中國儲能網訊：近日，浙江省人民政府辦公廳印發(fā)關于《浙江省能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃》（以下簡稱《規(guī)劃》）的通知。
《規(guī)劃》明確要推進清潔能源替代。提高終端用能低碳化、電氣化水平，工業(yè)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(zhèn)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。
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各市、縣（市、區(qū)）人民政府，省政府直屬各單位：
《浙江省能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃》已經省政府同意，現印發(fā)給你們，請結合實際認真貫徹實施。
浙江省人民政府辦公廳
2022年5月7日
（此件公開發(fā)布）
浙江省能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃
為更好推動“十四五”時期能源高質量發(fā)展和高水平安全保供，根據國家《“十四五”現代能源體系規(guī)劃》《浙江省國民經濟和社會發(fā)展第十四個五年規(guī)劃和二〇三五年遠景目標綱要》，編制本規(guī)劃。規(guī)劃期限為2021—2025年。
一、發(fā)展基礎與形勢
（一）主要成績。
1.能源保障能力持續(xù)增強。2020年，全省能源消費總量2.47億噸標準煤，其中煤炭消費1.31億噸、石油及制品消費3900萬噸、天然氣消費143億立方米、全社會用電量4830億千瓦時?！笆濉逼陂g，全省境內電力裝機容量增長23.5%，基本形成東西互供、南北互通的電網主網架。液化天然氣（LNG）接收能力增長200%，累計建成天然氣管道增長98.6%，形成“八氣源、網絡化、縣縣通”的發(fā)展格局；全省原油一次生產加工能力增長64.5%，石油儲備設施規(guī)模增長90%，成品油總庫容增長101%，成品油長輸管道總長增長53.1%，成品油主線“兩縱兩橫”網絡基本成型。
2.清潔化水平明顯提升?！笆濉逼陂g，全省煤炭消費占比從52.4%降至40.1%，天然氣消費占比從4.9%提高至7.4%，非化石能源消費占比從16%提高至18.3%。清潔能源發(fā)電裝機5280萬千瓦、占比52.1%，提高11.8個百分點，其中光伏裝機1517萬千瓦、是2015年的6.9倍。全省電能占終端能源消費比重達36.1%，高于全國平均水平9.1個百分點。全省大型燃煤機組和地方燃煤熱電機組超低排放改造全部完成，燃煤鍋（窯）爐淘汰改造超額完成。全省城鎮(zhèn)綠色建筑面積占新建建筑面積比例達96%，清潔能源化公交車、出租車使用比例達80%。
3.能源利用效率穩(wěn)步提高。2020年，單位GDP能耗為0.41噸標準煤/萬元（按2015年價格，下同），完成國家考核任務。單位GDP電耗為808千瓦時/萬元，較2015年下降6.7%。電網綜合線損率為3.71%，低于全國平均水平1.91個百分點。全省重點監(jiān)測的36項主要耗能產品中，煉油、火電（熱電）、鋼鐵、水泥、玻璃纖維等單位能耗水平國內領先。
4.重大項目建設有序推進?！笆濉逼陂g，建成投產三門核電一期、仙居抽水蓄能電站、舟山普陀6#海上風電、寧東至浙江±800千伏特高壓直流輸電、甬臺溫成品油管道、舟山新奧LNG接收站一期、浙江LNG接收站二期等工程。開工建設三澳核電一期，長龍山、寧海、縉云、衢江、磐安抽水蓄能電站和樂清電廠三期等項目。累計完成重大能源項目投資3660億元。
5.技術和裝備產業(yè)較快發(fā)展?！笆濉逼陂g，燃煤機組污染物超低排放關鍵技術獲得國家技術發(fā)明獎一等獎；建成全球首臺應用AP1000三代核電技術的核電站?？绾］斪冸娐?lián)網技術取得重大突破，舟山500千伏聯(lián)網輸變電工程海底電纜設計、研發(fā)、制造達到世界領先水平。形成完整的光伏裝備制造產業(yè)鏈，技術和產量均全國領先。多個地區(qū)形成一定規(guī)模的氫能產業(yè)集群。潮流能發(fā)電利用取得突破。
6.能源改革創(chuàng)新走在前列?！笆濉逼陂g，電力體制改革穩(wěn)步推進，率先啟動電力現貨市場交易，開展現貨市場試運行，開放售電市場交易，穩(wěn)步推進增量配電網改革試點。推進省級天然氣體制改革，以上下游直接交易暨管網代輸改革為突破口，加快推進管銷分離、管網設施公平開放。能源資源市場化改革全國領先，率先開展用能權有償使用和交易試點。全面推行區(qū)域能評改革。積極推進石油領域改革，首創(chuàng)保稅燃料油跨港區(qū)供應模式，與上海期貨交易所合作探索“期現結合”模式，積極探索綜合供能服務站建設運營體制。
7.能源惠民利民成效顯著?！笆濉逼陂g，累計10次降低一般工商業(yè)電價，3次降低大工業(yè)電價；2020年全省電力用戶實際最終到戶平均電價為0.6590元/千瓦時，較2015年下降11.8%。通過輸配氣價改革等措施，合理確定配氣價格，累計降低企業(yè)用氣成本48億元以上。燃煤機組超低排放改造、淘汰改造燃煤小鍋（窯）爐、充電樁建設、百萬屋頂光伏、綜合供能服務站等能源相關工作連續(xù)4年列入省政府十方面民生實事工程。累計完成淘汰改造35蒸噸/小時以下燃煤鍋（窯）爐46249臺；累計建成集中式充換電站2887座、公用充電樁4萬個以上，家庭屋頂光伏185.8萬千瓦、安裝50萬戶以上，綜合供能服務站704座。
