一、“十三五”电力发展基础
（一）发展成果。
电力需求稳步增长，电网结构更加坚强。“十二五”期间，天津地区最大负荷从2010年的1030万千瓦增长到2015年的1330万千瓦，年均增长5.2%；全社会用电量从2010年的646亿千瓦时增长到2015年的801亿千瓦时，年均增长4.4%，人均用电量达到全国先进水平。电网累计完成投资343亿元，新增110千伏及以上变电站50座，相应新增变电容量1340.5万千伏安、线路1617.14公里，2015年末分别为2010年的1.30倍和1.26倍。500千伏主网形成“日”字形环网，局部地区已形成双环结构；220千伏电网实现六个分区供电的运行方式。电网结构更加合理，供电可靠性显著提高，连续10年未拉路限电。
电源结构持续优化，清洁能源比重显著提升。“十二五”期间，天津市发电装机容量从2010年的1094万千瓦增加到2015年的1418万千瓦。煤电装机规模基本不变，装机比重由2010年的97.8%降低到2015年的75.8%。气电装机由2010年的5.6万千瓦增长到2015年的274.7万千瓦，比重由0.5%提高到19.4%。清洁能源装机由2010年的12.5万千瓦增长到2015年的329.0万千瓦，比重由2010年的1.1%提高到2015年的23.2%。
外受电比例不断提高，智能化水平迈上新台阶。外受电输电通道建设工程稳步推进，锡盟-山东、蒙西-天津南特高压输电工程加快建设，形成北郊至安定、盘山至通州等共8回500千伏输电线路与外部电网联络，外受电比例由2010年的14%提高到2015年的26%，省间电力调剂能力显著提高。建成国际上覆盖范围最广、功能最齐全的中新天津生态城智能电网综合示范工程。建设、改造110千伏及以上智能变电站17座。用电信息采集系统覆盖率已达93.3%。建成电动汽车充换电站49座，充电桩1300个；建成18个智能用电小区，配电自动化覆盖率达到60%。
节能减排深入推进，绿色低碳转型初具成效。“十二五”以来，我市加大燃煤电厂的环保改造力度，切实推动小火电机组关停。截止2015年底，陆续完成了天津第一热电厂（20万千瓦）、永利热电有限公司（12万千瓦）、陈塘庄热电厂（76.5万千瓦）等燃煤机组的关停拆除工作。全市20台单机容量30万千瓦及以上煤电机组中，19台已完成基本达到燃气机组排放限值的超低排放改造。
（二）存在问题。
电网调峰能力不足。我市火电机组装机比重大（97%），热电机组比例高（70%），水电仅有于桥水电0.5万千瓦，比重不到0.1%。调峰性能好的水电、抽水蓄能电站则基本没有。天津电网负荷峰谷差呈逐年增长趋势，热电联产机组比例不断加大，进入冬季供热期后，受到机组最小技术出力的限制，本地电源调峰能力不足，需要合理安排优质调峰机组建设，补齐电力发展短板。
电源结构有待进一步优化。“十二五”期间，我市调整电源结构工作取得初步成效，但我市能源消费结构仍以煤炭为主，煤电装机容量占到全市全部装机容量的76％，煤电比重过大，清洁能源发电比重相对较低，电源结构有待进一步优化。在气价、电价未能有效疏导的情况下，实施煤改燃存在一定的难度，节能减排压力较大。
电网存在“两头薄弱”的问题。天津电网500千伏主网和低压配电网“两头薄弱”的现象较为严重。一是500千伏电网建设难度不断加大，滨桥、吴桥、北吴500千伏线路仍为单回线路，在大规模受电条件下，负荷转移能力严重不足；二是配电网仍存在供电范围不合理、供电半径过长的情况，不能满足未来分布式电源大量接入、与用户互动以及加强需求侧管理的要求。
本地电力建设受到制约。随着城市的发展，土地资源、环境等硬约束愈加明显，本地电力项目建设面临规划落地难、拆迁难、输电走廊紧张、资源环境约束强化、容量不足、投资大、成本高等问题，建设难度很大。同时，煤炭消费总量控制和环境承载能力进一步限制了我市的煤电发展。此外，我市燃气热电机组的发展也存在冬季天然气应急调峰能力弱、发电成本高等问题，需要相关政策解决。
（三）面临形势。
体制机制创新给电力发展提供了历史机遇。《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发﹝2015﹞9号）及6个配套文件发布标志着新一轮电力体制改革已正式启动，电力发展环境将随之发生深刻变化。如何在国家政策指导下，深入推进电力体制改革，组建由政府监管的相对独立的电力交易机构；加快输配电价改革，加强成本监审；推进放开发用电计划，优先保障民生购电和清洁能源发电；研究推进售电侧改革，培育多元化的市场竞争主体，探索社会资本参与增量配电投资的有效途径；建设适应新能源电力接入的智能电网，促进新能源发展和消纳，上述问题都需要深入研究推动。此外，国家将继续深化审批制度改革，加强电力市场、电力安全和供电等监管，对电力发展是机遇也是挑战。
资源环境约束对统筹电力供需带来新的挑战。大气污染防治和应对气候变化的压力与日俱增，天津一方面迫切需推进电力供给侧改革，加快本地电源结构优化步伐；同时将积极实施“外电入津”战略，增强接收区外电力能力，与内蒙、山西等能源富集省市的区域合作将更加紧密，也将进一步推动京津冀电力基层设施互联互通。另一方面，为加强雾霾治理，将继续加大“两个替代”实施力度，推广电动交通、电锅炉、电采暖、岸基供电等应用，通过提高电能在终端能源消费中的比重以减少环境污染，预计电力需求和负荷也还将持续稳定增长。需加强统筹平衡，有效匹配供需，构建清洁高效安全稳定的现代电力系统体系，提高利用效率。
电力供应形态发展将对电力运行提出更高要求。基于分布式电源可梯度利用、清洁环保、选址灵活、投资主体多元化等诸多优点，再加上智能电网、分布式能源、低风速风电、太阳能新材料等技术的突破和商业化应用，预计分布式电源数量和装机规模将逐步扩大，在电力供应体系中的作用将更加突出。分布式电源接入后改变了原有配电网单一、辐射状的网络结构和设备配置原则，对电网规划继电保护配置、电能质量和调度管理等产生影响。在积极促进分布式电源发展的前提下，需统筹协调分布式电源规划与电网规划，充分发挥电网在能源优化配置中的作用，以实现地区能源供需优化匹配和新型能源资源优化利用。
