一、发展基础

（一）发展成就

电力供应能力有所增强。全省新增电源约1000万千瓦，发电总装机达到4984万千瓦，推动建成±800千伏的祁韶特高压直流工程。在省内电源和区外来电的共同保障下，实现了我省3820万千瓦用电负荷和1929亿千瓦时用电电量的安全可靠供应，以年均5.9%的电力消费增速支撑了全省7%的国民经济生产总值增速。

结构低碳转型逐步加快。可再生电源装机达到2855万千瓦，比2015年增加961万千瓦，占比为57%，比2015年提升9个百分点，其中新能源由225万千瓦增加至1145万千瓦，成为全省电源增长的主体。2020年可再生能源发电量占比达47%，在全国排位第7，中东部第1。此外，平江抽水蓄能电站于2019年开工建设。

电网进入特高压时代。电网最高电压等级提升至800千伏，至2017年6月祁韶直流建成投运以来，累计送入电量超600亿千瓦时，叠加三峡分电后区外电力最大送入规模超600万千瓦。雅江直流及其配套的南昌～长沙1000千伏特高压交流工程已核准开工，拟分电湖南400万千瓦，电网最高电压等级正迈向1000千伏。

各级电网网架不断完善。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。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。各级配电网网架得到有效加强，110～35kV链式结构、10kV线路互联率占比不断提升。

节能减排成效明显。可再生能源电力累计消纳3200亿千瓦时，占十三五总用电量的37%，相当减排二氧化碳2.6亿吨、二氧化硫3.4万吨、氮氧化物4.8万吨。供电煤耗从323克标准煤/千瓦时降至307克标准煤/千瓦时，煤电机组全部实现超低排放。电网损耗从8.32%降至7.76%。完成电能替代246亿千瓦时。

惠民利民成果丰硕。人均生活用电量从485千瓦时提高到772千瓦时，达到全国平均水平。城市电网“630”攻坚超额完成投资计划，停电时间从4小时降低至3.2小时，其中长沙电网最大供电能力提升至1000万千瓦，较2017年改造前提升58%。新一轮农村电网改造升级（2016-2020年）完成投资342亿元，重点改造4973个小城镇和中心村、5044个贫困村，户均配变容量由1.05千伏安提升到2.18千伏安，年均停电时间从26个小时缩减到15小时，与全国基本持平，实现村村通动力电，满足农村居民正常生产生活需求。建成光伏扶贫电站5301个，平均可增加村集体收入5万元左右，惠及4946个贫困村、6.6万户贫困户。建成公共充电桩约2万个，80%以上分布在长株潭地区。

电力建设环境持续改善。煤电建设环境不断好转。电煤保障能力大幅提升，设备利用不断趋于合理，约4000小时（2020年受疫情影响，回调至3700小时左右），电力交易的市场机制不断完善。电网建设开创“政企合作、共建电网”新模式，促成省政府与国网公司签订战略合作协议，实施再造一个湖南电网，开展了长沙电网供电能力提升三年行动计划和“630”攻坚专项活动，长沙供电能力达到1000万千瓦。

电力体制改革稳步推进。按照管住中间、放开两头的体制架构，进一步深化电力体制改革。有序推进电价改革，完成两个监管周期输配电价核定；初步构建“电力中长期交易+辅助服务”电力市场体系，电力市场累计成交电量1465亿千瓦时，占全社会用电量30%左右，降低用电成本25亿元，电力交易中心实现相对独立；有序向社会资本开放配售电业务，4批次16个增量配电试点改革顺利推进。

专栏1   湖南“十三五”电力工业发展情况

类型	指标	2015年	2020年	年均增速
电力需求	全社会用电量（亿千瓦时）	1448	1929	5.9%
	全社会最大负荷（万千瓦）	2770	3820	6.6%
电源规模	总装机（万千瓦）	3985	4984	4.6%
	煤电（万千瓦）	2092	2124	0.3%
	常规水电（万千瓦）	1549	1590	0.5%
	风电（万千瓦）	151	669	34.7%
	太阳能发电（万千瓦）	38	391	59.4%
	生物质发电（万千瓦）	35	85	19.4%
电源规模	抽水蓄能电站（万千瓦）	120	120	0.0%
	电化学储能（万千瓦）	0	6	-
	煤电比重（%）	52.5%	42.6%	[9.9]
	非水可再生能源装机比重（%）	5.6%	23.0%	[17.4]
能耗	火电供电标准煤耗（克标准煤/千瓦时）	323	307	[16]
	线路损失率（%）	8.32%	7.76%	[0.6]
民生	人均用电量（千瓦时）	2137	2780	5.4%
	人均生活用电量（千瓦时）	485	772	9.7%
	人均装机容量（千瓦）	0.57	0.72	4.8%
	农网改造覆盖面（%）	96	99.9	[4]

注：1. [ ] 为五年累计值。

       2. 2020年全社会最大负荷3940万千瓦（含有序用电120万千瓦）。

（二）发展面临的形势

我省电力工业发展在取得成绩的同时，也存在一些不足。一是保供形势严峻。“十三五”期间，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。煤电装机比重42.6%，低于全国9.4个百分点，其中已核准的660万千瓦清洁高效煤电延至“十四五”建设，煤电兜底保障有待进一步夯实。二是系统灵活性不足，新能源消纳困难。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。三是电力设备利用效率不高。祁韶直流利用小时不足设计容量的一半，电网线损率高于全国平均水平2.1个百分点。此外，主干网架结构有待进一步完善，配电网供电可靠性有待进一步提高，电力工业的数字化、智能化水平有待进一步提升。

当前世界正经历百年未有之大变局，但和平与发展仍是时代主题，“十四五”时期，长江经济带发展、中部地区崛起等国家战略将促进中部地区加快崛起，我省发展仍处于重要战略机遇期，将大力实施“三高四新”战略、奋力建设社会主义现代化新湖南。湖南位于全国能源、电网末端，在世界能源供需格局深度调整、我国电力发展以保障电力供应安全为首要任务调整为保障电力供应安全、应对气候变化并举的新时期，我省电力工业发展将面临一系列新形势、新挑战。

