新疆戈壁滩上，巨型风电叶片正迎风转动，将动能转化为清洁电能；金沙江畔，三峡集团的水电站机组轰鸣，江水奔涌间点亮长三角的万家灯火；东南沿海核电基地里，“华龙一号”机组平稳运行，为大湾区产业引擎持续输送能量……这一幅幅场景，是“十四五”大型清洁能源基地布局示意图（以下简称“示意图”）中的生动写照。 “十四五”大型清洁能源基地布局示意图 新华社发   “十四五”时期（2021—2025年）是中国实现“碳达峰、碳中和”目标的关键期。推动能源绿色低碳转型是核心任务，而布局建设大型清洁能源基地被视为实现这一目标的主力军和主战场。这些基地的规划与建设，旨在通过规模化、集约化的方式，在资源富集区域集中开发风电、光伏、水电等清洁能源。输电通道将绿电跨越千里送至东中部负荷中心，也为人工智能、大数据等新兴产业提供强劲动力。   清洁能源基地贯通全国   根据“十四五”规划《纲要》，我国在示意图中画出９座大型清洁能源基地，分别为松辽、冀北、黄河几字弯、河西走廊、黄河上游、新疆、金沙江上游、雅砻江流域和金沙江下游清洁能源基地。此外，还有5个海上风电基地，分别为广东、福建、浙江、江苏、山东等海上风电基地。   关于这9座大型清洁能源基地的分布，业内专家表示，这是基于资源禀赋与发展需求的精准布局。我国风光资源集中在“三北”和西南，能源需求却集中在东中部，必须通过大容量、远距离输电通道，把西部“绿电”送到东中部，这就是“全国一张网”的逻辑。   时任电力规划设计总院院长杜忠明在接受媒体采访时表示，这一布局不是简单考虑电力调配的问题，更重要的是锚定从高污染高排放到低污染低排放的能源格局之变，这是我国为实现碳达峰、碳中和承诺作出的负责任的战略安排。   以白鹤滩水电站为例，白鹤滩水电站的电能将主要通过特高压输电线路送往江苏和浙江等地的负荷中心。每年将发电600多亿度，可以满足约7500万人的生活用电需求。相对于传统的燃煤发电厂，白鹤滩水电站每年可节省约1968万吨标准煤的消耗，并减少约5200万吨的二氧化碳排放。这对于我国的环保和可持续发展目标具有重要意义。作为一个综合效益极高的工程，白鹤滩水电站不仅仅是一个发电站，还能起到防洪、拦沙和改善航运条件等作用。   清洁能源基地建设能够带动地方产业转型。地处甘肃河西走廊、曾以传统农业为主的武威市，因河西走廊清洁能源基地而崛起，光伏组件生产、储能设备制造等新兴产业扎堆。“十四五”以来，武威市抢抓国家布局建设“沙戈荒”大型风光电基地的政策机遇，充分发挥资源优势，按照集中规划布局、分批梯度建设的原则，集中连片推进新能源项目建设。   据武威市发展改革委能源科科长魏博介绍：“聚焦风电、光伏、储能三大装备制造产业，武威坚持‘强龙头、补链条、聚集群’，制定产业链招商图谱和目标企业清单，靶向引进远景能源、特变电工、金风科技等一批行业龙头企业，推动产业链上下游配套项目集聚发展。”   从“一片叶”到“整台风机”，从“一粒硅”到“整片光伏”，从“一颗电池”到“储能矩阵”，武威的新能源产业版图正在稳步扩大。   清洁能源基地建设能够给百姓带来实实在在的民生红利。电价更稳定、供电更可靠、蓝天也更多了。在四川凉山，金沙江上游清洁能源基地的水电项目建成后，村民们的家变了样。“以前电压不稳，电磁炉常‘罢工’，晚上灯光昏黄。现在水电通到家里，我们也搞起民宿，游客都说灯亮、水热，生意好得很。”村民王女士说。   在北方，清洁取暖推广让冬天更“干净”。河北张家口依托冀北清洁能源基地风电，全市80%城镇家庭实现“电采暖”。“以前烧煤又脏又怕煤气中毒，现在用电暖气，手机能控温，屋里暖和，空气也干净。”市民刘大爷笑着说。   “十四五”以来，我国能源事业取得突破性进展和历史性成就。国家发展改革委党组成员、国家能源局局长王宏志在高质量完成“十四五”规划系列主题新闻发布会上介绍，“十四五”规划《纲要》提出的能源综合生产能力和非化石能源占比等主要指标将如期完成，14亿多人的能源安全得到有效保障，绿色低碳发展举世瞩目，我国成为世界能源转型的重要推动者。   新能源发展空间布局更优   7毫秒，重庆就能用上新疆的电；10秒钟，就有近2万千瓦时疆电送到中原大地。在新疆哈密，连片的光伏板铺满大地，与远处的风电塔群遥相呼应——这里是示意图中新疆清洁能源基地的核心区域。曾经，这片土地因干旱少雨被视为“不毛之地”，如今依托丰富的风能、太阳能资源，已成为全国重要的大型清洁能源基地。   “以前靠放羊为生，草原超载严重，羊越养越瘦，收入也不稳定。”牧民阿力木江说，2023年，当地光伏电站招聘运维人员，他经过培训后上岗，“现在每月能拿5000多元工资，草原实行轮牧，草长得比以前好了，羊也能卖个好价钱。”   哈密是“疆电外送”重要枢纽和全国规模最大的风光火电打捆外送基地，是国家千万千瓦级风电基地、百万千瓦级光伏基地和光热基地，目前新能源装机规模居全疆第一。