2026年能源结构调整与优化六月实施方案

2026年能源结构调整与优化六月实施方案为落实《“十四五”现代能源体系规划》《2030年前碳达峰行动方案》部署要求，锚定2026年全国非化石能源消费比重提升至20%左右、单位GDP能耗较2025年下降1.7%的年度阶段性目标，明确半年节点攻坚任务，制定本专项实施方案，明确任务分工、进度要求、考核标准，确保年度能源结构调整目标按期落地。一、总体月度目标截至2026年5月末，全国非化石能源发电装机占比达到49.2%，较2025年末提升1.1个百分点；煤炭消费量较2025年同期累计压减780万吨标准煤，完成年度压减目标的26%；新能源全国平均利用率为95.3%，总体符合预期。2026年6月核心目标为：一是新增非化石能源发电装机12GW以上，其中风电3.2GW、集中式光伏5.2GW、分布式光伏1.6GW、常规水电1.2GW、生物质发电0.8GW，非化石能源发电装机占比提升至49.5%以上；二是全社会煤炭消费量较2025年同期压减1200万吨标准煤，完成年度压减目标的40%，其中京津冀及周边、长三角等重点区域压减680万吨标准煤；三是单位GDP能耗较2025年上半年累计下降0.8%以上，完成年度下降目标的47%；四是全国新能源平均利用率稳定保持在95%以上，西北、东北新能源弃风弃光率控制在3%以内；五是北方地区清洁取暖率提升至75%，较年初提升2个百分点。二、重点任务及进度要求（一）煤炭消费减量优化专项行动1.淘汰落后产能与存量压减。严格落实煤炭减量替代要求，严禁新建除国家规划示范项目外的燃煤项目，6月完成全年淘汰落后煤电机组10GW任务的35%，即3.5GW机组关停验收，重点推进山东（780MW）、河北（650MW）、山西（920MW）、内蒙古（610MW）服役超30年、供电煤耗高于305克标准煤/千瓦时的常规煤电机组淘汰，已纳入淘汰计划的机组一律不得开展延寿改造，确需保留的按程序转为应急备用机组，不得参与常态化发电交易。同步淘汰落后煤炭产能800万吨/年，有序释放先进智能化煤炭产能1500万吨/年，净增先进产能700万吨/年，保障煤炭供应总体稳定，避免结构调整过程中出现供应缺口。2.重点行业煤炭消费压减。钢铁行业，6月完成长流程转短流程改造年度任务的40%，合计压减煤炭消费320万吨标准煤，其中河北压减110万吨、江苏压减65万吨、山东压减72万吨，所有完成改造的短流程钢厂单位产品能耗必须达到国家能效标杆水平，未达标的不得验收。建材行业，6月完成12条日产2000吨以下的落后新型干法水泥窑关停，压减煤炭消费95万吨，推进现有水泥窑综合能耗改造，6月底前累计完成120条水泥窑改造，单位产品综合能耗下降1.5%以上。化工行业，推进现代煤化工项目煤炭清洁高效利用改造，6月完成8个存量项目改造验收，单位产品能耗降到行业先进值以内，压减煤炭消费75万吨。3.散煤治理收尾攻坚。北方地区2026年新增散煤清洁替代任务150万户，6月底要完成85%的改造进度，即127.5万户改造完工，其中山西完成32万户、内蒙古完成28万户、河北完成25万户，6月30日前要实现改造农户通气通电全覆盖，中央及地方补贴资金到位率达到100%，完成改造的区域全部实现散煤销售网点清零，建立多部门联合执法机制，严肃查处违规销售散煤行为，严防散煤复烧。（二）非化石能源项目并网攻坚1.集中式新能源并网消纳。2026年全国计划新增集中式风电光伏150GW，6月底累计并网要达到52GW，本月新增集中式风电光伏8.4GW，其中西北五省（区）本月新增3.1GW、华北区域新增2.4GW、华东区域新增1.8GW。针对已建成项目并网“卡脖子”问题，6月20日前要完成全国范围内1.8GW受阻项目的电网接入手续办理，电网企业对满足并网条件的项目不得拖延接入，必须按规定签订并网调度协议，及时落实并网指标。2.整县分布式光伏并网收尾。全国676个整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点，6月底要完成试点总装机90%以上并网，累计并网规模达到115GW以上，本月新增分布式光伏并网1.6GW，重点推进工业园区屋顶光伏、公共机构建筑光伏并网，简化项目备案流程，落实分布式光伏自发自用余电上网电价政策，电网企业按月结算电费，不得拖欠。3.常规非化石能源项目投产。6月计划投产常规水电及抽水蓄能项目总装机1.2GW，分别为四川巴拉水电站500MW、云南龙川江二期抽水蓄能电站300MW、青海黄南河口水电站400MW；投产农林生物质热电联产项目总装机0.8GW，全部布局在黑龙江、吉林、河南等粮食主产区，年可消纳农林废弃物约320万吨，兼顾供热和废弃物消纳功能。