近日，吉林省能源局发布《电力发展“十三五”规划》指出，“十三五”期间，全省电力工业继续坚持电力适度超前发展，按照发展循环经济、节约资源、提高效率的原则，合理控制装机规模，优化电源结构，积极推动清洁能源的科学有序发展；加快电力基础设施建设，加强500千伏主干电网结构，提高电网供电可靠性及电力送出能力，加强城乡电网建设与改造，促进全省电力工业持续快速健康发展。全省全社会用电量将达到720亿千瓦时，年均增长2.01%；全省全社会最大负荷将达到1310万千瓦，年均增长3.25%。全省装机容量将达到3648.8万千瓦。其中：常规水电装机475.2万千瓦，占比13%；抽水蓄能装机170万千瓦，占比4.6%；燃煤装机1992.5万千瓦，占比54.6%；燃气装机90万千瓦，占比2.5%；风电装机550万千瓦，占比15.1%；太阳能装机240万千瓦，占比6.6%；生物质及其它装机131万千瓦，占比3.6%。全省灵活性改造热电联产机组1000万千瓦、纯凝机组330万千瓦；全省水电、风电、生物质和太阳能发电装机占比将提高至42.9%左右。
“十三五”期间，全省新建500千伏变电站6座（含开关站），扩建500千伏变电站2座，新增500千伏变电容量965万千伏安，新建500千伏线路长度2201公里；新建220千伏变电站18座（含开关站），扩建220千伏变电站11座，新增220千伏变电容量542.7万千伏安，新建220千伏线路长度2539.7公里；新建66千伏线路3161.6公里，新增66千伏变电容量964.9万千伏安；新建10千伏线路15005.8公里，新增10千伏变电容量295.6万千伏安；新建0.4千伏线路634.9公里。此外，地方水电新增及改造66千伏变电容量47.1万千伏安，新增66千伏线路长度1059.3公里，新增10千伏线路长度3710.6公里。
《通知》全文如下：
吉林省能源局关于印发《吉林省电力发展“十三五”规划》的通知
省直各有关单位，各市（州）发改委、能源办，长白山管委会经济发展局，长春新区管委会发改局，各县（市、区）发改局、能源办，有关能源企业：
《吉林省电力发展“十三五”规划》经省政府同意，现印发你们，请认真贯彻执行。
吉林省能源局
2017年8月3日
前 言
“十三五”时期是吉林省全面振兴发展的攻坚期，是全面建成小康社会的决胜期，也是全省电力工业加快转型发展的重要机遇期。电力工业作为支撑国民经济和社会发展的基础产业，是能源工业的重要组成部分，关系国计民生和社会稳定。“十三五”期间，吉林省面临老工业基地振兴的任务更加艰巨，为保障全省经济和社会的安全、稳定、有序发展，为全省电力工业健康协调可持续发展提供根本遵循，特编制本规划。
本规划是根据《吉林省国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》和《吉林省能源发展“十三五”规划》对电力工业发展的要求，在总结吉林省电力工业发展现状、面临形势与挑战的基础上，重点阐述“十三五”期间全省电力工业发展的指导思想、发展思路、基本原则、重要目标及其保障措施，并制定逐年发展计划。
本规划是全省能源规划在电力行业的延伸和细化，是全省“十三五”期间电力工业发展的行动纲领，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。规划期以2020年为规划水平年，并对2025年和2030年进行展望。规划实施过程中，将适时进行滚动调整。
一、吉林省电力工业发展基础及背景
（一）能源资源情况
吉林省一次能源种类齐全，但储量不足，自给率逐年下降，2015年全省综合能源自给率为35.9%，一次能源缺乏。目前，吉林省已形成了比较完整的能源工业体系，对国民经济的发展提供了一定的保障。总体来看，全省一次能源生产量不能满足自身的消费需求，由省外购入煤炭、石油等能源数量不断增加，比重明显上升，能源对外依存度逐年上升。
水力资源。全省水电资源较丰富，开发程度很高，已达到国内先进水平，继续开发潜力不大。全省可开发水电装机容量574.4万千瓦，截止到2015年底，全省水电装机容量377.23万千瓦。全省河流分布不均，东南部长白山区河流众多，水量丰富，常年有水，95%以上的水能资源分布在该地区。
煤炭资源。全省探明煤炭资源保有储量27.5亿吨，其中基础储量9.8亿吨（储量7.27亿吨），煤炭资源较匮乏，需从省外调入60%以上的原煤。全省煤炭资源分布不均，大部分资源位于东部的白山市、延边州等地区。
油气资源。全省油气资源较为丰富，原油探明储量累计达到16.38亿吨；天然气探明储量累计达到4910亿立方米。“十二五”期间，原油新增探明地质储量累计超过1.5亿吨，年均增长率2.4%；天然气新增探明地质储量累计超过400亿立方米，年均增长率6.7%。
风力资源。全省风能资源丰富，根据中国气象局第四次风能资源调查结果，全省潜在开发量约20000万千瓦，可装机容量约为5400万千瓦。其中：西部地区潜在开发量约12500万千瓦，可装机容量约为4400万千瓦；东部地区潜在开发量约7500万千瓦，可装机容量约为1000万千瓦。
生物质能。全省具有丰富的生物质资源，主要来源于农业、林业和畜牧业产生的大量剩余物。全省森林覆盖率较高，每年的清林、抚育、加工剩余物和地栽木耳废弃菌袋等产生大量林业废弃物。随着城镇化进程的加快，每年产生大量生活垃圾及有机废弃物。西部地区盐碱沙化地治理和生态建设，为种植能源植物提供条件。
太阳能。全省太阳能资源丰富，全省多年平均日照时数为2200小时～3000小时，年太阳总辐射量为5051.7兆焦耳／平方米，全省太阳能资源总体属于二类地区。
地热能资源。全省地热能资源丰富，资源主要分布在东部长白山天池温泉群、抚松县、临江市等地；中部长春双阳、四平伊通等地；西部长岭等地。据推算，深部地热资源量潜力相当于26亿吨标准煤，地热水温最高可达90℃。
