国家发展改革委 国家能源局关于印发《增量配电业务配电区域划分实施办法》的通知（发改能源规〔2024〕317号）

国家发展和改革委员会 国家能源局文件 发改经体〔20 16〕2 1 20号 国家发展改革委国家能源局关于印发 《售电公司准人与退出管理办法》和《有序放开 配电网业务管理办法》的通知 各省、自治区、直辖市发展改革委、能源局、工业和信息化主管部 门，新疆生产建设兵团发展改革委: 为贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改 革的若干意见》(中发〔2015〕9号)和电力体制改革配套文件精 神，有序向社会资本放开配售电业务，国家发展改革委、国家能源 局制定了《售电公司准入与退出管理办法》和《有序放开配电网业 务管理办法》，现印发给你们，请按照执行。 一1一

附件:1.售电公司准入与退出管理办法 2.有序放开配电网业务管理办法 国家发展改革委 国家能源局 20 16年10月8日 抄送:中央编办、工业和信息化部、财政部、环境保护部、水利部、国资 委、法制办，国家能源局派出机构，国家电网、南方电网、华能集 团、大唐集团、华电集团、国电集团、国电投集团、中能建集团、中 电建集团、中国电力企业联合会 一2一

附件1 售电公司准入与退出管理办法

第一章总则

第一条为积极稳妥推进售电侧改革，建立健全有序竞 争的市场秩序，保护各类市场主体的合法权益，依据《中共 中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中 发〔20 15〕9号)和电力体制改革配套文件，制定本办法。 第二条售电公司准入与退出，坚持依法依规、开放竞 争、安全高效、改革创新、优质服务、加强监管的原则。 第三条本办法所指售电公司是指提供售电服务或配 售电服务的市场主体。售电公司可以采取多种方式通过电力 市场购电，包括向发电企业购电、通过集中竞价购电、向其 他售电公司购电等，并将所购电量向用户或其他售电公司销 售。 电网企业的售电公司适用本办法。 第四条电力、价格主管部门和监管机构依法对售电公 司市场行为实施监管和开展行政执法工作。

第二章准入条件

第五条售电公司准入条件。 (一)依照《中华人民共和国公司法》登记注册的企业 法人。 (二)资产要求 1.资产总额不得低于2千万元人民币。 2.资产总额在2千万元至1亿元人民币的，可以从事 年售电量6至30亿千瓦时的售电业务。 3.资产总额在1亿元至2亿元人民币的，可以从事年 售电量30至60亿千瓦时的售电业务。 4.资产总额在2亿元人民币以上的，不限制其售电量。 (三)从业人员。拥有10名及以上专业人员，掌握电 力系统基本技术、经济专业知识，具备电能管理、节能管理、 需求侧管理等能力，有三年及以上工作经验。 至少拥有一名高级职称和三名中级职称的专业管理人 员。 (四)经营场所和设备。应具有与售电规模相适应的固 定经营场所及电力市场技术支持系统需要的信息系统和客 户服务平台，能够满足参加市场交易的报价、信息报送、合 同签订、客户服务等功能。 (五)信用要求。无不良信用记录，并按照规定要求做 出信用承诺，确保诚实守信经营。

(六)法律、法规规定的其他条件。 第六条拥有配电网运营权的售电公司除上述准入条 件外，还需具备以下条件: (一)拥有配电网运营权的售电公司的注册资本不低于 其，悠资产的20%。 (二)按照有关规定取得电力业务许可证(供电类)。 (三)增加与从事配电业务相适应的专业技术人员、营 销人员、财务人员等，不少于20人，其中至少拥有两名高 级职称和五名中级职称的专业管理人员。 (四)生产运行负责人、技术负责人、安全负责人应具 有五年以上与配电业务相适应的经历，具有中级及以上专业 技术任职资格或者岗位培训合格证书。 (五)具有健全有效的安全生产组织和制度，按照相关 法律规定开展安全培训工作，配备安全监督人员。 (六)具有与承担配电业务相适应的机具设备和维修人 员。对外委托有资质的承装(修、试)队伍的，要承担监管 责任。 (七)具有与配电业务相匹配并符合调度标准要求的场 地设备和人员。 (八)承诺履行电力社会普遍服务、保底供电服务义务。 第七条已具有法人资格且符合售电公司准入条件的发 电企业、电力建设企业、高新产业园区、经济技术开发区、 供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司可到工商

部门申请业务范围增项，并履行售电公司准入程序后，开展 售电业务。 除电网企业存量资产外，现有符合条件的高新产业园区、 经济技术开发区和其他企业建设、运营配电网的，履行相应 的准入程序后，可自愿转为拥有配电业务的售电公司。

第三章准入程序

第八条“一注册”。电力交易机构负责售电公司注册 服务。符合准入条件的售电公司自主选择电力交易机构办理 注册，获取交易资格。 各电力交易机构对注册信息共享，无须重复注册。 第九条“一承诺”。售电公司办理注册时，应按固定 格式签署信用承诺书，并向电力交易机构提交以下资料:营 业执照、法人代表、资产证明、从业人员、经营场所和设备 等基本信息和银行账户、售电范围等交易信息。 拥有配电网运营权的售电公司还需提供配电网电压等 级、供电范围、电力业务许可证(供电类)等相关资料。 第十条“一公示”。接受注册后，电力交易机构要通 过“信用中国”(www. creditchina.gov.cn)等政府指定网站， 将售电公司满足准入条件的信息、材料和信用承诺书向社会 公示，公示期为1个月。 第十一条公示期满无异议的售电公司，注册手续自动

生效。电力交易机构将公示期满无异议的售电公司纳入自主 交易市场主体目录，实行动态管理并向社会公布。 第十二条公示期间存在异议的售电公司，注册暂不生 效，暂不纳入自主交易市场主体目录。售电公司可自愿提交 补充材料并申请再次公示;经两次公示仍存在异议的，由省 级政府有关部门或能源监管机构核实处理。 第十三条 “三备案”。电力交易机构按月汇总售电公 司注册情况向能源监管机构、省级政府有关部门和政府引入 的第三方征信机构备案，并通过“信用中国”网站和电力交 易平台网站向社会公布。 第十四条售电公司注册信息发生变化时，应在5个工 作日内向相应的电力交易机构申请变更。业务范围、公司股 东、股权结构等有重大变化的，售电公司应再次予以承诺、 公 示。

第四章权利与义务

第十五条售电公司享有以下权利并履行以下义务: (一)可以采取多种方式通过电力市场购售电，可以自 主双边交易，也可以通过交易机构集中交易。参与双边交易 的售电公司应将交易协议报交易机构备案并接受安全校核。 售电公司可以自主选择交易机构跨省跨区购电。 (二)同一配电区域内可以有多个售电公司。同一售电

