電力是關系國計民生的重要基礎產業，是經濟社會發展的重要

動力和保障。省委、省政府歷來高度重視電力建設，通過多年的發

展，我省已成為全國重要的電力生產和消費大省，為經濟社會持續

健康發展提供了堅強支撐。

新時期，黨中央、國務院明確了“四個革命、一個合作”的能

源發展戰略思想以及“節約、清潔、安全”的能源發展方針，為電

力持續健康發展提出了基本遵循。“十三五”是我省實現由大到強

戰略性轉變的關鍵時期，是在全面建成小康社會進程中走在前列的

決勝階段，產業升級提速、城鄉區域一體、陸海統籌聯動、生產力

發展的多層次將為我省經濟發展提供更大潛力，電力需求將持續增

長。為適應新形勢、新要求，更好地發揮電力對經濟社會發展的支

撐保障作用，根據《山東省國民經濟和社會發展第十三個五年規劃

綱要》、《山東省能源中長期發展規劃》制訂本規劃。

本規劃涵蓋煤電、核電、風電、氣巨、太陽能發電、抽水蓄能

等各類電源和輸配電網，重點闡述“十三五”期間全省電力發展指

導思想和基本原則，明確主要目標和重點任務，是“十三五”全省

電力發展的行動綱領和重大電力項目規劃布局重要依據。規劃期為

2016-2020年。規劃實施過程中，適時進行滾動調整。

目錄

第一章發展基礎1

第'章發展趨勢7

第三章總體思路.........................................10

第四章發展重點.........................................13

第五章環境影響.........................................26

第八章保障措施...............30

第一章發展基礎

“十二五”時期，在省委、省政府堅強領導下，全省上下認真

貫徹中央決策部署，牢牢把握發展大勢，統籌推進穩增長、調結構、

強區域、促改革、惠民生、建生態、防風險等各項任務，經濟社會

持續穩步健康發展。2015年，全省實現生產總值63002億元，“十

二五”期間年均增長9.4%。

作為經濟社會發展的重要基礎性行業，“十二五”期間全省電力

行業繼續保持了健康發展態勢。電力消費保持穩步增長，供應保障

能力持續增強；新能源得到快速發展，裝機結構不斷優化；“外電入

魯”實現重大突破，接納省外來電水平明顯提高；淘汰落后產能穩

步推進，節能減排成效顯著，為保障全省經濟社會持續健康發展提

供了堅強有力支撐。

（一）電力供需總體平衡，保障能力不斷增強。

2015年，全省全社會用電量達到5117億千瓦時，較“十一五”

