售电研讨会(第七期)
12月27日-29日·北京
华北电力大学国家大学科技园北极星电力网
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山东既是用电大省，也是火电装机大省。相比日前被曝出现大面积亏损的山西火电，山东各火电企业的日子过得还算安稳，但也并非一帆风顺，在各项工作稳定推进的同时，也面临着各种挑战。(来源:中国能源报作者:卢彬)
改造进入收官阶段根据要求，东部地区原定年完成的超低排放改造目标，要提前至年底全部完成。今年8月，国家能源局印发了《年各省(区、市)煤电超低排放和节能改造目标任务》，作为改造任务最重的省份，山东要在年内完成共计万千瓦机组的超低排放改造工作。时间紧任务重，对电网调度和电厂改造计划的制定都提出了考验。
华电山东公司旗下火电机组占到整个山东省统调火电机组的31%，装机量达.5万千瓦。12月8日与10日，华电莱州电厂1号机与邹县电厂3号机相继通过超低排放环保验收，截至目前，华电山东公司41台机组中已有36台完成超低排放改造，在山东区域的改造进度处于领先水平。
国电聊城电厂拥有4台共计万千瓦机组，按照原计划，今年将进行1号机与4号机2台机组的超低排放改造。但随着各公司提出要超前布局、自我加压，最终该厂4台机组全部被列入了改造计划。
“我们厂4台机组地处京津冀主要通道区域，所以对我们提出了严格的改造要求。”国电聊城电厂相关负责人介绍到，“一年4台的改造任务虽然艰巨，但完成情况很好。”据了解，目前该厂1、3、4号机已完成超低排放改造，2号机也将于12月底完成改造。
电量较保守经营现危机由于经济较发达，山东区域火电厂的设备利用小时数与中部地区相比仍维持较高水平，但经济下行带来的压力仍未散去，各厂在制定年度发电计划时也较为保守。“预计今年全年可完成48.7亿度左右的发电量，已经超过48亿度的计划任务量。”华电章丘公司生产负责人介绍称。
“年初制定计划的时候，也考虑到了机组大修与改造的影响，所以发电量计划定得比较低。”上述国电聊城电厂负责人表示，“截至今年11月底，国电聊城电厂共完成发电量.9亿度，与计划目标相符。”
火电量价双降的局面从今年年初开始延续，今年下半年突然迅速提高的煤价更是雪上加霜，冲击着火电厂日渐微薄的利润。
记者了解到，国电聊城电厂与山东其他主要火电厂相比，距离山西几个主要煤源较近，从而节约了一部分运输费用。同时，机组改造客观上减少了发电量，也使得煤价上涨对利润额的影响有所减弱。“公司前11个月利润达到8.97亿元，全年利润预计在10亿元左右。比起去年的20亿元还是有不小差距。”
同样位于山东区域的一些电厂，则开始显现出经营上的隐患。“今年整体上可以维持盈利，但仅今年11月份一个月，我们厂就亏损了多万元。”某电厂副总经理告诉记者。据他描述，该厂今年仍有数亿元的盈利，但从今年下半年开始，该厂入厂煤价格一路猛升，逼近损益平衡点。截至11月底，该厂入厂标煤单价突破元/吨，单月开始亏损。
该电厂的情况并非个例。由于煤价持续处于高位，许多缺乏平价进煤渠道的电厂均开始出现月度甚至季度的亏损。据知情人士透露，今年五大发电集团旗下多数电厂可以维持年度盈利，但三季度以来，单月亏损的情况也已十分普遍。
抢占供电供热市场影响火电厂度电收益的除了高煤价，还有逐渐增长的市场电量比例。据统计，今年山东省经信委共释放大用户市场电量亿度。今年年初，山东省物价局下调上网电价0.元/千瓦时，而大用户电量则在此基础上又降低了0.05元/千瓦时。
火电企业盈利空间进一步降低，但扩大市场电量份额的大趋势已无法逆转。未来随着电量计划继续放开，火电厂更加需要主动争取市场份额，以保证发电量。
“48亿度的全年发电量计划里，山东省经信委给的基数电量只有36.6亿度，公司自己争取的大用户直供电量占到22.02%。”上述华电章丘公司负责人称。
