|2023 11 30 2024/24 2023 0.020-0.044/2023 26.4%-101.4%2024 23Q3 1 2023Q4 2024&1 2024 2 Q4 170GW 90%3 6-8 2024 2035 10%2023 9 41.0%2021 2022 1 2 3&4%226 4.5 3105.7 4.0 2747.2 4.0%1m 6m 12m 2.7-5.8-1.7 4.7 3.2 7.7 1 20231126 2024 2023-11-26 2 20231119 2023-11-19 3 15 2023-11-15 S1090520080001-15-10-50510Dec/22 Mar/23 Jul/23 Nov/23(%)环保及公用事业 沪深300 2.5 1.8 2 24.12 3 Q4.15 4.20.23 1.23 2.25 3.29.33.34 1.5 2.5 3.6 4.6 5.7 6.7 7.8 8.8 9.10 10.10 11 Q5500/.10 12/.10 13.12 14.12 15.13 16.13 0YCXwPsPoNqRrPmPmRrOnM7NdN6MsQnNsQtQlOpOpNeRoOnM6MpOqMwMoMsRvPmQnN 3 17.15 18 MW.16 19 2022.16 20/.17 21/.19 22 182mm/.19 23 PERC 182mm/.19 24/W.19 25.20 26.21 27.21 28 2023.09.21 29 2022.23 30.23 31 2021.23 32 2021.23 33.24 34.24 35 2021.25 36.27 37.27 38.27 39.28 40.28 41 2022 年我 国 LNG 进口来 源.28 42 LNG.28 43 TTF HH/.30 44/.31 1 2017.5 2.6 3.8 4 4.10 5.11 6 2023 2024.11 7.13 8.14 9 1950.14 10/.15 11.17 12.17 13 GW.19 14.21 15.25 16 LNG.28 17.30 18.31 19.32 5 2017 2023 10 13.39 2022 12.90 4950/-6436/-579/-1252/-287/801/5202 1 2 iFinD iFinD 1 2017 2017 年 2018 年 2019 年 2020 年 2021 年 2022 年 2023M1-10 华东电 网最 高用 电负 荷 27,523 28,119 29,791 31,899 33,886 36,490 37,420 华东电 网最 高发 电负 荷 23,835 24,254 25,746 27,230 28,507 31,154 30,984 华东最高发用电负荷 差-3,688-3,865-4,045-4,669-5,379-5,336-6,436 华北电 网最 高用 电负 荷 21,846 23,123 24,344 24,332 24,929 29,687 30,916 华北电 网最 高发 电负 荷 21,354 22,416 23,316 23,810 24,178 29,045 30,337 华北最高发用电负荷 差-492-707-1,028-522-751-642-579 华中电 网最 高用 电负 荷 13,713 15,065 15,556 15,472 16,856 19,424 19,536 华中电 网最 高发 电负 荷 14,124 15,310 15,614 15,640 16,462 17,715 18,284 华中最高发用电负荷 差 411 245 58 168-394-1,709-1,252 南方电 网最 高用 电负 荷 16,297 16,853 18,671 19,978 21,619 22,278 23,406 南方电 网最 高发 电负 荷 15,975 16,837 18,319 19,542 21,141 21,917 23,119 南方最高发用电负荷 差-322-16-352-436-478-361-287 东北电 网最 高用 电负 荷 5,902 6,301 6,483 6,791 7,058 7,022 7,266 东北电 网最 高发 电负 荷 6,251 6,881 7,108 7,341 7,857 7,962 