江西 “十五五” 能源规划正式印发：新型储能 500万千瓦、VPP300万千瓦，容量补偿纳入省级顶层设计

11月12日，江西省政府办公厅印发《江西省“十五五”新型能源体系建设规划》规划锚定2030年发展目标，明确新能源、新型储能、虚拟电厂、电力市场改革等核心任务，为江西新型电力系统建设划定清晰路线图。

规划提出，到2030年全省发电装机容量突破1.1亿千瓦，新能源发电装机达到5500万千瓦以上、力争6000万千瓦，成为电力装机主体；非化石能源消费比重提升至26.9%，电能占终端能源消费比重达到37%，新能源利用率不低于90%。

在灵活调节资源方面，规划给出量化指标：力争抽水蓄能装机330万千瓦，新型储能规模超500万千瓦，虚拟电厂（VPP）调节能力达到300万千瓦，电力需求响应能力290万千瓦，不低于最大用电负荷5%。文件明确要多元化拓展新型储能在电源协同、电网支撑等场景应用，挖掘用户侧调节潜力，推进虚拟电厂规范化发展。

市场机制是本次规划一大亮点。在统一能源市场体系建设章节，江西提出建立健全新型储能容量补偿等配套政策，落实新能源就近消纳电价机制，支持分布式电源、新型储能、虚拟电厂、智能微电网等新兴主体参与电力交易。这意味着储能的容量价值在省级规划层面得到认可，不再仅依靠峰谷套利、辅助服务收益，后续配套细则将是产业重点跟踪方向。

供给端，江西坚持集中式+分布式并举，风电、光伏、生物质能力争“十五五”新增装机1800万千瓦以上；同时保留煤电兜底定位，发挥支撑保障作用，科学研究新增支撑性电源布局，推动存量煤电改造升级。网架上加快省内特高压南延，打造“一联二直三交四站”骨干网架，建成“两纵五横”500千伏主网架。

产业赛道上，江西继续做强锂电、光伏优势产业：支持宜春、新余、赣州打造锂电核心区，上饶建设光伏基地；布局“九江—南昌—吉安—赣州”赣鄱氢经济走廊，推进绿氢试点；同步攻关长时储能、固态电池、钙钛矿光伏等前沿技术。

跨省电力合作同样分量十足，规划提出推进腾格里、巴丹吉林等省外新能源基地送电江西特高压工程，依托省间通道实现错峰互济、备用共享，扩大外来清洁能源供给。

消费侧，严控“两高”项目，推进工业、建筑、交通节能改造，持续扩大绿电、绿证交易；到2030年，全省充电设施总量达到70万个，完善城乡补能网络。

规划强调，将持续完善“中长期+现货+辅助服务”市场体系，研究建立适配高比例新能源的容量保障机制，鼓励社会资本参与能源项目投资，配套财政、金融、土地等要素保障，同步开展年度监测、中期评估，保障规划落地。

对于储能、VPP运营商、新能源开发企业而言，本次规划既是规模红利，也释放机制改革信号：规模目标打开市场空间，容量补偿政策落地，有望改变储能商业模式，推动调节资源从可选配套，变为新型电力系统刚需资产。

原文如下：

各市、县（区）人民政府，省政府各部门：

《江西省“十五五”新型能源体系建设规划》已经省政府同意，现印发给你们，请认真贯彻执行。

2026年11月5日

（此件主动公开）

江西省“十五五”新型能源体系建设规划

“十五五”时期是江西加快打造“三大高地”、深入实施“五大战略”，奋力谱写中国式现代化江西篇章的重要时期，新型能源体系建设迈入全面提速攻坚阶段。为科学引领能源高质量发展，加快建设新型能源体系，根据国家《新型能源体系建设“十五五”规划》和《江西省国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》，制定本规划。

一、总体要求

坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大和二十届历次全会精神，深入落实习近平总书记考察江西重要讲话精神，聚焦“走在前、勇争先、善作为”目标要求，深入践行“四个革命、一个合作”能源安全新战略，以安全充裕为前提、经济可行为基础、科技创新为引领、体制改革为动力，推动非化石能源扩量提质，夯实化石能源兜底保障，发挥新型电力系统关键支撑作用，倡导绿色智慧节约用能导向，加快建设清洁低碳安全高效的新型能源体系，为开创全面建设社会主义现代化江西新局面提供坚强能源支撑。

