我国《电力工业“十二五”规划研究报告》解读
中国经济：增长放缓的转型初期优先开发水电我国水力资源理论蕴藏年发电量为6.08万亿千瓦时，平均功率6.94亿千瓦；技术可开发装机容量5.42亿千瓦，年发电量2.47万亿千瓦时；经济可开发装机容量4.02亿千瓦，年发电量1.75万亿千瓦时。在地域分布上极不平衡，西部多，东部少，相对集中于西南。开发程度在地区间差异也很大，2009年底我国水电开发程度为45.7%，其中东部地区水电基本开发完毕，中部地区开发程度达到73%，而西部地区开发程度较低，仅为23%，特别是西南地区仅为17%。
水电是供应安全、成本经济的可再生的绿色能源，替代燃煤发电的安全性、经济性和灵活性都很高，需要放在优先开发的战略位置。其基本发展思路是：
实行大中小开发相结合，推进水电流域梯级综合开发。加快水电流域规划和勘测设计，保证水电基地连续滚动开发。继续加快开发十三个水电基地，重点开发四川、云南和青海境内的大型水电基地电站，积极开展西藏境内河流水电流域规划、前期工作，适时开工建设。积极开发中小型水电站，促进能源供应结构优化，促进水电资源在更大范围内优化配置。
促进绿色和谐开发。在河流规划、勘探设计、施工建设和投产运行全过程落实和强化生态环境保护，做到同步规划、同步建设和同步运行。结合区域、河流的生态环境和移民实际，进一步优化调整河流开发规划方案，适度控制高坝大库容水电站布局。成立国家级移民管理机构，统筹全国水电移民管理协调工作，负责装机容量在1000万千瓦以上的水电基地、100万千瓦以上水电站以及跨省水电站移民的协调管理工作。逐步推广移民先行政策，体现以人为本的发展理念，使地方经济和人民群众真正从水电开发中受益。
扩大资源配置范围。重视水电基地消纳市场研究，在满足本地区电力需求的基础上，合理地将水电输送到市场需求空间大、电价承受能力高的东中部地区消纳。重视西南地区水电季节性电能消纳研究，依靠价格和市场机制，扩大消纳范围，最大限度减少弃水。加强水电输电规划研究，加快输电通道建设，促进电源电网协调发展。加强水电开发管理，合理开放水电投资市场，鼓励市场竞争，促进水电基地加快开发。实施走出去战略，积极推动周边国家水电资源开发和向我国送电。
加快抽水蓄能电站发展。把抽水蓄能电站纳入电力系统进行统筹优化和规划布局，研究制定促进抽水蓄能电站健康有序发展的投资模式和定价机制，加大抽水蓄能开发力度，提高电力系统运行的经济性和灵活性，促进可再生能源发电的合理消纳。
水电开发重点及目标是：
继续加快开发、尽早开发完毕开发程度较高的长江上游、乌江、南盘江红水河、黄河中上游及其北干流、湘西、闽浙赣和东北等7个水电基地，重点布局开发金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江、怒江、黄河上游干流等6个规划装机容量合计超过2亿千瓦、开发率仅为11%的水电基地。
在“十二五”期间，6个大型水电基地可投产大型干流电站主要有溪洛渡、向家坝、锦屏梯级、糯扎渡等，预计可投产容量5200万千瓦左右；其他省区市以及四川、云南两省的非干流水电可投产容量3550万千瓦左右，全国水电投产规模8750万千瓦左右。到2015年，全国常规水电装机预计达到2.84亿千瓦左右，水电开发程度达到71%左右（按经济可开发容量计算，下同），其中东部和中部水电基本开发完毕，西部水电开发程度在54%左右。 <BR><BR> 在“十三五”期间，6个大型水电基地可投产干流电站容量4000万千瓦左右，再加上其他省区市投产水电和四川、云南两省内非干流水电，全国水电投产规模达到4600万千瓦左右。到2020年全国水电装机预计达到3.3亿千瓦左右，全国水电开发程度为82%，其中西部水电开发程度达到67%。
此外，要重视境外水电资源开发利用。重点开发缅甸伊江上游水电基地，在“十二五”开工1460万千瓦，在“十三五”开工680万千瓦、投产1460万千瓦左右，全部送入国内，主要在南方电网消纳。 <BR><BR> 预计2030年全国水电装机容量4.5亿千瓦，超过经济可开发容量，除西藏外，全国水电基本开发完毕。
水电解读:
目前水电项目核准缓慢，开工少，在建规模严重不足。2006-2009年，四年核准容量不到4000万千瓦。按照目前的在建规模，预计“十二五”期间，仅能投产装机8800万千瓦，要实现2020年水电装机3.3亿千瓦、2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15%的的目标将成为空谈。水电是最具大规模开发条件的清洁可再生能源，必须优先加快发展。规划提出加快水电流域规划和勘测设计，抓紧核准一批水电项目并尽快开工建设的目的是：保证水电基地连续滚动开发，保证“十二五”期间水电新开工总规模达到5000千瓦以上。为实现国家履行的承诺奠定可靠的基础。
