各市、县人民政府，省人民政府各委、厅，各直属机构：
现将《山西省电力产业调整和振兴规划》印发给你们，请结合实际，认真组织实施。
二○○九年五月八日
山西省电力产业调整和振兴规划
电力产业是我省重要的支柱产业，是经济发展的基础产业。电力产业涉及面广、产业关联度高，在促进经济建设和社会发展，尤其是促进转型发展、增加财政税收和提高人民生活水平等方面发挥着重要作用。
按照省委、省人民政府贯彻落实党中央、国务院关于保增长、扩内需、调结构总体要求的部署，为积极应对国际金融危机的影响，进一步加快电力产业结构调整和产业升级，同时为促进电力产业“十二五”的健康持续发展奠定基础，特制订本规划。规划期为2009—2011年。
一、发展现状及面临的形势
改革开放以来，我省电力产业快速发展，2008年发电装机达到3635万千瓦，发电量1797亿千瓦时，全社会用电量1314亿千瓦时，外送电量514亿千瓦时；建成1000千伏特高压变电站1座，容量300万千伏安；500千伏变电站容量2100万千伏安；220千伏变电站容量3244万千伏安；110千伏变电站362座。电力产业发展有力支撑和带动了相关产业的发展，为保障国民经济又好又快发展做出了重要贡献。
我省电力产业在快速发展过程中，也积累了不少矛盾和问题。一是小火电机组比重大，全省燃煤机组408台，10万千瓦及以下小火电机组占73.53%，百万千瓦级高参数、大容量超超临界机组项目尚属空白。二是电源布局不尽合理，电源布局总体分散，部分常规机组建在大中城市附近。三是新能源和可再生能源发展缓慢，风电、水电、生物质、煤层气等发电装机比重极小，仅占217%。四是节能减排仍有差距，2008年全省平均供电煤耗357克/千瓦时，高于全国平均水平8克/千瓦时，SO2减排、粉煤灰综合利用有待提高。
2008年下半年以来，我省电力产业受到国际金融危机的严重冲击，电力需求下降，企业效益下滑，建设步伐放缓，电力产业面临着严峻考验。但从中长期看，目前遇到的困难和问题是暂时的，我国经济社会发展的基本面和长期向好的趋势没有改变。随着我国工业化、城镇化的不断发展，全面建设小康社会步伐的加快，电力需求仍有很大的空间，电力建设仍有很大的潜力。因此，必须紧紧抓住这一历史机遇，充分发挥有利条件，调动积极因素，加快结构调整和产业升级，促进电力产业持续健康发展。
二、指导思想和目标
(一) 指导思想
全面贯彻落实科学发展观，按照转型发展、安全发展、和谐发展的要求，以资源禀赋为基础，以结构调整为主线，以改革创新为动力，以淘汰落后、科学布局、节能减排、惠民工程、建设大煤电基地和扩大晋电外送为重点，进一步推动电力产业优化升级，努力实现电力产业跨越式发展。
(二) 发展目标
1发电装机规模。2011年，电力装机达到5500万千瓦,其中外送电装机达1800万千瓦；2015年，电力装机达到8000万千瓦，其中外送电装机达3000万千瓦。水电、风电、生物质等新能源和可再生能源发电机组力争达到7％以上。
2淘汰落后产能。2009—2011年关停火电机组260万千瓦，2015年全部关停所有能耗不达标的火电机组，为建设大机组腾出市场、环境空间。
3技术装备水平。到2011年，100万千瓦超临界以上空冷机组、60万千瓦循环流化床锅炉（CFB）机组有在建工程，60万千瓦及以上大型发电机组占38％；基本完成13.5万千瓦（符合国家产业政策）及以上机组和电网高耗能供电设备的升级改造；1000千伏特高压输电系统、大型空冷发电机组和低热值燃料（劣质煤、中煤、高热值煤矸石）发电机组运营达到国际先进水平。到2015年，30万千瓦热电联产机组和低热值燃料发电机组占37％以上，60万千瓦及以上大型发电机组占45％。同时，带动我省电力装备制造业的发展，提升技术装备水平。
