能源与科技政策
ENERGY and S&T POLICY
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国家能源局关于促进新型储能并网和调度运用的通知
各省（自治区、直辖市）能源局，有关省（自治区、直辖市）及新疆生产建设兵团发展改革委、工业和信息化主管部门、城市管理委，各派出机构，有关中央企业：为深入贯彻党的二十大精神，加快规划建设新型能源体系，落实《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号）、《新型储能项目管理规范（暂行）》（国能发科技规〔2021〕47号）、《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》（发改办运行〔2022〕475号）有关要求，规范新型储能并网接入管理，优化调度运行机制，充分发挥新型储能作用，支撑构建新型电力系统，现就有关事项通知如下。一、总体要求（一）准确把握新型储能功能定位。新型储能是指除抽水蓄能外，以输出电力为主要形式，并对外提供服务的储能技术，具有建设周期短、布局灵活、响应速度快等优势，可在电力系统运行中发挥调峰、调频、调压、备用、黑启动、惯量响应等多种功能，是构建新型电力系统的重要支撑技术。随着装机规模迅速增长，新型储能在促进新能源开发消纳和电力系统安全稳定运行等方面的作用正在逐步显现。应结合新型储能功能定位和市场化要求，进一步规范新型储能并网管理，持续完善新型储能调度机制，保障新型储能合理高效利用，有力支撑新型电力系统建设。（二）明确接受电力系统调度新型储能范围。接入电力系统并签订调度协议的新型储能，可分为调度调用新型储能和电站自用新型储能两类。调度调用新型储能指具备独立计量装置，并且按照市场出清结果或电力调度机构指令运行的新型储能，包括独立储能电站、具备条件独立运行的新能源配建储能等；电站自用新型储能指与发电企业、用户等联合运行，由发电企业、用户等根据自身需求进行控制的新型储能，包括未独立运行的新能源配建储能、火电联合调频储能、具备接受调度指令能力的用户侧储能等。二、加强新型储能并网和调度运行管理（三）规范新型储能并网接入管理。电网企业及电力调度机构须制定新型储能并网细则及并网服务工作指引等，明确并网流程、相关标准和涉网试验要求。电力调度机构按照平等互利、协商一致和确保电力系统安全运行的原则，组织新型储能开展并网验收并签订并网调度协议，新型储能应在并网后规定时间内完成全部涉网试验。（四）优化新型储能调度方式。电力调度机构应根据系统需求，制定新型储能调度运行规程，科学确定新型储能调度运行方式，公平调用新型储能调节资源。积极支持新能源+储能、聚合储能、光储充一体化等联合调用模式发展，优先调用新型储能试点示范项目，充分发挥各类储能价值。调用新型储能时，对于参与电力市场的新型储能，按照市场出清结果安排新型储能运行，对于暂不具备参与电力市场条件的新型储能，通过调度指令进行调用。在发生危及电力系统安全事故（事件）及其他必要情况时，所有调管范围内的新型储能应接受电力调度机构统一直接调用，直接调用期间按照独立储能充放电价格机制执行。（五）加强新型储能运行管理。各地在制修订电力市场规则或《电力辅助服务管理实施细则》《电力并网运行管理实施细则》时，明确、细化各类新型储能的考核实施细则。新型储能应按电力调度机构要求及时报送运行信息，电力调度机构定期向全国新型储能大数据平台推送新型储能调用情况。三、明确新型储能并网和调度技术要求（六）规范新型储能并网接入技术要求。新型储能接入系统应符合电力系统安全稳定运行要求，完成相应性能试验及涉网试验，新型储能设备应满足国家、行业技术标准及管理规范有关要求，确保安全稳定运行。新型储能项目单位需制定详细的运行维护规程、现场操作规程、事故预案及应急管理措施、停运检修计划等，并定期向电力调度机构报备。（七）明确新型储能调度运行技术要求。新型储能应配备功率控制系统或协调控制系统。