7月12日，安徽省人民政府办公厅下发《关于印发安徽省电力供应保障三年行动方案（2022—2024）的通知》。在这一《行动方案》中，针对储能有以下几点要求：

1、总量：新增电力顶峰能力400万千瓦，其中应急备用电源120万千瓦、气电160万千瓦、储能240万千瓦。储能中包括120万千瓦电化学储能，120万千瓦抽水蓄能。

2、工作重点：推进电力源网荷储一体化和多能互补发展，以系统性、多元化思路统筹优化源网荷储各个环节及风光水火储各类资源。结合全省集中式新能源项目布局，积极推动全省电化学储能建设，鼓励电网侧储能项目建设，提高系统调节能力。

3、技术方向：积极开展新能源制氢储能、氢燃料电池发电、压缩空气储能发电等新型电力顶峰方式，进一步探索新能源机组参与顶峰。

4、价格管理方面：落实抽水蓄能价格政策，研究制定新型储能价格机制。

《行动方案》原文如下：

安徽省电力供应保障三年行动方案（2022—2024）

“十四五”时期我省经济社会仍保持较快发展，电力需求旺盛，“碳达峰、碳中和”的目标给能源及电力保障提出了新要求，全省能源转型发展与保障供应之间的矛盾将日益凸显，国家能源局电力供需平衡预警已将我省2022—2024年电力供需形势定为红色。为妥善解决电力保供中存在的各种问题，确保全省电力可靠供应，结合我省实际，制定本方案。

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，认真贯彻落实习近平总书记在中央财经委第九次会议重要讲话精神和考察安徽重要讲话指示精神，遵循“四个革命、一个合作”能源安全新战略，坚持系统观念，统筹处理好发展和减排、减污降碳和能源安全的关系，坚持开源和节流多措并举，改革和创新共同发力，努力构建清洁低碳、安全高效的能源供应体系，为全省经济社会平稳发展提供可靠的电力支撑。

二、目标任务

初步测算，全省“十四五”电力需求将保持年均7%左右的较快增长，2024年最大用电负荷达到6530万千瓦，按12%系统备用率测算，电力需求为7314万千瓦。截至目前，全省可用电力供应能力4835万千瓦，必须多措并举解决电力供应缺口问题。

（一）确保规划内项目按期投产，落实电力保供能力1055万千瓦。其中：煤电699万千瓦、抽水蓄能120万千瓦、生物质能36万千瓦、准东区外来电增加200万千瓦。

（二）争取负荷紧张时段省外电力，争取临时来电600万千瓦，其中：白鹤滩—江苏、白鹤滩—浙江特高压分电安徽共200万千瓦、长三角年度互济200万千瓦、临时互济100万千瓦、区外来电100万千瓦。

（三）积极推动灵活性电源建设，新增电力顶峰能力400万千瓦，其中：应急备用电源120万千瓦、气电160万千瓦、储能120万千瓦。

（四）强化电力需求侧管理，降低用电负荷400万千瓦，其中，采取有效手段削减尖峰负荷200万千瓦，占全社会最大负荷的3%。科学制定有序用电方案，保证用电侧错峰能力200万千瓦。

三、主要举措

（一）内建外引大力开源，努力提高供应能力。

1．确保规划煤电按期投产。按照重点项目“四督四保”推进制度要求，在完成煤炭等量替代方案的前提下，稳妥推进规划内煤电项目建设，及时协调解决项目建设中的重点问题。项目业主单位应倒排节点工期，按照既定施工路线图和时间节点推进项目建设。其中，2022年8月前建成阜阳电厂二期项目，2023年6月前建成淮南潘集电厂、大唐滁州电厂、利辛板集电厂二期项目，2023年底前建成池州九华电厂二期和阜阳谢桥电厂项目。

2．有序推进抽蓄电站建设。加快推进金寨、桐城抽水蓄能电站及配套送出工程建设，确保金寨抽水蓄能电站2023年6月前建成投产，进一步优化调度方式，充分发挥抽水蓄能电站“削峰填谷”作用。推动宁国、岳西等地4座电站前期工作，加快形成“4+2+4”抽蓄发展格局。

