推动“互联网+”智能电网建设。全面提升电力系统的智能化水平，提高电网接纳和优化配置多种能源的能力，满足多元用户供需互动。在电源侧，重点加强传统能源与新能源发电的厂站级智能化建设，促进多种能源优化互补。在用户侧，加快构建“互联网+”电力运营模式，推广双向互动智能计量技术应用。全面推广智能调度控制系统，提升信息平台承载能力和业务水平，开展智能电网支撑智慧城市创新示范，推动智能电网发展。
(五)积极实施电能替代
立足能源清洁化发展和大气污染防治，以电能替代散烧煤、燃油为抓手，不断提高电能占终端能源消费比重、可再生能源占电力消费比重及电煤占煤炭消费比重。综合考虑节能环保效益、财政支持能力、地区潜力空间、电力体制改革和电力市场交易等因素，结合替代方式的技术经济特点，聚焦供暖供冷、工业生产、交通运输、农业生产、家居家电等五大领域，因地制宜推进热泵供暖供冷、电蓄能供暖供冷、分散采暖“煤改电”、工业锅炉“煤改电”、工业窑炉“煤改电”、油田钻机“油改电”、皮带传输“油改电”、电动汽车推广、轨道交通建设、港口岸电推广、空港陆电推广、农产品生产“煤改电”、农业排灌“油改电”、厨房电气化推广以及洁卫电气化推广15项电能替代工程。开展差别化试点探索，实施一批试点示范项目。
按照“桩站先行、适度超前”原则，以用户居住地停车位、单位停车场、公交及出租车场站等配建的专用充电设施为主体，以公共建筑物停车场、社会公共停车场、临时停车位等配建的公共充电设施为辅助，以独立占地的城市快充站、换电站和调整公路服务区配建的城际快充站为补充，推动电动汽车充电基础设施体系加快建设。加大停车场与充电基础设施一体化建设支持力度。探索电动汽车充放电与电力系统互动，改善系统调峰能力。到2020年，建成充电站920座、充电桩35万个。
(六)开展电力精准扶贫
充分发挥电力建设在脱贫攻坚战略中的基础性作用，以满足用电需求、提高供电质量、促进智能化为目标，着力解决农村地区供电薄弱问题，支持经济发展，服务社会民生。
积极开展光伏扶贫。坚持“省级统筹、县负总责，统一规划、分步实施，政策扶持、合力推进”的总体思路，建立健全政府补助、社会帮扶、金融支持、帮扶单位和用户出资等多种途径相结合的资金筹措机制，因地制宜推进集中式、分布式光伏发电项目建设。到2018年，力争惠及10万个贫困户，让贫困群众获得长期稳定的收益。
加快农村电网改造。实施贫困村农网改造“全覆盖”、农村机井电力“井井通”以及自然村动力电“村村通”工程。全面系统推进配变台区、老旧线路和低压户表建设和改造，有效缩短供电半径，提高户均配变容量，全面解决“低电压”、“卡脖子”问题，不断提升贫困地区供电可靠性和电力服务水平。结合高标准农田建设和推广农业节水灌溉等，统筹推进平原、丘陵、山区机井通电设施建设，加强和规范机井通电设施管理和维护，提升农业排灌电力服务水平。2016至2017年，建设改造42万口机井电力设施，惠及农田4200万亩以上。解决294个自然村未通动力电问题，全面实现自然村动力电“村村通”。
(七)深化电力体制改革
遵循“三放开、一独立、三强化”的改革路径，加快构建“有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效”的市场体制，形成具有竞争活力、健全完善的现代电力市场体系。
理顺价格形成机制。开展输配电价成本调查、监审、各电压等级输配电价水平测算，输配电价逐步过渡到按“准许成本加合理收益”原则和分电压等级核定。放开竞争性环节电力价格，分步推进发售电价格市场化。结合电价改革进程，逐步减少工商业内部交叉补贴，妥善处理居民、农业用户交叉补贴。