二、指导思想与原则
（一）指导思想。
全面贯彻党的十九大精神，深入贯彻习近平新时代中国特色社会主义思想，坚持以习近平总书记对天津工作提出的“三个着力”重要要求为元为纲，认真落实市第十一次党代会部署，围绕扎实推进“五位一体”总体布局、“四个全面”战略布局的天津实施，牢固树立和贯彻落实新发展理念，落实“四个革命、一个合作”发展战略，按照《天津市国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》、《天津市能源发展“十三五”规划》相关部署，以“环境友好、节能绿色”为方向，加强宏观调控，统筹配置地区内外资源，着力转变电力发展方式，科学发展本地电源，加快落实“外电入津”战略，建设统一坚强可靠电网，满足天津市经济社会发展需要。
（二）总体思路。
电源：本地和外地电源建设相结合，保障我市电力需求。按照满足电源支撑和以热定电原则，建设清洁高效燃煤、燃气热电。大力发展可再生能源，鼓励燃气分布式项目，加快本地电源调峰设施建设。
电网：加快推动外受电通道建设，提高外受电比重，加强和完善自身网架结构，增强电网安全可靠性。推广微网、智能电网的前沿技术进展，促进应用新技术、新设备和新材料，全面提升电力系统的智能化水平。
（三）基本原则。
立足当前，着眼长远。统筹地区国民经济和社会可持续发展的战略要求，立足当前电力发展面临的形势与突出问题，着眼长远谋划，电力建设适度超前，建立安全、清洁、高效的电力体系。
电能替代，环境友好。积极落实国家能源战略和外电入津战略，满足用电需求的刚性增长。大力推动以电代煤、以电代油，促进清洁能源转型，支持美丽天津建设和大气污染防治工作。
结构多元，供电安全。进一步优化电源结构，合理发展大容量、高效燃煤热电机组，适度发展燃气热电联产项目，不断扩大可再生能源的应用规模，构筑多层次的电力供应体系，保障供电安全。
存量调强，增量调优。淘汰落后小火电，对现役煤电机组实施节能减排升级改造。加强新建机组准入控制，提高准入门槛，严控煤电机组审批，减少大气污染物排放，提高电力装机整体水平。
创新机制，深化改革。加快体制机制创新，积极稳妥推进电力体制改革。加大科技创新政策、资金投入，提高装备制造的自主化水平，推动电力系统在新能源、新材料、智能装备等方面取得新成果。
三、电力需求预测
（一）全社会用电量预测。
按照综合产值电耗法、趋势外推法和人均用电量法3种方法对全社会用电量分别进行了预测，并结合天津电网电量增长的实际情况，对各种预测方法的结果进行修正，得到天津电网全社会用电量预测的高、中、低三个方案。
（二）电力负荷预测。
分别采用最大负荷利用小时数法、增长率法和趋势外推法等方法对天津电网的最大负荷进行预测，对各种方法的预测结果进行修正后得出高、中、低三个方案。
四、规划目标
供应增强。2020年，电力装机达到2000万千瓦左右；外受电能力提高至800万千瓦左右，外受电比重达到1/3；市辖、区级供电区供电可靠率将提高至99.998%和99.96%，一户一表率全面达到100%。
结构优化。2020年，煤电装机比重下降到65%以下；燃气机组比重提高到25%以上；可再生能源装机达到212万千瓦，比重提高到10%；非水可再生能源电力消纳量比重提高到10%。
效率提升。2020年，全市火电机组平均供电煤耗不高于305克标准煤/千瓦时。
环境友好。2020年，全市煤电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气机组排放限值。
五、规划内容
（一）电源规划。
遵循电源规划的总体思路和基本原则，统筹配置天津地区本地和外地电力资源，优化调整电源结构，满足电源支撑和以热定电要求，建设清洁高效燃煤、燃气热电项目，大力发展可再生能源，鼓励燃气分布式项目，加快本地电源调峰设施建设，努力推动电源建设形成节约发展、清洁发展、安全发展的全新局面。
“十三五”期间，天津地区将新增电力装机共计730.8万千瓦，其中包括：燃煤机组291万千瓦（其中燃煤背压机组56万千瓦），燃气机组287万千瓦，可再生能源发电装机157.8万千瓦。规划到2020年底，天津电网总装机容量为2070.4万千瓦，其中包括：煤电机组1279.5万千瓦，燃气机组564.1万千瓦，可再生能源发电装机达到212万千瓦，其它14.8万千瓦。展望至2030年，2021年至2030年天津地区新增装机685.6万千瓦，总装机容量将达到2756万千瓦。具体建设安排如表5.1、5.2所示。“十三五”期间，天津市大力发展风电、光伏等可再生能源，积极接纳区外清洁电力，确保2020年非水可再生能源电力消纳量比重提高到10%。
1．燃煤电厂。
截至到2015年底，天津市已有燃煤电厂装机1074.7万千瓦。“十三五”期间天津市建成投产燃煤电厂装机共291万千瓦（其中燃煤背压机组56万千瓦），分别为北疆电厂二期工程2台100万千瓦超超临界燃煤发电机组、临空产业区热电联产新建工程2台2.5万千瓦背压热电机组、军粮城电厂4台20万千瓦机组替代工程1台35万千瓦机组、南港工业区热电联产3台17万千瓦的抽气背压机组。退役燃煤机组86.2万千瓦，分别为军粮城电厂4台20万千瓦机组、静海热电厂6.2万千瓦机组。截至2020年底，天津电网燃煤电厂装机1279.5万千瓦。
（1）“十二五”开工“十三五”建成投产煤电项目。
天津市“十二五”期间开工结转“十三五”期间建成投产的煤电项目为北疆电厂二期与临空产业区热电联产新建工程，具体情况如下：
①北疆电厂二期工程。
建设内容：北疆电厂一期工程2×100万千瓦已于2009年实现双投，二期工程2×100万千瓦超超临界燃煤发电机组已于2014年11月开工，规划于2018年一季度投产，总投资约110亿元。
厂址：北疆电厂位于汉沽区东南部，双桥子乡、万根村以东，大神堂渔港以西，汉南路以南，海档（规划海滨大道）以北区域，与万根村之间由南北向冲沟及虾池相隔。厂址西北距汉沽城区约9公里，南距海档约0.5公里，占地面积约为60公顷。