8,067 东北最高发用电负荷 差 349 580 625 550 799 940 801 西北电 网最 高用 电负 荷 8,148 8,519 9,185 10,013 10,515 12,003 12,537 西北电 网最 高发 电负 荷 9,622 10,715 11,642 13,437 14,279 17,073 17,739 西北最高发用电负荷 差 1,474 2,196 2,457 3,424 3,764 5,070 5,202 wind 0%2%4%6%8%10%12%020,00040,00060,00080,000100,000全社会用电量 同比增速0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%010,00020,00030,00040,00050,00060,00070,00080,00090,000发电量 同比增速 6 95%100%2 2020 年 2021 年 2022 年 2023E 2024E 2025E 最高用 电负 荷 10.77 11.92 12.90 13.54 14.22 14.93 最高用电负荷增速 2.3%10.6%8.2%5.0%5.0%5.0%最高用电负荷+备用容量 12.39 13.70 14.83 15.57 16.35 17.17 火电装 机量 12.45 12.97 13.32 13.73 14.13 14.53 水电装 机量（扣 除抽 蓄）3.39 3.54 3.60 3.70 3.80 3.90 抽蓄装 机量 0.31 0.36 0.46 0.50 0.56 0.62 风电装 机量 2.82 3.28 3.65 4.10 4.50 4.90 光伏装 机量 2.53 3.07 3.93 4.80 5.70 6.60 核电装 机量 0.50 0.53 0.56 0.57 0.59 0.62 可靠装 机量 14.50 15.18 15.68 16.19 16.73 17.26 可靠装机量增速 4.7%4.7%3.3%3.3%3.3%3.2%wind 15%50%60%2023-2025 5%2017 12.1%6.0%2022 96.8%98.3%90%95%80%91.1%3 4 wind wind 051015202530火电 水电 风电 光伏 核电0%20%40%60%80%100%火电 水电 风电 光伏 核电 7 5 6 2002 2015 9 2021 3 2022 1 2025 2023 7 23()2 17 1 2023 9 11 2023 1-10 4.66+8.1%61.3%2016 4.2 70.8 0%2%4%6%8%10%12%14%0501001502002503003504004502017 年 2018 年 2019 年 2020 年 2021 年 2022 年弃风量 弃风率0%1%2%3%4%5%6%7%010203040506070802017 年 2018 年 2019 年 2020 年 2021 年 2022 年弃光量 弃光率 8 7 8 1 3.5 5000 2 3 资源 灵 活 性 成本 构 成 固 定 成 本投 入 成本增量 机会成本 电源侧 灵活性改造煤电 常规煤电 灵活性改 造投资 成本600-700 元/千瓦 低负载运 行产生 的可变成本增 量 14-20 克/千瓦时 机组的加 速折旧 和部件磨损、更换成 本增量 损失部分发电收益 燃煤热电联产 灵活性改 造投资 成本300-500 元/千瓦 低负载运 行产生 的可变成本增 量 机组的加 速折旧 和部件磨损、更换成 本增量 损失部分发电收益 燃气电厂 建设投资 成本：气电置换煤电 7013-9457元/千瓦 运行维护 成本，低 负载运 行 时高于 0.56-0.58元/千瓦 时-常规水电-频繁变水 流量导 致水轮 机叶 片寿命损 耗 损失部分发电收益 核电 无 燃料循环 成本增 量 设备维护 更换成 本增量 损失部分发电收益 储能 抽水蓄能 投资建设 成本6300-7200 元/千瓦 运行维护 成本-电化学储 能 投资建设 成本 1.5 元/瓦 时 运行维护 成本 退役处置 成本-0%10%20%30%40%50%60%70%01000020000300004000050000600002020 年 2021 年 2022 年 2023M1-10市场交易电量 