新增光伏15GW、风电5GW 湖北印发能源发展“十四五”规划

5月19日，湖北省政府公布《湖北省能源发展“十四五”规划》（以下简称《规划》），根据《规划》，湖北将建设安全多元能源供给体系，大力发展非化石能源。综合考虑资源禀赋、生态环境承载力、电网消纳特点，坚持集中式和分布式并举、多元发展和多能互补并行的发展模式，湖北将加快布局建设风光水火储一体化百万千瓦新能源基地，构建区域综合能源供应体系，提高能源供应效率和稳定性。大力推进“新能源+”项目建设，积极探索源网荷储一体化和风光水火互补开发模式。积极推进“光伏+”发展模式，大力支持分布式光伏发电应用。有序推进集中式风电项目建设，加快推进分散式风电项目开发。分别新增光伏发电、风电装机1500、500万千瓦，2025年光伏、风电发电总装机达到3200万千瓦，年发电量400亿千瓦时。

以下为政策原文：

湖北省能源发展“十四五”规划

能源是经济社会发展的基础和动力，事关国计民生和国家安全。“十四五”时期是我国全面建成小康社会、实现第一个百年奋斗目标后，乘势而上开启全面建设社会主义现代化国家新征程、向第二个百年目标奋斗进军的第一个五年，是湖北实现疫后重振，推动“建成支点、走在前列、谱写新篇”的关键时期。能源高质量发展对统筹发展和安全，推进碳达峰、碳中和，加快建设现代化经济体系，构建以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局具有重要的支撑和驱动作用。湖北是能源消费大省、输入大省，能源安全是湖北的全局性、战略性问题。立足新发展阶段、完整准确全面贯彻新发展理念、服务和融入新发展格局，科学谋划湖北未来五年能源高质量发展，加快构建现代能源体系，对保障全省经济社会持续健康发展具有重要意义。本规划根据《“十四五”现代能源体系规划》《湖北省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二○三五年远景目标纲要》编制，主要阐明“十四五”湖北省能源发展目标、路径和举措，是“十四五”推动全省能源高质量发展的总体蓝图和行动纲领。

一、现实基础和发展环境

（一）“十三五”取得的主要成效。

“十三五”时期，全省认真贯彻习近平新时代中国特色社会主义思想，落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，不断提升能源供给能力、优化能源结构、增强创新动能、深化能源改革和对外合作,能源保障和服务水平进一步提升，较好满足了经济社会发展用能需求。

供应保障能力明显增强。鄂州电厂三期、汉川电厂三期、江陵电厂、京能热电、江坪河水电站等一批大型电源项目投产，新增发电装机1862万千瓦，发电总装机达到8273万千瓦（含三峡2240万千瓦）。鄂渝柔性直流背靠背联网工程建成投运，21项500千伏输变电工程投产，新增变电容量1493万千伏安，主网最大负荷由2745万千瓦提升至4065万千瓦，总体形成西电东送、南北互济的供电枢纽格局。北煤南运通道浩吉铁路投运，年新增运煤能力3000万吨。华中最大的煤炭中转平台荆州煤炭铁水联运储配基地一期工程建成，全省煤炭储备能力达到1100万吨。新疆煤制气外输通道一期、川气东送增压扩能、荆门-襄阳成品油管道等项目建成，油气管道总里程达到7400公里。武汉安山储气库扩建工程、宜昌力能储气库建成，天然气储备能力达到3.82亿立方米。与陕西、青海、新疆等能源资源大省建立了长期稳定的能源资源供应渠道。“十三五”前四年全省能源消费总量年均增长2.8%，2019年达到1.73亿吨标准煤，2020年受疫情影响下降6.2%，为1.63亿吨标准煤。2020年全社会用电量2144亿千瓦时，“十三五”年均增长5.2%。

