三、著力優化結構，全力保障能源安全供應

(一)強化電力安全保供。

1.積極安全有序發展核電。按照國家建設沿海核電基地的總體部署，夯實核電作為我省中長期主力電源的戰略地位。采用先進成熟技術路線，按照連續建設的要求，逐年安排項目。“十四五”期間，力爭實現三門核電二期三期、三澳核電二期三期、金七門核電一期等開工建設，在建核電裝機規模達到1400萬千瓦以上。到2025年，三澳核電一期建成1臺機組，全省核電裝機超過1000萬千瓦。做好核電廠址保護工作。

2.大力發展生態友好型非水可再生能源。實施“風光倍增”工程。突出以整縣規模化開發分布式光伏，以高質量推廣生態友好型發展集中式光伏，到2025年，全省光伏裝機達到2762萬千瓦。著力打造百萬千瓦級海上風電基地，到2025年，全省風電裝機達到641萬千瓦以上，其中海上風電500萬千瓦以上。因地制宜發展生物質發電，到2025年，生物質發電裝機達到300萬千瓦以上。積極探索海洋能綜合開發利用。

專欄1 ”風光倍增“工程

“十四五”期間，全省新增海上風電、光伏裝機翻一番，增量確保達到1700萬千力爭達到2000萬千瓦。

• 光伏發電：新增光伏裝機1245萬千瓦以上，力爭達到1500萬千瓦。在特色小鎮、未來社區、工業園區和經濟開發區，以及學校、醫院、污水處理廠等公共建筑、公共設施繼續推進分布式光伏應用，在新建廠房和商業建筑等推進建筑光伏一體化，新增分布式光伏裝機容量645萬千瓦以上，在30個以上整縣推進;利用灘涂和養殖魚塘等，建設漁光互補光伏電站300萬千瓦以上;利用坡地、設施農業用地，建設農(林)光互補光伏電站300萬千瓦以上。
• 海上風電：新增裝機455萬千瓦以上，力爭達到500萬千瓦。在寧波、溫州、舟山、臺州等海域，打造3個以上百萬千瓦級海上風電基地。

3.合理有序開發水能。加快推進抽水蓄能電站布局建設，建設混合型(中小型)抽水蓄能電站，組織實施抽水蓄能中長期發展規劃(2021—2035年)。到2025年，抽水蓄能電站裝機達到798萬千瓦以上。推動泰順交溪流域水電開發和小水電綠色生態改造。到2025年，全省常規水電開發利用規模達到728萬千瓦左右。

專欄2 抽水蓄能電站建設重點

• 建成投產類：長龍山(210萬千瓦、全部投產)、寧海(140萬千瓦、投產70萬千瓦、縉云(180萬千瓦、投產60萬千瓦)抽水蓄能電站項目，新增裝機340萬千瓦。
• 開工建設類：桐廬、建德、泰順、磐安、衢江、天臺等抽水蓄能電站項目。

4.發揮煤電安全托底保障作用。到2025年，煤電發電量占省內發電量比重下降至50%左右。按照供電煤耗和超低排放國際先進標準建設樂清電廠三期、六橫電廠二期、舟山電廠三期等項目，新增煤電裝機632萬千瓦。完成玉環電廠三期科技攻關，加快淘汰煤電落后產能，實施煤電機組節能降碳改造、靈活性改造、供熱改造“三改聯動”，研究推動30萬千瓦級煤電機組實行延壽、等容量替代或轉為應急備用電源。到2025年，煤電裝機達到5370萬千瓦，裝機占比低于40%。發揮氣電過渡支撐作用，到2025年，氣電發電量占省內發電量比重提高到19%以上。依托LNG接收站、天然氣干線等，在負荷中心建設高效燃機項目，因地制宜推廣天然氣分布式能源，儲備應急調峰機組，新增裝機700萬千瓦以上。到2025年，氣電裝機達到1956萬千瓦。

專欄3 火電建設重點

• 建成投產類：樂清電廠三期(200萬千瓦)、六橫電廠二期(200萬千瓦)、舟山電廠三期(132萬千瓦)和沿海優選場址(100萬千瓦)等項目，新增煤電裝機632萬千瓦。依托LNG接收站、天然氣干線等，在負荷中心建設高效燃機項目，建設天然氣分布式能源項目，新增裝機700萬千瓦以上。
• 開展前期類：儲備一批應急備用、調峰火電機組。

