一、发展基础

       （一）取得的成绩

       “十二五”期间，全省电力工业发展步伐不断加快，顺利实现了“保供给、调结构、惠民生”等多重目标。2015年，全省全社会用电量为1665亿千瓦时，全社会最大负荷3030万千瓦。

       发电能力逐步提升。全省全口径发电装机容量达到6410.8万千瓦（含三峡水电站2240万千瓦），其中水电3652.8万千瓦（含抽水蓄能电站127万千瓦），火电2575.5万千瓦（包括煤电、天然气发电、生物质发电和余热余压发电等），风电134.5万千瓦，太阳能发电48万千瓦。全省人均装机约1.1千瓦，基本达到全国平均水平。

       供电结构持续优化。全省非化石能源发电装机占比达到60.8%，发电量占比达到56.3%，远高于全国平均水平。新能源发展步伐加快，风电、太阳能发电和生物质发电装机合计247万千瓦，占比提升至3.9%。火电机组结构持续优化，单机30万千瓦及以上机组比重达到81.9%，单机60万千瓦及以上机组比重达到41.9%。

       电网建设快速发展。湖北电网通过1回1000千伏线路和14回500千伏线路与河南、湖南、江西、重庆等周边省市交流联网，通过5回±500千伏线路与华东电网、南方电网直流联网，是我国重要的电力输送中枢。省内500千伏电网维持一个中部框架、两个西电东送大通道和一个受端双环网的格局，基本形成了较为坚强的220千伏主网架结构，逐步实现分区分片运行。220千伏及以上输电线路长度合计2.6万公里，变电容量1亿千伏安。

       节能减排大力推进。2015年全省电力行业二氧化硫、氮氧化物等主要大气污染物排放总量较2010年分别减少12.6万吨、18.6万吨。持续推进燃煤机组淘汰落后产能和节能改造升级，累计关停小火电机组78万千瓦，完成超低排放改造131万千瓦，火电机组单位千瓦时供电标煤耗五年累计下降28克。

       惠民工程全面实施。全面推进农村电网改造升级工程，“十二五”农网投资总额超过400亿元，农村低电压和供电卡口等问题明显缓解。加快推进热电联产项目建设，省内30万千瓦级煤电机组基本完成供热改造，工业集中供热和居民集中采暖面积大幅增加。

       （二）存在的问题

       “十二五”期间，全省电力工业取得了长足进步，但发展过程中不协调、不平衡、不可持续的问题依然突出。     

       一次能源资源匮乏，电力供应保障难度较大。我省“缺煤、少油、乏气，水电资源开发殆尽”，属一次能源资源匮乏省份，能源资源对外依存度在65%-72%的高位徘徊，其中化石能源对外依存度超过90%。煤炭资源储量低、煤质差，产量呈低水平逐年下降趋势，发电用煤基本依靠区外调入。水电资源较为丰富，但已开发利用程度超过90%，后续开发难度大、代价高，发展空间有限。风能、太阳能等新能源资源条件在全国处于中下水平，开发成本较高。总体而言，我省可供发电的能源资源条件较差，电力供应保障难度较大。

       三峡电站大规模外送，电力流向亟待优化。三峡水电站（含地下电站）总装机容量2240万千瓦，其中1912.5万千瓦容量外送至华东、广东和华中其他省消纳，外送比例超过85%。三峡电站外送容量占全省水电装机比重超过52%，外送电量接近全省水电发电量的55%。在清洁经济的三峡电站电量大规模外送的同时，为满足中长期用电需求，我省需要从省外再购入外电，迂回的电力流向既不利于节能环保，又提高了购电成本。

       电力基础设施不足，配电网薄弱现象依然存在。虽然全省人均装机基本达到全国平均水平，但是扣除三峡水电外送容量后，实际人均装机仅为全国平均水平的70%左右。长期以来，我省配电网（含农网）发展速度较之输电网明显滞后，配电网建设和投资均慢于输电网，特别是农村地区，配电网老旧设备多、低电压、可靠性低的现象仍然存在。

