2014年6月，习近平总书记在中央财经领导小组第六次会议上发表重要讲话，统揽国家安全和发展大局，洞察国内外能源发展大势，创造性提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略，系统阐述了推动能源革命的战略路径和基本要求，指明了我国能源发展的前进方向。

一引其纲，万目皆张。在能源安全新战略的科学指引下，能源战线全力以赴保障能源安全，持之以恒推动能源转型变革，积极推进一系列战略性举措和变革性实践，相继取得一系列突破性进展和标志性成果，推动能源事业发展取得新成就、开创新局面，有力支撑服务经济社会持续健康发展。

十年，是时间的标尺，是发展的刻度，更是奋进的脚步。由中能传媒能源安全新战略研究院编写的《能源高质量发展十年成就报告》，系统总结分析了能源安全新战略提出以来我国能源发展总体脉络，展现了能源发展辉煌历程。报告以能源领域“四个革命、一个合作”为主线，分为能源消费、能源供给、能源科技、能源体制改革、能源国际合作五个篇章，回望我国能源发展的生动实践与丰硕成果。

历史长河奔腾不息，时代考卷常出常新。当前，我国发展进入战略机遇和风险挑战并存、不确定难预料因素增多的时期，必须准备经受风高浪急甚至惊涛骇浪的重大考验。站在新的历史起点上，我们必将紧紧抓住大有可为的历史机遇期，自信自强、守正创新，踔厉奋发、勇毅前行，在全面建设社会主义现代化国家新征程中奋力谱写能源事业高质量发展新篇章，为以中国式现代化全面推进中华民族伟大复兴注入强大动力！

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04 能源体制改革篇

能源体制机制改革稳步推进

来源：中能传媒研究院 作者：王雪辰

党的十八大以来，党中央把全面深化改革纳入协调推进“四个全面”战略布局，部署改革任务同统筹推进“五位一体”总体布局相对应，推动改革全面发力、多点突破、蹄疾步稳、纵深推进，攻克了一系列体制机制难关。我国全面深化能源体制机制改革，已初步建立统一开放竞争有序的现代能源市场体系，能源治理方式由项目审批为主向战略、规划、政策、标准、监管、服务并重加快转变；电力、油气等能源重点领域改革向纵深推进；推动构建现代化能源治理体系，促进市场公平竞争。

一、能源规划战略高度提升

能源体制机制改革不断深化。2013年发布的《中共中央关于全面深化改革若干重大问题的决定》明确，完善主要由市场决定价格的机制，推进水、石油、天然气、电力、交通、电信等领域价格改革，放开竞争性环节价格。2014年召开的中央财经领导小组第六次会议提出，我国将把推动能源生产和消费革命作为长期战略，要推动能源消费革命、能源供给革命、能源技术革命、能源体制革命，并全方位加强国际合作，实现开放条件下的能源安全。2015年召开的中央财经领导小组第九次会议提出，加快完善石油战略储备制度，推进能源价格、石油天然气体制等改革。此后，中共中央、国务院于2015年、2017年分别印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》和《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，为我国新一轮电力体制改革和油气体制改革作出总体部署。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》，进一步推进能源体制改革。

能源指导方针与时俱进，能源体系定位不断优化。2015年，党的十八届五中全会首次提出能耗“双控”政策，并提出推动低碳循环发展，建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系。我国能源发展定位从“十二五”时期的“安全、稳定、经济、清洁的现代能源产业体系”转变为“十三五”“十四五”时期的“清洁低碳、安全高效的能源体系”。2016年底出台的《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》是我国首个能源系统综合性中长期发展规划。“十三五”能源规划体系为近年来最完整，从规划到行动计划，立体式、多层次实现了综合性与专业性、中期性与长期性、全局性与地区性相结合。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《国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》，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。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。2022年国家发展改革委、国家能源局联合发布的《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，是碳达峰碳中和“1+N”政策体系的重要保障方案之一，与能源领域碳达峰系列政策协同实施，形成政策合力，成体系地推进能源绿色低碳转型。

二、纵深推进能源领域市场化改革

十年来，我国能源市场化改革的步伐加快。打破垄断、放宽准入、鼓励竞争，培育多元经营主体，深化重点领域和关键环节市场化改革，构建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）油气体制改革迈出实质性步伐

2017年中共中央、国务院印发《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，绘就油气体制改革宏伟蓝图，推动油气体制改革进入新阶段。上游勘探开发有序放开，油气管网独立运营，进口原油“双权”陆续放开，石油天然气交易中心建立，油气价格进一步市场化。形成上游油气资源多主体多渠道供应、中间统一管网高效集输、下游销售市场充分竞争的油气市场体系。