同時也清醒地看到：現有能源設施水平和供應能力還不能充分滿足人民群眾日益增長的優(yōu)質能源需求，部分區(qū)域、部分時段的電力、天然氣等供應保障壓力較大；原有能源體制機制障礙還未有效打破，新模式、新業(yè)態(tài)、新技術推廣和應用不快；能源發(fā)展與生態(tài)環(huán)境保護、經濟高質量發(fā)展的要求還不完全匹配，以能耗“雙控”和清潔低碳發(fā)展倒逼產業(yè)轉型的效果不明顯。
（二）面臨形勢。
1.面臨能源安全保供的新挑戰(zhàn)。立足我省能源資源稟賦，著眼長遠，發(fā)展核電和可再生能源是關鍵，擴大天然氣利用是過渡選擇。由于風電、光伏項目落地難，核電建設周期長且存在鄰避效應，新型電力系統(tǒng)尚未建立等原因，特別是加上俄烏危機沖擊，“十四五”期間，可再生能源和核電難以成為能源供應的主力，氣電因氣源保障、電網安全和成本疏導等因素大規(guī)模增發(fā)受限，區(qū)域和時段性供應緊張的矛盾將延續(xù)并加重。
2.面臨能源約束趨緊的新挑戰(zhàn)。國家能耗“雙控”、控煤政策趨緊，而能源消費剛性增長。“十四五”時期，在國家不斷完善能耗“雙控”政策前提下，我省煤炭消費基數低、結構好、散煤少，主要集中在發(fā)電供熱和建材等產業(yè)，進一步落實國家控煤政策空間不大，勢必對產業(yè)發(fā)展和電力安全產生巨大挑戰(zhàn)。
3.面臨用能成本上升的新挑戰(zhàn)。受國家可再生能源財政補貼政策調整影響，海上風電需要地方財政政策支持。支撐新能源電力接入的電力系統(tǒng)，需要建設更加堅強、智能的電力配套設施，也將助推輸配電、用電成本的增加。能源成本高企的趨勢和降低企業(yè)用能成本等宏觀政策導向，與社會對終端用能價格只降不增的期望有較大差距。
4.面臨構建新發(fā)展格局帶來的新機遇。全球能源格局正在深度調整，生產供應重心西移、多中心化，需求重心東傾。為應對新形勢，國家正在積極構建以國內大循環(huán)為主體、國內國際雙循環(huán)相互促進的新發(fā)展格局，支持我省依托中國（浙江）自由貿易試驗區(qū)（以下簡稱自貿試驗區(qū)）更好利用兩個市場、兩種資源，做好煤炭、石油、天然氣等能源進口、儲運和交易，在全球范圍配置能源資源。
5.面臨數字化改革帶來的新機遇?！笆奈濉睍r期，我省以數字化改革撬動全面深化改革，引領能源領域深層次系統(tǒng)性重塑，提高運行協(xié)同水平，破解能源要素流動不暢、資源配置效率不高等瓶頸，用數字化輕資產破解能源重資產傳輸時空損耗難題，實現更科學精準的能源安全保供。
6.面臨能源技術產業(yè)創(chuàng)新帶來的新機遇。電化學儲能、氫能、第四代核電等技術不斷突破，帶來能源新產業(yè)新業(yè)態(tài)新模式蓬勃發(fā)展。我省要加大關鍵技術、關鍵領域的研發(fā)和推廣應用，加快推進能源系統(tǒng)發(fā)展與數字化融合裂變，構建新能源技術創(chuàng)新體系和產業(yè)鏈發(fā)展體系，為全省能源發(fā)展提供新動力。
二、總體要求
（一）指導思想。
以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導，立足新發(fā)展階段，完整準確全面貫徹新發(fā)展理念，構建新發(fā)展格局，忠實踐行“八八戰(zhàn)略”、奮力打造“重要窗口”，緊緊圍繞“四個革命、一個合作”能源安全新戰(zhàn)略，牢牢把握生態(tài)文明建設要求與碳達峰碳中和目標，堅守能源安全保供底線，以數字化改革引領推動能源治理變革，推動能源綠色低碳變革，優(yōu)化能耗“雙控”制度和措施，搶占能源科技制高點，高水平建成國家清潔能源示范省，構建清潔低碳、安全高效的現代能源體系，為高質量發(fā)展建設共同富裕示范區(qū)，打造美麗中國先行示范區(qū)，爭創(chuàng)社會主義現代化先行省提供堅實支撐。
（二）基本原則。
1.堅持保障優(yōu)先、安全發(fā)展。強化底線思維，用好省內省外資源和市場，推動煤炭和新能源優(yōu)化組合，通過“強非化、擴氣電、穩(wěn)煤電、增外電”做好以電力供應為重點的能源保障，打造穩(wěn)定安全的現代能源產供儲銷體系。
2.堅持清潔高效、綠色發(fā)展。統(tǒng)籌碳達峰碳中和工作，堅持先立后破，促進能源清潔低碳轉型，實現增量需求主要依靠清潔能源，打造中高級能源消費結構，推動全社會能效提升。
3.堅持創(chuàng)新驅動、融合發(fā)展。突出創(chuàng)新第一動力，以智慧互聯(lián)為方向，推進技術、產業(yè)和商業(yè)模式創(chuàng)新，推動科技同能源經濟深度融合。
4.堅持系統(tǒng)集成、協(xié)調發(fā)展。以數字化改革為牽引，把握能源的整體性、系統(tǒng)性、路徑鎖定性等特點，處理好安全和減排、整體和局部、短期和中長期的關系，推進能源領域體制改革協(xié)同配套，推進全省能源布局優(yōu)化。
5.堅持惠民利民、共享發(fā)展。加快推進清潔能源惠民利民，擴大電力、天然氣等清潔能源利用，加快能源基礎設施向農村地區(qū)覆蓋，推進能源基本公共服務均等化。
（三）發(fā)展目標。到2025年，現代能源體系建設取得明顯進展，能源供應保障安全有力，為全省實現碳達峰奠定堅實基礎。全省能源綜合生產能力達到4377萬噸標準煤左右（均為非化石能源），能源自給率提高到15%左右。全省境內電力裝機容量達到1.37億千瓦左右，天然氣消費量達到315億立方米左右。全省能源儲備體系更加優(yōu)化，煤炭石油天然氣儲存能力達到1.2億噸標準煤，能源應急儲備能力滿足高質量供應需求。電力高峰負荷削峰能力達到最高用電負荷12430萬千瓦的5%以上。
