政策丨湖南省电力支撑能力提升行动方案(2022—2025年)

文章来源:湖南省发展和改革委员会

10月13日,湖南省发展和改革委员会发布《湖南省电力支撑能力提升行动方案(2022—2025年)》(以下简称《方案》),明确坚持以人民为中心,提升终端用能电气化和智能化水平,深化“放管服”改革,提升“获得电力”服务水平,持续优化营商环境,加快完善充电基础设施,支撑保障强省会战略和乡村振兴战略,满足人民美好生活的用能需要。

《方案》明确要提高终端用能电气化水平。在公共交通、短途物流和机场服务等交通领域大力推进新能源车,引导居民优先购置新能源汽车,持续推进省内千吨级港口泊位岸电设施建设与优化运营。

《方案》明确要加快布局充(换)电基础设施。优化城乡公共充(换)电基础设施布局,推动高速公路、国省干道充(换)电网络全覆盖,因地制宜布局换电站,切实提升公共充(换)电服务保障能力,加快形成“适度超前、快充为主、慢充为辅”的公共充(换)电网络。对既有老旧小区实现配电网增容改造,加快推进居民社区充电设施建设安装。鼓励开展储能和充电桩一体化项目试点示范。加快智能有序充电、大功率充电、无线充电等先进技术的研发应用。加快推进充电运营企业平台互联互通,实现信息共享与跨平台、多渠道支付结算,提升充电的便利性和用户体验。

《方案》明确要支撑强省会战略落地落实。支持长沙加快推进充电桩建设,到2026年全市公共充电桩保有量达到4万个左右。

政策丨湖南省电力支撑能力提升行动方案(2022—2025年)

电力是经济社会高质量发展的重要支撑,是满足人民群众美好生活用能需求、助力“双碳”目标顺利实现的重要路径,根据省政府“三大支撑八项重点”部署,特制定本行动方案。

一、总体目标电力发展适度超前,全省电力稳定供应能力2025年达到6000万千瓦。

绿色低碳发展成效显著,风电、光伏发电装机规模2025年达到2500万千瓦以上,2030年达到4000万千瓦以上。纳入国家抽水蓄能中长期规划“十四五”重点实施的13个抽水蓄能电站今年内全部核准启动建设,到2030年全省抽水蓄能装机达到2000万千瓦。新型电力系统加快构建,特高压电网形成2交2直的对外联络通道,主干网和配电网不断完善,长株潭配电网达到国家中心城市标准。电力服务水平明显提升,长株潭“获得电力”指数达到国内一流水平。煤炭储备能力明显提高,天然气供应保障基础更为夯实,以电为主的能源支撑体系进一步健全。

二、主要任务

(一)大力实施电力稳定供应能力提升行动

确保“十四五”期间每年新增电力稳定供应能力400万千瓦以上,到2025年,全省电力稳定供应能力达到6000万千瓦,有力支撑全省经济高质量发展。

1.夯实保障性电源基础。充分发挥火电调节性强、可靠性高的优势,确保华电平江电厂2022年底前投产、国能岳阳电厂2023年底前投产。加快建设长安益阳电厂、大唐华银株洲电厂、陕煤石门电厂3个煤电项目和湘投衡东燃气电厂、华电长沙燃气电厂、华能湘阴燃气电厂3个气电项目。积极争取贵州大龙电厂、鲤鱼江A厂灵活送电湖南。到2025年,全省支撑性煤电和调峰性气电装机规模达到3300万千瓦左右。

2.扩大外电送入规模。加快荆门-长沙1000千伏特高压交流工程建设,确保2022年底前投产。推动祁韶直流尽早满功率运行,争取甘肃送端配套煤电尽快建成投运。积极推动雅江直流四川送端尽快具备800万千瓦满功率送电能力,确保按50%送电能力分电湖南。加快推进宁夏至湖南特高压直流输电工程,2022年获国家核准并开工建设、“十四五”末建成投产具备800万千瓦送电能力。积极推进第三回特高压直流入湘前期工作。研究与广东电网通过背靠背直流方式加强联络,推动湖南电网由国网末端转为国网、南网互济运行的“桥头堡”。

