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

第一篇：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年度规划的编制与发布，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

本内容来源于政府官方网站，如需引用，请以正式文件为准。

第二篇：国家发展改革委关于加快配电网建设改造的指导意见

国家发展改革委关于加快配电网建设改造的指导意见

发布时间：2015-09-02 来源：国家发改委

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。

第三篇：国家发展改革委关于加快国家高技术产业基地发展的指导意见

国家发展改革委关于加快国家高技术产业基地发展的指导

意见

发改高技〔2009〕3211号

各省、自治区、直辖市及计划单列市、副省级省会城市、新疆生产建设兵团发展改革委：

为深入贯彻落实科学发展观，充分发挥高新技术在产业结构优化升级中的带动促进作用，加快培育形成一批创新能力突出、产业链完善、产业特色鲜明的高技术产业基地，推进创新型国家建设，特制定如下指导意见：

一、国家高技术产业基地的内涵

（一）国家高技术产业基地是指在信息、生物、航空航天、新材料、新能源、海洋等高技术产业领域，经国家发展改革委认定的，对高技术产业发展和区域经济发展具有支撑、示范和带动功能的特色高技术产业集聚区。

（二）国家高技术产业基地包括专业性国家高技术产业基地和综合性国家高技术产业基地。专业性国家高技术产业基地是指基地内多数企业的生产和服务集中于高技术产业的某一特定领域，具有专业化的特征；综合性国家高技术产业基地是指基地同时在高技术产业的多个领域具有国内领先的技术优势并已形成了产业集聚。

二、充分认识加快国家高技术产业基地发展的重要意义

（一）加快国家高技术产业基地发展是在新的历史条件下提升高技术产业国际竞争力、壮大产业规模的迫切需要。随着世界经济进入调整期，各国竞相加快发展生物、新能源、新材料、信息、航空航天等战略性新兴产业，各国之间围绕技术、资金、人才等的争夺更加激烈。同时，我国国内经济发展正处于调整经济结构和转变发展方式的关键时期。面对新形势，我国必须加快发展国家高技术产业基地，进一步营造良好的局部优化环境，努力向上下游延伸，更大范围、更深层次地参与国际分工与合作，提升我国高技术产业国际竞争力，抢占国际竞争制高点。

（二）加快国家高技术产业基地发展是辐射带动区域经济发展的客观要求。近年来，我国区域经济快速发展，但存在区域间发展不协调、产业结构层次较低等问题。加快发展国家高技术产业基地，能够进一步发挥东部地区人才、技术优势，整合区域科技资源，完善区域创新体系，着力推进科技进步和自主创新，促

进东部地区产业结构升级和转型；能够发挥中西部地区的资源优势和东北等老工业基地技术、人才相对集中的特点，培育具有鲜明地域特色和比较优势的特色产业，积极承接国内外产业转移，促进西部大开发、中部崛起战略的实施和东北等老工业基地振兴。

（三）加快国家高技术产业基地发展是面向未来产业发展方向，培育战略性新兴产业的重要举措。加快培育新兴产业，形成新的经济增长引擎，是世界经济从根本上走出金融危机影响的必然要求，是我国应对未来竞争、实现长远可持续发展的必然选择。当前，我国生物、新能源、新材料、信息、航空航天等新兴产业发展迅速，已经形成了一批集聚区，但与发达国家相比还存在很大差距，特别是在创新条件、投融资等发展环境方面还不完善。迫切需要加大力度，进一步促进知识、技术、人才等在区域内集中，加快科技成果转化为现实生产力，积极培育一批新兴高技术企业，努力抢占未来竞争的制高点，使我国经济发展上水平、有后劲、可持续。

三、加快国家高技术产业基地发展的指导思想、主要原则和发展目标

（一）加快国家高技术产业基地发展的指导思想是以科学发展观为指导，以发展特色高技术产业为目标，以提升自主创新能力、推动科技成果转化、促进高技术产业集群化发展为重点，在发挥市场配置资源的基础性作用的同时，通过宏观引导，实施政策倾斜，创新体制机制，将发展高技术产业基地与发挥区域比较优势相结合，与产业结构调整、培育战略性新兴产业相结合，促进高技术企业、资金、技术、人才等资源向高技术产业基地集中，努力形成一批创新能力强、产业配套完备、各具特色的高技术产业集群。

