1.鼓励实施电力需求侧响应示范工程
构筑电源、电网、用户、储能协调发展的电力供给和消费体系，大力发展分布式能源，提高电网调峰能力和电力配置效率。探索推进电力需求侧响应示范工程，推广智能用电小区、智能用电楼宇、智能用电园区以及能效电厂等示范项目。探索灵活多样的市场化交易模式，建立健全需求响应工作机制和交易规则。努力实现削峰填谷，力争到2020年形成占全社会最高负荷2%左右的需求侧机动调峰能力。
2.加快实施电能替代工程
提升能源利用清洁化水平，实施电能替代工程。加快推进工业、交通、商业和城乡居民生活等各领域的电能替代，大力推广电动汽车、港口岸电、电锅(窑)炉、冰蓄冷、电采暖、家庭电气化及厨炊等电能替代，力争增供负荷300万千瓦左右，增供电量120亿千瓦时以上，占2020年全社会用电量的2.8%以上。
3.全力推进电动汽车充电基础设施建设
按照“桩站先行、适度超前”的总要求，分类有序推进电动汽车充电基础设施发展，努力构建满足需求、布局合理、功能完善、使用便捷的充电基础设施体系。到2020年，新建集中式充换电站800座以上、分散式充电桩21万个以上，具备满足23万辆以上电动汽车充电需求的能力。其中，新建公共服务领域专用充换电站400座以上;新建用户自用充电桩19.8万个以上，以满足基本充电需求;新建各类公用充换电站240座以上、公用充电桩1.2万个以上，以满足补充充电需求;实现全省高速公路服务区电动汽车快充站全覆盖，新增超过160座城际快充站，以满足城际出行需求。
(四)构建创新、融合的电力科技体系
依托重大科技专项、重大工程，扎实抓好电力工业领域的科技创新，打造电力科技装备产业基地，培育一批电力领域产业基地和装备企业，建设互联网+智慧电力示范工程，构建创新、融合的电力科技体系。
1.大力推进重大技术自主创新
以大衢洋海上风电等重大工程和重大科技专项为依托，带动自主创新，加快科技成果转化。“十三五”期间，重点突破低风速风电、大容量海上风电、潮汐发电、潮流能和波浪能发电、新一代生物燃料、先进储能材料、高效太阳能电池、智能电网、分布式能源、煤炭分级分质转化等技术。以浙江大学等具有国内国际影响力的科研院校为依托，加快建设电力领域的国家级、省级重点实验室、国家能源研发(实验)中心、企业技术中心、试验和成果转化等技术研发平台。
2.加快推进电力装备及关联产业发展
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，加快推进电力装备及关联产业发展。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。带动节能环保、高端装备和智能制造、新能源、新材料、新能源汽车、新型储能设备、终端用能智能设备等关联产业发展。到2020年，打造海盐中国核电城、嘉兴光伏产业高新技术园区等10个以上的产业特色比较鲜明、主导产品竞争力较强、市场化机制较为健全、龙头企业带动作用明显、产业链条较为完整、创新能力较强的电力领域省级特色产业基地。培育浙富集团等20个以上的具有自主知识产权和国内国际竞争力的大型电力装备企业集团。
3.积极推进互联网+智慧电力基地建设
以建设互联网+智慧电力基地为依托，积极推动电力与互联网、云计算、大数据、物联网相结合，建设贯穿电力生产、供应、消费、储能全过程的智慧管理平台，试点新能源+微电网，新能源+电动汽车+储能、多能互补的分布式能源等示范项目，实现广泛互联、智能互动的电力服务体系。
(五)构建规范、有序的电力市场体制
进一步深化国家电力体制改革总体安排部署，制定切实可行的省级电力体制改革实施方案，有序建立“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。
1.稳步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增量配电投资和售电业务;放开电网公平接入，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.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，扩宽融资渠道。建立抽水蓄能电站费用回收机制，探索建立电网、用户、发电侧共同按比例分摊承担机制，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。
