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中电联发布《2023年一季度全国电力供需形势分析预测报告》

时间：2023-05-04 阅读量：1498

一季度，电力行业认真贯彻落实党中央国务院关于能源电力安全保供的各项决策部署，采取有力有效措施提升能源电力安全稳定保障能力，全力以赴保民生、保发电、保供热。全国电力系统安全稳定运行，电力供需总体平衡，有力保障了经济社会发展和人民美好生活用电需要。电力行业绿色低碳转型成效显著，2023年3月底非化石能源发电装机占总装机容量比重达到50.5%，首次超过一半。　　一、2023年一季度全国电力供需情况　　（一）电力消费需求情况　　一季度，全国全社会用电量2.12万亿千瓦时，同比增长3.6%，比上年四季度增速提高1.1个百分点，电力消费增速稳中有升。一季度第一、二、三产业合计用电量1.78万亿千瓦时，同比增长4.2%。分月份看，1-2月、3月全社会用电量同比分别增长2.3%、5.9%。3月用电量增速比前两个月回升较多，一方面有上年同期部分地区疫情形成的低基数因素；另一方面是受当前我国经济运行企稳回升的拉动。　　一是第一产业用电量265亿千瓦时，同比增长9.7%。其中，农业、渔业、畜牧业用电量同比分别增长4.4%、11.6%、15.8%。近年来乡村生产方式转型升级、电气化水平持续提升，拉动第一产业用电量较快增长。　　二是第二产业用电量1.38万亿千瓦时，同比增长4.2%。分月份看，1-2月、3月第二产业用电量同比分别增长2.9%和6.4%。一季度制造业用电量同比增长3.6%。分大类看，四大高载能行业一季度用电量同比增长4.2%，增速比上年四季度提高2.5个百分点。其中，黑色金属冶炼和压延加工业、建材行业用电量扭转了上年以来的持续负增长态势，一季度用电量同比分别增长2.7%和7.5%。高技术及装备制造业一季度用电量同比增长4.0%。其中，电气机械和器材制造业用电量同比增长22.8%，电力建设投资保持高位拉动行业用电量快速增长。医药制造业、汽车制造业用电量增速超过5%。消费品制造业一季度用电量同比下降1.7%，降幅比上年四季度收窄2.5个百分点。其中，造纸和纸制品业（3.5%）、食品制造业（2.7%）、酒/饮料及精制茶制造业（2.2%）3个行业用电量为正增长。其他制造业行业一季度用电量同比增长5.2%，其中，石油/煤炭及其他燃料加工业用电量同比增长13.4%。　　三是第三产业用电量3696亿千瓦时，同比增长4.1%。一季度增速比上年四季度增速回升1.0个百分点。一季度，信息传输/软件和信息技术服务业、批发和零售业、交通运输/仓储和邮政业、租赁和商务服务业用电量增速超过5%，交通运输/仓储和邮政业中的铁路运输业用电量同比增长11.8%；住宿和餐饮业同比增长4.1%，比上年四季度增速回升7.1个百分点，疫情放开后增速恢复较为明显。电动汽车高速发展，拉动一季度充换电服务业用电量同比增长63.0%。　　四是城乡居民生活用电量3424亿千瓦时，同比增长0.2%。今年一季度气温偏暖是居民生活用电量低速增长的重要原因。1、2、3月全国平均气温分别比常年同期偏高0.4、1.6和1.9摄氏度，其中3月气温为1961年以来历史同期第3高。一季度，湖南、新疆、天津、安徽、江西、上海、广西7个省份城乡居民生活用电量同比下降超过5%。3月，安徽、河南、湖南、重庆、云南5个省份城乡居民生活用电量同比下降超过20%。　　五是全国共有26个省份用电量正增长，西部地区用电量增速领先。一季度，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长2.5%、2.0%、6.4%、3.0%。一季度，全国共有26个省份用电量正增长，其中，宁夏（14.6%）、青海（12.2%）、甘肃（10.9%）、西藏（10.3%）4个省份同比增速超过10%；此外，内蒙古和广西用电量增速超过8%。　　（二）电力生产供应情况　　一季度，全国新增发电装机容量5900万千瓦，其中新增并网太阳能发电装机容量3366万千瓦。截至2023年3月底，全国全口径发电装机容量26.2亿千瓦，同比增长9.1%。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，电力行业绿色低碳转型成效显著。　　一是电力投资同比增长34.6%，非化石能源发电投资占电源投资比重达到90.2%。一季度，重点调查企业电力完成投资1932亿元，同比增长34.6%。分类型看，电源完成投资1264亿元，同比增长55.2%，其中非化石能源发电投资1140亿元，同比增长62.8%，占电源投资的比重达到90.2%。太阳能发电、核电、风电、火电投资同比分别增长177.6%、53.5%、15.0%和3.7%；水电投资同比下降7.8%，主要是常规水电投资减少，抽水蓄能投资同比增长21.3%。电网完成投资668亿元，同比增长7.5%。　　二是非化石能源发电装机容量占比上升至50.5%。一季度，全国新增发电装机容量5900万千瓦，同比多投产2726万千瓦；其中，新增非化石能源发电装机容量5166万千瓦，占新增发电装机总容量的比重为87.6%。截至3月底，全国全口径发电装机容量26.2亿千瓦；其中，非化石能源发电装机容量13.3亿千瓦，同比增长15.9%，占总装机容量比重为50.5%，首次超过总装机容量的一半，同比提高3.0个百分点。分类型看，水电4.2亿千瓦，其中抽水蓄能4699万千瓦；核电5676万千瓦；并网风电3.76亿千瓦，其中，陆上风电3.45亿千瓦、海上风电3089万千瓦；并网太阳能发电4.3亿千瓦。火电13.4亿千瓦，占总发电装机容量的比重为51.1%，同比降低3.0个百分点，其中煤电11.3亿千瓦，占总发电装机容量的比重为43.0%，同比降低3.1个百分点。　　三是全口径非化石能源发电量同比增长8.9%，煤电发电量占全口径总发电量的比重保持在六成。一季度，全国规模以上电厂发电量2.07万亿千瓦时，同比增长2.4%。其中，规模以上电厂水电发电量同比下降8.3%，主要水库蓄水不足以及今年以来降水持续偏少，叠加上年同期高基数等因素，是今年一季度水电发电量同比下降的主要原因。规模以上电厂火电、核电发电量同比分别增长1.7%和4.4%。全口径并网风电发电量同比增长24.5%。全口径非化石能源发电量同比增长8.9%，占总发电量比重为33.6%，同比提高1.6个百分点。全口径煤电发电量同比增长0.8%，占全口径总发电量的比重为61.0%，同比降低1.8个百分点。煤电仍是当前我国电力供应的最主要电源，在来水明显偏枯时可以较好地弥补水电出力的下降，充分发挥兜底保供作用。　　四是风电、核电、太阳能发电设备利用小时同比分别提高61、17、3小时。一季度，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时868小时，同比降低31小时。分类型看，水电544小时，同比降低92小时。火电1097小时，同比降低18小时；其中煤电1158小时，同比降低11小时；气电550小时，同比降低25小时。核电1864小时，同比提高17小时。并网风电615小时，同比提高61小时。并网太阳能发电303小时，同比提高3小时。　　五是跨区输送电量同比增长24.3%，跨省输送电量同比增长13.5%。一季度，全国新增220千伏及以上输电线路长度5610千米，同比减少1807千米；全国新增220千伏及以上变电设备容量（交流）4273万千伏安，同比减少1668万千伏安。一季度，全国跨区输送电量1866亿千瓦时，同比增长24.3%。分区域看，西北输出电量754亿千瓦时，同比增长4.3%，其中西北送华中269亿千瓦时，同比增长21.2%；西南输出电量318亿千瓦时，同比增长52.8%，其中西南送华东247亿千瓦时，同比增长68.4%；东北送华北电量165亿千瓦时，同比增长98.1%。一季度，全国跨省输送电量4140亿千瓦时，同比增长13.5%。分省份看，内蒙古、山西、四川一季度输出电量分别为684、404、368亿千瓦时，同比分别增长16.8%、17.6%和47.9%。　　六是市场交易电量同比增长6.8%。一季度，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量13235亿千瓦时，同比增长6.8%，占全社会用电量比重为62.4%，同比提高1.7个百分点。全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为10622亿千瓦时，同比增长4.4%。　　（三）全国电力供需情况　　一季度，全国电力系统安全稳定运行，电力供需总体平衡。受来水持续偏枯、电煤供应紧张、取暖负荷增长等因素叠加影响，贵州、云南等少数省份电力供需形势紧张，通过加强省间余缺互济、实施负荷侧管理等措施，有力保障电力供应平稳有序，守牢了民生用电安全底线。　　二、全国电力供需形势预测　　（一）电力消费预测　　宏观经济及气候等均是影响电力消费需求增长的重要方面。