推进交易体制改革。按照“一注册、一承诺、一公示、三备案”的程序，改革市场主体准入制度，规范市场主体准入标准。建立相对稳定的中长期电力市场交易机制，组建相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台。在推进中长期交易基础上，开展电力市场现货交易机制研究，根据山东电源布局、负荷特性、电网结构等因素和市场成熟条件，适时开展现货交易试点。适应电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务新要求，完善并网发电企业辅助服务考核新机制和补偿机制，建立用户参与的辅助服务分担共享机制。
有序放开计划管理。根据市场发育程度，在确保电网稳定运行和可再生能源电力消纳的前提下，有序放开除公益性、调节性电量以外的其他电量计划。坚持节能减排和清洁能源优先上网的原则，确保规划内的风能、太阳能、水能、生物质能等清洁能源发电和常规机组调峰调频电量按照政府定价优先上网，促进清洁能源多发满发。稳步推进售电侧改革，多途径培育售电主体，有序向社会资本放开配售电业务。
规划自备电厂监管。新(扩)建燃煤自备电厂项目(除背压机组外)要统筹纳入国家依据总量控制制定的火电建设规划。进一步完善对自备电厂应承担的各类基金、交叉补贴和系统备用费用征缴措施。加强自备电厂在线监测，推动自备电厂与环保、监管等部门和电网企业联网。积极探索促进现有“孤网”机组规范运行并健康发展的有效途径和方式，推动自备电厂转型升级。
第五章 环境影响
对规划实施后可能造成的环境影响进行分析、预测和评估，提出预防或减轻不良环境影响的对策和措施，并给出环境影响评价的结论。
(一)环境影响分析
规划实施后，对自然环境的影响主要包含以下几个方面。一是，土地资源占用，电力规划的实施不可避免地将占用少量土地资源,有可能限制附近土地利用方式和功能;二是，空气环境影响，电源、电网项目建设过程中产生的二次扬尘以及火电项目运行过程中排放的烟尘、氮氧化物和硫化物对空气环境有一定的影响;三是，生态环境影响，电源、电网项目的建设将有可能改变其原有的土地使用功能，在生态敏感区域,有可能影响生态环境;四是，噪声环境影响，电源、电网项目建设过程中的噪音以及电气设备和输电线路产生的电磁噪声对声环境可能造成某些影响;五是，电磁环境影响，电气设备运行过程中会产生一定强度的工频电场、工频磁场和无线电干扰等电磁影响;六是，水体环境影响，电源、电网项目建设及运行过程中产生的生活污水、生产废水若不经处理，则可能对地面水环境以及周围其它环境要素产生不良影响;七是，固体废物处置，电源、电网项目建设过程中产生的建筑垃圾、生活垃圾，电源项目运行过程中产生的锅炉灰渣、核废料，以及电网项目运行过程中产生的变压器冷却油废弃沉积物,若不经处理，其排放会对环境造成一定的累积影响。
(二)环境保护措施
优化调整电源结构。控制煤电机组总量、加快淘汰分散燃煤小锅炉，大力推动绿色电力生产，促进新能源和可再生能源发展。扩大风电、光伏、核电等装机规模，提高“外电入鲁”中可再生能源电量比重;稳步推进燃气蒸汽联合循环热电联产机组和天然气冷、热、电三联供分布式能源的发展。
科学布局项目站址。根据自然资源禀赋和负荷空间分布进行电源、变电站布点，正确处理项目站址与农业、其它工业、国防设施和人民生活等方面的关系，使项目布局与城市规划相协调。项目位置需满足其进出线的条件，注意节约用地，少拆迁房屋，减少人口迁移，减少土石方量。确保项目工频电场、工频磁场、噪声等对周边环境的影响符合环保的标准要求。
优化电网线路路径。高压线路走廊布局要结合地方城市规划建设及交通设施发展情况、自然保护区及文物保护情况、军事设施及通信设施的布置情况、林业情况、矿产情况、水文及地质情况、交通及沿线污秽情况，统筹兼顾，相互协调。高压线路在确保电网安全可靠前提下，尽可能采用同塔双回、同塔四回架设，以减轻对土地利用的影响。线路走廊尽量避开景观阈值低的敏感区域，包括森林公园、游览区等。城市线路走廊尽量沿城市规划生态廊道、城市规划道路绿化带布设，远离居民区，使规划输电线路走廊的建设对城市景观的影响最小化。在居民相对密集区线路应根据周围环境特点，将输电线路杆塔美化，以引导观景者认同并接受输电线路杆塔的存在，不致引起不愉悦、不舒适感。
