为深入贯彻党中央、国务院关于碳达峰碳中和的重大战略决策，全面落实浙江省委、省政府关于推进美丽浙江和更高水平生态省建设的部署要求，国网浙江省电力有限公司结合国家电网支撑碳达峰工作部署，立足浙江实际，认真研究制定了助力我省“十五五”碳达峰目标实现的6个方面25项举措，高水平支撑浙江省“十五五”碳达峰行动落地。

一、服务能源结构清洁转型

1.保障清洁电源大规模接入。系统形成“十五五”期间新增超8000万千瓦风光气核抽全要素清洁电源输电规划，加快配套电网工程建设，全力推动源网时序协同。超前谋划超3000万千瓦储备核电接入方案，支撑做好小型堆核电探索与接入方案研究。持续优化各类清洁电源接网方案，滚动开展分布式电源接入系统承载力评估，持续保持电网可开放容量位居全国前列。到2030年，支撑全省清洁能源装机占比超过70%，新增用电量全部由清洁电量供给。

2.服务清洁电能大范围配置。探索构建华东区域骨干枢纽立交桥，谋划建设特高压西部纵向大通道，加快推动甘浙直流、蒙电入浙等跨区输电工程落地，加大省间互济能力。建设特高压交流环网、宁波～金华多端柔性直流、舟山洛迦～威远第3回海缆、瑞安能源集成站等一批重点工程，满足省域源网荷储资源广域配置，局部支撑性电源、海上风电、风光同场、抽水蓄能密集并网需要。争取国家优先计划，深化省间电力市场交易，提升跨区通道利用率。到2030年，跨省跨区受电能力较“十四五”提升65%，外来清洁电量占比超过60%，省间清洁电能交易达1500亿千瓦时。

3.助力清洁电能高比例消纳。统筹柔性直流、低频输电等海风多种并网模式，打造风光、山海多能电源互补调节等海风消纳新场景。研究构建大型核电基地接入特高压全域配置等新型消纳模式。加快智慧配电网建设，推动微电网有序发展，协同培育工业绿色微电网、村镇微能网，支持“光伏＋”多场景融合发展，加强新型主体与电网安全高效互动，助力落地新能源就近就地消纳新模式。到2030年，主配微网协同能力进一步提升，全省新能源消纳率持续位居全国前列。

4.促进煤电清洁高效利用。服务新一代煤电建设，支撑实施“上大压小”，保障新建项目接网和消纳。支持机组低碳化、灵活性改造，协同核定调峰参数，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源转型。深化全省统调燃煤机组碳排放在线监测系统应用，为机组低碳运行提供决策支撑。积极支持煤电与新能源融合发展，推动实现煤电自身用能绿色替代和燃煤发电清洁替代。到2030年，支撑建成400万千瓦新一代煤电项目，全省煤电机组具备30%－35%额定负荷最小技术出力能力。

5.提升系统调节和互动能力。服务江山、松阳等大型抽蓄电站并网，协同优化抽水蓄能调度运行机制。推动优化新型储能布局建设及运行方式。完善低压分布式光伏调控和电网互动机制。培育车网互动、智慧楼宇、智慧园区等多种互动主体，建强虚拟电厂分类聚合和灵活调节能力。到2030年，支撑新增并网2000万千瓦以上抽水蓄能、新型储能，具备400万千瓦以上虚拟电厂可调能力。

二、服务重点领域绿色转型

6.服务构建绿色交通体系。支撑编制浙江省新能源重卡充（换）电设施布局规划。结合全省充（换）电设施建设规划开展配电网规划滚动修编，保障充电设施安全可靠接入。靠前服务重卡充换电项目用电报装，优化办电流程、压缩接电时长。推广新能源重卡智能有序充电和车网互动模式，探索低谷充电、高峰返电等灵活车网互动场景。到2030年，建设新能源重卡充电桩1000个，满足超过1万个新能源重卡充换电站接入系统，持续优化布局合理、安全可靠、灵活互动的绿色交通充电服务体系。

7.助力园区、企业提升能效碳效水平。服务低（零）碳园区和绿色低碳工厂建设，制定“一园一策”“一企一策”绿电供应和节能降碳方案。推广绿色技术应用，服务企业实施节能改造和能效提升。提供电能碳一体化服务，发布和实施园区电能碳一体化服务手册和技术标准，满足企业减排考核、温室气体核查、信息披露、碳资产运营、供应链管理和国际认证等需求。支撑完善全省产品碳足迹管理体系，推动产业链绿色转型。到2030年，助力省级园区完成低碳化改造，支撑省级和国家级零碳园区、省级绿色低碳工厂按期建成。

