三、着力优化结构，全力保障能源安全供应

(一)强化电力安全保供。

1.积极安全有序发展核电。按照国家建设沿海核电基地的总体部署，夯实核电作为我省中长期主力电源的战略地位。采用先进成熟技术路线，按照连续建设的要求，逐年安排项目。“十四五”期间，力争实现三门核电二期三期、三澳核电二期三期、金七门核电一期等开工建设，在建核电装机规模达到1400万千瓦以上。到2025年，三澳核电一期建成1台机组，全省核电装机超过1000万千瓦。做好核电厂址保护工作。

2.大力发展生态友好型非水可再生能源。实施“风光倍增”工程。突出以整县规模化开发分布式光伏，以高质量推广生态友好型发展集中式光伏，到2025年，全省光伏装机达到2762万千瓦。着力打造百万千瓦级海上风电基地，到2025年，全省风电装机达到641万千瓦以上，其中海上风电500万千瓦以上。因地制宜发展生物质发电，到2025年，生物质发电装机达到300万千瓦以上。积极探索海洋能综合开发利用。

专栏1 ”风光倍增“工程

“十四五”期间，全省新增海上风电、光伏装机翻一番，增量确保达到1700万千力争达到2000万千瓦。

• 光伏发电：新增光伏装机1245万千瓦以上，力争达到1500万千瓦。在特色小镇、未来社区、工业园区和经济开发区，以及学校、医院、污水处理厂等公共建筑、公共设施继续推进分布式光伏应用，在新建厂房和商业建筑等推进建筑光伏一体化，新增分布式光伏装机容量645万千瓦以上，在30个以上整县推进;利用滩涂和养殖鱼塘等，建设渔光互补光伏电站300万千瓦以上;利用坡地、设施农业用地，建设农(林)光互补光伏电站300万千瓦以上。
• 海上风电：新增装机455万千瓦以上，力争达到500万千瓦。在宁波、温州、舟山、台州等海域，打造3个以上百万千瓦级海上风电基地。

3.合理有序开发水能。加快推进抽水蓄能电站布局建设，建设混合型(中小型)抽水蓄能电站，组织实施抽水蓄能中长期发展规划(2021—2035年)。到2025年，抽水蓄能电站装机达到798万千瓦以上。推动泰顺交溪流域水电开发和小水电绿色生态改造。到2025年，全省常规水电开发利用规模达到728万千瓦左右。

专栏2 抽水蓄能电站建设重点

• 建成投产类：长龙山(210万千瓦、全部投产)、宁海(140万千瓦、投产70万千瓦、缙云(180万千瓦、投产60万千瓦)抽水蓄能电站项目，新增装机340万千瓦。
• 开工建设类：桐庐、建德、泰顺、磐安、衢江、天台等抽水蓄能电站项目。

4.发挥煤电安全托底保障作用。到2025年，煤电发电量占省内发电量比重下降至50%左右。按照供电煤耗和超低排放国际先进标准建设乐清电厂三期、六横电厂二期、舟山电厂三期等项目，新增煤电装机632万千瓦。完成玉环电厂三期科技攻关，加快淘汰煤电落后产能，实施煤电机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，研究推动30万千瓦级煤电机组实行延寿、等容量替代或转为应急备用电源。到2025年，煤电装机达到5370万千瓦，装机占比低于40%。发挥气电过渡支撑作用，到2025年，气电发电量占省内发电量比重提高到19%以上。依托LNG接收站、天然气干线等，在负荷中心建设高效燃机项目，因地制宜推广天然气分布式能源，储备应急调峰机组，新增装机700万千瓦以上。到2025年，气电装机达到1956万千瓦。

专栏3 火电建设重点

• 建成投产类：乐清电厂三期(200万千瓦)、六横电厂二期(200万千瓦)、舟山电厂三期(132万千瓦)和沿海优选场址(100万千瓦)等项目，新增煤电装机632万千瓦。依托LNG接收站、天然气干线等，在负荷中心建设高效燃机项目，建设天然气分布式能源项目，新增装机700万千瓦以上。
• 开展前期类：储备一批应急备用、调峰火电机组。