（二）加快国家高技术产业基地发展的主要原则是突出特色、科学规划，促进集聚、创新发展，优化环境、加强引导。

突出特色、科学规划。围绕国家高技术产业发展规划，根据区域的技术优势、产业基础、人力资源等条件，明确高技术产业基地布局，建设具有鲜明特色的高技术产业基地。

促进集聚、创新发展。以特色优势资源、现有龙头企业等为依托，坚持以点带线、以线带面，加强产业链条的培育和建设，促进产业集聚。把提高自主创新能力作为高技术产业基地发展的主线，推进产学研合作，引导企业加强原始创新、集成创新和引进技术消化吸收再创新。

优化环境、加强引导。充分发挥市场配置资源的基础性作用，加强政府扶持引导，着力营造有利于激励企业自主创新、有利于产业链构建、有利于产业集聚发展的体制政策法制环境，促进高技术产业基地的形成和发展。

（三）加快国家高技术产业基地发展的目标，是力争经过10年左右的发展，在信息、生物、航空航天、新材料、新能源、海洋等高技术产业领域，形成百个左右产业特色鲜明、创新能力强、产业链完善、产值规模超过千亿元的专业性国家高技术产业基地，在此基础上形成若干具有国际先进水平的综合性国家高技术产业基地，使国家高技术产业基地产值占全国高技术产业总产值的比重大幅度提高，形成我国高技术产业发展的重要载体，成为产业结构升级和区域经济发展的重要引擎。

四、加快国家高技术产业基地发展的主要任务

（一）建立产学研结合的技术创新体系，增强自主创新能力。大幅度增加基地研究开发投入，使研究开发投入占基地生产总值的比例、高新技术产品产值占全部产品产值的比例、研究开发和工程技术人员占全部就业人员的比例等显著高于其他区域。整合和优化配置资源，建设开放式公共服务平台，建立健全知识产权保护体系，建立以企业为主体、市场为导向、产学研结合的技术创新体系。

（二）加强特色产业链条建设，提高产业配套能力。促进高技术企业、资金、技术、人才等资源向基地集中，有效提高资源利用率和降低创新创业成本。结合区域比较优势和资源优势，延伸产业链条，提高产业配套能力，积极促进优势特色高技术产业发展，壮大高技术产业基地规模。

（三）提升产业层次，促进产业结构优化升级。支持基地吸引高端创新领军人才，大力发展高端产业。加快培育一批具有自主知识产权和国际竞争力的跨国经营龙头企业，积极推动创新型中小企业发展。引导高技术制造业向中西部地区基地转移。

（四）促进国际合作，提高国际化发展水平。支持基地在新一轮国际产业转移中大力吸引跨国公司投资，提高利用外资的质量和水平。抓住全球服务外包发展机遇，加快基地信息技术外包服务、生物医药外包服务发展。

（五）建立符合高技术产业发展规律的运行机制。积极推进体制创新，建立精简高效的管理体制。大力推动中介机构发展和行业协会建设，积极发展技术专利代理和鉴定机构、创业投资机构、信息与咨询公司、会计事务所、法律事务所等专业性服务机构。

（六）增强对高技术产业发展的辐射带动作用。充分发挥基地的技术创新优势和集聚作用，加强重大技术的研发和产业化，积极推广基地成功经验，加强基地辐射区建设，带动全国高技术产业迈上新台阶。

五、加大力度支持国家高技术产业基地发展

（一）加大政府引导力度。国家高技术产业基地所在地人民政府要根据地方财力和实际情况，研究设立专项资金对基地建设给予支持，协调办理基地及基地内建设项目的土地、环保等相关手续。国家发展改革委对国家高技术产业基地创新能力基础设施、公共服务条件、产业化等项目建设择优给予一定资金补助。

（二）加快发展创业投资。国家发展改革委和财政部产业技术研发资金创业投资试点将重点扶持符合条件的国家高技术产业基地企业，特别是通过政府引导、社会参与的方式，支持国家高技术产业基地设立行业性创业投资基金，引导并带动民间资金支持高技术企业发展。

（三）支持企业利用资本市场融资。优先支持国家高技术产业基地符合条件的企业在国内主板、中小企业板和创业板上市融资。支持国家高技术产业基地内符合条件的企业发行企业债券。开展国家高技术产业基地内具备条件的企业进入证券公司代办系统进行股份转让试点工作。支持金融机构在国家高技术产业基地实施金融创新试点，建立和健全中小高技术企业投融资担保体系，发挥金融机构对国家高技术产业基地建设的支持作用。

