2026年6月，国家能源领域迎来最密集的政策落地周期：

6月5日《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法》正式公布；

6月24日非公共电网可再生能源发电项目绿证核发全面放开；

6月25日《新型能源体系建设 "十五五" 规划》重磅印发；

6月26日国新办专项发布会明确超20万亿投资大盘。

短短三周内，从顶层规划到刚性考核，从市场机制到价值变现，一套完整的政策闭环加速成型。

对全国各市县地方国企公（城投、产投、交投、农投、能源集团）而言，新型能源体系已不再是遥远的双碳口号，而是地方稳增长硬任务、国资盘活新抓手、经营性现金流主来源、市场化转型核心赛道；

风光储基地、新型电网、零碳园区、绿电直供、虚拟电厂、长时储能等赛道，是未来五年规模最大、政策确定性最强、底层现金流最稳定的中长期优质投资标的。

当前我国能源发展处于五大关键周期叠加窗口，《新型能源体系建设 "十五五" 规划》开篇明确定调：十五五（2026—2030 年）是安全风险叠加演变期、低碳转型加力推进期、能源创新加速突破期、体制改革深度攻坚期、国际合作调整重塑期。五大深层矛盾倒逼国家必须快速完善新型能源体系制度框架：

国际地缘冲突持续扰动全球油气供应链，能源价格波动加剧，进口来源集中风险凸显。

与此同时，国内风光发电量占比快速提升，电力系统波动性、间歇性特征显著增强，系统稳定运行风险加大。

2030年前碳达峰是我国对国际社会的庄严承诺，十五五正是达峰前的最后一个五年规划期，也是决胜期。能源领域碳排放占全社会二氧化碳排放的80%以上，是碳达峰主战场，必须通过强制性考核制度，从供给端和消费端双向发力，确保转型节奏精准可控。

人工智能、算力产业爆发式增长带动高载能新需求快速涌现，每生成5秒高清视频的用电量相当于充满10部手机。

与此同时，电动汽车保有量持续攀升，充电基础设施需求倍增，必须加快构建新型电力系统，推动算电协同、车网互动。

传统基建投资边际效益递减，地方政府稳增长需要新的投资抓手。能源领域投资规模大、产业链条长、带动效应强，十五五总投资超20万亿。

同时，新能源项目具备长期稳定现金流，可有效改善地方平台公司资产结构，培育经营性收入，助力化解地方债务风险。

全球绿色贸易壁垒持续升级，绿证、碳足迹、绿色电力认证等制度，既是国内能源转型的市场化工具，也是参与全球能源治理、应对绿色贸易壁垒的制度基础。

站在地方政府和国有企业视角，新型能源体系建设绝非单纯的能源行业政策，而是关乎区域发展全局的战略机遇，核心价值体现在五个维度：

可再生能源电力消纳责任权重是直接纳入地方政府绩效考核体系。十五五期间考核力度进一步加大，直接关系地方政府双碳目标考核、高质量发展综合评价。

十五五能源领域总投资超20万亿元，其中电网建设近5万亿、新型储能及新业态超2万亿、充电设施及终端替代超2万亿。对地方而言，能源项目是拉动固定资产投资、带动装备制造、创造税收就业的重要引擎。

地方国有公司手握大量公共建筑屋顶、产业园区厂房、交通场站、采煤沉陷区、闲置土地、水库岸线等资源，这些都是新能源开发的优质场景。通过“资源变资产、资产变资本”，大幅提升国有资产运营效率。

传统城投依赖土地出让和政府付费的模式难以为继。新能源项目具备20-25年稳定发电收入，叠加绿证收益、辅助服务收益、容量电价收益，现金流可预测性强、收益率稳定，是城投公司培育自主经营性收入、改善自身造血能力的最优赛道之一。

绿电决定了未来的发展体量，相当于能源领域的“建设用地指标”，已成为高载能产业、出口型企业、科技企业选址的核心考量因素。拥有充足绿电资源、可提供绿电直供服务的地区，在吸引数据中心、高端制造、新能源产业链等项目时具备显著竞争优势。

近期国家层面密集出台了一系列重磅政策文件，形成“顶层规划+考核制度+市场机制”三位一体的完整政策体系。以下为核心文件梳理：

《十五五规划》定方向、定规模、定任务。

《消纳考核办法》压责任、强约束、保消纳。

《非公共电网绿证通知》补市场、活机制、变现价值。

三者共同构成了“规划引领 — 考核倒逼 — 市场变现”的完整政策链条，标志着我国新能源发展从政策驱动的装机扩张阶段，正式进入制度驱动的高质量发展新阶段。

《新型能源体系建设 "十五五" 规划》是未来五年能源发展的总纲领，全文设置12项主要指标、6大体系、14项重点任务、多个专栏工程。

总体要求：以能源高质量发展为主题，碳达峰碳中和为牵引！

高质量发展是我国十五五规划体系的核心要求。

《规划》目标：2030年初步建成清洁低碳安全高效的新型能源体系。共设置了12项能源发展主要指标，分为约束性和预期性两类。

从指标看，“十五五”能源发展的核心特征是：总量持续增长、结构快速优化、系统调节能力大幅提升。

电力总装机从 38.9 亿千瓦增长到 54 亿千瓦，五年新增15.1亿千瓦，其中绝大部分是非化石能源。

规划坚持“全国一盘棋”，非化石能源五大增长板块是地方国企布局的核心坐标：

以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点，建设大型风电光伏基地，配套建设储能和调节电源，通过特高压通道外送。