8.推进工业、建筑、交通等领域电能替代。推广电锅炉、电窑炉、电炉冶炼等技术应用，推进工业领域电能替代。推进建筑光伏一体化、光储充一体化，加强“煤改电”供电服务保障，推动采暖、厨炊等领域电气化改造。推进高速服务区充电扩容和老旧小区充电配套整体加装，持续做好港口岸电、重卡充换电规划建设和电气化铁路供电服务。到2030年，实现电能替代180亿千瓦时，支撑全社会终端电气化水平达到40%左右。

9.深化公共机构节能降碳服务。升级省级公共机构能效管理平台，拓展能耗监测、能效诊断、节能改造全链条服务功能。深化建筑节能数智治理，实现公共机构能源消费数据实时采集、动态分析和智能预警。主动对接党政机关、学校医院等公共机构用能需求，深化综合能效诊断服务，推广合同能源管理和能源托管模式，提供一站式节能降碳解决方案。到2030年，服务公共机构节能量超过1万吨标煤，公共机构能效管理平台覆盖范围和应用成效持续提升。

10.推动算电协同低碳发展。引导算力中心与电网协同规划布局，优化算力基础设施选址和电网接入方案，依托绿色能源禀赋，分区域构建算力绿色电力保障体系。构建精细化电碳核算模型，实现Token级能耗和碳排放监测、溯源，推动算力跨区域低碳调度。强化算力中心负荷特性分析与预测，纳入可调资源池统筹管理，提升算力负荷柔性调节能力。推广高效冷却、余能余热回收利用等技术应用，提升算力设施能效水平。到2030年，全省新建算力中心绿色电力消费比例不低于80%，算电碳协同发展水平位居全国前列。

三、深化碳双控治理能力

11.支撑健全碳双控制度体系。全面落实国家“5＋9”碳排放考核要求，支撑制定我省碳排放统计核算制度，协同构建区域、行业、园区、企业、项目、产品多层级碳排放监测体系，配合开展非化石能源消费占比等重点指标分析。发挥“核算－计量－监测－交易”电碳公共服务平台作用，全力支撑省级碳账户建设应用，推动电碳数据与碳账户互联互通。到2030年，支撑我省建立完备的碳双控制度，实现碳排放科学统计和核算。服务我省碳账户平台实现指标全覆盖、任务全穿透，全面深化“双碳”治理全过程管控。

12.推动完善清洁能源参与市场机制。持续支撑完善气、水、核等电源参与市场机制，服务清洁电源科学发展。积极服务新型主体有序入市，完善市场化响应实施细则，增加“容量备用＋电量调节”快速响应品种，拓展“省级全域＋地市局域”协同响应机制，深入挖掘调节潜力，进一步扩大清洁能源消纳空间。到2030年，促进清洁能源发展市场化机制进一步完善。

13.服务健全电力价格机制。配合完善新能源可持续发展电价政策，推动就近消纳价格机制平稳实施。稳妥落实储能容量电价和分时电价政策，进一步发挥价格信号在优化资源配置和促进新能源消纳等方面的作用。到2030年，支撑我省基本建成电能量市场、辅助服务市场、容量补偿三位一体的市场价格体系，形成适应新型能源体系的价格机制。

14.协同创新绿色金融机制。加强与政策性银行、商业银行战略合作，联合开发“碳挂钩”贷款、碳资产质押融资等电碳金融产品。推动绿色信贷、绿色债券、绿色保险等多元化金融工具落地应用。到2030年，应用电碳金融产品支撑发放贷款超80亿元。

四、深化电碳公共服务能力

15.完善电碳核算和认证服务。建成全国首个省级分时分区电碳因子库，探索“AI＋因子预测、碳足迹溯源”等技术研究应用，服务企业开展电力碳排放和产品碳足迹精细化核算，实现“用低碳电－电更低碳”互促循环。建成全国首个“政府采信、国际认可”省级电力碳足迹数据库，破解贸易核算壁垒，助力企业绿色出海。到2030年，电碳核算平台功能持续健全，精细化电碳核算服务覆盖“企业－园区－产业链－行业”，电力碳足迹数据库实现国际认可和广泛应用，影响力和公信力显著提升。

16.完善电碳计量和能碳数据监测分析服务。建设运营省级电碳计量测试中心，创新碳计量技术装备，构建电碳计量技术标准与管理体系，开展碳计量审查、碳数据核查等监督管理服务，面向零碳园区、绿色工厂等多元主体提供碳计量技术服务。依托省能源大数据中心强化供用两侧能源数据采集与分析，支撑建立园区和规上工业碳排放“无感监测”体系，服务区域、行业、园区（企业）开展非化石能源消费监测。到2030年，高质量建成省级电碳计量测试中心。省能源大数据中心具备常态化开展全省能源供消形势分析，以及园区、企业能源电力消费和碳排放实时监测分析能力。

