》查看SMM铜报价、数据、行情分析 》订购查看SMM金属现货历史价格 》点击查看SMM铜产业链数据库         本周周内期铜大幅冲高，从3月13日至3月15日两日冲高近3000元/吨，截至3月15日收盘沪铜主力合约收于73130元/吨，且短期内仍有继续上冲趋势。前期维持窄幅波动的期铜为何突然“爆发”？基本面又是否会配合该轮增长，以下为具体分析。         从宏观面上看，美联储对于降息的态度自进入2024年起就一直锚定通胀指标数据不断摇摆。虽然美联储官员反复提及“在达到预期通胀目标前不会轻易降息”，但实际上美国就业与消费数据均表明当前通胀存在较强弹性。在美大选来临之际美国政府在高利率市场下面对的债务膨胀问题已经引发市场担忧，在此影响下市场对美联储的降息预期转向乐观态度，为远期期铜上行提供动力。         从基本面上来看，铜价在铜精矿加工面持续走跌时已经埋下伏笔，从2023年12月初起，第一量子矿业旗下Cobre Panama铜矿遭到关停起，全球铜矿平衡即出现紧张趋势，随后英美联合宣布将在2024年减产，市场出现抢购铜精矿现象，至上周Codelco旗下智利Radomiro Tomic铜矿因生产事故引发工人罢工停产，全球铜精矿年内平衡已经转为紧缺，加工费在2024年起持续踩踏下滑，从而引发中国国内冶炼厂生产亏损增加，CSPT小组年内曾举行联合减产会议，希望在产量控制上达成共识。         因此，期铜自2023年年末起底部支撑始终走高，在国内电解铜库存持续垒库，黄金等风险资产大幅上扬的的情况下亦未出现明显下跌，多头持续的布局在本周消息面的刺激下终于爆发。展望后市，本次冶炼厂预估减产的消息尚未得到证实，各冶炼厂检修也在早已预定于第二季度进行，实质上的供应减量仍有待估计；国内消费品及大型设备以旧换新的政策刺激亦需等待实际政策出台；终端产能的过剩问题仍然会成为期铜上行的压力。在本轮铜价走势形成稳定均线前市场或将持观望态度，预期期铜在冲高后会有所调整。长期来看，在国内经济稳中向好的驱使下动力仍然充足。

》查看SMM铜报价、数据、行情分析 》订购查看SMM金属现货历史价格        本周SMM调研了国内主要大中型铜杆企业的生产及销售情况，综合看企业开工率为71.32%，较上周环比下降3.02个百分点。（调研企业：21家，产能：783万吨)         本周（3.8-3.14）国内主要精铜杆企业周度开工率环比下降3.02个百分点，录得71.32%，预期值（69.85%）。本周在铜价高企的压制下，铜终端消费季节性恢复节奏始终较慢，开工率如预期下滑。        据SMM调研，本周铜价始于69595元/吨（3.8），周内不断上涨，周尾跳空高开暴涨近3000元/吨，站上72000元/吨以上高位，压制下游消费恢复速度，同时带动精废杆价差升高，据SMM数据显示，本周（3.8-3.14）精废杆平均价差为1117元/吨，周内价差始终保持在1000元/吨上方，再生铜杆优势渐显。铜价以及精废价差双重作用下，精铜杆下游消费始终承压，仅维持刚需采购，本周精铜杆开工率小幅下滑，原料库存环比增多16.67%达49000吨，成品库存也较上周环比上升4.14%达69200吨，周度样本中有11家企业成品库存呈偏高状态，垒库程度进一步加重。        具体来看消费方面，本周周初新增订单水平比上周相差无几，但周尾因国内炼厂减产消息铜价暴涨至近1年来高位，导致周尾新增订单锐减，市场表现冷清，精铜杆及下游企业普遍等待交割后铜价及市场表现，目前多家企业表示下游消费大幅回暖或将滞后到下一季度。若铜价交割后仍难有明显回落，消费恢复将进一步受阻。        预计下周（3.15-3.21）开工率68.06%，环比下降3.26个百分点。精铜杆开工率或出现连续回落        附部分精铜杆企业调研详情