移民与环保问题是目前水电开发过程中遇到的两个最主要的影响因素。规划提出在国家层面设立移民管理机构，统筹全国水电移民管理协调工作，一方面可以将全国水电移民工作作为一盘棋通盘考虑，统一制定政策标准，使移民的生活和生产长期得到保障；另一方面可以从国家层面整合各方面的力量形成合力。水电开发对环境有一定影响，但更多的是正面的生态和环保效益。针对人们对水电开发所带来的生态环境问题的担忧和认识误区，从尽可能减小水电开发对环境影响出发，规划提出了水电开发的全过程生态环境保护理念，即在河流规划、勘测设计、施工建设和投产运行全过程落实和强化生态环境保护，做到同步规划、同步建设和同步运行。
优化发展煤电
我国煤炭资源丰富，2000米以浅的预测煤炭资源量为5.6万亿吨，能源剩余可采总储量中原煤占58.8%，决定我国以煤炭为主的能源利用格局将长期存在。截至2007年底，全国查明煤炭资源量1.2万亿吨。我国煤炭分布不均衡，在煤炭探明保有储量中，华北和西北地区煤炭储量所占比例高，其中山西、内蒙古、陕西和新疆四省区集中了全国近76%的煤炭储量，开发潜力巨大。东北、华东和中南地区煤炭储量所占比例低，经济最发达的十省市（北京、辽宁、天津、河北、山东、江苏、上海、浙江、福建、广东）保有储量仅占全国的5%，且资源探明率较高，煤炭产量极为有限。 <BR><BR> 截至2009年底，东北地区辽吉、华北地区京津冀鲁、华东地区沪苏浙闽、华中地区豫鄂湘赣渝、南方地区两广和海南等主要受端地区的煤电装机占全国燃煤机组总量的66%左右。煤电基地跨区跨省送电容量5188万千瓦，占煤电装机总量的8.6%左右，其中内蒙古送出1960万千瓦，山西送出1298万千瓦，陕西送出360万千瓦，安徽送出720万千瓦，贵州送出850万千瓦，与输煤相比，输电比重偏低。
我国煤炭资源禀赋特征决定了煤电具有较好的供应安全性和经济性。考虑大规模发展煤电带来生态环境影响等因素，必须坚持优化发展煤电的方针。其基本发展思路是： <BR><BR> 推行煤电一体化开发，加快建设大型煤电基地。贯彻落实国家西部大开发战略，加快山西、陕西、内蒙古、宁夏、新疆等煤炭资源丰富地区的大型煤电基地建设，合理控制东部地区煤电装机规模，坚持输煤输电并举。在煤电基地推广煤电一体化开发，在矿区因地制宜发展煤矸石综合利用项目。
鼓励发展热电联产。统筹燃煤、燃气多种方式，结合城市热网、工业园区建设、小锅炉替代等，统一规划高参数、环保型机组、符合国家政策的热电联产项目。企业自备电源建设应该与周边区域电源、热源和电网发展统筹规划。
推进煤电绿色开发。大力推行洁净煤发电技术。西部和北部地区主要布局建设大容量、空冷、超临界燃煤机组，东中部受端地区适量布局建设负荷支撑的大容量超超临界燃煤机组。加快现有机组节能减排改造，因地制宜改造、关停淘汰煤耗高、污染重的小火电。
煤电开发重点和发展目标是：
以开发煤电基地为中心，重点建设16个大型煤电基地，包括：山西（晋东南、晋中、晋北）、陕北、宁东、准格尔、鄂尔多斯、锡盟、呼盟、霍林河、宝清、哈密、准东、伊犁、淮南、彬长、陇东、贵州。综合考虑煤炭和水资源等外部条件，上述煤电基地可开发总规模超过6亿千瓦，正在开展前期工作的装机规模4亿千瓦左右。
“十二五”期间，全国规划煤电开工规模3亿千瓦，其中煤电基地开工1.97亿千瓦，占66%；投产规模2.9亿千瓦，其中煤电基地投产1.5亿千瓦，占52%，东中部受端地区投产8500万千瓦，占28%。2015年我国煤电装机预计达到9.33亿千瓦。
“十三五”期间，全国煤电规划开工规模2.6亿千瓦，其中煤电基地开工1.63亿千瓦，占62.7%；投产规模2.5亿千瓦，其中煤电基地投产1.36亿千瓦，占54.6%，东中部受端地区投产6200万千瓦，占24.6%。2020年我国煤电装机预计达到11.6亿千瓦。
煤电解读：
由于我国东部和中部煤电布局过多，而我国煤炭生产又集中在西部，造成大量西煤东运。按电煤输入口径计算，2009年华中豫鄂湘赣四省和华东地区的输煤输电比例分别为13:1和48:1，运煤占用铁路运力的比重已高达51.2%，公路交通也压力巨大。随着煤电的发展，这种矛盾还将继续加剧。客观上要求变目前过度依靠输煤为输电输煤并举，以实现东中部地区的电力平衡，减少全国的交通运输压力。因此，规划提出推行煤电一体化开发，努力推进内蒙、新疆、宁夏等西部地区煤电基地开发进程，实施输煤输电并举战略，能有效控制东部和中部地区煤电布局，促进我国构建科学的综合能源运输体系。
2009年我国电煤消费量约为煤炭消费总量的46%，电力行业二氧化硫排放占到全国排放总量的42.8%，温室气体排放接近全国总量的50%，电力行业节能减排的压力很大。但是，为了满足经济社会发展的需要和根据我国能源资源的禀赋，我国煤电机组必须发展且担当主力军。因此解决问题的关键在于推进煤电绿色开发。
发展热电联产是国家鼓励的十大节能工程之一，以前对热电联产电源的规划、布局考虑不够，这次规划中提出了解决这方面问题的具体要求。
大力发展核电
截至2009年底，我国已建核电装机容量为908万千瓦，其中，江苏省212万千瓦，浙江省301万千瓦，广东省395万千瓦。 <BR><BR> 已核准在建容量超过3400万千瓦，其中2台机组采用EPR三代技术路线，4台机组采用AP1000三代技术路线，其余均采用二代改进型技术路线。已开工建设和通过可研审查的厂址资源，已超过7000万千瓦。考虑备选厂址后，我国现有厂址资源可支撑核电装机1.6亿千瓦以上。通过进一步选址勘察，我国核电厂址资源可满足3～4亿千瓦的核电装机。
