省發(fā)展改革委 省能源局關(guān)于印發(fā)《浙江省煤炭石油天然氣發(fā)展“十四五”規(guī)劃》的通知 (浙發(fā)改規(guī)劃〔2021〕212號)
省級有關(guān)部門，各市、縣（市、區(qū)）發(fā)展改革委（局），寧波市能源局：
現(xiàn)將《浙江省煤炭石油天然氣發(fā)展“十四五”規(guī)劃》印發(fā)給你們，請結(jié)合實際，認真組織實施。
浙江省發(fā)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(fā)展“十四五”規(guī)劃
“十四五”時期是我省忠實踐行“八八戰(zhàn)略”，奮力打造“重要窗口”，開啟高水平全面建設(shè)社會主義現(xiàn)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(guān)鍵期，是我省深入推進能源行業(yè)高質(zhì)量發(fā)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(chǎn)業(yè)健康有序發(fā)展，實現(xiàn)更高質(zhì)量、更有效率、更加公平、更可持續(xù)、更為安全的能源發(fā)展戰(zhàn)略，根據(jù)《浙江省國民經(jīng)濟和社會發(fā)展第十四個五年規(guī)劃和二〇三五年遠景目標綱要》《浙江省能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃》的總體要求，編制本規(guī)劃。
一、發(fā)展基礎(chǔ)
（一）主要成就
1．消費量和占比基本完成規(guī)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(jié)構(gòu)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(jié)構(gòu)進一步優(yōu)化，超額完成“十三五”規(guī)劃目標（42.8%）。
石油消費量平穩(wěn)增長。2020年，全省石油及制品消費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%。石油及制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(guī)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(fā)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(fā)電用煤，淘汰關(guān)停機組72臺（裝機容量101.25萬千瓦）。全省63臺30萬千瓦以上大型燃煤機組已全部完成超低排放和節(jié)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臺。
油品清潔化利用走在全國前列。率先實施油品質(zhì)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(xiàn)一次和二次油氣回收設(shè)施全覆蓋，目前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(fā)展，截至2020年底，累計建成綜合供能服務站704座。
管輸天然氣覆蓋范圍進一步擴大。截至2020年底，全省管輸天然氣通達縣（市、區(qū)）已達82個，除部分山區(qū)縣和海島縣采用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?！笆濉逼陂g建成嘉興獨山港區(qū)煤炭中轉(zhuǎn)基地，新增煤炭接卸能力1500萬噸/年。累計建成煤炭靜態(tài)儲備能力超過1300萬噸，各燃煤電廠完成常態(tài)存煤水平不小于15天。
石油。截至2020年底，全省累計建成石油儲備設(shè)施5377.8萬立方米，占全國石油儲備規(guī)模的20%。其中，國儲規(guī)模1320萬立方米，占全國國儲規(guī)模的31%，位居全國各省首位；商儲規(guī)模4057.8萬立方米，占全國商儲規(guī)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(shè)區(qū)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，新建成甬臺溫、金麗溫等干線項目，累計建成天然氣管道3528公里，形成“八氣源、網(wǎng)絡化、縣縣通”的供氣格局。LNG接收站建設(shè)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(shè)舟山新奧LNG接收站二期、溫州LNG接收站一期、嘉興LNG中轉(zhuǎn)儲運項目、溫州華港LNG儲運調(diào)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(guī)定的儲氣任務。
4．天然氣體制改革穩(wěn)步推進
出臺浙江省天然氣體制改革方案，提出以管網(wǎng)獨立和管銷分離、天然氣價格市場化、城鎮(zhèn)燃氣扁平化和規(guī)模化改革為重點的改革任務，標志著我省天然氣體制改革正式開始。2020年，陸續(xù)出臺《浙江省天然氣上下游直接交易暨管網(wǎng)代輸試點規(guī)則（試行）》、《浙江省天然氣管網(wǎng)設(shè)施公平開放實施細則（試行）》、《浙江省省級天然氣管網(wǎng)調(diào)度管理辦法（試行）》、《浙江省管道燃氣特許經(jīng)營評估管理辦法》，為建立上下游直接交易、管道燃氣特許經(jīng)營評估、扁平化規(guī)?；母锾峁┱咧С?。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臺。
