山东简化获得电力 用户接电申请“一次办好”_山东新闻_大众网
记者从8月16日省政府新闻办召开的发布会上了解到，省政府办公厅于近日正式印发了《山东省简化获得电力专项行动方案》（下称《方案》），今后我省10千伏、低压用户申请接电由电网企业“一窗受理”，全程代办相关手续，接电平均总时长不超过45个和20个工作日，实现简单业务“一次都不跑”，复杂业务“最多跑一次”。
“获得电力”主要涉及报装接电流程、时间、成本以及供电可靠性等因素，是目前世界上通行的评价营商环境的一项重要指标。我省10千伏、低压用户占全部非居民电力用户的99%，是简化获得电力专项行动的重点。对标北京、上海两个全国“获得电力”示范城市，围绕用户在申请用电接入过程中，存在的环节多、时间长、申报材料不标准不规范和信息不共享等突出问题和堵点难点，《方案》给出下述重点措施：
规范减少审批环节。用户接入电力如需进行受电工程和配套电网工程施工，遇到的最大问题是涉及开挖道路等工程，需要取得多个部门的许可，如规划、施工、绿化、占路、掘路/涉路、运输、环保许可等，各地都涉及4-7项许可不等，走完前面一个流程才能进入下一个流程，办理时间约一个月到三个月不等。《方案》将全省行政许可环节统一精简为规划、绿地占用、占路、掘路/涉路许可4项以内，明确了除规划许可外，其他环节并联操作，总时间不超过12个工作日。“获得电力”的电网内部审批环节，过去也是走完前一个环节才能进入下一个环节，这次合并为并联同步流程，办理环节10千伏用户由8个精简至4个，办理时间由33个工作日压减至11个工作日；低压用户由5个环节精简至2个，办理时间由6个工作日压减至3个工作日。
规范申报材料和收费标准。过去用户去办理用电申请，除行政审批事项上报有关材料外，部分地市出于环保、安全等考虑，还要求用户提供相应证明资料，如环评、同意上电证明，工矿企业还需提供安全许可、采矿许可等资料，导致申报资料没有统一要求，手续繁杂、种类繁多。《方案》统一规范了全省办电申报材料，用户申请用电只需提供规划、绿地占用、占路、掘路/涉路4项许可办理资料即可。涉及的收费全省也将制定统一标准和交售方式，其中掘路/涉路许可不再将缴费作为审批的前置条件，用户签署按期缴费承诺书后，即可受理办电手续，启动进入相应的办电环节。
打通信息孤岛。目前各部门、单位之间还无法通过线上渠道完全实现政务资源共享，用户重复提交材料现象较为突出，不同程度的影响了用户办理体验。且由于获取项目信息滞后，供电部门无法尽快开展前期咨询，提前安排电网配套工程，因而增加了办理时间。《方案》要求，2018年年底前，用电业务全面进驻市、县（市、区）政务服务大厅，推进政务信息共享共用，用户申请接电，由电网企业“一窗受理”，提供“一站式”服务，实现一口申请、同步受理、并联审批、限时办结“一链办理”。
加大保障服务。在省级以上园区用户、市级园区的用户，以及列入省新旧动能转换重大工程实施规划的重点园区用户，供配电设施将建到用户红线。2018年底前，济南、青岛、烟台市市区低压接入容量由目前的100千伏安扩大到160千伏安，其他地市低压接入容量明显扩大。
同时，我省将加快特高压工程和供配电工程建设，推广不停电作业和零点作业，开展停电、接电预判分析，最大程度满足用户需求。
为保证上述措施落实，省经信委将会同省公安厅、省住房城乡建设厅、省交通运输厅和国网山东省电力公司等部门和单位建立我省简化获得电力专项行动协调联动工作机制。