五、环境影响评价
(一)规划实施的环境影响分析
通过实施大型燃煤机组和燃煤热电超低排放改造升级、产业园区集中供热、安全发展核电、大力推进光伏发电和海上风电等一系列政策措施，进一步推进电力清洁化生产利用，不断优化电源结构，支持发展新能源和可再生能源开发利用，不断推动电力节能减排。到2020年，浙江省电力领域二氧化硫、氮氧化物和烟尘排放量分别比2015年减少约10万吨、14万吨和3万吨。
(二)预防和减轻环境影响对策
认真执行电力项目开发的节能评估和审查制度，科学规划和合理利用能源资源，不断提高资源综合利用水平，降低对土地、水资源、生态环境等的影响。控制污染排放水平。按照更严格能效环保标准，努力实现供电煤耗、污染排放、煤炭占能源消费比重“三降低”和安全运行质量、技术装备水平、电煤占煤炭消费比重“三提高”，到2017年，实现全部煤电按燃气轮机排放标准清洁排放。
降低电能传输损耗。深入推进电网老旧设备技术升级与改造，加快新一代电网调度自动化系统、用电采集系统和一体化线损在线计算分析系统的建设与应用，力争2020年电网综合线损率降到4.2%左右。
通过实施规划，到2020年，全省电力生产消费对环境的影响得到有效控制，完成各项节能减排指标，实现电力与环境协调发展。
六、保障措施
(一)强化规划引领
贯彻落实国家《电力规划管理办法》(国能电力〔2016〕139号)，发挥电力规划在指导和促进常规电源、可再生能源、电网项目建设、电力科技装备和产业发展、电力供应保障和结构优化等方面的作用。通过规划与项目的相互结合和有机统一，促进规划实施，推进项目建设。未纳入电力规划的重大项目、不符合规划布局的电力项目不予核准。电力发展规划要做好与各级土地利用规划、环境保护规划、城乡建设规划、海洋功能区划、交通及水利规划等相互衔接，促进电力项目科学布局，顺利落地。
(二)强化政策保障
深入研究调峰电价形成机制、峰谷电价引导机制等方面的价格政策。加快制定支持光伏等可再生能源、电动汽车充电基础设施发展等扶持政策。探索建立促进可再生能源和微电网协同发展机制、抽水蓄能电站费用回收机制。
(三)强化实施管理
积极推进电力项目全过程管理，完善事中事后监管工作体系和工作机制，研究建立项目决策后评估机制和项目“异常目录”和企业“黑名单”制度等。转变管理理念，创新管理方式，探索建立全省电力信息管理系统，做好电力行业数据统计和发布工作。建立电力价格和成本管理机制，对电力项目实施经济评估。
(四)强化项目推进
按照“建成一批、开工一批、前期一批”的节奏，抓好电力项目的前期和建设工作。建立项目推进机制，落实省级部门的服务责任、地方政府的保障责任、项目业主单位的主体责任，落实要素配置、政策处理和基础设施配套保障。
(五)强化试点示范
继续推进清洁能源示范县、新能源示范城镇建设，形成各具特色的试点示范案例。加快推进可再生能源、新能源微电网、电力需求侧响应、电能替代、储能、电动汽车充电基础设施等不同领域试点示范。选择有条件的区域开展近零碳排放示范试点。
(六)强化电力合作
务实推进和参与“一带一路”能源合作，进一步加强长三角地区能源合作。继续加强与中央大型电力企业在核电、可再生能源开发和售电改革等领域的合作。不断拓宽国际电力合作，鼓励浙江大学等省内电力企业、科研机构、高校加强与世界500强及行业领军企业、国际知名科研院校的战略合作和产业对接，加快引进和消化吸收可再生能源和分布式能源等先进技术。鼓励和指导浙能等有实力的省内电力企业将重大产能合作项目纳入国际产能合作重点国别规划统筹推动，以长期投资、BOO、BOT、总承包、资产收购、联合开发等多种形式等开展境外清洁煤电、气电、水电、风电、光伏发电、电网等电力基础设施投资和电力资源合作开发，大力发展对外承包工程，带动成套设备、技术、标准、服务走出去。
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