5.多渠道拓展区外清洁电力入浙。积极推动跨区域电力通道建设，建成投产白鹤滩—浙江±800千伏特高压直流输电工程，开工建设清洁外电入浙±800千伏特高压直流输电工程，提高现有灵绍直流、吉泉直流等跨区通道利用率。到2025年，外来电量占全社会用电量比重35%左右。

6.加快电网设施建设升级。构建网架坚强、分区清晰的主干电网，建设智慧高效、泛在互联的配电网，推动建设以新能源为主的微电网、局域网、直流配电网。结合外电入浙±800千伏特高压直流输电工程进度，推进特高压交流环网建设。增强与省外电网联络，消除电力输浙瓶颈。到2025年，全省110千伏以上变电容量达到6亿千伏安以上，线路长度达到7.6万公里以上。

专栏4 电网建设重点

• 500千伏电网：浙北电网重点结合白鹤滩至浙江特高压直流受端站配套送出，优化完善网架。浙中电网结合特高压交直流站配套送出以及甬舟沿海电源接入需求，优化宁波、舟山电网，缓解舟山联网跨海通道输送压力;理顺绍兴中北部电网，解决绍兴换流站送出不均衡问题。浙西南电网重点建设丽西变、浙西南网架优化工程，消除福建电力输浙瓶颈。浙东南电网结合台温沿海电厂扩建、海上风电等接入需求以及滨海变新建工程，构建台温沿海双通道。新增500千伏变电容量4235万千伏安、线路长度2800公里左右。
• 220千伏以下输配电网：做好杭州亚运会等重大活动的供电配套。加快打造杭州、宁波等地局部坚强电网。统筹开展老旧电网设施改造。以保障民生用电为重点，持续建设新型城镇配电网。结合全省生产力布局，合理调整供区范围。新增220千伏变电容量4752万千伏安、线路长度6646公里左右;新增110千伏以下变电容量6414万千伏安、线路长度9.0万公里左右。

7.推动电力系统向适应高比例新能源方向转型。逐步提升电力系统实时感知、广泛互联、安全可控水平，支撑大规模、高密度、多场景可再生能源、新型负荷大规模友好接入。全面推动以电网为核心的新型电力技术应用和运行模式创新。增强电力系统清洁能源优化配置能力，推动调度运行智能化扁平化。构建双向互动、安全可靠的电力系统，发展灵活高效的有源配电网、有源微网、有源负荷。

8.提升电力系统灵活可靠性。积极探索发展新型储能设施，试点建设氢储能和蓄冷蓄热储能等项目，建成一批电源侧、电网侧和用户侧的电化学储能项目。推动源网荷储一体化和多能互补，推进虚拟电厂建设，促进可再生能源消纳。开展电力需求侧响应，到2025年，电力精准负荷响应能力扩大到千万千瓦级，负荷侧调峰能力达到全社会最高负荷的5%。

(二)提升天然气供应能力。

1.建立天然气供应保障体系。积极拓展气源供应渠道，形成海陆并举、多方气源、储用平衡的安全保供格局，建立与天然气消费快速增长相适应的气源保障体系。鼓励省内企业参与国际油气资源开发和交易，积极争取境外资源，逐步提高资源自主掌控能力。鼓励用户加强与上游气源企业合作，充分发挥西气东输、川气东送等国家干线的输送能力，争取更多陆上管道气资源入浙。加快布局建设沿海大型LNG接收站项目，形成以宁波舟山接收中心、温州台州接收站为支撑的LNG供应格局，到2025年，LNG接收中转能力达到3000万吨/年以上。增强应急保障供应和季节性调峰能力。

2.持续推进天然气管道建设。以宁波、舟山、温州三大LNG接收站集中区域外输通道建设为重点，推进甬绍干线等高压力大容量主干管网及川气东送二线浙江段建设，深度融合原有省级管网和国家管网，形成川气东送、杭甬复线、杭甬线、甬绍干线、金丽温线等五大横线和川气东送二线、西气东输二线、甬台温线等三大纵线为主干的天然气管网体系。巩固县县通，推动有条件的地方实现镇镇通、村村通。

