《江苏省发展改革委关于促进风电健康有序发展的意见》苏发改能源发〔2014〕1334号--中国市场经济研究院

第一篇：《江苏省发展改革委关于促进风电健康有序发展的意见》苏发改能源发〔2014〕1334号--中国市场经济研究院

附件1：

陆上风电项目核准支撑性文件清单

根据国家现行文件规定，陆上风电项目核准之前，项目业主应当申请并取得下列支撑性文件：

1、项目已经列入国家风电建设规划及年度开发指导规模（年度开发计划）的依据文件

2、土地主管部门出具的项目用地预审意见

3、城乡规划主管部门出具的选址意见书

4、环境保护主管部门出具的环境影响评价批复意见

5、水利行政主管部门出具的水土保持方案审批意见

6、水利行政主管部门作出的河道管理范围内建设项目行政许可决定（适用于涉及河道管理范围的项目）

7、水利行政主管部门出具的洪水影响评价报告批复文件（适用于涉及滞洪区的项目）

8、节能审查机关出具的节能审查意见

9、安全生产监督管理部门出具的安全预评价报告备案函

10、县级及以上人民政府或其指定的部门、单位出具的社会稳定风险评估报告

11、国家能源局确定的技术归口单位（水电水利规划设计总院），或具备新能源专业、服务范围的甲级工程咨询机构出具的（可行性研究报告）技术审查意见

12、电网企业出具的电网接入意见

13、金融机构出具的项目融资贷款文件

14、法律法规规定必须在项目核准之前取得的其他支撑性文件 附件2：

海上风电项目核准支撑性文件清单

根据国家现行文件规定，海上风电项目核准之前，项目业主应当申请并取得下列支撑性文件：

1、项目已经列入国家风电建设规划及年度开发指导规模（年度开发计划）的依据文件

2、海洋主管部门出具的用海预审意见、环境影响评价批复意见、海底电缆路由调查勘测审批意见

3、海事主管部门出具的通航安全审查批复意见

4、水利行政主管部门作出的河道管理范围内建设项目行政许可决定（适用于涉及入海河道闸下港道管理范围内的项目）

5、节能审查机关出具的节能审查意见

6、安全生产监督管理部门出具的安全预评价报告备案函

7、县级及以上人民政府或其指定的部门、单位出具的社会稳定风险评估报告

8、国家能源局确定的技术归口单位（水电水利规划设计总院）出具的（可行性研究报告）技术审查意见

9、电网企业出具的电网接入意见

10、金融机构出具的项目融资贷款文件

11、法律法规规定必须在项目核准之前取得的其他支撑性文件 附件3：

风电项目核准流程

（报省核准的项目）

申请人申请

1、编制项目申请报告（应委托有相应资质及服务范围的咨询机构编制）。

2、提供相关附件：详见附件1和附件2。以上申请材料一式五份，并附电子文档一份。市或县发展改革委对申请材料进行初审，初审合格的转报省发展改革委。网上在线申报受理收到申请材料5个工作日内完成申请材料的受理工作。不属于本机关职权范围的，不予受理，出具不予受理通知书。告知申请人向有关部门申请或办理。申请材料齐全、符合法定形式，或者申请人按照本行政机关的要求提交全部补正申请材料的，予以受理。材料不齐全或者不符合法定形式的，5个工作日内退回材料，发放一次性补充告知书。行政机关发现行政许可事项直接关系他人重大利益的，应告知利害关系人。申请人和利害关系人有权进行陈述和申辩，行政机关应当听取申请人和利害关系人的意见。审查省发展改革委按照国家有关规定，对属于本机关受理权限的风电项目进行审核。决定向项目申请单位出具《项目核准通知书》或《不予核准通知书》。作出不予行政许可的书面决定，说明理由，并告知依法申请复议、提起行政诉讼的权利。将项目核准决定按规定在网站公开。同时发送同级相关部门以及项目申请单位所在地的项目核准、初审机关。经核准的项目，有下列情形之一的，项目单位应及时以书面形式向原项目核准机关提出调整申请。

一、建设地点发生变更的；

二、建设规模、建设内容发生较大变更的；

三、项目投资方或股权发生变更的；

四、项目变更可能对经济、社会、环境等产生重大不利影响的；

五、需要对项目核准文件所规定的内容进行调整的其他情形。

第二篇：关于加快电力工业结构调整促进健康有序发展有关工作的通知(发改能源[2006]661号)

发改能源[2006]661号

关于加快电力工业结构调整 促进健康有序发展有关工作的通知

各有关单位：

2002年6月以来，我国出现了新一轮电力供应紧张局面，为尽快缓解电力供需矛盾，国家采取了一系列措施，加快电力建设，全国电力开工和投产规模快速增加，电力供应能力明显提高，供需矛盾初步得到缓解。但是，在加快电力建设的同时，电站建设无序、电源结构不合理、电力建设质量下降、安全事故增多、电网建设滞后等问题突出，发电设备生产与供应也极不均衡。为贯彻落实《关于加快推进产能过剩行业结构调整的通知》（国发[2006]11号）文件精神，保持电力工业健康有序发展，针对当前出现的新情况、新问题，需要采取必要措施，加快电力结构调整步伐。经研究，现将有关情况和具体要求通知如下：