（四）鼓励产学研结合。充分利用产学研联盟等各种有效机制，推动国家高技术产业基地与高等院校和科研院所建立紧密的合作关系。鼓励高校、科研机构在国家高技术产业基地建立分支机构。

（五）加强公共服务平台和创新基础能力建设。支持依托基地服务商、骨干企业或产业联盟等形式，建设公共技术研发平台、检测试验平台、技术转移机构等公共服务平台。支持基地建设工程研究中心、工程实验室、企业技术中心等创新基础能力。

（六）加强人才培养和引进。加强高素质技术和管理人才培养。鼓励本地区、国内乃至世界的优秀人才进入国家高技术产业基地投资兴办企业。完善人才使用激励机制，创造优良的工作环境、创业环境和生活环境。

（七）加强国际交流与合作。推动国家高技术产业基地参与国家发展改革委与有关国家政府及大型跨国公司间的合作计划。鼓励跨国公司在高技术产业基地设立地区总部、研发中心、采购中心、培训中心。鼓励外资企业技术创新，增强配套能力，延伸产业链。鼓励基地企业到境外投资建设生产基地和设立研发中心。

（八）支持省级高技术产业基地发展。鼓励有条件的地区建设省级专业性高技术产业基地。对满足国家高技术产业基地条件的，经评估认定可以升级为国家高技术产业基地。

六、加强国家高技术产业基地管理

（一）完善管理体制。国家高技术产业基地的认定、考核和宏观指导工作，由国家发展改革委负责。基地所在省、自治区、直辖市、计划单列市发展改革委依据基地发展规划，负责对基地建设和发展的具体指导和协调工作。基地所在城市应因地制宜地设立相应机构，负责日常管理和服务工作。

（二）国家高技术产业基地的申报与认定。申报国家高技术产业基地，由申报城市所在省级发展改革委组织编制规划并经省级人民政府同意后向国家发展改革委提出申请。国家发展改革委组织经济、技术等方面的专家对申报的国家高技术产业基地的功能定位、产业总规模、集聚程度、增长速度、创新能力、国际化程度、发展环境、发展目标、发展潜力、地方政府扶持措施等进行评估。评估通过后，国家发展改革委批准认定为国家高技术产业基地。

（三）国家高技术产业基地的考核。省市发改委要定期（每一）将基地发展状况（包括生产总产值、增加值、进出口、研究与开发投入、申请和授权的专利数量等指标）报国家发展改革委。国家发展改革委组织专家对国家高技术产业基地进行定期考核，考核结果将和国家对基地的扶持力度挂钩并向社会公布，具体办法另行制订。

国家发展改革委

二〇〇九年十二月十六日

第四篇：国家发展改革委关于加强和改进发电运行调节管理的指导意见发改运

【发布单位】国家发展和改革委员会 【发布文号】发改运行[2014]985号 【发布日期】2014-05-18 【生效日期】2014-05-18 【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强和改进发电运行调节管理的指导意见

发改运行[2014]985号

北京市、河北省、江西省、河南省、陕西省、西藏自治区发展改革委，各省、自治区、直辖市经信委（经贸委、经委、工信委、工信厅），吉林省能源局，国家电网公司、中国南方电网有限责任公司，中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、中国电力投资集团公司、中国三峡集团公司、中国神华集团公司、国家开发投资公司：

为稳定电力生产供应，保障电力供需平衡，强化电网安全运行，促进节能减排和资源优化配置，根据《电力法》、《电网调度管理条例》等有关法律法规的规定和国务院关于行政审批改革的精神,现就加强和改进发电运行调节管理提出以下指导意见。