水源：循环水系统补充水采用海水，电厂取水采用高潮位取水方式。
接入系统：以500千伏电压等级接入系统，考虑新建2回500千伏线路接入芦台500千伏变电站。
环保：北疆电厂扩建工程采用以发电为龙头，发电-海水淡化-浓海水制盐-土地节约整合-废物资源化利用的循环经济项目模式，同步安装高效静电除尘器和烟气连续监测装置，采用低氮燃烧技术，各污染物的排放量和浓度基本达到燃气机组排放限值要求。
②临空产业区热电联产新建工程。
建设内容：新建2×2.5万千瓦背压燃煤热电机组，项目于2010年12月核准，2012年4月开工，计划2017年6-7月投产。总投资约4.9亿元。
厂址：位于天津空港经济区纬七道与经四路交口。
水源：空港经济区市政给水。
接入系统：拟采用220千伏接入航空站变电站。
环保：采取了SNCR脱销、电袋式除尘、湿法氧化镁式脱硫等措施对烟气污染物进行处理。
（2）“十三五”期间开工且建成投产煤电项目。
天津市“十三五”期间开工且建成投产的煤电项目2个，分别为军粮城电厂4台20万千瓦机组替代工程、南港工业区热电联产工程，具体情况如下：
①军粮城电厂4台20万千瓦机组替代工程。
建设内容：军粮城电厂现役的4台20万千瓦机组于2017年底前完成改燃关停，拟建设1台35万千瓦燃煤机组和1套9H级（65万千瓦）燃气-蒸汽联合循环机组实施替代。总投资约33亿，计划2017年开工，2018年投产。
厂址：位于天津市东丽区军粮城小东庄乡津塘公路南，天津市外环线以外，距离天津市外环线约公里9公里，距离天津市中环线约公里15公里。
水源：工程不增加生活用水，循环全部使用东郊区污水处理厂的中水，海河水只作为备用水源。
接入系统：拟采用220千伏接入卫国道和务本变电站。
环保：采取脱硫、除尘、喷淋、综合利用等措施对烟气污染物、粉煤灰、噪声等均进行了完善的处理。全厂各污染物的排放量和浓度基本达到燃气机组排放限值要求。
②南港工业区热电联产工程。
建设内容：南港工业区是国家重点支持的石化产业基地和我市重大石化项目的唯一承载地，目前已入区项目共100余个，投资总额3500亿元。为满足区内中沙石化、中俄炼化、澄星石化等重大项目每年2000吨/小时工业蒸汽用热需求，拟建设3台17万千瓦的燃煤抽背机组，总投资约50亿。计划2017年开工建设，2018年至2019年陆续建成投产。
厂址：位于天津市滨海新区南部片区的南港工业园内，厂址处于南港工业区负荷中心，为港云路以北、红旗路以南、南港四街以东、南港六街以西的地块。
水源：循环水补给水源为恩那社提供的海水淡化水，生活水水源为园内自来水厂的自来水。
接入系统：通过两回220千伏线路接入腾飞路变电站。
环保：同步配套建设高效除尘器及烟气脱硫、脱硝装置。全厂各污染物的排放量和浓度基本达到燃气机组排放限值要求。
2．燃气电厂。
截至到2015年底，天津市已有气电装机277.1万千瓦。“十三五”期间将新建燃气电厂共287万千瓦，分别为：南疆热电厂1套90万千瓦机组、北辰风电园分布式能源站12万千瓦机组、军粮城电厂4台20万千瓦机组替代工程1套65万千瓦机组、静海燃气热电联产80万千瓦机组、东北郊热电厂二期工程第一套40万千瓦机组。截至2020年底，燃气电厂装机564.1万千瓦。
（1）“十二五”开工“十三五”建成投产气电项目。
天津市“十二五”期间开工结转“十三五”期间建成投产的气电项目为南疆燃气热电厂，具体情况如下：
建设内容：南疆燃气热电厂工程规划建设1套9F级燃气-蒸汽联合循环“二拖一”供热机组，总投资约27.9亿元，已于2015年底开工建设，计划于2017年底建成投产。
厂址：位于天津市塘沽区西南部天津市规划的滨海新区内，该处西距李港铁路约400米、北距津晋高速公路延长线约300米、南距官港车站约2公里，场地现状为天津长芦海晶集团有限公司盐田。
水源：电厂水源为南排污河污水处理厂中水。
接入系统：拟采用220千伏接入万年桥和海门变电站。
（2）“十三五”期间开工且建成投产气电项目。
天津市“十三五”期间开工且建成投产的气电项目4个，分别为北辰风电园分布式能源站、军粮城电厂4台20万千瓦机组替代工程、静海热电厂、东北郊热电厂二期工程第一套机组，具体情况如下：
①北辰风电园分布式能源站。
建设内容：北辰燃气电厂规划建设2套一拖一燃气蒸汽联合循环机组，总装机容量为12万千瓦，总投资约9.5亿元，计划2016年开工，2017年建成投产。
厂址：位于北辰区科技园风电产业区内。
水源：电厂水源为凯发新泉污水处理厂中水。
接入系统：拟采用110千伏接入仁和营220千伏变电站。
②军粮城电厂4台20万千瓦机组替代工程。
建设内容：军粮城电厂现役的4台20万千瓦机组于2017年底前完成改燃关停，拟建设1台35万千瓦燃煤机组和1套9H级（65万千瓦）燃气蒸汽联合循环机组实施替代。总投资约33亿，计划2017年开工，2018年投产。
厂址：位于天津市东丽区军粮城小东庄乡津塘公路南，天津市外环线以外，距离天津市外环线约公里9公里，距离天津市中环线约公里15公里。
水源：工程不增加生活用水，循环全部使用东郊区污水处理厂的中水，海河水只作为备用水源。
接入系统：拟采用220千伏接入卫国道和务本变电站。
③静海燃气热电联产工程。
建设内容：静海热电厂现役机组容量为6.2万千瓦，计划于2017年底前关停。规划新建1套F级燃气蒸汽联合循环机组，总装机容量80万千瓦，总投资约28.5亿元，计划2019年至2020年陆续建成投产。
厂址：静海区陈官屯镇东北约3.0千米处原陈官囤老砖厂所在地。
水源：静海水务公司旗下西城污水厂、华静污水处理厂中水，静海开发区管委会天宇科技园污水处理厂中水，静海水务公司自来水。
接入系统：拟采用220千伏接入环保园变电站。
④东北郊热电厂二期工程。
