各市（州）人民政府，省政府各部门、各直属机构，有关单位：

　　《四川省“十二五”无电地区电力建设规划及实施方案》已经省政府同意，现印发给你们，请结合本地、本部门实际，尽快组织实施。

　　一、我省无电地区基本情况

　　（一）现状及特点。

　　近年来在国家支持下，全省通过积极实施农村电网建设和改造、西部农网完善、“送电到乡”、缺电县骨干电源建设、“户户通电”、农村电气化等工程，累计完成投资约282亿元，建成110千伏变电站215座，线路3443公里；35千伏变电站818座，线路9774公里；10千伏线路47.13万公里，低压线路54.79万公里；改造配电台区12.8万个；建设光伏电站46座，安装户用光伏发电装置3090套。全省电网覆盖面进一步扩大，供电能力和供电质量明显改善，已解决无电人口13.97万户39.25万人的用电问题。

　　由于我省农村地区幅员辽阔，地形地貌复杂，各种灾害频繁，自然条件、经济社会发展差异较大，农村电力基础设施十分薄弱，至今仍有无电人口26.17万户112.37万人，主要分布在泸州、绵阳、南充、广安、达州、巴中、甘孜、阿坝、凉山等9个市（州），涉及48个县（市）、895个乡镇的3034个村。无电人口分布按目前县级供电体制和供区划分，省电力公司的供区有10.48万户45.51万人（含代管县9.05万户39.75万人），省水电投资集团的供区有7.77万户31.86万人，地方自发自管的供区有7.92万户35万人。

　　我省无电地区和无电情况具有以下特点：一是无电情况较为严重。目前无电人口分布的3034个村中，有1643个村全部居民均未用上电；其余1391个村还有部分社组和居民未用上电。解决无电问题任务繁重。二是无电地区相对集中。主要集中在阿坝州、甘孜州、凉山州及盆周边远山区。甘孜州、阿坝州、凉山州的无电村、无电户、无电人口总数分别占到全省的78%、78%、80%。三是能源资源分布不均。无电地区部分地方虽有小水电资源分布，但位置偏僻、交通不便、投资较高，电网延伸困难。太阳能、风能资源分布不均，开发利用程度低且可靠性较差，仅能补充电网不能覆盖地区的部分生活用电。

　　（二）主要问题。

　　1.投入严重不足。无电地区电力建设项目筹资方法单一，资金渠道主要依赖国家补助，地方财政难以配套，建设资金长期严重不足，投入欠账较多。县级供电企业效益不佳，筹资能力严重匮乏，很多项目难以通过市场化筹资。

　　2.运营维护困难。无电地区地理位置偏僻，地形地质条件复杂，交通极其不便，输变电线路、电源工程建设造价普遍比内地高2—3倍，且设备运行维护成本高。如光伏发电设施单位千瓦投资较高，投入运行后需定期更换电池，二次投入大且没有来源；高寒地区电源、电网工程因冬季冰冻丧失发电和输电能力，不仅加剧了季节性供需矛盾，而且需要提高防灾抗灾标准。同时无电地区负荷分散、用电密度低、线变损高，规模效益差，部分区域供电成本比售电价格高2—3倍，运营比较困难。

　　3.电网结构薄弱。阿坝州、甘孜州、凉山州大部分县的县域骨干网架尚未形成，与国家电网联系薄弱或没有联系，网内缺乏骨干电站和110千伏及以上电压等级的骨干变电站等支撑性电源；部分地方长期孤网运行，县与县之间、甚至乡与乡之间都未联网，有的县分割为几个独立的小水电供区，电能质量低，供电可靠性差。加之无电地区地理位置偏僻，与现有电网距离最远达195公里，电网延伸覆盖难度较大。

