《湖南省新型电力系统发展规划纲要》已经省人民政府同意，现印发给你们，请认真组织实施。
　　
　　
　　新型电力系统是“双碳”目标的关键载体和新型能源体系的重要支撑，为深入贯彻落实党中央重大战略决策部署，有力有序推进湖南省新型电力系统构建，特制定本发展规划纲要。
　　一、总体要求
　　以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，完整、准确、全面贯彻新发展理念，围绕“双碳”战略目标和能源安全新战略，以《国家新型电力体系布局规划（2023—2030年）》为引领，基于湖南地域特色、资源特性和电网特质，聚焦新型电力系统新特征，坚持先立后破、整体谋划、集中布局、要素协同、清洁低碳、安全发展的原则，构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，为实现“三高四新”美好蓝图、全面建设社会主义现代化新湖南提供坚实的电力保障。
　　二、发展基础与面临挑战
　　（一）发展基础
　　2021年3月习近平总书记首次提出构建新型电力系统以来，在省委、省政府高度重视下，我省在构建具有湖南特色的新型电力系统方面做了大量工作，取得了显著成效。
　　一是能源供需形势总体平稳。“十四五”以来，全省能源消费总量年均增速2.3%，能源综合生产能力达到3949万吨标准煤，对外依存度两年下降3.9个百分点，能源产销供需态势持续好转。
　　二是能源低碳转型加快推进。“十四五”以来，湖南单位GDP能耗累计下降7%，目前仅为全国平均水平的78%，节能降碳发展成效显著。新能源成为省内装机增长主体，装机占比超过水电成为第二大电源，跨省区清洁能源引入力度持续加大，可再生能源电力消纳量占全社会用电量比重超过50%，居全国第5、中东部第1。
　　三是电力支撑能力显著提升。荆门—长沙、南昌—长沙特高压交流工程建成投运。全省电力总装机达到6323万千瓦，其中外电入湘规模突破1200万千瓦，成功应对4650万千瓦历史最大电力负荷考验。
　　四是系统调节能力大幅增加。全省13个抽水蓄能项目纳入国家“十四五”重点实施计划，总装机1780万千瓦，居全国第二，已核准规模达到1180万千瓦。新型储能并网规模达266万千瓦，占电力总装机比例5%，占比居全国第1。大型公用火电机组调峰深度优化至32%。电力需求侧管理持续完善，形成最大负荷5%左右的需求侧响应能力。
　　五是能源科技创新成果丰硕。依托省内优势能源装备和研发制造水平，全省能源产业链现代化水平加快提升。以院士、全国重点实验室、国家工程研究中心为代表的高水平能源科技创新优势不断聚集，以先进储能材料和动力电池、电工装备为代表的电力产业规模不断扩大，万亿级新能源产业集群加速成型。
　　六是能源体制改革不断深化。创造性建立能源运行、能源建设、价格调控“三位一体”工作机制，电力行业现代化治理能力进一步提升。电价改革不断深化，市场机制不断完善，创新开展电化学储能容量交易。与国家电网连续签订战略合作协议，省企合作持续深化。
　　（二）面临挑战
　　必须看到，我省缺煤无油乏气、整体处于全国能源流向末端和受端的基本省情没有变，仍面临能源资源禀赋不足、时空分布不均等问题。一是能源对外依存度高，长期维持在80%左右，居全国第7，能源安全保障压力长期存在。二是新能源资源禀赋不优、发电效率不高，2022年风电、光伏发电利用小时数排名全国第18、第29。三是我省电力生产和消费呈逆向分布，火电装机占比低于全国平均水平，水电作为主力电源调节性能不足，新能源反调峰特性显著，风电机组冬季结冰退备现象严重，电力供需季节性亏缺和盈余并存。四是全省用电结构不优，负荷尖峰特性突出，最大峰谷差率多年居全国第1，民生保供和系统调节压力大。五是电煤运输成本全国最高，煤电、新能源上网基准电价居全国第2，工商业用电占比低，拉高终端用能成本。
　　从我省实际来看，向新型电力系统转型需统筹应对好以下五个方面挑战：
