我国抽水蓄能电站建设规模持续扩大，设计、施工和机组设备制造水平不断提升，已形成较为完备的规划、设计、建设、运行管理体系，相继建成了广州、十三陵、天荒坪、泰安、西龙池、惠州、仙游等一批具有世界先进水平的抽水蓄能电站。到2013年底，建成抽水蓄能电站2151万千瓦，为我国电力安全发挥了重要作用。

为保障抽水蓄能电站健康有序发展，电力体制“厂网分开”改革后，国家陆续出台了抽水蓄能电站建设运行管理的有关政策，有效规范和促进了抽水蓄能产业发展。但受认识差异和体制机制等影响，前期规划不完善、建设进度与发展需要不适应、建设管理体制不规范、监督管理体系不完善、运行效益发挥不充分、配套政策不够落实等问题突出，影响了我国抽水蓄能电站的建设进程和健康发展。

随着我国经济社会的发展，电力系统规模不断扩大，用电负荷和峰谷差持续加大，电力用户对供电质量要求不断提高，随机性、间歇性新能源大规模开发，对抽水蓄能电站发展提出了更高要求。统筹规划、建管并重、适度加快抽水蓄能电站发展，对保障我国电力系统安全稳定经济运行、缓解电网调峰矛盾、增加新能源电力消纳、促进清洁能源开发利用和能源结构调整、实现可持续发展意义重大。

2014年11月1日，国家发展改革委印发《关于促进抽水蓄能电站健康有序发展有关问题的意见》。

国家发展改革委关于促进抽水蓄能电站健康有序发展有关问题的意见

发改能源〔2014〕2482号

各省、自治区、直辖市发展改革委、能源局，国家能源局各派出机构，国家电网公司、南方电网公司，中国华能集团公司、中国华电集团公司、中国大唐集团公司、中国国电集团公司、中国电力投资集团公司、中国长江三峡集团公司、国家开发投资公司：

抽水蓄能电站运行灵活、反应快速，是电力系统中具有调峰、填谷、调频、调相、备用和黑启动等多种功能的特殊电源，是具有经济性的大规模储能设施。为保障电力系统安全稳定经济运行，适应新能源发展需要，促进抽水蓄能电站持续健康有序发展，现提出以下意见：

以保障电力系统安全稳定经济运行、促进能源结构调整、提高新能源利用率、减少温室气体排放、实现经济社会可持续发展为目标，把发展抽水蓄能电站作为构建安全、稳定、经济、清洁现代能源体系的重要战略举措，促进抽水蓄能产业持续健康有序发展。

统筹规划、合理布局。按照区域电网范围，统筹资源与市场、电力发展规划与新能源发展规划、电网运行需要与系统经济性，合理规划抽水蓄能电站站点布置、建设规模、建设时序。

创新技术、优化设计。加大科技投入，加强技术攻关，健全技术标准体系，不断提高抽水蓄能机组设备制造能力和抽水蓄能电站设计、建设、运行管理技术水平。

科学调度、有效监管。强化运行管理和行业监管，有效监督规划执行和政策落实，切实加强市场监管，根据电力系统运行特性和安全要求，科学制定调度规则和考核、监管措施，有效发挥抽水蓄能电站作用。

完善政策、加快发展。结合电力市场化改革，完善和落实建设管理体制和价格机制，不断优化产业发展政策，调动各方发展抽水蓄能电站的积极性，适度加快抽水蓄能电站发展。

根据电力发展需要和抽水蓄能产业发展要求，今后十年抽水蓄能电站发展的主要目标是：

电站建设步伐适度加快。把抽水蓄能电站作为优化能源结构、促进新能源开发利用和保护生态环境的重要手段。着力完善火电为主和大规模电力受入地区电网抽水蓄能电站布局，适度加快新能源开发基地所在电网抽水蓄能电站建设，使抽水蓄能电站建设满足电力发展需要。到2025年，全国抽水蓄能电站总装机容量达到约1亿千瓦，占全国电力总装机的比重达到4%左右。