公司可在省内多个配电区域内售电。 (三)可向用户提供包括但不限于合同能源管理、综合 节能、合理用能咨询和用电设备运行维护等增值服务，并收 取相应费用。 (四)承担保密义务，不得泄漏用户信息。 (五)服从电力调度管理和有序用电管理，执行电力市 场交易规则。 (六)参照国家颁布的售电合同范本与用户签订合同， 提供优质专业的售电服务，履行合同规定的各项义务，并获 取合理收益。合同范本由国家能源主管部门另行制定。 (七)受委托代理用户与电网企业的涉网事宜。 (八)按照国家有关规定，在省级政府指定网站和“信 用中国”网站上公示公司资产、经营状况等情况和信用承诺， 依法对公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报。 (九)任何单位与个人不得干涉用户自由选择售电公司 的权利。 第十六条拥有配电网运营权的售电公司享有以下权 利并履行以下义务: (一)拥有并承担售电公司全部的权利与义务。 (二)拥有和承担配电区域内与电网企业相同的权利和 义务，按国家有关规定和合同约定承担保底供电服务和普遍 服务。 (三)承担配电区域内电费收取和结算业务。按照政府

核定的配电价收取配电费;按合同向各方支付相关费用，并 向其供电的用户开具发票;代收政府性基金及附加，交电网 企业汇总后上缴财政;代收政策性交叉补贴，按照国家有关 规定支付给电网企业。 (四)承担配电网安全责任，确保承诺的供电质量。 (五)按照规划、国家技术规范和标准投资建设配电网， 负责配电网运营、维护、检修和事故处理，无歧视提供配电 服务，不得干预用户自主选择售电公司。 (六)同一配电区域内只能有一家公司拥有该配电网运 营权。不得跨配电区域从事配电业务。 (七)承担代付其配电网内使用的可再生能源电量补贴 的责任。

第五章退出方式

第十七条售电公司有下列情形之一的，应强制退出市 场并注销注册: (一)隐瞒有关情况或者以提供虚假申请材料等方式违 法违规进入市场，且拒不整改的; (二)严重违反市场交易规则，且拒不整改的; (三)依法被撤销、解散，依法宣告破产、歇业的; (四)企业违反信用承诺且拒不整改或信用评价降低为 不适合继续参与市场交易的;

(五)被有关部门和社会组织依法依规对其他领域失信 行为做出处理，并被纳入严重失信主体“黑名单”的; (六)法律、法规规定的其他情形。 第十八条售电公司被强制退出，其所有已签订但尚未 履行的购售电合同由地方政府主管部门征求合同购售电各 方意愿，通过电力市场交易平台转让给其他售电公司或交由 电网企业保底供电，并处理好其他相关事宜。 第十九条省级政府或省级政府授权的部门在确认售 电公司符合强制退出条件后，应通过省级政府指定网站和 “信用中国”网站向社会公示10个工作日。公示期满无异 议的，方可对该售电公司实施强制退出。 第二十条售电公司可以自愿申请退出售电市场，并提 前30个工作日向相应的电力交易机构提交退出申请。申请 退出之前应将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让，并 处理好相关事宜。 第二十一条拥有配电网运营权的售电公司申请自愿 退出时，应妥善处置配电资产。若无其他公司承担该地区配 电业务，由电网企业接收并提供保底供电服务。 第二十二条电力交易机构收到售电公司自愿退出市 场的申请后，应通过省级政府指定网站和“信用中国”网站 向社会公示10个工作日。公示期满无异议的，方可办理退 出市场手续。 第二十三条电力交易机构应及时将强制退出和自愿

退出且公示期满无异议的售电公司从自主交易市场主体目 录中删除，同时注销市场交易注册，向能源监管机构、省级 政府有关部门和政府引入的第三方征信机构备案，并通过 “信用中国”网站和电力交易平台网站向社会公布。

第六章售电公司信用体系建设

第二十四条建立完善售电公司信用评价制度。依托政 府有关部门网站、电力交易平台网站、“信用中国”网站和 第三方征信机构，开发建设售电公司信用信息系统和信用评 价体系。建立企业法人及其负责人、从业人员信用记录，将 其纳入全国信用信息共享平台，确保各类企业的信用状况透 明，可追溯、可核查。 第二十五条第三方征信机构定期向政府有关部门和 电力交易机构报告售电公司信用评价和有关情况，并向社会 公布。 第二十六条国家能源局派出机构和省级政府有关部 门根据职责对售电公司进行监管，对违反交易规则和失信行 为按规定进行处罚，记入信用记录，情节特别严重或拒不整 改的，经过公示等有关程序后纳入涉电严重失信企业黑名单。 强制退出的售电公司直接纳入黑名单。 第二十七条建立电力行业违法失信行为联合惩戒机 制，对纳入涉电严重失信企业黑名单的售电公司及负有责任

的法定代表人、自然人股东、其他相关人员(以下简称“当 事人”)采取以下惩戒措施: (一)电力交易机构3年内不再受理该企业注册申请， 其法定代表人3年内不得担任售电公司的法定代表人、董事、 监事、高级管理人员。 (二)对当事人违法违规有关信息向金融机构提供查询 服务，作为融资授信活动中的重要参考因素。 (三)限制当事人取得政府资金支持。 (四)对当事人申请公开发行企业债券的行为进行限制。 (五)工商行政管理、总工会、行业协会等部门和单位 在法定代表人任职资格、授予荣誉、评比先进等方面，依法 依规对其进行限制。 (六)按照相关法律法规进行处罚。

第七章附则

第二十八条各省级政府可依据本办法制定实施细则。 第二十九条本办法由国家发展改革委、国家能源局负 责解释。 第三十条本办法所称的电网企业特指国家电网公司、 中国南方电网有限责任公司和内蒙古电力(集团)有限责任 公司和各地方电网企业。 第三十一条本办法自发布之日起施行，有效期3年。

售电公司信用承诺书 (参考范本) 在 工商行政管理局登记注册，统一社会信用代 资产总额:，年售电量不超过.亿千瓦时/不限制， 供电电压等级千伏(拥有配电网运营权的售电公司填 写)，供电范围(拥有配电网运营权的售电公司填写)o 本企业严格遵循国家/‘一一一省参与电力市场的各项准入条件， 严格按要求配备参与电力市场交易的人员、技术条件，自愿参与电力 市场交易，并公开作出如下承诺: 1.本企业是按照《中华人民共和国公司法》登记注册的企业法 人。 2.本企业严格按照准入条件规定的售电量范围开展售电业务。 3.本企业拥有10名及以上专业人员，掌握电力系统基本技术、 经济专业知识，具备电能管理、节能管理、需求侧管理等能力，有三 年及以上工作经验;拥有一名及以上高级职称和三名及以上中级职称 的专业管理人员。 4.本企业具有与售电规模相适应的固定经营场所及电力市场技 术支持系统需要的信息系统和客户服务平台，能够满足参加市场交易 的报价、信息报送、合同签订、客户服务等功能。 5.本企业将按时办理完成和正确使用电力交易平台第三方数字 证书认证，保障账户和电力交易平台数据安全。 6.本企业严格按照规定向电力交易机构报送相关资料和信息， 保证公示和提交的材料信息完整、准确、真实，不存在弄虚作假、误 导性陈述或者重大遗漏的情况。

