户可享受的光伏扶贫措施及依据有哪些

近日，国网唐县供电公司服务人员来到齐家佐、黄石口等5个乡镇的16个贫困村，为贫困户验收、调试光伏发电设备，使该精准扶贫项目顺利并网运行，让贫困户尽早受益。

为切实推进精准扶贫政策落地，当地政府大力扶持光伏发电项目，国网唐县供电公司作为光伏发电项目实施的配合单位，积极落实配套服务工程，并联合光伏厂家，大力实施光伏扶贫项目。该公司成立分布式光伏发电“一站式”并网服务,向贫困户告知所需材料、办理并网手续的申请条件、工作流程和办理时限，并提供接入系统方案制订和咨询服务,最大限度减少来访次数；开辟绿色业扩服务通道，提供“一对一”全过程对接勘察、方案设计、审查、装表接电、竣工验收等一系列业务流程，随时解决贫困户可能遇到的问题。

截至目前，该公司已完成第一批村级光伏扶贫电站接网工作，涉及扶贫光伏电站9个，容量2681千瓦，共计16个村、300余户贫困户受益。

当然是！2013年，安徽在全国率先开展了“光伏下乡扶贫工程”。2014年11月，国家能源局、国务院扶贫办联合下发《关于组织开展光伏扶贫工程试点工作的通知》后，除安徽外，河北、山西、甘肃、宁夏、青海等5个省区也开始光伏扶贫试点工作。今年，国家能源局还专门规划1.5吉瓦的指标用于光伏扶贫项目。

由地方政府对户用和基于农业设施的光伏扶贫项目给予35%初始投资补贴，对大型地面电站给予20%初始投资补贴，国家按等比例进行初始投资补贴配置；同时光伏扶贫项目在还贷期内享受银行全额贴息。

光伏发电是根据光生伏特效应原理，利用太阳电池将太阳光能直接转化为电能。不论是独立使用还是并网发电，光伏发电系统主要由太阳电池板（组件）、控制器和逆变器三大部分组成，它们主要由电子元器件构成，但不涉及机械部件。

所以，光伏发电设备极为精炼，可靠稳定寿命长、安装维护简便。理论上讲，光伏发电技术可以用于任何需要电源的场合，上至航天器，下至家用电源，大到兆瓦级电站，小到玩具，光伏电源可以无处不在。

并网光伏发电系统就是太阳能组件产生的直流电经过并网逆变器转换成符合市电电网要求的交流电之后直接接入公共电网。并网光伏发电系统有集中式大型并网光伏电站一般都是国家级电站，主要特点是将所发电能直接输送到电网，由电网统一调配向用户供电。但这种电站投资大、建设周期长、占地面积大，发展难度相对较大。而分散式小型并网光伏系统，特别是光伏建筑一体化发电系统，由于投资小、建设快、占地面积小、政策支持力度大等优点，是并网光伏发电的主流。

湖北省——0.1元/kWh，5年

2018年6月29日，湖北省物价局、能源局 、扶贫办联合发布《关于光伏扶贫项目省级电价补贴政策有关事项的通知》（鄂价环资〔2018〕72号）提出：

对2016年1月1日至2019年12月31 日期间建成的光伏扶贫项目实行电价补贴。符合条件的光伏扶贫项目自并网发电之日起，依据其上网电量给予每千瓦时0.1元补贴，补贴时间为5年。

省电力公司应将2016年起累计的省级光伏扶贫项目补贴资金一次性结算到位，之后的省级光伏扶贫项目电价补贴资金按照“一月一结算”的要求及时结算。

陕西省西安市——0.25元/kWh，5年

2018年4月17日 ，西安市人民政府办公厅印发《关于促进光伏产业持续健康发展的实施意见》（市政办发〔2018〕32号）提出：

对2018年1月1日至2020年12月31日期间并网的分布式发电项目，自项目并网次月起，给予投资人0.25元/度补贴，补贴执行期限5年。

实施分布式光伏屋顶工程。对装机规模超过1兆瓦且建成并网的屋顶光伏电站项目，按装机容量给予屋顶产权人10万元/兆瓦一次性奖励，单个项目、同一屋顶产权人奖励不超过100万元。

湖南省——0.2元/kWh

2017年8月9日，湖南省财政厅、发改委联合印发《湖南省分布式光伏发电电价补贴实施细则》（湘财建〔2017〕69号）提出：

省级光伏发电补助实行全电量补贴，对2014年1月1日-2019年10月31日前投产且符合第四条规定分布式光伏发电项目给予0.2元/千瓦时的补贴，其中：2017年1月1日及以后投产的项目补贴期间为：项目投产运行日—2019年12月31日。

长沙市——0.2元/kWh，5年

2017年3月1日，长沙市人民政府办公厅 《关于加快分布式光伏发电应用的实施意见》（长政办发〔2017〕8号），提出：

在长沙注册企业、机构、社区和家庭投资新建并于2014年至2020年期间建成并网发电的分布式光伏发电项目，根据项目建成后的实际发电量，除按政策享受国家和省度电补贴外，自并网发电之日起按其实际发电量由市财政再给予0.1元/千瓦时的补贴，补贴期为5年，补贴资金在“市分布式能源专项”中列支。

海南省三亚市——0.25元/kWh

2017年12月1日，三亚市人民政府发布《三亚市太阳能分布式光伏发电项目管理办法》（三府〔2017〕268号），提出：

采取后补贴方式，在分布式光伏发电项目验收合格并投产满1年后开始补助，对于分布式光伏发电项目投资方，在国家补助标准基础上按照市0.25元/千瓦时的标准进行补助，以项目上一年度所发总电量计算补助金额。