分工为：公安机关主要负责电力工程占道施工许可审批工作，在受理电力工程占道施工申请后，按照当天受理、2日内完成勘查、5日内做出批准决定的时限要求办理审批业务，比原定15个工作日内完成勘查批准的工作效率提高一倍。省住建厅在5个工作日内（含公示时间）出具规划许可手续；对于长度小于150米的电力管线工程，免办规划许可手续；城市道路管理部门收到申请材料后，7个工作日内完成初审、现场踏勘、复审、审定等工作，出具掘路许可手续和路面修复缴费单；申请单位到道路管理部门办理掘路许可，只需提交挖掘城市道路申请表、施工计划及方案、经审查的施工图和建设工程规划许可证4项申请材料；在符合当地城市规划和绿地系统规划的前提下，绿化部门在收到申请材料后，立即组织进行审核，7个工作日内完成对临时占用绿地的行政审批，进一步提高临时占用绿地的审批效率。省交通运输厅负责电力线路跨（穿）越国省道涉路工程许可工作，工程所在地公路管理机构受理审批材料后，7个工作日内完成初审、现场勘查、复审、审定等工作，出具涉路工程建设许可手续，项目单位在5个工作日内完成国有资源有偿使用费的缴费工作。用电业务全面进驻市、县（市、区）政务服务大厅，由电网企业一窗受理，实现线上“一链办理”后，用户只需按照申报指南，一次性递交申报资料，剩下的手续由电网企业全程代办，提供一站式服务，让用户“只跑一次”。
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责任编辑：石慧
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违法不良信息举报电话：0重庆将组建独立电力交易平台 售电侧改革面临四大挑战
来源：全景网
原标题：重庆将组建独立电力交易平台 售电侧改革面临四大挑战
    去年11月28日，国家发改委、能源局批复同意重庆市、广东省为首批售电侧改革试点地区。今年2月3日，重庆市首批12家企业与重庆一家新组建的售电公司签约，拉开了该市售电侧改革序幕。
据当地媒体报道，重庆市发改委相关负责人近日称，目前，售电侧改革将在两江新区、长寿经开区、万州经开区、万盛平山工业园区、永川港桥工业园区等进行试点。 该负责人还表示，下一步，市发改委将尽快完善并报市政府印发全市售电侧改革试点配套实施方案，涉及试点范围、市场主体、输配电价、电力输配、用户接入、电力交易和结算、市场监管、工作机制等。 21世纪经济报道在采访中获悉，重庆的改革“面临的困难和阻力、挑战和压力十分艰巨”。 引导市场主体开展多方直接交易 重庆市在本次售电侧改革中，于日集纳当地政府旗下公司，包括大唐电力、三峡集团等发电公司在内的企业，组建了重庆两江长兴电力有限公司、重庆能投售电有限公司、重庆渝西港桥电力有限公司3家售电公司。 而首次签约企业的用电价格，将降为0.6元/千瓦时，此举至少可以为首批12家企业降低用电成本2600万元。 重庆市计划2016年及未来一段时间内，新增这类电量用户313家，年用电量约30.72亿千瓦时，每年将为企业节约8.22亿元电费支出。 2月5日，重庆市政府办公厅印发《关于印发重庆市售电侧改革试点工作实施方案的通知》（以下称《方案》）。据21世纪经济报道获得的《方案》，重庆市计划稳步推进售电侧改革，要求售电公司与发电企业达成电力交易，购买电量向用户销售。 重庆的该售电侧改革搭建的交易模型是，引导市场主体开展多方直接交易，对符合准入条件的发电企业、售电公司和用户，发还其自主选择权，自主确定交易对象、电量和价格，直接洽谈合同，实现多方直接交易。售电公司可向电网企业、发电企业、其他售电公司购电。 重庆市政府明确要求，“任何部门和单位不得干预市场主体的合法交易行为。” 两提“无条件”开放 最引人注目的是，该《方案》要求“现有的输配电网和放开的增量配网无条件向售电公司和用户公平无歧视开放”，由电网企业负责电力配送，不再以上网电价和销售电价价差作为主要收入来源。售电公司按照政府核定的输配电价向电网企业支付相应的过网费。 在此《方案》框架下，重庆市符合试点条件的电力用户，具有自主选择权，可以直接与发电企业交易，也可以自由选择与售电公司交易，或选择不参与市场交易。用户选择售电主体以年为周期签订协议，至少为期一年，协议期满可以重新选择。 此前的模式是，发电企业只能将电力卖给处于垄断地位的电网公司，无法直接向用户销售；且用户也无法直接向发电企业购电，且只能向唯一供应商电网公司购电。这一模式下，所有上下游企业的议价能力，都为零。 