　　4.体制机制性障碍未完全消除。无电地区电力建设投入机制、运营机制、激励机制有待进一步建立和完善。国家电网与地方电网关系复杂，存在“一县多公司”的现象，全省181个县（市、区）有220家县级供电企业（其中省电力公司直供直管70家、控股79家、“代管”32家，省水电投资集团全资5家、控股11家、参股3家，还有地方自供自管的其他企业20家），相互之间的电网规划和联系有待进一步统一和加强。省级电网经营企业之间、省级电网经营企业与县级电网经营企业之间的关系，以及交叉供电、“代管县”、趸售县体制需进一步理顺。

　　二、基本思路和目标

　　（一）基本思路。以科学发展观为指导，坚持以人为本、城乡统筹，紧紧围绕全面建设小康社会的目标，按照“统一规划、分步实施，政府主导、企业主体，因地制宜、分类指导，电网为主、多能互补”的原则，通过电网延伸、电源建设、扶贫搬迁、“牧民定居”、“三房改造”等多种途径，综合考虑县城扩容、中心城镇建设、新村建设，并结合主干电网建设、农村电网改造升级、藏区电力建设、区域配电网建设等工程，加快全省无电地区电力建设，提高县城、中心城镇、牧民定居点和重点旅游景区供电质量和供电可靠性，解决无电人口用电问题，促进区域经济社会持续发展。

　　（二）目标。

　　1.总体目标。到“十二五”末基本解决无电地区用电问题，群众生产生活用电条件根本改善，为区域经济社会发展提供可靠的电力保障。

　　2.具体目标。

　　（1）基本实现全覆盖。到2012年减少无电村50%以上，解决18.33万无电户约75.65万无电人口用电问题，内地实现无电人口全覆盖。到2015年全面消除无电村，村社通电率100%；除极个别过于分散的村社，实现无电人口全覆盖。

　　（2）基本形成县域骨干网架结构。到2012年内地无电地区县域电网网架更为完善，阿坝州、甘孜州、凉山州30个县域电网初步形成；2015年阿坝州、甘孜州、凉山州每个县至少有1座110千伏变电站，部分县建成220千伏变电站。基本形成以110千伏电压等级为支撑、35千伏以下网络为基础的完善县域电网；大部分县实现110千伏联网，保证无电地区电力供应长期性、可靠性和稳定性。

　　（3）提高供电能力和电网抗灾能力。阿坝州、甘孜州、凉山州和盆周山区电网110千伏、35千伏容载比分别达到1.8、1.9，供电和抗灾能力大幅度提高。通电地区末端电压合格率≥96.5%，供电可靠率≥99%。

　　（4）明显提升管理水平。建立健全无电地区有关电力建设和运行管理政策、制度，逐步实现“三公开”（电量公开、电费公开、电价公开）、“四到户”（抄表到户、销售到户、收费到户、服务到户）、“五统一”（统一抄表、统一发票、统一核算、统一收费、统一考核）的供电管理，保障无电地区电力建设的可持续发展和供用电安全。

　　三、规划布局和建设重点

　　根据无电地区实际及资源状况，将我省电网发展和电源建设规划与无电地区电力建设规划有机结合，充分考虑城镇、乡村等不同类型区域用电需求特点、供电可靠性要求，科学布局无电地区电网结构和电源建设，合理确定建设重点和主要项目。

　　（一）加强县域骨干网架和联网工程建设。

　　骨干网架、联网工程建设作为稳定、可靠的网架电源，是电网延伸的技术支撑和保障，也是无电地区电力建设的重要内容。因此要结合全省电网发展规划，加快建设区域内220千伏、110千伏支撑性网架电源，加快建设无电地区各县（市）接入国家电网、县内骨干网架、县际间的110千伏联网工程，形成阿坝州、甘孜州、凉山州各县以110千伏电压等级为支撑的骨干电网网架，实现各县电网与国家电网联网，提高供电可靠性、稳定性。

　　220千伏网架支撑性工程包括：甘孜州的新都桥—甘孜县（—石渠）、雅江、茨巫等，阿坝州红原、小金、金川、庙坪、阿坝等，凉山州雷波、盐源、宁南、尔足等。110千伏输变电工程包括：甘孜州的九龙、丹巴、乡城、理塘、得荣、炉霍、巴塘、石渠、稻城、德格等；阿坝州的壤塘、红星、若尔盖、唐克、龙日坝扩建、麦尔玛、红原、小金、金川；凉山州的金阳、布拖城南、宁南、盐源、泸沽湖、普格、喜德等。

