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全面谋划能源发展“十四五”及中长期战略，要立足新时代背景、国际视野和历史视角，坚持问题导向、目标导向、结果导向，系统提出能源发展总体思路、主要目标，以及重大项目、改革、布局、政策和实施路径
近年来，浙江认真贯彻党的十九大提出的“推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系”方略，重改革、强投资、调结构、降成本，能源领域取得重大进步，支撑经济社会发展的能源需求，为全面建成小康社会作出突出贡献，能源发展呈现出新的特征，奠定了高质量发展的基础。
“十四五”时期是浙江学深悟透习近平总书记近年来赋予浙江新使命新要求新期望的内在精神，坚持以“八八战略”为统领，干在实处、走在前列、勇立潮头，努力成为新时代全面展示中国特色社会主义制度优越性的重要窗口，迈向基本实现社会主义现代化的关键时期，也是深入实践习近平能源安全新战略、高质量创建国家清洁能源示范省和构筑现代能源体系的战略机遇期。
全省能源战线奋力实现疫情防控和经济社会发展“两手硬两战赢”工作中，应把全面谋划能源发展“十四五”及中长期战略、科学编制“十四五”规划摆上更重要位置。要立足新时代背景、国际视野和历史视角，坚持问题导向、目标导向、结果导向，系统提出能源发展总体思路、主要目标，重大项目、改革、布局、政策和实施路径，作为全省规划体系的重要专项规划，引导公共资源配置方向和市场主体行为，服务国民经济和社会发展大局。“十四五”及中长期能源发展战略和规划需要 能源安全是关系国家经济社会发展的全局性、战略性问题。习近平总书记年6月13日主持召开中央财经领导小组会议，就推动能源生产和消费革命提出五点要求：推动能源消费革命，抑制不合理能源消费；推动能源供给革命，建立多元供应体系；推动能源技术革命，带动产业升级；推动能源体制革命，打通能源发展快车道；全方位加强国际合作，实现开放条件下能源安全。习近平“四个革命、一个合作”的能源安全新战略，是习近平新时代中国特色社会主义思想在能源领域的具体体现，深刻揭示了世界能源发展的大趋势大逻辑，揭示了新时代我国能源发展的特点规律和方向趋势，为能源事业高质量发展提供了根本遵循。
科学编制能源发展“十四五”及中长期战略和规划，就要不断深化学习领会习近平能源安全新战略精髓要义，站在国家总体安全的高度，紧扣浙江实际，树立能源安全新观念，加以贯彻践行。
一是树立以多元供给满足合理需求的能源供需安全观。能源安全的基础是供需安全。供应侧，我国油气资源受制于人，油气对外依存度分别达70%、50%以上，能源技术、主要装备依赖国外，储备和应急能力弱，能源供需战略安全存在风险敞口。浙江电力、天然气供应能力超前不够，近年来不敷需求，不断受到迎峰度夏、度冬时段性供应短缺矛盾的挑战，年外来电力最高为万千瓦、年外来电量共万千瓦时，比例分别达36%、35%；年12月20日创天然气日供应历史新高万立方米，高出日平均供应量万立方米以上，存在供需安全隐患。需求侧，不合理需求增长过快也是能源安全隐患的重要原因。不合理需求，本质是经济社会特别是产业结构整体上转型升级滞后，生产生活中能源消费还存在粗放问题。新的能源供需安全观可以表述为“以多元安全保供满足多样合理需求”，既强调实现开放条件下高质量多元供给的能源安全，满足合理需求，也强调效率优先，能源跟着节能项目走，抑制不合理需求，两侧发力保障能源供需安全。
二是树立以清洁低碳为行业责任的能源环境气候安全观。人类活动造成的环境污染与生态破坏日益严重。雾霾等环境问题，成为人民群众最为诟病的社会问题之一。雾霾最重要的成因，是大气消纳不了过多的污染物，环境容量被屡屡突破、赤字累积。大气环境容量问题已经延伸到气候容量，全球既面临人类活动造成的气候变化强度和规模激增，又面临着气候变暖造成气候容量空间的明显萎缩。生态环境和气候安全，与能源结构密不可分。据浙江省统计局年度能源统计公告，能源消费特别是煤炭消费，是二氧化硫和氮氧化物的主要来源，各地能源消费量与二氧化硫、氮氧化物排放量高度相关，相关系数分别为0.91和0.93，大力推进节能降耗是有效削减污染物排放总量的重要手段。省环保厅公告，年我国能源活动排放占温室气体（其中CO2排放占比为84.23%）排放比重为82.7%（包括土地利用变化和林业），占碳排放比重为98.2%（浙江省为97.4%），占SO2排放比重为95%以上，氮氧化物几乎全部由化石燃料燃烧导致。应当把环境气候安全纳入能源安全范畴，树立起清洁低碳为行业责任的能源环境气候安全观，加大对化石能源活动的约束，提高清洁能源比重，坚定持续地优化低碳目标下能源供给侧结构。 三是树立以人为本可持续发展的能源生产和经营安全观。能源领域是一个复杂系统。能源开发利用的设施、设备及场所存在发生电力电网故障、油气泄漏甚至燃爆、网络信息受攻击等突发事件的风险，可能导致电力、油气等能源供应中断或者大幅度减少，造成区域市场供需严重失衡、国民经济遭受重大影响或者损害、人员伤亡等的重大生产安全风险。还存在供应侧结构失衡，或部分产能严重过剩、或能源价格与成本相背离，导致能源企业部分甚至大面积亏损、供应质量下降、投资和创新乏力等的重大企业经营、商业运作安全风险。国内外有关能源生产和经营安全重大事故，屡屡发生，教训深刻。应当牢固树立以人为本可持续发展的能源生产和经营安全观，从制度供给入手，着力加强电力安全监管和油气管道保护，提升能源企业投资建设运行效率，夯实安全生产和企业经营管理基础，不断提高能源安全发展水平，以确保能源企业自身安全，来确保能源供给安全。以习近平能源安全新战略为引领编制能源发展“十四五”规划，就要以面向未来更重角色定位和更大使命担当的胸襟，确立“十四五”浙江能源发展目标：到年基本构建起清洁低碳、安全高效的现代能源体系，能源安全保障、能源结构、能源利用效率、能源产业竞争力、能源数字化建设、综合用能成本、能源营商环境等重要方面达到国内先进水平，在持续建设清洁能源示范省的基础上，高质量打造能源综合改革先行省、能源互联网示范省和全球油气全产业链新兴湾区，有力支撑全省现代化建设，使浙江成为新时代全面展示中国特色社会主义能源治理制度优越性的重要窗口。
