国家发改委、能源局对全国人大代表关于输配电价、交叉补贴、增量配电等10件建议的回复

近年来，全国人大代表高度关注电力体制改革，针对输配电价、交叉补贴、增量配电、综合能源、隔墙供电等问题，向全国人大提出多项建议。对于人大代表的建议，国家发改委、能源局非常重视，积极予以了回复。

现观茶君团队选取其中对10件建议的回复，以期帮助各位全面了解政策制定机关所做的工作，更准确地理解掌握相关政策。

本文由观茶君团队于菲律师汇编、执笔。

01

关于各省的配电价格

国家发展改革委对十三届全国人大三次会议第4424号建议的答复

您们提出的关于尽快发布各省配电价格，切实推动电力体制改革的建议收悉。经商国家能源局，现答复如下。

一、积极支持地方开展增量配电网配电价格核定工作

增量配电网配电价格属于省级价格主管部门事权。为有序推进增量配电业务改革，合理制定增量配电网配电价格，2017年12月我委出台了《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》（发改价格规〔2017〕2269号），明确了增量配网配电价格形成机制：一是对于招标方式确定投资主体的配电网项目，采用招标定价法确定配电价格；二是对于非招标方式确定投资主体的配电网项目，由省级价格主管部门选择按照准许收入法、最高限价法或标尺竞争法三种定价方法中的一种或几种确定配电价格。同时，为不提高终端用户到户电价，定价办法还规定，增量配网配电价格不得高于其对应电压等级的省级电网输配电价价差。

去年以来，我委积极推进第二监管周期输配电价改革，在总结第一周期经验基础上，修订成本监审和定价办法，同步开展33个省级电网、5个区域电网输配电价核定。此轮核价，首次实现分电压等级归集成本、测算合理输配电价，积极运用降价空间比照合理输配电价水平，差别化调整不同电压等级实际输配电价，适当拉大不同电压等级价差，进一步为增量配电业务改革试点创造有利条件。该项工作完成后，我们将第一时间对外公布输配电价核定情况。

下一步，我们将继续积极推进输配电价改革，准确测算交叉补贴规模，妥善推进解决交叉补贴问题，不断理顺输配电价结构，形成合理电价价差；按照权利和义务对等的原则，进一步完善增量配电网价格形成机制，指导地方科学开展增量配网价格核定工作，促进增量配电业务改革平稳推进、取得实效。

二、积极支持完善输配电价成本监审

成本是价格形成的基础，准确核定成本是科学定价的第一步。我委高度重视成本监审工作，近年来先后下发了《关于加强政府定价成本监审工作的意见》（发改价格〔2016〕1329号）、《关于进一步加强垄断行业价格监管的意见》（发改价格规〔2017〕1554号）、《政府制定价格成本监审办法》（国家发改委令第8号），并针对输配电领域印发了《输配电定价成本监审办法》（发改价格规〔2019〕897号）。输配电定价成本监审严格按照相关办法执行，并在征求相关省份价格管理部门意见基础上确定。下一步，我们将不断提高成本监审科学化、规范化水平，提高监审透明度，不断完善输配电价成本监审工作。

三、积极支持合理测算政策性交叉补贴规模

诚如您在建议里提到的，不同电压等级之间的交叉补贴扭曲了输配电价结构，进一步压缩了增量配网试点的价格空间。输配电价的核定，将进一步优化输配电价结构，为逐步缩小交叉补贴创造条件。结合第二监管周期输配电价的核定，我们也正在研究政策性交叉补贴测算办法。下一步，我们将开展不同电压等级、不同类别用户间电价政策性交叉补贴的具体测算，并在测算结果基础上，研究提出逐步缩小政策性交叉补贴、实现用户公平负担成本的配套解决措施。

国家发展改革委

2020年9月23日

2020/09/23 价格司

02

关于降低社会用电成本

国家发改委对十三届全国人大三次会议第7898号建议的答复

您提出的关于降低社会用电成本与保持合理电价水平的建议收悉。经商财政部、市场监督管理总局、国家电网公司，现答复如下。

一、关于统筹推进各种能源价格调整

电力价格方面。电力是国民经济基础行业，电力价格直接影响企业生产成本，直接关系企业生产和群众生活，对行业发展具有重要导向作用。2015年，党中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）和《关于推进价格机制改革的若干意见》（中发〔2015〕28号），明确要求按照管住中间、放开两头的总体思路推进电价改革，有序放开上网电价和公益性以外的销售电价，充分发挥市场在电力价格形成中的决定性作用。近年来，我委在深化输配电价改革“管住中间”的同时，有序推进上网侧、销售侧电价放开，加快形成能够有效反映电力供求变化、体现不同电源功能作用、有利引导结构调整和节能减排的价格信号，对优化电力资源配置、深化电力体制改革、推动电力行业高质量发展，以及促进产业结构调整、生态文明建设发挥了重要作用。