7.本企业对参与电力市场交易相关政策和规则已进行了全面了 解，知悉参与电力市场交易应负的责任和可能发生的风险，并将严格 按照国家法律法规和相关文件规定、市场规则和交易机构有关规定从 事交易活动。 8.本企业承担保密义务，不泄露客户信息。 9.本企业服从电力调度管理和有序用电管理。 10.本企业严格参照国家颁布的售电合同范本与用户签订合同， 提供优质专业的售电服务，履行合同规定的各项义务。 H.本企业按照国家有关规定，在政府指定网站和“信用中国” 网站上公示公司资产、经营状况等情况和信用承诺，按要求提供信用 评价相关资料和信息，依法对公司重大事项进行公告，并定期公布公 司年报。 12.本企业自愿接受政府监管部门的依法检查，发生违法违规 行为，接受政府执法部门及其授权机构依照有关法律、行政法规规定 给予的行政处罚，并依法承担赔偿责任。 13.本企业严格执行国家、省级政府或政府相关部门、监管机 构、电力交易机构制定的各项制度、规则，保证诚实守信、遵纪守法， 积极履行企业社会责任和职责义务。本企业及其负责人无不良信用记 录。 售电公司须对1一13条内容作出承诺，拥有配电网运营权的售电 公司在1一13条基础上还须对以下14一22条内容作出承诺: 14.本企业注册资本不低于资产总额的20%。 巧.本企业拥有20名及以上与从事配电业务相适应的专业技术 人员、营销人员、财务人员等，其中拥有2名及以上高级职称和5名 及以上中级职称的专业管理人员。 16.本企业生产运行负责人、技术负责人、安全负责人具有五年 以上与配电业务相适应的经历，具有中级以上专业技术任职资格或者 岗位培训合格证书。 17.本企业承担经营区域内配电网安全责任，确保承诺的供电质

量。 18.本企业按照规划、国家技术规范和标准投资建设经营区域内 配电网，按照政府核定的配电区域从事配电业务，负责经营区内配电 网运营、维护、检修和事故处理，无歧视提供配电服务，不干预用户 自主选择售电公司。 19.本企业具有健全有效的安全生产组织和制度，按照相关法律 规定开展安全培训工作，配备安全监督人员。 20.本企业具有与承担配电业务相适应的机具设备和维修人员， 承担对外委托有资质的承装(修、试)队伍的监管责任。 21.本企业具有与配电业务相匹配并符合调度标准要求的场地设 备和人员。 22.本企业承诺履行电力社会普遍服务、保底供电服务义务。 以上承诺如有违反，本企业愿意承担相应责任，并接受处罚和相 关惩戒措施。 承诺单位(盖章): 法人代表(签字): 承诺时间:

附件2 有序放开配电网业务管理办法

第一章总则

第一条为落实《中共中央国务院关于进一步深化电力 体制改革的若干意见》(中发〔20 15〕9号)，鼓励社会资本 有序投资、运营增量配电网，促进配电网建设发展，提高配 电网运营效率，制定本办法。 第二条本办法所称的配电网业务是指满足电力配送 需要和规划要求的增量配电网投资、建设、运营及以混合所 有制方式投资配电网增容扩建。 配电网原则上指110千伏及以下电压等级电网和220 (330)千伏及以下电压等级工业园区(经济开发区)等局 域电网。 除电网企业存量资产外，其他企业投资、建设和运营的 存量配电网，适用本办法。 第三条按照管住中间、放开两头的体制架构，结合输 配电价改革和电力市场建设，有序放开配电网业务，鼓励社 会资本投资、建设、运营增量配电网，通过竞争创新，为用 户提供安全、方便、快捷的供电服务。拥有配电网运营权的 售电公司，具备条件的要将配电业务和竞争性售电业务分开

核算。 第四条有序放开配电网业务要遵循以下基本原则: (一)规划引领。增量配电网络应符合省级配电网规划， 保证增量配电网业务符合国家电力发展战略、产业政策和市 场主体对电能配送的要求。 (二)竞争开放。鼓励社会资本积极参与增量配电网业 务，通过市场竞争确定投资主体。 (三)权责对等。社会资本投资增量配电网业务并负责 运营管理，应遵守国家有关技术规范标准，在获取合理投资 收益同时，履行安全可靠供电、保底供电和社会普遍服务等 义务。 (四)创新机制。拥有配电网运营权的售电公司应创新 运营机制和服务方式，以市场化、保底供电等多种方式向受 托用户售电，并可为用户提供综合能源服务，利用现代信息 技术，向用户提供智能用电、科学用电的服务，促进能源消 费革命。

第二章增量配电网项目管理

第五条增量配电网项目管理包括规划编制、项目论证、 项目核准及项目建设等。 地方政府能源管理部门负责增量配电网项目管理，制定 增量配电网项目管理的相关规章制度，做好项目建设过程中

的指导和协调，根据需要开展项目验收和后评价。 第六条增量配电网项目须纳入地方政府能源管理部 门编制的配电网规划。 第七条符合条件的市场主体依据规划向地方政府能 源管理部门申请作为增量配电网项目的业主。地方政府能源 管理部门应当通过招标等市场化机制公开、公平、公正优选 确定项目业主，明确项目建设内容、工期、供电范围并签订 协议。 第八条项目业主完成可行性论证并获得所有支持性 文件，具备核准条件后向地方政府能源管理部门申请项目核 准。地方政府能源管理部门按照核准权限核准项目，国家能 源局派出机构向项目业主颁发电力业务许可证(供电类)或 赋予相应业务资质，不得附加其他前置条件。 第九条项目业主遵循“整体规划、分步实施”的原则， 依据电力建设管理相关规章制度和技术标准，按照项目核准 要求组织项目设计、工程招投标、工程施工等，开展项目投 资建设。 第十条电网企业按照电网接入管理的有关规定以及 电网运行安全的要求，向项目业主无歧视开放电网，提供便 捷、及时、高效的并网服务。

第三章配电网运营

第十一条向地方政府能源管理部门申请并获准开展 配电网业务的项目业主，拥有配电区域内与电网企业相同的 权利，并切实履行相同的责任和义务。符合售电公司准入条 件的，履行售电公司准入程序后，可开展售电业务。 第十二条除电网企业存量资产外，拥有配电网存量资 产绝对控股权的公司，包括高新产业园区、经济技术开发区、 地方电网、夏售县等，未经营配电网业务的，可向地方政府 能源管理部门申请并获准开展配电网业务。符合售电公司准 入条件的，履行售电公司准入程序后，可开展售电业务。 第十三条拥有配电网运营权的项目业主须依法取得 电力业务许可证(供电类)。 第十四条符合准入条件的项目业主，可以只拥有投资 收益权，配电网运营权可委托电网企业或符合条件的售电公 司，自主签订委托协议。 第十五条电网企业控股增量配电网拥有其运营权，在 配电区域内仅从事配电网业务。其竞争性售电业务，应逐步 实现由独立的售电公司承担。鼓励电网企业与社会资本通过 股权合作等方式成立产权多元化公司经营配电网。 第十六条配电网运营者在其配电区域内从事供电服 务，包括: (一)负责配电网络的调度、运行、维护和故障消除。 (二)负责配电网建设与改造。 (三)向各类用户无歧视开放配电网络，负责用户用电