（二）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，一是上游資源方相對集中，市場競爭不充分，地位不對等，下游用戶與之協(xié)商談判難度大。二是城鎮(zhèn)燃氣企業(yè)仍實行順價銷售機制，缺乏降低天然氣采購價格的動力。三是城鎮(zhèn)燃氣企業(yè)扁平化規(guī)?；母锷婕岸喾嚼?，實施難度大。
2．能源輸運網(wǎng)絡亟需完善
煤炭輸運系統(tǒng)有待優(yōu)化。受河道條件制約，寧波舟山港、嘉興獨山港等煤炭海河聯(lián)運通道存在瓶頸，杭紹甬等地煤炭“公轉(zhuǎn)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(mào)易試驗區(qū)油氣全產(chǎn)業(yè)鏈建設(shè)不斷推進，舟山綠色石化基地產(chǎn)能釋放及寧波煉化產(chǎn)業(yè)擴能，原油和成品油輸送量增長較快，現(xiàn)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(chǎn)能的擴大，現(xiàn)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(shè)與保護難度加大
我省地形復雜，管道建設(shè)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(zhì)災害風險、電化學腐蝕風險和無人機破壞、網(wǎng)絡攻擊等新型安全風險加大了管道保護工作難度。
二、面臨形勢
（一）碳達峰碳中和目標對能源結(jié)構(gòu)調(diào)整提出了新挑戰(zhàn)
2020年9月，習近平總書記在第七十五屆聯(lián)合國大會一般性辯論會上明確“二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現(xiàn)碳中和”。碳達峰碳中和目標要求穩(wěn)步減少高碳化石能源利用，必須進一步優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)，安全有序發(fā)展核能，積極發(fā)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(chǎn)生活用能清潔低碳化。
（二）國內(nèi)國際“雙循環(huán)”新發(fā)展格局對能源安全保障提出了新要求
《中華人民共和國國民經(jīng)濟和社會發(fā)展第十四個五年規(guī)劃和2035年遠景目標綱要》提出，要加快構(gòu)建以國內(nèi)大循環(huán)為主體、國內(nèi)國際雙循環(huán)相互促進的新發(fā)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(zhàn)。我省要按照自貿(mào)試驗區(qū)功能定位，堅持油氣全產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展特色不動搖，全力推進寧波舟山大宗商品戰(zhàn)略儲備基地建設(shè)，打造世界級油品儲運基地。積極參與國際油氣資源開發(fā)和交易，鼓勵省內(nèi)企業(yè)積極爭取境外資源，構(gòu)建能源資源“海外倉”，在國家能源安全保障體系中發(fā)揮重要作用。?
（三）國家油氣體制改革為產(chǎn)業(yè)發(fā)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(fā)揮市場在資源配置中的作用，吸引更多主體參與到資源采購和開發(fā)環(huán)節(jié)，建立天然氣輔助服務市場，完善天然氣產(chǎn)供儲銷體系建設(shè)，強化油氣供應保障體系。
（四）數(shù)字化改革為智慧能源建設(shè)提供了新動力
2021年2月18日，全省數(shù)字化改革大會發(fā)布了《浙江省數(shù)字化改革總體方案》，全面啟動我省數(shù)字化改革，推動各地各部門流程再造、數(shù)字賦能、高效協(xié)同、整體智治?！笆奈濉笔俏沂〗⒒A(chǔ)設(shè)施建設(shè)和運行、資源供應和調(diào)度、應急處置、事前事中事后監(jiān)管等能源智慧化監(jiān)管體系的重要時期?！墩憬⌒滦突A(chǔ)設(shè)施建設(shè)三年行動計劃（2020-2022）》提出“加快智能化油氣設(shè)施建設(shè)”，從基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)端為實現(xiàn)智慧油氣提供基礎(chǔ)保障；物聯(lián)網(wǎng)、人工智能、大數(shù)據(jù)、云計算、5G等新一代智能化技術(shù)為智慧能源提供了強有力的支撐。
三、總體要求
（一）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(fā)展理念，忠實踐行“八八戰(zhàn)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(zhàn)略和碳達峰碳中和要求，充分考慮國家在我省的能源戰(zhàn)略布局和重大項目建設(shè)需要，聚焦聚力高質(zhì)量競爭力現(xiàn)代化，高標準推進碳達峰碳中和工作，加快推動能源結(jié)構(gòu)調(diào)整，以“保供、提質(zhì)、創(chuàng)新”為核心，提升煤炭石油天然氣儲備體系，完善集疏運網(wǎng)絡，提高智慧化監(jiān)管水平，保障全省煤炭石油天然氣安全平穩(wěn)供應，建立健全安全、可靠、高效、智慧的煤炭石油天然氣產(chǎn)供儲銷體系。