占全社会用电量比重95%96%96%97%97%98%98%99%99%100%05001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,0004,500中长期直接交易电量 省内交易电量占比 9 绿氢 投资建设 成本 1.71元/Nm 生产成本 20-65 元/千克 运输成本 3.9-13 元/千克 损失部分发电收益 其余储能 投资建设 成本 生产成本 运行维护 成本 损失部分发电收益 需求侧 需求响应 前期平台 建设、设备更换更投 入 200-400元/千瓦 运行维护 成本 中断、转移生产的机会成本 微电网 主、微网 连接的 平台建设、设 备更换 投入 运行维护 成本 中断、转移生产的机会成本 电动汽车 平台建设 和设备 更换投入：充 电桩2000-6000 元，其 他成本约 70 元/运行维护 成本-电网侧 互联互济 建设投资 成本 1.56元/千米 瓦 运行维护 成本-市场机制 优化运行 更短时调 度策略、更灵 活的 运行方式 和市场 机制有 助于 降低灵活 性成本 2023 10 38.29+3.9%CCTD 2023 45.5+2.2%2023 11 24 2637+28.8%595+29.1%2023 11 24 Q5500 946/2022 10 25 1599/40.8%2023 2023 11 17 125.0/2022 12 9 416.02/70.0%2023 2023 28 25 5 3 Q3 22 9 1 2023 65%10 9 10 wind 11 Q5500/12/iFinD 4 公司名称 2021 年 2022 年 2023Q1-3 归母净利润 同比增速 归母净利润 同比增速 归母净利润 同比增速 华能国 际-102.64-324.8%-73.87 26.2%125.64 418.7%国电电 力-18.45-142.4%28.25 263.0%56.24 11.6%华电国 际-49.65-211.8%1.00 102.0%44.99 92.5%浙能电 力-8.61-114.2%-18.29-112.3%59.62 1217.3%大唐发 电-92.64-404.7%-4.10 95.5%28.35 271.3%粤电 力 A-31.48-253.3%-30.04-2.6%17.27 201.1%皖能电 力-13.37-231.9%4.25 132.0%13.05 161.0%宝新能 源 8.24-54.7%1.83-77.8%6.45 239.1%申能股 份 16.42-31.4%10.82-29.5%25.03 118.3%上海电 力-18.93-312.7%3.21 117.5%14.69 524.5%iFinD 2023 11 10 2024 1 1 330/2024-2025 50%165/05,00010,00015,00020,00025,00030,00035,00040,00045,0003 月 4 月 5 月 6 月 7 月 8 月 9 月 10 月 11 月 12 月2020 年 2021 年 2022 年 2023 年05001,0001,5002,0002,5003,0002021-01-08 2022-01-08 2023-01-08北方港合计 长江口合计020040060080010001200140016001800050100150200250300350400450500 11 30%100/2026 70%50%0.020-0.044/2023 26.4%-101.4%5 2023 年归母净利润预期（亿元）度电容量电费（元/千瓦时）每年容量电价补偿金 额（亿元）容量电费业绩弹性 华能国 际 146.35 0.022 80.58 55.1%国电电 力 72.71 0.021 52.28 71.9%华电国 际 58.63 0.026 42.13 71.9%大唐发 电 34.90 0.025 33.40 95.7%粤电 力 A 25.95 0.024 15.50 59.7%皖能电 力 14.18 0.025 14.38 101.4%宝新能 源 12.16 0.044 8.65 71.1%申能股 份 31.40 0.028 8.28 26.4%上海电 力 21.09 0.020 7.38 35.0%wind 2023 2024 80%-100%2023 11 2024 2023 2024 2022 105%2023 