《浙江省能源发展“十四五”规划》：海上风电力争达到500万千瓦 打造3个以上百万千瓦级海上风电基地

北极星电力网获悉，5月19日，浙江省人民政府办公厅关于印发浙江省能源发展“十四五”规划的通知，通知指出，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。

到2025年，煤电装机达到5370万千瓦，装机占比低于40%。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。

专栏3 火电建设重点

建成投产类：乐清电厂三期（200万千瓦）、六横电厂二期（200万千瓦）、舟山电厂三期（132万千瓦）和沿海优选场址（100万千瓦）等项目，新增煤电装机632万千瓦。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，建设天然气分布式能源项目，新增装机700万千瓦以上。

开展前期类：储备一批应急备用、调峰火电机组。

抽水蓄能电站建设重点

建成投产类：长龙山（210万千瓦、全部投产）、宁海（140万千瓦、投产70万千瓦、缙云（180万千瓦、投产60万千瓦）抽水蓄能电站项目，新增装机340万千瓦。

开工建设类：桐庐、建德、泰顺、磐安、衢江、天台等抽水蓄能电站项目。

详情如下：

各市、县（市、区）人民政府，省政府直属各单位：

《浙江省能源发展“十四五”规划》已经省政府同意，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

2022年5月7日

（此件公开发布）

浙江省能源发展“十四五”规划

为更好推动“十四五”时期能源高质量发展和高水平安全保供，根据国家《“十四五”现代能源体系规划》《浙江省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》，编制本规划。规划期限为2021—2025年。

一、发展基础与形势

（一）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%，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%，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%。清洁能源发电装机5280万千瓦、占比52.1%，提高11.8个百分点，其中光伏装机1517万千瓦、是2015年的6.9倍。全省电能占终端能源消费比重达36.1%，高于全国平均水平9.1个百分点。全省大型燃煤机组和地方燃煤热电机组超低排放改造全部完成，燃煤锅（窑）炉淘汰改造超额完成。全省城镇绿色建筑面积占新建建筑面积比例达96%，清洁能源化公交车、出租车使用比例达80%。

3.能源利用效率稳步提高。2020年，单位GDP能耗为0.41吨标准煤/万元（按2015年价格，下同），完成国家考核任务。单位GDP电耗为808千瓦时/万元，较2015年下降6.7%。电网综合线损率为3.71%，低于全国平均水平1.91个百分点。全省重点监测的36项主要耗能产品中，炼油、火电（热电）、钢铁、水泥、玻璃纤维等单位能耗水平国内领先。

4.重大项目建设有序推进。“十三五”期间，建成投产三门核电一期、仙居抽水蓄能电站、舟山普陀6#海上风电、宁东至浙江±800千伏特高压直流输电、甬台温成品油管道、舟山新奥LNG接收站一期、浙江LNG接收站二期等工程。开工建设三澳核电一期，长龙山、宁海、缙云、衢江、磐安抽水蓄能电站和乐清电厂三期等项目。累计完成重大能源项目投资3660亿元。

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AP1000三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。

6.能源改革创新走在前列。“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。

7.能源惠民利民成效显著。“十三五”期间，累计10次降低一般工商业电价，3次降低大工业电价；2020年全省电力用户实际最终到户平均电价为0.6590元/千瓦时，较2015年下降11.8%。通过输配气价改革等措施，合理确定配气价格，累计降低企业用气成本48亿元以上。燃煤机组超低排放改造、淘汰改造燃煤小锅（窑）炉、充电桩建设、百万屋顶光伏、综合供能服务站等能源相关工作连续4年列入省政府十方面民生实事工程。累计完成淘汰改造35蒸吨/小时以下燃煤锅（窑）炉46249台；累计建成集中式充换电站2887座、公用充电桩4万个以上，家庭屋顶光伏185.8万千瓦、安装50万户以上，综合供能服务站704座。

同时也清醒地看到：现有能源设施水平和供应能力还不能充分满足人民群众日益增长的优质能源需求，部分区域、部分时段的电力、天然气等供应保障压力较大；原有能源体制机制障碍还未有效打破，新模式、新业态、新技术推广和应用不快；能源发展与生态环境保护、经济高质量发展的要求还不完全匹配，以能耗“双控”和清洁低碳发展倒逼产业转型的效果不明显。

（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，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（浙江）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”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。

二、总体要求

（一）指导思想。

以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，立足新发展阶段，完整准确全面贯彻新发展理念，构建新发展格局，忠实践行“八八战略”、奋力打造“重要窗口”，紧紧围绕“四个革命、一个合作”能源安全新战略，牢牢把握生态文明建设要求与碳达峰碳中和目标，坚守能源安全保供底线，以数字化改革引领推动能源治理变革，推动能源绿色低碳变革，优化能耗“双控”制度和措施，抢占能源科技制高点，高水平建成国家清洁能源示范省，构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系，为高质量发展建设共同富裕示范区，打造美丽中国先行示范区，争创社会主义现代化先行省提供坚实支撑。

