省級有關部門，各市、縣（市、區）發展改革委（局），寧波市能源局：
現將《浙江省煤炭石油天然氣發展“十四五”規劃》印發給你們，請結合實際，認真組織實施。
浙江省發展和改革委員會浙江省能源局
2021年6月1日
浙江省煤炭石油天然氣發展“十四五”規劃
“十四五”時期是我省忠實踐行“八八戰略”，奮力打造“重要視窗”，開啟高水平全面建設社會主義現代化國家新征程的第一個五年，是我省推進碳達峰、邁向碳中和的關鍵期，是我省深入推進能源行業高質量發展的重要時期。為緊扣碳達峰碳中和目標任務，促進我省煤炭石油天然氣產業健康有序發展，實現更高質量、更有效率、更加公平、更可持續、更為安全的能源發展戰略，根據《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》《浙江省能源發展“十四五”規劃》的總體要求，編制本規劃。
基本介紹
- 中文名：浙江省煤炭石油天然氣發展“十四五”規劃
- 發文機關：浙江省發改委
- 成文日期：2021-06-01
- 發文字號：浙發改規劃〔2021〕212號
- 實施地區：浙江省
發展基礎,主要成就,存在問題,面臨形勢,總體要求,指導思想,基本原則,發展目標,重點任務,保障措施,加強組織領導,加強規劃引領,加快項目實施,加強監測評估,
發展基礎
主要成就
1．消費量和占比基本完成規劃目標
煤炭消費量得到有效控制。2020年，全省煤炭消費1.31億噸，較2015年減少0.07億噸，“十三五”期間年平均增速約為-1.0%。全省一次能源消費結構中，煤炭占比39.4%，較2015年下降13個百分點，年均下降2.6個百分點，能源結構進一步最佳化，超額完成“十三五”規劃目標（42.8%）。
石油消費量平穩增長。2020年，全省石油及製品消費3849萬噸，“十三五”期間年平均增速約為5.3%。其中，成品油消費約2083萬噸，年平均增速約為2.55%。石油及製品消費在一次能源消費總量中占比約22.9%，比2015年上升0.5個百分點，比“十三五”規劃目標（20.1%）略高。
天然氣消費量保持較快增長。“十三五”期間天然氣消費年平均增速約為12.9%。受新冠肺炎疫情影響，2020年全省天然氣消費143億立方米，比上年下降3.4%，其中管道天然氣105.6億立方米，同比下降9.7%；非管輸天然氣消費約37億立方米，同比增長19.4%。天然氣消費量占一次能源消費總量的7.0%，比2015年上升2.1個百分點。
2．清潔化利用水平大幅提高
煤炭清潔化利用成績顯著。截至2020年底，全省發電和供熱用煤占煤炭消費比重達81%，較2015年大幅提升。“十三五”期間大力削減高耗能機組發電用煤，淘汰關停機組72台（裝機容量101.25萬千瓦）。全省63台30萬千瓦以上大型燃煤機組已全部完成超低排放和節能改造，煤煙型大氣污染已基本得到解決。燃煤鍋（窯）爐淘汰改造任務超額完成，截至2020年底，已累計完成淘汰改造35蒸噸/小時以下燃煤鍋（窯）爐46249台。
油品清潔化利用走在全國前列。率先實施油品質量升級，2018年底，全面完成車用汽、柴油國Ⅵ標準置換升級。全省油庫一次油氣回收改造全部完成，加油站實現一次和二次油氣回收設施全覆蓋，各地正在鼓勵實施三次油氣回收改造。積極推進加油站與加氣、充電一體化發展，截至2020年底，累計建成綜合供能服務站704座。
管輸天然氣覆蓋範圍進一步擴大。截至2020年底，全省管輸天然氣通達縣（市、區）已達82個，除部分山區縣和海島縣採用LNG非管輸供氣外，已基本完成天然氣管道“縣縣通”。
3．儲運保障能力進一步增強
煤炭。“十三五”期間建成嘉興獨山港區煤炭中轉基地，新增煤炭接卸能力1500萬噸/年。累計建成煤炭靜態儲備能力超過1300萬噸，各燃煤電廠完成常態存煤水平不小於15天。
石油。截至2020年底，全省累計建成石油儲備設施5377.8萬立方米，占全國石油儲備規模的20%。其中，國儲規模1320萬立方米，占全國國儲規模的31%，位居全國各省首位；商儲規模4057.8萬立方米，占全國商儲規模的18%。石油管道項目進展順利，新增原油管道13公里、成品油管道527公里，累計建成原油管道約854公里、成品油管道約1520公里；管道已通達10個設區市。
天然氣。截至2020年底，全省新增舟山新奧LNG和新疆煤制氣兩個氣源，新建成甬台溫、金麗溫等幹線項目，累計建成天然氣管道3528公里，形成“八氣源、網路化、縣縣通”的供氣格局。LNG接收站建設加快推進，“十三五”期間，建成浙江LNG接收站二期、舟山新奧LNG接收站一期，接收能力新增600萬噸/年，累計達到900萬噸/年；開工建設舟山新奧LNG接收站二期、溫州LNG接收站一期、嘉興LNG中轉儲運項目、溫州華港LNG儲運調峰項目。我省儲氣能力達到8.2億標方以上，超額完成國家規定的儲氣任務。
4．天然氣體制改革穩步推進
