四川省發改委日前發布了關于對《關于深化電力體制改革的實施意見(征求意見稿)》進行公示的通告，實施意見中稱，將實施分類支持性電價政策 。綜合運用市場、計劃電量調節、富余電量、留存電量等各項支持政策，多措并舉、重點突破，將電價扶持導向與產業區域布局、產業培育方向結合起來，根據現實基礎和產業對電價承受能力“分類施策”“精準降價”。

突出對重點產業和綠色高載能產業電價支持力度。對電解鋁、多晶硅保持現有輸配電價水平，到戶電價分別實現每千瓦時0.30元左右、0.40元左右水平;對大數據、新型電池、電解氫等綠色高載能產業，輸配電價比照藏區留存電量輸配電價每千瓦時0.105元收取，到戶電價分別實現每千瓦時0.35元、0.35元、0.30元左右水平。

為認真落實省委十一屆三次全會關于深化電力體制改革部署,按照省委省政府要求,我委會同相關部門單位研究起草了《關于深化電力體制改革的實施意見(征求意見稿)》(以下簡稱《實施意見》)。按照《四川省行政規范性文件管理辦法》有關規定,現將《實施意見》通過省發展改革委門戶網站向社會公示。若有意見,請聯系并書面告知我委(資源和環境價格處)。

聯系人:任筱虎,電話:028-86702116,郵箱:389019113@qq.com。

關于深化電力體制改革的實施意見

(征求意見稿)

我省是國家重要優質清潔能源基地和“西電東送”基地。近年來，省委、省政府加快推進電力體制改革，出臺一系列改革措施，有效減輕企業和社會電費負擔，有力助推了供給側結構性改革。

同時我省電力供需也還面臨著水電價格優勢不明顯、市場化競爭機制不夠健全、自用不足、對產業扶持重點不夠突出等問題，解決豐水期棄水問題還面臨一定困難，資源優勢充分轉化為發展優勢還需采取更加有力的改革措施。為貫徹落實省委十一屆三次全會精神，進一步深化四川電力體制改革，降低實體經濟成本，促進產業發展，更好地推動我省資源優勢不斷轉化為經濟優勢，結合我省實際，提出如下意見。

一、總體要求

以習近平新時代中國特色社會主義思想及“四川篇”為統領，認真落實中央深化供給側結構性改革部署和省委十一屆三次全會關于深化電力體制改革的要求，堅持市場化方向和“管住中間、放開兩頭”改革原則，堅持符合國家產業、生態環保和節能減排等政策，進一步加大改革力度，著力擴大和創新電力市場化交易，著力提高電價支持政策精準性，著力拓展水電消納途徑，著力促進國家電網與地方電網融合協調發展，努力實現水電更加充分消納、重點園區和產業用電成本較大幅度下降、相關產業持續發展的目標，切實推動資源優勢更好地轉化為經濟優勢，為經濟高質量發展提供有力支撐。

二、重點任務

(一)擴大和創新電力市場化交易。進一步放開發用電計劃，擴大電力市場化交易規模。完善市場化交易規則，減少行政干預，在交易對象、交易品種、交易價格、交易方式等方面尊重市場選擇。推進各類市場主體公平參與市場交易。探索電力價格和發電計劃增減掛鉤機制。

1.擴大參與電力市場用戶范圍。所有核定輸配電價的用電類別均可全電量參與電力市場交易。園區內企業可由售電公司捆綁代理參與電力市場交易，省屬等地方電網可作為一個整體參與電力市場交易。

2.完善豐水期富余電量政策。大工業用戶豐水期用電量超過基數的增量部分為富余電量，科學合理確定富余電量基數。

富余電量交易價格可實行最低保護價和最高限價，輸配電價為每千瓦時0.105元，實現較大幅度降低大工業增量用電電價。探索擴大富余電量政策適用范圍，將適用于單個大工業用戶的增量電量，擴展適用于全社會增量電量。

3.推進風電和光伏發電上網電價市場化。四川電網除分布式風電、分布式光伏和光伏扶貧項目以外的風電、光伏發電，豐水期上網電量參與電力市場，參照豐水期外送電平均價格進行結算，產生的價差空間用于實施豐水期居民電能替代政策。

4.國調機組留川電量參與省內市場化交易。如不參與則比照省調機組利用小時數和價格水平年度清算，產生的價差空間用于降低電價或疏導其他電價矛盾。

5.開辟棄水電量交易。在豐水期低谷時段創設棄水電量交易新品種，鼓勵用戶特殊時段多用棄水電量，除居民、農排類別和其他特殊用電價格外的用電均可參與。棄水電量到戶電價由棄水電量交易價加輸配電價構成。棄水電量交易競價區間不作限制;輸配電價按與棄水電量交易價等價收取。其中大工業用戶使用的棄水電量不計入富余電量。

(二)實施分類支持性電價政策 。綜合運用市場、計劃電量調節、富余電量、留存電量等各項支持政策，多措并舉、重點突破，將電價扶持導向與產業區域布局、產業培育方向結合起來，根據現實基礎和產業對電價承受能力“分類施策”“精準降價”。

6.突出對重點產業和綠色高載能產業電價支持力度。對電解鋁、多晶硅保持現有輸配電價水平，到戶電價分別實現每千瓦時0.30元左右、0.40元左右水平;對大數據、新型電池、電解氫等綠色高載能產業，輸配電價比照藏區留存電量輸配電價每千瓦時0.105元收取，到戶電價分別實現每千瓦時0.35元、0.35元、0.30元左右水平。

