前  言
电力工业是支撑国民经济和社会发展的基础产业，是能源工业的重要组成部分，关系国民经济命脉和社会稳定，是实现全面小康社会发展目标，构建社会主义和谐社会的重要基础。
随着国民经济发展和人民生活水平的不断提高，对电力安全经济可靠供应提出更高的要求。然而，我省电力工业发展面临着电力需求与一次能源资源总量不足、电力发展与生态环境保护约束、能源利用效率偏低、支撑能力不足的挑战；面临着电力结构不合理、电网发展滞后的瓶颈制约。为实现我省电力工业健康协调可持续发展，提高电力工业的整体效益，必须转变电力发展方式，结合我省能源资源、运输和环保等具体条件，科学规划，统筹协调，优化电源结构和布局，充分发挥电网在能源资源优化配置中的功能与作用。编制和实施《福建省“十一五”电力发展规划》（以下简称《规划》），对实施我省电力产业化发展战略，引导电力产业布局，为海峡西岸经济区建设提供电力保障具有重要的意义。
《规划》以十六届五中全会精神为指导，以《福建省国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》为依据，围绕加快推进海峡西岸经济区建设，阐述了“十一五”期间我省电力工业发展的指导思想、发展目标、发展布局、主要任务及其保障措施，是指导全省电力发展的指导性文件，也是制定电力工业发展相关政策和安排重点项目投资建设的基本依据。《规划》由省电力公司和省发改委共同组织会同省经贸委、建设厅、物价局、环保局等有关部门编制完成。
《规划》基期年为2005年，规划期2006～2010年。

第1章 发展现状与发展条件

1、  发展现状
（一）发展成就。“十五”期间，在省委、省政府的正确领导下，福建省电力工业取得了长足的进步，圆满完成了“十五”规划目标，为“十一五”电力实现跨越式发展奠定了坚实基础。
1.发电能力持续增长。“十五”期间，我省电力工业保持持续较快发展，电源结构有所改善，发电保障能力得到提高，发电装机容量年均增长10.4％。至2005年底，全省电源装机容量1762.2万千瓦，五年净增装机容量718.6万千瓦。2005年全省累计发电量778.3亿千瓦时，全社会用电量756.6亿千瓦时，分别较上年增长18.0％、13.9％；发电最高负荷为1291万千瓦，用电最高负荷为1202万千瓦，分别较上年增长24.4％、15.9％。“十五”期间净增用电量355亿千瓦时，净增用电最高负荷571万千瓦，年均增长分别达13.5%、13.8％。
专栏一：   福建省“十五”电源装机、发电量结构图
 

2.电网建设成绩显著。“十五”期间，福建电网建成了从南到北、由后石电厂至福州变的500千伏沿海2～3回路主干通道，并通过福州变至浙江双龙变的2回500千伏线路并入华东电网，电能的输送、支援和交换能力得到显著提高，全省220千伏主网结构逐步向地区供电网架过渡，成为大部分地区电网的主干网架。至2005年底，已投运5座500千伏变电所，500千伏降压变总容量达680万千伏安，建成500千伏线路1351公里；已投运220千伏降压公用变容量1818万千伏安，建成220千伏线路5314公里。“十五”期间，全网累计新增500千伏降压变2座，扩建2座，新增变电容量440万千伏安，新增500千伏线路878公里；新增220千伏变电容量993万千伏安，线路1650公里。
3.实现跨省电力优化配置。福州至浙江双回500千伏联网线路分别于2001年底、2003年初建成投产，通过福建电网与华东主网的联网，为福建电网大型机组安全可靠运行及电力外送创造了条件，实现了跨省资源优势互补及更大范围内的资源配置作用。“十五”期间累计向省外送电103亿千瓦时，购电21亿千瓦时。
4.技术水平及可靠性不断提高。30万千瓦及以上的高参数、高效率、大容量火电机组已成为福建电网主力发电机组；以500千伏主网架为支撑的各级电网结构更趋合理，安全、稳定水平得到提高；全省和各地区电网的计算机监控调度系统进入了实用化阶段，电网运行基本实现了自动化、现代化管理，电网运行的可靠性、稳定性和经济性显著提高。城市电网结构及设备状况明显改善，供电能力和运行可靠性逐步提高。
专栏二：   福建省“十五”期间煤耗指标及电能质量
全省煤耗指标：
2000年发电标煤耗：341克/千瓦时，供电标煤耗：366克/千瓦时；
2005年发电标煤耗：327克/千瓦时，供电标煤耗：351克/千瓦时；
“十五”期间发电标煤耗降低14克/千瓦时，供电标煤耗降低15克/千瓦时。
全省电能质量：
2000年中枢点电压合格率为99.71％，频率合格率为99.97％；
2005年中枢点电压合格率为99.98％，频率合格率为99.995％；
“十五”期间中枢点电压合格率提高0.27％，频率合格率提高0.025％。
5.电力体制改革取得成效。按照国家总体部署，稳步推进电力工业体制改革。网厂分开工作已基本完成，发电环节形成多元化的投资格局，初步形成了华东区域电力市场；农电体制改革取得了新成效，已完成70％以上县网电力公司的股份制改造，为进一步深化电力体制改革积累了经验、创造了条件、奠定了基础。
