2025年透明电网与新型电力系统技术发展研究报告

2025年透明电网与新型电力系统技术发展研究报告报告摘要：本报告立足2025年新型电力系统建设攻坚阶段，以“透明电网”为核心切入点，系统阐释其作为新型电力系统“数字中枢”的技术内涵与战略价值。通过整合中国电力科学研究院、国家电网能源研究院及国际电工委员会（IEC）的权威数据，结合国内外透明电网试点实践，构建“感知-传输-计算-应用”全链条技术分析框架。报告重点剖析透明电网在源网荷储协同、新能源消纳、安全防控等场景的技术突破，针对性提出“技术融合-标准统一-机制创新”的发展路径，为新型电力系统从“形态构建”向“效能提升”转型提供技术支撑与实践指引，填补当前同类研究在技术落地与场景融合层面的空白。一、引言1.1研究背景：新型电力系统的“透明化”刚需2025年，中国新型电力系统建设进入“高比例新能源接入、高比例电力电子化”的双重攻坚期。截至2024年底，全国风电、光伏装机占比达48%，新能源日均发电量波动幅度超60%，传统电网“可观不可测、可控不可精”的短板日益凸显。据国家电网数据，2024年因电网状态感知不足导致的新能源弃电事件占比达32%，极端天气下电网故障定位平均耗时超45分钟，严重制约系统安全与运行效率。在此背景下，透明电网作为破解“源网荷储”协同壁垒的核心技术载体应运而生。其通过数字化手段实现电力系统全要素、全流程的状态可视、数据可溯、风险可控，成为新型电力系统实现“安全稳定、高效经济、绿色低碳”目标的关键支撑。开展透明电网技术研究，既是响应《新型电力系统发展规划（2024至2030年）》中“强化电网数字化升级”要求的具体举措，也是推动电力系统从“经验驱动”向“数据驱动”转型的必然选择。1.2核心概念界定1.2.1透明电网本报告所指“透明电网”，是基于新一代信息技术与电力系统技术深度融合，实现“物理电网-数字孪生-调控应用”三位一体的智能电网形态。其核心特征体现为“三全”：全要素感知（覆盖电源、电网、负荷、储能各环节状态参数）、全流程透明（实现电力流、数据流、业务流的协同贯通）、全场景智能（支撑调度决策、设备运维、市场交易等场景的精准赋能），本质是通过数字技术重构电网的可观、可测、可控能力。1.2.2透明电网与新型电力系统的协同关系新型电力系统以“新能源为主体”为核心特征，而透明电网则是保障这一特征落地的“数字中枢”：从功能上，透明电网为新型电力系统提供状态感知、数据支撑与决策优化能力，解决新能源波动性带来的系统平衡难题；从架构上，透明电网贯穿新型电力系统“源-网-荷-储”全链条，是实现各环节协同联动的技术纽带；从目标上，二者共同服务于“碳达峰、碳中和”战略，前者是技术路径，后者是形态目标，形成“目标引领-技术支撑”的协同发展格局。1.3研究范围与方法1.3.1研究范围本报告研究范围涵盖透明电网技术体系（感知、传输、计算、安全）、在新型电力系统中的典型应用场景（新能源消纳、电网调度、设备运维、用户互动）、标准规范与政策保障三大维度，重点聚焦2023至2025年的技术突破与工程实践，兼顾国际经验与中国特色。1.3.2研究方法技术解构法：拆解透明电网核心技术模块，分析各技术的成熟度与协同逻辑；案例实证法：选取国家电网“华北透明电网试点”、南方电网“粤港澳大湾区智能配网”及欧洲“虚拟电力市场透明化平台”等典型案例，提炼技术落地经验；数据对比法：整合国内外权威机构技术参数与运行数据，量化分析透明电网对系统效率的提升效果；趋势预测法：结合技术迭代规律，预测2026至2030年透明电网技术发展方向。1.3.3数据来源包括国家电网与南方电网年度技术报告、国际电工委员会（IEC）《智能电网状态感知标准》、IEEE《电力系统数字孪生技术进展》、全球能源互联网发展合作组织（GEIDCO）统计数据及头部电力设备企业技术公报，确保数据的权威性与时效性。