配网工程项目信息(3)

(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。

专栏10：新能源及多元化负荷接入畅通行动

1.满足新能源和分布式电源并网。推广应用新能源发电功率预测系统、分布式电源“即插即用”并网设备等技术，满足新能源、分布式电源广泛接入的要求。有序建设主动配电网、分布式多能源互补等示范工程，提高分布式电源与配电网的协调能力。满足国家“光伏扶贫”试点区域、绿色能源示范县、新能源示范镇的分布式电源接入，促进电量全额消纳。

2.实施用户智能友好互动工程。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。

3.开展微电网示范工程。在城市供电可靠性要求较高的区域和偏远农村、海岛等不同地区，有序开展微电网示范应用，建设包括光伏、风电、燃气轮机等多类型能源的微电网。完善微电网技术标准体系建设，带动国内相关科研、设计、制造、建设等企业的技术创新。

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四、政策保障

(一)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)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。

(三)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。

(四)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。

(五)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。

(六)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。

(七)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。

(八)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。

五、组织实施

(一)统筹规划

国家能源局会同有关部门负责全国配电网建设改造工作的总体指导、组织协调和监督管理，制定发展战略、实施办法与行动计划，统一规划建设技术标准，协调重大问题和重大政策。

各省(区、市)政府要按照“统筹协调、因地制宜、突出重点、合理适用”的原则，结合各地实际需求和电价承受能力，选择相应的专栏，制定本省(区、市)配电网建设改造实施方案(2015-2020年)，于2015年10月底前报送国家能源局。

各省级能源主管部门要按照统一的规划深度要求及规划大纲，组织、指导地市编制配电网发展专项规划(五年)，定期滚动调整。根据专项规划，各省级能源主管部门制定年度实施(投资)计划，于每年12月底前汇总后，报送国家能源局。

各电网企业要配合各级政府开展配电网规划相关研究工作，参与配电网规划编制，提出规划建议。国家电网、南方电网要积极发挥中央企业的表率作用，及时将政府明确的目标任务分解落实，并按照规定，编制企业配电网发展专项规划;根据专项规划，制定年度实施(投资)计划，于每年12月底前汇总后，报送国家能源局。

(二)协同推进

各级政府要切实履行职责，建立“政府主导、企业参与、上下联动、协同推进”的常态协调机制，积极协调财政部门研究并出台地方预算内资金的支持政策，进一步加大对配电网建设改造的投入;协调税务部门研究落实配电网建设改造和运营的税收优惠政策;协调价格主管部门落实配电网建设改造方面的电价政策;督促金融企业依据各地配电网建设改造计划，进一步落实建设资金和信贷扶持政策;协调城市规划管理部门、土地管理部门将配电网设施布局选线规划中确定的变电站、供电设施和线路走廊等，纳入城乡总体规划、控制性详细规划以及各级土地利用规划。

各级能源主管部门要会同有关部门做好配电网建设改造的协同推进与保障工作，强化政策支撑，形成工作合力，协调推进配电网建设改造行动计划各项工作。

电网企业应积极配合各级政府有关部门开展相关工作，加强内部管理，落实国家和地方支持政策，筹措建设改造资金，依法做好工程的项目管理，确保完成目标任务。

(三)监督管理

国家能源局会同有关部门开展配电网建设改造方案和项目实施的监督管理工作，制定相关办法，规范实施流程，进一步加强对配电网建设改造资金和还贷资金使用管理情况的监督，并开展专项检查及现场抽查，确保发挥效益。

各级能源主管部门应加强规划落实、目标完成、项目管理履责情况等内容监督检查;依据国家和地方预算内资金的有关规定，严格项目资金管理与风险管控，及时纠正执行偏差和管理漏洞。

电网企业是配电网建设改造的实施责任主体，要自觉接受政府部门监督，健全企业内部的监督管理体系，进一步强化项目规划计划、前期可研、招标管理、施工建设、资金使用、竣工验收、运行管理的全过程管控，确保高效优质完成配电网建设改造任务。

(四)考核评价

加强配电网建设改造项目管理和投资管理，建立健全评价考核机制。各级能源主管部门要根据配电网建设改造目标，加强对项目推进与完成情况、资金投入力度等的考核评估，建立奖惩机制，有效推进配电网建设改造工作。

国家能源局会同有关部门每年3月组织对上年度配电网建设改造目标任务完成情况进行考核，并进行通报。针对各省(区、市)，综合评价其电价、财税、投融资、土地、规划、城建等政策的落实与支持力度;针对电网企业，重点评价配电网建设改造的具体目标及指标、资金投入力度、重点专栏任务等完成情况。

各省(区、市)有关部门可因地制宜制定对地方、企业的考核和奖励办法。

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