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各区县（自治县）人民政府，市政※府有关部门，有关单位：   《重庆市新建居民〇住宅小区供配电设施建设管理办法（试行）》（渝府办发〔2013〕39号，以下简称《试行办法》）于2013年4月1日起执行，对加强新建居民住宅小区供配电设施建设管理，避免出现新的弃管小区发挥了积极作用。随着全市新建居民住宅小区供→配电设施建设市场环境不断优化，政府部门监管及供电企业管理的相关政策措施日益完善，新建居民住宅小区供配电设施通过更好方式组织建设管理的条件已经成熟。经市政府同意，从本通知印发之日起停止执行《试行办法》，并就有关事项通知如下。一、妥善做好后续工作市发展改革委牵头，会同↓市经济信息委、市物价局、国网市电力公司，妥善处理已申报项目在《试行办法》停止执行后的后续事宜。对№于已签订《新建居民住宅小区供配电设施建设委托合同》且缴纳第一笔建设费用的项目，继续按《试行办法》执行；已签订合同未缴纳第一笔建设费用的项目，可根据客户意愿选择不执行或继续执行《试行办法》；尚未签订合同的项目按照本通知执行。、二、严格执行建设和▲验收标准新建居民住宅小区供配电设施设计、工程及设备▲质量等应符合《城市配电网规划设计规范》（GB50613）、《供配♂电系统设计规范》（GB50052）、《重庆市住宅电气设计标准》（DB50/T 5003）等规定。有关单位要严格按照验收标准组织验收。《重庆市新建居民ㄨ住宅小区供配电设施配置指导意见（试行）》（渝经信发〔2013〕18号）不再执行。 三、依法开展招标活动   新建居民住宅小区供配电设施建设属于必须招标的应当招标，其中国有资金占控股或主导地位的项目应公开招标，其他项目可依规邀请招标；不属于必须招标范围和未达到规模标准的，发包方式由项目业主自行决定。按照分级管理要求，需要招标的市级部门备案项目应进入市公共』资源交易中心交易，由市级有关部门按照职责分工负责监管；需要招标的区县（自治县）备案项目和市级部门下放区县（自治县）管理的◆项目，进入区县（自治县）公共资源交易中心交易，由区县（自治县）有关部门按职责分工负责监管。 四、明确◎供配电设施的运行维护责任对于符合建设标准且验收合格〖的供配电设施，其●中公用供配电设施（指业主共有部分）鼓励自愿移交供电企业，移交后由供电企业承担终身运行维护和改造责任；专用供配电设施↙的产权所有者可与供电企业协商确定移交事宜。未将供配电设施移交供电企业的，根据《重庆市物业管理条例》第六十七条和第七十一条规定，其维修、养护工作仍由供电企业承担。业主在与开发商签订售房合同时应明确供配电设施（公用和专用）是否移交给供电企业，并应明确是否授权由开发◥商代理业主办理供配电设施移交手续。市国土房管局要做好相关政策宣传和协调工作。五、合理处置结余资金    所有按《试行办法》实施的项目完工并办¤理结算后，市发展改革委、市经济信息委、市物价局与国网市电力公司要对结余资金进行清算，共同▓研究制订资金处置方案，报市政府审定后执行。

2021-06-07

为贯彻落实党的十八大和十八届三中、四中全会精神及中央财经领＠导小组第六次会议，国家能源委员会第一次会＠议精神，进一步深化电力体制改革，解决制约电力行业科学发展的突出矛盾和深层次问题，促进电力行业又好又快发展，推动结构转型和产业升级，现提出以下意见。 一、电力体制改革的重要性和紧迫性     自2002年电力体制改革实施以来，在党中央、国务院领导下，电力行业破除了独家办电的体制束缚，从根本上改变了指令性计划体制和政企不分、厂网不分等问题，初步形成了电力市场主体多元化竞争格局。     一是促进了电力行业快速发展。2014年全国发电装机容∮量达到13.6亿千瓦，发电量达到5.5万亿千瓦∮时▲，电网220千伏及以上线路回路长度达到57.2万千米，220千伏及以上々变电容量达到30.3亿千伏安，电网规模和发○电能力位列世界第一。二是提高了电力普遍服务水平，通过农网改造和农电管♀理体制改革等工作，农村电力供应能力和管理水平明显提升，农村供电可靠性显著增强，基本实现城乡用电同网同价，无电人口用电问题基本得到了解决。三是初步形成了多元化市场体系。在发电方面，组建了多层面、多种所有制、多区域的发电企业；在电网方面，除国家电网和南方电网，组建了内蒙古电网等地方电网企业；在辅业方面，组建了中国电建、中国能建两家≡设计施工一体化的企业。四是电价形成机制逐步完善。在发电环节实现了发电上网标杆价，在输配环节逐步核定了大部分省的输配电价，在销售环节◥相继出台差别电价和惩罚性电价、居︾民阶梯电价等政策。五是积极探◥索了电力市场化交易和监管。相继开展了竞价上网、大用户与发电企业直接交易、发电权交易、跨省区电能交易〓等方面的试点和探索，电力市场化交易取得↓重要进展，电力监管积累了重〓要经验。     同时，电力行业发展还面临一些亟需通过改革解决的问题，主要有：一是交易机制缺失，资源利用♀效率不高。售电侧有效竞争机制尚未建立，发电企业和用户之间市场交易有限，市场配置资源的决定性作用难以发挥。节能高效环保机组不能充分利用，弃水、弃风、弃光现象时有发生，个别地区窝电和缺电并存。二是价格关系没有理顺，市场化定价机制尚未完全形成。