设备的报装、接入和增容。 (四)向各类用户提供计量、抄表、收费、开具发票和 催缴欠费等服务。 (五)承担其电力设施保护和防窃电义务。 (六)向各类用户提供电力普遍服务。公开配电网络的 运行、检修和供电质量、服务质量等信息。受委托承担电力 统计工作。 (七)向市场主体提供配电服务、增值服务。 (八)向非市场主体提供保底供电服务。在售电公司无 法为其签约用户提供售电服务时，直接启动保底供电服务。 (九)承担代付其配电网内使用的可再生能源电量补贴 的责任。 (十)法律、法规、规章规定的其他业务。 第十七条配电区域内的售电公司或电力用户可以不 受配电区域限制购电。配电区域内居民、农业、重要公用事 业、公益性服务以外的用电价格，由发电企业或售电公司与 电力用户协商确定的市场交易价格、配电网接入电压等级对 应的省级电网共用网络输配电价(含线损和政策性交叉补 贴)、配电网的配电价格、以及政府性基金及附加组成;居 民、农业、重要公用事业、公益性服务等用电，继续执行所 在省(区、市)的目录销售电价。配电区域内电力用户承担 的国家规定的政府性基金及附加，由配电公司代收、省级电 网企业代缴。

增量配电区域的配电价格由所在省(区、市)价格主管 部门依据国家输配电价改革有关规定制定，并报国家发展改 革委备案。配电价格核定前，暂按售电公司或电力用户接入 电压等级对应的省级电网共用网络输配电价扣减该配电网 接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价执行。 第十八条配电网运营者向配电区域内用户提供的配 电网服务包括: (一)向市场主体提供配电网络的可用容量、实际容量 等必要的市场信，急。 (二)与市场主体签订经安全校核的三方购售电合同。 (三)履行合同约定，包括电能量、电力容量、辅助服 务、持续时间、供电安全等级、可再生能源配额比例、保底 供电服务内容等。 (四)承担配电区域内结算业务，按照政府核定的配电 价格收取配电费，按照国家有关规定代收政府性基金和交叉 补贴，按合同向各方支付相关费用。 第十九条配电网运营者向居民、农业、重要公用事业 和公益性服务等电力用户，具备市场交易资格选择不参与市 场交易的电力用户，售电公司终止经营、无法提供售电服务 的电力用户，以及政府规定暂不参与市场交易的其他电力用 户实行保底供电服务。包括: (一)按照国家标准或者电力行业标准提供安全、可靠 的电力供应。

(二)履行普遍供电服务义务。 (三)按政府定价或有关价格规则向电力用户收取电费。 (四)按政府定价向发电企业优先购电。 第二十条配电网运营者可有偿为各类用户提供增值 服务。包括但不限于: (一)用户用电规划、合理用能、节约用能、安全用电、 替代方式等服务。 (二)用户智能用电、优化用电、需求响应等。 (三)用户合同能源管理服务。 (四)用户用电设备的运行维护。 (五)用户多种能源优化组合方案，提供发电、供热、 供冷、供气、供水等智能化综合能源服务。 第二十一条配电网运营者不得超出其配电区域从事 配电业务。 发电企业及其资本不得参与投资建设电厂向用户直接 供电的专用线路，也不得参与投资建设电厂与其参与投资的 增量配电网络相连的专用线路。

第四章配电网运营者的权利与义务

第二十二条配电网运营者拥有以下权利: (一)享有公平接入电网的权利。 (二)享有配电区域内投资建设、运行和维护配电网络

的权利。 (三)享受公平通过市场安全校核、稳定购电的权利。 (四)公平获得电网应有的信息服务。 (五)为用户提供优质专业的配售电服务，获得配电和 相关增值服务收入。 (六)参与辅助服务市场。 (七)获取政府规定的保底供电补贴。 第二十三条配电网运营者须履行以下义务: (一)满足国家相关技术规范和标准。 (二)遵守电力交易规则和电力交易机构有关规定，按 要求向电力交易机构提供电力交易业务所需的各项信息。 (三)执行电网规划，服从并网管理。 (四)服从电力调度管理，遵守调度指令，提供电力调 度业务所需的各项信息。 (五)保证配电网安全、可靠供电。 (六)无歧视开放电网，公平提供电源(用户)接入等 普遍服务和保底供电服务。 (七)代国家收取政府性基金及政策性交叉补贴。 (八)接受监管机构监管。

第五章附则

第二十四条本办法由国家发展改革委、国家能源局负

责解释。 第二十五条本办法所称的电网企业特指国家电网公 司、中国南方电网有限责任公司和内蒙古电力(集团)有限 责任公司和各地方电网企业。 第二十六条本规则自发布之日起施行，有效期3年。

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国家发展改革委 国家能源局印发《关于推进电力交易机构独立规范运行实施意见》的通知（发改体改〔2020〕234号）

国家发展和改革委员会 文件

国家能源局

发改体改〔2020〕234号

国家发展改革委 国家能源局印发

《关于推进电力交易机构独立规范运行的

实施意见》的通知

各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源 局、经信委（经信厅、工信厅、经信局、工信局），国家能源局 各派出能源监管机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责 任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司、中国华能集团有限 公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电 力投资集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司： 《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》已经中

央全面深化改革委员会传批审议通过。现印发你们，请认真贯彻

落实。

能

家

20202月18日

关于推进电力交易机构独立规范运行的 实施意见

推进电力交易机构独立规范运行是进一步深化电力体制改革 的重要内容，对构建主体多元、竞争有序的电力交易格局，形成适 应市场要求的电价机制具有重要意义。为落实党中央、国务院决策 部署精神，推进电力交易机构独立规范运行，现提出以下意见： 一、总体要求和主要目标 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 十九大和十九届二中、三中、四中全会精神，按照《中共中央、国 务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》和中央经济工作会 议部署，坚持安全可靠和市场化改革原则，立足电力工业客观情況， 循序渐进、分步实施，尊重规律、科学监管，加快推进电力交易机 构（以下筒称交易机构）独立规范运行，进一步完善公开透明的电 力市场交易平台，加快推进建立市场化电价形成机制，建立电力运 行风险防控机制，为逐步实现经营性电力用户发用电计划全面放开 创造条件。 2020年底前，区域性交易机构和省（自治区、直辖市）交易机

构的股权结构进一步优化、交易规则有效衔接，与调度机构职能划 分清晰、业务配合有序。2022年底前，各地结合实际情况进一步规 范完善市场框架、交易规则、交易品种等，京津冀、长三角、珠三 角等地区的交易机构相互融合，适应区域经济一体化要求的电力市 场初步形成。2025年底前，基本建成主体规范、功能完备、品种亦 全、高效协同、全国统一的电力交易组织体系。 二、进一步厘清交易机构、市场管理委员会和调度机构的职能 定位 交易机构是不以营利为目的、按照政府批准的章程和规则为市 场主体提供公平规范电力交易服务的专业机构。交易机构主要负责 电力交易平台的建设、运营和管理，组织中长期市场交易，提供结 算依据和服务；负责市场主体注册和管理，汇总电力交易合同，披 露和发布市场信息等；配合调度机构组织现货交易。结合区域性电 力市场建设，鼓励各交易机构开展股权业务融合，完善跨省跨区市 场交易机制，允许市场主体自由选择交易机构，推动全国范围内市 场融合发展，加快统一电力市场建设，促进电力资源在更大范围优 化配置。 市场管理委员会由电网企业、发电企业、售电企业、电力用户、 交易机构、第三方机构等各方面代表组成，是独立于交易机构的议 事协调机制。市场管理委员会主要负责研究讨论各类交易规则，协 调电力市场相关事项，协助政府有关部门监督和纠正交易机构不规 范行为；要健全重大事项决策流程和表决机制，确保议事程序公开 一4一