2020年前在三亚市行政辖区内建成的符合条件的分布式光伏发电项目，均可享受分布式光伏发电项目建设专项资金支持。补助时间为项目建成投产后连续5年。

2018年5月18日，《三亚市推进农村家庭屋顶光伏项目建设实施方案》：农村居民家庭屋顶光伏发电项目，在国家、省补贴政策基础上均同时享受三亚市政府0.25元/千瓦时的补贴，同时项目建成后市财政一次性给予农户3000元奖励资金。

山西省大同晋城——0.2元/kWh

1）大同市——0.2元/kWh

2018年7月6日，大同市政府印发《大同市2018 年冬季清洁采暖“煤改电”工程实施方案的通知》（同政办发〔2018〕111号），提出：

农村地区优先利用太阳能、余热、余压、地热能、生物质等多种清洁能源供暖的，备购置、安装及从电表到设备的电缆连接总费用达到或超过1万元的，每户按8000元补贴，采暖期给予用户用电0.2元/千瓦时补贴，每户每个取暖季最高补贴电量1.2万千瓦时。

2）晋城市——0.2元/kWh

2018年贫困户，5kW上限，给予3元/瓦的一次性建设安装补贴，同时每度电补贴0.2元/千瓦时，享受补贴到2020年。

安徽省合肥市——0.25元/kWh，15年

2016年8月10日，合肥市人民政府印发《关于促进光伏产业持续健康较快发展的若干意见》（合政〔2016〕93号），提出：

对2016年1月1日至2018年12月31日期间并网的屋顶分布式发电项目，自项目并网次月起，给予投资人0.25元/千瓦时补贴，补贴执行期限15年。

对2017年1月1日至2018年12月31日期间并网的地面电站项目，自项目并网次月起，给予投资人0.20元/千瓦时补贴，补贴执行期限6年。

河北省——0.25元/kWh，5年

2018年1月29日，河北省能源局印发《关于下达2017年集中式光伏扶贫项目并网计划的通知》，提出：

2018年12月31日前建成并网的项目，在执行当地标杆上网电价的基础上，继续享受省内每度电补贴0.2元扶持政策，自投产之日起补贴三年。

2018年5月8日,河北省物价局《关于明确光伏扶贫电站电价补贴政策的通知》(冀价管〔2018〕56号)，提出：

2018年底前并网发电的光伏扶贫电站上网电价，补贴标准为每千瓦时0.2元，自并网发电之日起补贴3年。

2018年1月12日，河北住建厅下发《河北省农村地区太阳能取暖试点实施方案》（征求意见稿），提出：

对“太阳能光伏+”取暖技术，主要采用政府补贴+农户出资等模式。省财政在现有上网电价的基础上补贴0.2元/kWh，即上网电价为二类地区0.85 元/kWh，三类地区0.95元/kWh。

北京市——0.3元/kWh

2015年8月26日，北京市财政局、发改委联合印发《北京市分布式光伏发电奖励资金管理办法》的通知（京财经一〔2015〕1533号），提出：

对于2015年1月1日至2019年12月31日期间并网发电的分布式光伏发电项目，市级财政按项目实际发电量给予奖励，奖励标准为每千瓦时0.3元(含税)，每个项目的奖励期限为5年，奖励对象为分布式发电企业或自然人。

2018年3月20日，北京市发展和改革委员会、北京市农村工作委员会和北京市财政局联合印发了《“阳光富民工程”实施方案（试行） (征求意见稿)》，提出：

要利用2018-2020年三年时间，在北京市范围内实施阳光富民工程，对于阳光富民项目，北京市给予每千瓦时0.3元的奖励(含税)，奖励期限为5年。

另外，阳光富民工程主要帮扶范围为低收入农户、低收入村和乡镇。低收入农户财政资金直接补贴的每户装机容量不超过5千瓦低收入村和乡镇财政资金直接补贴的每村和每乡镇的装机容量不超过100千瓦。

上海市——0.4元/kWh

2016年11月16日，上海市发改委印发《上海市可再生能源和新能源发展专项资金扶持办法》（ 沪发改能源〔2016〕136号），提出：

对2016年-2018年投产发电的新能源项目实施奖励：

对于光伏项目，根据实际发电量对项目投资主体给予奖励，奖励时间为5年。单个项目年度奖励金额不超过5000万元。具体标准如下：

光伏电站：0.3元/千瓦时，

分布式光伏：工、商业用户为0.25元/千瓦时，学校用户为0.55元/千瓦时，个人、养老院等享受优惠电价用户为0.4元/千瓦时。

广东省深圳市、佛山市、东莞市

1）深圳市——0.4元/kWh

2018年5月24日，深圳市住房和建设局、财政委员会联合印发《深圳市建筑节能发展专项资金管理办法》（深建规〔2018〕6号）提出：

对于太阳能光伏项目，根据年度实际发电量对项目投资主体给予0.4元/千瓦时补贴，补贴时间为5年。单个项目年度资助金额不超过50万元。

2）佛山市——0.15元/kWh，3年

2016年12月1日，佛山市人民政府办公室印发《关于对2016—2018年建成光伏发电应用项目进行奖励和补助的通知》，提出：

现行的光伏发电应用项目扶持政策适用期限延长3年。

对2016-2018建成的分布式光伏发电应用项目的各类型建筑和构筑物业主给予一次性奖励。工业、农业、商业、交通站场、学校、医院、居民社区建筑和构筑物按2万元/兆瓦奖励，单个项目奖励最多不超过40万元；个人家庭提供自有建筑和构筑物面积安装单个分布式光伏发电应用项目规模达1000瓦及以上的，按1元/瓦奖励，单个项目奖励最多不超过2万元。

