四川甘孜印发支持电网建设的实施意见

5月23日，四川甘孜印发支持电网建设的实施意见（甘办发〔2024〕26号），其中提到，到2025年，全州形成“川渝、金上两条特高压和康蜀、甘姜、九石雅、乡水4条500千伏”电力外送格局，外送能力提升至2605万千瓦；到2030年，电网资源配置能力、互联互济能力、供电保障能力大幅提升，基本建成以特高压为核心、500千伏为骨干、220千伏为支撑、110千伏及以下协调发展的坚强输配电体系。

意见中明确，全力推进甘孜南1000千伏、甘孜中1000千伏、甘孜北1000千伏、甘孜-天府南-成都东1000千伏特高压扩容、石渠±800千伏和金上第二回特高压等项目及其配套工程纳规建设，拓宽向负荷中心输电通道。

并且，推动配电网设备提档升级，提升边远地区供电可靠水平，满足电动汽车充电桩负荷接入需求，实现配电网从单一供配电服务主体向源网荷储资源高效配置平台转变。

原文如下：

孜藏族自治州人民政府办公室关于支持电网建设的实施意见 （甘办发〔2024〕26号）

各县（市）人民政府，州级各部门，省属行政企事业单位，州属企事业单位：

为强化电力要素保障，高效推进电网规划建设，加快构建数智化坚强电网，全力推进全国水风光一体化示范区和四川省绿电供应战略高地建设，奋力打造国家重要清洁能源基地，更好服务“西电东送”国家战略，助推全州经济社会高质量发展，结合实际，制定本意见。

一、建设目标

到2025年，全州形成“川渝、金上两条特高压和康蜀、甘姜、九石雅、乡水4条500千伏”电力外送格局，外送能力提升至2605万千瓦，初步建成与清洁能源开发和经济社会发展相匹配的输配电网络。到2030年，电网资源配置能力、互联互济能力、供电保障能力大幅提升，基本建成以特高压为核心、500千伏为骨干、220千伏为支撑、110千伏及以下协调发展的坚强输配电体系，为奋力谱写中国式现代化甘孜新篇章提供坚强电力保障。

二、加强规划引领

（一）统筹做好各级电网规划。立足五大清洁能源基地送出需要，全力推进甘孜南1000千伏、甘孜中1000千伏、甘孜北1000千伏、甘孜-天府南-成都东1000千伏特高压扩容、石渠±800千伏和金上第二回特高压等项目及其配套工程纳规建设，拓宽向负荷中心输电通道。推动色达、稻城等一批500千伏新能源汇集工程和送出工程纳规，提升电源侧汇集能力。规划布局新龙、稻城、鸳鸯坝、新都桥等220千伏输变电工程，优化完善主网架。统筹主网与配网衔接，规划重点区域配网供电互联工程，持续推进农网巩固提升，推动配电网设备提档升级，提升边远地区供电可靠水平，满足电动汽车充电桩负荷接入需求，实现配电网从单一供配电服务主体向源网荷储资源高效配置平台转变。

（二）强化各级各类规划协调。已列入电力发展规划的电网项目（变电站站址、输配电线路廊道）应及时纳入本地区国土空间、林草地利用保护等规划。在创建各类自然保护地和编制自然保护地总体规划时，应征求电力主管部门意见，合理预留站址及输电线路走廊，避免与电力规划形成冲突。因地形、地貌、地质等特殊原因无法避让但确需建设的电网项目，相关部门应依法依规开展自然保护地等范围调整工作，供电企业针对无法避让区域开展准入许可论证工作。各级各类规划中未考虑的电网规划项目，应根据国家有关规定开展动态调整，及时纳入规划。

三、优化审批流程

（三）加快前期专题办理。各县（市）政府负责组织相关部门、乡镇及时参与电网项目的选址选线工作，协助电网企业确定站址及路径方案，协议办理周期不超过10个工作日。州内具有审批权限的前期专题中水保、林地（草地）征占用手续自受理之日起办理周期不超过30个工作日；环境影响报告书自收到之日起60日内，环境影响报告表自收到之日起30日内，分别作出审批决定并书面通知建设单位（不含法定转外环节所需时间）。其余电网前期专题总体办理周期不超过20个工作日，涉及前期专题转报的总体办理周期不超过5个工作日。

