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1、天津市電力發展“十四五”規劃天津市發展和改革委員會2021年12月本規劃依據天津市國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和二三五年遠景目標綱要、天津市能源發展“十四五”規劃編制，是天津“十四五”電力高質量發展的指導性文件。一、發展基礎與面臨形勢“十三五”期間，天津加強宏觀調控，統籌配置域內域外資源，加快構建清潔低碳、安全高效的現代電力體系，電力需求穩步增長，電源結構持續優化，電網規模不斷擴大，節能減排深入推進，體制改革取得顯著成效，主要目標任務全面完成，為天津經濟社會發展提供了有效的電力支撐。（一）發展成果電力需求穩步增長，外受電能力不斷提高。最大用電負荷由2015年的1330萬千瓦增長到20202、年的1616萬千瓦，年均增長4.0%；全社會用電量由800.6億千瓦時增長到874.6億千瓦時，年均增長1.8%。建成錫盟天津南山東、蒙西天津南兩條特高壓交流受電通道及海河特高壓站，形成“兩通道一落點”特高壓電網格局。加強與新疆、山西、甘肅、寧夏、青海等資源富集省市的能源合作，簽訂送受電協議，通過市場化方式向山西、新疆、甘肅等地購電約50億千瓦時。電源結構持續優化，清潔能源比重大幅提升。全市發電裝機容量由2015年的1328.4萬千瓦增長到2020年的1916.8萬千瓦，其中煤電裝機由1074.7萬千瓦增長到1229.9萬千瓦，比重由80.9%下降到64.2%；清潔能源裝機由238.9萬千瓦增3、長到664.0萬千瓦，比重由18.0%提高到34.6%；余熱余壓余氣發電裝機由14.8萬千瓦增長到22.9萬千瓦，比重由1.1%提高到1.2%。電網結構不斷增強，供電能力顯著提升。新增110千伏及以上變電容量3244萬千伏安，線路長度4023公里。500千伏基本建成多方向、多通道受電格局的雙環網，220千伏電網形成6個合理供電分區，110千伏鏈式聯絡線路占比提升至33.54%，10千伏形成電纜雙環網、單環網和架空線多分段適度聯絡的標準網架結構，線路聯絡率提升至100%。提前一年完成新一輪農村電網改造升級，農村地區戶均配變容量大幅提升。截至2020年底，天津電網供電可靠率達到99.932%，綜合4、電壓合格率達到99.989%。節能減排深入推進，煤電機組清潔高效發展。有效防范化解煤電產能過剩風險，關停軍糧城電廠和靜海熱電廠共7臺86.2萬千瓦機組，全市不達標的30萬千瓦及以下煤電機組已全部淘汰。加大機組超低排放和節能改造力度，全部51臺煤電機組（含自備）均實現了超低排放；完成14臺次共528.9萬千瓦煤電機組節能改造，煤電機組平均供電煤耗由313.2克標準煤/千瓦時下降到295.4克標準煤/千瓦時。體制改革有序推進，市場化體系逐步構建。成立天津市電力交易中心并完成股份制改造，為市場主體搭建了公開透明、功能完善的電力交易平臺。完善電力輔助服務交易機制，市場化交易電量累計達到281億千瓦時。5、有序放開發用電計劃，建立完善優先發電、優先購電制度。降低市場準入門檻，組織開展七個批次市場化用戶準入，全面放開10千伏以上電力用戶進入市場。加快推動增量配電業務改革試點，天津港保稅區（海港）和天津經濟技術開發區增量配電試點項目已順利獲得華北區域第一張、第二張電力業務許可證。（二）存在問題系統調峰能力不足。火電機組裝機比重大，且全部主力機組均為熱電聯產，調峰性能好的水電、抽水蓄能電站基本沒有。天津電網負荷峰谷差呈逐年增長趨勢，熱電聯產機組比例不斷加大，尤其冬季供熱期，受機組最小技術出力的限制，本地電源調峰能力存在不足。同時，隨著風電、光伏發電的大規模接入，對煤電靈活性、電網靈活運行、需求側管理、6、儲能發展等提出更高要求。