1、十四届全国人大常委会第十二次会议表决通过《中华人民共和国能源法》。这部法律共九章，主要内容包括总则、能源规划、能源开发利用、能源市场体系、能源储备和应急、能源科技创新、监督管理、法律责任、附则等，自2025年1月1日起施行。

能源法规定，为了推动能源高质量发展，保障国家能源安全，促进经济社会绿色低碳转型和可持续发展，积极稳妥推进碳达峰碳中和，适应全面建设社会主义现代化国家需要，根据宪法，制定能源法。

能源法立足我国能源资源禀赋实际，适应能源发展新形势，就能源领域基础性重大问题在法律层面作出规定，是能源领域的基础性、统领性法律。

全文见下：

中华人民共和国能源法

（2024年11月8日第十四届全国人民代表大会常务委员会第十二次会议通过）

目录

第一章 总则

第二章 能源规划

第三章 能源开发利用

第四章 能源市场体系

第五章 能源储备和应急

第六章 能源科技创新

第七章 监督管理

第八章 法律责任

第九章 附则

第一章 总则

第一条 为了推动能源高质量发展，保障国家能源安全，促进经济社会绿色低碳转型和可持续发展，积极稳妥推进碳达峰碳中和，适应全面建设社会主义现代化国家需要，根据宪法，制定本法。

第二条 本法所称能源，是指直接或者通过加工、转换而取得有用能的各种资源，包括煤炭、石油、天然气、核能、水能、风能、太阳能、生物质能、地热能、海洋能以及电力、热力、氢能等。

第三条 能源工作应当坚持中国共产党的领导，贯彻新发展理念和总体国家安全观，统筹发展和安全，实施推动能源消费革命、能源供给革命、能源技术革命、能源体制革命和全方位加强国际合作的能源安全新战略，坚持立足国内、多元保障、节约优先、绿色发展，加快构建清洁低碳、安全高效的新型能源体系。

第四条 国家坚持多措并举、精准施策、科学管理、社会共治的原则，完善节约能源政策，加强节约能源管理，综合采取经济、技术、宣传教育等措施，促进经济社会发展全过程和各领域全面降低能源消耗，防止能源浪费。

第五条 国家完善能源开发利用政策，优化能源供应结构和消费结构，积极推动能源清洁低碳发展，提高能源利用效率。

国家建立能源消耗总量和强度双控向碳排放总量和强度双控全面转型新机制，加快构建碳排放总量和强度双控制度体系。

第六条 国家加快建立主体多元、统一开放、竞争有序、监管有效的能源市场体系，依法规范能源市场秩序，平等保护能源市场各类主体的合法权益。

第七条 国家完善能源产供储销体系，健全能源储备制度和能源应急机制，提升能源供给能力，保障能源安全、稳定、可靠、有效供给。

第八条 国家建立健全能源标准体系，保障能源安全和绿色低碳转型，促进能源新技术、新产业、新业态发展。

第九条 国家加强能源科技创新能力建设，支持能源开发利用的科技研究、应用示范和产业化发展，为能源高质量发展提供科技支撑。

第十条 国家坚持平等互利、合作共赢的方针，积极促进能源国际合作。

第十一条 县级以上人民政府应当加强对能源工作的组织领导和统筹协调，及时研究解决能源工作中的重大问题。

县级以上人民政府应当将能源工作纳入国民经济和社会发展规划、年度计划。

第十二条 国务院能源主管部门负责全国能源工作。国务院其他有关部门在各自职责范围内负责相关的能源工作。

县级以上地方人民政府能源主管部门负责本行政区域能源工作。县级以上地方人民政府其他有关部门在各自职责范围内负责本行政区域相关的能源工作。

第十三条 县级以上人民政府及其有关部门应当采取多种形式，加强对节约能源、能源安全和能源绿色低碳发展的宣传教育，增强全社会的节约能源意识、能源安全意识，促进形成绿色低碳的生产生活方式。

新闻媒体应当开展节约能源、能源安全和能源绿色低碳发展公益宣传。

第十四条 对在能源工作中做出突出贡献的单位和个人，按照国家有关规定给予表彰、奖励。

第二章 能源规划

第十五条 国家制定和完善能源规划，发挥能源规划对能源发展的引领、指导和规范作用。

能源规划包括全国综合能源规划、全国分领域能源规划、区域能源规划和省、自治区、直辖市能源规划等。

第十六条 全国综合能源规划由国务院能源主管部门会同国务院有关部门组织编制。全国综合能源规划应当依据国民经济和社会发展规划编制，并与国土空间规划等相关规划衔接。

全国分领域能源规划由国务院能源主管部门会同国务院有关部门依据全国综合能源规划组织编制。

国务院能源主管部门会同国务院有关部门和有关省、自治区、直辖市人民政府，根据区域经济社会发展需要和能源资源禀赋情况、能源生产消费特点、生态环境保护要求等，可以编制跨省、自治区、直辖市的区域能源规划。区域能源规划应当符合全国综合能源规划，并与相关全国分领域能源规划衔接。

第十七条 省、自治区、直辖市人民政府能源主管部门会同有关部门，依据全国综合能源规划、相关全国分领域能源规划、相关区域能源规划，组织编制本省、自治区、直辖市的能源规划。

设区的市级人民政府、县级人民政府需要编制能源规划的，按照省、自治区、直辖市人民政府的有关规定执行。

第十八条 编制能源规划，应当遵循能源发展规律，坚持统筹兼顾，强化科学论证。组织编制能源规划的部门应当征求有关部门、相关企业和行业组织以及有关专家等方面的意见。

能源规划应当明确规划期内能源发展的目标、主要任务、区域布局、重点项目、保障措施等内容。

第十九条 能源规划按照规定的权限和程序报经批准后实施。

经批准的能源规划应当按照规定予以公布。

第二十条 组织编制能源规划的部门应当就能源规划实施情况组织开展评估。根据评估结果确需对能源规划进行调整的，应当报经原批准机关同意，国家另有规定的除外。

第三章 能源开发利用

第二十一条 国家根据能源资源禀赋情况和经济社会可持续发展的需要，统筹保障能源安全、优化能源结构、促进能源转型和节约能源、保护生态环境等因素，分类制定和完善能源开发利用政策。

