时期本市电力平衡表

3.“十二五”时期本市重大电力项目安排

4.2015年上海电网和电源规划图

附件1

“十二五”时期本市电力规划主要指标

	序号	指标	单位	2010年	2015年
电力保障	1	全市最高用电负荷	万千瓦	2621	约3700
	2	全社会用电量	亿千瓦时	1296	1700以内（以国家下达指标为准）
	3	年人均用电量	千瓦时/人	5634	6855
	4	居民年人均生活用电量	千瓦时/人	735	1000左右
	5	电网负荷备用率	%	4	15左右
	6	农村电网供电可靠率	%		99.93以上
	7	农村电网综合电压合格率	%		99.65
电源结构	8	外来电占一次能源消费比重	％	13	17.5
	9	市外来电占全市供电比重	%	38	40左右
	10	电力装机容量	万千瓦	约2000	＞2500
	11	燃机占市内装机比重	%	14	30左右
电网建设	12	市外输电通道能力	万千瓦	约2000	约3000
	13	市内配电网容载比	%	1.85	2
	14	规划项目按期开工率	%		90以上
	15	中心城区架空线入地	%		95以上
智能电网	16	用电信息采集系统覆盖面	%	15	100
	17	电动汽车充（换）电站	座	7	200左右
	18	电动汽车充电桩	个	360	20000左右
	19	电力光纤用户覆盖面	万户	0	100
节能减排	20	供电煤耗	克标煤/千瓦时	316	300
	21	电网线损率	％	6.05	6
	22	电力行业氮氧化物排放量下降率	％		17.5
	23	电力行业SO2排放量下降率	％		13.7

附件2

“十二五”时期本市电力平衡表

单位：万千瓦

	2010年	2011年	2012年	2013年	2014年	2015年
最高用电负荷	2621	2549	2850～2950	3020～3200	3200～3450	3450～3700
一、市内机组可调出力	1863	1900	1988	2146	2254	2422
其中：新增出力	371	37	88	158	108	168
1.煤电	362	30			120	240
2.燃机（崇明、闵行等）		72	72	144	72	72
3.可再生等	27	13	31	27	27	17
4.关停（闵行等）	-72	0	0	-98	-152
二、市外电力供应	850	807	767	1161	1481	1741
1.西南水电			0	440	80	240
2.华东水、核电		0	50	0	0	19
3.安徽火电		0	0		264
4.外来电传输损耗	-69	14	3	-46	-24	-35
5.当年临时购电	150	-57	-93
6.需新增						36
三、全市电力供应能力	2713	2707	2755	3307	3735	4163
四、电力盈亏	92	158	-95～-195	107～287	285～535	463～713
备用率	3.50%	6%	-7%～-3%	3%～9%	8%～16%	12%～21%

附件3

“十二五”时期本市重大电力项目安排

单位：亿元

序号	项目名称		建设内容	投资
1	电源	崇明三岛支撑电源	2*400兆瓦燃气机组	28
2		闵行燃气发电项目	2*400兆瓦燃气机组	28
3		奉贤燃气发电项目	2*400兆瓦燃气机组	28
4		青浦燃气发电项目	2*400兆瓦燃气机组	28
5		吴泾九期燃气发电项目	2*400兆瓦燃气机组，后备项目	28
6		新型高效燃煤发电示范项目	3*1200兆瓦燃煤机组	150
7		分布式供能	50-60个项目	10
8	市外来电通道	浙北-沪西等市外受电通道工程	沪西站和上海境内线路工程	27
9	城市电网	500千伏输变电工程	新建虹杨、市西南、崇明站；扩建杨行、练塘、三林、顾路站、黄渡、泗泾、练塘站加SVC工程外二～杨行变2回线路串抗	56
10		220千伏输变电工程	新建大渡河、上川、华阳桥、堡北等43个输变电工程	203
11		110/35千伏输变电工程	秦家等139个110千伏输变电工程，144个35千伏输变电工程	294
12	新能源发电	海上风电	东海大桥海上风电二期、临港海上风电及扩建、奉贤海上风电及扩建项目，总规模60万千瓦	70
13
14
15		陆上风电	崇明北沿风电、前卫扩建、青草沙、长兴等，总规模50万千瓦	30
16		太阳能光伏发电项目	150兆瓦	20
17		生物质发电	约200兆瓦	40
合计				1040

附件4

2015年上海电网和电源规划图