（二）基本原則
1．堅持需求導向和保障安全相結(jié)合
圍繞能源資源供應安全，以保障省內(nèi)需求為基礎(chǔ)目標，充分利用國際國內(nèi)資源，擴大資源供應渠道。完善煤炭石油天然氣儲備設(shè)施，提升儲備能力，進一步提高供應安全保障。
2．堅持整體統(tǒng)籌和重點推進相結(jié)合
加強規(guī)劃統(tǒng)籌，強化規(guī)劃引領(lǐng)，推進長三角一體化發(fā)展，加強區(qū)域合作，積極融入國家油氣管網(wǎng)體系。堅持遠近結(jié)合、長短結(jié)合，明確發(fā)展時序，既重點滿足短期發(fā)展需求，又放眼長遠、解決長期發(fā)展問題。
3．堅持清潔高效和技術(shù)創(chuàng)新相結(jié)合
堅持化石能源清潔化、高效化利用，節(jié)約優(yōu)先，突出創(chuàng)新第一動力，分類推進技術(shù)創(chuàng)新、產(chǎn)業(yè)創(chuàng)新，充分發(fā)揮我省信息化產(chǎn)業(yè)優(yōu)勢，建立健全智慧化監(jiān)管系統(tǒng)，優(yōu)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(jiān)管相結(jié)合
堅持市場化改革方向，處理好政府、企業(yè)和市場的關(guān)系，穩(wěn)妥有序推進油氣體制改革，增強市場活力。強化政府監(jiān)管，堅持民生保供底線和安全生產(chǎn)紅線，保證改革成果切實惠民利民。
（三）發(fā)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(jié)構(gòu)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(fā)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，形成相當于年消費量2%的多元化煤炭產(chǎn)品儲備，主要煤炭用戶形成相當于年消費量3%的可調(diào)節(jié)庫存，煤炭集疏運網(wǎng)絡進一步優(yōu)化。
石油。2025年，全省成品油及其他石油制品消費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(jié)構(gòu)中占比23.3%。省內(nèi)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(jié)構(gòu)中的占比提高至12.98%。全省城鄉(xiāng)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(mào)試驗區(qū)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，完成與國家天然氣干線對接，實現(xiàn)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。
四、重點任務
（一）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(shè)寧波舟山國家大宗商品戰(zhàn)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(shè)一批油品儲備項目，以洞庫開發(fā)為突破口，主要開發(fā)岙山洞庫、黃小雙洞庫群、金塘小李岙洞庫，盡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(shè)施建設(shè)
加快建設(shè)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(huán)大麥嶼、溫州狀元岙等沿海中轉(zhuǎn)、儲運、調(diào)峰項目建設(shè)。探索建設(shè)東海麗水氣田海上儲氣庫。建立全省LNG設(shè)施儲氣能力為主，相鄰地市集約化、規(guī)?；ㄔO(shè)儲氣設(shè)施為輔，自建本地化儲氣設(shè)施為基礎(chǔ)保障的儲氣體系，形成海陸并舉、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(gòu)建煤炭供應保障長效機制，優(yōu)化儲備制度，建立健全以企業(yè)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(yè)與煤礦企業(yè)的煤炭儲備合作機制，建設(shè)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(zhuǎn)碼頭堆場擴建、溫州港樂清灣港區(qū)通用作（C區(qū)）一期、臺州港頭門港區(qū)二期等項目建設(shè)。
（二）完善疏運系統(tǒng)，打造三大網(wǎng)絡
1．健全煤炭集疏運設(shè)施
以港口和燃煤電廠碼頭為主體，健全海河聯(lián)運和鐵路、公路、水路運輸網(wǎng)絡系統(tǒng)，提高煤炭“公轉(zhuǎn)水”能力。加快主要耗煤企業(yè)鐵路專用線建設(shè)，提高煤炭消費大戶特別是年運量150萬噸以上用煤企業(yè)鐵路專用線接入比例，支持內(nèi)河作業(yè)區(qū)和煤炭碼頭發(fā)展。提升寧波舟山港六橫煤炭中轉(zhuǎn)碼頭和乍浦港碼頭接卸能力，提升溫州港、臺州港煤炭海河聯(lián)運接卸能力，完善煤炭運輸高等級航道網(wǎng)。提高煤炭儲運場所智慧化、清潔化水平。
