新常态电力企业转型升级与管理思维.ppt

一、加快煤电转型升级，促进清洁有序发展 加快煤电结构优化和转型升级，鼓励煤电联营，促进煤电高效、清洁、可持续发展； 严格控制煤电规划建设。“十三五”期间，取消和推迟煤电建设项目 1.5 亿千瓦以上。到 2020 年全国煤电装机规模力争控制在 11 亿千瓦以内； 合理控制煤电基地建设。配合远距离输电通道规划建设，根据受端供需状况合理安排煤电基地开发规模和建设时序。因地制宜规划建设热电联产和低热值煤发电项目。按照“以热定电”的原则规划建设热电联产项目。优先发展背压式机组，严控抽凝式热电机组。适当发展低热值煤综合利用发电项目。建设一定规模以煤矸石为主的综合利用发电项目； 二、积极发展水电，统筹开发与外送 继续做好金沙江下游、大渡河、雅砻江等水电基地建设; 积极推进金沙江上游等水电基地开发，推动藏东南“西电东送”接续能源基地建设;继续推进雅砻江两河口、大渡河双江口等龙头水电站建设，加快金沙江中游龙头水电站研究论证，积极推动龙盘水电站建设;基本建成长江上游、黄河上游、乌江、南盘江红水河、雅砻江、大渡河六大水电基地。 重点依托西南水电基地开发，建成金沙江中游送电广西、滇西北至广东、四川水电外送、乌东德电站送电两广输电通道，开工建设白鹤滩电站外送工程，积极开展金沙江上游等 消纳方案研究。 "十三五"期间，全国常规水电新增投产约4000万千瓦，开工6000万千瓦以上，其中小水电规模500万千瓦左右。到2020年，常规水电装机达到3.4亿千瓦。 三、安全发展核电，推进沿海核电建设 建成三门、海阳 AP1000自主化依托项目；建设福建福清、广西防城港“华龙一号”示范工程。开工建设 CAP1400示范工程等一批新的沿海核电工程。深入开展内陆核电研究论证和前期准备工作。 “十三五”期间，全国核电投产约 3000 万千瓦、开工3000 万千瓦以上，2020 年装机达到 5800 万千瓦。 四、大力发展新能源，优化调整开发布局 调整“三北”风电消纳困难及弃水严重地区的风电建设节奏，提高风电就近消纳能力，解决弃风限电问题。加大消纳能力较强或负荷中心区风电开发力度，力争中东部及南方区域风电占全国新增规模的一半。在江苏、广东、福建等地因地制宜推进海上风电项目建设。 　　全面推进分布式光伏发电建设，重点发展屋顶分布式光伏发电系统，实施光伏建筑一体化工程。在中东部地区结合采煤沉陷区治理以及农业、林业、渔业综合利用等适度建设光伏电站项目。推进光热发电试点示范工程。 　　“十三五”期间，风电新增投产0.79亿千瓦以上，太阳能发电新增投产0.68亿千瓦以上。2020年，全国风电装机达到2.1亿千瓦以上，其中海上风电500万千瓦左右;太阳能发电装机达到1.1亿千瓦以上，其中分布式光伏6000万千瓦以上、光热发电500万千瓦。 　　依托电力外送通道，有序推进“三北”地区可再生能源跨省区消纳4000万千瓦，存量优先。 五、鼓励多元化能源利用，因地制宜试点示范 　　开展海洋能等综合技术集成应用示范。在有条件的沿海 地区建设海洋能与风电、太阳能等可再生能源互补的海岛微电网示范项目。积极开展示范性潮汐电站建设。 　　开展风光储输多元化技术综合应用示范。结合风电、光 伏等新能源开发，融合储能、微网应用，推动可再生能源电力与储能、智能输电、多元化应用新技术示范，推动多能互补、协同优化的新能源电力综合开发。"十三五"期间，继续推动张家口等可再生能源示范区相关建设。 六、加强调峰能力建设，提升系统灵活性 从负荷侧、电源侧、电网侧多措并举，充分挖掘现有系统调峰能力，加大调峰电源规划建设力度，破解新能源消纳难题。 加快抽水蓄能电站建设。“十三五”期间，抽蓄电站开工 6000 万千瓦左右，新增投产 1700 万千瓦左右，2020 年装机达到 4000 万千瓦左右。 全面推动煤电机组灵活性改造。“十三五”期间“三北”地区热电机组灵活性改造约 1.33 亿千瓦，纯凝机组改造约 8200 万千瓦；其它地区纯凝机组改造约 450 万千瓦。改造完成后，增加调峰能力4600 万千瓦，其中“三北”地区增加 4500 万千瓦。 优化电力调度运行。大力提高电力需求侧响应能力。 七、筹划外送通道，增强资源配置能力 “十三五”期间电力外送统筹送受端需求、受端电源结构及调峰能力，合理确定受电比重和受电结构。 在实施水电配套外送输电通道的基础上，重点实施大气污染防治行动 12 条输电通道及酒泉至湖南、准东至安徽、金中至广西输电通道。建成东北（扎鲁特）送电华北（山东）特高压直流输电通道，解决东北电力冗余问题。适时推进陕北（神府、延安）电力外送通道建设。结合受端市场情况，积极推进新疆、呼盟、蒙西（包头、阿拉善、乌兰察布）、陇（东）彬（长）、青海等地区电力外送通道论证。 “十三五”期间，新增“