       （三）面临的形势

       “十三五”时期，随着经济发展进入新常态，我国能源发展也呈现能源消费增长减速换挡、能源结构优化步伐加快、发展动力开始转换三大特征，能源生产和消费革命全面推进，供给侧结构性改革成为我国能源发展的主线。我国电力工业发展进入一个全新阶段，电力需求增速明显放缓，供需矛盾趋于缓和，电源结构清洁化、电力系统智能化进程提速，电力体制改革全面深化，国际合作迈向更高水平。纵观全国，立足湖北，“一带一路”建设、长江经济带发展、中部崛起新十年规划、长江中游城市群建设等一系列国家级战略的深入实施，为经济增长注入了新动力，能源保障面临新形势，能源发展机遇与挑战并存。

       供应保障压力尚存。湖北省经济社会的持续较快发展，必然带来用电需求持续增长，目前我省人均用电量仅为全国平均水平的70%左右，后续仍有较大提升空间。尽管全省用电需求总体增速放缓，但刚性增长趋势不变，在一次能源资源匮乏，结构调整力度加剧的大背景下，未来较长一段时期内，全省电力供应保障压力仍在。

       清洁替代难度较大。湖北电力供应面临水电资源开发殆尽，非水可再生能源发电量占比仅3.7%，内陆核电发展尚不明确，天然气发电受气源和价格双重制约，省外电力存在多种变数的现实情况，煤电作为省内供电主力电源的地位短期难以改变，短期内实现发电侧的清洁替代难度较大。

       资源环境约束趋紧。国家提出2020年非化石能源消费比重达到15%，2030年左右二氧化碳排放达到峰值的目标，保护环境成为基本国策，推进生态文明建设，电力工业发展的生态环保约束日益强化。我省环境、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，煤电、电网等基础设施的建设难度将显著增加。

       体制改革势在必行。电力体制改革9号文明确了新一轮电改的方向，电网企业的功能定位和盈利模式发生变化，电力市场逐渐形成，新兴业态和商业模式创新不断涌现。我省电力体制改革综合试点获批，明确了以电力供给侧改革、电力交易体制改革、售电侧改革、输配电价改革、电力统筹规划和科学监管为主要内容的25项重点任务，市场在配置资源中的决定性作用开始发挥。

       二、指导思想、基本原则和发展目标

       （一）指导思想

       坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指引，认真贯彻落实党的“十八大”和“十九大”精神，牢固树立创新、协调、绿色、开放、共享发展理念，遵循能源发展“四个革命、一个合作”战略思想，坚持资源消耗上限、环境质量底线、生态保护红线的“三线”思维，着力推进供给侧结构性改革，优化电力系统，增加有效供给，加强科技创新，提升电力普遍服务水平，提高发展质量和效益，为全面推进“五个湖北”建设、加快推动“建成支点，走在前列”进程、实现在中部地区率先建成小康社会目标提供坚实的电力支撑。

       （二）基本原则

       ——安全可靠。牢固树立安全底线思维，增加电力有效供给，保障供电安全。进一步优化电网结构，重点解决主网短路电流及配网建设滞后等问题，提高电网保障能力。以人为本，强化安全责任意识，保障电网安全运行。

       ——集约高效。提升电力系统效率，发展高参数煤电机组和高效热电联产机组，积极推进天然气分布式供能系统建设，加强集成优化和梯级利用。推进需求侧管理，引导电力用户自主参与调峰、错峰，增强需求响应能力。

       ——绿色低碳。坚持生态环境保护优先，坚持新能源开发利用与煤电清洁利用并举，加大新能源开发力度，进一步优化电源结构。提高电能占终端能源消费比重，提高发电用煤占煤炭消费总量比重。

       ——统筹协调。科学优化电源布局，协调网源建设，促进源-网-荷-储一体化协同发展。统筹本地电源建设与区外电源受入，提升我省消纳三峡电能的能力，推动三峡电能分配方案调整。

       ——改革创新。坚持市场化方向，深化电力体制改革，推进电价改革，构建和完善电力市场。大力推进科技创新，鼓励先进技术装备的应用示范，探索管理运营新模式，促进转型升级。

