关于支持江西省电力高质量发展的若干意见

一、总体要求

（一）基本原则。

——问题导向。从推进低碳转型、提升供应能力、优化用电环境、深化体制改革、加强安全生产等角度切入，着力解决我省电力在发展、运行、改革中出现的新矛盾、新问题。

——系统思维。坚持创新、协调、绿色、开放、共享发展理念，梳理电力事业各项环节，统筹供应与需求两个市场，推动电力源网荷储融合发展。

——协调发展。坚持近期与远期并重，注重运行与发展相衔接；坚持电源与电网并重，促进产供储销协同发展；坚持开发与节约并重，统筹供应与需求市场平衡；坚持发展与安全并重，持续提升行业管理水平；坚持守正与创新并重，加快绿色低碳转型。

（三）发展目标。到2025年，全省电力供应能力稳步提升，省内特高压主干电网基本形成；电力科技创新稳步开展，源网荷储一体化提升系统运行效率；电力绿色转型稳步推进，可再生能源消纳比例不断提高；电力惠民力度稳步提高，电力营商环境持续优化，为“十四五”经济社会发展提供有力保障。

到2030年，全省电力保障能力进一步提升，新型电力系统基本形成；电力管理水平进一步提升，用户用电成本不断降低，电力市场化改革走深走实；电力惠民水平进一步提升，电力服务覆盖基层农村；电力产业水平进一步提升，核心技术实现突破，智慧能源产业发展迈上新台阶，为全面建设社会主义现代化江西提供坚强支撑。

二、坚持创新驱动，推动绿色低碳转型

（四）重点推进抽水蓄能建设。推进奉新、洪屏二期等纳入国家规划的抽水蓄能项目建设。开展抽水蓄能规划滚动调整，充分挖掘省内优质抽水蓄能资源。推动抽水蓄能多元化发展，探索小型、混合式抽水蓄能电站。（各设区市人民政府、省发展改革委、各电力企业按职责分工负责）

（五）推动源网荷储一体化发展。以先进技术突破和体制机制创新为支撑，探索构建源网荷储高度融合的新型电力系统发展路径。通过风光储一体化模式，为系统提供调节支撑能力。通过坚强局部电网建设，提升重要负荷中心应急保障和风险防御能力。（各设区市人民政府、省发展改革委、各电力企业按职责分工负责）

（六）开展电力大数据分析应用。通过“云大物移智链”等新技术，提升电力系统信息化、智能化水平。开展“大数据+电力”分析推广应用，通过对用电数据的分析，为研判经济社会发展形势提供参考。（各设区市人民政府、省发展改革委、各电力企业按职责分工负责）

三、自建外引并举，保障电力供应安全

（七）积极引入区外电力。构建我省“交直融合”特高压骨干网架，推进与周边省份电网互联互通，推动南昌—武汉特高压工程建设。加快引入我省第二条特高压直流输电通道，提升我省可再生能源消纳比例。建立区外电力长效保障机制，发挥长期送电协议作用，稳定入赣电量和电力预期。（相关设区市人民政府、省发展改革委、各电力企业按职责分工负责）

（八）做好应急调峰电源建设工作。发挥省内电源对电力供应保障和新能源发展的“兜底”支撑作用，推进信丰电厂、丰城三期、新余二期及新增应急备用和调峰电源项目建设。开展省内在运机组深度调峰、延寿等升级改造工作，提升系统保障和调节能力。（各设区市人民政府、省发展改革委、各电力企业按职责分工负责）

（九）统筹各级电网建设。发挥电网在电力系统中的枢纽作用，防范系统运行风险，确保电力“受得进、送得出、供得上”。加大全省电网建设资金投入，“十四五”期间资金投入不低于1000亿元。主网方面，重点解决特高压适应性不强、短路电流超标等问题，逐步建立“一个中部核心内外双环网+三个区域电网”的主干网架；配网方面，重点解决设备重过载、单线单变等问题。（各设区市人民政府、省发展改革委、各电力企业按职责分工负责）

（十）切实保障电煤运储。利用国内外市场资源、多式联运运输渠道，多措并举保障我省电煤调运。加强省内电厂电煤进耗存管理，挖掘电厂储煤潜力，推进南昌、九江、新余等煤储项目建设。（各设区市人民政府、省发展改革委、各电力企业按职责分工负责）

