全國統一天然氣市場，如何打通梗阻？

近日，中共中央國務院對外發布《關于加快建設全國統一大市場的意見》，從全局和戰略高度提出了建設全國統一的能源市場。

天然氣作為重要的能源品種，兼具生產、生活雙重要素屬性，高質量高標準的全國統一天然氣市場既包括設施硬件環境，如基礎設施的普及、區域間管網互聯互通，還包括體制機制軟環境，如價格市場化、資源高效自由流通、公平準入、能量計量計價、數據透明共享等。基于此，全國天然氣市場建設可重點從以下六方面著力打通堵點、消除痛點。

1、加快基礎設施建設及省區間互聯互通

“雙碳”目標下我國能源加速低碳轉型，天然氣將在現代能源體系建設中發揮重要作用。目前我國尚有約三分之一的縣級行政單位沒有接通管道氣，管網設施對經濟民生的支撐作用尚需加強。全國地下儲氣庫和LNG儲罐總儲氣能力僅占天然氣消費的6.5%，儲氣調峰能力仍不能滿足平穩供氣需要。此外，在復雜國際形勢下天然氣安全穩定供應面臨新挑戰，需要加強資源多元進口通道能力和儲備能力建設。

《意見》指引下，需要著力加快管網基礎設施建設，立足“全國一張網”加快推進中俄東線南段、川氣東送二線、西氣東輸三線中段、西氣東輸四線、俄遠東進口氣管道等重大管道工程，確保沿海河北、天津、山東、江蘇、浙江、廣東等一批LNG接收站重點項目按計劃投產，提高天然氣跨區域輸送和進口資源接卸能力。同時，發揮供氣企業、管網企業、城市燃氣企業等各方能動性，充分挖掘儲氣庫建設潛能，打造形成華北、東北、西南、西北等數個百億立方米級地下儲氣庫群，完成《“十四五”現代能源體系規劃》2025年全國儲氣能力550億～600億立方米目標要求，中遠期適當建立戰略儲備，有效應對國際地緣政治動蕩和價格大幅波動，保障能源系統安全。

2、持續推進價格市場化改革

目前天然氣價格市場化主要存在三方面痛點：

一是國內天然氣定價機制尚未與國際接軌，容易產生供需失衡問題；

二是儲氣調峰機制在實際運行中尚未真正形成由市場供需定價，難以覆蓋實際成本，不利于企業發揮主觀能動性參與儲氣調峰設施建設；

三是居民、公服、采暖煤改氣與工業、發電用氣交叉補貼，不利于提升中國企業國際競爭力。

《意見》出臺將有力推動天然氣價格改革。一是發揮上海、重慶等交易中心作用，加快建立與國際接軌的定價機制，交易價格充分反應國際油價、氣價和外匯匯率的變化；二是根據建設和運行成本核定儲氣設施的服務費并嚴格監管，實現真正市場化定價，激發多主體參與建設的積極性；三是穩步推進居民與非居民用氣價格充分并軌，依據氣量大小、負荷特點、供氣成本等分類定價，降低工業和發電用氣價格，釋放工業用氣需求，對低收入困難群體實行精準幫扶。

3、多種模式加快“一張網”融合運行

現階段，我國天然氣市場發展還存在部分地方、部分企業及部分環節的保護壁壘，一定程度上阻滯了管網設施建設進程，影響管網普及、區域互聯互通及設施的高效利用效率，不利于資源高效自由流動和多元化市場競爭，最終增加下游用戶的負擔。全國統一大市場建設要求破除保護壁壘，不搞小循環，不搞地區封鎖，不對外地、外資企業設置隱性門檻。

因此，需要相關政府和企業認真貫徹落實《意見》精神，公平競爭，避免利用市場優勢地位強制設置門檻或不合理交易條件，打破“小我”利益藩籬，多種模式加快“一張網”融合運行，進一步提升資源配置效率，降低市場競爭成本。

4、加快建立天然氣能量計量計價體系

實施能量計量交接是有效解決不同來源不同品質天然氣公平交易問題的重要保障。2019年國家發改委發布的《油氣管網設施公平開放監管辦法》第十三條明確提出了國家推行天然氣能量計量計價。經過三年的籌備，目前我國已基本建立起按能量計量的配套技術、標準和溯源體系，實施能量計量交接的技術條件基本具備。

實施能量計量計價需要將現行天然氣門站價格、管輸費乃至終端用戶價格在體積計價基礎上，基于一個統一的單位發熱量標準將體積價格轉換為能量價格，而熱值標準的選取需要產業鏈上中下游協調。《意見》出臺后，需要相關部門及產供運銷各方統一認識，加快步伐建立天然氣能量計量計價體系，更好融入全球大市場。

5、強化交易平臺功能提升國際影響力

“十四五”末期，中國天然氣市場進口規模預計將超2000億立方米，但在國際上缺乏應有的話語權，資源采購價格屬于被動跟隨。為此，需要更好的依托上海、重慶等交易中心，努力擴大交易規模，盡快形成有國際影響力的區域價格指數。此外，還需要有關部門借鑒國際及國內原油期貨市場經驗，積極謀劃建設天然氣期貨市場，建立相關規則體系，設計多種標準化期貨產品，通過“期現”結合更好滿足各方資源優化組合、風險管理、套期保值、管網平衡等需求。

6、完善市場準入維護公平競爭環境

在資源保供和LNG接收公平開放方面，2020年疫情影響下國際LNG現貨價格低位，國內涌現出一大批貿易商參與國際現貨資源采購，上百家企業搶訂窗口期，但2021年下半年國際LNG現貨價格持續高企，出現部分托運商放棄使用已預訂LNG窗口期情況，致使冬季保供出現“天窗”。2022年國際LNG現貨價格飆升情況下，出現部分有資源自采條件的供用氣企業出現“躺平”現象。市場的公平開放應是權利與義務的對等，不是“想來就來、想走就走”。

因此，還需要加強市場監管，明確各主體特別是新進入主體的保供責任，以采暖季保供優先、淡旺季均衡優先、長協資源優先為原則有序開放窗口期，同時加強對履約監管，構建公平競爭、優勝劣汰的市場環境。

（來源：中國石油報）

【主持者言】

《意見》出臺，標志著國家發展改革委將為各地制定和調整天然氣服務價格提供了標準和參照，指導各地進一步完善價格機制，規范定價行為，合理制定價格水平，推動形成有序競爭的市場環境，助力接收站公平開放，促進天然氣行業高質量發展，保障國家能源安全。

杭州市域范圍內存在多家燃氣經營企業，企業小而散，很多區域存在特許經營權一區（縣）多授情況。各燃氣經營企業性質不一，服務差異大，市民意見較多。市燃氣集團將積極貫徹落實《意見》的精神，積極推動杭州市燃氣一體化改革工作，打破“小我”利益藩籬，探索多種模式加快推進“一張網”融合運行，進一步提升資源配置效率，降低天然氣成本，提升服務質量。

李雅蘭正式就任國際燃氣聯盟主席

國際燃氣行業注入中國智慧

2022年5月27日，在韓國大邱舉行的第28屆世界燃氣大會（WGC2022）國際燃氣聯盟（IGU）主席交接儀式上，北京燃氣集團董事長李雅蘭正式就任國際燃氣聯盟2022-2025年任期主席。

2018年以來，李雅蘭積極履行國際燃氣聯盟副主席職責，深度參與國際燃氣聯盟重大管理決策事項。她積極參與國際燃氣行業交流，推動呼吁燃氣行業健康可持續發展。

李雅蘭在就職演講中明確提出，未來三年，要進一步提高國際燃氣聯盟影響力，為燃氣行業創造更大價值，使燃氣在現代能源體系中占據重要地位，在保障能源安全和能源轉型中發揮關鍵作用。