电力需求增长高于全国平均水平，局部时段供应偏紧将延续较长一段时间。湖南电能占终端能源消费比重17%，低于全国平均水平10个百分点，人均用电量2780千瓦时，仅全国平均水平的一半，用电水平仍处于后发追赶阶段。“十四五”时期，随着“三高四新”战略的实施、承接粤港澳产业转移的加快推进，我省电力需求将延续十三五后三年的较快增速，高于全国平均水平，其中二产用电量的贡献度较十三五明显提升。但受电源建设周期制约，除永州电厂于2021年投产外，平江、华容电厂最快于2022年、2023年投产，邻省江西、湖北互济能力有限，“十四五”前三年湖南电力供应提升有限，将出现局部时段偏紧现象。

电力供应短板愈发突出，亟待谋划一批强基础、利长远的重大工程。湖南能源对外依存度超80%，相邻同网的湖北、江西同属能源匮乏地区，省间互济能力有限，湖南面临的电力供应问题是中长期的。当前，发展清洁能源降低碳排放成为普遍共识、化石能源发展面临明确“天花板”，但我省煤电兜底保障仍不夯实，亟待加强前瞻性思考、全局性谋划、以更为长远的角度来统筹清洁能源与兜底保障电源的关系，抢抓化石能源达峰前的重要窗口，布局一批清洁高效煤电、引入第二回特高压直流等重大工程，筑牢电力供应基础，支撑全省社会经济发展。

绿色低碳转型进程加快，亟待提升新能源消纳和存储能力。为实现2030年前碳达峰、2060年前碳中和的目标愿景，今后全国每年风电、光伏发电新增装机总量不能少于1亿千瓦。按此趋势，我省新能源将同步保持较快增长，但当前我省电力系统灵活调节能力不强，电网系统还不适应高比例、大规模新能源接入，分布式发电消纳利用的水平还不高，亟待在抽水蓄能电站、电化学储能、燃机调峰电站、火电灵活性改造等调节性电源建设以及电网的输送能力提升等方面进一步加强。

高比例新能源、高比例外电，给电网安全稳定运行带来较大挑战。目前，湖南新能源装机占比为23%，“十四五期间，由于新能源成为电源增量主体，预计占比将提升至30%以上。湖南能源资源匮乏，“十四五”期间，区外送入规模将不断扩大，预计湖南外电的占比最大负荷的比重将由现有的16%快速提升至30%以上。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。

新技术新业态相继涌现，电力系统运行、管理带来新要求。近年来，智能电网、电动汽车充电、大规模电化学储能、智慧用能与增值服务等领域创新层出不穷。电力系统在“云大物移智”等前沿科技的推动下数字化、智能化水平正逐步提升。电力需求管理正逐步向需求侧响应、虚拟电厂方向转变。电动汽车充电桩、大规模电化学储能正逐步推广普及。电力系统的运行、管理正呈现出一些新特征。

二、发展构想

（一）指导思想

以新时代习近平中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的十九届五中全会精神、习近平总书记在湘考察重要讲话指示精神和“四个革命、一个合作”能源安全新战略，紧紧围绕实现碳达峰碳中目标、支撑“三高四新”战略实施、满足人民美好生活的用电需求，按照“加大外电输入力度、强化煤电兜底保障，积极有序发展新能源、创新发展调峰电源、着力建设坚强智能电网、大力推行需求侧管理、深入推进电力体制改革”的发展思路，构建保障有力、清洁低碳、高效智慧的电力供应体系，推动湖南省电力工业的高质量发展，为建设富饶美丽幸福新湖南提供电力保障。

（二）基本原则

坚持安全发展。以保障电力安全可靠供应为中心，以稳中求进为工作总基调，切实强化底线思维和风险意识。推进建设一批清洁高效煤电，筑牢安全底线，坚持引入外电，构建多元的电力供应体系，强化跨省跨区联络，努力建成结构坚强、合理分层分区、安全可靠的电力系统。

坚持绿色发展。以“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值、努力争取2060年前实现碳中和”为目标愿景，坚持生态环境保护优先，坚持节能减排，坚持发展非化石电源。提高电能占终端能源消费比重，提升发电用煤占煤炭消费总量比重。

坚持协调发展。以构建源网荷储协调发展的新型电力系统为首要任务，坚持电源结构调整，提升系统灵活性，坚持加强电网建设，提升新能源的消纳水平，坚持开展需求侧响应管理，提升系统效率，实现“风光水火储”、“源网荷储”一体化运行。

坚持系统思维。加强前瞻性思考、全局性谋划、战略性布局和整体性推进，统筹好电力保障与绿色发展的关系，兼顾好近期与远期的发展需要，注重防范化解电网的重大风险挑战，实现电力发展质量、结构、规模、速度、效益、安全相统一。

坚持以人为本。保持以人民为中心的发展理念。着眼区域平衡发展和人民群众需求，继续实施城乡配电网升级改造、充电设施等民生工程，促进电力公共服务向基层、农村和贫困地区延伸，让电力发展成果更多地惠及全体人民。

坚持深化改革。以开展增量配电业务、组建相对独立的湖南省电力交易中心、构建电力辅助服务市场和现货市场为抓手，推动电力市场化改革，以充分发挥市场在配置资源中的决定性作用，以构建有效竞争的市场结构和市场体系。

（三）发展目标

1、供应能力

为支撑“三高四新”战略实施和人民美好生活的用电需求，预期“十四五”期间湖南GDP年年均增速6.5%，2025年全社会用电量2660亿千瓦时，年均增长6.6%，全省发电装机约8000万千瓦，年均增长10.1%，电力需求侧响应能力达到年最大负荷的3%。人均装机突破1.1千瓦，人均生活用电量1230千瓦时左右。

2、电源结构

到2025年，非水可再生发电装机达到2650万千瓦，其中风电、光伏发电、生物质分别为1200万千瓦、1300万千瓦、150万千瓦，合计装机占比34%，非水可再生消纳权重提高到19.7%，非化石能源发电量占发电量增量比重达39%；煤电装机约3400万千瓦，煤电装机占比维持在42%的水平。

3、电网发展

建成南昌-长沙1000千伏特高压输变电工程、长沙-荆门1000千伏交流特高压工程，争取宁夏至湖南特高压直流工程于“十四五”末建成投产，至2025年，外电受入规模达到1300万千瓦以上（落地）。

构建大受端、强结构、高灵活的输配电网，不断提升电网供电能力和供电可靠性，满足新能源大规模开发和新型用能终端接入需求。做强500千伏主干电网，补强清洁能源送出通道，形成湘东500千伏“立体双环网”、湘南500千伏“日”字型环网。优化重构220千伏电网，科学实施分区分片，保障区域供电能力；以汇集站建设服务新能源发展。强化配电网建设，构建高可靠性城市配电网，提高中心城区电网智能化水平，满足多元用户接入需求，建设达到国家中心城市标准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。

