圍繞貫徹落實《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9 號），破解制約我省電力行業發展中的深層次矛盾和體制機制障礙，促進我省電力行業健康可持續發展，我省擬啟動電力體制改革綜合試點，為下一步全面深化電力體制改革積累經驗。為有力有序推動改革綜合試點，特制定本方案。

一、改革重要性和緊迫性

（一）四川省電力行業改革發展取得的成效。自 2002年電力體制改革實施以來，在黨中央、國務院領導下，我省電力行業破除了獨家辦電的體制束縛，實現了廠網分開，電力產業發展步伐加快，電力普遍服務水平不斷提升，電力市場主體多元競爭的格局初步形成。截至 2015 年，全省發電裝機容量達 8672.88 萬千瓦，居全國第 4 位，其中水電和新能源裝機占 81.3%。2015 年全省發電量達 3209 億千瓦時，居全國第 5 位，全年外送電量 1226.59 億千瓦時，居全國第4 位。“四直四交”的跨省跨區聯網格局初步建立。農村無電人口用電問題全面解決。發電側多元競爭格局初步形成，目前全省擁有數量眾多、性質各異的發電企業 3389 家，其中水電企業 3223 家。直購電試點范圍不斷擴大，2015 年大用戶直購電達 280 億千瓦時，占全省總用電量的 14.3%。

（二）四川省電力發展存在的突出矛盾和問題。由于復雜的電源結構、電網結構、電價構成及歷史因素影響等原因，我省電力行業可持續發展仍存在一些突出矛盾和問題。一是電力配售體制復雜，供電主體服務能力參差不齊，部分縣（市、區）電力基礎設施建設滯后，電力服務質量有待提高。二是豐水期富余水電消納矛盾突出，豐水期棄水棄電問題日益嚴重。2015 年我省水電豐水期的調峰棄水電量達 102 億千瓦時。三是電力市場化交易機制和電價形成機制尚未健全完
善，電價難以及時反映用電成本、市場供求狀況和環境保護支出，易導致電力資源配置發生扭曲和錯配。

（三）開展電力體制綜合改革試點的必要性。新一輪電力體制改革既是事關我省能源安全和經濟社會發展大局的重大戰略，也是貫徹創新、協調、綠色、開放、共享發展理念，推進供給側結構性改革的重要內容，是能源領域市場化改革的重大突破，對充分發揮市場對電力資源配置的決定性作用、促進我省電力行業健康可持續發展具有重要意義。通過有序放開發用電計劃，建立公平、公正和規范的市場交易機制，放開輸配以外的競爭性環節電價，推動發電和售電側形成有效競爭，有利于促進我省電力資源優化配置，推動我省電力結構優化升級，進而加快我省結構調整和產業升級步伐。

二、總體目標和基本原則

（一）總體目標。

貫徹落實黨的十八大、十八屆三中、四中和五中全會精神，按照中央進一步深化電力體制改革的總體部署，堅持社會主義市場經濟改革方向，立足四川實際，以市場化交易為主線，以確保安全可靠供電、優先保障民生用電和清潔能源發電為前提，按照“三放開、一獨立、三強化”思路，有序放開輸配以外的競爭性環節電價，有序放開公益性和調節性以外的發用電計劃，有序向社會資本放開配售電業務，培育獨立市場主體，組建相對獨立的省級電力交易機構，推進建立公平規范的電力市場交易平臺，進一步強化電力統籌規劃，進一步強化電力安全高效運行和可靠供應，進一步強化政府監管，探索建立主體多元、競爭有序、監管有力的電力交易
市場體系。

（二）基本原則。

1．堅持市場運作與政府引導相結合。充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，有序放開輸配以外的競爭性環節電價，穩步推進售電側改革，積極培育市場主體，完善電力市場交易和運行機制，逐步建立有效競爭的市場化電力交易格局和市場體系，促進電力資源的優化配置。切實發揮政府在電力規劃、統籌調節、市場監管以及保障民生中的作用，強化政策制定、宏觀指導和協調，推進電力事業健康發展。

