2014年11月1日，國家發展改革委印發《關于促進抽水蓄能電站健康有序發展有關問題的意見》。

國家發展改革委關于促進抽水蓄能電站健康有序發展有關問題的意見

發改能源〔2014〕2482號

各省、自治區、直轄市發展改革委、能源局，國家能源局各派出機構，國家電網公司、南方電網公司，中國華能集團公司、中國華電集團公司、中國大唐集團公司、中國國電集團公司、中國電力投資集團公司、中國長江三峽集團公司、國家開發投資公司：

抽水蓄能電站運行靈活、反應快速，是電力系統中具有調峰、填谷、調頻、調相、備用和黑啟動等多種功能的特殊電源，是具有經濟性的大規模儲能設施。為保障電力系統安全穩定經濟運行，適應新能源發展需要，促進抽水蓄能電站持續健康有序發展，現提出以下意見：

我國抽水蓄能電站建設規模持續擴大，設計、施工和機組設備制造水平不斷提升，已形成較為完備的規劃、設計、建設、運行管理體系，相繼建成了廣州、十三陵、天荒坪、泰安、西龍池、惠州、仙游等一批具有世界先進水平的抽水蓄能電站。到2013年底，建成抽水蓄能電站2151萬千瓦，為我國電力安全發揮了重要作用。

為保障抽水蓄能電站健康有序發展，電力體制“廠網分開”改革后，國家陸續出臺了抽水蓄能電站建設運行管理的有關政策，有效規范和促進了抽水蓄能產業發展。但受認識差異和體制機制等影響，前期規劃不完善、建設進度與發展需要不適應、建設管理體制不規范、監督管理體系不完善、運行效益發揮不充分、配套政策不夠落實等問題突出，影響了我國抽水蓄能電站的建設進程和健康發展。

隨著我國經濟社會的發展，電力系統規模不斷擴大，用電負荷和峰谷差持續加大，電力用戶對供電質量要求不斷提高，隨機性、間歇性新能源大規模開發，對抽水蓄能電站發展提出了更高要求。統籌規劃、建管并重、適度加快抽水蓄能電站發展，對保障我國電力系統安全穩定經濟運行、緩解電網調峰矛盾、增加新能源電力消納、促進清潔能源開發利用和能源結構調整、實現可持續發展意義重大。

以保障電力系統安全穩定經濟運行、促進能源結構調整、提高新能源利用率、減少溫室氣體排放、實現經濟社會可持續發展為目標，把發展抽水蓄能電站作為構建安全、穩定、經濟、清潔現代能源體系的重要戰略舉措，促進抽水蓄能產業持續健康有序發展。

統籌規劃、合理布局。按照區域電網范圍，統籌資源與市場、電力發展規劃與新能源發展規劃、電網運行需要與系統經濟性，合理規劃抽水蓄能電站站點布置、建設規模、建設時序。

創新技術、優化設計。加大科技投入，加強技術攻關，健全技術標準體系，不斷提高抽水蓄能機組設備制造能力和抽水蓄能電站設計、建設、運行管理技術水平。

科學調度、有效監管。強化運行管理和行業監管，有效監督規劃執行和政策落實，切實加強市場監管，根據電力系統運行特性和安全要求，科學制定調度規則和考核、監管措施，有效發揮抽水蓄能電站作用。

完善政策、加快發展。結合電力市場化改革，完善和落實建設管理體制和價格機制，不斷優化產業發展政策，調動各方發展抽水蓄能電站的積極性，適度加快抽水蓄能電站發展。

根據電力發展需要和抽水蓄能產業發展要求，今后十年抽水蓄能電站發展的主要目標是：

電站建設步伐適度加快。把抽水蓄能電站作為優化能源結構、促進新能源開發利用和保護生態環境的重要手段。著力完善火電為主和大規模電力受入地區電網抽水蓄能電站布局，適度加快新能源開發基地所在電網抽水蓄能電站建設，使抽水蓄能電站建設滿足電力發展需要。到2025年，全國抽水蓄能電站總裝機容量達到約1億千瓦，占全國電力總裝機的比重達到4%左右。