现行电价管理仍以政府定价为主，电价调整往往滞后成本变化，难以及时并合理反映用电成本、市场供求Ψ状况、资源稀缺程度和环境保护支出。三是政府职能转变不到位，各类规划◥协调机制不完善。各类专项发展规划之间、电力规划的实々际执行与规划偏差过大。四是发展◥机制不健全，新能源和可再生能源开发利用面临困难。光□伏发电等新能源产业设备制造产能和建设、运营、消费需求不匹配，没有≡形成研发、生产、利用相互促进的∏良性循环，可再生能源和可再生能源发电无歧视、无障碍上★网问题未得到有效解决。五是立法修法工作相对滞后，制约电力市场化和健康发展。现有的一些电力法律法规已经不能适应发展的现实需要，有的配套改革政策迟迟不能出台，亟待修订有关法律、法规、政策、标准，为电力行业发展提供依据。     深化电力体制改革是一项紧迫的任务，事关我国能源安全和经济社会发展全局。党的十八届三中全会提出，国有资本继续控股经营的垄断行业，实行以政企分开▂、政资分开、特许经营、政府监管为主要内容的改革。《中央全面深化改革领导小组2014年工作要点》、《国务院转批发展改革委关←于2014年深化经济体制改革重▆点任务意见的通知》对深化电力体制改革提出了新使命、新要求。社会各界对加【快电力体制改革的呼声也越来越高，推进改革的社会诉求和共识都在增加，具↑备了宽松的外部环境和扎实的工作基础。 二、深化电力体制改革的总体思路和基本原则 （一）总体思路     深化电力体☉制改革的指导思想和总体目标是：坚持社会主义市场经济改革方向，从我国国情出发，坚持清洁、高效、安全、可持续发展，全面实施国家能源战略，加快构建有效竞争的市场结构和市》场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制，转变政府对能源的监管方式，建立健全能源法制体系，为建立现代能源体系、保障国家能源安全营造良好的制度环境，充分考虑各方面诉求和电力工业发展规律，兼顾改到位和保稳定。通过改革，建立健全电力行业“有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效”的市场体制，努力降低电力成本、理顺价格形成机制，逐步打破垄断、有序放开竞争性业务，实现供应多元化，调整产业结构〒，提升技术水平◥、控制能源消费总量〒，提高能源利用效率、提高安全可№靠性，促进公平ㄨ竞争、促进节能№环保。     深化电力体制改革的重点和路径是：在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分※开的基础上，按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划；推进交易机构相对独立，规范运行；继续深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体制研究；进一步强化政府监管，进一步强化电力统筹规划，进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。 （二）基本原则     坚持安全＠ 可靠。体制机制设计要遵循电力商品的实时性、无形性、供求波动性和同质化等技术经济规律，保障电能的生产、输送和使用动态平衡，保障电力系↓统安全稳定运行和电力可靠供应，提高电力安全可靠水平。     坚持市场⊙化改革。区分竞争性和垄断性环节，在发电侧和售电侧开展有效竞争，培育独立的市场主体，着力构建主体多元、竞争有序的电力交易格⌒局，形成适应市场要求的∏电价机制，激发企业内在活力，使市场在资源配置中起决定性作用。     坚持保障民生。结合我国国情和电力行╱业发展现状，充分考虑企业和社会承受能力，保障基本公共服务的供给。妥善处理交叉补贴问题，完善阶梯价格机制，确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电价格相对平稳，切实保障民生。     坚持节能减排。从实施国家安全战略全局出发，积极开展电力需求侧管理和能效管理，完善有序用电和节约用电制度，促进经济结构调整、节能减排和产业升级。强化能源领域科技创新，推动电力行◆业发展方式转变和能源结构优化，提高发展质量和效率，提高可再生能源发电∩和分布式能源系统发电在电力供应中的比例。     坚持』科学监管。更好发→挥政府作用，政府管理重点放在加强发展战略、规划、政策、标准等』的制定实施，加强市场监管。完善电力监管机构、措施和手段〗，改进政府监管方法，提高对技术、安全、交易、运行等的科学监管水平。 三、近期推进电力体制改革的重点任务 （一）有序推进电价改革，理顺电价形成机制 1、单独核定输配电价。政府定价的范围主要限定在重要公用事业、公益性服务和网络自然垄断环节。政府主要核定输配电价，并向社会公布，接受︻社会监督。输配电价逐步过渡到按“准许成︻本加合理收益”原则，分电压等级核定。用户或售电主体按照其接入的电网电压等级所对应的输配电价支¤付费用。 2、分步实现公益性以外的发售电价★格由市场形成。放开竞争性环节电力价格，把输配电价与发售电价在形成机制上分开。合理确定∑生物质发电补贴标准。参与电力市场交易的发电企业上网电价由用户∑或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定。