依托金沙江、雅砻江、大渡河、乌江、澜沧江等流域水电资源，建设水风光一体化基地，利用水电调节能力平抑新能源出力波动。四川、云南、贵州、西藏等省区为核心区域。

积极安全有序推进沿海核电建设，保持平稳建设节奏。地方国企可通过参股方式参与核电项目投资，获取长期稳定收益。

海上风电向深远海发展，打造千万千瓦级海上风电基地，是十五五海上风电的主要增长点。

这是覆盖面最广、地方参与度最高的板块。在工业园区、公共建筑、居民屋顶、交通场站、农业设施等场景，广泛发展分布式光伏、分散式风电。规划提出深入实施“千乡万村驭风行动”“千家万户沐光行动”，推进村级光伏帮扶电站，规范发展农光互补、牧光互补模式。

规划部署了六大体系、十四项重点任务，构成新型能源体系的完整框架。

这是十五五投资体量最大的体系，也是项目最集中的领域，包含三项重点任务：

1.持续扩大非化石能源供给规模

新能源集成融合发展：推进陆上风电、光伏发电大规模平稳发展，海上风电向深远海发展，光热发电、海洋能规模化发展。推进 "风光+生物质" 一体化项目。建设系统友好型新能源电站。

水风光一体化：高质量建设雅鲁藏布江下游水电工程，加快推动主要流域水风光一体化基地规划建设。

核电有序发展：以三代压水堆为主，推进先进堆型研发示范，因地制宜推进核能综合利用。

2.构建适配高比例新能源的新型电力系统

新型电网建设：新增西电东送能力、加强区域间电网互济。配电网向源网荷储资源高效配置平台转变，发展智能微电网和绿电直连。

火电转型：煤电由主体电源向支撑调节性电源转变，合理建设天然气电站。

储能优化发展：有序开发建设抽水蓄能电站，大力发展新型储能，加力发展长时储能，拓展新型储能在电源协同、电网支撑、微电网、虚拟电厂等领域应用。

灵活负荷生态：加快推进虚拟电厂规模化发展。

3.推动化石能源生产供应转型升级

现代化煤炭供应链：绿色开采、智能化煤矿建设、煤炭与新能源融合发展、采煤沉陷区光伏开发。

油气田和炼化转型：油气田与新能源融合发展。

安全是底线，也是投资的重要方向，包含三项重点任务：

4.筑牢极端情形下的能源战略安全底线

油气增储上产：大力推进油气勘探开发，加强传统大型油气田和页岩油气等新型资源勘探开发。

油气储备体系：地下储气库群、LNG接收站扩建，政府储备与企业储备结合。

油气“全国一张网”：2030年天然气管网总里程新增2万公里。

石油消费替代：绿色燃料产能、新能源重卡和船舶规模化应用。

5.夯实能源转型安全基础

新能源关键矿产资源供给：新一轮找矿突破、战略性矿产储备、废旧资源循环利用（退役风机、光伏组件、锂电池）。

6.提升能源安全风险管控能力

监测预警和应急管控：应急预案体系、灾害监测防范。

消费端是十五五政策创新最活跃的领域，也是新模式新业态集中涌现的板块，包含两项重点任务：

7.更大力度推进节能降碳

重点领域节能：工业、建筑、交通、算力、公共机构五大领域节能改造。

节能降碳管理：碳排放双控制度、全国碳市场建设、能源行业碳排放核算、碳足迹管理、煤炭消费总量控制。

8.提升绿色能源消费水平

热力系统绿色转型：非化石能源供热、余热回收、热泵推广；区域热力系统、智慧供热、储热储冷、散煤替代。

民生清洁用能：统筹规划城镇电力、热力、燃气等能源基础设施，推进城镇燃气管道、供热管道、非电网直供小区更新改造。充电基础设施。

消费新场景新业态：综合能源站、零碳工厂和园区、虚拟电厂、智能微电网、源网荷储深度融合。

规划专栏明确了能源消费转型三大重点任务：清洁能源替代、充电基础设施、农村能源革命。其中零碳园区建设、充电网络、综合能源服务是地方国有公司可以重点布局的方向。

科技是能源强国的核心支撑，也是产业投资的重点赛道，包含两项重点任务：

9.加强能源技术装备和产业创新

全产业链技术自主可控、前瞻布局未来能源技术；风电光伏技术创新、新型储能和氢能制造业提质升级、核电高端装备产业集群；算电协同一体化发展绿电直连制氢、离网制氢。

