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到21.6%，清洁能源比重从24.9%提高到28.3%。2020年福建省一次能源消费结构为煤炭41.2%、石油30.5%、水电7.1%、核电11.0%、天然气6.7%、其他能源3.5%(含风电、生物质、太阳能)。
——电源结构进一步合理。考虑到经济转型和产业升级，2020年全省用电量2500亿～2785亿千瓦时，年均增长6.2～8.5%;用电最高负荷4420万～4850万千瓦，年均增长7～9%。人均综合用电7000千瓦时，其中人均生活用电1600千瓦时。预计到2020年，全省电力装机达6500万～7000万千瓦。其中：火电4154万千瓦(气电386万千瓦)，占59.4%，“十三五”新增1300万千瓦左右;水电1180万千瓦，占16.8%，与“十二五”基本持平;核电871万千瓦，占12.4%，新增326万千瓦;抽水蓄能155万千瓦，占2.2%，新增35万千瓦;风电500万千瓦，占7.1%，新增324万千瓦;光伏90万千瓦，占1.29%，新增75万千瓦;生物质50万千瓦，占0.71%，新增20万千瓦。清洁能源装机比重占46.2%。
——电网保障能力进一步加强。完善“省内环网、沿海双廊”的500千伏电网，建成具有自动化、信息化、互动化特征的坚强智能电网。至2020年，电网智能化达到国内领先水平，其中福州、厦门中心城区达到国际先进水平;全省110千伏及以上输电网变电总容量和线路总长度分别达到24300万千伏安和46650公里;城网、农网供电可靠率分别达99.975%、99.930%。
——节能减排力度进一步加大。淘汰单机容量15万千瓦及以下的小火电机组71.2万千瓦。2020年，单位GDP能源消耗控制在国家下达指标内。煤电平均供电煤耗小于310克/千瓦时，综合厂用电率小于5%;新建煤电脱硫效率达95%以上，脱硝效率达80%以上;现役煤电改造后的脱硫效率达95%以上，综合脱硝效率达70%以上;新建燃煤发电机组大气污染物排放全部达到超低排放标准。
注：能源消费总量、全社会用电量、用电最高负荷、电力装机等指标设置为一个幅度区间，目标高值主要考虑与中央支持福建加快发展以及全面建成小康社会的目标要求相衔接，争取主动，积极推动一批项目前期工作开展;目标低值主要考虑与“十三五”经济转型和产业升级、结构性改革过程中存在的发展不确定性、消化产能等因素相适应。
第三章主要任务
一、优化能源结构和电源布局
立足低碳、清洁、高效，合理安排在建电源投产时序和项目前期工作，进一步优化电源布局和提高清洁能源比重。
(一)安全稳妥发展核电
在采用国际最高安全标准、确保安全的前提下，稳妥推进核电建设，提高核电装机及发电量比重。加快推进在建的宁德核电4#机组(108.9万千瓦)、福清核电3～6#机组(2×108.9万千瓦+2×115万千瓦)，开工建设漳州核电一期(4×125万千瓦)、宁德核电5～6#机组(2×115万千瓦)和霞浦核电，并做好其他核电厂址的保护与论证，力争“十三五”末在宁德核电1～4#机组、福清核电1～4#机组全部投产的基础上再有1～2台机组并网。
(二)适当控制发展煤电
除已批的大型煤电和热电联产项目外，原则上不再建设新的煤电项目。充分考虑煤电发电利用小时数，合理安排在建的神华罗源湾电厂(2×100万千瓦)、国投湄洲湾第二发电厂(2×100万千瓦)、华能罗源电厂(2×66万千瓦)、华电邵武三期(2×60万千瓦)、华电可门三期(2×100万千瓦)等项目建设进度;结合工业园区热负荷增长需求，推进华润泉惠热电(2×60万千瓦)、华能古雷热电(2×60万千瓦)、国电江阴热电二期(2×60万千瓦)、神华晋江热电(2×30万千瓦)、大唐沙县热电(2×30万千瓦)等项目前期和建设。做好漳州漳浦、湄洲湾新扩建电厂、漳州诏安、莆田石门澳等项目的论证与厂址保护。
(三)加快建设抽水蓄能电站
配合大规模核电及新能源建成投产后的调峰需求，加快抽水蓄能电站建设，发挥特高压省外联网作用，更大范围优化配置资源。开工建设厦门(4×35万千瓦)、永泰(4×30万千瓦)、周宁(4×30万千瓦)等抽水蓄能电站。积极推进漳州(4×30万千瓦)、仙游二期(4×30万千瓦)、龙岩(4×30万千瓦)、三明(4×30万千瓦)、南平(20万千瓦)等抽水蓄能电站项目前期工作，推动核电与抽水蓄能电站一体化规划建设。力争“十三五”末投运1～2台机组，2020年前后建成布局合理、容量充足、结构优化的调峰电源。二、建设坚强智能电网