4、调节能力

争取建成调峰电源235万千瓦以上，其中抽水蓄能35万千瓦（平江抽水蓄能电站投产1台机）、电化学储能300万千瓦。此外，开工建设安化抽水蓄能电站，继续推动火电灵活性改造，争取在湘东、湘南负荷中心实现大型燃机调峰电站零突破。确保弃风、弃光率控制在合理水平。

5、节能减排

新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于280克标煤/千瓦时，现役燃煤发电机组经改造平均供电煤耗低于300克标煤/千瓦时。电网综合线损率控制在7.3%以内。

2025年，全省城乡居民人均生活用电量达到1230千瓦时，达到发达省份当前水平。力争长株潭“获得电力”指数达到国内一流水平。城乡平均停电时间分别缩短至1.66小时、10小时。基本形成完备的充电服务网络，到2025建成运营充电桩40万个以上，长株潭三市核心区公共充电服务半径小于1公里。

专栏2   “十四五”电力工业发展主要目标

类别	指标	2020年	2025年	年均增速	属性
电力总量	总装机（万千瓦）	4984	8147	10.3%	预期性
	区外来电（万千瓦）	600	1300	16.7%	预期性
	全社会用电量（万千瓦时）	1929	2660	6.6%	预期性
	全社会负荷（万千瓦）	3820	5500	6.9%	预期性
电力结构	可再生能源发电装机比重	57.3%	55.3%	[-0.5%]	预期性
	非水可再生能源发电装机比重	23.0%	32.9%	[10.8%]	预期性
	常规水电（万千瓦）	1590	1649	0.7%	预期性
	风电（万千瓦）	669	1200	12.4%	预期性
	太阳能发电（万千瓦）	391	1300	27.2%	预期性
	生物质发电（万千瓦）	85	150	12.0%	预期性
	抽蓄装机（万千瓦）	120	155	5.3%	预期性
	电化学储能（万千瓦）	6	300	119%	预期性
	煤电装机比重	42.6%	42.2%	[0.6%]	预期性
	煤电（万千瓦）	2124	3394	9.8%	预期性
节能减排	新建机组供电煤耗（克标准煤/千瓦时）		<280	-	预期性
	现役机组供电煤耗（克标准煤/千瓦时）	307	<300	-	预期性
	电网线损率	7.76	7.30	-	预期性
民生普惠	充电设施(万个）	2	>40		预期性
	人均用电量	2780	3730	6.1%	预期性
	人均生活用电量	772	1230	9.8%	预期性
	人均装机	0.72	1.13	9.5%	预期性
	城市年均停电小时数	3.05	1.66	-	预期性
	农村年均停电小时数	17.09	10	-	预期

注：[ ] 为五年累计值。
1  全社会负荷年均增速中2020年负荷采用恢复后的3940万千瓦测算。
2.  区外来电中宁夏至湖南特高压直流仅计及400万千瓦。
3.  总装机含储能规模。

三、重点任务

（一）加大外电输入力度

“十四五”期间，区外电力仍是满足湖南用电负荷新增需求的重要来源，按照“扩大外电规模、优化外电结构、提升外电调节能力”的思路推动区外电力迈上新台阶。

扩大外电送入规模。一是推动祁韶直流尽早满功率运行。加强送端甘肃省的工作对接，尽早建成祁韶直流配套火电调峰电源常乐电厂二期工程，争取于2022年甘肃送端具备满功率800万千瓦的送电能力。二是做好雅江直流分电湖南工作。加快建成雅江直流配套的南昌~长沙交流特高压工程，争取于2022年度夏前建成投产；积极推进雅江直流配套电源建设，确保按规划进度投产；会同四川、江西两个尽早签订分电协议，确保于分电湖南400万千瓦。三是大力推进宁夏至湖南特高压直流工程。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，争取于“十四五”末具备400万千瓦的送电能力。

提升外电受入能力。一是加强电网对外联络通道建设。争取于2022年底建成荆门~长沙1000千伏特高压交流工程，与雅江直流配套的南昌~长沙1000千伏特高压交流工程共同形成4回特高压对外联络通道。二是建强特高压近区的500千伏电网，提升特高压直流近区的电力疏散能力。三是提高电网的调度运行和管理能力，提升电网在高比例外电力下的安全运行水平。至2025年全省外电受入能力达到1800万千瓦以上。
优化外电送入结构。扩大清洁电量送入规模，争取可再生电量占比不低于特高压直流送入电量的40%，至2025年，可再生电量送入规模达到500亿千瓦时以上。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。

“十四五”期间，祁韶直流实现满功率运行，雅中分电湖南400万千瓦，至2025年区外电力送入规模达到1300万千瓦以上（落地），争取建成宁夏至湖南特高压直流。

专栏3  跨省跨区通道重点工程

1. 雅江直流及配套的南昌~长沙1000千伏特高压交流工程。在建，预计于2022年度夏建成投产，雅江直流拟通过南昌~长沙交流特高压分电湖南400万千瓦。 2. 荆门~长沙1000千伏特高压交流工程。正在开展前期工作，争取尽早核准开工，并于2022年底建成投产，叠加南昌~长沙1000千伏特高压交流工程，形成4回特高压对外联络通道，湖南区外电力受入能力提升至1300万千瓦以上。 3. 宁夏至湖南特高压直流工程。前期论证阶段，目前，宁夏、湖南两省政府签订战略合作框架协议，争取该工程于“十四五”末建成投产，并具备400万千瓦的送电能力。

（一）强化煤电兜底保障

煤电作为基础性、调节性电源，是解决全省电力供应能力和可再生能源消纳能力不足问题的重要基础，“十四五”期间，将按照“夯实兜底保障、推动转型升级、实施延寿改造”的思路，促进煤电高效、清洁、可持续发展。

