湖南省新型电力系统发展规划纲要 构建坚强柔性电网

日前，湖南省人民政府办公厅印发《湖南省新型电力系统发展规划纲要》。文件提出，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。

提升电网主动防御和智慧自愈能力。深入开展新型电力系统稳定机理研究，建设以多时间尺度、平台化、智能化为特征的大电网仿真分析平台，深入开展运行特性、稳定裕度、影响因素等分析，建立湖南“高比例新能源、高比例外来电、高比例电力电子器件”电力系统的安全稳定特性认知，重点攻克适应低惯量和高比例电力电子系统的保护新原理和稳定控制新技术。聚焦有源配电网的运行特征，重点攻克中低压交直流混联技术，智能软开关技术，配电网重构及柔性自愈技术。优化“高比例新能源、高比例外来电、高比例电力电子器件”电力系统三道防线配置，全面升级继电保护、自动化等二次系统配置，推广电力电子设备主动支撑技术，加强电网全局感知和风险识别能力，深化故障处置智能辅助决策，提升故障研判与应急指挥能力，构建适应新型电力系统的主动防御和智慧自愈体系。

构建新型电力系统智慧调度体系。建设新一代调度运行技术支持系统，依托全国统一电力市场和大电网资源配置能力，统筹全系统电力资源，构建全景观测、精准控制、主配协同的新型有源配电网调度模式，提升电网海量资源聚合控制能力，保障系统全局综合动态平衡，保障电力供应安全。运用机器学习和人工智能技术，不断提升调度系统智慧化水平，逐步实现实时和未来态电力系统安全稳定分析，综合考虑经济高效运行与安全稳定运行，为调度运行方式提供智能决策支持，实现电力系统故障过程推演与电网快速恢复处理方案建议，逐步建立人机融合、群智开放的高智慧调度平台。

提升电力系统运维管理智能化水平。加强智能建设、智能管理、智能运维等智慧电力系统技术示范应用。推进“智慧电厂”建设，实现火力发电全流程智能化生产和智慧化管控。整合全省小水电资源，提升精准预报、调洪增发、优化调度等数字化能力。推进“智慧光伏”建设，实现“光伏开发+生态治理+储能”模式应用，建设覆盖电站运行、维护、管理等业务的一体化应用平台。推进“智慧风电”建设，实现风电场预测性维护、发电精准预测、风场预判式运维和机群能效提升。推进智慧变电站、数字换流站、智慧线路、透明配电网建设，提升设备智能化水平。全面推进中压分布式电源、储能监控终端部署，按需推进负控终端部署，实现配变、分布式能源等关键节点智能识别和感知。通过无人机巡查、GPS定位、布控点视频监控等技术手段实时跟踪电力工程施工进度，提升基建作业智能化水平。推动变电站和换流站智能运检、输电线路智能巡检、配电智能运维体系建设，发展电网灾害智能感知体系，提高供电可靠性和对偏远地区恶劣环境的适应性。

湖南省新型电力系统发展规划纲要

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2，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。