《辽宁省“十四五”能源发展规划》正式印发

第三节 稳妥适度发展煤电气电

统筹电力保供和减污降碳，根据发展需要合理建设先进煤电，推动煤电由传统提供电力电量的主体性电源向提供可靠容量、顶尖调峰调频等辅助服务的基础保障性和系统调节性电源转型，将更多电力市场让渡给清洁能源。加强应急备用和调峰能力建设，对符合安全、环保、能效要求和相关标准的合规煤电机组要支持“退而不拆”，经延寿改造后转为应急备用电源。积极推进天然气发电，适时推广天然气分布式能源系统建设，在天然气输送管网沿线和建有LNG接收站的沿海城市加快布局天然气调峰机组，进一步提高系统调峰能力。

第四节 提升终端用能电气化水平

逐步拓宽电能替代领域，推进“电能替代+综合能源服务”，在清洁取暖、工业生产、建筑供冷供热、交通运输、生活消费等领域，大范围推广电能替代。大力实施大型热泵、电锅炉、双蓄电等以电代煤（气）项目。推动建筑用能电气化和低碳化，促进光伏与建筑一体化发展。提高铁路电气化率，适度超前建设电动汽车充电设施，加快推动港口岸电、机场桥电系统用电接入，促进交通运输“以电代油”。支持电能替代用户建设储能设施，参与电力市场交易，利用低谷电力资源，降低电能替代用电成本。进一步压减办电时间、简化办电流程、提高供电可靠性，全面提升“获得电力”服务水平。积极探索电能替代模式的多元化发展，扩大电能在终端能源消费中的比重，全面提升全社会电气化水平。

第五节 加强能源消费强度和总量控制

统筹能源消费双控、遏制“两高”项目盲目发展与“双碳”目标任务，严格实施固定资产投资项目节能审查，不断强化重点领域节能监察，坚决将能源消费双控落实到具体项目、关键节点上，着力提升全省能效水平。进一步强化能源消费双控目标的倒逼机制，突出能耗强度任务目标重要性，充分考虑新增可再生能源消费和原料用能不纳入能源消费总量控制，严控违规用能、无序用能。坚决管控“两高”项目，严把准入关，保证新上项目能效处于行业先进水平。围绕“三篇大文章”，加快培育壮大新兴产业，改造升级耗能较为严重的“老字号”和“原字号”，对现有用能存量进一步挖潜，释放能耗增量空间。鼓励钢铁、化工、有色金属、建材等行业企业充分利用余热、余压等富余能源，开展发电、供暖等业务，提高能源梯级利用水平。加大全省能耗在线监测系统应用范围，通过数字化手段提高用能管理水平，推动能源要素优化配置。

第五章 构建多元能源供应保障体系

第一节 加强煤炭储备能力体系建设

坚持政府引导、市场运作、合理布局、保障有力的原则，建立健全企业储备、企业社会责任与地方政府储备能力相结合的煤炭储备体系，进一步发挥煤炭储备在能源安全供应中的支撑作用。依托省内骨干能源企业，通过政府直接投资、财政补助，重点在煤炭生产集散地、消费集中地、主要铁路运输节点和主要接卸港口等区域，新建或改扩建政府可调度煤炭储备项目。推动煤电企业通过签订中长期合同、建立储备基地等方式，与大型煤矿企业建立煤炭储备合作机制，形成互利共赢、长期稳定的供需合作关系。优化省内开发布局，完善煤炭输送网络，督促指导煤炭生产、经营、消费等各类企业保持合理库存，不断提高煤炭稳定供应和应急保障能力。

第二节 建立政企结合油气储备体系

完善石油战略储备和企业商业储备，科学确定保障地区供应的石油储备规模，加强石油储备量的监测与预警，提高石油供应可靠性和应急处置能力。谋划邻近跨境原油管道、靠近炼厂等内陆地区地下储备库建设，推动锦州北方能源基地项目建设。落实管行业必须管安全等原则，切实加强油气管道保护。加强与大型上游企业战略合作，扩大油气调入规模。落实《全国储气能力建设实施方案》，优先依托属地及周边“大库大站”履行储气责任。积极推进储气调峰设施建设，加快建立以地下储气库和沿海LNG接收站为主、重点地区内陆集约规模化LNG储罐为辅、管网互联互通为支撑的多层次储气系统。逐步完善天然气储气调峰辅助服务市场，落实地方政府和企业储气调峰责任，实现城镇燃气企业不低于其年用气量5%、县级以上地方人民政府不低于日均3天需求量的储气能力。结合氢能发展规划，研究推动输氢管道建设，积极探索氢气储能调峰、天然气管道掺氢工程示范。

