10月13日，湖南省發改委發布了《湖南省電力支撐能力提升行動方案（2022—2025年）》。其中，《方案》表示，湖南風電、光伏發電裝機規模2025年達到2500萬千瓦以上，2030年達到4000萬千瓦以上。納入國家抽水蓄能中長期規劃“十四五”重點實施的13個抽水蓄能電站今年內全部核準啟動建設，到2030年全省抽水蓄能裝機達到2000萬千瓦。積極發展電化學儲能，優先在新能源消納困難地區建設一批集中式共享儲能項目，引導電源側儲能規模化應用，積極支持用戶側儲能發展，圍繞終端用戶探索儲能融合發展新場景。

培育新型用電模式，積極推進綜合能源服務。在產業園區、大型公共建筑、工業企業、商業綜合體等用電集中的區域，大力培育負荷聚合商。鼓勵在增量配電網區域開展源網荷儲一體化示范。探索建設儲能設備、分布式能源、智能用電設備與電網友好互動的虛擬電廠。建立健全電力需求側響應交易平臺，引導用戶側可調節資源以及負荷聚合商、虛擬電廠運營商、綜合能源服務商等新興市場主體參與需求響應示范。

《方案》提出，推動新型儲能、負荷聚合商、虛擬電廠、用戶可調節負荷資源等參與輔助服務。明確儲能獨立市場主體地位，支持儲能參與電力中長期交易、現貨市場和輔助服務。推動經營性用戶用電計劃全面放開，允許制造業企業全部參與電力市場化交易，賦予增量配網、地方電網、微電網、分布式電源、儲能和負荷聚合商等新興市場主體參與電力交易資格。做好優先發電制度與市場機制的銜接，逐步建立與電力現貨市場相適應的優先發購電機制。統籌優化電力市場運行與電網調度運行，做好市場化交易與調度運行的高效銜接。

完善風電、光伏發電、氣電、抽水蓄能和新型儲能價格形成機制，完善支持分布式清潔能源發電自發自用和就近利用的電價機制。探索建立覆蓋應急備用電源的容量成本回收機制，完善支持煤電靈活性改造的價格政策。加快理順輸配電價結構，提升輸配電價機制靈活性，進一步完善增量配電網價格形成機制。

電力支撐行動重大項目表明確，到2025年，新型儲能規模200萬千瓦左右。風電、光伏項目2025年達到2500萬千瓦以上，2030年達到4000萬千瓦以上。實施14個抽水蓄能電站項目，總規模達18.8GW。

原文如下：

湖南省電力支撐能力提升行動方案（2022—2025年）

電力是經濟社會高質量發展的重要支撐，是滿足人民群眾美好生活用能需求、助力“雙碳”目標順利實現的重要路徑，根據省政府“三大支撐八項重點”部署，特制定本行動方案。

一、總體目標

電力發展適度超前，全省電力穩定供應能力2025年達到6000萬千瓦。綠色低碳發展成效顯著，風電、光伏發電裝機規模2025年達到2500萬千瓦以上，2030年達到4000萬千瓦以上。納入國家抽水蓄能中長期規劃“十四五”重點實施的13個抽水蓄能電站今年內全部核準啟動建設，到2030年全省抽水蓄能裝機達到2000萬千瓦。新型電力系統加快構建，特高壓電網形成2交2直的對外聯絡通道，主干網和配電網不斷完善，長株潭配電網達到國家中心城市標準。電力服務水平明顯提升，長株潭“獲得電力”指數達到國內一流水平。煤炭儲備能力明顯提高，天然氣供應保障基礎更為夯實，以電為主的能源支撐體系進一步健全。

