质量分级及“领跑者”评价要求 新型电力系统发展水平-征求意见稿

ICS29.020

CCSF21

团体标准

T/XXXXXXXX-XXXX

质量分级及“领跑者”评价要求新型

电力系统发展水平

Assessmentrequirementsforqualitygradingandforerunner—Development

levelofnewpowersystems

（征求意见稿）

2023-XX-XX发布2023-XX-XX实施

中国技术经济学会

发布

中国节能协会

T/****XXXX-2023

前  言

本文件按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》和T/CAQP

015—2020、T/ESF0001—2020《“领跑者”标准编制通则》的规定起草。

请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。

本文件由中国电力科学研究院和企业标准“领跑者”工作委员会提出。

本文件由中国技术经济学会和中国节能协会归口。

本文件起草单位：

本文件主要起草人：

本文件为首次发布。

II

T/****XXXX-2023

质量分级及“领跑者”评价要求新型电力系统发展水平

1范围

本文件规定了新型电力系统发展水平企业标准水平的评价指标体系、评价方法及等级划

分。

本文件适用于区域（省）级、市（县）级、园区（居民区）级新型电力系统发展水平企

业标准水平评价。相关机构开展质量分级和企业标准水平评估、“领跑者”评价以及相关认

证时可参照使用，相关企业在制定企业标准时也可参照本文件。

2规范性引用文件

下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期

的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括

所有的修改单）适用于本文件。

GB/T19001质量管理体系要求

GB/T24001环境管理体系要求及使用指南

GB38755-2019电力系统安全稳定导则

GB/T45001职业健康安全管理体系要求及使用指南

T/CAQP015T/ESF0001“领跑者”标准编制通则

T/CEC300-2020配电网发展水平综合评价导则

3术语和定义

下列术语和定义适用于本文件。

3.1

电力系统powersystem

由发电、供电（输电、变电、配电）、用电设备以及为保障其正常运行所需的继电保护

和安全自动装置、调度自动化、电力通信等二次设备构成的统一整体。

3.2

新型电力系统newpowersystem

具备清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能基本特征的电力系统。

3.3

清洁能源cleanenergy

能源生产和利用过程中污染少、污染程度小的能源。

3.4

1

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新能源newenergy

以新技术和新材料为基础，可实现现代化的开发和利用的可再生能源。

3.5

储能energystorage

将电能、热能等能量转换为其他形式储存起来。

3.6

可调节负荷adjustableload

散在分布于电网末端具备功率调节潜力的负荷，具有点多面广、电压等级低、用户主体

多样的特点，包括电动汽车、分布式储能、智能楼宇空调、电采暖、冰（水）蓄冷、分布式

发电、工业园区、大工业负荷和综合能源体等各种可连续调节和可中断控制的负荷类型。

3.7

分布式电源distributedresource

接入35kV及以下电压等级电网、位于用户附近，在35kV及以下电压等级就地消纳为

主的电源。

3.8

微电网microgrid

由分布式发电、用电负荷、监控、保护和自动化装置等组成（必要时含储能装置），是

一个能够基本实现内部电力电量平衡的小型供用电系统。微电网分为并网型微电网和独立型

微电网。

3.9

灵活性煤电机组flexiblethermalgenerator

在纯凝工况下最小发电出力不高于35%额定负荷，或在供热工况下通过热电解耦实现

单日6h最小发电出力不高于40%额定负荷的煤电机组。

3.10

主动支撑型新能源activesupportnewenergy

外特性模拟同步发电机特性，可以支撑电力系统电压、频率稳定并提供备用容量的新能

源。

3.11

车网互动electricvehicle-powergridinteraction

电动汽车通过充电桩与电网进行能量和信息的互动，按能量流向分为有序充电和双向充

放电。

4评价指标体系

4.1基本要求

4.1.1近三年，企业无较大及以上环境、安全、质量事故。

4.1.2企业应未列入国家信用信息严重失信主体相关名录。

4.1.3企业应根据GB/T19001、GB/T24001、GB/T45001建立并运行相应质量、环境和

职业健康安全管理体系，鼓励企业根据自身运营情况建立更高水平的相关管理体系。

2

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4.1.4新型电力系统发展水平“领跑者”标准应满足国家强制性标准GB38755-2019规定

