闭路电视***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、改善民生等方面发挥着重要作用。 随着新型电力系统建设的推进，配电网正逐步从单纯接受电能并分配给用户的电网向源-网-容储融合、交互、与上级电网灵活耦合的电网转变，在促进分布式发电机就近消纳、承载新负荷等方面具有越来越重要的功能。 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、性价比高、供需协调、柔性智能的电力新体系，现提出以下意见。
1. 一般要求
（一）指导思想
以新时代中国特色社会主义思想为指引，全面贯彻党的二十大精神，深入实施“四革命、一次合作”新能源安全战略，紧跟新形势下电力供应和转型目标， 有序扩大配电网投资，提高投资效率，统筹配电网建设和改造，系统推进配电网和源负荷储能科学融合发展，全面提升城乡配电网供电保障能力和综合承载能力。随着配电网的高质量发展，我们将助力新能源系统和新电力系统建设，服务经济社会发展，促进新能源体系建设。
（二）基本原则
坚持安全供电，增强保障能力。 以保障电力安全可靠为首要任务，提前适度规划建设配电网，持续优化电网结构，保持合理的供电边际，缩小城乡供电差距。 适当提高设防标准，协调提高重要用户应急防护水平，夯实本质安全基础。
坚持绿色发展，助力低碳转型。 加快配网建设改造和智能化升级，加强源网、网载、储能协同发展。 切实满足分布式新能源发展需求，全力支持电动汽车充电基础设施建设，积极推动新能源储能多元化发展，全面推进能源绿色低碳转型。
坚持统筹凝聚力，强化统筹引导。 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和实施过程中的衔接力和互动性。 深化多部门联动协作，实现源、网、荷、储资源科学有序配置。
坚持科学管理，提质增效。 建立健全配电网络科学发展机制，加强全过程管理。 创新配电网运行管理模式，提高标准化水平，促进先进技术研发和应用，深化电力体制机制改革，进一步提高配电网质量和效率。
（三）发展目标
围绕构建新能源体系和新型电力体系的总体目标，构建安全高效、清洁低碳、柔性智能的新型配电体系，在提升保障供应能力的基础上，推动配电网从传统的“被动”单向辐射网络向形式上的“主动”双向交互系统转变， 从单一的供配电服务转变为源-网-容储资源高效配置平台。
到2025年，配电网电网结构将更加强大和清晰，供配电容量将合理充裕; 配电网承载能力和灵活性显著提升，分布式新能源约5亿千瓦，充电桩约1200万个。 主动配电网兼容大电网，全面推进配网数字化转型，逐步形成开放共享体系，支撑多元化创新发展。 加快智能调控运行体系升级，在有条件的地区推广车网协同交互、网网化新能源、电网化储能等新技术。
到2030年，配电网柔性化、智能化、数字化转型基本完成，实现主配微电网多层次协同、海量资源聚合互动、多用户即插即用，有效推动分布式智能电网与大电网融合发展。 更好地满足分布式发电、新能源储能和各种新业态的发展需求，为构建覆盖面广、规模适中、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非化能源消费目标的实现。
2、弥补电网短板，夯实保障供电基础
（一）全面提高供电保障能力。 提前适当规划变电站和配电点的分布，优化电网设施布局，构建强大灵活的电网。 加快老城区、城中村配电设施升级改造，严格落实城镇居民“一户一米”要求，新建住宅区充电基础设施、防汛内涝，有序推进高层住宅小区一次负荷双供电改造。 加快农村电网整顿升级，完善农村电网结构，加强县域电网与主电网的连接，稳步推进大电网延伸覆盖，因地制宜建设可再生能源局域网，持续加大偏远地区农村电网建设力度; 扶贫区和老革命区。科学强化薄弱环节，系统梳理形成单一供电方向县域配电网清单，开展针对性改造，提高供电可靠性。 规范化主（配电）变压器过载、线路过载、电压过限等问题的监测放电，提出有针对性的解决办法，消除电源卡口。 在条件允许的地区，结合技术经济比较，开展交直流混合配电网、柔性互联等新技术的应用，探索配电网高可靠性布线模式。
