风电和太阳能发电装机比重超过50%、非化石能源发电量比重达到50%、新型储能装机达到3亿千瓦、可再生能源制氢规模达到200万吨——国家发改委、国家能源局《新型能源体系建设“十五五”规划》以一系列里程碑式目标，描绘了中国能源体系从“以煤为主”向“清洁低碳”转型的关键跃迁。规划提出非化石能源形成五大增长板块，氢能与绿色燃料产业加速布局，全国统一电力市场体系基本建成，2030年初步建成清洁低碳安全高效的新型能源体系。
总体目标与空间布局
到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，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。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，全国统一电力市场体系基本建成。
空间布局上，坚持“全国一盘棋”，非化石能源供应形成五大增长板块——“三北”风电光伏基地、西南水风光一体化基地、沿海核电基地、海上风电基地和分布式新能源。化石能源生产基地重点建设山西、蒙西、蒙东、陕北、新疆五大煤炭基地和鄂尔多斯、渤海湾、川渝、塔里木、松辽盆地等油气战略保障基地。新增西电东送能力8000万千瓦以上，全国油气管网总里程新增2万公里。
新型能源基础设施重点工程
风电光伏基地与水风光一体化
以库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠为重点，建设以外送为主的大型风电光伏基地。持续推进新疆、黄河上游、河西走廊、黄河“几字弯”、冀北、松辽等新能源基地建设。发展渤海、黄海、东海、南海等海上风电基地。加快建设雅江、金沙江上游、澜沧江上游、藏东南（玉察）等流域水风光一体化先行基地，谋划推进大渡河、黄河上游、金沙江中下游、雅鲁藏布江等其他主要流域水风光一体化基地。2030年光热发电累计装机力争达到1500万千瓦。
氢能与绿色燃料
因地制宜在东北（含蒙东）、黄河“几字弯”、华北北部、天山北麓等地建设一批绿色氢氨醇生产基地项目。开工建设内蒙古乌兰察布—京津冀地区输氢管道工程，规划建设鄂尔多斯—榆林、巴彦淖尔—宁东跨省区输氢管网工程。支持上海建设国际航运绿色燃料加注中心和交易中心。2030年可再生能源制氢规模达到200万吨。
电网灵活互济与绿电直连
建设闽赣、皖鄂、鲁苏、渝黔、湘黔、湘粤等区域电网间互济工程，新增规划一批电力互济工程。推动算力中心等新兴产业、有绿电消费比重要求的重点用能行业、有绿电溯源需求的出口企业建设绿电直连项目。鼓励工业园区、零碳园区、增量配电网等拓展多用户绿电直连场景。
新型电力系统与储能建设
加快新型电网建设，推动清洁能源基地外送输电通道建设，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。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。
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。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。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。充分利用电动汽车储能资源，2030年车网互动聚合可调充电规模达到5000万千瓦左右。
推动火电转向支撑调节性电源，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。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。推动煤电机组关停和延寿工作。
能源市场化改革
构建全国统一电力市场体系，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。推动省级电力现货市场和南方区域电力市场转入正式运行，深化长三角电力互济，探索推动京津冀电力市场建设。稳步推动气电、水电、核电入市。加快建立备用辅助服务市场，建立健全可靠容量补偿机制。
健全跨省跨区专项工程输电价格机制，优化发电侧容量电价机制和新能源可持续发展价格结算机制。完善成品油定价机制，深化天然气价格市场化改革。完善煤炭价格区间调控政策，健全电煤中长期交易价格机制。推进供热计量改造，有序推行供热计量收费。
鼓励多元主体参与清洁能源基地开发建设，鼓励符合条件的民间资本参与跨省跨区输电工程和配电环节投资建设。支持各类社会资本按照市场化原则参股油气基础设施项目。加快培育壮大绿证绿电市场，建立强制消费与自愿消费相结合的绿证消费制度，提升绿证国际认可度。