透明、公平合理，切实保障市场主体的合法权益。每个交易机构须 有对应的市场管理委员会，区域性交易机构对应的市场管理委员会 主任委员由国家发展改革委、国家能源局提名，省（自治区、直辖 市）交易机构对应的市场管理委员会主任委员由国家能源局派出机 构和所在地区政府有关部门提名，由各自市场管理委员会投票表 决。根据实际需要合理确定主任委员任期，同一主任委员不得连任 超过两届任期。 调度机构是电网经营企业和供电企业的重要组成部分，是电网 运行的指挥中心，其根本职责是依法行使生产指挥权，对电网运行 进行组织、指挥、指导和协调，负责电力电量平衡、发电生产组织、 电力系统安全运行、电网运行操作和事故处理，依法依规落实电力 市场交易结果，保障电网安全、稳定和优质、经济运行。电网调度 工作要坚持“安全第一、预防为主”的方针和“公开、公平、公正” 原则，统一调度、分级管理，依靠科技进步和提高人员素质，认真 研究社会主义市场经济条件下电网运行管理的新情况，不断完善电 网调度管理的措施，保证电网整体最佳效益的实现。 三、完善电力交易规则制定程序 制定交易规则应当公开、公平、公正，符合市场化原则和电力 商品技术特性。国家发展改革委、国家能源局、财政部会同区域性 交易机构、电网企业、发电企业等方面制定电力交易基本规则和跨 省区交易规则；省（自治区、直辖市）内交易细则由国家能源局派 出机构和地方政府有关部门组织交易机构在基本规则框架下起草， 一5一

并由相应的市场管理委员会进行初步审议，经国家能源局派出机构 和所在省（自治区、直辖市）政府有关部门审定后执行。交易规则 和细则批准实施后，交易机构无权变更；需要修订的，提请市场管 理委员会审议后，报原审定机构和部门批准。交易机构可结合业务 实际情况提出完善电力交易规则和细则的建议。 四、加快推进交易机构股份制改造 针对当前交易机构全部采用公司制形式的实际情况，按照“多 元制衡”原则依法依规加快推进交易机构股份制改造。股东应具备 独立法人资格，可来自不同行业和领域，其中，单一股东持股比例 不得超过50%。2020年上半年，北京、广州2家区域性交易机构和 省（自治区、直辖市）交易机构中电网企业持股比例全部降至80% 以下，2020年底前电网企业持股比例降至50%以下。在股份制改造 过程中，交易机构应依法依规修订完善公司章程，规范设立股东会、 董事会、监事会和经理层，形成权责分明、相互制衡的公司法人治 理结构和灵活高效的经营管理机制，实现作为独立法人和市场主体 自主经营。交易机构要健全党建工作体系，把党的领导融入公司治 理各环节，推动党建与业务有机融合，为党和国家方针政策的贯彻 落实提供坚强政治保证。 国家发展改革委、国家能源局组织国家电网有限公司、中国南 方电网有限责任公司分别制定北京、广州2家区域性交易机构股份 制改造实施方案。在国家发展改革委、国家能源局会同国家电网有 限公司、中国南方电网有限责任公司指导下，各省（自治区、直辖 一6一

市）人民政府相关部门组织省级电力（电网）公司制定本地交易机 构股份制改造方案。 五、规范交易机构的人员、资产和财务管理 交易机构的董事会成员由各股东单位推荐，不得同时兼任市场 管理委员会成员；高级管理人员可由股东单位推荐、董事会聘任， 也可由董事会市场化选聘；自2020年起，交易机构新进普通工作 人员一律市场化选聘。建立各交易机构间的人员交流机制，确保人 员能进能出、能上能下，畅通员工的职业发展通道。根据行业实际 情况，建立科学合理、具备竞争力的薪酬分配机制，保障交易机构 从业人员的专业能力。 交易机构应以当前办公场所及物资设备为基础，综合考虑发展 需求，采取划转、借用、租赁等方式明晰资产管理关系。对拟划转 至交易机构的资产，按程序经国有资产管理部门批准后完成移交； 对交易机构拟借用、租赁的资产，依法履行相关手续，明确责任主 体后完成使用权转移。现阶段，经市场管理委员会同意后，交易机 构可与电网企业共享信息系统、交易系统等资产。 交易机构应坚持非营利性定位，根据员工薪酬、日常办公、项 目建设等实际需要，合理编制经费预算。与电网企业共用资产的交 易机构原则上不向市场主体收取费用，所需费用计入输配电环节成 本并单列，由电网企业通过专项费用支付。具备条件的交易机构经 市场管理委员会同意，也可向市场主体合理收费，经费收支情况应

向市场主体公开。一7-

六、共同做好电力市场交易组织实施 交易机构、调度机构负责电力市场运行组织，及时发布市场信 息，组织市场交易，根据交易结果制定交易计划。交易机构与调度 机构要密切配合，充分考虑电力网架结构、安全供电标准、调度运 行体系等实际情况，基于安全约束条件组织电力交易，切实保障电 力安全稳定供应。调度机构要严格按照交易规则开展包括日前、日 内、实时电量交易及辅助服务在内的现货交易出清和执行，并将出 清和执行结果提供交易机构。电力网架结构、技术支持系统、交易 机构专业能力等条件较为成熟的地区，适时探索由交易机构组织开 展日前交易。 市场交易如可能引发安全风险，调度机构必须按照“安全第一” 原则进行调度。当发生重大突发事件或电力供应出现较大缺口等特 珠情况时，政府有关部门可依法依规暂停市场交易，组织实施有序 用电。 七、健全信息共享和安全保障机制 国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司在各自经营范 围内统一交易系统平台，统一建设灾备系统，建立数据共享机制， 北京、广州等区域性交易机构负责系统平台维护管理和相关数据汇 总。健全交易机构和调度机构信息交换机制，调度机构按照交易规 则要求，向交易机构准确及时提供市场交易需要的可公开数据。建 立健全交易机构信息安全保障机制，根据交易机构内设部门职能设 置信息管理权限，控制关键信息知悉范围，定期开展信息安全薄弱

环节排查，制定信息安全事故应急处置预案，做好事前主动防御， 确保电力运行信息安全可控。建立电力交易从业人员回避和保密管 理制度，避免泄露重要信息。 八、加强专业化监管体系建设 国家发展改革委、国家能源局及派出机构、各省（自治区、直 辖市）政府相关部门要建立健全对交易机构的专业化监管制度，发 展第三方专业评估机构，形成政府监管与外部监督密切配合的综合 监管体系。交易机构应有针对性地制定完善相关规章制度，在政府 有关部门指导下，加快行业信用体系建设，协助政府有关部门加强 电力交易履约监管，对严重违法失信的市场主体记入信用记录并纳 入全国信用信息共享平台，依法公开违法失信行为，并采取警告或 限制交易等措施实施联合惩戒；对拒不整改或信用评价为不适合参 与交易的市场主体，可取消市场交易资格，强制退出电力市场。 国家发展改革委、国家能源局负责推进交易机构独立规范运行 工作，进一步优化市场监管方式，确保任何部门和单位不得干预市 场主体的合法交易行为，切实维护电力交易市场安全健康发展。各 省（自治区、直辖市）政府有关部门会同国家能源局派出机构按照 实施意见精神，制定本地区交易机构独立规范运行实施方案，经国 家发展改革委、国家能源局同意后组织实施。电网企业、发电企业 等市场主体要积极配合，妥善处理资产重组、股权变更、人员劳动 关系变动等重大问题，确保交易机构正常稳定运行，科学制定风险 防控预案，有效防范电力供应安全风险，相关情况及时按程序报告 -⑨-

