当历史的指针指向2025年的金秋，“十四五”即将收官。回眸“十四五”，我国的能源事业取得了突破性进展和历史性成就。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。

“十四五”以来，我国的能源供应更足、韧性更强。“十四五”前四年，我国能源消费增量已达到“十三五”五年增量的1.5倍。我国的绿色低碳转型更快，构建起了全球最大、发展最快的可再生能源体系，可再生能源发电装机占比由40%提升至60%左右。我国的能源科技创新取得更大突破，一系列“大国重器”彰显了我国科技发展的硬核实力。我国的能源改革持续深化、发展动能持续增强，体制机制和政策体系加快重构，全国统一电力市场建设按下“加速键”。

五年，是时间的标尺，是发展的刻度，更是奋进的脚步。中能传媒能源安全新战略研究院特策划《“十四五”能源发展成就报告》专辑，以能源领域“四个革命，一个合作”为主线，分为能源消费、能源供给、能源技术、能源体制改革、能源国际合作五个篇章，全方位展现“十四五”以来我国能源发展取得的丰硕成果。

历史车轮滚滚向前，所当乘者势也，不可失者时也。下一步，能源行业将继续坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全力推动新型能源体系建设，加快建设能源强国，为推进中国式现代化提供坚强能源支撑。

《“十四五”能源发展成就报告》编写组

                                             2025年9月

能源体制改革篇

能源体制机制改革进入快车道

来源：中能传媒研究院  作者：王雪辰

（能源安全新战略研究院）

“十四五”以来，我国持续推进能源领域市场化改革，构建起“X+1+X”油气市场体系，加快建设全国统一电力市场体系，不断完善煤炭交易市场，初步建立碳市场基本制度框架，能源体制改革进入快车道，不断激发能源市场的动力和活力。

PART 01

强化顶层设计引领高质量发展

我国作出碳达峰碳中和重大战略决策，建立碳达峰碳中和“1+N”政策体系。2021年发布的《中共中央 国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》和《2030年前碳达峰行动方案》两个文件共同构成贯穿碳达峰、碳中和两个阶段的顶层设计。其中，《中共中央 国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，作为碳达峰碳中和“1+N”政策体系中的“1”，发挥统领作用。“N”是重点领域、重点行业实施方案及相关支撑保障方案。2022年10月发布的党的二十大报告中，以积极稳妥推进碳达峰碳中和为目标，对能源发展作出新部署、提出新要求。其中，加快规划建设新型能源体系以有力支持全面建成社会主义现代化强国为目标，统筹能源安全供应稳定和绿色低碳发展，对能源领域未来发展提出的重要战略安排。

与新型能源体系建设目标相适应的体制机制与政策体系逐渐完善。一方面我国深化能源体制机制改革。2022年国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，成为能源领域推进碳达峰、碳中和工作的综合性政策文件，主要突出了协同推进能源战略规划、能源转型与安全、生产与消费协同转型、各类市场主体协同转型等4个方面的统筹。2023年7月召开的中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见》《关于进一步深化石油天然气市场体系改革提升国家油气安全保障能力的实施意见》《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，进一步深化能源体制改革。另一方面，加强能源规划管理。国家发展改革委、国家能源局修订印发《能源规划管理办法》，规范能源规划制度体系，保障规划有效实施，以战略规划引领能源转型航向。“十四五”规划将“建设现代能源体系”确立为总体目标，陆续出台了《“十四五”现代能源体系规划》《“十四五”能源领域科技创新规划》《“十四五”可再生能源发展规划》《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》《煤炭清洁高效利用重点领域标杆水平和基准水平（2022年版）》《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》等相关规划，与能源领域体制机制改革形成政策合力，成体系地推进能源绿色低碳转型。

PART 02

能源市场体系建设加快

“十四五”期间，我国能源领域打破垄断、放宽准入、鼓励竞争，培育多元经营主体，聚焦提高资源配置效率，着力突破行业改革难点，勠力构建公平开放、有效竞争的能源市场，为维护国家能源安全、推进能源高质量发展提供制度保障。