80%100%80%-100%2023 100%2024 100%90%80%2024 2022 675/6 2023 2024 2023 年电煤中长期合同 签 订履约工 作方案 2024 年电煤中长期合同 签 订履约工 作方案 需求 方范围 所有发电、供热 用煤企 业 统调公用 电厂以 及承担 居民 供暖任务 的相关 电厂，北方 集中供 暖相关 省（区、市）要 根据实 际积极组织 民生供 暖企业 签订 中长期合 同 需求方签 约弹性 发电供热 企业原 则上最 高可 按照 2022 年耗煤量（扣 进口）的 105%签订 发电企业 合同签 订量 最 低应 不低于 2023 年 耗煤量（扣进口）上网电 量比 例 的 80%，鼓 励按照100%签约 12 供方签订 比例 原则上煤 炭生产 企业签 订任 务量不应 低于自有资源量 的 80%，不低 于动 力煤资源 量的75%原则上煤 炭生产 企业签 订任 务量不应 低于自 有资源量的 80%价格机制 下水煤合 同基准 价 按 5500 大卡动力 煤 675元/吨执 行；浮 动价实 行月度 调整，当 月浮动价按全国 煤炭交 易中心 价格 指数、环 渤海动力煤综合 价格指 数、CCTD 秦皇岛动 力煤综合交易价 格指数 综合确 定。选取以上 3 个指数每月最 后一期 价格，按同 等权重确 定指数综合价格 按照“基 准价+浮动 价”价 格机制签 订和执 行，不超过明 确的合 理区间 长协合同 期限 原则上一 年及以 上，鼓 励 3-5 年 原则上一 年及以 上，鼓 励 3-5 年 履约比例 月度分解 量足额 履约；可在 月度之间 进行适度调剂，但季度 履约量、全 年履约量 必须达到 100%；鼓励 淡 储旺用，原则上 淡季月 份分解量不 低于旺 季分解 量的 80%月度履约 率不低 于 80%，季 度履约率 不低于90%，全 年足额 完成履 约任 务；鼓励 淡 储旺用，原则上淡 季月份 分解量 不低 于旺季分 解量的80%2 24 60%6.87 3 2022 4.14 60.3%13 14 wind 338 522.6 0%1%2%3%4%5%6%7%05,00010,00015,00020,00025,00030,00035,00040,00045,000水电装机容量 同比增速3334 0 552 260 538 160 48 0100020003000400050006000700080009000技术可开发量 已建规模 在建规模 13 777 494.2 341 140 620 7 已投产水电装机“十四五”剩余期间 增量弹性“十五五”及以后期 间 增量弹性 金沙江 6142.0 338.0 5.5%522.6 8.5%雅砻江 1920.0 0.0 0.0%777.0 40.5%大渡河 1739.5 494.2 28.4%341.0 19.6%澜沧江 2135.0 140.0 6.6%620.0 29.0%合计 11936.5 972.2 8.1%2260.6 18.9%2021-2035 2025 2030 62/120GW 2022 1.67 4579 26.2%2 15 16 2022 2022 2023 Q3 Q2 2023 Q2 476.16 38.33%2023Q2 135.04-36.32%2023 2.5 22.5%25.4%28.4%Q3 2023Q1/Q2/Q3 36.13/52.69/126.42 16.3%/-37.3%/38.1%24.59/18.33/30.51 172610289074994109 00200400600800100012001400160018002000华东 南方 华北 华中 东北 西南 西北3330260322501780890640 6200500100015002000250030003500华中 华东 华北 西北 南方 东北 西南 14 87.0%/-13.8%/11.7%8.03/23.50/35.50 8.3%/-24.2%/40.4%8 公司名称 2023Q1 2023Q2 2023Q3 归母净利润 同比增速 归母净利润 同比增速 归母净利润 同比增速 长江电 力 36.13 16.3%52.69-37.3%126.42 38.1%雅砻江 水电 24.59 87.0%18.33-13.8%30.51 11.7%国投电 力 16.14 55.5%17.23 31.5%27.15 52.7%华能水 电 8.03 