主要目标：力争到2030年初步建成清洁低碳安全高效的新型能源体系。能源安全保障能力实现新提升。以高水平安全保障高质量发展，全面增强能源产业链、供应链韧性。到2030年，能源综合生产能力达到2500万吨标准煤，发电装机容量突破1.1亿千瓦。煤电装机保持合理增长，跨省区电力配置更加协同高效，电力供应充裕度大于1.1档目标水平要求。能源储备体系持续完善，石油储备完成国家下达任务，储气能力达到国家要求，基本形成政府储备与企业储备相结合的煤炭储备体系。能源绿色低碳转型实现新跨越。以碳达峰目标为引领，深入推进能源结构清洁低碳转型。到2030年，新增用电需求绝大部分由新增清洁能源发电满足，新能源发电装机达到5500万千瓦以上，力争达到6000万千瓦，成为电力装机主体。绿色电力消费规模持续扩大，非化石能源消费比重提升至26.9%，电能占终端能源消费比重达到37%。化石能源清洁高效利用水平持续提高，煤炭和石油消费达峰。能源系统形态实现新变革。加快构建新型能源基础设施体系，推动能源供需形态系统性变革。到2030年，新型电力系统建设取得实质性进展，智能电网和配电网升级改造持续推进，供电保障能力和综合承载力稳步提升。电力系统灵活调节能力大幅提高，源储调节能力增长40%以上，电力需求响应能力不低于最大用电负荷的5%。能源治理体系实现新突破。健全适应新型能源体系的现代化治理机制，全面提升能源治理效能。到2030年，能源市场化机制更加健全，统一电力市场基本建成，电力现货市场连续稳定运行，煤炭和油气运行机制持续完善。主要由市场决定的能源价格形成机制进一步健全，能源监管和安全治理体系加快完善，能源基础设施全面公平开放。

二、构建清洁高效、多元互补的能源供应体系

（一）促进非化石能源高质量开发。坚持集中式与分布式并举，推动风电、光伏发电大规模平稳发展，因地制宜推广生物质能多元化利用，到2030年，风电、光伏发电、生物质发电力争新增装机1800万千瓦以上。推动新能源与煤电、新型储能等协同开发，加快建设系统友好型新能源电站，提高新能源替代传统能源参与电力平衡的比例。加强新能源开发与消纳的统筹协调，推进配套电网和调节能力建设，支持零碳园区建设绿电直连、智能微电网等场景，建立完善新能源消纳综合评估指标体系，促进新能源高效消纳和可持续发展，新能源利用率不低于90%。科学谋划氢能产业布局，推动绿氢与新能源协同发展，实施“新能源+氢能”专项试点，拓展氢能在电力、交通、工业等重点领域应用。加快建设天红核科技研发中心，拓展核能综合利用场景。

（二）夯实化石能源保障基础。强化煤电兜底保障和安全支撑作用，推动规划在建煤电项目按期建成投产。科学开展新增支撑性电源项目布局研究，积极申报新增一定规模的支撑性煤电建设容量。按照新一代煤电要求开展存量煤电机组改造和新增机组建设，提升机组调节能力和运行效率。优化临期到寿煤电机组发展路径，有序推动符合条件的机组上大压小、延寿运行、等容量替代或转为应急备用电源、调相机。加强煤炭生产管理，有序淘汰落后产能，支持具备条件的煤矿实施智能化改造。支持石油炼化企业实施节能增效改造，保障油品稳定供应。

（三）完善能源输运设施网络。推进新型电网建设，推进省内特高压交流网架南延工程建设，加快主网架向特高压全面升级，构建“一联二直三交四站”骨干网架格局。统筹推进各级电网提质升级，建成“两纵五横”500千伏主网架，优化完善220千伏电网结构，全面提升电力供应保障和资源配置能力。加快配电网改造升级，增强综合承载能力，推动柔性化、智能化、数字化转型，促进配电网向源网荷储资源高效配置平台转变。持续完善天然气输运网络，加快提升管网互联互通水平，构建多点联通、多路环网的输气网络格局。

三、构建安全坚韧、调控有力的能源保障体系

（一）提升能源系统安全运行水平。健全能源系统运行监测预警与智能调度机制，强化供需动态分析和精准调控，提升能源安全风险实时研判和协同处置能力。完善能源保供协同机制，深化气象服务支撑，加强对低温雨雪冰冻等极端天气的科学评估和防范应对，增强系统防灾抗灾与快速恢复能力。构建以安全充裕为目标的电力供应综合保障体系，完善大电网安全管理机制，加强对大电网运行安全风险的动态分析与超前预警，提升对新型电力系统复杂风险的识别和防控能力。加强能源应急能力建设，推进省市县三级电力应急力量体系建设，提升基层应急处置能力。完善分层级分领域应急预案，加强突发情况预防和应对，确保极端情况下能源供应安全。