一、电力建设快速发展，供需矛盾缓解

（一）电力供应能力保持较高水平。2004年底，全国发电装机4.42亿千瓦，比上年增长5100万千瓦，2005年发电装机突破5亿千瓦。2005年全国发电量24747亿千瓦时，同比增长12.3％。截至目前，全国已连续40多个月平均发电量增长速度超过两位数，“十五”期间平均电力弹性系数达1.5，电力增长速度高于GDP的增长。

随着发电装机的快速增长，发电设备平均利用小时有所下降，2005年为5411小时，同比下降29小时。由于2005年全国各主要河流来水好于往年，水电机组利用小时同比增长189小时；水电增发以后，火电增幅较去年同期有所回落，发电小时同比下降109小时。与此同时，全国“西电东送”等跨区跨省送电成效显著，累计交换电量2500亿千瓦时，同比增长20.9%。

（二）用电需求快速增长，高耗能用电增速趋缓。2005年全社会用电量24689亿千瓦时，同比增长13.45%。用电结构仍以工业为主，且比重略有增加，达73.1%，增幅虽比上年回落3.9个百分点，但仍高达13.37%。城乡居民生活用电量增幅最快，达2838亿千瓦时，同比增长16.2%，比去年同期提高了7.2个百分点。在电价上调和控制高耗能产品措施实施后，高耗能产业盲目发展势头受到遏制，高耗能产业比较集中地区的用电负荷增速趋缓。

（三）电力建设继续得到加强。2005年全国新投产发电装机6602万千瓦，其中水电1128万千瓦，占17.1%，火电5465万千瓦，占82.8%，风电8万千瓦，占0.12%。新增220千伏及以上输电线路24000公里，变电容量13000万千伏安。灵宝背靠背直流输电工程、西北750千伏示范工程和贵广交流输电工程等一批重点电网工程陆续投产，全国六大电网已实现联网，电网输电能力进一步增强，网架结构进一步优化。

2005年国家核准电站项目139个，总规模11800万千瓦（水电2705万千瓦，火电8715万千瓦，核电330万千瓦，风电50万千瓦），其中11410万千瓦已开工建设。

（四）电力供应紧张形势有所缓解。当前全国电力供需紧张形势有较大改善，但部分地区季节性、时段性拉闸限电现象依然存在，主要集中在华北、南方和华中的部分地区，华东紧张局势明显缓解，东北、西北地区电力供需基本可以平衡。2005年全国总体呈现“前紧后松”的状态，一季度共有26个省（区、市）反映有拉闸限电现象，二季度减少到18个，年底减为5个。

预计2006年将是我国电力供需状况的转折点，电力供需矛盾可基本缓解，但季节性电力供需不平衡的矛盾仍将存在。2007年以后，全国电力装机不足的局面将得到根本扭转，除少数地区用电高峰时段外，全国大部分地区可实现电力供需平衡，并略有盈余。

二、存在的主要问题

（一）电站无序建设。按照国务院的统一部署，国家有关部门采取了加强规划、优先安排合规项目、通知或公告停工违规项目等一系列措施，并引入专家集中评议的方式，开展违规项目清理工作。截至目前，已消化（核准）违规项目4283万千瓦；另有4600万千瓦暂按缓建处理，纳入2006、2007年建设规划；剩余3400万千瓦按停建处理。总体上看，电力行业无序建设、盲目布点的势头得到了一定遏制，违规电站清理工作取得了阶段性成果。

虽然违规建设电站的势头得到遏制，但是部分地区的违规项目仍未按要求缓建或停建。有些地区和企业对国家清理违规电站项目工作不能正确认识，有抵触情绪。一些地方和企业仍在继续建设违规项目。

（二）电源结构不合理。由于电力供应紧张，促使各地燃煤机组大量建设，小机组关停步伐明显放缓，企业自建燃油机组现象增多，造成部分地区燃煤和燃油小机组比重增高，煤电比重进一步增加。另外，还有不少电力项目以供热或综合利用的名义，建设小火电机组。2004年底，全国0.6～5万千瓦火电机组有3796台，共计4666万千瓦，另有不上网的单机0.6万千瓦以下小火电机组近1500万千瓦，还有燃油机组约2500万千瓦，均呈上升趋势。

这种状况恶化了电源结构，增加今后结构调整的工作难度，而且也不利于提高能源利用效率，不利于保护生态环境。

（三）电网建设相对滞后。电力供需快速增长，加之违规电源项目盲目建设，电源电网建设不协调的问题再次显现。部分电网网架结构不够坚强，出现了“窝电”和缺电并存的现象。京津唐的冀北地区、辽宁的营口地区、浙江的台州、温州地区、河南的豫北地区、四川的川西地区等均出现了因网架结构原因、输电断面受限而拉限电的情况。配电网问题也十分突出，北京、广州、杭州和苏州等大城市，两年前实施的城网改造工程已不能满足用电需求增长的需要，线路、变压器超负荷运行时有发生。中西部地区农村电网建设与改造滞后，尚不能满足社会主义新农村建设的需要。