10.健全能源科技创新协同机制

科技创新基础能力：能源领域国家实验室、全国重点实验室、技术创新中心。

产研深度融合：中试验证平台、首台（套）重大技术装备示范。

制度创新是能源转型的保障，也直接影响项目商业模式和收益预期，包含两项重点任务：

11.深化能源市场化改革

全国统一能源市场体系：现货、中长期、辅助服务、容量市场有机衔接。跨省跨区与省内交易衔接。

能源基础设施投资机制：鼓励多元主体参与清洁能源基地、能源输配网络、油气储备设施投资建设。完善民营企业参与重大项目长效机制。

价格机制：竞争性环节价格市场化，自然垄断环节价格监管。

12.完善能源治理制度

能源治理基础：能源法配套法规，电力法、可再生能源法等制修订。

绿色能源消费促进机制：完善可再生能源电力消纳责任权重制度，实施可再生能源消费最低比重目标制度。绿证绿电市场，强制消费与自愿消费结合。绿色电力消费核算认证。

包含两项任务：强化开放条件下的能源安全、参与引领全球能源治理变革。重点是能源进口多元化、新能源产业链国际合作、绿色能源“走出去”、能源主场外交等。

新型能源体系建设为地方国企转型发展提供了历史性机遇。但不同层级、不同资源禀赋、不同能力的平台公司，切入点和布局路径差异很大。

以下从布局原则、核心赛道、实施路径三个层面，系统梳理地方平台公司的布局策略。

地方平台公司布局新型能源体系，应坚持四项基本原则，避免盲目投资、一哄而上：

风光资源好的地区重点布局集中式新能源基地；负荷中心地区重点布局分布式能源、虚拟电厂、综合能源服务；农业地区重点布局农光互补、乡村能源革命。不具备资源条件的地区，不要强行上大型风光项目。

地方国企的核心优势不是技术、不是资金成本，而是属地资源掌控力、政府协调能力、场景资源储备。要扬长避短，重点做央企和民企做不了、做不好的事情，比如资源整合、土地协调、场景提供、园区级整体开发等。

新能源项目投资大、回收期长，要根据自身财务承受能力合理确定投资规模。优先选择现金流稳定、收益率有保障的项目，审慎进入技术不成熟、商业模式不清晰的前沿领域。可以通过参股、合作开发等方式降低风险，不追求绝对控股。

能源项目要与地方产业发展、城市建设、乡村振兴、招商引资紧密结合。通过能源基础设施建设提升区域营商环境，带动产业落地，实现“以能招商、以能促产”。能源业务要与公司原有基建、地产、园区、交通等业务协同，发挥综合效益。

这是地方国企最容易切入、最能发挥自身优势的赛道。

核心场景：党政机关及公共建筑屋顶、学校医院屋顶、市政设施（路灯、公交场站、停车场）、产业园区厂房、保障性住房、交通沿线（高速服务区、收费站、铁路站点）、水库水面、采煤沉陷区等。

优势分析：这些场景资源大多掌握在地方政府及国有公司手中。

商业模式：自发自用余电上网、隔墙售电、绿电直供、屋顶租赁+运营分成。十五五非公共电网绿证放开后，自发自用电量也能获得绿证收益。

实施建议：先盘点家底，梳理辖区内可开发屋顶、土地、水面资源，建立项目储备库。优先开发收益率高、用电负荷稳定的工商业屋顶，形成示范效应后再逐步推广。可与头部新能源企业成立合资公司，平台出资源、合作方出技术资金，按比例分成。

储能是十五五增速最快的赛道之一，装机目标从十四五末的不到1亿千瓦增长到3亿千瓦，五年翻两倍。

主要类型：共享储能电站、新能源配套储能、电网侧储能、用户侧储能、抽水蓄能。

收益来源：容量租赁收益、峰谷价差套利、辅助服务收益（调峰、调频）、容量电价收益、绿证收益。

优势分析：共享储能需要接入电网、协调新能源项目配套、落实土地资源，地方国企在这些环节具备天然优势。

实施建议：新能源资源富集地区优先布局共享储能电站，由国有企业牵头，联合储能技术企业和投资机构共同开发。负荷中心地区可布局用户侧储能和电网侧储能，参与需求响应和辅助服务市场。鼓励探索“储能 + 充电站”“储能+数据中心”等融合模式。