       ——惠民利民。优先保障和改善城乡居民生活用电。大力推进电能替代、集中供热、电动汽车充电设施建设等，提升电力普遍服务水平。加快实施配电网和农村电网升级改造，大力解决电网薄弱问题，提高供电质量。

       （三）发展目标

       按照《国家电力发展“十三五”规划》总体要求，综合考虑我省实际，2020年我省电力发展主要目标是：

       ——负荷水平。全社会用电量2300亿千瓦时，年均增长6.7%。全社会最大负荷4450万千瓦，年均增长8.0%。人均用电量3900千瓦时左右，年均增长6.5%，逐步缩小与全国平均水平的差距。

       ——电源发展。电源装机总规模达到8400万千瓦，其中非化石能源发电装机4810万千瓦，占比达57.3%。新能源发电装机规模快速增长，风电、太阳能发电合计达850万千瓦。

       ——电网发展。进一步优化主网架结构，“十三五”期间新增500千伏变电站10座、扩建6座，新建220千伏变电站74座、扩建35座，共计新增220千伏及以上变电容量4228万千伏安。建设安全可靠、经济高效、与小康社会相适应的现代配电网，提高中心城市电网智能化水平，全面打造现代化农村电网。

       ——节能减排。2018年底前完成省内符合改造条件的30万千瓦及以上煤电机组超低排放改造，鼓励30万千瓦以下燃煤机组实施超低排放改造。2020年我省煤电机组平均供电煤耗下降到每千瓦时310克标准煤以下。

       ——民生保障。电能在终端能源消费中的占比明显提高，电动汽车充电站410座，充电桩达到19万个。基本建成现代化农村电网体系，乡村户均配变容量达到2.02千伏安。

       三、重点任务

       （一）有序发展清洁高效煤电，科学规划热电联产项目

       有序推进大型煤电项目建设，按照国家防范煤电产能过剩风险有关要求，结合省情实际，合理安排大型煤电项目建设时序，保障全省电力稳定供应。认真落实国家热电联产管理有关规定，科学编制热电联产规划，积极推进纳入规划的燃煤热电联产项目建设，鼓励发展背压式燃煤热电联产机组。“十三五”期间，规划建设煤电850万千瓦左右（含热电联产、余热发电等）。

       严格燃煤发电机组排放标准，新建大型燃煤发电机组排放必须达到超低排放水平，鼓励背压式燃煤热电机组排放达到超低排放水平。加快推进大型煤电机组超低排放和节能改造工作，2018年底前，省内符合改造条件的30万千瓦级及以上现役燃煤机组超低排放改造工作全部完成。进一步加强和规范燃煤自备电厂的监督管理，加快淘汰电力行业落后产能，按照国家有关要求，做好单机容量小、运行年限长、供电煤耗高、排放污染重的小火电机组关停工作。

       （二）统筹推进常规水电开发，加快抽水蓄能电站建设

       坚持生态优先的原则，统筹通航、灌溉等水资源综合利用要求，稳步推进省内水电开发。结合电网条件，优化实施三峡、葛洲坝水电站增容改造。积极推动已纳入国家规划的抽水蓄能电站项目建设，增强电力系统调峰能力。加强抽水蓄能电站调度运行管理，切实发挥电站效益。2020年全省常规水电装机达3733万千瓦，抽蓄装机规模维持127万千瓦。

       积极研究论证三峡电能消纳调整方案，大力推进三峡电能分配方案优化调整，努力争取增加湖北吸纳三峡电能份额。

       （三）因地制宜发展新能源，统筹优化开发布局

       结合我省风能资源分布特点，坚持集中开发与分散利用相结合的原则。在风能资源丰富区，以集中开发为主，建设规模化的风电场和输电网络，促进随州、孝感、恩施、襄阳等资源优势区的风电高效开发；在黄冈、荆门、黄石、咸宁、宜昌等资源较丰富地区，采取分散开发为主的方式，合理开发利用风能资源。有序推进平原风电项目建设。

