在光伏系统设计中，光伏组件的串并联配置是至关重要的一个环节，直接影响系统的发电效率和稳定性，合理的设计能够充分地提升光伏组件的性能表现，降低系统损耗，从而提高整体发电效率。那么，究竟应该如何设计光伏组串呢？每个支路应当串联多少块光伏组件？01组件参数及开路电压Voc计算公式首先需要考虑的是组件的规格和性能参数，包括其开路电压（Voc）、短路电流（Isc）、温度系数（Kv）、最大功率点电压（Vm）和电流（Im）等。这些参数对于确定组串的配置至关重要，因为它们决定了系统在不同环境条件下的表现。这几个参数之间存在的关系就是我们常说的组件I-V特性曲线（下图），在进行组串设计的时候，通常选择组件在标准测试条件（STC）下的电性能参数。典型182mm硅片尺寸组件参数在上述组件参数中，与逆变器组串设计相关的两个重要参数就是电压和电流。而温度是影响组件开路电压Voc的因素，这个因素我们通常称为温度系数Kv，大家观察上述组件参数可以发现开路电压（Voc）温度系数 Kv 是一个负值，所以这个特性决定了组件的开路电压会随着温度的升高而降低，会随着温度的降低而升高。因此在设计接入逆变器组件串联数量前要结合项目地实际环境工况考虑，主要是低温状况。开路电压计算公式为：V=Voc×【1+（T-25）×Kv】V：实际组件开路电压Voc：STC条件下组件开路电压T：环境温度Kv：组件温度系数在STC条件下，以上述635W组件，环境温度为-10℃时为例计算：Voc为56.57V， Kv为-0.25%，开路电压值则为：V=56.57×【1+（-10-25）×-0.25%】=61.5V02逆变器参数及效率曲线逆变器作为将直流电转换成交流电的核心部件，其容量与效率直接决定了整个系统的性能表现，在设计组串时，必须考虑以下直流侧参数。最大直流输入电压：逆变器最大输入电压值，需要考虑实际温度对组件开路电压值的影响；MPPT路数：同一路MPPT下的组串接入，数量、朝向、角度要一致；MPPT工作电压范围：逆变器允许工作的Vmppt电压范围；额定工作电压：逆变器工作电压越接近额定工作电压，发电效率越佳；每路MPPT最大输入电流：每路MPPT下允许的最大工作电流；逆变器的转换效率受其工作电压的影响，电压过低或过高均会导致效率下降。当工作电压越接近额定电压时，转换效率越高，下图为1100V三相逆变器效率曲线图。03光伏组串设计的一般原则参考《光伏发电站设计规范(GB 50797-2012)》提出如下组串设计公式，同时满足两个条件：1.光伏组件串联后的最大开路电压低于逆变器的最大接入电压；2.光伏组件串联后的MPPT电压在逆变器的MPPT电压范围之内。公式（1）参数含义：Vdcmax：逆变器最大输入电压；分母参数前面已做介绍。公式（2）参数含义：Vmpptmin：逆变器的MPPT输入最小电压；Vmpptmax：逆变器的MPPT输入最大电压；t′：组件安装处极限高温；t：组件安装处极限低温；Vpm：组件峰值功率电压 ；Kv′：组件峰值功率电压的温度系数（一般采用开路电压温度系数Kv进行计算）。04逆变器可接入的组串数量计算以635W组件为例，假设当地最低气温为-10℃（Voc=61.5V，Vpm=52.2V），最高温为50℃（Vpm=45V），以下为三类典型逆变器直流侧输入参数。05如何确定逆变器最佳接入？原则：逆变器Vmppt电压越接近额定工作电压，效率越高，发电量收益越好，则串联数量最佳。设计：以1100V三相逆变器为例，额定工作电压为600V，635W组件STC条件下，Vmp电压为47.98V，初步计算最佳串联数量为600/47.98≈13块。成本：考虑到实际的光照条件和投资成本，理论上，在工作电压的允许范围内，单串串联的组件数量越多，可以有效地减少设计支路的总数量，这将减少项目中直流线缆的使用量，从而降低系统的整体成本。此外，随着串联的数量增加，接入单台逆变器的支路数量相应减少，逆变器的额定工作电流则会降低，这有助于减少线缆损耗。施工：为了减少接线的复杂性和出错的可能性，设计时通常会尽量使单串模块采用偶数串联，这样可以简化接线过程。基于这些考虑因素，1100V三相逆变器建议采用14~16块串联为最佳配置范围。

安徽电力交易中心发布安徽省绿色电力交易实施方案 (2025年版 )，方案中提出，鼓励新能源发电企业高比例参与年度绿电交易。1.平价集中式上网的风电和光伏发电企业全部参与绿色电力交易。2.2025年1月1日以后备案的“全额上网”和“自发自用，余量上网”的10千伏及以上电压等级平价工商业分布式光伏发电企业原则上均应当参与绿电交易。3.鼓励其他平价工商业和非自然人户用分布式光伏发电企业参与绿电交易。4.自然人户用分布式光伏暂不参与绿电交易。能源聚合类虚拟电厂可聚合分布式光伏发电主体在批发市场以发电企业身份参与绿电交易，参与交易前需参照售电公司标准完成市场准入注册，并提交履约担保，履约担保额度参照售电公司标准。现货市场运行期间,不再执行偏差考核。现货市场未运行期间，实行日清分的发电企业,暂不进行偏差考核；实行月清分的发电企业,按现行燃煤发电基准价10%执行偏差考核，偏差电量允许范围为±30%。