管理體制機制逐步健全。把創新體制機制、完善支持政策、加強監督管理作為促進抽水蓄能電站持續健康發展的基本保障。抽水蓄能電站規劃編制和動態調整機制有效建立，規劃、設計、管理、運行標準體系基本健全，建設管理體制進一步規范，運行監督、行業監管和價格機制基本完善，輔助服務市場和產業發展政策逐步建立和健全。

科技裝備水平明顯提升。把科技創新作為促進抽水蓄能產業發展的根本動力。大型地下洞室、高水頭輸水系統設計和施工等工程技術水平進一步提升，工程建設關鍵技術取得重大突破。裝備制造能力明顯加強，500米及以上水頭和單機容量40萬千瓦級機組實現自主化，抽水蓄能機組的技術經濟性能進一步提升，基本具備國際競爭力。

鼓勵建設運行單位和科研設計機構開展抽水蓄能電站與風電、光電、核電、煤電等電源的優化配合運行研究，加強用電負荷中心、大規模電能輸送和受電端、新能源基地合理配置抽水蓄能機組的研究；支持企業開展符合我國國情的抽水蓄能電站各種創新研究，積極開展抽水蓄能電站輔助服務作用和效益研究，國家適時啟動海水抽水蓄能電站研究論證工作。

根據抽水蓄能電站特點，國家能源主管部門統一組織開展選點規劃工作，統籌考慮區域電網調峰資源、系統需要和站址資源條件，分析研究抽水蓄能電站建設規模和布局，合理確定推薦站點、建設時序和服務范圍，將選點規劃作為各地抽水蓄能電站規劃建設的基本依據。結合電力系統發展需要，對已完成選點規劃的地區適時進行滾動調整，對尚未開展選點規劃的地區適時啟動規劃工作。

根據抽水蓄能電站發展需要，按照區域統籌協調、發揮地區優勢的原則，在選點規劃基礎上，結合電力規劃編制，制定全國和各區域抽水蓄能電站五年及中長期發展規劃。依據全國抽水蓄能電站發展規劃，各省（自治區、直轄市）將本地區抽水蓄能電站發展規劃納入當地能源發展規劃。

地方政府要認真做好站點資源的保護工作，做好與國土、城鄉建設等相關規劃的銜接，制定落實規劃的各項措施，保障規劃實施。抽水蓄能電站投資建設單位要根據規劃制定實施方案，研究確定電站的服務范圍以及在電網運行中承擔的主要任務和功能定位，積極落實電站的各項建設條件。

（一）加強前期設計工作。項目建設單位應選擇具有相應資質和業績的設計單位開展勘測設計工作。設計單位要加強工程技術的科研攻關，專題研究涉及工程建設的重大技術問題；合理采用新技術、新工藝、新設備和新材料，處理好技術創新與工程安全質量的關系；優化工程設計，合理控制工程造價，提出科學合理的工程建設方案。切實加強技術管理，堅持技術管理工作的獨立公正性，保障技術管理的科學有效性；充分發揮中介機構的咨詢指導作用和國家水電行業技術管理單位的審查把關作用，提高前期設計工作質量。

（二）重視工程建設質量。建設單位應加強項目建設管理，堅持招標投標、建設監理、安全管理制度，強化項目建設管理，嚴格執行基本建設程序，保證合理設計周期和施工工期；嚴格招標設計、施工圖設計及設計變更管理，保證工程質量和施工安全，確保工程效益。落實建設質量管理和施工安全管理主體責任，建設單位對建設工程質量負總責，對建設工程施工安全負全面管理責任；設計、施工、監理等單位依法對工程建設質量和施工安全負責。進一步強化政府質量監督和安全監管，規范和嚴格安全鑒定、工程監理和項目驗收管理，建立健全考核、評價機制。

（三）保障機電設備可靠。建設單位應根據抽水蓄能電站建設條件，選擇安全可靠、運行靈活、經濟合理的機電設備。鼓勵機電設備自主化，建設單位應綜合考核投標單位的業績和能力，依法公開公平公正開展機電設備招標工作。設備制造企業應加強制造質量控制體系建設，建立健全內部質檢機構，不斷改進質量控制措施。監造單位應按照有關法律法規、技術標準和設計文件要求，認真開展設備監造工作。施工單位應嚴格按照設計文件和技術標準進行機電設備安裝，加強質量控制和質量檢查。

