日前，從浙江省人民政府獲悉，關于印發浙江省能源發展“十三五”規劃的通知已經下發。根據規劃，浙江將全面推進煤電清潔高效發展。不再新上煤電項目。全面完成全省在役30萬千瓦以上公用燃煤發電機組、10萬千瓦以上自備燃煤發電機組，以及熱電聯產機組超低排放改造和節能改造，實現生產運行及煙氣污染物排放情況全流程集中監控和遠程實時在線監測，全省實現煤電裝機清潔化。積極運用高新技術和先進適用技術改造提升傳統產業，繼續實施鍋爐窯爐改造、電機系統節能、能量系統優化等節能工程，進一步提高重點耗能行業能效。嚴格按照國內先進能效標準建設新增產能項目。加快推廣余熱余壓利用成熟技術，到2020年余熱余壓機組裝機容量達到100萬千瓦，工業領域余熱余壓利用達到較高水平。詳情如下：

浙江省人民政府辦公廳關于印發浙江省能源發展“十三五”規劃的通知

浙政辦發〔2016〕107號

各市、縣（市、區）人民政府，省政府直屬各單位：

《浙江省能源發展“十三五”規劃》已經省政府常務會議審議通過，現印發給你們，請結合實際，認真貫徹實施。

浙江省人民政府辦公廳

2016年9月1日

（此件公開發布）

浙江省能源發展“十三五”規劃

“十三五”時期是浙江全面建成小康社會的決勝階段，也是加快建設清潔能源示范省、全面推動能源生產和消費革命的關鍵時期。為指導我省“十三五”時期能源發展，根據國家《能源發展戰略行動計劃（2014—2020年）》和《浙江省國民經濟和社會發展第十三個五年規劃綱要》，特編制本規劃。

一、發展基礎

（一）發展成就。

1．能源保障能力顯著增強。到“十二五”末，全省電力總裝機8215萬千瓦，特高壓線路和省際聯絡線供電能力1800萬千瓦以上。“十二五”時期新增寧波液化天然氣（LNG）、西二氣和麗水36-1氣三種氣源，天然氣可供量86億立方米以上；新增核電、風電、光伏等一次能源生產量1350萬噸標煤，全省一次能源自給率達到5.3%（當量值）。從2014年開始，全省能源供需實現從缺電少氣到平衡有余轉變，電力、天然氣供應充足。2015年全省能源消費總量1.96億噸標煤，全社會電力消費3554億千瓦時，煤炭消費1.38億噸，石油及制品消費2970萬噸，天然氣消費78億立方米。

2．能源結構逐步優化。2015年，煤炭、油品、天然氣、水核風電及其他能源消費量占全省一次能源消費總量比重分別為52.4%、22.4%、4.9%、20.3%。清潔能源發電裝機3313萬千瓦，占全省電力總裝機40.3%，比2010年提高8.4個百分點；光伏裝機從2010年2.96萬千瓦增加至2015年220萬千瓦，增長73倍；風電裝機從2010年25萬千瓦增加至2015年104萬千瓦，增長3.16倍；新增核電裝機283萬千瓦，增長75.7%。全省清潔能源利用比例（含省外調入水電）從2010年的12%提高至21.0%，非化石能源利用比重（含省外調入水電）從2010年的9.8%提高至16.0%。同時，組織實施大型燃煤機組清潔化改造，啟動中小型機組綜合改造，開展高污染燃料“五爐”淘汰改造工作，新建和改造大型清潔燃煤機組2377萬千瓦，淘汰分散燃煤小鍋爐2.1萬多臺。能源利用效率明顯提高，“十二五”單位生產總值能耗下降20%以上，超額完成國家要求。

3．重大項目建設有序推進。“十二五”時期，建成投產秦山核電二期擴建工程、方家山核電、嘉興電廠三期、蒼南電廠、舟山六橫電廠等一批重大電源項目；建成方家山核電送出工程、皖電東送二期、浙北—福州交流特高壓輸變電工程、溪洛渡—浙西直流特高壓工程等一批重大電網項目，全省新增110千伏以上輸電線路9432公里，新增變電容量10153萬千伏安，形成以“兩交一直”特高壓為支撐，以“六橫兩縱”500千伏電網為骨干的輸配電網絡；建成寧波穿山港區中宅煤炭碼頭、甬紹金衢成品油管道、寧波LNG一期、西氣東輸二線浙江段等一批煤炭、石油、天然氣儲運項目，新增煤炭碼頭接卸能力850萬噸；累計建成成品油長輸管線993公里、油庫容量630萬立方米，成品油輸送能力達到2000萬噸/年；累計建成省級天然氣管道1053公里、城市管網27456公里，管道通達7個設區市44個縣（市、區），初步形成“多氣源、一環網”的天然氣網絡。同時，積極推進與能源富集省區合作，建成投產淮浙煤電鳳臺電廠二期擴建工程，開工建設寧東至浙江特高壓直流輸電工程。

