湖南省“十四五”能源发展规划

能源是国民经济社会发展的血液，能源安全是国家总体安全的重要组成部分，是现代化建设的基础和动力。“十四五”时期是全面建成小康社会、实现第一个百年奋斗目标之后，乘势而上开启全面建设社会主义现代化国家新征程、向第二个百年奋斗目标进军的第一个五年，也是湖南能源高质量发展的关键时期。为深入落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，支撑全省“三高四新”战略落实落地，根据国家《能源发展“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和二〇三五年远景目标纲要》精神，制定本规划。

第一章  发展基础和形势

一、发展基础

（一）“十三五”取得的主要成就

“十三五”时期，湖南能源发展呈现稳中有进、进中提质的良好态势，为全省决胜全面建成小康社会提供了重要支撑。

1、基础设施不断夯实。实施重大能源项目64个，完成投资2300亿元，一批标志性工程取得突破性进展，形成“五纵六横三通道”（三纵四横500千伏电网，一纵两横天然气管网，一纵成品油管道，祁韶直流、浩吉铁路、新粤浙湖南段三条重大省外输入通道）能源网格局，有力改变了全省能源发展面貌。新粤浙管道湖南段建成，标志着我省从全国“北气南送”末端转为“南气北送”前端，实现了天然气流向的历史性变革。浩吉铁路投运，煤炭调入能力大幅提升、运输时间大幅缩短，铁水联运格局基本形成。祁韶直流建成投产，雅江直流进展顺利，我省迈入特高压时代；攸县电厂等一批常规电源建成投产，新能源迅速发展，电力装机规模新增1039万千瓦。永州、平江、华容电厂开工建设，将为“十四五”电力系统提供坚实保障。长沙电池储能示范工程率先投运，平江抽水蓄能电站、岳阳铁水联运储备基地有序推进，能源储备短板加快补齐。湖南能源大数据智慧平台基本建成，智慧能源系统初具雏形。能源基础设施建设有力提升了我省能源保障能力。

图1  湖南省“十三五”能源网络格局——五纵六横三通道

2、供应能力有所增强。全省一次能源消费总量16275万吨标煤，占全国的3.3%，其中煤炭、石油、天然气、一次电力及其他的消费量分别占比55%、18%、3%和24%。能源供应能力超过消费总量，其中，省内生产3050万吨标煤，占全省消费总量的19%，包括原煤1050万吨（750万吨标煤）、水风光等一次能源发电量792亿千瓦时（2300万吨标煤），分别占25%和75%；省外调入12765万吨标煤，占全省消费总量的78%，煤、电、原油、成品油和天然气省外调入能力分别达到10700万吨、176亿千瓦时、1250万吨、1000万吨和100亿立方米；其它能源460万吨标准煤，占全省总量的3%。除部分高峰时段外，能源供应能力基本满足经济社会发展需要。

表1  全国与湖南能源生产、消费结构对比表

年份 指标	全国			湖南
	2015年	2019年	2020年	2015年	2019年	2020年
一、能源消费总量（万吨标准煤）	430000	486000	498000	14514	16001	16275
其中：煤炭	64%	58%	/	59%	55%	55%
石油	18%	19%	/	17%	19%	18%
天然气	6%	8%	/	2%	3%	3%
非化石能源	12%	15%	/	16%	20%	21%
二、能源供应能力（万吨标准煤）	431636	488853	/	14551	16042	16320
1. 境内生产
其中：煤炭	61%	54%	/	19%	7%	5%
石油	7%	5%	/	0%	0%	0%
天然气	4%	5%	/	0%	0%	0%
非化石能源	12%	15%	/	13%	16%	17%
2. 外部调入
其中：煤炭	3%	4%	/	40%	48%	50%
石油	11%	14%	/	17%	19%	18%
天然气	2%	4%	/	2%	3%	3%
非化石能源	/	/	/	3%	4%	4%

3、低碳结构加快转型。能源生产消费结构向清洁低碳方向加快转变，呈“四升一降”良好态势：新能源（风电、光伏发电、生物质能）装机规模达1145万千瓦，占比由5%提升至23%，与全国基本持平；非水可再生能源发电量占比由3%提升至11%，居全国第7、中东部第1；非化石能源（除煤炭、石油、天然气外的能源）消费占比由16%提升至21%，高出全国5个百分点；电能占终端能源消费占比由13%提升至17%；煤炭消费占比由59%降低至55%，低于全国平均水平。能耗“双控”目标全面完成，单位国内生产总值能耗累计下降20.1%，超额完成国家目标；以低于全国0.7个百分点的年均能源消费增速（2.3%）支撑了高于全国1.3个百分点的经济增长（7%），能源消费弹性系数0.33，低于全国0.46的平均水平。煤电机组全部实现超低排放，省内供电煤耗从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。电网线损率从8.32%降至7.76%。

4、能源改革稳步推进。供给侧改革方面，累计淘汰落后小煤矿282处，退出产能2161万吨，超额完成国家下达任务。大力推进农村电网体制改革，自供区数量由660多家减少到160余家。积极推进小水电清理整顿，关闭退出小水电494座。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1个增量配电试点改革顺利推进。需求侧改革方面，全面实行电网省力、省时、省钱“三省”服务和低压小微企业客户零上门、零审批、零投资“三零”服务，办电环节、接电时间、办电成本等“获得电力”服务水平持续提升，支撑湖南、长沙分别跻身全国营商环境十强省份和十强城市。放管服改革方面，能源项目实施并联审批和全过程、全环节网上办理，严格执行清单管理，建立完善新能源消纳预警、风电项目联合审批和城燃特许经营准入退出机制。

5、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。“气化湖南工程”覆盖12个市州、72个县（区、市），管道气化人口数从900万人提高到2000万人。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。

表2  2015-2020年湖南与全国人均用电对比

年份	人均用电量(千瓦时/人·年)			人均生活用电量(千瓦时/人·年)
	全国	湖南	湖南/全国	全国	湖南	湖南/全国
2015年	4142	2134	52%	530	485	91%
2016年	4321	2192	51%	584	568	97%
2017年	4589	2312	50%	628	598	95%
2018年	4954	2537	51%	696	667	96%
2019年	5186	2699	52%	733	736	101%
2020年	5350	2780	52%	780	772	99%

6、产业创新不断涌现。一批能源新技术实现突破。株洲中车1200伏和1700伏大功率IGBT芯片实现量产，特变电工衡变公司1000千伏级现场组装式变压器、湘电大型低速高效直驱式风机研制成功，三一重能国内首台5MW箱变上置风电机组投入使用。建成国家级输电线路覆冰、舞动、雷电、山火预测预警中心。一批能源新产能国内领先。中车、湘电、三一形成风电产业集群，风机叶片产能在全国市场占有率达到30%左右；拥有先进储能材料企业近百家，产值超过450亿元，产业规模和市场占有率居全国第一。一批能源新模式率先示范。长沙电化学储能示范工程率先投运，规模达到6万千瓦/12万千瓦时。长沙天然气电商平台入选国家“互联网+”智慧能源示范。实施长沙望城区等5个浅层地热能在建筑领域应用示范，试点区域面积达60平方公里。
7、能源合作不断深化。统筹利用两种资源、两个市场，能源全方位、多元化开放合作进程加快。省际合作水平不断提高，引入甘肃、贵州等地优质低价电力占全社会用电接近20%。政企合作不断深入，中石油、中石化、大唐、新奥燃气等能源企业在湘投资超过2000亿元；在国家电网投资1008亿元再造一个湖南电网基础上，初步达成“十四五”投资1350亿元合作意向；国家管网加快全省油气“一张网”进程。电力、可再生能源等学会、协会行业交流合作能力进一步增强。