6.电力环境保护工作得到加强。依靠科技进步，采取各种切实有力措施，开展环保综合治理工作，全省火电厂基本实现了烟尘和废水达标排放。严格执行建设项目环境影响评价制度和同时设计、同时施工、同时投产的“三同时”要求。电力工程水土保持、生态环境保护以及环境影响评价工作逐步得到加强。
（二）存在问题。社会经济发展对电力依赖程度越来越高，电力在能源消耗中的比重不断攀升。在电力需求与日俱增，资源日趋紧张，环境承载能力有限的情况下，我省电力发展面临新的挑战和新的问题。
1.一次能源需求缺口日益加大。我省能源资源主要是无烟煤、水能及风能资源，属缺能省份。随着电力需求的持续快速增长，发电所需一次能源从2000年的1377万吨标煤增加到2005年2545万吨标煤，发电用煤的外购和运输等困难日趋加大。“十五”期间，一度出现过部分电厂供煤紧张状况。一次能源供应成为制约福建电力发展的重要因素。
2.电源结构和布局不够合理。径流式水电所占比例较高，约占水电装机的70%；常规小火电机组比例仍然过大，单机容量为5万千瓦及以下的中小火电机组及自备电厂约占火电装机的13％；电网调峰能力不足；沿海重负荷区泉州地区主力电源不足，缺少功率支撑。
3.供电能力和供电可靠性需进一步提高。电网主干网架薄弱，抵御严重事故能力不足，稳定水平不高，城乡电网整体供电水平仍然偏低。500/220千伏存在电磁环网运行，尚不具备分层分区供电条件；地区受端电网仍较薄弱，特别是沿海地区骨干网络尚未健全，难以适应负荷快速增长的需求；电网的输电与配电、高压与低压，一次与二次环节之间的配置还不够协调，不同程度地影响着电网的安全稳定和经济运行。电网自动化水平较低，部分设备和线路陈旧，供电能力和供电可靠性受到影响。
  专栏三：  电磁环网与一次、二次系统
    电磁环网：指不同电压等级运行的线路，通过变压器电磁回路的连接而构成的环路。其弊端：电磁环网运行有可能造成不同电压等级电网潮流大范围转移而引起电网失稳及大面积停电。
一次系统：指由生产电能的设备以及变换、输送、分配电能的设备和各种消耗电能的设备组成的统一系统。
二次系统：指对一次系统的工作进行监测、控制、调节、保护以及为运行、维护人员提供运行工况或生产指挥信号所需的系统。
4.粗放式电力增长方式尚未根本转变。先进、适用、成熟的新技术、新材料和新方法的应用与世界先进水平有较大差距。洁净煤发电、核电、超超临界机组等高效清洁发电技术尚未应用。供电煤耗比先进国家高20～30克/千瓦时，电力工业劳动生产率总体上还远低于发达国家水平。
专栏四：  洁净煤技术及超临界、超超临界机组
洁净煤技术：指煤炭从开发到利用全过程中，旨在减少污染排放与提高利用效率的加工、燃烧、转化及污染控制等高新技术的总称。它将经济效益、社会效益与环保效益结合为一体，成为能源工业中高新技术竞争的一个主要领域。
洁净煤技术按其生产和利用的过程分类，大致可分为三类：
第一类是燃烧前的煤炭加工和转化技术。包括煤炭的洗选和加工转化技术，如型煤、水煤浆、煤炭液化、煤炭气化等。
第二类是煤炭燃烧技术。主要是洁净煤发电技术，目前，国家确定的主要技术是循环流化床燃烧、增压流化床燃烧、整体煤气化联合循环、超临界机组加脱硫脱硝装置。
第三类是燃烧后的烟气脱硫技术。主要有湿式石灰石/石膏法、炉内喷钙法、喷雾干燥法、电子束法、氨法、尾部烟气、海水脱硫等多种。石灰石（石灰）-石膏湿法脱硫是目前世界上技术最为成熟、应用最多的脱硫工艺。
超临界或超超临界机组：超过22.12MPa的主蒸汽压力称为超临界压力，超过27MPa的主蒸汽压力称为超超临界压力，相应参数的机组称为超临界或超超临界参数机组。
5.电力发展与资源、环境的矛盾日益突出。我省早期建成的大多数火电厂没有采取脱硫、脱硝等措施，年二氧化硫排放量约占全省工业二氧化硫总排放量的50％左右，若不采取相应措施，未来新增燃煤电厂将受到环保排放空间的制约。随着社会经济以及城乡建设的发展，输变电线路走廊和站址选择越来越困难，电网建设成本不断攀升，土地和线路走廊资源紧张与电网发展的矛盾突出。6.电力管理体制改革有待进一步完善和深化。电力市场化改革的配套政策、措施有待进一步完善，合理的输配电价形成机制亟待建立；电源与电网统一规划、电网建设适度超前的协调发展机制尚需进一步完善和加强；县级电网企业资产负债率高，发展后劲不足，管理水平亟待提高。
2、  发展条件
（一）市场需求空间
“十一五”时期是加快推进海峡西岸经济区建设的关键时期。根据我省“十一五”经济社会发展目标分析预测，2010年全省最高用电负荷为2070～2174万千瓦，需电量为1230～1292亿千瓦时。“十一五”期间，用电负荷、用电量年均分别增长11.5～12.6%、10.2～11.3%。新的发展形势和市场需求空间，对电力工业发展提出更高的要求。按照适度超前的原则，“十一五”电力规划将以满足高方案负荷增长的预测水平为依据进行电力电量平衡计算，全省电力总装机容量将达到3268万千瓦。
 
专栏五：  “十一五”电力市场需求预测
“十一五”期间我省各产业用电、居民生活用电需求预测：
