吉林省能源局：全省潜在风电开发量200GW “十三五”风电投资89.8亿元（附规划）

2017-08-18 17:19:32 大云网　点击量：评论 (0)

吉林省能源局近日发布《吉林省电力发展十三五规划》。规划指出，十三五期间，风电装机550万千瓦，占比15 1%；全省风能资源较为丰富，其潜在风电开发量约为20000万千瓦，可装机容量约为5400万千瓦，是国家确定的九

（三）电源建设投资

“十三五”期间，全省电源建设项目总投资约为823.7亿元。其中：常规水电项目投资约为111.5亿元，抽水蓄能电站项目约为77.9亿元，煤电项目约为205.3亿元，燃气机组项目投资约为30亿元，风电项目约为89.8亿元，生物质项目约为76亿元，太阳能项目约为233.3亿元，清洁能源投资占比约为总投资的52.1%（不含水电和抽蓄，含燃气机组）。

七、电网规划

（一）建设思路

加快建设坚强的智能化电网，促进资源节约和生态环境保护，保障能源安全，支持低碳经济发展，服务全省工业化、城镇化和社会主义新农村建设，为全面建设小康社会提供安全、可靠、清洁、优质的电力保证。

（二）网架布局

1．主网架规划

“十三五”期间，全省电网主网架工程项目主要为延吉500千伏输变电工程、平安～包家～东丰500千伏输变电工程、长岭（龙凤）500千伏输变电工程、向阳500千伏输变电工程、甜水500千伏变电站间隔扩建工程、扎鲁特～吉林500千伏输变电工程、兴安～扎鲁特500千伏输变电工程、昌盛500千伏输变电工程、吉林南500千伏输变电工程、丰满水电站500千伏送出工程、敦化抽水蓄能500千伏送出工程、中部500千伏电网完善工程和双阳500千伏输变电工程。

“十三五”期间，全省220千伏电网将依托500千伏主干网架，进一步优化完善220千伏电网结构，逐步实施分区供电，以达到控制短路电流水平和保障系统安全稳定运行的目的。

2．电网分区运行规划

中部电网分区—长春地区以500千伏变电站为中心形成4个供电分区，并适当预留供电分区间的220千伏联络线；吉林地区城网以500千伏变电站为中心形成3个供电区，并具备与长春、延边、磐东梅电网解环运行的条件；四平地区以500千伏变电站为中心形成2个供电分区；辽源地区以东丰500千伏变电站为中心，构建并加强辽源地区220千伏电网与主网架之间的联系。

西部电网分区—白城地区以2座500千伏变电站为中心的分区供电结构，并具备与松原地区解环运行的条件；松原地区以500千伏变电站为中心形成2个供电分区，并具备与白城、长春地区解环运行的条件。

东部电网分区—通化地区以通化500千伏变电站为中心，整理并加强地区220千伏电网结构，并消除供电安全隐患；白山地区整理形成白山地区220千伏环网结构，缓解220千伏电网过于集中的现象；延边地区以2座500千伏变电站为中心的分区供电结构，并消除供电安全隐患。

3．配电网规划

“十三五”期间，重点提高重点城市供电可靠性，解决66千伏电网负荷分布不均匀、设备负载率偏高问题，提高10千伏电网对66千伏电网的支撑能力。全面提升66千伏与10千伏供电能力，综合电压合格率达到99.78%以上，电网供电可靠性水平高于99.95%，全面建成城乡统筹、安全可靠、经济高效、技术先进、环境友好、与小康社会相适应的现代配电网。

（三）新技术应用

“十三五”期间，全省电网积极采用先进适用的新技术、新工艺、新设备，确保全省电网安全经济运行。注重电网与社会环境的协调发展，注意节约社会资源，保护环境，提高能源利用率。

（四）电动汽车充电设施建设

“十三五”期间，全省新增充换电站119座，其中：公交车充换电站18座，出租车充换电站15座，物流环卫等专用车充电站7座，城市公共充电站42座，城际快充站37座；新增充电桩将达到87526个（不含现有67个充电桩），其中：分散式公共充电桩8363个，公务与私人乘用车专用充电桩79163个。

（五）电网建设投资

“十三五”期间，全省电网项目共计投资274.8亿元。其中：500千伏项目投资67.9亿元，220千伏项目投资54.3亿元，66千伏及以下项目投资145.5亿元，独立二次项目投资7亿元。

八、环境影响评价

（一）落实环境保护相关法律政策

依据相关法律法规，坚持着力推进绿色发展、循环发展、低碳发展，从源头上扭转生态环境恶化趋势，为人民创造良好的生产生活环境。燃煤电厂必须配套建设除尘、脱硫、脱硝等装置，或者采取技术改造等其他控制大气污染物排放的措施，减少大气污染物的排放。

（二）电源规划对环境影响

根据电源发展规划，“十三五”期间我省以供热需求为基础，大力推进背压机组建设，取代供热燃煤小锅炉，减少污染物排放。预计到2020年，全省电源装机容量将达3648.8万千瓦，其中煤电装机占总容量的54.6%；预计到2030年，全省电源装机容量将达5257.5万千瓦，其中煤电装机占总容量的38.9%。伴随着风电、水电、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，对于改善吉林省的环境质量、提高粉煤灰利用率、提高三废综合利用水平、推进资源再利用的产业化发展将会起到积极作用。

