广西南宁：“十四五”新增集中式光伏装机不低于200万千瓦 新增分布式光伏并网装机不低于50万千瓦

（三）完善成品油输送干线。

提高成品油区域输送能力，打造辐射周边城市成品油需求的管道干线，积极推进钦南柳管道、北昆线南宁联通工程等建设，开展钦州中石油至南宁机场航煤管道前期工作。

专栏4 加强能源输送网络建设重点项目

天然气管网

续建投产：南宁市天然气专供管道（中石化-中燃门站段）、南宁-扶绥天然气支线管道、宾阳支线、隆安-武鸣天然气支线等。

新建投产：桂中环网忻城-马山-平果天然气管道、南宁支线（宾阳-上林-马山）、东部新城接气工程、临空经济示范区接气工程等管道燃气工程等。

成品油管道

新建投产：钦南柳管道、北昆线南宁联通工程等。

前期工作：钦州中石油至南宁机场航煤管道项目等。

主干电网

500千伏电网：新建新江，扩建金陵、邕州等变电站，建设500千伏金陵站500千伏接线完善工程、沿海西部通道加强工程、南宁抽蓄送出工程等500千伏电网项目，开展500千伏宾州站等前期工作。

220千伏电网：新建凤岭南、永宁、罗文、远洋、创新、利华、伊岭、安马、马板、学城、工业、武陵等220千伏送变电工程，扩建科园、翰峰、琴中、良庆、雷村、思恩、屯亮等220千伏变电站，建设新江站220千伏配套送出工程、金南铁路牵引站220千伏外部电源南宁段配套工程、南宁至玉林城际铁路牵引站等220千伏电网项目，开展化工、同古、东冲、沁园等前期工作。

配电网

新建工程：欢朋、南铁、星湖、江口、空港、银凯等110千伏送变电工程及配套线路工程；王灵、桥村口等35千伏送变电工程；110千伏琅茅线线路入廊改造工程等网络优化工程，开展110千伏六景II（那湾）站等前期工作。

扩建工程：云景、竹岭(长湖)、伶俐、吴圩等110千伏变电站扩建工程。

四、加强能源安全运行韧性

（一）加强能源供需监测分析。

全面提升煤电油气应急保障能力，加强对煤电油气运供需形势的跟踪监测，密切关注市场需求变化，强化产运需衔接和保供稳价措施，保持合理库存水平。保障极端情况下最低用能，以及平时经济社会平稳运行、群众日常生活必需等刚性需求。健全应急预警机制，加强与气象、水文、应急、水利、地质等部门配合，以信息化手段提升监测预警能力，预判外部因素影响，提高预测预判和灾害防御能力。

（二）维护能源基础设施安全。

加强重要能源设施安全防护和保护，完善联防联控机制，重点确保重大电源、枢纽变电站、重要输电通道、大型能源储备项目等设施安全。加强油气管道安全保护，履行管道保护监管职责，盯紧油气管道隐患排查和整治，坚决遏制重大事故灾害发生，健全油气管道保护监测预警体系。督促相关企业落实主体责任，强化风险意识，加强风险管控，抓好安全宣传和培训。

（三）强化重点区域电力安全保障。

按照“重点保障、局部坚韧、快速恢复”的原则，重点提升电力应急供应和事故恢复能力，建成南宁市坚强局部电网。合理提高核心区域和重要用户的相关线路、变电站建设标准，优化电网结构，加强事故状态下的电网互济支撑能力。加强应急备用和调峰电源建设，提升常态电源应急备用裕量，鼓励具备条件的重要用户发展分布式电源和微电网，完善用户应急自备电源配置，统筹安排城市黑启动电源和公用应急移动电源建设。

（四）加强安全风险管控和应急管控。

持续开展安全运行风险动态评估，加强新能源、新型储能、氢能等重要设施和重点环节维护，加强安全隐患排查，强化各环节安全责任落实。健全油气管道安全、电力安全应急预案和快速响应机制，提高对极端自然灾害、突发事件等安全风险的预防预警、防灾减灾和应急处置能力。推进电力应急体系建设，制定各类突发事件应急处置预案和防范措施，加大应急保障资源投入，健全应急队伍，保障应急经费。加强电网黑启动应急处置能力建设，完善南宁市黑启动方案。完善大面积停电应急机制，编制电网事故拉路序位，开展大面积停电应急演练。强化电力等能源网络安全，加强网络漏洞安全管理，增强关键信息基础设施安全保护能力。