電源結構有待進一步完善。近年來，天津大力發展綠色清潔能源，清潔低碳轉型取得顯著成效，但煤電仍占主導地位，裝機比重高于60%；氣電受氣源、供需和設施等因素影響，成本高于用戶預期，裝機比重短期內難以大幅提高；風電、光伏發電、水電等可再生能源受資源稟賦、規劃用地和資源條件等瓶頸制約，不具備大規模開發利用條件。外受電能力仍需提升。目前，天津通過兩條特高壓交流通道和9回500千伏線路與外網聯絡，部分500千伏線路仍為單回線路，電網主網架結構依然薄弱，難以滿足正常方式下大規模外來電力的消納以及故障方式下大規模潮流的轉移。綜合考慮天津電網負荷不斷增長、新增本地機組不足、煤電機組發電利7、用小時數下降等因素，需要進一步提高天津電網外受電能力。（三）面臨形勢能源電力發展進入碳達峰關鍵期。當前，全球能源綠色低碳轉型已勢在必行。習近平總書記在第七十五屆聯合國大會一般性辯論上明確提出，中國二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和。“十四五”是確保實現2030年前碳達峰、2060年前碳中和打好基礎的關鍵時期，客觀要求天津堅定不移走綠色低碳的高質量發展道路，持續提升非化石能源裝機規模，大力推進氫能、儲能、智慧能源等新業態創新發展。 電力需求增長與能源綠色低碳轉型的矛盾日益凸顯。“十四五”期間，天津將深入推進京津冀協同發展等重大國家戰略落地實施，主動服務北京非首8、都功能疏解，加快構建“1+3+4”現代產業體系，基本實現“一基地三區”功能定位。經濟持續健康發展、新型基礎設施加快建設、電能替代規模不斷加大都將帶動電力需求以較高速度增長。但受大氣污染防治、煤炭消費總量制約，本地火電機組建設受限，新增發電裝機主要為可再生能源和分布式氣電，電力需求將重點依靠外受電解決，電力供需矛盾突出。電力行業數字化與智能化升級迫切。當前，數字化、智能化技術的廣泛應用正在對經濟社會產生深刻影響，能源革命與數字革命深度融合是大勢所趨。隨著5G、大數據、云計算、區塊鏈和人工智能等新技術的發展，帶動傳統基礎設施領域和新一代數字技術的融合，為能源電力系統的轉型發展提供了良好的契機。電網9、向能源互聯網升級，為挖掘電網設備和各類資源潛力、提升運行效率和服務水平、培育新業態新模式、引領推動行業生態進化，提供了重要機遇和動力。數字化與智能化轉型升級將成為電力高質量發展的必由之路。二、指導思想與原則（一）指導思想堅持以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導，深入貫徹黨的十九大和十九屆二中、三中、四中、五中、六中全會精神，踐行習近平生態文明思想和“四個革命、一個合作”能源安全新戰略，立足新發展階段，完整、準確、全面貫徹新發展理念，構建新發展格局，發揮電力在能源轉型中的突出作用，以推動高質量發展為主線，以保障電力供應安全為重點，以滿足經濟社會發展和人民群眾美好生活的用電需要為根本目的，加速10、綠色低碳發展，推進電力智慧高效運行，深化電力科技創新和體制改革，構建新能源占比逐漸提高的新型電力系統。（二）基本原則結構多元，保障供電安全。進一步優化電源結構，穩定煤電裝機規模，穩步建設燃氣調峰機組，適度發展分布式氣電，大力發展可再生能源，加大“外電入津”，構筑多層次的電力供應體系，保障供電安全。清潔低碳，推進綠色發展。推動煤電清潔高效利用與清潔能源發電并舉，進一步提高可再生能源裝機比重，提升可再生能源電力消納水平。持續推進交通、生活、工業等領域電能替代，提高電能占終端能源消費比重。節能降耗，提高電力效率。推動現役煤電機組節能改造，提升供電能效。加強系統集成優化，改進調度運行方式，強化需求側管11、理，提高電力系統效率。改革創新，增強發展動力。