出台浙江省天然氣體制改革方案，提出以管網獨立和管銷分離、天然氣價格市場化、城鎮燃氣扁平化和規模化改革為重點的改革任務，標誌著我省天然氣體制改革正式開始。2020年，陸續出台《浙江省天然氣上下游直接交易暨管網代輸試點規則（試行）》、《浙江省天然氣管網設施公平開放實施細則（試行）》、《浙江省省級天然氣管網調度管理辦法（試行）》、《浙江省管道燃氣特許經營評估管理辦法》，為建立上下游直接交易、管道燃氣特許經營評估、扁平化規模化改革提供政策支持。2020年底，浙江天然氣交易市場有限公司正式運營，成為浙江省首個、全國第五個天然氣交易平台。
存在問題
1．油氣體制改革推進緩慢
當前我省天然氣體制改革推進緩慢，一是上遊資源方相對集中，市場競爭不充分，地位不對等，下游用戶與之協商談判難度大。二是城鎮燃氣企業仍實行順價銷售機制，缺乏降低天然氣採購價格的動力。三是城鎮燃氣企業扁平化規模化改革涉及多方利益，實施難度大。
2．能源輸運網路亟需完善
煤炭輸運系統有待最佳化。受河道條件制約，寧波舟山港、嘉興獨山港等煤炭海河聯運通道存在瓶頸，杭紹甬等地煤炭“公轉水”受限。煤炭鐵路專用線接入比例較低。
石油管道輸送能力有待擴展。中國（浙江）自由貿易試驗區油氣全產業鏈建設不斷推進，舟山綠色石化基地產能釋放及寧波煉化產業擴能，原油和成品油輸送量增長較快，現有石油管道已不能滿足需求。
天然氣管道輸送瓶頸有待突破。隨著寧波舟山LNG接收中心產能的擴大，現有杭甬線管道已無法滿足LNG資源的外輸需求。
3．油氣管道建設與保護難度加大
我省地形複雜，管道建設空間趨緊，新建管道的路由選擇更加困難。不斷增多的第三方施工風險、極端地質災害風險、電化學腐蝕風險和無人機破壞、網路攻擊等新型安全風險加大了管道保護工作難度。
面臨形勢
碳達峰碳中和目標對能源結構調整提出新挑戰
2020年9月，習近平總書記在第七十五屆聯合國大會一般性辯論會上明確“二氧化碳排放力爭於2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和”。碳達峰碳中和目標要求穩步減少高碳化石能源利用，必須進一步最佳化能源結構，安全有序發展核能，積極發展可再生能源，抑制不合理能源消費，提高能源利用效率，推進生產生活用能清潔低碳化。
國內外“雙循環”新發展格局對能源安全保障提出新要求
《中華人民共和國國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和2035年遠景目標綱要》提出，要加快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。受新冠肺炎疫情和國際形勢等多方面影響，我國能源安全保障面臨新的風險和挑戰。我省要按照自貿試驗區功能定位，堅持油氣全產業鏈發展特色不動搖，全力推進寧波舟山大宗商品戰略儲備基地建設，打造世界級油品儲運基地。積極參與國際油氣資源開發和交易，鼓勵省內企業積極爭取境外資源，構建能源資源“海外倉”，在國家能源安全保障體系中發揮重要作用。
國家油氣體制改革為產業發展提供了新機遇
“十四五”將是我國油氣體制改革全面推進的時期。按照“放開兩頭，管住中間”的改革方向，積極順應國家改革形勢，進一步發揮市場在資源配置中的作用，吸引更多主體參與到資源採購和開發環節，建立天然氣輔助服務市場，完善天然氣產供儲銷體系建設，強化油氣供應保障體系。
數位化改革為智慧能源建設提供了新動力
2021年2月18日，全省數位化改革大會發布了《浙江省數位化改革總體方案》，全面啟動我省數位化改革，推動各地各部門流程再造、數字賦能、高效協同、整體智治。“十四五”是我省建立基礎設施建設和運行、資源供應和調度、應急處置、事前事中事後監管等能源智慧化監管體系的重要時期。《浙江省新型基礎設施建設三年行動計畫（2020-2022）》提出“加快智慧型化油氣設施建設”，從基礎設施建設端為實現智慧油氣提供基礎保障；物聯網、人工智慧、大數據、雲計算、5G等新一代智慧型化技術為智慧能源提供了強有力的支撐。
總體要求
指導思想
堅持以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導，深入貫徹黨的十九大和十九屆二中、三中、四中、五中全會精神和省委省政府重大決策部署，堅持貫徹新發展理念，忠實踐行“八八戰略”，奮力打造“重要視窗”，緊緊圍繞“四個革命、一個合作”能源安全新戰略和碳達峰碳中和要求，充分考慮國家在我省的能源戰略布局和重大項目建設需要，聚焦聚力高質量競爭力現代化，高標準推進碳達峰碳中和工作，加快推動能源結構調整，以“保供、提質、創新”為核心，提升煤炭石油天然氣儲備體系，完善集疏運網路，提高智慧化監管水平，保障全省煤炭石油天然氣安全平穩供應，建立健全安全、可靠、高效、智慧的煤炭石油天然氣產供儲銷體系。
基本原則
1．堅持需求導向和保障安全相結合
