从四川省发展和改革委员会网站获悉，省发展改革委、省能源局近日印发《四川省“十四五”电力发展规划》，明确了“十四五”期间四川电力工业发展的主要目标和重点任务，敲定了水电、新能源和电网建设等方面的重点项目。
电力保障
预计到2025 年全省全社会用电量3700 亿千瓦时，人均用电量进一步缩小与全国的差距。
电源协调
预计到2025 年全省装机规模约1.52 亿千瓦，其中水电装机10500 万千瓦，火电装机2500 万千瓦左右，风电装机1000 万千瓦，光伏发电装机1200 万千瓦。
节能减排
电网综合线损率控制在7％以内。新增电能替代电量880 亿千瓦时。
民生改善
全省21 个市（州）本行政区域内均实现农村电网供电可靠率提高到99.87％，综合电压合格率达到99.74％。
在加强生态环境保护和做好移民安置的前提下，重点推进金沙江、雅砻江、大渡河“三江”水电基地建设，巩固水电为主体的可再生能源体系。着力优化水电结构，优先建设季以上调节能力水库电站，统筹推进流域综合管理，发挥水电站在防洪、蓄水保供、水生态保护等方面综合作用。建成白鹤滩、苏洼龙、两河口、杨房沟、双江口、硬梁包等水电站，继续推进叶巴滩、拉哇、卡拉等电站建设，开工建设旭龙、岗托、奔子栏、孟底沟、牙根二级、丹巴等水电站。“十四五”期间核准建设规模约1200 万千瓦，新增投产水电装机规模2400 万千瓦左右。统筹好水电自用与外送，积极争取国家支持适当增加特高压直流外送大型水电电源枯期留存四川电量
充分发挥川西水风光互补特性，通过实现四川跨区外送通道“水风光一体化”，增加新能源外送置换出部分水电留川使用
放眼“十五五”及后续，积极推动通过特高压直流将藏电引入四川，接续已有跨区直流进行转送，进一步提升四川优质水电纳入本省就近就地消纳比例
构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统，推动清洁电力资源大范围优化配置。科学有序推进凉山州以外攀枝花、泸州、广元、达州、巴中、甘孜、阿坝等地区风电开发，积极支持分布式光伏、分散式风电场等分布式新能源发展。因地制宜开展光伏实证实验基地、地热发电示范及生物质能试点项目建设，鼓励结合地方实际实施光伏“1+N”开发。统筹规划生活垃圾焚烧发电处理设施布局。“十四五”期间新增并网风电600 万千瓦以上，并网太阳能发电1000 万千瓦以上，2025 年风电、光伏装机分别达到1000 万千瓦、1200 万千瓦。按照国家规划安排做好核电厂址保护工作。
发挥好存量煤电对防范电网安全风险的支撑作用，建成“十三五”已开工的国家能源集团江油天明电厂，新增装机200 万千瓦，“十四五”期间不再新核准建设煤电项目。推进煤电机组技术升级，降低火电煤耗，鼓励开展煤电灵活性改造，推动煤电服役期满机组科学安全转为应急备用和调峰电源。规范燃煤自备电厂管理，有序推进垃圾焚烧发电项目。综合考虑全省负荷增长情况、天然气资源分布情况，在负荷中心附近和气源地附近布局一批燃气发电项目，核准开工并建成华电白马燃机创新发展示范项目、川投资阳燃气发电项目、华能彭州燃气发电项目、川能投广元燃气发电项目等，进一步提高电网调峰能力，加快泸州、德阳、巴中、达州二期、遂宁、江油等燃气发电项目前期研究工作，并根据负荷发展需要适时核准开工建设，新增天然气发电装机超过600 万千瓦。根据产业布局和热电负荷需求，着力推进楼宇式天然气分布能源项目建设，有序推进区域天然气分布式能源项目建设。
在优化存量电力流向，发挥四川多能互补优势，着力提升向上、锦苏、宾金±800 千伏既有特高压直流输电通道利用率的基础上，科学合理安排水电外送。结合“三江”水电基地外送需求，统筹建设特高压直流外送通道。“十四五”期间建成雅中至江西、白鹤滩至江苏、白鹤滩至浙江3 回特高压直流工程，开工建设金上至湖北特高压直流工程，新增“西电东送”特高压跨区输电规模3200 万千瓦。加快研究规划西藏、西北电力入川通道，进一步提升四川跨省跨区电力交换能力。研究推进西藏雅鲁藏布江下游水电外送特高压直流入川接续四川特高压直流转送。新增外送电量充分体现对受端的绿色减碳价值，积极争取对四川电网为保障“西电东送”机组安全可靠外送提供支撑服务增加的输配电成本进行补偿，争取国家对四川可再生能源电力消纳责任权重考核给予必要支持。
重点推进川渝特高压交流目标网架建设，本质提升四川电网安全运行水平和抵御严重故障能力，为成渝地区双城经济圈建设国家战略深入实施提供坚强电力保障。“十四五”期间全力建成甘孜—天府南—成都东、阿坝—成都东、天府南—重庆铜梁1000 千伏特高压交流输变电工程及其配套500 千伏工程，增强甘孜、阿坝特高压交流变电站的电力汇集能力，满足“十四五”投产大型水电站和风光基地送出需求，解决电网送出通道瓶颈制约，提高环成都都市圈、川北、川南、川东北等主要负荷中心供电能力。根据攀西地区水电和新能源大规模投产进度，规划建设攀西电网至省内负荷中心1000 千伏特高压交流输变电工程。中远期推动四川1000 千伏特高压交流北向、西向延伸工程，规划研究绵阳、川东北、川南1000 千伏输变电工程，构建四川特高压交流环网。