2023年国务院《政府工作报告》提出国内生产总值增长预期目标是5%左右，2023年宏观经济运行总体回升将促进电力消费需求增长。受上年同期低基数等因素影响，预计今年二季度电力消费增速将明显回升，拉动上半年全社会用电量同比增长6%左右。正常气候情况下，预计2023年全年全社会用电量9.15万亿千瓦时，比2022年增长6%左右。　　（二）电力供应预测　　在新能源发电快速发展的带动下，2023年全年新增发电装机规模将达到甚至超过2.5亿千瓦，其中非化石能源发电装机投产1.8亿千瓦，新投产的总发电装机规模以及非化石能源发电装机规模将再创历史新高。2023年底全国发电装机容量预计将超过28亿千瓦，其中非化石能源发电装机合计达到14.8亿千瓦，占总装机容量比重上升至52.5%左右。其中，水电4.2亿千瓦、风电4.3亿千瓦、太阳能发电4.9亿千瓦、核电5846万千瓦、生物质发电4500万千瓦左右。　　（三）电力供需形势预测　　电力供应和需求多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来不确定性。电力供应方面，降水、风光资源、燃料供应等方面存在不确定性。气象部门预计今年夏季（6月至8月）西南地区东部及华中中部降水偏少、气温偏高，湖北大部、湖南北部、重庆东部、四川东北部等地降水偏少2～5成，可能出现区域性气象干旱，将会对当地电力供应以及电力外送产生影响。此外，煤电企业持续亏损导致技改检修投入不足带来设备风险隐患上升，均增加了电力生产供应的不确定性。电力消费方面，宏观经济增长、外贸出口形势以及极端天气等方面给电力消费需求带来不确定性。　　正常气候情况下，预计全国最高用电负荷13.7亿千瓦左右，比2022年增加8000万千瓦左右；若出现长时段大范围极端气候，则全国最高用电负荷可能比2022年增加1亿千瓦左右。预计2023年全国电力供需总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。其中，二季度南方区域电力供需形势偏紧。迎峰度夏期间，华东、华中、南方区域电力供需形势偏紧，华北、东北、西北区域电力供需基本平衡。　　三、有关建议　　为确保迎峰度夏期间电力安全稳定供应，保障大电网安全和民生用电底线，结合电力供需形势和行业发展趋势，提出如下建议：　　（一）全力保障迎峰度夏期间电力燃料安全稳定供应　　一是保持煤炭稳定供应平衡市场供需。延续保供政策，保持政策稳定性，保障后续持续增长的发电用煤需求。督促协调煤炭主产地政府，尽快放松按核定产能生产政策，缩短停产整顿时间，增加保供产能。制定煤矿保供与弹性生产办法优先组织满足条件的先进产能煤矿按一定系数调增产能，形成煤矿应急生产能力。增加跨省区铁路运力，并向电力企业倾斜，保障电煤运输。加强电煤产运需之间的衔接配合，重点增加陕西等产煤大省铁路运力计划，确保运力足额配置，为电煤中长期合同兑现打下坚实基础。　　二是加强电煤中长期合同签约履约，进一步发挥中长期合同压舱石作用。针对电煤中长期合同中结构性矛盾突出的问题，建议相关部门督促尽快补足局部地区的电煤中长期合同缺口，实现煤电企业中长期合同100%均衡覆盖。加大电煤中长期合同履约监管力度，确保100%履约。严格落实国家发展改革委关于煤炭中长期合同签订及执行有关规定，加大检查督导力度，确保中长协保质保量兑现，有效控制煤电企业燃料成本。　　三是加大对电煤市场价格的监管。严格规范电煤中长期合同签订行为，制止各类变相加价，打击囤积居奇、哄抬煤价、降低兑现热值等非法牟利行为，释放稳定市场价格的强烈信号。出台电煤中长期合同物流环节价格监管措施，加强中间物流流通环节的监管力度。进一步规范贸易商长协，要求扣除流通服务费用后，折算港口价、坑口价应符合有关政策明确的合理价格区间内。　　（二）加快重点电源电网工程建设，提升电力系统调节支撑能力　　一是加快推进新增电源项目建设，挖掘现有发电机组潜力。保障“十四五”期间已纳规煤电按期开工投产，逐步缓解电力供需偏紧形势。滚动优化新能源发展规模、布局和时序，合理推进新能源建设进度，保障大规模可再生能源消纳。加强重点发电机组运维，按计划完成各类机组和输配设备检修。合理安排“三改联动”与机组检修时序，强化发电机组非计划停运和出力受阻管理，做到应发尽发、稳发满发。　　二是加快度夏前网架补强以及新建电厂的并网工程。加快推进迎峰度夏前的重点电网工程，提升重要通道和关键断面输送能力。充分发挥大电网平台优势，加大跨省跨区电网错峰支援、余缺互济力度。通过电源配置和运行优化调整尽可能增加存量输电通道输送可再生能源电量。推动智能配电网、主动配电网建设，提高配电网接纳新能源和多元化负荷的承载力和灵活性，促进新能源就地就近开发利用。加快新建电厂的并网工程建设，确保项目建成即可并网发电、发挥作用。　　三是加强电力负荷管理，挖掘需求侧资源。健全电力需求响应机制，形成可中断用户清单，引导各类市场主体主动参与电力需求响应，推动需求响应规模尽快达到地区最大用电负荷的 5%。同时，研究推进用户侧报量报价参与市场，向用户侧传导价格信号，以市场化方式降低高峰时段负荷需求。加强电动汽车、蓄热式电采暖、用户侧储能等可调节资源库建设，并积极推动市场化运作。拓展实施能效提升项目，推动消费侧节能降耗提效，引导全社会节约用电。　　（三）充分发挥市场机制在电力安全保供中的重要作用　　一是完善跨省跨区电力交易机制，充分发挥大电网平台作用。加快理顺跨省跨区送受电价格机制，按照受端基准价水平建立“基准价+浮动机制”。加强省内省间市场衔接。丰富省间交易品种，提高省间交易计划执行率，公平分摊省内省间偏差结算责任。完善峰谷分时电价政策，适度拉大峰谷价差，通过价格信号引导用户削峰填谷，引导储能、虚拟电厂等新兴主体发挥调节性作用。构建成本疏导机制，丰富交易品种，不断完善辅助服务市场建设。　　二是健全完善市场化电价形成机制。加快建立煤电机组容量补偿和成本回收机制，推动辅助服务费用发电侧和用户侧合理分摊，保障发电企业成本合理回收，激励新增电源投资，提高发电容量长期充裕性，确保电力安全平稳供给。深入研究煤电基准价联动机制与燃煤上网电价浮动机制，结合各省（区）煤价变化情况，统筹考虑本区域内煤电发电利用小时、固定成本、长期贷款利率等因素，开展煤电基准价评估，并建立煤电“基准价”调整制度，科学设置基准价+上下浮动的价格波动区间，发挥价格的供需调节作用，促进电力资源的优化配置，理顺电力与其上下游产业的关系。构建支撑适应大规模可再生能源深度利用的新型电力系统，将明显增加新能源建设、骨干网架建设、消纳等一系列建设和运行成本，新增成本需要在发输配用各环节间科学、公平负担，因此亟需建立更为有效全面的系统成本疏导机制，进一步细分出电力容量价值、灵活性价值和绿色价值，提升系统供电保障能力和灵活调节能力。　　三是加强电力中长期交易监管。加强对各地落实电价政策监管，进一步规范电力交易组织，坚决防范各地对交易价格的不合理干预，真实反映市场供需情况，促进市场健康稳定可持续发展。督导各地严格按照国家相关要求，尽快建立高耗能企业目录制度。规范代理购电用户在交易方式、偏差结算等方面的规则，进一步落实省内、省间电力市场信息披露机制，保障信息披露及时准确，维护市场交易公平。　　注释：　　1.规模以上电厂发电量统计范围为年主营业务收入2000万元及以上的电厂发电量。　　2.四大高载能行业包括：化学原料和化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业4个行业。　　3.高技术及装备制造业包括：医药制造业、金属制品业、通用设备制造业、专用设备制造业、汽车制造业、铁路/船舶/航空航天和其他运输设备制造业、电气机械和器材制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、仪器仪表制造业9个行业。　　4.消费品制造业包括：农副食品加工业、食品制造业、酒/饮料及精制茶制造业、烟草制品业、纺织业、纺织服装、服饰业、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋业、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品业、家具制造业、造纸和纸制品业、印刷和记录媒介复制业、文教/工美/体育和娱乐用品制造业12个行业。　　5.其他制造行业为制造业用电分类的31个行业中，除四大高载能行业、高技术及装备制造业、消费品行业之外的其他行业，包括：石油/煤炭及其他燃料加工业、化学纤维制造业、橡胶和塑料制品业、其他制造业、废弃资源综合利用业、金属制品/机械和设备修理业6个行业。　　6.东部地区包括北京、天津、河北、上海、江苏、浙江、福建、山东、广东、海南10个省（市）；中部地区包括山西、安徽、江西、河南、湖北、湖南6个省；西部地区包括内蒙古、广西、重庆、四川、贵州、云南、西藏、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆12个省（市、自治区）；东北地区包括辽宁、吉林、黑龙江3个省。

