东北地区电力工业中长期发展规划

一、基本情况 

(一)国民经济发展和能源资源状况 

东北电网覆盖地区包括辽宁省、吉林省、黑龙江省和内蒙古自治区东部(以下简称"蒙东")的呼伦贝尔市、兴安盟、通辽市、赤峰市，陆地面积124.1万平方公里，占全国陆地面积的12.9％，人口约为11919万人。2003年全区完成国内生产总值(2000年价) 13747亿元，同比增长11.1％，占全国的12.1％，三次产业的构成为13：51'36，人均国内生产总值达到11534元，高于全国平均水平。 

东北电网覆盖地区煤炭、石油资源相对丰富，天然气、水能资源较匮乏。据统计，全区煤炭资源总储量707.5亿吨，主要分布在蒙东地区的呼伦贝尔、霍林河周边及赤峰地区，以及黑龙江东部的三江穆棱区，辽宁省、吉林省、黑龙江省和蒙东地区煤炭储量分别占全区的9％、3％、30％和58％。此外，紧邻东北地区的内蒙古中部锡林郭勒盟煤炭资源十分奉富，可作为东北地区煤炭资源的重要补充。全区石油储量74亿吨，大部分石油被调出区外供给全国各地，天然气储量仅为3074亿立方米。水能资源较匮乏，技术可开发量为1200万千瓦，年发电量385亿千瓦时，仅占全国的 2.0％。水力资源开发利用率较高，达到45％，剩余待开发的水力资源主要分布在黑龙江干流流域。 

(二)电力工业发展现状 

到2003年底，东北地区发电装机总量达到4134万千瓦。其中，水、火、风电分别达587、3528、19万千瓦。辽宁省、吉林省、黑龙江省、蒙东地区发电装机总量分别为1636、941、1189、368万千瓦。2003年东北全网总发电量1855亿千瓦时，同比增长10.56％。当年全区全社会用电量达到1807亿千瓦时，同比增长10.04％，最大负荷达到2803万千瓦，同比增长7.11％，最大峰谷差为851万千瓦。 

东北电网共有500千伏输电线路31回，总长5035公里；220千伏输电线路473回，总长23545公里。500千伏变电站16座(包括梨树、永源开闭所)，变电容量为1456万千伏安；220千伏变电站226座，变电容量为4268万千伏安。 目前，东北电网已初步形成500千伏主网架，覆盖全区绝大部分的电源基地和负荷中心。黑吉省间500千伏输电线路2回，220千伏线路4回；吉辽省间500千伏输电线路2回，220千伏线路5回；均以500、220千伏两级电压电磁环网运行。同时，通过绥中电厂至华北姜家营变电站，实现东北电网与华北电网跨区域交流联网。 

东北地区资源和用电负荷分布的客观情况，决定了东北电网电力流向呈"西电东送"、"北电南送"的格局。2003年，蒙东地区和黑龙江省净送电量分别为129亿千瓦时和3亿千瓦时，辽宁省和吉林省净受电量分别为88亿千瓦时和3.4亿千瓦时，东北电网向华北电网净送电量42.7亿千瓦时。 

(三)"十五"前三年计划执行情况 

"十五"前三年，东北地区用电量年均增长5.48％，最大负荷年均增长5.24％，累计投产发电装机容量262万千瓦，其中水电 19万千瓦，火电235万千瓦，风电8万千瓦；累计投产500千伏线路1040公里，变电容量300万千伏安，220千伏线路1895公里，变电容量507万千伏安。东北区域电网规模不断发展扩大，技术装备水平、电网的可靠性、经济性和灵活性得到显著提高。 

