日前,國家能源局南方能源監管局會同廣東省能源局起草了《廣東省提升新能源和新型并網主體涉網安全能力實施方案（征求意見稿）》，自2025年6月1日至6月30日向社會公開征求意見。

其中，新能源及新型并網主體涉網安全管理要求提出，并網主體的業主（單位）應對照國家、行業標準相關規定組織實施項目建設，確保發電機組、繼電保護、安全穩定控制裝置、通信設備等涉網裝置性能滿足要求，避免“帶病入網”。嚴格開展涉網性能試驗：

全文如下:

各地市電力管理部門，各有關電力企業：

為深入貫徹落實黨的二十屆三中全會精神和習近平總書記關于安全生產重要指示精神，持續推進“四個革命、一個合作”能源安全新戰略，落實《國家發改委 國家能源局關于加強新形勢下電力系統穩定工作的指導意見》（發改能源〔2023〕1294號）《國家能源局關于提升新能源和新型并網主體涉網安全能力 服務新型電力系統高質量發展的通知》（國能發安全〔2024〕79號）等文件要求，切實提升廣東省新能源和新型并網主體涉網安全能力，保障廣東電網安全穩定運行，促進廣東經濟社會發展全面綠色轉型，制定本方案。

一、總體要求

（一）工作思路。緊扣新形勢下能源轉型與電力保供目標，以高度的責任感和使命感，有效管控安全風險。按照“堅守安全紅線、規范管控增量、有序改造存量、分級分類管理、動態優化調整”的工作思路，提升新能源和新型并網主體涉網安全能力。以2025年XX月XX日為節點，XX月XX日及以后投產的新能源和新型并網主體視為增量項目，并網前應滿足涉網安全管理要求；XX月XX日以前投產的新能源和

新型并網主體視為存量項目，對暫不滿足涉網安全管理要求的存量項目，應分級分類有序推進整改。持續提升涉網性能和可觀、可測、可調、可控（“四可”）能力，保障電力系統安全穩定運行。

（二）科學界定涉網安全管理范圍。應納入涉網安全管理范圍的并網主體包括海上風電、陸上風電、集中式光伏、分布式光伏、分散式風電等新能源，以及新型儲能、虛擬電廠等新型并網主體。納入涉網安全管理范圍的并網主體均應服從調度統一指揮，并納入《南方區域電力并網運行管理實施細則》及《南方區域電力輔助服務管理實施細則》及相關專項細則（下稱南方區域“兩個細則”）管控。

（三）分布式新能源“四可”能力建設投資主體。電網企業、分布式新能源發電項目投資主體應當根據產權分界點，加大投資建設改造力度，提升信息化、數字化、智能化水平，以實現“四可”能力，保障分布式新能源發電高效可靠利用和電力系統安全穩定運行。10千伏及以上分布式新能源“四可”能力由業主單位投資建設。10千伏以下分布式新能源方面，智能量測終端由電網公司投資建設，增量項目的智能微型斷路器（含規約轉換功能）由業主單位投資建設，存量項目的智能微型斷路器（含規約轉換功能）由電網公司投資建設。

二、工作目標

（一）規范管控增量

1.集中式新能源。增量集中式新能源應滿足本方案附件2中的涉網安全管理要求，包括并網檢測、涉網性能試驗及

復測、涉網參數、仿真建模、“四可”能力、網絡安全等。

2.分布式新能源。增量分布式新能源應滿足本方案附件2中的涉網安全管理相關要求和GB/T19964、GB/T 29319、GB/T33593等相關技術要求，具備附件3典型改造推薦方案的“四可”能力。

3.虛擬電廠。增量虛擬電廠應滿足本方案附件2中的涉網安全管理相關要求，具備“四可”能力，按照要求向調度機構上報可調能力、響應速度、聚合資源模型等參數，響應調度控制指令。

