阿拉善供电公司关于实施3.5版“三零三省”服务的通知

各部室、所属单位：

为深入贯彻落实回家、自治区、盟委行署优化营商环境相关决策部署，结合阿拉善盟地域广、业务数量少等特点，打造地区能源供应优势，在原有3.0版三零三省服务基础上，实现电力服务”提档升级”，现将相关工作要求明确如下：

一、进一步提升供电服务便利度

（一）进一步推动供电服务标准化。建立供电服务事项基本目录动态管理机制，根据国家、自治区、盟委行署最新政策要求及人民群众新需求、市场新变化，要在原有标准供电服务清单基础上，对标北京、上海、广东，按照“适当超前、合法合规”的原则增加标准化供电服务事项，标准化服务事项要全面采用限时办结机制并向社会公布。

（二）全面推行容缺受理服务模式和告知承诺制。除涉及国家安全、生态环境保护、公共安全、金融业审慎监管、直接管理人生健康、生命财产安全，以及纠错成本较高、损害难以挽回的供电服务以外，要按照便利度最大化的原则，在用电报装、增减容、暂停复电、更名过户、改类等全部供电服务领域推行容缺受理服务模式和告知承诺制。

（三）推动供电服务事项“就近办”。在各级政务服务中心设置电力服务窗口的基础上，进一步延伸服务，通过增加“电力服务驿站”、“公共服务共享营业厅”、在苏木镇等便民服务中心推行“无人值守服务＋周期性现场办公”的服务等方式，实现电力业务“就近办、家门口办”。

（四）提升个性化服务水平。持续完善“一企一档"、“一户一档”，充分应用大数据、互联网电能表等智能设备为客户提供能效服务，为重点项目、乡村振兴产业、高危化工企业、重要用户、老年人、残疾人等特殊客户提供便利度，开展上门“代帮办”服务。

二、减办电环节、精简办电资料

（一）积极推动供电服务与政务服务、其他公共服务融合，免办电申请，减办电环节。充分发挥项目信息线上线下项目信息共享和共享营业厅的作用，对新增市场主体、新增建筑等，各分公司获取用电需求后，直接启动业扩报装流程，无需客户申请报装，免去申请受理环节，原则上将低压办电环节由2个压减为1个环节，普通高压客户办电环节由3个压减为2个环节。竣工检验合格后，对于具备条件的高压普通客户在当日完成合同签订和送电工作。针对低压小微企业和特殊困难居民，要通过全程授权代办的方式实现“零环节”办电。

（二）证明材料统一办，减客户办电资料。针对5G基站、公安监控、交通信号灯、公共充电桩等分布范围广、用电主体较为单一的市政项目，要大胆改革，统一与用电主体签订合作协议，逐步取消用电报装产权证明材料，针对居民个人充电桩用电报装，各分公司与居民委员会或物业公司签订统一协议，巳经有明确规划或已经签订协议的区域，居民个人在公共区域办理充电桩用电报装业务，不再提供物业或居委会出具的同意安装证明。各分公司在办理以上业务时，需在工单内上传协议或规划文件，作为印证资料。

三、强化潜在用电需求管理

（一）规范需求管理。对包括但不限于以下情况的用电项目全部视为潜在用电需求，纳入到项目储备库进行管理：客户咨询但尚未明确报装时间、因电网受限暂时无法办理、已经获取用电需求但无需立即启动办电流程的、其他无需立即启动报装流程的。纳入项目储备库的项目，要及时明确客户经理，客户经理根据项目不同类型定期进行跟踪处理。

（二）建立预报装机制。经政府确认或审批通过的项目应提前启动业扩配套电网工程，开展配套电网工程现场勘查、初步设计、设计审查等工作，达到“报装即开工＂的条件。对纳入到项目储备库的潜在用电需求，根据实际需求，可在正式申请受理前先行答复供电方案，便于客户开展用电项目前期工作。

四、持续降低办电成本

（一）进一步扩大电网投资范围。采用低压方式接入的骆驼产品、肉炊蓉、锁阳、沙产业等符合乡村振兴扶持政策小微企业，零投资容量从160千瓦扩大至200千瓦及以下由公司投资建设配套电网工程，产权分界点为计量综合表箱出线压接螺栓处。

（二）投资方案要纳入现场勘查。高压供电方案中要明确客户是否在城镇规划建设范围内，并标注客户建筑红线在供电方案补充说明投资界面，确保电网投资延伸至客户建筑区划红线。采取电缆方式接入的，在客户建筑区划红线外统筹考虑增加分支箱或环网柜，保证电缆连续性且投资到位，同时方便后期新装负荷接入；按照“谁主张、谁投资”的原则，因配电自动化建设、提升电网安全等级等原因，需要加装的开关及其他电网设备全部由电力公司投资。

（三）建立业扩“一单一督”制度。充分发挥业务数量少的优势，营销稽管中心在加强日常监督管控的同时，对所有高压业扩建立台账，进行“回头看”，确保所有高压业扩工单环节、时长符合要求，工单内容规范准确、投资原则执行到位，对投资不到位的业扩项目，要立即整改，退补客户投资。

