2011年，我國經濟持續平穩較快發展，國家頒布了國民經濟與社會發展“十二五”規劃綱要，印發了《“十二五”節能減排綜合性工作方案》，出臺了新的《火電廠大氣污染物排放標準》。國家能源局編制提出了“十二五”能源發展規劃、水電發展規劃及新能源發展規劃等專項規劃（征求意見稿），并廣泛征求意見。日本發生了福島核電站泄露事故后，國際上對核電發展出現不同聲音。
在2010年編制提出《電力工業“十二五”規劃研究報告》的基礎上，為進一步推動電力規劃研究成果納入國家能源和電力“十二五”規劃，促進電力行業科學發展，中電聯2011年牽頭開展了電力工業“十二五”規劃滾動研究工作。
滾動研究按照我國國民經濟與社會發展“十二五”規劃綱要對電力的要求以及國家今年出臺的涉及電力發展相關政策法規，參照國家能源、水電等“十二五”規劃征求意見稿的相關成果，結合國家宏觀形勢變化及其年度經濟運行狀況，在電力規劃年度執行情況和存在問題分析、重點大型電源基地及智能電網發展調研、未來電力供需狀況分析預測等工作的基礎上，開展深入研究，提出了《電力工業“十二五”規劃滾動研究報告》。
一、電力發展成就和存在問題
在黨中央、國務院的正確領導下，電力工業克服煤價大幅上漲、電價調整不到位、煤電行業大面積虧損等種種困難，不斷提升發展質量、發展水平和發展效益，取得顯著成果。“十一五”期間全國凈增發電裝機容量4.5億千瓦，創造了世界電力建設的新紀錄，電力發展全面支撐了經濟社會高速發展，為實現“十一五”期間國內生產總值年均增長11.2％作出了重大貢獻。全面掌握特高壓核心輸電技術，建成投產1000千伏特高壓交流試驗示范工程和±800千伏特高壓直流示范工程，實現了“中國創造”和“中國引領”。電源結構和布局逐步優化，電網優化配置資源能力明顯提高，綠色發展能力進一步增強，電力技術裝備水平和自主創新能力顯著提高。體制和機制創新取得進展，管理水平不斷提高，電力企業積極承擔社會責任，國際合作取得積極成效。電力工業正從大機組、超高壓、西電東送、全國聯網的發展階段，向綠色發電、特高壓、智能電網的新階段轉變。
電力工業發展還存在一些深層次問題，電力工業統一規劃亟待加強，科學合理的電價機制尚未形成，電力企業可持續發展能力弱，現有綠色發電比重與未來發展目標差距較大，電源基地和電網送出需要加快協調發展，科技創新能力有待提高，市場化改革需要進一步深化。
二、未來電力需求預測
綜合考慮能源消費總量控制影響、2011年全國經濟運行與電力供需實際情況，滾動研究報告中“十二五”期間全國全社會用電量增長速度略有提高，“十三五”基本不變，適度調高了中西部地區用電量增速，調低東部地區增速。
預計2015年全社會用電量將達到6.02～6.61萬億千瓦時，“十二五”期間年均增長7.5%～9.5%，推薦為6.4萬億千瓦時，年均增長8.8%；最大負荷達到9.66～10.64億千瓦、“十二五”期間年均增長7.9%～10.0%，推薦為10.26億千瓦，年均增長9.2%。
預計2020年全社會用電量將達到8～8.81萬億千瓦時，“十三五”期間年均增長4.6%～6.6%，推薦為8.4萬億千瓦時，年均增長5.6%；最大負荷達到13.03～14.32億千瓦，“十三五”年均增速為4.9%～6.9%，推薦為13.66億千瓦，年均增長5.9%。預計2030年全社會用電量將達到11.3～12.67萬億千瓦時，最大負荷達到18.54～20.82億千瓦。
“十二五”期間電力彈性系數為1左右，“十三五”為0.80，西部地區電力需求增速高于東部地區。
三、電力工業發展思路與規劃目標
指導思想:高舉中國特色社會主義偉大旗幟，以鄧小平理論和“三個代表”重要思想為指導，深入貫徹落實科學發展觀，以科學發展為主題，以加快轉變電力發展方式為主線，以保障供應安全、優化能源結構、促進節能減排、實現和諧發展為重點，著力提高電力供應安全，著力推進電力結構優化，著力推進資源大范圍優化配置，著力推進電力技術裝備和產業升級，著力推進電力和諧發展，努力構建安全、經濟、綠色、和諧的現代電力工業體系，滿足經濟社會科學發展的有效電力需求，為實現2020年我國非化石能源在一次能源消費中比重達到15%左右和單位GDP二氧化碳排放量比2005年下降40%～45%的目標作出應有貢獻。