5.多渠道拓展區外清潔電力入浙。積極推動跨區域電力通道建設，建成投產白鶴灘—浙江±800千伏特高壓直流輸電工程，開工建設清潔外電入浙±800千伏特高壓直流輸電工程，提高現有靈紹直流、吉泉直流等跨區通道利用率。到2025年，外來電量占全社會用電量比重35%左右。

6.加快電網設施建設升級。構建網架堅強、分區清晰的主干電網，建設智慧高效、泛在互聯的配電網，推動建設以新能源為主的微電網、局域網、直流配電網。結合外電入浙±800千伏特高壓直流輸電工程進度，推進特高壓交流環網建設。增強與省外電網聯絡，消除電力輸浙瓶頸。到2025年，全省110千伏以上變電容量達到6億千伏安以上，線路長度達到7.6萬公里以上。

專欄4 電網建設重點

• 500千伏電網：浙北電網重點結合白鶴灘至浙江特高壓直流受端站配套送出，優化完善網架。浙中電網結合特高壓交直流站配套送出以及甬舟沿海電源接入需求，優化寧波、舟山電網，緩解舟山聯網跨海通道輸送壓力;理順紹興中北部電網，解決紹興換流站送出不均衡問題。浙西南電網重點建設麗西變、浙西南網架優化工程，消除福建電力輸浙瓶頸。浙東南電網結合臺溫沿海電廠擴建、海上風電等接入需求以及濱海變新建工程，構建臺溫沿海雙通道。新增500千伏變電容量4235萬千伏安、線路長度2800公里左右。
• 220千伏以下輸配電網：做好杭州亞運會等重大活動的供電配套。加快打造杭州、寧波等地局部堅強電網。統籌開展老舊電網設施改造。以保障民生用電為重點，持續建設新型城鎮配電網。結合全省生產力布局，合理調整供區范圍。新增220千伏變電容量4752萬千伏安、線路長度6646公里左右;新增110千伏以下變電容量6414萬千伏安、線路長度9.0萬公里左右。

7.推動電力系統向適應高比例新能源方向轉型。逐步提升電力系統實時感知、廣泛互聯、安全可控水平，支撐大規模、高密度、多場景可再生能源、新型負荷大規模友好接入。全面推動以電網為核心的新型電力技術應用和運行模式創新。增強電力系統清潔能源優化配置能力，推動調度運行智能化扁平化。構建雙向互動、安全可靠的電力系統，發展靈活高效的有源配電網、有源微網、有源負荷。

8.提升電力系統靈活可靠性。積極探索發展新型儲能設施，試點建設氫儲能和蓄冷蓄熱儲能等項目，建成一批電源側、電網側和用戶側的電化學儲能項目。推動源網荷儲一體化和多能互補，推進虛擬電廠建設，促進可再生能源消納。開展電力需求側響應，到2025年，電力精準負荷響應能力擴大到千萬千瓦級，負荷側調峰能力達到全社會最高負荷的5%。

(二)提升天然氣供應能力。

1.建立天然氣供應保障體系。積極拓展氣源供應渠道，形成海陸并舉、多方氣源、儲用平衡的安全保供格局，建立與天然氣消費快速增長相適應的氣源保障體系。鼓勵省內企業參與國際油氣資源開發和交易，積極爭取境外資源，逐步提高資源自主掌控能力。鼓勵用戶加強與上游氣源企業合作，充分發揮西氣東輸、川氣東送等國家干線的輸送能力，爭取更多陸上管道氣資源入浙。加快布局建設沿海大型LNG接收站項目，形成以寧波舟山接收中心、溫州臺州接收站為支撐的LNG供應格局，到2025年，LNG接收中轉能力達到3000萬噸/年以上。增強應急保障供應和季節性調峰能力。

2.持續推進天然氣管道建設。以寧波、舟山、溫州三大LNG接收站集中區域外輸通道建設為重點，推進甬紹干線等高壓力大容量主干管網及川氣東送二線浙江段建設，深度融合原有省級管網和國家管網，形成川氣東送、杭甬復線、杭甬線、甬紹干線、金麗溫線等五大橫線和川氣東送二線、西氣東輸二線、甬臺溫線等三大縱線為主干的天然氣管網體系。鞏固縣縣通，推動有條件的地方實現鎮鎮通、村村通。