对2016-2018建成且符合补助范围的项目，按实际发电量补助0.15元/千瓦时，自项目实现并网发电的次月起连续3年进行补助。

3）东莞市——0.3元/kWh，5年

2017年12月19日，东莞市发展和改革局印发《分布式光伏发电项目资金管理办法》，提出：

2017年1月1日至2018年12月31日期间，取得市发改局备案且经市供电部门并网验收的分布式光伏发电项目，装机容量在120MW以内。

对利用自有住宅及在自有住宅区域内建设的居民分布式光伏发电项目的自然人投资者，可按实际发电量补助0. 3元/千瓦时，连续补贴5年。

对建设分布式光伏发电项目的各类型建筑和构筑物业主，按装机容量18万元/兆瓦进行装机补助，单个项目补助最高不超过144万元,分4年拨付。

对机关事业单位、工厂、交通站场、商业、学校、医院、社区、农业大棚等非自有住宅建设企业分布式光伏发电项目的各类投资者，按实际发电量补助0.1元/千瓦时，连续补贴5年。

江苏省苏州市——0.37元/kWh，3年

2018年7月，苏州市政府就《关于进一步促进苏州光伏产业持续健康发展的若干意见(征求意见稿)》征求意见，文件提出：

2018~2020年期间建成的分布式发电项目按实际发电效果：已纳入国家补贴的，除享受国家补贴外，再给予项目应用单位或个人0.05元/千瓦时补贴未纳入国家补贴的项目，给予项目应用单位或个人0.37元/千瓦时补贴。所有项目从并网之日起补贴三年，资金由苏州供电公司先行垫付，在发放国补时直接配套，每月再与财政结算。

浙江省——0.1元/kWh

1）浙江省

2014年7月21日，浙江省物价局、经济和信息化委员会、能源局联合发布《关于进一步明确光伏发电价格政策等事项的通知》（浙价资〔2014〕179号 ），提出：

获得国家可再生能源发展基金补贴的光伏发电项目，省再补贴0.10元/千瓦时。

2）杭州市——0.1元/kWh，5年

2016年5月20日，杭州市印发《进一步加快太阳能光伏推广应用促进光伏产业创新发展的实施意见》，提出：

分布式光伏发电项目补贴。在杭注册的光伏企业在杭州新建分布式光伏发电项目(含“全额上网”模式)，并在2016—2018年期间建成并网的分布式光伏项目，在国家、省有关补贴的基础上，自并网之月起由市财政每年按其发电量给予0.1元/千瓦时的补贴，连续补贴5年（满60个月）。

光伏地面电站补贴。对纳入省、市年度光伏发电项目计划且在2016—2018年期间按期建成并网的光伏地面电站，由市财政每年按其发电量给予0.05元/千瓦时的补贴，连续补贴5年（满60个月），单个项目每年补贴不超过500万元，同一企业每年补贴不超过1000万元。

3）杭州市余杭区——0.2元/kWh

2016年3月26日《余杭区推进科技创新加快工业转型升级的若干政策意见》：我区范围内实施的装机容量达到0.3兆瓦以上，按其发电量给予0.2元/千瓦时的补助。本政策意见自2016年5月1日起施行，实行期至2018年12月31日。

4）杭州市富阳区——0.2元/kWh，5年

2018年6月13日《关于太阳能光伏发电资助的实施细则》对2016年1月1日至2018年12月31日期间，在富阳区行政区域内由区供电公司完成并网发电的光伏项目（含农光互补项目）和居民住宅光伏项目的各类投资主体进行补贴。

居民初装补助。对居民住宅的光伏项目实际装机容量给予1元/峰瓦的一次性补助。

非居民发电量补贴。按0.2元/千瓦时给予补贴，自并网之月起始，连续补贴5年（满60个月），单个项目每年补贴不超过500万元。

5）金华市——0.3元/kWh，3年

2017年2月22日，《金华市加快光伏应用实施方案》提出：

2018年12月31日前，在市区注册的光伏应用企业，在市区范围内建设的企业分布式光伏发电项目和居民家庭屋顶光伏发电项目，自并网发电之日起，在国家、省补政策基础上按所发电量再分别补0.2元/千瓦时、0.3元/千瓦时，连续补贴3年。

6）金华市浦江县——0.2元/kWh，3年

2017年7月5日，浦江县人民政府印发《浦江县加快光伏应用实施方案》，提出：

2018年12月31日前，在县域内注册的光伏应用企业，并在县域范围内完成立项并建设的分布式光伏发电项目和居民家庭屋顶光伏发电项目，自并网发电之日起，在国家、省补政策基础上按所发电量由县财政局再补助0.2元/千瓦时，连续补贴3年

7）金华市磐安县——0.2元/kWh，3年

2016年4月17日《关于进一步加快光伏应用产业健康发展的实施意见》：2018年12月31日前，对列入县光伏发电项目年度计划的分布式光伏发电、农光互补、地面电站自并网发电之日起，在国家、省补政策基础上再补贴0.2元/度，连续补贴3年。

集中连片居民50户以上，对列入集中连片居民光伏发电试点计划的居民，光伏发电项目按照装机容量给予一次性补贴3元/瓦，补贴最高不超过9000元，扶贫重点村优先列入集中连片居民光伏发电试点。对未列入县集中连片居民光伏发电试点的居民光伏发电项目2018年12月31日前建成的自并网发电之日起，在国家、省补政策基础上再补贴0.2元/度，连续补贴3年。

8）温州市泰顺县——0.3元/kWh，5年

从2015年起至2018年底前，在县域范围内，安装的分布式光伏发电系统并建成投入使用的，除按政策享受国家、省有关补贴外，给予每度电0.3元补贴，自发电之日起连续补贴5年。

9）温州市文成县——0.3元/kWh，5年

实行分布式光伏发电电量补贴。对2018年底前，建成并网发电的分布式光伏发电项目，在享受国家补贴、省每度电0.1元补贴的基础上，自并网发电之日起按其发电量由县财政每度电补贴0.2元，连续补贴5年；居民个人投资的光伏发电项目，自并网发电之日起按其发电量由县财政每度电补贴0.3元，连续补贴5年。县财政补贴一年发放一次。

