浙江省能源发展“十三五”规划：不再新上煤电项目开展火电灵活性改造(全文)-第4页-北极星火力发电网

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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。

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