第一产业：用电需求增长较缓，预计年均增速6％，用电量从2005年的8.8亿千瓦时提高到2010年的12亿千瓦时。
第二产业：用电仍占主导地位，预计年均增长10.6%，用电量从2005年的544.5亿千瓦时提高到2010年的902亿千瓦时。
第三产业：用电需求将继续保持平稳增长，预计2006～2010年第三产业用电年均增长12.8%，用电量从2005年的81.3亿千瓦时提高到2010年的149亿千瓦时。
居民用电：随着人民生活水平的提高、家电消费的多元化趋势以及电力消费观念的改变，居民生活用电需求将持续增长，用电比重上升，预计2006～2010年居民生活用电年均增长13.5%，用电量从2005年的122亿千瓦时提高到2010年的230亿千瓦时。
福建省2006至2020年电力市场需求预测          单位： 万千瓦、亿千瓦时、%   
年份  
实绩                年均增长率   
                  十一五 十二五 十三五   
高方案  负荷 1202 1431 1627 1812 1993 2174 3192 4352 12.6 8.0 6.4   
  电量 756.6 870 970 1078 1185 1292 1902 2594 11.3 8.0 6.4   
低方案  负荷 1202 1431 1610 1765 1918 2070 3021 4110 11.5 7.9 6.4   
  电量 756.6 860 960 1050 1140 1230 1800 2450 10.2 7.9 6.4 
 
专栏六： 电力电量平衡结果

高方案负荷水平平衡结果：2010年枯水年电力基本平衡，火电利用小时4933，其中燃气电厂按4000小时计算，煤电利用小时约5032；2010年平水年电力盈余133.5万千瓦；火电利用小时约4596，其中燃气电厂按4000小时计算，煤电利用小时约4659。 
（二）能源资源条件
1.省内能源资源。我省能源资源主要是水能资源、无烟煤资源及风能资源，目前未发现石油、天然气和核电燃料。
水能资源：全省可开发利用的水电装机1075万千瓦，年发电量约393亿千瓦时。水电资源大多分布在西北部，至2005年底全省已投产和在建水电装机容量占可开发装机容量的80％以上，进一步开发的潜力不大。
煤炭资源：全省煤炭累计探明储量为13.9亿吨，保有储量11.5亿吨,实际保有可利用资源量约7～8亿吨。煤炭品种单一，绝大部份为无烟煤且分布不均衡，目前主要作为建材、化工原料和省内中小型燃煤电厂的燃料用煤及民用煤，今后省内煤炭生产基本稳定在现有的水平。
风能资源：我省风能资源十分丰富，初步估算，全省沿海陆地风能资源总储量（10米高度）4131万千瓦，技术开发量607万千瓦。近海风能资源储量估计为陆地上的3～4倍，是今后省内可开发的主要能源资源。
潮汐能和生物质能资源：我省潮汐能资源较为丰富，主要集中于三都澳、福清湾、兴化湾和湄洲湾，“十一五”期间将深入开展潮汐能电站的前期工作，并充分利用我省农村丰富的生物质能资源，与环境保护相结合，在不断提高实用效果的同时，因地制宜地发展生物质能发电。
2.省外能源资源。总体上看，我国煤炭及水电资源较丰富，油气资源总量偏少。国内探明的石油、天然气、煤炭、水电等常规能源资源分别仅占世界资源总量的2.4％、0.94％、22％、9％，人均能源资源分别为世界平均水平的1/10、1/24、1、1/2.5。我国能源资源人均占有量较低，能源供应面临较大的压力。
我国能源资源与需求呈逆向分布。能源资源大部分分布在人口偏少或经济欠发达的西部地区，煤炭资源主要集中在华北、西北地区，其中华北地区占52.8％，西北地区占23.4％，其他地区占23.8％。水能资源主要集中在西部的云、贵、川、渝、藏地区，占全国的61.4％。东、南沿海发达地区一次能源较为匮乏，特别是长三角、珠三角地区一次能源资源严重匮乏，厂址资源已基本开发殆尽。为此，国家制定了西电东送、西气东输、北煤南运的能源流向布局及规划，我省虽处在国内电力一次能源流向的末端位置，但我省沿海可用于建设大容量煤电基地的深水良港资源较为丰富，为建设电力能源大省奠定了基础。
3.能源资源供应与平衡。根据规划期电力市场需求预测，2010、2020年分别需要电力一次能源约3941、7782万吨标煤，预计2010年、2020年省内供应量约1423、1550万吨标煤（含水电、煤炭、风电）。在充分利用本省能源资源的基础上，全省需要从省外（境外）引进一次能源约2518、6232万吨标煤，能源需求缺口日益加大，自给率分别为36.1％、19.9％，一次能源对外依存度进一步加大。
（三）其它相关条件
1.交通运输条件。根据交通运输规划，“十一五”期间将构建省内“二纵三横”铁路环网，加快铁路建设，到2010年全省铁路进出省通道增至6个以上，铁路正线里程达到2500公里以上，铁路运输条件将明显改善。