4产业集中度。到2011年，以500千伏变电站为中心的省内“三纵四横”骨干网架基本建成，“晋电外送”新通道建设初具规模；围绕晋北、晋中和晋东三大煤炭基地建设若干大型煤电基地的装机达到总量的50%以上。
5推进热电联产。到2011年，确保每个地级市至少有一个大中型热电厂，在有条件的地方积极利用天然气、煤层气等清洁能源发展热电（冷）联产项目，发展区域集中供热、供（热）水、制冷。到2015年，10万人口以上县级市及具备条件的地区，实现热电联产和集中供热，城市热电普及率达到80%。
6节能减排指标。到2011年，60万千瓦及以上空冷机组供电煤耗达到338克/千瓦时以下，20万千瓦及以上空冷机组平均达到350克/千瓦时；电网线路损耗下降到6.7％；大型空冷机组耗水指标要控制在0.15立方米/秒•百万千瓦以下；二氧化硫年排放量控制在国家规定的水平，废水排放达标率达到100％，粉煤灰利用率达到60％。到2015年，发供电企业节能减排指标达到全国先进水平。积极探索电源低碳发展的路子。
三、主要任务
(一) 加快淘汰落后产能
把关停小火电机组作为调整电源结构、节能减排、环境治理的重点。要严格按照国家产业政策和有关规定，认真开展10万千瓦及以下火电机组的复核工作，有计划有步骤地加快淘汰落后产能，务求取得成效。
(二) 促进电力企业重组
进一步发挥大型发电企业集团的作用，推动兼并重组，提高集约化水平，增强发电企业的竞争能力。促进大型煤炭、电力企业集团强强联合，充分发挥各自优势，合作开发煤电一体化的发展道路。支持电力企业深化改革，形成具有国内较强竞争力的大型发电和电网企业。
(三) 大力调整电源结构
全面推进高效清洁燃煤机组，加快建设大容量、高参数和低热值燃料大型坑口火力发电机组、热电联产机组、大型水电和小水电、风电、生物质、太阳能等新能源发电项目，优化电力装机结构。
(四) 全面推进大型煤电基地建设
按照晋北、晋中、晋东三大煤炭基地建设要求和国家电网发展规划，重点规划建设8个大型煤电基地（其中：北部为大同、神头、河保偏基地，中部为阳泉〈含寿阳〉、吕梁基地，南部为临汾基地，东南部为长治基地、晋城基地）。积极争取大型煤电基地纳入国家能源发展战略和规划，争取2013年基本建成。统筹规划、合理配置各基地（矿区）发电燃料（动力煤、劣质煤、中煤、高热值煤矸石），综合评价电源项目的建设条件，合理拓宽获取排污总量的途径，满足大型煤电基地建设的需求。
(五) 积极拓展晋电外送市场
努力开拓和培育电力市场，通过提高供电能力、供电质量和服务质量，最大限度地满足全省经济发展、人民生活用电和外送电的需求。坚持政府引导和市场运作相结合的原则，进一步加强省（市）际间的沟通、交流和合作，实现优势互补、互利互惠，扩大晋电外送市场。进一步提高向京津唐和河北南网送电的能力，认真落实以1000千伏特高压输电线路向山东、湖南、湖北和江苏送电的框架协议。
(六) 加强省内电网和外送通道建设
继续拓展1000千伏和500千伏“晋电外送”通道，建成外送电网通道10个，其中1000千伏和500千伏外送通道各5个，输送能力增加3000万千瓦以上。加快省内500千伏骨干网架、220千伏输变电、城市电网（含大中城市电缆入地）、农村电网（含无电地区）及排灌电力设施的工程建设，提高省内电网稳定运行和供应保障能力。
四、政策措施
(一) 进一步优化电源布局
对列入我省和国家“十一五”电力规划、尚未获得核准的电源项目，要根据规模化、科学化的原则重新审核，并作相应的调整，努力优化电源布局；新建电源项目要统筹考虑资源禀赋、市场需求、环境容量、电网通道、规模效应等因素，科学合理布局。同时，要抓紧“十二五”电力发展规划的编制，并将山西电力规划建设项目纳入到国家专项规划。