3.提升电力应急备用能力。按照最大负荷的一定比例配置应急备用电源和调峰电源,适度提高水电、风电、光伏发电和不可中断用户高占比地区的配置比例,到2025年全省应急备用电源达到270万千瓦以上。在有规模热(冷)负荷的工业园区、经济开发区、空港新区等区域因地制宜建设背压式燃煤热电联产项目或分布式天然气冷热电三联供项目,积极推广用户侧分布式智慧综合能源。开展系统安全保供评估,建立煤电拆除报告制度,符合安全、环保、能效要求和相关标准的合规煤电机组“退而不拆”,关停后作为应急备用电源。加强应急备用电源管理,研究制定支持保障政策,科学认定和退出应急备用机组,做好设备维护和燃料供应保障。完善电力应急响应体系和电力设备在线监测系统,扎实做好大面积停电、自然灾害防范应对联合演练。

4.加强煤炭储备能力建设。积极推进岳阳、华容煤炭铁水联运储备基地建设,加快建成永耒、娄底、新化和桃江等煤炭储备基地,提升煤炭储备和应急调剂能力;鼓励省内电厂利用有利条件,推进多式联运型和干支衔接型储煤基地建设。实施统调电厂迎峰度夏度冬电煤储备融资贷款计划。到2025年,煤炭储备能力明显提高,为全省保障性煤电稳发满发提供坚实保障。

5.筑牢天燃气供应保障基础。统筹推进“气化湖南工程”战略,加快建设新粤浙广西支干线,大力提升广西海气入湘的引入力度;有序建设省内输气管网,重点完善湘西、湘南、湘中地区支线管道。加快政府及城燃企业储气能力建设,提高战略性储备和应急调峰能力。到2025年,管道总里程达到4600公里,储气能力达到4.8亿立方米,天然气供应渠道稳定可靠,保障能力显著增强,为全省经济社会发展及调峰气电运行提供坚强的气源保障。

(二)大力实施电力绿色低碳转型行动

在保障电力安全可靠供应的基础上,大力实施可再生能源替代,风电、光伏发电装机规模2025年达到2500万千瓦以上、2030年达到4000万千瓦以上,抽水蓄能电站装机规模2030年达到2000万千瓦,助推全省碳达峰碳中和目标如期实现。

1.大力发展风电、光伏发电。坚持集中式与分布式并举,推动风电和光伏发电大规模、高比例、高质量、市场化发展。在风光资源禀赋较好、具备建设条件的地区,探索布局一批多能互补清洁能源基地;按照“储备一批、成熟一批、推进一批”的思路,推动省内风电规模化和可持续发展;积极探索“光伏+”模式,因地制宜建设一批林光互补、渔光互补和农光互补等集中式光伏。支持分布式光伏就地就近开发利用,加快推进纳入国家整县屋顶分布式光伏试点的12个县(市、区)开展试点工作,积极推动增量配网、工业园区、公共机构、商场等分布式光伏和屋顶光伏开发,鼓励分布式光伏与交通、建筑、新基建融合发展。完善可再生能源电力消纳保障机制,不断提高可再生能源消纳水平。

2.加快建设抽水蓄能电站和新型储能。加快平江抽水蓄能电站建设,力争2025年投产1台机组、2026年全部投产。推动安化等13项已纳入国家抽水蓄能中长期规划“十四五”重点实施的抽水蓄能电站开工建设。研究常规水电站梯级融合改造技术,探索新建混合式抽水蓄能可行性。积极发展电化学储能,优先在新能源消纳困难地区建设一批集中式共享储能项目,引导电源侧储能规模化应用,积极支持用户侧储能发展,围绕终端用户探索储能融合发展新场景。

3.积极推动水电深度挖潜和其它清洁能源发电。统筹水电开发和生态保护,鼓励有条件的水电站扩机增容,重点推动五强溪水电扩机工程建设。积极推进在运水电站优化升级,持续推进老旧电站设备改造与技术升级。因地制宜发展农林生物质发电,稳步发展城镇生活垃圾焚烧发电。继续做好桃花江、小墨山核电厂址保护工作。到2025年,全省生物质发电装机规模达到150万千瓦左右。

4.积极推动煤电机组改造升级。全面梳理煤电机组供电煤耗水平,结合不同煤耗水平煤电机组实际情况,探索多种技术改造方式,分类提出改造实施方案。对供电煤耗在300克标准煤/千瓦时以上的煤电机组,加快创造条件实施节能改造,对无法改造的机组逐步淘汰关停或视情况将具备条件的转为应急备用电源。鼓励现有具备条件的燃煤发电机组开展供热改造,替代并关停采暖和工业供汽小锅炉。存量煤电机组灵活性改造应改尽改,优先改造新能源外送和就地消纳调峰需求大的地区的煤电机组。积极探索煤电与可再生能源、储能的一体化开发、运行模式。到2025年,争取全省火电机组平均供电煤耗下降至300克/千瓦时以内,火电综合调节能力达到60%以上。