核电是经济性好、可规模化发展的重要绿色能源之一，在负荷中心规划建设核电机组，有利于减少环境污染，减轻煤炭运输压力，对满足地区电力需求增长、保障能源供应安全具有重要意义，必须坚持大力发展核电方针。其基本发展思路是：
高度重视核电安全，强化核安全文化理念。坚持在确保安全的基础上高效发展核电。加快制定颁布核电安全技术标准，明确核电准入门槛，健全核电安全机制。优先采用先进安全核电技术，在核电站设计、制造、建设、运行、退役的全过程中，建立高标准质保体系和核安全文化体系。
坚持以我为主，明晰技术发展路线。坚持压水堆-快中子增殖堆/高温气冷堆-核聚变堆技术路线。全面掌握第三代核电工程设计和设备制造技术，加快发展三代核电后续项目，尽快实现我国先进压水堆的自主设计、自主制造、自主建设和自主运行目标。加快开工建设高温气冷堆示范工程，开工建设快中子增殖堆示范电站。组织核聚变技术攻关，争取走在世界前列。
统一技术标准体系，加快实现核电设备制造国产化。在消化吸收国外标准的基础上，结合国情，逐步建立、完善与国际接轨的我国核电技术标准体系。抓住引进第三代核电技术建设自主化依托工程和第二代改进型机组批量发展的机遇，对技术难题进行定点联合攻关，实现设计、制造一体化的生产模式，提高核电成套设备制造技术和能力。
理顺核电发展体制，加快推进市场化、专业化进程。发挥市场机制，推行多业主、专业化，逐步增加核电建设控股业主数量。理顺核电投资、建造和运营机制，大力推行核电设计、工程管理和运行维护的专业化发展。培育广泛参与、公平竞争、健康有序的建设市场。做好核电人力资源规划，加快核电人才队伍建设。加强科技研发平台建设，建立产学研用相结合的技术创新体系。
建立立足国内、面向国际的核燃料循环体系。成立国家级核燃料公司，加快构筑适应国内外两种资源、两个市场的核燃料循环体系。加大国内铀资源勘探力度，增加资源储备，加强与国外铀资源勘查与开发的合作，完善铀产品贸易体系，建立国内生产、海外开发、国际铀贸易三渠道并举的天然铀资源保障系。加快乏燃料处理设施建设，尽快形成相适应的能力，完善核燃料循环工业体系。
核电发展重点和目标是：
在辽宁、山东、江苏、浙江、福建、广东、广西、海南等沿海省区加快发展核电；积极推进江西、湖南、湖北、安徽、吉林、重庆、河南等中部省份内陆核电项目，形成“东中部核电带”。
规划2015年我国核电装机4294万千瓦，主要布局在沿海地区，2011年开工建设我国首个内陆核电，力争2015年投产首台机组。2020年规划核电装机规模达到9000万千瓦、力争达到1亿千瓦。 <BR><BR> <B> </B><B>核电解读：
目前我国核安全管理的法律法规和政策制度体系还不健全，核安全理念和意识有待提高。高度重视核电安全、强化核安全文化理念，是核电健康发展的基础和“生命线”。
目前我国的AP1000三代核电技术还处于引进、消化、吸收过程中，在自主创新方面还需要加强攻关。要抓紧统筹各方面优势力量，依托示范工程，消化和吸收第三代核电技术，全面自主掌握核心技术，加快再创新步伐，建立起符合中国国情的三代核电技术标准和规范体系，加快实现核电设备制造的国产化。
核电产业是需要大量投资的产业，目前我国仅三家企业可以投资控股建设核电，不利于核电加快发展。规划提出逐步放开对核电投资的限制，使有投资能力的国家级发电集团都能参与核电投资。有利于加快我国核电的整体发展步伐。
核电产业目前设计、建造、运营相对集中，规划提出将目前具有设计、建造以及运营核电资质的中央企业进行专业化、集约化重组，有利于形成安全、有序、高效的核电发展体系。
核电的开发建设需要经过较长时间才能培养出具备较强技术能力和丰富实践经验的高端人才，目前我国核电人才比较缺乏，不利于核电较快发展。规划提出建立政产学研用相结合的技术创新体系。有利于充分挖掘与拓展全国高校和科研院所的核专业教育资源潜力，发挥各大核电基地的“人才摇篮”作用，进一步创新人才工作机制，拓宽人才成长渠道，加快核电人才队伍建设。
我国已探明的国内铀资源储量有限，规划建议成立国家级核燃料企业，统一负责核燃料的开发和经营管理，以提高核燃料的保障供应能力。我国乏燃料处理能力薄弱，规划提出加快乏燃料处理设施建设，完善核燃料循环工业体系。有利于尽快形成与核电较快发展相适应的乏燃料处理能力。
积极发展风电等可再生能源发电
非水可再生能源开发要在充分考虑经济社会的电价承受能力和保持国内经济的国际竞争力的条件下积极推进。要积极推进技术较成熟、开发潜力大的风电、太阳能发电和生物质发电等可再生能源发展；加快分布式可再生能源发电建设，解决偏远农村地区用电问题；促进可再生能源技术和产业发展，提高可再生能源技术研发能力和产业化水平，力争2020年我国风电技术处于世界领先水平，2030年我国太阳能技术处于世界领先水平。
（1）积极发展风电
截至2009年底，我国风电装机1760万千瓦，其中“三北”地区风电装机1418万千瓦，沿海地区风电装机315万千瓦。
