2026年“获得电力”服务水平提升实施方案

2026年“获得电力”服务水平提升实施方案为持续深化“放管服”改革，优化电力营商环境，对标国际国内一流“获得电力”服务水平，进一步提升电力服务便民利企质效，助力经济社会高质量发展，结合当前电力服务发展基础与未来需求，制定本实施方案。一、总体要求（一）指导思想以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的二十大及二十届历次全会精神，落实党中央、国务院关于优化营商环境、建设全国统一大市场的决策部署，坚持以人民为中心的发展思想，围绕“便民利企、降本增效、安全可靠、绿色智能”核心目标，全链条压减办电时间、简化办电流程、降低办电成本、提升供电可靠性、拓展绿色服务供给，全面构建现代化电力服务体系，持续提升市场主体和人民群众的获得感、满意度，为经济社会高质量发展提供坚实的电力保障。（二）基本原则1.坚持问题导向、需求牵引。聚焦市场主体和群众反映强烈的办电堵点、难点、痛点问题，靶向施策、精准发力，重点解决办电环节多、时长不确定、成本不透明、供电可靠性不足等突出问题，切实满足用户多样化、个性化用电需求。2.坚持改革创新、数字赋能。深化电力领域“放管服”改革，打破体制机制障碍，创新服务模式、业务流程、监管方式；充分运用大数据、人工智能、物联网、区块链等数字技术，推进电力服务数字化、智能化转型，提升服务效率和质量。3.坚持普惠均等、公平共享。统筹城乡电力服务一体化发展，推进服务标准统一、资源均衡配置，加大对农村地区、偏远地区、特殊群体的服务投入，补齐服务短板，实现城乡服务同质同效，让所有用户公平享有优质便捷的电力服务。4.坚持安全可靠、底线思维。统筹发展和安全，严守电力安全底线，加强电网基础设施建设，提升电网抗灾能力和应急保障能力，确保电力供应安全可靠；严格落实安全生产责任制，规范电力工程建设、运维服务各环节管理，保障用户用电安全。5.坚持绿色低碳、转型发展。围绕碳达峰碳中和目标，优化电力供给结构，提升绿色电力服务能力，完善新能源并网、充电服务、电能替代、绿电交易等服务体系，引导用户绿色低碳用电，助力经济社会绿色转型。二、工作目标到2026年末，“获得电力”服务水平达到国际国内先进水平，实现“办电更省时、办电更省心、办电更省钱、用电更可靠、服务更智能、用能更绿色”的目标，核心指标如下：（一）办电便利度显著提升低压居民用户、低压小微企业用户办电环节压减至2个，办理时长分别不超过1个工作日、0.5个工作日（不含外线工程时长），低压接入工程（含行政审批）总时长不超过3个工作日；高压单电源用户、高压双电源用户办电环节压减至3个，办理时长分别不超过7个工作日、12个工作日（不含外线工程时长），10千伏高压单电源用户接入工程（含行政审批）总时长不超过15个工作日；10千伏及以下电力接入工程行政审批总时长压减至5个工作日以内，低压用户接入工程实现“零审批”；线上办电率达到99%以上，“一证办电”“零材料办电”覆盖率100%。（二）办电成本持续降低城乡全域低压接入容量标准统一提高至200千瓦，低压居民、低压小微企业、个体工商户等用户接入实现“零投资”，接入工程全部由供电企业投资至用户电能表；10千伏及以上高压用户接入工程投资界面延伸至用户用地规划红线，用户仅需承担红线内自有设施建设费用；省级及以上园区企业实现“拎包接电”，投资界面延伸至厂房进线端；供电环节不合理收费全面清零，转供电加价行为得到有效遏制，存量转供电用户改造比例不低于85%，用户办电成本较2023年下降40%以上。