李雅蘭表示，天然氣是現代能源體系的重要組成部分。天然氣可及性強、應用廣泛，是帶動經濟發展、促進社會進步的綠色引擎。縱觀世界，天然氣資源總量超過800萬億立方米，可供人類使用超過200年；天然氣年消費量已達3.8萬億立方米，占全球能源消費總量的25%，是可持續能源系統的關鍵組成部分。

在肯定天然氣行業發展成績的同時，李雅蘭也指出行業發展的困難和挑戰。她認為，天然氣行業還有很多問題需要加速解決，要讓天然氣在能源轉型中發揮更重要作用，保證天然氣供應穩定和價格可支付，解決人類能源貧困和能源安全問題。

李雅蘭強調，天然氣是實現能源低碳轉型的關鍵能源。天然氣是最清潔的化石能源，天然氣替代煤炭，是治理大氣污染的有效措施。同時，面對極端天氣頻發的挑戰，天然氣能夠有效應對全球氣候危機。天然氣也是可再生能源的最佳伴侶，是助力可再生能源安全穩定運行的關鍵，是實現碳中和過程中不可替代的能源。

李雅蘭表示：“全球正面臨能源貧困、能源安全和氣候變化問題，能源低碳轉型迫在眉睫。全球燃氣行業要堅定信心，為應對氣候變化、維護能源安全、促進行業可持續發展作出更大貢獻。”李雅蘭說，作為“全球燃氣之聲”，國際燃氣聯盟將持續推動天然氣及其他氣體能源在保障能源安全、推動經濟發展以及能源綠色公平轉型方面發揮關鍵作用。

李雅蘭表示，國際燃氣聯盟成立90多年來，歷任領導為實現燃氣愿景不懈努力。面對重重挑戰，國際燃氣聯盟成員堅定信心，同心合力，團結全球燃氣行業，凝聚行業力量，展現出更強的領導力、號召力、凝聚力和影響力。

按照李雅蘭任期內計劃，國際燃氣聯盟將圍繞碳中和、數字化以及戰略溝通三大任務，積極推動天然氣脫碳進程，比如通過甲烷回收利用、CCUS等減排技術實現天然氣綠色轉型；將數字科技融入天然氣勘探、生產、運輸、儲存等各產業鏈環節，分享天然氣行業先進技術，加強行業優秀案例交流；研究天然氣與其他氣體能源的融合發展，拓寬天然氣產業鏈價值鏈。

對于中國天然氣行業的發展，李雅蘭認為，中國有支持天然氣發展的政策，有全球最具潛力的市場，有不斷完善的基礎設施，是全球天然氣發展的重要引擎。中國首次擔任國際燃氣聯盟主席國，將團結帶領全球燃氣行業攜手迎接挑戰，推動全球能源治理體系建設。“中國天然氣行業期待與世界同業經驗互享，大力推動全球天然氣事業發展。”

交接儀式上，李雅蘭邀請全球燃氣行業代表參加2025年在北京舉行的第29屆世界燃氣大會（WGC2025）。屆時，北京這座“雙奧之城”將再次吸引全球目光，成為世界能源行業關注的焦點。

（來源：新華財經）

【主持者言】

天然氣是清潔低碳的化石能源。“十四五”及未來一段時間，天然氣行業將立足“雙碳”目標和經濟社會新形勢，統籌發展，不斷完善產供儲銷體系，滿足經濟社會發展對清潔能源增量需求，推動天然氣對傳統高碳化石能源存量替代，構建現代能源體系下天然氣與新能源融合發展新格局，實現行業高質量發展。

結合我國經濟社會發展展望及杭州市經濟社會發展的現實需求，積極拓展天然氣的應用領域，預測至2025 年杭州市天然氣市場需求量達到44 億立方米；預測至2035 年，杭州市天然氣市場需求量達到78 億立方米。天然氣在杭州市能源消費結構中的占比達到20%。杭州市天然氣輸配系統建立遵循資源共享、開放利用的原則，實現天然氣輸配系統“一環、兩射、一網、一城”格局。杭州市燃氣集團作為天然氣經營單位，將堅定“服務促發展、公開促發展、改革促發展、品牌促發展、傳承促發展”的理念，構建與杭州城市國際化相匹配的綠色能源保障體系。

浙江省能源發展“十四五”規劃

為更好推動“十四五”時期能源高質量發展和高水平安全保供，根據國家《“十四五”現代能源體系規劃》《浙江省國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和二〇三五年遠景目標綱要》，編制本規劃。規劃期限為2021—2025年。

一、發展基礎與形勢

（一）主要成績。

1.能源保障能力持續增強。2020年，全省能源消費總量2.47億噸標準煤，其中煤炭消費1.31億噸、石油及制品消費3900萬噸、天然氣消費143億立方米、全社會用電量4830億千瓦時。“十三五”期間，全省境內電力裝機容量增長23.5%，基本形成東西互供、南北互通的電網主網架。液化天然氣（LNG）接收能力增長200%，累計建成天然氣管道增長98.6%，形成“八氣源、網絡化、縣縣通”的發展格局；全省原油一次生產加工能力增長64.5%，石油儲備設施規模增長90%，成品油總庫容增長101%，成品油長輸管道總長增長53.1%，成品油主線“兩縱兩橫”網絡基本成型。

2.清潔化水平明顯提升。“十三五”期間，全省煤炭消費占比從52.4%降至40.1%，天然氣消費占比從4.9%提高至7.4%，非化石能源消費占比從16%提高至18.3%。清潔能源發電裝機5280萬千瓦、占比52.1%，提高11.8個百分點，其中光伏裝機1517萬千瓦、是2015年的6.9倍。全省電能占終端能源消費比重達36.1%，高于全國平均水平9.1個百分點。全省大型燃煤機組和地方燃煤熱電機組超低排放改造全部完成，燃煤鍋（窯）爐淘汰改造超額完成。全省城鎮綠色建筑面積占新建建筑面積比例達96%，清潔能源化公交車、出租車使用比例達80%。

3.能源利用效率穩步提高。2020年，單位GDP能耗為0.41噸標準煤/萬元（按2015年價格，下同），完成國家考核任務。單位GDP電耗為808千瓦時/萬元，較2015年下降6.7%。電網綜合線損率為3.71%，低于全國平均水平1.91個百分點。全省重點監測的36項主要耗能產品中，煉油、火電（熱電）、鋼鐵、水泥、玻璃纖維等單位能耗水平國內領先。

4.重大項目建設有序推進。“十三五”期間，建成投產三門核電一期、仙居抽水蓄能電站、舟山普陀6#海上風電、寧東至浙江±800千伏特高壓直流輸電、甬臺溫成品油管道、舟山新奧LNG接收站一期、浙江LNG接收站二期等工程。開工建設三澳核電一期，長龍山、寧海、縉云、衢江、磐安抽水蓄能電站和樂清電廠三期等項目。累計完成重大能源項目投資3660億元。

5.技術和裝備產業較快發展。“十三五”期間，燃煤機組污染物超低排放關鍵技術獲得國家技術發明獎一等獎；建成全球首臺應用AP1000三代核電技術的核電站。跨海輸變電聯網技術取得重大突破，舟山500千伏聯網輸變電工程海底電纜設計、研發、制造達到世界領先水平。形成完整的光伏裝備制造產業鏈，技術和產量均全國領先。多個地區形成一定規模的氫能產業集群。潮流能發電利用取得突破。

6.能源改革創新走在前列。“十三五”期間，電力體制改革穩步推進，率先啟動電力現貨市場交易，開展現貨市場試運行，開放售電市場交易，穩步推進增量配電網改革試點。推進省級天然氣體制改革，以上下游直接交易暨管網代輸改革為突破口，加快推進管銷分離、管網設施公平開放。能源資源市場化改革全國領先，率先開展用能權有償使用和交易試點。全面推行區域能評改革。積極推進石油領域改革，首創保稅燃料油跨港區供應模式，與上海期貨交易所合作探索“期現結合”模式，積極探索綜合供能服務站建設運營體制。

