四川深化电力体制改革实施意见出台 破解用电成本高和弃水问题
（记者 闫新宇）为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，日前，四川省出台《关于深化四川电力体制改革的实施意见》，明确将着力扩大和创新电力市场化交易，提高电价支持政策精准性，拓展水电消纳途径，努力实现水电更加充分消纳、重点产业（行业）和重点区域用电成本较大幅度下降。
“四川是国家重要优质清洁能源基地和‘西电东送\’基地。目前，四川省还面临水电价格优势发挥不充分、市场化竞争机制有待健全、产业扶持重点不够突出、电网建设成本高、水电电源远离负荷中心以及可调节能力差、丰水期弃水等问题，资源优势尚未充分转化为发展优势。”相关负责人介绍。
对此，《意见》提出一系列政策措施，扩大和创新电力市场化交易，实施分类支持性电价政策，加大电能替代力度，推进水电消纳产业示范区试点，促进国家电网与地方电网融合协调发展。
推进风电和光伏发电上网电价市场化
《意见》提出，要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。推进各类市场主体公平参与市场交易。
四川电网除分散式风电、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。
推进国调机组留川电量参与省内市场化交易，或比照省调机组利用小时数和价格水平年度清算。探索电力价格和发电计划增减挂钩机制。
同时，增设丰水期低谷时段弃水电量交易新品种。鼓励用户特殊时段多用弃水电量。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，执行单一制输配电价每千瓦时0.105元。其中大工业用户使用的弃水电量不计入富余电量。
实施分类支持性电价政策
《意见》还提出，综合运用市场、计划、价格等手段，用好计划电量调节、直接交易电量、富余电量、留存电量等各项支持政策，多措并举、重点突破，将电价扶持导向与产业区域布局、产业培育方向结合起来，根据现实基础和产业对电价承受能力进行“分类施策”和“精准降价”。
同时，突出对重点产业和绿色高载能产业电价支持力度。对电解铝、多晶硅保持现有输配电价水平，到户电价分别实现每千瓦时0.30元左右、0.40元左右水平；对大数据、新型电池、电解氢等绿色高载能产业，执行单一制输配电价每千瓦时0.105元，到户电价分别实现每千瓦时0.35元、0.35元、0.30元左右水平。
减轻一般工商业用户电费负担。按照国家统一安排，通过清理转供电加价、临时性降低输配电价、降低政府性基金、增值税税率调整等措施，全面落实降低一般工商业电价政策；积极创造条件推进一般工商业与大工业用电同价，同价后符合条件（变压器容量315千伏安及以上）的商业用户可选择执行两部制电价。
推进水电消纳产业示范区试点
《意见》提出，鼓励企业实施电能替代，鼓励居民用户多用电，提高终端能源消费的电能消费、清洁能源消费比重。
具体而言，将实施电能替代电价支持政策。对新建电锅炉、电窑炉，改造燃煤（油、柴、气）锅炉、窑炉的电能替代项目，执行单一制输配电价每千瓦时0.105元；市场化交易完成前，电费实行预结制，到户电价每千瓦时按0.38元预结。高炉渣提钛行业自2018年1月1日起享受电能替代相关政策，执行单一制输配电价每千瓦时0.105元。
还将实行丰水期居民生活电能替代电价。丰水期对国网四川电网、省属电网同价区域内“一户一表”居民用户实行电能替代电价，维持现行阶梯电价制度。所需电价空间通过市场化方式筹集，不足部分由降低丰水期水电非市场化电量上网电价弥补。
此外，《意见》还提出，要推进水电消纳产业示范区试点。落实国家促进西南地区水电消纳政策措施，积极稳妥探索推进“专线供电”“直供电”试点，周密制定试点方案，在弃水严重的电源点就近开展水电消纳产业示范区建设试点。 在甘孜、攀枝花、雅安、乐山等地，探索以“专线供电”方式较大幅度降低上网侧电价和输配环节电价，实现示范区内整体电价水平明显下降，促进绿色高载能、特色产业发展。
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