油页岩资源。全省油页岩资源探明储量约1086亿吨，占全国探明储量的80%以上，居全国第一位，平均含油率5.53%左右。油页岩主要分布在农安、前郭、扶余、桦甸和汪清等地区，是全省最具潜力的能源资源。
（二）电力需求情况
截止到2015年底，吉林省全社会用电量为651.96亿千瓦时，同比下降3.8%。其中：第一产业用电量为12.26亿千瓦时，第二产业用电量为419.74亿千瓦时，第三产业用电量为113.09亿千瓦时，居民生活用电量为106.87亿千瓦时。三次产业和居民生活用电构成为1.9：64.4：17.3：16.4，第二产业用电量比重仍为最大，其次是第三产业、居民生活和第一产业。
截止到2015年底，吉林省全社会最大负荷为1116.4万千瓦，同比下降3.2%；统调最大负荷为863.4万千瓦，同比下降2.7%；最大峰谷差为368.6万千瓦。
（三）电力供应情况
到2015年底，吉林省电网总装机容量为2611.47万千瓦。其中，常规水电机组装机容量347.23万千瓦，占比13.3%；抽水蓄能装机容量30万千瓦，占比1.1%；火电机组装机容量1736.54万千瓦，占比66.5%；风电机组装机容量444.38万千瓦，占比17%；光伏装机容量6.72万千瓦，占比0.3%；生物质装机46.6万千瓦，占比1.8%。
2015年，吉林省发电量完成704.46亿千瓦时，同比下降7.1%。其中：水电（含抽蓄）发电量53.34亿千瓦时，占比7.57%；火电（含生物质）发电量589.83亿千瓦时，占比83.73%；风电发电量60.28亿千瓦时，占比8.56%；光伏发电量1.01亿千瓦时，占比0.14%。
2015年，吉林省机组发电平均利用小时数为2733小时，较上一年减少198小时。其中：水电机组利用小时数1415小时，火电机组（含生物质燃烧和垃圾发电）利用小时数3326小时，风电机组利用小时数1430小时，光伏机组利用小时数1616小时。
（四）电网发展情况
吉林省电网现已实现黑吉断面、吉辽断面500千伏/220千伏解环运行。其中：与黑龙江省电网经500千伏合南1、2号线、永包线、林平线联网运行，与辽宁省电网经500千伏丰徐1、2号线、蒲梨1、2号线联网运行，与蒙东电网经500千伏兴甜1、2号线以及220千伏宝岭线、城双线和通梨线联网运行。
吉林省220千伏电网已覆盖长春、吉林、四平、辽源、通化、白山、白城、松原和延边九个供电地区，并以长春、吉林、四平、白东梅电网为支撑点构成了吉林省电网较坚强的220千伏环形骨干网；白城、松原、白山和通化地区电网分别经多回220千伏线路与骨干网架相连；延边地区电网经1回500千伏线路与牡丹江地区电网相连，经1回500千伏线路和1回220千伏线路与吉林地区电网相连。
到2015年底，吉林省电网共有500千伏变电站11座，变电容量1881.3万千伏安，500千伏线路长度2865.4公里；220千伏公用变电站80座，变电容量2067.6万千伏安，220千伏线路长度11045.6公里；66千伏变电站962座，变电容量2403.04万千伏安，66千伏线路长度20003.18公里；10千伏配变容量1746.8万千伏安，10千伏线路长度98353.12公里；0.4千伏线路长度134004.5公里。
（五）节能减排情况
“十二五”期间，吉林省坚持以科学发展观为指导，认真贯彻落实节约资源的基本国策和建设资源节约型、环境友好型社会的要求，通过实施“上大压小”等一系列措施，已关停白城热电厂3万千瓦机组、吉林热电厂33.5万千瓦机组、浑江热电厂20万千瓦机组、龙华龙井热电厂1.5万千瓦机组，长春第一热电厂15万千瓦机组、四平双兴热电有限公司1.2万千瓦机组，共计74.2万千瓦燃煤机组，进一步推进了煤电机组脱硫脱硝改造。
（六）装备技术情况
“十二五”期间，吉林省发电在机组容量、参数、效率、环保性能、节水等技术指标得到了进一步提高；大型空冷、循环硫化床、脱硫脱硝等先进技术逐步推广；通过技术引进和消化吸收，风电、太阳能等其他可再生能源发电技术进步不断加快，广东明阳、华锐风电、西班牙歌美飒等国内外风机企业相继落户省内，白城电力镇赉变压器组合式风力发电升压变电装置等四个项目获得国家级能源科技进步三等奖，吉林庆达自主研发的非晶硅薄膜太阳能电池生产设备达到国际先进水平。
“十二五”期间，吉林省同塔双回、紧凑型线路、大截面耐热导线、大容量变压器、钢管塔等电网新技术、新成果得到广泛应用，金城500千伏变电站作为国内首座500千伏智能变电站，已于2012年投运，并对全国智能变电站的建设起着标准示范作用。
（七）体制机制建设情况
电力市场化改革稳步推进，开展大用户直接交易试点工作，推进电网企业主辅分离改革工作。电力企业重组和上下游一体化经营取得突破，相关发电企业积极拓展相关业务。
电力行业管理水平不断提高，各企业充分发挥集团整体优势，优化配置内部资源，创新管理模式，积极推进电力发展方式的转变，通过压缩管理费用、控制非生产性投资、规范用工管理等措施，有效控制了电力工程造价。
二、面临的形势与问题
（一）面临的形势
1．全省经济发展形势。“十三五”期间，全省经济发展面临的形势较为复杂，机遇与挑战并存。经过长时间东北老工业基地振兴计划，全省一些工业企业开始扭亏为盈，为经济起飞奠定了一定的基础；经济体制经艰难的探索已基本实现运行体制的转轨；全省农产品加工能力十分突出；大量的社会矛盾通过改革开放得到有效的化解。以投资拉动为主要动力增长模式后劲不足，需要转换经济增长模式；以资源和环境消耗为主的扩张模式亟待调整；低层次的产业结构难以支撑全省经济的进一步振兴；低层次、低劳动力成本、低资源成本的城市发展方式需进行转变。