夯实兜底保障。一是，做好已核准电源的建设工作。加快推进核准开工的永州、平江、华容电厂的建设工作，争取永州电厂于2021年7月单投、同年10月双投，争取平江电厂于2022年底单投、次年3月双投，争取华容电厂于2023年底实现双投。尽早开工建设核准待建的怀化石煤电厂，争取于2022年开工建设、2024年建成投产。二是，按照“调整结构、优化布局”思路，再规划新建一批清洁高效煤电。积极推进株洲电厂退城进郊、石门三期等“上大压小”项目，争取于2022年开工建设，分别为2024年底、2025年初建成投产。积极推进湘东、湘南负荷中心的基础支撑电源布局，优化省内煤电布局，分别在湘东、湘南分别规划建设益阳三期、湘南电厂项目，争取于2023年开工建设，2025年建成投产。三是，加快推进实施华润鲤鱼江A厂灵活互供湖南广东两省工程，提升湖南电网的应急保障能力。

推动转型升级。积极贯彻新技术、新理念、新模式，推动煤电的转型发展，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，在湘南、湘北等新能源丰富地区，推动煤电机组与可再生能源融合发展，打造一批“风光火储一体化”示范基地。采用先进技术，提高煤电发电效率及节能环保水平，到2025年全省煤电机组平均供电煤耗降至300克标煤/千瓦时，新建煤电机组平均供电煤耗控制在280克标煤/千瓦时以内。

实施延寿改造。积极开展老旧机组的延寿改造工作，探索到期退役的老旧机组逐步向应急调峰电源转变的相关机制，提升煤电机组的利用期限，将华岳一期服务期间延期至十五五。
“十四五”期间，新增煤电1270万千瓦，煤电总装机达到3394万千瓦，占比维持在现有的42%。

专栏4  大型清洁高效燃煤电重点项目

1. 建设清洁高效煤电1270万千瓦。 已核准电源660万千瓦。分别为：永州电厂、平江电厂、华容电厂和怀化石煤电厂。 规划新增610万千瓦。分别为：株洲电厂退城进郊、石门三期、益阳三期、湘南电厂。 3. 实施华岳一期延寿改造。 4. 实施华润鲤鱼江A厂灵活送电湖南。

 

（一）积极有序发展新能源

积极响应碳达峰、碳中和发展战略，结合资源禀赋和消纳条件，按照“风光为主、降本增储、多元融合、跨越发展”总体思路，加快推进省内新能源发展，到2025年累计建成风电1200万千瓦、光伏1300万千瓦。充分发挥配套煤电、储能设施和气电的调节能力对提升区域新能源消纳空间的作用，积极推进一体化基地建设的模式，在湘南、环洞庭湖和湘中地区建设一批“风光水火储一体化”基地。风电前期以消化存量项目为主，中后期主要依托一体化基地规模化布局新增项目，审慎布局单体风电项目。光伏发电充分依托成本下降快、省内开发强度低的后发优势，坚持集中式与分布式并举，重点发展农光、渔光、林光互补等集中式光伏，鼓励分布式光伏与建筑、园区、储能、微电网等融合发展。按照资源化、减量化、无害化要求，着力破解“邻避”难题，加快发展生活垃圾焚烧发电，实现装机规模翻番。因地制宜发展农林生物质发电，鼓励生物质直燃发电向热电联产转型。

“十四五”期间，全省风电、光伏发电、生物质发电装机分别达1200、1300、150万千瓦。

专栏5  新能源重点工程

1. 湘南“风光火储一体化”基地项目：依托拟建的湘南电厂，开发新能源200万千瓦。 2. 环洞庭湖“风光水火储一体化”基地项目：依托区域内存量及增量煤电项目和沅水流域水电的调节能力，开发新能源100万千瓦。 3. 娄底生态绿色清洁能源基地。打造娄底市生态绿色清洁能源基地，将生态治理与一体化能源基地相结合。

（一）加强调峰电源建设

高度重视电力系统调节能力建设，充分挖掘现有系统调峰能力，加大调峰电源规划建设力度，着力增强系统灵活性，破解新能源的消纳难题，以推动实现“3060”战略的落地实施。

加快建设抽水蓄能电站。一是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；二是推动安化抽水蓄能电站一期工程开工建设，争取于“十四五”期间正式开工。三是配合做好国家新一轮抽水蓄能电站中长期规划选址工作，争取安化二期、东江、汨罗、攸县和湘南地区等纳入国家规划，并适时开工建设。到“十四五”末抽蓄装机达到155万千瓦，具备310万千瓦的调节能力。

科学发展电化学储能。积极推进储能与新能源发电联合应用，鼓励和支持电网侧储能项目建设，开展负荷侧储能相关研究。在湘东、湘北、湘中等电力系统受端区域，主要考虑采用分散建设的方式布置在电网侧和负荷侧。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；同时通过政策和价格引导手段激发社会多方资本积极性，构建健康运行的储能生态体系。到2025年全省电化学储能规模达到300万千瓦。

积极探索天然气调峰电站。充分发挥天然气发电规优化电源结构、缓解调峰压力、促进节能减排等优势，在气源有保障、调峰需求大的地区，稳步推进天然气调峰电站的建设，争取建成长沙市天然气调峰电站，实现在长株潭、岳阳、衡阳等负荷中心的突破。
此外，继续推动火电灵活性改造，争取省内30万千瓦及以上煤电机组调峰能力提升至60%以上，形成2000万千瓦左右的电力调节能力。

“十四五”期间，全省电力调节能力达到3100万千瓦以上。

（一）着力建设智能坚强电网

1、加快推进跨省跨区域通道建设

加快建设长沙特高压输变电工程和荆门～长沙交流特高压工程。其中，长沙特高压输变电工程新建1000千伏特高压交流站1座，主变规模为4×300万千伏安，新建1000千伏线路238千米，总投资51亿元；荆门～长沙特高压交流工程，新建1000千伏线路328千米（湖南境内），总投资30亿元。

加快推进宁夏至湖南特高压直流工程，争取“十四五”末具备400万千瓦送电能力。目前，湖南宁夏两省已签订战略合作协议，拟采用“存量火电+新能源”的方式推动建设宁夏至湖南特高压直流工程，并同步在宁夏湖南两省开展“风光火储一体化”、“源网荷储一体化”电力示范工程。

2、继续加大主网架建设力度

做强500千伏主干电网。湘东地区基本形成“立体双环网”结构、湘南地区形成“日”字型环网结构，形成“西电东送”4回输电通道，“南北互济”4回输电通道，500千伏布点覆盖至全省14个地市州，全省总体容载达到1.80左右，湖南电网整体受电能力提升至1300万千瓦以上。“十四五”期间，新建500千伏变电站13座，改扩建8座，新增变电容量2225万千伏安、线路长度2186千米，投资约142.2亿元。
优化重构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12片区供电格局，加强老旧设备的升级改造，供电可靠性得到有效提升。至2025年，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，合计新增220千伏主变109台，新增220千伏变电容量2571万千伏安，线路长度4399千米，投资约170亿元。

