据国际能源网消息 近日，四川发改委印发贯彻落实《深化四川电力体制改革的实施意见》2019年度工作方案（以下简称《方案》），进一步推动四川电改政策落地。
《方案》指明2019工作重点是：扩大和创新电力市场化交易、实施分类支持性电价政策、加大电能替代工作力度、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、制定电力现货市场试点方案等。
《方案》明确，在具体政策制定方面，2019年3月31日前，出台2019年省内电力市场化交易实施方案，确定富余电量基数。5月底前出台推进2019年丰水期风电光伏发电市场化交易方案。在电能替代方面，2019年电能替代100亿千瓦时，将电能替代的补助期限延长至2020年。
原文如下：
各市（州）发展改革委（能源局、办）、经济和信息化主管部门，国网四川省电力公司、四川省能源投资集团：
根据省政府领导主持的电力体制改革专题会议部署，为贯彻落实中央经济工作会议和省委经济工作会议精神，进一步推动《四川省人民政府关于深化四川电力体制改革的实施意见》（川府发〔2018〕26号）政策措施落地落实，我们制定了《贯彻落实<深化四川电力体制改革的实施意见>2019年度工作方案》，现予印发实施。
四川省发展和改革委员会 四川省经济和信息化厅
国家能源局四川监管办公室 四川省能源局
2019年3月19日
贯彻落实《深化四川电力体制改革的实施意见》2019年度工作方案
深入贯彻落实习近平新时代中国特色社会主义思想，认真落实中央经济工作会议、省委十一届三次、四次全会和省委经济工作会议精神，以“提高电力交易市场化程度，改进电网成本监管，降低电价”为重点，聚焦“降电价和鼓励多用”，紧紧围绕《四川省人民政府关于深化四川电力体制改革的实施意见》（川府发〔2018〕26号）（以下称《实施意见》）的落地落实，按照“巩固成效、细化实化、重点突破、整体推进”的思路，巩固已取得成效的措施政策，及时总结完善，扩大政策成效；对需要进一步完善的政策措施细化实化，推进落地实施，取得效果；加强问题导向、突出重点，综合施策、多管齐下，扎实抓好水电消纳产业示范区试点；加强部门协调、市州指导、政企联动，形成合力，推动各项政策措施进一步落地见效，有效降低电价，把我省资源优势更好转化为发展优势。
一、进一步扩大和创新电力市场化交易
1.扩大参与电力市场化用户范围。2019年3月31日前，出台2019年省内电力市场化交易实施方案，落实“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”要求，继续降低市场准入门槛，扩大市场化交易电量。继续实施各类园区内的企业可由售电公司捆绑代理参与电力市场交易，在地方电网输配电价未核定前，省属电网等地方电网可作为一个整体参与电力市场交易。加快核定省属地方电网输配电价，为省属地方电网供区内用户直接参与电力市场交易提供便利。（牵头单位：经济和信息化厅、省发展改革委）
推动电力交易机构独立规范运行，完成股份制改造。（牵头单位：省发展改革委、省能源局）
市场化交易完成前，按照结算主体上一年市场化成交均价预结算；市场化交易完成后，从次月起按照本年度市场化交易电价据实结算。（牵头单位：国网四川省电力公司、四川省能源投资集团）
2.完善丰水期富余电量政策。在2019年省内电力市场化交易实施方案中，合理确定富余电量基数，降低月度用电增量数量限制。交易用户以前三年平均用电量为基数，超出基数用电量为该企业2019年富余电量，享受富余电量电价政策。（牵头单位：经济和信息化厅）
推动进一步扩大富余电量政策适用范围试点。（牵头单位：省发展改革委、经济和信息化厅）
3.推进风电和光伏发电上网电价市场化。5月底前出台推进2019年丰水期风电光伏发电市场化交易方案。贯彻落实国家发展改革委、国家能源局《关于积极推进风电光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》。（牵头单位：省发展改革委、省能源局）
4.平衡国调省调等机组关系。提出清算国调机组2019年电价空间方案。对2017年、2018年雅砻江锦官电源组配套接入工程输电费进行清算。（牵头单位：省发展改革委）