的要求。

4.2评价指标分类

4.2.1新型电力系统发展水平质量分级及“领跑者”评价指标体系包括基础指标、核心指标

和创新性指标。

4.2.2基础指标包括GB38755-2019涉及的全部要求。

4.2.3核心指标包括度电碳排放量、清洁能源发电比重、终端电气化率、平均供电可靠率、

综合电压合格率、综合线损率、灵活性煤电机组容量占比、可调节负荷资源占比、储能配置

比例、市场化交易电量占比、数字化发展指数；核心指标分为三个等级，包括先进水平，相

当于企标排行榜中5星级水平；平均水平，相当于企标排行榜中4星级水平；基准水平，相

当于企标排行榜中3星级水平。

4.2.4创新性指标包括新能源发电量占比、分布式电源渗透率、绿电交易电量占比、新能源

出力预测水平、主动支撑型新能源装机容量占比、储能平抑新能源波动程度、新能源有效利

用率、微电网与输配电网年交换电量占比、车网互动充电设备占比、电网智能化水平；鼓励

根据条件成熟情况适时增加其他创新性指标。

4.3评价指标体系框架

新型电力系统发展水平评价指标体系框架符合表1的规定。

表1新型电力系统发展水平评价指标体系框架

评价指标指标水平分级

序指标一判定依据/

指标来源

号类型级先进水平平均水平基准水平方法

二级指标

指（5星）（4星）（3星）

标

基础电力系统安全稳定GBGB

1符合国标GB38755-2019的要求

指标性38755-201938755-2019

≤0.5133≤0.5703≤0.6101

2清度电碳排放量新设指标附录B.1

kgCO2/kWhkgCO2/kWhkgCO2/kWh

洁

清洁能源发电

3低新设指标≥35.75%≥32.5%≥29.25%附录B.2

比重

碳

4核心终端电气化率新设指标≥30%≥26.9%≥25%附录B.3

指标安平均供电可靠T/CEC

5≥99.887%≥99.872%≥99.818%附录B.4

全率300-2020

充综合电压合格T/CEC

6≥98.5%≥98%≥97.5%附录B.5

裕率300-2020

7经综合线损率T/CEC≤4.5%≤4.84%≤6%附录B.6

3

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济300-2020

高

效

灵活性煤电机

8供新设指标≥16.2%≥9%≥6%附录B.7

组容量占比

需

可调节负荷资

9协新设指标≥5%≥3%≥1%附录B.8

源占比

同

10储能配置比例新设指标≥5%≥3%≥1%附录B.9

灵市场化交易电

11新设指标≥60.8%≥45.5%≥42.1%附录B.10

活量占比

智数字化发展指

12新设指标≥69.3%≥63%≥56.7%附录B.11

能数

新能源发电量

13新设指标≥13.8%附录B.12

清占比

洁分布式电源渗T/CEC

14≥12.2%附录B.13

低透率300-2020

碳绿电交易电量

15新设指标≥0.4%附录B.14

占比

新能源出力预

16新设指标≥90%附录B.15

测水平

安

主动支撑型新

全

17能源装机容量新设指标≥5%附录B.16

充

占比

裕

创新储能平抑新能

18新设指标≥5%附录B.17

性指源波动程度

标经

济新能源有效利

19新设指标≥96.8%附录B.18

高用率

效

供

微电网与输配

需

20电网年交换电新设指标≤50%附录B.19

协

量占比

同

灵车网互动充电

21新设指标≥10%附录B.20

活设备占比

智电网智能化水

22新设指标≥85%附录B.21

能平

5评价方法及等级划分

评价结果划分为一级、二级和三级，各等级所对应的划分依据符合表2的规定。达到三

级要求及以上的企业标准并按照有关要求进行自我声明公开后均可进入新型电力系统发展

4

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水平企业标准排行榜。达到一级要求的企业标准，且按照有关要求进行自我声明公开后，其