（二）分類改造存量

以保電力系統安全為導向，對存量項目按以下三類實施改造管控：第一類為10千伏及以上中壓分布式新能源，第二類為400千瓦以上10千伏以下低壓分布式新能源，第三類為400千瓦以下的非自然人、一般工商業、大型工商業等低壓分布式新能源。其他存量分布式新能源后續根據電力系統安全穩定運行需要，由電網公司提出，經國家能源局南方監管局及廣東省能源局認定后參照本方案實施改造。

1.集中式新能源及新型儲能。存量集中式新能源及新型儲能基本已具備“四可”能力，應重點加強涉網性能提升（附件2）。2023年1月1日以前并網且涉網性能不滿足要求的集中式新能源場站按其并網時實施的國家或行業標準執行，220千伏及以上電壓等級的場站應在2025年底前完成整改，220千伏以下電壓等級的場站應在2026年底前完成整改。

2.分布式新能源。存量第一類分布式新能源應具備調度

直采、剛性可控、柔性調節能力，在2025年前完成“四可”能力改造，并按其并網時實施的國家或行業標準在2027年前完成涉網性能改造。2024年3月以后并網的10千伏以上以及參與電力市場的存量分布式新能源應按《GB/T 29319 光伏電站接入配電網技術規定》要求部署功率預測功能，在2026年前完成整改。第二類分布式新能源在2026年完成“四可”能力改造。第三類分布式新能源在2027年基本完成“四可”能力改造。

三、組織架構

（一）國家能源局派出機構及地方政府電力管理部門

國家能源局南方監管局會同廣東省能源局負責統籌指導推進新能源和新型并網主體涉網安全能力提升工作，建立健全工作機制，組織制定本實施方案，研究完善管理機制，定期召開聯席會議協調解決推進過程中的重大困難和問題，督促工作落實，根據職能依法依規履行監管職責。

市電力管理部門依據本實施方案，在屬地電網企業協助下，組織制定本市新能源和新型并網主體涉網安全改造計劃，統籌本市電網企業、業主單位有序提升涉網安全能力，建立動態溝通機制，及時協調解決屬地層面可處置的困難和問題，按月向上級管理部門匯報推進情況。

（二）電網企業及電力調度機構

電網企業應強化電網安全風險管控，為并網主體安全并網提供保障。電力規劃、市場、調度、計量等相關部門按照職責分工有序推動本市新建及存量并網主體涉網安全改造，

協助市電力管理部門科學制定涉網安全改造計劃，做好改造技術咨詢與指導，審核改造調試結果，督促并網主體落實涉網安全要求，按月收集并反饋改造情況。電力調度機構依據有關法律法規和標準規范負責新能源和新型并網主體的統一調度管理，做好涉網二次系統和監控系統的技術監督工作。

（三）新能源和新型并網主體

新能源和新型并網主體的業主（單位）應嚴格履行安全主體責任，落實國家行業標準和本實施方案要求，部署涉網設備并保障其可靠運行，執行涉網安全管理規章制度，接受電力調度機構統一調度，滿足系統安全穩定運行需求。存量并網主體應按照本實施方案投資界面要求足額保障資金投入，有序實施涉網安全改造計劃。因地制宜選擇合理改造方案，嚴格按照有關標準要求開展設備采購、安裝調試及系統聯調，確保在規定時間內完成涉網安全改造。改造過程中應強化全過程風險管控，改造完成后還應建立長效運維機制。

四、工作任務

（一）建立健全新能源和新型并網主體涉網安全能力提升工作機制。國家能源局南方監管局、廣東省能源局牽頭組織市電力管理部門、電網企業、電力調度機構等有關單位成立新能源和新型并網主體涉網安全能力提升專項工作組，全面統籌推進涉網安全改造工作。有關單位應于2025年X月X日前將工作聯系人報送國家能源局南方監管局、廣東省能源局。工作組定期召開工作會議，審議全省新能源和新型并網主體涉網改造計劃落實情況，協調解決新能源和新型并網

