三、重点任务

       （一）优化能源发展布局。统筹能源资源、能源消费市场、生态环境、交通运输等外部条件，坚持系统优化，加快能源集聚、集约、高效发展，建设“五基地、五张网、一中心”。

       1．打造“五基地”。

       ——可再生能源综合利用基地。坚持分散利用与集中开发并举，因地制宜发展可再生能源，推动多能互补供能，加强综合利用。沿海和海岛地区重点发展海上风电、分布式光伏、潮汐能、风光柴储一体化集成供能等，内陆山区重点发展水电、生物质能、太阳能、风光水储一体化集成供能等，各城市、中心镇结合工业厂房、公共建筑屋顶、商业和旅游综合体等推进光伏、光热、地热能等利用，广大农村地区推进太阳能、屋顶光伏、沼气等利用。

       ——沿海核电基地。利用我省核电厂址资源丰富的优势，在确保安全的前提下，科学布局核电站，形成浙北、浙东南、浙南三个核电基地。

       ——“互联网+”智慧能源实验基地。加快推进我省“互联网+”智慧能源行动计划，探索城市能源互联网试点，逐步实现“源—网—荷—储—用”系统协调优化。通过大数据、云计算等互联网技术运用，率先探索智慧能源管理平台、智慧能源监测中心、智能电网综合建设工程。依托海岛微电网示范项目和分布式能源示范项目，通过集成新能源、新材料、新设备，融合信息、控制、传感、储能等新技术，积极探索能源生产、传输、消费的智能化、信息化、互动化，实现能源智慧互联、系统优化、效能提升。

       ——能源综合储运基地。充分利用我省港口资源优势和区位条件优势，打造具有全球影响力的国际石油、天然气、煤炭储运基地，重点在浙东宁波舟山港建设国际石油、LNG、煤炭储运基地，辐射浙北、浙中和长江沿线省市；在浙南台州港、温州港建设LNG、石油、煤炭综合储运基地，辐射海西地区；在浙北嘉兴港建设煤炭、石油综合储运基地，辐射浙北、苏南地区。依托储运基地加快发展能源储运、加工等产业，提高能源安全保障能力。建设国际进口煤炭集散中心，为东部沿海和长江流域提供进口煤炭配送服务。

       ——能源科技装备产业基地。依托我省能源科技装备产业基础，推动产业创新升级，优化空间布局，全面实施清洁能源产业工程，建设国家级大型风力发电装备产业化研发制造基地、吉瓦（GW）级太阳能电池生产基地，实现储能装备、大功率风机、核电关联设备、新能源汽车、海工装备、LNG运输装备、海洋能利用、智能电网等制造的产业化，提高我省高技术装备、重大能源装备的研发、系统成套和制造能力。

       2．构筑“五张网”。

       ——电网、气网、油网、热网、电动汽车充电网。构筑安全、高效、智能电网，建成以特高压站及电源基地为支撑的500千伏主干网、过渡顺畅的220千伏主网和灵活互动的智能配电网；建设覆盖全省、多气源衔接的天然气管网，建成全省主环网，基本实现县县通；建设设施先进、安全可靠的成品油管网，建成主干网，基本实现市市通；建设高效、快捷的热力管网，确保全省产业集聚区、热负荷100蒸吨/小时以上工业园区全面实现集中供热；构建满足要求、布局合理、功能完善、使用便捷的电动汽车充电基础设施网，适应电动汽车快速发展的需求。

       3．建设一中心。

       ——能源大宗商品国际交易中心。依托大宗能源国际储运基地，推动宁波与舟山群岛新区共同打造大宗能源商品交易平台，完善交割、周转、加注、配送等功能，重点推进石油、煤炭、LNG等能源大宗商品交易平台、国际煤炭进口配送中心、国际LNG加注中心建设，争取推出国际石油现货市场定价舟山指数，打造成为我国东南沿海的成品油出口基地；发展LNG线上和线下交易、现货和期货交易，在形成较高交易量的基础上探索建立浙江LNG指数。

       （二）大力推进能源消费革命。加快树立科学的能源消费观，实施能源及煤炭消费总量控制，着力提升能源利用效率，推进生产生活用能清洁低碳化，加快构建节能型生产消费体系，促进经济发展方式和生活消费模式转变。

       1．有效控制能源消费总量。推行“一挂双控”措施，将能源消费与经济增长挂钩，对高耗能和产能过剩行业实行能源消费总量控制强约束，其他行业按先进能效标准实行强约束。“十三五”时期能源消费增长率控制在2.3%以内，严控煤炭消费总量，全面实施煤炭减量替代。

