中国电力报
据新华社5月26日消息，随着河南省国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要对外发布，全国31个省份的“十五五”规划纲要全部发布。各省份“十五五”规划纲要根据党的二十届四中全会通过的“十五五”规划建议和各省级党委制定的“十五五”规划建议编制，阐明各省份经济社会发展目标和路径。其中涉及诸多能源电力相关内容，本次我们整理了辽宁、吉林、黑龙江三省份情况，详情如下：
推动电力装备产业高端化跃升。巩固提升特高压交直流、大容量变压器等领域传统优势，攻关高安全性、高灵活性、低损耗的新型输变电装备，增强产业核心竞争力。聚焦智能电网、柔性直流输电、新能源并网等前沿方向，着力强化关键材料、核心部件自主配套能力，系统构建安全可控、国内领先的全产业链体系。推动人工智能与电力、煤炭、油气等行业深度融合，拓展人工智能赋能新型能源体系的应用场景，积极培育人工智能驱动能源转型变革新生态。坚决扛牢维护国家能源安全政治责任，深入贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，打造具有辽宁特色的风光火核储一体化能源基地，塑造清洁能源新优势，逐步建立以非化石能源为供应主体、化石能源为兜底保障、新型电力系统为关键支撑、绿色智慧节约为用能导向的清洁低碳安全高效的“六新合一”新型能源体系。以保障电力、煤炭、油气可靠稳定供应为基础，增强自给能力，拓展省外资源，锻强供应链条，织密保障网络，提升韧性坚强的能源安全保障新能力。保障电力系统安全供应。稳步推进煤电等支撑保障性电源建设，统筹推进新一代煤电升级，加快推动煤电由基础保障性电源向支撑调节性电源转变。持续优化完善电网主网架结构，加快智能电网、微电网建设，推动新型电力系统试点建设，实施海上风电柔性直流工程，构建海陆一体交直流柔性混联电网，推进冀辽第二路直流背靠背等省间互济电网建设。建成响应迅速、协同高效的能源安全监测预警体系。到2030年，电网供电能力和跨区域网间互济能力分别达到6000万千瓦和600万千瓦。保障化石能源稳定供应。推进煤矿安全改造和智能化建设，提升应急煤炭储备能力。大力提升油气勘探开发力度，推进省内原油稳产、天然气增产，加强油气输送储备能力建设。加强中俄石油、天然气管道保护，畅通跨区域能源安全通道。到2030年，储煤、储油、储气能力分别达到500万吨、2600万立方米、70.68亿立方米。以提升清洁能源供应为支撑，以能源消费结构转型为牵引，供给侧和需求侧双向发力，形成多能互补的清洁能源供给新形态，实现绿色低碳的能源消费方式新转变。提高清洁能源装机比重。坚持集中式与分布式并举、海洋与陆地并进，完善风电、光伏规划布局，推动建设渤海、北黄海海上风电基地。积极安全有序发展核电，做好沿海核电厂址的保护和规划。推动熔盐储热、光热发电等能源创新应用，探索潮汐能、波浪能开发利用，推进地热能建设，实现更多清洁能源规模化发展。到2030年，清洁能源装机占比达到70%。实现源网荷储良性互动。建设海上风电、沿海核电、辽西风光、储能“四大”千万千瓦级清洁能源基地，加快推进抽水蓄能电站建设，推动液流电池、机械储能、锂电池、钠离子电池等新型储能多元化发展，提升需求侧响应能力，推动电力系统由源随荷动向源荷互动转变。推动能源消费绿色节能。更大力度推动工业、建筑、交通等重点领域用能的清洁化、低碳化，持续提升终端电气化水平。引导企业在设计、制造、消费和回收等全链条绿色低碳管理，加快打造绿色低碳供应链。加强化石能源清洁高效利用，积极有序推进散煤替代。