基本原則:堅持統籌協調、節約優先、結構優化、科技驅動、綠色和諧、市場導向的原則。
基本方針:以轉變電力發展方式為主線，以深化改革和科技創新為動力，堅持節約優先，優先開發水電，優化發展煤電，安全高效發展核電，積極推進新能源發電，適度發展天然氣集中發電，因地制宜發展分布式發電，加快推進堅強智能電網建設，帶動電力裝備產業升級，促進綠色和諧發展。
“十二五”規劃目標：全國發電裝機容量達到14.63億千瓦左右。其中，水電3.01億千瓦，抽水蓄能4100萬千瓦，煤電9.28億千瓦,核電4300萬千瓦,氣電4000萬千瓦,風電1億千瓦，太陽能發電500萬千瓦，生物質能發電及其他500萬千瓦。與2010版規劃相比，滾動規劃中2015年全國發電裝機容量增加2600萬千瓦，其中，水電增加1700萬千瓦，煤電減少500萬千瓦，氣電增加1000萬千瓦,太陽能發電增加300萬千瓦，生物質能發電及其他增加200萬千瓦。按照裝機容量可能達到15億千瓦左右來規劃安排電源前期工作，根據實際市場需求滾動安排年度開工規模。
非化石能源發電裝機總規模將達到4.95億千瓦，占總裝機的比重為33.8％，比2010年提高6.9個百分點。非化石能源發電量1.59萬億千瓦時左右，占總發電量的比重為24.9%，比2010年提高5個百分點左右。非化石能源發電可替代化石能源5.2億噸標煤，占一次能源消費的比重達到12.4%左右，為全國非化石能源比重達到11.4%的貢獻率超過100%。
全國110千伏及以上線路達到133萬千米，變電容量56億千伏安。
2020年規劃目標：全國發電裝機容量達到19.35億千瓦左右。其中，水電3.6億千瓦，抽水蓄能6000萬千瓦，煤電11.7億千瓦,核電8000萬千瓦,氣電5000萬千瓦,風電1.8億千瓦，太陽能發電2500萬千瓦，生物質、潮汐、地熱等1000萬千瓦。與2010版規劃相比，滾動規劃中2020年全國發電裝機容量增加5000萬千瓦，其中，水電增加3000萬千瓦，煤電增加1000萬千瓦,核電減少1000萬千瓦,氣電增加1000萬千瓦,太陽能發電增加500萬千瓦，生物質、潮汐、地熱等增加500萬千瓦。按照裝機容量可能達到20億千瓦來規劃安排電源前期工作，根據實際市場需求滾動安排年度開工規模。
非化石能源發電裝機總規模將達到7.15億千瓦，占總裝機的比重為37.0％，比2015年提高3.1個百分點。非化石能源發電量2.3萬億千瓦時左右，占總發電量的比重為27.3%，比2015年提高2.4個百分點左右。非化石能源發電可替代化石能源7.3億噸標煤左右，占一次能源消費的比重達到14.5%左右，為全國非化石能源比重達到15%的貢獻率達到96.7%。
全國110千伏及以上線路達到176萬千米，變電容量79億千伏安。
四、優化電源結構與布局
按照安全經濟、綠色和諧的規劃原則，電源發展要重點解決好電源結構和電源布局問題。著眼未來十年和長遠發展戰略，統籌兼顧能源資源稟賦特點、降低發電成本、保護生態環境，促進節能減排等要求，電源發展要堅持優先開發水電、優化發展煤電、安全高效發展核電、積極推進新能源發電、適度發展天然氣集中發電、因地制宜發展分布式發電的方針。
（一）優先開發水電實行大中小開發相結合，推進水電流域梯級綜合開發；促進綠色和諧開發，充分體現以人為本的發展理念，使地方經濟和人民群眾真正從水電開發中受益；擴大資源配置范圍，積極推動周邊國家水電資源開發和向我國送電；加快抽水蓄能電站發展，提高電力系統運行的經濟性和靈活性，促進可再生能源發電的合理消納。
