各市、县(区)人民政府，省政府各部门：
《江西省电力发展“十二五”规划》已经省政府同意，现印发给你们，请认真贯彻执行。
(此件主动公开)
江西省电力发展“十二五”规划
根据《国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》提出的“构建安全、稳定、经济、清洁的现代能源产业体系”的要求，为了提供可靠的电力保障，满足江西国民经济的持续健康发展和人民生活水平的不断提高对电力的需求，实现建设富裕和谐秀美江西的目标，在《我省国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》和《江西省“十二五”能源发展专项规划》框架下，特制定本规划。北极星电力网规划期为2011-2015年。
一、发展基础和发展背景
(一)能源资源情况。
我省是一次能源资源匮乏地区，目前用于发电的一次能源资源主要是煤炭和水能，风能和太阳能资源已经开展发电利用。
1.核能资源
我省是全国铀资源大省，也是产铀大省。全省共拥有6条成矿带和6个铀矿田，已探明铀矿床95个，铀矿储量占全国三分之一。
2.水能资源
我省水能理论蕴藏量684.56万千瓦，可开发的水力资源有610.89万千瓦，已开发410.8万千瓦。受河道地形条件的限制，我省多为中、低水头电站，电站调节性能差，保证出力低。由于尚未开发的水电站项目普遍存在库区淹没面积损失大、移民过多等问题，全省后期水电开发较困难。
全省各流域水力资源情况
3.煤炭资源
全省累计探明煤炭储量为19.25亿吨，保有储量资源量为14.3亿吨。在资源量中，烟煤占69.1%，无烟煤占30.9%。受资源量和开采条件的限制，预计在“十二五”期间，全省煤炭产量将稳定在2700万吨左右。
4.石油和天然气资源
我省境内至今未发现石油和天然气资源，随着成品油管网、川气东送工程和西气东输二线工程的建成www.hlfdw.com，“十二五”成品油和天然气将成为我省引入的重要能源资源。预计，2015年我省将需要消费成品油856万吨，消耗天然气76亿立方米。
5.其它能源资源
(1)风能
我省风能资源总储量约为6000万千瓦，目前技术可开发量310万千瓦(占全国0.31%)，其中鄱阳湖区域约210万千瓦，高山区域约100万千瓦。
(2)太阳能
我省年太阳总辐射量为3976.5兆焦/平方米-4827.3兆焦/平方米，全省总体太阳能资源比较贫乏，在全国太阳能资源利用区划中属太阳能可利用区。
(3)生物质能
我省地处亚热带，全年气候温暖，日照充足，雨量充沛，无霜期长，十分有利于农林作物生长，是我国粮食、油料主要生产区，是生物质能蕴藏较丰富的省份，年可利用总量约1395万吨标准煤。
(4)地热能
我省现有温泉百余处、热水钻孔20多处，地下热水流量合计为57999立方米/日，温泉总流量平均每秒718.6升，热水钻孔总自流量平均每秒151.4升。
(5)煤层气
目前全省煤层气资源量约670亿立方米，预计2015年煤层气的抽采量达到1.2亿立方米，利用总量0.7亿立方米。北极星电力网
(二)发展现状。
“十一五”期间，我省经济社会发展较快。按可比价格计算，全省地区生产总值由2005年的4056.8亿元增加到2010年的7527亿元，“十一五”时期年均增长速度为13.16%。地区生产总值构成中，第一产业比例由2005年的17.9%下降至2010年的12.8%、第二产业比例由47.3%上升至54.2%、第三产业比例由34.8%微降至33.0%，第二产业已成为推动经济快速增长的主导力量。
“十一五”期间全省国民经济和社会发展概况
注：GDP和人均GDP均以2005年为可比数。
