（三）组建相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台。

　　1．组建山东电力交易中心。组建股份制电力交易中心，

　　对现有的交易中心进行股份制改造，相对独立运行；交易中心高级管理人员依法依规产生；后期根据市场发展需要，视情况采取股份制方式逐步完善交易中心的组织治理结构。交易中心作为全省电力交易的市场平台，依法依规开展省内外电力交易业务，并做好与电力调度的衔接。

 

　　2．完善电力交易中心功能。按照政府批准的章程、规则和有关技术标准，电力交易中心在山东能源监管办和政府有关部门的监管下主要负责电力交易平台的建设、运营、管理；负责市场交易组织，提供结算依据和相关服务，汇总用户与发电企业自主签订的双边合同；负责市场主体注册和相应管理，披露和发布市场信息等。交易中心可按省级价格主管部门核定的标准向市场主体收取交易手续费。

 

　　3．设立市场管理委员会。成立由发电企业、电网企业、售电企业、电力用户等市场主体按类别推荐代表组成的交易中心市场管理委员会。市场管理委员会属市场主体的自治性议事协调机构，办事机构设在交易中心，主要负责向交易中心提出电力市场方面的专业建议，参与研究讨论交易中心的章程、运营规则和相关实施细则，推荐交易中心高级管理人员，听取和反映市场主体诉求，提出涉及市场主体利益的重要事项和合理意见建议，不干涉交易中心的正常经营。在交易中心组建和试运行阶段，市场管理委员会由省发展改革委、省经济和信息化委等部门和山东能源监管办负责召集组建，待交易中心正式运行后，逐步完善市场管理委员会的人员构成和相关议事规则。

 

　　4．改革和规范电网企业运营模式。根据市场经济规律和电力技术特性，电网企业主要从事电网投资运行、电力调度输送，保障电网公平无歧视开放，履行电力普遍服务义务，确保电网系统安全。改革电网企业运营模式，规范投资和资产管理，实行按照政府核定的输配电价收取过网费的方式，确保稳定的收入来源和收益水平，不再以上网电价和销售电价价差作为收入来源。

 

　　（四）推进发用电计划改革，更多发挥市场机制的作用。

　　1．有序放开发用电计划。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。除公益性、调节性电量外，在确保电网稳定运行和可再生能源电力消纳的前提下，尽快放开其他电量。新增企业用户和新核准的发电机组原则上都要参与电力市场交易。

 

　　2．建立优先发电制度。坚持节能减排和清洁能源优先上网的原则，保障可再生能源优先发电顺序，确保规划内的风能、太阳能、水能、生物质能等清洁能源发电和常规机组调峰调频电量按照政府定价优先上网，并留足电量计划空间，促进清洁能源多发满发。

 

　　3．建立优先购电制度。合理确定优先购电的用户范围，保障全省农业、重要公用事业、公益性服务行业以及居民生活等无议价能力用户优先购电。列入优先保障序列的用户，原则上不纳入需求侧有序用电范畴，暂不参与市场竞争，通过用电计划予以保障。

 

　　4．加强电力需求侧管理和电力应急机制建设。按照常态化和精细化原则，引导用户实施电力需求侧管理，通过加强能效管理、实施需求响应等手段，进一步优化电力资源配置，提高电能利用效率和效益，实现科学、节约、有序、高效、智能用电。加强电力应急能力建设，提升应急响应水平，确保电力供需紧张状态下重点用电需求，保障电力供应安全稳定可靠。

 

　　（五）稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开售电业务。

　　1．鼓励社会资本投资新增配电业务。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，探索社会资本投资配电业务的有效途径，逐步向符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。国网山东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。

 

　　2．建立售电主体准入和退出机制。按照符合技术、安全、环保、节能标准和承担社会责任的要求，科学界定售电主体条件，建立和规范售电主体的市场准入和退出规则。每年向社会公布售电主体清单，并实行动态管理。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，确保无议价能力用户也有电可用；负责收费、结算、归集交叉补贴，代收政府性基金，并按规定及时向有关发电公司和售电公司支付电费，保障电费资金安全。

 

　　3．多途径培育售电主体。允许符合条件的高新产业园区或经济技术开发区、发电企业投资和组建售电公司，允许拥有分布式电源的用户和微网系统参与电力交易。鼓励社会资本投资成立售电公司，鼓励公共服务行业和能源服务公司从事售电业务。