零碳园区是十五五重点工程，规划明确提出建设一批国家级零碳园区。

核心内容：园区分布式光伏、储能、微电网、绿电直供、智慧能源管理系统、余热回收、多能互补、碳足迹管理。

优势分析：地方国企大多有园区开发运营业务，掌握园区土地、厂房、入驻企业资源。零碳园区建设可以与园区开发、产业招商深度融合。

商业模式：能源设施投资运营收益、节能服务收益、绿电溢价收益、碳资产管理服务、园区增值服务。零碳园区品牌效应可提升园区租金水平和招商吸引力。

实施建议：选择基础条件好的省级以上开发区先行试点，打造区域零碳园区标杆。采用“源网荷储一体化”模式整体规划、统一建设。引入专业综合能源服务商合作运营。同步建立园区碳管理体系，为入驻企业提供碳核算、碳足迹认证、绿证采购等服务。

十五五规划提出充电基础设施达到4000万个，实现倍增发展。

布局方向：城市公共充电网络、城际快充网络、乡村充电网络、单位内部充电桩、换电站。

优势分析：充电设施建设涉及城市规划、土地供应、市政配套、电网接入，地方国企在城市公共资源配置上优势明显。公交、环卫、公务用车等公共领域充电需求稳定，是优质基础负荷。

商业模式：充电服务费、广告收入、场地增值服务、储能+充电一体化收益、V2G（车网互动）收益。

实施建议：地方国企可牵头组建市级充电运营平台，统一规划、统一建设、统一运营全市公共充电网络。与车企、能源企业、互联网平台开展合作。优先布局公交场站、物流园区、高速服务区、大型商业综合体等场景。探索“光储充”一体化充电站模式。

绿电直连是十五五重点推进的新业态，多用户绿电直连政策已出台，市场空间快速打开。

业务模式：点对点绿电直供、园区级多用户绿电直连、微电网、增量配电网。

优势分析：地方平台熟悉本地用电企业需求，具备政府协调能力，可牵头整合发电侧和用电侧资源。

商业价值：获取配售电差价收益。绿电直连项目可核发绿证，额外获得绿色收益。

实施建议：依托产业园区、大型工业企业开展绿电直连试点。有条件的地区争取增量配电网试点资质。联合新能源发电企业共同开展业务，形成发电 + 配售电 + 服务的完整链条。

规划明确2030年虚拟电厂调节能力达到5000万千瓦以上，这是一个快速增长的新赛道。

核心业务：聚合分布式光伏、储能、充电桩、工商业可调节负荷、空调负荷等资源，作为虚拟电厂参与电力市场交易。

国企优势：地方平台掌握大量公共建筑、市政设施、园区企业负荷资源，具备天然的聚合基础。

收益来源：需求响应补贴、辅助服务收益、峰谷价差套利、容量市场收益。

实施建议：优先聚合可控性强的公共建筑空调、市政照明、充电网络等负荷资源，搭建虚拟电厂运营平台。逐步扩展到工商业用户。与电网企业、电力交易机构做好对接，参与各类电力市场交易。

规划深入部署农村能源革命，这是与乡村振兴政策叠加的重要赛道。

重点方向：村级光伏电站、农光互补、牧光互补、渔光互补、农村清洁供暖、生物质能利用、村镇微能网。

国企优势：地方国企特别是区县级国企，熟悉农村情况，具备乡镇协调能力，可与乡村振兴项目统筹推进。

商业模式：发电收益、村集体分红、农业+能源复合收益、政策补贴。村级光伏帮扶电站是重要的民生工程，具备政策保障。

实施建议：结合县域乡村振兴规划，整县推进分布式光伏。在农业主产区发展农光互补、渔光互补，提高土地综合收益。在偏远地区、电网薄弱地区建设村镇微能网，提升供电可靠性。

这是十五五规划特别强调的方向，也是地方平台服务区域产业发展的重要抓手。

主要模式：风光+算力（数据中心）、风光+氢能、风光+高载能产业（电解铝、多晶硅、化工）、新能源+装备制造产业链招商。

国企优势：通过能源优势吸引产业落地，带动地方经济发展和税收增长。国有企业可作为投资方参与产业项目，也可通过能源供应获取长期稳定收益。

实施建议：新能源资源富集地区，重点谋划“风光基地+算力中心”“风光基地+绿氢产业园”项目。能源输入地区，围绕本地主导产业推进绿电替代和节能改造。国有企业可牵头建设标准厂房+能源配套一体化的产业载体，以能源服务带动产业招商。

新型能源体系建设是一场深刻的能源革命，也是一场广泛的经济社会变革。对地方政府而言，这是稳增长、促转型、育动能的战略抓手；对地方国企而言，这是转模式、调结构、增收益的历史机遇；对金融机构而言，这是拓客群、配资产、控风险的优质赛道。

政策的号角已经吹响，20万亿的市场蓝图已经绘就。但机遇永远属于早谋划、早行动、找对路径的参与者。地方国企要立足自身资源禀赋，找准定位、选好赛道、设计好商业模式、构建多元化融资体系，在新型能源体系建设中占据一席之地。

