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华北电力大学教授曾鸣说，这是自2003年实施“厂网分开”之后，第一次由政府正式颁布有关电力规划管理的条例或者规章文件，体现了新一轮电改提出的“加强电力统筹规划”的要求。

《办法》明确，电力规划主要包括全国电力规划（含区域电力规划）和省级电力规划，全国电力规划由国家能源局负责编制，省级电力规划由省级能源管理部门负责编制，报国家能源局衔接达成一致后方可公开发布。

同时，电力规划应与能源发展总体规划衔接一致，按照省级电力规划服从全国电力规划和省级能源发展规划的原则，通过“两上两下”对全国电力规划和省级电力规划进行衔接，对送电省电力规划和受电省电力规划进行衔接，保证上下两级电力规划和相关省级之间的规划有效衔接、协调统一。

《办法》规定，国家能源局和省级能源主管部门应按照能源规划工作总体安排，提前2年开展电力规划编制，及时启动专题和综合研究工作。

全国电力规划应重点提出5年规划期内大型水电（含抽水蓄能）、核电规模及项目建设安排（含投产与开工），风电、光伏（光热）等新能源发电建设规模、煤电基地开发规模，跨省跨区电网项目建设安排（含投产与开工），省内500千伏及以上电网项目建设安排（含投产与开工），以及省内自用煤电、气电规模。

电力规划应在建设规模、投产时序、系统接入和消纳市场等方面统筹衔接水电、煤电、气电、核电、新能源发电等各类电源专项规划，形成协调统一的电力规划。

《办法》还规定，未纳入电力规划的重大项目、不符合规划布局的电力项目不予核准。

特殊情况下也应先调整规划后再行核准。

未经核准的电力项目，不得进入电力市场交易、不得纳入电网准许成本并核定输配电价、不得享受电价补贴、税收减免等扶持政策。

据记者了解，近期围绕电力市场建设、电改试点的文件还将不断推出。

曾鸣此前告诉记者，我国电力体制改革已经迈入了实质性阶段，具体操作层面的多个细则正在抓紧编写或征求意见中。

“十三五”我国将实现电能替代

1.3亿吨标煤

【中国电力网】在“6·

5”世界环境日前夕，国家发展改革委等8个部门于5月下旬联合印发了《关于推进电能替代的指导意见》。

意见明确，将在北方居民采暖、生产制造、交通运输、电力供应与消费4个重点领域推进电能替代。

“十三五”期间，我国将全面推进上述4个领域的电能替代，带动电煤占煤炭消费比重提高约1.9%，带动电能占终端能源消费比重提高约1.5%，促进电能消费比重达到约27%。

预计可新增电量消费约4500亿千瓦时，减排烟尘、二氧化硫、氮氧化物约30万吨、210万吨、70万吨。

“烧柴油一度电价格约2元，使用电网供电之后价格大幅度下降，加上该养殖园区使用峰谷电，按照农业生产用电价格，平均每度电约只需0.6元。

一年可节约用电成本近100万元。

”瑞安市供电局陶山所所长江吼说，在全国上下推动节能减排工作的大背景下，电能替代已经成为一种新能源消费理念。

据悉，目前我国每年散烧煤消费约7亿-8亿吨，主要用于采暖小锅炉、工业小锅炉（窑炉）、农村生产生活等领域，约占煤炭消费总量20%，远高于欧盟、美国不到5%的水平。

大量散烧煤未经洁净处理就直接用于燃烧，致使大量大气污染物排放。

此外，汽车、飞机辅助动力装置（ＡＰＵ）、靠港船舶使用燃油也是大气污染排放的重要源头。

发展改革委有关负责人指出，电能替代是一种清洁化的能源消费方式，有利于减少大气污染，给社会公众带来普遍收益和社会效益，但其成本较高，必须有政策支持才能实施。

为此，国家“十三五”的配电网改造资金中将拿出一部分用于电能替代配套电网改造，并建立提前介入、主动服务、高效运转的“绿色通道”，按照客户需求做好布点布线、电网接入等服务工作。

能源技术创新15项重点任务明确

【中国电力网】国家发改委和国家能源局1日发布《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》。

行动计划分析了我国能源科技发展形势及战略需求，部署了现代电网关键技术创新等15项重点任务。

行动计划指出，虽然我国能源科技水平有了长足进步和显著提高，但与世界能源科技强国和引领能源革命的要求相比，还有较大的差距。

行动计划明确，到2020年，能源自主创新能力大幅提升，一批关键技术取得重大突破，能源技术装备、关键部件及材料对外依存度显著降低，我国能源产业国际竞争力明显提升，能源技术创新体系初步形成。

到2030年，建成与国情相适应的完善的能源技术创新体系，能源自主创新能力全面提升，能源技术水平整体达到国际先进水平，支撑我国能源产业与生态环境协调可持续发展，进入世界能源技术强国行列。

