第三章  主要任务

　　一、优化能源结构和电源布局

　　立足低碳、清洁、高效，合理安排在建电源投产时序和项目前期工作，进一步优化电源布局和提高清洁能源比重。

　　（一）安全稳妥发展核电

　　在采用国际最高安全标准、确保安全的前提下，稳妥推进核电建设，提高核电装机及发电量比重。加快推进在建的宁德核电4#机组（108.9万千瓦）、福清核电3～6#机组（2×108.9万千瓦+2×115万千瓦），开工建设漳州核电一期（4×125万千瓦）、宁德核电5～6#机组（2×115万千瓦）和霞浦核电，并做好其他核电厂址的保护与论证，力争“十三五”末在宁德核电1～4#机组、福清核电1～4#机组全部投产的基础上再有1～2台机组并网。

　　（二）适当控制发展煤电

　　除已批的大型煤电和热电联产项目外，原则上不再建设新的煤电项目。充分考虑煤电发电利用小时数，合理安排在建的神华罗源湾电厂（2×100万千瓦）、国投湄洲湾第二发电厂（2×100万千瓦）、华能罗源电厂（2×66万千瓦）、华电邵武三期（2×60万千瓦）、华电可门三期（2×100万千瓦）等项目建设进度；结合工业园区热负荷增长需求，推进华润泉惠热电（2×60万千瓦）、华能古雷热电（2×60万千瓦）、国电江阴热电二期（2×60万千瓦）、神华晋江热电（2×30万千瓦）、大唐沙县热电（2×30万千瓦）等项目前期和建设。做好漳州漳浦、湄洲湾新扩建电厂、漳州诏安、莆田石门澳等项目的论证与厂址保护。

　　（三）加快建设抽水蓄能电站

　　配合大规模核电及新能源建成投产后的调峰需求，加快抽水蓄能电站建设，发挥特高压省外联网作用，更大范围优化配置资源。开工建设厦门（4×35万千瓦）、永泰（4×30万千瓦）、周宁（4×30万千瓦）等抽水蓄能电站。积极推进漳州（4×30万千瓦）、仙游二期（4×30万千瓦）、龙岩（4×30万千瓦）、三明（4×30万千瓦）、南平（20万千瓦）等抽水蓄能电站项目前期工作，推动核电与抽水蓄能电站一体化规划建设。力争“十三五”末投运1～2台机组，2020年前后建成布局合理、容量充足、结构优化的调峰电源。

　　二、建设坚强智能电网

　　加强省内主干输电网架结构，积极推进福建与周边省份联网工程前期和建设；针对农村电网薄弱环节，大力推进新一轮农网改造升级；加快智能配电网建设，全面提升电网防灾减灾能力，到2020年形成以1000千伏特高压电网和500千伏超高压电网为主干、各级电网协调发展的坚强智能电网。

　　（一）加快农村电网建设

　　结合推进新型城镇化、农业现代化和扶贫搬迁等，积极适应农产品加工、乡村旅游、农村电商等新型产业发展以及农民消费升级的用电需求，推进新型小城镇和中心村电网改造升级。“十三五”期间重点通过建设35千伏变电站和改造中压网络，有效缩短中压供电半径，消除供电超过15公里的中压长线路，全面解决农网季节性负荷供电“卡脖子”等问题；加强低压配电网建设，合理规划台区布点，加强集中改造，有效提高农网户均配变容量，全面提升农村电网“最后一公里”供电质量，系统解决整个区域配网低电压、供电可靠性低、易受自然灾害影响等问题。

　　结合新能源扶贫工程和微电网建设，提高农村电网接纳分布式新能源发电的能力。在完善农村电网结构、缩短供电服务半径、提高户均配变容量的基础上，逐步提高农村电网信息化、自动化、智能化水平，缩小城乡供电服务差距，为农村经济社会发展、农民生活质量改善提供更好的电力保障。“十三五”期间农村电网投资达到410亿元。