12月12日，安徽芜湖市住建局发布关于加快推进可再生能源建筑应用的通知。文件指出，单体屋顶面积500平方米及以上的各类办公、教育、医疗、文旅、商业、体育、交通等新建公共建筑，应同步建设建筑光伏一体化设施，光伏组件投影面积不少于屋顶面积的50%。所有新建居住建筑应安装太阳能利用系统，根据项目实际情况和适用条件，因地制宜选择太阳能热利用系统、太阳能光伏系统或太阳能光伏光热（PV/T）系统。所有新建工业厂房应同步配套建设光伏设施，其中单体屋顶面积1000平方米及以上的，光伏发电组件投影面积不少于屋顶面积的70%；单体屋顶面积1000平方米以下的，光伏发电组件投影面积不少于屋顶面积的50%。支持既有建筑采用建筑光伏一体化技术在建筑屋顶及墙面配套安装光伏设施。原文件如下：关于加快推进可再生能源建筑应用的通知各县市区住建局（住交局）、发改委，皖江江北新兴产业集中区、经济技术开发区、三山经济开发区城乡（规划）建设局（部）、产业发展部（经发局），各有关单位：为深入贯彻落实碳达峰碳中和重大战略决策，加快全市可再生能源建筑应用，推动建筑领域能源结构优化升级，根据《安徽省光伏建筑一体化试点示范和推广应用实施方案》（皖工信电子〔2024〕3号）、《芜湖市人民政府印发关于加快光伏发电项目建设的若干政策措施的通知》（芜政秘〔2023〕59号）和《芜湖市城乡建设领域碳达峰实施方案》（芜市建〔2023〕55号）等文件要求，结合我市实际，现就推进可再生能源建筑应用有关事项通知如下。一、进一步明确可再生能源建筑应用要求（一）基本要求1.新建建筑应严格按照国家和省有关法律法规和工程技术标准要求，根据项目资源与适用条件，使用一种或多种可再生能源，合理采用太阳能光伏系统、太阳能热水系统、地源热泵系统或空气源热泵系统等可再生能源应用系统。建设可再生能源利用设施，应与建筑主体工程同步设计、同步施工、同步验收、同步投入使用。2.可再生能源应用系统的建设标准和日常管理需符合国家、行业及省最新有关标准要求，鼓励采用合同能源管理模式建设。采用太阳能光伏系统的，初始发电效率要求为:采用单晶硅组件的应不低于20%，采用多晶硅组件的应不低于17%，采用薄膜组件的应不低于15%。采用太阳能热水系统的，太阳能保证率应不低于40%，集热器效率应不低于42%。采用空气源热泵系统的，性能系数、综合部分负荷性能系数应达到一级能效等级。3.新建建筑应当优先采用太阳能光伏系统，当单体建筑因应用条件受限不能满足光伏安装面积要求时，可在整个建设项目内统筹考虑，使光伏总安装面积满足要求。若太阳能光伏系统安装在立面等其他位置，则安装面积可与屋顶安装面积等比换算。鼓励在停车棚、围墙、遮阳棚、围栏、景观小品等构筑物及园区边角空地上设置光伏设施。4.因项目变压器容量或公共电网并网容量限制，导致整个建设项目不能满足光伏安装总面积要求时，现阶段可按照实际容量建设光伏设施，后续扩容后由建设单位补建剩余面积光伏设施；其他原因导致光伏安装总面积满足不了要求的，可采用“光储”、“光储充”、“光储直柔”、BIPV、薄膜太阳能、光伏热水器等绿色低碳新技术，且投资额不低于应建光伏设施建设成本。5.建筑光伏工程不应损坏建筑物结构，不应影响建筑物在设计使用年限内承受各种荷载能力，不应破坏屋面的防水层和保温层。上人屋面设置光伏设施时，应结合建筑物造型通过架空或隔断等方式加以隔离，并设带电警告标识及相应的电气安全防护措施，且应满足消防安全疏散等相关要求。6.火灾危险性类别为甲类、乙类的建筑，或其他法律法规限制建设的场所不得建设光伏设施。（二）建设要求1.公共建筑。单体屋顶面积500平方米及以上的各类办公、教育、医疗、文旅、商业、体育、交通等新建公共建筑，应同步建设建筑光伏一体化设施，光伏组件投影面积不少于屋顶面积的50%；有玻璃幕墙、石材外墙或铝板外墙等设计要求的政府投资项目，墙面光伏组件面积原则上不少于南、东、西三向墙面有效面积之和的10%。新建的宾馆、酒店、医院、学校等有生活热水需求的公共建筑，应当同步安装可再生能源热水系统。2.居住建筑。所有新建居住建筑应安装太阳能利用系统，根据项目实际情况和适用条件，因地制宜选择太阳能热利用系统、太阳能光伏系统或太阳能光伏光热（PV/T）系统。配置太阳能光伏系统的，光伏发电组件投影面积不少于屋顶面积的35%；配置太阳能热水系统的，应为全体住户配置（光照条件受限的楼层可采用空气源热泵热水系统等其他可再生能源热水系统）。