一、发电运行应坚持的原则

（一）发电运行应坚持“安全第一，预防为主”的方针，促进电网安全稳定运行。

（二）发电运行应坚持连续稳定，服从统一调度，保障电力可靠供应。

（三）发电运行应坚持电力电量平衡，资源优化配置，促进节能减排和大气污染防治。

（四）发电计划安排应坚持市场化改革的方向，逐步缩小计划比例，为市场交易创造条件。

（五）火力发电生产应坚持燃料稳定供应，避免因燃料短缺导致停机或减少发电出力。

（六）建立健全发电运行监督管理制度，并严格执行。

二、统筹电力电量平衡，促进节能减排

（七）电力电量平衡方案包括需求预测、供应能力、发电计划、送受电计划及供需平衡分析、保障应对措施等。

（八）国家发展改革委会同国家能源局确定电力电量平衡方案编制原则。

（九）各省（区、市）政府主管部门负责组织编制本地电力电量平衡方案，报国家发展改革委备案，并抄送国家能源局派出机构。

（十）在制定电力电量平衡方案时，应积极促进售电侧改革，根据市场需要预留直接交易空间（包括电量及对应的容量），支持用户开展电力直接交易试点，并将交易电量纳入电力电量平衡。

（十一）发电计划在确保电网安全稳定的前提下，全额安排可再生能源上网电量，优先安排水电、核电、热电联产、资源综合利用机组发电（其中水电等清洁能源按照资源条件和历史均值确定发电量，租赁制经营的抽水蓄能电站电量以市场招标方式确定）；在燃煤发电机组中，综合考虑机组参数、脱硫、脱硝、除尘、供热、空冷、中水利用、海水淡化等有关因素，全面推行差别电量政策，确保高效节能环保机组的利用小时数明显高于其他机组。纳入关停规划并按期关停的机组可按规定安排发电量。

（十二）在实行差别电量政策基础上，对严格执行环保排放的燃煤发电机组实行鼓励，燃煤机组排放达到燃气机组标准的，应适当奖励发电量。

（十三）发电计划制定后，发电企业可自主协商开展替代发电，需通过电网调度机构校核。具备条件的地区，可跨区跨省进行替代发电。

（十四）各省（区、市）政府主管部门应积极推动清洁能源发电机组替代火电机组发电，高效、低排放燃煤机组替代低效、高排放燃煤机组发电。在本地区开展替代发电，应保证供需平衡和供热稳定；跨区跨省开展替代发电，对可能影响大气污染防治目标和节能减排任务实现的，应经相关政府主管部门同意。

（十五）送受电应贯彻国家能源战略规划，充分利用水能、风能、太阳能等清洁能源；优化电网运行方式，加强跨区跨省余缺调剂。

（十六）电力企业应根据电力电量平衡方案协商签订购售电合同。

（十七）电网企业应制定保障可再生能源全额上网的并网措施。可再生能源发电企业应满足并网运行的标准和要求，加强资源预测，保障运行平稳。

（十八）每年四季度，电力电量平衡方案应根据供需情况变化进行调整。方案调整后，电力企业应签订调整补充协议。

（十九）电力调度机构应合理制定运行方式，并报送同级经济运行主管部门及国家能源局派出机构；区域电力调度机构还应将其运行方式报送区域内相关省（区、市）经济运行主管部门。

三、强化发电运行调节管理，稳定机组出力

（二十）发电企业应加强机组维护管理，提高机组可靠性，满足稳发满发和调峰、备用的需要。在电网安全和供热受到影响时，可再生能源发电企业也应通过购买辅助服务等方式适当参与调峰。

（二十一）电力调度机构应根据电网结构、发电机组技术条件和性能情况，按照保证安全、经济高效和兼顾公平的原则，安排发电机组参与电力系统调峰、调频、调压、备用。

（二十二）电力企业应根据电力设备检修导则和设备健康状况，向电力调度机构提出检修安排申请。电力调度机构在考虑相关因素后，经与申请单位协商，统筹安排检修计划，并报送有关省级经济运行主管部门及国家能源局派出机构。

（二十三）发电企业临时检修或变更检修计划，应向电力调度机构提前申请；电力调度机构应视电网运行情况确定是否安排，并及时反馈。电网企业影响发电的临时检修，应提前与发电企业协商，尽量与相关发电设备的检修有效衔接，减少对电力生产供应的影响。对可能导致供应紧张的重大电力设备临时检修安排，电力调度机构应提前报送省（区、市）经济运行主管部门。

（二十四）发电企业应保证机组最小技术出力、最大技术出力和调节情况满足电网稳定运行要求，特别是满足电网大负荷运行和调峰需要，并落实调频调压的有关措施，保证电能质量符合国家标准。

