四、着力节能降碳，大力推进能源清洁高效利用
（一）优化能耗“双控”。
1.完善制度。强化能源消费总量弹性管理，完成国家下达的能耗强度降低激励目标。差别化分解能耗“双控”目标，推动能源资源向优势地区、优势行业、优势项目倾斜。新增可再生能源电力消费量不纳入能源消费总量考核，原料用能不纳入能耗“双控”考核。建立健全能耗“双控”与重点发展规划、年度投资计划以及产业扶持政策等协同机制。健全重点领域、重点行业能效目标体系和能效技术标准。探索建立分行业的产业能效控制性准入标准。研究制定用能预算管理制度，推行重点领域用能预算管理。加强重点用能单位在线监测和分析。
2.严控“两高”。以能耗“双控”和碳达峰的强约束倒逼和引导产业绿色低碳转型。加强“两高”项目管理，出台严控地方新上“两高”项目的意见。强化固定资产投资项目节能审查制度，重点加强对年综合能耗5000吨标准煤以上高耗能项目的节能管理。
（二）合理控制煤炭消费。
1.推进减煤降碳。严格控制煤炭消费增长，完成国家下达的煤炭消费总量控制目标。严控新增耗煤项目，新改扩建项目实施煤炭减量替代，自贸试验区优先使用非化石能源和天然气满足新增用能需求。禁止建设企业自备燃煤设施。持续实施煤改气工程，全面淘汰35蒸吨/小时以下的燃煤锅炉。
2.加大用煤结构调整力度。按照优先用于保障发电的原则，压减非电领域煤炭消费量，推动钢铁、建材、石化、化工、化纤、造纸等行业节煤限煤，推广节煤技术应用。
（三）推动能效提升。
1.引导重点用能地区结构调整。杭州严格控制化纤、水泥等高耗能行业产能，适度布局大数据中心、5G网络等新基建项目。宁波、舟山严格控制石化、钢铁、化工等产能规模。湖州、嘉兴、绍兴严格控制纺织印染、化纤、塑料制品等行业产能，提升高附加值产品比例。金华、衢州着力控制水泥、钢铁、造纸等行业产能。
2.完善重大平台能效治理机制。加快推进构建能效创新体系，修订实施区域能评2.0版，全面实施“区域能评+产业能效技术标准”准入机制。研究重大产业平台单位能耗投入产出效益考核制度，制定重点区域负面清单，对负面清单外的项目实行承诺备案管理，加强事前事中事后监管和用能全过程管理。分类推进重大平台综合评价，探索建立以综合评价结果为基础的激励机制。
3.推动重点行业节能降耗。实施能效领跑者计划。加快推进电力、石化、化纤、钢铁、建材等重点行业节能改造。对供电煤耗达不到国家要求的煤电机组实施改造。全面推进舟山绿色石化基地能效诊断，禁止煤制氢。推动石化行业天然气供热替代。全面执行绿色建筑标准，推进既有公共建筑节能改造和可再生能源建筑一体化应用。加快未来社区建设，打造多能集成、节约高效的低碳场景。提高数据中心能效水平。提高运输系统效率，提升运输装备能效，促进公路货运节能降耗。
（四）推广清洁能源。
1.推进清洁能源替代。提高终端用能低碳化、电气化水平，工业领域加大电加热、电加压和辅助电动力等技术应用，交通领域加快推动电动汽车、新能源船舶、港口岸电普及应用，居民生活领域推动城镇家庭全电住宅、农村家庭电气化提升建设。“十四五”期间，电能替代新增用电量480亿千瓦时以上。加快综合供能服务站、充电桩建设，到2025年，建成综合供能服务站800座以上，公共领域充电桩8万个以上、车桩比不高于3∶1。开展新型充换电站试点。
2.推广氢能等新能源应用。推动氢燃料电池汽车在城市公交、港口、城际物流等领域应用，到2025年规划建设加氢站近50座。探索应用氢燃料电池热电联供系统。用好全省工业副产氢等资源，探索开展风电、光伏等可再生能源制氢试点。
3.扩大乡村清洁能源消费。持续推进百万家庭屋顶光伏工程，培育一批清洁能源产销者。因地制宜推动农村生物质资源综合利用，鼓励有条件的地区发展分布式农林生物质热电联产、生物质天然气等。持续推进农网改造升级工程，不断提高农电服务质量。推动城市天然气管网向乡镇（街道）和城郊村延伸，探索微管网方式推进管道燃气覆盖偏远村。
五、着力稳定运行，全面提升能源管控水平
（一）强化设施安全。
1.加强重要电力设施安全防护。重点确保核电站、水电站及大坝、枢纽变电站、重要换流站、重要输电通道等设施安全，强化设备监测和巡视维护，提高抵御地质灾害、极端天气等突发事件冲击的能力。健全电力设施保护、安全防护等制度标准。建立新型储能电站安全管理机制，推动其系列标准和规范出台，强化全生命周期监督管理。
2.强化油气长输管道安全保护。强化油气长输管道规划、施工、运行责任体系，完善管道全生命周期保护企业主体责任。推广数字化管道保护，及早识别外部活动、地质灾害等危害管道安全问题。加强特殊时段油气长输管道保护，在汛期、重要节假日、极端天气、用气高峰等重要时间节点，采取特殊保护措施并落实加密巡护方案，确保油气平稳输送。
（二）提升运行水平。