（四）简化核准前置要件。不跨县（市）电网建设项目，社会稳定风险评估意见由项目所在地县（市）委政法委统一备案登记，项目所在地县（市）政府不再另行批复；跨县（市）电网建设项目，社会稳定风险评估意见由州委政法委统一备案登记，州政府不再另行批复。对环境和居民影响较小的35千伏及以下电网项目无需开展社会稳定风险评估工作。原址扩建且不新增建设用地的变电站无需办理社会稳定风险评估意见和用地预审等手续。

（五）加大项目用地支持。支持单独选址的变电站纳入省级以上重点项目，由国家保障年度用地计划指标；未纳入的，按照“增存挂钩”配置规则，计划指标由属地县（市）政府优先保障，不足部分由州自然资源规划局根据各县（市）当年计划指标结余情况予以统筹调剂。架空电力线路走廊（含杆、塔、配电变压器基础）不实行征地，占用的土地由电网企业给予一次性经济补偿。自然资源部门要牵头指导电网企业开展项目弃土综合利用，落实弃土场地。涉及生态保护红线的电网项目，且不涉及新增用地报批的，无需开展生态保护红线内有限人为活动认定工作。

（六）强化项目用林用草支持。对于州、县立项的电网项目涉及占用基本草原，各县（市）人民政府林草主管部门对符合《四川省林业和草原局关于开展基本草原调整优化工作的方案》要求的纳入基本草原调整优化范围，对于纳入国、省电网建设的项目涉及占用基本草原的依法办理征占用草原行政许可。电网项目办理林地（草地）征占用手续时，可根据立项文件或初设批复子项对变电站或线路占用林地（草地）行政许可手续实行分开办理。

（七）优化环评审批手续办理。电网项目不可避免占用各类生态保护红线和自然保护地等生态敏感区域的，在符合法律法规和自然保护地分区管控的前提下，州内具有审批权限的可由相关主管部门（单位）在项目可行性研究阶段先行出具原则同意技术方案的意见，相关部门（单位）批复文件不作为环评审批的前置条件。

（八）统筹协调电力线路与公路、铁路、水利等交叉跨越（含迁改）。州发展改革委负责涉电跨（穿）越工程行业间的综合协调。预可研或可研阶段，电网企业与被跨（穿）越工程产权（管理）单位进行可行性对接，产权（管理）单位根据相关行业技术标准、规范，自受理申请之日起20日内作出许可或者不予许可的决定，准予许可的，依法办理许可手续；不予许可的，应当书面通知申请人并说明理由。设计阶段，电网企业按照产权（管理）单位书面意见，优化跨（穿）越工程设计方案，尽量减少交叉跨越次数和迁改工程量，产权（管理）单位在20日内出具审核意见。施工阶段，电网企业按照产权（管理）单位审核同意的设计方案组织实施，施工过程中要严格按照原设计方案批复实施，确因相关行业标准、规范等调整，需对方案进行调整的，需提交原审批部门（单位）协商确定。涉及行政许可和审批的从其规定。

（九）优化开工手续办理。州生态环境局、州水利局、州林草局、州自然资源规划局要与电网企业建立电网项目环评、水保、涉河活动、林勘、建设用地办理工作联系协调机制，实行专班服务，全程指导，优化审批流程。电网项目开工建设条件可以依据核准或备案手续，不需办理项目施工许可证。办理建设工程规划许可证，可将用地预审意见作为使用土地证明文件。

四、明确投资原则

（十）电网项目征地拆迁补偿原则。对于城镇规划区内的项目，电网企业按照项目核准时变电站所在地供应设施用地基准地价缴纳土地款，若供地前发生政策性价格变化，采用“一事一议”方式解决。对城镇规划区外的项目，电网企业按照变电站所在地土地整理成本缴纳土地价款。变电站和架空电力线路下构筑物及其附属设施、房屋重置，青苗、零星林木、经济作物补偿，人员安置，以及工作经费、复耕费、复垦费等费用，按照项目核准时所在地政府批复的相关补偿标准执行，费用由电网企业承担，拆迁等协调工作由沿线县（市）政府负责。项目开工后，因补偿标准文件发生调整所产生的差价及红线划定后拆迁范围内新增的房屋、树木等费用由项目属地县（市）政府承担。