末增長1819億千瓦時；“十二五”以來年均增長9.2%o2015年，一

產、二產、三產及居民生活用電占全社會用電量比重分別為1.9%、

80%,8.3%和9.8%,與“十一五”末基本持平。伴隨著用電量增長，

全省用電負荷持續創出新高。2015年，全省最高負荷達到7760萬

千瓦，較“十一五”末增長2550萬千瓦；“十二五”以來年均增長

8.3%o

（二）電源結構持續優化，綠色轉型不斷加快

“十二五”期間，全省繼續加大煤弓結構調整力度，積極推進

高效燃煤機組建設。至2015年底，全省已運行的最大發電機組容量

為102萬千瓦，百萬千瓦級、60萬千瓦級和30萬千瓦級燃煤機組

裝機容量分別達到504萬千瓦、1445萬千瓦和3396萬千瓦；60萬

千瓦級及以上、30萬千瓦級及以上機組所占比重分別達到24%和

64%,較“十一五”末分別提高2個和9個百分點。

新能源發電繼續保持快速增長，裝機容量達到1115.1萬千瓦,

占全省電力裝機的11.5%,裝機容量和比重較“十一五”末分別增

長837萬千瓦和提高7.1個百分點。其中，風電、太陽能、生物質

發電裝機容量分別達到72L5萬千瓦、132.7萬千瓦、153.1萬千瓦,

較“十一五”末增長583萬千瓦、131萬千瓦、123萬千瓦。

專欄12015年底電源裝機構成

序號項目單位裝機容量占全省裝機比例

合計萬千瓦9715.7100%

煤電萬千瓦8289.985.3%

100萬千瓦級萬千瓦5045.2%

60萬千瓦級萬千瓦144514.8%

30萬千瓦級萬千瓦339635.0%

30萬千瓦級以下萬千瓦2944.930.3%

二可再生能源萬千瓦1115.111.5%

水電（含抽水蓄能）萬千瓦107.81.1%

風電萬千瓦721.57.4%

太陽能萬千瓦132.71.4%

生物質能萬千瓦153.11.6%

三余熱余壓萬千瓦310.73.2%

圖3煤電裝機構成圖4可再生能源裝機構成

（三）電網建設步伐加快，外電入魯實現突破

“十二五”期間，全省不斷加大電網投資力度，電網建設步伐

加快，主電網網架持續完善，配電網結構明顯加強。新增500千伏

變電站8座、擴建變電站8座，新增變電容量2100萬千伏安、線路

長度1528公里。截至2015年底，全省電網擁有500千伏變電站37

座（含膠東換流站），降壓變壓器80臺，變電總容量6200萬千伏安,

線路94條，長度6930.8公里；500千伏/220千伏聯絡變壓器3臺，

總容量150萬千伏安。全省電網已形成最高交流電壓等級為500千

伏、直流電壓等級為±660千伏，以500千伏為省域主網架、220

千伏為市域主網架，發、輸、配協調發展的超高壓、大容量、高參

數、高自動化的大型電網。

“十二五”期間，“外電入魯”工作取得重大實質性突破0±660

千伏寧東直流送電工程于2011年建成投運，接納省外來電400萬千

瓦；內蒙古錫盟?山東、陜北榆橫?山東1000千伏特高壓交流輸電

通道和內蒙古上海廟?山東±800千伏特高壓直流輸電通道獲得國

家核準并開工建設。至2015年，全省電網高峰時段接納省外來電能

力提高到750萬千瓦，累計接受省外電量2802億千瓦時。

（四）裝備水平不斷提高，新技術得到推廣應用

“十二五”期間，全省煤電超臨界、超超臨界機組發展迅速，

發電機組容量、參數、效率、環保性能、節水等技術指標不斷提高。

大型先進壓水堆技術裝備自主化取得突破，第三代核電技術已在海

陽核電站中開展示范。風電、太陽能等新能源發電技術水平不斷提

高，能源利用效率日益提升。直流輸電技術投入工程應用，特高壓

輸電技術日趨成熟，同塔雙回（多回）線路、鋼管塔、大截面耐熱

導線、GIS、HGIS、500千伏三相一體變壓器等新技術、新設備得到

推廣和應用；變電站綜合自動化系統得到普遍使用，新、擴建220

千伏及以下變電站全部實現無人值班，建成覆蓋全省的光纖主干網，

變電站全部實現光纖通信，為智能電網發展奠定了基礎。

（五）火電能效不斷提高，節能減排成效顯著。

“十二五”期間，我省積極落實節能減排政策，一方面，逐步

關停淘汰落后機組，小火電關停工作取得顯著成效，累計關停淘汰

落后小型煤電機組107臺、容量322.5萬千瓦。2015年全省煤電機

組每千瓦時供電標準煤耗320克，較2010年下降23克。另一方面，

實施大氣污染減排重點工程，全部燃煤機組按照規定取消煙氣旁路,

實行電力行業主要污染物排放總量控制，加快了燃煤火電脫硫脫硝

工程，對不能穩定達標排放的現役燃煤機組進行更新改造或淘汰。

2015年，全省火電行業二氧化硫、氮氧化物排放量分別下降到55.9

萬噸和48.7萬噸，較2010年分別減少20萬噸和21.9萬噸。

“十二五”期間，我省電力行業發展取得較大成績，但仍存在

以下幾方面問題：一是，電源結構性矛盾仍較為突出。煤電在電力