（一）研究電站運行方式。電力調度機構和電站運行管理單位應加強對已建抽水蓄能電站運行情況和利用狀況的分析，結合區域電力系統實際，認真研究抽水蓄能電站在電力系統中承擔的調峰、填谷、調頻、調相、備用等任務，以及與新能源電站聯合優化運行方案，確定抽水蓄能電站經濟合理的運行方式，促進抽水蓄能電站作用有效發揮。

（二）制定調度運行規程。電力調度機構在國家能源局派出機構的監督指導下，根據《抽水蓄能電站調度運行導則》和設計功能定位，結合各地區電網電源結構和負荷特性等實際情況，會同抽水蓄能電站運行管理單位、主體設計單位，專門制定各抽水蓄能電站運行調度規程，明確各電站的調度原則、管理要求和具體運行指標，按程序報國家能源主管部門備案。電力調度機構和電站要嚴格按照調度規程進行調度運行。

（三）加強大壩安全管理。項目建設運行單位應當建立健全大壩運行安全組織體系，完善大壩安全規章制度和操作規程，加強大壩運行維護與管理工作，按照有關要求做好大壩安全注冊、定期檢查、安全監測、隱患排查治理、除險加固、應急管理、信息化建設及信息報送等工作，確保大壩運行安全。

（一）健全技術標準體系。標準化管理機構應加強基礎研究，認真總結抽水蓄能電站的經驗教訓，借鑒國外先進經驗，及時制定和修訂抽水蓄能電站勘測、設計、建設、運行、管理、設備制造等規程規范和技術標準，形成適應抽水蓄能電站持續健康發展的技術標準體系。

（二）創新工程建設技術。堅持技術創新與工程應用相結合，重點開展大型地下洞室變形和穩定、高水頭輸水系統關鍵技術、水庫防滲、復雜地形地質條件下筑壩與成庫、變速機組等技術攻關，解決工程建設重大技術問題。積極研究和推廣應用新技術、新工藝、新設備和新材料，提高工程設計和建設技術水平。合理控制建設周期，降低工程造價，保證工程質量。

（三）提升設備技術能力。堅持自主創新和引進消化吸收相結合，設備制造企業應超前攻關，依托具體抽水蓄能電站建設，實現500米水頭及以上、單機容量40萬千瓦級高水頭、大容量機組設計制造的自主化，積極推進勵磁、調速器、變頻裝置等輔機設備國產化，著力提高主輔設備的獨立成套設計和制造能力；啟動海水抽水蓄能機組設備研究，適時開展試驗示范工作。逐步引入競爭機制，放開機組設備市場，不斷提升自主化設備的國際競爭力。

（1）強化規劃指導。強化規劃對抽水蓄能電站建設的指導作用，遵循規劃提出的布局、時序和各項原則、要求。核準和建設抽水蓄能電站，應符合國家制定的選點規劃和建設規劃。國家能源主管部門定期對規劃執行情況進行監督評估，并作為規劃滾動、調整、制訂的依據。

（2）監督政策落實。抽水蓄能電站建設運行管理須符合國家法律法規規章、抽水蓄能產業政策、水庫移民政策規定、相關建設標準規范和行業管理相關要求。項目核準機關要加強項目政策符合性審核，強化對抽水蓄能電站各項政策貫徹執行情況的監督檢查，及時跟蹤、檢查、反饋，并向有關方面通報有關情況。

（3）規范行政審批。推進政府項目審批公開和簡政放權。項目核準機關要規范和完善抽水蓄能電站項目核準制度，明確項目核準依據、條件、程序、時限等。強化抽水蓄能電站項目行政審批的社會監督和行業監管，健全監督制度，加快建立決策后評估和糾錯制度，依法落實項目決策和核準機關行政許可行為的責任追究。加強項目審批的宏觀管理，建立必要的約束機制。

（4）加強市場監管。國家能源局派出機構要加強對抽水蓄能電站運行調度情況的監管，制定考核和監管具體辦法，明確運行效果考核指標、標準及監管措施和要求。要建立健全監管信息通報機制，按季度報告并發布各電站運行調度情況和考核監管信息。對蓄能電站調度運行發揮作用不充分、棄風棄水棄光問題突出地區，提出監管意見并依法采取措施。通過健全考核監督制度，加強市場監管，維護市場公平，確保電站效益充分發揮。