表3  湖南省“十三五”能源发展主要成就

类别	指标	单位	2015年	2020年	年均增速/增长
总量 目标	一次能源生产总量	万吨标准煤	5096	3050	-9.8%
	其中：煤炭	万吨原煤	3559	1050	-21.7%
	能源消费总量	万吨标准煤	14514	16275	2.3%
	其中：煤炭	万吨	10229	11750	2.8%
	原油	万吨	880	881	0%
	成品油	万吨	1295	1330	0.5%
	天然气	亿立方米	26.5	38.4	7.7%
	电力装机总量	万千瓦	3945	4984	4.8%
	全社会用电量	亿千瓦时	1448	1929	5.9%
结构 目标	煤炭消费比重	%	59.1	55.0	-4.1
	石油消费比重	%	17.1	18.1	1.0
	天然气消费比重	%	2.4	3.1	0.7
	非化石能源消费比重	%	16.0	21.0	5.0
效率 目标	单位国内生产总值能耗下降幅度	%	－	20.1
	煤电供电煤耗	克标准煤/ 千瓦时	323	307	-1.0%
民生 目标	居民人均生活用电量	千瓦时/人·年	485	772	9.7%
	管道天然气县（市、区）覆盖率	%	31	59	28
	农网改造覆盖面	%	96	99.9	3.9

表4  湖南能源发展在全国排位情况

名 次	总量指标				单位指标		人均指标			居民生活 指标	名 次
	人口	GDP	能源 消费 总量	全社会 用电量	万元 GDP 能耗	万元 GDP 电耗	人均 GDP	人均 用能量	人均 用电量	人均生活 用电量
1	广东	广东	山东	山东	北京	北京	北京	宁夏	内蒙	福建	1
2	山东	江苏	广东	广东	江苏	上海	上海	内蒙	宁夏	北京	2
3	河南	山东	河北	江苏	广东	湖南	江苏	青海	青海	浙江	3
4	四川	浙江	江苏	浙江	上海	重庆	福建	新疆	新疆	上海	4
5	江苏	河南	内蒙	河北	福建	湖北	浙江	山西	浙江	江苏	5
6	河北	四川	河南	内蒙	浙江	福建	广东	辽宁	江苏	广东	6
7	湖南	福建	辽宁	河南	重庆	四川	天津	天津	山东	贵州	7
8	安徽	湖北	浙江	新疆	江西	河南	重庆	上海	上海	广西	8
9	湖北	湖南	山西	四川	湖北	江苏	湖北	河北	山西	湖南	9
10	浙江	上海	四川	福建	天津	天津	山东	山东	福建	湖北	10
11	广西	安徽	新疆	安徽	湖南	广东	内蒙	江苏	广东	天津	11
12	云南	北京	湖北	辽宁	安徽	安徽	陕西	浙江	天津	海南	12
13	江西	河北	湖南	山西	海南	江西	安徽	北京	辽宁	山东	13
14	辽宁	陕西	安徽	湖北	吉林	吉林	湖南	陕西	北京	河北	14
15	福建	江西	福建	云南	河南	海南	海南	福建	甘肃	陕西	15
16	陕西	辽宁	陕西	广西	四川	陕西	四川	龙江	河北	重庆	16
17	龙江	重庆	云南	湖南	陕西	龙江	辽宁	甘肃	陕西	辽宁	17
18	山西	云南	上海	陕西	山东	浙江	河南	广东	贵州	河南	18
19	贵州	广西	龙江	江西	广西	云南	宁夏	湖北	云南	安徽	19
20	重庆	贵州	广西	贵州	云南	贵州	江西	贵州	广西	江西	20
21	吉林	山西	贵州	上海	贵州	广西	新疆	重庆	海南	四川	21
22	甘肃	内蒙	江西	甘肃	龙江	山东	云南	吉林	安徽	山西	22
23	内蒙	天津	重庆	重庆	辽宁	辽宁	贵州	云南	重庆	蒙古	23
24	新疆	新疆	天津	北京	河北	河北	山西	四川	湖北	青海	24
25	上海	龙江	甘肃	宁夏	甘肃	山西	河北	河南	河南	云南	25
26	北京	吉林	北京	龙江	山西	甘肃	吉林	海南	江西	龙江	26
27	天津	甘肃	宁夏	天津	内蒙	新疆	广西	湖南	四川	吉林	27
28	海南	海南	吉林	吉林	新疆	内蒙	龙江	广西	吉林	新疆	28
29	宁夏	宁夏	青海	青海	青海	宁夏	甘肃	安徽	湖南	宁夏	29
30	青海	青海	海南	海南	宁夏	青海	青海	江西	龙江	甘肃	30

注：能源消费总量、人均用能量为2018年度数据，人均生活用电量为2019年度数据，其余指标为2020年。

（二）存在的主要问题

经过五年建设，湖南能源发展取得系列成就，但省内一次能源资源严重匮乏、整体处于全国能源流向末端的基本省情没有变，一些长期存在的结构性矛盾和问题更加凸显，能源对经济社会发展的制约不断加剧，主要体现在以下五个方面：

1、能源保障能力不足。2020年，全省能源生产、消费总量分别为3050万吨、16275万吨标煤，人均能源生产、消费量分别为0.45吨、2.3吨标煤，能源对外依存度达到80%左右，自身能源保障能力严重不足。同时，外调能力严重受限。湖南位于国家电网和南方电网结合部，仅通过三回500千伏交流联络线与华中电网相连，受“强直弱交”电网结构影响，省外输电总能力不超过640万千瓦，其中祁韶直流最大送电能力约为500万千瓦，仅为额定功率的60%。煤炭资源主要依赖于内蒙、山西、陕西等北方煤炭大省，用煤高峰时期煤源和铁路运力难以保障，水路转运复杂且时间长。天然气仅有西二线樟湘支线、忠武线潜湘支线两条国家支线供气，新粤浙主干线于2020年投产且未全线通气。高峰期阶段性能源保供压力长期存在，特别是电力方面，“十三五”期间全省全社会用电负荷增长1050万千瓦，而供电能力仅增加500万千瓦（省内火电120万千瓦，外电380万千瓦），供需紧平衡状态不断加剧，累计实施有序用电4次（2017年1次、2天，2018年1次、14天，2020年2次、33天），其中2020年迎峰度冬期间电力缺口约300万千瓦，是全国仅有的两个在全省范围内实施有序用电省份之一（另一为江西）。

2、能源供需结构不优。供给侧，全省80%的水电不具备调节能力，风电、光伏发电装机大幅增长且出力波动性大，可再生能源需优先消纳，火电利用小时长期低于全国平均水平770小时左右。火电投资积极性不高，基础支撑电源增长缓慢，高峰期电力短缺、低谷期电力盈余矛盾持续加剧。需求侧，工业用电量占全社会用电量52%，低于全国平均水平15个百分点；居民用电量占比27.6%，是全国平均水平的近两倍。电力需求季节性、时段性特性明显，呈现夏冬双高峰、午晚双高峰的特点，且尖峰负荷高、持续时间短（全年超过97%最高负荷累计时间约9小时），峰谷差率大（近60%，居全国第一），峰谷矛盾突出，高峰时段供应保障难度大，厂网设备整体利用率偏低。电煤占煤炭消费比重约30%，为全国平均水平的一半左右，煤炭清洁高效利用程度偏低。工业用气比重不到30%，低于全国平均水平约10个百分点，天然气冬季保障难度大。

3、区域布局不平衡。各能源品种还未形成点网协同发展格局。70%的用电负荷集中在湘东、湘南，63%的电源分布在湘西、湘北，长期处于“北电南送、西电东送”远距离送电格局，西部窝电与东部缺电情况并存。湘南地区处于全国煤炭运输通道的末端，运输成本最高，火电建设长期滞后，与其作为湖南第二负荷中心的区位特点不匹配。兰郑长成品油管线、长郴成品油管线和“一干两支”天然气管线等油气骨干管网均分布在京广铁路沿线区域，超过90%的油气基础设施分布在中东部经济发达地区，湘西等地区覆盖不足，尚有50个县市区未通管道天然气，制约了油气市场发展。
 