圍繞能源資源供應安全，以保障省內需求為基礎目標，充分利用國際國內資源，擴大資源供應渠道。完善煤炭石油天然氣儲備設施，提升儲備能力，進一步提高供應安全保障。
2．堅持整體統籌和重點推進相結合
加強規劃統籌，強化規劃引領，推進長三角一體化發展，加強區域合作，積極融入國家油氣管網體系。堅持遠近結合、長短結合，明確發展時序，既重點滿足短期發展需求，又放眼長遠、解決長期發展問題。
3．堅持清潔高效和技術創新相結合
堅持化石能源清潔化、高效化利用，節約優先，突出創新第一動力，分類推進技術創新、產業創新，充分發揮我省信息化產業優勢，建立健全智慧化監管系統，最佳化資源配置，提高能源整體利用效率和清潔利用水平。
4．堅持深化改革和加強監管相結合
堅持市場化改革方向，處理好政府、企業和市場的關係，穩妥有序推進油氣體制改革，增強市場活力。強化政府監管，堅持民生保供底線和安全生產紅線，保證改革成果切實惠民利民。
發展目標
煤炭。2025年，全省煤炭消費量1.25億噸，在一次能源消費結構中的占比下降至31.3%。煤炭利用集中化、清潔化水平不斷提高，發電和供熱用煤占煤炭消費量的比重達到85%以上。建成布局科學、責任清晰、清潔高效、綠色智慧、應對有力的煤炭儲備體系，形成相當於年消費量2%的多元化煤炭產品儲備，主要煤炭用戶形成相當於年消費量3%的可調節庫存，煤炭集疏運網路進一步最佳化。
石油。2025年，全省成品油及其他石油製品消費2330萬噸，煉化能力達到9000萬噸，計入我省能源消費總量的石油消費量4737萬噸，在一次能源消費結構中占比23.3%。省內石油儲備能力達到7000萬噸以上。
天然氣。2025年，全省天然氣消費量315億立方米，在一次能源消費結構中的占比提高至12.98%。全省城鄉居民天然氣氣化率達到40%以上。LNG接收能力達到3000萬噸以上（其中自貿試驗區接收能力達到2300萬噸以上），儲氣能力達到18.4億立方米以上，舟山、寧波、溫州三大LNG外輸通道建成，完成與國家天然氣幹線對接，實現雙向輸送。
到2025年，我省煤炭石油天然氣儲存能力總計達到1.2億噸標煤。
重點任務
強化供應保障，完善儲備體系
1．打造世界級油品儲運基地
圍繞建設寧波舟山國家大宗商品戰略儲備基地的工作目標，打造世界級油品儲運基地，加快建設一批油品儲備項目，以洞庫開發為突破口，主要開發岙山洞庫、黃小雙洞庫群、金塘小李岙洞庫，儘快形成具有國際影響力的油品儲運基地。
2．推動天然氣儲備設施建設
加快建設溫州LNG接收站、舟山新奧LNG接收站二期項目，推進六橫中石化、六橫浙能、浙江三期、舟山新奧三期、舟山衢山等LNG接收站項目前期工作；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。探索建設東海麗水氣田海上儲氣庫。建立全省LNG設施儲氣能力為主，相鄰地市集約化、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，形成海陸並舉、四方來氣、儲用平衡的安全保供格局。
3．完善煤炭儲備體系
構建煤炭供應保障長效機制，最佳化儲備制度，建立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。建立煤電企業與煤礦企業的煤炭儲備合作機制，建設布局合理、保障有效的煤炭儲備能力。重點推進浙江舟山煤炭中轉碼頭堆場擴建、溫州港樂清灣港區通用作（C區）一期、台州港頭門港區二期等項目建設。
完善疏運系統，打造三大網路
1．健全煤炭集疏運設施
以港口和燃煤電廠碼頭為主體，健全海河聯運和鐵路、公路、水路運輸網路系統，提高煤炭“公轉水”能力。加快主要耗煤企業鐵路專用線建設，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，支持內河作業區和煤炭碼頭髮展。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，提升溫州港、台州港煤炭海河聯運接卸能力，完善煤炭運輸高等級航道網。提高煤炭儲運場所智慧化、清潔化水平。
2．完善石油管網布局
建設舟山綠色石化基地南北雙線原油供應通道。最佳化甬滬寧原油管道路由，對海流沖刷較為嚴重的冊子—嵐山段等部分海底管道路由進行最佳化調整，將周邊具備條件的油庫接入甬滬寧管道供應體系，提升供應保障能力。適時建設大鎮複線原油管道，支持油庫間互聯互通，推動萬向岙山島油庫連線線、六橫島連線線等項目建設。推進黃澤作業區至上海漕涇原油管道，進一步增強我省向長三角地區輸送原油的能力。
為滿足舟山綠色石化成品油外輸需求，重點推進舟山—寧波和寧波—紹興—杭州成品油管道建設，同步建設配套油庫站場。加強管道互聯互通，增加管道沿線油庫接入，完善支線和油庫連線線建設，提升成品油供應能力。推動溫州機場航煤專線開工建設，適時開展杭州—湖州—安徽成品油管道等項目前期工作。做好杭州康橋油庫搬遷及配套輸油管道規劃建設。