（一）油气市场体系初步形成

深化矿业权出让制度改革、石油天然气体制改革。2023年自然资源部发布的《关于深化矿产资源管理改革若干事项的意见》，提出了全面推进矿业权竞争性出让、实行油气探采合一制度等十一点意见。《中华人民共和国矿产资源法（修订草案）》把招标、拍卖、挂牌出让矿业权的制度上升为法律，明确规定矿业权应当通过招标、拍卖、挂牌出让等竞争性方式出让，并严格矿业权出让权限管理和加强矿业权出让交易监测。在盘活现有区块和未动用储量资产方面，中央油气企业持续开展内部矿权流转工作。2017年、2019年、2024年中国石油先后三次启动矿权内部流转工作，流转单位从油气田企业扩大到工程技术企业及外部企业，充分激活内部勘探开发市场；中国石化也先后在2017年、2023年开展矿权流转，注入资源转化活力。天然气基建方面，支持非油央企、地方国企、民营经济等符合条件的各类社会资本参与LNG接收站等基础设施投资建设，2024年，LNG进口主体由2017年的近10家增至20余家。

油气管网运营机制市场化改革取得显著成效。一是推进干线管网和互联互通，全力推进“全国一张网”建设。国家管网集团自成立以来，从2020年10月1日开始整合运行全国主干油气管道，主干管网建设在“十四五”期间全面提速，广东、浙江、湖南、海南等8个省级管网完成市场化融入并与干线管网整体独立运营和全面公平开放。河北、山西、陕西、山东、江西、湖北等省级管网通过管输业务独立核算、政府定价，初步实现运销分离，下游用户均可自主选择供气方并签订供气合同。油气干线应联尽联，管网覆盖全国30个省区市（除西藏外）和香港特别行政区，拥有LNG接收站、地下储气库，形成了智慧互联、数字赋能、横跨东西、纵贯南北、覆盖全国、联通海外、统一调度、安全高效的“全国一张网”。天然气管网负荷率提升至80%，跨省管输价格下调5%，每年节约社会用能成本120亿元。二是落实建设全国统一大市场要求。推进设施公平开放，建成投用“国家管网开放服务交易平台”，上线“一票制”联运结算，打破市场壁垒，撬动市场主体迅猛增长；托运商数量5年激增176倍至882家，343个上下载建设项目周期缩短33%，管网下游用户增长58%。目前油气管网已实现统一调配管理，构建起“X+1+X”油气市场体系，市场主体活力显著增强。

（二）电力市场体系加快建设

多层次统一电力市场持续完善。持续优化统一市场顶层设计和规则体系，指导编制多项规则，全国统一电力市场的“四梁八柱”基本建立起来。2022年1月出台的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，厘定了电力市场建设“时间表”和“路线图”。在文件的指导下，逐步建立以电力市场运行基本规则为基础，以电力中长期、现货、辅助服务三项基本规则为主干，以注册服务、计量结算、信息披露等规则为支撑的全环节、全品种“1+6”基础规则体系，为市场规范有序运行提供坚强的制度支撑，在全国范围内统一了电力市场的“度量衡”，打破了地方保护和省间壁垒，保障了市场公开透明和公平竞争。加快培育多元化经营主体，推动除居民、农业等保障性用电外，其他用户全部进入市场，实现“应放尽放”。在发电侧，从煤电、新能源发电，到气电、核电、水电，都积极入市；在用户侧，全部工商业用户进入市场，独立储能等新主体新模式新业态蓬勃发展，多元主体有序参与的市场格局基本形成。“十四五”以来，我国市场交易电量从“十三五”的10.7万亿千瓦时增长到23.8万亿千瓦时，翻了一倍还多。市场交易电量占全社会用电量的比例，从2020年的40%，提升到连续4年稳定在60%以上，大致相当于每3度电里面就有2度是直接通过市场交易方式形成的。

