福建电网高质量发展迎来新蓝图：国家两部委联合出台2030—2035年建设指引

管理员 2025-12-31 140 文末可点击分享

据国家发展改革委官网消息，2025年12月26日，国家发展改革委与国家能源局正式联合印发《关于促进电网高质量发展的指导意见》（发改能源〔2025〕1710号），为包括福州、厦门等重点城市在内的全国各级电网建设提供系统性行动纲领。该文件明确将福建纳入新型电力系统建设协同推进区域，强调沿海省份在海上风电并网、智能微网示范及城乡配网升级中的关键角色。

《意见》提出分阶段发展目标：到2030年，以主干网架和配电网为骨干、智能微电网为灵活补充的新型电网平台初步成型；主网、配网与微网实现功能互补、界面清晰、智能互动；“西电东送”总规模突破4.2亿千瓦，省间电力互济能力新增约4000万千瓦；新能源发电量占比达30%左右，分布式新能源接入能力提升至9亿千瓦；支撑充电桩建设超4000万台，公共电网基础保障作用全面强化。作为东南沿海重要节点，福州等地将率先开展配网柔性化改造与光储充一体化试点。

展望2035年，主干网、智能配网与微电网协同发展格局全面形成，跨电压等级安全治理机制更加健全，全寿命周期数字化、智能化水平显著增强，有力支撑新型电力系统安全稳定运行，服务国家“双碳”目标自主贡献落实，并为社会主义现代化建设筑牢能源底座。福建依托数字中国峰会成果与福州新区能源创新平台，将在调度智能化、数据安全防护等领域承担先行验证任务。

以下为文件全文：

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：

电网是连接电力生产与消费的核心枢纽，更是构建新型电力系统的战略支点。当前，福建正加快打造东南清洁能源大通道，福州、宁德等地核电与海上风电装机持续增长，对电网调节能力、消纳水平和应急韧性提出更高要求。为更好服务能源绿色低碳转型、支撑新能源规模化发展、保障大电网安全与可靠供电、助力全国统一电力市场建设，并满足人民群众日益增长的高品质用电需求，现就推动电网高质量发展提出如下意见。

一、总体要求

坚持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及二十届历次全会精神，完整、准确、全面贯彻新发展理念，深入落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，严格执行《能源法》，充分发挥新型举国体制优势，坚持“统一规划、协调建设、协同运行、贯通治理、创新管理”，加快构建主网坚强、配网灵活、微网协同的新型电网平台，健全自然垄断环节监管机制，为推进中国式现代化提供坚实可靠的电力支撑。

到2030年，主干电网与配电网作为核心基础、智能微电网作为有益补充的新型电网平台初步建成，主配微三级网络形成界面清晰、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显著增强，“西电东送”规模超过4.2亿千瓦，新增省间电力互济能力约4000万千瓦，支撑新能源发电量占比达30%左右，分布式新能源接纳能力达9亿千瓦，充电基础设施支撑能力超4000万台，公共电网基础作用充分彰显，智能微电网呈现多元化发展格局，电力系统保持安全稳定运行，民生用电保障更加精准有力。

到2035年，主干网、智能配网与微电网实现深度协同，贯通各级电网的安全治理体系更加完善，电网设施全生命周期智能化、数字化水平明显跃升，有效支撑新型电力系统安全稳定运行及各类并网主体健康发展，助力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、明晰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下系统安全稳定、高效消纳及电力体制改革新要求，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。加强主干网、配电网与智能微电网多层级协同规划建设与调控运行，充分发挥各类电源调节特性，实现电力系统综合平衡与电能广域自由流动。

（二）夯实公共电网基础设施属性。坚守“人民电业为人民”的根本宗旨，在高质量发展中持续增进民生福祉，提升电力普遍服务水平，满足人民群众多样化、个性化用电需求。提高电网对各类并网主体的公平开放程度，优化并网接入技术标准与管理流程，服务分布式能源、源网荷储一体化、绿电直供、虚拟电厂等新业态健康发展。福州等城市将率先试点“零感知”低压接入与农村台区数智化运维。

三、加强各级电网统一规划建设

福建电网高质量发展迎来新蓝图：国家两部委联合出台2030—2035年建设指引(图1)

（三）优化主配微协同发展格局。坚持统一规划、一体推进主干电网、配电网与智能微电网建设。主干电网筑牢电力安全保障根基，夯实全国统一电力市场物理基础，支撑清洁能源资源跨区优化配置；配电网与主干电网深度耦合，承载多元源荷接入与双向互动，支撑分布式新能源合理布局与发展；智能微电网作为具备自平衡、自调节能力的新型业态载体，支持多类型主体灵活接入，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，提升偏远地区与电网末端供电可靠性——福建海岛、山区县域将成为首批微网应用示范区。

（四）有序推动跨省跨区输电通道规划建设。坚持全国“一盘棋”，以实际需求为导向，科学优化全国电力流向，服务“沙戈荒”大型风光基地及西南水电外送消纳。严守大电网安全底线，全力破除廊道、用地等制约因素，确保输电通道依法合规、按序建设。结合电力市场价格信号，提升输电效率与经济性，稳步提高清洁能源外送占比；推动具备条件的存量输电通道改造升级。