近年来，我委认真贯彻落实党中央、国务院决策部署，综合采取措施，不断降低企业用能成本。以降低企业用电成本为例，与2014年水平相比，当前大工业、一般工商业平均电价每千瓦时分别下降约0.06元、0.23元，降幅达到10%和29%，累计年降低社会用电成本约5000亿元。今年以来，为应对疫情的冲击，我委印发《关于疫情防控期间采取支持性两部制电价政策 降低企业用电成本的通知》（发改办价格〔2020〕110号）、《关于阶段性降低企业用电成本支持企业复工复产的通知》（发改价格〔2020〕258号）、《关于延长阶段性降低企业用电成本政策的通知》（发改价格〔2020〕994号），在全国范围内实施支持性两部制电价政策、阶段性降低除高耗能行业外的工商业企业用户电价5%，全年可累计降低企业用电成本1120亿元。

油气价格方面。近年来，我国石油天然气价格市场化改革稳步推进。在成品油方面，建立了国内成品油价格与国际市场原油价格挂钩联动的机制，国内成品油价格能够灵敏反映国际市场油价变化。今年年初，国际油价震荡下行，国内汽油、柴油最高零售价格连续3次下调，每吨分别降低1850元、1780元，有效降低了全社会用油成本。天然气方面，占消费总量50%左右的天然气价格已放开由市场形成，其余气量建立了以基准门站价格为基础“上浮20%、下浮不限”的弹性价格机制。今年2月，为应对疫情影响支持企业复工复产，我委印发《关于阶段性降低非居民用气成本支持企业复工复产的通知》，降低非居民用气成本80亿元以上。

下一步，我们将继续深入推进电力、油气价格市场化改革，充分发挥市场机制在资源配置中的决定性作用，让价格更好反映能源资源稀缺程度和供需关系。

二、关于合理核定输配电价

2019年，我委启动了第二监管周期输配电价改革，充分总结借鉴第一监管周期输配电价改革实践和国外输配电价监管经验，修订完善并印发《省级电网输配电价定价办法》（发改价格规﹝2020﹞101号）《区域电网输电价格定价办法》（发改价格规﹝2020﹞100号）。目前，我委在严格成本监审的基础上积极推进5个区域电网和33个省级电网输配电价核定工作，已基本完成。我们按照定价办法要求，将符合办法规定的预计新增投资纳入省级电网输配电价回收，有效保障电网企业持续经营发展能力。

三、关于在农网改造、脱贫攻坚等领域建立电力普遍服务机制

为支持农村电力发展，国务院批准设立农网还贷资金，该资金按销售电量的2分/千瓦时的标准征收，主要用于支持电力企业农网改造升级。其中，山西等9个实行“一省多贷”（即农网改造升级贷款由多个电力企业承贷）的省份，农网还贷资金作为政府性基金管理；实行“一省一贷”的其他省份，农网还贷资金作为电力企业收入管理。因此，您所提建议在现行政策中已有所体现。

当前，我国经济下行压力依然存在，为支持实体经济发展，国家大力实施减税降费，持续减轻企业负担，在政府性基金方面，对于新设基金实行从严管理。《国务院关于印发推进财政资金统筹使用方案的通知》（国发〔2015〕35号）明确要求，清理压缩政府性基金和专项收入，一般不得新设政府性基金和专项收入项目，如有必要筹集收入或调节经济行为，主要依法通过税收方式解决。因此，目前不宜通过向社会征收方式另行设立电力普遍服务基金。

四、关于加大力度清理转供电加价

2018年以来，为落实一般工商业电价平均降低10%的目标，让众多转供电终端用户得到政策红利，我委会同有关部门指导督促地方相关部门和电网企业，大力推进转供电主体违规加价清理规范工作。一是系统部署。2018年，先后印发《关于降低一般工商业电价有关事项的通知》（发改价格〔2018〕500号）、《关于清理规范电网和转供电环节收费有关事项的通知》（发改办价格〔2018〕787号）等文件，明确转供电环节收费政策，对全国清理转供电环节不合理收费工作进行部署，明确政策目标、推进原则、实施路径；2019年，印发《关于降低一般工商业电价的通知》（发改价格〔2019〕842号）等文件，部署降低一般工商业电价，同步要求进一步清理规范转供电环节收费；积极配合市场监管总局开展转供电环节收费治理，对重点转供电主体进行提醒告诫，督促其加强内部管理、规范收费行为，强化价格监督检查。2020年，先后印发《关于阶段性降低企业用电成本支持企业复工复产的通知》（发改价格〔2020〕258号）和《关于延长阶段性降低企业用电成本政策的通知》（发改价格〔2020〕994号），均明确要求、积极督促各地发展改革部门积极配合当地市场监管部门，创新方式方法，切实加强商业综合体、产业园区、写字楼等转供电环节收费行为监管，确保降电价红利及时足额传导到终端用户，增加企业获得感。二是推动户表改造。督促指导电网企业抓紧推进“一户一表”改造，从源头上解决转供电环节不合理收费问题。明确电网企业可将由于“一户一表”改造增加的费用纳入输配电价回收，调动电网企业积极性，加快推进“一户一表”改造，推动产权清晰、具备改造条件的转供电尽快完成改造。