以辩证思维预测
新冠肺炎疫情对能源需求的影响
年，新冠肺炎疫情骤然袭来，能源行业避无可避。国际石油产销及价格首当其冲，急剧波动。疫情影响能源发展国内外走势，主要体现在能源需求短期大幅萎缩、长期增长更趋平缓；国际能源博弈激烈、市场关系更趋政治化；新型能源技术加快迭代、能源新生业态更趋活跃等方面。
疫情本身冲击已经显现，疫情常态化后的次生冲击——“世界产业格局松动”可能影响更大。可以预见，很多国家将改变对全球化的“看法”，开始回收、扶持与国家安全、人民生命直接相关的基础产业和民生产业，这将冲击世界产业和贸易格局。浙江经济外贸依存度高达50%以上，高出全国18个百分点左右，外贸低迷将冲击制造业基础。年浙江一二三产业及居民能源消费呈1.97：67.68:18.05:12.30的格局，二产权重最大。受外贸长期趋势影响，浙江今明几年能源需求增长不确定性加大。上半年能源消费走出一波周期较短的v型曲线，全省用电降幅不断收窄，负荷大幅增长，同比下降4.4％;管道天然气、成品油消费累积下降5%-16%，回暖明显。国家提出逐步形成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，采取“做好‘六稳’落实‘六保’”积极举措，应对前所未有的疫情冲击，拉动“新基建”、国内消费，很大程度上将对冲外贸影响。中长期看，浙江经济社会向现代化迈进“稳中向好、长期向好”的基本面和趋势没有大的影响。
比较发达国家发展历程，浙江“十四五”及中长期能源需求总体呈现以下趋势：一是能源消费总量及原油消费增量主要决定于油品全产业链重大项目建设投产和运行达产情况。按既定规划，舟山绿色石化一二三期项目、镇海炼化扩建、大榭中海油石化扩建等项目都将在“十四五”陆续建成，浙江自贸区油品炼化、贸易、储存各1亿吨战略目标也将在“十四五”、“十五五”逐步实现，拉动纺织化纤、新材料、生物医药等产业集群规模发展，杭州湾将成为有世界影响的石化湾区，并将全面提升浙江二产能级，重塑长三角南翼经济格局。如上述目标及项目如期实现，年浙江原油消费量将比年的万吨增长三倍上下。仅舟山绿色石化一二三期项目综合能耗将超万吨标煤，将使浙江能源消费总量达到3亿吨标煤，“十四五”年均增速接近4%左右。石化重大项目能耗释放之后，-年之间能源需求进入平缓增长期，预计“十五五”后期达到3.86亿吨标煤左右的峰值。参照发达国家历史经验，除了美国、加拿大等能源高消费国家外，大多数发达国家在人均GDP2万美元左右达到能源消费峰值。浙江预计在-年期间人均GDP达到2万美元左右，但受石化产业链项目能耗释放影响，年前达到能源需求峰值有难度。
二是电量电力需求维持3％-5%和5％-6%左右的中速增长态势，再电气化等使电力消费结构持续变化。国家降低能源对外依存度过高的风险，一方面将实施进口的多元化和通道多方向举措，另一方面将立足国内自给率高的电力行业，加快供需两侧电气化水平。按此政策指引，浙江电力需求将维持比能源消费总量更高的增速。增速因素之一，以石化全产业链重大项目为代表，“十四五”期间二产仍是全社会用电量增速的重要动力。年二产用电量将达到亿千瓦时左右。年后，浙江开始向后工业阶段过渡，二产用电趋于稳定，在年达到亿千瓦时左右的峰值。增速因素之二，三产用电快速增长。近四年全省三产用电量平均增速达12.5%。“十四五”期间，电动汽车、轨道交通等电力需求将呈中高速增长。年浙江电动汽车累计保有量已接近32万辆，按照年增长10%考虑，预计年电动汽车用电量达到亿千瓦时左右。“十四五”期间，浙江高速铁路、城际铁路、地铁等轨道交通加速发展，总建设规模近公里左右，预计年轨道交通新增用电量为70亿千瓦时左右。数字经济将推动商业服务业用电持续高速增长。年浙江省商业服务业人均用电不到美国的1/4、法、德、日的1/2。预计年浙江商业服务业用电量将达到亿千瓦时，年商业服务业的人均用电量达到千瓦时/人以上，与法、德、日当前水平相当。增速因素之三，居民生活用电呈递进式发展。空调等家电用电进一步增加，推高居民生活用电比重，影响居民生活用电结构。年浙江人均生活用电量为千瓦时/人，不到美国的1/4，约为法、德、日的40%至60%。预计年人均居民生活用电量将达到千瓦时/人左右，年达到千瓦时/人，与日本当前水平相当。
三是天然气居民需求稳步增长，供热、发电、化工原料用气增量与环保政策正相关、与气价负相关。年底浙江将基本实现天然气“县县通”目标，城燃包括居民、工业、商业以及供热用气需求将逐步得到释放。其中城市居民用气覆盖率达到70%；预计到年，城市居民用气覆盖率达到78%，年达到约85%的峰值。发电用气需求按照电力平衡中天然气电力装机及发电量进行测算。如镇海炼化、大榭石化、舟山绿色石化如期投产达产，化工原料用天然气需求将大幅增加，“十四五”期间年需求量最高达到20亿方，到年将达到30亿方。分地区看，未来浙江省用气主要集中在环杭州湾的杭甬湖嘉绍舟地区，预计年环杭州湾地区天然气需求量为亿方，约占全省的70-80%。全省-年天然气消费年增22%多，兼顾价格、环保政策等因素，-年可按年增10%左右的速度预测。