（二）基本原则。

1.坚持保障优先、安全发展。强化底线思维，用好省内省外资源和市场，推动煤炭和新能源优化组合，通过“强非化、扩气电、稳煤电、增外电”做好以电力供应为重点的能源保障，打造稳定安全的现代能源产供储销体系。

2.坚持清洁高效、绿色发展。统筹碳达峰碳中和工作，坚持先立后破，促进能源清洁低碳转型，实现增量需求主要依靠清洁能源，打造中高级能源消费结构，推动全社会能效提升。

3.坚持创新驱动、融合发展。突出创新第一动力，以智慧互联为方向，推进技术、产业和商业模式创新，推动科技同能源经济深度融合。

4.坚持系统集成、协调发展。以数字化改革为牵引，把握能源的整体性、系统性、路径锁定性等特点，处理好安全和减排、整体和局部、短期和中长期的关系，推进能源领域体制改革协同配套，推进全省能源布局优化。

5.坚持惠民利民、共享发展。加快推进清洁能源惠民利民，扩大电力、天然气等清洁能源利用，加快能源基础设施向农村地区覆盖，推进能源基本公共服务均等化。

（三）发展目标。到2025年，现代能源体系建设取得明显进展，能源供应保障安全有力，为全省实现碳达峰奠定坚实基础。全省能源综合生产能力达到4377万吨标准煤左右（均为非化石能源），能源自给率提高到15%左右。全省境内电力装机容量达到1.37亿千瓦左右，天然气消费量达到315亿立方米左右。全省能源储备体系更加优化，煤炭石油天然气储存能力达到1.2亿吨标准煤，能源应急储备能力满足高质量供应需求。电力高峰负荷削峰能力达到最高用电负荷12430万千瓦的5%以上。

1.能源绿色转型成效显著。全省非化石能源（含省外调入部分）占一次能源消费比重达到24.0%。非化石能源装机比重逐步提高到45%左右。可再生能源电力消纳责任权重达到国家要求。煤炭消费量较2020年下降5%。减少二氧化碳排放4000万吨以上，二氧化硫、氮氧化物、粉尘等主要污染物排放量持续下降，单位能源消费碳排放持续下降。

2.能源利用效率持续提高。单位能源消耗降低达到国家激励目标要求。工业项目能效准入标准由“十三五”时期的0.60吨标准煤/万元调整至0.52吨标准煤/万元。全省6000千瓦以上火电平均发电煤耗控制在280克标准煤/千瓦时以下，电网综合线损率保持先进水平。

3.能源创新能力显著增强。重点突破新能源等领域关键核心技术10项左右，新增能源科技创新平台2个以上，新能源装备产业不断壮大。能源基础设施智能化改造基本完成，能源领域数字化改革成效显著。

4.能源普惠水平不断提升。电气化水平持续提升，电能占终端用能比重达到40%左右。人均装机2.0千瓦左右，居民人均生活用电1300千瓦时以上。城乡居民天然气气化率达到40%以上，基本实现城乡用能服务均等化。

浙江省“十四五”能源发展主要指标

注：〔〕内为5年累计数，*表示全口径的能源消费总量及年均增速，（）为扣除新增重大项目及原料用能口径的能源消费总量及年均增速，**表示考核口径非化石能源消费占比。

展望2035年，全面建成清洁低碳、安全高效的现代能源体系。能源清洁化、利用效率和能源科技、能源装备等达到国际先进水平。非化石能源发电成为主体电源，占能源消费的比重在2030年达到30%的基础上进一步大幅提高，居民人均生活用电达到发达经济体平均水平。能源安全保障能力大幅提升，建成以新能源为主体的新型电力系统，能源消费碳排放系数显著降低，碳排放总量达峰后稳中有降，重大能源技术装备取得新突破，能源治理体系更加完善，助推高质量发展建设共同富裕示范区。

三、着力优化结构，全力保障能源安全供应

（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1000万千瓦。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。

专栏1 ”风光倍增“工程

“十四五”期间，全省新增海上风电、光伏装机翻一番，增量确保达到1700万千瓦争达到2000万千瓦。

光伏发电：新增光伏装机1245万千瓦以上，力争达到1500万千瓦。在特色小镇、未来社区、工业园区和经济开发区，以及学校、医院、污水处理厂等公共建筑、公共设施继续推进分布式光伏应用，在新建厂房和商业建筑等推进建筑光伏一体化，新增分布式光伏装机容量645万千瓦以上，在30个以上整县推进；利用滩涂和养殖鱼塘等，建设渔光互补光伏电站300万千瓦以上；利用坡地、设施农业用地，建设农（林）光互补光伏电站300万千瓦以上。

海上风电：新增装机455万千瓦以上，力争达到500万千瓦。在宁波、温州、舟山、台州等海域，打造3个以上百万千瓦级海上风电基地。

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（2021—2035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。