1.能源綠色轉型成效顯著。全省非化石能源（含省外調入部分）占一次能源消費比重達到24.0%。非化石能源裝機比重逐步提高到45%左右?？稍偕茉措娏ο{責任權重達到國家要求。煤炭消費量較2020年下降5%。減少二氧化碳排放4000萬噸以上，二氧化硫、氮氧化物、粉塵等主要污染物排放量持續(xù)下降，單位能源消費碳排放持續(xù)下降。
2.能源利用效率持續(xù)提高。單位能源消耗降低達到國家激勵目標要求。工業(yè)項目能效準入標準由“十三五”時期的0.60噸標準煤/萬元調整至0.52噸標準煤/萬元。全省6000千瓦以上火電平均發(fā)電煤耗控制在280克標準煤/千瓦時以下，電網綜合線損率保持先進水平。
3.能源創(chuàng)新能力顯著增強。重點突破新能源等領域關鍵核心技術10項左右，新增能源科技創(chuàng)新平臺2個以上，新能源裝備產業(yè)不斷壯大。能源基礎設施智能化改造基本完成，能源領域數字化改革成效顯著。
4.能源普惠水平不斷提升。電氣化水平持續(xù)提升，電能占終端用能比重達到40%左右。人均裝機2.0千瓦左右，居民人均生活用電1300千瓦時以上。城鄉(xiāng)居民天然氣氣化率達到40%以上，基本實現城鄉(xiāng)用能服務均等化。
注：〔〕內為5年累計數，*表示全口徑的能源消費總量及年均增速，（）為扣除新增重大項目及原料用能口徑的能源消費總量及年均增速，**表示考核口徑非化石能源消費占比。
展望2035年，全面建成清潔低碳、安全高效的現代能源體系。能源清潔化、利用效率和能源科技、能源裝備等達到國際先進水平。非化石能源發(fā)電成為主體電源，占能源消費的比重在2030年達到30%的基礎上進一步大幅提高，居民人均生活用電達到發(fā)達經濟體平均水平。能源安全保障能力大幅提升，建成以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，能源消費碳排放系數顯著降低，碳排放總量達峰后穩(wěn)中有降，重大能源技術裝備取得新突破，能源治理體系更加完善，助推高質量發(fā)展建設共同富裕示范區(qū)。
三、著力優(yōu)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(fā)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(zhàn)略地位。采用先進成熟技術路線，按照連續(xù)建設的要求，逐年安排項目?！笆奈濉逼陂g，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(guī)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(fā)展生態(tài)友好型非水可再生能源。實施“風光倍增”工程。突出以整縣規(guī)?；_發(fā)分布式光伏，以高質量推廣生態(tài)友好型發(fā)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(fā)展生物質發(fā)電，到2025年，生物質發(fā)電裝機達到300萬千瓦以上。積極探索海洋能綜合開發(fā)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1700萬千瓦力爭達到2000萬千瓦。
光伏發(fā)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(zhèn)、未來社區(qū)、工業(yè)園區(qū)和經濟開發(fā)區(qū)，以及學校、醫(yī)院、污水處理廠等公共建筑、公共設施繼續(xù)推進分布式光伏應用，在新建廠房和商業(yè)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(yǎng)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(yè)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(fā)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(fā)展規(guī)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(fā)和小水電綠色生態(tài)改造。到2025年，全省常規(guī)水電開發(fā)利用規(guī)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(fā)揮煤電安全托底保障作用。到2025年，煤電發(fā)電量占省內發(fā)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(huán)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(jié)能降碳改造、靈活性改造、供熱改造“三改聯(lián)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(fā)揮氣電過渡支撐作用，到2025年，氣電發(fā)電量占省內發(fā)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(yōu)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(qū)外清潔電力入浙。