清洁低碳进程持续加快。2020年底全省可再生能源发电装机达到5066万千瓦，其中新能源装机达到1309万千瓦，是2015年的5.3倍，可再生能源、新能源消纳电量占全社会用电量比重分别由37%、3.7%提升至43.2%、9.1%。关闭煤矿298处，淘汰落后产能2043万吨。煤炭消费占一次能源消费比重53.5%，比2015年下降7.7个百分点。天然气消费量61.4亿立方米，年均增长7.6%，占一次能源消费比重由3.5%提升至5%。油品质量全面升级，全面供应国六标准车用汽柴油。全省20万千瓦级以上56台大型煤电机组全部实现超低排放，关停30台总装机70万千瓦小火电机组，煤电机组平均供电煤耗下降至302克标准煤/千瓦时。电能替代电量达到256亿千瓦时，电能占终端能源消费比重由17.2%提升至20.6%。全省单位地区生产总值能耗累计下降18%，单位地区生产总值二氧化碳排放量累计下降19.6%。

普遍服务水平不断提升。提前一年完成国家新一轮农网改造升级任务，完成机井通电、贫困村通动力电，户均配变容量达到2.15千伏安，比2015年提升76%，存量“低电压”问题全部解决，农村生产生活用电质量大幅提升。建成5646个总装机123万千瓦的光伏扶贫项目，带动3700个贫困村、26.75万户建档立卡贫困户脱贫。新能源汽车充电基础设施建设加快，全省累计建成充换电站1658座、充电桩11.3万个。天然气实现“县县通”，通气乡镇比例达到37%。用能营商环境不断改善，用能报装简化优化，实行获得电力“321服务”、获得用气“310服务”，高、低压用户平均接电时间由102.2天、4.1天分别压减至34.16天、1.45天。用电成本持续降低，到户均价降至0.6362元/千瓦时，累计下降11.5%，大工业电价、一般工商业电价累计降幅分别达到5.13%、29.52%。

改革创新深入推进。“放管服”改革扎实推进，“一网通办”全面落实，强化事中事后监管，能源行业治理初步实现从以项目审批为主转向规划、政策、监管、服务并重。电力市场体系初步建成，电力市场主体达到4339户，交易电量达到703.8亿千瓦时。推进油气体制改革落实，上游勘探开发加快，管网公平接入启动。能源装备创新发展，拥有国家能源海洋核动力平台、新能源接入、煤燃烧国家能源技术研发中心3家，能源行业国家工程实验室、国家地方联合工程中心各1家，国家认定企业技术中心6家，省级工程研究中心和企业技术中心56家。海洋核动力技术取得重大突破，鄂西页岩气勘探开发取得积极进展。油气钻采、输配电设备形成较强国内外竞争优势。氢能“研发+制氢+储运+应用”全链条发展格局初步形成，建成加氢站12座，推广应用氢燃料电池车210辆。

（二）面临的形势。

从国际看，世界百年未有之大变局加速演变，国际环境日趋复杂，地缘政治冲突加剧，新冠肺炎疫情影响广泛深远，经济全球化遭遇逆流。新一轮科技革命和产业变革深入发展，全球气候治理呈现新局面，能源供需版图深刻变革，能源低碳化、智能化转型加速推进，能源体系和发展模式正在进入非化石能源主导的崭新阶段。

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。我国已转向高质量发展阶段，同时发展不平衡不充分问题仍然突出。保能源安全任务和碳达峰、碳中和目标对能源高质量发展提出了明确而紧迫的要求。我国步入构建现代能源体系的新阶段，煤炭为主的化石能源清洁高效利用和安全托底保障能力进一步加强，新能源技术水平和经济性大幅提升，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，将促进新能源大规模高质量发展，逐步对传统能源实现安全可靠替代。

从我省看，经历疫情严重冲击之后的湖北，经济长期向好的基本面没有改变，多年积累的综合优势没有改变，在国家和区域发展中的重要地位没有改变，机遇大于挑战，发展潜力巨大。湖北能源发展进入绿色转型加速期、需求增长延续期、新生业态活跃期、安全风险凸显期、体制改革攻坚期，特别是面临用能需求刚性增长下能源安全保供的压力、碳达峰目标下能源结构优化升级的压力、系统复杂化趋势下能源设施安全高效运行的压力等困难挑战，必须坚定发展信心，坚持底线思维和系统思维，准确识变、科学应变、主动求变，加快构建现代能源体系，全面提升能源保障能力。

