1月12日，国家能源局华北监管局发布《2017年度随机抽查国网冀北电力有限公司综合监管报告》（以下简称《报告》），指出截至2017年6月底，冀北电网共有直调火电厂20座，装机容量1233万千瓦；风电场75座，装机容量1106.3万千瓦；光伏电站77座，装机容量263.9万千瓦；冀北电网可再生能源装机已超过火电装机。

同时《报告》指出，由于冀北电网火电机组均为供热机组，调峰能力较弱，对电网可再生能源消纳能力存在一定影响。冀北电网调峰能力不足制约可再生能源消纳。

《报告》原文如下：

国家能源局华北监管局监管公告

2018年第1号

（总第8号）

2017年度随机抽查国网冀北电力有限公司综合监管报告

2018年1月

为进一步规范电力市场秩序，促进电力行业健康、稳定、可持续发展，维护广大电力消费者的合法权益和社会公众利益，根据国务院“放管服”改革精神和国家能源局关于规范事中事后监管有关工作要求，2017年9月至11月，华北能源监管局对国网冀北电力有限公司开展了随机抽查综合监管。根据现场检查情况，形成本报告。

一、基本情况

华北能源监管局开展“双随机”综合监管，目的是减少分专业专项监管对监管对象的重复进驻和频繁检查，以有限监管实现有效监管。按照工作方案，华北能源监管局组织了市场、行业、资质、稽查四个专业处室，对2017年度计划开展的日常监管、专项监管、重点问题监管的有关检查事项合并为一次综合监管。综合监管采取“双随机、一公开”的方式，即随机抽取检查对象、随机抽取检查人员、及时向社会公开抽查情况和结果，是一次多部门联合、多事项综合的集中执法检查。

2017年度综合监管，华北能源监管局选定国网冀北电力有限公司为省级电力企业检查对象；通过摇号抽签，选定张家口供电公司作为地市级供电企业检查对象；按照各专业检查组的实际情况，通过第二次抽签确定对应的县级供电企业。按照随机抽签结果和检查计划时间安排，4个检查组分别对省、地市、区县三级供电企业开展了现场检查。

从监管情况看，国网冀北电力有限公司能够不断规范市场行为，积极践行社会责任，在调度交易、规划实施、资质许可、供电服务等方面较好地执行了国家能源政策和监管制度。主要表现在：一是认真落实厂网界面“五项制度”，强化“两个细则”运行管理，及时报送电力调度交易信息并开展并网调度协议与购售电合同签订与备案工作；在电力中长期交易中，交易主体参与意向较为积极，成交活跃。二是建立政企联动工作机制，基于可再生能源示范区建设、冬奥专区配套电网建设等大型项目与当地城市管理、土地规划等政府部门建立协调机制，充分协商，保证了各项规划的有效实施。三是各供电分公司按要求基本完成（供电类）电力业务许可证换发工作。四是将不断提升供电服务质量和效率放在工作中心位置，精简用电报装手续，深化应用“互联网+业扩服务”，完善12398投诉举报转办工单后续处理制度，形成了各负其责、齐抓共管的供电服务投诉举报管理机制。

专栏1：华北能源监管局综合监管“双随机”抽签情况

2017年9月12日，在2017年“双随机”综合监管现场检查启动会上，华北能源监管局举行了检查对象摇号抽签仪式。按照“双随机、一公开”原则，通过现场抽签，从国网冀北电力有限公司下属的5个地市级供电企业中，随机抽取了张家口供电公司作为2017年市场、行业、资质、稽查四个专业的综合监管检查对象。同时，按照问题导向原则，将唐山供电公司一并纳入此次稽查专业供电监管的检查范围。参加会议的全体电力企业代表见证了抽签结果，华北能源监管局监察室对抽签全过程进行了监督。

二、主要问题

（一）电网调峰资源短缺

冀北电网可再生能源装机占比较高，截至2017年6月底，冀北电网共有直调火电厂20座，装机容量1233万千瓦；风电场75座，装机容量1106.3万千瓦；光伏电站77座，装机容量263.9万千瓦；冀北电网可再生能源装机已超过火电装机。2016年在各方共同努力下，风电利用小时数为2073小时，同比增长274小时；太阳能利用小时数1371小时，同比增长159小时。由于冀北电网火电机组均为供热机组，调峰能力较弱，对电网可再生能源消纳能力存在一定影响。

专栏2：调峰能力不足制约可再生能源消纳

据统计，2016年因调峰问题导致弃风11.76亿千瓦时，占总弃风电量的53.9%；2017年上半年因调峰问题导致弃风3.8亿千瓦时，占总弃风电量的32.6%。

（二）输电网建设滞后于新能源发展的速度

随着新能源发电的迅速发展，风电、光伏装机逐年增加，受外送通道限制，本地富余电量只有部分能输送到外地消纳，仍存在弃风、弃光问题。

专栏3： 弃风、弃光问题较为突出

截至目前，张家口地区新能源总装机容量达到921.12万千瓦，占地区总装机容量（1389.12万千瓦）的66.31%。当前，张家口地区发生最大负荷仅220万千瓦，大部分新能源电力需外送至京津冀地区消纳，而目前新能源外送能力仅405万千瓦。按照已批复的张家口风电基地三期和张家口可再生能源示范区发展规划，到2020年可再生能源总量将超过2000万千瓦，能源外送及就地消纳压力持续增大。

