新增光伏装机462万千瓦！吉林发布电力“十四五”规划

近日，吉林省能源局印发《吉林省电力发展“十四五”规划》，提出了“新增装机规模462万千瓦，到2025年装机达到800万千瓦”的目标。

《规划》介绍，吉林省太阳能资源总体属于二类。西部地区太阳能资源最为丰富，年日照时数为2800-3000小时。全省地面光伏电站潜在开发容量为9600万千瓦，可装机容量约为4600万千瓦。

装机与用电量方面，《规划》指出，截至2020年底，全省电力装机容量3277.6万千瓦，其中，非化石能源发电装机容量1504.6万千瓦，占总装机容量的45.9%，光伏发电装机337.8万千瓦。预测2025年全省全社会用电量达到960亿千瓦时，年均增长3.6%;2025年全省全社会最大负荷达到1850万千瓦，年均增长4.5%。

关于“十四五”电力装机目标，《规划》提出，预计2025年，全省装机容量将达到6187万千瓦。其中：非化石能源发电装机达3814万千瓦，约为2020年的2.5倍，占比61.7%，提高15.7个百分点，其中光伏发电装机达800万千瓦。

《规划》强调，要加快绿色低碳转型，大力发展清洁能源发电项目，结合储能、制氢等新技术和新业态，积极发展风电、光伏、生物质等清洁能源项目，打造国家级清洁能源生产基地。其中光伏领域，在“十四五”期间，要扩大白城百万千瓦级“光伏领跑者”基地规模。以西部白城、松原地区为重点，开展风光储、光伏农业、光伏牧业等“光伏+”地面光伏并网发电项目建设。中部长春、吉林等地区推广光伏建筑一体化分布式光伏发电项目。

吉林省能源局关于印发《吉林省电力发展“十四五”规划》的通知

吉能电力〔2022〕356号

省直有关单位，各市(州)人民政府、梅河口市人民政府、长白山管委会，各有关电力企业：

《吉林省电力发展“十四五”规划》已经我局2022年第12次党组会审议通过，并报省政府领导签批同意，现印发给你们，请认真贯彻执行。

附件：

1.吉林省电力发展“十四五”规划

2.《吉林省电力发展“十四五”规划》政策解读

吉林省能源局

2022年10月31日

(此件公开发布)

吉林省电力发展“十四五”规划

“十四五”期间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第一个五年。全面振兴吉林省老工业基地，构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系，保障吉林省“十四五”经济社会高质量发展具有重要意义。

电力行业是支撑国民经济和社会发展的基础产业，是能源行业的重要组成部分，关系国民经济命脉和社会稳定，是构建社会主义和谐社会的重要基础。吉林省电力发展“十四五”规划是全省能源规划在电力行业的延伸和细化，根据吉林省国民经济发展及经济结构调整对电力行业发展的要求，阐述“十四五”期间全省电力行业发展的指导思想、发展目标、主要任务及其保障措施，是指导电力行业发展布局、建设项目核准(审批)、具体投资计划安排等事项的重要依据。

第一章 发展基础及背景

第一节 基本情况

1.能源资源情况

吉林省能源资源种类较为齐全，传统化石能源储量不足，风能、生物质能、太阳能等清洁能源发展潜力较大。

水电资源：主要分布在东部松花江、鸭绿江、图们江各水系，抽水蓄能理论蕴藏量装机容量超过3000万千瓦。可开发常规水电装机容量574.4万千瓦，目前已开发480.5万千瓦。

煤炭资源：到2020年底，煤炭保有资源储量约28亿吨，可采资源储量约7亿吨，主要分布在长春、吉林、白山和延边地区。

油气资源：到2020年底，原油探明储量累计17.62亿吨;天然气探明储量累计2309亿立方米。

风能资源：潜在开发量约2亿千瓦，可装机容量约为6900万千瓦，主要分布在西部白城、松原、四平双辽等地区，占全省可装机容量80%以上。

生物质能资源：农作物秸秆产出量约为4500万吨/年，可收集量约为3500万吨/年，可能源化利用的资源总量约为1200万吨/年。林业剩余物资源约为1000万吨，可能源化利用量约为400万吨。