（二）加强能源储备调节能力建设。持续强化煤炭储备能力建设，压实企业储备主体责任，加强煤炭储备运行管理，推动政府储备与企业储备互补联动。健全政府储备和企业社会责任储备有机结合、互为补充的石油储备体系，推动完成国家下达目标任务。加快推进落实储气能力，构建多层次储气调峰体系。科学布局抽水蓄能，加快推进规划项目建设，积极申报新增纳规一批项目。多元化推动新型储能发展，拓展新型储能在电源协同运行、电网稳定支撑等多场景应用。充分挖掘用户侧调节潜力，推进虚拟电厂规范化发展，构建灵活高效的电力负荷管理系统。到2030年，力争抽水蓄能装机规模达到330万千瓦，新型储能规模超过500万千瓦，虚拟电厂调节能力达到300万千瓦，电力需求响应能力达到290万千瓦。

（三）强化能源基础设施安全防护。健全能源项目全生命周期安全管理机制，严格执行安全准入，加强事中事后监管。深入推进风险分级管控和隐患排查治理双重预防体系建设，聚焦重要能源设施和关键运行环节，系统开展风险辨识、评估与防控，持续提升能源设施抗风险及受损恢复能力。统筹源网荷储各环节安全协同管控，强化涉网安全管理，防范化解可能造成电网稳定性破坏的系统性风险。加强密集输电通道安全管理，提升电网自然灾害抵御、应急响应和反恐防范能力。严格落实油气长输管道保护责任，健全管道巡护、监测预警和应急处置机制，稳妥推进管道迁改。积极推进安全可靠应用替代，加强能源领域网络安全管理和数据分类分级保护。

四、构建绿色集约、节能低碳的能源消费体系

（一）更大力度推进节能降碳。强化节能降碳与产业政策衔接，持续提升重点行业能效水平。运用数智化、绿色化技术，推动有色、钢铁、石化、建材等传统行业节能低碳改造。加强建筑节能管理，因地制宜推广超低能耗、近零能耗建筑。强化重点用能单位节能降碳管理，加强对数据中心、算力设施等新型高载能行业的规划引导和准入管理。全面实施碳排放总量和强度双控制度，严格执行节能审查和碳排放评价。强化项目规划布局与产能调控，有力有效管控“两高”项目，对新（改、扩）建“两高”项目实行能耗、煤耗、碳排放、环保绩效等级综合审查，对“两高”工业项目严格执行碳排放等量或减量替代要求。建立健全重点行业碳排放核算体系，推动非化石能源电力消费核算认定。加强碳市场、绿证交易、绿电交易等政策机制衔接协调，形成协同推动碳减排的政策合力。

（二）提升绿色能源消费水平。健全绿色能源消费制度，落实可再生能源消费最低比重目标制度，推动消费责任向用能单位分解，加强重点用能行业可再生能源消费刚性约束。加快培育壮大绿证市场，鼓励开展绿色电力交易。培育能源消费新场景新业态，推动能源生产与消费双向互动，促进源网荷储深度融合。鼓励分布式光伏、分散式风电、生物质能等多场景利用，有序发展绿电直连，推动零碳工厂、零碳园区建设。创新“光伏+”多元应用模式，加快在工业、建筑、交通、农业农村等领域应用。针对陶瓷、玻璃等重点工业领域用热需求，加快风光和天然气供热替代利用。支持新能源交通工具的推广使用，完善充换电、液化天然气加注等补能设施网络，推进公路、水路零碳运输通道建设。

（三）加强民生清洁用能服务保障。持续改善城乡居民用能条件，进一步扩大清洁能源在居民生活中的覆盖范围和应用水平。统筹推进城乡用能基础设施升级改造，优化城乡电网、燃气管网等布局，提升供电供气的可靠性和智能化水平。有序推进农村能源革命试点建设，稳步实施“千乡万村驭风行动”“千家万户沐光行动”。持续推进农村电网巩固提升工程，提高农村地区供电质量和服务能力。深入实施电动汽车充电设施服务能力“三年倍增”行动，推动快慢互补、智能开放的充电基础设施建设，统筹布局形成城市面状、公路线状、乡村点状的多层次充电网络，到2030年，充电设施总量达到70万个。