7.能源惠民利民成效顯著。“十三五”期間，累計10次降低一般工商業電價，3次降低大工業電價；2020年全省電力用戶實際最終到戶平均電價為0.6590元/千瓦時，較2015年下降11.8%。通過輸配氣價改革等措施，合理確定配氣價格，累計降低企業用氣成本48億元以上。燃煤機組超低排放改造、淘汰改造燃煤小鍋（窯）爐、充電樁建設、百萬屋頂光伏、綜合供能服務站等能源相關工作連續4年列入省政府十方面民生實事工程。累計完成淘汰改造35蒸噸/小時以下燃煤鍋（窯）爐46249臺；累計建成集中式充換電站2887座、公用充電樁4萬個以上，家庭屋頂光伏185.8萬千瓦、安裝50萬戶以上，綜合供能服務站704座。

同時也清醒地看到：現有能源設施水平和供應能力還不能充分滿足人民群眾日益增長的優質能源需求，部分區域、部分時段的電力、天然氣等供應保障壓力較大；原有能源體制機制障礙還未有效打破，新模式、新業態、新技術推廣和應用不快；能源發展與生態環境保護、經濟高質量發展的要求還不完全匹配，以能耗“雙控”和清潔低碳發展倒逼產業轉型的效果不明顯。

（二）面臨形勢。

1.面臨能源安全保供的新挑戰。立足我省能源資源稟賦，著眼長遠，發展核電和可再生能源是關鍵，擴大天然氣利用是過渡選擇。由于風電、光伏項目落地難，核電建設周期長且存在鄰避效應，新型電力系統尚未建立等原因，特別是加上俄烏危機沖擊，“十四五”期間，可再生能源和核電難以成為能源供應的主力，氣電因氣源保障、電網安全和成本疏導等因素大規模增發受限，區域和時段性供應緊張的矛盾將延續并加重。

2.面臨能源約束趨緊的新挑戰。國家能耗“雙控”、控煤政策趨緊，而能源消費剛性增長。“十四五”時期，在國家不斷完善能耗“雙控”政策前提下，我省煤炭消費基數低、結構好、散煤少，主要集中在發電供熱和建材等產業，進一步落實國家控煤政策空間不大，勢必對產業發展和電力安全產生巨大挑戰。

3.面臨用能成本上升的新挑戰。受國家可再生能源財政補貼政策調整影響，海上風電需要地方財政政策支持。支撐新能源電力接入的電力系統，需要建設更加堅強、智能的電力配套設施，也將助推輸配電、用電成本的增加。能源成本高企的趨勢和降低企業用能成本等宏觀政策導向，與社會對終端用能價格只降不增的期望有較大差距。

4.面臨構建新發展格局帶來的新機遇。全球能源格局正在深度調整，生產供應重心西移、多中心化，需求重心東傾。為應對新形勢，國家正在積極構建以國內大循環為主體、國內國際雙循環相互促進的新發展格局，支持我省依托中國（浙江）自由貿易試驗區（以下簡稱自貿試驗區）更好利用兩個市場、兩種資源，做好煤炭、石油、天然氣等能源進口、儲運和交易，在全球范圍配置能源資源。

5.面臨數字化改革帶來的新機遇。“十四五”時期，我省以數字化改革撬動全面深化改革，引領能源領域深層次系統性重塑，提高運行協同水平，破解能源要素流動不暢、資源配置效率不高等瓶頸，用數字化輕資產破解能源重資產傳輸時空損耗難題，實現更科學精準的能源安全保供。

6.面臨能源技術產業創新帶來的新機遇。電化學儲能、氫能、第四代核電等技術不斷突破，帶來能源新產業新業態新模式蓬勃發展。我省要加大關鍵技術、關鍵領域的研發和推廣應用，加快推進能源系統發展與數字化融合裂變，構建新能源技術創新體系和產業鏈發展體系，為全省能源發展提供新動力。

二、總體要求

（一）指導思想。

以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導，立足新發展階段，完整準確全面貫徹新發展理念，構建新發展格局，忠實踐行“八八戰略”、奮力打造“重要窗口”，緊緊圍繞“四個革命、一個合作”能源安全新戰略，牢牢把握生態文明建設要求與碳達峰碳中和目標，堅守能源安全保供底線，以數字化改革引領推動能源治理變革，推動能源綠色低碳變革，優化能耗“雙控”制度和措施，搶占能源科技制高點，高水平建成國家清潔能源示范省，構建清潔低碳、安全高效的現代能源體系，為高質量發展建設共同富裕示范區，打造美麗中國先行示范區，爭創社會主義現代化先行省提供堅實支撐。

（二）基本原則。

1.堅持保障優先、安全發展。強化底線思維，用好省內省外資源和市場，推動煤炭和新能源優化組合，通過“強非化、擴氣電、穩煤電、增外電”做好以電力供應為重點的能源保障，打造穩定安全的現代能源產供儲銷體系。

2.堅持清潔高效、綠色發展。統籌碳達峰碳中和工作，堅持先立后破，促進能源清潔低碳轉型，實現增量需求主要依靠清潔能源，打造中高級能源消費結構，推動全社會能效提升。

3.堅持創新驅動、融合發展。突出創新第一動力，以智慧互聯為方向，推進技術、產業和商業模式創新，推動科技同能源經濟深度融合。

4.堅持系統集成、協調發展。以數字化改革為牽引，把握能源的整體性、系統性、路徑鎖定性等特點，處理好安全和減排、整體和局部、短期和中長期的關系，推進能源領域體制改革協同配套，推進全省能源布局優化。

5.堅持惠民利民、共享發展。加快推進清潔能源惠民利民，擴大電力、天然氣等清潔能源利用，加快能源基礎設施向農村地區覆蓋，推進能源基本公共服務均等化。

（三）發展目標。到2025年，現代能源體系建設取得明顯進展，能源供應保障安全有力，為全省實現碳達峰奠定堅實基礎。全省能源綜合生產能力達到4377萬噸標準煤左右（均為非化石能源），能源自給率提高到15%左右。全省境內電力裝機容量達到1.37億千瓦左右，天然氣消費量達到315億立方米左右。全省能源儲備體系更加優化，煤炭石油天然氣儲存能力達到1.2億噸標準煤，能源應急儲備能力滿足高質量供應需求。電力高峰負荷削峰能力達到最高用電負荷12430萬千瓦的5%以上。

1.能源綠色轉型成效顯著。全省非化石能源（含省外調入部分）占一次能源消費比重達到24.0%。非化石能源裝機比重逐步提高到45%左右。可再生能源電力消納責任權重達到國家要求。煤炭消費量較2020年下降5%。減少二氧化碳排放4000萬噸以上，二氧化硫、氮氧化物、粉塵等主要污染物排放量持續下降，單位能源消費碳排放持續下降。

2.能源利用效率持續提高。單位能源消耗降低達到國家激勵目標要求。工業項目能效準入標準由“十三五”時期的0.60噸標準煤/萬元調整至0.52噸標準煤/萬元。全省6000千瓦以上火電平均發電煤耗控制在280克標準煤/千瓦時以下，電網綜合線損率保持先進水平。

3.能源創新能力顯著增強。重點突破新能源等領域關鍵核心技術10項左右，新增能源科技創新平臺2個以上，新能源裝備產業不斷壯大。能源基礎設施智能化改造基本完成，能源領域數字化改革成效顯著。

4.能源普惠水平不斷提升。電氣化水平持續提升，電能占終端用能比重達到40%左右。人均裝機2.0千瓦左右，居民人均生活用電1300千瓦時以上。城鄉居民天然氣氣化率達到40%以上，基本實現城鄉用能服務均等化。