　　（二）完善35千伏及以下配电网络。充分发挥支撑性网架作用和联网工程效益，配套建设一批35千伏输变电工程，延伸电网供电距离，扩大电网覆盖范围；加强35千伏变电站之间的联络线路，消除孤网运行，增强相互支援能力，提高电网稳定性和供电可靠性；加快完善10千伏及以下配电设施，形成以110千伏变电站为中心、35千伏分区相对独立供电、台区分布合理的输配电网络，解决“一线串千家”、覆盖范围狭窄、供电质量差等问题。

　　（三）建设一批承接大中型水电站落地电量的输变电工程。根据阿坝州、甘孜州、凉山州特别是高寒地区严冬季节的气候特点及用电需求，其部分大中型水电外送的同时，要留下部分电力电量作为该区域的电源支撑。结合阿坝州、甘孜州、凉山州水电建设和送出工程规划，建设220千伏汇集枢纽变电站集中送出，同时在输电距离合理、技术方案可行的前提下，建设县级电网与水电站或变电站的110千伏联网工程和35千伏配套工程，在送出的同时为县级电网承接消纳落地电量提供稳定、可靠的电源支撑。

　　（四）加快建设一批中小水电站。在加快与国家电网联网、加强县与县联网工程建设的同时，结合三州当地水能资源条件，在保护生态环境前提下有序加快建设中小河流的水电开发，包括水洛河、玛依河、无量河、巴楚河等（约220万千瓦），为电网提供和增加可靠电源。同时对不具备电网延伸条件的地区，因地制宜建设规模适当的小型水电站工程，就近供电，实现通电，初步规划建设小型水电站69座8.3万千瓦。

　　（五）因地制宜安装建设风光电源。结合我省太阳能发电资源条件及土地利用、能源需求等外部环境，积极推进太阳能电站建设。对不具备电网延伸条件、也没有小水电资源的无电地区，根据当地太阳能、风能资源条件，因地制宜建设安装光伏电站和户用风光电源等1014千瓦。维护修复已建的光伏电站和户用光伏装置，更换蓄电池，巩固通电成果。同时加强与大型太阳能电站联网的电网送出工程建设。

　　（六）加快牧民定居点供电工程建设。根据《四川藏区牧民定居行动计划总体规划》，为解决1409个牧民定居点9.9万户48万人用电问题，建设安装台区变压器950台，输电线路9181公里，户用太阳能27329套，总投资9.16亿元（其中阿坝州变压器468台，线路3903公里，户用太阳能9052套；甘孜州变压器473台，线路5026公里，户用太阳能18277套；凉山州木里县变压器9台，线路252公里）。

　　四、规划实施方案

　　（一）实施主体。

　　根据规划并结合农电体制改革，为推进无电地区电力建设，由省电力公司、省水电投资集团分别作为项目法人组织实施无电地区电力建设工程。初步安排：

　　1.省电力公司负责解决33个县（市）13.82万无电户61.19万无电人口的用电问题，包括绵阳市北川县，南充市阆中市，巴中市南江县，阿坝州九寨沟、黑水、壤塘、马尔康、金川、茂县、小金7个县，甘孜州康定、泸定、丹巴、九龙、雅江、炉霍、甘孜、新龙、白玉、石渠、色达、理塘、巴塘、乡城、得荣、稻城16个县，凉山州会东、宁南、甘洛、木里、雷波、盐源、布拖7个县。

　　2.省水电投资集团负责解决15个县（市）12.35万无电户51.18万无电人口的用电问题，包括泸州市合江县，绵阳市平武县，广安市华蓥山市、岳池县，达州市开江、渠县、大竹、万源4个县（市），甘孜州道孚、德格2个县，凉山州昭觉、美姑、冕宁、金阳、普格5个县。

