《8月1日起施行!国家能源局发布《电力企业涉电应急预案管理办法》》

  • 来源专题:能源情报网监测服务平台
  • 编译者: 郭楷模
  • 发布时间:2025-07-31
  • 7月23日,国家能源局发布关于印发《电力企业涉电应急预案管理办法》的通知。电力企业根据需要组成涉电应急预案编制工作小组,吸收有关部门和单位人员、有关专家及有应急处置工作经验的人员参加。编制工作小组组长由电力企业有关负责人担任。

    电力企业应对本单位涉电应急预案开展评审,评审前应组建评审专家组。涉及政企协同、网厂协调和社会联动的涉电应急预案的评审,可邀请政府相关部门、国家能源局及其派出机构和其他相关单位人员参加。

    涉电应急预案评审结果应当形成评审意见,评审专家应当按照“谁评审、谁签字、谁负责”的原则在评审意见上签字,评审意见应当记录、存档。电力企业应当按照评审专家组意见对涉电应急预案进行修订完善。其中提到,电力企业应当在涉电应急预案印发后的20个工作日内,将涉电应急预案正式印发文本及相关材料进行备案或抄送。

    新《管理办法》只明确了电力企业针对电力安全事故、电力生产安全事故、电力监控系统网络安全事件以及气象、地质地震等自然灾害涉电事件,或者针对水电站大坝等重要设备设施安全保障、重大危险源风险管控、重大活动电力保障等制定的专项应急预案的管理要求。电力企业其他应急预案管理按国家相关规定执行,不再重复表述。

    原文如下:

    国家能源局关于印发《电力企业涉电应急预案管理办法》的通知

    国能发安全规〔2025〕66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,北京市城市管理委、天津市工业和信息化局、辽宁省工业和信息化厅、重庆市经济和信息化委员会,各派出机构,全国电力安委会各企业成员单位:

      为落实《中华人民共和国突发事件应对法》《中华人民共和国能源法》《中华人民共和国安全生产法》《突发事件应急预案管理办法》等法律法规及有关文件规定,规范电力企业涉电应急预案管理工作,增强电力企业涉电应急预案科学性、针对性、实效性和可操作性,国家能源局组织修订形成了《电力企业涉电应急预案管理办法》,现印发给你们,请遵照执行。

    国家能源局

    2025年7月16日


    电力企业涉电应急预案管理办法


    第一章 总 则


    第一条 为规范电力企业涉电应急预案管理工作,增强涉电应急预案的科学性、针对性、实效性和可操作性,依据《中华人民共和国突发事件应对法》《中华人民共和国能源法》《中华人民共和国安全生产法》《突发事件应急预案管理办法》等法律、法规、规章及有关文件规定,制定本办法。


    第二条 涉电应急预案是电力企业为应对电力安全事故、电力生产安全事故、电力监控系统网络安全事件以及气象、地质地震等自然灾害涉电事件,或者针对水电站大坝等重要设备设施安全保障、重大危险源风险管控、重大活动电力保障等制定的专项应急预案。


    本办法适用于电力企业涉电应急预案的计划、编制、评审、发布、备案、培训、演练、评估、修订、监督管理等工作。


    第三条 电力企业是涉电应急预案管理工作的责任主体,应当按照本办法规定,建立健全涉电应急预案管理制度,规范开展涉电应急预案管理工作,保障涉电应急预案有效实施。


    第四条 国家能源局负责全国电力企业涉电应急预案管理工作的指导和监督。省级人民政府电力管理部门、国家能源局派出机构在各自职责范围内负责相关区域电力企业涉电应急预案管理工作的指导和监督。


    第二章  计划与编制


    第五条 电力企业应结合本单位实际情况,科学合理设置涉电应急预案体系,编制涉电应急预案制修订工作计划,依据计划开展预案编制工作。


    第六条 电力企业根据需要组成涉电应急预案编制工作小组,吸收有关部门和单位人员、有关专家及有应急处置工作经验的人员参加。编制工作小组组长由电力企业有关负责人担任。


    第七条 电力企业编制涉电应急预案应当在开展风险评估、应急资源调查和案例分析的基础上进行。


    (一)风险评估。主要是识别相关突发事件风险及其可能产生的后果和次生(衍生)灾害事件,评估可能造成的危害程度和影响范围等。


    (二)应急资源调查。主要是全面调查本单位应对突发事件可用的应急救援队伍、物资装备、场所和通过改造可以利用的应急资源状况,合作区域内可以请求援助的应急资源状况等,为制定应急响应措施提供依据。


    (三)案例分析。主要是对行业内典型突发事件的发生演化规律、造成的后果和应急处置等情况进行复盘研究,总结经验教训,为涉电应急预案编制提供参考借鉴。


    第八条 涉电应急预案编制应当符合下列基本要求:


    (一)应急组织机构和人员的职责分工明确,并有具体的落实措施;


    (二)有明确、具体的突发事件预防措施和应急程序,并与其应急能力相适应;


    (三)有明确的应急保障措施,并能满足本单位的应急工作要求;


    (四)预案基本要素齐全、完整,预案附件提供的信息准确;


    (五)与企业内部其他应急预案、其他单位的相关应急预案在内容上应相互衔接。


    第九条 电力企业应注重运用信息化数字化智能化技术,推进涉电应急预案理念、模式等创新,充分发挥涉电应急预案牵引应急准备、指导处置救援的作用。


    第三章  评审、发布、备案


    第十条 电力企业应对本单位涉电应急预案开展评审,评审前应组建评审专家组。涉及政企协同、网厂协调和社会联动的涉电应急预案的评审,可邀请政府相关部门、国家能源局及其派出机构和其他相关单位人员参加。


    第十一条 涉电应急预案评审结果应当形成评审意见,评审专家应当按照“谁评审、谁签字、谁负责”的原则在评审意见上签字,评审意见应当记录、存档。电力企业应当按照评审专家组意见对涉电应急预案进行修订完善。


    第十二条 涉电应急预案评审应当保证应急预案的合规性、基本要素的完整性、预防措施的针对性、组织体系的科学性、响应程序的可操作性、保障措施的实用性和预案体系的有效衔接。