浙江省“十四五”能源發展主要指標

注：〔〕內為5年累計數，*表示全口徑的能源消費總量及年均增速，（）為扣除新增重大項目及原料用能口徑的能源消費總量及年均增速，**表示考核口徑非化石能源消費占比。

展望2035年，全面建成清潔低碳、安全高效的現代能源體系。能源清潔化、利用效率和能源科技、能源裝備等達到國際先進水平。非化石能源發電成為主體電源，占能源消費的比重在2030年達到30%的基礎上進一步大幅提高，居民人均生活用電達到發達經濟體平均水平。能源安全保障能力大幅提升，建成以新能源為主體的新型電力系統，能源消費碳排放系數顯著降低，碳排放總量達峰后穩中有降，重大能源技術裝備取得新突破，能源治理體系更加完善，助推高質量發展建設共同富裕示范區。

三、著力優化結構，全力保障能源安全供應

（一）強化電力安全保供。

1.積極安全有序發展核電。按照國家建設沿海核電基地的總體部署，夯實核電作為我省中長期主力電源的戰略地位。采用先進成熟技術路線，按照連續建設的要求，逐年安排項目。“十四五”期間，力爭實現三門核電二期三期、三澳核電二期三期、金七門核電一期等開工建設，在建核電裝機規模達到1400萬千瓦以上。到2025年，三澳核電一期建成1臺機組，全省核電裝機超過1000萬千瓦。做好核電廠址保護工作。

2.大力發展生態友好型非水可再生能源。實施“風光倍增”工程。突出以整縣規模化開發分布式光伏，以高質量推廣生態友好型發展集中式光伏，到2025年，全省光伏裝機達到2762萬千瓦。著力打造百萬千瓦級海上風電基地，到2025年，全省風電裝機達到641萬千瓦以上，其中海上風電500萬千瓦以上。因地制宜發展生物質發電，到2025年，生物質發電裝機達到300萬千瓦以上。積極探索海洋能綜合開發利用。

3.合理有序開發水能。加快推進抽水蓄能電站布局建設，建設混合型（中小型）抽水蓄能電站，組織實施抽水蓄能中長期發展規劃（2021—2035年）。到2025年，抽水蓄能電站裝機達到798萬千瓦以上。推動泰順交溪流域水電開發和小水電綠色生態改造。到2025年，全省常規水電開發利用規模達到728萬千瓦左右。

4.發揮煤電安全托底保障作用。到2025年，煤電發電量占省內發電量比重下降至50%左右。按照供電煤耗和超低排放國際先進標準建設樂清電廠三期、六橫電廠二期、舟山電廠三期等項目，新增煤電裝機632萬千瓦。完成玉環電廠三期科技攻關，加快淘汰煤電落后產能，實施煤電機組節能降碳改造、靈活性改造、供熱改造“三改聯動”，研究推動30萬千瓦級煤電機組實行延壽、等容量替代或轉為應急備用電源。到2025年，煤電裝機達到5370萬千瓦，裝機占比低于40%。發揮氣電過渡支撐作用，到2025年，氣電發電量占省內發電量比重提高到19%以上。依托LNG接收站、天然氣干線等，在負荷中心建設高效燃機項目，因地制宜推廣天然氣分布式能源，儲備應急調峰機組，新增裝機700萬千瓦以上。到2025年，氣電裝機達到1956萬千瓦。

5.多渠道拓展區外清潔電力入浙。積極推動跨區域電力通道建設，建成投產白鶴灘—浙江±800千伏特高壓直流輸電工程，開工建設清潔外電入浙±800千伏特高壓直流輸電工程，提高現有靈紹直流、吉泉直流等跨區通道利用率。到2025年，外來電量占全社會用電量比重35%左右。

6.加快電網設施建設升級。構建網架堅強、分區清晰的主干電網，建設智慧高效、泛在互聯的配電網，推動建設以新能源為主的微電網、局域網、直流配電網。結合外電入浙±800千伏特高壓直流輸電工程進度，推進特高壓交流環網建設。增強與省外電網聯絡，消除電力輸浙瓶頸。到2025年，全省110千伏以上變電容量達到6億千伏安以上，線路長度達到7.6萬公里以上。

7.推動電力系統向適應高比例新能源方向轉型。逐步提升電力系統實時感知、廣泛互聯、安全可控水平，支撐大規模、高密度、多場景可再生能源、新型負荷大規模友好接入。全面推動以電網為核心的新型電力技術應用和運行模式創新。增強電力系統清潔能源優化配置能力，推動調度運行智能化扁平化。構建雙向互動、安全可靠的電力系統，發展靈活高效的有源配電網、有源微網、有源負荷。

8.提升電力系統靈活可靠性。積極探索發展新型儲能設施，試點建設氫儲能和蓄冷蓄熱儲能等項目，建成一批電源側、電網側和用戶側的電化學儲能項目。推動源網荷儲一體化和多能互補，推進虛擬電廠建設，促進可再生能源消納。開展電力需求側響應，到2025年，電力精準負荷響應能力擴大到千萬千瓦級，負荷側調峰能力達到全社會最高負荷的5%。

（二）提升天然氣供應能力。

1.建立天然氣供應保障體系。積極拓展氣源供應渠道，形成海陸并舉、多方氣源、儲用平衡的安全保供格局，建立與天然氣消費快速增長相適應的氣源保障體系。鼓勵省內企業參與國際油氣資源開發和交易，積極爭取境外資源，逐步提高資源自主掌控能力。鼓勵用戶加強與上游氣源企業合作，充分發揮西氣東輸、川氣東送等國家干線的輸送能力，爭取更多陸上管道氣資源入浙。加快布局建設沿海大型LNG接收站項目，形成以寧波舟山接收中心、溫州臺州接收站為支撐的LNG供應格局，到2025年，LNG接收中轉能力達到3000萬噸/年以上。增強應急保障供應和季節性調峰能力。

2.持續推進天然氣管道建設。以寧波、舟山、溫州三大LNG接收站集中區域外輸通道建設為重點，推進甬紹干線等高壓力大容量主干管網及川氣東送二線浙江段建設，深度融合原有省級管網和國家管網，形成川氣東送、杭甬復線、杭甬線、甬紹干線、金麗溫線等五大橫線和川氣東送二線、西氣東輸二線、甬臺溫線等三大縱線為主干的天然氣管網體系。鞏固縣縣通，推動有條件的地方實現鎮鎮通、村村通。

3.穩步提升儲氣能力。建立全省LNG設施儲氣能力為主，相鄰設區市集約化、規模化建設儲氣設施為輔，自建本地化儲氣設施為基礎保障的儲氣體系。加快推進嘉興獨山港、玉環大麥嶼、溫州狀元岙等沿海中轉、儲運、調峰項目建設，加快地方自建、合建儲氣設施項目建設，探索建設東海麗水氣田海上儲氣庫。到2025年，全省天然氣儲氣能力達到18.4億立方米。

（三）擴大石油儲運能力。

1.打造世界級油品儲備基地。以舟山片區和寧波片區為核心，以“三個1億噸”為目標，以山體地下洞庫儲備為重點，加快建設岙山、黃澤山等一批儲備項目。加快建設海島石油儲備設施，探索開展海上儲油技術研究。推進舟山綠色石化基地二期、鎮海煉化擴建、大榭石化擴建等項目，進一步提高清潔油品供應能力。到2025年，全省油品戰略儲備能力達到7000萬噸以上，原油一次加工能力達到9000萬噸以上，成品油生產和供應能力滿足消費需求。