太阳能资源：太阳能资源总体属于二类。西部地区太阳能资源最为丰富，年日照时数为2800-3000小时。全省地面光伏电站潜在开发容量为9600万千瓦，可装机容量约为4600万千瓦。

2.电力需求情况

2020年，吉林省全社会用电量805.4亿千瓦时，同比增长3.2%。其中：第一产业用电量15.4亿千瓦时，同比增长24.9%，占比1.9%;第二产业用电量479.5亿千瓦时，同比增长2%，占比59.5%;第三产业用电量169.3亿千瓦时，同比降低0.4%，占比21%;城乡居民生活用电量141.2亿千瓦时，同比增长10.3%，占比17.6%。2020年，全社会最大负荷为1486.5万千瓦，同比增长4%，最大峰谷差430万千瓦。

3.电力供应情况

2020年，吉林省电网发电量完成990亿千瓦时，同比增长7%。其中：水电(含抽水蓄能)发电量为93.8亿千瓦时，占比9.5%;火电(含煤电、气电、生物质和垃圾发电)发电量为721.4亿千瓦时，占比72.9%;风电发电量为129.6亿千瓦时，占比13.1%;光伏发电量为45.2亿千瓦时，占比4.6%。2020年，吉林省电网机组利用小时数为3105小时，较上一年增加75小时。其中：水电机组利用小时数为1981小时，火电机组(含煤电、气电、生物质和垃圾发电)利用小时数为3905小时，风电机组利用小时数为2309小时，光伏机组利用小时数为1477小时。

第二节 主要成绩

1.电力保障能力持续增强

截至2020年底，全省电力装机容量3277.6万千瓦，年均增长4.6%。其中，煤电装机容量1771.8万千瓦;非化石能源发电装机容量1504.6万千瓦(常规水电480.5万千瓦，抽水蓄能30万千瓦，风电577.1万千瓦，光伏发电337.8万千瓦，生物质发电79.2万千瓦)，年均增长11.5%，占总装机容量的45.9%，比2015年提高12.4个百分点。2020年全省非化石能源发电量达到301.9亿千瓦时，年均增长17.2%，占总发电量的30.5%，比2015年提高11.1个百分点，在能源结构调整中发挥了重要作用。

2.电力设施建设有序推进

电力保障和调节能力不断增强，丰满水电站新建6台机组全面投入运行，长春东南热电厂、大唐长春三热背压机组等项目建成投运，敦化抽水蓄能电站稳步推进，蛟河抽水蓄能电站开工建设。电网供电能力和网架结构进一步加强，500千伏主网架初步形成，220千伏电网覆盖全省9个市(州)，各市(州)均形成多层66千伏环网。至2020年，全省共有500千伏变电站17座，变电容量2686万千伏安，线路长度5740公里;220千伏变电站97座，变电容量2586万千伏安，线路长度12965公里;66千伏变电站928座，变电容量2584万千伏安，线路长度20044公里。

3.加快煤电产能提质增效

积极推进煤电落后产能淘汰工作，相继关停大唐长山、桦甸热电、蛟河热电、浑江电厂和白山煤矸石电厂等机组，累计容量110.7万千瓦，超额完成“十三五”期间火电组关停任务。按照国家能源局、生态环境部的相关要求，推进燃煤电厂超低排放改造，累计完成超低排放改造机组1353万千瓦，超额完成国家下达的目标任务。

4.有效推进电能清洁供暖

“十三五”期间，积极落实国家及省政府关于北方地区冬季清洁取暖的重要精神，积极推广清洁采暖技术。在电采暖领域，2017年我省出台了《关于推进电能清洁供暖的实施意见》，省能源局会同省财政厅制定印发了《吉林省电能清洁取暖奖补资金管理办法》，通过市场化方式，引导企业和社会加大投入。2020年全省电能清洁供暖面积累计达到3534万平方米，占全省总供暖面积3.93%，每年可消纳电力28亿千瓦时。