（十一）地下电力通道投资原则。在城镇规划区内，电力通道一般采用架空电力通道方式建设，如不具备架空建设条件的，可采用地下电力通道方式建设，地下电力通道由属地政府出资建设并补足电缆比架空方式建设多投资的差价。架空电力通道需调整为地下电力通道的，其迁改费用由需求提出方承担。电网企业应参与政府及需求提出方出资建设的电力通道设计、施工、验收等全过程审查监督，确保建设标准和质量符合电网建设相关要求。

（十二）电力线路交叉跨越（含迁改）出资原则。电力线路与公路、铁路、水利等交叉跨越时，跨越工程应按照“谁建设，谁引起，谁负责”的原则，由跨越工程建设方按照不低于原建设标准的要求，负责全部出资实施改造，费用收取根据市场价格变化动态调整。

五、做好建设服务

（十三）强化行政执法力度。将变电站、电力线路统筹纳入保护范围，县（市）政府要集中整治影响电网建设和电力生产秩序的突出治安问题。公安机关要加大执法力度，依法打击偷盗线缆、破坏电力设施、阻碍施工、强揽工程、漫天要价等违法行为，加强在运变电站站址、征地红线及周边区域空间保护。在电力设施保护区内违章作业、野蛮施工造成破坏的，由行政主管部门依法查处。

（十四）完善防火联防联控机制。规范林牧区作业施工手续办理，森林草原防火期内施工单位应办理进入林牧区施工作业许可手续。在严格落实林牧区施工电网企业“十个一”管理措施的前提下，准许在防火期内正常施工，在森林草原火险预警高风险时段按照相关规定执行。县（市）政府根据实际情况制定计划性烧荒方案，电网企业参与方案制定。支持利用现有电力通道建设防火隔离带，促进供电可靠性和森林防火双提升。严格执行“谁检查、谁签名、谁负责”原则，加强监督检查，切实提升防山火隐患排查整改质量。

（十五）扎实做好项目验收工作。建立电网项目政企协同验收工作机制。电网项目具备竣工验收条件后，由电网企业提出申请，属地政府协同开展电力线路、变电站等重要目标的通道防火、防外破等方面的验收工作。对于不满足安全运行要求的，由电网企业牵头，政府部门配合推进整改，确保新建电力设施满足安全运行要求。

六、强化组织实施

（十六）加强组织领导。明确电网建设工作领导和协调机制，州政府主要领导负总责，分管领导具体抓，州发展改革委牵头抓总，州级相关部门和县（市）政府各负其责、协同配合，及时协调解决电网建设中的重大问题。各县（市）政府要成立协调专班，根据电网年度建设计划，统筹协调解决辖区内电网建设推进中的有关问题，全力加快工程建设。

（十七）压实各方责任。州级各要素保障部门要切实履行行业责任，主动作为、强化协调，全力做好要素支持和服务保障工作。各县（市）人民政府要全力履行属地责任，建立项目清单，强化目标管理，细化分解任务，确保电网建设落地见效。

（十八）强化督查激励。根据电网项目年度推进计划安排，从核准（审批）、开工、建设到并网投产，严格实行形象进度管理和目标责任考核，将按照时序进度推进的500千伏及以上、220千伏、110千伏、35千伏电网项目作为各县（市）年度评优的重要参考。

（十九）加强宣传引导。各县（市）政府、州级有关部门、电网企业和州县级媒体要加大对电网建设的宣传力度，通过广播、电视、微信公众号等媒介，开展电力科普、用电安全、电网建设、志愿服务等系列宣传，努力营造“全体支持、全员参与、齐抓共建”的良好建设氛围。

其它涉电建设项目参照本意见执行，本意见自印发之日起实施，有效期5年。