正规股票杠杆平台国家发展改革委国家能源局关于促进电网高质量发展的指导意见（全文）

　　国家发展改革委国家能源局关于促进正规股票杠杆平台

　　电网高质量发展的指导意见

　　发改能源〔2025〕1710号

　　各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，国家能源局各派出机构，有关中央企业：

　　电网作为连接电力生产和消费的枢纽平台，是加快构建新型电力系统的核心环节。为适应能源绿色低碳转型需要，支撑新能源大规模高比例发展，保障大电网运行安全和电力可靠供应，服务建设全国统一电力市场，满足人民群众高质量用电需求，现就促进电网高质量发展提出如下意见。

　　一、总体要求

　　以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的二十大和二十届历次全会精神，完整、准确、全面贯彻新发展理念，落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，深入贯彻能源法，充分发挥新型举国体制优势，坚持“统一规划建设、协调运行控制、贯通安全治理、创新技术管理”，加快建设主配微协同的新型电网平台，健全电网自然垄断业务监管机制，为推进中国式现代化提供坚强电力支撑。

　　到2030年，主干电网和配电网为重要基础、智能微电网为有益补充的新型电网平台初步建成，主配微网形成界面清晰、功能完善、运行智能、互动高效的有机整体。电网资源优化配置能力有效增强，“西电东送”规模超过4.2亿千瓦，新增省间电力互济能力4000万千瓦左右，支撑新能源发电量占比达到30%左右，接纳分布式新能源能力达到9亿千瓦，支撑充电基础设施超过4000万台，公共电网的基础作用充分发挥，智能微电网多元化发展，电力系统保持稳定运行，服务民生用电更加有力。

　　到2035年，主干电网、配电网和智能微电网发展充分协同，贯通各级电网的安全治理机制更加完善，电网设施全寿命周期智能化、数字化水平明显提升，有效支撑新型电力系统安全稳定运行和各类并网主体健康发展，支撑实现国家自主贡献目标，为基本实现社会主义现代化提供坚强电力保障。

　　二、明确新型电网平台功能定位

　　（一）强化新型电力系统枢纽平台作用。主动适应新能源高渗透率电力系统安全稳定、新能源高效消纳、电力体制改革需求，支撑全国统一电力市场建设，构建安全可靠、柔性可控、灵活高效、智慧融合的新型电网平台，加强主干电网、配电网与智能微电网多层级协同规划建设和调控运行，充分发挥各类电源作用，实现电力系统综合平衡，促进电能量广域自由流动。

　　（二）夯实电网公共基础设施属性定位。坚持“人民电业为人民”的核心理念和服务宗旨，在高质量发展中保障和改善民生，提高电力普遍服务水平，满足人民群众多元用电需求。提升电网对各类并网主体公平开放水平，优化并网接入技术标准和管理流程，服务分布式能源、源网荷储一体化、绿电直连、虚拟电厂等电力新业态健康发展。

　　三、加强各级电网统一规划建设

　　（三）优化主配微网协同发展格局。坚持统一规划，一体推进主干电网、配电网和智能微电网发展。主干电网筑牢电力安全保障根本，夯实全国统一电力市场物理基础，支撑清洁能源资源广域调配。配电网与主干电网充分耦合，承载多元化源荷开放接入、双向互动，支撑分布式新能源合理发展，全面增强供电保障能力。智能微电网作为具有自平衡和自调节能力的电力新业态载体，支持多元主体接入，融入终端用户绿色用能场景，促进新能源就近开发、就地消纳，提升偏远地区和电网末端供电可靠水平。

　　（四）有序推进跨省跨区输电通道规划建设。坚持全国“一盘棋”，以需求为导向，科学优化全国电力流向，服务“沙戈荒”、水风光等清洁能源基地开发外送消纳。确保大电网安全，全力破解廊道制约因素，保持输电通道合理规划建设节奏。结合电力市场价格信号，提升输电效率和经济性，稳步提高清洁能源输送占比。推动具备条件的存量输电通道改造升级。

　　（五）优化提升电网主干网架结构。坚持以六大区域同步电网为主体的全国联网格局，推动电网交直流、送受端协调发展。加强区域间、省间电网联络和互济能力，支撑错峰互济，促进备用容量和可调节资源共享。分层分区优化特（超）高压交流网架，探索验证局部直流组网灵活布局。统筹规划建设海上输电网络，因地制宜探索海陆一体规划建设模式。持续推进边疆地区电网建设，稳步推动跨境电力互联互通合作。

