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加强能源风险防控管理实施方案

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10 月 1, 2023

一、强化能源风险防控管理实施方案,牢牢把握生态文明建设要求和碳达峰、碳中和目标,坚守能源安全供应底线,用数字化改革引领转型加强能源治理,推动能源绿色低碳转型,优化能源消费“双控”体制和措施,抢占能源科技制高点,高水平建设国家清洁能源示范省,建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系,建设共同繁荣高质量发展示范区,创造美丽中国。 示范区,为争创社会主义现代化先行省提供坚实支撑。 一、基本原则:坚持优先发展、安全发展。 强化底线思维,用好省内外资源和市场,推动煤炭与新能源优化结合,通过“强化非碳化、扩大燃气化”保障以电力供应为重点的能源安全稳煤电、增加外电。” 打造稳定安全的现代能源产供储销体系。 .保持清洁和高效

2.绿色发展。 统筹做好碳达峰和碳中和工作,坚持先建立后突破,推动能源清洁低碳转型,主要依靠清洁能源实现增量需求,打造中高端能源消费结构,促进全社会能源效率的提高。 .坚持创新驱动、融合发展。 突出创新第一驱动力,以智能互联为方向,推动技术、产业和商业模式创新,推动科技与能源经济深度融合。 .优化能源资源配置。 深化能源权利改革,建立以能效技术标准为基础的能源权利有偿使用和交易制度,完善能源确权、定价、结算管理等相关配套政策,提高能源集约利用水平,保障能源节约利用。主要工业能源需求。 积极探索开展跨区域能源使用权交易。 激发能源市场主体活力。鼓励社会资本投资各类电源、储能和增量配电网项目,培育壮大综合能源服务、负荷整合、抽水蓄能、储能等。

3.新兴市场参与者。 充分发挥各类市场主体作用,促进调峰市场平稳有序运行。 有序推进能源权存量交易,推动能源权交易完善和扩大,加快退出落后过剩产能。 加强智慧能源监测平台建设,建立跨行业、跨部门的数据共享和共享机制。 (四)创新可再生能源发展机制。 .加强政策协调。 加快建立绿色电力交易机制,积极开展绿色电力积分试点。 将风电、光伏开发消纳纳入各区市“十四五”能源消费“双控”考核。 新增风电、光伏等可再生能源消纳从当地能源消费总量中扣除,促进当地风电发展。 光伏发电积极性。 分解落实可再生能源消纳责任权重,制定土地、海域使用权政策,确保“风光太阳能倍增”工程落地见效。 改善可再生能源参与市场交易的条件,推动海上风电、户户化

4、实现光伏平价上网。 积极推动海上风电可持续发展,加快地方财政支持政策出台,通过竞争手段配置新项目。 参照抽水蓄能电价政策,探索电化学储能价格指导机制。 (五)加强能源治理体系建设。 .法规、标准齐全。 完善能源标准和法规,推动修订《浙江省可再生能源开发利用促进条例》,探索电力和能源权益立法。 积极开展氢能利用、储能、能源效率、电力需求侧管理等领域地方和行业标准制定。 研究制定电力、燃气、热力等能源消费信息集中自动采集和跨行业数据共享标准体系。 深化能源市场监管。深化自然垄断经营监管体制改革,加强电力调度、市场交易、价格成本、公平公开的油气管网设施等监管。

5.学位。 加强市县能源管理能力建设,构建省市县能源联合监督管理体系。 加强节能领域信用建设,推动节能领域信用信息共享,实施跨部门联合惩罚和激励。 五、以稳定运行为重点,全面提升能源管控水平 (一)强化设施安全。 。 加强重要电力设施安全防护。 重点保障核电站、水电站大坝、枢纽变电站、重要换流站、重要输电通道等设施安全,加强设备监测和检查维护,提高抵御地质灾害、极端天气影响的能力以及其他紧急情况。 完善电力设施保护和安全防护体系和标准。 建立新能源储能电站安全管理机制,推动出台系列标准规范,强化全生命周期监督管理。 。 加强长输油气管道安全防护。强化长输油气管道规划、建设、运营责任制度,完善管道全生命周期保障企业

6.业主的责任。 推进数字化管道保护,及早识别外部活动、地质灾害等危及管道安全的问题。 加强特殊时期长输油​​气管道保护。 在汛期、重要节假日、极端天气、用气高峰等重要时间节点,实施专项防护措施和密集巡逻预案,确保油气运输顺畅。 (二)提高经营水平。 .提高电力运行能力。 部署夏(冬)用电高峰期电力保障工作,制定阶段性电力保障预案。 建立适应新能源消纳和调峰要求的电网调度运行新机制。 优化发电、用气联调联供机制。 提高源、网、荷、储协调联动能力,提高电力系统安全运行水平。 加强与气象、水文等部门的信息共享,提高电力系统供需双方的预测预警能力。 落实项目业主安全管理主体责任,提高储能电站安全运行水平。 .加强天然气监管