3.工业建筑。所有新建工业厂房应同步配套建设光伏设施，其中单体屋顶面积1000平方米及以上的，光伏发电组件投影面积不少于屋顶面积的70%；单体屋顶面积1000平方米以下的，光伏发电组件投影面积不少于屋顶面积的50%。各级政府及其平台公司投资新建的工业厂房，原则上墙面光伏发电组件面积不少于南、东、西三向墙面有效面积之和的10%；鼓励其他投资主体新建的工业厂房墙面配套安装光伏幕墙设施。4.既有建筑。支持既有建筑采用建筑光伏一体化技术在建筑屋顶及墙面配套安装光伏设施。各级政府及其平台公司投资的学校、医院和机关办公建筑等既有公共建筑，具备光伏安装条件的，应率先按照“宜建尽建”原则建设光伏设施。鼓励老旧小区屋顶或墙面维修、更换等城市更新项目，采用可再生能源利用技术实施节能改造。二、落实可再生能源建筑应用全过程监管机制（一）设计图审阶段建设单位对可再生能源应用系统建设承担首要责任。建设单位在编制项目可行性研究报告、建设方案和初步设计文件时，应会同设计单位根据项目所在地资源条件和技术要求，合理选择可再生能源应用系统。设计单位对可再生能源应用系统设计质量负责，应用系统设计深度应满足国家和安徽省有关可再生能源应用技术标准要求。采用太阳能光伏系统的，建设单位应提早谋划、提前办理并网手续，加强与设计单位、太阳能光伏系统厂商等单位沟通，设计单位根据供电部门并网意见与相关规定深化光伏系统设计。施工图设计文件审查机构对可再生能源应用系统设计质量承担审查责任。审查机构应按照有关要求对可再生能源应用部分进行审查，对设计不符合有关规定要求的不予审查通过。（二）施工验收阶段施工单位对可再生能源应用系统施工质量负主体责任，应严格按照审查合格的施工图设计文件和标准规范进行施工，施工完成后应对应用系统进行相应调试或试验合格。监理单位对可再生能源应用系统施工质量承担监理责任，应当按照国家和安徽省有关可再生能源应用技术标准要求严格控制施工质量。建设工程质量监督部门应将可再生能源应用系统各项性能指标是否符合要求、安装是否符合规范、线缆敷设是否符合要求、应用系统是否有铭牌等内容纳入质量监督范围，对不符合有关要求的，应责令建设单位立即整改。建设单位应按照有关技术标准要求组织可再生能源应用系统验收。工程竣工验收报告中应包含光伏安装面积、总装机容量、初始发电效率、集热器效率、能效等级等实测指标。可再生能源应用系统建设不符合要求的，不予出具工程竣工验收报告。（三）运维管理阶段建设单位（业主）或运行单位应加强可再生能源应用系统运维管理，建立日常巡检、清洁维护、故障排查与处理、安全检查、数据监测与分析、预防性维护等管理制度，确保可再生能源应用系统长期、安全、稳定运行。采用合同能源管理方式的，应在合同中载明运维管理的责任主体、管理时限、标准要求、安全责任等相关内容。新建住宅小区的光伏系统作为住宅小区的配套设施设备，由建设单位负责投资建设。光伏系统可采用“全额上网”模式、“全部自发自用”模式或“自发自用、余电上网”模式，电力可用于小区共有部位和公用设备用电。建设单位在销售商品住宅时，应明确告知购房者光伏系统产生电力的使用分配方式。光伏系统的日常运维管理，在业主委员会成立前，由建设单位代为委托物业服务企业或第三方专业光伏运维机构承担；业主委员会成立后，由业主大会共同决定电力的使用分配方式，并委托物业服务企业或第三方专业光伏运维机构承担。如变更光伏系统并网模式导致线路需要改造的，其改造费用由光伏系统产权单位承担。光伏系统产生的收益，在扣除合理运维成本之后，属于业主共有。三、推进可再生能源建筑应用试点示范（一）强化试点示范充分发挥我市省级可再生能源应用示范项目的引领带动作用，扩大可再生能源在建筑领域的应用场景，进一步推进可再生能源建筑应用试点示范。鼓励采用“光储充”、“光储直柔”等适宜技术，培育一批一体化程度高、经济效益好、示范带动性强的市级建筑光伏一体化示范项目，积极争创智能光伏等国家级试点示范项目和省级建筑光伏一体化创新应用场景案例。推荐新建规模不低于250kW的非政府投资类薄膜太阳能发电项目申报省级投资补贴。（二）加强宣传培训加大对设计、施工、监理等可再生能源应用有关专业技术人员业务培训，提高从业人员专业技术和管理水平。充分利用电视、网络、报纸等各种媒体，多渠道、全方位宣传可再生能源建筑应用的重要意义、政策措施和典型案例，提高公众对可再生能源应用相关技术、产品的认可度和接受度，营造推广可再生能源建筑应用的良好氛围。本通知自2025年1月1日起施行（以施工图审查合格书载明时间为准）。《市住建局关于进一步加强我市太阳能热水系统应用和管理的通知》（芜市建函〔2020〕82号）和《市住建局关于加快建设领域光伏发电推广应用的通知》（芜市建函〔2022〕36号）同时废止。芜湖市住房和城乡建设局芜湖市发展和改革委员会2024年12月11日（此件公开发布）