　　（二）积极推进省外联网

　　推进福建与广东、江西等省外联网工程前期工作，争取开工建设福建与广东联网等工程，实现多通道大容量的跨省联网。增强电网在更大区域范围内优化配置资源的能力，提高电网“防灾减灾”能力，保障电力能源的供应安全。

　　（三）完善主干输电网架结构

　　1．提升主干网架输电能力

　　着力解决“北电南送”问题，进一步改造提升500千伏“沿海双廊”输电通道送电能力，对晋江—东岗线路、东台—大园线路、大园—泉州线路进行升温改造。加强沿海至闽西北部的500千伏“东电西送”通道输电能力，建设北部的福州特—三阳500千伏线路与南部的漳州—漳州北—卓然500千伏第2回路等工程。对福州—厦门特高压输变电工程建设进一步论证，考虑初期降压运行,厦门特高压站根据需要适时建设。

　　2．结合大型电源点建设配套送出工程。为配合漳州核电、厦门抽水蓄能电站、罗源湾南岸火电等电源并网需要，配套建设漳州核电—漳州北、漳州核电—漳州南、厦门抽水蓄能—厦门、罗源湾南岸火电—连江等相应的电源送出工程。

　　3．加强地区受端电网，完善分层分区供电

　　建设霞浦变、长乐变、惠安变、集美变、永安变、石狮变、南安变、漳浦变、福鼎变等9座500千伏变电站，扩建南平变、龙岩变、三明变、宁德变、莆田变、莆田北变、厦门变、海沧变、漳州北变、漳州变、漳州南变、洋中变等12座变电站，提高各地区500千伏电网的供电能力，构筑坚强的受端电网，满足各地区电力负荷发展的需要。

　　按照“分区互补、区内多环”的发展目标，完善地区220千伏受端电网。至2020年，全省将全面形成以500千伏变电站和本地220千伏电源为支撑的区域环网、区间联络的受端主干网架。

　　（四）加快建设智能配电网

　　提升配网发展理念，实现城乡和各级电网协调发展，加快构筑“结构合理、技术先进、灵活可靠、经济高效”的配电网。加强配电网络结构，实现110、35千伏电网N-1通过率100%，10千伏N-1通过率中心城区和城镇100%、农村93%。增加配电网电源布点，大幅提升户均配变容量，2020年中心城区、城镇、农村分别达6、5、3.5千伏安，偏远自然村台区不低于2千伏安；进一步缩短台区低压供电半径，2020年基本消除超过500米的台区；加强电动汽车充换电设施、电能替代工程的配套电网建设，保障不同区域、不同类型多元负荷无障碍接入需要。提高电网装备水平，优化设备序列，简化设备类型，全面淘汰S7及以下高损耗配变；推进配电自动化全覆盖，实现配电网信息化、自动化、智能化。

　　“十三五”福建省110千伏及以下配电网总投资600亿元，新扩建110千伏变电容量2804万千伏安，110千伏线路6750千米；新扩建35千伏变电容量167.5万千伏安，35千伏线路2846千米；新增10千伏公用配变容量1173.8万千伏安，新建改造10千伏线路37267千米。

　　（五）加快构建电动汽车充换电网络

　　加强电动汽车充换电基础设施优化布局和建设，满足2020年推广10万辆以上新能源汽车的需求。至2020年，规划建设近200座城际快充站，全面覆盖福建境内的高速公路干支线、地区环线服务区，并配套电动公交、出租、环卫物流等专用车辆的全面推广，建设150座左右的专用车辆集中式充换电站及约4500个分散式直流桩，在各设区市、县布局建设42～55座城市公共充电站，引导和推进社区、企业、社会停车场所配建9万～12万个充电桩。至2020年基本建成适度超前、车桩相随、智能高效的电动汽车充电基础设施体系。