“十一五”时期，随着经济的发展，我省电力发展取得了一定的成绩。主要体现在：
1.电源建设加快
截至2010年底，全省电力装机1714万千瓦，是2005年电力装机的1.92倍，其中水电404万千瓦，火电1302万千瓦，风电等8万千瓦。统调装机1349万千瓦，是2005年统调装机的2倍，其中水电129万千瓦，占9.56%，火电1220万千瓦，占90.44%。
2.输电能力增强
2010年底全省建成500千伏变电站13座(含开关站1座)，是2005年的4.3倍，其中开关站1座，主变19台，容量1450万千伏安，500千伏输电线路34条，长度2726公里;220千伏公用变电站89座(含开关站3座)，主变143台，容量2046万千伏安，220千伏输电线路279条，长度8005公里;110千伏公用变电站323座，主变549台，容量1741万千伏安，110千伏输电线路647条，长度10056公里。
3.发用电量快速增长
2010年全省发电量为637.6亿千瓦时，是2005年的1.61倍，其中火电549.8亿千瓦时，占86.22%。2010年全省统调最大负荷1139万千瓦，是2005年的1.67倍。全社会用电量700.5亿千瓦时，是2005年的1.79倍，其中第一产业用电量13亿千瓦时，占1.86%，第二产业用电量503.4亿千瓦时，www.hlfdw.com占71.86%，第三产业用电量73.3亿千瓦时，占10.46%，居民生活用电量110.8亿千瓦时，占15.82%。
4.发供电技术水平提升
“十一五”时期，关停技术落后的小机组共计169.01万千瓦。截至2010年底，全省60万千瓦级火电机组达到9台，容量占比达到45%。2010年全省统调火电机组平均供电煤耗下降到330克标准煤/千瓦时。除计划关停的20万千瓦级以下的火电机组外，全省统调火电厂全部安装了脱硫设施。电网采用和普及了超高电压输电技术、自动控制技术和微机继电保护技术，500千伏骨干电网基本成形。
“十一五”期间全省电力发展回顾
(三)存在的问题。
虽然“十一五”时期我省电力发展较快，但仍存在一些问题：
1.用于电力生产的一次能源仍以煤为主，电源结构调整越发紧迫。“十一五”期间，清洁电力有所增加，但我省以煤电为主的电力生产格局没有发生大的变化，2010年煤电仍占全部电力的78.48%。受资源条件约束和越来越严格的环境保护政策的影响，电源结构调整的紧迫性进一步增强。
2.电力峰谷差持续增大、负荷率仍然偏低。“十一五”期间，www.hlfdw.com一方面我省电力峰谷差持续增大，2010年最大的电力峰谷差已经达到453.2万千瓦，另一方面电力设施负荷率长时间偏低，平均用电负荷率经常在80%以下。
3.电网应对灾害的能力有待进一步加强。我省500千伏电网末端为辐射形结构，未形成环网，220千伏、110千伏电网局部断面薄弱，110千伏以下电网存在局部变电容量不足、负载率偏高、设备老旧及“卡脖子”等问题。电网整体供电可靠性和安全稳定水平有待进一步提高，电网抵御严重自然灾害的能力有待进一步加强。
(四)发展背景。
目前，国家正在布局“两湖一江”能源保障战略，统筹推进内陆核电项目建设，这些政策将有助于保障我省电力发展、优化电力结构;“十一五”时期我省电力工业发展势头强劲，总体形成了电网统一调度、发电竞争有序、供用电和谐的良性发展格局，随着电力体制改革进一步推进，我省电力发展将继续保持活力;随着工业化和城市化进程加快，经济发展将保持较快增长，对电力的需求进一步增加，“十二五”时期我省电力需求将持续旺盛。