（三）执行电力业务许可制度不到位

由于管理体制发生变化，部分供电企业未按要求及时申请注销电力业务许可证；个别用户受电工程中承装（修、试）电力设施许可证复印件与原件许可证有效期不符。

专栏4： 体制调整后电力业务许可证未及时注销

张家口供电公司市区供电分公司、张家口供电公司下花园、张家口供电公司宣化区供电公司已归并到张家口供电公司统一管理，其（供电类）电力许可证未及时申请注销。

专栏5：供电企业未按要求履行有关材料审核义务

在用户工程竣工报验环节，对施工企业提交的许可材料审核不严。在检查某用户工程（试验）报装资料时发现，张家口某电器经销公司提供的承装（修、试）电力设施许可证复印件与原件有效期不符，该企业涉嫌涂改许可证并在许可证过期后承揽试验业务。

（四）用电业务办理不规范

部分供电企业提供的用户工程报装资料不全或单据未填写日期，部分资料出现流程节点倒置现象；部分用户工程档案资料与现场不符，供电企业在竣工检验环节未提出异议，工程顺利通过验收。

专栏6：用户工程时间节点倒置

1.张家口康保供电分公司提供的张家口某路桥有限公司用电报装材料中，申请时间为2017年5月19日，竣工检验时间为2017年3月28日，流程节点时间倒置。

2.张家口沽源县供电分公司提供的张家口某商业有限公司档案材料中也存在流程倒置的情况。

专栏7：用户工程竣工检验把关不严

1.唐山供电公司提供的某高科发展总公司供电方案中，受电点建设类型为柱上变，实际为落地箱变。

2.唐山某园艺有限公司供电方案中要求的导线型号与试验报告及投运单中的导线型号不一致。

（五）“两率”管理有待加强

部分地区电压监测点设置不合理，未严格按要求记录、统计、核对可靠性数据，供电质量管理有待加强；部分供电企业未按照《供电监管办法》规定时间到达故障抢修现场；部分供电企业抢修能力不足，导致用户停电时间过长引发投诉。

专栏8： “两率”数据不真实，电压监测点设置不具代表性

1.唐山供电公司东南郊513线2017年9月1日7:00-19:00计划停电，可靠性系统录入停电户数20户，而单线图共计户数45户；张家口沽源供电公司二道渠525线2017年8月19日11:53-12:37故障停电，可靠性系统录入停电户数2户，而单线图共计74户，可靠性系统用户数未及时与单线图保持同步，统计数据不真实。

2.唐山市丰南区供电公司将D类电压监测点设置在供电所、营业厅内，电压监测点设置不具有代表性。

专栏9：故障停电抢修超时限，记录不完整

1.张家口市某用户2017年8月23日12时47分向供电公司报修，而供电公司抢修人员于8月24日13时15分才到达现场，时间远超《供电监管办法》规定的时限要求。

2.唐山丰南区供电公司胥各庄供电所、银丰供电所2017年只有1月份及2月份的抢修记录，其余时间的抢修记录失。

三、监管意见

国网冀北电力有限公司对本次随机抽查综合监管中披露的问题，要认真分析问题成因，严格落实各项监管制度、标准和要求，严肃开展纠错和问责，举一反三，在全系统认真排查同类问题，制定有效的整改措施，在2018年2月10日前将整改结果报华北能源监管局。

（一）加强“两个细则”考核，深化辅助服务机制

进一步加强可再生能源“两个细则”考核工作，督促可再生能源企业提高运行管理水平，完善设备管理制度，提升功率预测精度，充分挖掘再生能源企业自身发电能力。进一步深化辅助服务机制，完善并网发电企业参与辅助服务的市场化补偿机制，充分调动发电企业提供调峰辅助服务资源的积极性，提高调峰辅助服务供应质量和效益，缓解电网调峰压力，促进可再生能源消纳水平不断提升。

（二）科学规划输变电设施建设，建立联系联动机制

进一步调整电网投资策略，科学规划输变电设施建设，提高新能源输送能力,有效解决张家口地区新能源外送和消纳问题；建立农村电网升级改造工程工作联系机制，做到互联互通，使能源监管机构及时掌握辖区内农村电网升级改造工程项目进展情况，同时进一步加强企业与政府的沟通协调机制，充分协商，科学规划，保证工程顺利实施。

（三）严格执行许可制度，加强施工企业持证情况审查力度

全面自查电力业务许可未按要求进行登记事项变更、许可事项变更、注销等问题；加强对用户工程、电网工程中涉及承装（修、试）电力设施企业持证情况的审查力度，包括许可类别和等级、有效期限等，可登录华北能源监管局网站查询核验许可信息；对于无证施工、涂改许可证等行为，发现后应及时向华北能源监管局报告。

（四）加强用电业务管理，切实提升供电服务水平

严格落实国家能源局《压缩用电报装时间实施方案》要求，优化报装流程，简化报装手续，提高办事效率；加强竣工检验环节管理，详细核对电源接入方式、受电容量、电气主接线、计量配置等是否符合供电方案，切实把好安全质量关；加强供电故障抢修过程管理，合理配置故障报修服务资源，严格落实抢修时限要求；强化“两率”基础管理，认真做好可靠性数据的统计和核验工作，按要求选择电压监测点，确保各项数据及时、真实、准确，不断提高供电质量和效率。