建设内容：东北郊热电厂二期工程规划新建2套一拖一燃气蒸汽联合循环机组，装机容量2×40万千瓦，总投资约28.5亿元，预计第一套机组“十三五”末投产，第二套机组“十三五”期间开展前期工作，“十四五”期间开工建设。
厂址：位于东丽区金钟路与杨北公路交口的东南侧，厂区北边线距金钟路约500米，厂区西边线距杨北公路约376米，东西长约632米，南北长约1250米。
水源：水源位于厂址的东南方向约公里4.5公里处的天津市东郊污水处理厂的中水，少量的生活用水、空调补充水等采用滦河水。
接入系统：一期采用220千伏接入天津景顺路变电站；二期拟采用220千伏接入范庄村变电站。
（3）“十三五”期间拟开展前期工作气电项目。
“十三五”期间拟开展前期工作气电项目8个，均为燃气热电联产项目，新增装机478.6万千瓦，总投资约170.5亿元。具体为：东北郊热电厂二期1套一拖一燃气-蒸汽联合循环机组，装机容量40万千瓦，总投资约12亿元；杨柳青电厂五期1套9F级二拖一燃气-蒸汽联合循环机组，装机容量90万千瓦，总投资约31亿元；北郊热电厂建设1套9F级二拖一燃气-蒸汽联合循环机组，装机容量为90万千瓦，总投资约31亿元；华能临港经济区热电联产项目1套一拖一燃气热电联产机组，装机容量为45万千瓦，总投资约13亿元；西青开发区热电厂2套一拖一燃气蒸汽联合循环机组，总装机容量23.6万千瓦，总投资约11.5亿元；北塘热电厂二期1套9F级二拖一燃气蒸汽联合循环机组，装机容量90万千瓦，总投资约31亿元；宁河中电国际1套一拖一燃气蒸汽联合循环机组，装机容量80万千瓦，总投资约30亿元；临港燃气冷热电联供项目1套6F级一拖一燃气蒸汽联合循环机组，装机容量20万千瓦，总投资约11亿元。
3．调峰电源项目。
天津市“十三五”期间加快推动桃花寺抽水蓄能电站的各项前期工作，具体情况如下：
建设内容：桃花寺抽水蓄能电站拟建设4台15万千瓦机组，总装机规模60万千瓦，进一步论证总装机80-100万千瓦可行性。总投资约25亿元，在“十三五”期间开展前期准备工作，投产后可以为电网调峰提供有力的补充。
水源：于桥水库。
接入系统：拟采用220千伏线路接入渔阳变电站。
4．新能源与可再生能源发电项目。
截至2015年底，天津市可再生能源发电装机规模54.2万千瓦，“十三五”期间将新建可再生能源发电装机157.8万千瓦，其中包括：风电83.7万千瓦，光伏发电67.5万千瓦，生物质发电6.6万千瓦。到2020年底，可再生能源发电装机达到212万千瓦，其中包括：风电116万千瓦，光伏发电80万千瓦，生物质发电15.5万千瓦，水电0.5万千瓦。主要项目情况如下：
（1）风电项目。
汉沽洒金托风电场工程，位于汉沽东南高庄村。拟采用2兆瓦风电机组，规划容量4.8万千瓦，预计2016年投产。80米高年平均风速6.02m/s。
静海西双塘风力发电场工程，位于静海区柳河镇北。拟采用2兆瓦风电机组，规划容量4.8万千瓦，预计2016年投产。100米高年平均风速5.45m/s。
小王庄一期风电场工程，位于大港区徐庄子乡，拟采用2兆瓦风电机组，规划容量4.8万千瓦，预计2017年投产。80米高年平均风速6.07m/s。
北大港一期风电场工程，位于北大港水库西侧，拟采用2兆瓦风电机组，规划容量4.95万千瓦，预计2017年投产。100米高年平均风速6.2m/s。
大港沙井子四期风电场工程，位于大港太平镇西侧，拟采用2兆瓦风电机组，规划容量4.95万千瓦，预计2018年投产。100米高年平均风速6.2m/s。
大港捷地减河风电场，位于大港区东南东高头村西侧，规划容量1.54万千瓦，预计2018年投产。80米高年平均风速6.36m/s。
小王庄二期风电场，位于大港区徐庄子乡，拟采用2MW风电机组，规划容量4.8万千瓦，预计2018年投产。80m高年平均风速6.07m/s。
汉沽杨家泊风电场工程，位于汉沽杨家泊镇杨家泊村，拟采用2兆瓦风电机组，规划容量5万千瓦，预计2018年投产。80米高年平均风速6.01m/s。
北大港二期风电场工程，位于北大港水库西侧，拟采用2兆瓦风电机组，规划容量4.95万千瓦，预计2019年投产。100米高年平均风速6.2m/s。
大神堂风电场二期工程，位于汉沽东南汉沽盐场内，拟采用2兆瓦风电机组，规划容量5万千瓦，预计2017年投产。80米高年平均风速6.20m/s。
大港大苏庄风电场，位于大港区太平镇西北大苏庄农场西南，拟采用2MW风电机组，规划容量4万千瓦，预计2019年投产。80m高年平均风速6.07m/s。
大神堂风电场三期工程，位于汉沽东南汉沽盐场内，拟采用2兆瓦风电机组，规划容量5万千瓦，预计2020年投产。80米高年平均风速6.22m/s。
汉沽三期风电场工程，位于汉沽杨家泊镇与寨上街道附近区域，规划容量5万千瓦，预计2020年投产，100m高平均风速6.35m/s。
静海精传二期风电场工程，位于台头镇、独流镇、梁头镇和王口镇境内，规划容量5万千瓦，预计2020年投产，70m高平均风速4.9m/s。
南港海上风电场一期工程，位于大港区马棚口东测沿海到入海，项目总容量9万千瓦，预计2017年投产。100m高年平均风速6.72m/s。
南港海上风电场二期工程，位于大港区马棚口东测沿海到入海，项目总容量10万千瓦，预计2019年投产。100m高年平均风速6.72m/s。
（2）光伏发电。
黄港片区光伏发电项目，位于滨海新区蓟运河南岸、西中环两侧，装机容量17.4万千瓦，总投资18亿元，全额上网，预计2016年建成投产。
西青区精武镇农业大棚光伏电站项目，位于西青区精武镇农业科技大棚，总装机容量2万千瓦，总投资2.15亿元，全额上网，预计2016年建成投产。
宁河潘庄渔光互补农业光伏项目，位于宁河区潘庄镇大贾庄村西侧，总装机容量2万千瓦，总投资1.8亿元，全额上网，预计2016年建成投产。
静海双蚨隆分布式光伏发电项目，总装机1万千瓦，总投资1亿元，预计2016年建成投产。
静海赛尔特分布式光伏发电项目，总装机2万千瓦，总投资2亿元，预计2016年建成投产。
（3）生物质发电。
