（三）科学推进“西电东送”，优化调整区域电网结构，升级改造配电网

　　一是统筹电源基地开发与外送，积极采用特高压输电技术，增强资源配置能力。在实施水电基地配套外送输电通道的基础上，根据受电市场需求，合理安排煤电基地开发规模、投产时序及输电通道建设，外来电力参与受端电力市场竞争。“十三五”时期，重点建设一批特高压输电和常规输电技术的“西电东送”输电通道，新增“西电东送”输电能力1.3亿千瓦，2020年达到2.7亿千瓦。实施大气污染防治行动12条输电通道及酒泉至湖南、准东至安徽、金中至广西输电通道。建成东北（扎鲁特）送电华北（青州）特高压直流输电通道，解决东北电力冗余问题。结合受端市场情况，适时推进后续电力外送通道论证。依托电力外送通道，有序推进“三北”地区可再生能源跨省区消纳4000万千瓦，存量优先。

　　二是优化区域电网主网架结构，提高系统安全运行水平。坚持分层分区、结构清晰、安全可控、经济高效原则，充分论证全国同步电网格局，进一步调整完善区域电网主网架，提升各电压等级电网的协调性，提高电网运行效率，确保电力系统安全稳定运行。“十三五”期间，华北区域重点依托在建大气污染防治行动计划交流特高压输电工程，初步形成两横两纵的1000千伏交流特高压网架；华东区域建成淮南经南京至上海1000千伏特高压交流输电工程，初步形成受端交流特高压网架；理顺华北和华东电网1000千伏与500千伏网架关系，实现各级电网协调发展；研究实施蒙西电网与华北主网异步联网工程，解决蒙西电网动态稳定问题，提高蒙西电网内部“西电东送”能力；实施渝鄂直流背靠背工程，解决川渝藏、华中东四省电网、华北电网形成的长链式电网安全稳定问题；实施云南与南网主网直流背靠背工程，解决南方电网“西电东送”交直流通道互相影响及强直弱交问题；研究解决长三角、珠三角多直流落点地区电网安全稳定问题；开工建设闽粤联网工程。

　　三是升级改造配电网，推进智能电网建设。提高配电网供电可靠性和供电质量，加快构建现代配电网，满足新能源及分布式电源并网需要。“十三五”期间，强化配电网统一规划，健全标准体系，在北京、上海、广州、深圳等超大型城市建成世界一流配电网。积极服务新能源、分布式电源、电动汽车充电基础设施等多元化负荷接入需求。做好与城乡发展、土地利用的有效衔接，将管廊专项规划中确定入廊的电力管线建设规模、时序纳入配电网规划。实施新一轮农网改造升级工程。加快西部及贫困地区农村电网改造升级，特别是国家扶贫开发工作重点县、集中连片特困地区以及革命老区的农村电网改造升级，实现贫困地区通动力电。推进东中部地区城乡供电服务均等化进程，逐步提高农村电网信息化、自动化、智能化水平，进一步优化电力供给结构。通过实施智能电网建设重点工程，全面提升电力系统智能化水平，提高电网接纳和优化配置多种能源的能力，满足多元用户供需互动。实现能源生产和消费的综合调配，充分发挥智能电网在现代能源体系中的作用。

　　（四）积极实施电能替代，优化能源消费结构

　　以电能替代散烧煤、燃油为抓手，不断提高电能占终端能源消费比重、可再生能源占电力消费比重及电煤占煤炭消费比重。重点在居民采暖、生产制造、交通运输、电力供应与消费四个领域，推广或试点电采暖、地能热泵、工业电锅炉（窑炉）、农业电排灌、船舶岸电、机场桥载设备、电蓄能调峰等。2020年，实现能源终端消费环节电能替代散烧煤、燃油消费总量约1.3亿吨标煤。

　　以用户居住地停车位、单位停车场、公交及出租车场站等配建的专用充电设施为主体，以公共建筑物停车场、社会公共停车场、临时停车位等配建的公共充电设施为辅助，以独立占地的城市快充站、换电站和高速公路服务区配建的城际快充站为补充，推动电动汽车充电基础设施体系加快建设。到2020年，新增集中式充换电站超过1.2万座，分散式充电桩超过480万个，满足全国超过500万辆电动汽车的充电需求。

　　推进集中供热，逐步替代燃煤小锅炉，到2020年，实现北方大中型以上城市热电联产集中供热率达到60%以上。积极发展分布式发电，鼓励能源就近高效利用。加大电力精准扶贫力度。

　　（五）强化自主创新能力，提升电力装备技术水平

　　在清洁高效发电技术、先进电网技术与储能技术、电力行业网络与信息安全、“互联网+”智慧能源等领域，应用推广一批相对成熟、有市场需求的新技术，尽快实现产业化。试验示范一批有一定积累，但尚未实现规模化生产的适用技术，进一步验证技术路线和经济性。集中攻关一批前景广阔但核心技术受限的关键技术。

　　（六）加强电力国际合作，推进装备技术服务“走出去”

　　坚持开放包容、分类施策、合作共赢原则。“十三五”期间重点推进电力装备、技术、标准和工程服务国际合作。研究与周边地区电网互联互通。积极推进高效清洁火电、水电、核电、输变电等大型成套设备出口,积极推动对外电力设计、标准等技术服务，在控制财务风险的基础上，稳妥推进对外电力投资。

　　（七）创新体制机制，加快市场化改革进程

　　按照中发〔2015〕9号文件精神，有序推进电力体制改革，“十三五”期间建立公平有序的电力市场规则，初步形成功能完善的电力市场。

　　一是核定输配电价。2017年底前，完成分电压等级核定电网企业准许总收入和输配电价，逐步减少电价交叉补贴。加快建立规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价体系。

　　二是建立健全电力市场体系。建立标准统一的电力市场交易技术支持系统，积极培育合格市场主体，完善交易机制，丰富交易品种。2016年启动东北地区辅助服务市场试点，成熟后全面推广。2018年底前，启动现货交易试点；2020年全面启动现货市场，研究风险对冲机制。

　　三是组建相对独立和规范运行的电力交易机构。建立完善的治理结构、完备的市场规则和健全的制度体系；充分发挥各类市场主体和第三方机构在促进交易机构规范运行中的作用。积极推进交易机构股份制改造和相对独立规范运行，2016年底前完成电力交易机构组建工作。

　　四是有序放开发用电计划。建立优先购电和优先发电制度，落实优先购电和优先发电的保障措施；切实保障电力电量平衡。逐年减少发电计划，2020年前基本取消优先发电权以外的非调节性发电计划。

　　五是全面推进配售电侧改革。支持售电主体创新商业模式和服务内容，2018年底前完成售电侧市场竞争主体培育工作，基本形成充分竞争的售电侧市场主体；建立市场主体准入退出机制；完善市场主体信用体系；在试点基础上全面推开配售电改革。