    第十三条 电力企业涉电应急预案评审合格并履行内部审批程序后,由电力企业主要负责人签署印发。


    第十四条 电力企业应当在涉电应急预案印发后的20个工作日内,依照下列规定将涉电应急预案正式印发文本及相关材料进行备案或抄送。


    (一)中央电力企业集团(总部)涉电应急预案报国家能源局备案,抄送应急管理部、企业主管机构。


    (二)中央电力企业集团所属单位、权属企业以及其他电力企业涉电应急预案备案由省级人民政府电力管理部门会同国家能源局派出机构明确。


    第四章  培训与演练


    第十五条 电力企业应当将涉电应急预案的培训纳入本单位安全生产培训工作计划,每年至少组织一次预案培训,并进行考核。培训的主要内容应当包括:本单位的涉电应急预案体系构成、应急组织机构及职责、应急资源保障情况、针对相关突发事件的预防和处置措施等。教育培训和考核情况应当记录并归档。


    第十六条 电力企业应当建立涉电应急预案演练制度,通过采取形式多样的方式方法,对涉电应急预案所涉及的单位、人员、装备、设施等组织演练。鼓励电力企业开展无脚本演练,增强演练效果。


    第十七条 电力企业应当对涉电应急预案演练进行整体规划,并制定具体的应急演练计划。根据本单位的风险防控重点,涉电应急预案每3年至少进行一次演练。


    第十八条 电力企业在开展涉电应急预案演练后,应当组织对演练效果进行评估,针对演练过程中发现的问题对相关涉电应急预案提出修订意见,并组织落实意见要求。演练评估、修订意见以及落实情况应当有书面记录。


    第五章  评估与修订


    第十九条 电力企业应当建立涉电应急预案定期评估制度,定期评估可以结合电力企业应急能力建设评估工作开展,原则上每3年至少评估一次,分析涉电应急预案内容的针对性、实用性和可操作性等,实现涉电应急预案的动态优化和科学规范管理。


    第二十条 有下列情形之一的,电力企业应当及时对涉电应急预案进行修订:


    (一)依据的法律、法规、规章、标准及上位预案中的有关规定发生重大变化的;


    (二)应急指挥机构及其职责发生调整的;


    (三)安全生产面临的风险发生重大变化的;


    (四)应急能力或重要应急资源发生重大变化的;


    (五)在应急演练、评估、应急处置中发现重大问题需要修订的;


    (六)编制单位认为应当修订的其他情况。


    第二十一条 涉电应急预案修订涉及应急组织指挥体系与职责、应急处置程序、主要处置措施、突发事件分级标准等重要内容的,修订工作应当参照本办法规定的预案编制、评审、发布、备案程序组织进行。仅涉及其他内容的,修订程序可根据情况适当简化。


    第六章  保障和监督管理


    第二十二条 电力企业要指定专门机构和人员负责相关工作,将涉电应急预案计划、编制、评审、发布、备案、培训、演练、评估和修订等所需经费纳入预算统筹安排。


    第二十三条 省级人民政府电力管理部门、国家能源局派出机构应加强电力企业涉电应急预案管理信息化建设,对电力企业涉电应急预案管理工作加强督查检查和工作指导,督促电力企业提升涉电应急预案管理质效。


    第二十四条 国家能源局及其派出机构、地方人民政府电力管理部门对电力企业未按照本规定开展涉电应急预案编制、评审、发布、备案、培训、演练、评估和修订等行为,应当责令电力企业限期改正;逾期未改正的,应当对电力企业有关人员开展约谈。