第二十二条 国家支持优先开发利用可再生能源，合理开发和清洁高效利用化石能源，推进非化石能源安全可靠有序替代化石能源，提高非化石能源消费比重。

国务院能源主管部门会同国务院有关部门制定非化石能源开发利用中长期发展目标，按年度监测非化石能源开发利用情况，并向社会公布。

第二十三条 国务院能源主管部门会同国务院有关部门制定并组织实施可再生能源在能源消费中的最低比重目标。

国家完善可再生能源电力消纳保障机制。供电企业、售电企业、相关电力用户和使用自备电厂供电的企业等应当按照国家有关规定，承担消纳可再生能源发电量的责任。

国务院能源主管部门会同国务院有关部门对可再生能源在能源消费中的最低比重目标以及可再生能源电力消纳责任的实施情况进行监测、考核。

第二十四条 国家统筹水电开发和生态保护，严格控制开发建设小型水电站。

开发建设和更新改造水电站，应当符合流域相关规划，统筹兼顾防洪、生态、供水、灌溉、航运等方面的需要。

第二十五条 国家推进风能、太阳能开发利用，坚持集中式与分布式并举，加快风电和光伏发电基地建设，支持分布式风电和光伏发电就近开发利用，合理有序开发海上风电，积极发展光热发电。

第二十六条 国家鼓励合理开发利用生物质能，因地制宜发展生物质发电、生物质能清洁供暖和生物液体燃料、生物天然气。

国家促进海洋能规模化开发利用，因地制宜发展地热能。

第二十七条 国家积极安全有序发展核电。

国务院能源主管部门会同国务院有关部门统筹协调全国核电发展和布局，依据职责加强对核电站规划、选址、设计、建造、运行等环节的管理和监督。

第二十八条 国家优化煤炭开发布局和产业结构，鼓励发展煤矿矿区循环经济，优化煤炭消费结构，促进煤炭清洁高效利用，发挥煤炭在能源供应体系中的基础保障和系统调节作用。

第二十九条 国家采取多种措施，加大石油、天然气资源勘探开发力度，增强石油、天然气国内供应保障能力。

石油、天然气开发坚持陆上与海上并重，鼓励规模化开发致密油气、页岩油、页岩气、煤层气等非常规油气资源。

国家优化石油加工转换产业布局和结构，鼓励采用先进、集约的加工转换方式。

国家支持合理开发利用可替代石油、天然气的新型燃料和工业原料。

第三十条 国家推动燃煤发电清洁高效发展，根据电力系统稳定运行和电力供应保障的需要，合理布局燃煤发电建设，提高燃煤发电的调节能力。

第三十一条 国家加快构建新型电力系统，加强电源电网协同建设，推进电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，提高电网对可再生能源的接纳、配置和调控能力。

第三十二条 国家合理布局、积极有序开发建设抽水蓄能电站，推进新型储能高质量发展，发挥各类储能在电力系统中的调节作用。

第三十三条 国家积极有序推进氢能开发利用，促进氢能产业高质量发展。

第三十四条 国家推动提高能源利用效率，鼓励发展分布式能源和多能互补、多能联供综合能源服务，积极推广合同能源管理等市场化节约能源服务，提高终端能源消费清洁化、低碳化、高效化、智能化水平。

国家通过实施可再生能源绿色电力证书等制度建立绿色能源消费促进机制，鼓励能源用户优先使用可再生能源等清洁低碳能源。

公共机构应当优先采购、使用可再生能源等清洁低碳能源以及节约能源的产品和服务。

第三十五条 能源企业、能源用户应当按照国家有关规定配备、使用能源和碳排放计量器具。

能源用户应当按照安全使用规范和有关节约能源的规定合理使用能源，依法履行节约能源的义务，积极参与能源需求响应，扩大绿色能源消费，自觉践行绿色低碳的生产生活方式。

国家加强能源需求侧管理，通过完善阶梯价格、分时价格等制度，引导能源用户合理调整用能方式、时间、数量等，促进节约能源和提高能源利用效率。

第三十六条 承担电力、燃气、热力等能源供应的企业，应当依照法律、法规和国家有关规定，保障营业区域内的能源用户获得安全、持续、可靠的能源供应服务，没有法定或者约定事由不得拒绝或者中断能源供应服务，不得擅自提高价格、违法收取费用、减少供应数量或者限制购买数量。

前款规定的企业应当公示服务规范、收费标准和投诉渠道等，并为能源用户提供公共查询服务。

第三十七条 国家加强能源基础设施建设和保护。任何单位或者个人不得从事危及能源基础设施安全的活动。

国务院能源主管部门会同国务院有关部门协调跨省、自治区、直辖市的石油、天然气和电力输送管网等能源基础设施建设；省、自治区、直辖市人民政府应当按照能源规划，预留能源基础设施建设用地、用海，并纳入国土空间规划。

石油、天然气、电力等能源输送管网设施运营企业应当提高能源输送管网的运行安全水平，保障能源输送管网系统运行安全。接入能源输送管网的设施设备和产品应当符合管网系统安全运行的要求。

第三十八条 国家按照城乡融合、因地制宜、多能互补、综合利用、提升服务的原则，鼓励和扶持农村的能源发展，重点支持革命老区、民族地区、边疆地区、欠发达地区农村的能源发展，提高农村的能源供应能力和服务水平。

县级以上地方人民政府应当统筹城乡能源基础设施和公共服务体系建设，推动城乡能源基础设施互联互通。

农村地区发生临时性能源供应短缺时，有关地方人民政府应当采取措施，优先保障农村生活用能和农业生产用能。

第三十九条 从事能源开发利用活动，应当遵守有关生态环境保护、安全生产和职业病防治等法律、法规的规定，减少污染物和温室气体排放，防止对生态环境的破坏，预防、减少生产安全事故和职业病危害。