根据中国气象局普查成果，全国陆地离地面10米高度的风能资源总储量为43.5亿千瓦，技术可开发量约为3亿千瓦，海上可开发利用的风能约7.5亿千瓦。我国风能资源丰富的地区主要分布在“三北”（华北北部、东北、西北）及东南沿海地区。其中，“三北”地区是我国最大的成片风能资源丰富带，包括东北三省、河北、内蒙古、甘肃、宁夏、新疆等省区近200公里宽的地带，具有建设大型风电基地的资源条件；东部沿海风能资源丰富带主要包括山东、江苏、上海、浙江、福建、广东、广西、海南等省（区、市）沿海近10公里宽的地带；此外，在我国内陆如河南、湖北、湖南、重庆、江西、云南、贵州等省份的一些河谷、山区、湖区存在一些孤岛式分布的风能资源丰富区域，适合建设零星小型风电场。
风电开发要实现大中小、分散与集中、陆地与海上开发相结合，通过风电开发和建设，促进风电技术进步和产业发展，实现风电设备制造自主化，尽快使风电具有市场竞争力。在“三北”(西北、华北北部和东北)地区发挥其资源优势，建设大型和特大型风电场，要同步开展开发、外送、消纳研究，统一规划。
规划2015年和2020年风电规划容量分别为1亿千瓦和1.8亿千瓦。在2020年前，结合大规模开发，着力构建较为完善的风电产业化体系，全面掌握风力资源详查与评估技术、风电整体设计技术、变流器及控制系统、叶片设计制造技术、风电并网技术、风电与其他发电方式互补技术、分布式开发利用技术等，力争使风电产业真正处于世界先进水平，开发成本得到大幅度降低，为2020年后大发展创造良好基础。到2030年风电规划装机容量达到3亿千瓦以上。
风电解读：
为充分利用风力资源，结合不同地区的风力特性和负荷特性以及我国风电发展的现状，规划提出了大中小、分散与集中、陆地与海上相结合的开发方式。
截至2009年底，我国已有86家风电整机生产企业，其中能批量生产整机的企业10余家，这10余家的产能已超过1500万千瓦，仅华锐风电、金风科技和东方汽轮机三家企业的产能就已接近1000万千瓦。风电设备制造业无序竞争，设备质量良莠不齐。规划提出2020年要力争使风电产业真正处于世界先进水平。为此当前要加强风机生产的行业管理，遏制风机设备制造投资过热、重复引进和低水平重复建设的现象，促进风电制造国产化和新技术研发，提高风电设备质量。
在风能资源丰富的“三北”地区，电网对风电的输送与市场消纳能力是制约风电开发的主要问题，规划提出了同步开展风电开发、消纳市场和送电方案等研究，以确保风电能够被电网尽可能消纳。为增强风电大规模外送的技术可行性和经济可行性，规划提出风电和火电“打捆”外送。
（2）促进发展太阳能发电
我国幅员广阔，太阳能资源十分丰富。从全国太阳年辐射总量的分布来看，西藏、青海、新疆、内蒙古中部和西部、甘肃、宁夏、四川西部、山西、陕西北部、河北、山东、辽宁、吉林西部、云南中部和西南部、广东东南部、福建东南部、海南岛东部和西部等广大地区的太阳辐射总量大。截至2009年底，我国太阳能发电容量为30万千瓦，主要分布在北京、上海、广东、内蒙古等地区。
发挥太阳能光伏发电适宜分散供电的优势，在偏远地区推广使用户用光伏发电系统或建设小型光伏电站，解决无电人口的供电问题，重点地区是西藏、青海、内蒙古、新疆、宁夏、甘肃、云南等省(区、市)。在城市的建筑物和公共设施配套安装太阳能光伏发电装置，扩大城市可再生能源的利用量，并为太阳能光伏发电提供必要的市场规模，重点在北京、上海、江苏、广东、山东等地区开展城市建筑屋顶光伏发电。为促进我国太阳能发电技术的发展，做好太阳能技术的战略储备，在甘肃敦煌、青海柴达木盆地和西藏拉萨(或阿里)建设大型并网型太阳能光伏电站示范项目，在内蒙古、甘肃、青海、新疆等地选择荒漠、戈壁、荒滩等空闲土地，建设太阳能热发电示范项目。
太阳能发电具有出力不稳定和间歇性的特点，与风电类似，在发展中需要重视研究大型太阳能发电并网问题。
“十二五”期间，重点在经济发达和西北太阳能资源丰富地区发展太阳能电站，2015年太阳能发电规划容量达到200万千瓦左右。2020年太阳能发电规划容量达到2000万千瓦左右。
太阳能解读：
我国太阳能资源丰富，太阳能发电目前虽然成本太高，不具备市场竞争力，但却是保障国家能源安全和供应的未来战略能源、绿色能源，目前技术发展与成本降低都很快。规划据此提出了促进发展太阳能发电的发展思路。出于对国家强有力的扶持和激励政策，以及技术装备水平提升的预期，提出大规模并网光伏发电系统、分布式建筑光伏发电系统、离网光伏发电系统并举发展以及2015年实现装机200万千瓦、2020年实现装机2000万千瓦的发展目标。
太阳能出力不稳定，规划建议重视并网问题，可参照风电，开展并网检测、功率预测等相关工作。
（3）因地制宜发展生物质能及其它可再生能源发电
生物质发电包括农林生物质发电、垃圾发电和沼气发电。我国每年农作物秸秆产量约7亿吨，薪材年产量约2亿吨，相当于5亿吨标煤，据初步测算，约有1亿多吨秸秆和薪材可用于生物质能发电。在粮食主产区建设以秸秆为燃料的生物质发电厂，或将已有燃煤小火电机组改造为燃用秸秆的生物质发电机组。在大中型农产品加工企业、部分林区和灌木集中分布区、木材加工厂，建设以稻壳、灌木林和木材加工剩余物为原料的生物质发电厂。在规模化畜禽养殖场、工业有机废水处理和城市污水处理厂建设沼气工程，合理配套安装沼气发电设施。2015年和2020年生物质发电规划容量分别达到300万千瓦和500万千瓦。