二、电力供需形势分析及预测 

(一)电力供需形势分析 

"九五"期间，东北电网用电增长经历了较大的变化，自1999年开始用电量逐步回升。随着国家宏观经济的快速发展，以及振兴东北老工业'基地政策的出台，2002年下半年以来，东北地区电力需求持续较快增长。2003年全区用电量达到1807亿千瓦时，同比增长10.04％。其中，辽宁省、吉林省、黑龙江省和蒙东地区用电量分别达908、339、493和67亿千瓦时，同比增长分别为 12.2％、10.6％、5.2％和16.7％。用电量中第一、二、三产业及居民生活用电量同比增长分别为6％、10.8％、8.4％和8％，比重为 2.1％、74.1％、9.9％、13.9％。第二产业用电仍是拉动用电增长的主要动力。 

"十五"前三年全区电力供需总体平衡，局部地区电力富余。到2004年上半年，全区电力供需形势已经开始呈现基本平衡、部分地区用电趋紧的态势。 

(二)电力需求预测 

根据东北三省和蒙东地区国民经济和社会发展规划，并考虑国家"振兴东北老工业基地"战略决策对东北地区经济发展的巨大作用，采用用电分析、弹性系数和专家预测等方法分别对今后用电量进行预测，在综合分析的基础上提出高、中、低三个方案的预测结果，并按中方案编制规划。 

预计"十五"后两年用电量年均增长8％，最大负荷增长8％，到2005年东北地区用电量达到2108亿千瓦时，最大负荷达到 3267万千瓦。 

预测"十一五"用电量年均增长7％，最大负荷年均增长7％，到2010年东北地区用电量将达到2956亿千瓦时，最大负荷将达到4582万千瓦。其中辽宁、吉林、黑龙江省和蒙东地区用电量分别占全区的54.1％、17.6％、23.6％和4.7％。 

2011年-2020年用电量预计年均增长5.5％，最大负荷年均增长5.7％。到2020年东北地区用电量将达到5050亿千瓦时，最大负荷7977万千瓦。 

三、发展原则及方针 

(一)发展原则 

根据东北地区电力工业的历史发展、资源条件和负荷分布等特点，确定东北电力工业今后发展的主要原则是：坚持区域统一规划，统筹利用全区的煤、水、核、风等一次能源，兼顾近期开发与长远发展的关系，开发区内资源与引进区外资源并举，协调电网与电源发展，坚持"西电东送"和"北电南送"，建设东北地区统一的区域电力市场。 

(二)发展方针 

加快电网建设。适应电力发展和改革新形势，加强电网建设，适度超前发展电网，实现区域内资源优化配置。加快骨干电网和受端电网建设，实现电网与电源协调发展。优化电网结构，贯彻分层分区原则，适时解开电磁环网。积极采用先进适用的新技术，提高电网输送能力，保证电网安全。 

适度建设抽水蓄能电站。东北地区常规水电开发程度较高，积极研究水电深度开发问题，考虑东北电网以火电为主的特点，可适度建设抽水蓄能电站，提高东北电网运行的安全性和经济性。 

优化煤电布局。东北地区以煤电为主的电源格局将长期存在。需要统筹考虑煤源、负荷中心和电网建设等因素，优化布局燃煤火电，实施输煤与输电并举。优先开发蒙东(含锡林郭勒盟)、黑龙江东部煤炭基地，加快建设大型坑口电站，形成煤电基地，发挥煤电联营的综合经济效益。在电力负荷中心适当建设支撑电源，适当建设路口和港口电厂，提高受端电网运行稳定性。东北地区采暖期长，结合工业用汽及城市采暖规划，鼓励建设大型热电机组。 