所有调管范围内的新型储能应具备按照调度指令进行有功功率和无功功率自动调节的能力，接入所属电力调度机构的AGC、AVC等系统，接受并执行调度指令，并具备信息安全防护措施。新能源基地配建新型储能调度原则按照《新能源基地送电配置新型储能规划技术导则》（NB/T11194-2023）执行。（八）鼓励存量新型储能技术改造。鼓励存量新型储能开展技术改造，具备接受调度指令能力。满足相应技术条件后，电力调度机构应及时开展新型储能并网及调度工作。（九）推动新型储能智慧调控技术创新。结合新型储能多场景和市场化运行需求，积极开展新型储能与其他电源协同优化调度技术、规模化储能系统集群智能调度关键技术、基于新型储能的电网主动支撑技术、电动汽车等分布式储能虚拟电厂聚合互动调控技术等研发攻关工作，着力推动新技术应用。四、强化新型储能并网和调度协调保障（十）加强新型储能项目管理。省级能源主管部门应会同有关单位加强新型储能项目管理体系建设，加强本地区新型储能规划、备案、建设、运行、调用管理。（十一）做好新型储能并网服务。电网企业及电力调度机构应公平无歧视地向新型储能提供电网接入服务，做好技术指导，优化并网接入流程，保障新型储能安全高效并网。（十二）以市场化方式促进新型储能调用。各地充分考虑新型储能特点，加快推进完善新型储能参与电能量市场和辅助服务市场有关细则，丰富交易品种，考虑配套政策、电力供需情况，通过灵活有效的市场化手段，促进新型储能“一体多用、分时复用”，进一步丰富新型储能的市场化商业模式。（十三）加强新型储能并网调度监督管理。国家能源局派出机构、省级能源主管部门按照各自职责加强新型储能并网和调度运行的监督与管理，建立健全新型储能并网和调度运行管理协调机制，协调处理有关争议。工作中发现的重大问题及时向国家能源局报告。本通知自发布之日起施行，有效期五年。国家能源局2024年4月2日
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中国人民银行等部门关于进一步强化金融支持绿色低碳发展的指导意见
中国人民银行上海总部，各省、自治区、直辖市及计划单列市分行，各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委、工业和信息化主管部门、财政厅（局）、生态环境厅（局），国家金融监督管理总局各监管局，中国证监会各证监局：为贯彻落实党中央、国务院关于碳达峰碳中和重大决策部署，做好绿色金融大文章，积极支持绿色低碳发展，经国务院同意，现提出如下意见。一、总体要求（一）指导思想。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精神，深入践行习近平生态文明思想，坚持稳中求进工作总基调，立足新发展阶段，完整、准确、全面贯彻新发展理念，加快构建新发展格局，着力推动高质量发展，进一步强化金融对绿色低碳发展的支持，坚定不移走生态优先、节约集约、绿色低碳的高质量发展道路，为确保国家能源安全、助力碳达峰碳中和形成有力支撑。（二）工作原则。——统筹发展和安全。统筹高质量发展和高水平安全，加大金融对绿色低碳发展的支持力度，协同推进降碳、减污、扩绿、增长，加强风险识别和管控，在推动新型能源体系建设和能源企业转型过程中防范化解风险，确保粮食、能源资源、重要产业链供应链安全和群众正常生活，为经济高质量发展提供有力支撑。——兼顾长期与当前。坚持系统观念，加强前瞻性思考和全局性谋划，科学有序推进碳达峰碳中和，立足我国能源资源禀赋，乘势而上、先立后破，合理规划和实施金融支持碳减排的短、中、长期任务，推动各项任务尽早起步、持续发力，稳妥有序推进绿色金融改革创新，更好服务绿色低碳发展。——激励与约束并重。充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用，引导金融资源支持高排放行业绿色低碳转型和可再生能源项目建设，促进工业绿色转型和升级，支持绿色低碳交通和绿色建筑发展。严控金融资源投向高耗能、高排放、低水平项目。——坚持高标准推动和高水平合作。