2．电力体制改革形势。为贯彻落实《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）配套文件精神，紧密结合当前经济社会发展的新形势和新要求，提出了操作性较强的改革思路，有利于缓解当前电力体制中存在的矛盾和问题，能够促进清洁能源健康发展，加速民间资本进入电力行业，将对我省经济社会发展产生深远的影响。
3．吉林省电力发展趋势。受全省经济发展速度放缓及产业结构调整等因素影响，电力装机富裕情况突出。为保证冬季供暖需求，热电联产机组占比较高，省内有限的消纳能力、调峰能力不足和输电通道外送能力受限均已成为全省电力行业发展的关键瓶颈。如何在中央实施新一轮东北老工业基地振兴和“长吉图”开发开放先导区的形势下，缓解电网窝电压力，保证电力行业健康稳定发展，将成为“十三五”期间主要的研究重点和发展方向。
（二）存在的问题
1．电力需求增长放缓，电力供需矛盾较为突出。“十二五”期间，全省全社会用电量年均增速为2.47%，全社会最大负荷年均增速为2.6%，较“十一五”期间电力需求增速均有明显降低，而电力装机年均增速为5.12%，电力供需矛盾日显突出。2015年，装机已达到负荷的233.9%，装机过剩问题突出，设备利用率降低，电网运行环境较恶劣，电力工业的发展受到很大程度的制约。
2．电源结构不够合理，调峰压力增大。东北区域电网近50%的水电装机均在吉林省境内，但省内水电装机可自用于调峰的容量有限。受地理位置和气候等因素影响，供热周期较长，供热机组较多，其中2015年供热机组约占火电装机的73.7%。冬季供热期间，存在机组高峰时段达不到额定容量，低谷时段达不到最低技术出力的问题，电网调峰异常困难。
3．风电装机占比提高，弃风现象较为普遍。吉林省风电资源丰富，已纳入国家九个千万千瓦级风电基地。“十一五”以来，全省风电快速发展，已成为未来全省电力能源供应的重要支撑。但受电力规划不协调、系统调峰困难等因素影响，全省风电消纳能力不足，弃风情况较为普遍，风力发电能力被大量闲置。
4．主干网架仍需加强，省间电网输电能力有待提高。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，部分地区电网供电可靠性较低，存在大面积停电的风险。而随着近期吉林省内外电源项目的大量投产，黑吉省间、吉辽省间电网断面输电能力不足更为突出，有待进一步提高。
5．局部地区电网较为薄弱，供电可靠性较低。全省仍有部分220千伏变电站为单线、单变供电模式，供电可靠性较低、供电能力不足的问题仍然存在，难以满足安全运行和可靠供电的要求，220千伏电网尚未完全实现分区运行，电磁环网问题突出。
三、指导思想与原则
（一）指导思想
深入贯彻党的十八大和十八届三中、四中、五中、六中全会精神，落实“四个革命、一个合作”发展战略，牢固树立和贯彻落实创新、协调、绿色、开放、共享发展理念，按照《吉林省国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》、《吉林省能源发展“十三五”规划》相关部署，以满足经济社会可持续发展的电力需求为目标，以市场需求为导向，以转变电力发展方式为主线，加快电源结构调整，优化电力结构和布局，构筑安全、可靠、经济、环保的电力保障体系和坚强的现代化电网，实现电网与电源协调发展，为建设资源节约型、环境友好型的和谐社会做出贡献。
（二）发展思路
遵循电力工业产业政策和发展方针，合理规划、突出重点，提升电网和电源项目建设水平。以市场需求为导向，从研究电力负荷发展趋势入手，搞好负荷预测工作。优化资源配置，促进电力工业优化升级，实现电力资源在更大范围内优化配置。着重优化电源结构，注重电力工业技术进步，重点提高电力项目效率、环保、节水等方面的性能指标。
（三）基本原则
1．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，科学预测未来电力负荷。
2．坚持电源结构多元化发展。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，促进全省电力工业持续、稳定、健康发展。
3．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。
4．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。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。
5．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，实现电源结构和布局的优化，保证电力工业发展与环境保护协调一致，实现电力工业的可持续发展战略。
6．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，加强工程建设用地的科学管理，优化建设用地结构，从全局出发，正确处理与城乡规划和农业用地的关系，切实做到科学、合理、节约集约用地。
7．坚持重点突破与统筹兼顾相结合。积极寻求在发展战略性新兴能源产业、能源科技装备、传统能源升级改造、农村能源等领域实现突破。同时，统筹考虑解决一次能源（煤炭、石油、天然气）输入、二次能源（电力）输出、城乡能源协调发展等突出问题。
四、吉林省电力需求预测
（一）国民经济发展预测
“十三五”期间，全省重大项目储备较为充裕，特别是作为全省经济三大支柱产业的汽车行业、石油化工行业和农产品加工行业发展势头较好，其他产业如现代物流、信息服务、商贸服务、城镇建设、新材料及新能源等，将为全省经济较好发展注入新鲜活力。综合考虑全省潜在经济增长率、改革实施成效和引导社会预期等因素，预测“十三五”期间，全省GDP年均增速达到6.5%以上，到2020年，将达到17500亿元左右。