3.稳步提升储气能力。建立全省LNG设施储气能力为主，相邻设区市集约化、规模化建设储气设施为辅，自建本地化储气设施为基础保障的储气体系。加快推进嘉兴独山港、玉环大麦屿、温州状元岙等沿海中转、储运、调峰项目建设，加快地方自建、合建储气设施项目建设，探索建设东海丽水气田海上储气库。到2025年，全省天然气储气能力达到18.4亿立方米。

专栏5 天然气设施建设重点

1.沿海LNG接收站。

建成投产类：舟山LNG接收及加注站扩建项目(二期、三期)、浙江LNG接收站扩建项目(三期)、温州LNG接收站(一期)、六横岛2座LNG接收站项目，新增接收能力2800万吨/年以上。

谋划类：衢山LNG接收站、台州LNG接收站。

2.LNG中转储运调峰站。

建成投产类：玉环大麦屿能源(LNG)中转储运项目(一期)、嘉兴(平湖)LNG应急调峰储运项目、温州华港LNG储运调峰中心项目(一期)，新增中转储运能力400万吨/年。

3.天然气管网。

建成投产类：杭甬复线、甬绍干线、川气东送二线、浙沪联络线二期、西二线川气东送嘉兴连通工程等项目，新建管网1566公里以上。

(三)扩大石油储运能力。

1.打造世界级油品储备基地。以舟山片区和宁波片区为核心，以“三个1亿吨”为目标，以山体地下洞库储备为重点，加快建设岙山、黄泽山等一批储备项目。加快建设海岛石油储备设施，探索开展海上储油技术研究。推进舟山绿色石化基地二期、镇海炼化扩建、大榭石化扩建等项目，进一步提高清洁油品供应能力。到2025年，全省油品战略储备能力达到7000万吨以上，原油一次加工能力达到9000万吨以上，成品油生产和供应能力满足消费需求。

2.加快推进石油管网设施建设。构建甬绍金衢、甬台温、金嘉湖、舟绍杭湖为主干，镇杭、绍杭、诸桐等为支线，油库连接线为网络的“四干三支”成品油管网，基本实现市市通。构建甬沪宁管道为主干、油库连接线为网络的“一干多联”原油管网。加快推进舟山绿色石化基地南北双线原油供应通道建设，推动甬沪宁原油管道优化，支持油库连接管道建设。

专栏6 石油设施建设重点

1.石油储备。

建成投产类：黄泽山石油中转储运工程二期项目、金塘储运基地，岙山、黄泽山等山体地下洞库项目，新增库容约2912万立方米、储备能力2620万吨。

开工建设类：中石化算山成品油储备基地等。

2.石油管网。

建成投产类：外钓—册子原油管道、册子—马目原油管道、黄泽山—鱼山原油海底管道，甬绍杭成品油管道等项目。

开工建设类：算山—中金管道等项目。

(四)完善煤炭集疏运系统。

1.增强煤炭储运网络及接卸能力。提高煤炭消费大户特别是年运量150万吨以上用煤企业铁路专用线接入比例(含视同接入)，提升宁波舟山港六横煤炭中转码头和乍浦港码头接卸能力，完善煤炭海河联运和铁路、公路、水路运输网络系统，提高煤炭“公转水”能力，提高煤炭储运场所智慧化、清洁化水平。

2.建立健全煤炭储备体系。健全以企业社会责任储备为主体、地方政府储备为补充的煤炭储备体系。支持煤电企业通过签订中长期合同、建立储备基地、实施煤电联营等方式，与大型煤矿企业建立煤炭储备合作机制，形成互利共赢、长期稳定的供需合作关系。到2025年，新增煤炭储备能力300万吨。

