（一）有序推進電價改革，理順電價形成機制

1．單獨核定輸配電價。政府定價的范圍主要限定在重要公用亭業、公益性服務和網絡型自然壟斷環節。政府主要核定輸配電價，并向社會公布，接受社會監督。輸配電價逐步過渡到按“準許成本加合理收益”原則，分電壓等級核定。用戶或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費用。

2．分步實現公益性以外的發售電價格由市場形成。放開競爭性環節電力價格，把輸配電價與發售電價在形成機制上分開。合理確定生物質能發電補貼標準。參與電力市場交易的發電企業上網電價由用戶或售電主體與發電企業通過協商、市場競價等方式自主確定。參與電力市場交易的用戶購電價格由市場交易價格、輸配電價（含線損）、政府性基金三部分組成。其他沒有參與直接交易和競價交易的上網電量，以及居民、農業、重要公用事業和公益性服務等用電，繼續執行政府定價。

3．妥善處理電價交叉補貼。結合電價改革進程，配套改革不同種類電價之間的交叉補貼。過渡期間，由電網企業申報現有各類用戶電價間交叉補貼數額，通過輸配電價回收。

4．規范市場主體準入標準。按嚴接入電壓等級、能耗水平、排放水平、產業政策以及區域差別化政策等確定并公布可參與直接交易的發電企業、售電主體和用戶準入標準。按電壓等級分期分批放開用戶參與直接交易。參與直接交易企業的單位能耗、環保排放均應達到國家標準，不符合國家產業政策以及產品和工藝屬于淘汰類的企業不得參與直接交易。進一步完警和創新制度，支持節能環保高效特別是超低排放機組通過直接交易和科學調度多發電。準入標準確定后，省級政府按年度公布當地符合標準的發電企業和售電主體目錄，對用戶目錄實施動態監管，進入目錄的發電企業、售電主體和用戶可自愿到交易機構注冊成為市場交易主體。

5．引導市場主體開展多方直接交易。有序探索對符合準入標準的發電企業、售電主體和用戶賦予自主選擇權，確定交易對象、電量和價格，按國家規定的輸配電價向電網企業支付相應的過網費，直接洽談合同，實現多方直接交易，短期和即時交易通過調度和交易機構實現，為工商企業等各類用戶提供更加經濟、優質的電力保障。

6．鼓勵建立長期穩定的交易機制。構建體現市場主體意愿、長期穩定的雙邊市場模式，任何部門和單位不得干預市場主體的合法交易行為。直接交易雙方通過自主協商決定交易事項，依法依規簽訂電網企業參與的三方合同。鼓勵用戶與發電企業之間簽訂長期穩定的合同，建立并完善實現合同調整及偏差電量處理的交易平衡機制。

7．建立輔助服務分擔共享新機制。適應電網調峰、調頗、調壓和用戶可中斷負荷等輔助服務的新要求，完善并網發電企業輔助服務考核機制和補償機制。根據電網可靠性和服務質圣，按照誰受益、誰承擔的原則，建立用戶參與的輔助服務分擔共享機制。用戶可以結合自身負荷特性，自愿選擇與發電企業或電網企業簽訂保供電協議、可中斷負荷協議等合同，約定各自的輔助服務權利與義務，承擔必要的輔助服務費用，或按照貢獻獲得相應的經濟補償.

8．完善跨省跨區電力市場交易機制。按照國家能源戰略和經濟、節能、環保、安全的原則，采取中長期交易為主、臨時交易為補充的交易模式，推進跨省跨區電力市場化交易，促進電力資源在更大范圍優化配置。鼓勵具備條件的區域在政府指導下建立規范的跨省跨區電力市場交易機制，促使電力富余地區更好地向缺電地區輸送電力，充分發揮市場配置資源、調劑余缺的作用.積極開展跨省跨區輔助服務交易。待條件成熟時，探索開展電力期貨和電力場外衍生品交易，為發電企業、售電主體和用戶提供遠期價格墓準和風險管理手段。

9．遵循市場經濟規律和電力技術特性定位電網企業功能。改變電網企業集電力輸送、電力統購統銷、調度交易為一體的狀況，電網企業主要從事電網投資運行、電力傳輸配送，負責電網系統安全，保障電網公平無歧視開放，按國家規定展行電力普遍服務義務。繼續完善主輔分離。

10.改革和規范電網企業運營模式。電網企業不再以上網和銷售電價價差作為主要收入來源，按照政府核定的輸配電價收取過網費。確保電網企業穩定的收入來源和收益水平。規范電網企業投資和資產管理行為。

11．組建和規范運行電力交易機構。將原來由電網企業承擔的交易業務與其他業務分開，實現交易機構相對獨立運行。電力交易機構按照政府批準的章程和規則為電力市場交易提供服務。相關政府部門依據職責對電力交易機構實施有效監管。

12．完善電力交.易機構的市場功能。電力交易機構主要負責市場交易平臺的建設、運營和管理，負責市場交易組織，提供結算依據和服務，匯總用戶與發電企業自主簽訂的雙邊合同，負責市場主體注冊和相應管理，披露和發布市場信息等。