積極推動跨區(qū)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(qū)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(qū)清晰的主干電網，建設智慧高效、泛在互聯(lián)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(huán)網建設。增強與省外電網聯(lián)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(yōu)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(yōu)化寧波、舟山電網，緩解舟山聯(lián)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(yōu)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(tǒng)籌開展老舊電網設施改造。以保障民生用電為重點，持續(xù)建設新型城鎮(zhèn)配電網。結合全省生產力布局，合理調整供區(qū)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(tǒng)向適應高比例新能源方向轉型。逐步提升電力系統(tǒng)實時感知、廣泛互聯(lián)、安全可控水平，支撐大規(guī)模、高密度、多場景可再生能源、新型負荷大規(guī)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(chuàng)新。增強電力系統(tǒng)清潔能源優(yōu)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(tǒng)，發(fā)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(tǒng)靈活可靠性。積極探索發(fā)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(yè)參與國際油氣資源開發(fā)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(yè)合作，充分發(fā)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(jié)性調峰能力。
2.持續(xù)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(qū)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(zhèn)鎮(zhèn)通、村村通。
3.穩(wěn)步提升儲氣能力。建立全省LNG設施儲氣能力為主，相鄰設區(qū)市集約化、規(guī)?；ㄔO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(huán)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(huán)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(lián)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(qū)和寧波片區(qū)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(zhèn)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(zhàn)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(zhèn)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(lián)”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(yōu)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(tǒng)。
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(yè)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(lián)運和鐵路、公路、水路運輸網絡系統(tǒng)，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(yè)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(yè)通過簽訂中長期合同、建立儲備基地、實施煤電聯(lián)營等方式，與大型煤礦企業(yè)建立煤炭儲備合作機制，形成互利共贏、長期穩(wěn)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(jié)能降碳，大力推進能源清潔高效利用