第二节 大力构建清洁能源供给体系

一、大力发展非化石能源

（一）大力开发利用太阳能。

加快集中式光伏发电规模化发展。重点在横州市、宾阳县、上林县、良庆区、邕宁区、武鸣区、马山县等太阳能资源较好的县（市、区），新建一批集中式光伏发电项目。积极推进“光伏+”综合利用，鼓励农光互补、渔光互补等复合开发模式。鼓励光伏发电投资企业与大型种养殖基地深化合作，利用南宁明阳农场等国有农场、大型农作物种植基地、大型果蔬瓜菜种植基地、大型畜牧业养殖基地等，推动建设一批农光互补、牧光互补光伏电站。利用具备条件的养殖鱼塘及有关法律法规政策允许开发利用的水面，因地制宜建设渔光互补、水光互补光伏电站。结合环境治理和土地再利用要求，充分利用具备条件的荒山荒坡、石漠化地区、枯竭矿区等闲置土地资源建设一批“环境+光伏”电站。“十四五”新增集中式光伏装机不低于200万千瓦。

大力推进分布式光伏发电应用。在新建工业厂房和商业建筑积极推进光伏建筑一体化开发，推进“千家万户沐光行动”，建设光伏新城、光伏新村。积极探索工业园区整体连片利用新模式，鼓励利用工业园区厂房、经济开发区、大型公共建筑物等闲置屋顶发展分布式光伏发电项目，重点推进高新区、南宁经开区、现代工业园等园区标准厂房屋顶光伏试点。推动光伏发电在新能源充电基础设施、5G通信基站、加油站等供能站等设施应用。鼓励在铁路沿线设施、高速公路等路侧建设光伏廊道，支持小型山地电站等村级光伏电站建设。在横州市、兴宁区、宾阳县等县（市、区）开展全县（市、区）屋顶分布式光伏规模化开发试点，并向全市域推广，“十四五”力争全市超过一半的县（市、区）推进全县（市、区）屋顶分布式光伏。鼓励各类市场主体参与分布式光伏项目建设和管理。新增分布式光伏并网装机不低于50万千瓦。

（二）加快发展陆上风电。

加快推进陆上集中式风电基地化开发。在做好环境保护、水土保持和植被恢复工作的基础上，按照资源优先和消纳优先原则，加快推进风电资源富集区域和消纳条件较好区域的陆上集中式风电规模化开发。优先推动已核准存量陆上风电项目建设并网。重点在马山县、宾阳县、横州市等风资源较好的县（市）加快建设一批陆上风电项目，打造横州市、宾阳县两个百万千瓦级风电基地，新增并网装机不低于200万千瓦。

因地制宜推动分散式风电就近开发。在工业园区、经济开发区、县城、人口集中的乡镇等负荷集中区且周边具备风资源开发条件的地区，因地制宜发展分散式风电项目。重点推广应用低风速风电技术，加快开展适应分散式风电开发的风能资源排查和研究论证，利用山地丘陵等土地资源，在集中式陆上风电场址周边具备开发条件的零星地块和山头因地制宜建设分散式风电，盘活风能资源开发潜力。因地制宜推进分散式风电就近开发，接入中低电压配电网、就地消纳。创新分散式风电投资建设模式和土地利用机制，因地制宜发展接入配电网及在园区配电网、微电网内就地平衡消纳的分散式风电项目，优先鼓励部分或全部电量自发自用。

（三）积极开发生物质能源。

积极发展垃圾发电。加快构建以发电为主的生活垃圾无害化处理体系，优先支持日处理需求在300吨以上的县域建设生活垃圾焚烧发电项目，鼓励日处理需求低于300吨的县域以“共建共享”等方式发展集中式生活垃圾焚烧发电项目，在生活垃圾中小处理规模、转运距离长的地区探索小型焚烧炉等应用，力争新增垃圾发电装机15万千瓦。鼓励发展垃圾焚烧发电兼顾供热的绿色发展新模式。

有序推进生物质热电联产。在供热需求较为集中的工业园区和产业聚集区优先推进生物质热电联产项目建设，以供热为主，兼顾发电，替代燃煤热电联产机组，充分发挥生物质能源环保效益。结合用热需求对已投运生物质纯发电项目进行供热改造，提高生物质能利用效率，新增生物质发电装机5万千瓦。