（2）提高设备的能效和智能化水平。 加快老旧高耗能设备设施改造，力争改造后能效达到先进水平。 2025年，电网企业将全面淘汰运行寿命超过25年且能效未达标的S7（含S8）和配电变压器，能效及节能级及以上变压器在运行的比例将比2021年提高10个百分点以上。 持续推进设备标准化，全面应用典型设计和标准材料，积极推广高可靠、集成化、低能耗、环保、一二次一体化设备。 进一步拓展网络通信、大数据、自动控制等技术的应用范围，不断提高配电自动化的有效覆盖率，逐步提升负荷控制能力。 合理配置监控终端、无人巡检终端、活体作业机器人等设施设备，加快应用设备状态智能监测分析、电网灾害智能感知等技术。 创新应用数字技术，加强配电网层面源、网、荷、储协同调控。 挖掘电力数据价值，推动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，并采取相应的技术措施确保数据安全。
（三）加强应急保障能力建设。 合理提高核心区和重要用户相关线路、变电站建设标准，推进地方应急电源建设，协调移动应急电源的部署和使用，重要用户应根据需要配置自己的应急电源，提高重点区域的电力保障能力; 极端条件下的关键部件和重要用户。提高电网综合防灾能力，加强雨雪冻气象变化规律研究，加快修订完善台风、冻雨、冰雪、风舞灾害区域分布图，区分和完善地方规划设计和防灾标准; 增强自然灾害防治能力，推动现有地下配电设施不符合要求的地下配电设施向地面迁移或实施防涝改造，防止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
（1）满足大规模分布式新能源网络连接需求。 结合分布式新能源发展目标，有针对性地加强配电网建设，完善电网稳定运行手段，保障供电质量。 统筹配电网容量、负荷增长和调节资源，系统开展新能源并网影响分析，评估配电网承载能力，建立可承载新能源规模的释放预警机制，引导分布式新能源科学布局、有序发展、就近接入和局部消纳。
（2）满足大型电动汽车等新负荷的用电需求。 开展不同场景下电动汽车充电负荷密度分析，建立可接入配电网的电动汽车充电设施容量信息发布机制，合理、分级引导充电设施接入中低压配电网。 加强双向交互和条件匹配分析，科学连接充电设施点布局与配电网建设改造项目，助力构建城市地面、高速公路线性、农村点布局的电动汽车充电基础设施网络。 结合负荷特性分析，应有序安排配电网的升级改造，满足电采暖、电锅炉、港口岸电等电能替代设施的用电需求。
（三）推动新能源储能多元化发展。 在分析电力系统调节能力的基础上，根据不同应用场景，科学规划新能源储能发展规模。 引导分布式新能源根据自身运营需求合理建设新能源储能或通过共享模式配置新能源储能，提高新能源的可靠替代能力，促进新能源消费。 科学部署关键节点和电网末端新储能，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，实现全抽取，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一体化应用新场景，支持参与并网互动。 推动长期电储能、氢能储能、热（冷）储能技术应用。
（四）促进新型电力系统健康发展。 应根据分布式新能源的接入方式和消费特点，建设分布式智能电网，满足分布式新能源规模化发展和局部消费需求，实现与大电网的兼容共存和融合发展。 推进微电网建设，明确物理边界，合理匹配源负荷储容量，强化自主调峰和自平衡能力。 挖掘用户侧调控潜力，鼓励虚拟电站、负荷聚合器、车网交互等新业态创新发展，提高系统的响应速度和调整能力。 大电网应为分布式智能电网和微电网接入公共电网创造便利条件，简化并网手续，双方应明确资产与管理的接口，以及调度控制、交互运营、规范资源使用的权利义务。
四、加强全过程管理，确保发展质量
（一）协调电网规划的制定。 地方能源主管部门要加强配电网规划管理，组织电网企业编制方案并监督实施。配电网规划要充分落实区域协调发展、新型城镇化、乡村振兴等国家战略任务的要求，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和国土空间规划的衔接。 支持水电等公共基础设施市政管廊统一规划建设。 充分考虑当地社会经济发展的阶段和特点，坚持配电网差异化规划，提高效益和效益。
（2）优化项目投资管理。 电网企业要聚焦电网主营业务，持续加大对配电网的投入。 鼓励多主体投资分销网络，创新投资方式。 新能源站和储能电站并网项目投资原则上由电网企业承担，相关主体可以独立投资建设电网企业建设有困难或规划建设顺序不匹配的并网项目建设， 电网企业经协商同意，应当在适当时间依法依规回购。扎实开展配电网项目配额管理和成本计算，推进标准化、模块化工程，降低投资成本，优化投资结构，提高投资效率。 提高配电网审批或备案效率，特别是万伏及以下配电网项目。