未来五年，是新型能源体系建设的关键五年，也是能源格局重塑的五年。愿所有参与者都能在这场伟大的能源变革中，找准位置、发挥价值、收获成果，共同推动我国能源强国建设不断向前。

新型能源体系建设“十五五”规划

“十五五”时期，我国能源发展进入安全风险叠加演变期、低碳转型加力推进期、能源创新加速突破期、体制改革深度攻坚期、国际合作调整重塑期。为科学引领能源高质量发展，加快建设新型能源体系，根据《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》，制定本规划。

一、总体要求

坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的二十大和二十届历次全会精神，认真落实四中全会部署，坚持稳中求进工作总基调，完整准确全面贯彻新发展理念，以能源高质量发展为主题，以碳达峰碳中和为牵引，聚焦建设能源强国战略目标，深入践行“四个革命、一个合作”能源安全新战略，更好统筹发展和安全，以安全充裕为前提、经济可行为基础、科技创新为引领、体制改革为动力，加快建设清洁低碳安全高效的新型能源体系，确保能源的饭碗牢牢端在自己手里。

主要目标是：2030年初步建成清洁低碳安全高效的新型能源体系。能源综合生产能力达到58亿吨标准煤，电力系统互补互济和安全韧性水平全面提升，能源进口多元可控；煤炭和石油消费达峰，非化石能源消费比重达到25%，风电和太阳能发电装机比重超过50%、成为电力装机主体，非化石能源发电量比重达到50%、成为电量主体；坚强韧性、绿色低碳、集成融合、智能高效的新型能源基础设施体系加快建设，新型电力系统初步建成；能源产业链关键技术装备实现总体自主可控，迈入世界能源科技创新国家前列；适应新型能源体系的市场和价格机制加快健全，全国统一电力市场体系基本建成。

空间布局是：坚持“全国一盘棋”，统筹能源和经济、总量和结构、全国和区域、国内和国际，推动非化石能源供应形成五大增长板块，巩固优化化石能源生产基地，加强能源开发与用能产业布局协同，统筹优化能源骨干通道布局，不断拓展多元化进口通道。

二、构建先进适配的新型能源基础设施体系

（一）持续扩大非化石能源供给规模

推动新能源集成融合发展。坚持集中式与分布式、发电与非电并举，加强新能源多品种互补开发、空间集约复合利用、一体化聚合运营，推进陆上风电、光伏发电大规模平稳发展，海上风电向深远海发展，光热发电、海洋能规模化发展。推进“风光+生物质”一体化项目建设。提升新能源涉网性能，建设一批系统友好型新能源电站。积极推进地热能、氢能和绿色燃料发展，新能源非电利用规模实现倍增。建立完善新能源消纳综合评价指标体系，2030年新能源发电量占比达到30%。

以水风光一体化为重点推进水电开发建设。高质量建设雅鲁藏布江下游水电工程，有序推进茨哈峡、龙盘、岗托等重大工程，研究论证怒江流域水电规划。加快推动主要流域水风光一体化基地规划建设。统筹推进主要流域水电规划调整，推动水电扩机和机组增容改造。组织实施长江流域水电高质量发展方案。实施小水电绿色改造提升。2030年常规水电装机达到4.1亿千瓦左右。

积极安全有序发展核电。以三代压水堆技术为主，保持核电平稳建设节奏。积极稳妥推进先进堆型研发和示范工程建设。因地制宜推进核能综合利用。2030年在运核电装机达到1.1亿千瓦左右。

（二）构建适配高比例新能源的新型电力系统

加快新型电网建设。推动清洁能源基地外送输电通道建设，优化送端电源结构，提升通道输送能力、利用效率和清洁电量占比。加强华中—南方、华中—华东、华北—华东、华中—西北等地区间电网互济，提升互补互济能力4000万千瓦左右。巩固完善以区域同步电网为基础、区域间异步互联的全国电网主网架格局。推动配电网向源网荷储资源高效配置平台转变，2030年力争具备承载9亿千瓦分布式新能源接入能力。加快建设智能电网，建设智能化调度体系，提高新能源消纳水平。因地制宜发展智能微电网和绿电直连。

推动火电转向支撑调节性电源。优化火电布局，合理控制煤电装机规模和发电量。实施新一代煤电改造升级，提升深度调峰、快速爬坡等高效调节能力，鼓励采用零碳低碳燃料掺烧、碳捕集利用与封存（CCUS）等技术实现清洁降碳。持续推动煤电机组关停和延寿工作。合理规划建设天然气电站，加大国产化燃机示范及推广应用。