裝機中比重高達85%,較全國平均約高19個百分點。單機30萬千

瓦以下機組約占煤電裝機的36%,優化調整煤電結構任務依然艱巨。

二是，電網調峰壓力日益增加。電力系統靈活調節電源比例偏低，

調度運行和調峰成本補償機制不完善，調峰能力不足，難以適應可

再生能源快速發展和大規模并網消費的要求。三是，配電網建設仍

存在薄弱環節。局部地區、個別時段配電網供電能力依然薄弱，部

分中壓配變及線路仍有重載、過載現象，城鄉間電力服務水平差距

依然較大，農村電網智能化水平較低，部分老舊設備亟待升級。四

是，違規建設煤電機組現象仍然存在。仍有個別企業在國家控制規

劃規模外自行違規建設煤電機組，擾亂了電力市場正常秩序，增加

了安全生產風險隱患，給全省大氣污染防治和總量控制工作造成了

較大壓力。五是，體制機制仍有待進一步改革完善。競爭性環節由

市場決定電力價格的機制沒有形成，市場配置電力資源的決定性作

用難以有效發揮，現行管理體制還不能較好適應能源革命的新要求。

第二章發展趨勢

“十三五”是我國經濟發展步入新常態的第一個五年規劃期，

也是我省實現全面建成小康社會“走在前列”、建設經濟文化強省目

標的決戰期。電力發展既面臨厚植發展優勢、加快轉型升級、調整

優化結構的戰略機遇，也面臨諸多矛盾交織、風險隱患增多的嚴峻

挑戰。

（一）面臨形勢

當前，經濟發展步入新常態，能源格局和供求關系發展深刻變

化，供需持續寬松，結構低碳化、生產利用智能化以及供需格局多

元化趨勢明顯。從省內情況看，2015年全省用電量增長2.8%,為“十

五”以來最低，消費增長減速換檔明顯；但考慮到未來全省新型工

業化、城鎮化、信息化、農業現代化進程加快以及電能在終端用能

中替代作用不斷增強，“十三五”期間全省用電需求仍將持續增長。

結構方面，風電、光伏發電、核電等清潔能源電力具備快速發展的

基礎和條件，未來非化石能源電力將繼續較快增長；壓減煤炭消費

總量、優化調整煤電結構的要求更加迫切，形勢嚴峻、任務艱巨。

與此同時，電力體制改革深入推進、新一輪能源技術革命進程加快

為電力行業及其相關產業快速發展注入的新的強勁動力。電力行業

正由依靠資源、資本等要素積累的傳統發展模式，向通過科技進步、

體制改革和模式創新的新型驅動發展轉變。

（二）需求預測

綜合考慮全省經濟增長、產業結構調整、城鎮化進程加快、電

氣化水平提高等因素，預計未來一段時間，全省用電需求仍將保持

穩定增長。綜合運用彈性系數法、產值單耗法、人均用電量法等多

種方法測算，預計到2020年全省全社會用電量將達到6210~6900

億千瓦時，比2015年增長約1090?1780億千瓦時，“十三五”期間

年均增長4?6虬為了避免出現電力短缺影響經濟社會發展的情況,

并考慮電力發展適度超前的原則，在預期2020年全社會用電需求的

基礎上，預留300億千瓦時的電力儲備。

（三）平衡分析

截至2015年底，全省已列入國家規劃并結轉“十三五”的在建

及規劃電力項目30項。其中，煤電項目20個，裝機容量2282萬千

瓦；核電項目4個，裝機容量800萬千瓦；抽水蓄能電站項目2個,

裝機容量300萬千瓦；“外電入魯”輸電工程3項。

專欄2主要結轉電源項目

華能萊蕪電廠擴建、壽光電廠一期、十里泉電廠擴建、大唐臨清熱電、棗

莊八一、煙臺八角電廠、華潤東明熱電、華能濟寧熱電、華電萊州項目二

煤電期、大唐東營電廠、國電博興項目、日照精品鋼電廠、莒南力源電廠、勝

利電廠擴建第二臺、里彥電廠、華盛江泉熱電、百年電力電廠擴建、華能

董家口熱電、華能祥光熱電、中興蓬萊電廠

核電海陽核電一期、二期工程，石島灣高溫氣冷堆示范核電、國核示范工程

抽水蓄能文登抽蓄、沂蒙抽蓄

受國家電力行業產業政策調整影響，“十二五”期間全省電源建

設步伐放緩，加之海陽核電一期工程投產延后，“外電入魯”規劃項

目未能如期建設等原因，全省電力供需形勢趨于緊張，供應出現缺

口，2013年、2014年最大缺口分別達到244萬千瓦和360萬千瓦。

未來隨著結轉電源項目逐步建成投產以及“外電入魯”工程的順利

建成送電，全省電力供應保障能力將得到顯著增強，“十三五”期間

電力供需基本平衡。但考慮到大氣污染防治以及優化調整電源結構

需要，“十三五”期間仍需規劃一定規模的熱電聯產項目和“上大壓

小”電源項目，以滿足地方熱力增長需求，加快淘汰電力行業落后

產能工作，以及保障“十四五”初期電力供應安全。

第三章總體思路

（一）指導思想

堅持以鄧小平理論、“三個代表”重要思想和科學發展觀為指導,

認真貫徹落實黨的十八大和十八屆三中、四中、五中、六中全會精

神，緊緊圍繞“四個革命、一個合作”的能源工作總要求，加快工

作指導重大轉變，加大改革創新力度，著力優化調整電源結構布局,

著力完善電網網架，著力提高電力系統效率和調節能力，著力推進