4．能源技術和裝備產業快速發展。清潔煤電技術取得重大突破，率先在全國建成國際領先的超低排放燃煤機組。世界首個五端柔性直流輸電工程——舟山多端柔性直流輸電工程投入運行。海上風電5兆瓦（MW）樣機成功下線，LNG低溫儲罐技術達到國內領先水平，自主研發的全球首條超級電容儲能式現代電車運營示范線在寧波開通。大力發展常規電力及輔助裝備、核電關聯產業、光伏產業、風機制造、海工裝備、節能裝備等，嘉興海鹽中國核電城進一步推進，風電設備制造和配套部件專業化產業鏈初具規模，海工裝備邁出了產業化步伐。

5．能源綜合管理水平不斷提高。全面開展全國首個國家清潔能源示范省創建工作，積極推進新能源示范城市、清潔能源示范縣、新能源示范鎮和清潔能源示范項目建設。強化依法行政，率先頒布了《浙江省可再生能源開發利用促進條例》《浙江省石油天然氣管道建設和保護條例》《浙江省電網設施建設保護和供用電秩序維護條例》等地方性法規。加強規劃引領，形成以能源發展規劃為統領，電力、油氣、可再生能源等規劃為支撐的能源規劃體系。推動改革創新，進一步下放能源項目審批權限，積極探索能源要素市場化改革和能源領域向民間資本開放等體制機制創新。

（二）存在的困難和問題。

1．能源供求格局變化與結構優化的雙重考驗。一方面，隨著能源供應從供不應求向總體寬松轉變，能源運行新矛盾新問題顯現。由于用電需求增長趨緩，加之外來電大幅增加和省內電源加快投運，火電發電設備平均利用小時數不斷下降。2015年省統調煤電機組發電小時數下降到4485小時，省統調氣電機組發電小時數下降到1356小時，與2014年相比分別下降760小時、405小時。預計到“十三五”中期，煤電利用小時數將持續下降。同時，受全省用電峰谷差進一步拉大而外來電、核電不參與調峰的制約，電網調峰任務艱巨。特高壓交直流輸電大規模進入我省，以及可再生能源發電的大量接入，對電網供電安全也帶來挑戰。城市天然氣利用不斷擴大，但應急調峰設施建設滯后。另一方面，能源結構優化任務艱巨。天然氣管網、家庭屋頂光伏等清潔能源項目和集中供熱推進緩慢，天然氣消費占比低于全國平均水平。同時，能源系統效率亟待提高，電力、熱力、燃氣等不同供能系統集成互補、梯級利用程度不高，需求側響應機制尚未建立，能源運行峰谷差呈擴大趨勢。

2．能源需求剛性增長與節能減排硬任務的雙向擠壓。一方面，隨著我省產業轉型升級的深入、城鎮化進程的推進和居民生活水平的提高，能源需求保持剛性增長，尤其是隨著“十三五”時期一批重大產業項目的建成投產，煤炭等需求仍保持剛性增長。另一方面，節能減排任務較重，能源總量和強度“雙控”任務艱巨，節能減排對電力、工業等行業用能提出了更高要求，能源發展面臨環境承載力不足的重大挑戰。

3．能源關鍵技術和體制機制的雙重制約。一方面，我省能源技術創新水平和能力亟待提高，部分能源裝備關鍵組件和材料仍依賴進口，大功率風機、高效太陽能發電、儲能、燃氣輪機、電網智能化等自主研發的關鍵技術正處于產業化應用突破的關鍵期，清潔能源技術產業化推廣應用面臨諸多挑戰。另一方面，能源領域壟斷體制尚未取得實質性突破，油氣體制改革尚未破題，能源價格市場化形成機制尚未建立；能源管理職能交叉、多頭管理、效率不高的問題依然存在，基層能源管理力量薄弱。

（三）面臨的形勢。

1．能源供求進入新常態。當前，國際能源發展呈現市場寬松化、格局多極化、結構低碳化、系統智能化、競爭復雜化等一系列新特征，國內呈現能源消費增速回落，消費方式進入油氣替代煤炭、非化石能源替代化石能源雙重更替期，能源發展動力向科技和體制創新轉變，能源系統形態向集中式供能與分布式供能并重的系統形態轉變。我省能源需求放緩、供應寬松已成新常態，能源供需市場從賣方市場向買方市場轉變，能源消費增長動力從高耗能產業逐步向服務業和居民生活轉變，能源結構從高碳向低碳綠色化轉變。

2．能源技術迎來新革命。當前能源正面臨科學技術重大突破、“互聯網+”時代不斷創新的革命性變革，頁巖氣、深海油氣資源開發，可燃冰、電動汽車、智能電網等關鍵技術不斷突破。對此，我省應順應形勢，搶抓機遇，不斷增強科技創新能力，著力推動“互聯網+”智慧能源、可再生能源、分布式能源、先進儲能、綠色建筑、綠色交通跨越式發展，推動生產力提高和發展模式轉變。