标准和符合标准的产品或服务可以直接进入新型电力系统发展水平企业标准“领跑者”候选

名单。

表2指标评价要求及等级划分

评价等级满足条件

一级应同时满足基本要求基础指标要求核心指标先进水平要求创新性指标至少达到1项

二级应同时满足基本要求基础指标要求核心指标平均水平要求—

三级应同时满足基本要求基础指标要求核心指标基准水平要求—

5

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附录A

（规范性附录）

指标释义及计算方法

A.1度电碳排放量

计量单位：kgCO2/kWh

指标释义：每消费1度电所对应的温室气体排放量。

计算方法：

遵循“比例共享”和“谁使用谁承担”原则，根据潮流分布情况，从源侧逐步推算电力

系统各节点在一定时间段t（15分钟的整数倍）内的电量及碳排放量，然后计算在该时段内

的各节点供电排放因子，最后考虑绿电交易影响，增加绿电用户级排放因子计算，并修正各

节点供电排放因子。计算流程如下图所示。

附图A.1计算流程图

（1）不考虑绿电交易的t时段内各节点初始供电排放因子计算方法

基于电力系统度电碳排放量原理，t时段内的节点碳排放量除以节点总电量即为t时段

内节点初始供电排放因子，该结果未考虑绿电交易的影响，如下式：

t

Em(t)dt

Emn

n,t=0

EFn,tt（A-1）

En,t

En(t)dt

0

式中：

EFn,t——t时段内节点n的初始供电排放因子，kgCO2/kWh；

En,t——t时段内流入节点n的电量，MWh；

Emn,t——t时段内转移至节点n的间接碳排放量，tCO2；

1

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Emn(t)——转移至节点n的间接碳排放量的时间函数；

En(t)——流入节点n的电量的时间函数。

（2）考虑绿电交易影响，增加绿电用户级排放因子计算，并修正各节点供电排放因子

遵循“绿色电力环境属性唯一性”的原则，绿电用户需扣除绿电电量对应的间接碳排放量

后进行绿电用户级排放因子计算，因此而导致的全网不平衡碳排放量由全网节点按比例分配

或按潮流分布自然分配，并根据分配后的节点碳排放量重新计算节点供电排放因子。

1）绿电用户级排放因子模型如下式：

（-）

EFm,t,jEj,tEj,t,Green

EFj,t（A-2）

Ej,t

式中：

EFj,t——t时段内绿电用户j排放因子，kgCO2/kWh；

EFm,t,j——t时段内向绿电用户j供电的节点m初始供电排放因子，kgCO2/kWh；

Ej,t——t时段内用户j的总用电电量，MWh；

Ej,t,Green——t时段内用户j购买的绿电电量，MWh；

2）按比例分配时各节点供电排放因子修正模型如下式：

N

Emn,tJEFm,t,jEj,t,GreenEn,tEn,t

n1（A-3）

EFn,t

En,t

式中：

EFn,t——t时段内节点n供电排放因子，kgCO2/kWh；

Emn,t——不考虑绿电交易时，t时段内转移至节点n的间接碳排放量，tCO2;

J——t时段内购买绿电的用户个数；

N——电力系统节点个数；

EFm,t,j——t时段内向购买绿电的用户j供电的节点m初始供电排放因子，kgCO2/kWh；

Ej,t,Green——t时段内用户j购买的绿电电量，MWh；

3）按潮流分配时各节点供电排放因子则根据潮流计算重新计算即可。

注：

①比例共享原则：同一节点的所有流出支路的供电排放因子与该节点的供电排放因子相等；

②“谁使用谁承担”原则：指电能输送过程中网损产生的间接碳排放归算至受端节点；

③绿电用户级排放因子：购买绿电的电力用户的电网供电排放因子；

2

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④按比例分配：指因增加绿电用户级排放因子而导致的不平衡碳量由除绿电用户的供电节点