       2．加快推进终端用能清洁化。

       ——提高电力消费比重。加快推进城乡用能电气化，加强农村电网建设，提升农村供电质量。积极推进电能替代，加快电动汽车、轨道交通、船舶岸电发展，推行以电代煤、以电代油，提高社会电气化水平，电力在终端能源消费中的比重（当量值）从“十二五”末的31%提高到2020年的33%。

       ——扩大天然气利用。优先发展和保障民生用气，提高居民管道天然气覆盖率和天然气居民用户普及率。推进天然气管网未覆盖地区LNG直供，促进天然气入户扩面。力争到2020年，城市居民天然气覆盖面达到70%以上。加快推进车船油改气，大力引导用煤企业实施煤改气。

       ——发展绿色交通。结合绿色交通示范省建设，打造杭州、宁波、湖州、嘉兴、绍兴、舟山等绿色交通示范城市。大力发展新能源汽车，全省每年新增及更新的城市公交车中节能环保车辆达50%以上，加快充电（加气）基础设施建设，至2020年建成充电（加气）站1000余座、充电桩21万个以上，基本形成适应重点城市和城际运行需要的充气、充换电配套设施及安全服务体系。

       ——加快推进高污染燃料治理。坚持源头治理、全面禁止，突出重点、分步推进的原则，全面推进城市建成区高污染燃料禁燃区建设和非禁燃区分散燃煤锅（窑）炉淘汰、改造工作，大幅削减散煤利用，基本杜绝燃煤无处理排放现象。到2017年，全省县以上建成区除发电、集中供热和特殊工艺需要外，禁止燃用高污染燃料，全面淘汰“五炉”，建成高污染燃料禁燃区。通过集中供热、清洁能源改造等方式妥善解决生产、生活用热。非禁燃区基本淘汰10蒸吨/小时以下燃煤锅（窑）炉。严格控制禁燃区使用高污染燃料，不再审批城市禁燃区及周边新建、改建、扩建等高污染燃料项目，全部取消原（散）煤销售点。

       ——推进油品升级。做好油源组织、油品置换等工作，全面完成省内炼油企业升级改造，2016年起全省提前供应国五标准汽柴油，制定高于国五标准的浙六油品标准，并试点推广。按照国家统一部署，争取在“十三五”中后期先于全国全面实施国六标准车用汽柴油。开展生物柴油应用试点，形成多元化清洁油品供应体系。加强车船尾气排放与净化设施改造监管，确保油机协同升级。

       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。

　　2．电网方面。

　　——构建网架坚强、分区清晰、过渡顺畅主干电网。构建交直流互备、水火电互济、东西互供、南北贯通、网架优化的500千伏主干网，完善以目标网架为导向、分区清晰、过渡顺畅的220千伏主网。针对新开发区域供电需求和新建电源点送出需求，优先扩建现有500千伏、220千伏变电站，合理选址布局新建变电站和配套电网，实施变电站整体改造和设备更换，进一步强化北部、西部、中部、南部4片区域电网。建成宁东至浙江特高压直流工程，形成“两直两交”的特高压网架。到2020年，全省220千伏以上变电容量（换流容量）达到33000万千伏安左右、线路长度35000公里左右。

　　——构建城乡统筹、安全可靠、技术先进、经济高效的现代配电网。结合区域经济发展需求，统筹配电网的规划建设，将城乡配电网与城市控制性详细规划相衔接，实现配电网与城乡其他基础设施同步规划、同步建设。加强配电网建设改造，满足电气化新时期的城乡用电需求，增强新能源就地消纳及电动汽车等多元化负荷接入能力，实现分布式电源灵活接入和退出，切实服务供电“最后一公里”。

　　——构建设备智能、多能协同、开放包容的智能电网。充分利用互联网手段，以市场为导向，以企业为主体，切实挖掘互联网与能源系统、能源市场深度融合带来的经济、环境和社会效益，开展不同类型、不同规模的智能电网试点示范。积极推广智能电网成熟技术，深化智能电网关键技术研究，统筹微网内新能源发电、微能源收集汇聚分享以及微网内的储能或发电消纳，突破能源局域网关键技术和运行模式，推动智能电网新技术、新模式和新业态兴起。重点在工业园区、沿海离岛等开展能源局域网（微电网）建设试点，适应分布式电源、可再生能源、新能源汽车、储能等多元化负荷接入需求。