繼續加快開發、盡早開發完畢開發程度較高的長江上游、烏江、南盤江紅水河、黃河中上游及其北干流、湘西、閩浙贛和東北等7個水電基地，重點布局開發金沙江、雅礱江、大渡河、瀾滄江、怒江、黃河上游干流等6個大型水電基地。重視境外水電資源開發利用，重點開發緬甸伊江上游水電基地。
到2015年，全國常規水電裝機預計達到3.0億千瓦左右，水電開發程度達到58%左右（按技術可開發容量計算，下同），其中東部和中部水電基本開發完畢，西部水電開發程度在48%左右。到2020年全國水電裝機預計達到3.6億千瓦左右，全國水電開發程度為69%，其中西部水電開發程度達到63%。抽水蓄能電站2015年規劃裝機4100萬千瓦左右，2020年達到6000萬千瓦左右?！ ?與2010版規劃研究報告相比，西南金沙江、雅礱江、大渡河、瀾滄江、怒江等五江干流水電基地電源的開發進度提前，2015年規劃目標增加約1500萬千瓦，投產容量增加較多的流域是金沙江中游；2020年規劃目標增加約3000萬千瓦，“十三五”期間投產容量增加較多的流域是大渡河與瀾滄江上游。
（二）優化發展煤電推行煤電一體化開發，加快建設大型煤電基地，貫徹落實國家西部大開發戰略，加快山西、陜西、內蒙古、寧夏、新疆等煤炭資源豐富地區的大型煤電基地建設；鼓勵發展熱電聯產，統一規劃高參數、環保型機組、符合國家政策的熱電聯產項目；推進煤電綠色開發，大力推行潔凈煤發電技術。
以開發煤電基地為中心，重點建設山西（晉東南、晉中、晉北）、陜北、寧東、準格爾、鄂爾多斯、錫盟、呼盟、霍林河、寶清、哈密、準東、伊犁、淮南、彬長、隴東、貴州16個大型煤電基地。2015年我國煤電裝機達到9.28億千瓦。“十二五”期間開工3億千瓦，其中煤電基地機組占66%；投產2.85億千瓦，其中煤電基地機組占53%。2020年我國煤電裝機達到11.7億千瓦。“十三五”期間開工2.6億千瓦，其中煤電基地機組占62.7%；投產2.65億千瓦，其中煤電基地機組占55%。
（三）安全高效發展核電本次滾動規劃中，將電力發展方針中的“大力發展核電”調整為“安全高效發展核電”。高度重視核電安全，強化核安全文化理念；堅持以我為主，明晰技術發展路線；統一技術標準體系，加快實現核電設備制造國產化；理順核電發展體制，加快推進市場化、專業化進程；建立立足國內、面向國際的核燃料循環體系。
規劃2015年我國核電裝機4294萬千瓦，主要布局在沿海地區。2020年規劃核電裝機規模達到8000萬千瓦。
2011年3月份，日本發生了福島核電事故，對我國乃至世界核電發展都產生了一定的影響。鑒于國家《核電安全規劃》尚未出臺，核電項目一律暫停審批的實際情況，2020年核電發展目標減少1000萬千瓦，主要是調減內陸核電，適量調減沿海核電。
（四）積極發展風電等可再生能源發電非水可再生能源開發要在充分考慮電價承受能力和保持國際競爭力的條件下積極推進。風電開發要實現大中小、分散與集中、陸地與海上開發相結合，通過風電開發和建設，促進風電技術進步和產業發展，實現風電設備制造自主化，盡快使風電具有市場競爭力，力爭2020年我國風電技術達到世界領先水平。在“三北”(西北、華北北部和東北)等風資源富集地區，建設大型和特大型風電場，同步開展電力外送和市場消納研究。發展海上風電堅持海洋規劃先行，避免無序發展。堅持統一規劃，加快制定相關政策措施，促進低風速地區資源開發，因地制宜地建設 中小型風電場，采用低速風機，就近上網本地消納。在偏遠地區，因地制宜發展離網風電。規劃2015年和2020年風電裝機分別為1億千瓦和1.8億千瓦。
促進發展太陽能發電，規劃發電裝機2015年達到500萬千瓦左右，2020年達到2500萬千瓦左右，確保2030年我國太陽能發電技術達到世界領先水平。因地制宜發展生物質能及其他可再生能源發電，2015年和2020年生物質發電裝機分別達到500萬千瓦和1000萬千瓦。2015年和2020年地熱和海洋能發電裝機分別達到1萬千瓦和5萬千瓦。