主體涉網改造推進過程中的重大困難和問題，研究討論新能源和新型并網主體涉網安全能力提升年度工作計劃、具體工作舉措和其他重要事項。具體工作流程詳見附件1。

（二）制定涉網安全改造計劃。電網企業按照本實施方案工作目標要求，梳理本地區存量新能源涉網安全能力情況，核查確認存量新能源涉網安全改造清單，并參考附件4按照全年均衡實施的原則科學制定涉網安全改造計劃并報市電力管理部門。市電力管理部門審核通過后，于X月X日前報送國家能源局南方監管局、廣東省能源局。市電力管理部門應建立涉網改造清單及計劃臺賬動態更新機制，持續推動不滿足涉網安全管理要求的存量新能源完成涉網安全改造。

（三）全力推進存量新能源涉網安全改造按計劃完成。改造計劃經國家能源局南方監管局、廣東省能源局審核通過后，各市電力管理部門根據涉網安全典型改造推薦方案（參考附件3），組織清單內的新能源和新型并網主體按計劃開展涉網安全改造，并按月向上級管理部門匯報計劃完成情況（見附件4、附件5），確保如期完成本方案提出的工作目標。電網企業應全力做好安全風險管控及督促落實，電力調度機構應做好技術監督，確保改造工作符合相關標準規范。

（四）明確存量新能源涉網安全改造建設主體。清單內的中壓分布式新能源涉網安全改造由電網企業和業主單位按產權分界點分別進行投資，參考改造推薦方案（附件3），各自負責所屬設備采購及安裝調試，并根據改造計劃協同開展系統聯調。清單內的低壓分布式新能源的智能量測終端由

電網企業投資并負責設備安裝調試，增量項目的智能微型斷路器（含規約轉換功能）由用戶負責投資采購，由電網企業根據改造計劃統一開展系統聯調，存量項目的智能微型斷路器（含規約轉換功能）由電網公司投資建設并按計劃組織開展系統聯調。

（五）明確涉網安全管理技術標準、要求。并網主體應對照附件2強化涉網裝置安全管理，嚴格開展涉網性能試驗，優化涉網參數管理機制，強化建模及參數實測管理，落實涉網參數復測要求，強化事件管理，切實提升涉網安全性能。電力調度機構要加強并網主體涉網安全管理，對于不滿足涉網安全管理要求且拒不整改的并網主體按照有關規定進行考核、不得并網結算等相關處理，必要時按照規定履行電網解列程序，并將情況報告國家能源局南方監管局、廣東省能源局以及市電力管理部門。

五、組織保障

一是加強組織領導。國家能源局南方監管局、廣東省能源局牽頭組織各市電力管理部門、電網企業、電力調度機構等單位統籌推進全省存量新能源涉網安全改造工作。各市電力管理部門應統籌組織市電網企業等單位共同推進本市存量新能源涉網安全改造工作，細化具體工作舉措，明確職責分工，落實主體責任。