　　专栏4　电网基础设施建设重点

　　特高压项目：建成宁东至浙江特高压直流、特高压浙北站扩建项目。

　　500千伏、220千伏项目：新建线路7930公里、主变容量9090万千伏安。

　　配电网建设改造工程：农网和城镇配电网改扩建、能源互联网示范。

　　微电网示范项目：建设象山檀头山岛等微电网示范项目。

　　电网智能化提升项目：实施电网智能化改造。

　　3．天然气方面。按照多元保障原则，强化多气源供气格局。实施千万LNG接收储运工程，加大沿海进口LNG接收站建设力度，建成舟山LNG、宁波LNG二期、温州LNG接收站以及省级管网调峰LNG接收站项目，研究建设台州、嘉兴等LNG接收站项目，力争使我省LNG接收能力达到1000万吨左右。建设国际航运船舶LNG加注中心，谋划一批二级LNG中转储运项目，加快推进LNG运输设备配套建设。全面实施天然气县县通工程，建成甬台温、金丽温、省级西北干线天然气等输气管道，基本建成全省主环网并与周边省份互通，县域天然气管网通达率达到95%以上。建设全省市县级应急储气设施，初步建成上游、省、地方三级应急储气体系，天然气应急储备能力达到3天以上。加快压缩天然气（CNG）母站和车船加气站建设。

　　专栏5　天然气基础设施建设重点

　　LNG接收站（规模1000万吨/年左右）：建成舟山LNG接收站、宁波LNG接收站（二期）、温州LNG接收站、浙能天然气调峰应急设施、上海LNG一期工程储罐扩建项目以及嘉兴、温州、台州、象山LNG储运调峰设施，研究建设台州、嘉兴等LNG接收站项目。

　　区域互联互通管道及省级输气管道：新浙粤新疆煤制气外输管道工程浙江段、东海油气登陆项目、甬台温输气管道及配套设施、金丽温输气管道及配套设施、浙沪天然气联络线工程及配套设施、浙苏川气联络线、省级西北干线天然气管道工程及配套设施、舟山宁波陆上天然气管道及配套设施项目、省级输气管网联络线、支线县县通工程。

　　应急储气设施：地理信息系统（GIS）油气管网实时监控调度系统、LNG应急调峰储运设施。

　　天然气加气站：新建天然气母站和车船加气站250座。

　　4．石油方面。抓住国际低油价时机，加快实施千万石油储备工程。建设舟山国家石油储备基地扩建工程、宁波算山油品储运销售基地等项目，新增石油储备库容1000万立方米以上，成为具有国际影响的石油储备基地。扩大省内炼化产能，推进舟山绿色石化基地项目，适时研究推进镇海炼化扩建炼化一体化项目、大榭石化产品升级改扩建工程。进一步发挥宁波舟山港优势，有序建设一批油品码头和陆域配套储存中转库区，同时充分发挥现有石油仓储设施作用，提高中转率。利用沿海港口和滩涂资源探索海滩储油基地项目。加强成品油管网建设，“十三五”期间建成甬台温、龙游—常山、诸暨—桐庐、绍杭成品油管道，新增成品油管道600公里以上，基本实现输油管道市市通。进一步整合优化清洁油品终端销售网络，不断促进清洁油品消费。

　　专栏6　石油储运设施建设重点

　　石油储备：建成舟山国家石油储备基地扩建工程、舟山国家石油储备基地三期、国家成品油储备基地、万向石油储运二期工程、光汇石油储运工程、舟山港外钓油品应急储运项目、浙江中奥能源油品储运扩建工程项目、宁波算山油品储运销售基地项目、东华能源丙烷地下洞库项目、黄泽山石化中转基地项目，开工建设大榭穿鼻岛能源储运贸易开发利用项目、舟山恒力石化地下油库项目、浙江金万达册子油库项目、中奥能源集团有限公司虾峙地下油库项目。

　　成品油输配管道：建成甬台温输油管道及储运设施、龙游—常山成品油管道及储运设施、诸暨—桐庐成品油管道及配套油库工程、绍杭成品油管道及配套油库工程、浙江市域石油管道连接线，开工建设北仑—镇海沿海油气化工综合管廊项目。

　　5．煤炭方面。以港口和燃煤电厂码头为主体，健全海河联运和铁路、公路、水路运输网络系统，在舟山、嘉兴、台州等地建设具有接卸、中转、储配等功能的大型煤炭物流园区，形成年煤炭接卸能力3000万吨。