（四）电力设备生产增长过快，设备订货过于集中。按基本立足国内组织生产计算，当前国内29家大中型发电设备制造企业生产能力约为5000万千瓦左右，其中：水电1000万千瓦左右，火电4000万千瓦左右。通过扩大电站设备生产外包比例，2005年完成发电主机设备约8700万千瓦，比去年同期增长30.4%，全国发电设备制造企业已超负荷运转，大部分电站设备锻件靠进口解决。

据统计，2006年合同订货的发电设备多达1.41亿千瓦，2007年为6700万千瓦。由于合同订货过于集中，按现有的国内设备制造能力，大量发电设备的铸锻件和配套件仍将靠进口解决。一些违规项目仍在向厂家催交设备，影响了规划内项目的正常交货。随着电站建设高峰过去，很可能出现国内发电设备制造企业制造能力放空、大起大落的问题。

（五）电力建设质量和安全隐患不容忽视。近来电站建设规模很大，项目赶工期、片面追求速度的现象比较普遍。电站设计、建设施工和设备制造企业均超负荷运转，带来的各种隐患不容忽视。2005年电力建设工程发生死亡3人以上的安全事故达12起。特别是一些违规项目为造成既成事实，脱离客观条件压缩工期，不顾国家三令五申，违反质量和安全规程规范，引发了重大安全事故，暴露出不同程度的质量和安全问题。

这些质量和安全隐患形成一批“问题”电站。在现阶段集中反映在工程施工和设备质量等方面，投产后会引发电力设备运行不稳定和可靠性差的问题。加上违规项目布局和结构上的不合理，势必影响电力系统的整体安全稳定水平，引发大面积停电事故的风险增加。

三、采取有力措施，促进电力工业健康发展

按照党的十六届五中全会确定的2010年人均GDP比2000年翻一番的奋斗目标，以及2010年单位国内生产总值能源消耗比“十五”期末下降20％的具体要求，“十一五”期间电力工业在保持稳定有序发展，为经济社会发展提供可靠电力保障的同时，还要把工作重点转到加快电力结构调整步伐，降低能耗水平，保护生态环境，努力提高机组健康状况和安全水平，促进经济社会全面、协调、可持续发展上来。因此，要重点做好以下几方面的工作：

（一）完善电力规划，实现有序发展。结合“十五”后两年电力工业实际和清理违规项目的情况，国家发展改革委将进一步完善“十一五”各区域电力规划，引导电站项目有序发展。2006和2007年电站项目要按照国家发展改革委明确的规划（备选方案）安排建设，各地发展改革部门要按照规划有序安排项目前期工作，并做好项目申报和项目管理等工作。2008年及以后的具体建设项目将根据规划以及市场发展实际情况进一步研究确定。

随着发电装机的不断增加，要高度重视电网建设，保持电源与电网、输电与配电的协调同步发展。加强区域网架、跨区输电线路和西电东送输电通道的建设，继续推进西电东送、南北互济，努力实现更大范围的资源优化配置，促进区域间协调发展。加强城乡配网建设，抓紧解决大中型城市电网配电能力不足的问题，不断提高供电的可靠性。各电网企业要按照国家发展改革委关于近期电网建设项目前期工作的要求，抓紧开展相关工作，各有关部门要给予必要的支持和配合。各地政府相关部门要组织当地电网企业和主要用户，结合本地区国民经济和社会的发展，提出本地区电网，重点是城乡配电网的发展规划与近期的建设方案。

为提高输电资产利用效率，降低输电成本，针对电网运行中存在的实际情况，电网企业要加强管理，通过采用先进输电技术，努力提高现有输电设施的输电能力，力争在“十一五”期间将现有各电压等级输电能力的平均水平提高15～20%。

（二）继续做好清理工作，规范建设秩序。为保持电力工业的有序健康发展，最大程度地消除违规项目带来的危害，各地区及有关部门要严格按照《国务院批转发展改革委关于坚决制止电站项目无序建设意见的紧急通知》（国发[2004]32号）及《国务院办公厅关于电站项目清理及近期建设安排有关工作的通知》（国办发[2005]8号）有关要求，各司其职，严格把关，加大执法监督力度，采取有力措施，做好违规电站清理的后续工作，促使违规项目按照清理意见停建、缓建，维护正常电力建设秩序。各地国土、环保、交通和水利有关职能部门及综合经济管理部门，对未纳入规划和不在规划期内的违规项目，不予办理相关手续；电网企业不得为违规项目接入系统；银行及金融机构要停止对其发放贷款；银监会各级派出机构要严格按照国务院的有关要求，继续认真督促银行金融机构认真执行《商业银行授信工作尽职指引》，把国家产业政策以及对电力项目贷款审批和发放的政策切实落实到位，并进一步加强检查力度，做好清理的后续工作。

为保持电力设备生产和供应的稳定，避免出现设备制造企业生产运行的大起大落。电力设备厂家要进一步强化法制观念和提高风险防范意识，按照国家法律法规和有关规定，妥善处理与违规项目签订的无效合同，并按照国家的规划安排生产。

