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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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