（二十五）发电机组实际最大出力超过额定铭牌出力的，必须经电力科研、调度等有关机构按照规程进行运行试验，必要时应通过电网大负荷连续运行试验。经试验合格后的机组最大技术出力，各省（区、市）经济运行主管部门应纳入电网的电力电量平衡。（二十六）各省（区、市）经济运行主管部门应设定允许非计划停运次数和时间的上限，对非计划停运超过上限的，适当扣减下一发电计划；对全年没有发生非计划停运的，适当增加下一发电计划。

（二十七）各省（区、市）经济运行主管部门应根据发电机组保证出力、接带负荷和服从调度命令等情况增减下一发电计划。

（二十八）国家能源局派出机构及相关政府主管部门应严格组织执行并网运行及安全管理规定。各省（区、市）经济运行主管部门应和有关部门加大电网公平公正调度的监督，并加强发电运行等相关矛盾的协调。

四、加强燃料供应监管，保障火电正常生产

（二十九）各地应制定火电厂燃料存储标准和考核规则，完善燃料信息报送制度和燃料会商机制，加强燃料供应的监控和协调，及时发布燃料预警信息。

（三十）火电厂及其上级管理单位应认真履行保障燃料稳定供应的主体责任，加强与燃料生产、运输等方面的衔接，按存储标准要求购储燃料，并按有关规定要求及时、准确报送燃料信息。

（三十一）电力调度机构应准确掌握调度范围内火电厂燃料存储信息，对低于燃料存储标准的，应及时对相关电厂发布电煤预警通知，根据电力供应情况合理调整发电出力，并将有关情况及时报送省（区、市）经济运行主管部门。

（三十二）对于火电厂因燃料短缺造成停机或造成机组长时间不能按核定出力发电的，视同非计划停运。

五、优化安排发电组合，提高发电负荷率

（三十三）电力供需形势缓和时，在优先调度可再生能源和清洁能源的基础上，对燃煤机组生产运行进行优化组合，有序调停部分机组，提高发电负荷率，减少资源消耗和污染物排放。

（三十四）燃煤机组优化组合应坚持保障电网安全、保证发电量不受影响和公开公平公正的原则。

（三十五）优化燃煤机组发电组合，启动条件为：

1、根据发用电平衡预计，全网最小运行备用容量大于最高负荷的一定比例时或系统最小运行负备用容量小于最低负备用要求时。具体比例由各省（区、市）经济运行主管部门会同国家能源局派出机构组织确定。

2、根据电力电量平衡预计，后续全网燃煤机组平均发电负荷率较低时。具体数值由各省（区、市）经济运行主管部门组织确定，但不应低于70%；水电丰富地区启动条件可适当放宽，后续全网燃煤机组平均发电负荷率不应低于60%。

3、受电网约束，单一火电厂发电负荷率小于65%时。

（三十六）优化燃煤机组发电组合，需对火电厂后续发电负荷率从高到低排序，原则上排序靠后的电厂优先调停机组。火电厂后续发电负荷率计算方法由省（区、市）经济运行主管部门会同电力企业确定。

（三十七）优化燃煤机组发电组合，原则上不得安排全厂停机，尽可能减少单台机组频繁启停。一般情况下，单台机组调停一次不小于7天、不大于45天。

（三十八）电力调度机构应按照规定条件启动优化程序。

六、定期通报运行信息，加强组织管理（三十九）电网企业应及时公开电力供需形势预测、电网运行方式、网络约束、发电计划完成情况、可再生能源上网情况、燃煤机组发电负荷率等信息，发电企业应及时反映机组运行状况、检修计划变更等信息。电力生产运行应坚持厂网协商一致，服从调度命令。

（四十）购售电合同实际执行情况与调整后计划的偏差应控制在2%以内，因发电企业自身原因造成偏差大于规定范围的除外。

对于因非发电企业自身原因造成个别发电企业偏差大于规定范围的，电力调度机构应作出合理解释。对超出规定范围的电量，由省（区、市）政府主管部门在制定下一发电计划时，予以相应增减。

（四十一）各省（区、市）经济运行主管部门应和有关部门定期公布发电运行考核结果，并将考核结果报送国家发展改革委及相关单位。

（四十二）国家发展改革委对发电运行情况适时进行通报，根据情况对严重违反发电运行规定的企业提出批评并责令改正。有关部门按照职责分工对电力企业执行国家相关规定进行监管。