3．加快推進天然氣管網建設
以寧波、舟山、溫州三大LNG接收站集中區域外輸通道建設為核心，形成“多級壓力、內輸外送、五橫三縱”的天然氣管網布局。全力推進杭甬複線、甬紹幹線等大容量輸氣幹線以及LNG外輸管道規劃建設，儘快消除管網輸送瓶頸。加快推進川氣東送二線浙江段建設，儘快完成西氣東輸二線等輸氣幹線技術改造，與周邊省份形成管道互聯互通、資源互供互保。進一步完善省內輸配管網布局，擴大管網覆蓋區域，最佳化管網工況，提高輸送能力和安全保障。
4．最佳化儲運設施運行方式
逐步落實油氣儲運設施公共化，推進儲運設施資源共享，通過互聯互通、資源串換等方式，充分發揮現有油氣管道、油庫、LNG接收站等設施的儲存和運輸能力。打破企業自建石油管道的壁壘，向沿線其他企業油庫開放，提高管道負荷率，避免重複建設和資源浪費。充分融合省內天然氣管線，形成全省一張網、一盤棋，改善管道運輸負荷不平衡情況，有條件的地區可將地方建設的城市高壓管道納入一張網統籌調度運行。
實施碳達峰行動，推進低碳高效利用
1．嚴格控制煤炭消費
持續推進發電供熱用煤高效清潔化。堅持最佳化煤炭利用方式，煤炭消費主要用於發電和集中供熱，適度控制煤電機組發電利用小時數，加快推動30萬千瓦級煤電機組轉為應急備用電源；逐步改造低效供熱機組，提高熱電聯產機組能源利用效率，鼓勵用燃氣鍋爐或天然氣分散式能源替代。不斷完善和創新超低排放技術，持續推進大型燃煤機組節能和環保改造。
有效控制其他工業用煤。在高能耗冶金、建材等行業推廣煤炭清潔化改造、打造煤炭清潔化利用升級版。積極尋求重大石化項目用煤需求替代方案，有效壓減建材、鋼鐵等行業用煤量，採用進口焦炭替代煉焦用煤，推進鋼鐵企業長流程改短流程。持續實施煤改氣工程，推進散煤清潔替代。
鼓勵碳減排技術研發和套用。積極研發碳捕捉、利用和封存（CCUS）技術，有序推進CCUS試點示範套用，減少二氧化碳排放量。以大型清潔煤電、分散式能源等項目為依託，加強技術創新，不斷提升核心技術的自主研發能力。
2．持續提高天然氣利用水平
大幅增加氣電發電利用小時數。完善氣電協調運行機制，研究探索氣電運營新模式。增加氣電發電小時數，最佳化天然氣機組運行方式。適時調整天然氣發電價格政策，鼓勵高效機組參與電力改革。支持氣電機組參加天然氣代輸試點並逐步完成上下游直接交易，爭取低價氣源，有序提高天然氣發電利用水平。鼓勵在新建LNG接收站周邊配套建設高效氣電項目，支持氣電企業直接採購氣源。
積極發展工業用氣。在集中用熱需求相對集中且增長較快的地區，積極推廣天然氣分散式能源項目，代替煤炭熱電聯產項目。鼓勵大型石化項目用天然氣替代部分煤炭消費，對標國際國內先進煉化一體化項目能效水平和排放水平，確保達成高能效、低排放目標。在能耗水平較高的建材、紡織等行業，鼓勵採用天然氣滿足新增用能需求。
提高城鄉居民天然氣氣化率。積極布局建設城鄉天然氣管網，不斷提高管網覆蓋率，大力培育用戶市場。在天然氣利用較為成熟的地區，積極推行“鎮鎮通”，逐步實施“村村通”，加快城鎮燃氣管網向農村延伸，做到同規同網，實現規劃建設管理“一盤棋”，因地制宜保障均等普惠。在天然氣利用基礎相對薄弱地區，加快建設城鎮配氣管道，擴大管道燃氣供應範圍。在管輸天然氣暫未通達地區，因地制宜，靈活採用多種方式，擴大天然氣利用。
3．推進成品油低碳替代
全面推進交通領域綠色低碳行動，細分市場需求，穩步推進油改氣、油改電、油改氫。在小型汽車和公共運輸領域，重點發展電力新能源汽車；適時推進氫能汽車套用。在貨運和長途汽車領域，鼓勵採用LNG動力汽車，適時發展氫能汽車。在水上交通領域，結合船舶動力技術發展，在短途客運船舶領域逐步推進油改氣電，在貨運船舶及其他工作船領域，開展LNG動力船舶試點，適時推廣。持續推進綜合供能服務站建設，到2025年累計建成800座以上。
加快體制創新，推進油氣體制改革
1．加快推進天然氣體制改革
推進管網公平開放。穩步推進管網獨立、管銷分離改革。根據《浙江省天然氣管網設施公平開放實施細則（試行）》等檔案要求，推進天然氣基礎設施相關服務信息公開，統籌全省天然氣管網運行調度。擴大上下游直接交易範圍，逐步推行長輸管網、LNG接收站及儲運設施等向市場主體公平開放。
加快城鎮燃氣扁平化和規模化改革。完善天然氣供應格局，消除不合理中間轉輸環節，推動實施價格監審、新增接氣點、供氣管網最佳化等改革舉措。強化管道燃氣特許經營監管，定期開展管道燃氣特許經營評估，鼓勵企業集團化、規模化發展，增強供氣、安全和服務能力，保障用戶權益。
理順天然氣價格機制。按照改革的總體思路，逐步建立購氣價格由市場決定，中間管輸價格由政府監管，終端銷售價格公開透明的天然氣價格新機制。通過逐步推動城燃企業、電廠等用戶自主採購，建立價格市場化形成機制，推進購氣和用氣價格市場化。加強輸配環節成本監審，完善輸配氣價的定價方式；對民生用氣實行最高限價。建立健全儲氣設施獨立運營模式和市場化投資回報機制，完善城燃企業儲氣成本通過終端銷售價格合理疏導渠道。保障天然氣行業穩定有序發展。
