河南商丘：新能源发电项目应按照不低于“15%装机容量、2小时”规模配置储能设备

三、发展目标

“十四五”期间，我市进入了由大到强的转型攻坚期，经济发展稳中向好的基本态势没有改变，长期积累的发展势能正在释放。能源消费结构显著优化，能源消费粗放增长模式得到根本扭转，煤炭消费比重大幅下降，清洁低碳能源比重大幅提升，电力占终端能源消费比重大幅提高。能源保障能力显著增强，全市燃煤机组持续推进能效提升，非化石能源规模持续扩大，提升区外电力比重，天然气外引能力有效提升。全市绿色低碳、安全高效的现代能源体系建设取得明显进展，为我市尽快实现双碳目标和经济社会高质量发展奠定坚实基础。

（一）总量目标。

在经济高质量发展和稳步实现双碳目标的前提下，到2025年，全市煤炭消费总量控制在815万吨以内，煤炭消费占一次能源比重降至60%以下，非化石能源消费占比提升至19%以上；统调供电量达到230亿千瓦时；单位GDP能耗下降达到预期。

（二）能源结构目标。

——电力发展目标。到2025年，全市发电装机容量达到750万千瓦以上，外引电力规模达到200万千瓦以上，力争达到260万千瓦；新增110千伏及以上输电线路总长度600公里以上、新增主变电总容量5000兆伏安以上，所有县（市）建成220千伏主干网架，农村电网供电可靠性进一步提高。

——煤炭发展目标。全市煤炭开采能力达到300万吨/年。大、中型煤矿采掘机械化程度达到90％，原煤入选率达到90%以上，资源回收率均达到90％以上。煤矿生产安全稳定。

——可再生能源发展目标。到2025年，全市可再生能源占一次能源消费比重提高6个百分点以上，风能、生物质能（含沼气）、太阳能等可再生能源发电装机容量达到380万千瓦以上；可再生能源发电量比重达到25%以上。生物液体燃料年生产能力达到20万吨，固体秸秆成型燃料达到20万吨。可再生能源消纳责任权重完成省定目标任务。

——油品发展目标。打造大型油品储备中心和输配枢纽，油品储运能力和设施布局进一步完善。

（三）节能减排目标。

到2025年，单位地区生产总值能耗下降指标达到河南省要求，能源领域单位地区生产总值碳强度达到河南省要求，力争尽早实现二氧化碳排放总量达到峰值。火电平均供电煤耗控制在省定指标以下。

（四）惠民目标。

居民人均生活用电1500千瓦时以上，电力在终端能源消费中的比重达到30%以上，城市居民天然气气化率达到90％，其中管道天然气气化率达到80%以上，农村使用绿色清洁能源率达到60%以上。持续巩固脱贫攻坚成果，实施乡村清洁能源建设，加大农村电网建设力度，推进燃气下乡，发展农村生物质能源，开展“光伏+”农业发展之路，立足“双碳”目标，发展壮大富民产业。

（五）智慧能源目标。

到2025年，能源系统灵活性显著增强，配电网、统调电厂智能化改造达到30%，建成多元融合的高弹性电网，煤炭开采、油气主干管网全部完成智能化改造，能源智慧化水平走在全省前列。

四、远景目标

到2030年，全市清洁低碳、安全高效的现代能源体系基本形成。可再生能源利用持续增长，化石能源利用大幅减少，非化石能源消费占比争取达到22%以上，单位地区生产总值能源消耗、能源消费碳排放系数比2025年进一步降低，顺利实现2030年前碳达峰目标。

到2035年，建成清洁低碳、安全高效、创新融合、开放共享的现代能源体系。非化石能源成为主要保供能源，占能源消费总量比重争取达到30%以上，初步建成能源文明消费型社会。能源清洁化水平、利用效率、能源科技等达到先进水平，助力碳中和进程。

第三章 着力绿色低碳，加快能源转型升级

持续推进能源供给侧结构性改革，积极发展风电、光伏发电等新能源，着力提升传统能源清洁低碳开发利用水平，积极推进以新能源为主体的新型电力系统建设，加快形成绿色低碳的能源供应格局。

（一）加快非化石能源发展。

1.稳步推进光伏利用发展。坚持节约集约用地导向，加快推进五个整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点工作,打造屋顶分布式光伏示范项目，带动非试点县（市、区）发展分布式光伏项目建设。鼓励利用开发区、工业园区建设集中连片分布式光伏项目；鼓励支持污水处理厂、大型体育场馆、停车场、学校等公共建筑屋顶分布式光伏发电建设；推进城区次干道、乡镇道路、景区光伏照明设施建设改造；充分利用高速公路边坡等公路沿线及服务区综合交通枢纽屋顶资源，合理布局光伏发电设施；结合永城、夏邑采煤沉陷区、矿山废弃地治理工作，开展“光伏+”新业态新模式建设；深入发掘光伏在乡村产业发展领域的多重价值，积极探索光伏、生态修复、绿色农业融合发展途径，鼓励农业种植养殖温室光伏建设及改造，重点打造1-2个国家级、省级现代绿色农业产业园，发展壮大富民产业，助力乡村振兴。通过整县（市、区）屋顶分布式光伏试点示范，带动全市打造一批“阳光机关”“阳光校园”“阳光基础设施”等“光伏+”特色工程，到2025年全市新增光伏发电并网容量100万千瓦以上。