蓟州垃圾发电厂，位于蓟州区别山镇西九户村东北，总装机容量1.2万千瓦，年处理垃圾23.32万吨，总投资3亿元，预计2016年建成投产。
双口垃圾填埋气发电厂（二期），位于北辰区双口镇双口垃圾填埋场场内，总装机0.22万千瓦，总投资0.21亿元，预计2016年建成投产。
宁河秸秆焚烧发电项目，总装机3.6万千瓦，总投资2.3亿元，预计2017年建成投产。
宁河垃圾发电项目，总装机0.75万千瓦，总投资2.5亿元，预计2019年建成投产。
（二）电网规划。
1．特高压电网。
天津南站特高压交流工程：天津南1000千伏特高压变电站是锡盟~济南、蒙西~天津南两条国家大气污染防治行动计划输电通道的交汇点，是实现特高压电网西电东送、北电南送的重要节点。规划建设锡盟～济南特高压交流输电工程（天津段），线路长度130公里，总投资约22亿元，预计2017年投产。建设蒙西～天津南交流输变电工程，其中建设天津南特高压站一期2×300万千伏安主变，线路长度40公里，项目总投资24亿元，预计2017年投产。
特高压直流工程：规划建设锡盟～泰州、扎鲁特～青州特高压直流工程。锡盟～泰州特高压直流工程（天津段）线路长度160公里，总投资约13.4亿元，预计2017年建成投产。扎鲁特～青州特高压直流工程（天津段）线路长度134公里，总投资约12.1亿元，预计2018年建成投产。开展外蒙～天津的±800千伏直流特高压输电工程前期研究论证工作，落实外部条件。
2．500千伏电网。
考虑到各地区负荷发展的具体情况，天津电网“十三五”期间规划新建双青、宝北2座500千伏变电站和吴庄至静海双回500千伏等4项线路工程，新增变电容量390万千伏安，500千伏电网投资17.24亿元。500千伏变电站建设项目时序如表5.3所示。至2020年，天津电网共有500千伏变电站10座（不包括盘山电厂和北疆电厂升压站），500千伏总变电容量达2115.3万千伏安。
双青500千伏输变电工程：双青站位于天津西部郊区，主要满足天津西部电网的供电需求。规划于2016年投产，变电容量240万千伏安，线路长度1公里，总投资约3.3亿元。
宝北500千伏输变电工程：宝北站位于天津市宝坻区北部，主要为宝坻和蓟州地区提供电源支撑。规划于2017年投产，变电容量150万千伏安，线路长度27公里，总投资约4.8亿元。
吴庄至静海双回500千伏线路工程：规划于2016年投产，线路长度104公里，总投资2.35亿元。
北疆电厂二期500千伏送出工程：满足北疆电厂二期2×1000兆瓦机组并网需求，规划于2017年投产，线路长度82公里，总投资2.29亿元。
天津南特高压站配套500千伏线路工程：项目建成后将进一步满足天津电网负荷发展的需要，提高天津地区的外受电能力，同时加强了京津冀电网主网架，对京津冀负荷中心受端电网起到支撑作用。规划于2016年投产，线路长度38公里，总投资2.89亿元。
房山-南蔡500千伏线路工程（天津段）：项目建成后将进一步提高天津500千伏电网外受电能力，提高我市外受电水平。规划于2019年投产，线路长度50公里，总投资1.61亿元。
为进一步完善天津地区网架结构，“十三五”期间天津电网将陆续开展板桥～滨海II回、宝北～南蔡、宝北～芦台、吴庄～双青II回、北郊～双青II回5项线路工程，以及大港变电站新建、滨海变电站增容和北郊变电站改造工程的各项前期工作。展望至2030年，将规划新建津南、海港、市区东、市区西4座500千伏变电站，届时500千伏总变电容量将达到3135.3万千伏安，能够满足2030年天津地区的负荷需求。
3．220千伏电网。
考虑到各地区负荷发展的具体情况，天津电网“十三五”期间规划新建220千伏变电站18座，重建220千伏变电站3座，扩建220千伏变电站6座，新增220千伏变电容量1005万千伏安，220千伏电网投资69亿元，具体如表5.4所示。
到2020年，天津220千伏公用变电站将达到94座，总变电容量为4230.6万千伏安。天津地区220千伏电网分区发展为7个分区，分别为南蔡～北郊～双青甲供电分区、双青乙～吴庄甲供电分区、吴庄乙～静海供电分区、东丽～板桥乙供电分区、滨海～板桥甲供电分区、大港供电分区和宝北～芦台供电分区。
展望至2030年，天津电网220千伏变电站达到108座，总变电容量达到4770.6万千伏安，能够满足2030年天津地区的负荷需求。2030年，天津220千伏电网将分为8个供电分区：北郊～南蔡～双青甲供电分区、双青乙～吴庄甲～市区西供电分区、静海～吴庄乙～津南甲供电分区、津南乙～板桥乙～市区东乙供电分区、东丽～市区东甲供电分区、大港～板桥甲供电分区、滨海～海港供电分区、宝北～芦台供电分区。
经潮流、短路、稳定计算，“十三五”期间天津220千伏及以上电网潮流分布合理，短路水平能够得到有效控制，稳定情况良好，满足电网安全稳定运行要求。
4．配电网。
“十三五”期间，天津配电网建设改造共投资318.97亿元，其中110千伏投资75.23亿元，35千伏投资22.67亿元，10千伏及以下投资211.67亿元，独立二次投资9.4亿元。其中，小区配套共投资138.21亿元；农网项目约45亿元。具体情况如下：
110千伏电网：新建110千伏变电站90座，扩建4座，主变总计168台，容量总计851.1万千伏安；改造110千伏变电站10座，主变14台。累计投资75.23亿元。
35千伏电网：新建35千伏变电站43座，扩建12座，主变总计90台，容量总计195.9万千伏安；改造35千伏变电站15座，主变23台。累计投资22.67亿元。
10千伏及以下电网：新增公用配变9018台，总容量635.3万千伏安，改造10千伏公用配变4608台。10千伏配电网规划新出线743条，总长度5465.3公里；改造10千伏线路309条，总长度5442.83公里。0.4千伏配电网规划新出线路1285.8公里，改造0.4千伏线路3880.59公里。10千伏及以下累计投资211.67亿元。
