三、重點任務

　�。ㄒ唬┓�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�，F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。