湖南省电力行业碳达峰实施路径分析

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。

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。

“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。

（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。

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。

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。

（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。

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。

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。

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。

 

（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。

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。

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。

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。

 

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。

（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。