橙电网输配电网获悉，近日浙江省人民政府印发了《浙江省能源发展“十三五”规划》，明确了浙江能源“十三五”规划重点任务：统筹能源资源、能源消费市场、生态环境、交通运输等外部条件，坚持系统优化，加快能源集聚、集约、高效发展，建设“五基地、五张网、一中心”。以下为规划全文。

各市、县(市、区)人民政府，省政府直属各单位：

《浙江省能源发展“十三五”规划》已经省政府常务会议审议通过，现印发给你们，请结合实际，认真贯彻实施。

浙江省人民政府办公厅

2016年9月1日

(此件公开发布)

浙江省能源发展“十三五”规划

“十三五”时期是浙江全面建成小康社会的决胜阶段，也是加快建设清洁能源示范省、全面推动能源生产和消费革命的关键时期。为指导我省“十三五”时期能源发展，根据国家《能源发展战略行动计划(2014—2020年)》和《浙江省国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》，特编制本规划。

一、发展基础

(一)发展成就。

1.能源保障能力显著增强。到“十二五”末，全省电力总装机8215万千瓦，特高压线路和省际联络线供电能力1800万千瓦以上。“十二五”时期新增宁波液化天然气(LNG)、西二气和丽水36-1气三种气源，天然气可供量86亿立方米以上;新增核电、风电、光伏等一次能源生产量1350万吨标煤，全省一次能源自给率达到5.3%(当量值)。从2014年开始，全省能源供需实现从缺电少气到平衡有余转变，电力、天然气供应充足。2015年全省能源消费总量1.96亿吨标煤，全社会电力消费3554亿千瓦时，煤炭消费1.38亿吨，石油及制品消费2970万吨，天然气消费78亿立方米。

2.能源结构逐步优化。2015年，煤炭、油品、天然气、水核风电及其他能源消费量占全省一次能源消费总量比重分别为52.4%、22.4%、4.9%、20.3%。清洁能源发电装机3313万千瓦，占全省电力总装机40.3%，比2010年提高8.4个百分点;光伏装机从2010年2.96万千瓦增加至2015年220万千瓦，增长73倍;风电装机从2010年25万千瓦增加至2015年104万千瓦，增长3.16倍;新增核电装机283万千瓦，增长75.7%。全省清洁能源利用比例(含省外调入水电)从2010年的12%提高至21.0%，非化石能源利用比重(含省外调入水电)从2010年的9.8%提高至16.0%。同时，组织实施大型燃煤机组清洁化改造，启动中小型机组综合改造，开展高污染燃料“五炉”淘汰改造工作，新建和改造大型清洁燃煤机组2377万千瓦，淘汰分散燃煤小锅炉2.1万多台。能源利用效率明显提高，“十二五”单位生产总值能耗下降20%以上，超额完成国家要求。

3.重大项目建设有序推进。“十二五”时期，建成投产秦山核电二期扩建工程、方家山核电、嘉兴电厂三期、苍南电厂、舟山六横电厂等一批重大电源项目;建成方家山核电送出工程、皖电东送二期、浙北—福州交流特高压输变电工程、溪洛渡—浙西直流特高压工程等一批重大电网项目，全省新增110千伏以上输电线路9432公里，新增变电容量10153万千伏安，形成以“两交一直”特高压为支撑，以“六横两纵”500千伏电网为骨干的输配电网络;建成宁波穿山港区中宅煤炭码头、甬绍金衢成品油管道、宁波LNG一期、西气东输二线浙江段等一批煤炭、石油、天然气储运项目，新增煤炭码头接卸能力850万吨;累计建成成品油长输管线993公里、油库容量630万立方米，成品油输送能力达到2000万吨/年;累计建成省级天然气管道1053公里、城市管网27456公里，管道通达7个设区市44个县(市、区)，初步形成“多气源、一环网”的天然气网络。同时，积极推进与能源富集省区合作，建成投产淮浙煤电凤台电厂二期扩建工程，开工建设宁东至浙江特高压直流输电工程。

4.能源技术和装备产业快速发展。清洁煤电技术取得重大突破，率先在全国建成国际领先的超低排放燃煤机组。世界首个五端柔性直流输电工程——舟山多端柔性直流输电工程投入运行。海上风电5兆瓦(MW)样机成功下线，LNG低温储罐技术达到国内领先水平，自主研发的全球首条超级电容储能式现代电车运营示范线在宁波开通。大力发展常规电力及辅助装备、核电关联产业、光伏产业、风机制造、海工装备、节能装备等，嘉兴海盐中国核电城进一步推进，风电设备制造和配套部件专业化产业链初具规模，海工装备迈出了产业化步伐。