国家能源局综合司关于加强电力行业火灾风险防范和隐患排查治理工作的紧急通知

时间：2023-04-26 阅读量：1650

近日，国家能源局发布《关于加强电力行业火灾风险防范和隐患排查治理工作的紧急通知》，《通知》强调，当前五一假期临近，电力行业各单位要时刻绷紧火灾防范这根弦，彻底排查火灾风险隐患，切实把防火灾措施落到实处，坚决把安全风险管控挺在隐患前面，把隐患排查治理挺在事故前面，坚决防范电力火灾事故发生。原文如下国家能源局综合司关于加强电力行业火灾风险防范和隐患排查治理工作的紧急通知国能综通安全〔2023〕48号各省（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，北京市城市管理委，各派出机构，全国电力安委会各企业成员单位:4月18日，北京长峰医院发生重大火灾事故造成多人伤亡。近期，我国一些地方接连发生火灾等安全事故，习近平总书记作出重要指示批示。当前五一假期临近，电力行业各单位要时刻绷紧火灾防范这根弦，彻底排查火灾风险隐患，切实把防火灾措施落到实处，坚决把安全风险管控挺在隐患前面，把隐患排查治理挺在事故前面，坚决防范电力火灾事故发生，现将有关事项通知如下。一、高度重视火灾风险防范。各单位要清醒认识火灾对电力安全生产和人员生命安全带来的严重危害，增强忧患意识、坚持底线思维，加强组织领导、细化工作措施，以“时时放心不下”的责任感，坚决做好电力行业火灾防范应对工作，要切实加强对动火作业的管理和监督，要高度重视消防安全宣教培训工作，切实提高一线人员安全防范意识和逃生自救能力，确保人民群众生命财产安全。二、重点防范高风险领域火灾事故。电力企业要高度重视高风险场所火灾防范，结合季节特点制定严密措施，针对高压电力充油设备、输配电设备“树线矛盾”突出区域、发电厂储煤储氢储油储气和危化品储存地、施工爆炸物储存地、电化学储能以及其他易燃易爆高火灾风险场点，严格外包队伍和人员管理，加大检查巡视力度，严格排查治理各类消防隐患，整治乱拉乱接电气线路、设备过载运行和违规使用易燃可燃建筑板材等问题。三、重点防范易忽视场所火灾事故。电力企业要对本单位生产办公区、高层建筑、施工现场营地以及基层单位等易忽视场所开展安全检查，深入排查用火用电、施工改造、违章搭建、值班值守等方面风险隐患，重点整治防火分隔不到位、违规用火用电等问题，落实企业基层管理责任，对存在严重隐患问题的，要采取临时停产停用措施并立即整改。四、突出抓好重要时段火灾安全风险管控。各单位要紧盯五一假期和重大活动等重要时段火灾防控。电力企业要提高火灾防范等级，针对重要输电走廊、重要发电厂、枢纽变电站等重点部位开展火灾风险隐患排查整治，提高防火巡查检查频次，筑牢安全屏障。地方电力管理部门要落实属地责任，将防范电力火灾安全事故作为行业管理的重要内容，督促指导电力企业落实主体责任。派出机构要落实监管责任，督促电力企业加强设备巡查看护，认真做好电力消防安全风险隐患自查自改。五、全力防范火灾事故影响重要用户可靠供电。电力企业要对生产指挥中心、核心机房等事关电力安全生产供应秩序的场所开展消防安全综合整治，建立问题隐患和整改责任“两个清单”，挂账整改、照单销号；要全力防范火灾引发供电全失导致医院等民生重点场所，以及政府、军队等重要电力用户失电等情况发生。六、着力提升火灾应急救援能力。电力企业要落实有关要求，加强消防装备设施配备和企业消防力量建设，优化整合电力应急救援力量和资源，健全完善工作机制，联合多部门开展火灾防控应急联动实战演练，提升电力行业火灾应急救援能力；加强值班值守和巡逻检查，开展经常性拉动演练，落实联防联控。国家能源局综合司2023年4月23日