2．堅持鼓勵競爭和保障民生相結合。按照“管住中間、放開兩頭”架構，鼓勵在發電側、售電側培育市場競爭主體，提高電力供應能力和服務客戶水平。同時，充分考慮企業和社會承受能力，妥善處理電價交叉補貼問題，保障居民、農業和重要公益事業等用電價格相對平穩。

3．堅持試點先行和積極穩妥相結合。立足我省電力行業發展現狀，在條件相對較好、矛盾相對較小的地區或企業先行開展改革試點，及時解決改革試點中出現的新情況、新問題，及時總結可供推廣的經驗，同時做好應急處置預案，確保試點期間電力系統安全可靠運行。待時機成熟，再逐步擴大試點范圍和全面推開，確保改革平穩推進。

4．堅持高效運行和可靠供應相結合。以建立統一開放、競爭有序的電力市場為目標，組建相對獨立的交易機構，完善電力交易平臺，提升電力系統運行效率，同時遵循電力商品的技術經濟規律，保障電力系統安全穩定運行和電力可靠供應。

5．堅持綠色發展和市場培育相結合。立足我省電源特性，構建清潔低碳、安全高效的現代能源體系。充分利用跨區資源配置機制，積極促進富余清潔能源消納，積極培育省內市場，促進新能源和傳統能源統籌發展和有序替代。

三、重點任務

（一）穩妥推進電價改革試點。

1．有序推進輸配電價摸底測算和成本監審。全面調查摸清電網輸配電資產、負債、成本和收益情況，開展輸配電價成本調查及各電壓等級輸配電價水平測算。按照國家發展改革委、國家能源局印發的輸配電定價成本監審辦法，在國家發展改革委統一組織下，開展我省輸配電定價成本監審工作。待國家審核通過我省輸配電定價成本監審意見后，抓緊研究測算首個監管周期內我省電網企業的準許收入和各電壓等級輸配電價格。積極爭取國家支持，妥善解決民族地區政策性電網的建設、運營成本。抓緊制定我省輸配電價改革試點方案，以國網省電力公司的合理共用網絡輸配電服務資產和業務為基礎，按照“準許成本加合理收益”原則，分電壓等級核定并適時公布國網省電力公司和地方電網共用網絡輸配電服務價格。用戶和售電主體按照其接入的電網電壓等級所對應的輸配電價支付過網費用。建立健全輸配電價監管方式，設置輸配電價監管周期，建立平衡賬戶，加強對電網輸配電總收入和價格水平的監管，建立激勵約束機制，推動電網企業提升管理和運營效率。加大電網企業躉售電價和保底電價監管力度，探索電網企業承擔保底供電服務的兜底機制。

2．妥善處理電價交叉補貼。結合電價改革進程，系統梳理并逐步配套改革不同電力用戶、不同電壓等級、不同電源之間的交叉補貼。輸配電價改革過渡期間，由電網企業申報現有各類用戶電價的交叉補貼數額，經政府價格主管部門審定后，通過輸配電價回收。輸配電價改革后，測算并單列居民、農業、重要公用事業和公益性服務等享受的交叉補貼以及工商業用戶承擔的交叉補貼。探索創新電價交叉補貼額度的平衡補償機制。

3．探索建立公益性以外的發售電價格由市場形成機制。支持鼓勵具備條件的發電企業、獨立售電主體和電力用戶開展電力直接交易，通過簽訂購售電協議、參與電力交易機構組織的集中競價等方式，自主確定市場交易價格。已核定輸配電價的地區，參與電力直接交易的用戶購電價格由市場交易價格、輸配電價（含線損、交叉補貼）、政府性基金及附加三部分組成，暫未單獨核定輸配電價的地區，可采取保持電網購銷差價不變的方式開展電力直接交易。其余未參加直接交易的上網電量，以及居民、農業和重要公用事業和公益性服務等用電繼續執行政府定價。

