浙發改規劃〔2016〕535號

各市人民政府，省級有關單位：

經省政府同意，現將《浙江省電力發展“十三五”規劃》印發給你們，請結合實際，認真組織實施。

浙江省發展和改革委員會浙江省能源局

2016年8月19日

浙江省電力發展“十三五”規劃

“十三五”時期是高水平全面建成小康社會、加快建設“兩富”和“兩美”浙江的關鍵時期，也是貫徹落實習近平總書記“四個革命、一個合作”能源發展戰略思想和加快建設國家清潔能源示范省的關鍵時期。根據國家能源局《關于做好“十三五”電力發展規劃編制工作的通知》(國能電力〔2014〕388號)的總體部署，特編制本規劃。本規劃是指導我省“十三五”時期電力發展的重要依據。

一、發展基礎

(一)發展成就

“十二五”時期，我省電力快速發展，供給保障能力顯著增強，電力結構持續優化，順利完成“十二五”電力規劃確定的主要目標和任務。同時，電力供應實現緊缺到寬裕的轉折，電力消費增長減速換檔，2015年全省全社會最高負荷和用電量分別達到6290萬千瓦、3554億千瓦時左右，年均增速6.6%、4.7%左右，遠低于“十一五”的12.4%、11.2%。

電力保障能力顯著增強。“十二五”期間，浙江電源建設邁上新臺階，相繼投運秦山核電二期擴建工程、嘉興電廠三期、蒼南電廠、舟山六橫電廠、方家山核電、臺州第二電廠、浙能溫州發電廠“上大壓小”等一批重大電源項目，截至2015年底，全省境內電力總裝機達到8215萬千瓦，是2010年裝機規模的1.4倍。浙江省2000—2015年境內電力總裝機見圖1。其中，光伏發電、風電等可再生能源跨越式發展，分別達到220萬千瓦、104萬千瓦左右。外購電大幅增加，外購電力高達2110萬千瓦左右(含華東統調，下同)，占全社會用電最高負荷的34%左右。外購電量1050億千瓦時左右，占全社會用電量的30%左右。

圖1浙江省2000—2015年境內電力總裝機

電網建設獲得快速發展。形成“兩交一直”的特高壓網架，基本建成以“六橫兩縱”500千伏電網為骨干、以220千伏電網為支撐、110千伏電網為基礎，供電能力充足、網架結構堅強、輸配網協調、城農網統籌、調度運行靈活的智能、高效、可靠電網。截至2015年底，全省110千伏及以上變電容量(含換流容量)達到34700萬千伏安左右，線路長度48920公里左右，分別是2010年的1.6和1.3倍。

電力供應結構持續優化。截至2015年底，全省電力裝機結構(詳見圖2)不斷優化，其中，清潔能源裝機達到3313萬千瓦，約占全省電力總裝機40.3%，比2010年提高8.4個百分點。積極推進煤電機組超低排放改造和節能升級改造，“十二五”期間新建和改造大型清潔燃煤機組35臺，共2377萬千瓦。關停小火電350萬千瓦左右。全省煤電平均供電標準煤耗逐年降低，由2010年的312克/千瓦時降到2015年的298克/千瓦時。

圖22015年浙江省電力裝機結構

電力科技裝備快速發展。清潔煤電技術取得重大突破，率先在全國建成超低排放燃煤機組，達到國際領先水平。世界首個五端柔性直流輸電工程——舟山多端柔性直流輸電工程投入試運行。常規電力及輔助裝備、核電關聯產業、光伏產業、風機制造、節能裝備等專業化產業鏈初具規模。

電力政策法規不斷完善。加大政策支持力度，設立可再生能源專項資金，出臺了促進光伏發展等財政補貼政策。強化改革創新，進一步完善網上并聯審批，向市縣下放一批審批權限。相繼出臺《浙江省可再生能源開發利用促進條例》和《浙江省電網設施建設保護和供用電秩序維護條例》。