10）绍兴滨海新城——0.2元/kWh，5年

2015年11月，绍兴滨海新城管理委员会印发《关于加快光伏产业发展的若干意见（试行）》（绍滨海委〔2015〕74号），提出：

配套电量补贴。新城区域内的居民家庭、企业利用屋顶、空地、荒坡等投资新建分布式光伏发电项目，并于2018 年底前建成并网发电，并与取得省、绍兴市发改委光伏发电计划指标的相关企业（单位）签订光伏发电项目的，项目建成后，自发电之日起按其实际发电量除享受国家0.42元/千瓦时、省0.1元/千瓦时补贴政策外，参照绍兴市相关政策由新城财政再给予0.2元/千瓦时的补贴，补贴期限为五年。

用户受电工程市场公平开放不到位，市场竞争不充分

调度运行和并网管理不严格，未平等对待清洁能源发电企业

电费结算和补贴发放不及时，承兑汇票比例偏高

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——摘自国家能源局《2019年重点专项监管报告》

国家能源局

监管公告

2020年第3号

2019年重点专项监管报告

二〇二〇年七月

根据《国家能源局综合司关于印发2019年重点专项监管工作方案的通知》（国能综通监管〔2019〕38号），国家能源局组织各派出机构开展了用户“获得电力”优质服务情况、清洁能源消纳、12398热线投诉举报共性问题重点专项监管（以下简称重点专项监管）。在日常监管、企业自查、现场检查的基础上，形成本报告。一、基本情况国家能源局严格落实中央“基层减负年”部署要求，将重点专项监管与能源行业漠视侵害群众利益问题专项整治、农网改造升级大排查工作统筹安排、协同推进，努力减轻基层负担。各派出机构坚持目标引领和问题导向，认真制定实施方案和工作台账，按照启动部署、自查整改、现场监管等步骤，全面摸底排查，深入调研督导，严格行政执法，确保重点专项监管工作取得实效。在监管工作中，国家能源局集中全局力量，组成15个工作组，在全国范围内进行了调研督导和现场监管。 从监管情况看，各电网公司及各级供电企业基本能够落实重点专项监管工作要求，注重拓展服务渠道、创新服务方式，努力提高供电质量和供电服务水平，积极解决人民群众反映的各类用电问题，取得了较好成效。在监管中也发现了部分企业在用电报装办理、配电网运维管理和市场交易组织等方面存在的问题。二、存在问题经统计，国家能源局工作组和各派出机构在重点专项监管中共发现各类问题717项。本报告按照同类合并、通报典型原则，重点披露以下问题。 （一）用电业务办理时间超出国家规定时限或业务办理“体外循环”，时间信息不真实 部分供电企业用电报装业务办理时间超出国家能源局《压缩用电报装时间实施方案》规定的时限要求；业务办理存在“体外循环”，重复或滞后发起系统流程、补填或涂改时间记录，用电报装时间统计信息不准确等问题。 1.广东湛江供电局在竣工检验和装表接电环节超时率达35%；内蒙古赤峰、山西太原、河南邓州、贵州湄潭等地区供电企业部分用电报装资料不符合逻辑，业务办理环节时间倒置。 2.天津城西、西藏林芝等地区供电企业营销系统记录时间与业扩资料记录时间不一致，或与实际情况不一致；宁夏石嘴山、安徽阜阳、广西贺州等地区供电企业存在先办理用电业务、后发起系统流程的现象；新疆喀什供电公司部分低压非居民新装用电业务直至装表接电环节才发起系统流程。 （二）办电资料或环节精简不到位，线上报装系统功能不完善或推行力度不够 部分供电企业办电资料或环节精简不到位，有的增设审批、承诺事项，有的报装申请资料繁杂，有的线上办电系统功能不完善或推行力度不够，制约了“获得电力”便利化水平提升。 3.福建闽侯等地区供电企业对部分用电报装项目增设“前期办电指导”环节；湖北新洲等地区供电企业要求低压用电报装必须委托台区网格员办理；浙江省电力有限公司在用电报装业务办理中对110kV及以上用户增设“接入系统审批”环节。 4.河北承德、唐山等地区供电企业要求新装用户既提交纸质用电申请资料，又使用“掌上电力”APP重复提交业务申请；江苏无锡供电公司在办电报装办理过程中重复收取营业执照、法人身份证复印件。 5.海南三亚供电局在个别用户用电报装时，要求提供包括管委会报装函、中标通知书、管理合同等11项报装申请资料。 （三）接电和抄表收费不规范，违规收费情况依然存在 部分供电企业违规收费或由关联企业变相违规收费；投资界面不清晰，随意扩大用户受电工程范围，将部分应由供电企业承担的费用转嫁给用户；在交费协议中对用户交费金额、方式设置不清晰或隐含预付费条件；对用户变更信息不及时导致重复收费。 6.云南电网有限责任公司对部分使用变电站间隔和既有电缆通道的用户收取租赁费，违反《国家发展改革委办公厅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）规定；广西富川水电公司自立名目收取电能表材料费、电表押金、验表费等。 7.安徽亳州、陕西延安等地区供电企业将计量、用电信息采集、负控装置等本应由供电企业承担的费用转嫁至部分用户承担；海南三亚供电局将计量装置辅件有关费用转嫁至用户，2017年至2019年5月份累计约600万元。 8.浙江省电力有限公司统一印制《低压电力智能交费服务协议》相关条款限制用户变更交费方式的选择权，且对用户交费金额、方式设置不清晰，并在办理过程中对用户的知情权和选择权没有充分告知；重庆市电力公司在推广智能交费时设置隐含预付费条件，且要求预付费账户余额不得低于20元。 9.内蒙古呼和浩特赛罕供电分局因电量采集不及时导致部分用户用电递升阶梯，电费升高，连续两次被通报仍未采取有效措施予以解决。 （四）配电网网架结构薄弱，低电压频繁停电问题较为突出 部分农村地区配电网架构薄弱，供电能力不足，低电压、频繁停电等问题多发频发；部分供电企业电网运行方式安排不合理、计划检修统筹不科学、停电 抢修不及时，供电“两率”数据管理不规范、统计不准确。 10.河南信阳、周口、驻马店等地区，河北唐山、沧州、保定等地区，湖北恩施、黄冈等地区，陕西西安、汉中等地区，广西贺州、玉林等地区，贵州毕节、铜仁等地区农村配电网基础设施较为薄弱，当地群众反映的低电压和频繁停电问题较为突出，投诉举报数量偏高。 11.四川省部分藏区县配电网建设投资不足，网架薄弱，供电能力、供电可靠性较低，频繁停电、低电压等问题突出。 12.宁夏石嘴山供电公司停电计划执行率偏低，2019年1月、5月计划检修执行率为71.43%、77.5%；陕西西安供电公司2019年1月主网停电工作中临时检修占比达50%，配电网停电计划完成率仅为39%。 （五）用户受电工程市场公平开放不到位，市场竞争不充分 部分供电企业区别对待关联企业和其他承装（修、试）电力设施企业，影响和阻碍市场公平开放；其关联企业利用特殊地位，影响公平竞争；对承装（修、试）电力设施许可资质查验把关不严，存在无资质或虚假资质施工单位违规承揽用户工程的现象。 13.湖南郴电国际郴州分公司明确要求该公司各部门直接介入用户工程设计、施工单位确定、材料采购、项目管理等各环节。 14.浙江绍兴、衢州等地区供电企业的关联企业与用户签订的施工合同部分条款显失公平，如要求用户在合同签订后10日内付清全款、未约定质保金或质保期。 15.江苏常熟供电公司的关联企业在当地用户（含居配）接入工程设计、施工、监理市场份额占比100%，河南安阳、湖南株洲等地区供电企业的关联企业电力试验项目市场占有率超过80%。 16.甘肃酒泉、河南西峡等地区供电企业对承装（修、试）电力设施许可资质审核把关不严，个别未取得资质或资质已注销的施工企业仍在承揽用户工程。 （六）信息发布不规范，办电透明度有待进一步提高 部分供电企业对用户“获得电力”优质服务举措宣传贯彻不到位，宣传内容与优化用电营商环境政策不相符；部分供电企业未按照《供电企业信息公开实施办法》要求，及时、准确、全面地公开相关信息；个别电力交易机构未及时向清洁能源发电企业披露与市场交易相关的安全约束、出清结果等信息。