體制改革和機制創新，積極推動電力發展轉方式調結構，構建清潔

低碳、安全高效的現代電力體系，為全面建成小康社會、加快經濟

文化強省建設提供有力支撐和保障。

（二）基本原則

堅持適度超前。以滿足電力市場需求為目標，保持電力發展適

度超前，建立充分競爭的電力市場，健全應急保障體系，提升安全

保障水平，形成規模合理、安全可靠、結構優化、競爭有序的電力

系統，滿足國民經濟和建設資源節約型、環境友好型社會的需要。

堅持統籌協調。加快結構優化調整，建立傳統能源與新興能源

電力互補融合、省內電力供應與“外電入魯”共同發展的新型電力

供應格局。統籌電網與電源、輸電網與配電網之間協調發展，實現

電源布局、電網建設與資源環境、區域發展戰略協同促進。

堅持綠色低碳。落實“節能優先”戰略，提高電力生產、輸配、

使用環節效率。牢固樹立綠色、低碳發展理念，大力發展非化石能

源發電，清潔高效發展化石能源電力，積極淘汰煤電落后產能，打

造堅強智能電網，顯著提升電網資源優化配置能力，推動電力發展

走環境友好和可持續發展道路。

堅持市場導向。發揮市場配置資源的決定性作用，堅持以市場

需求為導向，統籌實現電力供應與需求協調發展。建立公正、公平、

開放、透明的市場規則，鼓勵各類市場主體公平競爭、優勝劣汰。

堅持改革創新。加快能源體制機制創新，深化電力體制改革，

加快培育健康的電力市場。積極推動科技創新，加快實現創新成果

向現實效益轉化，提升電力工業技術水平和競爭力，增強行業發展

活力和動力。

（三）發展目標

1、規模目標

全省電力供應保障能力力爭達到L72億千瓦左右；其中省內裝

機、省外來電能力分別達到L37億千瓦、3500萬千瓦左右,

2、結構目標

新能源和可再生能源電力裝機容量3010萬千瓦左右，約占省內

電力裝機的22%；省外來電占全社會用電量的比重提高到22%；非水

可再生能源發電量占全社會用電量比重提高到10%,

3、效率目標

燃煤發電機組平均供電煤耗低于310克標準煤/千瓦時；30萬

千瓦及以上機組占煤電裝機的比重提高到75%左右。電網綜合線損

率下降到5.9%o

4、環保目標

到2017年年底，全省現役10萬千瓦及以上燃煤發電機組以及

其他有條件的燃煤發電機組，大氣污染物排放濃度要達到燃氣輪機

組的排放限值（即在基準氧含量6%的條件下，煙塵、二氧化硫、氮

氧化物排放濃度分別不高于5、35、50亳克/立方米）。

5、民生目標

人均電力裝機達到L35千瓦，人均年生活用電量達到850千瓦

時;戶均年停電時間縮短至2小時以內，鄉村戶均配變容量達到2.52

千伏安。

專欄3主要發展指標表

類別指標單位2015年2020年

規模省內裝機億千瓦0.971.37

目標省外來電萬千瓦7503500

新能源和可再三能源裝機萬千瓦11153010

結構新能源和可再三能源占比%11.522

目標省外來電比重%9.722

非水可再生電量占比%4.710

火電機組供電標準煤耗克/千瓦時314<310

效率

30萬千瓦及以上機組%5575

目標

電網綜合線損率%6.685.9

煙塵排放濃度毫克/立方米—<5

環保

二氧化碳排放濃度毫克/立方米—W35

目標

氮氧化物排放濃度毫克/立方米—W50

人均裝機千瓦0.991.35

民生人均生活用電量千瓦時513850

目標戶均年停電時間小時4.96<2

鄉村戶均配變容量千伏安1.32.52

第四章發展重點

（一）加快煤電轉型升級

有序推進大型高效煤電項目建設，加快現役機組節能環保改造,

積極關停淘汰煤電落后產能，促進煤電高效、清潔、可持續發展。

有序建設大型煤電項目。優化煤電布局，重點在產業聚集、資

源富集、路（港）口等區域，依托電網條件，布局大型、高效煤電

機組；發揮煙臺、濰坊、東營、濱州等港口和煤炭鐵路運輸通道優

勢，在外煤入魯的“路口”和通道沿線地區，合理布局高效煤電項

目；統籌省內煤炭開發布局，合理有序推進魯西南煤電一體化項目

開發建設。認真落實國家煤電有序建設和“三個一批”要求，合理

控制煤電項目建設、投產節奏，防范煤電產能潛在過剩風險。

專欄4煤電儲備項目

國華壽光二期、國電費縣、華電定陶、大唐郭城、華潤荷澤二期、大唐莒南、華電齊河、

泰安東平、國電新泰、華能沾化、國華無棣、華潤微山湖、百年電力、國電高密、國電荷

澤、八一熱電、田陳富源、荷澤趙樓、莒縣浩宇、鄭化熱電等。

因地制宜發展熱電聯產。圍繞大氣污染防治和提高能源利用效

率，健康有序發展以集中供熱為前提的熱電聯產項目。在充分利用

已有熱源且最大限度發揮其供熱能力基礎上，按照“以熱定電、優

化整合”的原則，規劃建設采暖型熱電聯產型項目和產業園區熱電

聯產項目。優先發展背壓式熱電聯產機紐。

加快現役機組節能環保改造。積極推廣應用煤電機組節能環保