为确保降价政策红利落地，切实降低企业用电成本，打通降价政策红利传导“最后一公里”，2018年和2019年全国市场监管部门连续两年开展转供电环节电价重点检查，按照“双随机、一公开”的原则共检查了8万多家转供电主体，推动了一般工商业电价降价政策落地。《市场监管总局关于坚决整治涉企违规收费切实减轻企业负担的通知》（国市监竞争〔2020〕90号）中要求重点加强转供电行为监督检查，转供电主体应将降价优惠传导给终端用户，不得违反规定在转供环节加收费用。下一步，我委将继续联合配合市场监管总局对电网和转供电环节价格行为开展回头看和降价效果跟踪反馈，强化价格行为监管防止反弹；进一步完善转供电收费政策，引导电网公司与转供电主体之间建立平等的权利义务关系，推动一户一表改造，尽快实现直供电，逐步从根本上解决转供电环节的不合理收费问题。

国家发展改革委

2020年9月28日

2020/09/28 价格司

03

关于交叉补贴

国家发改委对十三届全国人大三次会议第1642号建议的答复

您们提出的关于完善电价交叉补贴机制、深化电力体制改革的建议收悉。经商财政部、国家电网公司，现答复如下。

按照用电负荷特性，居民用户处于电网末端，且又大多在系统用电高峰时用电，其供电成本远高于工商业用户。但多年来，为保障民生、扶持农业发展，我国对居民、农业等用电实行低电价政策，由工商业用户承担较高电价，由此形成政策性交叉补贴，受多方面因素制约，短期内难以取消。

妥善处理电价政策性交叉补贴，对于构建科学合理的电价体系、推进电力市场化改革、引导电力消费有重要作用。目前，根据《省级电网输配电价定价办法》规定，我委在严格成本监审的基础上，核定第二监管周期省级电网输配电价。本轮输配电价的核定，将进一步优化输配电价结构，为逐步缩小交叉补贴创造条件。结合第二监管周期输配电价的核定，我们也正在研究政策性交叉补贴测算办法。下一步，我们将组织电网企业和地方价格主管部门，开展不同电压等级、不同类别用户间电价政策性交叉补贴的具体测算，并在测算结果基础上，研究提出逐步缩小政策性交叉补贴、实现用户公平负担成本的配套解决措施。同时开展政策研究，促进完善居民阶梯电价政策。

近年来，国家大力实施减税降费，持续减轻企业负担，国务院明确要求，清理压缩政府性基金，一般不得新设政府性基金和专项收入项目，如有必要筹集收入，主要依法通过税收方式解决，因此，目前新设立电力普遍服务基金难度较大，我们将配合有关职能部门适时加强研究论证，为从根本上解决部分地区供电成本偏高、交叉补贴过重问题创造条件。

国家发展改革委

2020年10月13日

2020/10/13 价格司

04

关于取消各种基金、附加等不合理收费、降低输配电价，实施跨区域跨省交易

国家发改委关于十三届全国人大三次会议第2184号建议的答复

您提出的关于取消电价中各种基金、附加等不合理收费，降低输配电价，实施电力跨区域跨省交易的建议收悉。经商财政部、国家能源局，现答复如下。

一、关于取消电价中的基金、附加

按照党中央、国务院决策部署，近年来，财政部会同相关部门，对随销售电量征收的政府性基金进行了多次清理规范，先后取消了城市公用事业附加、工业企业结构调整专项资金；连续三次降低国家重大水利工程建设基金征收标准，并降低了大中型水库移民后期扶持基金征收标准。同时，“十三五”期间，还授权各省（区、市）人民政府自主减免地方水库移民基金。

目前，保留的基金主要有农网还贷资金、国家重大水利工程建设基金、水库移民扶持基金和可再生能源电价附加基金等4项。上述基金项目是依据相关法律法规或经国务院批准征收的，在支持南水北调工程建设、三峡后续工作规划，农村地区电网改造，风电、光伏等可再生能源项目发电等方面发挥了积极作用。从现阶段看，没有进一步降低的空间，但今后结合相关领域的改革，可做统筹研究。