电价的定价方式是重庆市本次售电侧改革的另一个核心之一，重庆市政府要求按照“准许成本+合理收益”原则，分电压等级核定电网企业输配电价。并加强输配电价成本约束，按照国家输配电价成本监审规定要求，认定电网企业有效资产。 在新模式下，重庆市政府选择对参与本次售电侧改革的输配电费用，暂执行该市限行大用户直供输配电费用标准，220千伏、110千伏、其它电压等级输配电价分别为每千瓦时0.1942元，0.2132元，0.2372元。并暂免征收0.025元城市公用事业附加费。 也就是说，重庆市政府通过固化或锁定电网企业的收入，来确保电力“过路费”稳定。 在新模式下，重庆市政府要求“任何单位和个人不得设置障碍阻碍用户接入电网。” 本报记者注意到，重庆市此《方案》还将出台售电侧改革的配套方案，并组建一个相对独立的重庆电力交易机构。在该机构组建前，交易具体工作暂由过网市电力公司交易中心承担。 四大挑战 据本报记者获得的相关信息，重庆市售电侧改革目前仍面临巨大困难和挑战，该市相关部门用“面临的困难和阻力、挑战和压力十分艰巨”来形容本次改革。 其亟待解决的问题有四个。首当其冲的是输配电价格的问题，重庆市方面据中发（2015）9号文件精神，试图按照“准许成本加合理收益原则重新核定分电压等级的输配电来体现改革成效，剔除不合理电网成本”来定价。但记者获悉的材料显示，国家电网重庆市电力公司反对此计价方式。 第二个挑战是，在过网费用不变的暂时前提下，重庆市政府如还想降低电价，只有从发电企业处想办法，而水电价格最便宜，因此重庆市积极向国家发改委争取，把分配给该市的三峡电量纳入本次售电侧改革试点。 第三个问题是，目前重庆市工业用电价格偏高，主要原因是政府性基金及附加费名目多、标准高，尽管该市暂免了城市公用事业附加费每千瓦时0.025元，但仍需进一步争取国家研究分类取消或降低基金附加的标准政策支持。 第四个问题看上去不是问题，却暗藏深意：重庆市政府方面认为本次改革中，国家电网重庆市公司将国家此类改革的配套文件“电网企业负责收费、结算”进行延伸解读，认为所有发票均应由其开具――如果由其开具，则重庆市政府极力构建的电力供应新架构的核心，依旧是电网。 不过，重庆市相关部门在其上报材料中依旧使用了“改革试点工作启动以来，国网重庆市电力公司总体积极配合，但在一些关键问题上还存在分歧”一说来中性评价本次改革的主要压力源。 重庆市政府认为，“为有利于售电侧改革试点后续工作推进，（双方）亟待统一认识。”
(责任编辑：田欣鑫)
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　&#年1月3日国务院首次常务会议聚焦优化营商环境,激发市场活力和社会创造力,并特别提出大力推动“降电价”。全社会用电量是国民经济的晴雨表,电能是工商业用户较为敏感的生产要素,采取有效措施降低用户用能成本,不仅有利于优化营商环境,也是落实党中央、国务院有关精神的具体举措。　　发电环节　　单独调整发电厂上网电价较为困难。根据国家发改委《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》(发改价格〔号),对于没有参与电力市场交易、由省级及以上调度机构统一调度的燃煤电厂上网电量,继续实行标杆上网电价政策和煤电价格联动机制。煤电价格联动机制以年度为周期,由国家发改委统一部署启动,以省(区、市)为单位组织实施。自2016年中以来,电煤价格一直处于较高水平,与2014年基准价格相比,已具备煤电联动条件,并应按规则实施分档累退联动,据有关机构测算上网电价需上调3分钱以上,但受当前经济形势影响,上调电价全部体现在标杆上网电价并传导至销售电价可能性较小。同时按修订后的煤电联动规则,如煤电联动则上网电价和销售电价应于每年1月1日调整实施,目前尚未启动煤电联动,也侧面印证了不可能全部通过标杆上网电价和销售电价进行疏导,而在发电、电网、用户三方统筹消化调价空间应该是较为合理的选择。　　