优化储能建设和调用。合理布局、积极有序开发建设抽水蓄能电站。大力发展新型储能，加力发展长时储能，鼓励多种储能技术路线发展，拓展新型储能在电源协同运行、电网稳定支撑及微电网、虚拟电厂等领域应用。推动新型储能调控方式创新，合理提升利用水平。2030年抽水蓄能装机达到1.6亿千瓦左右，新型储能装机达到3亿千瓦。

构建灵活弹性的电力负荷生态。充分挖掘用户侧调节潜力，依托新型电力负荷管理系统，提高电力需求响应比例。充分利用电动汽车储能资源，开展车、桩、站、网融合互动探索，全面推广智能有序充电，扩大车网互动规模化应用范围，2030年车网互动聚合可调充电规模达到5000万千瓦左右。加快推进虚拟电厂规模化发展，2030年虚拟电厂调节能力达到5000万千瓦以上。

（三）推动化石能源生产供应转型升级

打造现代化煤炭供应链产业链。因地制宜推广煤炭绿色开采，分类分级开展智能化煤矿建设。加强煤炭洗选加工，健全商品煤质量标准体系。深化煤炭与煤矿瓦斯共采，推动矸石、矿井水等资源化生态化利用，稳步推进煤炭行业甲烷控排。加快煤炭与新能源融合发展，充分利用采煤沉陷区等场地开发风电和光伏发电。加强煤炭生产储运设施更新改造。加强煤炭清洁高效利用，推进富油煤分质利用，鼓励发展煤基特种燃料、煤基新材料等创新产品。

推动油气田和炼化产业转型。规模化开展陆上油气田与新能源融合发展，探索海洋油气田和海上风电协同开发，推动CCUS区域产业集群建设，提高油气田生产电气化率，打造低碳零碳油气田。坚持“减量置换”原则，严格控制炼油产能规模，引导大型企业、重点区域炼油能力优化重组。加快炼油行业节能降碳改造，稳步提升石化行业绿电绿氢使用比例，推进核电与石化行业耦合发展试点。提高化工用油、特种油品、高端新材料等收率。

三、构建坚强韧性的能源安全保障体系

（四）筑牢极端情形下的能源战略安全底线

加大油气增储上产力度。大力推进油气勘探开发，加大投入强度，加强传统大型油气田和页岩油气等新型资源勘探开发。围绕深地、深海、非常规、老油气田四大领域，促进“稳油增气”，推动海域、非常规领域成为原油稳产主力。实现原油年产量稳定在2亿吨水平，天然气产量稳步增长。

健全完善油气储备体系。持续优化储备布局，形成更加灵活的储备管理机制，健全政府储备和企业社会责任储备有机结合、互为补充的石油储备体系。坚持“大库大站、集约布局”，打造若干个地下储气库群，有序推动既有沿海液化天然气（LNG）接收站扩建。

持续完善油气“全国一张网”。加强干线管道及互联互通工程建设，2030年天然气管网一次管输能力达到5000亿立方米/年。依托国家干线管网因地制宜、优化布局建设省级管网，有序扩大管网覆盖面。统筹炼化基地与港口布局、海陆外运和内陆输送，优化原油、成品油管道布局与流向。加强与沿海港口相连的原油管网互联互通。统筹考虑煤制油气及煤层气产能布局，配套建设外输管道。

大力推进石油消费替代。加强多种替代燃料战略布局。加强煤制油气产能和技术储备，推进内蒙古鄂尔多斯、陕西榆林、新疆准东、新疆哈密等煤制油气战略基地建设。因地制宜布局非粮生物燃料乙醇、生物柴油、生物天然气、可持续航空燃料、绿氨绿醇等绿色燃料产能。推进新能源重卡和船舶等规模化应用。

（五）夯实能源转型安全基础

加强新能源关键矿产资源供给。深入实施新一轮找矿突破战略行动，加强新能源产业链上游关键矿产资源勘探开发。构建规模适度的战略性矿产资源储备，科学制定储备品种、规模与建设时序。推进退役风电机组、光伏组件、锂电池等废旧资源循环利用。

强化煤炭兜底保障作用。持续加强煤炭资源勘探和战略接续，科学安排煤炭产能建设，重点建设五大煤炭供应保障基地，2030年产量占全国比重达到80%以上。稳慎有序推进深部煤炭资源安全开发。完善煤炭产品储备布局，加强储备运行管理，推动政府储备与企业储备互补联动。完善煤炭产能储备政策，扩大产能储备规模，2030年形成1亿吨/年以上的产能储备。完善煤炭集疏运体系，推动有条件的地区建设煤炭等能源大宗商品资源配置枢纽。

（六）提升能源安全风险管控能力

强化监测预警和应急管控。健全能源安全风险监测预警体系。加强灾害监测研判和防范应对，提升能源系统防灾抗灾能力。深化电力安全风险分级管控，加强大电网安全指标、风险、隐患、事故一体化管理。完善能源应急管理体制，加快推进国家、省、市、县四级电力应急力量建设。完善分层级分领域应急预案。