8.3%23.50-24.2%35.50 40.4%川投能 源 11.36 103.6%9.62-4.0%17.44 28.3%韶能股 份-0.32-201.5%0.74-28.1%0.23 375.0%闽东电 力 0.21-40.0%2.23 116.7%0.77 2.0%黔源电 力-0.16-117.7%0.47-79.2%2.44 2.3%iFinD 10 20 2023 410 160 338 90 10 8 10 31 1194.33 1200 1854.36 1880 2861.09 2865 2-7 NOAA 1950 23 8 7-18 1 11 3 13-19 2023 5 2023 5 0.5 2023 9 1.5 3 12 2023Q4 2024 9 1950 强度等级 起止年月 持续时间 峰值时间 峰值 中等 1951.05-1951.12 8 个月 1951.09 1.2 1957.03-1958.06 16 个月 1957.12 1.8 1965.04-1966.03 12 个月 1965.09 2.0 1986.08-1988.01 18 个月 1987.07 1.7 1991.04-1992.05 14 个月 1991.12 1.7 1994.08-1995.02 7 个月 1994.11 1.1 15 2002.05-2003.01 9 个月 2002.10 1.3 2009.06-2010.02 9 个月 2009.11 1.6 强 1972.04-1973.02 11 个月 1972.10 2.1 超强 1982.03-1983.05 15 个月 1982.10 2.2 1997.04-1998.04 13 个月 1997.10 2.4 2014.09-2016.03 19 个月 2015.10 2.6 NOAA 17 WHO 3 Q4 1 2019 5 2021 10/（元/千 瓦时）2016 年 2017 年 2018 年 2019 年 2020 年 2021 年 2022 年 2023 年 I 类资源区 0.47 0.47 0.40 0.34 0.29 平价上网 II 类资源 区 0.50 0.50 0.45 0.39 0.34 16 III 类资源 区 0.54 0.54 0.49 0.43 0.38 IV 类资 源区 0.60 0.60 0.57 0.52 0.47 海上风电 标杆电 价（近海）0.85 0.85 0.85 0.80 0.75 不高于当 年指导 价 海上风电 标杆电 价（潮间带）0.75 0.75 0.75 不高于项 目所在 资源区陆上风电 指导价 2011 2017 1.5MW 2.0MW 18 MW 19 2022 CPIA CPIA 50MW 100MW 418 400MW 713 50MW 400MW IRR 9.33%10.60%LCOE 0.3277/0.3085/2MW 4.5MW 932/IRR 2.4%IRR 9%LCOE 0.0468/012345678陆上风电 海上风电2.0MW0.10%2.0-2.9MW3.00%3.0-3.9MW21.50%4.0-4.9MW24.80%5.0-5.9MW22.90%6.0-6.9MW20.10%7.0MW 及以上7.60%17 11 单机容量（MW）台数 项目容量（MW）静态投资（元/千瓦）全投资 IRR 资本金 IRR LCOE（元/千瓦时）2.0 50 100 6449 9.28%18.24%0.3451 2.2 45 99 6375 9.45%18.85%0.3414 2.3 43 99 6279 9.67%19.66%0.3366 2.5 40 100 6221 9.82%20.19%0.3336 3.0 33 99 6073 10.18%21.54%0.3262 4.0 25 100 5767 10.97%24.63%0.3108 4.5 22 99 5517 11.68%27.49%0.2983 2023 94/MW 2022 8%2019 8260/kW 2023 3200/kW 2022 13%20/CWEA CWEA 50GW 2025 60GW 2022 5.16GW 64%2023 1.43GW Q4 0.85GW 0.8GW 1GW 1GW 2024 12 省份“十三五”已 并网 容 量“十四五”规 划装 机 容量 补贴政策 山东-到 2025 年 风 电 装 机 规 模 达 到2500 万千 瓦。