外的其他所有节点根据各节点t时间段内流入电量按比例分配；

⑤按潮流自然分配：指分别在源侧扣除上网绿电电量、在绿电用户所在的负荷侧的绿电用电

量后，形成新的电网运行数据，基于潮流分布情况重新计算节点供电排放因子。

A.2清洁能源发电比重

计量单位：%

指标释义：清洁能源发电量占区域总发电量的百分比。

计算方法：

Eclean

Rclean=100%（A-4）

Esum

式中：

Rclean——清洁能源发电比重，%；

Eclean——清洁能源发电量，亿千瓦时；

Esum——区域总发电量，亿千瓦时。

A.3终端电气化率

计量单位：%

指标释义：电能占终端能源消费的百分比。

计算方式：

WE

RE100%（A-5）

Wsum

式中：

RE——终端电气化率，%；

WE——终端电能消费量，亿千瓦时；

Wsum——终端能源总消费量，亿千瓦时。

A.4平均供电可靠率

计量单位：%

指标释义：在统计期间内，对用户有效供电时间小时数与统计期间小时数的比值。

计算方法：

SAIDI

ASAI1（A-6）

Nhour

式中：

ASAI——配电网年（季、月）度平均供电可靠率，%；

SAIDI——系统平均停电时间，小时/户；

Nhour——统计期间时间，小时。

3

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A.5综合电压合格率

计量单位：%。

指标释义：实际运行电压偏差在限值范围内累计运行时间与对应的总运行统计时间的百分比。

计算方法：综合电压合格率应按式（A-7）计算，监测点电压合格率应按式（A-8）计算。

VVV

V0.5V0.5BCD（A-7）

A3

tt

V(1uplow)100%（A-8）

it

式中：

V——综合电压合格率，%；

VA——A类监测点合格率，%；

VB——B类监测点合格率，%；

VC——C类监测点合格率，%；

VD——D类监测点合格率，%；

Vi——监测点电压合格率，分为A、B、C、D四类监测点，%；

tup——电压超上限时间，h；

tlow——电压超下限时间，h；

t——总运行统计时间，h。

A.6综合线损率

计量单位：%

指标释义：区域内损失电量占供电量的百分比。

计算方法：

ESU-ESA

RLOSS=100%（A-9）

ESU

式中：

RLOSS——综合线损率，%；

ESU——供电量，亿千瓦时；

ESA——售电量，亿千瓦时。

A.7灵活性煤电机组容量占比

计量单位：%

指标释义：灵活性煤电机组容量占区域内所有煤电机组容量的百分比。

计算方法：

Pflexible

Rflexible=100%（A-10）

Pthermal

4

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式中：

Rflexible——灵活性煤电机组容量占比，%；

Pflexible——灵活性煤电机组装机容量，MW；

Pthermal——区域内所有煤电机组装机容量，MW。

注：根据《国家发展改革委国家能源局关于开展全国煤电机组改造升级的通知》（发改运

行〔2021〕1519号）的附件《全国煤电机组改造升级实施方案》，灵活性煤电机组需满足

在纯凝工况下最小发电出力不高于35%额定负荷，或采暖热电机组在供热期运行时单日6h

最小发电出力不高于40%额定负荷。

A.8可调节负荷资源占比

计量单位：%

指标释义：可调节负荷资源总量占区域年最大负荷的百分比。

计算方法：

Pload

Rload100%（A-11）

Pmax

式中：

Rload——可调节负荷资源占比，%；

Pload——可调节负荷资源总量，MW；

Pmax——区域年最大负荷，MW。

A.9储能配置比例

计量单位：%

指标释义：储能功率总值（含抽水蓄能）在区域总发电装机容量中的占比。

计算方法：

PES

RES100%（A-12）

Psum

式中：

RES——储能配置比例，%；

PES——储能功率总值（含抽水蓄能），MW；

Psum——区域总发电装机容量，MW。

A.10市场化交易电量占比

计量单位：%

指标释义：评估期内区域内部进行市场化交易的电量占区域该时期全部发电量的百分比。

计算方法：

SQ

SPc100%（A-13）

SQ

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式中：