2．完善石油管網(wǎng)布局
建設(shè)舟山綠色石化基地南北雙線原油供應通道。優(yōu)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優(yōu)化調(diào)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(shè)大鎮(zhèn)復線原油管道，支持油庫間互聯(lián)互通，推動萬向岙山島油庫連接線、六橫島連接線等項目建設(shè)。推進黃澤作業(yè)區(qū)至上海漕涇原油管道，進一步增強我省向長三角地區(qū)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(shè)，同步建設(shè)配套油庫站場。加強管道互聯(lián)互通，增加管道沿線油庫接入，完善支線和油庫連接線建設(shè)，提升成品油供應能力。推動溫州機場航煤專線開工建設(shè)，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(guī)劃建設(shè)。
3．加快推進天然氣管網(wǎng)建設(shè)
以寧波、舟山、溫州三大LNG接收站集中區(qū)域外輸通道建設(shè)為核心，形成“多級壓力、內(nèi)輸外送、五橫三縱”的天然氣管網(wǎng)布局。全力推進杭甬復線、甬紹干線等大容量輸氣干線以及LNG外輸管道規(guī)劃建設(shè)，盡快消除管網(wǎng)輸送瓶頸。加快推進川氣東送二線浙江段建設(shè)，盡快完成西氣東輸二線等輸氣干線技術(shù)改造，與周邊省份形成管道互聯(lián)互通、資源互供互保。進一步完善省內(nèi)輸配管網(wǎng)布局，擴大管網(wǎng)覆蓋區(qū)域，優(yōu)化管網(wǎng)工況，提高輸送能力和安全保障。
4．優(yōu)化儲運設(shè)施運行方式
逐步落實油氣儲運設(shè)施公共化，推進儲運設(shè)施資源共享，通過互聯(lián)互通、資源串換等方式，充分發(fā)揮現(xiàn)有油氣管道、油庫、LNG接收站等設(shè)施的儲存和運輸能力。打破企業(yè)自建石油管道的壁壘，向沿線其他企業(yè)油庫開放，提高管道負荷率，避免重復建設(shè)和資源浪費。充分融合省內(nèi)天然氣管線，形成全省一張網(wǎng)、一盤棋，改善管道運輸負荷不平衡情況，有條件的地區(qū)可將地方建設(shè)的城市高壓管道納入一張網(wǎng)統(tǒng)籌調(diào)度運行。
（三）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(xù)推進發(fā)電供熱用煤高效清潔化。堅持優(yōu)化煤炭利用方式，煤炭消費主要用于發(fā)電和集中供熱，適度控制煤電機組發(fā)電利用小時數(shù)，加快推動30萬千瓦級煤電機組轉(zhuǎn)為應急備用電源；逐步改造低效供熱機組，提高熱電聯(lián)產(chǎn)機組能源利用效率，鼓勵用燃氣鍋爐或天然氣分布式能源替代。不斷完善和創(chuàng)新超低排放技術(shù)，持續(xù)推進大型燃煤機組節(jié)能和環(huán)保改造。
有效控制其他工業(yè)用煤。在高能耗冶金、建材等行業(yè)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(yè)用煤量，采用進口焦炭替代煉焦用煤，推進鋼鐵企業(yè)長流程改短流程。持續(xù)實施煤改氣工程，推進散煤清潔替代。
鼓勵碳減排技術(shù)研發(fā)和應用。積極研發(fā)碳捕捉、利用和封存（CCUS）技術(shù)，有序推進CCUS試點示范應用，減少二氧化碳排放量。以大型清潔煤電、分布式能源等項目為依托，加強技術(shù)創(chuàng)新，不斷提升核心技術(shù)的自主研發(fā)能力。
2．持續(xù)提高天然氣利用水平
大幅增加氣電發(fā)電利用小時數(shù)。完善氣電協(xié)調(diào)運行機制，研究探索氣電運營新模式。增加氣電發(fā)電小時數(shù)，優(yōu)化天然氣機組運行方式。適時調(diào)整天然氣發(fā)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并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(fā)電利用水平。鼓勵在新建LNG接收站周邊配套建設(shè)高效氣電項目，支持氣電企業(yè)直接采購氣源。
積極發(fā)展工業(yè)用氣。在集中用熱需求相對集中且增長較快的地區(qū)，積極推廣天然氣分布式能源項目，代替煤炭熱電聯(lián)產(chǎn)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(nèi)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(yè)，鼓勵采用天然氣滿足新增用能需求。
提高城鄉(xiāng)居民天然氣氣化率。積極布局建設(shè)城鄉(xiāng)天然氣管網(wǎng)，不斷提高管網(wǎng)覆蓋率，大力培育用戶市場。在天然氣利用較為成熟的地區(qū)，積極推行“鎮(zhèn)鎮(zhèn)通”，逐步實施“村村通”，加快城鎮(zhèn)燃氣管網(wǎng)向農(nóng)村延伸，做到同規(guī)同網(wǎng)，實現(xiàn)規(guī)劃建設(shè)管理“一盤棋”，因地制宜保障均等普惠。在天然氣利用基礎(chǔ)相對薄弱地區(qū)，加快建設(shè)城鎮(zhèn)配氣管道，擴大管道燃氣供應范圍。在管輸天然氣暫未通達地區(qū)，因地制宜，靈活采用多種方式，擴大天然氣利用。