谋划先进核电与化工产业耦合发展，推动石化产业高端精细绿色转型。促进清洁能源科学消纳。开展核能在供热、工业、医疗等领域综合利用先行示范。科学布局绿色燃料项目。建设兴安盟—大连输绿醇管道和赤峰—锦州输绿氢（氨醇）管道。大力发展“新能源+绿色燃料、算力设施、冶金石化、海水淡化”等绿电直连应用，探索“新能源+”产销一体化模式，促进就近就地消纳，力争“十五五”末新增清洁能源电量覆盖年度全社会新增用电量。立足产业基础和技术优势，加快清洁能源产业扩链强链，建成核能、海陆风电、绿氢、储能等先进装备制造基地，培育智慧融合的能源科创产业新高地。做强核能产业。聚焦先进核电装备关键领域，突破大型铸锻件制造、焊接工艺优化等技术，依托重大科技研发平台，开展核能在工业、医疗等领域综合利用，积极构建集“料、堆、素、器、药、园”于一体的产业链条。做优风电光伏产业。加快高性能低成本主轴承和低风速风力发电机组等核心部件研制应用，提升大功率风电机组总装能力，补强风电装备产业链条。支持光伏制造企业技术改造升级，推动产业从规模驱动向创新驱动转型。做大储能产业。聚焦全钒液流电池、飞轮储能、压缩空气储能等优势技术路线，依托钒钛磁铁矿资源富集地区，探索推进储能专用电解液、高纯度钒材料开发，构建“原材料—核心零部件—集成系统—应用场景”的新型储能完整产业链。做实绿氢产业。推进氢能在高速公路等场景应用，完善基础设施建设，推动绿色氢氨醇“制储运加用”示范应用和全链条发展，打造绿色氢能及氢基能源中心，加快形成产业集聚效应。健全现代化能源治理体系，全面提升供能质量和服务水平，打造协同高效的能源体制改革新模式，构建互利共赢的能源交流合作新格局。深化能源领域改革。深化电力市场化改革，积极主动融入全国统一电力市场建设，加快推动现货市场全面铺开并成熟运行，健全电力辅助服务市场，推进电力市场与碳市场深度融合，扩大绿色电力交易市场。完善抽水蓄能、煤电容量电价机制和辅助服务费用价格机制。建立健全新型储能等新业态政策体系。持续深化油气体制改革，以市场化方式推动省内管网与国家管网融合发展，实现全省天然气管网互联互通与统一调度。巩固深化“三零”、“三省”改革成效，全面提升“获得电力”服务水平，营造良好用电营商环境。创新能源发展模式。加快建设以新型电力系统为主体的能源互联网，推动能源发展模式向数字化、分布式、低碳化、智能化转变。深入推进辽宁能源大数据平台建设，为产业数智化创新提供支撑。发展“源网荷储一体化”、“虚拟电厂”等新能源利用新模式。探索储能替代远端变电站应用，提升电网末端供电质量。发展交能、建能、数能、产能融合业态新模式。加强能源交流合作。持续推动能源基础设施跨境互联，加强与俄罗斯在油气资源、核能等方面合作，推动与蒙古在煤炭资源等方面合作。深化与吉林、黑龙江、内蒙古、新疆在氢能、煤炭、新能源领域合作，共建能源输送通道。加强与能源央企战略合作。
推动新能源产业跨越式发展。坚持超常规、大规模、跨越式发展思路，聚焦高质量开发、高水平消纳、高价值转化，加快新能源产业集成式发展、集群化布局，持续壮大新能源装备制造产业链，重点实施 “电源绿色转型升级、‘绿氢＋’产业培育、特高压外送通道、储能提升和绿能园区建设提速”五大工程，实现“投资、产值、装机、全社会用电量、非化石能源消费”五大跃升，奋力打造全国重要的绿色能源产业基地。加速发展氢能及新型储能产业。按照 “一区、两轴、四基地”的氢能产业中长期发展整体规划布局，聚合全域优势资源，创新挖掘拓展应用场景，稳步推动绿氢在工业、能源、交通等领域替代应用，培育氢能行业领军企业，形成初具规模的产业集群。