积极推进核电建设。长远来看，东北地区能源资源不足，为保证经济和社会发展的用电需要，要抓紧开展核电项目的前期工作，增加核电厂址储备。条件成熟时加快核电项目建设。 

鼓励新能源发电。东北地区新能源开发工作已有一定基础，需要继续做好东北地区新能源资源的探查工作，积极推进风电等新能源的开发和建设。 

关注天然气发电及购买境外廉价电力。关注引进俄罗斯天然气、进口LNG的进展情况，适时规划建设天然气发电项目。积极探索购买俄罗斯远东地区富余电力的可行性。 

重视先进适用技术的应用。东北电网内老旧机组较多，采用先进适用技术，建设占地少、用水省、环保好、效率高的超临界和超超临界大型燃煤发电机组，积极替代燃煤小火电机组，提高能源利用效率。积极应用电网新技术，保障电网安全稳定，提高电网输送容量，节约输电走廊。加强环境保护工作。东北地区要继续优化电源结构，尽可能增加水电、风电和洁净煤发电装机。并通过建设大型热电联产项目，替代大量分散小锅炉，提高能源使用效率，减轻环境污染。同时，实施污染物排放的全过程控制，加大火电机组加装脱硫设施等污染治理工作的力度。"十一五"期间要保证燃煤火电机组二氧化硫等污染物年排放总量有所降低。 

四、规划发展目标 

"十五"后两年，东北地区新开工大中型项目规模1418万千瓦(不含在建容量235万千瓦)，投产212万千瓦，退役79万千瓦。新增500千伏线路1099公里，变电容量450万千伏安。 

预计到2005年底，发电装机总量达到4267万千瓦，结转"十一五"1442万千瓦。500千伏线路达到6134公里，变电容量1906万千伏安。"十一五"期间，东北地区新开工大中型项目规模2032万千瓦，投产1754万千瓦，退役80万千瓦。新增500千伏交流线路5336公里，变电容量2000万千伏安，直流输电线路952公里，换流容量600万千瓦。 

预计到2010年底，发电装机总量达到5941万千瓦，结转"十二五"1720万千瓦。500千伏线路达到11470公里，变电容量3906万千伏安，直流输电线路952公里，换流容量600万千瓦。 

2011年至2020年预计投产发电装机4100万千瓦，到2020年全区发电装机总量将达到1亿千瓦。 

五、"十五"后两年规划方案 

随着国家经济快速发展和党中央、国务院振兴东北老工业基地工作的深入，东北地区用电需求将不断增长。 

目前，东北地区在建规模不足，今后两年投产装机容量偏低。为应对可能出现的电力供应紧张局面，满足用电需要，必须充分发挥现有发电机组和输变电设备的潜力，加强各省间电力电量余缺调剂的能力，推进资源优化配置。一要加快电网建设，满足"西电东送"、"北电南送"和省间电力电量余缺调剂的需要；二要加强电力需求侧管理，大力提倡节能节电；三要建立能源与电力的市场预警和安全应急机制；四要抓好电网和发电厂安全生产，充分发挥现有生产能力；五要抓紧落实规划中电力项目的前期工作，保证项目及时开工。 

"十五"后两年，要尽快开工一批前期工作扎实的电站项目 (详见东北地区"十五"后两年主要电源项目安排表)，重点建设伊敏、元宝山、通辽、双鸭山等大型坑口电站项目和沈海、长春、哈尔滨、齐齐哈尔等热电联产电站项目，增加供应能力，满足东北地区长期的电力和热力需求。 同时，要加快电网工程建设，重点是建设包东徐、辽西北宁、沈大二回、哈合二回、方牡敦包等500千伏输变电工程，使"北电南送"黑吉省间达到4回输电通道、吉辽省间达到3回输电通道，并形成辽宁省中部环网结构和大连受端电网 (2005年东北500千伏电网结构见附图1)。 

六、"十一五"规划方案 

(一)电源规划布局 

招标开发蒙东煤电基地，实施"西电东送"战略。蒙东地区 (含锡林浩特)褐煤资源储量大，开采条件好，宜建设大型煤电基地，实施煤电联营，向东北地区负荷中心送电。其中： 

呼伦贝尔地区煤炭、水资源均较丰富，适宜建设大型坑口电站群。 目前，已建及在建的伊敏两期工程规模为220万千瓦。"十一五"期间，要通过招标方式开发呼伦贝尔煤电基地，确定具体项目和投资方，初步规划开工规模360万千瓦，力争2010年前投产180万千瓦，通过呼伦贝尔至辽宁省负荷中心的直流输电通道，将电力直送东北地区用电负荷中心。 

