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　　电网作为连接电力生产和消费的枢纽平台凯发vip★◈，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凯发vip★◈，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★◈。

　　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凯发vip★◈，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★◈。

　　（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★◈、源网荷储一体化凯发vip★◈、绿电直连★◈、虚拟电厂等电力新业态健康发展★◈。

　　（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”古典艳情★◈、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凯发vip★◈，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★◈。

　　（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古典艳情★◈，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★◈。

　　（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古典艳情★◈。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凯发vip★◈。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★◈。

　　（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古典艳情★◈。

　　（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★◈。

　　（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凯发vip★◈。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凯发vip★◈。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★◈。

　　（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★◈。

　　（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★◈。

　　国家能源局有关负责同志就《关于促进电网高质量发展的指导意见》答记者问