度电利润不断减少，火电企业不能只靠发电创收已成为业内共识。京津冀及周边地区禁止新建非热电联产火电项目的规定，加上北方地区冬季供暖的需求，决定了开拓供热市场的必要性。“供热对于提升机组效率、节约成本的作用也十分重要。”前文中单月亏损电厂的负责人表示，如不考虑供热因素，该厂11月份亏损将扩大至上千万元。
山东区域火电企业在供热改造方面也处于较高水平，包括华能黄台电厂、华能聊城热电、华电章丘公司、华电青岛公司等均安装有高背压机组，在降低煤耗水平、保证供热质量方面成效显著。
《山东省能源中长期发展规划》(因篇幅限制，电力君将《规划》重点摘出，全文 “十二五”以来，全省能源产业加快发展，供应能力平稳增长，能源结构不断优化，节能减排成效显著，储输配能力和装备水平稳步提高。年，全省能源消费总量约3.79亿吨标准煤，比年增长25.5%;一次能源生产量约1.49亿吨标准煤，煤炭、油品、天然气、电力等能源品种供应形势稳定，基本实现平衡。
——煤炭。我省是全国重要产煤省份之一，境内含煤地层面积1.65万平方公里，鲁西基地是全国14个亿吨级大型煤炭基地之一，累计探明资源储量亿吨，占全国的2%。全省生产在建煤矿保有可采储量42.5亿吨。煤炭生产能力1.75亿吨;原煤产量1.42亿吨，占全国的3.8%，位居全国第六位;煤炭消费量4.09亿吨，约占全国的10%。山东省能源中长期发展规划
——石油。累计探明原油地质储量54亿吨，居全国第二位，技术可采储量14亿吨，经济可采储量13亿吨。原油产量万吨;加工量约万吨，居全国第一位。累计建成原油管道公里、成品油管道公里，形成了以胜利油田为勘探开发主体、省内自产和进口原油相结合的石油供给体系。
——天然气。累计探明地质储量亿立方米，技术可采储量亿立方米，经济可采储量亿立方米。天然气产量4.6亿立方米;消费量80.3亿立方米，比年增长38.5%;天然气消费量占全国的4.4%，居全国第六。累计建成天然气主干管道公里，初步形成了“三横六纵”主干输气网络，省外调入和进口气为主的供给格局。
——电力。装机容量达到.7万千瓦，其中煤电装机.9万千瓦;人均装机0.98千瓦，较年提高0.4千瓦。用电量亿千瓦时，发电量.4亿千瓦时;接纳省外电量.6亿千瓦时，占全省用电量的9.7%。累计建成千伏变电站37座，变电容量万千伏安，线路公里，形成以千伏为省域电网主网架、千伏为市域电网主网架，发、输、配电网协调发展的大型电网。
——新能源和可再生能源。发电装机容量达到.1万千瓦，占电力总装机的11.5%。其中，风电、光伏、生物质发电、水电装机容量分别达到.5、.7、.2和.7万千瓦。太阳能、沼气、地热能、生物质固体成型燃料和液体燃料等非电可再生能源利用替代万吨标准煤。新能源和可再生能源步入全面、快速、规模化发展阶段。
主要特点综合分析全省能源发展现状，主要呈现以下特点：
——能源供给安全稳定，但生态环境约束凸显。我省能源资源品种相对齐全，省内原煤、原油、天然气年产量长期稳定在1.5亿吨、万吨和5亿立方米左右。同时，依托较完善的煤炭、油气、电力供应体系，有效保障了经济社会发展的能源需求，基本未出现过大的供应短缺问题。但是，经过几十年的快速发展，能源开发利用过程中积累了大量的生态环境问题。高强度、粗放式的煤炭开发，导致资源日趋枯竭，引发土地占压、沉陷以及地下水资源破坏。目前采煤塌陷地已达6.7万公顷，且还在以0公顷/年的速度增加。大规模、低效率的煤炭消费，是导致主要污染物和温室气体排放量居高不下的重要原因。年，全省煤炭散烧量万吨左右，二氧化硫、氮氧化物、二氧化碳等大气主要污染物排放总量均居全国第一，促使雾霾天气频发，全省17个设区市均未达到国家空气质量二级标准。传统的能源生产和消费模式已难以为继，必须加快推动能源绿色低碳发展。