打 造千万 千 瓦级对 年 建 成 并 网 的 十四五 海上风电项目，山 东省财 政分别 按照 800 元/千瓦、500 元/千瓦、01000200030004000500060002017 年 2018 年 2019 年 2020 年 2021 年 2022 年 18 海上风电 基地，到 2030 年 风电装机达到 4500 万千瓦。300 元/千瓦 的标 准给 予补 贴，补 贴规 模分 别不 超过200 万 千瓦、340 万 千瓦、160 万 千瓦。江苏 485 万 千瓦 到 2025 年 全省海 上风电 装 机达到 1500 万千瓦 以上。-上海 42 万千 瓦 十四五 力争 新增规模 180 万千瓦。2025、2030 年全市 风 电装机力争分 别超过 262、500 万千瓦。对 企 业 投 资 的 深 远 海 海 上 风 电 项 目 和 场 址 中 心 离 岸距离大于 等于 50km 近海 海 上风电项 目，根 据项目 建设规模给 予投资 奖励，分 5 年拨付，每年 拨付 20%。深 远 海 海 上 风 电 项 目 和 场 址 中 心 离 岸 距 离 大 于 等 于50km 近 海海上 风电项 目奖 励标准为 500 元/千 瓦。单个项目 年度奖 励金额 不超 过 5000 万元。适用 于上海市 2022-2026 年 投产发 电的项目。浙江 38 万千 瓦 十 四 五 期 间 海 上 风 电 新 增 装机 455 万 千瓦以 上，力 争 达到500 万 千瓦。2022 年和 2023 年，全省 享受海上 风电省 级补贴 规模分别按 60 万千 瓦和 150 万千瓦控 制、补贴 标准分别为 0.03 元/千瓦 时和 0.015 元/千瓦 时。以 项目全容量并网 年份确 定相应 的补 贴标准，按照 先 建先得 原则确定 享受省 级补贴 的项 目，直至 补贴规 模用完。项目补贴 期限为 10 年，从 项目全容 量并网 的第二 年开始，按 等效年 利用小 时数 2600 小时进 行补贴。福建 67 万千 瓦 十 四 五 期 间 新 增 海 上 风 电 开发 1030 万千瓦，示范化 开 发深远海风电 480 万 千瓦。-广东 54 万千 瓦 十 四 五 期 间 新 增 海 上 风 电 装机容量约 1700 万千瓦。补贴范围 为 2018 年 年底前 已完成核 准、在 2022 年至 2024 年全容 量并网 的省 管海域项 目；补贴标 准为2022 年、2023 年、2024 年全容量 并网项 目分别 补贴 1500 元/千 瓦、1000 元/千瓦、500 元/千瓦。2:2021 70 2022 112 60%2023 2023 240.4 2022 12 2023 2+2022 4.13/W 47.09%2021 1.09 CPIA 2023 3.79/W 19 21/22 150 m 182mm/iFinD iFinD 23 PERC 182mm/24/W iFinD CPIA Q4 2023 1-10 142.56GW 84.32GW 144.78%10 13.62GW 141.49%2023 5.6 20%Q4 170GW 90%2021 50%47.78GW 26.08GW 20.55GW 100MW 1.05GW 13 GW 装机主体“十四五”新 能源 新 增装 机 规划 国家能源 集团 70-80 华电集团 75 大唐集团 50-80（预估）国家电投 50+（光伏）0501001502002503003500123456780.000.501.001.502.002.500.01.02.03.04.05.02022 2023 2024 2025 2027 2030 20 华能集团 80+三峡集团 70-80 中国广核 20+中核集团 15-25（光伏）中节能 15 华润电力 40 国投电力 30（预 估）2022 200GW 25 2023.02 4 2011-2018 8 11 2019 2019 2021 4 5 2022 10 8 6 6-8 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 21 26 2024 55 5700 24 2780 79 25 2375 9 1012.9 2024 2023-2028 8.12%7 840.8 2024 2030 120GW 2035 