强化电力安全保供实施方案.docx

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1、强化电力安全保供实施方案5.技术和装备产业较快发展。“十三五”期间，燃煤机组污染物超低排放关键技术获得国家技术发明奖一等奖；建成全球首台应用AP1.OOO三代核电技术的核电站。跨海输变电联网技术取得重大突破，舟山500千伏联网输变电工程海底电缆设计、研发、制造达到世界领先水平。形成完整的光伏装备制造产业链，技术和产量均全国领先。多个地区形成一定规模的氢能产业集群。潮流能发电利用取得突破。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

2、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100O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。3 .合理有序开发

3、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(20212035年)。到2025年，抽水蓄能电站装机达到798万千瓦以上o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。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3

4、0万千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%o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1.NG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。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，建成投产白鹤滩一XX800千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

5、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。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

6、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、面临形势1.面临能源安全保供的新挑战。立足我省能源资源禀赋，着眼长远，发展核电和可再生能源是关键，扩大天然气利用是过渡选择。由于风电、光伏项目落地难

7、，核电建设周期长且存在邻避效应，新型电力系统尚未建立等原因，特别是加上俄乌危机冲击，“十四五”期间,可再生能源和核电难以成为能源供应的主力，气电因气源保障、电网安全和成本疏导等因素大规模增发受限，区域和时段性供应紧张的矛盾将延续并加重。2,面临能源约束趋紧的新挑战。国家能耗“双控”、控煤政策趋紧，而能源消费刚性增长。“十四五”时期，在国家不断完善能耗“双控”政策前提下，我省煤炭消费基数低、结构好、散煤少，主要集中在发电供热和建材等产业，进一步落实国家控煤政策空间不大，势必对产业发展和电力安全产生巨大挑战。3 .面临用能成本上升的新挑战。受国家可再生能源财政补贴政策调整影响，海上风电需要地方财政

8、政策支持。支撑新能源电力接入的电力系统，需要建设更加坚强、智能的电力配套设施，也将助推输配电、用电成本的增加。能源成本高企的趋势和降低企业用能成本等宏观政策导向，与社会对终端用能价格只降不增的期望有较大差距。4 .面临构建新发展格局带来的新机遇。全球能源格局正在深度调整，生产供应重心西移、多中心化，需求重心东倾。为应对新形势，国家正在积极构建以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局，支持我省依托中国（XX）自由贸易试验区（以下简称自贸试验区）更好利用两个市场、两种资源，做好煤炭、石油、天然气等能源进口、储运和交易，在全球范围配置能源资源。5 .面临数字化改革带来的新机遇。“十四五

9、”时期，我省以数字化改革撬动全面深化改革，引领能源领域深层次系统性重塑，提高运行协同水平，破解能源要素流动不畅、资源配置效率不高等瓶颈，用数字化轻资产破解能源重资产传输时空损耗难题，实现更科学精准的能源安全保供。6 .面临能源技术产业创新带来的新机遇。电化学储能、氢能、第四代核电等技术不断突破，带来能源新产业新业态新模式蓬勃发展。我省要加大关键技术、关键领域的研发和推广应用，加快推进能源系统发展与数字化融合裂变，构建新能源技术创新体系和产业链发展体系，为全省能源发展提供新动力。三、保障措施（一）加强组织领导。充分发挥省煤电油气运工作领导小组、省节能减排与应对气候变化工作联席会议作用，统筹协调、

10、指导推进规划实施工作。省发展改革委（省能源局）要充分发挥牵头作用，分解落实工作和任务，制定专项规划实施计划；各相关部门要切实履行职责，强化协同联动，制定和完善相关配套政策措施。各市县要切实发挥主体作用，建立工作协调推进机制，推动各项指标和任务落实。同时，积极争取国家政策支持，建立上下联动和信息共享机制。（二）加强规划引领。健全以XX省能源发展“十四五”规划为统领，电力、煤炭石油天然气、可再生能源、节能降耗和能源要素配置等专项规划为支撑的能源规划体系。各设区市要根据省级能源规划制定地方能源规划和有关专项规划。建立能源规划与项目一体化管理机制，以能源规划为依据进行能源项目核准和备案。建立健全能源项

11、目推进机制，强化土地、海域、资金等要素保障。（三）强化监督管理。完善长期监测、滚动调整和动态评估机制，对规划落实情况进行监测分析和中期评估，按程序适时进行中期调整，开展总结评估。创新监管方式，提高监管效能，建立高效透明的能源规划实施监管体系。重点监管规划发展目标、重点任务和重大工程落实情况，及时协调解决突出问题，实施闭环管理，确保规划落实到位。发挥舆论监督作用，完善公众参与机制，引导公众参与规划贯彻落实的全过程，提高规划推进、独立监督、科学管理、民主决策的水平。（四）加强宣传引导。充分利用全国节能宣传周、全国低碳日等,开展形式多样的宣传教育，推广光伏、天然气等清洁能源入户，倡导节约低碳的消费方