围绕促进新能源消纳型储能、电力保障型储能和电网支撑型储能等方面，着力构建规模化、多元化的新型储能高质量发展体系。聚焦吉林省“绿氢＋”等产业优势，推动绿氢 “制储输用”全链条发展，有效促进新能源消纳利用，按照 “西部供能、中部消纳、东部调节”联动布局，实施绿氢全链攻坚、能源安全供给、集约高效配置、储能灵活充裕、发展生态完善等重点任务，打造国家绿色能源产业高地。到2030年，初步建成具有“三新一强”特征的新型能源体系。加强电力稳定供应。保障全省电力供应安全，大力推进煤电、气电等支撑性调节性电源项目建设。深化 “绿电＋消纳”模式创新，推进 “新能源＋”产业耦合发展，推动新能源开发向多场景应用融合发展。扩大西部白城市、松原市、双辽市等地省内消纳新能源规模。在中东部地区因地制宜开展分散式风电及分布式太阳能项目建设。加快推进 “吉电入京”配套新能源基地建设。有序推进农林生物质热电联产项目按需建设。到2030年，风光开发建设规模达到7000万千瓦。强化多元能源保障。加快储煤基地建设，提高应对煤炭市场波动和突发事件能力，保障煤炭安全稳定供应。加强油气供应能力，加大省内油气勘探开发投入，通过中俄、庆铁原油管道加强对俄和大庆石油资源引进，通过天然气管网加强海外气源引进。通过完善 “煤炭、油气、电力”三大供应主体，构建 “煤电油气多能互补、风光氢储多元协同”的能源安全供应格局，形成 “传统能源托底、新能源增量、跨区域互济”的三维保障框架。建设新型坚强电网。加快构建 “四横四纵”500千伏骨干网架，统筹推进主网架加强、供电能力提升、新能源汇集、电源送出、特高直流配套等项目建设，提升省内 “东西互济”、省间“南北互济”能力。完善200千伏网架结构，优化分区供电方案和电源接网方式。提升配电网供电可靠性，增强防灾减灾能力。完善油气管网设施。建强 “两横三纵一中心”油气供应格局，提高县级以上城市长输管道覆盖率，推进天然气管道建设，扫除 “用气盲区、供气断点”，增强油气管网互联互通和资源调配能力。加快补齐储气能力短板，推动长岭—松南、长春、孤东等地下储气库开展前期工作，建立以地下储气库为主、液化天然气储罐为辅、管网互联互通为支撑的多层次储备体系，推动储气设施智慧化运营。到2030年，全省油气长输管道总里程达到6431公里。拓展能源外送通道。全力推动“吉电入京”特高压外送通道建设，加快建设省内配套火电及新能源项目，实现高比例新能源外送，提升我省新能源在全国范围内优化配置能力。探索研究绿氨、绿色甲醇跨区输送，利用 “陆运＋海运”“管道＋海运”方式拓展国内沿海城市和东亚、欧盟市场，推动受端能源结构优化调整，进一步带动我省新能源资源消纳，持续促进我省 “绿氢＋”产业发展。加快充换电基础设施建设。完善电动汽车充换电基础设施网络布局，加快补齐高速沿线、农村乡镇等区域充换电基础设施建设短板，推动城市群充电设施互联互通，着力提升公共充换电站运营服务质量，推广智能有序充电和车网互动技术，强化运维体系与安全管理，全力打造 “覆盖广泛、智能便捷、安全有序”的高质量充换电基础设施网络体系。深化“绿电＋消纳”模式。科学研究制定绿电直连相关方案，营造经营主体竞相开发新能源的浓厚氛围。迭代完善氢能“1+N”政策体系，推动新能源开发向以氢基绿能为主的非电利用、产业耦合转变。拓宽新能源直供模式适用范围，重点支持绿氢化工、钢铁冶金、算力设施等领域新增负荷，推动建成松原、辽源、四平３个国家级零碳园区，实现新能源规模化开发、就地转化和产业互促相协同。健全电力市场体系。