3、持续提升配电网可靠性和智能化水平

秉承城乡居民“用好电”原则，以提升供电可靠性为目标，构建“结构清晰、灵活可靠、经济高效”的智能现代配电网。“十四五”期间，进一步深化应用城区“网格化”规划和农村“一所一册”规划研究成果，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。强化配电网建设，构建高可靠性城市配电网，提高中心城区电网智能化水平，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。至2025年，新建、扩改110千伏变电站458座，新增变电容量23917兆伏安，110千伏线路4860千米；新建、扩改35千伏变电站383座，新增变电容量3232兆伏安，35千伏线路4101千米；新建、增容10千伏配变5.69万台，容量11719兆伏安，10千伏线路8.06万千米，低压线路8.51万千米，投资合计约为160亿元。

4、加快提升“电力获得”水平

全面打造中国国内领先的电力营商环境，树立“获得电力”营商环境品牌，服务经济社会高质量发展，满足市场主体高质量用能需求和人民群众美好生活需要。力争到2025年，“获得电力”指标排名保持在全国前10位。

（二）大力实施需求侧管理

按照《电力需求侧管理办法（修订版）》的文件要求，基于湖南用能用电特点，推进供给侧结构性改革，推动能源革命和全社会节能减排，促进电力经济绿色发展和生态文明建设。

推动形成“电力支撑产业、产业推动电力”二者相互促进的新发展格局。一是持续提升电力获得水平，全面支撑二产的用能用电需求。电力作为重要的基础设施，要充分发挥好支撑作用，服务好“三高四新”战略的实施。同时，高地的打造将有力拉动用电需求的快速增长，迅速扩大用电规模，继而有利于促进形成保障有力的供应体系。二是加快充电基础设施建设以及5G基站的供电服务，争取至2025年充电桩不低于40万个，在长株潭三市核心区公共充电服务半径小于1公里。三是继续电能替代的进程。

积极倡导节约用电。鼓励能源企业推广使用节能先进技术，逐步降低线损、管损率，至2025年新建机组供电煤耗控制280克标煤/千瓦时，现役机组供电煤耗控制300克标煤/千瓦时，电网线损率稳步下降至7.3%。开展产业园区、工业企业、综合商务区等功能区需求侧管理示范，积极推进合同能源管理、综合节能和用电咨询等服务。

多措并举优化用电结构。完善市场机制、调整用能结构，引导电力需求的结构调整。一是完善峰谷分时电价，峰谷分时电价是重要的需求侧管理手段，但湖南省现行峰谷分时电价政策已与当前用电情况不匹配，需抓紧制定出台。二是积极探索依托地热能实现有条件的区域集中制冷、取暖，形成制冷、取暖的新补充。受用电结构影响，湖南用电负荷尖峰化特征明显，而根据调查统计分析可知，在尖峰负荷当中，43%-47%左右的尖峰负荷为空调降温、取暖负荷。湖南省浅层地温能资源丰富，可在长沙、岳阳、常德、株洲、益阳等地市优先推行，减少电力尖峰负荷。三是建立一批可调节负荷资源库。

推动实施电力需求侧响应。加快电力需求响应平台建设，建立价格激励机制，形成政府主导、电网实施、全社会共同参与的需求响应运作模式，引导储能、电动汽车、虚拟电厂等运营主体深度参与，建立需求响应与电力现货市场、辅助服务市场的衔接机制。到“十四五”末，形成不低于年度最大用电负荷3%的需求响应能力。

“十四五”期间，建成充电桩不少40万个，电能替代规模240亿千瓦时，供电煤耗控制300克标煤/千瓦时以内，电网线损率稳步下降至7.3%，同时形成了3%的需求响应能力。

（三）深入推进电力体制改革

坚定不移推进能源领域市场化改革，还原能源商品属性，形成统一开放、竞争有序的能源市场，进一步释放改革红利，降低用能成本，打通能源发展快车道。

完善电力辅助服务市场，有序推进电力现货市场建设，形成以中长期市场为主、现货市场为补充的现代电力市场体系。进一步放开公益性和调节性以外的发用电计划，扩大市场化电力交易规模，积极推进交易中心股份制改造。加快增量配电试点落地，充分发挥项目示范引领作用。继续做好电网成本监审，促进电网企业有效投资。大力推进自供区改革，进一步压实地方主体责任，合理利用法律法规等手段，确保全省自供区数量的稳步下降。

此外，积极探索“源网荷储”一体化的试点示范工程，力争依托省内增量配电园区推行3左右试点示范工作。

四、环境影响评价

依据国家《电力发展“十四五”规划》和《湖南省国民经济和社会发展第十四个五年规划纲要》的总体要求，本规划将清洁低碳、节能环保作为重要原则。规划实施中，需通过多措并举、多管齐下，积极助推污染防治和生态文明建设，预防和减轻能源发展对环境的不利影响。

“十四五”期间，在保障经济社会持续健康发展前提下，通过提高发电利用效率，降低网络损耗，优化消费结构，大大减轻我省电力发展对环境的负面影响。

严格按照“环保优先、合理布局、严格准入、强化监管”原则，充分发挥电力规划对电力发展的引导约束作用，合理确定规划规模、项目布局和建设时序。认真执行电力项目开发的节能评估和审查制度，科学规划和合理开发资源，确保规划实施不会突破环境承载力。

严格执行环境保护相关法律法规和电力建设项目环境影响评价制度，细化环境影响评价各项工作，加强电力建设和生产运营各环节的环境指标动态监测，强化重要生态功能区和生态脆弱区能源开发的生态保护和环境监管。

遵守创新协调、绿色开放的生态发展理念，大力推广利用清洁能源，推进先进节能技术和相关产品应用，加大电力项目环保投入，加大电力环保科技创新，加大污染治理力度，降低电力发展对空气、水资源、土地等生态环境影响，持续打好“蓝天、碧水、净土”保卫战。

五、保障措施

（一）强化规划引领

增强规划约束引导作用，项目按核准权限分级纳入相关规划，未列入规划的项目不得核准。通过规划与项目的相互结合和有机统一，增强规划对产业布局和项目投资的调控管理，促进规划有效实施，有序推进项目建设。根据电力“十四五”规划，编制全省电网、可再生能源、电动汽车充电设施等专项规划，落实电力规划提出的主要目标和任务，促进电力项目科学布局，顺利落地。