——能源结构逐步优化，但煤炭消费占比过重。年，我省非化石能源发电装机、天然气利用规模分别是“十一五”末的4倍和2倍，清洁能源消费占比提高约2.2个百分点，能源清洁低碳发展取得积极成效。但是，以煤为主的结构性矛盾依然比较突出。年以来，全国煤炭消费呈现逐步下降趋势，年均减少2.9%，而我省同期煤炭消费继续小幅微涨。年煤炭消费总量达到4.09亿吨，约占全国的10%，位居全国首位;煤炭在能源消费总量中的比重达到80%左右，高于全国15个百分点。原煤入洗率60%左右，低于全国平均6个百分点;发电用煤仅占煤炭消费的一半左右。清洁能源消费占比总体偏低，天然气消费占比不到全国平均水平的一半，可再生能源占比仅为全国的四分之一。加快供给侧结构性改革，推进能源结构优化任务依然艰巨。
——能效水平不断提升，但消耗强度仍然较高。“十二五”期间，我省用年均4.6%的能源消费增速支撑了9.4%的经济增长，单位生产总值能耗累计下降19.8%，下降幅度超出国家1.6个百分点。钢铁、电解铝、建材等重点用能行业单位增加值能耗优于全国平均水平，能源利用效率和管理水平进一步提高。但能源消耗强度依然较高，单位生产总值能耗高于东部地区平均水平;地区生产总值列广东、江苏之后，居全国第三位，而能源消费总量却居全国首位。由于我省工业中高耗能产业比重高、体量大，使工业用能占比明显偏高，工业用能比重高达77%，而对经济增长贡献率不足60%。实施高端高质高效发展战略，构建节能型产业体系，进一步提高能源利用效率是我省面临的重要现实课题。
——用能条件持续改善，但城乡差距依然较大。积极推进能源惠民利民工程建设，着力提高能源普遍服务水平，配电网供电可靠率达到99.95%，96%的县(市、区)实现了长输管道天然气供给，人均生活用能、生活用电量分别达到千克标准煤和千瓦时，是“十一五”末的1.1倍和1.3倍，城乡居民用能条件持续改善。但城乡间生活用能条件和水平差距依然较大，农村居民人均生活用能水平远低于城镇，人均生活用能千克标准煤，仅为城镇的75%;户均停电小时数为7.2小时，接近城镇两倍;户均配变容量1.2千伏安，仅为城镇的一半;农村清洁能源消费水平低于城镇，炊事、取暖散煤直燃较为普遍，管道天然气、集中供暖基本空白。城乡供能服务均等化水平亟待提高。
——能源产业体系完备，但核心竞争能力不强。经过不断发展壮大，我省形成了资源勘探、开发利用、技术研发、装备制造等相对完备的能源产业体系，培育了山东能源、兖矿集团、中集来福士等一批骨干企业，能源产业已成为重要的支柱产业。但能源科技创新投入不足，研发力量较为分散，领军人才稀缺，自主创新基础薄弱，能源企业研发投入占主营业务收入的比重不足2%，低于全省平均水平，创新驱动的引擎作用得不到充分发挥。能源装备制造与先进水平相比仍有较大差距，缺乏制造关键、核心能源装备的龙头企业，缺少具有国际国内影响力、竞争力的知名品牌;产业、产品配套协作不强，以基地和集聚区建设为载体的发展格局尚未形成。能源产业总体上全而不优、大而不强。
面临形势从国际看，能源发展迈入全面变革新时期，美国推动的油气革命打破了中东地区油气供应一己独大的传统格局，世界能源治理秩序面临重构，地缘博弈日趋复杂;主要发达国家进入经济社会发展与能源消费增长逐步脱钩阶段，世界能源消费重心加速向中国、印度等发展中国家转移。新一轮以新能源和信息技术为代表的能源技术革命正在全球范围内孕育发展，能源科技创新加速推进，以智能化为特征的能源生产消费新模式不断快速涌现，能源科技创新和能源科技变革将推动新一轮工业革命和全球经济持续增长。同时，在全球共同应对气候变化的大背景下，各国纷纷更新和制定能源战略，能源发展加速向清洁化、低碳化的新能源时代转变，非化石能源正在成为全球能源供应重要的增长极。从国内看，我国经济发展进入新常态，能源发展环境和形势也随之发生深刻变化，能源消费增速进入换挡期，市场供需总体趋于宽松，能源结构调整进入“油气替代煤炭、非化石能源替代化石能源”的双重更替期，拉动能源消费增长的主要动力也从高耗能产业逐步向新兴产业、服务业和生活用能转变。