国家发展改革委、国家能源局。

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转发国家发展改革委 国家能源局关于促进电网高质量发展的指导意见（发改能源〔2025〕1710号）

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 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

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国家发展改革委 国家能源局关于印发《售电公司准入与退出管理办法》和《有序放开配电网业务管理办法》的通知（发改经体〔2016〕2120号）

国家发展改革委国家能源局关于促进光热 发电规模化发展的若干意见 发改能源〔2025〕1645 号 河北省、内蒙古自治区、吉林省、四川省、西藏自治区、甘 肃省、青海省、宁夏回族自治区、新疆维吾尔自治区发展改 革委、能源局，国家能源局有关派出机构，有关电力企业：

光热发电兼具调峰电源和长时储能的双重功能，能够实 现用新能源调节支撑新能源，能够为电力系统提供长周期调 峰能力和转动惯量，具备在部分区域作为调峰和基础性电源 的潜力，是实现新能源安全可靠替代传统能源的有效手段， 是加快构建新型电力系统的有效支撑。同时，光热发电产业 链长，规模化开发利用将成为我国新能源产业新的增长点。 为更好适应新能源高质量发展需求，助力加快构建新型电力 系统，现就促进光热发电规模化发展提出以下意见。 一、总体目标 积极推进光热发电项目建设，不断拓展光热发电开发利 用新场景，保障光热发电规模化发展。到2030 年，光热发 电总装机规模力争达到1500 万千瓦左右，度电成本与煤电 基本相当；技术实现国际领先并完全自主可控，行业实现自 主市场化、产业化发展，成为新能源领域具有国际竞争优势 的新产业。

二、加强规划引导 （一）深入开展光热发电资源普查。建立科学系统的资 源普查内容方法体系，集成太阳能观测、国土资源、地形地 貌和水资源等基础数据，评估光热资源水平，落实场址建设 限制性因素，衔接国土空间规划，形成全面系统的光热发电 资源数据库。建立普查成果数据库动态管理机制，及时更新 基础信息，确保普查成果的时效性和实用性。针对重点省区， 明确优势资源区域和发展潜力，提前做好要素保障和场址保 护，为项目建设奠定良好基础。加强普查成果的共享与应用， 为区域光热发展提供科学依据。 （二）做好光热发电规划布局。适应光热发电规模化发 展形势与需要，明确光热发电在新型电力系统中的定位及作 用，完善光热发展规划研究技术体系，在资源普查工作基础 上，科学开展光热发电规划布局研究。鼓励各省区结合国家 能源发展战略、生态环保要求、地区资源禀赋、区域能源发 展需求、电力系统特性及电热耦合需求等，充分考虑光热发 电在区域电力平衡和调节支撑电源中的作用，因地制宜编制 光热发电发展规划，围绕发展模式和实施路径分阶段、分区 域提出光热发电重点项目布局，并做好与其他发展规划的衔 接。支持在技术经济可行、需求迫切的省区每年规划建设一 定规模的光热发电项目，并做好相应政策保障。 （三）做好光热发电与产业发展协同布局。充分利用光 热发电支撑调节能力，分行业开展光热发电与产业协同布局 研究，提出光热发电与相关产业协同布局方案。鼓励以光热

发电作为支撑调节电源的新能源一体化项目与矿产资源开 发冶炼、算力中心、动力电池制造、盐湖提锂等新型高载能 产业紧密结合，探索通过算力电力协同及绿电直连、源网荷 储一体化等新能源就近消纳新业态，实现可再生能源高效利 用，推进高比例可再生能源供能产业园区建设布局。 三、积极培育光热发电应用市场 （四）结合大型能源基地建设，按需合理配置光热发电 规模。支持具备技术经济条件的“沙戈荒”大型外送新能源 基地、水风光外送基地、各类自用型基地等新能源基地，开 展光热电站项目建设。科学确定基地中光热发电装机规模， 优化提升基地调节能力，增加基地绿色电量占比，降低基地 平均度电碳排放量，加强新能源稳定送出，积极探索技术经 济可行的光热电站在大基地中作为支撑调节电源发挥作用。 （五）建设一批以光热发电为主的支撑调节型新能源电 站。结合区域资源禀赋、建设要素、用能需求和消纳能力等 内外部条件，根据新型电力系统建设需求，以有效填补地区 电力缺口、缓解电力保障压力、提供绿色支撑调节能力为目 标，贯彻电热耦合与源网协同理念，建设一批在本地消纳的 大容量光热电站或光热与风电、光伏发电一体化调度运营项 目，提升区域电网的调峰能力和稳定性，增强电力供应的安 全性和灵活性。 （六）探索构建以光热发电为基础电源的源网荷储一体 化系统。积极推动具有绿色溯源需求的产业，结合产业调整 与转移需求，在光热资源富集区域构建以光热电站为基础，

联合其他新能源电源、新型储能等电力设施的源网荷储一体 化系统，在具备条件的地区，进一步探索覆盖附近区域用电、 用汽与用热需求。加强源网荷储一体化系统管理和运营，建 立健全运行机制和安全保障体系。鼓励在具备条件的电网末 端，探索构建以光热发电为基础支撑的系统弱连接型或独立 型源网荷储一体化系统，提高供电保障水平。 四、充分发挥光热发电对新型电力系统的支撑调节作用 （七）发挥光热发电对新型电力系统的支撑作用。结合 光热发电集“热电”转换和常规交流同步发电机于一身的绿 色支撑能力，充分发挥光热发电在调频、调压、黑启动和惯 量响应等方面的作用，进一步优化电站运行方式，挖掘光热 发电作为绿色低碳基础保供电源潜力，推动光热的系统保供 价值转化，提高新型电力系统绿色可靠支撑容量比重。 （八）增强光热发电对新型电力系统的调节作用。发挥 光热发电大规模、低成本和高安全储热系统功能，利用光热 宽负荷调节范围和快速变负荷能力，发挥深度调峰能力，提 升电力系统调节能力。鼓励配置或预留电加热系统，支持配 置电加热系统的光热电站通过电力市场发挥系统长时储能 电站功能，获得相应市场收益。 （九）加快推进在建项目建设，提升在运项目的调度响 应能力。充分吸收投运项目在设计、施工和运行环节经验， 积极应用新技术新装备新工艺降本增效，在确保安全和质量 的基础上，加快推进在建项目建设。省级能源主管部门应加 强已备案未开工项目的督导，加快推动开工建设。积极推动