其中农村电网改造升级工程规划投资共约45亿元。110千伏电网共投资12.5亿元，建设及改造变电站23座，新增主变44台，变电容量196.1万千伏安，新建线路227.8公里，改造线路49.28公里；35千伏电网共投资4.4亿元，建设及改造变电站14座，主变24台，新增变电容量31.92万千伏安，新建线路93.33公里，改造线路72.18公里；10千伏电网共投资25.9亿元，新增配变容量157.52万千伏安，新建线路906.3公里，改造线路3390.4公里；0.4千伏电网共投资2.2亿元，新建线路579.82公里，改造线路1230.6公里。
5．智能电网。
信息化：“十三五”规划新增、改造骨干通信网光缆3535公里，光传输设备515套；新增、改造10千伏配电通信站点19725个，新建光缆5085公里；新建电力入户光纤227公里，光传输设备42套。新建100项一体化信息集成平台、30项电力业务与推广应用、11项电力信息安全技术项目。
自动化：“十三五”建设3套输变电在线监测装置，监测线路130公里；建设输电线路智能巡检长度210公里；采用直升机巡检技术对500千伏、220千伏输电线路进行巡检；建设防山火监测系统。建设各电压等级智能变电站139座、建设新一代智能变电站示范站1座；建设变电站智能巡检机器人20台；建设变电设备带电检测装置171套。实施配电自动化系统新建及改造一次设备21869个，主站4个，终端63433个。改造1套地调智能电网调度控制系统，建设5套备用调度系统、13套调度数据网络和安全防护系统。
互动化：“十三五”计划应用14.2万只双向互动智能电能表；累计改造各类营业厅71个；应用7项互动服务渠道；建设电能服务管理平台推广应用系统主站12个，管理终端650个；新建新能源发电并网仿真技术推广应用系统2套、新能源发电调度运行与控制技术推广应用系统1套；新建分布式电源并网设备及系统应用系统140套；建设1个微电网协调运行技术示范工程、建设1个智能电网创新示范区。
6．新能源汽车及充电基础设施规划。
在电动汽车、混合动力车技术性能满足需要的前提下，提高新能源汽车应用，增加电力替代油品的能力。基础设施建设形成自用充电设施按需配套，公共重换电设施初步网格化。适度超前建设出租车充换电站与物流环卫等专用车充电站。在京哈、京沪、荣乌等17条高速公路服务区建设城际快充站，实现天津高速服务区全覆盖。
新能源汽车：“十三五”期间，全市新能源汽车推广应用累计新增约16万辆，其中新增或更新城市公交车、出租汽车和城市物流配送车辆中，新能源汽车比例不低于35%，环卫车新增与更新车辆中新能源车辆比例不低于30%，新能源政府机关及公共机构用车1000辆，企业用新能源客车2500辆，租赁模式推广6000辆，企业及私人新能源乘用车14万辆。到2020年，本市预计新能源汽车推广总量超过17万辆。
充电桩：到2020年，建设各类充电桩超过9.2万个，力争达到15万个，满足16万辆车的新增充电需求。其中：公交、环卫、物流、邮政快递等车辆专用充电桩超过1.5万个；个人、企业、政府机关及公共机构用车、企业通勤客车自用充电桩超过5.7万个，力争达到11.4万个；公共交、直流充电桩约2万个，按照50公里的服务半径基本覆盖途径我市的高速公路服务区。
六、规划分析
（一）外电入津分析。
1．外电入津需求分析。
（1）外受电量需求分析。为加快能源结构调整，推动京津冀大气污染防治，按照环保部与我市签订的大气污染防治目标责任书及规划目标要求，我市2017年外受电比重需达到1/3。根据电力需求预测，2017年、2020年我市全社会用电量分别为845亿和970亿千瓦时，外购电量约需不低于281亿和323亿千瓦时。2015年，我市外购电量约208亿千瓦时，2017年、2020年需分别新增73亿和115亿千瓦时。
（2）可再生能源电量需求分析。按照国家能源局《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》，2020年我市非水电可再生能源电力消纳占全社会用电量的比重达到10%，电量约97亿千瓦时。结合我市可再生能源发展情况，初步预计，2020年我市本地可再生能源电量约能达到40亿千瓦时，其余57亿千瓦时需通过外省市调入解决。
2．外电入津能力分析。
从通道建设情况看，到2017年预计能投产的有锡盟经天津至山东、蒙西至天津南两条特高压输电通道，其中锡盟至山东通道的7个配套电源项目合计862万千瓦均已开工建设，预计于2017年中期建成投产；蒙西至天津南通道的配套电源共有6个合计860万千瓦，目前仅有魏家卯电厂1个项目共132万千瓦已核准在建并计划于2017年初投产，其余项目均尚未取得核准，预计于2018年左右投产。此外，胜利~张北~北京西~石家庄~济南特高压交流（送电能力约800万千瓦）、赤峰可再生能源基地500千伏交流（规划向津送电430万千瓦）等输电通道、方案正处于研究论证阶段，预计可于2020年前建成投产。根据上述通道建设安排，对我市外受电及可再生能源消纳情况进行分析，具体如下：
外受电量方面，一是预计2017年天津电网可通过蒙西至天津南通道接受魏家卯电厂电量约60亿千瓦时，同时考虑锡盟地区配套电源2017年下半年可投产，通过锡盟至山东通道可接受电量30亿千瓦时以上，能够保证外来电量占比达到1/3。二是2020年三条特高压交流通道都将达到规模，我市通过天津南特高压站可接受约300万千瓦电力，同时考虑南蔡~房山500千伏双回通道建成后500千伏联络线受电能力可提高至500万千瓦，总外受电能力预计将达到800万千瓦，可保证我市外购电量不低于323亿千瓦时，满足外电占比达到1/3的要求。