新疆维吾尔自治区人大代表，哈密市委副书记、市长吾拉木江·热依木曾表示：“哈密绿电不仅点亮了万家灯火，更映照出互惠共赢的绿色未来。”   示意图上，金沙江下游清洁能源基地与纵横的电网线路交织。这里，矗立着世界第二大水电站——白鹤滩水电站。它是当今世界在建规模最大、技术难度最高的水电工程。为了建设白鹤滩水电站，工程师们攻克了百万千瓦水轮发电机组、300米级特高拱坝智能建造等世界级难题。2021年6月，白鹤滩水电站首批机组投产发电。截至今年6月20日，白鹤滩水电站累计发电量超过1960亿千瓦时，持续为江苏、浙江等华东地区提供清洁电能，相当于节约标准煤超5900万吨，减少二氧化碳排放超1.6亿吨。   在江苏苏州，一家精密制造企业的负责人对稳定的绿色电力供应感触颇深：“以前夏季用电高峰时常担心限电，现在西电东送有力保障了我们的生产。同时，清洁水电对产品出口的碳足迹认证也有很大帮助。”   在黄河几字湾清洁能源基地，风电、光伏与火电有力结合。内蒙古鄂尔多斯的一处风电基地，风机叶片在草原上缓缓转动，而不远处的火电项目则通过灵活调峰，为新能源发电“托底”。当地能源企业负责人介绍：“通过技术改造，让火电机组具备了快速启停、深度调峰的能力，实现了‘风光为主、火电为辅’的低碳能源组合。”   “十四五”以来，新能源发展空间布局更优。国家能源局新能源和可再生能源司司长李创军在高质量完成“十四五”规划系列主题新闻发布会上介绍，“沙戈荒”成为新能源建设的新阵地，新增装机超过1.3亿千瓦，昔日的不毛之地变为了“能源绿洲”。海上风电成为新引擎，新增装机超过3500万千瓦，为沿海省份发展注入了绿色动力。分布式光伏成为新势力，新增装机超过4亿千瓦，其中户用光伏新增1.6亿千瓦，全国有700多万个家庭当上了光伏“房东”。   “十五五”能源领域蓝图愈加清晰   目前，我国已构建起全球最大、发展最快的可再生能源体系，建成了全球最大、最完整的新能源产业链。“十四五”以来，我国非化石能源发电装机规模实现翻番，光伏、风电、水电、核电、新型储能等位居世界第一。   “十四五”期间，一系列相关规划为能源绿色低碳转型提供了坚实支撑。   2022年3月，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》，明确加快推动能源绿色低碳转型。   2022年6月，国家发展改革委等部门联合印发《“十四五”可再生能源发展规划》，锚定碳达峰、碳中和目标，明确“十四五”期间可再生能源发展的主要方向与目标，并着力破解行业现存痛点堵点。   2024年10月，国家发展改革委等部门联合印发《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》，在提升可再生能源的安全可靠替代能力、重点领域替代应用、替代创新试点等三个方面提出重点任务。   回望“十四五”，能源高质量发展的背后，是改革与创新的双轮驱动。 2021~2025年8月全国电力工业统计表（中国发展改革报社记者 王乐如 制作）   过去，新能源发电并网、跨省输电存在不少体制障碍。业内专家分析，“十四五”期间，我国全面推进电力市场化改革，建立全国统一电力市场，允许绿电跨省交易、开展绿电溯源认证，这就像打通了能源流动的“毛细血管”，让西部电能更顺畅送到东部。比如，新疆风电企业可通过电力市场，直接与江苏制造业企业签订购电协议，“点对点”输送绿电，既保障企业绿色用能需求，也提高新能源消纳率。   技术突破是能源转型关键。比如，以前新能源发电“靠天吃饭”，并网影响电网稳定；现在有了先进储能和特高压技术，电网能像“大管家”，灵活调配不同电源，保障电力稳定供应。   值得一提的是，“十四五”是能源科技创新取得更大突破的五年。据王宏志介绍，目前，我国新能源等技术装备领跑全球，新能源专利数占全球四成以上，光伏转换效率、海上风电单机容量等不断刷新世界纪录，短短几年，新型储能规模跃居世界第一。白鹤滩水电站、自主三代核电“华龙一号”“国和一号”、第四代高温气冷堆等多个“全球最大”“全球首座”工程建成投运，油气开发突破深地“万米大关”、挺进“千米深海”，这些“大国重器”彰显了我国科技创新的硬核实力。新模式新业态蓬勃发展，智能微电网、虚拟电厂等发展进入快车道，车网互动规模化应用试点加快推进，能源产业与工业、交通等领域加速融合，新领域新赛道持续涌现，成为新质生产力发展的重要源泉。   站在“十四五”规划收官节点展望“十五五”，能源领域蓝图更加清晰。9月24日，我国宣布了新一轮国家自主贡献目标，明确提出非化石能源消费占能源消费总量的比重到2035年达到30%以上，风电和太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上即36亿千瓦。   业内专家预测，未来，一批千万千瓦级“新能源+储能”基地将在沙漠、戈壁、荒漠地区崛起，“西电东送”“北电南供”通道将更密集。同时，海上风电向深远海拓展，“十五五”将进入大规模开发阶段。与此同时，国际合作也将开辟新空间，中国的清洁能源技术和工程能力，将为全球能源转型提供更多“中国方案”，通过共建“一带一路”等平台，推动全球绿色低碳发展。（中国发展改革报社记者 白雪）