17.国家电网有限公司部分供电企业在门户网站、供电营业场所等处公开的《供电服务“十项承诺”》中，对部分用电业务的办理时限规定不符合国家能源局《压缩用电报装时间实施方案》要求；安徽安庆等地区供电企业门户网站未公布营业网点信息。 18.甘肃兰州供电公司停电计划制定不严谨，停电时间预测偏差较大，不利于群众合理安排生产生活用电；山西朔州山阴、右玉等地区供电企业只发布计划检修停电信息，其他故障停电信息未发布。 19.山西电力交易机构新能源交易公布出清结果耗时较长，外送交易公告时间较短；信息披露不完整，缺少关键输电通道剩余可用能力、关键设备检修预安排等安全约束信息。 （七）调度运行和并网管理不严格，未平等对待清洁能源发电企业 部分电力调度机构未明确弃风情况下风电场站调用原则，相同条件下不同风电场站弃风比例差异较大；部分电力交易机构未与部分新建机组在调试前签订购售电合同，导致发电企业不能按期结算并网调试期上网电费。

20.冀北电力调度机构未明确弃风情况下风电场站调用原则，同一风力资源区、同一输电断面的不同风电场站弃风比例差异较大。 21.辽宁电力交易机构未与新建机组并网前签订购售电合同，未与发电企业按期结算并网调试期上网电费，影响发电企业效益。 （八）组织交易不规范，交易规则执行不到位 个别电力交易机构未按交易方案组织市场交易，定向扩大市场交易规模；未按要求提交调度机构进行安全校核；新能源发电计划安排不合理，执行进度差异较大；省间外送电交易合同执行率较低。

22.新疆电力交易机构未遵循交易方案，超规模组织新能源与燃煤自备电厂调峰替代交易，挤占了新能源优先发电和市场化交易电量空间。 23.蒙东电力交易机构2019年上半年组织的市场化交易均未经电力调度机构安全校核。 24.青海电力交易机构安排新能源基数电量计划无明确原则，在月度电量交易计划编制时，未根据前期各电厂基数电量完成情况进行合理调整，新能源企业基数电量计划完成进度差异较大。 25.四川省电力公司2019年上半年外送电年度交易合同执行率仅为67%，影响省内市场交易边界条件确定和发电企业发电计划制定。 （九）电费结算和补贴发放不及时，承兑汇票比例偏高 部分电网企业结算上网电费、发放可再生能源补贴不及时，对市场交易用户的退费管理不规范，退费时间滞后；支付购电费金额与应付购电费存在差异；向发电企业支付电费中银行承兑汇票比例较高。

26.天津市电力公司存在单月结算多个月电费情况；冀北电力有限公司对可再生能源企业支付补贴不及时；四川省电力公司对市场交易用户的退费管理不规范，退费时间滞后，所属供电企业之间差异明显，退费时间跨度最长达3个月。 27.陕西省电力公司月度支付购电费与应付购电费存在差异，且差额在年底核对清算。 28.贵州电网有限责任公司结算电费中银行承兑汇票比例较高，将用户开具的大部分银行承兑汇票转移支付给发电企业，自行承担比例较低。 （十）对群众投诉举报重视不够，处理质量不高 部分供电企业对12398热线投诉举报共性问题重点专项监管部署滞后、效果不佳；未严格落实12398热线投诉举报事项调查处理要求，内部流程不清晰、调查结果不准确、责任认定不严谨；处理群众投诉举报问题针对性不强、处理质量不高。