在运项目开展电力市场盈利模式的探索，不断提升调度响应 和参与辅助服务市场能力，多措并举提高电站的经济效益。 五、加快推动光热发电技术与产业创新 （十）逐步推动高参数大容量技术推广。积极支持高参 数大容量光热电站的技术创新与工程应用，在资源条件适宜、 电力负荷和热负荷高需求地区稳步推进30 万千瓦等级光热 电站建设，加强项目监测与评估，为后续推动60 万千瓦等 级光热电站建设积累基础数据，逐步提升光热电站技术先进 性和系统支撑调节作用，有效改善新能源安全可靠替代能力。 （十一）加快关键技术突破，促进光热产业降本增效。 加快关键技术、材料与装备研发，支持光热发电头部企业与 科研机构组建研发联合体，聚焦高效聚光吸热换热、规模化 长时高温储热、能量高效转换、高灵活性光热机组、智慧化 控制等领域，开发新型大开口槽式集热器、高精度定日镜、 低成本长寿命储热材料、新型透平等国产化关键装备，全面 提升我国光热核心技术自主化及关键装备国产化水平。强化 光热领域应用基础研究，突破高参数“光－热－电”转换及 高效热能存储等科学理论，鼓励颠覆性技术创新。 （十二）建立健全协同发展机制，推动光热产业高质量 发展。探索开展光热和煤电耦合降碳技术研究应用，在资源 与建设条件适宜的地区，鼓励光热和煤电耦合技术项目建设。 科学谋划光热产业链协同发展布局，积极构建完整产业链条， 充分发挥现代产业链链长带动作用，推进光热产业链上下游 深度合作，形成优势互补、协同发展的产业格局。加速推进

光热产业链强链、补链，促进资本与产业链深度融合，在重 点地区打造光热产业园或产业集群，通过产业集聚和协同发 展促进光热产业降本增效。加快推动光热产业标准化体系建 设，提升光热产业设计、制造、建设、运维等全流程标准化 水平，积极参与国际标准制定。 （十三）积极推动产业“走出去”，提升光热发电国际 合作水平。充分利用能源双多边合作机制，发挥我国光热产 业技术创新与装备优势，加强与相关国家标准互认，开发契 合当地资源禀赋及市场需求的多元化光热发电产品和技术 服务。加大对外宣传，鼓励国内企业结合自身发展战略与当 地企业开展技术、合资经营等多种形式的合作，探索打造光 热发电“一带一路”旗舰项目，同时注意防范各类风险，促 进合作项目长期可持续。 六、完善政策保障机制 （十四）加大政策支持力度。支持符合条件的光热发电 项目通过发行基础设施领域不动产投资信托基金（REITs）、 资产支持证券等方式，盘活存量资产、促进投融资良性循环。 （十五）推动光热发电公平参与电力市场。落实新能源 上网电价市场化改革要求，鼓励相关省份制定支持光热发电 发展的新能源参与电力市场实施细则，因地制宜出台既能适 应市场竞争、又能保障稳定运营的可持续发展价格结算机制。 对符合条件的光热发电容量，可按可靠容量给予补偿，鼓励 相关省份探索构建光热电站可靠容量评估方法，待国家建立 可靠容量补偿机制后与国家相关要求做好衔接。鼓励光热发

电项目参与省内和跨省跨区年度电力中长期交易，支持光热 发电积极参与各类辅助服务市场并获得收益。 （十六）建立健全光热发电激励机制。系统评估首批光 热示范项目建设和运行经验，建立全行业信息共享机制，推 动光热发电产业协同发展。系统评估新能源基地和源网荷储 配套光热发电运行状况、调峰效果和系统支撑能力等，建立 基于评估结果的项目激励机制。 （十七）提高光热电站绿色收益。统筹利用好国家温室 气体自愿减排交易市场、绿证市场和新能源可持续发展价格 结算机制等，做好支持政策衔接。光热发电项目可自主选择 绿色收益来源，拟选择参加绿证交易的，相应电量不得申请 国家核证自愿减排量（CCER），不纳入新能源可持续发展价 格结算机制；拟申请CCER 的，在完成减排量核查和登记后 注销减排量对应的未交易绿证；按国家规定纳入可持续发展 价格结算机制的项目，不重复获得绿证收益。 （十八）加强土地等要素保障和政策落实保障。统筹协 调新能源发展布局，在具备条件的风光大基地、源网荷储一 体化、高比例可再生能源供能产业园区，以及含光热发电的 独立供能系统、光热与煤电耦合试点、热电联产等各类项目 中，合理布局并预留光热场址，光热集热场区用地可通过租 赁方式取得。 相关省级能源主管部门要积极推动光热发电发展，抓紧 组织开展省级光热发电资源普查、布局规划等工作，推动落 实光热发电相关的电价机制、辅助服务细则等各项保障措施，

加强项目建设统筹协调，保障项目顺利实施。国家能源局派 出机构针对光热发电规模化发展政策措施落实情况进行常 态化监管，重大事项及时报告。 国家发展改革委 国家能源局 2025 年12 月15 日

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国家发展改革委 国家能源局关于印发《售电公司准入与退出管理办法》和《有序放开配电网业务管理办法》的通知（发改经体〔2016〕2120号）

国家发展改革委国家能源局关于有序推动 多用户绿电直连发展有关事项的通知 发改能源〔2026〕688 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，北京市城市管理委员会、天津市工业和信息化局、辽 宁省工业和信息化厅、上海市经济和信息化委员会、重庆市 经济和信息化委员会、甘肃省工业和信息化厅，国家能源局 各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公 司，有关中央企业： 为贯彻落实党的二十大和二十届历次全会精神，完善新 能源消纳和调控政策措施，促进新能源就近就地消纳，更好 满足能源绿色低碳转型需求，积极推动碳达峰碳中和目标实 现，在《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发 改能源〔2025〕650 号）基础上，现就有序推动多用户绿电 直连发展有关事项通知如下。 一、适用范围 多用户绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等 新能源发电不直接接入公共电网，通过专用线路和变电设施 向多个用户供给绿电，实现供给电量清晰溯源和分配的模式。 其中，多用户指多个不同法人实体，不包括居民和农业用户。 多用户绿电直连项目（以下简称项目）按照是否接入公共电 网分为并网型和离网型两类。并网型项目整体接入公共电网，

与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面，电源应接入项 目的内部。 新建负荷可配套建设新能源电源组成多用户绿电直连 项目。存量负荷中，单用户绿电直连项目可吸纳其他新建负 荷，同时配套扩建新能源电源组成多用户绿电直连项目；有 绿色电力消费需求的用户（包括有绿色电力消费比例要求的 企业、重点用能和碳排放企业、有降碳需求的出口外向型企 业及其上下游企业等）可利用周边新能源资源探索开展多用 户绿电直连；工业园区、零碳园区、增量配电网等的全部或 部分负荷可就近接入新能源，组成多用户绿电直连项目。 支持尚未开展电网接入工程建设的新能源发电项目，以 及因新能源消纳受限等原因无法并网的新能源发电项目，在 履行相应变更手续后开展多用户绿电直连。分布式光伏可通 过集中汇流方式参与多用户绿电直连。优先支持算力设施、 绿色氢氨醇等新兴产业和未来产业开展绿电直连。项目应满 足国家产业政策要求，严禁企业通过绿电直连开展违法违规 活动。 二、规划投资与建设 （一）项目规划 省级能源主管部门应加强对项目的统筹规划。项目应按 照“以荷定源”原则合理规划新能源装机规模，年自发自用 电量占总可用发电量的比例不低于60%，占总用电量的比例 不低于30%、2030 年前不低于35%。 项目风电和太阳能发电规模纳入省级能源主管部门制