二、透明电网技术发展现状与全球格局（2025年）2.1全球发展态势：技术融合与场景分化并行2025年，全球透明电网技术发展呈现“欧美引领高端技术、中国主导工程应用、日韩聚焦用户侧创新”的格局。欧美国家依托数字技术优势，重点突破电网数字孪生、AI决策等核心技术，德国“能源互联网透明化平台”已实现跨国家电网状态的实时共享，美国加州通过透明化调度使新能源消纳率提升12%；日韩则聚焦用户侧透明化互动，日本东京电力构建的“用户用电透明查询系统”使需求侧响应参与率达35%。中国凭借新型电力系统建设的工程红利，成为全球透明电网应用规模最大的国家。截至2025年6月，全国已建成省级透明电网平台28个，覆盖风电、光伏基地总容量超8亿千瓦，特高压通道透明化监测覆盖率达100%，形成“技术研发-工程应用-标准制定”的完整产业链。2.2中国发展现状：从“局部试点”到“系统推广”2.2.1技术体系：核心模块实现阶段性突破中国已构建起“感知-传输-计算-应用”四大模块协同的透明电网技术体系，关键技术国产化率超90%：感知层面，宽频同步相量测量装置（PMU）覆盖率达92%，状态估计准确率提升至98%；传输层面，电力专用5G网络实现县级以上区域全覆盖，数据传输时延控制在10毫秒以内；计算层面，电网专用AI芯片算力突破100TOPS，支撑海量数据实时处理；应用层面，数字孪生电网已在12个省级电网落地，故障仿真精度达99%。2.2.2应用进展：聚焦核心场景价值释放在新能源基地场景，西北透明电网平台实现风电、光伏出力的分钟级预测，使青海海西新能源基地弃电率从8%降至2.3%；在特高压场景，“疆电入豫”通道通过透明化监测，输电效率提升1.5个百分点，年增输电能力超10亿千瓦时；在配网场景，南方电网“数字配网”实现故障定位时间从45分钟缩短至3分钟，供电可靠率提升至99.992%。2.2.3现存短板：三大瓶颈制约效能提升尽管发展迅速，中国透明电网技术仍面临瓶颈：一是技术协同不足，源网荷储各环节感知设备标准不统一，数据孤岛现象突出，跨平台数据共享率不足40%；二是成本压力突出，省级透明电网平台平均建设成本超20亿元，部分县域电网因资金限制难以推广；三是安全风险加剧，电网数字化程度提升使网络攻击风险增加，2024年国内电力系统遭受的网络攻击事件较2020年增长230%。三、透明电网支撑新型电力系统的核心技术体系透明电网通过四大核心技术体系的协同运作，为新型电力系统提供全维度技术支撑，形成“状态感知精准化、数据传输实时化、决策控制智能化、安全防护立体化”的技术能力。3.1全要素感知技术：构建电网“神经末梢”感知技术是透明电网的基础，通过“全域覆盖、精准测量、多参融合”的感知网络，实现对电力系统物理状态的全面掌握，解决传统电网“盲调”问题。3.1.1发电侧感知：新能源出力的“精准画像”针对风电、光伏波动性强的特点，构建“气象-功率-状态”多维度感知体系：风电领域，采用激光雷达风场探测技术，结合风机叶片应力监测装置，实现风速预测精度提升至95%，风机故障预警准确率达92%；光伏领域，通过辐照度传感器与组件温度监测装置的协同，配合卫星遥感技术，实现光伏电站出力预测误差控制在5%以内。在储能与传统电源侧，部署电池状态（SOC/SOF）在线监测装置与火电汽轮机振动传感器，实现储能充放电状态与传统电源运行参数的实时感知，为多能互补调度提供数据支撑。3.1.2电网侧感知：电网运行的“全景透视”输电网层面，依托宽频同步相量测量技术（WAMS），实现对特高压线路电压、电流、功率的毫秒级同步测量，状态估计更新周期缩短至2秒，可快速捕捉电网功角摇摆等不稳定状态；配电网层面，推广“智能电表+边缘感知终端”的融合感知模式，实现对分布式电源、电动汽车充电桩等多元负荷的精准监测，配网状态感知覆盖率从60%提升至95%。设备层面，应用光纤光栅传感、红外热成像等技术，实现变压器、开关设备等核心设备的温度、绝缘状态在线监测，设备故障诊断准确率提升至90%，避免传统定期检修导致的过度维护与检修盲区。