3.穩步提升儲氣能力。建立全省LNG設施儲氣能力為主，相鄰設區市集約化、規模化建設儲氣設施為輔，自建本地化儲氣設施為基礎保障的儲氣體系。加快推進嘉興獨山港、玉環大麥嶼、溫州狀元岙等沿海中轉、儲運、調峰項目建設，加快地方自建、合建儲氣設施項目建設，探索建設東海麗水氣田海上儲氣庫。到2025年，全省天然氣儲氣能力達到18.4億立方米。

專欄5 天然氣設施建設重點

1.沿海LNG接收站。

建成投產類：舟山LNG接收及加注站擴建項目(二期、三期)、浙江LNG接收站擴建項目(三期)、溫州LNG接收站(一期)、六橫島2座LNG接收站項目，新增接收能力2800萬噸/年以上。

謀劃類：衢山LNG接收站、臺州LNG接收站。

2.LNG中轉儲運調峰站。

建成投產類：玉環大麥嶼能源(LNG)中轉儲運項目(一期)、嘉興(平湖)LNG應急調峰儲運項目、溫州華港LNG儲運調峰中心項目(一期)，新增中轉儲運能力400萬噸/年。

3.天然氣管網。

建成投產類：杭甬復線、甬紹干線、川氣東送二線、浙滬聯絡線二期、西二線川氣東送嘉興連通工程等項目，新建管網1566公里以上。

(三)擴大石油儲運能力。

1.打造世界級油品儲備基地。以舟山片區和寧波片區為核心，以“三個1億噸”為目標，以山體地下洞庫儲備為重點，加快建設岙山、黃澤山等一批儲備項目。加快建設海島石油儲備設施，探索開展海上儲油技術研究。推進舟山綠色石化基地二期、鎮海煉化擴建、大榭石化擴建等項目，進一步提高清潔油品供應能力。到2025年，全省油品戰略儲備能力達到7000萬噸以上，原油一次加工能力達到9000萬噸以上，成品油生產和供應能力滿足消費需求。

2.加快推進石油管網設施建設。構建甬紹金衢、甬臺溫、金嘉湖、舟紹杭湖為主干，鎮杭、紹杭、諸桐等為支線，油庫連接線為網絡的“四干三支”成品油管網，基本實現市市通。構建甬滬寧管道為主干、油庫連接線為網絡的“一干多聯”原油管網。加快推進舟山綠色石化基地南北雙線原油供應通道建設，推動甬滬寧原油管道優化，支持油庫連接管道建設。

專欄6 石油設施建設重點

1.石油儲備。

建成投產類：黃澤山石油中轉儲運工程二期項目、金塘儲運基地，岙山、黃澤山等山體地下洞庫項目，新增庫容約2912萬立方米、儲備能力2620萬噸。

開工建設類：中石化算山成品油儲備基地等。

2.石油管網。

建成投產類：外釣—冊子原油管道、冊子—馬目原油管道、黃澤山—魚山原油海底管道，甬紹杭成品油管道等項目。

開工建設類：算山—中金管道等項目。

(四)完善煤炭集疏運系統。

1.增強煤炭儲運網絡及接卸能力。提高煤炭消費大戶特別是年運量150萬噸以上用煤企業鐵路專用線接入比例(含視同接入)，提升寧波舟山港六橫煤炭中轉碼頭和乍浦港碼頭接卸能力，完善煤炭海河聯運和鐵路、公路、水路運輸網絡系統，提高煤炭“公轉水”能力，提高煤炭儲運場所智慧化、清潔化水平。

2.建立健全煤炭儲備體系。健全以企業社會責任儲備為主體、地方政府儲備為補充的煤炭儲備體系。支持煤電企業通過簽訂中長期合同、建立儲備基地、實施煤電聯營等方式，與大型煤礦企業建立煤炭儲備合作機制，形成互利共贏、長期穩定的供需合作關系。到2025年，新增煤炭儲備能力300萬噸。