2.积极开发环境友好型风电。按照最大保护、最低影响、适度开发的原则，规划高质量风电项目。坚持集中式和分布式并举，大力推进豫东黄河故道百万千瓦级风电基地建设，鼓励虞城县、民权县、睢县、柘城县、宁陵县、夏邑县、永城市等符合条件的县（市、区）因地制宜开发建设集中式、分散式风电。挖掘黄河故道沿线及周边区域优质风电资源，综合考虑风资源、旅游发展基础，在黄河故道重点布局规划建设生态智慧风电场，探索风电发展和绿水青山和谐共生发展模式，打造生态风电旅游景区。以黄河故道优质风电资源为支撑，打造高质量风电基地，到2025年力争全市新增风电并网容量140万千瓦以上。

3.合理开发利用生物质能。统筹考虑资源分布和生态环境要求，鼓励集中种植粮食和养殖区域，发展以畜禽粪便、农作物秸秆为原料的生物天然气产业，建立天然有机肥产供销用体系；推进宁陵县、夏邑县建设生物质热电联产项目，对原有纯发电项目进行热电联产改造，充分发挥生物质项目供热潜能；积极开展以工业有机废水和城市生活污水为主要原料的沼气发电项目。

4.因地制宜推广开发地热能。按照因地制宜、有序发展、清洁高效、持续可靠原则，加强地热开发项目的监督管理，完善地热资源管理体制机制，推动地热开发利用技术创新。通过开展超深层物化探及其他高效勘探技术、钻井技术和地热回灌技术研究，客观评估我市地热资源，提高地热钻井水平和效率，降低地热钻井成本。推进沿黄绿色能源廊道建设。试点选择黄河故道临近地热资源较好的区域，部署中深层地热资源规模化供暖项目，打造地热供暖规模化利用示范区，实现地热资源的可持续开发。

5.加快氢燃料供应能力建设。加大氢能制备、储存、运输技术研发力度，提高永城煤炭、化工企业工业副产氢纯化水平。树立可再生能源电解水制氢示范效应，积极开展宁陵县750万方风能等清洁能源制氢项目，促进氢能生产规模化发展。鼓励研究高压储氢罐、车载供氢系统等技术，拓展气氢、液氢等输氢能力，降低用能成本。结合市域内国省干道沿线加油、加气站改造，加快储氢基础设施和加氢站建设，增强氢能供应能力，满足新能源汽车、重卡商用车大规模营运需求。积极探索融合火电、生物质、风电、光伏发电等综合能源制氢技术，结合发电机组捕集的二氧化碳，合成甲烷、甲醇等绿色燃料和化工用品。

（二）促进化石能源转型升级。

1.推动传统能源产业升级。加快智能煤矿建设，不断提升煤矿智能化水平。以数字赋能为抓手，融合绿色矿山建设标准，大力推广新技术，提升装备机械化程度，实现安全高效智能化开采。加大煤炭洗选加工投入，淘汰工艺落后、高能耗、低利用率选煤产能。构建安全生产标准化管理体系，保障高质量煤矿稳定生产。推进河南能源永煤城郊矿绿色矿山建设，建设永夏矿区李大庄等接续矿井，实现全市300万吨/年煤炭产能目标。因地制宜发展矿区循环经济，适当发展煤制燃料和化工原料。到2025年，力争大、中型煤矿采掘机械化程度达到90%，井下重点岗位实现机器人作业，露天煤矿实现智能连续作业和无人化运输。

2.加快火电结构优化升级。严控新增煤电项目。推进煤电由主体性电源向提供可靠容量、调峰调频等辅助服务的基础性电源转型，按照供电煤耗和超低排放国际先进的标准，合理推动支撑性基础性煤电项目规划建设，科学发展热电联产，以用电、用热需求引导煤电建设，原则上不再新建除热电联产以外的煤电机组，以减量替代方式发展煤电机组，以供热需求为基础，在大型热电联产机组无法满足用热要求前提下，合理推进背压机组建设。“十四五”期间，积极推进市区中电民生电厂热电联产机组扩建项目和永城、民权2×100万千瓦超超临界火电机组项目前期工作，发挥高峰电力平衡和应急保障作用，提供转动惯量，保障电力系统安全稳定运行。