专栏2 抽水蓄能电站建设重点

建成投产类：长龙山（210万千瓦、全部投产）、宁海（140万千瓦、投产70万千瓦、缙云（180万千瓦、投产60万千瓦）抽水蓄能电站项目，新增装机340万千瓦。

开工建设类：桐庐、建德、泰顺、磐安、衢江、天台等抽水蓄能电站项目。

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%。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。

专栏3 火电建设重点

建成投产类：乐清电厂三期（200万千瓦）、六横电厂二期（200万千瓦）、舟山电厂三期（132万千瓦）和沿海优选场址（100万千瓦）等项目，新增煤电装机632万千瓦。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，建设天然气分布式能源项目，新增装机700万千瓦以上。

开展前期类：储备一批应急备用、调峰火电机组。

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—浙江±800千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。

专栏4电网建设重点

500千伏电网：浙北电网重点结合白鹤滩至浙江特高压直流受端站配套送出，优化完善网架。浙中电网结合特高压交直流站配套送出以及甬舟沿海电源接入需求，优化宁波、舟山电网，缓解舟山联网跨海通道输送压力；理顺绍兴中北部电网，解决绍兴换流站送出不均衡问题。浙西南电网重点建设丽西变、浙西南网架优化工程，消除福建电力输浙瓶颈。浙东南电网结合台温沿海电厂扩建、海上风电等接入需求以及滨海变新建工程，构建台温沿海双通道。新增500千伏变电容量4235万千伏安、线路长度2800公里左右。

220千伏以下输配电网：做好杭州亚运会等重大活动的供电配套。加快打造杭州、宁波等地局部坚强电网。统筹开展老旧电网设施改造。以保障民生用电为重点，持续建设新型城镇配电网。结合全省生产力布局，合理调整供区范围。新增220千伏变电容量4752万千伏安、线路长度6646公里左右；新增110千伏以下变电容量6414万千伏安、线路长度9.0万公里左右。

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）提升天然气供应能力。

1.建立天然气供应保障体系。积极拓展气源供应渠道，形成海陆并举、多方气源、储用平衡的安全保供格局，建立与天然气消费快速增长相适应的气源保障体系。鼓励省内企业参与国际油气资源开发和交易，积极争取境外资源，逐步提高资源自主掌控能力。鼓励用户加强与上游气源企业合作，充分发挥西气东输、川气东送等国家干线的输送能力，争取更多陆上管道气资源入浙。加快布局建设沿海大型LNG接收站项目，形成以宁波舟山接收中心、温州台州接收站为支撑的LNG供应格局，到2025年，LNG接收中转能力达到3000万吨/年以上。增强应急保障供应和季节性调峰能力。

2.持续推进天然气管道建设。以宁波、舟山、温州三大LNG接收站集中区域外输通道建设为重点，推进甬绍干线等高压力大容量主干管网及川气东送二线浙江段建设，深度融合原有省级管网和国家管网，形成川气东送、杭甬复线、杭甬线、甬绍干线、金丽温线等五大横线和川气东送二线、西气东输二线、甬台温线等三大纵线为主干的天然气管网体系。巩固县县通，推动有条件的地方实现镇镇通、村村通。

3.稳步提升储气能力。建立全省LNG设施储气能力为主，相邻设区市集约化、规模化建设储气设施为辅，自建本地化储气设施为基础保障的储气体系。加快推进嘉兴独山港、玉环大麦屿、温州状元岙等沿海中转、储运、调峰项目建设，加快地方自建、合建储气设施项目建设，探索建设东海丽水气田海上储气库。到2025年，全省天然气储气能力达到18.4亿立方米。

专栏5天然气设施建设重点

1.沿海LNG接收站。

建成投产类：舟山LNG接收及加注站扩建项目（二期、三期）、浙江LNG接收站扩建项目（三期）、温州LNG接收站（一期）、六横岛2座LNG接收站项目，新增接收能力2800万吨/年以上。

谋划类：衢山LNG接收站、台州LNG接收站。

2.LNG中转储运调峰站。

建成投产类：玉环大麦屿能源（LNG）中转储运项目（一期）、嘉兴（平湖）LNG应急调峰储运项目、温州华港LNG储运调峰中心项目（一期），新增中转储运能力400万吨/年。

3.天然气管网。

建成投产类：杭甬复线、甬绍干线、川气东送二线、浙沪联络线二期、西二线川气东送嘉兴连通工程等项目，新建管网1566公里以上。

（三）扩大石油储运能力。

1.打造世界级油品储备基地。以舟山片区和宁波片区为核心，以“三个1亿吨”为目标，以山体地下洞库储备为重点，加快建设岙山、黄泽山等一批储备项目。加快建设海岛石油储备设施，探索开展海上储油技术研究。推进舟山绿色石化基地二期、镇海炼化扩建、大榭石化扩建等项目，进一步提高清洁油品供应能力。到2025年，全省油品战略储备能力达到7000万吨以上，原油一次加工能力达到9000万吨以上，成品油生产和供应能力满足消费需求。