二是按期報送工作進展。各存量新能源涉網安全改造工作完成情況應按月報送市電力管理部門，市電力管理部門匯總后按月報送國家能源局南方監管局、廣東省能源局。

一、強化涉網裝置安全管理
并網主體的業主（單位）應對照國家、行業標準相關規定組織實施項目建設，確保發電機組、繼電保護、安全穩定控制裝置、通信設備等涉網裝置性能滿足要求，避免“帶病入網”。
二、嚴格開展涉網性能試驗
新投產并網主體應嚴格按照國家、行業相關標準在規定時間內完成涉網性能試驗，并提交具備相關資質（CNAS/CMA或其他同等資質能力）的第三方機構出具的試驗報告。
并網前，集中式新能源場站、中壓分布式新能源應提供發電單元、無功補償裝置等主要設備的型式試驗報告及參數，并經電力調度機構審核同意后方可并網。非自然人低壓分布式新能源應提供主要涉網設備的型號及參數、說明書，詳見附錄1。
集中式新能源場站、中壓分布式新能源應在并網后6個月內完成有功功率控制、一次調頻、無功電壓調節、故障穿越能力、電網適應性、電能質量測試等涉網性能試驗。匯聚后經10千伏及以上統一并網的多個分布式新能源項目按《光伏發電系統接入配電網技術規定》（GB/T 29319）技術要求在并網前提交相關資料，并網后規定時間內完成涉網試驗。
電力調度機構應嚴格審核涉網試驗報告，對逾期未完成的集中式新能源場站按相關規定開展考核及通報，對逾期未完成且拒不整改的中壓分布式新能源，必要時按照規定履行電網解列程序，并將情況報告國家能源局南方監管局、廣東省能源局以及市電力管理部門。
三、優化涉網參數管理機制
電力調度機構應對不同涉網主體關鍵涉網參數進行差異化管理，制定關鍵涉網參數標準化清單，完善規范化管理流程（其中分布式參照附錄2、附錄3）。并網主體應嚴格執行涉網參數管理要求，不得擅自調整標準化清單中的涉網參數，關鍵涉網參數的升級或改造應經充分論證并提交電力調度機構審核同意后實施。并網主體的關鍵涉網參數發生變化后，應在規定時間開展復核測試，并向對應電力調度機構提交測試報告。
四、強化建模及參數實測管理
集中式新能源應嚴格執行設備建模管理要求，應在并網前3個月按照電力調度機構要求提交機電暫態模型、電磁暫態模型以及控制器，模型和控制器應與實際并網發電設備型號一致。中壓分布式新能源應按照電力調度機構要求（附錄2）提交機電暫態模型和電磁暫態模型，模型應與實際并網發電設備型號一致。電力調度機構應基于并網主體提交的參數、模型開展電網側實測建模，對高比例電力電子設備接入電網開展仿真校核。
五、落實涉網參數復測要求
10千伏及以上，以及根據電力系統穩定計算需要的新能源場站的AGC、AVC、SVG、一次調頻等關鍵涉網參數應按國家、行業標準嚴格開展復測，復測應由具備資質（CNAS/CMA或其他同等資質）的第三方機構開展，周期不應超過5年。電力調度機構應完善涉網參數全周期管理機制，嚴格審核參數復測的試驗方案、結果和報告。
六、加強并網前期規劃管理
廣東省能源局、市電力管理部門會同電網企業按照《關于印發開展分布式光伏接入電網承載力及提升措施評估試點工作的通知》（國能綜通新能〔2023〕74 號）、《分布式電源接入電網承載力評估導則》（DL/T 2041）等要求，以縣（市、區）為單位，定期開展分布式光伏電網可接入容量評估測算，深入研究分析分布式新能源接入安全風險，引導分布式新能源科學布局、推動分布式新能源配儲，滿足“四可”要求，實現分布式新能源安全有序接入和高效消納。
七、執行并網調度協議等合同管理
電力調度機構按照“分層分級”的原則，根據國家文件要求與新能源和新型并網主體簽訂并網調度協議。針對增量場站，應明確新能源和新型并網主體調管權劃分原則，并按調管關系在規定時間內完成并網調度協議簽訂工作。電力調度機構在與虛擬電廠簽訂并網調度協議時，可根據聚合可調節資源所在電網物理電氣分區的不同，將聚合可調節資源劃分為一個或多個虛擬電廠單元。虛擬電廠內部接入的電源，應按照并網電源要求進行涉網安全管理。并網協議、并網調度協議及購售電合同中應規定涉網安全管理、參與系統調節等要求。