结合特高压交、直流布点全面推进四川电网500 千伏主网架优化，构建相对独立、互联互济的“立体双环网”主网结构，电源和负荷平均分区接入环网，系统解决短路电流超标、潮流重载等问题，环间适当联络提高事故支撑，提升省内受端电网的供电保障能力。“十四五”建成围绕环成都区域的四川电网“北立体双环”网架格局，中远期在宜宾、泸州、内江、自贡、乐山、眉山地区构建“川南目标网架”，整体提升四川电网对新能源占比逐渐提高的新型电力系统的适应性和运行可靠性。实施白鹤滩送出500 千伏加强工程，优化布局甘孜州、阿坝州、凉山州、攀枝花市“三州一市”地区送出通道，重点提升大规模光伏、风电等新能源送出能力，满足川西新能源加快发展需要。配合川藏铁路等重点铁路建设，推进电气化铁路牵引站工程建设。推动成都都市圈、成都东部新区、宜宾三江新区、南充临江新区、绵阳科技城新区电网建设。加强220 千伏、110 千伏网架和联网工程建设，强化电网接入公平开放要求，促进省属电网和国网四川电网融合发展。
大力提升电力系统综合调节能力，加快灵活调节电源建设，力争“十四五”期间新增水电可调能力800 万千瓦、燃气机组可调节能力超600 万千瓦。因地制宜布局建设新型储能设施，促进新型储能多元化发展和多场景应用。积极发展“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补，支持分布式新能源合理配置储能系统，推进大容量和分布式储能技术示范工程。结合调峰需求和新能源开发，在成都市等负荷中心地区和新能源集中送出等地区加快推进抽水蓄能规划项目建设。根据我省负荷特性、电源结构、电网结构、重要用户分布、安全需求等情况建立应急备用和调峰电源机制，提升电力安全保障能力和电力系统灵活性。统筹主网与配网衔接，进一步升级完善城镇配电网，加快推进配网智能化，建设成都坚强灵活可靠城市电网，加快推进省域经济副中心重点城市配电网建设。“十四五”城镇配网建设投资超过200 亿元，到2025 年，基本建成“安全可靠、开放兼容、双向互动、高效经济、清洁环保”的智能配网体系。
进一步推进全省农村电网巩固提升，支撑全面推进乡村振兴战略。重点实施乡村振兴重点帮扶县、革命老区、偏远地区、脱贫巩固重点地区和历史遗留问题欠账较大地区农村电网巩固提升工程，加快推进乡镇行政区划和村级建制调整改革“后半篇”文章涉改乡镇农村电网改造升级，中央预算内投资计划安排向上述地区倾斜。加快推进农网体制改革和产权模式创新，进一步统筹理顺农网还贷政策和承贷主体相互关系，多渠道筹集资金解决上市电力企业和民营供电企业农网改造升级投入，大力推进小水电供区等独立供区移交划转，显著提升农网薄弱地区电压支撑和供电质量。加强独立光伏供区运行维护，督促三州地区做好独立光伏设备管理相关工作，支持在太阳能资源富集、大电网未覆盖的偏远地区、高火险林牧区根据民生用电需要开展独立光伏扩容项目建设，积极争取中央转移支付对藏区、彝区独立光伏运行维护补贴资金的倾斜支持。“十四五”期间完成农村电网巩固提升工程总投资超过350 亿元。
坚持实施和推广以电代柴、以电代煤、以电代油，进一步扩大电能替代规模和范围，在燃煤（油、柴、气）锅炉窑炉、新能源汽车充电基础设施、港口岸电、电烤烟、电火锅、机场桥载、冰蓄冷、电驱钻井、电驱压裂等重点领域实施一批电能替代工程，力争到2025 年，年度替代电量突破190 亿千瓦时。
到2025 年，力争建成公（专）用充电桩12 万个，总充电功率220 万千瓦，满足电动汽车的充电需求。
依照国家构建全国统一电力市场体系要求，强化省间市场与省内市场的衔接，加快建立中长期交易为主、现货交易为补充的电力市场格局。推进辅助服务市场建设，完善电力辅助服务补偿（市场）机制，支持第三方参与提供电力辅助服务。完善符合四川特色的丰枯分期、适时切换的现货市场交易机制和制度体系。推进绿电交易市场建设和绿电溯源工作，建立有利于促进绿色能源生产消费的市场交易机制。有序放开竞争性环节电价，深化输配电价改革，完善分时电价机制。研究建立燃煤火电容量市场化补偿机制
研究碳达峰碳中和目标下水电上网电价形成机制，探索龙头水库电站两部制电价机制
落实抽水蓄能项目两部制电价政策；研究天然气调峰发电项目两部制电价。研究推动新型储能发展的商业模式和保障机制，完善新型储能支持政策
持续优化用电营商环境，推动“获得电力”服务水平不断提升，推进居民和低压用户用电报装“三零”服务，高压用户用电报装“三省”服务。推动成渝地区在电力规划、科技研发、装备制造、产业融合等方面不断深化合作，加强川渝两地电力互济和电力市场建设。与浙江、江苏、上海等能源需求中心加强战略合作，与华中、华北、华东等受端地区进一步研究中长期送电形式，探索东部地区对西部地区输出的可再生能源消纳权重进行补偿，在最大限度利用好现有通道能力的基础上协调推进多能互补建设。推动与西藏、云南、贵州、陕西等周边省（区）能源合作，重点研究推进藏电、西北电力入川和藏电接续转送，增强四川电网与周边省（区）电网的联系。