4、用能成本相对偏高。受资源禀赋、区域位置、用能结构等因素影响，全省用能成本较高。一是上网电价高。省内电厂与国家大型煤炭生产基地直线距离均超过1300公里，特别是湘南、湘中地区电煤调运问题突出，电煤运输成本全国最高，占燃料成本约50%，导致火电标杆电价高达0.45元/千瓦时，居全国第2；部分水电站开发经济性不优，水电平均上网电价0.33元/千瓦时，高于全国平均水平，比周边贵州、广西分别高4分、5分/千瓦时；风电等新能源上网电价参照火电标杆电价，进一步抬高全省平均上网电价。二是输配价格高。发用电结构季节性差异大，电力系统设备运行效率偏低，电网建设投资大，输配电价高于全国平均水平。省内天然气管输价格最高达到0.7元，分别是广东、江西的4.7倍和2.3倍。三是交叉补贴高。工商业每年补贴农业、居民用电超过70亿元。由于居民用电占比远高于全国平均水平，导致工商业承担的交叉补贴负担重的同时，居民享受的平均补贴相对不足。与周边7省相比，我省综合售电均价为0.657元/千瓦时，排第4位（低于广东、湖北、江西，高于重庆、广西、贵州）；天然气基准门站价格1.82元/立方米，排第3位（低于广东、广西，与湖北、江西持平，高于重庆、贵州）。用能价格高企制约了产业用能需求增长，影响了综合竞争力的提升。

 

图2  10千伏大工业电价对比图

图3  工商业电价对比图

图4  居民电价对比图

5、能源统筹调配能力严重短缺。一是资源统筹不强。省内调配储备体系和机制尚不健全，不能跨季节、跨区域储备和调配，缺乏将煤炭市场淡季资源转化为旺季储备的能力和富余电量转化为电力的能力。二是平台统筹欠缺。省外企业在湘投资的利益导向、规划布局与省内补短板、强弱项需求匹配性不强。湘煤集团、湘投集团等省内能源企业投资能力不足、经营领域单一、专业化程度不高，难以承担大规模的能源建设任务。三是要素统筹较弱。针对能源供应的短板，在政策引导、财政支持和市场机制等要素方面缺乏统筹和协同，没有形成合力，需在财税、资金、价格、机制等方面形成有针对性的一揽子解决方案。

二、面临形势

当前世界正经历百年未有之大变局，我国已转向高质量发展的新阶段，国际国内能源格局发生重大调整，主要呈现以下发展趋势：

——从国际看。全球政治经济格局加快转变，新一轮科技革命和产业变革深入发展，国际能源格局和力量深化调整，能源关键核心技术装备的竞争博弈更加白热化，能源供应安全的外部风险明显增多，网络安全、信息安全等非传统安全风险日益突出，影响能源发展的不稳定性不确定性因素明显增加。

——从国内看。当前和今后一个时期，我国发展仍然处于重要战略机遇期，将准确把握新发展阶段、深入贯彻新发展理念、加快构建新发展格局，实现经济社会高质量发展。要求能源既要有量的适度增长，充分满足经济社会发展和人民生产生活需要，更要有质的显著提高，服务于生态文明建设和全面推动绿色发展战略要求。能源“双控”力度将进一步加大，全国能源消费总量将控制在53.5-55.5亿吨标准煤，年均增长2.2%-2.5%；风电和光伏发电累计装机超过12亿千瓦，在“十三五”基础上翻一番。据预测，“十四五”期间，中东部地区将普遍存在能源短缺问题，按现有基数测算，“两湖一江”地区电力缺口将达3000万千瓦。省际合作逐步加强的同时，对能源资源的竞争也将日趋激烈。

——从省内看。今后五年，我省将大力实施“三高四新”战略，开启建设社会主义现代化新湖南，能源发展面临新的发展机遇：

一是能源需求快速增长。从总量看，“十四五”期间，我省经济增速将高于全国平均水平，维持在6%以上，要支持这一发展速度，按照能源消费弹性系数0.48水平考虑，全省一次能源消费总量需达到19000万吨标准煤，年均增速约3.1%。从人均看，全省人均能源消费总量2.7吨标煤，仅为全国平均的70%，存在较大的刚性增长空间，能源需求仍将维持后发赶超的快速增长势头。从动力看，湖南打造国家先进制造业高地、具有核心竞争力的科技创新高地和内陆地区改革开放高地，将带动制造业、服务业等产生巨大的能源消费新需求。

二是支撑要素加速集聚。“两湖一江”地区已成为全国能源保供的重点，国家将在该区域布局一批重大能源项目，为我省争取国家支持奠定了政策基础。新材料、新技术和新装备的不断涌现，为推动源网荷储一体化、智慧能源、氢能等新模式、新业态和新产品推广应用提供重要的技术支撑。全省能源对外合作力度不断加大、投资渠道不断拓宽、市场机制不断完善，能源发展动力更加充沛。

三是低碳转型加快推进。按照国家低碳发展目标，预计全省新能源（含生物质）装机规模需从1145万千瓦提高至2650万千瓦以上。电源侧，受国土、环保、林业、水利等要素制约，新能源资源开发难度大。系统侧，受系统调节能力不足、电力市场化机制不完善等因素制约，2020年全省弃风率已超过5%国家红线要求，新能源消纳能力已达极限，需要进一步增强电力系统调节能力。消费侧，碳交易、绿证交易等政策和机制尚未成熟，不能有效引导能源消费低碳转型。

国家对湖南能源发展高度关注，将在能源资源配置和政策方面予以倾斜，有助于推动我省能源保障能力不断增强。省委、省人民政府站在战略全局高度提出，全省最大的短板是能源，最大的风险是能源，“十四五”最大的任务是加强能源建设。这是我省能源发展新的历史方位。全省能源系统要立足新的历史阶段，在危机中育先机、于变局中开新局，抓住机遇，应对挑战，奋勇推动全省能源发展跨入新时代。

第二章  发展构想

一、指导思想

全面贯彻党的十九大和十九届二中、三中、四中、五中全会精神，以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入落实习总书记对湖南工作系列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和目标、支撑“三高四新”战略实施、满足人民美好生活的用能需求，按照“加大能源输入力度、强化煤电兜底保障，积极有序发展新能源、提高系统调节能力、构建坚强智慧清洁能源网”总体思路，以供应、输配、消费、调节、市场、产业、合作等7大体系为支撑，建设中部能源综合大受端、长江中游两个一体化（源网荷储、风光水火储）示范区、国家重要新能源装备制造高地，形成保障有力、清洁低碳、高效智慧、适度超前的能源高质量发展新格局，为建设现代化新湖南提供坚强能源保障。

二、基本原则

1、坚持安全稳供。增强能源安全底线思维和危机意识，牢牢把握能源安全主动权。既要加快省内能源基础设施建设，又要加大外部优质能源引入力度，切实提升全省能源供应能力。加强能源安全风险管控和应急响应能力建设，确保极端情况下能源基本供应。加大能源安全生产监管力度，不断提高安全生产水平。

2、坚持清洁低碳。坚持能源绿色生产消费观。既要充分发挥现有能源基础设施兜底稳供作用，推进化石能源清洁高效利用，又要把发展清洁能源作为应对气候变化的主攻方向，大幅控减二氧化碳排放强度，促进生态文明建设。

3、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，坚持以“宁可让能源等发展、不能让发展等能源”的适度超前发展思想服务经济社会发展，统筹好“点与网”、“内与外”、“新与老”、“供与需”、“城与乡”和“硬与软”等六大关系，注重防范化解能源重大风险挑战，实现能源发展质量、结构、规模、速度、效益、安全相统一。

4、坚持改革创新。把能源革命作为能源发展的核心任务，把自主创新作为引领能源发展的第一动力，把降低用能成本作为目标导向。坚持市场化导向，大力推动能源降本增效，持续推进电力、油气、能源价格和自供区改革等取得新成效。加大能源科技装备创新力度，抢占能源转型变革先机。