3.1.3荷储侧感知：用户需求的“动态捕捉”在工业负荷侧，通过工业互联网平台接入生产设备用电数据，结合生产计划实现负荷柔性潜力的精准评估，如钢铁企业可通过电弧炉用电状态感知，提供±10%的负荷调节能力；在居民负荷侧，智能电表与智能家居系统联动，实现对空调、热水器等可控负荷的实时监测与状态反馈，为需求侧响应提供精准靶点。储能侧，部署多参数监测装置，实现对储能系统充放电功率、电池温度、循环寿命等参数的全面感知，结合AI算法预测储能健康状态，延长储能系统使用寿命10%-15%。3.2高速可靠传输技术：搭建数据“高速公路”传输技术是透明电网的数据通道，通过“骨干网-接入网-边缘网”的三级网络架构，实现感知数据的实时、可靠传输，解决传统电网数据传输“时延高、丢包率高、安全性低”的问题。3.2.1骨干网：特高压级的“数据大动脉”采用“光纤通信+电力线载波”的混合传输模式，构建覆盖全国的电力骨干通信网。光纤通信以OTN（光传送网）技术为核心，传输带宽达100Gbps，支撑特高压通道海量运行数据的实时传输；在偏远地区，通过电力线载波技术（PLC）实现数据补盲，解决光纤覆盖成本过高的问题。2025年，国家电网已建成“三华”地区骨干通信环网，传输时延控制在5毫秒以内，丢包率低于0.01%。3.2.2接入网：配网级的“数据分支”以电力专用5G网络（5G+电力切片）为核心，结合NB-IoT（窄带物联网）技术，构建配网接入网。5G电力切片为配网调度、故障抢修等关键业务提供专属网络资源，时延控制在10毫秒以内；NB-IoT技术则用于智能电表、路灯控制等低速率、广连接场景，单基站可接入设备超10万个，实现配网终端的全面接入。截至2025年6月，全国电力专用5G基站超15万个，配网终端接入率达98%。3.2.3边缘网：设备级的“数据末梢”在新能源电站、工业园区等局部场景，部署边缘计算节点与短距离通信设备（如LoRa、ZigBee），实现感知数据的本地处理与快速传输。边缘计算节点可对数据进行预处理，减少向云端传输的数据量，降低网络负荷；短距离通信设备则实现设备间的低时延互动，如新能源电站内风机与储能的协同控制，响应时间缩短至毫秒级。3.3智能计算与应用技术：打造决策“智慧大脑”智能计算与应用技术是透明电网的核心，通过“边缘计算-云计算-数字孪生”的三级计算架构，实现对海量数据的深度分析与智能应用，为新型电力系统提供精准决策支撑。3.3.1电网数字孪生：物理电网的“虚拟镜像”基于三维地理信息系统（GIS）与电网设备参数，构建1:1比例的数字孪生电网，实现物理电网的全生命周期模拟与优化。在规划阶段，通过数字孪生进行电网拓扑优化，降低建设成本10%-15%；在运行阶段，结合实时感知数据实现电网状态的动态更新，可模拟新能源波动、设备故障等场景的影响，为调度决策提供预演支撑；在检修阶段，通过数字孪生定位故障位置与原因，制定最优检修方案，缩短检修时间30%以上。2025年，华北电网数字孪生平台已实现对500kV及以上电网的全覆盖，仿真精度达99%。3.3.2AI智能决策：调度运维的“精准赋能”在电网调度领域，基于深度学习算法构建多能互补调度模型，整合风电、光伏、储能、传统电源等多源数据，实现日前、日内、实时三级调度的智能决策。国家电网“AI调度系统”使跨区域电力交换效率提升20%，新能源消纳率提升8%；在设备运维领域，采用机器学习算法分析设备运行数据，实现变压器、开关等设备的故障预测性维护，较传统定期检修降低运维成本40%，设备故障率下降25%。3.3.3市场化应用：资源配置的“透明桥梁”构建透明化电力市场平台，实现电力交易数据、电网阻塞情况、新能源出力预测等信息的公开共享。发电企业可基于透明化数据制定最优报价策略，用户可通过平台查询实时电价与碳排放信息，自主选择绿电消费方案；平台还可实现分布式电源的“就近交易”，如工业园区内分布式光伏与工业负荷的直接交易，降低用电成本10%-15%。2025年，广东电力现货市场透明化平台已实现日均交易电量超5亿千瓦时，交易效率提升30%。