八、強化并網全過程管控
生產制造階段，行業廠家應嚴格執行相關標準，確保設備滿足涉網性能要求。設計階段，業主單位應在接入系統方案中落實“四可”要求。電網企業應加強接入系統方案評審，確保并網主體具備信息采集和有功、無功控制能力。并網前，業主單位應按《電網運行準則》（GB/T 31464）要求提供并網資料，電網企業應組織開展并網驗收工作，確保一二次設備及各類系統滿足并網要求。并網階段，電網企業及其電力調度機構應做好并網主體涉網設備的配置、參數、性能、調控能力等并網條件確認工作，條件不滿足的不得并網。并網后，各并網主體應完成全部涉網試驗，在規定時間內將合格的試驗結果提交電力調度機構。
九、強化容量變更管理
并網主體裝機容量（包括交流側及直流側）變更應按照廣東省能源局要求重新核準或備案后報電網公司。新能源及新型儲能并網容量發生變化時應按照“兩個細則”要求重新開展并網檢測。電網企業應完善并網主體停運、檢修管理流程，確保并網主體并網運行期間發電及調節能力得到有效管控。并網主體應嚴格執行容量變更管理流程，嚴禁私自變更容量。
十、健全有源配電網運行管理機制
電網企業和電力調度機構應加強配網調度管理體系和技術監督能力建設，加強分布式新能源和新型并網主體的調度管理，對不滿足系統運行要求的，對并網主體依規納入考核評價。電網企業應以縣區為單位加強對低壓分布式新能源的并網服務、運行監測和運維管理。
十一、加強調控能力和信息采集能力建設
集中式新能源、中壓分布式新能源（含匯聚接網的多個分布式新能源項目）、虛擬電廠等新型并網主體應具備接收和執行電力調度機構控制和調節指令的能力，低壓分布式新能源應具備通過計量體系接受和執行控制的能力，滿足電網運行“可控”要求。
并網主體應按照電網運行“可觀可測”要求，實時上傳主要設備運行信息，包括但不限于有功功率、無功功率、電壓、電流等遙測量和主要設備位置、重要保護信號等遙信量，以及并網調度協議等要求的其他信息。中壓分布式新能源應按GB/T 19964、GB/T 29319等標準具備功率預測功能。
十二、強化虛擬電廠運行管理
虛擬電廠按月向電力調度機構提交可調節資源清單和變更申請，月內原則上不得隨意變換可調節資源及其容量，確需調整的，應在調整前向電力調度機構提交變更申請。虛擬電廠開展實時運行監測，實時掌握聚合可調節資源的運行狀態，自動接收、嚴格執行參與市場的出清結果，并及時向市場運營機構自動報送執行情況，嚴禁私自篡改各類數據。
十三、強化網絡安全管理
并網主體應嚴格執行網絡安全相關法律法規、國家標準及行業標準要求，優化電力監控系統網絡安全防護體系，強化供應鏈安全管控，禁止擅自設置或預留任何外部控制接口。采用云平臺等互聯網技術進行監測的新能源和新型并網主體，應當按照法規、標準，安裝網絡安全監測、隔離裝置等網絡安全設施，并向調度機構備案。虛擬電廠的技術支撐系統（或平臺）的涉控功能的網絡安全防護應當嚴格落實《電力監控系統安全防護規定》（中華人民共和國國家發展和改革委員會2024年第27號令）要求。
十四、強化通信運行管理
接入電力通信網的新能源和新型并網主體通信設備的運行條件應符合電力通信網運行要求，并由專人維護，通信設備應納入電力通信網管系統統一管理，并嚴格執行通信調度運行檢修管理要求。上送至電力調度機構的信息應完整、齊全、準確，通訊鏈路應可靠穩定。
十五、強化事件管理
發生涉網安全事件時，并網主體應立即按規程進行故障分析和處理，及時查明原因，制定整改措施，并重新開展涉網性能參數抽檢測試，及時向所屬調度機構匯報。電力調度機構應對拒不整改的并網主體依規開展考核，必要時按照規定履行電網解列程序，并將情況報告國家能源局南方監管局、廣東省能源局以及市電力管理部門。電網企業應編制涉網安全事件發生后的信息報送模板，保障并網主體能夠及時準確傳遞事故信息，輔助調度機構判斷事故影響、制定處置措施。指導和督促并網主體細化開展事故核查及事件分析，協助其定位問題并制定整改方案，保障措施得當。