3．加快完善骨干网架。协调推进准东—皖南特高压直流送端电源尽快投产，在安全可靠的前提下，推动准皖直流2023年前达到满送能力。建成古泉—敬亭第3回线路和第4组500千伏过江通道，提高吉泉直流潮流疏散能力和江南江北互济能力。有序推进合肥、滁州等地负荷中心输变电工程建设，提高地区电网供电保障能力。按期完成电源配套送出工程建设，为电源并网投产提供条件。加大对输变电工程前期工作的支持力度，妥善解决电网工程穿越生态红线问题，积极做好民事协调等工作。

4．多方争取省外电力。加快打造长三角特高压电力枢纽，推进白鹤滩—江苏、白鹤滩—浙江特高压直流工程建设，向国家能源局积极争取两回直流各分电安徽100万千瓦以上。加强长三角区域电力合作，充分利用皖浙、皖沪负荷时段差异，积极采取容量置换方式落实年度省间互济。积极与福建、四川、青海等电力富余省份对接，通过签订政府间市场化协议方式争取临时省外来电。

5．推动新能源顶峰能力建设。推进电力源网荷储一体化和多能互补发展，以系统性、多元化思路统筹优化源网荷储各个环节及风光水火储各类资源。结合全省集中式新能源项目布局，积极推动全省电化学储能建设，鼓励电网侧储能项目建设，提高系统调节能力。深入开展农林生物质收储运销体系建设，确保生物质发电项目满发稳发。

6．有序启动调峰气电项目。科学开展全省电力供应及用气调峰双向需求论证工作，优先在电力负荷中心，布局建设气源有保障燃气调峰电站项目，争取到2024年建成皖能合肥燃气调峰电站和淮河能源滁州燃气调峰电站。

（二）强化管理努力节流，有效削减用电负荷。

7．严控高耗能项目建设。完善节能审查协调联动机制，对能耗双控形势严峻、用能空间不足、电力供需平衡紧张的地区，从严控制新上高耗能、高耗电项目，合理布局有序建设数据中心，全面清理关停以各种名义建设的虚拟货币挖矿项目。

8．完善电力需求侧管理机制。健全完善峰谷电价制度，研究建立电力需求响应工作制度和激励机制，开展电力需求响应系统建设，通过市场化手段引导和激励电力用户主动参与需求响应，提升用户侧参与系统调节的能力，保障非严重缺电情况下的电力供需平衡。

9．科学制定有序用电方案。根据国家有序用电管理办法，按照“有保有限”“先错峰、后避峰、再限电”的原则，摸排全省可中断用户及其负荷潜力，并结合近年来电网“夏冬双峰”的特点，动态编制年度有序用电方案，积极做好电力供需平衡保障。

（三）推进能源改革创新，形成新型保供力量。

10．创新建设应急顶峰机组。全面摸排省内30万千瓦级煤电机组生产运行情况，鼓励即将到期服役煤电机组通过等容量替代方式新上高效清洁煤电，关停机组在保障安全前提下，转为应急备用电源，在供电紧张时段顶峰出力。转为应急备用的关停机组，其能耗、环保、煤炭减量指标在满足新上项目需求后，可由所属发电企业在全省范围内跨市使用。每年安排一定可供转移的关停电量用于机组设备维护。

11．试点新型电力顶峰方式。转变传统电力保供思路，积极推动能源领域科技进步和成果转化，积极开展新能源制氢储能、氢燃料电池发电、压缩空气储能发电等新型电力顶峰方式，进一步探索新能源机组参与顶峰。试点推动供热机组开展储热、热电解耦改造，释放传统热电机组调峰顶峰能力。

12．进一步推动电价改革。进一步完善峰谷分时电价，合理扩大峰谷价差，研究制定尖峰电价政策及动态调整机制，引导电力用户合理削峰填谷，科学测算全省电价承受能力。落实抽水蓄能价格政策，研究制定新型储能价格机制。推动新建住宅小区和公共建筑热泵系统执行居民电价。