四、著力節能降碳，大力推進能源清潔高效利用

(一)優化能耗“雙控”。

1.完善制度。強化能源消費總量彈性管理，完成國家下達的能耗強度降低激勵目標。差別化分解能耗“雙控”目標，推動能源資源向優勢地區、優勢行業、優勢項目傾斜。新增可再生能源電力消費量不納入能源消費總量考核，原料用能不納入能耗“雙控”考核。建立健全能耗“雙控”與重點發展規劃、年度投資計劃以及產業扶持政策等協同機制。健全重點領域、重點行業能效目標體系和能效技術標準。探索建立分行業的產業能效控制性準入標準。研究制定用能預算管理制度，推行重點領域用能預算管理。加強重點用能單位在線監測和分析。

2.嚴控“兩高”。以能耗“雙控”和碳達峰的強約束倒逼和引導產業綠色低碳轉型。加強“兩高”項目管理，出臺嚴控地方新上“兩高”項目的意見。強化固定資產投資項目節能審查制度，重點加強對年綜合能耗5000噸標準煤以上高耗能項目的節能管理。

(二)合理控制煤炭消費。

1.推進減煤降碳。嚴格控制煤炭消費增長，完成國家下達的煤炭消費總量控制目標。嚴控新增耗煤項目，新改擴建項目實施煤炭減量替代，自貿試驗區優先使用非化石能源和天然氣滿足新增用能需求。禁止建設企業自備燃煤設施。持續實施煤改氣工程，全面淘汰35蒸噸/小時以下的燃煤鍋爐。

2.加大用煤結構調整力度。按照優先用于保障發電的原則，壓減非電領域煤炭消費量，推動鋼鐵、建材、石化、化工、化纖、造紙等行業節煤限煤，推廣節煤技術應用。

(三)推動能效提升。

1.引導重點用能地區結構調整。杭州嚴格控制化纖、水泥等高耗能行業產能，適度布局大數據中心、5G網絡等新基建項目。寧波、舟山嚴格控制石化、鋼鐵、化工等產能規模。湖州、嘉興、紹興嚴格控制紡織印染、化纖、塑料制品等行業產能，提升高附加值產品比例。金華、衢州著力控制水泥、鋼鐵、造紙等行業產能。

2.完善重大平臺能效治理機制。加快推進構建能效創新體系，修訂實施區域能評2.0版，全面實施“區域能評+產業能效技術標準”準入機制。研究重大產業平臺單位能耗投入產出效益考核制度，制定重點區域負面清單，對負面清單外的項目實行承諾備案管理，加強事前事中事后監管和用能全過程管理。分類推進重大平臺綜合評價，探索建立以綜合評價結果為基礎的激勵機制。

3.推動重點行業節能降耗。實施能效領跑者計劃。加快推進電力、石化、化纖、鋼鐵、建材等重點行業節能改造。對供電煤耗達不到國家要求的煤電機組實施改造。全面推進舟山綠色石化基地能效診斷，禁止煤制氫。推動石化行業天然氣供熱替代。全面執行綠色建筑標準，推進既有公共建筑節能改造和可再生能源建筑一體化應用。加快未來社區建設，打造多能集成、節約高效的低碳場景。提高數據中心能效水平。提高運輸系統效率，提升運輸裝備能效，促進公路貨運節能降耗。

(四)推廣清潔能源。

1.推進清潔能源替代。提高終端用能低碳化、電氣化水平，工業領域加大電加熱、電加壓和輔助電動力等技術應用，交通領域加快推動電動汽車、新能源船舶、港口岸電普及應用，居民生活領域推動城鎮家庭全電住宅、農村家庭電氣化提升建設。“十四五”期間，電能替代新增用電量480億千瓦時以上。加快綜合供能服務站、充電樁建設，到2025年，建成綜合供能服務站800座以上，公共領域充電樁8萬個以上、車樁比不高于3∶1。開展新型充換電站試點。

2.推廣氫能等新能源應用。推動氫燃料電池汽車在城市公交、港口、城際物流等領域應用，到2025年規劃建設加氫站近50座。探索應用氫燃料電池熱電聯供系統。用好全省工業副產氫等資源，探索開展風電、光伏等可再生能源制氫試點。

3.擴大鄉村清潔能源消費。持續推進百萬家庭屋頂光伏工程，培育一批清潔能源產銷者。因地制宜推動農村生物質資源綜合利用，鼓勵有條件的地區發展分布式農林生物質熱電聯產、生物質天然氣等。持續推進農網改造升級工程，不斷提高農電服務質量。推動城市天然氣管網向鄉鎮(街道)和城郊村延伸，探索微管網方式推進管道燃氣覆蓋偏遠村。