七、有关要求

（四十三）各省（区、市）经济运行主管部门会同有关部门根据本意见制定实施细则。

（四十四）本意见下列用语的含义

运行备用容量：指在规定的时间内，可供电网调度、用以平衡用电负荷波动而进行增减的发电容量。

后续发电负荷率：指发电厂在内剩余时间的开机状态下，完成计划发电量所要运行的负荷率水平。

国家发展改革委

2014年5月18日

本内容来源于政府官方网站，如需引用，请以正式文件为准。

第五篇：国家发展改革委 国家能源局关于提升电力系统调节能力的指导意见

国家发展改革委 国家能源局关于提升

电力系统调节能力的指导意见

发改能源〔2018〕364号

各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委（能源局）、经信委（工信委、工信厅）、国家能源局各派出监管机构，国家电网公司、南方电网公司，华能、大唐、华电、国电投、国能投集团公司，国投公司、华润集团，中国国际工程咨询公司、电力规划设计总院：

为贯彻落实党的十九大精神，按照2017年中央经济工作会议部署，以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，扎实推动能源生产和消费革命，推进电力供给侧结构性改革，构建高效智能的电力系统，提高电力系统的调节能力及运行效率。现提出以下指导意见：

一、重要意义

党的十九大报告指出，要推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系。2017年中央经济工作会议提出，要增加清洁电力供应，促进节能环保、清洁生产、清洁能源等绿色产业发展。当前，我国电力系统调节灵活性欠缺、电网调度运行方式较为僵化等现实造成了系统难以完全适应新形势要求，大型机组难以发挥节能高效的优势，部分地区出现了较为严重的弃风、弃光和弃水问题，区域用电用热矛盾突出。为实现我国提出的2020年、2030年非化石能源消费比重分别达到15%、20%的目标，保障电力安全供应和民生用热需求，需着力提高电力系统的调节能力及运行效率，从负荷侧、电源侧、电网侧多措并举，重点增强系统灵活性、适应性，破解新能源消纳难题，推进绿色发展。

二、加快推进电源侧调节能力提升

（一）实施火电灵活性提升工程。

根据不同地区调节能力需求，科学制定各省火电灵活性提升工程实施方案。“十三五”期间，力争完成2.2亿千瓦火电机组灵活性改造（含燃料灵活性改造，下同），提升电力系统调节能力4600万千瓦。优先提升30万千瓦级煤电机组的深度调峰能力。改造后的纯凝机组最小技术出力达到30%~40%额定容量，热电联产机组最小技术出力达到40%~50%额定容量；部分电厂达到国际先进水平，机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到20%~30%。

加快已审批的选点规划推荐的抽水蓄能电站建设，适时开展新一轮选点规划，加快推进西南地区龙头水库电站建设。“十三五”期间，开工建设6000万千瓦抽水蓄能电站和金沙江中游龙头水库电站。到2020年，抽水蓄能电站装机规模达到4000万千瓦（其中“三北”地区1140万千瓦），有效提升电力系统调节能力。

在气源有保障、调峰需求突出的地区发展一定规模的燃气机组进行启停调峰，“十三五”期间，新增调峰气电规模500万千瓦，提升电力系统调节能力500万千瓦。

积极支持太阳能热发电，推动产业化发展和规模化应用，“十三五”期间，太阳能热发电装机力争达到500万千瓦，提升电力系统调节能力400万千瓦。

（三）推动新型储能技术发展及应用。

加快新型储能技术研发创新，重点在大容量液流、锂离子、钠硫、铅炭电池等电化学储能电池、压缩空气储能等方面开展创新和推广，提高新型储能系统的转换效率和使用寿命。在调峰调频需求较大、弃风弃光突出的地区，结合电力系统辅助服务市场建设进度，建设一批装机容量1万千瓦以上的集中式新型储能电站，在“三北”地区部署5个百兆瓦级电化学储能电站示范工程。开展在风电、光伏发电项目配套建设储能设施的试点工作。鼓励分布式储能应用。到2020年，建成一批不同技术类型、不同应用场景的试点示范项目。

三、科学优化电网建设

（四）加强电源与电网协调发展。

坚持市场需求为导向，在确定电源规划和实施方案过程中，组织相关方确定电力消纳市场、送电方向，同步制定接入电网方案，明确建设时序。根据不同发电类型和电网工程建设工期等，合理安排电源及配套电网项目的核准建设进度，确保同步规划同步实施同步投产，避免投资浪费。