油气管网运营机制改革取得重大进展，“全国一张网”加速完善。2019年3月，中央全面深化改革委员会第七次会议审议通过《石油天然气管网运营机制改革实施意见》，会议强调推动石油天然气管网运营机制改革，组建国有资本控股、投资主体多元化的石油天然气管网公司。12月，国家石油天然气管网集团有限公司（以下简称“国家管网集团”）正式挂牌成立，随后开始推进“全国一张网”建设。2020年10月1日，国家管网集团完成资产交割正式并网运营，跨省天然气管道由此前多家企业分散经营转为由国家管网集团统一运营为主，“全国一张网”初步成型。2021年，国家管网集团完成资产重组交易，实现全部油气主干管网并网运行。广东、海南、湖北、湖南、福建、甘肃、浙江等省级天然气管网已经以全部融入、部分融入等多种形式融入国家管网。推进矿权市场建设，实行油气探采合一制度。经国务院批准页岩气为新矿种之后，2012年—2017年完成了国内页岩气勘查开发领域向各类投资主体全部开放。油气勘探开发方面，从2019年支持民营企业进入，到2020年向外资和民企敞开大门，形成以国家石油公司为主体、多种经济成分参与的油气勘查开采市场格局。油气矿业权管理方面，2020年以前实行试采制度，为完善矿业权出让制度，2015年至2019年间，党中央、国务院先后出台多项政策，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》，明确开放油气勘查开采市场，实行油气探采合一制度，进一步创新推动石油天然气体制改革。完善油气进出口管理体制。2015年，《国家发展改革委关于进口原油使用管理有关问题的通知》和《商务部关于原油加工企业申请非国营贸易进口资格有关工作的通知》相继下发，明确对符合条件的地方炼厂放开进口原油使用权和原油非国营贸易进口权。原油进口配额正式向地炼企业放开。从2016开始，我国原油进口配额量大幅提升，极大促进了非国营炼化企业的快速发展。

搭建油气交易平台。我国陆续组建了上海石油天然气交易中心、重庆石油天然气交易中心、深圳天然气交易中心、浙江天然气交易市场有限公司、天津国际油气交易中心等油气交易平台，同时在上海国际能源交易中心上市了我国第一个国际化期货品种SC原油期货。

（二）电力市场化改革全面推进

伴随着《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》等一系列电力体制改革政策文件的面世，电力体制改革在9年中取得了重大突破，发用电计划有序放开、交易机构独立规范运行、电力市场建设深入推进。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》，厘定了电力市场建设“时间表”和“路线图”。新版《电力市场运行基本规则》于2024年5月发布，自2024年7月1日起施行，对加快建设全国统一电力市场体系做出顶层设计。

全国统一电力市场体系加快构建。2023年7月，中央全面深化改革委员会审议通过《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》，强调“要健全适应新型电力系统的体制机制”、加强“市场机制创新”。目前，我国多层次统一市场体系已基本形成，初步形成在空间范围上覆盖省间、省内，在时间周期上覆盖多年、年度、月度、月内的中长期交易及日前、日内现货交易，在交易标的上覆盖电能量、辅助服务、合同、可再生能源消纳权重等交易品种的全市场体系结构，“统一市场、两级运作”的全国统一电力市场总体框架基本建立。国家层面首份电力现货市场建设规则《电力现货市场基本规则（试行）》出台。23个省（区、市）启动电力现货市场试运行，省间现货市场于2022年7月起进入长周期结算试运行，省间中长期市场进入连续运营，中长期、辅助服务市场已实现全覆盖，各省、区域积极开展以调频、调峰、备用为主的辅助服务市场，实现灵活调节资源的市场化调用。电力交易机构独立规范化运行稳步推进，成立北京、广州和各省级电力交易中心，完成交易机构股权多元化改造。交易主体从煤电、新能源等扩大到储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等。2023年，全国范围内在交易机构注册的主体数量达到70.8万家，国家电网有限公司代理购电占全部工商业电量比重降至30%左右，多元化的市场竞争格局初步形成。2023年，全国电力市场交易电量5.67万亿千瓦时，占全社会用电量比例从2016年不到17%上升到61.4%。

（三）煤炭交易市场不断完善

稳步推进煤炭市场化改革。国务院2012年发布《关于深化电煤市场化改革的指导意见》，提出培育和发展全国煤炭交易的市场体系。2014年5月，国家发展改革委印发《关于深入推进煤炭交易市场体系建设的指导意见的通知》，公布了全国性煤炭交易市场建设计划，拟逐步培育建成2～3个全国性煤炭交易市场，成立全国煤炭交易市场体系建设协调机制。2020年10月28日，首个国家级平台——全国煤炭交易中心在北京正式开业运营。近年来，全国煤炭市场体制机制不断健全，交易市场体系建设持续深化，燃煤发电上网电价市场化改革进一步深化，推动了煤电联营和煤电一体化发展。（四）碳市场建设大力推进