（三）供电可靠性稳步提高城市核心区供电可靠率达到99.992%，用户年均停电时间不超过42分钟，配网自动化覆盖率100%，故障复电时间不超过5分钟；城市地区供电可靠率达到99.965%，用户年均停电时间不超过3.07小时，带电作业化率达到95%以上；农村地区供电可靠率达到99.88%，用户年均停电时间不超过10.5小时，配网自动化覆盖率达到90%以上，带电作业化率达到80%以上；居民端电压合格率城市达到99.9%、农村达到99.5%以上；重要电力用户供电可靠性满足国家一级、二级负荷标准要求，停电事件应急响应时间不超过30分钟。（四）服务满意度保持领先“获得电力”服务用户满意度稳定在98%以上，服务“好差评”好评率达到99%以上；95598供电服务热线15秒接通率不低于95%，投诉响应时长不超过15分钟，投诉办结率100%，投诉整改完成率100%；12345政务服务热线转办电力诉求按时办结率100%，群众满意率不低于97%；服务差错率、用户投诉量较2023年下降50%以上。（五）绿色支撑能力全面增强分布式新能源接入办理时长较2023年压减30%，10千瓦及以下居民户用光伏实现“即报即接”，当日申请、当日接电，分布式新能源并网服务覆盖率100%，新能源消纳率达到97%以上；新增充电桩“一站式”办电覆盖率100%，居民充电桩报装时长压减至0.5个工作日，既有小区充电桩配套电网改造覆盖率不低于90%；年电能替代电量不低于全社会用电量的8%，绿电交易电量占全社会用电量比例不低于15%；企业能效诊断服务覆盖率达到100%，重点用能单位节能改造服务覆盖率不低于90%。三、重点任务（一）全链条优化办电流程，提升办电便利化水平1.压减办电环节与材料。统一各级电压用户办电流程，低压居民、低压小微企业用户办电环节压减为“申请签约、装表接电”2个，取消传统现场勘查环节，通过政务数据共享获取用户房产地址、用电容量需求等信息，自动生成标准化接入方案，用户线上确认后直接安排装表接电；高压单电源、高压双电源用户办电环节压减为“用电申请、方案答复、竣工检验及装表接电”3个，将设计审查、中间检查环节融合纳入竣工检验范畴，实行“一次申请、一次查验、一次接电”，不得要求用户单独申请设计审查或中间检查。精简办电材料，居民用户仅需提供有效身份证件，企业用户仅需提供营业执照或统一社会信用代码电子证照，所有其他证明材料（如房产证明、项目审批文件等）通过政务数据共享平台自动获取，实现“零材料”办电；对暂未实现数据共享的区域，推行“容缺受理+承诺制”，用户承诺在装表接电前补充提交材料即可先行受理，不得因材料不全拒绝用户申请。2.简化接入工程行政审批。依托各级政务服务中心“获得电力”专窗和政务服务平台“获得电力”专区，推行电力接入工程“一窗受理、并联审批”，将规划许可、占掘路许可、绿化许可、涉路施工许可、跨越（穿越）铁路或航道许可等所有行政审批事项整合为一个入口，实行“一次申请、同步受理、并联审核、统一出件”，10千伏及以下电力接入工程行政审批总时长不超过5个工作日。分类简化审批流程：对低压居民、低压小微企业的电力接入工程，实行“零审批”，无需办理任何行政许可手续，由供电企业按照市政、交通、园林等部门相关规范直接施工，涉及的道路修复、绿化恢复等费用纳入供电企业经营成本，不得向用户收取；对10千伏及以下符合条件的电力接入工程，推行“告知承诺制”，供电企业承诺符合国土空间规划、市政管理、交通安全、生态保护等相关规定并提交承诺函后，即可先行开工建设，相关审批部门在施工期间同步开展核查，事后补办审批手续，核查发现不符合要求的及时督促整改；对35千伏及以上电力接入工程，建立重点项目审批绿色通道，实行“专人对接、全程代办、限时办结”，审批时长较常规流程压减30%以上。