深入實施創新驅動發展戰略，深化電力體制改革，完善能源市場體系，充分發揮市場配置資源的決定性作用。加大科技攻關，加速科技創新成果轉化應用，帶動產業快速發展。三、發展目標供應能力。到2025年，電力裝機達到2600萬千瓦左右；外受電能力力爭提高至1000萬千瓦以上；在保障電力系統安全穩定的前提下，力爭外受電比重超過三分之一；城鄉電氣化水平明顯提高，電能占終端能源消費比重達到38%。電源結構。到2025年，煤電裝機穩定在1250萬千瓦以內。非化石能源發電裝機超過800萬千瓦，占總裝機的比重達到30%左右，可再生能源電力消納量占全社會用電量的比重達到22%12、左右。電網發展。完善主網架結構，建成500千伏擴大雙環網，220千伏電網形成7個合理供電分區。新增220千伏及以上變電容量4944萬千伏安，新增線路4056公里。建成堅強可靠、經濟高效的一流現代配電網，城市地區、農村地區供電可靠率分別提高至99.996%和99.955%，綜合電壓合格率分別達到99.999%和99.99%。效率提升。2025年，全市煤電機組平均供電煤耗不高于292克標準煤/千瓦時。表1 電力發展主要目標類別指標2020年2025年年均增速屬性電力總量全社會用電量（億千瓦時）874.611004.7%預期性總裝機規模（萬千瓦）1916.82600左右6.3%左右預期性需求響應負荷13、占比（%）5預期性電力結構煤電（萬千瓦）1229.91245.30.3%預期性氣電（萬千瓦）382.0516.66.2%預期性水電（萬千瓦）0.50.50預期性風電（萬千瓦）84.520018.8%預期性光伏（萬千瓦）163.656027.9%預期性生物質能發電（萬千瓦）33.4456.2%預期性非化石能源發電裝機比重（%）14.730左右15.3預期性綠色供應非化石能源電力消納量比重（%）16.122左右5.9預期性電能占終端能源消費比重（%）33385預期性生態環保煤電機組平均供電煤耗（克標準煤/千瓦時）295.4292-3.4預期性注： 為5年累計數。四、規劃重點項目（一）電源項目“十四14、五”期間，新增電源裝機共計709.1萬千瓦，改燃關停燃煤自備機組共35.55萬千瓦。到2025年底，總裝機容量達到2600萬千瓦左右，其中包括：煤電1245.3萬千瓦、氣電516.6萬千瓦、非化石能源發電805.5萬千瓦等。此外，將繼續推動薊州抽水蓄能電站項目各項前期工作。1.火電項目煤電項目。推動實施國華盤山電廠機組延壽及創新升級改造項目和大港電廠減容量替代項目。氣電項目。推動實施軍糧城電廠燃氣發電項目、華能臨港燃氣調峰發電項目、北郊燃氣電廠項目、軍糧城電廠七期項目。燃氣分布式項目。新增燃氣分布式項目裝機24.6萬千瓦，分別為天津鋼管集團股份有限公司燃氣分布式能源項目、臨港糧油加工區燃氣分布15、式能源項目、開發區西區燃氣分布式能源項目、靜海子牙燃氣分布式能源項目、武清高村燃氣分布式能源項目、天津南站科技商務區燃氣分布式能源項目。2.可再生能源發電項目新增可再生能源發電裝機523.5萬千瓦，其中包括：風電115.5萬千瓦，光伏發電396.4萬千瓦，生物質發電11.6萬千瓦。到2025年底，非化石能源發電裝機達到805.5萬千瓦，其中包括：風電200萬千瓦，光伏發電560萬千瓦，生物質發電45萬千瓦，水電0.5萬千瓦。（二） 電網項目繼續深化實施“外電入津”戰略，完善特高壓網架，建成500千伏擴大雙環網，優化220千伏網架結構及分區方式，強化堅強智能配電網建設。1.特高壓電網持續構建堅強16、可靠特高壓電網，融入京津冀特高壓環網，提高電網外受電能力，實施天津南1000千伏特高壓變電站擴建工程和天津北特高壓輸變電工程，新增變電容量1800萬千伏安、線路長度470公里，特高壓電網投資約75億元。