5.能源综合管理水平不断提高。全面开展全国首个国家清洁能源示范省创建工作，积极推进新能源示范城市、清洁能源示范县、新能源示范镇和清洁能源示范项目建设。强化依法行政，率先颁布了《浙江省可再生能源开发利用促进条例》《浙江省石油天然气管道建设和保护条例》《浙江省电网设施建设保护和供用电秩序维护条例》等地方性法规。加强规划引领，形成以能源发展规划为统领，电力、油气、可再生能源等规划为支撑的能源规划体系。推动改革创新，进一步下放能源项目审批权限，积极探索能源要素市场化改革和能源领域向民间资本开放等体制机制创新。

(二)存在的困难和问题。

1.能源供求格局变化与结构优化的双重考验。一方面，随着能源供应从供不应求向总体宽松转变，能源运行新矛盾新问题显现。由于用电需求增长趋缓，加之外来电大幅增加和省内电源加快投运，火电发电设备平均利用小时数不断下降。2015年省统调煤电机组发电小时数下降到4485小时，省统调气电机组发电小时数下降到1356小时，与2014年相比分别下降760小时、405小时。预计到“十三五”中期，煤电利用小时数将持续下降。同时，受全省用电峰谷差进一步拉大而外来电、核电不参与调峰的制约，电网调峰任务艰巨。特高压交直流输电大规模进入我省，以及可再生能源发电的大量接入，对电网供电安全也带来挑战。城市天然气利用不断扩大，但应急调峰设施建设滞后。另一方面，能源结构优化任务艰巨。天然气管网、家庭屋顶光伏等清洁能源项目和集中供热推进缓慢，天然气消费占比低于全国平均水平。同时，能源系统效率亟待提高，电力、热力、燃气等不同供能系统集成互补、梯级利用程度不高，需求侧响应机制尚未建立，能源运行峰谷差呈扩大趋势。

2.能源需求刚性增长与节能减排硬任务的双向挤压。一方面，随着我省产业转型升级的深入、城镇化进程的推进和居民生活水平的提高，能源需求保持刚性增长，尤其是随着“十三五”时期一批重大产业项目的建成投产，煤炭等需求仍保持刚性增长。另一方面，节能减排任务较重，能源总量和强度“双控”任务艰巨，节能减排对电力、工业等行业用能提出了更高要求，能源发展面临环境承载力不足的重大挑战。

3.能源关键技术和体制机制的双重制约。一方面，我省能源技术创新水平和能力亟待提高，部分能源装备关键组件和材料仍依赖进口，大功率风机、高效太阳能发电、储能、燃气轮机、电网智能化等自主研发的关键技术正处于产业化应用突破的关键期，清洁能源技术产业化推广应用面临诸多挑战。另一方面，能源领域垄断体制尚未取得实质性突破，油气体制改革尚未破题，能源价格市场化形成机制尚未建立;能源管理职能交叉、多头管理、效率不高的问题依然存在，基层能源管理力量薄弱。

(三)面临的形势。

1.能源供求进入新常态。当前，国际能源发展呈现市场宽松化、格局多极化、结构低碳化、系统智能化、竞争复杂化等一系列新特征，国内呈现能源消费增速回落，消费方式进入油气替代煤炭、非化石能源替代化石能源双重更替期，能源发展动力向科技和体制创新转变，能源系统形态向集中式供能与分布式供能并重的系统形态转变。我省能源需求放缓、供应宽松已成新常态，能源供需市场从卖方市场向买方市场转变，能源消费增长动力从高耗能产业逐步向服务业和居民生活转变，能源结构从高碳向低碳绿色化转变。

2.能源技术迎来新革命。当前能源正面临科学技术重大突破、“互联网+”时代不断创新的革命性变革，页岩气、深海油气资源开发，可燃冰、电动汽车、智能电网等关键技术不断突破。对此，我省应顺应形势，抢抓机遇，不断增强科技创新能力，着力推动“互联网+”智慧能源、可再生能源、分布式能源、先进储能、绿色建筑、绿色交通跨越式发展，推动生产力提高和发展模式转变。