（一）明確建設管理體制。根據抽水蓄能電站功能定位和深化電力體制改革的要求，進一步規范和落實抽水蓄能電站建設管理體制，有序推進抽水蓄能電站市場化改革。抽水蓄能電站以電網經營企業全資建設和管理為主，逐步建立引入社會資本的多元市場化投資體制機制。在具備條件的地區，鼓勵采用招標、市場競價等方式確定抽水蓄能電站項目業主，按國家規劃和政策要求獨立投資建設抽水蓄能電站。

（二）完善電站運營機制。電網經營企業應按照統籌為電力系統服務和統一核算原則，科學、統一調度運行抽水蓄能電站。針對目前我國電力市場尚不完善的情況，為發揮電站的系統效益和作用，現階段按照發改價格〔2014〕1763號文要求，實行兩部制電價政策。電力市場化前，抽水蓄能電站容量電費和抽發損耗納入當地省級電網（或區域電網）運行費用統一核算，并作為銷售電價調整因素統籌考慮。根據電力市場化改革進程，不斷調整完善電價機制，制定電力系統輔助服務政策，最終形成以市場起決定性作用的抽水蓄能電站運營機制。

（三）研究與新能源協調發展政策。風能和太陽能具有波動性和間歇性特點，在新能源基地配套建設一定規模的抽水蓄能電站，可提高新能源利用率和輸電經濟性，保證我國節能減排目標的實現，促進能源結構調整。研究建立新能源基地抽水蓄能電站和新能源電源聯合運行、電力系統協調發展機制，研究探索新能源基地抽水蓄能電站等各類電源協調配套的投資體制、價格機制等發展政策。

（四）開展體制機制改革試點。按照黨的十八屆三中全會關于加快完善現代市場體系的要求，積極開展抽水蓄能電站建設運營管理體制機制創新研究和改革試點。綜合考慮電網實際情況和地方積極性，選擇抽水蓄能電站建設任務重、新能源開發集中或電力系統相對簡單的浙江、內蒙古、海南等省份，深入開展抽水蓄能建管體制和運營機制創新改革研究，重點研究探索抽水蓄能電站價值機理和效益實現形式，體現電力系統多方受益的電站價值，落實“誰受益、誰承擔”的市場經濟規則，并適時開展試點工作。

請各省（自治區、直轄市）發展改革委、能源局，國家能源局各派出機構，各有關電網公司、發電企業，按照上述要求認真做好抽水蓄能電站的各項工作，促進抽水蓄能產業持續健康發展。

國家發展改革委

2014年11月1日

2015年7月6日，國家發展改革委、國家能源局印發《關于促進智能電網發展的指導意見》。

國家發展改革委國家能源局關于促進智能電網發展的指導意見

發改運行〔2015〕1518號

北京市、河北省、江西省、河南省、陜西省、西藏自治區發展改革委，各省、自治區、直轄市經信委（工信委、工信廳）、能源局，中國電力企業聯合會，國家電網公司、中國南方電網有限責任公司：

智能電網是在傳統電力系統基礎上，通過集成新能源、新材料、新設備和先進傳感技術、信息技術、控制技術、儲能技術等新技術，形成的新一代電力系統，具有高度信息化、自動化、互動化等特征，可以更好地實現電網安全、可靠、經濟、高效運行。發展智能電網是實現我國能源生產、消費、技術和體制革命的重要手段，是發展能源互聯網的重要基礎。為促進智能電網發展，現提出以下指導意見。

一、發展智能電網的重要意義

發展智能電網，有利于進一步提高電網接納和優化配置多種能源的能力，實現能源生產和消費的綜合調配；有利于推動清潔能源、分布式能源的科學利用，從而全面構建安全、高效、清潔的現代能源保障體系；有利于支撐新型工業化和新型城鎮化建設，提高民生服務水平；有利于帶動上下游產業轉型升級，實現我國能源科技和裝備水平的全面提升。

二、總體要求

（一）指導思想

堅持統籌規劃、因地制宜、先進高效、清潔環保、開放互動、服務民生等基本原則，深入貫徹落實國家關于實現能源革命和建設生態文明的戰略部署，加強頂層設計和統籌協調；推廣應用新技術、新設備和新材料，全面提升電力系統的智能化水平；全面體現節能減排和環保要求，促進集中與分散的清潔能源開發消納；與智慧城市發展相適應，構建友好開放的綜合服務平臺，充分發揮智能電網在現代能源體系中的關鍵作用。發揮智能電網的科技創新和產業培育作用，鼓勵商業模式創新，培育新的經濟增長點。

