四川在线消息(记者 李欣忆)近年来，由于电力需求增长乏力等原因，我省水电消纳逐渐出现问题，丰水期弃水现象多有发生。为促进富余电量消纳，缓解弃水矛盾，进一步降低电力要素成本促进经济稳定增长和提质增效，近日，经省政府同意，省发展改革委、省经济和信息化委、省财政厅、四川能源监管办、省能源局联合印发了《2017年度推进电力价格改革十项措施》。按照“管住中间、放开两头”总体思路，从上网环节、输配环节、政府性基金及附加环节以及综合施策四个方面明确了今年我省将着力推进的电价改革十项措施，初步估算，预计今年将节约全社会用电成本上百亿元。省发展改革委资源环境价格处相关负责人对具体措施进行了解读。

一、降低丰水期水电标杆上网电价。

自2017年6月1日起至10月31日，降低四川电网(含直供区、“子公司改分公司”、全资及控股供电公司，下同)调度的水电标杆上网电价8厘/千瓦时(合同电量);其他执行政府定价的水电以及西南电网调度的留川水电上网电价同步下调。

解读：当前我省电力供需宽松，尤其是水电供大于求的矛盾较为突出。按照水电上网电价形成机制，统筹考虑我省电网企业平均购电价格、电力供求变化趋势、水电开发成本以及水电企业实际经营状况，降低今年丰水期(6月1日起至10月31日)四川电网(含直供区、“子公司改分公司”、全资及控股供电公司)调度的水电标杆上网电价每千瓦时8厘钱(合同电量)，其他执行政府定价的水电以及西南电网调度的留川水电上网电价同步下调。丰水期结束后恢复执行原政府定价。

二、推进风电和光伏发电上网电价市场化。四川电网风电和光伏丰水期发电量全部参与电力市场化交易。未参与市场化交易上网电量由电网企业按照四川电网丰水期市场交易价格进行结算。

解读：按照国家推进能源价格改革，建立有利于激励降低成本的电价机制，逐步实现风电和光伏发电上网电价市场化有关精神，结合周边省份推进新能源发电上网电价市场化的经验，并考虑我省电力供应阶段性过剩、丰水期弃水矛盾突出、目前水电参与市场化的程度已经较高等实际情况，对今年丰水期四川电网风电和光伏发电量参与电力市场化交易，未参与市场化交易的上网电量由电网企业按照四川电网丰水期市场交易价格结算。

三、放开天然气分布式发电余电上网电价。国家批复四川电网输配电价后，全省天然气分布式发电以热(冷)定电的余电上网电量全部实行市场化交易，上网电价与电网企业和电力用户自行协商确定或通过电力市场交易平台形成。

解读：为积极推进发电侧电价市场化，合理引导天然气分布式发电项目投资，今年先行放开天然气分布式发电余电上网电价。待国家批复四川电网输配电价后，全省天然气分布式发电以热(冷)定电的余电上网电量全部实行市场化交易，上网电价与电网企业和电力用户自行协商确定或通过电力市场交易平台形成。

四、加快推进输配电价改革。争取国家尽快批复四川电网输配电价，对四川电网供区执行统一输配电价。推进四川电网供区同网同价，合理安排制定统一目录销售电价。其他地方电网城乡居民用电已通过四川电网趸售电价实现同价的，保持电价水平不变。研究新增配电网配电价格管理办法，以及四川电网供区以外的地方电网输配电价改革方案。

解读：四川电网输配电价方案已上报国家发展改革委。待国家批复我省方案后，我省将在四川电网直供区、全资及控股公司供区执行统一输配电价，推进“同网同价”，实现输配环节降本增效，促进全省统一电力市场建设，加快电力市场化改革进程，工商企业用户尤其是参与电力市场的用户将收获改革红利。同时，还将按照国家统一部署，研究新增配电网配电价格管理办法，以及四川电网供区以外的地方电网输配电价改革方案，实现四川电网输配电价改革与售电侧改革、与地方电网输配电价改革相衔接。

五、实施电能替代输配电价。经国家发展改革委批准后，对2017年1月1日以后改造和新建燃煤、燃油、燃气锅炉电能替代等项目输配电价按藏区留存电量输配电价执行，电网企业对上述项目的电费收入单独核算并纳入准许收入中统筹平衡，相关电量不纳入工商业输配电价测算。

解读：实施电能替代对推动能源消费革命、促进绿色发展、扩大电力消费、解决弃水问题意义重大。为切实发挥电价杠杆促进电能替代的作用，待获得国家批准后，我省将对2017年1月1日以后改造和新建燃煤、燃油、燃气锅炉电能替代项目输配电价按藏区留存电量输配电价执行。同时，支持鼓励电能替代项目通过合理使用电力系统低谷电、与发电企业开展直接交易等多种方式降低用电成本。