3.4全方位安全防护技术：筑牢系统“安全屏障”安全防护技术是透明电网的保障，针对“物理安全-网络安全-数据安全”的三重风险，构建“纵深防御、主动免疫”的安全防护体系，确保透明电网在数字化升级过程中安全稳定运行。3.4.1物理安全：设备与环境的“刚性防护”采用智能视频监控、电子围栏、红外入侵检测等技术，实现对变电站、换流站等关键场所的24小时安防监控；在极端天气场景，部署温湿度传感器、风速监测装置，结合AI算法预测灾害风险，提前启动设备保护措施。2024年台风“海燕”期间，南方电网通过物理安全监测系统提前转移关键设备，减少损失超2亿元。3.4.2网络安全：数据传输的“柔性防御”构建“终端安全-网络安全-平台安全”的三级网络防护体系：终端层面，为感知设备、智能终端安装安全芯片，实现设备身份认证与数据加密；网络层面，通过防火墙、入侵检测系统（IDS）拦截恶意攻击，电力专用5G网络采用切片隔离技术，确保关键业务与普通业务的网络隔离；平台层面，部署安全审计系统，对数据访问行为进行实时监控，及时发现异常操作。3.4.3数据安全：信息资产的“全生命周期保护”建立电力数据分级分类标准，对调度数据、用户隐私数据等敏感信息进行加密存储与传输；采用区块链技术实现数据溯源，确保电力交易、设备运维等数据的不可篡改；建立数据安全应急响应机制，定期开展数据泄露演练，提升数据安全事件的处置能力。2025年，中国电力数据安全平台已实现对全国省级电网数据的集中管控，数据安全事件发生率下降60%。四、透明电网在新型电力系统中的典型应用场景透明电网的技术价值最终通过应用场景落地实现，在新型电力系统“源网荷储”各环节，透明电网通过精准感知、智能决策与高效协同，解决核心痛点问题，释放系统效能。4.1场景一：高比例新能源基地的“精准消纳”核心痛点：新能源出力波动大、预测精度低，导致并网困难与弃电问题；技术方案：构建“风场/光伏场-区域电网-特高压通道”全链条透明化体系，通过激光雷达、辐照度传感器实现新能源出力的精准预测，结合数字孪生电网模拟新能源并网对电网的影响，制定最优并网策略；应用效果：青海海南州千万千瓦级新能源基地通过透明电网技术，新能源预测精度提升至95%，弃电率从12%降至1.8%，年增新能源消纳量超50亿千瓦时，减少碳排放400万吨。4.2场景二：特高压通道的“高效运维”核心痛点：特高压线路跨度大、地形复杂，传统人工巡检效率低、风险高，设备缺陷易漏判；技术方案：构建“空中-地面-线上”三维透明化运维体系，空中依托搭载高清摄像头与红外热像仪的无人机开展自主巡检，地面通过光纤光栅传感与杆塔倾角传感器实时监测线路状态，线上将巡检数据与设备参数接入数字孪生平台，AI算法自动识别导线断股、绝缘子污秽等缺陷；应用效果：“青豫直流”特高压通道应用该技术后，巡检效率提升10倍，缺陷识别准确率达98.5%，运维成本降低40%，2024年实现全年零设备故障停运，输电可靠性提升至99.993%。4.3场景三：城市配网的“柔性调控”核心痛点：城市配网分布式光伏、电动汽车充电桩等多元主体接入，导致电压波动频繁、潮流分布复杂，故障定位与隔离难度大；技术方案：部署“边缘感知终端+智能配网开关”构建配网透明化感知网络，通过电力专用5G网络实现数据实时上传，基于配网数字孪生系统模拟不同接入场景下的电网运行状态，动态优化分布式电源出力与储能充放电策略；应用效果：深圳前海自贸区透明化配网项目投运后，配网电压偏差控制在±3%以内，分布式光伏就地消纳率从65%提升至92%，故障隔离时间从40分钟缩短至1.5分钟，用户平均停电时间降至2.1分钟/年，达到国际领先水平。