7.減輕一般工商業用戶電費負擔。全面落實國家降低一般工商業電價的政策。符合條件(變壓器容量315千伏安及以上)的一般工商業用戶可自愿選擇執行大工業兩部制電價。

8.用好三州和雅安留存電量。合理制定甘孜、阿壩、涼山、雅安年度留存電量實施方案，支持甘眉、成阿、成甘、德阿等“飛地”園區使用留存電量。實行留存電量計劃年中評估調整機制。

(三)加大電能替代力度。鼓勵企業實施電能替代，鼓勵居民用戶多用電，提高終端能源消費的電能消費、清潔能源消費比重。

9.實施電能替代輸配電價政策。對新建電鍋爐、電窯爐，改造燃煤(油、柴、氣)鍋爐、窯爐的電能替代項目，執行單一制輸配電價每千瓦時0.105元，其用電量實行預結制，到戶電價每千瓦時按0.38元收取;市場化交易完成后，按市場化交易結算到戶電價。對高爐渣提鈦行業自2018年1月1日起享受電能替代相關政策，執行單一制輸配電價每千瓦時0.105元。

10.實行豐水期居民生活電能替代電價。豐水期對國網四川電網、省屬電網同價區域內“一戶一表”居民用戶實行電能替代電價，維持現行階梯電價制度，繼續對月用電量在181千瓦時至280千瓦時部分的電價下移每千瓦時0.15元，月用電量高于280千瓦時部分的電價下移每千瓦時0.20元。所需電價空間由市場化方式籌集，不足部分由降低豐水期水電非市場化電量上網電價進行彌補。

(四)推進水電消納產業示范區試點。落實國家促進西南地區水電消納政策措施，積極穩妥探索“專線供電”“直供電”試點，允許發電機組并網運行的同時分出一定容量向園區、企業、地方電網直接供電;電網提供備用服務并收取一定系統備用費。

11.開展甘孜雅安樂山等水電消納產業示范區試點。以“專線供電”方式降低上網側電價和輸配環節電價，實現到戶電價每千瓦時0.35元以內，吸引綠色高載能產業發展。

12.開展攀枝花釩鈦高新技術產業園區水電消納示范區試點。利用攀西斷面棄水電量降低攀枝花釩鈦產業電價，以“專線供電”方式將金沙、銀江水電站等作為攀枝花釩鈦高新技術產業園區直供電源，實現到戶電價每千瓦時0.43元以內。

13.抓好增量配電網試點。做好增量配電網業務試點，抓好洪雅等試點項目建設。

(五)促進國家電網與地方電網融合協調發展。在充分發揮國網四川電網主力軍作用的同時，推進國網四川電網與省屬電網包容合作、錯位協調發展。支持省屬電網因地制宜在達州、宜賓等地探索打造電價洼地示范區。支持省屬電網有序、可持續發展，以入股、注資等方式參與其他地方電網建設;鼓勵國家電網以入股、注資等方式參與地方電網建設。

14.推進省屬電網輸配電價改革和同價工作。按照“兩同價”目標推進省屬電網輸配電價改革，實現省屬電網與國網四川電網輸配電價同價、目錄銷售電價同價，對省屬電網新增大工業用電從低核定輸配電價。規范躉售電價管理，降低躉售電價水平。支持省屬電網綜合施策實現新增工業用電每千瓦時0.46元左右，并逐步降低存量工業電量價格。

15.增強省屬等地方電網的供電能力。引進優質低價電源，鼓勵新建電源并入省屬等地方電網，允許國家電網中電源自愿轉入省屬等地方電網。

16.增強省屬等地方電網的電網支撐。支持省屬等地方電網建設220千伏電網，國網四川電網向省屬等地方電網開放220千伏電壓等級并網接入。允許省屬等地方電網因地制宜與周邊省份電網開展網際間合作。

三、保障措施

(一)加強組織領導。電力改革事關多方利益格局調整，需要突破體制機制障礙，各部門要在省委、省政府領導下，以“啃硬骨頭”“釘釘子”精神，成熟一項實施一項，馳而不息、善作善成。由省電力體制改革聯席會議負責牽頭抓總，聯席會議辦公室綜合協調，明確責任分工，牽頭單位承擔主體責任(附件)。

(二)扎實有序推進 。各項重點任務牽頭單位要制定具有可操作性的實施方案，明確時間表和路線圖，細化任務分工、明確責任人，扎實推進牽頭任務。各單位要加強溝通、凝聚共識，形成合力、扎實推進，確保各項工作落地落實。

(三)加強督促落實。各牽頭單位定期向電力體制改革聯席會議報告工作進展情況、存在問題和措施建議。聯席會議辦公室要按照聯席會議統一部署，加強督促檢查和綜合協調，定期開展改革工作進展情況通報。鼓勵各地探索電力體制改革體制機制創新。

(四)加快電網建設。加快推動水電外送通道建設，實現水電“網對網”方式外送。優化省內電網結構，鞏固和完善骨干網架，消除省內“卡脖子”現象，確保電力安全可靠輸送;加快城鄉電網建設改造，優先保障居民生活用電。各地各部門要創造有利條件，為電網項目加快建設做好規劃、選址、用地、環評等工作。

附件：重點任務責任分工