实现以市场手段保障电力安全稳定供应，近半数新能源实现市场化消纳。建设“中长期+现货+辅助服务”的多品类交易市场，省间、区域、省内中长期交易常态开市，区域、省内辅助服务市场实现全覆盖，形成“中长期保基础、现货调供需”的市场模式，保障电力安全稳定供应。省间以及多个省份实现中长期市场按工作日连续交易，为经营主体灵活响应供需变化提供交易平台。现货市场正在全国范围内加快铺开，目前山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江7个地区电力现货市场已经建成运行；国网省间电力现货市场正式运行，长三角电力市场平稳起步，西北、华中（东四省）区域省间互济稳妥推进；南方区域电力市场实现连续运行，南网5省区现在已经实现“统一交易、同台竞价”；跨电网经营区交易机制初步建立，有力促进了省间电力互济、电力保供。稳步推动新能源入市，以市场化方式调用各类调节资源，新能源市场化交易电量占新能源总发电量的比重，从2022年的28.4%提升至2024年的52.3%，消纳水平不断提升。

（三）煤炭交易市场不断完善

稳步推进煤炭市场化改革。建设全国性、区域性和地方煤炭交易平台，促进了煤炭资源高效配置。2020年10月，首个国家级平台——全国煤炭交易中心在北京正式开业运营。2024年11月，内蒙古煤炭交易中心正式注册成立。2024年6月，全国煤炭交易中心西部（广元）交易专区上线运行。作为成渝地区北向重要门户枢纽，广元也是“北煤南运、西煤东运”重要通道。目前，我国已建成全国煤炭交易中心、中国太原煤炭交易中心、内蒙古煤炭交易中心、秦皇岛海运煤炭市场、新疆煤炭交易中心有限公司、西部红果煤炭交易中心有限公司等多家具有影响力的煤炭交易中心。

（四）碳市场基本制度框架初步建立

“十四五”期间，我国碳市场体系从试点走向全国统一，制度框架逐步完善，市场活跃度显著提升。自2021年起，我国陆续颁布《碳排放权交易管理办法（试行）》《碳排放权登记管理规则（试行）》《碳排放权交易管理规则（试行）》《碳排放权结算管理规则（试行）》，以及发电行业碳排放核算报告核查技术规范、监督管理要求等文件，对碳排放权交易全流程中关键环节均明确了具体规定和标准。2024年1月，国务院颁布《碳排放权交易管理暂行条例》，标志着我国在应对气候变化领域迈出重要一步，该条例也成为此领域首部专项法规。至此，全国碳市场的法规政策基础框架搭建完成，其构成包括行政法规、系列部门规章、规范性文件以及技术规范等。全国碳市场管理平台、全国碳排放权注册登记系统（湖北）、全国碳排放权交易系统（上海）、全国温室气体自愿减排交易系统等关键支撑平台，已相继建成并投入使用。全国碳排放权交易市场于2021年7月16日开市，截至2024年年底已运行3个履约周期。首批仅纳入电力行业。2025年3月全国碳排放权交易市场覆盖范围首次扩大，纳入钢铁、水泥、铝冶炼三大高耗能行业。全国碳市场通过完善配额分配机制、强化违规行为处罚措施等手段，已初步实现对碳减排的激励与约束效果。截至2025年6月底，全国碳排放权交易市场碳排放配额累计成交量6.7亿吨，成交额459.3亿元。我国还启动了全国温室气体自愿减排交易市场，首批核证自愿减排量完成登记交易。

油气行业

“十四五”期间推进干线管网和互联互通。

广东、浙江、湖南、海南等8个省网市场化融入并与干线管网整体独立运营和全面公平开放。河北、山西、陕西、山东、江西、湖北等省网通过管输业务独立核算、政府定价，初步实现运销分离，下游用户均可自主选择供气方并签订供气合同。油气干线应联尽联，管网覆盖全国30个省区市（除西藏外）和香港特别行政区，拥有LNG接收站、地下储气库，形成了智慧互联、数字赋能、横跨东西、纵贯南北、覆盖全国、联通海外、统一调度、安全高效的“全国一张网”。

