四川省人民政府日前發布了《關于深化四川電力體制改革的實施意見》，意見中稱，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、重點產業(行業)和重點區域用電成本較大幅度下降目標。

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。

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。各類園區內的企業可由售電公司捆綁代理參與電力市場交易，省屬電網等地方電網可作為一個整體參與電力市場交易。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。

實施分類支持性電價政策。綜合運用市場、計劃、價格等手段，用好計劃電量調節、直接交易電量、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進行“分類施策”和“精準降價”。

詳情如下：

四川省人民政府

關于深化四川電力體制改革的實施意見

川府發〔2018〕26號

各市(州)、縣(市、區)人民政府，省政府各部門、各直屬機構，有關單位：

四川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，出臺系列改革措施，有效減少企業和社會電費成本，有力助推了供給側結構性改革。同時，我省也面臨水電價格優勢發揮不充分、市場化競爭機制有待健全、產業扶持重點不夠突出、電網建設成本高、水電電源遠離負荷中心以及可調節能力差、豐水期棄水等問題，資源優勢尚未充分轉化為發展優勢。為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，現提出以下意見。

一、總體要求

以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導，深入貫徹黨的十九大精神，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部署，堅持市場化改革方向和“管住中間、放開兩頭”改革思路，堅持符合國家產業、生態環保和節能減排等政策，總結完善行之有效的改革措施，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、重點產業(行業)和重點區域用電成本較大幅度下降目標，促進相關產業持續發展，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。

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。各類園區內的企業可由售電公司捆綁代理參與電力市場交易，省屬電網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。

3.推進風電和光伏發電上網電價市場化。四川電網除分散式風電、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.平衡國調省調等機組關系。推進國調機組留川電量參與省內市場化交易，或比照省調機組利用小時數和價格水平年度清算。探索電力價格和發電計劃增減掛鉤機制。

5.增設豐水期低谷時段棄水電量交易新品種。鼓勵用戶特殊時段多用棄水電量。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，執行單一制輸配電價每千瓦時0.105元。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、價格等手段，用好計劃電量調節、直接交易電量、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進行“分類施策”和“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，執行單一制輸配電價每千瓦時0.105元，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。按照國家統一安排，通過清理轉供電加價、臨時性降低輸配電價、降低政府性基金、增值稅稅率調整等措施，全面落實降低一般工商業電價政策;積極創造條件推進一般工商業與大工業用電同價，同價后符合條件(變壓器容量315千伏安及以上)的商業用戶可選擇執行兩部制電價。

8.用好甘孜、阿壩、涼山和雅安留存電量。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.實施電能替代電價支持政策。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;市場化交易完成前，電費實行預結制，到戶電價每千瓦時按0.38元預結。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。所需電價空間通過市場化方式籌集，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，積極穩妥探索推進“專線供電”“直供電”試點，周密制定試點方案，在棄水嚴重的電源點就近開展水電消納產業示范區建設試點。

11.開展水電消納產業示范區試點。在甘孜、攀枝花、雅安、樂山等地，探索以“專線供電”方式較大幅度降低上網側電價和輸配環節電價，實現示范區內整體電價水平明顯下降，促進綠色高載能、特色產業發展。

12.開展園區和電源合作試點。攀枝花與水電企業開展合作，將金沙水電站、銀江水電站等作為攀枝花釩鈦高新技術產業園區自備電源，實現產業園區整體電價水平明顯下降。

13.抓好增量配電業務試點。合理核定增量配電業務配電價格，推進洪雅增量配電業務等國家已明確的試點項目建設。

(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同時，推進國網四川電網與省屬電網包容合作、錯位發展。支持省屬電網因地制宜在達州、宜賓等地現有供區，有效利用其電價形成機制靈活優勢，按照“網源協調、降本減費、發展產業”思路，深化改革，降低電價，促進區域電力消納，助推區域產業發展。

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。規范躉售電價管理，合理核定躉售電價水平。綜合施策進一步降低省屬電網新增工業電價，并逐步降低存量工業電量價格。

15.增強網際間合作。按照市場化原則，允許電源自主選擇并網電網。國網四川電網公平無歧視向地方電網開放。允許省屬電網等地方電網因地制宜與周邊省份電網開展網際間合作。

16.鼓勵國網四川電網參與地方電網混合所有制改革。支持省屬電網有序、可持續發展，鼓勵國網四川電網以入股、注資等方式參與地方電網建設，促進國網地網融合發展，提高效率，降低電價。

三、保障措施

(一)加強組織領導。各部門要充分認識深化電力體制改革的重要性和緊迫性，增強大局意識，破除部門利益，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。省深化電力體制改革工作聯席會議牽頭抓總，聯席會議辦公室綜合協調，相關工作牽頭單位承擔主體責任。

(二)細化實施方案。各項重點任務牽頭單位要抓緊制定具有可操作性的實施方案，明確時間表和路線圖，細化分工、責任到人、扎實推進。各相關單位要加強溝通、多方聯動，形成合力、共同推進，確保各項改革任務順利推進落實。

(三)加強督促檢查。省深化電力體制改革工作聯席會議要定期聽取各牽頭單位改革進展情況匯報，及時研究解決改革中的重大問題。聯席會議辦公室要統籌考慮各項改革的配套銜接，加強督促檢查和綜合協調，定期通報進展和落實情況。實行容錯免責，鼓勵各地各部門探索電力體制機制創新。

(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

四川省人民政府

2018年8月6日

(已經省政府第9次常務會議審議通過)