       结合我省太阳能资源分布特点，坚持集中式与分布式并举、多种形式综合利用的原则。有序利用荒山荒坡和滩涂等未利用土地建设地面光伏电站，积极支持利用工业园区厂房屋顶、公共建筑及户用屋顶建设屋顶分布式光伏发电，积极推进渔光互补、农光互补、水光互补及风光互补等多种光伏电站建设；积极探索光热发电技术，推广太阳能供热应用，提高太阳能开发利用水平。贯彻落实国家“精准扶贫”工作部署，稳步实施全省光伏扶贫工程。

       结合资源综合利用和生态环境建设要求，按照因地制宜、经济实用的原则，合理选择利用方式，有序推进生物质发电（含农林生物质发电、垃圾发电、沼气发电等）开发，积极推进生物质能热电联产、炭气电联产等生物质能源化发展，鼓励生物质沼气、液体及固体成型燃料等多种综合利用方式，促进生物质能高效清洁利用。

       （四）积极推进分布式气电建设，适度发展燃气蒸汽联合循环

       积极支持在有条件的经济开发区、中心商务区、公共建筑或商业综合体等建设天然气分布式能源项目，实行冷热电三联供；在武汉、襄阳和宜昌“一主两副”中心城市及其他地级市城区范围内适度布局燃气蒸汽联合循环热电联产项目。鼓励结合电力体制改革探索燃机建设运营模式。积极支持余热余压余气发电项目建设。2020年全省燃机（含分布式气电）装机容量达到300万千瓦左右。

       （五）紧密跟踪核电技术创新，保护现有核电厂址资源

       目前，我省核电备选站址有6个，分别为大畈、浠水、钟祥、阳新、松滋、宜城。做好大畈、浠水、钟祥场址的保护和阳新、松滋、宜城场址的论证工作，根据国家核电发展的战略部署，结合实际负荷需要及前期工作进展情况合理确定开发时序。适时开展我省核电场址的普选储备工作，探索研究小型核反应堆试点。

       （六）优化省内主网结构，提高电网运行水平

       按照国家统一部署，推进三峡近区电网优化工程，提高我省消纳三峡电能的能力。开展纳入国家规划的特高压工程相关配套工程论证，适时开工建设受电通道，推进省间电网加强工程。围绕大型电源消纳、加强西电东送断面、优化和重构鄂西以及中部网架、控制短路电流水平等方面，新建一批主干网架项目，进一步完善省内主网结构，增强电网应对新能源快速发展的消纳和适应能力。在确保安全稳定的前提下，优化电力调度运行，提高电网运行效率，降低网损。

       （七）加强配电网建设，提高智能化水平

       加强城镇配电网建设。适度超前建设配电网，提高应对负荷增长的适应能力。以智能化为方向，全面提升配电网装备水平，提升电缆化率和架空线路绝缘化率，加快启动地下综合管廊示范试点工程，建立配电网能效评估指标体系。加快配电自动化建设，增强配电通信网支撑，推广应用智能电表。

       推动新一轮农村电网改造升级工程。以全面消除低电压用电卡口问题、小城镇中心村电网改造、机井通电、贫困村通动力电等为重点，提高农村电网的供电能力和可靠性，提升自动化和信息化水平，逐步打造结构合理、技术先进、灵活可靠、经济高效的现代化农村电网。“十三五”期间，全省农村电网投资600亿元以上。到2020年底，全省农村电网供电能力基本充裕，自动化水平显著提高，供电服务质量明显改善，现代化农村电网体系基本建成。

       （八）大力实施电能替代，优化能源消费结构

       大力实施以“电气化+”为主题的“以电代煤、以电代油”电能替代工作，优化能源消费结构，控制煤炭消费总量，提升电气化水平，不断提高电能占终端能源消费比重及电煤占煤炭消费比重。因地制宜，分步实施，逐步扩大电能替代范围，形成清洁、安全、智能的新型能源消费模式。以工业、农业、商业、生活、交通运输、电力供应等领域为重点，推广电锅炉（窑炉）、电烤烟、电排灌、电采暖、船舶岸电、电动汽车等，推动节能减排，保护地方环境，促进经济发展。“十三五”期间，电能占全省终端能源消费比重提升3-5个百分点，逐步达到全国平均水平。