参与电力市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价（含线损）、政府性『基金三部分组成。其他没有参与直接交易和竞价交易的上网电量，以及居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电，继续执行政府定价。 3、妥善处理电价交叉补贴。结合电价改革进程，配套改革不同种类电价之间的交叉补贴。过渡期间，由电网企业申报现有各类用户电价间交叉补贴数额，通过输配电价回收。 （二）推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制 4、规范市场主体准入标准。按照接入电压等级，能耗水平、排放水平、产业政策以及区域差别化政策等√确定并公布可参与直接交易的发电企业、售电主ζ体和用户准入标准。按电压▲等级分期分批放开用户参与直接交易，参与直接交易企业的单位能耗、环保排放均应达到国家标∮准，不符合国家产业政策以及产品和工艺属于淘汰类的企业不得参与〓直接交易。进一步完善和创新制度，支持环保高效特别是超低排放机组通过直接交易和科学调度多发电。准入标准确定后，升级政府按年公布当地符合标准的发电企业和售电主体目录，对用户目录实施动态监管，进入目录的发电企业、售电主体和用户可自愿到交易机构注册成为市场主体。 5、引导市场主体开展多方直接交易。有序探索对符合标准的发电企业、售电主体和用户赋予自主选择权，确定交易对象、电量和价▃格，按照国家规定的输配电价向电网企业支付相应的过▃网费，直接洽谈合同，实现多方直≡接交易，短期和即时交易通◥过调度和交易机构实现，为工商业企业等各类用户提供更加经济、优质︾的电力保障。 6、鼓励建立长期稳定的交易机制。构建体现市场主体意愿、长期稳定的双边市场模式，任何部门和单位不得干预市场主体的合ζ　法交易行为。直接交易双方通过自主协商决定交易事项，依法依规签订电网企业参与的三方合同。鼓励用户与发电企业之间签订长期稳定的合同，建立并完善实现合同调整及偏差电量处理的交易平衡机制。 7、建立辅助服务分担共享新机制。适应电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务新要求，完善并网发电企业辅助服务考核新机制和补偿机制。根据电网可靠性和服务质量，按照谁受益、谁承担的原则，建立用⊙户参与的服务服务分担共享机制。用户可以结合自身负荷特性，自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合」同，约定各自的服务服々务权利与义务，承担必要的辅助服务Ψ费用，或按照贡献获得相々应的经济补偿。 8、完善跨省跨区电力交易机制。按照国家能源▲战略和经济、节能、环保、安全的原则，采取中长期▲交易为主、临时交易为补充的交易模式，推进跨省跨区电力市场化交易，促进电◤力资源在更大范围优化配置。鼓励具备条件的区域在政府指导下建立规范的跨省跨区电力市场交易机制，促使电力富余地区更好地向缺电地区输送电力，充分发挥市场配置资源、调剂余缺的作用。积极开展跨省跨区辅助服务交易。待时机成熟时，探索开展电力期货和电力场外衍生品交易，为发电企业、售电主体和用户提供远期价格基准和风险管理手段。 （三）建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台 9、遵循市场经济规律和电力技术特性定位电网企业功能。改变▂电网企业集电力输送、电力统购统销、调度●交易为一体的状况，电网企业主要从事电网投资运行、电力传输配送，负责电网系统安█全，保障电网公平无歧视开放，按国家规定履行电力普遍服务义务。继续完善☉主辅分离。 10、改革和规范电网企业运营模式。电网企业不再以上网电价和销售电价价差作为收入来源，按照政府核定的↑输配电价收取过网费。确保电网企业稳定的收入来源和收益水平。规范电网企业投资和资产管理行为。 11、组建和规范运行电力交易机构。将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开，实现交易机构相对独立运行。电力交易机构按照政府批准的章程和规则为电力市场交易提供服务。相关政府部门依据职责对电力交易机构实施有效】监管。 12、完善电力交易机构的市场功能。电力交易机构主△要负责市场交易平台的建设、运营和管理，负责市场交易组织，提供结算依据和服务，汇总用户与发电企业自主签订的双边合同，负责市场主体「的注册和相应管理，披露和发布市场信息等。 （四）推进々发用电计划改革，更多发挥市场机制的№作用 13、有序缩减发用电计划。根据〒市场发育程度，直接交易的电量和容量不再纳入发用电计划。鼓励新增工业用户和新核准的发电机组积极参与电力市场ㄨ交易，其电量尽快实现以市场交易为主。 14、完善政府公益性调节性服务功能。政府保留必要的公益性调节性发用电计划，以确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电，确保维护电网调峰调频和安全运行，确保可再生能源发电依照规划保障性收购。积极开展电力需求侧管理和能效管理，通过运用现代信息技术、培育电能服务、实施需求响应等，促进供需平衡和节能↘减排。