7、储蓄能力。 提高LNG气化和出口调节能力,提高天然气管网保障供应和调峰能力。 完善有序用气计划,控制季节性峰谷差。 推动供气公司与可中断用户签订可中断供气和使用合同,确保全省200万立方米/日以上可中断调峰能力有效落实。 .强化风险防控管理。 加强风险预警、防控机制和能力建设。 完善长输油气管道保护和安全管理长效机制,加强风险隐患排查整治,开展高后果地区安全风险识别评估,遏制非法侵占等违法行为、加强应急救援基地和队伍建设。 加强核电安全管理,持续提高运行和在建机组安全水平。 加强新​​能源储能电站数字化建设,开展电池状态分析、预测和主动预警,实现运维提前判断、及时排除故障。 加强网络信息安全建立健全能源行业网络

8.网络与信息安全保障体系和工作责任制度,制定相关政策规定和技术规范。 建立实施能源领域关键信息基础设施保护制度,全面依法落实政策,提高能源网络基础设施安全可控。 建立能源行业网络与信息安全工作考核机制。 完善电力网络安全应急体系,加强能源领域网络信息安全专项监管。 加强网络系统综合监控和关键系统、核心数据备份管理,提高电力安全核心芯片和网络安全自主可控水平。 提高新能源、配电网、负荷管理等领域智能终端、智能单元的安全可控性。 (三)加强应急管控。 继续推进电力应急管控体系建设。 建立健全各级大面积停电和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。

9、受端电网应对直流闭锁事故的能力。 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。 增强重大自然灾害等非常规安全风险预测、预警和防御能力。 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,加强区域电网“黑启动”能力建设。 编制新能源储能电站安全隐患排查整治工作方案和火灾事故应急预案。 按照综合救援、应急供电、信息通信、后勤保障等要求,组建了浙江电网基本应急救援队伍。 加强长输油气管道防护应急能力建设。 落实浙江省油气长输管道应急预案,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,促进管道企业应急处置

10、资源共享,管道公司与社会单位合作,不断提高事故应急处置能力。 六、强化风险防控管理 加强风险预警、防控机制和能力建设。 完善长输油气管道保护和安全管理长效机制,加强风险隐患排查整治,开展高后果地区安全风险识别评估,遏制非法占用等违法行为、加强应急救援基地和队伍建设。 加强核电安全管理,持续提高运行和在建机组安全水平。 加强新​​能源储能电站数字化建设,开展电池状态分析、预测和主动预警,实现运维提前判断、及时排除故障。 资料参考:浙江能源启动“十四五”规划。 坚持系统集成、协调发展。 在数字化改革驱动下,必须把握能源整体性、系统性、路径性特点,处理好安全与减排、整体与局部、短期与中长期的关系,

11.推动能源领域体制改革的协调支撑,推动全省能源布局优化。 坚持造福人民、促进共同发展。 加快推广清洁能源惠民,扩大电力、天然气等清洁能源使用,加快农村能源基础设施覆盖,促进基本能源公共服务均等化。 2、主要成就。 能源安全能力持续增强。 2020年,全省能源消费总量2.47亿吨标准煤,其中煤炭消费1.31亿吨,石油及制品消费3900万吨,天然气消费143亿立方米,电力消费4830亿千瓦时在整个社会。 “十三五”期间,全省电力装机容量增长23.5%,基本形成东西互供、南北互通的电网主体结构。液化天然气(LNG)增长200%,累计天然气管道增长98.6%。

12、“县县通”的发展格局; 全省原油初级生产加工能力增长64.5%,储油设施规模增长90%,成品油总存储能力增长101%,长输管道总长度成品油增长53.1%,成品油“两纵两横”主线网络基本形成。 清洁化水平显着提高。 “十三五”期间,全省煤炭消费比重由52. 4%下降到40. 1%,天然气消费比重由4.9%提高到7.4%,比重非化石能源消费比重由16%提高到18.3%。 清洁能源发电装机容量5280万千瓦,占比52.1%,提高11.8个百分点,其中光伏装机容量1517万千瓦,是2015年的6.9倍。全省电量占全省电量的36.1%最终能源消费量高出全国平均水平9.1个百分点。 全省大型燃煤机组及地方