　　三、加快发展可再生能源

　　充分发挥资源优势，坚持清洁、低碳的发展方向，大力发展新能源和可再生能源，打造清洁能源发展强省，构建能源开发与生态文明协调发展的示范省份。

　　（一）有序发展风电

　　稳步推动陆上风电开发和管理，“十三五”投产陆上风电装机150万千瓦左右，至2020年全省陆上风电装机目标达300万千瓦以上。积极推动海上风电建设，重点推进莆田平海湾、福州兴化湾、平潭岛周边等资源较好地区的海上风电项目开发，“十三五”建成海上风电200万千瓦以上。同时,形成适应省情的成熟海上工程装备和施工技术，为进一步开发海上风电资源打好基础。

　　（二）规范水能资源开发

　　除以防洪、供水、灌溉等为主兼顾发电的水资源开发项目外，原则上不再新建水电站。对区域生态影响大的小水电，实行有序关停退出。鼓励不改变生态环境、不增加水库库区淹没、不改变水库主要特性的水电站进行技改增效，促进水能资源进一步得到科学、充分的利用。

　　（三）科学开发生物质能

　　依据资源条件，科学有序布局生物质发电项目，因地制宜发展林业和农业剩余物、垃圾直（混）燃和气化发电，以及大型沼气发电等生物质发电项目。至2020年全省生物质发电装机达50万千瓦。新增沼气生产能力2亿立方米以上，2020年累计达到6亿立方米。推进燃料乙醇项目工业化生产。推进以木本油料植物果实、废弃油脂、海洋藻类为原料的生物柴油产业化开发。

　　（四）稳步发展其他可再生能源

　　支持户用和工业园区、机场等屋顶太阳能光伏分布式发电，积极发展光照资源较好地区的农光互补光伏系统和建筑一体化技术，规范光伏发电项目并网管理，至2020年全省光伏发电装机容量达90万千瓦。新增光热利用45万平方米，2020年累计保有量达145万平方米。结合旅游开发，综合利用地热能源资源，推进漳州地热发电示范项目前期工作。

　　四、加强能源储运能力建设

　　（一）夯实煤炭供应基础

　　加强煤炭储备中转基地建设。加快建设罗源湾、湄洲湾煤炭中转储备基地。在湄洲湾一期1500万吨/年基础上，规划建设湄洲湾二期煤炭中转储备基地（周转能力达3000万吨/年）。进一步完善煤炭储备体系，拓展煤炭下游产业链，促进煤炭清洁高效利用。统筹谋划储运通道建设，增强对内陆省份的服务与辐射能力。

　　严格控制煤炭产能。原则上不再新建煤矿项目，加快淘汰落后产能以及不符合产业政策的产能，推进企业改革重组，“十三五”压缩产能600万吨以上。推进既有煤炭矿山生态环境恢复治理，对开采完毕或剩余开采价值低的煤矿强制要求做好植被恢复工作。加强煤矿重大灾害和职业危害防治，进一步提高煤矿安全生产水平:到“十三五”末，煤矿事故死亡人数控制在7人/年以内，原煤生产百万吨死亡率降至0.5以内，比“十二五”末下降17%；煤矿职业病发病率下降20%。

　　（二）加强天然气基础设施建设

　　按照“公平准入、设施公用；海陆并进、引入竞争；互联互通、保障安全”的要求，多渠道引入气源，加强天然气基础设施建设。继续推进莆田秀屿LNG接收站5、6号罐和海西天然气管网二期建设，新开工建设漳州LNG接收站、福清LNG接收站、海西管网三期、西三线闽粤支干线工程和新疆煤制气外输管道赣闽浙支线等项目，推进闽宁合作莆田哈纳斯以及平潭、泉州等LNG接收站前期工作。加大城镇燃气管道和LNG卫星站建设力度，提高城镇燃气应急气源储备能力，到“十三五”末期，城市燃气普及率达到99%以上，县城及小城镇的燃气普及率达到96%以上。引导主干管网之间、主干网与城市管网在建设运营等方面相协调，力争到2020年建成长输管线2400公里，全省实现天然气“县县通”。