探索发展生物质燃料。积极开展生物天然气示范应用，在武鸣区等生物质资源丰富的城区、种植养殖集中区及人口聚集区，以生物天然气为资源化利用方式，探索开展以餐厨垃圾、市政污泥、畜禽粪便和农作物秸秆等有机废弃物综合处置一体化示范项目，作为集约型处理城乡有机废弃物环境基础设施，探索开展生物天然气示范项目。探索在宾阳县、隆安县形成醇基燃料生产存储基地及产业集群，推进一批生物柴油项目建设。建立专业化原料收运队伍和机制，对城乡有机废弃物实施分类指导，引导企业合理控制收运成本。

（四）合理推动水电利用。

深度挖掘水电资源，利用绿色小水电创建示范契机，推动绿色小水电增效扩容，实现小水电绿色转型发展。鼓励通过多能互补的方式，发挥水电调节能力与风电、光伏发电配合运行，平抑风光新能源发电出力波动，促进新能源大规模开发与高比例消纳。

（五）探索氢能开发利用。

加快氢能在各领域开发利用，谋划氢能发展布局，积极打通氢能制储输用等环节。依托南宁横州市风光储氢一体化项目探索利用富余可再生能源制氢和低谷电力制氢。积极推动氢能在交通、工业、储能、发电等领域应用，推广氢能汽车、氢能分布式电源应用。打造氢能交通示范城市，统筹推进加氢站等氢能基础设施建设，优先利用区内氢源，缩短氢气运输距离、降低运输成本，引进一批氢能公交、环卫、市政等公共服务氢能汽车，开展氢能交通路线示范。

专栏5 非化石能源重点建设项目

陆上风电

新增陆上风电装机容量200万千瓦。

光伏发电（集中式）

新增集中式光伏发电项目装机容量200万千瓦。

光伏发电（分布式）

1.新增分布式光伏项目装机容量50万千瓦。

2.整县屋顶光伏：横州市、兴宁区、宾阳县全县（市、区）屋顶分布式光伏试点，力争党政机关建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于50%，学校、医院、村委会等公共建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于40%，工商业厂房屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于30%，农村居民屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于20%；江南区、武鸣区、隆安县、马山县、上林县、良庆区、邕宁区、西乡塘区、青秀区全县（区）屋顶分布式光伏项目，力争以上超过一半的县（市、区）推进全县（市、区）屋顶分布式光伏。

生活垃圾

焚烧发电

新增垃圾发电项目装机容量15万千瓦。

农林生物质发电

隆安等农林生物质发电项目。

二、开展多能互补和“源网荷储”一体化示范

（一）积极推进多能互补示范建设。

以县域为单位，在风电、光伏资源集中县（市）及平陆运河沿线，以风、光、水、储、氢等多种能源互补、统筹开发形式，开展多能互补项目示范。重点推进横州市风光储（氢）一体化项目、平陆运河流域新能源一体化开发等多能互补项目。充分利用煤电常规电源的新增调节能力，探索“风光火（储）”一体化项目。在确保安全的前提下，最大化利用清洁能源。

（二）加快开展“源网荷储一体化”示范。

以负荷密集区、条件好的产业聚集区、工业园区、开发区为载体，支持分布式电源开发建设和就近接入消纳，开展源网荷储一体化绿色供电示范区建设。重点打造净零碳东部新城，积极推进建设东部新城源网荷储一体化项目，建成新能源规模化开发—绿电就近消纳—低价绿电供应—网荷互动—智慧调度的“用户友好、电网友好”型源网荷储一体化综合能源系统，为东部新城高质量发展提供成本可控绿电。积极推进六景工业园区、空港经济区源网荷储一体化示范，实现多能协同供应和能源综合梯级利用。研究源、网、荷、储的综合优化配置方案，优化整合园区内各类分布式电源，以及储能、充电站等负荷侧资源，建设能源智能微网，实现源—网—荷全局优化、自适应功能。

专栏6 多能互补和“源网荷储”一体化重点项目

多能互补

横州市风光储氢一体化项目、平陆运河流域新能源一体化开发等多能互补项目。

源网荷储一体化

东部新城源网荷储一体化项目，六景工业园区、空港经济区等源网荷储一体化示范。

三、积极构建新型电力系统

（一）加快调节电源建设。

加快抽水蓄能电站建设。为增强电网电力调配能力，提高电压质量和电网安全稳定水平，结合场址条件和水能资源开发利用规划，在国土空间规划基础上合理布局抽水蓄能项目，科学避开自然保护地、生态保护红线、生态公益林、饮用水源地等生态敏感区，加强环境保护，统筹强化河流生态流量的保障和监测能力。将南宁抽水蓄能电站（4×30万千瓦）、武鸣抽水蓄能电站（4×30万千瓦）作为提升电力系统灵活性的重点任务，全力推动项目开工建设，力争推进南宁抽水蓄能电站首台机组投产。开展南宁上林抽水蓄能项目（4×30万千瓦）、横州抽水蓄能项目（4×30万千瓦）、南宁马山抽水蓄能项目（4×30万千瓦）、宾阳县三阳抽水蓄能项目（30万千瓦）、南宁宾阳思陇抽水蓄能项目（30万千瓦）前期工作，力争5座抽水蓄能电站纳入国家规划并实施建设。