5.电力体制改革持续深化

完善电力市场交易规则，出台《吉林省售电公司准入与退出管理实施细则》、《吉林省电力中长期交易规则》、《吉林省售电侧市场化交易实施细则》、《吉林省电力市场交易售电公司履约保函管理办法》等规则及制度;加快放开发用电计划，提高市场化电量交易规模，省内经营性用户全面放开。

第三节 存在问题

1.化石能源短缺，对外依存度逐年加大

吉林省传统化石能源总量小，能源工业起步早，资源开采时间长，经济开采储量少，扩产空间有限，产量逐年减少。2020年全省煤炭产量954.6万吨，煤炭自给率严重不足，对外依存度逐年加大。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年煤电装机为最大负荷的1.2倍，为典型的电力送出省份，省内用电市场不能有效满足清洁能源消纳需要。目前，全省清洁能源已开发容量约占可开发量的10%，清洁能源开发受限，亟需寻求多条有效消纳途径，促进清洁能源产业健康可持续发展。

3.调峰电源单一，系统调峰能力不足

受现有电源结构影响，全省主力调峰电源仍为煤电，调峰依赖性较强，灵活性调峰电源比例低，亟需新增抽水蓄能、储能等灵活性调峰电源。受地理位置和气候等因素影响，全省供热期较长，冬季供热期供热机组调峰能力明显不足。供暖期与风电大发期高度重合，进一步加剧供热与清洁能源消纳矛盾。

4.主干网架仍需加强，省外输电能力不足

吉林省主干电网仅在中部地区形成500千伏单环网结构，全省辐射东西方向的电网结构较弱。随着东部蓄能电站等电源相继投运，中部断面输电能力需求明显增强。黑吉省间、吉辽省间电网断面输电能力有待进一步提高。西部丰富的清洁能源资源开发与全省有限的消纳能力冲突明显，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第一个五年，也是我国能源转型变革的关键时期，能源发展面临着老问题新情况不断交织集聚、叠加演化的局面。能源需求发生新变化，“高质量”和“低碳”发展要求更加突出;能源安全面临新挑战，新旧风险交织并存;绿色转型出现新形势，未来任务更加艰巨;创新发展进入新阶段，科技和体制创新重要性更加凸显。

第二章 电力需求预测

第一节 国民经济发展预测

“十四五”期间，全省重大项目储备较为充裕，特别是作为全省经济支柱产业的汽车行业和农产品加工行业发展势头较好，其他产业如新材料、高端装备、生物医药、新能源、有机食品及旅游业等，亦将为全省经济较好发展注入新鲜活力。根据《吉林省国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》，结合国内外经济形势总体判断，综合考虑吉林省潜在经济增速、改革实施成效和引导社会预期等因素，预计“十四五”期间，全省经济将实现东北振兴率先突破，预计年均增速6.5%。

“十四五”期间，吉林省消费需求将进一步扩大，投资规模适度增长。考虑到近几年吉林省各产业比重实际情况，随着产业结构调整的进一步深化，预测到2025年全省三次产业比重将调整为10:41:49。

第二节 全社会用电量及最大负荷预测

随着经济形势的企稳回升，以及全省“三个五”战略、长吉图战略、中东西“三大板块”建设在“十四五”期间的持续推进，全省全社会用电量仍将保持平稳增长，预测2025年全省全社会用电量达到960亿千瓦时，年均增长3.6%;2025年全省全社会最大负荷达到1850万千瓦，年均增长4.5%。

第三章 指导思想与发展目标

第一节 指导思想

以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大全会精神，深入落实习近平总书记在吉林视察时的重要指示，坚持稳中求进工作总基调，以深化供给侧结构性改革为主线，推动全省电力高质量发展，遵循“四个革命，一个合作”能源安全新战略，加快推进生态强省建设，聚焦碳排放“30·60”目标，加快电源结构调整，着力发展清洁能源，全力打造国家级清洁能源保障基地，积极谋划西部“陆上风光三峡”及东部“山水蓄能三峡”项目，优化电网结构和布局，构筑安全、可靠、经济、环保的电力保障体系和坚强智能的现代化电网，实现电网与电源协调发展，为加快全省全面振兴、全方位振兴做出贡献。

