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跨区送受电
主管部门加强对接。送受端政府主管部门要加强对接，鼓励签订多年、年度送受电协议，明确年度及分月电量规模、分时曲线(或形成方式)和市场价格形成机制。地方政府主管部门指导本地区发电企业、电网企业、交易机构采用
主管部门加强对接。送受端政府主管部门要加强对接，鼓励签订多年、年度送受电协议，明确年度及分月电量规模、分时曲线（或形成方式）和市场价格形成机制。地方政府主管部门指导本地区发电企业、电网企业、交易机构采用
。近几年供暖期，全省均面临明显的缺煤状况，煤电机组受电煤供应、煤质及供热受阻等多重因素影响，运行压力和调峰压力均显著增强。2.清洁能源开发受限，亟需寻求有效消纳途径全省电力负荷基数相对较小，2020年
冲突明显，探索可靠电力外送通道需求迫切。第四节 面临形势“十四五”时期，是我国全面建成小康社会、实现第一个百年奋斗目标之后，乘势而上开启全面建设社会主义现代化国家新征程、向第二个百年奋斗目标进军的
，新一轮科技革命和产业变革将推动能源产业全面升级，在催生新产业新模式新业态，为能源发展提供新机遇的同时，能源供给与发展需求的矛盾也将日益凸显：全市能源对外依存度不断攀升，省际受电、运煤通道不足，将增大
500千伏及以上电网示意图
专栏5 电网基础设施
完善天然气输气管网。按照国家部署，协同推进川气东送二线重庆段建设，形成一纵三横多支线跨省管网格局，增强川渝天然气资源服务全国能源保障能力。打造以川
，电网需要适应更大范围的功率、频率、电压波动，系统内的存量调节能力难以满足需求，需要源网荷储各主体充分释放调节能力。 四是新能源消纳机制需要适应完善。跨区送受电方面，目前在运直流输电线路受到短期供需
送出，将进一步抬升总成本;在电力市场化改革加速推进背景下，跨省跨区交易承担受电省省内市场平衡责任是大势所趋，光伏基地可能面临实际平均交易价格水平偏低、发(直流落地功率)用(省内签约负荷)电曲线无法完全
送分别约占50%;第二批基地主要以外送为主。以外送为主的光伏基地因远距离输送将大幅抬升其总成本;由于新能源出力不均匀，不能满足直流通道输送的要求，需要送端基地配套火电、储能等调节电源保障新能源电力的
-天津南等外受电通道建设，增强京津冀域外绿电进京输送能力;加快北京东-通州北、北京西-新航城500千伏等下送通道建设，提升北京电网多方向、多来源、多元化受电能力，到2025年，外受电通道达到18条37回路
全社会用电量的比重达到12.2%左右。
着力提高质量效率。能耗强度目标在十四五规划期内统筹考虑，并留有适当弹性。跨区输电通道平均利用小时数处于合理区间，风电、光伏发电利用率持续保持合理水平。
二
勘探开发。稳妥推进煤制油气战略基地建设。
积极推进输电通道规划建设。结合以沙漠、戈壁、荒漠等地区为重点的大型风电光伏基地规划开发及电力供需发展形势，积极推进规划已明确的跨省跨区输电通道前期工作，条件
瓦级风光火储一体化电源基地规划建设，建成300万千瓦风电项目。协调加快昭沂通道配套电源建设，投产规模200万千瓦以上。加大跨省区送受电计划落实力度，接纳省外电量达到1200亿千瓦时左右。
推进先进
。
胶东半岛核电基地
力推进海阳、荣成等核电厂址开发，在运在建核电装机达到700万千瓦左右。积极开展海阳核电跨区域供暖规划研究，适时启动工程建设。
整县分布式光伏
规模化开发示范
国家试点县规划建设
骨干网架优化升级，加快建设国内一流的现代城市配电网和中部领先的农村电网，形成各电压等级灵活调配、多元化负荷安全接入的坚强智能电网。持续强化省级500千伏主网架，提升豫西外送断面、豫东受电断面、豫中
送、海气登陆”战略布局，积极拓展东北、西北、东南、西南方向外气入豫通道，多元引入西气、俄气、川气、海气、晋气、陕气等资源，构建多方向气源、多途径引入的通道格局。进一步扩大西气东输一线、二线、榆林—济南