2.500千伏電網進一步優化電網結構及其與周邊電網的聯絡，結合海港、津南站接入，建成500千伏擴大雙環網，有效提高電力供應保障能力和安全穩定水平。新建大港、津南、海港3座500千伏站，擴建濱海、渠陽、蘆臺3座500千伏站，重建吳莊、北郊2座500千伏站，新建正德北郊第二回500千伏等5項線路工程，新建海晶“鹽光互補”光伏發電項目三座500千伏升壓站及送出工程，共新增變電容量1694.7萬千伏安、17、線路664公里，500千伏電網投資約71.5億元，“十四五”期間投資約66.2億元。到2025年，天津電網共有500千伏公用變電站13座，500千伏公用變電容量達3480萬千伏安。3.220千伏電網新建220千伏變電站13座，重建220千伏變電站10座，擴建220千伏變電站9座，新增220千伏變電容量720萬千伏安、線路1103.84公里，220千伏電網投資約74.9億元。到2025年，天津220千伏公用變電站達到98座，總變電容量4662.6萬千伏安。220千伏電網形成相對獨立的七個供電分區，各分區間保留充足的負荷轉移能力，確保電網運行方式靈活，電網抵御嚴重故障風險的能力顯著提升。4.配電網18、加快110千伏電網目標網架建設，有序推動35千伏變電站升壓改造，強化10千伏線路聯絡，提高10千伏設備水平。配電網建設改造總投資約385億元，其中110千伏投資172.8億元，35千伏投資28.5億元，10千伏及以下投資178.7億元。5.電網安全與服務項目電網安全與服務基建投資41.42億元。其中，電網數字化項目8.27億元，包括基礎設施、企業中臺、業務應用、安全防護、運營支撐等方面；電力市場營銷項目33.15億元，包括計量采集、客戶服務、公共能效服務和智能用電等方面。6.電網生產輔助設施項目電網生產輔助設施建設投資30.32億元。其中，電網小型基建項目投資14.20億元；辦公及輔助設備等設19、備設施投資16.12億元。7.電網技術改造項目電網技術改造項目投資56.31億元。其中，輸變電設備改造項目投資35.31億元，包括輸電設備、變電設備、配電設備、調控運行及其他方面改造；電網安全與服務改造項目投資18.65億元，包括電網數字化改造和電力市場營銷改造；電網生產輔助設施改造項目投資2.35億元，用于生產輔助用房及設備設施消除安全隱患、恢復使用功能。五、重點任務（一）構建電力安全保障體系提升電力供應水平。優化本地電源結構，穩定煤電裝機規模，著力擴大天然氣、可再生能源等清潔能源裝機。到2025年，煤電裝機容量穩定在1250萬千瓦以內，清潔能源裝機超過1300萬千瓦。著力擴大外電供應，提升20、現有蒙西至天津南、錫盟經天津南至山東兩條特高壓通道輸送能力；打通更多“外電入津”通道，加快新增大同-懷來-天津北-天津南特高壓通道建設，力爭到2025年外受電能力達到1000萬千瓦。結合跨省跨區輸電通道能力，繼續實施電力援疆，深化與山西、內蒙古、甘肅等省份電力合作，在保障電網安全條件下，擴大外電規模，提高外受電比重。建設堅強輸電網絡。加快天津南特高壓變電站擴建工程、天津北特高壓輸變電工程建設，形成“三通道兩落點”特高壓受電格局。推動濱海、渠陽、蘆臺變電站擴建，大港、津南、海港變電站新建等項目建設，建成500千伏擴大雙環網結構，優化與唐山電網、北京電網及河北南網的聯絡，緩解東部通道重載矛盾。推動21、津霸路、南港東等220千伏輸變電工程，構建合理220千伏電網分區。建設堅強局部電網。在全國范圍內率先建成堅強局部電網，形成“堅強統一電網聯絡支撐、本地保障電源分區平衡、應急自備電源承擔兜底、應急移動電源作為補充”的四級保障體系，提升在極端狀態下的電力供應保障能力。實施保障電源建設重點工程，推動軍糧城電廠、城南燃氣電廠和楊柳青電廠具備孤島運行能力。防范化解電力安全保供風險。