同时，我国从能源战略的大局出发，正在着手推进能源消费总量控制，考核各地区的全社会用电量和清洁能源利用比例，这些给我省电力发展和电力结构调整带来了约束性要求;受能源资源禀赋限制，“十二五”期间，我省能源对外依存度将依然上升，在电力方面具体表现为：一是燃煤发电企业对电煤的新增需求将全部依靠省外供应，二是从省外购入的电量越来越多，外省的能源生产和运行情况将成为我省电力发展首先要考虑的重要因素之一。
因此，尽管我省电力发展已经步入了快速发展的轨道，但依然面临很多挑战，国家政策和省际合作关系的变化将对我省电力工业的发展产生直接影响。
二、电力需求分析
(一)全社会用电量预测。
按照完成我省“十二五”经济社会发展主要目标的要求，利用弹性系数法、时间序列法和回归分析法等六种预测法对全省的全社会用电量进行预测。
各种预测方法预测结果汇总如下：
全社会用电量预测结果汇总表
经论证比较分析，采用分产业预测结果，即2015年我省全社会用电量达到1331亿千瓦时，“十二五”年均增长速度为13.7%。
(二)统调用电量预测。
对近5年我省全社会用电量和统调用电量历史数据进行分析，我省非统调用电量基本保持在84亿千瓦时左右，预测“十二五”时期非统调用电量小幅增长至94亿千瓦时，2015年我省统调用电量预测值为1237亿千瓦时。北极星电力网
(三)负荷特性预测。
根据对我省统调电网历史负荷特性及指标变化趋势的分析，对我省统调电网负荷特性预测如下：
1.负荷曲线
“十二五”时期，江西电网的年负荷曲线依然是呈现比较明显的季节性波动，夏季、冬季较高，春季、秋季较低，日负荷曲线时段性波动特征将依然明显，日最高峰出现在晚上或中午，负荷低谷出现在凌晨。近几年，由于工业负荷增长较快，最高峰多出现在中午。
2.负荷率
“十二五”时期，江西电网日负荷率将继续保持上升趋势，在0.81-0.85之间波动;日最小负荷率也将呈现上升趋势，在0.66-0.70之间波动。
3.峰谷差
“十二五”时期，江西电网峰谷差将继续增大，但平均日峰谷差率将呈现下降趋势，在0.30-0.34之间波动。
4.季不均衡系数
“十二五”时期，江西电网季不均衡系数总体上将呈现下降趋势，用电负荷在一年中的季节性波动明显，第三产业及居民生活用电占全社会用电比重将继续提高，而工业用电比重将会缓慢下降，用电负荷的季节性波动特征将会更加明显，季不均衡系数在0.80-0.81之间波动。
5.最大负荷利用小时
“十二五”时期，全省电力供需将保持总体平衡，www.hlfdw.com最大负荷利用小时基本在5000-6000小时左右。
6.最大统调用电负荷
根据电量预测结果，到2015年，全社会用电量达到1331亿千瓦时。采用最大负荷利用小时法，参考2010年和2011年最大负荷利用小时数(取平均数5640小时左右)，到2015年，我省最大统调用电负荷约为2360万千瓦。
(四)“十二五”电力电量预测结果。
1.全省情况
全省“十二五”用电需求预测结果
2.分地区情况
根据全省产业布局、地区经济发展趋势，预测“十二五”期间，赣西、赣州、上饶、宜春等地区用电负荷增长将快于全省平均水平，各供电区统调用电负荷预测见下表:
全省分地区统调用电负荷预测表
(五)2020年电力需求展望。
根据我省国民经济发展目标与经济预测周期分析，预计全省2011-2020年GDP年均增长率为11%左右，根据电力弹性系数变化规律，预测“十三五”用电需求增长较“十二五”有下降，预计年均增长10%。
全省用电需求预测远景展望
三、指导思想和发展目标
(一)指导思想。
以邓小平理论和“三个代表”重要思想为指导，全面贯彻落实科学发展观，以鄱阳湖生态经济区建设为龙头，以转变电力发展方式为主线，不断增强供应能力，优化电力结构，提高利用效率，实现电力工业的可持续发展，为经济社会的发展提供安全、可靠的电力保障。北极星电力