10%27 28 2023.09 14 投运年份 中国核电 投运年份 中国广核 项目名称 机组型号 装机容量（万 千 瓦）项目名称 机组型号 装机容量（万 千 瓦）2024 年 漳州 1 号 华龙一号 121.2 2024 年 防城港 4 号 华龙一号 118 2025 年 漳州 2 号 华龙一号 121.2 2025 年 惠州 1 号 华龙一号 120 2026 年 海南小堆 VVER-1200 12.5 2026 年 惠州 2 号 华龙一号 120 田湾 7 号 玲龙一号 126.5 苍南 1 号 华龙一号 121 146 6030 080 0 04 45106024681012141601000200030004000500060002019 年 2020 年 2021 年 2022 年 2023Q3中国核电 中国广核 其他中 国核电42%中 国广 核53%其他5%22 2027 年 徐大堡 3 号 VVER-1200 127.4 2027 年 苍南 2 号 华龙一号 121 田湾 8 号 VVER-1200 126.5 陆丰 5 号 华龙一号 120 徐大堡 4 号 VVER-1200 127.4 2028 年 陆丰 6 号 华龙一号 120 三门 3 号 CAP1000 125.1 三门 4 号 CAP1000 125.1 23 1 2016 2016 6.4%2021 8.9%2022 3646-1.2%8.4%0.5pct 29 2022 30 BP 2022 2021 20%50%30%12.1%30%20%8.4%31 2021 32 2021 BP 2022 BP 2022 2017 2017 1474 2022 2178 8.12%2017 2373 2022 3663 9.07%煤炭56.20%天然气、水电、核电、风电、光伏等25.90%其他17.90%0%2%4%6%8%10%050010001500200025003000350040002016 年 2017 年 2018 年 2019 年 2020 年 2021 年 2022 年天然气消费量 占一次能源比重0%20%40%60%80%100%石油 天然气 煤炭 核能 水电 可再生能源0%20%40%60%80%100%美国 加拿大 英国 日本 韩国 中国 墨西哥 印度石油 天然气 煤炭 核能 水电 可再生能源 24 2017 37.9%2021 44.9%2022 40.5%2023 1704+6.4%2888+7.2%2023 9 41.0%33 LNG 2022 2201 1454.5 66%353.65 220.53 16%10%LNG 34 34%36%38%40%42%44%46%05001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,0002017 年 2018 年 2019 年 2020 年 2021 年 2022 年 2023M1-9天然气产量 天然气表观消费量 对外依存度 25 2021 529.2 274.4 254.8 0.9 295.8 294.9 2017 5 35 2021 2 2019 2022 2.05 2.9%2201.1 6.0%15 政策名称 发布时间 发布部门 主要内容 省份 天然气产量 天然气消费量 天然气产需差江苏 0.9 295.8-294.9山东 6.2 226.8-220.6北京 4.3 190.0-185.7浙江 0.0 170.5-170.5河北 5.3 171.1-165.8广东 132.5 285.5-153.0河南 2.9 117.2-114.3天津 39.0 123.5-84.5上海 17.2 97.8-80.6辽宁 7.9 81.3-73.4湖北 1.3 70.6-69.3福建 0.0 60.0-60.0安徽 2.3 60.2-57.9海南 8.0 54.9-46.9重庆 87.1 130.2-43.1贵州 5.2 48.1-42.9湖南 0.0 41.2-41.2广西 0.2 41.0-40.8江西 0.0 35.3-35.3甘肃 4.2 37.5-33.3宁夏 0.2 28.4-28.2云南 0.0 21.1-21.1吉林 21.4 35.4-14.0黑龙江 50.5 49.7 0.8青海 62.0 51.4 10.6山西 122.6 96.7 25.9陕西 294.1 119.4 174.7内蒙古 260.3 78.0 182.3新疆 387.6 153.1 234.5四川 529.2 274.4 254.8 26 关于加 快推进 天然气 储备 能力建设的 实施意 见 2020 年 4 月 国家发改 委 加快储气 基础设 施建设，进 一步提升 储备能 力。