17.深化绿色电力交易和绿色技术交易服务。推广小时级绿电交易，优化多年期绿电交易机制，服务企业、集团、园区、供应链开展绿电消费核算，面向政府、企业提供绿电生产、交易、消费全链数据服务。深化国家绿色技术交易中心运营，加大绿色技术和知识产权转化应用，服务企业实施节能改造。到2030年，推动绿电交易规模较“十四五”末增长20%，绿电消费核算覆盖全省工商业用户。服务绿证交易达到1.2亿张，较“十四五”末翻一番。累计促成绿色技术交易3500项以上。

五、加强公司绿色发展

18.加强电网绿色规划。源侧加强碳约束下电力供需形势研判，常态化开展接入系统承载力评估，支撑全品类电源接入；网侧强化电网综合承载能力和数智化水平，持续优化配电网网架结构，统筹清洁能源消纳；荷侧优化电动汽车、虚拟电厂等互动资源优化配置，构建安全低碳新型电力系统。到2030年，碳约束下电力供需规划体系全面完善，为建成安全低碳新型电力系统提供坚强支撑。

19.加强电网绿色建设运行。研究应用高电压等级植物油变压器、环保型GIS、节能导线等节能降碳新设备和新材料。依托重点输变电工程，集成应用绿色建造工艺和低碳施工技术，高标准建设一批低碳示范项目。深化线损精益化管理，强化理论线损计算分析与异常诊断，开展高损台区和线路专项治理，推动中低压线损稳步下降。到2030年，在运能效节能水平及以上配电变压器占比超过25%，建成8个以上输变电工程低碳示范项目。

20.加强生产和办公低碳管理。推广绿色出行，严控大排量燃油车，淘汰老旧高耗能车辆，加快公务及生产服务用车新能源汽车替代。建设绿色楼宇，实施办公楼宇建筑节能改造。推广全电食堂、光伏车棚，推进建筑屋顶光伏应装尽装，办公100%绿色用电。“十五五”期间公司能耗强度、碳排放强度逐年稳定下降。到2030年，节能降碳目标高质量实现，创建央企低碳转型示范标杆。

21.深化电力绿色供应链建设。发挥绿色采购引导作用，完善绿色低碳采购评价标准，推动绿色低碳要素纳入采购评审规则，稳步提升绿色供应商和绿色产品占比，带动上下游产业链、供应链协同绿色转型。试点开展绿色低碳配送，推进配变、电力电缆、钢芯铝绞线、开关柜及电能表五类报废物资绿色处置。到2030年，推动电力产业链物资采购、运输、仓储、拆解和回收等全环节低碳发展，带动电工装备上下游供应链绿色转型。

22.积极培育电碳融合业务。适应“双碳”政策和产业转型发展要求，聚焦政府碳考核、行业碳管控、企业碳管理、项目碳评价、产品碳足迹等重点领域，围绕园区、交通和算力等节能降碳重点环节，面向新能源接网运营、海洋输电施工、微电网建设运维等重点方向，发挥专业和技术优势，发展具有电网特色的电碳融合服务业务。到2030年，新能源发展和低碳转型服务能力全面提升。

六、加强科技创新和交流合作

23.强化科技创新支撑。突破海陆一体多端直流、高压低频输电等关键技术，研发高压大容量海缆等新型装备，加快新型电力系统示范项目落地，支撑海上风电集群、清洁核电基地等高质量发展。推动“六张网”基础设施协同建设，深入实施“人工智能＋”专项行动。加快“新三样”产品电力碳足迹国家标准、电碳因子预测国际标准研制，推进电力低碳标准体系建设。到2030年，新能源输电和并网关键技术取得突破，立项和发布多项电碳国际、国家和行业标准。

24.加强国际交流协作。围绕绿色能源领域标准、认证等核心业务，积极参与国际规则布局、衔接与制定。加强与国际主流数据库合作对接，推动精细化电碳核算方法、碳足迹数据库等核心成果获得国际认可。依托联合国气候变化大会、联合国生物多样性大会、碳博会等国际展会，积极推介绿色低碳发展实践，推动形成低碳发展社会共识。到2030年，国际合作持续深化，低碳发展话语权进一步提升。

25.深化各方合作共建。加强与政府、行业协会、科研机构合作，共建绿色低碳技术创新和产业联盟。推广“绿电TO品牌”，加大节能降碳宣传，健全绿色消费激励和普惠市场机制，丰富绿色产品供给，探索开展碳普惠资产交易，推动形成绿色低碳生产生活方式。主动开展前瞻性、储备性立法研究，提出有利于转型发展的法规建议。到2030年，政企产学研合作模式初步形成，各方依法合规参与和支持低碳发展机制进一步完善。