加强㊣　老少边穷地区电力供应保障，确保无电人口用电全覆盖。 15、进一步提升以需求侧管理为主的供需平衡保障ξ　水平。政府有关部门要⊙按照市场化的方向，从需求侧和供应侧两方ξ　面入手，搞好电力电←量整体平衡。提高电力供应的安全可靠水平。常态化、精细化开展←有序用电工作，有效保障供需紧张下居民等重点用电需▆求不受影响。加强⌒电力应急能力建设，提升应急响应水平，确保紧急状态下社会秩序稳定。 （五）稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开售电卐业务 16、鼓励社会资本投资配电业务。按照有利于促进配电网建设发展和提高配电运营效率的要求，探索社会资本投资配电业务的有效途径。逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。 17、建立市场主体准入和退出机制。根据开放售电侧市场的要求和各地实际情况，科学界定〗符合技术、安全、环保、节能和社会责任要求的售电主体条件。明确售电主体的市场准入、退出规则，加强监管，切实保障各相关方的合法权益。电网企业应无歧视地向售电主体及其用户提供∩报装、计量、抄表、维修等各类供电服务，按约定履行保底供应商义务，确保无议价能力用户也有∩电可用。 18、多途径培育市场主体。允许符合条件的◆高新产业园区或经济技术开发区，组建售电主体直◆接购电；鼓励社会资本投资成立售电主体，允许其从发电企业购买电量向用户销售；允许拥有分布式→电源的用户或微网系统参与电力交易；鼓励供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司从事售电业务；允许符合条件的发电企业投资和组建售电主体进入售电市场，从事售电业务。 19、赋予市场主体相应的权责。售电主体可以采取多种方式通过电力市场购电，包括向发电企业购电、通过集中竞价购电、向其他售电商购电等。售电主体、用户、其他相关方依法签∞订合同，明确相应◢的权利义务，约定交易、服务、收费、结算等事项。鼓励售电︼主体创新服务，向用＠ 户提供包括合同能源管理、综合节能和用能咨询等增值服务。各种↓电力生产方式都要严格按照国家有关规定承担电力基金、政策性交叉补贴、普遍服务、社会责任等义务。 （六）开放电网公平接入，建立分布式电源发展□　新机制 20、积极发展分布式电源。分布式电源主要采用“自发自用、余量上网、电网调节”的运营模式，在确保安全的前提下，积极发展融合⌒先进储能技术、信息技术的微电网和智能电网技术，提高系统消纳能力和能源利用效率。 21、完善并网运行服务。加快修订和完善接入电网的技术标准、工程规范和相关管理办法，支持新能源、可再生能源、节能降耗和资源综合利用机组上网，积∮极推进新能源和可再生能源发电与其他电■影、电网的有效衔接，依照规划认真落实可再生√能源发电保障性收购制度，解决好无√歧视、无障碍上网问题。加快制定完善◆新能源和可再生能源研发、制造、组装、并网、维护、改造等环节ζ的国家技术标准。 22、加强和规范自备电厂监督管理。规范√自备电厂准入标准，自备〓电厂的建设和运行应符合国家能源产业政策和电力规划布局要求，严格执行国家节能和环保排放标准，公平承担社会责任，履行相应的调峰♀义务。拥有自备电厂的企业应按规定承担与自备电厂产业政策相符合的政府性基金、政策性交叉补贴和系统备用费。完善和规范余热、余压、余气、瓦斯抽排等资源综合利用类自备电厂支持政策。规范现有自备电厂成为合格市场主体，允许在公平承担发电企业社会责任的条件下参与电力市场交易。 23、全面放开用户侧分布式电源市场。积极开展分布式电源项目的各类试点和示范。放♂开用户侧分布式电源建设，支持企业、机构、社区和家庭根据各自条件，因地制宜投资建设太阳能、风能、生→物质能发电以及燃气“热电冷”联产等各类分布式电源，准许接入各电压等级的配电网络和▃终端用电系统。鼓励专业化能◥源服务公司与用户合作或以“合同能源管理”模式建设分布式电源。 （七）加强电力统筹规划和◥科学监管，提高电力安全可靠水平 24、切实加强电力行业特别是电网的统筹规划。政府有关部门要认真履行电力规划职责， 优化电源与◤电网布局，加强电力规划与电源灯规划之间、全国电力规划与地方性电力规划之间↓的有效衔接。提升规划的覆盖面、权威性和科学性，增强规划的透明度和公众参与度，各种电源建设和电网布局要严格规划有序组织实施。电力规划应充分考虑资源环境承载力，依法开展规划的环境影响评价。规划经法定程序审核后，要向社会╱公开。建立规〇划实施检查、监督、评估、考核工作机制，保障电力规划的有效执行。 25、切实加强电力行业及相关领域科学监督。完善电力■监管组织体系，创新监管措施和手段，有↘效开展电力交易、调度、供电服务和安全监管Ψ，加强电网公平接入、电网投资行为、成本及投资运行效▲率监管，切实保障新能源并网接入，促进节能∞减排，保障居民供电和电网安全可靠运行。加强和完善∮行业协会自律、协调、监督、服务的功能，充分发挥其在政府、用户和企业之间的桥梁纽带作用。 26、减少和规范电力行业的行政审批。进一步转变政府职能、简政放权，取消、下放电力项目审批权限，有效落实规划，明确审核条件和标准，规范简化审批程序，完善市场规划①，保障电力发展战略、政策和标准有效落实。 