2.加快推進石油管網設施建設。構建甬紹金衢、甬臺溫、金嘉湖、舟紹杭湖為主干，鎮杭、紹杭、諸桐等為支線，油庫連接線為網絡的“四干三支”成品油管網，基本實現市市通。構建甬滬寧管道為主干、油庫連接線為網絡的“一干多聯”原油管網。加快推進舟山綠色石化基地南北雙線原油供應通道建設，推動甬滬寧原油管道優化，支持油庫連接管道建設。

（四）完善煤炭集疏運系統。

1.增強煤炭儲運網絡及接卸能力。提高煤炭消費大戶特別是年運量150萬噸以上用煤企業鐵路專用線接入比例（含視同接入），提升寧波舟山港六橫煤炭中轉碼頭和乍浦港碼頭接卸能力，完善煤炭海河聯運和鐵路、公路、水路運輸網絡系統，提高煤炭“公轉水”能力，提高煤炭儲運場所智慧化、清潔化水平。

2.建立健全煤炭儲備體系。健全以企業社會責任儲備為主體、地方政府儲備為補充的煤炭儲備體系。支持煤電企業通過簽訂中長期合同、建立儲備基地、實施煤電聯營等方式，與大型煤礦企業建立煤炭儲備合作機制，形成互利共贏、長期穩定的供需合作關系。到2025年，新增煤炭儲備能力300萬噸。

四、著力節能降碳，大力推進能源清潔高效利用

（一）優化能耗“雙控”。

1.完善制度。強化能源消費總量彈性管理，完成國家下達的能耗強度降低激勵目標。差別化分解能耗“雙控”目標，推動能源資源向優勢地區、優勢行業、優勢項目傾斜。新增可再生能源電力消費量不納入能源消費總量考核，原料用能不納入能耗“雙控”考核。建立健全能耗“雙控”與重點發展規劃、年度投資計劃以及產業扶持政策等協同機制。健全重點領域、重點行業能效目標體系和能效技術標準。探索建立分行業的產業能效控制性準入標準。研究制定用能預算管理制度，推行重點領域用能預算管理。加強重點用能單位在線監測和分析。

2.嚴控“兩高”。以能耗“雙控”和碳達峰的強約束倒逼和引導產業綠色低碳轉型。加強“兩高”項目管理，出臺嚴控地方新上“兩高”項目的意見。強化固定資產投資項目節能審查制度，重點加強對年綜合能耗5000噸標準煤以上高耗能項目的節能管理。

（二）合理控制煤炭消費。

1.推進減煤降碳。嚴格控制煤炭消費增長，完成國家下達的煤炭消費總量控制目標。嚴控新增耗煤項目，新改擴建項目實施煤炭減量替代，自貿試驗區優先使用非化石能源和天然氣滿足新增用能需求。禁止建設企業自備燃煤設施。持續實施煤改氣工程，全面淘汰35蒸噸/小時以下的燃煤鍋爐。

2.加大用煤結構調整力度。按照優先用于保障發電的原則，壓減非電領域煤炭消費量，推動鋼鐵、建材、石化、化工、化纖、造紙等行業節煤限煤，推廣節煤技術應用。

（三）推動能效提升。

1.引導重點用能地區結構調整。杭州嚴格控制化纖、水泥等高耗能行業產能，適度布局大數據中心、5G網絡等新基建項目。寧波、舟山嚴格控制石化、鋼鐵、化工等產能規模。湖州、嘉興、紹興嚴格控制紡織印染、化纖、塑料制品等行業產能，提升高附加值產品比例。金華、衢州著力控制水泥、鋼鐵、造紙等行業產能。

2.完善重大平臺能效治理機制。加快推進構建能效創新體系，修訂實施區域能評2.0版，全面實施“區域能評+產業能效技術標準”準入機制。研究重大產業平臺單位能耗投入產出效益考核制度，制定重點區域負面清單，對負面清單外的項目實行承諾備案管理，加強事前事中事后監管和用能全過程管理。分類推進重大平臺綜合評價，探索建立以綜合評價結果為基礎的激勵機制。

3.推動重點行業節能降耗。實施能效領跑者計劃。加快推進電力、石化、化纖、鋼鐵、建材等重點行業節能改造。對供電煤耗達不到國家要求的煤電機組實施改造。全面推進舟山綠色石化基地能效診斷，禁止煤制氫。推動石化行業天然氣供熱替代。全面執行綠色建筑標準，推進既有公共建筑節能改造和可再生能源建筑一體化應用。加快未來社區建設，打造多能集成、節約高效的低碳場景。提高數據中心能效水平。提高運輸系統效率，提升運輸裝備能效，促進公路貨運節能降耗。

（四）推廣清潔能源。

1.推進清潔能源替代。提高終端用能低碳化、電氣化水平，工業領域加大電加熱、電加壓和輔助電動力等技術應用，交通領域加快推動電動汽車、新能源船舶、港口岸電普及應用，居民生活領域推動城鎮家庭全電住宅、農村家庭電氣化提升建設。“十四五”期間，電能替代新增用電量480億千瓦時以上。加快綜合供能服務站、充電樁建設，到2025年，建成綜合供能服務站800座以上，公共領域充電樁8萬個以上、車樁比不高于3∶1。開展新型充換電站試點。

2.推廣氫能等新能源應用。推動氫燃料電池汽車在城市公交、港口、城際物流等領域應用，到2025年規劃建設加氫站近50座。探索應用氫燃料電池熱電聯供系統。用好全省工業副產氫等資源，探索開展風電、光伏等可再生能源制氫試點。

3.擴大鄉村清潔能源消費。持續推進百萬家庭屋頂光伏工程，培育一批清潔能源產銷者。因地制宜推動農村生物質資源綜合利用，鼓勵有條件的地區發展分布式農林生物質熱電聯產、生物質天然氣等。持續推進農網改造升級工程，不斷提高農電服務質量。推動城市天然氣管網向鄉鎮（街道）和城郊村延伸，探索微管網方式推進管道燃氣覆蓋偏遠村。

五、著力穩定運行，全面提升能源管控水平

（一）強化設施安全。

1.加強重要電力設施安全防護。重點確保核電站、水電站及大壩、樞紐變電站、重要換流站、重要輸電通道等設施安全，強化設備監測和巡視維護，提高抵御地質災害、極端天氣等突發事件沖擊的能力。健全電力設施保護、安全防護等制度標準。建立新型儲能電站安全管理機制，推動其系列標準和規范出臺，強化全生命周期監督管理。

2.強化油氣長輸管道安全保護。強化油氣長輸管道規劃、施工、運行責任體系，完善管道全生命周期保護企業主體責任。推廣數字化管道保護，及早識別外部活動、地質災害等危害管道安全問題。加強特殊時段油氣長輸管道保護，在汛期、重要節假日、極端天氣、用氣高峰等重要時間節點，采取特殊保護措施并落實加密巡護方案，確保油氣平穩輸送。

（二）提升運行水平。

1.提升電力運行能力。部署迎峰度夏（冬）電力保障工作，制定階段性電力保障方案。建立滿足新能源消納需要和調峰要求的電網調度運行新機制。優化發電和用氣聯調聯供機制。提升源網荷儲協調互動能力，提高電力系統安全運行水平。加強與氣象、水文等部門信息共享，提升電力系統供需兩側預測預警能力。落實項目業主安全管理主體責任，提升儲能電站安全運行水平。

2.提升天然氣調節能力。提高LNG氣化外輸調節能力，提升天然氣管網保供調峰能力。完善有序用氣方案，控制季節性峰谷差。推動供氣企業和可中斷用戶簽訂可中斷供用氣合同，確保全省200萬立方米/天以上可中斷調峰能力有效實施。

3.加強風險防控管理。加強風險預警、防控機制和能力建設。完善油氣長輸管道保護和安全管理長效機制，加強隱患風險排查整治，開展高后果區安全風險辨識和評估，遏制非法占壓等違法行為，加強應急救援基地和隊伍建設。加強核電安全管理，持續提升在運在建機組安全水平。加強新型儲能電站數字化建設，開展電池狀態分析、預判和主動預警，實現運行維護提前判斷、故障及時排除。