电力行业

2022年1月出台的《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，厘定电力市场建设“时间表”和“路线图”。

建立“1+6”基础规则体系。以电力市场运行基本规则为基础，以电力中长期、现货、辅助服务三项基本规则为主干，以注册服务、计量结算、信息披露等规则为支撑的全环节、全品种“1+6”基础规则体系。

发电侧，从煤电、新能源发电，到气电、核电、水电积极入市；用户侧，全部工商业用户进入市场，独立储能等新主体新模式新业态蓬勃发展，多元主体有序参与的市场格局基本形成。

“十四五”以来，我国市场交易电量从“十三五”的10.7万亿千瓦时增长到23.8万亿千瓦时，翻了一倍还多。市场交易电量占全社会用电量的比例，从2020年的40%，提升到连续4年稳定在60%以上。

碳市场

2024年1月，国务院颁布《碳排放权交易管理暂行条例》，标志着我国在应对气候变化领域迈出重要一步，该条例也成为此领域首部专项法规。

全国碳市场的法规政策基础框架搭建完成，其构成包括行政法规、系列部门规章、规范性文件以及技术规范等。

PART 03

能源价格形成机制加快完善

国家发展改革委于2021年出台了《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》，明确了“十四五”时期深化价格机制改革的总体目标，即到2025年，竞争性领域和环节价格主要由市场决定，网络型自然垄断环节科学定价机制全面确立，能源资源价格形成机制进一步完善，重要民生商品价格调控机制更加健全，公共服务价格政策基本完善，适应高质量发展要求的价格政策体系基本建立。为进一步深化价格改革，完善价格治理机制，中共中央办公厅、国务院办公厅于2024年12月印发《关于完善价格治理机制的意见》，加强顶层设计，提出健全促进资源高效配置的市场价格形成机制、创新服务重点领域发展和安全的价格引导机制、完善促进物价保持合理水平的价格调控机制、优化透明可预期的市场价格监管机制，并系统部署重点任务，其中明确了健全促进绿色低碳转型的能源价格政策。

（一）油气价格逐步迈向市场化

健全成品油价格市场化调整机制。健全完善灵活反映国际市场原油价格和国内供需形势变化的成品油价格形成机制，价格调整实现常态化。我国成品油定价机制改革的过程是市场化水平不断提升的过程。从2013年开始，政府指导价上限转变为最高限价和最低限价相结合的价格调整模式。取消4%的价格变动限制，设立石油价格监管风险准备金，进一步缩短调价周期为10个工作日。逐步形成了与国际油价挂钩并定期调节、反映市场动态变化的成品油定价机制。2018年上海原油期货上市，成交量稳步上涨，截至2024年底，累计成交3856.35万手，累计成交额22.21万亿元。

天然气价格机制不断完善。中游管输价格方面，构建起以“准许成本+合理收益”为核心、激励约束并重的油气管网价格监管体系。根据2021年印发的《天然气管道运输价格管理办法（暂行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（暂行）》，按照“准许成本加合理收益”实行政府定价，全面实施跨省管道“一区一价”，目前已核定西北、东北、中东部及西南4个价区的管输费率价格。省内管道价格方面，根据2025年出台的《关于完善省内天然气管道运输价格机制 促进行业高质量发展的指导意见》,省（自治区、直辖市）内各级天然气管道（不含企业内部自用管道）运输价格由省级发展改革部门制定，原则上不再下放定价权限。由“一线一价”“一企一价”向分区定价或全省统一价格过渡，实现与跨省天然气管道运输价格机制有效衔接。天然气下游价格方面，门站价格除国产陆上常规天然气和2014年底前投产的进口管道天然气以外，其他气源已全面实施市场化定价。居民用气门站价格方面，2020年，居民与非居民用气门站价全面统一，确立“基准价+浮动”管理模式，2023年，国家首次就天然气终端价格联动机制出台《关于建立健全天然气上下游价格联动机制的指导意见》，促进非居民终端销售价格及时反映市场供需变化，稳步推进居民终端价格联动。全面实行储气服务和调峰气量市场化定价，鼓励天然气消费“削峰填谷”。2021年4月，国家石油天然气管网集团通过上海石油天然气交易中心开展文23储气库容量竞价交易，并成功交易，成为我国储气库容开放第一单。

