北京大学能源研究院气候变化与能源转型项目

湖南省电力行业碳达峰时间与路径研究

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中国能建湖南院创建于1958 年，为中国能源建设集团( 世界500 强 ) 在湘办事处单位。拥有电力、化工石化医药双行业甲级、工程勘察、咨询等专项甲级资质，业务涵盖能源电力规划、低碳节能咨询、超特高压电网、核电、大型火电、新能源、储能、综合能源、化工、医药、市政、建筑、环保等领域。

湖南省能源碳中和发展研究中心由省发改委批准，依托湖南院专业技术力量牵头组建，提供从双碳方案顶层设计到典型项目实施的一揽子服务，致力于打造国内领先的“双碳”智库和系统解决方案提供商。

北京大学能源研究院INSTITUTEOF ENERGY

北京大学能源研究院是北京大学下属独立科研实体机构。研究院以国家能源发展战略需求为导向，立足能源领域全局及国际前沿，利用北京大学学科门类齐全的优势，聚焦制约我国能源行业发展的重大战略和科技问题，按照“需求导向、学科引领、软硬结合、交叉创新、突出重点、形成特色”的宗旨，推动能源科技进展，促进能源清洁转型，开展专业及公众教育，致力于打造国际水平的能源智库和能源科技研发推广平台。

气候变化与能源转型项目

北京大学能源研究院于 2021 年 3 月启动了气候变化与能源转型项目，旨在助力中国应对气候变化和推动能源转型，实现 2030 年前碳达峰和 2060 年前碳中和的目标。该项目通过科学研究，设立有雄心的目标，制定清晰的路线图和有效的行动计划，为政府决策提供建议和支持。

该项目积极推动能源安全、高效、绿色和低碳发展，加速化石能源消费的减量化直至退出。该项目具体的研究领域涵盖宏观的能源与环境、经济和社会的协调综合发展；化石能源消费总量控制；能源开发利用技术创新；电力部门向可再生能源为主体的系统转型；推动电气化；高耗能部门的低碳绿色发展；可持续交通模式；区域、省、市碳中和模式的示范推广；散煤和塑料污染治理；碳中和与碳汇；碳市场；社会公正转型等。

系列报告

《湖南省电力行业碳达峰时间与路径研究》
《中国典型五省煤电发展现状与转型优化潜力研究》
《中国石化行业碳达峰碳减排路径研究报告》
《中国塑料行业绿色低碳发展研究报告》
《中国散煤综合治理研究报告2022》
《新能源为主体的新型电力系统的内涵与展望》
《中国典型省份煤电转型优化潜力研究》
《电力部门碳排放达峰路径与政策》
《中国散煤综合治理研究报告2021》
《“十四五”推动能源转型实现碳排放达峰》

在此郑重感谢 Climate Imperative Foundation 对于报告的支持和帮助。

报告内容为课题组独立观点，不代表其他方的任何观点或立场。

北大能源研究院气候变化与能源转型项目系列报告

湖南省电力行业碳达峰时间与路径研究

中国能源建设集团湖南省电力设计院有限公司湖南省能源碳中和发展研究中心北京大学能源研究院气候变化与能源转型项目

2023 年 02 月

◎ 前言
◎ 第一章电力行业碳达峰基础 .
（一）电力需求情况 .
（二）电力供应情况 .
（三）外电输送情况 .
（四）电力市场建设情况 .
◎ 第二章存在的主要障碍与挑战 .. 8
（一）电力保供能力不足 . 8
（二）新能源发展潜力不足 . 8
（三）系统调节能力不足 .. 9
（四）电网存在薄弱环节 . 9
◎ 第三章碳排放达峰预测与分析 .. 10
（一）场景设定 . 10
（二）关键性指标预测 .
（三）电力行业碳排放达峰预测分析 . 23
第四章电力行业碳达峰实施路径研究 . ...29
（一）加速推动煤电优化转型 . 29
（二）强化可再生能源高比例发展 . 36
（三）加大外电入湘清洁供给
（四）持续提升电力系统灵活性
（五）充分发挥多元电源优化互补 . 46
第五章政策建议 .49

前言

湖南省积极贯彻落实国家“双碳”战略目标，2022 年 10 月，省委省政府印发《湖南省碳达峰实施方案》，全省碳达峰工作有序推进。电力行业是碳排放重点行业。2020年中国二氧化碳排放总量 102 亿吨，其中电力部门（含供热）碳排放约为 44 亿吨，占总排放量的 43%。虽然除电力部门外的其他碳排放重点部门，如工业部门、建筑部门、交通部门正在积极推动节能提效和电气化替代，但脱碳进度较大的依赖于电力系统的清洁化程度，存有较大不确定性。相对来说，电力部门的减排技术最为成熟，是最容易实现碳达峰的碳排放重点部门，其如期达峰将对湖南省碳达峰起到关键的推动作用, 并对中国其他电力电量紧平衡的省份实现电力行业如期达峰提供良好的借鉴意义。

“十三五”期间湖南省经济发展呈现稳中向好态势，加之电能替代红利释放，电力需求保持中高速增长。虽然煤电正逐步退出电力供给侧主导地位，其基础电源定位长期保持，装机容量和发电量增长依然较快。电力行业持续推进清洁低碳转型，以风电、光伏为代表的新能源比例不断提升，系统所需平抑其波动性与随机性的灵活性资源紧缺。湖南省产业结构不断优化，用电需求重心逐步向第三产业和居民用电发生转移，负荷呈现尖峰化、双峰化特点。面对电力部门发展存在的突出问题，电力部门如期实现碳达峰也面临较大挑战。

本研究报告系统分析了湖南省电力行业碳达峰基础，客观研判了电力行业碳达峰存在的四大主要问题，提出了适合湖南省省情省况的混合测算模型，重点测算了湖南省电力行业碳达峰的达峰年份和峰值。以减碳降碳资源为基础，从煤电转型优化、可再生能源高比例发展、“外电入湘”清洁供给、构建新型电力系统和多元电源优化互补等五个方面分类规划了碳达峰具体实施路径，最后提出相关政策建议，助力湖南省电力行业2030 年前如期实现碳达峰。

第一章电力行业碳达峰基础

（一）电力需求情况

“十三五”期间，全省电力需求持续保持中高速增长﹐以年均 5.9% 的电力消费增速支撑了 7% 的国民经济生产总值增速。2020年疫情冲击使得湖南省用电需求短期下滑﹐但随着社会生产生活稳步恢复，用电需求增长逐步回稳。2021 年，全社会疫情得到有效控制﹐经济用电快速反弹，湖南省全社会用电量同比增长 11.7%。其中第二产业用电对全社会用电量增长贡献率为 47.2%，企业复工复产成效显著。具体如图 1.1-1 所示。

图1.1-1 湖南省全社会用电量情况

2021年湖南省人均用电量为3252千瓦时，其中第二产用电量占比53%，与全国人均用电水平有一定差距（2021 年全国人均用电量 5885 千瓦时，其中第二产用电量占比68%）。其中第三产用电量占比20%，较 2015 年的 15% 上升 5 个百分点。人均生活用电量 868 千瓦时，比全国水平略高（2021 年全国人均生活用电量 831 千瓦时，占人均用电量的 14%），占人均用电量的比重由 2015 年的 23% 增至 2021 年的 27%，可见湖南省经济增长的重心正持续向生活与消费方向转移。具体如图 1.1-2 所示。

图1.1-2 湖南省人均用电量情况

2021 年湖南省全社会用电最大负荷达 4150 万千瓦，相较 2015 年的 2770 万千瓦增加了 1380 万千瓦，年均增速 7%，与同期全社会用电量年均增速持平。具体如图 1.1-3所示。

图 1.1-3 湖南省最大负荷情况

2021 年湖南省单位 GDP 电耗 467.6 千瓦时 / 万元，不到全国水平的七成（2021年全国单位 GDP 电耗 726.8 千瓦时 / 万元），较 2015 年减少 8%。自 2018 年以来，单位 GDP 电耗首次出现反弹，同比上升了 2.7%，2021 年较 2020 年同比上升了 1.3%，主要原因是第三产业和居民生活拉动电力消费快速增长。具体如图 1.1-4 所示。

图 1.1-4 湖南省单位 GDP电耗情况

（二）电力供应情况

湖南省电力以本地供应为主，省外调入为辅，呈多元供电格局。2015 年以来，攸县电厂、祁韶直流、永州电厂、鲤鱼江倒送湖南等一批重大能源项目建成投产，雅江直流进展顺利，全省迈入特高压时代，达到电力供需总体平衡。

装机容量方面：湖南省电力生产供应能力稳步提升，装机结构进一步优化，行业清洁低碳转型加速推进。截至 2021 年底，全省全口径发电装机容量 5413 万千瓦，同比增长 8.6%。其中煤电装机从 2015 年的 2092 万千瓦上升到 2021 年的 2325 万千瓦，占比从 53% 下降到 43%；风电从 2015 年的 151 万千瓦上升到 2021 年的 803 万千瓦，占比从 4% 上升到 15%；光伏从 2015 年的 17 万千瓦上升到 2021 年的 451 万千瓦，占比从 0.4% 上升到 8%。可再生能源总装机从 2015 年的 1872 万千瓦上升到 2021 年的2956 万千瓦，占比从 47% 上升到 55%。湖南省装机结构情况如图 1.2-1 所示。

图 1.2-1 湖南省装机结构情况

发电量方面：在“十三五”前期，随着湖南经济社会用能需求的发展，加之新能源尚未规模化投产，前三年煤电发电量逐年提高；“十三五”后期，随着新能源快速发展与大规模投产，省内煤电为水电、风电等电源提供大量备用，发电量随着新能源装机规模扩大而逐步降低。2021 年全省全口径发电量达 1737 亿千瓦时，同比增长 10.6%。其中煤电发电量从 2015 年的 648 亿千瓦时上升到 2021 年的 927 亿千瓦时，占比从 52%上升到 53%；风电从 2015 年的 22 亿千瓦时上升到 2021 年的到 150 亿千瓦时，占比从2% 上升到 9%；光伏从 2015 年的 1 亿千瓦时上升到 2021 年的到 38 亿千瓦时，占比从0.1% 上升到 2%。

2021 年，可再生能源发电量达到 810 亿千瓦时，发电量占比 47%，对燃煤发电增量电量形成有效替代，加速推动了电力清洁低碳转型。湖南省发电量情况如图 1.2-2所示。

