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北極星風(fēng)力發(fā)電網(wǎng)獲悉，7月10日，四川省發(fā)改委發(fā)布關(guān)于對《關(guān)于深化電力體制改革的實(shí)施意見(征求意見稿)》進(jìn)行公示的通告。

意見要求，擴(kuò)大參與電力市場用戶范圍，推進(jìn)風(fēng)電和光伏發(fā)電上網(wǎng)電價市場化。四川電網(wǎng)除分布式風(fēng)電、分布式光伏和光伏扶貧項(xiàng)目以外的風(fēng)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(jìn)行結(jié)算。

國調(diào)機(jī)組留川電量參與省內(nèi)市場化交易。 如不參與則比照省調(diào)機(jī)組利用小時數(shù)和價格水平年度清算。

合理制定甘孜、阿壩、涼山、雅安年度留 存電量實(shí)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。

意見全文：

關(guān)于深化電力體制改革的實(shí)施意見

(征求意見稿)

我省是國家重要優(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(jìn)電力體制改革，出臺一系列改革措施，有效減輕企業(yè)和社會電費(fèi)負(fù)擔(dān)，有力助推了供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革。同時我省電力供需也還面臨著水電價格優(yōu)勢不明顯、市場化競爭機(jī)制不夠健全、自用不足、對產(chǎn)業(yè)扶持重點(diǎn)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(yōu)勢充分轉(zhuǎn)化為發(fā)展優(yōu)勢還需采取更加有力的改革措施。為貫徹落實(shí)省委十一屆三次全會精神，進(jìn)一步深化四川電力體制改革，降低實(shí)體經(jīng)濟(jì)成本，促進(jìn)產(chǎn)業(yè)發(fā)展，更好地推動我省資源優(yōu)勢不斷轉(zhuǎn)化為經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢，結(jié)合我省實(shí)際，提出如下意見。

一、總體要求

以習(xí)近平新時代中國特色社會主義思想及“四川篇”為統(tǒng)領(lǐng)，認(rèn)真落實(shí)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(guān)于深化電力體制改革的要求，堅(jiān)持市場化方向和“管住中間、放開兩頭”改革原則，堅(jiān)持符合國家產(chǎn)業(yè)、生態(tài)環(huán)保和節(jié)能減排等政策，進(jìn)一步加大改革力度，著力擴(kuò)大和創(chuàng)新電力市場化交易，著力提高電價支持政策精準(zhǔn)性，著力拓展水電消納途徑，著力促進(jìn)國家電網(wǎng)與地方電網(wǎng)融合協(xié)調(diào)發(fā)展，努力實(shí)現(xiàn)水電更加充分消納、重點(diǎn)園區(qū)和產(chǎn)業(yè)用電成本較大幅度下降、相關(guān)產(chǎn)業(yè)持續(xù)發(fā)展的目標(biāo)，切實(shí)推動資源優(yōu)勢更好地轉(zhuǎn)化為經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢，為經(jīng)濟(jì)高質(zhì)量發(fā)展提供有力支撐。

二、重點(diǎn)任務(wù)

(一)擴(kuò)大和創(chuàng)新電力市場化交易。進(jìn)一步放開發(fā)用電計(jì)劃，擴(kuò)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(yù)，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(jìn)各類市場主體公平參與市場交易。探索電力價格和發(fā)電計(jì)劃增減掛鉤機(jī)制。

1.擴(kuò)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(qū)內(nèi)企業(yè)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(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(xué)合理確定富余電量基數(shù)。富余電量交易價格可實(shí)行低保護(hù)價和高限價，輸配電價為每千瓦時0.105元，實(shí)現(xiàn)較大幅度降低大工業(yè)增量用電電價。探索擴(kuò)大富余電量政策適用范圍，將適用于單個大工業(yè)用戶的增量電量，擴(kuò)展適用于全社會增量電量。

3.推進(jìn)風(fēng)電和光伏發(fā)電上網(wǎng)電價市場化。四川電網(wǎng)除分布式風(fēng)電、分布式光伏和光伏扶貧項(xiàng)目以外的風(fēng)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(jìn)行結(jié)算，產(chǎn)生的價差空間用于實(shí)施豐水期居民電能替代政策。

4.國調(diào)機(jī)組留川電量參與省內(nèi)市場化交易。如不參與則比照省調(diào)機(jī)組利用小時數(shù)和價格水平年度清算，產(chǎn)生的價差空間用于降低電價或疏導(dǎo)其他電價矛盾。

5.開辟棄水電量交易。在豐水期低谷時段創(chuàng)設(shè)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(nóng)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(gòu)成。棄水電量交易競價區(qū)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(yè)用戶使用的棄水電量不計(jì)入富余電量。

(二)實(shí)施分類支持性電價政策。綜合運(yùn)用市場、計(jì)劃電量調(diào)節(jié)、富余電量、留存電量等各項(xiàng)支持政策，多措并舉、重點(diǎn)突破，將電價扶持導(dǎo)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(shí)基礎(chǔ)和產(chǎn)業(yè)對電價承受能力“分類施策”“精準(zhǔn)降價”。

6.突出對重點(diǎn)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(shí)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)，輸配電價比照藏區(qū)留存電量輸配電價每千瓦時0.105元收取，到戶電價分別實(shí)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(fèi)負(fù)擔(dān)。全面落實(shí)國家降低一般工商業(yè)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(yè)用戶可自愿選擇執(zhí)行大工業(yè)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(shí)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(shí)行留存電量計(jì)劃年中評估調(diào)整機(jī)制。