（四）优化临时用电租赁服务。对于临时用电客户，要按照“能租尽租”的原则，开展报装服务，客服中心、各供电公司积极引导有资质的企业及有条件的个人为地方电力市场提供临时用电租赁服务，降低客户办电成本。

（五）强化转供电日常管理。对确实无法直接供电的，分公司要积极协调就近客户进行转供电，同时严格执行市场化分时电价，确保不加价且市场化分时电价能够直接传导至终端用户。对于具备直供电条件的转供电客户，要逐步通过改造实现直供电。

五、压缩办电时长

（一）细化业扩报装时限管理。实行“三零”服务的低压居民客户和非居民客户，具备直接装表接电条件的，全过程时限不超过2个工作日，其他低压居民客户和非居民客户全过程办电时长分别不超过5个、13个工作日；10千伏普通高压客户全过程时长不超过30个工作日，其中方案答复不超过3个工作日，其他高压单电源、双电源客户环节时长不超过 22、30个工作日。

（二）广泛推广应用“云勘查”。对于不具备现场联合勘查条件的业扩项目，要使用“云勘查”。相对复杂的CD类项目，供电分公司可同时组织设计单位、施工单位及相关部门联合勘查，提高现场勘查准确率和业扩配套项目审批通过率。对于重点业扩项目，未进行现场勘查、也未参加“云勘查”的部门、单位，不得在供电方案会签或项目评审时提出重复开展现场勘查的要求，如有需要，应自行前往现场进行勘查。

（三）业扩配套项目审批时限。CD类项目现场勘查制定供电方案不超过1工作日，初设编制不超过2工作日，评审批复不超过2工作日（含初设资料修改不超过1个工作日），物料出库不超过1工作日。对于涉及变电站间隔审批、主配网网架 改造、投资超过200万元以上的项目可适当放宽。生产技术部要进一步加强供电方案的指导、监督和检查，提高分公司业扩配套工程资料报审质量。

（四）全面应用典型设计及造价。业扩配套工程中全面推行通用设备、典型设计、典型造价和标准工艺，优化设备选型。对直接套用典型设计和造价的业扩配套工程，初设编制不超过1个工作日，简化审批流程，进一步缩短初设编制和审批时限。

（五）提升竣工验收通过率。“双经理”强化客户受电工程建设全过程服务，按照客户受电工程类型在方案答复时提供竣工验收负面清单。对于高压普通客户，取消设计审查、中间检查环节，但可根据客户实际需求，在受电工程建设过程中提供前期咨询及现场指导服务，提前规避潜在问题，在竣工验收时规范使用标准验收卡，广泛采用“云验收”方式，提升验收效率。

（六）优化业扩报装接火作业。供电分公司在开展现场勘察时，要明确现场是否具备带电作业接火条件，所有具备带电接火作业条件的，要严格执行“能带电、不停电”的原则，持续提升10千伏及以下带电接火作业率。

（七）及时治理受限配电网。各供电分公司要及时治理重过载变压器及线路，除政策另有规定或地理条件有限制等特殊情况以外，公变受限时间原则上不超过30个工作日，配电线路受限不得超过1年。受限期间采用“先接入、后改造”的原则，通过新增变压器等其他方式保证客户“先接入”，对于确需改造后方能接入的，应使用应急方式进行改造。

（八）明确工作职责、强化监督管控。营销服务部负责管控整体业扩报装环节及时限；生产技术部负贵10千伏及以下业扩配套电网工程环节及时限管控。客服中心及各供电分公司负责管控职责范围内业扩报装环节及时限，严禁体外循环。

六、提升电网运行管理水平

（一）持续强化供电可靠性管理 。针对400时户数及以上计划停电，实行提级管理，报分管领导进行审批，针对有人员责任的临时停电和延期送电，按照电网事故进行处理。按照“先算后停＂的原则，推行倒闸操作、故障处置时长标准化管理。

（二）健全配电网评估预警机制。健全配电网能力评估机制，建立电网设备接入能力预警、会商及改造机制，科学合理评估配电网运行水平和供电能力，指导地区配电网规划、建设改造和优化电网运行，实现对电网接入能力的常态化预警。

（三）加大不停电作业力度。积极开展复杂类带电作业，年度不停电作业次数不少于700次，其中三类不少于25次，四类不少于3次，并且逐年递增。积极应用中压发电车、移动变电站、UPS不间断电源车等先进装备开展区域性转供电。

（四）推进配调一体化业务融合。充分发挥“配网调度＋服务调度”的运行监控优势，超前响应线路故障抢修、线路设备重过载、停复电解释服务等事件，提升设备运行状态可视化能力和抢修服务效率。

（五）加强故障处置急修服务管理。各单位严格执行24小时值班和抢修备班制度，不断强化应急处置能力。制定不同天气条件下的应急抢修预案，提前一周分析天气变化，合理安排急抢修人员，提前储备抢修物资，提高应急抢修效率。

七、注意事项

本通知执行过程，如遇国家、自治区、集团公司相关规定发生变化时，按照新规定执行，如其他已经下发的文件内容与本通知冲突时，按本通知内容执行。

特此通知。

2022年5月24日