第三节 强化电力安全应急保障体系

加强全网优化调度、科学合理安排供热机组检修方式。加快推进巴林—奈曼—阜新等跨省区输变电项目建设，提升东北区域内部电力互济能力。强化电网安全管理，完善电力应急管理责任制度和应急预案编制管理制度，加强重要城市、灾害多发地区和机关、通讯、医疗、核电等要害部位关键电力基础设施防灾建设。强化大面积停电事件防范应对措施，加强应急备用和调峰电源建设，统筹考虑使用备用火电机组及柴发、液流、锂电和飞轮等各类应急储电装置，满足电力应急机构、队伍、装备需求，确保电网调峰调频和重要负荷突发应急供电需要。针对新型储能项目尤其是大规模电化学储能电站，要高度重视化学储能电站固有安全性，加强项目应急管理与事故处置等环节安全管控和监督。推动先进信息通信技术与电力技术深度融合，全面支撑新型电力系统运行控制需求。加强风险辨识、评估和监测预警，提升对极端天气、突发情况的应急处置与事后快速恢复能力。

第四节 积极推进氢能产业创新发展

充分发挥我省氢能产业基础优势，加快低成本制氢、储氢、运氢示范项目建设，建设东北重要的氢能生产储运基地。聚焦公交、物流、海运以及储能等规模化场景应用，促进氢能商业化推广，带动氢能产业链整体发展。加速氢分布式能源系统等示范应用，加快油、气、电、氢“四位一体”综合能源站点建设。重点发展氢能供热、氢能储运、清洁能源制氢等关键技术、材料和装备，建设氢能产业研发与创新基地，推动氢能产业科技成果落地转化，补全补齐产业链条，提升氢能产业核心竞争力。积极开展不同应用场景下的可再生能源—氢能综合能源系统应用示范。推动氢燃料电池乘用车的技术研发和生产，积极促进相关科研院所和企业形成氢能汽车研发联合体，带动上下游产业协同发展，建设自主氢燃料电池发动机生产基地。

第六章 构建智慧高效能源系统

第一节 增强能源系统运行灵活性

积极推动新建集中式风电、光伏项目按照一定比例配置储能设施，改善新能源场站出力特性。充分发挥抽水蓄能电站单位建设成本低、运行效率高、技术成熟的优势，有序推进抽水蓄能项目建设，推动新增抽水蓄能电站布局优化。通过市场化手段推动实施需求侧响应，整合分散需求响应资源，引导用户优化储用电模式，高比例释放居民、一般工商业用电负荷弹性，提高能源系统经济性和运行效率。探索开展规模化高安全高性能液流电池储能电站系统设计与示范。不断完善电力调峰辅助服务市场建设，理顺新型储能价格机制，保障本地电化学储能示范项目并网运行。到2025年，抽水蓄能、新型储能规模分别达到300万千瓦、100万千瓦，省级电网削峰能力达到尖峰负荷的5%左右。

第二节 积极推进煤电升级改造

推动煤电行业实施节能降耗改造、供热改造和灵活性改造“三改联动”。优先推广使用成熟适用技术进行煤电节能减排改造，进一步加强新装备、新技术研发和试验示范工作，推动行业整体节能降耗。因地制宜推广燃煤耦合农林废弃物、市政污泥、生活垃圾等发电技术。持续降低碳排放、污染物排放和能耗水平，实现角色转变，提供综合服务，不断提升清洁低碳、高效灵活发展能力。坚持分类施策、分企施策、一厂一策、一机一策，科学制定改造方案，并结合电力供需情况合理把握节奏、稳妥有序实施。到2025年底，全省煤电机组平均煤耗小于300克标准煤/千瓦时，提升供热能力300万千瓦，提升调峰能力60万千瓦。

第三节 持续推动能源高效利用

加大产业结构调整力度，减少钢铁、建材等领域用煤，推进散煤清洁替代。大力推广绿色低碳建筑，全面执行绿色建筑标准，推进既有公共建筑节能改造和可再生能源建筑一体化应用。在系统调峰容量不足、用电负荷增长较快的地区，因地制宜发展燃气调峰电源，推动天然气发电与风力、太阳能、生物质发电等新能源发电融合发展。在城市工业园区、旅游集中服务区、生态园区、大型商业设施等区域，结合供电、供热、供冷等多元化要求，合理选择建设规模，积极发展基于天然气发电的冷、热、电“三联供”分布式能源，实现能源的梯级利用。重点围绕钢铁、化工、有色金属等余热资源富集区域，开展余热发电、余热供暖等业务，提高系统综合能效。