4.強化網絡信息安全。建立健全能源行業網絡與信息安全保障體系和工作責任體系，制訂相關政策規定及技術規范。建立實施能源領域關鍵信息基礎設施保護制度，依法綜合施策，提升能源網絡基礎設施安全可控水平。建立能源行業網絡與信息安全工作評價機制。健全電力網絡安全應急體系，強化能源領域網絡信息安全專項監管。加強對網絡系統的全面監測和關鍵系統、核心數據的備份管理，提升電力安全核心芯片與網絡安全自主可控水平。提高新能源、配電網及負荷管理等領域智能終端、智能單元的安全可控水平。

（三）加強應急管控。

1.持續推進電力應急管控體系建設。分級建立健全大面積停電事件、反事故應急預案體系，定期組織應急演練和有序用電實戰演練。加強外來電安全監管，提升受端電網應對直流閉鎖事故能力。深化電力風險隱患排查治理，加強電網安全風險管控體系建設。加強對嚴重自然災害等非常規安全風險的預測預警和防御應對能力。加強極端情況下電力安全保障分析測算。完善用戶應急自備電源配置，鼓勵電力用戶合理配置儲能設施，加強各區域電網“黑啟動”能力建設。編制新型儲能電站安全隱患排查整治工作方案和消防事故應急預案。按照綜合救援、應急供電、信息通信、后勤保障等要求，組建浙江電網應急救援基干分隊。

2.加強油氣長輸管道保護應急處置能力建設。實施《浙江省石油天然氣長輸管道突發事件應急預案》，加強應急演練，落實機構人員、應急力量、應急物資裝備、應急避難場所等。推動管道企業應急資源共享、管道企業與社會單位協作，不斷提升事故應急處置能力。

六、著力創新驅動，搶先開創能源科技和產業新局

（一）加快能源領域數字化轉型。

1.推動能源數字化智能化升級。加快能源產業和信息技術融合發展，推動能源產業數字化轉型。積極開展電網、油氣管網、電源、終端用能等領域設備設施、工藝流程的智能化升級。推進能源調度體系數字化、自動化、網絡化發展，實現源網荷儲互動、多能協同互補和用能需求智能調控。

2.開展能源數字化場景應用。圍繞能源數字化和標準化建設，加快打造智慧電網，打造“節能降碳e本賬”重大應用場景，推動電力市場一體化交易平臺建設。建立健全油氣智能化運行調度平臺，加快自貿試驗區油氣全產業鏈智能化基礎設施建設，建設韌性智慧油氣管網。加快推進數字能源管理運行平臺建設。發展新能源數字化運營系統、共享高效智能交通系統、綠色數據中心等能源互聯網新模式。

（二）開展關鍵核心技術攻堅。

1.突破一批關鍵核心技術。在可再生能源開發、氫能、儲能、節能減排等領域，重點突破光伏組件、燃氣輪機、深遠海風電、氫能制儲運、電化學儲能、二氧化碳捕集封存利用等關鍵核心技術。依托國家綠色技術交易中心，推動轉化應用。

2.打造重點能源研發平臺。鼓勵重點能源企業、科研院所和高校開展協同創新，整合省內優勢力量組建2個以上高能級創新平臺，打造省能源實驗室。

（三）推動能源關聯產業發展。

1.推動能源裝備產業發展。全力支持風電、光伏、儲能、氫能等能源裝備產業可持續發展，鼓勵企業從單純設備制造商向綜合服務商轉型。發揮我省光伏產業鏈齊全優勢，補齊風電產業鏈短板。推動安全高效、綠色環保的新型電化學儲能產業發展，構建退役動力電池回收及儲能再利用產業鏈。強化氫能產業鏈上游制氫優勢，培育可再生能源制氫產業，延伸發展氫能儲運及加注產業。

2.推動能源生產性服務業發展。拓展光伏、風電等設備監理、維護、修理、運行、升級改造等全生命周期服務，支持發展主體多元化、領域多樣化、服務專業化的綜合能源服務產業。制定節能新技術新產品新裝備推廣目錄，推動節能產業升級。深入推進合同能源管理、自愿承諾、低碳產品認證等節能機制，鼓勵大型裝備制造企業和重點用能企業提供節能服務。推進能源國際貿易，拓展能源進出口代理、貿易金融、運輸保險等。

（四）推動能源創新發展。

1.實施一批工程項目。打造一批“風光水儲”一體化基地。支持舟山建設清潔能源綠色轉換樞紐，鼓勵自貿試驗區內基礎較好的片區建設近零碳/零碳排放工程。圍繞核電基地建設近零碳未來城（園）。探索建設一批兼具天然氣、儲能、氫能、快速充換電等功能的綜合站點。

2.加快推進科技創新。研發電、熱、冷、儲、氫等多能流運行的區域能源管理系統，推動大規模高效儲能、氫能燃料電池、二氧化碳捕集利用與封存等重大科技項目，開展智慧綜合能源服務。探索近海及深遠海“海上風電應用基地+海洋能+陸上產業基地”發展新模式。

七、著力深化改革，逐步增強能源治理效能

（一）加快電力體制改革。

1.加快完善電力市場。建立健全以電力“中長期+現貨交易”為主體的省級電力市場體系。發揮電力中長期市場“壓艙石”作用，進一步完善市場規則，培育市場主體，擴大市場規模。開展省內風光電、外來電和用戶參與現貨市場試運行，實現現貨市場持續運行。支持虛擬電廠、儲能方參與市場交易，充分發揮其調峰、調頻等輔助服務作用。通過市場機制、利用價格手段實施電力需求側管理，引導用戶主動錯避峰。實現電力交易中心獨立規范運行。

2.持續深化電價改革。完善電網及增量配電網價格形成機制，逐步理順輸配電價結構。落實燃煤發電上網電價市場化改革，持續深化氣電、水電、核電等上網電價市場化改革，完善海上風電價格形成機制，建立新型儲能、分布式天然氣價格機制。平穩推進銷售電價改革，取消工商業目錄銷售電價，完善居民階梯電價制度。強化差別電價、階梯電價政策，確保價格政策與產業、環保政策協同發力。研究完善應急備用和調峰電源市場化運作機制，保障合理收益。

3.創新和完善輔助服務市場化機制。建立輔助服務共享分擔新機制，豐富輔助服務交易品種。完善電力和天然氣調峰、儲能等系統調節服務電價形成機制與成本疏導機制。鼓勵抽水蓄能電站參與輔助服務市場或建立輔助服務補償機制。

（二）深化油氣體制改革。

1.積極探索石油儲備改革。積極爭取國家支持開展自貿試驗區油品儲備改革創新試點。探索政府儲備動用輪換機制改革和民營企業代儲試點。開展山體地下洞庫石油儲備建設試點。推動向有條件的企業放寬原油進口、成品油出口資質和配額限制，促進石油貿易、儲備、加工全產業發展。

2.深化天然氣體制改革。國家管網與省網實現合并重組后，推動建立上下游直接交易、管網獨立、管輸和銷售分離的運營模式。推進長輸管線、LNG接收站及儲運設施等向市場主體公平開放。建立上游供應商與城市燃氣企業及重點用氣單位多元化交易體系，推進天然氣發電企業通過招標等方式聯合采購氣源，應急狀態下按照程序統一調度管網內資源和儲備資源。全面落實各方保供責任。

3.穩步推進天然氣價格市場化改革。加大天然氣銷售價格監審力度，促進城市燃氣企業扁平化、規模化改革，推進形成市場化價格機制。建立統一透明的天然氣交易信息平臺，以數字化方式匹配供需兩端。