新技術，提高煤電發電效率及節能環保水平。全面實施燃煤電廠超

低排放和節能改造“提速擴圍”工程，2017年底前完成現役10萬

千瓦及以上燃煤發電機組超低排放改造，鼓勵具備改造條件的10

萬千瓦以下燃煤發電機組積極實施超低排放改造；重點對30萬千瓦

和60萬千瓦等級亞臨界、超臨界機組實施綜合性、系統性改造，改

造后供電煤耗達到同類型機組先進水平。力爭到“十三五”末，全

省煤電機組平均供電標準煤耗低于310克標準煤/千瓦時。

積極淘汰煤電落后產能。嚴格執行環保、能耗、安全法律法規

或產業政策，對不達標且不進行相應改造或經改造仍達不到標準要

求的要依法依策予以關停淘汰。“十三五”期間重點淘汰：大氣污染

物排放濃度不能穩定達到國家及地方相應時段大氣污染物排放標準

限值要求的機組；平均供電煤耗達不到國家標準要求的煤電機組；

設計服役期滿且未進行安全評估不能繼續穩定運行的機組；20萬千

瓦以下純凝機組；“先建后關”替代機組。同時，建立“僵尸”煤電

機組統計信息庫，制定針對性處置方案，鼓勵連續停運多年的發電

機組退出電力市場；進一步完善配套配套措施，引導和鼓勵有較多

小機組的企業和地方，通過新建背壓發電機組或容量替代途徑整合

現有分散小機組，主動關停淘汰煤電落后產能。

（二）大力發展清潔電力

堅持安全高效發展核電，按照集中與分散并舉、就近消納為主

的原則積極促進可再生能源開發，優化調整電源結構，不斷提高清

潔電力供應水平。

核電。建成海用核電一期、榮成高溫氣冷堆示范項目；啟動榮

成大型先進壓水堆示范工程、商業化壓水堆和海陽核電二期、三期

等項目建設；加強潛在核電廠址資源的勘探和保護，啟動第三核電

廠址前期工作。到2020年，建成核電裝機270萬千瓦。

專欄5核電基地

規劃建設AP1000機組6臺，裝機總規模750萬千瓦，總投資超過千億元，

分三期實施。一期工程建設AP1000機組2臺，裝機規模250萬千瓦，估

海陽

算投資450億元，2009年開工建設，計劃2017年前后并網發電。二期工

核電基地

程建設AP1000機組2臺，裝機規模250萬千瓦，估算投資400億元，2009

年獲得國家批準開展前期工作,2014年3月項目申請報告上報國家能源局。

規劃建設高溫氣冷堆機組1臺、CAP1400機組3臺和CAP1000機組3臺，

裝機總規模815萬千瓦，總投資超過千億元。高溫氣冷堆示范工程裝機規

榮成石島灣模20萬千瓦，估算投資80億元，2012年12月開工建設，計劃2017年并

核電基地網發電。大型先進壓水堆示范工程建設CAP1400核電機組3臺，建設規模

420萬千瓦，估算投資770億元：商業化壓水堆工程建設CAP1000核電機

組3臺，建設規模375萬千瓦，估算投資約590億元。

風電。加強風電布局與主體功能區規劃、產業發展、旅游資源

開發的銜接協調，推進風電規模化發展。陸上以青島、煙臺、濰坊、

東營、濱州等市沿海陸域和淄博、泰安、濟寧、臨沂等市丘陵地帶

為重點，建成陸上千萬千瓦級風電基地。適時啟動魯北、萊州灣、

長島等潮間帶及近海風電場建設。到2020年，建成風電裝機1400

萬千瓦。

專欄6風電建設重點

重點推進煙臺、青島、濰坊、東營、濱州等市沿海陸域，淄博、泰安、濟

陸上

寧、臨沂、棗莊等市山區，以及德州、荷澤等市平原地區風電場開發。

規劃魯北、萊州灣、渤中、長島、半島北、半島南等六個百萬千瓦級海上

風電場，總裝機規模1275萬千瓦。其中，魯北海上風電基地位于山東省

北部近海，海域范圍主要涉及濱州和東營海域范圍，場區海域總面積為

367平方公里，規劃裝機規模135萬千瓦；萊州灣海上風電基地位于山東

海上

省萊州灣海域內，涉及東營市、濰坊市和煙臺市的部分海域，場區海域總

面積為722平方公里，規劃裝機規模280萬千瓦；長島基地位于山東省長

島縣附近海域，場區海域總面積為363平方公里，規劃裝機規模175萬千

瓦。

光伏。充分利用塌陷地、荒地、鹽堿地，發展集中式光伏發電,

重點打造魯西南塌陷地光伏發電基地和黃河三角洲鹽堿灘涂地光優

發電基地。結合高效農業區、產業園區規劃，積極推進分布式光伏

發電，建設一批分布式光伏發電規模化應用示范區和風光、農光、

漁光等綜合利用示范區。到2020年，光伏發電裝機容量達到1000

萬千瓦。

專欄7光伏發電示范工程

重點推進濟寧、泰安市新泰采煤沉陷區光伏領跑示范基地建設，逐步

塌陷地

推進棗莊蔣莊礦區、柴里礦區以及荷澤巨野礦區等地區塌陷地光伏發

光伏發電工程

電工程建設。

黃河三角洲

重點推進東營河口、利津，濱州無棣、沾化，濰坊壽光、昌邑、濱海

鹽堿灘涂地

等鹽堿灘涂地光伏項目建設。

光伏發電工程

高效生態農業光重點在青島、濰坊、威海、棗莊、東營、德州、聊城、萊蕪等現代農

伏發電工程業示范區建設區域，打造高效生態農業光伏發電示范工程。

“千萬屋頂”