按照国家绿色低碳发展战略，科学制定、规范实施清晰可执行的绿色金融和转型金融标准，推动中国标准与国际标准体系兼容。积极参与应对气候变化全球治理，主动引领全球绿色金融议题，为全球应对气候变化贡献中国智慧，加强国际成熟经验的国内运用和国内有益经验的国际推广。（三）主要目标。未来5年，国际领先的金融支持绿色低碳发展体系基本构建，金融基础设施、环境信息披露、风险管理、金融产品和市场、政策支持体系及绿色金融标准体系不断健全，绿色金融区域改革有序推进，国际合作更加密切，各类要素资源向绿色低碳领域有序聚集。到2035年，各类经济金融绿色低碳政策协同高效推进，金融支持绿色低碳发展的标准体系和政策支持体系更加成熟，资源配置、风险管理和市场定价功能得到更好发挥。二、优化绿色金融标准体系（四）推动金融系统逐步开展碳核算。建立健全金融机构碳核算方法和数据库，着力推动成熟的碳核算方法和成果在金融系统应用，制定出台统一的金融机构和金融业务碳核算标准，推动金融机构加强自身及其投融资相关业务碳排放数据的管理和统计。提升金融机构碳核算的规范性、权威性和透明度。鼓励金融机构和企业运用大数据、金融科技等技术手段为碳核算工作提供技术支撑。（五）持续完善绿色金融标准体系。制定统一的绿色金融标准体系。持续优化我国绿色债券标准，统一绿色债券募集资金用途、信息披露和监管要求，完善绿色债券评估认证标准。进一步优化绿色公司债券申报受理及审核注册“绿色通道”制度安排，提升企业发行绿色债券的便利度。研究制定《绿色债券支持项目目录》低碳项目推荐性指引、绿色债券碳核算方法和披露标准，要求债券发行人核算并披露募集资金所支持项目的碳减排量和碳排放量。完善绿色债券统计，逐步构建可衡量碳减排效果的绿色金融统计体系，全面反映金融支持生态文明建设成效。进一步完善绿色信贷标准体系。建立健全绿色保险标准。研究制定绿色股票标准，统一绿色股票业务规则。适时推动温室气体分项核算、披露和统计。加快研究制定工业绿色发展指导目录和项目库，大力支持绿色技术创新。支持建立气候投融资项目库标准体系。加快研究制定转型金融标准，将符合条件的工业绿色发展项目等纳入支持范围，明确转型活动目录、披露要求、产品体系和激励机制等核心要素。三、强化以信息披露为基础的约束机制（六）推动金融机构和融资主体开展环境信息披露。分步分类探索建立覆盖不同类型金融机构的环境信息披露制度，推动相关上市公司、发债主体依法披露环境信息。制定完善上市公司可持续发展信息披露指引，引导上市公司披露可持续发展信息。健全碳排放信息披露框架，鼓励金融机构披露高碳资产敞口和建立气候变化相关风险突发事件应急披露机制。定期披露绿色金融统计数据。（七）不断提高环境信息披露和评估质量。研究完善金融机构环境信息披露指南。鼓励信用评级机构建立健全针对绿色金融产品的评级体系，支持信用评级机构将环境、社会和治理（ESG）因素纳入信用评级方法与模型。推动重点排污单位、实施强制性清洁生产审核的企业、相关上市公司和发债企业依法披露的环境信息、碳排放信息等实现数据共享。发挥国家产融合作平台作用，建立工业绿色发展信息共享机制，推动跨部门、多维度、高价值绿色数据对接。四、促进绿色金融产品和市场发展（八）推进碳排放权交易市场建设。依据碳市场相关政策法规和技术规范，开展碳排放权登记、交易、结算活动，加强碳排放核算、报告与核查。研究丰富与碳排放权挂钩的金融产品及交易方式，逐步扩大适合我国碳市场发展的交易主体范围。合理控制碳排放权配额发放总量，科学分配初始碳排放权配额。增强碳市场流动性，优化碳市场定价机制。（九）加大绿色信贷支持力度。在依法合规、风险可控和商业可持续的前提下，鼓励金融机构利用绿色金融标准或转型金融标准，加大对能源、工业、交通、建筑等领域绿色发展和低碳转型的信贷支持力度，优化绿色信贷流程、产品和服务。探索采取市场化方式为境内主体境外融资提供增信服务，降低海外金融活动风险。加强供应链金融配套基础设施建设，推动绿色供应链创新与应用。（十）进一步加大资本市场支持绿色低碳发展力度。支持符合条件的企业在境内外上市融资或再融资，募集资金用于绿色低碳项目建设运营。