二、主要任務

（一）大力實施電力穩定供應能力提升行動

確保“十四五”期間每年新增電力穩定供應能力400萬千瓦以上，到2025年，全省電力穩定供應能力達到6000萬千瓦，有力支撐全省經濟高質量發展。

1．夯實保障性電源基礎。充分發揮火電調節性強、可靠性高的優勢，確保華電平江電廠2022年底前投產、國能岳陽電廠2023年底前投產。加快建設長安益陽電廠、大唐華銀株洲電廠、陜煤石門電廠3個煤電項目和湘投衡東燃氣電廠、華電長沙燃氣電廠、華能湘陰燃氣電廠3個氣電項目。積極爭取貴州大龍電廠、鯉魚江A廠靈活送電湖南。到2025年，全省支撐性煤電和調峰性氣電裝機規模達到3300萬千瓦左右。

2．擴大外電送入規模。加快荊門-長沙1000千伏特高壓交流工程建設，確保2022年底前投產。推動祁韶直流盡早滿功率運行，爭取甘肅送端配套煤電盡快建成投運。積極推動雅江直流四川送端盡快具備800萬千瓦滿功率送電能力，確保按50%送電能力分電湖南。加快推進寧夏至湖南特高壓直流輸電工程，2022年獲國家核準并開工建設、“十四五”末建成投產具備800萬千瓦送電能力。積極推進第三回特高壓直流入湘前期工作。研究與廣東電網通過背靠背直流方式加強聯絡，推動湖南電網由國網末端轉為國網、南網互濟運行的“橋頭堡”。

3．提升電力應急備用能力。按照最大負荷的一定比例配置應急備用電源和調峰電源，適度提高水電、風電、光伏發電和不可中斷用戶高占比地區的配置比例，到2025年全省應急備用電源達到270萬千瓦以上。在有規模熱（冷）負荷的工業園區、經濟開發區、空港新區等區域因地制宜建設背壓式燃煤熱電聯產項目或分布式天然氣冷熱電三聯供項目，積極推廣用戶側分布式智慧綜合能源。開展系統安全保供評估，建立煤電拆除報告制度，符合安全、環保、能效要求和相關標準的合規煤電機組“退而不拆”，關停后作為應急備用電源。加強應急備用電源管理，研究制定支持保障政策，科學認定和退出應急備用機組，做好設備維護和燃料供應保障。完善電力應急響應體系和電力設備在線監測系統，扎實做好大面積停電、自然災害防范應對聯合演練。

4．加強煤炭儲備能力建設。積極推進岳陽、華容煤炭鐵水聯運儲備基地建設，加快建成永耒、婁底、新化和桃江等煤炭儲備基地，提升煤炭儲備和應急調劑能力；鼓勵省內電廠利用有利條件，推進多式聯運型和干支銜接型儲煤基地建設。實施統調電廠迎峰度夏度冬電煤儲備融資貸款計劃。到2025年，煤炭儲備能力明顯提高，為全省保障性煤電穩發滿發提供堅實保障。

5．筑牢天燃氣供應保障基礎。統籌推進“氣化湖南工程”戰略，加快建設新粵浙廣西支干線，大力提升廣西海氣入湘的引入力度；有序建設省內輸氣管網，重點完善湘西、湘南、湘中地區支線管道。加快政府及城燃企業儲氣能力建設，提高戰略性儲備和應急調峰能力。到2025年，管道總里程達到4600公里，儲氣能力達到4.8億立方米，天然氣供應渠道穩定可靠，保障能力顯著增強，為全省經濟社會發展及調峰氣電運行提供堅強的氣源保障。

（二）大力實施電力綠色低碳轉型行動

在保障電力安全可靠供應的基礎上，大力實施可再生能源替代，風電、光伏發電裝機規模2025年達到2500萬千瓦以上、2030年達到4000萬千瓦以上，抽水蓄能電站裝機規模2030年達到2000萬千瓦，助推全省碳達峰碳中和目標如期實現。