合理利用地热资源，在具有高温地热资源的地区发展地热发电，研究开发深层地热发电技术。积极推进海洋能的开发利用。2015年和2020年地热和海洋能发电规划容量分别达到1万千瓦和5万千瓦。
生物质能及其它可再生能源发电竞争力较低，需要国家给予投资及税收方面的补贴。
生物质能解读：
为充分利用资源，发展循环经济，规划提出因地制宜发展生物质能及其它可再生能源发电符合我国能源发展的实际。由于生物质能发电和垃圾发电等的扶持政策不够完善，导致建成的部分生物质能发电和垃圾发电企业亏损。为鼓励生物质能发电等发展，规划提出国家给予投资及税收方面的补贴。
规划提出国家要支持研究深层地热和潮汐能发电等新技术，由国家出资建立科研型实验电站，对这些新能源发展将起到积极的推动作用。 </DIV>
适度发展天然气集中发电
我国天然气资源有限。天然气探明储量2.46万亿立方米（2008年数据），主要分布在塔里木、四川、鄂尔多斯、柴达木、松辽、东海、琼东南、莺歌海和渤海湾九大盆地，其中塔里木、四川、鄂尔多斯三大盆地天然气资源丰富，超过总资源量的50%。截至2009年底，我国天然气发电装机容量约为2400万千瓦，主要分布在京津唐、长三角和珠三角地区。
天然气是清洁的化石能源，未来主要依靠进口增加供应，同时天然气价格较高，发电成本远高于水电、核电和燃煤发电。综合分析，天然气应主要满足民用、交通、工业用气等城乡居民生活和非电行业的快速增长的需要，可供发电用气量较为有限。天然气发电机组运行灵活，启动快且启停方便，在电网中主要承担调峰任务。
天然气（包括煤层气等）发电要实行大中小相结合；结合引进国外管道天然气和液化天然气在受端地区规划建设大型燃气机组，主要解决核电、风电、水电季节性电能对电网的调峰压力。在气源地规划建设燃气机组解决当地用电问题。 2015年和2020年大型天然气发电规划容量分别为3000万千瓦和4000万千瓦。天然气发电规模取决于天然气价格的竞争力，按照目前气价水平，需要国家出台相应支持政策，才能够规划布局更大规模的大中型天然气发电机组。 天然气发电
解读：
我国天然气发电存在的制约因素，一是国内天然气供应有限，对外依存度高，预计2015年、2020年我国对国外天然气的依存度将达到35%、42％；二是供发电的天然气供应不稳定，在燃气紧张的情况下，有关部门必然首先保证居民用气和化工等重点行业和重点企业的用气；三是天然气发电成本过高，影响其竞争力。同时，天然气发电具有运行灵活、启动快且启停方便的特点。因此，需要在充分考虑气源、气价、地域、输送管道等限制条件的基础上，适度集中发展。
因地制宜发展分布式发电
结合城乡天然气管道布局规划建设分布式冷热电多联供机组，提高能源利用效率。2015年和2020年天然气分布式发电规划容量分别达到100万千瓦左右和300万千瓦左右。
在电网延伸供电不经济的地区，发挥当地资源优势，在小水电资源丰富地区，优先开发建设小水电站，根据风、光和地热资源发展小型风力发电、太阳能发电和地热发电等，解决广大农村居民生活用能问题，改善农村生产和生活条件。 <BR><BR> 推动分布式发电和储能设施结合的分布式能源供应系统发展。
分布式发电解读：
分布式能源具有高效、节能、环保、安全的特点，已成为当今国际上改善能源结构、提高能源效率、保障能源安全的重要方向，但分布式能源只能是集中供能的有益补充，不可能成为主力电源和基荷电源，规划据此提出了因地制宜发展的思路，可充分发挥其分散就近供应的优势。
建设大型电源基地外送通道 构建坚强网架建设大型水电基地外送通道
“十二五”期间，为满足持续增长的能源电力需求，我国将重点建设西部、北部大型煤电基地，西南水电基地，酒泉、蒙西、张北等大型风电基地，并向负荷中心送电，跨区跨省输电容量较“十一五”大幅增长。规划到2015年，大型水电基地送出容量达到6690万千瓦，“十二五”期间增加4490万千瓦；大型煤电基地跨区跨省送电容量为17050万千瓦，“十二五”期间增加11400万千瓦；风电跨省跨区输送规模约3000万千瓦。
“十一五”期间特高压交、直流试验示范工程的成功投运，标志着特高压输电技术已经成熟，为“十二五”及以后坚强网架的发展奠定了坚实基础。为保证大型能源基地电力送出和消纳，提高受端电网安全稳定性，要求大力推广应用特高压交直流等先进输电技术，加快建设大型电源送出通道，构建坚强网架。
“十二五”期间，重点建设溪洛渡～浙西±800千伏直流和溪洛渡～广东±500千伏同塔双回直流，将金沙江下游电站的电能送到华中、华东和南方地区，建设梨园阿海电站～广西±500 千伏直流输电工程，将金沙江中游部分电站的电能送到广西，建设锦屏～苏南±800千伏特高压直流，将雅砻江锦屏一二级和官地水电站的部分电能送到华东，建设雅安～乐山～重庆～长寿～万县～荆门特高压交流通道，将大渡河等四川富裕水电东送，建设糯扎渡～广东±800千伏直流，将澜沧江中下游梯级电站的部分电能送到广东。