但能源消费总量大、能源利用效率低、市场化改革进展慢等问题依然突出。在全面深化改革和加强生态文明建设新形势下，能源领域改革发展任务更加艰巨。面对新形势新变化，党中央国务院审时度势，习近平总书记明确提出“四个革命、一个合作”的能源战略思想;党的十八届五中全会指出要“推动低碳循环发展，建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系”，为我省能源建设提供了基本遵循，指明了发展方向。
从省内看，山东作为全国重要的经济文化大省，能源发展一直走在全国前列，为推动经济社会持续平稳发展和人民生活水平日益提高做出了重要贡献。但能源消费总量和煤炭消费总量“双第一”、能源消费过渡依赖煤炭、资源环境约束加剧、产业结构对能源价格承受力较低等问题也是困扰山东转型发展的重大课题。当前及未来一个时期，是我省经济文化强省建设的关键时期，全省加快推进新型工业化、城镇化、信息化、农业现代化，经济社会保持健康发展，能源需求稳定增加，为能源可持续发展提供了新的机遇;深入融合“一带一路”和加快推进“两区一圈一带”战略实施为优化能源开发布局、促进能源开放协调发展拓展了广阔空间;坚持生态立省、绿色惠民，走人民富裕、齐鲁富强、山东美丽的文明发展道路更为能源加快转型发展提出了更高的要求。
需求预测综合考虑全省经济发展、区域战略、产业结构、新型城镇化、人口增长等诸多因素，按照“十三五”、“十四五”、“十五五”期间地区生产总值7.5%、7%和6.5%的年均潜在增长率水平，采用弹性系数法、时间序列法、回归模型法和行业预测法等多种方法预测，到年、年，全省能源需求总量将分别达到4.2亿吨、4.85亿吨标准煤左右，“十三五”年均增长2%，后十年年均增长1.4%。分能源品种看：
煤炭消费持续下降。在大气污染防治、压减煤炭消费以及过剩行业“去产能”等新形势下，未来全省煤炭消费总量和比重将稳步下降。钢铁、建材、传统煤化工等产品用煤呈下降态势，电煤年消耗稳定在2亿吨左右;散煤消耗及煤炭在终端能源消费中比重将呈现快速下降趋势。预计到年，煤炭消费量较年下降万吨以上;到年，再下降0万吨左右(注：本规划以《年山东统计年鉴》数据为基础进行预测。若统计基础数据发生变化，则、年煤炭消费量及各类能源消费占比将相应调整)。
油品消费基本稳定。“十三五”期间全省油品消费将呈中低速增长，汽油、柴油、煤油需求增速分化，柴油消费将达到峰值，乘用车和民航业发展继续推动汽油、煤油增长;随着新能源汽车的推广应用，预计远期油品消费增幅进一步趋缓，新增消费量主要由天然气、非化石能源和清洁电能替代。预计年和年油品需求量将分别达到万吨和4万吨左右。
天然气需求快速增长。随着环境监管力度加大，新常态下能源结构双重替代的特征更加明显，天然气需求将保持快速增长，分布式用能及发电、工业燃料、交通用气需求增长有较大潜力，到“十五五”末将分别达到亿、亿和70亿立方米。预计年和年，全省天然气需求量将分别达到亿和亿立方米左右。
用电需求稳步增长。随着能源消费革命和用能结构优化，电力需求继续保持稳定增长，电能在终端能源消费中比重呈现上升趋势。从结构看，第二产业用电仍长期居于主导地位，但用电单耗和消费比重呈逐步下降趋势，第三产业、居民生活用电快速增长。预计年和年，全省用电量需求分别达到亿和亿千瓦时。
发展目标——到年，能源消费总量和强度“双控”机制基本建立，高碳化石能源消费得到有效控制，可再生能源消费比重和能源利用效率大幅提升，能源供应保障能力进一步增强，初步形成适应能源革命要求、与生态文明建设相协调、有力保障“走在前列”的现代综合能源体系。