定的新能源发电开发建设方案，相关规划管理要求参照《关 于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》 （发改能源〔2025〕 650 号）执行。项目及其内部资源豁免电力业务许可，另有 规定除外。 （二）投资模式 项目应明确独立的主体作为项目主责单位；项目主责单 位应具备法人资格，原则上由电源方与负荷方合资组建，也 可以由电源方或负荷方一方单独投资组建，园区模式的项目 主责单位可由园区管委会或第三方机构（不含运营输电业务 的公共电网企业）投资组建。项目连接线路、变电设施、储 能及运营平台原则上由项目主责单位投资建设。项目主责单 位应充分利用存量电力设施，在不影响与公共电网责任界面 划分的前提下，可通过租赁等方式协商使用其他主体的存量 电力设施；协商不成的，项目主责单位可自行建设相关设施。 项目主责单位与电源、负荷等内部主体应就产权划分、运行 维护、平衡责任、内部费用标准和结算、违约责任等事项签 订协议。 （三）建设管理 项目应按规划统筹推进、协同建设，匹配好负荷和电源 的建设投产时序及规模。 项目建成后，接网容量发生变更的，应重新履行系统接 入评估等手续。项目内部新增新能源发电规模，应报省级能 源主管部门批准并计入新能源发电开发建设方案。电网企业 应向满足并网条件的项目公平无歧视提供电网接入服务。

三、运行管理 （四）责任界面 项目主责单位承担由于项目自身原因造成供电中断的 相关责任，并按照“谁产生、谁负责”原则，根据内部协议 和运行实际对责任公平划分。并网型项目与公共电网各自在 责任界面内履行相应电力安全风险管控责任。 并网型项目应统筹考虑内部源荷特性、平衡能力、经济 收益等因素，自主合理确定接入公共电网容量；公共电网按 接网容量和有关协议履行供电责任。并网型项目主责单位应 组织内部电源和负荷建立相应的调节机制，确保项目与公共 电网的交换功率不超过接网容量。 离网型项目自行承担项目范围内的安全风险管控责任。 （五）安全运行管理 项目应按标准配置继电保护、安全稳定控制装置、通信 设备等二次系统。项目主责单位应强化运行管理能力，协同 优化项目内部电源、储能等资源，做好应急场景下项目内部 用电调节和有序供应的预案，明确相关安全和经济责任，并 报送省级能源主管部门备案。 并网型项目根据接入的电压等级和容量规模，分级分类 配置监测与控制设施，做好公共电网交换功率监测，安装网 络安全监测、隔离装置等网络安全设施，内部各设施涉网性 能应满足相关标准，并按照有关规定向电力调度机构提供相 关资料。并网型项目按照为系统提供服务的类别接入新型电 力负荷管理系统或电力调度自动化系统，项目整体及内部电

源按照接入电压等级和容量规模接受相应调度机构统一管 理，调度机构在项目现货市场出清结果基础上下达调度计划； 作为整体参与电力现货市场的并网型项目，项目主责单位按 照调度计划负责管理内部平衡。 （六）就近消纳要求 项目应通过合理配置储能、提升集控管理能力、挖掘负 荷灵活调节潜力、开展多能互补等方式，提升就近消纳能力。 项目新能源弃电不纳入新能源利用率统计。 并网型项目规划方案应合理确定最大的负荷峰谷差率， 与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于方案规划值。为 避免过度增加公共电网消纳压力，并网型项目投产运行后， 年上网电量原则上不超过总可用发电量的20%，具体比例可 由各省级能源主管部门结合实际确定。在省级能源主管部门 明确的新能源消纳困难时段，并网型项目不得向公共电网反 送电。 四、交易与价格机制 （七）市场参与方式 并网型项目按照《电力市场注册基本规则》以新型经营 主体身份进行市场注册，内部主体也可分别注册；项目原则 上应作为整体参与电力市场交易，由项目主责单位统一申报； 初期，项目可以“报量不报价”方式参与电力现货市场，条 件成熟时，逐步过渡至“报量报价”参与电力现货市场。项 目不得由电网企业代理购电。 （八）计量管理

项目应具备分表计量条件，由电网企业在项目内部各发 电、厂用电、并网、内部各用户、储能等关口安装符合相关 标准和有关部门认可的双向分时计量装置。禁止绕越各电能 计量装置用电。 并网型项目以项目与公共电网接入点作为计量、结算参 考点，作为整体与公共电网进行电费结算。 （九）项目内部管理 项目主责单位应与项目内部主体按照权责对等、公平分 摊的原则签订协议，合理确定内部结算方式等内容，并考虑 外部市场价格变化、负荷实际调节能力等因素定期协商调整。 鼓励项目主责单位组织内部电源与负荷在协议约定的基础 上，根据内部主体的调节能力及约定的补偿标准，优化内部 运行方式，促进源荷协同运行。 （十）价格机制 并网型项目应符合《关于完善价格机制促进新能源发电 就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192 号）相关要求， 公平承担输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等费用。 项目主责单位负责统一与公共电网结算电费。并网型和离网 型项目应按现行政策缴纳政府性基金及附加。项目新能源发 电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制。 （十一）绿电溯源机制 并网型项目整体按照内部实际新能源发电量（含储能释 放的项目新能源电量）扣减上网电量确定自发自用电量，形 成项目整体绿电溯源结果。项目内部各用户可按照每个时段

用电量占比确定自发自用电量，实现小时级新能源发用电量 匹配。 项目内部电源应在国家可再生能源发电项目信息管理 平台建档立卡，电网企业原则上应根据计量数据计算绿电溯 源结果，并按相关规定进行核对后，推送至国家绿证核发交 易系统。项目自发自用电量对应绿证的核发、划转、核销等 按照有关规定执行。 五、组织保障 国家发展改革委、国家能源局加强对绿电直连模式的指 导，及时评估成效，推动绿电直连模式平稳有序发展。 省级能源主管部门应结合本省电力供需形势、消纳条件 等实际情况，进一步细化适用主体、项目用户边界、就近消 纳距离、上网电量比例等具体要求，明确项目电源、负荷、 连接线路和变电设施等的退出机制。省级能源主管部门要做 好项目管理，针对项目多主体特点优化核准和备案流程；组 织具备资质的第三方机构开展方案评审，并充分听取电网企 业、国家能源局派出机构等意见，引导项目科学合理评估需 求；及时跟踪监测项目运行情况，加强项目建设和运行安全 监管。 国家能源局派出机构应按职责加强监管，及时跟踪辖区 内项目建设与政策执行情况，积极推动各方按要求规范开展 项目建设运行。 电网企业、电力市场运营机构要做好落实，持续提升对 项目接入电网、参与电力市场交易的技术支持能力和服务水

平。 国家发展改革委 国家能源局 2026 年5 月14 日