四、着力节能降碳，大力推进能源清洁高效利用

(一)优化能耗“双控”。

1.完善制度。强化能源消费总量弹性管理，完成国家下达的能耗强度降低激励目标。差别化分解能耗“双控”目标，推动能源资源向优势地区、优势行业、优势项目倾斜。新增可再生能源电力消费量不纳入能源消费总量考核，原料用能不纳入能耗“双控”考核。建立健全能耗“双控”与重点发展规划、年度投资计划以及产业扶持政策等协同机制。健全重点领域、重点行业能效目标体系和能效技术标准。探索建立分行业的产业能效控制性准入标准。研究制定用能预算管理制度，推行重点领域用能预算管理。加强重点用能单位在线监测和分析。

2.严控“两高”。以能耗“双控”和碳达峰的强约束倒逼和引导产业绿色低碳转型。加强“两高”项目管理，出台严控地方新上“两高”项目的意见。强化固定资产投资项目节能审查制度，重点加强对年综合能耗5000吨标准煤以上高耗能项目的节能管理。

(二)合理控制煤炭消费。

1.推进减煤降碳。严格控制煤炭消费增长，完成国家下达的煤炭消费总量控制目标。严控新增耗煤项目，新改扩建项目实施煤炭减量替代，自贸试验区优先使用非化石能源和天然气满足新增用能需求。禁止建设企业自备燃煤设施。持续实施煤改气工程，全面淘汰35蒸吨/小时以下的燃煤锅炉。

2.加大用煤结构调整力度。按照优先用于保障发电的原则，压减非电领域煤炭消费量，推动钢铁、建材、石化、化工、化纤、造纸等行业节煤限煤，推广节煤技术应用。

(三)推动能效提升。

1.引导重点用能地区结构调整。杭州严格控制化纤、水泥等高耗能行业产能，适度布局大数据中心、5G网络等新基建项目。宁波、舟山严格控制石化、钢铁、化工等产能规模。湖州、嘉兴、绍兴严格控制纺织印染、化纤、塑料制品等行业产能，提升高附加值产品比例。金华、衢州着力控制水泥、钢铁、造纸等行业产能。

2.完善重大平台能效治理机制。加快推进构建能效创新体系，修订实施区域能评2.0版，全面实施“区域能评+产业能效技术标准”准入机制。研究重大产业平台单位能耗投入产出效益考核制度，制定重点区域负面清单，对负面清单外的项目实行承诺备案管理，加强事前事中事后监管和用能全过程管理。分类推进重大平台综合评价，探索建立以综合评价结果为基础的激励机制。

3.推动重点行业节能降耗。实施能效领跑者计划。加快推进电力、石化、化纤、钢铁、建材等重点行业节能改造。对供电煤耗达不到国家要求的煤电机组实施改造。全面推进舟山绿色石化基地能效诊断，禁止煤制氢。推动石化行业天然气供热替代。全面执行绿色建筑标准，推进既有公共建筑节能改造和可再生能源建筑一体化应用。加快未来社区建设，打造多能集成、节约高效的低碳场景。提高数据中心能效水平。提高运输系统效率，提升运输装备能效，促进公路货运节能降耗。

(四)推广清洁能源。

1.推进清洁能源替代。提高终端用能低碳化、电气化水平，工业领域加大电加热、电加压和辅助电动力等技术应用，交通领域加快推动电动汽车、新能源船舶、港口岸电普及应用，居民生活领域推动城镇家庭全电住宅、农村家庭电气化提升建设。“十四五”期间，电能替代新增用电量480亿千瓦时以上。加快综合供能服务站、充电桩建设，到2025年，建成综合供能服务站800座以上，公共领域充电桩8万个以上、车桩比不高于3∶1。开展新型充换电站试点。

2.推广氢能等新能源应用。推动氢燃料电池汽车在城市公交、港口、城际物流等领域应用，到2025年规划建设加氢站近50座。探索应用氢燃料电池热电联供系统。用好全省工业副产氢等资源，探索开展风电、光伏等可再生能源制氢试点。

3.扩大乡村清洁能源消费。持续推进百万家庭屋顶光伏工程，培育一批清洁能源产销者。因地制宜推动农村生物质资源综合利用，鼓励有条件的地区发展分布式农林生物质热电联产、生物质天然气等。持续推进农网改造升级工程，不断提高农电服务质量。推动城市天然气管网向乡镇(街道)和城郊村延伸，探索微管网方式推进管道燃气覆盖偏远村。