——到年，天然气和非化石能源满足所有新增能源需求，化石能源全部实现清洁高效利用，能源生产和消费方式与生态文明建设深度融合，能源环境与生态问题得到根本扭转，能源科技、能源装备和能源互联网建设全国领先，构建起清洁低碳、安全高效的现代能源体系，为基本实现现代化提供坚强的能源保障。
1、总量目标
——到年，全省能源消费总量控制在4.2亿吨标准煤左右，一次能源生产总量1.2亿吨标准煤。
——到年，全省能源消费总量控制在4.85亿吨标准煤左右，一次能源生产总量1.4亿吨标准煤。
2、结构目标
——到年，煤炭占能源消费比重下降到70%左右，天然气提高到7%至9%，新能源和可再生能源提高到7%，油品消费稳定在15%左右。省外来电占全社会用电量的比重达到20%。煤电占省内电力装机比重下降到75%左右。
——到年，煤炭占能源消费比重下降到55%左右，天然气提高到12%至14%，新能源和可再生能源提高到18%左右，油品消费下降到14%。省外来电占全社会用电量的比重提高到24%。煤电占省内电力装机比重下降到50%左右。
3、效率目标
——到年，单位地区生产总值能耗比年下降不低于17%。30万千瓦及以上机组占煤电装机比重提高到75%以上;现役煤电机组平均供电标准煤耗下降到克/千瓦时以内。电网综合线损率下降到5.9%。
——到年，单位地区生产总值能耗完成国家下达的任务目标。30万千瓦及以上机组占煤电装机比重提高到85%以上;煤电机组平均供电标准煤耗下降到克/千瓦时以内。电网综合线损率下降到5.6%。
4、生态目标
——到年，单位地区生产总值二氧化碳排放强度较年下降20.5%。全省二氧化硫、氮氧化物排放总量在年基础上均削减27%。矿井水利用率提高到80%，已稳沉和历史遗留采煤塌陷地治理率达到80%。
——到年，单位地区生产总值二氧化碳排放强度大幅度下降。全省二氧化硫、氮氧化物排放总量持续削减。矿井水利用率提高到90%，完成已稳沉和历史遗留采煤塌陷地治理。
5、民生目标
——到年，人均年生活用能、用电、用气分别达到千克标准煤、千瓦时和65立方米。天然气管网县县通达，全部县级单元实现集中供热，城区集中供热普及率达到70%以上。
——到年，人均年生活用能、用电、用气分别达到千克标准煤、千瓦时和立方米。实现城乡供电服务水平无差异，天然气管网镇镇通达，城区集中供热普及率达到80%以上。
注：煤炭、新能源及可再生能源消费占比中均包含有省外来电。
主攻方向夯实能源供应基础
电力供应体系。优化发展高效清洁煤电，实施煤电结构优化提升工程，重点建设大容量、高参数、低排放煤电机组，加快现役机组节能环保升级改造，稳步有序淘汰落后机组;安全高效发展核电，打造成重要电力供应来源;大力发展风电、光伏发电、生物质能发电，提高新能源电力供应能力;适度发展天然气发电，鼓励发展天然气冷热电三联供;强化智能电网建设，积极推动“外电入鲁”特高压送电通道建设，加快抽水蓄能电站建设步伐，提高省外来电和新能源电力消纳能力。到年，全省可用电力装机达到1.72亿千瓦，其中省内装机1.37亿千瓦左右，接纳省外来电能力3万千瓦。到年，全省可用电力装机达到2.45亿千瓦，其中省内装机1.95亿千瓦，接纳省外来电能力0万千瓦。
调整能源消费结构
大幅提高新能源和可再生能源利用规模。大力推动绿色电力、绿色热力、绿色燃料生产和应用，促进新能源和可再生能源全方位、多元化、规模化和产业化发展。扩大风电、光伏、核电等装机规模，提高“外电入鲁”中可再生能源电量比重;实施微电网建设工程，建立充分利用新能源电力的新型供用电模式。继续扩大太阳能、生物质能、地热能等可再生能源在供暖、热水等领域的应用，推进供热资源和形式的多样化，提高城镇集中供热普及率。着力推动生物质燃气、生物质固体成型燃料及生物柴油、生物质燃料乙醇等生物质液体燃料的生产和应用，补充替代燃煤、燃油、天然气等常规能源。积极推进潮汐、波浪等海洋能研发和示范应用。到年，新能源和可再生能源占能源消费比重由年的3%提高到7%;到年，消费比重提高到18%左右。