（二）基本原則

堅持統籌規劃。編制智能電網戰略規劃，發揮電力企業、裝備制造企業、用戶等市場主體的積極性，在合作共贏的基礎上合力推動智能電網發展。

堅持集散并重。客觀認識我國國情和能源資源賦存與消費逆向分布的實際，在進一步發揮電網在更大范圍優化配置能源資源作用的同時，提高輸電網智能化水平。與此同時，加強發展智能配電網，鼓勵分布式電源和微網建設，促進能源就地消納。

堅持市場化。充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，探索運營模式創新，鼓勵社會資本進入，激發市場活力。

堅持因地制宜。各地要綜合考慮經濟發展水平、能源資源賦存、基礎條件等差異，結合本地實際，推進本地智能電網發展。

（三）發展目標

到2020年，初步建成安全可靠、開放兼容、雙向互動、高效經濟、清潔環保的智能電網體系，滿足電源開發和用戶需求，全面支撐現代能源體系建設，推動我國能源生產和消費革命；帶動戰略性新興產業發展，形成有國際競爭力的智能電網裝備體系。

實現清潔能源的充分消納。構建安全高效的遠距離輸電網和可靠靈活的主動配電網，實現水能、風能、太陽能等各種清潔能源的充分利用；加快微電網建設，推動分布式光伏、微燃機及余熱余壓等多種分布式電源的廣泛接入和有效互動，實現能源資源優化配置和能源結構調整。

提升輸配電網絡的柔性控制能力。提高交直流混聯電網智能調控、經濟運行、安全防御能力，示范應用大規模儲能系統及柔性直流輸電工程，顯著增強電網在高比例清潔能源及多元負荷接入條件下的運行安全性、控制靈活性、調控精確性、供電穩定性，有效抵御各類嚴重故障，供電可靠率處于全球先進水平。

滿足并引導用戶多元化負荷需求。建立并推廣供需互動用電系統，實施需求側管理，引導用戶能源消費新觀念，實現電力節約和移峰填谷；適應分布式電源、電動汽車、儲能等多元化負荷接入需求，打造清潔、安全、便捷、有序的互動用電服務平臺。

三、主要任務

（一）建立健全網源協調發展和運營機制，全面提升電源側智能化水平

加強傳統能源和新能源發電的廠站級智能化建設，開展常規電源的參數實測，提升電源側的可觀性和可控性，實現電源與電網信息的高效互通，進一步提升各類電源的調控能力和網源協調發展水平；優化電源結構，引導電源主動參與調峰調頻等輔助服務，建立相應運營補償機制。

（二）增強服務和技術支撐，積極接納新能源

推廣新能源發電功率預測及調度運行控制技術；推廣分布式能源、儲能系統與電網協調優化運行技術，平抑新能源波動性；開展柔性直流輸電技術試點，創新可再生能源電力送出方式；推廣具有即插即用、友好并網特點的并網設備，滿足新能源、分布式電源廣泛接入要求。加強新能源優化調度與評價管理，提高新能源電站試驗檢測與安全運行能力；鼓勵在集中式風電場、光伏電站配置一定比例儲能系統，鼓勵因地制宜開展基于靈活電價的商業模式示范；健全廣域分布式電源運營管理體系，完善分布式電源調度運行管理模式；在海島、山區等偏遠區域，積極鼓勵發展分布式能源和微電網，解決無電、缺電地區的供電保障問題。

（三）加強能源互聯，促進多種能源優化互補

鼓勵在可再生能源富集地區推進風能、光伏、儲能優化協調運行；鼓勵在集中供熱地區開展清潔能源與可控負荷協調運行、能源互聯網示范工程；鼓勵在城市工業園區（商業園區）等區域，開展能源綜合利用工程示范，以光伏發電、燃氣冷熱電三聯供系統為基礎，應用儲能、熱泵等技術，構建多種能源綜合利用體系。加快源-網-荷感知及協調控制、能源與信息基礎設施一體化設備、分布式能源管理等關鍵技術研發。完善煤、電、油、氣領域信息資源共享機制，支持水、氣、電集采集抄，建設跨行業能源運行動態數據集成平臺，鼓勵能源與信息基礎設施共享復用。