　　以上工作范围，有部分县（市）属于地方自发自管和小水电供电区，其供电体制需要作适当调整，通过农电体制改革理顺关系，由省电力公司、省水电投资集团分别组织实施无电地区电力建设工程。

　　（二）技术原则和标准。

　　1.无电地区电力建设规划涉及的发供电设备、设施建设，严格按照国家现行相应标准规范执行，中低压电网参照执行《农村电网建设与改造技术原则》；高寒地区的项目应根据实际情况适当提高建设标准。电网抗灾防灾严格按照《国务院批转发展改革委电监会关于加强电力系统抗灾能力若干意见的通知》（国发〔2008〕20号）有关要求执行。

　　2.结合社会经济发展规划和用电负荷增长，为有效解决无电人口用电并为今后发展创造条件，户均供电容量按以下标准规划：对采用电网延伸、小水电技术途径解决用电问题的，按2000瓦/户规划；对采用光伏或风光互补发电技术途径的，按200—500瓦/户规划。

　　（三）技术路径。

　　结合无电地区经济社会和资源情况，按照“因地制宜、分类指导，以网为主、多能互补”原则，“无电地区电力建设工程”选择电网延伸、电源点就近供电、小型电源（小水电、风光发电等）等技术路径解决无电地区用电问题。

　　1.电网延伸。坚持“能网则网”原则，对于能够通过电网延伸解决用电问题的（35千伏、10千伏电压等级的供电半径分别不超过50公里、15公里），优先采用电网延伸的办法解决22.4万无电户96.34万无电人口用电问题。

　　2.电源点就近供电。对新建大型水电项目方圆50公里、中小型水电项目方圆20公里范围内的无电乡村和无电户，鼓励电站项目法人出资就近解决用电问题。下阶段将结合电源建设规划，按照有关政策与各电站项目法人协商逐个落实技术方案。

　　3.小水电工程。对于电网延伸困难且区域内没有大中型水电项目的，因地制宜优先开发小水电解决3.4万无电户14.66万无电人口用电问题。

　　4.风光发电系统。通过以上途径无法解决供电问题的，结合当地资源条件，建设光伏电站和利用独立户用风光发电系统，解决3011户无电户1.37万无电人口用电问题。

　　根据以上技术路径，省发展改革委会同省电力公司、省水电投资集团编制无电地区电力建设工程分县到村到户解决方案并落实到具体项目。

　　（四）建设投资、资金平衡及筹措。

　　根据规划布局，主要项目涉及电网发展规划、新一轮农网改造升级、中小型水电建设、“牧民定居行动计划”、“无电地区电力建设工程”等。按照统筹规划、分类建设的原则，将220千伏和部分骨干110千伏项目纳入电网发展规划；将部分110千伏及以下电网项目纳入新一轮农网改造升级工程；将中型以上水电项目纳入电站发展规划；“牧民定居行动计划”建设项目按原规划实施；其余项目全部纳入“无电地区电力建设工程”。

　　“无电地区电力建设工程”估算总投资89.34亿元（其中省电力公司65.56亿元，省水电投资集团23.78亿元）。资金来源为：通过政府性资金补助和自筹部分资本金筹集项目资本金，其余由项目法人申请银行贷款解决。具体方案：资本金比例按三州50%、内地20%配置，共计约43亿元；其余约47亿元申请银行贷款解决。43亿元资本金按以下来源筹集：

　　——财政性补助共21.5亿元，约占资本金的50%。包括争取无电地区电力建设中央财政预算内专项资金12亿元、地方债券6亿元（已安排）及统筹省直各部门各种补助资金3.5亿元。

　　——省级项目法人自筹21.5亿元，约占资本金的50%。

　　（五）建设进度。

　　无电地区电力建设工程主要建设内容为110千伏输变电项目17个，变电容量65.7万千伏安，线路1283公里；35千伏输变电项目162个，变电容量59.6万千伏安，线路4745公里；10千伏及以下项目变电容量46.6万千伏安，线路48098公里。小水电8.30万千瓦。风光电源装置1014千瓦。