13.燃煤火电机组超低排放改造已完成,燃煤锅炉(窑炉)淘汰改造超额完成。 全省城市绿色建筑面积占新建建筑面积的96%,清洁能源公交车、出租汽车比例达到80%。 能源利用效率稳步提升。 2020年,单位GDP能耗0.41吨标准煤/万元(按2015年价格计算,下同),完成国家考核任务。 单位GDP用电量808千瓦时/万元,比2015年下降6.7%。电网综合线损率为3.71%,低于全国平均水平1.91个百分点。 在全省监测的36个主要耗能产品中,炼油、火电(热电)、钢铁、水泥、玻璃纤维等单位能耗水平国内领先。 重大项目建设有序推进。 “十三五”期间,三门核电站一期工程、仙居抽水蓄能电站、

14、舟山普陀6#海上风电项目、宁东至浙江80万特高压直流输电、甬台温成品油管道、舟山新奥LNG接收站一期、浙江LNG接收站二期等项目。 三澳核电站一期工程、长龙山、宁海、缙云、曲江、磐安抽水蓄能电站和乐清电厂三期工程开工建设。 累计完成重大能源项目投资3660亿元。 科技装备产业快速发展。 “十三五”期间,燃煤机组污染物超低排放关键技术荣获国家技术创新奖一等奖; 世界上第一座采用AP1000第三代核电技术的核电站建成。 跨海输变电技术取得重大突破,舟山500kV输变电工程海底电缆设计、研发、制造达到世界领先水平。 已形成完整的光伏装备制造产业链,技术和产量全国领先。氢能在多个地区形成一定规模

15.产业集群。 潮流能发电利用取得突破。 走在能源改革创新的前沿。 “十三五”期间,电力体制改革稳步推进,首次启动电力现货市场交易,开展现货市场试运行,开放售电市场交易,增量配电网改革试点稳步推进。 推进省级天然气体制改革,以上下游直接交易和管网输送改革为突破口,加快管售分离、管网设施公平开放。 国家在全国率先开展能源市场化改革,率先开展能源权有偿使用和交易试点。 全面实施区域能源考核改革。 积极推进油田改革,首创保税燃料油跨港供应模式,与上海期货交易所合作探索“期现货结合”模式,积极探索综合能源供应建设和运营体系服务站。 能源惠民成效显着。 “十三五”期间,一般工商业电价共降低10次,大型工业电价降低3次。

16、工业电价; 2020年全省电力用户实际最终平均电价为0.6590元/千瓦时,比2015年下降11.8%。通过输配气价格改革等措施,合理调整配气价格确定,累计降低企业用气成本48亿元以上。 燃煤机组超低排放改造、燃煤小锅(窑)炉淘汰改造、充电桩建设、亿万屋顶光伏、综合供能服务站等能源相关工作均已列入连续四年入选省政府十方面民生实事工程。 淘汰改造35吨/小时以下燃煤锅炉(窑)46249台; 累计建成集中充换电站2887座,建成公共充电桩4万多个,户用屋顶光伏装机185.8万千瓦。 50万户以上,综合能源供应服务站704个。同时,我们清醒地看到,现有的能源设施和供应能力还不能完全满足人民群众日益增长的需求。

17、优质能源长期需求,局部地区、局部时段电力、天然气供应压力较大; 原有能源体制机制障碍尚未有效打破,新模式、新业态、新技术推广应用不快。 能源发展与生态环境保护和经济高质量发展要求不完全匹配,能源消费和清洁低碳发展“双控”倒逼产业转型效果不明显。 三、聚焦创新驱动发展,率先开创能源技术和产业新局面 (一)加快能源领域数字化转型。 .推动能源数字化、智能化升级。 加快能源产业与信息技术融合发展,推动能源产业数字化转型。 积极开展电网、油气管网、供电、终端能源消费等领域设备、设施、流程的智能化升级。 推动能源调度系统数字化、自动化、网络化,实现源网荷储联动、多能协同互补、能源需求智能调节。 。

18.开展能源数字化场景应用。 围绕能源数字化、标准化建设,加快智能电网建设,打造“节能减碳电子书”重大应用场景,推动电力市场综合交易平台建设。 建立健全油气智能运营调度平台,加快自贸试验区油气全产业链智能化基础设施建设,打造韧性十足的智慧油气管网。 加快数字能源管理运营平台建设。 发展新能源数字化运营系统、共享高效智能交通系统、绿色数据中心等新能源互联网模式。 (二)开展关键核心技术研究。 .多项关键核心技术取得突破。 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、深海风电、氢能储运等关键核心技术,电化学储能、二氧化碳捕集与封存利用。依托国家绿色技术交易中心推动转型