第二节 基本原则

坚持以电力市场需求为导向。深入开展电力市场调查，加强宏观经济分析，着重研究新的经济技术因素对电力需求的影响分析，重视分地区、分行业预测和负荷特性的分析，科学预测电力市场需求。

坚持电源绿色发展。调整电源结构，优化电源布局，积极推动清洁能源的科学有序发展，大力发展风能、太阳能等清洁能源，提高化石能源清洁高效利用水平，促进全省电力行业持续、稳定、健康发展。

坚持电源与电网统一规划，协调发展。科学安排电源布局，适度超前建设电网，促进电网与电源发展相协调，主干电网与配电网发展相协调，城乡电网发展相协调，加快电网智能化建设步伐，努力把全省电网建设成结构合理、运行可靠、经济灵活的现代化电网。

坚持开发利用与节能减排相结合。在科学开发利用能源资源的同时，大力推进能源节约，努力提高能源利用效率。进一步减少二氧化硫、二氧化碳等有害气体和固体废弃物排放，开展能源资源综合利用，发展循环经济，促进资源节约型和环境友好型社会建设，提升生态系统质量和稳定性。

坚持资源优化配置与节能并举。从更大范围考虑能源资源的优化配置问题，提高能源利用效率，实现电源结构和布局的优化;从需求侧、发电侧、电网侧三个方面明确节能目标和措施;保证电力行业发展与环境保护协调一致，实现电力行业的可持续发展战略。

坚持科学发展与节约集约用地相结合。在电源项目及电网项目建设过程中，严格执行各类土地使用标准，控制使用各种保护用地，加强建设用地管理，优化建设用地结构，做好与国土空间规划衔接，切实做到科学、合理、节约集约用地。

第三节 发展目标

1.电源发展目标

持续布局抽水蓄能电站，大力发展清洁能源发电项目，配套建设“吉电南送”1000万千瓦级清洁能源装机;加快现有发电机组升级改造，有序开展老旧煤电机组等容量替代，合理推进支撑性、调节性电源建设;从网、源、荷三侧发力，推动新能源占比逐渐提高的新型电力系统建设取得阶段性进展。预计2025年，全省装机容量将达到6187万千瓦。其中：非化石能源发电装机达3814万千瓦，约为2020年的2.5倍，占比61.7%，提高15.7个百分点。

2.电网发展目标

推动“吉电南送”高比例新能源基地开发外送特高压直流工程建设，力争建成“两横三纵”500千伏双环网的骨干网架，增强省内“东西互济”能力，优化电网资源配置，提高电网承载能力;完善地区220千伏电网结构，解开500千伏与220千伏电磁环网，优化分区运行结构，降低系统短路电流，提高供电可靠性;初步建成坚强智能的一流现代配电网，供电保障能力和信息化水平显著提升，高效服务能源互联网建设。

3.创新发展目标

加快实施“3(园区)+1(工程)”电力创新发展目标。大力推进白城、松原和四平双辽地区3个“绿电”产业园区，有效降低电价，吸引高端产业入吉及高端人才回流;加快推动“氢动吉林”之“风光消纳规模制氢工程”，依托可再生能源资源优势和先进电解水制氢技术，逐步实现可再生能源制氢替代和产业链价值链延伸，促进风光等新能源与氢能互补协同发展。

第四节 发展思路

立足风、光、水、地热等新能源和可再生能源优势，积极推动电力系统向适应大规模高比例新能源方向演进，以建设“坚强化、智能化、柔性化”电网为基础，推广应用新技术、新设备、新机制，以深化火电灵活性改造、推动清洁高效先进节能的煤电及气电为助力，以推动“吉电南送”高比例新能源基地开发外送特高压直流工程及深入挖掘省内自身消纳能力为驱动，鼓励省内开发新能源采取自带消纳方式，从源、网、荷三侧发力，加快新能源占比逐渐提高的新型电力系统建成，促进全省电力行业高质量发展。