四是煤炭消费刚性需求巨大，实际消费量取决于“蓝天保卫战”限煤政策走向。根据国务院蓝天保卫战目标，浙江煤炭总量应达到“年较年下降5%”的要求，年煤炭总量需控制在万吨。年全省煤炭消费控制在万吨，遏制住了连年增加的势头，年控制在万吨，下降3.3%，为年完成目标创造了条件。年浙江煤炭消费结构中，加工转换用煤占85.3%（其中发电、供热用煤占83.8%），终端消费占比14.7%。舟山绿色石化项目一期达产后，年新增用煤万吨，全省煤炭消费结构需重新核算，并重点 适度超前的能源重大设施构建起“安全高效、清洁低碳”现代化能源体系的物理基础。能源体系由能源设施硬件和能源体制机制软件构成。能源设施包括自然垄断的能源基础设施和可以市场竞争的能源设施。能源基础设施是指保障能源基础公共服务的设施，包括输配充电网络、石油天然气、热力输送管网、能源储备设施、能源专用码头、液化天然气接收站和铁路专用线等能源设施，具有网络化、普遍服务（公共事业性）、规模经济和外部性强等特征。各种油气煤和电源项目是可以市场竞争的能源设施。供不应求、供需紧平衡的能源体系，谈不上结构优化、市场化改革。“安全高效、清洁低碳”现代化能源体系的物理基础，是能源设施供给能力适度超前。
应当抓住这次疫情转危为机的重大机遇，推动一轮“能源新基建”高潮，下决心建设一批能源重大项目，变能源供给短缺为适度超前，变卖方市场为买方市场，为市场化改革和能源惠民利民，创造硬件基础。
重大能源设施布局和建设，总的要贯彻国家能源安全发展战略和规划，以及长三角一体化国家战略、浙江自贸区油品全产业国家战略，按照基础先行、适度超前原则，高质量满足用能战略需求，兼顾集约节约、高效利用，存量提升、增量取代，支撑浙江在全国能源供给中的战略地位，建设成为我国面向国际的油气接收储备基地、交易中心，服务全省经济发展大局。“十四五”规划要按照五年期为主、中长期统筹布局，梳理一批能源基础设施重点项目，滚动完善项目库，每年投资不低于-亿元，建设形成城乡一体、综合互联、高效智能的现代化能源基础设施体系。
（一）电力设施。以扭转全省性电力供应缺口，供应能力适度超前于需求增长为目标，省内为主+省外并举，多方开拓电源和跨省输电通道、省内主网架等供应渠道，根据全社会用电量、全口径最大负荷预测和可控电力设施进行逐年平衡，安排电力项目建设时序，打赢增强电力供应能力翻身仗。
电源设施方面，规划建设方针是能建尽建。核电要用足用好浙江核电厂址选址优势，连续建设台州三门核电二三期共4台核电机组，开工建设温州苍南三澳核电一至三期共6台核电机组；启动象山金七门、海岛核电等项目前期工作，加强已规划沿海核电厂址的保护。煤电在确保建成浙能镇海电厂异地迁建项目2×66万千瓦基础上，按国家政策规划确定上大压小、容量置换大型清洁煤电项目，“十四五”期间争取开工、建成各1-2个项目。重视现有煤电机组灵活性改造，部分机组承担调峰功能。水电在稳定常规水电开发水平的同时，充分发挥场址资源丰富的优势，加快省内抽蓄电站建设，“十四五”期间建成长龙山等4个抽水蓄能电站，开工在建缙云等5个抽水蓄能电站，筹备开工建德、桐庐抽水蓄能电站，为浙江和长三角地区电力安全运行提供有力支撑。光伏发电要坚持省及地方支持政策，深化光伏+建筑、园区、交通、户用等专项行动，保持浙江在全国光伏发电特别是分布式光伏发电领域的引领优势。风电要大力发展海上风电，按照“海上风电+海上牧场+陆上基地”模式，重点在12海里领海海域及毗连区布局海上风电项目，年装机达到万千瓦，到年达到0万千瓦。生物质发电以垃圾发电为主，按照垃圾有多少就用多少的原则布局建设，年生物质发电装机达到万千瓦左右。外来电要加强协调落实，年起吉泉特高压直流分电万千瓦；年白鹤滩水电至浙江特高压直流建成投产，到年满送达到万千瓦；推动新建输浙第四回特高压通道。
电网设施方面，以中西部特高压站和东部火电、核电基地为支撑，优选“千伏主网架+第四回特高压直流（柔直）”或“特高压环网+第四回特高压直流（柔直或普通）”方案，规划建设“交直流互备、火核水互济、东西互供、南北贯通”的全省电网主网架，以及适应重化工业发展、电能替代的智能配电网，完善“三道防线”，全环节推进数字化转型，构建源网荷储友好互动系统，打造成坚强智能、互联互动、灵活柔性、安全可控的新一代电网电力系统。优化充电基础设施布局和建设，推动充电设施服务网络与未来社区、智慧城市、智慧交通融合发展，形成广泛覆盖、便捷智能的充电设施服务网络。
（二）天然气设施。以基本建成宁波舟山LNG登陆中心，增强省域主干管网互联互通和输配气能力，打造天然气全产业链为目标，在现有浙江LNG（宁波）、舟山LNG、温州LNG、台州LNG布局建设的基础上，布局以宁波-舟山港为中心，以宁波穿山片区和舟山六横片区、白泉港区为核心先导区，舟山衢山港区、宁波大榭片区为扩展推进区的宁波舟山LNG登陆中心，重点推进穿山、六横等千万吨级接收站建设，加快登陆中心配套管网布局和建设，推进长三角地区天然气管网互保互济能力建设，实现天然气来源和运输路线多元化，同时大力推进城市燃气城乡一体配网建设，满足日益增长的天然气消费需求。
（三）石油及成品油设施。以服务基本建成舟山绿色石化基地和中国（浙江）自由贸易试验区油品全产业链，适应车辆消费升级、油品安全保供为目标，加强炼化、原油、成品油管道、码头、油库等设施和终端站点设施建设，到年，全省原油加工能力达到万吨，成品油供应能力达到万吨，油品储存规模达到万吨，全省石油管网规模达到公里，储运能力明显增强，打造国际一流的石化基地和国际油品储运基地。推进长三角地区石油管网互联互通、互保互济能力建设。新建和改造相结合，全省三分之一加油站提升为综合供能服务站，推动舟山绿色石化项目成品油消纳。
（四）煤炭设施。以提升现有煤炭储运网络及接卸能力为目标，破解宁波舟山港、独山港等煤炭海河联运通道河道制约瓶颈，提高杭绍甬等地煤炭“公转水”能力；打通钱塘江中上游航道，建立金华、衢州等地市场煤炭水路运输通道；采取有力举措，提高煤炭消费大户特别是年运量万吨以上用煤企业铁路专用线接入比例，打破宁波舟山港六横煤炭中转码头和乍浦港码头接卸能力饱和趋势，完善煤炭海河联运和铁路、公路、水路运输网络系统，提高煤炭储运场所智慧化、清洁化水平。
以综合能源系统+能源互联网
为能源科技创新整体智治的重点
高质量的现代能源体系，是基于多种功能、多种要素、多种技术的体系化集成，是体现和贯彻创新、协调、绿色、开放、共享新发展理念的能源体系。浙江构建现代能源体系，应当坚持以科技创新为第一动力，把能源技术及其关联产业培育成带动产业升级的新增长点，以科技创新驱动能源行业高质量发展。“十四五”重点之一是做好“综合能源系统+能源互联网”文章。
