2 全社会用电量(亿千瓦时) 549 707 5.2% 预期性
3 全社会用电负荷(万千瓦) 1032 1362 5.7% 预期性
能源供应保障目标 4 电力装机总量(万千瓦) 1688.7 1870.3 2.1% 预期性
5 天然气储气能力(万方) 235 12235 120% 预期性
6 新型储能装机规模(万千瓦) 0 10 / 预期性
7 尖峰负荷响应能力(%) 3 5 10.7% 预期性
能源绿色低碳转型 8 天然气消费量(亿方) 16 25.8 10% 预期性
9 煤炭消费量(万吨) 784.5 完成省下达目标 / 约束性
10 石油及制品(万吨) 185 190 0.53% 预期性
11 电能在终端能源消费占比(%)1 52 62 / 预期性
能源绿色低碳转型 12 光伏装机(万千瓦) 270 470 6.5% 预期性
13 风电装机(万千瓦) 12.3 72.3 42.5% 预期性
14 可再生发电装机占比(%) 18.6 25.4 / 预期性
能源利率效率 15 单位gdp能耗(吨标煤/万元) 0.427 / 〔-16.5〕2 约束性
16 单位gdp碳排放强度(吨/万元) 0.93 / 完成省下达目标 约束性
17 地方燃煤热电供电煤耗(克标煤/千瓦时) 310 305以下 〔-1.6%〕3 预期性
能源创新能力 18 突破关键核心技术(项) / / 〔2〕 预期性
19 新增能源科技创新平台(个) / / 〔1〕 预期性
20 新型电力系统建设试点 / / 〔2〕 预期性
注：1.电能在终端能源消费占比，电力折标按当量值计算;
2.单位gdp能耗下降目标为暂定数，最终目标以省下达目标为准;
3.〔〕内为五年累计数。
展望2035年，嘉兴市基本建成清洁低碳、安全高效的现代能源体系。绿色生产和消费模式广泛形成，非化石能源消费比重大幅提高，能源安全保障能力大幅提升，碳排放总量达峰后稳中有降，助力全域秀美的美丽嘉兴建设。
三、重点任务
(一)大力发展可再生能源
持续推动光伏开发利用。积极落实我省光伏整县开发专项行动，深挖分布式光伏潜力，继续支持工商业分布式光伏应用，允许存量工商业分布式光伏电站在原电站容量不增加的基础上，通过改造升级腾退屋顶资源新上项目，加强提质增效。强制推动在新建厂房和商业建筑等安装一定比例的光伏发电系统，积极开发光伏建筑一体化项目。支持利用居民屋顶发展户用光伏。鼓励光储充一体化应用场景，推动光伏发电与新能源汽车融合发展。因地制宜推进集中式复合地面光伏发展，充分利用嘉兴丰富的陆地、水域等资源，创新多元化的“光伏 农渔业”模式，探索开展漂浮式光伏示范。到2025年光伏装机达到470万千瓦。
稳步推进其他非化石能源开发利用。落实我省城镇生活垃圾分类和无害化处理工作要求，优化焚烧处理技术，加快发展垃圾焚烧发电及热电联产。鼓励发展燃煤生物质耦合发电、生物质成型燃料锅炉及生物质天然气等。在确保安全的前提下积极有序发展核电，加强长山核电厂址保护。加快推进海上风电场建设，建成嘉兴1号(30万千瓦)、2号(30万千瓦)风电场。到2025年风电装机达到72.3万千瓦以上。
积极推动可再生能源融合发展。充分发挥不同可再生能源出力的互补特性，平抑可再生能源大规模接入带来的电网波动性。加快各类型储能设施建设，推动多能互补、生态智慧、规模高效的可再生能源基地建设。谋划在海宁尖山新区等建设一批“风光储”可再生能源示范基地。
(二)加快构建新型电力系统
高水平建设多元融合高弹性电网。加强网源协同规划，统筹区域内不同电源发展与电网承载能力。配合构建全省坚强主网架，构建浙北坚强主网架。推进配电网优化补强建设。进一步提升配电自动化覆盖率，提高配电网运行能力、运行控制水平，推进配电网主动监控，缩短故障停电时间，提升配电网服务水平。结合嘉兴高密度、规模化可再生能源开发应用基础，在嘉兴港、独山港区等积极探索试点区域级“源网荷储”等一体化综合能源示范项目建设。以嘉兴城市能源互联网综合试点示范项目建设成果为契机，重点推动建设海宁能源互联网形态下多元融合高弹性电网试点工程，构建涵盖电源、负荷及储能等多元融合高弹性电网。
专栏3-1海宁尖山源网荷储一体化综合示范项目建设工程
1.海宁尖山直流配电网建设工程：将光伏、储能、充电桩等直流组网，突破交流配电系统台区容量限制，提升配电网对分布式电源的消纳能力，实现光储荷间的经济、友好互动，打造首个高可靠性的中低压混供互备交直流配电网。
2.海宁尖山主动配电网自动化升级改造工程：通过灵活部署主动感知及自愈装备，保障配网设备运行状态及运行环境的全感知，实现事前对运行状态趋势的预判、及时预警，事后快速定位故障，程序化隔离故障，全面提高尖山配电网的供电可靠性和环境适应性。
3.海宁尖山需求侧响应工程：通过海宁源网荷储协调控制系统进行策略分解及响应需求传递，建设分钟级可中断负荷4.5万千瓦，秒级可中断负荷4.2万千瓦，打造需求响应平台尖山区域个性化功能。
4.海宁尖山v2g充电桩建设工程：探索电动汽车储能与电网互动运营模式，开展第三方平台与公司源网荷储平台的数据交互，打造v2g商业运营模式上的“首台首套”。
5.海宁尖山光伏群控群调建设工程：对分布式光伏发电并网设备进行改造，搭建分布式电源集群管控系统从而实现光伏发电的群控群调。
6.海宁尖山源网荷储协调控制中心建设工程：建设一套“源网荷储”协同控制系统，实现与省级调度平台、系统等进行交互，并将其应用延伸至海宁全域。
优化充换电基础设施布局。重点在公交、城/乡际客运、高铁站等定点定线运行公共服务领域场站(停车场)配建充换电基础设施。鼓励在商业场所、文体场馆、办公园区等建筑物配建的停车场以及交通枢纽、驻车换乘(p r)等公共停车场建设公共充换电基础设施。推动在新建住宅小区建设、老旧小区综合改造过程中，将充电设施建设纳入统一规划。充分利用高速服务区停车位建设充电基础设施，推进城际快充网络的建设。结合新能源汽车下乡活动，推动乡镇、农村充电设施建设。鼓励换电设施建设。加快智能有序充电发展，“十四五”期间，新增公共充电桩和随车配送自用充电桩应具备智能充电功能。优化综合供能服务站布局，加快推进综合供能服务站建设，到2025年建成综合供能服务站50座以上，建成公交车充换电站108座，充电桩1500个以上，出租车充换电站79座，充电桩500个以上，环卫、物流等专用车充换电站97座，充电桩1000个以上，城市公共充电桩2500个以上，城际快充站24座。