国务院新闻办公室8日发布的《碳达峰碳中和的中国行动》白皮书指出，中国重点降碳路径全面落地见效。中国深入实施节能降碳增效行动、循环经济助力降碳行动、碳汇能力巩固提升行动，取得积极成效。   白皮书指出，中国始终坚持节能优先方针，推动能源消费革命，着力建设能源节约型社会。扣除原料用能和非化石能源消费量后，“十四五”前四年中国单位国内生产总值能耗累计下降11.6%。通过实施大规模设备更新行动，2024年重点领域设备更新超过2000万台（套），形成节能量约2500万吨标准煤。   白皮书介绍，中国大力发展循环经济，全面提高资源利用效率，充分发挥减少资源消耗和减少碳排放的协同效应。截至2024年底，建成废旧物资回收网点约15万个，各类大型分拣中心约1800个。2024年，煤矸石、粉煤灰、尾矿等七种大宗固废综合利用率达59%，较2020年提高3个百分点。   白皮书指出，中国坚持系统观念，推进山水林田湖草沙一体化保护和系统治理，生态系统碳汇能力持续增强，在世界范围内率先实现土地退化“零增长”、荒漠化土地和沙化土地面积“双减少”，近20年来为全球贡献了约四分之一的新增绿化面积。2024年，森林覆盖率达25.09%，森林蓄积量达209.88亿立方米，草原综合植被盖度达50.52%，目前林草年碳汇量超过12亿吨二氧化碳当量。

国家发展改革委 国家能源局关于促进 光热发电规模化发展的若干意见   发改能源〔2025〕1645号 河北省、内蒙古自治区、吉林省、四川省、西藏自治区、甘肃省、青海省、宁夏回族自治区、新疆维吾尔自治区发展改革委、能源局，国家能源局有关派出机构，有关电力企业：   光热发电兼具调峰电源和长时储能的双重功能，能够实现用新能源调节支撑新能源，能够为电力系统提供长周期调峰能力和转动惯量，具备在部分区域作为调峰和基础性电源的潜力，是实现新能源安全可靠替代传统能源的有效手段，是加快构建新型电力系统的有效支撑。同时，光热发电产业链长，规模化开发利用将成为我国新能源产业新的增长点。为更好适应新能源高质量发展需求，助力加快构建新型电力系统，现就促进光热发电规模化发展提出以下意见。   一、总体目标   积极推进光热发电项目建设，不断拓展光热发电开发利用新场景，保障光热发电规模化发展。到2030年，光热发电总装机规模力争达到1500万千瓦左右，度电成本与煤电基本相当；技术实现国际领先并完全自主可控，行业实现自主市场化、产业化发展，成为新能源领域具有国际竞争优势的新产业。   二、加强规划引导   （一）深入开展光热发电资源普查。建立科学系统的资源普查内容方法体系，集成太阳能观测、国土资源、地形地貌和水资源等基础数据，评估光热资源水平，落实场址建设限制性因素，衔接国土空间规划，形成全面系统的光热发电资源数据库。建立普查成果数据库动态管理机制，及时更新基础信息，确保普查成果的时效性和实用性。针对重点省区，明确优势资源区域和发展潜力，提前做好要素保障和场址保护，为项目建设奠定良好基础。加强普查成果的共享与应用，为区域光热发展提供科学依据。   （二）做好光热发电规划布局。适应光热发电规模化发展形势与需要，明确光热发电在新型电力系统中的定位及作用，完善光热发展规划研究技术体系，在资源普查工作基础上，科学开展光热发电规划布局研究。鼓励各省区结合国家能源发展战略、生态环保要求、地区资源禀赋、区域能源发展需求、电力系统特性及电热耦合需求等，充分考虑光热发电在区域电力平衡和调节支撑电源中的作用，因地制宜编制光热发电发展规划，围绕发展模式和实施路径分阶段、分区域提出光热发电重点项目布局，并做好与其他发展规划的衔接。支持在技术经济可行、需求迫切的省区每年规划建设一定规模的光热发电项目，并做好相应政策保障。   （三）做好光热发电与产业发展协同布局。充分利用光热发电支撑调节能力，分行业开展光热发电与产业协同布局研究，提出光热发电与相关产业协同布局方案。鼓励以光热发电作为支撑调节电源的新能源一体化项目与矿产资源开发冶炼、算力中心、动力电池制造、盐湖提锂等新型高载能产业紧密结合，探索通过算力电力协同及绿电直连、源网荷储一体化等新能源就近消纳新业态，实现可再生能源高效利用，推进高比例可再生能源供能产业园区建设布局。   三、积极培育光热发电应用市场   （四）结合大型能源基地建设，按需合理配置光热发电规模。支持具备技术经济条件的“沙戈荒”大型外送新能源基地、水风光外送基地、各类自用型基地等新能源基地，开展光热电站项目建设。科学确定基地中光热发电装机规模，优化提升基地调节能力，增加基地绿色电量占比，降低基地平均度电碳排放量，加强新能源稳定送出，积极探索技术经济可行的光热电站在大基地中作为支撑调节电源发挥作用。   （五）建设一批以光热发电为主的支撑调节型新能源电站。结合区域资源禀赋、建设要素、用能需求和消纳能力等内外部条件，根据新型电力系统建设需求，以有效填补地区电力缺口、缓解电力保障压力、提供绿色支撑调节能力为目标，贯彻电热耦合与源网协同理念，建设一批在本地消纳的大容量光热电站或光热与风电、光伏发电一体化调度运营项目，提升区域电网的调峰能力和稳定性，增强电力供应的安全性和灵活性。   （六）探索构建以光热发电为基础电源的源网荷储一体化系统。积极推动具有绿色溯源需求的产业，结合产业调整与转移需求，在光热资源富集区域构建以光热电站为基础，联合其他新能源电源、新型储能等电力设施的源网荷储一体化系统，在具备条件的地区，进一步探索覆盖附近区域用电、用汽与用热需求。加强源网荷储一体化系统管理和运营，建立健全运行机制和安全保障体系。鼓励在具备条件的电网末端，探索构建以光热发电为基础支撑的系统弱连接型或独立型源网荷储一体化系统，提高供电保障水平。   四、充分发挥光热发电对新型电力系统的支撑调节作用   （七）发挥光热发电对新型电力系统的支撑作用。结合光热发电集“热电”转换和常规交流同步发电机于一身的绿色支撑能力，充分发挥光热发电在调频、调压、黑启动和惯量响应等方面的作用，进一步优化电站运行方式，挖掘光热发电作为绿色低碳基础保供电源潜力，推动光热的系统保供价值转化，提高新型电力系统绿色可靠支撑容量比重。   （八）增强光热发电对新型电力系统的调节作用。发挥光热发电大规模、低成本和高安全储热系统功能，利用光热宽负荷调节范围和快速变负荷能力，发挥深度调峰能力，提升电力系统调节能力。鼓励配置或预留电加热系统，支持配置电加热系统的光热电站通过电力市场发挥系统长时储能电站功能，获得相应市场收益。   （九）加快推进在建项目建设，提升在运项目的调度响应能力。充分吸收投运项目在设计、施工和运行环节经验，积极应用新技术新装备新工艺降本增效，在确保安全和质量的基础上，加快推进在建项目建设。省级能源主管部门应加强已备案未开工项目的督导，加快推动开工建设。积极推动在运项目开展电力市场盈利模式的探索，不断提升调度响应和参与辅助服务市场能力，多措并举提高电站的经济效益。   五、加快推动光热发电技术与产业创新   （十）逐步推动高参数大容量技术推广。积极支持高参数大容量光热电站的技术创新与工程应用，在资源条件适宜、电力负荷和热负荷高需求地区稳步推进30万千瓦等级光热电站建设，加强项目监测与评估，为后续推动60万千瓦等级光热电站建设积累基础数据，逐步提升光热电站技术先进性和系统支撑调节作用，有效改善新能源安全可靠替代能力。   （十一）加快关键技术突破，促进光热产业降本增效。加快关键技术、材料与装备研发，支持光热发电头部企业与科研机构组建研发联合体，聚焦高效聚光吸热换热、规模化长时高温储热、能量高效转换、高灵活性光热机组、智慧化控制等领域，开发新型大开口槽式集热器、高精度定日镜、低成本长寿命储热材料、新型透平等国产化关键装备，全面提升我国光热核心技术自主化及关键装备国产化水平。强化光热领域应用基础研究，突破高参数“光－热－电”转换及高效热能存储等科学理论，鼓励颠覆性技术创新。   （十二）建立健全协同发展机制，推动光热产业高质量发展。探索开展光热和煤电耦合降碳技术研究应用，在资源与建设条件适宜的地区，鼓励光热和煤电耦合技术项目建设。科学谋划光热产业链协同发展布局，积极构建完整产业链条，充分发挥现代产业链链长带动作用，推进光热产业链上下游深度合作，形成优势互补、协同发展的产业格局。加速推进光热产业链强链、补链，促进资本与产业链深度融合，在重点地区打造光热产业园或产业集群，通过产业集聚和协同发展促进光热产业降本增效。加快推动光热产业标准化体系建设，提升光热产业设计、制造、建设、运维等全流程标准化水平，积极参与国际标准制定。   （十三）积极推动产业“走出去”，提升光热发电国际合作水平。充分利用能源双多边合作机制，发挥我国光热产业技术创新与装备优势，加强与相关国家标准互认，开发契合当地资源禀赋及市场需求的多元化光热发电产品和技术服务。加大对外宣传，鼓励国内企业结合自身发展战略与当地企业开展技术、合资经营等多种形式的合作，探索打造光热发电“一带一路”旗舰项目，同时注意防范各类风险，促进合作项目长期可持续。   六、完善政策保障机制   （十四）加大政策支持力度。支持符合条件的光热发电项目通过发行基础设施领域不动产投资信托基金（REITs）、资产支持证券等方式，盘活存量资产、促进投融资良性循环。   （十五）推动光热发电公平参与电力市场。落实新能源上网电价市场化改革要求，鼓励相关省份制定支持光热发电发展的新能源参与电力市场实施细则，因地制宜出台既能适应市场竞争、又能保障稳定运营的可持续发展价格结算机制。