19. 申请。 建设重点能源研发平台。 鼓励重点能源企业、科研院所和高等院校开展协同创新,整合省内优势力量设立两个以上高能创新平台,建设省级能源实验室。 (三)促进能源相关产业发展。 推动能源装备产业发展。 全力支持风电、光伏、储能、氢能等能源装备产业可持续发展,鼓励企业从单纯的装备制造商向综合服务商转型。 充分发挥我省光伏产业链完整的优势,弥补风电产业链的短板。 推动安全高效、绿色环保的新型电化学储能产业发展,构建退役动力电池回收、储能再利用产业链。 强化氢能产业链上游制氢优势,培育可再生能源制氢产业,延伸氢能储存、运输和加氢产业。 促进能源生产服务业发展。扩大光伏、风电等设备的监管、维护、抢修、运营、升级改造

20.提供全生命周期服务,支持主体多元化、领域多元化、服务专业化的综合能源服务业发展。 制定节能新技术、新产品、新装备推广目录,促进节能产业升级。 深入推广合同能源管理、自愿承诺、低碳产品认证等节能机制,鼓励大型装备制造企业和重点用能企业提供节能服务。 促进国际能源贸易,拓展能源进出口代理、贸易金融、运输保险等。(四)促进能源创新发展。 。 实施一批工程项目。 打造一批“风光、光伏、蓄水”一体化基地。 支持舟山建设清洁能源绿色转换枢纽,鼓励自贸试验区内有基础的地区建设近零碳/零碳排放项目。 围绕核电基地建设近零碳未来城市(园区)。 探索建设一批具有天然气、储能、氢能、快速充换电等功能的综合站。 .加快技术创新

21. 新。 研究开发电、热、冷、储、氢等多能流运行的区域能源管理系统,推广大规模高效储能、氢燃料电池、二氧化碳捕集利用与封存等重大科技专项,发展智慧综合能源服务。 在近海和深海探索“海上风电应用基地+海洋能+陆上产业基地”新发展模式。 四、着力深化改革,逐步提升能源治理效率 (一)加快电力体制改革。 。 加快完善电力市场。 建立健全以“中长期+现货交易”为主体的省级电力市场体系。 充分发挥中长期电力市场的“压舱石”作用,进一步完善市场规范,培育市场主体,扩大市场规模。 开展境内风电、外电和用户参与现货市场的试运行,实现现货市场持续运行。支持虚拟电厂、储能方参与市场交易,充分发挥自身优势调峰调频等辅助服务

22. 使用。 通过市场机制和运用价格手段实施电力需求侧管理,引导用户积极错峰避峰。 实现电力交易中心独立、规范运营。 。 继续深化电价改革。 完善电网和增量配电网价格形成机制,逐步理顺输配电价结构。 实施煤电上网电价市场化改革,继续深化气电、水电、核电上网电价市场化改革,完善海上风电价格形成机制,建立新能源存储和分布式天然气价格机制。 稳步推进销售电价改革,取消工商目录销售电价,完善居民分级电价制度。 强化差异化电价和阶梯电价政策,确保价格政策与产业、环保政策相协调。 Research and improve the market-oriented operation mechanism of emergency backup and peak-shaving power supplies to ensure reasonable returns. .Innovate and improve the market-oriented mechanism of auxiliary services.Establish a new mechanism for auxiliary service sharing and sharing, and enrich auxiliary service trading products

23. Kinds. Improve the electricity price formation mechanism and cost channeling mechanism for power and natural gas peak shaving, energy storage and other system regulation services. Encourage pumped storage power plants to participate in the ancillary service market or establish an ancillary service compensation mechanism. (2) Deepen the reform of the oil and gas system. .Actively explore the reform of oil storage. Actively strive for the support of the state to carry out pilot projects for the reform and innovation of oil product storage in the pilot free trade zone. Explore the reform of the rotation mechanism for the use of government reserves and the pilot of private enterprise storage. Carry out pilot projects for the construction of underground caverns for oil storage in mountains. Promote the relaxation of crude oil import and refined oil export qualification and quota restrictions for qualified enterprises, and promote the development of the entire industry of oil trade, storage, and processing. 。 Deepen the reform of the natural gas system. After the merger and reorganization of the national pipeline network and the provincial network, promote the establishment of an operating model with direct upstream and downstream transactions, independent pipeline networks, and separation of pipeline transportation and sales. Promote the fair opening of long-distance pipelines, LNG receiving stations, and storage and transportation facilities to market players. Establish a diversified trading system between upstream suppliers and urban gas companies and key gas-consuming units, promote joint procurement of gas sources by natural gas power generation companies through bidding and other means, and uniformly dispatch resources and storage resources in the pipeline network in accordance with procedures in emergency situations. Fully implement the guarantee responsibility of all parties. 。 Steadily promote the market-oriented reform of natural gas prices. Strengthen the supervision and review of natural gas sales prices, promote the flattening and large-scale reform of urban gas enterprises, and promote the formation of a market-oriented price mechanism. Establish a unified and transparent natural gas transaction information platform to digitally match supply and demand. (3) Promoting the level of market-based allocation of energy resources.