強化電力安全風險管控，進一步規范風險辨識、評估、預警、管控等環節，加強極端情形下電力安全保障分析測算和風險管控，組織開展隱患排查，推進應急體系建設，持續完善安全生產突發事件響應機制。強化電力系統網絡安全，加強電力行業關鍵信息基22、礎設施安全保護，深化網絡漏洞安全管理，推進攻防關鍵技術研究，增強態勢感知、預警及協同處理能力。專欄一 電力安全保障項目堅強局部電網項目。保障電源建設項目，針對本地保障電源不具備孤島運行能力問題，實施保障電源建設重點工程，推動軍糧城電廠、城南燃氣電廠、楊柳青電廠具備孤島運行能力。自備應急電源建設工程，針對部分目標重要用戶未配置應急自備電源或配置容量不達標問題，實施用戶側自備應急電源建設項目12項。目標重要用戶電源線優化工程，實施天津廣播電視電影集團技術中心10千伏電源線優化工程和中國電信集團公司天津市電信分公司10千伏電源線優化工程，滿足納入堅強局部電網保障的重要電力用戶應至少具備兩路獨立電源供23、電，其中一路電源為“生命線”通道的要求。電力應急體系建設。智慧應急預案平臺應用，利用信息化手段提升應急預案管理效率，2021年開展平臺試運行，2023-2025年推廣應用并持續完善平臺功能。應急協同機制建設，根據抗震救災、抗冰搶險等工作需要，完善應急聯動機制。2021年續簽京津冀應急救援基干隊伍聯動協議，2023-2025年常態化開展互訓互練和聯合應急演練。應急響應效率提升，2024年底前，完成3個應急搶修中心的應急指揮中心功能提升改造。（二）加速電力綠色低碳轉型推動新能源和可再生能源規模化發展。盤活低效閑置土地資源，大力開發太陽能；有效利用風資源，積極開發風電；因地制宜開發生物質能，有序推進24、垃圾焚燒發電項目。到2025年，全市可再生能源裝機超過800萬千瓦，占總裝機比重達到30%左右。保障本地可再生能源消納，嚴格落實國家可再生能源電力全額保障性收購政策，實行可再生能源發電優先上網；完善可再生能源電力消納保障機制，到2025年，可再生能源電力消納量占全社會用電量的比重達到22%左右，完成國家要求的責任權重。促進傳統能源清潔發展。推動煤電綠色低碳轉型，有序推進大沽化工、國華能源、中石化天津公司和渤化永利等燃煤自備機組改燃或關停；優化本地電力電量平衡，嚴格管控電廠耗煤，在保障能源安全的前提下，合理減少公用燃煤機組發電小時數。鼓勵和支持企業開展碳捕捉等碳減排關鍵技術研發和創新，推動成果示25、范應用。適度發展分布式氣電，鼓勵大型建筑、工業園區、交通樞紐等冷（熱）負荷集中區域，建設冷熱電多聯供分布式能源系統，加快開展各類試點和示范。提升電力系統調節能力。推進現役煤電機組實施節能升級和靈活性改造，力爭在非供熱期實現最小發電出力達到35%額定負荷的調峰能力，推動煤電機組逐步由主體電源向支撐性、調節性電源轉型，結合需求合理布局建設燃氣調峰電站，推進薊州抽水蓄能電站前期工作。深化需求側管理，加強虛擬電廠建設，推進電力需求響應試點，引導和激勵電力用戶挖掘調峰填谷資源，構建可調節負荷資源庫，形成占年度最大用電負荷5%左右的需求響應能力，根據供需形勢及時啟動需求響應。優化靈活性負荷控制，探索電動汽26、車有序充放電管理，提高電力系統削峰填谷和平衡調節能力。健全峰谷電價、可中斷電價等價格制度，完善合同能源管理等市場化機制，鼓勵終端用戶主動采用需求側管理新技術參與調峰、錯峰。專欄二 綠色低碳轉型項目有序關停燃煤自備機組。關停大沽化工、國華能源、中石化天津公司和渤化永利等燃煤自備機組。燃氣分布式項目。加快建設臨港糧油加工區、開發區西區等燃氣分布式能源項目。非化石能源項目。推進濱海新區大蘇莊、小王莊，寧河區東棘坨等一批可再生能源項目建設，推動海上風電項目前期工作，建設濱海新區“鹽光互補”百萬千瓦級基地。應急調峰電源。按照國家部署要求，積極推動大港電廠現役機組退而不拆作為應急備用電源；建設華能臨港燃機27、第二套機組；推動北郊熱電廠項目，爭取“十四五”期間開工；繼續推進薊州抽水蓄能項目前期工作。