    第七章  附 则


    第二十五条 本办法中所称电力企业是指以从事发电、输电、供电生产和电力建设等为主营业务的企业。


    第二十六条 本办法所指电力安全事故依据《电力安全事故应急处置和调查处理条例》确定,所指电力生产安全事故依据《生产安全事故报告和调查处理条例》确定。


    第二十七条 核电站涉及核事件的应急预案管理工作不适用于本办法。


    第二十八条 对涉及国家秘密的涉电应急预案,应当严格按照国家保密规定进行管理。


    第二十九条 省级人民政府电力管理部门应会同国家能源局派出机构制定实施细则,明确电力企业涉电应急预案评审与备案的具体要求。


    第三十条 本办法由国家能源局负责解释。


    第三十一条 本办法自2025年8月1日起施行,有效期5年,施行之日起《电力企业应急预案管理办法》(国能安全〔2014〕508号)同时废止。

  • 原文来源:https://www.in-en.com/article/html/energy-2339489.shtml
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三是完善用户分担共享新机制。深入贯彻落实中发〔2015〕9号文等中央文件精神,按照“谁受益、谁承担”的原则,进一步完善辅助服务考核补偿机制,明确跨省跨区发电机组参与辅助服务的责任义务、参与方式和补偿分摊原则,建立用户参与的分担共享机制。将以往仅可向下调节的用户可中断负荷,拓展到“能上能下”的用户可调节负荷,用户可结合自身负荷特性,承担必要的辅助服务费用或按照贡献获得相应的经济补偿,通过市场机制提升需求侧调节能力。 四是健全市场形成价格新机制。在现阶段以调峰辅助服务市场化交易为主的基础上,持续推动调频、备用、转动惯量、爬坡等品种以市场竞争方式确定辅助服务提供主体,形成交易价格,降低系统辅助服务成本,更好地发挥市场在资源配置中的决定性作用。 问:《规定》主要修订内容有哪些? 答:《规定》共6章32条,重点对包括新能源在内的发电侧并网主体、新型储能、用户可调节负荷等并网管理内容进行了修订完善。 一是进一步明确适用范围。结合我国碳达峰、碳中和目标和构建新型电力系统的需求,扩展了《规定》的适用范围,明确本规定适用于省级及以上电力调度机构直接调度的发电侧并网主体和新型储能,负荷侧并网主体和省级以下电力调度机构调度管辖范围内的并网主体,视其对电力系统运行的影响参照执行。 二是进一步规范运行管理。根据电力市场建设实际,增加并网主体应执行市场出清的运行方式和发电调度计划曲线;进一步明确发电侧并网主体调频调压能力和具体指标;强调对非计划停运/脱网等进行考核;提出黑启动电源必须及时可靠地执行黑启动预案等相关规定;新增明确二次调频、调压、新能源场站、新型储能和用户侧可调节负荷的技术指导和管理内容。 三是进一步明确职责分工。明确了能源监管机构、电网企业、电力调度机构、电力交易机构在各地并网运行管理实施细则的修订和实施等方面的职责。在信息披露方面,根据广大市场主体对信息公开的需求,明确电力调度机构、电力交易机构按职责分工向所有市场主体披露相关考核和返还结果。在监督管理方面,明确了国家能源局派出机构对辖区内电力并网运行行为进行监管、协调和调解,并可根据实际需要组织对电力调度机构和电力交易机构的执行情况进行评估和监管。 问:《办法》主要修订内容有哪些? 答:《办法》共9章40条,重点对辅助服务提供主体、交易品种分类、电力用户分担共享机制、跨省跨区辅助服务机制等进行了补充深化。 一是进一步扩大了辅助服务提供主体。按照国务院《2030年前碳达峰行动方案》有关要求,将提供辅助服务主体范围由发电厂扩大到包括新型储能、自备电厂、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、聚合商、虚拟电厂等主体,促进挖掘供需两侧的灵活调节能力,加快构建新型电力系统。 二是进一步规范辅助服务分类和品种。对电力辅助服务进行重新分类,分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务,其中有功平衡服务包括调频、调峰、备用、转动惯量、爬坡等电力辅助服务,事故应急及恢复服务包括稳定切机服务、稳定切负荷服务和黑启动服务。考虑构建新型电力系统的发展需求,此次新增引入转动惯量、爬坡、稳定切机服务、稳定切负荷服务等辅助服务新品种。 三是进一步明确补偿方式与分摊机制。强调按照“谁提供、谁获利;谁受益、谁承担”的原则,确定补偿方式和分摊机制。明确了各类电力辅助服务品种的补偿机制,其中固定补偿方式确定补偿标准时应综合考虑电力辅助服务成本、性能表现及合理收益等因素,按“补偿成本、合理收益”的原则确定补偿力度;市场化补偿形成机制应遵循考虑电力辅助服务成本、合理确定价格区间、通过市场化竞争形成价格的原则。在分摊方面,强调为电力系统运行整体服务的电力辅助服务,补偿费用由发电企业、市场化电力用户等所有并网主体共同分摊,逐步将非市场化电力用户纳入补偿费用分摊范围。原则上,为特定发电侧并网主体服务的电力辅助服务,补偿费用由相关发电侧并网主体分摊。为特定电力用户服务的电力辅助服务,补偿费用由相关电力用户分摊。 四是逐步建立电力用户参与辅助服务分担共享机制。根据不同类型电力用户的用电特性,因地制宜制定分担标准。电力用户可通过独立或委托代理两种方式参与电力辅助服务,其费用分摊可采取直接承担或经发电企业间接承担两种方式。在电费账单中单独列支电力辅助服务费用。对于不具备提供调节能力或调节能力不足的电力用户、聚合商、虚拟电厂应按用电类型、电压等级等方式参与分摊电力辅助服务费用,或通过购买电力辅助服务来承担电力辅助服务责任。 五是健全跨省跨区电力辅助服务机制。