综合能源系统利用数字信息化技术，破除传统多类型能源供给之间的壁垒，在供给链上促进传统的电油气、风光为代表的非水可再生能源等能源品种深度融合，实现多类型能源供给互联互通的系统。能源互联网是一种互联网与能源生产、传输、存储、消费以及能源市场深度融合的能源产业发展业态。
能源互联网的物理本质就是综合能源系统，就像一个硬币的两面，二者内在统一。“综合能源系统+能源互联网”以提高能效为中心，以市场化、多元化、智能化、定制化为手段，具有设备智能、多能协同、信息对称、供需分散、系统扁平、交易开放等特性。
“综合能源系统+能源互联网”的理念和建设方向，应针对供给侧，针对区域电网。更应面向需求侧，面向用能需求多样的未来社区、工业园区或建筑综合体，通过“综合能源系统+能源互联网”项目的精准建设运行，实现能效提高、可靠性提高、用能成本降低、碳排放、污染物减少多个目标和红利的协调。已建成的国网嘉兴尖山源网荷储综合试点项目，供需两侧兼顾，成功解决了区域内众多光伏发电项目的电量消纳和工业园区多元复杂的安全保供问题，是“综合能源系统+能源互联网”的示范项目，可以大力推广。
“综合能源系统+能源互联网”项目的成功，取决于找到合适的建设、服务、商业模式。最大效益在系统规划层面，规划设计阶段就能统筹考虑供应侧、需求侧各环节多品种能源的综合配置，同时重视运行阶段的优化调度，实现各能源系统的互补，达到系统效益最大化。效益还体现在技术集成创新层面，包括信息技术（云大物移智、区块链），微能源网（微电网）技术，分布式电源、冷热电负荷和储能聚合虚拟可控技术，冷热电三联供、电转气技术和相变储能等能源转换技术，智慧能量管理系统协调优化供需潮流路径技术等的创新突破、引进消化、集成应用。
“十四五”期间，按照“综合能源系统+能源互联网”理念，重点推动天然气分布式能源发展，完善天然气分布式能源项目发展支持政策，采用自发自用、余量上网、电网调节的运营模式，在医院、数据中心、医药化工园区、城市综合体、增量配电网等布局建设一批天然气分布式能源项目。
以缓解低碳目标下电力峰谷差矛盾
为标志性成果
“十三五”期间，浙江电力安全保供的一个突出问题是电力负荷峰谷差拉大、尖峰负荷拔高，存在过载停电的风险隐患。表现为：一是规模增加。年冬季、夏季日电力峰谷差最高分别达到万千瓦、万千瓦，峰谷差一般约为最大负荷的30%～40%，最高超过最大负荷的50%。-年尖峰负荷规模持续增长，3%尖峰负荷规模由万千瓦上升至万千瓦，5%尖峰负荷规模由万千瓦上升至万千瓦。二是累计持续时间短。3%尖峰负荷年持续时间一般不超过30小时，5%尖峰负荷年持续时间一般不超过小时。三是电量少。受尖峰负荷持续时间较短影响，尖峰负荷对应的用电量一般较少，占总电量的比重较低。年3%尖峰负荷电量占比不超过万分之七，5%尖峰负荷电量占比不超过千分之四。四是单次持续时间短、出现频次低。年5%尖峰负荷单次持续时间最长为3-6小时，全年出现频次10-40次；3%尖峰负荷单次持续时间最长为2-6小时，全年出现频次6-25次。五是分布时段与年负荷特性基本一致。年负荷曲线呈现出夏冬双高峰特性，夏季降温负荷占比较高，尖峰负荷出现时间多分布在7-9月份；冬季采暖负荷占比次于夏季降温负荷，尖峰负荷多分布于12-次年2月份。
影响电力系统负荷峰谷差大小的主要因素是负荷组成、季节变化和节假日等。负荷组成是尖峰负荷的长期影响因素，工业用电负荷相对稳定，商业用电、居民用电波动较大，更易受生产生活、气温气候、节假日等因素影响。气温变化、节假日是尖峰负荷的短期影响因素，尖峰负荷呈现出气温、节假日敏感的特点。用电需求结构中三产和居民消费比重不断增加，二者的时段性需求模式，尤其是全社会用户侧空调负荷的大规模集中开启，使得用电负荷瞬时爬高，负荷曲线尖峰化。年冬季、夏季，空调负荷占电网最大负荷的比重分别达到31%和26%。
“十四五”面临更为复杂的国内外发展形势，电力消费结构将出现二产用电比重下降、三产和居民消费比重持续提高、夏季降温和冬季采暖范围扩大等的变化，最大负荷增速将高于用电量增速超过1个百分点，最大日峰谷差将攀升到3万千瓦以上，电力负荷曲线夏季冬季双峰特征更明显。从供给方面看，目前浙江存在尖峰电力缺口，尚不能应对“全年缺电量、短时缺电力”的结构性矛盾。硬缺口是可顶峰的电力装机不足，年全省电力装机总量为万千瓦，其中省内可顶峰的最大发电能力为6万千瓦，外来电力最大为3万千瓦，而年预测最高用电负荷9万千瓦，顶峰电力与最大用电负荷之间难以可持续平衡。软缺口是代价高昂的尖峰电力资源统筹调度机制，以及相应的投资和协同回报机制缺失。
削减电力负荷峰谷差事关全局、效益可观，是能源电力系统长期安全保供必须破解的一道坎。安全效益方面，削峰能够有效抑制尖峰负荷对电网的冲击，防止出现过载停电风险，提高电网运行安全可靠性；经济效益方面，削峰有提高设备利用效率、降低系统运行成本等直接效益，还能够延缓电源电网建设投资；节能环保效益方面，控制尖峰负荷可降低煤电机组调峰深度，提高发电效率，减少煤炭消耗、温室气体及污染物排放量。
应改变单纯依靠增加统调电源建设来削峰的传统观念，防止发电和输变电设备利用小时偏低、投资低效、推高全社会用电成本等诟病，问题导向、整体统筹，削峰安全保供与完成低碳目标、供给侧与需求侧、集中式与分散式电源规划建设、短期安排与制度建设、市场导向与承担社会责任等相结合，更经济高效地平衡电力电量，缓解电力峰谷差矛盾，以此作为能源电力供需效率变革、动力变革的着力点，作为“十四五”电力规划重点突破的标志性成果。