第四章 能源市场体系

第四十条 国家鼓励、引导各类经营主体依法投资能源开发利用、能源基础设施建设等，促进能源市场发展。

第四十一条 国家推动能源领域自然垄断环节独立运营和竞争性环节市场化改革，依法加强对能源领域自然垄断性业务的监管和调控，支持各类经营主体依法按照市场规则公平参与能源领域竞争性业务。

第四十二条 国务院能源主管部门会同国务院有关部门协调推动全国统一的煤炭、电力、石油、天然气等能源交易市场建设，推动建立功能完善、运营规范的市场交易机构或者交易平台，依法拓展交易方式和交易产品范围，完善交易机制和交易规则。

第四十三条 县级以上人民政府及其有关部门应当强化统筹调度组织，保障能源运输畅通。

能源输送管网设施运营企业应当完善公平接入和使用机制，按照规定公开能源输送管网设施接入和输送能力以及运行情况的信息，向符合条件的企业等经营主体公平、无歧视开放并提供能源输送服务。

第四十四条 国家鼓励能源领域上下游企业通过订立长期协议等方式，依法按照市场化方式加强合作、协同发展，提升能源市场风险应对能力。

国家协同推进能源资源勘探、设计施工、装备制造、项目融资、流通贸易、资讯服务等高质量发展，提升能源领域上下游全链条服务支撑能力。

第四十五条 国家推动建立与社会主义市场经济体制相适应，主要由能源资源状况、产品和服务成本、市场供求状况、可持续发展状况等因素决定的能源价格形成机制。

依法实行政府定价或者政府指导价的能源价格，定价权限和具体适用范围以中央和地方的定价目录为依据。制定、调整实行政府定价或者政府指导价的能源价格，应当遵守《中华人民共和国价格法》等法律、行政法规和国家有关规定。能源企业应当按照规定及时、真实、准确提供价格成本等相关数据。

国家完善能源价格调控制度，提升能源价格调控效能，构建防范和应对能源市场价格异常波动风险机制。

第四十六条 国家积极促进能源领域国际投资和贸易合作，有效防范和应对国际能源市场风险。

第五章 能源储备和应急

第四十七条 国家按照政府主导、社会共建、多元互补的原则，建立健全高效协同的能源储备体系，科学合理确定能源储备的种类、规模和方式，发挥能源储备的战略保障、宏观调控和应对急需等功能。

第四十八条 能源储备实行政府储备和企业储备相结合，实物储备和产能储备、矿产地储备相统筹。

政府储备包括中央政府储备和地方政府储备，企业储备包括企业社会责任储备和企业其他生产经营库存。

能源储备的收储、轮换、动用，依照法律、行政法规和国家有关规定执行。

国家完善政府储备市场调节机制，采取有效措施应对市场大幅波动等风险。

第四十九条 政府储备承储运营机构应当依照法律、行政法规和国家有关规定，建立健全内部管理制度，加强储备管理，确保政府储备安全。

企业社会责任储备按照企业所有、政策引导、监管有效的原则建立。承担社会责任储备的能源企业应当按照规定的种类、数量等落实储备责任，并接受政府有关部门的监督管理。

能源产能储备的具体办法，由国务院能源主管部门会同国务院财政部门和其他有关部门制定。

能源矿产地储备的具体办法，由国务院自然资源主管部门会同国务院能源主管部门、国务院财政部门和其他有关部门制定。

第五十条 国家完善能源储备监管体制，加快能源储备设施建设，提高能源储备运营主体专业化水平，加强能源储备信息化建设，持续提升能源储备综合效能。

第五十一条 国家建立和完善能源预测预警体系，提高能源预测预警能力和水平，及时有效对能源供求变化、能源价格波动以及能源安全风险状况等进行预测预警。

能源预测预警信息由国务院能源主管部门发布。

第五十二条 国家建立统一领导、分级负责、协调联动的能源应急管理体制。

县级以上人民政府应当采取有效措施，加强能源应急体系建设，定期开展能源应急演练和培训，提高能源应急能力。

第五十三条 国务院能源主管部门会同国务院有关部门拟定全国的能源应急预案，报国务院批准后实施。

国务院能源主管部门会同国务院有关部门加强对跨省、自治区、直辖市能源应急工作的指导协调。

省、自治区、直辖市人民政府根据本行政区域的实际情况，制定本行政区域的能源应急预案。

设区的市级人民政府、县级人民政府能源应急预案的制定，由省、自治区、直辖市人民政府决定。

规模较大的能源企业和用能单位应当按照国家规定编制本单位能源应急预案。

第五十四条 出现能源供应严重短缺、供应中断等能源应急状态时，有关人民政府应当按照权限及时启动应急响应，根据实际情况和需要，可以依法采取下列应急处置措施：

（一）发布能源供求等相关信息；

（二）实施能源生产、运输、供应紧急调度或者直接组织能源生产、运输、供应；

（三）征用相关能源产品、能源储备设施、运输工具以及保障能源供应的其他物资；

（四）实施价格干预措施和价格紧急措施；

（五）按照规定组织投放能源储备；

（六）按照能源供应保障顺序组织实施能源供应；

（七）其他必要措施。

能源应急状态消除后，有关人民政府应当及时终止实施应急处置措施。

第五十五条 出现本法第五十四条规定的能源应急状态时，能源企业、能源用户以及其他有关单位和个人应当服从有关人民政府的统一指挥和安排，按照规定承担相应的能源应急义务，配合采取应急处置措施，协助维护能源市场秩序。

因执行能源应急处置措施给有关单位、个人造成损失的，有关人民政府应当依法予以补偿。

第六章 能源科技创新

第五十六条 国家制定鼓励和支持能源科技创新的政策措施，推动建立以国家战略科技力量为引领、企业为主体、市场为导向、产学研深度融合的能源科技创新体系。

第五十七条 国家鼓励和支持能源资源勘探开发、化石能源清洁高效利用、可再生能源开发利用、核能安全利用、氢能开发利用以及储能、节约能源等领域基础性、关键性和前沿性重大技术、装备及相关新材料的研究、开发、示范、推广应用和产业化发展。