大力支持符合条件的企业、金融机构发行绿色债券和绿色资产支持证券。积极发展碳中和债和可持续发展挂钩债券。支持清洁能源等符合条件的基础设施项目发行不动产投资信托基金（REITs）产品。支持地方政府将符合条件的生态环保等领域建设项目纳入地方政府债券支持范围。加强对生态环境导向的开发模式（EOD）的金融支持，完善相关投融资模式。在依法合规、风险可控前提下，研究推进绿色资产管理产品发展。规范开展绿色债券、绿色股权投融资业务。鼓励境外机构发行绿色熊猫债，投资境内绿色债券。支持证券基金及相关投资行业开发绿色投资产品，更好履行环境、社会和治理责任。加大金融支持绿色低碳重大科技攻关和推广应用的力度，强化基础研究和前沿技术布局，加快先进适用技术研发和推广等。（十一）大力发展绿色保险和服务。完善气候变化相关重大风险的保险保障体系。为高风险客户提供防灾防损预警服务，及时排查风险隐患，降低理赔风险。发挥保险资金长期投资特点，鼓励保险资金按照商业化原则支持绿色产业和绿色项目，优化长期投资能力考评机制。鼓励保险机构研究建立企业碳排放水平与保险定价关联机制。推动发展新能源汽车保险。（十二）壮大绿色金融市场参与主体。推广可持续投资理念，吸引养老保险基金等长期机构投资者投资绿色金融产品。鼓励银行业金融机构建设绿色金融特色分支机构，将绿色金融发展纳入金融机构考核评价体系。鼓励有条件、有意愿的金融机构采纳或签署以绿色金融、可持续金融等为主题的国际原则或倡议。在交易账户设立、交易、登记、清算、结算、资金汇兑和跨境汇入汇出等环节，为境外投资者配置境内绿色金融资产提供便利化金融服务。涉及碳资产业务的，按照《巴黎协定》国内履约要求管理。五、加强政策协调和制度保障（十三）推动完善法律法规。发挥法治固根本、稳预期、利长远的保障作用，推进绿色金融领域立法，促进金融支持绿色转型和低碳发展。鼓励有条件的地方依法率先出台地方性绿色金融法规。研究明确商业银行在绿色金融方面的社会责任及授信审查尽职免责要求。（十四）完善金融机构绿色金融考核评价机制。不定期开展政策跟踪评估，持续优化绿色金融评价机制，完善和加强金融支持绿色低碳发展的信息通报机制。加大对金融机构绿色金融业务及能力的考核评价力度，逐步将金融机构持有的绿色基金和境外绿色金融资产纳入绿色金融评价，丰富评价结果运用场景。鼓励金融机构通过调整内部资金转移定价和经济资本占用等方式引导金融资源绿色化配置，不断优化金融机构资产结构。将金融支持碳达峰碳中和工作情况纳入金融机构高级管理人员考核。（十五）丰富相关货币政策工具。用好碳减排支持工具，向符合条件的金融机构提供低成本资金，支持金融机构向具有显著碳减排效益的重点项目提供优惠利率融资。推动中央银行资产配置绿色化，逐步将可持续性纳入外汇储备长期经营管理目标，继续投资绿色债券。（十六）支持高排放行业和高排放项目绿色低碳转型。充分发挥国家绿色发展基金的示范引领作用。鼓励具备条件的金融机构、社会资本成立碳达峰碳中和转型基金。引导金融机构支持清洁运输、清洁取暖和重点行业超低排放改造，大力支持清洁能源的研发、投资、推广运用，继续促进煤炭清洁高效利用，鼓励金融资源向环保绩效等级高的企业倾斜。支持发行转型债券，满足规模以上能源生产消费企业改造升级等低碳转型需求。将高排放行业和高排放项目碳减排信息与项目信贷评价、信用体系建设挂钩。推进高排放行业绿色低碳转型和数字化、智能化升级。（十七）深化绿色金融区域改革。稳步有序探索具有区域特色的绿色金融发展和改革路径，做好试验区总结评估和经验推广工作。有序开展绿色金融改革创新试验区升级扩容。支持有条件的地方开展气候投融资试点，探索建立气候友好型投融资体制机制。推动绿色金融标准在绿色金融改革创新试验区先行先试，支持建立高标准绿色项目库并实现互联互通。（十八）在国家区域重大战略中进一步支持绿色发展。推动在岸绿色金融市场发展与上海国际金融中心建设、人民币国际化的良性互动，提升人民币绿色产品定价的国际影响力。建立健全长三角环境信息共享机制，推动绿色金融信息管理系统在长三角地区率先推广。支持京津冀、粤港澳大湾区等国家区域重大战略实施区域发展绿色金融产业，建设国际认可的绿色债券认证机构。