北極星售電網獲悉，3月8日，內蒙古自治區能源局發布關于公開征求增量配電網有關政策意見建議的公告。內蒙古自治區能源局起草了《增量配電網管理實施細則(征求意見稿)》《關于促進增量配電網高質量發展的若干措施(征求意見稿)》，現向社會公開征求意見。

文件明確，細則所述增量配電網為110千伏及以下電壓等級電網和220千伏及以下電壓等級工業園區(經濟開發區)等局域電網，不涉及220千伏以上輸電網建設。根據需要，僅具備配電功能的220(330)千伏電壓等級局域電網可以納入增量配電網范圍。

細則提出，鼓勵增量配電網接入集中式新能源，按照“自我調峰、自我消納”原則在增量配電網內消納，不得向其他電網送電，不得增加自治區級電網調峰壓力。

措施提到，接入增量配電網的集中式新能源，所發電量暫不征收系統備用費，待國家相應政策明確后按國家政策執行。

增量配電網與自治區級電網按照電力市場交易規則和相關要求開展結算;輸配電價按照國家價格主管部門明確的省級電網輸配電價政策，以增量配電網與自治區級電網產權分界點相應電壓等級執行。

增量配電網可按照電力市場交易規則成立售電公司，經與配電區域內的用電企業充分協商后，依法依規代理配電區域內用電企業參與電力市場交易，交易價格由市場交易電價、增量配電網接入自治區級電網相應電壓等級對應現行省級電網輸配電價等構成。增量配電網區域內的用電企業可自主選擇由增量配電網售電公司代理交易或者直接參與電力市場交易。

增量配電網可組織配電區域內用電企業，聚合可調可控各類調節資源(包括各類新型儲能、分布式新能源、新能源汽車、充電基礎設施、用電企業可調負荷)等，建設“虛擬電廠”，運用數字化、智能化等先進技術，協同參與電力系統運行和電力市場交易。

原文如下：

內蒙古自治區能源局關于公開征求增量配電網有關政策意見建議的公告

內能源公告〔2025〕3號

根據《國家發展改革委 國家能源局關于新形勢下配電網高質量發展的指導意見》《國家發展改革委 國家能源局關于印發<增量配電業務配電區域劃分實施辦法>的通知》等文件精神，為進一步推動增量配電網高質量發展，促進新能源高效充分消納利用，自治區能源局起草了《增量配電網管理實施細則(征求意見稿)》《關于促進增量配電網高質量發展的若干措施(征求意見稿)》，現向社會公開征求意見。歡迎有關單位和個人提出寶貴意見建議。

請在本公告發布之日起15日內將相關意見建議書面反饋至nmgnyjdlc@126.com。

感謝您的參與和支持!

附件：

1.內蒙古自治區增量配電業務管理細則(征求意見稿)

2.關于促進增量配電網高質量發展的若干措施(征求意見稿)

內蒙古自治區能源局

2025年3月8日

(此件主動公開)

附件：1增量配電網管理實施細則(修訂稿).doc

附件：2關于促進增量配電網高質量發展的若干措施(修訂稿).doc

附件1

內蒙古自治區增量配電業務管理細則

(征求意見稿)

第一章總 則

第一條為落實《中共中央辦公廳 國務院辦公廳關于深化電力體制改革加快構建新型電力系統的指導意見》《國家發展改革委國家能源局關于新形勢下配電網高質量發展的指導意見》(發改能源〔2024〕187號)等文件有關要求，持續深入推進電力體制改革，加快構建新型電力系統，推動增量配電網常態化發展，制定本細則。

第二條本細則所述增量配電網為110千伏及以下電壓等級電網和220千伏及以下電壓等級工業園區(經濟開發區)等局域電網，不涉及220千伏以上輸電網建設。根據需要，僅具備配電功能的220(330)千伏電壓等級局域電網可以納入增量配電網范圍。

第三條增量配電網是自治區電網系統的一部分，享有市場交易權、電源接入權、結算權、調度權、計量管理權、獨立決策權、區域配電網規劃參與權等權利。

第四條增量配電網應嚴格按照《中華人民共和國能源法》《中華人民共和國電力法》《電力供應與使用條例》《供電營業規則》等法律法規要求，向增量配電業務配電區域(以下簡稱配電區域)內的電力用戶提供可靠電力供應，沒有法定或者約定事由不得拒絕或者中斷電力供應服務。自治區級電網企業應向增量配電網公平無歧視地提供電網互聯服務。