12、式和生活习惯。加强舆论引导，回应社会关切，针对重大项目邻避效应等开展系列科普宣贯，共同把能源高质量发展推向深入。四、着力扩大开放，努力实现能源合作共赢（一）积极推进长三角能源合作。统筹考虑量价，共同争取增加外来电，探索建立一致行动的工作联络机制。巩固与安徽的煤电一体化合作。与上海建立相互支持、合作共赢的海上风电开发机制。巩固与上海的油气交易、供应保障合作。完善区域油气设施布局，共同推进浙沪1.NG扩建项目建设。优化甬沪宁原油供应通道，谋划黄泽作业区储运基地至上海漕泾原油通道，推进成品油管道与周边省（市）互联互通。（二）加强与能源资源富集省（区）合作。落实国家东西部协作、对口支援、对口合作战略，

13、以消纳可再生能源为重点，深化与四川、新疆、宁夏等省（区）合作，提高吉泉、灵绍等特高压通道非水可再生电力比例，探索白鹤滩、溪洛渡水电与风光电组合送浙。积极争取福建核电入浙。加快推进外电入浙800千伏特高压直流输电工程。开展与青海、甘肃、陕西、吉林等能源资源富集省份的合作。鼓励省内能源企业到输电通道送出端省（区）及其他资源富集地开发可再生能源。（三）深化与央企合作。继续加强与中央大型能源企业的战略合作，争取更多的国家能源战略资源、项目、平台等在浙落地。扩大与大型油气央企在石油战略储备、多气源多气量送浙、油气长输管道等方面合作，大幅提升现有管道气供应能力。巩固与大型电力央企在长输特高压直流入浙、核电

14、、海上风电等方面合作，提高我省清洁能源比重。深化与大型央企在能源装备、能源技术、能源创新发展平台等方面合作，提升我省能源科技创新水平。（四）扩大国际能源合作。1.高水平“引进来”。大力推进绿色能源合作，积极引进利用全球创新资源和先进技术。加强可再生能源、核电技术、装备与工程服务国际合作，促进重点技术消化、吸收再创新。加强与能源资源富集国合作，积极引进煤炭、石油、天然气等能源，引进一批国际知名专业贸易商，做大做强能源进口、转口和国际贸易，形成定点、定量的稳定供应模式，保障能源安全协同发展。办好世界油商大会。2 .高质量“走出去”。鼓励省内企业参与国际能源加工生产、能源装备制造、能源服务等“一带一

15、路”能源合作，支持开展海上风电、光伏等项目开发。鼓励省内企业积极争取境外资源，跨国并购铀矿、天然气等能源矿产资源，构建能源资源海外仓。强化国际能源技术交流，积极参与亚太经济合作组织等能源国际合作研究、技术转让等活动。深化与欧洲国家等能源合作，健全国际能源技术研发合作机制。五、着力深化改革，逐步增强能源治理效能（一）加快电力体制改革。1.加快完善电力市场。建立健全以电力“中长期+现货交易”为主体的省级电力市场体系。发挥电力中长期市场“压舱石”作用，进一步完善市场规则，培育市场主体，扩大市场规模。开展省内风光电、外来电和用户参与现货市场试运行，实现现货市场持续运行。支持虚拟电厂、储能方参与市场交易

16、，充分发挥其调峰、调频等辅助服务作用。通过市场机制、利用价格手段实施电力需求侧管理，引导用户主动错避峰。实现电力交易中心独立规范运行。2.持续深化电价改革。完善电网及增量配电网价格形成机制，逐步理顺输配电价结构。落实燃煤发电上网电价市场化改革，持续深化气电、水电、核电等上网电价市场化改革，完善海上风电价格形成机制，建立新型储能、分布式天然气价格机制。平稳推进销售电价改革,取消工商业目录销售电价，完善居民阶梯电价制度。强化差别电价、阶梯电价政策，确保价格政策与产业、环保政策协同发力。研究完善应急备用和调峰电源市场化运作机制，保障合理收益。3 .创新和完善辅助服务市场化机制。建立辅助服务共享分担新机制，丰富辅助服务交易品种。完善电力和天然气调峰、储能等系统调节服务电价形成机制与成本疏导机制。鼓励抽水蓄能电站参与辅助服务市场或建立辅助服务补偿机制。（二）深化油气体制改革。1.积极探索石油储备改革。积极争取国家支持开展自贸试验区油品储备改