滾動規劃中，進一步貫徹風電集中分散開發并舉思路，在風電發展總量目標保持不變的前提下，合理增加分散布局的風電規模。受國家太陽能光伏發電上網電價政策的激勵，太陽能光伏發電發展速度將進一步加快，2015年太陽能發電規劃目標增加300萬千瓦，2020年規劃目標增加500萬千瓦。2015年生物質、垃圾、潮汐、地熱等規劃目標增加200萬千瓦，2020年規劃目標增加500萬千瓦
（五）適度發展天然氣集中發電天然氣（包括煤層氣等）發電要實行大中小相結合；結合引進國外管道天然氣和液化天然氣在受端地區規劃建設大型燃氣機組，主要解決核電、風電、水電季節性電能對電網的調峰壓力。在氣源地規劃建設燃氣機組解決當地用電問題。2015年和2020年大型天然氣發電規劃容量分別為4000萬千瓦和5000萬千瓦。與2010版規劃研究報告相比，由于氣源的增加，2015年氣電發展目標增加1000萬千瓦，2020年氣電發展目標增加1000萬千瓦。
（六）因地制宜發展分布式發電結合城鄉天然氣管道布局規劃建設分布式冷熱電多聯供機組。2015年和2020年天然氣分布式發電裝機分別達到100萬千瓦左右和300萬千瓦左右。在電網延伸供電不經濟的地區，發揮當地資源優勢，建設分布式發電系統。推動分布式發電和儲能設施結合的分布式能源供應系統發展。
（七）促進更大范圍資源優化配置我國華北京津冀魯、東北遼寧、華東滬蘇浙閩、華中豫鄂湘贛渝、南方兩廣等16個?。ㄊ?、區）受端地區，2015年外電送入合計約2.45億千瓦左右，約占受端地區最大負荷的31%，“十二五”期間增加外電送入1.6億千瓦；2020年外電送入合計約3.66億千瓦，約占受端地區最大負荷的38%，“十三五”期間增加外電送入1.21億千瓦。
2015年大型煤電基地跨區跨省送電規模17050萬千瓦，“十二五”期間增加11400萬千瓦。2020年為27050萬千瓦，“十三五”期間增加約1億千瓦。
2015年大型水電基地跨區跨省送電規模6690萬千瓦，“十二五”期間增加4490萬千瓦；2020年為7990萬千瓦，“十 三五”期間增加1300萬千瓦。
2015年風電跨區跨省輸送規模約3000萬千瓦，2020年約5000萬千瓦。
五、加快建設堅強智能電網
（一）建設大型電源基地外送通道，構建堅強網架“十二五”期間，在特高壓交流試驗示范工程的基礎上，結合西部、北部大型煤電基地，西南水電基地，酒泉、蒙西、張北等大型風電基地以及未來大核電基地的接入系統，重點加快華北、華東、華中特高壓交流同步電網建設。2015年華北、華東、華中特高壓電網形成“三縱三橫”主網架，錫盟、蒙西、張北、陜北能源基地通過三個縱向特高壓交流通道向華北、華東、華中地區送電，北部煤電、西南水電通過三個橫向特高壓交流通道向華北、華中和長三角特高壓環網送電。配合西南水電、西北、華北煤電和風電基地開發，建設錦屏—江蘇、溪洛渡—浙江、哈密—河南、寧東—浙江、寶清—唐山、呼盟—山東、酒泉—湖南、錫盟—江蘇、哈密—重慶、彬長—山東、蒙西—湖北、隴東—江西等直流輸電工程。2011年已建成投運青藏聯網工程，滿足西藏供電，實現西藏電網與西北主網聯網。經模擬計算分析，“十二五”規劃特高壓骨干網架滿足電網安全穩定導則要求，能夠保證電網可靠運行。
2020年，將建成以華北、華東、華中特高壓同步電網為中心，東北特高壓電網、西北750千伏電網為送端，聯結各大煤電基地、大水電基地、大核電基地、大可再生能源基地，各級電網協調發展的堅強智能電網。華北、華東、華中特高壓同步電網形成“五縱六橫”主網架。晉陜蒙寧煤電和四川水電通過特高壓交流通道向華北、華東、華中電網送電；新疆、呼盟、錫盟、蒙西、寧東、彬長、隴東煤電基地電力和金沙江、錦屏、西藏水電通過特高壓直流向華北、華中、華東送電；俄羅斯、蒙古、哈薩克斯坦電力通過特高壓直流分別送入東北、華北、華中電網。