3.压缩外线工程建设周期。建立电力接入工程储备机制，供电企业结合城市发展规划、产业布局、电网运行情况，提前开展10千伏及以下配电网路径规划、站房布点、占地协调、物资储备等前期工作，建立覆盖各区域的接入工程储备库，用户申请后可直接调用储备方案，快速进场施工，前期工作周期压减60%以上。推行标准化设计、模块化建设，10千伏及以下电力接入工程全部采用标准设计方案、标准物料设备、标准施工工艺，减少设计、采购、施工周期，建设效率提升40%以上；建立物资快速调配机制，在各县（区）设立标准化物资储备点，储备常用的电缆、环网柜、电表、表箱等物资，实现24小时内调运到位。加强部门协同联动，供电企业与市政、交通、园林、公安等部门建立常态化沟通机制，电力接入工程施工涉及的道路开挖、交通疏导、绿化迁移等工作同步安排、协同实施，减少施工总时长。4.深化“一件事一次办”改革。将电力报装纳入企业开办、工程建设项目审批、不动产登记、水电气网联合报装等“一件事”办理场景，依托政务服务平台实现数据共享、流程协同，用户在办理相关政务服务事项时，可同步提交电力报装申请，无需重复填报信息、提交材料，实现“一次申请、并联办理、同步办结”。推行“拿地即通电”服务，对新建工业项目、产业园区项目，在土地出让阶段，供电企业提前介入，根据项目规划用电需求，提前编制电力接入方案，配套建设周边电网设施，将接入方案纳入土地出让用地清单，企业拿地后即可直接对接接电事宜，实现“拿地即具备接电条件”。推行“交房即交表”服务，对新建商品房项目，供电企业提前与房地产开发企业对接，完成小区供电设施建设和分户电表安装，用户收房时即可同步办理用电开户、过户手续，实现“收房即用电”。5.推行普惠均等服务。统筹城乡电力服务一体化，统一城乡供电服务标准、服务流程、服务质量，实现城乡用户同标准受理、同时限办理、同质量服务，不得对农村用户设置更高的办电门槛或更长的办理时限。加大对乡村振兴重点帮扶地区、革命老区、易地搬迁安置区的电力服务投入，补齐农村电网和服务短板，提升农村供电服务水平。针对老年人、残疾人、军烈属、低保户等特殊群体，开通线下服务绿色通道，提供优先办理、上门服务、帮办代办、现金缴费等服务，对行动不便的特殊群体实现上门服务全覆盖，确保特殊群体共享电力服务发展成果。深化“三零”“三省”服务全域覆盖，实现城乡所有低压用户“零上门、零审批、零投资”，高压用户“省力、省时、省钱”，服务覆盖率达到100%。（二）全领域降低办电用电成本，减轻市场主体负担1.延伸电力接入投资界面。明确各级电压等级电力接入投资界面，统一执行以下标准：一是低压用户（200千瓦及以下），接入工程（包括从公共电网连接点到用户电能表的所有线路、电缆、表箱、计量装置、开关等设施）全部由供电企业投资建设，用户无需承担任何接入费用，实现“零投资”办电；二是10千伏高压用户，供电企业投资界面延伸至用户用地规划红线，红线外的接入工程（包括线路、环网柜、开关站、配电站等）全部由供电企业投资，用户仅需承担红线内自有受电设施建设费用；三是省级及以上各类园区（经济技术开发区、高新技术产业开发区、工业园区、产业集聚区等），供电企业提前配套建设园区公共电力设施，将投资界面延伸至企业生产厂房进线端，企业入驻后即可直接接入，无需承担外部接入费用；四是乡村振兴重点帮扶地区的农业生产、乡村产业、农村公共服务项目，投资界面进一步延伸至用户用电设备进线端，降低农村市场主体办电成本。2.规范供电环节收费管理。