（四）構建安全高效的信息通信支撐平臺

充分利用信息通信技術，構建一體化信息通信系統和適用于海量數據的計算分析和決策平臺，整合智能電網數據資源，挖掘信息和數據資源價值，全面提升電力系統信息處理和智能決策能力，為各類能源接入、調度運行、用戶服務和經營管理提供支撐。在統一的技術架構、標準規范和安全防護的基礎上，建設覆蓋規劃、建設、運行、檢修、服務等各領域信息應用系統。

（五）提高電網智能化水平，確保電網安全、可靠、經濟運行

探索新型材料在輸變電設備中的應用，推廣建設智能變電站，合理部署靈活交流、柔性直流輸電等設施，提高動態輸電能力和系統運行靈活性；推廣應用輸變電設備狀態診斷、智能巡檢技術；建立電網對冰災、山火、雷電、臺風等自然災害的自動識別、應急、防御和恢復系統；建立適應交直流混聯電網、高比例清潔能源、源-網-荷協調互動的智能調度及安全防御系統。根據不同地區配電網發展的差異化需求，部署配電自動化系統，鼓勵發展配網柔性化、智能測控等主動配電網技術，滿足分布式能源的大規模接入需求。鼓勵云計算、大數據、物聯網、移動互聯網、骨干光纖傳送網、能源路由器等信息通信技術在電力系統的應用支撐，建立開放、泛在、智能、互動、可信的電力信息通信網絡。鼓勵交直流混合配用電技術研究與試點應用，探索配電網發展新模式。

（六）強化電力需求側管理，引導和服務用戶互動

推廣智能計量技術應用，完善多元化計量模式和互動功能；推廣區域性自動需求響應系統、智能小區、智能園區以及虛擬電廠定制化工程方案；加快電力需求側管理平臺建設，支持需求側管理預測分析決策、信息發布、雙向調度技術研究應用；探索靈活多樣的市場化交易模式，建立健全需求響應工作機制和交易規則，鼓勵用戶參與需求響應，實現與電網協調互動。

（七）推動多領域電能替代，有效落實節能減排

推廣低壓變頻、綠色照明、企業配電網管理等成熟電能替代和節能技術；推廣電動汽車有序充電、V2G（Vehicle-to-Grid）及充放儲一體化運營技術。加快建設電動汽車智能充電服務網絡；建設車網融合模式下電動汽車充放電智能互動綜合示范工程；鼓勵動力電池梯次利用示范應用。鼓勵在新能源富集地區開展大型電采暖替代燃煤鍋爐、大型蓄冷（熱）、集中供冷（熱）站示范工程；推廣港口岸電、熱泵、家庭電氣化等電能替代項目。

（八）滿足多元化民生用電，支撐新型城鎮化建設

建設低碳、環保、便捷的以用電信息采集、需求響應、分布式電源、儲能、電動汽車有序充電、智能家居為特征的智能小區、智能樓宇、智能園區；探索光伏發電等在新型城鎮化和農業現代化建設中的應用，推動用戶側儲能應用試點；建立面向智慧城市的智慧能源綜合體系，建設智能電網綜合能量信息管理平臺，支撐我國新城鎮新能源新生活建設行動計劃。

（九）加快關鍵技術裝備研發應用，促進上下游產業健康發展

配合"互聯網 "智慧能源行動計劃，加強移動互聯網、云計算、大數據和物聯網等技術在智能電網中的融合應用；加快靈活交流輸電、柔性直流輸電等核心設備的國產化；加緊研制和開發高比例可再生能源電網運行控制技術、主動配電網技術、能源綜合利用系統、儲能管理控制系統和智能電網大數據應用技術等，實現智能電網關鍵技術突破，促進智能電網上下游產業鏈健康快速發展。

（十）完善標準體系，加快智能電網標準國際化

加快建立系統、完善、開放的智能電網技術標準體系，加強國內標準推廣應用力度；加強智能電網標準國際合作，支持和鼓勵企業、科研院所積極參與國際行業組織的標準化制定工作，加快推動國家智能電網標準國際化。