管理体制机制逐步健全。把创新体制机制、完善支持政策、加强监督管理作为促进抽水蓄能电站持续健康发展的基本保障。抽水蓄能电站规划编制和动态调整机制有效建立，规划、设计、管理、运行标准体系基本健全，建设管理体制进一步规范，运行监督、行业监管和价格机制基本完善，辅助服务市场和产业发展政策逐步建立和健全。

科技装备水平明显提升。把科技创新作为促进抽水蓄能产业发展的根本动力。大型地下洞室、高水头输水系统设计和施工等工程技术水平进一步提升，工程建设关键技术取得重大突破。装备制造能力明显加强，500米及以上水头和单机容量40万千瓦级机组实现自主化，抽水蓄能机组的技术经济性能进一步提升，基本具备国际竞争力。

鼓励建设运行单位和科研设计机构开展抽水蓄能电站与风电、光电、核电、煤电等电源的优化配合运行研究，加强用电负荷中心、大规模电能输送和受电端、新能源基地合理配置抽水蓄能机组的研究；支持企业开展符合我国国情的抽水蓄能电站各种创新研究，积极开展抽水蓄能电站辅助服务作用和效益研究，国家适时启动海水抽水蓄能电站研究论证工作。

根据抽水蓄能电站特点，国家能源主管部门统一组织开展选点规划工作，统筹考虑区域电网调峰资源、系统需要和站址资源条件，分析研究抽水蓄能电站建设规模和布局，合理确定推荐站点、建设时序和服务范围，将选点规划作为各地抽水蓄能电站规划建设的基本依据。结合电力系统发展需要，对已完成选点规划的地区适时进行滚动调整，对尚未开展选点规划的地区适时启动规划工作。

根据抽水蓄能电站发展需要，按照区域统筹协调、发挥地区优势的原则，在选点规划基础上，结合电力规划编制，制定全国和各区域抽水蓄能电站五年及中长期发展规划。依据全国抽水蓄能电站发展规划，各省（自治区、直辖市）将本地区抽水蓄能电站发展规划纳入当地能源发展规划。

地方政府要认真做好站点资源的保护工作，做好与国土、城乡建设等相关规划的衔接，制定落实规划的各项措施，保障规划实施。抽水蓄能电站投资建设单位要根据规划制定实施方案，研究确定电站的服务范围以及在电网运行中承担的主要任务和功能定位，积极落实电站的各项建设条件。

（一）加强前期设计工作。项目建设单位应选择具有相应资质和业绩的设计单位开展勘测设计工作。设计单位要加强工程技术的科研攻关，专题研究涉及工程建设的重大技术问题；合理采用新技术、新工艺、新设备和新材料，处理好技术创新与工程安全质量的关系；优化工程设计，合理控制工程造价，提出科学合理的工程建设方案。切实加强技术管理，坚持技术管理工作的独立公正性，保障技术管理的科学有效性；充分发挥中介机构的咨询指导作用和国家水电行业技术管理单位的审查把关作用，提高前期设计工作质量。

（二）重视工程建设质量。建设单位应加强项目建设管理，坚持招标投标、建设监理、安全管理制度，强化项目建设管理，严格执行基本建设程序，保证合理设计周期和施工工期；严格招标设计、施工图设计及设计变更管理，保证工程质量和施工安全，确保工程效益。落实建设质量管理和施工安全管理主体责任，建设单位对建设工程质量负总责，对建设工程施工安全负全面管理责任；设计、施工、监理等单位依法对工程建设质量和施工安全负责。进一步强化政府质量监督和安全监管，规范和严格安全鉴定、工程监理和项目验收管理，建立健全考核、评价机制。

（三）保障机电设备可靠。建设单位应根据抽水蓄能电站建设条件，选择安全可靠、运行灵活、经济合理的机电设备。鼓励机电设备自主化，建设单位应综合考核投标单位的业绩和能力，依法公开公平公正开展机电设备招标工作。设备制造企业应加强制造质量控制体系建设，建立健全内部质检机构，不断改进质量控制措施。监造单位应按照有关法律法规、技术标准和设计文件要求，认真开展设备监造工作。施工单位应严格按照设计文件和技术标准进行机电设备安装，加强质量控制和质量检查。