五、著力穩定運行，全面提升能源管控水平

(一)強化設施安全。

1.加強重要電力設施安全防護。重點確保核電站、水電站及大壩、樞紐變電站、重要換流站、重要輸電通道等設施安全，強化設備監測和巡視維護，提高抵御地質災害、極端天氣等突發事件沖擊的能力。健全電力設施保護、安全防護等制度標準。建立新型儲能電站安全管理機制，推動其系列標準和規范出臺，強化全生命周期監督管理。

2.強化油氣長輸管道安全保護。強化油氣長輸管道規劃、施工、運行責任體系，完善管道全生命周期保護企業主體責任。推廣數字化管道保護，及早識別外部活動、地質災害等危害管道安全問題。加強特殊時段油氣長輸管道保護，在汛期、重要節假日、極端天氣、用氣高峰等重要時間節點，采取特殊保護措施并落實加密巡護方案，確保油氣平穩輸送。

(二)提升運行水平。

1.提升電力運行能力。部署迎峰度夏(冬)電力保障工作，制定階段性電力保障方案。建立滿足新能源消納需要和調峰要求的電網調度運行新機制。優化發電和用氣聯調聯供機制。提升源網荷儲協調互動能力，提高電力系統安全運行水平。加強與氣象、水文等部門信息共享，提升電力系統供需兩側預測預警能力。落實項目業主安全管理主體責任，提升儲能電站安全運行水平。

2.提升天然氣調節能力。提高LNG氣化外輸調節能力，提升天然氣管網保供調峰能力。完善有序用氣方案，控制季節性峰谷差。推動供氣企業和可中斷用戶簽訂可中斷供用氣合同，確保全省200萬立方米/天以上可中斷調峰能力有效實施。

3.加強風險防控管理。加強風險預警、防控機制和能力建設。完善油氣長輸管道保護和安全管理長效機制，加強隱患風險排查整治，開展高后果區安全風險辨識和評估，遏制非法占壓等違法行為，加強應急救援基地和隊伍建設。加強核電安全管理，持續提升在運在建機組安全水平。加強新型儲能電站數字化建設，開展電池狀態分析、預判和主動預警，實現運行維護提前判斷、故障及時排除。

4.強化網絡信息安全。建立健全能源行業網絡與信息安全保障體系和工作責任體系，制訂相關政策規定及技術規范。建立實施能源領域關鍵信息基礎設施保護制度，依法綜合施策，提升能源網絡基礎設施安全可控水平。建立能源行業網絡與信息安全工作評價機制。健全電力網絡安全應急體系，強化能源領域網絡信息安全專項監管。加強對網絡系統的全面監測和關鍵系統、核心數據的備份管理，提升電力安全核心芯片與網絡安全自主可控水平。提高新能源、配電網及負荷管理等領域智能終端、智能單元的安全可控水平。

(三)加強應急管控。

1.持續推進電力應急管控體系建設。分級建立健全大面積停電事件、反事故應急預案體系，定期組織應急演練和有序用電實戰演練。加強外來電安全監管，提升受端電網應對直流閉鎖事故能力。深化電力風險隱患排查治理，加強電網安全風險管控體系建設。加強對嚴重自然災害等非常規安全風險的預測預警和防御應對能力。加強極端情況下電力安全保障分析測算。完善用戶應急自備電源配置，鼓勵電力用戶合理配置儲能設施，加強各區域電網“黑啟動”能力建設。編制新型儲能電站安全隱患排查整治工作方案和消防事故應急預案。按照綜合救援、應急供電、信息通信、后勤保障等要求，組建浙江電網應急救援基干分隊。

2.加強油氣長輸管道保護應急處置能力建設。實施《浙江省石油天然氣長輸管道突發事件應急預案》，加強應急演練，落實機構人員、應急力量、應急物資裝備、應急避難場所等。推動管道企業應急資源共享、管道企業與社會單位協作，不斷提升事故應急處置能力。