图1.2-2 湖南省发电量情况

（三）外电输送情况

湖南作为电力受端省份，暂无电力调出情况，外电调入通道有鄂湘联络线和祁韶直流，“十三五”期间，湖南省 500 千伏电网覆盖除张家界、自治州外的所有地市，形成“西电东送、南北互济”骨干网架，围绕湘东、湘南形成“两个受端”环网的运行格局；

220 千伏电网基本实现区县全覆盖，形成了 3 个 220 千伏分区电网，电网供电能力、供电可靠性及可再生能源消纳能力不断增强，为全省构建以新能源为主体的新型电力系统奠定良好基础。随着 2021 年底南昌—长沙特高压交流投产，“祁韶 + 鄂湘”送电限额从“十三五”末期的 620 万千瓦提高至800万千瓦以上。

表 1.3-1：2021年外电输送线路情况

线路名称	年输送电量（亿千瓦时）	利用率	绿电占比	输送能力（万千瓦）
祁韶直流	258	72%	40%	580
鄂湘联络线	103	86%	100%	300

图 1.3-1 2016-2021 年“祁韶 + 鄂湘”输送电量情况

（四）电力市场建设情况

2021 年湖南省电力市场全年有 216 家发电企业、92 家售电公司参与电力中长期交易，交易电量总计 729 亿千瓦时，同比增长 31.8%，再创历史新高。创新开展了电动汽车绿电专场交易，初步建立省内电力现货市场运营规则体系。在 2021 年煤炭价格高涨形势下，通过严格执行上下调月清月结，前三季度火电获得下调补偿资金 1 亿元左右；四季度，积极落实疏导电煤价格成本要求，疏导火电发电成本约 16亿元。

为适应电力现货市场运行，湖南电力中长期市场、辅助服务市场相关规则和机制需进行适应性调整，如制定完善短周期的中长期交易机制、完善分时段带曲线交易机制等，以确保各类型市场有效衔接。现货市场环境下，新能源参与市场机制和消纳目标的实现、优先发电和优先用电的平衡匹配机制、适应能源转型及各类新型市场主体参与的市场模式和相应市场机制仍需进一步研究完善。

第二章存在的主要障碍与挑战

（一）电力保供能力不足

当前湖南全省电力供应总体平衡，但局部区域、局部时段实施了有序用电，电力供应紧张。度夏期间，长沙北部、洞庭湖区、张家界地区的部分区域存在电网供电卡口；度冬期间，湘南地区、湘西地区、邵阳东部、娄底双峰地区的部分区域存在电网供电卡口。

（二）新能源发展潜力不足

湖南省属于一次能源匮乏省份，新能源潜力有限且优势不明显。全省光伏发电年平均利用小时数约 900 小时左右，属于太阳能Ⅲ类区域，资源相对不优；风能属于Ⅳ类区域，70m 高度地区年平均风速大致在 5-6m/s 之间，风电年均发电小时数为 2100 小时左右，资源相对匮乏。水资源量丰富但开发基本饱和，后续开发难度和经济代价较大，同时全省不具备调节能力的径流式中小型电站占总装机规模的80% 以上，具备一定调节能力的水电站不足 10 个。核电有资源但短期难以投产。因此在碳达峰碳中和战略目标和构建以新能源为主体的新型电力系统实施路径背景下，湖南省依靠本省资源推进能源绿色低碳转型难度较大，发展潜力不足。

（三）系统调节能力不足

湖南电网调峰能力在局部时段严重不足，水电调节能力有限，火电频繁深度、启停调峰。部分送出通道在局部时段存在输电卡口，尤其是湘南、湘西水电、风电富集地区。为实现碳达峰、碳中和的目标愿景，需构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统，推动清洁电力资源大范围优化配置。为满足高比例、大规模新能源消纳，亟待在煤电灵活性改造、燃机调峰电站、抽水蓄能电站、电化学储能等灵活调节电源建设以及电网的输送能力等方面进一步加强。

（四）电网存在薄弱环节

为实现碳达峰目标，新能源将成为湖南省电源增量主体，预计到 2025 年新能源装机占比将提升至 30% 以上，到 2035 年至 44%。另一方面由于湖南能源资源匮乏，区外送入规模也将不断扩大，预计到 2035 年湖南外调电力占最大负荷的比重将由现有的16% 快速提升至接近 30%。考虑到新能源、区外电力中特高压直流无转动惯量，系统的特性将发生变化，届时系统的安全稳定将面临较大挑战。

第三章碳排放达峰预测与分析

（一）场景设定

根据省内的能源活动水平、资源环境、电力消费、装机结构及碳排放约束等因素，构建了基准场景、强化政策场景和达峰场景三大场景。三个场景均以 2020 年为基年，目标年为 2035年，以5年为一个时段，与国家的五年规划相对应。

基准场景：仅考虑国家双碳目标对湖南电力行业发展的基本要求，2025 年至 2030年，基本延续“十四五”期间发展模式。在此场景下，湖南省电力行业装机结构、电力消费结构、电力消费强度存在一定优化，但电力电量增量空间主要由煤电补充，消费总量仍维持稳定增长。

强化政策场景：适当考虑碳达峰碳中和的约束作用，规划部分低碳发展步骤，电力装机结构适当调整，电力消费结构持续优化。该场景是在综合考虑湖南省经济社会发展现状、环境发展需求的同时，兼顾了强化技术进步、改变经济发展模式、改变生活消费模式、实现低排放等因素，电力电量增量空间主要由煤电补充为主，此场景为全省发展的自然优化场景。

加速达峰场景：考虑碳达峰碳中和的强约束作用，将绿色低碳发展置于优先地位，主要经济发展方式转型全速推进，电力装机结构优化进程更为迅速，绿色电力消费比重大幅提升，外调电力中绿色电力的比重得到进一步提升。

表 3-1-1：不同场景主要参数和特征

	基准场景	强化政策场景	加速达峰场景
煤电		满足电力电量平衡需要
常规水电		满足湖南省水电开发潜力上限
抽水蓄能	按照规划目标发展	至 2035年，较基准场景增加约 900 万千瓦	至 2035年，较强化政策增加约400万千瓦
气电	按照规划目标发展	至 2035年，较基准场景增加60万千瓦	至2035年，较强化政策增加100万千瓦
光伏	十四五：按照政府规划目标发展十五五：每年增量 40万千瓦十六五：每年增量 200万千瓦	十四五：按照政府规划目标发展十五五：每年增量 140万千瓦十六五：每年增量 240万千瓦	十四五：按照政府规划目标发展十五五：每年增量 240万千瓦十六五：每年增量 320万千瓦
风电	十四五：按照政府规划目标发展十五五：每年增量 25万千瓦十六五：每年增量 100万千瓦	十四五：按照政府规划目标发展十五五：每年增量 120万千瓦十六五：每年增量100万千瓦	十四五：按照政府规划目标发展十五五：每年增量 200万千瓦十六五：每年增量100万千瓦
储能	十四五：按照政府规划目标发展十五五：每年增量 25万千瓦十六五：无增量	十四五：按照政府规划目标发展十五五和十六五：每年增量 50 万千瓦
外电入湘	按照规划目标发展		较强化政策场景加快电力通道建设
核电	暂无核电建设计划
需求侧	按5%容量	按6%容量	按7%容量

（二）关键性指标预测

（1）电力需求预测

2020 年，湖南省全社会用电量为 1929 亿千瓦时。基于弹性系数法、回归分析法、产值单耗法等方法对湖南省 2021-2035 年全社会用电量进行测算。以“十四五”为例，各方法的测算过程如下：

（1）弹性系数法。“十三五”期间，湖南省电力消费弹性系数稳步上升，年均系数约 0.85。按照“十四五”期间全国的整体发展趋势，随着产业结构的转型，各地 GDP增速应逐渐放缓。高 GDP 增速说明产业结构转型没有按照预期进行，对于高耗能行业的管控也较不给力，因此电力消费与 GDP 增长的耦合程度也相对会越高。预测湖南省“十四五”期间电力消费增速为 5.95%。

表 3.2-1： “十四五”电力消费预测（弹性系数法）

GDP增速	2020 年全社会用电量（亿千瓦时）	电力消费弹性系数	十四五增速	2025 年全社会用电量（亿千瓦时）
7.0%	1929	0.85	5.95%	2575

（2）回归分析法。以 2010-2020 年数据为基础，绘制拟合湖南省地区生产总值与全社会用电量回归曲线如图 3.2-1 所示，图中 R2 为相关度系数，最大值为 1，此值越大说明 y 与 x 相关度越高。

图3.2-1 湖南省地区生产总值与全社会用电量回归曲线

为尽量保证拟合曲线的准确性，本次测算采用了二次多项式对数据进行拟合，表达式如下所示。

将 7% 年均增速下的 2025 年 GDP 预测值代入式中计算，结果如表 3.2-2 所示。

表 3.2-2： “十四五”电力消费预测（回归分析法）

2020年GDP（亿元）	GDP增速	2025年GDP（亿元）	2025 年全社会用电量（亿千瓦时）	十四五增速
41782	7.0%	58601	2894	8.5%

（3）产值单耗法。该方法主要根据一、二、三产用电量及各产业产值、居民生活用电量的历史数据，分析各产业产值单耗，结合湖南产业发展趋势预测产值单耗增减趋势，预测全社会用电量。湖南省历年各产业产值单耗变化趋势如图 3.2-2所示。

图3.2-2 湖南省历年各产业产值单耗

一产用电量。随着乡村振兴战略的持续推进，一产电气化程度稳步提高，预计单位电耗保持平稳增长，至 2025 年产值单耗约 40 ～ 50 千瓦时 / 万元，一产用电量22 ～ 29亿千瓦时。

二产用电量。湖南将承接沿海产业转移、发展支柱产业，省内积极落实产业优化升级、节能降耗等政策。预计省内二产单位电耗在现有水平上略有增加，约 680 ～ 700千瓦时 / 万元，二产用电量 1141 ～ 1231 亿千瓦时。

三产用电量。随着省内旅游产业潜力逐步释放，第三产业成为拉动经济增长主要力量，用电量比重逐步提高，预计三产用电量 543 ～ 598 亿千瓦时。

居民生活用电量。采用时间序列法、回归分析法以及居民空调电量法对全省居民用电量进行预测，预计 2025 年湖南省居民生活用电量约 814 亿千瓦时，年均增速 8.9%。

综合各产业用电量与居民生活用电量情况，结果如表 3.2-3 所示。

表 3.2-3： “十四五”电力消费预测（产值单耗法）

GDP增速		2025年各产业产值（亿元）	产值单耗（千瓦时/万元）	2025 年全社会用电量（亿千瓦时）		十四五增速
7.0%	一产	5860	50	29	2672	6.73%
	二产	17580	700	1231
	三产	35160	170	598
	居民生活	/	/	814