第四章 重点任务

第一节 构建多元电力供应体系

适度发展背压式热电联产项目，试点建设燃气调峰项目，合理推进支撑性、调节性煤电建设。科学开发水电，持续布局抽水蓄能电站，加快抽水蓄能电站的前期论证和项目储备，推动千万千瓦抽水蓄能基地建设。加快绿色低碳转型，大力发展清洁能源发电项目，结合储能、制氢等新技术和新业态，积极发展风电、光伏、生物质等清洁能源项目，打造国家级清洁能源生产基地。预计到2025年，全省装机将达到6187万千瓦。其中水电654万千瓦，煤电1959万千瓦，燃气413万千瓦，风电2200万千瓦，生物质160万千瓦和光伏800万千瓦。

1.燃煤发电

合理发展煤电项目，统筹区域热力电力供应保障需求，有序推进长春、吉林、松原、四平、延边、辽源、白城等地背压机组建设;推进吉林、四平老旧机组“等容量替代”项目建设;推动长春二热“退城进郊”搬迁升级改造项目前期工作。兼顾电力供应保障需求和新能源发展需求，谋划建设支撑性、调节性先进煤电，加快推动双辽电厂三期扩建工程(2×100万千瓦)前期工作。预计到2025年，全省煤电装机达到1959万千瓦。

2.燃气发电

“十四五”期间，加快推进松原、白城等地区气电项目建设，力争建设投产华能燃气调峰电站(96万千瓦)、吉电股份调峰电站(96万千瓦)、大唐燃气调峰电站(96万千瓦)、国能集团燃气调峰电站(96万千瓦)、白城镇赉天燃气调峰电站(18万千瓦)和白山市天然气分布式能源站(10万千瓦)。预计2025年全省气电装机将达到413万千瓦。

3.水电(抽水蓄能)

“十四五”期间，加快敦化抽水蓄能电站建设，推动蛟河、通化(通化市)、卧龙湖(和龙市)、前河(汪清县)、大沙河(安图县)、大沟河(敦化市)、塔拉河(敦化市)和景山屯(靖宇县)等8座抽水蓄能电站前期进展，力争于“十四五”期间开工，“十五五”期间投产。预计到2025年，全省水电装机达到654万千瓦。其中：抽水蓄能170万千瓦，常规水电484万千瓦。

4.风力发电

“十四五”期间，稳步推进白城地区特高压直流配套风电基地建设，扩大西部白城、松原、四平双辽本地消纳风电规模。在中东部地因地制宜开展分散式风电项目建设。积极推动吉林西部白城、松原地区风电就地制氢、分级消纳，实现风电制氢规模化发展，推动风电就地消纳。预计到2025年，全省风电装机达到2200万千瓦。

5.光伏发电

“十四五”期间，扩大白城百万千瓦级“光伏领跑者”基地规模。以西部白城、松原地区为重点，开展风光储、光伏农业、光伏牧业等“光伏+”地面光伏并网发电项目建设。中部长春、吉林等地区推广光伏建筑一体化分布式光伏发电项目。预计到2025年，全省光伏发电装机达到800万千瓦。

6.生物质发电

“十四五”期间，因地制宜以长春、吉林、四平、白城、松原、通化等地为重点建设生物质热电联产项目;有序发展垃圾发电，推进长春、白城等城市垃圾发电项目建设。预计到2025年，全省生物质发电装机达到160万千瓦。

第二节 强化电网枢纽平台作用

紧扣新发展理念、紧扣高质量发展要求，围绕“高、低、充、联”，充分发挥电网资源优化配置的枢纽平台作用，充分发挥电网资源优化配置的枢纽平台作用，统筹推进源-网-荷-储高质量发展，注重电网效率效益，构建各级电网相互支撑，协调发展的目标网架。提高鲁固直流电力汇集能力，推动“吉电南送”高比例新能源基地开发外送特高压直流工程，完善500千伏电网主网架，优化220千伏电网结构，初步建成坚强智能的一流现代配电网，供电保障能力和信息化水平显著提升，高效服务能源互联网建设。