严格落实国家电价政策和收费管理规定，全面清理取消供电环节不合理收费，不得在电价外加收任何形式的接电费、增容费、开户费、过户费、校表费等费用，不得强制用户购买指定的电力设备、工程施工、运维服务等。建立收费公示制度，所有收费项目、收费标准、收费依据、优惠政策等全部在供电企业官网、网上营业厅、线下营业厅显著位置公示，接受社会监督，未公示的收费项目不得收取。规范用户受电工程管理，供电企业不得指定设计单位、施工单位、设备供应单位，不得对用户自主选择的合格服务商设置准入门槛，不得对用户自行建设的受电工程违规设置验收障碍。加强计量装置管理，电能表、互感器等计量装置由供电企业免费提供、免费安装、免费检定、免费更换，不得向用户收取任何费用。3.降低企业生产用电成本。深化电价市场化改革，完善电力市场交易机制，推动更多工商业用户进入电力市场交易，扩大市场交易电量规模，降低企业用电成本；完善峰谷分时电价、尖峰电价、季节性电价机制，扩大峰谷电价价差，引导用户错峰用电、削峰填谷，降低高峰时段用电成本。推广“供电+能效服务”，供电企业为所有工商业用户提供免费的能效诊断服务，根据用户用电情况出具节能改造方案，帮助用户优化用电方式、降低用电损耗，提升用电效率；对重点用能单位，提供定制化的能效管理服务，包括实时能耗监测、用能分析、需求响应等，帮助企业实现节能降本。落实战略性新兴产业、高新技术企业、专精特新中小企业、小微企业、个体工商户等各类用电优惠政策，建立政策精准推送机制，确保政策红利直达市场主体，不得截留、拖延执行优惠政策。4.深化转供电环节治理。加大转供电改造力度，制定转供电改造三年行动计划，按照“先易后难、分类推进”的原则，对居民小区、商业综合体、产业园区、写字楼等转供电主体，逐步推进“转改直”改造，2026年末存量转供电用户改造比例不低于85%；对暂不具备改造条件的转供电主体，实行清单化管理，全部纳入价格监管范围。规范转供电价格行为，严格落实转供电电价政策，转供电主体不得在电价上加收任何不合理费用，不得将公共用电、物业服务费等分摊到电价中；推行转供电收费公示制度，转供电主体必须定期向终端用户公示电价标准、用电量、电费分摊情况等信息，接受用户监督。加强转供电价格监督检查，市场监管部门定期开展转供电价格专项检查，严厉查处转供电环节乱加价、乱收费行为，对违法违规的转供电主体依法依规严肃处理，并纳入失信名单。（三）全方位提升供电可靠性，筑牢电力供应保障底线1.强化电网基础设施建设。加大配电网建设改造投入，实施城市配电网升级工程，推进城市核心区智能配电网建设，全面应用馈线自动化、配网自愈等技术，实现故障自动检测、自动隔离、自动恢复，故障复电时间压减至5分钟以内；推进城市配电网网格化建设，优化电网结构，缩小停电影响范围，提升电网供电能力和可靠性。实施农村电网巩固提升工程，加大对农村地区电网投入，重点解决农村电网供电半径大、线损高、电压质量差、供电能力不足等问题，提升农村电网智能化水平和供电可靠性；推进农村电网与乡村振兴、农业农村现代化发展相适应，满足农村产业发展、乡村建设、居民生活用电需求。加强变电站、配电站房、线路等基础设施标准化建设，提高设备健康水平，减少设备故障停电；加强重要电力用户供电保障，完善双电源、多电源供电架构，确保一级、二级重要用户供电可靠性符合国家标准。2026年末，城市配网自动化覆盖率达到100%，农村配网自动化覆盖率达到90%以上，10千伏线路联络率城市达到100%、农村达到85%以上。2.优化停电计划与作业管理。严格控制计划停电，建立计划停电“先算后停”机制，统筹安排检修、施工、改造等停电计划，同一区域、同一条线路每年计划停电次数不超过2次，每次停电时长不超过4小时；对用户影响较大的计划停电，提前与用户沟通，合理安排停电时间，尽量避开用电高峰时段和节假日。