四、节约开放共享，科学实施需求管理

（十一）着力打造“虚拟能效电厂”。根据经济发展目标和电力供需特点，将需求侧响应作为一种电力供应资源纳入电力、能源发展规划。力争至2025年，全省3%以上的尖峰负荷由需求侧响应满足。（各设区市人民政府、省发展改革委、各电力企业按职责分工负责）

（十二）科学实施需求响应。推动需求侧响应标准化、规范化、智能化。突破以工业用户作为单一主体的需求响应参与模式，实现小散用户资源聚合。探索利用跨省区购电差价或纳入输配电价等方式完善电力需求侧响应激励补偿机制，建立稳定持久的需求侧管理资金渠道。（各设区市人民政府、省发展改革委、各电力企业按职责分工负责）

（十三）积极开展节电管理。提升社会节电意识，引导用户合理用电。通过新技术、新方法应用，提高电能利用效率。对辖区内重点电力用户，制定专项节电措施，提高企业能源利用效率。（各设区市人民政府、省发展改革委、各电力企业按职责分工负责）

五、改善营商环境，服务用户获得电力

（十四）优化获得电力流程。压减用电报装环节，对10千伏普通高压用户，办理环节由6个压减至4个，低压小微用户压减至3个。全面推广线上服务，利用“赣服通”APP、“网上国网”APP等渠道，实现业务办理在线化、定制化、透明化。（各设区市人民政府、省发展改革委、各电力企业按职责分工负责）

（十五）降低获得电力成本。利用信息化手段自动生成最优接入方案，实现供电方案编制公开透明，降低用户接入电网成本。对于低压零散居民用户和低压小微企业用户，电网企业投资界面延伸至用户红线（含计量装置）。（各设区市人民政府、省发展改革委、各电力企业按职责分工负责）

（十六）加强供电质量管理。加大对违章作业、野蛮施工、违规用电等行为的检查力度，提高配电网智能化、自动化水平，减少停电时间和停电次数。2022年底前，全省城乡一体化用户平均停电时间年均同比压缩8%以上。（各设区市人民政府、省发展改革委、各电力企业按职责分工负责）

六、打破市场壁垒，深化电力体制改革

（十七）持续推进电力市场化建设。发挥好电力市场“交易”和“运行”的双重属性，完善资源配置机制，扩大市场交易规模。统筹好优先发购电量与市场电量、中长期交易与现货交易、省内市场与省外市场等多重关系，逐步构建中长期与现货相结合，多类型电源、多类型主体参与的市场交易体系。加强电力市场主体信用履约和交易事中事后监管，推进电力交易机构独立规范运行。（各设区市人民政府、省发展改革委、各电力企业按职责分工负责）

（十八）深化增量配电业务改革。鼓励社会资本通过公平竞争参与增量配电网投资、建设及运营。完善不同电网企业之间的工作规则，电网企业之间应无歧视开放电网，提供便捷、及时、高效的并网服务，共同保障电网安全稳定运行。（各设区市人民政府、省发展改革委、各电力企业按职责分工负责）

（十九）打破电力建设市场隐形壁垒。保障符合条件的各类市场主体平等参与电力建设市场竞争的权利。电力建设项目业主单位设置的准入、退出条件必须符合相关规定、符合公平竞争原则。（各设区市人民政府、省发展改革委、各电力企业按职责分工负责）

七、守住底线红线，确保电力安全生产

（二十）压实企业主体责任。各电力企业要切实履行安全生产法定责任，建立健全法定代表人和实际控制人同为安全生产第一责任人的责任体系，做到安全责任、管理、投入、培训和应急救援五到位。各电力企业要牢固树立“隐患就是事故”的安全理念，常态化开展“拉网式”“地毯式”隐患排查，建立完善企业安全生产隐患台账，严格执行隐患闭环整改制度。（各设区市人民政府、省发展改革委、各电力企业按职责分工负责）

（二十一）强化电力安全监管。各有关部门要牢固树立安全发展理念，在职责范围内夯实综合监管、行业监管和属地安全管理责任，强化协同管理，形成工作合力。各级电力行业主管部门要严格落实行政检查任务，依法依规履行地方电力安全监督责任。（各设区市人民政府、省发展改革委、省应急厅按职责分工负责）