我国将全国碳排放权交易市场建设作为落实碳达峰碳中和目标的重要政策工具，推动绿色低碳发展的重要引擎。全国碳市场于2017年开始正式建设，2021年7月16日开市，经历两个履约周期，现已进入第三个履约周期。截至第二个履约期，共纳入发电行业重点排放单位2257家，覆盖年二氧化碳排放量约51亿吨（约占我国碳排放总量的四成），是全球覆盖温室气体排放量最大的碳市场。2023年4月24日，全国碳市场收盘价格首次破百，较2021年7月全国碳市场开市时的48元/吨上涨超过100%。

三、不断完善能源价格机制

十年来，能源资源领域价格市场化改革深入推进。有序放开竞争性环节价格，科学核定自然垄断环节价格，出台了输配电、天然气管网等领域价格管理和成本监审办法，建立起约束和激励相结合的垄断行业价格监管制度。主要由市场决定价格的机制已基本确立。

（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。2013年发布的《国家发展改革委关于进一步完善成品油价格形成机制的通知》，将成品油计价和调价周期由现行22个工作日缩短至10个工作日，同时取消依照国际市场油平均价格波动4%的调价幅度限制，成品油价机制进一步接近市场化。2016年，国家发展改革委发布的《关于进一步完善成品油价格形成机制的通知》，建立了“油价调控风险准备金”，设定了被称为“天花板”（130美元/桶）和“地板价”（40美元/桶）的成品油价格调控上下限，并印发《石油价格管理办法》。2022年6月29日，财政部、国家发展改革委联合发布《关于做好国际油价触及调控上限后实施阶段性价格补贴有关工作的通知》，当国际市场原油价格高于国家规定的成品油价格调控上限（每桶130美元）时，对炼油企业实行阶段性价格补贴，政策持续时间暂按两个月掌握，后续如国际市场原油价格继续高于国家规定的成品油价格调控上限，将提前明确相关调控政策。补贴标准为调价周期内汽、柴油价格应调未调金额。

推进天然气价格市场化进程。我国天然气价格市场化改革在2005年开启，实现了天然气出厂价统一实行政府指导价。十年来，按照“管住中间、放开两头”的总体思路，采取“先非居民后居民”“先试点后推广”“先增量后存量”“边理顺边放开”的实施步骤，加快推进天然气价格市场化改革。上游门站价格方面，价格改革始于2011年《国家发展改革委关于在广东省、广西壮族自治区开展天然气价格形成机制改革试点的通知》，于2013年《国家发展改革委关于调整天然气价格的通知》在全国范围内推广。2014年将非居民用存量天然气门站价格每立方米提高0.4元，进一步放开进口LNG气源价格和页岩气、煤层气、煤制气出厂价格。2015年实现增量、存量气价格并轨，全面理顺并大幅降低非居民用天然气价格，同时建立更具弹性的价格机制，实现居民与非居民门站价格并轨。2016年明确放开储气服务和化肥用气价格，决定在福建省开展门站价格市场化改革试点，门站价格由供需双方协商确定。2017年提出将进一步完善居民用气定价机制。2018年，经国务院同意，国家发展改革委将居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理，价格水平按非居民用气基准门站价格安排，实现了居民与非居民用气门站价格机制统一衔接。目前，天然气门站价格由政府指导价和市场调节价并存，门站环节超过60%的气量价格已放开由市场形成。中游管道运输价格方面，2016年出台《天然气管道运输价格管理办法（试行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》，改革管道运输价格机制，初步建立了“准许成本加合理收益”的定价机制。2021年印发《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）》，进一步健全天然气管道运输定价机制，提高定价科学性、规范性和透明度。2019年，国家发展改革委印发《关于调整天然气跨省管道运输价格的通知》，根据天然气增值税率调整情况，相应调整天然气跨省管道运输价格。2023年12月，国家发展改革委印发《关于核定跨省天然气管道运输价格的通知》，分别明确了西北、东北、中东部及西南价区的跨省天然气管道运价率，并要求国家石油天然气管网集团有限公司根据各价区运价率，以及天然气入口与出口的运输距离，计算确定管道运输具体价格，向社会公开。天然气上下游价格联动方面，2023年，国家首次就天然气终端价格联动机制出台专项指导性意见，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》，居民和非居民天然气销售价格均可与燃气企业采购价格联动，化解气源成本上涨后城市燃气企业天然气价格倒挂的突出矛盾，推动城市燃气企业顺价。截至目前，多地政府已经结合实际，从联动范围、启动条件、联动周期及联动程序等方面出台或进一步完善天然气上下游价格联动机制。

接收站气化服务价格方面，2015年接收站气化服务价格由中央下放至省级价格主管部门制定。近年来，随着国家油气管网运营机制改革持续推进，接收站逐步向第三方开放。2022年5月《关于完善进口液化天然气接收站气化服务定价机制的指导意见》发布，明确了气化服务价格定义及内涵，将气化服务价格由政府定价转为政府指导价，实行最高上限价格管理，鼓励“一省份一最高限价”，并明确按照“准许成本加合理收益”的方法制定最高气化服务价格。