　　一是“转型与空间”的挑战。我省新能源资源禀赋不足，发展受到诸多限制，实际可供开发利用的新能源空间资源十分有限，需统筹处理好新能源大规模集中开发与用林用地等空间承载能力的关系。此外，我省属于风能四类、太阳能三类资源区，建设同等规模新能源所需土地资源较“三北”地区多20%以上。新能源资源较丰富地区与水电布局重叠，且多位于电网薄弱区域，清洁电力送出消纳难度较大。
　　二是“转型与保供”的挑战。我省为全国能源保供重点区域，电力保供长期存在较大压力。从消费侧看，我省人均能源消费、人均用电量远低于全国平均水平，电力消费增长潜力巨大。从供给侧看，我省火电占比低且老旧机组占比高，水电基本不具备调节能力，新能源难以形成可靠电力支撑，入湘直流配套电源建设滞后，外电顶峰能力不足。
　　三是“转型与经济”的挑战。我省新能源利用小时数不高，等量替代同等规模火电发电量需要更大容量的新能源装机，提升全系统建设成本。为保障高比例新能源并网消纳、系统安全与可靠供电，需增加电网建设、系统调峰、容量备用、安全保障等外部成本，抬升系统附加成本。在碳达峰碳中和目标下，我省电价水平的改善将面临更严峻的考验。
　　四是“转型与安全”的挑战。随着新型电力系统加快构建，高比例可再生能源、高比例外来电和高比例电力电子设备“三高”特征日益凸显，呈现交直流送受端强耦合、电压层级复杂的电网形态，电力系统安全问题更趋复杂。局部地区主网架结构不强，配电网尚不能完全满足分布式新能源和多元负荷灵活接入的需求。新能源可靠供应和支撑能力不足，系统抵御大面积自然灾害的能力有限。
　　五是“转型与协同”的挑战。分布式能源、智能电网、电动汽车充电、新型储能、智慧用能与增值服务等新技术新业态不断涌现，系统可控对象扩展到源网荷储各环节，控制规模呈指数级增长。湖南电网智能化和数字化水平整体不高，信息采集感知能力不足，调控技术手段和管理体系难以适应新形势发展要求。
　　三、发展路径
　　按照“加速转型（当前至2030年），总体形成（2030年至2045年）、巩固完善（2045年以后）”的发展路径，高水平推进“一枢纽五领先”建设：即将湖南打造成为承西启东、连南接北的区域电力交换枢纽，实现清洁电力高质量发展水平领先、内陆匮能型省份电力安全保障能力领先、电力资源分类分级聚合互动创新领先、抽水蓄能和新型储能应用领先、新型电力系统深化创新改革领先，加快构建具有湖南特色的新型电力系统。
　　（一）加速转型期（当前至2030年）
　　到2030年，光伏、风电等清洁能源装机成为发电装机主体，电力系统整体向清洁低碳方向转型，支撑全省碳达峰目标实现。
　　省内能源碳排放量达峰，电力系统碳排放量控制在1.1亿吨左右。风电、光伏发电装机规模达到4000万千瓦，约为2022年装机规模的2.7倍，电源结构加速清洁化，省内新能源装机占比达到36%。年度引入区外清洁能源电量达746亿千瓦时。非水电可再生能源电力消纳责任权重达30%以上，可再生能源电力消纳责任权重达57%，稳居中东部第1。电能替代广度和宽度不断拓展，电能占终端能源消费比重达到29%。
　　全省电力供需形势由紧平衡转为宽松平衡。坚持先立后破，火电依然发挥基础保障性电源的重要作用，并逐步向系统调节性电源转型，装机达到4000万千瓦以上。特高压形成两交三直对外联络通道，湘粤背靠背工程建成投运，湖南电网由全国电力流向末端逐步转为区域电力交换中心，省内骨干电网持续补强，分层分区运行格局不断完善，配电网存量问题得到科学解决，智能化、标准化水平不断提升。抽水蓄能规模达到1040万千瓦，新型储能装机达到450万千瓦，与省内新能源装机比例达到1:3，成为全国系统调节能力应用高地。全省电力稳定供应能力达到7500万千瓦，其中跨省跨区输电能力达到3000万千瓦以上。用户平均供电可靠率达到99.97%，全省人均装机规模达到全国平均水平，“获得电力”达到国内先进水平。
　　数字化、智能化技术与电力系统各领域深度融合，初步建成电力系统智能感知与智能调控体系。电力消费新模式不断涌现，源网荷储电力资源分类分级聚合互动发展模式初步形成，电力需求侧响应能力占最大负荷比重达到5%以上。
　　全省电力价格增长幅度控制在全国平均水平，“放开两头管住中间”的价格形成机制基本建立。在全国统一电力市场体系下，不断优化市场机制，推广绿电交易，持续扩大电力市场规模，市场化交易电量在全社会用电量中占据绝对主体地位。