（二）产业结构调整预测
根据《吉林省国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》，“十三五”期间，吉林省消费需求将进一步扩大，投资规模适度增长。随着产业结构调整的进一步深化，结合近几年吉林省各产业比重实际情况，预测到2020年全省三次产业比重将进一步优化。
（三）全社会用电量及最大负荷预测
随着经济形势的企稳回升，特别是全省一批重大项目的推进和建设，以及长吉图开发开放先导区战略工作的实施，预测“十三五”期间，全省电力需求增速将略有提升。结合分产业单耗法、电力弹性系数法及人均用电量法等测算方法的预测结果，经专家预测法的综合对比分析，预测2020年全省全社会用电量将达到720亿千瓦时，“十三五”年均增长2.01%；预测2025年和2030年全省全社会用电量将达到830亿千瓦时、950亿千瓦时，“十四五”和“十五五”年均增长2.88%、2.74%。预测2020年全省全社会最大负荷将达到1310万千瓦，“十三五”年均增长3.25%；预测2025年和2030年全省全社会最大负荷将达到1540万千瓦、1790万千瓦，“十四五”和“十五五”年均增长3.29%、3.05%。
五、吉林省电力工业“十三五”规划发展目标
（一）总体目标
“十三五”期间，全省电力工业继续坚持电力适度超前发展，按照发展循环经济、节约资源、提高效率的原则，合理控制装机规模，优化电源结构，积极推动清洁能源的科学有序发展；加快电力基础设施建设，加强500千伏主干电网结构，提高电网供电可靠性及电力送出能力，加强城乡电网建设与改造，促进全省电力工业持续快速健康发展。
（二）电力发展目标
“十三五”期间，全省全社会用电量将达到720亿千瓦时，年均增长2.01%；全省全社会最大负荷将达到1310万千瓦，年均增长3.25%。
（三）电源发展目标
“十三五”期间，全省装机容量将达到3648.8万千瓦。其中：常规水电装机475.2万千瓦，占比13%；抽水蓄能装机170万千瓦，占比4.6%；燃煤装机1992.5万千瓦，占比54.6%；燃气装机90万千瓦，占比2.5%；风电装机550万千瓦，占比15.1%；太阳能装机240万千瓦，占比6.6%；生物质及其它装机131万千瓦，占比3.6%。
（四）电网发展目标
“十三五”期间，全省新建500千伏变电站6座（含开关站），扩建500千伏变电站2座，新增500千伏变电容量965万千伏安，新建500千伏线路长度2201公里；新建220千伏变电站18座（含开关站），扩建220千伏变电站11座，新增220千伏变电容量542.7万千伏安，新建220千伏线路长度2539.7公里；新建66千伏线路3161.6公里，新增66千伏变电容量964.9万千伏安；新建10千伏线路15005.8公里，新增10千伏变电容量295.6万千伏安；新建0.4千伏线路634.9公里。此外，地方水电新增及改造66千伏变电容量47.1万千伏安，新增66千伏线路长度1059.3公里，新增10千伏线路长度3710.6公里。
（五）节能减排发展目标
“十三五”期间，全省灵活性改造热电联产机组1000万千瓦、纯凝机组330万千瓦；全省水电、风电、生物质和太阳能发电装机占比将提高至42.9%左右。
（六）科技创新发展目标
加快燃煤与生物质耦合发电关键技术、高效太阳能发电技术、大容量风电技术等可再生能源发电技术研发和应用，推广双向互动智能计量技术应用，到2020年，实现全省用电信息采集系统全覆盖。
六、电源规划
（一）建设思路
大力推进抽水蓄能电站建设。优化发展煤电，科学发展热电联产，以用电、用热需求引导煤电建设，严格控制新建、扩建大型常规煤电机组，以供热需求为基础合理推进背压机组建设。积极推进全省可再生能源的有序化发展，有序优质发展风电，因地制宜发展生物质发电，稳步推进光伏发电。
（二）项目建设
退役计划。“十三五”期间，根据“上大压小、节能减排”的要求，2016年计划安排退役长山电厂1×20万千瓦机组。
火电项目。全省已核准火电项目为国家电投长春东南热电厂新建工程、洮南热电厂扩能改造工程、东北袜业园背压机组新建工程、桦甸丰泰半焦发电新建工程和梅河口市阜康热电扩建工程。规划火电项目为吉林省宇光大岭热电、大唐长春三热背压机、源源热电背压机、公主岭隆盛背压机、舒兰宏源煤矸石热电、辽源凯博背压机、辽源友谊热源煤矸石电厂、吉林奇峰化纤自备厂、图们市背压机、吉林泉德背压机、国家电投长春东南热电背压机、华能柳河背压机、国家电投通化县背压机、华能松原背压机、农安盛德热力背压机、国家电投敦化背压机、吉林燃料乙醇自备电厂背压机、公主岭范家屯凯旋背压机和大唐延吉背压机。“十三五”期间，新增装机容量276万千瓦。预计到2020年底，全省煤电装机将达到1992.5万千瓦。
水电项目。全省已核准丰满水电站全面治理大坝重建工程、望江楼水电站新建工程和文岳水电站新建工程常规水电项目，将新增装机128万千瓦，已核准敦化抽水蓄能电站新建项目，新增装机140万千瓦，均计划于“十三五”期间投运，争取红石（120万千瓦）、蛟河（120万千瓦）抽水蓄能电站开工建设。
气电项目。根据全省境内相关企业燃气机组前期工作推动情况，华能吉林公司计划于2018年在松原地区建成燃气-蒸汽联合循环热电联产项目，一期规模2×45万千瓦。
核电项目。目前吉林赤松核电已列入国家核电规划，项目建设规模为4×125万千瓦机组。考虑未来我国经济发展趋势，结合目前核电发展态势，“十三五”期间，启动内陆核电建设已成定局。因此，吉林核电的建设可在成熟的三代核电技术及核安全确认的基础上，根据全省能源的供需情况研究和论证结果，科学合理推进。