浙江省“十二五”電力發展情況見表1。

表1浙江省“十二五”電力發展情況

(二)存在問題

電力供應富余與需求減速矛盾加劇。受電力供應量持續增長、外購電規模不斷擴大與省內電力消費增速放緩的雙重擠壓，電力供需矛盾轉化為調峰矛盾和省內煤電機組發電利用小時數持續下降。

特高壓和多元源荷接入對電網供電安全帶來重大挑戰。大規模特高壓交直流進入浙江，可再生能源、分布式電源和電動汽車等多元電源和負荷的接入，逐步加大了電網運行控制難度和安全穩定運行風險，對電網的安全性、適應性、經濟性和資源配置能力等提出了新的、更高的要求。

資源環境約束問題進一步突出。環境、土地、水資源等要素制約更加突出，環保、節能的要求日趨嚴格，尤其是煤炭減量替代等政策對煤電發展提出了更高的要求，電力發展面臨環境承載能力不足的重大挑戰。

制約電力發展的體制機制障礙仍然存在。電力體制市場化改革正待起步，反映資源稀缺性的電力價格形成機制尚未完全建立，促進抽水蓄能和可再生能源發展相關的配套政策仍需要進一步強化。

二、面臨形勢

(一)發展機遇

“十三五”時期，浙江省電力發展進入電力消費增長減速換擋、電力供需形勢持續寬松、電力結構優化步伐加快、電力發展動力開始轉換的新常態。

電力供需形勢從緊缺轉向寬裕，為浙江電力發展從擴張保供轉到提質增效，統籌電源、電網、用戶、儲能協調發展，統籌集中式和分布式發展，提升電力系統整體利用效率提供了重要機遇。

創建國家清潔能源示范省，為浙江省電力發展從粗放發展轉向綠色低碳，統籌非化石能源和傳統化石能源清潔化發展，以更清潔、高效、可持續性發展的方式滿足安全供應提供了重要機遇。

國家實施創新驅動發展戰略，特別是實施“中國制造2025”、“互聯網+”行動計劃，積極推進多種技術廣泛滲透融合的能源技術革命，為浙江省加快電力行業轉型升級，實現電力智慧互聯提供了重要機遇。國家實施“一帶一路”戰略，為浙江省開啟電力技術、裝備、工程走出去提供了重要機遇。

國家深化電力體制改革，為浙江省全面放開電力領域的競爭性環節價格，加快推進電價改革、電力交易體制改革、發用電計劃改革、售電側改革等提供了重要機遇。推進供給側結構性改革，為化解煤電過剩產能，提高電力增量中非化石能源發電的比重，加強調峰電源建設和配電網的改造升級等提供了重要機遇。

(二)需求預測

1.預測依據

根據《浙江省國民經濟和社會發展第十三個五年規劃綱要》提出的“十三五”時期我省地區生產總值年均增速為7%以上，2020年服務業增加值占地區生產總值比重達到53%以上，常住人口規模為5630萬人等指標，國家提出的2020年浙江省能源強度在2015年的基礎上下降15%等要求，采用產值單耗法、彈性系數法、人均用電量法、時間序列法、負荷利用小時數法和用戶報裝法等多種方法對電力電量進行測算。

2.預測結果

2020年，全省最高負荷、用電量分別為7300～8400萬千瓦、3920～4530億千瓦時，“十三五”期間年均增長分別為3.0%～6.0%、2.0%～5.0%。推薦方案詳見圖3。

圖3浙江省“十三五”電力需求預測(推薦方案)

(三)供需平衡

到2020年，全省電力最高負荷為8030萬千瓦左右，負荷備用率為12%時，省內機組供電能力5850萬千瓦左右，華東統調機組分得電力1000萬千瓦左右，區外電力2240萬千瓦左右，全省電力基本平衡。若區外來電購電量占全社會用電量比重不高于20%，煤電利用小時數為4440小時，全省電量基本平衡;若區外來電按原有計劃供應，煤電利用小時數為4000小時，全省電量基本平衡。浙江省“十三五”電力電量平衡情況見表2。