3.生态约束面临新压力。为应对气候变化，我国承诺2030年左右二氧化碳排放达到峰值并将努力早日达峰，单位地区生产总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费比重提高到20%左右;我国《大气污染防治行动计划》对长三角地区提出了“经过5年努力空气质量明显好转”的要求。我省必须全面落实节能减排、应对气候变化各项任务，坚持发展非化石能源与化石能源清洁化并举，切实推动能源结构优化和生态环境改善。

4.能源体制亟待新突破。当前能源体制革命正向纵深推进。《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)及系列配套文件出台实施，电力体制改革拉开序幕，油气体制改革即将启动。浙江作为市场化改革的先发省份，必须积极推进能源领域改革，通过改革还原能源商品属性，理顺生产、供应和需求关系，激发发展潜力，为我省经济社会发展提供有力保障。

二、总体要求

(一)指导思想。深入贯彻习近平总书记系列重要讲话精神，以“四个全面”战略布局为统领，以创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念为引领，以“八八战略”为总纲，紧紧围绕国家清洁能源示范省建设，坚持结构优化主线，以清洁能源增量发展推动存量调整，加快推进能源结构转型升级;坚持能源安全保供底线，以需求导向合理配置能源供给，以改革创新理顺体制机制，全方位提高能源供应保障水平;坚持资源环境生态红线，以创新支撑能源绿色节约发展，全面提升能源开发利用效率和清洁化水平;着力推进能源“四革命一合作”，大力推进节能提效，构建清洁低碳、安全高效、智慧多元的现代能源体系，为我省经济社会发展提供坚实支撑。

(二)基本原则。

坚持节约优先与结构优化相结合，更加注重清洁低碳、绿色发展。顺应能源消费革命新要求，坚决抑制不合理能源需求，进一步挖掘节能潜力，推动全社会形成节能型生产方式和消费模式。坚持大力发展非化石能源与高效清洁利用化石能源并举，实现能源发展从高碳向低碳转变。

坚持整体推进与重点突破相结合，更加注重统筹协调、均衡发展。通过能源供给侧结构性改革和需求侧管理，系统优化能源生产、输送、储运、消费各环节，促进能源发展与经济社会发展、环境保护良性互动。围绕“互联网+”智慧能源示范、能源科技装备发展、分布式供能等领域，大力推进科技创新、管理创新和模式创新，加强能源系统统筹协调和集成优化，推动各类能源协同发展。

坚持存量调整与增量优化相结合，更加注重结构优化、集约发展。着力优化存量，加大力度推进能源行业升级改造和淘汰落后产能，调整煤电内部结构，提高先进高效环保机组占比。优化发展增量，新建产能以清洁低碳、智能高效为导向，同时把握抽水蓄能、光伏发电发展节奏，促进能源集约有序发展。

坚持市场决定与政府引导相结合，更加注重经济高效、改革创新。深化能源市场化改革，构建统一开放、竞争有序的现代能源市场体系。以提高能源运行效率、降低用能成本为重点，逐步形成及时反映市场供求关系、符合能源发展特性的灵活价格机制，促进市场公平竞争，持续降低全社会综合用能成本。更好发挥政府对能源生产和消费活动的引导作用，健全政策体系和管理机制，提高各级政府能源管理能力。

坚持补齐短板与民生优先相结合，更加注重惠民利民、共享发展。重点补齐天然气推广利用进展不快、电网调峰能力不足、优质清洁能源比例不高等短板。努力降低企业用能成本;推进能源扶贫，发展光伏助农、助困、助村、助学等;推进清洁能源惠民，促进天然气、电动汽车等清洁能源产品扩大利用，实现城乡能源公共服务均等化。

(三)发展目标。

到“十三五”末，全省能源保障能力进一步增强，实现能源清洁化水平、利用效率和科技装备产业国内领先，能源领域主要污染物和二氧化碳排放水平进一步下降，能源市场化改革步伐加快，综合管理水平进一步提升。清洁能源示范省建设取得阶段性成效，清洁低碳、安全高效、智慧多元的现代能源体系初步形成，实现以较低的能源消费增速、科学合理的能源消费结构支撑经济社会转型发展。

1.能源总量目标。到2020年，全省能源消费总量控制在2.2亿吨标煤以内，“十三五”时期年均增长2.3%;全社会用电量达到4220亿千瓦时，“十三五”时期年均增长3.5%。