（一）研究电站运行方式。电力调度机构和电站运行管理单位应加强对已建抽水蓄能电站运行情况和利用状况的分析，结合区域电力系统实际，认真研究抽水蓄能电站在电力系统中承担的调峰、填谷、调频、调相、备用等任务，以及与新能源电站联合优化运行方案，确定抽水蓄能电站经济合理的运行方式，促进抽水蓄能电站作用有效发挥。

（二）制定调度运行规程。电力调度机构在国家能源局派出机构的监督指导下，根据《抽水蓄能电站调度运行导则》和设计功能定位，结合各地区电网电源结构和负荷特性等实际情况，会同抽水蓄能电站运行管理单位、主体设计单位，专门制定各抽水蓄能电站运行调度规程，明确各电站的调度原则、管理要求和具体运行指标，按程序报国家能源主管部门备案。电力调度机构和电站要严格按照调度规程进行调度运行。

（三）加强大坝安全管理。项目建设运行单位应当建立健全大坝运行安全组织体系，完善大坝安全规章制度和操作规程，加强大坝运行维护与管理工作，按照有关要求做好大坝安全注册、定期检查、安全监测、隐患排查治理、除险加固、应急管理、信息化建设及信息报送等工作，确保大坝运行安全。

（一）健全技术标准体系。标准化管理机构应加强基础研究，认真总结抽水蓄能电站的经验教训，借鉴国外先进经验，及时制定和修订抽水蓄能电站勘测、设计、建设、运行、管理、设备制造等规程规范和技术标准，形成适应抽水蓄能电站持续健康发展的技术标准体系。

（二）创新工程建设技术。坚持技术创新与工程应用相结合，重点开展大型地下洞室变形和稳定、高水头输水系统关键技术、水库防渗、复杂地形地质条件下筑坝与成库、变速机组等技术攻关，解决工程建设重大技术问题。积极研究和推广应用新技术、新工艺、新设备和新材料，提高工程设计和建设技术水平。合理控制建设周期，降低工程造价，保证工程质量。

（三）提升设备技术能力。坚持自主创新和引进消化吸收相结合，设备制造企业应超前攻关，依托具体抽水蓄能电站建设，实现500米水头及以上、单机容量40万千瓦级高水头、大容量机组设计制造的自主化，积极推进励磁、调速器、变频装置等辅机设备国产化，着力提高主辅设备的独立成套设计和制造能力；启动海水抽水蓄能机组设备研究，适时开展试验示范工作。逐步引入竞争机制，放开机组设备市场，不断提升自主化设备的国际竞争力。

（1）强化规划指导。强化规划对抽水蓄能电站建设的指导作用，遵循规划提出的布局、时序和各项原则、要求。核准和建设抽水蓄能电站，应符合国家制定的选点规划和建设规划。国家能源主管部门定期对规划执行情况进行监督评估，并作为规划滚动、调整、制订的依据。

（2）监督政策落实。抽水蓄能电站建设运行管理须符合国家法律法规规章、抽水蓄能产业政策、水库移民政策规定、相关建设标准规范和行业管理相关要求。项目核准机关要加强项目政策符合性审核，强化对抽水蓄能电站各项政策贯彻执行情况的监督检查，及时跟踪、检查、反馈，并向有关方面通报有关情况。

（3）规范行政审批。推进政府项目审批公开和简政放权。项目核准机关要规范和完善抽水蓄能电站项目核准制度，明确项目核准依据、条件、程序、时限等。强化抽水蓄能电站项目行政审批的社会监督和行业监管，健全监督制度，加快建立决策后评估和纠错制度，依法落实项目决策和核准机关行政许可行为的责任追究。加强项目审批的宏观管理，建立必要的约束机制。

（4）加强市场监管。国家能源局派出机构要加强对抽水蓄能电站运行调度情况的监管，制定考核和监管具体办法，明确运行效果考核指标、标准及监管措施和要求。要建立健全监管信息通报机制，按季度报告并发布各电站运行调度情况和考核监管信息。对蓄能电站调度运行发挥作用不充分、弃风弃水弃光问题突出地区，提出监管意见并依法采取措施。通过健全考核监督制度，加强市场监管，维护市场公平，确保电站效益充分发挥。