（二）电力价格改革加快推进

进一步健全输配电价科学形成机制。目前，我国基本建立了全环节输配电价格监管制度框架，基本确立以“准许成本+合理收益”为核心的输配电价监管制度框架。形成跨省跨区送电价格。2021年国家发展改革委印发《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》，完善建立事前核定、定期校核的价格机制，增加成本监审相关内容，明确专项工程范围及单一电量电价形式，强化输电价格监管。截至目前，已开展3个监管周期输配电定价成本监审和电价核定，并对《输配电定价成本监审办法》《省级电网输配电价定价办法》《区域电网输电价格定价办法》《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》进行了修订，向社会公开征求意见。

煤电容量电价机制正式建立。我国煤电上网电价、工商业销售电价已全面放开。2021年通过《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》构建起“能跌能涨”的市场化煤电电价机制，实现了上网电价、用户电价通过市场化方式有效联动。根据《关于建立煤电容量电价机制的通知》，2024年1月1日起开始实行煤电容量电价机制，煤电两部制电价机制正式进入我国电力市场。

新能源上网电价市场化改革取得重大进展。2021年起，我国新建风电、光伏发电项目全面实现平价上网。2025年2月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》，推动新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价由市场形成，区分存量和增量项目，建立新能源可持续发展价格结算机制，促进行业高质量发展。

抽水蓄能价格形成机制进一步完善。我国抽水蓄能电价机制进入成熟期。2021年国家发展改革委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，要求坚持以两部制电价政策为主体，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入省级电网输配电价回收，同时强化与电力市场建设发展的衔接，明确了容量电费反映系统调节价值、电量电费体现市场价差收益的基本原则。2023年国家发展改革委发布的《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，明确容量费用通过工商业用户用电价格中的系统运行费用进行疏导。同年发布的《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》依据《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》的核定办法，核定了在运及2025年底前拟投运的48座电站容量电价，标志着两部制电价的落地。

建立并完善分时电价机制。“十四五”以来，我国分时电价政策进入动态化、智能化的创新突破阶段。2021年，国家发展改革委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求各地优化峰谷时段划分、扩大电价浮动区间。2023年起，山东、山西等新能源大省进一步提出“动态分时电价”，根据“风光”出力情况实时调整价格，开创新能源消纳的新模式。截至目前，全国31个省份均出台分时电价政策，呈现区域特色，时段的划分正从“粗放式”转向“精细化”，体现了电力系统从“源随荷动”向“源荷互动”转变。

（三）煤炭价格市场化改革取得新进展

加强全国煤炭市场交易机制建设。目前，我国煤炭交易市场上的定价机制以年度长协定价和月度长协定价为主，现货定价为辅。其中，年度长协定价机制为“基准价+浮动价”，而月度价格则基于现货价调整。中长期合同制度和“基础价+浮动价”的定价机制，发挥了维护煤炭经济平稳运行的“压舱石”作用。在坚持煤炭价格由市场形成的基础上，强化区间调控。国家发展改革委在2022年先后发布了《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》和《关于明确煤炭领域经营者哄抬价格行为的公告》，前者提出了煤炭中长期交易价格合理区间，后者明确了煤炭现货价格合理区间、国产动力煤领域经营者哄抬价格行为及监管红线，两者共同构建了煤炭价格预期引导和调控监管的闭环机制，从而保障煤炭生产、流通、消费等产业链供应链平稳，煤、电上下游产业能够实现良性协同发展。同时，通过对期现货市场加强联动监管，严格查处价格违法违规行为，维护煤炭市场健康平稳发展。