2.能源结构目标。

——能源消费结构。到2020年，全省非化石能源、清洁能源、可再生能源(含省外调入水电)和煤炭占一次能源消费比重分别达到20%、31.9%、12.5%和42.8%;发电、供热用煤占煤炭消费比重85%以上;天然气消费比重达到10%左右;人均居民生活用电达到1522千瓦时，年均增长14.2%;城镇人口天然气气化率达到50%左右。

——能源生产结构目标。到2020年，全省一次能源生产量达到3226万吨标煤(全部为非化石能源)，年均增长11.9%，其中，可再生能源1805万吨标煤。全省境内电力装机容量达到9400万千瓦左右，人均装机1.67千瓦;清洁能源装机容量达到4665万千瓦，占电力总装机容量的49.6%。全省平均用电负荷率达到80%以上，供电可靠率达到99.96%以上，配电自动化覆盖率达到91%以上，配电通信网覆盖率达到96%以上，综合电压合格率达到97%以上。清洁能源装备产业实现年产值1000亿元以上。

3.节能减排目标。到2020年，单位地区生产总值能耗下降指标达到国家要求，单位能耗水平保持在全国前列，能源领域单位地区生产总值碳强度达到国家要求。全省6000千瓦以上火电平均供电煤耗控制在295克标煤/千瓦时以下，电网综合线损率控制在4%左右;能源领域二氧化硫、氮氧化物、粉尘等主要污染物排放量较2015年削减28%以上。

三、重点任务

(一)优化能源发展布局。

统筹能源资源、能源消费市场、生态环境、交通运输等外部条件，坚持系统优化，加快能源集聚、集约、高效发展，建设“五基地、五张网、一中心”。

1.打造“五基地”。

——可再生能源综合利用基地。坚持分散利用与集中开发并举，因地制宜发展可再生能源，推动多能互补供能，加强综合利用。沿海和海岛地区重点发展海上风电、分布式光伏、潮汐能、风光柴储一体化集成供能等，内陆山区重点发展水电、生物质能、太阳能、风光水储一体化集成供能等，各城市、中心镇结合工业厂房、公共建筑屋顶、商业和旅游综合体等推进光伏、光热、地热能等利用，广大农村地区推进太阳能、屋顶光伏、沼气等利用。

——沿海核电基地。利用我省核电厂址资源丰富的优势，在确保安全的前提下，科学布局核电站，形成浙北、浙东南、浙南三个核电基地。

——“互联网+”智慧能源实验基地。加快推进我省“互联网+”智慧能源行动计划，探索城市能源互联网试点，逐步实现“源—网—荷—储—用”系统协调优化。通过大数据、云计算等互联网技术运用，率先探索智慧能源管理平台、智慧能源监测中心、智能电网综合建设工程。依托海岛微电网示范项目和分布式能源示范项目，通过集成新能源、新材料、新设备，融合信息、控制、传感、储能等新技术，积极探索能源生产、传输、消费的智能化、信息化、互动化，实现能源智慧互联、系统优化、效能提升。

——能源综合储运基地。充分利用我省港口资源优势和区位条件优势，打造具有全球影响力的国际石油、天然气、煤炭储运基地，重点在浙东宁波舟山港建设国际石油、LNG、煤炭储运基地，辐射浙北、浙中和长江沿线省市;在浙南台州港、温州港建设LNG、石油、煤炭综合储运基地，辐射海西地区;在浙北嘉兴港建设煤炭、石油综合储运基地，辐射浙北、苏南地区。依托储运基地加快发展能源储运、加工等产业，提高能源安全保障能力。建设国际进口煤炭集散中心，为东部沿海和长江流域提供进口煤炭配送服务。

——能源科技装备产业基地。依托我省能源科技装备产业基础，推动产业创新升级，优化空间布局，全面实施清洁能源产业工程，建设国家级大型风力发电装备产业化研发制造基地、吉瓦(GW)级太阳能电池生产基地，实现储能装备、大功率风机、核电关联设备、新能源汽车、海工装备、LNG运输装备、海洋能利用、智能电网等制造的产业化，提高我省高技术装备、重大能源装备的研发、系统成套和制造能力。