六、著力創新驅動，搶先開創能源科技和產業新局

(一)加快能源領域數字化轉型。

1.推動能源數字化智能化升級。加快能源產業和信息技術融合發展，推動能源產業數字化轉型。積極開展電網、油氣管網、電源、終端用能等領域設備設施、工藝流程的智能化升級。推進能源調度體系數字化、自動化、網絡化發展，實現源網荷儲互動、多能協同互補和用能需求智能調控。

2.開展能源數字化場景應用。圍繞能源數字化和標準化建設，加快打造智慧電網，打造“節能降碳e本賬”重大應用場景，推動電力市場一體化交易平臺建設。建立健全油氣智能化運行調度平臺，加快自貿試驗區油氣全產業鏈智能化基礎設施建設，建設韌性智慧油氣管網。加快推進數字能源管理運行平臺建設。發展新能源數字化運營系統、共享高效智能交通系統、綠色數據中心等能源互聯網新模式。

(二)開展關鍵核心技術攻堅。

1.突破一批關鍵核心技術。在可再生能源開發、氫能、儲能、節能減排等領域，重點突破光伏組件、燃氣輪機、深遠海風電、氫能制儲運、電化學儲能、二氧化碳捕集封存利用等關鍵核心技術。依托國家綠色技術交易中心，推動轉化應用。

2.打造重點能源研發平臺。鼓勵重點能源企業、科研院所和高校開展協同創新，整合省內優勢力量組建2個以上高能級創新平臺，打造省能源實驗室。

專欄7 能源科技創新平臺

國家能源海上風電安全與工程技術研發中心：為海上風電科技發展戰略、規劃及政策制定提供決策咨詢，為海上風電安全管理政策法規制定、安全管理工作機制及專業化機構的建立提供思路，成為國家海上風電場安全穩定運行原創技術策源地與成果轉化孵化基地，建設全國海上風電工程與安全大數據平臺。

國家能源新型儲能技術研發中心：聚焦本征安全的新型電化學體系的儲能電池及系統、退役動力電池安全儲能梯級利用技術的研發，開展基礎研究、技術攻關、成果轉化，建設國內領先、國際一流的新型儲能技術創新平臺。

國家能源高彈性電網技術研發中心：把握未來電力系統形態重要變化及演進趨勢，在高彈性電網基礎理論、關鍵核心技術、業態創新等方面取得系列首創成果，并實現轉化應用，全面引領和支撐多元融合的高彈性電網建設。

國家能源高效光伏技術及新型智慧電網研發中心：建設國內一流的高效光伏技術及新型智慧電網研發中心，打造先進光伏、儲能技術、新型智慧電網領域創新成果的輻射源和高層次人才培養的主基地。

(三)推動能源關聯產業發展。

1.推動能源裝備產業發展。全力支持風電、光伏、儲能、氫能等能源裝備產業可持續發展，鼓勵企業從單純設備制造商向綜合服務商轉型。發揮我省光伏產業鏈齊全優勢，補齊風電產業鏈短板。推動安全高效、綠色環保的新型電化學儲能產業發展，構建退役動力電池回收及儲能再利用產業鏈。強化氫能產業鏈上游制氫優勢，培育可再生能源制氫產業，延伸發展氫能儲運及加注產業。

2.推動能源生產性服務業發展。拓展光伏、風電等設備監理、維護、修理、運行、升級改造等全生命周期服務，支持發展主體多元化、領域多樣化、服務專業化的綜合能源服務產業。制定節能新技術新產品新裝備推廣目錄，推動節能產業升級。深入推進合同能源管理、自愿承諾、低碳產品認證等節能機制，鼓勵大型裝備制造企業和重點用能企業提供節能服務。推進能源國際貿易，拓展能源進出口代理、貿易金融、運輸保險等。

(四)推動能源創新發展。

1.實施一批工程項目。打造一批“風光水儲”一體化基地。支持舟山建設清潔能源綠色轉換樞紐，鼓勵自貿試驗區內基礎較好的片區建設近零碳/零碳排放工程。圍繞核電基地建設近零碳未來城(園)。探索建設一批兼具天然氣、儲能、氫能、快速充換電等功能的綜合站點。

2.加快推進科技創新。研發電、熱、冷、儲、氫等多能流運行的區域能源管理系統，推動大規模高效儲能、氫能燃料電池、二氧化碳捕集利用與封存等重大科技項目，開展智慧綜合能源服務。探索近海及深遠海“海上風電應用基地+海洋能+陸上產業基地”發展新模式。