“十三五”期间，重点建设澜沧江上游至广东的直流（或交流）输电通道，通过500千伏交流和直流将怒江梯级电站的部分电能送到广东、广西负荷中心，建设乌东德～华东、白鹤滩～华中特高压直流及乌（东德）白（鹤滩）向南方电网送电工程，启动藏电外送工程。
建设大型煤电基地外送通道
“十二五”期间，建设晋北～石家庄～济南～潍坊、晋中～晋东南～南阳～荆门～长沙、晋中～豫北～徐州三个特高压交流外送通道，满足山西煤电基地外送需要，并通过陕北～晋中、蒙西～晋北、蒙西～晋中特高压交流通道兼顾陕北和蒙西煤电基地电力外送；建设宁东～浙江绍兴±800千伏直流工程，满足宁东基地电力外送；建设蒙西～江苏溧阳±800千伏特高压直流通道，满足准格尔基地电力外送；建设锡盟～北京东～济南～徐州～南京特高压交流通道和锡盟～苏南±800千伏直流通道，满足锡盟基地电力外送；建设呼盟～山东±800千伏特高压直流通道，满足呼伦贝尔电力外送；建设宝清～唐山±800千伏直流，满足宝清基地电力外送；建设淮南～皖南～浙北～上海特高压交流通道向上海、浙江送电；建设哈密～河南±1100千伏直流工程，将哈密煤电和风电打捆外送；建设准东～重庆±1100千伏直流，彬长～山东±660千伏直流，陇东～江西±800千伏直流，满足煤电基地电力外送。
建设大型风电基地外送通道
“十二五”期间，建设酒泉～长沙±800千伏特高压直流，将甘肃酒泉基地风电风火打捆送电华中负荷中心；建设哈密～河南±1100千伏特高压直流，将新疆哈密基地风电风火打捆送电华中负荷中心送电；建设张北～北京西～石家庄～武汉～南昌、乌兰察布～北京西特高压交流通道，使张北、蒙西基地风电通过特高压交流在更大范围消纳。吉林风电除通过500千伏交流接入东北主网消纳外，部分电站接入220千伏及以下电压等级就地消纳。蒙东风电主要通过500千伏交流接入东北主网在东北负荷中心消纳。江苏风电主要集中在盐城地区及如东、启东的潮间带地区，就近接入江苏电网消纳。
建设跨国输电通道
“十二五”期间，重点建设蒙古～天津±660千伏直流输电工程、中俄直流背靠背工程以及中缅送电工程，将蒙古、俄罗斯和缅甸电力送至国内。
构建坚强特高压网架
“十二五”期间，在特高压交流试验示范工程的基础上，结合大水电、大煤电、大风电基地外送工程以及未来大核电基地的接入系统，重点加快华北、华东、华中特高压交流同步电网建设。2015年华北、华东、华中特高压电网形成“三纵三横”主网架，锡盟、蒙西、张北、陕北能源基地通过三个纵向特高压交流通道向华北、华东、华中地区送电，北部煤电、西南水电通过三个横向特高压交流通道向华北、华中和长三角特高压环网送电。 <BR><BR> 2020年，建成以华北、华东、华中特高压同步电网为中心，东北特高压电网、西北750千伏电网为送端，联结各大煤电基地、大水电基地、大核电基地、大可再生能源基地，各级电网协调发展的坚强智能电网。华北、华东、华中特高压同步电网形成“五纵六横”主网架。
完善西北750千伏电网
西北电网作为重要的送端电网，通过多方向、多通道、多落点的直流实现与华北、华东、华中特高压电网紧密相联。“十二五”期间，西北电网在已有的750千伏电网结构基础上，合理加强省区间联系，提高电网交换能力和抵御严重故障能力，保障大型能源基地电力外送和风电等可再生能源的接入与消纳。
加强省级500（750/330）千伏电网建设
目前，我国东部地区电网的500千伏网架已经形成，未来重点是结合特高压交流、直流送电工程落点及本地新增电源，配套建设500千伏接入工程，优化完善网架结构，提高安全稳定水平，合理控制短路电流，同时，结合大都市负荷增长，建设深入负荷中心的500千伏终端站。中西部特别是西部地区，500（750/330）千伏网架仍不健全，需要结合大型电源基地开发、用电需求增长和负荷布局等，以科学规划为指导，加快建设和发展。
华北地区——
“十二五”期间，京津唐电网规划建设中部房山～南蔡～津北～宝坻换流站～宝北～芦台双回500千伏输电通道，形成“三横三纵”、“中心立交”的田字形主干网架。河北南网将建成“三横两纵”500千伏主干网架。山西电网将结合新增500千伏变电站布点进一步加强完善500千伏主干网架。山东电网在2010年“五横两纵”的500千伏网架基础上，以2个特高压交流落点为重要支撑，3个直流深入负荷中心，进一步加强完善500千伏主干网架。蒙西电网一方面继续加强完善“三横四纵”网络结构，增加各地区断面之间的联络线路，并向北部及南部地区延伸500千伏电网供电区域。
华东地区——
到2015年，上海500千伏电网将形成扩大双环网结构，静安、虹杨500千伏变电站伸入中心城区，建设江苏～上海崇明岛500千伏送电工程。江苏电网适时升压任庄～岱山～旗杰～泰北线路南北通道至500千伏，并建设500千伏苏北沿海通道。浙江电网在现有500千伏网架基础上优化调整网架结构，进一步加强完善中东部地区梯形500千伏电网结构，适时建设500千伏西通道。安徽电网适时在长江北建设濉溪～淝河～孔店～肥东～肥南～福渡500千伏输电通道，形成皖北至皖中的东、西两组北电南送500千伏输电通道。福建电网建成与浙江之间特高压交流双回联网线路，形成沿海500千伏双通道。