二、关于降低基本电价、过网费

2014年以来，我委不断推进输配电价改革，强化输配电价监管。2014年10月，深圳电网率先开展首个输配电价改革试点，同年12月，蒙西电网开展试点，进一步积累经验。2015年，贯彻落实《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）和《中共中央 国务院关于推进价格机制改革的若干意见》（中发〔2015〕28号）部署，迅速将输配电价改革试点扩大至安徽、云南、贵州、湖北、宁夏等5个省级电网。2016年，将输配电价改革覆盖其余省级电网。2017年7月，全面完成第一监管周期输配电价核定，成为中发〔2015〕9号文件出台后首个全面完成的电力体制改革专项改革任务。同时，有序推进区域电网、跨省跨区工程、地方电网和增量配电网输配电价改革，初步构建起以“准许成本+合理收益”为基础、激励约束相结合的输配电价监管体系。2019年以来，在深入总结首个输配电价监管周期经验基础上，全面开展第二监管周期（2020—2022年）输配电价改革，对33个省级电网、5个区域电网开展输配电价定价成本监审，累计进行了10多次输配电价试算、测算。目前，第二监管周期输配电价改革已基本完成，标志着我国输配电价监管体系基本确立。深化输配电价改革，强化输配电价监管，为不断降低输配电价（即过网费）创造了条件。第一监管周期输配电价改革，共降低企业用电成本440亿；第二监管周期输配电价改革已基本完成，预计降低企业用电成本远超第一监管周期。

按照“准许成本+合理收益”的方法核定输配电准许收入，对电网企业实行准许收入监管，通俗的讲就是按照电网企业一年只能实现一定的收入来核定输配电价，包括电度电价和容（需）量电价（“基本电价”），收取“基本电价”是电网实现准许收入的方式。也就是说，在核定的准许收入下，如果降低或取消“基本电价”，则需要相应的提高电度电价，因此并不会从总体上降低企业用电成本。

此外，输配电价核定的原则之一是实现用户公平分摊成本，基于各类用户对输配电系统成本的耗费，兼顾其他公共政策目标，确定输配电价，优化输配电价结构。输配电成本构成比较复杂，其中部分成本和输电量密切相关，但部分固定成本和用户用电量关系不大，与用户负荷密切相关。实行“基本电价”，有利于实现用户公平分摊成本，引导用户提高电网使用效率，降低电网系统成本，最终有利于降低全部用户的用电成本。2018年，国家发展改革委印发《关于降低一般工商业电价有关事项的通知》（发改价格〔2018〕500号），明确规定完善两部制电价制度，两部制电力用户可自愿选择按变压器容量或合同最大需量缴纳电费，也可选择按实际最大需量缴纳电费。这种容（需）量电费缴纳方式的优化调整，为企业结合自身用电特点合理选择缴费方式，最大程度减少用电成本创造了条件，得到了企业的高度肯定。

下一步，我们将按照新修订出台的《省级电网输配电价定价办法》规定，优化两部制电价的容（需）量电价和电度电价。同时，将认真贯彻落实党中央、国务院决策部署，继续综合采取措施，降低企业用电成本。

三、关于打破电力市场化交易网间壁垒，实施全国范围内电力直接交易

我们积极支持开展跨省跨区电力市场化交易，打破市场交易壁垒。中发9号文件及配套文件印发以来，我们积极推动电力市场化改革，不断完善市场化交易机制，制定《电力中长期交易基本规则》，鼓励市场主体进行跨省跨区电力中长期交易，明确跨省跨区交易价格机制、组织方式、合同签订执行方式，以及计量结算方式。

我们积极推动跨省跨区电能交易价格市场化。2014年，国家发展改革委印发《关于完善水电上网电价形成机制的通知》（发改价格〔2014〕61号），明确跨省跨区域的水电交易价格由供需双方协商确定。送、受电参照受电地区省级电网企业平均购电价格协商确定落地电价，扣减输电价格后为外送电量的上网电价。2015年4月，印发《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制的通知》（发改价格〔2015〕962号），明确跨省跨区送电由送受电双方按照风险共担、利益共享原则平等协商或通过市场化交易方式确定送受电量和价格，并建立价格调整机制。鼓励通过招标等竞争方式确定新建跨省送电项目业主和电价，鼓励送受电双方建立长期、稳定的电量交易和价格调整机制，并通过长期合同予以明确。

下一步，我们将指导各地制修订电力中长期交易细则，扩大电力市场化交易规模，适时完善跨省跨区电能交易价格形成机制，进一步降低企业用电成本。

国家发展改革委

2020年9月23日

2020/09/23 价格司

05

关于电力普遍服务机制

国家发改委对十三届全国人大三次会议第5592号建议的答复

您提出的关于加快健全电力普遍服务机制的建议，全国人大交由我委、财政部和国家能源局分办。现就涉及我委职能的事项答复如下。

近年来，国家大力实施减税降费，持续减轻企业负担，国务院明确要求，清理压缩政府性基金，一般不得新设政府性基金和专项收入项目，如有必要筹集收入，主要依法通过税收方式解决，因此，目前新设立电力普遍服务基金难度较大，我们将配合有关职能部门适时加强研究论证，为从根本上解决部分地区供电成本偏高问题创造条件。

关于完善输配电价机制支持电网企业内部帮扶。我委健全相关定价制度，在《省级电网输配电价定价办法》中明确规定，考虑东西部差异，对涉及互助帮扶的省级电网企业收益率可作适当调整。对于东部地区电网企业实际支出的对西部地区的帮扶投资和成本，根据办法规定计入省级电网输配电准许收入。