1．大力發展風電、光伏發電。堅持集中式與分布式并舉，推動風電和光伏發電大規模、高比例、高質量、市場化發展。在風光資源稟賦較好、具備建設條件的地區，探索布局一批多能互補清潔能源基地；按照“儲備一批、成熟一批、推進一批”的思路，推動省內風電規模化和可持續發展；積極探索“光伏+”模式，因地制宜建設一批林光互補、漁光互補和農光互補等集中式光伏。支持分布式光伏就地就近開發利用，加快推進納入國家整縣屋頂分布式光伏試點的12個縣（市、區）開展試點工作，積極推動增量配網、工業園區、公共機構、商場等分布式光伏和屋頂光伏開發，鼓勵分布式光伏與交通、建筑、新基建融合發展。完善可再生能源電力消納保障機制，不斷提高可再生能源消納水平。

2．加快建設抽水蓄能電站和新型儲能。加快平江抽水蓄能電站建設，力爭2025年投產1臺機組、2026年全部投產。推動安化等13項已納入國家抽水蓄能中長期規劃“十四五”重點實施的抽水蓄能電站開工建設。研究常規水電站梯級融合改造技術，探索新建混合式抽水蓄能可行性。積極發展電化學儲能，優先在新能源消納困難地區建設一批集中式共享儲能項目，引導電源側儲能規模化應用，積極支持用戶側儲能發展，圍繞終端用戶探索儲能融合發展新場景。

3．積極推動水電深度挖潛和其它清潔能源發電。統籌水電開發和生態保護，鼓勵有條件的水電站擴機增容，重點推動五強溪水電擴機工程建設。積極推進在運水電站優化升級，持續推進老舊電站設備改造與技術升級。因地制宜發展農林生物質發電，穩步發展城鎮生活垃圾焚燒發電。繼續做好桃花江、小墨山核電廠址保護工作。到2025年，全省生物質發電裝機規模達到150萬千瓦左右。

4．積極推動煤電機組改造升級。全面梳理煤電機組供電煤耗水平，結合不同煤耗水平煤電機組實際情況，探索多種技術改造方式，分類提出改造實施方案。對供電煤耗在300克標準煤/千瓦時以上的煤電機組，加快創造條件實施節能改造，對無法改造的機組逐步淘汰關停或視情況將具備條件的轉為應急備用電源。鼓勵現有具備條件的燃煤發電機組開展供熱改造，替代并關停采暖和工業供汽小鍋爐。存量煤電機組靈活性改造應改盡改，優先改造新能源外送和就地消納調峰需求大的地區的煤電機組。積極探索煤電與可再生能源、儲能的一體化開發、運行模式。到2025年，爭取全省火電機組平均供電煤耗下降至300克/千瓦時以內，火電綜合調節能力達到60%以上。

（三）大力實施新型電力系統構建行動

加快構建堅強可靠智慧、源網協同互動的新型電力系統。到2025年，特高壓電網形成“2交2直”對外聯絡通道，主干網和配電網不斷完善，長株潭配電網達到國家中心城市標準。

1．構建堅強高效主干網架。增強500千伏西電東送和南北互濟輸電通道，建成湘東“立體雙環網”、湘南“日”字型環網、湘西北環網和湘北環網，實現500千伏電網市州全覆蓋。構建形成安全可靠、經濟高效、綠色低碳的220千伏電網，實現全省區縣全覆蓋，形成“分區清晰、結構典型、運行靈活”的供電格局，電力系統運行效率和安全保障水平明顯提高，清潔能源優化配置和消納能力顯著增強。

2．提升配電網支撐保障能力。推動配電網向智能化、數字化、主動化方向轉型。按照差異化發展策略，推動全省配電網提檔升級。著重提高中心城區電網可靠性和智能化水平，滿足多元用戶接入需求，建設與國家中心城市相適應的長株潭一流城市配電網。繼續實施農村電網鞏固提升工程，助力鄉村振興戰略，提升全省農村電網整體供電質量和服務水平。全省電網韌性、彈性和自愈能力大幅提高，形成結構合理、綠色智能、經濟高效的現代配電網。