综合考虑上述测算方法下的全社会用电量增速情况，采用加权平均法对增速进行权重调整，权重比例为 0.4:0.2:0.4。“十四五”期间，湖南省全社会用电量年均增速约6.4% 左右，2025年，全省用电量约2630 亿千瓦时。

“十五五”“十六五”期间，类似于上述测算过程，基于《湖南省“十四五”电力发展规划》研究成果，考虑湖南省终端消费电能替代工作的深入进度，参考国内全社会用电量变化趋势及规划情况，预测湖南省全社会用电量仍保持中高速增长，2030 年约3350 亿千瓦时，2035年约4000 亿千瓦时。全社会用电量预测见表 3.2-4。

表 3.2-4：全社会用电量预测表（单位：亿千瓦时）

年份	2022	2023	2024	2025	2030	2035
全社会用电量	2184	2323	2472	2630	3350	4000

（2）电煤消费预测

随着电力需求增长和省内大型电厂陆续投产，煤电行业耗煤需求将日益增加。“十四五”期间，综合考虑永州电厂（2×100）、平江电厂（2×100）、华容电厂（2×100）等煤电项目投产，华岳一期（2×36.25）、耒阳一期（2×21）等落后煤电机组的退出，石门三期、益阳三期、株洲退城进郊等项目的落地，全省至 2025 年将新增煤电装机 900 万千瓦。“十五五”期间考虑新增 200-400 万装机规模；“十六五”期间，按照电力电量平衡计算结果及碳达峰的强约束作用，在加速达峰场景设置中全省将按不再新增煤电装机考虑，另外两种场景中煤电将仍有一定规模的增长。

考虑到三大场景新能源装机规模大小存在差异，因此各场景的煤电发电量将出现不同的量值。达峰场景下的风光装机投产力度最大，强化政策场景次之，基准场景最小，因此在满足全社会发展电力需求的前提下，煤电发电量在同一年度下以基准场景最大、强化政策场景次之、达峰场景最小的次序排列。同时，考虑到发电煤耗对发电耗煤总量的影响，不同发展阶段下发电煤耗将呈现不同的数值。三大场景下的发电行业耗煤需求如表 3.2-5 所示。

表 3.2-5：三大场景下的发电行业耗煤需求

年份	场景	煤电发电量（亿千瓦时）	发电煤耗（克/标准煤）	耗煤量（万吨）
2025年	基准场景	977	305	4172
	强化政策场景	969	302	4097
	达峰场景	969	300	4070
	基准场景	1346	300	5653
2030年	强化政策场景	1183	298	4935
	达峰场景	902	294	3713
2035年	基准场景	1311	294	5396
	强化政策场景	972	290	3946
	达峰场景	742	285	2961

（3）供给资源潜力分析

（1）太阳能资源

湖南省太阳能资源整体较丰富，受太阳辐射较强，气温较高，年平均温度在16℃～18℃之间，年日照时数为 1300h ～ 1800h，年太阳总辐射值为 3384.7 ～ 4372.0MJ/m2 之间，资源理论储量为 7.164×1014MJ ～ 9.25×1014MJ。

根据《太阳能资源评估方法》标准，湖南省绝大部分地区属于太阳能资源丰富区，是同纬度中太阳能比较充分的省份，但从全国范围来看属于太阳能资源比较一般的区域，居全国中下水平。

（2）风能资源

湖南省属全国风能资源Ⅳ类的省区，风能资源理论储量为 5 亿千瓦，其中年平均风功率密度大于 130W/m2 地区的风能储量超过 5000 万千瓦，初步估算全省风能资源的理论开发量约 3000 万千瓦，经济技术可开发量超过 2200 万千瓦。

风能资源潜在可开发的场址区域与其地形地貌特征有关，主要集中分布在湘南、湘西南、湘东以及洞庭湖周围。

（3）水能资源

湖南省河流众多，河网密布，河长 5km 以上的河流有 5341 条。全省水力资源理论蕴藏量 1570 万千瓦，水电技术可开发装机容量1323 万千瓦，年发电量487亿千瓦时。

湖南省的水力资源大多集中于河流的上游和干流的中下游峡谷区，以包括资、沅、澧三水的湘西地区最丰富，为全国十二大水电基地之一。

（4）煤炭资源

湖南省是我国煤炭资源较为贫乏的省份之一。湖南省煤炭累计探明资源储量 47.6 亿吨，保有资源储量 32.8 亿吨，占全国总量（14843 亿吨）不足 0.3%；人均保有储量不到全国人均保有储量的 5%。湖南煤炭煤种多、品种全，其中无烟煤占 70% 以上，烟煤占比不足 30%。“十三五”以来，湖南省积极淘汰煤炭落后产能，但开发强度仍高于全国平均水平。

湖南省煤炭调入通道以铁路为主，流向为“北煤入湘”及“西煤入湘”。其中，“北煤南运”主要通道有京广、焦柳、洛湛铁路。“西煤入湘”通道为现有湘黔、渝怀铁路，煤炭整体运量较小。随着浩吉铁路（原名蒙华重载铁路）投产后湖南新增“北煤南运大通道”，“三西”（蒙西、陕西、山西）地区煤炭可经此在 1-2 天直达湖南地区，煤炭调运用时较传统“海进江”方式下的 15 天显著缩短。浩吉铁路投运后，缓解了湖南省铁路因季节原因不能保证煤炭稳定供应的局面。通过浩吉、京广铁路经岳阳北站调运能力占全省总量的 80%左右。

（5）油气资源

湖南省是无油、乏气省份，石油天然气等化石能源资源储量匮乏。天然气资源以页岩气为主，页岩气资源潜力大，部分钻井发现良好页岩气显示，表明页岩气具有较好资源前景，但距页岩气勘探开发取得突破还有很长一段路要走。据 2012 年国土资源部发布的《全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选》成果表明：湖南省页岩气资源量约为9.2 万亿立方米，排名全国第六，湖南气电未来开发潜力巨大。

（6）生物质资源

湖南省为亚热带湿润气候，有利于农林作物生长，是生物质资源蕴藏较丰富省份，生物质发电存在一定的发展潜力。根据农业、林业生物质资源量估算成果，全省农林生物质理论资源总量为7735万吨/年，可发电利用资源量为2030万吨/年；另经估算，2025 年及 2035 年全省生活垃圾清运量将达到 5.26 万吨 / 日和 5.83 万吨 / 日，具备推进垃圾发电的资源量基础。

（7）地热资源

湖南省地热能资源丰富，还有少量的中深层地热资源，拥有已查明的23℃以上的温泉、热水钻孔、热水矿泉 165 处，其中天然露头 138 处，钻孔 26 处，矿井 3 处。热水和矿水开采资源总量 14511 吨 / 小时，每年排放热量相当于 28.84 万吨标准煤，具备较好的发展潜力。

（8）核能资源

湖南省已探明铀矿储量 2.6 万吨，居全国第三，铀矿石占全国总量的 1/3 以上，是国内重要的核燃料基地。湖南省水系发达，地质结构稳定，有一定核电站址资源，受制于工期和政策影响，项目开发具有较大不确定性。

（4）电力装机结构预测

三大场景下，电力装机结构逐年优化，可再生电源占比提高，光伏、风力发电装机占比快速提高，火电比例空间压缩，电化学储能规模稳步增加。三大场景下的各电源装机规模、发电量具体见表 3.2-6、3.2-7。

表 3.2-6：三种场景下湖南省各电源装机规模预测结果（单位：万千瓦）

场景	电源	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035
	煤电	2325	2452	2652	2810	3020	3075	3130	3185	3240	3295	3350	3405	3460	3515	3570
	气电	100	120	200	230	260	290	320	320	350	350	350	380	380	380	380
	常规水电	1590	1590	1640	1649	1649	1659	1669	1679	1689	1698	1708	1708	1708	1708	1747
基准	抽蓄	120	120	120	155	155	260	380	500	620	620	620	620	680	700	740
场景	光伏	573	755	936	1118	1300	1340	1380	1420	1460	1500	1700	1900	2100	2300	2500
	风电	775	881	988	1094	1200	1225	1250	1275	1300	1300	1400	1500	1600	1700	1800
	生物质	98	111	124	137	150	155	160	165	168	170	170	170	170	170	170
	储能	45	84	122	161	200	225	250	275	300	325	325	325	325	325	325
	煤电	2325	2452	2652	2810	3020	3070	3120	3170	3220	3270	3320	3370	3420	3470	3520
	气电	100	200	290	290	296	296	346	346	395	395	395	444	444	444	444
	常规水电	1590	1590	1640	1649	1649	1659	1669	1679	1689	1698	1698	1718	1728	1738	1747
强化	抽蓄	120	120	120	155	155	260	380	500	700	740	920	1040	1160	1400	1674
政策	光伏	573	755	936	1118	1300	1440	1580	1720	1860	2000	2240	2480	2720	2960	3200
	风电	775	881	988	1094	1200	1320	1440	1560	1680	1800	1900	2000	2100	2200	2300
	生物质	98	111	124	137	150	155	160	165	168	170	170	170	170	170	170
	储能	45	84	122	161	200	250	300	350	400	450	500	550	600	650	700
	煤电	2325	2452	2652	2810	3020	3020	3070	3120	3170	3220	3220	3220	3220	3220	3220
	气电	100	200	290	290	296	296	371	446	446	446	544	544	544	544	544
	常规水电	1590	1590	1640	1649	1649	1659	1669	1679	1689	1698	1708	1718	1728	1738	1747
加速	抽蓄	120	120	120	155	155	260	380	500	620	740	1040	1280	1520	1760	2034
达峰	光伏	573	755	936	1118	1300	1540	1780	2020	2260	2500	2820	3140	3460	3780	4100
	风电	775	881	988	1094	1200	1400	1600	1800	2000	2200	2300	2400	2500	2600	2700
	生物质	98	111	124	137	150	155	160	165	168	170	170	170	170	170	170
	储能	45	84	122	161	200	250	300	350	400	450	500	550	600	650	700