考虑跨省跨区送电规模日益增长,明确跨省跨区送电配套电源机组均应按照本办法纳入电力辅助服务管理,原则上根据调度关系在送端或受端电网参与电力辅助服务,不重复参与送、受两端电力辅助服务管理。强调为保障跨省跨区送电稳定运行提供电力辅助服务的发电机组,应当获得相应的电力辅助服务补偿。 六是进一步明确职责分工。明确能源监管机构、电网企业、电力调度机构、电力交易机构在各地电力辅助服务管理实施细则和市场交易规则的修订、实施等方面的职责,以及与现货市场的衔接。在信息披露方面,根据广大市场主体对信息公开的需求,明确信息披露的原则、内容、信息公示流程和相关方职责,要求电力调度机构、电力交易机构按职责分工向所有市场主体披露相关考核和补偿结果。 问:电力辅助服务价格将如何制定? 答:根据国家能源局“三定”方案规定,国家能源局负责拟订颁布电力辅助服务价格,监督检查各项辅助服务收费标准。据初步统计,现阶段包括调峰在内的辅助服务费用约占全社会总电费的1.5%。根据国际经验,电力辅助服务费用一般在全社会总电费的3%以上,该比例随着新能源大规模接入还将不断增加。电力辅助服务的补偿和分摊费用可以由固定补偿和市场化形成两种方式,此前我们也在多项政策文件中明确辅助服务费用包含在用户用电价格中,并在交易电价中单独列支。初步考虑,可由各派出机构结合各地实际,确定具体的辅助服务品种和价格标准,报国家能源局后执行。 问:下一步如何推动各地有效落实《办法》《规定》? 答:原版印发距今已15年,这次修订非常重要,也非常必要,既是贯彻落实党中央、国务院有关精神的有效举措,也符合广大市场主体的实际需求。我们通过几轮征求意见,各地相关部门、发电企业、电网企业和调度交易机构对文件出台已有充分预期,希望尽快出台为各地推进市场建设提供依据。在征求意见过程中,南方区域调频市场、华东区域备用市场等区域辅助服务市场已相继启动,《川渝一体化电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》也已于不久前正式印发。 下一步,国家能源局将指导派出机构尽快组织相关部门和单位制修订各地现行管理实施细则和市场交易规则,确保政策落实落细落地。 一是国家能源局各区域监管局将根据《办法》《规定》,按照公开、透明、经济的原则,商相关省监管办、电网企业、并网主体组织修订本区域管理实施细则和市场交易规则,报国家能源局备案后施行。实施细则和市场交易规则中应明确提供并网主体的具体范围、性能指标(参数)、辅助服务品种、需求确定原则、市场出清机制、补偿分摊标准、信息披露细则等内容。 二是各省监管办要在本区域实施细则和市场交易规则的基础上,结合各省(区)实际情况约定不同考核、补偿标准或价格机制,修订辖区内实施细则和市场交易规则,保持实施细则和市场交易规则在区域内的基本统一和相互协调,这也是落实中央深改委关于加快建设全国统一电力市场体系的重要举措。 同时,也请各有关方能够一如既往地支持这项工作,规范电力并网运行和辅助服务管理,进一步发挥电力辅助服务市场在推动能源清洁低碳转型和能源高质量发展中的支撑作用。 国家能源局关于印发《电力并网运行管理规定》的通知 国能发监管规〔2021〕60号 各派出机构,中国核工业集团有限公司、国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、华润(集团)有限公司、中国广核集团有限公司、内蒙古电力(集团)有限责任公司,北京电力交易中心有限公司、广州电力交易中心有限责任公司: 为深入贯彻落实党中央、国务院决策部署,完整准确全面贯彻新发展理念,做好碳达峰、碳中和工作,推动构建新型电力系统,规范电力系统并网运行管理,国家能源局对《发电厂并网运行管理规定》(电监市场〔2006〕42号)进行了修订,并将名称修改为《电力并网运行管理规定》(以下简称《规定》),现将《规定》印发给你们,请遵照执行。 国家能源局各派出机构要根据《规定》要求,组织相关部门和单位制修订各地现行管理实施细则,并报国家能源局备案。 国家能源局 2021年12月21日 电力并网运行管理规定 第一章 总 则 第一条 为深入贯彻落实党中央、国务院决策部署,完整准确全面贯彻新发展理念,做好碳达峰、碳中和工作,构建新型电力系统,深化电力体制改革,持续推动能源高质量发展,保障电力系统安全、优质、经济运行及电力市场有序运营,促进源网荷储协调发展,维护社会公共利益和电力投资者、经营者、使用者的合法权益,根据《中华人民共和国电力法》《电力监管条例》等有关法律法规,制定本规定。 第二条 本规定适用于省级及以上电力调度机构直接调度的火电、水电、核电、风电、光伏发电、光热发电、抽水蓄能、自备电厂等发电侧并网主体,以及电化学、压缩空气、飞轮等新型储能。传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络等能够响应电力调度指令的可调节负荷(含通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合)等负荷侧并网主体,省级以下电力调度机构调度管辖范围内的并网主体,视其对电力系统运行的影响参照本规定执行。 第三条 并网主体并网运行遵循电力系统客观规律、市场经济规律以及国家能源发展战略的要求,实行统一调度、分级管理,贯彻安全第一方针,坚持公开、公平、公正的原则。 第二章 运行管理 第四条 电力调度机构负责电力系统运行的组织、指挥、指导和协调。并网主体、电网企业均应严格遵守国家有关法律法规、标准以及电力调度管理规程、电气设备运行规程,共同维护电力系统安全稳定运行。 第五条 发电侧并网主体中涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置、调度通信设备、调度自动化设备、励磁系统和电力系统稳定器、调速系统和一次调频系统、二次调频、调压、直流系统、新能源功率预测系统、水电厂水库调度自动化系统设备、高压侧或升压站电气设备以及涉及网源协调的有关设备和参数等,规划、设计、建设和运行管理应满足国家法律法规、行业标准及电网稳定性要求。