（二十二）加强应急管理工作。建立应急物资、应急队伍双清单，建立省级电力应急专家库，完善疫情防控、大面积停电、“两峰”保供、有序用电等各项应急预案，定期开展预案演练。（各设区市人民政府、省发展改革委、省应急厅、各电力企业按职责分工负责）

八、坚持目标问题导向，建立健全政策保障体系

（二十三）强化规划引领作用。电力发展规划要贯彻落实生态环保、能源安全等战略政策，与国土空间等专项规划充分衔接。电源规划要加强应急备用和调峰能力建设，提升电源清洁化水平；电网规划要着力构建调度灵活、保障有力、支撑坚强的绿色智能电网。省级规划应重点开展支撑性、调节性、保障性电源和外电入赣、骨干网架等重大问题研究和重大项目布局，市、县两级规划应重点开展城乡电网升级改造、增量配电网、热电联产等专题研究及布局。（各设区市人民政府、省发展改革委、各电力企业按职责分工负责）

（二十四）统筹协调做好项目服务工作。县级以上人民政府应建立电力高质量发展协调机制，将地方经济发展急需的重要电力项目列入省（市）重点工程，成立工作专班，协调解决项目建设实施过程中遇到的问题。

新建电力项目应当优先避让生态保护红线、永久基本农田控制线。对于涉及生态保护红线的电力线路，符合国家空间规划、必须且无法避让的，应按照国家有关规定办理审查报批程序，自然资源部门应依法依规予以支持。电力线路塔（杆）基用地原则不征地，做好经济补偿，维护原有土地所有（使用）者权益，变电站建设用地按规定采取划拨方式供应，并对项目建设提供必要支持。

对纳入国家规划的输电线路，涉及跨越长江经济带岸线保护区、保留区且无法更改路径的，项目单位应开展相关专题论证，在经论证无碍防洪安全、河势稳定、供水安全、航道稳定以及生态环境保护的前提下，水利等有关部门应依法合规予以支持。跨越林区的输电线路优先采用高跨设计，对确需采伐林木或占用林地的，应依法依规办理相关手续，林业主管部门应予以支持。电力线路在建设过程中涉及植物修剪、砍伐的，建设单位应给予一次性经济补偿。铁路、公路管理机构和电力企业要加强协调联动，统一电力线路穿（跨）越铁路、高速公路的审批流程和有关标准。

电力设施与房屋、铁路、公路、城市道路、邮电和广播电视设施及其他设施互相妨碍时，需要迁移已有相邻设施或对已有相邻设施采取相应技术措施的，经协商同意后，所需费用由设施建设在后方承担。新建电力线路工程，经论证后确需电缆入地的，所需资金原则上由当地政府和电网企业各承担50%，农网升级改造工程原则上不采用电缆入地。

电力建设项目施工过程中，市政、城管、环保、交管等部门要积极支持、配合和协调。住房城乡建设部门负责依法依规研究确定电力工程消防设计审核、验收的分类标准及程序，并根据实际情况依法简化手续。

已划定的电力设施保护区域内新种植或自然生长的植物，园林部门、所有人负责及时修剪保持安全距离；当植物危及电力设施安全时，电力企业应当依法予以修剪或砍伐，并不予支付林木补偿费、林地补偿费、植被恢复费等任何费用。（各设区市人民政府、省发展改革委、省公安厅、省财政厅、省自然资源厅、省生态环境厅、省住房城乡建设厅、省交通运输厅、省水利厅、省林业局、南昌铁路局、各电力企业按职责分工负责）

（二十五）加大财政金融支持力度。县级及以上人民政府对符合条件的电力建设项目给予新增专项债券支持。优化间接融资渠道，支持电力企业争取优惠贷款利率。各地和有关部门应依法依规减免电力项目建设改造过程中涉及的各种费用。（各设区市人民政府、省发展改革委、省财政厅按职责分工负责）

（二十六）做好电力设施保护。构建政府统一领导、企业依法保护、群众参与监督、全社会大力支持的电力设施保护工作格局。梳理和明确电力设施的保护范围和保护区，充实电力设施保护执法力量，集中整治影响电力建设和生产秩序的突出治安问题，依法查处盗窃电能或破坏、哄抢、盗窃电力设施的案件。（各设区市人民政府、省发展改革委、省公安厅、各电力企业按职责分工负责）