国家能源局印发《关于加快推进能源数字化智能发展的若干意见》

时间：2023-04-26 阅读量：1529

国家能源局印发《关于加快推进能源数字化智能发展的若干意见》规划发展部根据工作需要摘要整理张大龙3月28日，国家能源局印发《关于加快推进能源数字化智能发展的若干意见》，现根据工作需要整理如下：《意见》指出，推动数字技术与实体经济深度融合，赋能传统产业数字化智能化转型升级，对促进能源数字经济和绿色低碳循环经济发展，构建清洁低碳、安全高效的能源体系，积极稳妥推进碳达峰碳中和提供强劲动力。《意见》指出，要遵循需求牵引，数字赋能，协同高效，融合创新四个基本原则。一是针对电力、煤炭等行业数字化转型发展需求，通过数字化智能化技术融合补短板；二是推动形成能源智能调控体系，推动数字化智能化在煤炭等产供储销全方位应用；三是以数据资源为基础，以数字化智能化转型促进能源绿色低碳发展的跨行业协同；四是推动数字技术在能源领域的创新应用，培育数字技术与能源产业融合发展新优势。《意见》要求，加快行业转型升级。一是以数字化智能化技术加速发电清洁低碳转型。发展新能源等功率预测技术，统筹分析有关气象要素、电源状态、电网运行、用户需求、储能配置等变量因素。加快火电等传统电源数字化设计建造和智能化升级，助力燃煤机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”。二是以数字化智能化电网支撑新型电力系统建设。发展电碳计量与核算监测体系，推动电力市场和碳市场数据交互耦合，支撑能源行业碳足迹监测与分析。三是以数字化智能化技术带动煤炭安全高效生产。支持煤矿建设集智能地质保障、智能采掘（剥）、智能运输、智能洗选、智能安控、智能灾害监测预警与智能综合防治系统等于一体的智能化煤矿综合管控平台。四是以数字化智能化技术助力油气绿色低碳开发利用。五是以数字化智能化用能加快能源消费环节节能提效。挖掘传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、智能楼宇等典型可调节负荷，推动柔性负荷智能管理、虚拟电厂优化运营、分层分区精准匹配需求响应资源等，拓展面向终端用户的能源托管、碳排放计量、绿电交易等多样化增值服务。六是以新模式新业态促进数字能源生态构建。推进能源行业大数据监测预警和综合服务平台体系建设。《意见》要求，推进应用试点示范。一是推动多元化应用场景试点示范。重点推进在智能电厂、新能源及储能并网、输电线路智能巡检及灾害监测、智能变电站、自愈配网、智能微网、氢电耦合、分布式能源智能调控、虚拟电厂、电碳数据联动监测、智慧库坝、智能煤矿、智能油气田、智能管道、智能炼厂、综合能源服务、行业大数据中心及综合服务平台等应用场景组织示范工程承担系统性数字化智能化试点任务。二是加强试点示范项目评估管理。《意见》要求，推动共性技术突破。一是推动能源装备智能感知与智能终端技术突破。推动基于人工智能的能源装备状态识别、可靠性评估及故障诊断技术发展。二是推动能源系统智能调控技术突破。发展基于群体智能、云边协同和混合增强的能源系统调控辅助决策技术，提升能源系统动态监测、协同运行控制及灾害预警水平，探索多能源统一协同调度，支撑系统广域互济调节、新能源供给消纳和安全稳定运行。三是推动能源系统网络安全技术突破。推动开展能源数据安全共享及多方协同技术研发，发展能源数据可信共享与精准溯源技术。《意见》要求健全发展支撑体系。一是增强能源系统网络安全保障能力。推动煤矿构建覆盖业务全生命周期的“预警、监测、响应”动态防御体系，加强电厂工控系统网络安全防护，推进传统能源厂（站）信息系统网络安全动态防护、云安全防护、移动安全防护升级。加快推动能源领域工控系统、芯片、操作系统、通用基础软硬件等自主可控和安全可靠应用。二是推动能源数据分类分级管理与共享应用。推动能源行业数据分类分级保护制度建设，加强数据安全治理。三是完善能源数字化智能化标准体系。四是加快能源数字化智能化人才培养。原文如下：国家能源局关于加快推进能源数字化智能化发展的若干意见国能发科技〔2023〕27号各省（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，有关中央企业：　　推动数字技术与实体经济深度融合，赋能传统产业数字化智能化转型升级，是把握新一轮科技革命和产业变革新机遇的战略选择。能源是经济社会发展的基础支撑，能源产业与数字技术融合发展是新时代推动我国能源产业基础高级化、产业链现代化的重要引擎，是落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略和建设新型能源体系的有效措施，对提升能源产业核心竞争力、推动能源高质量发展具有重要意义。为加快推进能源数字化智能化发展，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，深入贯彻党的二十大精神，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，深入实施创新驱动发展战略，推动数字技术与能源产业发展深度融合，加强传统能源与数字化智能化技术相融合的新型基础设施建设，释放能源数据要素价值潜力，强化网络与信息安全保障，有效提升能源数字化智能化发展水平，促进能源数字经济和绿色低碳循环经济发展，构建清洁低碳、安全高效的能源体系，为积极稳妥推进碳达峰碳中和提供有力支撑。（二）基本原则。需求牵引。针对电力、煤炭、油气等行业数字化智能化转型发展需求，通过数字化智能化技术融合应用，急用先行、先易后难，分行业、分环节、分阶段补齐转型发展短板，为能源高质量发展提供有效支撑。　　数字赋能。发挥智能电网延伸拓展能源网络潜能，推动形成能源智能调控体系，提升资源精准高效配置水平；推动数字化智能化技术在煤炭和油气产供储销体系全链条和各环节的覆盖应用，提高行业整体能效、安全生产和绿色低碳水平。　　协同高效。推动数据资源作为新型生产要素的充分流通和使用，打通不同主体间的信息壁垒，带动能源网络各环节的互联互动互补，提升产业链上下游及行业间协调运行效率，以数字化智能化转型促进能源绿色低碳发展的跨行业协同。　　融合创新。聚焦原创性、引领性创新，加快人工智能、数字孪生、物联网、区块链等数字技术在能源领域的创新应用，推动跨学科、跨领域融合，促进创新成果的工程化、产业化，培育数字技术与能源产业融合发展新优势。（三）发展目标。