对符合条件的光热发电容量，可按可靠容量给予补偿，鼓励相关省份探索构建光热电站可靠容量评估方法，待国家建立可靠容量补偿机制后与国家相关要求做好衔接。鼓励光热发电项目参与省内和跨省跨区年度电力中长期交易，支持光热发电积极参与各类辅助服务市场并获得收益。   （十六）建立健全光热发电激励机制。系统评估首批光热示范项目建设和运行经验，建立全行业信息共享机制，推动光热发电产业协同发展。系统评估新能源基地和源网荷储配套光热发电运行状况、调峰效果和系统支撑能力等，建立基于评估结果的项目激励机制。   （十七）提高光热电站绿色收益。统筹利用好国家温室气体自愿减排交易市场、绿证市场和新能源可持续发展价格结算机制等，做好支持政策衔接。光热发电项目可自主选择绿色收益来源，拟选择参加绿证交易的，相应电量不得申请国家核证自愿减排量（CCER），不纳入新能源可持续发展价格结算机制；拟申请CCER的，在完成减排量核查和登记后注销减排量对应的未交易绿证；按国家规定纳入可持续发展价格结算机制的项目，不重复获得绿证收益。   （十八）加强土地等要素保障和政策落实保障。统筹协调新能源发展布局，在具备条件的风光大基地、源网荷储一体化、高比例可再生能源供能产业园区，以及含光热发电的独立供能系统、光热与煤电耦合试点、热电联产等各类项目中，合理布局并预留光热场址，光热集热场区用地可通过租赁方式取得。   相关省级能源主管部门要积极推动光热发电发展，抓紧组织开展省级光热发电资源普查、布局规划等工作，推动落实光热发电相关的电价机制、辅助服务细则等各项保障措施，加强项目建设统筹协调，保障项目顺利实施。国家能源局派出机构针对光热发电规模化发展政策措施落实情况进行常态化监管，重大事项及时报告。 国家发展改革委 国 家 能 源 局 2025年12月15日

12月16日，国家能源局2026年监管工作会议在京召开。会议以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大、二十届历次全会精神和中央经济工作会议部署，深入落实全国发展和改革工作会议、全国能源工作会议要求，总结2025年和“十四五”能源监管工作，分析当前面临的形势，安排2026年重点工作。国家能源局党组书记、局长王宏志出席会议并讲话。   会议指出，习近平总书记高度重视能源工作，发表一系列重要论述，作出一系列重要指示批示，为深入推进能源监管事业、服务能源高质量发展提供了根本遵循和科学指南。今年以来，全局上下紧扣党中央、国务院决策部署，统筹落实能源监管各项任务，深入推进党建引领基层治理，推动能源高质量发展迈上新台阶。严格执行“第一议题”制度，不折不扣落实习近平总书记重要指示批示精神，扎实开展深入贯彻中央八项规定精神学习教育，严谨细致推进中央巡视整改，能源监管政治属性更加鲜明。聚焦“十四五”能源规划、煤矿智能化建设、油气重点保供工程等加强行业监管，促进电力系统调节能力优化提升，保障能源供需总体平稳有序，更好服务经济社会发展大局。初步建成全国统一电力市场，完成构建“1+6”基础规则体系，基本建立多层次多品种电力市场运营体系，开展电力市场秩序专项监管，常态整治地方不当干预行为。结合电力体制改革等要求，深入开展2025年电力领域综合监管，严格规范涉企行政执法，首次通报油气管网设施和电网公平开放违规问题。健全电力安全治理体系，组织开展重大隐患排查、施工安全和工程质量监管、供电可靠性核查等专项行动，强化重点领域安全风险管控，有效提升电力应急管理能力。启动新一轮“获得电力”改革，协同治理非电网直供电小区用电问题，优化电力业务资质许可和12398热线服务，妥善高效解决群众办证、用电、采暖等各类涉能诉求。研究理顺能源监管体制机制，全面推广应用“四个监管”试点成果，扎实推进能源行业信用体系建设，稳步增强能源监管影响力。   会议认为，“十四五”时期是乘势而上开启全面建设社会主义现代化国家新征程、向第二个百年奋斗目标进军的第一个五年。五年来，能源监管工作合力持续强化，有力规范行业运行秩序，保障重大战略规划政策落地实施；市场配置资源作用有效发挥，逐步建立起统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系；电力安全治理体系加快完善，保证大电网长期安全稳定运行，牢牢守住电力安全“生命线”；能源监管执法权威有力增强，一批重大风险被消除在萌芽状态，一批突出矛盾得到积极化解，一批大案要案受到依法严厉打击，能源监管“利剑”作用充分彰显。   会议强调，党的二十届四中全会对“十五五”时期经济社会发展作出系统谋划和战略部署，清晰标注了未来五年乃至更长一个时期能源行业的奋斗方向。全局上下要深入学习宣传贯彻党的二十届四中全会精神，深刻认识能源监管面临的新使命新挑战新机遇，自觉将其置于能源强国建设这个大局中思考谋划，不断在能源监管“四个属性”上重实践、建新功，为新时代能源高质量发展保驾护航。   