六、强化气候变化相关审慎管理和风险防范（十九）健全审慎管理。逐步将气候变化相关风险纳入宏观审慎政策框架，引导金融机构支持绿色低碳发展，推动金融机构定期向金融管理部门报送高碳资产规模、占比和风险敞口等信息。适时披露中国金融体系气候变化相关风险压力测试结果。根据气候变化相关风险，研究完善风险监管指标和评估方法。（二十）增强金融机构应对风险的能力。推动金融机构将气候变化相关风险纳入风险控制体系及公司治理框架。鼓励金融机构运用气候风险压力测试、情景分析等工具和方法，开展气候风险评估，配套完善内部控制制度、政策工具和管理流程，有效应对转型风险。推动保险机构建立气候变化相关风险评估预测模型，利用大数据等技术手段开展气候灾害风险分析。七、加强国际合作（二十一）深化绿色金融合作。积极参加二十国集团（G20）、金融稳定理事会（FSB）、央行与监管机构绿色金融网络（NGFS）、可持续金融国际平台（IPSF）、国际清算银行（BIS）、巴塞尔银行监管委员会（BCBS）、可持续银行和金融网络（SBFN）、国际证监会组织（IOSCO）等多边及双边绿色金融合作机制。主动参加绿色金融国际标准制定，推动中国标准与国际标准体系兼容。推动国内国际绿色金融产品与服务互联互通，便利中外投资者跨境开展绿色投资。（二十二）推动“一带一路”绿色投资。鼓励银行、股权类投资机构、基金公司等各类金融机构在“一带一路”共建国家和地区开展绿色低碳投资。八、强化组织保障（二十三）加强组织领导，形成发展合力。坚持和加强党的全面领导，坚决维护党中央权威和集中统一领导，加强金融支持绿色低碳发展的部门协调合作，形成金融支持绿色低碳发展合力。加强对绿色金融的行为监管和功能监管，提高风险早识别、早预警、早处置能力，重大事项及时向党中央、国务院报告。加强各有关部门信息共享，加强金融机构与企业之间的沟通交流，引导企业有效开展绿色转型和技术改造，推动金融支持绿色低碳政策平稳落地。推动地方政府因地制宜，明确责任分工，建章立制，保障金融支持绿色低碳发展各项政策有效落地。加强对金融支持绿色低碳发展的宣传，营造绿色金融发展良好氛围。（二十四）强化绿色金融能力建设。加强学术交流与合作，推进绿色金融相关学科专业建设，开展金融支持绿色低碳发展相关重大课题的基础性和前瞻性研究。大力开展绿色金融培训，促进金融管理部门、金融机构和第三方机构提升绿色金融能力。支持金融机构与国内外同业机构就气候风险压力测试、情景分析等开展技术交流，进一步强化金融支持绿色低碳发展的能力建设。中国人民银行国家发展改革委工业和信息化部财政部生态环境部金融监管总局中国证监会2024年3月27日
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国家发展改革委 国家能源局关于新形势下配电网高质量发展的指导意见
各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，北京市城市管理委员会，国家能源局各派出机构，有关电力企业：配电网作为重要的公共基础设施，在保障电力供应、支撑经济社会发展、服务改善民生等方面发挥重要作用。随着新型电力系统建设的推进，配电网正逐步由单纯接受、分配电能给用户的电力网络转变为源网荷储融合互动、与上级电网灵活耦合的电力网络，在促进分布式电源就近消纳、承载新型负荷等方面的功能日益显著。为推动新形势下配电网高质量发展，助力构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，现提出以下意见。一、总体要求（一）指导思想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精神，深入落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，紧扣新形势下电力保供和转型目标，有序扩大配电网投资，提高投资效益，协同推进配电网建设改造，系统推进配电网与源荷储科学融合发展，全面提升城乡配电网供电保障能力和综合承载能力，以配电网高质量发展助力新型能源体系和新型电力系统建设，服务经济社会发展，推动实现“双碳”目标，加快中国式现代化进程。