（三）促進能源資源市場化配置水平。

1.優化能源資源配置。深化用能權改革，建立基于能效技術標準的用能權有償使用和交易體系，完善用能權確權、定價、結算管理等相關配套政策，提升能源集約利用水平，保障重大產業用能需求。積極探索開展跨區域用能權交易。

2.促進能源市場主體活力。鼓勵社會資本投資各類電源、儲能及增量配電網項目，培育壯大綜合能源服務、負荷集成、抽蓄、儲能等新興市場主體。發揮各類市場主體作用，促進調峰市場平穩有序運行。有序推進用能權存量交易，推進用能權交易提質擴面，加快落后和過剩產能退出。強化智慧能源監測平臺建設，建立跨行業、跨部門數據共用共享機制。

（四）創新可再生能源發展機制。

1.加強政策協同。加快建立綠色電力交易機制，積極開展綠色電力積分試點。將風電、光伏發展和消納情況列入設區市“十四五”能耗“雙控”考核，新增風電、光伏等可再生能源消費量抵扣地方能源消費總量，提高地方發展風電光伏的積極性。分解落實可再生能源電力消納責任權重，制定陸地、海域使用權政策，保障“風光倍增”工程落地見效。

2.完善可再生能源參與市場交易條件。促進海上風電、戶用光伏實現平價上網。積極推動海上風電可持續發展，加快出臺地方財政支持政策，通過競爭性方式配置新增項目。參照抽水蓄能電價政策，探索電化學儲能價格疏導機制。

（五）加強能源治理制度建設。

1.健全法規標準。完善能源標準規范，推動修訂《浙江省實施〈中華人民共和國節約能源法〉辦法》《浙江省可再生能源開發利用促進條例》，探索電力、用能權立法。積極開展氫能利用、儲能、能效、電力需求側管理等領域地方標準、行業標準制定工作。研究制定電、氣、熱等多種能源消費信息的集中自動采集和跨行業數據共享標準體系。

2.深化能源市場監管。深入推進自然壟斷業務監管體制改革，加大電力調度、市場交易、價格成本、油氣管網設施公平開放等監管力度。加強市縣能源管理力量建設，構建省市縣聯動的能源監督管理體系。加強節能領域信用建設，推進節能領域信用信息共享，實施跨部門聯合懲戒和激勵。

八、著力擴大開放，努力實現能源合作共贏

（一）積極推進長三角能源合作。統籌考慮量價，共同爭取增加外來電，探索建立一致行動的工作聯絡機制。鞏固與安徽的煤電一體化合作。與上海建立相互支持、合作共贏的海上風電開發機制。鞏固與上海的油氣交易、供應保障合作。完善區域油氣設施布局，共同推進浙滬LNG擴建項目建設。優化甬滬寧原油供應通道，謀劃黃澤作業區儲運基地至上海漕涇原油通道，推進成品油管道與周邊省（市）互聯互通。

（二）加強與能源資源富集省（區）合作。落實國家東西部協作、對口支援、對口合作戰略，以消納可再生能源為重點，深化與四川、新疆、寧夏等省（區）合作，提高吉泉、靈紹等特高壓通道非水可再生電力比例，探索白鶴灘、溪洛渡水電與風光電組合送浙。積極爭取福建核電入浙。加快推進外電入浙±800千伏特高壓直流輸電工程。開展與青海、甘肅、陜西、吉林等能源資源富集省份的合作。鼓勵省內能源企業到輸電通道送出端省（區）及其他資源富集地開發可再生能源。

（三）深化與央企合作。繼續加強與中央大型能源企業的戰略合作，爭取更多的國家能源戰略資源、項目、平臺等在浙落地。擴大與大型油氣央企在石油戰略儲備、多氣源多氣量送浙、油氣長輸管道等方面合作，大幅提升現有管道氣供應能力。鞏固與大型電力央企在長輸特高壓直流入浙、核電、海上風電等方面合作，提高我省清潔能源比重。深化與大型央企在能源裝備、能源技術、能源創新發展平臺等方面合作，提升我省能源科技創新水平。

（四）擴大國際能源合作。

1.高水平“引進來”。大力推進綠色能源合作，積極引進利用全球創新資源和先進技術。加強可再生能源、核電技術、裝備與工程服務國際合作，促進重點技術消化、吸收再創新。加強與能源資源富集國合作，積極引進煤炭、石油、天然氣等能源，引進一批國際知名專業貿易商，做大做強能源進口、轉口和國際貿易，形成定點、定量的穩定供應模式，保障能源安全協同發展。辦好世界油商大會。

2.高質量“走出去”。鼓勵省內企業參與國際能源加工生產、能源裝備制造、能源服務等“一帶一路”能源合作，支持開展海上風電、光伏等項目開發。鼓勵省內企業積極爭取境外資源，跨國并購鈾礦、天然氣等能源礦產資源，構建能源資源海外倉。強化國際能源技術交流，積極參與亞太經濟合作組織等能源國際合作研究、技術轉讓等活動。深化與歐洲國家等能源合作，健全國際能源技術研發合作機制。

九、保障措施

（一）加強組織領導。充分發揮省煤電油氣運工作領導小組、省節能減排與應對氣候變化工作聯席會議作用，統籌協調、指導推進規劃實施工作。省發展改革委（省能源局）要充分發揮牽頭作用，分解落實工作和任務，制定專項規劃實施計劃；各相關部門要切實履行職責，強化協同聯動，制定和完善相關配套政策措施。各市縣要切實發揮主體作用，建立工作協調推進機制，推動各項指標和任務落實。同時，積極爭取國家政策支持，建立上下聯動和信息共享機制。

（二）加強規劃引領。健全以《浙江省能源發展“十四五”規劃》為統領，電力、煤炭石油天然氣、可再生能源、節能降耗和能源要素配置等專項規劃為支撐的能源規劃體系。各設區市要根據省級能源規劃制定地方能源規劃和有關專項規劃。建立能源規劃與項目一體化管理機制，以能源規劃為依據進行能源項目核準和備案。建立健全能源項目推進機制，強化土地、海域、資金等要素保障。

（三）強化監督管理。完善長期監測、滾動調整和動態評估機制，對規劃落實情況進行監測分析和中期評估，按程序適時進行中期調整，開展總結評估。創新監管方式，提高監管效能，建立高效透明的能源規劃實施監管體系。重點監管規劃發展目標、重點任務和重大工程落實情況，及時協調解決突出問題，實施閉環管理，確保規劃落實到位。發揮輿論監督作用，完善公眾參與機制，引導公眾參與規劃貫徹落實的全過程，提高規劃推進、獨立監督、科學管理、民主決策的水平。

（四）加強宣傳引導。充分利用全國節能宣傳周、全國低碳日等，開展形式多樣的宣傳教育，推廣光伏、天然氣等清潔能源入戶，倡導節約低碳的消費方式和生活習慣。加強輿論引導，回應社會關切，針對重大項目鄰避效應等開展系列科普宣貫，共同把能源高質量發展推向深入。

（來源：浙江省人民政府）

【主持者言】

《浙江省能源發展“十四五”規劃》于5月19日正式發布，計劃到2025年，現代能源體系建設取得明顯進展，能源供應保障安全有力，為全省實現碳達峰奠定堅實基礎。《規劃》明確指出“十四五”期間，全省天然氣消費量達到315億立方米左右，提高地方發展風電光伏的積極性。

《規劃》中還特別指出推進嘉興（平湖）LNG應急調峰儲運項目。該項目是市燃氣集團參與投資建設的重點項目，屬于中型規模的臨港LNG 接收、儲存、外輸設施，用于滿足杭嘉湖地區天然氣應急調峰需求。建成后將大幅提高嘉興與杭州城市燃氣應急調峰能力，同時還可作為周邊區域分布式能源項目、重點工業用戶的氣源補充，有力推動區域清潔能源的發展。