  》查看SMM铜报价、数据、行情分析 》订购查看SMM金属现货历史价格 》点击查看SMM铜产业链数据库 本周周内江苏地区库存垒库0.55万吨至6.85万吨，垒库幅度与上海基本持平，仓单注册量46063吨，占总库存比重接近67.24%。作为全国电解铜消费大省，江苏地区新年过后持续的垒库趋势与高仓单占比原因为何？对后市电解铜现货又有何影响？以下为具体分析： 回顾农历春节后江苏地区的现货垒库情况，我们可以发现，自2024年春节后沪铜2402合约交割起，江苏地区的库存量与仓单比重就在持续增加。主要原因有三，一是江苏周边地区的各家冶炼厂在春节期间积累的库存除交仓、出口与本地销售外仍有大量货源发往江苏地区，使得江苏地区的库存去库速度自年后一直较为缓慢。二是在高铜价下下游本身的成品库存垒库量较大，终端提货情绪受抑导致部分下游存在资金周转压力。三是在远期合约contango月差结构下持货商的持货成本相对较低，部分持货商低价甩货意愿较差，故库存持续垒库，仓单占比也随之增加。 展望后市，随着沪铜2403合约的交割与电解铜期货盘面的突然冲高，终端市场在短期观望后的逢低锁价提货情绪或将增加，大量仓单交割后的释放也将对上海地区的现货升水造成一定拖累。需要注意的是，伴随着目前大量头寸移至远月合约，2024年第二季度的现货升水也预计将受到拖累。  

近年来，随着新能源装机容量的持续增长，新能源消纳问题日益突出。因此，电网公司可能需要根据实际情况调整新能源消纳红线的设定，以更好地适应新能源发展的需求。 最近市场流传一份机构调研报告预测，在大力度推动新能源发展背景下，电网公司大概率放开95%的消纳红线，以接入更多的新能源。 对此，国电电力投资者热线工作人员在接受 财联社记者电话咨询时表示：“如果消纳政策有相关的发文，落到各个电网去结算的时候，可能还需要有一定的时间和过渡，这个文件可能不会直接发到上市公司，应该是各地方去落实。未来会不会因为一些政策的改变影响到公司的战略规划或者装机规划，还可能会需要更长的一个周期。” 某头部机构负责人表示：“我认为这是趋势，但具体的消息并没有听说。” 电网公司放宽消纳红线已被视为一种趋势，旨在容纳更多的新能源接入。行业人士认为，在新能源发展的大背景下，电网公司大概率会放开一定比例的消纳红线，以支持新能源的进一步发展。这不仅有助于提升新能源利用率，也有助于推动能源结构的转型和优化。 多位电力业内人士表示，突破95%的消纳红线是大概率事件，也符合业内预期。 95%的消纳红线是指光伏和风电的发电利用率不低于95%。 也有电力行业人士称，目前95%的消纳红线在某种程度上讲已开始放开，部分地区弃风弃光率已突破5%。 3月4日，全国新能源消纳监测预警中心发布2024年1月全国新能源并网消纳情况：1月全国风电利用率为98.3%，光伏发电利用率为98.0%。具体来看，1月北京、天津、上海、江苏、浙江、安徽、福建、湖南、重庆、四川、广西11个地区光伏发电利用率为100%，其中大部分处于沿海高用电需求区；山东、蒙东、黑龙江、江西、湖北、广东、海南、贵州8个地区利用率超过99%；西藏地区利用率最低，仅为74.1%。 新能源消纳为何重要？ 新能源消纳是指将清洁能源（如风能、太阳能等）所发的电力完全消化、吸纳的过程。具体来说，新能源消纳能力是在新能源资源及并网容量、常规电源装机、负荷水平条件下，受电力系统安全稳定运行约束下，能发多少电量的问题。 由于电能不方便大规模存储，基本处于“即发即用”状态，发电厂产生的电力与负荷端消耗的电力需要在整个电力系统内实现实时动态平衡。然而，在实际操作中，由于电网配套建设不足、系统调峰能力不足、网架限电、供电负荷增长缓慢、外送计划电量偏低等多重因素影响，常常会出现供需不平衡的情况，这就需要电力调度发挥作用，实现整个电力系统的动态平衡，此过程即为电力消纳过程。 新能源消纳问题直接影响新能源发电项目的投资收益水平，进而影响投资项目建设进度。因此，解决新能源消纳问题的关键在于提升储能技术和电网升级，以优化电力系统的调度和运行，实现新能源电力的充分消纳和利用。 要注意的是，新能源消纳是一个复杂的系统工程，需要政府、企业和社会各方面的共同努力和配合，以推动新能源产业的健康发展。 能源快速发展 消纳问题愈发突出 随着能源技术的不断进步和全球对清洁能源的迫切需求，新能源如太阳能、风能等得到了快速发展。然而，这种快速发展也带来了一个日益突出的问题——新能源消纳。 据中国电力企业联合会预计，到2024年底，全国发电装机容量预计达到32.5亿千瓦，同比增长12%左右；2024年新增发电装机将再次突破3亿千瓦，其中新能源发电装机将再次超过2亿千瓦。