（一）明确建设管理体制。根据抽水蓄能电站功能定位和深化电力体制改革的要求，进一步规范和落实抽水蓄能电站建设管理体制，有序推进抽水蓄能电站市场化改革。抽水蓄能电站以电网经营企业全资建设和管理为主，逐步建立引入社会资本的多元市场化投资体制机制。在具备条件的地区，鼓励采用招标、市场竞价等方式确定抽水蓄能电站项目业主，按国家规划和政策要求独立投资建设抽水蓄能电站。

（二）完善电站运营机制。电网经营企业应按照统筹为电力系统服务和统一核算原则，科学、统一调度运行抽水蓄能电站。针对目前我国电力市场尚不完善的情况，为发挥电站的系统效益和作用，现阶段按照发改价格〔2014〕1763号文要求，实行两部制电价政策。电力市场化前，抽水蓄能电站容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网（或区域电网）运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑。根据电力市场化改革进程，不断调整完善电价机制，制定电力系统辅助服务政策，最终形成以市场起决定性作用的抽水蓄能电站运营机制。

（三）研究与新能源协调发展政策。风能和太阳能具有波动性和间歇性特点，在新能源基地配套建设一定规模的抽水蓄能电站，可提高新能源利用率和输电经济性，保证我国节能减排目标的实现，促进能源结构调整。研究建立新能源基地抽水蓄能电站和新能源电源联合运行、电力系统协调发展机制，研究探索新能源基地抽水蓄能电站等各类电源协调配套的投资体制、价格机制等发展政策。

（四）开展体制机制改革试点。按照党的十八届三中全会关于加快完善现代市场体系的要求，积极开展抽水蓄能电站建设运营管理体制机制创新研究和改革试点。综合考虑电网实际情况和地方积极性，选择抽水蓄能电站建设任务重、新能源开发集中或电力系统相对简单的浙江、内蒙古、海南等省份，深入开展抽水蓄能建管体制和运营机制创新改革研究，重点研究探索抽水蓄能电站价值机理和效益实现形式，体现电力系统多方受益的电站价值，落实“谁受益、谁承担”的市场经济规则，并适时开展试点工作。

请各省（自治区、直辖市）发展改革委、能源局，国家能源局各派出机构，各有关电网公司、发电企业，按照上述要求认真做好抽水蓄能电站的各项工作，促进抽水蓄能产业持续健康发展。

国家发展改革委

2014年11月1日

2015年7月6日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于促进智能电网发展的指导意见》。

国家发展改革委国家能源局关于促进智能电网发展的指导意见

发改运行〔2015〕1518号

北京市、河北省、江西省、河南省、陕西省、西藏自治区发展改革委，各省、自治区、直辖市经信委（工信委、工信厅）、能源局，中国电力企业联合会，国家电网公司、中国南方电网有限责任公司：

智能电网是在传统电力系统基础上，通过集成新能源、新材料、新设备和先进传感技术、信息技术、控制技术、储能技术等新技术，形成的新一代电力系统，具有高度信息化、自动化、互动化等特征，可以更好地实现电网安全、可靠、经济、高效运行。发展智能电网是实现我国能源生产、消费、技术和体制革命的重要手段，是发展能源互联网的重要基础。为促进智能电网发展，现提出以下指导意见。

一、发展智能电网的重要意义

发展智能电网，有利于进一步提高电网接纳和优化配置多种能源的能力，实现能源生产和消费的综合调配；有利于推动清洁能源、分布式能源的科学利用，从而全面构建安全、高效、清洁的现代能源保障体系；有利于支撑新型工业化和新型城镇化建设，提高民生服务水平；有利于带动上下游产业转型升级，实现我国能源科技和装备水平的全面提升。

二、总体要求

（一）指导思想

坚持统筹规划、因地制宜、先进高效、清洁环保、开放互动、服务民生等基本原则，深入贯彻落实国家关于实现能源革命和建设生态文明的战略部署，加强顶层设计和统筹协调；推广应用新技术、新设备和新材料，全面提升电力系统的智能化水平；全面体现节能减排和环保要求，促进集中与分散的清洁能源开发消纳；与智慧城市发展相适应，构建友好开放的综合服务平台，充分发挥智能电网在现代能源体系中的关键作用。发挥智能电网的科技创新和产业培育作用，鼓励商业模式创新，培育新的经济增长点。