5、坚持以人为本。坚持以人民为中心发展理念。既要重点保障经济发达区域的能源高质量供应，又要促进能源公共服务向基层和农村延伸，让能源发展成果更多地惠及全体人民。

三、发展目标

——总量目标。全省能源供应能力满足高质量发展要求。到2025年，单位国内生产总值能耗比2020年下降13%以上，能源消费总量约为19000万吨标准煤，全社会用电量、用电负荷分别达到2660亿千瓦时、5500万千瓦，基本满足经济社会发展用能需求。省内能源综合生产能力不低于3200万吨标准煤，煤炭产量保持在1500万吨左右，电力装机达到8000万千瓦，其中火电装机3400万千瓦。省外电力、煤炭、成品油、天然气调入能力分别达到1400万千瓦、10700万吨、1250万吨和150亿立方米，基本建成中部能源大受端。能源装备产业增加值达到4000亿元，成为国家重要新能源装备制造基地。

——结构目标。到2025年，可再生能源电力非水电消纳责任权重达到18.9%。风电、光伏发电、生物质装机分别达到1200万千瓦、1300万千瓦和150万千瓦，总量较“十三五”末翻一番，长江中游源网荷储一体化和风光水火储一体化示范区基本建成；祁韶直流实现满送，其中新能源电量占比不低于40%。煤炭占一次能源消费比重从55%降低至50%以下，电能占终端能源消费比重从17%增加至22%。

——改革目标。深化供给侧结构性改革，通过市场化手段降低用能成本40亿元左右；建成电力现货市场及辅助服务市场，电力市场交易规模占全社会用电量比重达到50%左右。加强需求侧管理，逐步完善价格机制，形成全社会用电负荷3%~5%的需求侧响应能力；新增年消费量5%的煤炭储备能力；全省建成不低于日均3天需求量的政府储气能力，城燃企业不低于年用气量5%的储气能力。

——民生目标。人均生活用电量达到1230千瓦时，长株潭“获得电力”指数达到国内一流水平，城市停电时间由“十三五”末的3小时减少到1小时以内，农村停电时间较“十三五”末再下降40%以上。管道天然气实现“县县通”，气化人口达到4200万人。建成充电桩40万个以上。

表5  湖南省“十四五”能源发展主要指标

类别	指标	单位	2020年	2025年	年均 增速	属性
能源 双控	能源消费总量	万吨标准煤	16275	19000	3.1%	预期性
	单位国内生产总值能耗下降幅度	%	20.1%	13%	-	约束性
能源 保障	能源综合生产能力	万吨标准煤	3050	3200	1.0%	约束性
	电源总装机	万千瓦	4984	8000	9.9%	预期性
	其中：煤电	万千瓦	2124	3400	9.9%	预期性
	电力调入能力	万千瓦	600	1300	16.9%	预期性
	煤炭调入能力	万吨原煤	10700	10700	0.0%	预期性
	成品油调入能力	万吨	1000	1250	4.6%	预期性
	天然气调入能力	亿立方米	100	150	8.4%	预期性
	电力需求侧响应能力	万千瓦	0	200	-	预期性
低碳 转型	风电装机	万千瓦	669	1200	-	预期性
	光伏装机	万千瓦	391	1300	-	预期性
	非化石能源占一次能源消费比重	%	21	23	-	预期性
	清洁能源占一次能源消费增量比重	%	72	73（国家要求80）	-	预期性
	非化石能源发电量占发电量增量比重	%	59	41（国家要求70）	-	预期性
	电能占终端能源消费比重	%	17	22	-	预期性
能源 效率	电网线损率	%	7.76	7.3	-	预期性
	火电厂供电煤耗	克标准煤/ 千瓦时	307	<300	-	预期性
能源 消费	煤炭消费量	万吨原煤	11750	12200	0.8%	约束性
	成品油消费量	万吨	1330	1480	2.2%	预期性
	天然气消费量	亿立方米	38.4	120	25.6%	预期性
	人均用气量	立方米/年	55	170	25.3%	预期性
	全社会用电量	亿千瓦时	1929	2660	6.6%	预期性
	人均用电量	千瓦时/年	2780	3730	6.1%	预期性
营商 环境	长株潭“获得电力”指数	-	-	达到国内一流水平	-	预期性
民生 普惠	管道天然气县（市、区）覆盖率	%	59	100	-	预期性
	管道气化人口	万人	2000	4200	11.8%	预期性
	人均生活用电量	千瓦时/人	772	1230	9.8%	预期性
	城市年均停电小时数	小时	3.2	<1	-	预期性
	农村年均停电小时数	小时	15	10	-	预期性
	充电桩	万个	2	40		预期性

注：
1、非化石能源占一次能源消费增量比重、非化石能源发电量占发电量增量比重计算中，按5年变化考虑。
2、综合生产能力指各品种能源省内生产能力的总和（折标煤）。
3、湖南现状非化石能源发电量占比49%，高于全国平均水平，且为保障全省电力供应，需新增煤电1270万千瓦，十四五非化石能源发电量增量占比无法达到国家要求（70%)。

第三章  发展重点

“十四五”期间，围绕各项目标任务，构建供应、输配、调节、消费、市场、产业和合作等7大能源体系，实施清洁煤电兜底稳供、新能源倍增、能源综合大受端、能源强网、能源调节储备、智慧能源等6大能源工程，建设112项重大能源项目，完成投资4500亿元以上。

一、构建保障有力的供应体系

坚持省外优质引入和省内加快建设相结合，加大省外优质能源引入力度，加快省内大型清洁煤电建设，积极有序发展新能源，统筹发展其它能源资源，有力保障能源供应。

1、大力引入省外优质能源。按照国家特高压规划，加快推进南昌-长沙、荆门-长沙1000千伏交流特高压和雅江±800千伏直流特高压建设，实现祁韶直流满送800万千瓦、雅江直流分电湖南400万千瓦的能力，确保外电入湘总能力达到1400万千瓦以上（祁韶800万千瓦，雅江400万千瓦，鄂湘联络线200万千瓦），同时释放省内火电旋备能力200万千瓦。利用宁夏存量煤电和新能源打捆，力争“宁电入湘”直流特高压纳入国家规划，并于“十四五”末建成；实现鲤鱼江电厂送电湖南。大力提升广西海气和贵州页岩气入湘力度，配套建设新粤浙广西支干线湖南段和玉屏-新晃、铜仁-凤凰等省际联络线气源管道，新增管输能力49亿立方米/年。以京广、焦柳（洛湛）、浩吉等三条纵向铁路为主线，北煤入湘铁路调运量达到7100万吨，以“海进江”（长江入海口逆流而上至城陵矶，转运省内）为补充，水路煤炭调运量达到2800万吨。

图5  湖南省“十四五”能源引入通道示意图

2、充分发挥煤电兜底作用。发挥煤电调节性强、可靠性高的基础电源优势，解决全省电力供应能力和可再生能源消纳能力不足问题。我省煤电风险预警等级为绿色，装机占比远低于全国平均水平，具备建设一定规模煤电项目的条件，在推进永州、平江、华容和怀化石煤等四个合计660万千瓦煤电续建项目加快建设的基础上，争取再规划新建600万千瓦以上煤电，到“十四五”末全省煤电装机达到3400万千瓦左右，与其他能源配套，满足5500万千瓦的全社会用电负荷和2650万千瓦新能源消纳需求。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。2021-2023年，按每年开工200万千瓦、投产200万千瓦安排项目建设时序。另外，结合湘南地区负荷增长情况，考虑在该地区新建一个2×100万千瓦煤电项目。

图6  湖南省 “十四五”煤电规划项目布局

3、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，并加大省外新能源引入力度，确保祁韶直流、“宁电入湘”新能源打捆比例不低于40%，满足我省2025年非水可再生能源电力消纳责任权重目标的要求。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。