能源科技创新应当纳入国家科技发展和高技术产业发展相关规划的重点支持领域。

第五十八条 国家制定和完善产业、金融、政府采购等政策，鼓励、引导社会资金投入能源科技创新。

第五十九条 国家建立重大能源科技创新平台，支持重大能源科技基础设施和能源技术研发、试验、检测、认证等公共服务平台建设，提高能源科技创新能力和服务能力。

第六十条 国家支持依托重大能源工程集中开展科技攻关和集成应用示范，推动产学研以及能源上下游产业链、供应链协同创新。

第六十一条 国家支持先进信息技术在能源领域的应用，推动能源生产和供应的数字化、智能化发展，以及多种能源协同转换与集成互补。

第六十二条 国家加大能源科技专业人才培养力度，鼓励、支持教育机构、科研机构与企业合作培养能源科技高素质专业人才。

第七章 监督管理

第六十三条 县级以上人民政府能源主管部门和其他有关部门应当按照职责分工，加强对有关能源工作的监督检查，及时查处违法行为。

第六十四条 县级以上人民政府能源主管部门和其他有关部门按照职责分工依法履行监督检查职责，可以采取下列措施：

（一）进入能源企业、调度机构、能源市场交易机构、能源用户等单位实施现场检查；

（二）询问与检查事项有关的人员，要求其对有关事项作出说明；

（三）查阅、复制与检查事项有关的文件、资料、电子数据；

（四）法律、法规规定的其他措施。

对能源主管部门和其他有关部门依法实施的监督检查，被检查单位及其有关人员应当予以配合，不得拒绝、阻碍。

能源主管部门和其他有关部门及其工作人员对监督检查过程中知悉的国家秘密、商业秘密、个人隐私和个人信息依法负有保密义务。

第六十五条 县级以上人民政府能源主管部门和其他有关部门应当加强能源监管协同，提升监管效能，并可以根据工作需要建立能源监管信息系统。

有关单位应当按照规定向能源主管部门和其他有关部门报送相关信息。

第六十六条 国务院能源主管部门会同国务院有关部门加强能源行业信用体系建设，按照国家有关规定建立信用记录制度。

第六十七条 因能源输送管网设施的接入、使用发生的争议，可以由省级以上人民政府能源主管部门进行协调，协调不成的，当事人可以向人民法院提起诉讼；当事人也可以直接向人民法院提起诉讼。

第六十八条 任何单位和个人对违反本法和其他有关能源的法律、法规的行为，有权向县级以上人民政府能源主管部门或者其他有关部门举报。接到举报的部门应当及时依法处理。

第八章 法律责任

第六十九条 县级以上人民政府能源主管部门或者其他有关部门的工作人员违反本法规定，滥用职权、玩忽职守、徇私舞弊的，依法给予处分。

第七十条 违反本法规定，承担电力、燃气、热力等能源供应的企业没有法定或者约定事由拒绝或者中断对营业区域内能源用户的能源供应服务，或者擅自提高价格、违法收取费用、减少供应数量、限制购买数量的，由县级以上人民政府能源主管部门或者其他有关部门按照职责分工责令改正，依法给予行政处罚；情节严重的，对有关主管人员和直接责任人员依法给予处分。

第七十一条 违反本法规定，能源输送管网设施运营企业未向符合条件的企业等经营主体公平、无歧视开放并提供能源输送服务的，由省级以上人民政府能源主管部门或者其他有关部门按照职责分工责令改正，给予警告或者通报批评；拒不改正的，处相关经营主体经济损失额二倍以下的罚款；情节严重的，对有关主管人员和直接责任人员依法给予处分。

第七十二条 违反本法规定，有下列情形之一的，由县级以上人民政府能源主管部门或者其他有关部门按照职责分工责令改正，给予警告或者通报批评；拒不改正的，处十万元以上二十万元以下的罚款：

（一）承担电力、燃气、热力等能源供应的企业未公示服务规范、收费标准和投诉渠道等，或者未为能源用户提供公共查询服务；

（二）能源输送管网设施运营企业未按照规定公开能源输送管网设施接入和输送能力以及运行情况信息；

（三）能源企业未按照规定提供价格成本等相关数据；

（四）有关单位未按照规定向能源主管部门或者其他有关部门报送相关信息。

第七十三条 违反本法规定，能源企业、能源用户以及其他有关单位或者个人在能源应急状态时不服从有关人民政府的统一指挥和安排、未按照规定承担能源应急义务或者不配合采取应急处置措施的，由县级以上人民政府能源主管部门或者其他有关部门按照职责分工责令改正，给予警告或者通报批评；拒不改正的，对个人处一万元以上五万元以下的罚款，对单位处十万元以上五十万元以下的罚款，并可以根据情节轻重责令停业整顿或者依法吊销相关许可证件。

第七十四条 违反本法规定，造成财产损失或者其他损害的，依法承担民事责任；构成违反治安管理行为的，依法给予治安管理处罚；构成犯罪的，依法追究刑事责任。

第九章 附则

第七十五条 本法中下列用语的含义：

（一）化石能源，是指由远古动植物化石经地质作用演变成的能源，包括煤炭、石油和天然气等。

（二）可再生能源，是指能够在较短时间内通过自然过程不断补充和再生的能源，包括水能、风能、太阳能、生物质能、地热能、海洋能等。

（三）非化石能源，是指不依赖化石燃料而获得的能源，包括可再生能源和核能。

（四）生物质能，是指利用自然界的植物和城乡有机废物通过生物、化学或者物理过程转化成的能源。

（五）氢能，是指氢作为能量载体进行化学反应释放出的能源。

第七十六条 军队的能源开发利用管理，按照国家和军队有关规定执行。

国家对核能开发利用另有规定的，适用其规定。

第七十七条 中华人民共和国缔结或者参加的涉及能源的国际条约与本法有不同规定的，适用国际条约的规定，但中华人民共和国声明保留的条款除外。

第七十八条 任何国家或者地区在可再生能源产业或者其他能源领域对中华人民共和国采取歧视性的禁止、限制或者其他类似措施的，中华人民共和国可以根据实际情况对该国家或者该地区采取相应的措施。