3．生態約束面臨新壓力。為應對氣候變化，我國承諾2030年左右二氧化碳排放達到峰值并將努力早日達峰，單位地區生產總值二氧化碳排放量比2005年下降60%—65%，非化石能源占一次能源消費比重提高到20%左右；我國《大氣污染防治行動計劃》對長三角地區提出了“經過5年努力空氣質量明顯好轉”的要求。我省必須全面落實節能減排、應對氣候變化各項任務，堅持發展非化石能源與化石能源清潔化并舉，切實推動能源結構優化和生態環境改善。

4．能源體制亟待新突破。當前能源體制革命正向縱深推進。《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）及系列配套文件出臺實施，電力體制改革拉開序幕，油氣體制改革即將啟動。浙江作為市場化改革的先發省份，必須積極推進能源領域改革，通過改革還原能源商品屬性，理順生產、供應和需求關系，激發發展潛力，為我省經濟社會發展提供有力保障。

二、總體要求

（一）指導思想。深入貫徹習近平總書記系列重要講話精神，以“四個全面”戰略布局為統領，以創新、協調、綠色、開放、共享的發展理念為引領，以“八八戰略”為總綱，緊緊圍繞國家清潔能源示范省建設，堅持結構優化主線，以清潔能源增量發展推動存量調整，加快推進能源結構轉型升級；堅持能源安全保供底線，以需求導向合理配置能源供給，以改革創新理順體制機制，全方位提高能源供應保障水平；堅持資源環境生態紅線，以創新支撐能源綠色節約發展，全面提升能源開發利用效率和清潔化水平；著力推進能源“四革命一合作”，大力推進節能提效，構建清潔低碳、安全高效、智慧多元的現代能源體系，為我省經濟社會發展提供堅實支撐。

（二）基本原則。

堅持節約優先與結構優化相結合，更加注重清潔低碳、綠色發展。順應能源消費革命新要求，堅決抑制不合理能源需求，進一步挖掘節能潛力，推動全社會形成節能型生產方式和消費模式。堅持大力發展非化石能源與高效清潔利用化石能源并舉，實現能源發展從高碳向低碳轉變。

堅持整體推進與重點突破相結合，更加注重統籌協調、均衡發展。通過能源供給側結構性改革和需求側管理，系統優化能源生產、輸送、儲運、消費各環節，促進能源發展與經濟社會發展、環境保護良性互動。圍繞“互聯網+”智慧能源示范、能源科技裝備發展、分布式供能等領域，大力推進科技創新、管理創新和模式創新，加強能源系統統籌協調和集成優化，推動各類能源協同發展。

堅持存量調整與增量優化相結合，更加注重結構優化、集約發展。著力優化存量，加大力度推進能源行業升級改造和淘汰落后產能，調整煤電內部結構，提高先進高效環保機組占比。優化發展增量，新建產能以清潔低碳、智能高效為導向，同時把握抽水蓄能、光伏發電發展節奏，促進能源集約有序發展。

堅持市場決定與政府引導相結合，更加注重經濟高效、改革創新。深化能源市場化改革，構建統一開放、競爭有序的現代能源市場體系。以提高能源運行效率、降低用能成本為重點，逐步形成及時反映市場供求關系、符合能源發展特性的靈活價格機制，促進市場公平競爭，持續降低全社會綜合用能成本。更好發揮政府對能源生產和消費活動的引導作用，健全政策體系和管理機制，提高各級政府能源管理能力。

堅持補齊短板與民生優先相結合，更加注重惠民利民、共享發展。重點補齊天然氣推廣利用進展不快、電網調峰能力不足、優質清潔能源比例不高等短板。努力降低企業用能成本；推進能源扶貧，發展光伏助農、助困、助村、助學等；推進清潔能源惠民，促進天然氣、電動汽車等清潔能源產品擴大利用，實現城鄉能源公共服務均等化。

（三）發展目標。到“十三五”末，全省能源保障能力進一步增強，實現能源清潔化水平、利用效率和科技裝備產業國內領先，能源領域主要污染物和二氧化碳排放水平進一步下降，能源市場化改革步伐加快，綜合管理水平進一步提升。清潔能源示范省建設取得階段性成效，清潔低碳、安全高效、智慧多元的現代能源體系初步形成，實現以較低的能源消費增速、科學合理的能源消費結構支撐經濟社會轉型發展。

1．能源總量目標。到2020年，全省能源消費總量控制在2.2億噸標煤以內，“十三五”時期年均增長2.3%；全社會用電量達到4220億千瓦時，“十三五”時期年均增長3.5%。