3．推進成品油低碳替代
全面推進交通領(lǐng)域綠色低碳行動，細分市場需求，穩(wěn)步推進油改氣、油改電、油改氫。在小型汽車和公共交通領(lǐng)域，重點發(fā)展電力新能源汽車；適時推進氫能汽車應用。在貨運和長途汽車領(lǐng)域，鼓勵采用LNG動力汽車，適時發(fā)展氫能汽車。在水上交通領(lǐng)域，結(jié)合船舶動力技術(shù)發(fā)展，在短途客運船舶領(lǐng)域逐步推進油改氣電，在貨運船舶及其他工作船領(lǐng)域，開展LNG動力船舶試點，適時推廣。持續(xù)推進綜合供能服務站建設(shè)，到2025年累計建成800座以上。
（四）加快體制創(chuàng)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(wǎng)公平開放。穩(wěn)步推進管網(wǎng)獨立、管銷分離改革。根據(jù)《浙江省天然氣管網(wǎng)設(shè)施公平開放實施細則（試行）》等文件要求，推進天然氣基礎(chǔ)設(shè)施相關(guān)服務信息公開，統(tǒng)籌全省天然氣管網(wǎng)運行調(diào)度。擴大上下游直接交易范圍，逐步推行長輸管網(wǎng)、LNG接收站及儲運設(shè)施等向市場主體公平開放。
加快城鎮(zhèn)燃氣扁平化和規(guī)?；母?。完善天然氣供應格局，消除不合理中間轉(zhuǎn)輸環(huán)節(jié)，推動實施價格監(jiān)審、新增接氣點、供氣管網(wǎng)優(yōu)化等改革舉措。強化管道燃氣特許經(jīng)營監(jiān)管，定期開展管道燃氣特許經(jīng)營評估，鼓勵企業(yè)集團化、規(guī)?；l(fā)展，增強供氣、安全和服務能力，保障用戶權(quán)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(jiān)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(yè)、電廠等用戶自主采購，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(huán)節(jié)成本監(jiān)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(shè)施獨立運營模式和市場化投資回報機制，完善城燃企業(yè)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(yè)穩(wěn)定有序發(fā)展。
推動天然氣交易中心建設(shè)。建立天然氣商品交易平臺、基礎(chǔ)設(shè)施信息平臺、管容交易平臺等系統(tǒng)，進一步完善交易規(guī)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(mào)易商，有效提升交易規(guī)模；積極探索供應鏈金融等能源金融產(chǎn)品創(chuàng)新業(yè)務，擴大交易品種。進一步加強合作，共建長三角期現(xiàn)一體化油氣交易市場，推動大宗商品期現(xiàn)市場聯(lián)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采購氣源。推動市場參與方在交易平臺公開發(fā)布資源供需信息，通過數(shù)字化模擬方式，精準匹配供需兩端，優(yōu)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(chuàng)新
推動省屬國企和民營企業(yè)代儲國油。建立儲備企業(yè)“白名單”制度，降低“白名單”企業(yè)的代儲資質(zhì)門檻，優(yōu)先賦予國油代儲資質(zhì)，推動進一步擴大企業(yè)代儲規(guī)模，開展山體地下洞庫石油儲備建設(shè)試點。
推行企業(yè)社會責任儲備。以資質(zhì)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范標桿。
試點開展石油儲備動態(tài)輪換。以市場公開招投標方式吸引各類企業(yè)參與試點，探索建立增量國儲市場化動態(tài)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(shè)施建設(shè)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(zhàn)略儲備體系。
積極發(fā)展商業(yè)儲備。推動商儲和期現(xiàn)貨市場更好結(jié)合，推動商儲和油氣全產(chǎn)業(yè)鏈更好結(jié)合，提升商儲市場的規(guī)模和交易活躍水平。
（五）推進數(shù)字化建設(shè)，強化油氣管道保護
1．加快構(gòu)建數(shù)字監(jiān)管體系
建立健全管道安全保護監(jiān)管平臺，完善感知端設(shè)施，健全油氣管道GIS系統(tǒng)，建立油氣管道數(shù)字化檔案，升級智能巡線系統(tǒng)，發(fā)展無人機巡線輔助系統(tǒng)，建立管道周邊第三方施工可視化監(jiān)控系統(tǒng)，建立應急搶險仿真模擬和應急搶險過程動態(tài)評估系統(tǒng)，提高應急處置效率。
2．強化網(wǎng)絡信息安全保護
