四川省人民政府日前發(fā)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(chuàng)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(wǎng)與地方電網(wǎng)融合協(xié)調(diào)發(fā)展，努力實現(xiàn)水電更加充分消納、重點產(chǎn)業(yè)(行業(yè))和重點區(qū)域用電成本較大幅度下降目標。

擴大和創(chuàng)新電力市場化交易。進一步放開發(fā)用電計劃，擴大電力市場化交易規(guī)模。完善市場化交易規(guī)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(qū)內(nèi)的企業(yè)可由售電公司捆綁代理參與電力市場交易，省屬電網(wǎng)等地方電網(wǎng)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(yè)用戶豐水期用電量超過基數(shù)的增量部分為富余電量，科學合理確定富余電量基數(shù)。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(xiàn)較大幅度降低大工業(yè)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(diào)節(jié)、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(chǎn)業(yè)區(qū)域布局、產(chǎn)業(yè)培育方向結(jié)合起來，根據(jù)現(xiàn)實基礎和產(chǎn)業(yè)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(fā)〔2018〕26號

各市(州)、縣(市、區(qū))人民政府，省政府各部門、各直屬機構(gòu)，有關單位：

四川是國家重要優(yōu)質(zhì)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(yè)和社會電費成本，有力助推了供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革。同時，我省也面臨水電價格優(yōu)勢發(fā)揮不充分、市場化競爭機制有待健全、產(chǎn)業(yè)扶持重點不夠突出、電網(wǎng)建設成本高、水電電源遠離負荷中心以及可調(diào)節(jié)能力差、豐水期棄水等問題，資源優(yōu)勢尚未充分轉(zhuǎn)化為發(fā)展優(yōu)勢。為進一步深化四川電力體制改革，降低實體經(jīng)濟成本，促進產(chǎn)業(yè)發(fā)展，現(xiàn)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(cè)結(jié)構(gòu)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(chǎn)業(yè)、生態(tài)環(huán)保和節(jié)能減排等政策，總結(jié)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(chuàng)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(wǎng)與地方電網(wǎng)融合協(xié)調(diào)發(fā)展，努力實現(xiàn)水電更加充分消納、重點產(chǎn)業(yè)(行業(yè))和重點區(qū)域用電成本較大幅度下降目標，促進相關產(chǎn)業(yè)持續(xù)發(fā)展，推動資源優(yōu)勢更好地轉(zhuǎn)化為經(jīng)濟優(yōu)勢，為經(jīng)濟高質(zhì)量發(fā)展提供有力支撐。

二、重點任務

(一)擴大和創(chuàng)新電力市場化交易。進一步放開發(fā)用電計劃，擴大電力市場化交易規(guī)模。完善市場化交易規(guī)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(qū)內(nèi)的企業(yè)可由售電公司捆綁代理參與電力市場交易，省屬電網(wǎng)等地方電網(wǎng)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(yè)用戶豐水期用電量超過基數(shù)的增量部分為富余電量，科學合理確定富余電量基數(shù)。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(xiàn)較大幅度降低大工業(yè)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(fā)電上網(wǎng)電價市場化。四川電網(wǎng)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(fā)電，豐水期上網(wǎng)電量參與電力市場，參照豐水期外送電平均價格進行結(jié)算，產(chǎn)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(diào)省調(diào)等機組關系。推進國調(diào)機組留川電量參與省內(nèi)市場化交易，或比照省調(diào)機組利用小時數(shù)和價格水平年度清算。探索電力價格和發(fā)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(gòu)成。棄水電量交易競價區(qū)間不作限制，執(zhí)行單一制輸配電價每千瓦時0.105元。其中大工業(yè)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(diào)節(jié)、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(chǎn)業(yè)區(qū)域布局、產(chǎn)業(yè)培育方向結(jié)合起來，根據(jù)現(xiàn)實基礎和產(chǎn)業(yè)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(chǎn)業(yè)和綠色高載能產(chǎn)業(yè)電價支持力度。對電解鋁、多晶硅保持現(xiàn)有輸配電價水平，到戶電價分別實現(xiàn)每千瓦時0.30元左右、0.40元左右水平;對大數(shù)據(jù)、新型電池、電解氫等綠色高載能產(chǎn)業(yè)，執(zhí)行單一制輸配電價每千瓦時0.105元，到戶電價分別實現(xiàn)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(yè)用戶電費負擔。按照國家統(tǒng)一安排，通過清理轉(zhuǎn)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(diào)整等措施，全面落實降低一般工商業(yè)電價政策;積極創(chuàng)造條件推進一般工商業(yè)與大工業(yè)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(yè)用戶可選擇執(zhí)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(qū)使用留存電量。實行留存電量計劃年中評估調(diào)整機制。