中华人 民共和 国国民 经济 和社会发展 第十四 个五年 规划 和 2035 年 远景目 标纲要 2021 年 3 月 全国人大 油气核心 需求依 靠自保，部 署加快深 海、深 层和非 常规油气资 源利用，夯实 国内 产量基础，保持 原油和 天然气稳产 增产，拓展油 气进 口来源，维护战 略通道 和关键节点 安全等 重点任 务。2021 年能 源工作 指导意 见 2021 年 4 月 国家能源 局 立足 全国一 张网，推进天 然气主干 管网建 设和互 联互通。积 极推进 东北、华北、西南、西北等 百 亿方 级储气库 群建设，抓好 2021 年油气 产供储 销体系 建设管道、地下储 气库和 LNG 接收站等一 批重大 工程建设。推 动油气 增储上 产，确保勘探 开发投 资力度 不减，强化 重点盆 地和海 域油 气基础地 质调查 和勘探，推动东部 老油田 稳产，加大 新区产能 建设力 度。加 快页岩油气、致密 气、煤 层气 等非常规 资源开 发。防 范化解炼油 产能过 剩，推 动产 业转型升 级。关于 十四 五 期间 能源资 源勘探开发利 用进口 税收政 策的 通知 2021 年 5 月 国家财政 部、海关总署、税务总局 石油（天 然气）、煤层 气勘 探开发发 作业项 目和海 上油气管道 应急救 援项目 免税 规定与天 然气进 口增值 税先征后返 规定等。天然气 管网和 LNG 接收 站公平开放 专项监 管工作 方案 2021 年 6 月 国家能源 局 推动天然 气管网 设施公 平开 放，促进 管网设 施高效 利用，规范 管网设 施运营 企业 开放服务。全国储 气能力 建设实 施方 案 2021 年 9 月 国家能源 局 2025 年全国 集约储 气能力 达 550 亿-600 亿 立方米，占全国天 然气表 观消费 量的 12.7%-13.9%，2030 年达到 600 亿-700 亿立方 米，2035 年 达到 700 亿-800亿立方米。十四五 现 代能源 体系规 划 2022 年 1 月 国家能源 局 加大国内 油气勘 探开发，坚 持常非并 举、海 陆并重，强化重点 盆地和 海域油 气基 础地质调 查和勘 探。加 快推进储量 动用，推动老 油气 田稳产，加大新 区产能 建设力度。积极扩 大非常 规资 源勘探开 发，加 快页岩 油、页岩气、煤层气 开发力 度。力争 2022 年石 油产量 回升到 2 亿吨 水平并 较长时 期 稳产，力 争 2025 年天 然气产量达 到 2300 亿立 方米 以上。2022 年能 源工作 指导意 见 2022 年 3 月 国家能源 局 持续提升 油气勘 探开发 力度。坚决完 成 2022 年原 油产量重回 2 亿吨、天然气 产 量持续稳 步上产 的既定 目标。积极 做好四 川盆地 页岩 气田稳产 增产，推动页 岩油尽快实 现规模 化效益 开发。以沁水 盆地、鄂尔多 斯盆地东缘 煤层气 产业基 地为 重点，加 快煤层 气资源 探明和产能 建设，推动煤 系地 层多气综 合勘探 开发，稳妥推进煤 制油气 战略基 地建 设。加快油 气勘探 开发与 新能 源融合发展 行动（2023-2025 年）2023 年 3 月 国家能源 局 到 2025 年，通 过加大 增压 开采等措 施，累 计增产 天然气约 30 亿立方 米。通 过 低成本绿 电支撑 减氧空 气驱、二氧 化碳驱、稠油 热采 电加热辅 助等三 次采油 方式累计增 产原有 200 万 吨以 上。2023 年能 源工作 指导意 见 2023 年 4 月 国家能源 局 加强国内 能源资 源勘探 开发 和增储上 产。积 极推动 玛湖、富满、巴彦 及渤海 等原 油产能项 目上产，加快 建设陕北、川南、博孜 大北 等重要天 然气产 能项目。抓紧抓实 五 油三气 重点盆 地及海域 的油气 增产上产，推动 老油气 田保持 产量 稳定，力 争在陆 地深层、深水、页岩油 气勘探 开发、CCUS 促 进原油 绿色低 碳开发等方 面取得 新突破。以 地下储气 库为主、沿海LNG 储罐为 辅，推 进储气 设 施集约布 局，加 快大庆 升平、重庆 铜锣峡 和黄草 峡、河南平顶 山、江 苏淮安 等地