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