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(三)推动能源关联产业发展。
1.推动能源装备产业发展。全力支持风电、光伏、储能、氢能等能源装备产业可持续发展,鼓励企业从单纯设备制造商向综合服务商转型。发挥我省光伏产业链齐全优势,补齐风电产业链短板。推动安全高效、绿色环保的新型电化学储能产业发展,构建退役动力电池回收及储能再利用产业链。强化氢能产业链上游制氢优势,培育可再生能源制氢产业,延伸发展氢能储运及加注产业。
2.推动能源生产性服务业发展。拓展光伏、风电等设备监理、维护、修理、运行、升级改造等全生命周期服务,支持发展主体多元化、领域多样化、服务专业化的综合能源服务产业。制定节能新技术新产品新装备推广目录,推动节能产业升级。深入推进合同能源管理、自愿承诺、低碳产品认证等节能机制,鼓励大型装备制造企业和重点用能企业提供节能服务。推进能源国际贸易,拓展能源进出口代理、贸易金融、运输保险等。
(四)推动能源创新发展。
1.实施一批工程项目。打造一批“风光水储”一体化基地。支持舟山建设清洁能源绿色转换枢纽,鼓励自贸试验区内基础较好的片区建设近零碳/零碳排放工程。围绕核电基地建设近零碳未来城(园)。探索建设一批兼具天然气、储能、氢能、快速充换电等功能的综合站点。
2.加快推进科技创新。研发电、热、冷、储、氢等多能流运行的区域能源管理系统,推动大规模高效储能、氢能燃料电池、二氧化碳捕集利用与封存等重大科技项目,开展智慧综合能源服务。探索近海及深远海“海上风电应用基地+海洋能+陆上产业基地”发展新模式。
七、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。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。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《浙江省实施〈中华人民共和国节约能源法〉办法》《浙江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。
八、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、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,健全国际能源技术研发合作机制。
九、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、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《浙江省能源发展“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。
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近日,国家能源局湖南监管办公室发布了进一步做好湖南“十四五”能源规划重点项目建设进度信息报送工作的通知。通知要求,各能源企业要充分认识落实能源监管统计制度、依法依规报送能源规划重点项目进度信息,是服务能源保供、助力能源绿色低碳转型的重要方式。各有关单位要在省级公司层面明确信息报送
日前,四川省“十四五”可再生能源规划首批牧光互补项目--盐源4#地块牧光互补光伏电站项目并网发电。中国电建成都院负责项目设计、采购工作。项目位于四川省凉山彝族自治州盐源县,场址最高海拔3320米,占地约6500亩,装机容量31万千瓦,通过布太线、太灵线两条220千伏输电线路接入国网500千伏百灵变电
1月15日,国家能源局湖南能源监管办行业监管处公布湖南“十四五”能源规划重点项目进度监测情况。截至2023年12月,纳入监测机制的能源建设项目计划投资共2406.2亿元。其中“十四五”期间计划投资总额为1923.5亿元,完成1081.2亿元,完成率56.21%。纳入监测机制的电源建设项目共16个,总投资为1221.8亿
为及时全面准确掌握“十四五”能源规划实施总体情况,促进湖南能源规划项目建设,湖南能源监管办建立湖南“十四五”能源规划重点项目建设进度监测机制。截至2023年12月,纳入监测机制的能源建设项目计划投资共2406.2亿元。其中“十四五”期间计划投资总额为1923.5亿元,完成1081.2亿元,完成率56.21%。
2023年2月,根据《关于建立湖南“十四五”能源规划重点项目建设进度监测机制的通知》(湘监能行业﹝2022﹞71号),各主体单位按要求报送了项目建设进度监测报表信息。经汇总分析,形成了重点项目建设进度监测信息月度简报。现将监测信息简要通报如下(截至2023年2月28日)。一、总体情况纳入监测机制的
国家能源局湖南监管办公室发布湖南“十四五”能源规划重点项目建设进度信息简报(2023年1月)。项目进度详情如下:一、总体情况纳入监测机制的能源建设项目计划投资共2199.92亿元。其中“十四五”期间投资总额为1893.49亿元,累计完成投资703.18亿元,完成率37.14%二、电源项目纳入监测机制的电源建设
2022年12月,各主体单位按照《关于建立湖南“十四五”能源规划重点项目建设进度监测机制的通知》(湘监能行业﹝2022﹞71号)要求报送了项目建设进度监测报表信息,经汇总分析,形成了重点项目建设进度监测信息月度简报。现将监测信息简要通报如下。一、总体情况截至2022年12月底(下同),纳入监测机制
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北极星电力网获悉,宁夏发改委日前发布《宁夏回族自治区可再生能源发展“十四五”规划》,宁发改能源(发展)〔2022〕883号。《规划》指出,到2025年,可再生能源装机规模超过5000万千瓦,力争达到5500万千瓦。可再生能源发电装机和发电量占比分别提高到55%和30%以上。加快推进垃圾发电在地级市全覆盖
北极星电力网获悉,吉林省能源局日前发布关于印发《吉林省煤炭消费总量控制“十四五”规划》的通知,其中提到,合理控制煤电规模,严禁新建、扩建大型常规煤电机组,有序推进老旧燃煤机组等容量替代,加快现役机组节能降碳改造、灵活性改造和供热改造“三改联动”;以供热需求为基础在中小城市适度推进
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