　　6．分布式能源方面。

　　——有序推进分布式天然气发展。重点在管道覆盖到的能源负荷中心和对冷、热、电力需求较大的地区建设区域型分布式能源系统和楼宇型分布式能源系统，在管网未覆盖区域开展以LNG为基础的分布式能源应用，积极引导在对二次能源需求性质相近且用户相对集中的楼宇、楼群、公用建筑及住宅小区等区域建设小型燃气分布式能源站。

　　——因地制宜发展分布式能源。在新设立开发区、新建大型公用设施等新增用能区域，通过分布式可再生能源和能源智能微网等方式，实现传统能源与风能、太阳能、地热能、生物质能等能源的多能互补和协同供应。利用我省现有的城镇生活垃圾焚烧发电工程、大中型沼气工程，通过改造提升发展综合能源利用效率更高的生物质分布式能源项目；在现有开发区，挖掘利用工业余热、余汽、余压发展资源综合利用发电模式；在电网未覆盖的海岛地区，优先选择新能源微电网方式，加快微电网示范项目建设。

　　（四）推动能源技术革命。把握国际能源技术革命新趋势，紧紧抓住“互联网+”智慧能源模式进入产业化、商业化孕育突破期这一关键时期，积极推动能源技术创新、产业创新、商业模式创新。

　　1．推动能源技术研发创新。高度重视清洁高效发电、智能电网、可再生能源开发、节能减排等关键核心技术的研发和推广应用。加强技术攻关，力争在大功率风机、先进储能材料、高效太阳能电池、海洋能利用、智能电网、分布式能源、燃料电池等领域核心技术取得重大突破，探索碳捕捉与封存技术（CCS）应用，实现推广应用一批、示范试验一批、集中攻关一批。依托核电、大型清洁煤电、大功率风电等重大工程和项目，提升核心技术的自主创新能力。核电领域，完成全球首台三代核电机组的工程实践，推进技术再开发、再创新，在后续机组建设中不断完善我国三代核电技术。可再生能源领域，积极推进低风速风电、大容量海上风电、潮汐发电、潮流能和波浪能发电、生物基醇燃料等能源研发技术的试验、示范和推广应用。燃料电池领域，依托浙江大学等机构、企业的技术领先优势，加快研究和开发氢燃料电池等新产品。

　　2．做优做强能源科技装备产业。依托沿海核电基地建设，打造以核电成套设备、关联设备制造为主体，兼具核电服务的产业集群；依托风电产业基础和海上风电工程建设，提升大功率风机整机制造能力；依托可再生能源综合利用基地建设，重点发展高效晶体硅太阳能电池、薄膜太阳能电池及其核心设备，推动生物质能、地热能、潮汐能等可再生能源产业发展；依托清洁煤电技术研发，做强清洁煤电装备及电力成套装备产业。积极发展纯电动汽车、插电式混合动力汽车等新能源汽车整车及关键零部件制造，加快发展LNG运输车辆、船舶等环保型运输装备产业。加快提升我省重大技术装备和高技术装备的设计、制造和系统成套水平及自主化能力，积极推进能源装备产业与互联网、物联网融合发展，推动产业创新升级。

　　3．加快构建能源科技创新服务体系。健全以企业为主体、市场为导向、产学研用相结合的创新体系，加快组织实施重大能源技术攻关工作。依托重点高校、科研院所和骨干企业，着力建设清洁能源技术装备研发平台，建设一批技术创新联盟，推进技术集成创新。积极参与国家能源重大科技专项，建设若干国家级能源创新中心和实验室。创新商业模式，打造一批竞争力强的清洁能源装备制造和工程建设企业，形成我省领先的产业优势。鼓励单纯设备制造商转变为综合解决方案供应商，发展工程设计、运行服务、教育培训等现代能源关联产业，着力建设现代能源工程服务产业基地。

　　（五）探索能源体制机制改革创新。按照国家能源体制机制改革总体部署，推进我省能源市场化改革和能源管理体制改革，充分激发能源发展活力，提高综合管理水平。

　　1．推进电力体制市场化改革。贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）文件精神，按照“管住中间、放开两头”的体制架构，有序推进输配电价改革，逐步实现公益性以外的发售电价格由市场形成，妥善处理电价交叉补贴，理顺电价形成机制；推进电力交易体制改革，规范市场主体准入标准，引导市场主体开展多方直接交易，推进辅助服务市场化改革，建立辅助服务分担共享新机制；建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台；推进发用电计划改革，有序缩减发用电计划，完善政府公益性调节服务功能；稳步推进售电侧改革，培育多元售电主体，有序向社会资本放开配售电业务；开放电网公平接入，建立分布式电源发展新机制；加强电力统筹规划和科学监管，提高电力安全可靠水平。