4．探索兩部制定價機制。在我省電力市場建設初期，承擔調峰職能的存量燃煤機組納入電力電量平衡序列，探索推行容量電價加電量電價相結合的兩部制電價。在我省電力市場功能日趨完善，長期備用服務市場交易機制建立后，探索通過長期備用服務交易對燃煤機組提供的備用容量服務予以補償。

（二）電力交易市場化改革試點。

1．完善電力市場化交易機制。規范和明確市場主體準入標準。按照接入電壓等級、節能減排水平、產業政策等條件確定并公布可參加電力市場直接交易的發電企業、售電企業和電力用戶準入標準。鼓勵符合條件的發電企業、售電企業和電力用戶參與市場交易。建立電力市場主體注冊制度。有意參加電力交易的發電企業、售電企業和用戶須在省級電力交易平臺注冊后，方能通過交易平臺開展直接交易，省政府定期公布注冊的市場主體目錄，并對目錄實施動態監管。分階段有序推進我省電力市場建設。電力市場建設初期（2020 年前）主要任務是，制定電力市場運營和交易規則，建立電力市場交易技術支持系統，規范和完善中長期電能量交易，推動建立偏差電量調整交易機制，初步建立用戶參與的輔助服務補償新機制，完善跨區跨省交易機制，建立促進可再生能源消納的市場機制，以及有效的市場監管、風險防控機制和市場信用體系，初步建立較為完善的電力市場。電力市場建設中期（2024 年前）主要任務是，加快現貨市場建設，推動建立以中長期差價合同管理市場風險、全電量集中競價的現貨市場發現價格的電力市場模式，擴大資源優化配置范圍，豐富市場交易品種，開展電能量現貨交易、日前輔助服務交易、長期備用容量等交易，探索零售市場競爭和電力期貨、期權等金融衍生品交易。電力市場建設后期（2024年及以后）主要任務是，建立開放的市場框架，進一步實現與其他省、區域電力市場的融合。建立健全有效的電力市場安全校核、緊急事故處理和市場干預機制，確保電力交易與供應安全。

完善電力市場輔助服務交易機制。結合電力市場建設進程，開展中長期市場輔助服務交易和現貨市場輔助服務交易。中長期輔助服務交易以招投標方式為主，采用價格優先的原則，由調度機構根據系統安全運行需要購買無功和黑啟動等服務；現貨市場調頻、備用和啟機等輔助服務由調度機構按價格優先的市場機制購買，由購電主體承擔。完善跨省跨區電力交易機制。推動與其他電力市場和交易平臺的對接融合，積極推進我省電力市場向區域電力市場、省級電力交易中心向區域交易中心轉變。加大外送通道建設，積極爭取增加跨省跨區送受電的國家計劃，通過省際或區域間整體協商方式積極支持我省水電等清潔能源外送，跨省跨區送受電中的國家計劃、地方政府協議送電量優先發電，其他跨省跨區送受電參與電力市場交易，鼓勵省內發電企業、電力用戶、售電主體等以中長期交易為主，通過競爭參與跨省跨區送受電。