2.构筑“五张网”。

——电网、气网、油网、热网、电动汽车充电网。构筑安全、高效、智能电网，建成以特高压站及电源基地为支撑的500千伏主干网、过渡顺畅的220千伏主网和灵活互动的智能配电网;建设覆盖全省、多气源衔接的天然气管网，建成全省主环网，基本实现县县通;建设设施先进、安全可靠的成品油管网，建成主干网，基本实现市市通;建设高效、快捷的热力管网，确保全省产业集聚区、热负荷100蒸吨/小时以上工业园区全面实现集中供热;构建满足要求、布局合理、功能完善、使用便捷的电动汽车充电基础设施网，适应电动汽车快速发展的需求。

3.建设一中心。

——能源大宗商品国际交易中心。依托大宗能源国际储运基地，推动宁波与舟山群岛新区共同打造大宗能源商品交易平台，完善交割、周转、加注、配送等功能，重点推进石油、煤炭、LNG等能源大宗商品交易平台、国际煤炭进口配送中心、国际LNG加注中心建设，争取推出国际石油现货市场定价舟山指数，打造成为我国东南沿海的成品油出口基地;发展LNG线上和线下交易、现货和期货交易，在形成较高交易量的基础上探索建立浙江LNG指数。

(二)大力推进能源消费革命。

加快树立科学的能源消费观，实施能源及煤炭消费总量控制，着力提升能源利用效率，推进生产生活用能清洁低碳化，加快构建节能型生产消费体系，促进经济发展方式和生活消费模式转变。

1.有效控制能源消费总量。

推行“一挂双控”措施，将能源消费与经济增长挂钩，对高耗能和产能过剩行业实行能源消费总量控制强约束，其他行业按先进能效标准实行强约束。“十三五”时期能源消费增长率控制在2.3%以内，严控煤炭消费总量，全面实施煤炭减量替代。

2.加快推进终端用能清洁化。

——提高电力消费比重。加快推进城乡用能电气化，加强农村电网建设，提升农村供电质量。积极推进电能替代，加快电动汽车、轨道交通、船舶岸电发展，推行以电代煤、以电代油，提高社会电气化水平，电力在终端能源消费中的比重(当量值)从“十二五”末的31%提高到2020年的33%。

——扩大天然气利用。优先发展和保障民生用气，提高居民管道天然气覆盖率和天然气居民用户普及率。推进天然气管网未覆盖地区LNG直供，促进天然气入户扩面。力争到2020年，城市居民天然气覆盖面达到70%以上。加快推进车船油改气，大力引导用煤企业实施煤改气。

——发展绿色交通。结合绿色交通示范省建设，打造杭州、宁波、湖州、嘉兴、绍兴、舟山等绿色交通示范城市。大力发展新能源汽车，全省每年新增及更新的城市公交车中节能环保车辆达50%以上，加快充电(加气)基础设施建设，至2020年建成充电(加气)站1000余座、充电桩21万个以上，基本形成适应重点城市和城际运行需要的充气、充换电配套设施及安全服务体系。

——加快推进高污染燃料治理。坚持源头治理、全面禁止，突出重点、分步推进的原则，全面推进城市建成区高污染燃料禁燃区建设和非禁燃区分散燃煤锅(窑)炉淘汰、改造工作，大幅削减散煤利用，基本杜绝燃煤无处理排放现象。到2017年，全省县以上建成区除发电、集中供热和特殊工艺需要外，禁止燃用高污染燃料，全面淘汰“五炉”，建成高污染燃料禁燃区。通过集中供热、清洁能源改造等方式妥善解决生产、生活用热。非禁燃区基本淘汰10蒸吨/小时以下燃煤锅(窑)炉。严格控制禁燃区使用高污染燃料，不再审批城市禁燃区及周边新建、改建、扩建等高污染燃料项目，全部取消原(散)煤销售点。

——推进油品升级。做好油源组织、油品置换等工作，全面完成省内炼油企业升级改造，2016年起全省提前供应国五标准汽柴油，制定高于国五标准的浙六油品标准，并试点推广。按照国家统一部署，争取在“十三五”中后期先于全国全面实施国六标准车用汽柴油。开展生物柴油应用试点，形成多元化清洁油品供应体系。加强车船尾气排放与净化设施改造监管，确保油机协同升级。