2．能源結構目標。

——能源消費結構。到2020年，全省非化石能源、清潔能源、可再生能源（含省外調入水電）和煤炭占一次能源消費比重分別達到20%、31.9%、12.5%和42.8%；發電、供熱用煤占煤炭消費比重85%以上；天然氣消費比重達到10%左右；人均居民生活用電達到1522千瓦時，年均增長14.2%；城鎮人口天然氣氣化率達到50%左右。

——能源生產結構目標。到2020年，全省一次能源生產量達到3226萬噸標煤（全部為非化石能源），年均增長11.9%，其中，可再生能源1805萬噸標煤。全省境內電力裝機容量達到9400萬千瓦左右，人均裝機1.67千瓦；清潔能源裝機容量達到4665萬千瓦，占電力總裝機容量的49.6%。全省平均用電負荷率達到80%以上，供電可靠率達到99.96%以上，配電自動化覆蓋率達到91%以上，配電通信網覆蓋率達到96%以上，綜合電壓合格率達到97%以上。清潔能源裝備產業實現年產值1000億元以上。

3．節能減排目標。到2020年，單位地區生產總值能耗下降指標達到國家要求，單位能耗水平保持在全國前列，能源領域單位地區生產總值碳強度達到國家要求。全省6000千瓦以上火電平均供電煤耗控制在295克標煤/千瓦時以下，電網綜合線損率控制在4%左右；能源領域二氧化硫、氮氧化物、粉塵等主要污染物排放量較2015年削減28%以上。

三、重點任務

（一）優化能源發展布局。統籌能源資源、能源消費市場、生態環境、交通運輸等外部條件，堅持系統優化，加快能源集聚、集約、高效發展，建設“五基地、五張網、一中心”。

1．打造“五基地”。

——可再生能源綜合利用基地。堅持分散利用與集中開發并舉，因地制宜發展可再生能源，推動多能互補供能，加強綜合利用。沿海和海島地區重點發展海上風電、分布式光伏、潮汐能、風光柴儲一體化集成供能等，內陸山區重點發展水電、生物質能、太陽能、風光水儲一體化集成供能等，各城市、中心鎮結合工業廠房、公共建筑屋頂、商業和旅游綜合體等推進光伏、光熱、地熱能等利用，廣大農村地區推進太陽能、屋頂光伏、沼氣等利用。

——沿海核電基地。利用我省核電廠址資源豐富的優勢，在確保安全的前提下，科學布局核電站，形成浙北、浙東南、浙南三個核電基地。

——“互聯網+”智慧能源實驗基地。加快推進我省“互聯網+”智慧能源行動計劃，探索城市能源互聯網試點，逐步實現“源—網—荷—儲—用”系統協調優化。通過大數據、云計算等互聯網技術運用，率先探索智慧能源管理平臺、智慧能源監測中心、智能電網綜合建設工程。依托海島微電網示范項目和分布式能源示范項目，通過集成新能源、新材料、新設備，融合信息、控制、傳感、儲能等新技術，積極探索能源生產、傳輸、消費的智能化、信息化、互動化，實現能源智慧互聯、系統優化、效能提升。

——能源綜合儲運基地。充分利用我省港口資源優勢和區位條件優勢，打造具有全球影響力的國際石油、天然氣、煤炭儲運基地，重點在浙東寧波舟山港建設國際石油、LNG、煤炭儲運基地，輻射浙北、浙中和長江沿線省市；在浙南臺州港、溫州港建設LNG、石油、煤炭綜合儲運基地，輻射海西地區；在浙北嘉興港建設煤炭、石油綜合儲運基地，輻射浙北、蘇南地區。依托儲運基地加快發展能源儲運、加工等產業，提高能源安全保障能力。建設國際進口煤炭集散中心，為東部沿海和長江流域提供進口煤炭配送服務。

——能源科技裝備產業基地。依托我省能源科技裝備產業基礎，推動產業創新升級，優化空間布局，全面實施清潔能源產業工程，建設國家級大型風力發電裝備產業化研發制造基地、吉瓦（GW）級太陽能電池生產基地，實現儲能裝備、大功率風機、核電關聯設備、新能源汽車、海工裝備、LNG運輸裝備、海洋能利用、智能電網等制造的產業化，提高我省高技術裝備、重大能源裝備的研發、系統成套和制造能力。

2．構筑“五張網”。

——電網、氣網、油網、熱網、電動汽車充電網。構筑安全、高效、智能電網，建成以特高壓站及電源基地為支撐的500千伏主干網、過渡順暢的220千伏主網和靈活互動的智能配電網；建設覆蓋全省、多氣源銜接的天然氣管網，建成全省主環網，基本實現縣縣通；建設設施先進、安全可靠的成品油管網，建成主干網，基本實現市市通；建設高效、快捷的熱力管網，確保全省產業集聚區、熱負荷100蒸噸/小時以上工業園區全面實現集中供熱；構建滿足要求、布局合理、功能完善、使用便捷的電動汽車充電基礎設施網，適應電動汽車快速發展的需求。