4、统筹发展其它能源。加大水、煤、氢能、地热等省内具备一定资源禀赋的能源品种开发利用力度。建成五强溪扩机工程，鼓励有条件的水电站扩机增容。继续稳步淘汰煤炭落后和不安全产能，加大煤矿机械化、智能化升级改造，到2025年保留煤矿100处以内，产能从2020年的1228万吨/年调整为1650万吨/年。积极推进氢能全产业链建设，支持工业副产氢提纯和风电/光伏离网制氢发展。鼓励沼气、液体生物燃料、液体及固体成型燃料综合利用。支持液体燃料加注、充电、加氢、光伏发电等新型能源综合体建设。利用浅层地热能储量大、分布广、资源丰富等优势，重点在城市新城区、开发区等区域推广浅层地热能规模化应用，到2025年供能面积达4000万平方米。继续做好桃花江、小墨山核电厂址保护工作。

二、构建坚强可靠的输配体系

优化布局能源输配通道，构建“十纵八横六通道”的省内能源输配体系。

1、建设坚强智能电网。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、经济高效、绿色低碳、智慧共享的坚强智能电网。新建500千伏变电站14座、线路2500公里，实现500千伏电网市州全覆盖，基本建成湘东“立体双环网”、形成湘南“日”字型环网，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；西电东送、南北互济各新增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；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。新建220千伏变电站124座、线路4400公里，实现220千伏电网县级全覆盖，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；进一步优化完善电网结构，补齐网络短板，消除供电瓶颈，科学实施分区分片，增强区域供电能力，构建形成安全可靠、分区清晰、经济高效、绿色低碳的220千伏电网。全面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，基本建成结构合理、先进可靠、绿色智能、友好互动、经济高效的现代配电网。打造现代一流城市配电网，构建以双环、双链结构为主网络结构，推进信息采集、网络传输、智能处理和智慧应用建设，全面提高城网智能化、智慧化水平，建成多能互补、多元互动的能源网架体系，保障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，城网供电可靠率达99.985%、综合电压合格率达99.998%；加快推进长沙智慧电网建设，着力将长沙打造为一流城市配电网，长沙供电可靠率达99.99%、综合电压合格率达99.999%。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，农网户均配变容量提升至2.6千伏安，农网供电可靠率、综合电压合格率分别达99.9%、99.85%；推进配电自动化建设，不断提升电网智能化、数字化水平，基本实现城乡供电服务均等化，推动农村从“电够用”到“用好电”，助力乡村振兴战略。

图7  湖南省“十四五”500千伏及以上电网规划接线图

2、建设覆盖全省油气网。长岭炼化产能逐步提升，新粤浙干线及其广西支干线先后投产，需加快推进油气管网向湘西、湘南地区延伸覆盖，不断提升油气管网覆盖范围和输配能力。依托现有兰州-郑州-长沙、长炼-郴州成品油管道，建设娄底-邵阳-永州、邵阳-怀化-吉首成品油管道，满足湘西、湘南片区成品油供应；建成醴陵-株洲成品油管道，加强成品油消费负荷中心供应能力；建成长炼至长沙黄花机场航空煤油管道，打造以黄花机场为中心的“百万吨”级航空煤油集散基地；全省成品油输送管道里程达到2000公里，形成“四纵一横”骨干网络，管输能力达到3500万吨/年。深入推进“气化湖南工程”，依托新粤浙干线、忠武线潜湘支线、西二线樟湘支线、新粤浙广西支线等“一干三支”国家天然气管道，推进省内天然气支线向县（市、区）拓展，加强区域内互联互通，长株潭地区形成天然气“日”字形环网，湘西、湘中、湘南地区联环成网，省内输气管道突破5000公里，基本实现“县县通、全覆盖”。

图8  湖南省“十四五”油品长输管道规划图

图9  湖南省“十四五”天然气长输管网规划图

3、建设畅通高效煤炭物流网。全面提升省内煤炭物流水平，解决集疏运能力不足问题。结合浩吉铁路、京广铁路和“海进江”三条主要煤炭外来通道交汇于岳阳的特点，充分发挥洞庭湖区水运通达优势，加快推进岳阳、华容煤炭铁水联运储备基地建设。推进省内焦柳线石怀段、洛湛线益阳至娄底和邵阳至永州段等扩能改造，提升铁路调运能力。加大湘、资、沅、澧四水流域卸煤码头建设力度，加强入港铁路专用线和铁路专用线进码头工程建设，提升省内重点航道的通航、调运能力，打通铁水联运衔接“最后一公里”。建成从煤源富集地到终端用户“门对门”的煤炭集疏运系统，构建煤炭通道、枢纽、基地、配送的多式联运格局。

三、构建安全高效的调节体系

提高能源系统灵活调节和应急储备能力，确保在日常波动和极端情况下的能源稳定生产、供应和消费。

1、加强电力系统调节能力建设。切实提升电力系统调节能力，解决用电高峰期间供应能力不足、低谷期间清洁能源消纳困难问题。供给侧，加大火电灵活性改造，形成2000万千瓦左右的电力调节能力；大力推动抽水蓄能发展，确保平江抽水蓄能电站投产1台机组，推进安化抽水蓄能电站建设，争取安化二期、东江、汨罗、攸县和湘南地区等纳入国家新一轮抽水蓄能中长期规划并适时开工，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；鼓励风电、光伏发电与储能建设融合发展，到2025年新增电源侧电化学储能300万千瓦以上，具备600万千瓦以上的调节能力；支持在负荷中心建设天然气调峰电厂，新增100万千瓦左右的调节能力。加上既有水电约300万千瓦的调节能力，总的电力调节能力达到3300万千瓦以上。需求侧，加快电力需求响应平台建设，建立可调节负荷资源库和价格激励机制，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，到“十四五”末形成年度最大用电负荷3%~5%的需求响应能力；鼓励推广使用节能先进技术，逐步降低线损、管损率；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。通过采取上述措施，基本能满足全省电力系统在60%左右的峰谷差率下保持安全稳定运行，弃风弃光率达到国家5%以内要求。

2、加快煤炭储备体系建设。充分考虑我省地处全国煤炭运输链末端、对外依存度高达90%、与周边省份存在能源资源竞争关系实际，按极端场景考虑建立健全全省煤炭储备体系。按照国家总体部署，在具备条件的铁路沿线、水路及场站等地区，采用政府统筹、市场化运作方式加快煤炭应急储备建设，新增年消费量5%即500万吨左右的煤炭产品储备能力，能够满足极端情况下约20天的煤电发电需要。其中，在建设岳阳和华容2个省级煤炭铁水联运储备基地基础上，结合焦柳、石长铁路走向在湘北地区布局一个区域储备基地，在长株潭负荷中心布局一个区域储备基地，针对娄底、邵阳等煤炭省内主产区在湘中布局一个区域储备基地，结合耒阳煤炭产区和京广铁路广州方向来煤在湘南布局一个区域储备基地，合计新增200万吨煤炭储备能力；鼓励省内统调电厂和大型冶金、建材、化工企业利用其已有的火车站台、专用煤码头、煤炭堆存场地、装卸设施等有利条件，推进多式联运型和干支衔接型应急储配基地建设，新增年可调节库存300万吨。同时建成湖南煤炭交易中心，实现与全国煤炭交易中心及省际煤炭交易中心的无缝对接和互联互通，年交易量达到3000万吨，作为降低我省煤炭价格、实现政府监管调控、保证省内煤炭稳定供应的重要支撑。

3、推进油气应急调峰设施建设。按照国家提出的政府3天、城燃企业5%的储气指标要求，到2025年，政府、城燃企业天然气储备分别要达到20万、100万立方米库容，需在现有基础上分别新增17万和74万立方米库容。结合油气管网布局规划，重点在交通运输便捷、毗邻干线管道或负荷中心区域建设常德LNG应急调峰站等储气调峰设施，开展衡阳盐穴储气库前期工作。加快推进岳阳国家原油商业储备基地、黄花机场航煤油库等建设，力争新增储油罐容超过150万立方米。

四、构建清洁低碳的消费体系

1、严格控制煤炭消费总量。争取“十四五”期间煤炭消费量控制在12200万吨以内，其中火电机组通过加大节能改造力度，供电煤耗从307克标准煤/千瓦时降至300克标准煤/千瓦时以内，提升煤炭清洁化利用比率，电煤消费量从3500万吨增长至5000万吨；控制钢铁企业新增产能，冶金行业用煤量从1950万吨略降至1900万吨；逐步化解水泥行业过剩产能，建材行业用煤量从2100万吨降至2000万吨；推进小化工企业逐步关闭退出，化工行业用煤量从700万吨降至350万吨。推动散煤治理取得明显进展，民用及其他行业用煤量从3500万吨降至2950万吨。