29.新疆喀什等地区供电企业对个别用户多次反映低电压的投诉举报事项重视不够，整治问题不及时、不彻底；新疆阿勒泰等地区供电企业处理部分群众投诉举报问题针对性不强，解决措施不具体。 30.湖南平江供电公司没有建立12398热线投诉举报共性问题处理台账，多项投诉举报未及时进行处理；四川泸州供电公司共性问题台账不规范，无基本信息、整改措施等内容；四川省能源投资集团有限责任公司、乐山电力股份有限责任公司工作部署滞后，未能有效组织所辖供电企业开展12398热线投诉举报共性问题专项监管。三、监管成效针对重点专项监管发现的问题，国家能源局按照闭环监管工作要求，综合运用会商通报、监管约谈、行政处罚等方式，推动发现问题得到有效解决。对属于国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司的623项问题，国家能源局于2020年4月13日、15日分别与两家电网公司进行了会商通报。在重点专项监管中，两家电网公司按照监管工作要求制定专项工作方案，明确工作措施和时间节点，对国家能源局及派出机构发现的问题即时进行整改，同时坚持举一反三，强化建章立制，不断健全问题解决长效机制。截至5月15日，两家电网公司的562项问题已经整改完毕；其余61项因涉及农网改造、资金投入等因素，也已明确整改措施和预计完成时间，将逐步予以解决。对属于地方电力企业的94项问题，各派出机构向相关企业进行了通报，并责令进行了整改。 总体来看，通过重点专项监管的深入开展，推动了各地用电营商环境持续改善，健全了电力市场交易机制，促进了清洁能源消纳和更大范围的资源优化配置，解决了一批人民群众反映强烈、反复出现、矛盾突出的共性问题，进一步提高了供电质量和供电服务水平。主要体现在以下几个方面。 （一）推动“获得电力”优质服务水平进一步提升 我国用户“获得电力”优质服务水平稳步提升，全国用电营商环境持续优化。2019年10月，世界银行发布的《全球营商环境报告2020》显示，以北京、上海为样本城市参评的我国“获得电力”指标排名由第14位进一步提升至第12位，连续两年保持全球领先水平，部分指标属全球最佳。

1.办电更省时。上海市电力公司无缝对接地方政府“一网通办”和“联审平台”，低压小微企业平均接电时间4.22天，最短仅需1天；福建省电力有限公司促请地方政府对20-200米内的配套电力外线工程占掘路实行备案制，用户办电平均时长较2018年压缩超过1/3；青海省电力公司实现低压业扩配套工程“抢修领料”工作模式，办电效率同比提升32.5%。 2.办电更省心。北京市电力公司创新运用 “互联网+”“大数据”，实现工程管理全流程电子化，用户报装接电全程“指尖”完成；深圳供电局有限公司推出了“零资料”“零审核”的无感低压用电报装，市民仅需“刷脸”即可完成低压报装业务；江苏省电力有限公司在农村地区实现网格化、片区化综合服务，通过深化大数据应用、推广移动作业终端、推进“线上+线下”业务融合，实现农村低压用户办电“一次都不跑”，偏远地区居民用电“7×24预约上门服务”。 3.办电更省钱。广东电网有限责任公司广州供电局创新推行“临电租赁共享”“电能保”等供电服务，降低企业用电成本。2019年，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司等3家电网公司通过提高低压接入容量、延伸投资界面，合计为用户节省投资约225亿元。 4.信息更透明。重庆市电力公司编制线上线下宣传材料，通过新闻发布会、走访沟通、典型案例宣传等方式全面宣介“三零”服务举措及“掌上电力”APP，方便企业群众知政策、享便利、得实惠。 （二）推动清洁能源消纳能力进一步增强 全国清洁能源装机保持稳步增长，电源结构持续优化，清洁能源消纳水平不断提高，弃电量、弃电率实现“双降”，弃水问题得到有效缓解，风光消纳逐年好转。清洁能源市场化交易机制不断完善，交易组织、安全校核、电量调度等环节精益化管理水平有所提升。电力辅助服务市场建设逐步深化，系统灵活调节能力和安全裕度全面提升，清洁能源消纳空间进一步拓展，能源结构转型升级效果显著。