2．組建相對獨立的電力交易機構。組建股份制四川電力交易中心，對現有的交易中心進行股份制改造。將原由電網企業承擔的電力交易業務與其他業務分離，實行獨立核算。引入具有電力市場設計、電子化集中交易等方面經驗和能力的第三方參與交易機構的建設。建立健全電力交易機構的信息發布制度，實時公布電網信息、通道信息和交易信息。電力交易機構主要負責電力交易平臺的建設、運營和管理，市場交易的組織，匯總市場主體自主簽訂的雙邊合同，提供結算依據及相關服務，市場主體注冊管理及交易信息的披露發布。交易機構按照章程履行自律自治管理職責，其日常運作不受市場主體干預，接受電力市場管理委員會監管和社會監督。在交易機構注冊的發電企業、電網企業、售電主體和電力用戶同時成為電力交易市場主體。交易機構通過向市場主體收取交易服務費的方式維持日常運作。搭建電力交易平臺。按照國家有關技術標準，建設我省電力交易平臺。全省統一的電力交易平臺搭建完成前，在已開展大用戶直購電試點基礎上，鼓勵和引導市場主體間開展直接交易，自行協商簽訂交易合同。全省統一的電力交易平臺搭建完成后，積極引導市場主體依托平臺參與掛牌交易和集中競價交易，支持年度優先電能量合同、市場合同電量依托平臺開展交易。組建電力市場管理委員會。由在電力交易機構注冊的電網企業、發電企業、售電企業、電力用戶等按類別派代表組建電力市場管理委員會，負責研究討論電力交易機構的章程、交易和運營規則，協調電力市場相關事宜。電力市場管理委員會實行按市場主體類別投票表決等合理議事機制，四川能源監管辦、省發展改革委、省經濟和信息化委、省能源局派員參加市場管理委員會有關會議，電力市場管理委員會審議結果經審定后執行，四川能源監管辦、省發展改革委、省經濟和信息化委、省能源局可行使否決權，并根據職能職責分工履行電力監管職責，加強對電力交易和電力調度執行市場規則情況的監管。科學界定電力交易機構和電力調度機構的職能職責。電力交易機構主要負責市場主體注冊管理、組織實施電力市場交易、編制交易計劃，提供結算依據，根據市場規則確定的激勵和約束機制要求，通過事后結算實現經濟責任分擔。電力調度機構主要負責日內即時交易、實時平衡和系統安全。電力調度機構向交易平臺提供安全約束條件和基礎數據，進行安全校核，制定并執行調度計劃，及時公布執行結果，向交易各方說明實際執行與交易計劃之間產生偏差原因。現貨市場建設初期，日前交易由電力調度機構組織，在現貨交易具備條件后，將日前交易適時移交電力交易機構。

（三）有序放開發用電計劃改革試點。

1．建立優先購電制度。細化完善我省的有序用電方案，在編制方案時將農業用電、居民生活用電、重要公用事業和公益性服務用電納入優先保障范圍，出現電力缺口或重大突發事件時，其他電力用戶按照有序用電方案確定的順序及相應比例分擔限電義務。納入優先用電保障的用戶按照政府定價優先購買電力電量。通過開展需求側管理試點，推廣需求側響應等途徑，健全優先購電保障機制。

2．建立優先發電制度。將納入規劃的風能、太陽能、生物質能等可再生能源發電，滿足電網安全及調峰調頻電量納入一類優先發電保障范圍，跨省跨區送受電中的國家計劃、地方政府協議送電、水電、余熱余氣余壓發電、超低排放燃煤機組發電等納入二類優先發電保障范圍，通過充分安排年度發電量計劃嚴格執行予以保障。結合我省實際，按照兼顧經濟性和調節性的原則，進一步細化年度發電量計劃，合理確定各類電源發電的優先順序。通過充分預留發電空間、加強出力預測和電力外送消納等途徑，健全優先發電保障機制。

3．建立健全電力電量平衡機制。做好本地區電力供需平衡情況和總發用電量預測，測算跨省跨區送受電電量(含優先發電部分、市場交易部分)，科學測算本地區平均發電利用小時數。在制定年度發電計劃時，根據電力市場直接交易情況扣除相應發電容量。在滿足安全和供熱等約束條件下，組織發電企業通過自主協商或集中撮合等方式實施替代發電，促進節能減排。

4．探索有序放開發用電計劃。根據我省電力發展實際，在確保電力系統安全可靠運行、供需平衡和保障優先購電、優先發電前提下，通過逐步增大直接交易比例，分階段分步驟放開發用電計劃。根據有序放開發用電計劃試點工作安排，分階段、分步驟實現相應電壓等級的工商業電力用戶、發電企業和享有優先發（用）電權的市場主體進入市場開展交易。隨著用電逐步放開，相應放開一定比例發電容量參與市場交易。探索形成參與直接交易的發電能力和用電量間的合理比例關系，確保用戶用電特性穩定、避免電力市場非理性競爭。