（一）提高系统调峰能力。一是能建尽建多元电源。争取国家及各方最大支持，能建尽建核电、水电包括抽水蓄能机组、气电包括分布式机组，光伏电站及分布式光伏、海上风电，有序建设陆上分散式风电；推动储能产业发展，降低储能应用成本；新增白鹤滩等跨区输电通道，力争所有跨区通道满负荷出力。二是发挥煤电“兜底电源、调峰电源”的“压舱石”作用。按国家控煤、低碳目标及煤电政策，煤电定位从基础电源逐步转变为低成本、电力电量安全可靠和灵活调节型电源，精准规划布局存量转型和增量升级方案，确定煤电包括热电联产机组的新建、改造延寿和淘汰，“十四五”期间争取开工、建成上大压小、容量置换大容量、高参数、高灵活性清洁煤电项目各1-2个项目；容量置换可以考虑以“低负荷容量”等量替代为标准；瞄准最小技术出力20%-40%的国际先进水平，开展煤电机组灵活性改造，发挥煤电在系统中高保证出力的“压舱石”作用。三是经济组合存量电源。评估各类电源的年化成本，确定各类电源系统功能定位及对应用电负荷等级的经济组合，优化电力供应结构。电源经济组合排序为：已完成折旧及还本付息的30万千瓦及以下合规延寿煤电机组、成本合适的发电侧储能和需求响应作为尖峰资源;延寿煤电、抽水蓄能和气电作为高峰电源;大型水电、跨区输电、60万千瓦以下煤电机组作为腰荷电源;核电、60万千瓦及以上煤电机组作为基荷电源。
（二）加强需求侧管理。一是科学合理控制尖峰负荷规模。实现全社会最大负荷实时监测统计，为精准判断合理的尖峰负荷控制规模提供依据。推动节能型社会建设，淘汰高耗能落后产品、设备和工艺，限制高耗能产业的盲目发展；推广各类灵活性用电负荷和智能电器，发展智能家电、节能家电等低耗能产品、节能设备。鼓励用户能源合同管理，引导用户高峰时少用电，低谷时多用电，提升用户侧灵活性，实现移峰平谷。二是迭代完善电力需求侧响应机制。强化智能电网系统平台建设，完善电力需求侧响应实施办法及技术标准体系，将响应措施转变为常态化、市场化手段。调动电力用户参与积极性，按照“工业用户—大型商业用户—居民用户”的顺序，推广以空调为代表的负荷聚合机制，推动电动汽车参与调峰。提高系统负荷率，精准负荷响应能力达到万千瓦以上，负荷侧调峰能力达到全社会最高用电负荷的5%以上，负荷控制能力达到最高负荷的10%以上。
（三）健全市场政策机制。一是发挥电价杠杆作用。把削峰问题列入电力体制机制改革的重点，电力市场设计和建设运行能形成充分反映供需变化的峰谷电价；电改过渡期，实施用户峰谷分时电价执行范围全覆盖和季节性“尖峰电价”，延长尖峰负荷累计持续时间，“削减”和“拉平”负荷尖峰。二是完善电力辅助服务补偿机制。扩大煤电灵活性交易品种，调动火电机组参与调峰积极性。引入市场化竞价模式，探索需求响应资源参与辅助服务市场交易，有效控制需求响应补贴成本。建立完善电力容量市场，调动市场投资、运行尖峰资源的积极性。
以市场化改革和大能源工作格局
作为能源治理体系现代化突破口
现行许多能源管理制度已不适应社会主义市场经济发展需求，不适应社会和人民群众的期待。迫切需要推进能源体制革命，健全能源法治体系，还原能源商品属性，构建有效竞争的现代能源市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制，激发能源领域的活力、创造力，提高能源生产力，推动能源高质量发展，让能源发展改革成果惠及全体人民。
能源改革利益调整难度大，改革任务艰巨。从浙江实际出发，需要坚持系统推进和重点突破相结合、促进发展和保障民生相结合、服从全国改革大局和勇于创新走在前列相结合，以市场化改革为方向，以惠民利民为中心，构建大能源工作格局，更好地发挥政府作用，加强顶层设计和统筹谋划，扎实推动电力、天然气、可再生能源、节能等各专项改革，做到“市场机制有效、微观主体有活力、宏观调控有度”，为能源安全保供和营商环境优化增添动力。
(一)改革重构节能优先体制机制。“节能是第一能源”，节能提效是能源转型的首要选择和基石。构建清洁低碳、安全高效的能源体系，要以提高能效、控制能源消费总量为前提。有效落实节能优先方针，必须建设节能型社会，发挥节能的绿色标尺作用，把节能放在“十四五”规划的优先位置，贯穿于经济社会发展全过程和各领域。一是实行新的目标责任制。探索创建节能社会体制机制，统筹完善全省能源“双控”和煤炭总量控制目标体系、工作体系、政策体系、评价考核体系，完善支持政策，加大财政节能资金支持力度，健全绿色金融体系，确保国家约束性考核指标完成见效。
二是加强重点领域节能。依法落实重点领域节能提效目标、技术标准，加强高耗能行业能耗管控，全面推行煤电机组等多领域能效“领跑者”制度，实施绿色制造、交通、建筑、公共机构、数据中心创建行动，倒逼经济发展方式转变，促进产业和能源结构优化升级。
三是实施节能重点工程。组织实施燃煤锅炉节能环保综合提升、电机系统能效提升、减煤替代和电能替代等节能重点工程，推动能源生产侧和消费侧的“再电气化”，促进能源结构调整和能效提升。
四是完善节能市场化机制。节能与“标准地”、“亩均论英雄”改革深度融合，推动用能权改革取得新突破，全面开展用能权确权，扩大交易范围，实现全流程在线运作。实现区域能评及项目能评法制化、全覆盖。
五是强化节能监督检查。健全队伍，加强能力建设，提高节能监管服务水平。
（二）打赢深化电力体制改革总体战攻坚战。一是坚持市场化改革方向，把握深化电改的总体目标和重要路径。总体目标是：全面实施习近平能源安全新战略，坚持市场化改革方向，加快构建有效竞争的电力市场体系，形成主要由市场决定电力价格的机制，转变政府对能源的监管方式，建立健全电力行业“有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效”的市场体制，保障电力系统安全稳定运行、提高电力安全可靠水平，推动电力行业质量变革和效率变革、努力降低电力成本，促进能源转型和产业升级、服务经济社会发展全局。深化电改的重要路径是：遵循电力商品的实时性、无形性、供求波动性和同质化等技术经济规律，以保障电能的生产、输送、使用动态平衡和电网网架、调度运行、信息的安全作为约束条件，分阶段构建电力市场体系。电力已占浙江终端能源消费的60％,电力体制改革工作关系经济发展、群众生活和社会稳定，需要整体设计、重点突破，凝聚共识、形成合力，分步实施、稳妥推进，打好总体战、突围战、攻坚战。