3．建設一中心。

——能源大宗商品國際交易中心。依托大宗能源國際儲運基地，推動寧波與舟山群島新區共同打造大宗能源商品交易平臺，完善交割、周轉、加注、配送等功能，重點推進石油、煤炭、LNG等能源大宗商品交易平臺、國際煤炭進口配送中心、國際LNG加注中心建設，爭取推出國際石油現貨市場定價舟山指數，打造成為我國東南沿海的成品油出口基地；發展LNG線上和線下交易、現貨和期貨交易，在形成較高交易量的基礎上探索建立浙江LNG指數。

（二）大力推進能源消費革命。加快樹立科學的能源消費觀，實施能源及煤炭消費總量控制，著力提升能源利用效率，推進生產生活用能清潔低碳化，加快構建節能型生產消費體系，促進經濟發展方式和生活消費模式轉變。

1．有效控制能源消費總量。推行“一掛雙控”措施，將能源消費與經濟增長掛鉤，對高耗能和產能過剩行業實行能源消費總量控制強約束，其他行業按先進能效標準實行強約束。“十三五”時期能源消費增長率控制在2.3%以內，嚴控煤炭消費總量，全面實施煤炭減量替代。

2．加快推進終端用能清潔化。

——提高電力消費比重。加快推進城鄉用能電氣化，加強農村電網建設，提升農村供電質量。積極推進電能替代，加快電動汽車、軌道交通、船舶岸電發展，推行以電代煤、以電代油，提高社會電氣化水平，電力在終端能源消費中的比重（當量值）從“十二五”末的31%提高到2020年的33%。

——擴大天然氣利用。優先發展和保障民生用氣，提高居民管道天然氣覆蓋率和天然氣居民用戶普及率。推進天然氣管網未覆蓋地區LNG直供，促進天然氣入戶擴面。力爭到2020年，城市居民天然氣覆蓋面達到70%以上。加快推進車船油改氣，大力引導用煤企業實施煤改氣。

——發展綠色交通。結合綠色交通示范省建設，打造杭州、寧波、湖州、嘉興、紹興、舟山等綠色交通示范城市。大力發展新能源汽車，全省每年新增及更新的城市公交車中節能環保車輛達50%以上，加快充電（加氣）基礎設施建設，至2020年建成充電（加氣）站1000余座、充電樁21萬個以上，基本形成適應重點城市和城際運行需要的充氣、充換電配套設施及安全服務體系。

——加快推進高污染燃料治理。堅持源頭治理、全面禁止，突出重點、分步推進的原則，全面推進城市建成區高污染燃料禁燃區建設和非禁燃區分散燃煤鍋（窯）爐淘汰、改造工作，大幅削減散煤利用，基本杜絕燃煤無處理排放現象。到2017年，全省縣以上建成區除發電、集中供熱和特殊工藝需要外，禁止燃用高污染燃料，全面淘汰“五爐”，建成高污染燃料禁燃區。通過集中供熱、清潔能源改造等方式妥善解決生產、生活用熱。非禁燃區基本淘汰10蒸噸/小時以下燃煤鍋（窯）爐。嚴格控制禁燃區使用高污染燃料，不再審批城市禁燃區及周邊新建、改建、擴建等高污染燃料項目，全部取消原（散）煤銷售點。

——推進油品升級。做好油源組織、油品置換等工作，全面完成省內煉油企業升級改造，2016年起全省提前供應國五標準汽柴油，制定高于國五標準的浙六油品標準，并試點推廣。按照國家統一部署，爭取在“十三五”中后期先于全國全面實施國六標準車用汽柴油。開展生物柴油應用試點，形成多元化清潔油品供應體系。加強車船尾氣排放與凈化設施改造監管，確保油機協同升級。

3．著力推進能效提升。

——提升工業能效。調整優化產業結構，加快淘汰落后產能。積極運用高新技術和先進適用技術改造提升傳統產業，繼續實施鍋爐窯爐改造、電機系統節能、能量系統優化等節能工程，進一步提高重點耗能行業能效。嚴格按照國內先進能效標準建設新增產能項目。加快推廣余熱余壓利用成熟技術，到2020年余熱余壓機組裝機容量達到100萬千瓦，工業領域余熱余壓利用達到較高水平。實施嚴格的能效管理制度，加強對重點用能單位和耗能項目的監督管理，完善高耗能項目差別電價（氣價）、階梯電價（氣價）政策。

——發展集中供熱。大力推進集中供熱，重點在產業集聚區、工業園區發展熱電聯產，在條件具備地區鼓勵發展熱電冷三聯供，同步配套建設高效、快捷的熱力管網。到2020年，確保全省熱負荷100蒸噸/小時以上的工業園區全面實現集中供熱。