持续完善煤电价格传导机制。进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革，推进煤炭市场价格形成机制发展，持续完善煤、电价格传导机制。首先，通过深化燃煤发电上网电价市场化改革，放开燃煤发电上网电价，规定电价浮动范围在基准价基础上，上下浮动不超过20%，实现了上网电价和用户电价的市场化有效联动，疏通了煤电价格成本传导机制；其次，通过完善煤炭市场价格形成机制，规定煤炭价格合理区间，并实现煤炭价格区间与燃煤发电价格区间的有效衔接，从而保障煤炭价格形成中生产成本传导更加顺畅。通过两方面价格传导机制的完善，煤炭价格、煤电价格、用户电价之间能够更好实现良性的成本传导，更有利于煤、电上下游的协同发展。

原油成品油价格

从2013年开始，政府指导价上限转变为最高限价和最低限价相结合的价格调整模式。取消4%的价格变动限制，设立石油价格监管风险准备金，进一步缩短调价周期为10个工作日。逐步形成了与国际油价挂钩并定期调节、反映市场动态变化的成品油定价机制。

煤炭价格

目我国煤炭交易市场上的定价机制格局以年度长协定价和月度长协定价为主，现货定价为辅，年度长协定价机制为“基准价+浮动价”。进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革，推进煤炭市场价格形成机制发展，持续完善煤、电价格传导机制。

电力价格

电煤价格方面，2021年印发的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》明确有序放开全部燃煤发电电量上网电价与工商业用户用电价格。2023年发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，煤电自此迎来“两部制”电价政策。

输配电价方面，目前，我国基本建立了全环节输配电价格监管制度框架，基本确立以“准许成本+合理收益”为核心的输配电价监管制度框架。截至目前，已开展3个监管周期输配电定价成本监审和电价核定，并对《输配电定价成本监审办法》《省级电网输配电价定价办法》《区域电网输电价格定价办法》《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》进行了修订，向社会公开征求意见。

新能源上网电价方面，根据《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》，推动新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价由市场形成，区分存量和增量项目，建立新能源可持续发展价格结算机制。

抽水蓄能价格方面，我国抽水蓄能电价机制进入成熟期，两部制电价落地。

分时电价方面，2021年，国家发展改革委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求各地优化峰谷时段划分、扩大电价浮动区间。截至目前，全国31个省份均出台分时电价政策。

天然气价格

构建起以“准许成本+合理收益”为核心、激励约束并重的油气管网价格监管体系。全面实施跨省管道“一区一价”，目前已核定西北、东北、中东部及西南4个价区的管输费率价格。

省内管道价格由“一线一价”“一企一价”向分区定价或全省统一价格过渡，实现与跨省天然气管道运输价格机制有效衔接。

下游价格方面，门站价格除国产陆上常规天然气和2014年底前投产的进口管道天然气以外，其他气源已全面实施市场化定价。

居民用气门站价格方面，根据国家发展改革委《关于建立健全天然气上下游价格联动机制的指导意见》稳步推进居民终端价格联动。

PART 04

现代能源治理体系加快构建

按照党中央、国务院统一部署，能源主管部门进一步转变政府职能，通过简政放权、放管结合、优化服务，着力打造服务型政府。能源管理向更加注重发挥能源战略、规划、政策和标准的引领作用转变，强化能源市场监管，提升监管效能。

（一）能源法律法规体系不断完善

推进能源领域法律及行政法规制修订工作，加强能源领域法律法规实施监督检查。一是全方位夯实我国能源发展的法治根基。2024年11月《能源法》顺利出台，2025年1月1日起施行。二是持续推进其他重点领域法律法规制修订工作。自1986年颁布实施以来第一次大修的《中华人民共和国矿产资源法（修订草案）》经十四届全国人大常委会第十二次会议审议通过后于2025年7月1日起施行。2023年修订印发《矿业权出让交易规则》，2025年发布《自然资源部关于印发〈矿业权登记管理办法〉的通知（征求意见稿）》《自然资源部关于矿产资源勘查开采许可管理有关事项的通知（征求意见稿）》，向社会公开征求意见。此外，积极推动《电力法》修订，组织开展调研论证，开展《可再生能源法》修订研究论证，开展《煤炭法》修订立法审查，研究起草《生态环境法典》。三是完善执法依据。组织修订《煤炭矿区总体规划管理暂行规定》《天然气利用政策》《电力市场运行基本规则》《电力市场监管办法》《供电营业规则》《电力监控系统安全防护规定》。此外，国务院于2024年1月发布的《碳排放权交易管理暂行条例》成为此领域首部专项法规。法律体系不断完善，为资源合理开发利用与保护、储备等提供了有力法治保障，对保障国家能源资源安全发挥了重要作用。