第七十九条 中华人民共和国境外的组织和个人实施危害中华人民共和国国家能源安全行为的，依法追究法律责任。

第八十条 本法自2025年1月1日起施行。

2、福建省海上光伏项目——三峡集团东山杏陈180MW海上光伏电站项目（以下简称“东山海上光伏项目”）首批发电单元并网，为福建加快建设现代化经济体系再添新动能。

东山海上光伏项目位于福建省漳州市东山县杏陈镇、前楼镇海域，是全国首个建设在高风速海域里的海上光伏项目，首创海上光伏海域“立体分层确权”模式。项目总装机容量180MW，配套建设一座110kV陆上升压站并配建18MW/36MWh的储能系统，建成后年平均可提供清洁电能3亿kW·h，每年可节约标准煤9.02万吨，将助力当地调整能源结构、提升供电安全保障能力，探索海域资源节约集约利用道路。

“未来，东山海上光伏项目将做好‘海’的文章，助力乡村振兴，探索采用光伏发电与渔业养殖相结合方式，实现‘上可发电，下可养鱼’，探索海域使用从平面到立体的转变。”三峡集团福建分公司党委书记、总经理廖建新说。

据介绍，东山海上光伏项目所在地区多年平均日照时间为2204小时，太阳能资源丰富，年平均风速5.2米/秒、风速可达48米/秒，周边风力、浪涌、海流等自然条件差，通航环境复杂。

“东山海上光伏项目属于抗台型潮汐带海上光伏项目，没有任何建设经验可借鉴，施工难度较大，我们在当地政府及相关部门大力支持下，‘摸着石头过河’，攻克了一系列施工难题，探索了一条可复制的海上光伏项目建设道路。”项目现场负责人吴风云说。

3、五大六小“旗舰”上市公司发电量披露，具体数据如下：

（一）国电电力

2024年前三季度，国电电力合并报表口径完成发电量3468.82亿kW·h，上网电量3296.95亿kW·h，较上年同期分别增长2.39%和2.52%；按照可比口径（剔除去年三季度国电建投内蒙古能源有限公司电量影响，下同）较上年同期分别增长2.71%和2.83%；参与市场化交易电量占上网电量的91.49%；平均上网电价428.17元/千kW·h。

2024年前三季度，受全社会用电需求增加、水电来水同比增加、新能源装机增长，以及转让国电建投内蒙古能源有限公司50%股权等因素影响，公司火电发电量同比下降，水电、新能源发电量同比增长。

截至2024年9月30日，公司合并报表口径控股装机容量10806.33万kW，其中：火电7196.90万kW，水电1495.06万kW，风电953.23万kW，光伏1161.14万kW。2024年前三季度，公司新能源控股装机容量增加330.86万kW。

（二）长源电力

2024年1-9月，长源电力累计完成发电量297.87亿kW·h，同比增长22.08%。其中火电累计发电量同比增长22.48%，水电累计发电量同比降低16.85%，新能源累计发电量同比增长58.63%。

（三）龙源电力

截至2024年9月30日，龙源电力2024年累计完成发电量56,846,592MWh，较2023年同期同比增长2.42%。其中，风电发电量下降1.82%，火电发电量下降6.32%，其他可再生能源发电量增长82.76%。

（四）中国神华

2024年9月，中国神华总发电量219.8亿kW·h，同比增长32.9%；总售电量207.7亿kW·h，同比增长33.7%。

2024年1-9月，中国神华总发电量1681.4亿kW·h，同比增长7.6%；总售电量1582.7亿kW·h，同比增长7.8%。

（五）上海电力

2024年1-9月，上海电力完成合并口径发电量590.01亿kW·h，同比上升5.15%，其中煤电完成395.27亿kW·h，同比上升0.11%，气电完成72.62亿kW·h，同比上升33.40%，风电完成72.23亿kW·h，同比上升5.71%，光伏发电完成49.89亿kW·h，同比上升14.67%；上网电量564.44亿kW·h，同比上升5.18%；上网电价均价（含税）0.61元/kW·h。

2024年1-9月，公司市场交易结算电量401.47亿kW·h。其中直供交易电量（双边、平台竞价）270.17亿kW·h，跨省区交易电量和发电权交易（合同替代、转让）等3.89亿kW·h，电网代购电量116.10亿kW·h，现货交易电量11.31亿kW·h。

公司发电量上升的主要原因是：清洁能源发电装机规模和发电量实现增长。

截至2024年9月底，公司控股装机容量为2287.84万kW，清洁能源占装机规模的56.96%，其中：煤电984.80万kW、占比43.04%，气电362.02万kW、占比15.82%，风电386.61万kW、占比16.91%，光伏发电554.41万kW、占比24.23%。

（六）中国电力

2024年9月，中国电力总售电量106.97亿kW·h，同比增长34.99%；其中，水电总售电量10亿kW·h，同比降低13.17%；风电总售电量19.8亿kW·h，同比增长75.52%；光伏总售电量19.1亿kW·h，同比增长76.27%；煤电总售电量55.29亿kW·h，同比增长30.26%；气电总售电量1.69亿kW·h，同比降低14.07%。

2024年1-9月，中国电力总售电量984.7亿kW·h，同比增长31.63%；其中，水电总售电量159.78亿kW·h，同比增长73.11%；风电总售电量188.55亿kW·h，同比增长59.43%；光伏总售电量182.86亿kW·h，同比增长90.81%；煤电总售电量424.56亿kW·h，同比增长1.89%；气电总售电量16.08亿kW·h，同比增长5.77%。

（七）华能国际

2024年第三季度，华能国际中国境内各运行电厂按合并报表口径完成上网电量1,305.62亿kW·h，同比增长3.43%。其中，煤电上网电量1,077.04亿kW·h，同比降低0.29%；气电上网电量88.03亿kW·h，同比增长8.69%；风电上网电量79.51亿kW·h，同比增长25.65%；光伏上网电量56.85亿kW·h，同比增长71.06%；水电上网电量3.16亿kW·h，同比增长12.64%；生物质发电上网电量1.03亿kW·h，同比降低45.19%。