（二）基本原则坚持安全供电，增强保障能力。将保障电力安全可靠供应作为首要任务，适度超前规划建设配电网，持续优化网架结构，保持合理供电裕度，缩小城乡供电差距。适当提高设防标准，协同提升重要用户应急保障水平，夯实本质安全基础。坚持绿色发展，助力低碳转型。加快配电网建设改造和智慧升级，强化源网荷储协同发展。切实满足分布式新能源发展需要，全力支撑电动汽车充电基础设施体系建设，积极推动新型储能多元发展，全面推进能源绿色低碳转型。坚持统筹衔接，强化规划引领。牢固树立系统思维，加强配电网规划与国家发展战略、城乡发展规划、产业发展规划在编制、实施过程中的衔接互动。深化多部门联动协作，实现源网荷储资源的科学有序配置。坚持科学管理，促进提质增效。建立健全配电网科学发展机制，强化全过程管理。创新配电网运营管理模式，提升标准化水平，推进先进科技研发和应用，深化电力体制机制改革，进一步提高配电网质量和效益。（三）发展目标围绕建设新型能源体系和新型电力系统的总目标，打造安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合的新型配电系统，在增强保供能力的基础上，推动配电网在形态上从传统的“无源”单向辐射网络向“有源”双向交互系统转变，在功能上从单一供配电服务主体向源网荷储资源高效配置平台转变。到2025年，配电网网架结构更加坚强清晰，供配电能力合理充裕；配电网承载力和灵活性显著提升，具备5亿千瓦左右分布式新能源、1200万台左右充电桩接入能力；有源配电网与大电网兼容并蓄，配电网数字化转型全面推进，开放共享系统逐步形成，支撑多元创新发展；智慧调控运行体系加快升级，在具备条件地区推广车网协调互动和构网型新能源、构网型储能等新技术。到2030年，基本完成配电网柔性化、智能化、数字化转型，实现主配微网多级协同、海量资源聚合互动、多元用户即插即用，有效促进分布式智能电网与大电网融合发展，较好满足分布式电源、新型储能及各类新业态发展需求，为建成覆盖广泛、规模适度、结构合理、功能完善的高质量充电基础设施体系提供有力支撑，以高水平电气化推动实现非化石能源消费目标。二、补齐电网短板，夯实保供基础（一）全面提升供电保障能力。适度超前规划变配电布点，优化电网设施布局，打造坚强灵活电网网架。加快推进城镇老旧小区、城中村配电设施升级改造，严格落实城镇居民用电“一户一表”、新建居住区充电基础设施、防洪防涝等要求，有序推进高层小区一级负荷双重电源改造。加快推进农村电网巩固提升工程，完善农村电网网架结构，加强县域电网与主网联系，稳妥推进大电网延伸覆盖，因地制宜建设可再生能源局域网，持续加大边远地区、脱贫地区、革命老区农村电网建设力度。科学补强薄弱环节，系统梳理形成供电方向单一的县域配电网清单，有针对性开展供电可靠性提升改造。常态化监测摸排主（配）变重满载、线路重过载、电压越限等问题，提出针对性解决方案，消除供电卡口。在有条件的地区，结合技术经济比较，开展交直流混合配电网、柔性互联等新技术应用，探索采用配电网高可靠性接线方式。（二）提高装备能效和智能化水平。加快老旧和高耗能设备设施更新改造，改造后须达到能效节能水平，并力争达到能效先进水平。2025年，电网企业全面淘汰S7（含S8）型和运行年限超25年且能效达不到准入水平的配电变压器，全社会在运能效节能水平及以上变压器占比较2021年提高超过10个百分点。持续推进设备标准化建设，全面应用典型设计和标准物料，积极推广高可靠、一体化、低能耗、环保型、一二次融合设备。进一步拓展网络通信、大数据、自动控制等技术的应用范围，持续提升配电自动化有效覆盖率，逐步提升负荷控制能力。合理配置监测终端、无人巡检终端、带电作业机器人等设施设备，加快设备状态智能监测分析、电网灾害智能感知等技术应用。创新应用数字化技术，加强配电网层面源网荷储协同调控。挖掘电力数据价值，促进电网数字技术与实体经济深度融合。