全面落實油氣管道網(wǎng)絡信息安全防護技術(shù)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。積極防御、綜合防范，強化安全監(jiān)控、應急響應、密鑰管理、網(wǎng)絡信任等信息安全基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)，確保野外站場信息設(shè)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(wǎng)絡信息安全管理人員技術(shù)水平，達到“主動防御”要求。
3．持續(xù)深入開展隱患排查整治
切實履行管道保護主管部門監(jiān)管職責，嚴格落實管道企業(yè)主體責任，主動協(xié)調(diào)處理監(jiān)管區(qū)域內(nèi)管道保護重大問題。推進實施安全生產(chǎn)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臺賬，逐項落實整改。
4．加強重點環(huán)節(jié)風險管控
新建管道完工前要實現(xiàn)“零占壓”目標，確保不帶占壓問題投產(chǎn)；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(qū)監(jiān)管工作。加強管道本體隱患檢查排除，切實落實管道內(nèi)部定期檢測制度和防腐層、陰極保護設(shè)施檢測制度，確保管道本質(zhì)安全。
5．加強應急處置能力建設(shè)
認真貫徹實施《浙江省油氣長輸管道突發(fā)事件應急預案》，及時做好應急預案備案、修訂和動態(tài)管理工作，建立完善應急預案與應急準備相結(jié)合的定期評估制度，及時更新機構(gòu)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(yè)間應急資源共享、管道企業(yè)與社會單位協(xié)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、報刊雜志、網(wǎng)絡媒體、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(chǎn)月”“安全生產(chǎn)萬里行”等活動。對管道沿線單位、企業(yè)、社區(qū)等開展定向宣傳，持續(xù)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。
五、保障措施
（一）加強組織領(lǐng)導
省發(fā)展改革委（省能源局）要充分發(fā)揮牽頭作用，分解落實工作和任務，制定專項規(guī)劃實施計劃；各相關(guān)部門要切實履行職責，強化協(xié)同聯(lián)動，制定和完善相關(guān)配套政策措施，為規(guī)劃實施創(chuàng)造有利條件。各市、縣（市、區(qū)）要切實發(fā)揮主體作用，建立工作協(xié)調(diào)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(lián)動和信息共享機制。
（二）加強規(guī)劃引領(lǐng)
加強煤炭石油天然氣規(guī)劃與經(jīng)濟社會發(fā)展綱要、浙江省能源發(fā)展規(guī)劃的銜接，制定完善天然氣管網(wǎng)等專項規(guī)劃。各設(shè)區(qū)市要根據(jù)省級煤炭石油天然氣規(guī)劃制定地方規(guī)劃。建立煤炭石油天然氣規(guī)劃與項目一體化管理機制，以煤炭石油天然氣規(guī)劃為依據(jù)進行項目核準和備案。
（三）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(chǔ)設(shè)施項目建設(shè)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(xié)同，及時協(xié)調(diào)解決路由選址、征地拆遷、涉河涉堤等難題。
（四）加強監(jiān)測評估
強化煤炭石油天然氣宏觀調(diào)控和統(tǒng)籌協(xié)調(diào)，加強供需兩側(cè)預測預警，加強供應動態(tài)跟蹤監(jiān)控，建立健全應急保障體系。加強規(guī)劃實施的監(jiān)督管理，完善滾動調(diào)整和動態(tài)評估機制。組織開展規(guī)劃實施情況的監(jiān)測分析和總結(jié)評估，重點監(jiān)管規(guī)劃發(fā)展目標、重點任務和重大項目的落實情況，確保規(guī)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(shè)內(nèi)容 | 建設(shè)年限 | 項目總投資 | 建設(shè)地點 |
一、建成項目 | |||||
1 | 大鎮(zhèn)復線（原油管道） | 大榭島-嵐山，長度約62公里，管徑864mm，設(shè)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，至寧波登陸，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 | 自寧波登陸點，經(jīng)紹興至余杭仁和油庫（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(yè)區(qū)成品油管道 | 起自舟山魚山島，至黃澤山作業(yè)區(qū)，線路總長約35公里 | 2023-2025 | 7 | 舟山 |