（五）加强电网建设。

加强新能源开发重点地区电网建设，解决送出受限问题。落实《电力发展“十三五”规划》确定的重点输电通道，“十三五”期间，跨省跨区通道新增19条，新增输电能力1.3亿千瓦，消纳新能源和可再生能源约7000万千瓦。进一步完善区域输电网主网架，促进各电压等级电网协调发展。

开展配电网建设改造，推动智能电网建设，满足分布式电源接入需要，全面构建现代配电系统。按照差异化需求，提高信息化、智能化水平，提高高压配电网“N-1”通过率，加强中压配电网线路联络率，提升配电自动化覆盖率。

（六）增强受端电网适应性。

开展专项技术攻关，发展微电网等可中断负荷，解决远距离、大容量跨区直流输电闭锁故障影响受端安全稳定运行问题，提升受端电网适应能力，满足受端电网供电可靠性。

四、提升电力用户侧灵活性

（七）发展各类灵活性用电负荷。

推进售电侧改革，通过价格信号引导用户错峰用电，实现快速灵活的需求侧响应。开展智能小区、智能园区等电力需求响应及用户互动工程示范。开展能效电厂试点。鼓励各类高耗能企业改善工艺和生产流程，为系统提供可中断负荷、可控负荷等辅助服务。全面推进电能替代，到2020年，电能替代电量达到4500亿千瓦时，电能占终端能源消费的比重上升至27%。在新能源富集地区，重点发展热泵技术供热、蓄热式电锅炉等灵活用电负荷，鼓励可中断式电制氢、电转气等相关技术的推广和应用。

（八）提高电动汽车充电基础设施智能化水平。

探索利用电动汽车储能作用，提高电动汽车充电基础设施的智能化水平和协同控制能力，加强充电基础设施与新能源、电网等技术融合，通过“互联网+充电基础设施”，同步构建充电智能服务平台，积极推进电动汽车与智能电网间的能量和信息双向互动，提升充电服务化水平。

五、加强电网调度的灵活性

（九）提高电网调度智能水平。

构建多层次智能电力系统调度体系。优化开机方式，确定合理备用率。开展风电和太阳能超短期高精度功率预测、高渗透率新能源接入电网运行控制等专题研究，提高新能源发电参与日内电力平衡比例。实施风光功率预测考核，将风电、光伏等发电机组纳入电力辅助服务管理，承担相应辅助服务费用，实现省级及以上的电力调度机构调度的发电机组全覆盖。国家能源局批复的电力辅助服务市场改革试点地区，按照批复方案推进执行。完善日内发电计划滚动调整机制，调度机构根据风光短期和超短期功率预测信息，动态调整各类调节电源的发电计划以及跨省跨区联络线输送功率。

探索电力热力联合智能调度机制，在调度机构建立热电厂电力热力负荷实时监测系统，并根据实际热力负荷需求确定机组发电曲线。研究制定储热装置、电热锅炉等灵活热源接入后的智能调度机制。

（十）发挥区域电网调节作用。

建立常规电源发电计划灵活调整机制，各区域电网内共享调峰和备用资源。研究在区域电网优化开机方式，提升新能源发电空间。在新能源送出受限地区，开展动态输电容量应用专题研究。

（十一）提高跨区通道输送新能源比重。

优化在运跨省跨区输电通道运行方式。调整和放缓配套火电建设的跨区输电通道，富余容量优先安排新能源外送，力争“十三五”期间，“三北地区”可再生能源跨区消纳4000万千瓦以上。水电和风电输电通道同时送入的受端省份，应研究水电和风电通道送电曲线协调配合方式，充分发挥风电和水电的互补效益，增加风电通道中风电占比。

六、提升电力系统调节能力关键技术水平

（十二）提高高效智能装备水平。

依托基础研究和工程建设，组织推动提升电力系统调节能力关键装备的技术攻关、试验示范和推广应用。突破一批制约性或瓶颈性技术装备和零部件的技术攻关，推动一批已完成技术攻关的关键技术装备开展试验示范，进一步验证技术路线和经济性，推广一批完成试验示范的技术装备实现批量化生产和产业化应用。

（十三）升级能源装备产业体系。

在电力装备领域，形成一批具有自主知识产权和较强竞争力的装备制造企业集团，形成具有比较优势的较完善产业体系和产学研用有机结合的自主创新体系，总体具有较强国际竞争力，实现引领能源装备制造业转型升级。