 

　　4．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，与发电企业、电网企业和用户依法签订合同，明确相应的权利和义务，按规定约定相关事项，严格按照国家有关规定承担政府性基金、政策性交叉补贴、社会责任等义务。拥有配电网运营权的售电公司承担保底供电服务职责。

 

　　（六）  开放电网公平接入，建立分布式电源发展新机制。

　　1．积极发展分布式电源。分布式电源主要采用“自发自用、余量上网、电网调节”的运营模式。在确保安全的前提下，积极发展融合先进储能技术、信息技术的微电网和智能电网技术，提高系统消纳能力和能源利用效率。积极开展分布式电源项目的各类试点和示范。放开用户侧分布式电源建设，支持企业、机构、社区和家庭根据各自条件，因地制宜投资建设太阳能、风能、生物质能发电以及燃气“热电冷”联产等各类分布式电源，准许接入各电压等级的配电网络和终端用电系统。鼓励专业化能源服务公司与用户合作或以“合同能源管理”模式建设分布式电源。

 

　　2．完善并网运行服务。完善接入电网的技术标准、工程规范和相关管理办法，支持新能源、可再生能源、节能降耗和资源综合利用机组上网，做好新能源和可再生能源发电与电网以及其他电源的有效衔接，依照规划认真落实可再生能源发电保障性收购制度，解决好无歧视、无障碍上网问题。

 

　　（七）  加强和规范自备电厂监督管理，推动自备电厂转型升级。

　　1．规范自备电厂建设管理。新（扩）建燃煤自备电厂项目（除背压机组和余热、余压、余气利用机组外）要统筹纳入国家依据总量控制制定的火电建设规划。自备电厂建设过程中要严格执行火电建设相关产业政策和能效、水效、环保、安全质量等各项标准。

 

　　2．加强自备电厂运营管理。坚持鼓励竞争、公平竞争，维护电力市场秩序。拥有自备电厂的企业，应按规定承担国家依法合规设立的政府性基金，以及政策性交叉补贴，合理缴纳系统备用费。规范现有自备电厂成为合格市场主体，允许其在公平承担发电企业社会责任的条件下参与电力市场交易。鼓励有条件并网的自备电厂并网运行，并网自备电厂要根据自身负荷和机组特性参与电网调峰，并按照“两个细则”进行电网辅助服务考核与补偿。积极探索促进现有“孤网” 规范运行并健康发展的有效途径和方式。

 

　　3．加快推进自备电厂升级改造。加快推进全省自备电厂超低排放等环保改造，确保稳定达到相应阶段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联网。对达不到环保等政策标准要求且不实施改造或不具备改造条件的，逐步淘汰关停。

 

　　（八）加强电力统筹规划和科学监管，提高电力安全可靠水平。

　　1．加强电力行业特别是电网的统筹规划。政府有关部门要认真履行电力规划职责，优化电源与电网布局，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。加快扶贫电网改造升级，深入实施“彩虹工程”，提高服务城乡居民用电能力。电力规划应充分考虑资源环境承载力，依法开展规划的环境影响评价。规划经法定程序审核后，要向社会公开。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。

 

　　2．减少和规范电力行业行政审批。进一步简政放权，承接并落实好国家取消、下放的电力项目审批权限，明确审核条件和标准，规范简化审批程序，加强事中和事后监管，保障电力发展战略、政策和标准有效落实。

 

　　3．加强电力行业及相关领域科学监督。完善电力监管组织体系，创新监管措施和手段，有效开展电力交易、调度、供电服务和安全监管，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，切实保障新能源并网接入，促进节能减排，保障居民供电和电网安全可靠运行。加强和完善行业协会自律、协调、监督、服务的功能，充分发挥其在政府、用户和企业之间的桥梁纽带作用。

 

　　4．建立健全电力市场主体信用体系。建立电力市场主体信用评价制度，将相关企业的法定代表人或主要负责人、从业人员信用记录纳入全省公共信用信息平台，严格守信激励和失信惩戒制度，使各类企业的信用状况透明、可追溯、可核查。加大监管力度，对违法失信行为予以公开，对违法失信行为严重且影响电力安全的，要实行严格的行业禁入措施。