大幅提高天然气消费比重。坚持增加资源供应与提高利用水平相结合，实施“气化山东”工程，积极扩大天然气消费市场。加快完善城镇燃气公共服务体系，推动燃气公共服务均等化。实施城乡居民用能清洁化计划，推进居民和公共服务设施使用天然气。积极发展居民天然气用户，大力推广天然气在新型农村社区的利用;在管道尚未通达的区域，鼓励建设压缩天然气、液化天然气供气站，使用CNG、LNG等方式实现城镇、新农村社区天然气的利用。积极调整工业燃料结构，在陶瓷、建材、机电、轻纺、石化、冶金等重点工业领域，实施天然气燃料替代;鼓励发展天然气直供大用户，推动重点工业企业、工业园区实现天然气专供;加快推进工业企业锅炉、窑炉“煤改气”。以城市出租车、公交车、运输重卡、城际客车和船舶为重点，稳步推进液化天然气、压缩天然气在交通运输领域应用。加快推动天然气发电发展，优先在经济基础好、气源有保障的城市建设燃气蒸汽联合循环热电联产机组，在工业园区、商务区等大力推广天然气冷、热、电三联供分布式能源。到年，天然气发电装机达到万千瓦左右，天然气在能源消费中的比重提高到7%至9%;到年，天然气发电装机达到万千瓦，天然气在能源消费中的比重提高到12%至14%。
大幅降低煤炭消费比重。实施煤炭消费总量控制约束，新上耗煤项目实行煤炭减量替代，加大高耗能产业升级改造力度，加快化解过剩产能和淘汰落后产能步伐，削减煤炭消费总量;有序推进重点用煤领域“煤改气”、“煤改电”工程，加强余能利用，加快淘汰分散燃煤小锅炉;积极推进煤炭洗选和提质加工，大力推动散煤综合治理，实现煤炭高效清洁利用。到年，省内煤炭消费量较年下降万吨以上，煤炭占能源消费比重较年下降10个百分点，电煤在煤炭消费中的比重提高到58%左右，原煤入洗率提高到75%以上;到年，省内煤炭消费量较年进一步下降0万吨，煤炭占能源消费比重再下降15个百分点，电煤在煤炭消费中的比重提高到70%左右，原煤入洗率提高到85%以上。
优化能源开发布局
煤电。科学有序发展煤电，重点在产业聚集、资源富集、路(港)口等区域，依托电网条件，布局大型、高效煤电机组。发挥烟台、潍坊、东营、滨州等港口和煤炭铁路运输通道优势，重点规划建设百万千瓦等级高效超超临界煤电项目，打造北部沿海生态煤电集群;依托“外煤入鲁”主要运输通道，在“路口”和通道沿线地区，合理布局高效煤电项目，形成“路口”高效煤电走廊;统筹省内煤炭开发布局和电网输送条件，规划建设鲁西南煤电一体化开发基地。按照“以热定电、优化整合”的原则，优先布局采暖型热电联产型项目，合理布局产业园区热电联产项目。
核电。在确保安全的前提下，以高温气冷堆、AP压水堆、CAP1大型先进压水堆示范和商业化应用为重点，积极推进海阳、荣成石岛湾两大核电工程建设，加强潜在核电厂址资源的勘探和保护，适时启动第三核电厂址建设，打造全国重要的东部沿海核电基地。到年，核电装机万千瓦;到年，力争核电装机万千瓦。
风电。按照“统筹规划、陆海并举”的原则，加强风电布局与主体功能区规划、产业发展、旅游资源开发的衔接协调，推进风电规模化发展。陆上以青岛、烟台、潍坊、东营、滨州等市沿海陆域和淄博、泰安、济宁、临沂等市丘陵地带为重点，海上以鲁北、莱州湾、渤中、长岛、半岛北、半岛南等六个百万千瓦级海上风电场为重点，打造陆上、海上“双千万千瓦级风电基地”，建设东部风电大省。到年，全省风电装机容量达到1万千瓦;到年，装机容量达到2万千瓦。
光伏。坚持集中式、分布式相结合。充分利用塌陷地、荒地、盐碱地发展集中式光伏发电，重点打造鲁西南塌陷地光伏发电基地和黄河三角洲盐碱滩涂地光伏发电基地;结合高效农业区、产业园区建设，积极推进分布式光伏发电，建设一批分布式光伏发电规模化应用示范区和风光、农光、渔光等综合利用示范区。到年，全省光伏发电装机万千瓦，其中光伏电站万千瓦，分布式光伏发电万千瓦;到年，全省光伏发电装机2万千瓦，其中光伏电站万千瓦，分布式光伏发电万千瓦。