会议要求，2026年能源监管工作要全面贯彻落实党的二十大和二十届历次全会精神，认真落实习近平总书记关于建设全国统一电力市场、健全能源行业自然垄断环节监管、保障民生用能等重要论述，凝聚监管合力，创新监管方式，提升监管质效，努力构建与能源强国建设相适应的能源监管新格局。坚持系统思维、综合施策，在加快建设新型能源体系上促落实、督成效，推动“十五五”能源规划顺利开局、化石能源清洁高效利用、清洁能源产业发展壮大、能源新质生产力蓬勃发展。坚持深化改革、开拓创新，在纵深推进全国统一电力市场建设上出实策、激活力，畅通流动电力资源，融合衔接各层次电力市场，健全市场规则制度机制，坚定维护电力市场秩序。坚持依法依规、公平公正，在严格能源监管执法上做到位、不越位，深入开展2026年电力领域综合监管，持续加强自然垄断环节监管，提升行政执法规范性权威性。坚持未雨绸缪、固本强基，在保障能源电力系统安全上挺在先、动真格，完善能源供需监测预警会商联动机制，健全电力安全政策法规体系，加强重大电力安全风险管控，夯实电力应急处突根基。坚持人民至上、求真务实，在保障和改善民生用能福祉上俯下身、解难题，深化提升民生用能服务水平，创新开展供电质量提升行动，着力强化资质许可管理。坚持守正创新、质效同升，在打造“十五五”能源监管新格局上聚合力、展新章，研究加强新型能源监管制度体系建设，广泛凝聚协同监管共识，营造能源行业诚信环境，统筹提升能源监管规范化法治化水平。坚持和加强党的全面领导，压实管党治党责任，加强组织建设、干部队伍建设和作风纪律建设，树牢和践行正确政绩观，着力提升管党治党和监管能力水平。   国家能源局党组成员、副局长，监管总监、总经济师出席会议。驻国家发展改革委纪检监察组负责同志应邀出席会议。此次会议以视频形式召开，国家能源局机关各司、各派出机构、各直属事业单位、中能传媒主要负责同志在主会场参会，各派出机构负责同志和有关人员在分会场参会。

国家发展改革委 国家能源局关于促进电网高质量发展的指导意见 发改能源〔2025〕1710号 各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，国家能源局各派出机构，有关中央企业：   电网作为连接电力生产和消费的枢纽平台，是加快构建新型电力系统的核心环节。为适应能源绿色低碳转型需要，支撑新能源大规模高比例发展，保障大电网运行安全和电力可靠供应，服务建设全国统一电力市场，满足人民群众高质量用电需求，现就促进电网高质量发展提出如下意见。   一、总体要求   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，完整、准确、全面贯彻新发展理念，落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，深入贯彻能源法，充分发挥新型举国体制优势，坚持“统一规划建设、协调运行控制、贯通安全治理、创新技术管理”，加快建设主配微协同的新型电网平台，健全电网自然垄断业务监管机制，为推进中国式现代化提供坚强电力支撑。   到2030年，主干电网和配电网为重要基础、智能微电网为有益补充的新型电网平台初步建成，主配微网形成界面清晰、功能完善、运行智能、互动高效的有机整体。电网资源优化配置能力有效增强，“西电东送”规模超过4.2亿千瓦，新增省间电力互济能力4000万千瓦左右，支撑新能源发电量占比达到30%左右，接纳分布式新能源能力达到9亿千瓦，支撑充电基础设施超过4000万台，公共电网的基础作用充分发挥，智能微电网多元化发展，电力系统保持稳定运行，服务民生用电更加有力。   到2035年，主干电网、配电网和智能微电网发展充分协同，贯通各级电网的安全治理机制更加完善，电网设施全寿命周期智能化、数字化水平明显提升，有效支撑新型电力系统安全稳定运行和各类并网主体健康发展，支撑实现国家自主贡献目标，为基本实现社会主义现代化提供坚强电力保障。   二、明确新型电网平台功能定位    （一）强化新型电力系统枢纽平台作用。主动适应新能源高渗透率电力系统安全稳定、新能源高效消纳、电力体制改革需求，支撑全国统一电力市场建设，构建安全可靠、柔性可控、灵活高效、智慧融合的新型电网平台，加强主干电网、配电网与智能微电网多层级协同规划建设和调控运行，充分发挥各类电源作用，实现电力系统综合平衡，促进电能量广域自由流动。   （二）夯实电网公共基础设施属性定位。坚持“人民电业为人民”的核心理念和服务宗旨，在高质量发展中保障和改善民生，提高电力普遍服务水平，满足人民群众多元用电需求。提升电网对各类并网主体公平开放水平，优化并网接入技术标准和管理流程，服务分布式能源、源网荷储一体化、绿电直连、虚拟电厂等电力新业态健康发展。   三、加强各级电网统一规划建设   （三）优化主配微网协同发展格局。