1.特高压电网建设

吉林省是我国九大千万千瓦级风电基地之一，风能、太阳能等清洁能源资源丰富，风能可装机容量约为6900万千瓦，光伏可装机容量约为4600万千瓦，2020年开发率不足10%，开发程度偏低。目前，制约吉林省新能源发展的主要问题是外送能力不足。为有效解决全省新能源发展需求与外送能力不足的突出矛盾，“十四五”期间，拟规划建设“吉电南送”高比例新能源基地开发外送特高压直流工程，将吉林省西部地区丰富的风光资源送往区外负荷中心。工程建成后，将有利于加快全省清洁能源开发利用，切实解决全省清洁能源发展需求与消纳能力不足的现实矛盾，有效缓解我国中东部用电需求增长和环境容量短缺的矛盾，实现送、受两端能源和低碳双赢格局，优化全国能源布局。“吉电南送”高比例新能源基地开发外送特高压直流工程暂考虑采用±800千伏特高压常规输电技术，输电功率800万千瓦，输电距离约为950公里-1250公里，起点在吉林西部，落点考虑北京周边等，汇集新能源规模约1000万千瓦。

2.500千伏电网建设

“十四五”期间，力争建成“两横三纵”主网架结构，推进甜水-松原-合心-龙嘉-包家-吉林东-平安-延吉、昌盛-龙凤-金城-双阳-茂胜“两横”及德惠-合心-金城-梨树、包家-茂胜-东丰、平安-白山-通化“三纵”坚强电网结构;增加吉林-扎鲁特输电通道，提高鲁固直流电力汇集能力;加强吉黑省间和吉辽省间输电通道，优化东部电网结构。“十四五”期间，全省规划建设500千伏输变电工程11项，新建500千伏变电站4座，扩建500千伏变电站5座，新增500千伏变电容量1550万千伏安，新建线路长度1792公里。预计“十四五”期间，省内500千伏电网投资约为69.4亿元。

为满足全省新能源及气电接入及送出需要，拟考虑将乐胜500千伏输变电工程、傅家500千伏输变电工程、乾安(布苏)500千伏变电站主变扩建工程、扶余500千伏输变电工程、华能燃气电站500千伏送出工程、松花江燃气电站500千伏送出工程、大唐燃气电站500千伏送出工程、国能燃气电站500千伏送出工程等8项500千伏工程作为“十四五”新能源及燃气电站配套电网储备项目。

3.220千伏电网建设

加快实施220千伏电网建设项目，推进220千伏电网实施分区分片供电，形成分区或联合供电模式。其中四平、白东梅及通白电网仍采用联合供电模式;长春地区基本形成“合心-德惠-龙嘉”、“双阳”、“金城”3个供电区;吉林地区形成“包家”、“茂胜-吉林东”2个供电区。届时，全省电网将由现有的8个分区扩展为11个分区。“十四五”期间，全省规划220千伏电网项目71项，新建220千伏变电站13座，扩建220千伏变电站12座，新增220千伏变电容量468万千伏安，新建线路长度2613.3公里。预计“十四五”期间，220千伏电网投资约为50.6亿元。

4.配电网建设

紧密跟踪经济增长热点地区负荷发展，适当超前布局，抢占增量市场;充分发挥存量，进一步优化负荷分配，解决设备重过载问题;结合220千伏变电站布点，加强66千伏联络线建设，提高对220千伏电网的支撑能力。改造供电能力受限的小型化变电站，适当增加乡镇变电站布点;提升双电源变电站比例，减少66千伏线路“T”接变电站数量，解决多座变电站串供问题;改造运行年限过长、存在安全隐患的66千伏变电站和线路;全面完善变电站综合自动化系统。加强联络线建设，进一步提高线路有效联络率和N-1通过率;合理优化供电分区，平衡运行效率和负荷转移能力。加大供电受限的小容量配变增容改造力度，改造小截面导线，解决局部“卡脖子”问题;优化缩短10千伏供电半径，解决线路末端电压低的问题。

“十四五”期间，全省新扩建和改造66千伏变电站242座，新增变电容量631.4万千伏安，新建和改造66千伏线路3091.5公里;新建和改造10千伏配变11054台，新增配变容量131.4万千伏安，新建和改造10千伏及以下线路31042.1公里。预计“十四五”期间，配电网总投资154亿元。其中：66千伏电网投资61.8亿元，10千伏及以下电网投资86.4亿元，独立二次项目投资5.8亿元。到2025年，基本解决网架结构薄弱、转供能力不强、可靠性不高等问题，长春市配电网达到世界一流水平，其他地区配电网达到国际平均水平;全省配电网供电可靠率指标达到99.9%，综合电压合格率指标达到99.9%;66千伏主变N-1通过率和线路N-1通过率均达到75%;10千伏线路N-1通过率达到55%;配电自动化覆盖率达到100%。