环保电价已现下调空间。目前,国内燃煤机组脱硫、脱硝、除尘电价分别为1.5分/千瓦时、1分/千瓦时、0.2分/千瓦时,相关电价政策分别于2007年、2011年、2013年出台,安装投运相关设施并经环保部门验收合格的发电机组应执行相关电价,合计为2.7分/千瓦时。以河北北部电网为例,其燃煤标杆电价为0.372元/千瓦时,环保电价在上网电价中占比7.3%。随着技术进步及环保要求日益严格,后续新投产发电机组均需同步投产环保设施,发电厂环保设施的投资及运行成本逐步下降。由于环保电价水平与环保设施投资成本挂钩,脱硫电价标准已执行10年以上,适度下调环保电价已具备条件。　　超低排放电价加价标准同样具备下调条件。为推动燃煤电厂超低排放改造,2015年12月国家发改委、国家环保部、国家能源局联合发文“实行燃煤电厂超低排放电价支持政策”(发改价格〔号)。对于符合相关标准的发电机组,其统购的上网电量分别加价1分/千瓦时(日之前已并网运行)、0.5分/千瓦时(日之后投运),电网企业由此增加的购电支出在销售电价调整时进行疏导。同时规定超低排放电价加价标准暂定执行至2017年底,2018年后逐步统一和降低标准。目前,享受脱硫、脱硝、除尘环保电价的发电机组,均已享受超低排放加价电价,如环保电价具备下调条件,超低排放电价加价标准宜同步下调,可以适度减少电网企需疏导的购电支出,从而降低用户销售电价。　　输配环节　　系统分析电网经营企业购销价差变动情况。根据国家发改委统计,2017年全国市场化交易电量1.63万亿千瓦时,同比增长45%,约占全社会用电量的26%,表明仍有74%的社会用电量执行目录电价,因此购销价差仍是电网经营企业收入的主要来源。　　根据国家能源局发布的《2016年度全国电力价格情况监管通报》,2016年电网企业平均购销差价(含线损)为219.22元/千千瓦时,同比增长了1.60元/千千瓦时,其中国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司口径购销价差分别为222.78元/千千瓦时、222.12元/千千瓦时、118.10元/千千瓦时。34家省级电网经营企业(含广州、深圳电网)购销价差变动各异,其中17家购销价差同比正增长,17家购销价差同比负增长。因此需系统全面梳理各省级电网经营企业购销价差变动情况,研判其购电和售电结构变化,厘清购销价差影响要素,分析购销价差变动原因,为价格主管部门和电网经营企业科学测算终端销售电价降低的可行性和允许空间提供参考。　　同时对于需通过统购统销电量进行疏导的费用进行合理评估,如火电超低排放加价电费、燃气发电机组及垃圾焚烧发电项目补贴、各地发电及光伏扶贫项目补贴等费用,需统筹考虑相关因素对销售电价的影响。　　多措并举降低电网经营企业线损率。根据国家能源局发布的《2016年度全国电力价格情况监管通报》,2016年电网经营企业平均线损率为6.66%,同比增长0.51个百分点,其中,国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司口径线损率分别为6.73%、6.77%、4.04%。　　扣除线损后,2016年电网经营企业平均购销差价为197.38元/千千瓦时,同比增长1.59元/千千瓦时,其中国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司口径购销价差(不含线损)分别为200.70元/千千瓦时、199.95元/千千瓦时、109.34元/千千瓦时,均较含线损率的购销价差有不同程度的降低。如某省级电网2016年购销价差(含线损)同比增长5.96元/千千瓦时,但扣除线损后购销价差同比下降0.96元/千千瓦时,统计数据表明输配环节损耗对电网经营企业影响较大。　　因此加强输配电网改造(如更换节能变压器、改造配电线路、加装无功补偿装置等),可以进一步减少输配环节电能浪费,提高输配电服务水平。