有关运行和检修管理、操作票和工作票等制度,应符合国家、行业等有关规定和具体要求。其他并网主体的规划、设计、建设和运行管理应满足国家法律法规、行业标准及电网稳定性要求。 第六条 并网主体应确保涉网一、二次设备满足电力系统安全稳定运行及有关标准的要求。 第七条 并网主体应与电网企业根据平等互利、协商一致和确保电力系统安全运行的原则,参照国家有关部门制订的《并网调度协议》《购售电合同》等示范文本及时签订并网调度协议和购售电合同,无协议(合同)不得并网运行。 第八条 电力调度机构针对电力系统运行中存在的安全问题,应及时制定反事故措施;涉及并网主体的,并网主体应制定整改计划并予以落实。当发生电力安全事故(事件)时,在未获得调度机构允许前,有关并网主体不得并网运行。 第九条 并网主体按照所在电网防止大面积停电预案的统一部署,落实相应措施,编制停电事故处理预案及其他反事故预案,参加反事故演练。 第十条 电力调度机构应及时向有关并网主体通报电力安全事故(事件)情况、原因及影响分析。并网主体应按照有关规定配合相关机构进行事故调查,落实防范措施。 第十一条 并网主体应严格执行电力调度机构制定或市场出清的运行方式和发电调度计划曲线。并网主体运行应严格服从电力调度机构指挥,并迅速、准确执行调度指令。若并网主体值班人员认为执行调度指令可能危及人身、设备或系统安全,应立即向电力调度机构报告并说明理由,由电力调度机构决定是否继续执行。 第十二条 并网主体应在电力调度机构的统一调度下,考虑机组运行特点,落实调频、调压有关措施,保证电能质量符合国家标准。 (一)发电侧并网主体应根据国家能源局派出机构有关规定要求,具备相应的一次调频、自动发电控制(AGC)和无功服务能力。 (二)发电侧并网主体的调频、调压能力和具体指标应满足有关规定和具体要求。 对发电侧并网主体一次调频的考核内容,包括一次调频可用率、调节容量、调节速率、调节精度、响应时间及相关性能等。 对发电侧并网主体提供AGC服务的考核内容,包括AGC可用率、调节容量、调节速率、调节精度和响应时间等。 对发电侧并网主体提供无功服务的考核内容,包括无功补偿装置或自动电压控制(AVC)装置投运率、调节合格率、母线电压合格率等。受所并入电网系统电压影响,经过调整仍无法达到电压目标的不予考核。 (三)提供调频、调压的其他并网主体,调频、调压能力和具体指标应满足国家有关规定和具体要求。 第十三条 发电侧并网主体调峰能力应达到国家能源局派出机构有关规定要求,达不到要求的按照其调峰能力的缺额进行考核。并网主体参与电力系统调峰时,调频、调压等涉网性能应满足相关规定和具体要求。 第十四条 电力调度机构依据所在地电力并网运行管理实施细则对发电侧并网主体非计划停运/脱网、调度指令执行偏差和新能源功率预测偏差等情况进行考核。 第十五条 黑启动电源点由电力调度机构控制区电网的黑启动预案确定。作为黑启动电源的并网主体,应按照相关规定做好各项黑启动安全管理措施。黑启动电源点在电网需要提供服务时,黑启动并网主体应当及时可靠地执行黑启动预案,帮助系统恢复正常运行。对并网主体由于自身原因未能完成黑启动任务的,应进行考核。 第十六条 发电侧并网主体应根据有关设备检修规定、规程和设备实际状况,提出设备检修计划申请,并按电力调度机构要求提交。电力调度机构统筹安排管辖范围内发电侧并网主体的设备检修计划。 (一)检修计划确定之后,双方应严格执行。 (二)发电侧并网主体变更检修计划,应提前向电力调度机构申请并说明原因,电力调度机构视电网运行情况和其他发电侧并网主体的检修计划统筹安排;确实无法安排变更的,应及时通知该发电侧并网主体按原批复计划执行,并说明原因。因电网原因需变更发电侧并网主体检修计划的,电网企业和并网主体应按照事前约定或事后协商的方式解决。电力调度机构和电力交易机构应按照职责分工,按要求披露相关检修计划及原因,因检修计划调整产生的经济责任,原则上由相应发起主体承担。 (三)电网一次设备检修如影响发电侧并网主体发电或提供辅助服务的,应尽可能与发电侧并网主体设备检修配合进行。 第十七条 电力调度机构应合理安排管辖范围内继电保护和安全自动装置、电力调度自动化及通信、调频、调压等二次设备的检修。发电侧并网主体中此类涉网设备(装置)的检修计划,应经电力调度机构批准后执行。电力调度机构管辖范围内的二次设备检修应尽可能与一次设备检修相配合,原则上不得影响一次设备的正常运行。 第十八条 电力调度机构管辖范围内的设备(装置)参数整定值和保护压板投退应按照电力调度机构下达的整定值和运行管理规定执行。接入电网运行的并网主体二次系统应符合《电力监控系统安全防护规定》和网络与信息安全其他有关规定。并网主体改变其状态和参数前,应经电力调度机构批准。未经电力调度机构许可,不得擅自改变有关技术性能参数。 第十九条 电力调度机构应根据国家能源局及其派出机构的要求和有关规定,开展发电侧并网主体技术指导和管理工作。技术指导和管理的范围主要包括:继电保护和安全自动装置、调度通信设备、调度自动化设备、励磁系统和电力系统稳定器、调速系统和一次调频系统、二次调频、调压、直流系统、新能源功率预测系统、水电厂水库调度自动化系统设备、高压侧或升压站电气设备以及涉及网源协调的有关设备和参数等。 (一)继电保护和安全自动装置技术指导和管理内容包括: 1. 装置和参数是否满足电力系统安全运行要求。 2. 重大问题按期整改情况。 3. 因发电侧并网主体原因造成电力安全事故(事件)情况。 4. 因发电侧并网主体原因造成继电保护和安全自动装置不能正常投入导致电网安全稳定性和可靠性降低的情况。 5. 到更换年限的设备配合电网企业改造计划按期更换的情况。 