三、重点任务

　　（一）稳妥推进电价改革试点。

　　1．有序推进输配电价摸底测算和成本监审。全面调查摸清电网输配电资产、负债、成本和收益情况，开展输配电价成本调查及各电压等级输配电价水平测算。按照国家发展改革委、国家能源局印发的输配电定价成本监审办法，在国家发展改革委统一组织下，开展我省输配电定价成本监审工作。待国家审核通过我省输配电定价成本监审意见后，抓紧研究测算首个监管周期内我省电网企业的准许收入和各电压等级输配电价格。积极争取国家支持，妥善解决民族地区政策性电网的建设、运营成本。抓紧制定我省输配电价改革试点方案，以国网省电力公司的合理共用网络输配电服务资产和业务为基础，按照“准许成本加合理收益”原则，分电压等级核定并适时公布国网省电力公司和地方电网共用网络输配电服务价格。用户和售电主体按照其接入的电网电压等级所对应的输配电价支付过网费用。建立健全输配电价监管方式，设置输配电价监管周期，建立平衡账户，加强对电网输配电总收入和价格水平的监管，建立激励约束机制，推动电网企业提升管理和运营效率。加大电网企业趸售电价和保底电价监管力度，探索电网企业承担保底供电服务的兜底机制。

 

　　2．妥善处理电价交叉补贴。结合电价改革进程，系统梳理并逐步配套改革不同电力用户、不同电压等级、不同电源之间的交叉补贴。输配电价改革过渡期间，由电网企业申报现有各类用户电价的交叉补贴数额，经政府价格主管部门审定后，通过输配电价回收。输配电价改革后，测算并单列居民、农业、重要公用事业和公益性服务等享受的交叉补贴以及工商业用户承担的交叉补贴。探索创新电价交叉补贴额度的平衡补偿机制。

 

　　3．探索建立公益性以外的发售电价格由市场形成机制。支持鼓励具备条件的发电企业、独立售电主体和电力用户开展电力直接交易，通过签订购售电协议、参与电力交易机构组织的集中竞价等方式，自主确定市场交易价格。已核定输配电价的地区，参与电力直接交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价（含线损、交叉补贴）、政府性基金及附加三部分组成，暂未单独核定输配电价的地区，可采取保持电网购销差价不变的方式开展电力直接交易。其余未参加直接交易的上网电量，以及居民、农业和重要公用事业和公益性服务等用电继续执行政府定价。

 

　　4．探索两部制定价机制。在我省电力市场建设初期，承担调峰职能的存量燃煤机组纳入电力电量平衡序列，探索推行容量电价加电量电价相结合的两部制电价。在我省电力市场功能日趋完善，长期备用服务市场交易机制建立后，探索通过长期备用服务交易对燃煤机组提供的备用容量服务予以补偿。

 

　　（二）电力交易市场化改革试点。

　

　　1．完善电力市场化交易机制。规范和明确市场主体准入标准。按照接入电压等级、节能减排水平、产业政策等条件确定并公布可参加电力市场直接交易的发电企业、售电企业和电力用户准入标准。鼓励符合条件的发电企业、售电企业和电力用户参与市场交易。建立电力市场主体注册制度。有意参加电力交易的发电企业、售电企业和用户须在省级电力交易平台注册后，方能通过交易平台开展直接交易，省政府定期公布注册的市场主体目录，并对目录实施动态监管。分阶段有序推进我省电力市场建设。电力市场建设初期（2020 年前）主要任务是，制定电力市场运营和交易规则，建立电力市场交易技术支持系统，规范和完善中长期电能量交易，推动建立偏差电量调整交易机制，初步建立用户参与的辅助服务补偿新机制，完善跨区跨省交易机制，建立促进可再生能源消纳的市场机制，以及有效的市场监管、风险防控机制和市场信用体系，初步建立较为完善的电力市场。电力市场建设中期（2024 年前）主要任务是，加快现货市场建设，推动建立以中长期差价合同管理市场风险、全电量集中竞价的现货市场发现价格的电力市场模式，扩大资源优化配置范围，丰富市场交易品种，开展电能量现货交易、日前辅助服务交易、长期备用容量等交易，探索零售市场竞争和电力期货、期权等金融衍生品交易。电力市场建设后期（2024 年及以后）主要任务是，建立开放的市场框架，进一步实现与其他省、区域电力市场的融合。建立健全有效的电力市场安全校核、紧急事故处理和市场干预机制，确保电力交易与供应安全。

 

　　完善电力市场辅助服务交易机制。结合电力市场建设进程，开展中长期市场辅助服务交易和现货市场辅助服务交易。中长期辅助服务交易以招投标方式为主，采用价格优先的原则，由调度机构根据系统安全运行需要购买无功和黑启动等服务；现货市场调频、备用和启机等辅助服务由调度机构按价格优先的市场机制购买，由购电主体承担。

 

　　完善跨省跨区电力交易机制。推动与其他电力市场和交易平台的对接融合，积极推进我省电力市场向区域电力市场、省级电力交易中心向区域交易中心转变。加大外送通道建设，积极争取增加跨省跨区送受电的国家计划，通过省际或区域间整体协商方式积极支持我省水电等清洁能源外送，跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电量优先发电，其他跨省跨区送受电参与电力市场交易，鼓励省内发电企业、电力用户、售电主体等以中长期交易为主，通过竞争参与跨省跨区送受电。

 

　　2．组建相对独立的电力交易机构。组建股份制四川电力交易中心，对现有的交易中心进行股份制改造。将原由电网企业承担的电力交易业务与其他业务分离，实行独立核算。引入具有电力市场设计、电子化集中交易等方面经验和能力的第三方参与交易机构的建设。建立健全电力交易机构的信息发布制度，实时公布电网信息、通道信息和交易信息。电力交易机构主要负责电力交易平台的建设、运营和管理，市场交易的组织，汇总市场主体自主签订的双边合同，提供结算依据及相关服务，市场主体注册管理及交易信息的披露发布。交易机构按照章程履行自律自治管理职责，其日常运作不受市场主体干预，接受电力市场管理委员会监管和社会监督。在交易机构注册的发电企业、电网企业、售电主体和电力用户同时成为电力交易市场主体。交易机构通过向市场主体收取交易服务费的方式维持日常运作。

 

　　搭建电力交易平台。按照国家有关技术标准，建设我省电力交易平台。全省统一的电力交易平台搭建完成前，在已开展大用户直购电试点基础上，鼓励和引导市场主体间开展直接交易，自行协商签订交易合同。全省统一的电力交易平台搭建完成后，积极引导市场主体依托平台参与挂牌交易和集中竞价交易，支持年度优先电能量合同、市场合同电量依托平台开展交易。

 

　　组建电力市场管理委员会。由在电力交易机构注册的电网企业、发电企业、售电企业、电力用户等按类别派代表组建电力市场管理委员会，负责研究讨论电力交易机构的章程、交易和运营规则，协调电力市场相关事宜。电力市场管理委员会实行按市场主体类别投票表决等合理议事机制，四川能源监管办、省发展改革委、省经济和信息化委、省能源局派员参加市场管理委员会有关会议，电力市场管理委员会审议结果经审定后执行，四川能源监管办、省发展改革委、省经济和信息化委、省能源局可行使否决权，并根据职能职责分工履行电力监管职责，加强对电力交易和电力调度执行市场规则情况的监管。

 

　　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。