到2030年，能源系统各环节数字化智能化创新应用体系初步构筑、数据要素潜能充分激活，一批制约能源数字化智能化发展的共性关键技术取得突破，能源系统智能感知与智能调控体系加快形成，能源数字化智能化新模式新业态持续涌现，能源系统运行与管理模式向全面标准化、深度数字化和高度智能化加速转变，能源行业网络与信息安全保障能力明显增强，能源系统效率、可靠性、包容性稳步提高，能源生产和供应多元化加速拓展、质量效益加速提升，数字技术与能源产业融合发展对能源行业提质增效与碳排放强度和总量“双控”的支撑作用全面显现。　　二、加快行业转型升级　　（四）以数字化智能化技术加速发电清洁低碳转型。发展新能源和水能功率预测技术，统筹分析有关气象要素、电源状态、电网运行、用户需求、储能配置等变量因素。加强规模化新能源基地智能化技术改造，提高弱送端系统调节支撑能力，提升分布式新能源智能化水平，促进新能源发电的可靠并网及有序消纳，保障新能源资源充分开发。加快火电、水电等传统电源数字化设计建造和智能化升级，推进智能分散控制系统发展和应用，助力燃煤机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，促进抽水蓄能和新型储能充分发挥灵活调节作用。推动数字技术深度应用于核电设计、制造、建设、运维等各领域各环节，打造全面感知、智慧运行的智能核电厂，全面提升核安全、网络安全和数据安全等保障水平。　　（五）以数字化智能化电网支撑新型电力系统建设。推动实体电网数字呈现、仿真和决策，探索人工智能及数字孪生在电网智能辅助决策和调控方面的应用，提升电力系统多能互补联合调度智能化水平，推进基于数据驱动的电网暂态稳定智能评估与预警，提高电网仿真分析能力，支撑电网安全稳定运行。推动变电站和换流站智能运检、输电线路智能巡检、配电智能运维体系建设，发展电网灾害智能感知体系，提高供电可靠性和对偏远地区恶劣环境的适应性。加快新能源微网和高可靠性数字配电系统发展，提升用户侧分布式电源与新型储能资源智能高效配置与运行优化控制水平。提高负荷预测精度和新型电力负荷智能管理水平，推动负荷侧资源分层分级分类聚合及协同优化管理，加快推动负荷侧资源参与系统调节。发展电碳计量与核算监测体系，推动电力市场和碳市场数据交互耦合，支撑能源行业碳足迹监测与分析。　　（六）以数字化智能化技术带动煤炭安全高效生产。推动构建智能地质保障系统，提升矿井地质条件探测精度与地质信息透明化水平。提升煤矿采掘成套装备智能化控制水平，采煤工作面加快实现采-支-运智能协同运行、地面远程控制及井下无人/少人操作，掘进工作面加快实现掘-支-锚-运-破多工序协同作业、智能快速掘进及远程控制。推动煤矿主煤流运输系统实现智能化无人值守运行，辅助运输系统实现运输车辆的智能调度与综合管控。推动煤矿建立基于全时空信息感知的灾害监测预警与智能综合防治系统。推进大型露天煤矿无人驾驶系统建设与常态化运行，支持露天煤矿采用半连续、连续开采工艺系统，提高露天煤矿智能化开采和安全生产水平。支持煤矿建设集智能地质保障、智能采掘（剥）、智能洗选、智能安控等于一体的智能化煤矿综合管控平台。　　（七）以数字化智能化技术助力油气绿色低碳开发利用。加快油气勘探开发专业软件研发，推进数字盆地建设，推动油气勘探开发数据库、模型库和样本库建设。推动智能测井、智能化节点地震采集系统建设，推进智能钻完井、智能注采、智能化压裂系统部署及远程控制作业，扩大二氧化碳驱油技术应用。加快智能钻机、机器人、无人机、智能感知系统等智能生产技术装备在石油物探、钻井、场站巡检维护、工程救援等场景的应用，推动生产现场井、站、厂、设备等全过程智能联动与自动优化。推动油气与新能源协同开发，提高源网荷储一体化智能调控水平，强化生产用能的新能源替代。推动油气管网的信息化改造和数字化升级，推进智能管道、智能储气库建设，提升油气管网设施安全高效运行水平和储气调峰能力。加快数字化智能化炼厂升级建设，提高炼化能效水平。　　（八）以数字化智能化用能加快能源消费环节节能提效。持续挖掘需求侧响应潜力，聚焦传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、智能楼宇等典型可调节负荷，探索峰谷分时电价、高可靠性电价、可中断负荷电价等价格激励方式，推动柔性负荷智能管理、虚拟电厂优化运营、分层分区精准匹配需求响应资源等，提升绿色用能多渠道智能互动水平。以产业园区、大型公共建筑为重点，以提高终端能源利用效能为目标，推进多能互补集成供能基础设施建设，提升能源综合梯级利用水平。推动普及用能自主调优、多能协同调度等智能化用能服务，引导用户实施技术节能、管理节能策略，大力促进智能化用能服务模式创新，拓展面向终端用户的能源托管、碳排放计量、绿电交易等多样化增值服务。依托能源新型基础设施建设，推动能源消费环节节能提效与智慧城市、数字乡村建设统筹规划，支撑区域能源绿色低碳循环发展体系构建。　　（九）以新模式新业态促进数字能源生态构建。提高储能与供能、用能系统协同调控及诊断运维智能化水平，加快推动全国新型储能大数据平台建设，健全完善各省（区）信息采集报送途径和机制。提升氢能基础设施智能调控和安全预警水平，探索氢能跨能源网络协同优化潜力，推动氢电融合发展。推进综合能源服务与新型智慧城市、智慧园区、智能楼宇等用能场景深度耦合，利用数字技术提升综合能源服务绿色低碳效益。推动新能源汽车融入新型电力系统，提高有序充放电智能化水平，鼓励车网互动、光储充放等新模式新业态发展。探索能源新型基础设施共建共享，在确保安全、符合规范、责任明确的前提下，提高基础资源综合利用效率，降低建设和运营成本。推进能源行业大数据监测预警和综合服务平台体系建设，打造开放互联的行业科技信息资源服务共享体系，支撑行业发展动态监测和需求布局分析研判，服务数字治理。　　三、推进应用试点示范　　（十）推动多元化应用场景试点示范。围绕重点领域、关键环节、共性需求，依托能源工程因地制宜挖掘和拓展数字化智能化应用，重点推进在智能电厂、新能源及储能并网、输电线路智能巡检及灾害监测、智能变电站、自愈配网、智能微网、氢电耦合、分布式能源智能调控、虚拟电厂、电碳数据联动监测、智慧库坝、智能煤矿、智能油气田、智能管道、智能炼厂、综合能源服务、行业大数据中心及综合服务平台等应用场景组织示范工程承担系统性数字化智能化试点任务，在技术创新、运营模式、发展业态等方面深入探索、先行先试。　　（十一）加强试点示范项目评估管理。强化试点示范项目实施监测，建立常态化项目信息上报及监测长效机制，提升项目管理信息化水平。