场景	电源	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035
	煤电	844	889	874	927	977	1045	1088	1147	1242	1346	1303	1306	1313	1316	1311
	气电	21	25	42	48	55	61	67	64	70	70	70	76	76	76	76
	常规水电	525	525	541	544	544	547	551	554	540	543	547	564	581	581	594
基准场景	抽蓄	14	14	14	18	18	30	44	58	71	68	71	71	78	81	93
	光伏	46	60	75	89	104	107	110	114	117	120	153	171	189	207	225
	风电	157	178	199	221	242	247	253	258	263	263	297	318	339	360	382
	生物质	46	52	58	64	71	73	75	78	79	80	80	80	80	80	80
	外调	400	440	520	560	620	650	710	770	810	860	950	1010	1070	1160	1240
强化政策	煤电	844	873	855	914	969	1016	1028	1060	1115	1183	1108	1084	1106	1047	972
	气电	21	42	61	61	62	62	73	69	79	79	79	89	89	89	89
	常规水电水	525	525	541	544	544	547	551	554	540	543	543	567	588	591	594
	抽蓄	14	14	14	18	18	30	44	58	81	81	106	120	133	161	209
	光伏	46	60	75	89	104	115	126	138	149	160	202	223	245	266	288
	风电	157	178	199	221	242	267	291	315	339	364	403	424	445	466	488
	生物质	46	52	58	64	71	73	75	78	79	80	80	80	80	80	80
	外调	400	440	520	560	620	650	710	770	810	860	950	1010	1040	1160	1280
加速达峰	煤电	844	803	855	914	969	932	914	907	937	902	785	772	714	707	742
	气电	21	42	61	61	62	62	78	89	89	89	109	109	109	109	109
	常规水电	525	525	541	544	544	547	551	554	540	543	547	567	588	591	594
	抽蓄	14	14	14	18	18	30	44	58	71	81	120	147	175	202	254
	光伏	46	60	75	89	104	123	142	162	181	200	254	283	311	340	369
	风电	157	178	199	221	242	283	323	364	404	444	488	509	530	551	572
	生物质	46	52	58	64	71	73	75	78	79	80	80	80	80	80	80
	外调	400	510	520	560	620	710	770	830	890	1010	1090	1130	1220	1280	1280

到 20 25 年，三大场景装机结构差别不大，基准场景下全省总装机为 7934 万千瓦，强化政策和加速达峰场景下均为 7970 万千瓦。按照湖南省十四五电力规划，三大场景下的风光装机规模将达 2500 万千瓦，煤电装机规模约 3020 万千瓦，主要差别体现在基准场景下的气电发展规模较落后于其他两个场景。到 20 30 年，基准场景下全省总装机为 9258 万千瓦，强化政策场景下为 10523 万千瓦，加速达峰场景下为 11424万千瓦。主要差别体现在风光装机增长上，相比 2025 年，三大场景下风光装机的增量分别为 300 万千瓦、1300 万千瓦和 2200 万千瓦。到 20 35 年，基准场景下全省总装机为 11232 万千瓦，强化政策场景下为 13755 万千瓦，加速达峰场景下为 15215 万千瓦。相比 2030 年，三大场景下风光装机的增量分别为 1500 万千瓦、1700 万千瓦和2100 万千瓦。

加速达峰场景下，20 25 年全省总装机规模约 7970 万千瓦，其中风光装机规模约 2500 万千瓦，占比约 31%（较 2020 年提升 10 个百分点），煤电装机规模约 3020万千瓦，占比约 38%（较 2020 年降低 5 个百分点），抽水蓄能及新型储能装机规模约 355 万千瓦，占比约 4%（较 2020 年提升 2 个百分点）。20 30 年全省总装机规模达 11424 万千瓦，其中风光装机规模约 4700 万千瓦，占比约 41%（较 2025 年提升10 个百分点），煤电装机规模约 3220 万千瓦，占比约 28%（较 2025 年降低 10 个百分点），抽水蓄能及新型储能装机规模约 1190 万千瓦，占比约 10%（较 2025 年提升6 个百分点）。20 35 年全省总装机规模达 15215 万千瓦，其中风光装机规模约 6800万千瓦，占比约 45%（较 2030 年提升 4 个百分点），煤电装机规模约 3220 万千瓦，占比约 21%（较 2030 年降低 7 个百分点），抽水蓄能及新型储能装机规模约 2734万千瓦，占比约 18%（较 2030 年提升 8 个百分点）。

（5）发电量结构预测

整体来看，湖南省发电量结构以“增光伏，加风电”的趋势持续优化，可再生能源发电占比提高，火电继续发挥兜底作用，达峰后逐渐退出发电舞台。

到 20 25 年，三大场景下的总发电量都维持在2010 亿千瓦时左右，未体现较大的差异性，其中可再生能源发电量约 979 亿千瓦时，相比 2020 年可再生能源发电量的增量为 186 亿千瓦时。到 20 30 年，三大场景下的电力装机规模由于投产的光伏、风电、生物质等可再生能源装机规模的差异性，各场景下的可再生能源发电量也表现出一定的差距，相比 2025 年三大场景下可再生能源发电量的增量分别为 95 亿千瓦时、250 亿千瓦时和 370 亿千瓦时。到 20 35 年，相比 2030 年三大场景下可再生能源发电量的增量分别为 300 亿千瓦时、430 亿千瓦时和 520 亿千瓦时。湖南省 2021-2035 年可再生能源发电量如图 3.2-3 所示。

图 3.2-3 湖南省 2021-2035 年可再生能源发电量

加速达峰场景下，20 25 年全社会用电量约 2630 亿千瓦时，其中区外调入电量约620 亿千瓦时，占比约 24%（较 2020 年提升 5 个百分点），新能源发电量约 417 亿千瓦时，占比约 16%（较 2020 年提升约 7 个百分点），煤电发电量约 969 亿千瓦时，占比约 37%（与 2020 年下降约 3 个百分点）。20 30 年全社会用电量约 3350 亿千瓦时，其中区外调入电量约1010亿千瓦时，占比约30%（较2025年提升6个百分点），新能源发电量约 724 亿千瓦时，占比约 22%（较 2025 年提升约 6 个百分点），煤电发电量约 902 亿千瓦时，占比约 27%（较 2025 年降低约 10 个百分点）。20 35 年全社会用电量约 4000 亿千瓦时，其中区外调入电量约 1280 亿千瓦时，占比约 32%（较2030 年提升 2 个百分点），新能源发电量约 1021 亿千瓦时，占比约 26%（较 2030年提升约 4 个百分点），煤电发电量约742 亿千瓦时，占比约 19%（较 2030 年降低约8 个百分点）。

（6）电力调入调出预测

目前，湖南省外电调入的主要通道为祁韶直流（800 万千瓦）与鄂湘联络线（176万千瓦）。2021 年底，南昌～长沙 1000 千伏特高压交流工程刚建成投产，外电受电能力大幅提升，通过系统稳定计算后，“祁韶 + 鄂湘”外电总限值为可达 840 万千瓦左右。

到 20 25 年，荆门～长沙 1000 千伏特高压交流工程建成投产后，三大场景下的各外电通道均考虑达到满送能力，全省区外调入电量（祁韶、鄂湘、雅江）约 620 亿千瓦时，其中火电电量约246亿千瓦时。到20 30 年，基准场景和强化政策场景下暂不考虑吐电入湘通道建设，预计这两个场景下的外调电量将达到860 亿千瓦时。加速达峰场景考虑吐电入湘建成 50% 的送电限额能力，预计加速达峰场景下的外调电量将达到 1010亿千瓦时。到 20 35 年，按新建跨区域输电通道可再生能源比例不低于 50% 的原则，强化政策和加速达峰场景下的外调电量提升至 1280 亿千瓦时，含火电电量约 576 亿千瓦时。

（三）电力行业碳排放达峰预测分析

（1）碳排放总量及趋势预测

根据全社会用电量、可再生能源发电量、电力调入等预测结果，计算三大场景下的湖南省电力行业二氧化碳排放总量及趋势如图 3.3-1 所示，具体数值见表 3.3-2。

图 3.3-1 2021-2035 年三种场景下电力行业碳排放变化趋势

基准场景和强化政策场景下，从“十四五”到“十五五”前期，湖南省电力电量增量空间仍需要煤电作为补充，碳排放量均无法在 2030 年前实现达峰。基准场景达峰时间预计在 2035 年后；强化政策场景达峰时间预计在 2033 年，碳排放量峰值为 1.25 亿吨左右。

加速达峰场景下，在 2030 年实现碳排放达峰，峰值区间维持在 1.09 亿吨左右，年均增速约 3%，电力行业碳排放量占全省能源活动总排放量约 32% 左右。碳达峰后碳排放进入平台期，下降幅度不明显，到 2035 年，碳排放量预计最低降至 1.05 亿吨左右。

取加速达峰场景下的碳排放总量与基准、强化政策场景进行比较：至 20 30 年，达峰场景下的碳排放比基准场景降低约 3115 万吨，比强化政策场景降低约 606 万吨；至20 35 年，达峰场景较基准场景幅值下降约4705万吨，较强化政策场景下降约1878万吨。考虑到仅在加速达峰场景下，湖南省电力行业可在“十五五”末实现碳达峰，本报告选取加速达峰场景作为湖南省电力行业低碳发展的推荐场景。

（2）碳排放结构分析

以加速达峰场景为研究对象，“十四五”期间，湖南省煤电装机较 2020 年新增规模约 900 万千瓦，煤电发电量增加 190 亿千瓦时左右，为全省电力安全稳定运行提供兜底保障；“十五五”、“十六五”期间，煤电装机逐步向基础性、调节性电源并重转型，此时煤电发电量将逐步降低，转由可再生能源出力和外电调入支撑起全省电力消费。到2030 年，可再生能源发电量 1349 亿千瓦时，占全社会用电量 40%，外电调入 1010 亿千瓦时，占比 30%。到 2035 年，可再生能源发电量 1870 亿千瓦时，占全社会用电量47%，外电调入 1280 亿千瓦时，占比 32%。加速达峰场景下湖南省发电量结构逐年变化图如下所示。

图3.3-2 加速达峰场景下湖南省发电量结构逐年变化图

分碳排放来源对湖南省电力行业达峰过程的碳排放结构进行分析，结果如图 3.3-3所示。

图 3.3-3 不同时期湖南省电力行业碳排放结构

（3）本地直接排放部分

该部分主要包含煤电和气电的消费排放。整体来看，达峰场景下的通过发电直接产生的碳排放基本在“十四五”末左右达峰。

图3.3-4 加速达峰场景下直接和间接碳排放变化趋势

在加速达峰场景下，到 20 25 年，全省电力行业直接排放总量约 8100 万吨，约占电力行业碳排放总量的 80%，其中煤炭消费排放占排放总量的 77%，天然气消费排放占比约 3%。到 20 30 年，直接排放部分结构逐步优化，湖南省直接排放总量约 7500万吨，约占电力行业碳排放总量的 68%。到 20 35 年，直接消费排放持续降低，间接排放稳步增加，全省直接排放降至约 6100 万吨，约占电力行业碳排放总量的 58%，较2025年下降22 个百分点；其中煤炭消费排放占比进一步降低至54%。