表2浙江省“十三五”電力電量平衡表

三、總體思路

(一)指導思想

深入貫徹黨的十八大、十八屆三中、四中、五中全會和習近平總書記系列重要講話精神，以“四個全面”戰略布局為統領，以創新、協調、綠色、開放、共享五大發展理念為引領，以“八八戰略”為總綱，全面落實“四個革命、一個合作”的能源發展戰略思想，緊緊圍繞國家清潔能源示范省建設，以“調結構、保安全、促協調、惠民生”為核心，加快推進電力供給側結構性改革，大力發展非化石能源，著力提高電能利用效率，有效促進電力工業節能減排，著力推進電力體制改革，逐步建成有效競爭的電力市場體系，著力推進科技進步，不斷壯大電力裝備業及關聯產業，構筑綠色低碳、安全高效、智慧經濟的現代電力體系，為高水平全面建成小康社會奠定堅實的電力保障。

(二)發展理念

堅持創新發展。把創新貫穿電力發展全過程和全領域，大力推進科技創新和體制創新，重點打造互聯網+智慧電力示范基地，穩步推進電力體制改革。堅持協調發展。牢牢把握電力發展方向和總體布局，重點促進電力供給與電力需求協調發展，促進不同的電源品種增量的協調發展，省內電力生產與省外電力供應協調發展，電源與電網協調發展，各級電網協調發展。

堅持綠色發展。堅持節約資源和保護環境的基本國策，深入推進電力行業節能減排，堅持清潔能源裝機建設和煤電清潔化利用兩手抓，構筑綠色電網，不斷推進電力供應結構優化。

堅持開放發展。順應電力發展走向全球的趨勢，鼓勵浙江電力投資、技術、裝備等企業更加主動融入國家全方位對外開放總布局，堅持更高水平引進來和更大步伐走出去并重，引資和引技引智并舉。

堅持共享發展。把保障和改善城鄉居民生產生活用電放在首要位置，加快實施配電網和農村電網建設改造、電動汽車充電基礎設施、光伏小康等電力惠民工程，讓人民群眾更好地享受到優質、高效、便捷的供電服務。

(三)發展目標

到2020年，打造可再生能源綜合利用、沿海核電、互聯網+智慧電力和電力科技裝備產業四大基地，構筑一張智能電網，基本形成電力供應滿足國民經濟和社會發展需求，電源結構優化取得明顯進展，電力科技與裝備產業加快發展，電力資源利用效率和節能減排全國領先，電力市場初步構建的發展新局面。

——電力保障跨上新臺階。全省電力需求保持穩步增長，到2020年，最高負荷、用電量分別達到8030萬千瓦、4220億千瓦時，年均增長5%、3.5%。電力保障能力顯著增強，境內電力裝機容量達到9400萬千瓦左右，區外來電2240萬千瓦左右。全省220千伏及以上變電容量(換流容量)達到33640萬千伏安左右，線路長度34410公里左右。

——結構優化實現新突破。清潔能源裝機比重從2015年的40.3%逐步提高到2020年的49.6%左右，其中非化石能源裝機比重從2015年的25.4%逐步提高到2020年的36.3%左右。煤電裝機比重從2015年的56.1%持續下降到2020年的49.3%左右。非化石能源裝機發電量占全社會用電量的24%左右。非水可再生能源發電量(含外購非水可再生電量)占全社會用電量的7%左右。

——協同發展獲得新進展。積極推進電源、電網、用戶、儲能協調發展，實現電力與環境協調發展。全面完成煤電機組超低排放改造和節能升級改造，全省煤電平均供電煤耗控制在295克標煤/千瓦時以內，電力領域的二氧化硫、氮氧化物、粉塵等主要污染物排放比2015年削減50%以上。電網綜合線損率降到4.2%左右。