把握時代特征  踏準發展脈搏

堅定戰略目標  搶抓機遇快發展

——杭燃集團召開1-4月份經濟活動分析會暨“三名”命名

表彰大會

2022年5月18日，杭燃集團召開1-4月份經濟活動分析會暨“三名”命名表彰大會。集團領導班子、總經理助理，全體中層干部，參控股企業班子成員，集團職工董監事、工會委員、團委委員，各單位基層正職干部、享受基層干部政治待遇的浙江省建設工匠，在職勞模、五一勞動獎章獲得者，碩士及以上學歷、高級及以上職稱員工等共計200余人參加。會議由集團黨委副書記、監事會主席、工會主席盧智宏主持。

會上，盧智宏宣讀《關于命名并表彰“杭燃名牌”“杭燃品牌”“杭燃名店”“杭燃名星”的通知》，集團領導班子和總經理助理為“杭燃名牌”“杭燃品牌”“杭燃名店”“杭燃名星”獲獎代表頒獎。集團黨委委員、副總經理周勤芳作1-4月份經濟活動分析。集團黨委副書記、總經理朱琴君圍繞“供能產品”點亮美好生活、“服務產品”解決急難愁盼、“數智產品”推動科技賦能、“匠心產品”彰顯使命擔當、“實事產品”構筑幸福工場、“體驗產品”演繹別樣精彩等六個方面，對集團5年來的“市場化、產品化、數字化、品牌化”工作進行總結，并對二季度重點工作進行部署：一是推進上半年投資改革管理工作；二是堅持市場發展不動搖；三是爭取政府價格政策調整有突破；四是重視加強產業發展及產品化體系推進中的配套價格體系建設；五是圍繞“時間過半、任務過半”的目標，圍繞全年工作要點、專業線實施意見等，抓緊抓好工作推動落實；六是做好疫情常態化管理與企業日常生產經營“雙結合”。

集團黨委書記、董事長蘆俊作兩個方面講話：第一，今天的會議是一個表彰會。會議對10個“杭燃名牌”、12個“杭燃品牌”、12個“杭燃名店”、12個“杭燃名星”進行了表彰，并代表集團對全體杭燃人在打造“三名”過程中的思想光芒、辛勤付出、不懈努力表示感謝。今天的會議是一個分析會，肯定主要成績，1-4月份集團主業穩中有升；新業成效明顯；臨安、淳安兩個“一體化”推進加快；全產業鏈項目建設和高壓管網建設全面推進；企業發展與員工發展統籌力度不減，基本實現了“開門清、開門穩、開門統”。關注三個憂患：天然氣資源缺、價格高、波動多，將成為新常態；能源涉及到穩價、穩企、穩經濟，如何取得最大公約數的政策突破；企業把控核心產業、發展產業、未來產業的理念決心和手段要進一步加強。今天的會議是一個總結會，集團5年來的“市場化、產品化、數字化、品牌化”推進是“聚焦聚力、創新創優、循序漸進、叫好叫座”。第二，今天的會議是一個解放思想會，針對當前形勢，圍繞企業可持續快速健康發展，要進一步解放思想，做到“把握時代特征、踏準發展脈搏、堅定戰略目標、搶抓機遇快發展”。一是進一步認清形勢。要認識能源產業的極端重要性；要認識能源供應的極端嚴峻性；要認識燃氣保障的極端基礎性；要認識能源轉型發展的極端緊迫性。二是進一步把握趨勢。市場競爭從無序到有序、從分散到規模；發展需求從城市到鄉村、從差異到均等；燃氣服務從單一到綜合、從傳統到數字；發展模式從灰色到綠色、從基本到多元。三是進一步矢志改革發展。矢志推進臨安、淳安、建德一體化改革發展，先做優、再做大、再做強；矢志推進產品化改革發展，31個產品和10個“名牌”、12個“品牌”要響遍杭州、譽滿杭州、走出杭州；矢志推進數字化、一站式服務改革；矢志推進國際化、市場化改革發展，堅定不移走“全產業鏈”發展道路；矢志推進扁平化、網絡化（高壓建設）改革發展；矢志推進新能源未來產業改革發展。四是進一步速度第一，搶抓機遇快發展。堅持先做人道再做商道；堅持為城為民、普惠民生；堅持格局為大；堅持發展第一、兩效統籌；堅持聚焦“三個年”、量化“八個好”；堅持企業發展員工發展；堅持速度第一、完美第二；堅持認真第一、聰明第二；堅持結果第一、理由第二；堅持無愧于心、不負良心。五是進一步堅定文化自信。加強文化自信，注重文化營銷，深耕文化傳承，堅持文化興企。

（來源：市燃氣集團）

【主持者言】

市燃氣集團本次召開“三名”命名表彰大會對10個“杭燃名牌”、12個“杭燃品牌”、12個“杭燃名店”、12個“杭燃名星”進行了表彰，是集團5年來“市場化、產品化、數字化、品牌化”工作的里程碑和成績單。未來市燃氣集團將把握時代特征、踏準發展脈搏、堅定戰略目標、搶抓機遇快發展。

液化天然氣市場信息

4月19日-26日，本周全國LNG出廠成交周均價為7204.61元/噸，環比下跌184.07元/噸，跌幅2.49%；其中，接收站出廠周均價7622.14元/噸，環比下跌149.64元/噸，跌幅1.93%。工廠出廠周均價為6842.74元/噸，環比下跌169.26元/噸，跌幅2.41%。

國內LNG均價持續窄降。供應方面，國內液廠LNG產量繼續下降，海氣到港環比上周有所減少，槽批出貨量有窄幅增加。從需求方面來看，近期下游需求持續低迷，接收站及液廠只能降價刺激出貨，但工業用戶對當前依舊處于高價的LNG資源需求有限，加之部分終端產品利潤下降明顯，下游開工積極性受限，不過當前對于接收站及LNG工廠來說同樣面臨成本壓力，價格暫處于緩跌狀態。

根據預測，下周LNG出廠均價約為7026.00元/噸。短期內LNG 市場供應量或出現微弱減少，工廠方面，從開停工情況來看，5月末至6月初內蒙古、四川等省份有工廠即將停機檢修，新疆、山西等地近期有工廠恢復開機的可能，兩相抵消下，預計下周LNG工廠開機產能或有200萬方上下的減少，短期內LNG開工負荷或繼續下降。接收站方面，經過連續讓利后，近期內陸液源價格優勢微乎其微，接收站競爭力顯現的情況下，LNG槽批出貨量或延續增長趨勢。綜上所述，預計LNG整體供應量或因工廠的檢修而存在微弱的減少空間。

LNG市場需求或未見好轉。一方面，部分地區特殊因素的影響持續，當地的下游終端及其關聯企業的開工負荷均受到了不同程度的影響；另一方面，終端價格承受能力較為有限，當前LNG價格的相對高位水平仍在打消部分用戶的消費熱情，切換為管道氣的現象依然存在。目前來看，近期的LNG降價對下游消費的拉動作用并不明顯，LNG消費需求或表現欠佳。

綜合整體供需情況來看，LNG供應或微弱減少，需求或表現欠佳。LNG接收站方面，由于近期價格的回落并未對下游需求產生太多刺激，部分LNG接收站庫存水平依然沒有明顯的下降，出貨意向偏多的情況下，預計價格或仍有一定下調的可能。內陸LNG工廠方面，若接收站繼續讓利，則不排除內陸工廠隨之跟跌，但近期部分工廠開始陸續進入年度常規檢修期，目前西北、西南、華北等多地工廠液位普遍并不高，加之當前少數氣源成本較高的地區工廠利潤縮窄較為明顯，市場仍在觀望西北直供氣源的下一次競拍情況，故后期進一步波動的幅度或有所減小。綜合來看，預計短期內LNG價格或維持下行走勢。