二是体系化设计建设初期电力市场，出台并不断完善《浙江电力市场运营规则》。跟踪全国电力市场建设要求，借鉴国际经验，依托国际国内联合咨询团队，分初期市场、中远期市场和目标市场三个阶段构建电力市场体系。初期电力市场要建立起市场化交易机制，为中远期市场和目标市场建设奠定基础，建设运营重点是现货市场、合约市场和辅助服务市场。合约市场重点是开展中长期批发交易、售电市场零售交易。关键是设计出台并不断完善《浙江电力市场运营规则》，规范初期电力市场的模式、架构，满足电力现货市场、中长期交易市场、售电市场、辅助服务市场等类型市场运行、结算、管理等各环节需求，不断完善配套的流程细则和参数设计，作为电力市场建设运行的依据。“十四五”期间，全省电力市场化交易电量发展到全社会用电量的60%以上，其中现货市场交易电量保持在2%-10%左右，中长期市场、售电市场交易电量发展到50%以上；以电改推动电力系统效率变革，提升设备利用效率（电源设备利用小时、电网负载率、网损率等）、可再生能源利用效率（可再生能源装机占比、消纳率等）、需求侧管理效率（电网负荷率等），优化整体效率。
三是深化输配电价改革，理顺电价形成机制。监管周期内电网企业按核定的输配电价收取过网费，不再以上网电价和销售电价价差作为主要收入来源。参与电力市场交易的发电企业上网电价，由用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定。参与电力市场交易的用户购电价格由电能量交易价格、输配电价、辅助服务费用、政府性基金及附加四部分组成；未参与市场交易的上网电量，以及居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电，继续执行政府定价。建立输配电价调整机制，按照“准许成本加合理收益”原则，科学核定每一轮输配电价，争取国家核减浙江输配电价及政府性基金及附加；对标统调煤电基准上网电价，争取国家合理降低浙江部分核电项目上网电价；推动天然气发电机组上网电价改革，有效降低气电平均上网电价水平；建立地方水电、地方热电等衔接电力市场相关体制机制，促进电价下降；妥善处理电价交叉补贴，为降低终端用户电价腾出空间。
四是扭住现货市场出清价格的导向功能，确立电力市场化价格形成机制。依照市场规则和连续结算试运行经验，迭代完善具备现货市场、合约市场、辅助服务市场交易和管理等功能并具扩展性的浙江电力市场技术支持系统，规范关键市场参数的设定标准与取值，确保市场设计和技术系统的一致性，待内外部条件成熟后规范投运。保持现货市场（包括日前预出清和实时平衡市场）建设运维的先进性、科学性和透明度，采取及时公布现货市场出清价格历史数据、编发价格指数等方法，引导合约市场电价，发挥现货市场准确反映电力供需实时变化的功能，形成电力交易和服务的市场化价格机制。完善电力辅助服务市场机制，与现货市场同步开展调频、调压、黑启动等辅助服务市场交易，根据浙江特高压直流远距离大功率输送特点建立相应的事故备用辅助服务市场机制，并探索调频、备用辅助服务和现货市场的联合出清模式。加强电力应急能力建设，通过实施需求响应和有序用电方案，完善电力电量平衡的应急保障机制和体系，提高供需平衡保障水平。
五是规范运营合约市场，扩大电力市场化交易规模。初期合约市场主要作用是规避现货市场的价格风险和贯彻落实国家能源战略政策等，合约形式为带时标（负荷曲线）的差价合约、种类分为政府授权合约和双边合约，政府授权合约与电力普通直接交易、售电市场交易相衔接，期限以年度为主。引导电源侧、负荷侧、储能侧资源深入参与电力市场交易，扩大交易范围，在优先保障居民、农业和重要公共事业用电基础上，“十四五”期间全面放开经营性行业发用电计划，实现电力运行管理模式从计划向市场平稳过渡。建立健全外来电与省内电源的市场共享、风险共担机制。按煤电、核电、大型水电、气电以及外来电等不同电源属性设计差价合约，保障各类电源平等参与市场。参与市场的发电机组政府发电计划转换为政府授权合约。鼓励市场主体协商签订双边合约，同步放开用户电量比例、缩减政府授权合约电量份额，推动电力电量平衡主要依靠市场实现。采用政府授权合约的发电机组通过参与电力现货市场竞争发电。规范自备电厂准入标准，拥有自备电厂的企业按规定承担与自备电厂产业政策相符合的政府性基金、政策性交叉补贴和系统备用费，成为合格市场主体，参与电力市场交易。
六是完善售电市场规则，推进售电侧改革。发展培育各类售电公司，增强核心竞争力；规范售电公司业务运营模式，明确售电公司与电网企业的业务与权责界限，建立保底供电机制；逐步扩大售电市场交易用户范围，除钢铁等四大行业用户外，根据产业政策引导方向，交通运输、信息传输等优先发展行业逐年纳入售电市场交易范围，用户通过双边协商、集中竞价等方式，向发电企业直接购电。加强售电市场与电力现货市场的衔接，售电企业与发电企业电力中长期交易合同中应约定分时结算规则，交易价格分为尖峰、高峰和低谷电价，峰谷分时电价时段参照《浙江省电网销售电价表》执行。放开增量配电投资业务，推广现有14个增量配网试点经验，继续分批次推进新试点；落实增量配电网输配电价制度，完善增量配电价格形成机制；推进增量配电网分布式发电、市场化交易等改革，确保增量配电网电力稳定供应。“十四五”期间，全省售电市场交易电量发展到全社会用电量的20%-30％。
七是放宽电力行业准入，开放电网公平接入。稳妥推进电力企业混合所有制改革，不断促进电力投资建设主体多元化。落实可再生能源发电保障性收购制度，清洁能源、可再生能源、节能降耗和资源综合利用机组无歧视、无障碍上网。建立分布式电源发展新机制，放开用户侧分布式电源建设，支持多元主体投资建设太阳能、风能、生物质能发电以及燃气“热电冷”联产等各类分布式电源，接入各电压等级的配电网络和终端用电系统，鼓励合同能源管理模式建设运营分布式电源。