我省海岸线曲折漫长，优良港湾众多，港口资源丰富。三都澳、罗源湾、兴化港、湄洲湾、厦门港、东山港等6大港湾拥有23处可建20-50万吨级泊位的深水岸线，岸线总长达47公里，可建20万吨级以上深水港口泊位80个。得天独厚的区位优势和优良的港口资源，为我省利用国内外市场、引进一次能源资源，实现电力产业发展目标提供了有利条件。
2.用地与厂址资源。据初步测算，“十一五”期间我省建设大型电厂（含煤、气、核电）仅电厂厂区部分需占用土地约910 公顷，110千伏及以上的输变电工程项目需占用土地约973公顷。在厂址资源方面，初步统计，除现有电厂外，已开展前期工作的煤电厂址资源有5000万千瓦以上、核电厂址资源2400万千瓦、燃气厂址资源约1000万千瓦。

第2章 指第3章 导思想、发展目标第4章 及发展布局

“十一五”期间，我省电力发展应主动纳入国家能源战略，在合理利用本省一次能源资源的基础上，充分发挥得天独厚区位和优良的港口资源优势，积极引进省外、境外一次能源资源，实现电力产业化发展，延伸两翼，对接两洲，在更大区域范围实现电力优化配置，为海峡西岸经济区建设提供基础保障。
1、  指2、  导思想
以邓小平理论和“三个代表”重要思想为指导，全面落实科学发展观，紧紧围绕海峡西岸经济区建设和全面建设小康社会的总体目标，转变电力发展方式，大力实施电力产业化发展战略。以市场需求为导向，加快电源结构调整，优化电源布局和电网结构，加强周边互联，构筑安全、可靠、经济、环保的电力保障体系和坚强的现代化电网，实现电网与电源协调发展，为海峡西岸经济区建设提供强大的电力支撑，为建设资源节约型、环境友好型和谐社会做出贡献。
3、  基本原则
1、坚持以市场需求为导向。大力推进电力产业化发展，在更大区域范围实现电力优化配置。
2、坚持电源结构多元化。调整电源结构，优化电源布局，建立安全可靠经济环保的电力保障体系。
3、坚持电源与电网统一规划、协调发展。科学安排电源布局，适度超前建设电网，促进电网与电源发展相协调，主干电网与配网发展相协调，城乡电网发展相协调。
4、坚持依靠技术创新。转变电力发展方式，大力推广应用先进适用的新技术、新工艺、新设备、新材料，推动我省电力装备产业化发展步伐。
5、坚持开发与节约并举。节约优先、效率为本，大力提高电力一次能源利用效率和终端用能效率。
6、坚持电力发展与资源、环境相协调。加强电力行业的环境保护工作，处理好电力发展与城镇发展的关系，处理好电力发展与资源、环境保护关系，实现电力工业可持续发展。
4、  发展目标5、  
加快推进电力结构调整，建设充足电源，满足电力市场发展和参与区域电力资源配置，实现产业化发展。充分利用优良的港口资源，优化发展煤电；引进优质能源，建设燃气电厂；加快发展核电；合理利用水能，积极推进抽水蓄能电站建设；积极利用可再生能源及新能源发电，规模化开发、产业化发展风电。在沿海建成3～4回较坚强的500千伏主网架并向三明、南平、龙岩延伸，形成全省大环网结构。强化福州、泉州、厦门受端主干网架，具备电磁解环、分层分区的运行条件；加强与华东的联网并实现与广东互联；逐步建成坚强可靠、结构合理、运行灵活、管理科学、技术先进的现代化电网。
（一）电源发展目标
——发电总装机容量超过3200万千瓦，人均装机0.87千瓦。
——各类电源比例：水电28％、煤电64％、气电6％、风电2％；单机60万千瓦及以上的超临界或超超临界火电机组占火电装机60％以上。
（二）电网发展目标
——新扩建500kV变电站11座，增加变电容量1250万千伏安，新建改造500kV线路2237公里；新建跨省联网线路700公里及直流背靠背换流站1座。
——新扩建220kV变电站120座，增加变电容量2724万千伏安，新建改造220kV线路5057公里。
——城市电网新扩建110千伏变电站152座，增加变电容量947.4万千伏安；新建、改造110千伏线路1904 公里。
——农村电网新扩建110千伏变电站235座，增加变电容量约1013.9万千伏安；新建、改造110千伏线路4432公里。
——全省年用电量达1292亿千瓦时，人均综合用电为3467千瓦时，人均生活用电为617千瓦时，实现全省“户户通电”。
——500千伏容载比：1.5～1.9；220千伏容载比：1.8～2.1。
——电网中枢点电压合格率：达到100％。
——电网频率合格率：达到100％。
（三）电力环保目标
——环保指标明显改善，2010年全省火电二氧化硫排放量不超过17.3万吨。
——各种污染物排放全面达标，各电厂排放物执行《火电厂大气污染物排放标准GB13223-2003》（Ⅲ时段）、《污水综合排放标准GB8978-1996》（相应时段一级），并满足“酸雨控制区”有关规定。
——杜绝水电项目无序开发引起生态环境破坏。
——所有新建输变电工程做到环境影响评价和环境保护设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投产的“三同时”。
专栏七： 电厂排放指标
（1）《火电厂大气污染物排放标准GB13223-2003》（Ⅲ时段）中主要指标：
燃煤锅炉最高允许排放浓度（mg/m3）：烟尘50、二氧化硫400、氮氧化物450；
（2）《污水综合排放标准GB8978-1996》（相应时段一级）中的主要指标：