第五條 增量配電網與自治區級電網之間為網間互聯關系，具有平等的市場地位。

第六條本細則所述自治區級電網企業是指內蒙古電力(集團)有限責任公司、國網內蒙古東部電力有限公司;自治區級電網是內蒙古電力(集團)有限責任公司、國網內蒙古東部電力有限公司在內蒙古自治區投資管理且具有明確供電營業區域的電網。

第二章 增量配電網規劃

第七條盟市能源主管部門負責組織開展增量配電網規劃編制工作。規劃范圍原則上按照行政區域或開發區、工業園區等總體規劃確定的地理范圍劃分，具有清晰的邊界，盡量保持增量配電網的完整性及連續性，滿足配電區域劃分要求。

第八條增量配電網規劃應與自治區配電網規劃進行充分銜接，避免出現重復建設、交叉供電、普遍服務和保底供電服務無法落實等情況。

第九條增量配電網規劃正式編制前，盟市能源主管部門應征求盟市有關部門、工業園區(開發區)、盟市供電公司、潛在投資主體的意見，確定配電區域初步劃分意見。盟市能源主管部門可向盟市供電公司收集必要的規劃編制信息，盟市供電公司應在收到提資要求的十五個工作日內提供相關資料。規劃編制信息主要包括當地電力系統現狀，電網發展規劃以及相關變電站間隔、負載、供電能力等。

第十條增量配電網規劃編制過程中，盟市能源主管部門應充分征求盟市供電公司意見，可根據實際需要設置重復建設辨識環節;與增量配電網規劃相關的配電網規劃經論證后確需調整的，由自治區能源局按照電力規劃管理有關要求履行程序后予以調整。

第十一條增量配電網規劃編制完成后，盟市能源主管部門應委托具有資質的第三方咨詢機構對增量配電網規劃進行評審。評審時應充分聽取旗縣級人民政府、工業園區(開發區)管委會、盟市有關部門、盟市供電公司等方面的意見。第三方咨詢機構應確保評審結論客觀公正。

第十二條自治區能源局按程序將增量配電網規劃納入自治區配電網規劃。

第十三條國家已經批復但尚未確定項目業主、自國家批復之日起兩年內未取得電力業務許可證(供電類)的增量配電業務試點，如需依托原有增量配電業務試點開展增量配電網規劃，應先申請退出國家增量配電業務試點后方可開展增量配電網規劃工作。

第三章 配電區域劃分

第十四條自治區能源局組織盟市能源主管部門編制配電區域劃分方案，征求盟市級人民政府、自治區級電網企業、潛在投資主體的意見建議。配電區域難以確定的，由盟市能源主管部門委托具有資質的第三方專業機構開展評審論證。

第十五條配電區域劃分應堅持公平公正、安全可靠、經濟合理、界限清晰、完整連續、責任明確的基本原則，與增量配電網規劃充分銜接，保障電網安全穩定發展。配電區域應保持完整性及連續性，盡量避免與電網存量資產分布區域重疊，存量用電負荷原則上不應劃分在配電區域內。

第十六條以滿足可再生能源就近消納為主要目標的增量配電網，可依據可再生能源供電范圍、電力負荷等情況劃分配電區域。不得依托燃煤自備電廠規劃建設增量配電網，不得在配電網內規劃建設背壓式熱電聯產機組。

第十七條盟市能源主管部門組織編制《增量配電業務配電區域劃分方案》，內容應包括但不限于：增量配電網規劃、覆蓋范圍及產權歸屬，配電區域的地理范圍、劃分界限及產權分界點等信息，附配電區域地理平面圖、電網分布圖等說明文件，履行程序后報自治區能源局。

第十八條自治區能源局對《增量配電業務配電區域劃分方案》進行審查，履行程序后對配電區域進行公示，公示期不少于30日。公示期結束后，盟市能源主管部門可組織開展項目業主優選。

第十九條自治區能源局在收到盟市能源主管部門報送的項目業主優選結果報告后的30日內，向項目業主和該區域原電網運營企業出具配電區域劃分意見，同時抄送國家能源局派出機構。

第二十條增量配電網項目業主或者原電網運營企業對配電區域劃分存在異議的，可在自治區能源局出具正式劃分意見后30日內向自治區能源局提出異議申請。自治區能源局收到異議申請后，會同國家能源局派出機構予以協調，并在60日內出具處置意見。異議處置期間，盟市(旗縣)能源主管部門不得在爭議區域內審批配電網項目，配電區域劃分相關利益方不得在爭議區域內建設配電網。