关于加大财政转移支付支持力度。我委积极支持农网改造升级工作，加大农网改造升级投入力度，投资重点向“三区三州”深度贫困地区倾斜，2019年，“三州”的农网改造升级中央预算内投资比例由项目总投资的20%提高到50%，东北地区农网改造升级中央预算内投资比例由项目总投资的20%提高至30%。2019年提前一年完成了“十三五”新一轮农网改造升级任务，2020年6月底，完成“三区三州”、抵边村寨农网改造升级。下一步，我们将继续研究支持实施乡村电气化提升工程，助力乡村振兴。请电网企业主动承担社会责任，同步加大投入力度，进一步提高中西部、边疆农村地区的供电保障水平，促进农村电力持续健康发展。同时将配合有关部门研究探索电力普遍服务机制相关问题。

国家发展改革委

2020年9月23日

2020/09/23 价格司

06

关于电力普遍服务基金

国家发改委对十三届全国人大三次会议第3506号建议的答复

您提出的关于加快建立国家电力普遍服务基金的建议，全国人大交由财政部、国家能源局和我委分别办理。现就涉及我委职能的事项答复如下。

近年来，国家大力实施减税降费，持续减轻企业负担，国务院明确要求，清理压缩政府性基金，一般不得新设政府性基金和专项收入项目，如有必要筹集收入，主要依法通过税收方式解决，因此，目前新设立电力普遍服务基金难度较大，我们将配合有关职能部门适时加强研究论证，为从根本上解决部分地区供电成本偏高问题创造条件。

关于支持电网企业内部帮扶。我委健全相关定价制度，在《省级电网输配电价定价办法》中明确规定，考虑东西部差异，对涉及互助帮扶的省级电网企业收益率可作适当调整。对于东部地区电网企业实际支出的对西部地区的帮扶投资和成本，根据办法规定计入省级电网输配电准许收入。

关于加大财政转移支付支持力度。我委积极支持农网改造升级工作，加大农网改造升级投入力度，投资重点向“三区三州”深度贫困地区倾斜，2019年，“三州”的农网改造升级中央预算内投资比例由项目总投资的20%提高到50%，东北地区农网改造升级中央预算内投资比例由项目总投资的20%提高至30%。2019年提前一年完成了“十三五”新一轮农网改造升级任务，2020年6月底，完成“三区三州”、抵边村寨农网改造升级。下一步，我们将继续研究支持实施乡村电气化提升工程，助力乡村振兴。同时，请电网企业主动承担社会责任，同步加大投入力度，进一步提高中西部、边疆农村地区的供电保障水平，促进农村电力持续健康发展。

国家发展改革委

2020年9月23日

2020/09/23 价格司

07

关于经济落后地区用电价格补偿

国家发改委对十三届全国人大三次会议第1501号建议的答复

您提出的关于加大对经济相对落后地区用电价格的补偿建议收悉。经商财政部、国家能源局，现答复如下。

一、关于完善峰谷电价形成机制

自上世纪80年代起，国家陆续在各省区推广实行分时电价制度。2003年4月，我委出台《关于运用价格杠杆调节电力供求促进合理用电有关问题的通知》（发改价格〔2003〕141号），首次提出全面推行科学合理的电价制度，调节电力供需；在保持电价总水平基本稳定的前提下，大力推行峰谷分时电价，有条件的地区可实行尖峰电价，水电比重大的地区可实行季节性电价。此后，我委先后出台《关于进一步运用价格杠杆促进合理用电有关问题的通知》（发改价格〔2005〕685号）等文件，持续推广和完善分时电价制度。

2018年6月，我委出台《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》（发改价格规〔2018〕943号），提出了进一步完善峰谷电价形成机制的方向和措施，明确建立峰谷电价动态调整机制，进一步扩大销售侧峰谷电价执行范围，合理确定并动态调整峰谷时段，扩大高峰、低谷电价价差和浮动幅度，引导用户错峰用电；鼓励市场主体签订包含峰、谷、平时段价格和电量的交易合同；利用峰谷电价差、辅助服务补偿等市场化机制，促进储能发展；利用现代信息、车联网等技术，鼓励电动汽车提供储能服务，并通过峰谷价差获得收益；完善居民阶梯电价制度，推行居民峰谷电价。

您提出的完善峰谷电价形成机制的建议，对我们具有积极参考作用。下一步，我们将深入开展调研，适应形势变化，进一步完善峰谷分时电价政策。

二、关于推进和完善电价市场化改革政策

我们积极支持完善电力市场化交易机制，推进电价市场化改革。2015年，党中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）和《关于推进价格机制改革的若干意见》（中发〔2015〕28号），明确要求按照管住中间、放开两头的总体思路推进电价改革，有序放开上网电价和公益性以外的销售电价。近年来，我委在深化输配电价改革“管住中间”的同时，有序推进上网侧、销售侧电价放开，加快形成能够有效反映电力供求变化、体现不同电源功能作用、有利引导结构调整和节能减排的价格信号，对优化电力资源配置、深化电力体制改革、推动电力行业高质量发展，以及促进产业结构调整、生态文明建设发挥了重要作用。