3.推动煤电优化升级。推动煤电机组节能提效升级和清洁化利用，因厂制宜开展综合性、系统性节能改造。继续推进现有大型火电机组实施热电联产改造，释放供热能力，尽快形成以大中型热电和背压型供热机组为主体、多种热源相互补充的集中供热体系。适当鼓励扩大集中供热半径，充分发挥清洁高效的技术优势，将民权、永城大型清洁高效燃煤电厂热力引入热源不足区域，缓解周边产业集聚区、热负荷较大的工业园区供热不足局面。加强与中国电力既有热电项目合作，助力热电产业园、垃圾发电厂等供热建设，有效满足市民温暖过冬需求。推进煤电机组灵活升级改造，探索开展煤电机组污染“近零排放”改造。鼓励现役和新建煤电耦合可再生能源、储能、氢能等转型综合能源服务商，加快推进智慧电厂建设。

（三）构建新型电力系统。

1.加快电力结构布局优化。煤电在保障我市能源安全方面还将发挥基础和兜底作用，在一定时期内煤电的基础性地位仍将保持。推进支撑性基础性清洁煤电项目，并进一步提升现有煤电的清洁化、高效化水平，打造清洁煤电基地。支持重点开发区和相关企业建设高效清洁背压机组，推进夏邑县、柘城县开发区热电联产项目建设，持续淘汰煤电落后产能。推进燃气调峰电厂前期工作，增强商丘电力系统的灵活性、改善电网消纳新能源能力。积极建设天然气分布式能源站，建立“源网荷储一体化”基地，实现集能源供给、能源网络、能源负荷、能源储运、调度控制、智慧应用、商业模式于一体的绿色智慧综合能源系统，探索综合能源服务新模式，提升能源利用效率。依托黄河故道区位基础，积极推进平原风电项目开发建设，打造豫东黄河故道百万千瓦级风电基地。

2.推进各级电网协调发展。支持新能源优先就地就近并网消纳，优化送端配套电源结构，提高输送清洁能源比重。保障清洁能源及时同步并网，开辟风电、太阳能发电等新能源配套电网工程建设“绿色通道”，确保电网电源同步投产。

3.加强电力灵活调节能力建设。全面推进火电机组灵活性改造，引导燃煤自备电厂调峰消纳可再生能源。合理规划布局调峰燃气发电机组，推动电气与新能源发电融合发展。积极发展各类储能设施，在新能源建设的基础上，探索发展各类型储能设施，发展“新能源+储能”，新能源发电项目应按照不低于“15%装机容量、2小时”规模配置储能设备，不断增强区域系统调节能力。不断拓展储能应用新场景，推动储能在电源侧、电网侧和用户侧应用新模式、新业态，通过共享储能和分布式储能并举，促进新能源发电就地就近消纳，保障电力系统供需平衡。积极探索在有条件的县（市、区）试点建设先进压缩空气储能、氢储能和蓄冷蓄热储能等新型储能项目，建成一批电化学储能示范项目。

4.提升电网运行调度水平，着力做好清洁能源并网消纳。加强电网统一调度，统筹送受端调峰资源，促进清洁能源消纳多级调度协同快速响应。加强跨县（市、区）风光火储联合运行，提升清洁能源功率预测精度，优先调度清洁能源，确保能发尽发、能用尽用。发挥市场作用扩展消纳空间，加快构建促进新能源消纳的市场机制，深化电力现货市场建设，采用灵活价格机制促进清洁能源参与现货交易。积极开展风光火打捆外送交易、发电权交易、新能源优先替代等多种交易方式。

5.推动全社会节能提效，提高终端消费电气化水平。拓展电能替代广度深度，推动电动汽车、公路和铁路电气化发展。推进电供冷热，实现绿色建筑电能替代。加快乡村电气化提升工程建设，推进清洁取暖“煤改电”。积极推动综合能源服务，以工业园区、大型公共建筑等为重点，拓展用能诊断、能效提升、多能供应等综合能源服务，助力提升全社会终端用能效率。推动智慧能源系统建设，挖掘用户侧资源参与需求侧响应的潜力。

6.加强节能减排措施，降低自身碳排放水平。全面实施电网节能管理，优化电网结构，推广节能导线和变压器，强化节能调度，提高电网节能水平。加强电网规划设计、建设运行、运维检修各环节绿色低碳技术研发，实现全过程节能、节水、节材、节地和环境保护。加强六氟化硫气体回收处理、循环再利用和电网废弃物环境无害化处置，保护生态环境。

7.完善分时电价机制。统筹考虑电力供需状况、系统用电负荷特性、新能源装机占比、系统调节能力等因素，将系统供需紧张、边际供电成本高的时段确定为高峰时段，引导用户节约用电、错峰避峰；将系统供需宽松、边际供电成本低的时段确定为低谷时段，促进新能源消纳、引导用户调整负荷。在保持销售电价总水平基本稳定的基础上，进一步完善目录分时电价机制，更好引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳，为构建以新能源为主体的新型电力系统、保障电力系统安全稳定运行提供支撑。