风电项目。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，是国家确定的九大千万千瓦风电基地之一，合理开发利用风电，可有效改善和提高生态环境的质量，促进全省清洁能源基地建设。预计到2020年，全省风电装机将达到550万千瓦。
生物质项目。全省秸秆资源密度高、分布集中。预计到2020年，全省生物质装机将达到131万千瓦。
太阳能项目。全省太阳能资源充沛，具有较广阔的开发利用前景。预计到2020年，全省太阳能装机将达到240万千瓦。
（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。
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电网建设项目表
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序号
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项目名称
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建设规模（万千伏安/公里）
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投产时间
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进展情况
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1
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吉林延吉500千伏输变电工程
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75/254
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2016年
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可研已审
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2
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平包东二回线工程
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100/347
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2016年
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可研已审
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3
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吉林长岭（龙凤）500千伏输变电工程
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100/305
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2017年
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可研已审
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4
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吉林向阳500千伏输变电工程
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240/2
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2017年
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可研已审
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5
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吉林甜水500千伏变电站500千伏间隔扩建工程
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2017年
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可研已审
|
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6
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扎鲁特～吉林500千伏输变电工程
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0/520
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2017年
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可研已审
|
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7
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兴安～扎鲁特500千伏输变电工程
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0/90
|
2017年
|
可研已审
|
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8
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昌盛500千伏输变电工程
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0/3
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2017年
|
可研已审
|
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9
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吉林南500千伏输变电工程
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150/64
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2018年
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可研已审
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10
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丰满电厂扩建送出500千伏输变电工程
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0/96
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2018年
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可研已审
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11
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敦化抽水蓄能送出500千伏输变电工程
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0/126
|
2019年
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可研已审
|
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12
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吉林中部500千伏电网完善工程
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100/84
|
2020年
|
可研已审
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13
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双阳500千伏输变电工程
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200/310
|
2020年
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未开展可研
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14
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220千伏工程
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542.7/2539.7
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“十三五”
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规划
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15
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66千伏及以下
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1260.5/18802.3
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“十三五”
|
规划
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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。