同时加强电网经营企业内部线损管理,强化线损指标管控,严防“跑冒滴漏”,确保“颗粒归仓”,进一步提升经营管理水平和盈利能力。因此电网经营企业需切实采取措施降低综合线损率,这既是内部挖潜的利润增长点,也是推动降低电力用户用能成本的新途径。　　进一步修订完善《供电营业规则》等法规。2016年国家发展改革委办公厅下发《关于完善两部制电价用户基本电价执行方式的通知》(发改办价格〔号),进一步完善两部制电价用户基本电价执行方式,基本电价计费方式变更周期和减容(暂停)期限的限制进一步放宽。电网经营企业可根据用电企业申请,为电力用户调整减容、暂停等计费方式,有效减少停产、半停产电力用户电费支出,发改办价格〔号文仅是对现行有效的《供电营业规则》和《销售电价管理暂行办法》的部分条款进行了改进,但尚未全面完善。考虑到上述规则出台时间较早,如《供电营业规则》发布时间已超过20年,《销售电价管理暂行办法》(发改价格〔号)执行时间也已超过12年,客观而言相关法规已难以适应目前工商业用户的用电需求。　　例如基本电价的核定标准,在《销售电价管理暂行办法》规定如下,“各用电特性用户应承担的容量成本按峰荷责任确定”,基本电价和电度电价比例,须依据“用户的负荷率、用户最高负荷与电网最高负荷的同时率等因素确定”。实际执行中出于可操作性和便利性考虑,往往未考虑用户负荷特性以及负荷侧对电网影响,均按照相同标准对工商业用户的基本电价(按容量或需量)进行核定。以执行两部制电价的电采暖用户为例,其负荷均在低谷期固定时段且较为稳定,理应少承担一些成本义务,适度下调其基本电价更为合理。建议尽快启动《供电营业规则》和《销售电价管理暂行办法》的制修订工作,重点在两部制用户基本电价核定方面发力,适应目前产业结构优化升级、用户负荷特性调整的新需求。　　政府性基金及附加　　政府性基金及附加在电价构成中占比不容小觑。根据国家能源局发布的《2016年度全国电力价格情况监管通报》,2016年随销售电价征收的政府性基金及附加,其全国平均水平为46.45元/千千瓦时(电网经营企业省内售电量口径平均值),同比增长18.43%。　&#年6月16日,国家发改委下发通知,决定自日起取消向发电企业征收的企业结构调整专项资金(部分省份同步上调了燃煤机组上网电价),并将国家重大建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准各降低25%。此外国家财政部已于日起取消城市附加。　　以河北北部电网为例,目前35千伏接入、两部制工商业用户平段销售电价为0.5216元/千瓦时,其中包括国家重大水利工程建设基金0.53分钱、大中型水库移民后期扶持资金0.26分钱、地方水库移民后期扶持资金0.05分钱、可再生能源电价附加1.9分钱,政府性基金及附加合计为2.74分钱,其在电价构成中占比为5.25%。　　可再生能源电价附加征收宜开源节流并举。就工商业用户的政府性基金及附加而言,可再生能源电价附占比较大,征收标准已高达1.9分/千瓦时。以河北北部电网为例,可再生能源附加占政府性基金及附加比例高达69.3%。但与此同时,可再生能源发电补贴的缺口也越滚越大,上调可再生能源电价附加的诉求亦非常强烈。随着风电、光伏乃至生物质发电电量日益增加,对可再生能源电价附加征收亟需开源节流并举。　　所谓开源,主要是对自备电厂自发自用电量部分拖欠的政府性基金及附加进行全面梳理,并在规定期限内补缴拖欠的金额;个别数额较大、确有困难的,可以给予一定的宽限期。今后自备电厂欠缴政府性基金及附加的用电企业,不得参与市场化交易,并纳入国家涉电领域失信名单,确保足额征收自备电厂自发自用电量部分的政府性基金及附加。　　所谓节流,一方面需大力实施“绿证交易”,可在具备金融牌照的交易机构,如北京、首都、冀北交易中心试点开展“绿证交易”,由用电企业、个人用户及可再生能源发电企业在平台进行交易,条件成熟后向全国推广实施,一定程度缓解可再生能源补贴缺口。