今年，我委和国家能源局联合修订印发《电力中长期交易基本规则》，鼓励符合市场准入条件的市场主体签订交易合同，采用双边协商、集中竞价等方式约定交易价格。明确执行峰谷电价的用户进入市场后继续执行峰谷电价，鼓励市场主体在交易合同中约定峰谷电价和电量。

我们赞成您提出的建议，将继续加大督导力度，指导、督促各地落实好钢铁、水泥、电解铝等行业差别电价、阶梯电价、惩罚性电价等差别化能源资源价格政策，严格清理地方违规出台高耗能企业优惠电价政策。

三、关于进一步提升农网配电自动化水平、供电能力、用电质量

我们积极支持提升农网配电自动化水平、供电能力、用电质量。一是持续推动农网改造升级，2020年上半年全面完成“三区三州”、抵边村寨农网改造升级攻坚，全国农村地区群众由“用上电”向“用好电”不断转变，深度贫困地区基本生产生活供电保障能力显著提升。二是积极推进北方地区冬季清洁取暖，结合国家配电网建设行动计划和农网改造计划，有效利用农网改造中央预算内投资、电网企业资金等资金渠道，满足电供暖设施运行对配套电网的需求，不断提升农网供电能力、用电质量。

四、关于对农村贫困户家庭用电量进行补贴

按照《城市居民最低生活保障条例》《国务院关于在全国建立农村最低生活保障制度的通知》（国发〔2007〕19号）、《国务院关于进一步健全特困人员救助供养制度的意见》（国发〔2016〕14号）等规定，城乡低保标准根据当地居民基本生活所必需的吃饭、穿衣、用水、用电等费用确定；特困人员救助供养标准包括基本生活标准和照料护理标准，其中，基本生活标准应当满足特困人员基本生活所需。上述标准均已将用电需求统筹考虑在内，不宜再另外给予用电补贴。

国家发展改革委

2020年9月23日

2020/09/23 价格司

08

关于综合能源服务

国家能源局对十三届全国人大三次会议第9637号建议的答复

您提出的关于加快推动综合能源服务发展的建议收悉，现答复如下：

综合能源服务是加快能源产业数字化、智能化转型的重要路径，对于提升能源系统效率和产业链供应链现代化水平具有重要作用。“十三五”以来，综合能源服务取得了初步发展成效，但在发展方向、业务规范、项目管理、市场机制等方面仍存在一些问题。下一步，我们将加强规划指导和引导，完善相关政策举措，推动综合能源服务积极有序发展。

一、关于能源体制机制改革

“十三五”以来，围绕建立有效竞争、统一开放的能源市场，重点领域和关键环节改革取得了积极进展。电力体制改革不断深化。市场化交易不断完善，2019年全国市场化交易电量约2.71万亿千瓦时，占全社会用电量37.5%，减少电力用户购电支出790亿元。现货市场建设稳步推进，在南方（以广东起步）、蒙西等8个地区开展电力现货市场建设试点，全部启动结算试运行。深化配售电业务改革，鼓励社会资本投资增量配电网，截至2019年，已确定4批共380个增量配电业务改革试点项目，建成投运项目135个。建立健全电力辅助服务机制，全国5个区域电网、27个省级电网辅助服务市场陆续启动。油气体制改革有序推进。管网运营机制改革持续推进，印发实施《石油天然气管网运营机制实施意见》，国家石油天然气管网公司组建成立。推动油气管网设施公平开放，印发《油气管网设施公平开放监管办法》，营造公平竞争市场环境。下一步，我们将继续深化能源体制改革。电力领域，创新完善源网荷储一体化、增量配电业务、综合能源服务等新模式新业态市场准入制度，破除投资运营、参与用户侧市场交易等体制机制壁垒，营造有利于各类商业模式创新和可持续发展的市场环境。油气领域，完善油气管网运营机制，推进油气管网公平开放，优化管输价格，提升集约输送和公平服务能力。

二、关于将综合能源服务纳入国家能源规划

“十三五”能源规划提出“积极推行合同能源管理、综合节能服务等市场化机制和新型商业模式”。近年来，我们积极推动规划目标任务落实，印发《关于推进多能互补集成优化示范工程建设的实施意见》，组织实施了23个多能互补集成优化示范工程。实施需求响应能力提升工程，建设“能效电厂”“能效储气库”，开展合同能源管理示范工程，大力发展分布式能源网络。出台支持节能服务的税收优惠政策，对符合条件的合同能源管理服务免征增值税。截至目前，北京延庆新能源微电网示范区项目等24个并网型微电网项目、舟山摘箬山岛新能源微电网项目等4个独立型微电网项目启动，部分已建成投运；首批10个地下综合管廊示范试点工程已全部开工。下一步，我们将结合“十四五”能源规划工作，加快推动综合能源服务发展，推进清洁智慧用能工程建设，因地制宜发展分布式能源、微网、储能、电动汽车智能充放电、需求侧响应等智慧高效用能模式，推动工业、交通、建筑等用能场景的智慧化和绿色化提升。