加强省内主干输电网架结构，积极推进福建与周边省份联网工程前期和建设;针对农村电网薄弱环节，大力推进新一轮农网改造升级;加快智能配电网建设，全面提升电网防灾减灾能力，到2020年形成以1000千伏特高压电网和500千伏超高压电网为主干、各级电网协调发展的坚强智能电网。
(一)加快农村电网建设
结合推进新型城镇化、农业现代化和扶贫搬迁等，积极适应农产品加工、乡村旅游、农村电商等新型产业发展以及农民消费升级的用电需求，推进新型小城镇和中心村电网改造升级。“十三五”期间重点通过建设35千伏变电站和改造中压网络，有效缩短中压供电半径，消除供电超过15公里的中压长线路，全面解决农网季节性负荷供电“卡脖子”等问题;加强低压配电网建设，合理规划台区布点，加强集中改造，有效提高农网户均配变容量，全面提升农村电网“最后一公里”供电质量，系统解决整个区域配网低电压、供电可靠性低、易受自然灾害影响等问题。
结合新能源扶贫工程和微电网建设，提高农村电网接纳分布式新能源发电的能力。在完善农村电网结构、缩短供电服务半径、提高户均配变容量的基础上，逐步提高农村电网信息化、自动化、智能化水平，缩小城乡供电服务差距，为农村经济社会发展、农民生活质量改善提供更好的电力保障。“十三五”期间农村电网投资达到410亿元。
(二)积极推进省外联网
推进福建与广东、江西等省外联网工程前期工作，争取开工建设福建与广东联网等工程，实现多通道大容量的跨省联网。增强电网在更大区域范围内优化配置资源的能力，提高电网“防灾减灾”能力，保障电力能源的供应安全。
(三)完善主干输电网架结构
1.提升主干网架输电能力
着力解决“北电南送”问题，进一步改造提升500千伏“沿海双廊”输电通道送电能力，对晋江—东岗线路、东台—大园线路、大园—泉州线路进行升温改造。加强沿海至闽西北部的500千伏“东电西送”通道输电能力，建设北部的福州特—三阳500千伏线路与南部的漳州—漳州北—卓然500千伏第2回路等工程。对福州—厦门特高压输变电工程建设进一步论证，考虑初期降压运行,厦门特高压站根据需要适时建设。
2.结合大型电源点建设配套送出工程。为配合漳州核电、厦门抽水蓄能电站、罗源湾南岸火电等电源并网需要，配套建设漳州核电—漳州北、漳州核电—漳州南、厦门抽水蓄能—厦门、罗源湾南岸火电—连江等相应的电源送出工程。
3.加强地区受端电网，完善分层分区供电
建设霞浦变、长乐变、惠安变、集美变、永安变、石狮变、南安变、漳浦变、福鼎变等9座500千伏变电站，扩建南平变、龙岩变、三明变、宁德变、莆田变、莆田北变、厦门变、海沧变、漳州北变、漳州变、漳州南变、洋中变等12座变电站，提高各地区500千伏电网的供电能力，构筑坚强的受端电网，满足各地区电力负荷发展的需要。
按照“分区互补、区内多环”的发展目标，完善地区220千伏受端电网。至2020年，全省将全面形成以500千伏变电站和本地220千伏电源为支撑的区域环网、区间联络的受端主干网架。
(四)加快建设智能配电网
提升配网发展理念，实现城乡和各级电网协调发展，加快构筑“结构合理、技术先进、灵活可靠、经济高效”的配电网。加强配电网络结构，实现110、35千伏电网N-1通过率100%，10千伏N-1通过率中心城区和城镇100%、农村93%。增加配电网电源布点，大幅提升户均配变容量，2020年中心城区、城镇、农村分别达6、5、3.5千伏安，偏远自然村台区不低于2千伏安;进一步缩短台区低压供电半径，2020年基本消除超过500米的台区;加强电动汽车充换电设施、电能替代工程的配套电网建设，保障不同区域、不同类型多元负荷无障碍接入需要。提高电网装备水平，优化设备序列，简化设备类型，全面淘汰S7及以下高损耗配变;推进配电自动化全覆盖，实现配电网信息化、自动化、智能化。
“十三五”福建省110千伏及以下配电网总投资600亿元，新扩建110千伏变电容量2804万千伏安，110千伏线路6750千米;新扩建35千伏变电容量167.5万千伏安，35千伏线路2846千米;新增10千伏公用配变容量1173.8万千伏安，新建改造10千伏线路37267千米。
(五)加快构建电动汽车充换电网络
加强电动汽车充换电基础设施优化布局和建设，满足2020年推广10万辆以上新能源