重點在工業企業、商業企業、公共建筑、居住建筑等建筑物屋頂，發

分布式光伏

展分布式光伏發電。

發電工程

生物質發電。堅持因地制宜、梯級利用、多元發展，推動生物

質能資源規模化和市場化開發，提高綜合利用水平和效益。在農作

物秸稈比較集中的地區及大中型農產品加工企業、木材加工企業等

生物質資源豐富的地區，合理規劃布局和規劃生物質發電項目建設,

鼓勵發展生物質熱電聯產。根據城市垃圾處理需要，發展垃圾無害

化處理技術，規范建設垃圾發電廠。在大中型畜禽養殖場、城市生

活污水處理廠以及造紙、釀酒、印染、皮革等工業有機廢水廠周邊,

建設配套的大中型沼氣發電工程。到2020年，各類生物質能發電裝

機達到230萬千瓦。

分布式電源。積極發展分布式發電，鼓勵能源就近高效利用。

放開用戶側分布式電源建設，推廣“自發自用、余量上網、電網調

節”運營模式。鼓勵企業、機構、社區和家庭根據自身條件，投資

建設屋頂式太陽能、風能等各類分布式電源。鼓勵在有條件的產業

聚集區、工業園區、商業中心、交通樞紐及公用機構等推廣建設分

布式能源項目。因地制宜發展中小型分布式中低溫地熱發電、沼氣

發電和生物質氣化發電等項目。支持企業利用余熱、余壓、余氣等

余能建設發電項目。在有條件的沿海地區建設海洋能與風電、太陽

能等可再生能源互補的海島微電網示范項目。

（三）加強調峰能力建設

重視電力系統調節能力建設，堅持用源側、電網側、負荷側多

措并舉，充分挖掘現有系統調峰能力，加快調峰電源規劃建設，著

力增強系統靈活性、適應性，破解新能源消納瓶頸，提高電力系統

運行效率。

抽水蓄能。綜合考慮地形地質、水文氣象等條件以及電網需求,

合理布局抽水蓄能電站。在膠東負荷中心布局抽水蓄能電站，增強

區域電網調峰能力，提高東部沿海核電基地電力送出和風電等可再

生能源發電消納水平；在“外電入魯”通道落點集中的魯中、魯南

地區布局抽水蓄能電站，保障電網以及特高壓電網安全穩定運行。

“十三五”期間，加快文登、沂蒙抽水蓄能電站建設，開工建設泰

安二期、濰坊、棗莊等項目，適時啟動沂蒙二期項目前期工作。

專欄8抽水蓄能重點項目

重點加快文登（180萬千瓦）、沂蒙（120萬千瓦）抽水蓄能電站建設；

開工建設泰安二期（180萬千瓦）、濰坊（100萬千瓦）、棗莊（100萬千瓦）等重點抽

水蓄能電站。

天然氣調峰電站。適度發展集中式天然氣發電，積極發展分布

式天然氣發電，提高天然氣發電調峰能力。優先發展燃氣蒸汽聯合

循環熱電聯產機組，在濟南、淄博、濰坊、青島等經濟發達、氣源

保障條件較好的城市率先規劃建設集中式天然氣發電。根據電網調

峰需要和天然氣供需情況，適時在沿海城市和重要用電負荷中心建

設調峰與聯合循環發電兼顧的天然氣調峰機組，啟動天然氣調峰示

范電站建設。在大氣污染重點控制區域城市負荷中心，積極發展基

于天然氣發電的冷、熱、電三聯供分布式能源，實現能源梯級利用。

規劃到2020年，全省天然氣發電裝機規模達到400萬千瓦。

推進煤電靈活性改造。實施煤電機組調峰能力提升工程，充分

借鑒國際火電靈活性改造相關經驗，加快推動熱電機組儲熱改造和

燉凝機組靈活性改造試點示范及推廣應用。“十三五”期間，全省力

爭改造熱電聯產機組430萬千瓦左右，改造純凝機組510萬千瓦左

右。

優化調度運行。以節能環保低碳為目標，進一步優化電力系統

調度原則和具體措施，合理確定各類機組的發電優先序位、用戶側

的有序用電序位以及機組的調峰、輪停序位，結合中長期、日前交

易電量及負荷預測安排開機組合。推行芍能低碳電力調度，完善電

力調峰成本合理補償機制。加強對新能源發電的功率預測和考核，

努力消納可再生能源電力。

提高需求側響應能力。建立健全基于價格激勵的負荷側響應措

施，優化推廣發電側和用戶側峰谷電價機制，探索實行可中斷負荷

電價。進一步完善電力需求側管理，整合系統運行、市場交易和用

戶用電數據，提高負荷側大數據分析能力，增強負荷側響應能力。

多途徑引導用戶錯峰用電，努力降低系統峰谷差率。試點開展儲能

示范工程建設，積極推進大容量和分布式儲能技術示范應用與推廣。

（四）優化電網網架結構

優化發展輸電網，側重發展配電網，加快智能電網建設，形成

結構清晰、技術先進、運行靈活、安全可靠、經濟高效、各級電網

協調發展的堅強智能電網。

特高壓電網。“十三五”期間，規劃建設“兩交兩直一環”特高

壓工程，投運濟南、濰坊、臨沂、棗莊4座特高壓交流變電站，以

及臨沂、青州特高壓直流換流站。到2020年，形成“兩交兩直一環”