（二）加强统筹衔接

切实做好电力规划与国民经济发展规划、国土空间规划、城乡建设等其他相关规划的有效衔接，加强电力规划与能源总体规划及各专项规划的统筹协调。建立规划滚动修编机制，密切关注国家电力政策调整、国家级电力通道建设情况、省内需求变化、科技创新发展等，适时对规划进行滚动修编，调整规划发展目标和重点，提高规划的全局性、前瞻性和可操作性。

（三）加大政策支持力度

全面落实国家和省在财政、税收、土地等方面的扶持政策，加大对示范工程、示范项目支持力度。中央和省预算内资金要重点向规划内重大项目倾斜。优先保障电力重大项目用地指标，优先采用基金、PPP等多种模式推进项目建设，出台相关措施引导民间资本积极参与投资。鼓励各市州根据自身情况制定差异化的扶持政策。

（四）做好评估调整

规划实施年度中每年对规划执行情况进行回顾、梳理、评估，结合实施情况对规划项目进行微调。坚持规划中期评估制度，严格评估程序，委托第三方机构开展评估工作，对规划滚动实施提出建议，及时总结经验、分析问题、制订对策。规划确需调整的，由国家能源局按程序修订后公布。

（五）完善监督考核

各级能源主管部门要建立健全电力规划实施监督考核机制，会同相关部门强化对电力项目环境影响、新增能（煤）耗动态评估和定期考核。电力企业要自觉接受政府部门监督，落实规划、设计、施工、运维等业务流程和工作要求，加强电力规划建设全过程管控，提升精益化管理水平。开展电源和电网建设专项监管，研判监管过程中发现的情况和问题，依法依规提出处理意见。加强电网公平开放政策执行情况的监管，确保新建电源公平无歧视接入电网。

附图1：
2025年湖南省500千伏及以上电网规划接线示意图

附表1： 

“十四五”期间，湖南大型煤电项目投产时序表

单位：万千瓦

项目	2021年	2022年	2023年	2024年	2025年
累计投产规模	200	300	600	926	1392
年度投产规模	200	100	300	326	466
其中：永州电厂	200
平江电厂		100	100
华容电厂			200
怀化石煤电厂				60
株洲退城进郊				200
石门三期				66	66
益阳三期					200
湘南电厂					200

注：株洲电厂、石门一期电厂待株洲退城进郊、石门三期建成投产，且湖南第二回特高直流建成投产后才具备退出运行条件。

附表2 ： 

“十四五”期间，湖南大型煤电项目开工投产表

单位：万千瓦

序号	名称	工程规模	工作 进展	开工时间	投产时间
					首台机	第二台机
1	永州电厂	2×100	在建		2021年7月	2017年10月
2	平江电厂	2×100	在建	2020年12月	2022年11月	2023年2月
3	华容电厂	2×100	已核准	2021年12月	2023年10月	2023年11月
4	怀化石煤电厂	2×30	已核准	2022年6月	2024年6月	2024年8月
5	株洲退城进郊	2×100	开展前期	2022年6月	2024年6月	2024年8月
6	石门三期	2×66	开展前期	2022年11月	2024年11月	2025年1月
7	益阳三期	2×100	开展前期	2023年6月	2025年6月	2025年8月
8	湘南电厂	2×100	开展前期	2023年6月	2025年6月	2025年8月

 