5.电网安全运行能力建设

建立安全风险管控体系，提升电网安全运行能力。结合气候特点和设备实际情况，差异化开展设备运维管理，强化重要通道和设备的巡视检测。推动建立高寒高纬度地区电力设施防覆冰、防舞动、防震减灾中心，加强防灾减灾数字化、信息化建设，构建覆冰预测预警系统服务，修订冰区、舞区分布图，探索融冰新技术。加强电网企业与气象、水利、地震等政府专业部门的信息沟通和共享，提高预警和处置的科学性，并建立地方政府、社会机构、发电企业、电网企业、电力用户应急沟通与协调机制，及时预警，适时启动应急响应。进一步完善电网企业应对各类极端天气、自然灾害的工作制度和工作程序，不断完善应急预案体系，持续提高应急反应能力。

第三节 推动电力消费转型发展

1.稳步提升电采暖比重

优先在热力管网未覆盖的区域和公共建筑、商业综合体等非连续供热的非居民用户，推广电采暖，利用电采暖逐步取代燃煤锅炉供暖和柴薪供暖，对配电网加大投资进行建设改造，解决制约电采暖瓶颈问题。在风电富裕地区合理推广采用蓄热式电锅炉的电采暖方式，提高对弃风电力的消纳能力，缓解电网调峰和供热矛盾，促进风电及其相关产业健康发展。尽快出台电供暖配套电网地方补助资金支持、相关企业税率优惠、市场交易等有关政策，推动清洁取暖可持续发展。

2.积极推动电动汽车发展

吉林省汽车工业基础好，省会长春亦是全国“十城千辆”新能源汽车试点城市，发展电动汽车符合地方产业政策，具有较好的实施条件。积极推动电动汽车发展，为电动汽车大规模市场应用提供充电基础设施保障，合理推进充换电站建设，加强相关政策和知识宣传以调动汽车市场的积极性。同时，积极推进更换电池与智能电网结合技术，使充电可控化，最大程度改善负荷特性。

3.积极探索需求侧管理

切实加强需求侧管理，建立电力需求侧响应管理平台，配置可调节负荷资源库管理和需求响应全过程管理功能。按照不低于最大负荷3%的标准，逐步建立和不断滚动调整可调节负荷资源库。研究出台需求响应补偿价格标准，利用电力需求侧管理专项资金、季节性电价和尖峰电价增收资金、跨区跨省富余清洁能源电力现货交易购电差价盈余资金、发电企业超发电量结算差额资金等渠道，拓展激励资金来源。加快制定需求响应实施方案，推动全省电力需求侧管理平台建设，为需求侧管理工作推进创造条件。

第四节 加快电力系统创新发展

1.大力推进“绿电”产业园区建设

在白城、松原、四平双辽建设3个“绿电”产业示范园区，结合示范成效及电网调节能力建设情况，适时在长春、吉林可调节性负荷比重较高的园区推广应用。园区建设采用源-网-荷模式或源-网-荷-储模式，鼓励全产业链开发风光资源，产生产业链虹吸效应;发挥园区低电价优势，吸引用电大户企业落户园区，引进大数据中心、储能、动力电池等高载能产业，增加园区用电量，提升新能源消纳水平，形成发电、供电、用电相互促进的良性循环。

2.风光消纳规模制氢工程

加快推动“氢动吉林”六大工程之一的“风光消纳规模制氢工程”。依托可再生能源资源优势和先进电解水制氢技术，逐步实现可再生能源制氢替代和产业链价值链延伸，促进风光等新能源与氢能互补协同发展。加快推进可再生能源制氢项目建设，提高氢源保障。加快推进长春、白城、松原可再生能源电解水制氢项目建设，保障重点示范项目氢气需求。鼓励大型能源企业布局风光氢储一体化示范项目，推动一批基地项目开工。支持用氢企业和供氢企业签订中长期交易协议，到2025年初步形成区域氢能供应能力。推进新型电解水制氢项目试点示范，提升耦合能力。积极在白城、松原、长春等地推动质子交换膜(PEM)、阴离子膜、固体氧化物电解水耦合制氢技术研发和产业化进程，提高各类技术匹配集成水平，同步开展试点示范，提高制氢效率和强化可再生能源消纳能力，推动电解水制氢技术加快迭代和降本。