特高壓電網，全省接納省外來電能力達到3500萬千瓦左右。

專欄9“外電入魯”工程

序號項目名稱建設內容

起于內蒙古錫盟，落點山東濟南，線路全長730公里。

錫盟?山東省內新建濟南特高壓站，規劃變電容量4X300萬千伏安，

省內線路長度79公里。

兩交

起于陜西榆橫，落點山東濰坊，線路全長1048.5公里。

榆橫?濰坊省內新建濰坊特高壓站，規劃變電容量4X300萬千伏安，

省內線路長度364公里。

起于內蒙古上海廟，落點山東臨沂，線路全長約1235.6

公里。省內新建臨沂特高壓換流站（與500千伏智圣站

上海廟?山東

合建），省內線路長度約308.3公里。輸電規模1000萬

兩直千瓦。

起于內蒙古扎魯特，落點山東濰坊青州，線路全長約1320

扎魯特?青州公里。省內新建青州特高壓換流站，省內線路長度約182

公里。輸電規模1000萬千瓦。

起于山東濰坊，落點河北石家莊。省內新建棗莊特高壓

濰坊?臨沂?棗莊

■環交流站，規劃變電容量2X300萬千伏安，臨沂特高壓交

?荷澤?石家莊

流站，規劃變電容量2X300萬千伏安，線路長度約1039

公里。擴建濟南特高壓第三臺主變。

500千伏主網架。重點圍繞滿足特高壓電網送出、核電等大型

電源建設以及負荷增長需求，進一步增加變電站布點，完善網架結

構，加強輸電通道間溝通，強化供電區域互供能力建設，完善末端

局部環網，提高電網受電能力、輸送能力和供電能力。

專欄10主網架優化重點工程

類別項目名稱

特高壓配套送出工程濰坊、棗莊、臨沂特高壓站500千伏配套送出工程

濟南特-天衍、高唐、智圣、墾東、峰城、惠民、儒林、荷澤

500千伏輸變電工程III、昌樂、膠南、武城、高密、聊城南500千伏等輸變電工

程。

升級改造配電網。圍繞中心城市（區）發展定位和高可靠用電

需求，統籌配置空間資源，保障變電站站址和電力廊道落地，高起

點、高標準建設配電網，著力提升供電保障能力。按照“遠近結合、

分步實施”的原則，合理確定網架過渡方式。采用成熟、可靠、技

術先進、節能環保的設備設施，逐步更換運行狀況差、高損耗設備,

有序推進電纜通道建設。以信息網絡技術和智能控制技術為支撐，

推進配電自動化、通信網、用電信息采集的“全覆蓋”，構建智能服

務平臺，實現配電網的靈活調控、優化運行。

推動“互聯網+”智能電網建設。全面提升電力系統的智能化

水平，提高電網接納和優化配置多種能源的能力，滿足多元用戶供

需互動。在電源側，重點加強傳統能源與新能源發電的廠站級智能

化建設，促進多種能源優化互補。在用戶側，加快構建“互聯網+”