各地政府有关职能部门及相关电力企业要研究具体措施，做好电站清理的善后工作，妥善处理违规电站建设的遗留问题。

（三）加大关停力度，着力结构调整。按照国家电力发展规划，要重点实施高效、清洁发电工程，加大工期较长的水电、核电等清洁电力的开发力度，提高水电等清洁能源在电力结构中的比重，积极推进火电机组“上大压小、上煤压油”等工程。

各地要结合本地区电源情况，逐步关停拆除能耗高的火电机组，在逐一落实关停机组的基础上，制订可行的关停实施方案，切实做好小机组关停后的有关工作，加快凝汽式小火电及燃油机组的关停步伐。力争“十一五”期间关停5万千瓦及以下凝汽式燃煤小机组1500万千瓦，关停老小燃油机组700万千瓦的目标。各地发展改革委、国土、环保和水利部门要积极配合，采取必要的措施，推进小机组关停工作的顺利实施，促进电力结构调整。对于已到关停期限的小机组，电网企业及相关单位不得再收购其发电量。

（四）调整发电调度规则，实施节能、环保、经济调度。为贯彻落实十六届五中全会提出的“必须加快转变经济增长方式，要把节约能源作为基本国策，努力建设资源节约型、环境友好型社会”的要求，实现“十一五”期间节能降耗的目标，促进电力工业结构调整，需要对电力市场交易模式和现行电力调度规则进行必要的调整。要改变对各类机组平均分配利用小时数的旧调度模式，优先安排可再生、高效、污染排放低的机组发电，限制能耗高、污染大、违反国家政策和有关规定的机组发电。重点对火电机组进行优化调度，鼓励煤耗低、排放少、节水型机组发电；已到关停期限或违反国家有关规定的机组，不得进入电力市场交易，电网调度机构不得调度其发电；大电网覆盖范围内，以“以热定电”名义建设的13.5万千瓦及以下热电联产机组不带热负荷时，原则上不得调度发电。

依法贯彻落实《可再生能源法》中有关可再生能源发电电价、电量、上网等政策，加大对可再生能源的扶植力度，实现水电全额上网，同网同价。

当前，要根据上述原则抓紧修订体现节能、环保、经济的调度规则和电力市场交易规则，并尽快实施。电力监管机构要按照《电力监管条例》的有关规定，依照《跨地区电能交易指导意见》、《跨区跨省优化调度规则》和本通知的有关要求，监督指导各级电力调度机构执行国家有关规定。

（五）落实责任，加强电力建设工程质量和安全管理。电力安全涉及千家万户，事关经济发展、社会稳定和国家安全。为此，各级政府、监管机构和企业，要按照国家发展改革委、建设部、国家安监总局和电监会联合下发的《关于切实加强电力建设工程质量安全监督管理的紧急通知》（发改能源[2005]1690号）要求，通力协作，认真落实各项安全措施，完善安全责任体系，积极排查质量与安全隐患，确保电力建设工程质量。各地有关部门要在国家的统一部署下，抓紧开展检查各地电力工程质量和安全工作的落实情况，强化电力安全管理，确保安全可靠的电力供应。特此通知。

国家发展改革委

国 土 资 源 部 铁

道

部 交

通

部 水

利

部 主题词:电力

国 家 环 保 总 局

银

监

会 电

监

会

二○○六年四月十八日

调整 通知

第三篇：国家发展改革委关于加快配电网建设改造的指导意见发改能源[2015]1899号

【发布单位】国家发展和改革委员会 【发布文号】发改能源[2015]1899号 【发布日期】2015-08-20 【生效日期】2015-08-20 【失效日期】 【所属类别】政策参考

【文件来源】国家发展和改革委员会

国家发展改革委关于加快配电网建设改造的指导意见

发改能源[2015]1899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），中国电力企业联合会，国家电网公司、中国南方电网有限责任公司：

配电网是国民经济和社会发展的重要公共基础设施，为落实中央稳增长政策，加快配电网建设改造，现提出如下指导意见。

一、总体要求

（一）指导思想

围绕新型工业化、城镇化、农业现代化和美丽乡村建设，立足稳增长、调结构、促改革、惠民生，以满足用电需求、提高供电质量、促进智能互联为目标，坚持统一规划、统一标准，着力解决配电网薄弱问题，提高新能源接纳能力，推动装备提升与科技创新，加快建设现代配电网络设施与服务体系，为全面建成小康社会宏伟目标提供有力保障。

（二）基本原则

规划引领，有序推进。坚持先规划、后建设，切实加强规划的科学性、权威性和严肃性。科学制定远景配电网目标，远近结合、分步实施。

城乡统筹，保障供应。统一城乡配电网建设，实现一体化发展。坚持建设与改造并举，提升供电保障能力与电力普遍服务水平。

统一标准，安全经济。统一技术标准，贯彻供电可靠性和资产全寿命周期理念，因地制宜推行模块化设计与标准化建设。构建强简有序、结构合理、安全可靠、经济高效的配电网络。

智能环保，升级创新。应用新技术、新产品、新工艺，提高装备水平，推进智能化升级，适应能源结构调整需要。探索智能化配电网与互联网的深度融合，努力创建新型能源生产、配送与消费体系。