加快新型储能应用。以电化学储能为重点，鼓励风电、光伏发电市场化项目按自治区年度建设方案要求配套一定比例的储能设施，推动已投产风电、光伏发电项目适时增配储能，提升可再生能源电力就地消纳能力。鼓励在负荷密集接入、大规模新能源汇集、调峰调频困难、电压支撑能力不足、电网末端、主变重过载及输电走廊资源紧张等区域合理布局新型储能，开展集中式共享储能试点，开展全钒液流电池、长时储能示范。探索商业化储能方式，拓展新型储能应用新场景，鼓励基于多种储能实现能源互联网多能互补、多源互动，探索先进压缩空气储能、氢储能和蓄冷蓄热储能等新型储能项目在电力源、网、荷各侧多场景试点应用。“十四五”时期，争取投产新型储能45万千瓦，储能时长不低于2小时。

增强煤电灵活调节能力。着力提高煤电机组调峰能力，加快推动国能南宁电厂煤电机组开展灵活性改造，改造后最小发电出力达到30%及以下额定出力，挖掘燃煤机组调峰潜力。

（二）引导各类主体开展需求侧响应。

积极落实峰谷分时电价响应机制。用电电压等级为10千伏及以上的两部制工商业及其他用电用户执行自治区峰谷分时电价机制，扩大在大工业、专用变压器容量在160千伏安及以上普通工业等用电领域的应用范围。到2025年，电力精准负荷响应能力力争达到25万千瓦～35万千瓦，负荷侧响应能力达到全社会最高负荷3%～5%。

开展虚拟电厂等新模式试点。开展虚拟电厂、负荷集成等新型业务模式试点，汇集工商业用电、居民用电等多种负荷类型，以及新能源、充电桩供应能力，通过智能化调度、动态调节实现电网供需双向互动，积极推动南宁公交充电等虚拟电厂试点。开展电化学储能、冰蓄冷空调、光伏发电和电动汽车双向充放电综合示范应用，开展农产品冷链物流园区需求侧分布式储能示范工程。

（三）全面提升电网支撑承载能力。

加强电网对高比例新能源承载力。推动电力系统形态演进，推动电力系统由大基地大网络为主的形态逐步向与智能微电网协调发展转变，提升电网对大规模集中式和量大面广分布式电源接入的承载力。加快提升智能调度运行水平，推动能源资源优化配置。加强新能源发电并网及主动支撑技术应用，提升新能源功率预测能力和并网安全性。建设以新能源消纳为主的微电网，实现与主电网兼容互济。

开展新型电力系统示范区建设。加快主、配电网基础设施升级，持续完善主网架结构，增强电网对新能源大规模送出、高可靠接入和大范围配置能力。持续开展配电网互联互通、智能配电网、主动配电网建设，提高配电网接纳新能源和多元化负荷的承载力和灵活性，促进新能源就地就近开发利用，形成具有主动管理分布式电源、储能设备和客户双向负荷的模式，建成具有灵活拓扑结构的公用配电网。强化配电自动化自愈功能，开展5G高级量测试点、主动配电网等项目建设。打造新型电力系统示范区，着重打造南宁高可靠性城市配电网和南宁横州新型城镇化配电网2个示范区，至2025年，以点带面，全面建成2个示范区，将南宁横州市打造成独具特色、富有活力、宜居宜业的“新型城镇化样板”，将南宁市打造成为具有“网格化、高可靠、数字化”特点的高可靠供电示范样板。

专栏7 新型电力系统重点项目

抽水蓄能

开工建设：南宁抽水蓄能电站（4×30万千瓦）、武鸣抽水蓄能电站（4×30万千瓦），力争推进南宁抽水蓄能电站首台机组投产。

力争纳入国家规划：上林抽水蓄能项目（4×30万千瓦）、横州抽水蓄能项目（4×30万千瓦）、南宁马山抽水蓄能项目（4×30万千瓦）、宾阳县三阳抽水蓄能项目（30万千瓦）、南宁宾阳思陇抽水蓄能项目（30万千瓦）等。