SP——市场化交易电量占比，%；

SQc——评估周期内参与市场竞争交易的电量，亿千瓦时；

SQ——区域全部发电量，亿千瓦时。

A.11数字化发展指数

计量单位：%

指标释义：反映企业通过数字化技术与电网安全生产、公司运营管理和客户优质服务深度融

合，发挥数据核心生产要素作用，推进管理精益、促进新兴业务升级、推动生态共赢的发展

程度。

计算方法：

Indexdigital(Cinfrastructure0.25Rindustrial0.25Rdigital0.25Cdriving0.25)100%

（A-14）

式中：

Indexdigital——数字化发展指数，%；

Cinfrastructure——设备联网率（已联网设备数量占企业在运设备数量的比重），%；

Rindustrial——产业数字化率（线上化业务流程数量占企业业务流程数量总数的比重），%；

Rdigital——数字产业化率（企业数字产业利润占总利润的比重），%；

Cdriving——产业带动系数（企业生态上下游企业创造的数字经济产业规模总值与企业数字经

济产业规模总值的比重），%。

注：该指标计算公式来源于《国家电网发展战略纲要（2021版）》。

A.12新能源发电量占比

计量单位：%

指标释义：新能源发电量占区域总发电量的百分比。

计算方法：

EN

RN=100%（A-15）

Esum

式中：

RN——新能源发电量占比，%；

EN——新能源发电量，亿千瓦时；

Esum——区域总发电量，亿千瓦时。

A.13分布式电源渗透率

计量单位：%

指标释义：分布式电源装机容量占区域年最大负荷的百分比。

计算方法：

6

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Pdistributed

Rdistributed=100%（A-16）

Pmax

式中：

Rdistributed——分布式电源渗透率，%；

Pdistributed——分布式电源装机容量，MW；

Pmax——区域年最大负荷，MW。

A.14绿电交易电量占比

计量单位：%

指标释义：评估期内区域内部参与绿电交易的电量占区域该时期市场化交易电量的百分比。

计算方法：

SQgreen

SPgreen100%（A-17）

SQc

式中：

SPgreen——绿电交易电量占比，%；

SQgreen——评估周期内参与绿电交易的电量，亿千瓦时。

SQc——评估周期内参与市场竞争交易的电量，亿千瓦时。

A.15新能源出力预测水平

计量单位：%。

指标释义：区域内新能源短期出力预测水平和新能源中长期预测水平的平均值。

计算方法：

LforecastLshort-term50%Lmediumandlong-term50%

MAPE(Pforecast,short-term,Preality,short-term)50%（A-18）

MAPE(Pforecast,mediumandlong-term,Preality,mediumandlong-term)50%

式中：

Lforecast——新能源出力预测水平，%；

Lshort-term——新能源短期出力预测水平，%；

Lmediumandlong-term——新能源中长期出力预测水平，%；

Pforecast,short-term——小时级和分钟级新能源发电预测值，MW；

Preality,short-term——小时级和分钟级新能源发电实际值，MW；

Pforecast,mediumandlong-term——日、周、月、季度、年时间尺度下新能源发电预测值，MW；

Preality,mediumandlong-term——日、周、月、季度、年时间尺度下新能源发电实际值，MW；

MAPE(Pforecast,short-term,Preality,short-term)——小时级和分钟级新能源发电的预测值和实际值两者

之间的平均绝对百分比误差（MAPE），%；

MAPE(Pforecast,short-term,Preality,short-term)——小时级和分钟级新能源发电的预测值和实际值两者

7

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之间的平均绝对百分比误差（MAPE），%。

A.16主动支撑型新能源装机容量占比

计量单位：%

指标释义：主动支撑型新能源装机容量占区域内新能源总装机容量的百分比。