《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》（以下简称《蓝皮书》）发布会近日在京举行，《蓝皮书》首次明确了全国统一电力市场发展的“路线图”和“时间表”，为我国电力市场的健康、有序、高效发展提供的明确方向。  据悉，当前我国可再生能源装机快速增长，正在加快构建新型电力系统，对全国统一电力市场的建设提出了更高要求，《蓝皮书》在深刻总结我国电力市场建设成就的基础上，研判问题和挑战，提出建设统一电力市场的路径和重点任务，为我国电力市场建设勾勒发展蓝图，为各类经营主体提供市场发展方向。  据中国电力企业联合会潘跃龙介绍，《蓝皮书》结合碳达峰、碳中和目标，以及能源绿色转型的速度，提出了统一电力市场“三步走”战略。  那么，统一电力市场“三步走”战略到底怎么走？潘跃龙进行了详细地分析。  近期目标：到2025年，初步建成全国统一电力市场  根据《蓝皮书》，到2025年，初步建成全国统一电力市场，电力市场顶层设计基本完善，实现全国基础性交易规则和技术标准基本规范统一。  潘跃龙说，从近期目标来看，2025年是“十四五”规划的最后一年，是新一轮电力体制改革的第十年，也是检验电力市场改革进展的重要节点。通过近几年的试点和实践，许多省、市在电力市场建设方面积累了丰富的经验，在此基础上我们认为在2025年初步建成全国统一电力市场具有高度可行性。  潘跃龙认为，初步建成的全国统一电力市场具备以下特征。  一是形成较为完备的多层次电力市场。逐步实现电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计和联合运营；逐步提高跨省跨区交易的市场化程度；推动区域内余缺互济和资源优化配置。  二是电力市场交易机制趋于完善。电能量、辅助服务、绿电绿证等交易品种体系不断健全；开展容量市场和输电权市场的探索研究。  三是持续放开经营主体范围。分类推动新能源、水电、核电等发电主体进入市场；逐步缩小代理购电规模；进一步放开新型经营主体参与市场交易的范围。  四是有序推动新能源进入市场。明确新能源参与市场方式和路径，探索新能源进入电力市场的合理收益保障机制。进一步健全可再生能源电力消纳责任制度和绿电、绿证交易机制。  五是建立健全市场化电价机制。科学合理设置电能量市场限价空间；深化落实煤电容量电价机制；不断完善辅助服务价格形成机制；提升跨省跨区输电价格机制灵活性。  中期目标：到2029年，全面建成全国统一电力市场  《蓝皮书》指出，到2029年，全面建成全国统一电力市场，推动市场基础制度规则统一、市场监管公平统一、市场设施高标准联通。  潘跃龙分析道：“党的二十届三中全会进一步明确了全国统一电力市场的建设时间节点，2029年前完成改革任务。将全国统一电力市场的全面建成目标设定在2029年，可以确保电力市场改革与其他领域的改革同步推进，同时与我国‘十五五’电力规划相衔接。”  潘跃龙指出，全面建成的全国统一电力市场具备以下特征。  一是形成协同运行、功能完备的多层次电力市场。省级市场实现中长期交易机制成熟完善、按日连续开市；现货市场基本覆盖全国，推动各类主体全面参与现货市场。部分具备条件的区域探索建立区域电力市场。逐步扩大跨省跨区市场化交易规模，推动省间现货市场与省/区域现货市场联合运行，区域辅助服务市场更加完善。推动省间跨经营区常态化市场交易，形成国家电力市场。  二是电力市场功能更加完备、交易品种更加丰富。进一步完善电能量交易品种，丰富辅助服务交易品种。深入研究容量市场机制，具备条件的地区试点建立容量市场。创新零售市场机制，引导零售侧资源参与省内、跨省跨区市场。探索建立市场化的输电权交易机制。探索开展电力期货交易。  三是全面放开经营主体范围。完善市场准入制度，新型经营主体参与市场规模进一步扩大。完善代理购电和保底供电机制，推动更多用户直接参与市场。  四是实现新能源全面参与市场。保障新能源合理收益的政策机制有效实施，可再生能源消纳责任权重机制进一步完善，绿色电力证书制度全面落实，绿色电力消费认证体系建立，新能源全面参与电力市场。绿证价格能够更好体现可再生能源环境价值，实现社会各方共同承担可再生能源消纳责任。  五是深化完善市场化电价机制。完善主要由市场供求关系决定的价格机制，防止政府对价格形成不当干预。研究建立不同类型电源同台竞价机制。  远期目标：到2035年，完善全国统一电力市场  《蓝皮书》的远期规划显示，到2035年，完善全国统一电力市场，支撑高水平社会主义市场经济体制的全面建成，激发全社会内生动力和创新活力。  