政策配套，协调发展。加大政策支持力度，研究出台金融、财税、价格等系列配套措施；结合全面深化改革的总体要求，建立市场化建设与运营协调机制，多方参与，拓展配电网建设改造投资渠道。

（三）发展目标

通过配电网建设改造，中心城市（区）智能化建设和应用水平大幅提高，供电质量达到国际先进水平；城镇地区供电能力和供电安全水平显著提升，有效提高供电可靠性；乡村地区电网薄弱等问题得到有效解决，切实保障农业和民生用电。构建城乡统筹、安全可靠、经济高效、技术先进、环境友好、与小康社会相适应的现代配电网。

经过五年的努力，至2020年，中心城市（区）用户年均停电时间不超过1小时，综合电压合格率达到99.97%；城镇地区用户年均停电时间不超过10小时，综合电压合格率达到98.79%；乡村地区用户年均停电时间不超过24小时，综合电压合格率达到97%。

二、加强规划统筹，提升发展理念

（四）以先进理念引领配电网建设改造。坚持以可靠性为中心的规划理念，将提高供电能力与供电可靠性作为配电网建设改造的出发点和落脚点，贯穿于配电网管理全过程。贯彻资产全寿命周期理念，在规划设计、建设改造、运维检修各环节实现配电网资产的整体优化。坚持标准化建设理念，建立统一的配电网技术标准体系,优化设备序列，推广典型设计和标准物料，统一施工工艺，规范造价标准。

（五）坚持规划统筹与协调发展。科学规划是做好配电网建设改造的重要保障，配电网发展要与所辖区域经济、社会发展相协调。坚持城乡电网统一规划，规划范围全覆盖，统筹推进城乡建设一体化和公共服务均等化。坚持电网规划与市政规划相统一，将配电网规划纳入城乡发展规划和土地利用规划，合理布局供电设施，实现与其它市政基础设施的协同发展。坚持配电网与上一级电网、一次网架设备与二次自动化系统、公用资源与用户资源的有效衔接、协调发展。统筹兼顾新能源、分布式电源和电动汽车等多元化负荷发展，满足各类接入需求。

三、增强供电能力，有效服务民生

（六）着力提升配电网供应能力。按照“导线一次选定、廊道一次到位、土建一次建成”的原则，适度超前建设配电网，提高对负荷增长的适应能力。密切跟踪市区、县城、中心城镇和产业园区等经济增长热点，适时增加变压器容量，增加变电站布点和线路，解决局部供电能力不足问题。结合农村人居环境整治，加大配电线路、配电台区和低压进户线改造力度，全面解决户均供电容量低、安全隐患多、“卡脖子”、“低电压”等问题。

（七）规范住宅小区供电。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，将住宅小区用电需求纳入配电网统一规划，规范设计、规范建设，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。对于老旧小区、使用临时电的小区，厘清资产、积极化解历史矛盾，加快配电网改造步伐，落实一户一表，保障住宅小区用电客户的合法权益。

（八）优化网架结构。中心城市（区）加快变电站及廊道落实，力争形成双侧电源结构，加强中压线路站间联络，提高负荷转移能力。城镇地区根据负荷发展需求，解决高压配电网单线单变供电安全问题，逐步过渡到合理的目标网架。着力解决县域电网与主网联系薄弱问题。乡村地区适度增加布点，缩短供电半径，合理选用经济适用的网架结构。

（九）加强贫困及偏远地区供电。因地制宜采取电网延伸和光伏、风电、小水电等供电方式，全面解决无电人口用电问题。加大国家级贫困县、集中连片特殊困难地区以及偏远少数民族地区、革命老区配电网建设与改造力度，提高电力普遍服务水平。

（十）改善农村生产生活供用电状况。加强农村地区用电需求分析，针对春节、农忙等季节性负荷特点，远近结合、多措并举保障农村生产生活供电。根据地方农业生产特点，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建设改造。

四、提高装备水平，促进节能降耗

（十一）提高配电网装备水平。以智能化为方向，按照“成熟可靠、技术先进、节能环保”的原则，全面提升配电网装备水平。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。提升设备本体智能化水平，推行功能一体化、设备模块化、接口标准化。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。因地制宜实施老旧线路、老旧配变和计量装置改造。实现低压线路绝缘化，降低故障发生率，提高供电安全性。完善智能设备技术标准体系，引导设备制造科学发展。

（十二）优化配电设备配置。控制同一区域设备类型，优化设备序列，简化设备种类，规范设备技术标准，提高配电网设备通用性、互换性。注重节能环保、兼顾环境协调，采用技术成熟、少（免）维护、低损耗、小型化、具备可扩展功能的设备。在环境条件恶劣地区适当提高标准，增强抵御自然灾害的能力。

（十三）提高配电网能效水平。逐步淘汰高损耗变压器，推广先进适用的节能型设备，实现绿色节能环保。加强配电网经济运行分析与线损管理，合理配置无功补偿设备，优化运行方式。加快建立配电网能效评估指标体系，开展对标及能效考核。