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

9.實(shí)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(xiàng)目，執(zhí)行單一制輸配電價每千瓦時0.105元，其用電量實(shí)行預(yù)結(jié)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(jié)算到戶電價。對高爐渣提鈦行業(yè)自2018年1月1日起享受電能替代相關(guān)政策，執(zhí)行單一制輸配電價每千瓦時0.105元。

10.實(shí)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(shí)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(wǎng)電價進(jìn)行彌補(bǔ)。

(四)推進(jìn)水電消納產(chǎn)業(yè)示范區(qū)試點(diǎn)。落實(shí)國家促進(jìn)西南地區(qū)水電消納政策措施，積極穩(wěn)妥探索“專線供電”“直供電”試點(diǎn)，允許發(fā)電機(jī)組并網(wǎng)運(yùn)行的同時分出一定容量向園區(qū)、企業(yè)、地方電網(wǎng)直接供電;電網(wǎng)提供備用服務(wù)并收取一定系統(tǒng)備用費(fèi)。

11.開展甘孜雅安樂山等水電消納產(chǎn)業(yè)示范區(qū)試點(diǎn)。以“專線供電”方式降低上網(wǎng)側(cè)電價和輸配環(huán)節(jié)電價，實(shí)現(xiàn)到戶電價每千瓦時0.35元以內(nèi)，吸引綠色高載能產(chǎn)業(yè)發(fā)展。

12.開展攀枝花釩鈦高新技術(shù)產(chǎn)業(yè)園區(qū)水電消納示范區(qū)試點(diǎn)。利用攀西斷面棄水電量降低攀枝花釩鈦產(chǎn)業(yè)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(shù)產(chǎn)業(yè)園區(qū)直供電源，實(shí)現(xiàn)到戶電價每千瓦時0.43元以內(nèi)。

13.抓好增量配電網(wǎng)試點(diǎn)。做好增量配電網(wǎng)業(yè)務(wù)試點(diǎn)，抓好洪雅等試點(diǎn)項(xiàng)目建設(shè)。

(五)促進(jìn)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)主力軍作用的同時，推進(jìn)國網(wǎng)四川電網(wǎng)與省屬電網(wǎng)包容合作、錯位協(xié)調(diào)發(fā)展。支持省屬電網(wǎng)因地制宜在達(dá)州、宜賓等地探索打造電價洼地示范區(qū)。支持省屬電網(wǎng)有序、可持續(xù)發(fā)展，以入股、注資等方式參與其他地方電網(wǎng)建設(shè);鼓勵國家電網(wǎng)以入股、注資等方式參與地方電網(wǎng)建設(shè)。

14.推進(jìn)省屬電網(wǎng)輸配電價改革和同價工作。按照“兩同價”目標(biāo)推進(jìn)省屬電網(wǎng)輸配電價改革，實(shí)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，對省屬電網(wǎng)新增大工業(yè)用電從低核定輸配電價。規(guī)范躉售電價管理，降低躉售電價水平。支持省屬電網(wǎng)綜合施策實(shí)現(xiàn)新增工業(yè)用電每千瓦時0.46元左右，并逐步降低存量工業(yè)電量價格。

15.增強(qiáng)省屬等地方電網(wǎng)的供電能力。引進(jìn)優(yōu)質(zhì)低價電源，鼓勵新建電源并入省屬等地方電網(wǎng)，允許國家電網(wǎng)中電源自愿轉(zhuǎn)入省屬等地方電網(wǎng)。

16.增強(qiáng)省屬等地方電網(wǎng)的電網(wǎng)支撐。支持省屬等地方電網(wǎng)建設(shè)220千伏電網(wǎng)，國網(wǎng)四川電網(wǎng)向省屬等地方電網(wǎng)開放220千伏電壓等級并網(wǎng)接入。允許省屬等地方電網(wǎng)因地制宜與周邊省份電網(wǎng)開展網(wǎng)際間合作。

三、保障措施

(一)加強(qiáng)組織領(lǐng)導(dǎo)。電力改革事關(guān)多方利益格局調(diào)整，需要突破體制機(jī)制障礙，各部門要在省委、省政府領(lǐng)導(dǎo)下，以“啃硬骨頭”“釘釘子”精神，成熟一項(xiàng)實(shí)施一項(xiàng)，馳而不息、善作善成。由省電力體制改革聯(lián)席會議負(fù)責(zé)牽頭抓總，聯(lián)席會議辦公室綜合協(xié)調(diào)，明確責(zé)任分工，牽頭單位承擔(dān)主體責(zé)任(附件)。

(二)扎實(shí)有序推進(jìn)。各項(xiàng)重點(diǎn)任務(wù)牽頭單位要制定具有可操作性的實(shí)施方案，明確時間表和路線圖，細(xì)化任務(wù)分工、明確責(zé)任人，扎實(shí)推進(jìn)牽頭任務(wù)。各單位要加強(qiáng)溝通、凝聚共識，形成合力、扎實(shí)推進(jìn)，確保各項(xiàng)工作落地落實(shí)。

(三)加強(qiáng)督促落實(shí)。各牽頭單位定期向電力體制改革聯(lián)席會議報告工作進(jìn)展情況、存在問題和措施建議。聯(lián)席會議辦公室要按照聯(lián)席會議統(tǒng)一部署，加強(qiáng)督促檢查和綜合協(xié)調(diào)，定期開展改革工作進(jìn)展情況通報。鼓勵各地探索電力體制改革體制機(jī)制創(chuàng)新。

(四)加快電網(wǎng)建設(shè)。加快推動水電外送通道建設(shè)，實(shí)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(shè)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(xiàng)目加快建設(shè)做好規(guī)劃、選址、用地、環(huán)評等工作。

附件：重點(diǎn)任務(wù)責(zé)任分工