第四节 加大能源科技创新力度

充分发挥自身技术创新优势，在储能技术、核电装备等优势领域加大新技术、新工艺研发力度，着力突破质子交换膜、催化剂和膜电极等氢能产业关键材料技术，积极开展石化产业副产氢纯化、高效电解低成本制氢、氢储运技术研究。探索压缩空气、液流电池等储能技术进入商业化发展，推动飞轮储能、钠离子电池、氢储能及其他创新储能技术的研究和示范应用，开展碳捕集与封存技术应用。加快建立可控的产业技术体系，依托试验示范工程集中力量突破一批能源装备“卡脖子”关键环节，大力提升装备制造业自主研发水平及国产化替代，推进能源领域技术创新平台体系建设。加快新能源汽车性能监控与保障技术、交通能源互联网技术、基础设施分布式光伏发电设备及并网技术研究。持续强化产学研协同，加快科技成果转化应用，推动能源产业重点区域、重点园区与中科院、央企、大学及跨国公司等深度合作，参与国家相关重大科技计划和重点示范项目。完善科技人才发现、培养、激励机制，发挥省内高校的技术人才优势和地域优势，建设高层次科技创新人才团队，通过“带土移植”引进团队、人才和项目，进一步提升对我省能源建设的智力支持。

第五节 加强能源产业智能化建设

推动“大云物移智”等现代信息技术与传统能源生产领域融合发展，加强智能煤矿、智能管道、智能电网建设，推动煤炭、油气、电厂、电网等传统行业与数字化、智能化技术深度融合。构建海量并发、实时共享、开放服务的能源大数据中心，深化应用推广新能源云，开展能源数据资源的集成和安全共享技术研究。重点在工业园区、商业综合体、居民小区等，依托配电网、配气网、热力网等能源网络，加强分布式能源公平接入，探索建立以用户为中心的一站式能源解决方案。充分利用储能、大数据、物联网、5G等先进技术，开展源网荷储一体化和风光火（储）、风光水（储）、风光储一体化规划与集成设计研究，构建多重能源形态灵活转换、高效存储、智能协同的综合能源系统。围绕能源数字化和标准化建设，推动数字电厂、可再生能源集中智慧调控、温室气体管理系统和碳排放权交易系统等项目。加快推进数字能源管理运行平台建设，开展智慧综合能源服务示范，加强能源运行分析和动态监测，建立健全能源监测预警体系和碳交易市场体系，全力打造全省能源管理数字化平台。

第六节 加快能源装备制造业发展

明确新能源装备产业发展目标和路线图，加强重点领域能源装备自主创新，着力突破能源装备制造关键技术、材料和零部件等瓶颈，全力支持风电、光伏、储能等能源装备产业的可持续发展，推动能源装备产业向精细化和高端化转型，加强首台（套）重大技术装备和新型电力系统示范应用，提升我省能源产业链发展质量和效益。集中培育风电、光伏装备产业园区，促进上中下游装备制造产业融合，推进退役风电机组、光伏组件回收处理，实现全生命周期闭环式绿色发展。依托徐大堡和庄河两个核电基地建设，推动核电配套装备加速发展。建设储能重点实验室，推动液流电池储能装备研发制造。加快输变电装备研发，推动输变电产业链系统创新，提升电力装备技术水平。支持大连、鞍山、阜新、盘锦、朝阳、葫芦岛等六个氢能产业集聚区，发展氢能储运、清洁能源制氢等关键技术、材料和装备。加快清洁能源运输装备推广应用，鼓励开展氢燃料电池汽车试点应用，支持沿海及远洋LNG动力船舶发展。在政府引导和市场牵引下，组织重点发电企业、设备生产企业、运维服务企业、金融机构和科研单位等成立新能源装备制造业产业联盟。推动现有企业扩大投资，吸引一批掌握核心技术的省外企业来我省投资，鼓励企业间通过并购、引进、参股等方式补链、强链和延链。

第七章 深入推进能源体制革命

第一节 深化电力体制改革

提升电力交易市场化程度。立足全国统一大市场建设，加快构建东北区域能源（电力）交易中心。推动各电力市场体系协同运行，逐步有序放开各类、各调度等级发电主体发电计划，完善电力调度交易机制，鼓励已充分承担公共责任的自备电厂参与市场交易。健全推动用户主动参与负荷侧调节的市场化机制，电力需求侧响应能力达到最大负荷的5%左右。建立完善安全保供支撑电源管理机制，保障电力安全可靠运行，通过市场机制和政府调控相结合的方式保障优先购电制度的落实。统筹电力现货市场和辅助服务市场建设，进一步放开竞争性业务，稳妥推进新能源直接参与电力市场交易，扩大电力市场交易规模，丰富电力交易品种，营造统一开放、公平竞争的市场环境。完善电力价格形成机制。完善上网侧、销售侧电价的形成、传导及调整机制，加强输配电价监管，探索电网输电和配电价格分开核算制度，探索建立电价政策性交叉补贴分摊处理机制。鼓励拉大峰谷价差，因地制宜推广用户侧储能发展，建立用户侧需求响应补偿机制，深入挖掘需求响应潜力，扩大可中断负荷规模，提高负荷侧对新能源的调节能力。探索建立覆盖应急备用电源的容量成本回收机制，完善支持煤电灵活性改造的价格政策。有序推进工商业用户直接参与电力市场，建立健全电网企业代理购电机制。完善分时电价、居民阶梯电价制度，完善高耗能行业阶梯电价等绿色电价政策。