5.清洁能源消纳整体形势持续向好。2019年，全国主要流域弃水电量约300亿千瓦时，水能利用率96%，同比提高4个百分点。全国弃风电量约169亿千瓦时，平均弃风率4%，同比下降3个百分点。全国弃光电量约46亿千瓦时，平均弃光率2%，同比下降1个百分点。通过电力辅助服务市场深度挖掘系统调峰能力3100万千瓦，促进清洁能源电量增发850亿千瓦时，相当于少消耗2600万吨标煤，少排放1.7万吨二氧化硫、1.6万吨氮氧化物。 6.资源优化配置成效显著。西北区域跨省调峰市场实现了区域资源共享和省间互济，以甘肃为例，2019年区域辅助服务市场为甘肃电网提供调峰电量25.83亿千瓦时，甘肃电网为其他省份提供调峰电量2.28亿千瓦时。东北区域开展跨省调峰支援991次，支援电量近18.12亿千瓦时，并积极协调俄罗斯、朝鲜开展跨国调峰，缓解冬季低谷时期调峰困难。 7.清洁能源消纳空间不断拓展。南方区域提前建成滇西北直流工程，新增云电送粤能力500万千瓦；加强调峰电源建设，新增抽水蓄能装机130万千瓦。东北区域加强清洁能源消纳综合管理，2019年消纳清洁能源发电量830.37亿千瓦时，同比增长14.85%，新能源受限电量15.59亿千瓦时，同比减少46.55%，实现历史最好水平。 8.电力调度运行机制不断完善。华北区域实施集中式光伏扶贫电站优先调度机制，2019年，河北省电力有限公司、冀北电力有限公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司光伏扶贫电站合计增发电量1.97亿千瓦时，增收1.56亿元，助力打赢精准脱贫攻坚战。云南开展梯级水电群精细化调度，2019年主汛期全网弃水电量同比减少92.5%，全年弃水电量同比减少158.1亿千瓦时。 （三）推动投诉举报共性问题得到较好解决 各供电企业按照监管要求，对人民群众反映强烈、反复出现、矛盾突出的频繁停电、低电压、停电抢修不及时、用户报装受限等12类共性问题进行了深入自查整改，共自查问题13551个，绝大部分问题于2019年完成整改，一大批人民群众身边的操心事、烦心事、揪心事得到有效解决。同时，国家能源局严格行政执法，对重点专项监管中发现的侵犯人民群众合法权益事项坚决予以查处，对13起严重违法案件进行了行政处罚，罚没金额195万元。

9.群众反映集中的电能质量问题得到重点解决。针对投诉举报集中的低电压、频繁停电等电能质量问题，各供电企业进行了重点治理，解决电能质量问题8093个。广东电网有限责任公司认真梳理电压不稳和低电压共性问题案例，开展降低故障率专项行动，完成942个低电压台区的问题治理，区域内的电压不稳及低电压问题得到有效缓解，频繁停电问题数量大幅下降。河南省电力公司针对排查出的低电压、频繁停电问题，制定专门台区改造计划，下达9.5亿元专项整改资金，集中对相关台区进行改造治理，12398热线投诉举报数量排名下降明显。 10.影响较大的部分深层次问题得到有效解决。针对群众反映强烈的河南部分地区农业生产灌溉用电费用较高问题，河南监管办将该问题列入共性问题清单进行专项治理，联合地方政府有关部门、供电企业，从规划衔接、并网接入、电费收取等方面研究出台意见，推动了相关问题的有效解决。针对福建地区行业反映强烈的新建住宅小区供电配套设施建设问题，福建监管办开展专题调研，联合地方政府出台规范性文件，辖区内的相关问题得到了较好解决。 11.投诉举报共性问题长效解决机制初步建立。中国南方电网有限责任公司制定《南方电网公司大力减少12398投诉十项举措》，实行客户问题“日监控、周分析、月通报”机制，打造“全客户、全渠道、全业务、全数据”的“四全”统一服务平台，投诉举报管控力度持续强化，客户问题解决能力全面提升。四川省电力公司完善投诉举报管控机制，建立三级分析例会制度，定期核查重难点问题；建立低电压精准治理工作机制，强化投诉举报问题源头治理。辽宁省电力有限公司制定12398热线投诉举报共性问题专项管控方案，建立共性问题台账长效分析制度，常态开展“回头看”。四、监管意见各电网公司及各级供电企业要深入践行以人民为中心的发展思想，认真贯彻能源安全新战略，提高政治站位，强化责任担当；要进一步强化问题治理，持续推进能源结构转型升级，全面提升服务质量和服务水平，不断满足人民群众日益增长的美好生活需要。 （一）全面提升“获得电力”优质服务水平 各供电企业要加快复制推广北京、上海等地“获得电力”典型经验做法，聚焦用户需求，创新服务方式，拓展服务渠道，进一步压缩办电时间、提高办电便利度、降低办电成本，全面提升我国“获得电力”整体服务水平，确保完成“2020年供电企业办理电力用户用电业务平均时间压减到40个工作日以内”的目标任务；同时，要进一步规范服务行为，强化企业内部管理，加大信息公开力度，切实提高用户对优质服务的获得感。 （二）持续提高供电能力和供电质量 各供电企业要加大城市配网和农村电网投资建设和改造力度，将农村地区线路老化、供电半径大、电压低、停电频繁等突出问题优先纳入电网改造计划，着力解决低电压、频繁停电等突出问题；要加强对贫困地区倾斜投资，对供电能力较差、突出问题较多的贫困地区进行重点改造，着力解决电网建设发展不平衡问题；要优化综合保障体系，提高电网运行维护管理水平，加强停电计划管控和停电过程管理，严格执行国家供电质量有关规定和标准，全面提升供电可靠能力。 （三）建立清洁能源消纳综合保障体系 各电网公司和电力调度、交易机构要注重长效机制建设，着力破解清洁能源消纳的制约因素，构建适应高比例清洁能源消纳的综合保障体系；要统筹推进网源荷储协调发展，同步规划、同步建设、同步运行清洁能源配套电网工程；要积极配合电力辅助服务市场机制建设，进一步优化实时调度原则和联合调度运行方式；要持续规范市场化交易组织方式，加强市场化交易合规管理和电量分解执行工作，提升交易规则、交易方案的执行刚性，提高清洁能源消纳公平性；要认真落实清洁能源电力消纳责任权重，合理确定各省（自治区、直辖市）清洁能源利用率目标并适时动态调整，稳步提升清洁能源电量在能源消费中占比。 （四）进一步健全完善投诉举报处理机制 各供电企业要高度重视12398热线投诉举报处理相关工作，高度关注人民群众的每一项诉求，认真查找服务短板，严格规范内部流程，加快投诉举报处理进度，提高投诉举报处理质量，持续提升群众反映问题的解决能力，确保群众诉求得到及时回应，群众困难得到圆满解决；要重点关注和定期总结群众投诉举报中的共性问题，善于从群众诉求中发现一般性规律和普遍性诉求，注重从配网建设、投资布局、力量配备、服务能力等方面解决深层次矛盾，做到共性问题“发现一个、整改一批、杜绝一类”；要进一步健全完善投诉举报响应机制，优化投诉举报处理制度，科学合理制定投诉举报考核评价体系，不断健全完善共性问题处理长效机制。