污染物最高允许排放浓度（mg/L）：PH值6～9、悬浮物（SS）70、化学需氧量（COD）100。
（四）电力节能目标
——火电供电标煤耗：小于335克/千瓦时；
——火电综合厂用电率：小于6.0％；
——除自备电厂、热电联产、煤矸石发电、余热发电机组外，单机5万千瓦及以下燃煤机组应全部退役；
——优化电网结构，合理布局变电站，缩短供电半径，电网线损小于5.5%。
6、  发展布局
1、电源建设布局。按照构建安全、可靠、经济、环保的能源保障体系要求，充分发挥沿海港口和独特的区位优势，积极引进各种能源资源，建设沿海大型港口电源基地。根据我省资源特点及负荷分布，以实现分层分区供电、电力系统运行整体经济性和安全性最优为目标进行电源建设布局，在沿海建设一批大型港口电厂，做大做强电力产业。
2、电网建设布局。以加强沿海主干输电网架为重点，完善沿海500千伏通道，形成沿海相对独立的3～4回较坚强的500千伏主网架并向三明、南平、龙岩延伸，形成覆盖全省的500千伏大环网结构。以福州、泉州、厦门三大中心城市电网为核心，形成北部、中部、南部的环形主干网架，进一步强化重负荷区的受端网架，增强电网抵御自然灾害的能力。根据电厂、电网协调发展的原则，以及沿海大型电源项目建设情况，结合国家联网规划与特高压规划，延伸两翼，对接两洲，建设区域电网联网工程，构筑资源优化配置的平台，进一步发挥省际联网通道的功能和作用。

第5章 主要任务

1、  建设安全、可靠、经济、环保的电源保障体系
（一）建设燃气电厂。“十一五”期间建设与LNG接收站配套的350万千瓦燃气机组，包括莆田燃气电厂（4×35万千瓦）、晋江燃气电厂（4×35万千瓦）、厦门燃气电厂（2×35万千瓦）。
（二）加快核电建设。加快推进核电站前期工作，“十一五”期间开工建设宁德核电站，深化福清核电站前期工作，争取“十二五”投产并参加电力电量平衡。
（三）优化发展煤电。充分利用港口资源优势，大力发展沿海大型煤电，保障全省电力供应并积极参与区域电力优化配置。
1.燃用省外煤电厂：“十一五”规划建设的大型沿海港口煤电项目主要是：①国家发改委已列入2005-2007年规划的宁德火电厂一期（2×60万千瓦），可门火电厂一期（2×60万千瓦），江阴火电厂一期（2×60万千瓦），漳州后石电厂7号机组（60万千瓦）；②目前正在开展前期工作、规划2008－2010年建设的罗源火电厂一期（2×60万千瓦）、宁德火电厂二期（2×60万千瓦）、华能福州电厂三期（2×60万千瓦）、可门火电厂二期（2×60万千瓦）、泉州南埔火电厂二期（2×60万千瓦）。罗源火电厂、宁德火电厂、可门火电厂等沿海煤电厂积极研究从国外进口煤炭问题。
2.燃用省内煤电厂：根据福建省的无烟煤炭资源和生产能力，“十一五”不再新增燃用省内煤的电厂布点，主要是扩建龙岩坑口二期2×30万千瓦。
3.热电联产：泉州石狮沿海三镇工业区有稳定的工业热负荷，目前平均热负荷1200吨/小时，2010年平均热负荷达1468吨/小时。泉州地区电力负荷发展快，用电需求量大，按照热电联产方式，“十一五”建成石狮鸿山热电厂（2×60万千瓦）。
4.淘汰小火电机组，“以大代小”改造：“十一五”规划退役小火电机组113万千瓦，对永安火电厂、漳平火电厂进行“以大代小”改造，均建设2×30万千瓦循环流化床燃煤机组。
（四）合理开发水电。根据流域综合开发利用规划合理开发水能资源，按环保、安全等要求，开展小水电清理整顿，严格控制小水电项目无序开发。续建尤溪街面水电站（30万千瓦）、宁德洪口水电站（20万千瓦），规划建设仙游抽水蓄能电站（4×30万千瓦）。
（五）鼓励风电开发。按照规模化、产业化的要求发展风电，“十一五”规划建设风电60万千瓦。依托风电规模化发展，高起点、高标准引进发电设备制造项目，延伸风电产业链。
 
专栏八：  2005、2010年福建省电源装机               单位：万千瓦   
年       份 2005 2010   
全省装机容量 1762.5 3268   
其中：水电 822.5 872.5   
抽蓄 0 30   
煤电 934.5 2095.5   
气电 0 210   
风电 5.2 60 
2、  构筑海峡西岸坚强的现代化电网
（一）构建坚强的主干电网，提高电网输电能力
1.西北部500千伏网架工程：建设宁德～南平～三明～水口的500千伏线路以及500千伏三明变、南平变，初步形成了西北部500千伏电网，满足西北部的三明、南平电网负荷发展要求。
2.加强沿海中北部输电通道工程：建设福州～东台～莆田的第2回500千伏线路工程，满足北部电源的电力向中部负荷中心输送，加强和完善中北部电网结构。
3.加强中南部受端电网工程：建设500千伏泉州北变、惠泉变以及泉州南、北间的第2输电通道(泉州北～晋江双回路)，加强中南部受端电网的主干网架，构筑坚强的泉州受端电网，满足中南部地区电力需求。
4.西部环网工程：建设三明～龙岩～漳州线路以及500千伏漳州变、龙岩变，加强南北断面的输电通道，减轻沿海线路的输送功率，满足西部电源送出的需要，实现全省500千伏大环网。