行动计划提出能源技术创新的15项重点任务：

一是煤炭无害化开采技术创新。

二是非常规油气和深层、深海油气开发技术创新。

三是煤炭清洁高效利用技术创新。

四是二氧化碳捕集、利用与封存技术创新。

五是先进核能技术创新。

六是乏燃料后处理与高放废物安全处理处置技术创新。

七是高效太阳能利用技术创新。

八是大型风电技术创新。

九是氢能与燃料电池技术创新。

十是生物质、海洋、地热能利用技术创新。

十一是高效燃气轮机技术创新。

十二是先进储能技术创新。

十三是现代电网关键技术创新。

十四是能源互联网技术创新。

十五是节能与能效提升技术创新。

在政策保障方面，行动计划提出，鼓励民营企业开展能源技术创新，积极承担国家能源技术创新任务。

深化能源领域科研院所分类改革和高等学校科研体制机制改革，强化科研院所和高等院校的源头创新主力军地位，依托国家重点实验室加强能源技术创新基础研究和重大战略研究，提升原始创新能力。

加强中央预算内资金和政府性基金对能源技术创新的支持力度。

深化科技计划（专项、基金）管理改革，强化对能源重点领域技术研发和示范应用的支持。

研究设立能源产业科技创新投资基金，支持能源科技示范工程建设和企业技术改造。

引导风险投资、私募股权投资等支持能源技术创新。

深化金融领域改革，拓宽能源技术创新融资渠道，降低融资成本。

积极发挥政策性金融、开发性金融和商业金融的优势，加大对能源技术重点领域的支持力度。

研究使用首台（套）装备的优惠政策，加快重大能源技术装备自主化。

解读《关于发展煤电联营的指导意见》

【安徽省能源局】近日，国家发展改革委印发了《关于发展煤电联营的指导意见》（发改能源〔2016〕857号）（以下简称《意见》）。

《意见》从发展煤电联营的重要意义、发展原则和重点方向、实施要求、政策支持、组织实施等方面提出了若干指导性意见，有利于促进煤炭、电力行业协调有序发展。

我国煤电联营在经历了萌芽、起步、快速发展阶段后，目前已具备了一定规模。

截至2014年底，全国煤炭企业控股和参股燃煤电厂总装机达1.4亿千瓦，占全国燃煤电厂总装机容量的17%，主要发电集团参股控股煤矿总产能达3.2亿吨/年，占全国电煤消费总量的13%左右。

经过多年实践，一些大型煤炭、电力企业依托自身优势，逐步形成了各具特色的煤电联营发展模式，在增强能源安全保障能力，化解煤电之争，降低煤电双方生产成本，促进资源优化配置，抵御市场风险，发展矿区循环经济等方面发挥了积极作用。

但随着我国经济社会发展进入到新的阶段，煤、电行业内外环境发生深刻变化，制约煤电发展的深层次矛盾进一步显现。

相比国内煤、电产业规模，目前煤电联营规模仍然较小，行业融合度偏低，资源配置效率亟待提升、电煤市场波动剧烈，煤电矛盾依然突出，能源安全供应存在隐患，相关支持政策有待进一步完善。

《意见》首先明确了发展煤电联营应遵循“市场为主、企业自愿，统筹规划、流向合理，调整存量、严控增量，互惠互利、风险共担，联营合作、专业经营”的基本原则。

近年来，受经济增速放缓、能源结构调整等因素影响，煤炭需求大幅下降，供给能力持续过剩，同时我国用电量增速趋缓，全国电力供需总体宽松。

在这种形势下，《意见》明确了政府和企业的定位，强调推动煤电联营应充分发挥市场机制和政府规划引导作用。

在尊重市场规则的基础上，鼓励煤、电双方通过协商自愿形成联营模式。

同时，为避免市场失灵和无序竞争，煤电联营项目还应符合国家能源发展战略的统筹规划，服从煤炭和电力发展规划。

以结合电力等重点用煤行业发展布局，调整配置好现有煤炭生产能力为前提，通过联营合作，发挥煤、电行业各自优势，降低煤电联营整体成本，延伸产业链，提高风险对冲能力，实现煤电联营提质增效。

受电力项目类型、煤矿和电站布局、煤炭和电力市场以及企业资源配置等因素的影响，煤电联营发展存在多种各有优劣的模式。

为此，《意见》明确了发展煤电联营应兼顾煤、电双方利益，有效融合专业优势，针对不同重点方向选择最适合的模式：

一是大型煤电基地坑口电站优先采取煤电一体化模式。

大型坑口电站，尤其是大型煤电基地外送通道配套电源项目，电煤需求量大，距离煤矿近，电力目标市场和输电规模比较稳定，较适合采用煤电一体化运行模式降低项目投资、减少运行成本，提高煤电一体化项目的市场竞争力。