建立健全数据安全管理制度，采取相应的技术措施保障数据安全。（三）强化应急保障能力建设。合理提高核心区域和重要用户的相关线路、变电站建设标准，推进本地应急保障电源建设，统筹调配使用移动应急电源，重要用户应按要求配置自备应急电源，提升极端状态下重点地区、重点部位、重要用户的电力供应保障能力。提升电网综合防灾能力，加强对雨雪冰冻气象变化规律的研究，加快修订完善台风、冻雨覆冰、大风舞动灾害的区域分布图，差异化提高局部规划设计和灾害防控标准，增强防范应对自然灾害的能力，推进不符合要求的既有地下配电设施向地面迁移或实施防涝改造，防范森林草原火灾和人身触电事故。三、提升承载能力，支撑转型发展（一）满足大规模分布式新能源接网需求。结合分布式新能源发展目标，有针对性加强配电网建设，配套完善电网稳定运行手段，保障电能质量。统筹配电网容量、负荷增长及调节资源，系统开展新能源接网影响分析，评估配电网承载能力，建立可承载新能源规模的发布和预警机制，引导分布式新能源科学布局、有序开发、就近接入、就地消纳。（二）满足大规模电动汽车等新型负荷用电需求。开展不同场景下电动汽车充电负荷密度分析，建立配电网可接入电动汽车充电设施容量的信息发布机制，引导充电设施合理分层接入中低压配电网。加强双向互动和条件匹配分析，科学衔接充电设施点位布局和配电网建设改造工程，助力构建城市面状、公路线状、乡村点状布局的电动汽车充电基础设施网络。结合负荷特性分析，有序安排配电网升级改造，满足电采暖、电锅炉、港口岸电等电能替代设施用电需求。（三）推动新型储能多元发展。基于电力系统调节能力分析，根据不同应用场景，科学安排新型储能发展规模。引导分布式新能源根据自身运行需要合理配建新型储能或通过共享模式配置新型储能，提升新能源可靠替代能力，促进新能源消纳。在电网关键节点、电网末端科学布局新型储能，提高电网灵活调节能力和稳定运行水平。支持用户侧储能安全发展，加强计量管理，实现应采尽采，围绕分布式新能源、充电设施、大数据中心等终端用户，探索储能融合应用新场景，支持参与电网互动。推动长时电储能、氢储能、热（冷）储能技术应用。（四）推动电力系统新业态健康发展。基于分布式新能源的接入方式和消纳特性，建设满足分布式新能源规模化开发和就地消纳要求的分布式智能电网，实现与大电网兼容并存、融合发展。推动微电网建设，明确物理边界，合理配比源荷储容量，强化自主调峰、自我平衡能力。挖掘用户侧调节潜力，鼓励虚拟电厂、负荷聚合商、车网互动等新业态创新发展，提高系统响应速度和调节能力。大电网要为分布式智能电网、微电网接入公共电网创造便利条件，简化接网程序，双方要明确资产、管理等方面的界面，以及调度控制、交互运行、调节资源使用等方面的权利与义务。四、强化全程管理，保障发展质量（一）统筹制定电网规划。地方能源主管部门要加强配电网规划环节的管理，组织电网企业编制规划并督促实施。配电网规划要全面落实区域协调发展、新型城镇化、乡村振兴等国家战略任务要求，做好与新能源、电动汽车、储能等产业发展规划的联动，加强与城乡总体规划、国土空间规划的衔接。支持水电气等公共基础设施市政管廊统一规划、统一建设。充分考虑地方社会经济发展阶段和特点，坚持差异化规划配电网，提高效率效益。（二）优化项目投资管理。电网企业要聚焦电网主业，持续加大配电网投资力度。鼓励多元主体投资配电网，创新投资方式。直接接入配电网的新能源场站、储能电站接网工程投资原则上由电网企业承担，对电网企业建设有困难或规划建设时序不匹配的接网工程，相关主体可自主投资建设，并经双方协商同意，在适当时机由电网企业依法依规进行回购。扎实开展配电网工程定额管理和造价计算，推广标准化、模块化工程，降低投资成本，优化投资结构，提高投资效益。提高配电网、特别是10千伏及以下配电网工程的核准或备案办理效率。（三）协同推进工程建设。建立多部门参与的工作协调机制，压实各级责任，加强基层协调力度，高效推进项目选址选线、用地手续审批等工作，专题解决重大项目、重点区域配套电网建设改造问题，推动项目尽快落地。结合城市道路、桥梁、综合管廊等市政建设工程，协同实施架空线整治、入地等配电网升级改造。