2、大力拓展天然气消费市场。优化天然气消费结构。研究出台工业大用户天然气直供政策，持续实施煤改气工程，引导玻璃、陶瓷、机电、冶炼、医疗、轻纺以及食品加工等企业利用天然气；加大分布式能源建设力度，提升发电用天然气消费量，工业用气量占比从不到30%提升至40%左右，与全国平均水平基本持平。灵活采用管道气、压缩天然气、液化天然气等多种形式，逐步推进天然气“进镇入乡”，建设产业特色小镇等重点乡镇气化工程，提高偏远及农村地区天然气通达能力，持续扩大居民商服用气市场。力争全省天然气消费量从38亿立方米增加至120亿立方米，占一次能源消费比重从3.1%提升至8.4%。

3、加快实施电能替代工程。支持开展电能替代新技术示范、区域示范、产业园区示范。在工业领域推广中频炉、高频炉和电窑炉，在农业领域推广烟草、茶叶电气化生产加工，在交通领域推广建设充电设施、港口岸电、机场桥电等，建成充电桩40万个，争取长株潭三市核心区公共充电服务半径小于1公里，高速公路和国省干线充电站间隔小于50公里，基本形成“车桩相随、开放通用、标准统一、智能高效”的充电服务体系。电能在终端能源消费比重从17%提高到22%。

五、构建公平有序的市场体系

1、深化供给侧改革。推动能源领域竞争性环节市场化改革，支持各类市场主体依法平等进入。推动煤、电、油、气、新能源和储能融合发展，实施风电、光伏发电上网电价与火电标杆电价脱钩，逐步实现各类型能源利益均衡分配。研究实施区域电价和上网侧峰谷电价，推动湘南地区煤电按规划布局加快落地。加强国土、规划、生态等政策支持，推动2650万千瓦新能源按时建成。争取能源国企加大在湘投资力度，推进省内煤电油气网络加快发展。完善两部制电价政策，提高调峰电源建设积极性。研究建立能源储备市场机制，提升全省煤炭、天然气储备能力。

2、加强需求侧管理。深化实施“三零”“三省”服务，最大限度压环节、减时间、降成本，提高供电可靠性，全面打造高效率办电、高品质服务、高质量供电的电力营商环境，持续提升“获得电力”服务水平。建成省级能源需求侧管理平台，制定完善相关实施细则，力争邀约工商业客户达到100家以上，研究将居民用户逐步纳入响应范围，推动扩大峰谷分时价差、季节性电价政策出台，争取电网峰谷差率降低至55%以下。完善电力辅助服务市场，研究增加绿电交易品种，提升可再生能源消纳能力。放开天然气终端消费市场，逐步实现管输同网同价，研究出台工业大用户天然气直供政策。优化电能替代价格机制，研究对开展电能替代的新技术示范、区域示范和产业园区示范给予资金支持。

3、提升能源治理能力。充分发挥省能源委员会的领导作用，强化能源战略规划研究，组织开展能源发展重大战略问题研究，提升全省能源战略决策能力。创新和完善能源领域财政、税收、产业和投融资政策，引导市场主体对能源的开发利用方向。加强和规范事中事后监管，完善能源行业信用体系建设，依法依规建立严重失信主体名单制度。充分发挥能源大数据平台作用，加强能源经济形势分析研判和预测预警，显著提高能源数据统计分析和决策支持能力。进一步转变政府职能，不断简化能源工程建设项目审批流程，取消可由市场主体自主决策的项目审批，提升能源政务服务事项“一站式”服务水平。

六、构建创新协同的产业体系

加大能源创新力度，打造智慧能源创新区和能源装备制造创新高地，将我省人才、技术、资源等优势转化为经济优势，不断提升湖南能源产业链现代化水平。

1、加大能源技术创新。结合我省能源装备发展优势，加快高塔筒低风速风机、高转换效率光伏电池、大容量电化学储能和先进电工装备制造等关键技术攻关和产业化应用。围绕岳阳、长株潭、衡阳等具备氢能生产、利用条件地区，加强高性能燃料电池及高效氢气制取、纯化、储运和加氢站等关键技术攻关和产业示范。加强薄煤层和急倾斜煤层采掘机械研发应用。加大产学研用相结合的能源科技创新体系建设，强化能源装备企业创新主体地位，发挥中南大学、湖南大学、长沙理工大学等高校技术优势，促进各类创新要素集聚发展。

2、加大能源模式创新。以“云大物移智链”等前沿核心技术为导向，加快5G+智能电网、能源互联网、清洁智慧用能工程、煤矿智能化等建设，重点打造湖南能源大数据智慧平台，统筹推进全省煤、电、油、气、新能源灵活高效利用。以工业互联网、电动汽车智能充放电、智慧终端等为突破口，提升工业、交通、建筑等用能场景智慧化水平，重点打造长株潭区域型智慧能源创新区，辐射带动“3+5”城市群智慧能源发展。以分布式能源、综合能源服务等为方向，在省级以上园区构建智慧能源系统，催生一批智慧能源示范企业。实现能源与人工智能、大数据、物联网等新技术、新业态的深度融合，促进全省能源体系向现代化、数字化、智能化方向转型升级。

3、打造能源装备创新高地。依托中车时代、特变电工、中电四十八所、三一重能、湘电风能、杉杉新能源、608所等龙头企业，在新能源装备、智能输配电装备、先进储能材料和先进发电装备等行业着力培育一批具有核心竞争力的高端优势产业集群和核心品牌。加快布局一批不同技术类型的储能试点示范项目，不断拓展发输配用各环节应用场景，推动全省储能产业发展。进一步提升具备较强创新能力和竞争优势的湘企产品在省内应用份额。推动中国（湖南）自由贸易试验区能源产业先行先试。

七、构建互利共赢的合作体系

以构建能源综合大受端为目标，在更高水平上推进能源开放合作，将湖南打造成为能源领域内陆开放新高地。

1、拓展能源合作范围。加快能源资源多方汇聚，推动我省从全国能源输送通道末端逐步转为东西南北纵横联动的区域节点。煤炭方面，加强与山西、陕西、蒙西等煤源主产地和贵州等周边省份的沟通衔接，落实与国家能源集团、陕煤化等战略合作协议，完善与国铁、广铁集团煤炭运力保障机制。电力方面，深化与国家电网等电力央企战略合作，加快推进网源协同发展；通过祁韶直流、雅江直流、“宁电入湘”建立与西部、北部能源资源富集省份的密切联系，进一步完善省间送受电合作协议，鼓励省内能源企业参与送端省份能源资源开发利用；加快华中特高压交流环网建设，与江西、湖北等周边省份建成特高压强联络。油气方面，进一步强化与沿海地区合作，争取更多海气入湘，通过租赁等多种方式提升异地储气能力；推进贵州方向天然气入湘通道、西三线中段湖南段前期工作。积极引入国家管网集团参与省内油气管网建设运营。

2、拓宽能源合作领域。推动全省能源系统合作领域向科技、金融、信息、制造等产业链、供应链上下游不断拓展。技术方面，紧紧围绕打造具有核心竞争力的科技创新高地，积极争取能源一流科研院所和研发中心在湘设立研发机构，推动建立产学研相结合的能源行业技术联盟，加快新型太阳能组件、大功率风能装备、新兴储能等先进适用能源技术研发，积极参与制定先进能源技术标准。模式方面，不断探索能源生产和消费新模式、新业态，推进邮储银行等金融机构与省内能源企业战略合作，研究探索在提升供电可靠性方面引入保险机制；依托5G、大数据等先进信息技术推进信息系统与能源系统深度融合，加快提升能源领域数字化、智能化水平，积极发展造能源电力工业互联网；因地制宜发展分布式能源、微网、储能、电动汽车智能充放电、需求侧响应等智慧高效用能模式，推动工业、交通、建筑等用能场景的智慧化和绿色化提升。产业方面，紧盯打造国家重要先进制造业高地目标，深度融入能源全行业产业链、价值链、物流链，依托新能源汽车、能源装备、先进储能材料、氢能核能利用等具备一定优势的产业基础，吸引省外上下游产业企业加快向省内集聚，鼓励省内能源企业积极参与省外境外能源开发，推动能源装备、技术、服务“走出去”。