新能源发电累计装机规模将首次超过煤电装机规模。 天合光能董事长高纪凡表示：“在能源快速发展的同时，电网消纳、新能源与用电负荷时间和空间不对称性等问题愈发突出。消纳并网问题将对我国新能源大规模可持续发展形成制约。 大型集中式光伏电站方面，受特高压外送限制，呈现后续发展空间不足的问题。分布式光伏方面，河南、山东等多省份陆续发布消纳预警风险，大幅降低了分布式光伏市场发展的预期和积极性。 ” 隆基绿能董事长钟宝申接受记者采访时表示，目前农村户用分布式光伏和城市工商业分布式光伏发展快速，但都遇到了消纳问题。“比如在城市里的一些物流仓储企业，拥有大面积的库房屋顶，但自身用电较少，余电上网也难，导致屋顶无法全部安装光伏板。” 但 电力规划设计总院清洁能源研究院副院长饶建业曾指出，风电和光伏的利用率每上升一个百分点，系统成本将会大幅上升，新能源的综合电价成本上升不可忽视。随着新能源规模扩大，要综合考量系统的安全性和经济性，找到技术经济最优的平衡点，新能源的利用率未必要达到百分百，这更有利于新能源的大规模发展。 行业人士指出，针对新能源消纳问题，需要从多个方面入手进行解决： 一、 需要加快电网基础设施建设，提升电网的输送能力和智能化水平，以更好地适应新能源发电的特点和需求。 二、 需要推动电力系统的技术创新和产业升级，发展柔性直流输电、局域智能电网等新型电力系统技术，提高系统的灵活性和可靠性。 三、 需要加强政策引导和市场机制建设，鼓励新能源发电与储能、需求侧响应等技术的结合，形成多元化的能源消纳模式。 综合来看，新能源消纳问题是能源快速发展过程中必须面对的挑战。只有通过技术创新、政策引导和市场机制建设等多方面的努力，才能有效解决新能源消纳问题，推动新能源产业的健康发展。

  》查看SMM铜报价、数据、行情分析 》订购查看SMM金属现货历史价格 》点击查看SMM铜产业链数据库       本周（3.4-3.8）进入3月初现货交易，上海即周边地区市场现货成交仍然偏弱，据SMM调研显示周内上海地区库存增加1.65万吨，江苏地区增加约0.2万吨，两地电解铜社会库存累计已逾28万吨，市场呈现出需求后置现象。后续上海周边现货市场将会如何运行？以下为详细分析。         本周周中消费一直持承压态势，周中上海现货对期货贴水低至140元/吨，据悉部分持货商受出货压力较大影响已将头寸移至远月，仓单注册量意愿亦有增加。但我们关注到周边下游加工企业受资金、物流等因素影响成交价略低于上海市场，湿法铜与部分进口货源之间的价差持续收窄，可见在消费总体呈现疲态的背景下，下游需求仍有边际转好趋势，在周五沪铜2403合约与2404合约隔月contango月差走扩时升水亦受消费刺激出现小幅抬升。这一点从本周上海周边以精铜杆为主的下游企业开工率回升也可得见。         然而在消费边际转好的同时，终端消费不振的现实也始终笼罩于市场。本周据SMM调研国内冶炼厂库存呈现超预期垒库，下游企业成品库存亦有较大幅度增加。各企业库存积压的主因仍是在高铜价背景下终端订单提货情绪较差导致。在本周四万内盘冲上70000元/吨后市场担忧再次增加。         展望下周，沪铜2403合约进入交割倒计时，截至本周五SHFE上海地区期货仓单总计88768吨，下周预计将持续增加，适逢3月部分长单货源交割，加之沪铜2403合约与2404合约高contango月差，预计现货升水将小幅抬升。但因各家库存累计情况各异，升水报盘价格预计将出现较大分歧，现货成交价格或与市场期望有所相悖。

  》查看SMM铜报价、数据、行情分析 》订购查看SMM金属现货历史价格 》点击查看SMM铜产业链数据库       本周连连走跌的美元指数为近期较为平静的期铜市场注入一针“强心剂”，周内期铜随大盘提振一路上行，本周周四晚间沪铜一度冲破70000元/吨大关摸高至70040元/吨。在国内需求出现疲软态势的背景下，宏观面释放了那些信号，又会怎样影响后续铜价？以下为具体分析。         根据本周美联储公布的经济状况褐皮书显示，美国经济活动从1月初至2月底略有增长，而通胀和就业市场进一步降温的速度好坏参半，美联储主席鲍威尔亦在本周讲话中罕见地对未来降息的预期给出加速估计。