加强施工队伍、施工工艺管理，开展工程建设全过程监督管理，确保工程建设安全，提高工程建设质量。（四）完善调度运行机制。坚持统一调度、分级管理，严肃调度纪律，确保电网安全运行。加强配电网调度智能化建设和信息安全防护系统建设，全面提升可观可测、可调可控能力，逐步构建主配微网协同的新型有源配电网调度模式。建立源网荷储协同调控机制，不断完善新能源功率调控机制，优化分布式新能源渗透率较高地区的保护控制策略，建立健全新型储能调控制度和调用机制，支持各类用户侧调节资源通过虚拟电厂、负荷聚合等方式参与市场，提高配电网调节能力、资源配置能力和自愈能力。提高状态实时感知与故障处理能力，加强分级分层控制，强化分布式电源管控能力。（五）提升运维服务水平。加强设备巡视和维护，及时消除设备缺陷和隐患。开展精益化运维检修，优化停电计划安排，加强故障快速抢修复电管理，推广配电网故障主动抢修技术和“先复电、后修复”模式，减少停电时间、次数和影响范围。电力用户应加强自身设施的运行维护，及时消除隐患，预防事故，避免对公用电网造成影响。修订完善接网标准，强化配电网安全稳定运行基础。简化接网流程，加快接网工程建设和调试验收工作，提升服务效率。支持依托配电网发展综合能源服务。五、加强改革创新，破解发展难题（一）持续推进科技创新。加强有源配电网规划方法、运行机理、平衡方式，以及微电网、虚拟电厂等新模式的调度运行控制方法研究，完善相关标准，积极开展国际合作。探索新型储能优化布局及高效利用，开展充电设施高效承载技术研究，促进新主体灵活接入。支持有条件的地区在配电网技术和模式创新方面开展先行先试。（二）健全市场交易机制。明确分布式新能源、新型储能、电动汽车充电设施、微电网、虚拟电厂等新主体、新业态的市场准入、出清、结算标准，研究设计适宜的交易品种和交易规则，鼓励多样化资源平等参与市场交易。健全多时间尺度和多层次电力市场，满足多元化需求。创新拓展新型电力系统商业模式和交易机制，为工商业电力用户与分布式电源、新型储能等主体开展直接交易创造条件。（三）持续优化电价机制。进一步完善分时电价机制，建立健全电动汽车居民充电桩分时电价机制；电力现货市场持续运行地区，推动根据现货价格信号动态调整峰谷时段划分，改善用户用电特性。研究完善储能价格机制。在评估分布式发电市场化交易试点基础上，研究完善更好促进新能源就近消纳的输配电价机制。（四）完善财政金融政策。发挥好中央投资引导带动作用，深入推进农村电网巩固提升工程。通过地方政府专项债券支持符合条件的配电网项目建设。建立健全边远地区电力普遍服务投资和运维成本疏导机制，鼓励地方政府采用财政补贴、财税减免等政策，引导更多资源配置到薄弱环节和重点领域。鼓励金融机构提高金融服务能力，支持分布式新能源、充电基础设施、新型储能建设。六、加强组织保障，统筹推进工作（一）建立健全工作机制。建立地方各级能源主管部门和价格、住建、国土等相关主管部门，能源监管机构，各类电力企业，新业态项目单位，以及重要电力用户协同合作的工作机制，因地制宜制定实施方案，全面落实配电网高质量发展各项要求。（二）压实各方工作责任。地方能源主管部门要组织编制配电网规划，优化项目审批流程，加强配电网建设改造和运行管理，提高投资效率，控制电网造价；主动对接相关部门和基层政府，协调站址、廊道资源，保障工程顺利实施。电力企业和有关新业态项目单位是配电网建设和运营的实施主体，要主动增强服务意识、持续提升服务质量，做好项目管理、建设施工、运行维护、接网服务等工作，落实安全主体责任。国家能源局派出机构按职责分工加强监管，及时发现问题并推动解决。（三）持续开展监管评估。地方能源主管部门、国家能源局派出机构按职责加强对配电网发展的跟踪分析和监督管理，及时评估成效、总结改进。国家发展改革委、国家能源局适时组织评估总结，对在城中村配电网改造、农村电网巩固提升以及分布式新能源接网运行、电动汽车充电基础设施接网互动、源网荷储协同运行控制等重点任务上取得显著成效的典型做法和成功经验，予以宣传推广。国家发展改革委国家能源局2024年2月6日