       （九）深化电力体制改革，完善电力市场体系

       在国家相关政策的指导下，积极开展电力体制改革综合试点工作，加快建设湖北电力市场体系。以合理规划产能、提升系统效率，降低成本、增加有效供给，补齐短板、优化电力结构为抓手，以有序放开公益性和调节性以外的发用电计划为突破口，推进电力供给侧改革。积极开展输配电价改革，科学核定输配电价，有序放开竞争性环节电价，完善电价传导机制。有序放开配售电业务，培育市场竞争主体，提升售电服务质量和用户用能水平，促进能源资源优化配置。组建相对独立的电力交易机构，搭建公开透明、功能完善的电力交易平台，继续推进发电企业与用户直接交易，逐步扩大市场化电量比例，促进电力电量平衡从以行政手段为主向以市场手段为主转变，促进形成公平公正、有效竞争的市场格局。进一步强化政府监管，完善电力规划体系，规范市场主体行为，强化自然垄断环节成本监审，维护电力市场公平及电力运行安全高效。2018年前，初步构建湖北电力市场体系。“十三五”末或更长时间，完成我省电力市场体系建设。

       （十）加强需求侧管理，提升电力普遍服务水平

       建立健全基于价格激励的需求侧响应措施，发挥价格杠杆市场作用，利用丰枯电价、峰谷电价等政策，充分发挥负荷需求侧响应潜力，引导有序用电，提高用电负荷率及电力设备利用率。积极响应国家产业结构调整策略，推广应用节电、节能产品，提高全社会节电意识和节能水平。在经济合理的前提下，鼓励大容量和分布式储能技术的示范及应用，提升需求侧响应装备水平。

       完善用电基础设施建设，加强电力维修和技术服务力量，健全应急响应机制，提升电力普遍服务水平，促进人均生活用电水平与人民生活水平的提高。支持居民以屋顶光伏发电等多种形式参与清洁电力生产，共享电力发展成果。

       四、环境保护

       “十三五”时期，我省将着力降低资源消耗强度、严守环境质量底线、加强生态保护意识，预防和减轻环境影响，努力建设与自然环境和社会发展和谐友好的绿色电力工业。

       （一）提高资源利用效率

       坚持节约资源的基本国策，推行先进的能效标准和节能制度，提高资源利用效率。

       提高土地资源利用率。增强电力项目建设与国土资源规划、城乡建设规划的协调性，按照“合理使用土地、节约集约用地”的原则，优化工程设计方案，减少对土地和走廊资源的占用，提高土地资源利用效率。

       节约水资源。按照国家和我省水资源利用政策，燃煤电厂禁止取用地下水，严格控制使用地表水，鼓励利用城市污水处理厂的再生水。依照《电力（燃煤发电企业）行业清洁生产评价指标体系》，新建机组采用先进工艺，现役机组进行节能改造，降低单位发电量的用水指标。在电厂、变电站、换流站推广应用节水工艺，实现废弃水的循环、梯级利用。

       降低火电机组能耗水平。通过发展大容量、高参数、高效率燃煤机组，有序推进燃煤机组“上大压小”工作，降低省内燃煤机组煤耗水平，提高煤炭资源利用效率。

       （二）减少污染物排放总量

       减少二氧化硫、氮氧化物等大气主要污染物排放量。对新建燃煤机组实施严格的大气污染物排放标准，大气污染物排放浓度原则上接近或达到燃气轮机组排放限值，烟尘≤10mg/Nm3，SO2≤35mg/Nm3，NO2≤50mg/Nm3。对现役燃煤机组积极实施环保改造，提高机组脱硫脱硝及除尘水平。

       减少电厂废水污染。优化废水处理工艺，促进废水回收利用，实现电厂废水近零排放，禁止废水偷排现象。

       （三）与社会环境和谐统一

       优化电力建设项目的选址和布局，优化输电线路路径，尽量远离自然保护区、风景名胜区、森林公园、文物保护区等敏感区。电源规划厂址尽量选择在城市或居民区常年最小频率风向的上风侧，减少对大气的污染。