八是提升“获得电力”水平，优化电力营商环境。加强电力统筹规划和科学监管，健全市场主体信用体系，提升电力系统整体管理效率，提高电力安全可靠水平。通过市场化改革和政策性降本等措施，充分利用比较竞争优势，进一步降低终端电价水平和用电成本，拉平与江苏等周边省市的电价差距。按照建设“重要窗口”、全方位深化“最多跑一次”改革及“网上办事掌上办事”部署，迭代升级“获得电力”“一件事”集成改革，迭代升级用电报装服务标准和目录清单，实现办电服务便利化。10千伏及以上高压客户、低压小微企业用电报装接入推行“减环节、减时间、减费用、减材料”，千瓦及以下、设区市千瓦及以下低压用户用电报装适时实行“零上门、零审批、零投资”服务，高压用户用电报装推行“省力、省时、省钱”服务，实现水电气网协同报装全覆盖，用电报装时间、环节、成本、供电可靠性等“获得电力”指标国际国内领先，提升企业和人民群众“获得电力”的满意度。
九是规范运行独立电力交易机构，健全电力市场组织体系。加强电力体制改革的组织领导，配强电改工作专班队伍，形成改革合力。浙江电力交易中心股份化改造按规定到位，构建公开透明的电力交易平台。发挥电力市场管理委员会作用，规范电力调度机构在现货市场运营中的职责定位，优化电力调度、交易机构间的工作协调机制。
（三）加快建立天然气新体制。推动天然气体制改革方案落地实施，完善省域管网统筹协调发展长效机制，推动城镇燃气扁平化和规模化改革，形成“网络化、县县通，多气源、少层级，管中间、放两头”符合浙江实际的天然气新体制。稳妥推进管网独立、管输和销售分离改革，制定省管网公司以市场化方式融入国家石油天然气管网公司的方案，组建央企、地方国资和各类社会资本参与的混合所有制浙江省管网公司。加快市场化改革，打破省级管网统购统销，实行管输和销售业务分离，推进管网和LNG接收站等天然气基础设施向所有市场主体公平开放。深化天然气价格改革，进一步推进非居民用气价格市场化；过渡期实行政府主导的价格联动机制，综合考虑周边省市价格、企业经营和管输成本等因素，按淡旺两季确定城市门站价格，结合配气成本核定终端最高价格；完善市场化价格形成机制，形成天然气价格第三方监测评估和信息公开对比机制。
（四）健全能源安全储备制度。坚持总体国家安全观，创新能源安全储备体制机制，按照国家能源安全储备区域战略定位和阶段目标要求，发挥浙江海洋海岸海运优势，出台能源安全储备专项规划和政策，激励多元主体协同联动，多类品种、多种形式互为补充，提升浙江能源储备应急保障能力，加强能源安全储备体系建设。石油储备方面，依托浙江自贸试验区油气全产业链建设，扩大浙江原油和成品油储备能力，加快形成政府储备、企业社会责任储备和生产经营库存有机结合的石油储备体系。天然气储备方面，针对天然气需求逐年增加，季节峰谷差明显，LNG占比不断提升等情况，建立规模适度超前、统筹调峰的天然气储备体系，为完善全省天然气产供储销体系补短板。煤炭储备方面，依托省能源集团、省海港集团、物产中大集团及省内央企发电企业，健全以企业社会责任储备为主体，地方政府储备为补充，库存动态调节的煤炭储备体系，确保燃煤电厂最低库存15天。完善煤炭质量管控体系，建立涉煤企业煤炭质量管控清单，严格控制煤炭质量，提高入浙煤炭的热值，落实硫分、灰分等含量要求。
（五）完善可再生能源发展机制。适应光伏、风电逐步接近平价上网实际，创新绿证交易方式，引导各类主体积极购买绿证，切实增加浙江可再生能源消纳量。开展可再生能源消纳责任考核，完善消纳责任权重及消纳量分配、消纳实施工作机制、消纳责任履行方式等，全面进行监测评价和考核，落实年度可再生能源电力、非水可再生能源电力消纳等目标指标。
（六）强化能源开放合作机制。积极参与“一带一路”能源开放合作，实现海外能源生产基地零的突破，积极吸引国际油气企业参与浙江自贸区油气全产业链建设，打造国际油气交易中心、国际油气储运基地。推进长三角能源一体化合作，深化气网、油网、电网、热网互助联动机制，推动浙沪、浙苏、浙皖油气管道联通；合作推动长三角油气交易平台建设，与上海共建长三角期现一体化油气交易市场，推动大宗商品期现市场联动；建立能源互济互保机制，共同应对能源安全风险。参与长江经济带能源开放合作，进一步加强与四川、云南等能源富集省（区）的战略合作，以舟山江海联运服务中心为龙头，加快推动长江经济带省市江海联运合作，积极参与“气化长江”等重大行动。围绕国家各项开放战略，推动列入国家纲要、计划、规划的能源项目实施，促进高水平开放合作。
（七）完善能源创新试点示范机制。构建能源技术装备创新发展机制，推进能源技术装备自主化进程，力争在智能电网、先进核电、大规模储能、氢能和燃料电池等重点领域取得突破，建成试点示范项目，抢占能源转型变革先机。大力推进综合供能服务站建设，在供能品种多样化、供地形式多元化、服务标准规范化方面实现创新、打造标杆。推动储能参与电力辅助服务试点，支持和引导先进电池企业加大储能技术研发和创新，推行电网侧、电源侧、用户侧储能示范试点。推动分布式能源试点，结合未来社区、美丽园区等试点建设，推动供应侧和需求侧智慧互动的综合能源系统和分类分级资源循环系统。推进国家“互联网+”智慧能源试点，推动能源供应+消费智能化的区域综合能源示范，打造一批智能电厂、电网工程，完善电力调度交易机制，提高系统综合运行效率。