（4）外调间接排放部分

该部分主要取决于调入电力中的非清洁电量占比，即源于火电发电量的间接耗煤排放。据分析，“十四五”期间湖南省外调电力线路主要为鄂湘联络线、祁韶直流及雅江直流，“十五五”期间新建投产宁电入湘线路 ,“十六五”期间新建投产吐电入湘线路，各线路每年调入的电量限额及电量组成结构基本已经确定，如表 3.3-1 所示。

表 3.3-1：湖南省已规划确认的外调电量结构（单位：亿千瓦时）

线路
	电量限额
	可再生能源电量	火电电量
鄂湘联络线	120	0
祁韶直流	144	216
雅江直流	80	0
宁电入湘	180	180
吐电入湘	180	180

根据上表测算得出，全省电力行业碳排放间接部分持续增长，直至“十六五”中后期基本保持稳定。2025 年，间接排放总量约 2000 万吨，占全省排放总量的 20%。2030 年，间接排放总量约 3500 万吨，较 2025 年增长 76%，占碳排放总量的 32%。2035 年间接排放涨至约 4400 万吨，占碳排放总量的 42%。各场景下的排放结构详细数据见表 3.3-3。

种场景下湖南省电力行业碳排放总量预测结果（单位

场景	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035
基准场景	8272	8783	9225	9573	10256	10851	11630	12443	13212	14058	14257	14550	14702	14977	15213
强化政策	8234	8548	9130	9448	10098	10293	10634	10977	11243	11549	11921	12257	12478	12415	12385
加速达峰	8216	8498	9089	9396	10033	10223	10339	10458	10581	10943	10842	10710	10782	10752	10508

种场景下湖南省电力行业碳排放结构测算结果（单位

	场景	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035
	基准场景	6887	7133	7387	7651	7924	8421	8949	9510	10107	10741	10641	10543	10445	10348	10253
煤电	强化政策	6863	7083	7310	7544	7785	7875	7966	8058	8152	8246	8341	8438	8535	8002	7502
	加速达峰	6854	7064	7280	7504	7733	7592	7453	7317	7183	7052	6740	6441	6156	5883	5623
气电	基准场景	22	43	85	169	336	348	359	371	384	397	401	406	410	415	420
气电	强化政策	22	43	85	169	336	349	361	374	388	402	410	417	425	433	440
	加速达峰	22	43	85	169	336	355	375	396	419	442	456	471	486	502	519
	基准场景	1363	1363	1752	1752	1996	2083	2322	2562	2721	2921	3214	3601	3846	4214	4540
外电	强化政策	1350	1350	1735	1735	1976	2069	2307	2545	2703	2901	3170	3402	3518	3980	4443
	加速达峰	1341	1676	1724	1724	1963	2276	2510	2745	2980	3449	3646	3798	4139	4367	4367

第四章电力行业碳达峰实施路径研究

（一）加速推动煤电优化转型

（1）煤电发展现状情况

2007 年，湖南省就启动电力行业淘汰落后产能工作，截止 2012 年，共计完成关停 180 万千瓦，实际超额完成 64 万千瓦，圆满完成了国家下达的计划任务。其中，“十一五”期间，完成 139 万千瓦，2011-2012 年完成 42 万千瓦，每年节约 340 万吨标煤，减少二氧化硫排放 13 万吨，减少二氧化碳排放 400 万吨。2013 年以来国家均未对湖南下发关停煤电机组的目标任务，湖南省现役在运煤电机组均满足国家有关要求。并且考虑“十三五”末湖南省内电力供应紧张（2017 年、2018 年、2020 年、2021 年湖南均实施了有序用电，最大有序用电规模达到 300 万千瓦左右），湖南省将达到设计寿命期限的大唐华银耒阳电厂一期 2 台 21 万千瓦机组改造延寿至 2024 年 6 月。

截止 2021 年底﹐湖南煤电装机 2325 万千瓦。其中公用燃煤机组 43 台，合计2124.5 万千瓦；燃煤自备机组 53 台，合计 200.5 万千瓦。另按机组类型分，有热电联产机组 697 万千瓦；纯凝机组 1628 万千瓦。湖南省煤电装机技术水平情况如图 4.1-1所示。

图 4.1-1 湖南省煤电装机技术水平情况

“十三五”期间，完成 45 台、共 1540.8 万千瓦机组节能改造，改造后机组供电煤耗平均降低10克/千瓦时以上；完成16台、共653.7万千瓦机组供热改造；“十三五”期末，热电联产机组共 34 台，湖南省煤电纯凝和热电机组装机容量及占比情况如图4.1-2。

图 4.1-2 湖南省煤电纯凝和热电机组装机容量及占比情况

（2）优化布局大型清洁煤电

从中长期来看，随着湖南省社会经济发展及产业结构逐步调整升级，全省三产和居民用电消费比重将稳步上升，湖南年、日负荷曲线峰谷差均将进一步加大，系统调峰压力随之增加。因此，针对湖南省枯水期长、支撑煤电薄弱、电力保供缺口大的现实情况，应认真落实国家关于“立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用”要求，合理规划建设大容量、高参数煤电项目，发挥煤电调节性强、可靠性高的基础保供能源优势，加快建设清洁高效大型支撑煤电，解决全省电力供应能力和可再生能源消纳能力不足问题。

表 4.1-1：湖南省 2015-2020 年电力峰谷差率（单位：%）

指标	2015	2016	2017	2018	2019	2020	变化趋势
年最大峰谷差率	0.53	0.55	0.52	0.49	0.54	0.60	趋势递增

截至 2021 年底，湖南现有煤电装机 2325 万千瓦，“十四五”期间在建煤电 400万千瓦，计划退役煤电 114.5 万千瓦。其中，已核准在建煤电包括平江电厂（2×100万千瓦）、华容电厂（2×100 万千瓦）；到期退役 112.5 万千瓦，分别为耒阳一期（2×21 万千瓦）、华岳一期（2×36.25 万千瓦），到期退役机组考虑转为省内应急电源。

图 4.1-3 2021 年湖南省大型燃煤电厂分布布局

在构建以新能源为主体的新型电力系统背景下，为满足高速增长的全社会用电负荷和新能源消纳需求，根据电力及电量平衡测算结果，“十四五”及“十五五”期间，建议在当前已核准的煤电项目基础上，争取再新增 500 万千瓦左右的煤电装机（核减退役机组后），优先考虑业主投资积极性高、前期工作相对成熟的株洲电厂退城进郊（2×100万千瓦）、石门三期（2×66 万千瓦）和益阳三期（2×100 万千瓦）。株洲电厂退城进郊项目地处湘东、湘南负荷中心结合部，可统筹兼顾两个负荷中心的用电需求；石门三期和益阳三期由陕煤化集团投资建设，煤炭供应保障能力强。“十五五”期间，结合电力电量平衡需求，考虑再新增约 200 万千瓦煤电装机。

图4.1-4 达峰场景下煤电投产时序图

图 4.1-5 湖南省传统电源与新能源优化组合发展路线图

（3）推动统调火电灵活改造

根据《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》（国发改运行 [2021]1519 号）要求，各省市要高度重视煤电机组升级改造工作，大力推动煤电行业实施节能降耗改造、供热改造和灵活性改造的“三改联动”，切实提升煤电机组运行水平。湖南省对具备供热条件的纯凝机组开展供热改造，积极关停采暖和工业供汽小锅炉，对于存量煤电机组开展灵活性改造，原则上应改尽改，切实提升煤电机组深度调峰、快速爬坡和启停能力。

图 4.1-6 灵活性改造主要内容及指标

目前湖南省域内的大型统调煤电机组均尚未完成灵活性改造，深度调峰能力约为额定装机的 40%-50% 左右。“十四五”期间应加快推进全省区域内统调煤电机组升级改造工作，调整煤电功能定位，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型，参与湖南省电力辅助服务市场，为长株潭等重要负荷中心提供兜底保障。结合湖南省煤电机组配置及深度调峰运行情况，拟从以下几个方面开展灵活性改造：

a）开展锅炉稳燃改造，提高煤种掺烧适应性。

b）开展制粉系统改造。

c）开展风机换型或低负荷运行优化改造。

d）开展汽轮机末级叶片防水蚀喷涂改造。

e）开展机组深调控制系统性能优化及部分热控设备改造。

表 4.1-2：湖南深度调峰辅助服务现行报价规则（单位：元 /MWh、MW）

报价限额		下调负荷率区间	申报价格P限额
	第一档	45%≤负荷率<50%	100≤P≤200
	第二档	40%≤负荷率< 45%	100≤P≤250
火电报价限额	第三档	35%≤负荷率<40%	100≤P≤350
火电报价限额	第四档	30%≤负荷率<35%	100≤P≤450
	第五档	负荷率<30%	100≤P≤550
	抽水蓄能报价限额		0≤p≤120
储能电站报价限额			ο≤P≤500

预计全省煤电完成灵活性改造后，年利用小时数降低约400 小时，就以目前存量煤电测算，每年可减少全省范围内火电发电量约85亿度，减少煤炭消费约250万吨标煤，相当于减少二氧化碳排放约 665万吨。

（4）加快燃煤机组节能技改

“十三五”期间，湖南省积极响应国家节能减排的相关工作安排，深入实施煤电节能减排升级改造。目前，省内煤电机组全部实现超低排放，火电供电煤耗持续下降，从323 克标准煤 / 千瓦时降至 307 克标准煤 / 千瓦时，与全国基本持平。“十四五”期间，为贯彻落实《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》要求，进一步降低煤电机组能耗，提高清洁高效水平，促进电力行业清洁低碳转型，助力全国碳达峰、碳中和目标如期实现，建议湖南省“十四五”期间，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降耗改造，无法改造的机组淘汰关停或转为应急备用电源。

除湖南华电常德电厂外，其余 13 家在运大型煤电的供电煤耗均大于 300 克标准煤/ 千瓦时，因此“十四五”节能技改减排空间富余，湖南省应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。