潘跃龙表示：“2035年是中国基本实现社会主义现代化的重要时间节点，电力市场改革作为国家能源战略的重要组成部分，须与国家的长远目标相一致，确保在2035年实现电力市场的高水平发展。”  在潘跃龙看来，进一步完善的全国统一电力市场具备以下特征。  一是多层次市场全面融合，市场环境更加公平、更有活力。  二是形成功能完备、品种齐全的功能矩阵。基本形成完备的交易品种体系，品种设置更加适应电力市场多元目标，体现电力商品多元价值。  三是实现各类主体全面参与电力市场。形成源网荷储各类主体协同互动、自由竞争的市场格局。  四是新能源常态化参与电力市场机制更加健全。创新适应新型电力系统的交易品种和市场机制，保障新能源合理收益、体现新能源环境属性等相关机制充分发挥作用，实现高比例新能源场景下的电力市场高效稳定运行。  五是形成适应全国统一电力市场的电价机制。由市场形成的价格机制进一步完备，充分发挥市场价格信号对于电力发展、规划、投资和消费的引导作用。  “‘双碳’目标背景下，电力市场化改革是一个复杂的系统工程，随着新能源逐步转为主体能源，新型电力系统对电力市场建设提出了更高的要求。不仅要求我们在技术上不断突破，更需在市场机制上勇于破冰。”潘跃龙说，《蓝皮书》的完成并非终点，而是新的起点。

11月27日，国家能源局官网发布《国家能源局关于加强电力安全治理 以高水平安全保障新型电力系统高质量发展的意见》，其中在健全电力安全治理体系、增强电力安全治理能力、完善电力安全治理措施、提升电力安全监督管理效能等多方面提出意见。增强电力安全治理能力。提升大电网风险管控能力。进一步加强新型电力系统安全特性研究，推进新能源涉网模型库统一管理与参数开放，掌握高比例可再生能源、高比例电力电子设备接入电力系统、特高压交直流混联运行的稳定机理和运行特征。强化规划阶段电网安全稳定计算分析，通过优化电源布局、完善电网结构、强化电网合理分区运行及黑启动能力等措施提升电网安全韧性，支持服务大型新能源基地规划建设，从源头消减大面积停电安全风险和隐患。强化配电网风险管控能力。健全配电网安全运行风险管控机制，推动大电网安全风险识别、监视、控制体系向配电网延伸。深化有源配电网运行风险管控，加强并网管理，规范新能源涉网控制保护配置。完善配电网调度运行机制，推动各电压等级分布式新能源实现“可观、可测、可调、可控”，提升配电网资源调配、故障处理和用户供电快速恢复能力。加强设备双向重过载、电压越限等风险智能监视与预警，做好分布式电源出力及电压管控。建立基于运行风险的网架动态完善机制，针对性补强薄弱环节。提升发电侧风险管控能力。加强新工况下发电机组安全风险管控，深化火电超低排放和“三改联动”机组安全管理，重点强化延寿运行、应急转备用等新场景以及深度调峰、频繁启停、快速爬坡、绿色低碳燃料掺烧等新工况下安全风险管控，补强风险监测手段，细化检修运维策略，优化机组调度运行方式，持续降低机组非停受阻水平。加强发电厂全停隐患排查治理，建立完善供煤、供水、供气、核电冷源等环节隐患排查及防范机制，避免非电因素引发全厂停电事故。加强新能源及新型储能等新型并网主体涉网安全管理，通过提升涉网安全性能、加强涉网参数管理、优化并网接入服务、强化并网运行管理等措施，提升调度机构并网安全管理水平。原文如下：国家能源局关于加强电力安全治理 以高水平安全保障新型电力系统高质量发展的意见各省（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：电力安全事关国计民生和经济社会发展，是国家安全的重要组成部分。为深入贯彻习近平总书记能源安全新战略，推进完善电力安全治理体系和治理能力现代化，以高水平安全保障新型电力系统高质量发展，支撑新型能源体系建设和碳达峰碳中和目标如期实现，提出以下意见。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二中、三中全会精神，牢固树立总体国家安全观和以人民为中心的发展思想，统筹发展和安全，在推进电力系统高质量发展工作中，牢固树立红线意识和底线思维。坚持安全共治，统筹推进电力安全各要素全面治理，构建权责对等、各方共建共治共享的电力安全治理体系。坚持问题导向，围绕新型电力系统结构特性深刻变化、民生保障要求提升等新问题新挑战，提升源网荷储各环节安全治理能力。坚持改革赋能，推进理论创新、实践创新、机制创新、科技创新，以远近结合、标本兼治的电力安全治理系列措施增强安全治理效能。坚持依法监管，不断提升安全治理法治化水平。坚持立足行业、服务大局，将电力安全治理贯穿到党和国家工作全局各方面各环节，实现新型电力系统高质量发展和高水平安全良性互动，为中国式现代化提供充足动能。