加强能源基础设施安全防范。强化能源领域重要目标防护。加强源网荷储各环节安全风险管控，强化重要输电通道安全管理。加强石油、天然气管道保护。加强煤炭运输骨干铁路通道、重点港口等安全运行保障。强化重大能源基础设施数据安全防护、关键信息基础设施安全防护，推动国家级电力网络安全仿真验证环境建设。强化城市能源基础设施保护与安全管理。

四、构建绿色低碳的能源消费体系

（七）更大力度推进节能降碳

强化重点领域节能和清洁替代。加强工业领域节能高效生产工艺和技术应用，优化能源清洁替代路径，稳步压减燃煤自备电厂规模。加强建筑能效管理，推动超低能耗建筑、低碳建筑规模化发展，促进建筑可再生能源集成应用，推动光伏建筑一体化发展。积极发展多式联运，建设低碳零碳运输走廊，加强铁路、公路、港口、航道、枢纽场站等清洁能源开发利用。加强算力等新型高载能产业节能提效。深化公共机构节能降碳改造。加快推进新增用电量由新增清洁能源电量覆盖。提高终端用能电气化水平。

加强节能降碳管理。全面实施碳排放双控制度，严格节能降碳审查评价，强化重点用能项目规划布局和产能调控。加快推进全国碳市场建设，对碳排放总量相对稳定的行业优先实施配额总量控制。稳妥有序推动能源领域自愿减排项目开发。建立健全能源行业碳排放核算机制和基础能源产品碳足迹管理政策，推动非化石能源电力消费核算认定。大气污染防治重点区域持续实施煤炭消费总量控制，新建、改建、扩建用煤项目实行煤炭等量或减量替代。

（八）提升绿色能源消费水平

推动热力系统绿色低碳转型。积极发展非化石能源供热，加大余热回收利用力度，因地制宜加大热泵推广应用。推动建设面向城市、园区的区域热力系统，加强非化石能源热源与既有热力系统有机融合，加快热网改造升级，积极推进“智慧供热”应用。提升热负荷柔性调节能力。合理布局建设多尺度储热储冷设施。推动偏远地区积极发展分布式绿色低碳供热。支持热电厂热电协同改造，推动热力系统与电力、燃气系统联合优化调度。深入推进散煤替代。

加强民生清洁用能服务保障。统筹规划城镇电力、热力、燃气等能源基础设施，推进城镇燃气管道、供热管道、非电网直供小区更新改造。提高民生用能电气化水平，2030 年人均年生活用电量达到1500千瓦时。完善快慢互补、智能开放的充电基础设施，2030年充电基础设施达到4000 万个、实现倍增发展。推进北方地区多元化清洁供暖。加强城市燃气供应保障。深入推进农村能源革命，创新农村清洁能源开发利用方式。

培育能源消费新场景新业态。推动多能融合互补发展，引导传统能源企业向综合能源生产服务商转型，建设一批电、气、热、氢等综合能源站。因地制宜发展适应新能源特性的用能产业，培育能源产消融合新模式，促进源网荷储深度融合。鼓励分布式光伏、分散式风电、生物质能、地热能等多场景多元化利用。推动零碳工厂和园区建设。利用市场机制聚合电动汽车、空调负荷等用户侧资源，引导虚拟电厂、智能微电网等新型经营主体创新发展。

五、构建自立自强的能源科技创新体系

（九）加强能源技术装备和产业创新

推动全产业链技术自主可控。加强重点领域技术攻关和装备研发，增强能源产业基础支撑能力。前瞻布局未来能源技术，适度超前开展前沿性、颠覆性技术研究，推动突破一批标志性技术，推进工程化应用，抢占发展制高点。

巩固拓展新能源等产业竞争优势。加强风电光伏技术装备创新，强化标准引领和知识产权保护，打造全球新能源产业创新高地。统筹优化新能源产业链布局，促进产业链供需平衡，形成良性竞争格局。推动新型储能、氢能制造业提质升级，巩固关键技术、应用生态等优势，减少低水平重复建设。培育核电等高端装备产业集群。深入实施“人工智能+”能源行动，统筹能源资源配置与算力设施建设，推动算电协同一体化发展。

加快氢能与绿色燃料产业发展。统筹氢能制储输用全链条发展。因地制宜发展绿电直连制氢、可再生能源离网制氢等模式，2030年可再生能源制氢规模达到200万吨。加强工业副产氢的提纯与高效利用。合理布局绿色氢氨醇生产基地和基础设施，加强输氢管网布局引导，探索负荷率不足的存量油气管网规模化输送绿色甲醇。推动氢氨醇在发电、交通运输、化工冶金、规模储能等领域应用。统筹布局氢能实证实验平台，开展绿色燃料技术攻关和产业化试点，建立绿色燃料可持续性认证体系。