推動天然氣交易中心建設。建立天然氣商品交易平台、基礎設施信息平台、管容交易平台等系統，進一步完善交易規則和交易功能，建立履約保證、違約追責等保障機制。積極引進有影響力的貿易商，有效提升交易規模；積極探索供應鏈金融等能源金融產品創新業務，擴大交易品種。進一步加強合作，共建長三角期現一體化油氣交易市場，推動大宗商品期現市場聯動。
建立天然氣購銷新機制。深化天然氣市場化改革，推進管道天然氣上下游直接交易，鼓勵用戶多渠道多方式採購氣源。推動市場參與方在交易平台公開發布資源供需信息，通過數位化模擬方式，精準匹配供需兩端，最佳化資源配置，逐步建立信息共享、公開透明、便捷高效的天然氣交易市場。
2．探索開展石油儲備改革創新
推動省屬國企和民營企業代儲國油。建立儲備企業“白名單”制度，降低“白名單”企業的代儲資質門檻，優先賦予國油代儲資質，推動進一步擴大企業代儲規模，開展山體地下洞庫石油儲備建設試點。
推行企業社會責任儲備。以資質和一定的配額政策為引導，建立石油社會責任儲備體系，打造石油社會責任儲備示範標桿。
試點開展石油儲備動態輪換。以市場公開招投標方式吸引各類企業參與試點，探索建立增量國儲市場化動態輪換機制，推動浙江國儲有效輪動，以輪動收益回補國家儲備設施建設和維護支出。
逐步增加油氣儲備品種。將汽油、柴油、航空煤油、燃料油等成品油，以及液化天然氣、液化石油氣等其他油氣品種納入國家戰略儲備體系。
積極發展商業儲備。推動商儲和期現貨市場更好結合，推動商儲和油氣全產業鏈更好結合，提升商儲市場的規模和交易活躍水平。
推進數位化建設，強化油氣管道保護
1．加快構建數字監管體系
建立健全管道安全保護監管平台，完善感知端設施，健全油氣管道GIS系統，建立油氣管道數位化檔案，升級智慧型巡線系統，發展無人機巡線輔助系統，建立管道周邊第三方施工可視化監控系統，建立應急搶險仿真模擬和應急搶險過程動態評估系統，提高應急處置效率。
2．強化網路信息安全保護
全面落實油氣管道網路信息安全防護技術體系和管理體系。完善信息安全等級保護管理制度，提高信息安全等級要求，加強信息安全保護等級測評和備案管理。積極防禦、綜合防範，強化安全監控、應急回響、密鑰管理、網路信任等信息安全基礎設施建設，確保野外站場信息設備達到最佳保護效果，提高信息安全保障能力。加強人員培訓，提高網路信息安全管理人員技術水平，達到“主動防禦”要求。
3．持續深入開展隱患排查整治
切實履行管道保護主管部門監管職責，嚴格落實管道企業主體責任，主動協調處理監管區域內管道保護重大問題。推進實施安全生產專項整治三年行動，及時開展隱患排查，對高風險段、密閉空間、站場閥室、穿跨越處等重點目標要建立台賬，逐項落實整改。
4．加強重點環節風險管控
新建管道完工前要實現“零占壓”目標，確保不帶占壓問題投產；老舊管道要加強占壓清理，控制增量，消除存量。嚴格管控第三方施工，加強高后果區監管工作。加強管道本體隱患檢查排除，切實落實管道內部定期檢測制度和防腐層、陰極保護設施檢測制度，確保管道本質安全。
5．加強應急處置能力建設
認真貫徹實施《浙江省油氣長輸管道突發事件應急預案》，及時做好應急預案備案、修訂和動態管理工作，建立完善應急預案與應急準備相結合的定期評估制度，及時更新機構人員、應急力量、應急物資裝備和應急避險場所等情況，確保應急預案各項措施落實落地。推動管道企業間應急資源共享、管道企業與社會單位協作等措施形成合力，不斷提升事故應急處置能力。
6．強化管道保護教育宣傳
充分利用廣播電視、報刊雜誌、網路媒體、微信、廣告屏等多種媒體，普及管道保護知識，全方位立體宣傳管道保護工作，開展管道保護“安全生產月”“安全生產萬里行”等活動。對管道沿線單位、企業、社區等開展定向宣傳，持續推進管道保護安全宣傳“五進”工作，增強全社會管道保護意識。
保障措施
加強組織領導
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畫；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，為規劃實施創造有利條件。各市、縣（市、區）要切實發揮主體作用，建立工作協調機制，形成工作合力，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。
加強規劃引領
加強煤炭石油天然氣規劃與經濟社會發展綱要、浙江省能源發展規劃的銜接，制定完善天然氣管網等專項規劃。各設區市要根據省級煤炭石油天然氣規劃制定地方規劃。建立煤炭石油天然氣規劃與項目一體化管理機制，以煤炭石油天然氣規劃為依據進行項目核准和備案。
加快項目實施