（三）电网规划节能环保措施

全省电网规划节能降耗措施重点在加强电网规划功能、优化电源区域布局，合理配置能源资源，科学调控电源开发利用规模和电网发展速度等领域开展工作。根据电源总体布局，合理配置能源资源，科学调控电源开发利用规模和电网发展速度，实施可持续发展战略，发展坚强智能电网，更大范围配置装机容量和环境容量，节约社会投资，降低输电损耗，实现电网与能源协调发展，全面提高能源利用效率，促进国家减排目标的实现。

九、保障措施

（一）强化电力工业统一规划，充分发挥规划的指导性

落实政府电力主管部门对电力工业规划管理工作，建立健全政府电力规划管理体系，建立规划依法上报、审批和公布制度，充分发挥规划对全省电力发展的引导作用；完善电力规划研究协作体系，保证本规划的发展原则和建设目标与国家及省级能源发展思路相对应，确保各地市电力工业规划与本规划协调一致；建立完善滚动调整机制，充分考虑国家能源供应形势的调整及全省经济社会发展的变化，重视规划的滚动分析和调整，提高规划的时效性和适应性。

（二）加大淘汰落后产能，提高环境承载力

进一步加大淘汰落后产能、低效产能力度，完善节能环保总量指标增减挂钩制度，建立节能环保单位产出率、经济贡献率的评价机制。积极探索排污权交易、碳汇交易的办法，依靠市场机制实现节能、节水、减排；燃煤电站项目建设要坚持采用世界先进发电技术，坚持采用高效除尘、烟气脱硫脱硝设备和合理采用洗选煤、洁净煤等先进技术，最大限度减少能源资源消耗和污染物排放。

（三）有序推进电力体制改革，建立电力市场新秩序

贯彻落实《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）及配套文件精神，有序向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场竞争主体，为用户提供更多的用电选择权，提升售电服务质量和用户用能水平。逐步形成有效竞争的市场结构和市场体系，促进能源资源优化配置，提高能源利用效率和清洁能源消纳水平，提高供电安全可靠性。以售电侧改革为突破口，加快电力体制改革进程，形成有效竞争的市场结构和市场体系，建成规范、高效、公平的吉林省电力市场。

（四）加快推动电力市场交易试点，降低电力价格

加快电力市场交易试点工作，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，对用电规模较大、用电成本较高的电力用户，逐步降低用电规模和增量电量的门槛，将增量电量全部纳入电力市场交易，理顺输配电价形成机制，建立科学、合理的输配电价。

（五）合理促进电采暖发展，提高富裕电力消纳能力

按照习近平总书记“加快实施北方清洁供暖，宜气则气，宜电则电”的指示精神，根据国家能源局《关于做好风电清洁供暖工作的通知》要求，我省本着先易后难、逐步推开的原则，在学校、公共建筑、小锅炉替代等方面采用电能清洁供暖，并给予适当的财政补贴，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；通过对电热膜、地源热泵等技术的推广应用，加快电采暖在全省城镇化进程中的应用，提高电网消纳低谷电力能力，缓解电网调峰和供热矛盾，减少弃风电量，提高风电设备利用小时数，促进风电及其相关产业健康发展。

（六）大力推动火电灵活性改造试点项目

根据国家能源局关于火电灵活性改造试点项目的工作要求，大力推动全省火电机组灵活性改造试点项目开展。结合全省在运及规划建设煤电机组运行情况及电网调峰需求，适时推动其他煤电机组灵活性改造项目的实施，挖掘燃煤机组调峰潜力，提升全省煤电运行灵活性，提高系统调峰和新能源消纳能力。推动煤电机组逐步由提供电力、电量的主体性电源，向提供可靠电力、调峰调频能力的基础性电源转变，从而有效提高系统调节能力，推进全省高效智能电网建设。

（七）加快推进电动汽车充电基础设施建设，改善电网负荷特性

加大推动电动汽车充电基础设施建设力度，为电动汽车大规模市场应用提供充电基础设施保障。落实国家财政扶持政策，合理规划充换电站建设，抓紧制定出台我省电动汽车充电基础设施建设财政奖励办法，并加强宣传引导，调动企事业单位及个人参与电动汽车充电基础设施建设的积极性。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。

（八）鼓励企业加大技术研发力度，积极参与自主创新

发展智能发电技术，开展发电过程智能化检测、控制技术研究与智能仪表控制系统装备研发；发展新型煤基发电技术，突破常规煤电效率瓶颈，推进微电网关键技术研究及示范建设，适时开展燃煤与生物质耦合发电示范工程；构建“互联网+”电力运营模式，推进“互联网+”智能电网建设，将发电、输配电、负荷、储能融入智能电网体系中，加快研发和应用智能电网、各类能源互联网关键技术装备，实现智能化能源生产消费基础设施、多能协同综合能源网络建设、能源与信息通信基础设施深度融合。