计算方法：

Psupport

Rsupport=100%（A-19）

PN

式中：

Rsupport——主动支撑型新能源装机容量占比，%；

Psupport——主动支撑型新能源装机容量，MW；

PN——区域内新能源总装机容量，MW。

A.17储能平抑新能源波动程度

计量单位：%

指标释义：投入储能系统前后，区域内新能源小时级最大功率波动绝对值之差占新能源总装

机容量的百分比。

计算方法：

PNPN,ES

DN=100%（A-20）

PN

式中：

DN——储能平抑新能源波动程度，%；

ΔPN——投入储能系统前，区域内新能源小时级最大功率波动值，MW；

ΔPN,ES——投入储能系统后，区域内新能源小时级最大功率波动值，MW；

PN——区域内新能源总装机容量，MW。

注：该指标参考论文《电力系统源-网-荷-储协调水平综合评价方法研究》（郝露茜,吴军,

王智冬等）。

A.18新能源有效利用率

计量单位：%

指标释义：区域内新能源消纳电量占新能源总发电量的百分比。

计算方法：

ENconsumption

N=100%（A-21）

ENsum

式中：

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ηN——新能源有效利用率，%；

Econsumption——新能源消纳电量，亿千瓦时；

ENsum——区域内新能源总发电量，亿千瓦时。

A.19微电网与输配电网年交换电量占比

计量单位：%

指标释义：区域内微电网与输配电网的年交换电量占微电网年用电量的百分比。

计算方法：

Eexchange

Rexchange=100%（A-22）

EM

式中：

Rexchange——微电网与输配电网年交换电量占比，%；

Eexchange——微电网与输配电网的年交换电量，亿千瓦时；

EM——微电网年用电量，亿千瓦时。

A.20车网互动充电设备占比

计量单位：%

指标释义：区域内可以实现车网互动的充电设备数量占区域内充电设备总量的百分比。

计算方法：

Ninteraction

Rinteracetion100%（A-23）

Ncharging

式中：

Rinteraction——车网互动充电设备占比，%；

Ninteraction——区域内可以实现车网互动的充电设备数量，个；

Ncharging——区域内充电设备总量，个。

A.21电网智能化水平

计量单位：%

指标释义：区域内配电自动化覆盖率、智能电表覆盖率、变电站智能化率、输电线路智能化

率的综合平均值。

LintelligenceRdistributionautomation25%Rintelligentmeter25%

（A-24）

Rintelligentsubstation25%Rintelligentline25%

式中：

Lintelligence——电网智能化水平，%；

Redistributionautomation——配电自动化覆盖率（配置配电自动化终端的配电网线路条数占该区域配

9

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电网线路总条数的比例），%；

Rintelligentmeter——智能电表覆盖率（电网结算计量点安装的智能电表数占该区域电网结算计量

点电表总数的比例），%；

Rintelligentsubstation——变电站智能化率（智能变电站数量占该区域变电站总数的比例），%；

Rintelligentline——输电线路智能化率（应用智能巡检、运维技术的输电线路占该区域输电线路

总条数的比例），%。

10

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附录B

（资料性附录）

指标判定依据

B.1度电碳排放量

2022年3月15日，生态环境部发布《关于做好2022年企业温室气体排放报告管理相关重点工作的通

知》，将全国电网排放因子由0.6101tCO2/MWh调整为0.5810tCO2/MWh，对全国电网排放因子进行了2017

年发布后的首次正式更新；2023年2月7日，生态环境部发布《关于做好2023—2025年发电行业企业温

室气体排放报告管理有关工作的通知》，指出2022年度全国电网平均排放因子为0.5703tCO2/MWh。据此

将度电碳排放量指标的平均水平确定为≤0.5703kgCO2/kWh，基准水平确定为≤0.6101kgCO2/kWh，先进水