（四）促进能源消费转型，提高全民节电意识。

13．引导建筑用能优化。修订完善城市建筑设计规范，采取“宜电则电、宜气则气、宜热则热”的原则，通过热电联产、浅层地热能、天然气分布式能源等途径，布局建设区域能源站，推进新建居民小区、公用建筑等采用冷热联供，推动光伏建筑一体化应用，有效降低城市负荷中心夏、冬空调用电尖峰负荷。

14．优化能源利用方式。加快推动天然气网路建设，进一步提高天然气等清洁能源利用比重和终端利用效率。加快氢能产业发展，积极推广氢能示范利用，逐步替代电采暖、电制冷等单一电能利用方式，减少能源利用中间环节消耗。

15．推进全社会节约用电。积极开展多种形式的宣传教育，鼓励推广经过国家节能认证的节约用电产品，及时公开发布全省电力供需信息，主动回应群众关心的热点问题。动员社会各方力量共同开展节约用电活动，普及节约用电科学知识。

（五）加强运行调度管理，确保系统顶峰能力。

16．全面提升电网运行水平。转变传统电网调度运行观念，按照以新能源为主体的电力系统优化运行方式，主动与长三角地区开展调峰、顶峰能力协作，在保障电力安全运行同时，确保高比例可再生能源可靠消纳。加强电网薄弱环节投资建设力度，协调华东电网公司优化500千伏电网调度方式，及时解决部分区域电网“卡脖子”“送出难”等问题。

17．优先保障电煤供应。省内煤电企业要切实履行年度电煤中长期合同，根据每年用电需求增长情况，增加发电企业与省内煤炭企业年度长协量。其中：煤炭企业签订的中长期合同应达到自有资源量的80%；电力企业签订的中长期合同应达到年度煤炭使用量的75%。煤炭供应紧张时段，在确保安全生产的前提下，省内煤炭企业要及时调整开采洗选计划，压减炼焦煤产量，优先生产电煤并加大省内发电企业发运力度，积极争取协调省外电煤供应。

18．提高电煤储备能力。全省电力企业要严格落实国家关于淡旺季差别化最低库存要求，煤炭生产企业保持10万吨电煤应急储备。依托中央预算内资金支持，鼓励和引导省内大型煤炭生产、消费、物流企业及可承担储备能力建设的其他企业，积极主动承担社会主体责任，通过新建、改扩建方式提升煤炭储备能力，并纳入政府可调度储备。

四、保障措施

（一）加强组织领导。进一步健全完善省、市、县电力供应保障组织领导体系，统筹推进全省电力保供工作，及时协调解决可能出现的问题。各市人民政府要将电力保供纳入本市重点工作任务，明确职责分工，形成工作合力。

（二）完善奖惩措施。定期对各地电力保供工作开展情况进行检查评估，对于电力保供组织不力、措施落实不到位的地区，适度削减能源项目建设指标，从严审批所在地区新上耗能项目。根据各能源企业在项目建设、电煤保供、调度管理等方面的现实表现情况，对全省能源企业开展分级评估，评估结果与后续项目建设、计划安排和产能核定等挂钩，具体奖惩办法由省能源局另行制定。

（三）压实工作责任。按照重点项目“四督四保”工作要求，设立能源项目建设台账，明确各项目开工时间、主要施工节点、竣工达产时间，及时协调调度。各单位要按照行动方案相关要求落实工作责任，务实有序推进相关工作。

附件1：

2022—2024年电力需求与供应计划平衡表

单位：万千瓦

备注：1．电力供需缺口=电力需求-电力供应能力-用电负荷削减。

2．临时省外来电受区域电网供需形势及外来电力通道制约，存在较大不确定性。

3．电力供应紧张时段可适当降低备用率运行，电力供应缺口相应减少，但系统运行风险增加。

4．我省最大负荷一般发生在晚高峰（20点—22点），此时段光伏发电无法出力，风电出力仅为装机容量的5%，因此2022—2024年间风光新能源出力忽略不计。

附件2：

2022—2024年重点电力项目建设计划表

备注：1．申能平山电厂二期项目（135万千瓦）已建成但未达产，剩余35万千瓦供电能力参与2022年电力平衡。