——民生保障實現新提升。實施配電網建設改造工程，實現城鄉用電服務均等化，全省用戶供電可靠率達到99.966%以上，城鄉供電安全水平顯著提升。實施電動汽車充電基礎設施建設，構建全省電動汽車智能充電服務網絡，滿足23萬輛電動汽車的需求。

表3浙江省“十三五”電力發展目標

四、主要任務

(一)構建清潔、多元的電源保障體系

切實落實電力供給側結構性改革，新增電源以非化石能源裝機為主，構建清潔、高效、多元的電力保障體系。“十三五”期間，新建裝機1520萬千瓦左右，其中新建非化石能源裝機1330萬千瓦左右，占新建總裝機的88%左右。到2020年，我省境內電力裝機容量達到9400萬千瓦左右，其中，核電裝機907萬千瓦、占總容量的9.7%，氣電裝機1250萬千瓦、占總容量的13.3%，抽水蓄能裝機493萬千瓦、占總容量的5.2%，常規水電裝機704萬千瓦、占總容量的7.5%，煤電裝機4635萬千瓦、占總容量的49.3%，風電等非水可再生能源發電裝機1310萬千瓦、占總容量的13.9%，余熱余壓發電裝機100萬千瓦、占總容量的1.1%。

1.積極推進煤電超低排放和節能改造

不再上新建煤電項目，調整煤電機組內部結構，全面關停30萬千瓦以下燃煤純凝機組，充分發揮現有超低排放燃煤機組利用率水平。積極推進清潔煤電建設，到2017年底，全面完成全省30萬千瓦以上共4100萬千瓦左右的燃煤機組超低排放改造和節能升級改造。

實施地方燃煤熱電聯產行業綜合改造升級行動。到2017年底，全省燃煤熱電聯產機組實現超低排放改造，淘汰全部中溫中壓及以下參數機組，高溫高壓及以上背壓機組比重超過50%，實現生產運行及煙氣污染物排放情況全流程集中監控和遠程實時在線監測。強化熱電聯產規劃管理，各市、縣(市)應抓緊編制或修訂完善本地區熱電聯產規劃或工業園區熱電聯產規劃，禁止規劃新增企業自備燃煤熱源點。集中供熱區域內所有分散燃煤鍋爐，應在2017年底前全部淘汰關停。

2.創造條件有序推進核電安全發展

按照國家建設沿海核電基地的總體部署，采取國際最高安全標準、確保安全，選用國際先進的第三代核電技術建設核電站，并為全國提供先進核電技術示范。加快建成三門核電一期，積極推進三門核電二期、三期，三澳核電一期的開工建設，創造條件有序推進象山核電、三澳核電二期前期工作，保護龍游核電廠址。深化海島核電研究，適時啟動第四代核電(高溫氣冷堆)廠址適應性研究。探索我國沿海地區核電與地區融合發展的新方式。到2020年，建成三門核電一期250萬千瓦，全省核電裝機達到907萬千瓦。

3.合理配置抽水蓄能等調峰電源

充分利用站址資源豐富的優勢，推動抽水蓄能等調峰電源與區外來電、核電和可再生能源等協調優化運行。按照國家批準的“推五備四”規劃，加快推進抽水蓄能電站建設，探索開展抽水蓄能開發權招投標試點。“十三五”期間，建成仙居抽水蓄能電站150萬千瓦，力爭建成長龍山抽水蓄能電站首臺機組35萬千瓦。到2020年，全省抽水蓄能發電裝機達到493萬千瓦左右。力爭開工寧海、縉云等抽水蓄能電站。

4.大力推進可再生能源健康發展

提高可再生能源發展質量和規模，大力推進可再生能源綜合利用基地建設，新增可再生能源裝機900萬千瓦左右，占新增總裝機的59%左右。到2020年，可再生能源裝機達到2010萬千瓦左右，占電力裝機比重21%左右。其中，水電700萬千瓦左右，風電400萬千瓦左右，光伏發電800萬千瓦左右，生物質發電110萬千瓦左右。