（十四）提升电缆化水平。本着“既利当前、又益长远”的思路，逐步提升电缆覆盖水平，在符合条件的区域，结合市政建设，有序推进电力电缆通道建设，落实电缆管孔预埋与战略布点，提高城市综合承载能力。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。积极探索提高电缆建设运行维护水平，降低全寿命周期成本。

（十五）开展综合管廊示范试点。鼓励有条件的地区将配电网电力电缆纳入综合管廊建设，随城市综合管廊同步规划、同步设计、同步建设，推动城市地下空间资源的统筹规划和综合利用。坚持“政府主导、统一规划、科学使用、责权明晰”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。

五、推动智能互联，打造服务平台

（十六）加强配电自动化建设。提高配电网运行监测、控制能力，实现配电网实时可观可控，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）、城镇地区合理配置配电终端，缩短故障停电时间，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。

（十七）构建智能互动服务体系。开展智能互动信息体系顶层设计与建设，鼓励应用光纤等高效通信方式，实现能源信息在供给与需求端的双向流动，适应能源生产与消费变革。以智能电表为载体，建设智能计量系统，打造智能服务平台，全面支撑用户信息互动、分布式电源接入、电动汽车充放电、港口岸电、电采暖等业务，鼓励用户参与电网削峰填谷，实现与电网协调互动。

（十八）探索能源互联新技术。综合应用云计算、网格计算、大数据挖掘等技术，实现海量数据的深层利用，全面支撑智能家庭、智能楼宇和智慧城市建设，推动全社会生产生活智慧化。促进电力流、信息流、业务流的深度融合，鼓励能源与信息基础设施共享，构建公共能源服务平台，为推动“互联网+”发展提供有力支撑。在主动配电网“源-网-荷”协调运行、交直流混合配电网、直流供电系统、新农村多能源综合优化利用等方面开展关键技术研究与综合示范，增强未来能源发展适应能力。

（十九）完善新能源和分布式电源接入体系。规范完善新能源、分布式电源并网标准，有序建设主动配电网、微电网，鼓励应用分布式多能源互补、发电功率预测等方式，提高分布式电源与配电网协调能力，满足新能源、分布式电源广泛接入要求。推进配电网储能应用试点工程。

六、加大扶持力度，完善政策保障

（二十）加大财政资金支持力度。发挥各级政府财政资金的杠杆作用，带动企业与社会资金投入，扩大投资规模，形成支持配电网发展的长效机制。通过农村电网改造升级等现有中央预算内投资专项，研究设立城镇配电网建设改造中央预算内投资专项，结合新型城镇化、“三大战略”，支持配电网基础设施升级改造。研究对节能降耗、新技术应用、智能示范等项目，以及利用清洁电集中供暖等民生项目给予专项运营补贴。鼓励有条件的地区对社会资本投资的配电网项目给予支持。

（二十一）完善电价政策。结合输配电价改革，将配电网建设改造投资纳入电网企业有效资产，将运营成本计入准许成本，通过电价回收，保障合理收益。对于配电网综合示范、老旧小区改造、线路入地等项目以及建设成本高、收益低等地区，加大配电价格政策支持力度。针对高可靠性、特殊电能质量要求、不同用电时段等用户定制供电需求，实行差异化电价。将地下电力管线建设纳入地方重点工程，享受城市道路占用、开挖、破绿等政策性收费优惠。

（二十二）发行配电网建设改造专项企业债券。鼓励配电网项目实施主体通过发行企业债券、专项债券、项目收益债券、中期票据等方式直接融资。在综合管廊建设方面，通过发行专项债券融资，推进政府购买服务，完善特许经营制度。拓展金融融资渠道，创新配电网建设改造融资服务，积极推动投资、金融机构与电网企业建立投融资服务平台。

（二十三）强化信贷支持。完善配电网项目建设贷款支持机制，出台贴息贷款政策。引导政策性银行在依法合规、风险可控前提下，加大对配电网建设改造项目的信贷支持力度，鼓励银行企业加大对配电网建设改造项目的贷款发放力度，各地政府根据实际情况适当安排财政性资金给予贷款贴息。

（二十四）加大转移支付力度。统筹研究加大中西部地区的中央资本金投入，优先支持边疆少数民族地区和国家级贫困县。加快研究出台电力普遍服务补偿机制，支持企业在偏远地区做好电网建设和运行维护工作。

（二十五）鼓励社会资本参与配电网投资。开展试点示范，逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，充分发挥市场机制作用，调动社会资本参与配电网建设的积极性。研究出台社会资本投资配电业务、政府和社会资本合作（PPP）建设经营配电网基础设施的具体措施。

（二十六）鼓励多种方式购售电。鼓励符合国家准入条件的配电网企业成立售电公司，采取多种方式通过电力市场购电，在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、社会责任等义务前提下，向用户售电。鼓励通过创新服务、加强管理、降低成本，构建主体多元、竞争有序的市场格局。

