手机浏览网
分布式电源。积极发展分布式发电，鼓励能源就近高效利用。放开用户侧分布式电源建设，推广“自发自用、余量上网、电网调节”运营模式。鼓励企业、机构、社区和家庭根据自身条件，投资建设屋顶式太阳能、风能等各类分布式电源。鼓励在有条件的产业聚集区、工业园区、商业中心、交通枢纽及公用机构等推广建设分布式能源项目。因地制宜发展中小型分布式中低温地热发电、沼气发电和生物质气化发电等项目。支持企业利用余热、余压、余气等余能建设发电项目。在有条件的沿海地区建设海洋能与风电、太阳能等可再生能源互补的海岛微电网示范项目。
(三)加强调峰能力建设
重视电力系统调节能力建设，坚持电源侧、电网侧、负荷侧多措并举，充分挖掘现有系统调峰能力，加快调峰电源规划建设，着力增强系统灵活性、适应性，破解新能源消纳瓶颈，提高电力系统运行效率。
抽水蓄能。综合考虑地形地质、水文气象等条件以及电网需求，合理布局抽水蓄能电站。在胶东负荷中心布局抽水蓄能电站，增强区域电网调峰能力，提高东部沿海核电基地电力送出和风电等可再生能源发电消纳水平;在“外电入鲁”通道落点集中的鲁中、鲁南地区布局抽水蓄能电站，保障电网以及特高压电网安全稳定运行。“十三五”期间，加快文登、沂蒙抽水蓄能电站建设，开工建设泰安二期、潍坊、枣庄等项目，适时启动沂蒙二期项目前期工作。
.天然气调峰电站。适度发展集中式天然气发电，积极发展分布式天然气发电，提高天然气发电调峰能力。优先发展燃气蒸汽联合循环热电联产机组，在济南、淄博、潍坊、青岛等经济发达、气源保障条件较好的城市率先规划建设集中式天然气发电。根据电网调峰需要和天然气供需情况，适时在沿海城市和重要用电负荷中心建设调峰与联合循环发电兼顾的天然气调峰机组，启动天然气调峰示范电站建设。在大气污染重点控制区域城市负荷中心，积极发展基于天然气发电的冷、热、电三联供分布式能源，实现能源梯级利用。规划到2020年，全省天然气发电装机规模达到400万千瓦。
推进煤电灵活性改造。实施煤电机组调峰能力提升工程，充分借鉴国际火电灵活性改造相关经验，加快推动热电机组储热改造和纯凝机组灵活性改造试点示范及推广应用。“十三五”期间，全省力争改造热电联产机组430万千瓦左右，改造纯凝机组510万千瓦左右。
优化调度运行。以节能环保低碳为目标，进一步优化电力系统调度原则和具体措施，合理确定各类机组的发电优先序位、用户侧的有序用电序位以及机组的调峰、轮停序位，结合中长期、日前交易电量及负荷预测安排开机组合。推行节能低碳电力调度，完善电力调峰成本合理补偿机制。加强对新能源发电的功率预测和考核，努力消纳可再生能源电力。
提高需求侧响应能力。建立健全基于价格激励的负荷侧响应措施，优化推广发电侧和用户侧峰谷电价机制，探索实行可中断负荷电价。进一步完善电力需求侧管理，整合系统运行、市场交易和用户用电数据，提高负荷侧大数据分析能力，增强负荷侧响应能力。多途径引导用户错峰用电，努力降低系统峰谷差率。试点开展储能示范工程建设，积极推进大容量和分布式储能技术示范应用与推广。
(四)优化电网网架结构
优化发展输电网，侧重发展配电网，加快智能电网建设，形成结构清晰、技术先进、运行灵活、安全可靠、经济高效、各级电网协调发展的坚强智能电网。
特高压电网。“十三五”期间，规划建设“两交两直一环”特高压工程，投运济南、潍坊、临沂、枣庄4座特高压交流变电站，以及临沂、青州特高压直流换流站。到2020年，形成“两交两直一环”特高压电网，全省接纳省外来电能力达到3500万千瓦左右。
500千伏主网架。重点围绕满足特高压电网送出、核电等大型电源建设以及负荷增长需求，进一步增加变电站布点，完善网架结构，加强输电通道间沟通，强化供电区域互供能力建设，完善末端局部环网，提高电网受电能力、输送能力和供电能力。
升级改造配电网。围绕中心城市(区)发展定位和高可靠用电需求，统筹配置空间资源，保障变电站站址和电力廊道落地，高起点、高标准建设配电网，着力提升供电保障能力。按照“远近结合、分步实施”的原则，合理确定网架过渡方式。采用成熟、可靠、技术先进、节能环保的设备设施，逐步更换运行状况差、高损耗设备，有序推进电缆通道建设。以信息网络技术和智能控制技术为支撑，推进配电自动化、通信网、用电信息采集的“全覆盖”，构建智能服务平台，实现配电网的灵活调控、优化运行。