       电厂、变电站和线路设备选型方面，积极采用先进的设备和工艺，采取消声、隔声、减振、防爆等措施，最大限度减少对周边环境的影响。

       电力设计注重因地制宜，与环境景物巧妙协调，避免破坏当地风景，注意其外观对环境美感的影响。

       五、电力建设运行安全

       各级政府和电力主管部门严格按照《中华人民共和国安全生产法》、《中共中央国务院关于推进安全生产领域改革发展的意见》、《电力安全生产监督管理办法》、《电力建设安全生产监督管理办法》和《湖北省电力设施建设与保护条例》等法律法规政策要求，牢固树立以人为本的核心理念，坚持“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，强化安全底线思维，建立电力企业具体负责、市（州）人民政府属地监管、行业自律和社会监督的工作机制，确保电力项目建设和运行安全。

       （一）落实安全生产责任

       各级党委和政府要牢固树立安全发展理念，始终把安全生产放在首位，坚决落实安全生产责任制，切实做到党政同责、一岗双责、齐抓共管、失职追责。坚持负有电力建设运行安全监管职责的部门直接监管、安全监管部门综合监管、地方政府属地监管，坚持管行业必须管安全、管业务必须管安全、管生产必须管安全，完善电力建设运行安全责任体系，做好安全生产的监督指导。

       电力企业是电力建设运行安全的责任主体，必须严格遵照国家有关安全生产的法律法规、制度和标准，建立健全电力安全生产责任制，加强电力安全生产管理，完善电力安全生产条件，确保电力安全生产。电力企业的主要负责人对本单位的安全生产工作全面负责，电力企业从业人员应当依法履行安全生产方面的义务。

       （二）加强安全监督检查

       各级党委和政府要建立常态化、科学化的电力安全监督检查体制机制，按照属地化管理的原则，负责辖区内电力建设运行安全监督管理工作，实现安全监管“全覆盖、零容忍、严执法、重实效”。加强预警应急能力建设，加大安全监管执法力度，深入排查和有效化解各类电力安全生产风险，提高安全生产保障水平，努力推动电力安全生产形势实现根本好转。

       电力企业要建立健全电力建设运行安全保证体系和监督体系，并按照有关规定建立健全电力安全生产隐患排查治理制度和风险预控体系，开展隐患排查及风险辨识、评估和监控工作，对安全隐患和风险进行治理、管控，通过巡查和专项抽查等形式，加强生产现场的动态安全管理，坚持落实安全生产“零报告”制度，切实增强安全监管力度。

       （三）严肃安全事故追责

       建立严格严肃的安全事故追究体制机制，依照安全生产法和有关法律、行政法规的规定，对电力安全事故的责任者，由有关主管机关依法追究其行政责任；构成犯罪的，由司法机关依法追究其刑事责任，实行安全事故“零容忍”。强化事故查处挂牌督办和跟踪督办，依法从严从快查处每一起事故，并在规定时限内完成查处并及时公布调查报告。严格落实“四个一律”措施，对触犯法律的单位和责任人，依法追究法律责任，加强警示教育，推动安全生产工作。

       六、保障措施

       （一）健全工作机制

       充分发挥电网公司、大型发电企业、科研设计单位的规划研究力量，充分吸取专家、学者和社会公众意见，建立健全政府部门指导下相互协调合作的电力规划研究工作体系。

       （二）强化实施监管

       建立规划实施监管机制，对规划实施情况进行及时跟踪分析，推动规划各项指标和任务的落实。建立重点任务细化落实制度，各地市要将本规划确定的主要任务和重点工程列入本地区“十三五”发展规划，明确工程项目进度安排和目标考核机制，确保规划顺利实施。建立规划项目信息库，力争实现项目储备、规划、核准、建设、运营、退役全过程信息化管理。

       （三）注重评估调整

       建立规划中期评估制度，委托第三方机构开展规划评估工作，对规划滚动实施提出建议。若外部发展环境发生较大变化，规划内容确需调整，应及时组织规划修订，并按程序公布。

       （四）完善法规标准

       根据国家颁布的《电力法》及相关配套管理办法，结合我省实际，组织开展电力工业地方法规修订或制定工作，加强法律法规的约束、保障作用，建立促进政府行为和市场行为更加规范的电力法制体系。