5.完善丰水期低谷时段弃水电量交易政策。在2019年省内电力市场化交易实施方案中，完善丰水期低谷时段弃水电量交易规则。设定弃水电量交易价不高于富余电量最低限价。建立水电企业参与弃水电量交易的激励约束机制。（牵头单位：经济和信息化厅、四川能源监管办）
二、实施分类支持性电价政策
6.突出对重点产业和绿色高载能产业电价支持力度。细化认定标准，组织认定工作，发布支持企业名单，落实电价政策。（牵头单位：经济和信息化厅、省发展改革委）
7.减轻一般工商业用户电费负担。继续清理转供电环节不合理加价工作。研究推进一般工商业和大工业同价。（牵头单位：省发展改革委）
8.用好甘孜、阿坝、凉山、雅安留存电量。指导甘孜、阿坝、凉山制定2019年度留存电量实施方案并在一季度前批复；指导雅安落实2019年留存电量实施方案。（牵头单位：省发展改革委、经济和信息化厅）
三、加大电能替代工作力度
9.实施电能替代支持政策。编制电能替代推进方案（2019—2022年）；继续做好工业生产、交通运输、农业生产、供暖供冷、家居家电等五大领域电能替代工作；印发2019年锅炉、窑炉电能替代项目实施计划，并督导实施。2019年电能替代100亿千瓦时。将电能替代的补助期限延长至2020年。（牵头单位：省发展改革委、经济和信息化厅、省能源局）
继续做好电能替代市场化交易；推动省内电能替代装备产业发展。（牵头单位：经济和信息化厅）
严格落实我省正式出台的电能替代价格政策与电费按每千瓦时0.38元预结算的政策。（牵头单位：国网四川省电力公司）
10.实行丰水期居民生活电能替代电价。实行并完善2019年丰水期居民生活电能替代电价政策。（牵头单位：省发展改革委）
四、推进水电消纳产业示范区试点
11.开展水电消纳产业示范区试点。指导甘孜、攀枝花、雅安、乐山编制水电消纳产业示范区试点实施方案。每个示范区均有新项目落地。鼓励多形式、多渠道推进通过“专线供电”“直供电”模式有效降低示范区电价。（牵头单位：经济和信息化厅、省发展改革委，甘孜州、攀枝花市、雅安市、乐山市人民政府，国网四川省电力公司）
加快示范区招商引资以及已签约示范项目的落地实施，促进特色产业发展。（牵头单位：甘孜州、攀枝花市、雅安市、乐山市人民政府）
凉山州参照水电消纳示范区试点政策，开展水电消纳示范区试点建设。（牵头单位：凉山州人民政府、经济和信息化厅、省发展改革委、省能源局，国网四川省电力公司）
12.开展园区和电源合作试点。指导攀枝花编制钒钛高新技术产业园区和电源合作试点方案，协调电源项目法人加快电站建设和落实合作试点方案。（牵头单位：省能源局）
13.抓好增量配电业务试点。继续推动洪雅、南部、泸州三个增量配电业务试点项目建设。做好第四批增量配电业务试点项目申报有关工作。明确增量配电网配电价格政策。（牵头单位：省发展改革委、省能源局）
五、促进国家电网与地方电网融合协调发展
14.推进省属电网输配电价改革和同价工作。按照“两同价”原则核定省属电网输配电价、目录销售电价。报请国家实行综合趸售电价政策。（牵头单位：省发展改革委）
在第二轮监管周期统筹省属电网和国网四川电网成本监审和定价测算，研究协调有关问题。（牵头单位：省发展改革委）
15.增强网际间合作。对提出转网请求具备条件的电源，协调妥善处理好有关安排。（牵头单位：经济和信息化厅）
继续推动国网四川电网公平无歧视向地方电网开放接入。（牵头单位：四川能源监管办）
16.鼓励国网四川电网参与地方电网股权多元化改革。继续支持省级电网和省属电网有序、可持续发展；协调好股权多元化相关工作。（牵头单位：省国资委）
六、其他措施
17.制定电力现货市场试点方案。开展电力现货交易模拟运行。（牵头单位：经济和信息化厅）
18.加强对售电公司的管理。印发《四川省售电公司管理办法》，积极开展对售电公司的业务指导。通过信用管理等方式，进一步规范售电公司运行。（牵头单位：省发展改革委、省能源局）
19.加强市场监管。维护电力市场秩序，规范市场主体交易行为。加大力度查处交易过程中虚报数据、滥用市场力等行为。依法查处交易过程中的价格串通、价格垄断等违法行为。（牵头单位：四川能源监管办、省市场监管局、经济和信息化厅）
20.指导用户用好用足既有各项政策。通过开展企业行业专业培训、引入售电公司开展综合能效服务等手段，指导终端用户综合考虑企业生产规律、交易政策和电价政策，合理安排负荷，合理选择基本电费申报方式，做好功率因数管理，切实降低用电成本。（牵头单位：省发展改革委、经济和信息化厅、省能源局）