9 | 黃澤山石油中轉(zhuǎn)儲運工程二期項目 | 油庫規(guī)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(guī)模60萬立方米 | 2019-2021 | 5.7 | 舟山定海 |
11 | 盛達燃料油中轉(zhuǎn)加注基地項目 | 油庫規(guī)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(guī)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(guī)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(guī)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(guī)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(guī)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(guī)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(qū)域建設(shè)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(guī)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(guī)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(guī)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(guī)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(guī)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(zhèn)黃瑯劍門港 |
24 | 上虞油庫（成品油） | 油庫規(guī)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(guī)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(guī)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(guī)模4.6萬立方米 | 2021-2024 | 5 | 溫州 |
28 | 中石化溫州靈昆油庫（成品油） | 油庫規(guī)模31.4萬立方米 | 2018-2023 | 12.7 | 溫州 |
29 | 中航油中轉(zhuǎn)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(shè)規(guī)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(shè)規(guī)模為500萬噸/年 | 2021-2024 | 35 | 舟山白泉 |
32 | 浙江LNG接收站（三期） | 建設(shè)規(guī)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(shè)規(guī)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(shè)規(guī)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(shè)規(guī)模為300萬噸/年，配套一個碼頭 | 2018-2023 | 89.46 | 溫州洞頭 |
36 | 玉環(huán)大麥嶼能源（LNG）中轉(zhuǎn)儲運項目（一期） | 建設(shè)規(guī)模為200萬噸/年，配套一個碼頭 | 2021-2025 | 41 | 玉環(huán)大麥嶼 |
37 | 浙江嘉興（平湖）LNG應急調(diào)峰儲運站項目 | 建設(shè)規(guī)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(diào)峰中心項目（一期） | 建設(shè)規(guī)模為100萬噸/年，配套一個碼頭 | 2020-2023 | 28 | 溫州狀元岙 |
39 | 川氣東送二線干線浙江段 | 安徽浙江省界-溫州末站，管徑1219mm，設(shè)計壓力10MPa，總長約440公里 | 2021-2025 | 70 | 湖州、杭州、紹興、臺州、溫州 |
40 | 川氣東送二線溫州-福州支干線工程 | 溫州-浙江福建省界，管徑1016mm，設(shè)計壓力10MPa，長度約95公里 | 2022-2025 | 16 | 溫州 |
41 | 甬紹干線天然氣管道東段 | 寧波中宅-春曉-新昌，管徑1219mm， 設(shè)計壓力10MPa，長度約147公里 | 2021-2023 | 38 | 寧波、紹興 |
42 | 甬紹干線天然氣管道西段 | 新昌-諸暨，管徑1219mm，設(shè)計壓力10MPa，長度約85公里 | 2023-2025 | 22 | 紹興、金華 |
43 | 杭甬復線天然氣管道 | 寧波鎮(zhèn)海-杭州蕭山，管徑1016mm，設(shè)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(lián)通工程 | 管徑1016mm，設(shè)計壓力10MPa，長度約20公里 | 2021-2022 | 3 | 嘉興 |