坚持统一规划，一体推进主干电网、配电网和智能微电网发展。主干电网筑牢电力安全保障根本，夯实全国统一电力市场物理基础，支撑清洁能源资源广域调配。配电网与主干电网充分耦合，承载多元化源荷开放接入、双向互动，支撑分布式新能源合理发展，全面增强供电保障能力。智能微电网作为具有自平衡和自调节能力的电力新业态载体，支持多元主体接入，融入终端用户绿色用能场景，促进新能源就近开发、就地消纳，提升偏远地区和电网末端供电可靠水平。   （四）有序推进跨省跨区输电通道规划建设。坚持全国“一盘棋”，以需求为导向，科学优化全国电力流向，服务“沙戈荒”、水风光等清洁能源基地开发外送消纳。确保大电网安全，全力破解廊道制约因素，保持输电通道合理规划建设节奏。结合电力市场价格信号，提升输电效率和经济性，稳步提高清洁能源输送占比。推动具备条件的存量输电通道改造升级。   （五）优化提升电网主干网架结构。坚持以六大区域同步电网为主体的全国联网格局，推动电网交直流、送受端协调发展。加强区域间、省间电网联络和互济能力，支撑错峰互济，促进备用容量和可调节资源共享。分层分区优化特（超）高压交流网架，探索验证局部直流组网灵活布局。统筹规划建设海上输电网络，因地制宜探索海陆一体规划建设模式。持续推进边疆地区电网建设，稳步推动跨境电力互联互通合作。   （六）加快构建新型配电系统。落实新型城镇化、乡村振兴战略要求，适度超前规划变配电设施布局，差异化提高局部规划设计和灾害防控标准。推进配电网柔性化、智能化、数字化转型，实现配电网从传统无源单向辐射网络向有源双向交互系统转变，支持建设分布式独立储能和电网替代型储能，提升配电网与各类并网电力新业态的交互水平。完善增量配电网发展政策。   （七）因地制宜规划建设智能微电网。兼顾效率和公平，以“自平衡、自调节、自安全”为目标，充分考虑用户多样化用能需求，加强智能微电网对多能源品种资源配置功能。提升智能微电网内部源网荷储各要素智能化调控能力和运行匹配度，逐步提升新能源自发自用比例。支持智能微电网在平等承担经济、社会和安全责任的前提下，实现灵活并网和离网运行。   （八）加大电网投资力度。落实国家重大战略部署，适度超前、不过度超前开展电网投资建设，加大存量电网改造升级力度，保障新型电力系统建设。鼓励符合条件的民间资本参与电网投资建设。优化电网企业投资经营考核管理机制。   四、构建新型电力调度体系   （九）加强电力调度顶层设计。坚持统一调度、分级管理。遵循电力系统高比例新能源和电力电子化发展规律，加快构建网源运行协调、安全主动防御、资源市场配置、数智技术赋能的新型电力调度体系，增强电力调度灵活性和适应性，与电力市场运行高效衔接。   （十）完善电力调度管理体系。构建适应多种电网形态、多元调度对象、多种业态模式的调度机制，推动电网调控模式由以主干电网为主，向主配微网协同转变。建立适应电力市场的电网调度运行机制。探索“沙戈荒”、水风光、电力新业态等协同运行控制新模式。   （十一）增强电网调控运行能力。建设综合智能感知、集中分析决策、分布监视控制、云边高效协同的电力调度控制系统。优化调度生产组织模式，提升电网实时调控和安全稳定水平。积极推进分布式新能源、新型储能等新型并网主体调控能力建设，实现多元海量资源协同优化调度。强化市（地）、县（配）调人员力量和支撑体系。   五、增强电网安全治理能力   （十二）完善电网安全协同治理格局。压实源网荷储全环节电力安全责任，科学界定电网与各类并网主体的责任边界。严格执行电力系统安全稳定导则，优化“三道防线”。严格监测考核电源调频、调压等涉网性能，加强系统无功支撑能力建设。加强用户侧涉网管理，增强用户涉网安全意识。健全电力行业技术监督体系，积极培育电力行业技术服务市场，完善涉网技术监督机制。   （十三）强化电网安全风险辨识与管控能力。充分借鉴吸取国际大停电事故教训，按照“全面评估、先降后控、动态管理”原则，建立覆盖主配微网全要素的电网安全风险防控机制。深化研究新型电力系统动态特性和故障演化机理。加强电网运行监测预警和预防控制，强化电力网络安全防御。建立健全电网数据安全管理制度，持续提高电网数据安全保护水平。   （十四）加强电网应急能力建设。构建“政企协同、内外联动、多元保障”的电力应急体系，加强煤炭、天然气等一次能源和电力应急的协同互动，全面增强电力应急处置能力。制定极端状态下电网保底供电方案，提升电网应对自然灾害和重点地区、重点部位、重要用户的供电保障能力，优化完善电网黑启动措施。完善大面积停电事件应急预案，定期开展应急演练。   六、促进新质生产力赋能电网发展   （十五）加强电网关键技术攻关。依托智能电网重大专项等国家科技重大专项，推动新型电网平台先进技术研发应用。研究突破新型电力系统稳定分析和控制关键技术，攻关主配微网协同规划与运行调度技术。面向“沙戈荒”、水风光、高海拔、深远海等应用场景，攻关大容量柔性直流、新能源孤岛送出、低频输电等关键技术，试点100%新能源大基地远距离外送。