六、取消停征部分政府性基金及附加。自2017年4月1日起，取消城市公用事业附加，相应降低各类销售电价。自2017年4月1日起至2020年12月31日，暂停征收小型水库移民扶助基金，相应调整销售电价。

解读：去年，我省已对工商企业用电暂停征收城市公用事业附加每千瓦时1分钱。今年，按照财政部《关于取消调整部分政府性基金有关政策的通知》(财税〔2017〕18号)相关规定，我省自4月1日起全面取消城市公用事业附加，自4月1日起至2020年12月31日暂停征收小型水库移民扶助基金。

七、组织实施好直购电政策。扩大直购电量规模到500亿千瓦时左右。降低直购电用户电量准入条件，2016年已纳入直购电范围的企业原则上保持不变，新增用户电量准入标准由年用电量1000万千瓦时降至600万千瓦时，对高新技术企业年用电量标准降至300万千瓦时。按照市场化改革方向加快完善电力市场体系，实施双边协商交易、集中竞价交易、挂牌交易等多种交易。

解读：今年的直购电政策实施方案已经印发，政策实施力度较去年进一步加大。直购电量规模由去年380亿千瓦时扩大到500亿千瓦时;用户准入条件大幅降低，去年已纳入直购电范围的用户原则上保持不变，新增用户电量准入标准由年用电量1000万千瓦时降至600万千瓦时，高新技术企业年用电量标准降至300万千瓦时。同时，还将按照市场化改革方向，实施双边协商交易、集中竞价交易、挂牌交易等多种交易方式。

八、组织实施好留存电量政策。组织实施2017年度甘孜、阿坝、凉山州留存电量实施方案，支持甘眉工业园区、成阿工业园区、德阿产业园区等“飞地”园区用户使用留存电量。实行留存电量计划年中评估调整机制，对未完成的留存电量通过市场化交易实施。

解读：留存电量政策是国家支持我省藏区经济社会发展和民生改善的价格政策。2017年度甘孜、阿坝、凉山州留存电量实施方案已经批复实施，留存电量用户涵盖民生、旅游以及符合国家产业、环保和节能减排政策要求的工业企业。甘眉工业园区、成阿工业园区、德阿产业园区等“飞地”园区用户也纳入用户名单，有利于促进民族地区发展“飞地经济”。此外，为用好用足留存电量政策，充分发挥政策效应，今年将实行留存电量计划年中评估调整机制，对未完成的留存电量通过市场化交易实施。

九、实施丰水期临时性富余电量政策。丰水期富余电量基数维持2016年基数不变，工业企业用电量超过基数的增量部分确定为富余电量。富余电量交易价格为0.07元/千瓦时—0.10元/千瓦时，通过集中挂牌等方式实施。

解读：在工业用电领域实施富余电量政策，是鼓励工业企业扩大电力消费，促进丰水期富余水电消纳和减少弃水的政策措施。日前印发的2017年度丰水期临时性富余电量政策实施方案明确，富余电量基数维持2016年基数不变，工业企业用电量超过基数的增量部分确定为富余电量，通过集中挂牌等方式实施。富余电量的水电交易价格上限为0.10元/千瓦时、下限为0.07元/千瓦时。

十、试行丰水期居民生活电能替代电价。为鼓励居民增加用电，减少水电弃水，自2017年6月1日起至10月31日，对四川电网“一户一表”城乡居民用户(含与直供区同价的“子公司改分公司”、全资及控股供电公司居民用户)试行电能替代电价，由国网四川省电力公司采用市场化方式代居民用户采购丰水期富余电量。在维持现行居民生活用电阶梯电价制度基础上，对月用电量在181千瓦时至280千瓦时部分的电价下移0.15元/千瓦时，月用电量高于280千瓦时部分的电价下移0.20元/千瓦时。

解读：近年来，随着城乡居民生活水平提高，居民生活用电量增长较快。2016年全省居民生活用电量392.7亿千瓦时，同比增长15.2%，成为我省重要的电量增长点。为进一步扩大居民电力消费，鼓励居民多用丰水期余电，缓解丰水期弃水压力，今年将探索在居民生活用电领域推行电能替代和实施富余电量政策。在不改变国家现行居民生活用电阶梯电价制度基础上，自6月1日起至10月31日，对四川电网“一户一表”城乡居民用户(含与直供区同价的“子公司改分公司”、全资及控股供电公司居民用户)试行电能替代电价。其中：月用电量在181千瓦时至280千瓦时部分的电价下移0.15元/千瓦时，月用电量高于280千瓦时部分的电价下移0.20元/千瓦时，由电网企业通过市场化方式代购丰水期富余电量的方式实施。现行居民低谷时段优惠电价、城乡“低保户”和农村“五保户”免费用电基数等政策保持不变。