4.4场景四：工业园区的“多能协同”核心痛点：工业园区电、热、气等能源系统独立运行，能源浪费严重，新能源消纳与碳排放管控困难；技术方案：搭建工业园区综合能源透明化平台，整合分布式光伏、燃气轮机、余热锅炉、储能系统等多能源设备运行数据，通过AI协同调度算法实现电、热、气负荷的最优匹配，结合碳足迹追踪模块实现能源消费与碳排放的精准管控；应用效果：苏州工业园区透明化综合能源项目实现能源综合利用效率从72%提升至89%，年减少标煤消耗12万吨，碳排放强度下降35%，企业平均用电成本降低18%，形成“能源高效利用+碳精准管控”的示范模式。4.5场景五：用户侧的“透明互动”核心痛点：用户与电网信息不对称，无法精准掌握自身用电特征，需求侧响应参与度低，绿电消费意愿难以转化；技术方案：开发“透明用电”APP与智能网关，向用户实时推送用电量、电价、碳排放、新能源占比等多维信息，通过“峰谷电价差+绿电积分”双重激励引导用户调整用电习惯，支持用户通过APP直接参与需求侧响应与绿电交易；应用效果：上海浦东“透明用电”试点覆盖12万户居民与3000家企业，居民需求侧响应参与率从8%提升至42%，企业通过优化用电策略平均降低电费支出15%，绿电交易量较试点前增长200%，实现用户与电网的双赢。五、透明电网与新型电力系统技术发展的关键挑战5.1技术层面：协同性与可靠性瓶颈5.1.1多源数据融合与标准化难题当前源网荷储各环节感知设备分属不同厂商，采用的通信协议（如IEC61850、DL/T645等）与数据格式存在差异，导致跨系统数据融合难度大。据中国电力科学研究院统计，省级电网中新能源电站与调度平台的数据共享率不足38%，配网终端与主网数据标准不统一问题更为突出，形成“数据孤岛”，制约透明电网全域感知与协同决策能力的发挥。同时，不同场景下感知数据的精度要求差异较大，缺乏统一的校准标准，导致数据可信度参差不齐。5.1.2高比例新能源下的系统韧性不足随着风电、光伏等波动性电源占比持续提升，电网惯性降低，透明电网的实时决策与控制面临严峻考验。极端天气下，新能源出力骤降与负荷突增的叠加可能导致电网频率波动，而现有AI调度算法多基于历史数据训练，对极端场景的适应性不足，决策滞后时间可达200毫秒以上，难以满足电网安全稳定运行的要求。此外，数字孪生电网的仿真精度在复杂故障场景下会出现明显下降，仿真结果与物理电网的偏差率可能超过5%。5.1.3核心技术与装备国产化短板尽管透明电网整体国产化率超90%，但部分核心技术仍存在“卡脖子”风险。例如，高端PMU装置的同步时钟芯片、电网专用AI芯片的高端算力模块等仍依赖进口，国产化产品在精度与稳定性上存在差距；数字孪生平台的核心建模引擎与仿真软件多为国外厂商主导，自主可控的平台在大规模电网场景下的运行效率不足进口产品的70%，制约了透明电网技术的深度推广。5.2机制层面：利益协调与价值分配困境5.2.1多元主体利益协同机制缺失透明电网建设涉及发电企业、电网企业、用户、设备厂商等多元主体，各方利益诉求存在差异。发电企业担心数据共享可能泄露其发电成本与出力策略等商业机密；用户对用电数据隐私保护存在顾虑；电网企业承担了大量透明化升级成本，但相关收益难以量化。由于缺乏有效的利益协调机制，部分主体对透明电网建设的参与积极性不高，导致部分试点项目推进缓慢。5.2.2技术价值量化与收益分配不清透明电网带来的新能源消纳提升、运维成本降低、供电可靠性提高等价值多为间接收益，缺乏科学的量化评估体系。例如，透明化技术使新能源弃电率下降带来的收益，难以精准划分至电网企业与发电企业；用户参与需求侧响应产生的电网降损收益，如何在电网与用户间分配尚未明确。价值量化与收益分配的模糊性，导致透明电网建设的市场驱动力不足，过度依赖政府补贴。5.3标准与安全层面：体系不完善与风险加剧5.3.1标准体系碎片化与国际接轨不足国内透明电网标准体系尚未完全建成，现有标准多分散于感知、传输、计算等单一环节，缺乏覆盖全链条的顶层设计。国家电网、南方电网等企业制定的企业标准存在差异，导致跨区域透明电网协同困难。在国际层面，中国在透明电网国际标准制定中的话语权较弱，IEC关于智能电网透明化的核心标准多由欧美国家主导，国内技术成果难以转化为国际标准，制约了技术出海。