（二）监管效能持续提升

持续推进依法行政，各项法治建设工作取得新成效。全面落实反垄断和公平竞争审查制度，持续推进电力、油气等自然垄断环节监管，保障能源市场平稳有序运行。电力监管方面，印发《电网公平开放监管办法》强化电网公平接入、电网投资行为、成本及投资运行效率监管；印发《电力市场监管办法》，对现有监管体系进行了重要补充和完善；出台《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，从政策上明确由多元化电力市场成员全额保障性收购可再生能源电量相关机制，助力可再生能源电力交易逐步走向市场化；发布《关于开展抽水蓄能定价成本监审工作的通知》，明确对全国在运31座抽水蓄能电站开展定价成本监审；印发《电力行业公共信用综合评价标准（试行）》，强化电力行业信用分级分类监管。煤炭监管方面，《关于明确煤炭领域经营者哄抬价格行为的公告》明确国产动力煤领域经营者哄抬价格行为及监管红线。

行业监管取得积极进展。组织开展“十四五”能源规划实施、油气管网公平开放、分布式光伏备案接网等专项监管，公开通报分布式光伏并网接入等典型问题。对山东等6个省（区）开展电力领域综合监管，一批典型问题得到有效纠正。电力安全监管守牢防线底线。加强电力安全治理体系建设，强化新能源及新型并网主体涉网安全管理。完善电网安全风险管控制度，开展电网安全三大行动。实施安全生产治本攻坚3年行动，强化水电站大坝、电力工程安全监管。市场监管取得显著成效。强化电力中长期交易合同履约监管，推动电力中长期交易常态化运行。持续整治行政干预电力市场化交易行为，开展电力市场秩序突出问题专项监管，切实推进问题整改，有效规范电力市场秩序。推进国家电力应急基地建设。民生用能水平持续提升。

加强能源行业信用体系建设。立足国家社会信用体系建设规划纲要，能源领域加强制度建设，构建信用标准规范体系，深化以信用为基础的新型监管机制应用。一是筑牢行业信用管理基础，服务社会公众查信、用信需要，归集能源企业信用信息，依法公示严重失信主体名单和行政处罚信息。2023年国家能源局编制了《能源行业失信主体重点关注名单管理办法（征求意见稿）》《能源行业失信主体信用信息修复管理办法（征求意见稿）》，并向社会公开征求意见。二是建立完善能源信用平台。上线“信用能源”平台，印发《能源行业市场主体信用数据清单（2022年版）》《能源行业市场主体信用行为清单（2022年版）》《能源行业信用信息应用清单（2023年版）》。通过夯实基础、创建机制、构建平台、深化应用，电力信用体系建设取得积极进展。

（三）能源相关标准体系持续完善

持续完善能源行业标准体系。2020年，国家能源局印发《关于加快能源领域新型标准体系建设的指导意见》，明确建立政府主导制定的标准与市场自主制定的标准协同发展、协调配套的新型标准体系。2022年9月印发的《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》，进一步明确充分发挥标准推动能源绿色低碳转型的技术支撑和引领性作用。2023年4月，国家标准化管理委员会、国家发展改革委等十一部门联合印发《碳达峰碳中和标准体系建设指南》，覆盖能源、工业、交通运输、城乡建设、水利、农业农村、林业草原、金融、公共机构、居民生活等重点行业和领域碳达峰碳中和工作。根据国家能源局2025年标准化工作安排，2025年有801项标准制定计划、402项标准修订计划及64项外文版翻译计划，持续完善能源行业标准体系，以标准支撑能源高质量发展。