（三）提升電力服務民生水平推動終端用能電氣化。因地制宜推進鋼鐵、冶金、化工等高耗能企業工業燃煤鍋爐、窯爐電代煤，引導企業加快設備改造、提升能效。完善電動汽車充電設施，推廣電動汽車智能有序充電，倡導電氣化公共交通出行；推進碼頭岸電設施、船舶受電設施建設改造，新建碼頭（油氣化工碼頭除外）同步配套建設岸電；推動非道路移動機械、天津港港作機械電氣化替代。鼓勵引導靠港船舶使用岸電，提高船舶岸電使用率；繼續推動機場運行車輛設備實施“油改電”，完善充電設施，著力提升APU替代設施使用率，充分發揮基礎設施效能。因地制宜發28、展電采暖，充分利用電網低谷電容量，在園區、公建推廣電蓄熱供暖技術；結合智慧城市建設和5G技術應用，推廣普及智能家居技術，提高家庭電氣化水平。到2025年，電能占終端用能比重力爭達到38%。加快新型基礎設施建設。結合國家新基建要求及新能源汽車推廣應用，統籌全市既有建筑、居民小區、停車廠和公路沿線等空間資源，積極推進充換電基礎設施建設，提升充電網絡技術創新水平和服務體驗，形成“適度超前、快充為主、慢充為輔”的公共充換電網絡。推廣智能有序、慢充為主的居民區充電服務模式，繼續加快老舊小區公共充電樁建設。開展車網互動（V2G）應用，促進新能源汽車與電網能量高效互動。推動“電動汽車、充電樁、電網”數據的互29、聯互通，應用“車、樁”數據優化全市充電網絡布局，構建以充電服務為紐帶的新能源汽車生態圈。積極服務北京非首都功能疏解，持續優化周邊地區網架結構，提高負荷互帶能力，滿足重大基礎設施項目高可靠性供電需要。推動新型基礎設施建設項目配套電網工程建設，持續做好供電保障。推進城鄉用電精細化管理。全面推廣智能電能表應用，針對功能老舊智能電能表進行更換改造，提升運行智能電能表可靠性。加速開展低壓通信信道改造提升，實現低壓數據采集交互能力提升，優化客戶購電體驗。推動園區10千伏用戶和重點扶持企業供電到用戶“紅線”，切實降低企業辦電成本。精簡優化辦電流程，深化“三零”“三省”服務，全面提升“獲得電力”服務水平，持續30、優化用電營商環境。（四）推進電力智慧高效運行加強配電網智能化改造。優化配電網網架結構，進一步提高110千伏電網鏈式結構比例；有序推動中心城區35千伏變電站升壓改造；提高10千伏電網標準化結構比例；持續加強各級變電站間中低壓負荷轉移通道和站間聯絡通道建設，強化站間負荷轉移和支援能力，確保各級電網安全穩定運行。加快清潔能源接入配套送出工程建設進度，推動送出工程與發電項目同步建設、同步投運，滿足清潔能源接網需求。結合城市配電網建設升級和變電站智能化改造，推廣微網、智能電網等新技術，建設適合新能源接入的智能電網，提高配電網對清潔可再生能源接納能力。建設綜合智慧能源。推動“大云物移智鏈”、5G等信息通信31、技術與電網深度融合，推進電網智慧化示范項目在天津落地。深化人工智能技術在電網領域應用，加快人工智能在變電站巡檢、智能營業廳、智慧工地等電力生產經營場所應用。利用電網基礎設施建設“多站融合”智慧能源站，探索智慧桿塔、智慧路燈等典型應用。擴大中新天津生態城（惠風溪）生態宜居型智慧能源小鎮和北辰（大張莊）產城集約型智慧能源小鎮建設成果，加快濱海能源互聯網綜合示范區建設，發展多能互補的分布式綜合能源系統。加快推動新型儲能建設。結合系統實際需求，逐步加大“可再生能源+儲能”模式推廣力度，通過儲能協同優化運行保障新能源高效消納利用，為電力系統提供容量支撐及一定調峰能力，力爭新型儲能裝機規模達到50萬千瓦。32、加大儲能關鍵技術和裝備研發，降低儲能成本，為可再生能源靈活消納創造有利條件。開展儲能項目示范，推動儲能技術寬范圍、多場景應用，支持建設集中式共享儲能，鼓勵儲能設施參與調峰調頻等輔助服務。