3.着力推进能效提升。

——提升工业能效。调整优化产业结构，加快淘汰落后产能。积极运用高新技术和先进适用技术改造提升传统产业，继续实施锅炉窑炉改造、电机系统节能、能量系统优化等节能工程，进一步提高重点耗能行业能效。严格按照国内先进能效标准建设新增产能项目。加快推广余热余压利用成熟技术，到2020年余热余压机组装机容量达到100万千瓦，工业领域余热余压利用达到较高水平。实施严格的能效管理制度，加强对重点用能单位和耗能项目的监督管理，完善高耗能项目差别电价(气价)、阶梯电价(气价)政策。

——发展集中供热。大力推进集中供热，重点在产业集聚区、工业园区发展热电联产，在条件具备地区鼓励发展热电冷三联供，同步配套建设高效、快捷的热力管网。到2020年，确保全省热负荷100蒸吨/小时以上的工业园区全面实现集中供热。

——大力推进建筑节能。积极推广太阳能光热光电技术建筑一体化应用，扩大太阳能等可再生能源建筑应用，推进建筑屋顶分布式光伏建设。因地制宜发展换热型地源水源热泵技术，积极推进沼气、太阳能光热发电在农业农村建筑中的开发利用，推广高能效建筑用能设备。积极推进既有建筑节能改造，加快建筑能耗监测和节能运行监管体系建设。到2020年，城镇新建民用建筑实现一星级绿色建筑全覆盖，二星级以上绿色建筑比例达到10%以上;可再生能源在建筑领域消费比重达到10%以上;完成太阳能等可再生能源建筑应用面积6000万平方米，累计完成既有公共建筑节能改造1000万平方米。

——强化能源需求侧管理。积极开展电力需求侧综合管理，提升电能管理水平，到2020年，有效降低100万千瓦电力负荷。健全省级电能管理服务公共平台，逐步完善电能在线监测、有序用电及需求响应、能效项目管理与统计、经济运行态势预警分析等功能，力争2020年末平台接入用户达1万家。积极开展天然气需求侧管理，推广合同能源管理，提升以管理促节能的水平。

(三)构建现代能源供应体系。

立足浙江实际，落实国家和我省加快供给侧结构性改革要求，加强能源领域去产能、调结构、补短板，加快发展绿色低碳能源，稳步推进光伏、核电、海上风电、抽水蓄能、LNG、石油储备等项目建设，确保我省能源供应更加安全、清洁。

1.电源方面。

——大力发展光伏发电、海上风电。全面实施百万家庭屋顶光伏工程，鼓励支持企业以屋顶租赁、合作共建等多种方式，大力发展家庭屋顶光伏;按照“市场化运作+财政资金补贴”方式，助推屋顶光伏扶贫;大力发展工业厂房、公共建筑屋顶光伏，建成一批分布式光伏发电应用示范区;支持各地因地制宜发展“农光互补”“渔光互补”的光伏电站。积极推进光伏发电并网运行智能化、快捷化、便利化，为加快光伏发展创造良好条件。到2020年，力争建成100万户、300万千瓦家庭屋顶光伏，光伏发电装机争取达到800万千瓦左右。提高风电项目开发质量，积极发展海上风电，推动建成一批示范性海上风电项目，加快实施已纳入全国海上风电开发方案的项目，到2020年，风电规模争取达到300万千瓦以上。

专栏1光伏发电和海上风电开发重点

光伏发电类：“十三五”时期建成600万千瓦分布式发电和光伏电站，家庭屋顶光伏达到100万户;开展200万千瓦项目前期工作。

海上风电类：“十三五”时期重点建设舟山普陀6号二区，嘉兴1号、2号，象山1号，玉环1号，岱山2号、4号等海上风电项目;开展200万千瓦预备项目前期工作。

——安全发展核电。按照国家建设沿海核电基地的总体部署，采用国际最高安全标准、最先进的核电技术建设核电站，并为全国提供先进核电技术示范。加快建成三门核电一期，开工建设三门核电二期、三期，浙江三澳核电，基本完成象山核电前期工作，开展海岛核电研究工作，加强核电厂址保护。到2020年，全省核电装机容量达到900万千瓦左右，在建500万千瓦以上。