27、建立健全市场主体信用体系。加强市场主体诚∑　信建设，规范市场↙秩序。有关部门要建立企业法人及其负责人、从业人员信用纪录，将其纳入统▂一的信用信息平台，使各类企业的信用状况透明、可追溯、可核查。加大监管力度，对企业和个人的违法失信行为予以公开，违法失信行㊣为严重且影响电力安全的，要实行严格的行业禁入措施。 28、抓紧修订电力法律法规█。根据改革总体要求【和进程，抓紧完成电力法的修订及相关行政法规的研究起草工作，充分发挥立法对改革的引导、推动、规范、保障作用。加强电力依法☉行政。加大可再生能源法的实施力度。加快能源监管法规制定工作，适应依法监管、有效监管的要求，及时制定和修订其他相关法律、法规、规章。 四、加强电力体制改革工作的组织实施。 电力体制改革工作关系经济发展、群众生活和社会稳定，要加强组织领导， 按照∏整体设计、重点突破、分步实施、有序推进、试点先行的要求，调动各方面的积极】性，确保改革规范有序、稳妥推进。 （一）加强组织协调。完善电力体「制改革工作小组机制，制定切实可行的专项改革工作方案及相关配套▼措施，进一步明确职责分工，明确中央、地方、企业的责任，确保电力体Ψ制改革工作顺利推进。 （二）积极营造氛围。加强与新Ψ闻媒体的沟通协调，加大对电力体制改革的宣传报道，在全社会形成推进电力体制改革的浓厚氛围，加强改革工作的沟通协调，充分调动各方积极性，凝聚共识、形成工作合力。 （三）稳妥有序推进。电力体制改革是一项系统性工程，要在各方共识的基础上有序、有效、稳妥推进。逐步扩大输配电价改革试点范围。对售电侧改革、组建相对独立运行的电力交易机构等重大改◎革事项，可以先进行试点，在总结试点经验和修改完善相关法律法规的㊣　基础上再全面推开。

2021-05-12

配电网是国民经济和社会发展的重要公共基础设施。近年来，我国配电网建设投入不断加ξ　大，配电网发展取得显著成效，但用电水︽平相对国际先进水平仍有差距，城乡区域发展不平衡，供电质量有⊙待改善。建设城乡统筹、安全可靠、经济高效、技术先进、环境友好的配电网络←设施和服务体系一▆举多得，既能够保障民生、拉动投资，又能够带动制造业水平提升，为适应能源互联、推动“互联网+”发展提供有力支撑，对于〖稳增长、促改革、调结构、惠民生具有重要意义。为加快推进配电网建设改造，特制定本行动计划。一、指导思想围绕全面建成小康社会宏伟目标，贯彻《关于加快配电网建设改造的指导意见》，切实落实稳增长、防风险的重大措施，结合当前我国配电网实际情况，用五年左〓右时间，进一步加大建设♀改造力度。以满足用电需求、提高〗可靠性、促进智能化为目标，坚持统一〗规划、统一标准，统筹城乡、协同推进，着力解决城乡配电网发展薄弱问╲题，推动装】备提升与科技创新，加大ω政策支持，强化监督落实，全面加快现代配电网建设，支撑经济发展和服◆务社会民生。二、行动目标到∩2020年，中心城市（区）智能化建设和应用水平大幅提高，供电可靠率达到99.99%，用户年均停电时〒间不超过1小时，供电质量达到国际先进水平；城镇地区供电能力及供电安全水平显著提升，供电可靠率达到99.88%以上，用户年均停电时间不超过10小时，保障地区经济社会快速发展；乡村及偏远地区全面解决电网薄弱问题，基本消除长期“低电压”，户均配变容量不低于2千伏安，有效々保障民生。加快建设现代配电网，以安全可靠的电力供应和优质高效的供电服务保障经济社会∞发展，为全面建成小康社会提供有力支撑。提升供电能力，实现城乡用电服务均等化。构建简洁规范的网架结构，保障安全可◣靠运行。应用节能环保设备，促进资＠ 源节约与环境友好。推进配电自动化和智能用电信息采集系统建设，实现配＠ 电网可观可控。满足新能源、分布式电↓源及电动汽车等多元化负荷发展需求□　，推动智能电网建设与互联网深度融合。通过实施配电网建设改造行动计划，有效加大配电网资金投入。2015-2020年，配电网建设改造投资不低于2万亿元，其中2015年投资不低于3000亿元，“十三五”期间累计投资不低于1.7万亿元。预计到2020年，高压配电网≡变电容量达到21亿千伏安、线路长度达到101万公里，分别是2014年的1.5倍、1.4倍，中压公用配变容量达到11.5亿千伏安、线路长度达到404万公里，分别是2014年的1.4倍、1.3倍。   表1  配电网建设改造指导目标指标单位2014年2017年2020年1.供电可靠率%99.3599.6999.82其中：中心城市（区）%99.9599.9799.99城镇%99.8099.8599.88乡村%99.1699.4599.722.用户年↑均停电时间小时57.027.015.7其中：中心城市（区）小时4.42.61.0城镇小时17.513.210.0乡村小时73.648.024.03.综合∮电压合格率%95.8897.5398.65其中：中心城市（区）%99.9499.9699.97城镇%96.9297.9598.79乡村%90.7794.6997.004.110千伏及以下线损率%6.26.16.05.高压配电网容载■比2.011.8-2.26.乡村户均配变容量千伏安1.551.82.07.配电◣自动化覆盖率%2050908.配电通信网◆覆盖率%4060959.