　　拓展非发电用燃气市场，进一步延伸LNG产业链，推进分布式燃气能源站、汽车加气站项目和橡胶粉碎、丁基橡胶、冷能空分、干冰、冷库等LNG冷能产业园区建设，促进民用、交通、工业领域的天然气消费比重显著提高。

　　（三）提升石油加工储运能力

　　结合石化工业发展的布局要求，推进湄洲湾、古雷港大型石油储备基地的建设。鼓励民间资本参与石油储备建设，支持企业增加储备，鼓励发展商业储备，支持企业在我省沿海布局建设国家级储油及管线设施。

　　依托重大炼化项目建设我国东南沿海国家级石化基地，推进中化泉州乙烯及炼油改扩建项目、漳州古雷炼化一体化项目建设，在全省输油管网规划基础上推进“连通两洲、辐射内陆”石油管网建设，满足我省及周边省份清洁油品消费、储备及输送需求。

　　五、积极推进电力、油气体制改革

　　深化能源体制改革，落实国家关于电力体制改革、油气体制改革的部署要求，分离自然垄断业务与竞争性业务，切实放开电力、油气领域的竞争性环节，进一步构筑市场竞争结构。把电网、油气管网打造成公平服务于上下游产业、优化资源配置的公共平台，推动形成更加开放、更具活力、更有效率的运行机制，带动服务改善，保障用户权益。

　　（一）全面实施电力体制改革

　　按照国家“管住中间，放开两头”总体架构，结合我省实际统筹推进，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划，推进交易机构相对独立、规范运行。进一步强化电力统筹规划，强化电力安全高效运行和可靠供应，强化政府监管，建设有效竞争的电力市场体系，激发市场活力，释放改革红利。积极拓展省外市场，扩大电力外送规模，促进电力工业科学发展。以售电侧专项改革试点和大用户直接交易升级为突破口，探索符合我省实际的电力体制改革路径、体制和机制，取得相关经验后向全省推广。

　　（二）稳步推进石油天然气体制改革。落实完善油气价格机制和市场准入机制，促进油气管网和LNG接收站等基础设施公平开放。

　　（三）推进能源领域混合所有制改革。在背压热电联产、分布式燃气能源站、配售电、油气管网基础设施等能源公共服务领域，推广政府和社会资本合作模式，切实鼓励和引导社会资本投资。

　　六、加强能源产业区域合作

　　发挥我省港口资源及区位优势，推进与东南亚、大洋洲地区的油气、煤炭等能源合作。加强优质煤炭进口，引入稳定、互惠的国际天然气资源，利用好自贸区政策，打造我国海上丝绸之路中对接西太平洋的天然气、优质煤炭进口中转基地。条件成熟时推动省内能源企业实施“走出去”战略，稳步扩展亚太地区能源权益资源。

　　推进海峡两岸能源合作。支持两岸企业合作开发风能、太阳能等清洁能源。开展福建向金门、马祖供电方案及相关投资、运营、管理方案前期研究工作。推动台湾海峡油气资源的合作勘探开发。研究两岸天然气管道互联互通。支持两岸合作开展原油、成品油以及天然气加工与贸易业务等项目的投资与运营管理。

　　七、加快能源装备产业发展

　　加快国家级海上风电研发中心建设，加强技术攻关，完善综合配套，着力打造东南沿海抗台风海上风机及零配件制造的风电产业基地，发展专业施工安装及船舶维护、海底电缆制造等产业，形成具有完全自主创新能力、产业设施配套齐全、综合竞争力强的产业链。

　　支持省内有实力企业联合中核、中广核设立核电产业研发平台，积极争取建立核电装备制造产业基地，推进宁德、福清、漳州等核电设备或配套零部件制造本地化。鼓励企业强化自主研发和核心技术攻关，推动智能电网、储能设施、可再生能源发电机组等产业做大做强。建立健全能源装备标准、检测和认证体系，提高能源装备设计、制造和系统集成能力。