（二）基本原则

坚持统筹规划。编制智能电网战略规划，发挥电力企业、装备制造企业、用户等市场主体的积极性，在合作共赢的基础上合力推动智能电网发展。

坚持集散并重。客观认识我国国情和能源资源赋存与消费逆向分布的实际，在进一步发挥电网在更大范围优化配置能源资源作用的同时，提高输电网智能化水平。与此同时，加强发展智能配电网，鼓励分布式电源和微网建设，促进能源就地消纳。

坚持市场化。充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，探索运营模式创新，鼓励社会资本进入，激发市场活力。

坚持因地制宜。各地要综合考虑经济发展水平、能源资源赋存、基础条件等差异，结合本地实际，推进本地智能电网发展。

（三）发展目标

到2020年，初步建成安全可靠、开放兼容、双向互动、高效经济、清洁环保的智能电网体系，满足电源开发和用户需求，全面支撑现代能源体系建设，推动我国能源生产和消费革命；带动战略性新兴产业发展，形成有国际竞争力的智能电网装备体系。

实现清洁能源的充分消纳。构建安全高效的远距离输电网和可靠灵活的主动配电网，实现水能、风能、太阳能等各种清洁能源的充分利用；加快微电网建设，推动分布式光伏、微燃机及余热余压等多种分布式电源的广泛接入和有效互动，实现能源资源优化配置和能源结构调整。

提升输配电网络的柔性控制能力。提高交直流混联电网智能调控、经济运行、安全防御能力，示范应用大规模储能系统及柔性直流输电工程，显著增强电网在高比例清洁能源及多元负荷接入条件下的运行安全性、控制灵活性、调控精确性、供电稳定性，有效抵御各类严重故障，供电可靠率处于全球先进水平。

满足并引导用户多元化负荷需求。建立并推广供需互动用电系统，实施需求侧管理，引导用户能源消费新观念，实现电力节约和移峰填谷；适应分布式电源、电动汽车、储能等多元化负荷接入需求，打造清洁、安全、便捷、有序的互动用电服务平台。

三、主要任务

（一）建立健全网源协调发展和运营机制，全面提升电源侧智能化水平

加强传统能源和新能源发电的厂站级智能化建设，开展常规电源的参数实测，提升电源侧的可观性和可控性，实现电源与电网信息的高效互通，进一步提升各类电源的调控能力和网源协调发展水平；优化电源结构，引导电源主动参与调峰调频等辅助服务，建立相应运营补偿机制。

（二）增强服务和技术支撑，积极接纳新能源

推广新能源发电功率预测及调度运行控制技术；推广分布式能源、储能系统与电网协调优化运行技术，平抑新能源波动性；开展柔性直流输电技术试点，创新可再生能源电力送出方式；推广具有即插即用、友好并网特点的并网设备，满足新能源、分布式电源广泛接入要求。加强新能源优化调度与评价管理，提高新能源电站试验检测与安全运行能力；鼓励在集中式风电场、光伏电站配置一定比例储能系统，鼓励因地制宜开展基于灵活电价的商业模式示范；健全广域分布式电源运营管理体系，完善分布式电源调度运行管理模式；在海岛、山区等偏远区域，积极鼓励发展分布式能源和微电网，解决无电、缺电地区的供电保障问题。

（三）加强能源互联，促进多种能源优化互补

鼓励在可再生能源富集地区推进风能、光伏、储能优化协调运行；鼓励在集中供热地区开展清洁能源与可控负荷协调运行、能源互联网示范工程；鼓励在城市工业园区（商业园区）等区域，开展能源综合利用工程示范，以光伏发电、燃气冷热电三联供系统为基础，应用储能、热泵等技术，构建多种能源综合利用体系。加快源-网-荷感知及协调控制、能源与信息基础设施一体化设备、分布式能源管理等关键技术研发。完善煤、电、油、气领域信息资源共享机制，支持水、气、电集采集抄，建设跨行业能源运行动态数据集成平台，鼓励能源与信息基础设施共享复用。