霍林河及周边地区、锡林郭勒盟煤炭资源丰富，但水资源略显不足，要统筹考虑输煤与输电问题。在水资源落实的前提下，统筹规划开发大型空冷电站项目。"十一五"期间，规划建设大型空冷坑口电站项目240万千瓦，并通过500千伏交流输电线路直送辽宁负荷中心。同时，应加大煤炭开发力度，将富余煤炭通过赤大白铁路及集通铁路供应赤峰及辽宁西部地区。 

稳步推进黑龙江东部煤电基地建设，实现"北电南送"。黑龙江东部已开发的煤矿多产炼焦煤，新增发电用煤数量有限，但部分尚未开发褐煤可用于发电。黑龙江省东部煤电基地的电力，将主要满足黑龙江省东中部地区的用电以及吉林和辽宁省部分用电的需要。重点建设鹤岗、双鸭山等大型坑口电厂，规划容量420万千瓦，先通过黑龙江东部与中部的500千伏主干输电通道，送入黑龙江省中部，再通过黑吉省间南送通道，向吉林省中部、辽宁省负荷中心转送电力；同时通过黑龙江东部与吉林东部的东输电通道，向吉林省东部负荷中心输送电力。 

适当建设负荷中心燃煤电站，保证电网运行安全。辽宁、吉林两省能源资源匮乏，主要依靠省外来煤和外部送电。为保证电网运行安全，需要建设一定规模的负荷中心港口、路口电站。 

"十一五"期间，在辽宁省西部地区规划建设绥中、阜新等250万千瓦电站项目，在中部地区利用当地煤炭资源，规划建设铁岭、丹东等360万千瓦电站项目，在东南部规划建设营口、庄河等240万千瓦电站项目。这些项目建成投产后，将为东北电网用电负荷中心提供强有力的电压支撑，提高受端电网稳定水平。 

根据本地煤炭资源和外来煤的情况，在吉林省分别规划建设珲春、长山、九台等坑口、路口、负荷中心燃煤电站项目规模240万千瓦，满足省内负荷发展需求及电网运行安全。 

积极推进热电联产和技术改造项目，提高能源利用效率。东北地区地处高寒地带，需要结合城市热力需求建设一批热电联产项目。鼓励区内大中型城市规划建设单机容量20万千瓦及以上的高效热电联产项目，初步规划沈海、长春二热、双鸭山、齐齐哈尔、哈尔滨热电项目等340万千瓦。既可满足城市供热需求，也可对负荷中心电网起到支撑作用。 

东北地区电力工业起步较早，目前还有一批老旧、高能耗的燃煤小机组正在运行，为降低能耗、减轻污染、提高技术装备水平，安排清河、新华等电厂90万千瓦改扩建项目，逐步关停小火电。 

充分利用水力资源，适当建设抽水蓄能电站。东北电网水电比例逐年下降，电网调峰能力日趋紧张，应对有条件的水电站进行扩机改造并建设必要的抽水蓄能项目，提高电网运行的安全稳定性。规划建设长甸水电改造项目20万千瓦，以及蒲石河等抽水蓄能项目。 

做好核电项目前期工作，积极开发新能源和天然气资源。为保证东北地区电力工业可持续发展，优化电源结构，要继续做好辽宁大连核电项目前期工作，作为第一批核电自主化的后续项目，适时开工建设。同时，开展其他核电厂址的调查工作，做好核电后续项目的前期工作。 

东北地区风能资源较丰富，适宜建设大型风电场，要做好赤峰、通榆等地区风资源普查工作，适时开工建设风电项目。密切关注引进俄罗斯天然气项目和引进国内海上天然气项目的进展情况，研究在大连进口LNG的可行性，一旦气源落实，不失时机的在大中型城市规划建设必要的天然气电厂。 

综上，初步确定东北地区"十一五"电源开工投产规模及主要项目(详见东北地区"十一五"期间主要电源项目安排表)。按此安排，"十一五"期间东北电网新开工电站规模2032万千瓦。其中，常规水电10万千瓦，抽水蓄能80万千瓦，火电1694万千瓦，核电200万千瓦，风电48万千瓦。"十一五"期间，预计投产电站规模1754万千瓦。其中，常规水电83.5万千瓦，抽水蓄能75万千瓦，火电1547万千瓦，风电48万千瓦。 