建立试点示范成效评价机制，充分发挥行业协（学）会、智库咨询机构等多方力量在示范项目技术支持、试验检测、评估论证等方面的能力和作用，推动开展示范项目定期评优，分析评估新技术、新产品、新方案、新模式实际应用效果，总结可复制推广的做法和成功经验，组织遴选一批先进可靠、成熟适用、应用前景广阔、带动性强的示范内容，向领域内类似场景进行推广应用，加强标杆示范引领，确保取得实效。　　四、推动共性技术突破　　（十二）推动能源装备智能感知与智能终端技术突破。加快能源装备智能传感与量测技术研发，提升面向海量终端的多传感协同感知、数据实时采集和精准计量监测水平。推动先进定位与授时技术在能源装备感知终端的集成应用，加快相关终端产品研发。推动面向复杂环境和多应用场景的特种智能机器人、无人机等技术装备研发，提升人机交互能力和智能装备的成套化水平，服务远程设备操控、智能巡检、智能运维、故障诊断、应急救援等能源基础设施数字化智能化典型业务场景。推动基于人工智能的能源装备状态识别、可靠性评估及故障诊断技术发展。　　（十三）推动能源系统智能调控技术突破。推动面向能源装备和系统的数字孪生模型及智能控制算法开发，提高能源系统仿真分析的规模和精度。加快面向信息物理融合能源系统应用的低成本、高性能信息通信技术研究，实现新型通信技术、感知技术与能源装备终端的融合，提升现场感知、计算和数据传输交互能力。推动能源流与信息流高度融合的智能调控及安全仿真方法研究，强化多源数据采集、保护数据隐私的融合共享及大数据分析处理，发展基于群体智能、云边协同和混合增强的能源系统调控辅助决策技术，提升能源系统动态监测、协同运行控制及灾害预警水平，探索多能源统一协同调度，支撑系统广域互济调节、新能源供给消纳和安全稳定运行。　　（十四）推动能源系统网络安全技术突破。加强融合本体安全和网络安全的能源装备及系统保护技术研究，加快推进内生安全理论技术在能源系统网络安全领域的应用，提升网络安全智能防护技术水平，强化监控及调度系统网络安全预警及响应处置，提高主动免疫和主动防御能力，实现自动化安全风险识别、风险阻断和攻击溯源。推动开展能源数据安全共享及多方协同技术研发，发展能源数据可信共享与精准溯源技术，强化数据共享中的确权及动态访问控制，提高敏感数据泄露监测、数据异常流动分析等技术保障能力，促进构建数据可信流通环境，提高数据流通效率。　　五、健全发展支撑体系　　（十五）增强能源系统网络安全保障能力。推动煤矿构建覆盖业务全生命周期的“预警、监测、响应”动态防御体系，提升油气田工业主机主动防御能力，加强电厂工控系统网络安全防护，推进传统能源厂（站）信息系统网络安全动态防护、云安全防护、移动安全防护升级，加快实现核心装备控制系统安全可信、自主可控。进一步完善电力监控系统安全防护体系，推进电力系统网络安全风险态势感知、预警和应急处置能力建设，强化电力行业网络安全技术监督。加快推动能源领域工控系统、芯片、操作系统、通用基础软硬件等自主可控和安全可靠应用。　　（十六）推动能源数据分类分级管理与共享应用。推动能源行业数据分类分级保护制度建设，加强数据安全治理。对于安全敏感性高的数据，提高数据汇聚融合的风险识别与防护水平，强化数据脱敏、加密保护和安全合规评估；对于安全敏感性低的数据，健全确权、流通、交易和分配机制，有序推动数据在产业链上下游的共享，推进数据共享全过程的在线流转和在线跟踪，支持数据便捷共享应用。加强行业大数据中心数据安全监管，强化数据安全风险态势监测，规范数据使用。充分结合全国一体化大数据中心体系建设，推动算力资源规模化集约化布局、协同联动，提高算力使用效率。　　（十七）完善能源数字化智能化标准体系。立足典型场景应用需求，加强能源各行业现行相关标准与数字技术应用的统筹衔接，推动各行业加快编制一批数字化智能化关键技术标准和应用标准，推进与国际标准体系兼容，引导各行业分类制定数字化智能化评价体系。持续完善能源数字化智能化领域标准化组织建设，加强标准研制、实施和信息反馈闭环管理。建立健全能源数字化智能化与标准化互动支撑机制，完善数字化智能化科技成果转化为标准的评价机制和服务体系，广泛挖掘技术先进、市场推广价值优良的示范成果进行技术标准化推广应用。　　（十八）加快能源数字化智能化人才培养。深化能源数字化智能化领域产教融合，支持企业与院校围绕重点发展方向和关键技术共建产业学院、联合实验室、实习基地等。依托重大能源工程、能源创新平台，加速能源数字化智能化中青年骨干人才培养，加速培育一批具备能源技术与数字技术融合知识技能的跨界复合型人才。鼓励将能源数字化智能化人才纳入各类人才计划支持范围，优化人才评价及激励政策。促进交流引进，大力吸引能源数字化智能化领域海外高层次人才回国（来华）创业和从事教学科研等活动。　　六、加大组织保障力度　　（十九）强化组织实施。国家能源局牵头建立能源数字化智能化发展专项协调推进机制，会同有关部门分工协作解决重大问题，指导各地方完善相关配套政策机制。各地方能源主管部门要根据意见要求，建立健全工作机制，结合实际加快推动本地区能源数字化智能化发展。各相关企业要切实发挥创新主体作用，依托专业领域优势，做好各项要素保障。相关行业协（学）会、智库咨询机构要充分发挥沟通政府与服务企业的桥梁纽带作用，做好政策宣传解读，及时反映行业和企业诉求，为相关部门和企业提供信息服务、搭建沟通合作桥梁。　　（二十）推动协同创新。依托国家能源科技创新体系，推动建设一批能源数字化智能化研发创新平台，积极探索“揭榜挂帅”“赛马”等机制，围绕能源数字化智能化技术创新重点方向开展系统性研究，加快前沿和关键核心技术装备攻关，提升全产业链自主可控水平。充分发挥龙头企业牵引作用，鼓励民营企业和社会资本积极参与能源数字化智能化技术创新，支持由企业牵头联合科研机构、高校、金融机构、社会服务机构等共同发起建立能源数字化智能化创新联合体，大力推进产学研深度融合，鼓励开展国际合作，构建开放共享的创新生态圈，加速科技研发与科技成果应用的双向迭代。　　（二十一）加大支持力度。国家明确的各类能源数字化智能化示范项目，各级能源主管部门要加大支持力度，优先纳入相关规划。将能源数字化智能化创新应用示范相关技术装备优先纳入能源领域首台（套）重大技术装备支持范围，享受相关优惠和支持政策，并在行业评优评奖方面予以倾斜。发挥财政资金的引导作用，落实好促进数字科技创新的投资、税收、金融、保险、知识产权等支持政策，用好科技创新再贷款和碳减排支持工具，鼓励金融机构创新产品和服务，加大对能源数字化智能化技术创新的资金支持力度，形成支持能源数字化智能化发展的长效机制。国家能源局2023年3月28日