四、保障措施

（一）加強組織協調，統籌推動智能電網發展

一是建立組織協調機制。加強政府部門間協調，研究落實支持智能電網發展的財稅、科技、人才等扶持政策，加強國際交流與合作，推動智能電網技術、標準和裝備走出去。二是建立科技創新機制。充分發揮政府、企業和高校科研機構的作用，加強頂層設計，建立開放共享的智能電網科技創新體系。

（二）加大投資支持力度，完善電價機制

一是加大投資支持力度。加大國有資本預算支持力度；研究設立智能電網中央預算內投資專項，支持儲能、智能用電、能源互聯網等重點領域示范項目。二是促進形成多元化投融資體制。鼓勵金融機構拓展適合智能電網發展的融資方式和配套金融服務，支持智能電網相關企業通過發行企業債等多種手段拓展融資渠道。鼓勵并引進推廣智能電網新技術、新產品，從成果轉化的效益中提出一定份額用于技術創新的再投入。三是鼓勵探索靈活電價機制。結合不同地區智能電網綜合示范項目，提供能反映成本和供需關系的電價信號，引導用電方、供電方及第三方主動參與電力需求側管理。在電力價格市場化之前，鼓勵探索完善峰谷電價等電價政策，支持儲能產業發展。

（三）營造產業發展環境，鼓勵商業模式創新

一是建立產業聯盟推動市場化發展。發揮政府橋梁紐帶作用，支持建立產業聯盟，促進形成統一規范的技術和產品標準，構建多方共贏的市場運作模式。二是鼓勵智能電網商業模式創新。探索互聯網與能源領域結合的模式和路徑，鼓勵將用戶主導、線上線下結合、平臺化思維、大數據等互聯網理念與智能電網增值服務結合。依托示范工程開展電動汽車智能充電服務、可再生能源發電與儲能協調運行、智能用電一站式服務、虛擬電廠等重點領域的商業模式創新。

國家發展改革委 國家能源局

2015年7月6日

各省、自治區、直轄市發展改革委、物價局、電力公司，各區域電監局、省電監辦，國家電網公司、南方電網公司，華能、大唐、華電、國電、中電投集團公司，三峽集團公司：

為補償火力發電企業因電煤價格上漲增加的部分成本，緩解電力企業經營困難，保障正常合理的電力供應，經商國家電力監管委員會、國家能源局，決定適當調整電價水平。現將有關事項通知如下：

一、適當提高火電企業上網電價

（一）重點提高山西等15個省(市)統調火電企業上網電價。綜合考慮煤炭價格上漲對火電成本的影響及發電設備利用情況等因素，對山西等15個省(市)統調火電企業上網電價適當提高。具體提價標準每千瓦時分別為：山西3.09分錢、青海3分錢、甘肅2.68分錢、江西2.62分錢、海南2.53分錢、陜西2.52分錢、山東2.45分錢、湖南2.39分錢、重慶2.28分錢，安徽、河南、湖北各2分錢，四川1.5分錢、河北1.49分錢，貴州1.24分錢（其中0.46分錢用于提高脫硫加價標準）。上述省市燃煤發電企業標桿上網電價同步調整。甘肅、陜西、安徽三省高于標桿電價的燃煤發電企業上網電價具體調整標準由省級價格主管部門確定。

（二）對上述15個省（市）以外的其余省(區、市)統調火電企業上網電價小幅提高，燃煤發電企業標桿上網電價同步調整。其中，廣西、云南省（區）燃煤發電企業脫硫加價標準每千瓦時分別提高0.5分錢和0.3分錢；北京、上海、江蘇、浙江4個省（市）燃氣發電企業上網電價每千瓦時分別提高1分錢、3.6分錢、3.6分錢和3.6分錢；青海、廣東、福建省燃氣發電企業上網電價暫不調整。其他省（區、市）燃氣發電企業上網電價提價標準與當地燃煤發電企業相同。

（三）酌情提高部分省(市)經營困難的統調電廠上網電價。對吉林等部分省(市)低于當地標桿電價的統調電廠上網電價適當多調。廣東省云浮、韶關、坪石電廠上網電價提價標準最高不超過每千瓦時1.5分錢，具體由廣東省物價局下達。為鼓勵河南義馬鉻渣電廠按規定焚燒鉻渣，減少對當地環境的損害，將該電廠上網電價每千瓦時提高3.0分錢（必須按規定焚燒鉻渣）。