2024年前三季度，公司中国境内各运行电厂按合并报表口径累计完成上网电量3,412.40亿kW·h，同比增长1.14%。其中，煤电上网电量2,781.04亿kW·h，同比降低2.09%；气电上网电量211.37亿kW·h，同比增长0.82%；风电上网电量268.30亿kW·h，同比增长16.12%；光伏上网电量138.84亿kW·h，同比增长72.92%；水电总发电量8.16亿kW·h，同比增长34.19%；生物质发电上网电量4.70亿kW·h，同比降低26.98%。

2024年前三季度公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为496.27元/MWh，同比下降2.63%。2024年前三季度，公司市场化交易电量比例为87.06%，比去年同期下降1.47个百分点。

公司电量增长的主要原因是：迎峰度夏期间，社会用电需求同比增加，局部地区个别时段电力供应紧张，公司火电机组发挥支撑保障作用，三季度火电电量同比略有增长，促进火电累计电量降幅收窄。公司持续推进绿色低碳转型，前三季度，风电和光伏装机容量持续增长，新能源电量同比快速增加，助力公司前三季度整体上网电量实现同比增长。

截至2024年9月30日，华能国际可控发电装机容量为14071.1万kW。2024年1-9月，华能国际新增可控发电装机容量527.858万kW，其中新增火电装机5.8万kW，新增风电装机146.745万kW，新增光伏装机375.313万kW。

（八）华能水电

截至2024年9月30日，华能水电2024年前三季度完成发电量860.26亿kW·h，同比增加3.82%，上网电量852.43亿kW·h，同比增加3.80%。

2024年前三季度发电量同比增加的主要原因：一是新能源装机大规模提升，新能源发电量同比大幅增加。二是截至9月末，澜沧江流域乌弄龙、小湾和糯扎渡断面来水同比分别偏丰5%、3.6%和8.5%。三是云南省内用电需求同比增加，西电东送电量持续增加。

（九）内蒙华电

公司2024年前三季度完成发电量451.03亿kW·h，较上年同期下降1.77%；完成上网电量417.82亿kW·h，较上年同期下降1.85%。

2024年前三季度，公司市场化交易电量407.82亿kW·h，占上网电量比例为97.61%。

2024年前三季度，实现平均售电单价334.78元/千kW·h（不含税），同比降低11.93元/千kW·h（不含税），同比下降3.44%。

（十）华电国际

2024年前三季度，华电国际累计完成发电量1,684.59亿kW·h，较上年同期下降约2.46%；完成上网电量1,577.21亿kW·h，较上年同期下降约2.52%。

2024年前三季度发电量及上网电量下降的主要原因是水电发电量增长挤占本公司煤电机组上网电量空间。2024年前三季度，本集团的平均上网电价约为人民币510.46元/MWh，较上年同期下降约1.46%。

（十一）大唐发电

截至2024年9月30日，大唐发电累计完成上网电量约2,021.186亿kW·h，同比上升约4.10%，其中，煤机上网电量1,446.284亿kW·h，同比增长0.07%；燃机上网电量154.910亿kW·h，同比增长3.40%；水电上网电量256.655亿kW·h，同比增长17.70%；风电上网电量119.694亿kW·h，同比增长20.81%；光伏上网电量43.642亿kW·h，同比增长48.04%。

大唐发电上网电量变化的主要原因是：

1.受全社会用电需求同比增加以及高温天气影响，公司前三季度火电上网电量同比上升；

2.前三季度，公司水电区域来水较同期偏多，水电上网电量同比增长明显；

3.公司新能源装机容量持续增加，风电、光伏机组上网电量增速较快，公司新能源机组前三季度上网电量增幅较大。

截至2024年9月30日，本公司平均上网电价为人民币449.6元/MWh（含税），同比下降约3.98%。2024年前三季度，公司市场化交易电量约1877.37亿kW·h，所占比例约为92.88%。

（十二）桂冠电力

截至2024年9月30日，广西桂冠电力股份有限公司直属及控股公司电厂累计完成发电量277.21亿kW·h，同比增长26.80%。其中：水电230.92亿kW·h，同比增长38.41%；火电22.72亿kW·h，同比下降34.32%；风电15.62亿kW·h，同比增长15.70%；光伏7.95亿kW·h，同比增长115.45%。

2024年前三季度公司发电量同比增长的主要原因是：公司骨干电厂所在的红水河流域，来水同比增长，发电量同比增长。公司位于贵州、四川、云南的水电站也因所在区域来水同比有所增长，发电量相应增长。

（十三）大唐新能源

2024年9月，大唐新能源完成发电量2,371,174MWh，较2023年同比增加24.51%。其中，完成风电发电量2,096,315MWh，较2023年同比增加23.69%；光伏发电量274,859MWh，较2023年同比增加31.12%。

2024年1-9月，大唐新能源累计完成发电量23,182,837MWh，较2023年同比增加1.55%。其中，完成风电发电量20,335,189MWh，较2023年同比减少3.11%；光伏发电量2,847,648MWh，较2023年同比增加54.67%。

（十四）长江电力

2024年前三季度，长江电力境内所属六座梯级电站总发电量约2358.14亿kW·h，较上年同期增加15.97%。其中，2024年第三季度公司境内所属六座梯级电站总发电量约1151.96亿kW·h，较上年同期增加15.05%。

根据公司初步统计，2024年前三季度，乌东德水库来水总量约888.52亿立方米，较上年同期偏丰12.56%；三峡水库来水总量约3131.10亿立方米，较上年同期偏丰20.26%。

（十五）湖北能源

2024年9月，湖北能源完成发电量39.81亿kW·h，同比增加26.70%。其中水电发电量同比减少73.78%，火电发电量同比增加111.63%，新能源发电量同比增加55.48%。