三、关于加大新型基础设施建设政策支持

近年来，以充电桩和储能设施为重点，新型用能基础设施建设快速推进。为全面提升新能源汽车充电保障能力，我局会同有关部门，积极组织供电公司和充电运营企业加快充电基础设施建设。2018年印发《提升新能源汽车充电保障能力行动计划》，加快优化充电基础设施发展环境和产业格局。目前全国累计建成充电桩超过130万个，形成全球最大规模的充电设施网络。开展储能示范工程，印发《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》，支持开展了多种电力系统储能示范应用，统筹研究储能在电源侧、电网侧、负荷侧布局储能设施，提升电力系统调节能力，保障电网安全稳定运行。此外，在5G、数据中心等数字新基建领域，政企联合试点建设7个省级能源大数据中心，稳妥探索多站融合数据中心站建设。下一步，我们将进一步支持新能源汽车充电基础设施、储能等规划建设和推广应用，鼓励相关单位积极探索5G、充电桩、数据中心、分布式光伏、储能等多功能综合一体站建设。

四、关于推动源网荷储一体化发展

源网荷储一体化可通过能源就近集约梯级利用、传统化石能源和可再生能源互补运行等方式，实现多种能源协同优化和系统效率提升。近年来，我们会同有关部门印发了《关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见》《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》《关于推进多能互补集成优化示范工程建设的实施意见》等文件，支持源网荷储一体化工程从天然气冷热电三联供等模式起步，拓展出包含分布式新能源发电、热泵、储能、配电网、智能调控等多种技术的工业园区级综合能源服务系统。下一步，我们将研究制定关于推动源网荷储一体化发展的政策措施，公平、无歧视引入电源侧、负荷侧、独立电储能等市场主体，在能源资源富集区、产业园区等地区，因地制宜建设“源网储+冶金/化工/建材”“源网储+大数据中心等新产业”“余热余压等能源资源回收及综合利用”等能源一体化综合利用工程，推动电、热、冷多能协同供应和能源综合梯级利用。推进辅助服务市场建设，研究完善跨区跨省调度关系协调、费用补偿分摊、交易结算关系，鼓励储能、电力用户等主体参与辅助服务。

五、关于能源电力工业互联网平台

近年来，大数据、物联网、人工智能、区块链等先进信息技术快速发展，能源电力工业互联网等智慧能源新模式新业态蓬勃兴起，成为新能源、新材料、先进信息技术、控制技术等的融合和应用的重要发展方向。“十三五”以来，我们以“互联网+”智慧能源为发展重点，印发《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》《关于促进智能电网发展的指导意见》《关于加快煤矿智能化发展的指导意见》等文件，与工信部、国资委等部门签署合作方案，共同推动能源领域工业互联网平台建设和推广，开展“面向分布式新能源系统的新技术应用工业互联网平台测试床”“新能源行业工业互联网平台试验测试”等项目建设。下一步，我们将以电力系统为中心，加快能源互联网平台建设。推动能源产、运、储、销、用各环节设施的数字化升级，实施煤矿、油气田、电厂、电网等的数字化建设与改造。推动基于供需衔接、生产服务、监督管理等业务关系的各类数字平台建设，包括数据中心、调度中心、交易平台等。在能源网络基础设施规划、建设、改造中统筹能源流、物质流、信息流，加强各类能源网络信息系统互联互通。

国家能源局

2020年9月7日

09

关于电气化与“双碳”目标

国家能源局对十三届全国人大四次会议第7469号建议的答复

国能建电力〔2021〕205号

你们提出的关于大力推进电气化，助力实现“碳达峰、碳中和”目标的建议收悉，现答复如下：

大力推进电力化，提高电能在终端能源消费中的占比，是落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略的重要内容。近年来，国家相关部门持续出台专项政策，支持能源消费侧电气化发展。2016年，国家发展改革委、国家能源局等8部委印发《关于推进电能替代的指导意见》（发改能源〔2016〕1054号），指导鼓励地方和企业因地制宜推进电能替代。2017年，国家发展改革委、财政部等5部委印发《关于深入推进供给侧结构性改革做好新形势下电力需求侧管理工作的通知》（发改运行规〔2017〕1690号），明确提出推动需求侧合理实施电能替代，扩大电力消费市场，拓展新的经济增长点。财政部在现行财政和税收框架下安排了一系列有利于能源消费侧电气化的政策，通过将成品油纳入消费税征收范围调节交通运输领域能源消耗，通过节能减排补助资金支持新能源汽车发展。在相关政策支持下，“十三五”期间全国累计完成电能替代电量超过8200亿千瓦时，在防治大气污染、促进节能减排、优化终端能源消费结构方面做出了积极贡献。