二、总体要求

（一）指导思想。

以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的十九大和十九届历次全会精神，立足新发展阶段，完整准确全面贯彻新发展理念，服务和融入新发展格局，深入贯彻习近平生态文明思想，深入落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，做好碳达峰、碳中和工作，以推进能源高质量发展为主题，围绕“一个目标”（构建清洁低碳、安全高效能源系统），落实“两大要求”（保能源安全、碳达峰碳中和），打造“三大枢纽”（全国电网联网枢纽、全国天然气管网枢纽、“两湖一江”煤炭物流枢纽），建设“五大体系”（安全多元能源供给体系、集约高效能源输送储备体系、节约低碳能源消费体系、智慧融合能源科技创新体系、现代高效能源治理体系），实施“八大工程”（新能源倍增工程，煤电绿色转型工程，风光水火储、源网荷储一体化示范工程，能源储备调峰工程，“两线一点一网”电网工程，“五纵四横一通道”油气管网工程，数字能源工程，能源惠企利民工程），全面提升能源供应能力和质效，为全省“建成支点、走在前列、谱写新篇”提供坚强能源保障，为全省2030年前实现碳达峰奠定坚实基础。

（二）基本原则。

坚持多元安全。统筹发展与安全，通过“内增、外引、强网、增储”，优化能源布局和结构。提高省内能源自给能力，加强省际能源合作，推进能源输送通道建设，提升能源储备调节能力，加强风险防范应对，切实保障能源供应安全。

坚持绿色发展。供给与消费两端发力，推进“加新、控煤、稳油、增气”，加快能源绿色低碳转型。坚持先立后破，大力发展非化石能源，建设以新能源为主体的新型电力系统，推进化石能源清洁高效利用，加快终端用能清洁替代，提高能源综合利用效率。优化完善能耗“双控”制度，加快形成节能提效降碳的激励约束机制。

坚持创新驱动。充分发挥科技创新引领作用，加快能源新技术推广应用和关键核心技术攻关，着力推动技术创新、产业创新、商业模式创新，提升能源技术水平和产业竞争力。构建智慧能源系统，推动能源与信息技术深度融合，推进源网荷储协调发展。

坚持市场导向。充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用，构建公平开放、有效竞争的能源市场体系，扩大市场准入，鼓励各类投资主体有序进入能源领域公平竞争，加强市场监管与服务，营造良好市场环境。

坚持服务民生。加快补齐城乡能源基础设施短板弱项，强化民生领域用能保障，优化用能营商环境，提高能源普遍服务水平，满足人民群众美好生活对电力、天然气等清洁能源需求，让人民共享能源高质量发展红利。

（三）发展目标。

展望2035年，能源高质量发展取得决定性进展，以新能源为主体的新型电力系统建设取得实质性成效，基本建成清洁低碳、安全高效的现代能源系统，能源安全保障能力大幅提升。绿色能源生产和消费方式广泛形成，可再生能源装机占比达到70%以上，非化石能源消费比重在2030年达到25%的基础上进一步大幅提升，新增能源需求全部通过清洁能源满足，能源消费碳排放系数显著降低，碳排放总量达峰后稳中有降。能源治理体系和治理能力现代化基本实现，支撑美丽湖北基本建成。

锚定2035年远景目标，“十四五”全省能源发展主要目标是：

供应保障。省内能源综合生产能力超过6000万吨标准煤，发电装机达到11400万千瓦，特高压外电输入能力1300万千瓦，油气管道总里程达到8900公里，储气能力达到6.5亿立方米，煤炭储备能力达到1600万吨。武汉城市电网达到世界一流水平。