（二十七）加快研究税收扶持政策。研究将配电网建设改造项目纳入企业所得税优惠目录以及将西部地区配电网建设运营纳入《西部地区鼓励类产业目录》。对利用清洁电集中供暖、电动汽车充电基础设施、分布式电源接入配套电网工程等研究税收支持政策。鼓励各地因地制宜制定配电网建设改造税费支持政策，加大支持力度。

七、落实主体责任，加强监督管理

（二十八）建立健全信息管理体系。由各级政府部门组织电网企业开展配电网普查工作，逐线、逐变、逐站摸清配电网基本情况，规范配电网基础数据台账，明晰电力设施归属。建立配电网基础设施信息综合管理系统，做好普查成果验收和归档工作，为配电网建设与发展提供数据支撑。

（二十九）强化主体责任。各级政府部门要承担配电网规划的主体责任，建立协调机制，明确职责分工，完善并落实各项配套支持政策。国家发展改革委、国家能源局负责制定发展战略与行动计划，统一规划建设技术标准，做好配电网规划建设的指导；有效衔接，积极做好新能源、分布式电源和电动汽车充电基础设施等发展规划。各省级、地市级发展改革委（能源局）要贯彻执行好指导意见、行动计划以及相关标准，提出具体实施方案与细则，负责组织开展辖区内配电网规划的编制与发布，促进电力设施与城乡发展规划、土地规划相衔接。

配电网经营企业要落实政府相关政策、标准和工作要求，主动做好配电网规划研究，积极参与配电网规划编制工作，提出配电网发展建议。合理安排项目投资规模和建设进度，及早开展项目前期工作，做好规划落地。进一步加强工程质量、造价控制与管理，有力推动配电网建设改造。

（三十）完善评价考核与监督。各级能源主管部门要密切跟踪配电网建设改造工作进展，掌握目标任务完成情况。建立健全考评机制，加强对配电网的资金投入力度、投资行为的考核与评估。加强配电网建设改造工作监督管理，建立闭环管理机制，开展配电网建设改造专项行动监督与现场检查。

国家发展改革委 2015年8月20日

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第四篇：国家发展改革委关于调整电价的通知发改电[2003]124号

国家发展改革委关于调整电价的通知

2003-12-21 00:00 【大 中 小】【纠错】

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发文单位：国家发展改革委 文

号：发改电[2003]124号 发布日期：2003-12-21 执行日期：2004-1-1 生效日期：1900-1-1 各省、自治区、直辖市计委（发改委）、物价局、电力公司，国家电网公司，南方电网公司，中国华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，华北、东北、华东、华中、西北电网公司： 为了解决煤炭涨价等因素对电价的影响，调节电力供求，经国务院批准，决定适当高速电价水平，并规范电价管理。现将有关事项通知如下：

一、适当提高燃煤机组上网电价。将全国省级及以上电网调度的燃煤机组上网电价一律提高每千瓦时0.7分钱（含税），用以解决2003年、2004年煤炭价格上涨对发电成本增支的影响。

二、相应调整电网销售电价。全国各省级及以上电网经营企业对用户的销售电价，除居民生活、农业生产（含贫困县农业排灌）、化肥生产用电外，其余各类用电价格在委颁发的目录电价基础上每千瓦时统一提高0.8分钱（含税）。

三、调整、规范高耗能企业用电价格政策。凡是对电解铅、铜、氯碱等高耗能企业未征收“两分钱”农网还贷基金（电价）的，一律恢复征收；我委对符合国家产业政策，达到经济规模的电解铅、铜、氯碱、铁合金等高耗能企业实行的电价优惠政策，仅限于2002年用电基数部分，今后新增电量不再实行优惠电价，一律按我委颁发的目录电价执行。除目前电力供应较富余的东北地区外，其余地区地方政府自行出台的高耗能用电优惠电价措施，一律停止执行。东北地区自行出台的高耗能用电优惠电价措施，将另行清理。

四、规范上网电价管理。我委尚未核定上网电价的新投产机组，上网电价按省级电网上平均购电价格执行；已核价机组2004及以后发电量超过2003年实际发电量部分，上网电价执行省级电网上平均购电价格。

五、以上措施自2004年1月1日起执行，有关电力企业务必按时执行到位，省级政府价格主管部门负责落实。电网经营企业如超出本文规定继续执行地方政府自行出台的优惠电价措施，将依法予以处罚。

六、继续完善峰谷分时电价办法。电力供应紧张的地区要进一步完善峰谷分时电价制度。售电环节峰谷分时电价执行范围较小、峰谷价差较小的，要尽快提出修订方案；同时，要抓紧研究、制定发电环节峰谷分时电价办法，报我委核准后执行。