3、完善能源合作机制。外部方面，在加强能源网络结构、构建物理大通道的基础上，建立送受端和相邻省份的能源中长期互保互供机制，融合形成“两湖一江”区域性能源大受端。建立能源共商共建共享机制，与重大能源企业、重要能源省份共同推进能源基础设施规划布局，建设与南方电网“背靠背”联网工程，提升湘南地区电力保障能力。内部方面，增强能源资源整合能力，打造全省能源内、外合作的平台载体。充分发挥湖南能源大数据智慧平台作用，推动全省能源信息资源整合，挖掘能源数据价值，形成共建共享、互惠互利的能源大数据生态圈。

第四章  环境影响评价

一、环境影响分析

依据国家《能源发展“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。能源发展客观上必然产生一定的污染物排放和环境影响，如煤矿开采可能产生煤矸石、瓦斯、矿井水排放及采煤引起的地表移动变形等，油气管道建设可能对土壤、植被及地下水造成一定影响，煤电运行会排放二氧化硫、氮氧化物和烟尘颗粒等污染废弃物，山地风电开发会造成一定程度的水土流失和植被破坏，城市电网项目建设可能产生噪声污染和电磁干扰等。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。

二、预防减轻措施

“十四五”期间，在保障经济社会持续健康发展前提下，全省能源消费总量控制在1.9亿吨标准煤以内，年均增速控制在3.1%以内，非化石能源消费提升至23%。通过控制能源消费总量，提高能源利用效率，优化能源消费结构，大大减轻我省能源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，充分发挥能源规划对能源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。认真执行能源项目开发的节能评估和审查制度，科学规划和合理开发能源资源，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能源建设项目环境影响评价制度，细化环境影响评价各项工作，加强能源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，加大能源项目环保投入，加大能源环保科技创新，加大污染治理力度，降低能源发展对空气、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。

三、环境可行性

通过采取上述措施，“十四五”期间，全省能够完成国家下达的环境保护相关的总量控制目标，能源生产消费对环境的影响能够得到有效控制，能源发展符合相关环境保护法规的要求，能够实现能源与经济、环境的协调发展。

第五章  保障措施

一、强化规划实施机制

切实做好能源规划与国家能源发展“十四五”规划、湖南省国民经济和社会发展“十四五”规划纲要、国土空间、城乡建设、综合交通等规划的有效衔接。加强能源总体规划与各专项规划、省级能源规划与地方能源规划的统筹协调。强化能源规划约束性，项目按核准权限分级纳入相关规划，未列入规划的项目原则上不得核准。实施规划重大项目跟踪制，及时跟踪、检查、监督项目建设进度。完善规划中期评估制度，定期检查规划落实情况，分析规划实施效果，及时进行规划滚动修编。

二、加大政策支持力度

逐步形成关于能源的财税、土地、环境容量等一揽子政策支持体系。积极争取中央预算内资金、国家专项债券对口支持，建立省级能源专项资金池，加强省级财政资金对能源稳供、科技创新的引导，加大对能源公共服务、农村能源支持力度。积极拓宽能源建设融资渠道，完善股权投资和创业投资机制，鼓励社会资本参与能源项目建设。优先保障能源项目建设各类要素供应。研究组建省属能源投资集团，打造一条涵盖上游能源资源开发、中游能源生产供应、下游能源利用服务的湖南大能源产业链，实现能源投资、能源贸易、能源物流、能源科技、能源装备、能源建设、能源服务等全产业链布局

三、完善统计监测体系

充分发挥湖南省能源信息管理系统的平台作用，全面整合能源产供销储运等各类数据，加强能源行业统计能力建设，建立健全涵盖全社会的能源生产、流通、消费、库存、区域间流入流出和利用效率、环境影响等统计指标体系，强化产业用能规模、用能价格、负荷特性等重点指标的动态监测。完善能源监测预警预报机制，规范能源信息发布制度，提高应急响应能力。

四、强化安全生产管理

深入学习领会习近平总书记关于安全生产工作的重要论述精神，牢固树立安全发展理念，坚持人民至上、生命至上，强化底线思维和红线意识。严格落实政府属地管理责任、部门监管责任、企业主体责任，促进形成分工明确、边界清晰的能源安全责任体系。不断夯实人、设备、制度、环境等本质安全要素保障基础，着力构建人防、物防、技防的能源安全保障体系。深入开展安全生产标准化工作，推动建立安全风险分级管控和隐患排查治理的能源安全双重预防体系。加强应急管理能力建设，提高预防和处置突发事件能力，形成统一指挥、反应灵敏、保障有力、运转高效的能源安全应急管理体系。持续加大监管执法力度，严厉打击各类危害能源安全生产的违法行为，坚决遏制重特大事故的发生。

五、做好舆论宣传引导

积极动员社会各方力量，开展形式多样的能源规划宣传引导，加强能源新闻报道、政策解读、知识普及和形势分析，营造浓厚持久的社会氛围，形成规划共识，激发发展热情。努力发挥舆论监督作用，加强信息公开，提高规划透明度和公众参与度，引导公众参与规划贯彻落实的全过程。