——著力實施水電增效擴容更新改造，堅持經濟效益與社會效益、環境效益的統一。

——積極發展光伏發電。“十三五”期間，新增光伏發電600萬千瓦左右。落實國家“光伏領跑者”計劃，推進分布式光伏發電應用示范區建設，加大光伏扶貧力度，重點實施裝機規模300萬千瓦左右的百萬家庭屋頂光伏工程，其中光伏小康工程裝機規模120萬千瓦左右。因地制宜發展互補型光伏電站，推廣太陽能、農業(漁業)、旅游業、科普等資源綜合開發利用發展新模式。

——重點發展海上風電。按照“統籌規劃、分類指導、有序建設”的原則，“十三五”期間，新增風電300萬千瓦左右。重點建成普陀6#、嘉興1#、嘉興2#等海上風電。

——因地制宜發展生物質能。在農作物主產區和資源豐富的地方有序建設生物質發電項目10萬千瓦左右，鼓勵生物質成型燃料供熱項目的應用，推進生物質和沼氣集中供氣。

——加快海洋能技術創新示范。建成林東模塊化大型海洋潮流能發電機組等2個以上海洋能示范項目。

5.適度推進天然氣發電和分布式發展

充分發揮現有天然氣發電機組的調峰作用，適時建立調峰成本合理補償機制。提高天然氣熱電聯產機組的利用率，淘汰關停其供熱區域內所有分散鍋爐。積極推廣新增用能區域和用戶實施熱、電、冷、氣等能源生產耦合集成和互補利用，因地制宜推廣應用天然氣分布式熱電冷三聯供。到2020年，氣電裝機達到1250萬千瓦左右。

6.建立協商機制合理接納區外來電

“十三五”時期，新增寧夏靈州—浙江紹興±800千伏特高壓直流。統籌協調外購電和省內電源，完善跨省跨區電力交易機制，協商確定區外來電的年度電量、電力、電價執行方案，探索建立區外來電峰谷電價機制及輔助服務補償機制。區外來電電價不高于省內煤電標桿上網電價，區外火電發電利用小時不高于省內煤電機組發電利用小時，區外來電購電量占全社會用電量比重不高于20%。到2020年，外購電力規模達到3240萬千瓦左右，占全社會最高負荷比重達40%左右，其中區外來電2240萬千瓦左右，占比28%左右;外購電量規模達到1450億千瓦時左右，占全社會用電量比重達34%左右，其中區外來電840億千瓦時左右，占比20%左右。

(二)構建安全、智能的現代電網系統

不斷加強電網建設，建成以中西部特高壓站和東部火電、核電電源基地為支撐，交直流互備、水火核電互濟、東西互供、南北貫通的500千伏骨干網，完善以目標網架為導向、分區清晰的220千伏主干網，建設城鄉統籌、安全可靠、經濟高效、技術先進、環境友好的現代配電網，構建安全、智能的現代電網系統，實現電動汽車等多元化負荷全接入和光伏發電等清潔能源全消納。

1.完善交直流互備的特高壓電網

建成寧夏靈州—浙江紹興±800千伏特高壓直流換流站，形成“兩交兩直”特高壓網架。到2020年，浙江省建成1000千伏特高壓變電站3座、變電容量2400萬千伏安，特高壓交流輸電線路1185公里，±800千伏特高壓直流換流站2座、容量1600萬千瓦，特高壓直流輸電線路527公里。

2.構筑網源協調的500千伏電網

加強500千伏骨干網架建設，形成以特高壓站和沿海電源群為支撐，脈絡清晰的浙北、浙中、浙南三個區域電網。“十三五”期間，新建500千伏變電站13座、擴建500千伏主變25臺，新增500千伏變電容量4155萬千伏安，新建及改造線路長度2057公里。到2020年，浙江省將擁有500千伏變電站52座，變電總容量12660萬千伏安，線路長度10141公里。