节能降耗改造。结合湖南省煤电机组能耗水平及实际运行情况，重点开展汽轮机通流改造、锅炉尾部烟气和汽轮机冷端余热深度利用改造、煤电机组能量梯级利用改造、电机节能增容提效改造，至 2025 年，力争实施节能改造机组 42 台，改造后供电煤耗较2020 年下降约 5.7 克标准煤 / 千瓦时，节约标煤量 33 万吨 / 年。至 2030 年，供电煤耗较 2025 年下降约 5.5 克标准煤 / 千瓦时。至 2035 年，供电煤耗较 2030 年下降约8.5 克标准煤 / 千瓦时。

供热改造。结合湖南省煤电机组抽汽能力及实际热需求市场情况开展供热改造，积极拓展工业供热市场，适当发展长输供热项目，至 2025 年，力争实施供热改造机组改造 25 台，改造后预计增加供热能力 88 万千瓦，拉动全省煤电机组供电煤耗较 2020 年下降 2.7 克标准煤 / 千瓦时，预计节约标煤量约 20 万吨 / 年。至 2030 年，拉动供电煤耗较 2025 年下降约 2.5 克标准煤 / 千瓦时。至 2035 年，拉动供电煤耗较 2030 年下降约 2.5克标准煤 / 千瓦时。

（二）强化可再生能源高比例发展

对于水电：湖南省水资源丰富，但常规水电资源几乎已开发殆尽。但湖南抽蓄资源丰富，到 2030 年，保守预估抽蓄开发潜力为 740 万千瓦。到 2035 年随着一批已纳入国家站点规划的抽蓄电站建设开发，抽水蓄能装机规模将达2000 万千瓦以上；对于风电、光伏：湖南省风电和太阳能资源禀赋一般，但仍具备较大开发潜力，“十四五”期间全省将实施新能源跃升行动，预计 2025 年省内风光装机将达到 2500 万千瓦以上，力争到 2030 年风光装机将达到 4700 万千瓦以上，到 2035 年风光装机将达到 6800万千瓦以上；对于区外清洁电力：当前湖南省仍是电力受端省份，预计到 2025 年随着华中交流特高压环网和雅江直流配套电源建设，湖南省接纳外来电的能力将进一步增强。到 2030 年，进一步增强清洁绿电调入力度，预计新增宁电入湘和吐电入湘外送通道。

在加速达峰场景下，“十四五”期间，湖南省风电、光伏新增规模分别达到 531万千瓦、909 万千瓦，光伏装机规模超越风电；“十五五”期间风电、光伏新增规模分别达到 1000 万千瓦、1200 万千瓦，新增电力需求基本由非化石能源新增发电量满足；“十六五”期间风电、光伏新增规模分别达到 500 万千瓦、1600 万千瓦，实现可再生能源发电对煤电发电量存量的逐步替代 ( 图 4.2-1，图 4.2-2 )。

图 4.2-1 湖南省近中期装机构成及新增装机变化

图 4.2-2 湖南省近中期发电量占比变化

（1）积极开展源网荷储一体化建设

推动“源随荷动”模式向源网荷储“互动”模式转变，充分挖掘区域内新能源开发潜力，优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧调节资源，优化“源网荷储”控制运行，探索运营一体化、投资多元化等商业模式以及区域平衡市场交易模式，实现新能源高比例就近接入消纳和区域内用户用能成本降低。

建议以常德、长沙等市州为中心，重点建设长沙高新区、常德经开区等“源网荷储”一体化工程。“十五五”期间，湖南省进一步形成新一批园区级及县级“源网荷储一体化”项目。有效实现能源资源的最大化利用，更能全面提升电网系统的综合调节支撑能力。

（2）推进多能互补一体化基地开发

推进湘南、环洞庭湖、湘中“风光火储”多能互补一体化基地建设，在湘南、湘中、环洞庭湖区范围开发光伏发电项目 650 万千瓦以上，风电项目 650 万千瓦以上，配套开展各区域未完成超低排放改造的火电机组完成改造项目，统筹各类电源和调节资源的规划、设计、建设及运营，深度挖掘调峰资源潜力，以多能互补一体化基地方式，破解环洞庭湖等区域新能源消纳瓶颈，促进区域新能源项目大规模开发。

图 4.2-3 湖南省“多能互补基地”设想示意图

建议在“十四五”期间基本建成三大多能互补一体化基地，成为全省优质低价的重要绿色能源基地。“十五五”、“十六五”期间在湘南、湘中、环洞庭湖区域内进一步开展风、光资源开发建设，扩大新能源发电规模。

（3）加快整县光伏工程开发落地

支持以“整县（市、区）推进”方式，推进全省光伏发电项目开发，积极申请国家及省级“整县（市、区）推进”光伏建设试点。以试点区域的工业园区、公共建筑屋顶及污水处理厂等空间资源利用为重点，合理确定建设规模与时序，其中，党政机关建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于 50%，学校、医院、等公共建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于 40%，商业综合体、工商业厂房屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于 30%，农村居民屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于 20%。同时，鼓励采用“分布式光伏 + 储能”模式，支持同步按光伏发电项目额定功率的 5%（2 小时时长）配置新型储能装置或积极购买储能服务，提高新能源对电力保供支撑能力。积极推进国家批复的试点名单的含醴陵市、湘阴县、邵阳县等 12 个区县开展整县屋顶分布式光伏开发，助力完成国家试点建设要求。

（4）有序开发利用生物质能项目

生物质发电包括农林生物质发电和垃圾焚烧发电两大板块，均属于可再生能源利用范畴。目前湖南省在运农林生物质发电和垃圾发电项目共 28 个，整体运行情况一般，合计总装机约 73.85 万千瓦。结合项目特点，合理布局生物质发电，发挥生物质的独特优势。

（1）强化发电燃料保障，稳妥布局农林生物发电项目

湖南省是农业大省，具备大力发展生物质能的资源基础。截至 2021 年底，湖南省投产农林生物质电厂 16 座，除株洲、湘潭、张家界，其他 11 市州均有分布。从发电设备利用小时数来看，除澧县、衡阳、怀化等少量项目运营水平较高之外，其他大部分运营不佳，部分项目处于停运状态。

图4.2-4 湖南省已投产农林生物质发电项目分布图

目前，全省农林生物质电厂生产经营困难，存在企业经营不善、补贴拖欠等原因，但根本原因还是燃料来源无法保障导致燃料成本偏高。建议湖南省应充分论证燃料来源情况，进一步优化规划项目布局，统筹解决农业废弃物消纳和农林生物发电布局优化问题。

根据目前运行水平较高的项目建设经验，建议湖南省开展农林生物质发电选址时优先选择园区，做好资源量及资源流向调查等前期工作，根据燃料可收集量、市场情况等保守选择机组容量；做好技术储备，如燃料湿度和锅炉的适应性方面；不纯发电，采用多联产形势，在规划发展中药制药、农副产品加工、竹艺木艺加工等产业的工业园区中就近布局生物质热电联产项目。

可在岳阳市、常德市、益阳市等市州新增规划建设农林生物质电厂，装机规模按每年 2.5 万千瓦增量规划。预计湖南省通过投产运行农林生物发电项目，每年可减少全省范围内火电发电量约 4.5 亿度，减少煤炭消费约 13.1 万吨标煤，相当于减少二氧化碳排放约34.9 万吨。

（2）提高垃圾处置能力，积极布局垃圾焚烧发电项目

经过近十年发展，湖南省生活垃圾焚烧发电取得较大成绩，截至 2021 年底，湖南省投产垃圾焚烧发电厂共12个，日处理总量超3.6万吨，合计装机31.4万千瓦。整体来看，“十三五”期间利用小时数逐渐提升，分项目来看，各项目运营情况不一，部分项目受制于垃圾量不足而不能满负荷运行。

图4.2-5 湖南省已投产垃圾焚烧发电项目分布图

分析湖南省在运的垃圾焚烧发电项目运营情况得出，各项目收益差距的根源主要体现在垃圾量是否足够，故建议湖南省建设垃圾焚烧发电项目时要抓好区域统筹、做好产业链延伸，统筹处理餐厨垃圾、市政污泥、建筑垃圾、病死动物等，提高项目投资价值。

至 2030 年，按城镇化率 70% 测算，湖南省日垃圾清运量约 5.54 万吨 / 日，按市区垃圾焚烧率 100%、农村垃圾焚烧率 92% 进行计算，全省垃圾资源量可支撑约 95.9万千瓦垃圾发电装机。按最大容量计算，预计湖南省可通过垃圾焚烧发电项目，每年减少全省范围内火电发电量约45亿度，减少煤炭消费约133万吨标煤，相当于减少二氧化碳排放约 352 万吨。至 2035 年，预计全省垃圾焚烧发电水平将维持与 2030 年持平。

（三）加大外电入湘清洁供给

2021 年由于特高压交流未投运，为保证系统稳定，祁韶直流与鄂湘联络线受电总限值为 620 万千瓦。到 2021 年底南昌～长沙 1000 千伏特高压交流工程建成投产，外电受电能力大幅提升，通过系统稳定计算后，取外电总限值为 840 万千瓦考虑。2022 年7 月荆门～长沙 1000 千伏特高压交流工程建成投产后，各外电通道可考虑满送。考虑7% 线损后，雅江直流投产初期分电湖南 186 万千瓦，2023-2025 年 372 万千瓦。

扩大外电送入规模。一是推动祁韶直流尽早满功率运行，提高祁韶直流利用效率，力争输送能力提升至 800 万千瓦。二是加快华中交流特高压环网建设，积极推进雅江直流配套电源建设，实现雅中直流分电湖南 400 万千瓦。三是加快推进“宁电入湘”工程建设，按照存量煤电打捆新能源的方式积极推进，依托该工程在湖南开展“源网荷储一体化”示范工程。四是超前谋划第三、第四条特高压入湘通道。

优化外电送入结构。有序开展其他省外电力输入通道前期工作，扩大清洁电量送入规模，可再生电量占比不低于特高压直流送入电量的 40%，新建跨区域输电通道可再生能源比例原则上不低于 50%。科学优化直流送电曲线，争取送电湖南的特高压直流调节能力不低于 30%，提升省内清洁能源的消纳水平。

（四）持续提升电力系统灵活性

（1）构建适应新能源跃升发展的坚强电网

在双碳背景下，全省绿色低碳转型进程加快，新能源将保持较快增长，高比例新能源、高比例外电，会给电网安全稳定运行带来较大挑战。因此，建议继续加大主网架建设力度，做强 500 千伏主干电网，优化重构 220 千伏电网，建设以特高压、超高压为骨干网架，各级电网协调发展，安全可靠的坚强电网，同时，全面建设新型配电网、微网。

