电力体制改革：推进新一轮电力体制改革的重点任务

新一轮电力体制改革的重点任务，可以概括为“三放开、一独立、三加强”，即通过放开竞争性电价、放开发用电计划、放开配售电业务、搭建相对独立的交易平台，形成一个竞争性电力市场。同时，加强政府监管、统筹规划和电力安全可靠运行。

（一）有序放开竞争性电价

我国电力价格采用“三段式电价”机制，即电价由发电上网电价、输配电价和销售电价构成。放开价格是指放开竞争性环节电力价格，即把输配电价与发售电价在形成机制上分开—-输配电价单独核定，发电上网价格与售电价格由市场形成。

输配电价由政府核定，并向社会公布，接受社会监督。输配电价逐步过渡到按“准许成本十合理收益”原则，分电压等级核定，用户或售电主体按其接入电网的电压等级所对应的输配电价进行支付。

参与电力市场交易的发电企业上网电价，由用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定。参与电力市场交易的用户购电价格，由市场交易价格、输配电价(含线损)、政府性基金三部分组成。其他没有参与直接交易和竞价交易的上网电量，以及居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电，继续执行政府定价。

此外，电价交叉补贴数额通过输配电价回收。结合电价改革进程，配套改革不同种类电价之间的交叉补贴。在过渡期间，由电网企业申报现有各类用户电价间交叉补贴数额。

（二）有序放开发用电计划

推进电力市场改革，需要缩减计划发用电，市场交易才有空间。而缩减计划发用电要有序进行，即根据市场发育程度，直接交易的电量和容量不再纳入发用电计划。同时，鼓励新增工业用户和新核准的发机组参与电力市场交易，其用电量尽快实现以市场交易为主。

政府保留必要的公益性、调节性发用电计划，以确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电，确保电网安全运行，确保电网调峰调频，确保可再生能源发电优先收购。

（三）有序放开配售电业务

多途径培育市场主体，只体措施有：①鼓励社会资本投资成立售电主体允许其从发电企业购买电量向用户销售;②允许符合条件的高新产业园区或经济技术开发区，组建售电主体直接购电;③允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易;④鼓励供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司从事售电业务;⑤允许符合条件的发电企业投资和组建售电主体进入售电市场，从事售电业务。

赋予售电主体相应的权责：售电主体可以采取多种方式通过电力市场购电，包括向发电企业购电、通过集中竞价购电、向其他售电商购电等。电网企业应无歧视地向售电主体及其用户提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务，按约定履行保底供应商义务。售电主体、用户、其他相关方依法签订合同，明确相应的权利与义务，约定交易、服务、收费、结算等事项。鼓励售电主体创新服务，向用户提供包括合同能源管理、综合节能和用能咨询等增值服务。

鼓励社会资本投资配电业务。按照有利于促进配电网建设发展和提高配电运营效率的要求，积极探索社会资本投资配电业务的有效途径，逐步向合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。

（四）建立相对独立的电力交易机构

组建和规范运行电力交易机构。将原来由电网企业承担的交易业务与其业务分开，实现交易机构相对独立运行。电力交易机构不以营利为日的，按照政府批准的章程和规则为电力市场交易提供服务。

电力交易机构主要负责市场交易平台的建设、运营和管理，负责市场交易组织，提供结算依据和服务，汇总用户与发电企业自主签订的双边合同，负责市场主体的注册和相应管理，披露和发布市场信息等。

相关政府部门依据职责对电力交易机构实施有效监管。

（五）完善市场化交易机制

规范市场主体准入标准。按照接入电压等级、能耗水平、排放水平、产业政策以及区域差别化政策等确定并公布可参与直接交易的发电企业、售电主体和用户准入标准。准入标准确定后，省级政府按年公布当地符合标准的发电企业和售电主体目录，对用户目录实施动态监管。进入目录的发电企业、售电主体和用户可自愿到交易机构注册成为市场主体。按电压等级分期分批放开用户参与直接交易。

引导市场主体开展多方直接交易。对符合准入标准的发电企业、售电主体和用户赋予自主选择权，直接洽谈合同，实现多方直接交易，自主确定交易对象、电量和价格，按国家规定的输配电价向电网企业支付相应的过网费。短期和即时交易通过调度和交易机构实现。

鼓励建立长期稳定的交易机制。构建体现市场主体意愿、长期稳定的双边市场模式。直接交易双方通过自主协商决定交易事项，依法依规签订电网企业参与的三方合同。鼓励用户与发电企业之间签订长期稳定的合同，建立并完善实现合同调整及偏差电量处理的交易平衡机制。

建立辅助服务分担共享新机制。适应电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务的新要求，完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制。根据电网可靠性和服务质量，按照“谁受益、谁承担”的原则，建立用户参与的辅助服务分担共享机制。

完善跨省跨区电力市场交易机制。按照国家能源战略和经济、节能、环保、安全的原则，采取中长期交易为主、临时交易为补充的交易模式，推进跨省跨区电力市场化交易，促进电力资源在更大范围优化配置。建立规范的跨省跨区电力市场交易机制。积极开展跨省跨区辅助服务交易。

待条件成熟时，探索开展电力期货和电力场外衍生品交易，为发电企业、售电主体和用户提供远期价格基准和风险管理手段。

（六）加强电力统筹规划、加强电力科学监管、加强电力安全高效运行和可靠供应

切实加强电力行业特别是电网的统筹规划。政府有关部门认真履行电力规划职责，优化电源与电网布局，加强电力规划与电源等规划之间、全国电力规划与地方性电力规划之间的有效衔接。提升规划的覆盖面、权威性和科学性增强规划的透明度和公众参与度，各种电源建设和电网布局要严格规划，有序组织实施。建立规划实施检查、监督、评估、考核工作机制，保障电力规划的有效执行。

切实加强电力行业及相关领域的科学监管。完善电力监管组织体系，创新监管措施和手段，从电力交易、调度、供电服务和安全等方面进行监管。加强电网公平接入、电网投资行为、成本及投资运行效率监管，保障新能源并网接入，保障居民供电和电网安全可靠运行。

减少和规范电力行业的行政审批。进一步转变政府职能、简政放权，取消、下放电力项目审批权限，有效落实规划，明确审核条件和标准，规范简化审批程序，完善市场规则，保障电力发展战略、政策和标准有效落实。

此外，中发9号文还对完善并网运行服务、积极发展分布式能源、全面放开用户侧分布式电源市场、开展电力需求侧管理和能效管理、加强和规范自备电厂监督管理、建立健全市场主体信用体系、抓紧修订电力法律法规等方面做出了规定。