五、着力稳定运行，全面提升能源管控水平

(一)强化设施安全。

1.加强重要电力设施安全防护。重点确保核电站、水电站及大坝、枢纽变电站、重要换流站、重要输电通道等设施安全，强化设备监测和巡视维护，提高抵御地质灾害、极端天气等突发事件冲击的能力。健全电力设施保护、安全防护等制度标准。建立新型储能电站安全管理机制，推动其系列标准和规范出台，强化全生命周期监督管理。

2.强化油气长输管道安全保护。强化油气长输管道规划、施工、运行责任体系，完善管道全生命周期保护企业主体责任。推广数字化管道保护，及早识别外部活动、地质灾害等危害管道安全问题。加强特殊时段油气长输管道保护，在汛期、重要节假日、极端天气、用气高峰等重要时间节点，采取特殊保护措施并落实加密巡护方案，确保油气平稳输送。

(二)提升运行水平。

1.提升电力运行能力。部署迎峰度夏(冬)电力保障工作，制定阶段性电力保障方案。建立满足新能源消纳需要和调峰要求的电网调度运行新机制。优化发电和用气联调联供机制。提升源网荷储协调互动能力，提高电力系统安全运行水平。加强与气象、水文等部门信息共享，提升电力系统供需两侧预测预警能力。落实项目业主安全管理主体责任，提升储能电站安全运行水平。

2.提升天然气调节能力。提高LNG气化外输调节能力，提升天然气管网保供调峰能力。完善有序用气方案，控制季节性峰谷差。推动供气企业和可中断用户签订可中断供用气合同，确保全省200万立方米/天以上可中断调峰能力有效实施。

3.加强风险防控管理。加强风险预警、防控机制和能力建设。完善油气长输管道保护和安全管理长效机制，加强隐患风险排查整治，开展高后果区安全风险辨识和评估，遏制非法占压等违法行为，加强应急救援基地和队伍建设。加强核电安全管理，持续提升在运在建机组安全水平。加强新型储能电站数字化建设，开展电池状态分析、预判和主动预警，实现运行维护提前判断、故障及时排除。

4.强化网络信息安全。建立健全能源行业网络与信息安全保障体系和工作责任体系，制订相关政策规定及技术规范。建立实施能源领域关键信息基础设施保护制度，依法综合施策，提升能源网络基础设施安全可控水平。建立能源行业网络与信息安全工作评价机制。健全电力网络安全应急体系，强化能源领域网络信息安全专项监管。加强对网络系统的全面监测和关键系统、核心数据的备份管理，提升电力安全核心芯片与网络安全自主可控水平。提高新能源、配电网及负荷管理等领域智能终端、智能单元的安全可控水平。

(三)加强应急管控。

1.持续推进电力应急管控体系建设。分级建立健全大面积停电事件、反事故应急预案体系，定期组织应急演练和有序用电实战演练。加强外来电安全监管，提升受端电网应对直流闭锁事故能力。深化电力风险隐患排查治理，加强电网安全风险管控体系建设。加强对严重自然灾害等非常规安全风险的预测预警和防御应对能力。加强极端情况下电力安全保障分析测算。完善用户应急自备电源配置，鼓励电力用户合理配置储能设施，加强各区域电网“黑启动”能力建设。编制新型储能电站安全隐患排查整治工作方案和消防事故应急预案。按照综合救援、应急供电、信息通信、后勤保障等要求，组建浙江电网应急救援基干分队。

2.加强油气长输管道保护应急处置能力建设。实施《浙江省石油天然气长输管道突发事件应急预案》，加强应急演练，落实机构人员、应急力量、应急物资装备、应急避难场所等。推动管道企业应急资源共享、管道企业与社会单位协作，不断提升事故应急处置能力。