智能电表覆盖√率%608090注：1.中心城市（区）：指市区内人口密集以及行政、经济、商业、交通集中的地区。2.城镇：包括城市的建成ζ区及规划区，县级及县级以上地区的城区以及工业、人口在本区域内相对集中的乡、镇地区。3.乡村：除中心ζ城市（区）、城镇以外的地区。4.2014年数据源〓于配电网普查中各省级发展改革委（能源局）、电网企业上报数据的加权平均值。三、重点任务（一）加强统一规划，健全标准体系强化配电网统一规划。统一规划城ω　乡配电网，统筹解决城乡配电网发展薄弱问题，促进新型城镇化建设和城乡均等化发展。配电网与市政规划相协调，在配电网规划的基础上，开展电力设施布局规划，将规划成果纳入城乡发展规划和土地利用规划，实现配电网与城乡其它基础设施同步规划、同步建设。电网电源统一规划，优化电源与电网布局，加强规∴划衔接，促进新能源、分布式电源、电动汽▃车充换电设施等多元化负荷与配电→网协调有序发展。实现输配电网、一次网架设备与二次系统、公共资源与用户资源之间相↘衔接。专栏1：配电网统筹规划行动统一开展配电网规划，以5年为周期，展望10-15年，必要时可★展望到20-30年，近细远粗、远近结合，适时滚动¤修编。增强规划的透明度，规划在充分征求公众和相关部门单位意见后，由同级人民政府发布。1.统一规划城乡配电网。统筹城乡发展，解决界面不清、条块分割等问题，提高管理效率，实行▓城乡配电网统一规划。规划范围覆盖市（州、盟）的市区、郊区、县改区，以及县（县级市、旗）及以下区域（包括乡、镇、村）。电压等级涵盖110千伏及以下电卐网，包括110（66）千伏、35千伏、10（20、6）千伏以及380（220）伏。2.将城乡配电网与城市控制性╱详细规划相衔接。以国民经济和城乡发展总体规划为指导，以配电网发展规划为基础，统筹考虑电源、用户，以及土地、环境、站址廊道等公共资源，合理卐布局配电网设施，依法依规保护配电网站址路径，促进配电网■项目落实。地方政府建立电网与市政规划相衔接的管理机制，2016年在控』制性详细规划发布地区试点开展配电网设施布局规划，2020年中心城市（区）完成配电网设施布局规划。健全配电网技术标准体系。根据区域经济发展水平和可靠▲性需求，整合和优化已有标准化成果，完善技术标准，明确发展重点，科学指导规划、建设与改造，全面推行模块化设计、规范化选型、标准化建设。专栏2：配电网→技术标准体系构建及宣贯行动对现有配电网技术标准进行全面梳理，及时修订完善，逐步建立完备的配电网技术Ψ 标准体系。2015年ㄨ着手修订《中低压配电网改造技术导则》（DL/T599-2005）和《县城配电网自动化技术导则》（DL/T390-2010），重点编制电力行业标准《配电网规划设计技术导则》，2016年将《配电网规划设计技术导则》申报为国家标↙准，并逐步分类修订其他配电网技术标准，2020年前完成配电网技术标准体系修订。加大配电网技术标准的宣贯推广与执行力度，全面≡推行标准化建设。（二）做好█供电保障，服务社会民生实现中心城市（区）高可靠供电。围绕中心城市（区）发展定位和高可靠用电需求，统筹配置空间资源，保护变电站站址和电力廊道落地，高起点、高标准建设配电网，提高供电可靠性和智能化水平，力争2020年供电可★靠率达到99.99%以上，用户年均停电时间不超过1小时，达到国际先进水平。满足城镇快速增长的用电需求。结合国家新型城镇化规划及发展需要，适度超前建设配电网；紧密跟∏踪市区、县城、中心城镇和产业园区等经济增长热点，及时增加供电能力，消除城镇用电瓶颈；力争2020年供电可靠率达△到99.88%以上，用户年均停电时间不超过10小时。专栏3：城市△配电网供电可靠性提升行动1.建设中心城▼市（区）核心区域高可靠性示范区。中心城市（区）内选取核心区域建设高可靠性示范区，通过可靠灵活的网架结构、成熟完备的自动化」配置、科学规范的运维管理，大幅提高供电可靠性。2020年，建成20个示范区，供电可靠率不低于99.999%，达到国际同类城市领先水平。2.建设新型城镇化配电网示范区。明确“标准化、精益化、实用化、智能化”的城镇配电网建设思路，配电网建设改造做到与城镇规划建设协同推进，与水、路、气等其他基础设施协同发展。2020年，建成60个新型城镇化配电网建设示范区。3.规范住宅小区配电网建设改造。按照产权清♀晰、责权对等、运维规范的原则，建立统一的住宅小区供配电设施建设标准。将住宅小区供电〖工程纳入配电网统一规划，规范建设、专款专用。由具备资质的公司承担建设及运行维护管理，切实保证供配电工◎程质量，提升供电服务水平，并主动接受地方政府部门监督。提升乡村电㊣　力普遍服务水平。继续对未改造农村配电网实施改造，逐年提高乡村配㊣　电网供电能力和质量，解决已改造地区出现的新的不适应问题；远近结合、多措并举，加快解决“卡脖子”、“低电压”等突出问题，有ξ　效缓解春节、农忙等季节性负荷突增引起的供电问题，大幅改善居民生活用电⊙条件；因地制宜对粮食主产区农田←节水灌溉、农村经济作物和农副产品加工、畜禽水产养殖等供电设施进行改造，支撑农业现代化建设。力争2020年，农村地区供电可靠率不低于99.72%，用户年均停电时间控制在24小时以内，综合电压合格率不低于97.0%。专栏4：农村供电能力提升行动1.消除供电“卡脖子”。