（四）放開售電側改革試點。

1．積極培育配售電業務主體。有序開展售電側市場主體申報和注冊，將符合市場主體準入條件并已開展直購電交易的市場主體直接納入售電側市場主體，支持和鼓勵具備條件的電網企業、發電企業和其他社會資本等各類市場主體投資設立售電企業。積極推動擁有分布式電源的用戶、節能服務公司、能源需求側管理機構及供水、供氣等公共服務部門從事市場化售電業務，多途徑培育參與售電側競爭的市場主體。按照循序漸進、風險可控的原則，選定一定范圍和區域開展售電側市場化交易試點。

2．開展社會資本投資增量配電業務試點。有序向符合條件的市場主體放開試點區域的增量配電投資業務，鼓勵以混合所有制方式發展配電業務。保障電網公平無歧視開放，確保社會資本投資的增量配電網公平接入。擁有配電網運營權的售電企業同時擁有供電營業區內與電網企業相同的權利，并切實履行相同的責任和義務。國網四川省電力公司以外的存量配電資產視同增量配電業務，按照實際覆蓋范圍劃分配電區域。

3．引導售電側市場主體積極參與市場交易。在未核定輸配電價的地區，采取電網購銷差價不變的方式，引導電力用戶、發電企業、售電企業自主開展雙邊交易。在輸配電價已核定且省級電力交易平臺搭建完成后，引導售電側市場主體通過電力交易平臺參與市場化交易。

4．探索建立售電側市場主體準入和退出機制。按照國家統一要求，研究建立我省售電側市場主體準入和退出機制。建立市場主體目錄并進行動態管理。推動建立電力市場主體信用評價體系和評價制度，對違反國家有關法律法規及嚴重違反交易規則須強制退出的市場主體，建立黑名單制度，并向社會公示。

（五）加強和規范燃煤自備電廠管理。

1．承擔社會責任。企業自備電廠自發自用電量按規定繳納政府性基金，擁有并網自備電廠的企業，按約定的備用容量繳納系統備用費。自備電廠應安裝脫硫、脫硝、除塵等環保設施，確保滿足大氣污染物排放標準和總量控制要求，并安裝污染物自動監控設備，與當地環保、監管和電網企業等部門（單位）聯網。

2．科學規劃建設。除以熱定電的熱電聯產項目外，原則上不再新（擴）建自備電廠項目。公用電廠不得違規轉為企業自備電廠。

3．鼓勵參與市場交易。引導擁有燃煤自備電廠的企業，運用市場機制減少自發自用電量，增加市場購電量，逐步實現清潔能源替代燃煤發電。支持具備條件的并網燃煤自備電廠成為合格發電市場主體，有序推進其自發自用以外的電量按交易規則參與市場化的電力交易。

四、改革綜合試點組織實施

（一）加強組織領導和統籌協調。建立由分管發展改革、能源工作的省領導任召集人，省發展改革委、省經濟和信息化委、財政廳、環保廳、水利廳、省國資委、四川能源監管辦、省能源局等省直有關部門和省內主要電力企業參加的全省深化電力體制改革工作聯席會議制度。聯席會議辦公室設在省發展改革委，負責統籌協調和日常工作。聯席會議各成員單位要完善工作運行機制，確定專門工作機構和人員，明確職責和任務分工，確保電力體制綜合改革試點順利開展。

（二）注重改革任務的督促落實。嚴格按照經批準的改革試點方案和各項改革任務推進計劃要求，制定配套的改革試點實施方案，明確時間節點、牽頭部門和責任人，加強對試點工作的督促檢查和具體指導，切實推動各項改革任務落實到位。適時開展調研，及時解決試點推進中存在的問題。

（三）積極營造改革氛圍。切實做好深化電力體制改革的輿論引導工作，加強與新聞媒體的溝通協調，廣泛宣傳相關政策規定，充分調動各方積極性，凝聚共識，形成工作合力。

（四）扎實穩妥有序推進。按照穩妥有序、協同配合的原則，分步驟分階段推進綜合改革試點。在先行試點并及時總結經驗基礎上逐步推開輸配電價改革、售電側改革、電力交易市場建設等重大改革事項。