（四）构建安全高效的信息通信支撑平台

充分利用信息通信技术，构建一体化信息通信系统和适用于海量数据的计算分析和决策平台，整合智能电网数据资源，挖掘信息和数据资源价值，全面提升电力系统信息处理和智能决策能力，为各类能源接入、调度运行、用户服务和经营管理提供支撑。在统一的技术架构、标准规范和安全防护的基础上，建设覆盖规划、建设、运行、检修、服务等各领域信息应用系统。

（五）提高电网智能化水平，确保电网安全、可靠、经济运行

探索新型材料在输变电设备中的应用，推广建设智能变电站，合理部署灵活交流、柔性直流输电等设施，提高动态输电能力和系统运行灵活性；推广应用输变电设备状态诊断、智能巡检技术；建立电网对冰灾、山火、雷电、台风等自然灾害的自动识别、应急、防御和恢复系统；建立适应交直流混联电网、高比例清洁能源、源-网-荷协调互动的智能调度及安全防御系统。根据不同地区配电网发展的差异化需求，部署配电自动化系统，鼓励发展配网柔性化、智能测控等主动配电网技术，满足分布式能源的大规模接入需求。鼓励云计算、大数据、物联网、移动互联网、骨干光纤传送网、能源路由器等信息通信技术在电力系统的应用支撑，建立开放、泛在、智能、互动、可信的电力信息通信网络。鼓励交直流混合配用电技术研究与试点应用，探索配电网发展新模式。

（六）强化电力需求侧管理，引导和服务用户互动

推广智能计量技术应用，完善多元化计量模式和互动功能；推广区域性自动需求响应系统、智能小区、智能园区以及虚拟电厂定制化工程方案；加快电力需求侧管理平台建设，支持需求侧管理预测分析决策、信息发布、双向调度技术研究应用；探索灵活多样的市场化交易模式，建立健全需求响应工作机制和交易规则，鼓励用户参与需求响应，实现与电网协调互动。

（七）推动多领域电能替代，有效落实节能减排

推广低压变频、绿色照明、企业配电网管理等成熟电能替代和节能技术；推广电动汽车有序充电、V2G（Vehicle-to-Grid）及充放储一体化运营技术。加快建设电动汽车智能充电服务网络；建设车网融合模式下电动汽车充放电智能互动综合示范工程；鼓励动力电池梯次利用示范应用。鼓励在新能源富集地区开展大型电采暖替代燃煤锅炉、大型蓄冷（热）、集中供冷（热）站示范工程；推广港口岸电、热泵、家庭电气化等电能替代项目。

（八）满足多元化民生用电，支撑新型城镇化建设

建设低碳、环保、便捷的以用电信息采集、需求响应、分布式电源、储能、电动汽车有序充电、智能家居为特征的智能小区、智能楼宇、智能园区；探索光伏发电等在新型城镇化和农业现代化建设中的应用，推动用户侧储能应用试点；建立面向智慧城市的智慧能源综合体系，建设智能电网综合能量信息管理平台，支撑我国新城镇新能源新生活建设行动计划。

（九）加快关键技术装备研发应用，促进上下游产业健康发展

配合"互联网 "智慧能源行动计划，加强移动互联网、云计算、大数据和物联网等技术在智能电网中的融合应用；加快灵活交流输电、柔性直流输电等核心设备的国产化；加紧研制和开发高比例可再生能源电网运行控制技术、主动配电网技术、能源综合利用系统、储能管理控制系统和智能电网大数据应用技术等，实现智能电网关键技术突破，促进智能电网上下游产业链健康快速发展。

（十）完善标准体系，加快智能电网标准国际化

加快建立系统、完善、开放的智能电网技术标准体系，加强国内标准推广应用力度；加强智能电网标准国际合作，支持和鼓励企业、科研院所积极参与国际行业组织的标准化制定工作，加快推动国家智能电网标准国际化。