提升装备环保水平。火电项目重点发展600MW、1000MW级超临界、超超临界高效、大容量发电机组以及300MW级以上高效热电联产机组，加装除尘、脱硫脱销、废水处理、隔声消声等装置，降低对周边环境的影响。变电站建筑的型式尽量保证与周围景观协调，设备选型标准可适当提高，以节省材料、降低损耗。变电站内安装变压器用油排蓄、污水处理等系统，减少环境的污染。电力线路建设标准可适度提高，以降低输电线路电磁环境影响，降低电能损耗。
加强环境风险管控。工程施工过程中应按照相关法律法规的要求，施工工序要安排科学、合理，土建施工一次到位，避免重复开挖;施工期应尽量避开雨季，最大程度地减少雨季水力侵蚀，如无法完全避开雨季，则采取临时挡护和覆盖的措施;临时堆土点也应避开水源保护区、远离水体，施工废水和废渣应禁止向水源保护区水体直接排放;施工结束后及时清理施工遗弃物，集中外运妥善处置，并进行植被恢复。
(三)环境评价结论
山东电力“十三五”发展规划的实施,将综合考虑项目建设对地区环境的影响，从宏观角度，控制煤电项目总量发展，促进新能源和可再生能源发展，降低项目对环境的影响，从微观角度，采取有利于地区环境保护的相应措施，提升设备环保水平，实现电力规划与地区总体规划协调发展，将明显改善空气质量，对大气污染防治具有重要意义。
第六章 保障措施
(一)强化规划引导
加强规划体系建设，实现电力规划与能源规划之间、省级规划与全国规划之间有效衔接，提高规划权威性、约束性和执行力，突出规划对电力行业发展的指导作用。建立规划动态调整机制，及时对规划进行必要调整，确保规划紧密契合发展要求。完善规划实施机制，构建有效管用、简便易行的检查、监督、评估、考核机制，充分发挥规划导向、评价、激励、约束作用，开展规划后评估，保障电力规划有效执行。
(二)完善法规政策
落实中央9号文件要求，制定出台电力体制改革实施方案及配套政策办法，积极推动电力体制改革。健全财税政策，积极争取各级资金用于支持贫困地区农村电网改造、光伏扶贫等重点领域和薄弱环节电力基础设施建设。改进价格体系，形成有利于推动煤电结构调整、鼓励新能源发展、促进电网调峰设施建设运营的科学、灵活价格机制。
(三)推动对外合作
深化与西部能源省份间战略合作，推进外电入鲁工程建设，积极接纳省外来电。支持鼓励省内能源生产和装备制造企业走出去，积极融入国家“一带一路”战略，参与省外能源资源开发与项目建设，为做大做强省内企业提供有利条件。继续加强同国家电网公司等中央电力企业战略合作，利用大型国有企业技术、资金优势，推动特高压电网、核电等重大电力项目建设，提升带动电力及相关产业快速发展。
(四)拓宽融资渠道。
鼓励和吸引民间资本进入电力领域，依照国家要求参与电力项目建设，形成多层次、多元化、多渠道的投融资格局。鼓励各类金融机构创新和灵活运用多种金融工具，加大对电力领域的融资支持。继续支持符合条件的电力企业通过股票、债券市场进行融资，通过促进股权投资基金和创业投资基金规范发展，保护投资者权益。统筹运用各级财政资金，继续对沂蒙革命老区、中原经济区等欠发达地区电力建设给予重点支持，巩固电力基础设施薄弱环节，助力新型城镇化建设。
(五)规范项目管理。
积极争取外电入鲁、核电、大型电源等重大项目进入国家规划，完善项目前期工作，落实项目实施条件，加强项目储备管理。严格按照发展规划和年度计划有序组织各种电源项目建设和电网布局，严格规范项目开工建设程序，防止出现电力项目违规建设、盲目投资，避免造成电力供应过剩或供应紧张。加强项目动态管理。建立规划、核准项目动态管理和跟踪调度机制，及时了解项目进度，确保规划项目按期建成，保障电力供应;建立规划项目调整退出机制，对因建设条件发生变更无法及时实施的规划项目，及时作出调整，保障规划顺利实施。
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