（三）调节能力建设匹配优化1.新型储能投运攻坚。2026年全国计划新增新型储能装机30GW，6月底累计投运要达到15GW，本月新增投运2GW，其中共享储能1.2GW、用户侧储能0.8GW，重点在青海、甘肃、新疆等新能源集中富集区域投运共享储能电站，提升新能源消纳能力。严格落实新能源项目配储要求，6月底所有新建并网新能源项目配储比例不低于10%/2小时的要求全部落实，已并网未达标存量项目要在6月底前完成补配储方案编制，2026年11月底前完成投运。2.煤电灵活性改造进度。2026年计划完成10GW煤电灵活性改造，6月底完成1.5GW改造验收，改造后机组最小技术出力降到额定容量的30%以下，累计提升系统调峰能力240万千瓦时，有效增加新能源消纳空间。3.需求响应能力建设。6月底全国需求响应可调能力提升至80GW，较年初新增5GW，其中工业可中断负荷占比达到75%以上，所有省级电网要在6月底前完成需求响应市场化交易规则修订，建立合理的补贴机制，引导用户主动参与系统调峰，降低电网峰谷差，提升系统运行稳定性。（四）终端用能结构升级1.工业电能替代推进。2026年计划完成新增电能替代电量1000亿千瓦时，6月底累计完成450亿千瓦时，本月完成180亿千瓦时，完成全年任务的45%，重点推进钢铁电加热炉、建材电窑炉、化工燃煤锅炉电能改造，本月完成改造项目126个，替代散煤120万吨标准煤，对符合条件的电能替代项目，电网企业落实免收基本电费、优先安排发电计划等支持政策。2.交通领域清洁替代。6月全国新能源汽车新车渗透率达到45%，其中乘用车渗透率达到52%，新增及更新公交车、出租车新能源比例达到100%；本月计划新增公用充电桩1.2万个，其中高速公路服务区充电桩2200个，6月底国家高速网骨干通道服务区充电设施覆盖率达到98%以上；推进内河船舶LNG及纯电动动力改造，本月完成改造船舶120艘，内河营运船舶清洁能源动力比例提升0.2个百分点。3.建筑领域清洁供暖改造。北方地区6月新增清洁供暖面积8000万平方米，清洁取暖率提升至75%，淘汰城镇燃煤锅炉1200蒸吨；南方地区推进空气源热泵供暖制冷改造，本月完成改造面积1200万平方米，替代散煤和降低空调电力高峰负荷，缓解夏季高峰用电压力。4.绿电市场化交易推进。6月全国绿电交易规模达到80亿千瓦时，较5月增长15%，引导高耗能企业优先采购绿电，降低化石能源消费占比；全国碳市场六月碳排放配额交易量稳定在5000万吨以上，碳价格维持在50-60元/吨合理区间，通过市场化机制倒逼市场主体优化能源结构。（五）电网消纳能力提升1.跨区新能源外送优化。6月全国跨区特高压输电通道外送电量中新能源占比提升至38%，较5月提升1.2个百分点，其中青豫直流外送新能源占比稳定维持在70%以上，张北柔直外送新能源占比稳定在80%以上，本月计划外送新能源电量185亿千瓦时，满足东中部负荷中心清洁用电需求，预计减少东中部地区煤炭消费560万吨标准煤。2.送出通道适应性改造。6月完成全国35个新能源集中送出变电站的增容改造工程，解决局部区域线路送出受限问题，新增新能源送出能力12GW，6月底省级电网新能源功率预测准确率提升至92%以上，优化调度运行方式，降低调度成本，提升消纳效率。3.消纳责任权重预考核。6月底完成2026年上半年各省级行政区可再生能源电力消纳责任权重完成情况预考核，对未完成上半年消纳进度的省份，要求6月25日前编制完成整改方案，通过增购跨区可再生能源电量、加快本地新能源项目并网等方式补齐进度，对超额完成消纳进度的省份，允许超额消纳量参与绿证交易，获得市场化收益。三、保障措施（一）压实层级责任。国家能源局各派出监管机构负责对本区域六月各项任务推进情况开展月度全流程监管，各省级能源主管部门要明确任务到市、到项目、到人，于6月28日前向国家能源局报送本月任务完成情况，对未按时完成节点任务的地区，约谈能源主管部门主要负责人，相关完成情况纳入年度能源工作绩效考核，实行扣分制。（二）强化政策激励。对6月按期完成并网的新能源项目，优先保障并网指标，足额落实国家新能源补贴政策；对超额完成煤炭压减任务的地区，给予额外能耗增量指标奖励，可用于省级重大项目布局；对未完成煤炭压减任务的地区，暂停审批新建高耗能项目，核减下一年度新能源开发指标。（三）动态监测预警。建立能源结构调整核心指标日监测机制，每日调度新增新能源并网规模、煤炭消费量、新能源利用率、散煤改造进度等核心指标，分别于6月10日、