（十四）加强创新推动新技术应用。

建立企业、研究机构、高校多方参与的提升电力系统调节能力技术创新应用体系。加强火电灵活性改造技术的研发和应用，推进能源互联网、智能微电网、电动汽车、储能等技术的应用。着力通过技术进步和规模化应用促进电力系统与信息技术的融合和电储能技术成本的降低。

七、建立健全支撑体系

（十五）完善电力辅助服务补偿（市场）机制。

按照“谁受益、谁承担”的原则，探索建立发电企业和用户参与的辅助服务分担共享机制。进一步完善和深化电力辅助服务补偿（市场）机制，实现电力辅助服务补偿力度科学化，合理确定火电机组有偿调峰的调峰深度，并根据系统调节能力的变化进行动态调整，合理补偿火电机组、抽水蓄能电站和新型储能电站灵活运行的直接成本和机会成本。鼓励采用竞争方式确定电力辅助服务承担机组，鼓励自动发电控制和调峰服务按效果补偿，鼓励储能设备、需求侧资源参与提供电力辅助服务，允许第三方参与提供电力辅助服务。

（十六）鼓励社会资本参与电力系统调节能力提升工程。

支持社会资本参与火电灵活性改造，以及各类调峰电源和大型储能电站建设。支持地方开展抽蓄电站投资主体多元化和运行模式探索。鼓励以合同能源管理等第三方投资模式建设、运营电厂储热、储能设施。火电厂在计量出口内建设的电供热储能设施，按照系统调峰设施进行管理并对其深度调峰贡献给予合理经济补偿，其用电参照厂用电管理但统计上不计入厂用电。

（十七）加快推进电力市场建设。

加快电力市场建设，大幅度提高电力市场化交易比重，建立以市场为导向的促进新能源消纳的制度体系。逐步建立中长期市场和现货市场相结合的电力市场，通过弹性电价机制释放系统灵活性。研究利用市场机制支持储能等灵活调节电源发展的政策，充分反映调节电源的容量价值。在电力现货市场建立之前，通过峰谷电价、分时电价等价格机制，支持电力系统调节平衡。大力推进售电侧改革，鼓励售电公司制定灵活的售电电价，促进电力消费者与生产者互动。以北方地区冬季清洁取暖为重点，鼓励风电企业、供暖企业参与电力市场交易，探索网、源、荷三方受益的可持续发展机制。

（十八）建立电力系统调节能力提升标准体系。

开展有关电力系统调节能力提升的标准制订和修编工作。对现有火电厂技术标准进行修编，“三北”地区新建煤电达到相应灵活运行标准，新建热电机组实现“热电解耦”技术要求。研究编制新型储能技术以及需求侧智能化管理的相关标准。借鉴国际电力系统灵活运行先进经验，促进电力系统调节能力提升技术标准的国际交流与合作。

八、按职责分工抓紧组织实施

（十九）加强组织领导。

国家发展改革委、国家能源局牵头开展电力系统调节能力提升工程及监管相关工作，统筹协调解决重大问题。各省级人民政府相关主管部门因地制宜研究制定本省（区、市）电力系统调节能力提升工程实施方案，将电力系统调节能力提升效果纳入节能减排考核体系。电力现货市场建设试点地区可结合市场设计方案，自行设计提高电力系统调节能力及运行效率的调度机制。各电网企业和发电企业是提升电力系统调节能力的实施主体，要积极制定实施计划，落实项目资金，推动项目建设。国家能源局各派出能源监管机构会同各地方能源主管部门负责电力系统调节能力提升工程的具体监管工作，国家能源局各派出能源监管机构负责组织推进当地电力辅助服务补偿（市场）工作及日常事务的协调处理。各单位要根据指导意见相关要求，统筹谋划，协作配合，科学组织实施，务实有序推进相关工作。

（二十）强化监督管理。

国家能源局各派出能源监管机构会同各地方能源主管部门对电力系统调节能力提升工程开展专项监管。对于实施方案整体落实不到位的省份，将削减其新能源等电源建设指标。对已享受相关优惠政策但实际运行效果未达到的项目，将向社会公布，视情节取消相关优惠政策。对已纳入灵活性改造范围的火电机组，未按时完成改造或未达到规定调节效果的，将暂时削减其计划发电量。国家能源局将按对全国电力系统调节能力提升工程的进展情况进行评价考核。

国家发展改革委 国 家 能 源 局 2018年2月28日