围绕上述指导思想，在实际工作中要坚持“四项原则”：
——坚持推动电源结构调整的原则。“十二五”时期，要在保证全省电力供应总量的基础上，通过大力发展新能源，以及推动热电联产、天然气分布式发电等的有序发展，转变发展方式，逐步优化电力结构。
——坚持适度超前发展的原则。“十二五”时期，我省依然要坚持适度超前发展的原则，确保电力工业的健康发展，满足经济社会发展不断增长的电力需求。
——坚持输煤输电并举的原则。“十二五”时期，我省要统筹优化发展煤电，同时在保障安全的前提下合理接纳区外输电，构建输煤输电并举的多元化、多渠道的能源综合保障体系。
——坚持厂网协调发展的原则。坚持用系统的观点统一规划电源与电网，统筹考虑水源、煤炭、运输、土地、环境以及电力需求等各种因素，处理好电源与电网、输电与配电、城市与农村、电力内发与外供、一次系统与二次系统的关系，合理布局电源，科学规划电网，促进两者协调发展。
(二)发展目标。
至2015年底，全省统调电力供应能力达到3000万千瓦，500千伏电网新增变电容量1250万千伏安，线路新增1921公里，满足2015年全省电力消费量1331亿千瓦时以上、统调电网最高负荷2360万千瓦以上的要求。同时，电力结构得到全面优化，电力系统的运行水平得到进一步提高，行业节能减排水平上新台阶。
——煤电技术水平进一步提升。“十二五”期间，完成统调电网30万千瓦级以下火电机组的改造升级;围绕负荷中心和电煤运输通道规划布局建设一批高参数、节能环保的火电机组;通过上大压小等方式，全部淘汰国家规定的落后小火电机组和认证不合理的其它燃煤机组;统调火电全部满足脱硫、脱硝等减排要求，统调火电单位千瓦时供电煤耗下降至315克标准煤以下。
——电网输变电能力进一步加强。建成覆盖全省的、以500千伏及以上电压等www.hlfdw.com/级电网为主网架，各级电网协调发展的智能电网，提高城乡电网供电能力和供电可靠性，适应城市化和工业化的要求;加强技术进步与科技创新，提高电网建设标准，增强电力系统抵御自然灾害的能力。
——落实多渠道转变电力增长方式。继续推动核电项目进程，为“十三五”核电成为主增长点夯实基础;抓住天然气入赣的有利时机，建成一批天然气发电项目;合理布局一批热电联产和资源综合利用发电项目，大力提高能源利用效率;有序开发水电、风电、太阳能发电和其它可再生能源，完成7.32%的非化石能源比例;试点清洁煤发电技术项目;通过加强需求侧管理等措施，提高电力能源的综合利用效率。
四、电源规划
(一)接受省外电力。
江西接受的省外电力主要来自三峡，三峡电站全年输送华中电网352.7亿千瓦时电量，江西电网受三峡电力规模占华中电网总受电规模的18%，每年约64亿千瓦时。
国务院国函〔2001〕155号文“国务院关于三峡水电站电能消纳方案的批复”和国家发改委计基础〔2001〕2668号文。
根据国家电网“十二五”总体规划及华中电网“十二五”规划，到2015年江西接受三峡电力144万千瓦，并接受部分四川水电和北方火电。但从实际运行情况看，省外来电在大部分时段是无法参与电网最大负荷平衡，同时供电可靠性不确定，本规划参与平衡的省外电力容量暂按接受三峡电力计算。
(二)在建电源。
截至2011年底2011年6月共有4台100万千瓦机组取得了“路条”，为更真实www.hlfdw.com/反映江西省电力缺口情况，在规划修订时对时间进行了调整。，我省内在建、已核准及拿到路条的规模以上电源指统调或可能列入统调的电源项目。共计857.5万千瓦，其中火电662万千瓦，水电61.8万千瓦，抽蓄120万千瓦，气电(天然气发电)8.7万千瓦，风电5万千瓦。