5.3.2数字化带来的安全风险凸显透明电网的高度数字化使电力系统面临更为复杂的安全风险，涵盖物理安全、网络安全与数据安全。网络攻击手段日趋隐蔽，2024年国内电力系统遭受的定向网络攻击次数较2020年增长250%，部分攻击已能突破传统防火墙，威胁调度系统安全；海量用户用电数据与电网运行数据的集中存储，增加了数据泄露与滥用风险；数字孪生平台的仿真模型若被篡改，可能导致调度决策失误，引发电网事故。六、技术发展路径与突破方向（2025至2030年）6.1构建协同化技术体系，突破核心瓶颈6.1.1推进数据标准化与融合技术研发由国家能源局牵头，联合电力企业与科研机构制定《透明电网数据融合标准》，统一感知设备通信协议、数据格式与校准规范，强制新接入设备执行统一标准，旧设备通过加装协议转换模块实现兼容。研发多源数据融合引擎，采用联邦学习技术在保护数据隐私的前提下实现跨主体数据协同分析，提升数据共享率至90%以上。建立数据质量评估体系，通过AI算法对感知数据进行实时校验与修正，确保数据可信度。6.1.2提升系统韧性与AI决策能力针对极端场景，开发“历史数据+物理机理”双驱动的AI调度算法，引入数字孪生实时仿真反馈机制，将决策滞后时间缩短至50毫秒以内。研发电网惯性支撑技术，通过虚拟同步机与储能协同控制，提升高比例新能源电网的抗干扰能力。构建“全域感知-实时仿真-智能决策-精准控制”闭环系统，实现电网故障的毫秒级识别与自愈，将系统故障损失降低80%以上。6.1.3加快核心技术与装备国产化替代设立透明电网核心技术攻关专项，重点突破高端PMU芯片、电网专用AI芯片、数字孪生建模引擎等“卡脖子”技术，建立自主可控的产业链。支持国内企业与高校合作，开发具备大规模仿真能力的国产数字孪生平台，在2030年前实现核心装备与软件的100%国产化，性能达到国际先进水平。推动“产学研用”深度融合，建立透明电网技术创新联盟，加速技术成果转化。6.2创新机制模式，激发市场活力6.2.1建立多元主体协同参与机制成立国家级透明电网发展协调机构，统筹各方利益，建立数据共享安全协议，明确数据共享范围、责任与隐私保护措施。鼓励发电企业、用户通过参股或合作方式参与透明电网建设，建立“风险共担、收益共享”的合作模式。例如，在新能源基地项目中，由电网企业与发电企业共同投资建设透明化监测系统，收益按投资比例分配。6.2.2完善价值量化与收益分配体系构建透明电网技术价值量化模型，从经济、社会、环境三个维度建立评估指标体系，量化新能源消纳提升、运维成本降低、碳排放减少等收益。将透明电网建设成本与收益纳入电力市场定价机制，通过输配电价疏导部分投资成本，对参与数据共享与需求侧响应的主体给予经济补贴或电价优惠。在电力现货市场中，将透明化带来的电网阻塞成本降低收益，按比例分配给相关参与主体。6.3健全标准安全体系，强化保障能力6.3.1构建全链条标准体系与国际话语权制定透明电网标准体系建设规划，形成“基础标准-技术标准-应用标准-管理标准”的完整体系，统一企业标准差异。组织国内专家深度参与IEC、IEEE等国际组织的标准制定工作，将国内试点成功的技术方案与经验转化为国际标准提案，提升国际话语权。建立标准动态更新机制，跟踪技术发展趋势，确保标准与技术创新同步。6.3.2打造全方位安全防护体系构建“物理-网络-数据”三重安全防护体系：物理层面，采用智能安防与灾害预警系统，实现关键场所的全方位监控；网络层面，部署基于零信任架构的安全防护系统，采用量子通信技术保障核心数据传输安全，建立网络攻击实时监测与应急响应机制；数据层面，采用区块链技术实现数据溯源与不可篡改，对敏感数据进行加密存储与分级授权访问，定期开展数据安全演练。七、政策保障措施7.1强化顶层设计与规划引领将透明电网技术发展纳入《新型电力系统发展规划（2024至2030年）》重点任务，明确2025至2030年的技术发展目标、重点任务与实施路径。建立跨部门协调机制，由国家能源局牵头，会同工信部、科技部、发改