實施地方燃煤熱電聯產行業綜合改造升級行動。到2017年底，全省燃煤熱電聯產機組實現超低排放改造，淘汰全部中溫中壓及以下參數機組，高溫高壓及以上背壓機組比重超過50%，實現生產運行及煙氣污染物排放情況全流程集中監控和遠程實時在線監測。強化熱電聯產規劃管理，各市、縣（市）應抓緊編制或修訂完善本地區熱電聯產規劃或工業園區熱電聯產規劃，禁止規劃新增企業自備燃煤熱源點。集中供熱區域內所有分散燃煤鍋爐，應在2017年底前全部淘汰關停。
　　
　　2．創造條件有序推進核電安全發展
　　
　　按照國家建設沿海核電基地的總體部署，采取國際最高安全標準、確保安全，選用國際先進的第三代核電技術建設核電站，并為全國提供先進核電技術示范。加快建成三門核電一期，積極推進三門核電二期、三期，三澳核電一期的開工建設，創造條件有序推進象山核電、三澳核電二期前期工作，保護龍游核電廠址。深化海島核電研究，適時啟動第四代核電（高溫氣冷堆）廠址適應性研究。探索我國沿海地區核電與地區融合發展的新方式。到2020年，建成三門核電一期250萬千瓦，全省核電裝機達到907萬千瓦。
　　
　　3．合理配置抽水蓄能等調峰電源
　　
　　充分利用站址資源豐富的優勢，推動抽水蓄能等調峰電源與區外來電、核電和可再生能源等協調優化運行。按照國家批準的“推五備四”規劃，加快推進抽水蓄能電站建設，探索開展抽水蓄能開發權招投標試點。“十三五”期間，建成仙居抽水蓄能電站150萬千瓦，力爭建成長龍山抽水蓄能電站首臺機組35萬千瓦。到2020年，全省抽水蓄能發電裝機達到493萬千瓦左右。力爭開工寧海、縉云等抽水蓄能電站。
　　
　　4．大力推進可再生能源健康發展
　　
　　提高可再生能源發展質量和規模，大力推進可再生能源綜合利用基地建設，新增可再生能源裝機900萬千瓦左右，占新增總裝機的59%左右。到2020年，可再生能源裝機達到2010萬千瓦左右，占電力裝機比重21%左右。其中，水電700萬千瓦左右，風電400萬千瓦左右，光伏發電800萬千瓦左右，生物質發電110萬千瓦左右。
　　
　　——著力實施水電增效擴容更新改造，堅持經濟效益與社會效益、環境效益的統一。
　　
　　——積極發展光伏發電。“十三五”期間，新增光伏發電600萬千瓦左右。落實國家“光伏領跑者”計劃，推進分布式光伏發電應用示范區建設，加大光伏扶貧力度，重點實施裝機規模300萬千瓦左右的百萬家庭屋頂光伏工程，其中光伏小康工程裝機規模120萬千瓦左右。因地制宜發展互補型光伏電站，推廣太陽能、農業（漁業）、旅游業、科普等資源綜合開發利用發展新模式。
　　
　　——重點發展海上風電。按照“統籌規劃、分類指導、有序建設”的原則，“十三五”期間，新增風電300萬千瓦左右。重點建成普陀6#、嘉興1#、嘉興2#等海上風電。
　　
　　——因地制宜發展生物質能。在農作物主產區和資源豐富的地方有序建設生物質發電項目10萬千瓦左右，鼓勵生物質成型燃料供熱項目的應用，推進生物質和沼氣集中供氣。
　　
　　——加快海洋能技術創新示范。建成林東模塊化大型海洋潮流能發電機組等2 個以上海洋能示范項目。
　　
　　5．適度推進天然氣發電和分布式發展
　　
　　充分發揮現有天然氣發電機組的調峰作用，適時建立調峰成本合理補償機制。提高天然氣熱電聯產機組的利用率，淘汰關停其供熱區域內所有分散鍋爐。積極推廣新增用能區域和用戶實施熱、電、冷、氣等能源生產耦合集成和互補利用，因地制宜推廣應用天然氣分布式熱電冷三聯供。到2020年，氣電裝機達到1250萬千瓦左右。
　　
　　6．建立協商機制合理接納區外來電
　　
　　“十三五”時期，新增寧夏靈州—浙江紹興±800千伏特高壓直流。統籌協調外購電和省內電源，完善跨省跨區電力交易機制，協商確定區外來電的年度電量、電力、電價執行方案，探索建立區外來電峰谷電價機制及輔助服務補償機制。區外來電電價不高于省內煤電標桿上網電價，區外火電發電利用小時不高于省內煤電機組發電利用小時，區外來電購電量占全社會用電量比重不高于20%。到2020年，外購電力規模達到3240萬千瓦左右，占全社會最高負荷比重達40%左右，其中區外來電2240萬千瓦左右，占比28%左右；外購電量規模達到1450億千瓦時左右，占全社會用電量比重達34%左右，其中區外來電840億千瓦時左右，占比20%左右。
　　
　　（二）構建安全、智能的現代電網系統
　　
　　不斷加強電網建設，建成以中西部特高壓站和東部火電、核電電源基地為支撐，交直流互備、水火核電互濟、東西互供、南北貫通的500千伏骨干網，完善以目標網架為導向、分區清晰的220千伏主干網，建設城鄉統籌、安全可靠、經濟高效、技術先進、環境友好的現代配電網，構建安全、智能的現代電網系統，實現電動汽車等多元化負荷全接入和光伏發電等清潔能源全消納。
　　
　　1．完善交直流互備的特高壓電網