6. 按继电保护技术监督规定定期向电力调度机构报告本单位继电保护和安全自动装置技术监督总结情况。按评价规程定期向电力调度机构报告继电保护动作报表情况。 7. 保证电力系统安全稳定运行的继电保护和安全自动装置管理要求。 8. 保证电力系统安全稳定运行的继电保护和安全自动装置检修现场安全管理情况。 (二)调度通信技术指导和管理内容包括: 1. 设备和参数是否满足调度通信要求。 2. 重大问题按期整改情况。 3. 因发电侧并网主体原因造成通信事故情况。 4. 因发电侧并网主体通信责任造成电网继电保护和安全自动装置、调度自动化通道中断情况。 5. 调度电话通道中断情况。 6. 因发电侧并网主体通信异常造成电网安全稳定性和可靠性降低的情况。 (三)调度自动化技术指导和管理内容包括: 1. 发电侧并网主体调度自动化设备的功能、性能参数和运行是否满足国家和行业有关标准、规定的要求。 2. 发电侧并网主体调度自动化设备重大问题按期整改情况。 3. 发电侧并网主体执行调度自动化有关运行管理规程、规定的情况。 4. 发电侧并网主体发生事故时遥信、遥测、顺序事件记录器(SOE)反应情况,AGC或自动功率控制(APC)控制情况和调度自动化设备运行情况。 (四)励磁系统以及电力系统稳定器技术指导和管理内容包括: 1. 励磁系统以及电力系统稳定器强励水平、放大倍数、时间常数等技术性能参数是否达到国家和行业有关标准要求。 2. 未经电力调度机构许可,不得擅自改变励磁系统以及电力系统稳定器有关技术性能参数。 3. 发电侧并网主体按照国家和行业有关标准要求开展涉网试验。 (五)调速系统以及一次调频系统技术指导和管理内容包括: 1. 调速系统的各项技术性能参数是否达到国家和行业有关标准要求,技术规范是否满足接入电网安全稳定运行的要求。 2. 一次调频功能及参数是否满足国家有关规定和具体要求。 3. 未经电力调度机构许可,不得擅自改变调速系统以及一次调频系统有关技术性能参数。 4. 发电侧并网主体应按照国家和行业有关标准要求开展涉网试验。 5. 发电侧并网主体应编制一次调频系统运行管理规程,制订电网大频差动作应急预案。 (六)二次调频技术指导和管理内容包括: 1. 发电侧并网主体二次调频系统的各项技术性能参数应达到国家和行业有关标准要求,技术规范应满足接入电网安全稳定运行的要求。 2. 发电侧并网主体执行二次调频有关运行管理规程、规定的情况。 3. 发电侧并网主体二次调频系统运行、检修等情况。 4. 发电侧并网主体二次调频系统与调度机构数据交互情况,以及发电侧并网主体监控系统、能量管理系统等执行所属调度机构自动化主站下发的AGC/APC指令情况。 5. 发电侧并网主体二次调频有关设备重大问题按期整改情况。 6. 发电侧并网主体执行有关规定,规范AGC参数管理相关情况。 (七)调压技术指导和管理内容包括: 1. AVC功能及参数应满足国家有关规定和具体要求。 2. 发电侧并网主体按照国家和行业有关标准要求开展涉网试验以及电力调度机构认为保障电力系统安全所必须的其他试验。 3. 未经电力调度机构许可,不得擅自改变AVC有关参数。 (八)新能源场站技术指导和管理内容包括: 1. 新能源场站短路比应达到合理水平。 2. 新能源场站风机过电压保护、风机低电压保护、风机频率异常保护、光伏逆变器过电压保护、光伏逆变器低电压保护、光伏逆变器频率异常保护等涉网保护应满足国家和行业有关标准要求。 3. 应满足网源协调有关标准要求,具备一次调频、快速调压、低电压/高电压穿越能力,电压和频率耐受能力原则上与同步发电机组耐受能力一致。 4. 新能源场站应具备无功功率调节能力和自动电压控制功能,按照电力调度机构要求装设自动电压控制子站,必要时应配置调相机、静止同步补偿器、静止无功补偿器等动态无功调节设备,并保持设备运行的稳定性。 5. 新能源场站应具备有功功率调节能力,配置有功功率控制系统,接收并执行电力调度机构发送的有功功率控制信号。 6. 应提供可用于电磁和机电暂态仿真的技术资料和实测模型参数,用于电力系统稳定计算。 7. 应按国家和行业有关标准要求开展涉网试验。 8. 应开展功率预测工作,并按照有关规定报送功率预测、单机文件、气象信息、装机容量、可用容量、理论功率、可用功率等,功率预测准确性和各类数据完整性应满足国家和行业有关标准要求。 9. 发电机组发生大面积脱网,新能源场站应及时报告电力调度机构和国家能源局派出机构,未经允许不得擅自并网。 10. 新能源场站汇集系统接地方式应满足国家和行业标准要求,汇集线路故障应能快速切除。 (九)水电厂水库调度技术指导和管理内容包括: 1. 水电厂水库调度专业管理有关规程、规定的执行情况。 2. 水电厂重大水库调度事件的报告和处理情况。 3. 水电厂水库调度自动化系统(水情自动测报系统)有关运行管理规定的执行情况。 4. 水电厂水库调度自动化系统(水情自动测报系统)运行情况(运行参数和指标)。 5. 水电厂水库流域水雨情信息和水库运行信息的报送情况。 (十)发电侧并网主体高压侧或升压站电气设备的技术指导和管理内容包括: 1. 发电侧并网主体高压侧或升压站电气设备遮断容量、额定参数、电气主接线是否满足要求。 2. 绝缘是否达到所在地区污秽等级的要求。 3. 接地网是否满足规程要求。 (十一)发电机组涉及网源协调保护的技术指导和管理内容包括: 1. 发电机定子过电压保护、转子过负荷保护、定子过负荷保护、失磁保护、失步保护、过激磁保护、频率异常保护、一类辅机保护、超速保护、顶值限制与过励限制、低励限制、过激磁限制等是否达到国家和行业有关标准要求。 2. 技术规范是否满足接入电网安全稳定运行要求。 (十二)发电侧并网主体设备参数管理内容包括: 1. 发电侧并网主体应向电力调度机构提供发电机、变压器、励磁系统、PSS及调速系统的技术资料和实测模型参数。 