建立健全項目推進機制，強化土地、海域、資金等要素保障，確保煤炭石油天然氣重大基礎設施項目建設順利實施。對實施難度較大的油氣管道等線性工程，各地要強化自然資源、交通、水利等部門協同，及時協調解決路由選址、征地拆遷、涉河涉堤等難題。
加強監測評估
強化煤炭石油天然氣巨觀調控和統籌協調，加強供需兩側預測預警，加強供應動態跟蹤監控，建立健全應急保障體系。加強規劃實施的監督管理，完善滾動調整和動態評估機制。組織開展規劃實施情況的監測分析和總結評估，重點監管規劃發展目標、重點任務和重大項目的落實情況，確保規劃落實到位。
浙江省“十四五”煤炭、石油、天然氣重大項目表
序號 | 項目名稱 | 建設內容 | 建設年限 | 項目總投資 （億元） | 建設地點 |
一、建成項目 | - | - | - | - | - |
1 | 大鎮複線（原油管道） | 大榭島-嵐山，長度約62公里，管徑864mm，設計壓力6.5MPa | 2023-2025 | 25 | 寧波 |
2 | 黃澤山-魚山原油海底管道 | 長度為46公里，輸送量3000萬噸/年 | 2021-2022 | 16 | 舟山 |
3 | 外釣—冊子原油管道 | 長度約3.5公里，雙管，輸送量4000萬噸/年 | 2024-2025 | 2.7 | 舟山 |
4 | 金塘—冊子原油管道 | 長度為10.5公里，3管，輸送量6000萬噸/年 | 2021-2025 | 11 | 舟山 |
5 | 冊子—馬目原油管道 | 長度為9.8公里，雙管，輸送量4000萬噸/年 | 2020-2022 | 7.2 | 舟山 |
6 | 舟山—寧波成品油管道（海管） | 自舟山魚山島，至寧波登入，線路總長約52公里 | 2021-2022 | 8.8 | 舟山、寧波 |
7 | 甬紹杭成品油管道 | 自寧波登入點，經紹興至餘杭仁和油庫（其中部分利用已建紹杭管道），線路總長約268公里 | 2021-2024 | 30 | 寧波、紹興、杭州 |
8 | 魚山島—黃澤山作業區成品油管道 | 起自舟山魚山島，至黃澤山作業區，線路總長約35公里 | 2023-2025 | 7 | 舟山 |
9 | 黃澤山石油中轉儲運工程二期項目 | 油庫規模104萬立方米 | 2020-2022 | 12.6 | 舟山岱山 |
10 | 舟山中際化工油品儲運基地 | 油庫規模60萬立方米 | 2019-2021 | 5.7 | 舟山定海 |
11 | 盛達燃料油中轉加注基地項目 | 油庫規模79.4萬立方米 | 2019-2022 | 20 | 舟山六橫 |
12 | 光匯油品儲運項目 （北島） | 油庫規模116萬立方米 | 2010-2023 | 9.6 | 舟山定海 |
13 | 金塘石油儲運基地 | 油庫規模480萬立方米 | 2022-2025 | 45 | 舟山金塘 |
14 | 中奧能源油品儲運擴建工程 | 油庫規模87.6萬立方米 | 2016-2021 | 23 | 舟山六橫 |
15 | 華泰東白蓮島油品儲運工程（一期） | 油庫規模82.4萬立方米 | 2014-2023 | 19 | 舟山普陀 |
16 | 中化興中六期擴建項目 | 油庫規模41萬立方米 | 2020-2021 | 6.6 | 舟山新城 |
17 | 黃澤山地下水封洞庫項目 | 油庫規模670萬立方米 | 2022-2025 | 47 | 舟山岱山 |
18 | 黃澤山三期項目 | 黃澤山島北部區域建設200萬方以上的油庫 | 2022-2025 | 20 | 舟山 |
19 | 岙山島地下油品儲運庫 | 油庫規模300萬立方米 | 2022-2025 | 22 | 舟山臨城 |
20 | 大榭原油地下洞庫（一期） | 油庫規模300萬立方米 | 2022-2025 | 35 | 寧波大榭 |
21 | 小衢山油品儲運基地 | 油庫規模300萬立方米 | 2022-2025 | 55 | 舟山小衢山 |
22 | 寧波成品油基地（一期） | 油庫規模44萬立方米 | 2019-2022 | 8.5 | 寧波北侖 |
23 | 金清港成品油倉儲基地 | 油庫規模一期4.4萬立方米，二期擴建5.5萬立方米 | 2020-2022 | 10.5 | 路橋金清鎮黃琅劍門港 |
24 | 上虞油庫（成品油） | 油庫規模29.7萬立方米 | 2021-2025 | 9 | 紹興 |
25 | 仁和油庫（成品油） | 擴建油庫規模6萬立方米 | 2021-2025 | 3 | 杭州 |
26 | 浙石油金華蘭溪油庫（成品油） | 油庫規模3.3萬立方米 | 2021-2024 | 3 | 金華蘭溪 |
27 | 浙石油溫州油庫 （成品油） | 油庫規模4.6萬立方米 | 2021-2024 | 5 | 溫州 |
28 | 中石化溫州靈崑油庫（成品油） | 油庫規模31.4萬立方米 | 2018-2023 | 12.7 | 溫州 |