　　（六）加快构建新型配电系统。落实新型城镇化、乡村振兴战略要求，适度超前规划变配电设施布局，差异化提高局部规划设计和灾害防控标准。推进配电网柔性化、智能化、数字化转型，实现配电网从传统无源单向辐射网络向有源双向交互系统转变，支持建设分布式独立储能和电网替代型储能，提升配电网与各类并网电力新业态的交互水平。完善增量配电网发展政策。

　　（七）因地制宜规划建设智能微电网。兼顾效率和公平，以“自平衡、自调节、自安全”为目标，充分考虑用户多样化用能需求，加强智能微电网对多能源品种资源配置功能。提升智能微电网内部源网荷储各要素智能化调控能力和运行匹配度，逐步提升新能源自发自用比例。支持智能微电网在平等承担经济、社会和安全责任的前提下，实现灵活并网和离网运行。

　　（八）加大电网投资力度。落实国家重大战略部署，适度超前、不过度超前开展电网投资建设，加大存量电网改造升级力度，保障新型电力系统建设。鼓励符合条件的民间资本参与电网投资建设。优化电网企业投资经营考核管理机制。

　　四、构建新型电力调度体系

　　（九）加强电力调度顶层设计。坚持统一调度、分级管理。遵循电力系统高比例新能源和电力电子化发展规律，加快构建网源运行协调、安全主动防御、资源市场配置、数智技术赋能的新型电力调度体系，增强电力调度灵活性和适应性，与电力市场运行高效衔接。

　　（十）完善电力调度管理体系。构建适应多种电网形态、多元调度对象、多种业态模式的调度机制，推动电网调控模式由以主干电网为主，向主配微网协同转变。建立适应电力市场的电网调度运行机制。探索“沙戈荒”、水风光、电力新业态等协同运行控制新模式。

　　（十一）增强电网调控运行能力。建设综合智能感知、集中分析决策、分布监视控制、云边高效协同的电力调度控制系统。优化调度生产组织模式，提升电网实时调控和安全稳定水平。积极推进分布式新能源、新型储能等新型并网主体调控能力建设，实现多元海量资源协同优化调度。强化市（地）、县（配）调人员力量和支撑体系。

　　五、增强电网安全治理能力

　　（十二）完善电网安全协同治理格局。压实源网荷储全环节电力安全责任，科学界定电网与各类并网主体的责任边界。严格执行电力系统安全稳定导则，优化“三道防线”。严格监测考核电源调频、调压等涉网性能，加强系统无功支撑能力建设。加强用户侧涉网管理，增强用户涉网安全意识。健全电力行业技术监督体系，积极培育电力行业技术服务市场，完善涉网技术监督机制。

　　（十三）强化电网安全风险辨识与管控能力。充分借鉴吸取国际大停电事故教训，按照“全面评估、先降后控、动态管理”原则，建立覆盖主配微网全要素的电网安全风险防控机制。深化研究新型电力系统动态特性和故障演化机理。加强电网运行监测预警和预防控制，强化电力网络安全防御。建立健全电网数据安全管理制度，持续提高电网数据安全保护水平。

　　（十四）加强电网应急能力建设。构建“政企协同、内外联动、多元保障”的电力应急体系，加强煤炭、天然气等一次能源和电力应急的协同互动，全面增强电力应急处置能力。制定极端状态下电网保底供电方案，提升电网应对自然灾害和重点地区、重点部位、重要用户的供电保障能力，优化完善电网黑启动措施。完善大面积停电事件应急预案，定期开展应急演练。

　　六、促进新质生产力赋能电网发展

　　（十五）加强电网关键技术攻关。依托智能电网重大专项等国家科技重大专项，推动新型电网平台先进技术研发应用。研究突破新型电力系统稳定分析和控制关键技术，攻关主配微网协同规划与运行调度技术。面向“沙戈荒”、水风光、高海拔、深远海等应用场景，攻关大容量柔性直流、新能源孤岛送出、低频输电等关键技术，试点100%新能源大基地远距离外送。研发应用大容量断路器、超长距离交直流GIL等高性能电力装备，加快构网型技术工程验证与推广应用。

　　（十六）推动人工智能技术和数字化技术赋能电网发展。推进数字技术和数据要素融入电网业务，推动人工智能技术在电网规划建设、设备管理、调控运行、供电服务、安全防御等方面深度应用。结合量子通信、物联感知、5G-A/6G等先进技术发展，拓展电网领域应用场景。促进网络基础设施与电网融合发展。

　　（十七）强化电网技术标准引领。构建新型电网平台标准体系，加强前沿技术领域标准布局，围绕电网重大科技创新同步开展关键技术标准制定。完善电力系统安全稳定、电网智能化调度技术标准，建立构网型技术、新业态涉网及调控技术标准体系架构。

