强化电力安全保供.docx

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1、强化电力安全保供“十三五”期间，电力体制改革稳步推进，率先启动电力现货市场交易，开展现货市场试运行，开放售电市场交易，稳步推进增量配电网改革试点。推进省级天然气体制改革，以上下游直接交易暨管网代输改革为突破口，加快推进管销分离、管网设施公平开放。能源资源市场化改革全国领先，率先开展用能权有偿使用和交易试点。全面推行区域能评改革。积极推进石油领域改革，首创保税燃料油跨港区供应模式，与上海期货交易所合作探索“期现结合”模式，积极探索综合供能服务站建设运营体制。一、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

2、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LNG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，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

3、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、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、

4、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

5、技术研发合作机制。二、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，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

6、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革创新试点

7、。探索政府储备动用轮换机制改革和民营企业代储试点。开展山体地下洞库石油储备建设试点。推动向有条件的企业放宽原油进口、成品油出口资质和配额限制，促进石油贸易、储备、加工全产业发展。2 .深化天然气体制改革。国家管网与省网实现合并重组后，推动建立上下游直接交易、管网独立、管输和销售分离的运营模式。推进长输管线、LNG接收站及储运设施等向市场主体公平开放。建立上游供应商与城市燃气企业及重点用气单位多元化交易体系，推进天然气发电企业通过招标等方式联合采购气源，应急状态下按照程序统一调度管网内资源和储备资源。全面落实各方保供责任。3 .稳步推进天然气价格市场化改革。加大天然气销售价格监审力度，促进城市燃

8、气企业扁平化、规模化改革，推进形成市场化价格机制。建立统一透明的天然气交易信息平台，以数字化方式匹配供需两端。（三）促进能源资源市场化配置水平。1.优化能源资源配置。深化用能权改革，建立基于能效技术标准的用能权有偿使用和交易体系，完善用能权确权、定价、结算管理等相关配套政策，提升能源集约利用水平，保障重大产业用能需求。积极探索开展跨区域用能权交易。2促进能源市场主体活力。鼓励社会资本投资各类电源、储能及增量配电网项目，培育壮大综合能源服务、负荷集成、抽蓄、储能等新兴市场主体。发挥各类市场主体作用，促进调峰市场平稳有序运行。有序推进用能权存量交易，推进用能权交易提质扩面，加快落后和过剩产能退出。

9、强化智慧能源监测平台建设，建立跨行业、跨部门数据共用共享机制。（四）创新可再生能源发展机制。1.加强政策协同。加快建立绿色电力交易机制，积极开展绿色电力积分试点。将风电、光伏发展和消纳情况列入设区市“十四五”能耗“双控”考核，新增风电、光伏等可再生能源消费量抵扣地方能源消费总量，提高地方发展风电光伏的积极性。分解落实可再生能源电力消纳责任权重，制定陆地、海域使用权政策，保障“风光倍增”工程落地见效。2.完善可再生能源参与市场交易条件。促进海上风电、户用光伏实现平价上网。积极推动海上风电可持续发展，加快出台地方财政支持政策，通过竞争性方式配置新增项目。参照抽水蓄能电价政策，探索电化学储能价格疏导

10、机制。（五）加强能源治理制度建设。1.健全法规标准。完善能源标准规范，推动修订XX省实施中华人民共和国节约能源法办法XX省可再生能源开发利用促进条例，探索电力、用能权立法。积极开展氢能利用、储能、能效、电力需求侧管理等领域地方标准、行业标准制定工作。研究制定电、气、热等多种能源消费信息的集中自动采集和跨行业数据共享标准体系。2.深化能源市场监管。深入推进自然垄断业务监管体制改革，加大电力调度、市场交易、价格成本、油气管网设施公平开放等监管力度。加强市县能源管理力量建设，构建省市县联动的能源监督管理体系。加强节能领域信用建设，推进节能领域信用信息共享，实施跨部门联合惩戒和激励。三、强化电力安全保

11、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202

12、5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。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

13、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%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。5,多渠道拓展区外清洁电力入浙。积

14、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

15、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

16、侧调峰能力达到全社会最高负荷的5%。四、主要成绩1.能源保障能力持续增强。2020年，全省能源消费总量2.47亿吨标准煤，其中煤炭消费1.31亿吨、石油及制品消费3900万吨、天然气消费143亿立方米、全社会用电量4830亿千瓦时。“十三五”期间,全省境内电力装机容量增长23.5虬基本形成东西互供、南北互通的电网主网架。液化天然气（LNG）接收能力增长200%,累计建成天然气管道增长98.6%,形成“八气源、网络化、县县通”的发展格局；全省原油一次生产加工能力增长64.5%,石油储备设施规模增长90%,成品油总库容增长101%,成品油长输管道总长增长53.1%,成品油主线“两纵两横”网络基本成型。2清洁化水平明显提升。“十三五”期间，全省煤炭消费占比从52.4%降至40.1乐天然气消费占比从4.9%提高至7.4%,非化石能源消费占比从16%提高至18.3虬清洁能源发电装机5280万千瓦、占比52.1%,提高11.8