29 | 中航油中轉油庫遷建項目 | 擴建機場油庫4萬立方米，新建油庫6萬立方米，配套輸油管道約15公里 | 2021-2025 | 4 | 溫州 |
30 | 舟山新奧LNG接收站 （二期） | 建設規模為200萬噸/年 | 2019-2021 | 24.1 | 舟山白泉 |
31 | 舟山新奧LNG接收站 （三期） | 建設規模為500萬噸/年 | 2021-2024 | 35 | 舟山白泉 |
32 | 浙江LNG接收站（三期） | 建設規模為600萬噸/年，配套一個碼頭 | 2021-2025 | 93 | 寧波穿山 |
33 | 浙能六橫LNG接收站（一期） | 建設規模為600萬噸/年，配套一個碼頭 | 2021-2025 | 105 | 舟山六橫 |
34 | 中石化六橫LNG接收站項目（一期） | 建設規模為600萬噸/年，配套一個碼頭 | 2021-2025 | 120 | 舟山六橫 |
35 | 溫州LNG接收站 （一期） | 建設規模為300萬噸/年，配套一個碼頭 | 2018-2023 | 89.46 | 溫州洞頭 |
36 | 玉環大麥嶼能源（LNG）中轉儲運項目（一期） | 建設規模為200萬噸/年，配套一個碼頭 | 2021-2025 | 41 | 玉環大麥嶼 |
37 | 浙江嘉興（平湖）LNG應急調峰儲運站項目 | 建設規模為100萬噸/年，配套一個碼頭 | 2018-2021 | 24 | 嘉興獨山港 |
38 | 溫州華港LNG儲運調峰中心項目（一期） | 建設規模為100萬噸/年，配套一個碼頭 | 2020-2023 | 28 | 溫州狀元岙 |
39 | 川氣東送二線幹線浙江段 | 安徽浙江省界-溫州末站，管徑1219mm，設計壓力10MPa，總長約440公里 | 2021-2025 | 70 | 湖州、杭州、紹興、台州、溫州 |
40 | 川氣東送二線溫州-福州支幹線工程 | 溫州-浙江福建省界，管徑1016mm，設計壓力10MPa，長度約95公里 | 2022-2025 | 16 | 溫州 |
41 | 甬紹幹線天然氣管道東段 | 寧波中宅-春曉-新昌，管徑1219mm， 設計壓力10MPa，長度約147公里 | 2021-2023 | 38 | 寧波、紹興 |
42 | 甬紹幹線天然氣管道西段 | 新昌-諸暨，管徑1219mm，設計壓力10MPa，長度約85公里 | 2023-2025 | 22 | 紹興、金華 |
43 | 杭甬複線天然氣管道 | 寧波鎮海-杭州蕭山，管徑1016mm，設計壓力10MPa，長度約190公里 | 2021-2022 | 38 | 寧波、紹興、杭州 |
44 | 西二線、川氣東送嘉興聯通工程 | 管徑1016mm，設計壓力10MPa，長度約20公里 | 2021-2022 | 3 | 嘉興 |
45 | 浙滬天然氣聯絡線二期工程 | 管徑813mm，設計壓力6.3MPa，長度約45公里 | 2020-2021 | 7 | 嘉興 |
46 | 六橫-春曉天然氣管道 | 舟山六橫-寧波春曉，管徑1016mm雙管，設計壓力10MPa，單管長度約33公里 | 2021-2025 | 20 | 舟山、寧波 |
47 | 溫州LNG接收站項目外輸管道 | 小門島溫州LNG接收站連線至樂清登入站，管徑1016mm，設計壓力10MPa，長度約26公里 | 2021-2022 | 12 | 溫州 |
48 | 溫州華港LNG項目外輸管道 | 溫州狀元岙華港LNG接收站連線至樂清登入站，管徑1016mm，設計壓力10MPa，長度約34公里 | 2021-2022 | 15 | 溫州 |
49 | 樂清-溫州天然氣管道 | 樂清登入站-溫州末站，管徑1219mm，設計壓力10MPa，長度約46公里 | 2022-2025 | 13 | 溫州 |
50 | 玉環大麥嶼LNG站外輸管道 | 玉環大麥嶼連線至甬台溫管道清江閥室，管徑1016mm，設計壓力7MPa，長度約32公里 | 2021-2022 | 8 | 溫州、台州 |
51 | 龍港—蒼南天然氣管道 | 由龍港延伸至蒼南縣靈溪鎮境內，管徑813mm，設計壓力6.3MPa，長度約27公里 | 2022-2025 | 3 | 溫州 |
52 | 雲和-景寧-文成-泰順天然氣縣縣通項目 | 天然氣管道，管徑406mm，設計壓力6.3MPa，總長約115公里 | 2022-2025 | 15 | 溫州、麗水 |
53 | 慶元支線（天然氣管道） | 北起龍泉，南至慶元，管徑406mm，設計壓力6.3MPa，長度約60公里 | 2022-2025 | 7 | 麗水 |
54 | 衢州分輸壓氣站改造項目 | 西二線南昌-上海支幹線反輸改造，衢州壓氣站具備雙向增壓 | 2021-2023 | 0.5 | 衢州 |