全面推广不停电作业，加大带电作业、旁路作业、发电车保电等技术应用，城市地区10千伏线路带电作业化率达到95%以上，农村地区达到80%以上，凡是能够采用不停电作业的，一律不得安排停电作业，最大限度减少停电时间和停电范围。完善停电告知机制，计划停电提前7天通过短信、网上国网APP、微信公众号、社区通知等多种渠道告知用户，明确停电时间、停电范围、预计恢复时间；故障停电实时推送停电信息，每隔30分钟更新一次故障处置进展，保障用户知情权。推行“停电零感知”服务，对重要用户、敏感用户、重点企业，优先采用不停电作业方式开展检修、施工，实现用户全程无感知。3.完善应急供电保障体系。建立分级分类的电力应急响应机制，完善电网大面积停电、极端天气、自然灾害、重要活动保电等各类应急预案，定期开展应急演练，每年至少开展2次大面积停电应急演练，提升应急处置能力。加强应急物资储备，建立省、市、县三级应急物资储备库，配备足够的移动发电车、应急照明设备、抢修工器具、应急物资等，实现应急物资统一调度、快速调运；加强应急抢修队伍建设，组建专业化的应急抢修队伍，实行7×24小时值班制度，确保故障发生后30分钟内响应、1小时内到达现场（偏远地区不超过2小时）。建立部门联动机制，供电企业与气象、应急管理、水利、地震、公安、交通等部门建立常态化联动机制，提前研判极端天气、自然灾害等风险，做好预警预报和应急准备；针对重大活动、重要节假日，制定专项供电保障方案，落实保电措施，确保电力供应万无一失。4.提升电压质量与供电稳定性。加强电压质量监测，在城乡配电网布设足够的电压监测点，实现电压质量实时监测、动态调整，确保居民端电压合格率城市达到99.9%、农村达到99.5%以上。加大低电压治理力度，建立低电压问题台账，实行销号管理，发现一起、整改一起，2026年末基本消除城乡存量低电压问题；建立低电压问题快速响应机制，用户反映低电压问题后，24小时内现场核查，7个工作日内完成整改（需工程改造的除外）。加强电网运行管理，优化电网运行方式，合理安排变压器、线路负载，避免过负荷运行导致的电压不稳、停电等问题；加强无功补偿管理，提升电网功率因数，改善电压质量。（四）全场景深化数字赋能，升级智能供电服务体验1.升级线上线下服务渠道。优化线上服务平台功能，完善网上国网APP、微信公众号、支付宝生活号等线上服务渠道，实现所有电力业务（报装、缴费、报修、过户、增容、改类、销户、发票打印、进度查询等）全流程线上办理，线上办电率达到99%以上，线上缴费率达到98%以上。推行“刷脸办电”“无感办电”，应用人脸识别、大数据比对技术，自动核验用户身份信息和业务办理条件，无需用户填写表单、提交材料，实现“刷脸即办、无感办理”。完善线下服务网络，优化线下营业厅、供电所布局，打造城市社区“15分钟服务圈”，农村地区实现“乡乡有供电所、村村有服务点”；推进线下营业厅智能化改造，配备自助服务终端、智能引导机器人、远程视频服务座席等设施，实现80%以上高频业务可在自助终端办理，线下营业厅智能化覆盖率达到100%。2.深化数据共享与智能应用。推进电力数据与政务数据深度共享，依托全国一体化政务服务平台，实现电力部门与公安、自然资源、住建、市场监管、民政等部门的数据互通，自动获取用户身份信息、房产信息、营业执照、项目审批、不动产登记等数据，为“零材料办电”“一证办电”提供支撑。建立用户精准画像体系，基于用户用电数据、行为数据、属性数据，为不同用户群体提供个性化、定制化服务，例如为小微企业推送用电优惠政策，为高耗能企业推送节能改造方案，为居民用户推送节电小贴士等。