（十）健全能源科技创新协同机制

筑牢能源科技创新基础能力。完善能源科技创新投入机制，激励企业加大能源科技研发投入。强化创新资源统筹和力量组织，加强能源领域国家实验室、国家科研机构、高水平研究型大学、科技领军企业统筹布局。高质量实施智能电网、煤炭、油气等能源领域国家科技重大专项。加强能源领域全国重点实验室、国家技术创新中心、研发创新平台等建设。推进能源领域教育科技人才一体发展。

推动科技创新与产业创新深度融合。按照前沿引领、关键共性、工程验证等分类推进重点技术研发应用，重点围绕新能源、新型储能、先进核电、智能电网、车网互动等领域，推动建立一批中试验证平台，加强重大科研成果试点示范应用。完善首台（套）、首批次、首版次应用政策，鼓励自主创新产品规模化应用，引导产业赛马争先。

六、构建协同高效的现代化能源治理体系

（十一）深化能源市场化改革

构建全国统一能源市场体系。构建现货、中长期、辅助服务和容量市场有机衔接的全国统一电力市场体系，推动跨省跨区和省内电力交易衔接，合理扩大省间市场化送电规模。深化油气勘查开采体制改革，加强矿业权出让管理。持续推进省级管网以市场化方式融入国家管网，压缩管输及配气层级。推广天然气多年期合同制度。统一煤炭市场基础制度规则，健全电煤保供中长期合同制度。优化能源价格形成和传导机制，深化竞争性环节价格市场化改革，强化自然垄断环节价格监管。

优化能源基础设施投资和运行机制。完善民营企业参与能源重大项目建设长效机制，鼓励多元主体参与清洁能源基地、能源输配网络、油气储备设施等投资建设。完善基于市场交易结果的电力调度机制。建立健全公共电网与新模式新业态协调发展机制。优化油气管网调度运行机制，鼓励上游供气企业与城镇燃气企业、大用户开展直购直销。探索电力与天然气协同调度运行机制。

（十二）完善能源治理制度

加强能源治理基础建设。推动出台能源法配套法规政策，推进电力法、可再生能源法、节约能源法和电力调度管理条例、天然气管理条例等制修订，健全新型电力系统安全法规。建立健全绿色能源消费促进机制，完善可再生能源电力消纳责任权重制度，实施可再生能源消费最低比重目标制度。建立可再生能源非电利用统计和考核体系。健全能源标准体系，推动政府主导标准与市场自主标准协同发展，深化标准国际合作。

健全科学高效的能源监管体系。完善能源自然垄断环节监管体制机制，健全基础设施接入和使用机制，加强电网、油气管网公平开放监管，推动省级管网运销分离。全面推广过程监管、数字化监管、穿透式监管、跨部门协同监管。建立电力市场评价体系和信用制度。持续整治地方政府不当干预电力市场行为。持续提升全国“获得电力”服务水平，全面打造现代化用电营商环境，开展供电质量提升专项行动。强化电力建设运行安全生产管理。

七、构建立体多元的能源国际合作体系

（十三）强化开放条件下的能源安全

增强能源多元进口和安全保障能力，坚持能源进口多元化，加强海外主要油气产区合作。顺应国内煤炭供需形势变化，充分发挥进口煤对国内市场的补充调剂作用。积极稳妥参与全球能源勘探开发与投资运营。

（十四）参与引领全球能源治理变革

积极拓展绿色合作和对外投资空间。有序推进新能源产业链国际合作，加强技术和标准体系国际对接，推动产品、技术、标准、服务等一体化“走出去”。高质量打造能源重大标志性工程。优先开展“小而美”项目合作，围绕风电、光伏、氢能、储能等重点领域，推动建成一批经济效益好、示范效应强的绿色能源最佳实践项目。

提升能源治理话语权和影响力。高质量开展能源主场外交，建设运营好“一带一路”能源合作伙伴关系和全球清洁能源合作伙伴关系等合作平台。加强区域能源合作平台建设，发挥中国与上海合作组织、阿盟、东盟、非盟、中东欧及亚太经合组织可持续能源中心等区域平台作用。深度参与多边框架下的能源合作，加强与相关国际组织交流合作。开展可再生能源领域南南合作。推动在华建立核电领域非政府国际组织。

八、保障措施

坚持党中央集中统一领导，在国家能源委员会统筹指导下，各有关方面要结合实际抓好本规划贯彻落实。国家发展改革委、国家能源局要加强规划组织实施，确定年度目标并做好年度综合平衡。各地区、各有关部门要密切协调配合，共同推动落地见效。加强规划实施用地用草用林用海等要素保障，做好能源矿区规划、项目建设水资源论证和环境影响评价，落实促进能源绿色低碳发展的财税、金融、投资、价格、科技、环保等政策。

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