（一）優(yōu)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(yōu)勢地區(qū)、優(yōu)勢行業(yè)、優(yōu)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(fā)展規(guī)劃、年度投資計劃以及產業(yè)扶持政策等協(xié)同機制。健全重點領域、重點行業(yè)能效目標體系和能效技術標準。探索建立分行業(yè)的產業(yè)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(jiān)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(yè)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(jié)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(jié)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(qū)優(yōu)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(yè)自備燃煤設施。持續(xù)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(yōu)先用于保障發(fā)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(yè)節(jié)煤限煤，推廣節(jié)煤技術應用。
（三）推動能效提升。
1.引導重點用能地區(qū)結構調整。杭州嚴格控制化纖、水泥等高耗能行業(yè)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(guī)模。湖州、嘉興、紹興嚴格控制紡織印染、化纖、塑料制品等行業(yè)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(yè)產能。
2.完善重大平臺能效治理機制。加快推進構建能效創(chuàng)新體系，修訂實施區(qū)域能評2.0版，全面實施“區(qū)域能評+產業(yè)能效技術標準”準入機制。研究重大產業(yè)平臺單位能耗投入產出效益考核制度，制定重點區(qū)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(jiān)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(yè)節(jié)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(yè)節(jié)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(yè)天然氣供熱替代。全面執(zhí)行綠色建筑標準，推進既有公共建筑節(jié)能改造和可再生能源建筑一體化應用。加快未來社區(qū)建設，打造多能集成、節(jié)約高效的低碳場景。提高數據中心能效水平。提高運輸系統(tǒng)效率，提升運輸裝備能效，促進公路貨運節(jié)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(yè)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(zhèn)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(guī)劃建設加氫站近50座。探索應用氫燃料電池熱電聯(lián)供系統(tǒng)。用好全省工業(yè)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(xiāng)村清潔能源消費。持續(xù)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(qū)發(fā)展分布式農林生物質熱電聯(lián)產、生物質天然氣等。持續(xù)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(xiāng)鎮(zhèn)（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(wěn)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(jiān)測和巡視維護，提高抵御地質災害、極端天氣等突發(fā)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(guī)范出臺，強化全生命周期監(jiān)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(guī)劃、施工、運行責任體系，完善管道全生命周期保護企業(yè)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(jié)假日、極端天氣、用氣高峰等重要時間節(jié)點，采取特殊保護措施并落實加密巡護方案，確保油氣平穩(wěn)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(yōu)化發(fā)電和用氣聯(lián)調聯(lián)供機制。提升源網荷儲協(xié)調互動能力，提高電力系統(tǒng)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(tǒng)供需兩側預測預警能力。落實項目業(yè)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(jié)能力。