生物质发电。坚持因地制宜、多元发展。在鲁西北、鲁中等农作物秸秆丰富地区，重点建设农作物秸秆为主的生物质发电项目;在鲁南木材加工聚集区和农作物秸秆丰富地区，重点建设农林生物质发电项目;在胶东半岛果树枝桠柴资源丰富地区，重点建设林木资源为主的生物质发电项目;在垃圾、废水无害化处理集中地区和畜禽规模化养殖地区，合理布局垃圾和沼气发电项目，推动城市垃圾、农林废弃物和畜禽粪便的能源化利用。到年，全省生物质发电装机达到万千瓦;到年，装机达到万千瓦。
抽水蓄能。综合考虑地形地质、水文气象等条件以及电网需求，合理布局抽水蓄能电站。在胶东负荷中心布局抽水蓄能电站，增强区域电网调峰能力，提高东部沿海核电基地电力送出和风电等可再生能源发电消纳水平;在“外电入鲁”通道落点集中的鲁中、鲁南地区布局抽水蓄能电站，保障电网以及特高压电网安全稳定运行。到年，抽水蓄能电站装机达到万千瓦。
强化能源储输网络
统筹城乡能源建设
加快城乡能源设施建设。加快实施一批与生活息息相关的能源安居工程。加强城乡配电网建设及“一户一表”改造，实现中心城市可靠供电，满足城镇快速增长的用电需求，解决农村电网户均供电容量低、“卡脖子”、“低电压”等问题，基本实现城乡供电服务均等化。到年，全省城、乡电网供电可靠性进一步提高，户均停电时间差缩短到2小时以内;到年，基本实现城乡供电服务水平无差异。完善城镇供气管网，加快向农村社区延伸，提高天然气供给普及率。到年，实现全省天然气管网“县县通达”，镇镇通达率提高到70%以上;到年，实现天然气管网“镇镇通达”。加快推进县级单元集中供热工程和管网建设，鼓励农村因地制宜，发展沼气、太阳能、生物质等分布式能源供热工程。到年，实现县以上城市集中供热全覆盖，城区集中供热普及率达到70%以上，农村分布式可再生能源供热入户率达到20%左右;年，城区集中供热普及率达到80%以上，农村分布式可再生能源供热入户率达到50%以上。
大力发展农村清洁能源。结合农村资源条件和用能习惯，多种途径推进农林废弃物、养殖场废弃物、太阳能、风能等可再生能源开发利用，促进农村用能高效化、清洁化。因地制宜发展户用沼气、联户沼气及中小型沼气工程，支持发展规模化大型沼气工程;鼓励分布式光伏发电与扶贫、新农村建设、设施农业发展相结合，促进农村居民生活改善和农业农村发展;推广应用省柴节能灶炕、太阳能热水器、小风电、微水电等农村小型能源设施;扎实推进绿色能源县、乡、村建设。
提升技术装备水平
推进能源科技创新。提高能源技术创新前瞻性，紧跟能源技术革命新趋势，以绿色低碳为主攻方向，坚持自主创新与引进消化吸收再创新并举，完善创新激励机制，统筹推进基础性、综合性、战略性能源科技研发，强化科技对能源发展的支撑和引领作用，建设能源科技强省。按照“应用推广一批、示范试验一批、集中攻关一批”路径要求，积极推广应用煤电节能减排、第三和第四代核电、大容量长距离输电、新型高效储能材料等已成熟、市场有需求、经济较合理的能源技术;示范试验快堆、模块化小型堆、多能互补分布式发电、海岛微网、海洋潮汐发电等有一定技术积累但工艺和市场有待验证的重大关键技术;集中攻关绿色煤电、新型高效低成本光伏发电、基于云技术的电网调度控制系统、新型高效电池和氢能利用等前景广阔、亟待突破的先进前沿技术，抢占能源科技制高点。
壮大能源装备产业。立足优势领域，着力培育一批重点产品、重点企业，打造具有国际竞争力的煤机装备、海工装备、石化装备、高端输变电装备、核电装备、新能源汽车等六大产业集群。依托骨干龙头企业，进一步加强产业链整合，引导能源装备企业及资源要素向园区集聚，提高集群化发展水平;抓住“一带一路”建设战略机遇，积极支持优势能源装备制造企业走出去，参与国际竞争与合作;加大在线检测、自动控制、智能自动分析等技术应用，提升装备技术国产化水平，提高智能化发展水平;推动能源装备企业由传统机械制造商向绿色能源综合解决方案供应商转型，提高制造业服务化发展水平。