(三)加大電能替代力度。鼓勵企業(yè)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(zhí)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(jié)制，到戶電價每千瓦時按0.38元預結(jié)。高爐渣提鈦行業(yè)自2018年1月1日起享受電能替代相關政策，執(zhí)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(wǎng)四川電網(wǎng)、省屬電網(wǎng)同價區(qū)域內(nèi)“一戶一表”居民用戶實行電能替代電價，維持現(xiàn)行階梯電價制度，繼續(xù)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(wǎng)電價彌補。

(四)推進水電消納產(chǎn)業(yè)示范區(qū)試點。落實國家促進西南地區(qū)水電消納政策措施，積極穩(wěn)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(chǎn)業(yè)示范區(qū)建設試點。

11.開展水電消納產(chǎn)業(yè)示范區(qū)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(wǎng)側(cè)電價和輸配環(huán)節(jié)電價，實現(xiàn)示范區(qū)內(nèi)整體電價水平明顯下降，促進綠色高載能、特色產(chǎn)業(yè)發(fā)展。

12.開展園區(qū)和電源合作試點。攀枝花與水電企業(yè)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(chǎn)業(yè)園區(qū)自備電源，實現(xiàn)產(chǎn)業(yè)園區(qū)整體電價水平明顯下降。

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

(五)促進國家電網(wǎng)與地方電網(wǎng)融合協(xié)調(diào)發(fā)展。在充分發(fā)揮國網(wǎng)四川電網(wǎng)主力軍作用同時，推進國網(wǎng)四川電網(wǎng)與省屬電網(wǎng)包容合作、錯位發(fā)展。支持省屬電網(wǎng)因地制宜在達州、宜賓等地現(xiàn)有供區(qū)，有效利用其電價形成機制靈活優(yōu)勢，按照“網(wǎng)源協(xié)調(diào)、降本減費、發(fā)展產(chǎn)業(yè)”思路，深化改革，降低電價，促進區(qū)域電力消納，助推區(qū)域產(chǎn)業(yè)發(fā)展。

14.推進省屬電網(wǎng)輸配電價改革和同價工作。按照“兩同價”目標推進省屬電網(wǎng)輸配電價改革，實現(xiàn)省屬電網(wǎng)與國網(wǎng)四川電網(wǎng)輸配電價同價、目錄銷售電價同價。規(guī)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(wǎng)新增工業(yè)電價，并逐步降低存量工業(yè)電量價格。

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

16.鼓勵國網(wǎng)四川電網(wǎng)參與地方電網(wǎng)混合所有制改革。支持省屬電網(wǎng)有序、可持續(xù)發(fā)展，鼓勵國網(wǎng)四川電網(wǎng)以入股、注資等方式參與地方電網(wǎng)建設，促進國網(wǎng)地網(wǎng)融合發(fā)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(lián)席會議牽頭抓總，聯(lián)席會議辦公室綜合協(xié)調(diào)，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(lián)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(lián)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(lián)席會議辦公室要統(tǒng)籌考慮各項改革的配套銜接，加強督促檢查和綜合協(xié)調(diào)，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(chuàng)新。

(四)加快電網(wǎng)建設。加快推動水電外送通道建設，實現(xiàn)水電“網(wǎng)對網(wǎng)”方式外送。優(yōu)化省內(nèi)電網(wǎng)結(jié)構(gòu)，鞏固和完善骨干網(wǎng)架，消除省內(nèi)“卡脖子”現(xiàn)象，確保電力安全可靠輸送;加快城鄉(xiāng)電網(wǎng)建設改造，優(yōu)先保障居民生活用電。各地各部門要創(chuàng)造有利條件，為電網(wǎng)項目加快建設做好規(guī)劃、選址、用地、環(huán)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(jīng)省政府第9次常務會議審議通過)