2. 励磁系统及调速系统的传递函数及各环节实际参数要求,发电机、变压器、升压站电气设备等设备实际参数是否满足接入电网安全稳定运行要求。 第二十条 新型储能和负荷侧并网主体涉及的技术指导和管理工作,参照发电侧并网主体技术指导和管理相关要求执行。技术指导和管理的范围可包括:继电保护、调度通信设备、调度自动化设备、调频、调压等。 (一)新型储能调度技术指导和管理内容可包括: 1. 储能装置应向电力调度机构提供充放电时间、充放电速率、可调容量范围、最大可调节能力等涉网参数。 2. 继电保护、调频、调压等性能参数是否达到国家和行业有关标准要求,技术规范是否满足接入电网安全稳定运行的要求。 3. 调度通信设备和参数是否满足调度通信要求,调度电话通道中断情况。 4. 调度自动化设备的功能、性能参数和运行是否达到国家和行业有关标准、规定的要求。 5. 由于电池寿命衰减、意外事故等造成的技术性能参数变化,应及时上报电力调度机构。 (二)负荷侧并网主体参数管理内容可包括: 1. 继电保护、调频等涉网性能参数是否满足接入电网安全稳定运行要求。 2. 调度通信设备和参数是否满足调度通信要求。 3. 调度自动化设备的功能、性能参数和运行是否达到国家和行业有关标准、规定要求。 第三章 考核实施 第二十一条 国家能源局各区域监管局依据本规定,商相关省监管办、电网企业、并网主体等修订本区域电力并网运行管理实施细则,报国家能源局备案后施行。各省监管办可在所在区域实施细则的基础上,根据当地实际情况约定不同考核及返还标准,修订辖区内实施细则,保持实施细则在区域内的基本统一和相互协调。 第二十二条 电力调度机构根据实施细则,按照专门记账、收支平衡原则,负责并网运行管理的具体实施工作,对并网主体运行情况进行考核。考核内容应包括运行、检修、技术指导和管理等方面。电力现货试点地区应根据当地电力系统运行和电力市场建设实际,统筹做好衔接,已通过市场机制完全实现的,不得在实施细则中重复考核。 第二十三条 电力调度机构负责电力并网运行管理实施细则的执行、考核费用的计算。电网企业、电力调度机构、电力交易机构按照有关规定和职责分工,向并网主体结算费用。 第二十四条 并网主体运行管理考核原则上采取收取考核费用的方式。考核费用实行专项管理,费用可全部用于考核返还奖励或按辅助服务补偿贡献量大小向有关并网主体进行返还。 第四章 信息披露 第二十五条 信息披露应当遵循真实、准确、完整、及时、易于使用的原则,披露内容应包括但不限于考核/返还、考核种类、调度单元等信息类型。信息披露主体对其提供信息的真实性、准确性、完整性负责。 第二十六条 电力交易机构负责通过信息披露平台向所有市场主体披露相关考核和返还结果,制定信息披露标准格式,开放数据接口。 第二十七条 电力调度机构应及时向电力交易机构按信息类型推送考核和返还公示信息,由电力交易机构于次月10日之前向所有市场主体公示。并网主体对公示有异议的,应在3个工作日内提出复核。电力调度机构在接到并网主体问询的3个工作日内,应进行核实并予以答复。并网主体经与电力调度机构协商后仍有争议的,可向国家能源局派出机构提出申诉。无异议后,由电力调度机构执行,并将结果报国家能源局派出机构。 第五章 监督管理 第二十八条 国家能源局及其派出机构负责电力并网运行的监督与管理,监管本办法及相关规则的实施。国家能源局派出机构负责建立健全并网工作管理协调机制,调解辖区内并网运行管理争议,可根据实际需要,组织对电力调度机构和电力交易机构的执行情况进行评估和监管。工作中发现的重大问题应及时向国家能源局报告。 第二十八九 健全并网调度协议和交易合同备案制度。省级及以上电力调度机构直接调度的并网主体与电网企业应定期签订并网调度协议和相关交易合同,并在协议(合同)签订后10个工作日内向国家能源局相关派出机构备案。与国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司签订并网调度协议和相关交易合同的,直接向国家能源局备案。 第三十条 建立电力调度运行管理情况书面报告制度。省级及以上电力调度机构按月向国家能源局相关派出机构报告电力调度运行管理情况,并在电力调度交易与市场秩序厂网联席会议上通报。国家电力调控中心和南方电网电力调控中心按季度向国家能源局报告电力调度运行管理情况,南方电网电力调控中心同时报告所在地国家能源局派出机构。 第六章 附 则 第三十一条 本规定自发布之日起施行,有效期5年。原国家电力监管委员会《发电厂并网运行管理规定》(电监市场〔2006〕42号)同时废止。 第三十二条 本规定由国家能源局负责解释,国家能源局其他有关文件与本规定不一致的,以本规定为准。 国家能源局关于印发《电力辅助服务管理办法》的通知 国能发监管规〔2021〕61号 各派出机构,中国核工业集团有限公司、国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、华润(集团)有限公司、中国广核集团有限公司、内蒙古电力(集团)有限责任公司,北京电力交易中心有限公司、广州电力交易中心有限责任公司: 为深入贯彻落实党中央、国务院决策部署,完整准确全面贯彻新发展理念,做好碳达峰、碳中和工作,推动构建新型电力系统,规范电力辅助服务管理,深化电力辅助服务市场机制建设,国家能源局对《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》(电监市场〔2006〕43号)进行了修订,并将名称修改为《电力辅助服务管理办法》(以下简称《办法》),现将《办法》印发给你们,请遵照执行。 国家能源局各派出机构要根据《办法》要求,组织相关部门和单位制修订各地现行管理实施细则和市场交易规则,并报国家能源局备案。 国家能源局 2021年12月21日
  • 《国家能源局发布重要指导意见!》