(三)大力实施新型电力系统构建行动

加快构建坚强可靠智慧、源网协同互动的新型电力系统。到2025年,特高压电网形成“2交2直”对外联络通道,主干网和配电网不断完善,长株潭配电网达到国家中心城市标准。

1.构建坚强高效主干网架。增强500千伏西电东送和南北互济输电通道,建成湘东“立体双环网”、湘南“日”字型环网、湘西北环网和湘北环网,实现500千伏电网市州全覆盖。构建形成安全可靠、经济高效、绿色低碳的220千伏电网,实现全省区县全覆盖,形成“分区清晰、结构典型、运行灵活”的供电格局,电力系统运行效率和安全保障水平明显提高,清洁能源优化配置和消纳能力显著增强。

2.提升配电网支撑保障能力。推动配电网向智能化、数字化、主动化方向转型。按照差异化发展策略,推动全省配电网提档升级。着重提高中心城区电网可靠性和智能化水平,满足多元用户接入需求,建设与国家中心城市相适应的长株潭一流城市配电网。继续实施农村电网巩固提升工程,助力乡村振兴战略,提升全省农村电网整体供电质量和服务水平。全省电网韧性、弹性和自愈能力大幅提高,形成结构合理、绿色智能、经济高效的现代配电网。

3.发展综合智慧的用电模式。培育新型用电模式,积极推进综合能源服务。在产业园区、大型公共建筑、工业企业、商业综合体等用电集中的区域,大力培育负荷聚合商。鼓励在增量配电网区域开展源网荷储一体化示范。探索建设储能设备、分布式能源、智能用电设备与电网友好互动的虚拟电厂。建立健全电力需求侧响应交易平台,引导用户侧可调节资源以及负荷聚合商、虚拟电厂运营商、综合能源服务商等新兴市场主体参与需求响应示范。

4.推动电力系统数字化转型。依托先进量测、5G通信、大数据、物联网等技术,形成全面覆盖电力系统发、输、配、用全环节,及时高速感知、准确传递信息的数字化信息感知与传输系统。推动电网数字化改造,建设智能电厂,加快电力生产、传输、消费等基础设施的数字化、智能化升级。充分发挥全省能源大数据智慧平台作用,完善全省能源信息管理系统,支撑电力行业数字化管理,积极服务经济社会发展。

(四)大力实施电力运行水平提升行动

打造智慧高效电力调度体系、创新调度运行的工作机制,确保现役电源稳定供应,提升系统整体运行水平。

1.打造智慧高效电力调度体系。完善市场环境下电力调度机构工作规范,确保电力调度机构公正中立。加强信息发布,保障调度机构透明度。在保证系统安全运行条件下,进一步深化节能调度。厘清大电网调度与微电网、增量配电网内部调度的权责界限,确保调度顺畅衔接。加快人工智能、大数据等智能化技术在电力系统的应用,提高调度智能化、自动化水平,探索开展“风光水火储一体化”智慧联合调度,提升新型电力系统的安全保障能力、智能化运行水平和新能源消纳能力。

2.提升电力调度运行监管水平。建立完善煤电项目驻厂联络员机制,现场调度火电企业燃料购买、运输、存储及进耗平衡等情况,全面掌握企业生产经营情况和存在问题,及时掌握设备运行情况,督促企业自行检修计划、做好设备消缺。完善政企联动储煤机制,提高电厂储煤积极性,确保迎峰度夏、度冬期间电煤储备水平在30天以上,确保电厂稳发满发。建立煤电价格联动机制,推动火电全电量入市交易,及时疏导发电成本,推动火电企业可持续发展。推动小水电集中式管理和智能化运维托管,提升负荷高峰时段小水电的顶峰能力。加强全省风电、光伏发电的出力预测管理,开展风电场抗冰改造,提升风电、光伏发电的电力支撑能力。

3.完善电力供需平衡风险预警机制。建立健全当前及未来三年的电力供需平衡风险预警机制,滚动更新电力项目年度建设任务清单,形成在建一批、新开一批、储备一批的梯次项目格局。密切跟踪气象及电力需求变化,加强电煤储备、发电燃气供应和储备、电网安全可靠供电、有序用电等保障措施,提前谋划电厂设备消缺、水库蓄水和应急方案等工作。建立全省24小时各类电源和负荷运行监测机制,提高电力调度的科学性、准确性和时效性。加强与气象、水利等