在建、已核准及拿到路条的规模以上电源项目表
注：1.洪屏抽蓄电站“十三五”投运，本表暂不计列。
2.九江城东气电项目为地调，考虑到它是我省第一个天然气分布式电站，因此计列。
(三)电源建设空间。
1.电源退役计划
“十二五”时期，我省统调机组退役情况《关于上报〈江西省小火电关停实施方案〉的请示》(赣发改能源字〔2007〕398号)和《关于景德镇电厂2×60万千瓦上大压小项目开展前期工作的请示》(赣发改能源字〔2007〕1705号)。：
(1)景德镇电厂(2×12.5+17.5万千瓦)机组，2011年退役。
(2)安源电厂(12.5+13.5万千瓦)机组，2011年退役。
(3)分宜电厂(10万千瓦)机组，2012年退役。
(4)九江电厂(20+22万千瓦)机组，2015年退役。
2.统调电源装机规模
考虑已经核准或拿到路条的规模以上电源，以及计划退役的机组。
3.电力装机空间
(1)全省电力空间
根据上述装机规模进行江西电网电力空间计算。
因此，考虑接受省外电力后，2015年全省最大电源装机空间为545万千瓦。
(2)分地区电力空间
按照江西电网地域及网络结构特点，全省分为5个片区，分别是：北极星电力网
北部：九江;
中部：南昌，抚州，丰城，樟树，高安;
东部：景德镇，上饶，鹰潭;
西部：新余，萍乡，宜春(不含丰城，樟树，高安);
南部：吉安，赣州。
不考虑外来电规模，根据推荐的分区负荷预测水平，考虑核准及拿到路条的规模以上电源项目，进行江西统调电网分地区电源装机空间计算:
从以上平衡表可知，“十二五”期间，江西西部、南部、北部、中部均有电力缺额，其中西部和南部电网电力缺口较大。
(四)电源建设规划。
1.电源储备情况
全省已有一批电源项目完成了前期工作，或正在开展前期工作，www.hlfdw.com或经过了厂址的规划普选，具备新建和扩建条件。本次规划将它们列为储备电源，具体项目见下表:
江西电网电源储备情况表
2.水火电源规划建设排序
根据电力电量平衡情况，“十二五”我省还需要建设一定数量的电源项目，主要建设以下项目：
“上大压小”项目
(1)九江电厂“上大压小”第二台1×66万千瓦项目。
火电新扩建项目
(1)神华国华九江煤电一体化2×100万千瓦新建项目;
(2)瑞金电厂2×100万千瓦扩建项目;
(3)新余电厂煤电一体化2×60万千瓦扩建项目等。
水电建设项目
(1)樟树永泰航电枢纽工程12.6万千瓦项目。
3.核能发电电源建设
受日本核泄漏事故影响，“十二五”和“十三五”前期江西将主要依靠发展火电解决用电增长问题。预计到“十三五”后期开始，将能够依靠发展核能发电解决用电增长问题，并逐步用核电替换部分煤电。在考虑外来电的情况下，保守估计到2020年我省需投产核电机组500万千瓦，才能满足国民经济发展的需要。
在国家的统一部署下，争取“十二五”期间开展建设彭泽核电站一期工程和万安核电站一期工程，开工建设容量为500万千瓦。同时，积极推进其他核电项目的前期工作。
4.热电联产及资源综合利用发电电源建设
(1)全省主要工业园区热力规划
在全省主要工业园区逐步开展热力规划编制工作，坚持集中供热原则，坚持落实编制热力规划为建设热电联产项目的首要条件。
(2)全省热电联产电源点布局
①新干盐化工基地配套建设热电联产2×35万千瓦机组;
②樟树盐化工基地配套建设热电联产2×35万千瓦机组;
③南昌罗家集2×35万千瓦热电联产项目;
④上饶2×35万千瓦热电联产项目;
⑤宜春热电联产项目。
(3)资源综合利用发电电源建设
