（三）推进电力交易体制改革，开展市场化交易。
7、规范市场主体准入标准。严格按照《陕西省电力用户与发电企业直接交易实施办法》有关规定，确定并公布可参与直接交易的发电企业和用户准入标准。符合条件的发电企业、售电主体和用户可自愿到交易机构注册成为市场主体。电力交易机构每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。按电压等级分期分批放开用户参与直接交易，参与直接交易企业的单位能耗、环保排放均应达到国家标准，不符合国家产业政策以及产品和工艺属于淘汰类的企业不得参与直接交易。进一步完善和创新制度，支持环保高效特别是超低排放机组通过直接交易和科学调度增加发电量。
8、引导市场主体开展多方直接交易。有序探索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，确定交易对象、电量和价格，按照国家规定的输配电价向电网企业支付相应的过网费，直接洽谈合同，实现多方直接交易，短期和即时交易通过调度和交易机构实现，为工商业企业等各类用户提供更加经济、优质的电力保障。
9、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，任何部门和单位不得干预市场主体的合法交易行为。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。
10、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新要求，完善并网发电企业辅助服务考核新机制和补偿机制。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。用户可以结合自身负荷特性，自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同，约定各自的辅助服务权利与义务，承担必要的辅助服务费用，或按照贡献获得相应的经济补偿。具备条件时，逐步实施辅助服务市场化。
11、开展跨省跨区电力直接交易试点。建立完善的跨省跨区电力市场交易机制，加强与华中、西南等电力输入区域省份沟通协作，建立完善省际合作机制，更大程度地参与全国电力交易。鼓励省内发电企业与省外电力用户建立中长期电力合作关系，选择大容量、高效率、超低排放机组，开展与湖北省等周边省份跨省跨区电力直接交易试点，扩大市场化交易电量，丰富交易品种，积极推进我省煤炭向电力转化。打造神府、榆横、延安和彬长“西电东送”煤电基地，加快陕北至武汉特高压输电工程等外送电通道建设，扩大陕电外送规模，促进电力资源在更大区域范围优化配置。
（四）推进输配电价改革，完善市场定价机制。
12、制定输配电价改革试点方案。按照国家统一安排部署，参照已开展输配电价改革试点省份经验，结合陕西两家电网企业并存的实际情况，按照有利于推进电力市场化改革、有利于促进电网企业健康发展、有利于减轻社会用电负担等原则，合理确定试点范围，科学核定输配电价，研究拟定并及时报送适合我省电力体制特点的输配电价改革试点方案，经国家批准后组织实施。
13、开展输配电价成本监审工作。对省内电网企业输配电价成本进行调查摸底，密切配合国家开展对陕西电网的输配电价成本监审工作，明确监审范围，完善监审办法，从严核定成本费用，如期完成陕西电网输配电价成本监审工作。14、测算符合实际的输配电价标准。根据成本监审结果，在综合考虑电网企业输配电资产、成本、效益的基础上，按照“准许成本加合理收益”的原则，测算出陕西电网输配电价总水平和分电压等级输配电价标准，加快改变对电网企业的监管模式，逐步形成规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价体系。
15、推进电价交叉补贴改革。坚持保障民生、合理补偿、公平负担的原则，结合输配电价改革进程，配套改革不同种类电价之间的交叉补贴，逐步减少工商业内部交叉补贴，妥善处理居民、农业用户交叉补贴，逐步建立科学合理的销售电价分类体系。
16、完善输配电价管理政策。研究制定科学合理的输配电价管理办法，进一步加强电网企业成本监管，探索激励与约束相结合的方式方法，引导合理有效投资，促进企业节约成本、提高效率。加快推行输配电价与发售电价分开形成机制，有序放开上网电价和公益性以外销售电价。在放开竞争性环节电价之前，适时启动煤电价格联动机制，调整上网电价和销售电价，使电力价格更加灵敏反映市场变化情况。
（五）稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开售电业务。
17、鼓励社会资本投资增量配电业务。认真落实国家关于创新重点领域投融资机制的工作部署，积极吸引社会资本参与增量配电业务领域投资，促进国家电网陕西省电力公司、陕西省地方电力（集团）公司有序竞争、融合发展。有序向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，探索社会资本投资配电业务的有效途径，培育发展混合所有制配电主体。社会资本投资增量配电网绝对控股的，即拥有配电网运营权，同时拥有供电营业区内与电网企业相同权利，履行相同责任和义务。国网陕西省电力公司、陕西省地方电力（集团）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。
18、明确售电放开的市场准入条件。在国家确定的售电侧市场主体准入与退出标准、条件的基础上，结合陕西实际，依法确定符合技术、安全、环保、节能和社会责任要求的售电主体准入条件。售电主体必须具备独立法人资格、业务独立、信用良好、拥有与申请的售电规模和业务范围相适应的注册资本、设备、经营场所，以及具有掌握电力系统基本技术经济特征的相关专职专业人员。创新售电业务市场准入机制，以注册服务代替行政审批，实行“一注册、一承诺、一公示、三备案”。明确退出规则，加强市场监管，保障各相关方合法权益。
19、多途径培育市场主体。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。支持拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易。鼓励能源需求侧管理机构和供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司开展市场化售电业务。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。