绿色转型。以新能源为主体的新型电力系统加快构建，清洁能源成为能源消费增量的主体，全省新增用电量的50%由新增可再生能源电量提供，非化石能源占能源消费比重提高到20%以上，煤炭占能源消费比重降低至51%左右，天然气占能源消费比重达到7%左右，单位地区生产总值二氧化碳排放下降完成国家下达目标。

节能增效。单位地区生产总值能耗下降14%以上，煤电机组平均供电煤耗降至297克标准煤/千瓦时左右，电网线损率控制在5%以内。能源系统灵活性显著增强，灵活调节电源占比达到25%左右，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的5%左右。

普遍服务。城乡人民生产生活能源供应保障能力和服务质量进一步提高，电力和天然气季节性、时段性供需矛盾得到显著缓解，人均生活用电量达到950千瓦时以上，城乡能源基础设施均衡发展，供电可靠率和电压合格率进一步提升，天然气覆盖范围进一步扩大，清洁能源开发利用成为乡村振兴的重要动力。

改革创新。能源关键技术和装备取得重点突破，产业技术体系和规模迈上新台阶，智慧能源、数字能源发展取得重要进展。电力、油气体制改革全面深化，电力市场体系进一步完善，电力现货市场基本建成，油气管网实现向第三方市场主体公平开放，市场决定性作用得到充分发挥。

三、重点任务

（一）建设安全多元能源供给体系。

全面推进能源供给革命，落实碳达峰目标要求，以非化石能源为重点，加强多元供应保障。超前研判能源需求走势，未雨绸缪、防患未然，围绕“内增”提升省内供应能力，围绕“外引”争取省外优质资源，合理规划发展节奏和布局。

1.大力发展非化石能源。

大规模发展光伏发电、风电。综合考虑资源禀赋、生态环境承载力、电网消纳特点，坚持集中式和分布式并举、多元发展和多能互补并行的发展模式。加快布局建设风光水火储一体化百万千瓦新能源基地，构建区域综合能源供应体系，提高能源供应效率和稳定性。大力推进“新能源+”项目建设，积极探索源网荷储一体化和风光水火互补开发模式。积极推进“光伏+”发展模式，大力支持分布式光伏发电应用。有序推进集中式风电项目建设，加快推进分散式风电项目开发。分别新增光伏发电、风电装机1500、500万千瓦，2025年光伏、风电发电总装机达到3200万千瓦，年发电量400亿千瓦时。

统筹推进水电保护性发展。坚持生态优先，水电开发与环境保护相协调，推进汉江、清江、溇水等流域水电项目建设，建成碾盘山、新集等水电项目。积极推进小水电绿色转型，促进流域生态恢复。新增常规水电装机50万千瓦，2025年水电装机达到3800万千瓦。

因地制宜开发利用生物质能。按照因地制宜、清洁高效、多元利用的原则，结合资源和环境条件，开发利用生物质能。在工业园区、开发区、产业园区等热负荷需求集中的地区，稳步推进生物质热电联产。综合考虑垃圾产量、运输距离、环境保护等因素，合理布局生活垃圾焚烧电厂。推广生物质多元化利用，支持生物天然气工程建设，积极发展生物质锅炉供热，鼓励开展生物质与燃煤耦合发电。新增生物质发电装机50万千瓦，2025年生物质发电装机达160万千瓦。

积极推进地热能开发利用。加强地热资源勘查，在江汉盆地、南襄盆地、武汉新洲、黄冈英山等地区开展地热能资源勘查、试验、评价。积极推进地热能多元融合发展，在武汉、襄阳、宜昌、十堰等地区，积极推广浅层地热能供暖和制冷应用。积极探索中深层地热能综合利用形式和市场运营模式。新增地热能供冷供热应用建筑面积1900万平方米，2025年达到5000万平方米。