平确定为≤0.5133kgCO2/kWh（平均水平下浮10%）。指标取值可根据政府部门或权威机构发布的统计数

据进行动态调整。

B.2清洁能源发电比重

根据中国电力企业联合会发布的《中国电力行业年度发展报告2022》，2021年全国全口径发电量为

83959亿千瓦时，其中，清洁能源发电量为27304亿千瓦时，占全国总发电量的32.5%。据此将清洁能源

发电比重指标的平均水平确定为≥32.5%，基准水平确定为≥29.25%（平均水平下浮10%），先进水平确

定为≥35.75%（平均水平上浮10%）。指标取值可根据政府部门或权威机构发布的统计数据进行动态调整。

B.3终端电气化率

根据中国电力企业联合会发布的《中国电气化年度发展报告2022》，2021年全国电能占终端能源消

费比重约26.9%；根据国家发改委、工信部、财政部等十部门联合发布的《关于进一步推进电能替代的指

导意见》，到2025年，电能占终端能源消费的比重达到30%左右。据此将终端电气化率指标的平均水平

确定为≥26.9%，基准水平确定为≥25%，先进水平确定为≥30%。指标取值可根据政府部门或权威机构发

布的统计数据进行动态调整。

B.4平均供电可靠率

根据国家能源局和中国电力企业联合会联合发布的《2021年全国电力可靠性年度报告》，2021年，

全国供电系统用户平均供电可靠率为99.872%。根据国家电网公司各省公布的2021年供电可靠性数据，20%

的省电力公司供电可靠性高于99.887%，70%的省电力公司供电可靠性高于99.818%，据此将平均供电可

靠率指标的平均水平确定为≥99.872%，基准水平确定为≥99.818%，先进水平确定为≥99.887%。指标取

值可根据政府部门或权威机构发布的统计数据进行动态调整。

B.5综合电压合格率

根据国家电网公司企业标准Q/GDW10738-2020《配电网规划设计技术导则》，城市电网居民客户端

平均电压合格率应达到98.5%，农村电网居民客户端平均电压合格率应达到97.5%。据此将综合电压合格

率指标的基准水平确定为≥97.5%，先进水平确定为≥98.5%，平均水平确定为≥98%。指标取值可根据政

府部门或权威机构发布的统计数据进行动态调整。

B.6综合线损率

根据国家能源局发布的全国电力工业统计数据，2022年全国线损率为4.84%，2021年全国线损率为

5.26%。结合各省电力公司2020年的线损率数据，将综合线损率指标平均水平确定为≤4.84%，基准水平

确定为≤6%，先进水平确定为≤4.5%。指标取值可根据政府部门或权威机构发布的统计数据进行动态调

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整。

B.7灵活性煤电机组容量占比

根据中国电力企业联合会2019年发布的《煤电机组灵活性运行政策研究》我国灵活性煤电机组占比

不到6%；根据国家能源局统计数据，截至2021年底，全国煤电装机容量为11.1亿千瓦，灵活性改造规模

超过1亿千瓦，占现有煤电装机容量的9%以上；根据《“十四五”现代能源体系规划》，力争到2025年

煤电机组灵活性改造规模累计超过2亿千瓦，2025年煤电装机将达12.3亿千瓦，灵活性煤电占煤电总装

机容量的16.2%。据此将灵活性煤电机组容量占比指标的基准水平确定为≥6%，平均水平确定为≥9%，

先进水平确定为≥16.2%。指标取值可根据政府部门或权威机构发布的统计数据进行动态调整。

B.8可调节负荷资源占比

根据国家发展改革委和国家能源局发布的《“十四五”现代能源体系规划》，电力需求侧响应能力在

2025年力争达到最大负荷的3%～5%，其中华东、华中、南方等地区达到最大负荷的5%左右。据此将可

调节负荷资源占比的先进水平确定为≥5%，平均水平确定为≥3%，基准水平确定为≥1%。指标取值可根

据政府部门或权威机构发布的统计数据进行动态调整。

B.9储能配置比例

根据我国各省发布的新能源配置储能政策，各省对于新能源配置储能的比例要求在5%—30%不等。

考虑到储能建设发展需要一定时间，并结合各省现有储能配置比例统计数据，将储能配置比例指标的基准

水平确定为≥1%，平均水平确定为≥3%，先进水平确定为≥5%。指标取值可根据政府部门或权威机构发

布的统计数据进行动态调整。

B.10市场化交易电量占比

根据中国电力企业联合会公布的统计数据，2022年全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量