3.優化安全靈活的220千伏電網

加快220千伏主干網建設。“十三五”期間，新建220千伏變電站84座，擴建43座，整體改造變電站12座，退役1座，新增變電容量5016萬千伏安，新增線路長度6411公里。到2020年，浙江省220千伏變電站375座，變電總容量16980萬千伏安，線路長度22553公里。

4.全面實施配電網建設改造

進一步加大配電網建設改造力度，到2020年，完成配電網投資800億元以上。110千伏新建變電站383座，新增變電容量4513萬千瓦，新增及改造線路長度7285公里;35千伏新、擴建變電站47座，新增變電容量139萬千瓦，新增及改造線路長度1633公里;10(20)千伏新增配變99928臺，新增配變容量3275萬千瓦，新增及改造線路長度57995公里;0.38千伏新增及改造線路長度28411公里。中心城市(區)智能化建設和應用水平大幅提高，供電可靠率達到99.991%，用戶年均停電時間不超過0.8小時，供電質量達到國際先進水平;城鎮地區供電能力及供電安全水平顯著提升，供電可靠率達到99.957%以上，用戶年均停電時間不超過3.8小時，保障地區經濟社會快速發展;全面解決鄉村及偏遠地區電網薄弱問題，戶均配變容量不低于2.5千伏安，有效保障民生用電。

(三)構建高效、低碳的電力消費格局

以全面提升電力系統效率為目標，實施電力需求側響應示范工程和電能替代工程，實現供給側和需求側高度融合發展，逐步構建高效、低碳的電力消費體系。

1.鼓勵實施電力需求側響應示范工程

構筑電源、電網、用戶、儲能協調發展的電力供給和消費體系，大力發展分布式能源，提高電網調峰能力和電力配置效率。探索推進電力需求側響應示范工程，推廣智能用電小區、智能用電樓宇、智能用電園區以及能效電廠等示范項目。探索靈活多樣的市場化交易模式，建立健全需求響應工作機制和交易規則。努力實現削峰填谷，力爭到2020年形成占全社會最高負荷2%左右的需求側機動調峰能力。

2.加快實施電能替代工程

提升能源利用清潔化水平，實施電能替代工程。加快推進工業、交通、商業和城鄉居民生活等各領域的電能替代，大力推廣電動汽車、港口岸電、電鍋(窯)爐、冰蓄冷、電采暖、家庭電氣化及廚炊等電能替代，力爭增供負荷300萬千瓦左右，增供電量120億千瓦時以上，占2020年全社會用電量的2.8%以上。

3.全力推進電動汽車充電基礎設施建設

按照“樁站先行、適度超前”的總要求，分類有序推進電動汽車充電基礎設施發展，努力構建滿足需求、布局合理、功能完善、使用便捷的充電基礎設施體系。到2020年，新建集中式充換電站800座以上、分散式充電樁21萬個以上，具備滿足23萬輛以上電動汽車充電需求的能力。其中，新建公共服務領域專用充換電站400座以上;新建用戶自用充電樁19.8萬個以上，以滿足基本充電需求;新建各類公用充換電站240座以上、公用充電樁1.2萬個以上，以滿足補充充電需求;實現全省高速公路服務區電動汽車快充站全覆蓋，新增超過160座城際快充站，以滿足城際出行需求。

(四)構建創新、融合的電力科技體系

依托重大科技專項、重大工程，扎實抓好電力工業領域的科技創新，打造電力科技裝備產業基地，培育一批電力領域產業基地和裝備企業，建設互聯網+智慧電力示范工程，構建創新、融合的電力科技體系。

1.大力推進重大技術自主創新

以大衢洋海上風電等重大工程和重大科技專項為依托，帶動自主創新，加快科技成果轉化。“十三五”期間，重點突破低風速風電、大容量海上風電、潮汐發電、潮流能和波浪能發電、新一代生物燃料、先進儲能材料、高效太陽能電池、智能電網、分布式能源、煤炭分級分質轉化等技術。以浙江大學等具有國內國際影響力的科研院校為依托，加快建設電力領域的國家級、省級重點實驗室、國家能源研發(實驗)中心、企業技術中心、試驗和成果轉化等技術研發平臺。