3．發展綜合智慧的用電模式。培育新型用電模式，積極推進綜合能源服務。在產業園區、大型公共建筑、工業企業、商業綜合體等用電集中的區域，大力培育負荷聚合商。鼓勵在增量配電網區域開展源網荷儲一體化示范。探索建設儲能設備、分布式能源、智能用電設備與電網友好互動的虛擬電廠。建立健全電力需求側響應交易平臺，引導用戶側可調節資源以及負荷聚合商、虛擬電廠運營商、綜合能源服務商等新興市場主體參與需求響應示范。

4．推動電力系統數字化轉型。依托先進量測、5G通信、大數據、物聯網等技術，形成全面覆蓋電力系統發、輸、配、用全環節，及時高速感知、準確傳遞信息的數字化信息感知與傳輸系統。推動電網數字化改造，建設智能電廠，加快電力生產、傳輸、消費等基礎設施的數字化、智能化升級。充分發揮全省能源大數據智慧平臺作用，完善全省能源信息管理系統，支撐電力行業數字化管理，積極服務經濟社會發展。

（四）大力實施電力運行水平提升行動

打造智慧高效電力調度體系、創新調度運行的工作機制，確保現役電源穩定供應，提升系統整體運行水平。

1．打造智慧高效電力調度體系。完善市場環境下電力調度機構工作規范，確保電力調度機構公正中立。加強信息發布，保障調度機構透明度。在保證系統安全運行條件下，進一步深化節能調度。厘清大電網調度與微電網、增量配電網內部調度的權責界限，確保調度順暢銜接。加快人工智能、大數據等智能化技術在電力系統的應用，提高調度智能化、自動化水平，探索開展“風光水火儲一體化”智慧聯合調度，提升新型電力系統的安全保障能力、智能化運行水平和新能源消納能力。

2．提升電力調度運行監管水平。建立完善煤電項目駐廠聯絡員機制，現場調度火電企業燃料購買、運輸、存儲及進耗平衡等情況，全面掌握企業生產經營情況和存在問題，及時掌握設備運行情況，督促企業自行檢修計劃、做好設備消缺。完善政企聯動儲煤機制，提高電廠儲煤積極性，確保迎峰度夏、度冬期間電煤儲備水平在30天以上，確保電廠穩發滿發。建立煤電價格聯動機制，推動火電全電量入市交易，及時疏導發電成本，推動火電企業可持續發展。推動小水電集中式管理和智能化運維托管，提升負荷高峰時段小水電的頂峰能力。加強全省風電、光伏發電的出力預測管理，開展風電場抗冰改造，提升風電、光伏發電的電力支撐能力。

3．完善電力供需平衡風險預警機制。建立健全當前及未來三年的電力供需平衡風險預警機制，滾動更新電力項目年度建設任務清單，形成在建一批、新開一批、儲備一批的梯次項目格局。密切跟蹤氣象及電力需求變化，加強電煤儲備、發電燃氣供應和儲備、電網安全可靠供電、有序用電等保障措施，提前謀劃電廠設備消缺、水庫蓄水和應急方案等工作。建立全省24小時各類電源和負荷運行監測機制，提高電力調度的科學性、準確性和時效性。加強與氣象、水利等部門協同和大數據分析，實現每日負荷精準預測、用電特性精準分析，開展未來三天電力電量平衡情況研判，提前做實電力保供各項措施。

（五）大力實施電力服務水平提升行動

堅持以人民為中心，提升終端用能電氣化和智能化水平，深化“放管服”改革，提升“獲得電力”服務水平，持續優化營商環境，加快完善充電基礎設施，支撐保障強省會戰略和鄉村振興戰略，滿足人民美好生活的用能需要。