（1）做强 500 千伏主干电网

加快湘东“立体双环网”、湘南“日”字型环网结构建设，确保外电入湘电力的安全疏散及消纳，保障湘东、湘南负荷中心用电需求。规划“西电东送、南北互济”双网架各新增 1 回输电通道，满足湘西富余电力送出需求，保障南部地区用电需求及丰水期清洁能源送出需要。积极构建湘西北、湘北环网结构，补齐网架薄弱短板，基本建成大受端、强结构、高灵活的 500 千伏骨干网架。

到 2025 年，全省新建 500 千伏变电站 14 座，改扩建 8 座，新增变电容量 2225万千伏安、线路 2500 公里。500 千伏布点覆盖至 14 个地市州，全省总体容载比达到1.8 左右，湖南电网整体受电能力提升至1300 万千瓦以上。

（2）优化重构 220 千伏电网

进一步优化完善 220 千伏电网结构，补齐网络短板，消除供电瓶颈，实现全省区县全覆盖。科学实施分区分片，增强区域供电能力，形成“分区清晰、结构典型、运行灵活”的 12 片区供电格局。大力推进汇集站建设，补强新能源送出通道，积极服务新能源发展。加强老旧设备的升级改造，进一步提升电网供电可靠性。

至 2025 年，全省新建 220 千伏变电站 81 座，扩建 220 千伏变电站 37 座，改造220 千伏变电站 4 座，新增线路 4400 公里。至 2030 年前，实现 220 千伏电网县级全覆盖。

（3）提档升级配电网

按照差异化发展策略，落实“改必改好”原则，推动全省配电网提档升级。同时实施农村电网巩固提升工程，继续加大改造升级力度，全面提升农村供电能力。

新型智能配电网一方面可以提升电网的运行可靠性；另一方面可以实现更广阔领域的电能优化，节约电能资源。因此，建议大力推动全省配电网提档升级，推动配电网向智能化、数字化方向转型，促进配电网从形态、技术、功能向能源互联网全面升级，打造长株潭一流城市配电网。保障中心城区用电需要及电动汽车、5G 基站、分布式电源、储能等多元用户接入需求，建设以消纳新能源为主的智能微电网，逐步实现与大电网兼容互补。加快实施农村电网巩固提升工程，建设满足大规模分布式可再生能源接入的农村配电网。到 2025 年，全省基本实现城乡供电服务均等化，城网供电可靠率达99.985%，农网供电可靠率达 99.9%，农村用户从“电够用”转变为“用好电”，助力完成乡村振兴战略。

（2）提升系统灵活调节能力

（1）加快建设抽水蓄能电站

加快建设抽水蓄能电站，可有效保障电力系统安全稳定经济运行，优化配置能源资源，促进新能源规模化发展，缓解电力供需矛盾，是能源转型发展和新型电力系统建设的迫切需要。大力推动储备库项目调规工作，加快平江抽水蓄能电站的建设进度，争取于 2025 年前至少投产 1 台机组。预计到“十四五”末，全省抽蓄装机达到 155 万千瓦。适时启动宜章麻子坪等 3 项抽水蓄能电站开工建设，推动安化、汨罗、炎陵、桃源、攸县等 13 项已纳入国家中长期规划的抽水蓄能电站开工建设，到 2030 年抽蓄装机规模达到 740 万千瓦以上，力争到2035年抽蓄装机规模达到2000万千瓦以上。

（2）建设布局大型燃气调峰电厂

随着光伏、风电等可再生能源并入电网的数量和比例越来越高，可再生能源发电波动性、间歇性等弊端也将成倍扩大影响，这将对电力系统的安全稳定运行带来更大挑战。电网需要更大规模的响应速度快、发电成本可承受、可持续供电的电源为其提供调峰、调频服务。系统需求及供应是随时变化的，且变化快慢不同，需要不同响应速度的电源进行补充。天然气发电具有运行灵活、启停时间短、爬坡速率快、调节性能出色等优势，相对于燃煤发电、抽水蓄能、电池储能等调峰电源，是响应特性、发电成本、供电持续性综合最优的调峰电源。

根据湖南省天然气管网覆盖范围及资源分布情况，合理布局天然气调峰电站，有序推进湖南省气电发展，按需规划建设天然气调峰机组，稳步增加气电规模。在可再生能源分布比较集中和电网灵活性较低区域积极发展天然气调峰机组，充分发挥气电调峰支撑作用，协同推进电力和天然气融合发展，实现火电、天然气双调峰。

加快天然气调峰电站布局建设，加强天然气调峰应急能力，扩大可再生电力消纳空间。继续稳步推进湖南华电长沙二期气电调峰电厂（100 万千瓦）、湘阴县燃气电厂（100 万千瓦）、湘南气电调峰电站（100 万千瓦）建设，争取“十四五”末期投产使用。“十五五”期间，考虑再优选部分燃气发电项目，装机规模规划新增 150 万千瓦。“十六五”期间将不考虑新增气电装机。预计到 2025 年，全省气电装机规模约 296万千瓦，到 2035 年气电装机规模将维持约 544 万千瓦。

（3）按需布局电化学储能电站

湖南省已投产的储能设施每年可在低谷时段消纳新能源电量，有效缓解了新能源消纳压力，同时还能提高电力系统安全稳定运行水平，是一种优质的快速灵活性调节资源。

继续按照“统筹规划、集中建设、市场主导、开放多元、共建共享、安全规范”的原则，以发展电网侧独立储能为重点，集中规划建设一批电网侧储能电站。建议根据全省新能源消纳需求，在湘东、湘北、湘中等电力系统受端区域，以分散建设大规模共享储能为主，统筹项目选点，解决新能源消纳困难问题；在湘南、湘中南部区域重点以提升可再生能源就地消纳为目标，以资源富集区项目为依托，以“风光水火储”一体化建设为抓手，规划布置集中式储能电站。积极推进储能与新能源发电联合应用，建立“新能源 + 储能”机制，新增风、光发电项目原则上需配建或租赁储能设施，容量不低于装机规模 15%、5% 比例，存量或已建设新能源项目应在规定期限内完成配套储能站建设或租赁。

推动储能在电源侧、电网侧和用户侧应用的新模式、新业态落地实施，建成一批电化学储能示范项目，按功能划分将形成以削峰填谷型电池储能为主体，以平抑波动（调频）、事故备用型电池储能为补充的发展格局；按形态划分，将形成以磷酸铁锂电池储能主体，以全矾液流电池储能为补充的发展格局。同时，支持长远锂科、邦普循环等优势储能材料企业迈上百亿新台阶，带动全省形成产业链完整、规模集聚的储能产业。到 2025 年，全省建成电化学储能规模不少于 200 万千瓦，2030 年约 450 万千瓦，2035年约700 万千瓦，不断提升电力安全保障、调峰能力。

（3）提升需求侧响应能力

积极整合各类需求侧响应资源，引导各类电价敏感型用户转型为可中断、可转移负荷，参与辅助服务市场。引导自备电厂、传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、虚拟电厂等积极参与系统调节。组织开展智慧楼宇、工业可调节负荷、电动汽车、大数据中心智能互动等需求侧响应项目示范。

此外，加快推进能源基础设施智慧物联，建设智慧能源服务平台，采用数字化技术和先进控制技术，充分调用建筑楼宇、工业可控负荷等各类需求侧灵活响应资源，提高用户匹配消纳新能源的能力和灵活互动水平。加强新能源与智能电网、储能、充电桩等新型负荷的信息交互，大力推广用户侧储能、电动汽车智能充电、新能源汽车与电网（V2G）能量互动等新模式，实现新能源电力优先存储和高效消纳利用。到 2025 年，全省形成占最大负荷 5% 左右的需求侧响应能力。到 2030 年，占最大负荷 6% 左右。到 2035年，占最大负荷7% 左右。

（4）加快实施电能替代

拓宽绿色电力消费市场，扩大电能替代领域，提高重点领域（主要包括“工业、交通、建筑、农业农村等”）电气化水平，构建清洁低碳、绿色安全的现代能源体系。

一是工业领域。建议湖南省加快淘汰不达标的燃煤锅炉以及工业窑炉，推广电炉钢、电锅炉、电窑炉、电加热等电气化技术，利用高温热泵、大功率电热储能锅炉等实施电能替代，加快光伏发电、分布式风电、热泵、余热余压等一体化系统在企业和工业园区的开发运行。

二是交通领域。加快电动汽车充电桩等基础设施建设，推动交通领域电气化发展。开展“电动湖南”行动，引领全省充电设施建设，对于居民自用充电设施，新建住宅小区需按照不低于 100% 的车位比例建设充电设施或预留建设条件。对于社会公共充电设施，高速公路及国省干线既有的服务区和加油站需建设不少于 60 千瓦的快速充电桩，新建服务区、大型旅游景区或旅游度假区、城镇公共停车场所、社区停车场则按不低于30% 的车位比例配建充电桩；对于专用充电设施，公交、环卫等定点定线运行的公共服务领域，优先在停保场配建充电设施，在道路沿途因地制宜建设快充站。出租、物流、租赁、公安巡逻等非定点定线运行的公共服务领域，以公共充电设施补电为主，辅以少量专用充电桩。党政机关、事业单位、国有企业、产业园区应利用内部停车场，按不低于 30% 的车位比例建设充电设施。同步建设完善充电设施公共服务管理平台，实现充电数据接入、车桩信息融合、充电智能服务等公共服务功能，形成“车桩相随、开放通用、标准统一、智能高效”的充电设施体系。

三是建筑领域。建议湖南省继续推进清洁取暖，加快推进建筑领域电气化，对于有改造条件的地区，提倡推广冷热联供技术，利用电能采暖供冷。针对部分现有集中供热管网难以覆盖的区域，加大电驱动热泵、蓄热式锅炉、分散式电暖器等电采暖方式的推广，同步推进炊事等居民生活领域“煤改电”，推动重点区域散煤清零，针对市政供热管网末端试点电补热。鼓励机关、学校、医院等公共机构建筑和办公楼、酒店等大型公共建筑实施电气化改造，推动减碳工作实施。

四是农业领域。建议湖南省在粮食种植、粮食存储、农副产品加工以及畜牧、水产养殖业等领域，推广电烘干、电加工等电能替代方式，促进农业农村绿色低碳发展。

此外，还建议湖南省在企事业单位、医院、学校、酒店等地推广全电空调、全电厨房，打造一批绿色智能制造、全电冷链物流、全电景区、绿色校园等示范项目。同时，常态化开展家庭电气化推广活动，培育城乡居民用电需求。到 2025 年，全省完成电能替代规模 240 亿千瓦时，电能占终端能源消费比重达到 22% 以上，充电设施保有量达40 万个以上。到 2030 年，全省完成电能替代规模 270 亿千瓦时左右，占终端能源消费比重达到 25% 以上；到 2035 年，完成电能替代规模达 300 亿千瓦时以上，2035年电能占终端能源消费比重达到 26% 以上。