5.城市500千伏输变电工程：重点规划新建500千伏东台、连江、海沧变、扩建福州变等输变电工程, 满足福州、厦门城市的负荷发展需要。
6.大型电源送出工程：建设后石至泉州第二回线路工程，同时配合可门、宁德、江阴、罗源等电源建设，相应建设500千伏送出网架及500千伏宁德变，以满足大型电源送出要求。
（二）加强与周边电网联网，增强资源优化配置能力。建设福建与华东主网联网的第二通道和福建与广东联网工程，提高电网安全稳定运行水平，促进电网在更大范围内优化配置电力资源。深入开展福建向金门、马祖等地区供电的研究工作，促进海峡两岸共同繁荣，互惠双赢。
（三）改善地区电网结构，实现分层分区供电。加强和完善500千伏电网，基本具备电磁解环运行条件，逐步实现分层分区供电。加强地区220千伏电网，完善地区骨干电网，改造老旧线路，满足地区负荷发展需求。
1.福州电网：结合华能福州电厂扩建，改造东北部电网；通过东台变接入，加强南部电网；围绕市区负荷中心加强220千伏主干网络，形成以东台变、福州变和连江变、水口水电站、华能电厂五大电源为支撑的全区性双回路环网结构。
2.莆田电网：围绕莆田市区负荷中心加强220千伏主干网络，形成以西部500千伏莆田变、南部湄洲湾电厂、莆田燃气电厂为电源支撑的环网结构。
3.泉州电网：结合晋江燃气电厂以及500千伏泉州北变、惠泉变的建设，加强220千伏受端电网建设，220千伏电网形成：南部以晋江燃气电厂、石狮热电厂、晋江变、泉州变为电源支撑的三个环型电网；东北部以南埔电厂一期、惠泉变为电源支撑的环网结构；西北部以500千伏泉州北变和南埔二期为电源支撑的环型电网。
4.厦门电网：加强进岛通道建设，“十一五”期间四个220千伏进岛通道基本形成；结合海沧变、厦门燃气电厂建设，形成以北部厦门变、西南部海沧变和嵩屿电厂、东部厦门燃气电厂为电源支撑的坚强环网结构。
5.漳州电网：结合500千伏漳州输变电工程建设，完善主干电网结构；围绕负荷中心，加强220千伏主网架，市区形成漳州变～东区～角美～总山～凤园～九湖～漳州变的双回路环网；南部形成漳州～天福～莆美～东山辐射式网架；西部形成棉花滩～紫荆～凤园双回路网架。
6.龙岩电网：结合500千伏龙岩输变电工程建设，加强地区220千伏主干电网，逐步形成环绕市区、西北部、西南部电网的网架结构，提高龙岩电网盈余电力送出能力。
7.三明电网：结合500千伏三明输变电工程建设，形成以500千伏三明变、池潭水电站、永安电厂、街面水电站为地区主电源的220千伏受端电网。
8.南平电网：结合500千伏南平输变电工程建设，形成以500千伏南平变、沙溪口水电站为地区主电源的220千伏单回环网结构(局部断面双回路)。
9.宁德电网：结合500千伏宁德开关站主变扩建，初步形成以宁德变为中心的供电格局。
（四）加快城乡电网建设，提高供电可靠性
1.城市电网：进一步加强福州、厦门、泉州三个城市的电网建设，其他六个城市电网建设改造结合城市的建设改造同步进行，着重解决城网结构中的薄弱环节，加强主网结构，提高电网抵御自然灾害能力。形成并完善110千伏城网，满足市中心区负荷增长的需要，规划城网110千伏系统容载比达到2.1左右。加大中、低压配电网络建设和改造的力度，建设供电能力强，运行灵活、安全可靠、经济的现代化配电网。城市中心区结合市政建设要求，逐步提高电缆化率。提高城市中心区10千伏配网达到“N-1”可靠性标准的比例、线路绝缘化率，配电馈线自动化率达到100%。城市郊区、乡镇以架空线路供电方式为主，建成绝缘化、无油化、分段合理、手拉手互转互供能力强的供电网络。在实现变电站综合自动化监控的基础上，实行变电站集中监控运行模式。加快调度自动化和配网自动化的建设步伐，不断提高城网综合自动化水平。
2.农村电网：进一步加强县域电网的建设，提高农村电气化水平，为海峡西岸社会主义新农村建设提供电力保障。加大对农村电网的投入，改善农村电网结构，提高供电和服务质量，建成与上一级电网相衔接、结构合理、技术适用、安全可靠、运行灵活的较为坚强的县域电网。到“十一五”期末，全省县及县以下年人均用电量超过2000千瓦时,农村年人均用电量超过1000千瓦时,建成 8 个新农村电气化示范县、80 个新农村电气化示范乡（镇）、800 个新农村电气化示范村。解决无电农户的用电问题，全面实现福建省农村“户户通电”。
（五）加强二次系统建设，提高运行管理和安全稳定水平
1.电网继电保护及安全自动装置：大力推广新一代微机型继电保护，推广应用原理先进的数字式电流差动保护，提高保护正确动作率；完善智能型、微机化的全网安全稳定控制系统，逐步建设在线稳定控制系统；建成继电保护及故障信息处理系统，提高故障测距精度，运用现代化手段处理电网故障信息和保护管理信息，为事故处理和管理决策提供科学依据。
2.电力系统通信：采用国内外的新技术、新设备，装备和改造现有通信网，建成与现代电网相适应、能为社会提供信息服务、能传送多种信息、具有中高速传输能力的综合业务数据网，为电力安全生产和社会提供优质信息服务。