四、保障措施

（一）加强组织协调，统筹推动智能电网发展

一是建立组织协调机制。加强政府部门间协调，研究落实支持智能电网发展的财税、科技、人才等扶持政策，加强国际交流与合作，推动智能电网技术、标准和装备走出去。二是建立科技创新机制。充分发挥政府、企业和高校科研机构的作用，加强顶层设计，建立开放共享的智能电网科技创新体系。

（二）加大投资支持力度，完善电价机制

一是加大投资支持力度。加大国有资本预算支持力度；研究设立智能电网中央预算内投资专项，支持储能、智能用电、能源互联网等重点领域示范项目。二是促进形成多元化投融资体制。鼓励金融机构拓展适合智能电网发展的融资方式和配套金融服务，支持智能电网相关企业通过发行企业债等多种手段拓展融资渠道。鼓励并引进推广智能电网新技术、新产品，从成果转化的效益中提出一定份额用于技术创新的再投入。三是鼓励探索灵活电价机制。结合不同地区智能电网综合示范项目，提供能反映成本和供需关系的电价信号，引导用电方、供电方及第三方主动参与电力需求侧管理。在电力价格市场化之前，鼓励探索完善峰谷电价等电价政策，支持储能产业发展。

（三）营造产业发展环境，鼓励商业模式创新

一是建立产业联盟推动市场化发展。发挥政府桥梁纽带作用，支持建立产业联盟，促进形成统一规范的技术和产品标准，构建多方共赢的市场运作模式。二是鼓励智能电网商业模式创新。探索互联网与能源领域结合的模式和路径，鼓励将用户主导、线上线下结合、平台化思维、大数据等互联网理念与智能电网增值服务结合。依托示范工程开展电动汽车智能充电服务、可再生能源发电与储能协调运行、智能用电一站式服务、虚拟电厂等重点领域的商业模式创新。

国家发展改革委 国家能源局

2015年7月6日

各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局、电力公司，各区域电监局、省电监办，国家电网公司、南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，三峡集团公司：

为补偿火力发电企业因电煤价格上涨增加的部分成本，缓解电力企业经营困难，保障正常合理的电力供应，经商国家电力监管委员会、国家能源局，决定适当调整电价水平。现将有关事项通知如下：

一、适当提高火电企业上网电价

（一）重点提高山西等15个省(市)统调火电企业上网电价。综合考虑煤炭价格上涨对火电成本的影响及发电设备利用情况等因素，对山西等15个省(市)统调火电企业上网电价适当提高。具体提价标准每千瓦时分别为：山西3.09分钱、青海3分钱、甘肃2.68分钱、江西2.62分钱、海南2.53分钱、陕西2.52分钱、山东2.45分钱、湖南2.39分钱、重庆2.28分钱，安徽、河南、湖北各2分钱，四川1.5分钱、河北1.49分钱，贵州1.24分钱（其中0.46分钱用于提高脱硫加价标准）。上述省市燃煤发电企业标杆上网电价同步调整。甘肃、陕西、安徽三省高于标杆电价的燃煤发电企业上网电价具体调整标准由省级价格主管部门确定。

（二）对上述15个省（市）以外的其余省(区、市)统调火电企业上网电价小幅提高，燃煤发电企业标杆上网电价同步调整。其中，广西、云南省（区）燃煤发电企业脱硫加价标准每千瓦时分别提高0.5分钱和0.3分钱；北京、上海、江苏、浙江4个省（市）燃气发电企业上网电价每千瓦时分别提高1分钱、3.6分钱、3.6分钱和3.6分钱；青海、广东、福建省燃气发电企业上网电价暂不调整。其他省（区、市）燃气发电企业上网电价提价标准与当地燃煤发电企业相同。

（三）酌情提高部分省(市)经营困难的统调电厂上网电价。对吉林等部分省(市)低于当地标杆电价的统调电厂上网电价适当多调。广东省云浮、韶关、坪石电厂上网电价提价标准最高不超过每千瓦时1.5分钱，具体由广东省物价局下达。为鼓励河南义马铬渣电厂按规定焚烧铬渣，减少对当地环境的损害，将该电厂上网电价每千瓦时提高3.0分钱（必须按规定焚烧铬渣）。