提高LNG氣化外輸調節(jié)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(jié)性峰谷差。推動供氣企業(yè)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(qū)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(xù)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(tài)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(yè)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(guī)定及技術規(guī)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(yè)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(jiān)管。加強對網絡系統(tǒng)的全面監(jiān)測和關鍵系統(tǒng)、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(xù)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(zhàn)演練。加強外來電安全監(jiān)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(guī)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(qū)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(fā)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(yè)應急資源共享、管道企業(yè)與社會單位協(xié)作，不斷提升事故應急處置能力。
六、著力創(chuàng)新驅動，搶先開創(chuàng)能源科技和產業(yè)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(yè)和信息技術融合發(fā)展，推動能源產業(yè)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(fā)展，實現源網荷儲互動、多能協(xié)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(jié)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(qū)油氣全產業(yè)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(fā)展新能源數字化運營系統(tǒng)、共享高效智能交通系統(tǒng)、綠色數據中心等能源互聯(lián)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(fā)、氫能、儲能、節(jié)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(fā)平臺。鼓勵重點能源企業(yè)、科研院所和高校開展協(xié)同創(chuàng)新，整合省內優(yōu)勢力量組建2個以上高能級創(chuàng)新平臺，打造省能源實驗室。
專欄７ 能源科技創(chuàng)新平臺
國家能源海上風電安全與工程技術研發(fā)中心：為海上風電科技發(fā)展戰(zhàn)略、規(guī)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(guī)制定、安全管理工作機制及專業(yè)化機構的建立提供思路，成為國家海上風電場安全穩(wěn)定運行原創(chuàng)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(fā)中心：聚焦本征安全的新型電化學體系的儲能電池及系統(tǒng)、退役動力電池安全儲能梯級利用技術的研發(fā)，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(chuàng)新平臺。
國家能源高彈性電網技術研發(fā)中心：把握未來電力系統(tǒng)形態(tài)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(yè)態(tài)創(chuàng)新等方面取得系列首創(chuàng)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(fā)中心：建設國內一流的高效光伏技術及新型智慧電網研發(fā)中心，打造先進光伏、儲能技術、新型智慧電網領域創(chuàng)新成果的輻射源和高層次人才培養(yǎng)的主基地。
（三）推動能源關聯(lián)產業(yè)發(fā)展。
1.推動能源裝備產業(yè)發(fā)展。全力支持風電、光伏、儲能、氫能等能源裝備產業(yè)可持續(xù)發(fā)展，鼓勵企業(yè)從單純設備制造商向綜合服務商轉型。發(fā)揮我省光伏產業(yè)鏈齊全優(yōu)勢，補齊風電產業(yè)鏈短板。推動安全高效、綠色環(huán)保的新型電化學儲能產業(yè)發(fā)展，構建退役動力電池回收及儲能再利用產業(yè)鏈。強化氫能產業(yè)鏈上游制氫優(yōu)勢，培育可再生能源制氫產業(yè)，延伸發(fā)展氫能儲運及加注產業(yè)。