3.调度自动化：建设新一代EMS系统，建立电力调度数据网络，完善电量计费系统、雷电系统、AVC及AGC系统、电力市场技术支持系统。
3、  建设节约型电力工业
（一）积极推进发电侧能源节约
    选用大容量、高参数、高效率机组，以降低煤耗，提高能源利用效率。至2010年60万千瓦及以上机组的装机容量将占火电装机的60%。全省火电供电标煤耗比“十五”末期下降16克/千瓦时左右，达到335克/千瓦时，2010年火电节约燃料约160万吨标煤。
严禁建设并逐步淘汰高能耗、低效率的中小火电机组。“十一五”期间除生产工艺需要的自备电厂、热电联产、煤矸石发电、余热发电机组外，淘汰单机5万千瓦及以下的小火电机组113万千瓦。积极开展节能技术监督，加强节能动态检查考核，开发“节能管理和分析系统”。加大老电厂技术改造力度，加强科学管理，减低电厂的发电煤耗率和厂用电率。合理控制火电厂的耗水指标，积极推广先进的节水技术和排水的重复利用技术，努力降低耗水量，提高复用水率和废水回收率。推广应用、改进完善无烟煤燃烧技术。充分重视水库优化调度，精心协调水调与电调、防洪与发电的关系，落实节水增发电措施，提高节水增发电率。
（二）深入开展电网侧节能工作
加强节能工作，严格执行各项线损管理制度；合理安排变电站布点和网络结构，降低线路损耗；简化电压等级，城市电网除厂矿专用变外，限制并逐步取消35千伏电压等级；加强配网建设改造，均衡配网潮流，提高配网输电能力。
按照无功分层就地平衡的原则，配置无功补偿装置，使各电压等级的功率因数满足规定要求；加强用户无功管理和力率考核，确保无功就地平衡；推广节能技术，新建、扩建变电站全部采用低损耗变压器；更换改造老旧线路，增大导线截面；加强计量管理和用电管理。
专栏九：国家《节能中长期专项规划》确定的我国电力工业节能的主要方向
1、 大力发展60万千瓦及以上超临界、超超临界机组、大型联合循环机组，提高资源利用率；
2、 采用高效、洁净发电技术，改造在运火电机组，提高机组发电效率；
3、 实施“以大代小”、“上大压小”和小机组淘汰退役政策，提高单机容量；
4、 发展热电联产、热冷联产和热电煤气多联供；
5、 推进大区联网，实施电网经济运行技术；
6、 采用先进的输、变、配电技术和设备，逐步淘汰耗能高的老旧设备，降低输、变、配电损耗；
7、 采用天然气发电机组替代燃油小机组；
8、 优化电源布局，适当发展以天然气及其他工业废气为燃料的小型分散电源；
9、 减少电厂自用电。
（三）加强电力需求侧管理工作
建立、健全用电设备的节能标准、标识准入制度；研究电力需求侧管理的相关电价政策，利用经济杠杆调节电力需求；推广绿色照明工程、建筑节能工程、电动机系统节能工程、空调系统调荷节电工程、变压器节能工程和蓄能电池新技术，力争每年节约高峰电力22万千瓦；推进需求侧管理示范项目建设，每年力争建成20家综合节电示范项目，节约电力5万千瓦；鼓励建设蓄热电锅炉、冰蓄冷空调等电蓄能工程，每年新增用电容量3万千瓦；实施需求侧管理项目税收优惠政策，完善对电网企业和电力用户实施电力需求侧管理的激励机制，力争每年通过经济手段转移高峰负荷30～40万千瓦；建立电力需求侧管理监督考核体系，开展科学用电系列宣传活动和电力需求侧管理培训，构建需求侧管理长效工作机制。
4、  促进电力工业技术进步
（一）推广高效清洁发电新技术。大力采用单机容量为60万千瓦及以上的大容量超临界或超超临界机组技术；采用循环流化床、大容量机组烟气脱硫脱硝技术；积极发展洁净煤燃烧技术和燃气蒸汽联合循环技术。
（二）研究采用节约型电网新技术。研究采用同杆多回和紧凑型输电线路技术，大容量输变电技术，深化变电站自动化、智能化技术应用水平，采用标准化典型设计，统一设备规范，采用高效低耗的电网设备，研究采用短路电流控制新技术以及新型动态无功补偿技术，研究特高压输电技术，为福建发展特高压电网奠定基础。
5、  加强环境保护
（一）加强电厂主要排放物的控制
1.二氧化硫排放控制：调整电源结构，采用洁净能源（如LNG），降低单位发电量污染物排放量。新增燃煤电厂均必须按国家标准采取脱硫措施，达标排放；加快对已建未脱硫机组进行技术改造，“十一五”期间，对嵩屿电厂、华能福州电厂的老机组进行脱硫改造，并通过“以大代小”对永安、漳平电厂未脱硫机组进行替代改造，湄洲湾火电厂等现有未脱硫火电机组均应于2010年底前配套脱硫设施，大幅降低省内燃煤电厂的二氧化硫排放量。对燃煤平均硫份大于1％且在“两控区”内的电厂，改燃低硫煤。加快退役小火电机组。
2.氮氧化物排放控制：已采取脱硝措施的后石电厂、嵩屿电厂要确保运行可靠。“十一五”及以后新扩建电厂必须考虑降低氮氧化物排放的措施，采用低氮燃烧技术以及安装烟气脱除氮氧化物装置。
3.烟尘排放控制：新建火电厂采用静电除尘器除尘，综合除尘效率大于99.8％。对于部分循环流化床机组，除了采用静电除尘器外还要另加布袋除尘器，确保烟尘排放浓度小于50毫克/标准立方米。
4.煤粉扬尘控制：老电厂敞开式储煤场应改造为封闭式，新建燃煤电厂均要配套建设封闭式煤场，避免煤粉扬尘污染。
