柔性(中小型)抽水蓄能建设工程：逐步在负荷中心附近、可再生能源集中连片规模建设地区试点规划建设柔性(中小型)抽水蓄能电站，鼓励抽蓄、风电、光伏发电项目同步规划、同步开发，研究抽蓄与水、风、光联合运行可行性与运行机制，缓解电网调峰压力，增强电力就地平衡能力和可再生能源就地消纳水平。“十四五”期间，力争建成紧水滩混合式抽蓄电站(29.7万千瓦)，加快推进一批柔性(中小型)抽水蓄能电站建设。推动水电高质量发展。以保护流域水生态为前提，以推进绿色水电发展为主线，推动丽水小水电高质量发展。持续推进小水电扩容和自动化改造，提升水电站公共安全水平，消除农村水电生态环境影响，持续改善河流生态，提升水电产业实力。加强生态流量管理，建立健全各流域梯级水电站联合调度或协作机制，完善水电生态流量泄放过程长效监管，完善生态流量泄放激励机制。完善小水电资产整合，推进水电行业可持续发展。提升水电行业数字化管理水平，进一步完善丽水市“智慧水电”系统功能，加快小水电企业自动化改造集约化管理，开展小水电生态信用评价体系建设。深化国际绿色水电示范区建设，持续推进绿色水电认证，推进美丽水电建设示范试点。
专栏三 绿色水电现代提升工程开展小水电绿色改造和现代化提升，创建50座绿色小水电示范电站。立足长江经济带小水电清理整改工作基础，全面铺开生态水电示范区建设，“十四五”期间建设生态水电示范区14个，修复减脱水河段50公里。推进水电站下游河流生态修复，新建电站4座、续建电站1座，更新改造电站61座电站，消除老旧水电站安全隐患。扩大生物质利用规模。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，因地制宜发展生物质(含垃圾)发电及热电联产，建设缙云生活垃圾焚烧发电厂。推进生物质集中供热，建设庆元县屏都综合新区生物质热电联供二期项目。结合城市生态环境保护要求，选择适宜的生活垃圾、餐厨垃圾处理技术和模式，推进生活垃圾处理减量化资源化无害化。
探索推进风电场前期工作。依托丽水市丰富的山地风能资源，按照“统筹规划、优质建设”的原则，紧密衔接土地、林业、生态、旅游等规划要求，以美丽风电场建设导则为标准，合理规划风电场，适时开展风电项目建设，因地制宜探索发展分散式风电，统筹协调风电送出电网布局。积极推进风电项目前期工作，争取庆元百花岩等有条件的分散式风电项目落地建设。
积极推动新能源融合发展。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，推动多能互补、生态智慧、规模高效的可再生能源基地建设。谋划建设集光伏、风电、水电等新能源为一体的“风光水储一体化”示范基地。探索氢能利用，推进景宁、龙泉、庆元等地利用丰水期水电资源和全域电网谷电资源开展电解水制氢，加快缙云水光氢生物质零碳能源示范工程建设。
(二)聚焦创新驱动，积极构建新型电力系统
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，强化源网荷储协同和灵活资源运用，加速构建高承载、高自愈、高互动、高效能“四高”弹性电网建设，以多元融合高弹性电网建设推动构建以新能源为主体的山区新型电力系统，全面提升清洁能源消纳送出能力。推进缙云大洋风光水储能源汇集站、景宁绿电100%泛微网等十大零碳能源互联网示范工程，积极推进景宁、莲都、遂昌等一批高弹性生态电网工程建设，大幅提升清洁能源消纳送出能力。
专栏四 高弹性生态电网工程景宁全域100%清洁能源电力系统示范工程。推动风光水多能互补共济、源网荷储友好互动，实现全域全时段100%清洁能源供电和100%清洁能源消纳。构建小水电虚拟抽蓄为核心的市场化交易体系，探索实践水电共享库容、碳交易、辅助服务、商业运营模式与机制。
莲都“古堰画乡”高自愈型山区特色配电网建设示范工程。基于多元负荷预测、多元负荷互补接入模型及清洁能源分布，以标准化接线为目标，辅助增设光储一体化设备，差异化打造智能自愈、灵活互动的镇区电缆网以及多级区域能源自平衡的山区配电网。
遂昌“天工之城”高弹性山区智慧配电网建设示范工程。通过变电站智能化升级改造、基于5g 智能开关配电自动化建设、水电智慧调配、光储一体即插即用等，结合源、网、荷、储四侧互动，多维度提升电网供电可靠性。。加快打造坚强主干电网。加快500千伏丽西变和浙西南线路改造二期工程建设，推进云和云中、龙泉龙南、遂昌三仁等220千伏变电站，推动以500千伏网架重构、220千伏转型升级为重点，打造500千伏“东西互济”，220千伏“可靠双环”的主网架建设。实施浙西南网架优化加强工程，建成缙云抽蓄送出工程。加快开展抽水蓄能项目送出电网前期规划研究，根据抽蓄项目建设进度，适时启动配套电网建设。到2025年，新增500千伏变电容量200万千伏安，500千伏线路468公里;新增220千伏变电容量342万千伏安，新增220千伏线路 683.6公里;大幅提升全市电网供电能力，形成供区清晰、适度联络、结构合理、安全高效的主干网架结构。
提升电力系统灵活可靠性。加强电力系统灵活调节能力建设。结合新能源开发及电网运行要求，加强调峰和储能设施建设。聚合全市境内小水电电站和分散式负荷，搭建源网荷储互动平台，打造“绿色能源虚拟电厂”，发挥虚拟电厂参与系统调峰作用。推进新型储能示范项目建设，到2025年，新型储能装机容量达到12万千瓦以上。
持续完善配电网建设。加快配套电网建设，促进新能源、分布式电源和电动汽车等多元化负荷灵活接入、高效消纳和友好互动，实现清洁替代。围绕中心区域发展定位和可靠用电需求，统筹配置空间资源，加强与城市规划的协同力度，充分保护站址、通道资源。继续推进农村配电网升级改造，提高乡村配电网供电能力和质量。适当增加35千伏变电站及配变布点，改造小截面导线，缩短中低压供电半径，加强局部瞬时“低电压”监测和治理。
优化充换电基础设施布局。统筹公共停车位资源，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等公共停车场建设公共充换电基础设施。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。到2025年，新建公共领域充电站142座，充电桩1500个，电动汽车充电设施总装接容量达15.74万千瓦。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，新建综合供能服务站60座。
(三)聚焦节能降碳，着力提高用能结构清洁化
实施煤炭减量替代。根据碳达峰要求，严控并压减全市煤炭消费，新建项目禁止配套建设自备燃煤电站，新、改、扩建项目实施煤炭减量替代。加大存量减煤力度，推动钢铁、建材、化纤、造纸等行业节煤限煤，进一步控制压减产业用煤。禁止建设企业自备燃煤设施，全面淘汰35蒸吨以下的燃煤锅炉。推动燃煤热电机组改造提升，提高燃煤电厂能效水平。2025年实现煤炭消费总量较2020年下降5%。