2.推動能源生產性服務業(yè)發(fā)展。拓展光伏、風電等設備監(jiān)理、維護、修理、運行、升級改造等全生命周期服務，支持發(fā)展主體多元化、領域多樣化、服務專業(yè)化的綜合能源服務產業(yè)。制定節(jié)能新技術新產品新裝備推廣目錄，推動節(jié)能產業(yè)升級。深入推進合同能源管理、自愿承諾、低碳產品認證等節(jié)能機制，鼓勵大型裝備制造企業(yè)和重點用能企業(yè)提供節(jié)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(chuàng)新發(fā)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(qū)內基礎較好的片區(qū)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(chuàng)新。研發(fā)電、熱、冷、儲、氫等多能流運行的區(qū)域能源管理系統(tǒng)，推動大規(guī)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(yè)基地”發(fā)展新模式。
七、著力深化改革，逐步增強能源治理效能
（一）加快電力體制改革。
1.加快完善電力市場。建立健全以電力“中長期+現貨交易”為主體的省級電力市場體系。發(fā)揮電力中長期市場“壓艙石”作用，進一步完善市場規(guī)則，培育市場主體，擴大市場規(guī)模。開展省內風光電、外來電和用戶參與現貨市場試運行，實現現貨市場持續(xù)運行。支持虛擬電廠、儲能方參與市場交易，充分發(fā)揮其調峰、調頻等輔助服務作用。通過市場機制、利用價格手段實施電力需求側管理，引導用戶主動錯避峰。實現電力交易中心獨立規(guī)范運行。
2.持續(xù)深化電價改革。完善電網及增量配電網價格形成機制，逐步理順輸配電價結構。落實燃煤發(fā)電上網電價市場化改革，持續(xù)深化氣電、水電、核電等上網電價市場化改革，完善海上風電價格形成機制，建立新型儲能、分布式天然氣價格機制。平穩(wěn)推進銷售電價改革，取消工商業(yè)目錄銷售電價，完善居民階梯電價制度。強化差別電價、階梯電價政策，確保價格政策與產業(yè)、環(huán)保政策協(xié)同發(fā)力。研究完善應急備用和調峰電源市場化運作機制，保障合理收益。
3.創(chuàng)新和完善輔助服務市場化機制。建立輔助服務共享分擔新機制，豐富輔助服務交易品種。完善電力和天然氣調峰、儲能等系統(tǒng)調節(jié)服務電價形成機制與成本疏導機制。鼓勵抽水蓄能電站參與輔助服務市場或建立輔助服務補償機制。
（二）深化油氣體制改革。
1.積極探索石油儲備改革。積極爭取國家支持開展自貿試驗區(qū)油品儲備改革創(chuàng)新試點。探索政府儲備動用輪換機制改革和民營企業(yè)代儲試點。開展山體地下洞庫石油儲備建設試點。推動向有條件的企業(yè)放寬原油進口、成品油出口資質和配額限制，促進石油貿易、儲備、加工全產業(yè)發(fā)展。
2.深化天然氣體制改革。國家管網與省網實現合并重組后，推動建立上下游直接交易、管網獨立、管輸和銷售分離的運營模式。推進長輸管線、LNG接收站及儲運設施等向市場主體公平開放。建立上游供應商與城市燃氣企業(yè)及重點用氣單位多元化交易體系，推進天然氣發(fā)電企業(yè)通過招標等方式聯(lián)合采購氣源，應急狀態(tài)下按照程序統(tǒng)一調度管網內資源和儲備資源。全面落實各方保供責任。
3.穩(wěn)步推進天然氣價格市場化改革。加大天然氣銷售價格監(jiān)審力度，促進城市燃氣企業(yè)扁平化、規(guī)?；母?，推進形成市場化價格機制。建立統(tǒng)一透明的天然氣交易信息平臺，以數字化方式匹配供需兩端。
（三）促進能源資源市場化配置水平。
1.優(yōu)化能源資源配置。深化用能權改革，建立基于能效技術標準的用能權有償使用和交易體系，完善用能權確權、定價、結算管理等相關配套政策，提升能源集約利用水平，保障重大產業(yè)用能需求。積極探索開展跨區(qū)域用能權交易。
2.促進能源市場主體活力。鼓勵社會資本投資各類電源、儲能及增量配電網項目，培育壯大綜合能源服務、負荷集成、抽蓄、儲能等新興市場主體。發(fā)揮各類市場主體作用，促進調峰市場平穩(wěn)有序運行。有序推進用能權存量交易，推進用能權交易提質擴面，加快落后和過剩產能退出。強化智慧能源監(jiān)測平臺建設，建立跨行業(yè)、跨部門數據共用共享機制。
（四）創(chuàng)新可再生能源發(fā)展機制。
1.加強政策協(xié)同。加快建立綠色電力交易機制，積極開展綠色電力積分試點。將風電、光伏發(fā)展和消納情況列入設區(qū)市“十四五”能耗“雙控”考核，新增風電、光伏等可再生能源消費量抵扣地方能源消費總量，提高地方發(fā)展風電光伏的積極性。分解落實可再生能源電力消納責任權重，制定陸地、海域使用權政策，保障“風光倍增”工程落地見效。
2.完善可再生能源參與市場交易條件。促進海上風電、戶用光伏實現平價上網。積極推動海上風電可持續(xù)發(fā)展，加快出臺地方財政支持政策，通過競爭性方式配置新增項目。參照抽水蓄能電價政策，探索電化學儲能價格疏導機制。
（五）加強能源治理制度建設。
1.健全法規(guī)標準。完善能源標準規(guī)范，推動修訂《浙江省實施〈中華人民共和國節(jié)約能源法〉辦法》《浙江省可再生能源開發(fā)利用促進條例》，探索電力、用能權立法。積極開展氫能利用、儲能、能效、電力需求側管理等領域地方標準、行業(yè)標準制定工作。研究制定電、氣、熱等多種能源消費信息的集中自動采集和跨行業(yè)數據共享標準體系。