专栏2核电建设重点

建成投产类：三门核电一期(2×125万千瓦)。

开工建设类(共750万千瓦)：三门核电二期、三期，浙江三澳核电。

开展前期类：象山核电。

——合理开发水能。有序发展抽水蓄能电站，按照国家规划，加快推进抽水蓄能电站前期和建设，认真做好备选站点的厂址保护工作，建成仙居抽水蓄能电站，加快长龙山等抽水蓄能电站建设，到2020年，新增装机容量185万千瓦，总装机容量近500万千瓦。加大海水抽水蓄能关键技术研发力度，开拓海岛多能互补的能源利用模式。优化发展水电，适度开发瓯江流域的大溪和小溪干流、浙闽交界的交溪流域剩余水电资源，科学论证、有序实施农村水电增效扩容改造，到2020年，全省水电装机容量达到700万千瓦。

专栏3抽水蓄能电站建设重点

建成投产类：仙居抽水蓄能电站(150万千瓦)。

开工建设类(共530万千瓦)：安吉长龙山抽水蓄能电站、宁海抽水蓄能电站、缙云抽水蓄能电站。

开展前期类(共900万千瓦)：磐安抽水蓄能电站、衢江抽水蓄能电站、泰顺抽水蓄能电站、天台抽水蓄能电站、建德抽水蓄能电站、桐庐抽水蓄能电站。

——积极推进多能并举。根据我省可再生能源品种丰富的实际，多途径探索开发海洋能、潮汐能、生物质能等各种可再生能源。依托自主研发的技术和实践经验，启动实施三门健跳港、宁海岳井洋、温州瓯飞潮汐发电示范项目。重点支持海岛独立电力系统示范应用，加大潮流能、波浪能示范工程建设。提升发展生物质能，优化利用方式，因地制宜发展沼气燃用和发电、生物质直燃发电、生物质固体成型燃料、生物质液体燃料、生物基醇燃料、生活垃圾焚烧发电等技术，综合治理和能源化利用各种有机废弃物。到2020年，生物质(垃圾)发电装机容量达到110万千瓦，沼气利用量达3亿立方米。

——全面推进煤电清洁高效发展。不再新上煤电项目。全面完成全省在役30万千瓦以上公用燃煤发电机组、10万千瓦以上自备燃煤发电机组，以及热电联产机组超低排放改造和节能升级改造，实现生产运行及烟气污染物排放情况全流程集中监控和远程实时在线监测，全省实现煤电装机清洁化。调整煤电内部结构，推进煤电产能置换，关停30万千瓦以下燃煤机组。探索开展火电灵活性改造，提升电力系统调节能力。探索在北仑电厂等大型燃煤电厂开展碳捕捉与封存技术(CCS)应用，降低煤电碳排放。

——适度引进外来电。综合考虑我省电力需求和省内电源发电能力，适度引进外来电。到2020年，外购电量比例控制在30%左右。深入研究大规模特高压交直流输电对浙江电网安全性、稳定性、经济性的影响，建立科学高效的调度管理机制，探索建立省外来电电量、电价协商机制和辅助服务承担机制。

2.电网方面。

——构建网架坚强、分区清晰、过渡顺畅主干电网。构建交直流互备、水火电互济、东西互供、南北贯通、网架优化的500千伏主干网，完善以目标网架为导向、分区清晰、过渡顺畅的220千伏主网。针对新开发区域供电需求和新建电源点送出需求，优先扩建现有500千伏、220千伏变电站，合理选址布局新建变电站和配套电网，实施变电站整体改造和设备更换，进一步强化北部、西部、中部、南部4片区域电网。建成宁东至浙江特高压直流工程，形成“两直两交”的特高压网架。到2020年，全省220千伏以上变电容量(换流容量)达到33000万千伏安左右、线路长度35000公里左右。

——构建城乡统筹、安全可靠、技术先进、经济高效的现代配电网。结合区域经济发展需求，统筹配电网的规划建设，将城乡配电网与城市控制性详细规划相衔接，实现配电网与城乡其他基础设施同步规划、同步建设。加强配电网建设改造，满足电气化新时期的城乡用电需求，增强新能源就地消纳及电动汽车等多元化负荷接入能力，实现分布式电源灵活接入和退出，切实服务供电“最后一公里”。

——构建设备智能、多能协同、开放包容的智能电网。充分利用互联网手段，以市场为导向，以企业为主体，切实挖掘互联网与能源系统、能源市场深度融合带来的经济、环境和社会效益，开展不同类型、不同规模的智能电网试点示范。积极推广智能电网成熟技术，深化智能电网关键技术研究，统筹微网内新能源发电、微能源收集汇聚分享以及微网内的储能或发电消纳，突破能源局域网关键技术和运行模式，推动智能电网新技术、新模式和新业态兴起。重点在工业园区、沿海离岛等开展能源局域网(微电网)建设试点，适应分布式电源、可再生能源、新能源汽车、储能等多元化负荷接入需求。