——大力推進建筑節能。積極推廣太陽能光熱光電技術建筑一體化應用，擴大太陽能等可再生能源建筑應用，推進建筑屋頂分布式光伏建設。因地制宜發展換熱型地源水源熱泵技術，積極推進沼氣、太陽能光熱發電在農業農村建筑中的開發利用，推廣高能效建筑用能設備。積極推進既有建筑節能改造，加快建筑能耗監測和節能運行監管體系建設。到2020年，城鎮新建民用建筑實現一星級綠色建筑全覆蓋，二星級以上綠色建筑比例達到10%以上；可再生能源在建筑領域消費比重達到10%以上；完成太陽能等可再生能源建筑應用面積6000萬平方米，累計完成既有公共建筑節能改造1000萬平方米。

——強化能源需求側管理。積極開展電力需求側綜合管理，提升電能管理水平，到2020年，有效降低100萬千瓦電力負荷。健全省級電能管理服務公共平臺，逐步完善電能在線監測、有序用電及需求響應、能效項目管理與統計、經濟運行態勢預警分析等功能，力爭2020年末平臺接入用戶達1萬家。積極開展天然氣需求側管理，推廣合同能源管理，提升以管理促節能的水平。

（三）構建現代能源供應體系。立足浙江實際，落實國家和我省加快供給側結構性改革要求，加強能源領域去產能、調結構、補短板，加快發展綠色低碳能源，穩步推進光伏、核電、海上風電、抽水蓄能、LNG、石油儲備等項目建設，確保我省能源供應更加安全、清潔。

1．電源方面。

——大力發展光伏發電、海上風電。全面實施百萬家庭屋頂光伏工程，鼓勵支持企業以屋頂租賃、合作共建等多種方式，大力發展家庭屋頂光伏；按照“市場化運作+財政資金補貼”方式，助推屋頂光伏扶貧；大力發展工業廠房、公共建筑屋頂光伏，建成一批分布式光伏發電應用示范區；支持各地因地制宜發展“農光互補”“漁光互補”的光伏電站。積極推進光伏發電并網運行智能化、快捷化、便利化，為加快光伏發展創造良好條件。到2020年，力爭建成100萬戶、300萬千瓦家庭屋頂光伏，光伏發電裝機爭取達到800萬千瓦左右。提高風電項目開發質量，積極發展海上風電，推動建成一批示范性海上風電項目，加快實施已納入全國海上風電開發方案的項目，到2020年，風電規模爭取達到300萬千瓦以上。

專欄1光伏發電和海上風電開發重點

光伏發電類：“十三五”時期建成600萬千瓦分布式發電和光伏電站，家庭屋頂光伏達到100萬戶；開展200萬千瓦項目前期工作。

海上風電類：“十三五”時期重點建設舟山普陀6號二區，嘉興1號、2號，象山1號，玉環1號，岱山2號、4號等海上風電項目；開展200萬千瓦預備項目前期工作。

——安全發展核電。按照國家建設沿海核電基地的總體部署，采用國際最高安全標準、最先進的核電技術建設核電站，并為全國提供先進核電技術示范。加快建成三門核電一期，開工建設三門核電二期、三期，浙江三澳核電，基本完成象山核電前期工作，開展海島核電研究工作，加強核電廠址保護。到2020年，全省核電裝機容量達到900萬千瓦左右，在建500萬千瓦以上。

專欄2核電建設重點

建成投產類：三門核電一期（2×125萬千瓦）。

開工建設類（共750萬千瓦）：三門核電二期、三期，浙江三澳核電。

開展前期類：象山核電。

——合理開發水能。有序發展抽水蓄能電站，按照國家規劃，加快推進抽水蓄能電站前期和建設，認真做好備選站點的廠址保護工作，建成仙居抽水蓄能電站，加快長龍山等抽水蓄能電站建設，到2020年，新增裝機容量185萬千瓦，總裝機容量近500萬千瓦。加大海水抽水蓄能關鍵技術研發力度，開拓海島多能互補的能源利用模式。優化發展水電，適度開發甌江流域的大溪和小溪干流、浙閩交界的交溪流域剩余水電資源，科學論證、有序實施農村水電增效擴容改造，到2020年，全省水電裝機容量達到700萬千瓦。

專欄3抽水蓄能電站建設重點

建成投產類：仙居抽水蓄能電站（150萬千瓦）。

開工建設類（共530萬千瓦）：安吉長龍山抽水蓄能電站、寧海抽水蓄能電站、縉云抽水蓄能電站。

開展前期類（共900萬千瓦）：磐安抽水蓄能電站、衢江抽水蓄能電站、泰順抽水蓄能電站、天臺抽水蓄能電站、建德抽水蓄能電站、桐廬抽水蓄能電站。

——積極推進多能并舉。根據我省可再生能源品種豐富的實際，多途徑探索開發海洋能、潮汐能、生物質能等各種可再生能源。依托自主研發的技術和實踐經驗，啟動實施三門健跳港、寧海岳井洋、溫州甌飛潮汐發電示范項目。重點支持海島獨立電力系統示范應用，加大潮流能、波浪能示范工程建設。提升發展生物質能，優化利用方式，因地制宜發展沼氣燃用和發電、生物質直燃發電、生物質固體成型燃料、生物質液體燃料、生物基醇燃料、生活垃圾焚燒發電等技術，綜合治理和能源化利用各種有機廢棄物。到2020年，生物質（垃圾）發電裝機容量達到110萬千瓦，沼氣利用量達3億立方米。