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各省（区、市）、新疆生产建设兵团发展改革委（能源局）、扶贫办，国家开发银行各分行、中国农业发展银行各分行，国家电网公司、南方电网公司，水电水利规划设计总院：

为切实贯彻中央扶贫开发工作会议精神，扎实落实《中共中央 国务院关于打赢脱贫攻坚战的决定》的要求，决定在全国具备光伏建设条件的贫困地区实施光伏扶贫工程。

一、充分认识实施光伏扶贫的重要意义

光伏发电清洁环保，技术可靠，收益稳定，既适合建设户用和村级小电站，也适合建设较大规模的集中式电站,还可以结合农业、林业开展多种“光伏+”应用。在光照资源条件较好的地区因地制宜开展光伏扶贫，既符合精准扶贫、精准脱贫战略，又符合国家清洁低碳能源发展战略；既有利于扩大光伏发电市场，又有利于促进贫困人口稳收增收。各地区应将光伏扶贫作为资产收益扶贫的重要方式，进一步加大工作力度，为打赢脱贫攻坚战增添新的力量。

二、工作目标和原则

（一）工作目标

在2020年之前，重点在前期开展试点的、光照条件较好的16个省的471个县的约3.5万个建档立卡贫困村，以整村推进的方式，保障200万建档立卡无劳动能力贫困户（包括残疾人）每年每户增加收入3000元以上。其他光照条件好的贫困地区可按照精准扶贫的要求，因地制宜推进实施。

（二）基本原则

精准扶贫、有效脱贫。光伏扶贫项目要与贫困人口精准对应，根据贫困人口数量和布局确定项目建设规模和布局，保障贫困户获得长期稳定收益。

因地制宜、整体推进。光伏扶贫作为脱贫攻坚手段之一，各地根据贫困人口分布及光伏建设条件，选择适宜的光伏扶贫模式，以县为单元统筹规划，分阶段以整村推进方式实施。

政府主导、社会支持。国家和地方通过整合扶贫资金、预算内投资、政府贴息等政策性资金给予支持。鼓励有社会责任的企业通过捐赠或投资投劳等方式支持光伏扶贫工程建设。

公平公正、群众参与。以县为单元确定统一规范的纳入光伏扶贫范围的资格条件和遴选程序，建立光伏扶贫收益分配和监督管理机制，确保收益分配公开透明和公平公正。

技术可靠、长期有效。光伏扶贫工程关键设备应达到先进技术指标且质量可靠，建设和运行维护单位应具备规定的资质条件和丰富的工程实践经验，应确保长期可靠稳定运行。

三、重点任务

（一）准确识别确定扶贫对象

各级地方扶贫管理部门根据国务院扶贫办确定的光伏扶贫范围，以县为单元调查摸清扶贫对象及贫困人口具体情况，包括贫困人口数量、分布、贫困程度等，确定纳入光伏扶贫范围的贫困村、贫困户的数量并建立名册。省级扶贫管理部门以县为单元建立光伏扶贫人口信息管理系统，以此作为实施光伏扶贫工程、明确光伏扶贫对象、分配扶贫收益的重要依据。

（二）因地制宜确定光伏扶贫模式

根据扶贫对象数量、分布及光伏发电建设条件，在保障扶贫对象每年获得稳定收益的前提下，因地制宜选择光伏扶贫建设模式和建设场址，采用资产收益扶贫的制度安排，保障贫困户获得稳定收益。中东部土地资源缺乏地区，可以村级光伏电站为主（含户用）；西部和中部土地资源丰富的地区，可建设适度规模集中式光伏电站。采取村级光伏电站（含户用）方式，每位扶贫对象的对应项目规模标准为5千瓦左右；采取集中式光伏电站方式，每位扶贫对象的对应项目规模标准为25千瓦左右。

（三）统筹落实项目建设资金

地方政府可整合产业扶贫和其他相关涉农资金，统筹解决光伏扶贫工程建设资金问题，政府筹措资金可折股量化给贫困村和贫困户。对村级光伏电站，贷款部分可由到省扶贫资金给予贴息，贴息年限和额度按扶贫贷款有关规定由各地统筹安排。集中式电站由地方政府指定的投融资主体与商业化投资企业共同筹措资本金，其余资金由国家开发银行、中国农业发展银行为主提供优惠贷款。鼓励国有企业、民营企业积极参与光伏扶贫工程投资、建设和管理。

（四）建立长期可靠的项目运营管理体系

地方政府应依法确定光伏扶贫电站的运维及技术服务企业（简称“运维企业”）。鼓励通过特许经营等政府和社会资本合作方式，依法依规、竞争择优选择具有较强资金实力以及技术和管理能力的企业，承担光伏电站的运营管理或技术服务。对村级光伏电站（含户用），可由县级政府统一选择承担运营管理或技术服务的企业，鼓励通过招标或其他竞争性比选方式公开选择。县级政府可委托运维企业对全县范围内村级光伏电站（含户用）的工程设计、施工进行统一管理。运维企业对村级光伏电站（含户用）的管理和技术服务费用，应依据法律、行政法规规定和特许经营协议约定，从所管理或提供技术服务的村级光伏电站项目收益中提取。集中式光伏扶贫电站的运行管理由与地方政府指定的投融资主体合作的商业化投资企业承担，鼓励商业化投资企业承担所在县级区域内村级光伏电站（含户用）的技术服务工作。

（五）加强配套电网建设和运行服务

电网企业要加大贫困地区