55 | 嘉興LNG站外輸管道 | 自嘉興LNG站接至嘉興大橋站，在獨山港站設支線接入浙滬聯絡線二期，管徑610mm，設計壓力6.3MPa，總長約50公里 | 2021-2022 | 8 | 嘉興 |
56 | 浙江舟山煤炭中轉碼頭堆場擴建工程 | 新增煤炭儲備能力220萬噸 | 2022-2025 | 54.5 | 舟山 |
57 | 溫州港樂清灣港區通用作業（C區）一期工程 | 新增煤炭儲備能力90萬噸 | 2019-2023 | 29 | 溫州 |
58 | 台州港頭門港區二期工程 | 新增煤炭儲備能力16.9萬噸 | 2017-2021 | 16 | 台州 |
二、開工項目 | - | - | - | - | - |
1 | 算山/鎮海-中金管道 | 成品油管道，算山油庫—鎮海煉化二期—寧波油庫—中金分輸站，長度約45公里 | 2024-2027 | 4 | 寧波 |
2 | 中石化算山成品油儲備基地 | 成品油油庫庫容120萬立方米，原油油庫庫容40萬方 | 2019-2026 | 28 | 寧波北侖 |
3 | 大榭原油地下洞庫（二期） | 擴建庫容200萬立方米 | 2023-2030 | 15 | 寧波大榭 |
4 | 衢山LNG接收站 | 建設規模為300萬噸/年，配套一個碼頭 | 待定 | 67 | 舟山 |
5 | 衢山LNG接收站外輸管道 | 衢山島至寧波，管徑1016mm，設計壓力10MPa，長度約110公里 | 待定 | 50 | 舟山 |
三、前期項目 | - | - | - | - | - |
1 | 蝦峙島—東/西白蓮—六橫原油管道 | 長度20公里，輸送量為1500萬噸/年 | 2025-2030 | 6 | 舟山 |
2 | 杭州-湖州-皖成品油管道 | 餘杭仁和油庫至湖州蘇台山油庫至長興油庫到浙江安徽交界處，總長約200公里 | 待定 | 20 | 杭州、湖州 |
3 | 大榭石化-算山段成品油管道 | 大榭石化-算山首站，長度約28公里 | 待定 | 3 | 寧波 |
4 | 陳山-仁和成品油管道 | 陳山油庫-仁和油庫，長度約150公里 | 待定 | 8 | 嘉興、杭州 |
5 | 瑞安-蒼南成品油管道 | 甬台溫瑞安末站-浙閩交界處，長度約86公里 | 待定 | 6 | 溫州 |
6 | 中奧能源蝦峙地下庫 | 油庫規模700萬立方米 | 2025-2030 | 50 | 舟山蝦峙 |
7 | 金塘儲運基地（二期） | 油庫規模460萬立方米 | 2025-2030 | 30 | 舟山金塘 |
8 | 雙子山油品儲運基地 | 油庫規模100萬立方米 | 2025-2030 | 24 | 舟山雙子山 |
9 | 東白蓮島油品儲運工程（二期） | 油庫規模360萬立方米 | 2025-2030 | 40 | 舟山蝦峙 |
10 | 金華油庫（成品油） | 油庫規模12萬立方米 | 待定 | 6 | 金華 |
11 | 台州中石油油庫（成品油） | 油庫規模10萬立方米 | 待定 | 5 | 台州 |
12 | 浙江LNG接收站（四期） | 新增規模300萬噸/年 | 2025-2030 | 30 | 寧波穿山 |
13 | 溫州LNG接收站 （二期） | 新增規模400-600萬噸/年 | 2025-2030 | 40 | 溫州洞頭 |
14 | 台金衢天然氣幹線 | 橫溪-縉雲-遂昌-龍游，管徑為1016mm，設計壓力10MPa，長度為200公里 | 待定 | 50 | 台州、金華、麗水、衢州 |
15 | 浙能平湖獨山港環保能源二期煤場 | 新增煤炭儲備能力1.9萬噸 | 待定 | - | 嘉興平湖 |
四、謀劃項目 | - | - | - | - | - |
1 | 浙能六橫LNG接收站項目（二期） | 二期建設規模600萬噸/年 | 2025-2030 | 55 | 舟山六橫 |
2 | 中石化六橫LNG接收站項目（二期） | 二期建設規模900萬噸/年 | 2025-2030 | 65 | 舟山六橫 |
3 | 台州頭門港LNG接收站 | 建設規模為300萬噸/年，配套一個碼頭 | 待定 | 59 | 台州頭門港 |
4 | 頭門港LNG接收站外輸管道 | 頭門港至甬台溫三門站，管徑813mm，設計壓力6.3MPa，長度約85公里 | 待定 | 25 | 台州 |
5 | 黃澤作業區—漕涇原油海底管道 | 長度為90公里，輸送量2700萬噸/年 | 待定 | 22.44 | 舟山、上海 |
6 | 龍游-麗水成品油管道 | 龍游油庫-麗水油庫，長度約150公里 | 2025-2030 | 7.5 | 衢州、麗水 |
7 | 溫州-麗水成品油管道 | 甬台溫管道溫州分輸站-蓮都油庫，長度約210公里 | 2025-2030 | 11.5 | 溫州、麗水 |