　　七、推进电网全方位服务民生保障

　　（十八）提升城乡电力服务保障能力。破解民生用电堵点卡点，积极开展城中村、城镇老旧小区供电设施规范化改造，强化非直供电小区供电保障。加快补齐农村配电网短板，实现供电可靠性和电压合格率稳步提升。加强煤改电配套电网建设改造及供电保障，支撑北方地区清洁取暖持续稳定运行。引导分布式电源与城乡电网协调布局，提升电网对分布式新能源的接纳、配置和调控能力，强化分布式新能源对民生改善的促进作用。

　　（十九）支撑高质量充电基础设施体系建设。推动车、桩（站）、网融合发展，科学衔接充电设施布局和配电网建设改造，支撑大功率充电设施有序建设。优化充电桩报装接电流程，推动新建住宅充电设施配建达标，提升存量居住小区和农村地区居民建桩条件。有序推广智能充放电设施，逐步扩大车网互动应用范围，提高电网与充放电行为的友好交互能力。

　　（二十）优化用电营商环境。全面打造现代化用电营商环境，进一步巩固提升“三零”服务，拓展低压办电“零投资”范围至160千瓦及以下各类民营经济组织。规范实施“三省”服务，主动精准对接用户用电报装需求，探索全过程数智办电服务。研究建立一地受理、多地协同机制，推动跨省用电业务高效通办。加强电能质量管理。进一步提升95598供电服务热线服务质效，高质量满足人民群众办电用电诉求。

　　八、强化电网监督管理

　　（二十一）优化电网规划管理机制。完善电网规划管理体系，统筹优化跨省跨区输电通道和主干网架，常态化滚动开展电力系统设计，指导地方科学编制配电网规划。做好电力规划与国土空间等规划充分衔接。严肃规划执行，加强电力规划实施监测和监管，适时开展项目优化调整。

　　（二十二）加强不同电网经营主体的统筹协调。国家统一规划布局跨电网企业经营区电网工程，提升跨经营区电力输送与互济能力。相关电网企业按照一个主体原则，协商明确建设运营主体和合作方式。持续推动地方小电网加强配电设施建设，逐步理顺与大电网融合发展机制。

　　（二十三）完善输配电价监管规则。适应新型电力系统建设需要，对以输送清洁能源电量或联网功能为主的工程，探索实行两部制或单一容量制电价；对新能源就近消纳等新业态，实行单一容量制电价。研究建立电网企业准许收入清算制度。完善输配电成本监审办法，夯实定价基础。

　　（二十四）加强电网自然垄断业务监管。健全输配电环节独立运营监管机制，加强对电网企业落实许可管理制度、公平开放及并网服务质量的常态化监管，深化对电力调度机构和电力交易中心的穿透式监管。对电网企业开展垄断性业务和竞争性业务的范围进行监管，防止自然垄断环节向上下游竞争性环节延伸。加强电网企业代理购电业务监管，有序推动工商业用户全部进入电力市场。持续开展电网投资成效评价，提升电网利用效率。充分发挥12398能源监管热线作用，加强供电服务监管。

　　（二十五）提升电网安全监管效能。完善电网安全监管权责清单，加强电网安全风险管控全过程闭环监管，督促各方落实电力系统重大风险管控措施和治理建议。推动以安全信用为核心的新型监管机制应用，严格电网安全事故调查。加强新型并网主体涉网安全监管。

　　九、组织保障

　　（二十六）压实各方责任。国家发展改革委、国家能源局统筹推进电网高质量发展工作。国家能源局派出机构履行属地监管职责，发现重大问题及时报告。地方主管部门履行属地责任，制定具体工作举措并推动实施。电网企业履行主体责任，细化落实各项政策措施。各类并网主体积极参与，共同保障电力可靠供应与电网安全运行。

　　（二十七）强化要素保障。建立电网重点项目建设央地协调机制，协调推动站址廊道资源保障。统筹利用好现有资金渠道，支持边远地区、脱贫地区、革命老区农村电网建设，以及输配电设备更新和技术改造。探索推行并联审批、告知承诺制等审批模式，促进电网项目加快落地。

　　（二十八）营造发展氛围。加快推动涉及电网相关法律法规修订工作。引导企业积极参与新型电网平台建设，及时总结电网高质量发展的先进做法、成功经验、典型模式并加以推广。结合新型电力系统建设试点，推进新型电网平台新技术新模式试点应用。

　　国家发展改革委

　　国家能源局

　　2025年12月26日