统筹完善电力中长期、现货、辅助服务市场的衔接机制，有序开展省间、省内电力市场交易。完善新型储能、虚拟电厂等灵活资源参与现货、辅助服务市场机制，释放调节潜力和市场价值。总结市场运行经验，持续迭代完善交易规则，充分发挥电力现货市场促消纳作用，适配新型电力系统。加强能源领域科技创新。加快 “有组织科研攻关＋有组织成果转化”，推动新能源、储能、智能电网、传统能源清洁高效利用等新兴能源技术研发及应用创新突破，打通上下游关键领域各创新环节，协同研发、设计、装备制造和应用推广，助力能源技术 “引进来”和装备产品 “走出去”，拓宽能源装备产品市场。加快能源绿色低碳转型。严格控制新增非电用煤，持续推进工业窑炉清洁能源替代和散煤治理，实施煤炭消费安全可靠有序替代。推动实现煤炭和石油消费达峰。开展零碳园区建设，推动绿电直连、新能源就近接入增量配电网等绿电直供模式落地。推广 “以绿制绿”模式，实施可再生能源制氢氨醇等规模化非电利用，培育绿色氢氨醇产业链，增强绿电就地消纳能力。到2030年，全省煤炭消费量控制在9500万吨以内，煤炭消费占比控制在58％左右。
新能源和可再生能源装机占全省电力总装机比重达到70%。
落实非化石能源十年倍增行动，大规模发展风力发电、光伏发电，力争新能源装机总规模突破8000万千瓦。利用好新能源资源普查成果，打造哈大齐绥新能源产业带、东部新能源产业集群、黑河绿电消纳区。科学引导分散式风电、分布式光伏健康有序发展，实施“乡村驭风行动”，利用公共机构和工商业厂房等建筑物建设分布式光伏。积极建设抽水蓄能电站，布局建设一批独立新型储能电站。
推动先进信息技术与能源产业深度融合，加速赋能能源产业绿色低碳转型。高质量建设“百年油田”，全面加强油气勘探开发技术攻关，积极打造数字油田、智慧油田、绿色油田，实施中长期油气增储上产战略行动，推进油气资源高效集中勘探，推动长垣老区提高采收率，实施古龙页岩油上产工程，确保大庆油田持续高质量稳产。打造现代化煤炭供应链，有序淘汰落后煤炭产能，新建东辉、合作等大型煤矿，持续提升煤炭资源集约化、规模化开发水平，分类分级开展智能化煤矿建设，推广人工智能技术在煤矿安全监管领域的应用，安全有序释放先进煤炭产能。落实新一代煤电升级专项行动，扎实推进“煤头电尾”高质量发展。有序推动煤电、煤炭、油气开采与新能源融合发展。
重点开发常规油气、页岩油气、煤炭、风光发电、抽水蓄能、新型储能等，实施大庆油田勘探和产能建设工程、页岩油勘探开发项目，推动鸡西合作煤矿及双鸭山东辉煤矿等项目建设，推进尚志、伊春五星、亚布力、林口建堂、勃利九龙等抽水蓄能项目建设，实施三峡能源肇东共享储能、阿城区华永等新型储能项目，打造5000亿元现代能源产业集群。
推动能源生产供应消费各环节转型发展，以非化石能源为供应主体、化石能源为兜底保障、新型电力系统为关键支撑、绿色智慧节约为用能导向，加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系。
促进新能源高质量开发消纳。坚持风光水生多能并举，统筹就地消纳和外送，推进非化石能源安全可靠有序替代化石能源。深入实施工业、建筑、交通、农业等领域电能替代，提高终端用能电气化水平，推动能源消费绿色化低碳化转型。建成齐齐哈尔、绥化、牡丹江、林甸、肇源等新能源汇集站，支撑集中式新能源高水平供给消纳。全力打造东、西、南三条外送输电通道，实现电力外送能力由540万千瓦提升至1700万千瓦以上。