梳理电网薄弱环节、供电ζ　能力不足等问题，按照“导线截面一次选定、廊道一次到位、变电站土建一次建成”的★原则提出解决方案，建〓设配套项目，按照差异化需求提升农村配电网供电能力。2.综合治理“低电压”。组织开展全面普查，建立常态化监测和治理机制，优化运行控『制，加强电【网建设，多措并举、防治结合。对长期“低电压”用户，按照统一标准加＠快电网建设改造；对短时“低电压”用户，按照“加强运】行管理、应用实用技术”的原△则进行治理。2015年，解决520万户“低电压”问题，2016年，再解决400万户，至2020年，基本实现低电压问题的全面治理。3.实施美丽乡村电网示范工程。按照《美丽乡村建设指南》标准，根据不同农村经济发展水平和地理自然条件，因地制宜开展配电网◇规划，结合“四改一建”，同步实施村级电网升级改造工程，优化网络、提升能力。4.提升低压电网装备水平。开展低压设备普查，逐步消除低压电网瓶颈、安全隐患突出、迂回供电等问题，提升供电能力和可靠性，降低技术线损。按照长远发展需求，标准化规划建设低压电网。注:“四改一建”是指改路、改水、改厕、旧村改造，建设乡村学校少年宫。加快○边远贫困地区配电网建设。做好国家扶贫开发重点县和集中连片特殊困々难地区电网规划，加ぷ大电网投资力度，切实解决边远贫困地区用电问题。做①好偏远地区移民搬迁、游牧民定居等安置点供电保障。通①过电网延伸和光伏、风电、小水电等供电方式，2015年解决全部无电人口用电问题。专栏5：边远贫困地区供︼电行动1.藏区电网建设。根据西＠ 藏及青海、四川、云南、甘肃四省藏区↓的生产生活特点，做好用电需求预测，科学编制电网发展规划，加快建设,全面改善藏区用电水平。2020年，藏区□　电网供电能力达到本省（**）平均水平。2.南疆配电网建设。做好喀什市、和田市、阿图什市等人口聚集地区配电网建设，增加电源布点，满足用电【需要；主动跟进生态移民、牧民定居、抗震安居等民生工程，更大限度利用电网延伸和可再生能源供电方☉式，改善农牧民↑生产生活用电条件。3.扶贫开发重点县、边远贫困地区供电提升。做好592个扶贫开发重点县及特殊困难地区电力建设，充分利用当地风、光、水等资源，多措并举，解〖决当地供电问题。（三）优化完善结构，消除♀薄弱环节切实保障变电站站址和线路廊道规划落地，构建强简有序、相互支援的目标◆网架，远近结合，科学制定过渡方案。按照供电◣区“不交叉、不重叠”原则，合理划分变电站供电范围，解决网架结构不清晰问题；合理设置中压线∩路分段点和联络点，提升中压线路联络率，提高配电网转供能力。专栏6：配电网网架优化行动1.构建灵活可靠的中心城市（区）网络结构。中心城市（区）高压配电网形成链式、环网等高可靠网架结构；中压配电网形成环网、多分段适度联络结构，加强站间联络，构建坚强的负荷转移通道，提升供电灵活性及可靠性，更大限度减小故障※影响范围。2020年，中心城市（区）高压配电网“N-1”通过率达98%，中压配电网线路联络率达到94%。2.优化规范城镇地区网络结构。城镇地区着力∴解决高压配电网不满足供电∞安全标准的“单线单变”问题，全部解决县域电网与主网联系薄弱等突出问题，切实提升电网抵御事故能力；中压配电网▅合理设置线路分段，优化供电范围，加↘强线路联络，提高转供互带★能力。2020年，城镇高压配电网“N-1”通过率达94%，中压线路联络率达82%。3.逐步强化乡村地区网络结构。乡村地区高压配电网适当增加布点，采用环网、辐射等结¤构，采取多种技术手段，解决供电半径和供电质量问题；中压配电网加快主干网架建设，标准配▆置导线截面，合理增加线路分段数，具备条件时可就近联络，提高供电安全水平。（四）推进标准配置，提升装备水平推进配电网设备标准化。完善设备技术标准体系，引导设备制造科学发展；优化设备序列，简化设备类型，规范技■术标准，推行功能模块化、接口标准〇化，提高配电网设备■通用性、互换性；注重节能降耗、兼顾环卐境协调，采用技』术成熟、少（免）维护、具备可扩√展功能的设备；在可靠性要求较高、环境条件恶劣（如高海拔、高寒、盐雾、污秽严重等）以及灾害高发等区域适当提高设备配置标准。实现配电网装备水平升级。推广应用固体绝缘环网柜、选用节能型变压器、配电自动化以及智能配电台区等新设备新技术；积极开展基于新材料、新原理、新工艺的变压器、断路器和二次设备的研制；在符合条件的区域，结合市政建设，提升电①缆化水平，提高城镇地区架空线路绝缘化率；提升设备№本体智能化水平，推行功能一体化设备；采用先进物联网※、现代传感和信息通信等技术※，实现设备、通道运行状态及外部环境的在线监测，提高预警⌒　能力和信息化水平。开展综合管廊建设试点。按照“政府主导、统一规划、科学使用、权责明晰”的原则，大中城市加快启动地下综合管廊示范试点工程，部分中小城市因地制宜建设综合管廊项目。将供水、电力、通信、广播电视、排水等管线进行▃统一规划、设计≡和施工，促进城市空间集约化利用。为保障电网安全可靠运行，避免城市综合管廊内管线间相互影响，应独立建设电力舱。专栏7：配电网装备提升行动1.优化升级配电变压器。从配电变压器研发、生产、使用等多个环节，运用政策引导和市场机№制，促进高效节能配电变压器的推广应用，提高覆盖率；大力推进老旧配变、高损配变升级改☆造，推动非晶合金⌒变压器、高过载能力变压器、调容变压器等设备的应用。