    • 来源专题:能源情报网监测服务平台
    • 编译者:郭楷模
    • 发布时间:2025-05-23
    • 近日,国家能源局发布《关于进一步加强电力应急体系和能力建设的指导意见》。其中指出,加快推进国家级电力应急力量建设。国家能源局细化明确国家级电力应急基地和研究中心建设节点、能力标准、保障要素等要求,推动建成7个国家级电力应急基地和2个研究中心并形成实战能力,不断提升跨区跨企应对重特大突发事件协同作战能力。 国家能源局关于进一步加强电力应急体系和能力建设的指导意见 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: 为深入贯彻党的二十大和二十届二中、三中全会精神,认真落实习近平总书记关于应急管理和国家能源安全的重要论述,提升电力设施设备抢修恢复和电力应急保障能力,保障电力系统稳定运行和电力安全可靠供应,现就进一步加强电力应急体系和能力建设提出以下意见。 一、进一步健全电力应急组织指挥体系 (一)健全指挥体制。按照统一领导、综合协调、属地为主、分工负责的原则,完善国家指导协调、地方属地指挥、企业具体负责、社会各界参与的大安全大应急框架下电力应急指挥机制。 (二)落实各方责任。国家能源局负责电力突发事件应对的指导协调和组织管理工作,国家能源局派出机构负责指导、协调辖区内电力突发事件应急处置;地方电力管理部门要将电力应急纳入本地大安全大应急框架下应急指挥机制,完善指挥协调机制,牵头做好本行政区域电力突发事件应急处置和综合协调;电力企业要服从电力应急工作的统一指挥,具体实施电力应急监测预警、抢修恢复等工作。 (三)强化协同配合。国家能源局负责国家层面电力应急工作的总体协调,推动建立电力应急部际协作机制和跨区域协同机制,健全京津冀、长三角、粤港澳大湾区等区域应急救援资源共享及联合处置机制。国家能源局有关区域派出机构根据授权,负责跨省(自治区、直辖市)电力应急工作的具体协调。 二、进一步完善电力应急政策标准体系 (四)推进电力应急政策文件制修订。国家能源局完善电力应急预案管理、应急队伍调用、重要用户自备应急电源配置等电力应急制度规范,加强相关文件宣贯落实,为灾害事故预防、应急事件处置和电力应急保障等提供政策依据和保障。 (五)推动电力应急标准体系建设。相关单位要结合新型电力系统建设和民生电力保障需求等新形势、新情况,研究制定电力应急精准勘灾、灾损评估、快速救援等技术标准,不断完善电力应急标准体系。鼓励社会团体制定应急产品及服务类团体标准。 三、进一步加强电力应急力量建设 (六)加快推进国家级电力应急力量建设。国家能源局细化明确国家级电力应急基地和研究中心建设节点、能力标准、保障要素等要求,推动建成7个国家级电力应急基地和2个研究中心并形成实战能力,不断提升跨区跨企应对重特大突发事件协同作战能力。 (七)推动省、市、县级电力应急力量建设。地方电力管理部门要根据本区域电力企业情况和电力设施设备规划布局,深入分析电力突发事件风险,落实“专兼结合、平急结合、精干有效”的省、市、县三级电力应急力量。重点推进电力企业基层应急能力建设,着力提升基层灾害应急避险能力。 (八)落实电力企业应急力量常态化编组。各级电力企业要针对可能面临的电力突发事件和应急需求,明确“平时”应急专兼职队伍编组,定人、定岗、定责,落实电力应急物资储备,定期开展应急处置培训演练,与国家和地区综合应急救援队伍、专业救援队伍和社会应急力量建立协同机制,不断提高电力突发事件快速处置能力。 (九)注重发挥电力应急专家库作用。相关单位要建立电力应急专家遴选、管理、使用等机制,加强国家和地方电力应急专家库管理,在电力应急体系规划、电力应急预案编制、电力应急演练组织、电力应急能力评估、电力应急抢险和风险隐患排查中充分发挥专家支撑作用。 四、进一步提升电力应急监测预警和风险管控能力 (十)加强监测预警。地方电力管理部门要指导电力企业健全完善与应急、气象、水利、自然资源、林草、地震等部门的信息沟通机制,综合研判气象灾害、森林草原火灾、地震地质灾害以及多灾种叠加影响电力系统安全运行因素,采用有效途径和手段及时发布预警信息。 (十一)强化风险管控。电力企业要加强大面积停电风险因素分析,强化对电力设备设施运行情况、影响电力系统安全运行的各类外部因素及水电站大坝状态的安全风险评估,利用情景构建等手段逐一排查安全风险隐患,不断优化电力安全风险管控和隐患排查治理机制,实现电力安全风险隐患底数清、动态明,重大风险可控、在控。 (十二)落实信息报送要求。各单位要进一步畅通自然灾害等突发事件对电力系统影响信息的报送渠道、规范信息报送要求、细化信息报送内容,聚焦民生供电保障,提高信息报送的敏感性、主动性和时效性。杜绝迟报、漏报、谎报、瞒报等行为。 五、进一步完善电力应急预案体系 (十三)增强电力应急预案的实用性。相关单位要深入贯彻落实《国家突发事件总体应急预案》,加快修订《国家大面积停电事件应急预案》,研究制定巨灾应急预案,推进省、市、县、企大面积停电事件应急预案全覆盖和有效衔接。电力企业要结合实际制定电力应急综合预案、专项预案、现场处置方案,推进电力应急预案表格化、数字化、简约化,不断提升电力应急预案的针对性、有效性和可操作性。 (十四)提高电力应急演练的实战化。各单位要综合运用信息化手段创新桌面推演、沙盘推演和综合演练方式,积极开展非剧本式、无脚本化随机场景电力应急演练。国家能源局选取重点区域定期组织开展大面积停电应急救援演练;省、市级电力管理部门及省级以上电力企业,每两年至少开展一次电力应急综合演练或桌面、沙盘推演,探索积累超大特大型城市电力应急处置经验。 (十五)加强电力应急培训的针对性。电力企业要健全电力应急培训管理制度,完善培训激励和约束机制。针对应急指挥、应急救援等不同人员每年制定培训计划,分层次、分类别、全方位开展培训。依托国家级电力应急基地探索创新电力应急“线下+线上”融合培训方式,按照每年三分之一滚动培训模式,力争每三年完成一次电力行业应急人员培训全覆盖。 六、进一步增强电力应急抢修恢复能力 (十六)提升电力应急抢修恢复能力。相关单位要加强灾损评估、抢修计划等信息化手段运用,快速掌握电力设施受损程度和影响范围,科学合理制定抢险救援、抢修恢复计划。建立电力应急快速反应机制,提高电力应急过程中灾情统计上报、综合研判、方案制定、队伍调用、物资调配各环节反应速度。针对重要基础设施损毁情形,提前梳理备品备件、交通运输等薄弱环节,坚持“一设备一方案”提前制定抢修恢复方案。 (十七)提升重要用户电力自保能力。国家能源局出台重要电力用户认定及其自备应急电源监督管理办法,各级电力管理部门加强重要电力用户统一认定管理,督促重要电力用户按照规定配置、使用、维护自备应急电源,加强对重要电力用户自备应急电源配置的检查指导,着力提高重要电力用户应对涉电突发事件的能力。 (十八)提高电力应急物资储备水平。电力企业要加强电力应急装备和重要设备备品备件储备,针对性优化电力应急专用物资的品种、规模、结构、布局。进一步规范应急物资和装备维护管理,提升电力应急物资全程监管、统一调拨、动态追溯等信息化、智能化水平。建立健全灵活机动的储备运行机制,及时更新换代。 七、进一步加强电力应急科技创新和装备配备 (十九)推动电力应急技术创新。电力企业要充分利用国家级电力应急基地和研究中心及相关科研院所、高校资源,开展多种方式的项目合作,加强高效实用的电力应急前沿技术研究。强化电网灾害监测预警、灾害防范、救援处置与保障、灾害应对仿真推演、灾损快速感知、智慧辅助决策等应急关键技术研发,加强人工智能等先进技术应用,推进构建智慧应急体系,提高电力应急科技支撑水平。 (二十)推进电力应急产业发展。各单位要加快各类先进适用技术装备向电力应急领域转移转化,鼓励和支持先进电力应急技术装备推广应用,构建完善电力应急产业链,积极推进地方政府打造电力应急产业发展集群。针对极端自然灾害等威胁,立足最复杂困难情况,加强对电力应急指挥通信系统、空中支援装备、快速抢修装备、大容量应急电源等关键装备的应用。 (二十一)加强先进电力应急装备配备。各单位要加强电力应急亟需的指挥、通信、供电、照明、后勤等装备配备,从数量、种类、容量、地域等方面合理规划。建立全国和分区域电力应急装备台账,动态掌握装备数量质量情况。定期分析应急装备配备情况,鼓励电力应急装备在不同企业之间、企业与地方之间的共享互用。 (二十二)加快电力应急指挥手段建设。相关单位要加快推进各级电力应急指挥平台建设,指导国家级电力应急基地建设极端条件下保底指挥通信手段,努力实现各级电力应急指挥机构与电力应急力量之间的互联互通。 八、进一步强化电力应急评估保障体系 (二十三)加强组织领导。国家能源局强化电力应急体系顶层设计和国家级电力应急力量规划建设;地方电力管理部门会同派出机构加强本地区电力应急体系建设,组织省—市—县三级电力应急力量规划建设;电力企业严格落实电力应急体系建设要求,建强电力应急力量、配强电力应急装备、完善电力应急预案,有效遂行电力突发事件应急处置任务。 (二十四)加强相关保障。各有关单位要建立健全激励保障制度,保证电力应急体系建设工作的有力、有序、有效开展。要加强电力应急经费投入和保障,将电力应急预案修编、处置救援、演练培训、装备物资配套、技术研发创新所需经费纳入财务预算优先安排。要加强电力应急管理人才培养,为电力应急工作提供有力的人力支撑。 (二十五)加强应急评估。各单位要深入推动《电力企业应急能力建设评估管理办法》落实,加强电力应急能力建设评估,全方位提高应急水平。建立电力应急处置后评估及反馈机制,提升电力企业与重要用户科学防灾减灾救灾能力。 原电监会《关于加强电力应急体系建设的指导意见》(电监安全〔2009〕60号)在本文印发之日同时废止。 国家能源局 2025年3月28日