五、构建科技引领、驱动发展的能源创新体系

（一）加强能源关键技术装备创新。强化科技对新型能源体系的支撑作用，加快补齐能源关键技术装备短板，夯实能源产业链基础支撑能力。围绕未来能源产业发展需求，聚焦氢能、新一代风电光伏、长时储能等重点方向，力争实现一批标志性技术突破，并探索推进工程化示范应用。发展大尺寸、薄片化硅片技术，支持低银化TOPCon、异质结、钙钛矿等新型高效光伏电池技术的研发和中试。攻关固态电池关键技术，研发高安全、高比能、长寿命的动力与储能电池系统。开展绿氢制取、安全储运等技术研发攻关，加快构建自主可控的氢能技术体系。

（二）培育壮大能源新产业新赛道。巩固拓展新能源产业竞争优势，推动锂电、光伏等优势产业集群化、高端化发展，支持宜春、新余、赣州打造锂电产业发展核心区，支持上饶建设光伏产业基地。前瞻布局氢能全产业链，构建以“九江—南昌—吉安—赣州”为轴线的“赣鄱氢经济走廊”，持续拓展氢燃料电池发电、天然气掺氢发电、工业领域化石能源替代等应用场景。加速新型储能产业培育，鼓励多种技术路线发展，推动新型储能在电源侧、电网侧、用户侧协同发展。促进人工智能与能源双向赋能，深化能源产业与数字技术融合，加快智能电厂、智能电网、综合智慧能源系统建设，培育壮大“人工智能+”能源等新业态新模式，构建人工智能与能源协同发展生态。

（三）健全能源产业链协同创新机制。加强能源领域产学研协同，鼓励企业、科研院所、高校加强合作，集聚力量开展原创性、引领性科技攻关，全面提升基础研究水平和原始创新能力。强化企业科技创新主体地位，充分发挥产业链链长组织协调和资源整合作用，支持能源骨干企业组建创新联合体，推动产业链上下游协同创新。围绕新能源、氢能、新型储能、智能电网等重点领域，强化场景驱动和试点示范，加快创新成果向现实生产力转化。建设高水平能源创新人才队伍，健全科技人才评价与激励机制。优化科技创新生态和政策保障，加强科技与产业、财政、金融、土地等政策协同联动，引导社会资本加大能源科技创新投入，全面提升创新体系整体效能。

六、构建协同高效、现代先进的能源治理体系

（一）加快统一能源市场体系建设。积极融入全国统一电力市场体系，稳步推动电力现货市场转入正式运行。深入推进电力市场化改革，健全“中长期+现货+辅助服务”协同运作机制，构建适应高比例新能源参与的市场交易和调度体系。支持分布式电源、新型储能、虚拟电厂、智能微电网等新兴市场主体灵活参与市场交易，公平承担系统运行成本和社会责任。完善电价形成和传导机制，建立健全新型储能容量补偿等配套政策，落实新能源就近消纳电价机制。加强省际省内管输体系协同，推进省级天然气管网以市场化方式融入国家管网。有序推进天然气价格市场化改革，完善上下游价格联动机制，按机制调整终端气价，增强储气调峰价格引导作用。

（二）健全能源转型发展机制。完善能源领域支撑实施碳排放总量和强度双控的配套制度，研究建立支撑新能源规模化发展和电力系统安全运行的容量保障机制。健全民营企业参与能源重大项目建设长效机制，鼓励社会资本依法依规投资能源基础设施。完善新能源可持续发展价格结算机制，科学确定机制电量规模。优化适应市场化运行的电力调度机制，提升电网对多元形态、多元主体、多维运行模式的协调能力。加快发展虚拟电厂、智能微电网等新模式新业态，推动配电网规划、运行管理与市场机制协同，更好适应新型电力系统发展需求。深化油气体制机制改革，持续压缩管输和供气层级，完善省内管输统一定价或分区定价机制，推进大用户直购直销及管道直供。落实油气管网设施公平开放要求，完善托运商准入退出、储气库容配置使用等机制，提升管网集约高效运营和资源配置能力。

（三）完善能源治理制度。全面贯彻落实能源法，加快完善地方性法规规章。加强行业准入与合规管理，规范能源资源开发建设秩序，促进能源行业集约高效发展。强化能源项目库动态管理，科学规划布局重大项目，实现项目储备、动态调整、有序开发的良性循环。深化能源领域“高效办成一件事”改革，优化项目审批流程，提升监管效能和服务水平。加大民生用电保障监管力度，持续提升“获得电力”服务水平，全面打造现代化用电营商环境。加强能源治理能力现代化建设，综合运用法治、市场、信息化等手段，提高能源治理的系统性和协同性，营造稳定、公平、透明的发展环境。