建设智能客服系统，应用人工智能、自然语言处理、语音识别等技术，打造7×24小时智能客服，实现业务咨询、故障报修、电费查询等业务的智能应答，智能客服准确率达到98%以上，15秒接通率不低于95%；对智能客服无法解决的问题，自动转人工座席处理，实现“智能+人工”无缝衔接。3.推行主动式智慧服务。推进电力物联网建设，全面部署智能电表、智能配变、智能开关等智能设备，实现电网运行状态、用户用电信息的实时采集、实时监测，采集准确率达到99.99%以上。推行“主动运维”服务，应用大数据分析、人工智能技术，对电网设备运行状态进行实时监测和故障预警，提前发现设备隐患，主动开展运维检修，实现“未诉先办、未坏先修”，减少设备故障停电。推行“智能用电管家”服务，为用户提供用电分析、能耗监测、故障预警、账单推送、节能建议等服务，帮助用户优化用电方式，降低用电成本；对企业用户，提供定制化的能效管理服务，帮助企业提升用能效率。推行“主动抢修”服务，基于配网自动化系统和智能电表数据，自动定位故障点，主动派发抢修工单，实现“用户未报修、抢修已先行”，故障抢修效率提升40%以上。4.优化特殊群体适老化服务。坚持传统服务方式与智能化服务创新并行，为老年人、残疾人等特殊群体保留线下服务窗口、现金缴费渠道、人工客服等传统服务方式，不得强制用户使用线上服务。线下营业厅设置爱心窗口、爱心专座，配备便民服务设施，为特殊群体提供优先办理、帮办代办服务；对行动不便的特殊群体，提供上门办理、上门收费、上门维修等服务，实现特殊群体上门服务全覆盖。优化线上服务平台适老化功能，推出大字版、语音版、简洁版的线上服务界面，简化操作流程，方便老年人使用；开通老年人专属人工客服热线，无需等待语音导航，直接接入人工座席，提升老年人服务体验。（五）全维度强化绿色电力供给，支撑双碳战略实施1.优化新能源并网服务。简化分布式新能源接入流程，建立新能源接入“一口受理、一网通办、限时办结”机制，用户可通过线上线下渠道提交新能源并网申请，供电企业全程跟踪服务，确保按时办结。分类压缩办理时长：对10千瓦及以下居民户用分布式光伏，实行“即报即接”，用户提交申请后，当日完成接入方案答复，3个工作日内完成装表接电；对10千伏及以下分布式光伏、分散式风电、分布式储能等项目，办电环节压减至2个，办理时长不超过10个工作日（不含工程建设时长）；对35千伏及以上集中式新能源项目，建立专项服务团队，提供全流程代办服务，办理时长较2023年压减30%。建立新能源接入容量定期公开机制，供电企业每季度向社会公布各区域电网可接入新能源容量，引导新能源合理布局。完善新能源并网技术服务，为用户提供免费的并网技术指导、安全培训等服务，保障新能源项目安全可靠并网。2026年末，分布式新能源并网服务覆盖率达到100%，新能源消纳率达到97%以上。2.提升充电服务保障能力。推行充电桩“一站式”报装服务，用户申请充电桩报装时，供电企业同步提供用电报装、充电桩选型指导、安装服务商推荐、验收接电等全流程服务，实现“一次申请、全程代办”。加大充电桩配套电网建设力度，新建居民小区严格按照国家标准预留充电桩供电容量和管线位置，配套电网与小区同步建设、同步交付，实现新建小区充电桩配套电网覆盖率100%；加大既有小区充电桩配套电网改造力度，2026年末既有小区充电桩配套电网改造覆盖率不低于90%，满足居民充电桩报装需求。优化充电设施用电价格，落实居民充电桩峰谷分时电价政策，鼓励用户低谷时段充电，降低充电成本；完善经营性充电桩电价政策，支持充电设施运营商参与电力市场交易，降低运营成本。