增強安全管理能力，落實儲能產業鏈各環節安全主體責任，進一步規范儲能電站并網運行，有效提升安全運行水平。研究氫能在可再生能源消納、電網調峰等領域的應用，探索氫能與電力系統融合發展。專欄三 綜合智慧能源項目完善中新天津生態城（惠風溪）智慧能源小鎮。在中新生態城智能電網建設基礎上，通過主動運維、智慧運檢進一步提升能源供應網絡基礎設施；部署新型智能電能表、家庭能源路由器等裝置，為居民提供智慧生活服務；通過電動車無線充電33、高效充電技術應用，服務小鎮低碳出行；建設多業態綠色能源公建和能源數據服務平臺，打造“生態宜居”型惠風溪智慧能源小鎮。完善北辰產城融合示范區（大張莊）智慧能源小鎮。以智慧工廠、智慧建筑、直流樓宇、分布式能源站（相變蓄熱）構建智慧小鎮基本單元；建設交直流互聯配電網、分布式能源站群和分布式儲能，實現冷熱電汽多種能源互聯；部署綜合能源采集終端，構建智慧園區能源物聯網，實現多能信息融合；建設小鎮能源管理平臺，實現能源綜合管控，打造“產城集約”型智慧能源小鎮。建設濱海能源互聯網綜合示范區。以終端用戶需求為導向，優化能源供給，從單一品類向綜合能源發展，滿足終端用戶多元能源消費需求，依托公共配電網、熱力網、34、燃氣配網等設施，集成空氣能、地熱能、太陽能、風能等多種清潔能源，構建多能互補、多需聯供、靈活可靠、供需一體的“能源局域網”。聚集生活宜居智慧能源服務、智慧港口綠色能源供應、園區可靠能源保障、多產業高效能源利用四大方面，開展能源互聯網基礎能力提升，打造能源發展典型業態。（五）加快電力體制機制改革深化電力體制改革。推動完善電力市場建設，促進電網公平開放。擴大電力交易，推動售電側改革，培育多元市場主體；推進分布式發電市場化交易，探索分布式電站向區域用戶直接售電模式；探索開展電力現貨交易，擴大電力峰谷分時交易價差，鼓勵更多輔助服務參與電力交易。探索推動本地機組發電權域外替代。推動增量配電業務改革，鼓勵35、創新服務、試點核算，保障有序安全運行。積極推動可再生能源參與電力交易，逐步擴大交易規模。推進輸配電價改革。科學核定電網企業準許收入和分電壓等級輸配電價，有序放開上網電價和工商業銷售電價；建立抽水蓄能機組、燃氣電站等優質調峰機組的價格補償機制，探索實行用戶可中斷電價，鼓勵用戶參與需求側響應，完善由用戶和發電企業參與的輔助服務補償機制。六、保障措施加強規劃組織實施。有序推動規劃實施，強化電力規劃對電力建設的指導作用，規范開展重點電力項目建設。各電力企業要充分發揮市場主體作用，積極有序推進規劃項目前期論證，合理安排各年度電力建設計劃，保障規劃順利實施。科學把握規劃執行進度，做好中期和終期評估，適時提36、出調整建議。健全市場體制機制。建立靈活反映市場供需的電、熱、氣價格機制。強化供熱成本監審，理順燃氣熱電聯產電、熱成本分攤機制。適應新型電力系統建設，建立電力應急調峰補償機制。探索碳排放交易試點建設，有效發揮市場機制在控制溫室氣體排放、實現“碳達峰、碳中和”目標中的作用。強化電力行業監管。全面貫徹執行國家電力政策法律法規和電力行業規章、標準，建立健全信息監控、應急管理制度，重點強化規劃監管、項目備案監管、行政許可監管。加強形勢研判，增強對不確定因素的可預見性。加強電力預測分析和預警，規范電力信息報告和發布制度，及早發現風險隱患，保障能源安全。深化電力交流合作。進一步加強與內蒙、山西、陜西等省的戰略合作，通過簽訂省間電力交易協議，擴大省間跨區域電力交易規模。鼓勵能源生產和裝備制造企業參與域外能源項目的開發建設，建成后向天津送電。繼續加強與中央企業的戰略合作，利用大型國有企業技術、資金優勢，推動特高壓電網、新能源、綜合能源等電力項目建設，帶動相關產業快速發展。- 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