電力運營模式，推廣雙向互動智能計量技術應用。全面推廣智能調

度控制系統，提升信息平臺承載能力和業務水平，開展智能電網支

撐智慧城市創新示范，推動智能電網發展。

（五）積極實施電能替代

立足能源清潔化發展和大氣污染防治，以電能替代散燒煤、燃

油為抓手，不斷提高電能占終端能源消費比重、可再生能源占電力

消費比重及電煤占煤炭消費比重。綜合考慮節能環保效益、財政支

持能力、地區潛力空間、電力體制改革和電力市場交易等因素，結

合替代方式的技術經濟特點，聚焦供暖供冷、工業生產、交通運輸、

農業生產、家居家電等五大領域，因地制宜推進熱泵供暖供冷、電

蓄能供暖供冷、分散采暖“煤改電”、工業鍋爐“煤改電”、工業窯

爐“煤改電”、油田鉆機“油改電”、皮帶傳輸“油改電”、電動汽車

推廣、軌道交通建設、港口岸電推廣、空港陸電推廣、農產品生產

“煤改電”、農業排灌“油改電”、廚房電氣化推廣以及潔衛電氣化

推廣15項電能替代工程。開展差別化試點探索，實施一批試點示范

項目。

按照“樁站先行、適度超前”原則，以用戶居住地停車位、單

位停車場、公交及出租車場站等配建的專用充電設施為主體，以公

共建筑物停車場、社會公共停車場、臨時停車位等配建的公共充電

設施為輔助，以獨立占地的城市快充站、換電站和調整公路服務區

配建的城際快充站為補充，推動電動汽車充電基礎設施體系加快建

設。加大停車場與充電基礎設施一體化建設支持力度。探索電動汽

車充放電與電力系統互動，改善系統調峰能力。到2020年，建成充

電站920座、充電樁35萬個。

（六）開展電力精準扶貧

充分發揮電力建設在脫貧攻堅戰略中的基礎性作用，以滿足用

電需求、提高供電質量、促進智能化為目標，著力解決農村地區供

電薄弱問題，支持經濟發展，服務社會民生。

積極開展光伏扶貧。堅持“省級統籌、縣負總責，統一規劃、

分步實施，政策扶持、合力推進”的總體思路，建立健全政府補助、

社會幫扶、金融支持、幫扶單位和用戶出資等多種途徑相結合的資

金籌措機制，因地制宜推進集中式、分布式光伏發電項目建設。到

2018年，力爭惠及10萬個貧困戶，讓貧困群眾獲得長期穩定的收

益。

加快農村電網改造。實施貧困村農網改造“全覆蓋”、農村機井

電力“井井通”以及自然村動力電“村村通”工程。全面系統推進

配變臺區、老舊線路和低壓戶表建設和改造，有效縮短供電半徑，

提高戶均配變容量，全面解決“低電壓”、“卡脖子”問題，不斷提

升貧困地區供電可靠性和電力服務水平。結合高標準農田建設和推

廣農業節水灌溉等，統籌推進平原、丘陵、山區機井通電設施建設,

加強和規范機井通電設施管理和維護，提升農業排灌電力服務水平。

2016至2017年，建設改造42萬口機井電力設施，惠及農田4200

萬畝以上。解決294個自然村未通動力電問題，全面實現自然村動

力電“村村通”。

（七）深化電力體制改革

遵循“三放開、一獨立、三強化”的改革路徑，加快構建“有

法可依、政企分開、主體規范、交易公平、價格合理、監管有效”

的市場體制，形成具有競爭活力、健全完善的現代電力市場體系。

理順價格形成機制。開展輸配電價戌本調查、監審、各電壓等

級輸配電價水平測算，輸配電價逐步過渡到按“準許成本加合理收

益”原則和分電壓等級核定。放開競爭性環節電力價格，分步推進

發售電價格市場化。結合電價改革進程，逐步減少工商業內部交叉

補貼，妥善處理居民、農業用戶交叉補貼。

推進交易體制改革。按照“一注冊、一承諾、一公示、三備案”

的程序，改革市場主體準入制度，規范市場主體準入標準。建立相

對穩定的中長期電力市場交易機制，組建相對獨立的電力交易機構，

形成公平規范的市場交易平臺。在推進中長期交易基礎上，開展電

力市場現貨交易機制研究，根據山東電源布局、負荷特性、電網結

構等因素和市場成熟條件，適時開展現貨交易試點。適應電網調峰、

調頻、調壓和用戶可中斷負荷等輔助服務新要求，完善并網發電企

業輔助服務考核新機制和補償機制，建立用戶參與的輔助服務分擔

共享機制C

有序放開計劃管理。根據市場發育程度，在確保電網穩定運行

和可再生能源電力消納的前提下，有序放開除公益性、調節性電量

X外的其他電量計劃。堅持節能減排和清潔能源優先上網的原則，

確保規劃內的風能、太陽能、水能、生物質能等清潔能源發電和常

規機組調峰調頻電量按照政府定價優先上網，促進清潔能源多發滿

發。穩步推進售電側改革，多途徑培育售電主體，有序向社會資本

放開配售電業務。

規劃自備電廠監管。新（擴）建燃煤自備電廠項目（除背壓機

組外）要統籌納入國家依據總量控制制定的火電建設規劃。進一步

完善對自備電廠應承擔的各類基金、交叉補貼和系統備用費用征繳

措施。加強自備電廠在線監測，推動自備電廠與環保、監管等部門

和電網企業聯網。積極探索促進現有“孤網”機組規范運行并健康

發展的有效途徑和方式，推動自備電廠轉型升級。

第五章環境影響

對規劃實施后可能造成的環境影響進行分析、預測和評估，提

出預防或減輕不良環境影響的對策和措施，并給出環境影響評價的

結論。

（一）環境影響分析

規劃實施后，對自然環境的影響主要包含以下幾個方面c一是,

土地資源占用，電力規劃的實施不可避免地將占用少量土地資源,

有可能限制附近土地利用方式和功能；二是，空氣環境影響，電源、

電網項目建設過程中產生的二次揚塵以及火電項目運行過程中排放

的煙塵、氮氧化物和硫化物對空氣環境有一定的影響；三是，生態

環境影響，電源、電網項目的建設將有可能改變其原有的土地使用

功能，在生態敏感區域，有可能影響生態環境；四是，噪聲環境影響,

電源、電網項目建設過程中的噪音以及電氣設備和輸電線路產生的

電磁噪聲對聲環境可能造成某些影響；五是，電磁環境影響，電氣

設備運行過程中會產生一定強度的工頻電場、工頻磁場和無線電干

擾等電磁影響；六是，水體環境影響，區源、電網項目建設及運行

過程中產生的生活污水、生產廢水若不經處理，則可能對地面水環

境以及周圍其它環境要素產生不良影響；七是，固體廢物處置，電

源、電網項目建設過程中產生的建筑垃圾、生活垃圾，電源項目運

行過程中產生的鍋爐灰渣、核廢料，以及電網項目運行過程中產生

的變壓器冷卻油廢棄沉積物，若不經處理，其排放會對環境造成一定

的累積影響。

（二）環境保護措施

優化調整電源結構。控制煤電機組總量、加快淘汰分散燃煤小

鍋爐，大力推動綠色電力生產，促進新能源和可再生能源發展。擴

大風電、光伏、核電等裝機規模，提