逐步淘汰S7（S8）型高损耗变压器。2.更新改造配∏电开关。适应配电自动化及智能电网发展需♂求，推进开▲关设备智能化。提升配电△网开关动作准确率，对防误装置不完善、操作困难的开关设备进行重点升▼级改造。开展开关设备核心技术」与关键部件的技术研究，全面提升国产化率。2020年全面完成开关无油化改造，开关无油化Ψ率达到100%。3.提高电缆化率。在符合条件的区域，结合市政建设与景观需要，持续提升电缆覆盖水平。明确各类供电区域、各类城市隧道、排管、沟槽和直埋等电力电缆通道建设要求，科学合理选择电缆敷设型式。地方政府主管部门组织制定电力电缆通道专项规划并落实到城市规划中。市政基础设施建设改造的同时，应同步规划◎、同步设计、同步建设电力电缆通道，预留电缆管孔与位♀置。2020年，中心城市（区）核心区新建线路电缆化率达◎到60%。（五）推广适用技术，实现节能减排应用先〖进配电技术，科学选择导线截面和变压器规格，提升经济运〗行水平；加强配电网无功规划和运行管理，实现各电压层级无功就地平衡，减少电能传输损失；推广电能替代，带动产业和社会节能减排；加强需求侧管理⊙，引导用户科学用能，积极参与需求响应，提高能源利用效率，促进节能减排。专栏8：电能替代行动有序开展电能替代，倡导能源消费新模式。在集中供暖、工商业、农业生产领域大力推广热泵、电采暖、电锅炉、双蓄等电能︾替代技术；在铁路、汽车运输等领域以电代油，提高交通电气化水平；推广港口岸电技术，部署新型ω　船舶岸电供电设施；推广空港陆电、油机改电等新兴项目。力争2020年，实施电能替代电量6300亿千瓦时以上，电能占终端能源消费比重提高2个百分点。1.服务电∏动汽车充电设施发展。按照《电动汽车充电基础设施发展指南》（2015-2020年），做好配电网规划与充换电设施『规划的衔接，加强充换电设施配套电网建设与改造，保障充换电设施无障碍接入。加快建设电动汽车智】能充换电服务网络，推广电动汽车有序充电、V2G及充放储一体化】运营技术，实现城市及城际间充电设施的互联互通。2020年满足1.2万座充换电站、480万台充电桩接入需求，为500万辆电动汽车提供充换电服务。2.推进实施岸电工程。加快制定船舶岸电相关技术标准，推进船舶岸电工程建设,  推动关键技术、设备研发，规范岸基配套供电设施建设。建立港口船舶智能用电服务平台，实现船舶与电网双向互动。2015-2017年，在上海港、浙江宁波港、江苏连云港港、辽宁大连港、福建々厦门港、河北沧州渤海∮新区港口、重庆朝天门码头等々港口开展船舶岸电试点工程建设，2020年，累计○完成不少于50%港口的①岸电工程建设。3.电采◎暖推广应用。在城市集中供暖、工商业等领域推广大型以电代煤（气）项目，开展电采暖替代燃煤锅炉的示范◣工程；在城镇、乡村、城中村等散煤消耗区域，鼓励“煤改电”工程，在住宅建筑中鼓励采︼用电采暖类供热设备，结合用电需求做好已＠ 有配电网的增容改造。（六）提高自动化水平，实现可观可控加强配电自动化建设。持续提升配电自动化覆盖率，提高配电网运行监测、控制能力，实现配电网可观可控，变“被动报修”为“主动监控”，缩短故障恢复时间，提升服务水平。中心城市（区）、城镇地区推广集中式配电自动化方案，合理◤配置配电终端，缩短故障停电时间，逐步实现网络自愈重构；乡村地区推广简易配电自动化，提高故障定位能力，切实提高实用化水【平。加强配电通信网支☉撑。坚持一二次协调的原则，同步规划建设配电通信网；确保通信带宽容量裕度，提高对♀相关业务的支撑能力；中心城市（区）加强10千伏通信接入网的光纤建设，有效支撑配电自动〓化遥控可靠动作和用电♀信息采集业务；城镇及乡村地区加强35千伏电〗网的配套光纤建设，10千伏通信接入网主要采用无◆线、载波◢通信方式；积极探索电力光纤通信全业务和增值信息服务模式，全面支撑智能电网建设。2020年，配电通信网覆盖率达到95%。推进用电信息采集全覆盖。加快智能电表推广应用，全面建设用电信息采集系统，推进用户用电信息的自动采集。探索应用多元化、网络化、双向实时计量技术和用电信息采集技术，全面支撑用户信息互动、分布式电源及多元化负荷接入等业务，为实现智能双向互动服务提供信息基础。2020年，智能电表覆盖率达到90%。专栏9：配电自动化建设行动根据可靠□性需求、网架结构与设备状况合理选择故障处理模式、终端◥配置及通信方式。中心城市（区）及城镇地区推广集中式馈线自动化方式，在网络关键性节点◤采用“三遥”终端，在分支线和一般∴性节点采用“二遥”终端，合理选用光纤、无线通信方◤式，提高电网运行控制水平；乡村地区推广以故障指示器为主的简易配电自动化，合理选用无线、载波∩通信方式，提高故障定位能力。2020年，配电自动化覆盖率达到90%。（七）推动智能互联，打造服务平台支持新能源及多元化负荷接入。综合应用新技术，大幅提升配电网接纳新能源、分布式电源及多元化负荷的能力；推进配电网储能应用试点工程，提高设备利用率；建设智能互动服务←体系，实现配电网友好开放、灵活互动。探索能源互联平台建设。探索以配电网为支撑平台，构建多种能源优化▆互补的综合能源供应体系，实现能源、信息双▓向流动，逐步构建以能源流为核心的“互联网+”公共☆服务平台，促进能源与信息的深度融合，推动能☉源生产和消费革命。

2021-05-12