　　
　　建成寧夏靈州—浙江紹興±800千伏特高壓直流換流站，形成“兩交兩直”特高壓網架。到2020年，浙江省建成1000千伏特高壓變電站3座、變電容量2400萬千伏安，特高壓交流輸電線路1185公里，±800千伏特高壓直流換流站2座、容量1600萬千瓦，特高壓直流輸電線路527公里。
　　
　　2．構筑網源協調的500千伏電網
　　
　　加強500千伏骨干網架建設，形成以特高壓站和沿海電源群為支撐，脈絡清晰的浙北、浙中、浙南三個區域電網。“十三五”期間，新建500千伏變電站13座、擴建500千伏主變25臺，新增500千伏變電容量4155萬千伏安，新建及改造線路長度2057公里。到2020年，浙江省將擁有500千伏變電站52座，變電總容量12660萬千伏安，線路長度10141公里。
　　
　　3．優化安全靈活的220千伏電網
　　
　　加快220千伏主干網建設。“十三五”期間，新建220千伏變電站84座，擴建43座，整體改造變電站12座，退役1座，新增變電容量5016萬千伏安，新增線路長度6411公里。到2020年，浙江省220千伏變電站375座，變電總容量16980萬千伏安，線路長度22553公里。
　　
　　4．全面實施配電網建設改造
　　
　　進一步加大配電網建設改造力度，到2020年，完成配電網投資800億元以上。110千伏新建變電站383座，新增變電容量4513萬千瓦，新增及改造線路長度7285 公里；35千伏新、擴建變電站47座，新增變電容量139萬千瓦，新增及改造線路長度1633公里；10（20）千伏新增配變99928臺，新增配變容量3275萬千瓦，新增及改造線路長度57995公里；0.38千伏新增及改造線路長度28411公里。中心城市（區）智能化建設和應用水平大幅提高，供電可靠率達到99.991%，用戶年均停電時間不超過0.8小時，供電質量達到國際先進水平；城鎮地區供電能力及供電安全水平顯著提升，供電可靠率達到99.957%以上，用戶年均停電時間不超過3.8小時，保障地區經濟社會快速發展；全面解決鄉村及偏遠地區電網薄弱問題，戶均配變容量不低于2.5千伏安，有效保障民生用電。
　　
　　（三）構建高效、低碳的電力消費格局
　　
　　以全面提升電力系統效率為目標，實施電力需求側響應示范工程和電能替代工程，實現供給側和需求側高度融合發展，逐步構建高效、低碳的電力消費體系。
　　
　　1．鼓勵實施電力需求側響應示范工程
　　
　　構筑電源、電網、用戶、儲能協調發展的電力供給和消費體系，大力發展分布式能源，提高電網調峰能力和電力配置效率。探索推進電力需求側響應示范工程，推廣智能用電小區、智能用電樓宇、智能用電園區以及能效電廠等示范項目。探索靈活多樣的市場化交易模式，建立健全需求響應工作機制和交易規則。努力實現削峰填谷，力爭到2020年形成占全社會最高負荷2%左右的需求側機動調峰能力。
　　
　　2．加快實施電能替代工程
　　
　　提升能源利用清潔化水平，實施電能替代工程。加快推進工業、交通、商業和城鄉居民生活等各領域的電能替代，大力推廣電動汽車、港口岸電、電鍋（窯）爐、冰蓄冷、電采暖、家庭電氣化及廚炊等電能替代，力爭增供負荷300萬千瓦左右，增供電量120億千瓦時以上，占2020年全社會用電量的2.8%以上。
　　
　　3．全力推進電動汽車充電基礎設施建設
　　
　　按照“樁站先行、適度超前”的總要求，分類有序推進電動汽車充電基礎設施發展，努力構建滿足需求、布局合理、功能完善、使用便捷的充電基礎設施體系。到2020年，新建集中式充換電站800座以上、分散式充電樁21萬個以上，具備滿足23萬輛以上電動汽車充電需求的能力。其中，新建公共服務領域專用充換電站400座以上；新建用戶自用充電樁19.8萬個以上，以滿足基本充電需求；新建各類公用充換電站240座以上、公用充電樁1.2萬個以上，以滿足補充充電需求；實現全省高速公路服務區電動汽車快充站全覆蓋，新增超過160座城際快充站，以滿足城際出行需求。
　　
　　（四）構建創新、融合的電力科技體系
　　
　　依托重大科技專項、重大工程，扎實抓好電力工業領域的科技創新，打造電力科技裝備產業基地，培育一批電力領域產業基地和裝備企業，建設互聯網+智慧電力示范工程，構建創新、融合的電力科技體系。
　　
　　1．大力推進重大技術自主創新
　　
　　以大衢洋海上風電等重大工程和重大科技專項為依托，帶動自主創新，加快科技成果轉化。“十三五”期間，重點突破低風速風電、大容量海上風電、潮汐發電、潮流能和波浪能發電、新一代生物燃料、先進儲能材料、高效太陽能電池、智能電網、分布式能源、煤炭分級分質轉化等技術。以浙江大學等具有國內國際影響力的科研院校為依托，加快建設電力領域的國家級、省級重點實驗室、國家能源研發（實驗）中心、企業技術中心、試驗和成果轉化等技術研發平臺。