2024年1-9月，湖北能源累计完成发电量338.14亿kW·h，同比增加26.71%。其中水电发电量同比增加27.22%，火电发电量同比增加24.61%，新能源发电量同比增加34.29%。

（十六）三峡能源

2024年第三季度，三峡能源总发电量164.87亿kW·h，较上年同期增长38.05%。其中，风电完成发电量91.78亿kW·h，较上年同期增长24.08%（陆上风电完成发电量62.12亿kW·h，较上年同期增长19.46%，海上风电完成发电量29.66亿kW·h，较上年同期增长35.00%）；太阳能完成发电量67.75亿kW·h，较上年同期增长62.74%；水电完成发电量3.64亿kW·h，较上年同期增长0.83%；独立储能完成发电量1.70亿kW·h，较上年同期增长672.73%。

2024年前三季度，三峡能源累计总发电量526.05亿kW·h，较上年同期增长31.40%。其中，风电完成发电量322.35亿kW·h，较上年同期增长15.22%（陆上风电完成发电量214.22亿kW·h，较上年同期增长10.55%，海上风电完成发电量108.13亿kW·h，较上年同期增长25.73%）；太阳能完成发电量193.93亿kW·h，较上年同期增长69.43%；水电完成发电量6.22亿kW·h，较上年同期增长10.48%；独立储能完成发电量3.55亿kW·h，较上年同期增长655.32%。

（十七）中国广核

2024年1月至9月份，中国广核运营管理的核电机组总发电量约为1,780.69亿kW·h，较去年同期增长4.93%。总上网电量约为1,668.90亿kW·h，较去年同期增长4.97%。

截至2024年9月30日，本集团共管理16台已核准待FCD及在建核电机组（包括本公司控股股东委托本公司管理的8台机组），1台处于调试阶段，4台处于设备安装阶段，2台处于土建施工阶段，9台处于FCD准备阶段。在建机组的建设进展详见下表：

（十八）中广核新能源

2024年9月，中广核新能源完成发电量1,593.9GWh，较2023年同比增加30.9%。其中，中国风电项目增加50.2%，中国太阳能项目增加25.6%，中国热电联產及燃气项目减少5.9%，中国水电项目增加19.9%及韩国项目增加10.4%。

2024年1-9月，中广核新能源累计完成发电量14,652.8GWh，比2023年同比增加1.4%。其中，中国风电项目减少0.1%，中国太阳能项目增加26.4%，中国热电联產及燃气项目增加12.3%，中国水电项目增加22.3%及韩国项目减少4.3%。

（十九）中国核电

截止2024年9月30日，中国核电控股核电在运机组25台，装机容量2,375.00万kW；控股核电在建及核准待建机组18台，装机容量2,064.10万kW。公司控股新能源在运装机容量2,414.70万kW，包括风电783.12万kW、光伏1,631.58万kW，另控股独立储能电站132.90万kW；控股新能源在建装机容量1,504.52万kW，包括风电319.77万kW，光伏1,184.75万kW。

截至2024年9月30日，中国核电前三季度累计商运发电量为1,603.88亿kW·h，同比增长2.70%；上网电量为1,511.21亿kW·h，同比增长2.92%。

核电部分

截止2024年9月30日，中国核电核电机组发电量1,356.38亿千瓦时，同比下降2.74%；上网电量累计为1,267.83亿kW·h，同比下降2.79%；发电量和上网电量均符合年度计划安排。

新能源部分

截止2024年9月30日，中国核电新能源机组发电量为247.50亿kW·h，同比增长48.19%，其中：光伏发电量136.41亿kW·h，同比增长50.10%，风力发电量111.09亿kW·h，同比增长45.91%。新能源上网电量243.38亿kW·h，同比增长48.21%。主要原因为新能源装机较去年同期增加，导致发电量有所增加。

（二十）节能风电

截至2024年9月30日，节能风电累计完成发电量919,038万kW·h，较上年同期增长1.37%。

（二十一）华润电力

2024年9月，华润电力附属电厂售电量达到18,646,635兆MWh，同比增加了24.3%，其中，附属风电场售电量达到3,558,710MWh，同比增加了52.6%；附属光伏电站售电量达到616,065MWh，同比增加了97.6%。

2024年1-9月，华润电力附属电厂累计售电量达到154,312,404MWh，同比增加了7.8%，其中，附属风电场累计售电量达到32,062,985MWh，同比增加了12.1%；附属光伏电站累计售电量达到5,245,740MWh，同比增加了165.2%。

（二十二）国投电力

2024年7-9月，国投电力境内控股企业累计完成发电量559.13亿kW·h，上网电量546.50亿kW·h，与去年同期相比分别增加12.46%和12.79%。

2024年1-9月，公司境内控股企业累计完成发电量1332.77亿kW·h，上网电量1299.09亿kW·h，与去年同期相比分别增加10.14%和10.36%。

2024年7-9月,国投电力境内控股企业平均上网电价0.336元/kW·h,与去年同期相比减少5.62%。

2024年1-9月,公司境内控股企业平均上网电价0.360元/kW·h,与去年同期相比减少4.00%。

2024年1-9月份境内电厂发电量同比变动情况说明：

1、水电发电量同比增加的主要原因为：受各水电站流域来水偏丰影响，发电量同比增加。

2、火电福建火电企业发电量增加的主要原因为：福建省社会用电量以及外送电量增加；广西、贵州火电企业发电量下降的主要原因为：区域来水偏丰，挤压了火电发电空间；国投钦州二电2台66万机组分别于2023年12月、2024年4月投产发电，增加发电量。

3、风电发电量同比增加的主要原因为：陆续投产多个风电项目。

4、光伏发电量同比增加的主要原因为：陆续投产多个光伏项目。

2024年1-9月份境内电厂平均上网电价同比变动情况说明:受结算价格及结算周期影响，各电厂上网电价有所波动。其中：火电电价执行“电量电价+容量电价”的两部制电价，电价较同期下降；小三峡电价较同期下降主要为现货交易价格波动；光伏电价较同期下降主要为公司新投产机组为平价上网项目以及峰谷分时电价影响。