西北電網作為重要的送端電網，“十二五”期間，在已有的750千伏電網結構基礎上，合理加強省區間聯系，提高電網交換能力和抵御嚴重故障能力，保障風電等可再生能源大規模接入和消納，并通過多方向、多通道、多落點的直流工程，實現與華北、華東、華中特高壓電網的異步緊密聯系。
“十二五”期間，南方電網規劃建設糯扎渡電站送電廣東±800千伏特高壓直流工程、溪洛渡電站送電廣東同塔雙回±500千伏直流工程和金沙江中游梨園、阿海電站送電廣西直流工程。2015年西電東送主網架在2010年 “五直八交”的基礎上形成“九直八交”送電通道，各?。▍^）形成堅強的500千伏骨干網架。配合海南核電，建設海南與廣東聯網二期工程，實現海南與南方主網500千伏雙回路聯網。加強與港澳特區聯網,保 障港澳電力可靠供應。
加強省級500(330)千伏電網建設，建設堅強協調的省網主網架。
（二）促進城鄉電網協調發展進一步加強各電壓等級配電網建設，做到網架結構合理，運行方式靈活，電壓層次簡化，供電安全可靠。大部分城市形成220（或110）千伏雙環網架，500（或330）千伏變電站深入城市負荷中心并形成500（或330）千伏環網結構，實現500/220（或330/110）千伏間電磁環網解環運行，中低壓配電網絡具備“手拉手”環路供電或雙電源供電。初步建成220千伏電壓等級為中心樞紐，110千伏(66/35千伏)電壓等級為主網架的堅強農村配電網，縣城中壓配電網實現環網供電，電網整體供電能力、技術裝備水平和可靠性進一步提高，滿足農村地區經濟社會發展和新農村建設用電需要。城鄉配電網容載比滿足導則要求，推廣小型化、無油化、絕緣化、少（免）維護、節能型、智能型設備，配電網智能化水平顯著提高。到2015年，全國城市用戶供電可靠率達到99.943％以上，農村用戶供電可靠率達到99.765%以上。2020年城市用戶供電可靠率達到99.955％以上，農網用戶供電可靠率達到99.810%以上。
（三）推進電網智能化我國電網智能化發展將以堅強網架為基礎，以通訊信息平臺為支撐，以智能調控為手段，包含電力系統的發電、輸電、變電、配電、用電和調度六大環節，覆蓋所有電壓等級，實現“電力流、信息流、業務流”的高度一體化。“十二五”期間，重點加強技術創新和試點應用，在系統總結和評價智能電網試點工程的基礎上，加快修訂完善相關標準，全面推進智能電網工程建設。到“十二五”末，我國智能電網技術和關鍵設備實現重大突破，智能化標準體系基本完善，電網智能化達到較高水平。“十三五”期間，我國智能電網技術和設備性能進一步提升，力爭主要技術指標位居世界前列，智能化水平國際領先。
六、電力科技創新
堅持自主開發與引進消化吸收相結合，完善產學研用機制，注重具有自主知識產權技術的開發及產業化，實現電力產業的技術提升和跨越式發展。到2015年，使我國發電技術整體接近和部分達到世界先進水平，前沿技術的研究與發達國家同步；特高壓、大電網和自動化等電網技術保持國際領先水平，占領世界新能源發電及接入技術制高點，引領世界智能電網技術發展方向。到2020年，使我國發電技術整體位于世界先進水平，部分技術領域處于國際領先水平；繼續保持電網技術整體引領世界發展。
七、促進綠色和諧發展
通過發展非化石能源、降低供電煤耗和線損等途徑，與2010年相比，2015年電力工業年節約標煤2.70億噸，減排二氧化碳6.69億噸，減排二氧化硫578萬噸，減排氮氧化物254萬噸；與2015年相比，2020年電力工業年節約標煤2.35億噸，減排二氧化碳5.84億噸，減排二氧化硫504萬噸，減排氮氧化物221萬噸。與2010年相比，在燃煤裝機增加41.7%的情況下，2015年電力工業二氧化碳排放總量增加30.6%，排放強度降低12.5%；二氧化硫排放總量降低13.6%，排放強度下降40.7%；氮氧化物排放總量降低21.1%，排放強度下降46.4%；與2015年相比，在燃煤裝機增加26%的情況下，2020年電力工業二氧化碳排放總量增加27.1%，排放強度降低4.2%；二氧化硫、氮氧化物排放總量與2015年基本持平。
