国家发改委批复四川省电力体制改革综合试点方案（附全文）

科学界定电力交易机构和电力调度机构的职能职责。电力交易机构主要负责市场主体注册管理、组织实施电力市场交易、编制交易计划，提供结算依据，根据市场规则确定的激励和约束机制要求，通过事后结算实现经济责任分担。电力调度机构主要负责日内即时交易、实时平衡和系统安全。电力调度机构向交易平台提供安全约束条件和基础数据，进

行安全校核，制定并执行调度计划，及时公布执行结果，向交易各方说明实际执行与交易计划之间产生偏差原因。现货市场建设初期，日前交易由电力调度机构组织，在现货交易具备条件后，将日前交易适时移交电力交易机构。

（三）有序放开发用电计划改革试点。

1．建立优先购电制度。细化完善我省的有序用电方案，在编制方案时将农业用电、居民生活用电、重要公用事业和公益性服务用电纳入优先保障范围，出现电力缺口或重大突发事件时，其他电力用户按照有序用电方案确定的顺序及相应比例分担限电义务。纳入优先用电保障的用户按照政府定价优先购买电力电量。通过开展需求侧管理试点，推广需求侧响应等途径，健全优先购电保障机制。

2．建立优先发电制度。将纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电，满足电网安全及调峰调频电量纳入一类优先发电保障范围，跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电、水电、余热余气余压发电、超低排放燃煤机组发电等纳入二类优先发电保障范围，通过充分安排年度发电量计划严格执行予以保障。结合我省实际，按照兼顾经济性和调节性的原则，进一步细化年度发电量计划，合理确定各类电源发电的优先顺序。通过充分预留发电空间、加强出力预测和电力外送消纳等途径，健全优先发电保障机制。

3．建立健全电力电量平衡机制。做好本地区电力供需平衡情况和总发用电量预测，测算跨省跨区送受电电量(含优先发电部分、市场交易部分)，科学测算本地区平均发电利用小时数。在制定年度发电计划时，根据电力市场直接交易情况扣除相应发电容量。在满足安全和供热等约束条件下，组织发电企业通过自主协商或集中撮合等方式实施替代发电，促进节能减排。

4．探索有序放开发用电计划。根据我省电力发展实际，在确保电力系统安全可靠运行、供需平衡和保障优先购电、优先发电前提下，通过逐步增大直接交易比例，分阶段分步骤放开发用电计划。根据有序放开发用电计划试点工作安排，分阶段、分步骤实现相应电压等级的工商业电力用户、发电企业和享有优先发（用）电权的市场主体进入市场开展交易。随着用电逐步放开，相应放开一定比例发电容量参与市场交易。探索形成参与直接交易的发电能力和用电量间的合理比例关系，确保用户用电特性稳定、避免电力市场非理性竞争。

（四）放开售电侧改革试点。

1．积极培育配售电业务主体。有序开展售电侧市场主体申报和注册，将符合市场主体准入条件并已开展直购电交易的市场主体直接纳入售电侧市场主体，支持和鼓励具备条件的电网企业、发电企业和其他社会资本等各类市场主体投资设立售电企业。积极推动拥有分布式电源的用户、节能服务公司、能源需求侧管理机构及供水、供气等公共服务部门从事市场化售电业务，多途径培育参与售电侧竞争的市场主体。按照循序渐进、风险可控的原则，选定一定范围和区域开展售电侧市场化交易试点。

2．开展社会资本投资增量配电业务试点。有序向符合条件的市场主体放开试点区域的增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。保障电网公平无歧视开放，确保社会资本投资的增量配电网公平接入。拥有配电网运营权的售电企业同时拥有供电营业区内与电网企业相同的权利，并切实履行相同的责任和义务。国网四川省电力公司以外的存量配电资产视同增量配电业务，按照实际覆盖范围划分配电区域。

3．引导售电侧市场主体积极参与市场交易。在未核定输配电价的地区，采取电网购销差价不变的方式，引导电力用户、发电企业、售电企业自主开展双边交易。在输配电价已核定且省级电力交易平台搭建完成后，引导售电侧市场主体通过电力交易平台参与市场化交易。

4．探索建立售电侧市场主体准入和退出机制。按照国家统一要求，研究建立我省售电侧市场主体准入和退出机制。建立市场主体目录并进行动态管理。推动建立电力市场主体信用评价体系和评价制度，对违反国家有关法律法规及严重违反交易规则须强制退出的市场主体，建立黑名单制度，并向社会公示。

（五）加强和规范燃煤自备电厂管理。

1．承担社会责任。企业自备电厂自发自用电量按规定缴纳政府性基金，拥有并网自备电厂的企业，按约定的备用容量缴纳系统备用费。自备电厂应安装脱硫、脱硝、除尘等环保设施，确保满足大气污染物排放标准和总量控制要求，并安装污染物自动监控设备，与当地环保、监管和电网企业等部门（单位）联网。

2．科学规划建设。除以热定电的热电联产项目外，原则上不再新（扩）建自备电厂项目。公用电厂不得违规转为企业自备电厂。

3．鼓励参与市场交易。引导拥有燃煤自备电厂的企业，运用市场机制减少自发自用电量，增加市场购电量，逐步实现清洁能源替代燃煤发电。支持具备条件的并网燃煤自备电厂成为合格发电市场主体，有序推进其自发自用以外的电量按交易规则参与市场化的电力交易。

四、改革综合试点组织实施

（一）加强组织领导和统筹协调。建立由分管发展改革、能源工作的省领导任召集人，省发展改革委、省经济和信息化委、财政厅、环保厅、水利厅、省国资委、四川能源监管办、省能源局等省直有关部门和省内主要电力企业参加的全省深化电力体制改革工作联席会议制度。联席会议办公室设在省发展改革委，负责统筹协调和日常工作。联席会议各成员单位要完善工作运行机制，确定专门工作机构和人员，明确职责和任务分工，确保电力体制综合改革试点顺利开展。

（二）注重改革任务的督促落实。严格按照经批准的改革试点方案和各项改革任务推进计划要求，制定配套的改革试点实施方案，明确时间节点、牵头部门和责任人，加强对试点工作的督促检查和具体指导，切实推动各项改革任务落实到位。适时开展调研，及时解决试点推进中存在的问题。

（三）积极营造改革氛围。切实做好深化电力体制改革的舆论引导工作，加强与新闻媒体的沟通协调，广泛宣传相关政策规定，充分调动各方积极性，凝聚共识，形成工作合力。

（四）扎实稳妥有序推进。按照稳妥有序、协同配合的原则，分步骤分阶段推进综合改革试点。在先行试点并及时总结经验基础上逐步推开输配电价改革、售电侧改革、电力交易市场建设等重大改革事项。

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