第五节 完善健全电力交易市场

加快电力交易平台的技术升级，丰富交易品种，将现有电力交易市场主体扩大到分布式电源、电动汽车、储能等;健全电力中长期交易市场、辅助服务市场，推动现货交易市场建设，制定电力现货建设方案和交易规则，特别是建立与新能源特性相适应的交易机制，构建主要由市场形成新能源价格的电价机制;推动形成全电量“中长期+现货”风火打捆交易与分布式光伏就近直接交易协同模式，打造电价洼地，实现新能源的绿色、低电价特性与新增用电负荷的消纳属性相得益彰，助力具有吉林特色的“绿电”产业园区发展。

第五章 环境影响评价

依据相关法律法规，坚持绿水青山就是金山银山理念，坚持着力推进绿色发展、低碳发展，推进清洁生产，发展环保产业，减少电力发展对生态环境的影响，促进经济社会发展全面绿色转型，建设人与自然和谐共生的现代化。

第一节 环境影响

“十四五”期间，全省严格控制大型煤电项目，积极开发抽水蓄能以及风电、光伏、生物质等清洁能源项目，煤电装机容量占全省电源装机的比重持续减少。由于发电企业提高对除尘设施改造的重视程度，火电厂除尘效率明显提高，单位发电量烟尘排放减少。此外，背压机组的建设减少了污染物的排放，对改善全省的环境质量起到积极作用。

预计到2025年，全省电源装机容量将达6187万千瓦，煤电装机占比31.7%。随着风电、抽水蓄能、太阳能发电等清洁能源开发力度的加大，煤电装机容量占全省电源装机的比重越来越少，二氧化硫、氮氧化物、烟尘等主要污染物的排放量将得到进一步的有效控制。对于改善吉林省的生态环境、推动绿色低碳发展起到积极作用。

第二节 环保措施

优化电源结构布局，合理配置能源资源，科学探索“源-网-荷”协调的发展模式，加强清洁能源项目建设与电网规划的衔接，促进清洁能源发展与电网建设发展间相互协调，积极推进在役机组超低排放改造，实施可持续发展战略，发展坚强智能电网，全面提高资源利用效率，推进资源总量管理、科学配置、全面节约、循环利用，实现资源节约型以及环境友好型社会的要求。

第六章 保障措施

第一节 加强组织领导

在省委省政府统一领导下，按照“五化”工作法要求，加快建立健全由省能源主管部门统筹推进、省直相关部门密切配合的工作责任机制、会商机制、对接机制，明确职责分工，细化工作责任，加强工作统筹，深化部门、地区之间协同联动，及时协调解决新能源基地开发、“吉电南送”外送通道建设、“绿电”产业示范园区建设等重大问题。分解目标任务，明确责任主体，确保各项任务措施落实落细。

第二节 强化政策支持

优化营商环境，实行统一的市场准入制度，鼓励和引导各类市场主体依法平等进入电力行业，推进电力投资主体多元化，创造良好的电力行业发展环境。发挥各级财政资金引导作用，综合运用贴息、政府和社会资本合作、现有政府性投资基金等方式，吸引社会资本加大投入。建设和完善政企协同办电信息共享平台，提高办电效率，推进电力服务水平持续提升。

第三节 注重监督落实

进一步健全和完善督查工作机制，强化督导落实，加强和规范事中事后监管，健全依法依规、全面覆盖、透明高效、执纪严格的监管督导体系。强化电力行业重大项目、重点工作的督促检查，对照目标要求，及时跟踪问效，分析存在问题，推进目标任务顺利完成。实施横向互联、纵向互通的全过程协同监管，提高监管效率，形成推动全省“十四五”电力高质量发展的合力。