與2010年比，2015年電力工業單位GDP能耗降低0.061噸標煤/萬元，對實現2015年單位國內生產總值能耗下降16%目標的貢獻率達到37.03%；碳減排量對實現單位國內生產總值碳 排放下降17%目標的貢獻率達到36.51%。
電力工業在“十二五”期間將帶動社會總產出年均增加3.2萬億元左右，每年提供就業崗位310萬個左右。“十三五”期間將帶動社會總產出年均增加3.67萬億元左右，每年提供就業崗位360萬個左右。滾動規劃依據即將出臺的國家“十二五”節能減排規劃的要求，對有關環保指標進行了測算，與2010年版規劃研究報告相比，污染物排放總量及排放強度均略有下降。
八、電力工業規劃經濟性
按照滾動規劃基準方案，“十二五”期間，全國電力工業投資達到6.1萬億元，比“十一五”增長88.3%，其中電源投資3.2萬億元、占全部投資的52%，電網投資2.9萬億元、占48%。“十三五”期間，全國電力工業投資達到7.1萬億元，比“十二五”增長16.4%，其中電源投資3.6萬億元、占全部投資的51%，電網投資3.5萬億元、占49%。
在考慮煤價上漲、彌補歷史欠賬和電力企業凈資產收益率8%的條件下，2015年合理的平均銷售電價為728.7元/千千瓦時，比2010年上漲157.5元/千千瓦時，增長27.6%、年均增長5.0%；2020年銷售電價為831.7元/千千瓦時，比2015年增加103.0元/千千瓦時，增長14.1%、年均增長2.7%。
根據滾動規劃電源方案，假設2015、2020年火電、風電、生物質、太陽能價格按照目前的標桿電價水平不變，在僅考慮發電補貼，不考慮電力系統補貼的情況下，可再生能源補貼額2015年為486億元，需要征收可再生能源電價附加8.62元/千千瓦時，年均增長16.6%。其中風電補貼額385億元，需要征收附加6.82元/千千瓦時，占總可再生能源電價附加約80%。2020年補貼額1081億元，需要征收可再生能源電價附加14.68元/千千瓦時，年均增長11%。其中風電補貼額728億元，需要征收附加9.89元/千千瓦時，占總可再生能源電價附加約67%。
與2010版規劃研究報告相比，新能源裝機比重提高、煤電環保設備投資增加等因素使電力工業投資有所增加，上網、銷售電價水平相應提高。
九、保障措施和政策建議
（一）強化電力工業統一規劃，建立科學的電力規劃管理機制。建立健全政府電力規劃管理體系，建立規劃依法上 報、審批和公布制度。完善電力規劃研究協作體系和滾動調整機制。
（二）改革與完善電力項目前期管理機制。規范前期工作程序，推行項目業主市場招標制和項目備案制。
（三）優化電源結構布局，促進綠色電源發展和生態環境改善。重視水電移民和環保工作，促進一批大中型水電項目盡快開工；統一核電技術路線，開放核電投資市場;加強風電統一規劃，促進風電消納;扶持推進風電、太陽能等可再生能源發電產業化，提高技術裝備水平；優化煤電布局，積極推進煤電一體化。
（四）把智能電網正式納入國家發展戰略并給以政策和資金扶持，加快制定完善新能源、特高壓電網、智能電網等技術標準，推進電力系統智能化建設。
（五）適當提高電價水平，用經濟調節手段促進節能減排。制定嚴格的節能減排標準，培育節能減排商業模式，促進節能減排技術創新和推廣。
（六）加強技術創新能力建設，促進電力裝備和產業技術升級。注重行業科技資源整合和有效利用。出臺重大裝備示范工程（首臺套）鼓勵政策。高度重視并積極扶持電力裝備基礎研究。
（七）深化電力體制改革，加強電力市場體系建設，完善法律法規體系。
信息來源：中電聯行業發展規劃部 信息整理：www.pukouip.com
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