可再生能源消纳方面，一是根据张北、承德等清洁能源基地规划情况，预计2020年冀北风电装机将近2000万千瓦，光伏发电达到600万千瓦，年发电量约454亿千瓦时，保守考虑其优先满足河北省内指标和北京市指标要求，则约有20亿千瓦时可送至天津消纳；二是根据国家相关要求，特高压外送电通道需打捆输送一定比例的清洁能源电量，其中蒙西至天津南通道清洁能源比重尚未明确，暂按10%考虑，预计每年可送出清洁能源电量45亿千瓦时，考虑河北省和北京市指标已满足，则该通道清洁能源可全部由天津消纳；锡盟至山东通道国家明确要求清洁能源比重不低于30%，预计每年可送出清洁能源电量130亿千瓦时，暂考虑其中30亿千瓦时由天津消纳，其余100亿千瓦时由山东消纳。综上，2020年天津市可消纳外来清洁能源电量共95亿千瓦时，可满足非水电可再生能源电力消纳占全社会用电量的比重达到10%的要求。此外，按照赤峰清洁能源输出基地规划，最多可向天津输送约430万千瓦，年发电量约109亿千瓦时，有利于进一步提高天津清洁能源电力比重。
3．外电入津电价分析。
根据西部煤电基地当地的标煤价格、输电通道输送电量分摊投资等情况，初步测算锡盟地区和蒙西地区煤电送至天津合理收益下的到网电价分别约为0.344元/千瓦时和0.332元/千瓦时，与我市目前煤电标杆上网电价0.3514元/千瓦时相比有一定的优势，有利于我市电力用户与西部发电企业开展跨区域直接交易，降低我市平均用电价格水平。
（二）电力电量平衡分析。
根据电力需求预测结果，结合电源建设、机组关停、区外受电能力对天津进行全市电力平衡计算，平衡计算中计算原则考虑如下：
（1）选取夏季高峰负荷进行电力平衡。
（2）备用率选取：包括负荷备用、事故备用及检修备用，综合备用率选取16%。
（3）气电按照夏季受阻30%考虑。
（4）风电暂按5%计入装机平衡。
（5）当年年初及前一年年底新投产机组按1/3参与平衡考虑，年底投产机组不参与平衡。
（6）太阳能发电不参与电力平衡。
对天津电网2016至2030年进行电力电量平衡分析。根据平衡结果可以看出，2017年天津南特高压站建成投产后，初期可接受外电200万千瓦，能够满足负荷增长要求。至2020年，通过特高压受电能力提高至300万千瓦后，也可满足全市负荷增长需求。
（三）调峰平衡分析。
根据前述的负荷预测结果，以及电源规划方案，进行初步的调峰平衡分析，分析中遵循以下原则：
（1）小水电、太阳能发电、综合利用发电项目不参加平衡。
（2）煤电机组综合最低技术出力系数考虑为：60万千瓦及以上机组0.5、30万千瓦至60万千瓦机组0.6，20万千瓦至30万千瓦机组为0.7，10万千瓦至20万千瓦机组为0.8，不足10万千瓦机组及自备电厂容量不参与调峰；供热煤电机组供热期最高出力按机组容量的85%考虑，最小出力按75%考虑。
（3）气电机组调峰系数考虑为：纯凝调峰电厂最小出力0.5；供热机组非供热期最小出力0.5，供热期最大出力0.9、最小出力0.8。
（4）抽水蓄能机组调峰系数考虑为：夏季最大出力1、最小出力-1。
（5）考虑风电机组反调峰特性，反调峰系数考虑为：最大出力1，最小出力0。
（6）热备用容量按照系统最大发购电负荷的10%考虑。
（7）交流通道外来电，夏季最大出力1、最小出力0.5；冬季最大出力0.85、最小0.5。
根据上述原则，对2020、2030年夏季、冬季典型日进行调峰平衡计算。由调峰平衡计算结果可见，2020年夏季、2030年夏季天津电网均存在一定的调峰裕度；2020年冬季、2030年冬季调峰困难。
七、重点任务
（一）推进实施外电入津战略，保障电力供应。
实施“外电入津”战略，积极推进锡盟经天津至山东、蒙西至天津南两条特高压输电通道建设，建成后我市外受电能力新增300万千瓦。落实“一带一路”战略，开发锡伯敖包煤电基地，推动外蒙-天津的±800千伏直流通道前期研究论证工作。鼓励市能源企业与各大发电集团合作，在内蒙古、山西和宁夏等省市建设电源项目，建成后通过配套外送电通道向天津送电，力争到2017年，外购电比重提高到1/3。推动双青、宝北等6项500千伏输变电工程建设，完善自身主干网架结构，提高地区电网的供电能力和供电可靠性，保证外部电力能够“进的来、落得下、供得上”。
（二）加强电力调峰设施建设，提高应急能力。
适应电力需求不断增长、电网峰谷差日趋扩大、新能源快速发展、用电结构发生变革的要求，完善市场调节机制，强化需求侧调节，减小电网峰谷差，建设优质调峰机组，提高电力系统的经济性和稳定性。加快推动桃花寺抽水蓄能电站等调峰机组前期工作，研究在滨海新区等合理布局天然气调峰电站，提高电网应急调峰和可再生能源消纳能力。试点建设热电联产机组调峰灵活性改造示范工程，提高供热期调峰能力。增强需求侧响应能力，试点实施“能效电厂”示范工程建设，减少系统调峰压力。
（三）加快煤炭高效清洁利用，推动节能减排。
统筹供热和供电需求，在满足大气污染物排放浓度基本达到燃气机组排放限值、完成削煤任务的前提下，推动北疆电厂二期扩建工程、军粮城4台20万千瓦煤电机组替代工程等燃煤热电机组和南港燃煤背压热电项目建设。加快推进实施《天津市煤炭清洁利用实施方案》，实现供电煤耗、污染排放、煤炭占能源消费比重“三降低”，打造高效清洁可持续发展的煤电产业。一是加快燃煤机组节能改造。力争到2020年完成杨柳青电厂、北疆电厂等7家电厂合计17台机组、861.7万千瓦现役机组的节能改造；二是加快推进超低排放改造。争取全市燃煤发电机组全部实现煤炭清洁化改造，污染物排放浓度基本达到燃气排放限值。三是继续推进淘汰落后小火电。2017年底前关停军粮城电厂4台20万千瓦和静海热电厂3台共6.2万千瓦小火电机组。
（四）大力提高清洁发电比重，改善电源结构。
积极发展燃气分布式能源。按照“自发自用、余量上网、电网调节”的模式，积极推进分布式电源建设，研究制定一系列鼓励和优惠政策，加快开展各类试点和示范，鼓励在我市医院、宾馆、车站、机场以及高新科技园区、工业园区等热（冷）负荷集中的区域发展天然气冷热电三联产项目，推进天然气的高效利用。加快可再生能源开发利用。优化发展陆上风电，稳妥推进海上风电；鼓励对低风速资源的开发利用，发展分布式小型风电。积极推进分布式光伏发电应用示范区建设，在推动武清开发区分布式光伏发电示范区建设的同时，继续支持在我市开发区、工业园区组织实施具有一定规模的分布式光伏发电项目。