2.强化煤炭电力安全托底保障。

加强煤炭供应合作。加强与陕西、山西、内蒙古等煤炭资源大省战略合作，强化与国家能源集团、陕煤集团、山东能源集团等产煤企业合作，组织企业积极参与国内煤炭市场交易，推进中长期合同履约，保障优质煤源供应。依托荆州煤炭铁水联运储配基地，建设武汉（华中）煤炭交易中心，打造面向“两湖一江”的煤炭中转、交易、配置和应急储备供应保障平台。

有序发展清洁火电。更好发挥煤电基础兜底作用，根据电力安全稳定供应需要，有序推进已纳入国家规划的大容量、高参数、超超临界燃煤机组项目建设，保持系统安全稳定运行必须的合理裕度。在有条件的工业园区、开发区，合理规划布局发展热电联产集中供热项目。在有条件的开发区、中心商务区、公共建筑或商业综合体发展天然气热电联产和分布式能源项目，重点发展冷热电多联供。支持高炉煤气、余热余压余气发电。

3.拓展油气供应渠道。

构建多元天然气供应格局。加强与中石油、中石化、中海油和国家管网集团合作，全面实行天然气购销合同管理，扩大对湖北省天然气资源供应规模。积极引进沿海LNG资源。鼓励燃气企业、储气设施经营企业通过天然气交易中心线上竞拍、LNG市场采购等方式获得天然气资源。统筹页岩气勘探开发与生态环境保护，推进鄂西页岩气勘探开发综合示范区建设，加快宜昌、恩施地区页岩气勘探开发，2025年页岩气产能达到20亿立方米/年。

积极推进炼油企业升级改造。落实长江大保护要求，按照“产能置换、减油增化”等原则，谋划推进武汉中韩石化炼油搬迁改造、荆门石化扩能改造、潜江金澳油品质量升级改造，打造炼化一体产业集群。

（二）建设集约高效能源输送储备体系。

适应新型电力系统发展需要，统筹高比例新能源发展和电力安全稳定供应，加快电网设施升级和智能调度运行水平提升，建成“送受并举、东西互济、智能高效”的坚强电网，打造全国电网联网枢纽。推进天然气主干管网互联互通，打造全国天然气管网枢纽。提升煤炭储配能力，打造“两湖一江”煤炭物流枢纽。形成基地（库）+地方政府、企业共建的“1+N”多维综合能源储备体系，提升能源运行调节和风险防范能力。

1.建设坚强智能电网。

建成交直流互备的特高压电网。建成陕北-湖北±800千伏特高压直流输电工程、金上-湖北±800千伏特高压直流输电工程，加快荆门-武汉等特高压交流环网、黄石1000千伏特高压交流输变电工程建设。到2025年，建成1000千伏特高压变电站3座、变电容量2100万千伏安，±800千伏特高压直流换流站2座、容量1600万千瓦。

提升城市供电能力。围绕外电疏散、三峡留存、电源接入、断面卡口、网间联络，建设一批500千伏、220千伏主网工程，形成鄂东负荷中心（武汉、黄石、黄冈、孝感、咸宁）、鄂西北（襄阳、十堰、随州、神农架）和鄂中西（宜昌、荆州、荆门、恩施、仙桃、潜江、天门）分区分片的保供体系，服务“一主引领、两翼驱动、全域协同”区域发展布局。围绕工业园区和重大项目用电需求、城市老旧小区改造、分布式电源广泛接入、电动汽车和数据中心等新型负荷发展需求，推进城市配电网改造升级。武汉市建成世界一流城市电网，襄阳、宜昌城市电网达到国内同等城市先进水平，其他城市电网供电水平明显提升。新增变电容量6000万千伏安、各电压等级线路7000公里以上。

巩固提升农村电网。进一步优化农村配电网网架结构，提升配电自动化水平，实现配电通信网全覆盖，加快老旧设备更新，全面解决“卡脖子”“低电压”等突出问题，不断提升农村生产生活供电服务质量，为农村新能源汽车、乡村旅游、农产品加工、农村现代物流等新型农村产业和乡村振兴提供坚强电力保障。到2025年，全省农村配电网达到中部省份领先水平，供电可靠率达到99.915%，综合电压合格率达到99.85%，农村居民户均配变容量达到2.8千伏安以上。