华中地区——
“十二五”期间，湖北500千伏网架结构为送端电源+中部框架+鄂东受端电网。湖南重点加强湘东～湘南输电通道，至2015年500千伏电网形成“三纵四横”主网架结构。河南电网保持现有“两纵四横”主网架格局，并进一步扩大500千伏电网覆盖范围。江西电网形成中部卧“日”字双环网；根据西部地区电源发展，适时建设到西部的第三回500千伏线路。配套川西水电开发，四川电网逐步建成自西向东接入四川主网的多回500千伏线路，围绕各负荷中心基本形成贯穿南北的梯格型电网结构。重庆500千伏电网形成“目”字形主网架，并向渝西地区延伸。
东北地区——
“十二五”期间，辽宁电网建设蒲河～新民～辽中～鹤乡～西海～渤海～程家～抚顺～蒲河500千伏双回线路，形成辽宁中部内、外双环网结构。吉林电网加强东部输电通道，建设平安～吉林东～包家500千伏第二回线路。黑龙江电网建设冯屯～齐南～庆南～五家双回500千伏线路，建设群林～集贤～宝清换流站～庆云第二回、庆云～鸡西～林海单回500千伏线路，形成东部“日”字型环网。
<B>西北地区——
“十二五”期间，陕北电网与关中电网形成双回750千伏线路联络，陕西330千伏电网形成5个供电区域分片运行。甘肃重点建设兰州东～天水～宝鸡、哈密南～敦煌～鱼卡、安西～敦煌等750千伏通道，330千伏电网形成5个供电区域分片运行。青海电网建成日月山～乌兰～格尔木双回750千伏线路，配合龙羊峡上游水电站群的送出，建设电源送出工程，330千伏与750千伏维持电磁环网运行。到2015年，宁夏东部宁东（太阳山）地区形成以750千伏银川东、黄河变为核心的多回路放射状330千伏电网结构，南部吴忠、中卫地区以330千伏双环网结构为主覆盖，北部银川、石嘴山地区220千伏电网形成网格状结构。到2015年，新疆750千伏电网在乌昌负荷中心形成环网，并向周边延伸， 220千伏电网进一步加强，覆盖范围继续扩大。
西藏电网——
“十二五”期间，配合青藏联网工程，建设以拉萨220千伏环网为核心、延伸到日喀则地区的西藏中部电网220千伏主网架，藏中110千伏电网形成7个供电区域分片运行。
南方地区——
“十二五”期间，广东电网在粤东次负荷中心地区建设500千伏双回路环网及3个通道共6回线路的粤东电力外送通道。2015 年广东将形成珠江三角洲双回路内外环网，加强外环网枢纽点与粤东、粤西、粤北500千伏网架相联，适应东西两翼500千伏电源接入系统需要。广西电网立足已建成的500千伏主网架，形成类“井”字型网架结构，从目前南方电网“西电东送”的支撑和电源补充基地，逐步转变成为南方统一主网架中另一个重要的受端电网。至2015年，云南省内电网形成“两横两纵一中心”的500千伏供送电网络。贵州省内500kV电网形成网格型电网。海南电网继续发展220千伏主网架，在已形成的双环网结构基础上，西部、南部加强为三回，北部形成以海口为中心的多环网结构，北部与东部通过3回220千伏线路，西部与东部通过核电送电通道实现有效支援。
促进城乡电网协调发展
城乡配电网是城乡地区重要的基础设施。经过“十五”、“十一五”较大力度的建设与改造之后，我国城乡配电网结构有所增强，设备状况不断改善，供电质量和供电可靠性明显提高。但从整体上看，受资金、体制等影响，我国很多地区配电网特别是农村电网建设仍滞后于经济发展，存在技术水平低、薄弱环节多、设备落后等问题，不能满足地区发展和人民生活水平提高要求，需要在“十二五”期间，进一步加大投入，加快建设。
发展目标——
“十二五”期间，进一步加强各电压等级配电网建设，做到网架结构合理，运行灵活，电压层次简化，供电安全可靠。大部分城市形成220（或110）千伏双环网架，500（或330）千伏变电站深入城市负荷中心并形成500（或330）千伏环网结构，实现500/220（或330/110）千伏间电磁环网解环运行，中低压配电网络具备“手拉手”环路供电或双电源供电。初步建成220千伏电压等级为中心枢纽，110千伏（66/35千伏）电压等级为主网架的坚强农村配电网，县城中压配电网实现环网供电，电网整体供电能力、技术装备水平和可靠性进一步提高，满足农村地区经济社会发展和新农村建设用电需要。城乡配电网容载比满足导则要求，推广小型化、无油化、绝缘化、少（免）维护、节能型、智能型设备，配电网智能化水平显著提高。
到2015年，全国城市用户供电可靠率达到99.935％以上，农村用户供电可靠率达到99.765%以上。2020年城市用户供电可靠率达到99.955％以上，农网用户供电可靠率达到99.810%以上。
发展重点——
加强重点城市电网的建设。加强各级电网建设，做到网架结构合理，运行灵活，安全可靠。提高供电可靠性，特别要提高中心城区的供电可靠性。加强与市政规划的衔接与沟通，确保输变电工程的顺利建设。
认真做好新一轮农网改造升级工程建设。坚持城乡电网一体化规划，推进城乡电网一体化发展。按照国家统一部署，全面启动新一轮农网改造升级工程。加大农村配电网投入，确保在2012年前，使没有改造过的农村电网基本改造到位，解决新的农村电网供电能力不足问题，使农村居民生活用电得到较好保护，农业生产设施用电问题基本得到解决，全面实现户户通电，消除无电地区和无电人口。