　　2．推进油气体制市场化改革。根据国家油气改革部署，加快推进政企、政资、网运、主辅分开改革，明确油气管网、LNG接收站、城市调峰设施的公共基础设施属性，逐步建立公平接入、供需导向的运营体制。允许符合资质条件的企业从事成品油进口，鼓励企业参与天然气进口。有序放开竞争性环节价格，建立主要由市场决定能源价格的机制。支持宁波、舟山等地开展油气体制市场化改革先行先试。

　　3．加快抽水蓄能建设运行体制改革。加快抽水蓄能电站建设运营管理体制机制创新研究和改革试点工作。实施抽水蓄能与核电、省外特高压来电配套建设机制，明确各抽水蓄能电站的主要服务对象。实施抽水蓄能与核电、省外特高压来电、可再生能源的联合运行机制，制定调度运行规程。选择较成熟的场址探索开展抽水蓄能开发权招投标试点。探索以发电预期收益权或项目整体资产进行抵（质）押贷款，开展股权、债券融资，拓宽融资渠道。建立抽水蓄能电站费用回收机制，探索建立电网、用户、发电侧按比例共同分摊承担机制，逐步形成调峰、填谷、调频、调相、备用和黑启动等辅助服务价格市场化形成机制。

　　4．加快推进能源领域投融资体制改革。推动能源投资主体多元化，鼓励各类资本参与能源开发利用，推进混合所有制，重点支持民营企业全面参与能源基础设施建设、能源装备制造和现代服务业发展，完善政府投入保障机制。实施能源企业可再生能源配额制度，对达不到配额要求的企业收取可再生能源配额费。大力创新融资方式，积极推广政府和社会资本合作（PPP）模式，积极引导能源与金融融合发展。鼓励企业通过发行股票、债券等方式筹集能源发展资金。

　　5．加快推进能源管理改革创新。加强能源宏观管理，不断提升能源治理能力。加强统筹协调，实现能源供给总量和能源消费总量动态平衡，能源供给结构和能源消费结构有机衔接，省内能源生产和省外能源输入比例恰当。理顺能源管理职能，加强市县能源管理力量，构建现代能源管理体制和运行机制。深化审批制度改革，进一步推进简政放权，注重放管结合、上下衔接，加强事中事后监管。加强能源市场监管，完善市场交易规则，建立健全市场监管机制，保障能源市场竞争规范、公正、透明。加强督查考核，加大对清洁能源示范省建设实施方案、大气污染防治调整能源结构专项实施方案、管道安全保护以及电力体制改革等的督查考核、成效评估，确保各项重点任务顺利推进。

　　（六）深入推进能源合作。积极发挥浙江的资本和市场优势，抓住国内外能源市场总体供大于求的有利时机，围绕“一带一路”，深化国际国内能源合作，有力支撑我省能源发展。

　　1．深化国内能源合作。进一步加强与能源富集省（区）的战略合作和长江经济带江海联运合作，加强长三角地区能源合作，加快推进油气管网等互联互通，提高保供能力。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项目尤其是清洁能源项目落户浙江。进一步推动省内企业与中央大型能源集团在石油天然气长输管道、核电、能源装备、能源技术服务等方面的合作。

　　2．拓展国际能源合作。

　　——推进国际技术交流。积极参与亚太经济合作组织（APEC）、中美、中德等能源国际合作研究、技术转让、交流对话等活动。依托省内科研院校和能源企业，加强与世界知名能源公司、科研院校、企业机构合作，建立健全国际能源技术研发合作机制。重点开展三代核电技术、可再生能源装备和工程技术、分布式能源、新能源汽车、节能环保、互联网能源等方面的合作，加大先进技术引进消化力度。

　　——加快“走出去”步伐。坚持“引进来”与“走出去”相结合，鼓励引进先进技术和资本。鼓励浙江企业“走出去”，以总承包、总代理、竞标、资产重组、联合开发、建设—移交（BT）、建设—经营—转让（BOT）等多种方式参与海外清洁煤电、天然气勘探、境外能源资源合作基地建设等能源项目开发，拓宽对外合作范围和渠道。

　　——扩大能源国际贸易。依托港口区位优势和能源储运、加工基地优势，加快能源交易平台建设，推进能源国际贸易，拓展能源进出口代理、能源贸易金融、能源运输保险等生产性服务业，培育发展能源国际贸易产业链。