20、明确市场主体权责。售电主体可通过电力市场，采取向发电企业、集中竞价和向其他售电商购电等多种方式购电。售电主体、电力用户、其他相关方依法签订合同，明确权利义务。鼓励售电主体创新服务，向电力用户提供合同能源管理、综合节能和用能咨询等增值服务。各种电力生产方式都要严格按照国家有关规定，承担电力基金、政策性交叉补贴、普遍服务、社会责任等义务。
(六)开放电网公平接入，建立可再生能源发展新机制。21、积极发展可再生能源和分布式能源。科学编制可再生能源开发利用规划，提高可再生能源消费比重和非水电可再生能源电量消费比重。鼓励因地制宜投资建设太阳能、风能、生物质能发电等可再生能源，优先安排可再生能源保障性发电。安排年度发电计划时，充分预留可再生能源发电空间，在保障电网安全稳定运行、可靠供电的前提下，优先安排发电。加强可再生能源发电与其他电源、电网的有效衔接，扩大外送可再生能源发电量比例，明确可再生能源电力接入、输送和消纳责任，建立确保可再生能源电力消纳的激励机制。
22、完善并网运行服务。坚持节能减排和清洁能源优先上网的原则，优先支持新能源、分布式能源、节能降耗和资源综合利用机组并网，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。建立保障可再生能源优先发电制度，确定优先发电企业类别，合理确定优先发电顺序。完善可再生能源消纳调峰补偿机制。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。
23、全面放开用户侧分布式电源市场。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。
24、加强和规范自备电厂建设管理。从强化规划引导、发展循环经济、延伸煤电产业链等方面，规范燃煤机组为主的自备电厂准入标准。新建燃煤自备电厂(除背压机组和余热、余压、余气利用机组外)应符合国家产业政策、总量控制规模、电力规划布局和国家节能环保排放标准。自备电厂应公平承担社会责任，履行相应的调峰义务，已运行自备电厂加快推进节能减排和淘汰落后机组步伐，确保稳定达标排放。对承担相应的政府性基金、政策性交叉补贴和系统备用费的现有自备电厂，在满足自备电厂参与市场交易的相关规定下，规范其成为合格市场主体，允许其在公平承担社会责任条件下参与电力市场交易。完善和规范余热、余压、余气、瓦斯抽排等资源综合利用类自备电厂支持政策，制定陕西省自备电厂建设管理办法。
(七)加强电力统筹规划和科学监管，提高电力安全可靠水平。
25、切实加强电力行业特别是电网的统筹规划。认真履行电力规划职责，加强电力规划与能源规划、地方性电力规划与全国电力规划之间的有效衔接。提升电力规划的权威性、科学性和覆盖面，配电网规划应重点满足本区域电力供应，合理布局变电设施，避免重复建设。农村电网改造规划应服务我省移民搬迁、城乡一体化和重点镇、文化旅游名镇建设以及县域工业园区发展等。增强规划的透明度和公众参与度，注重做到与城镇化规划、土地利用总体规划和文物、景区(点)等敏感目标相协调，并及时向社会公布。加大电力发展重大问题研究，依据资源环境承载能力，科学调控电力发展的规模和布局，建立规划监督、评估、考核机制，各种电源建设和电网布局严格按规划有序组织实施，增强规划的执行力。
26、切实加强电力行业及相关领域科学监管。严格执行国家法律法规和行业标准规范，创新监管模式，根据职能依法履行电力监管职责，开展对电力规划从编制到实施全过程监督和后评价工作。加强对电网公平接入、电网投资行为、成本及投资运行效率的监管。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。国家能源局西北监管局和陕西省电力行业管理部门对市场主体有关市场操纵力、公平竞争、电网公平开放、交易行为等情况实施监管。对电力交易中心和电力调度中心执行市场规则的情况实施监管。
27、建立健全市场主体信用体系。加强市场主体诚信建设，规范市场秩序。建立企业法人及其负责人、从业人员信用记录，将其纳入统一的信用信息平台，使各类企业的信用状况透明、可追溯、可核查。加大监管力度，对企业和个人的违法失信行为予以公开，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。
28、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。按照国家要求取消、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。除法律法规有明确规定的外，任何电力企业不得对其他公民和法人设定接入电网和输配电服务方面的附加条件，确保电网对发电企业、售电主体和用户无歧视开放。
四、组织实施
(一)加强组织领导。
成立陕西省电力体制改革领导小组，由省政府分管领导任组长，省发展改革委(省能源局、省物价局)、国家能源局西北监管局、省工业和信息化厅、省财政厅、省环境保护厅、省水利厅、省国资委、省政府法制办、国家电网陕西省电力公司、陕西省地方电力(集团)有限公司等部门的主要负责人为成员。领导小组主要负责认真贯彻落实中发〔2015〕9号文件精神，全面统筹协调推进陕西省电力体制综合改革工作，研究确定组织实施方案和措施，协调解决电力发展、结构转型、产业升级的重点难点问题。领导小组办公室设在省发展改革委，办公室主任由省发展改革委主任兼任。
(二)规范推进试点。
坚持正确的改革方向，积极稳妥推进各类试点。坚持市场定价、平等竞争、节能减排的原则，结合我省实际，制订专项试点实施方案，报国家发展改革委、国家能源局批复后组织实施。试点过程中要建立问题发现和纠错机制，灵活应对试点工作中出现的新情况、新问题，切实防范风险，保证电网安全。
(三)营造改革氛围。
加强与新闻媒体的沟通协调，加大对电力体制改革的宣传报道力度，在社会上形成推进电力体制改革的浓厚氛围，加强改革工作的沟通协调，充分调动各方积极性，凝聚共识，形成工作合力。
>
>