二、健全电力安全治理体系（一）强化组织领导体系坚持党的全面领导，把党的领导贯穿电力安全治理各方面全过程。严格落实中共中央办公厅、国务院办公厅印发的《地方党政领导干部安全生产责任制规定》要求，将电力安全治理工作纳入党委（党组）议事日程，定期研究重大问题。通过提升议事协调层级等方式，更好发挥全国电力安全生产委员会和省级电力安全生产委员会（专委会）作用，研究解决新型电力系统安全治理相关重大问题。各级各类电力安全生产委员会应当建立工作部署、通报督办和评价考核等工作机制，构建上下联动、互相支撑的电力安全治理组织体系。（二）健全主体责任体系坚持团结治网，电网调度机构要严格履行并网管理、运行控制、风险管理、技术监督等安全职责。电力企业和各类并网主体依法承担电力安全主体责任，按照谁投资、谁负责，谁运营、谁负责的原则，履行电力安全风险管控责任，保障自身设备安全可靠运行。各责任主体应通过夯实物理基础、强化安全管理、加强科技创新等方式，按照技术规定提升系统友好能力，承担涉网安全义务，协同打造共同而有区别的新型电力系统安全责任体系。（三）健全监督管理体系按照管行业必须管安全、管业务必须管安全、管生产经营必须管安全的原则，推动明确行业监管、区域监管与地方监管职责。完善电力安全监管权责清单，健全跨部门安全监管信息共享和联合监管工作机制，推动形成齐抓共管、各司其职的安全监管格局。进一步落实跨区输电、跨省大坝、点对网送电等建设运行模式下对调度管理、运行维护、信息报送、事故调查的安全监管责任。（四）完善政策法规体系开展政策法规适应性评估，以保障新型电力系统安全高质量发展为目标，形成“立改废释”清单并推动落实。加快《电力安全事故应急处置和调查处理条例》（国务院令第599号）修订，健全完善特高压输电、配电网安全管理和电力设施安全防护等制度规范，针对性补强系统安全评估、新型并网主体涉网安全等监督管理政策措施。加强安全治理跨行业协同，推动在自然资源、森林消防、交通运输、市政建设等相关领域政策法规的制修订中充分考虑电力行业重大风险防范要求。（五）优化标准规范体系强化对标准工作的顶层设计和统筹谋划，推动成立电力安全治理标准委员会，健全以强制性标准为主体、推荐性标准为补充、国行企团地各级标准协调发展的电力安全治理标准体系。重点梳理涉网管理、运行控制、设备运维、网络安全等与电力安全强相关的标准规范清单，在规划设计阶段针对重点地区、特殊场景合理提升设防标准，对不符合灾害防控标准的既有设施进行改造或迁移，尽可能规避电力安全事故风险。建立反事故措施整改评估机制，强化各项措施落实，及时推动行业反事故措施重点条款向标准转化。三、增强电力安全治理能力（一）提升大电网风险管控能力进一步加强新型电力系统安全特性研究，推进新能源涉网模型库统一管理与参数开放，掌握高比例可再生能源、高比例电力电子设备接入电力系统、特高压交直流混联运行的稳定机理和运行特征。强化规划阶段电网安全稳定计算分析，通过优化电源布局、完善电网结构、强化电网合理分区运行及黑启动能力等措施提升电网安全韧性，支持服务大型新能源基地规划建设，从源头消减大面积停电安全风险和隐患。充分发挥系统运行方式分析在风险评估和控制中的牵头抓总作用，提升大电网风险态势感知能力，科学安排运行方式，保持合理网架强度与安全裕度。动态开展稳控策略和控制限额核算，持续巩固和完善电力系统安全防御“三道防线”。健全大电网稳定破坏风险专项管控机制，围绕多回直流同时故障、重要输电通道全停、关键枢纽变电站（换流站）全停、负荷中心电压失稳、安控系统不正确动作等系统性重大风险，“一案一策”落实风险管控措施，确保大电网安全稳定运行。（二）强化配电网风险管控能力健全配电网安全运行风险管控机制，推动大电网安全风险识别、监视、控制体系向配电网延伸。深化有源配电网运行风险管控，加强并网管理，规范新能源涉网控制保护配置。完善配电网调度运行机制，推动各电压等级分布式新能源实现“可观、可测、可调、可控”，提升配电网资源调配、故障处理和用户供电快速恢复能力。加强设备双向重过载、电压越限等风险智能监视与预警，做好分布式电源出力及电压管控。建立基于运行风险的网架动态完善机制，针对性补强薄弱环节。强化城中村、偏远农村地区薄弱区段及县域大范围停电风险管控，结合乡村全面振兴电力安全治理需求，强化农村电力供应新要素接入风险管控，健全新要素并网调度、安全施工、运行维护等标准规范要求，全力保障民生用电安全可靠和惠民工程安全落地。（三）提升发电侧风险管控能力加强新工况下发电机组安全风险管控，深化火电超低排放和“三改联动”机组安全管理，重点强化延寿运行、应急转备用等新场景以及深度调峰、频繁启停、快速爬坡、绿色低碳燃料掺烧等新工况下安全风险管控，补强风险监测手段，细化检修运维策略，优化机组调度运行方式，持续降低机组非停受阻水平。