附件：1、湖南省“十四五”能源规划重大项目表
2、湖南省“十四五”能源网拓扑图

附件1

湖南省“十四五”能源规划重大项目表

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（112项）						4500
一、清洁煤电兜底稳供工程（15项）
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年开工 2021年7月/2021年12月投产	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年开工 2022年12月/2023年3月投产	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	2020年开工 2023年9月/2023年12月投产	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	2021年开工 2024年6月双投	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		79	为满足湖南经济社会的发展需要，优选规划新增600万千瓦左右，其中2024年6月前投产100万千瓦；2024年12月前投产100万千瓦；2025年6月前投产200万千瓦；2025年12月前投产200万千瓦	装机容量2×100万千瓦，退出2×31万千瓦
6	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		68		装机容量2×100万千瓦
7	石门三期	常德市	陕煤化集团长安电力华中发电有限公司	新建		55		装机容量2×66万千瓦，退出2×30万千瓦
8	郴州电厂	郴州市	国粤投资集团有限公司	新建		70		装机容量2×100万千瓦
9	衡阳电厂	衡阳市	大唐华银电力股份有限公司	新建		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		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		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		70		装机容量2×100万千瓦
13	宝庆二期	邵阳市	国家能源集团	新建		70		装机容量2×100万千瓦
14	永州二期	湘南地区	国家能源集团	新建		70		装机容量2×100万千瓦
15	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		25		装机容量2×30万千瓦
二、新能源倍增工程（6项）
16	光伏发电项目	有关市州		新建	建成投产	320	2021-2025	“十四五”新增910万千瓦，至2025年底投运规模达1300万千瓦
17	风电项目	有关市州		新建	建成投产	390	2021-2025	“十四五”新增530万千瓦，至2025年底投运规模达1200万千瓦
18	生物质发电项目	有关市州		新建	建成投产	160	2021-2025	“十四五”新增65万千瓦，至2025底投运规模达到150万千瓦
19	浅层地热能开发利用	有关市州		新建	建成投产	84	2021-2025	“十四五”新建以地热能利用为主的大型综合能源站20座，新增浅层地热能集中供暖制冷建筑面积3100万平米，至2025底总供能面积达4000万平方米
20	氢能利用项目	有关市州	三一集团等	新建	建成投产	100	2021-2025	开展省级氢能试点示范项目3个
21	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年开工 2024年前全投	增加装机容量50万千瓦
三、能源综合大受端工程（12项）
22	1000千伏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年开工 2022年6月投产	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
23	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年开工 2022年6月投产	新建长沙～荆门双回特高压交流线路，境内线路长度328公里
24	±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年开工 2021年投产	境内线路长度476公里
25	±800千伏湘南特高压直流工程		国家电网有限公司	新建	开工建设	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
26	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		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
27	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	扩建	建成投产	5	2023-2025	扩建变电容量2×300万千伏安
28	鲤鱼江电厂互供广东、湖南电网工程	郴州市	国家电网有限公司	新建	开展前期	1.7	2021-2025	新增500千伏线路长度38公里
29	新粤浙广西支线湖南段	衡阳市 永州市	国家石油天然气管网集团有限公司	新建	建成投产	24.5	2021-2023	长度245公里，管输供气能力43亿立方米/年
30	新粤浙闽浙赣支干线湖南段	株洲市	国家石油天然气管网集团有限公司	新建	开展前期	5	2021-2025
31	贵州铜仁-湖南凤凰天然气管道	湘西州 凤凰县	湖南省天然气管网有限公司	新建	建成投产	4	2022-2024	湖南境内长度37公里，管输能力1.5亿立方米/年
32	贵州玉屏-湖南新晃天然气管道	怀化市 新晃县	湖南省天然气管网有限公司	新建	建成投产	1.5	2022-2023	湖南境内长度14公里，管输能力4.5亿立方米/年
33	西气东输三线中段	岳阳市 株洲市	国家石油天然气管网集团有限公司	新建	开展前期	25	2023-2025	建设年输气能力250亿方的国家干线管道
四、能源强网工程（60项）
34	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
35	湖南长沙宁乡500千伏输变电工程	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
36	湖南湘西自治州500千伏输变电工程	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
37	湖南岳阳罗城500千伏变电站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
38	湖南永州电厂500千伏送出工程	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
39	湖南宗元～紫霞第二回500千伏线路工程	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
40	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	改扩建	建成投产	0.9	2021-2021	新增500千伏变电容量100万千瓦
41	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
42	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
43	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
44	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	改建	建成投产	1.1	2020-2021	新增500千伏线路长度72公里
45	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
46	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
47	湖南雁城～郴州东500千伏线路工程	衡阳市 郴州市	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
48	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
49	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
50	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
51	湖南张家界500千伏输变电工程	张家界市 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
52	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
53	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
54	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
55	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
56	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
57	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
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
60	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
61	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
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	改扩建	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
64	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
65	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
66	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
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
69	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
70	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。
71	湖南浏阳电厂500千伏送出工程	长沙市	国家电网有限公司	新建	建成投产	1.4	2024-2025	新增500千伏线路长度35公里
72	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
73	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	4.0	2024-2025	新增500千伏线路长度99公里
74	湖南民丰～湘潭西第三回500千伏线路工程	娄底市 湘潭市	国家电网有限公司	新建	建成投产	2.25	2021-2025	新增500千伏线路长度50公里
75	湖南永州紫霞500千伏变电站3号主变扩建工程	永州市	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
76	湖南永州宗元500千伏变电站3号主变扩建工程	永州市	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
77	湖南株洲古亭500千伏变电站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
78	湖南郴州苏耽500千伏变电站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
79	湖南自治州500千伏变电站第二台主变扩建工程	湘西州	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
80	湖南长沙大托500千伏输变电工程	长沙市	国家电网有限公司	新建	开展前期	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
81	湖南衡阳雁城500千伏变电站2号主变扩建工程	衡阳市	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
82	湖南长沙宁乡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	新建	开展前期	0.55	2021-2025	新增500千伏变电容量100万千瓦
83	湖南岳阳罗城500千伏变电站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
84	湖南长沙特高压～罗城～沙坪第二回500千伏线路工程	长沙市 岳阳市	国家电网有限公司	新建	开展前期	4.59	2021-2025	新增500千伏线路长度102公里
85	湖南湘南直流500千伏配套送出工程	衡阳市	国家电网有限公司	新建	开展前期	10.08	2021-2025	新增500千伏线路长度224公里
86	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
87	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
88	邵阳-怀化-吉首/铜仁成品油管道湖南段	邵阳市 怀化市	国家石油天然气管网集团有限公司	新建	建成投产		2023-2025	长度427公里，管输能力300万吨/年
89	娄底-邵阳-永州成品油管道	娄底市 邵阳市 永州市	国家石油天然气管网集团有限公司	新建	建成投产		2021-2023	长度218公里，管输能力200万吨/年
90	醴陵-株洲成品油管道	株洲市	国家石油天然气管网集团有限公司	新建	建成投产		2021-2024	长度100公里，管输能力250万吨/年
91	长岭-长沙黄花机场航煤油管线	岳阳市 长沙市	国家石油天然气管网集团有限公司	新建	建成投产	22	2021-2023	长度220公里，管输能力350万吨/年
92	气化湖南工程	有关市州	湘投控股公司、省天然气公司、省天然气管网公司	续建	建成投产	10.3	2021-2025	续建6条，新建50余条省内天然气支干线管道项目
93	永州压气站	永州市 零陵区	国家石油天然气管网集团有限公司	新建	建成投产	4.7	2021-2022	在待建永州分输清管站基础上改扩建，新设3套电驱离心压缩机组及其配套设施
五、能源调节储备工程（13项）
94	湖南岳阳铁水集运煤炭储备项目	岳阳市 云溪区	湖南岳阳铁水集运煤炭储备有限公司	新建	建成投产	45	2021-2024	储煤基地及港口建设，近期静态储量100万吨，远期静态储量200万吨，港口吞吐量1800万吨/年；浩吉铁路坪田站至云溪南洋州铁路专用线，总长约21.1公里
95	华容煤炭铁水联运储配基地项目	岳阳市 华容县	湖南华中铁水联运能源基地有限公司	新建	建成投产	25.9	2020-2023	包括全长约29.7公里铁路支线、煤炭物流园、铁水联运码头，近期煤炭静态储量30万吨
96	平江抽水蓄能电站	岳阳市 平江县	国网新源控股有限公司	续建	首台投产	88	2019年开工 2025年投产1台，2026年前全投。	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
97	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年开工 力争2025年前后投产	上下水库，地下厂房，其他配套工程，装机容量240万千瓦
98	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
99	汨罗抽水蓄能电站	岳阳市 汨罗市	国网新源控股有限公司	新建	开展前期	75		装机容量120万千瓦
100	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
101	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
102	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
103	岳阳国家原油商业储备基地	岳阳市		新建	建成投产	11.3	2021-2022	新增储油能力80万立方米
104	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9H调峰燃机，装机容量2×67万千瓦
105	湘阴县燃气发电项目	岳阳市	华能湖南分公司	新建	开工建设	50	2022-2025	规划建设100万千瓦的燃气发电机组。
106	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
六、智慧能源工程（6项）
107	园区源网荷储一体化项目	有关市州		新建	建成投产	3	2021-2025	开展园区源网荷储一体化试点示范项目15个
108	湘南“风光火储”一体化试点项目	湘南地区		新建	建成投产		2021-2025	依托湘南燃煤电厂，充分发挥当地风资源优势，开展风光火储一体化建设
109	环洞庭湖“风光火储”一体化试点项目	岳阳市 常德市 益阳市 长沙市		新建	建成投产		2021-2025	基于环洞庭湖周边“十三五”续建煤电项目，充分发挥当地太阳能资源优势，开展风光火储一体化建设
110	电动汽车充电基础设施	有关市州		新建	建成投产	340	2021-2025	到2025年全省充电桩达40万以上
111	电力系统储能设施	有关市州		新建	建成投产	50	2021-2025	“十四五”新增电源侧储能装机300万千瓦
112	湖南能源大数据智慧平台	长沙市	国网湖南省电力有限公司	新建	建成投产	5	2020-2025	建成具备安全经济、高效快速、稳定可靠的能源数据网，实现各类能源数据的全面汇聚。

附件2

湖南省“十四五”能源网拓扑图