新型储能

新建投产：南宁横州市风光储一体化项目储能电站；广西南宁武鸣共享储能电站、宾阳联储集中共享储能电站（一期）、广西华电南宁江南能源站电网侧储能项目、华能西乡塘400MW/800MWh（一期100MW/200MWh）集中式化学储能示范项目。

开工建设：良庆区集中式储能电站、良庆区现代工业园集中式储能电站项目、横州市集中式电化学共享储能等。

灵活性改造

国能南宁电厂煤电机组灵活性改造。

需求侧响应

1.电力精准负荷响应能力力争达到25万千瓦～35万千瓦，负荷侧响应能力达到全社会最高负荷3%～5%。

2.农产品冷链物流园区需求侧分布式储能示范、南宁公交充电虚拟电厂试点。

新型电力系统示范区

着重打造2个新型电力系统规划建设示范区：将南宁横州市打造成独具特色、富有活力、宜居宜业的“新型城镇化样板”；将南宁市打造成为具有“网格化、高可靠、数字化”特点的高可靠供电示范样板。

第三节 加快构建能源低碳消费体系

一、促进能源清洁高效利用

（一）提高清洁能源利用水平。

大力实施能源清洁替代和利用。有序推进工业锅炉“煤改气”、“煤改电”，扩大工业领域天然气利用规模。加快清洁能源和新能源车船的推广应用，积极建设内河港口岸电，推进公交出租、长途重卡、通勤作业、货运物流、船舶等以电、气、氢替代燃油。在城区、高速公路、省级二级路、内河航道港口等车船集中区域，增加燃气加气站、LNG运输船加注站布局，力争建设燃气加气站30～40座。

提高化石能源清洁利用水平。提高煤炭、石油等高碳化石能源领域清洁化利用水平，支持煤基醇醚燃料、天然气等较清洁化石燃料利用方式，提高热电机组能源转换效率。

（二）引导工业园区集中供热布局。

稳步推进工业园区和产业集聚区集中供热项目，加强供热管网等配套基础设施建设，引导用热工业企业向产业聚集、能源资源循环利用发展，在终端能源需求相似地区，鼓励采用区域网络型泛能站集中供能。支持新建天然气集中供热设施，积极开展生物质集中供热，淘汰或改造集中供热范围内的分散供热锅炉，鼓励燃煤锅炉改建为燃气锅炉，严格新建锅炉准入审批。

二、有效实施节能降耗增效

（一）严格落实能源消费强度和总量双控制度。

强化目标约束。坚持节能优先，强化能耗强度约束性指标管理，增强能源消费总量管理弹性，新增可再生能源电力消费量不纳入能源消费总量控制，原料用能不纳入能耗双控考核。严格能耗强度控制，倒逼转方式、调结构，单位地区生产总值能耗较2020年下降12.5%，合理控制能源消费总量。加强产业布局与能耗双控政策衔接，坚决遏制“两高”项目盲目发展，优先保障居民生活、现代服务业、高技术产业和先进制造业等用能需求。推动能耗双控向碳排放总量和强度双控转变。

严格落实高效用能。严控高耗能高排放项目，严格落实自治区对“两高”项目准入有关规定。科学有序实行用能预算管理，编制用能预算管理方案，优化双控要素合理配置，切实发挥能效标准指挥棒作用。依法依规通过挖潜等方式腾出用能空间，纳入本地区用能预算统一管理。探索开展能耗产出效益评价。

（二）推进煤炭清洁高效利用。

大幅提高清洁电煤在煤炭消费的比重。全面整治分散燃煤小锅炉，全面淘汰城市建成区10蒸吨及以下燃煤锅炉，禁止城市建成区新建35蒸吨/小时及以下燃煤锅炉，其他地区禁止新建10蒸吨/小时及以下燃煤锅炉。减少水泥熟料、纺织印染、橡胶和塑料制品等非公用热电行业燃煤消费量。

规范自备电厂运行管理。加快淘汰关停不达标30万千瓦级及以下燃煤自备机组，积极推进30万千瓦以上热电联产机组供热半径15公里范围内的燃煤锅炉关停整合，提高热电联产机组能源转换效率。新建项目禁止配套建设自备燃煤电站，禁止建设国家禁止的不达标燃煤发电项目和高污染燃料锅炉。

推动煤电高效清洁转型。推动煤电行业实施节能降碳改造、灵活性改造和供热改造“三改联动”。有序淘汰煤电落后产能，分类处置符合淘汰关停条件和服役期满的煤电机组。持续推动供电煤耗在300克标准煤/千瓦时以上具备条件的煤电机组开展超低排放和节能升级改造。