1．提高終端用能電氣化水平。拓寬電能替代領域，推進“電能替代+綜合能源服務”，不斷提高電能占終端能源的消費比重，系統提升能源利用效率，持續提升工業制造、交通出行、建筑用能、農業生產、生活消費各領域電氣化水平。在鋼鐵、建材、有色、化工、印刷、造紙、食品等工業領域全面推廣應用電爐鋼、電鍋爐、電窯爐、電加熱等技術，開展高溫熱泵、大功率電熱儲能鍋爐等電能替代。推動建筑用能電氣化和低碳化，在政府機關、事業單位、醫院、酒店、寫字樓、大型商超、城市綜合體等大型公共建筑領域開展老舊溴化鋰中央空調機組及燃煤、燃油、生物質鍋爐改造，促進光伏與建筑一體化發展。在公共交通、短途物流和機場服務等交通領域大力推進新能源車，引導居民優先購置新能源汽車，持續推進省內千噸級港口泊位岸電設施建設與優化運營。在糧食、蔬果、制茶、制煙、畜牧、水產養殖等農業領域加大電氣化技術的宣傳推廣，提高電氣化水平。推廣智能家電，實施電炊具替代，提高居民生活電氣化水平。

2．提升“獲得電力”服務水平。全面推廣實現居民用戶、160千瓦及以下的小微企業用電報裝“零上門、零審批、零投資”（以下簡稱“三零”）服務、高壓用戶用電報裝“省力、省時、省錢”（以下簡稱“三省”）服務。將低壓、20千伏及以下高壓電力接入工程審批時間分別壓減至5個、10個工作日以內。將居民用戶、實施“三零”服務的非居民用戶全過程辦電時間分別壓減至5個、15個工作日以內。加快推進政企協同辦電信息共享平臺建設，實現政企協同辦電，實行行政審批申請“一窗受理”，實現居民用戶“刷臉辦電”、企業用戶“一證辦電”，大幅提升辦電便利度，在城鎮規劃建設用地范圍內，供電接入工程投資界面應延伸至用戶建筑區劃紅線，讓辦電更省錢。加強配電網和農網的建設力度，強化計劃檢修管理，推廣不停電作業技術，減少計劃停電時間和次數，提高電網供電可靠性。到2025年，長株潭“獲得電力”指數達到國內一流水平，城市停電時間減少到1小時以內，農村停電時間較“十三五”末再下降40%以上。

3．加快布局充（換）電基礎設施。優化城鄉公共充（換）電基礎設施布局，推動高速公路、國省干道充（換）電網絡全覆蓋，因地制宜布局換電站，切實提升公共充（換）電服務保障能力，加快形成“適度超前、快充為主、慢充為輔”的公共充（換）電網絡。對既有老舊小區實現配電網增容改造，加快推進居民社區充電設施建設安裝。鼓勵開展儲能和充電樁一體化項目試點示范。加快智能有序充電、大功率充電、無線充電等先進技術的研發應用。加快推進充電運營企業平臺互聯互通，實現信息共享與跨平臺、多渠道支付結算，提升充電的便利性和用戶體驗。

4．支撐強省會戰略落地落實。強化長沙電力保供能力，加快在長株潭都市圈建設天然氣調峰電站、電化學儲能電站、抽水蓄能電站，合理布局風能、太陽能，探索發展氫能產業，打造智慧能源創新區，提升城市供電能力和應急保障能力。實施長沙電網建設“七大行動”，加快建設國際一流、綠色低碳的現代化新長沙智慧電網，力爭到2025年長沙電網供電能力達到1500萬千瓦，供電可靠率提升至99.99%，電力營商環境國際一流，電網智能化水平、運行管理水平、裝備水平達到國際領先，率先建成新型電力系統“長沙樣板”。支持長沙加快推進充電樁建設，到2026年全市公共充電樁保有量達到4萬個左右。

5．服務鄉村振興戰略實施。充分發揮農村生物質能、太陽能、風能資源豐富的優勢，積極發展農村分布式新能源，就地消納利用，改善農村生活環境。大力推進鄉村風電、光伏發電開發利用。積極推動農村“戶用光伏+儲能”，支持自發自用、余量上網。實施農村電網鞏固提升工程，加快消除農村電力基礎設施短板，全面提升鄉村電氣化水平。建設支撐大規模分布式可再生能源接入消納和鄉村電氣化水平提升的城鄉配電網。引導電力企業履行社會責任，全力服務鄉村振興戰略，加快農業農村現代化。