　　　　（二）总体形成期（2030年至2045年）
　　煤电缓慢退坡，新能源逐步成为装机主体，进入多元电力供应主体阶段，湖南新型电力系统总体形成，支撑社会主义现代化强省目标实现。
　　电力系统碳排放量平稳有序降低。新能源成为全省电力系统装机主体，第四、五回特高压直流投产运行，区外来电清洁能源电量占比和规模稳步提升，可再生能源电力消纳责任权重维持中东部第1。全社会各领域电能替代广泛普及，电能逐渐成为终端能源消费主体。
　　电力系统韧性显著提升，具备抵御极端天气能力，新能源可靠替代能力大幅提高，火电装机规模总体维持稳定，加快清洁低碳化转型。电网柔性交直流技术广泛应用，系统安全稳定运行水平大幅提升。长时储能技术攻关取得突破，能够实现日以上时间尺度的平衡调节。全省人均装机规模达到国际先进水平，“获得电力”水平达到国际先进水平。
　　智能化、数字化技术在电力系统广泛应用，智慧化调控运行体系加快升级。源网荷储电力资源分类分级聚合互动发展模式得到全面推广。
　　全省电力价格达到全国平均水平，形成有效反映电力供需状况、功能价值、成本变化、时空信号和绿色价值的市场化电价机制。电力市场、绿证市场和碳市场全方位衔接，在全国率先形成有特色、有亮点、可复制、可推广的新型电力系统商业模式。
　　（三）巩固完善期（2045年以后）
　　具有全新形态的湖南新型电力系统全面建成，电力系统碳排放大幅下降，支撑全省碳中和战略目标顺利实现。新能源普遍具备可靠电力支撑、系统调节等重要功能，逐渐成为电力电量供应主体。煤电等传统电源转型为系统提供应急保障和备用容量。储电、储热、储气、储氢等覆盖全周期的多类型储能协同运行。新型输电组网技术创新突破，电力系统灵活性、可控性和韧性显著提升，智能化水平和开放程度大幅提高。以电力市场为中心的能源市场生态完全激活，电力系统实现运行效率最大化和运营成本最小化。
　　四、实施区域电力交换枢纽打造行动
　　（一）优化省内电力发展布局。按照“加强省内、从北引入、向南联络”的总体思路，以全省能源电力发展总体战略为基础，充分考虑各地区资源禀赋和用能差异，统筹优化电力开发布局。着力将湘北地区（岳阳市、常德市、益阳市）打造为电力供应基地，重点推进特高压入湘通道、清洁高效火电机组、煤运通道及煤炭储备基地建设；将湘东地区（长沙市、株洲市、湘潭市）打造为电力消费和科技装备研发中心，重点推进坚强柔性电网建设；将湘南湘中地区（衡阳市、郴州市、永州市、娄底市、邵阳市）打造为南向联络“先锋”、新能源资源开发基地和中南地区抽蓄基地，重点推进风电和光伏发电、抽水蓄能电站建设以及与南方电网的互联；将湘西地区（张家界市、怀化市、湘西自治州）打造为全省清洁能源生产基地，重点推进省内西电东送通道、既有水电增容改造、风光资源与生态环境协同发展示范建设。
　　（二）打造跨省跨区电力优化配置中枢。充分发挥湖南作为东部沿海地区和中西部地区过渡带、长江开放经济带和沿海开放经济带结合部的区位优势，紧密结合全国电力流向新格局，打造中南地区电力资源大范围优化配置的集散中枢。加强与甘肃、四川、宁夏等送端省份联系，推动送端配套电源和受端承载能力建设，确保祁韶直流安全运行、稳送满送，雅湖直流足额分电湖南，“宁电入湘”建成投产，积极争取三峡清洁水电更多分电湖南，争取贵州等周边省份清洁能源点对网送湘，稳步提升现有通道可再生能源电量送入水平，确保跨省跨区输电通道可再生能源电量占比不低于50%并逐步提升。抢抓国家大型清洁能源集中开发机遇期，加大与北部、西部、沿海清洁能源基地合作力度，力争第三回直流“十五五”期间投产，超前谋划第四、五、六回直流入湘工程，提前预留新增输电通道路由条件，做好站址保护。推动完善华中特高压交流环网，适时投产湘南特高压交流输变电工程，新增湘南—江西赣州跨省特高压交流通道，加强湘、鄂、豫、赣四省交流联络，积极推动与南方电网异步互联，力争湘粤背靠背柔性直流互联工程“十五五”期间投产，推动湖南由国网末端转为国家电网与南方电网柔性互济、合作运行的“桥头堡”，打造全国电力流西电东送区域中继站和南北互济区域联络站。