二是低热值煤等资源综合利用电厂适合煤电一体化模式。

资源综合利用电厂以低热值的洗中煤、煤泥和煤矸石为燃料，属于国家鼓励类产业。

低热值煤发电项目采用煤矿、洗煤厂、电厂为同一投资主体控股的“煤电一体化”模式，是煤炭企业扩展电力板块的重要突破口和电力企业保障低成本燃料供应的重要途径。

既可减少低热值煤长距离运输，提高外运煤炭质量，避免运力浪费，也可发挥燃料成本低的优势，统一调运低热值燃料资源，降低电力生产成本。

三是不具备一体化条件的，鼓励采取大比例交叉持股模式。

对于形成一定规模、实力比较强的大型企业，可以采取专业化公司模式。

对于多数项目，煤炭和电力企业相互参股模式是最佳的合作模式，能结合自身特点有效发挥各自优势。

对于中东部等煤电矛盾突出地区，可因地制宜跨区域联营，通过大比例交叉持股，保障长期稳定的燃料供应和电煤销售市场。

2012年以来煤炭需求增速持续放缓，2014年煤炭需求减少2.9%，而近10年煤炭采选业固定资产投资却大幅增加，与煤炭消费需求相比，煤炭产能过剩问题突出。

今年2月国务院印发了《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》（国发〔2016〕7号），提出严格控制煤炭新增产能、促进行业调整转型、鼓励发展煤电一体化、引导大型火电企业与煤炭企业之间参股等明确要求，着力将积极稳妥化解过剩产能与结构调整、转型升级相结合，实现煤炭行业扭亏脱困升级和健康发展。

为更好的落实国发〔2016〕7号文件关于进一步化解煤炭行业过剩产能、推动煤炭企业实现脱困发展的精神，《意见》在优先消纳存量项目，严格控制新增项目的基础上，进一步明确了科学推进存量煤电联营的重点发展方向，鼓励有条件的煤炭和电力企业突破行业壁垒，发展混合所有制，实现产权多元化，通过资本注入、股权置换、兼并重组、股权划拨等方式形成在役煤矿和电站的联营合作。

同时，为确保有效化解过剩产能，《意见》还明确了新建煤矿必须同时符合减量置换要求。

一直以来，国家相关产业政策在规划、基地建设、企业兼并重组等多方面积极支持煤电联营，尤其是煤电一体化发展。

但在当前形势下，发展煤电联营仍然面临严峻的挑战，一方面煤炭企业办电积极性高，但受制于效益下滑，面临资金匮乏和电力过剩双重压力，另一方面，电力企业办煤积极性下降，对市场预期持续低迷。

为此，《意见》提出了鼓励发展煤电联营的相应支持政策。

在规划方面，除必要的生产接续煤矿项目和城市热电联产、电网安全需要建设的电源项目外，优先规划符合重点方向的煤电联营项目，并在项目优选时优先安排。

在核准建设方面，简化核准程序，协调办理进度，力争实现配套煤矿和电站同步规划、同步核准、同步建设。

在运营方面，将煤电一体化项目用电纳入配套电厂厂用电范围，同等排放和能耗条件下发电优先上网，优先参与电力市场化交易。

煤电联营的管理和规范化发展，是煤炭、电力行业转型升级融合的关键。

发展煤电联营，除了加大政策支持力度，还需要在项目实施过程中提高标准，通过多种渠道共同协力齐抓共管。

一方面，要充分发挥两个行业的专业化管理优势，采用委托管理运营等方式提高专业管理水平，提高煤电联营项目的资源利用效率和经济效益，进一步促进煤炭安全绿色开发、提升电厂清洁高效发展水平。

另一方面，要调动国家和省级能源主管部门、国家能源局派出机构、煤炭电力行业协会和企业自身在推动煤电联营发展中的积极性。

通过搭建交流平台，加强咨询服务，加快企业转型，强化监督管理等方式，促进煤电联营有序推进和规范化运作，形成煤炭和电力行业相互融合的良性发展机制。

安徽省能源局发布

2016年4月份发用电情况

【安徽省能源局】4月份，全省全社会用电量132.8亿千瓦时，同比增长5.1％。

1-4月，全社会用电量累计555.2亿千瓦时，同比增长7.1％。

其中，第一产业用电量4.8亿千瓦时，增长15.2%；

第二产业用电量365.7亿千瓦时，增长4.1%；

第三产业用电82.2亿千瓦时，增长13.0%；

城乡居民生活用电102.5亿千瓦时，增长13.6%。

截止4月底，全社会装机容量5353.7万千瓦（含皖电东送机组），其中水电292.2万千瓦、火电4702.0万千瓦、风电160.2万千瓦、其他199.3万千瓦。

1-4月，全省累计发电设备平均利用小时数1407小时，比去年同期减少48小时。

其中，水电设备平均利用小时数611小时，同比增加82小时；

火电设备平均利用小时数1520小时，同比减少32小时。

4月份，全社会发电量173.7亿千瓦时，同比增长9.9%。

1-4月，全社会累计发电739.6亿千瓦时，增长13.8%；

其中水电17.8亿千瓦时，增长16.8%，火电706.6亿千瓦时，增长12.7%。