52543.4亿千瓦时，占全社会用电量比重为60.8%；2021年全国电力市场电力直接交易电量合计为30404.6

亿千瓦时，市场交易电量占全社会用电量比重为45.5%；2020年全国电力市场电力直接交易电量合计为

31633亿千瓦时，市场交易电量占全社会用电量比重为42.1%。据此将市场化交易电量占比指标的平均水

平确定为≥45.5%，基准水平确定为≥42.1%，先进水平确定为≥60.8%。指标取值可根据政府部门或权威

机构发布的统计数据进行动态调整。

B.11数字化发展指数

根据《国家电网发展战略纲要（2021版）》，国家电网公司2020年数字化发展指数指标数值为63%。

据此将数字化发展指数指标的平均水平确定为≥63%，基准水平确定为≥56.7%（平均水平下浮10%），

先进水平确定为≥69.3%（平均水平上浮10%）。指标取值可根据政府部门或权威机构发布的统计数据进

行动态调整。

B.12新能源发电量占比

根据国家能源局发布的2022年可再生能源发展情况，2022年我国风电、光伏发电量达1.19万亿千瓦

时，占全社会用电量的13.8%，因此将新能源发电量占比指标要求确定为≥13.8%。指标取值可根据政府

部门或权威机构发布的统计数据进行动态调整。

B.13分布式电源渗透率

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根据国家能源局公布的2022年光伏发电建设运行情况，2022年我国分布式光伏装机容量为15762万

千瓦，全国年最大负荷为12.9亿千瓦，全国分布式光伏的平均渗透率约为12.2%，因此将分布式电源渗透

率的指标要求确定为≥12.2%。指标取值可根据政府部门或权威机构发布的统计数据进行动态调整。

B.14绿电交易电量占比

根据中国电力企业联合会公布的统计数据，2022年全国各电力交易中心累计组织完成市场化交易电量

52543.4亿千瓦时，其中绿电交易电量为227.8亿千瓦时，占市场化交易电量比重为0.4%。据此将绿电交

易电量占比指标要求确定为≥0.4%。指标取值可根据政府部门或权威机构发布的统计数据进行动态调整。

B.15新能源出力预测水平

根据《国家电网报》报道，中国电力科学研究院新能源功率预测研究团队研发的新能源功率预测系统

已经在国家电网公司国家电力调度控制中心等20家省级及以上调度机构应用，日前预测精度可达90%以

上。据此将新能源出力预测水平指标要求确定为≥90%。指标取值可根据政府部门或权威机构发布的统计

数据进行动态调整。

B.16主动支撑型新能源装机容量占比

主动支撑型新能源发电及主网运行技术目前处于新能源发电单机应用阶段，尚无新能源场站的整体示

范应用。考虑到主动支撑型新能源装机容量占比为创新性指标，且技术示范周期较长，结合未来新型电力

系统建设需求，将该指标要求确定为≥5%。指标取值可根据政府部门或权威机构发布的统计数据进行动态

调整。

B.17储能平抑新能源波动程度

储能平抑新能源波动程度指标与新能源配置储能的比例具有相关性。根据论文《适用于风电场的最佳

电池容量选取的方法》中的分析，张北某49.5MW风电场2008年6月~2009年3月实测最大波动功率达到

40%额定功率；配置20%的比例配置10MW储能之后，风电场最大波动功率降至24%额定功率，即储能平

抑新能源波动程度为16%，略低于储能配置比例。考虑到国内各省对于新能源配置储能的比例要求在

5%~30%不等，将储能平抑新能源波动程度指标要求确定为≥5%。指标取值可根据政府部门或权威机构发

布的统计数据进行动态调整。

B.18新能源有效利用率

根据国家能源局公开发布的数据，2022年全国风电平均利用率96.8%、光伏发电平均利用率98.3%，

因此将新能源有效利用率指标要求确定为≥96.8%。指标取值可根据政府部门或权威机构发布的统计数据

进行动态调整。

B.19微电网与输配电网年交换电量占比

根据国家能源局发布的《微电网管理办法》（征求意见稿），微电网内部需基本实现电力供需自平衡，

并网型微电网与外部电网的年交换电量一般不超过年用电量的50%，独立运行时能保障重要负荷在一段时

间内连续供电，因此将微电网与输配电网年交换电量占比指标要求确定为≤50%。指标取值可根据政府部

门或权威机构发布的统计数据进行动态调整。

B.20车网互动充电设备占比

根据《中国能源报-车网互动助能源消费者变身产销者》报道，截至