有关发电企业上网电价具体调整标准见附件一、附件二。

（四）适当提高跨省、跨区域送电价格标准。具体见附件三。

二、核定和调整部分水电企业上网电价

（一）核定贵州石垭子、海南大广坝二期水电站临时结算上网电价每千瓦时分别为0.293元和0.39元。

（二）三峡地下电站投入商业运营后，三峡电站送湖北上网电价调整为每千瓦时0.2506元，送其他地区上网电价每千瓦时提高0.19分钱。三峡电站送电至各地的落地电价相应调整。

（三）为缓解水电企业经营困难，将贵州省统调水电站上网电价每千瓦时提高0.3分钱；湖南省挂治、三板溪水电站上网电价调整为每千瓦时0.36元，凌津滩、洪江、碗米坡水电站上网电价调整为每千瓦时0.336元；广西岩滩、甘肃大唐麒麟寺、重庆中电狮子滩水电站上网电价分别调整为每千瓦时0.1612元、0.26元和0.3元。

三、调整部分省市销售电价

（一）山西等15个省（市）火电企业上网电价调整后，销售电价相应调整。具体提价标准每千瓦时分别为：山西2.4分钱、山东2.29分钱、陕西2.14分钱、海南2.1分钱、湖南2分钱、江西2分钱、安徽2分钱、河南1.81分钱、重庆1.53分钱、湖北1.48分钱、河北南部地区1.41分钱、贵州1.36分钱、河北北部地区1.26分钱、甘肃0.9分钱、青海0.63分钱、四川0.4分钱。其中，居民用电价格暂不调整，调价金额由其他用户承担。上述地区具体销售电价表见附件四。

（二）其余地区销售电价不作调整。

（三）同意河南省暂停执行上网侧峰谷分时电价政策，并适当调整销售侧峰谷分时电价政策，其中销售侧尖峰时段电价、高峰时段电价与平时段电价之比由1.7倍、1.5倍分别调整为1.77倍和1.57倍。

（四）同意湖南省暂停执行上网侧峰谷分时、丰枯季节电价政策和销售侧丰枯季节电价政策，并适当调整销售侧峰谷分时电价政策。其中，销售侧尖峰时段电价、高峰时段电价在平时段电价基础上每千瓦时分别上浮0.25元和0.15元，低谷时段电价每千瓦时下浮0.2元。

（五）同意山西省将原1分钱电源基地建设基金并入销售电价，相应用于提高火电企业上网电价及疏导省内其他电价矛盾。

（六）为支持农村饮水安全工程建设和运行，对农村饮水安全工程供水用电执行居民生活或农业排灌用电价格。具体电价类别和执行时间由各省（区、市）根据实际情况确定。

四、执行时间

（一）利用取消高耗能优惠电价等因素提高的上网电价标准，自2010年1月1日起执行。通过销售电价调整相应提高的上网电价标准，山西等12个省（市）自2011年4月10日起执行；湖南、江西、安徽三省自2011年6月1日起执行。

（二）山西等15个省（市）销售电价调整自2011年6月1日起执行。

五、有关要求

（一）各电网经营企业和发电企业要严格执行国家电价政策，不得擅自提高或者降低国家规定的电价水平。要切实加强管理，挖潜降耗，保证正常生产经营，确保电力供应安全稳定。

（二）有关部门要切实加强电煤供应，强化价格监管。进一步加大电煤产运需协调力度，适当增加华中等电煤短缺地区的供应；组织开展电煤合同履约情况及电煤价格政策落实情况专项检查，督促煤炭企业严格执行2011年度电煤合同价格，不得提高或变相提高电煤重点合同价格。

（三）各地不得超越价格管理权限，擅自对高耗能企业实行优惠电价措施；不得擅自降低或变相降低发电企业上网电价和电力用户用电价格，维护国家电价政策的权威性和严肃性。

（四）价格主管部门要精心组织，周密安排，认真做好本次电价调整工作，确保相关政策及时落实到位。价格主管部门和电力监管机构要加强对电价政策执行情况的指导和监管，发现问题及时报告。

附件：一、各省（区、市）统调火电企业上网电价调整表

二、有关省（市）部分统调发电企业上网电价表

三、有关跨省、跨区域送电价格调整表

四、山西等15个省市销售电价表