吉林电力发展“十四五”规划：推动储能调峰电站建设、大力发展新型储能

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。

专栏10 “绿电”产业园区建设模式

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。

专栏11 吉林省“一区、两轴、四基地”氢能发展布局

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。

附图

附图一：2020年吉林省500千伏电网现状图

附图二：2025年吉林省500千伏电网规划图（未包含“吉电南送”及其配套工程）