加强发电厂全停隐患排查治理，建立完善供煤、供水、供气、核电冷源等环节隐患排查及防范机制，避免非电因素引发全厂停电事故。加强新能源及新型储能等新型并网主体涉网安全管理，通过提升涉网安全性能、加强涉网参数管理、优化并网接入服务、强化并网运行管理等措施，提升调度机构并网安全管理水平。完善水电站大坝防汛调度、安全定期检查、安全注册登记、信息化建设等制度，加强病险大坝的除险加固和隐患排查治理。加强水电站大坝安全监测、风险分析和隐患治理，强化高坝大库、抽蓄电站安全性评估能力。（四）强化用电侧涉网风险管控能力加强用户侧涉网风险管控，电网企业严格开展用户接入系统的安全可靠性审查，督促用户按标准配置继电保护和安全自动装置，落实电网低频低压减负荷等稳定控制要求，按规定开展接入谐波评估和谐波治理，深入评估用户侧站内设备故障等威胁电网安全的风险，对用户提出管控要求。调度机构加强用户涉网控制保护配置及参数的技术监督，指导用户合理制定相关运行方式及参数，督促用户落实各项反事故措施要求，引导用户积极参与需求侧响应，提升系统安全调节能力。地方电力主管部门应建立用户侧涉网风险治理机制，组织用户落实风险管控措施，消除安全隐患。（五）加强设备安全管理和工程质量监督能力加强设备质量安全监督管理，推动电力设备质量跨部门联合监管机制有效运转，加强联合执法。将设备可靠性指标、质量监督检查报告等纳入电力设备质量安全风险监测平台、国家能源局资质和信用系统，实现信息共享和风险联合监测。探索建立设备质量安全“黑名单”和重大缺陷电力设备“召回”制度，落实设备质量安全风险闭环管控。围绕设备可靠性提升、防灾减灾建设等方向，推进电力设备大规模更新改造。进一步完善电力建设工程质量监督管理制度和分类监督管理机制，明确监督职责、方式、范围等要求。实施高标准、最严格的电力工程质量管理，严防工程质量安全隐患导致电力安全事故发生。（六）深化电力监控系统安全防护能力落实电力监控系统安全防护有关法规要求，严格管控电力监控系统的安全分区部署，重点加强新并网主体、新业务形态的分区管控，根据发展规模和新技术应用，及时优化调整分区防护策略、落实整改措施，杜绝违规分区。强化电力监控系统供应链安全与内生安全，优先采用安全可信产品，推广供应链全环节可信管理措施，增强产业链供应链风险防控能力，打造自主可控、安全可靠的电力网信基础设施供应链，加强漏洞隐患闭环管控；落实系统本体安全加固要求，通过开发设计与配置等手段构建系统内生安全属性，逐步建立系统本体安全免疫能力。建立健全电力监控系统网络安全监测预警机制，丰富监测采集手段，扩展监测覆盖范围，进一步提高网络安全态势感知水平和应急处置能力。（七）加强电力应急能力健全电力行业应急指挥协调机制，优化中央与地方分级响应机制，明确各级各类突发事件响应程序。完善应急预案体系，修订国家及各级政府大面积停电事件应急预案，将新型并网主体纳入应急组织体系。电力企业应充分考虑分布式电源对配电网的支撑作用，修编完善应急预案和现场处置方案，进一步加强与各级政府应急预案的衔接。加强气象信息和自然灾害风险监测，提高临灾预报预警和应急响应联动能力。建立应急处置后评估及反馈机制，指导电力企业与重要用户科学提升防灾减灾救灾能力。增强跨区域联合处置能力，依托国家级电力应急基地和研究中心，加快开展适应新型电力系统的应急救援力量规模、布局、装备配备和基础设施建设。健全京津冀、长三角、粤港澳大湾区等跨区应急救援资源共享及联合处置机制，提升重点区域突发事件的协同应对实战能力。四、完善电力安全治理措施（一）坚持统一调度严肃调度纪律，各类并网主体应依法依规履行涉网安全责任，服从调度管理。调度机构严格落实标准规程要求，科学安排运行方式、强化定值及涉网参数管理、实施调控运行，杜绝违章作业，确保电网安全稳定运行。细化对水风光储多能互补、流域水电综合开发等新业态调度管理要求，厘清调管界面。提升主配网一体化安全高效协同管理能力，增强海量新型并网主体调控能力，推动新型并网主体纳入调度管理范畴。深化电网调度运行与电力市场交易组织的衔接，严格开展安全校核，保障市场环境下电力系统的安全可控。（二）深化双重预防机制深化电力安全风险分级管控，健全适用于新型电力系统的风险识别、定级、监视和控制等全过程管控机制，将新型并网主体纳入风险管控范畴，明确各方风险管控责任。充分认识新技术应用风险的不确定性和复杂性，从新技术研发阶段开始建立安全风险全过程评估管控机制，建立面向全行业的新技术安全风险监测和报告制度，有效管控新技术研发应用给电力系统安全稳定运行带来的风险。强化电力安全隐患排查治理，研究出台新型电力系统重大事故隐患判定标准，建立健全覆盖全行业的电力重大事故隐患数据库，从规划设计、建设施工、设备运维等各环节开展隐患整治，严格落实重大事故隐患挂牌督办机制，确保重大隐患动态清零。