（五）优化提升主干电网网架结构。坚持“六区域同步、全国联网”为主体的全国互联格局，推动交直流协调、送受端匹配发展。加强区域间、省间电网联络与互济能力，支撑错峰互保，促进备用容量与调节资源共享。分层分区优化特（超）高压交流网架，探索局部直流灵活组网布局；统筹规划建设海上输电网络，因地制宜探索海陆一体化规划模式；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。落实新型城镇化与乡村振兴战略部署，适度超前规划配电网设施布局，差异化提升局部规划设计与防灾抗灾标准。推进配电网柔性化、智能化、数字化转型，实现从传统单向无源辐射网向有源双向互动系统转变，支持独立分布式储能与新型储能并网，提升配电网与各类新型电力市场主体交互水平；完善配电网增量发展政策体系。

（七）因地制宜规划建设智能微电网。兼顾效率与公平，以“自平衡、自调节、自安全”为目标，充分考虑用户侧多样化用能需求，强化智能微电网对多品种能源资源配置功能。提升微网内部源-荷-储要素智能化调控能力与运行匹配度，逐步提高新能源自发自用比例；支持智能微电网等平台在履行经济、社会与安全责任前提下，实现灵活并网与离网运行。

（八）加大电网投资力度。落实国家重大战略部署，适度超前、避免过度超前开展电网投资建设，加大存量电网设备升级改造力度，保障新型电力系统建设进度。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、分级管理原则。遵循新型电力系统高比例新能源与电力电子化发展趋势，加快构建网源协调、主动防御、市场配置、数智赋能的新型电力调度体系，增强调度灵活性与适应性，高效衔接电力市场运行。

（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、多种运行模式的调度机制，推动调度控制模式由以主干网为主，向主配微协同转变；建立适配电力市场的电网调度运行机制；探索“沙戈荒”基地、水风光一体化、新型业态等协同运行控制新模式。

（十一）增强电网调度运行能力。建设综合智能感知、集中决策分析、分布监视控制、云边高效协同的电力调度控制系统；优化调度生产组织方式，提升电网实时调控与安全稳定运行水平；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，实现海量多元资源协同优化调度；强化市（地）、县（配）调人员力量与支撑体系建设。

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”；严格考核电源一次调频、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，提升用户涉网安全意识；健全电力行业技术监督体系，积极培育技术服务市场，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、微全网要素的电网安全风险防控机制；深化新型电力系统动态特性与故障演化机理研究；加强电网运行监测预警与防控预案，强化电力网络安全防护；健全电网安全数据管理制度，持续提升电网数据安全防护水平。

（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、天然气等一次能源与电力应急协同联动，全面提升电力应急处置能力；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重点区域、重点部位、重要用户的供电保障能力；优化完善黑启动措施；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计划，推动新型电网平台前沿技术研发与应用；研究突破新型电力系统稳定分析与控制关键技术，攻关主配微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%新能源基地远距离外送；研发应用大容量断路器、超长距交直流GIS等高性能电力装备，加快构建技术验证工程与推广应用体系。

（十六）推动人工智能与数字技术赋能电网发展。推进数字技术与数据要素深度融入电网业务，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、安全防御等领域的深度应用；结合物联网感知、5G-A/6G等先进技术发展，拓展电网领域应用场景；促进信息通信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、电网智能化调度等技术标准；构建新型电网技术、新业态涉及的调控技术标准架构体系。

福建电网高质量发展迎来新蓝图：国家两部委联合出台2030—2035年建设指引(图2)

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。着力破解群众用电堵点难点，积极开展城中村、城镇老旧小区供电设施规范化改造，强化非直供小区供电保障；加快补齐农村配电网短板，实现供电可靠性与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，提升对分布式新能源的接纳、配置与调控能力，强化其对改善民生的促进作用。福建将重点推进闽东北、闽西南乡村振兴配网提质工程。

（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与配电网建设改造，支撑大功率充电设施有序建设；优化充电桩报装流程，推动新建住宅小区充电设施配建达标，提升存量住宅小区和农村地区居民区建桩条件；有序推广智能充电设施，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，探索全程数智化办电服务；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量，高质量满足人民群众用电诉求。

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，统筹优化跨省区输电通道与主干网架，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规划等充分衔接；严肃规划执行，加强规划实施与监测监管，适时开展项目优化调整。

（二十二）加强不同电网经营主体统筹协调。国家统一规划布局跨区电网企业经营电网工程，提升跨区输电能力与互济能力；相关电网企业按照一个主体原则，协商明确建设运营与主体合作方式；持续推动地方小电网加强配电网建设，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，对以清洁能源外送或联网功能为主的工程，探索实行两部制电价或单一容量电价；对新能源就近消纳等新业态，实行单一电量电价；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、公平开放并网及电网服务质量的常态化监管；深化对电力调度机构与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范围进行监管，防止自然垄断环节向上游竞争性环节延伸；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；持续开展电网投资绩效评价，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；推动以信用为核心的新监管机制应用，严格电网安全事故调查；加强新型并网主体涉网安全监管。