第四章 存量資產處置

第二十一條配電區域劃分過程中，確實無法避讓電網企業及其他投資主體存量電網資產的，自治區能源局指導盟市能源主管部門，在與產權單位協商的基礎上，可通過以下方式處置，并作為配電區域劃分依據。

(一)存量配電網資產產權單位通過資產入股等方式，參股增量配電網項目業主企業;

(二)存量配電網資產產權單位通過出售、產權置換等方式，將存量配電網資產所有權轉讓給增量配電網項目業主企業;

(三)存量配電網資產產權單位通過租賃等方式，將存量配電網資產租借給增量配電網項目業主企業;

(四)存量配電網資產產權單位按照其他符合法律法規的方式厘清配電網資產運營權。

第二十二條自配電區域公示首日起，至配電區域劃分意見正式印發止，配電區域內不得新審批、建設配電網項目;若存在已開工配電網項目，則參照本細則第二十條執行。

第二十三條在配電區域劃分公示期之前，配電區域內已獲核準或備案、但在相關文件有效期內未開工建設的配電網項目，屬于增量配電業務范圍，盟市能源項目審批部門應指導原供電企業及時辦理項目撤銷手續，指導增量配電網項目業主單位重新辦理配電網項目核準文件;已經開工但在核準(備案)文件有效期內實際投資不足10%的配電網項目，可納入增量配電網，也可經盟市能源主管部門協調后，參照本細則第二十一條處置。

第五章 增量配電網項目業主

第二十四條盟市能源主管部門負責制定增量配電網項目業主優選辦法，按照《中華人民共和國招標投標法》及其《實施條例》的有關規定，通過招標、非招標等方式公開、公平、公正優選確定項目業主，提出投資能力、信用評價等方面的要求。盟市能源主管部門將優選結果在配電區域劃分公示期結束后的60日內報自治區能源局。

第二十五條參與優選的企業應按優選辦法要求出具投資、建設等方面的承諾，承擔違背承諾的相應后果。

第二十六條在配電區域劃分公示期結束后的60日內，盟市能源主管部門未向自治區能源局報送項目業主優選結果，自治區能源局將公示取消此次配電區域劃分結果。若盟市能源主管部門再次申請增量配電網項目，不得以此次配電區域劃分結果作為增量配電網規劃依據。

第二十七條增量配電網企業應嚴格執行《中華人民共和國公司法》的相關規定，設計合理的法人治理結構，具備獨立參與電力市場交易、履行相關法律法規的能力和資格。

第六章 增量配電網接入新能源和調節資源

第二十八條增量配電網的各項配電設施(新能源接入工程除外)應在配電區域內建設。

第二十九條自治區鼓勵建設以就近消納新能源為主的增量配電網。增量配電網按照國家有關要求具備供電能力且實際供電運行后，方可建設或接入新能源。

第三十條配電區域內的用電企業可根據自治區有關細則要求，以源網荷儲一體化、工業園區綠色供電等方式申報市場化新能源項目;可建設“全額自發自用”分布式新能源項目，相應規模不納入自治區和盟市分布式新能源規模管理;增量配電網應公平無歧視接入用電企業建設的分布式新能源。

第三十一條鼓勵增量配電網接入集中式新能源，按照“自我調峰、自我消納”原則在增量配電網內消納，不得向其他電網送電，不得增加自治區級電網調峰壓力。

第三十二條接入增量配電網的各類新能源利用率不納入自治區級電網新能源利用率統計范圍。

第三十三條接入增量配電網的新型儲能等調節資源應在配電區域內建設，可與增量配電網同步建設、同步投產。鼓勵由增量配電網供電的用電企業建設長周期新型儲能等調節資源，滿足電力保供和安全生產要求。

第三十四條接入增量配電網的新型儲能等調節資源，在滿足“自我調峰”的前提下，仍有富裕充電能力時，可向自治區級電網購電進行充電。

第三十五條接入增量配電網的新型儲能等調節資源應滿足安全生產各項標準和政策要求。國家和自治區政策要求配置應急電源的用電企業，應按要求配置應急電源。

第七章 接入系統和調度關系

第三十六條在取得電力業務許可之前，增量配電網項目業主應委托具備資質的專業機構編制接入系統設計報告，由盟市能源主管部門委托具備資質的第三方咨詢機構組織評審論證，論證過程應充分聽取電網企業意見。盟市能源主管部門協調確定接入系統意見后，增量配電網項目業主向自治區級電網提出接入系統申請。