此外，杨房沟尚未明确电价机制，两河口暂按过渡期电价结算。

4、福建省发展和改革委员会关于印发福建省2024年度光伏电站开发建设方案的通知

各设区市发改委、平潭综合实验区经济发展局，国网福建省电力有限公司：

按照《福建省发展和改革委员会关于组织开展2024年度光伏电站开发建设方案项目申报的通知》（闽发改新能〔2024〕192号）相关要求，经组织对各地上报的项目进行审核，结合《国家能源局关于印发<光伏电站开发建设管理办法>的通知》(国能发新能规〔2022〕104号)相关规定，我委制定了《福建省2024年度光伏电站开发建设方案》。现印发给你们，请遵照执行。

福建省发展和改革委员会

2024年10月30日

福建省2024年度光伏电站开发建设方案

有序发展光伏发电是贯彻落实国家能源发展战略的重要举措，是构建新型能源体系的重要内容，顺利实现“碳达峰、碳中和”的重要抓手。根据《国家能源局关于印发<光伏电站开发建设管理办法>的通知》(国能发新能规〔2022〕104号)相关规定，结合福建省自然资源禀赋条件和各地申报项目情况，制定本方案。

（一）主要任务

1、项目清单和项目分类

列入本方案的光伏电站项目共有44个、5827MW，全部为市场化并网项目。详见附件。

2、项目开工建设和投产计划时间

各项目在列入本方案后，原则上应在承诺的期限内完成备案并全容量并网投产。

（二）建设要求

列入本方案的各项目须按承诺的规模配建（购买）电化学储能设施,储能设施与光伏电站项目工期匹配、规模匹配、同步建成、同步并网。国网福建省电力有限公司要按《福建省发展和改革委员会关于鼓励可再生能源发电项目配建储能提高电网消纳能力的通知》（闽发改新能〔2023〕340号）规定做好相关储能设施的认定等工作。

项目建设要严格执行安全、环保、水保等“三同时”制度，依法依规落实自然资源、生态环境、水土保持和安全生产等相关要求。项目开工建设前，应依法依规办理各项建设手续。项目备案后，要按规定通过在线平台如实、及时报送项目开工建设、建设进度、竣工等建设实施基本信息；按《国家能源局关于印发<光伏电站开发建设管理办法>的通知》(国能发新能规〔2022〕104号)相关规定，除国家能源局规定的豁免情形外，项目并网后6个月内取得电力业务许可证。

福建省各级电网企业要按《国家能源局关于印发<光伏电站开发建设管理办法>的通知》(国能发新能规〔2022〕104号)第五章“电网接入管理”等相关规定，根据光伏电站项目建设投产时序，及时优化电网规划建设方案和投资计划，统筹开展光伏电站配套电网建设和改造，确保光伏电站项目按计划工期顺利建成投产。在光伏电站项目所处区域电网改造遇到困难时，应及时将配套电网建设进度等情况与项目单位沟通衔接，确保光伏电站“能并尽并”。

（三）保障措施

有关发改部门要主动服务企业，做好项目前期和建设协调工作，监督项目单位按照上报的项目建设方案，抓紧推进项目建设；根据《国家能源局综合司关于印发<开展新能源及抽水蓄能开发领域不当市场干预行为专项整治工作方案>的通知》（国能综通新能〔2023〕106号）和《福建省发展和改革委员会关于印发福建省新能源及抽水蓄能开发领域不当市场干预行为专项整治工作方案的通知》(闽发改新能〔2023〕413号）关于重点整治问题的内容和要求，及时制止地方的不当市场干预行为，并将相关情况报省发改委。

有关设区市级发展改革部门要通知地方电力管理部门正确履行属地行业项目安全监管职责。

（四）其它

项目备案机关要按照《国家能源局关于印发<光伏电站开发建设管理办法>的通知》(国能发新能规〔2022〕104号)和《福建省人民政府关于印发<福建省企业投资项目核准和备案管理实施办法>的通知》（闽政〔2017〕45号）相关规定，做好项目备案工作。按照《企业投资项目事中事后监管办法》（中华人民共和国国家发展和改革委员会令第14号）等文件要求，切实加强项目事中事后监管和现场核查等工作。

附件：福建省2024年度光伏电站开发建设方案项目清单

5、湖北风电、光伏装机容量达4125.23万kW，占全省电源总装机容量的34.39%，已超过火电（33.83%）、水电（31.78%）装机容量占比，成为全省第一大电源。在“双碳”目标驱动下，湖北新能源快速发展，能源结构“含绿量”不断提升。今年夏季，湖北省新能源发电出力占全省用电负荷的四成多。为助力新能源发展和消纳，湖北电力部署“三优六补”网架优化补强工程，分层分区优化补强主网架，将鄂东电网220kV供区由6个优化重组为11个。加强东西互济联络通道，打通鄂西北至鄂东清洁能源外送第二通道，服务十堰水电和鄂北新能源跨片区消纳；补强鄂西三峡、葛洲坝外送通道，服务宜昌、恩施水电和荆门、荆州新能源跨片区消纳。湖北电力基于源网荷储充5个主要元素，按照“分层分级、就地平衡”的原则，采用柔性互联、低压物联、协同控制等技术，在黄冈市黄州区建成湖北电力首个新型配电网示范工程，打造低压交直流混合配电系统。湖北电力加快提升新型储能、虚拟电厂等主体的调控能力，更好满足新型电力系统发展需求。湖北电网已并网新型储能达194.4万kW/431.9万kW·h，在运抽水蓄能电站2座、装机容量127万kW，已核准抽水蓄能电站11座、装机容量1290万kW。同时，持续扩大虚拟电厂资源池，调节能力提升至150万kW。湖北电力还完善市场规则与价格机制，强化电力市场化改革的调节引导作用，配合政府主管部门建立健全中长期、现货、辅助服务及电碳协同等电力市场体系，更好发挥市场在资源优化配置中的决定性作用，促进新能源消纳。