加强电网运行调度和新能源消纳能力建设。按照分层分区、安全高效原则，推进主网架向“合理分区、柔性互联、安全可控、开放互济”的形态转变，配电网向交直流混合柔性电网+智能微电网等多种形式协同发展。全面推动新型电力技术应用和运行模式创新，优化电网安稳控制系统配置，提升电压、频率调节支撑能力，发展柔性直流输电，全面提升电网开放接入、灵活控制和抗扰动能力。统筹一次网架、设备和通信网，提升电网资源配置能力和智能化水平，提升新能源并网友好性，推动调度运行智能化扁平化。推动电网更好适应大规模高比例新能源发展，增强电网就地平衡能力，大力发展以消纳新能源为主的微电网、局域网，实现与大电网兼容互补。

2.完善油气输送通道。

推进天然气管网建设与互联互通。加快建设西气东输三线中段、川气东送二线湖北段等国家主干天然气管道，推进内河LNG船舶运输和LNG罐箱多式联运，构建“四纵三横一通道”天然气输送体系，汇集西气东输、川气东送、南气北调、海气进江资源，形成四方来气的供应格局。推进省内支线、联络线和储气设施接入城市管网管道建设。加快管网向偏远地区、乡镇延伸。新增天然气管网里程1300公里。推动天然气管网等基础设施向第三方市场主体公平开放。压减供气输配环节，取消没有实质性管道投入的“背靠背”接收站。

加快输油管道建设。推进三峡翻坝运输成品油管道建设，缓解三峡水运压力。加快监利—潜江输油管道建设，推进魏荆原油管道升级改造工程实施，提高油品供应保障能力。新增输油管道里程200公里。

3.增强能源储备调节能力。

提升电力系统灵活调节能力。对全省大型煤电机组全面实施灵活性改造，挖掘潜力参与深度调峰，原则上新建煤电机组全部具备灵活调节能力。在气源有保障、气价可承受、调峰需求大的负荷中心，适度布局天然气调峰机组，积极探索气电与新能源发电融合发展。有序推进规划内抽水蓄能电站建设，开工建设罗田平坦原、通山大幕山等5个以上抽水蓄能电站，利用现有梯级水电站规划布局一批抽水蓄能电站。在落实生态保护要求基础上，建立抽水蓄能电站站址资源目录，做好站址保护。结合风电和光伏发电出力特性、电网接入和消纳条件，推进一批风光水火储一体化、源网荷储一体化项目。推动储能技术应用，建设一批集中式储能电站，引导电源侧、电网侧和用户侧储能建设，鼓励社会资本投资储能设施。

加快油气储备能力建设。坚持规模化、集约化建设运营原则，鼓励各类主体投资建设储气设施，加快构建以地下盐穴储气库、沿江LNG储运站和大中型LNG储罐为主，地方小型应急储气设施为辅，管网互联互通为支撑的储气体系。制定落实储气能力建设实施方案，重点推进潜江地下盐穴储气库，武汉白浒山和黄冈等地LNG储气库建设，形成潜江、武汉、黄冈三大储气基地。组织各地及城镇燃气企业加强与省内外重点储气设施合作，优先依托属地及周边“大库大站”履行储气责任，支持不具备建设条件的地方和城镇燃气企业以租赁、购买方式完成储气能力建设目标任务，到2025年全省储气能力达到6.5亿立方米。按照国家要求，落实地方政府成品油储备和企业社会责任石油储备。

加快煤炭储备能力建设。推进“浩吉铁路+长江水运”煤炭输送体系建设，建设以荆州江陵为重点的集交易、存储、混配、物流等功能于一体的大型煤炭储配基地，打造辐射“两湖一江”的煤炭物流枢纽。支持重点用煤企业改扩建现有储煤场地，支持有条件的企业参与社会责任储备，到2025年煤炭储备能力达到1600万吨，政府可调度社会责任储备能力基本满足应急需求。