你们提出的强化顶层设计、加快技术装备创新突破、完善市场机制等意见建议，具有很强的借鉴意义和参考价值。

一、关于强化顶层设计，提升终端用能电气化水平

“十四五”是我国能源转型的关键时期，为落实习近平总书记提出的“双碳”目标，国家有关部门正在抓紧细化相关政策措施。初步提出到2025年，电能占终端能源消费比重力争达到30%以上，减少二氧化碳排放4.6亿吨。我们正在组织编制《关于进一步推动电能替代的指导意见》，将从加强规划统筹、增强电力供应保障、加大投融资支持、完善价格和市场机制等方面，全力推动能源消费侧电气化发展。

二、关于加快技术装备创新突破，提升各领域电气化普及率

我们积极推动终端用能电气化技术发展及应用创新。一是结合《十四五能源领域科技创新规划》编制，推动智慧用电关键技术和装备研发。二是组织编制《北方地区冬季清洁取暖典型案例汇编》，因地制宜推广电能替代新技术和新模式。三是加快推动行业标准化工作，完善储能等标准体系，加快重点标准制修订，充分发挥标准在促进行业高质量发展中的引领作用。

三、关于完善市场机制，提升电能经济性

我们高度重视消费侧电气化市场机制建设。一是加快电力市场建设，积极推进增量配电业务改革，鼓励和引导用户参与需求侧响应。二是推动碳交易市场建设，开展碳排放权交易试点，正式启动全国碳市场第一个履约周期。三是完善能源价格体系，建立合理能源比价关系，使能源价格充分反映生态环保成本，引导用户合理用能。

下一步，我们将会同有关部门，持续推动和完善能源消费侧电气化发展的相关政策，积极统筹相关市场化机制建设，充分发挥能源消费侧电气化在推动实现我国“双碳”目标中的重要作用。

国家能源局

2021年8月6日

10

关于隔墙供电

国家能源局对十三届全国人大四次会议第2010号建议的答复

国能建新能〔2021〕223号

您提出的《关于打破隔墙供电、促进新能源建设快速发展的建议》收悉。经商国家发展改革委、国家电网公司，现答复如下：

近年来，我国分布式新能源发电快速发展，以分布式光伏为例，截至2021年7月底，全国分布式光伏装机容量已超过8900万千瓦。分布式新能源发电就近利用具有并网电压等级低、输配电环节少、供电损耗低等特点，通过直接交易实现“隔墙供电”有利于促进新能源消纳和提升电网整体运行效率，对实现碳达峰、碳中和目标以及构建以新能源为主体的新型电力系统具有重要意义。

我们积极支持分布式新能源发电市场化交易相关工作。2017年10月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》（发改能源〔2017〕1901号），对包括新能源在内的分布式发电市场交易模式、“过网费”标准、支持政策等内容作出明确要求。2021年1月，常州市天宁区郑陆工业园5兆瓦分布式发电市场化交易试点项目并网发电，实现了就近在110千伏武澄变电站供电范围内直接进行市场化交易。近期，我们正在研究起草促进新能源高质量发展的相关政策文件，将明确提出要继续推进分布式新能源就近开发利用，研究建立健全支持分布式发电市场化交易的输配电价政策。近期，我局印发《关于公布整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点名单的通知》（国能综通新能〔2021〕84号）等相关文件，明确鼓励各试点县要按照相关要求，积极组织屋顶光伏开展分布式发电市场化交易。我们将视各试点地区工作推进情况，进一步完善相关政策措施。

下一步，我们将继续做好以下几方面工作。一是支持新能源发电项目与用户直接交易。鼓励发电项目与用户双方通过签署长期购售电协议等方式开展直接交易。鼓励各地开展以新能源为主体的源网荷储一体化项目、微电网项目建设，积极支持在工业园区、大型生产企业和数据中心等周边地区因地制宜开展新能源电力专线供电试点，建设一批绿色直供电示范工厂、示范园区和数据中心，实现终端用能的绿色电能替代。二是提高配电网接纳分布式新能源的能力。鼓励电网企业加强有源配电网（主动配电网）的规划设计运行方法研究，加大投资建设改造力度以提高配电网智能化水平，推进高比例容纳分布式新能源电力的智能配电网建设，合理确定配电网接入分布式新能源比例要求，公开、公平、无歧视开放配电网。三是制定修订相关技术标准和制度。按照构建以新能源为主体的新型电力系统的发展方向，加快制定修订《分布式电源并网技术要求》《光伏发电系统接入配电网技术规定》等国家和行业技术标准规范，以及分布式发电、增量配电网等调度准则。

国家能源局

2021年9月23日