2.加快推進電力裝備及關聯產業發展

加快提升我省重大技術裝備和高技術裝備的設計、制造和系統成套水平及自主化能力，加快推進電力裝備及關聯產業發展。依托沿海核電基地建設，打造以核電成套設備、關聯設備制造為主體，兼具核電服務的產業集群;依托風電產業基礎和海上風電工程建設，提升大功率風機整機制造能力;依托可再生能源綜合利用基地建設，重點發展高效晶體硅太陽能電池、薄膜太陽能電池及其核心設備，推動生物質能、地熱能、潮汐能等可再生能源產業發展;依托清潔煤電技術研發，做強清潔煤電裝備及電力成套裝備產業。帶動節能環保、高端裝備和智能制造、新能源、新材料、新能源汽車、新型儲能設備、終端用能智能設備等關聯產業發展。到2020年，打造海鹽中國核電城、嘉興光伏產業高新技術園區等10個以上的產業特色比較鮮明、主導產品競爭力較強、市場化機制較為健全、龍頭企業帶動作用明顯、產業鏈條較為完整、創新能力較強的電力領域省級特色產業基地。培育浙富集團等20個以上的具有自主知識產權和國內國際競爭力的大型電力裝備企業集團。

3.積極推進互聯網+智慧電力基地建設

以建設互聯網+智慧電力基地為依托，積極推動電力與互聯網、云計算、大數據、物聯網相結合，建設貫穿電力生產、供應、消費、儲能全過程的智慧管理平臺，試點新能源+微電網，新能源+電動汽車+儲能、多能互補的分布式能源等示范項目，實現廣泛互聯、智能互動的電力服務體系。

(五)構建規范、有序的電力市場體制

進一步深化國家電力體制改革總體安排部署，制定切實可行的省級電力體制改革實施方案，有序建立“有法可依、政企分開、主體規范、交易公平、價格合理、監管有效”的市場體制。

1.穩步推進電力體制市場化改革

貫徹落實《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)文件精神，按照管住中間、放開兩頭的體制架構，有序推進輸配電價改革，逐步實現公益性以外的發售電價格由市場形成，妥善處理電價交叉補貼，理順電價形成機制;推進電力交易體制改革，規范市場主體準入標準，引導市場主體開展多方直接交易，推進輔助服務市場化改革，建立輔助服務分擔共享新機制;建立相對獨立的電力交易機構，形成公平規范的市場交易平臺;推進發用電計劃改革，有序縮減發用電計劃，完善政府公益性調節服務功能;穩步推進售電側改革，培育多元售電主體，有序向社會資本放開增量配電投資和售電業務;放開電網公平接入，建立分布式電源發展新機制;加強電力統籌規劃和科學監管，提高電力安全可靠水平。

2.加快抽水蓄能建設運行體制改革

加快抽水蓄能電站建設運營管理體制機制創新研究和改革試點工作。實施抽水蓄能與核電、省外特高壓來電配套建設機制，明確各抽水蓄能電站的主要服務對象。實施抽水蓄能與核電、省外特高壓來電、可再生能源的聯合運行機制，制定調度運行規程。選擇較成熟的場址探索開展抽水蓄能開發權招投標試點。探索以發電預期收益權或項目整體資產進行抵(質)押貸款，開展股權、債券融資，擴寬融資渠道。建立抽水蓄能電站費用回收機制，探索建立電網、用戶、發電側共同按比例分攤承擔機制，逐步形成調峰、填谷、調頻、調相、備用和黑啟動等輔助服務價格市場化形成機制。

五、環境影響評價

(一)規劃實施的環境影響分析

通過實施大型燃煤機組和燃煤熱電超低排放改造升級、產業園區集中供熱、安全發展核電、大力推進光伏發電和海上風電等一系列政策措施，進一步推進電力清潔化生產利用，不斷優化電源結構，支持發展新能源和可再生能源開發利用，不斷推動電力節能減排。到2020年，浙江省電力領域二氧化硫、氮氧化物和煙塵排放量分別比2015年減少約10萬噸、14萬噸和3萬噸。