加强化石能源清洁高效利用。聚焦“煤头电尾”，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型，进一步支撑构建新型电力系统。加快超超临界煤电机组规划建设，建成投产国能哈热、华电哈三、大唐哈一热等66万千瓦及以上超超临界煤电机组，加速淘汰老旧小煤电机组400万千瓦，实现30万千瓦及以上煤电机组占煤电总装机比重达到85%。在有效衔接“三改联动”工作的基础上，实施新一代煤电改造升级500万千瓦。
加快推进电网高质量发展。促进500千伏主网架延伸，强化中东部电网结构，新建及改造500千伏线路1500公里以上，新增变电容量1800万千伏安以上，实现500千伏电网市（地）全覆盖。加快220千伏电网提档升级，新建及改造220千伏线路1500公里以上，新增变电容量300万千伏安以上，实现220千伏电网县域全覆盖。加快推动配电网升级改造，全面提升配电网对新型电力主体的综合承载能力。在新能源资源条件较好地区建设一批源网荷储协同的智能微电网。提升农村电网供电质量和服务水平，新建及改造35千伏—10千伏线路6000公里以上，10千伏线路5000公里以上，新增主配变容量300万千伏安以上，农村电网供电可靠率、综合电压合格率、户均配变容量达到全国平均水平，全面消除县域全停风险隐患。
完善互联互通油气储运网。扎实推进国家天然气战略通道建设，加快建设跨境天然气管道，巩固拓展俄气输送能力。加快完善省内天然气管网布局，有序推进支线管网向薄弱地区覆盖，建设管网里程1200公里以上，力争市（地）全部接入管道天然气，形成全省“1横2纵14支”天然气管道主干网络。推进天然气管网向省内具备条件的县（市）行政区延伸，力争70%以上的县级城市接入管道天然气。加强国家油气管道保护，推进管网数字化、智能化发展，推广无人机巡检等运维新模式。健全完善油气储备体系，提升能源战略储备能力。
实施重点行业节能降碳工程，推动电力、石化、建材、有色等行业开展节能降碳改造，引导传统产业探索深度脱碳路径，推动算力设施、5G基站用能效率提升，赋能新兴产业绿色低碳高质量发展。实施园区节能降碳工程，加快建设七台河江河融合绿色智造产业园区、绥化安达经济开发区精细化工产业园等国家级零碳园区，打造一批省级零碳园区，培育数字化能碳管理中心，通过绿电直连、新能源接入增量配电网等形式探索绿色能源制造绿色产品的“以绿制绿”模式。推动黑河市、哈尔滨经开区国家碳达峰试点建设。加大煤矿瓦斯抽采利用，加强煤炭清洁高效利用，合理调控石油消费，推动实现煤炭和石油消费达峰，到“十五五”末，力争年度新增清洁能源覆盖全社会新增用电量，单位GDP能耗累计下降10%左右。实施减碳科技创新行动，发挥绿色低碳先进技术示范引领作用，聚焦能源转型、低碳零碳工艺流程再造、资源节约集约与循环利用等领域，加快开发适用于高寒地区的前沿技术，支持二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）技术研发和示范应用。
加快健全适应新型能源体系的价格机制，深化新能源上网电价市场化改革，推动新能源上网电量全面进入市场、通过市场交易形成价格，建立新能源可持续发展价格结算机制，完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源容量电价机制。
深入实施能源安全新战略，推进石油储备设施建设，加强天然气储气调峰能力建设，健全完善煤炭储备机制，全力维护油气战略通道安全，持续增加新能源开发供给，加强电力网架和调度能力建设，更好服务能源强国建设。
来源：辽宁省人民政府网、吉林省人民政府网、黑龙江省人民政府网