目前摆在美联储面前的除了对高弹性通胀的抗击压力，更重要的是在高利率重压下承压的政府债务。早年间曾在太平洋投资管理公司（PIMCO）担任副总裁的知名经济学家Daniel Lacalle近日就警告称，美国政府负债的膨胀速度惊人——目前已经超过了34万亿美元。美国债务规模的增长，如今甚至已达到了“每百天膨胀万亿美元”的程度。受此影响，黄金、比特币、大宗商品资产价格均表现增长。两方压力迫使美联储需要对未来降息的节点做出一定的妥协。         聚焦期铜市场，LME持续去库的形势自2023年10月起就已开始，但从欧洲地区的经济数据表现来看，本周期的去库主因并非是消费提振，故对期铜底部虽有支撑但力度较弱。而红海局势的进一步恶化则是造成期铜价格居高不下的另一主因，目前来看受光伏装机量预期的大幅缩减，加之海外对于国内新能源产业出口的进一步打压，国内供给过剩的局面将在今年内一直持续，未能消耗的出口供给转向国内存量市场，预计将成为内盘空头面的主要压力之一。         综上所述，美联储降息时间点上的受迫局面或将为上半年期铜价格底部提供支撑，但仍需关注到内盘消费面在上方的压力。

》查看SMM铜报价、数据、行情分析 》订购查看SMM金属现货历史价格        本周SMM调研了国内主要大中型铜杆企业的生产及销售情况，综合看企业开工率为74.34%，较上周环比上升8.14个百分点。（调研企业：21家，产能：783万吨)         本周（3.1-3.7）国内主要精铜杆企业周度开工率环比上升8.14个百分点，录得74.34%，预期值（74.06%）。本周开工率如期上升，多数精铜杆企业基本正常开工，但据调研，精铜杆下游消费恢复节奏趋缓，提货速度较慢。        据SMM调研，本周铜价再次走高并维持高位水平，铜价压制下游提货速度放缓，造成本周精铜杆成品库存垒库，且因终端消费尚未完全恢复，使企业对下周新订单增长预期持悲观态度。本周成品库存环比上升15.06个百分点，达66450吨，精铜杆企业普遍出现成品库存垒库，调研样本中有11家企业成品库存达偏高水平。个别华南地区企业因成品库存压力大增，下周预计需控制产量去库。预计下周（3.8-3.14）开工率69.85%，环比下降4.49个百分点。        同时，在消费制约、计划减产的情况下，本周原料库存也出现小幅下滑0.24个百分点，达42000吨。        附部分精铜杆企业调研详情

国家发展改革委 国家能源局 关于新形势下 配电网高质量发展的指导意见 发改能源〔2024〕187号 　　各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，北京市城市管理委员会，国家能源局各派出机构，有关电力企业： 　　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、服务改善民生等方面发挥重要作用。随着新型电力系统建设的推进，配电网正逐步由单纯接受、分配电能给用户的电力网络转变为源网荷储融合互动、与上级电网灵活耦合的电力网络，在促进分布式电源就近消纳、承载新型负荷等方面的功能日益显著。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、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，现提出以下意见。 　　 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，全面贯彻党的二十大精神，深入落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，紧扣新形势下电力保供和转型目标，有序扩大配电网投资，提高投资效益，协同推进配电网建设改造，系统推进配电网与源荷储科学融合发展，全面提升城乡配电网供电保障能力和综合承载能力，以配电网高质量发展助力新型能源体系和新型电力系统建设，服务经济社会发展，推动实现“双碳”目标，加快中国式现代化进程。 　　 （二）基本原则 　　 坚持安全供电，增强保障能力。 将保障电力安全可靠供应作为首要任务，适度超前规划建设配电网，持续优化网架结构，保持合理供电裕度，缩小城乡供电差距。