另一方面对于规划中的可再生能源项目,随着技术进步和设备工程造价降低,可采用“补贴竞价”、“平价上网”等方式确定项目业主单位,以最大限度降低可再生能源补贴需求,进而降低可再生能源附加征收强度,从而降低全体电力用户电价。　　水利工程基金宜合理归位。国家重大水利工程建设,如“南水北调”项目用于解决北方部分地区(北京、天津、河北等)的缺水问题,所需资金理应通过受益地区供水加价方式进行筹集。大中型水库移民后期扶持资金是水利工程项目投资的必要组成部分,所需资金宜由相关水电企业从其成本中单独列支,或通过其上网电价进行疏导。目前上述两项费用均以政府性基金的方式向全国电力用户征收,既加重了不相干地区电力用户的负担,也使得受益地区的用水或用电价格信号扭曲。建议该项基金宜与电价脱钩,本着“谁受益、谁承担”的原则,转由受益地区消费者承担。　　市场化交易　　有序扩大市场交易规模。随着电力市场化改革加速,电力的商品属性也越来越明显,电价、发用电计划也从政府管制向市场供需决定转变。国家发改委统计数据显示,2017年全国市场化交易电量累计1.63万亿千瓦时,同比增长45%,占全社会用电量比重达26%左右,同比提升7个百分点,为工商企业减少电费支出603亿元。电力市场化交易对于降低用户用能成本的作用日益凸显。　　就各地实际情况而言,市场化交易电量占电网企业售电量的比例各不相同,据中电联相关统计,市场化电量占比较高的省份超过68%,个别省份其占比仍为10%左右,这既与国家有序放开发用电计划、逐步扩大市场化电量比例的精神不符,也难以满足已入市用户的市场化交易诉求,同时也不利于精准降低当地支柱性或政策支持性企业的用能成本。因此需积极推进市场化交易工作,进一步提升市场化交易电量占比水平,切实降低工业用户用能成本,进一步优化营商环境。　　对于市场化交易电量,电网经营企业的收入主要为输配电价,部分省级电网核定的输配电价可能略低于其原有购销价差,短期看可能将会对电网经营企业利润造成影响。但输配电价每三年核定一次,上个监管周期内损益将在下一轮的电网输配电定价成本监审中予以统筹解决,短期的利润影响也能在后期得到疏导和平衡。此外电力市场化交易释放的电价红利,可能会刺激一部分工业企业恢复或增加用电负荷,将对电网经营企业增供扩销起到一定积极作用,也有利于增加电网经营企业的利润。　　积极推动可再生能源市场化交易。根据《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》(发改能源〔号)规定,可再生能源电量由保障性收购电量和市场化电量构成,保障性收购电量由电网企业按照“保量又保价”原则收购,市场化电量遵循“保量不保价”方式,交易价格由市场形成。与火电相比,风、光等可再生能源发电边际成本较低,保障性小时数之外的市场化电量,其交易价格更有优势。　　以河北张家口地区为例,年供暖季以市场化交易方式开展风电清洁供暖,采用“分表计量、打包交易”模式,由用户侧挂牌、发电侧摘牌组织风电供暖交易。交易价格0.05元/千瓦时(较结算电价降低0.322元/千瓦时),低谷输配电价按平时段的50%执行,单一制、10千伏居民采暖用户低谷到户电价约0.175元/千瓦时,较之前低谷时段目录销售电价下降37.6%;2017年11月~2018年4月供暖期交易电量合计1.34亿千瓦时,用户整体用电成本降低约40%,有效引导推动用户积极实施煤改电工程。　　随着可再生能源电量占比日益提升,需从制度层面做好可再生能源保障性收购与市场化交易的有效衔接,确保优先调度的前提下,大力推动超过保障小时数之外的全部电量进入市场,其交易价格主要由市场形成,主要向煤改电(含自备电厂替代)等电能替代项目、及等进行精准传导,一方面助力大气污染防治,一方面有效增加可再生能源汇集区域就地消纳能力,实现可再生能源与电能替代协同发展。
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