加快智慧能源建设。加快推进能源全领域、全环节智慧化发展，提高能源发展可持续自适应能力。加强智慧能源基础设施建设，促进能源管理系统扁平化，推进能源生产与消费模式革命。建立能源生产运行监测、管理和调度信息公共服务网络，加强能源产业链上下游企业信息对接和生产消费智能化，推动能源系统与互联网、云计算、大数据等技术深度融合。适应分布式能源发展、用户多元化需求，优化电力需求侧管理，加快智能电网建设，提高电网与发电侧、需求侧交互响应能力。推进能源与信息等领域新技术深度融合，统筹能源与通信、交通等基础设施网络建设，建设“源-网-荷-储”协调发展、集成互补的能源互联网。到年，建成一批不同类型、不同规模的能源互联网示范项目;到年，建成多能互补、供需协调的智慧能源系统。
推进重点领域改革
坚持市场化改革方向，加快推进能源体制革命，积极鼓励民间资本进入能源领域，以电力、油气行业为重点，创新要素配置，改善政府管理，放开竞争性领域和环节，加快构建统一开放、竞争有序的现代能源市场体系。
稳步推进电力体制改革。以市场化改革为主线，以优先保障民生用电和清洁能源发电为底线，按照“三放开、一独立、三加强”的总体要求，稳步推进电力体制改革，建立健全电力行业“有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效”的市场体制。有序推进电价改革，开展输配电价测算核定，分步推进发售电价格市场化，妥善处理电价政策性交叉补贴，理顺电价形成机制。推进电力交易体制改革，规范市场主体准入标准，扩大电力直接交易规模，在中长期交易基础上，适时开展电力现货交易。完善跨省跨区电力交易机制和电力市场辅助服务机制。组建相对独立的山东电力交易中心，设立市场管理委员会，改革和规范电网企业运营模式，形成公平规范的市场交易平台。推进发用电计划改革，有序放开发用电计划，建立优先发电制度和优先购电制度，加强电力需求侧管理和电力应急机制建设，更多发挥市场机制的作用。稳步推进售电侧改革，鼓励社会资本投资新增配电业务，建立售电主体准入和退出机制，多途径培育售电主体，赋予售电主体相应的权责，有序向社会资本放开售电业务。开放电网公平接入，建立分布式电源发展新机制，积极发展分布式电源，完善可再生能源并网运行和服务。加强和规范自备电厂监督管理，推动自备电厂转型升级。
有序推进油气体制改革。按照国家统一部署，有序放开勘探开采准入主体限制，允许具备资质条件的市场主体参与常规油气勘查开采，逐步形成多种经济成分共同参与的勘查开采体系。推进油气资源进口体制改革，建立健全主体多元、竞争有序、富于活力的油气进口经营体制。积极推进网运分开，放开竞争性业务，完善公平接入机制。逐步放开竞争性环节价格，形成主要由市场决定价格的机制。健全油气储备体系，完善储备投资和运营机制，建立省级天然气运营管理平台，强化油气行业统筹规划和科学监管。
完善能源立法和监管体系。强化能源立法，完善能源法规、条例及实施细则，进一步强化和理顺能源执法体系，形成分工明确、协调顺畅的执法体制机制。切实转变政府职能，进一步简政放权，深化行政审批改革，最大限度减少对微观事务的干预，把微观经济决策权归还市场主体。创新政府管理模式，强化发展战略、规划、政策、标准等制定和实施。建立完善综合性能源宏观管理和监管相协调的现代监管体系。进一步完善能源各行业、各品种和主要用能领域、耗能产品的质量、能效、安全、环保等标准，加快向国际标准看齐的进程，为依法行政、加强和改善能源监管提供科学依据。
(本文主要信息来源:中国能源报作者:卢彬)
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