适当提高设防标准，协同提升重要用户应急保障水平，夯实本质安全基础。 　　 坚持绿色发展，助力低碳转型。 加快配电网建设改造和智慧升级，强化源网荷储协同发展。切实满足分布式新能源发展需要，全力支撑电动汽车充电基础设施体系建设，积极推动新型储能多元发展，全面推进能源绿色低碳转型。 　　 坚持统筹衔接，强化规划引领。 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、实施过程中的衔接互动。深化多部门联动协作，实现源网荷储资源的科学有序配置。 　　 坚持科学管理，促进提质增效。 建立健全配电网科学发展机制，强化全过程管理。创新配电网运营管理模式，提升标准化水平，推进先进科技研发和应用，深化电力体制机制改革，进一步提高配电网质量和效益。 　　 （三）发展目标 　　围绕建设新型能源体系和新型电力系统的总目标，打造安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合的新型配电系统，在增强保供能力的基础上，推动配电网在形态上从传统的“无源”单向辐射网络向“有源”双向交互系统转变，在功能上从单一供配电服务主体向源网荷储资源高效配置平台转变。 　　到2025年，配电网网架结构更加坚强清晰，供配电能力合理充裕；配电网承载力和灵活性显著提升，具备5亿千瓦左右分布式新能源、1200万台左右充电桩接入能力；有源配电网与大电网兼容并蓄，配电网数字化转型全面推进，开放共享系统逐步形成，支撑多元创新发展；智慧调控运行体系加快升级，在具备条件地区推广车网协调互动和构网型新能源、构网型储能等新技术。 　　到2030年，基本完成配电网柔性化、智能化、数字化转型，实现主配微网多级协同、海量资源聚合互动、多元用户即插即用，有效促进分布式智能电网与大电网融合发展，较好满足分布式电源、新型储能及各类新业态发展需求，为建成覆盖广泛、规模适度、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实现非化石能源消费目标。 　　 二、补齐电网短板，夯实保供基础 　　 （一）全面提升供电保障能力。 适度超前规划变配电布点，优化电网设施布局，打造坚强灵活电网网架。加快推进城镇老旧小区、城中村配电设施升级改造，严格落实城镇居民用电“一户一表”、新建居住区充电基础设施、防洪防涝等要求，有序推进高层小区一级负荷双重电源改造。加快推进农村电网巩固提升工程，完善农村电网网架结构，加强县域电网与主网联系，稳妥推进大电网延伸覆盖，因地制宜建设可再生能源局域网，持续加大边远地区、脱贫地区、革命老区农村电网建设力度。科学补强薄弱环节，系统梳理形成供电方向单一的县域配电网清单，有针对性开展供电可靠性提升改造。常态化监测摸排主（配）变重满载、线路重过载、电压越限等问题，提出针对性解决方案，消除供电卡口。在有条件的地区，结合技术经济比较，开展交直流混合配电网、柔性互联等新技术应用，探索采用配电网高可靠性接线方式。 　　 （二）提高装备能效和智能化水平。 加快老旧和高耗能设备设施更新改造，改造后须达到能效节能水平，并力争达到能效先进水平。2025年，电网企业全面淘汰S7（含S8）型和运行年限超25年且能效达不到准入水平的配电变压器，全社会在运能效节能水平及以上变压器占比较2021年提高超过10个百分点。持续推进设备标准化建设，全面应用典型设计和标准物料，积极推广高可靠、一体化、低能耗、环保型、一二次融合设备。进一步拓展网络通信、大数据、自动控制等技术的应用范围，持续提升配电自动化有效覆盖率，逐步提升负荷控制能力。合理配置监测终端、无人巡检终端、带电作业机器人等设施设备，加快设备状态智能监测分析、电网灾害智能感知等技术应用。创新应用数字化技术，加强配电网层面源网荷储协同调控。挖掘电力数据价值，促进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，采取相应的技术措施保障数据安全。 　　 （三）强化应急保障能力建设。 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，统筹调配使用移动应急电源，重要用户应按要求配置自备应急电源，提升极端状态下重点地区、重点部位、重要用户的电力供应保障能力。