——全面推進煤電清潔高效發展。不再新上煤電項目。全面完成全省在役30萬千瓦以上公用燃煤發電機組、10萬千瓦以上自備燃煤發電機組，以及熱電聯產機組超低排放改造和節能升級改造，實現生產運行及煙氣污染物排放情況全流程集中監控和遠程實時在線監測，全省實現煤電裝機清潔化。調整煤電內部結構，推進煤電產能置換，關停30萬千瓦以下燃煤機組。探索開展火電靈活性改造，提升電力系統調節能力。探索在北侖電廠等大型燃煤電廠開展碳捕捉與封存技術（CCS）應用，降低煤電碳排放。

——適度引進外來電。綜合考慮我省電力需求和省內電源發電能力，適度引進外來電。到2020年，外購電量比例控制在30%左右。深入研究大規模特高壓交直流輸電對浙江電網安全性、穩定性、經濟性的影響，建立科學高效的調度管理機制，探索建立省外來電電量、電價協商機制和輔助服務承擔機制。

2．電網方面。

——構建網架堅強、分區清晰、過渡順暢主干電網。構建交直流互備、水火電互濟、東西互供、南北貫通、網架優化的500千伏主干網，完善以目標網架為導向、分區清晰、過渡順暢的220千伏主網。針對新開發區域供電需求和新建電源點送出需求，優先擴建現有500千伏、220千伏變電站，合理選址布局新建變電站和配套電網，實施變電站整體改造和設備更換，進一步強化北部、西部、中部、南部4片區域電網。建成寧東至浙江特高壓直流工程，形成“兩直兩交”的特高壓網架。到2020年，全省220千伏以上變電容量（換流容量）達到33000萬千伏安左右、線路長度35000公里左右。

——構建城鄉統籌、安全可靠、技術先進、經濟高效的現代配電網。結合區域經濟發展需求，統籌配電網的規劃建設，將城鄉配電網與城市控制性詳細規劃相銜接，實現配電網與城鄉其他基礎設施同步規劃、同步建設。加強配電網建設改造，滿足電氣化新時期的城鄉用電需求，增強新能源就地消納及電動汽車等多元化負荷接入能力，實現分布式電源靈活接入和退出，切實服務供電“最后一公里”。

——構建設備智能、多能協同、開放包容的智能電網。充分利用互聯網手段，以市場為導向，以企業為主體，切實挖掘互聯網與能源系統、能源市場深度融合帶來的經濟、環境和社會效益，開展不同類型、不同規模的智能電網試點示范。積極推廣智能電網成熟技術，深化智能電網關鍵技術研究，統籌微網內新能源發電、微能源收集匯聚分享以及微網內的儲能或發電消納，突破能源局域網關鍵技術和運行模式，推動智能電網新技術、新模式和新業態興起。重點在工業園區、沿海離島等開展能源局域網（微電網）建設試點，適應分布式電源、可再生能源、新能源汽車、儲能等多元化負荷接入需求。

專欄4電網基礎設施建設重點

特高壓項目：建成寧東至浙江特高壓直流、特高壓浙北站擴建項目。

500千伏、220千伏項目：新建線路7930公里、主變容量9090萬千伏安。

配電網建設改造工程：農網和城鎮配電網改擴建、能源互聯網示范。

微電網示范項目：建設象山檀頭山島等微電網示范項目。

電網智能化提升項目：實施電網智能化改造。

3．天然氣方面。按照多元保障原則，強化多氣源供氣格局。實施千萬LNG接收儲運工程，加大沿海進口LNG接收站建設力度，建成舟山LNG、寧波LNG二期、溫州LNG接收站以及省級管網調峰LNG接收站項目，研究建設臺州、嘉興等LNG接收站項目，力爭使我省LNG接收能力達到1000萬噸左右。建設國際航運船舶LNG加注中心，謀劃一批二級LNG中轉儲運項目，加快推進LNG運輸設備配套建設。全面實施天然氣縣縣通工程，建成甬臺溫、金麗溫、省級西北干線天然氣等輸氣管道，基本建成全省主環網并與周邊省份互通，縣域天然氣管網通達率達到95%以上。建設全省市縣級應急儲氣設施，初步建成上游、省、地方三級應急儲氣體系，天然氣應急儲備能力達到3天以上。加快壓縮天然氣（CNG）母站和車船加氣站建設。