45 | 浙滬天然氣聯(lián)絡線二期工程 | 管徑813mm，設(shè)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(shè)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接收站連接至樂清登陸站，管徑1016mm，設(shè)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接收站連接至樂清登陸站，管徑1016mm，設(shè)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 | 樂清登陸站-溫州末站，管徑1219mm，設(shè)計壓力10MPa，長度約46公里 | 2022-2025 | 13 | 溫州 |
50 | 玉環(huán)大麥嶼LNG站外輸管道 | 玉環(huán)大麥嶼連接至甬臺溫管道清江閥室，管徑1016mm，設(shè)計壓力7MPa，長度約32公里 | 2021-2022 | 8 | 溫州、臺州 |
51 | 龍港—蒼南天然氣管道 | 由龍港延伸至蒼南縣靈溪鎮(zhèn)境內(nèi)，管徑813mm，設(shè)計壓力6.3MPa，長度約27公里 | 2022-2025 | 3 | 溫州 |
52 | 云和-景寧-文成-泰順天然氣縣縣通項目 | 天然氣管道，管徑406mm，設(shè)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(shè)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-上海支干線反輸改造，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(shè)支線接入浙滬聯(lián)絡線二期，管徑610mm，設(shè)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(zhuǎn)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(qū)通用作業(yè)（C區(qū)）一期工程 | 新增煤炭儲備能力90萬噸 | 2019-2023 | 29 | 溫州 |
58 | 臺州港頭門港區(qū)二期工程 | 新增煤炭儲備能力16.9萬噸 | 2017-2021 | 16 | 臺州 |
二、開工項目 | |||||
1 | 算山/鎮(zhèn)海-中金管道 | 成品油管道，算山油庫—鎮(zhèn)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(shè)規(guī)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(shè)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 | 余杭仁和油庫至湖州蘇臺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 | 甬臺溫瑞安末站-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(guī)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(guī)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(guī)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(guī)模360萬立方米 | 2025-2030 | 40 | 舟山蝦峙 |
10 | 金華油庫（成品油） | 油庫規(guī)模12萬立方米 | 待定 | 6 | 金華 |
11 | 臺州中石油油庫（成品油） | 油庫規(guī)模10萬立方米 | 待定 | 5 | 臺州 |
12 | 浙江LNG接收站（四期） | 新增規(guī)模300萬噸/年 | 2025-2030 | 30 | 寧波穿山 |
13 | 溫州LNG接收站 （二期） | 新增規(guī)模400-600萬噸/年 | 2025-2030 | 40 | 溫州洞頭 |
14 | 臺金衢天然氣干線 | 橫溪-縉云-遂昌-龍游，管徑為1016mm，設(shè)計壓力10MPa，長度為200公里 | 待定 | 50 | 臺州、金華、麗水、衢州 |
15 | 浙能平湖獨山港環(huán)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(shè)規(guī)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(shè)規(guī)模900萬噸/年 | 2025-2030 | 65 | 舟山六橫 |
3 | 臺州頭門港LNG接收站 | 建設(shè)規(guī)模為300萬噸/年，配套一個碼頭 | 待定 | 59 | 臺州頭門港 |
4 | 頭門港LNG接收站外輸管道 | 頭門港至甬臺溫三門站，管徑813mm，設(shè)計壓力6.3MPa，長度約85公里 | 待定 | 25 | 臺州 |
5 | 黃澤作業(yè)區(qū)—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 | 甬臺溫管道溫州分輸站-蓮都油庫，長度約210公里 | 2025-2030 | 11.5 | 溫州、麗水 |
附件：
《浙江省煤炭石油天然氣發(fā)展“十四五”規(guī)劃》.doc