提升电网综合防灾能力，加强对雨雪冰冻气象变化规律的研究，加快修订完善台风、冻雨覆冰、大风舞动灾害的区域分布图，差异化提高局部规划设计和灾害防控标准，增强防范应对自然灾害的能力，推进不符合要求的既有地下配电设施向地面迁移或实施防涝改造，防范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 　　 （一）满足大规模分布式新能源接网需求。 结合分布式新能源发展目标，有针对性加强配电网建设，配套完善电网稳定运行手段，保障电能质量。统筹配电网容量、负荷增长及调节资源，系统开展新能源接网影响分析，评估配电网承载能力，建立可承载新能源规模的发布和预警机制，引导分布式新能源科学布局、有序开发、就近接入、就地消纳。 　　 （二）满足大规模电动汽车等新型负荷用电需求。 开展不同场景下电动汽车充电负荷密度分析，建立配电网可接入电动汽车充电设施容量的信息发布机制，引导充电设施合理分层接入中低压配电网。加强双向互动和条件匹配分析，科学衔接充电设施点位布局和配电网建设改造工程，助力构建城市面状、公路线状、乡村点状布局的电动汽车充电基础设施网络。结合负荷特性分析，有序安排配电网升级改造，满足电采暖、电锅炉、港口岸电等电能替代设施用电需求。 　　 （三）推动新型储能多元发展。 基于电力系统调节能力分析，根据不同应用场景，科学安排新型储能发展规模。引导分布式新能源根据自身运行需要合理配建新型储能或通过共享模式配置新型储能，提升新能源可靠替代能力，促进新能源消纳。在电网关键节点、电网末端科学布局新型储能，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，实现应采尽采，围绕分布式新能源、充电设施、大数据中心等终端用户，探索储能融合应用新场景，支持参与电网互动。推动长时电储能、氢储能、热（冷）储能技术应用。 　 　（四）推动电力系统新业态健康发展。 基于分布式新能源的接入方式和消纳特性，建设满足分布式新能源规模化开发和就地消纳要求的分布式智能电网，实现与大电网兼容并存、融合发展。推动微电网建设，明确物理边界，合理配比源荷储容量，强化自主调峰、自我平衡能力。挖掘用户侧调节潜力，鼓励虚拟电厂、负荷聚合商、车网互动等新业态创新发展，提高系统响应速度和调节能力。大电网要为分布式智能电网、微电网接入公共电网创造便利条件，简化接网程序，双方要明确资产、管理等方面的界面，以及调度控制、交互运行、调节资源使用等方面的权利与义务。 　　 四、强化全程管理，保障发展质量 　　 （一）统筹制定电网规划。 地方能源主管部门要加强配电网规划环节的管理，组织电网企业编制规划并督促实施。配电网规划要全面落实区域协调发展、新型城镇化、乡村振兴等国家战略任务要求，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、国土空间规划的衔接。支持水电气等公共基础设施市政管廊统一规划、统一建设。充分考虑地方社会经济发展阶段和特点，坚持差异化规划配电网，提高效率效益。 　　 （二）优化项目投资管理。 电网企业要聚焦电网主业，持续加大配电网投资力度。鼓励多元主体投资配电网，创新投资方式。直接接入配电网的新能源场站、储能电站接网工程投资原则上由电网企业承担，对电网企业建设有困难或规划建设时序不匹配的接网工程，相关主体可自主投资建设，并经双方协商同意，在适当时机由电网企业依法依规进行回购。扎实开展配电网工程定额管理和造价计算，推广标准化、模块化工程，降低投资成本，优化投资结构，提高投资效益。提高配电网、特别是10千伏及以下配电网工程的核准或备案办理效率。 　　 （三）协同推进工程建设。 建立多部门参与的工作协调机制，压实各级责任，加强基层协调力度，高效推进项目选址选线、用地手续审批等工作，专题解决重大项目、重点区域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工程，协同实施架空线整治、入地等配电网升级改造。加强施工队伍、施工工艺管理，开展工程建设全过程监督管理，确保工程建设安全，提高工程建设质量。 　　 （四）完善调度运行机制。 坚持统一调度、分级管理，严肃调度纪律，确保电网安全运行。加强配电网调度智能化建设和信息安全防护系统建设，全面提升可观可测、可调可控能力，逐步构建主配微网协同的新型有源配电网调度模式。建立源网荷储协同调控机制，不断完善新能源功率调控机制，优化分布式新能源渗透率较高地区的保护控制策略，建立健全新型储能调控制度和调用机制，支持各类用户侧调节资源通过虚拟电厂、负荷聚合等方式参与市场，提高配电网调节能力、资源配置能力和自愈能力。提高状态实时感知与故障处理能力，加强分级分层控制，强化分布式电源管控能力。 　　 （五）提升运维服务水平。 加强设备巡视和维护，及时消除设备缺陷和隐患。开展精益化运维检修，优化停电计划安排，加强故障快速抢修复电管理，推广配电网故障主动抢修技术和“先复电、后修复”模式，减少停电时间、次数和影响范围。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，避免对公用电网造成影响。修订完善接网标准，强化配电网安全稳定运行基础。简化接网流程，加快接网工程建设和调试验收工作，提升服务效率。支持依托配电网发展综合能源服务。 　　 五、加强改革创新，破解发展难题 　　 （一）持续推进科技创新。 加强有源配电网规划方法、运行机理、平衡方式，以及微电网、虚拟电厂等新模式的调度运行控制方法研究，完善相关标准，积极开展国际合作。探索新型储能优化布局及高效利用，开展充电设施高效承载技术研究，促进新主体灵活接入。支持有条件的地区在配电网技术和模式创新方面开展先行先试。 　　 （二）健全市场交易机制。 明确分布式新能源、新型储能、电动汽车充电设施、微电网、虚拟电厂等新主体、新业态的市场准入、出清、结算标准，研究设计适宜的交易品种和交易规则，鼓励多样化资源平等参与市场交易。健全多时间尺度和多层次电力市场，满足多元化需求。创新拓展新型电力系统商业模式和交易机制，为工商业电力用户与分布式电源、新型储能等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，建立健全电动汽车居民充电桩分时电价机制；电力现货市场持续运行地区，推动根据现货价格信号动态调整峰谷时段划分，改善用户用电特性。研究完善储能价格机制。在评估分布式发电市场化交易试点基础上，研究完善更好促进新能源就近消纳的输配电价机制。 　　 （四）完善财政金融政策。 发挥好中央投资引导带动作用，深入推进农村电网巩固提升工程。通过地方政府专项债券支持符合条件的配电网项目建设。建立健全边远地区电力普遍服务投资和运维成本疏导机制，鼓励地方政府采用财政补贴、财税减免等政策，引导更多资源配置到薄弱环节和重点领域。鼓励金融机构提高金融服务能力，支持分布式新能源、充电基础设施、新型储能建设。 　　 六、加强组织保障，统筹推进工作 　　 （一）建立健全工作机制 。建立地方各级能源主管部门和价格、住建、国土等相关主管部门，能源监管机构，各类电力企业，新业态项目单位，以及重要电力用户协同合作的工作机制，因地制宜制定实施方案，全面落实配电网高质量发展各项要求。 　　 （二）压实各方工作责任。 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，加强配电网建设改造和运行管理，提高投资效率，控制电网造价；主动对接相关部门和基层政府，协调站址、廊道资源，保障工程顺利实施。电力企业和有关新业态项目单位是配电网建设和运营的实施主体，要主动增强服务意识、持续提升服务质量，做好项目管理、建设施工、运行维护、接网服务等工作，落实安全主体责任。国家能源局派出机构按职责分工加强监管，及时发现问题并推动解决。 　　 （三）持续开展监管评估。 地方能源主管部门、国家能源局派出机构按职责加强对配电网发展的跟踪分析和监督管理，及时评估成效、总结改进。国家发展改革委、国家能源局适时组织评估总结，对在城中村配电网改造、农村电网巩固提升以及分布式新能源接网运行、电动汽车充电基础设施接网互动、源网荷储协同运行控制等重点任务上取得显著成效的典型做法和成功经验，予以宣传推广。 国家发展改革委 国 家 能 源 局