　　根据投资和工程计划，到2012年解决18.33万无电户75.65万无电人口的用电问题，2013—2015年解决7.84万无电户36.72万无电人口的用电问题。其中：

　　1.省电力公司总投资65.56亿元。计划到2012年投资34.63亿元。其中通过电网延伸解决9.53万无电户38.56万无电人口的用电问题；通过小水电、光伏发电装置解决0.8万无电户3.41万无电人口的用电问题。计划2013—2015年投资30.93亿元。其中通过电网延伸解决1.76万无电户12.04万无电人口的用电问题，通过小水电、光伏发电装置解决1.73万无电户7.18万无电人口的用电问题。

　　2.省水电投资集团总投资23.78亿元。计划到2012年投资16.84亿元。其中通过电网延伸解决7.35万无电户30.54万无电人口的用电问题，通过小水电、光伏发电装置解决0.65万无电户3.14万无电人口的用电问题。计划2013—2015年投资6.94亿元。其中通过电网延伸解决3.82万无电户15.2万无电人口的用电问题，通过小水电、光伏发电装置解决0.53万无电户2.3万无电人口的用电问题。

　　（六）保障措施。

　　1.加强领导，落实责任。建立健全无电地区电力建设联席会议制度，加强指导，各有关部门按照职责分工做好相关工作。将无电地区电力建设列入各级人民政府议事日程，建立目标考核体系，省政府与有关市（州）人民政府、有关电力企业签订责任书，层层落实目标责任。

　　2.完善优化实施方案，加快项目前期工作。在已编制的到乡村户实施方案基础上，指导督促县级人民政府和电力企业结合新农村建设规划、新一轮农网改造升级规划等进一步优化实施方案，落实通电技术路径和具体项目。加强各有关电力企业实施方案的统一协调，避免重复建设和无序建设。加快项目前期工作，增加项目储备，适时开工建设。

　　3.加快农电体制改革，推进机制体制创新。一是支持省级电网公司与地方电力企业在平等自愿的基础上，实施以资产为纽带的股份合作制改造，不再实行“代管”。对因条件暂不具备必须实行“代管”的，要尽量缩短“代管”期，尽快取消“代管”完成改革。二是以地方省级电网公司为主体，以资产为纽带推进县级电力资产战略性重组，发挥融资载体、投资主体和开发经营实体的功能与作用，并由其承担建设改造任务。同时加强省水电投资集团与省电力公司的合作，共同发展。三是国有资产管理部门对国有电力企业参与无电地区电力建设的贷款、还贷、效益等有关指标的考核，要体现鼓励企业推进普遍服务的要求，科学制订考核内容和指标体系。四是结合建立水电资源有偿使用和补偿机制试点工作，试行对新建大型水电项目方圆50公里、中小型水电项目方圆20公里范围内的无电乡村和无电户，探索由电站项目法人出资解决用电问题。有关费用列入水电项目工程概算。

　　4.研究扶持政策，多渠道筹集资金。一是积极争取国家有关部门、国家电网公司加大对我省无电地区电力建设的支持力度。二是研究财税支持政策。三是研究无电地区电价形成机制，确保群众用得起、电力企业供得起。四是落实中央和省加快藏区跨越式发展有关精神，积极协调金融机构支持扩大藏区能源项目和无电地区电力建设信贷规模，提供优惠贷款，降低无电地区电力建设项目财务成本。五是加强协调配合，创造良好建设环境。六是研究无电地区电力建设运营可持续发展机制。

　　5.加强运营管理，提高职工素质。针对无电地区技术力量薄弱、管理水平较低的困难，由省级电力企业负责定期指导、培训无电地区电力职工，提高职工素质，为无电地区特别是少数民族地区电力项目的设计、施工、运营、管理等提供技术保障。

　　附件：1.四川省无电情况分县统计表（略）

　　2.四川省“十二五”无电地区电力建设项目分县汇总表（略）