有關發電企業上網電價具體調整標準見附件一、附件二。

（四）適當提高跨省、跨區域送電價格標準。具體見附件三。

二、核定和調整部分水電企業上網電價

（一）核定貴州石埡子、海南大廣壩二期水電站臨時結算上網電價每千瓦時分別為0.293元和0.39元。

（二）三峽地下電站投入商業運營后，三峽電站送湖北上網電價調整為每千瓦時0.2506元，送其他地區上網電價每千瓦時提高0.19分錢。三峽電站送電至各地的落地電價相應調整。

（三）為緩解水電企業經營困難，將貴州省統調水電站上網電價每千瓦時提高0.3分錢；湖南省掛治、三板溪水電站上網電價調整為每千瓦時0.36元，凌津灘、洪江、碗米坡水電站上網電價調整為每千瓦時0.336元；廣西巖灘、甘肅大唐麒麟寺、重慶中電獅子灘水電站上網電價分別調整為每千瓦時0.1612元、0.26元和0.3元。

三、調整部分省市銷售電價

（一）山西等15個省（市）火電企業上網電價調整后，銷售電價相應調整。具體提價標準每千瓦時分別為：山西2.4分錢、山東2.29分錢、陜西2.14分錢、海南2.1分錢、湖南2分錢、江西2分錢、安徽2分錢、河南1.81分錢、重慶1.53分錢、湖北1.48分錢、河北南部地區1.41分錢、貴州1.36分錢、河北北部地區1.26分錢、甘肅0.9分錢、青海0.63分錢、四川0.4分錢。其中，居民用電價格暫不調整，調價金額由其他用戶承擔。上述地區具體銷售電價表見附件四。

（二）其余地區銷售電價不作調整。

（三）同意河南省暫停執行上網側峰谷分時電價政策，并適當調整銷售側峰谷分時電價政策，其中銷售側尖峰時段電價、高峰時段電價與平時段電價之比由1.7倍、1.5倍分別調整為1.77倍和1.57倍。

（四）同意湖南省暫停執行上網側峰谷分時、豐枯季節電價政策和銷售側豐枯季節電價政策，并適當調整銷售側峰谷分時電價政策。其中，銷售側尖峰時段電價、高峰時段電價在平時段電價基礎上每千瓦時分別上浮0.25元和0.15元，低谷時段電價每千瓦時下浮0.2元。

（五）同意山西省將原1分錢電源基地建設基金并入銷售電價，相應用于提高火電企業上網電價及疏導省內其他電價矛盾。

（六）為支持農村飲水安全工程建設和運行，對農村飲水安全工程供水用電執行居民生活或農業排灌用電價格。具體電價類別和執行時間由各省（區、市）根據實際情況確定。

四、執行時間

（一）利用取消高耗能優惠電價等因素提高的上網電價標準，自2010年1月1日起執行。通過銷售電價調整相應提高的上網電價標準，山西等12個省（市）自2011年4月10日起執行；湖南、江西、安徽三省自2011年6月1日起執行。

（二）山西等15個省（市）銷售電價調整自2011年6月1日起執行。

五、有關要求

（一）各電網經營企業和發電企業要嚴格執行國家電價政策，不得擅自提高或者降低國家規定的電價水平。要切實加強管理，挖潛降耗，保證正常生產經營，確保電力供應安全穩定。

（二）有關部門要切實加強電煤供應，強化價格監管。進一步加大電煤產運需協調力度，適當增加華中等電煤短缺地區的供應；組織開展電煤合同履約情況及電煤價格政策落實情況專項檢查，督促煤炭企業嚴格執行2011年度電煤合同價格，不得提高或變相提高電煤重點合同價格。

（三）各地不得超越價格管理權限，擅自對高耗能企業實行優惠電價措施；不得擅自降低或變相降低發電企業上網電價和電力用戶用電價格，維護國家電價政策的權威性和嚴肅性。

（四）價格主管部門要精心組織，周密安排，認真做好本次電價調整工作，確保相關政策及時落實到位。價格主管部門和電力監管機構要加強對電價政策執行情況的指導和監管，發現問題及時報告。

附件：一、各省（區、市）統調火電企業上網電價調整表

二、有關省（市）部分統調發電企業上網電價表

三、有關跨省、跨區域送電價格調整表

四、山西等15個省市銷售電價表