（六）大力實施深化電力體制改革行動

加快推進統一開放、公平公正、競爭有效的電力市場體系建設，充分發揮市場在資源優化配置中的決定性作用。進一步完善電價形成機制，推動各類電源健康可持續發展。深化配售電業務改革，提升配售電業務市場活力。

1．加快推進電力市場體系建設。加快建設全國統一電力市場體系，加強與國家市場、區域市場的協同運行。規范完善電力中長期交易機制，豐富交易品種，提升交易靈活性和中長期合同簽約履約質量。加快電力現貨市場建設，推動用戶側參與電力現貨交易。完善電力中長期、現貨和輔助服務交易有機銜接機制，探索容量市場交易機制。豐富輔助服務交易品種，建立健全調峰、調頻、備用輔助服務市場。推動新型儲能、負荷聚合商、虛擬電廠、用戶可調節負荷資源等參與輔助服務。明確儲能獨立市場主體地位，支持儲能參與電力中長期交易、現貨市場和輔助服務。推動經營性用戶用電計劃全面放開，允許制造業企業全部參與電力市場化交易，賦予增量配網、地方電網、微電網、分布式電源、儲能和負荷聚合商等新興市場主體參與電力交易資格。做好優先發電制度與市場機制的銜接，逐步建立與電力現貨市場相適應的優先發購電機制。統籌優化電力市場運行與電網調度運行，做好市場化交易與調度運行的高效銜接。

2．持續深化電力價格機制改革。持續深化水電、煤電上網電價市場化改革，完善風電、光伏發電、氣電、抽水蓄能和新型儲能價格形成機制，完善支持分布式清潔能源發電自發自用和就近利用的電價機制。探索建立覆蓋應急備用電源的容量成本回收機制，完善支持煤電靈活性改造的價格政策。加快理順輸配電價結構，提升輸配電價機制靈活性，進一步完善增量配電網價格形成機制。逐步推進居民、農業用戶外的其他用戶進入電力市場，建立健全與市場電價水平動態聯動的保底供電價格機制。完善分時電價、居民階梯電價制度。針對高耗能、高排放行業，完善差別電價、階梯電價等電價政策。

3．進一步深化配售電業務改革。完善售電主體信用監督體系，規范電力零售市場秩序，健全售電主體注冊和退出機制，推動售電主體參與各類市場交易。明確增量配電企業的電網企業地位，完善配電區域劃分、存量資產處置、配電網接入（電網互聯）、電源接入、調度關系、公平交易等管理辦法。建立健全增量配電網行業標準體系。鼓勵增量配電企業開展綜合能源服務等增值業務。

三、保障措施

（一）強化組織領導。省發展改革委（省能源局）發揮牽頭抓總作用，建立工作專班。各市州、縣市區對本地電力支撐行動實施工作負主體責任，建立相應的組織領導機構和工作機制。各地各有關部門根據本方案明確的任務分工抓緊制定實施計劃，加強地區、部門協作聯動，形成工作合力。

（二）強化要素保障。各有關部門對電力支撐行動相關項目細化工作流程，落實工作責任，簡化相關手續的辦理流程，優化能源建設、用電報裝及電力接入工程審批程序。按照依法依規、特事特辦、急事快辦的原則，開辟綠色通道、實施并行辦理，加大用地、用林、用水等要素的保障供給力度，持續優化建設環境，加快推動項目建設。

（三）強化建設管控。建立電力項目建設承諾制，經核準在建和新增的火電、水電、風電、光伏發電等電力項目承諾開工及建成投產發電日期，保障性火電要簽訂“項目所在市州政府、項目投資主體、電網企業”三方目標責任狀。對逾期項目實施扣除違約金、納入失信企業名單等懲罰措施。對事關電力保供的重點項目實施按月調度，及時協調解決項目建設中的重大問題，并委派專人進駐現場協調解決問題，確保項目按期投運。