(二) 继续加强电力项目核准对列入国家“十一五”规划的电源项目，要加大工作力度，争取早日核准；优先安排“上大压小”和大中型城市热电联产项目；属于省内核准的电源项目，要提高工作效率，在规定时间内核准。同时，配合国家电网公司，积极争取省内500千伏和1000千伏输变电工程项目获得国家核准。
(三) 积极稳妥推进电价改革
按照国家统一部署，继续深化电价改革，逐步完善上网电价、输配电价和销售电价形成机制，适时疏导电价矛盾，理顺煤电价格关系。加快城乡各类用电同价步伐，逐步实现同网同价。加强电力需求侧管理，积极稳妥推进大用户直购电的试点，减轻符合国家产业政策大型工业企业的电费负担，为相关产业发展提供有力支撑。
(四) 加大电力建设及技术改造投入
2009—2011年计划电源建设投资800亿元，电网建设投资380亿元（国家电网及省电力公司350亿元，省国际电力集团公司25亿元，农村排灌电力设施5亿元）。2012—2015年新增电源建设投资1000亿元，电网建设投资600亿元。要采用多种方式吸引投资者合作办电，支持有实力、信誉好的省外电力集团投资电力建设项目。积极争取国家对我省农网和城网建设资金的支持，以贷款贴息和补助等形式引导企业加大电网投资，重点支持电网企业建设和发电企业技术改造、电力技术装备研发和技术引进，推动电力行业整体技术进步。
(五) 完善小火电机组退出机制
地方各级人民政府及部门要落实省人民政府关于淘汰落后产能的补偿政策，简化审批程序，补偿金要用于企业妥善解决职工安置、企业转产，促进社会和谐稳定。按照国家有关节能发电调度试行办法，适时启动节能发电调度，限制高耗能机组发电，淘汰落后产能。统筹协调小火电机组关停容量，集中用于符合电力规划的建设项目，由省发展改革委统一向国家申报开展“上大压小”项目前期工作。严格实行淘汰落后问责制，对未完成限期关停任务的地区和企业集团，停止办理电力项目的核准和审批。
(六) 严格电源项目市场准入
新建燃煤发电项目必须采用高参数、大容量、高效率、节水环保型机组，优先选用单机容量60万千瓦及以上超临界空冷机组，同步建设烟气脱硫、脱硝（循环流化床机组除外）、除尘、灰渣处置和废水回用设施，落实粉煤灰综合利用途径和方案，实现循环经济发展。严格控制地级市近郊、严禁无环境容量的区域建设常规燃煤机组。新建热电联产项目为单机容量30万千瓦及以上机组，新建常规机组尽可能承担本地区（含矿区）的供热；对于有充足、稳定的工业热负荷和采暖负荷的地区，原则上采用背压式机组。鼓励风能、生物质能、太阳能等新能源发电项目及煤层气（瓦斯）、焦炉煤气、高炉煤气、沼气、余热、余压发电等综合利用发电项目建设，严禁未经核准项目并网发电。现役机组能耗、排污和耗水必须达标，逾期未达标者依法实施关停。
(七) 制订合理的财政配套政策
为避免电源建设项目低水平重复建设，提高电力投资效益，妥善解决被整合电源建设项目所在地方财政收入问题，对列入国家及省“十一五”规划电源备选项目的贫困县、接受周边地区热源的行政县，且电源建设条件较差，能积极参与省规划整合的大型电源项目和热电联产项目，按被整合容量和供热负荷比例分享建设项目所在地的地方财政收入，具体实施办法由省财政厅和省发展改革委制定。
五、规划实施
各市人民政府和省电力公司要按照本规划确定的目标、任务和政策措施，结合实际抓紧制订落实方案，确保取得实效。各市人民政府和企业集团要将具体工作方案和实施过程中出现的新情况、新问题及时报省人民政府。
省有关部门和各市人民政府要按照各自的职责和本规划分工，加强沟通协商，密切配合，尽快落实各项工作任务，明确政策措施的实施范围，并加强指导和监督检查。