优化配电网无功配置。合理配置无功补偿容量，合理安排无功设备的运行，改善配电网电压质量，保证电网安全稳定运行，减少电能损失。
推广应用节能技术。优先采用标准化、小型化、少维护和免维护设备；采用大截面耐热导线和同塔多回路设计，减少线路走廊占地面积；采用标准化、紧凑型和大容量变电站设计，节省变电站占地。
研究应用微电网技术。配合分布式能源发展，研究开发储能装置、能量变换装置、相关负荷和监控、保护装置等关键设备和微电网控制、保护和管理技术。加快分布式供能和微电网试点应用，满足热电冷三联供、屋顶光伏、小型风电、沼气发电、生物质能发电、综合利用等分布式电源接入，提高能源利用效率和供电安全可靠性。
推进电网智能化
智能电网具备强大的资源优化配置能力和良好的安全稳定运行水平，能有效缓解我国能源资源和生产力分布不平衡的矛盾，显著提高用户供电可靠率；能够实现大规模集中与分散开发模式并存的清洁能源大规模开发利用，促进资源节约与环境保护；能够实现高度智能化的电网调度和电网管理信息化、精益化，实现电力用户与电网之间的便捷互动，为用户提供个性化智能用电管理服务，满足电动汽车等新型电力用户的电力服务要求；实现基于电力网、电力通信与信息网、电信网、有线电视网等的多网融合，拓展及提升电力系统基础设施增值服务的范围和能力；能够带动相关产业发展，提升民族装备业技术水平和国际竞争力。
智能电网作为世界电网发展的基本方向，也将成为我国“十二五”及以后电网建设的重点。
智能电网内涵和发展目标
智能电网是将现代先进的传感测量技术、通信技术、信息技术和控制技术等深度应用于电网，形成先进技术与物理电网高度集成的现代化电网，实现电力行业的大变革。
我国智能电网发展将以坚强网架为基础，以通讯信息平台为支撑，以智能调控为手段，包含电力系统的发电、输电、变电、配电、用电和调度六大环节，覆盖所有电压等级，实现“电力流、信息流、业务流”的高度一体化。
“十二五”期间，重点加强智能电网技术创新和试点应用，在系统总结和评价智能电网试点工程的基础上，加快修订完善相关标准，各环节的协调有序快速推进。“十三五”期间，智能电网技术和设备性能进一步提升，力争主要技术指标位居世界前列，智能化水平国际领先。
智能电网发展重点
发电智能化。研究先进的发电厂控制、监测、状态诊断和优化运行控制技术，强化厂网协调和机网协调，提高电力系统安全经济运行水平，开展“数字化电厂”技术研究与示范，加快专家管理系统应用，全面提升发电厂的运行管理水平。加快清洁能源发电及其并网运行控制技术研究，开展风光储输联合示范工程，为清洁能源大规模并网运行提供技术保障；推动大容量储能技术研究，适应间歇性电源快速发展需要。
输电智能化。在各级电网协调发展的坚强电网基础上，逐步实现输电环节勘测数字化、设计模块化、运行状态化、信息标准化和应用网络化，全面实施输电线路状态检修和全寿命周期管理，建设输电设备状态监测系统，广泛采用柔性交流输电技术。
变电智能化。变电环节逐步实现全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化、高级应用互动化，电网运行数据全面采集和实时共享，支撑电网实时控制、智能调节和各类高级应用，贯彻全寿命周期管理理念，加快对枢纽及中心变电站进行智能化改造。
配电智能化。采用先进的计算机技术、电力电子技术、数字系统控制技术、灵活高效的通信技术和传感器技术，实现配电网电力流、信息流、业务流的双向运作与高度整合，构建具备集成、互动、自愈、兼容、优化等特征的智能配电系统，提高配电网灵活重构、潮流优化和接纳可再生能源的能力。加快微网技术示范推广，满足分布式发电接入要求，提高配电网可靠性。
用电智能化。构建智能用电服务体系，实现营销管理的现代化运行和营销业务的智能化应用；开展基于分时电价等的双向互动用电服务，实现电网与用户的双向互动，提升用户服务质量，满足用户多元化需求。推动智能家电、智能用电小区和电动汽车等领域的技术创新和应用，改善终端用户用能模式，提升用电效率，提高电能在终端能源消费中的比重。到2015年，全国建成电动汽车充换电站1000座以上，充电桩50万个以上。
调度智能化。适应智能电力系统运行安全可靠、灵活协调、优质高效、经济环保的要求，构建涵盖电网年月方式分析、日前计划校核、实时调度运行等三大环节的调度安全防线，实现数据传输网络化、运行监视全景化、安全评估动态化、调度决策精细化、运行控制自动化、网厂协调最优化，研发建设具有国际领先水平、自主创新的一体化智能调度技术支持系统，形成一体化的智能调度体系。
信息通信支撑平台
建设以光纤化、网络化、智能化为特征，安全可靠、结构合理、覆盖面全的大容量、高速通信网络；优化网络结构、加大资源整合力度，建设和完善骨干光传输网络；加快配电和用电环节通信网建设，实现电力光纤到户，建立用户与智能电网之间实时、互动、开放、灵活的通信网络，满足智能电力系统对通信信息平台的要求。“十二五”期间，力争城区新增居民用户100%光纤到户，覆盖用户超过2800万户。