（四）強化宣傳考核。各級宣傳部門要加大電力支撐行動宣傳力度，引導全社會關心、支持、推動電力支撐相關工作，形成強大合力。要嚴格監督考核，建立工作部署、責任分解、督查問效、整改落實的閉環鏈條，將電力支撐行動實施情況納入年度考核評價和真抓實干督查激勵范圍，對具體行動進行監測評估。強化日常監管和責任監督，對不作為、慢作為、亂作為、假作為的單位和個人嚴肅問責。加強電力安全監管，推動電力領域安全生產。

附件：1—1．電力支撐行動重大項目表

附件：1—2電力支撐三大標志性工程

一、引進外電提升工程。我省一次能源資源嚴重匱乏、整體處于全國能源流向末端，提升外電送入規模是保障我省電力安全可靠供應、能源結構轉型的重要舉措。重點推進寧夏至湖南±800千伏特高壓直流工程。該項目是國家“十四五”能源規劃的9大重點跨省輸電通道之一，也是湘寧兩省（區）深化能源領域“一線一園一基地”合作的重要組成。工程起于寧夏中寧縣，止于湖南衡南縣，途經甘肅、陜西、重慶、湖北4省（市、區），線路全長1560千米，總投資260億元。目前，湖南段工程可研編制工作基本完成、核準支持性文件已全部獲取，正按照今年6月核準并開工建設的目標加快推進，計劃2025年投產。工程建成投產后，將為我省提供穩定供應能力800萬千瓦，年輸送電量400億千瓦時，相當于全省用電的五分之一。同時，積極推進荊門—長沙1000千伏特高壓交流工程，確保年內投產；積極推動祁韶、雅江直流送電能力提升，爭取祁韶、雅湖直流盡早滿功率運行，并確保雅江直流按50%送電能力分電湖南；積極謀劃第三回特高壓直流入湘前期工作，積極加強與南網聯絡。確保全省外電送入能力穩步提升，到2025年全省外電送入規模達2176萬千瓦左右。

二、支撐電源建設工程。火電具有調節性強、可靠性高等優勢，是滿足經濟社會發展用電需求、實現雙碳目標的重要支撐電源。重點推進華電平江電廠，工程位于湖南省岳陽市平江縣余坪鎮，本期建設2×100萬千瓦超超臨界燃煤發電機組，同步建設超低排放環保設施，配套建設鐵路專用線，總投資73.79億元。2020年12月5日主體工程正式開工，確保2022年內正式投產。工程建成投產后，將為全省提供200萬千瓦穩定供應能力，是打贏2022年迎峰度冬電力保供任務的重點工程。同時，加快國能岳陽電廠建設，爭取2023年底前投產。積極推進長安益陽電廠、大唐華銀株洲電廠、陜煤石門電廠3個煤電項目和湘投衡東燃氣電廠、華電長沙燃氣電廠、華能湘陰燃氣電廠3個氣電項目的前期工作，爭取2022年內全部開工建設、“十四五”全部建成投產，確保2025年全省支撐性煤電和調峰性氣電裝機規模達到3300萬千瓦左右。

三、抽水蓄能規模化建設工程。抽水蓄能是當前技術最成熟、經濟性最優、最具大規模開發條件的電力系統綠色低碳清潔靈活調節電源，加快發展抽水蓄能，是建設以新型能源為主體的電力支撐體系的內在要求。重點推進安化抽水蓄能電站，工程位于益陽市安化縣仙溪鎮，裝機容量為240（8×30）萬千瓦，總投資154億元。目前，工程各項前期工作進展順利，正按照2022年6月份完成項目核準并開工建設的目標加快推進，計劃2029年建成投產。工程建成后，將大幅提升全省新能源的消納能力。同時，加快平江抽水蓄能電站建設，爭取2025年投產1臺機組、2026年全部投產。積極推進已納入國家抽水蓄能中長期規劃，“十四五”重點實施的攸縣廣寒坪、炎陵羅萍江、桃源木旺溪、汨羅等12個抽水蓄能電站前期工作，力爭2022年內全部核準啟動建設，到2030年全省抽水蓄能裝機達到2000萬千瓦。