（五）充分发挥多元电源优化互补

截止 2021 年底，湖南省煤电机组装机仅占全省装机 40％，机组运行效率受电网负荷变化、水电枯水丰水情况、新能源出力波动影响大，2021 年煤电机组负荷率为62.9％。通过调节峰谷电价，开展蓄能电源建设，实现削峰平谷，减少火电开机，提升机组运行效率。2021年12月1日起，湖南省峰谷电价已经调整为4:1，其中1月、7月、8 月、12 月尖峰低谷电价比调整到 4.8:1。已经建成 120 万千瓦抽水蓄能机组，正在开展平江 140 万千瓦抽水蓄能项目建设；已经建成电池储能 12 万千瓦，纳入规划储能已有200 万千瓦。

基于湖南省用电情况和未来电源发展趋势，预测 2025 年湖南省的用电负荷、电源情况、需求响应和储能等相关要素，结果见下表 4.5-1。

表 4.5-1：湖南省2025年电力供需展望（单位 : 万千瓦)

	最大负荷	煤电	风电	光伏	常规水电	储能	气电	需求侧响应
2025年	5500	3020	1300	1200	1649	355	296	5%

综合考虑湖南省历年最大负荷利用小时数、湖南省未来经济增长转变、用电结构变化趋势、地理位置和气候特点等因素，结合国家政策影响，预测“十四五”期间湖南省年最大负荷保持年均 5.5% 增速增长，2025 年湖南省全社会最大负荷达到 5500 万千瓦。严格的排放约束下湖南省未来五年淘汰落后小容量煤电，至 2025 年电力系统保留3020 万千瓦煤电，其中超过一半装机的煤电机组调峰深度超过 40%。风电、光伏和储能迅猛发展，2025年风光装机达2500 万千瓦，需求响应稳步发展。

（1）夏季典型日逐小时运行模拟

对湖南省夏季典型日逐小时运行模拟如图 4.5-1 所示。模拟结果显示，在 0-7 点、14-18 点抽蓄和储能充电运行消纳风电，在 10-13、20-23 点两个用电高峰时期发电；煤电也发挥一定的灵活调节作用，在夜间大幅压减出力，为风电出力“让路”。

湖南省未来可再生能源渗透率逐步提高，基本实现全额消纳，但受风光出力特性影响，导致煤电起灵活调节作用的同时，仍需扮演电力稳定运行的“压舱石”角色。此场景下体现出湖南省省电力系统满足十五分钟级灵活性需求。

图 4.5-1 湖南省 2025 年夏季典型日逐小时运行模拟结果

（2）基础电力电量支撑保障

从运行模拟情况来看，湖南省外来电力、水电和煤电将作为全省电力供应的稳定支撑电源。从电力上看，外电、水电和煤电在用电高峰期间平均出力占比分别为 26%、20% 和 36%。从电量上看，外电、水电和煤电在夏季典型日当日发电量中占比分别为29%、21% 和 38%。

（3）煤电灵活调节关键作用凸显

截至 2025 年，煤电在湖南省仍然是主力电源，煤电在总装机规模达 3020 万千瓦，占比 38%，虽然煤电占比在逐步减少，但是装机规模绝对数量仍处于增长状态。

从运行模拟情况来看，相比外电和水电，煤电亟需发挥主力调峰作用。煤电在 0-7点夜间压减出力，最低负荷率降至35%，为风电出力大幅让路；同时在20-22 点用电高峰期间，煤电最高负荷率提升至 71%，煤电调峰深度达 36%。煤电灵活性供给能力将为保障风光消纳和电力稳定运行发挥关键作用。

（4）调节性电源削峰填谷

抽水蓄能电站、电化学储能和气电将作为调节性电源发挥削峰填谷作用，从模拟情况看出，储能（含抽蓄）电站以“两发两蓄”运行模式，最大提供 250 万千瓦的负荷支撑；气电在用电尖峰时间段发挥顶峰作用，最大提供 237万千瓦负荷支撑。

第五章政策建议

第一，有序调整煤电功能定位，煤电将经历“增容增量”、“增容稳量”、“稳容减量”三个长期调整过程，各阶段以电力供需平衡为基本前提，动态保持一定比例的煤电装机规模，无论是现状还是未来相当长一段时间内，煤电仍需发挥兜底保供作用，甚至有必要新增一批大型先进煤电。同时为新能源提供调节的主体电源，应该将煤电作为新能源供给消纳体系的重要组成部分，对煤电功能定位予以正确对待，统筹电力保供和减污降碳，积极稳妥地推进全省电力行业如期实现碳达峰目标。

第二，加大落后煤电机组的淘汰力度，对部分过剩煤电机组进行战略封存。首先从污染物排放水平、煤耗水平、效率水平、当地供热需求、周边大容量机组布局、投资主体、经济效益等方面进行实地排查，建立落后煤电机组淘汰路线图。其次是以“上大压小”、直接关停、新能源或天然气指标置换、政府赎买等方式推动中高龄中小煤电机组的尽快退出。再次是将部分地区过剩的煤电机组进行战略封存，作为应急电源提供备用以应对迎峰度夏、度冬期间可能出现的时段性电力短缺。

第三，综合利用技术和管理手段，提高煤电的发电和供热效率。一是严格落实“三改联动”（煤电机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造 ) 的要求，加快煤电的改造步伐。二是制定竞争性的发电政策，实现煤电的优胜劣汰。三是采用“发电权交易”的方式推动大机组对于小机组的替代，提高发电效率。四是利用节能监控平台的监管优势，推动煤电企业节能降耗。

第四，按照“能建尽建”原则推动风电、光伏的发展。一是集散并举 , 大力发展光伏发电。二是创新发展模式，推动分散式风电、分布式光伏与微网的融合发展。三是要持续提高风光发电的技术水平。

第五，适度发展气电，发挥稳定电源、灵活调峰的作用。随着煤电规模保持稳定和风电、光伏的大规模发展以及外来电的大规模接入，湖南用电负荷尖峰化和可再生能源出力波动性多重因素叠加使得尖峰电力保障能力不足。天然气发电具有启停快、运行灵活的优点，而且可以供电、供热兼顾，在实现湖南省“碳达峰”、“碳中和”的过程中应该起到重要的过渡作用。目前湖南天然气发电规模仍然是零，建议落实“十四五”规划中提出的天然气发电目标，规划布局一批天然气发电项目，以起到稳定电力系统、改善电源的效果。

第六，高度重视节能和需求响应手段的应用。湖南需求侧具有很大的节能潜力，通过节能手段减少用电需求能大大减少实现“双碳”目标的压力。报告对于湖南最高用电负荷的场景也是按照连续增加设定的，实际中最大负荷因天气等原因经常出现大的波动，出现断续、超短期的突高尖峰负荷。满足这部分尖峰负荷最经济的手段是利用市场化的手段提高需求侧响应能力，通过盲目增加煤电、储能等满足这部分尖峰负荷需求将造成巨大的投资浪费。

第七，推动前瞻性电力技术尽快取得突破。以开放的态度对待每一种前瞻性技术，并在几种关键领域进行重点布局。一是在技术、市场、管理等多方面发力，尽快实现储能的大规模商业化应用。二是超前进行氢、氨等新型二次能源的技术和产业布局。三是推动高空对流层风电、地热能等非常规电源实现突破并大规模的应用。四是积极利用氢能、储能、氨能等能源储存转换技术，发挥电力多元转换（Power-to-X）的互补效应，使电能具有更多普通能源易于储运、分割的属性。五是推动分布式能源与微电网快速融合发展，尽快形成大电网与微网协同发展的格局。六是着重推动 CCS/CCUS 技术的研发和工程应用。

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系列报告

湖南省电力行业碳达峰时间与路径研究

中国能源建设集团湖南省电力设计院有限公司湖南省能源碳中和发展研究中心北京大学能源研究院气候变化与能源转型项目

目录

前言

第一章 电力行业碳达峰基础

（一）电力需求情况

（二）电力供应情况

（三）外电输送情况

（四）电力市场建设情况

第二章 存在的主要障碍与挑战

（一）电力保供能力不足

（二）新能源发展潜力不足

（三）系统调节能力不足

（四）电网存在薄弱环节

第三章 碳排放达峰预测与分析

（一）场景设定

（二）关键性指标预测

（1）电力需求预测

（2）电煤消费预测

（3）供给资源潜力分析

（1）太阳能资源

（2）风能资源

（3）水能资源

（4）煤炭资源

（5）油气资源

（6）生物质资源

（7）地热资源

（8）核能资源

（4）电力装机结构预测

（5）发电量结构预测

（6）电力调入调出预测

（三）电力行业碳排放达峰预测分析

（1）碳排放总量及趋势预测

（2）碳排放结构分析

（3）本地直接排放部分

（4）外调间接排放部分

第四章 电力行业碳达峰实施路径研究

（一）加速推动煤电优化转型

（1）煤电发展现状情况

（2）优化布局大型清洁煤电

（3）推动统调火电灵活改造

（4）加快燃煤机组节能技改

（二）强化可再生能源高比例发展

（1）积极开展源网荷储一体化建设

（2）推进多能互补一体化基地开发

（3）加快整县光伏工程开发落地

（4）有序开发利用生物质能项目

（1）强化发电燃料保障，稳妥布局农林生物发电项目

（2）提高垃圾处置能力，积极布局垃圾焚烧发电项目

（三）加大外电入湘清洁供给

（四）持续提升电力系统灵活性

（1）构建适应新能源跃升发展的坚强电网

（1）做强 500 千伏主干电网

（2）优化重构 220 千伏电网

（3）提档升级配电网

（2）提升系统灵活调节能力

（1）加快建设抽水蓄能电站

（2）建设布局大型燃气调峰电厂

（3）按需布局电化学储能电站

（3）提升需求侧响应能力

（4）加快实施电能替代

（五）充分发挥多元电源优化互补

（1）夏季典型日逐小时运行模拟

（2）基础电力电量支撑保障

（3）煤电灵活调节关键作用凸显

（4）调节性电源削峰填谷

第五章 政策建议

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第一章电力行业碳达峰基础

第二章存在的主要障碍与挑战

第三章碳排放达峰预测与分析

第四章电力行业碳达峰实施路径研究

第五章政策建议

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