（八）推进能源投融资机制改革。一是充分激发社会资本参与能源投资的动力和活力。创新能源投资项目业主确定方式，光伏、风电、生物质能、火电站、水电站等项目推行以竞争性方式确定项目业主。推行企业能源投资项目承诺制，严格按照《政府核准的投资项目目录》规定及权限核准能源项目，目录范围外的数字化属性“新基建”等项目实行备案制。按照最多跑一次改革要求，完善能源投资项目管理责任及程序。二是发挥好能源行业政府投资的引导和带动作用。能源领域政府投资资金重点支持农村电网改造、国家石油储备基地等市场不能有效配置资源的基础设施和公共服务类项目。政府投资资金采用建立项目库、招投标分配、资本金注入及投资补助、贷款贴息等管理方式，平等对待各类投资主体，并强化政府投资资金使用情况后评估制度。鼓励政府和社会资本合作，重点在城镇配电网、充电桩、城市燃气管网、液化天然气（LNG）储运设施等领域推广运用政府和社会资本合作（PPP）模式。对确定采用PPP模式的能源项目，通过竞争性机制公平择优选择社会资本作为合作伙伴。三是畅通能源投资项目融资渠道，鼓励发展能源项目直接融资。推动三澳核电一期尽快核准建设，打造全国首个有民营资本参与的核电示范项目样板；启动白鹤滩输浙特高压直流项目股份多元化改革，吸引沿线地方政府所属投资平台、大型金融机构、产业基金等入股项目建设，开创合作共赢、利益共享的跨省区特高压项目建设投资新模式。四是提升综合服务管理水平，健全监管机制。落实能源投资项目审批负责制，大力推进阳光审批。加强能源企业信用体系建设，确保投资建设市场安全高效运行。鼓励国有能源企业开展混合所有制改革，为社会资本在能源领域开展投融资活动创造体制机制条件，催生新产业新业态新模式，构建能源创新发展生态圈。
（九）梳理完善地方能源法律体系。借能源法立法的东风，着眼构筑大能源工作格局，总结能源治理体系经验，完善地方能源法律体系及制度，依法规范能源供需安全、环保安全、生产安全、技术安全与经济安全、商业安全，供给侧、服务侧与消费侧，化石能源与新能源等各方关系，提高运用法治思维和法治方式深化改革、推动发展、化解矛盾、维护稳定、应对风险的能力，发挥法制对改革的引导、推动、规范作用，为能源治理体系和治理能力现代化提供法治保障。
（十）推进大能源运行与管理机制改革。发挥浙江省煤电油气运工作领导小组作用，健全权责明确、运转高效、系统协同的煤电油气运协调机制。统筹建好用好浙江数字能源系统，切实强化能源运行分析和动态监测，为能源科学规划建设、合理需求控制等提供决策依据。建立完善省内不同类型电源之间、外来电送受双方之间等基于市场化的利益调节机制。优化统调电厂供热机组等的运行调度机制。以“最多跑一次”改革为牵引，全面推行能源“一件事”改革、“一站式办理”和“互联网+”服务机制。创新能源监管方式，重点围绕行业准入、项目核准建设、节能监察、节能审查、安全运行等，强化事中事后监管。完善能源安全管理制度，健全安全生产责任体系。
以衔接协调指标体系和重点项目
为规划编制的重要方法
目前，省级“十四五”专项规划编制目录已明确，省能源发展“十四五”规划列为省级重点专项规划，省电力发展“十四五”规划、省可再生能源发展“十四五”规划、省节能降耗和能源要素配置“十四五”规划列为省级一般专项规划，省电网发展“十四五”规划、省充电基础设施发展“十四五”规划列为省级备案专项规划。一批地方能源规划、能源企业规划及能源研究类课题也在同步编制，加上近年发布实施的宁波舟山LNG登陆中心规划、油气管线规划，形成省域“1+6+N”能源规划体系。
以规划引领经济社会发展,是中国特色社会主义发展模式的重要体现。由“三级四类”（“三级”即国家、省、市县，“四类”即发展规划、专项规划、区域规划、空间规划）构成的规划体系，对战略导向、宏观调控的作用明显增强,对推进国家治理体系和治理能力现代化的作用日益显现。作为专项规划，能源规划为国民经济和社会发展五年规划纲要提供重要支撑。这就要求能源规划加强衔接协调，融入全局“一盘棋”，紧扣实际，又突出能源专项特色，体现现代化、高质量、竞争力总要求。
（一）衔接协调重点是指标体系和重大项目。基于国情和发展沿革，政府能源管理从国家、省到市县承担各自职责，职能分工从供需全链条到地方主要管理需求侧，呈倒金字塔型，各级编制规划的站位、视角不同。各层次能源规划需要相互衔接规划目标、发展方向、总体布局、重大政策、重大项目、风险防控等，以及具有针对性和可操作性的时间表和路线图。重点是指标体系和重大项目。指标体系和重大项目是能源规划目标及重大产业、重大平台、重大工程、重大项目、重大政策、重大改革举措等“六个重大”的集中体现、主要量化成果，各层次可以有的放矢，无缝衔接。梳理能源指标体系（见附表），从能源体系发展方向角度可分为安全保供、清洁低碳、惠民惠企、行业发展四大类90项指标，反映安全、绿色、高效、创新、开放、共享五大发展理念；从性质角度可分为考核性（分约束性、预期性）、参考性几类指标，其中万元GDP能耗、煤炭总量为“十三五”国家考核的约束性指标；能源指标的统计信息、定期评价与考核责任主体，涉及各级政府及相关部门、重点能源供需企业，必须相互衔接，科学设置。能源重点项目构筑支撑“十四五”能源发展的四梁八柱，战略性、外部性、政策性强，资源、技术要素密集，占用空间大、跨区域线性工程多、建设周期长、要素政策有不确定性，需要投资建设主体有积极性、创造性、主动性，更需要衔接协调各要素管理主体支持，确保项目落地。
（二）衔接协调需要全面扎实。习近平总书记强调抓工作“一分部署九分落实”。能源规划编制、落地，也可以说“一分编写九分协调”。衔接协调需要全面扎实，见功夫、见水平、见作风。衔接协调的过程就是统一发展思路的过程、争取支持的过程。既要坚持下位规划服从上位规划、下级规划服务上级规划、等位规划相互协调的原则，又要解放思想、开阔思路、建言献策，争取拓展能源事业发展空间。能源发展指标特别是区域万元GDP能耗、煤炭总量等约束性指标，是评价考核区域高质量发展、绿色发展的主要定量指标，可以一票否决，关系区域发展空间、形象，必须衔接各级产业发展规划，精准协调，科学决策。能源重点项目衔接协调重点，是与同位国土空间、生态环境等规划及项目所在地方规划、重点能源企业发展规划衔接，按“多规合一”总体要求，优化布局，绘制能源项目国土空间布局图和生态环境容量清单，叠入全省空间规划一张蓝图，为能源项目落地提供空间和生态环境容量支撑，发挥能源规划对能源投资的龙头性、引领性作用。
（作者为浙江省发展和改革委员会原副主任、浙江省能源局原局长）
（来源：《浙江经济》年第07期）
编辑/陈越
出品/浙江省经济信息中心融媒体中心
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