专栏4电网基础设施建设重点

特高压项目：建成宁东至浙江特高压直流、特高压浙北站扩建项目。

500千伏、220千伏项目：新建线路7930公里、主变容量9090万千伏安。

配电网建设改造工程：农网和城镇配电网改扩建、能源互联网示范。

微电网示范项目：建设象山檀头山岛等微电网示范项目。

电网智能化提升项目：实施电网智能化改造。

3.天然气方面。

按照多元保障原则，强化多气源供气格局。实施千万LNG接收储运工程，加大沿海进口LNG接收站建设力度，建成舟山LNG、宁波LNG二期、温州LNG接收站以及省级管网调峰LNG接收站项目，研究建设台州、嘉兴等LNG接收站项目，力争使我省LNG接收能力达到1000万吨左右。建设国际航运船舶LNG加注中心，谋划一批二级LNG中转储运项目，加快推进LNG运输设备配套建设。全面实施天然气县县通工程，建成甬台温、金丽温、省级西北干线天然气等输气管道，基本建成全省主环网并与周边省份互通，县域天然气管网通达率达到95%以上。建设全省市县级应急储气设施，初步建成上游、省、地方三级应急储气体系，天然气应急储备能力达到3天以上。加快压缩天然气(CNG)母站和车船加气站建设。

专栏5天然气基础设施建设重点

LNG接收站(规模1000万吨/年左右)：建成舟山LNG接收站、宁波LNG接收站(二期)、温州LNG接收站、浙能天然气调峰应急设施、上海LNG一期工程储罐扩建项目以及嘉兴、温州、台州、象山LNG储运调峰设施，研究建设台州、嘉兴等LNG接收站项目。

区域互联互通管道及省级输气管道：新浙粤新疆煤制气外输管道工程浙江段、东海油气登陆项目、甬台温输气管道及配套设施、金丽温输气管道及配套设施、浙沪天然气联络线工程及配套设施、浙苏川气联络线、省级西北干线天然气管道工程及配套设施、舟山宁波陆上天然气管道及配套设施项目、省级输气管网联络线、支线县县通工程。

应急储气设施：地理信息系统(GIS)油气管网实时监控调度系统、LNG应急调峰储运设施。

天然气加气站：新建天然气母站和车船加气站250座。

4.石油方面。

抓住国际低油价时机，加快实施千万石油储备工程。建设舟山国家石油储备基地扩建工程、宁波算山油品储运销售基地等项目，新增石油储备库容1000万立方米以上，成为具有国际影响的石油储备基地。扩大省内炼化产能，推进舟山绿色石化基地项目，适时研究推进镇海炼化扩建炼化一体化项目、大榭石化产品升级改扩建工程。进一步发挥宁波舟山港优势，有序建设一批油品码头和陆域配套储存中转库区，同时充分发挥现有石油仓储设施作用，提高中转率。利用沿海港口和滩涂资源探索海滩储油基地项目。加强成品油管网建设，“十三五”期间建成甬台温、龙游—常山、诸暨—桐庐、绍杭成品油管道，新增成品油管道600公里以上，基本实现输油管道市市通。进一步整合优化清洁油品终端销售网络，不断促进清洁油品消费。

专栏6石油储运设施建设重点

石油储备：建成舟山国家石油储备基地扩建工程、舟山国家石油储备基地三期、国家成品油储备基地、万向石油储运二期工程、光汇石油储运工程、舟山港外钓油品应急储运项目、浙江中奥能源油品储运扩建工程项目、宁波算山油品储运销售基地项目、东华能源丙烷地下洞库项目、黄泽山石化中转基地项目，开工建设大榭穿鼻岛能源储运贸易开发利用项目、舟山恒力石化地下油库项目、浙江金万达册子油库项目、中奥能源集团有限公司虾峙地下油库项目。

成品油输配管道：建成甬台温输油管道及储运设施、龙游—常山成品油管道及储运设施、诸暨—桐庐成品油管道及配套油库工程、绍杭成品油管道及配套油库工程、浙江市域石油管道连接线，开工建设北仑—镇海沿海油气化工综合管廊项目。