(二)預防和減輕環境影響對策

認真執行電力項目開發的節能評估和審查制度，科學規劃和合理利用能源資源，不斷提高資源綜合利用水平，降低對土地、水資源、生態環境等的影響。控制污染排放水平。按照更嚴格能效環保標準，努力實現供電煤耗、污染排放、煤炭占能源消費比重“三降低”和安全運行質量、技術裝備水平、電煤占煤炭消費比重“三提高”，到2017年，實現全部煤電按燃氣輪機排放標準清潔排放。

降低電能傳輸損耗。深入推進電網老舊設備技術升級與改造，加快新一代電網調度自動化系統、用電采集系統和一體化線損在線計算分析系統的建設與應用，力爭2020年電網綜合線損率降到4.2%左右。

通過實施規劃，到2020年，全省電力生產消費對環境的影響得到有效控制，完成各項節能減排指標，實現電力與環境協調發展。

六、保障措施

(一)強化規劃引領

貫徹落實國家《電力規劃管理辦法》(國能電力〔2016〕139號)，發揮電力規劃在指導和促進常規電源、可再生能源、電網項目建設、電力科技裝備和產業發展、電力供應保障和結構優化等方面的作用。通過規劃與項目的相互結合和有機統一，促進規劃實施，推進項目建設。未納入電力規劃的重大項目、不符合規劃布局的電力項目不予核準。電力發展規劃要做好與各級土地利用規劃、環境保護規劃、城鄉建設規劃、海洋功能區劃、交通及水利規劃等相互銜接，促進電力項目科學布局，順利落地。

(二)強化政策保障

深入研究調峰電價形成機制、峰谷電價引導機制等方面的價格政策。加快制定支持光伏等可再生能源、電動汽車充電基礎設施發展等扶持政策。探索建立促進可再生能源和微電網協同發展機制、抽水蓄能電站費用回收機制。

(三)強化實施管理

積極推進電力項目全過程管理，完善事中事后監管工作體系和工作機制，研究建立項目決策后評估機制和項目“異常目錄”和企業“黑名單”制度等。轉變管理理念，創新管理方式，探索建立全省電力信息管理系統，做好電力行業數據統計和發布工作。建立電力價格和成本管理機制，對電力項目實施經濟評估。

(四)強化項目推進

按照“建成一批、開工一批、前期一批”的節奏，抓好電力項目的前期和建設工作。建立項目推進機制，落實省級部門的服務責任、地方政府的保障責任、項目業主單位的主體責任，落實要素配置、政策處理和基礎設施配套保障。

(五)強化試點示范

繼續推進清潔能源示范縣、新能源示范城鎮建設，形成各具特色的試點示范案例。加快推進可再生能源、新能源微電網、電力需求側響應、電能替代、儲能、電動汽車充電基礎設施等不同領域試點示范。選擇有條件的區域開展近零碳排放示范試點。

(六)強化電力合作

務實推進和參與“一帶一路”能源合作，進一步加強長三角地區能源合作。繼續加強與中央大型電力企業在核電、可再生能源開發和售電改革等領域的合作。不斷拓寬國際電力合作，鼓勵浙江大學等省內電力企業、科研機構、高校加強與世界500強及行業領軍企業、國際知名科研院校的戰略合作和產業對接，加快引進和消化吸收可再生能源和分布式能源等先進技術。鼓勵和指導浙能等有實力的省內電力企業將重大產能合作項目納入國際產能合作重點國別規劃統籌推動，以長期投資、BOO、BOT、總承包、資產收購、聯合開發等多種形式等開展境外清潔煤電、氣電、水電、風電、光伏發電、電網等電力基礎設施投資和電力資源合作開發，大力發展對外承包工程，帶動成套設備、技術、標準、服務走出去。