（三）加强技术监督国家能源局及其派出机构、地方政府电力管理部门应健全完善电力行业技术监督体系，积极培育电力行业技术服务市场，有效发挥市场化技术监督对电力安全的支撑作用。电力企业及相关电力用户应建立健全技术监督组织机构、制度标准，配备满足技术监督要求的人员、装备及相关资源，规范开展本单位技术监督工作。夯实涉网技术监督机制，电网调度机构应按规定落实涉网安全技术监督管理职责，定期开展涉网安全检查与指导，加强调管范围内电力企业及相关电力用户二次系统、监控系统技术监督工作。（四）健全协同和联动机制持续深化源网协同，完善并网电厂涉网安全管理联席会议机制和网络安全联席会议机制，加强电网调度机构与电力企业、各并网主体的风险协同管控。深化跨部门联动，将关键枢纽变电站、换流站等重大基础设施电力安全风险管控纳入联防联控机制，加强与公安、住建、应急、自然资源、林草、气象等部门的协同，定期会商研判，有效管控并消除外力破坏、山火、极端天气、地质灾害等重大风险隐患。（五）坚持科技兴安推动电力安全相关基础理论、重大技术和装备攻关，加快先进技术示范和推广应用，为新型电力系统安全稳定运行提供有力支撑。主动融入安全科技产业创新生态，推动电力安全科技创新、产业创新的深度融合，加快电力安全科技创新成果转化应用。积极适应新型电力系统数字化智能化发展趋势，推动研究人工智能技术在电力系统应用进程中存在的安全风险、责任划分及监管原则，全面提升电力安全快速感知、实时监测、超前预警和安全评估能力，通过强化技术手段从源头消除安全风险与隐患。（六）推进文化育安树立“和谐守规、安全共治”新型电力系统安全文化理念，搭建电力安全文化宣教平台，创新工作理念和传播形式，构建电力安全文化新形态。强化面向基层的宣传引导，电力企业应加强对新型并网主体投资者、运营者电力安全文化的宣教培训，将电力安全政策法规和安全知识宣传融入日常供电服务工作，延伸到基层、拓展到各个单位、覆盖到广大群众，提升全社会人员的电力安全意识。加强电力设施保护宣传，坚持集中性宣传教育与经常性宣传教育相结合，建立全社会联合参与的电力设施保护机制，通过人防、物防、技防相结合方式加强预控，严厉打击破坏行为，营造群众监督、社会支持的保护格局。五、提升电力安全监督管理效能（一）严格安全监管执法加强电力安全执法检查，完善执法程序规定，规范通报、约谈制度。完善安全生产执法信息公开制度，建立电力安全信息共享平台，及时发布执法信息。健全以安全信用为核心的新型监管机制，加快推进电力安全监管数字化智能化工程建设，探索创新非现场等监管模式。（二）加强安全信息管理严格电力安全信息报送工作，针对新形势、新业态持续完善信息报送要求，建立电力安全信息快报、续报、核报、详报机制，分层分级规范开展电力安全信息报送，对迟报、漏报、瞒报、谎报的情况要依法依规严肃追责处理。健全电力安全风险隐患和事故等基础数据和信息共享机制，依托行业组织建立电力安全基础数据平台，统一数据采集存储和统计分析标准，分级分类开放共享电力安全基础数据与信息，提升全行业风险预防预控能力。（三）依法依规开展事故调查严格电力安全事故调查，国家能源局及其派出机构应依法依规组织开展电力安全事故和运行过程中发生的电力设备事故调查处理，严格按照《电力安全事故应急处置和调查处理条例》（国务院令第599号）和《生产安全事故报告和调查处理条例》（国务院令第493号）明确的事故调查权限开展事故调查，不得以任何理由不开展调查，或者随意降低事故调查组织的等级。建立电力安全执法法律顾问制度，提升执法的规范性。建立健全事故调查后评估和责任倒查机制，对事故发生单位和有关人员落实事故防范和整改措施的情况进行监督检查，对拒不整改或消极应对的有关单位和个人，应当按照有关规定追究责任。（四）提升安全监督管理水平建立电力安全监管干部专业知识定期培训机制，创新学习方式方法，提升监管干部的专业技术水平和防范化解风险能力。定期举行法律知识培训，树立法治理念、法治思维，提高依法行政能力，全面履行法定职责。按规定配备安全监管执法装备及现场执法车辆，建立电力安全专家库，完善安全监管执法支撑体系。国家能源局各派出机构要牵头建立政府、企业、社会多方参与的电力安全治理支撑体系，定期研究解决重点问题和重大风险，确保安全治理目标任务顺利完成。各相关部门及单位要加强组织领导，密切协调配合，制定实施方案，分解落实任务。国家能源局各派出机构和各级地方政府有关部门要加强常态化监管和专项监管，发现问题及时督促整改、确保闭环。电力企业要加强任务实施情况的动态监测和总结评估，及时分析存在问题，提出改进建议，确保重点任务及时落地见效。国家能源局2024年11月20日