(二)电网规划 

加强省间输电通道建设，提高"北电南送"能力。"十五"期间，在黑吉省间4回500千伏输电线路的基础上，再建设2回500千伏输电线路，使黑吉断面极限输送容量达到400万千瓦。吉辽省间建设第4回500千伏输电通道，使吉辽断面极限输送容量达到480万千瓦。通过上述工程的建设，满足黑龙江东部电力送电的需要。 

开辟蒙东煤电基地送电辽宁的新输电通道，实施"西电东送" 战略。"十一五"期间，按照招标开发蒙东煤电基地的进度，适时安排建设呼伦贝尔至辽宁的直流输电工程。在筹建霍林河及周边地区、锡盟白音华及赤峰地区煤电基地的同时，分别建设至辽宁负荷中心的500千伏交流输电通道，以保证上述煤电基地向辽宁负荷中心送电。 

建设坚强的受端电网，保证地区供电安全。重点加强黑龙江中部、吉林中部、辽宁中部、大连地区四个主要受端电网的建设，基本形成500千伏受端环网。其中，辽宁的沈抚本鞍辽地区形成500千伏双环网，保证受端电网运行安全。统筹规划电源电网，提高主干网架输电能力。 

统筹规划大型电源基地输电系统，加强受端网架建设，重视无功配置的规划，省区间形成较强的输电通道，并与送端电网和受端电网共同构成比较坚强的东北电网主干网架，保证"西电东送"、"北电南送"的实施；积极采用先进适用的电网新技术，重点研究提高电网输送能力的可行性，保证电网安全。 

贯彻电网分层分区原则，逐步实施500／220千伏解环工程。"十一五"期间，要重点研究解开省间的电磁环网和500千伏已形成环路的负荷中心500／220千伏电磁环网的方案，并逐步实施。 

预计到"十一五"期末，东北电网基本形成"西电东送、北电南送"的网架结构。黑龙江东北部电源基地形成向黑龙江中部地区输电的双通道3回线路，黑龙江东南部电源基地形成向吉林东部送电的单通道2回线路，黑吉、吉辽省间形成中部的北电南送的双通道4回路输电网结构，呼伦贝尔电源基地形成向辽宁负荷中心的直流输电通道。黑龙江省中部负荷中心形成哈南-永源-绥化-大庆的环网结构，吉林省中部负荷中心形成合心-长春南-东丰-包家的环网结构，辽宁省中部负荷中心形成沙岭-沈北-沈东-徐家-南芬-王石-鞍山-辽阳的双回路环网结构，大连受端电网形成三角环网结构。2010年东北500千伏电网结构见附图 2。 

到2010年，东北区域电网电力供需基本平衡，"西电东送"、"北电南送"的输电网架结构和大庆、哈尔滨、长春、沈阳、大连等负荷中心500千伏受端环网基本形成，黑龙江东部煤电基地已经形成，蒙东呼伦贝尔煤电基地开始建设，霍林河及周边、锡盟白音华煤电基地初具规模，电源布局和电网结构更加优化，优化配置电力资源的能力进一步加强。 

七、2020年展望 

展望2020年，东北地区电力工业将达到与全面建设小康社会相适应的发展水平。东北地区发电装机总量满足经济和社会可持续发展的用电需要，建立较完善的区域电力市场，可实现资源优化配置。黑龙江东部和内蒙古东部形成几个主要煤电基地，相继建成投产一批核电站项目，适度建设抽水蓄能电站，电源结构更加合理。东北区域电网形成"西电东送"、"北电南送"输电通道和负荷中心500千伏受端环网，电网结构合理、技术先进、运行灵活、安全可靠。电力工业采用先进、适用的百万千瓦级超超临界燃煤发电机组和特高压输电等新技术，保证电力、环境和经济全面、协调、可持续发展。