專欄5天然氣基礎設施建設重點

LNG接收站（規模1000萬噸/年左右）：建成舟山LNG接收站、寧波LNG接收站（二期）、溫州LNG接收站、浙能天然氣調峰應急設施、上海LNG一期工程儲罐擴建項目以及嘉興、溫州、臺州、象山LNG儲運調峰設施，研究建設臺州、嘉興等LNG接收站項目。

區域互聯互通管道及省級輸氣管道：新浙粵新疆煤制氣外輸管道工程浙江段、東海油氣登陸項目、甬臺溫輸氣管道及配套設施、金麗溫輸氣管道及配套設施、浙滬天然氣聯絡線工程及配套設施、浙蘇川氣聯絡線、省級西北干線天然氣管道工程及配套設施、舟山寧波陸上天然氣管道及配套設施項目、省級輸氣管網聯絡線、支線縣縣通工程。

應急儲氣設施：地理信息系統（GIS）油氣管網實時監控調度系統、LNG應急調峰儲運設施。

天然氣加氣站：新建天然氣母站和車船加氣站250座。

4．石油方面。抓住國際低油價時機，加快實施千萬石油儲備工程。建設舟山國家石油儲備基地擴建工程、寧波算山油品儲運銷售基地等項目，新增石油儲備庫容1000萬立方米以上，成為具有國際影響的石油儲備基地。擴大省內煉化產能，推進舟山綠色石化基地項目，適時研究推進鎮海煉化擴建煉化一體化項目、大榭石化產品升級改擴建工程。進一步發揮寧波舟山港優勢，有序建設一批油品碼頭和陸域配套儲存中轉庫區，同時充分發揮現有石油倉儲設施作用，提高中轉率。利用沿海港口和灘涂資源探索海灘儲油基地項目。加強成品油管網建設，“十三五”期間建成甬臺溫、龍游—常山、諸暨—桐廬、紹杭成品油管道，新增成品油管道600公里以上，基本實現輸油管道市市通。進一步整合優化清潔油品終端銷售網絡，不斷促進清潔油品消費。

專欄6石油儲運設施建設重點

石油儲備：建成舟山國家石油儲備基地擴建工程、舟山國家石油儲備基地三期、國家成品油儲備基地、萬向石油儲運二期工程、光匯石油儲運工程、舟山港外釣油品應急儲運項目、浙江中奧能源油品儲運擴建工程項目、寧波算山油品儲運銷售基地項目、東華能源丙烷地下洞庫項目、黃澤山石化中轉基地項目，開工建設大榭穿鼻島能源儲運貿易開發利用項目、舟山恒力石化地下油庫項目、浙江金萬達冊子油庫項目、中奧能源集團有限公司蝦峙地下油庫項目。

成品油輸配管道：建成甬臺溫輸油管道及儲運設施、龍游—常山成品油管道及儲運設施、諸暨—桐廬成品油管道及配套油庫工程、紹杭成品油管道及配套油庫工程、浙江市域石油管道連接線，開工建設北侖—鎮海沿海油氣化工綜合管廊項目。

5．煤炭方面。以港口和燃煤電廠碼頭為主體，健全海河聯運和鐵路、公路、水路運輸網絡系統，在舟山、嘉興、臺州等地建設具有接卸、中轉、儲配等功能的大型煤炭物流園區，形成年煤炭接卸能力3000萬噸。

6．分布式能源方面。

——有序推進分布式天然氣發展。重點在管道覆蓋到的能源負荷中心和對冷、熱、電力需求較大的地區建設區域型分布式能源系統和樓宇型分布式能源系統，在管網未覆蓋區域開展以LNG為基礎的分布式能源應用，積極引導在對二次能源需求性質相近且用戶相對集中的樓宇、樓群、公用建筑及住宅小區等區域建設小型燃氣分布式能源站。

——因地制宜發展分布式能源。在新設立開發區、新建大型公用設施等新增用能區域，通過分布式可再生能源和能源智能微網等方式，實現傳統能源與風能、太陽能、地熱能、生物質能等能源的多能互補和協同供應。利用我省現有的城鎮生活垃圾焚燒發電工程、大中型沼氣工程，通過改造提升發展綜合能源利用效率更高的生物質分布式能源項目；在現有開發區，挖掘利用工業余熱、余汽、余壓發展資源綜合利用發電模式；在電網未覆蓋的海島地區，優先選擇新能源微電網方式，加快微電網示范項目建設。

（四）推動能源技術革命。把握國際能源技術革命新趨勢，緊緊抓住“互聯網+”智慧能源模式進入產業化、商業化孕育突破期這一關鍵時期，積極推動能源技術創新、產業創新、商業模式創新。

1．推動能源技術研發創新。高度重視清潔高效發電、智能電網、可再生能源開發、節能減排等關鍵核心技術的研發和推廣應用。加強技術攻關，力爭在大功率風機、先進儲能材料、高效太陽能電池、海洋能利用、智能電網、分布式能源、燃料電池等領域核心技術取得重大突破，探索碳捕捉