（三）协调项目建设。 建立多部门参与的工作协调机制，整顿各级职责，加强基层协调，高效推进项目选址、用地手续和审批等，解决重点领域重大项目和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项目，统筹实施架空线路改造和配电网地面升级改造。 加强施工队伍和施工技术管理，对工程建设全过程进行监督管理，确保工程施工安全，提高工程施工质量。
（四）完善调度运行机制。 坚持统一调度、分级管理、严格调度纪律，确保电网安全运行。 加强配网调度智能化建设和信息安全防护体系建设，全面提升可观测、可测、可调、可控能力，逐步构建主配微电网协同的新型主动配电网调度模式。 建立源-网-荷储协同调控机制，不断完善新能源电力调控机制，优化分布式新能源渗透区防控策略，建立健全新型储能调控体系和调用机制，支持各类用户侧调控资源通过虚拟电站参与市场; 负荷聚合等手段，提高配电网调节能力、资源配置能力和自愈能力。提高实时状态感知和故障处理能力，强化分层和分级控制，强化分布式电源管控能力。
（五）提高运维服务水平。 加强设备检查和维护，及时消除设备缺陷和隐患。 开展精益运维，优化停电规划安排，加强故障快速电力修复管理，推广配电网故障主动修复技术和“先复电后修”模式，减少停电时间、频率和范围。 电力用户应加强自身设施的运行维护，及时消除隐患，预防事故发生，避免对公共电网造成冲击。 修订完善并网标准，夯实配电网安全稳定运行基础。 简化网接流程，加快网接工程的建设和调试验收，提高服务效率。 支持发展依托配电网络的综合能源服务。
五是加强改革创新，解决发展难题
（一）持续推进科技创新。 加强主动配电网规划方法、运行机制、平衡方法以及微电网、虚拟电站等新模式调度运行控制方法研究，完善相关标准，积极开展国际合作。 探索新储能的优化布局和高效利用，开展充电设施高效承载技术研究，促进新课题灵活接入。 支持有条件地区开展配网技术试点和模式创新。
（二）完善市场交易机制。 明确分布式新能源、新储能、电动汽车充电设施、微电网、虚拟电站等新实体、新业态的市场准入、出让和结算标准，研究设计合适的交易品种和交易规则，鼓励多元化资源平等参与市场交易。 完善多时间尺度、多层次的电力市场，满足多样化需求。 创新拓展新型电力系统的商业模式和交易机制，为工商业用电用户与分布式电源、新储能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，建立健全电动汽车户用充电桩分时电价机制; 在电力现货市场持续运行的地区，根据现货**信号，推动峰谷期划分动态调整，改善用户用电特点。 研究和改进储能机制。 在评估分布式发电市场化交易试点的基础上，研究完善输配电价格机制，更好地促进就近新能源消费。
（四）完善财政金融政策。 充分发挥招商引资引领作用，进一步推动农村电网巩固升级。 通过地方**专项债券支持符合条件的配电网项目建设。 建立健全偏远地区电力普遍服务投资和运维成本引导机制，鼓励地方政府采取财政补贴、财政减税等政策，引导更多资源向薄弱环节和重点领域配置。 鼓励金融机构提升金融服务能力，支持分布式新能源、充电基础设施、新储能建设。
六、加强组织保障，协调推进工作
（一）建立健全工作机制。建立地方各级能源主管部门、住建、国土等有关部门、能源监管机构、各类电力企业、新业务项目单位、重要用电单位协调配合工作机制，因地制宜制定实施方案，全面落实配电网高质量发展要求。
（二）巩固各方工作职责。 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，加强配电网建设和运营管理，提高投资效率，控制电网成本; 主动对接相关部门和基层，统筹场地和走廊资源，确保项目顺利实施。 电力企业和相关新建业务项目单位是实施配电网建设运营的主体，要主动增强服务意识，持续提高服务质量，做好项目管理、建设、运维、联网服务等工作，落实安全主体责任。 国家能源局派出机构应当按照职责分工加强监管，及时发现问题，推动解决。
（三）继续开展监管评估。 地方能源主管部门和国家能源局派出机构应当根据职责加强对配电网发展情况的跟踪、分析、监督和管理，并评估成效，总结改进情况。 国家发改委、国家能源局将及时组织评估总结，宣传推广城中村配网改造、农村电网整顿升级等重点工作取得显著成效的典型做法和成功经验。 分布式新能源网络的运行，电动汽车充电基础设施的交互，以及源-网-荷储的协同运行与控制。
*：中央电视台）。
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