研发应用大容量断路器、超长距离交直流GIL等高性能电力装备，加快构网型技术工程验证与推广应用。   （十六）推动人工智能技术和数字化技术赋能电网发展。推进数字技术和数据要素融入电网业务，推动人工智能技术在电网规划建设、设备管理、调控运行、供电服务、安全防御等方面深度应用。结合量子通信、物联感知、5G-A/6G等先进技术发展，拓展电网领域应用场景。促进网络基础设施与电网融合发展。   （十七）强化电网技术标准引领。构建新型电网平台标准体系，加强前沿技术领域标准布局，围绕电网重大科技创新同步开展关键技术标准制定。完善电力系统安全稳定、电网智能化调度技术标准，建立构网型技术、新业态涉网及调控技术标准体系架构。   七、推进电网全方位服务民生保障   （十八）提升城乡电力服务保障能力。破解民生用电堵点卡点，积极开展城中村、城镇老旧小区供电设施规范化改造，强化非直供电小区供电保障。加快补齐农村配电网短板，实现供电可靠性和电压合格率稳步提升。加强煤改电配套电网建设改造及供电保障，支撑北方地区清洁取暖持续稳定运行。引导分布式电源与城乡电网协调布局，提升电网对分布式新能源的接纳、配置和调控能力，强化分布式新能源对民生改善的促进作用。   （十九）支撑高质量充电基础设施体系建设。推动车、桩（站）、网融合发展，科学衔接充电设施布局和配电网建设改造，支撑大功率充电设施有序建设。优化充电桩报装接电流程，推动新建住宅充电设施配建达标，提升存量居住小区和农村地区居民建桩条件。有序推广智能充放电设施，逐步扩大车网互动应用范围，提高电网与充放电行为的友好交互能力。   （二十）优化用电营商环境。全面打造现代化用电营商环境，进一步巩固提升“三零”服务，拓展低压办电“零投资”范围至160千瓦及以下各类民营经济组织。规范实施“三省”服务，主动精准对接用户用电报装需求，探索全过程数智办电服务。研究建立一地受理、多地协同机制，推动跨省用电业务高效通办。加强电能质量管理。进一步提升95598供电服务热线服务质效，高质量满足人民群众办电用电诉求。   八、强化电网监督管理   （二十一）优化电网规划管理机制。完善电网规划管理体系，统筹优化跨省跨区输电通道和主干网架，常态化滚动开展电力系统设计，指导地方科学编制配电网规划。做好电力规划与国土空间等规划充分衔接。严肃规划执行，加强电力规划实施监测和监管，适时开展项目优化调整。   （二十二）加强不同电网经营主体的统筹协调。国家统一规划布局跨电网企业经营区电网工程，提升跨经营区电力输送与互济能力。相关电网企业按照一个主体原则，协商明确建设运营主体和合作方式。持续推动地方小电网加强配电设施建设，逐步理顺与大电网融合发展机制。   （二十三）完善输配电价监管规则。适应新型电力系统建设需要，对以输送清洁能源电量或联网功能为主的工程，探索实行两部制或单一容量制电价；对新能源就近消纳等新业态，实行单一容量制电价。研究建立电网企业准许收入清算制度。完善输配电成本监审办法，夯实定价基础。   （二十四）加强电网自然垄断业务监管。健全输配电环节独立运营监管机制，加强对电网企业落实许可管理制度、公平开放及并网服务质量的常态化监管，深化对电力调度机构和电力交易中心的穿透式监管。对电网企业开展垄断性业务和竞争性业务的范围进行监管，防止自然垄断环节向上下游竞争性环节延伸。加强电网企业代理购电业务监管，有序推动工商业用户全部进入电力市场。持续开展电网投资成效评价，提升电网利用效率。充分发挥12398能源监管热线作用，加强供电服务监管。   （二十五）提升电网安全监管效能。完善电网安全监管权责清单，加强电网安全风险管控全过程闭环监管，督促各方落实电力系统重大风险管控措施和治理建议。推动以安全信用为核心的新型监管机制应用，严格电网安全事故调查。加强新型并网主体涉网安全监管。   九、组织保障   （二十六）压实各方责任。国家发展改革委、国家能源局统筹推进电网高质量发展工作。国家能源局派出机构履行属地监管职责，发现重大问题及时报告。地方主管部门履行属地责任，制定具体工作举措并推动实施。电网企业履行主体责任，细化落实各项政策措施。各类并网主体积极参与，共同保障电力可靠供应与电网安全运行。   （二十七）强化要素保障。建立电网重点项目建设央地协调机制，协调推动站址廊道资源保障。统筹利用好现有资金渠道，支持边远地区、脱贫地区、革命老区农村电网建设，以及输配电设备更新和技术改造。探索推行并联审批、告知承诺制等审批模式，促进电网项目加快落地。   （二十八）营造发展氛围。加快推动涉及电网相关法律法规修订工作。引导企业积极参与新型电网平台建设，及时总结电网高质量发展的先进做法、成功经验、典型模式并加以推广。结合新型电力系统建设试点，推进新型电网平台新技术新模式试点应用。 国家发展改革委 国 家 能 源 局 2025年12月26日