1.提升电力运行能力。部署迎峰度夏（冬）电力保障工作，制定阶段性电力保障方案。建立满足新能源消纳需要和调峰要求的电网调度运行新机制。优化发电和用气联调联供机制。提升源网荷储协调互动能力，提高电力系统安全运行水平。加强与气象、水文等部门信息共享，提升电力系统供需两侧预测预警能力。落实项目业主安全管理主体责任，提升储能电站安全运行水平。
2.提升天然气调节能力。提高LNG气化外输调节能力，提升天然气管网保供调峰能力。完善有序用气方案，控制季节性峰谷差。推动供气企业和可中断用户签订可中断供用气合同，确保全省200万立方米/天以上可中断调峰能力有效实施。
3.加强风险防控管理。加强风险预警、防控机制和能力建设。完善油气长输管道保护和安全管理长效机制，加强隐患风险排查整治，开展高后果区安全风险辨识和评估，遏制非法占压等违法行为，加强应急救援基地和队伍建设。加强核电安全管理，持续提升在运在建机组安全水平。加强新型储能电站数字化建设，开展电池状态分析、预判和主动预警，实现运行维护提前判断、故障及时排除。
4.强化网络信息安全。建立健全能源行业网络与信息安全保障体系和工作责任体系，制订相关政策规定及技术规范。建立实施能源领域关键信息基础设施保护制度，依法综合施策，提升能源网络基础设施安全可控水平。建立能源行业网络与信息安全工作评价机制。健全电力网络安全应急体系，强化能源领域网络信息安全专项监管。加强对网络系统的全面监测和关键系统、核心数据的备份管理，提升电力安全核心芯片与网络安全自主可控水平。提高新能源、配电网及负荷管理等领域智能终端、智能单元的安全可控水平。
（三）加强应急管控。
1.持续推进电力应急管控体系建设。分级建立健全大面积停电事件、反事故应急预案体系，定期组织应急演练和有序用电实战演练。加强外来电安全监管，提升受端电网应对直流闭锁事故能力。深化电力风险隐患排查治理，加强电网安全风险管控体系建设。加强对严重自然灾害等非常规安全风险的预测预警和防御应对能力。加强极端情况下电力安全保障分析测算。完善用户应急自备电源配置，鼓励电力用户合理配置储能设施，加强各区域电网“黑启动”能力建设。编制新型储能电站安全隐患排查整治工作方案和消防事故应急预案。按照综合救援、应急供电、信息通信、后勤保障等要求，组建浙江电网应急救援基干分队。
2.加强油气长输管道保护应急处置能力建设。实施《浙江省石油天然气长输管道突发事件应急预案》，加强应急演练，落实机构人员、应急力量、应急物资装备、应急避难场所等。推动管道企业应急资源共享、管道企业与社会单位协作，不断提升事故应急处置能力。
六、着力创新驱动，抢先开创能源科技和产业新局
（一）加快能源领域数字化转型。
1.推动能源数字化智能化升级。加快能源产业和信息技术融合发展，推动能源产业数字化转型。积极开展电网、油气管网、电源、终端用能等领域设备设施、工艺流程的智能化升级。推进能源调度体系数字化、自动化、网络化发展，实现源网荷储互动、多能协同互补和用能需求智能调控。
2.开展能源数字化场景应用。围绕能源数字化和标准化建设，加快打造智慧电网，打造“节能降碳e本账”重大应用场景，推动电力市场一体化交易平台建设。建立健全油气智能化运行调度平台，加快自贸试验区油气全产业链智能化基础设施建设，建设韧性智慧油气管网。加快推进数字能源管理运行平台建设。发展新能源数字化运营系统、共享高效智能交通系统、绿色数据中心等能源互联网新模式。
（二）开展关键核心技术攻坚。
1.突破一批关键核心技术。在可再生能源开发、氢能、储能、节能减排等领域，重点突破光伏组件、燃气轮机、深远海风电、氢能制储运、电化学储能、二氧化碳捕集封存利用等关键核心技术。依托国家绿色技术交易中心，推动转化应用。
2.打造重点能源研发平台。鼓励重点能源企业、科研院所和高校开展协同创新，整合省内优势力量组建2个以上高能级创新平台，打造省能源实验室。
专栏７能源科技创新平台
国家能源海上风电安全与工程技术研发中心：为海上风电科技发展战略、规划及政策制定提供决策咨询，为海上风电安全管理政策法规制定、安全管理工作机制及专业化机构的建立提供思路，成为国家海上风电场安全稳定运行原创技术策源地与成果转化孵化基地，建设全国海上风电工程与安全大数据平台。
国家能源新型储能技术研发中心：聚焦本征安全的新型电化学体系的储能电池及系统、退役动力电池安全储能梯级利用技术的研发，开展基础研究、技术攻关、成果转化，建设国内领先、国际一流的新型储能技术创新平台。
国家能源高弹性电网技术研发中心：把握未来电力系统形态重要变化及演进趋势，在高弹性电网基础理论、关键核心技术、业态创新等方面取得系列首创成果，并实现转化应用，全面引领和支撑多元融合的高弹性电网建设。
国家能源高效光伏技术及新型智慧电网研发中心：建设国内一流的高效光伏技术及新型智慧电网研发中心，打造先进光伏、储能技术、新型智慧电网领域创新成果的辐射源和高层次人才培养的主基地。