2.深化能源市場監(jiān)管。深入推進自然壟斷業(yè)務監(jiān)管體制改革，加大電力調度、市場交易、價格成本、油氣管網設施公平開放等監(jiān)管力度。加強市縣能源管理力量建設，構建省市縣聯(lián)動的能源監(jiān)督管理體系。加強節(jié)能領域信用建設，推進節(jié)能領域信用信息共享，實施跨部門聯(lián)合懲戒和激勵。
八、著力擴大開放，努力實現能源合作共贏
（一）積極推進長三角能源合作。統(tǒng)籌考慮量價，共同爭取增加外來電，探索建立一致行動的工作聯(lián)絡機制。鞏固與安徽的煤電一體化合作。與上海建立相互支持、合作共贏的海上風電開發(fā)機制。鞏固與上海的油氣交易、供應保障合作。完善區(qū)域油氣設施布局，共同推進浙滬LNG擴建項目建設。優(yōu)化甬滬寧原油供應通道，謀劃黃澤作業(yè)區(qū)儲運基地至上海漕涇原油通道，推進成品油管道與周邊省（市）互聯(lián)互通。
（二）加強與能源資源富集?。▍^(qū)）合作。落實國家東西部協(xié)作、對口支援、對口合作戰(zhàn)略，以消納可再生能源為重點，深化與四川、新疆、寧夏等?。▍^(qū)）合作，提高吉泉、靈紹等特高壓通道非水可再生電力比例，探索白鶴灘、溪洛渡水電與風光電組合送浙。積、極爭取福建核電入浙。加快推進外電入浙±800千伏特高壓直流輸電工程。開展與青海、甘肅、陜西、吉林等能源資源富集省份的合作。鼓勵省內能源企業(yè)到輸電通道送出端?。▍^(qū)）及其他資源富集地開發(fā)可再生能源。
（三）深化與央企合作。繼續(xù)加強與中央大型能源企業(yè)的戰(zhàn)略合作，爭取更多的國家能源戰(zhàn)略資源、項目、平臺等在浙落地。擴大與大型油氣央企在石油戰(zhàn)略儲備、多氣源多氣量送浙、油氣長輸管道等方面合作，大幅提升現有管道氣供應能力。鞏固與大型電力央企在長輸特高壓直流入浙、核電、海上風電等方面合作，提高我省清潔能源比重。深化與大型央企在能源裝備、能源技術、能源創(chuàng)新發(fā)展平臺等方面合作，提升我省能源科技創(chuàng)新水平。
（四）擴大國際能源合作。
1.高水平“引進來”。大力推進綠色能源合作，積極引進利用全球創(chuàng)新資源和先進技術。加強可再生能源、核電技術、裝備與工程服務國際合作，促進重點技術消化、吸收再創(chuàng)新。加強與能源資源富集國合作，積極引進煤炭、石油、天然氣等能源，引進一批國際知名專業(yè)貿易商，做大做強能源進口、轉口和國際貿易，形成定點、定量的穩(wěn)定供應模式，保障能源安全協(xié)同發(fā)展。辦好世界油商大會。
2.高質量“走出去”。鼓勵省內企業(yè)參與國際能源加工生產、能源裝備制造、能源服務等“一帶一路”能源合作，支持開展海上風電、光伏等項目開發(fā)。鼓勵省內企業(yè)積極爭取境外資源，跨國并購鈾礦、天然氣等能源礦產資源，構建能源資源海外倉。強化國際能源技術交流，積極參與亞太經濟合作組織等能源國際合作研究、技術轉讓等活動。深化與歐洲國家等能源合作，健全國際能源技術研發(fā)合作機制。
九、保障措施
（一）加強組織領導。充分發(fā)揮省煤電油氣運工作領導小組、省節(jié)能減排與應對氣候變化工作聯(lián)席會議作用，統(tǒng)籌協(xié)調、指導推進規(guī)劃實施工作。省發(fā)展改革委（省能源局）要充分發(fā)揮牽頭作用，分解落實工作和任務，制定專項規(guī)劃實施計劃；各相關部門要切實履行職責，強化協(xié)同聯(lián)動，制定和完善相關配套政策措施。各市縣要切實發(fā)揮主體作用，建立工作協(xié)調推進機制，推動各項指標和任務落實。同時，積極爭取國家政策支持，建立上下聯(lián)動和信息共享機制。
（二）加強規(guī)劃引領。健全以《浙江省能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃》為統(tǒng)領，電力、煤炭石油天然氣、可再生能源、節(jié)能降耗和能源要素配置等專項規(guī)劃為支撐的能源規(guī)劃體系。各設區(qū)市要根據省級能源規(guī)劃制定地方能源規(guī)劃和有關專項規(guī)劃。建立能源規(guī)劃與項目一體化管理機制，以能源規(guī)劃為依據進行能源項目核準和備案。建立健全能源項目推進機制，強化土地、海域、資金等要素保障。
（三）強化監(jiān)督管理。完善長期監(jiān)測、滾動調整和動態(tài)評估機制，對規(guī)劃落實情況進行監(jiān)測分析和中期評估，按程序適時進行中期調整，開展總結評估。創(chuàng)新監(jiān)管方式，提高監(jiān)管效能，建立高效透明的能源規(guī)劃實施監(jiān)管體系。重點監(jiān)管規(guī)劃發(fā)展目標、重點任務和重大工程落實情況，及時協(xié)調解決突出問題，實施閉環(huán)管理，確保規(guī)劃落實到位。發(fā)揮輿論監(jiān)督作用，完善公眾參與機制，引導公眾參與規(guī)劃貫徹落實的全過程，提高規(guī)劃推進、獨立監(jiān)督、科學管理、民主決策的水平。
（四）加強宣傳引導。充分利用全國節(jié)能宣傳周、全國低碳日等，開展形式多樣的宣傳教育，推廣光伏、天然氣等清潔能源入戶，倡導節(jié)約低碳的消費方式和生活習慣。加強輿論引導，回應社會關切，針對重大項目鄰避效應等開展系列科普宣貫，共同把能源高質量發(fā)展推向深入。
