浙江省能源发展“十四五”规划：推动建设以新能源为主的微电网、局域网、直流配电网

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。

2.加快推进石油管网设施建设。构建甬绍金衢、甬台温、金嘉湖、舟绍杭湖为主干，镇杭、绍杭、诸桐等为支线，油库连接线为网络的“四干三支”成品油管网，基本实现市市通。构建甬沪宁管道为主干、油库连接线为网络的“一干多联”原油管网。加快推进舟山绿色石化基地南北双线原油供应通道建设，推动甬沪宁原油管道优化，支持油库连接管道建设。

专栏6石油设施建设重点

1.石油储备。

建成投产类：黄泽山石油中转储运工程二期项目、金塘储运基地，岙山、黄泽山等山体地下洞库项目，新增库容约2912万立方米、储备能力2620万吨。

开工建设类：中石化算山成品油储备基地等。

2.石油管网。

建成投产类：外钓—册子原油管道、册子—马目原油管道、黄泽山—鱼山原油海底管道，甬绍杭成品油管道等项目。

开工建设类：算山—中金管道等项目。

（四）完善煤炭集疏运系统。

1.增强煤炭储运网络及接卸能力。提高煤炭消费大户特别是年运量150万吨以上用煤企业铁路专用线接入比例（含视同接入），提升宁波舟山港六横煤炭中转码头和乍浦港码头接卸能力，完善煤炭海河联运和铁路、公路、水路运输网络系统，提高煤炭“公转水”能力，提高煤炭储运场所智慧化、清洁化水平。

2.建立健全煤炭储备体系。健全以企业社会责任储备为主体、地方政府储备为补充的煤炭储备体系。支持煤电企业通过签订中长期合同、建立储备基地、实施煤电联营等方式，与大型煤矿企业建立煤炭储备合作机制，形成互利共赢、长期稳定的供需合作关系。到2025年，新增煤炭储备能力300万吨。