2015年，工业生产废弃物可利用量的80%、农林废弃物可利用量的70%、城镇生活垃圾可利用量的40%、煤矿瓦斯可利用量的80%以上实现资源综合利用发电，资源综合利用发电企业达到160家。全省资源综合利用总装机达到240万千瓦以上，年发电量约占全省全社会用电10%左右。其中，余热余压发电装机约65万千瓦，余气发电装机约15万千瓦。
5.分布式能源项目建设
2015年规划建成60万千瓦天然气分布式能源项目，2020年规划建成160万千瓦天然气分布式能源项目;2015年建成一批具备条件的生物质、风能和太阳能等分布式能源项目。
6.可再生能源发电电源建设
2015年和2020年，水电装机容量分别达到497万千瓦、570万www.hlfdw.com千瓦;风电装机容量分别达到100万千瓦、170万千瓦;太阳能发电装机容量分别达到20万千瓦、50万千瓦;生物质发电装机容量分别达到56.9万千瓦、70万千瓦;垃圾发电装机容量分别达到8.7万千瓦、10.5万千瓦;沼气发电装机容量分别达到5万千瓦、10万千瓦。
7.蓄能电源建设
“十二五”时期，我省要从根本上解决电力负荷峰谷差所带来的问题，必须要推动先进的蓄能技术应用和项目建设。从技术成熟情况看，除了要进一步加快洪屏抽蓄电站建设，积极推动洪屏抽蓄电站二、三期和第二个抽蓄电站项目的前期工作，还要加快研究电动汽车充电站对电网运行、利用低谷电力和提高能源效率等方面的影响，积极鼓励各种蓄能技术的研究、应用和推广。
五、电网规划
(一)500千伏以上电网。
“十二五”末建成投运新余换流站，新建陇东-新余±800千伏直流线路工程(江西境内233公里)，送电规模800万千瓦;推动南昌1000千伏变电站项目开展前期工作。
(二)500千伏电网。
至2015年底，江西电网建成500千伏变电站21座，主变35台，变电容量2700万千伏安，500千伏线路4647公里。
1.在建和拟建电源接入电网情况
“十二五”期间，江西电网将有景德镇“上大压小”、贵溪“上大压小”、峡江水电站、石虎塘水电站、洪屏抽蓄一期、九江电厂“上大压小”、安源电厂“上大压小”、黄金埠电厂二期、抚州电厂、神华国华九江煤电一体化项目等电源项目投产，并接入电网。
2.500千伏变电站
2011-2015年江西电网500千伏变电站逐年规模见下表：
江西电网500千伏变电站建设规模表
3.500千伏网架
2015年，江西电网将形成梦山-永修-南昌-乐平-鹰潭-抚州-罗坊-梦山及南昌-进贤-抚州的中部卧“日”字双环网主框架，由中部主框架网向东、南、西、北四个方向形成受端环网。
东部电网形成洪源-乐平-鹰潭-信州-横街-潭埠-洪源的环网结构，通过南昌-乐平双回、抚州-鹰潭双回、石钟山-洪源单回与主网相联。
北部电网形成永修-马迴岭-石钟山-洪源-乐平-南昌-永修的环网结构，通过永修-梦山双回、南昌-进贤双回、乐平-鹰潭双回与主网相联。北极星电力网
西部电网形成梦山-罗坊-新余-安源-锦江-梦山的环网结构，通过锦江-梦山单回、罗坊-梦山双回、罗坊-抚州双回与主网相联。
南部电网形成罗坊-文山-赣州-红都-抚州-罗坊的环网结构，通过罗坊-梦山双回、罗坊-新余双回、抚州-进贤双回、抚州-鹰潭双回与主网相联，并通过赣州-赣南的双回输电通道延伸至赣州南部。
4.500千伏电网建设规模
“十二五”期间，江西电网新建500千伏变电站8座，扩建6座，新增变电容量1250万千伏安，新建500千伏线路1921公里。
(三)220千伏电网。