第三十七條自治區級電網在收到接入系統申請后的15個工作日內完成對接入系統方案的答復，按照電網接入管理的有關規定以及電網運行安全要求，向增量配電網項目業主提供便捷、及時、高效的并網服務，不得拒絕和拖延并網。

第三十八條增量配電網企業和自治區級電網企業應按照國家法律法規和相關標準要求，根據接入系統意見，協商確定產權分界點與調度界面。

第三十九條增量配電網取得電力業務許可后，根據《電網調度管理條例》等法律法規和國家標準的規定，按“網對網”關系與自治區級電網企業簽訂網間互聯協議、網間調度協議及供用電合同，按照“統一調度、分級管理”的原則接受相應調度機構調度指令。

第四十條增量配電網應按照《電網調度管理條例》《電力系統安全穩定導則》等國家法律法規和標準，調度接入增量配電網的各類新能源和調節資源，滿足增量配電網與自治區級電網安全穩定要求。增量配電網不得向自治區級電網反送電。

第四十一條 增量配電網項目業主應建設調度系統，按照相關技術標準與自治區級電網企業的調度機構連接，提供電力調度業務所需的各項信息。

第八章 電價和市場交易

第四十二條增量配電網與自治區級電網按照電力市場交易規則和相關要求開展結算;輸配電價按照國家價格主管部門明確的省級電網輸配電價政策，以增量配電網與自治區級電網產權分界點相應電壓等級執行。

第四十三條增量配電網和自治區級電網按照“網間互聯”關系開展電力電量交易，按照國家政策要求繳納容(需)量電費。配電區域內用電企業，應按照國家有關標準向增量配電網繳納容(需)量電費。接入增量配電網的集中式新能源，所發電量暫不征收系統備用費、暫不納入電力輔助服務市場，待國家相應政策明確后按國家政策執行。自治區級電網不向增量配電網收取高可靠供電費用。

第四十四條配電區域內的用電企業可參照自治區級電網供電用戶執行相同的價格政策，自治區級電網、增量配電網應做好政策宣傳和解讀。

第四十五條增量配電網與自治區級電網之間應當在產權分界處安裝電能計量裝置。當電能計量裝置未安裝在產權分界處時，線路與變壓器損耗的有功與無功電量須由產權所有者負擔。

第四十六條增量配電網應當按照電力市場交易規則，成立售電公司代理配電區域內的電力用戶參與自治區級電網的電力市場交易。

第四十七條配電區域內的用電企業可自主選擇與增量配電網售電公司交易或者參與自治區級電力市場交易。與增量配電網售電公司交易的，應按國家法律法規要求與增量配電網售電公司簽訂購售電協議;參與自治區級電力市場的，應按照電力市場交易規則執行。

第四十八條配電區域內有特殊用電保障需求的企業，自治區級電網應配合增量配電網按照國家及自治區相關政策執行。

第四十九條增量配電網應按照國家有關要求配合做好綠證核發等工作，將配電網內新能源裝機、發電和用戶消納新能源等信息提供給自治區級電力交易機構。增量配電網應公平承擔可再生能源電力消納責任權重。

第九章 退出機制

第五十條增量配電網在取得電力業務許可后，應當在24個月內建設完成增量配電網規劃要求的輸變電設施，在36個月內具備獨立調度運行能力。盟市能源主管部門應在取得電力業務許可后的36個月內，對增量配電網進行供電能力驗收并出具驗收報告報送自治區能源局。

第五十一條增量配電網項目業主取得電力業務許可后，拖延建設任務，拒不履行承諾，造成配電區域內用電企業無法用電，影響地方經濟發展的，經盟市能源主管部門核實確認，向自治區能源局報送終止配電業務資格的請示。自治區能源局商國家能源局派出機構，注銷電力業務許可。

第五十二條電力業務許可注銷后，原配電區域內用電企業由自治區級電網企業提供保底供電服務。自治區級電網企業不得因增量配電網項目業主更換影響電力安全、可靠供應。

第五十三條電力業務許可注銷后3個月內，未能經過優選確定新增量配電項目業主的，經自治區能源局公示后取消配電區域劃分，由自治區級電網企業按照國家法律法規要求提供供電服務。

第十章 其他

第五十四條本細則其他未盡事宜，根據國家相關政策確定。如遇國家政策調整，本細則有關內容依照國家最新政策執行。自治區能源局視情況對本細則進行更新。

附件2

關于促進增量配電網高質量發展

的若干措施

(征求意見稿)