附表3：

湖南省“十四五”电力规划重大项目表

序号	项目名称	所在地	建设业主	项目 属性	项目 分类	投资估算（亿元）	起止年限	建设内容
项目合计（86项）						2027
火电（15项）						568
1	永州电厂	永州市 东安县	国家能源集团	续建	建成投产	78	2017-2021	装机容量2×100万千瓦
2	平江电厂	岳阳市 平江县	中国华电集团有限公司	续建	建成投产	73	2019-2023	装机容量2×100万千瓦
3	华容电厂	岳阳市 华容县	国家能源集团	续建	建成投产	82	2021-2023	装机容量2×100万千瓦
4	怀化石煤综合利用 项目	怀化市 会同县	国粤投资集团有限公司	续建	建成投产	25	2022-2024	装机容量2×30万千瓦
5	株洲退城进郊2×1000MW煤电项目	株洲市 渌口区	中国大唐集团有限公司	新建	建成投产	79	2022-2024	装机容量2×100万千瓦，退出2×31万千瓦
6	石门三期	常德市 石门县	陕煤化集团长安电力华中发电有限公司	新建	建成投产	55	2022-2025	装机容量2×66万千瓦，退出2×30万千瓦
7	益阳三期	益阳市 赫山区	陕煤化集团长安电力华中发电有限公司	新建	建成投产	68	2023-2025	装机容量2×100万千瓦
8	湘南电厂（郴州）	郴州市		新建	建成投产	70	2023-2025	装机容量2×100万千瓦
9	湘南电厂（衡阳）	衡阳市		新建	开展前期	70		装机容量2×100万千瓦
10	浏阳电厂	长沙市 浏阳市	中国华电集团有限公司	新建	开展前期	70		装机容量2×100万千瓦
11	汨罗电厂	岳阳市 汨罗市	国家能源集团	新建	开展前期	70		装机容量2×100万千瓦
12	岳州电厂	岳阳市 岳阳县	中国华能集团有限公司	新建	开展前期	70		装机容量2×100万千瓦
13	宜章低热值煤综合利用项目	郴州市 宜章县	国粤投资集团有限公司	新建	开展前期	25		装机容量2×30万千瓦
14	长沙市天然气调峰电厂	长沙市望城区	华电湖南分公司	新建	开工建设	32	2021-2023	规划建设2台9F调峰燃机，装机容量2×45万千瓦
15	湘潭九华分布式能源项目	湘潭市	华电湖南分公司	新建	建成投产	5.7	2021-2023	建设2套4.2万千瓦级燃气-蒸汽联合循环机组及相关配套基础设施
水电（10项）						249
16	五强溪电站扩机工程	怀化市沅陵县	五凌电力有限公司	续建	建成投产	21.5	2019-2024	增加装机容量50万千瓦
17	金塘冲水电站	益阳市桃江县		新建	开展前期	25		装机容量22万千瓦
18	鱼潭水电站	怀化市辰溪县		新建	开展前期	11		装机容量10万千瓦
19	平江抽水蓄能电站	岳阳市平江县	国家电网有限公司	续建	首台投产	88	2019-2026	上下水库，地下厂房，其他配套工程，装机容量140万千瓦，十四五投产1台35万千瓦机组
20	安化抽水蓄能电站	益阳市安化县	国网新源控股有限公司	新建	开工建设	139	2021-2029	上下水库，地下厂房，其他配套工程，装机容量240万千瓦
21	东江电站扩机工程	郴州市资兴市	国家电网有限公司	新建	开展前期	22		新建3×17万千瓦可逆式机组
22	汨罗抽水蓄能电站	岳阳市汨罗市		新建	开展前期	75		装机容量120万千瓦
23	攸县抽水蓄能电站	株洲市攸县		新建	开展前期	75		装机容量120万千瓦
24	浏阳抽水蓄能电站	长沙市 浏阳市		新建	开展前期	75		装机容量120万千瓦
25	湘南抽水蓄能电站	湘南地区		新建	开展前期	75		装机容量120万千瓦
电网（61项）						1210
26	1000千伏南昌-长沙特高压交流输变电工程	长沙市	国家电网有限公司	新建	建成投产	51	2021-2022	新建1座1000千伏特高压交流站，变电容量2×300万千伏安；新建长沙～南昌双回特高压交流线路，境内线路长度238公里
27	1000千伏荆门～长沙特高压双回线路工程	长沙市 岳阳市	国家电网有限公司	新建	建成投产	30	2021-2022	新建长沙～荆门双回特高压交流线路，境内线路长度328公里
28	±800千伏雅中～江西特高压直流线路工程（过境）	怀化市邵阳市衡阳市湘潭市株洲市	国家电网有限公司	续建	建成投产	37	2020-2021	境内线路长度476公里
29	湖南长沙1000千伏特高压变电站500千伏送出工程	长沙市	国家电网有限公司	新建	建成投产	6.2	2021-2022	新增500千伏线路长度109公里
30	湖南长沙星城500千伏变电站主变更换和扩建工程	长沙市	国家电网有限公司	续建	建成投产	1.1	2020-2021	新增500千伏变电容量100万千瓦
31	湖南长沙宁乡500kV输变电工程	长沙市	国家电网有限公司	续建	建成投产	15	2020-2021	新增500千伏变电容量100万千瓦，新增500千伏线路长度205公里
32	湖南郴州东500千伏输变电工程	郴州市	国家电网有限公司	续建	建成投产	4.2	2020-2021	新增500千伏变电容量100万千瓦，新增500千伏线路长度43公里
33	湖南湘西自治州500kV输变电工程	湘西州	国家电网有限公司	续建	建成投产	7.6	2020-2021	新增500千伏变电容量100万千瓦，新增500千伏线路长度113公里
34	湖南娄底西500千伏输变电工程	娄底市	国家电网有限公司	续建	建成投产	3.7	2020-2021	新增500千伏变电容量100万千瓦，新增500千伏线路长度7公里
35	湖南宗元～紫霞第二回500kV线路工程	永州市	国家电网有限公司	续建	建成投产	4.7	2020-2021	新增500千伏线路长度113公里
36	湖南韶山换流站～云田500千伏线路改造工程	湘潭市株洲市	国家电网有限公司	续建	建成投产	1.1	2020-2021	新增500千伏线路长度72公里
37	湖南永州电厂500kV送出工程	永州市	国家电网有限公司	续建	建成投产	1.7	2020-2021	新增500千伏线路长度35公里
38	湖南株洲西500千伏输变电工程	株洲市	国家电网有限公司	新建	建成投产	4.9	2022-2023	新增500千伏变电容量200万千瓦，新增500千伏线路长度30公里
39	±800千伏湘南特高压直流工程		国家电网有限公司	新建	建成投产	90		新建西北能源基地～衡阳特高压直流工程，额定输送容量800万千伏安，境内线路长度550千米，配套新建2台调相机。
40	1000千伏长沙特高压交流主变扩建工程	长沙市	国家电网有限公司	新建	建成投产	5	2023-2025	扩建变电容量300万千伏安
41	湖南湘南直流500kV配套送出工程	衡阳市	国家电网有限公司	新建	建成投产	10.1	2021-2025	新增500千伏线路长度224公里
42	湖南长沙县500千伏输变电工程	长沙市	国家电网有限公司	新建	建成投产	3.7	2021-2022	新增500千伏变电容量100万千瓦，新增500千伏线路长度4公里
43	湖南长沙浏阳500千伏变电站2号主变扩建工程	长沙市	国家电网有限公司	扩建	建成投产	0.6	2021-2021	新增500千伏变电容量100万千瓦
44	湖南长沙沙坪500千伏变电站改扩建工程	长沙市	国家电网有限公司	新建	建成投产	0.9	2021-2022	新增500千伏变电容量50万千瓦
45	湖南长沙艾家冲500千伏变电站改扩建工程	长沙市	国家电网有限公司	新建	建成投产	0.9	2021-2022	新增500千伏变电容量50万千瓦