（五）加快配电网建设改造，发展智能电网。
落实国家关于加快配电网建设改造的要求，以满足用电需求、提高供电质量、促进智能互联为目标，进一步推动配电网建设改造工作，不断增强供电能力，优化完善网架结构，提升装备标准化和电网智能化水平。以城市核心区作为高可靠性示范区，以点带面高起点、高标准建设配电网。紧密跟踪市区、中心城镇和产业园区等经济增长热点，及时增加变（配）电容量，统筹使用间隔及通道资源，控制专线用户接入，消除用电瓶颈。住宅小区供电设施纳入城市配电网规划，切实保证用户安全稳定用电。推广先进适用输变电技术，在提升电网发展内在质量的基础上，努力降低电网建设成本。建立健全网源协调发展和运营机制，积极接纳新能源，推广新能源发电、分布式能源、储能系统与电网协调优化运行技术。研究利用既有的信息采集系统，促进水、气、热、电的远程自动集采集抄，推动我市能源与信息通信基础设施深度结合。
（六）推动农村电网改造升级，提升服务水平。
按照“安全可靠、技术适用、减少维护、节能环保”的原则，加快推进农村电网建设与改造，全面提升农网供电能力和供电质量，重点解决农村低电压、设备老化、过负荷、变电站不足、线径过细等问题，提高城乡电力一体化进程。实施新建、扩建变电站、线路等工程，解决设备重载过载问题，适应农村快速增长的用电需求。对存在安全隐患的设备进行更换，提高运行安全水平。改善网架结构，加强变电站间联络，提升站间负荷互带能力，提高农网供电可靠性。扎实有序推进农网智能化建设工作，鼓励农业光伏等可再生能源配套电网建设，满足分布式电源并网接入的要求。
（七）提高终端电力消费比重，实施电能替代。
积极落实“美丽天津”建设部署，推动“以电代煤、以电代油”。以农村地区、燃煤消减企业、用能大户等为重点，积极推广“电能替代”工程。在城镇、乡村、城中村等散煤消耗区域，鼓励“煤改电”工程，开展武清区“煤改电”示范项目建设，2017年底前完成363个村、10.9万户电能替代改造。在电动汽车、混合动力车技术性能满足需要的前提下，提高新能源汽车应用，增加电力替代油品的能力，力争到2020年新能源汽车超过17万辆。统筹规划加强电动汽车充电站建设，完善供电服务，推动电动汽车大发展。推进既有建筑、居民小区、停车场、路边停车位及绿化带建设自/专用充电基础设施，新建筑物配建一定比例的充电设施，争取到2020年充电桩达到15万个。在中心市区、环市四区和和滨海新区的建成区，基本建成平均服务半径不超过0.9公里的公用充电基础设施网络体系。发挥充电设施智能化作用，加快互联网、物联网、大数据等技术与充电服务模式融合创新，有效缓解峰谷差。全面推动建设港口岸电工程，推进岸电工程延伸至内河流域。研究出台电价和补贴支持政策，建立完善的电能替代协同工作机制。
（八）挖掘提升机组供热能力，保障供热安全。
强化集中供热基础热源，推进北疆电厂二期工程、军粮城4台20万千瓦机组关停替代工程、南疆电厂等热电联产项目建设，推动大唐盘电2台纯凝煤电机组2017年底完成供热改造，全部煤电机组实现对外供热。实施杨柳青热电厂、北疆热电厂一期、大港热电厂、国华盘山热电厂等现役机组供热增容改造，进一步扩大热电联产供热面积。实施热电管网联网工程，将各热电厂独立运行的主干及支线供热管网联网，同步建设调峰锅炉，形成以热电联产管网为主、多热源联合供热的“一张网”格局，实现热源间的互补运行，提高供热可靠性。
（九）提升科技创新驱动能力，加强院企合作。
实施电力科技人才工程，集中攻关超导、燃料电池、高能量密度储能、新型储能材料等前景广阔、核心技术需要突破的技术。试点示范柔性直流输电、光热发电、碳捕捉等有一定积累但技术工艺路线尚不成熟的技术。推广分布式能源站、电动汽车、智能电网、海上风电等有需求且市场技术相对成熟的技术。加快研究燃煤与污泥耦合发电关键技术，探索布局示范项目，健全支持政策。进一步推动管理创新，营造有利于科研院所、能源企业的创新环境，为科技工作者开展创新型研究提供保障。加强科研机构与企业的合作，切实推进科研成果的产业转化。
（十）有序推进电力体制改革，构建市场化体系。
落实天津市电力体制改革综合实施方案，积极参与建设京津冀电力市场体系。到2016年底前，研究制定天津电网输配电价改革试点方案；组织开展大用户与发电企业直接交易试点，配合制定出台京津冀电力直接交易规则。到2017年底前，推动现有符合条件的经济技术开发区、保税区、高新区、循环经济产业区等园区开展增量配电业务试点；出台售电公司准入退出实施细则；明确优先购电的用户类别、电量规模，制定保障优先购电的配套措施。到2020年前，以新建的各类产业园区、城区为重点推动社会资本进入配电领域；完善电力辅助服务交易机制，鼓励发电企业自主参与辅助服务市场化交易；力争建成完整的电力市场体系，形成市场主体多元、竞争有序的交易格局。
八、环境影响评价
（一）规划总量。
根据《天津市“十二五”主要污染物总量减排目标责任书》，到2015年，全市二氧化硫和氮氧化物排放总量分别控制在21.6万吨、28.8万吨以内。
（二）电力排放源现状。
到2015年底天津市全部电力企业SO2排放量为2.83万吨，NOX排放量为4.7万吨。
（三）机组退役及排放源消减情况。
到2020年天津市退役的电厂主要有四家，削减的SO2排放量为0.37万吨，削减的NOX排放量为0.71万吨。
（四）2016～2030年新增排放源情况。
2016年～2030年新增排放源涉及14家电厂，新增SO2排放量为2548.5吨，新增NOX排放量为4796.4吨，其中2016年～2020年新增SO2排放量为2505.6吨，新增NOX排放量为4075吨。
（五）2030年排放总量分析
根据上述分析结果，到“十二五”末期电力行业二氧化硫排放量为2.83万吨，氮氧化物排放量为4.7万吨，剩余排放指标分别为18.77万吨和24.1万吨；“十三五”期间经小火电机组的退役关停可削减二氧化硫排放量为0.37万吨，削减氮氧化物排放量为0.71万吨，规划新增二氧化硫排放量0.25万吨，新增氮氧化物排放量0.41