至2015年底，确保全省电网共有220千伏公用变电站(含开关站)165座，主变266台，变电容量4098万千伏安，220千伏线路12445公里。“十二五”时期，江西电网新建220千伏变电站(含开关站)76座，扩建变电站31座，新增主变123台，新增变电容量2052万千伏安，新建220千伏线路4440公里，力争全省每个县都建有一座220千伏变电站。
(四)110千伏电网。
至2015年底，全省110千伏变电容量将达到3339万千瓦，110千伏线路将达到16231公里。“十二五”时期，江西电网新增110千伏变电容量1598.1万千伏安，新建110千伏线路6174.5公里。
(五)110千伏以下配电网。
“十二五”时期，35千伏电网新建变电站180座(主变240台)、扩建变电站116座(126台)，新、扩建容量208.8万千伏安，改造变电站99座、主变115台、断路器215台;新建35千伏线路566条，新增架空线路4201公里、电缆线路2公里，改造35千伏架空线路2492公里，改造电缆线路10.4公里。
“十二五”时期，10千伏电网新增配变26635台，新增配变容量600.6万千伏安，改造高损配变14612台，改造容量200.4万千伏安;新增架空线路17419公里、电缆线路1513公里，改造10千伏断路器5127台、负荷开关1981台、环网柜618座、电缆分支箱1379座，改造架空线路长度20392公里、改造电缆线路长度632公里。
“十二五”时期，10千伏以下低压电网新增架空线路18778条、长度30279公里，新增电缆线路21251条、电缆长度7096公里。
(六)智能电网。
至2015年，我省电网智能化水平将进一步提高，关键技术和装备达到国内先进水平。智能电网在满足电网的输送电力要求的同时，也将进一步提高电网接纳可再生能源和新能源的能力、增强电网的安全可靠性、降低电网运行的损耗、促进供需双方的互动。
六、政策和保障措施
(一)强化电力规划的指导作用。
进一步强化电力规划刚性作用，将电力规划纳入各级国民经济和社会发展总体规划;各地对纳入规划的电力项目厂址、建设用地和输变电线路走廊等予以保护，确保规划目标的实现;规划项目实施后应进行后评估，在评估的基础上滚动修编规划。
(二)加大电力发展的支持力度。
认真落实国家鼓励电力发展的各项政策和措施，精心组织项目，积极创造条件，全力争取国家政策和资金支持;加大电力项目前期工作力度，做好电力项目储备，加快电力项目建设进度;加大对电力项目建设的管理和协调力度，建立常态的电力建设全过程管理和运行项目调度机制。
(三)加强电力安全体系的建设。
建立电力建设和运行监测预警体系，加强电力设施保护和运行管理;进一步加强重要场所和设施备用电源的建设，进一步完善电力应急预案，将电力系统应急预案纳入到全社会应急预案体系中;强化电力调度信息披露公平、公正、公开的监督工作，保障电力生产和供应的安全稳定。
(四)加强电力行业节能减排和运行管理。
推广先进的发电和污染防治技术，建立电力行业节能减排绩效评估和考核制度;进一步提高全社会的电力利用效率，实现全社会的节能减排;加强运行调度管理，确保新能源、可再生能源电力优先上网，提升火电机组的负荷率水平，提高从省外购入新能源、可再生能源电力比重;强化电力需求侧管理，加大宣传引导力度，制定和落实有序用电方案;按照国家能源消费总量控制政策要求，研究建立电力行业统计体系。
(五)深化电力体制改革和对外合作。
在全国整体能源战略部署下，鼓励直购电试点等体制和机制创新;积极推进农电体制改革，理顺农电管理体制;鼓励民间资本参与风能、太阳能、生物质能等新能源发电建设，支持民间资本以独资、控股或参股形式参与水电站、火电站建设，参股建设核电站;加强与能源大省及能源央企之间的战略合作，谋划建设一批具有影响力、带动力和竞争力的重大电力能源项目。