第五篇：《国家发展改革委关于加强煤炭基本建设项目管理有关问题的通知》(发改能源〔2005〕2605号

国家发展改革委关于加强煤炭基本建设项目管理有

关问题的通知（发改能源﹝2005﹞2605号）

2005-02-08 | 作者： | 来源： | 【大 中 小】【打印】【关闭】

国家发展改革委关于加强煤炭

基本建设项目管理有关问题的通知

发改能源﹝2005﹞2605号

各省、自治区、直辖市发展改革委，神华集团公司、中国中煤能源集团公司：近年来，在国家有关政策的支持下，通过全行业的共同努力，大中型煤矿建设加快，煤炭供应能力迅速提高，有效缓解了“十五”中后期煤炭供应偏紧的局面，虽然当前煤炭需求仍持续旺盛，但仍保障了国民经济和社会发展对煤炭的需求，形成了当前全国煤炭供需基本平衡、价格平稳的良好态势，促进了煤炭工业的健康发展。但部分地区对煤炭需求增长缺乏科学分析，出现了投资过热、无序建设的苗头和现象。主要表现为：有的地方制定不切合实际的煤炭发展规划及生产建设指标，越权核准煤矿建设项目；有的企业边勘探、边设计、边报批，违反项目核准程序，擅自开工建设；有的煤矿边建设，边生产，给安全生产留下很多隐患；有的煤矿违反煤炭技术政策，擅自扩大生产规模，加速煤矿衰老报废。这种情况发展下去，势必造成煤矿建设失控、生产布局失衡、煤炭总量过剩，矿难事故多发。为加强煤炭基本建设管理，保持煤炭总量平衡，促进煤炭工业健康发展，现将有关事项通知如下：

一、抓紧完善煤炭发展规划

各产煤省（区、市）和企业要根据全国煤炭工业“十一五”发展规划的总体部署，从全局出发，结合资源条件、市场需求和外部建设条件，抓紧完善本地区和本企业煤炭发展规划，优化煤炭建设布局，合理安排建设规模，指导煤矿有序建设。

各产煤省（区、市）要抓紧组织编制煤炭矿区总体规划，经批准的矿区总体规划，使矿区勘探开发、单项工程建设的基本依据，煤矿建设项目必须符合煤炭工业

发展规划和矿区总体规划。矿区总体规划编制和审批，按《国家发展改革委关于规范煤炭矿区总体规划审批管理工作的通知》（发改能源[2004]891号）要求执行。

二、严格执行煤炭项目建设程序

各产煤省（区、市）和企业要严格执行《企业投资项目核准暂行办法》（国家发展改革委第19号令）的有关规定，规范煤炭项目前期工作及核准程序。国家规划矿区内的煤炭开发项目申请报告，由项目所在地省（区、市）发展改革委、项目所属中央管理企业集团初审后上报国家发展改革委，由国家发展改革委直接核准或报请国务院核准。其中，建设规模小于60万吨/年的煤炭项目，国家发展改革委将视具体情况，授权地方发展改革委核准。国家规划矿区以外的煤炭项目由地方发展改革委批准。

各产煤省（区、市）和企业在国家规划矿区内开展煤炭项目前期工作时，可就项目是否符合国家煤炭发展规划和产业政策等问题，向国家发展改革委提出咨询函。

国家规划矿区包括国家已批准总体规划、需要加强调控和具有开发潜力的矿区（详见煤炭资源国家规划矿区目录）。国家发展改革委将根据宏观调控需要，适时调整国家规划矿区目录。

各产煤省（区、市）有关部门要加强对煤炭项目建设的监督管理。项目建成后，符合验收标准的，要及时组织竣工验收。国家规划矿区内煤炭项目由国家发展改革委组织验收，国家规划矿区以外的煤炭项目由省级发展改革委组织验收。验收通过后，方可办理生产许可证，正是投入生产。

三、加快煤炭结构调整

各产煤省（区、市）要依据煤炭发展规划，按照总量调控、上大压小、优化结构的原则，继续推进大型煤炭基地建设，保持适度的建设规模，重点建设安全高效大型现代化煤矿，新建（扩建）大型煤炭项目时，要加快整合改造小煤矿，继续关闭布局不合理、浪费资源、不具备安全生产条件的小煤矿。

四、提高煤矿建设规模标准

各产煤省（区、市）新建煤矿单井井型不得低于以下规模：山西省、陕西省、内蒙古30万吨/年；新疆、甘肃、青海、北京、河北、东北及华东地区15万吨/年；西南和中南地区9万吨/年；开采极薄煤层3万吨/年。国家支持地方结合实际，在上述最小规模基础上，尽量提高新建煤矿规模。

五、全面调查和清理在建煤矿项目

各产煤省（区、市）发展改革委要会同有关部门，对辖区内在建煤矿项目进行全面调查摸底，对符合产业政策和煤炭规划、满足安全生产和环保要求、外部条件落实，但核准文件不齐备的项目，要严格按照项目核准程序不办手续；对不符合上述条件的违规新建（扩建）项目，要依照有关规定责令企业立即停建，由责任单位和责任人负责善后工作。

各产煤省（区、市）发展改革委、中央煤炭企业，要立即组织在建煤炭项目的调查和清理工作，并将调查和清理工作情况及附表于2006年3月底前报送我委。我委将对调查和清理结果进行重点检查。

附件：

一、煤炭资源国家规划矿区目录（2005年版）

二、在建（改扩建）煤矿项目调查及清理表

国家发展改革委

二○○五年二月八日

附件：

附表一

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