為落實《中共中央辦公廳 國務院辦公廳關于深化電力體制改革加快構建新型電力系統的指導意見》《國家發展改革委 國家能源局關于新形勢下配電網高質量發展的指導意見》(發改能源〔2024〕187號)等文件有關要求，扎實推進新型電力系統建設，促進新能源高效充分消納，現就促進增量配電網高質量發展若干舉措通知如下。

一、促進增量配電網充分消納新能源

(一)支持增量配電業務配電區域(以下簡稱配電區域)內的用電企業依托廠房、屋頂等設施，建設“全額自發自用”分布式新能源項目，相應規模不納入自治區及盟市分布式新能源規模管理，接受增量配電網調度。

(二)配電區域內的用電企業，可根據《內蒙古自治區源網荷儲一體化項目實施細則》《內蒙古自治區工業園區綠色供電項目實施細則》有關要求，申請建設源網荷儲一體化、工業園區綠色供電項目。

二、支持增量配電網建設新型儲能

(三)增量配電網應將新型儲能作為電網配套基礎設施規劃建設。在增量配電網規劃和申報市場化新能源項目的過程中，充分考慮配套建設新型儲能，滿足增量配電網電力安全穩定供應和靈活調節能力需求。

(四)增量配電網內的獨立新型儲能設施可與增量配電區域內用電企業進行電力交易。鼓勵用電企業自行建設用戶側新型儲能設施，可從增量配電網充電，放電用于滿足自身電力需求，不得向其他用電企業供電。

(五)增量配電網內的獨立新型儲能設施可作為電網側獨立儲能電站，享受自治區獨立新型儲能電站政策，作為單獨市場主體或者由售電企業代理參與自治區級電力市場交易。獨立新型儲能設施向增量配電網送電的，相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。

三、鼓勵依托增量配電網開展多場景融合應用

(六)鼓勵增量配電網與氫能產業融合發展。增量配電網內可根據《內蒙古自治區風光制氫一體化項目實施細則》規劃建設風光制氫一體化項目，項目上網電量需在增量配電網內消納。鼓勵副產品為氫氣的循環再利用，建設以氫氣為主燃料的自發自用發電機組，所發電量在增量配電網內消納，電價可參照“上網電價+增量配電網輸配電價”模式執行。

(七)鼓勵增量配電網內規劃建設多能互補項目。除燃煤自備電廠、背壓式熱電聯產機組等國家規模管控或者政策禁止建設的電源項目外，鼓勵增量配電網內用電企業建設滿足資源綜合利用、節能降碳減排為目的的電源，所發電量應全部在增量配電網內消納。

(八)鼓勵增量配電網內電力領域新型經營主體創新發展。重點支持資源聚合類型新型經營主體建設，主要包括虛擬電廠、智能微電網等。

增量配電網可組織配電區域內用電企業，聚合可調可控各類調節資源(包括各類新型儲能、分布式新能源、新能源汽車、充電基礎設施、用電企業可調負荷)等，建設“虛擬電廠”，運用數字化、智能化等先進技術，協同參與電力系統運行和電力市場交易。

鼓勵增量配電區域內用電企業充分利用自建分布式新能源和各類調節資源，建設具備一定智能調度水平和自平衡能力、與增量配電網聯網運行的小型智能微電網系統。鼓勵以增量配電網為基礎建設智能微電網。

四、完善增量配電網電價和市場交易政策

(九)接入增量配電網的集中式新能源，所發電量暫不征收系統備用費，待國家相應政策明確后按國家政策執行。

(十)增量配電網可按照電力市場交易規則成立售電公司，經與配電區域內的用電企業充分協商后，依法依規代理配電區域內用電企業參與電力市場交易，交易價格由市場交易電價、增量配電網接入自治區級電網相應電壓等級對應現行省級電網輸配電價等構成。增量配電網區域內的用電企業可自主選擇由增量配電網售電公司代理交易或者直接參與電力市場交易。

五、強化監督管理

(十一)接入新能源的增量配電網，應具備自我調節能力，不新增自治區級電網調峰壓力，按照規則參與電力市場交易。

(十二)盟市能源主管部門應依法依規組織有關單位對增量配電網履行供電行為進行監督管理，對違反電力管理相關法律、法規規定，經認定存在嚴重違法失信行為的增量配電網企業納入電力行業失信名單;對無法滿足用戶用電需求的，經盟市能源主管部門申請，按照自治區增量配電網有關管理政策對增量配電網項目進行退出。