5.烟气检测：所有火电厂安装烟气等主要污染物在线监测装置，确保运转正常，并与环保部门监控系统联网。
6.污水排放控制：所有电厂灰水及工业废水实现零排放，生活污水达标排放。有条件的地方尽量利用中水，实现资源综合利用。
（二）完善输变电环境保护
1.严格执行国家关于工频电磁场技术标准：加强电网的环境监测，开展输变电项目环评，对竣工输变电项目进行环境保护竣工验收，确保输变电工程的电磁环境参数达到环境保护指标要求；对现有220千伏及以上工程的电磁环境状况进行总结研究，开展变电站电场、磁场和电磁场、噪声综合防治工作。
2.周边区域生态环境保护：控制、减少新建输变电工程在施工期对植被的破坏，及时恢复植被，做好水土保持工作。变电站运行期的生活污水必须达标排放，城市变电站运行期的生活污水还应纳入城市污水管网；严格实施SF6的使用管理，确保SF6的零排放。
（三）建立环保长效工作机制
1.管理制度建设：建立ISO14001环境管理体系，实施环境保护责任制；逐步推行新建工程项目公示制度，完善有社会公众积极参与和环境保护部门监管的运行机制；建立环境保护信息体系和环境保护突发事件应急机制。
2.标准化工作：总结电厂、输变电环境保护方面的工作经验和技术成果，逐步健全电力行业环境保护标准。

第6章 保障政策措施

为构筑安全、可靠、经济、环保的电力保障体系，加快电力产业发展步伐，实现“十一五”电力发展规划目标，必须在推动电力建设项目落地、电力建设环境、电价形成机制、电力技术升级等各方面提供全方位保障。
1、  加强项目前期工作
深化实施项目带动战略，通过规划生成项目，超前开展电源、电网建设项目的前期工作，继续深化“十一五”电源项目、省内220千伏及以上电网项目的前期研究，做好项目储备，积极落实项目建设条件，推动项目尽快落地。加快推进福建与华东主网联网第二通道、与广东联网项目建设。
2、  营造良好的电力建设环境
做好电力发展规划与各级土地开发利用总体规划、城市总体规划和城镇体系规划的衔接，各级政府要把电力建设项目纳入各级国民经济发展规划和相关行业规划。贯彻落实《福建省电网建设若干规定》，加强对电力建设的领导和协调，及时协调落实厂址、站址、走廊通道资源和项目用地，协调电力建设与城镇发展的矛盾，保证电力建设项目能够顺利实施。
3、  推进电力价格改革
    配合华东电力市场的运行，积极稳妥地推进竞价上网，促进发电企业降低能耗、约束成本和提高效率；建立有利于减排降耗的电价机制，利用价格杠杆鼓励投资者建设大容量、低消耗的发电机组；贯彻实施《可再生能源发电价格和费用分摊管理实行办法》，鼓励和促进我省可再生能源发展；继续改革和完善水电上网电价管理制度，引导水电发电企业的合理投资；合理制定热电联产及资源综合利用发电项目的价格政策，促进热电联产及资源综合利用发电产业的健康有序发展。
积极推进输配电价改革，建立健全电网经营企业的成本约束机制和经营机制，以适应电力市场化改革要求。按照国家的统一部署，做好我省输配电价改革试点工作。逐步改革、规范销售电价分类和结构，进一步简化销售电价分类，合理确定各类用户的比价关系；继续推进城乡用电同价工作，逐步扩大同价范围；制止越权出台优惠电价政策，规范电价管理，营造公平的用电环境；逐步扩大两部制电价的实施范围；继续完善各项电价制度。
进一步完善电力需求侧管理的若干电价政策。完善峰谷分时电价办法，促进电网移峰填谷；完善居民用电价格政策，引导居民合理用电；实施差别电价政策，抑制高耗能行业的盲目扩张，促进产业结构调整和升级；完善趸售县季节性电价政策，减少水电站弃水，优化水能资源配置。
4、  推进电力技术升级
根据建设资源节约型、环境友好型社会的总体要求，高度重视节约土地资源和加强环境保护，积极采用大容量机组、大容量变压器、大截面导线和高效的输电技术、小型化设备，以及其他成熟适用技术，转变电力发展方式，合理配置资源。
加大科技投入和开发力度，着力解决电力发展中迫切需要解决的技术问题，全面推进电力技术升级。加快先进技术的引进、消化吸收和再创新，大力推进核心技术产业化和新技术应用，研发具有自主知识产权、高科技含量的先进系统和装置，加大先进适用电力新技术的推广应用力度。
加强节能技术研究开发。鼓励超超临界、循环流化床、新能源等新型、环保型、节约型发电新技术在我省的推广应用。强化电网先进实用技术的推广应用，做好电力项目设计标准的研究、更新，减少土地、水等资源占用；开展用户侧节能技术的研究，推广用户侧节能新设备、新技术。
5、  引进国外能源资源
利用我省优越港口条件，鼓励发电企业加强国际能源合作，积极开辟境外的能源资源供应来源，为电力发展提供资源保障。引导大型发电企业面向国内外市场寻找能源资源，签订长期供应合同，建立稳定的供应渠道。鼓励发电企业直接到国外建立能源生产基地。在沿海港口建设能源储备和中转基地，为电厂提供服务。
6、  建立健全投资机制
加强引导，建立竞争有序、公开公平的投资机制，对资源性开发项目引入竞争机制，通过招标选择业主；积极引导社会资本参与投资我省电力建设，多渠道筹措建设资金，保证电力项目顺利实施，确保电力事业有序发展。