国家能源局发布1-3月份全国电力工业统计数据

时间：2023-04-25 阅读量：1519

4月23日，国家能源局发布1-3月份全国电力工业统计数据。　　截至3月底，全国累计发电装机容量约26.2亿千瓦，同比增长9.1%。其中，风电装机容量约3.8亿千瓦，同比增长11.7%；太阳能发电装机容量约4.3亿千瓦，同比增长33.7%。　　1-3月份，全国发电设备累计平均利用868小时，比上年同期减少31小时。其中，水电544小时，比上年同期减少92小时；火电1097小时，比上年同期减少18小时；风电615小时，比上年同期增加61小时；核电1864小时，比上年同期增加17小时；太阳能发电303小时，比上年同期增加3小时。　　1-3月份，全国主要发电企业电源工程完成投资1264亿元，同比增长55.2%。其中，太阳能发电522亿元，同比增长177.6%；核电161亿元，同比增长53.5%。电网工程完成投资668亿元，同比增长7.5%。注：1.全社会用电量为全口径数据，全国供电量为调度口径数据。2.“同比增长”列中，标*的指标为绝对量；标▲的指标为百分点。

国家能源局公开征求意见

时间：2023-04-24 阅读量：1650

为深入贯彻落实党的二十大精神，加强新形势下电力系统稳定工作，近日，国家能源局起草了《关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见（征求意见稿）》，向社会公开征求意见。原文如下关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见（征求意见稿）为深入贯彻党的二十大精神，全面落实党中央、国务院决策部署，准确把握电力系统技术特性和发展规律，扎实做好新形势下电力系统稳定工作，保障电力安全可靠供应，推动实现碳达峰碳中和目标，提出以下意见。一、充分认识做好电力系统稳定工作的重要意义（一）稳定工作是电力系统健康发展的基础。电力系统稳定工作是以保障电力系统安全稳定运行为目标，统筹发输供用储各环节的系统性全局性综合性工作，是电力行业管理的重要内容，是实现电力行业健康发展、确保电力安全可靠供应的基础。在我国电力系统长期发展实践中，稳定工作始终立足我国能源基本国情，遵循电力行业发展客观规律，严格执行《电力系统安全稳定导则》等技术规定，不断筑牢“三道防线”，主动防范和化解各类系统风险，保障了电力系统稳定运行，为经济社会发展提供了坚强支撑。（二）进一步加强稳定工作是构建新型电力系统的必然要求。未来相当长时间内，电力系统仍将维持以交流电为基础的技术形态，交流电力系统稳定问题将长期存在。随着我国能源电力绿色低碳转型的深入推进，新能源发电装机大幅增长，电力电子设备高比例接入，特高压交直流输电混联运行，电力系统生产结构、运行机理、功能形态等正在发生深刻变化，低惯量、低阻尼、弱电压支撑等问题凸显，电力供需失衡引发频率、电压等稳定问题的风险增加，故障形态及连锁反应路径更加复杂。新型电力系统安全稳定面临更加严峻的挑战，做好稳定工作事关全局、意义重大。二、总体要求（三）指导思想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精神，全面落实“双碳”战略部署和“四个革命、一个合作”能源安全新战略，牢固树立管电就要管系统、管系统就要管稳定的工作理念，立足我国国情，坚持底线思维、问题导向，坚持系统观念、守正创新，坚持先立后破、稳妥有序，统筹发展和安全，做好新型电力系统稳定工作，为中国式现代化建设提供可靠电力保障，满足人民美好生活用电需要。（四）总体思路——夯实稳定物理基础。科学构建源网荷储结构与布局，保证电源结构合理和电网强度，建设充足的灵活调节能力和稳定控制资源，确保必要的惯量、短路容量、有功和无功支撑，满足电力系统电力电量平衡和安全稳定运行的需求。——强化稳定管理体系。围绕高比例可再生能源、高比例电力电子设备、源网荷储互动环境下的电力系统安全稳定运行，远近结合、科学谋划电力系统转型的发展方向和路径，统筹规划、建设、运行、市场、科研等各项工作，建立适应新型电力系统的稳定管理体系，确保稳定工作要求在新型电力系统全过程、全环节、全方位落实。——加强科技创新支撑。围绕系统安全稳定技术需求，加强基础理论研究，推进重大技术和装备攻关，加快先进技术示范和推广应用，协同构建适应新型电力系统的稳定技术标准体系，提升自主可控水平，以创新引领新型电力系统建设。三、夯实新型电力系统稳定基础（五）完善合理的电源结构。统筹各类电源规模和布局。可靠发电能力要满足电力电量平衡需要并留有合理裕度，为系统提供足够的调峰、调频、调压能力；科学确定电源接入电网电压等级，实现对各级电网的有效支撑；构建多元互补的综合能源供应体系。增强常规电源调节支撑能力。新建煤电机组全部实现灵活性制造，加快存量煤电机组灵活性改造，支持退役火电机组调相功能改造，不断提高机组涉网性能；积极推进水电站依法合规增容扩机，新建水电机组应具备调相功能；积极安全有序发展核电,适度布局调峰气电。大力提升新能源主动支撑能力。推动系统友好型电站建设，逐步实现新能源在电力供应和稳定支撑方面的可靠替代；协同推进大型新能源基地、调节支撑电源和外送通道开发建设，保障外送电力的连续性和稳定性。（六）构建坚强柔性电网平台。明确网架构建原则。构建分层分区、结构清晰、安全可控、灵活高效的电网网架，合理确定同步电网规模；保证电网结构强度，保持必要的灵活性和冗余度，适应运行方式的灵活调整，具备与特高压直流、新能源规模相适应的抗扰动能力。提高直流送受端稳定水平。直流送端要合理分群，控制同送端、同受端直流输电规模，新增输电通道要避免过于集中；直流受端要优化落点布局，避免落点过于密集；常规直流受端和新能源高占比地区应具备足够的电压支撑能力，短路比等指标要符合要求；积极推动柔性直流技术应用。促进各级电网协调发展。合理控制短路电流水平，适时推动电网解环和电网柔性互联；推动建设分布式智能电网，统一开展稳定管理，实现与大电网的兼容互补和友好互动。（七）深挖电力负荷侧灵活性。整合负荷侧需求响应资源。将微电网、分布式智能电网、虚拟电厂、电动汽车充电设施、用户侧源网荷储一体化聚合等纳入需求侧响应范围，推动可中断负荷、可控负荷参与稳定控制。完善负荷控制手段。建立完善市场化激励机制，明确各参与主体的市场地位,引导各类市场主体参与负荷控制建设和运营，创新负荷控制技术和方式；加快新型电力负荷管理系统建设，强化负荷分级分类管理和保障，实现负荷精准控制和用户精细化用能管理。强化负荷控制执行刚性。科学制定负荷控制方案，明确负荷控制的执行条件，对保障电网安全稳定运行的负荷控制措施，电网企业要严格执行，确保系统安全。（八）科学安排储能建设。按需建设储能。根据电力系统需求，统筹各类调节资源建设，因地制宜推动各类型、多元化储能科学配置，形成多时间尺度、多应用场景的电力调节能力，更好保障电力系统安全稳定灵活运行，改善新能源出力特性和负荷特性，支撑高比例新能源外送。有序建设抽水蓄能。有序推进具备条件的抽水蓄能电站建设，探索常规水电改抽水蓄能和混合式抽水蓄能电站技术应用，新建抽水蓄能机组应具备调相功能。积极推进新型储能建设。充分发挥电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、氢储能、热（冷）储能等各类新型储能的优势，探索储能融合发展新场景，提升电力系统安全保障水平和系统综合效率。四、加强新型电力系统全过程稳定管理（九）加强电力系统规划。统筹整体规划。统筹源网荷储整体规划，加强规划方案及过渡期安全稳定和供电充裕性的系统性论证，提高规划阶段电力系统安全稳定计算分析深度和精度；加强新能源消纳和系统调节能力的统筹规划。滚动开展分析。滚动开展供需平衡分析，合理安排支撑性电源和调节性资源建设，保证电力供应和系统调节能力充裕。有序做好衔接。加强规划与运行的衔接，提升规划方案的适应性与安全性；加强一、二次系统的衔接，协调开展安全稳定控制系统的整体方案研究。（十）加强工程前期设计。深化设计方案。在大型输变电工程、大型电源接入系统、直流输电工程的可行性研究及初步设计工作中，加强工程对系统的影响分析。开展差异化补强设计。针对重点区段开展差异化设计，提升工程可靠性和抵御灾害能力。优化二次系统设计。合理配置继电保护、稳定控制、通信、自动化等二次系统，确保满足相关标准和反事故措施要求。