六、着力创新驱动，抢先开创能源科技和产业新局

(一)加快能源领域数字化转型。

1.推动能源数字化智能化升级。加快能源产业和信息技术融合发展，推动能源产业数字化转型。积极开展电网、油气管网、电源、终端用能等领域设备设施、工艺流程的智能化升级。推进能源调度体系数字化、自动化、网络化发展，实现源网荷储互动、多能协同互补和用能需求智能调控。

2.开展能源数字化场景应用。围绕能源数字化和标准化建设，加快打造智慧电网，打造“节能降碳e本账”重大应用场景，推动电力市场一体化交易平台建设。建立健全油气智能化运行调度平台，加快自贸试验区油气全产业链智能化基础设施建设，建设韧性智慧油气管网。加快推进数字能源管理运行平台建设。发展新能源数字化运营系统、共享高效智能交通系统、绿色数据中心等能源互联网新模式。

(二)开展关键核心技术攻坚。

1.突破一批关键核心技术。在可再生能源开发、氢能、储能、节能减排等领域，重点突破光伏组件、燃气轮机、深远海风电、氢能制储运、电化学储能、二氧化碳捕集封存利用等关键核心技术。依托国家绿色技术交易中心，推动转化应用。

2.打造重点能源研发平台。鼓励重点能源企业、科研院所和高校开展协同创新，整合省内优势力量组建2个以上高能级创新平台，打造省能源实验室。

专栏7 能源科技创新平台

国家能源海上风电安全与工程技术研发中心：为海上风电科技发展战略、规划及政策制定提供决策咨询，为海上风电安全管理政策法规制定、安全管理工作机制及专业化机构的建立提供思路，成为国家海上风电场安全稳定运行原创技术策源地与成果转化孵化基地，建设全国海上风电工程与安全大数据平台。

国家能源新型储能技术研发中心：聚焦本征安全的新型电化学体系的储能电池及系统、退役动力电池安全储能梯级利用技术的研发，开展基础研究、技术攻关、成果转化，建设国内领先、国际一流的新型储能技术创新平台。

国家能源高弹性电网技术研发中心：把握未来电力系统形态重要变化及演进趋势，在高弹性电网基础理论、关键核心技术、业态创新等方面取得系列首创成果，并实现转化应用，全面引领和支撑多元融合的高弹性电网建设。

国家能源高效光伏技术及新型智慧电网研发中心：建设国内一流的高效光伏技术及新型智慧电网研发中心，打造先进光伏、储能技术、新型智慧电网领域创新成果的辐射源和高层次人才培养的主基地。

(三)推动能源关联产业发展。

1.推动能源装备产业发展。全力支持风电、光伏、储能、氢能等能源装备产业可持续发展，鼓励企业从单纯设备制造商向综合服务商转型。发挥我省光伏产业链齐全优势，补齐风电产业链短板。推动安全高效、绿色环保的新型电化学储能产业发展，构建退役动力电池回收及储能再利用产业链。强化氢能产业链上游制氢优势，培育可再生能源制氢产业，延伸发展氢能储运及加注产业。

2.推动能源生产性服务业发展。拓展光伏、风电等设备监理、维护、修理、运行、升级改造等全生命周期服务，支持发展主体多元化、领域多样化、服务专业化的综合能源服务产业。制定节能新技术新产品新装备推广目录，推动节能产业升级。深入推进合同能源管理、自愿承诺、低碳产品认证等节能机制，鼓励大型装备制造企业和重点用能企业提供节能服务。推进能源国际贸易，拓展能源进出口代理、贸易金融、运输保险等。

(四)推动能源创新发展。

1.实施一批工程项目。打造一批“风光水储”一体化基地。支持舟山建设清洁能源绿色转换枢纽，鼓励自贸试验区内基础较好的片区建设近零碳/零碳排放工程。围绕核电基地建设近零碳未来城(园)。探索建设一批兼具天然气、储能、氢能、快速充换电等功能的综合站点。

2.加快推进科技创新。研发电、热、冷、储、氢等多能流运行的区域能源管理系统，推动大规模高效储能、氢能燃料电池、二氧化碳捕集利用与封存等重大科技项目，开展智慧综合能源服务。探索近海及深远海“海上风电应用基地+海洋能+陆上产业基地”发展新模式。