七、构建开放融合、互利共赢的能源合作体系

（一）深化跨省跨区电力合作。持续完善特高压骨干网架，推动内蒙古腾格里沙漠基地送电江西工程、闽赣背靠背联网工程建成投运，加快构建“交直融合、多向互联”的坚强受电体系。深化与甘肃等省份沟通衔接，加快推进甘肃巴丹吉林沙漠酒泉基地送电江西特高压工程前期工作，结合西南水电谋划后续项目。充分发挥大电网资源优化配置能力，依托省际交流联络通道和背靠背直流通道，实现省间电力错峰互济、极端情况应急支援、现货市场交易衔接和备用容量共享，促进区域电力市场协调发展。加强省际电力调度协同，深化与华中区域各省的输电合作，进一步扩大中长期和临时互济规模，提升高峰负荷时段应急调度保障水平。创新跨区域电力合作机制，鼓励省内企业通过股权投资、联合开发等方式参与送端省份清洁能源基地开发，构建跨省能源合作共同体。

（二）强化煤炭多元化供应。巩固深化与山西、陕西、内蒙古等主要产煤省区的长期战略合作，稳定铁路直达煤炭供应基本盘。稳步扩大进口煤炭规模，利用沿海港口及长江水运优势，推动“海进江”和铁水联运高效衔接，畅通多元化煤炭调入通道。鼓励省内重点用煤企业与大型煤炭生产企业签订中长期合同，建立稳定可靠的直接供应关系。支持企业在煤炭主产区、中转枢纽及消费集中区域合理布局储配基地，提升资源统筹和市场调节能力。加强煤炭运输通道能力建设，统筹推进铁路、港口、仓储等基础设施布局优化和效能提升。积极发展多式联运，优化集疏运网络，提升煤炭物流效率和应急响应水平，切实增强供应链韧性和运行安全。

（三）加强油气资源引入。巩固和拓展油气资源引进渠道，深化与中石油、中石化、中海油和国家管网集团等油气及石化领域企业的战略合作，全力争取长输管道天然气资源向我省倾斜。统筹推进省内天然气输配网络与国家骨干管网、周边省份管网互联互通，全面提升资源接收、输配调节和系统调峰能力。推动与沿海天然气接收站签订中长期资源合作协议，研究推进赣粤、赣闽等跨省天然气管网联通工程，拓展“海气入赣”输送通道。探索建立区域性油气储备合作和协同调度机制，提升应急状况下的联动调配和协同保障能力，切实筑牢供应安全底线。鼓励支持省内企业参与上游油气资源勘探开发，加快形成长期稳定、安全可靠的资源保障格局。

八、保障措施

（一）加强组织领导与统筹协调。坚持和加强党对能源工作的全面领导，将党的领导贯穿于新型能源体系建设全过程，不折不扣贯彻落实党中央、国务院决策部署和省委、省政府工作要求。强化能源发展规划的战略导向和刚性约束，突出规划对重大项目布局、公共资源配置及社会投资方向的引领作用。各有关部门根据职责分工细化任务举措，加强跨部门协同联动和信息共享，形成工作合力。各地结合实际健全工作推进机制，确保各项任务有效落实。

（二）强化政策协同与要素保障。加强能源政策与产业、财政、金融、价格、土地、环保、科技等领域政策的系统衔接，形成目标一致、互为支撑的政策体系。统筹用好省级财政资金，鼓励金融机构创新绿色信贷、绿色债券等金融产品，加大对能源绿色低碳转型的融资支持力度。引导社会资本有序参与能源项目建设，推动形成政府引导、市场主导、多元参与的投融资格局。加强规划和政策宣传解读，及时回应社会关切，广泛凝聚社会共识，营造有利于能源高质量发展的良好环境。

（三）完善监测评估与动态调整。依托统计部门建立健全覆盖能源生产、消费全环节的统计监测指标体系，完善能源运行监测预警和信息报送发布机制，为规划实施和政策制定提供数据支撑。坚持过程跟踪与效果评价相结合，采取自我评估与第三方评估相结合、年度监测与阶段性评估相衔接的方式，客观评价进展成效，及时发现风险问题，提出优化调整建议。严格按程序开展规划中期评估和总结评估，强化评估结果应用，对因形势变化确需调整的内容，依法依规履行程序，并及时向社会公开说明，主动接受各方监督。