46	湖南株洲云田500千伏主变改扩建工程	株洲市	国家电网有限公司	新建	建成投产	0.6	2024-2025	新增500千伏变电容量75万千瓦
47	湖南长沙大托500kV输变电工程	长沙市	国家电网有限公司	新建	建成投产	5.7	2021-2025	新增500千伏变电容量100万千瓦，新增500千伏线路长度60公里
48	湖南岳阳罗城500kV变电站3号主变扩建工程	岳阳市	国家电网有限公司	扩建	建成投产	0.6	2021-2021	新增500千伏变电容量100万千瓦
49	湖南岳阳北500千伏输变电工程	岳阳市	国家电网有限公司	新建	建成投产	3.2	2022-2023	新增500千伏变电容量100万千瓦，新增500千伏线路长度16公里
50	湖南古亭～雁城第二回500千伏线路工程	株洲市衡阳市	国家电网有限公司	新建	建成投产	3.7	2022-2023	新增500千伏线路长度91公里
51	湖南衡阳西500千伏输变电工程	衡阳市	国家电网有限公司	新建	建成投产	3.5	2022-2023	新增500千伏变电容量200万千瓦，新增500千伏线路长度10公里
52	湖南永州紫霞500kV变电站3号主变扩建工程	永州市	国家电网有限公司	新建	建成投产	0.6	2021-2025	新增500千伏变电容量100万千瓦
53	湖南永州宗元500kV变电站3号主变扩建工程	永州市	国家电网有限公司	新建	建成投产	0.6	2021-2025	新增500千伏变电容量100万千瓦
54	湖南衡阳雁城500kV变电站2号主变扩建工程	衡阳市	国家电网有限公司	新建	建成投产	0.6	2021-2025	新增500千伏变电容量100万千瓦
55	湖南雁城～郴州东500千伏线路工程	衡阳市	国家电网有限公司	新建	建成投产	5.2	2021-2022	新增500千伏线路长度129公里
56	湖南常德岗市500千伏变电站改扩建工程	常德市	国家电网有限公司	扩建	建成投产	0.9	2021-2021	新增500千伏变电容量100万千瓦
57	湖南张家界500千伏输变电工程	常德市怀化市	国家电网有限公司	新建	建成投产	10.6	2021-2022	新增500千伏变电容量150万千瓦，新增500千伏线路长度179公里
58	湖南益阳东500千伏输变电工程	益阳市	国家电网有限公司	新建	建成投产	3.9	2022-2023	新增500千伏变电容量100万千瓦，新增500千伏线路长度20公里
59	湖南洞庭500千伏输变电工程	益阳市常德市	国家电网有限公司	新建	建成投产	10.1	2023-2024	新增500千伏变电容量100万千瓦，新增500千伏线路长度158公里
60	湖南邵阳东500千伏输变电工程	邵阳市	国家电网有限公司	新建	建成投产	3.3	2022-2023	新增500千伏变电容量100万千瓦，新增500千伏线路长度10公里
61	湖南邵阳西500千伏输变电工程	邵阳市	国家电网有限公司	新建	建成投产	4.3	2023-2024	新增500千伏变电容量150万千瓦，新增500千伏线路长度40公里
62	湖南怀化牌楼500千伏变电站改扩建工程	怀化市	国家电网有限公司	新建	建成投产	0.9	2023-2024	新增500千伏变电容量50万千瓦
63	湖南自治州500kV变电站第二台主变扩建工程	湘西自治州	国家电网有限公司	新建	建成投产	0.55	2021-2025	新增500千伏变电容量100万千瓦
64	湖南自治州～娄底西500千伏线路工程	湘西州怀化市娄底市	国家电网有限公司	新建	建成投产	9.9	2021-2022	新增500千伏线路长度220公里
65	湖南宗元～船山500千伏线路工程	永州市衡阳市	国家电网有限公司	新建	建成投产	4.5	2023-2024	新增500千伏线路长度99公里
66	湖南民丰～湘潭西第三回500kV线路工程	娄底、湘潭市	国家电网有限公司	新建	建成投产	2.3	2021-2025	新增500千伏线路长度50公里
67	韶山换近区500千伏短路电流控制工程	株洲市湘潭市	国家电网有限公司	新建	建成投产	1.6	2024-2025	新增500千伏线路长度40公里
68	湖南华润鲤鱼江电厂500kV送出工程	郴州市	国家电网有限公司	新建	建成投产	1.7	2021-2025	新增500千伏线路长度28公里
69	湖南平江电厂500千伏送出一期工程	岳阳市长沙市	国家电网有限公司	新建	建成投产	3.2	2021-2022	新增500千伏线路长度70公里
70	湖南平江电厂500千伏送出二期工程	岳阳市	国家电网有限公司	新建	建成投产	5.2	2022-2023	新增500千伏线路长度80公里
71	湖南华容电厂500千伏送出工程	岳阳市益阳市	国家电网有限公司	新建	建成投产	4	2023-2024	新增500千伏线路长度100公里
72	湖南华银株洲新厂送出工程	株洲市	国家电网有限公司	新建	建成投产	1.6	2023-2024	新增500千伏线路长度40公里
73	湖南石门电厂三期500千伏送出工程	常德市	国家电网有限公司	新建	建成投产	1.3	2024-2025	新增500千伏线路长度32公里
74	湖南益阳电厂三期送出工程	益阳市长沙市	国家电网有限公司	新建	建成投产	0.9	2022-2023	新增500千伏线路长度22公里
75	湖南湘南电厂500千伏送出工程	衡阳市	国家电网有限公司	新建	建成投产	3.4	2024-2025	新增500千伏线路长度35公里，新建500千伏湘南开关站。
76	湖南平江抽水蓄能电厂500千伏送出工程	岳阳市长沙市	国家电网有限公司	新建	建成投产	1.6	2024-2025	新增500千伏线路长度40公里
77	湖南东江电厂扩机送出工程	郴州市	国家电网有限公司	新建	建成投产	1	2024-2025	新增500千伏线路长度24公里
78	湖南长沙特高压～罗城～沙坪第二回500kV线路工程	长沙、岳阳市	国家电网有限公司	新建	开展前期	4.6	2021-2025	新增500千伏线路长度102公里
79	1000千伏湘南特高压交流输变电工程	长沙市株洲市衡阳市	国家电网有限公司	新建	开展前期	68	2021-2025	新建1座1000千伏特高压交流站，变电容量2×300万千伏安；新建长沙～湘南双回特高压交流线路，线路长度500公里
80	湖南株洲古亭500kV变电站2号主变扩建工程	株洲市	国家电网有限公司	新建	开展前期	0.55	2021-2025	新增500千伏变电容量100万千瓦
81	湖南郴州苏耽500kV变电站3号主变扩建工程	郴州市	国家电网有限公司	新建	开展前期	0.55	2021-2025	新增500千伏变电容量100万千瓦
82	湖南长沙宁乡500kV变电站2号主变扩建工程	长沙市	国家电网有限公司	新建	开展前期	0.55	2021-2025	新增500千伏变电容量100万千瓦
83	湖南浏阳电厂送出工程	长沙市	国家电网有限公司	新建	开展前期	1.4	2021-2025	新增线路35公里
84	湖南岳阳罗城500kV变电站2号主变扩建工程	岳阳市	国家电网有限公司	新建	开展前期	0.55	2021-2025	新增500千伏变电容量100万千瓦
85	220千伏输变电工程	有关市州		新建、改扩建	建成投产	170	2021-2025	新增线路长度4399公里，变电容量2571万千伏安
86	配电网（含智能电网）建设工程	有关市州		新建、改扩建	建成投产	660	2021-2025	新增110千伏及以下线路长度174661公里，变电容量3887万千伏安

注：开展前期项目不计入投资统计。