（十一）加强电力装备管理。紧密围绕电力系统的稳定技术要求开展相关装备研制、系统试验。针对不同应用场景优化直流、新能源等电力电子装备的并网性能。严格把关电力装备入网质量，充分开展试验测试，消除装备质量系统性缺陷。对新研发的首台（套）电力装备，加强科学论证和风险管控。（十二）加强电力建设管理。强化电力工程建设的施工、质量、进度等全周期管理，实现工程“零缺陷”投运。组织实施与基建工程配套的系统安全稳定控制措施，确保一次设备与相应的二次设备同步建设、同步投运。针对工程建设过渡阶段，开展系统分析校核，落实过渡期安全保障措施。（十三）加强电力设备运维保障。加强大型电源和主网设备的可靠性管理，持续开展设备隐患排查和状态监测，针对重要输电通道、枢纽变电站、重要发电厂等关键电力设施开展专项运维保障。及时组织设备缺陷及故障原因分析，制定并落实反事故措施，定期核定设备过负荷能力。加强二次系统运维保障，确保二次设备状态和参数与一次系统匹配，防止安全自动装置不正确动作。（十四）加强调度运行管理。严肃调度纪律。坚持统一调度、分级管理，各并网主体必须服从调度机构统一指挥，调度机构要严格按照相关法律法规和制度标准开展稳定管理工作；统筹安排电力系统运行方式，保证互联电力系统安全稳定控制措施的协同落实；在电力系统发生严重故障等情况下，调度机构应按照有关规定果断采取控制措施。强化协同控制。建立一、二次能源综合管理体系，加强电力电量全网统一平衡协调；提升新能源预测水平，严格开展各类电源涉网性能管理，通过源网荷储协同调度、跨省区输电通道送受端电网协同调度，提高面向高比例可再生能源接入的调度管控能力。优化调度方式。加强调度与市场衔接配合，推动调度生产组织向市场化方式转变；研究推动风光水（火）储一体化项目作为整体优化单元参与电力系统调节和市场交易；建立完善灵活调节性资源调度机制；定期优化有序用电方案、序位表和措施，确保符合最新电力供需形势。（十五）加强电力市场管理。将提高电力系统安全稳定水平作为电力市场建设的重要目标之一，强化交易合同履约，完善中长期市场连续运营机制，加快建设更能体现灵活调节能力的现货市场。持续完善辅助服务市场，丰富调频、备用、转动惯量等辅助服务交易品种，建立健全基础保障性和系统调节性电源容量补偿机制。推动建立容量市场，激励支撑调节资源建设。完善电力市场交易安全稳定校核制度，强化市场化的电力市场风险应急处置机制，保证各类市场运作场景下电力系统稳定可控。（十六）加强电力系统应急管理。建立健全应对极端天气和自然灾害的电力预警和应急响应机制，加强灾害预警预判和各方协调联动。强化重点区域电力安全保障，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，重要用户应根据要求配置自备应急电源，加强移动应急电源统筹调配使用，在重点城市建成坚强局部电网。加强超大、特大城市电力保供分析，确有必要的，保留一部分停机备用煤电机组，应对季节性保供。提升事故后快速恢复和应急处置能力，优化黑启动电源布局，完善各类专项应急预案，定期组织开展大面积停电事件应急演练。（十七）加强电力监控系统安全防护。实施电力行业网络安全“明目”“赋能”“强基”行动，建立完善电力行业、企业网络安全态势感知和监测预警平台，提升电力行业网络安全攻防和应急能力。打造以仿真验证环境、密码平台和北斗设施为代表的电力行业网络安全共性基础能力支撑平台，加强信息资产、威胁情报管理基础能力，落实关键信息基础设施安全保护要求。深化电力监控系统安全防护体系，前瞻应对新型电力系统新业态新技术带来的网络安全新风险，筑牢电力行业网络安全基石。五、构建稳定技术支撑体系（十八）攻关新型电力系统稳定基础理论。研究高比例可再生能源、高比例电力电子设备接入电力系统的稳定机理，掌握电力系统故障暂态过渡过程，加快攻关源荷双侧高度不确定性环境下电力电量平衡理论，突破海量异构资源的广域协调控制理论。深入研究新型储能对电力系统安全稳定支撑作用，加快建立完善各类灵活调节性资源规划设计理论。（十九）提升系统特性分析能力。推进电力系统多时间尺度仿真能力建设。在电力系统各环节深入开展仿真分析，研究标准化仿真模型，推动新能源发电机组参数开放共享，对高比例电力电子设备接入电网开展电磁暂态仿真校核，建立集中式新能源、新型储能、直流等详细仿真模型，开展含分布式电源的综合负荷模型建模。加强电力系统稳定特性分析。充分考虑运行工况的随机波动性，强化在线安全分析应用，充分利用实际故障和系统性试验开展研究，掌握系统安全稳定边界。（二十）强化系统运行控制能力。融合先进信息通信技术，汇集一次能源、设备状态、用户侧资源、气象环境等各类信息，构建全网监视、全局分析、协同控制、智能决策、主配一体的调度技术支持系统，提高电力系统运行控制数字化水平，实现调度决策从自动化向智能化转变。提升新能源和配电网的可观、可测、可控能力，实现分布式电源、可控负荷的汇聚管理，同步加强网络安全管理。（二十一）加强系统故障防御能力。巩固和完善电力系统安全防御“三道防线”，开发适应高度电力电子化系统的继电保护装置，研究针对宽频振荡等新型稳定问题的防御手段，扩展稳定控制资源池，滚动完善控制策略，加强安全自动装置状态和可用措施量的在线监视，保障电力电子化、配电网有源化环境下稳定控制措施的有效性。研究新能源高占比情形下发生极端天气时的电力系统稳定性措施。加强电力系统故障主动防御，提升全景全频段状态感知水平，实现风险预测、预判、预警和预控。（二十二）加快重大电工装备研制。研发大容量断路器、大功率高性能电力电子器件、新能源主动支撑、大容量柔性直流输电等提升电力系统稳定水平的电工装备。推动新型储能技术向高安全、高效率、主动支撑方向发展。提高电力工控芯片、基础软件、关键材料和元器件的自主可控水平，强化电力产业链竞争力和抗风险能力。（二十三）加快先进技术示范和推广应用。紧密围绕电力系统稳定核心技术、重大装备、关键材料和元器件等重点攻关方向，充分调动企业、高校及科研院所等各方面力量，因地制宜开展电力系统稳定先进技术和装备的示范，积累运行经验和数据，及时推广应用成熟适用技术，加快创新成果转化。（二十四）构建稳定技术标准体系。充分发挥现有稳定技术标准体系作用。建立健全以《电力系统安全稳定导则》《电力系统技术导则》《电网运行准则》为核心的稳定技术标准体系，强化标准在引领技术发展、规范技术要求方面的重要作用。持续完善稳定技术标准体系。完善新能源并网技术标准，提高集中式、分布式新能源频率电压耐受能力和支撑调节能力；建立新型储能、虚拟电厂、分布式智能电网等新型并网主体的涉网技术标准；完善新型电力系统供需平衡、安全稳定分析与控制保护标准体系；开展黑启动及系统恢复、网络安全等电力安全标准研制；引领新形势下电力系统稳定相关国际标准制修订。六、组织实施保障（二十五）建立长效机制。完善电力行业稳定工作法规制度体系，强化政策措施的系统性、整体性、协同性。建立健全电力系统稳定工作长效机制，强化规划执行的严肃性，加强统筹协调，一体谋划、一体部署、一体推进重大任务，定期研究解决重点问题与重大运行风险，协调解决保障电力供应和电力系统稳定运行面临的问题。系统谋划灵活调节性资源可持续发展机制。（二十六）压实各方责任。建立健全由国家发展改革委、国家能源局组织指导，地方能源主管部门、国家能源局派出机构、发电企业、电网企业、电力用户和其他相关市场主体各负其责、发挥合力的电力系统稳定工作责任体系。地方能源主管部门履行好电力规划、电力建设、电力保供的属地责任，会同地方经济运行管理部门加强电力稳定运行工作。发电企业加强燃料供应管理，强化涉网安全管理，提高发电设备运行可靠性。电网企业做好电网建设运维、调度运行等环节的稳定管理，强化电网安全风险管控。电力用户主动参与需求响应，按要求执行负荷管理，践行节约用电、绿色用电。其他相关市场认真落实电力系统稳定工作要求。国家能源局派出机构根据职责依法加强监管，推动相关稳定措施落实到位。（二十七）加强宣传引导。开展形式多样的政策宣传和解读，凝聚行业共识，引导各方力量树立全网一盘棋的思想，发挥各自优势形成合力。加强电力系统稳定工作人才队伍建设，提升电力系统管理人员和技术人员工作水平。及时总结新型电力系统稳定工作经验，推广典型模式和先进技术。

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