近日,为认真落实四川省委十一届三次全会关于深化电力体制改革部署,按照省委省政府要求,四川省发展和改革委员会起草了《关于深化电力体制改革的实施意见(征求意见稿)》(以下简称《实施意见》)。
以下摘取(征求意见稿)的部分内容。
关于深化电力体制改革的实施意见(征求意见稿)
我省是国家重要优质清洁能源基地和“西电东送”基地。近年来,省委、省政府加快推进电力体制改革,出台一系列改革措施,有效减轻企业和社会电费负担,有力助推了供给侧结构性改革。
同时我省电力供需也还面临着水电价格优势不明显、市场化竞争机制不够健全、自用不足、对产业扶持重点不够突出等问题,解决丰水期弃水问题还面临一定困难,资源优势充分转化为发展优势还需采取更加有力的改革措施。
为贯彻落实省委十一届三次全会精神,进一步深化四川电力体制改革,降低实体经济成本,促进产业发展,更好地推动我省资源优势不断转化为经济优势,结合我省实际,提出如下意见。
重点任务
(一)扩大和创新电力市场化交易
进一步放开发用电计划,扩大电力市场化交易规模。完善市场化交易规则,减少行政干预,在交易对象、交易品种、交易价格、交易方式等方面尊重市场选择。推进各类市场主体公平参与市场交易。探索电力价格和发电计划增减挂钩机制。
1、扩大参与电力市场用户范围。
所有核定输配电价的用电类别均可全电量参与电力市场交易。园区内企业可由售电公司捆绑代理参与电力市场交易,省属等地方电网可作为一个整体参与电力市场交易。
2.完善丰水期富余电量政策。
大工业用户丰水期用电量超过基数的增量部分为富余电量,科学合理确定富余电量基数。
富余电量交易价格可实行最低保护价和最高限价,输配电价为每千瓦时0.105元,实现较大幅度降低大工业增量用电电价。探索扩大富余电量政策适用范围,将适用于单个大工业用户的增量电量,扩展适用于全社会增量电量。
3.推进风电和光伏发电上网电价市场化。
四川电网除分布式风电、分布式光伏和光伏扶贫项目以外的风电、光伏发电,丰水期上网电量参与电力市场,参照丰水期外送电平均价格进行结算,产生的价差空间用于实施丰水期居民电能替代政策。
4.国调机组留川电量参与省内市场化交易。
如不参与则比照省调机组利用小时数和价格水平年度清算,产生的价差空间用于降低电价或疏导其他电价矛盾。
5.开辟弃水电量交易。
在丰水期低谷时段创设弃水电量交易新品种,鼓励用户特殊时段多用弃水电量,除居民、农排类别和其他特殊用电价格外的用电均可参与。弃水电量到户电价由弃水电量交易价加输配电价构成。弃水电量交易竞价区间不作限制;输配电价按与弃水电量交易价等价收取。其中大工业用户使用的弃水电量不计入富余电量。
(二)促进国家电网与地方电网融合协调发展
在充分发挥国网四川电网主力军作用的同时,推进国网四川电网与省属电网包容合作、错位协调发展。支持省属电网因地制宜在达州、宜宾等地探索打造电价洼地示范区。
支持省属电网有序、可持续发展,以入股、注资等方式参与其他地方电网建设;鼓励国家电网以入股、注资等方式参与地方电网建设。
14.推进省属电网输配电价改革和同价工作。
按照“两同价”目标推进省属电网输配电价改革,实现省属电网与国网四川电网输配电价同价、目录销售电价同价,对省属电网新增大工业用电从低核定输配电价。规范趸售电价管理,降低趸售电价水平。支持省属电网综合施策实现新增工业用电每千瓦时0.46元左右,并逐步降低存量工业电量价格。
15.增强省属等地方电网的供电能力。