推进充电设施互联互通，整合各充电运营商平台数据，实现充电桩位置查询、状态查询、充电导航、费用支付等“一站式”服务，用户通过网上国网APP即可享受全品牌充电服务，“一站式”充电服务覆盖率达到100%。3.深化电能替代与能效服务。加大电能替代推广力度，在工业、建筑、交通、农业、商业等领域，推广电锅炉、电窑炉、电采暖、热泵、电动汽车、电灌溉、电烘干等电能替代技术，拓展电能替代广度和深度，2026年末年电能替代电量不低于全社会用电量的8%。建立电能替代项目库，对重点电能替代项目提供全流程跟踪服务，帮助用户申请相关补贴政策，降低项目建设成本。推广“虚拟电厂”建设，整合分布式光伏、分布式储能、充电桩、可调节负荷等资源，构建虚拟电厂运营平台，参与电网调峰调频、需求响应，提升电网灵活调节能力，促进新能源消纳。深化能效服务，为所有工商业用户提供免费能效诊断，为重点用能单位提供定制化的节能改造方案，引导用户采用节能设备、优化用能方式，降低能耗和碳排放；推广合同能源管理、节能效益分享等服务模式，降低用户节能改造成本。4.完善绿色电力交易服务。完善绿电交易机制，扩大绿电交易规模，丰富绿电交易品种，为用户提供多元化的绿色电力采购渠道；建立绿电交易“一站式”服务，用户可通过线上渠道直接参与绿电交易，办理流程简化60%以上。推行绿电消费认证服务，为购买绿电的用户提供绿电消费凭证、碳减排证明，满足企业绿色认证、出口碳核算、社会责任报告等需求。推广“绿色电力+”服务，将绿电交易与能效服务、碳管理服务相结合，为企业提供“绿电采购+能效提升+碳管理”的一体化服务，帮助企业实现低碳转型。2026年末，绿电交易电量占全社会用电量比例不低于15%，规模以上工业企业绿电采购覆盖率不低于30%。（六）全流程健全监管体系，保障服务质效落地1.完善服务标准规范体系。制定统一的“获得电力”服务标准，明确办电各环节的服务流程、办理时限、质量要求、责任主体，实现服务标准化、规范化、同质化。建立服务质量管控体系，对办电全流程进行实时跟踪、动态督办，对超时办理、服务不规范、推诿扯皮等问题及时预警、及时整改，确保各项服务指标达标。推行服务“好差评”制度，用户对每一项电力服务都可以进行评价，评价结果与工作人员绩效、薪酬、评优评先直接挂钩，倒逼服务质量提升。建立服务信息公开制度，定期向社会公开“获得电力”服务指标完成情况、办电流程、收费标准、投诉渠道等信息，接受社会监督。2.强化服务质量监督考核。建立“获得电力”工作考核机制，将“获得电力”服务指标纳入营商环境考核体系，定期对供电企业、相关政府部门进行考核，考核结果作为绩效考核、评优评先的重要依据。加强日常监督检查，通过明察暗访、用户满意度调查、第三方评估等方式，定期对“获得电力”服务情况进行检查，及时发现问题、督促整改；对检查中发现的典型问题，予以通报曝光。建立问责机制，对工作不力、进展缓慢、未完成目标任务的单位和个人，按照相关规定严肃问责；对损害用户利益、破坏营商环境的违法违规行为，依法依规严肃查处。3.健全投诉诉求处理机制。畅通投诉举报渠道，整合12345政务服务热线、95598供电服务热线、网上投诉、线下投诉等多种渠道，建立统一的投诉诉求处理平台，实行“一口受理、按责转办、限时办结、统一反馈”。完善投诉处理流程，投诉响应时长不超过15分钟，一般投诉24小时内办结，复杂投诉7个工作日内办结，办结率100%；对投诉反映的问题，实行“一案一整改”，分析原因、堵塞漏洞，避免同类问题重复发生。建立投诉溯源分析机制，定期对投诉数据进行分析，查找服务短板和薄弱环节，针对性地制定改进措施，持续提升服务质量。4.构建协同联动工作格局。建立“获得电力”工作协调机制，由发展